逆变器屏幕没有显示
关于华为逆变器故障处理及日常维护的分析
关于华为逆变器故障处理及日常维护的分析日常维护篇一、设备升级第一步、登录华为SmartLogger2000管理服务器通讯系统。
第二步、点击软件中横向状态栏维护按键。
第三步、点击竖向状态栏固件升级按键。
第四步、点击上传升级包（升级包根据华为客服获取）本站有后缀为PC109、PC128、PC130升级包。
第五步、选择需要升级的单台逆变器及全部逆变器都可以。
二、设备添加（更换整台设备或通讯板）第一步、登录华为SmartLogger2000管理服务器通讯系统。
第二步、点击软件中横向状态栏维护按键。
第三步、点击竖向状态栏设备管理里的设备接入按键。
第四步、首先记录故障设备编号，在需要移除原始故障设备。
第五步、点击自动搜索端口地址(1-100)，获取新的逆变器编号后，检查SN码是否正确。
第六步、点击竖向状态栏设备管理里的设备列表按键进行更改名称。
（有时会自动同步到FusionSolar监控系统，就无需以下操作）第七步、登录FusionSolar监控系统第八步、找到故障设备位置，记录所属区域。
第九步、点击电站数字化系统。
第十步、找到故障设备位置后，右键解除绑定或重新智能关联新设备即可。
检修篇一、非告警故障处理类1、故障现象：LCD及LED灯不显示、闪烁等。
检查过程：首先检查监控板是否未供电正常，检查组串输入是否接反，判断监控板是否损坏。
处理意见：如果影响设备正常运行，建议更换整机，如果不影响设备正常运行，建议更换监控模块即可，然后后台重新组网配置。
2、故障现象：后台显示逆变器一直“光照检测”无法并网。
检查过程：首先检查直流供电是否异常；检查逆变器内部检测信号通道是否故障；判断逆变器内部直流回路硬件是否有明显故障。
处理意见：测量逆变器直流输入端，每条支路测量，恢复故障支路；如确认硬件明细故障，需更换整个电路板，然后后台重新组网配置。
3、故障现象：U盘不识别，无法升级和导日志检查过程：检查U盘与逆变器是否兼容；检查机器内部USB线没有插紧；检查逆变器内部硬件问题。
逆变器常见故障及处理方法
逆变器常见故障及处理方法逆变器是太阳能发电系统中的重要组成部分，它能将太阳能电池板所产生的直流电转换为交流电，供给家庭或工业用电。
然而，逆变器在使用过程中可能会出现各种故障，影响发电效率和使用寿命。
下面将介绍逆变器常见的故障及处理方法，希望能帮助您更好地维护和管理太阳能发电系统。
1. 过载故障。
过载故障是逆变器常见的故障之一，通常是由于负载过大或者短路引起的。
当逆变器出现过载故障时，首先需要检查负载是否超出逆变器的额定容量，如果是，则需要卸载部分负载；如果不是，则需要检查负载线路是否存在短路情况，及时排除短路故障。
2. 过压故障。
逆变器在运行过程中，可能会由于外部电网电压过高而引起过压故障。
此时，需要及时检查电网电压情况，如果电压确实过高，需要及时通知电力部门进行处理，以免对逆变器产生损坏。
3. 过温故障。
逆变器在工作过程中会产生一定的热量，如果散热不良或者环境温度过高，就容易导致逆变器过温故障。
处理方法是及时清理逆变器周围的杂物，保持通风良好，或者在高温天气时增加逆变器的散热设备，以保证逆变器的正常工作。
4. 地故障。
地故障是逆变器运行过程中的一种常见故障，通常是由于接地线路不良或者接地电阻过大引起的。
当逆变器出现地故障时，需要检查接地线路是否连接良好，及时清理接地电极周围的杂物，以确保逆变器的接地条件良好。
5. 绝缘故障。
绝缘故障是指逆变器内部元件之间或者元件与外壳之间的绝缘电阻不足，导致电气绝缘性能下降。
当逆变器出现绝缘故障时，需要及时进行绝缘电阻测试，找出故障点并进行修复，以确保逆变器的安全运行。
总结：逆变器作为太阳能发电系统的核心设备，其正常运行对于太阳能发电系统的发电效率和使用寿命至关重要。
因此，我们在日常使用中需要及时发现和处理逆变器的各种故障，保证逆变器的正常运行。
希望上述逆变器常见故障及处理方法能够帮助您更好地维护和管理太阳能发电系统。
逆变器故障的维修方法
KND- 口型逆变器故障的维修方法1、报“ 00”，但显示“逆变故障”A :量三相输出均正常，打开逆变器前箱量3 0 1或3 0 3对地为110V,换ERR1或ERR2电磁继电器。
B:量三相输出均正常，逆变器上传3 0 1或3 0 3对地为0,建议车辆段或车辆厂找综合控制柜厂家。
C:量三相输出均正常，但综合柜显示电压不正常，建议车辆段或车辆厂找综合柜厂家换电压传感器。
D:量三相输出，有一或二相偏高，查空载运行是否正常，如正常，检查负载。
如仍不正常，打开相应单元散热器后箱，检查输出滤波电容是否有膨胀或漏液现象，有则更换电容。
E:逆变器无输出，打开相应单元散热器看控制板灯判断故障，换上测试片，通110V 测试，量负偏、脉冲是否正常，如有某一路或几路不正常，换驱动板或相应的IGET，换好后用测试片测试正常后，再通6 0 0 V。
2、逆变器正常运行，显示“ 00”逆变正常，但实际测量三相电压都偏高或偏低A:换相应单元的输出电压传感器V 2 0 4或V212。
E:换相应单元的控制板。
3、逆变器正常工作，但显示“逆变停止”A:打开逆变器前箱量2 0 1或2 0 3对地为0，换NOR1或NOR2电磁继电器。
B:逆变器上传2 0 1或2 0 3对地为11 0V, 建议车辆段或车辆厂找综合控制柜厂家。
4、报“ 01”，输入过压A:检查线路，看输入电压传感器（V2 0 1、V 2 0 9 ）或中间电压传感器（V 2 0 2、V21 0）线。
B:更换相应单元输入电压传感器（V201、V209）。
C:更换相应单元中间电压传感器（V202、V210）。
D:更换相应单元的控制板。
5、报“ 02”，输入欠压，逆变器不工作A:检查综合控制柜上600V空开Q1、Q2、Q3、电源按钮是否合上，如全部合上，看综合控制柜最下端的接触器KM1 或KM2 是否有一个吸合，如都没有吸合，建议车辆段或车辆厂找综合控制柜厂家。
B:打开逆变器前箱，测量输入二极管是否正常，如烧断，则更换输入二极管。
逆变器常见故障及处理方法
逆变器常见故障及处理方法逆变器是太阳能发电系统中的重要组成部分，它能将太阳能电池板所产生的直流电转换为交流电，以供家庭或工业用电。
然而，由于长期使用或其他原因，逆变器常常会出现一些故障。
本文将介绍逆变器常见的故障及处理方法，希望能帮助大家更好地维护和使用逆变器。
1. 过载故障。
过载故障是逆变器运行中常见的问题，通常是由于负载超出逆变器额定容量造成的。
当逆变器过载时，会发出警报并停止工作。
处理方法是先断开负载，然后重启逆变器，逐步接入负载，确保不超出额定容量。
2. 温度过高故障。
逆变器在高温环境下运行，会出现温度过高故障，这可能会损坏逆变器内部元件。
处理方法是及时清洁逆变器周围的灰尘和杂物，保持通风良好，确保逆变器在适宜的温度范围内运行。
3. 短路故障。
逆变器输出端发生短路故障时，会导致逆变器停止工作，甚至损坏逆变器。
处理方法是及时检查逆变器输出端和负载端的连接是否松动或短路，排除故障后重新启动逆变器。
4. 电压异常故障。
逆变器在运行中，如果检测到电网电压异常，会停止工作以保护逆变器和负载。
处理方法是检查电网电压是否正常，若异常则需及时联系电力部门进行处理。
5. 绝缘故障。
逆变器绝缘故障会导致电路短路、漏电等问题，严重时可能引发火灾。
处理方法是定期检查逆变器内部的绝缘情况，确保绝缘良好，避免发生故障。
6. 光伏板故障。
逆变器接入的光伏板出现故障时，会影响逆变器的正常工作。
处理方法是定期检查光伏板的连接情况和工作状态，确保光伏板正常运行。
7. 通讯故障。
逆变器与监控系统通讯故障时，无法实现远程监控和管理。
处理方法是检查通讯线路和设置，确保通讯正常。
总结。
逆变器作为太阳能发电系统中的核心设备，其正常运行对系统的发电效率和安全性至关重要。
因此，及时发现并处理逆变器的故障非常重要。
希望本文介绍的逆变器常见故障及处理方法能为大家在使用和维护逆变器时提供帮助，确保太阳能发电系统的稳定运行。
光伏电站专业运维手册
1、概况由于光伏电站不同的运行环境，为了能够使光伏发电系统更安全、更稳定的运行，提高发电效率，增加用户收益，特编制本运维手册，以便于有一定专业知识人员在条件允许的情况下对电站进行适当维护。
2、设备责任制度设备责任制度以逆变器为单元划分方阵设备，幵将方阵设备责任划分到个人，由每人负责一片区域的方阵设备，确保其负责的设备正常运行。
1 片区负责人应主导负责片区巡视、消缺工作，其他运维人员配合；2 片区负责人应对片区内设备现场发现的问题及时汇报值长；3、日常巡检计划及维护规则3.1日常巡检计划3.1.1巡回检查制度巡回检查是保证设备正常运行、减少设备故障的必要工作，因此光伏电站应落实巡回检查制度。
环消缺制度如右图所示：3.1.3巡检专业工具1、光伏组件应定期检查，不应出现以下情况：1）光伏组件存在玻璃破碎、背板灼焦、明显的颜色变化（热斑现象）；2）光伏组件中存在与组件边缘或任何电路之间形成连通通道的气泡；3）光伏组件接线盒变形、扭曲、开裂或烧毁，接线端子无法良好连接。
2、光伏组件上的带电警告标识不得丢失。
3、使用金属边框的光伏组件，边框和支架应结合良好。
4、使用金属边框的光伏组件，边框必须牢固接地，边框或支架对地电阻应不大于4Ω。
5、对于接入分布式光伏运维云服务平台的电站，组件可通过在线巡检，实时监控组件运行状态，在发现组件故障后配合现场检修。
对于未接入平台的电站，组件巡检周期一般为1个月，一次巡检组件数量不低于1/4。
3.2.1.2非电气部分1、光伏系统应与建筑主体结构连接牢固，在台风、暴雨等恶劣的自然天气过后应普查光伏方阵的方位角及倾角，使其符合设计要求。
2、光伏方阵整体不应有变形、错位、松动。
3、用于固定光伏方阵的植筋或后置螺栓不应松动；采取预制基座安装的光伏方阵，预制基座应放置平稳、整齐，位置不得移动。
4、光伏方阵的主要受力构件、连接构件和连接螺栓不应损坏、松动，焊缝不应开焊，金属材料的防锈涂膜应完整。
24伏逆变器的维修方法
24伏逆变器的维修方法
当24伏逆变器发生故障时，可以尝试以下维修方法：
1. 检查电源连接：确保逆变器与电源线连接牢固，排除电源线接触不良或松动的可能性。
2. 检查输入电压：确认输入电压是否达到逆变器的要求，如果输入电压过高或过低，可能会导致逆变器不正常工作。
3. 检查保险丝：检查逆变器内部的保险丝是否熔断，如有需要，更换新的保险丝。
4. 检查散热系统：确保逆变器散热系统正常工作，检查散热风扇是否工作正常，清除可能堵塞的灰尘或杂物。
5. 检查输出负载：检查逆变器的输出负载是否正常，如果过载可能会导致逆变器停止工作或保护。
6. 重启逆变器：有些故障可能只是临时的，尝试将逆变器断电并重新开启，以重置逆变器。
如果以上维修方法无效，建议联系专业的维修人员进行维修或更换逆变器。
请注
意，在进行任何维修操作之前，请确保按照逆变器的操作手册和安全指南进行操作，并注意安全。
太阳能光伏逆变器维修手册
太阳能光伏逆变器维修手册
太阳能光伏逆变器是太阳能发电系统中的重要组件，其主要功能是
将太阳能电池板所产生的直流电转换为交流电以供家庭或工业用电。
在日常使用中，由于各种原因，光伏逆变器有可能会出现故障，因此
及时有效的维修至关重要。
本手册将介绍太阳能光伏逆变器的常见故
障及相应的维修方法，希望对使用者在遇到问题时能提供一定的帮助。
一、光伏逆变器无电输出
1. 检查光伏逆变器的输入端是否连接正常，电缆是否破损或松动。
2. 检查太阳能电池板是否正常发电，是否有阴影覆盖导致光照不足。
3. 检查逆变器内部是否存在故障，如变压器或电路板损坏。
二、光伏逆变器输出电压波动大
1. 检查光伏逆变器的输出端连接是否紧固，电缆是否受潮或老化。
2. 检查逆变器内部电容器是否损坏，导致电压波动过大。
3. 调节逆变器的输出电压参数，使其处于正常范围内。
三、光伏逆变器发出异常噪音
1. 检查逆变器内部风扇是否受阻，需要清洁或更换。
2. 检查逆变器的输出变压器是否存在问题，可能需要重新固定或更换。
四、光伏逆变器无法启动
1. 检查逆变器的开关是否正常，是否接通电源。
2. 检查逆变器内部是否存在故障，如电路板烧坏或元件损坏。
以上是太阳能光伏逆变器常见故障及维修方法的介绍，使用者在遇到问题时可根据实际情况进行排查和处理。
如若遇到复杂故障或无法解决，建议及时联系厂家或专业维修人员进行处理，以确保太阳能发电系统的正常运行，提高发电效率，保障用电安全。
希望本手册能为广大太阳能光伏逆变器用户提供一定的参考价值。
光伏电站常见故障以及解决方法
第一章影响光伏电站发电量的因素光伏电站发电量计算方法，理论年发电量=年平均太阳辐射总量*电池总面积*光电转换效率。
但由于各种因素的影响，光伏电站发电量实际上并没有那么多，实际年发电量=理论年发电量*实际发电效率。
那么影响光伏电站发电量有哪些因素?以下是我结合日常的设计以及施工经验，给大家讲一讲分布式电站发电量的一些基础常识。
1.1、太阳辐射量太阳能电池组件是将太阳能转化为电能的装置，光照辐射强度直接影响着发电量。
各地区的太阳能辐射量数据可以通过NASA气象资料查询网站获取，也可以借助光伏设计软件例如PV-SYS、RETScreen得到。
1.2、太阳能电池组件的倾斜角度从气象站得到的资料，一般为水平面上的太阳辐射量，换算成光伏阵列倾斜面的辐射量，才能进行光伏系统发电量的计算。
最佳倾角与项目所在地的纬度有关。
大致经验值如下：A、纬度0°～25°，倾斜角等于纬度B、纬度26°～40°，倾角等于纬度加5°～10°C、纬度41°～55°，倾角等于纬度加10°～15°1.3、系统损失和所有产品一样，光伏电站在长达25年的寿命周期中，组件效率、电气元件性能会逐步降低，发电量随之逐年递减。
除去这些自然老化的因素之外，还有组件、逆变器的质量问题，线路布局、灰尘、串并联损失、线缆损失等多种因素。
一般光伏电站的财务模型中，系统发电量三年递减约5%，20年后发电量递减到80%。
1.3.1组合损失凡是串联就会由于组件的电流差异造成电流损失;并联就会由于组件的电压差异造成电压损失;而组合损失可达到8%以上，中国工程建设标准化协会标准规定小于10%。
因此为了减低组合损失，应注意：1)应该在电站安装前严格挑选电流一致的组件串联。
2)组件的衰减特性尽可能一致。
1.3.2灰尘遮挡在所有影响光伏电站整体发电能力的各种因素中，灰尘是第一大杀手。
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1、逆变器屏幕没有显示故障分析：没有直流输入，逆变器LCD是由直流供电的。
可能原因：（1）组件电压不够。
逆变器工作电压是100V到500V，低于100V时，逆变器不工作。
组件电压和太阳能辐照度有关。
（2）PV输入端子接反，PV端子有正负两极，要互相对应，不能和别的组串接反。
（3）直流开关没有合上。
（4）组件串联时，某一个接头没有接好。
（5）有一组件短路，造成其它组串也不能工作。
解决办法：用万用表电压档测量逆变器直流输入电压。
电压正常时，总电压是各组件电压之和。
如果没有电压，依次检测直流开关，接线端子，电缆接头，组件等是否正常。
如果有多路组件，要分开单独接入测试。
如果逆变器是使用一段时间，没有发现原因，则是逆变器硬件电路发生故障，需要联系售后。
2、逆变器不并网故障分析：逆变器和电网没有连接。
可能原因：（1）交流开关没有合上。
（2）逆变器交流输出端子没有接上。
（3）接线时，把逆变器输出接线端子上排松动了。
解决办法：用万用表电压档测量逆变器交流输出电压，在正常情况下，输出端子应该有220V或者380V电压，如果没有，依次检测接线端子是否有松动，交流开关是否闭合，漏电保护开关是否断开。
3、PV过压故障分析：直流电压过高报警。
可能原因：组件串联数量过多，造成电压超过逆变器的电压。
解决办法：因为组件的温度特性，温度越低，电压越高。
单相组串式逆变器输入电压范围是100-500V，建议组串后电压在350-400V之间，三相组串式逆变器输入电压范围是250-800V，建议组串后电压在600-650V之间。
在这个电压区间，逆变器效率较高，早晚辐照度低时也可发电，但又不至于电压超出逆变器电压上限，引起报警而停机。
4、隔离故障故障分析：光伏系统对地绝缘电阻小于2兆欧。
可能原因：太阳能组件，接线盒，直流电缆，逆变器，交流电缆，接线端子等地方有电线对地短路或者绝缘层破坏。
PV接线端子和交流接线外壳松动，导致进水。
解决办法：断开电网，逆变器，依次检查各部件电线对地的电阻，找出问题点，并更换。
5、漏电流故障故障分析：漏电流太大。
解决办法：取下PV阵列输入端，然后检查外围的AC电网。
直流端和交流端全部断开，让逆变器停电30分钟以上，如果自己能恢复就继续使用，如果不能恢复，联系售后技术工程师。
6、电网错误光伏电站运维出现的故障以及解决方法2、故障分析：电网电压和频率过低或者过高。
解决办法：用万用表测量电网电压和频率，如果超出了，等待电网恢复正常。
如果电网正常，则是逆变器检测电路板发电故障，请把直流端和交流端全部断开，让逆变器停电30分钟以上，如果自己能恢复就继续使用，如果不能恢复，就联系售后技术工程师。
7、逆变器硬件故障分为可恢复故障和不可恢复故障。
故障分析：逆变器电路板，检测电路，功率回路，通讯回路等电路有故障。
解决办法：逆变器出现上述硬件故障，请把直流端和交流端全部断开，让逆变器停电30分钟以上，如果自己能恢复就继续使用，如果不能恢复，就联系售后技术工程师。
8、系统输出功率偏小达不到理想的输出功率。
可能原因：影响光伏电站输出功率因素很多，包括太阳辐射量，太阳电池组件的倾斜角度，灰尘和阴影阻挡，组件的温度特性等。
因系统配置安装不当造成系统功率偏小。
常见解决办法有：（1）在安装前，检测每一块组件的功率是否足够。
（2）调整组件的安装角度和朝向。
（3）检查组件是否有阴影和灰尘。
（4）检测组件串联后电压是否在电压范围内，电压过低系统效率会降低。
（5）多路组串安装前，先检查各路组串的开路电压，相差不超过5V，如果发现电压不对，要检查线路和接头。
（6）安装时，可以分批接入，每一组接入时，记录每一组的功率，组串之间功率相差不超过2%。
（7）安装地方通风不畅通，逆变器热量没有及时散播出去，或者直接在阳光下曝露，造成逆变器温度过高。
（8）逆变器有双路MPPT接入，每一路输入功率只有总功率的50%。
原则上每一路设计安装功率应该相等，如果只接在一路MPPT端子上，输出功率会减半。
（9）电缆接头接触不良，电缆过长，线径过细，有电压损耗，最后造成功率损耗。
（10）光伏电站并网交流开关容量过小，达不到逆变器输出要求。
9、交流侧过压电网阻抗过大，光伏发电用户侧消化不了，输送出去时又因阻抗过大，造成逆变器输出侧电压过高，引起逆变器保护关机，或者降额运行。
常见解决办法有：（1）加大输出电缆，因为电缆越粗，阻抗越低。
（2）逆变器靠近并网点，电缆越短，阻抗越低。
光伏组件是光伏系统中的发电设备，长期在室外恶劣环境中带电工作，这使光伏组件的电学性能和外观受气候条件影响非常大。
为了确保光伏组件正常稳定高效的运行，必须将光伏组件的运维列为光伏电站运维的重中之重。
目前光伏电站普遍采取了组件清洗的方式，然而仅仅是组件清洗并不能解决组件所存在的其他问题，如今日主题：短板效应。
短板效应是指组串的发电总功率不是取决于组串里最好的组件，而是取决于组串里最差的组件，即劣势决定优势。
HT经过大量的数据分析（包含权威检测机构提供的数据),发现在由20块组件组成的组串里，由于其中一块组件的功率下降，导致整个组串的总功率下降了10%，损失之大可想而知！对于如上所述的组串需对组件逐个进行I-V测试，一步步找出不合格的组件。
这对电站运维来说工作量是非常大的，因此HT提出以下建议：1、工程安装阶段对进场的组件测试抽检，确保组件未在运输及搬运等过程中造成损坏，并尽量在同一组串中安装同品牌同批次组件。
2、发现阵列或组串功率下降时，先进行热斑测试，优先找出不合格组件。
3、选用测试准确，轻便易安装拆卸的I-V曲线测试仪。
4、培养技术娴熟的现场运维人员。
HT推出的便携式I-V曲线测试仪，测试精准可靠，现场连线简单，体积小重量轻方便携带，非常适合光伏电站现场运维，受到广大检测机构，研究院及光伏电站业主的青睐。
光伏电站日常维护7大要点1、组件和支架的维护（1）光伏组件表面应保持清洁，应使用干燥或潮湿的柔软洁净的布料擦拭光伏组件，严禁使用腐蚀性溶剂或硬物擦拭光伏组件。
应在辐照度低于200W/㎡的情况下清洁光伏组件，不宜使用与组件温差较大的液体清洗组件。
（2）光伏组件应定期检查，若发现下列问题应立即调整或更换光伏组件。
——光伏组件存在玻璃粉碎、背板灼焦、明显的颜色变化；——光伏组件中存在与组件边缘或任何电路之间形成连通通道的气泡；——光伏组件接线盒变形、扭曲、开裂或烧毁，接线端子无法良好接触。
（3）光伏组件上的带电警告标识不得丢失。
（4）使用金属边框的光伏组件，边框和支架应结合良好，两者之间接触电阻不大于4Ω，边框必须牢固接地。
（5）在无阴影遮挡条件下工作时，在太阳辐照度为500W/㎡以上，风速不大于2m/s的条件下，同一光伏组件外表面（电池正上方区域）温度差异应小于20℃。
装机容量大于50kWp的光伏电站，应配备红外线热像仪，检测光伏组件外表面温度差异。
（6）使用直流钳型电流表在太阳辐射强度基本一致的条件下测量接入同一个直流汇流箱的各光伏组件串的输入电流，其偏差应不超过5%。
（7）支架的所有螺栓、焊缝和支架连接应牢固可靠，表面的防腐涂层不应出现开裂和脱落现象，否则应及时不刷。
2、汇流箱的维护（1）直流汇流箱不得存在变形、锈蚀、漏水、积灰现象，箱体外表面的安全警示标识应完整无破损，箱体上的防水锁启闭应灵活。
（2）直流汇流箱内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象。
（3）直流汇流箱内的高压直流熔丝的规格应符合设计规定。
（4）直流输出母线的正极对地、负极对地的绝缘电阻应大于2兆欧。
（5）直流输出母线端配备的直流断路器，其分断功能应灵活、可靠。
（6）直流汇流箱内防雷器应有效。
3、直流配电柜的维护（1）直流配电柜不得存在变形、锈蚀、漏水、积灰现象，箱体外表面的安全警示标识应完整无破损，箱体上的防水锁开启应灵活。
（2）直流配电柜内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象。
（3）直流输出母线的正极对地、负极对地的绝缘电阻应大于2兆欧。
（4）直流配电柜的直流输入接口与汇流箱的连接应稳定可靠。
（5）直流配电柜的直流输出与并网主机直流输入处的连接应稳定可靠。
（6）直流配电柜的直流断路器动作应灵活，性能应稳定可靠。
（7）直流母线输出侧配置的防雷器应有效。
4、逆变器的维护（1）逆变器结构和电气连接应保持完整，不应存在锈蚀、积灰等现象，散热环境应良好，逆变器运行时不应有较大振动和异常噪声。
（2）逆变器上的警示标识应完整无破损。
（3）逆变器中模块、电抗器、变压器的散热风扇根据温度自行启动和停止的功能应正常，散热风扇运行时不应有较大振动及异常噪音，如有异常情况应断电检查。
（4）定期将交流输出侧（网侧）断路器断开一次，逆变器应立即停止向电网馈电。
（5）逆变器中直流母线电容温度过高或超过使用年限，应及时更换。
5、交流配电柜的维护（1）确保配电柜的金属架与基础型钢应用镀锌螺栓完好连接，且防松零件齐全。
（2）配电柜标明被控设备编号、名称或操作位置的标识器件应完整，编号应清晰、工整。
（3）母线接头应连接紧密，无变形，无放电变黑痕迹，绝缘无松动和损坏，紧固联接螺栓无生锈。
（4）手车、抽出式成套配电柜推拉应灵活，无卡阻碰撞现象，动静头与静触头的中心线应一致，且触头接触紧密。
（5）配电柜中开关、主触点无烧熔痕迹，灭弧罩无烧黑和损坏，紧固各接线螺丝，清洁柜内灰尘。
（6）把各分开关柜从抽屉中取出，紧固各接线端子。
检查电流互感器、电流表、电度表的安装和接线，手柄操作机构应灵活可靠性，紧固断路器进出线，清洁开关柜内和配电柜后面引出线处的灰尘。
（7）低压电器发热物件散热应良好，切换压板应解除良好，信号回路的信号灯、按钮、光字牌、电铃、电筒、事故电钟等动作和信号显示应准确。
（8）检验柜、屏、台、箱、盘间线路的线间和线对地间绝缘电阻值，馈电线路必须大于0.5MΩ，二次回路必须大于1MΩ。
6、变压器维护（1）变压器的温度计应完好，油温应正常，储油柜的油位应与环境温度相对应，各部位无渗、漏油。
每台变压器负荷大小、冷却条件及季节可能不同，运行中的变压器不能单纯以上层油温不超过允许值为依据，还应根据以往运行经验及在上述情况下与上次的油温比较。
（2）套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其他异常现象，油质应为透明、微带黄色，由此可判断油质的好坏。
油面应符合周围温度的标准线，如油面过低应检查变压器是否漏油等。
油面过高应检查冷却装置的使用情况，是否有内部故障。
（3）变压器音响应正常，正常运行时一般有均匀的嗡嗡电磁声。
如声音有所异常，应细心检查，作出正确判断，并立即进行处理。
（4）变压器引线应无断股，接头应无过热变色或示温片熔化（变色）现象，呼吸器应完好，矽胶变色程度不应超过3/4。
（5）有励磁调压分接开关的分接位置及电源指示应正常，瓦斯继电器内应无气体，变压器外壳接地、铁芯接地应完好等。