问题一、 逆变器屏幕无显示

正常情况下，逆变器接入直流电，打开直流开关后，等待数秒钟，逆变器显示屏和指示灯点亮，显示逆变器型号或初始化信息。

逆变器开机页面实例

状态指示灯说明

逆变器屏幕无显示常见原因与处理方法如下： 

1、 原因：直流开关没有闭合。

处理方法：检查逆变器的直流开关是否处于“ON”位置，如果不是则将开

关打到“ON”。 

注意：不同功率段的逆变器直流开关的安装位置不同。

逆变器直流开关

2、原因：PV输入端子正负极接反，光伏组件的正极接逆变器输入负极、负极接 逆变器输入正极。 

处理方法：万用表打到直流电压档，红色表笔接组串正极（公头），黑色表笔接 组串负极（母头），测量组串输出电压，如果测量出的输出电压值为正，则组串 正、负极正确；如果测量出的输出电压值为负，则组串正、负极错误。

检测PV输入正、负极示意图

3、原因：直流输入电压过低，当组串输出电压低于逆变器最小输入电压时，逆 变器屏幕无显示。 

确定方法：使用万用表，测量光伏组串的输出电压，确定电压是否达到逆变器的 最小输入电压。

直流输入电压过低的常见原因：

a. 太阳能电池组件串联数量太少；

b. 直流线缆连接器连接不良；

c. 组串中有组件反接；

d. 太阳光照强度太弱；

直流输入电压过低的常见原因及解决措施：

太阳能电池组件串联数量太少；

太阳能电池组件串联后，组串开路电压应 远大于逆变器最小输入电压；如果串联的组件太少，组串开路电压过低，会导致 逆变器屏幕无显示。

解决措施：增加串联太阳能电池板数量。

b. 直流线缆连接器连接不良；

当组串输入回路中出现断路，电缆与接线端子 脱离，公母接线端子松脱等现象时会导致组串输出电压不稳或为0，导致逆变器 屏幕无显示。

解决措施：排查光伏组件的各接线端子的连接情况，查找问题端子。

直流输入电压过低的常见原因及解决措施：

c. 组串中有组件反接；

同一组串中，前一块组件的负极（正极）与后一块组件的正极（负极）连 接，最后引出一对正负极接线端子，组串的开路电 压理论值等于各组件的开路电压之和；如果光照条件较好，组串开路电压低于理论值，且线缆与接线 端子连接正常，则可能组串中有组件反接。

解决措施：找出被反接的组件，并重新接线。

d. 太阳光照强度太弱；

当太阳光照强度很弱时，组串输出电压过低，会导致逆变器屏幕无显示。

解决措施：等待光照变强。

问题二、 逆变器报电网丢失故障

当逆变器检测不到到交流侧的电压或者检测到的电压值过低，逆变器报电网丢失 故障。

逆变器报电网丢失故障常见原因与处理方法如下： 

1）电网停电

判断方法：查看附近用电设备能否工作，如果用电设备不能工作则可能是电 网停电；用电笔测试并网箱电网侧进线端是否有电，如果没有电则可能是 电网停电。

解决措施：等待供电恢复。

问题二、 逆变器报电网丢失故障 逆变器报电网丢失故障常见原因与处理方法如下： 

2）电网侧线路断开

原因：从逆变器交流输出端子到并网点，如果任何一处交流线路断开，逆变器会报 电网丢失故障。

电网侧线路断开的常见原因及解决措施：

a. 断路器断开；如果选用的断路器额定电流太小，当逆变器输出电流过大时，断路 器因过热而跳开，使逆变器与电网断开，导致逆变器报电网丢失故障。

b. 过欠压保护器断开：

①、如果过欠压保护器的额定电流过小，当逆变器输出电流过大时；

②、如果电网电压超过过欠压保护器的电压保护范围；过欠压保护器会断开，切断逆变器与电网连接，导致逆变器报电网丢失故障。

解决措施：

①、检查过欠压保护器的规格是否满足要求（过欠压保护器额定电流应与断路器的额定电流相当）；

②、查找电网电压超过过欠压保护器的电压保护范围的原因，并做相应的整改。

注意：过欠压保护器推荐选用自复式。

2）电网侧线路断开

原因：从逆变器交流输出端子到并网点，如果任何一处交流线路断开，逆变器会报 电网丢失故障。

电网侧线路断开的常见原因及解决措施：

c. 交流线缆连接不良：如果交流线缆与电气元件连接不良（如螺丝未锁紧，线缆剥皮太少），交流线路断 开，逆变器检测不到电压会报并网错误（电网丢失故障）。

解决措施：检查逆变器交流输出端到并网点所有线缆的连接情况（包括逆变器交流接线端子， 并网箱内交流线缆，计量表线缆），如果有连接不良的情况，重新连接；并用万用 表测量逆变器交流接线端子电压是否正常。

问题三、 逆变器重复倒秒或者停止倒秒

正常情况下，逆变器接入直流电，打开直流开关后，等待数秒钟，逆变器显示屏 点亮，显示逆变器型号或初始化信息。

重复倒秒：直流开关闭合，交流开关合闸后,逆变器从60s开始倒秒，进入自检并网流程，倒数一段时间后，逆变器又重新开始从60s开始倒数，此现象为重复 倒秒。

重复倒秒的原因：在弱光条件下，直流输入电压偏低，处在逆变器启动电压附近，开始 并网后直流输入电压被拉低，且低于启动电压，逆变器停止并网，并出现重复倒秒/并网的 现象。另外，Sununo Plus 系列逆变器发生继电器故障时也会导致重复倒秒。

解决措施：查看逆变器直流输入电压，如果电压值接近启动电压，是因为光照太 弱，属正常情况，等待光照变强；如果直流输入电压远高于启动电压则逆变器本 身故障，需更换逆变器；如果光照较强，直流输入电压远超启动电压，逆变器报 继电器故障并重复倒秒则按继电器故障处理步骤处理。

停止倒秒：直流开关闭合，交流开关合闸后，逆变器屏幕显示倒数数字停在60s的现象为停止倒秒。

停止倒秒的原因：A、当光照较弱时，直流输入电压大于启动电压，逆变器开始倒秒，进入并网进程，但是直流输入功率不足，逆变器会停止倒秒，逆变器停留在倒数60秒处。B、当光照较好时，直流输入电压大于启动电压，逆变器开始倒秒，进入并网进程，并进行升压，如果升压电路异常，升压失败，逆变器会停止倒秒，停留在倒数60秒处。

解决措施：A、等待光照变强；B、更换逆变器。

问题四、 逆变器报继电器故障 

当光伏发电系统出现故障时，逆变器必须通过继电器主动将电网与逆变器主回路隔离。逆变器报继电器故障的常见原因与处理方法如下：

（1）原因：逆变器误报故障。

处理措施：重启逆变器几次。断开逆变器交流、直流，等待5分钟，再闭合直流、交流， 看是否还报此故障；重复几次。

（2）原因：交流侧相线对地短路。

处理措施：测量相线对地电压。用万用表测量相线对地线电压，如果电压低于100V， 可判断为相线对地短路，可临时将地线拆掉，使逆变器继续工作，后续再查找交流线 缆破损点或相线接地点，进行更换线缆或重新接线等整改。

问题五、 逆变器报组件对地绝缘故障（ISO）

 逆变器并网前自检过程中，需检测光伏组件侧PV+和PV-对地绝缘阻抗，如果阻抗值过 低，逆变器必须停止并网，并报ISO错误（组件对地绝缘故障），否则会有触电风险。逆变器报组件对地绝缘故障（ISO）的原因与处理方法如下：原因：输入逆变器的组串中有一串或几串的PV+/PV-对地阻抗值过低。处理方法：找出发生故障（PV+/PV-对地阻抗值过低）的组串、查找对应的原因并做相 应处理。

处理步骤：

（1）查找故障组串：断开交直流输入，拆下所有PV输入，测量每一路PV的正/负极对地的电压，如果正极对 地电压与负极对地电压差值超过70V即可判断该组串发生故障；如果按此方法不能找出 故障组串，则只接1路PV到逆变器，闭合交直流开关，查看逆变器是否还会报此故障；再依次操作，按每次只接入一路组串的方法，找出故障的组串。

经验：如果组串数量较多，而且接入 任一组串，逆变器都报此故障，则可 能是逆变器本身故障。

（2）找到故障组串后，做如下检查与处理：A、组件表面是否有积水，有则清除积水； 

B、组件是否有破损，有则进行更换；

C、直流线缆是否有破损并与支架连接，有则可以临时用绝缘胶带包住破损地方，后续 更换线缆； 

D、直流线缆连接头是否紧固或连接头浸水，有则紧固连接头或干燥连接头并更改走线 位置。

（3）如果经过第二步后，故障仍未排除，则使用绝缘电阻表（摇表）测量故障组串每 块组件正负极对地阻抗（至少100kΩ），找出故障的组件并更换。

注意：1、在测量绝缘电阻前，先使用万用表确认组 件正/负极对地没有短路，避免绝缘检测损坏 组件。2、在测试绝缘阻值时必须戴上绝缘手套。

3、绝缘电阻表手柄应以2转/秒的速度匀速转 动。4、测量组件正极与金属边框的绝缘阻值时红 色夹子接PV正极，黑色夹子接组件边框；测量 组件负极与金属边框的绝缘阻值时，黑色夹子 接PV负极，红色夹子接组件边框。

问题六、 逆变器报系统漏电流故障（GFCI）或漏电流检测设备故障(GFCI设备故障)

为避免触电事故，在逆变器接入交流电网，交流断路器闭合的任何情况下，逆变器 都需对过量的连续残余电流及过量残余电流的突变进行监控。当残余电流超过限值 时，逆变器必须停止发电，并与电网断开。（漏电流又称残余电流或剩余电流）

逆变器报GFCI设备故障的原因与处理方法：逆变器报GFCI设备故障的主要原因为逆变器本身故障；可以关闭交直流开关，等待5 分钟，然后闭合直流交流开关，查看是否再次出现此故障，并重复几次，如果仍然 出现此故障，联系售后人员处理。注意：如果光伏发电系统防雷措施不当，雷击会导致逆变器报GFCI设备故障。

逆变器报GFCI故障的常见原因与处理方法：逆变器报GFCI故障的主要原因一般为光伏发电系统的漏电流超过保护限值。处理步骤：

（1）断开交、直流开关，检查逆变器交流输出端地线是否牢固，交流接线是否正确、 牢固，是否露铜过多；如果发现接线错误、接线不牢固或露铜过多，则进行相应的整改。

（2）检查并网箱内地线连接是否正确、牢固，交流接线是否正确、牢固，是否露铜 过多，并网箱接地线是否正确、牢固；如果发现上述问题，则进行对应的整改。

（3）检查并网箱内浪涌保护器是否受损或有漏电现象；如果不能判断浪涌保护器受损或漏电情况，可断开浪涌保护器后再试并网。

问题七、 逆变器报交流过压故障

根据安规要求，并网逆变器必须要在规定的电网电压范围内工作，并能实时检测 且与电网电压同步，若该电压值超出安规要求范围，逆变器必须停止工作，并和电 网断开，以确保设备和操作人员安全。

逆变器报交流过压故障的常见原因与处理：

（1）安规选择不合理；查看逆变器安规是否合适，根据当地电网实际情况选择合

适的安规。

（2）电网电压过高；逆变器并网时，用万用表测量逆变器输出端的实际电压，如

果实际电压没有超过安规过压保护值，则逆变器内部故障；如果实际电压超过安规

过压保护值，则需判断逆变器交流侧电压值过高的原因。

逆变器交流侧电压过高的原因：

1）逆变器至电网并网点之间的线缆过细、过长、存在缠绕或者线缆材质不合格， 导致逆变器交流侧的电压抬升（?U增大），当交流电压超过逆变器安规设定的电压 保护范围，逆变器报电网过压故障。

a、选择合适规格线径的交流电缆并网，减少线损。

b、选择就近点并网，缩短逆变器到并网点的距离，减少线损。

交流线缆选型-线径原则：逆变器至并网点之间的交流线损不超过逆变器输出电压 的3%；交流线缆一般选用YJV型电缆。

注意：如果逆变器零线没接或者接触不良，可能会导致逆变器报交流过压故障。

逆变器交流侧电压过高的原因：

2）受光伏电站当地并网条件限制，多台单相逆变器接同一条火线，电网消纳能力

不足，导致电网电压抬升过高，逆变器报电网过压故障。

解决措施：a、选择多点并网，将多台逆变器分摊到电网的三 相上（如右图所示）。

b、 提高发电自用比例，减少电能在传输过程中的损耗。

逆变器交流侧电压过高的原因：

3）光伏系统装机容量过大，电网负载消纳能力不足，导致电网电压抬升过高，逆

变器报电网过压故障。

解决措施：

a、 提高自用比例。 

b、电网改造，涉及传输线路拓宽，以及提升变压器容量（采用专变上网的光伏发 电系统，电站装机容量与变压器容量比值为1：1；采用非专变上网的光伏发电系 统，电站装机容量为变压器容量的25-50%）。

c、可以使用储能系统存储消纳不了的电能。

逆变器内部直流分量检测电路对交流输出进行采样，并滤除交流部分，再将直流部分与设定值（额定电流×0.5%）进行比较，如果超过设定值，则逆变器报直流分 量过高故障。

逆变器报直流分量过高故障的原因与解决措施： 

a、直流输入功率突变可能会导致该故障，可以断开交直流开关，重启逆变器再试。

b、检查光伏电站附近有无大功率用电设备，如果有，可以通过更新软件进行特殊

处理，如果电站附近无大功率用电设备，则可重启逆变器几次。 

   c、如果更新软件或重启逆变器，逆变器仍然报此故障，建议更换逆变器。

问题八、 逆变器报直流分量过高故障（DCI）

逆变器内部直流分量检测电路对交流输出进行采样，并滤除交流部分，再将直流部分与设定值（额定电流×0.5%）进行比较，如果超过设定值，则逆变器报直流分 量过高故障。

逆变器报直流分量过高故障的原因与解决措施： 

a、直流输入功率突变可能会导致该故障，可以断开交直流开关，重启逆变器再试。

b、检查光伏电站附近有无大功率用电设备，如果有，可以通过更新软件进行特殊

处理，如果电站附近无大功率用电设备，则可重启逆变器几次。 

   c、如果更新软件或重启逆变器，逆变器仍然报此故障，建议更换逆变器。

问题九、 逆变器报母线电压平衡故障

故障原因：

当BUS+、BUS-电压的1/2与BUS+、BUS-中间点电压的差值超过限值。 

处理措施： 

A、检查直流端是否接地（如线缆破损，连接头浸水等），有则整改。

B、断开交流，检查交流零线接线（逆变器输出侧，交流断路器侧）接触是否良好，否则重新接线。

C、如果设备的使用年限超过2年，需要检查逆变器内部排线是否出现插接不良（

排线松脱），有则重插排线或更换排线。

问题十、 逆变器报母线电压过高或母线硬件过压故障

故障原因：

当逆变器输入的直流电压超过逆变器最大直流输入电压时，逆变器报母线电压过高或

母线硬件过压故障。处理措施：

查看逆变器显示直流输入参数，检查直流输入电压是否过高（无论何时，组串开路电 压不能超过逆变器的最大输入电压），检查组件串联数是否过多，如果是则关闭逆变器

，重新组合组串，减小组件串联数，重启逆变器，如果仍然反复报此故障，建议更换逆变器。