2022年光伏发电系统试运行管理制度

1、光伏发电系统试运行管理制度 1 目的为确保光伏发电系统在现场调试完成后，光伏发电系统的安全性、 功率特性、电能质量、利用率水平满足设计要求，并形成稳定生产能力，制定本制度。2 引用标准或参考文件 2.1 GBT 50796-2012 光伏发电工程验收规范 2.2 GB 50300 建筑工程施工质量验收统一标准 2.3 光伏发电系统技术说明书、 使用手册、操作手册、调试手册和维护手册 2.4 光伏发电系统订货合同明确的有关试运行的要求3 职责 3.1 经理主要职责3.1.1 负责批准光伏发电系统360h 试运行验收申请。3.1.2 负责召集相关人员组成光伏发电系统试运行验收小组。3.1.3 负责

2、督促工程部组织供应商对缺陷进行整改。3.1.4 负责批准光伏发电系统 3.2 验收小组主要职责360h 试运行预验收证书。3.2.1 负责主持光伏发电系统试运行验收工作。3.2.2 负责办理光伏发电系统试运行验收手续。3.3 工程部主要职责3.3.1 负责向公司提交附表13“ 验收申请表” 。3.3.2 负责督促相关供应商对缺陷进行整改。3.3.3 负责协助验收小组对缺陷的整改完成情况进行验收。4 管理内容与要求4.1 试运行应具备的条件 4.1.1 各安装单位工程完工验收和各光伏发电系统调试验收已合格。4.1.2 批次或全部调试验收合格的光伏发电系统在规定时间内无缺陷、无故障连续运行。4.1

3、.3 当地电网电压、 频率稳定， 相应波动幅度不应大于光伏发电系统规定 值。4.1.4 在批次或全部光伏发电系统启动试运行前，进行全面的质量检查。4.2 试运行申请质检中心站已对本期工程4.2.1 调试单位向工程部提出试运行申请报告，工程部向公司提交附表 13“ 验收申请表” 。公司组成验收小组，经理担任组长，组织调试单位、工程部负责人等相关人员进行试运行验收检查，填写附表 检查表” 。4“ 光伏发电系统试运行验收4.2.2 依据检查结果，检查小组填写附表 8“ 缺陷整改计划” 。4.2.3 工程部将附表 8“ 缺陷整改计划” 发送给相关的供应商，并组织相关供应商对缺陷进行整改。4.2.4 整

4、改时间节点到期后， 检查小组对缺陷的整改完成情况进行验收，填写附表 9“ 缺陷整改完成情况验证表”，并将整改证据存档，同意调试单位提交的试运行申请报告，光伏发电系统进入 360h 试运行。4.3 试运行期间要求4.3.1 每块太阳能组件应连续、稳定、无故障运行至少光伏系统总辐射强度累计为 360h，则视为试运行合格。4.3.2 系统进入试运行后， 调试单位人员需把所有各汇流箱组钥匙按时交回，由光伏电站统一管理。4.3.3 顺延情况依据合同条款规定，以下三种情况不视为故障时间，试运行时间顺延。4.3.3.1 电网故障（电网参数在技术规范范围之外）。4.3.3.2 气象条件 （包括风况、光照强度和

5、环境温度）超出技术规范规定的运行范围。4.3.3.3 电网调度原因。4.3.4 退出情况 若发生以下情况， 视为故障时间，光伏系统退出试运行，试运行时间重新开 始。试运行期间， 如出现额定光照强度，系统应达到额定出力，否则需 4.3.4.1 重新进行试运行；如没有出现额定光照强度，试运行时间顺延 120 小时，如仍未 出现额定光照强度，将视为系统在额定光照强度时可达到额定出力。4.3.4.2 试运行期间， 系统在光照强度降到不能发电的强度下，厂家人员不得随意进入设备区域进行临时检修，如需必要情况， 必须经光伏电站负责人同意后方可进入进行维护，且此系统重新计时，否则所有系统试运行结束， 重新进入

6、 试运行。4.3.4.3 试运行期间，允许系统的自动和用户级别的远程复位以及不需要任 何部件修理或更换的手动复位， 但通过上述复位不能恢复运行的任何停机将视为 故障，需重新进行试运行。4.3.4.4 通过复位（系统的自动和用户级别的远程复位以及不需要任何部件 修理或更换的手动复位）纠正的累计停止时间超过试运行时间的 6%时，需重新 进行试运行。4.3.5 光伏电站运检人员每小时填写一次附表11“ 光伏发电系统360h 试运行考核记录” ，每 24 小时汇总一次填写附表 记录” ，最后均需调试人员签字确认。12“ 光伏发电系统 360h 试运行测试4.3.6 进入光伏发电系统 360h 试运行的

7、光伏系统，调试人员可远程监视，但不得擅自进行远程操作，一旦发现视为故障时间，所有系统退出试运行；如遇故障停止需要复位时，光伏电站人员须告知调试人员，由调试人员进行操作，并在附表 11“ 光伏发电系统 360h 试运行考核记录” 中记录操作内容。4.3.7 试运行期间， 在必要的情况下， 调试人员及光伏电站人员可共同进入光伏发电系统，但光伏电站人员无权操作光伏发电设备。4.3.8 如果指标在试运行期间未能达到规定要求时，按以下方法解决：4.3.8.1 如因设备厂家原因未能达到保证指标，设备厂家应在10 个工作日内对设备进行改进。 有关费用包括但不限于工时费、材料费及设备厂家人员的技术服务费均应按

8、相关记录由卖方承担。如需将任何设备运出光伏电站进行修理或更换，设备厂家应在一个月内将修理或更换后的设备运抵合同现场，并承担因此对公司造成的损失。在改进完成后进行第二次试运行。4.3.8.2 如果第二次试运行因设备厂家原因仍未成功，设备厂家需整改后开始第三次试运行。 如果第三次试运行由于设备厂家原因仍未能达到保证指标，公司有权向设备厂家要求对该台设备进行退货，同时由设备厂家用合格的设备代替未达指标的设备， 并承担因此对公司造成的损失。具体时间由公司与设备厂家协商确定。在第三次试运行期间发生的所有改进费用 均应由设备厂家负担。（包括双方技术人员的费用） ，4.3.8.3 如果在第二次试运行中因公司

9、原因仍未能达到保证指标，公司应对设备进行预验收并由双方现场代表在第二次试运行完成后签署预验收合格证书。但设备厂家仍应协助公司采取一切必要措施使合同设备达到设计指标。4.3.9 系统调试时间不超过两个月， 试运行应在 4 个月内通过。 如果在此限期内系统因设备厂家原因无法通过试运行，公司有权要求设备厂家更换试运行无法通过的系统， 由此产生的直接费用由设备厂家负担，并承担相应系统发电量损失赔偿费（停机时间按光伏电站运行系统的平均功率计算）。4.3.11 试运行结束后，为了测试监控系统数据备份的功能，需协商设备厂家对系统做一次系统数据崩溃并恢复的测试。4.4 光伏系统试运行完成试运行过程中，光伏系统

10、各项指标均符合光伏发电系统 360h 试运行要求，检查小组填写调试单位提供的预验收合格证书，统 360h 试运行。5 检查与考核经经理批准后， 完成光伏发电系5.1 本制度由公司组织有关部门贯彻执行。5.2 本制度的实施由发电公司基建工程部检查与考核。附录与附表 附表 10 光伏发电系统 360h 试运行验收检查表附表 11 光伏发电系统 360h 试运行考核记录 附表 12 光伏发电系统 360h 试运行测试记录附表 10 光伏发电系统360h 试运行验收检查表目视验收检查项目项目内容合格不合格备注一光伏组件支架基础1.1 混凝土独立 （条形） 基础的验收应符合现行国家标准混凝土结构工程施工

11、质量验收规范GB 50204 的有关规定。1.2 柱基础的验收应符合现行国家标准 收规范 GB 50202 的有关规定。建筑地基基础工程施工质量验1.3 外露的金属预埋件应进行防腐处理。1.4 屋面支架基础的施工不应损害建筑物的主体结构，不应破坏屋面的 防水构造，且与建筑物称重结构的连接应牢固、可靠。二场地及地下设施的验收应符合下列要求2.1 场地平整的验收应符合设计的要求。2.2 道路的验收应符合设计要求。2.3 电缆沟的验收应符合设计的要求，电缆沟内应无杂物，盖板齐全，堵漏剂排水设施应完好。2.4 场区给排水设施的验收应符合设计的要求。三、安装工程的验收：3.1 安装工程验收应包括对支架安

12、装、光伏组件安装、汇流箱安装、逆变器安装、 电气设备安装、 防雷与接地安装、程的验收。线路与电缆安装等分部工3.2 设备制造单位提供的产品说明书、实验记录、 合格证件、 安装图纸、备品备件和专用工具及其清单应完整齐备。3.3 设备抽检记录和报告、安装调试记录和报告、施工中的关键工序检查签证记录、质量控制、自检验收记录等资料应完整齐备。3.4 支架安装的验收3.4.1 固定式支架安装的验收：3.4.1.1 固定式支架安装的验收应符合现行国家标准钢结构工程施工质量验收规范GB50205的规定。3.4.1.2 采用紧固件的支架， 紧固点应牢固， 不应有弹簧垫未压平现象。3.4.1.3 支架安装的垂直

13、度、水平度和角度偏差应符合现行国家标准光伏电站施工规范GB 50794 的有关规定。3.4.1.4 规定式支架安装的偏差应符合现行国家标准光伏电站施工规范 GB 50794 的有关规定。3.4.1.5 对于手动可调式支架，高度角调节动作应符合设计要求。3.4.1.6 固定式支架的防腐处理符合设计要求。3.4.1.7 金属结构支架应与光伏方阵接地系统可靠连接。3.4.2 跟踪式支架安装的验收3.4.2.1 固定式支架安装的验收应符合现行国家标准钢结构工程施工质量验收规范GB50205的规定。3.4.2.2 采用紧固件的支架， 紧固点应牢固， 不应有弹簧垫未压平现象。3.4.2.3 当跟踪式支架工

14、作在手动模式下时，手动动作应符合设计要求。3.4.2.4 具有限位手动模式的跟踪式支架限位手动动作应符合设计要求。3.4.2.5 自动模式动作应符合设计要求。3.4.2.6 过光照强度保护应符合设计要求。3.4.2.7 通、断电测试应符合设计要求。3.4.2.8 跟踪精度应符合设计要求。3.4.2.9 跟踪控制系统应符合设计要求。3.5 光伏组件安装验收3.5.1光伏组件安装应按设计图纸进行，连接数量和路径应符合设计要求。3.5.2 光伏组件的外观及接线盒、连接器不应有损坏现象。3.5.3 光伏组件间的插件连接应牢固，连线应进行处理，整齐、美观。3.5.4 光伏组件安装倾斜角度偏差应符合现行国

15、家标准光伏电站施工规范 GB 50794 的有关规定。3.5.5光伏组件边缘高差应符合现行国家标准光伏电站施工规范GB 50794 的有关规定。3.5.6 光伏方阵的绝缘电阻应符合设计要求。3.6 布线的验收3.6.1光伏组件的串并联应符合设计要求。光伏电站3.6.2光伏组件串表示应符合设计要求。3.6.3光伏组件串开路电压和短路电流应符合现行国家标准施工规范 GB 50794 的有关规定。3.7 汇流箱安装的验收3.7.1 箱体安装位置应符合设计图纸要求。3.7.2 汇流箱标识应齐全。3.7.3 箱体和支架连接应牢固。3.7.4 采用金属箱体的汇流箱应可靠接地。3.7.5 安装高度和水平度应

16、符合设计要求。3.8 逆变器安装的验收3.8.1 设备的外观及主要零部件不应有损坏、受潮现象。元器件不应有松动或丢失。3.8.2 对调试记录及资料应进行复核。3.8.3 设备的标签内容应符合要求，应标明负载的连接点和极性。3.8.4 逆变器应可靠接地。3.8.5 逆变器的交流侧接口处应有绝缘保护。3.8.6 所有绝缘和开关装置功能应正常。3.8.7 散热风扇工作应正常。3.8.8 逆变器通风处理应符合设计要求。3.8.9 逆变器于基础间连接应牢固可靠。3.8.10 逆变器和支架连接应牢固可靠。3.8.11 安装高度应符合设计要求。3.8.12 水平度应符合设计要求。3.9 电气设备的安装验收：

17、3.9.1 变压器和互感器安装的验收应符合现行国家标准电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范GB 50148 的有关规定。3.9.2 高压电器设备的安装验收应符合现行国家标准电气装置安装工程高压电气施工及验收规范GB 50147 的有关规定。3.9.3 盘、柜及二次回路接线安装的验收应符合现行国家标准电器装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范GB 50171 的有关规定。3.10 光伏电站监控系统安装的验收3.10.1 线路敷设路径相关资料应完整齐备。3.10.2 布放线缆的规格、型号和位置应符合设计要求，线缆排列应整齐美观，外皮无损伤；绑扎后的电缆应互相紧密靠拢

18、，外观平直整齐，线扣间距均匀、松紧适度。3.10.3 信号传输线的信号传输方式与传输距离应匹配，信号传输质量应满足设计要求。3.10.4 信号传输线和电源电缆应分离布放，可靠接地。3.10.5 传感器、变送器安装位置应能真实地反映被测量值，不应受其他因素的影响。3.10.6 监控软件功能应满足设计要求。3.10.7 监控软件应支持标准接口，接口的通信协议应满足建立上一级监控系统的需要及调度要求。3.10.8 监控系统的任何故障不应影响被监控设备的正常工作。3.10.9 通电设备都应提供符合相关标准的绝缘性能测试报告。3.11 继电保护及安全自动装置的技术指标应符合现行国家标准继电保护和安全自动

19、装置技术规范GB/T14285 的有关规定。3.12调度自动化系统的技术指标应符合现行行业标准电力系统调度自动化设计技术规程DL/T5003和电力二次系统安全防护的有关规定。3.13 无功补偿装置安全的验收应符合现行行业标准电气装置安装工程高压电器施工及验收规范GB 50147 的有关规定。3.14 调度通信系统的技术指标应符合现行国家标准电力系统通信管理规程DL/T544 和电力系统通信自动交换网技术规范DL/T598 的规定。3.15 检查计量点装设的电能计量装置，计量装置配置应能符合现行行业标准电能计量装置技术管理规程 DL/T 448 的有关规定。3.16 防雷与接地安装的验收3.16

20、.1 光伏方阵过电压保护与接地的验收应一句设计的要求进行。3.16.2 接地网的埋设和材料规格型号应符合设计要求。3.16.3 连接处焊接应牢固，接地网的引出应符合设计要求。3.16.4 接地网接地电阻应符合设计要求。3.17 电气装置的防雷与接地安装的验收应符合现行国家标准电气装置安全工程 接地装置施工及验收规范 GB 50169 的有关规定。3.18 建筑物的防雷与接地安装的验收应符合现行国家标准建筑物防雷设计规范GB 50057 的有关规定。3.19 架空线路的安装验收应符合现行国家标准电气装置安装工程35KV 及以下架空电力线路施工及验收规范 GB 50173 或 110-500KV

21、架空电力线路施工及验收规范3.20 光伏方阵直流电缆安装的验收应符合以下要求：3.20.1 直流电缆规格应符合设计要求。3.20.2 标志牌应装设齐全、正确、清晰。3.20.3 电缆的固定、弯曲半径、有关距离等应符合设计要求。3.20.4 电缆连接接头应符合现行国家标准电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范GB 50168 的有关规定。3.20.5 直流电缆线路所有接地的接点与接地极接触良好，接地电阻应符合设计要求。3.20.6 防火措施应符合设计要求。GB 50233 的有关规定。3.21交流电缆安装的验收应符合现行国家标准电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范GB 50168 的有关规定。

22、四、绿化工程 4.1 设计图纸、设计变更、施工记录、隐蔽工程验收文件、质量控制、自检验记录等资料应完整齐备。4.2 厂区绿化和植被恢复情况应符合设计要求。五、安全防范工程 5.1 设计文件及相关图纸、施工记录、隐蔽工程验收文件、质量控制、自检验记录及符合现行国家标准 GB 50348 的试运行报告等资料应完整齐备。安全防范工程技术规范5.2 系统的主要功能和技术性能指标应符合设计要求。5.3 系统配置，包括设备数量、性和哦及安装部位，应符合设计要求。5.4 工程设备安装、 管线敷设和隐蔽工程的验收应符合现行国家标准安全防护工程技术规范GB 50348的有关规定。5.5 报警系统、视频安防监控系

23、统、出入口控制系统的验收等应符合现行国家标准安全防范工程技术 规范 GB 50348 的规定。六、消防工程 6.1 设计文件及相关图纸、施工记录、隐蔽工程验收文件、质量控制、自检验记录等资料应完整齐备。6.2 消防工程的设计图纸已得到当地消防部门的审核。6.3 消防工程的验收应符合下列要求6.3.1光伏电站消防应符合设计要求。GB 50016 的有关规6.3.2建筑物构件的燃烧性能和耐火极限应符合现行国家标准建筑设计防火规范定。6.3.3 屋顶光伏发电工程，应满足建筑物的防火要求。6.3.4 防火隔离措施应符合设计要求。6.3.5 消防车道和安全疏散措施应符合设计要求。6.3.6 光伏电站消防

24、给水、灭火措施及火灾自动报警应符合设计要求。6.3.7 消防器材应按规定品种和数量摆放齐备。6.3.8 安全出口标志灯和火灾应急照明灯具应符合现行国家标准消防安全标志GB 13495 和消防应急照明和疏散指示系统GB 17945 的有关规定。七、工程启动验收7.1 应取得政府有关主管部门批准文件及并网许可文件。7.2 应通过并网工程验收，包括下列内容7.2.1 涉及电网安全生产管理体系验收。7.2.2 电气主接线系统及场（站）用电系统验收。7.2.3 继电保护、安全自动装置、电力通信、直流系统、光伏电站监控系统等验收。7.2.4 二次系统安全防护验收。7.2.5 对电网安全、稳定运行有直接影响

25、的电厂其他设备及系统验收。7.3 单位工程施工完毕，应已通过验收并提交工程验收文档。7.4 应完成工程整体自检。7.5 调试单位应编写完成启动调试方案并应通过论证。7.6 通信系统与电网调度机构连接应正常。7.7 电力线路应已经与电网连通，并已通过冲击试验。7.8 保护开关动作应正常。7.9 保护定值应正确、无误。7.10 光伏电站监控系统各项功能应运行正常。7.11 并网逆变器应符合并网技术要求。八、工程启动验收主要包括以下内容 8.1 应审查工程建设总结报告。8.2 应按照启动验收方案对光伏发电工程进行验收。8.3 对验收中发现的缺陷应提出处理意见。8.4 应签发“ 工程启动验收鉴定书”

26、。九、工程试运验收 9.1 光伏发电工程单位工程和启动验收均已合格，并且工程试运大纲经 试运组批准。9.2 与公共电网连接处的电能质量应符合有关现行国家标准的要求。400W/的 9.2 系统及设备调试，须在天气晴朗，太阳辐射强度不低于 条件下进行。9.3 生产区内的所有安全防护措施应已验收合格。9.4 运行维护和操作规程管理维护文档应完整齐备。9.5 光伏发电工程经挑时候，从工程启动开始无故障连续并网运行时间 不应少于光伏组件接收总辐射累计达 360h 的时间。9.6 光伏发电工程主要设备各项试验应全部完成且合格。9.7 生产准备工作应已完成。9.8 运行人员取得上岗资格。十、工程试运和移交生产验收主要工作如下 10.1 应审查工程设计、施工、设备调试