光伏电站设备调试方案

1、光伏电站设备调试方案一、 编制目的作为光伏发电单元、逆变器、箱变、监控系统调试依据，检 查光伏电站设计、施工质量，验证光伏电站设备的设计、制造、 安装质量，通过对光伏电站设备试验、调试，达到光伏电站设备 安全、顺利并网，保证各个系统运行正常、设备安全稳定。二、编制依据光伏发电站设计规范GB50797-2012。光伏发电站接入电力系统技术规定GB/Z19964-2005。 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB 50150-2006 。并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法Q/SPS22。三、调试目标检验方阵内设备接线正确、满足带电条件，调试设备参数、 性能，保证设备顺利并网、安全稳定运行

2、。调试监控中心内设备，达到参数设置正确、性能调试正常， 以保证并网后运行正常。四、调试内容方阵组件：一次回路检查、组件交接性能试验。箱变：带电前一次回路检查、交接试验。逆变器：带电前一次、二次回路检查、并网调试。监控中心直流系统：绝缘检查、监视系统检查。UPS系统：绝缘检查、输出测试、切换调试。配电系统：一次、二次回路检查。光功率系统：系统安装、功能调试。监控系统：系统安装、功能调试。AGC系统:接口测试、功能调试。五、组织措施调试小组组长：A（电力建设第三工程公司） 组员：B、C、D、设备厂家人员组长职责：负责调试方案的制定、落实，保证设备正常调试， 协调解决出现问题。组员职责：负责调试方案

3、执行，按照调试方案逐项调试，处 理调试过程中出现问题，做好调试记录。监督小组组 长：E（水电咨询有限公司） 副组长：F（光伏电站管理部） 组 员：光伏电站管理部：G、H、J 水电咨询有限公司：K、L组（副）长职责：审批并监督执行设备调试方案，组织好人 员培训、调试监督、验收把关。组员职责：监督设备调试方案执行，做好调试项目监督、旁 站，做好设备调试验收工作。六、安全措施安全技术措施高压试验试验人员充分了解被试设备和所用试验设备、仪器性能，严禁使用有缺陷及可能危及人身或设备安全的设备。高压试验设备如试验变压器等的金属外壳必须接地，接 地线截面不小于 4mm2 的多股软铜线，接地必须与接地网良好可

4、靠连接，不得接在其他非正规接地体上。被试设备的金属外壳应可靠接地，高压引线的接线应尽量缩短。合闸前必须先检查接线，将调压器调至零位，并通知现 场人员离开高压试验区域。高压试验必须由监护人监视操作，在加压过程中，工作 人员应注意力集中，监护人大声呼唱，传达口令应清晰准确。试验中如发生异常情况时，立即断开电源，并经接地放 地后方可进行检查。试验结束后，必须检查被试设备上有无遗忘的工具和导 线等其它物件，拆除临时拉绳，并将被试设备恢复原样。设备调试调试运行工作，必须保证参加调试的全体工作人员人身 安全和设备安全。若发生威胁人身安全和设备安全情况，立即中断调试，确保不发生人身伤亡和设备损坏事故。参加调

5、试人员，应熟悉光伏电站的结构、特性和系统， 认真学习设备运行规程和事故处理规程，掌握并网运行调试的措施，所有运行人员必须经考试合格方能上岗工作。结合现场实际，制定切实可行的调试方案及反事故措施。调试方案经审核批准后，组织参加调试的人员学习和交底，做到心中有数。序号名称危险点安全技术措施1.试验电缆两端装设围栏，悬挂“止步、高压危险”标示牌，设专人监护；人员触电2.测量绝缘电阻、耐压试验时与被试品有足够的距离,防止误碰带电体及兆欧表表笔；3.试验后应对被试品充分放电。1高压试验1.在升压过程中，应缓慢升压并密切监视被试设备，试验回路及有关表计，微安表的读数应在升压过程中，按规定分阶段进行，且需设

6、备损坏要有一定的停留时间，以避开吸收电流；2.在测量过程中，若有击穿、闪络等异常现象发生，马上降压，以断开电流，查明原因并详细记录，待妥善处理后，再继续试验。1.设备带电后，悬挂“止步、高压危险”标示牌；2.做好参加人员培训工作、安全技术交底；人员触电3.做好人员监督、反事故措施；2设备调试4.调试人员严格按照设备调试大纲进行；5.设备调试前，对设备全面检查，无异常、报警；设备损坏6.设备调试结束后，做好设备防护。危险点辨识七、技术措施做好设备调试前准备、检查工作。严格按照调试步骤、程序进行。调试人员熟悉、掌握调试方案方法、内容，具备缺陷处理 技能。严格执行调试程序，操作时不允许改变操作顺序，

7、当操作 发生疑问时应立即停止操作。调试仪器需经过国家或省、部级质检机构检测合格的安全 工作器具。要认真贯彻各项规章制度及反事故措施，严格执行各项安 全措施，防止继电保护“三误”事故的发生。附件：1.方阵设备调试流程2.监控中心设备调试流程附件 1方阵设备调试流程一、光伏组件系统（组件、汇流箱）调试一次回路连接线检查检查光伏组件系统内组件串、并联连接，汇流箱内电气设备 一次回路连接是否正确。组件串检查检查每个组串极性，确认汇流箱内断路器在分闸位置， 并取下汇流箱内各回路保险。测量每组太阳能电池板至汇流箱电缆正负极性、绝缘并 做好记录。检查逆变器室内直流防雷配电柜，柜内断路器标识清晰， 并测量汇流

8、箱至直流柜电缆正负极性、绝缘并做好记录。检查完毕后，把每组太阳能电池板插头插线。光伏组件系统（组件、汇流箱）工程名称：汇流箱编号：测试日期：天气情况：一、组串开路电短路电组串绝缘（+对地、-序组件组串组串测试时间压流对地、+-间）号型号编号极性(V)(I)M插上汇流箱内各回路保险，并测量汇流箱内电压。(见下 表）123456789101112二、电缆1汇流箱-直流柜+对地、-对地、+-间M已送电设备挂“设备已带电”标识牌。3.测试项目及方法序号名称单个组串调试方法使用万用表直流电压档位测量组件串参数值判断在稳定光照情况下，组串间开路1开路电压开路电压值电压差值在 5%以内2组串短路电流使用万用

9、表直流电流档位在线测量组件串短路电流值在稳定光照情况下，组件间短路电流差值在 5%以内3组串极性测试使用万用表，测试组串引出线的极性红+，蓝-组串绝缘使用绝缘电阻测试仪1000V 电压等级先4阻值测试测试方阵负极对地的绝缘电阻值，然后测试方阵正极对地的绝缘电阻值测试最小绝缘电阻值需1M二、箱变调试设备带电前一次回路检查检查设备所有接线，接线正确、螺栓紧固。2.交接试验依据 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150-2006绝缘油试验：直流电阻测试所用仪器及测试方法：将负荷开关闭合，低压侧断路器闭合， 测试线及接地线接线，选好变压器工作档位，进行测量，测量完成，放电消弧，换档位继续测量

10、，步骤相同。（JD2520B 变压器直流电阻测试仪，数字万用表）变比及极性测试所用仪器及测试方法：负荷开关闭合，连接测试线及接地线， 选择档位进行测量，记录数据，复位，换档位进行测量。（变压器变比测试仪，数字万用表）绕组绝缘电阻、吸收比测试所用仪器及测试方法：连接测试线，检查接线是否有误，对地绝缘测量，15s 读取绝缘值，60s 读取绝缘值，试验完毕，放电， 并记录数据。（2500V 绝缘摇表，数字万用表）交流耐压试验所用仪器及测试方法：连接测试线，检查接线是否有误，进行升压测试，并记录数据。试验完成后对设备放电。（100kV 试验变压器，2500V 绝缘摇表，数字万用表） 3.冲击试验额定电

11、压下冲击合闸试验，油变5次，每次间隔5min。三、逆变器调试一次回路连接线检查检查逆变器系统内直流柜、逆变器、监控组件一次回路连接 是否正确。二次回路检查检查二次回路绝缘：500V 摇表测量绝缘电阻，阻值不应小于 0.5M。检查逆变器系统内所有二次接线，符合设计要求。 3.并网逆变器调试未带电调试内容：测试直流侧正负进线铜排是否存在相间短路，单相对 地短路（用万用表通断档测量）。测试交流侧三相出线铜排是否存在相间短路，单相对 地短路（用万用表通断档测量）。带电调试内容：条件：组件、箱变、逆变器单体试验合格通过后，进行 方阵子系统调试箱变：带电，测量低压侧电压在逆变器交流输出电压270-350V

12、 范围。逆变器：合上箱式变低压侧断路器送电至逆变器交流输出侧，逆变器自检通过（先合上逆变器柜交流侧输出断路器，后 合上逆变器直流侧输入断路器，顺序不能反)。汇流箱：合上每路汇流箱的直流输出断路器送电至直流 防雷配电柜。直流柜：测量直流防雷配电柜内电压，做好记录，合上 直流防雷配电柜内输出断路器送电至逆变器柜直流侧。逆变器并网：检查紧急停机按钮旋起，启动开关置“ON”位置，达到并网条件后，并网发电。逆变器静、动态调试记录静态调试、动态调试，按照逆变器并网调试记录表进行， 并做好记录。逆变器并网调试记录表项目名称规格型号产品编号检查内容调试检查项目设备名称 出厂日期 软件版本号调试结果检查直流侧、

13、交流侧电缆是否紧固可靠。母排之间无异物逆变器进风口、出风口无遮挡调试前检查一、静态调电压、极性检查试I/O 口功能测试一、二次线缆无松动，各信号端子插接到位逆变器外供电接线正确直流侧、交流侧接线确保正确直流断路器、交流断路器在分的位置逆变器开机旋钮在关闭状态，急停按钮按下用万用表对直流侧电压和极性进行检查、交流侧相序和电压进行检查使用液晶测试程序对逆变器进行测试（使用外供电）风机运行检查 上位机通讯测试小功率并网测试满功率运行测试检查风机是否运行正常检查逆变器与上位机通讯是否正常合上 2-3 路直流配电柜断路器进行小功率运行合上所有直流配电柜断路器进行满功率运行检查内容逆变器运行数据： a-b

14、技术要求a 相电压(V)电流b-cb 相电压(V)电流实时运行数据c-ac 相电压(V)电流PV 侧频率二、动态电压(V)PV侧 电流(A)(Hz)输出功率（kW）调计量精度直流侧交流侧测试结果试液晶屏显示、操作液晶屏设置液晶屏字符清晰、操作顺畅背光无闪烁包括时间、通讯地址、逆变器型号、并网模式及保护设置起机、停机测试通过面板上的开机旋钮，进行起机、停机测试急停测试按下急停按钮，逆变器应立即停机通讯测试液晶屏与主控板通讯正常，上位机软件与逆变器通讯正常其他调试结论：使用方签字：调试人员签字：日期：日期：附件 2监控中心设备调试流程一、直流系统直流系统绝缘检查采用 500V 绝缘电阻测试仪，测试

15、直流系统内的所有回路绝缘电阻；检查直流电流之间正负极性连接是否正确； 检查直流配电屏盘内回路的正确性；检查绝缘检查系统工作是否正常：用 20K电阻模拟个直流馈出回路正负极接地，检测绝缘检查装置显示是否正确；检查浮充电装置是否正常。2.直流监视系统检查监视三项交流输入电压值和是否缺相；监视直流母线（含合闸母线和控制母线）的电压值是否正常； 监视蓄电池的充放电电流、充电机输出电流和控制母线负载电流是否正常。3.自诊断和显示功能微机监控器能诊断内部的电路故障和不正常的运行状态，并 能发出声光报警。二、UPS 系统绝缘检查采用 500V 绝艳电阻测试仪，测试 UPS 系统内的所有回路绝缘电阻；检查 U

16、PS 电压输出幅值和频率是否正确检查 UPS 监视系统检查：UPS 装置面板上应设有各种运行和故障显示。检查如下显示是否正常，故障报警是否正确。UPS 切换正常切换：在 UPS 主机柜操作面板上进行手动操作切换，从市电切换到直流电源，从直流切换到旁路电源，输出电压的波形应无明显变化。市电恢复切换，输出电压波形也应无明显变化， 应录波查看波形情况；故障切换：模拟故障 1：交流失电，电源应切到直流电源，用录波工具实时检测输出电压的波形应无明显变化。模拟故障 2：直流电源失电，电源应切到旁路电源，用录波工具实时检测输出电压的波形应无明显变化；带负荷切换调试：给 UPS 逐渐加负荷，随着负荷的增加实时

17、监测电流和输出电压的变化，此时输出电压波形应无明显变化。三、低压系统(400v)调试、检查一次回路连接线检查检查 400V 系统内的空气真空断路器、电压互感器、电流互感器等电气设备的一次回路连接是否正确。二次回路检查检查二次回路的绝缘电阻：500V 绝缘电阻表测量绝缘电阻，绝缘电阻不应小于 0.5M。检查 400V 系统内所有二次接线，应符合设计要求。四、光功率系统完成实时气象数据系统的安装调试完成现场光功率预测系统的现场组网工作完成光功率预测系统气象服务器的调试工作，现在气象服 务器已经能通过公网从气象中心下载数值天气预报数据。完成反向隔离装置的调试工作，现在气象服务器已经能通 过反向隔离装

18、置向光功率预测计算服务器传输天气预报数据，保 证了监控系统及光功率预测系统的安全运行。完成光功率预测系统光功率预测计算服务器的安装调试， 光功率预测系统已经实现对全站实时数据的监测，同时也实现了 对全站功率的预测功能。完成防火墙以及调度 102 通道的调试工作，要求光功率预测系统准确及时的传送至调度中心。五、监控系统1.监控系统调试任务完成现场子阵各装置与后台的数据交换。完成监控后台的数据库制作。完成监控后台的画面制作。完成 PCS9700 监控后台报表制作。完成站内数据与调度的通讯。2.监控系统调试项目Pcs9700 后台完成数据库制作，画面编辑。Pcs9700 后台完成与现场所有保护装置、

19、测控装置通讯。Pcs9700 后台完成与逆变器通讯。Pcs9700 后台完成与汇流箱通讯。Pcs9700 后台完成与所有箱变通讯。现场直流屏、电量采集器接入后台。Pcs9700 后台完成报表制作。现场后台正确关联二次室开关及子阵箱变低压侧开关遥控。完成站内相关数据与调度的对点工作。六、AGC 系统调试项目接口测试：逆变器接口、升压站综自接口、调度接口。AGC 逻辑功能调试。全站站内调试。全站与调度主站联调。2.AGC 调试接口测试测试目的：检验工程配置是否正确，为逻辑测试奠定基础。 正确输入才能得到正确的输出，本部分内容需认真测试，确保程 序有正确的输入。逆变器接口测试测试目的：验证逆变器给

20、AGC 提供的四遥接口。测试方法在 AGC 界面查看相关的遥信、遥测数值是否正确刷新。确认 AGC 下发的遥控、遥调命令正确的下发到对应的装置，并且遥控命令的动作、遥调命令的数值正确无误。必须所有四遥点逐个验证，确保所有输入输出配置正确 无误。验证逆变器对遥控遥调控制的响应速度和准确度；要求逆变器在不损伤自己寿命的情况下，对遥调，遥控控制的响应速度越快越好，准确度越准确越好，逆变器的这种性能和 AGC 的响应速度，调节精度是直接相关的。测试内容：逆变器提供的AGC 接口表名称范围量纲说明经济运行工作点下限当前工作点设值MW遥调；AGC 接口。经济运行工作点 上限遥测，和“当前工作点设值”配套。

21、其含义是允许逆变器输出的最大功率上限值，在特定的当前工作点同上MW光照条件下，若逆变器最大有功输出能力大于该值，则需要自动限制输出；若逆变器最大有功输出能力小于该值，则满发；AGC 接口。启停状态控制遥控；AGC 接口启停状态遥信，和“启停状态控制”配套；AGC 接口。闭锁并网自动控闭锁信号为 1，则闭锁对逆变器的 AGC 自动调节制总信号有功功率kW逆变器输出有功功率实时值升压站综自接口测试测试目的：验证升压站综自系统给 AGC 提供的四遥接口。测试方法：在 AGC 界面查看相关的遥信、遥测数值是否正确刷新。必须所有四遥点逐个验证，确保所有输入输出配置正确 无误。测试内容：名称范围量纲说明光

22、伏电站并网点有功表示整个电站向电网输送的有功功MW功率率，也即AGC 的控制目标升压站综自系统提供的 AGC 接口表调度接口测试测试目的：验证 AGC 系统与调度主站的接口。测试方法：在主站观察子站上送的遥测、遥信点是否能够正确刷新。在子站段执行AGC 投入退出操作，观察子站是否能够正确的将 AGC 的投退状态反馈给主站。在主站下发AGC 的有功功率目标值，观察子站是否能够正确接受、执行有功功率目标值。测试内容：名称范围量纲说明全站有功功率目标值MW计划曲线或实时指令遥调全站有功功率实际值MW遥测全站有功功率目标值MW遥测全站可增有功功率MW遥测全站可减有功功率MW遥测光伏电站AGC 远方功能

23、投退遥信光伏电站AGC 功能投入遥信3.AGC 逻辑功能测试测试项目测试目标测试方法测试标准（1）画面按钮投入、退出经过测试画AGC 投入/退AGC 压板退出 AGC 功能压板，闭锁AGC 自动调节功能面上AGC 压板出压板测试（2）调度下发指令投入、功能正常退出 AGC 压板经过测试实际功率与目实际发出功率与有功目标值的差值大于死区标功率值之AGC 调节启动值则启动AGC 调节人为改变实际发电功率的间的差大于判别测试实际发出功率与有功目标值的差值小于死区数值死区值时 AGC值则不做AGC 调节调节启动判别AGC 调节启动条件测试测试结果分析：经过多次测试，验证了 AGC 的逻辑闭锁功能以及A

24、GC 启动判别逻辑运算完全满足要求。测试项目测试目标测试方法测试标准经过测试验若逆变器退出AGC 调节软压证了画面上逆变器投入/退出 AGC 调画面投退逆变器 AGC 调板，则该逆变器不参与 AGC 调投退单台逆节功能节软压板节变器的AGC调节功能当逆变器出现闭锁信号逆变器上送闭锁信号，则该逆人为模拟逆变器上送闭时能够闭锁逆变器闭锁测试变器不参与AGC 调节锁信号住该逆变器不参与AGC调节当逆变器通若逆变器与AGC 系统通讯中人为模拟逆变器通信中逆变器通讯中断闭锁测信中段后，断，则该逆变器不参与 AGC 调断，AGC 不误发命令给逆试AGC 不误发命节变器令给逆变器具体功能测试测试结果分析：经

25、过测试验证了 AGC 对逆变器各项闭锁功能完全正确。全站站内测试测试项目测试目标测试方法测试标准投入全站开环压板，然后将开环测试 AGC 调AGC 所有相关压板全部投入当人为模拟调度下发有功功率目全站开环测试节逻辑是否正确2.人为模拟有功越限观察告警文本给出的调节策略，是否符合预期标值越限时，AGC 在告警窗口中给出的调节策略符合预期带少量逆变器闭环测试测试 AGC 调节的正确性，以及测投入AGC 功能压板在投入少量逆变器的AGC 压板后，投入少量逆变器AGC 功能压板调度中心下发有功功率目标值后，点关联的正确性观察调节动作是否正确无误调节动作准确验证站内 AGC 是否能够正确跟踪全站闭环测试

26、调度的有功功率限制指令、电压目标指令投入全站所有的功能压板验证调节策略的正确性在投入全站逆变器的AGC 压板后， 调度中心下发有功功率目标值后， 调节动作准确有功功率控制步长校验验证有功功率控制步长是否满足国标的要求人为设置有功目标值和实际有 功值较大偏差，检验功率变化率本站有功功率控制步长为 1MW，功率死区上下限均为 0.3MW，经过测试满足国标要求通过光伏电站控制系统向光伏 电站下发启动指令，测量光伏电站接受指令后的有功功率变化，经过测试测出有功功率调节上升上升响应速度有功功率调节下降响应速度记录有功功率随时间跟踪指令 的变化数据和变化曲线。（单位MW/min）通过光伏电站控制系统向光伏响应速度为 1MW/min经过测试测出有功功率调节下降电站下发停机指令，测量光伏电响应速度为 1MW/min测试项目测试目标测试方法测试标准1. 投