光伏电站设备调试方案

PAGE光伏电站设备调试方案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1.《光伏发电站设计规范》GB50797-2012。2.《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/Z19964-2005。3.《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006。4.《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1.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1.方阵（1）组件：一次回路检查、组件交接性能试验。（2）箱变：带电前一次回路检查、交接试验。（3）逆变器：带电前一次、二次回路检查、并网调试。2.监控中心（1）直流系统：绝缘检查、监视系统检查。（2）UPS系统：绝缘检查、输出测试、切换调试。（3）配电系统：一次、二次回路检查。（4）光功率系统：系统安装、功能调试。（5）监控系统：系统安装、功能调试。（6）AGC系统:接口测试、功能调试。五、组织措施1.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。2.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1.安全技术措施1.1高压试验（1）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。（2）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。（3）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。（4）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。（5）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。（6）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。1.2设备调试（1）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。（2）参加调试人员，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。（3）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。2.危险点辨识序号名称危险点安全技术措施1高压试验人员触电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；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。设备损坏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。2设备调试人员触电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；3.做好人员监督、反事故措施；4.调试人员严格按照设备调试大纲进行；设备损坏5.设备调试前，对设备全面检查，无异常、报警；6.设备调试结束后，做好设备防护。七、技术措施1.做好设备调试前准备、检查工作。2.严格按照调试步骤、程序进行。3.调试人员熟悉、掌握调试方案方法、内容，具备缺陷处理技能。4.严格执行调试程序，操作时不允许改变操作顺序，当操作发生疑问时应立即停止操作。5.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。6.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1.一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。2.组件串检查（1）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。（2）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。（3）检查逆变器室内直流防雷配电柜，柜内断路器标识清晰，并测量汇流箱至直流柜电缆正负极性、绝缘并做好记录。（4）检查完毕后，把每组太阳能电池板插头插线。（5）插上汇流箱内各回路保险，并测量汇流箱内电压。(见下表）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、组串序号组件型号组串编号组串极性开路电压短路电流组串绝缘（+对地、-对地、+-间）测试时间(V)(I)MΩ123456789101112二、电缆1汇流箱-直流柜+对地、-对地、+-间MΩ（6）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调试方法参数值判断1单个组串开路电压使用万用表直流电压档位测量组件串开路电压值在稳定光照情况下，组串间开路电压差值在5%以内2组串短路电流使用万用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-4组串绝缘阻值测试使用绝缘电阻测试仪1000V电压等级先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≥1MΩ二、箱变调试1.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（1）绝缘油试验：（2）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，步骤相同。（JD2520B变压器直流电阻测试仪，数字万用表）（3）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）（4）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）（5）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.冲击试验额定电压下冲击合闸试验，油变5次，每次间隔5min。三、逆变器调试1.一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。2.二次回路检查（1）检查二次回路绝缘：500V摇表测量绝缘电阻，阻值不应小于0.5MΩ。（2）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：（1）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）。（2）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：（1）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（2）箱变：带电，测量低压侧电压在逆变器交流输出电压270-350V范围。（3）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)。（4）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。（5）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。（6）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。4.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设备名称规格型号出厂日期产品编号软件版本号检查内容调试检查项目调试结果一、静态调试调试前检查1.检查直流侧、交流侧电缆是否紧固可靠。2.母排之间无异物3.逆变器进风口、出风口无遮挡4.一、二次线缆无松动，各信号端子插接到位5.逆变器外供电接线正确6.直流侧、交流侧接线确保正确7.直流断路器、交流断路器在分的位置8.逆变器开机旋钮在关闭状态，急停按钮按下电压、极性检查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I/O口功能测试使用液晶测试程序对逆变器进行测试（使用外供电）风机运行检查检查风机是否运行正常上位机通讯测试检查逆变器与上位机通讯是否正常小功率并网测试合上2-3路直流配电柜断路器进行小功率运行满功率运行测试合上所有直流配电柜断路器进行满功率运行检查内容技术要求测试结果二、动态调试实时运行数据逆变器运行数据：a-b电压(V)a相电流b-c电压(V)b相电流c-a电压(V)c相电流PV侧电压(V)频率(Hz)PV侧电流(A)输出功率（kW）计量精度直流侧交流侧液晶屏显示、操作液晶屏字符清晰、操作顺畅背光无闪烁液晶屏设置包括时间、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1.直流系统绝缘检查采用500V绝缘电阻测试仪，测试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20KΩ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1.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；2.检查UPS电压输出幅值和频率是否正确3.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。4.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1.一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。2.二次回路检查（1）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0.5MΩ。（2）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1.完成实时气象数据系统的安装调试2.完成现场光功率预测系统的现场组网工作3.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。4.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。5.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。6.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（1）完成现场子阵各装置与后台的数据交换。（2）完成监控后台的数据库制作。（3）完成监控后台的画面制作。（4）完成PCS9700监控后台报表制作。（5）完成站内数据与调度的通讯。2.监控系统调试项目（1）Pcs9700后台完成数据库制作，画面编辑。（2）Pcs9700后台完成与现场所有保护装置、测控装置通讯。（3）Pcs9700后台完成与逆变器通讯。（4）Pcs9700后台完成与汇流箱通讯。（5）Pcs9700后台完成与所有箱变通讯。（6）现场直流屏、电量采集器接入后台。（7）Pcs9700后台完成报表制作。（8）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。（9）完成站内相关数据与调度的对点工作。六、AGC系统1.调试项目（1）接口测试：逆变器接口、升压站综自接口、调度接口。（2）AGC逻辑功能调试。（3）全站站内调试。（4）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AGC提供的四遥接口。测试方法（1）在AGC界面查看相关的遥信、遥测数值是否正确刷新。（2）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。（3）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。（4）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当前工作点设值[经济运行工作点下限~经济运行工作点上限]MW遥调；AGC接口。当前工作点同上MW遥测，和“当前工作点设值”配套。其含义是允许逆变器输出的最大功率上限值，在特定的光照条件下，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。闭锁并网自动控制总信号闭锁信号为1，则闭锁对逆变器的AGC自动调节有功功率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：（1）在AGC界面查看相关的遥信、遥测数值是否正确刷新。（2）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：升压站综自系统提供的AGC接口表名称范围量纲说明光伏电站并网点有功功率MW表示整个电站向电网输送的有功功率，也即AGC的控制目标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：（1）在主站观察子站上送的遥测、遥信点是否能够正确刷新。（2）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。（3）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远方功能投退遥信光伏电站AGC功能投入遥信3.AGC逻辑功能测试（1）AGC调节启动条件测试测试项目测试目标测试方法测试标准AGC投入/退出压板测试退出AGC功能压板，闭锁AGC自动调节功能（1）画面按钮投入、退出AGC压板（2）调度下发指令投入、退出AGC压板经过测试画面上AGC压板功能正常AGC调节启动判别测试实际发出功率与有功目标值的差值大于死区值则启动AGC调节实际发出功率与有功目标值的差值小于死区值则不做AGC调节人为改变实际发电功率的数值经过测试实际功率与目标功率值之间的差大于死区值时AGC调节启动判别测试结果分析：经过多次测试，验证了AGC的逻辑闭锁功能以及AGC启动判别逻辑运算完全满足要求。（2）具体功能测试测试项目测试目标测试方法测试标准逆变器投入/退出AGC调节功能若逆变器退出AGC调节软压板，则该逆变器不参与AGC调节画面投退逆变器AGC调节软压板经过测试验证了画面上投退单台逆变器的AGC调节功能逆变器闭锁测试逆变器上送闭锁信号，则该逆变器不参与AGC调节人为模拟逆变器上送闭锁信号当逆变器出现闭锁信号时能够闭锁住该逆变器不参与AGC调节逆变器通讯中断闭锁测试若逆变器与AGC系统通讯中断，则该逆变器不参与AGC调节人为模拟逆变器通信中断，AGC不误发命令给逆变器当逆变器通信中段后，AGC不误发命令给逆变器测试结果分析：经过测试验证了AGC对逆变器各项闭锁功能完全正确。（3）全站站内测试测试项目测试目标测试方法测试标准全站开环测试开环测试AGC调节逻辑是否正确1.投入全站开环压板，然后将AGC所有相关压板全部投入2.人为模拟有功越限观察告警文本给出的调节策略，是否符合预期当人为模拟调度下发有功功率目标值越限时，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，以及测点关联的正确性1.投入AGC功能压板2.投入少量逆变器AGC功能压板观察调节动作是否正确无误在投入少量逆变器的AGC压板后，调度中心下发有功功率目标值后，调节动作准确全站闭环测试验证站内AGC是否能够正确跟踪调度的有功功率限制指令、电压目标指令1.投入全站所有的功能压板2.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有功功率调节上升响应速度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，记录