阜宁30MWp渔光互补光伏电站并网发电调试方案

阜宁30MWp渔光互补光伏电站并网发电调试方案批准：审核：编写：南通通城电建安装工程有限公司2013年09月15日目录TOC\o"1-3"\h\u171901.工程简介 2225222.总则 2258913.主要编制依据 3152764.光伏电站调试前的联合检查 3233474.1机电设备安装、检查、试验记录 3316644.2调试环境要求 391384.3太阳光伏组件检查 4151484.4汇流箱检查 46194.5直流汇流开关柜检查 538674.6光伏发电单元连接电缆检查 5244394.7接地检查 5291964.8逆变器检查 6149774.910kV升压变检查 6325014.10110kV高压配电装置检查 6155734.11过电压保护检查 7295524.12电气二次测控设备检查 723285.10kV1#厂用变受电 7156536.二次测控系统设备调试 875877.系统倒送电 9130957.1受电须具备条件 917507.2受电检查 10254817.3110kV线路受电 10186537.4110kV主变受电 11242027.510kV母线受电 12257867.610kV0#厂用变受电 13296837.7升压变受电冲击试验（以A区A1、A2、A5、A6为例） 13150017.8逆变器交流侧带电试验（以A1子阵为例） 15155267.9逆变器直流侧带电试验（以A1子阵内的2台逆变器为例） 16234727.10逆变器并网试验（以A1子阵逆变器为例） 17228978.并网后各系统的检查 20123499.并网光伏电站连续试运行 212294110.并网光伏电站检修消缺 221494711.交接与投入商业运行 22379412.试运行安全保证措施 221764813.试运行规定 24329附件一：调试计划 261363附件二：组织成员 261.工程简介阜宁30MWp渔光互补光伏电站，系统按照每6个子阵的光伏发电单元进行设计，每个子阵的电池组件采用串并联的方式组成多个太阳能电池阵列，太阳能电池阵列输入光伏方阵防雷汇流箱后，到达直流柜，后经光伏并网逆变器逆变成三相交流电，再通过升压变压器升压为10KV，24台升压变压器高压侧通过高压电缆T接至10kV高压柜。每台高压柜接入4台升压变压器,回路计5MW;最终汇总至10KV高压柜母排经110kV升压变集中升压到110KV送至110KV线路接入电网。2.总则2.1并网光伏逆变器和光伏发电单元、升压变电部分启动试运行是并网光伏电站基本建设工程启动试运行和交接验收的重要环节，它对电池组件、汇流部分、逆变部分、升压配电部分机电设备进行全面的考验。检查光伏电站设计和施工质量，验证光伏电站机电设备的设计、制造、安装质量，通过对光伏电站机电设备在正式运行状态下的调整和试验，使其最终达到安全、经济、稳定的生产电能的目的。2.2本调试方案用于阜宁30MWp渔光互补光伏电站并网发电调试试验。2.3调试过程中可根据现场实际情况对本方案做局部的调整和补充。3.主要编制依据《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》（GB9535）《光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：结构要求》（GB20047.1）《晶体硅光伏(PV)方阵I-V特性的现场测量》（GB18210）《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》（Q/SPS22）《光伏系统功率调节器效率测量程序》（GB20514）《光伏电站接入电力系统的技术规定》（GB19964）《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150《电能计量装置技术管理规程》 DL/T448《变电站运行导则》 DL/T969设备制造厂家资料、设计资料4.光伏电站调试前的联合检查4.1机电设备安装、检查、试验记录调试范围内所有的机电设备安装、检查、试验记录，均须经参加验收各方签字验收，电气保护整定完毕。4.2调试环境要求4.2.1各层地面已清扫干净，无障碍物。4.2.2临时孔洞已封堵，电缆沟盖板就位。4.2.3各部位和通道的照明良好。4.2.4各部位与指挥机构的通信方式完备；联络、指挥信号正常。4.2.5各部位设备的标识已经安装完成并核对正确。4.2.6各设备已可靠接地。4.2.7与调试有关的图纸、资料配备完整，相关记录表格已经准备就绪，运行人员已培训后上岗。4.3太阳光伏组件检查4.3.1组件产品应是完整的，每个太阳电池组件上的标志应符合IEC61215或IEC61646中第4章的要求，标注额定输出功率（或电流）、额定工作电压、开路电压、短路电流；有合格标志；附带制造商的贮运、安装和电路连接指示。4.3.2组件互连应符合方阵电气结构设计。4.3.3组件互连电缆已连接正确，电池板外框支架接地可靠。4.4汇流箱检查4.4.1检查汇流箱外观合格，汇流箱内部接线满足设计要求，电缆标牌标识清晰。4.4.2汇流箱应进行可靠接地，并设置相应的避雷器。4.4.3汇流箱的防护等级应达到设计要求。4.5直流汇流开关柜检查4.5.1直流汇流柜、直流开关柜结构的防护等级设计满足使用环境的要求。4.5.2直流汇流柜应进行可靠接地，并具有明显的接地标识，设置相应的浪涌吸收保护装置。4.5.3直流汇流柜的接线端子设计应能保证电缆线可靠连接，应有防松动零件，对既导电又作紧固用的紧固件，应采用铜质材料。4.5.4直流汇流柜、直流开关柜内的输入输出回路采用短路保护和过电流保护装置，装置应便于操作。4.6光伏发电单元连接电缆检查4.6.1连接电缆应采用耐候、耐紫外辐射、阻燃等抗老化的电缆。4.6.2连接电缆的线径应满足方阵各自回路通过最大电流的要求，以减少线路的损耗。4.6.3电缆与接线端应采用连接端头，并且有抗氧化措施，连接紧固无松动。4.7接地检查4.7.1为了尽量减少雷电感应电压的侵袭，应可能地减少接线环路面积；4.7.2光伏阵列框架应对等电位连接导体进行接地。等电位体的安装应把电气装置外露的金属及可导电部分与接地体连接起来。所有附件及支架都应采用接地材料和接地体相连。4.8逆变器检查4.8.1设备表面不应有明显损伤，零部件应牢固无松动；4.8.2线缆安装应牢固、正确，无短路；4.8.3模块安装检查：模块应安装牢固，螺丝打紧，地址拨码设置正确，标识和铭牌清晰。4.910kV升压变检查4.9.1升压变外观正常，内部接线正确；4.9.2箱式变电站各项试验指标符合要求。4.10110kV高压配电装置检查4.10.1高压配电装置完成全部试验，各项试验指标符合要求，保护定值按要求整定完毕。4.10.2断路器应无缺陷，满足电网安全运行需要。4.10.3隔离开关应满足开断母线电容电流能力。4.10.4避雷器配置和选型应正确、可靠，避雷器放电计数器动作应可靠。4.10.5户外110kV高压配电装置满足四防要求，户内高压开关柜具备五防功能。4.11过电压保护检查4.11.1光伏阵列、变电站的防雷直击保护范围满足被保护设备、设施和架构、建筑物安全运行要求。4.11.2汇流箱、逆变器、箱式变压器组雷电侵入波的防护应符合规程要求，并满足设备安全运行的要求。4.11.3变电站的高压配电装置应有防止谐振过电压的措施。4.12电气二次测控设备检查4.12.1应对监控系统的控制功能进行试验，确认各项控制功能准确、可靠。4.12.2应对监控系统的显示功能进行检查和试验，确保显示参数正常。4.12.3监控系统与保护及安全自动装置、相关一次设备同步投入运行。4.12.4监控系统与各子系统通信畅通。5.10kV1#厂用变受电5.1受电前检查1.1#厂变相关试验完毕；2.检查10kV外线和升压变进线电缆绝缘符合送电条件；3.检查厂用1#变，1#变低压出线开关411在断开位置，低压配电柜所有开关在断开位置。4.对400V母线，进行带电前绝缘测试，并及时拆除保险丝。5.检查所有CT二次无开路，PT二次无短路。6.检查带电范围内无闲杂人员。消防设施齐全。7.将100、110开关处在断开位置。5.2受电操作1.检查完毕,确认100、110开关处在断开位置。2.听从供电局指令操作,合上10kV西季线令克。3.检查10kV西季线进线柜工作正常。4.听从供电局指令操作完成100、110开关合作操作，对1#厂变进线冲击。5.共冲击3次，每次带电5分钟，第三次冲击后1#厂变带电运行。6.厂用电核相序:核相序点在411开关上桩头。7.相序正确后，确认低压配电柜所有出线开关在断开位置，合411开关，低压母线带电。8.根据现场实际需要对400V馈线进行送电。6.二次测控系统设备调试6.1计算机测控系统上位机、数据采集器、数据通讯装置、接线、内部调试完成；6.2测控系统与各子系统通讯正常；6.3测控系统各模拟量采集正常、开关量显示正常；6.4测控系统相关画面及数据库完成；6.5测控系统远方分合开关试验正常。7.系统倒送电7.1受电须具备条件1.110KV对侧变电所已带电，运行正常，其送往光伏电站的高压线路试验合格，相序正确，110KV线路保护调试完毕，动作正确。2.光伏电站110KV升压站、高压配电室，低压配电室，主控室电气安装完毕，土建照明，通风等设施能够投入。3.110KV升压站所有电气设备、高压室所有电气试验已完毕，110KV线路保护、母线保护、主变保护、10KV受电设备及以下设备已按定值调试完毕、传动正确。4.110KV升压站直流系统调试结束。5.110KV升压站微机监控系统调试完毕，信号正确，传动试验正确。6.110KV升压站系统与电网调度信号核对完毕，传动正确。7.受电现场通讯正常，消防器材准备充分。8.安全标识准备充分。7.2受电检查 1.检查110KV系统、10KV系统开关在冷备用状态，隔离开关均在拉开位置，接地刀闸均在合闸位置。 2.对110KV线路进行带电前绝缘测试。3.检查所有受电设备保护装置已带电投运。4.检查所有CT二次无开路，PT二次无短路且二次开关在分位。5.检查受电范围内无闲杂人员。消防设施齐全。7.3110kV线路受电1.110KV带电设备应该根据电网调度下发投运指令进行受电操作。2.110kV线路受电（1）确认线路保护投入，7963、796开关处于分位置（2）分79634、79637地刀开关，并在此确认79634、79637地刀开关处于分位置（4）按调度指令检查压板位置。（5）申请调度将亿能变电所来电开关由冷备用状态转为热备用状态（6）申请调度合亿能变电所侧来电开关，对线路进行冲击（7）110KV线路带电后，合PT二次开关核相序。（8）110KV线路冲击次数，冲击时间听从调度指令。（9）110KV线路冲击受电完成。7.4110kV主变受电（1）.与调度联系，确认线路已冲击完毕，线路正常带电（2）.将796、7963开关打至“远方”（3）.确认79637地刀开关分位,主变101断路器处于冷备用状态，按调度指令检查压板位置。（4）.确认所有人员均退出110kV现场（5）.在后台操作系统画面上，与调度联系，将7963开关合闸。（6）.检查110kV线路设备工作正常，其余设备正常。（7）.在后台操作系统画面上，与调度联系，将796开关合闸,对光伏电站110kV主变进行第一次冲击。（5）.检查110kV主变工作正常，其余设备正常（6）.五分钟后断开796开关（7）.检查110kV主变正常，其余设备正常（8）.人员退出110kV现场，796开关第二次合闸，对光伏电站110kV主变进行第二次冲击。（9）.按照（6）（7）（8）步骤对主变重复冲击5次，主变每次带电5分钟，第五次冲击后主变带电运行。（10）.110kV主变冲击完成后向调度汇报主变冲击操作完毕。7.510kV母线受电（1）.确认10kV配电室内开关均处于冷备用状态（2）.将主变101断路器推至工作位置,将就地远方开关打至“远方”（3）.确认所有人员均退出10kV配电室（4）.在后台操作系统画面上，将主变101开关合闸，对光伏电站10kV母线进行送电冲击（5）.检查10kV配电室内设备工作正常（6）.五分钟后断开主变101开关（7）.按照（13）（14）（15）步骤对母排重复冲击3次，每次带电5分钟。第三次冲击前将10kVPT189#开关推至工作位置，二次开关处在断开位置，10KV母线带PT进行第三次冲击。（8）.第三次冲击后，合PT二次侧开关核相序。（9）.10kV母线冲击完成。（10）.根据光伏电站园区实际要求对10KV馈线进行逐一送电。(11).带负荷后逐一对保护装置、测控装置及计量装置的电流、电压量数据进行检查。7.610kV0#厂用变受电7.6.1受电前检查检查10kV母线电压正常，187#断路器保护投入且处于冷备用状态。2.检查厂用0#变，0#变低压出线开关410在断开位置。3.对187#开关出线10kV电缆,进行带电前绝缘测试，并及时拆除保险丝。4.检查所有CT二次无开路。5.检查带电范围内无闲杂人员。消防设施齐全。7.6.2受电操作1.检查完毕,将187#断路器推至热备用状态。2.合上107#断路器，对变压器进行冲击试验并进行检查，第三次合闸后不再断开断路器，变压器每次带电5分钟。3.带负荷后逐一对保护装置、测控装置及计量装置的电流、电压量数据进行检查。4.厂用电核相:核相点410及411开关上桩头（1#厂用变前期已受电）。7.7升压变受电冲击试验（以A区A1、A2、A5、A6为例）7.7.1试验目的1.通过10kV母线对A区A1、A2、A5、A6升压变进行全电压冲击，检查设备工作情况；2.A1、A2、A5、A6升压变正式投入运行，A1、A2、A5、A6升压变带电。7.7.2试验准备：1.升压变安装完毕；2.升压变相关试验完毕；3.检查A区A1、A2、A5、A6升压变母线和升压变进线电缆绝缘要求符合送电条件；4.A1、A2、A5、A6变压器相关的调试工作完成；5.确认A1、A2、A5、A6变压器低压侧断路器（011、012、021、022、051、052、061、062）均在分位；6.每台升压变处观测人员到位，并保持安全距离，保持与指挥人员及操作人员的通信畅通；7.受电设备悬挂警示牌。7.7.3升压变受电冲击操作1.将10kV1#单元101断路器推至工作位。2.合1#单元181断路器，同时对A1、A2、A5、A6升压变进行充电。3.升压变带电，检查带电显示装置工作正常。4.带电5分钟后拉开1#单元181断路器；检查升压变无异常；5.合1#单元181断路器，同时对A1、A2、A5、A6升压变进行第二次冲击(变压器带电5分钟）。6.重复2.3.4.5步骤对变压器冲击3次,每次变压器带电5分钟。7.第5次冲击变压器无异常后保持带电状态。8.升压变冲击后在低压出线开关上桩头核相序。9.按上述步骤进行其他区升压变的充电试验。7.8逆变器交流侧带电试验（以A1子阵为例）7.8.1试验目的1.通过A1升压变对子阵内的2台逆变器交流侧进行充电，检查设备工作情况；2.A1子阵内的2台逆变器交流侧带电。7.8.2试验准备1.A1升压变已带电运行正常；2.A1子阵内的2台逆变器交流开关均在分位；3.确认A1子阵内的2台逆变器直流开关均在分位。4.确认A1子阵内的2台逆变器启动控制开关均在“停止”位；5.检查逆变器交直流侧电缆连接可靠、正确。6.检查各支路电缆绝缘合格。7.检查逆变器接地连接可靠。7.8.3逆变器交流侧带电操作1.分别合A1升压变低压侧断路器011和012；2.检查A1子阵内的2台逆变器交流侧电缆带电正常；3.检查A1子阵内的2台逆变器交流开关下侧电压值正常；4.在逆变器交流输出开关下桩头核相5.合上A1子阵内的2台逆变器交流开关；6.检查A1子阵内的2台逆变器显示器显示正确，工作正常；7.对逆变器软、硬件设备进行检测、检查；8.检测电网电压的三相不平衡偏差值。9.按上述步骤进行其他区逆变器交流侧带电试验。7.9逆变器直流侧带电试验（以A1子阵内的2台逆变器为例）7.9.1试验目的1.通过汇流箱、直流汇流柜对A1子阵内的8台逆变器直流侧进行充电，检查设备工作情况；2.A1子阵内的2台逆变器直流侧带电运行。7.9.2试验准备1.电池组串串接工作已完成，组串极性正确，开路电压正常；汇流箱已带电运行正常；2.确认方阵汇流箱内负荷开关在“分”位；3.确认子阵内直流汇流柜负荷开关均在“分”位；4.确认逆变器运行开关在“OFF”位；5.检查各支路电缆绝缘合格。7.9.3逆变器直流侧带电操作1.分别合上A1方阵直流柜所连接的汇流箱内负荷开关；2.检查A1方阵直流汇流柜内直流输入电缆极性正确，开路电压正常、正负对地绝缘正常；3.合上A1方阵直流汇流柜负荷开关；4.检查A1方阵逆变器直流开关下侧电压正常；5.合上A1方阵逆变器直流开关；6.检查逆变器显示无异常报警信号，各测量数据显示正确。7.按上述步骤进行其他区逆变器直流侧带电试验。7.10逆变器并网试验（以A1子阵逆变器为例）7.10.1试验目的1.在逆变器直流侧、交流侧带电均正常的情况下，检查逆变器并网发电过程正常；2.检查逆变器并网后运行正常；3.检测逆变器并网后的各项功能正常。4.检测逆变器各技术参数性能指标7.10.2试验准备1.观测人员到10kV升压变、10kV高压室、110kV出线站就位，并保持安全距离，保持通信畅通。2.110kV主变CT极性测量准备完毕。3.检查逆变器、箱变与监控系统通讯正常，上传数据准确。7.10.3逆变器并网操作1.分别将A1子阵2台逆变器启动控制开关置“ON”位；2.检查逆变器启动并网成功。3.检查箱变、10kV设备、110kV变压器等设备均正常；4.检查110kV主变高低压侧CT极性正确。5.检查10kV开关柜CT极性正确。6.检查逆变器状态在监控上位机显示正确。7.10.4并网后逆变器的检测1.自动开关机功能检测：检测逆变器早、晚的自动启动并网功能。检查逆变器自动电压（MPPT）跟踪范围。2.防孤岛保护测试；逆变器并网发电，断开交流开关，模拟电网失电，查看逆变器当前告警中是否有“孤岛”告警，是否自动启动孤岛保护。3.输出直流分量测试：光伏电站并网运行时，并网逆变器向电网馈送的直流分量不应超过其交流额定值的0.5%。4.现地手动开关机功能检测；通过逆变器“启动/停止”控制开关，检查逆变器手动开关机功能。5.远方开关机功能检测；通过监控上位机“启动/停止”按钮，检查逆变器远方开关机功能；检测监控“启动/停止”逆变器后，逆变器能否自动“停止/启动”；检查监控系统的控制流程。6.逆变效率测试测量直流输入功率和交流输出功率，计算效率。7.温度保护功能测试模拟逆变器机柜温度升高，检测风机启动功能。8.检测相序反相时逆变器的工作状态人为接反逆变器交流侧电源相序，检测逆变器并网工作状态。9.并网电压电流谐波测试并网逆变器在运行时不应造成电网电压波形过度畸变和注入电网过度的谐波电压和谐波电流，以确保对连接到电网的其他设备不造成不利影响。并网逆变器接入电网时公共连接点的电压总谐波畸变率不应超过3%，奇次谐波电压含有率不应超过2.1%，偶次谐波电压含有率不应超过1.2%。并网逆变器带载运行时，电流总谐波畸变率不应超过4%，奇次、偶次谐波电流含有率不应超过下表的要求：奇次谐波次数谐波电流限制（%）偶次谐波次数谐波电流限制（%）3rd-9th4.02nd-10th1.011th-15th2.012th-16th0.510.输出电压测试并网逆变器交流输出三相电压的允许偏差不应超过额定电压的±3%。11.电压不平衡度测试光伏电站并网运行时，并网逆变器接入电网的公共连接点的负序电压不平衡度不应超过2%，短时不得超过4%；并网逆变器引起的负序电压不平衡度不应超过1.3%，短时不超过2.6%。12.噪声当并网逆变器输入电压为额定值时，在距离设备水平位置1m处，用声压级计测量满载时的噪声不大于65dB。13.待机功耗并网逆变器的待机功耗不大于合同保证值。用6到8条款的程序进行7~36#号子阵的带电及并网试验。7.10.5按上述步骤进行其他区逆变器并网试验。8.并网后各系统的检查8.1检查关口电能表工作正常；8.2检查监控系统数据采集正常；8.3检查箱式变压器、逆变器、汇流箱、直流汇流柜运行温度，以及电缆连接处、出线开关触头等关键部位的温度；8.4检查10kV开关柜、110kV变压器、出线设备运行正常。8.5带最大负荷发电条件下，观察设备是否有异常告警、动作等现象。再次检测箱式变压器、逆变器、汇流箱、直流汇流柜运行温度，以及电缆连接处、出线隔离开关触头等关键部位的温度；8.6检查电站电能质量状况。8.7电压不平衡度平衡度不应超过2%，短时不得超过4%；8.8检查频率偏差应满足相关要求8.9全面核查电站各PT、CT的幅值及相位8.10全面检查自动装置、保护装置、测量装置、计量装置、仪表、控制电源系统、故障录波装置的工作状况。8.11全面检查测控系统与各子系统、装置的上传数据。8.12检查与调度通讯、传送数据等正常。8.13110kV系统投运后的检查8.13.1小负荷下（10MW）CT、PT的极性、幅值、相位检查，符合设计要求。8.13.2额定负荷下检查一次主回路所有带电部位运行正常、用红外线测温仪对带电部位进行温度监测。9.并网光伏电站连续试运行9.1完成上述试验内容经验证合格后，光伏电站具备带额定负荷连续运行条件，开始进入试运行。9.2执行正式值班制度，全面记录运行所有参数。9.3运行中密切监视变压器、逆变器运行温度，以及电缆连接处、出线隔离开关触头等关键部位的温度。9.4在连续试运行中，由于相关机电设备的制造、安装质量或其他原因引起运行中断，经检查处理合格后应重新开始连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。9.5连续试运行后，应停电进行机电设备的全面检查。消除并处理试运行中所发现的所有缺陷。10.并网光伏电站检修消缺并网光伏电站离网并做好安全措施的情况下，对运行中出现的问题全面检查消缺，达到长期稳定运行的要求。11.交接与投入商业运行并网光伏电站通过试运行并经离网处理所有缺陷后，即具备了向生产管理部门移交的条件，应按合同规定及时进行相关机电设备的移交，并签署光伏电站设备的初步验收证书，开始商业运行，同时计算相关设备的保证期。12.试运行安全保证措施12.1试运行工作在启动验收领导小组具体组织下，按审批的启动试运行程序进行，有专人负责试运行过程中的安全工作。12.2所有工作人员要严格按各自的岗位职责、安全要求、工作程序进行工作，并持证上岗，遵守各项安全规程，服从试运行指挥部统一领导。12.3所有设备的操作和运行严格按操作规程、运行规程和制造厂技术文件进行，严格执行工作票制度。12.4运行区域内严禁烟火，并配有齐全的消防设备，有专人检查监督。12.5试运行设备安装完成后，彻底全面检查清扫，无任何杂物。12.6设备区域道路畅通、照明充足，通讯电话等指挥联络设施布置满足试运行要求。12.7试运行区域内设置一切必须的安全信号和标志。12.8投运设备区域按要求配置消防器材。12.9组织全体参加试运行人员进行安全规程、规范学习，严格进行每项试验前的安全交底。12.10试运行设备要求按设计图统一编号、挂牌，操作把手操作方向做明确标志。12.11保持电气设备和电缆、电线绝缘良好，保证带电体与地面之间、带电体与带电体之间、带电体与人体之间的安全距离。12.12电气设备设置明显标牌，停电检查时检查部位的进出开关全部断开，并设有误合闸的保护措施，装设临时接地线，悬挂“有人工作、禁止合闸、高压危险”等标志牌。12.13试运行操作，实行操作票制度，坚持一人操作，一人监护。12.14作好试运行现场安全保卫工作。13.试运行规定13.1试运行人员必须纪律严明，工作中必须服从命令听指挥。13.2试运行人员不得无故缺勤、迟到、早退，临时离开工作岗位必须经本值值长同意。13.3试运行人员必须熟悉运行设备，了解试运行试验程序，参加试运行试验安全技术交底会。13.4试运行人员必须明确各自的工作职责，了解和掌握所辖运行设备的用途、性能、主要参数、操作方法及事故处理办法。13.5试运行人员要按时记录各表计的有关读数，详细记录各项试验的试验时间、有关数据、缺陷及处理结果。13.6试运行人员要定时巡检所辖设备的运行情况，发现异常立即报告。13.7试运行值班交接必须在工作岗位进行，交接班记录填写真实详细、特别时对