并网启动试运行方案课案

1、云南省昭通市昭阳区宁边 20MW光伏电站并网发电启动试运行方案批准:审核:编写:2016年1月25日云南省昭通市昭阳区宁边20MW光伏电站并网发电启动试运行方案1、工程简介云南省昭通市昭阳区宁边光伏电站工程装机容量为20MW，光伏电站采用分块发电、集中并网方案，整个场区由 20个光伏发电单元组成。每个发电单元与 1台双分裂箱式变压器连接，双分裂箱式变压器分接2台500kW并网逆变器。光伏场区共装设20台容量为1000kVA的35/0.315-0.315kV 双分裂式箱式变压器， 箱变低压侧电压为0.315kV。光伏场区共装设40台500kW型并网逆变器；逆变 器输出功率为500kW输出电压31

2、5V,最大效率98.7%。每台500kW并网逆变器 配置1套9回路的直流柜，每个直流柜接入6个直流防雷汇流箱。每1MWI元共 设12个汇流箱，每个汇流箱各有16个回路输入，每个回路由22块光伏组件串 联形成。本工程新建一座35kV开关站，光伏场区采用2回35kV电缆集电线路接入开 关站后再经一回35kV架空线路，接入对侧35kV雨霏变。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

3、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本程序用于云南省昭通市昭阳区宁边 20MWp光伏电站并网发电启动试运行 试验。2.3启动试运行过程中可根据现场实际情况对本程序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（GB 9535）光伏（P组件安全鉴定 第1部分：结构要求（GB 20047.1）晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量（GB 18210并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法（Q/SPS 22）光伏系统功率调节器效率测量程序（GB 20514）光伏电站接入电力系统的技术规定（

4、GB 19964）电气装置安装工程 电气设备交接试验标准GB 50150电能计量装置技术管理规程DL/T 448变电站运行导则DL/T969设备制造厂豕资料、设计资料 以上规程规范不仅限于此。4、投产范围4.1 35kV雨霏变35kV华雨线352断路器间隔一、二次设备4.2 35kV华雨线线路；4.3 35kV华润宁边光伏电站4.4 35kV华润宁边光伏电站4.5 35kV华润宁边光伏电站4.6 35kV华润宁边光伏电站4.7 35kV华润宁边光伏电站4.8 35kV华润宁边光伏电站4.9 35kV华润宁边光伏电站35kV华雨线371断路器间隔一、二次设备;35kV母线一、二次设备；35kV

5、1号站用变；35kV 1号无功补偿装置一、二次设备；35kV 1号集电线路一、二次设备；35kV 2号集电线路一、二次设备；#1#20方阵相关一、二次设备；4.10 35kV华润宁边光伏电站远动装置;4.11 35kV华润宁边光伏电站电能量计量系统 5、光伏电站启动试运行前的联合检查5.1协调联系制度各单位的协调联系制度已建立、落实。5.2 机电设备安装、检查、试验记录投运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。5.3试运行环境要求5.3.1 各层地面已清扫干净，无障碍物。5.3.2 临时孔洞已封堵，电缆沟盖板就位。5.3.3 各部位和通道的

6、照明良好。534 各部位与指挥机构的通信方式完备；联络、指挥信号正常。535 各部位设备的标识已经安装完成并核对正确。536 各运行设备已可靠接地。537 与试运行有关的图纸、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。538 部位与施工部位已隔离，运行设备和运行部位均有相应的安全标志。5.4 35kV雨霏变35kV华雨线352断路器5.4.1 土建、设备安装结束，安全措施全部拆除。5.4.2 待投运设备清扫整洁，布局合理，施工工艺满足相关规程规定，各杆塔 编号完整。5.4.3 设计相关图纸、设备厂家资料齐全。5.4.4 站内设备厂家试验数据、设备质量均符合国家相关规程规定

7、。5.4.5 相关线路设备试验完毕，记录齐全，试验数据，设备质量符合国家相关 规程规定。5.4.6 经工程验收组验收检查合格，具备带电条件。5.4.7 核实35kV雨霏变变电站所有申请投运的一次设备及相应二次监控、保护、 信号、测量等设备已安装、调试完毕。5.4.8 核对一次设备编号与调度下达编号图一致。5.4.9 核实35kV雨霏变涉及本次投运的所有设备安装完毕、试验、验收合格， 所有断路器处断开位置，隔离开关及接地开关处拉开位置，所有投运设备上无人 员工作，与投产设备相关临时安全措施全部拆除，具备投运条件。5.4.10 所有申请投运设备投产前经验收合格，具备投运条件。5.4.11 投运前核

8、实35kV雨霏变定值按保护要求设置并投入使用，并且保护定 制须满足“逐级配合”要求。5.4.12 本次所有投运设备保护及二次设备整组传动正确。5.4.13 检查CT二次不开路、PT二次不短路，满足“反措”要求。5.4.14 检查核实线路无安措，并遥测绝缘满足国家相关规程规定。5.5 35kV华雨线线路5.5.1 线路施工完成，已经验收合格5.5.2 塔架接地电阻已经测试，满足标准要求。5.5.3 1号塔架与371断路器之间高压电缆试验合格。安装完成，验收合格。5.5.4 线路安全措施已全部拆除，物理核相正确，线路绝缘检查合格。5.5.5 华雨线路保护装置联调完成，传动正确。故障信息上传综合自动

9、化系统 正确。5.5.6 保护装置已按调度下达的定值设置完毕。5.6开关站设备5.6.1 光伏电站开关站所有引线全部安装完毕，连接可靠正确；5.6.2 光伏电站开关站35kV出线设备已与线路连接；5.6.3 光伏电站开关站安装调试完毕，试验合格；5.6.4 PT、CT校验合格，接线正确；5.6.5 记录避雷器初始动作次数；5.6.6 防火措施已完成，消防设施已配置齐全；5.6.7 光伏电站升压站出线设备接地连接可靠；5.6.8 柜门关闭上锁。5.7无功补偿5.7.1 SVGS备安装完成；5.7.2 SVG设备静态调试完成，检查各部正常；5.7.3 无功补偿装置与监控系统的通讯正常；5.7.4

10、各受电一次设备绝缘电阻测量合格；5.7.5 各项试验完毕，检验合格，具备带电条件；5.7.6 防火措施已完成，消防设施已配置齐全；5.7.7 无功补偿装置与主接地网连接可靠；5.7.8 柜门关闭上锁。5.8 35kV开关柜检查5.8.1 35kV高压开关柜内所有配电全部安装完成；5.8.2 35kV高压开关柜各保护装置定值整定完毕，动作正确；5.8.3 35kV高压开关柜PT、CT二次回路接线正确；5.8.4 35kV高压开关柜各项试验数据合格；5.8.5 35kV高压开关柜各开关操作正常，信号正常；5.8.6 35kV计量二次回路接线正确；5.8.7 防火封堵已完成，消防设施已配置齐全；5.

11、8.8 35kV开关柜室接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；5.8.9 柜门关闭上锁。5.9箱式变压器检查5.9.1 箱式变压器安装完成；5.9.2 箱式变压器按国家标准完成全部试验，各项试验数据符合要求；5.9.3 箱式变压器油位正常；5.9.4 箱式变压器分接开关位置正确；5.9.5 箱式变压器高压侧负荷开关操作正常，位置信号正确；5.9.6 箱式变压器高压侧熔断器已投入，并正常；5.9.7 箱式变压器低压侧开关现地、远方操作正常，位置信号正确；5.9.8 箱式变压器测控保护装置工作正常，且与监控系统通讯正常；5.9.9 防火封堵已完成，消防设施已配置齐全；5.9.10 箱式变压器接地

12、与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；5.9.11 柜门关闭上锁。5.10逆变器检查5.10.1 逆变器设备安装完成；5.10.2 逆变器连接回路检查正常；5.10.3 检查逆变器参数设置正确、静态调试完成；5.10.4 逆变器保护测控装置与监控通讯正常，数据上传完整、准确；5.10.5 逆变器交直流侧开关分合正常、位置信号正确；5.10.6 防火封堵已完成，消防设施配置齐全；5.10.7 接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；5.10.8 柜门关闭上锁。5.11 直流柜检查5.11.1 直流柜安装完毕；定值正5.11.2 直流柜内的输入输出回路短路保护和过电流保护装置功能正常, 确；5.11

13、.3 汇流箱至直流柜、直流柜至逆变器电缆连接可靠，接线正确；5.11.4 直流开关检查正常，手动分合正常；5.11.5 直流柜开关位置信号与监控系统信号一致；5.11.6 防火封堵已完成，消防设施配置齐全；5.11.7 接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；5.11.8 柜门关闭上锁。5.12汇流箱检查5.12.1 汇流箱安装完毕；5.12.2 检查各支路至汇流箱连线连接可靠；5.12.3 电池组串开路电压、对地电压已测试完毕且合格；5.12.4 投入熔断器前检查每个支路电压及不平衡电压、极性正确；5.12.5 汇流箱内各支路熔断器检查正常；5.12.6 汇流箱开关定值整定正确；5.12.7

14、 汇流箱通讯地址码设置正确，与监控数据柜通讯正常，上传至监控的信 息完整、准确；5.12.8 防火封堵已完成，消防设施配置齐全；5.12.9 接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；5.12.10 柜门关闭上锁。5.13 光伏发电单元电池组件检查5.13.1 电池组件安装完毕；5.13.2 电池组件的外观检查符合要求；5.13.3 电池组件开路电压、对地电压、短路电流、功率已测试完毕且合格；5.13.4 电池组串连接符合子阵电气接线设计，各MC4插头之间连接可靠；5.13.5 电池组件表面无异物；5.13.6 组件与支架已可靠连接，连接螺栓已紧固；5.13.7 电池组件已可靠接地。5.14 电

15、池板支架检查5.14.1 支架的倾角及水平度均符合设计要求；5.14.2 支架已可靠接地；5.14.3 与基础连接可靠；5.14.4 支架各部连接螺栓连接紧固可靠。5.15外来电源系统检查外来电源变压器至继保室交流电源柜已带电运行，工作正常；确认各保护装置已按要求投入运行。5.16 电缆检查5.16.1电缆敷设完毕；5.16.2 电缆与接线端连接紧固无松动；5.16.3 电缆绝缘良好，标识标牌齐全完整；5.16.4 高压电缆高压试验已完成并合格；5.16.5 防火封堵已完成，消防设施配置齐全；5.16.6 电缆屏蔽接地满足要求。5.17交、直流电源系统检查5.17.1 交、直流电源系统各盘柜安

16、装完成；5.17.2 直流整流装置、控制装置及蓄电池调试完成，工作正常；5.17.3 UPS装置调试完成，工作正常；5.17.4 与监控的通讯已正常；5.17.5与启动并网有关的负荷开关已正常投入；5.17.6 防火封堵已完成，消防设施配置齐全；5.17.7 接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；5.17.8 柜门关闭上锁。5.18 接地5.18.1 全场地网接地电阻、跨步电压、接触电压已测试完毕，测试结果满足设 计要求；5.18.2 各子系统之间的接地导通电阻测试合格；5.18.3 所有设备已可靠接地；5.18.4 二次等电位接地网安装完成，并在二次盘室可靠一点接地，检测合格。5.19保护

17、装置5.19.1 35KV线路保护装置安装、调试完成；5.19.2 各35KV回路保护装置安装调试完成，定值已按照下发的定值单整定完 毕，并核对无误，各保护装置运行正常；5.19.3 各保护装置保护传动试验完成，联调正常；5.19.4 与监控系统对时正常；5.19.5 防火封堵已完成，消防设施配置齐全；5.19.6 接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地。5.20 监控系统检查5.20.1 监控系统设备安装完成；5.20.2 监控系统设备安装调试完成，工作正常；5.20.3 监控系统UPS装置工作正常；5.20.4 监控系统与逆变器、箱变、35KV开关柜、汇流箱、交直流电源系统、计 量系统、3

18、5KV设备开入量、开出量、模拟量、通信信息传输检查完毕，传输正 确；5.20.5 相关设备遥信、遥测显示正常，遥控操作开关动作正确，逆变器遥调动 作正确；5.20.6 GPS对时系统、北斗对时系统安装完毕，与相关设备对时正常，并投入 使用；5.20.7 监控系统与调度数据交换正常；5.20.8 防火封堵已完成，消防设施配置齐全；5.20.9 接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；5.20.10 柜门关闭上锁。5.21 通讯系统检查5.21.1 交换机、通讯系统电源设备、光传输设备、综合配线柜安装完成；5.21.2 交换机、通讯系统电源设备、光传输设备、保安配线柜及综合配线柜安 装调试完成，检

19、查合格；5.21.3 光伏电站与对侧变电站通信畅通，自动化系统等信息能准确传至调度， 满足电网调度、远动、继电保护、计费系统、厂内生产调度和行政管理需要；5.21.4 防火封堵已完成，消防设施配置齐全；5.21.5 接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；5.21.6 柜门关闭上锁。5.22消防及火灾报警设施5.22.1消防系统设备按要求设置，具备投运条件；5.22.2 各部位消防器材已配置齐全；5.22.3综合楼、35kV配电室等各部位火灾报警及消防设备已安装完成，火灾探 测器已检验合格，可以投入使用；5.22.4 电缆已敷设完工的盘柜孔洞、电缆洞、母线洞、电缆管口已用防火材料 可靠封堵，电

20、缆防火涂料涂刷完毕；5.22.5 相关区域的火灾报警与联动控制系统安装调试合格，火灾探头动作准 确，联动控制动作正确；5.22.6 安全疏散指示安装完毕、检查合格。5.23 其它项目检查5.23.1 关口电能表已校验、安装接线正确，并经电力计量部门验收合格，电量 自动采集终端安装、调试完毕；5.23.2 远传系统数据传送正常，与调度对点完成；5.23.3 光功率预测系统、光功率控制系统安装调试完毕，与监控系统通讯正常；5.23.4 安全稳定控制装置安装调试完毕，传动试验完成，动作可靠正确，与监 控系统信息传输正常；5.23.5 接地与主接地网可靠连接，各设备可靠接地；5.23.6 柜门关闭上锁

21、。& 光伏发电站反送电试验6.1 35kV华雨线352断路器间隔及35kV华雨线带电试验6.1.1 试验内容及目的、禾I用系统电压对35kV华雨线352断路器间隔及35kV华雨线进行全电 压五次冲击试验；、检查35kV华雨线352断路器间隔及35kV华雨线在冲击合闸情况下的 机械强度及绝缘性能；(3) 、35kV华雨线352断路器间隔及35kV华雨线带电；6.1.2 试验准备（1）、华雨线断路器352在分位，隔离开关3521和3526在分位，接地开关 35217、35260、35261 在分位。（2）、华雨线路PT在工作位置。（3）、华雨线路避雷器在工作位置。（4）、华雨线路断路器371在分位

22、，隔离开关3716和3711在分位，接地开 关37167和37117在分位。6.1.3 试验步骤（1）、投入线路差动保护、投入线路距离保护、投入线路零序保护、退出 重合闸（2）、核实35kV雨霏变35kV华雨线352间隔所有接地刀闸、隔离开关在拉 开位置，断路器在断开位置。（3）、合上35kV雨霏变35kV华雨线3521、3526隔离开关。（4）、合上35kV雨霏变35kV华雨线352断路器，对35kV 35kV华雨线冲击 五次（时间间隔为五分钟），每次冲击正常后，检查二次回路接线、电压、相序正 确。冲击五次正常后，35kV华雨线35kV华雨线352断路器间隔处运行状态。6.2 35kV设备带

23、电6.2.1 试验内容及目的（1）、利用系统电压对35kV设备进行五次全电压冲击试验；（2）、检查35kV设备在冲击合闸情况下的机械强度与绝缘性能；（3）、35kV设备带电。6.2.2 试验准备（1）、检查35kV设备断路器均在断开位置；（2）、检查35KV母线PT接线正确；（3）、确认系统侧断路器在断开位置。6.2.3 35kV设备带电（1）、合上35kV母线PT隔离刀闸；（2）、合上隔离刀闸，确认隔离刀闸在合位，汇报调度及现场投运总负责人；（3） 、用系统侧断路器对35kV设备按“合位10min-分位10min-合位5min分位10min合位5min分位10min合位5min分位10min

24、合位”的 顺序，进行5次全电压冲击；(4) 、每次冲击后检查PT柜、接地变、35KV母线工作情况；(5) 、五次全电压充电后，全面检查 35KV母线带电正常，汇报调度及现场 投运总负责人；(6) 、核对系统侧母线PT和35KV母线PT二次侧相位、幅值正确；(7) 、35KV母线投入运行。6.3 站变冲击试验6.3.1 利用系统35KV电压对站用变进行五次全电压冲击试验；6.3.2 通过35KV母线对站用变带电；6.3.3 站用变档位已正确投入，在此档位直阻、变比测试合格；6.3.4 站用变保护投入，装置工作正常；6.3.5 确认站用变35KV侧断路器、隔离开关在断开位置，接地开关在断开位置；6

25、.3.6 确认站用变35KV侧开关在断开位置；6.3.7 合上隔离开关，确认隔离开关已合上；6.3.8 合上开关，用断路器对站用变按“合位10min分位10min合位5min 分位10min合位5min分位10min合位5min分位10min合位”的顺序， 进行5次全电压冲击；6.3.9 每次冲击检查站用变本体无异音，各部正常，温升正常；6.4箱式变压器带电6.4.1 试验目的(1) 、通过35KV开关柜开关对35KV箱式变压器进行冲击试验；(2) 、35KV箱式变压器投入运行。6.4.2 试验准备(1) 、确认箱变油位正常，箱变已排气，压力释放阀保护罩锁定装置已拆除；(2) 、确认箱变分接开

26、关档位均在三档；(3) 、确认测控装置与监控系统通讯正常，上位机画面显示正确；(4) 、确认35KV开关柜开关在分位；(5) 、确认箱变高压侧负荷开关均在分位；643 35kV箱式变压器冲击试验(1) 、合上箱式变压器高压侧负荷开关，确认负荷开关在合位；(2) 、检查升压站35kV开关柜开关在合位；(3) 、通过升压站35kV开关柜开关对场区箱式变压器进行冲击试验；(4) 、检查场区箱式变压器带电正常；(5) 、检查场区箱式变压器低压侧电压正常；(6) 、拉开升压站35kV开关柜开关，确认35KV开关柜开关在分位；(7) 、对场区箱式变压器进行全面检查，检查各部位无异常；(8) 、重复上述步骤

27、，对场区箱式变压器进行第二次全电压冲击，每次冲 击间隔时间不少于五分钟；(9) 、拉开场区箱式变压器高压侧负荷开关，确认负荷开关在分位；(10) 、按照上述步骤，依次对场区箱式变压器进行两次全电压冲击；(11) 、合上场区箱式变压器高压侧负荷开关， 检查高压侧负荷开关在合位；(12) 、合上升压站35kV开关柜开关，确认升压站35KV开关柜开关在合位;(13) 、通过升压站35kV开关柜开关对场区箱式变压器进行一次全电压冲击 试验，记录冲击电流；(14) 、检查场区箱式变压器带电正常；(15) 、检查场区箱式变压器低压侧电压正常，相序正确；(16) 、场区箱式变压器投入运行。6.5逆变器交流侧

28、带电试验6.5.1 试验目的(1、通过场区箱变对子阵内的逆变器交流侧进行充电， 检查设备工作情况;(2) 、子阵内的逆变器交流侧带电。6.5.2 试验准备(1) 、箱变已带电运行。(2) 、确认子阵内的逆变器交流开关在分位；(3) 、确认子阵内的逆变器直流开关在分位；(4) 、确认子阵内的逆变器启动控制开关在“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。6.5.3 逆变器交流侧带电试验(1) 、合上箱变低压侧开关；(2) 、检查箱变低压侧至子阵内的逆变器交流侧电缆带电正常；(3) 、检查子阵内的逆变器交流开关下侧

29、交流电幅值、相序正确；(4) 、合上子阵内的逆变器交流开关；(5) 、检查子阵内的逆变器显示器显示正确，工作正常；(6) 、对子阵内逆变器软、硬件设备进行检测、检查；(7) 、检测子阵内逆变器电网电压的三相不平衡偏差值。7、光伏电站正充电试验7.1 试验目的(1) 、通过汇流箱、直流汇流柜对子阵内的逆变器直流侧进行充电，检查设 备工作情况；(2) 、子阵内的逆变器直流侧带电运行。7.2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) 、检查子阵汇流箱至直流柜各支路极性正确，电压正常；(3) 、确认子阵汇流箱内负荷开关在“分”位；(4) 、确认

30、子阵内直流汇流柜负荷开关均在“分”位；(5) 、确认各支路电缆绝缘合格。7.3逆变器直流侧带电试验(1) 、分别合上子阵汇流箱内负荷开关；(2) 、检查子阵汇流箱至直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) 、合上子阵直流柜内负荷开关；(4) 、检查子阵逆变器直流开关下侧电压正常；(5) 、合上子阵逆变器直流开关；（6）、检查子阵逆变器显示无异常报警信号，各测量数据显示正确。7.4光伏电站正核相试验741 试验目的检查电站侧电压互感器与线路测电压互感器相序。7.4.2 试验准备（1）、光伏发电站反送电试验、正充电试验完成。（2）、35KV进、出线侧断路器、接地刀闸在

31、“分”位。7.4.3 电站核相试验（1）、合上汇流箱内负荷开关；（2）、合35KV进线侧断路器，35KV母线断路器，35KV母线带电运行。（3）、测量35KV侧母线电压相位应一致。7.5逆变器并网试验7.5.1 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。7.5.2 试验准备（1） 、观测人员到逆变器室、箱变处、35KV开关柜室、中控室就位，并保 持安全距离，保持通信畅通；（2）、检查逆变器、汇流箱、箱变与监控系统通讯正常，上传数据准确。7

32、.5.3 逆变器并网试验（1）、分别将子阵逆变器启动控制开关置“启动”位；（2）、检查逆变器启动并网成功；（3）、检查逆变器、箱变、35KV设备及出线设备均正常；（4）、检查35KV开关柜、箱变内CT极性正确；（5）、检查逆变器并网状态在监控上位机显示正确；（6）、检查逆变器动态数据在监控上位机上显示正确。7.5.4 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

33、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”。（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保护功能人为接反逆变器交流侧电源相序，检测逆变器保护功能。（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

34、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-9th4.02n d-10th1.011th-15th2.012th-16th0.5（10）、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土 3%（11）、电压不平衡度测试光伏电站并网运

35、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。（14）、有功功率、无功功率调节分别通过液晶显示屏和远程监控系统进行设置功率因数的大小， 功率因数在 0.9范围内可调。（15）、正、负极性反接保护模拟正、负极性反接，逆变器不工作，恢复极性正接后正常。7.6并网后各系统的检查7.6.1 检查监控系统数据采集正常。7.6.2

36、 检查箱式变压器、逆变器、汇流箱、直流柜运行温度，以及电缆连接处、 出线隔离开关触头等关键部位的温度。7.6.3 检查箱变、汇流箱、逆变器动态数据在监控上位机上显示正确。7.6.4 检查汇流箱、直流柜、逆变器、箱变、35KV开关柜运行正常。7.6.5 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。7.6.6 检查电站电能质量状况：电压不平衡度平衡度不应超过2%短时不得超过4%频率偏差不应超过土 0.2Hz。767 全面核查电站各PT CT的幅值、相位及极性。768 全面检查

37、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。769 全面检查监控系统与各子系统、装置的上传数据。7.6.10 检查与调度通讯、传送数据等正常。8、并网光伏电站连续试运行8.1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。8.2执行正式值班制度，全面记录运行所有参数。8.3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。8.4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。8.5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。9、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。10、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。11、试运行安全保证措施11.1试运行工作在启动验收