光伏电站设备调试方案

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》GB50150-2006。Q/SPS22。三、调试目标性能，保证设备顺利并网、安全稳定运行。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、设备厂家人员协调解决出现问题。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）员培训、调试监督、验收把关。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。场人员离开高压试验区域。人员应注意力集中，监护人大声呼唱，传达口令应清晰准确。地后方可进行检查。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。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。序号名称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。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。技能。发生疑问时应立即停止操作。工作器具。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一次回路连接是否正确。组件串检查并取下汇流箱内各回路保险。做好记录。并测量汇流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：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)MΩ1123456789101112二、电缆1汇流箱-直流柜+对地、-对地、+-间MΩ3.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≥1MΩ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（JD2520B变比及极性测试选择档位进行测量，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（2500V）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（100kV变压器，2500V3.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、逆变器调试一次回路连接线检查是否正确。二次回路检查检查二次回路绝缘：500V0.5MΩ。3.并网逆变器调试未带电调试内容：地短路（用万用表通断档测量。地短路（用万用表通断档测量。带电调试内容：方阵子系统调试270-350V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（合上逆变器直流侧输入断路器，顺序不能反)。防雷配电柜。直流防雷配电柜内输出断路器送电至逆变器柜直流侧。逆变器静、动态调试记录并做好记录。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

调试结果检查直流侧、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静态调 电压、极性检试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

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技术要求检查内容逆变器运行数据：a-b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试 液晶屏显示、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500V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；20KΩ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）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.自诊断和显示功能能发出声光报警。二、UPS绝缘检查500VUPS电阻；UPSUPS故障显示。检查如下显示是否正常，故障报警是否正确。UPSUPS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；UPS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400V器等电气设备的一次回路连接是否正确。二次回路检查0.5MΩ。400V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务器已经能通过公网从气象中心下载数值天气预报数据。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。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。102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。PCS97002.监控系统调试项目Pcs9700Pcs9700Pcs9700Pcs9700Pcs9700现场直流屏、电量采集器接入后台。Pcs9700现场后台正确关联二次室开关及子阵箱变低压侧开关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全站站内调试。2.AGC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。序有正确的输入。逆变器接口测试AGC测试方法AGCAGC置，并且遥控命令的动作、遥调命令的数值正确无误。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AGC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经济运行工作点上限]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AGC制总信号有功功率kW逆变器输出有功功率实时值测试目的：AGC测试方法：AGC无误。测试内容：名称范围名称范围量纲说明光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的控制目标调度接口测试AGC测试方法：在子站段执行AGCAGC在主站下发AGC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逻辑功能测试测试项目测试目标测试方法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AGC值则不做AGC调节调节启动判别AGCAGC测试项目测试目标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/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。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 调节动作准验证站内AGC是否能够正确跟全站闭环测试 调度的有功功限制指令、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

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（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项目测试目标测试方法测试标准1.投入全站开环压板，避免接口联调期间的错误遥调被AGC与调度主站核对上送的遥遥测，遥信信号能否系统执行，造成用户信，遥测无误，遥测数据的与调度主站通讯连上送主站，主站遥调经济损失量纲已向调度主站说明接及