光伏电站设备调试方案

2)调试监控中心内设备，达到参数设置正确、性能调试正常，以保证并网后运行组长：A(电力建设第三工程公司)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。5.2监督小组组长：E(咨询有限公司)副组长：F(光伏电站管理部)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。(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；电体及兆欧表表笔；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，试验回路及有有一定的停留时间，以避开吸收电流；开电流，查明原因并详细记录，待妥善处理后，断开电流，查明原因并详细记录，待妥善处理后，2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。6.设备调试结束后，做好设备防护。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。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。“三误”事故的发生。8光伏组件系统(组件、汇流箱)调试(6)已送电设备挂“设备已带电”标识牌。工程名称汇流箱编号：测试日期：天气情况：一、组串序号型号组串编号组串开路电压地、+-间)测试时间123456789二、电缆1+对地、-对地、+-间序号名称1单个组串使用万用表直流电压档位测量组件串电压差值在5%以内2电流差值在5%以内34阻值测试测试方阵负极对地的绝缘电阻值，然后测试最小绝缘电阻值需≥1MΩ9箱变调试9.1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。9.2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(4)绕组绝缘电阻、吸收比测试(5)交流耐压试验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)9.3冲击试验额定电压下冲击合闸试验，油变5次，每次间隔5min。10逆变器调试10.1一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。10.2二次回路检查(1)检查二次回路绝缘：500V摇表测量绝缘电阻，阻值不应小于0.5MQ。(2)检查逆变器系统内所有二次接线，符合设计要求。10.3并网逆变器调试10.3.1逆变器未带电调试内容：(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)。10.3.2逆变器带电调试内容：(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10.4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调试检查项目调试结果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I/0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)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测试结果(动态调试实时运行数据逆变器运行数据：电压(V)a相电流电压(V)电流电压(V)c相电流电压(V)流(A)输出功率(kW)计量精度直流侧交流侧液晶屏显示、操作急停测试讯正常使用方签字：调试人员签字：1)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；2)检查直流电流之间正负极性连接是否正确；4)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6)检查浮充电装置是否正常。2)监视直流母线(含合闸母线和控制母线)的电压值是否正常；3)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。11.2UPS系统1)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3)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。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(3)完成监控后台的画面制作。(5)完成站内数据与调度的通讯。(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。11.6AGC系统(1)接口测试：逆变器接口、升压站综自接口、调度接口。(4)全站与调度主站联调。接口测试动作、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]遥调；AGC接口。当前工作点同上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。(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。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表示整个电站向电网输送的有功功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：名称范围量纲说明计划曲线或实时指令遥调遥测遥测遥测遥测光伏电站AGC远方功能投退遥信光伏电站AGC功能投入遥信11.6.3AGC逻辑功能测试(1)AGC调节启动条件测试测试项目出压板测试退出AGC功能压板，闭锁AGC自动调节功能(1)画面按钮投入、退出AGC(2)调度下发指令投入、退出AGC压板上AGC压板功能正常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调节值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逆变器投入/退出AGC调板，则该逆变器不参与AGC调节画面投退逆变器AGC调证了画面上投退单台逆变器的AGC调节功能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，然后将预期预期当人为模拟调度下发有功功率目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在投入全站逆变器的AGC压板后，调节动作准确有功功率控制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,功测试项目国标的要求功值较大偏差，检验功率变化率率死区上下限均为0.3MW,经过测上升响应速度电站下发启动指令，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)经过测试测出有功功率调节上升响应速度为1MW/min下降响应速度电站下发停机指令，测量光伏电站接受指令后的有功功率变化，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)经过测试测出有功功率调节下降响应速度为1MW/min调节精度伏电站输出功率为当前有功功率输出的25%、50%、75%和100%,测量光伏电站接受指令后的有功功率变化，记录有功功率变化数据和变化曲线。根据指令和实际值计算获得调节偏差。(单位测试项目与调度主站通讯连遥测，遥信信号能否上送主站，主站遥调能否下发正常1.投入全站开环压板，避免接口联调期间的错误遥调被AGC系统执行，造成用户经济损失口表中遥测，遥信数3.主站下发遥调，看子站能否正确接受，3.主站下发遥调，看子站能否正确接受，与调度主站核对上送的遥信，遥测无误，遥测数据的量纲已向调度主站说明调度主站下发的遥调值能够被准确接受和动作调度主站非实时调调度下发的调度计划测试项目度计划曲线接收和曲线能否被接收和解析服务器获取调度计划曲线并解析该曲线内容功率预测服务器获取之后发送到AGC服务器，AGC服务器解析调度计划曲线，整个过程确认无误测试AGC系统调节效果1.投入AGC远方状态板，所有逆变器AGC功能压板投入，退出AGC开环压板。2.调度主站下发全站有功功率目标值，每个目标值保持时间为