光伏项目系统调试方案

光伏项目系统调试方案

1检验前的准备工作

1、检查装置的原理接线图（设计图）及与之相符合的二次回路安装图，电

缆敷设图，电缆编号悭，断路器操动机构图，电流、电压互感器端子箱图及二次

回路分线箱图等全部图纸以及成套保护、自动装置的原理和技术说明书及断路器

操动机构说明书，电流、电压互感器的出厂试验农告等。

2、根据设计图纸，到现场核对所有装置的安装位置是否正确。

3、对装置的整定试验，应按有关继电保护部门提供的定值通知单进行。工

作负责人应熟知定值通知单的内容，核对所给的定值是否齐全，所使用的电流、

电压互感器的变比值是否与现场实际情况相符合。

4、继电保护检验人员在运行设备上进行检验，作时，必须事先取得升压站

技术负责人的同意，遵照电业安全工作相关规定履行工作许可手续，并利用专用

的连接片将装置的所有出口回路断开之后，才能进行检验工作。

5、检验现场应提供安全可靠的检修试验电源，禁止从运行设备上接取试验

电源。

6、检查装设保护和通信设备室内的所有金属结构及设备外壳均应连接等电

位地网。

7、检查装设静态保护和控制装置屏柜下部接地铜排已可靠连接于等电位地

网。

8、检查等电位接地网与场、站主接地网紧密连接。

2系统调试内容

2.1光伏组串调试

光伏组串调试见表。

光伏组串调试内容

序号光伏组串调试内容

1同一时间测试的相同组串之间的电压偏差不应大于5V。

2组串电缆温度应无超常温的异常情况，确保电缆无短路和破损。

序号光伏组串调试内容

直接测试组串短路电流时，应由专业持证上岗人员操作并采取相应

3

的保护措施，防止拉弧。

在并网发电情况下，使用钳形万用表对组串电流进行检测，相同组

4

串间电流应无异常波动或差异。

逆变器投入运行前，宜将逆变单元内所有光伏组串均测试完成并投

5

入。

6光伏组串测试完成后，应按照一定的格式填写记录。

2.2逆变器调试

1、逆变器的调试工作由生产厂家配合进行。

2、逆变器控制回路带电时，应对其作如下检查：工作状态指示灯、人机界

面屏幕显示应正常；人机界面上各参数设置应正确；散热装置工作应正常。

3、逆变器直流侧带电而交流侧不带电时，应进行如下工作：测量直流侧电

压值和人机界面显示值偏差应在允许范围内；检查人机界面显示直流侧对地阻抗

值应符合要求。

4、逆变器直流侧带电、交流侧带电，具备并网条件时，应进行如下工作：

测量交流侧电压值和人机界面显示值之间偏差应在允许范围内；交流侧电压及频

率应在逆变器额定范围内，且相序正确；具有门限位闭锁功能的逆变器，逆变器

盘门在开启状态下，不应做出并网动作。

5、逆变器并网后，出现下列测试情况下，逆变器应跳闸解列：

具有门限位闭锁功能的逆变器，开启逆变器盘门；逆变器网侧失电；逆变器

直流侧对地阻抗高于保护设定值；逆变器直流输入电压高于或低于逆变器设定的

门槛值；逆变落直流输入过电流；逆变器线路侧电压偏出额定电压允许范围；逆

变器线路频率超出额定频率允许范围；逆变器交流侧电流不平衡，超出设定范围。

6、逆变器监控功能调试应符合下列要求：

（1）监控系统通信地址应正确，通信良好并具有抗干扰能力；（2）监控系

统应实时准确反映逆变器的运行状态、数据和各种故障信息；（3）具备远方启、

停及调整有功输出功能的逆变器，应实时响应远方操作，动作准确可靠。逆变器

调试内容见表。

逆变器调试内容

序号调试项目技术要求及调试内容

设备安装

1设备安装应牢固可靠，无划伤。

情况

连接线情况

2连接线具有明确标识，接线牢固可靠，无松动。

检查

连接线绝缘

3进线、出线对地阻值大于10兆欧，无碰壳现象。

阻值检查

设备接地阻

4接地电阻不应大于4欧(或符合设计要求)。

值检查

电网正常时，直流电压大于启动电压，等待1-5分钟

逆变器启

左右逆变器启动运行；当交流侧功率小于500W连续1()

5动、停机、

分钟机器待机；通过LCD上操作按键，执行启停机命令，

待机试验

逆变器能正常启停机。

紧急停机

6触动紧急停机按钮，机器立即停止工作。

测试

防孤岛效应

7电网失电，逆变器应在0.2秒内停止输出。

保护

2.3绝缘电阻测试

绝缘电阻的测试在太阳能光伏发电系统施工安装完毕准备开始运行前、运行

过程中的定期检查时以及确定出现故障时进行。绝缘电阻测试主要包括对光伏方

阵以及逆变器系统电路的测试。当光伏方阵输出端装有避雷器时，测试前要将避

雷器的接地线从电路中脱开，测试完毕后再恢复原状。绝缘电阻测测试见表。

绝缘电阻测定标准

序号对地电压V绝缘电阻值MQ

1W15020.1

2150-30020.2

3>30020.4

逆变器绝缘电阻测试包括输入电路的绝缘电阻测试和输出电路的绝缘电阻

测试。在进行输入和输出电路的绝缘电阻测试时，并分别短路直流输入电路的所

有输入端子和交流输出电路的所有输出端子，然后分别测量输入电路与地线间的

绝缘电阻和输出电路9地线间的绝缘电阻。

2.4绝缘耐压的测试

绝缘耐压测试测量光伏方阵电路和逆变器电路的绝缘耐压值。测量的条件和

方法与上面的绝缘电阻测试相同。

在进行光伏方阵电路的绝缘耐压测试时，将标准光伏方阵的开路电压作为最

大使用电压，对光伏方阵电路加上最大使用电压的1.5倍的直流电压或1倍的交

流电压，测试时间为lOmin左右，检查是否出现绝缘破坏。绝缘耐压测试时一般

要将防雷器等避雷装置取下或者从电路中脱开，然后进行测试。

在对逆变器电路进行绝缘耐压测试时，测试电压与光伏方阵电路的测试电压

相同，测试时间为lOmin,检查逆变器电路是否出现绝缘破坏。

2.5接地电阻的测试

接地电阻使用接地电阻计进行测量，接地电阻计还包括一个接地电极引线以

及两个辅助电极c测试时使接地电极与两个辅助电极的间隔各为20m左右，并

成直线排列。将接地电极接在接地电阻计的E端子上，辅助电极接在电阻计的P

端子和C端子上，测出接地电阻值。

2.6二次系统调试

二次系统调试内容主要包括：计算机监控系统、继电保护系统、远动通信系

统、电能量信息管理系统、不间断电源系统、二次安防系统等。二次系统调试内

容见表。

二次系统调试内容

序

项目调试内容

号

1、计算机监控系统设备的数量、型号、额定参数应符合

设计要求，接地应可靠；

计算机监2、遥信、遥测、遥控、遥调功能应准确、可靠；

1控系统调3、计算机监控系统防误操作功能应准确、可靠；

试4、计算机监控系统定值调阅、修改和定值组切换功能应

正确；

5、计算机监控系统主备切换功能应满足技术要求。

继电保护1、调试时可按照《继电保护和电网安全自动装置检验规

2系统调试程》相关规定执行；

调试2、继电保护装置单体调试时，应检查开入、开出、采样

序

项目调试内容

号

等元件功能正确，且校对定值应正确；开关在合闸状态下模拟

保护动作，开关应跳闸，且保护动作应准确、可靠，动作时间

应符合要求；

3、继电保护整组调试时，应检查实际继电保护动作逻辑

与预设继电保护逻辑策略一致：

4、站控层继电保护信息管理系统的站内通信、交互等功

能实现应正确：站控层继电保护信息管理系统与远方主站通

信、交互等功能实现应正确：

5、调试记录应齐全、准确。

1、远动通信装置电源应稳定、可靠：

2、站内远动装置至调度方远动装置的信号通道应调试完

远动通信毕，且稳定、可靠；

3

系统调试3、调度方遥信、遥测、遥控、遥调功能应准确、可靠，

且应满足当地接入电网部门的特殊要求；

4、远动系统主备切换功能应满足技术要求。

1、电能量采集系统的配置应满足当地电网部门的规定：

2、光伏电站关口计量的主、副表，其规格、型号及淮确

度应相同，且应通过当地电力计量检测部门的校验，并出具报

电能量信告：

息管理系3、光伏电站关口表的CT、PT应通过当地电力计量检测

4

统部门的校验，并出具报告；

调试4、光伏电站投入运行前，电度表应由当地电力计量部门

施加封条、封印；

5、光伏电站的电量信息应能实时、准确地反映到当地电

力计量中心。

I、不间断电源的主电源、旁路电源及直流电源间的切换

不间断电

功能应准确、可靠，且异常告警功能应正确；

5源系统调

2、计算机监控系统应实时、准确地反映不间断电源的运

试

行数据和状况。

1、二次系统安全防护应主要由站控层物理隔离装置和防

二次系统

火墙构成，应能够实现自动化系统网络安全防护功能；

6安全防护

2、二次系统安全防护相关设备运行功能与参数应符合要

调试

求；

序

项目调试内容

号

3、二次系统安全防护运行情况应与预设安防策略一致。

2.7其他电气设备调试

1、电气设备基本试验，见表。

电气设备基本试验

序

基本试验项技术要求

号

直流电阻测被测电值大于10。以上，使用单臂电桥；小于10。，使

1

量用双臂电桥。

100V以下的电气回路，采用250V兆欧表；100s500V

绝缘电阻和

2吸收比的试的电气回路，采用500V兆欧表；5OO-3OOOV的电气回路，采

验用I000V兆欧表：3000-10000V的电气设备或回路，采用

2500V兆欧表。

2、电力电缆试验，见表。

电力电缆试验

序

调试步骤调试方法及注意事项

号

高压电缆的

1绝缘电阻测测量的绝缘电阻值应满足规范要求-

试