太阳电池方阵光伏发电项目设备和系统调试方案.doc

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1、太阳电池方阵光伏发电项目设备和系统调试方案1、光伏组串调试前具备以下条件：（1）光伏组件调试前所有组件应按照设计文件数量和型号组串并接引完毕。（2）汇流箱内防反二极管极性应正确。（3）汇流箱内各回路电缆接引完毕，且标示清晰、准确。（4）调试人员应具备相应电工资格或上岗证并配备相应劳动保护用品。（5）确保各回路熔断器在断开位置。（6）汇流箱及内部防雷模块接地应牢固、可靠，且导通良好。（7）监控回路应具备调试条件。（8）辐照度宜大于700W/的条件下测试，最低不应低于400W/。1.2、光伏组串调试检测应符合下列规定：（1）汇流箱内测试光伏组串的极性应正确。（2）同一时间测试的相同组串之间的电压偏

2、差不应大于5V。（3）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。（4）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的保护措施防止拉弧。（5）在并网发电情况下，使用钳形万用表对组串电流进行检测。相同组串间电流应无异常波动或差异。（6）逆变器投入运行前，宜将逆变单元内所有汇流箱均测试完成并投入。（7）光伏组串测试完成后，应按照本规范附录B的格式填写记录。1.3、逆变器在投入运行后，汇流箱内光伏组串的投、退顺序应符合下列规定：（1）汇流箱的总开关具备断弧功能时，其投、退应按下列步骤执行。 先投入光伏组串小开关或熔断器，后投入汇流箱总开关。先退出汇流箱总开关，后退出光伏组串

3、小开关或熔断器。（2）汇流箱总输出采用熔断器，分支回路光伏组串的开关具备断弧功能时，其投、退应按下列步骤执行。先投入汇流箱总输出熔断器，后投入光伏组串小开关。先退出箱内所有光伏组串小开关，后退出汇流箱总输出熔断器。（3）汇流箱总输出和分支回路光伏组串均采用熔断器时，则投、退熔断器前，均应将逆变器解列。1.4、汇流箱的监控功能应符合下列要求：（1）监控系统的通信地址应正确，通信良好并具有抗干扰能力。（2）监控系统应实时准确的反映汇流箱内各光伏组串电流的变化情况。2、跟踪系统调试前，应具备下列条件：（1）跟踪系统应与基础固定牢固，可靠；接地良好。（2）与转动部位连接的电缆应固定牢固并有适当预留长度

4、。（3）转动范围内不应有障碍物。2.1在手动模式下通过人机界面等方式对跟踪系统发出指令，跟踪系统应符合下列要求：（1）跟踪系统动作方向应正确；传动装置、转动机构应灵活可靠，无卡滞现象。（2）跟踪系统跟踪的最大角度应满足技术要求。（3）极限位置保护应动作可靠。2.2在自动模式调试前，应具备下列条件：（1）手动模式下应调试完成。（2）对采用主动控制方式的跟踪系统，还应确认初始条件的准确性。2.3跟踪系统在自动模式下，应符合下列要求：（1）跟踪系统的跟踪精度应符合产品的技术要求。（2）风速超出正常工作范围时，跟踪系统应迅速做出避风动作；风速减弱至正常工作允许范围时，跟踪系统应在设定时间内恢复到正确跟

5、踪位置。（3）跟踪系统在夜间应能够自动返回到水平位置或休眠状态，并关闭动力电源。（4）采用间歇式跟踪的跟踪系统，电机运行方式应符合技术文件的要求。（5）采用被动控制方式的跟踪系统在弱光条件下应能正常跟踪，不应受光线干扰产生错误动作。2.4跟踪系统的监控功能调试应符合下列要求：（1）监控系统的通信地址应正确，通信良好并具有抗干扰能力。（2）监控系统应实时准确的反映跟踪系统的运行状态、数据和各种故障信息。（3）具备远控功能的跟踪系统，应实时响应远方操作，动作准确可靠。3、逆变器调试前，应具备下列条件：（1）逆变器控制电源应具备投入条件。（2）逆变器直流侧电缆应接线牢固且极性正确、绝缘良好。（3）逆

6、变器交流侧电缆应接线牢固且相序正确、绝缘良好。（4）方阵接线正确，具备给逆变器提供直流电源的条件。3.1逆变器调试前，应对其做下列检查：（1）逆变器接地应符合要求。（2）逆变器内部元器件应完好，无受潮、放电痕迹。（3）逆变器内部所有电缆连接螺栓、插件、端子应连接牢固，无松动。（4）如逆变器本体配有手动分合闸装置，其操作应灵活可靠、接触良好，开关位置指示正确。（5）逆变器临时标识应清晰准确。（6）逆变器内部应无杂物，并经过清灰处理。3.2逆变器调试应符合下列规定：（1）逆变器的调试工作宜由生产厂家配合进行。（2）逆变器控制回路带电时，应对其做如下检查：工作状态指示灯、人机界面屏幕显示应正常。人机

7、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之间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，不应作出并网动作。（5）逆变器并网后，在下列测试情况下，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。

8、逆变器直流输入电压高于或低于逆变器设定的门槛值。逆变器直流输入过电流。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）逆变器的运行效率、防孤岛保护及输出的电能质量等测试工作，应由有资质的单位进行检测。3.3逆变器调试时，还应注意以下几点：（1）逆变器运行后，需打开盘门进行检测时，必须确认无电压残留后才允许作业。（2）逆变器在运行状态下，严禁断开无断弧能力的汇流箱总开关或熔断器。（3）如需接触逆变器带电部位，必须切断直流侧和交流侧电源、控制电源。（4）严禁施工人员单独对逆变器进行测试工作。3.4施工人员应按照本规范附录C的格式填

9、写施工记录。3.5逆变器的监控功能调试应符合下列要求：（1）监控系统的通信地址应正确，通信良好并具有抗干扰能力。（2）监控系统应实时准确的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。4、其它电气设备调试：4.1、电气设备的交接试验应符合电气装置安装工程 电气设备交接试验标准GB 50150的相关规定。4.2、安防监控系统的调试应符合安全防范工程技术规范GB 50348 和视频安防监控系统技术要求GA/T 367 的相关规定。4.3、环境监测仪的调试应符合产品技术文件的要求，监控仪器的功能应正常，测量误差应满足观测要

10、求。5、二次系统调试：5.1二次系统的调试工作应由调试单位、生产厂家进行，施工单位配合。5.2、二次系统的调试内容主要应包括：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。5.3、计算机监控系统调试应符合下列规定：（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。（2）调试时可按照水力发电厂计算机监控系统设计规定DL/T 5065相关章节执行。（3）遥信、遥测、遥控、遥调功能应准确、可靠。（4）计算机监控系统防误操作功能应准确、可靠。（5）计算机监控系统定值调阅、修改和定值组切换功能应正确。（6）计算机监控系统主备切换功

11、能应满足技术要求。5.4、继电保护系统调试应符合下列规定：（1）调试时可按照继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T 995相关规定执行（2）继电保护装置单体调试时，应检查开入、开出、采样等元件功能正确，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。5.5、远动通信系统调试应符合下列规定：（1）远动通

12、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毕，且稳定、可靠。（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。5.6电能量信息管理系统调试应符合下列规定：（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、型号及准确度应相同；且应通过当地电力计量检测部门的校验，并出具报告。（3）光伏电站关口表的CT、PT应通过当地电力计量检测部门的校验，并出具报告。（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、准确的反应到当地电力计量中心。5.7不间断电源系统调试应符合下列规定：（1）不间断电源的主电源、旁路电源及直流电源间的切换功能应准确、可靠。且异常告警功能应正确（2）计算机监控系统应实时、准确的反应不间断电源的运行数据和状况。5.8二次系统安全防护调试应符合下列规定：（1）二次系统安全防护应主要由站控层物理隔离装置和防火墙构成，应能够实现自动化系统网络安全防护功能。（2）二次系统安全防护相关设备运行功能与参数应符合要求。（3）二次系统安全防护运行情况应与预设安防策略一致。