并網(wǎng)啟動試運行方案

1、云南省昭通市昭陽區(qū)寧邊20MW光伏電站并網(wǎng)發(fā)電啟動試運行方案批準：審核：編寫：2016年1月25日云南省昭通市昭陽區(qū)寧邊20MW光伏電站并網(wǎng)發(fā)電啟動試運行方案1、 工程簡介云南省昭通市昭陽區(qū)寧邊光伏電站工程裝機容量為20MWp，光伏電站采用分塊發(fā)電、集中并網(wǎng)方案，整個場區(qū)由20個光伏發(fā)電單元組成。每個發(fā)電單元與1臺雙分裂箱式變壓器連接，雙分裂箱式變壓器分接2臺500kW并網(wǎng)逆變器。光伏場區(qū)共裝設(shè)20臺容量為1000kVA的35/0.315-0.315kV雙分裂式箱式變壓器，箱變低壓側(cè)電壓為0.315kV。光伏場區(qū)共裝設(shè)40臺500kW型并網(wǎng)逆變器；逆變器輸出功率為500kW，輸出電壓315V，

2、最大效率98.7%。每臺500kW并網(wǎng)逆變器配置1套9回路的直流柜，每個直流柜接入6個直流防雷匯流箱。每1MW單元共設(shè)12個匯流箱，每個匯流箱各有16個回路輸入，每個回路由22塊光伏組件串聯(lián)形成。本工程新建一座35kV開關(guān)站，光伏場區(qū)采用2回35kV電纜集電線路接入開關(guān)站后再經(jīng)一回35kV架空線路，接入對側(cè)35kV雨霏變。2、 總則2.1 并網(wǎng)光伏逆變器和光伏發(fā)電單元、升壓變電部分啟動試運行是并網(wǎng)光伏電站基本建設(shè)工程啟動試運行和交接驗收的重要環(huán)節(jié)，它對電池組件、匯流部分、逆變部分、升壓配電部分機電設(shè)備進行全面的考驗。檢查光伏電站設(shè)計和施工質(zhì)量，驗證光伏電站機電設(shè)備的設(shè)計、制造、安裝質(zhì)量，通過對

3、光伏電站機電設(shè)備在正式運行狀態(tài)下的調(diào)整和試驗，使其最終達到安全、經(jīng)濟、穩(wěn)定的生產(chǎn)電能的目的。2.2 本程序用于云南省昭通市昭陽區(qū)寧邊20MWp光伏電站并網(wǎng)發(fā)電啟動試運行試驗。2.3 啟動試運行過程中可根據(jù)現(xiàn)場實際情況對本程序做局部的調(diào)整和補充。3、 主要編制依據(jù)地面用晶體硅光伏組件 設(shè)計鑒定和定型 （GB 9535）光伏（PV）組件安全鑒定 第1部分：結(jié)構(gòu)要求（GB 20047.1）晶體硅光伏(PV)方陣 I-V特性的現(xiàn)場測量 （GB 18210）并網(wǎng)光伏發(fā)電專用逆變器技術(shù)要求和試驗方法（Q/SPS 22）光伏系統(tǒng)功率調(diào)節(jié)器效率測量程序 （GB 20514）光伏電站接入電力系統(tǒng)的技術(shù)規(guī)定 （G

4、B 19964）電氣裝置安裝工程 電氣設(shè)備交接試驗標準 GB 50150電能計量裝置技術(shù)管理規(guī)程 DL/T 448變電站運行導(dǎo)則 DL/T969設(shè)備制造廠家資料、設(shè)計資料以上規(guī)程規(guī)范不僅限于此。4、 投產(chǎn)范圍4.1 35kV雨霏變35kV華雨線352斷路器間隔一、二次設(shè)備；4.2 35kV華雨線線路；4.3 35kV華潤寧邊光伏電站35kV華雨線371斷路器間隔一、二次設(shè)備；4.4 35kV華潤寧邊光伏電站35kV母線一、二次設(shè)備；4.5 35kV華潤寧邊光伏電站35kV 1號站用變；4.6 35kV華潤寧邊光伏電站35kV 1號無功補償裝置一、二次設(shè)備；4.7 35kV華潤寧邊光伏電站35k

5、V 1號集電線路一、二次設(shè)備；4.8 35kV華潤寧邊光伏電站35kV 2號集電線路一、二次設(shè)備；4.9 35kV華潤寧邊光伏電站#1#20方陣相關(guān)一、二次設(shè)備；4.10 35kV華潤寧邊光伏電站遠動裝置；4.11 35kV華潤寧邊光伏電站電能量計量系統(tǒng)。5、 光伏電站啟動試運行前的聯(lián)合檢查5.1 協(xié)調(diào)聯(lián)系制度各單位的協(xié)調(diào)聯(lián)系制度已建立、落實。5.2 機電設(shè)備安裝、檢查、試驗記錄投運范圍內(nèi)所有的機電設(shè)備安裝、檢查、試驗記錄，均須經(jīng)參加驗收各方簽字驗收，電氣保護整定完畢。5.3 試運行環(huán)境要求5.3.1 各層地面已清掃干凈，無障礙物。5.3.2 臨時孔洞已封堵，電纜溝蓋板就位。5.3.3 各部位

6、和通道的照明良好。5.3.4 各部位與指揮機構(gòu)的通信方式完備；聯(lián)絡(luò)、指揮信號正常。5.3.5 各部位設(shè)備的標識已經(jīng)安裝完成并核對正確。5.3.6 各運行設(shè)備已可靠接地。5.3.7 與試運行有關(guān)的圖紙、資料配備完整，相關(guān)記錄表格已經(jīng)準備就緒，運行人員已培訓(xùn)后上崗。5.3.8 部位與施工部位已隔離，運行設(shè)備和運行部位均有相應(yīng)的安全標志。5.4 35kV雨霏變35kV華雨線352斷路器5.4.1 土建、設(shè)備安裝結(jié)束，安全措施全部拆除。5.4.2 待投運設(shè)備清掃整潔，布局合理，施工工藝滿足相關(guān)規(guī)程規(guī)定，各桿塔編號完整。5.4.3 設(shè)計相關(guān)圖紙、設(shè)備廠家資料齊全。5.4.4 站內(nèi)設(shè)備廠家試驗數(shù)據(jù)、設(shè)備質(zhì)

7、量均符合國家相關(guān)規(guī)程規(guī)定。5.4.5 相關(guān)線路設(shè)備試驗完畢，記錄齊全，試驗數(shù)據(jù)，設(shè)備質(zhì)量符合國家相關(guān)規(guī)程規(guī)定。5.4.6 經(jīng)工程驗收組驗收檢查合格，具備帶電條件。5.4.7 核實35kV雨霏變變電站所有申請投運的一次設(shè)備及相應(yīng)二次監(jiān)控、保護、信號、測量等設(shè)備已安裝、調(diào)試完畢。5.4.8 核對一次設(shè)備編號與調(diào)度下達編號圖一致。5.4.9 核實35kV雨霏變涉及本次投運的所有設(shè)備安裝完畢、試驗、驗收合格，所有斷路器處斷開位置，隔離開關(guān)及接地開關(guān)處拉開位置，所有投運設(shè)備上無人員工作，與投產(chǎn)設(shè)備相關(guān)臨時安全措施全部拆除，具備投運條件。5.4.10 所有申請投運設(shè)備投產(chǎn)前經(jīng)驗收合格，具備投運條件。5.4

8、.11 投運前核實35kV雨霏變定值按保護要求設(shè)置并投入使用，并且保護定制須滿足“逐級配合”要求。5.4.12 本次所有投運設(shè)備保護及二次設(shè)備整組傳動正確。5.4.13 檢查CT二次不開路、PT二次不短路，滿足“反措”要求。5.4.14 檢查核實線路無安措，并遙測絕緣滿足國家相關(guān)規(guī)程規(guī)定。5.5 35kV華雨線線路5.5.1 線路施工完成，已經(jīng)驗收合格。5.5.2 塔架接地電阻已經(jīng)測試，滿足標準要求。5.5.3 1號塔架與371斷路器之間高壓電纜試驗合格。安裝完成，驗收合格。5.5.4 線路安全措施已全部拆除，物理核相正確，線路絕緣檢查合格。5.5.5 華雨線路保護裝置聯(lián)調(diào)完成，傳動正確。故障

9、信息上傳綜合自動化系統(tǒng)正確。5.5.6 保護裝置已按調(diào)度下達的定值設(shè)置完畢。5.6 開關(guān)站設(shè)備5.6.1 光伏電站開關(guān)站所有引線全部安裝完畢，連接可靠正確；5.6.2 光伏電站開關(guān)站35kV出線設(shè)備已與線路連接；5.6.3 光伏電站開關(guān)站安裝調(diào)試完畢，試驗合格；5.6.4 PT、CT校驗合格，接線正確；5.6.5 記錄避雷器初始動作次數(shù)；5.6.6 防火措施已完成，消防設(shè)施已配置齊全；5.6.7 光伏電站升壓站出線設(shè)備接地連接可靠；5.6.8 柜門關(guān)閉上鎖。5.7 無功補償5.7.1 SVG設(shè)備安裝完成；5.7.2 SVG設(shè)備靜態(tài)調(diào)試完成，檢查各部正常；5.7.3 無功補償裝置與監(jiān)控系統(tǒng)的通訊

10、正常；5.7.4 各受電一次設(shè)備絕緣電阻測量合格；5.7.5 各項試驗完畢，檢驗合格，具備帶電條件；5.7.6 防火措施已完成，消防設(shè)施已配置齊全；5.7.7 無功補償裝置與主接地網(wǎng)連接可靠；5.7.8 柜門關(guān)閉上鎖。5.8 35kV開關(guān)柜檢查5.8.1 35kV高壓開關(guān)柜內(nèi)所有配電全部安裝完成；5.8.2 35kV高壓開關(guān)柜各保護裝置定值整定完畢，動作正確；5.8.3 35kV高壓開關(guān)柜PT、CT二次回路接線正確；5.8.4 35kV高壓開關(guān)柜各項試驗數(shù)據(jù)合格；5.8.5 35kV高壓開關(guān)柜各開關(guān)操作正常，信號正常；5.8.6 35kV計量二次回路接線正確；5.8.7 防火封堵已完成，消防設(shè)

11、施已配置齊全；5.8.8 35kV開關(guān)柜室接地與主接地網(wǎng)可靠連接，各設(shè)備可靠接地；5.8.9 柜門關(guān)閉上鎖。5.9 箱式變壓器檢查5.9.1 箱式變壓器安裝完成；5.9.2 箱式變壓器按國家標準完成全部試驗，各項試驗數(shù)據(jù)符合要求；5.9.3 箱式變壓器油位正常；5.9.4 箱式變壓器分接開關(guān)位置正確；5.9.5 箱式變壓器高壓側(cè)負荷開關(guān)操作正常，位置信號正確；5.9.6 箱式變壓器高壓側(cè)熔斷器已投入，并正常；5.9.7 箱式變壓器低壓側(cè)開關(guān)現(xiàn)地、遠方操作正常，位置信號正確；5.9.8 箱式變壓器測控保護裝置工作正常，且與監(jiān)控系統(tǒng)通訊正常；5.9.9 防火封堵已完成，消防設(shè)施已配置齊全；5.9.

12、10 箱式變壓器接地與主接地網(wǎng)可靠連接，各設(shè)備可靠接地；5.9.11 柜門關(guān)閉上鎖。5.10 逆變器檢查5.10.1 逆變器設(shè)備安裝完成；5.10.2 逆變器連接回路檢查正常；5.10.3 檢查逆變器參數(shù)設(shè)置正確、靜態(tài)調(diào)試完成；5.10.4 逆變器保護測控裝置與監(jiān)控通訊正常，數(shù)據(jù)上傳完整、準確；5.10.5 逆變器交直流側(cè)開關(guān)分合正常、位置信號正確；5.10.6 防火封堵已完成，消防設(shè)施配置齊全；5.10.7 接地與主接地網(wǎng)可靠連接，各設(shè)備可靠接地；5.10.8 柜門關(guān)閉上鎖。5.11 直流柜檢查 5.11.1 直流柜安裝完畢；5.11.2 直流柜內(nèi)的輸入輸出回路短路保護和過電流保護裝置功能正

13、常，定值正確；5.11.3 匯流箱至直流柜、直流柜至逆變器電纜連接可靠，接線正確；5.11.4 直流開關(guān)檢查正常，手動分合正常；5.11.5 直流柜開關(guān)位置信號與監(jiān)控系統(tǒng)信號一致；5.11.6 防火封堵已完成，消防設(shè)施配置齊全；5.11.7 接地與主接地網(wǎng)可靠連接，各設(shè)備可靠接地；5.11.8 柜門關(guān)閉上鎖。5.12 匯流箱檢查5.12.1 匯流箱安裝完畢；5.12.2 檢查各支路至匯流箱連線連接可靠；5.12.3 電池組串開路電壓、對地電壓已測試完畢且合格；5.12.4 投入熔斷器前檢查每個支路電壓及不平衡電壓、極性正確；5.12.5 匯流箱內(nèi)各支路熔斷器檢查正常；5.12.6 匯流箱開關(guān)定

14、值整定正確；5.12.7 匯流箱通訊地址碼設(shè)置正確，與監(jiān)控數(shù)據(jù)柜通訊正常，上傳至監(jiān)控的信息完整、準確；5.12.8 防火封堵已完成，消防設(shè)施配置齊全；5.12.9 接地與主接地網(wǎng)可靠連接，各設(shè)備可靠接地；5.12.10 柜門關(guān)閉上鎖。5.13 光伏發(fā)電單元電池組件檢查5.13.1 電池組件安裝完畢；5.13.2 電池組件的外觀檢查符合要求；5.13.3 電池組件開路電壓、對地電壓、短路電流、功率已測試完畢且合格；5.13.4 電池組串連接符合子陣電氣接線設(shè)計，各MC4插頭之間連接可靠； 5.13.5 電池組件表面無異物；5.13.6 組件與支架已可靠連接，連接螺栓已緊固；5.13.7 電池組件

15、已可靠接地。5.14 電池板支架檢查5.14.1 支架的傾角及水平度均符合設(shè)計要求；5.14.2 支架已可靠接地；5.14.3 與基礎(chǔ)連接可靠；5.14.4 支架各部連接螺栓連接緊固可靠。5.15 外來電源系統(tǒng)檢查外來電源變壓器至繼保室交流電源柜已帶電運行，工作正常；確認各保護裝置已按要求投入運行。5.16 電纜檢查5.16.1 電纜敷設(shè)完畢；5.16.2 電纜與接線端連接緊固無松動；5.16.3 電纜絕緣良好，標識標牌齊全完整；5.16.4 高壓電纜高壓試驗已完成并合格；5.16.5 防火封堵已完成，消防設(shè)施配置齊全；5.16.6 電纜屏蔽接地滿足要求。5.17 交、直流電源系統(tǒng)檢查5.17

16、.1 交、直流電源系統(tǒng)各盤柜安裝完成；5.17.2 直流整流裝置、控制裝置及蓄電池調(diào)試完成，工作正常；5.17.3 UPS裝置調(diào)試完成，工作正常；5.17.4 與監(jiān)控的通訊已正常；5.17.5 與啟動并網(wǎng)有關(guān)的負荷開關(guān)已正常投入；5.17.6 防火封堵已完成，消防設(shè)施配置齊全；5.17.7 接地與主接地網(wǎng)可靠連接，各設(shè)備可靠接地；5.17.8 柜門關(guān)閉上鎖。5.18 接地5.18.1 全場地網(wǎng)接地電阻、跨步電壓、接觸電壓已測試完畢，測試結(jié)果滿足設(shè)計要求；5.18.2 各子系統(tǒng)之間的接地導(dǎo)通電阻測試合格；5.18.3 所有設(shè)備已可靠接地；5.18.4 二次等電位接地網(wǎng)安裝完成，并在二次盤室可靠一

17、點接地，檢測合格。5.19 保護裝置5.19.1 35KV線路保護裝置安裝、調(diào)試完成；5.19.2 各35KV回路保護裝置安裝調(diào)試完成，定值已按照下發(fā)的定值單整定完畢，并核對無誤，各保護裝置運行正常；5.19.3 各保護裝置保護傳動試驗完成，聯(lián)調(diào)正常；5.19.4 與監(jiān)控系統(tǒng)對時正常；5.19.5 防火封堵已完成，消防設(shè)施配置齊全；5.19.6 接地與主接地網(wǎng)可靠連接，各設(shè)備可靠接地。5.20 監(jiān)控系統(tǒng)檢查5.20.1 監(jiān)控系統(tǒng)設(shè)備安裝完成；5.20.2 監(jiān)控系統(tǒng)設(shè)備安裝調(diào)試完成，工作正常；5.20.3 監(jiān)控系統(tǒng)UPS裝置工作正常；5.20.4 監(jiān)控系統(tǒng)與逆變器、箱變、35KV開關(guān)柜、匯流箱、

18、交直流電源系統(tǒng)、計量系統(tǒng)、35KV設(shè)備開入量、開出量、模擬量、通信信息傳輸檢查完畢，傳輸正確；5.20.5 相關(guān)設(shè)備遙信、遙測顯示正常，遙控操作開關(guān)動作正確，逆變器遙調(diào)動作正確；5.20.6 GPS對時系統(tǒng)、北斗對時系統(tǒng)安裝完畢，與相關(guān)設(shè)備對時正常，并投入使用；5.20.7 監(jiān)控系統(tǒng)與調(diào)度數(shù)據(jù)交換正常；5.20.8 防火封堵已完成，消防設(shè)施配置齊全；5.20.9 接地與主接地網(wǎng)可靠連接，各設(shè)備可靠接地；5.20.10 柜門關(guān)閉上鎖。5.21 通訊系統(tǒng)檢查5.21.1 交換機、通訊系統(tǒng)電源設(shè)備、光傳輸設(shè)備、綜合配線柜安裝完成；5.21.2 交換機、通訊系統(tǒng)電源設(shè)備、光傳輸設(shè)備、保安配線柜及綜合配

19、線柜安裝調(diào)試完成，檢查合格；5.21.3 光伏電站與對側(cè)變電站通信暢通，自動化系統(tǒng)等信息能準確傳至調(diào)度，滿足電網(wǎng)調(diào)度、遠動、繼電保護、計費系統(tǒng)、廠內(nèi)生產(chǎn)調(diào)度和行政管理需要；5.21.4 防火封堵已完成，消防設(shè)施配置齊全；5.21.5 接地與主接地網(wǎng)可靠連接，各設(shè)備可靠接地；5.21.6 柜門關(guān)閉上鎖。5.22 消防及火災(zāi)報警設(shè)施5.22.1 消防系統(tǒng)設(shè)備按要求設(shè)置，具備投運條件；5.22.2 各部位消防器材已配置齊全；5.22.3 綜合樓、35kV配電室等各部位火災(zāi)報警及消防設(shè)備已安裝完成，火災(zāi)探測器已檢驗合格，可以投入使用；5.22.4 電纜已敷設(shè)完工的盤柜孔洞、電纜洞、母線洞、電纜管口已用

20、防火材料可靠封堵，電纜防火涂料涂刷完畢；5.22.5 相關(guān)區(qū)域的火災(zāi)報警與聯(lián)動控制系統(tǒng)安裝調(diào)試合格，火災(zāi)探頭動作準確，聯(lián)動控制動作正確；5.22.6 安全疏散指示安裝完畢、檢查合格。5.23 其它項目檢查5.23.1 關(guān)口電能表已校驗、安裝接線正確，并經(jīng)電力計量部門驗收合格，電量自動采集終端安裝、調(diào)試完畢；5.23.2 遠傳系統(tǒng)數(shù)據(jù)傳送正常，與調(diào)度對點完成；5.23.3 光功率預(yù)測系統(tǒng)、光功率控制系統(tǒng)安裝調(diào)試完畢，與監(jiān)控系統(tǒng)通訊正常；5.23.4 安全穩(wěn)定控制裝置安裝調(diào)試完畢，傳動試驗完成，動作可靠正確，與監(jiān)控系統(tǒng)信息傳輸正常；5.23.5 接地與主接地網(wǎng)可靠連接，各設(shè)備可靠接地；5.23.6

21、 柜門關(guān)閉上鎖。6、 光伏發(fā)電站反送電試驗6.1 35kV華雨線352斷路器間隔及35kV華雨線帶電試驗6.1.1 試驗內(nèi)容及目的(1)、利用系統(tǒng)電壓對35kV華雨線352斷路器間隔及35kV華雨線進行全電壓五次沖擊試驗；(2)、檢查35kV華雨線352斷路器間隔及35kV華雨線在沖擊合閘情況下的機械強度及絕緣性能；(3)、35kV華雨線352斷路器間隔及35kV華雨線帶電；6.1.2 試驗準備（1）、華雨線斷路器352在分位，隔離開關(guān)3521和3526在分位，接地開關(guān)35217、35260、35261在分位。(2)、華雨線路PT在工作位置。(3)、華雨線路避雷器在工作位置。（4）、華雨線路斷

22、路器371在分位，隔離開關(guān)3716和3711在分位，接地開關(guān)37167和37117在分位。6.1.3 試驗步驟（1）、投入線路差動保護、投入線路距離保護、投入線路零序保護、退出重合閘（2）、核實35kV雨霏變35kV華雨線352間隔所有接地刀閘、隔離開關(guān)在拉開位置，斷路器在斷開位置。（3）、合上35kV雨霏變35kV華雨線3521、3526隔離開關(guān)。（4）、合上35kV雨霏變35kV華雨線352斷路器，對35kV 35kV華雨線沖擊五次(時間間隔為五分鐘)，每次沖擊正常后，檢查二次回路接線、電壓、相序正確。沖擊五次正常后，35kV華雨線35kV華雨線352斷路器間隔處運行狀態(tài)。6.2 35kV

23、設(shè)備帶電6.2.1 試驗內(nèi)容及目的（1）、利用系統(tǒng)電壓對35kV設(shè)備進行五次全電壓沖擊試驗；（2）、檢查35kV設(shè)備在沖擊合閘情況下的機械強度與絕緣性能；（3）、35kV設(shè)備帶電。6.2.2 試驗準備（1）、檢查35kV設(shè)備斷路器均在斷開位置；（2）、檢查35KV母線PT接線正確；（3）、確認系統(tǒng)側(cè)斷路器在斷開位置。6.2.3 35kV設(shè)備帶電（1）、合上35kV母線PT隔離刀閘；（2）、合上隔離刀閘，確認隔離刀閘在合位，匯報調(diào)度及現(xiàn)場投運總負責(zé)人；（3）、用系統(tǒng)側(cè)斷路器對35kV設(shè)備按“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”的順序，進行5次全電壓沖擊；（4）、每次沖擊后檢查PT柜、接地變、35KV 母線工作情況；（5）、五次全電壓充電后，全面檢查35KV母線帶電正常，匯報調(diào)度及現(xiàn)場投運總負責(zé)人；（6）、核對系統(tǒng)側(cè)母線PT和35KV母線PT二次側(cè)相位、幅值正確；（7）、35KV母線投入運行。6.3 站變沖擊試驗6.3.1 利用系統(tǒng)35KV電壓對站用變進行五次全電壓沖擊試驗；6.3.2 通過35KV母線對站用變帶電；6.3.3 站用變檔位已正確投入，在此檔位直阻、變比測試合格；6.3.4 站用變保護投入，裝置工作正常；6.3.5 確認站用變35KV側(cè)斷路器、隔離開關(guān)在斷開位置，接地開關(guān)在斷開位置；6.3.6 確

25、認站用變35KV側(cè)開關(guān)在斷開位置；6.3.7 合上隔離開關(guān)，確認隔離開關(guān)已合上；6.3.8 合上開關(guān)，用斷路器對站用變按“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”的順序，進行5次全電壓沖擊；6.3.9 每次沖擊檢查站用變本體無異音，各部正常，溫升正常；6.4 箱式變壓器帶電6.4.1 試驗?zāi)康模?）、通過35KV開關(guān)柜開關(guān)對35KV箱式變壓器進行沖擊試驗；（2）、35KV箱式變壓器投入運行。6.4.2 試驗準備（1）、確認箱變油位正常，箱變已排氣，壓力釋放閥保護罩鎖定裝置已拆除；（2）、確認箱變分接開關(guān)檔位均在三檔；（3）

26、、確認測控裝置與監(jiān)控系統(tǒng)通訊正常，上位機畫面顯示正確；（4）、確認35KV開關(guān)柜開關(guān)在分位；（5）、確認箱變高壓側(cè)負荷開關(guān)均在分位；6.4.3 35kV箱式變壓器沖擊試驗（1）、合上箱式變壓器高壓側(cè)負荷開關(guān)，確認負荷開關(guān)在合位；（2）、檢查升壓站35kV開關(guān)柜開關(guān)在合位；（3）、通過升壓站35kV開關(guān)柜開關(guān)對場區(qū)箱式變壓器進行沖擊試驗；（4）、檢查場區(qū)箱式變壓器帶電正常；（5）、檢查場區(qū)箱式變壓器低壓側(cè)電壓正常；（6）、拉開升壓站35kV開關(guān)柜開關(guān)，確認35KV開關(guān)柜開關(guān)在分位；（7）、對場區(qū)箱式變壓器進行全面檢查，檢查各部位無異常； （8）、重復(fù)上述步驟，對場區(qū)箱式變壓器進行第二次全電壓沖擊

27、，每次沖擊間隔時間不少于五分鐘；（9）、拉開場區(qū)箱式變壓器高壓側(cè)負荷開關(guān)，確認負荷開關(guān)在分位；（10）、按照上述步驟，依次對場區(qū)箱式變壓器進行兩次全電壓沖擊；（11）、合上場區(qū)箱式變壓器高壓側(cè)負荷開關(guān)，檢查高壓側(cè)負荷開關(guān)在合位；（12）、合上升壓站35kV開關(guān)柜開關(guān)，確認升壓站35KV開關(guān)柜開關(guān)在合位；（13）、通過升壓站35kV開關(guān)柜開關(guān)對場區(qū)箱式變壓器進行一次全電壓沖擊試驗，記錄沖擊電流；（14）、檢查場區(qū)箱式變壓器帶電正常；（15）、檢查場區(qū)箱式變壓器低壓側(cè)電壓正常，相序正確；（16）、場區(qū)箱式變壓器投入運行。6.5 逆變器交流側(cè)帶電試驗6.5.1 試驗?zāi)康模?）、通過場區(qū)箱變對子陣內(nèi)的

28、逆變器交流側(cè)進行充電，檢查設(shè)備工作情況；（2）、子陣內(nèi)的逆變器交流側(cè)帶電。6.5.2 試驗準備（1）、箱變已帶電運行。（2）、確認子陣內(nèi)的逆變器交流開關(guān)在分位；（3）、確認子陣內(nèi)的逆變器直流開關(guān)在分位；（4）、確認子陣內(nèi)的逆變器啟動控制開關(guān)在“停止”位；（5）、檢查逆變器交直流側(cè)電纜連接可靠、正確；（6）、檢查各支路電纜絕緣合格；（7）、檢查逆變器接地連接可靠。6.5.3 逆變器交流側(cè)帶電試驗（1）、合上箱變低壓側(cè)開關(guān)；（2）、檢查箱變低壓側(cè)至子陣內(nèi)的逆變器交流側(cè)電纜帶電正常；（3）、檢查子陣內(nèi)的逆變器交流開關(guān)下側(cè)交流電幅值、相序正確；（4）、合上子陣內(nèi)的逆變器交流開關(guān)；（5）、檢查子陣內(nèi)的逆

29、變器顯示器顯示正確，工作正常；（6）、對子陣內(nèi)逆變器軟、硬件設(shè)備進行檢測、檢查；（7）、檢測子陣內(nèi)逆變器電網(wǎng)電壓的三相不平衡偏差值。7、 光伏電站正充電試驗7.1 試驗?zāi)康模?）、通過匯流箱、直流匯流柜對子陣內(nèi)的逆變器直流側(cè)進行充電，檢查設(shè)備工作情況；（2）、子陣內(nèi)的逆變器直流側(cè)帶電運行。7.2 試驗準備（1）、電池組串串接工作已完成，組串極性正確，開路電壓正常；匯流箱已帶電運行正常；（2）、檢查子陣匯流箱至直流柜各支路極性正確，電壓正常；（3）、確認子陣匯流箱內(nèi)負荷開關(guān)在“分”位；（4）、確認子陣內(nèi)直流匯流柜負荷開關(guān)均在“分”位；（5）、確認各支路電纜絕緣合格。7.3 逆變器直流側(cè)帶電試驗（

30、1）、分別合上子陣匯流箱內(nèi)負荷開關(guān)；（2）、檢查子陣匯流箱至直流柜內(nèi)直流輸入電纜極性正確，開路電壓正常、正負對地絕緣正常；（3）、合上子陣直流柜內(nèi)負荷開關(guān)；（4）、檢查子陣逆變器直流開關(guān)下側(cè)電壓正常；（5）、合上子陣逆變器直流開關(guān)；（6）、檢查子陣逆變器顯示無異常報警信號，各測量數(shù)據(jù)顯示正確。7.4 光伏電站正核相試驗7.4.1 試驗?zāi)康臋z查電站側(cè)電壓互感器與線路測電壓互感器相序。7.4.2 試驗準備（1）、光伏發(fā)電站反送電試驗、正充電試驗完成。（2）、35KV進、出線側(cè)斷路器、接地刀閘在“分”位。7.4.3 電站核相試驗（1）、合上匯流箱內(nèi)負荷開關(guān)；（2）、合35KV進線側(cè)斷路器，35KV母

31、線斷路器，35KV母線帶電運行。（3）、測量35KV側(cè)母線電壓相位應(yīng)一致。7.5 逆變器并網(wǎng)試驗7.5.1 試驗?zāi)康模?）、在逆變器直流側(cè)、交流側(cè)帶電均正常的情況下，檢查逆變器并網(wǎng)發(fā)電過程正常；（2）、檢查逆變器并網(wǎng)后運行正常；（3）、檢測逆變器并網(wǎng)后的各項功能正常；（4）、檢測逆變器各技術(shù)參數(shù)性能指標。7.5.2 試驗準備（1）、觀測人員到逆變器室、箱變處、35KV開關(guān)柜室、中控室就位，并保持安全距離，保持通信暢通；（2）、檢查逆變器、匯流箱、箱變與監(jiān)控系統(tǒng)通訊正常，上傳數(shù)據(jù)準確。7.5.3 逆變器并網(wǎng)試驗（1）、分別將子陣逆變器啟動控制開關(guān)置“啟動”位；（2）、檢查逆變器啟動并網(wǎng)成功；（3

32、）、檢查逆變器、箱變、35KV設(shè)備及出線設(shè)備均正常；（4）、檢查35KV開關(guān)柜、箱變內(nèi)CT極性正確；（5）、檢查逆變器并網(wǎng)狀態(tài)在監(jiān)控上位機顯示正確；（6）、檢查逆變器動態(tài)數(shù)據(jù)在監(jiān)控上位機上顯示正確。7.5.4 并網(wǎng)后逆變器的檢測（1）、自動開關(guān)機功能檢測檢測逆變器早、晚的自動啟動并網(wǎng)功能。檢查逆變器自動電壓（MPPT）跟蹤范圍。（2）、防孤島保護測試逆變器并網(wǎng)發(fā)電，斷開交流開關(guān)，模擬電網(wǎng)失電，查看逆變器當前告警中是否有“孤島”告警，是否自動啟動孤島保護。（3）、輸出直流分量測試光伏電站并網(wǎng)運行時，并網(wǎng)逆變器向電網(wǎng)饋送的直流分量不應(yīng)超過其交流額定值的0.5%。（4）、現(xiàn)地手動開關(guān)機功能檢測通過逆

33、變器“啟動/停止”控制開關(guān)，檢查逆變器手動開關(guān)機功能。（5）、遠方開關(guān)機功能檢測通過監(jiān)控上位機“啟動/停止”按鈕，檢查逆變器遠方開關(guān)機功能；檢測監(jiān)控“啟動/停止”逆變器后，逆變器能否自動“停止/啟動”。（6）、逆變效率測試測量直流輸入功率和交流輸出功率，計算效率。（7）、溫度保護功能測試模擬逆變器機柜溫度升高，檢測風(fēng)機啟動功能。（8）、檢測相序反相時逆變器的保護功能 人為接反逆變器交流側(cè)電源相序，檢測逆變器保護功能。（9）、并網(wǎng)電壓電流諧波測試并網(wǎng)逆變器在運行時不應(yīng)造成電網(wǎng)電壓波形過度畸變和注入電網(wǎng)過度的諧波電壓和諧波電流，以確保對連接到電網(wǎng)的其他設(shè)備不造成不利影響。并網(wǎng)逆變器接入電網(wǎng)時公共連

34、接點的電壓總諧波畸變率不應(yīng)超過3%，奇次諧波電壓含有率不應(yīng)超過2.1%，偶次諧波電壓含有率不應(yīng)超過1.2%。并網(wǎng)逆變器帶載運行時，電流總諧波畸變率不應(yīng)超過4%，奇次、偶次諧波電流含有率不應(yīng)超過下表的要求：奇次諧波次數(shù)諧波電流限制（%）偶次諧波次數(shù)諧波電流限制（%）3rd-9th 4.02nd-10th 1.011th-15th 2.012th-16th 0.5（10）、輸出電壓測試并網(wǎng)逆變器交流輸出三相電壓的允許偏差不應(yīng)超過額定電壓的±3%。（11）、電壓不平衡度測試光伏電站并網(wǎng)運行時，并網(wǎng)逆變器接入電網(wǎng)的公共連接點的負序電壓不平衡度不應(yīng)超過2%，短時不得超過4%；并網(wǎng)逆變器引起的負

35、序電壓不平衡度不應(yīng)超過1.3%，短時不超過2.6%。（12）、噪聲當并網(wǎng)逆變器輸入電壓為額定值時，在距離設(shè)備水平位置1m處，用聲壓級計測量滿載時的噪聲不大于65dB。（13）、待機功耗并網(wǎng)逆變器的待機功耗不大于合同保證值。（14）、有功功率、無功功率調(diào)節(jié)分別通過液晶顯示屏和遠程監(jiān)控系統(tǒng)進行設(shè)置功率因數(shù)的大小，功率因數(shù)在±0.9范圍內(nèi)可調(diào)。（15）、正、負極性反接保護模擬正、負極性反接，逆變器不工作，恢復(fù)極性正接后正常。7.6 并網(wǎng)后各系統(tǒng)的檢查7.6.1 檢查監(jiān)控系統(tǒng)數(shù)據(jù)采集正常。7.6.2 檢查箱式變壓器、逆變器、匯流箱、直流柜運行溫度，以及電纜連接處、出線隔離開關(guān)觸頭等關(guān)鍵部位的

36、溫度。 7.6.3 檢查箱變、匯流箱、逆變器動態(tài)數(shù)據(jù)在監(jiān)控上位機上顯示正確。7.6.4 檢查匯流箱、直流柜、逆變器、箱變、35KV開關(guān)柜運行正常。7.6.5 帶最大負荷發(fā)電條件下，觀察設(shè)備是否有異常告警、動作等現(xiàn)象。再次檢測箱式變壓器、逆變器、匯流箱、直流匯流柜運行溫度，以及電纜連接處、出線隔離開關(guān)觸頭等關(guān)鍵部位的溫度。7.6.6 檢查電站電能質(zhì)量狀況：電壓不平衡度平衡度不應(yīng)超過2%，短時不得超過4%，頻率偏差不應(yīng)超過±0.2Hz。7.6.7 全面核查電站各PT、CT的幅值、相位及極性。7.6.8 全面檢查自動裝置、保護裝置、測量裝置、計量裝置、儀表、控制電源系統(tǒng)、故障錄波裝置的工作

37、狀況。7.6.9 全面檢查監(jiān)控系統(tǒng)與各子系統(tǒng)、裝置的上傳數(shù)據(jù)。7.6.10 檢查與調(diào)度通訊、傳送數(shù)據(jù)等正常。8、 并網(wǎng)光伏電站連續(xù)試運行 8.1 完成上述試驗內(nèi)容經(jīng)驗證合格后，光伏電站具備帶額定負荷連續(xù)運行條件，開始進入試運行。8.2 執(zhí)行正式值班制度，全面記錄運行所有參數(shù)。8.3 運行中密切監(jiān)視變壓器、逆變器運行溫度，以及電纜連接處、出線隔離開關(guān)觸頭等關(guān)鍵部位的溫度。8.4 在連續(xù)試運行中，由于相關(guān)機電設(shè)備的制造、安裝質(zhì)量或其他原因引起運行中斷，經(jīng)檢查處理合格后應(yīng)重新開始連續(xù)試運行，中斷前后的運行時間不得累加計算。 8.5 連續(xù)試運行后，應(yīng)停電進行機電設(shè)備的全面檢查。消除并處理試運行中所發(fā)現(xiàn)的所有缺陷。9、 并網(wǎng)光伏電站檢修消缺并網(wǎng)光伏電站離網(wǎng)并做好安全措施的情況下，對運行中出現(xiàn)的問題全面檢查消缺，達到長期穩(wěn)定運行的要求。10、 交接與投入商業(yè)運行并網(wǎng)光伏電站通過試運行并經(jīng)離網(wǎng)處理所有缺陷后，即具備了向生產(chǎn)管理部門移交的條件，應(yīng)按合同規(guī)定及時進行相關(guān)機電設(shè)備的移交，并簽署光伏電站設(shè)備的初步驗收證書，開始商業(yè)運行，同時計算相關(guān)設(shè)備的保證期。11、 試運行安全保證措施11.1 試運行工作在啟動驗收領(lǐng)導(dǎo)小組具體組織下，按審批的啟動試運行程序進行，有專人負責(zé)試運行過程中的安全工作。11.2 所有工作人員要嚴格按各自的崗位職責(zé)、安全要求、工作程序進行工作，并持證上崗，遵守各項安全規(guī)程，