阜寧30MWp漁光互補光伏電站并網(wǎng)發(fā)電調(diào)試方案

阜寧30MWp漁光互補光伏電站并網(wǎng)發(fā)電調(diào)試方案批準：審核：編寫：南通通城電建安裝工程有限公司2013年09月15日目錄TOC\o"1-3"\h\u171901.工程簡介 2225222.總則 2258913.主要編制依據(jù) 3152764.光伏電站調(diào)試前的聯(lián)合檢查 3233474.1機電設備安裝、檢查、試驗記錄 3316644.2調(diào)試環(huán)境要求 391384.3太陽光伏組件檢查 4151484.4匯流箱檢查 46194.5直流匯流開關(guān)柜檢查 538674.6光伏發(fā)電單元連接電纜檢查 5244394.7接地檢查 5291964.8逆變器檢查 6149774.910kV升壓變檢查 6325014.10110kV高壓配電裝置檢查 6155734.11過電壓保護檢查 7295524.12電氣二次測控設備檢查 723285.10kV1#廠用變受電 7156536.二次測控系統(tǒng)設備調(diào)試 875877.系統(tǒng)倒送電 9130957.1受電須具備條件 917507.2受電檢查 10254817.3110kV線路受電 10186537.4110kV主變受電 11242027.510kV母線受電 12257867.610kV0#廠用變受電 13296837.7升壓變受電沖擊試驗（以A區(qū)A1、A2、A5、A6為例） 13150017.8逆變器交流側(cè)帶電試驗（以A1子陣為例） 15155267.9逆變器直流側(cè)帶電試驗（以A1子陣內(nèi)的2臺逆變器為例） 16234727.10逆變器并網(wǎng)試驗（以A1子陣逆變器為例） 17228978.并網(wǎng)后各系統(tǒng)的檢查 20123499.并網(wǎng)光伏電站連續(xù)試運行 212294110.并網(wǎng)光伏電站檢修消缺 221494711.交接與投入商業(yè)運行 22379412.試運行安全保證措施 221764813.試運行規(guī)定 24329附件一：調(diào)試計劃 261363附件二：組織成員 261.工程簡介阜寧30MWp漁光互補光伏電站，系統(tǒng)按照每6個子陣的光伏發(fā)電單元進行設計，每個子陣的電池組件采用串并聯(lián)的方式組成多個太陽能電池陣列，太陽能電池陣列輸入光伏方陣防雷匯流箱后，到達直流柜，后經(jīng)光伏并網(wǎng)逆變器逆變成三相交流電，再通過升壓變壓器升壓為10KV，24臺升壓變壓器高壓側(cè)通過高壓電纜T接至10kV高壓柜。每臺高壓柜接入4臺升壓變壓器,回路計5MW;最終匯總至10KV高壓柜母排經(jīng)110kV升壓變集中升壓到110KV送至110KV線路接入電網(wǎng)。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備進行全面的考驗。檢查光伏電站設計和施工質(zhì)量，驗證光伏電站機電設備的設計、制造、安裝質(zhì)量，通過對光伏電站機電設備在正式運行狀態(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本調(diào)試方案用于阜寧30MWp漁光互補光伏電站并網(wǎng)發(fā)電調(diào)試試驗。2.3調(diào)試過程中可根據(jù)現(xiàn)場實際情況對本方案做局部的調(diào)整和補充。3.主要編制依據(jù)《地面用晶體硅光伏組件設計鑒定和定型》（GB9535）《光伏（PV）組件安全鑒定第1部分：結(jié)構(gòu)要求》（GB20047.1）《晶體硅光伏(PV)方陣I-V特性的現(xiàn)場測量》（GB18210）《并網(wǎng)光伏發(fā)電專用逆變器技術(shù)要求和試驗方法》（Q/SPS22）《光伏系統(tǒng)功率調(diào)節(jié)器效率測量程序》（GB20514）《光伏電站接入電力系統(tǒng)的技術(shù)規(guī)定》（GB19964）《電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》GB50150《電能計量裝置技術(shù)管理規(guī)程》 DL/T448《變電站運行導則》 DL/T969設備制造廠家資料、設計資料4.光伏電站調(diào)試前的聯(lián)合檢查4.1機電設備安裝、檢查、試驗記錄調(diào)試范圍內(nèi)所有的機電設備安裝、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。4.2調(diào)試環(huán)境要求4.2.1各層地面已清掃干凈，無障礙物。4.2.2臨時孔洞已封堵，電纜溝蓋板就位。4.2.3各部位和通道的照明良好。4.2.4各部位與指揮機構(gòu)的通信方式完備；聯(lián)絡、指揮信號正常。4.2.5各部位設備的標識已經(jīng)安裝完成并核對正確。4.2.6各設備已可靠接地。4.2.7與調(diào)試有關(guān)的圖紙、資料配備完整，相關(guān)記錄表格已經(jīng)準備就緒，運行人員已培訓后上崗。4.3太陽光伏組件檢查4.3.1組件產(chǎn)品應是完整的，每個太陽電池組件上的標志應符合IEC61215或IEC61646中第4章的要求，標注額定輸出功率（或電流）、額定工作電壓、開路電壓、短路電流；有合格標志；附帶制造商的貯運、安裝和電路連接指示。4.3.2組件互連應符合方陣電氣結(jié)構(gòu)設計。4.3.3組件互連電纜已連接正確，電池板外框支架接地可靠。4.4匯流箱檢查4.4.1檢查匯流箱外觀合格，匯流箱內(nèi)部接線滿足設計要求，電纜標牌標識清晰。4.4.2匯流箱應進行可靠接地，并設置相應的避雷器。4.4.3匯流箱的防護等級應達到設計要求。4.5直流匯流開關(guān)柜檢查4.5.1直流匯流柜、直流開關(guān)柜結(jié)構(gòu)的防護等級設計滿足使用環(huán)境的要求。4.5.2直流匯流柜應進行可靠接地，并具有明顯的接地標識，設置相應的浪涌吸收保護裝置。4.5.3直流匯流柜的接線端子設計應能保證電纜線可靠連接，應有防松動零件，對既導電又作緊固用的緊固件，應采用銅質(zhì)材料。4.5.4直流匯流柜、直流開關(guān)柜內(nèi)的輸入輸出回路采用短路保護和過電流保護裝置，裝置應便于操作。4.6光伏發(fā)電單元連接電纜檢查4.6.1連接電纜應采用耐候、耐紫外輻射、阻燃等抗老化的電纜。4.6.2連接電纜的線徑應滿足方陣各自回路通過最大電流的要求，以減少線路的損耗。4.6.3電纜與接線端應采用連接端頭，并且有抗氧化措施，連接緊固無松動。4.7接地檢查4.7.1為了盡量減少雷電感應電壓的侵襲，應可能地減少接線環(huán)路面積；4.7.2光伏陣列框架應對等電位連接導體進行接地。等電位體的安裝應把電氣裝置外露的金屬及可導電部分與接地體連接起來。所有附件及支架都應采用接地材料和接地體相連。4.8逆變器檢查4.8.1設備表面不應有明顯損傷，零部件應牢固無松動；4.8.2線纜安裝應牢固、正確，無短路；4.8.3模塊安裝檢查：模塊應安裝牢固，螺絲打緊，地址撥碼設置正確，標識和銘牌清晰。4.910kV升壓變檢查4.9.1升壓變外觀正常，內(nèi)部接線正確；4.9.2箱式變電站各項試驗指標符合要求。4.10110kV高壓配電裝置檢查4.10.1高壓配電裝置完成全部試驗，各項試驗指標符合要求，保護定值按要求整定完畢。4.10.2斷路器應無缺陷，滿足電網(wǎng)安全運行需要。4.10.3隔離開關(guān)應滿足開斷母線電容電流能力。4.10.4避雷器配置和選型應正確、可靠，避雷器放電計數(shù)器動作應可靠。4.10.5戶外110kV高壓配電裝置滿足四防要求，戶內(nèi)高壓開關(guān)柜具備五防功能。4.11過電壓保護檢查4.11.1光伏陣列、變電站的防雷直擊保護范圍滿足被保護設備、設施和架構(gòu)、建筑物安全運行要求。4.11.2匯流箱、逆變器、箱式變壓器組雷電侵入波的防護應符合規(guī)程要求，并滿足設備安全運行的要求。4.11.3變電站的高壓配電裝置應有防止諧振過電壓的措施。4.12電氣二次測控設備檢查4.12.1應對監(jiān)控系統(tǒng)的控制功能進行試驗，確認各項控制功能準確、可靠。4.12.2應對監(jiān)控系統(tǒng)的顯示功能進行檢查和試驗，確保顯示參數(shù)正常。4.12.3監(jiān)控系統(tǒng)與保護及安全自動裝置、相關(guān)一次設備同步投入運行。4.12.4監(jiān)控系統(tǒng)與各子系統(tǒng)通信暢通。5.10kV1#廠用變受電5.1受電前檢查1.1#廠變相關(guān)試驗完畢；2.檢查10kV外線和升壓變進線電纜絕緣符合送電條件；3.檢查廠用1#變，1#變低壓出線開關(guān)411在斷開位置，低壓配電柜所有開關(guān)在斷開位置。4.對400V母線，進行帶電前絕緣測試，并及時拆除保險絲。5.檢查所有CT二次無開路，PT二次無短路。6.檢查帶電范圍內(nèi)無閑雜人員。消防設施齊全。7.將100、110開關(guān)處在斷開位置。5.2受電操作1.檢查完畢,確認100、110開關(guān)處在斷開位置。2.聽從供電局指令操作,合上10kV西季線令克。3.檢查10kV西季線進線柜工作正常。4.聽從供電局指令操作完成100、110開關(guān)合作操作，對1#廠變進線沖擊。5.共沖擊3次，每次帶電5分鐘，第三次沖擊后1#廠變帶電運行。6.廠用電核相序:核相序點在411開關(guān)上樁頭。7.相序正確后，確認低壓配電柜所有出線開關(guān)在斷開位置，合411開關(guān)，低壓母線帶電。8.根據(jù)現(xiàn)場實際需要對400V饋線進行送電。6.二次測控系統(tǒng)設備調(diào)試6.1計算機測控系統(tǒng)上位機、數(shù)據(jù)采集器、數(shù)據(jù)通訊裝置、接線、內(nèi)部調(diào)試完成；6.2測控系統(tǒng)與各子系統(tǒng)通訊正常；6.3測控系統(tǒng)各模擬量采集正常、開關(guān)量顯示正常；6.4測控系統(tǒng)相關(guān)畫面及數(shù)據(jù)庫完成；6.5測控系統(tǒng)遠方分合開關(guān)試驗正常。7.系統(tǒng)倒送電7.1受電須具備條件1.110KV對側(cè)變電所已帶電，運行正常，其送往光伏電站的高壓線路試驗合格，相序正確，110KV線路保護調(diào)試完畢，動作正確。2.光伏電站110KV升壓站、高壓配電室，低壓配電室，主控室電氣安裝完畢，土建照明，通風等設施能夠投入。3.110KV升壓站所有電氣設備、高壓室所有電氣試驗已完畢，110KV線路保護、母線保護、主變保護、10KV受電設備及以下設備已按定值調(diào)試完畢、傳動正確。4.110KV升壓站直流系統(tǒng)調(diào)試結(jié)束。5.110KV升壓站微機監(jiān)控系統(tǒng)調(diào)試完畢，信號正確，傳動試驗正確。6.110KV升壓站系統(tǒng)與電網(wǎng)調(diào)度信號核對完畢，傳動正確。7.受電現(xiàn)場通訊正常，消防器材準備充分。8.安全標識準備充分。7.2受電檢查 1.檢查110KV系統(tǒng)、10KV系統(tǒng)開關(guān)在冷備用狀態(tài)，隔離開關(guān)均在拉開位置，接地刀閘均在合閘位置。 2.對110KV線路進行帶電前絕緣測試。3.檢查所有受電設備保護裝置已帶電投運。4.檢查所有CT二次無開路，PT二次無短路且二次開關(guān)在分位。5.檢查受電范圍內(nèi)無閑雜人員。消防設施齊全。7.3110kV線路受電1.110KV帶電設備應該根據(jù)電網(wǎng)調(diào)度下發(fā)投運指令進行受電操作。2.110kV線路受電（1）確認線路保護投入，7963、796開關(guān)處于分位置（2）分79634、79637地刀開關(guān)，并在此確認79634、79637地刀開關(guān)處于分位置（4）按調(diào)度指令檢查壓板位置。（5）申請調(diào)度將億能變電所來電開關(guān)由冷備用狀態(tài)轉(zhuǎn)為熱備用狀態(tài)（6）申請調(diào)度合億能變電所側(cè)來電開關(guān)，對線路進行沖擊（7）110KV線路帶電后，合PT二次開關(guān)核相序。（8）110KV線路沖擊次數(shù)，沖擊時間聽從調(diào)度指令。（9）110KV線路沖擊受電完成。7.4110kV主變受電（1）.與調(diào)度聯(lián)系，確認線路已沖擊完畢，線路正常帶電（2）.將796、7963開關(guān)打至“遠方”（3）.確認79637地刀開關(guān)分位,主變101斷路器處于冷備用狀態(tài)，按調(diào)度指令檢查壓板位置。（4）.確認所有人員均退出110kV現(xiàn)場（5）.在后臺操作系統(tǒng)畫面上，與調(diào)度聯(lián)系，將7963開關(guān)合閘。（6）.檢查110kV線路設備工作正常，其余設備正常。（7）.在后臺操作系統(tǒng)畫面上，與調(diào)度聯(lián)系，將796開關(guān)合閘,對光伏電站110kV主變進行第一次沖擊。（5）.檢查110kV主變工作正常，其余設備正常（6）.五分鐘后斷開796開關(guān)（7）.檢查110kV主變正常，其余設備正常（8）.人員退出110kV現(xiàn)場，796開關(guān)第二次合閘，對光伏電站110kV主變進行第二次沖擊。（9）.按照（6）（7）（8）步驟對主變重復沖擊5次，主變每次帶電5分鐘，第五次沖擊后主變帶電運行。（10）.110kV主變沖擊完成后向調(diào)度匯報主變沖擊操作完畢。7.510kV母線受電（1）.確認10kV配電室內(nèi)開關(guān)均處于冷備用狀態(tài)（2）.將主變101斷路器推至工作位置,將就地遠方開關(guān)打至“遠方”（3）.確認所有人員均退出10kV配電室（4）.在后臺操作系統(tǒng)畫面上，將主變101開關(guān)合閘，對光伏電站10kV母線進行送電沖擊（5）.檢查10kV配電室內(nèi)設備工作正常（6）.五分鐘后斷開主變101開關(guān)（7）.按照（13）（14）（15）步驟對母排重復沖擊3次，每次帶電5分鐘。第三次沖擊前將10kVPT189#開關(guān)推至工作位置，二次開關(guān)處在斷開位置，10KV母線帶PT進行第三次沖擊。（8）.第三次沖擊后，合PT二次側(cè)開關(guān)核相序。（9）.10kV母線沖擊完成。（10）.根據(jù)光伏電站園區(qū)實際要求對10KV饋線進行逐一送電。(11).帶負荷后逐一對保護裝置、測控裝置及計量裝置的電流、電壓量數(shù)據(jù)進行檢查。7.610kV0#廠用變受電7.6.1受電前檢查檢查10kV母線電壓正常，187#斷路器保護投入且處于冷備用狀態(tài)。2.檢查廠用0#變，0#變低壓出線開關(guān)410在斷開位置。3.對187#開關(guān)出線10kV電纜,進行帶電前絕緣測試，并及時拆除保險絲。4.檢查所有CT二次無開路。5.檢查帶電范圍內(nèi)無閑雜人員。消防設施齊全。7.6.2受電操作1.檢查完畢,將187#斷路器推至熱備用狀態(tài)。2.合上107#斷路器，對變壓器進行沖擊試驗并進行檢查，第三次合閘后不再斷開斷路器，變壓器每次帶電5分鐘。3.帶負荷后逐一對保護裝置、測控裝置及計量裝置的電流、電壓量數(shù)據(jù)進行檢查。4.廠用電核相:核相點410及411開關(guān)上樁頭（1#廠用變前期已受電）。7.7升壓變受電沖擊試驗（以A區(qū)A1、A2、A5、A6為例）7.7.1試驗目的1.通過10kV母線對A區(qū)A1、A2、A5、A6升壓變進行全電壓沖擊，檢查設備工作情況；2.A1、A2、A5、A6升壓變正式投入運行，A1、A2、A5、A6升壓變帶電。7.7.2試驗準備：1.升壓變安裝完畢；2.升壓變相關(guān)試驗完畢；3.檢查A區(qū)A1、A2、A5、A6升壓變母線和升壓變進線電纜絕緣要求符合送電條件；4.A1、A2、A5、A6變壓器相關(guān)的調(diào)試工作完成；5.確認A1、A2、A5、A6變壓器低壓側(cè)斷路器（011、012、021、022、051、052、061、062）均在分位；6.每臺升壓變處觀測人員到位，并保持安全距離，保持與指揮人員及操作人員的通信暢通；7.受電設備懸掛警示牌。7.7.3升壓變受電沖擊操作1.將10kV1#單元101斷路器推至工作位。2.合1#單元181斷路器，同時對A1、A2、A5、A6升壓變進行充電。3.升壓變帶電，檢查帶電顯示裝置工作正常。4.帶電5分鐘后拉開1#單元181斷路器；檢查升壓變無異常；5.合1#單元181斷路器，同時對A1、A2、A5、A6升壓變進行第二次沖擊(變壓器帶電5分鐘）。6.重復2.3.4.5步驟對變壓器沖擊3次,每次變壓器帶電5分鐘。7.第5次沖擊變壓器無異常后保持帶電狀態(tài)。8.升壓變沖擊后在低壓出線開關(guān)上樁頭核相序。9.按上述步驟進行其他區(qū)升壓變的充電試驗。7.8逆變器交流側(cè)帶電試驗（以A1子陣為例）7.8.1試驗目的1.通過A1升壓變對子陣內(nèi)的2臺逆變器交流側(cè)進行充電，檢查設備工作情況；2.A1子陣內(nèi)的2臺逆變器交流側(cè)帶電。7.8.2試驗準備1.A1升壓變已帶電運行正常；2.A1子陣內(nèi)的2臺逆變器交流開關(guān)均在分位；3.確認A1子陣內(nèi)的2臺逆變器直流開關(guān)均在分位。4.確認A1子陣內(nèi)的2臺逆變器啟動控制開關(guān)均在“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。7.8.3逆變器交流側(cè)帶電操作1.分別合A1升壓變低壓側(cè)斷路器011和012；2.檢查A1子陣內(nèi)的2臺逆變器交流側(cè)電纜帶電正常；3.檢查A1子陣內(nèi)的2臺逆變器交流開關(guān)下側(cè)電壓值正常；4.在逆變器交流輸出開關(guān)下樁頭核相5.合上A1子陣內(nèi)的2臺逆變器交流開關(guān)；6.檢查A1子陣內(nèi)的2臺逆變器顯示器顯示正確，工作正常；7.對逆變器軟、硬件設備進行檢測、檢查；8.檢測電網(wǎng)電壓的三相不平衡偏差值。9.按上述步驟進行其他區(qū)逆變器交流側(cè)帶電試驗。7.9逆變器直流側(cè)帶電試驗（以A1子陣內(nèi)的2臺逆變器為例）7.9.1試驗目的1.通過匯流箱、直流匯流柜對A1子陣內(nèi)的8臺逆變器直流側(cè)進行充電，檢查設備工作情況；2.A1子陣內(nèi)的2臺逆變器直流側(cè)帶電運行。7.9.2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.確認方陣匯流箱內(nèi)負荷開關(guān)在“分”位；3.確認子陣內(nèi)直流匯流柜負荷開關(guān)均在“分”位；4.確認逆變器運行開關(guān)在“OFF”位；5.檢查各支路電纜絕緣合格。7.9.3逆變器直流側(cè)帶電操作1.分別合上A1方陣直流柜所連接的匯流箱內(nèi)負荷開關(guān)；2.檢查A1方陣直流匯流柜內(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A1方陣直流匯流柜負荷開關(guān)；4.檢查A1方陣逆變器直流開關(guān)下側(cè)電壓正常；5.合上A1方陣逆變器直流開關(guān)；6.檢查逆變器顯示無異常報警信號，各測量數(shù)據(jù)顯示正確。7.按上述步驟進行其他區(qū)逆變器直流側(cè)帶電試驗。7.10逆變器并網(wǎng)試驗（以A1子陣逆變器為例）7.10.1試驗目的1.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7.10.2試驗準備1.觀測人員到10kV升壓變、10kV高壓室、110kV出線站就位，并保持安全距離，保持通信暢通。2.110kV主變CT極性測量準備完畢。3.檢查逆變器、箱變與監(jiān)控系統(tǒng)通訊正常，上傳數(shù)據(jù)準確。7.10.3逆變器并網(wǎng)操作1.分別將A1子陣2臺逆變器啟動控制開關(guān)置“ON”位；2.檢查逆變器啟動并網(wǎng)成功。3.檢查箱變、10kV設備、110kV變壓器等設備均正常；4.檢查110kV主變高低壓側(cè)CT極性正確。5.檢查10kV開關(guān)柜CT極性正確。6.檢查逆變器狀態(tài)在監(jiān)控上位機顯示正確。7.10.4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”；檢查監(jiān)控系統(tǒng)的控制流程。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，檢測風機啟動功能。8.檢測相序反相時逆變器的工作狀態(tài)人為接反逆變器交流側(cè)電源相序，檢測逆變器并網(wǎng)工作狀態(tài)。9.并網(wǎng)電壓電流諧波測試并網(wǎng)逆變器在運行時不應造成電網(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)的其他設備不造成不利影響。并網(wǎng)逆變器接入電網(wǎng)時公共連接點的電壓總諧波畸變率不應超過3%，奇次諧波電壓含有率不應超過2.1%，偶次諧波電壓含有率不應超過1.2%。并網(wǎng)逆變器帶載運行時，電流總諧波畸變率不應超過4%，奇次、偶次諧波電流含有率不應超過下表的要求：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-9th4.02nd-10th1.011th-15th2.012th-16th0.510.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超過2%，短時不得超過4%；并網(wǎng)逆變器引起的負序電壓不平衡度不應超過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。用6到8條款的程序進行7~36#號子陣的帶電及并網(wǎng)試驗。7.10.5按上述步驟進行其他區(qū)逆變器并網(wǎng)試驗。8.并網(wǎng)后各系統(tǒng)的檢查8.1檢查關(guān)口電能表工作正常；8.2檢查監(jiān)控系統(tǒng)數(shù)據(jù)采集正常；8.3檢查箱式變壓器、逆變器、匯流箱、直流匯流柜運行溫度，以及電纜連接處、出線開關(guān)觸頭等關(guān)鍵部位的溫度；8.4檢查10kV開關(guān)柜、110kV變壓器、出線設備運行正常。8.5帶最大負荷發(fā)電條件下，觀察設備是否有異常告警、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；8.6檢查電站電能質(zhì)量狀況。8.7電壓不平衡度平衡度不應超過2%，短時不得超過4%；8.8檢查頻率偏差應滿足相關(guān)要求8.9全面核查電站各PT、CT的幅值及相位8.10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狀況。8.11全面檢查測控系統(tǒng)與各子系統(tǒng)、裝置的上傳數(shù)據(jù)。8.12檢查與調(diào)度通訊、傳送數(shù)據(jù)等正常。8.13110kV系統(tǒng)投運后的檢查8.13.1小負荷下（10MW）CT、PT的極性、幅值、相位檢查，符合設計要求。8.13.2額定負荷下檢查一次主回路所有帶電部位運行正常、用紅外線測溫儀對帶電部位進行溫度監(jiān)測。9.并網(wǎng)光伏電站連續(xù)試運行9.1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。9.2執(zhí)行正式值班制度，全面記錄運行所有參數(shù)。9.3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。9.4在連續(xù)試運行中，由于相關(guān)機電設備的制造、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。9.5連續(xù)試運行后，應停電進行機電設備的全面檢查。消除并處理試運行中所發(fā)現(xiàn)的所有缺陷。10.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。11.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，應按合同規(guī)定及時進行相關(guān)機電設備的移交，并簽署光伏電站設備的初步驗收證書，開始商業(yè)運行，同時計算相關(guān)設備的保證期。12.試運行安全保證措施12.1試運行工作在啟動驗收領導小組具體組織下，按審批的啟動試運行程序進行，有專人負責試運行過程中的安全工作。12.2所有工作人員要嚴格按各自的崗位職責、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，服從試運行指揮部統(tǒng)一領導。12.3所有設備的操作和運行嚴格按操作規(guī)程、運行規(guī)程和制造廠技術(shù)文件進行，嚴格執(zhí)行工作票制度。12.4運行區(qū)域內(nèi)嚴禁煙火，并配有齊全的消防設備，有專人檢查監(jiān)督。12.5試運行設備安裝完成后，徹底全面檢查清掃，無任何雜物。12.6設備區(qū)域道路暢通、照明充足，通訊電話等指揮聯(lián)絡設施布置滿足試運行要求。12.7試運行區(qū)域內(nèi)設置一切必須的安全信號和標志。12.8投運設備區(qū)域按要求配置消防器材。12.9組織全體參加試運行人員進行安全規(guī)程、規(guī)范學習，嚴格進行每項試驗前的安全交底。12.10試運行設備要求按設計圖統(tǒng)一編號、掛牌，操作把手操作方向做明確標志。12.11保持電氣設備和電纜、電線絕緣良好，保證帶電體與地面之間、帶電體與帶電體之間、帶電體與人體之間的安全距離。12.12電氣設備設置明顯標牌，停電檢查時檢查部位的進出開關(guān)全部斷開，并設有誤合閘的保護措施，裝設臨時接地線，懸掛“有人工作、禁止合閘、高壓危險”等標志牌。12.13試運行操作，實行操作票制度，堅持一人操作，一人監(jiān)護。12.14作好試運行現(xiàn)場安全保衛(wèi)工作。13.試運行規(guī)定13.1試運行人員必須紀律嚴明，工作中必須服從命令聽指揮。13.2試運行人員不得無故缺勤、遲到、早退，臨時離開工作崗位必須經(jīng)本值值長同意。13.3試運行人員必須熟悉運行設備，了解試運行試驗程序，參加試運行試驗安全技術(shù)交底會。13.4試運行人員必須明確各自的工作職責，了解和掌握所轄運行設備的用途、性能、主要參數(shù)、操作方法及事故處理辦法。13.5試運行人員要按時記錄各表計的有關(guān)讀數(shù)，詳細記錄各項試驗的試驗時間、有關(guān)數(shù)據(jù)、缺陷及處理結(jié)果。13.6試運行人員要定時巡檢所轄設備的運行情況，發(fā)現(xiàn)異常立即報告。13.7試運行值班交接必須在工作崗位進行，交接班記錄填寫真實詳細、特別時對