660MW火电机组AGC试验方案

技术文件

JKC/JH029-热控-2010版次/修订：A/0江西景德镇电厂“上大压小”新建工程

#6机组AGC试验方案

编写：

审核：

审定：

批准：

2010年06月09日

目录

1．试验目的和适用范围 (2)

2．编制依据 (2)

3．组织与分工 (3)

4．现场实施AGC试验项目必备条件 (3)

5．技术要求及试验步骤（关键点） (4)

6．评价标准 (6)

7．记录内容 (6)

8．环境、职业健康、安全风险因素控制措施 (6)

9. 附表 (8)

1．试验目的和适用范围

1.1 通过调试，使江西景德镇电厂#6机组能满足电网AGC控制的要求，并保证机组稳定运行。

1.2 该方案适用于江西景德镇电厂“上大压小”新建工程（2×660MW）#6机组的AGC试验。

1.3 系统概述

三大主机分别由：锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司、汽机为东方汽轮机有限公司、发电机为东方电机股份有限公司制造。

锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的超超临界参数变压运行直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、锅炉采用露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型烟煤锅炉。采用中速磨正压冷一次风机直吹式制粉系统设计，每台炉配用6台中速磨煤机，5台运行，1台备用。每台磨配用1台耐压称重式皮带给煤机。锅炉烟风系统按平衡通风设计，送风机采用2?50%容量的动叶可调式轴流风机。一次风机采用2?50%容量的双级动叶可调式轴流风机。吸风机采用2?50%容量的动叶可调式轴流风机。锅炉采用三分仓容克式空预器。

汽机为东方汽轮机有限公司制造的超超临界压力汽轮机，超超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机。

发电机为东方电机股份有限公司生产的发电机。

机组的监视与控制部分主要由北京日立控制系统有限公司提供的HIACS-5000M集散控制系统（DCS）来实现，DCS包括主要功能包括：数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）、数字式电液控制系统（DEH）、锅炉吹灰程控系统、循环水泵房控制系统等。操作人员可通过操作员站实现全厂运行状况的监视、各功能组的联锁控制、模拟量的自动调节、锅炉的燃烧管理等。操作员还可通过系统很强的自诊断功能及打印功能进行事故追忆、报表打印、系统彩色画面的硬拷贝等。

2 编制依据

2.1 《火电工程启动调试工作规定》电力部建设司建质[1996]40号；

2.2 电网公司《电力安全工作规程》火电厂动力部分2008版；

2.3 《火电发电厂基本建设启动及竣工验收规程（1996年版）》电力部电建

[1996]159号；

2.4 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力部建设协调司建质[1996]111

号；

2.5 《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》DL/T 657-2006；

2.6 AGC系统的图纸资料；

2.7 HIACS-5000M集散控制系统的操作说明及使用说明；

2.8 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（2000年版）》

2.9《工程建设强制性标准条文电力工程部分2006年版》（建标[2006]102

号建设部）

3 组织与分工

3.1 江西科晨高新技术发展有限公司负责电厂侧RTU输出端至DCS系统范围内的系统调试，并配合省调度中心完成机组与调度中心主站端的联合调试及有关联调试验，并在景德镇发电厂的配合下进行DCS有关参数整定和试验。

3.2 火电建设公司负责设备的消缺和维护, 并协助进行系统动态调试。

3.3 火电建设公司负责RTU与DCS系统连结信号的安装和消缺。

4 现场实施AGC试验项目必备条件

4.1 外围线路连接正确、畅通。控制台及盘上的指示表和操作器均是齐备，完好的。

4.2 RTU与DCS系统间的信号连接线安装完毕，接线正确，对需要加装隔离模件的，应安装完毕。

4.3 RTU的输入、输出通道工作正常。在通电之前，各类接地都应按设计接好，接地电阻应符合设计要求。

4.4 RTU与中调主站端连接正确，主站、RTU软硬件工作正常。

4.5 就地执行机构调校完毕，有反馈，控制信号应与阀门或挡板位置对应，所需电源、气源工作正常。

4.6 调试前景德镇电厂、省调应提供必要的资料，包括端子接线、系统框图、原理接线图、组态图，控制系统及有关的设备说明书。

5 技术要求及试验步骤（关键点）

5.1 准备工作

开始调试前，必须仔细查看系统图、施工图，以及AGC有关资料，了解AGC 的工作原理和运行方式。

5.2 实施过程

5.2.1 AGC通道检查测试

首先对系统原理图、接线图仔细研究，并确认两者间没有不同，且没有设计错误，否则，以书面形式通知设计方，并由设计方提出修改通知。同时对于RTU 出线也要确认与上述两图一致，否则，以同样方式通知设计院，并以设计院修改通知单为主进行查线。完成上述工作后，对本系统从现场或其它系统取来的每一信号线，都要仔细检查，确保无误。尤其对于电源，不仅要检查接线是否正确，而且还要检查其绝缘程度。

DCS系统与省调EMS主站端间共设计有模拟量信号6个, 开关量信号12个。它们分别是：

●机组有功功率设定值主站端——→DCS系统模拟量信号

●机组有功功率运行上限 DCS系统——→主站端模拟量信号

●机组有功功率运行下限 DCS系统——→主站端模拟量信号

●机组运行功率上调速率 DCS系统——→主站端模拟量信号

●机组运行功率下调速率 DCS系统——→主站端模拟量信号

●AGC反馈值 DCS系统——→主站端模拟量信号

●AGC指令越机组调节上限值 DCS系统——→主站端开关量信号

●AGC指令越机组调节下限值 DCS系统——→主站端开关量信号

●AGC处于电网AGC状态 DCS系统——→主站端开关量信号

●AGC处于可投AGC状态 DCS系统——→主站端开关量信号

●机组低周闭锁减负荷 DCS系统——→主站端开关量信号

●机组高周闭锁增负荷 DCS系统——→主站端开关量信号

●发电机组投入一次调频 DCS系统——→主站端开关量信号

●发电机组有功减负荷闭锁 DCS系统——→主站端开关量信号

●发电机组有功增负荷闭锁 DCS系统——→主站端开关量信号

●AGC指令和机组实际出力不一致，投AGC失败 DCS系统——→主站端开关量信号

●AGC指令投入主站端——→DCS系统开关量信号

AGC指令退出主站端——→DCS系统开关量信号

对所有模拟量、开关量信号进行测试，确认通道连结正确，量程设置正确，信号测量精度符合要求。

5.2.2 DCS调整试验

5.2.2.1 通过试验观察DCS各自动控制系统的调节特性，对DCS系统组态参数进行必要的调整。反复试验，寻找最优参数组合，完善机组协调控制系统调节性能。

5.2.2.2试验要求机组安排400MW～660MW负荷，3天左右。

5.2.3 AGC开环试验（关键点）

5.2.3.1 断开DCS与RTU间的连接信号线。检查各逻辑条件，通过模拟控制执行条件和RTU相关输出信号，进行动态模拟试验。检查控制逻辑及DCS发送给RTU 的信号的正确性。

5.2.3.2开环试验的项目

a.增闭锁试验

b.减闭锁试验

c.最高负荷限制试验

d.最低负荷限制试验

e.增、减速率限制

5.2.3.3开环试验要求机组安排400MW～660MW 负荷，3天。

5.2.4负荷扰动试验（关键点）

5.2.4.1负荷扰动试验

a．5%向上、向下定值扰动试验

b. 15%向上、向下定值扰动试验

c.与RTU对接，由RTU发出模拟负荷调节信号进行调试。

5.2.4.2扰动试验要求机组安排400MW～660MW负荷，3天。

5.2.5 AGC联调试验（闭环试验）（关键点）

5.2.5.1 联调试验前，省调和江西景德镇电厂应提供主站和RTU有关资料。

5.2.5.2联调试验前必须认真检查系统逻辑，设想可能出现的问题和应对安全措施。

5.2.5.3联调试验方案由省调度中心提供。

6 评价标准

机组AGC正常投入运行，实现设计要求的各种功能。

7 记录内容

7.1 试验笔记，包括各阶段及工作计划，完成情况，试验过程中出现的问题，以及问题解决情况。

7.2 记录定值、参数。

7.3 有关通知，设计变更通知单，连锁保护投、退通知单等。

8 环境、职业健康、安全风险因素控制措施

8.1 本项目由江西科晨高新技术发展有限公司提出试验措施；江西景德镇发电厂组织力量做好现场各项准备，并负责设备的监视，发现缺陷的处理和消除；电厂运行人员负责正常操作，运行情况的监督，发生异常或事故时，在值长领导下按事故处理规程处理事故。

8.2 所有试验人员都应熟悉并严格执行《电业安全工作规程》、《运行规程》和有关的规章制度，组织分工和岗位明确，职责清晰，在工作中一定要注意加强联系，密切协作，服从统一指挥。

8.3 本项目可能造成不良环境因素：没有可能造成不良环境因素。

8.4 本项目可能出现的危险源识别如下：

8.4.1 生产工作场所未配备安全帽或未正确佩戴安全帽；

8.4.2 试验生产场所沟、孔、洞在基建期间多处不全，楼梯、照明不完好；

8.4.3 生产场所未按照规定着装；

8.4.4 电源裸露、绝缘不良、电器短路；

8.5 对可能出现的危险源采取的控制措施：

8.5.1 在生产工作场所配备足够安全帽，要求所有试验人员正确佩戴安全帽；

8.5.2 进入现场时，注意警戒标志，对明显危及人生安全的工作场所，禁止进入，照明不良的场所不得进入和工作。

8.5.3 生产场所按照规定着装；

8.5.4 做好受电设备的绝缘检查，试验人员在直接用手触线路或电气设备进行作业之前，必须用试电笔测试，确认电源已断后方可操作；

8.5.5 应尽可能避免靠近和长时间的停留在可能受到烫伤的地方；如工作需要，应做好安全措施；

8.6 其它未尽事宜按《电力安全工作规程》火电厂动力部分2008版执行。

8.7 设备安全

8.7.1 电气设备安装时各种接地情况应良好，抗干扰能力一定要良好。

8.7.2 就地设备应有防护罩，以防止坠落物件砸坏设备，在可能有水有火处应有防护罩，防止设备损坏。

8.7.3 工作时，防止线路短接，以免设备损坏。

8.8 仪表安全

万用表在使用时应严格按照使用方法操作防止档位放错而损坏仪器，不使用时应置于交流最大档。

8.9 其它措施

8.9.1 试验开始前，通知运行人员，经值长允许后方可开始试验。

8.9.2 试验过程中，调试人员和运行人员应加强监视。

8.9.3 试验期间，如需进行对运行操作有影响的工作，应征求当值值长意见，经同意后方可进行，并通知运行人员注意监视有关参数和设备运行情况。工作必须细心周到，保证机组安全。

8.10 其他未列出的危险源辨识及措施将依据《工程建设标准强制性条文》(电力工程部分)2006版（建标[2006]102号建设部）和国家及电力行业施工及验收规程相关部分规定执行。

9. 附表：

AGC调试、试验记录1、通道测试卡

光伏电站电气设备调试方案

光伏电站电气设备 调试方案

XX太阳能电站 电 气 调 试 方 案 XXXX有限公司 X年X月X日

1.工程概况： 本期新建光伏发电场区及35kV开关站1座、站用变1台、 35KV配电柜9面、二次控制柜20面。 2.质量目标及要求： 严格按照GB50150- 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》等有关技术规范,对光伏发电场区及35kV变电所电气设备进行交接性试验、以检验其性能，确保其能够在安全、良好的条件下投入运行。 3.主要试验依据及验收标准： 3.1（GB50150- ）《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》3.2 DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》 3.3 《电业安全工作规定（发电厂和变电所部分）》 3.4 《继电保护及电网安全自动装置现场工作规定》 3.5 《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》 3.6 《继电保护及安全自动装置检验条例》 3.7 JJG313- 《测量用电流互感器检定规程》 3.8 JJG314- 《测量用电压互感器检定规程》； 3.9 甲方提供的有效书面要求和设备制造厂（商）的技术资料要求等有关规范标准进行。 4.试验的组织机构： 总指挥： 副总指挥：

成员： 现场指挥： 安全组： 5试验内容： 5.1主要试验仪器设备 6.试验范围： 光伏发电场区汇流箱、箱逆变设备，以及开关站区站用变、35KV配电柜、二次柜。配电设备的耐压试验及系统调试。 6.1调试的范围为： 本期新建的主设备及其对应附属装置的常规的一次电气设备的试验，二次保护装置的试验检测。 7、调试准备 7.1汇流箱 汇流箱的试验项目如下：

中电投沽源光伏电站电气调试方案

中电投河北沽源50MWp光伏发电工程 电气调试方案 编写依据 1.1 GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 1.2 DL/T408-2002 《电业工作安全规程》（发电厂和变电所电气部分） 1.3 GB/T 14285－2006 《继电保护及安全自动装置技术规程》 1.4 DL/T 995-2006 《继电保护及电网安全自动装置检验规程》 1.5 DL/T527－2002 《静态继电保护逆变电源技术条件》 1.6 Q/GDW140-2006《交流采样测量装置运行检验管理规程》 1.7《工程建设标准强制性条文》电力工程部分，国家建设部（2006年版） 1.8《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国网公司2000年版 1.9《十八项电网重大反事故措施》国网公司2005年版 中电投河北沽源50MWp光伏工程施工图电气部分 设备厂家说明书、出厂报告及相关技术资料 2、调试范围及主要工作量 2.1调试范围： 35kV系统电气设备的高压试验； 35kV系统箱式变压器试验； 380V低压配电装置及逆变器电气调试； 全场地网接地电阻测试。 2.2 主要工作量 2.2.1高压试验部分 2.2.1.1 35kV系统箱式变压器、高压电力电缆等 2.2.1.2 315v母线及低压配电设备、直流系统等。 3、调试方案及步骤 3.1施工准备 3.1.1组织工程技术人员熟悉图纸，了解设计意图，明确调试工作范围。 3.1.2收集到货设备的资料及出厂试验报告，检查设备二次线应符合设计要求。 3.2调试工序安排 电气设备高压试验调试工作在设备安装就位后进行；调试工作应与安装紧密配合，制定合理的工序，保证工程有序进行。

光伏电站并网调试方案

光伏电站并网调试方案 批准 审核 编制 一、并网准备 1逆变器检查 1）检查，确保直流配电柜及交流配电柜断路器均处于OFF位置； 2）检查逆变器是否已按照用户手册、设计图纸、安装要求等安装完毕； 3）检查确认机器内所有螺钉、线缆、接插件连接牢固，器件（如吸收电容、软启动电阻等），

无松动、损坏； 4）检查防雷器、熔断器完好、无损坏； 5）检查确认逆变器直流断路器、交流断路器动作是否灵活，正确； 6）检查确认DC连接线缆极性正确，端子连接牢固； 7）检查AC电缆连接，电压等级、相序正确，端子连接牢固；（电网接入系统，对于多台500KTL连接，要禁止多台逆变器直接并联，可通过各自的输出变压器隔离或双分裂及多分裂变压器隔离；另其输出变压器N点不可接地） 8）检查所有连接线端有无绝缘损坏、断线等现象，用绝缘电阻测试仪，检查线缆对地绝缘阻值，确保绝缘良好； 9）检查机器内设备设置是否正确； 10）以上检查确认没有问题后，对逆变器临时外接控制电源，检查确认逆变器液晶参数是否正确，检验安全门开关、紧急停机开关状态是否有效；模拟设置温度参数，检查冷却风机是否有效（检查完成后，参数设置要改回到出厂设置状态）； 11）确认检查后，除去逆变器检查时临时连接的控制电源，置逆变器断路器于OFF状态； 2、周边设备的检查 电池组件、汇流箱、直流配电柜、交流配电柜、电网接入系统，请按照其调试规范进行检查确认。 二、并网试运行步骤 在并网准备工作完毕，并确认无误后，可开始进行并网调试； 1）合上逆变器电网侧前端空开，用示波器或电能质量分析仪测量网侧电压和频率是否满足逆变器并网要求。并观察液晶显示与测量值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。 2）在电网电压、频率均满足并网要求的情况下，任意合上一至两路太阳能汇流箱直接空开，并合上相应的直流配电柜空开及逆变器空开，观察逆变器状态；测量直流电压值与液晶显示值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。 3）交流、直流均满足并网运行条件，且逆变器无任何异常，可以点击触摸屏上“运行”图标并确定，启动逆变器并网运行，并检测直流电流、交流输出电流，比较测量值与液晶显示值是否一致；测量三相输出电流波形是否正常，机器运行是否正常。 注意：如果在试运行过程中，听到异响或发现逆变器有异常，可通过液晶上停机按钮或前门上紧急停机按扭停止机器运行。 4）机器正常运行后，可在此功率状态下，验证功率限制、启停机、紧急停机、安全门开关等功能； 5）以上功能均验证完成并无问题后，逐步增加直流输入功率（可考虑分别增加到10%、25%、50%、75%、100%功率点）（通过合汇流箱与直流配电柜的断路器并改变逆变器输出功率限幅值来调整逆变器运行功率），试运行逆变器，并检验各功率点运行时的电能质量（PF值，THD值、三相平衡等）。 6）以上各功率点运行均符合要求后，初步试运行调试完毕。 备注：以上试运行，需由我公司人员在场指导、配合调试，同时需有相关设备供应商、系统集成商等多单位紧密配合，相互合作，共同完成。 三、并网检测

光伏电站电气设备调试方案.

XX太阳能电站 电 气 调 试 方 案 XXXX有限公司 X年X月X日 1.工程概况： 本期新建光伏发电场区及35kV开关站1座、站用变1台、35KV配电柜9面、二次控制柜20面。 2.质量目标及要求： 严格按照GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》等有关技术规范,对光伏发电场区及35kV变电所电气设备进行交接性试验、以检验其性能，确保其能够在安全、良好的条件下投入运行。 3.主要试验依据及验收标准： 3.1（GB50150-2006）《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 3.2 DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》 3.3《电业安全工作规定（发电厂和变电所部分）》 3.4《继电保护及电网安全自动装置现场工作规定》 3.5《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》

3.6《继电保护及安全自动装置检验条例》 3.7JJG313-2004《测量用电流互感器检定规程》 3.8JJG314-2004《测量用电压互感器检定规程》； 3.9甲方提供的有效书面要求和设备制造厂（商）的技术资料要求等有关规范标准进行。 4.试验的组织机构： 总指挥： 副总指挥： 成员： 现场指挥： 安全组： 5试验内容： 6.试验范围： 光伏发电场区汇流箱、箱逆变设备，以及开关站区站用变、35KV配电柜、二次柜。配电设备的耐压试验及系统调试。 6.1调试的范围为：

本期新建的主设备及其对应附属装置的常规的一次电气设备的试验，二次保护装置的试验检测。 7、调试准备 7.1汇流箱 汇流箱的试验项目如下： （1）测量汇流箱内电气一次元件的绝缘电阻。 7.1.1使用仪器设备 兆欧表一只：1000V 万用表一只 7.1.2调试应具备的条件 （1）汇流箱、直流柜安装完毕，并符合安装规程要求，办理完安装验收签证。（2）汇流箱直流柜外观检查，内部线连接正确，正负极标示正确。 7.1.3调试步骤和方法 （1）总回路电缆绝缘测试分别测量断路器下口相间和相对地的绝缘电阻并记录数据。大于0.5M为合格。 （3）确认电缆回路通知直流柜侧人员确认电缆连接是否正确， 7.2直流柜 7.2.1直流柜的试验项目如下： （1）测量直流柜内电气一次回路的绝缘电阻. 7.2.2使用仪器设备 兆欧表一只：1000V 万用表一只 7.2.3调试应具备的条件 （1）直流柜安装完毕，并符合安装规程要求，办理完安装验收签证。 （2）直流柜外观检查，内部线连接正确，正负极标示正确 7.2.3调试步骤和方法 （1）测量各支路、干路和电缆绝缘电阻分别测量相间和相对地的绝缘电阻并记录数据。大于0.5M为合格。 （2）用万用表确认回路极性连接正确 7.3低压柜

太阳能光伏系统调试方案

太阳能光伏系统调试方案

太阳能光伏系统调试方案 北京市阳光校园金太阳整体工程项目 编制人： 审核人： 审批人： 公司名称：中节能唯绿（北京）建筑节能科技有限公司 时间：2015年2月20日

一、并网前准备要求 1、电气线路检查 1）光伏线槽、配管、穿线完成并进行监理验收通过； 2）光伏每组配线进行测量电压符合规范要求； 3）电缆(1KV)进行测量绝缘电阻不小于36.7MΩ.KM； 2、逆变器检查 1）检查，确保直流配电柜及交流配电柜断路器均处于OFF位置； 2）检查逆变器是否已按照用户手册、设计图纸、安装要求等安装完毕； 3）检查确认机器内所有螺钉、线缆、接插件连接牢固，器件（如吸收电容、软启动电阻等），无松动、损坏； 4）检查防雷器、熔断器完好、无损坏； 5）检查确认逆变器直流断路器、交流断路器动作是否灵活，正确； 6）检查确认DC连接线缆极性正确，端子连接牢固； 7）检查AC电缆连接，电压等级、相序正确，端子连接牢固； 8）检查所有连接线端有无绝缘损坏、断线等现象，用绝缘电阻测试仪，检查线缆对地绝缘阻值，确保绝缘良好； 9）检查机器内设备设置是否正确； 10）以上检查确认没有问题后，对逆变器临时外接控制电源，检查确认逆变器液晶参数是否正确，检验安全门开关、紧急停机开关状态是否有效；模拟设置温度参数，检查冷却风机是否有效（检查完成后，参数设置要改回到出厂设置状态）； 11）确认检查后，除去逆变器检查时临时连接的控制电源，置逆变器断路器于OFF状态； 3、周边设备的检查 汇流箱、直流配电柜、交流配电柜、电网接入系统，请按照其调试规范进行检查确认。 二、并网试运行步骤 在并网准备工作完毕，并确认无误后，可开始进行并网调试； 1）合上逆变器电网侧前端空开，用示波器或电能质量分析仪测量网侧电压

光伏电站并网调试方案

山西大同采煤沉陷区国家先进技术光伏示范基地左云县贾家沟10万千瓦项目 调 试 方 案 施工单位(章) _2016_年_5月_10_日 目录 一、并网准备 (1) 二、并网试运行步骤 (1) 三、并网检测 (2) 四、安全措施 (6)

一、并网准备 1逆变器检查 1)检查,确保直流配电柜及交流配电柜断路器均处于OFF位置; 2)检查逆变器就是否已按照用户手册、设计图纸、安装要求等安装完毕; 3)检查确认机器内所有螺钉、线缆、接插件连接牢固,器件(如吸收电容、软启动电阻等),无松动、损坏; 4)检查防雷器、熔断器完好、无损坏; 5)检查确认逆变器直流断路器、交流断路器动作就是否灵活,正确; 6)检查确认DC连接线缆极性正确,端子连接牢固; 7)检查AC电缆连接,电压等级、相序正确,端子连接牢固;(电网接入系统,对于多台500KTL连接,要禁止多台逆变器直接并联,可通过各自的输出变压器隔离或双分裂及多分裂变压器隔离;另其输出变压器N点不可接地) 8)检查所有连接线端有无绝缘损坏、断线等现象,用绝缘电阻测试仪,检查线缆对地绝缘阻值,确保绝缘良好; 9)检查机器内设备设置就是否正确; 10)以上检查确认没有问题后,对逆变器临时外接控制电源,检查确认逆变器液晶参数就是否正确,检验安全门开关、紧急停机开关状态就是否有效;模拟设置温度参数,检查冷却风机就是否有效(检查完成后,参数设置要改回到出厂设置状态); 11)确认检查后,除去逆变器检查时临时连接的控制电源,置逆变器断路器于OFF状态; 2、周边设备的检查 电池组件、汇流箱、直流配电柜、交流配电柜、电网接入系统,请按照其调试规范进行检查确认。 二、并网试运行步骤 在并网准备工作完毕,并确认无误后,可开始进行并网调试; 1)合上逆变器电网侧前端空开,用示波器或电能质量分析仪测量网侧电压与频率就

光伏调试注意事项

一、一般规定 1、调试方案应报审完毕 2、设备和系统调试前，安装工作应完成并验收合格 3、室内安装的设备和系统调试前，建筑工程应具备下列条件： 1）所有装饰工作应完毕并清扫干净 2）装有空调或通风装置等特殊设施的，应安装完毕，投入运行 3）受电后无法进行或影响运行安全的工作，应施工完毕 二、光伏组串测试 1、测试前应具备的条件： 1）所有光伏组件应按设计图纸和文件中的数量、型号组串并引接完毕 2）汇流箱内各回路电缆引接完毕，且标示应标示清晰、准确 3）汇流箱内熔断器、断路器处于断开位置 4）汇流箱及内部防雷模块、接地应牢固、可靠，且导通良好 5）辐照度应在不小于700W/m2的条件下测试 2、测试应符合以下要求： 1）汇流箱内测试的光伏组串的极性应正确 2）相同测试条件下的相同光伏组串间的开路电压偏差不应大于2%，最大偏差不得大于5V。 3）在发电情况下应使用钳形万用表对汇流箱内光伏组串的电流进行测试。相同测试条件下且辐照度不小于700W/m2时，相同光伏组串间的电流偏差不大于5%。 4）光伏组串电缆温度无超出常温等异常情况。 5）光伏组串测试完毕后，应做好记录 3、逆变器投入运行前，宜将接入此逆变单元的所有汇流箱测试完毕。 4、逆变器在投入运行后，汇流箱内组串的投、退顺序应符合下列要求： 本工程汇流箱的总输出和分支回路的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 三、逆变器调试 1、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）逆变器交直流侧电缆均引接完毕，且极性（相序）正确、绝缘良好 3）光伏矩阵接线应正确，具备给逆变器提供直流电源的条件。 2、逆变器调试前，应对其做下列检查： 1）逆变器接地应牢固可靠、导通良好 2）逆变器内部元件应完好，无受潮、放电痕迹 3）逆变器内部电缆连接螺栓、插件、端子应连接牢固，无松动 4）当逆变器本体配有手动分合闸装置时，其操作应灵活可靠、接触良好，开关位置指示正确 5）逆变器本体及各回路标示应清晰准确 6）逆变器内部应无杂物，并经过清灰处理 3、逆变器调试应符合下列要求： 1）逆变器控制回路带电时，应对其做下列检查： ①工作状态指示灯、人机界面屏幕显示应正常 ②人机界面上各参数设置应正确 ③散热装置工作应正常 2）逆变器直流侧带电而交流侧不带电时，应进行下列工作： ①测量直流侧电压值和人机界面显示值之间的偏差应在运行范围内 ②检查人机界面显示直流侧对地电阻值应符合要求 3）逆变器直流侧带电，交流侧带电，具备并网条件时，应进行下列工作： ①测量交流侧电压值和人机界面显示值之间的偏差应在运行范围内 ②交流侧电压及频率应在逆变器额定范围内，且相序正确 ③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 4）逆变器并网后，在下列测试情况下，逆变器应跳闸解列： ①具有门限位闭锁功能的逆变器，开启逆变器盘门 ②逆变器交流侧掉电 ③逆变器直流侧对地阻抗低于保护设定值 ④逆变器直流侧输入电压高于或低于逆变器的整定值 ⑤逆变器直流输入过电流 ⑥逆变器交流侧电压或频率超出额定电压或频率允许范围 ⑦逆变器交流侧电流不平衡超出设定范围

光伏电站电气调试方案

光伏电站电气调试 方案

中广核甘肃金昌一期50MWp并网光伏电站项目 电气调试 作 业 指 导 书 中海阳能源集团股份有限公司 中广核金昌项目部 年月日

批准：年月日审核：年月日编写：年月日

目录 一、编制说明..................................................................... 错误!未定义书签。 二、编制依据..................................................................... 错误!未定义书签。 三、35kV高压柜试验项目： ............................................. 错误!未定义书签。 四、干式电力变压器交接试验........................................... 错误!未定义书签。 五、电力电缆试验 ............................................................. 错误!未定义书签。 六、电流、电压互感器的检验........................................... 错误!未定义书签。 七、安全保护措施 ............................................................. 错误!未定义书签。

一、编制说明 本方案适用于50MWp光伏发电项目安装工程中电气安装工程各设备的调试试验。主要包括：汇流箱、逆变器、真空断路器、避雷器、电流互感器、电压互感器、隔离开关、干式电力变压器、35kV配电装置、厂用电装置等设备的一次试验及二次检验；二次系统的调试工作包括：保护装置、二次回路试验等； 全厂所有电气一次设备按GB50150- 进行调试，对于规范中没有规定的设备可参照制造厂家产品要求执行。综合保护设备及相关联设备的调整试验按《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T995- 中要求调校、检验，特殊保护装置参照出厂产品技术条件进行调校。 二、编制依据 2.1施工图纸 2.2施工规范 2.2.1《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GB50150- 2.2.2《施工现场临时用电安全技术规范》 JGJ46- 2.2.3《继电保护和电网安全自动装置检验规程》 DL/T995-

光伏电站调试方案(DOC)

肥城盛阳20MW光伏电站项目 并网调试方案 批准刘义强 审核葛方军 编制宋文录 2015 12 10

一、并网准备 1逆变器检查 1）检查，确保直流配电柜及交流配电柜断路器均处于OFF位置；2）检查逆变器是否已按照用户手册、设计图纸、安装要求等安装完毕； 3）检查确认机器内所有螺钉、线缆、接插件连接牢固，器件（如吸收电容、软启动电阻等），无松动、损坏； 4）检查防雷器、熔断器完好、无损坏； 5）检查确认逆变器直流断路器、交流断路器动作是否灵活，正确；6）检查确认DC连接线缆极性正确，端子连接牢固； 7）检查AC电缆连接，电压等级、相序正确，端子连接牢固；（电网接入系统，要禁止多台逆变器直接并联，可通过各自的输出变压器隔离或双分裂及多分裂变压器隔离；另其输出变压器N点不可接地）8）检查所有连接线端有无绝缘损坏、断线等现象，用绝缘电阻测试仪，检查线缆对地绝缘阻值，确保绝缘良好； 9）检查机器内设备设置是否正确； 10）以上检查确认没有问题后，对逆变器临时外接控制电源，检查确认逆变器液晶参数是否正确，检验安全门开关、紧急停机开关状态是否有效；模拟设置温度参数，检查冷却风机是否有效（检查完成后，参数设置要改回到出厂设置状态）； 11）确认检查后，除去逆变器检查时临时连接的控制电源，置逆变器断路器于OFF状态；

2、周边设备的检查 电池组件、汇流箱、直流配电柜、交流配电柜、电网接入系统，请按照其调试大纲规范进行检查确认。 二、并网试运行步骤 在并网准备工作完毕，并确认无误后，可开始进行并网调试； 1）合上逆变器电网侧前端空开，用示波器或电能质量分析仪测量网侧电压和频率是否满足逆变器并网要求。并观察液晶显示与测量值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。 2）在电网电压、频率均满足并网要求的情况下，任意合上一至两路太阳能汇流箱直接空开，并合上相应的直流配电柜空开及逆变器空开，观察逆变器状态；测量直流电压值与液晶显示值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理） 3）交流、直流均满足并网运行条件，且逆变器无任何异常，可以点击触摸屏上“运行”图标并确定，启动逆变器并网运行，并检测直流电流、交流输出电流，比较测量值与液晶显示值是否一致；测量三相输出电流波形是否正常，机器运行是否正常。 注意：如果在试运行过程中，听到异响或发现逆变器有异常，可

光伏电站调试安全专项方案实用版

YF-ED-J2927 可按资料类型定义编号 光伏电站调试安全专项方 案实用版 In Order To Ensure The Effective And Safe Operation Of The Department Work Or Production, Relevant Personnel Shall Follow The Procedures In Handling Business Or Operating Equipment. （示范文稿） 二零XX年XX月XX日

光伏电站调试安全专项方案实用 版 提示：该解决方案文档适合使用于从目的、要求、方式、方法、进度等都部署具体、周密，并有很强可操作性的计划，在进行中紧扣进度，实现最大程度完成与接近最初目标。下载后可以对文件进行定制修改，请根据实际需要调整使用。 1概述 1.1编制目的 为全面落实国家电网公司有关安全文明施 工标准化工作的规定，进一步提升施工安全管 理水平，保障作业人员和设备财产安全，指导 本工程安全文明施工全过程管理，特制定本细 则。 1.2编制依据 《国家电网公司输变电工程安全文明施工 标准化工作规定（试行）》（国家电网基建

[2005]403号）及配套图册。 《国家电网公司电力建设安全健康与环境管理工作规定》（国家电网工[2003]168号）《中华人民共和国电力行业标准》（DL 5009.3-1997） 《国家电网公司电力安全工作规程》（变电站和发电厂电气部分）（试行）（20xx年3月） 《电力设备典型消防规程》（DL 5027-93） 《建筑施工扣件式钢管脚手架安全技术规范》（JGJ 130-2001） 《施工现场临时用电安全技术规范》（JGJ 46-2005） 《建筑施工现场环境与卫生标准》（JGJ

光伏电站调试方案

逆变器启动方案 一. 逆变器启动前，应具备下列条件： 1.在启动之前，应对设备的安装情况进行彻底的检查，应该特别检查直流和交 流端的电压是否符合逆变器的要求，以及极性、相序是否正确等。 2.检查系统的连接均已经符合相关标准规范的要求，并且系统已经良好接地， 接地电阻符合要求。 注意：试运行前需要确保交流侧、直流侧所有开关均为断开状态。 二. 逆变器启动前，应对其做下列检查： (一) 直流部分 1.检查光伏阵列 （1）组串开路电压测试，在进行并网之前应对现场光伏阵列进行检查，检查每一列的开路电压是否符合要求； （2）确保天气条件稳定，因为电压会随着太阳能电池板温度的改变而变化。 可以使用U-I曲线记录仪记录光伏阵列工作情况，选择在光伏阵列输 出稳定的情况下进行试运行； （3）记录现场环境参数（电压、温度、光照强度）； （4）用兆欧量程的欧姆表测量接线盒与逆变器之间电缆的电阻，精确记录所有数据。 2.绝缘电阻测量 绝缘电阻测试可以检查电缆绝缘是否、老化、受损、受潮，以及耐压试验中暴露出绝缘缺陷。对1000V以下的电缆测量时用1000V绝缘电阻测试仪，

分别测量屏蔽层对铠装、铠装层对地的绝缘，以检查绝缘是否损坏，确实绝 缘电缆损坏时，应安排检修。 3.检查直流侧开关是否完好，开关合分转换是否到位，触头接触是否良好。 (二) 交流部分 联动测试，检查交流侧开关是否完好，开关合分转换是否到位，触头接触是否良好，合分位置时电压电流表指示是否正常。 (三) 逆变器本体测试 1.在逆变器上电前需要对其进行一系列检查： （1）按照附录A安装检查清单检查逆变器的安装、接线情况； （2）确保交直流断路器都处于断开状态； （3）确保急停按钮已经放开，并可以正常工作。 2.检查逆变器电压 （1）检查电网电压 检查逆变器的三相是否与电网三相相序连接正确；检查相电压及线电压是否在预定范围内，并记录电压值，如果电压偏差过大，则需要调整变压器的传输比；如果可能的话，测量相的THD（总谐波失真），并查看曲线。若畸变情况很严重，逆变器可能无法运行； （2）检查直流侧电压 直流侧应从汇流箱连接逆变器，确保DC输入极性正确，记录并测量每一路DC（开路）电压，每路电压值应几乎相同，并且不超过允许的最大直流电压值。 注意：逆变器直流侧电压不得超过产品规定值，过高的直流电压会损坏逆变器。

光伏电站调试方案

逆变器启动方案 . 逆变器启动前，应具备下列条件： 1.在启动之前，应对设备的安装情况进行彻底的检查，应该特别检查直流和交 流端的电压是否符合逆变器的要求，以及极性、相序是否正确等。 2.检查系统的连接均已经符合相关标准规范的要求，并且系统已经良好接地， 接地电阻符合要求。 注意：试运行前需要确保交流侧、直流侧所有开关均为断开状态。 . 逆变器启动前，应对其做下列检查： （一）直流部分 1.检查光伏阵列 组串开路电压测试，在进行并网之前应对现场光伏阵列进行检查，检查每一列的 开路电压是否符合要求； 确保天气条件稳定，因为电压会随着太阳能电池板温度的改变而变化。 2） 可以使用U-I 曲线记录仪记录光伏阵列工作情况，选择在光伏阵列输出稳定的 情况下进行试运行；记录现场环境参数（电压、温度、光照强度）；用兆欧量 程的欧姆表测量接线盒与逆变器之间电缆的电阻，精确记录所有数据。 2.绝缘电阻测量 绝缘电阻测试可以检查电缆绝缘是否、老化、受损、受潮，以及耐压试 验中暴露出绝缘缺陷。对1000V以下的电缆测量时用1000V绝缘电阻测试仪,

分别测量屏蔽层对铠装、 铠装层对地的绝缘， 以检查绝缘是否损坏， 确实绝 缘电缆损坏时，应安排检修。 3. 检查直流侧开关是否完好， 开关合分转换是否到位， 触头接触是否良好。 联动测试，检查交流侧开关是否完好，开关合分转换是否到位， 接触是否良好，合分位置时电压电流表指示是否正常。 1) 按照附录 A 安装检查清单检查逆变器的安装、接线情况； 2) 确保交直流断路器都处于断开状态； 3) 确保急停按钮已经放开，并可以正常工作。 2. 检查逆变器电压 1) 检查电网电压 检查逆变器的三相是否与电网三相相序连接正确；检查相电压及线电压是否在 预定范围内，并记录电压值，如果电压偏差过大，则需要调整变压器的传输比；如 果可能的话，测量相的THD(总谐波失真)，并查看曲线。若畸变情况很严重，逆 变器可能无法运行； 2) 检查直流侧电压 直流侧应从汇流箱连接逆变器，确保 DC 输入极性正确，记录并测量每 路DC (开路)电压，每路电压值应几乎相同，并且不超过允许的最大直流电压 值。 注意：逆变器直流侧电压不得超过产品规定值， 过高的直流电压会损坏逆变器。 （二） 交流部分 触头 （三） 逆变器本体测试 1. 在逆变器上电前需要对其进行一系列检查：

光伏电站调试方案

逆变器启动方案 一.逆变器启动前，应具备下列条件： 1.在启动之前，应对设备的安装情况进行彻底的检查，应该特别检查直流和交流端 的电压是否符合逆变器的要求，以及极性、相序是否正确等。 2?检查系统的连接均已经符合相关标准规范的要求，并且系统已经良好接地，接地电阻符合要求。 注意：试运行前需要确保交流侧、直流侧所有开关均为断开状态。 二.逆变器启动前，应对其做下列检查： （一）直流部分 1.检查光伏阵列 （1）组串开路电压测试，在进行并网之前应对现场光伏阵列进行检查，检查每一列的开路电压是否符合要求； （2）确保天气条件稳定，因为电压会随着太阳能电池板温度的改变而变化可以使用U-I曲线记录仪记录光伏阵列工作情况，选择在光伏阵列输出稳 定的情况下进行试运行； （3）记录现场环境参数（电压、温度、光照强度）； （4）用兆欧量程 的欧姆表测量接线盒与逆变器之间电缆的电阻，精确记录所有数据。 2.绝缘电阻测量 绝缘电阻测试可以检查电缆绝缘是否、老化、受损、受潮，以及耐压

试验中暴露出绝缘缺陷。对1000V以下的电缆测量时用1000V绝缘电阻测试 仪，分别测量屏蔽层对铠装、铠装层对地的绝缘，以检查绝缘是否损坏，确实 绝缘电缆损坏时，应安排检修。 3.检查直流侧开关是否完好，开关合分转换是否到位，触头接触是否良好。（二）交流部分 联动测试，检查交流侧开关是否完好，开关合分转换是否到位，触头接触是否良好，合分位置时电压电流表指示是否正常。 （三）逆变器本体测试 1.在逆变器上电前需要对其进行一系列检查： （1）按照附录A安装检查清单检查逆变器的安装、接线情况； （2）确保交直流断路器都处于断开状态； （3）确保急停按钮已经放开，并可以正常工作。 2.检查逆变器电压 （1）检查电网电压 检查逆变器的三相是否与电网三相相序连接正确；检查相电压及线电压是否在 预定范围内，并记录电压值，如果电压偏差过大，则需要调整变压器的传输比；如果可能的话，测量相的THD （总谐波失真），并查看曲线。若畸变情况很严重，逆变器可能无法运行； （2）检查直流侧电压 直流侧应从汇流箱连接逆变器，确保DC输入极性正确，记录并测量每一路DC （开路）电压，每路电压值应几乎相同，并且不超过允许的最大直流电压值。 注意：逆变器直流侧电压不得超过产品规定值，过高的直流电压会损坏逆变 器。

光伏电站电气调试方案

一、编制说明 本方案适用于屋顶光伏发电项目安装工程中电气安装工程各设备的调试试验。主要包括：汇流箱、逆变器、真空断路器、避雷器、电流互感器、电压互感器、隔离开关、干式电力变压器、配电装置、厂用电装置等设备的一次试验及二次检验；二次系统的调试工作包括：保护装置、二次回路试验等； 全厂所有电气一次设备按进行调试，对于规范中没有规定的设备可参照制造厂家产品要求执行。 综合保护设备及相关联设备的调整试验按《继电保护和电网安全自动装置检验规程》中要求调校、检验，特殊保护装置参照出厂产品技术条件进行调校。 二、编制依据 施工图纸 施工规范 2.2.1《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》

2.2.2《施工现场临时用电安全技术规范》 2.2.3《继电保护和电网安全自动装置检验规程》 随机资料 三、高压柜试验项目： 真空断路器 、测量绝缘电阻；采用兆欧表，不低于兆欧； 、测量每相导电回路的电阻； 、交流耐压试验：相对地,断口； 、测量断路器主触头的分、合闸时间，测量分合闸的同期性，测量合闸时触头的弹跳时间；用开关机械特性测试仪，测量开关的机械特性。 、测量分、合闸线圈的绝缘电阻和直流电阻，应符合规定； 、断路器操动机构的试验； 互感器 )测量绕组的绝缘电阻；）交流耐压试验；相对地一分钟；）测量绕组的直流电阻；）测量接线组别和极性；）误差测量；

支柱绝缘子 )测量绝缘电阻；）交流耐压试验；试验电压分钟。 避雷器 )测量绝缘电阻；）测量直流泄露电流；检查放电计数器动作情况及临视电流表指示。 四、干式电力变压器交接试验 测量绕组连同套管的直流电阻 () 采用双臂电桥测量，测量应在各分接头的所有位置上进行。 () 本工程变压器，各相测得值的相差值应小于平均值的，线间测得值的相差值应小于平均值的。 () 变压器的直流电阻值与同温度下产品出厂实测值比较，相应变化不应大于。 检查所有分接头的变压比 () 采用变压比电桥测量，本工程变压器分接头的变比与产品出厂铭牌数据相比，应无明显差别，电压调节切换应符合变压比的规律。

光伏系统调试方案

森源禹州梨园沟120MWp光伏发电项目光伏系统调试方案 批准： 审核： 编制： 江苏华能建设工程集团有限公司 禹州光伏项目部 2017年10月20日

目录 1、前言 (3) 2、调试主要依据的规范 (3) 3、工程及系统概况 (4) 4.启动试运组织机构和各有关单位的职责 (4) 5、调试人员及进度计划 (6) 6、光伏发电系统调试前具备的条件 (7) 7、调试范围及主要项目 (7) 8、光伏电站调试程序 (8) 9、逆变器试运行调试流程 (10) 10、逆变器调试方法 (11)

1.前言 本项目为集中式光伏电站，利用不能种植山地进行建设，建设规模27MWP电池组件其中27个方阵采用多晶硅265Wp（瓦）；支架采用固定式支架。电池矩阵分为27个方阵，建设27个发电光伏方阵，每个光伏方阵配有箱式变压器、逆变器一组。 调试工作是光伏发电建设工程的最后一道重要而关键的工序，它是对整个工程的设计、设备制造、施工安装质量的检验。为使许昌森源新能源发电有限公司禹州花石项目的调试工作有序、安全、文明、顺利地进行，特制定本调试大纲。 调试大纲是本工程调试阶段纲领性文件，主要确定启动试运各阶段试运组织结构和职责分工、执行程序、调试计划的总体安排，明确调试范围和项目、调试程序，制定启动调试的重要原则方案和质量保证措施，对启动调试工作过程起指导作用。 光伏发电工程的启动调试需要设计、厂家、安装、调试及建设、生产等各参建单位密切配合，按照调试大纲要求通力协作，完成调试阶段的每一项工作，最终实现该光伏发电工程顺利地高水平投产和稳定可靠运行。 本大纲适用于许昌森源新能源发电有限公司禹州花石项目启动调试过程，各参建单位必须遵守本调试大纲，所有与调试有关的工作均应按本大纲要求进行。 2.调试主要依据的规范 《光伏发电站接入电力系统技术规定GB/Z 19964-2005》 《光伏(PV)系统电网接口特性GBT 20046-2006》 《光伏系统并网技术要求GB/ T 19939-2005》 《地面用光伏(PV)发电系统导则GB-T 18479-2001》 《电力设备预防性试验规程DL/T 596—1996》

光伏电站电气设备调试方案

光伏电站电气设备调试 方案 Company number：【0089WT-8898YT-W8CCB-BUUT-202108】

XX太阳能电站 电 气 调 试 方 案 XXXX有限公司 X年X月X日 1.工程概况： 本期新建光伏发电场区及35kV开关站1座、站用变1台、35KV配电柜9面、二次控制柜20面。 2.质量目标及要求： 严格按照GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》等有关技术规范,对光伏发电场区及35kV变电所电气设备进行交接性试验、以检验其性能，确保其能够在安全、良好的条件下投入运行。3.主要试验依据及验收标准： （GB50150-2006）《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 3.2 DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》 《电业安全工作规定（发电厂和变电所部分）》

《继电保护及电网安全自动装置现场工作规定》 《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》 《继电保护及安全自动装置检验条例》 JJG313-2004《测量用电流互感器检定规程》 JJG314-2004《测量用电压互感器检定规程》； 甲方提供的有效书面要求和设备制造厂（商）的技术资料要求等有关规范标准进行。 4.试验的组织机构： 总指挥： 副总指挥： 成员： 现场指挥： 安全组： 5试验内容： 主要试验仪器设备

6.试验范围： 光伏发电场区汇流箱、箱逆变设备，以及开关站区站用变、35KV配电柜、二次柜。配电设备的耐压试验及系统调试。 调试的范围为： 本期新建的主设备及其对应附属装置的常规的一次电气设备的试验，二次保护装置的试验检测。 7、调试准备 汇流箱 汇流箱的试验项目如下： （1）测量汇流箱内电气一次元件的绝缘电阻。 7.1.1使用仪器设备 兆欧表一只：1000V 万用表一只 7.1.2调试应具备的条件 （1）汇流箱、直流柜安装完毕，并符合安装规程要求，办理完安装验收签证。 （2）汇流箱直流柜外观检查，内部线连接正确，正负极标示正确。 7.1.3调试步骤和方法 （1）总回路电缆绝缘测试分别测量断路器下口相间和相对地的绝缘电阻并记录数据。大于为合格。 （3）确认电缆回路通知直流柜侧人员确认电缆连接是否正确， 直流柜 7.2.1直流柜的试验项目如下： （1）测量直流柜内电气一次回路的绝缘电阻. 7.2.2使用仪器设备 兆欧表一只：1000V 万用表一只 7.2.3调试应具备的条件 （1）直流柜安装完毕，并符合安装规程要求，办理完安装验收签证。

光伏电站并网试运行方案总结

光伏发电项目 并 网 试 运 行 方 案 xxxxxxxx工程有限公司

目录 一、工程目标 (3) 1.1. 质量目标 (3) 1.2. 工期目标 (3) 二、启动试行前准备 (3) 四、启动试运行应具备的条件 (4) 五、启动试运行前系统运行方式要求、调试操作配合 (4) 六、启动试运行内容及步骤 (5) 6.1 启动前现场准备和设备检查 (5) 6.1.1 一次设备检查 (5) 6.1.2二次设备检查和保护投退 (5) 6.2 启动试运行步骤 (6) 6.2.1 35KV母线充电 (6) 6.2.2 #1接地变充电 (6) 6.2.3 无功补偿装置充电 (6) 6.2.4 35KV光伏进线一充电 (7) 6.2.5箱变充电 (7) 6.2.6 逆变器并网调试 (7) 七、质量管理体系与保证措施 (7) 7.1 质量方针、目标 (7) 7.2质量保证措施 (8) 7.3工序质量检验和质量控制 (9) 7.4 施工现场安全生产交底 (11) 7.5安全生产管理岗位及职责 (12) 7.6 安全生产管理措施 (13)

一、工程目标 1.1.质量目标 工程质量验收标准：满足规范及施工图纸文件要求，验收合格，争创优良工程。 1.2.工期目标 开工日期：以土建工程满足施工作业的要求开始，在合同约定的施工期限内完成施工安装任务。具体开工日期以工程开工令或合同中的约定为准。 二、启动试行前准备 1. 运行单位应准备好操作用品，用具，消防器材配备齐全并到位。 2. 所有启动试行范围内的设备均按有关施工规程、规定要求进行安装调试，且经启动委员会工程验收组验收合格，并向启动委员会交验收结果报告，启动委员会认可已具备试行条件。 3. 与地调、省调的通信开通，启动设备的运动信息能正确传送到地调及省调。 4. 启动试行范围内的设备图纸及厂家资料齐全。 5. 启动试行范围内的设备现场运行规程编写审批完成并报相关部分备案。 6. 施工单位和运行单位双方协商安排操作、监护及值班人员和班次，各值班长和试运行负责人的名单报地调、省调备案。 7. 与启动试运行设备相关的厂家代表已到位。 8. 施工单位、厂家代表及运行单位协商安排完成投运设备的绝缘测量检查工作。

光伏电站并网调试方案

合肥中南光电1.5MWp光伏电站 并网调试方案 批准 审核 编制

1．编制依据：为了使并网整套启动试验工作如期安全顺利进行，特编制此措施。本措施依据合肥重点光电1.5MWp电站提供的电气设计图纸和《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》、《火并网逆变器厂家说明书》、《电业安全规程》及有关规程编制。 2．并网整套启动试验的范围：本次并网整套启动试验的范围是逆变器到系统隔离变系统。 本次并网整套启动试验将带电的一次设备为逆变器交直流系统及其对应的隔离变低压侧等。 本次并网整套启动试验将带电的二次保护设备为逆变器相关的光电系统以及系统相应的机电联锁、信号、控制回路等。 本次将带电的二次装置为逆变器并网用同期装置、隔离变保护装置、电度表屏、二次监控设备。 3．并网整套启动试验前必须具备的条件： 3．1 与并网整套启动试验有关的一、二次电气设备的安装工作应全部结束。 3．2 与并网整套启动试验有关的一、二次电气设备的静态调试、试验工作应全部结束，均应符合有关验收标准的要求。 3．3 与并网整套启动试验有关设备的继电保护,已按整定值要求调试整定完毕,并可投入运行。 3．4 与并网整套启动试验有关的各系统控制、保护、音响信号等二次回路均已逐项传动试验完毕，正确可靠，符合要求。 3．5 与并网整套启动试验有关的带电房间应锁门，带电区域应有遮栏，并设警告标志牌。 3．6 与并网整套启动试验有关的带电体周围应无杂物，道路畅通平整，电缆沟及管道沟盖板均应盖好。 3．7 与并网整套启动试验有关的设备编号清楚、着色正确。 3．8 PT回路一、二次熔丝，直流控制回路熔丝需备齐并备有备品。 3．9 所有一次设备的接地线要明显，并应和接地网可靠联接，接地网的接地电阻应合格。 3．6 所有电气一次、二次设备全部通过验收，并有验评表。

光伏电站AGC试验方案

光伏电站AGC试验措施 光伏电站AGC试验方案 批准： 审核： 初审： 编制： xxxxxx公司 xx电力科学研究院 xxxx年xx月

1试验目的 检验光伏电站AGC逻辑功能的正确性及逆变器在AGC方式下升降负荷时的响应能力和逆变器各调节子系统的动态跟随能力。 2试验条件 逆变器运行条件： 2.1逆变器各调节子系统动态调试完毕，扰动试验合格，协调系统投运正常（大约需要启动后一周左右的时间）。 2.2逆变器运行稳定，负荷在210～300KW。 2.3试验期间不应有重大操作（如其它逆变器投切）。 2.4逆变器各联锁保护正常投运。 2.5AGC投运逻辑条件： 2.6AGC目标负荷指令品质好，无突变； 2.7无RUNDOWN信号； 2.8无负荷闭锁增减信号。 以上条件全部满足后，运行操作员可在LDC操作画面中投运AGC，以上任一条件不满足则AGC自动切除。 3试验的技术措施： 3.1试验前的准备工作： 调度端BMS系统进行系统稳定性检查和数据库检查，以保证在试验过程中负荷和数据库的稳定。 3.1.1检查调度端RTU工作正常。 3.1.2检查电站端RTU工作正常。 3.1.3确认AGC与CCS间的“AGC目标负荷”信号量程设置统一、通道测试合格。 3.1.4审查电站监控系统中AGC逻辑回路正确，CRT投切画面正常。 3.1.5电站协调控制方式（CCS）可正常投运。 3.1.6电站端做好试验趋势图。 3.2开环试验： 3.2.1光伏电站逆变器处于BASE控制方式，电站强制发出“CCS允许AGC投入”信号，调度端确认收到该信号且状态正确。 3.2.2电站端强制发出“AGC投入成功”信号，调度端确认收到该信号且状态正确。 3.2.3调度端从主站分别输入目标负荷值210KW、220KW、230KW、240KW、250KW、260KW、270KW、280KW、290KW、300KW，电站确认CCS接收到该信号且对应正确（另附记录表）。 3.2.4电站端恢复各强制值。 以上调试过程中任何一环节出现错误，应立即停止试验，查明并解决之后方可继续进行。 以上调试过程若无任何错误，则开环试验结束。 光伏电站＃