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1、分布式光伏发电站设备和系统调试施工标准1.1 一般规定1.1.1 调试方案应报审完毕。1.1.2 设备和系统调试前，安装工作应完成并验收完成。1.1.3 室内安装的系统和设备调试前，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。1.2 光伏组件串测试1.2.1 光伏组件串测试前应具备下列条件：1 所有光伏组件应按照设计文件数量和型号组串并接引完毕。2 汇流箱内各回路电缆应接引完毕，且标示应清晰、准确。3 汇流箱内的熔断器或开关应在断开位置。4 汇流箱及内部防雷模块接地应牢固
2、、可靠，且导通良好。5 辐照度宜在高于或等于700W/m2的条件下测试。1.2.2 光伏组件串的检测应符合下列要求：1 汇流箱内测试光伏组件串的极性应正确。2 相同测试条件下的相同光伏组件串之间的开路电压偏差不应大于2%，但最大偏差不应超过5V。3 在发电情况下应使用钳形万用表对汇流箱内光伏组件串的电流进行检测。相同测试条件下且辐照度不应低于700W/m2时，相同光伏组件串之间的电流偏差不应大于5%。4 光伏组件串电流温度应无超常温等异常情况。5 光伏组件串测试完成后，应按照本标准附录B的格式填写记录。1.2.3 逆变器投入运行前，宜将接入此逆变单元内的所有汇流箱测试完成。1.2.4 逆变器在
3、投入运行后，汇流箱内的组串的投、退顺序应符合下列要求：1 汇流箱的总开关具备灭弧功能时，其投、退应按下列步骤执行： （1）先投入光伏组件串小开关或熔断器，后投入汇流箱总开关。 （2）先退出汇流箱总开关，后退出光伏组件串小开关或熔断器。2 汇流箱总输出采用熔断器，分支回路光伏组件串的开关具备灭弧功能时，其投、退应按下列步骤执行： （1）先投入汇流箱总输出熔断器，后投入光伏组件串小开关。 （2）先退出箱内所有光伏组件串小开关，后退出汇流箱总输出熔断器。3 汇流箱输出和分支回路的光伏组件串均采用熔断器时，则投、退熔断器前，均应将逆变器解列。1.3 跟踪系统调试1.3.1 跟踪系统调试前，应具备下列条
4、件：1 跟踪系统应与基础固定牢固、可靠，并接地良好。2 与转动部位连接的电缆应固定牢固并有适当预留长度。3 转动范围内不应有障碍物。1.3.2 在手动模式下通过人机界面等方式对跟踪系统发出指令，跟踪系统的动作应符合下列要求：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 跟踪系统跟踪转动的最大角度和跟踪精度应满足设计要求。3 极限位置保护应动作可靠。1.3.3 在自动模式调试前，跟踪系统应具备下列条件:1 手动模式下的调试应已完成。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。1.3.4 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
5、产品的技术要求。2 设有避风功能的跟踪系统，在风速超出正常工作范围时，跟踪系统应启动避风功能；风速减弱至正常工作运行范围时，跟踪系统应在设定时间内回复到正确跟踪位置。3 设有避雪功能的跟踪系统，在雪压超出正常工作范围时，跟踪系统应启动避雪功能；雪压减弱至正常工作运行范围时，跟踪系统应在设定时间内回复到正确跟踪位置。4 设有自动复位功能的跟踪系统在跟踪结束后应能够自动返回到跟踪初始设定位置。5 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。1.4 逆变器调试1.4.1 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 逆变器直流侧、交流侧电缆应接引完毕，且极性（相
6、序）正确、绝缘良好。3 方阵接线应正确，具备给逆变器提供直流电源的条件。1.4.2 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 当逆变器本体配有手动分闸装置时，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识应清晰准确。6 逆变器内部应无杂物，并经过清灰处理。1.4.3 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、人机界面屏显示应正常。 （2）人机界面上各参数设置应正确。 （3）散热装置
7、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偏差应在允许范围内。 （2）检查人机界面显示直流侧对地阻抗值应符合要求。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。 （2）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
8、低于保护设定值。 （4）逆变器直流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）逆变器交流侧电压超出额定电压允许范围。 （7）逆变器交流侧频率超出额定频率允许范围； （8）逆变器交流侧电流不平衡超出设定范围。1.4.4 逆变器停运后，需打开盘门进行检测时，必须切断直流、交流和控制电源，并确认无电压残留后，在有人监护的情况下进行。1.4.5 逆变器在允许状态下，严禁断开无灭弧能力的汇流箱总开关或熔断器。1.4.6 施工人员测试完成后，应按照本标准附录C的格式填写施工记录。1.5 二次系统调试1.5.1 二次系统的调试内容主要可包括：计算机监控系统、继电保护系统、远动通信
9、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。1.5.2 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 通信、遥测、遥控、遥调功能应准确、可靠、3 计算机监控系统防误操作功能应完备可靠。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。6 站内所有智能设备的运行状态和参数等信息均应准确反映到监控画面上，对可远方调节和操作的设备，远方操作功能应准确、可靠。1.5.3 继电保护系统调试应符合下列要求：1 调试时可按照现行行业标准继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T9
10、95的相关规定执行。2 继电保护装置单体测试时，应检查开入、开出、采样等元件功能正确；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 保护定值应由具备计算资质的单位出具，且应在正式送电前仔细复核。4 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。5 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。6 调试记录应齐全、准确。1.5.4 远动通信系统调试应符合下列要求：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毕
11、，且稳定、可靠。3 调度方遥信、遥测、遥控功能应准确、可靠。4 远动系统主备切换功能应满足技术要求。1.5.5 电能量信息采集系统调试应符合下列要求：1 光伏发电站关口计量的主、副表，其规格、型号及准确度应符合设计要求，且应通过当地电力计量检测部门的校验，并出具报告。2 光伏发电站关口表的电流互感器、电压互感器应通过当地电力计量检测部门的校验，并出具报告。3 光伏发电站投入运行前，电能表应由当地电力计量部门施加封条、封印。4 光伏发电站的电量信息应能实时、准确地反应到后台监控画面。1.5.6 不间断电源系统调试应符合下列要求：1 不间断电源的主电源、旁路电源及支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、准确地反映不间断电源的运行数据和状况。1.5.7 二次系统安全防护调试应符合下列要求：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。1.6 其他电气设备调试1.1.1 其他电气设备的试验标准应符合现行国家标准电气装置安装工程 电气设备交接试验标准GB50150的相关规定。1.1.2 无功补偿装置的补偿功能应能满足设计文件的技术要求。