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1、XX股份金太阳示范项目项目光伏电站电气调试、并网方案XX工程项目部（盖章）2016年 09 月25日受控态：受控 版本： 发放编号：目录一、工程概况- 3二、设备实物量统计-3三、电气设备调试项目及要求-4四、仪表、仪器配备-13五、受电过程指挥、联络体制-14六、技术质量保证措施-15七、安全保证措施-15八、光伏电站系统图-16一、工程概况XX金太阳示范项目项目XX厂房屋顶光伏电站，采用245Wp多晶硅太阳能光伏组件，组件串联数为22块。组件工作电压：30V。总共组件为8184块，分别汇总到汇流箱，汇流箱有16进1出15个，12进1出11个。每个汇流箱汇总到光伏并网逆变器户外机房，逆变器将
2、光伏方阵产生的直流电（DC）逆变为三相正弦315V交流电（AC），通过升压变压器（0.315/0.315/10.522.5%kV）升至能与电网并联的电压，上级开关XX电气室电气室KB04柜，50Hz 交流电网。二、设备实物量统计 表1设备名称数量备注升压变压器2台1250 kVA多晶硅光伏组件8184块245W汇流箱15个16进1出汇流箱11个12进1出10kV并网开关房成套设备1套3组高压柜电流互感器3组零序互感器2组电压互感器1组避雷器3组光伏并网逆变器户外机房2个三、电气设备调试项目及要求1、 调试流程框图 图1开始图纸、资料准备聚光光伏组件测试光伏组串电流的测试动作功能测试程序、系统试
3、验继保定值确认调试试线路检查变压器、电缆、PT、耐压试验 母线耐压试验资料记录整理变压器信号试验送电检测、合相正式并网结束2、设备单体试验标准各设备单体试验项目及标准按照电气设备交接试验标准GB50150-2006执行。如业主或设备制造方提出其它试验方法及判断标准，在双方协商及条件允许的前提下，可以按业主要求执行。u 多晶硅的检测和调试1、 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
4、保护措施防止拉弧。5、 在并网发电情况下，使用钳形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。光伏组串测试完成后，应填写记录。2、逆变器的调试1. 逆变器的系统调试工作我部配合阳光科技厂家进行。2. 逆变器控制回路带电时，对其做如下检查：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正确。3) 散热装置工作正常。3. 逆变器直流侧带电而交流侧不带电时，进行如下工作：1) 测量直流侧电压值和人机界面显示值之间偏差在允许范围内。2) 检查人机界面显示直流侧对地阻抗值符合要求。4. 逆变器直流侧带
5、电、交流侧带电，具备并网条件时，测量交流侧电压值和人机界面显示值之间偏差在允许范围内；交流侧电压及频率应在逆变器额定范围内，且相序正确。5. 逆变器并网后，在下列测试情况下，逆变器跳闸解列：1) 逆变器网侧失电。2) 逆变器线路侧电压偏出额定电压允许范围。3) 逆变器线路频率超出额定频率允许范围。4) 逆变器交流侧电流不平衡超出设定范围。备注：防逆流装置在此工程并网后，根据需求实施。因二次回路的电压和电流的节点需接入防逆流装置，需二次停电。u 变压器单体试验1、 试验项目：（1） 测量变压器所有分接头的直流电阻。（2） 检查所有分接头的电压比。（3） 检查变压器的接线组别。（4） 测量绕组连同
6、套管的绝缘电阻及吸收比。（5） 绕组连同套管的交流耐压试验。（6） 变压器绝缘油的击穿试验。2、 试验标准和要求：（1）1600kVA 及以下电压等级三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的 4%，线间测得值的相互差值应小于平均值的2%；。（2）所测直流电阻与同温度下产品出厂实测数值比较相应变化不应大于2%。（3）检查所有分接头的变压比与制造厂铭牌数据相比应无明显差别。且应符合变压比的规律。（4） 三相变压器的接线组别，必须与设计要求及铭牌和外壳上的标志相符。（5） 绝缘电阻不应低于出厂试验值的70%，其吸收比（R60/R15）与产品出厂值相比无明显差别，在常温下应大于1.3。（6） 交
7、流耐压试验（如图2）：一次额定电压10kV，现场交接试验电压按出厂试验的80%=28kV进行。试验时间为1分钟。 R 调压器V CX 升压器 电压表 mA图2：交流耐压试验基本原理示意图（7） 变压器绝缘油的击穿试验。要求击穿值35kVu 互感器单体试验1、 试验项目（1） 测量绕组的绝缘电阻。（2） 交流耐压试验。（3） 测量电压互感器一次绕组的直流电阻。（4） 测量电流互感器的励磁特性曲线。（5） 检查互感器的变比（6） 检查互感器的三相接线组别和单相互感器引出线的极性。2、 试验标准及要求：（1） 测量一次绕组对二次绕组及外壳，各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻，但由于结构原因而无法测量时
8、可不进行。（2） 互感器耐压标准：PT额定电压10 kV，试验电压33kV。GPT可采用三倍频耐压。（3） 测量电压互感器一次绕组的直流电阻值与产品出厂值或同批相同型号产品的测量值相比应无明显差别。（4） 检查互感器三相接线组别和单相互感器引出线的极性，必须符合设计要求，并应与铭牌上标记和外壳上的符合相符。（5） 检查互感器变比，应与制造厂铭牌相符，如抽头的互感器，可只检查使用分接头的变比。u 断路器单体试验1、 试验项目：（1） 测量绝缘电阻（2） 测量每相导电回路的电阻（3） 交流耐压试验（4） 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（5） 测量分、
9、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻和直流电阻（6） 断路器操动机构的试验2、 试验标准及要求（1）测量断路器的绝缘电阻值：整体绝电阻值测量，应参照制造厂的规定（2）每相导电回路的电阻值测量，宜采用电流不小于100A的直流降压法。测试的结果应符合产品技术条件的规定（3）交流耐压试验电压按照出厂试验电压的80%。（4） 测量断路器分、合闸时间，应在断路器额定操作电压下进行。实测值应符合产品技术条件的规定。（5） 测量分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻值，不应低于10 MW。直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别。u 避雷器单体试验1、 试验项目（1） 测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻（2
10、） 测量金属氧化物避雷器直流参考电压和0 .75倍直流参考电压下的泄漏电流2、 试验标准及要求（1）35kV及以下电压：用2500V兆欧表，绝缘电阻不小于1000M（2）0.75 倍直流参考电压下的泄漏电流值不应大于50A，或符合产品技术条件的规定u 电力电缆单体试验1、 试验项目（1） 绝缘电阻的测量（2） 检查电缆线路的相位（3） 直流耐压试验及泄漏电流的测量（4） 护层绝缘的测量3、 试验标准及要求（1） 电缆的绝缘电阻，是与其结构，长度以及测量时的温度等因素有关。（2） 塑料绝缘电缆耐压标准根据电缆铭牌上U0确定。（3） 试验时，试验电压可分46阶段均匀升压，每阶段停留1min，并读取
11、泄漏电流值，然后在最高值停留15 min，稳定时读取泄漏电流值。（4） 屏蔽层绝缘检查用500V兆欧表，绝缘应良好 mA 整流 限流电阻 V 升压 测试电缆 CX 调压器 变压器 图3：直流耐压和泄漏试验原理示意图u 继电保护及系统调整施工方在设备制造商的指导下进行继电保护试验，保护参数由设计单位提供。本系统保护继电器为北京四方公司产品及计量设备，目前我们还没有看到继保定值但我们根据继电器以往常规试验标准进行。试验过程如下：a) 根据继电器铭牌接通工作电源b) 功能参数设定c) 输入被保护设备的有关数据d) 输入整定值，由设计单位提供e) 继电器动作试验，根据线路保护的要求及实际情况进行动作测
12、试并验证出口跳闸f) 提供检测试验报告如果对保护参数有疑问要及时提出，并提供给有关单位，得到相应处理后才能结束该项试验。g）线路恢复（h）整定试验结束后，应重新设置参数使继电器处于运行状态，防止由于误操作或其它原因，造成设定数据被修改。试验线路拆除，恢复正式接线，做好投入使用前的准备 二次回路检查及系统调整（1） 二次回路线路校对。根据原理图对二次回路线路校对，发生疑问要与设计部门联系，进行询问和协商。（2） 高压柜外部联络线、控制线校对。我们在接入电源之前要先用临时的电源对系统进行检查，等各项工作完成之后，再接入设备的正式电源，做到万无一失。（3） 动力电缆色标及相序确认。（4） 按设计要求
13、对系统进行操作试验,确定互相的连锁是否正确。（5） 按设计要求进行监控系统的确认。u 低压试送电试验及项目1、 检查所有馈出线端电压值；2、 检查PT输出端的电压值及相序3、 检查保护装置的电压值；u 变压器受电变压器受电由业主决定，施工方在过程中必须做到以下几方面：（1） 所有操作符合电气道闸操作原则；（2） 对变压器在额定电压下冲击合闸试验，进行3次，第一次受电间隔为10分钟，以后，每次间隔时间为5min；利用每次断电的机会可以进行继电器保护跳闸试验，可以做一次瓦斯继电器动作，再选做一次过电流跳闸试验和一次正常的分闸操作。（3） 确认所有高压盘上的仪表显示应正确；（4） 相序确认；在PT二
14、次接线端子上进行相序检查。（5） 安全保障措施落实到人，确保人生设备安全；（6） 有专人统一协调指挥四、仪器、仪表配备 表3 序号名 称范 围数 量备注1交流耐压设备4 kVA、50kV1套2直流耐压设备40 kV1套3兆欧表2500V1台4兆欧表500V2台5变压器变比测试仪1套6回路电阻测试仪1套7钳形电流表0100A1块8CT变比测试仪1台9回路电阻测试仪1台10继电保护测试仪1套11交直流电流表1块12数字多用表2块13对讲机2对14开关特性测试仪1台15合相仪10kV1套五、受电过程指挥、联络体制受电过程由项目组统一协调指挥，XX入口电气室XX开关柜，送电时有生产方操作，宝冶实施发令
15、，由能源部负责监督，送电至10KV并网高压柜后，由宝冶电装实施往下送电工作；具体指挥、联络体制如下：1、（名单） 六、 技术质量保证措施（1） 所有作业人员必须持证上岗，同时具备良好的职业道德和技能；（2） 各高压设备试验项目和标准按照电气设备交接试验标准GB50150-2006执行。如业主指定试验方法，在相互协商同意的基础上，可以按业主要求实施,特殊设备试验按制造厂提供的标准进行，并希望得到制造厂现场指导；（3） 逆变器严格按照Q/SPS 22-2007 并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法；（4） 系统调试严格按照设计图纸进行，调试期间如发现设计问题，应及时向设计人员反应，必要时要求设
16、计人员现场服务；（5） 各种试验用的仪表仪器必须是经校验合格的且在有效期内，严禁使用未经校验和在有效期以外的仪器设备；（6） 真实客观的做好原始记录和检测报告。七、 安全保证措施（1） 严格按照宝钢的各项规章制度，待所有的安全措施落实后才能工作，坚决杜绝违章作业。（2） 每次工作前，工作负责人必须对组员进行安全交底。（3） 高压试验区域及已送电的盘箱必须围上安全绳，挂上相关的警示牌；（4） 作业前必须穿戴好个人劳防用品，至少二人一起作业，高空超过2米时必须戴好安全带，健康状况不良时，不得进行高压试验及高空作业。（5） 高压试验工作必需的安全保护用具应齐全，如放电棒、绝缘手套、绝缘靴、绝缘垫等，
17、并经检查合格。高压试验时必须使试验设备可靠接地，试验时通信保持畅通。（6） 操作必须二人一起，其中一人监护，一人操作。（7） 各重要的电气设备的制造厂家在第一次并网时要到现场，厂家必须参与并指导。八、 光伏电站系统图附录A 光伏组件现场测试表光伏组件现场测试表工程名称：光伏组件现场测试表生产厂家： 测试日期： 天气：序号检测项目使用工具记录数据备注1开路电压（标称）2短路电流（标称）3测试现场辐照度手持辐照仪4开路电压实测值万用表5短路电流实测值万用表6测试时环境温度温度计测试时间：检查人： 确认人：附录B汇流箱回路测试记录表汇流箱回路测试记录表工程名称汇流箱编号： 测试日期： 天气情况：序号
18、组件型号组串数量组串极性开路电压短路电流组串温度辐照度测试时间(V)(I)W/m21234567891011121314151617181920备注：检查人： 确认人：附录C 并网逆变器现场检查测试表并网逆变器现场检查测试表工程名称逆变器编号： 测试日期： 天气情况：类别检查项目检查结果备注本体检查型号逆变器内部清理检查内部元器件检查连接件及螺栓检查开关手动分合闸检查接地检查孔洞阻燃封堵人机界面检查主要参数设置检查通信地址检查直流侧电缆检查、测试电缆根数电缆型号电缆绝缘电缆极性开路电压交流侧电缆检查、测试电缆根数电缆型号电缆绝缘电缆相序网侧电压逆变器并网后检查、测试冷却装置柜门联锁保护直流侧输入电压低网侧电源失电通信数据检查人： 确认人：附录D中间交接签证书编号： 表码：工程名称我单位施工的 已具备 条件，请检查接收。以下项目我方承诺在 年 月 日完成。交付单位代表签名/日期接收单位代表签名/日期监理/业主代表签名/日期注：参与交接的各方各执复印件一份，原件组织单位保存。
