2.2.4.箱式变压器检测

       系统检测时如有故障排除故障后重新检测，直至满足要求。

       2.2.5.高压柜检测

       系统检测时如有故障排除故障后重新检测，直至满足要求。

       2.2.6.监控系统检测

       通讯监控系统由各分站房RS485光电转换器通过光缆连接至主控制室，RS485侧与分站房逆变器、直流柜及箱变相连，形成RS485总线系统。主控室通过电脑和监视器监控各分站房逆变器工作数据和工作状态。

       2.2.7.电缆检测

       2.3 光伏电站系统检测实验

       2.4 并网调试

       2.4.1.供电操作顺序

       2.4.1.1.合闸顺序

       合上方阵汇线箱开关→检查直流配电柜所有直流输入电压→检测35KV电压供电是否输入→合上箱变低压侧开关→合上逆变器辅助电源开关→合上逆变器直流输入开关→合上直流配电柜输出开关→合上逆变器输出交流开关

       2.4.1.2.断电顺序

       分断逆变器输出交流开关→分断逆变器直流输入开关→分断直流配电柜输出开关→分断逆变器辅助电源开关→分断箱变低压侧开关

       2.4.1.3.紧急时断电顺序

       分断站用电源逆变器辅助电源供电开关→分断逆变器交流输出开关→分断直流配电柜直流输出开关→根据情况分断箱变开关或直流配电柜开关→排除故障（箱变停电放电后才能进行检查）

       2.4.2送电调试

       2.4.2.1.送电流程

       2.4.2.2.35kV母线带电实验

       向省调申请合闸进线XX断路器对35kV母线充电。

       （1） 从监控系统操作XX1开关，对35kVI段母线进行充电；

       （2） 充电后选测母线电压，检查接地情况。若有单相接地，立即断开XX1开关，检查接地故障，消除故障后重新充电；

       （3） 检查35kVI段母线各带电部位运行正常；

       （4） 检查主变高低压侧CT极性正确；

       （5） 检查35kVPT柜带电运行正常，二次侧电压值正常；

       （6） 35kVI段母线与110KV线路进行核相；

       （7） 35kVI段母线与II段母线进行核相；

       （8） 35kVI段母线带电运行。

       母线充电完成后合上中性点接地装置

       2.4.2.3.线路冲击实验

       合上集电线路进线闸对集电线路线充电 ，集电线路冲击试验做三次：第一次送电3分钟，停2分钟，待现场确认一切正常后进行第二次冲击试验，第二次送电5分钟，停5分钟，待现场确认正常后做第三次冲击试验，第三次送电后在现场观察10分钟无异常情况后不在断电，该线路实验完毕.

       2.4.2.4.变压器冲击试验

       当外线送至厂内进出线开关柜且一切正常后，开始向各逆变器室进行送电，做变压器冲击试验。

       变压器冲击试验做三次：第一次送电3分钟，停2分钟，待现场确认一切正常后进行第二次冲击试验，第二次送电5分钟，停5分钟，待现场确认正常后做第三次冲击试验，第三次送电后在现场观察10分钟无异常情况后不在断电，该线路实验完毕，并保持变压器空载运行24小时。变压器正常是指：声音均匀、无杂音、无异味、无弧光。

       注意事项：

       （1） 现场人员监视变压器运行状态时，观察柱头及端子是否有闪落放电现象(观察时将室内灯熄灭)。

       （2） 变压器冲击试验完成后，需空载运行24小时。待空载运行正常后，方可进行逆变器并网调试。

       （3） 在变压器空载运行前24小时内，需每隔2小时到现场观察变压器的运行状态，并且对后台进行不间断监盘。

       2.4.2.5直流系统和逆变系统并网调试

       在变压器空载运行24小时正常后，开始直流系统和逆变系统调试工作。

       直流系统和逆变系统的调试按500kW一单元进行，直流系统和逆变系统送电顺序：

       （1） 合上该区域所有汇流箱的出线断路器；

       （2） 在直流柜上依次检查每路汇流箱的电压是否正常；

       （3） 检查逆变器三相对地是否绝缘；

       （4） 在每路汇流箱输出正常的条件下合上变压器1号断路器；

       （5） 合上逆变器辅助电源开关；

       （6） 合上逆变器直流输入开关，并送上一路直流电源对逆变器进行距阵测试，检查逆变器直流端是否正常；

       （7） 每次合上直流柜的两路断路器给逆变器；

       （8） 合上逆变器输出交流开关。

       （9） 并网后逆变器的检测

       Ø 自动开关机功能检测：

       检测逆变器早、晚的自动启动并网功能。检查逆变器自动电压（MPPT）跟踪范围。

       Ø 防孤岛保护测试；

       逆变器并网发电，断开交流开关，模拟电网失电，查看逆变器当前告警中是否有“孤岛”告警，是否自动启动孤岛保护。

       Ø 输出直流分量测试：

       光伏电站并网运行时，并网逆变器向电网馈送的直流分量不应超过其交流额定值的0.5%。

       Ø 手动开关机功能检测；

       通过逆变器“启动/停止”控制开关，检查逆变器手动开关机功能。

       Ø 远方开关机功能检测；

       通过监控上位机“启动/停止”按钮，检查逆变器远方开关机功能；检测监控“启动/停止”逆变器后，逆变器能否自动“停止/启动”；检查监控系统的控制流程。

       Ø 逆变效率测试

       测量直流输入功率和交流输出功率，计算效率。

       Ø 温度保护功能测试

       模拟逆变器机柜温度升高，检测风机启动功能。

       Ø 检测相序反相时逆变器的工作状态

       人为接反逆变器交流侧电源相序，检测逆变器并网工作状态。

       Ø 并网谐波测试

       光伏电站接入公共配电网后，公共连接点谐波电压应满足GB/T14549-1993《电能质量 公用电网谐波》的规定。

       Ø 输出电压测试

       并网逆变器交流输出三相电压的允许偏差不应超过额定电压的±3%。

       Ø 电压不平衡度测试

       光伏电站所接入的公共连接点的电压不平衡度及光伏电站引起的电压呀不平衡应满足GB/T 15543的要求，其中光伏电站引起的电压不平衡度允许值按照GB/T 15542的原则进行换算》

       Ø 噪声

       当并网逆变器输入电压为额定值时，在距离设备水平位置1m处，用声压级计测量满载时的噪声不大于65dB。

       Ø 待机功耗

       并网逆变器的待机功耗不大于合同保证值。

       （10） 按照第（1）条至第（6）条步骤，分别进行其余方阵逆变器并网试运行。

       2.4.2.6.监控系统调试

       （1）检查监控的信息量；

       （2）遥信遥测直流柜的上每路的电流、电压；

       （3）遥信遥测逆变器上直流电流、电压，交流电压、电流，实时功率、日发电量、累计发电量、频率等，遥控逆变器的开关；

       （4）遥信箱变的超温报警、超温跳闸、高压刀开关、高压熔断器、低压断路器位置等信号，遥控箱变低压侧低压断路器等有电操功能的开关进行远程合、分，遥测变压器低压侧三相电流、三相电压、频率、功率因数、有功功率、无功功率、有功电度、无功电度等；

       （5）遥信环境的温度、风速、风向、辐照度。

       （6）光伏场监控系统的信息量能通过35kV监控系统上传给110升压站。

       2.5 并网后各系统的检查

       2.5.1.检查关口电能表、35KV进线柜电能表工作正常；

       2.5.2.检查监控系统数据采集正常；

       2.5.3.检查箱式变压器、逆变器、汇流箱、直流汇流柜运行温度，以及电缆连接处、出线隔离开关触头等关键部位的温度； 

       2.5.4.检查35KV开关柜、110KV变压器、出线设备运行正常。

       2.5.5.带最大负荷发电条件下，观察设备是否有异常告警、动作等现象。再次检测箱式变压器、逆变器、汇流箱、直流汇流柜运行温度，以及电缆连接处、出线隔离开关触头等关键部位的温度；

       2.5.6.检查电站电能质量状况。

       2.5.6.1.电压偏差：三相电压的允许偏差为额定电压的±7%，单相电压的允许偏差为额定电压的+7%、-10%。

       2.5.6.2.电压不平衡度：不应超过2%，短时不得超过4%。

       2.5.6.3.频率偏差：电网额定频率为50Hz，允许偏差值为±0.5Hz。

       2.5.6.4.功率因数：逆变器输出大于额定值的50%时，平均功率因数应不小于0.9（超强或滞后）。

       2.5.6.5.直流分量：逆变器向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的1%。

       2.5.7. 全面核查电站各PT、CT的幅值及相位

       2.5.8. 全面检查自动装置、保护装置、测量装置、计量装置、仪表、控制电源系统、故障录波装置的工作状况。

       2.5.9. 全面检查监控系统与各子系统、装置的上传数据。

       2.5.10. 检查与调度通讯、传送数据等正常。

       2.6 并网光伏电站试运行 

       2.6.1.完成上述试验内容经验收合格后，光伏电站具备带负荷运行条件，开始进入试运行。

       2.6.2.全面记录运行所有参数。

       2.6.3. 运行中密切监视关键部位的温度。

       2.6.4.在试运行中，由于相关机电设备的制造、安装质量或其他原因引起运行中断，经检查处理合格后应重新开始试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。 

       2.6.5.消除并处理试运行中所发现的所有缺陷。

       2.7 并网光伏电站检修消缺

       做好安全措施的情况下，对运行中出现的问题全面检查消缺，达到长期稳定运行的要求。

       2.8 交接与投入运行

       并网光伏电站通过试运行168h并经处理所有缺陷后，向生产管理部门移交，应按合同规定及时进行相关机电设备及土建工程及建筑物的移交，并签署光伏电站设备的初步验收证书及移交证书，同时计算相关设备的保证期。

       3 结论

       光伏电站调试的流程工艺和调试过程中对故障的排查直接影响电站的并网发电，因此在光伏电站调试时一定要严格按照相关的规范、设计要求，仔细检查和测试各个环节，确保在系统送电前排除所以隐蔽的问题，调试过程中各个环节工作要安全、井然有序。

       参考文献

       浙江省电力试验研究院副院长徐嘉龙.推进太阳能光伏发电并网运行.中国电力企业管理2009.10

       张垠. 居民太阳能光伏发电并网引起的问题研究[J]. 供用电.第26 卷第4 期2009 年8 月

       曹仁贤,赵为,陈威. 光伏发电与电网接入技术. 中国电力企业管理2009年7月