中电联标准《光伏发电站施工规范》再次公开征询意见
从中电联获悉：10月15日，中电联印发标准《光伏发电站施工规范》征询专家意见函，再次就《光伏发电站施工规范》最新修订版本征询修改意见，为提交审查做好准备。由协鑫能源工程有限公司牵头编制的中电联标准《光伏发电站施工规范》（以下简称：标准），于2020年6月以视频会议形式通过了标准送审稿的审查。按中电联标准编制工作程序，协鑫能源工程有
6、设备和系统调试
6.1 一般规定
6.1.1 进行单体实验及设备、系统调试前制定的调试方案是指导施工的重要依据，在调试前应编制完成并通过审查。
6.1.2 在设备和系统调试前，安装工作应完成并通过验收是最基本的要求。
6.1.3 在设备和系统调试前，对建筑工程提出的要求。特别强调有很多品牌的逆变器对散热要求都比较严格，所以在设备调试前都要求通风及制冷系统具备投入运行的条件。
6.2 光伏组件串调试
6.2.1 本条规定光伏组件串调试前应做的工作和应具备的条件：
1.光伏组件串接引完毕才具备测试的条件，并要求组串的数量和型号应符合设计文件的要求。
2.回路的标识应清晰、准确，以便于故障的查找和运行人员的维护。
3.在没有经过测试前，光伏组件串可能因组串错误而出现电压偏差，过高的电压可能会对逆变器等设备造成损坏。
4.汇流箱的防雷模块在过电压的情况下起到保护作用，应将其可靠接地。
5.光伏组件串的测试工作应使用辐照仪对辐照度进行测试的前提下进行。测试时辐照度宜在不低于700W/㎡的条件下测试。虽然为了准确评估光伏组件的各项电性能参数,最新颁布的国家标准采用了IEC(国际电工委员会)标准,增加了低辐照度(200 W/㎡。、25℃:、AMl.5)下的性能测试，但鉴于光伏组件在实际应用中经常工作在低于1000 W/㎡,又高于200 W/㎡的情况，为准确全面反映其性能，本规范对测试时的辐照度做出参考值规定。
6.2.2 本条规定光伏组件串调试检测应符合的要求：
1.光伏组件在组串过程中，会出现将插接头反装，从而导致光伏组件串的极性反接的现象。在测试过程中应严格进行此项工作检测。
2.相同规格和型号的光伏组件组串完毕后，在相同的测试条件下进行测试，其电压偏差不应太大。若电压偏差超出正文规定，应对光伏组件串内的光伏组件进行检查，必要时可进行更换调整。
3.在并网状态下，使用钳形电流表直接测试光伏组件串的电流，直观且安全，并能通过此种测试方法发现光伏组件串之间的电流差异，从而发现存在的问题。
4.若光伏组件串连接电缆温度过高，应检查回路是否有短路现象发生。
5.光伏组件串的测试工作一定要做好相应的测试记录，并作为竣工资料的一部分内容进行整理、移交。
6.2.3 本条说明逆变器在投入运行前，宜将逆变单元内所有汇流箱均测试完成并投入。
6.2.4 本条要求逆变器在投入运行之后，投、退汇流箱的顺序，主要是切勿带负荷拉刀闸。
6.3 跟踪系统调试
6.3.1 本条对跟踪系统调试前提出一些具体要求：
1.光伏发电站内的跟踪系统一般体积大、高度高，要求有一定的抗风强度，在调试前应检查跟踪系统是否固定的牢固可靠。同时为防止雷击过电压或电缆线路绝缘受损而使支架带有电位，对人身和设备造成伤害，跟踪系统一定要可靠接地。
2.跟踪系统上的电缆在经过转动部位时，为防止被卷入或挣断，要固定牢固并充分考虑转动距离，做好预留。
3.在跟踪系统调试前，检查转动范围内是否有临时设施阻碍跟踪系统转动，以防止出现设备损坏事故。
6.3.2 本条规定跟踪系统在手动模式下调试应达到的要求。对于不同的产品都有各自不同的结构和运行方式，但转动灵活、动作可靠、保护准确及满足技术文件要求是必须要到达的。本规范规范了跟踪系统转动时的最大方位角及高度角应满足设计文件要求。因为针对不同的业主或不同的地区，会有不同的需求。另外为保证跟踪系统在允许范围内转动，不会出现因超行程而对设备造成损坏，要求对极限位置保护做出测试，以保证设备运行的可靠。
6.3.3 本条规定在进行自动模式调试前需在手动模式下调试完成，且运行良好。对于采用主动控制方式的跟踪系统，应在自动模式调试前将参数准确的设置完毕。
6.3.4 本条规定跟踪系统在自动模式下应达到的一些要求：
1.跟踪系统的跟踪精度在签署技术协议过程中，供货方和采购方会进行充分沟通并确定具体要求，在调试过程中将按照此技术要求来考核跟踪系统的跟踪精度。
2.跟踪系统由于其个体较大，抗风能力较弱，为避免设备在恶劣天气下受损，要求对设有避风保护功能的跟踪系统，调试人员需对此项保护功能进行测试。可手动设置风速值超过保护上限，检测跟踪系统是否能够迅速做出响应（一般厂家都是采取将光伏方阵平面调至水平位置，以减少承载力）；同时需要检测在风速减弱至正常工作允许范围时，跟踪系统是否能在设定时间内恢复到正确跟踪位置。
3.在暴雪天气下，跟踪系统应采取相应的抗雪压措施避免设备受损，要求对设有避雪保护功能的跟踪系统，调试人员需对此项保护进行测试。可手动设置雪压值超过保护上限，检测跟踪系统是否能够迅速做出响应（一般厂家都是采取将光伏方阵平面调至最大下限位置，以减少承载力）；同时需要检测在雪压减弱至正常工作允许范围时，跟踪系统是否能在设定时间内恢复到正确跟踪位置。
4.跟踪系统都会选择一种安全状态来应付特殊情况的发生，因此跟踪系统在夜间应能够自动返回到跟踪初始设定位置，并关闭动力电源。这也是为了保护跟踪系统在不工作时，不至于受到损坏。
5.跟踪系统的跟踪运行方式可分为步进跟踪方式和连续跟踪方式。步进跟踪方式能够大大的降低跟踪系统自身能耗，被广泛采用。步进跟踪方式主要依靠电机带动传动装置并间歇式的运行来进行实时跟踪，其间隔时间长短，各厂家生产的产品不尽相同，需要参照技术协议要求进行检查。
6.4 逆变器调试
6.4.1 本条规定在逆变器调试前应具备的基本条件。要想对逆变器进行最基本的调试工作，首先需要逆变器控制电源得电。逆变器的控制电源有的取自直流侧，有的取自交流侧，还有单独供给的，各个生产厂家都有不同；其次，是逆变器直流侧和交流侧的电缆接引完毕，并正确无误，绝缘良好；最后，方阵的接线工作部分或全部完成并通过检测，能够给逆变器提供安全的直流电源。这里没有提到逆变器的交流侧电源，是因为逆变器在静态调试初期，满足以上几点要求时，即可进行一些常规的参数和设置的检查。
6.4.2 逆变器经过长途运输、现场保管和安装等环节后，调试前还应对本体进行仔细检查，以确保设备安全。逆变器良好、可靠的接地，是保证调试人员人身安全的前提条件，需检查确认；对于逆变器内部的电路板、插接件及端子等部件，应仔细检查是否在运输过程中造成松动或损坏。
6.4.3 本条对逆变器调试过程中提出要求并规定了应做的检查项目。
1.逆变器在控制回路带电时应对逆变器的参数进行检验和设置，同时检查逆变器自带的散热通风装置工作是否正常，以保证逆变器能够稳定的投入运行。
2.在逆变器直流侧带电而交流侧不带电时，可以通过逆变器的显示器查看直流侧的电压值，并和实际测量值进行比较，检测逆变器数据采集的准确性。同时可以查看到逆变器直流侧对地阻抗值是否满足要求，如果显示值偏低，应进一步查明原因。
3.逆变器能够并网发电需要具备三个基本条件，即控制电源带电、直流侧带电且满足逆变器要求和交流侧带电且满足逆变器要求。通过编写组对光伏发电站的调研，前两个条件都可以提前实现，但逆变器交流侧带电，通常都是在电站即将并网启动时才具备条件，因为只有电站整体安装、调试工作结束，并通过一系列审查和质检合格以后，才具备倒送电条件，也就意味着光伏发电站可以并网运行，所以本规范按照这样的顺序进行编写。在逆变器交流侧也带电时，可以对交流侧的相关参数进行检查，确认是否满足逆变器并网条件。另外对于一些具有门限位闭锁功能的逆变器，也需要确认其闭锁功能。
逆变器的保护功能直接涉及到光伏发电站接入电网的稳定运行，甚至会对人身生命安全造成威胁，所以其保护功能尤为重要。虽然逆变器生产单位在出厂前都经过此方面的测试，但按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150中的相关规定，应该在施工现场进行复测。因逆变器的保护功能只能在并网状态下进行，故需要逆变器厂家、施工方和建设方充分沟通并达成共识。具体操作可以通过更改逆变器参数的方法来进行测试。
6.4.4 逆变器内部布置有感性和容性元件，在运行后会有残留电荷。不同的逆变器厂家均要求在运行后，需静置一段时间才允许接触内部元器件，就是给逆变器一个放电的过程，以保证检修人员的人身安全。因此规定在逆变器进行检查工作，要接触逆变器带电部位时，一定要断开交、直流侧电源开关和控制电源开关，确保在无电压残留，并应在有人监护的情况下进行。
6.4.5 逆变器在运行状态下，通断没有灭弧能力的汇流箱保险，极易引起弧光。为保证人身和设备安全，严禁带负荷通断没有灭弧能力的开关或保险。
6.4.6 规定施工人员应将相关测试记录按照附录C的格式进行填写，并作为施工记录进行移交。
6.5 二次系统调试
6.5.1 本条说明光伏发电站中二次系统调试的主要内容。
6.5.2 本条规定强调计算机监控系统调试应符合的规定。计算机监控系统能够实现对主要设备的监视，提高系统运行的可靠性，所以要求其准确、可靠。在光伏发电站实施前期，业主方将会就监控系统等很多方面向设计方提出要求，设计方按照设计联络会的要求进行设计，故电站的监控系统应能满足设计要求。同时大多光伏发电站运行都采用无人值守或少人值守，其智能化要求较高。因此，对于监控系统能够实时、准确的反应现场设备的运行工况，十分重要。
6.5.3 继电保护系统是电力系统的重要组成部分，对保证电力系统的安全经济运行,防止事故发生和扩大起到关键性的决定作用。继电保护的基本要求是选择性、速动性、灵敏性和可靠性。在继电保护装置的测试过程中，应按照单体调试、带开关调试和整组调试的顺序进行，验证其能否满足要求。现场调试环节应做好调试记录。
6.5.4 在电网运行中，电网调度部门无疑是集中控制和管理的中心，每时每刻都要向发电厂、变电站提取大量的信息，同时又要将大量任务下达。远动通信系统运行的稳定、可靠，将给电网调度部门提供必要的前提和保障。调试时应先保证通信通道畅通，然后检测遥信、遥测、遥控、遥调，即“四遥”功能。若采用101和104等两种规约方式进行传输的时，则应分别测试。
6.5.5 本条规定电能量采集系统的配置首先应满足当地电网部门的规定，因为光伏发电站投运后的费用结算都将与电能量的计量密切相关。在电站的初步设计、技术设计和施工图设计阶段，都应和当地电力计量部门充分沟通，符合其要求。
6.5.6 不间断电源为光伏发电站重要的设备提供稳定、可靠的电源。通常由主电源、旁路电源和直流电源供电，在任何一路电源失电的情况下，不间断电源系统应能够持续、不间断的供电，以保证重要设备可靠的运行。监控画面上应能够反映其运行的状态。
6.5.7 为保障电力系统的安全稳定运行，国家电力监管委员会颁布的《电力二次系统安全防护规定》对相关要求已经做出具体规定，现场调试时，可按照执行。
6.6 其它电气设备调试
6.6.1 常规的电气设备如电缆、变压器、真空断路器等，在《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》GB 50150中都有明确的试验项目和标准。在光伏发电站的建设中，此部分电气设备的调试工作应遵照执行。
6.6.2 对配置有无功补偿装置的光伏发电站，其补偿性能要满足设计文件的相关技术要求。
作者： 来源：太阳能发电网 责任编辑：jianping
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