金湖正輝100MWp光伏發電項目工程○一四年九月北控綠產格爾木三期20MWp光伏電站調試大綱1前言 22編制的依據 23系統概況及主要設備 23.1系統概況 23.2光伏組件 33.3逆變器 53.4升壓變壓器 73.535kV開關柜 3.6微機電氣監控系統 3.7直流屏 3.8微機綜合保護 4啟動調試范圍 5啟動調試組織分工及各有關單位的職責 5.1啟動試運的組織 5.2啟動試運中各方主要職責 6調試階段工作原則 7啟動調試進度安排 8調試程序 8.1分部試運調試 8.2整套啟動試運 9專業調試技術措施 9.1電氣專業 10系統調試的主要質量目標 10.1調試質量標準 10.2質量控制手段 11系統整套啟動調試的安全措施 3511.1防觸電 11.2防止突然失去工作及保安電源 11.3防設備丟失損壞 12附錄 12.1附錄1調試進度計劃 2/39金湖正輝100MW光伏發電并網電站，總裝機容量為100MWp。35kV配電室內設置35kV高壓配電柜，二次電子設備間內設置二次控制及通訊盤柜等，35kV配電裝置采用單母線接線。100MW光伏并網電站通過電纜接引至35kV配電裝置內，最終通過35KV出線柜接入至110KV主變并入一期送出線路接入當地電網。為了規范啟動調試工作，保證啟動調試質量，提高移交生產的水平，按電力部頒發的《火力發電廠基本建設工程啟動及竣工驗收規程》,特制定本大綱。本大綱僅作為光伏電站整體調試工作的導則，各系統的啟動調試和操作應另行編寫調試方案、試驗方案(措施)、系統檢查卡和反事故措施。調試和試運行中的事故處理應按照有關規定進行。本大綱適用于金湖正輝100MWp光伏發電項目工程整套啟動試運階段。即從分系統調試開始，到完成滿負荷并網發電、移交試生產為止。2編制的依據2.1《火力發電廠基本建設啟動及竣工驗收規程》2.2《火電工程啟動調試工作規定》2.3《火電工程調整試運質量檢驗及評定標準》2.4《火電系統達標投產考核標準》2.5《電力建設安全工作規程》2.6《電業安全工作規程》2.7《電業安全工作規程》2.8《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》2.9設計說明書及有關設計圖紙。2.10制造廠家產品說明書及圖紙資料。3系統概況及主要設備3.1系統概況本工程為協鑫新能源控股有限公司投資開發的金湖正輝100MWp并網光伏發電項目，該項目位于淮安市金湖縣涂溝鎮，交通便利，運輸方便。本期工程采用多支路上網的“積木式”技術方案，分塊發電、集中并網方案，將系統分北控綠產格爾木三期20MWp光伏電站調試大綱成若干個光伏并網發電單元，分別經過升壓變壓器35kV配電裝置匯總后經主變壓器接入110kV升壓站，最終實現將整個光伏并網系統通過110kV升壓站并入電網。系統按照100個1MWp的光伏并網發電單元進行設計，每個1MWp單元采用2臺500kW并網逆變器。每個光伏并網發電單元的電池組件采用串并聯的方式組成多個太陽能電池陣列，太陽能電池陣列輸入光伏方陣防雷匯流箱，經光伏并網逆變器接入35kV升壓變壓器。每10臺35kV箱式升壓變電站在高壓側并聯為1個發電單元，共10個35kV聯合單元進線回路，經35kV電纜接入35kV高壓開關室，經匯集母線經主變壓器接入110kV升壓站，110kV出線1回。3.2光伏組件3.2.1范圍本工程為100MWp光伏電站全部采用多晶硅組件。3.2.2標準和規范(1)IEC61646-2008《地面用薄膜光伏組件設計鑒定和定型》(2)IEC61730.1光伏組件的安全性構造要求(3)IEC61730.2光伏組件的安全性測試要求(4)GB/T18479-2001《地面用光伏(PV)發電系統概述和導則》(5)GB/T19939-2005《光伏系統并網技術要求》(6)EN61701-1999光伏組件鹽霧腐蝕試驗(7)SJ/T11209-1999光伏器件第6部分標準太陽電池組件的要求。(8)EN61721-1999光伏組件對意外碰撞的承受能力(抗撞擊試驗)(9)EN61345-1998光伏組件紫外試驗(10)GB6495.1-1996光伏器件第1部分：光伏電流一電壓特性的測量(11)GB6495.2-1996光伏器件第2部分：標準太陽電池的要求(12)GB6495.3-1996光伏器件第3部分：地面用光伏器件的測量原理及標準光譜輻照度數據(13)SJ/T11061-1996太陽電池電性能測試設備檢驗方法(14)GB6495.5-1997光伏器件第5部分：用開路電壓法確定光伏(PV)器件的等效電池溫度(ECT)(15)GB6495.7-2006《光伏器件第7部分：光伏器件測量過程中引起的光譜失配誤4/39差的計算》(16)GB6495.8-2002《光伏器件第8部分：光伏器件光譜響應的測量》測量(17)GB/T11010-1989光譜標準太陽電池(18)GB/T18912-2002光伏組件鹽霧腐蝕試驗(19)GB/T19394-2003光伏(PV)組件紫外試驗(20)GB/T191-2008包裝儲運圖示標志(21)GB20047.1-2006《光伏(PV)組件安全鑒定第1部分：結構要求》(22)GB20047.2-2006《光伏(PV)組件安全鑒定第2部分：試驗要求》(23)GB6497-1986地面用太陽能電池標定的一般規定(24)IEEE1262-1995太陽電池組件的測試認證規范(25)GB11011-1989《硅基太陽電池電性能的一般規定》(26)GB/T18911-2002《地面用薄膜光伏組件設計鑒定和定型》3.2.3主要性能、參數及配置3.2.3.1主要性能太陽電池組件為室外安裝發電設備，是光伏電站的核心設備，具有非常好的耐侯性，能在室外嚴酷的環境下長期穩定可靠地運行，同時具有高的轉換效率。目前市場上成熟的太陽能電池產品主要是單晶硅、多晶硅和非晶硅三種類型。本項目采用捷宸、晶科多晶硅電池組件。太陽電池組件作為光伏電站的主要設備，應當提供具有ISO導則25資質的專業測試機構出具的符合國家標準(或IEC標準)的測試報告。光伏組件嚴格按照上述標準、規范及規程進行各種可靠性實驗測試。光伏組件采用先進、可靠的加工制造技術，結構合理，可靠性高，能耗低，不污染環境，維護保養簡便。光伏組件各部件在正常工況下能安全、持續運行，不應有過度的應力、溫升、腐蝕、老化等問題。在標準試驗條件下(即：大氣質量AM=1.5,輻照度1000W/m2,電池工作溫度為25±2℃,標準太陽光譜輻照度分布符合GB/T6495.3規定),光伏組件的實際輸出功率必須在標稱功率(0～~+3W)偏差范圍內。光伏組件正常條件下的使用壽命不低于25年，在12年使用期限內輸出功率不低于90%的標準功率，在25年使用期限內輸出功率不低于80%的標準功率。光伏組件防護等級不低于IP65。每塊光伏組件帶有正負出線、正負極連接頭和旁路二極管(防止組件熱斑故障)。自帶北控綠產格爾木三期20MWp光伏電站調試大綱的串聯所使用的電纜線滿足抗紫外線、抗老化、抗高溫、防腐蝕和阻燃等性能要求，選用雙絕緣防紫外線阻燃銅芯電纜，電纜性能符合GB/T18950-2003性能測試的要求；接線盒(引線盒)密封防水、散熱性好并連接牢固，引線極性標記準確、明顯，采用滿足IEC標準的電氣連接；采用工業防水耐溫快速接插件，接插件防銹、防腐蝕等性能要求，并滿足符合相關國家和行業規范規程，滿足不少于25年室外使用的要求。3.2.3.2配置情況1)安裝傾角方陣安裝傾角的最佳選擇取決于諸多因素，如：地理位置、全年太陽輻射分布、直接輻射與散射輻射比例、負載供電要求和特定的場地條件等。并網光伏發電系統方陣的最佳安裝傾角是系統全年發電量最大時的傾角。根據本項目所在地當地緯度和當地太陽輻射資料，利用計算機程序模擬，支架傾角從25°到35°進行程序模擬，計算得出太陽能電站發電量最大的角度，經過計算確定本項目的太陽電池組件陣列固定支架安裝傾角為28°。2)光伏陣列方位角及間距太陽電池組件方陣的方位角是方陣的垂直面與正南方向的夾角(向東偏設定為負角度，向西偏設定為正角度)。一般在北半球，太陽電池組件朝向正南(即方陣垂直面與正南的夾角為0°時，太陽電池組件的發電量是最大的。本光伏電站位于北半球，光伏陣列應朝向赤道方向(即正南方)安裝，故確定光伏陣列的方位角為0°。光伏陣列通常成排安裝，一般要求在冬至影子最長時，兩排光伏陣列之間的距離耍保證上午9點到下午3點之間前排不對后排造成遮擋。根據計算可得出，太陽電池組件陣列南北軸間距為6m。3.3逆變器本工程為100MW光伏電站采用500kW逆變器36臺；MW級逆變器2臺。GB18479-2001地面用光伏(PV)發電系統概述和導則DL/T527—2002靜態繼電保護裝置逆變電源技術條件GB/T191-2008包裝儲運圖示標志GB/T14537—1993量度繼電器和保護裝置的沖擊與碰撞試驗GB/T19939-2005光伏系統并網技術要求GB/T20046-2006光伏(PV)系統電網接口特性(IEC61727:2004,MOD)GB/Z19964-2005光伏發電站接入電力系統技術規定GB4208-2008外殼防護等級(IP代碼)(IEC60529:1998)GB3859.2-1993半導體變流器應用導則GB/T14549-1993電能質量公用電網諧波GB19939-2005太陽能光伏發電系統并網技術要求GB20513-2006光伏系統性能監測測量、數據交換和分析導則GB20514-2006光伏系統功率調節器效率測量程序GB4208-2008外殼防護等級(IP代碼)GB3859.2-1993半導體變流器應用導則Q/SPS22-2007并網光伏發電專用逆變器技術要求和試驗方法電磁兼容性相關標準：EN50081或同級以上標準EMC相關標準：EN50082或同級以上標準電網干擾相關標準：EN61000或同級以上標準電網監控相關標準：UL1741或同級以上標準電磁干擾相關標準：GB9254或同級以上標準GB/T14598.9輻射電磁場干擾試驗GB/T14598.14靜電放電試驗GB/T17626.8工頻磁場抗擾度試驗GB/T14598.3-936.0絕緣試驗3.2.3逆變器技術要求光伏并網逆變器(下稱逆變器)是光伏發電系統中的核心設備，本工程采用高品質性能良好的成熟產品。逆變器將光伏方陣產生的直流電(DC)逆變為三相正弦交流電(AC),輸出符合電網要求的電能。逆變器滿足以下要求：(1)單臺逆變器的額定容量為500kW、100KW。(2)并網逆變器的功率因數和電能質量滿足中國電網要求，各項性能指標滿足國網公司下發的《國家電網公司光伏電站接入電網技術規定》要求。(3)逆變器設備能在本工程地區使用，逆變器額定功率滿足用于本項目海拔高度的要求，其內絕緣等電氣性能滿足要求。(4)逆變器的安裝簡便，無特殊性要求。(5)逆變器采用太陽電池組件最大功率跟蹤技術(MPPT)。(6)逆變器能夠自動化運行，運行狀態可視化程度高。顯示屏可清晰顯示實時各項運行數據，實時故障數據，歷史故障數據，總發電量數據，歷史發電量(按月、按年查詢)數據。(7)逆變器具有故障數據自動記錄存儲功能，存儲時間大于10年。(8)逆變器本體具有直流輸入分斷開關，緊急停機操作開關；每臺逆變器交流輸出側不帶有隔離變壓器。(9)逆變器具有極性反接保護、短路保護、孤島效應保護、過溫保護、交流過流及直流過流保護、直流母線過電壓保護、電網斷電、電網過欠壓、電網過欠頻、光伏陣列及逆變北控綠產格爾木三期20MWp光伏電站調試大綱器本身的接地檢測及保護功能等，并給出了各保護功能動作的條件和工況(即何時保護動作、保護時間、自恢復時間等)。(10)逆變器是光伏電站的主要設備，具有ISO導則25資質的專業測試機構出具的符合國家標準(或IEC標準)的測試報告。(1)逆變器效率最大效率：≥98.4%歐洲效率：≥97.3%待機損耗/夜間功耗：<100W(2)逆變器輸入參數最大輸入電壓：≥DC880VMPPT電壓范圍：450—800(或更寬)(3)逆變器交流輸出參數輸出電壓：逆變器輸出不帶低壓隔離變。輸出電壓能夠滿足電網電壓波動范圍。總電流波形畸變率：<3%(4)電氣絕緣性能直流輸入對地：2000V(AC),1分鐘直流與交流之間：2000V(AC),1分鐘(5)噪聲：≤60dB(6)進出線方式：下進下出(7)平均無故障時間：≥10年(8)使用壽命：25年安全可靠運行。3.4升壓變壓器3.4.1主要技術要求#1-#100子系統升壓變將逆變器輸出的交流0.27kV電源升至35kV,采用全密封油浸式箱式變壓器室外布置。2.5%/0.27kV-0.27kVUk=6.5%Y/d11-d11,低壓側配斷路器，自然風冷，20臺。3.4.2技術要求(1)變壓器承受短路的能力：變壓器能承受低壓側出口三相短路，高壓側母線為無窮北控綠產格爾木三期20MWp光伏電站調試大綱大電源供給的短路電流，繞組不應有變形，部件不應發生損壞。變壓器在各分接頭位置時，能承受線端突發短路的動、熱穩定而不產生任何損傷、變形及緊固件松動。(2)額定絕緣水平：高壓側設備額定絕緣水平滿足《戶內交流高壓開關柜訂貨技術條件》的規定。(3)箱式變高壓側裝設負荷開關(315A/25kA)、高壓熔斷器(35kV/40A,31.5kA)及帶電顯示。(4)箱式變壓器能承受因內部故障電弧而引起的沖擊力，以防對電氣設備和人員造成(5)變壓器電源側系統容量的短路電流(有效值)高壓側25kA。低壓200kA(峰值)。型號：高原型ZGS11-Z-1000/625-625額定電壓：高壓38.5kV低壓0.27kV最高電壓：高壓40.5kV低壓0.66kV分接范圍：38.5±2X2.5%/0.27-0.27kV相數：三相阻抗電壓：U=6.5%(短路阻抗允許偏差：±7.5%)連接組標號：Y/d11-d11冷卻方式：自然風冷噪音水平：50dB(按照當地環保部門要求)結構型式：全密封式。變壓器外殼涂漆，顏色由招標方確定。變壓器鐵芯采用冷軋硅鋼片。溫升限值(周圍環境溫度40℃):繞組為：65℃(由電阻法測量時)北控綠產格爾木三期20MWp光伏電站調試大綱頂層油為：55℃(用溫度計法)鐵芯表面：是使用相鄰絕緣材料不致損傷的溫度。油箱及結構表面：+80℃高壓側安裝：嵌入式負荷開關與熔斷器組合。變壓器低壓側中性點接地方式為不接地。序號數值一變壓器單元1型式及型號ZGS11-Z-1000/38.52額定容量(kVA)(按投標設備類型)3額定電壓(kV)高壓低壓4最高工作電壓(kV)高壓低壓5額定電流(A)高壓低壓6工頻耐壓(1min)(kV)(有效值)高壓低壓7雷電沖擊電壓(kV)(全波峰值)高壓低壓8額定電壓比(kV)三相9短路阻抗(%)U=6.5%(允許偏差：不大于聯結組標號額定頻率(Hz)繞組材料Cu(銅)鐵芯材料武鋼30Q120并采取有效措施避免渦流損失絕緣耐熱等級A爬電比距變壓器油北控綠產格爾木三期20MWp光伏電站調試大綱序號數值損耗空載損耗+1.57kW/0.93kW負載損耗+13.9kW/7.82kW空載電流+0.7%/1.1%高壓側保護熔斷器冷卻方式自然風冷(AN)二高壓單元(35kV)1額定頻率2額定電壓3最高運行電壓4工頻耐壓對地、相間及普通斷口85kV(有效值)5雷電沖擊耐壓對地、相間及普通斷口200kV(峰值)6額定電流7額定短時耐受電流(2s)31.5kA(2秒)8額定峰值耐受電流9純瓷質絕緣材料725mm(相對地)√3×725mm(相間)有機絕緣材料806mm(相對地)√3×806mm(相間)最高運行電壓下局放量三低壓單元(0.27kV)1額定工作電壓2額定絕緣電壓3額定脈沖耐受電壓4額定工作頻率5額定短時耐受電流6額定峰值耐受電流3.535kV開關柜3.5.1主要技術要求3.5.1.1整柜參數北控綠產格爾木三期20MWp光伏電站調試大綱型號XGN17-40.5G額定電壓(kV)40.5長期工作電壓(kV)40.5電源進線柜1250頻率50Hz額定耐受電壓(kV)296母線尺寸、材質TMY80*10柜體尺寸2000(寬)×3600(深)×3400(高)整柜防護等級IP4X空氣凈距：≥413mm柜內主要設備及參數(1)真空斷路器：型號ZN12-40.5G、LN2(2000)-40.5G制造廠商河南許繼額定電壓(kV)40.5長期工作電壓(kV)40.5額定電流(A)額定合閘時間(ms)≤75ms額定分閘時間(ms)≤60ms機械壽命10000次操作機構型式一體化彈簧操作機構操作電源電壓DC220V跳合閘線圈功率200W作電源電壓允許波動范圍65~110%。(2)電壓互感器型號JDZX9-35G二次額定容量(VA)30/50/100準確度等級0.2/0.5/3P結構全封閉，環氧樹脂澆注式電壓互感器采用固定式。電壓互感器采用環氧樹脂絕緣，全封閉式互感器。電壓互感器的次級采用微型斷路器保護。同一互感器用于不同的目的(如：測量、保護、計量)時，每一電壓互感器次級單獨采用帶輔助觸點的微型斷路器。(3)電流互感器型號LZZBJ9-35G額定電流比按招標圖二次側額定電流(A)5二次額定容量(VA)按招標圖測量級：按招標圖保護級：按招標圖電流互感器采用環氧樹脂絕緣，全封閉式電流互感器，并滿足短路電流的動、熱穩定(4)熔斷器型號XRNP-35G額定電壓(kV)40.5額定電流(A)0.5熔芯額定電流(A)0.5(5)避雷器型號YH5WZ-51/134G額定電壓(kV)51持續運行電壓(kV)40.8沖擊放電電壓和殘壓≤134kV(6)隔離開關隔離開關型號GN27-40.5G-1250-25、GN27-40.5D2G-1250-25(帶接地開關)額定電壓35kV隔離開關與相應的斷路器間有機械閉鎖裝置。(7)綜合保護測控裝置35KV柜內配置有綜合測控裝置。3.5.1.2開關柜技術性能要求(1)35kV配電裝置采用高原型箱型固定式交流金屬封閉開關柜，內裝高原型SF6或真空斷路器。35kV配電裝置統一協調，開關柜外型尺寸和色標統一，斷路器、隔離開關等元件通過正式鑒定的產品，并符合國標及IEC有關標準。(2)35kV開關柜的結構保證工作人員的安全，且便于運行、維護、檢查、監視、檢修和試驗。(3)高原型真空斷路器開關柜參數及技術要求額定電流：1250A額定開斷電流(周期分量，有效值):25kA額定短路開斷次數：20次最大關合電流(峰值):63kA動穩定電流(峰值):63kA4秒熱穩定電流(有效值)25kA額定短路開斷電流的直流分量應不小于40%斷路器操作時間：分、合閘不同期<2ms斷路器機械壽命最高10000次(4)斷路器回路負荷側配備限制過電壓裝置，以防止操作過電壓。該過電壓保護器對相間和相對地的過電壓均能起到可靠的限制作用。(5)斷路器采用彈簧操作機構，該機構控制電壓為直流220V,跳合閘控制回路電源電壓為直流220V。(6)除斷路器自身控制回路(如跳合閘等)所用接點外，至少提供8常開、8常閉輔助接點供外部聯鎖用。這些輔助接點引至開關柜內的接線端子。輔助接點的允許載流量不小于10A。(7)真空斷路器開關柜為落地固定式開關柜。(8)開關柜內所配一次設備(含接地開關),都與斷路器參數相配合，各元件的動、熱穩定性滿足要求。(9)開關柜內，結構分前柜、后柜。前柜設置主母線室、隔離開關室、斷路器室、繼電器室；后柜根據方案可設置下隔離開關及其它主元件。(10)斷路器具有“防跳”功能，在一次合閘指令下只能合閘一次。同級斷路器應能互換。如果斷路器控制電源發生故障，斷路器可通過機械方式斷開。(11)開關柜均符合“五防”要求a.高壓開關柜完全具備防止誤分、合斷路器，防止帶電負荷分、合隔離開關(或隔離插頭),防止帶接地刀閘(或接地線)送電，防止帶電合接地刀閘(或掛接地線),防止誤入帶電間隔等“五防”功能。b.防止誤操作的具體措施，符合SD318《高壓開關閉鎖裝置技術條件》的要求。只有當斷路器處于斷開狀態時，隔離開關操作機構手柄才能從“工作”位置旋至“斷開”位置，才能上下隔離，手柄能旋至檢修位置，開啟前、后門。斷路器處于接通狀態時，隔離開關操作機構手柄不能轉動及開啟前、后門。隔離開關處于合閘位置時，斷路器才能合閘。(12)所有操作機構和輔助開關的接線，均采用相同接線，能保證開關柜抽出結構的互換性。(13)斷路器自柜外推入柜內的“工作位置”,將隔離開關置于“分”的狀態(即操作手柄向下),聯鎖手柄處于檢修位置，斷路器進入“工作位置”后，連接上固定螺栓、插上二次插頭、接上聯鎖拉桿、接上支母線。(14)斷路器拉至柜體外，首先分斷斷路器及隔離開關，拆下支母線、聯鎖拉桿，然后拆下小車上固定螺栓、拔下二次插頭，便可將斷路器拉出。(15)空氣凈距：相對地≥413mm、相間：≥413mm,空氣凈距不足413mm時應采用復合絕緣，采用復合絕緣時，高壓導體與該絕緣板間應保持不小于83mm的空氣間隔。(16)開關柜內除配置主母線外，還設置小母線，小母線數量滿足要求。小母線采用6mm2軟銅線，數量不少于11根，并延伸至整列開關柜長度，小母線有單獨的隔離小室。(17)電壓互感器放在單獨的間隔內，并配有一次熔斷器，隔離開關斷開后允許檢查和進入開關柜內更換一次熔斷器時。(18)開關柜前門上設有斷路器或接觸器的機械或電氣的位置指示裝置，在不開門的情況下能方便地監視斷路器的分合閘狀態。(19)開關柜內裝設必要的控制、測量、保護設備。測控保護裝置型式：35kV變壓器回路和電容器回路采用微機型測控保護裝置。微機型測控保護裝置型號按圖紙要求提供。北控綠產格爾木三期20MWp光伏電站調試大綱微機型綜合保護裝置應具備完善的測控、保護功能，能存儲運行及故障信息，能預先設定多種運行工況，并具有雙網通信功能。3.6微機電氣監控系統A.交流1)額定電壓：220V+10%2)頻率：50Hz±0.5Hz3)波形：正弦，波形畸變因素不大于5%B.直流1)額定電壓：220V+10%2)紋波系數：不大于5%采用變送器輸入時，變送器的額定輸出為：4-20mAa)整個計算機監控系統的可用率c)數據的完整性：出錯的概率≤10-14操作員工作站的平均無故障時間MTBF動態畫面響應時間畫面實時數據刷新周期從操作員工作站發出操作指令到現場變位信號返回總的時間響應≤1s(扣除回路和設備的動作時間)遙信量變位到網絡口或調制解調器出口≤2s。遙測值越死區值到網絡口或調制解調器出口≤3s。雙機切換到系統功能恢復正常的時間遙控執行成功率主機正常負荷率事故負荷率B.間隔層性能指標≤30s交流采樣測量誤差≤0.2%(U,I);≤0.5%(P,Q,COS中)模數轉換分辨率≥14位+1位符號位電網頻率測量誤差：≤0.01Hz模擬量死區整定值≤0.2%事件順序記錄分辨率(SOE)≤1ms連續過量：120%額定電流/電壓24h短期過量：2倍額定電壓，10次，1s/次，相隔10s;20倍額定電流，5次，1s/次，相隔300sj)共模抑制比：≥160dbk)功耗：直流回路≤25W1)遙控、遙調命令傳送時間不大于4秒；m)遙測信息傳送時間不大于3秒；n)遙信變位傳送時間不大于2秒o)遠動工作站對時精度不大于1毫秒。遠動通道：傳送速率為1200bit/s全雙工，通道誤碼率為10-4時遠動終端能可靠工作。通信規約選用DNP3.0和IEC60870-5-101規約。C.網絡性能指標網絡通信負荷率：運行正常時通信負荷率<20%;設備發生故障時通信負荷率<40%(包括站控層網絡和間隔層網絡)。D.對時精度北控綠產格爾木三期20MWp光伏電站調試大綱整個系統對時精度≤1ms。3.7.2功能和性能3.7.2.1監控網絡結構計算機監控系統包括二個部分：站級控制層和間隔級控制層。網絡結構為開放式分層、分布式結構。計算機監控系統組態靈活，具有較好的可維修性和可擴性。主控層網絡結構采用雙以太網，主控層網絡可擴展，以便和其他設備接口。3.7.2.2主要功能計算機監控系統完成對本期全站所有電氣設備的監視和控制等各種功能，同時完成電量統計功能。本工程所供系統的功能及其實現的方法，能滿足各種運行工況的要求，其主要功能如下：A.數據采集與處理，能通過現場測控單元采集有關信息，檢測出事件、故障、狀態、變位信號及模擬量正常、越限信息等，進行包括對數據合理性校驗在內的各種預處理，實時更新數B.數據庫的建立與維護1)監控系統建立實時數據庫，存儲并不斷更新來自通信接口的全部實時數據。2)監控系統建立歷史數據庫，存儲并定期更新需要保存的歷史數據和運行報表數據。3)歷史數據庫中的數據能根據需要，方便地進行選擇和組合，轉存到光盤中，長期保存。4)數據庫能進行再線維護，增加、減少、修改數據項。5)數據庫有極高的安全性，所有經采集的數據不能修改。6)能離線地利用數據庫管理程序進行數據庫的生成，并具備合理的初始化數據。能通過CRT對主要電氣設備運行參數和設備狀態進行監視，畫面調用采用鍵盤、鼠標或跟蹤球。顯示的主要畫面如下：·電氣主接線圖，包括顯示設備運行狀態、各主要電氣量(電流、電壓、頻率、有功、無功)等的實時值·趨勢曲線圖，包括歷史數據和實時數據·計算機監控系統運行工況圖·各發電單元及全站發電容量曲線·各種保護信息及報表·控制操作過程記錄及報表·事故追憶記錄報告或曲線·事故順序記錄報表·操作指導及操作票、典型事故處理指導及典型事故處理畫面·各種統計報表。D.報警報警方式分為兩種：一種為事故報警，一種為預告報E.控制和操作控制對象為35kV斷路器。就地發電單元低壓斷路器。控制方式包括：控制功能分為二種：集控室操作員站操作。間隔層控制測量單元上對應電氣單元的一對一操作。間隔級控制層操作優于站級控制層操作。同一時間內，被控設備只接收一個操作命令。計算機監控系統站級控制層操作控制操作控制指運行人員在單元控制室操作員工作站上調出操作相關的設備圖后，通過操作鍵盤或鼠標，就可對需要控制的電氣設備發出操作指令，實現對設備運行狀態的變位控制。納入控制的設備有：35kV線路斷路器的分、合閘就地發電單元低壓斷路器的分、合閘操作控制的執行結果反饋到相關設備圖上。其執行情況也產生正常(或異常)執行報告。執行報告在操作員工作站上予以顯示并打印輸出。計算機監控系統間隔級控制層控制當計算機監控系統站級控制層停運或故障時，間隔級控制層能獨立于站級控制層控制。站級控制層和間隔級控制層的控制不得同時進行，在軟件作相應的閉鎖配置，并設有遠方/就地切換開關以禁止間隔級控制層的操作，只有在站級控制層故障或緊急情況下將遠方/就地切換開關切至“就地”位置時才能操作。7)為了防止誤操作，在任何控制方式下都采用分步操作，即選擇、校核、執行，并在主控層設置操作員口令和監護員口令及線路代碼。8)間隔層的控制可以采用控制測量單元上的觸摸按鈕進行操作控制，控制測量單元有電氣單元的模擬接線和實時狀態。9)在任何操作方式下，保證下一步操作的實現只有在上一步操作完全完成以后。10)同一時間，輸出設備只接受一個操作員站的命令，禁止其它操作員站的命令進入。11)控制輸出經過連接片投入退出運行人員發出的任何控制和調節指令均在1秒或者更短的時間內被執行。已被執行完畢的確認信息也于2秒內在CRT上反映出來。F.操作票軟件指操作票的編制和調用。查看操作票。打印操作票。G.統計計算除按運行要求，對電流、電壓、頻率、功率和電能量進行統計分析外，還能以在線方式按照數值變換和規定時間間隔不斷處理和計算下述各項內容：·有功、無功，功率因數計算·電能量的分時段累計及電能量平衡統計·開關分/合及保護動作次數的統計·全站發電輸出總有功功率·主要設備運行小時數統計·無功累計H.制表打印報表分成正常打印和異常打印，啟動方式分為定時啟動，人工召喚和事件驅動。·定時啟動：定時打印運行人員所需的各種報表，如按時、值、日、月報表打印等。打印時間可設定。20/39·事件驅動：自動隨事件處理結果輸出，包括：系統設備運行狀態變位；測量值越限；遙控操作記錄；系統操作記錄；遙信記錄；事件順序記錄，事件追憶記錄。·人工召喚：由運行人員通過人機界面召喚啟動打印所需的報表。I.人機接口具有友好的人機聯系手段，使運行人員可以清晰方便地了解運行情況，并提供輸入手段，實現對升壓站生產設備的控制，參數修改等項工作。人機接口設備包括彩色屏幕顯示器，功能鍵盤、漢字打印機。它不但為運行人員提供對升壓站實時監控的各種手段，而且具有對監控系統在線自診斷，投、退設備的功能，其實現的功能至少如下：·模擬量限值的修改·對可控設備發出控制操作命令·智能I/0模件、打印機等監控設備的投退·操作票的顯示，在線編輯和打印·報警確認和畫面清閃。J.同步對時采用衛星時鐘信號接收裝置實現與全站計算機的時鐘同步。K.電能量管理計算機監控系統能實現對采集到電能量處理、分時段統計計算，并輸出報表。電能量可經脈沖采集或串口采集。L.自診斷系統能在線診斷監控系統中各設備的故障和軟件運行情況，在線診斷出設備故障時自動進行冗余切換并告警。當計算機系統及各單元發生故障或發生錯誤時，自診斷程序能正確地判斷出故障內容，能對外部設備和計算機硬件進行檢測，指出故障插件，使之退出在線運行，以便迅速更換。檢測結果打印記錄。M.遠動系統按照接入系統二次部分審查意見設置。N.電能量計量系統按照接入系統二次部分審查意見設置。3.7.2.3硬件要求及配置系統硬件選用成熟的，先進可靠的和以微處理器為基礎的工業產品設備，系統內所有的模件是固態電路、標準化、模件化和插入式結構。系統硬件具有較好的可維護性，所有系統模件都能在線插拔。系統硬件具有擴充能力，支持系統結構的擴展和功能的升級，系統硬件接口采用國際標準或工業標準，支持與其它計算機網絡及不同計算機站設備的互聯。系統具有良好的電磁兼容特性，在任何情況下均不發生拒動、誤動、擾動，影響計算機監控系統的正常運行，系統自帶UPS,并在UPS電源切換時不死機。硬件設備能承受GB/T5169.5-1997中嚴酷等級為20秒的針焰試驗，設備外殼具有GB4943-1990規定的V2及以上阻燃等級。A.主控層設備主機/操作員站負責管理和顯示有關的運行信息。主機容量滿足整個系統功能要求和性能指標要求，供運行人員對升壓站的運行情況進行監視和控制。操作員工作站采用桌式。系統配置為兩套相同的操作員站，兩套各有獨立的主機及顯示器。B.間隔層設備本工程提供的測控單元按不同的電氣元件獨立設置，并滿足電氣接線特點及一次設備的布置。用于控制斷路器的測控單元具有“同步鑒定”、“無壓鑒定”及“捕捉同步”三種同步檢查功能供運行人員在操作員工作站上選擇，并設有解除同期的手段。所有I/0模件由相互隔離的裝置處理并有防抖動的濾波及過電壓浪涌抑制等措施，宜選用強電I/0模件以提高抗干擾能力。在系統電源消失時，至執行機構的輸出信號控制執行機構保持失電前的位置。I/0類型包括如下：1)模擬量的輸入輸入方式：交流、直流采樣。交流電壓100/√3V、100V;交流電流1A/5A;直流信號為2)開關量的輸入輸入方式：繼電器空接點或光電耦合輸入，輸入電壓220VDC,光電輸入≥10mA。要求光電隔離，隔離電壓不小于2000V,軟硬件濾波。信號輸入的濾波時間常數保證在接點抖動(反跳或振動)以及存在外部干擾情況下不誤發信，時間常數可調整。北控綠產格爾木三期20MWp光伏電站調試大綱22/39信號可以是常開或常閉接點。3)開關量的輸出輸出方式：繼電器空接點。觸點斷開能力：在直流電路當電壓不超過125V下的長期允許通過電流為5A,0.2秒30A,電感不大于2H時觸點斷開功率為50W(T=40ms)。計算機監控系統提供如下數字式或智能型設備的通信接口，數據可通過RS232/RS485串行通信方式，也可以采用以太網口通信。1)數字繼電保護，向柜內綜合保護裝置發送修改定值、投/退保護等信息，并接受柜內綜合保護裝置的保警、動作、定值等信息。2)故障錄波系統。3)直流系統。4)智能型電度表及電能計量系統。5)站用電系統。6)電站安保系統。7)遠動系統。D.外圍設備1)打印機本工程配置的打印機，數量及性能能滿足定時打印、召喚打印及事故自動打印要求。打印機是帶微處理器的打印機(包括寬行打印機),并配置降低噪音的外殼，支架及其附件。2)顯示器每臺工作站有其獨立的顯示器和標準鍵盤(或功能鍵盤)及鼠標器。E.軟件功能(正版軟件)提供完整的滿足本規范書要求的軟件系統包，包括系統軟件、支持軟件和應用軟件。所配置的軟件系統為模塊化結構，以方便修改和維護。本工程提供的所有軟件為經現場考驗的成熟軟件，并符合國標和國際公認的標準。軟件系統的功能可靠性、兼容性及界面友好性等指標滿足系統本期及遠景規劃要求。軟件支持用戶開發新功能，開發后的軟件能在線裝入系統。軟件能支持系統的擴充，當一次系統改變或計算機監控系統擴充時，不必修改程序和重新組裝軟件。所有的算法和系統整定參數駐存在各處理器模件的非易失性存儲器內，執行時北控綠產格爾木三期20MWp光伏電站調試大綱23/39不需要重新裝載。1)系統軟件系統軟件具有成熟的實時多任務操作系統Uni×和操作系統Windwos2000,完整的自診斷程序。·操作系統具有開放性，采用高級編程語言。·查找故障的系統自診斷功能能診斷至模件級故障。報警功能使運行人員能方便的辨別和解決各種問題。2)支撐軟件支撐軟件包括數據庫管理系統、中文處理系統和網絡軟件系統。數據庫滿足如下功能：·數據庫的結構適應分散分布控制方式的要求。·允許不同程序對數據庫內的同一數據集進行并發訪問，保證在并發方式下數據庫的完整性和一致性。·具有良好的可擴性和適當性，滿足數據規模的不斷擴充及應用程序的修改。·便于用戶在線生成、修改和維護，對任一數據庫中的數據進行修改時，數據庫管理系統對所有工作站上的相關數據同時進行修改，保證數據的一致性。·計算機系統故障消失后，數據庫能恢復到故障前的狀態。·可以用同一數據庫定義，生成多種數據集，如培訓用、研究用、計算用等。數據包括實時數據庫和歷史數據庫，投標人在陳述保證數據庫的實時性、靈活性、數據一致性、可維護性和可恢復性的特征及歷史數據庫的存儲能力。3)應用軟件應用軟件滿足系統功能要求，具有良好的實時響應速度和可擴充性，并面向用戶，便于操作使用。系統配置各種必要的工具軟件。4)通信接口軟件監控系統配置足夠數量的通信接口驅動軟件以滿足工程實用要求。計算機監控系統與其它系統的通信規約執行國標、部標及IEC標準。投標人負責完成各種通信協議的轉換和開通，使監控系統能獲取和傳送所需數據。3.7直流屏3.8.1主要技術要求(1)名稱北控綠產格爾木三期20MWp光伏電站調試大綱25/39220V直流系統：輸出電壓具有主充、均充、浮充三種狀態。整個電壓穩定調節范圍：180～260V連續無級可調。(3)保護功能：短路保護、過壓保護、欠壓告警、缺相保護、過熱保護功能等。(4)監控接口：通過模塊內置監控板實現，設有與遠方計算機系統的通訊接口 (RS422/RS485)及開放的通訊協議；同時也可經過硬接線與遠方計算機系統的接口。具有遙測、遙信、遙控功能。(5)均流功能：具有均流功能及均流接口，在并機用時使用。(6)面板功能：具有LED信號指示。具有調節均充、浮充電壓和限流點調節功能。具有進行自主/受控轉換、均/浮充轉換、開機/關機轉換功能。LED數字表頭顯示輸出電流、(7)環境適應：高溫試驗、低溫試驗、恒定濕熱試驗、振動試驗、沖擊試驗等均滿足GB2423中的規定。(8)模塊采用帶電插拔方式。(9)絕緣電阻：試驗電壓DC500V,充電模塊的交流輸入端子對機殼、對直流輸出以及直流輸出對機殼的絕緣電阻：≥10MΩ。(10)絕緣強度：交流輸入端子對殼體、直流輸出對殼體，承受50Hz有效值2000V的交流電壓1min,無擊穿、無飛弧現象，漏電流≤30mA。交流輸入端子對直流輸出端子承受50HZ有效值3000V的交流電壓1min,無擊穿、無飛弧現象，漏電流≤30mA。(11)爬電距離、電氣間隙、接地線電流、防火要求、溫度要求等均滿足《電力操作電(12)輻射：按照《電力操作電源安全規范和EMC的要求》(13)抗干擾度：靜電放電；快速瞬變電脈沖群；浪涌沖擊(防雷);電壓暫降、短時中斷、電壓變化等按照《電力操作電源安全規范和EMC的要求》。(14)220V直流主屏母線上裝設一組絕緣監察裝置。3.8.3直流柜26/39(1)防護等級：不低于IP32,柜內設備自然對流冷卻。(2)直流柜能承受20kA的短路電流，柜內母線采用絕緣銅母線。配線的絕緣、耐壓等要求符合相應的國標或部標。(3)所有饋線開關采用優質、知名產品或合資直流塑殼斷路器，控制回路采用直流專用三段式(短路速斷、短路延時及過負荷)保護塑殼斷路器，動力回路可采用兩段保護(短路速斷及過負荷),塑殼斷路器報警觸點引至系統監控模塊，通過通訊和硬接線至DCS,用于監視其工作狀態。(4)端子排額定電壓不低于500V,額定電流不小于10A,具有隔板、標號線套和端子螺絲，每個端子排均標以編號。(5)控制回路的導線均選用絕緣電壓不小于500V、截面不小于1.5mm2的多股銅絞線。導線兩端均要標以編號，導線任何的連接部份不能焊接，對外引接電纜均通過端子排，出線端子采用壓接式連線鼻子。4.4.6.4系統功能要求(1)系統具有微機管理功能，且控制方式具有自動和手動兩套獨立單元。能全面滿足閥控鉛酸免維護蓄電池穩壓或穩流充電、浮充電、均衡充電運行狀態，并能自動管理，要求具備無級限流、電池監測、直流電源系統異常運行時異常情況處理等，能與單個整流模塊、數據采集單元、絕緣檢測裝置和遠方計算機通信功能。(2)直流充電裝置采用高頻開關電源模塊結構冗余并聯方式，模塊為風冷智能型，具有穩壓、穩流及限流性能，為定電流、恒電壓型充電設備。每個模塊具有獨立的CPU,能適應多種充電方式的要求。充電裝置為長期連續工作制。(3)直流系統具有監控管理及通訊單元。能采集柜內電壓、電流等數字量和報警信息量外，能實現與柜內微機絕緣監測等裝置通訊，直流系統各主要參數及報警信號能上傳是監控系統，用于監視其工作狀態。(4)通訊功能通過通訊接口功能，確保在最短的時間內系統獲取所有的實時數據和告警信息等，并實現數據上報。(5)直流饋線屏上裝設直流接地選線裝置。3.8微機綜合保護各個35kV開關柜內安裝微機綜合測控裝置，實現35kV開關柜各個回路的保護、測量功27/39能。微機綜合保護裝置由以下各個裝置組成：變壓器綜合保護裝置、線路綜合保護裝置，以上微機綜合保護裝置根據35kV回路的性質分別配置(滿足電網要求)。35kV綜合保護測控裝置主要具有以下功能：

裝置具有獨立性、完整性、成套性。成套裝置為集保護、測量、計量功能于一體的智能前端設備。個保護測控采用CPU;功能上保護軟件模塊與測量軟件模塊獨立。個裝置具有高精度計量功能和事件追憶功能或故障錄波功能。

裝置具有4～20mA模擬量輸出，替代變送器作為DCS測量接口。

裝置自動實行順序記錄，并能及時處理和存儲各保護的報警信息和動作信息，在主機失電時不丟失所存儲信息。

運行數據監視：每臺保護測控裝置的管理系統可在線以菜單形式顯示各保護的輸入量及測量量和計算量。

裝置中不同種類保護具有方便的投退功能。

裝置具有自復位功能，當軟件工作不正常時能通過自復位電路自動恢復正常工作。

綜合保護測控裝置分散安裝在35kV開關柜儀表小室內，用于保護及數據采集。裝置計算負荷率不大于60%。系統有內部時鐘，同時可接受外部二進制GPS對時，對時精度誤差不大于1ms。個變壓器微機綜合保護裝置：相電流速斷保護高壓側過流保護不平衡保護(反時限負序電流保護)高壓側接地保護(高壓側定時限零序過流保護)低壓側接地保護(低壓側零序過流保護)過負荷跳閘過負荷報警非電量保護(開關量輸入)獨立的操作回路和防跳回路故障錄波CT斷線閉鎖差動并報警28/394啟動調試范圍本次調試工作具體參照《火力發電廠基本建設啟動及竣工驗收規程》、《火電工程啟動調試工作規定》執行。5啟動調試組織分工及各有關單位的職責5.1啟動試運的組織根據北控綠產格爾木三期20MWp光伏電站工程建設的實際情況，結合原電力部有關啟動調試的規定，在北控綠產格爾木三期20MWp光伏電站工程系統起動調試工作中組建啟動驗收委員會、試運指揮部以及下屬的各類分支機構，以便組織和指揮調試工作，使調試工作按步驟、有條理地展開。5.1.1啟動驗收委員會啟動驗收委員會由北控綠產格爾木三期(青海新能源有限公司)、政府部門、監理、總承包方、電網調度、制造廠等有關單位的代表組成。啟動驗收委員會應在整套啟動前組成并開始工作，直到辦完移交試生產手續為止。啟動驗收委員應在系統整套啟動試運前，審議試運指揮部有關系統整套啟動準備情況的匯報、協調整套啟動的外部條件、決定系統整套啟動的時間和其它有關事宜；在完成系統整套啟動試運后，審議試運指揮部有關整套啟動試運和交接驗收情況的匯報、協調整套啟動試運行后未完事項、決定系統移交試生產后的有關事宜、主持移交試生產的簽字儀式、辦理交接手續。5.1.2調試指揮部調試指揮部由總指揮、副總指揮組成，總指揮1名，副總指揮1名。調試指揮部在系統并網啟動前組成并開始工作，辦完正式移交生產手續后結束。調試指揮部主要職責是全面組織、領導和協調系統啟動調試工作；對調試中的安全、質量、進度和效益全面負責；協調解決啟動試運中的重大問題；組織、領導和協調調試指揮部各下屬機構及調試各階段的交接簽證工作。調試指揮部下設機構有：各分區匯流箱調試組、公用系統調試組、逆變器并網啟動組、驗收檢查組、技術保障組、綜合組。北控綠產格爾木三期20MWp光伏電站調試大綱29/39調試指揮部調試指揮部分區匯流箱調試組公用系統調試組逆變器并網啟動組驗收檢查組技術保障組綜合組5.1.2.1各分區匯流箱調試組由總承包方和各分區施工單位的電氣技術人員組成，設組長1名，副組長1名，主要職責是根據總體調試進度計劃，在施工單位檢查、測試各分區內匯流箱時進行旁站和確認工作。督促施工單位對各分區內的匯流箱測試后的測試記錄整理和5.1.2.2公用系統調試組公用系統調試組由總承包方和施工單位的調試人員組成，設組長1名，副組長1名，其主要職責是負責公用系統的設備的調試工作，主要內容有：110KV主變壓器、HGIS、無功補償裝置、接地變、35KV配電室母線、開關、CT、電纜、變壓器等設備的耐壓；綜合保護裝置的校驗；CT、PT的特性試驗；回路檢查及傳動；35KV設備及子變壓器的帶電運行；110KV電氣設備的特殊性試驗；并在設備帶電前及時編制、整理相應實驗報告，設備帶電后辦理驗收簽證。5.1.2.3逆變器并網啟動組逆變器并網啟動組由總承包方、逆變器廠家和施工單位組成，逆變器并網啟動組設組長1名，副組長1名。其主要職責是設置、核查逆變器的運行參數；檢查逆變器內部元器件；檢查逆變器外部接線的正確性；并督促施工單位在逆變器送電前提交逆變器檢查表和對逆變器具備并網啟動前的操作。5.1.2.4驗收檢查組驗收檢查組由業主方、監理方組成，驗收檢查組設組長1名。其主要職責是負責驗收簽證；負責安裝工程施工和質量驗收及評定結果記錄、安裝調試記錄、圖紙資料和技術文件的核查評定及其交接工作；協調設備材料、備品配件、專用儀器和專用工具的清點移交工作。5.1.2.5技術保障組技術保障組由總承包設計部擔任，技術保障組設組長1名。其主要職責是負責落實在施北控綠產格爾木三期20MWp光伏電站調試大綱30/39工、調試過程中出現的技術問題；5.1.2.6綜合組綜合組由業主單位、總包單位和各分包單位組成，綜合組設組長1名。其主要職責是：負責調試指揮部的文秘、資料、后勤服務等綜合管理工作；發布調試進度信息；核查協調試運現場的安全、消防和治安保衛工作等。5.2啟動試運中各方主要職責5.2.1試運總指揮全面組織領導和協調系統啟動試運工作，對試運中的安全、質量、進度和效益全面負責，審批主要調試方案和措施，協調解決啟動試運中的重大問題，組織領導和協調試運指揮部各組及各階段的交接簽證工作。5.2.2BG光伏電站(建設單位、生產單位)全面協助試運指揮部做好系統啟動試運全過程中的組織管理，參加試運各階段工作的檢查協調、交接驗收和竣工驗收等日常工作；協調解決合同執行中的問題和外部關系等；負責與電網調度的聯系，如報送資料、索取定值、落實并網事項等；負責落實通信、遠動裝置的調試；組織按時完成由制造廠或其它承包單位負責的調試項目；組織落實系統性能試驗測點安裝圖及性能試驗相關問題；以及組織整個工程檔案資料的移交、歸檔等。在系統整套啟動前，負責完成各項生產準備工作；根據調試進度，及時提供電氣設備的運行定值；在啟動試運中，負責設備代保管和系統試運后的啟停操作、運行調整、事故處理和文明生產，對運行中發現的各種問題提出處理意見或建議；組織運行人員配合調試單位做好各項調試工作和性能試驗；移交試生產后，全面負責系統的安全運行和維護管理工作。確保各項指標滿足達標指標要求，根據達標要求做好資料工作。5.2.3施工單位負責完成啟動需要的建筑和安裝工程及試運中臨時設施；配合調試單位編寫分部試運階段的方案和措施；全面完成分部試運工作及分部試運后的驗收簽證；提交分部試運階段的記錄和文件；做好試運設備與運行或施工中設備的安全隔離措施和臨時連接設施；負責進行設備檢查，及時消除設備缺陷，積極做好文明啟動工作；移交試生產前，負責試運現場的安全、消防、治安保衛；在試生產階段，仍負責消除施工缺陷，提交與系統配套的所有文件資料、備品配件和專用工具等。確保各項指標滿足達標指標要求，根據達標要求做好資料工作。5.2.4調試單位按合同負責編制調試大綱及系統整套啟動試運的方案與措施；按合同提供或復審分部試運階段的調試方案和措施；參加分系統試運后的驗收簽證；全面檢查啟動系統所有系統的完整性和合理性；按合同組織協調并完成啟動試運全過程中的調試工作；負責提出解決啟動試運中重大問題的方案或建議；負責安排系統試運的總體計劃；對其它單位承擔的調試項目進31/39行監督檢查和技術把關，確認其是否具備試運條件；提出啟動調試所需物資清單；填寫調整試運質量驗評表；提交整套啟動試運階段有關調試的記錄和文件；提出調試報告和調試工作總結；確保各項指標滿足達標指標要求，根據達標要求做好資料工作。5.2.5監理單位按照業主的委托，對調試過程中的質量、安全、費用、進度等進行控制，對調試過程中的信息進行管理，并負責協調各有關單位的工作關系；組織并參加調試方案、措施的討論；組織并參加對重要調試項目的質量驗收與簽證；組織并參加對調試過程中重大技術問題解決方案的討論；審核并批準調試單位的質保措施，并負責督促執行；組織檢查和確認進入分系統或整套啟動試運的條件。根據有關安全管理規定，進行安全調試的管理；代表業主審核并批準調試單位的調試安全措施，并督促調試過程中各項安全措施的落實和執行；代表業主對現場文明調試工作進行監督和檢查。主持審查調試計劃、調試措施；參與協調工程的分系統試運和整套試運工作。根據達標要求做好各項工作，督促參建單位完成各項達標工作。5.2.6設計單位負責必要的設計修改；提交完整的竣工圖。5.2.7制造單位按合同進行技術服務和指導，保證設備性能；完成合同中規定的調試工作；及時消除設備缺陷；處理制造廠應負責解決的問題；協助處理非責任性的設備問題。現場服務人員必須嚴格遵守有關的安全規程和本工程的安全工作規定，服從監理單位的管理。監理單位要統一協調制造廠現場服務與消缺人員的安全監護。5.2.8電網調度部門及時提供歸其管轄的主設備和繼電保護裝置整定值；核查系統的通信、遠動、保護、自動化和運行方式等實施情況；及時審批系統的并網申請，以及可能影響電網安全運行的試驗方案，發布并網或解列命令等。6調試階段工作原則6.1在試運指揮部領導下的整套啟動試運組，全面領導各專業組進行系統的整套啟動調試工作，各專業組長(或其代理人)對本專業的試運工作全面負責，重點做好本專業的組織及與其它專業協調配合工作。6.2試運系統的運行人員從分系統試運起，接受整套啟動試運組的領導，按照試運方案或調試負責人要求指揮運行人員進行監視和操作，如發現異常及時向整套啟動試運組匯報，并根據具體情況直接或在調試負責人指導下，指揮運行人員進行處理。6.3運行專業負責人在試運工作中，按調試措施或調試要求組織本專業運行人員進行監32/39視和操作，如發現異常應及時向調試人員匯報，并根據實際情況直接或在專業調試人員指導下進行處理。6.4運行人員在正常運行情況下，應遵照有關規程進行操作監護，在進行調試項目工作時，應遵照有關調試措施或專業調試人員要求進行操作監護，如果調試人員的要求影響人身與設備安全，運行人員有權拒絕操作并及時向上一級指揮機構匯報。在特殊情況下，應按整套啟動試運組要求進行操作監護。6.5在試運中發現故障，若暫不危及設備和人身安全，安裝和運行人員均應向專業調試人員或整套啟動試運組匯報，由專業調試人員決定后再處理，不得擅自處理或中斷運行，若發現危及設備和人身安全的故障，可根據具體情況直接處理，但要考慮到對其它系統設備的影響，并及時通知現場指揮及有關人員。6.6調試人員在進行調試工作前應向安裝、運行人員做好技術交底工作，以便盡早做好準備工作和配合工作。在調試過程中若發現異常情況，指導運行人員恢復穩定運行狀態；若發生故障，指導運行人員處理，在緊急情況下，調試人員可以立即采取措施。6.7試運期間，設備的送、停電等操作嚴格按有關規程的工作票、操作票制度執行。在設備及系統代保管前，設備及系統的動力電源送、送電工作由安裝單位負責；在設備及系統代保管后，由生產單位負責。6.8安裝人員在試運期間負責運行設備的維護和消缺。在處理缺陷時，應征得專業調試人員的同意，辦理相關的工作票手續后方可進行。對運行中的設備，安裝人員不得進行任何操作，除非發現運行中設備出現事故并危及設備或人身安全時，可在就地采取緊急措施，并立即告知專業調試人員。6.9設備制造廠現場服務人員，負責完成或指導完成供貨設備的單體調試或系統投入。如涉及到其它設備系統時，應及時征得專業人員同意后方可進行。7啟動調試進度安排7.1本工程啟動調試工作總體上可分為三個階段：分部試運階段、整套啟動階段和試生產階段。7.2分部試運主要工作進度，以編制的調試計劃為依據，個別方陣或系統由于條件限制或施工工藝上的沖突，不能如期進行試運，可以略作調整，但必須保證在整套啟動試運前，完成試運行并通過分系統試運驗收。7.3根據業主要求，主要項目的控制工期安排如下：2013年09月30日，20MW并網發8調試程序8.1分部試運調試33/398.1.1分部試運階段是從廠用母線受電開始，到整套啟動并網發電前的整個時期。其目的是使所有的光伏組件、逆變器、升壓變、高壓柜等單體和系統都經過試運，達到其設計工作性能，通過分系統試運驗收，具備參加整套啟動并網發電的條件。8.1.2單體調試由施工單位負責。單體調試合格后，才能進入分系統試運。并由施工單位向調試單位辦理相應的中間調試移交手續。8.1.3分部試運由總調單位負責安排、組織和實施，并制定相應的書面試運措施、計劃和質量目標。調試單位和施工單位參加分部試運。并由調試單位負責，并制定相應技術措施。8.1.4分部試運期間應進行的主要項目有：(1)廠用電系統帶電；(2)直流及UPS系統調試(3)子變壓器系統調試；(4)送配電設備系統調試。(5)中央信號系統調試(6)微機監控系統調試8.2整套啟動試運8.2.1整套啟動試運是指第一臺逆變器并網發電開始，到完成全部逆變器并網，滿負荷試運移交生產為止的試運行階段。8.2.2整套啟動試運工作由啟動委員會和試運總指揮領導，整套試運組負責組織有關人員按照有關調試方案進行整套啟動調試。在試運合格完成后，由試生產組接替整套試運組的試運領導工作。8.2.3所有參加整套啟動試運的設備和系統，必須經過單體和分系統試運，并經驗收簽證合格。任何未經試運或未經驗收簽證或分部試運中發生問題未處理完善的設備和系統，均不得參加整套啟動試運。8.2.4系統整套啟動試運應具備的條件8.2.4.1總體部分(1)整套啟動試運組織機構已成立，啟動驗收委員會會議已召開，并做出準備進入整套啟動試運階段的決定。啟動驗收委員會對整組啟動試運的準備工作，安全要求、質量要求已審議通過。(2)投入使用的土建工程和生產區域的設施，已按設計施工完成并進行驗收，生產區域的場地平整、道路暢通，照明、通訊良好，平臺欄桿和溝道蓋板齊全，腳手架、障礙物、易燃物、建筑垃圾已清除干凈，滿足試運要求。與整套啟動相關的需簽證的建安項目已全部完(3)調試、運行及安裝人員均已分值配齊，運行人員已經培訓并考試合格。試驗措施、北控綠產格爾木三期20MWp光伏電站調試大綱34/39整套啟動試運方案已經會審修改，經試運指揮部批準，出版發放齊全。(4)生