新能源光伏电站电气设备安装及调试技术的应用研究

全球气候变化与环境污染问题近年来愈加严重，国际社会逐渐对发展清洁能源问题达到共识，光伏发电作为一种清洁且可再生的能源形式，具有巨大的发展潜力。光伏技术在不断进步，成本在逐渐降低，这使光伏发电在全球能源结构中的比重逐渐提升，光伏电站的建设和运行离不开电气设备的支持，电气设备安装和调试质量对电站的安全稳定运行与发电效率存在直接影响，研究新能源光伏电站电气设备安装及调试技术，因此具有现实意义。

一、工程概况

云南楚雄的罗杞打光伏项目位于高海拔山地，地形复杂且地质以风化岩层为主，亚热带季风气候对施工带来挑战，项目采用分段分区域施工法处理场区划分的24 个发电单元，组件为高效双面双玻单晶硅N 型，直流侧总装机容量72.87MWp、交流侧60.16MW，组串式逆变方案配置了188 台逆变器。箱式变电站接入24 台，完成电压变换任务，支架系统固定倾角15°安装后，组件最低点与地面净高超 2.5∗ ，结构用冷弯薄壁型钢构件，高强度螺栓连接成空间桁架体系，抗风压和雪载能力在支架中通过钢筋混凝土钻孔灌注桩基础完成，确保支架抗倾覆与抗滑移稳定性。项目包含两回35kV 集电线路，总长约32.7 公里，通过架空线路汇集电能至110kV 升压站，站内主变压器、GIS 配电装置等设备配置完成，35kV 配电装置中设置SVG 动态无功补偿装置，维持并网点电压的稳定。升压站预留储能系统接入规划，按 12MW/24MWh 容量预留设备基础、电缆通道及并网接口，接入电压等级为35kV，升压站输出电能借助新建的1 回 110kV 架空线路与区域主网连接，电气系统设计依据国家和行业规范，安全性与合规性在设计中一并确保[1]。

二、光伏电站电气设备安装技术

（一）光伏组件与支架系统安装工艺

光伏组件安装前需复测支架基础，桩顶标高偏差需控制在±5 毫米以内，相邻桩顶水平度偏差应小于 3 毫米，支架立柱与混凝土桩顶预埋件采用地脚螺栓连接，M20 螺栓紧固扭矩约400N·m，完成后校正垂直度，立柱垂直度偏差小于 1.5% 。横梁安装后使用激光水准仪调平整体，组件安装面平整度在3 米范围内偏差不超过 5 毫米，搬运组件时使用专用吸盘工具，避免人为踩踏导致隐裂，安装组件时采用不锈钢压块与中压块将边框固定于铝合金横梁上，压块螺栓紧固扭矩控制在 18±2N⋅m, ，组件间间隙保持20 毫米，防止热膨胀应力。背板与支架系统借助T 型接地线连接，形成连续等电位体，4mm²多股铜芯线的接地线使用时在连接点做防腐处理。功率存在差异的组件，575Wp、585Wp、630Wp 型号，分区安装依据设计图纸进行，同一逆变器输入端连接的组件型号和数量保持一致，组件参数差异导致的失配损失通过这举措可减少。

（二）组串式逆变器安装与电缆连接

320kW 组串式逆变器固定在预制混凝土设备平台上，平台尺寸为 2.0m×1.5m ，表面水平度偏差控制在2 毫米/米，且平台高出地面300 毫米，达到防止雨水浸泡要求，吊装过程中，逆变器借助顶部专用吊环进行就位，垂直吊装避免倾斜，防止内部器件损坏。M16 地脚螺栓完成设备固定，之后检查设备水平度，直流侧采用双回路电缆设计，每回路接入11 至12 个组串，光伏专用直流电缆型号为PV1-F1kV、 1×4mm² ，组串电缆经汇流后接入逆变器的直流输入端子，正负极标识清晰可识别，连接螺栓紧固扭矩要求达到 25N·m。交流侧输出电缆使用ZR-YJV22-0.6/1kV-3×150+1×70mm²阻燃铠装电缆，电缆弯曲半径要求为不小于外径的15 倍，铠装层两端接地处理确保可靠，电缆入口处采用防水接头进行密封，密封等级达到IP65，逆变器散热风扇的进风口加装防尘网，出风口避免朝向阻塞区域，通风性保持顺畅，设备运行时环境温度的控制在-25℃～+60℃范围内。

（三）箱式变电站安装与高压连接

箱式变电站的独立基础采用钢筋混凝土结构，设备重量与地质条件对基础尺寸设计存在相关性，顶面预埋钢板和地脚螺栓的水平偏差控制在3 毫米以内[2]。吊装时汽车吊的吨位要求达到25 吨以上，吊耳位于设备顶部并确保平稳吊装，就位后对螺栓进行紧固处理，M30 螺栓依据制造厂要求力矩约 1200N·m，接地连接使用40×4mm 的热镀锌扁钢，连接点不少于两处，接地电阻值不小于0.5 欧姆，低压侧电缆为 ZR-YJV22-1kV-4×300+1×150mm²，高压侧采用YJV22-26/35kV-3×120mm²交联聚乙烯绝缘电力电缆，冷缩式或预制式终端头安装前完成清洁且涂抹硅脂，界面的安装质量要求确保良好。35kV 电缆终端与箱变高压套管连接完成之后，核对相位时确认A、B、C 三相正确对应。在箱变投运前，检查油标中间位置的油位，硅胶干燥的呼吸器，压力释放阀保持完好，冷却装置也正常。

（四）35kV 架空集电线路施工技术

35kV 集电线路施工首先进行路径复测与杆塔定位，采用全站仪进行坐标放样，确保杆塔中心偏差不超过50毫米。掏挖基础施工时，土方开挖采用人工或小型机械，避免扰动坑壁，基础模板安装后，浇筑C25 混凝土，振捣密实，基础顶面预埋地脚螺栓，螺栓垂直度偏差小于 1% 。挖孔桩基础深度超过5 米时需设置护壁，每节护壁高度1 米，混凝土强度 C20。杆塔组立采用地面组装后整体吊装或分段吊装方式，铁塔螺栓紧固分初紧与终紧两次进行，终紧扭矩达到设计值（M24 螺栓约 500N⋅m⋅Ω ），螺栓穿向一致，外露丝扣2～3 扣。导线架设采用张力放线，牵引机与张力机配合，导线在放线滑车中保持张力，防止磨损。弧垂观测采用等长法或角度法，观测档选择在耐张段中部，弧垂允许偏差 =1.5% 。OPGW 光缆架设同步进行，张力控制在20%RTS 以内，接头盒安装于专用余缆架上。线路全线设置集中接地装置，每基杆塔接地极采用 50×5×2500mm 角钢，打入地下，与塔脚连接，接地电阻实测值不大于10 欧姆。

（五）110kV 升压站关键设备安装

110kV 升压站主变压器运输过程中保持0.01～0.03MPa 正压，到达现场后静置48 小时以上方可进行安装。变压器就位采用液压顶推或吊装方式，确保器身平稳。安装后进行真空注油，真空度小于133Pa，持续时间不小于2 小时，注油速度控制在 3～5 吨/小时，油温不低于环境温度[3]。GIS 设备安装在室内洁净环境下进行，环境湿度小于 80% ，气室开启时间不超过 8 小时。各单元对接前清理密封面，涂抹专用密封脂，均匀紧固法兰螺栓，对角线顺序分次拧紧。安装完成后进行整体抽真空，真空度小于 133Pa，持续 6 小时，然后充入SF6 气体至额定压力0.6MPa（20℃），静置24 小时后进行泄漏检测，年泄漏率小于 0.5% 。35kV 开关柜安装于槽钢基础上，柜体垂直度偏差小于 1.5 毫米/米，柜间连接螺栓紧固，母线连接面涂导电膏，接触电阻小于10 微欧。SVG 装置模块安装时注意散热风道畅通，冷却系统管道连接无渗漏，控制柜与功率单元间光纤连接正确无误。

三、光伏电站电气设备调试技术（一）光伏组串与逆变器单体调试

光伏组串调试需在组件安装后进行，调试时用数字万用表对每串开路电压进行测量，确保其值落于理论计算的范围内，26 块 575Wp 组件，开路电压约920V，组串偏差大于 5%的，需对组件极性、连接器接触或组件本身问题进行排查。使用绝缘电阻测试仪（2500V 档）测量组串对地绝缘电阻，其值要求大于10MΩ，逆变器的调试首先进行直流侧空载上电，检查直流母线电压是否正常，同时无短路与反接现象。之后进行交流侧并网测试，设定电压、频率、相位等并网参数后启动程序，观察逆变器并网是否顺利，输出电流波形平滑且谐波含量在3%下，功率调节测试通过监控系统下发功率限值指令，验证逆变器能否准确响应，输出功率在设定值±2%范围内，保护功能测试包含直流过压、欠压、过流和孤岛保护等，模拟故障条件后检查保护动作的正确性与时间符合性。

（二）箱式变电站与集电线路试验

箱变调试首先进行绕组直流电阻测量，使用直流电阻测试仪，测量高压绕组（35kV 侧）与低压绕组（0.8kV侧）的直流电阻，三相不平衡率小于 2% 。变比测试使用变比测试仪，实测变比与铭牌值偏差不超过 ±0.5% 。接线组别检查确认为YNd11。绝缘电阻测试使用2500V 兆欧表，高压对地、低压对地及高低压间绝缘电阻均大于1000MΩ。工频耐压试验按 GB50150 标准执行，35kV 侧施加 70kV/1min，0.8kV 侧施加 3kV/1min，无击穿闪络。集电线路调试进行相位核对，使用核相仪确认线路两端相序一致。绝缘电阻测试使用5000V 兆欧表，线路对地绝缘电阻大于 1000MΩ·km。耐压试验采用串联谐振装置，35kV 线路施加 60kV/5min 工频电压或 95kV/5min直流电压。保护传动试验包括过流、速断、零序保护，通过继保测试仪注入模拟量，检查保护装置动作值与时间，动作值误差小于 ±3% ，时间误差小于±30ms。

（三）升压站主设备交接试验

主变压器交接试验包括绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比（R60/R15≥1.3）和极化指数（R10min/R1min≥2.0），使用5000V 兆欧表测量。介质损耗角正切值（tanδ）测试，35kV 侧不大于 1.0% ，110kV 侧不大于 0.8% 。直流泄漏电流试验，35kV 侧施加40kV 直流电压，泄漏电流稳定且三相平衡。局部放电试验在1.5Um/√3 电压下测量，视在放电量不大于 100pC. 。GIS 设备调试重点为SF6 气体微水含量检测，使用露点仪测量，要求不大于150μL/L。主回路电阻测量使用直流压降法，实测值不大于型式试验值的 120% 。机械特性试验检查断路器分合闸时间、同期性，分闸时间≤60ms，合闸时间≤100ms，三相不同期≤3ms。35kV 开关柜进行主回路电阻测试（小于100μΩ）、绝缘电阻测试（大于1000MΩ）及工频耐压试验（42kV/1min）。

（四）无功补偿与监控系统联调

SVG 装置的调试首先检查功率单元静态部分，测量IGBT 驱动信号和直流母线电压，之后进行无载运行，启动设备后观察系统无功输出，调节感性与容性无功，输出能力达到±15Mvar。动态响应测试通过监控系统下发阶跃无功指令，测量从零到满负荷的响应时间，要求时间小于 20ms，谐波抑制功能使用注入特定次谐波电流验证能否进行有效补偿，监控系统（SCADA）联调包括与逆变器、箱变、GIS、SVG 等设备的通信测试，采用ModbusTCP 或 IEC61850 协议，通信中断时间控制在1 秒以下[4]。验证数据采集功能时，电压、电流、功率和电量等遥测数据的刷新周期控制在2 秒以内，开关状态与保护动作等遥信变位时间控制在 1 秒以内。测试远方控制功能时，进行逆变器启停、SVG 无功设定和开关分合闸等操作，操作结果达到完全成功率。

（五）整站并网与性能验证试验

系统联调在整站并网前完成，站内保护定值依据调度要求确认整定完成，五防逻辑正确性也已检查，并网试验中，低电压穿越（LVRT）测试在35kV 母线模拟电压跌落至20%额定电压并持续150ms，光伏逆变器保持并网且电压恢复后0.5 秒内恢复额定功率输出[5]。高电压穿越（HVRT）测试时，电压升至1.3 倍额定电压并持续100ms，逆变器不脱网，频率异常响应测试中，频率升至51.5Hz，逆变器30 秒内降功率至 20%额定功率。性能验证试验在天气晴好时进行，记录发电量连续24 小时的输出，计算系统效率（AC 输出/DC 输入），实测值应与设计值接近，电能质量测试包含电压偏差、电压波动、闪变、谐波含量等，均达到GB/T19964《光伏发电站接入电力系统技术规定》要求，最终完成 240 小时试运行，无重大故障，系统稳定，达到正式商业运行条件。

结束语

本文以罗杞打光伏电站项目为依托，系统阐述了新能源光伏电站中电气设备的安装及调试技术。通过详细分析项目概况、安装技术要点及调试流程，展示了光伏电站建设与运维中的技术细节与难点解决。未来，随着新能源技术的不断发展与完善，光伏电站的安装与调试技术将更加成熟与高效，为可再生能源的广泛应用与可持续发展贡献力量。

参考文献：

[1]窦征,李惠.光伏电站施工中的电气设备选型与安装技术研究[J].电气技术与经济,2025,(06):196-198.

[2]彭国辉.山地光伏电站的建设与运维管理[J].太阳能,2025,(05):26-30.

[3]陈海龙.新能源光伏电站电气设备安装与调试技术探讨[J].电力设备管理,2024,(17):90-92.

[4]吴志刚.光伏智能电站电气调试若干问题的分析和处理[J].新型工业化,2022,12(10):69-72.

[5]刘峥.光伏电站电气设备安装与调试分析[J].光源与照明,2022,(08):62-64.