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? 自動開關機功能檢測：
檢測逆變器早、晚的自動啟動并網功能。檢查逆變器自動電壓（MPPT）跟蹤范圍。
? 防孤島保護測試；
逆變器并網發電，斷開交流開關，模擬電網失電，查看逆變器當前告警中是否有“孤島”告警，是否自動啟動孤島保護。
? 輸出直流分量測試：
光伏電站并網運行時，并網逆變器向電網饋送的直流分量不應超過其交流額定值的0.5%。
? 手動開關機功能檢測；
通過逆變器“啟動/停止”控制開關，檢查逆變器手動開關機功能。
? 遠方開關機功能檢測；
通過監控上位機“啟動/停止”按鈕，檢查逆變器遠方開關機功能；檢測監控“啟動/停止”逆變器后，逆變器能否自動“停止/啟動”；檢查監控系統的控制流程。
? 逆變效率測試
測量直流輸入功率和交流輸出功率，計算效率。
? 溫度保護功能測試
模擬逆變器機柜溫度升高，檢測風機啟動功能。
? 檢測相序反相時逆變器的工作狀態
人為接反逆變器交流側電源相序，檢測逆變器并網工作狀態。
? 并網諧波測試
光伏電站接入公共配電網后，公共連接點諧波電壓應滿足GB/T14549-1993《電能質量 公用電網諧波》的規定。
? 輸出電壓測試
并網逆變器交流輸出三相電壓的允許偏差不應超過額定電壓的±3%。
? 電壓不平衡度測試
光伏電站所接入的公共連接點的電壓不平衡度及光伏電站引起的電壓呀不平衡應滿足GB/T 15543的要求，其中光伏電站引起的電壓不平衡度允許值按照GB/T 15542的原則進行換算》
? 噪聲
當并網逆變器輸入電壓為額定值時，在距離設備水平位置1m處，用聲壓級計測量滿載時的噪聲不大于65dB。
? 待機功耗
并網逆變器的待機功耗不大于合同保證值。
（10） 按照第（1）條至第（6）條步驟，分別進行其余方陣逆變器并網試運行。
2.4.2.6.監控系統調試
（1）檢查監控的信息量；
（2）遙信遙測直流柜的上每路的電流、電壓；
（3）遙信遙測逆變器上直流電流、電壓，交流電壓、電流，實時功率、日發電量、累計發電量、頻率等，遙控逆變器的開關；
（4）遙信箱變的超溫報警、超溫跳閘、高壓刀開關、高壓熔斷器、低壓斷路器位置等信號，遙控箱變低壓側低壓斷路器等有電操功能的開關進行遠程合、分，遙測變壓器低壓側三相電流、三相電壓、頻率、功率因數、有功功率、無功功率、有功電度、無功電度等；
（5）遙信環境的溫度、風速、風向、輻照度。
（6）光伏場監控系統的信息量能通過35kV監控系統上傳給110升壓站。
2.5 并網后各系統的檢查
2.5.1.檢查關口電能表、35KV進線柜電能表工作正常；
2.5.2.檢查監控系統數據采集正常；
2.5.3.檢查箱式變壓器、逆變器、匯流箱、直流匯流柜運行溫度，以及電纜連接處、出線隔離開關觸頭等關鍵部位的溫度；
2.5.4.檢查35KV開關柜、110KV變壓器、出線設備運行正常。
2.5.5.帶最大負荷發電條件下，觀察設備是否有異常告警、動作等現象。再次檢測箱式變壓器、逆變器、匯流箱、直流匯流柜運行溫度，以及電纜連接處、出線隔離開關觸頭等關鍵部位的溫度；
2.5.6.檢查電站電能質量狀況。
2.5.6.1.電壓偏差：三相電壓的允許偏差為額定電壓的±7%，單相電壓的允許偏差為額定電壓的+7%、-10%。
2.5.6.2.電壓不平衡度：不應超過2%，短時不得超過4%。
2.5.6.3.頻率偏差：電網額定頻率為50Hz，允許偏差值為±0.5Hz。
2.5.6.4.功率因數：逆變器輸出大于額定值的50%時，平均功率因數應不小于0.9（超強或滯后）。
2.5.6.5.直流分量：逆變器向電網饋送的直流電流分量不應超過其交流額定值的1%。
2.5.7. 全面核查電站各PT、CT的幅值及相位
2.5.8. 全面檢查自動裝置、保護裝置、測量裝置、計量裝置、儀表、控制電源系統、故障錄波裝置的工作狀況。
2.5.9. 全面檢查監控系統與各子系統、裝置的上傳數據。
2.5.10. 檢查與調度通訊、傳送數據等正常。
2.6 并網光伏電站試運行
2.6.1.完成上述試驗內容經驗收合格后，光伏電站具備帶負荷運行條件，開始進入試運行。
2.6.2.全面記錄運行所有參數。
2.6.3. 運行中密切監視關鍵部位的溫度。
2.6.4.在試運行中，由于相關機電設備的制造、安裝質量或其他原因引起運行中斷，經檢查處理合格后應重新開始試運行，中斷前后的運行時間不得累加計算。
2.6.5.消除并處理試運行中所發現的所有缺陷。
2.7 并網光伏電站檢修消缺
做好安全措施的情況下，對運行中出現的問題全面檢查消缺，達到長期穩定運行的要求。
2.8 交接與投入運行
并網光伏電站通過試運行168h并經處理所有缺陷后，向生產管理部門移交，應按合同規定及時進行相關機電設備及土建工程及建筑物的移交，并簽署光伏電站設備的初步驗收證書及移交證書，同時計算相關設備的保證期。
3 結論
光伏電站調試的流程工藝和調試過程中對故障的排查直接影響電站的并網發電，因此在光伏電站調試時一定要嚴格按照相關的規范、設計要求，仔細檢查和測試各個環節，確保在系統送電前排除所以隱蔽的問題，調試過程中各個環節工作要安全、井然有序。
參考文獻
浙江省電力試驗研究院副院長徐嘉龍.推進太陽能光伏發電并網運行.中國電力企業管理2009.10
張垠. 居民太陽能光伏發電并網引起的問題研究[J]. 供用電.第26 卷第4 期2009 年8 月
曹仁賢,趙為,陳威. 光伏發電與電網接入技術. 中國電力企業管理2009年7月
檢測逆變器早、晚的自動啟動并網功能。檢查逆變器自動電壓（MPPT）跟蹤范圍。
? 防孤島保護測試；
逆變器并網發電，斷開交流開關，模擬電網失電，查看逆變器當前告警中是否有“孤島”告警，是否自動啟動孤島保護。
? 輸出直流分量測試：
光伏電站并網運行時，并網逆變器向電網饋送的直流分量不應超過其交流額定值的0.5%。
? 手動開關機功能檢測；
通過逆變器“啟動/停止”控制開關，檢查逆變器手動開關機功能。
? 遠方開關機功能檢測；
通過監控上位機“啟動/停止”按鈕，檢查逆變器遠方開關機功能；檢測監控“啟動/停止”逆變器后，逆變器能否自動“停止/啟動”；檢查監控系統的控制流程。
? 逆變效率測試
測量直流輸入功率和交流輸出功率，計算效率。
? 溫度保護功能測試
模擬逆變器機柜溫度升高，檢測風機啟動功能。
? 檢測相序反相時逆變器的工作狀態
人為接反逆變器交流側電源相序，檢測逆變器并網工作狀態。
? 并網諧波測試
光伏電站接入公共配電網后，公共連接點諧波電壓應滿足GB/T14549-1993《電能質量 公用電網諧波》的規定。
? 輸出電壓測試
并網逆變器交流輸出三相電壓的允許偏差不應超過額定電壓的±3%。
? 電壓不平衡度測試
光伏電站所接入的公共連接點的電壓不平衡度及光伏電站引起的電壓呀不平衡應滿足GB/T 15543的要求，其中光伏電站引起的電壓不平衡度允許值按照GB/T 15542的原則進行換算》
? 噪聲
當并網逆變器輸入電壓為額定值時，在距離設備水平位置1m處，用聲壓級計測量滿載時的噪聲不大于65dB。
? 待機功耗
并網逆變器的待機功耗不大于合同保證值。
（10） 按照第（1）條至第（6）條步驟，分別進行其余方陣逆變器并網試運行。
2.4.2.6.監控系統調試
（1）檢查監控的信息量；
（2）遙信遙測直流柜的上每路的電流、電壓；
（3）遙信遙測逆變器上直流電流、電壓，交流電壓、電流，實時功率、日發電量、累計發電量、頻率等，遙控逆變器的開關；
（4）遙信箱變的超溫報警、超溫跳閘、高壓刀開關、高壓熔斷器、低壓斷路器位置等信號，遙控箱變低壓側低壓斷路器等有電操功能的開關進行遠程合、分，遙測變壓器低壓側三相電流、三相電壓、頻率、功率因數、有功功率、無功功率、有功電度、無功電度等；
（5）遙信環境的溫度、風速、風向、輻照度。
（6）光伏場監控系統的信息量能通過35kV監控系統上傳給110升壓站。
2.5 并網后各系統的檢查
2.5.1.檢查關口電能表、35KV進線柜電能表工作正常；
2.5.2.檢查監控系統數據采集正常；
2.5.3.檢查箱式變壓器、逆變器、匯流箱、直流匯流柜運行溫度，以及電纜連接處、出線隔離開關觸頭等關鍵部位的溫度；
2.5.4.檢查35KV開關柜、110KV變壓器、出線設備運行正常。
2.5.5.帶最大負荷發電條件下，觀察設備是否有異常告警、動作等現象。再次檢測箱式變壓器、逆變器、匯流箱、直流匯流柜運行溫度，以及電纜連接處、出線隔離開關觸頭等關鍵部位的溫度；
2.5.6.檢查電站電能質量狀況。
2.5.6.1.電壓偏差：三相電壓的允許偏差為額定電壓的±7%，單相電壓的允許偏差為額定電壓的+7%、-10%。
2.5.6.2.電壓不平衡度：不應超過2%，短時不得超過4%。
2.5.6.3.頻率偏差：電網額定頻率為50Hz，允許偏差值為±0.5Hz。
2.5.6.4.功率因數：逆變器輸出大于額定值的50%時，平均功率因數應不小于0.9（超強或滯后）。
2.5.6.5.直流分量：逆變器向電網饋送的直流電流分量不應超過其交流額定值的1%。
2.5.7. 全面核查電站各PT、CT的幅值及相位
2.5.8. 全面檢查自動裝置、保護裝置、測量裝置、計量裝置、儀表、控制電源系統、故障錄波裝置的工作狀況。
2.5.9. 全面檢查監控系統與各子系統、裝置的上傳數據。
2.5.10. 檢查與調度通訊、傳送數據等正常。
2.6 并網光伏電站試運行
2.6.1.完成上述試驗內容經驗收合格后，光伏電站具備帶負荷運行條件，開始進入試運行。
2.6.2.全面記錄運行所有參數。
2.6.3. 運行中密切監視關鍵部位的溫度。
2.6.4.在試運行中，由于相關機電設備的制造、安裝質量或其他原因引起運行中斷，經檢查處理合格后應重新開始試運行，中斷前后的運行時間不得累加計算。
2.6.5.消除并處理試運行中所發現的所有缺陷。
2.7 并網光伏電站檢修消缺
做好安全措施的情況下，對運行中出現的問題全面檢查消缺，達到長期穩定運行的要求。
2.8 交接與投入運行
并網光伏電站通過試運行168h并經處理所有缺陷后，向生產管理部門移交，應按合同規定及時進行相關機電設備及土建工程及建筑物的移交，并簽署光伏電站設備的初步驗收證書及移交證書，同時計算相關設備的保證期。
3 結論
光伏電站調試的流程工藝和調試過程中對故障的排查直接影響電站的并網發電，因此在光伏電站調試時一定要嚴格按照相關的規范、設計要求，仔細檢查和測試各個環節，確保在系統送電前排除所以隱蔽的問題，調試過程中各個環節工作要安全、井然有序。
參考文獻
浙江省電力試驗研究院副院長徐嘉龍.推進太陽能光伏發電并網運行.中國電力企業管理2009.10
張垠. 居民太陽能光伏發電并網引起的問題研究[J]. 供用電.第26 卷第4 期2009 年8 月
曹仁賢,趙為,陳威. 光伏發電與電網接入技術. 中國電力企業管理2009年7月
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