XXXX公司格尔木200MWp并网光伏电站
并网发电启动试运行方案
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审核：
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XXXX公司格尔木200MWp并网光伏电站并网发电启动试运行程序
1.工程简介
青海格尔木并网光伏电站规划装机规模为250MWp，场址位于格尔木市东出口光伏园区内，距离G109国道约6公里，距离格尔木市20公里，电站场址海拔2800m左右。本工程共计192个光伏发电单元，每1个光伏发电单元与1台1000kVA/35kV箱式升压变电站组合；6台35kV箱式升压变电站在高压侧并联为1个联合单元，共4个35kV联合单元进线回路，经35kV电缆接入35kV高压开关室，经汇集母线接入临时110kV升压站，110kV出线1回 ，最终电站送出按330KV电压等级考虑，本期330kV进线2回，出线1回，另备用1回进线线位置，330kV侧为单母线接线方式。
2.总则
2.1 并网光伏逆变器和光伏发电单元、升压变电部分启动试运行是并网光伏电站基本建设工程启动试运行和交接验收的重要环节，它对电池组件、汇流部分、逆变部分、升压配电部分机电设
备进行全面的考验。检查光伏电站设计和施工质量，验证光伏电站机电设备的设计、制造、安装质量，通过对光伏电站机电设备在正式运行状态下的调整和试验，使其最终达到安全、经济、稳定的生产电能的目的。
2.2 本程序用于黄河水电公司格尔木200MWp并网光伏电站发电启动试运行试验。
2.3 启动试运行过程中可根据现场实际情况对本程序做局部的调整和补充。
3.主要编制依据
《地面用晶体硅光伏组件 设计鉴定和定型》 （GB 9535）
《光伏（PV）组件安全鉴定 第1部分：结构要求》（GB 20047.1）
《晶体硅光伏(PV)方阵 I-V特性的现场测量》 （GB 18210）
《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》（Q/SPS 22）
《光伏系统功率调节器效率测量程序》 （GB 20514）
《光伏电站接入电力系统的技术规定》 （GB 19964）
《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》 GB 50150
《电能计量装置技术管理规程》 DL/T 448
《变电站运行导则》 DL/T969
《格尔木光伏电站工程施工招投标文件》
国家电网公司《电力建设安全工作规程（变电所部分）》2009 《建筑工程质量管理条例》(中华人民共和国国务院令第279号) 国家电网基建[2010]1020号关于印发《国家电网公司基建安全管理规定》的通知《中华人民共和国工程建设标准强制性条文-房屋建筑部分》2009年版 国家电网基建[2011]148 号《关于印发《国家电网公司输变电优质工程评选办法》的通知 》 国家电网基建[2011]146号《关于印发《国家电网公司输变电工程达标投产考核办法》的通知》Q/GDW 250-2009《输变电工程安全文明施工标准》建标(2006)102号《工程建设标准强制性条文(电力工程部分)》
《国家电网公司输变电工程施工工艺示范手册》 变电工程分册基建安全[2007]25号《关于利用数码照片资料加强输变电工程安全质量过程控制的通知》基建质量〔2010〕322号《关于强化输变电工程施工过程质量控制数码采集与管理的工作要求》 基建质量[2010]19号《国家电网公司输变电质量通病防治工作要求及技术措施》 《中国建设工程鲁班奖 (国家优质工程)评选办法》(中国建筑业协会文件建协［2008］17号) 国家电网基建[2011]147 号《关于印发《国家电网公司输变电工程项目管理流动红旗竞赛实施办法》的通知》基建质量〔2010〕100号《关于应用《国家电网公司输变电工程工艺标准库》的通知》设备制造厂家资料、设计资料
4.光伏电站启动试运行前的联合检查
4.1协调联系制度各单位的协调联系制度已建立、落实。
4.2 机电设备安装、检查、试验记录投运范围内所有的机电设备安装、检查、试验记录，均须经参加验收各方签字验收，电气保护整定完毕。
4.3 试运行环境要求
4.3.1 各层地面已清扫干净，无障碍物。
4.3.2 临时孔洞已封堵，电缆沟盖板就位。
4.3.3 各部位和通道的照明良好。
4.3.4 各部位与指挥机构的通信方式完备；联络、指挥信号正常。
4.3.5 各部位设备的标识已经安装完成并核对正确。
4.3.6 各运行设备已可靠接地。
4.3.7 与试运行有关的图纸、资料配备完整，相关记录表格已经准备就绪，运行人员已培训后上岗。
4.3.8 运行部位与施工部位已隔离，运行设备和运行部位均有相应的安全标志。
4.4 太阳光伏组件检查
4.4.1 组件产品应是完整的，每个太阳电池组件上的标志应符合IEC 61215或IEC 61646中第4章的要求，标注额定输出功率（或电流）、额定工作电压、开路电压、短路电流；有合格标志；附带制造商的贮运、安装和电路连接指示。
4.4.2 组件互连应符合方阵电气结构设计，每个光伏组件均应在组件接线盒内加装旁路二极管。
4.4.3组件互连电缆已连接正确，电池板接地可靠。
4.5 汇流箱检查
4.5.1 检查汇流箱外观合格，汇流箱内部接线满足设计要求，电缆标牌标识清晰。
4.5.2 汇流箱应进行可靠接地，并具有明显的接地标识，设置相应的避雷器。
4.5.3 汇流箱的防护等级设计应能满足使用环境的要求。
4.6 直流汇流柜、直流开关柜检查
4.6.1 直流汇流柜、直流开关柜结构的防护等级设计满足使用环境的要求。
4.6.2 直流汇流柜、直流开关柜应进行可靠接地，并具有明显的接地标识，设置相应的浪涌吸收保护装置。
4.6.3 直流汇流柜、直流开关柜的接线端子设计应能保证电缆线可靠连接，应有防松动零件，对既导电又作紧固用的紧固件，应采用铜质材料。
4.6.4 直流汇流柜、直流开关柜内的输入输出回路采用短路保护和过电流保护装置，装置应便于操作。
4.7 连接电缆检查
4.7.1 连接电缆应采用耐候、耐紫外辐射、阻燃等抗老化的电缆。
4.7.2 连接电缆的线径应满足方阵各自回路通过最大电流的要求，以减少线路的损耗。
4.7.3 电缆与接线端应采用连接端头，并且有抗氧化措施，连接紧固无松动。
4.8 触电保护和接地检查
4.8.1 B类漏电保护：漏电保护器应确认能正常动作后才允许投入使用；
4.8.2 为了尽量减少雷电感应电压的侵袭，应可能地减少接线环路面积；
4.8.3 光伏阵列框架应对等电位连接导体进行接地。等电位体的安装应把电气装置外露的金属及可导电部分与接地体连接起来。所有附件及支架都应采用接地材料和接地体相连。
4.10 逆变器检查
4.10.1设备表面不应有明显损伤，零部件应牢固无松动；
4.10.2 线缆安装应牢固、正确，无短路；
4.10.3 模块安装检查：模块应安装牢固，螺丝打紧，地址拨码设置正确，标识和铭牌清晰。
4.11监控系统检查
4.11.1 应对监控系统的控制功能进行试验，确认各项控制功能准确、可靠。
4.11.2 应对监控系统的显示功能进行检查和试验，确保显示参数正常。
4.11.3 监控系统与保护及安全自动装置、相关一次设备同步投入运行。
4.11.4 监控系统与各子系统通信畅通。
5.发电单元监控设备调试
5.1 计算机监控系统上位机、数据采集器、数据通讯装置、接线、内部调试完成；
5.2 监控系统与子系统通讯正常；
5.3 监控系统各模拟量采集正常、开关量显示正常；
5.4 监控系统相关画面及数据库完成；
5.5 监控系统远方分合开关试验正常。
6.发电单元35KV变压器充电
6.1发电单元35KV变压器充电需具备的条件
6.1.1 35KV变压器安装完毕；
6.1.2 35KV变压器相关的试验完毕；
6.1.3 35KV变压器一次电缆接引完毕，二次配线完成；
6.1.4 35KV变压器相关的调试工作完成，35KV变压器分接开关运行档位在ⅡⅤ组合档;
6.1.5 35KV变压器低压侧断路器在“分”位;
6.1.6 35KV 542开关柜保护联片在“投入”位置;
6.1.7 6#-11#发电单元35KV变压器温度保护模拟试验正常；
6.1.8 6#-11#发电单元35KV变压器高压侧隔离开关均在“分”位。
6.2 35KV变压器充电步骤（冲击试验两次）
6.2.1检查6#-11#35KV变压器高压侧隔离开关（5063、5073、5083、5093、5103、5113）；低压侧隔离开关（4062、4061、4072、4071、4082、4081、4092、4091、4102、4101、4112、4111）均在分位；
6.2.2检查35KV Ⅱ回进线5421隔离开关、542开关均在分位；
6.2.3合上35KV Ⅱ回进线5421隔离开关；检查5421隔离开关确已在合位；
6.2.4合上6#发电单元35KV变压器高压侧5063隔离开关；检查5063隔离开关确已在合位；
6.2.5合上35KVⅡ回进线542开关，检查35KVⅡ回进线542开关确已在合位。
6.2.6通过35KV开关柜542进线开关对6#变压器进行第1次冲击试验（变压器带电时间不小于10min），测6#变压器励磁涌流幅值；
6.2.7检查6#发电单元35KV变压器带电是否运行正常，有无异音、无异常。
6.2.8拉开35KV开关柜542进线开关；检查542进线开关确已在分位；
6.2.9拉开6#发电单元35KV变压器高压侧5063隔离开关；检查5063隔离开关确已在分位；
6.2.10 拉开35KV Ⅱ回进线5421隔离开关；检查5421隔离开关确已在分位；
6.2.11 6#发电单元35KV变压器第一次冲击试验完毕。
6.2.12 按以上步骤进行6#发电单元35KV变压器第二次冲击试验。
6.3 35KV变压器充电步骤（冲击试验两次）
6.3.1检查6#-11#35KV变压器高压侧隔离开关（5063、5073、5083、5093、5103、5113）；低压侧隔离开关（4062、4061、4072、4071、4082、4081、4092、4091、4102、4101、4112、4111）均在分位；
6.3.2检查35KV Ⅱ回进线5421隔离开关、542开关均在分位；
6.3.3合上35KV Ⅱ回进线5421隔离开关；检查5421隔离开关确已在合位；
6.3.4合上7#发电单元35KV变压器高压侧5073隔离开关；检查5073隔离开关确已在合位；
6.3.5合上35KVⅡ回进线542开关，检查35KVⅡ回进线542开关确已在合位。
6.3.6通过35KV开关柜542进线开关对7#变压器进行第1次冲击试验（变压器带电时间不小于10min），测7#变压器励磁涌流幅值；
6.3.7检查7#发电单元35KV变压器带电是否运行正常，有无异音、无异常。
6.3.8拉开35KV开关柜542进线开关；检查542进线开关确已在分位；
6.3.9拉开7#发电单元35KV变压器高压侧5073隔离开关；检查5073隔离开关确已在分位；
6.3.10 拉开35KV Ⅱ回进线5421隔离开关；检查5421隔离开关确已在分位；
6.3.11 7#发电单元35KV变压器第一次冲击试验完毕。
6.3.12 按以上步骤进行7#发电单元35KV变压器第二次冲击试验。
6.4 35KV变压器充电步骤（冲击试验两次）
6.4.1检查6#-11#35KV变压器高压侧隔离开关（5063、5073、5083、5093、5103、5113）；低压侧隔离开关（4062、4061、4072、4071、4082、4081、4092、4091、4102、4101、4112、4111）均在分位；
6.4.2检查35KV Ⅱ回进线5421隔离开关、542开关均在分位；
6.4.3合上35KV Ⅱ回进线5421隔离开关；检查5421隔离开关确已在合位；
6.4.4合上8#发电单元35KV变压器高压侧5083隔离开关；检查5083隔离开关确已在合位；
6.4.5合上35KVⅡ回进线542开关，检查35KVⅡ回进线542开关确已在合位。
6.4.6通过35KV开关柜542进线开关对8#变压器进行第1次冲击试验（变压器带电时间不小于10min），测8#变压器励磁涌流幅值；
6.4.7检查8#发电单元35KV变压器带电是否运行正常，有无异音、无异常。
6.4.8拉开35KV开关柜542进线开关；检查542进线开关确已在分位；
6.4.9拉开8#发电单元35KV变压器高压侧5083隔离开关；检查5083隔离开关确已在分位；
6.4.10 拉开35KV Ⅱ回进线5421隔离开关；检查5421隔离开关确已在分位；
6.4.11 8#发电单元35KV变压器第一次冲击试验完毕。
6.4.12 按以上步骤进行8#发电单元35KV变压器第二次冲击试验。
6.5 35KV变压器充电步骤（冲击试验两次）
6.5.1检查6#-11#35KV变压器高压侧隔离开关（5063、5073、5083、5093、5103、5113）；低压侧隔离开关（4062、4061、4072、4071、4082、4081、4092、4091、4102、4101、4112、4111）均在分位；
6.5.2检查35KV Ⅱ回进线5421隔离开关、542开关均在分位；
6.5.3合上35KV Ⅱ回进线5421隔离开关；检查5421隔离开关确已在合位；
6.5.4合上11#发电单元35KV变压器高压侧5113隔离开关；检查5113隔离开关确已在合位；
6.5.5合上35KVⅡ回进线542开关，检查35KVⅡ回进线542开关确已在合位。
6.5.6通过35KV开关柜542进线开关对11#变压器进行第1次冲击试验（变压器带电时间不小于10min），测11#变压器励磁涌流幅值；
6.5.7检查11#发电单元35KV变压器带电是否运行正常，有无异音、无异常。
6.5.8拉开35KV开关柜542进线开关；检查542进线开关确已在分位；
6.5.9拉开11#发电单元35KV变压器高压侧5113隔离开关；检查5113隔离开关确已在分位；
6.5.10 拉开35KV Ⅱ回进线5421隔离开关；检查5421隔离开关确已在分位；
6.5.11 11#发电单元35KV变压器第一次冲击试验完毕。
6.5.12 按以上步骤进行11#发电单元35KV变压器第二次冲击试验。
6.6 35KV变压器充电步骤（冲击试验两次）
6.6.1检查6#-11#35KV变压器高压侧隔离开关（5063、5073、5083、5093、5103、5113）；低压侧隔离开关（4062、4061、4072、4071、4082、4081、4092、4091、4102、4101、4112、4111）均在分位；
6.6.2检查35KV Ⅱ回进线5421隔离开关、542开关均在分位；
6.6.3合上35KV Ⅱ回进线5421隔离开关；检查5421隔离开关确已在合位；
6.6.4合上10#发电单元35KV变压器高压侧5103隔离开关；检查5103隔离开关确已在合位；
6.6.5合上35KVⅡ回进线542开关，检查35KVⅡ回进线542开关确已在合位。
6.6.6通过35KV开关柜542进线开关对10#变压器进行第1次冲击试验（变压器带电时间不小于10min），测10#变压器励磁涌流幅值；
6.6.7检查10#发电单元35KV变压器带电是否运行正常，有无异音、无异常。
6.6.8拉开35KV开关柜542进线开关；检查542进线开关确已在分位；
6.6.9拉开10#发电单元35KV变压器高压侧5103隔离开关；检查5103隔离开关确已在分位；
6.6.10 拉开35KV Ⅱ回进线5421隔离开关；检查5421隔离开关确已在分位；
6.6.11 10#发电单元35KV变压器第一次冲击试验完毕。
6.6.12 按以上步骤进行10#发电单元35KV变压器第二次冲击试验。
6.7 9#35KV变压器充电步骤（冲击试验两次）
6.7.1检查6#-11#35KV变压器高压侧隔离开关（5063、5073、5083、5093、5103、5113）；低压侧隔离开关（4062、4061、4072、4071、4082、4081、4092、4091、4102、4101、4112、4111）均在分位；
6.7.2检查35KV Ⅱ回进线5421隔离开关、542开关均在分位；
6.7.3合上35KV Ⅱ回进线5421隔离开关；检查5421隔离开关确已在合位；
6.7.4合上9#发电单元35KV变压器高压侧5093隔离开关；检查5093隔离开关确已在合位；
6.7.5合上35KVⅡ回进线542开关，检查35KVⅡ回进线542开关确已在合位。
6.7.6通过35KV开关柜542进线开关对9#变压器进行第1次冲击试验（变压器带电时间不小于10min），测9#变压器励磁涌流幅值；
6.7.7检查9#发电单元35KV变压器带电是否运行正常，有无异音、无异常。
6.7.8拉开35KV开关柜542进线开关；检查542进线开关确已在分位；
6.7.9拉开9#发电单元35KV变压器高压侧5093隔离开关；检查5093隔离开关确已在分位；
6.7.10 拉开35KV Ⅱ回进线5421隔离开关；检查5421隔离开关确已在分位；
6.7.11 9#发电单元35KV变压器第一次冲击试验完毕。
6.7.12 按以上步骤进行9#发电单元35KV变压器第二次冲击试验。
6.8发电单元35KV变压器整体充电步骤（冲击试验一次）
6.8.1检查6#-11#35KV变压器高压侧隔离开关（5063、5073、5083、5093、5103、5113）；低压侧隔离开关（4062、4061、4072、4071、4082、4081、4092、4091、4102、4101、4112、4111）均在分位；
6.8.2检查35KV Ⅱ回进线5421隔离开关、542开关均在分位；
6.8.3合上35KV Ⅱ回进线5421隔离开关；检查5421隔离开关确已在合位；
6.8.4合上9#发电单元35KV变压器高压侧5093隔离开关；检查5093隔离开关确已在合位；
6.8.5合上10#发电单元35KV变压器高压侧5103隔离开关；检查5103隔离开关确已在合位；
6.8.6合上11#发电单元35KV变压器高压侧5113隔离开关；检查5113隔离开关确已在合位；
6.8.7合上8#发电单元35KV变压器高压侧5083隔离开关；检查5083隔离开关确已在合位；
6.8.8合上7#发电单元35KV变压器高压侧5073隔离开关；检查5073隔离开关确已在合位；
6.8.9合上6#发电单元35KV变压器高压侧5063隔离开关；检查5063隔离开关确已在合位；
6.8.10合上35KVⅡ回进线542开关，检查35KVⅡ回进线542开关确已在合位。
6.8.11通过35KV开关柜542进线开关对6#--11#变压器进行1次冲击试验（变压器带电时间不小于10min），分别测6#--11#变压器励磁涌流幅值；
6.8.12逐个检查6#--11#发电单元35KV变压器带电是否运行正常，有无异音、无异常。
6.8.13拉开35KV开关柜542进线开关；检查542进线开关确已在分位；
6.8.14拉开6#发电单元35KV变压器高压侧5063隔离开关；检查5063隔离开关确已在分位；
6.8.15拉开7#发电单元35KV变压器高压侧5073隔离开关；检查5073隔离开关确已在分位；
6.8.16拉开8#发电单元35KV变压器高压侧5083隔离开关；检查5083隔离开关确已在分位；
6.8.17拉开11#发电单元35KV变压器高压侧5113隔离开关；检查5113隔离开关确已在分位；
6.8.18拉开10#发电单元35KV变压器高压侧5103隔离开关；检查5103隔离开关确已在分位；
6.8.19拉开9#发电单元35KV变压器高压侧5093隔离开关；检查5093隔离开关确已在分位；
6.8.20 拉开35KV Ⅱ回进线5421隔离开关；检查5421隔离开关确已在分位；
6.8.21 6#--11#发电单元35KV变压器整体冲击试验完毕。
6.9 6#--11#逆变器交流柜上电
6.9.1检查6#-11#逆变器室C1、C2交流配电柜开关均在分位；
6.9.2检查6#-11# 35KV箱变低压侧4062、4061、4072、4071、4082、4081、4092、4091、4102、4101、4112、4111隔离刀闸均在分位；
6.9.3 检查6#-11# 35KV箱变低压侧406B、406A、407B、407A、408B、408A、409B、409A、410B、410A、411B、411A开关均在分位；
6.9.4按照6#--11#发电单元35KV变压器冲击试验步骤逐步给
6#--11#35KV变压器送电；检查变压器带电运行正常；
6.9.5逐个合上6#-11# 35KV箱变低压侧4062、4061、4072、4071、4082、4081、4092、4091、4102、4101、4112、4111隔离刀闸；检查隔离刀闸均在合位；
6.9.4合上6#-11# 35KV箱变低压侧406B、406A、407B、407A、408B、408A、409B、409A、410B、410A、411B、411A开关；检查开关均在合位；送电至逆变器室C1、C2交流柜；
6.9.5检测6#--11#逆变器室C1、C2交流柜上电正常。
7. 6#-11#发电单元启动
7.1 6#-11#发电单元汇流箱投运
7.1.1 6#-11#发电单元电池组件安装完成，表面清洁；
7.1.2 发电单元直流防雷配电柜支路开关在分；
7.1.3 6#-11#发电单元电池组件接线完成，组件与汇流箱之间的接线完成；汇流箱与直流防雷配电柜、数据采集器之间的接线完成；
7.1.4 测量汇流箱支路电压，电压测量正常后投入6#-11#方阵各汇流箱内支路保险，测量汇集母排电压值，检查汇流箱数据采集正常；
7.1.5 电压测量正常后投入汇流箱输出开关；
7.2 逆变器投运
7.2.1 逆变器启动具备条件
7.2.1.1 逆变器室直流防雷配电柜、逆变器安装接线完成；
7.2.1.2 检查直流汇流柜各输入支路电压正常；
7.2.1.3 检查直流开关柜输出电压正常；
7.2.1.4 检查逆变器交流输出开关在分。
7.3 启动步骤
7.3.1 检查逆变器内是否有短路、输入和输出端铜排是否有短路、绝缘是否良好；
7.3.2 逐步合上6#--11#逆变器室C1、C2交流配电柜开关，确认逆变器交流输入电网电压、频率正常；
7.3.3 逐组送直流支路Q1-Q7，确认正极对地、负极对地电压正常，正-负极电压正常；
7.3.4 合上直流开关柜输出开关，检查直流电压显示正常；
7.3.5通过LCD显示屏观察，逆变器是否有异常告警。
7.3.6 进行逆变器参数设置。
7.4 测试
7.4.1 防孤岛保护测试逆变器并网发电，断开交流配电柜的交流输出开关，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。
7.4.2 输出直流分量测试用钳形电流表测量输出，确认直流分量小于交流分量额定值的0.5%
7.4.3 休眠功能测试断开部分直流支路开关，检查逆变模块休眠功能，检查各模块功率分配状况；恢复部分直流支路开关，检查逆变模块启动状况，检查各模块功率分配状况。
7.4.4 待机功能验证
7.4.4.1正常模式切换到待机模式
满足下列条件之一时，逆变器自动从正常模式切换到待机模式，无需人为干预：
a、输入直流电压超出额定的直流电压范围
b、电网电压异常
c、夜晚无日照
7.4.4.2 待机模式切换到正常模式满足下列两个条件时，逆变器自动从待机模式切换到正常模式，无需人为干预：
a、电压在额定的直流电压范围
b、电网电压在正常工作范围
7.4.5 开关机功能测试
7.4.5.1 按监控面板上的紧急关机“EPO”按钮，逆变器关闭；按监控面板上的故障清除按钮“FAULT CLEAR”，逆变器重新开机；
7.4.5.2检查监控面板上开机键、关机键功能正常；
7.4.5.3 检查远方开停机功能正常。
7.4.6 风扇检查检查逆变器所有的风扇是否都在正常转动。
7.4.7 输出谐波测试用电能质量分析仪测量交流输出，输出电流波形失真度
THDi<3%（输出满载时）。
7.4.8 远方功率调节功能测试测试远方功率调节功能。
7.5 运行观察 插入所有模块，整机上电运行，带负荷发电1天，观察是否
有异常告警、动作等现象。
7.6 并网完成，检查各系统工作正常；
7.7 密切监视各系统参数显示，做好设备定期巡回。
8. 并网光伏电站连续试运行
8.1完成上述试验内容经验证合格后，光伏电站具备带额定负荷连续运行条件，开始进入试运行。
8.2 执行正式值班制度，全面记录运行所有参数。
8.3运行中密切监视变压器、逆变器运行温度，以及电缆连接处、出线隔离开关触头等关键部位的温度。
8.4在连续试运行中，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连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。
8.5 连续试运行后，应停电进行机电设备的全面检查。消除并处理试运行中所发现的所有缺陷。
9.并网光伏电站检修
消缺并网光伏电站离网并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。
10. 交接与投入商业运行并网光伏电站通过试运行并经离网处理所有缺陷后，即具备了向生产管理部门移交的条件，应按合同规定及时进行相关机电设备的移交，并签署光伏电站设备的初步验收证书，开始商业运行，同时计算相关设备的保证期。
11. 试运行安全保证措施
11.1试运行工作在启动验收领导小组具体组织下，按审批的启动试运行程序进行，有专人负责试运行过程中的安全工作。
11.2所有工作人员要严格按各自的岗位职责、安全要求、工作程序进行工作，并持证上岗，遵守各项安全规程，服从试运行指挥部统一领导。
11.3所有设备的操作和运行严格按操作规程、运行规程和制造厂技术文件进行，严格执行工作票制度。
11.4运行区域内严禁烟火，并配有齐全的消防设备，有专人检查监督。
11.5 试运行设备安装完成后，彻底全面检查清扫，无任何杂物。
11.6设备区域道路畅通、照明充足，通讯电话等指挥联络设施布置满足试运行要求。
11.7 试运行区域内设置一切必须的安全信号和标志。
11.8 投运设备区域按要求配置消防器材。
11.9组织全体参加试运行人员进行安全规程、规范学习，严格进行每项试验前的安全交底。
11.10 试运行设备要求按设计图统一编号、挂牌，操作把手操作方向做明确标志。
11.11 保持电气设备和电缆、电线绝缘良好，保证带电体与地面之间、带电体与带电体之间、带电体与人体之间的安全距离。
11.12 电气设备设置明显标牌，停电检查时检查部位的进出开关全部断开，并设有误合闸的保护措施，装设临时接地线，悬挂“有人工作、禁止合闸、高压危险”等标志牌。
11.13 试运行操作，实行操作票制度，坚持一人操作，一人监护。
11.14 作好试运行现场安全保卫工作。
12. 试运行规定
12.1 试运行人员必须纪律严明，工作中必须服从命令听指挥。
12.2试运行人员不得无故缺勤、迟到、早退，临时离开工作岗位必须经本值值长同意。
12.3试运行人员必须熟悉运行设备，了解试运行试验程序，参加试运行试验安全技术交底会。
12.4试运行人员必须明确各自的工作职责，了解和掌握所辖运行设备的用途、性能、主要参数、操作方法及事故处理办法。
12.5试运行人员要按时记录各表计的有关读数，详细记录各项试验的试验时间、有关数据、缺陷及处理结果。
12.6试运行人员要定时巡检所辖设备的运行情况，发现异常立即报告。
12.7试运行值班交接必须在工作岗位进行，交接班记录填写真实详细、特别时对设备缺陷、试验进展情况、注意事项要交代明确。
12.8试运行的各项操作命令必须而且只能由试运行指挥下达，指定操作人员操作，其他人的命令均不予受理。
12.9 试运行的各项操作严格执行工作票、操作票制度，各项操作必须有操作人和监护人。
12.10 试运行人员不得私自操作任何设备，要作好设备的监护工作，防止非运行人员乱动设备。
12.11 试运行出现紧急情况时、试运行人员要保持镇定，严守工作岗位，严格服从命令听指挥。按照指挥指令处理紧急情况。
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