光伏电站电气设备调试方案.
光伏电站调试方案
光伏电站调试方案引言一、调试前准备工作1.现场勘察和测量在进行光伏电站调试前，应对现场进行详细的勘察和测量工作。
包括测量太阳辐射强度、光伏电池板的安装角度和朝向等，并根据测量结果进行优化设计。
2.检查设备安装质量检查光伏电站的各种设备的安装质量，包括光伏电池板、逆变器、配电箱等。
确保设备安装正确、牢固可靠。
3.检查电网连接确认光伏电站与电网的连接是否正确，包括检查电缆的引入和接地情况，确保连接良好，防止电网故障引起的问题。
二、逐步调试各个设备1.光伏电池板调试对光伏电池板进行调试，包括检查光伏电池板的电压和电流等参数，确保其符合设计要求。
同时，检查光伏电池板的清洁状况，必要时进行清洗。
2.逆变器调试对逆变器进行调试，包括输入电压、输出电流和频率等参数的检查。
同时，确保逆变器的保护功能正常，能够及时发现和处理故障。
3.配电箱调试对配电箱进行调试，检查其输入和输出电流，确保电路连接正确，无短路和接触不良等问题。
同时，确认配电箱的安全保护功能完好，能够有效地保护系统设备。
4.电网连接调试对光伏电站与电网的连接进行调试，包括检查电缆的接头是否良好，确认电网的电压和频率等参数是否符合要求。
并进行适当的调整，确保光伏电站能够正常并安全地接入电网。
三、系统运行和性能测试1.光伏电站运行测试对光伏电站进行运行测试，包括检查光伏电池板的输出功率、逆变器的输出功率等。
同时还要查看运转中是否存在异常现象，如噪声、振动等。
2.系统性能测试对光伏电站的系统性能进行测试，包括光伏电池板的发电效率、逆变器的转换效率、系统的总体效率等。
测试结果应与设计要求进行对比，以确保系统的性能满足要求。
3.安全检查和保护测试对光伏电站的安全保护功能进行测试，包括过压保护、过流保护、电弧保护等。
同时，还要检查并测试光伏电池板的防雷和防火措施。
四、调试记录和总结在调试过程中，要详细记录调试的每个步骤和结果，以备后续参考。
同时，根据调试的情况，总结经验，发现问题并及时解决，以提高光伏电站的运行效率和可靠性。
光伏电站电气设备调试方案报告
XX太阳能电站电气调试方案XXXX有限公司X年X月X日1.工程概况：本期新建光伏发电场区及35kV开关站1座、站用变1台、35KV配电柜9面、二次控制柜20面。
2.质量目标及要求：严格按照GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》等有关技术规范,对光伏发电场区及35kV变电所电气设备进行交接性试验、以检验其性能，确保其能够在安全、良好的条件下投入运行。
3.主要试验依据及验收标准：3.1（GB50150-2006）《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》3.2 DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》3.3 《电业安全工作规定（发电厂和变电所部分）》3.4 《继电保护及电网安全自动装置现场工作规定》3.5 《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》3.6 《继电保护及安全自动装置检验条例》3.7 JJG313-2004《测量用电流互感器检定规程》3.8 JJG314-2004《测量用电压互感器检定规程》；3.9 甲方提供的有效书面要求和设备制造厂（商）的技术资料要求等有关规范标准进行。
4.试验的组织机构：总指挥：副总指挥：成员：现场指挥：安全组：5试验内容：6.试验范围：光伏发电场区汇流箱、箱逆变设备，以及开关站区站用变、35KV配电柜、二次柜。
配电设备的耐压试验及系统调试。
6.1调试的范围为：本期新建的主设备及其对应附属装置的常规的一次电气设备的试验，二次保护装置的试验检测。
7、调试准备7.1汇流箱汇流箱的试验项目如下：（1）测量汇流箱内电气一次元件的绝缘电阻。
7.1.1使用仪器设备兆欧表一只：1000V万用表一只7.1.2调试应具备的条件（1）汇流箱、直流柜安装完毕，并符合安装规程要求，办理完安装验收签证。
（2）汇流箱直流柜外观检查，内部线连接正确，正负极标示正确。
7.1.3调试步骤和方法（1）总回路电缆绝缘测试分别测量断路器下口相间和相对地的绝缘电阻并记录数据。
光伏电站电气调试方案
光伏电站电气调试方案一、调试前准备工作1.对光伏电站的电气设计进行审查，确保设计符合相关的标准和规范。
如果存在问题，及时进行修改和优化。
2.确认所有的电气设备和材料已经到位，并进行检查和测试，确保其质量符合要求。
3.进行必要的安全培训，使调试人员了解电气设备的操作规程和安全措施。
4.制定详细的调试计划，包括调试的步骤、时间安排和责任分工。
确保每个环节都得到充分的考虑。
二、调试步骤1.首先对光伏电站的电气系统进行基本的功能测试。
包括检查电气设备的供电情况、检查光伏组件的输出功率、检查逆变器的运行状态等。
如果发现问题，及时进行修复和调整。
2.对光伏电站的电气保护装置进行测试。
包括短路保护装置、过载保护装置、接地保护装置等。
确保这些装置的运行正常，能够及时有效地保护电气设备的安全。
3.对光伏电站的开关设备进行测试。
包括开关柜、断路器等。
检查其运行状态和动作可靠性，确保电气设备的正常运行。
4.对光伏电站的连接系统进行测试。
包括连接线路、插头插座等。
检查其连接是否稳固、接触是否良好，确保电气设备能够顺利地传输电能。
5.对光伏电站的监控系统进行测试。
包括数据采集设备、监控软件等。
检查其运行状态和数据准确性，确保能够及时有效地监测和管理电气设备的运行。
6.对光伏电站的电气系统进行整体测试。
包括对光伏组件的输出功率、逆变器的输出功率等进行测量和评估，以验证整个电气系统的性能和可靠性。
7.对光伏电站的应急设备进行测试。
包括备用电源、应急照明等。
确认这些设备能够在紧急情况下有效地提供电源支持和照明服务。
8.对光伏电站的远程通信系统进行测试。
包括与电网运营商的信息交互、与光伏电站的实时通信等。
确保电气系统能够正常地与外部系统进行数据交换和信息共享。
三、调试后的工作1.对调试结果进行总结和评估。
根据测试的情况和数据分析，提出相应的改进措施和优化建议，以提高光伏电站的电气系统性能和可靠性。
2.制定日常维护计划和检修计划，确保光伏电站的电气设备能够持续运行并保持良好的状态。
光伏电站设备调试方案
光伏电站设备调试方案一、编制目的作为光伏发电单元、逆变器、箱变、监控系统调试依据, 检查光伏电站设计、施工质量, 验证光伏电站设备的设计、制造、安装质量, 通过对光伏电站设备试验、调试, 达到光伏电站设备安全、顺利并网, 保证各个系统运行正常、设备安全稳定。
二、编制依据1.《光伏发电站设计规范》GB50797-2012。
2.《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/Z19964-2005。
3.《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB 50150-2006 。
4.《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》Q/SPS22。
三、调试目标1.检验方阵内设备接线正确、满足带电条件, 调试设备参数、性能, 保证设备顺利并网、安全稳定运行。
2.调试监控中心内设备, 达到参数设置正确、性能调试正常, 以保证并网后运行正常。
四、调试内容1.方阵（1）组件: 一次回路检查、组件交接性能试验。
（2）箱变: 带电前一次回路检查、交接试验。
（3）逆变器: 带电前一次、二次回路检查、并网调试。
2.监控中心（1）直流系统: 绝缘检查、监视系统检查。
（2）UPS系统: 绝缘检查、输出测试、切换调试。
（3）配电系统: 一次、二次回路检查。
（4）光功率系统: 系统安装、功能调试。
（5）监控系统: 系统安装、功能调试。
（6）AGC系统:接口测试、功能调试。
五、组织措施1.调试小组组长: A（电力建设第三工程公司）组员: B.C.D.设备厂家人员组长职责：负责调试方案的制定、落实, 保证设备正常调试, 协调解决出现问题。
组员职责：负责调试方案执行, 按照调试方案逐项调试, 处理调试过程中出现问题, 做好调试记录。
2.监督小组组长: E（水电咨询有限公司）副组长: F（光伏电站管理部）组员:光伏电站管理部: G、H、J水电咨询有限公司: K、L组（副）长职责: 审批并监督执行设备调试方案, 组织好人员培训、调试监督、验收把关。
组员职责：监督设备调试方案执行, 做好调试项目监督、旁站, 做好设备调试验收工作。
光伏电站调试方案
光伏电站调试方案一、调试目标1.验证光伏组件的安装位置和角度是否符合设计要求，以及组件间的布置是否合理。
2.检查光伏组件的连接是否牢固，电缆是否正确连接。
3.确认逆变器的工作状态是否正常，以及逆变器的参数设置是否正确。
4.测试电站的并网运行，确保电站与电网的连接正常。
5.对光伏电站进行性能测试，如发电功率、电压和电流等参数的测量，以验证光伏电站的实际发电效果。
二、调试步骤1.光伏组件安装和连接调试（1）验证光伏组件安装位置和角度是否符合设计要求，通过现场测量和对比设计图纸进行检查。
（2）检查光伏组件的连接是否牢固，包括组件之间的连接和与电缆的连接，确保连接处的接触良好。
（3）对光伏组件进行清洁，移除组件表面的灰尘和污垢，以确保太阳光能够充分照射到组件上。
2.逆变器调试（1）检查逆变器的工作状态是否正常，包括电源供电是否稳定，指示灯是否正常亮起。
（2）通过查看逆变器的参数设置，如电压、频率、功率因数等，确保设置值与设计要求一致。
（3）进行逆变器的开机和关机测试，检查逆变器的自动运行和保护功能。
（4）调整逆变器的输出功率，观测输出变化和波形是否正常。
3.电站的并网运行调试（1）检查电站与电网的连接是否正常，包括电缆的连接、断路器的设置等。
（2）进行电站的开机和关机测试，观测电站在并网和离网状态下的运行情况。
（3）观测电站在并网运行时的电压、电流和功率输出情况，确保电站的发电效率和电网的稳定性。
4.光伏电站性能测试（1）使用专业测试仪器对电站的发电功率、电压、电流等参数进行测量。
（2）对测试结果与设计要求进行比对，判断电站的发电效果是否符合预期。
（3）对发现的问题进行记录和分析，制定相关的改进措施和修复方案。
三、调试注意事项1.在调试过程中要注意安全，遵守相关的安全操作规程，如切勿触摸带电部件、防电击措施等。
2.调试过程要细致认真，保持严密的观察和记录，确保调试数据的准确性。
3.调试时要充分利用现场观察和仪器测试的方法，对电站进行全面的评估和测试。
太阳能光伏电站调试及试运行方案
太阳能光伏电站调试及试运行方案
一、检查设备
1.检查电池板
1.1 检查电池板表面是否有明显损伤，并进行清洁。
1.2 使用万用表检查电池板输出电压是否正常，并记录。
2.检查逆变器
2.1 检查逆变器是否有明显损伤，并进行清洁。
2.2 使用万用表检查逆变器输入电压是否正常，并记录。
2.3 检查逆变器输出电压是否正常，并记录。
二、检查线路
1.检查电缆
1.1 检查电缆表面是否有明显损伤，并进行清洁。
1.2 使用万用表检查电缆电阻是否正常，并记录。
2.检查接线端子
2.1 检查接线端子是否有松动或氧化，并进行处理。
2.2 使用万用表检查接线端子电阻是否正常，并记录。
三、试运行
1.开机
1.1 将电池板电缆连接到逆变器输入端。
1.2 将逆变器输出端连接到配电箱。
1.3 将配电箱输出端连接到市电。
1.4 打开逆变器开关。
2.检查参数
2.1 使用监控软件检查电池板输出电压和电流、逆变器输入电压和电流、逆变器输出电压和电流是否正常。
2.2 检查电表读数是否与监控软件数据一致。
四、调试
1.调整电池板夹角
1.1 根据实际情况调整电池板的倾斜角度。
1.2 记录调整后电池板输出的电压和电流。
2.调整逆变器参数
2.1 根据实际情况调整逆变器的参数，以提高发电效率。
2.2 记录调整后逆变器输入输出的电压和电流。
以上为太阳能光伏电站调试及试运行方案。
光伏电站电气调试报告
光伏电站电气调试报告一、调试目的本报告旨在对光伏电站的电气设备进行调试，确保电气系统的正常运行，保证电站的发电效率和安全性。
二、调试内容1.检查电气设备安装情况，包括光伏组件、逆变器、变压器等设备的安装是否符合设计要求，并进行必要的修整和调整。
2.检查光缆连接情况，确保光伏组件与逆变器之间的光缆连接牢固可靠。
3.检查光伏组件与逆变器之间的直流电缆连接情况，确保连接牢固可靠。
4.检查逆变器的运行状态，包括逆变器的开关状态、运行指示灯是否正常。
5.检查光伏组件的工作状态，包括工作温度、工作电压和工作电流是否正常。
6.检查变压器运行状态，包括运行指示灯、温度和运行声音是否正常。
7.检查电气保护装置的工作状态，包括断路器、熔断器和电气开关是否正常。
三、调试步骤1.检查电气设备的安装情况，确保设备的固定牢固可靠，并进行必要的修整和调整。
2.检查光缆的连接情况，包括光缆的焊接点是否牢固可靠，光缆的外皮是否完好。
3.检查直流电缆的连接情况，包括连接头是否紧固可靠，连接处是否有发热现象。
4.检查逆变器的运行状态，包括逆变器的运行指示灯是否正常，逆变器的开关状态是否正常。
5.检查光伏组件的工作状态，包括工作温度、工作电压和工作电流是否正常。
6.检查变压器的运行状态，包括运行指示灯是否正常，变压器的温度是否正常。
7.检查电气保护装置的工作状态，包括断路器、熔断器和电气开关是否正常。
四、问题与解决方案1.问题：光伏组件发电效率较低。
解决方案：检查光伏组件的工作温度是否过高，是否有阴影遮挡，清理光伏组件表面的尘土和污垢。
2.问题：逆变器运行指示灯不亮。
解决方案：检查逆变器的电源是否接通，电源是否正常，逆变器是否处于故障状态。
3.问题：变压器运行声音较大。
解决方案：检查变压器的冷却系统是否正常，变压器是否处于过载状态。
4.问题：电气保护装置失效。
解决方案：检查保护装置的接线是否紧固可靠，是否有烧坏的部件，进行必要的更换和调整。
中电投沽源光伏电站电气调试方案
中电投河北沽源50MWp光伏发电工程电气调试方案1、编写根据1.1 GB50150-《电气装置安装工程电气设备交接试验原则》1.2 DL/T408- 《电业工作安全规程》（发电厂和变电所电气部分）1.3 GB/T 14285－《继电保护及安全自动装置技术规程》1.4 DL/T 995- 《继电保护及电网安全自动装置检查规程》1.5 DL/T527－《静态继电保护逆变电源技术条件》1.6 Q/GDW140-《交流采样测量装置运行检查管理规程》1.7《工程建设原则强制性条文》电力工程部分，国家建设部（）1.8《防止电力生产重大事故旳二十五项重点规定》国网企业1.9《十八项电网重大反事故措施》国网企业1.11中电投河北沽源50MWp光伏工程施工图电气部分1.12设备厂家阐明书、出厂汇报及有关技术资料2、调试范围及重要工作量2.1调试范围：2.1.135kV系统电气设备旳高压试验；2.1.235kV系统箱式变压器试验；2.1.3380V低压配电装置及逆变器电气调试；2.1.4全场地网接地电阻测试。
2.2 重要工作量2.2.1高压试验部分2.2.1.1 35kV系统箱式变压器、高压电力电缆等2.2.1.2 315v母线及低压配电设备、直流系统等。
3、调试方案及环节3.1施工准备3.1.1组织工程技术人员熟悉图纸，理解设计意图，明确调试工作范围。
3.1.2搜集到货设备旳资料及出厂试验汇报，检查设备二次线应符合设计规定。
3.2调试工序安排电气设备高压试验调试工作在设备安装就位后进行；调试工作应与安装紧密配合，制定合理旳工序，保证工程有序进行。
3.3重要试验及调试检查项目：3.3.1变压器试验：3.3.1.1测量绕组连同套管旳直流电阻；3.3.1.2检查所有分接头旳变压比；3.3.1.3检查变压器旳三相组别；3.3.1.4测量绕组连同套管旳绝缘电阻和吸取比；3.3.1.6 绝缘油试验（外委）；3.3.1.7 绕组连同套管交流耐压试验；3.3.1.8额定电压下旳冲击合闸试验；3.3.1.9检查相位；3.3.2.高压电缆试验3.3.2.1检查电缆相位3.3.2.2电缆试前绝缘测量3.3.2.3电缆交流耐压试验3.3.2.4电缆试后绝缘测量3.3.3避雷器试验3.3.3.1避雷器试前绝缘测量3.3.3.2避雷器直流泄露试验3.3.3.3避雷器试后绝缘测量3.3.4接地电阻试验3.3.4.1接地电阻值应符合设计规定（≤4Ω）3.3.5.1绝缘电阻检查3.3.5.1.1用1000V摇表对装置各导电回路对地、导电回路之间进行绝缘检查。
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XX太阳能电站电气调试方案XXXX有限公司X年X月X日1.工程概况：本期新建光伏发电场区及35kV开关站1座、站用变1台、35KV配电柜9面、二次控制柜20面。
2.质量目标及要求：严格按照GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》等有关技术规范,对光伏发电场区及35kV变电所电气设备进行交接性试验、以检验其性能，确保其能够在安全、良好的条件下投入运行。
3.主要试验依据及验收标准：3.1（GB50150-2006）《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》3.2 DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》3.3 《电业安全工作规定（发电厂和变电所部分）》3.4 《继电保护及电网安全自动装置现场工作规定》3.5 《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》3.6 《继电保护及安全自动装置检验条例》3.7 JJG313-2004《测量用电流互感器检定规程》3.8 JJG314-2004《测量用电压互感器检定规程》；3.9 甲方提供的有效书面要求和设备制造厂（商）的技术资料要求等有关规范标准进行。
4.试验的组织机构：总指挥：副总指挥：成员：现场指挥：安全组：5试验内容：6.试验范围：光伏发电场区汇流箱、箱逆变设备，以及开关站区站用变、35KV配电柜、二次柜。
配电设备的耐压试验及系统调试。
6.1调试的范围为：本期新建的主设备及其对应附属装置的常规的一次电气设备的试验，二次保护装置的试验检测。
7、调试准备7.1汇流箱汇流箱的试验项目如下：（1）测量汇流箱内电气一次元件的绝缘电阻。
7.1.1使用仪器设备兆欧表一只：1000V万用表一只7.1.2调试应具备的条件（1）汇流箱、直流柜安装完毕，并符合安装规程要求，办理完安装验收签证。
（2）汇流箱直流柜外观检查，内部线连接正确，正负极标示正确。
7.1.3调试步骤和方法（1）总回路电缆绝缘测试分别测量断路器下口相间和相对地的绝缘电阻并记录数据。
大于0.5M为合格。
（3）确认电缆回路通知直流柜侧人员确认电缆连接是否正确，7.2直流柜7.2.1直流柜的试验项目如下：（1）测量直流柜内电气一次回路的绝缘电阻.7.2.2使用仪器设备兆欧表一只：1000V万用表一只7.2.3调试应具备的条件（1）直流柜安装完毕，并符合安装规程要求，办理完安装验收签证。
（2）直流柜外观检查，内部线连接正确，正负极标示正确7.2.3调试步骤和方法（1）测量各支路、干路和电缆绝缘电阻分别测量相间和相对地的绝缘电阻并记录数据。
大于0.5M为合格。
（2）用万用表确认回路极性连接正确7 .3低压柜7.3.1 调试项目（1）一次回路绝缘测试，断路器机构检查（2）开关电动操作，状态指示检查。
7.3.2使用仪器设备兆欧表一只：1000V万用表一只7.3.3调试应具备的条件（1）低压交流柜安装完毕，并符合安装规程要求，办理完安装验收签证。
（2）交流柜外观检查，内部线连接正确，相序标示正确（3）进出线电缆敷设完毕。
（4）有操作电源并且能够可靠动作。
7.3.4调试步骤和方法（1）测量进出线电缆绝缘电阻分别测量相间和相对地的绝缘电阻并记录数据。
大于0.5M为合格。
确定相序正确。
（2）测量各开关绝缘电阻并记录数据。
大于0.5M为合格。
（3）电动操作各断路器机构灵活，状态正确为合格7.4逆变器7.4.1调试应具备的条件在调试之前，应对设备的安装情况进行彻底的检查，应该用万用表特别检查直流和交流端的电压是否符合逆变器的要求，以及极性、相序是否正确。
检查系统的连接均已经符合相关标准规范的要求。
试运行前需要确保交流侧、直流侧所有开关均为断开状态。
7.4.2 检查逆变器在逆变器上电前需要对其进行一系列检查：步骤 1 按照“安装检查清单”检查逆变器的安装，接线情况。
步骤 2 确保交直流断路器都处于断开状态。
步骤 3 确保急停按钮已经放开，并可以正常工作。
7.5变压器7.5.1 检查高压侧、低压侧绝缘和两侧的接线组别7.5.2 温控系统电阻是否插好7.5.3 变压器本体是否干净、接线相序检查7.5.4 步骤（1）用2500V兆欧表测试高压侧绝缘电阻电阻值大于10MW为合格（2）用1000v兆欧变测试低压侧绝缘电阻电阻值大于0.5兆就合格7.6环网柜7.6.1 检查进出线接线7.6.2 测量进出线连同电缆的绝缘电阻7.6.3 操作开关机构分和是否灵活7.6.4方法步骤（1）用2500V兆欧表测量进出线连同电缆的绝缘电阻电阻值大于10M为合格（2）操作机构无卡涩为合格7.7高压柜7.7.1 测量母线和各支路的绝缘电阻大于10M为合格7.7.2 检查各支路接线是否正确7.7.3 控制回路送电，电动操作断路器灵活无卡涩为格7.7.4 手车位置指示应和指示灯指示一致7.7.5 手动操作断路器应可靠分合闸7.7.6 电磁锁检查7.7.7加热照明回路检查8、光伏场区送电调试顺序8.1汇流箱送电（1）测量汇流箱电压（2）电压和极性正确后和总断路器（3）对讲机通知直流柜侧人员测量电压和极性8.2 直流柜送电（1）电压和极性正确后合断路器（2）测量逆变器侧的电压和极性8.3高压柜送电(1)AH04柜带电显示灯亮后把断路器推动工作位置（2）把其他柜小车推进试验位置（3）合AH04柜断路器对站用变进行冲击合闸试验第一次冲击试验完毕间隔5 min后可进行第二次冲击试验，进行第二次至第三次冲击，每次间隔时间不少于5 min，干式变每次带电运行时间不少于1 min。
（4）测量PT二次电压和站用变电压，正常后分别合上站用变各分支开关（5）合AH02柜做变压器冲击试验第一次冲击试验完毕间隔5 min后可进行第二次冲击试验，进行第二次至第三次冲击，每次间隔时间不少于5 min，干式变每次带电运行时间不少于1 min，最后一次冲击无异常后合上低压断路器；8.4 低压柜送电（1）检查断路器上口电压（2）正常后合断路器（3）测量逆变器低压侧电压8.5逆变器送电调试8.5．1检查逆变器电压检查网侧电压检查逆变器的三相是否连接正确。
试运行检查网侧相电压及线电压是否都在预定范围内，并记录电压值。
检查直流侧电压直流侧应从直流柜连接至逆变器。
确保DC 输入极性正确。
测量并记录DC（开路）电压，并且不超过允许的最大直流电压值。
8.5.2开机前准备当所有项目检查完毕且确认符合要求后进行开机准备。
步骤 1 再次确认网侧线电压380VAC。
步骤 2 确保没有人员在对逆变器机柜内外电路进行操作。
步骤 3 将接线时卸下的接线处防护透明板安装到原来位置，然后关好柜体前门，将门锁锁好。
8.5.3开机首次运转操作步骤如下：步骤 1 将逆变器的交流侧的断路器手柄旋至“ON”位置。
步骤 2 将直流侧的断路器手柄分别旋至“ON”位置。
步骤 3 功率逆变电路以及LCD 控制面板进行自动初始化需要大约一分钟的时间。
逆变器“POWER”LED 灯点亮。
步骤 4 如果DC 电压低于DC 启动电压值（470V），则LCD 控制面板上的运行状态显示为“Start-up”（启动中）。
步骤 5 如果DC 电压超过DC 启动电压值（470V）并持续1 分钟，则SG500KTL将自动切换至“Run”（运行）状态。
此时“OPERATION”指示灯点亮。
此时逆变器转入正常运行状态。
8.5.4 完成调试逆变器并网运行后进行如下测试步骤：步骤 1 检查逆变器是否存在异常，如，噪声过大、发热量过大、出现异常气味或冒烟。
步骤 2 检查逆变器外壳接地是否正常。
步骤 3 操作LCD 控制面板，检查其工作显示是否正常、准确。
至此，SG500KTL 试运行过程全部完成，可进入日常运行维护过程。
9.开关站区主要设备9.1 10kV变压器9.1.1测量绕组连同套管的直流电阻；9.1.2检查所有分接头的电压比；9.1.3测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；（绝缘电阻值不低于产品出试验值的70%，在常温下吸收比不应小于1.3）。
9.1.4有载调压切换装置的检查和试验；9.1.5测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ;（不应大于产品出厂试验值的130%）9.1.6检查相位9.1.7测量绕组连同套管的直流泄漏电流（不超过标准附录D的规定）9.1.8 绕组连同套管的交流耐压9.1.9 本体油交流耐压试验(≥40kV)9.2 SVG动态补偿装置9.2.1检查接线组别与极性；9.2.2测量绕组的绝缘电阻；( 不宜低于1000MΩ)9.2.3测量一，二次绕组直流电阻;（实测值应符合制造厂规定）9.2.4测量电容式电压互感器的介质损耗角正切值（电容量与出厂值相比其变化量超过-5%或10%时要引起注意，tgδ不应大于0.5%)9.3 35kV SF6断路器9.3.1测量绝缘拉杆绝缘电阻；（参照制造厂的规定）9.3.2测量每相导电回路的电阻；（参照制造厂的规定）9.3.3测量断路器的分、合闸时间；（参照制造厂的规定）9.3.4测量断路器分、合闸的同期时间；（参照制造厂的规定）9.3.5测量断路器分、合闸线圈绝缘电阻及直流电阻；（绝缘电阻不低于10 M Ω，直流电阻应符合制造厂的规定）9.3.6断路器操动机构的试验；（应按相关标准的有关规定进行）9.4 35kV电压互感器(PT)9.4.1 测量绕组的绝缘电阻(不低于1000 MΩ)9.4.2 检查极性；9.4.3测量一,二次绕组的直流电阻; （应参照制造厂的规定）9.4.4 测量电容式电压互感器的介质损耗角正切值(tgδ不应大于0.5%)9.4.5检测量绕组的绝缘电阻；( 不宜低于1000 MΩ)9.4.6交流耐压试验9.5 35kV 电流互感器(CT)9.5.1测量绕组的绝缘电阻(不低于1000 MΩ)9.5.2极性检查；9.5.3变比检查9.5.4测量一二次绕组直流电阻; （应参照制造厂的规定）9.5.5交流耐压试验9.6 35kV 断路器9.6.1测量绝缘电阻；（应参照制造厂的规定）9.6.2测量每相导电回路的电阻；（应符合产品技术条件的规定）9.6.3测量断路器的分、合闸时间；（应符合产品技术条件的规定）9.6.4测量断路器触头的分、合闸的同期性及配合时间；（应符合产品技术条件的规定）9.6.5测量断路器触头合闸弹跳时间；（应符合产品技术条件的规定）9.6.6测量断路器分、合闸线圈绝缘电阻及直流电阻；（应符合产品技术条件的规定）9.6.7断路器操动机构的试验；（应按相关标准的有关规定进行）9.6.8交流耐压试验9.7 35kV氧化锌避雷器9.7.1测量绝缘电阻；（不低于2500 MΩ）9.7.2测量金属氧化物避雷器的直流参考电压和电导电流；（泄漏电流指不应大于50微安或符合产品技术条件的规定）9.7.3检查放电计数器动作情况及避雷器基座绝缘；（底座绝缘不低于5 M Ω）；9.8 35kV隔离刀闸9.8.1测量绝缘电阻；9.8.2 导电回路电阻测量；(不应超过产品技术条件规定)9.8.3交流耐压。