GB／T 51311-2018 标准规范下载简介：

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GB／T 51311-2018 风光储联合发电站调试及验收标准

photovoltaic subsystem

由光伏发电单元及其汇集线、汇集线开关柜、光伏监控 成的发电分系统

ZJM 002-4422-2020 全自动水晶研磨机2. 0. 6 储能分系统

由储能运行单元及其汇集线、汇集线开关柜、储能监控系统组 成的分系统

2.0.8 联合监控系统

对风光储联合发电站站内风电、光伏、储能分系统及变电站进 行协调控制的监控系统

3.0.1风光储联合发电站调试应包括设备调试、分系统调试、联 合调试三个阶段，设备调试不合格时不应进入分系统调试，分系统 调试不合格时不应进入联合调试

3.0.2调试前应完成单位工程验收，设备应具备调试条件，且应

3.0.4调试人员应熟悉设备的工作原理及基本结构，掌握必要的 机械、电气、检测、安全防护知识，能够正确使用调试工具和安全防 护设备。

3.0.5调试用仪器仪表应定期检查，符合调试要求，并在

3.0.7工程启动验收和试运行应由工程启动验收和试运行委员

会负责，工程移交生产验收应由工程移交生产验收组负责，工程 工验收应由工程竣工验收委员会负责，各阶段验收结论应由验收 组（委员会）审查通过。

证资料真实、准确、完整，并承担相应责任，验收资料目录应符合本 标准附录A和附录B的要求。

4.1一般规定 4.1.1设备调试应包括变电站设备、风力发电单元、光伏发电单 元、储能运行单元的调试。 4.1.2设备调试前应具备下列条件： 1设备应安装完毕，且安装记录等资料齐全。 2现场应提供调试电源，并确认临时供电设备的电压，频率 和容量符合调试要求。 3调试现场应无其他大型作业活动。 41 设备随机文件、备品备件应齐备。 5应编制调试方案、安全环保措施。 4.1.3变电站一次设备调试应符合国家现行标准《电气装置安装 工程高压电器施工及验收规范》GB50147、《电气装置安装工程 电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GB50148、 《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GB50149、《电 气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150、《电气装置 安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168、《110～750kV 架空输电线路施工及验收规范》GB50233、《静正无功补偿装置 （SVC）现场试验》GB/T20297、《气体绝缘金属封闭开关设备现场 交接试验规程》DL/T618、《链式静正同步补偿器第4部分：现 场试验》DL/T1215.4的相关规定。 4.1.4变电站二次设备调试应符合国家现行标准《电气装置安装 工程盘、柜及二次回路施工及验收规范》GB50171、《电气装置 安装工程蓄电池施工及验收规范》GB50172、《电气装置安装工 程低压电器施工及验收规范》GB50254、《电力系统同步向量测 ·4：

4.1.1设备调试应包括变电站设备、风力发电单元、光伏 元、储能运行单元的调试。

4.1.2设备调试前应具备下列条件：

4.1.3变电站一次设备调试应符合国家现行标准《电气装

电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GB50148、 电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GB50149、《电 气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150、《电气装置 安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168、《110～750kV 架空输电线路施工及验收规范》GB50233、《静正无功补偿装置 （SVC)现场试验》GB/T20297、《气体绝缘金属封闭开关设备现场 交接试验规程》DL/T618、《链式静正同步补偿器第4部分：现 场试验》DL/T1215.4的相关规定。 4.1.4变电站二次设备调试应符合国家现行标准《电气装置安装 工程盘、柜及二次回路施工及验收规范》GB50171、《电气装置 安装工程蓄电池施工及验收规范》GB50172、《电气装置安装工

量装置检测规范》GB/T26862、《220～500kV电力系统故障动态 记录装置检测要求》DL/T663、《微机型防止电气误操作系统通用 技术条件》DL/T687、《继电保护和电网安全自动装置检验规程》 DL/T995、《35kV~110kV变电站自动化系统验收规范》DL/T 1101的相关规定。

4.1.7风力发电单元、光伏发电单元、储能运行单元的升

器冲击试验应连续进行3次，每次试验间隔不得小于5mi 变压器应无异常声响，无短路或放电现象，保护装置应 动作。

4远程操作升压变压器的高、低压侧开关时，操作机构应可 靠动作。 5升压变压器运行在就地方式时，远程监控系统应闭锁遥控 指令。

4.2风力发电单元调试

通应良好，接地电阻值不应大于42

4.2.2风力发电机组动力电缆两侧相位应一致。 4.2.3风力发电机组静态调试应包括塔架、发电机、齿轮箱、主控 制系统、安全链、变桨系统、偏航系统、液压系统、温度控制系统的 调试，并应符合下列规定： 1塔架引雷通道电阻值应符合现行行业标准《风力发电场安 全规程》DL/T796的相关规定。 2发电机调试项自应包括定/转子绝缘电阻测试、直流电阻 则试、滑环与碳刷安装检查、对中检查等，双馈型风力发电机组应 等合现行国家标准《风力发电机组双馈异步发电机第1部分： 技术条件》GB/T23479.1、《风力发电机组双馈异步发电机第 2部分：试验方法》GB/T23479.2的相关规定，直驱型风力发电机 组应符合现行国家标准《风力发电机组低速永磁同步发电机 第1部分：技术条件》GB/T25389.1、《风力发电机组低速永磁 司步发电机第2部分：试验方法》GB/T25389.2的相关规定。 3齿轮箱调试项目应包括齿轮箱油位、润滑系统、冷却风扇 和加热器等的检查和齿轮箱油品检验，并应符合现行国家标准《风 力发电机组齿轮箱》GB/T19073的相关规定。 4主控制系统调试项自应包括控制柜上电检查、电气回路绝 橡电阻测试、加热器检查、就地通信检查、传感器检查、软件版本检 查、保护功能测试等，并应符合国家现行标准《风力发电机组第 1部分：通用技术条件》GB/T19960.1、《风力发电机组变速恒

频控制系统第1部分：技术条件》GB/T25386.1和《双馈风力 发电机组主控制系统技术规范》NB/T31017的相关规定。 5安全链调试项目应包括紧急停机、机舱过振动、扭揽、超 速、过功率等保护功能测试，并应符合现行国家标准《风力发电机 组验收规范》GB/T20319的相关规定。 6变桨系统调试项自应包括电气回路绝缘电阻测试、加热器 检查、手动和自动变桨功能测试、安全顺桨保护功能测试等，并应 符合现行行业标准《风力发电机组电动变浆控制系统技术规范》 NB/T31018的相关规定。 7偏航系统调试项目应包括机舱位置传感器与风向标零位 检查和调整、手动和自动偏航功能测试、解缆保护测试等，并应符 合现行行业标准《风力发电机组偏航系统第1部分：技术条件》 JB/T10425.1、《风力发电机组偏航系统第2部分：试验方法》 B/T10425.2的相关规定。 8液压系统调试项目应包括阀门、润滑脂油位、传感器、制动 盘间、制动功能等的检查和调整，并应符合设计要求。 9机舱开关柜、机舱控制柜、变流柜、塔基控制柜、变桨控制 柜等的温湿度开关和传感器应正常工作

4.2.4风力发电机组动态调试应包括变流器调试、空载调

网调试、限切率调试等，开应付合下列规定： 1变流器调试项目应包括绝缘电阻测试、并网开关检查、冷 却系统检查、软件版本检查、保护功能测试等，双馈变流器应符合 国家现行标准《风力发电机组双馈式变流器第1部分：技术条 牛》GB/T25388.1、《双馈风力发电机变流器制造技术规范》NB/T 31014的相关规定，全功率变流器应符合国家现行标准《风力发电 机组全功率变流器第1部分：技术条件》GB/T25387.1、《永 磁风力发电机变流器制造技术规范》NB/T31015的相关规定。 2空载调试项目应包括空载启机、运行和停机过程中的参数 和保护功能检查，电气和机械参数应无异常，无故障和异常告警信

息，安全顺桨、紧急停机和超速保护等应正常动作。 3并网调试项目应包括手动/自动启机并网和停机的检查， 启机、并网运行和停机过程中的电气和机械参数、噪声、振动应无 异常，断电保护应正常动作。 4限功率调试宜在额定工况下进行，实际有功功率与设定值 偏差不宜大于5%额定功率，时间不宜低于72h，运行结束后发电 机滑环表面氧化膜、碳刷磨损和变桨系统齿轮表面润滑应无异常

1风力发电机组与远程监控系统应通信正常。 2远程监控系统中的风力发电机组遥测值应与就地显示值 一致。 3远程监控系统中的风力发电机组运行状态、开关状态、告 警和故障信息应与就地显示值一致。 4风力发电机组应可靠、正确执行远程监控系统启机、停机、 复位等操作指令。 5风力发电机组应可靠、正确执行远程监控系统有功和无功 功率控制指令，就地显示值应与远程显示值一致。 6风力发电机组切人就地方式和维护状态时，远程监控系统 应闭锁遥控和遥调指令。

4.2.6风力发电机组满负荷运行后应进行传动链振动测试，测

位置应符合现行行业标准《风力发电机组振动状态监测导则》NB/1 31004的规定。主轴承和齿轮箱低速端的振动加速度值不宜大于 0.5m/s2，齿轮箱高速端的振动加速度值不宜大于12.0m/s，发电 机轴承的振动加速度值不宜大于16.0m/s

4.2.7风力发电机组满负荷运行后，通过风电监控系统远程设置

有功和无功功率，功率因数调节范围应符合现行国家标准《风电场 接人电力系统技术规定》GB/T19963的相关规定，实际值与设定 值偏差不应大于5%额定功率，

4.3光伏发电单元调试

4.3.1调试前光伏区接地网接地电阻值不应低于42，开压变压 器、逆变器室、光伏方阵接地引下线应与接地网导通良好。 4.3.2逆变器室消防、通风、照明等设备应符合现行国家标准《光 伏发电站设计规范》GB50797的相关规定。 4.3.3光伏发电单元带电前检查调试应包括逆变器、直流配电 柜、跟踪系统、汇流箱和光伏组件串的检查，并应符合下列规定： 1逆变器柜体接地应导通良好，逆变器直流侧和交流侧对地 绝缘电阻不应小于1M2。 2直流配电柜母排正极和负极对地绝缘电阻不应小于 1M2。 3太阳跟踪系统手动模式、自动模式和极限位置保护功能应 符合现行国家标准《光伏发电站验收规范》GB/T50794的相关 规定。 4汇流箱接线端子各组串极性应连接正确，正极和负极对地 以及正负极间绝缘电阻值不应小于1M2。 5汇流箱开关装置应动作正常，箱体接地应导通良好。 6光伏组件外观应无明显损坏、气泡和色差，接线应牢固，铝 合金边框接地应可靠。 7测试组件串开路电压，宜在辐照度不低于700W/m的条 件下进行，同一汇流箱组件串之间开路电压偏差不应大于2%，且 最大偏差不应超过5V。

4.3.4闭合逆变器交流侧断路器，逆变器各工作指示灯、交直流

4.3.5光伏发电单元整体调试应包括逆变器就地监控功育

2逆变器电压、电流、温度等运行参数应显示正确。 3在恒有功功率方式下，设置给定值为低于当前输出功率的 数值时，实测值与设定值偏差不宜大于5%额定功率。 4按照功率因数设计范围设置无功功率或功率因数时，实测 值与设定值的相对偏差不宜大于5%。

4.3.7光伏发电单元与光伏监控系统的通讯调试应参照本标准 第4.2.5条执行。

4.3.7光伏发电单元与光伏监控系统的通讯调试应参照

功率时，功率因数调节范围应符合现行国家标准《光伏发电站接入 电力系统技术规定》GB/T19964的相关规定，有功功率实测值和 设定值偏差不宜大于5%额定功率，无功功率实测值和设定值相 对偏差不宜大于5%

4.4.1调试前升压变压器、变流器柜、汇流柜、电池柜应与接地网 导通良好。

4.4.2储能厂房内采暖通风与空气调节系统、消防系统应

4.4.2储能厂房内采暖通风与空气调节系统、消防系统应符合现 行国家标准《电化学储能电站设计规范》GB51048的相关规定 4.4.3储能运行单元带电前应检查汇流柜、变流器、电池组及其 铺助设备，并应符合下列规定： 1汇流柜母排正极和负极对地绝缘电阻应大于1M2。

1汇流柜母排正极和负极对地绝缘电阻应天于1M2。 2变流器直流侧和交流侧对地绝缘电阻应大于1MQ，断路 器、接触器应正常动作。 3各电池柜内电池管理系统与电池相连的带电部件和外壳 之间的绝缘电阻应大于2MQ，且外壳与柜体的接地引线应导通 良好。

4各电池组外观、接线应正常。 5液流电池电磁阀应转动灵活、开度正常，循环泵、传感设 备、换热设备应运行正常，电解液应无泄漏。 6钠硫电池保温加热系统功能应具备保温加热电源，电池模 块工作温度应保持在290℃～350℃，升温曲线设置应符合产品技 术文件要求。升温完成后，各测量点最大温差不应大于25℃。 4.4.4闭合变流器交流侧开关，二次供电回路、电池管理系统、辅 助设备、变流器应符合下列规定： 1储能单元二次回路供电电压应符合设计要求。 2电池管理系统之间通信应正常，电池管理系统电压、温度 等监测数据应完整、正确，报警國值设置应正确 3电池组通风、散热等温度调节系统应按设定值正确启停。 4变流器就地启停机、紧急停机功能应正常，人机界面显示 功能和操作功能应正常。 5变流器及电池管理系统保护定值应符合设计要求。 4.4.5储能运行单元整体调试应包括监控功能、功率调节性能 电池组串性能的检查和调整，并应符合下列规定： 1应就地设置10%额定有功功率，检查就地监控、电池管理 系统和变流器人机界面，电压、电流、温度等运行参数应显示正确。 2应设置20%、40%、60%、80%、100%额定充放电功率，有 功功率实测值与设定值相对偏差不宜大于5%，且电池管理系统 应无告警。 3设置无功功率时，无功功率实测值与设定值相对偏差不宜 大于5%，且电池管理系统应无报警。 4应检查电池组串SOC一致性、单体电压一致性、单体温度 一致性，其中锂电池单体温度差异应小于5C，全钒液流电池单元 充满电静置30min后，电堆之间静态开路电压最大值、最小值与 平均值的偏差不应超过平均值的2%。 5标定储能单元容量时，初始充电能量不应小王额定充电能

量，初始放电能量不应小于额定放电能量。锂离子电池储能单元 能量转换效率不宜低于92%，铅炭电池储能单元能量转换效率不 宜低于86%，全钒液流电池储能单元能量转换效率不宜低 于65%。

4.6多变流器并联储能运行单元以额定功率并列运行时，

4.4.7储能运行单元与储能监控系统的通信调试应按照本标准 第4.2.5条执行。

4.4.8按照20%、40%、60%、80%、100%额定充放电功

设置储能运行单元运行参数，有功和无功功率的实测值与设定值 相对偏差不宜大于5%，功率因数应按照《储能变流器检测技术规 程》GB/T34133的试验方法进行测试。储能变流器并网运行模 式下不参与系统无功调节且输出天于额定功率的50%时，功率因 数不应小于0.98（超前或滞后）。

5.0.1分系统调试应包括风电分系统、光伏分系统、储

5.0.2分系统调试前应具备

1各监控系统硬件设备的数量、型号、参数应符合设计要求 现场测试软件功能应符合设计要求，发电单元状态显示应完整 正确。 2年 各单元应调试完成，且调试结果合格。 3 监控系统与被监控设备通信应正常。 4 设备使用说明书、设计图纸、调试报告等技术资料应完整 齐备。 5.0.3 监控系统与被监控设备的遥测、遥信、遥控、遥调功能应 正常。 5.0.4 单元应可靠、正确执行监控系统群控、群调指令。

5.0.4单元应可靠、正确执行监控系统群控、群调指令。

5.0.6测试各监控系统双机完余切换功能应符合下列规定

1人工退出双机（设备）运行系统中一台主机（设备）时，备机 设备）应自动投入运行，切换过程中无系统稳定运行的扰动，不去 失数据，且主、备机数据库历史数据应一致。 2从切换开始至功能恢复时间不应大于30s。 5.0.7在各分监控系统中设置风电、光伏、储能分系统有功功率 进行有功控制功能试验时，应记录下列数据并计算相关性能指标： 1应在有功出力大于20%风电分系统额定功率时进行风电 分系统试验，调节时间不应大于120s，实际值与设定值偏差不应

进行有功控制功能试验时，应记录下列数据并计算相关性能指标：

超过2%额定容量。 2应在有功出力大于65%光伏分系统额定容量时进行光伏 分系统试验，调节时间不应大于60s，实际值与设定值偏差不应超 过5%额定容量。 3应在25%、50%、75%、100%额定充放电功率下进行储能 分系统试验，实际功率与设定值偏差不应超过5%额定充放电 功率。

超过2%额定容量。 2应在有功出力大于65%光伏分系统额定容量时进行光伏 分系统试验，调节时间不应大于60s，实际值与设定值偏差不应超 过5%额定容量。 3应在25%、50%、75%、100%额定充放电功率下进行储能 分系统试验，实际功率与设定值偏差不应超过5%额定充放电 功率。 5.0.8在各分监控系统中设置风电、光伏、储能分系统无功功率 进行无功控制功能试验时，应记录下列数据并计算相关性能指标 1宜在有功出力大于90%风电分系统额定功率时，在电站 并网点电压充许运行范围内进行风电分系统无功控制功能试验 调节时间不应大于30s，实际值与设定值偏差不宜大于3MVar。 2宜在电站并网点电压充许运行范围内进行光伏分系统无 功控制功能试验，调节时间不应大于30s，实际值与设定值相对偏 差不宜大于5%。 3宜在功率因数调节范围内进行储能分系统无功控制功能 试验，实际值与设定值相对 毫不宜天王5%

0.8在各分监控系统中设置风电、光伏、储能分系统无功功

1宜在有功出力大于90%风电分系统额定功率时，在电站 并网点电压充许运行范围内进行风电分系统无功控制功能试验 周节时间不应大于30s，实际值与设定值偏差不宜大于3MVar。 2宜在电站并网点电压充许运行范围内进行光伏分系统无 功控制功能试验，调节时间不应大于30s，实际值与设定值相对偏 差不宜大于5%。 3宜在功率因数调节范围内进行储能分系统无功控制功能 试验，实际值与设定值相对偏差不宜大于5%。

6.1.1联合调试应包括基本监控功能调试、有功自动控制功能调 试、电压自动控制功能调试

6.1.2联合调试前应具备下列条件： 1联合监控系统硬件设备的数量、型号、额定参数应符合设 计要求，软件功能应完成现场测试，且满足设计要求。 2变电站、风电分系统、光伏分系统、储能分系统与联合监控 系统通信应正常，实时性和准确性应符合现行行业标准《电力系统 通信设计技术规定》DL/T5391的相关规定。 3有功/无功自动控制功能和性能调试时，发电单元应为远方 控制方式，不受控的发电单元容量不宜超过总装机容量的10%

6.2基本监控功能调试

6.2.1联合监控系统与变电站监控系统调试应符合下

0.2.1 联合监控系统与变电站监控系统调试应符合下列规定： 1变电站设备状态显示应完整正确。 2变电站设备遥测量、遥信量传送正确，实时性符合现行行业 标准《220～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》DL/T 5149的相关规定。 3可远方操作设备遥控功能和远方调节设备遥调功能，并应 可靠正确。 4无功补偿装置投入/退出遥控指令、无功/电压遥调指令应 正确执行。

6.2.2联合监控系统与风电、光伏、储能分系统调试厂

1发电单元状态显示应完整正确。 2发电单元遥测量、遥信量传送应正确，实时性应符合设计 要求。 3 远方启停和调节发电单元时，遥控、遥调功能应可靠准确 4发电单元应正确执行启停等遥控指令、有功/无功等遥调 指令。 5应分别进行风电、光伏、储能分系统的有功控制功能试验 试验方法及技术指标应按本标准第5.0.7条要求执行。 6应分别进行风电、光伏、储能分系统以及各汇集线的无功 控制功能试验，试验方法及技术指标应按本标准第5.0.8条要求 执行。

6.3有功自动控制功能调试

6.3.1通过监控界面检查联合监控系统有功自动控制功能，应符 合下列规定： 1场站就地/调度远方、开环/闭环工作方式切换应正常。 2 跟踪计划、平滑波动、频率调节等控制自标切换应正常。 3风、光、储、风光、风储、光储、风光储发电方式切换应正常， 6.3.2J 应将联合监控系统有功自动控制工作方式设置为场站就 地，分别在跟踪计划、平滑波动、频率调节控制自标下依次进行各 种发电方式的开环/闭环模式调试，并应包括下列内容： 1设置控制目标。 2设置发电方式。 3 设置功率曲线、波动率、频率偏差等控制参数。 4记录联合监控系统数据并计算控制性能指标，开环方式下 指令分配应合理，闭环方式下所有发电单元应正确执行指令，控制 性能应满足设计指标及上级调度机构的要求。 5进行风电、光伏、储能监控系统的通信中断、接收有功指令 不合理等异常情况下的安全性测试，联合监控系统应告警并闭锁，

被控设备应自动切换到就地控制方式。 6.3.3应将联合监控系统有功自动控制工作方式设置为调度远 方，与上级调度机构的调控主站进行跟踪计划、频率调节等功能的 联合调试，并应包括下列内容： 1执行调控主站的指令，记录监控系统数据并计算控制性能 指标，控制目标应满足上级调度机构要求。 2进行通信中断、接收有功指令不合理等异常情况下的安全 性测试，联合监控系统应告警并自动切换到场站就地控制方式。

1 场站就地/调度远方、开环/闭环工作方式切换应正常。 2 电压、无功以及功率因数等控制自目标切换应正常。 3无功补偿装置投入/退出状态切换应正常。 6.4.2应将联合监控系统自动电压控制工作方式设置为场站就 地，分别在并网点电压、无功、功率因数控制目标下依次进行各种 发电方式的开环/闭环模式调试，并应包括下列内容： 设置控制自标。 2 设置发电方式。 设置电压曲线、无功曲线、功率因数曲线等控制参数。 41 设置无功补偿装置受控状态。 5记录联合监控系统数据并计算控制性能指标，开环方式下 指令分配应合理，闭环方式下发电单元及无功补偿装置应正确执 行指令，站内母线电压分布应满足限值约束，并网点控制目标应满 足精度和调节速度的要求。 6进行风电、光伏、储能系统监控系统通信中断、接收电压指 令不合理等异常情况下的安全性能测试，联合监控系统应告警开 闭锁，被控设备应自动切换到场站就地控制方式。 6.4.3应将联合监控系统自动电压控制工作方式设置为调度远

6.4.3应将联合监控系统自动电压控制工作方式设置

方，与上级调度机构的调控主站进行电压跟踪联合调试，并应包括 下列内容： 1执行调控主站的指令，记录监控系统数据并计算控制性能 指标，控制自标应满足上级调度机构的要求。 2进行通信中断、接收电压指令不合理等异常情况下的安全 性测试，联合监控系统应告警并自动切换到场站就地控制方式。

7工程启动验收和试运行

风电分系统、光伏分系统、储能分系统的启动验收和试运行，以及 风光储联合发电站试运行验收。 7.1.2启动验收应具备下列条件： 1土建、安装等单位工程验收合格。 2消防、暖通和给排水、环境保护和水保持、劳动安全验收 等专项验收合格。 3取得政府有关主管部门批准文件及并网许可文件。 4设计书、合同技术协议、出广试验报告、监造报告、安装记录、 调试报告、运行维护手册、设备和系统调试报告等验收资料齐备。 7.1.3具备工程启动验收和试运行条件后，施工单位应及时向建 设单位提出启动验收和试运行申请。 7.1.4工程启动验收和试运行应包括下列内容： 1审查工程建设总结报告。 2编制启动验收和试运大纲，并按照大纲要求进行启动验收 和试运行。 3对验收和试运行中发现的缺陷提出处理意见。 4签发符合本标准附录C要求的“工程启动验收和试运鉴 定书”。

1审查工程建设总结报告。 2编制启动验收和试运大纲，并按照大纲要求进行启动验收 和试运行。 3对验收和试运行中发现的缺陷提出处理意见。 4签发符合本标准附录C要求的“工程启动验收和试运鉴 定书”。

变电站启动验收前应具备下列条件： 设备单体安装调试完成，根据相关标准或制造厂有关文件

设备单体安装调试完成，根据相关标准或制造厂

试验合格，通过后动试验，且应已出具试验、调试报告。 2电气设备的外观、结构、标识和安全性应符合《建筑物电气 装置》GB/T16895的规定。 3单位工程验收完毕，且验收结果合格。 4通过并网工程验收，并包括下列内容： 1）涉及电网安全生产管理体系验收； 2）电气主接线系统及站用电系统验收； 3）继电保护、安全自动装置、自动化及信息系统、电力通信、 电能量信息采集系统、直流系统、监控系统、防误操作系 统等验收； 4）二次系统安全防护验收： 5）对电网安全、稳定运行有直接影响的其他设备及系统验收。 5通信系统与电网调度机构连接应正常。 6 电力线路应已经与电网接通，并应已通过冲击试验。 7 保护开关动作应正常。 8 保护定值应正确、无误。 9 监控系统各项功能应运行正常。 7.2.2 变电站启动验收应检查下列技术资料： 1设计书、订货技术协议、出厂试验报告、监造报告、安装记 录、调试报告、运行维护手册等设备技术资料。 2设备的规格、数量和技术参数等应与合同技术协议相符。 3符合现行国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试 验标准》GB50150要求的高压电气设备交接试验报告。 7.2.3应查明和消除调试过程中出现的缺陷和故障报警，变电站 应通过24h试运行，系统运行参数应正常。

7.2.2变电站启动验收应检查下列技术资料：

1设计书、订货技术协议、出厂试验报告、监造报告、安装记 录、调试报告、运行维护手册等设备技术资料。 2设备的规格、数量和技术参数等应与合同技术协议相符。 3符合现行国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试 验标准》GB50150要求的高压电气设备交接试验报告。 7.2.3应查明和消除调试过程中出现的缺陷和故障报警，变电站 应通过24h试运行，系统运行参数应正常。

7.3风电、光伏、储能分系统试运行和验收

7.3.1风力发电单元、光伏发电单元、储能运行单元试运行前应 具备下列条件：

1 升压变压器运行正常，开关、避雷器无异常动作情况。 发电单元安装验收完成，且验收结果合格。 32 发电单元调试完毕并出具调试报告，且调试结果合格。 4发电单元的规格、数量和技术参数等与合同技术协议 相符。 5设计书、订货技术协议、出厂试验报告、监造报告、安装记 录、厂内调试报告、运行维护手册等技术资料齐全。 6汇集线受电完成。 .3.2多台发电单元宜分别试运行，也可同时试运行，试运行应 符合下列规定： 1风力发电单元应符合下列规定： 1）无故障连续并网试运行时间不应低于240h； 2）出现4次及以上故障或单次故障处理时间超过6h时，该 单元宜重新开始试运行； 3）试运行期间，若没有出现超过额定风速工况，则试运行时 间宜延长，最大延长时间不宜超过48h。 2光伏发电单元应符合下列规定： 1）试运行时间应按照光伏组件接收总辐射量累计不低于 60kW·h/m²的时间计算； 2）出现3次及以上故障或单次故障处理时间超过6h时，该 单元宜重新开始试运行： 3）试运行期间若出现没有达到额定功率的总辐射量日照条 件时，则试运行时间宜延长，最大延长时间不宜超 过48h。 3储能运行单元应符合下列规定： 1）无故障连续并网试运行时间不应低手168h； 2试运行期间累计充放电容量不应低于5倍额定充放电 容量； 3）应根据实际需求进行削峰填谷、跟踪计划发电、平滑波动

1所有发电单元通过试运行后，分系统试运行应验收完成。 2试运行期间监控系统与发电单元通信应正常，有功无功 控制应无异常。 3试运行中出现的缺陷和故障报警应查明原因并消除，且针 对同类设备应已采取有针对性的预防措施。

7.4风光储联合发电站试运行

7.4.1风光储联合发电站试运行前应其备下列茶件 1风电、光伏、储能分系统及变电站启动验收完成，且验收结 果合格。 2风电、光伏、储能、变电站监控系统及联合发电监控系统调 式完成，性能指标应符合现行行业标准《地区电网调度自动化设计 技术规程》DL/T5002、《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T 5003和《220~500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》DL/T 5149的相关规定，且应已完成设计书、订货技术协议、出厂试验报 告、安装记录、运行维护手册以及基本监控、有功自动控制、无功自 动控制等功能和性能调试报告等资料的验收。

1风光储联合发电运行方式时，有功和无功电压自动控制均 应工作在调度远方方式，连续并网试运行时间不应低于240h。 2变电站及汇集线路一二次设备和系统应正常。 3有功自动控制功能的投运率不宜低于99.9%，调节合格 率不宜低于99%。 4无功电压自动控制功能的投运率不宜低于99.9%，无功 调节合格率不宜低于99%，电压调节合格率不宜低于99%

7.4.3风光储联合发电站试运行过程中出现的缺陷均应消 光储联合发电站工程启动验收完成。

4签发的工程启动验收和试运鉴定书”应符合本标准附 要求。

7.4.4签发的“工程启动验收和试运鉴定书”应符合本

8.1工程移交生产验收

8.1.1工程启动验收和试运行完成后，建设单位应及时向项自法

8.1.1工程启动验收和试运行完成后，建设单位应及时向项目法 人单位提出移交生产验收申请，项自目法人同意后，应及时筹办工程 移交生产验收，

8.1.2工程移交生产验收组应由建设单位组建，由项目法人单

1单位工程验收和启动验收均应合格，联合发电站试运行完 成，主要设备各项试验全部完成且合格，设备状态良好，安全运行 无重大事故。 2安全、消防设施齐全良好，安全防护措施落实到位。 3运行规程、操作规程、管理制度、设备台账等制度文件完整 齐备且经过审核批准，运行维护人员取得上岗资格。

8.1.4工程移交生产验收应提交建设总结设计报告、施工总结

调试报告、生产准备报告、监理报告、质量监督报告、施工记录、监 理和质监检查记录及签证文件、各阶段设计与审批文件、设备产品 技术说明书等资料。

1审查工程设计、施工、设备调试、生产准备、监理、质量监督 等总结报告。 2检查工程启动验收中发现的问题是否整改完成，检查分系 统及关键设备启动验收及试运行的相关报告和记录，确认各项性

能指标达到设计要求。 3确定工程移交生产期限。 4应签发符合本标准附录D要求的“工程移交生产验收鉴 定书”。

8.2.1工程峻工验收应在移交生产验收后进行，当完成工程决算 审查后，建设单位应及时向项目法人单位申请竣工验收，项目法人 单位应上报工程竣工验收主持单位审批。 8.2.2工程竣工验收阶段应成立竣工验收委员会，竣工验收委员 会应由政府相关主管部门、电力行业相关主管部门、项目法人单 位、生产单位、质量监督单位等单位代表和专家组成，建设、设计、 施工、监理单位作为被验收单位应列席会议。

1应在移交生产验收完成后进行。 2应按照施工图纸全部完成，并应已提交建设、设计、监理、 施工等相关单位签字、盖章的总结报告QXHS 0004S-2016 西峡县华洋食品有限公司 香菇粉制品，建设单位与生产单位对工 程遗留的缺陷、问题协商后应达成一致意见。 3消防、环境保护、档案、劳动安全、卫生设施、水王保持等专 项工程应已经通过政府有关主管部门审查和验收。 4竣工验收委员会应已经批准验收程序。 5工程投资应全部到位。 8.2.45 工验收应提交工程竣工决算报告及其审计报告、竣工工 程图纸、工程概预算执行情况报告、水土保持及环境保护方案执行 报告、工程工报告。 8.2.5 工程竣工验收应包括下列内容： 1 检查竣工资料是否完整齐备。 2 审查工程竣工报告。 3审查竣工决算报告及其审计报告

4审查工程决算执行情况。 5发现重大问题时，验收委员会应停止验收或者停止部分工 程验收，并督促相关单位限期处理。 6得出工程结论，并签发符合本标准附录E要求的“工程竣 工验收鉴定书。

注：符号“/”表示应提供，符号“*”表示宜提供或根据需要提供。

验收应准备的备查档案资料目录

表CXX工程启动验收和试运鉴定书

XX工程移交生产验收 主持单位（盖章）：

GB/T 33757.1-2017 分布式冷热电能源系统的节能率 第1部分：化石能源驱动系统EXX工程竣工验收鉴定书