4　設備調試

4.1　一般規定

4.1.1　設備調試應包括變電站設備、風力發電單元、光伏發電單元、儲能運行單元的調試。

4.1.2　設備調試前應具備下列條件：

1　設備應安裝完畢，且安裝記錄等資料齊全。

2　現場應提供調試電源，并確認臨時供電設備的電壓、頻率和容量符合調試要求。

3　調試現場應無其他大型作業活動。

4　設備隨機文件、備品備件應齊備。

5　應編制調試方案、安全環保措施。

4.1.3　變電站一次設備調試應符合國家現行標準《電氣裝置安裝工程　高壓電器施工及驗收規范》GB 50147、《電氣裝置安裝工程　電力變壓器、油浸電抗器、互感器施工及驗收規范》GB 50148、《電氣裝置安裝工程　母線裝置施工及驗收規范》GB 50149、《電氣裝置安裝工程　電氣設備交接試驗標準》GB 50150、《電氣裝置安裝工程　電纜線路施工及驗收規范》GB 50168、《110～750kV架空輸電線路施工及驗收規范》GB 50233、《靜止無功補償裝置（SVC）現場試驗》GB/T 20297、《氣體絕緣金屬封閉開關設備現場交接試驗規程》DL/T 618、《鏈式靜止同步補償器　第4部分：現場試驗》DL/T 1215.4的相關規定。

4.1.4　變電站二次設備調試應符合國家現行標準《電氣裝置安裝工程　盤、柜及二次回路施工及驗收規范》GB 50171、《電氣裝置安裝工程　蓄電池施工及驗收規范》GB 50172、《電氣裝置安裝工程　低壓電器施工及驗收規范》GB 50254、《電力系統同步向量測量裝置檢測規范》GB/T 26862、《220～500kV電力系統故障動態記錄裝置檢測要求》DL/T 663、《微機型防止電氣誤操作系統通用技術條件》DL/T 687、《繼電保護和電網安全自動裝置檢驗規程》DL/T 995、《35kV～110kV變電站自動化系統驗收規范》DL/T 1101的相關規定。

4.1.5　變電站整體啟動調試應包括下列內容：

1　主變壓器受電試驗、沖擊合閘試驗。

2　保護定值核對試驗。

3　投運設備的向量檢查試驗。

4　送出系統和匯流系統的電壓互感器定相、核相試驗。

5　投運設備的功能檢查試驗。

6　變電站監控系統調試。

4.1.6　風力發電單元、光伏發電單元、儲能運行單元調試前匯集線（路）應空充完畢。

4.1.7　風力發電單元、光伏發電單元、儲能運行單元的升壓變壓器運行在和連接電纜絕緣應符合現行國家標準《電氣裝置安裝工程　電氣設備交接試驗標準》GB 50150的相關規定。

4.1.8　風力發電單元、光伏發電單元、儲能運行單元的升壓變壓器沖擊試驗應連續進行3次，每次試驗間隔不得小于5min，升壓變壓器應無異常聲響，無短路或放電現象，保護裝置應無異常動作。

4.1.9　風力發電單元、光伏發電單元、儲能運行單元的升壓變壓器測控裝置調試應包括與遠程監控系統的通訊調試以及遙測、遙信、遙控功能的檢查，并應符合下列規定：

1　測控裝置電壓、電流等遙測量以及開關狀態、告警和故障信息等遙信量應顯示正確。

2　測控裝置與遠程監控系統應通信正常。

3　遠程監控系統中的遙測量和遙信量與測控裝置應顯示一致。

4　遠程操作升壓變壓器的高、低壓側開關時，操作機構應可靠動作。

5　升壓變壓器運行在就地方式時，遠程監控系統應閉鎖遙控指令。

4.2　風力發電單元調試

4.2.1　調試前風力發電機組、升壓變壓器接地引下線與接地網導通應良好，接地電阻值不應大于4Ω。

4.2.2　風力發電機組動力電纜兩側相位應一致。

4.2.3　風力發電機組靜態調試應包括塔架、發電機、齒輪箱、主控制系統、安全鏈、變槳系統、偏航系統、液壓系統、溫度控制系統的調試，并應符合下列規定：

1　塔架引雷通道電阻值應符合現行行業標準《風力發電場安全規程》DL/T 796的相關規定。

2　發電機調試項目應包括定/轉子絕緣電阻測試、直流電阻測試、滑環與碳刷安裝檢查、對中檢查等，雙饋型風力發電機組應符合現行國家標準《風力發電機組　雙饋異步發電機　第1部分：技術條件》GB/T 23479.1、《風力發電機組　雙饋異步發電機　第2部分：試驗方法》GB/T 23479.2的相關規定，直驅型風力發電機組應符合現行國家標準《風力發電機組　低速永磁同步發電機　第1部分：技術條件》GB/T 25389.1、《風力發電機組　低速永磁同步發電機　第2部分：試驗方法》GB/T 25389.2的相關規定。

3　齒輪箱調試項目應包括齒輪箱油位、潤滑系統、冷卻風扇和加熱器等的檢查和齒輪箱油品檢驗，并應符合現行國家標準《風力發電機組齒輪箱》GB/T 19073的相關規定。

4　主控制系統調試項目應包括控制柜上電檢查、電氣回路絕緣電阻測試、加熱器檢查、就地通信檢查、傳感器檢查、軟件版本檢查、保護功能測試等，并應符合國家現行標準《風力發電機組　第1部分：通用技術條件》GB/T 19960.1、《風力發電機組　變速恒頻控制系統　第1部分：技術條件》GB/T 25386.1和《雙饋風力發電機組主控制系統技術規范》NB/T 31017的相關規定。

5　安全鏈調試項目應包括緊急停機、機艙過振動、扭攬、超速、過功率等保護功能測試，并應符合現行國家標準《風力發電機組驗收規范》GB/T 20319的相關規定。

6　變槳系統調試項目應包括電氣回路絕緣電阻測試、加熱器檢查、手動和自動變槳功能測試、安全順槳保護功能測試等，并應符合現行行業標準《風力發電機組電動變槳控制系統技術規范》NB/T 31018的相關規定。

7　偏航系統調試項目應包括機艙位置傳感器與風向標零位檢查和調整、手動和自動偏航功能測試、解纜保護測試等，并應符合現行行業標準《風力發電機組偏航系統　第1部分：技術條件》JB/T 10425.1、《風力發電機組偏航系統　第2部分：試驗方法》JB/T 10425.2的相關規定。

8　液壓系統調試項目應包括閥門、潤滑脂油位、傳感器、制動盤間隙、制動功能等的檢查和調整，并應符合設計要求。

9　機艙開關柜、機艙控制柜、變流柜、塔基控制柜、變槳控制柜等的溫濕度開關和傳感器應正常工作。

4.2.4　風力發電機組動態調試應包括變流器調試、空載調試、并網調試、限功率調試等，并應符合下列規定：

1　變流器調試項目應包括絕緣電阻測試、并網開關檢查、冷卻系統檢查、軟件版本檢查、保護功能測試等，雙饋變流器應符合國家現行標準《風力發電機組　雙饋式變流器　第1部分：技術條件》GB/T 25388.1、《雙饋風力發電機變流器制造技術規范》NB/T 31014的相關規定，全功率變流器應符合國家現行標準《風力發電機組　全功率變流器　第1部分：技術條件》GB/T 25387.1、《永磁風力發電機變流器制造技術規范》NB/T 31015的相關規定。

2　空載調試項目應包括空載啟機、運行和停機過程中的參數和保護功能檢查，電氣和機械參數應無異常，無故障和異常告警信息，安全順槳、緊急停機和超速保護等應正常動作。

3　并網調試項目應包括手動/自動啟機并網和停機的檢查，啟機、并網運行和停機過程中的電氣和機械參數、噪聲、振動應無異常，斷電保護應正常動作。

4　限功率調試宜在額定工況下進行，實際有功功率與設定值偏差不宜大于5％額定功率，時間不宜低于72h，運行結束后發電機滑環表面氧化膜、碳刷磨損和變槳系統齒輪表面潤滑應無異常。

4.2.5　風力發電機組與遠程監控系統的通信調試應包括遙測、遙信、遙控和遙調功能的檢查，并應符合下列規定：

1　風力發電機組與遠程監控系統應通信正常。

2　遠程監控系統中的風力發電機組遙測值應與就地顯示值一致。

3　遠程監控系統中的風力發電機組運行狀態、開關狀態、告警和故障信息應與就地顯示值一致。

4　風力發電機組應可靠、正確執行遠程監控系統啟機、停機、復位等操作指令。

5　風力發電機組應可靠、正確執行遠程監控系統有功和無功功率控制指令，就地顯示值應與遠程顯示值一致。

6　風力發電機組切入就地方式和維護狀態時，遠程監控系統應閉鎖遙控和遙調指令。

4.2.6　風力發電機組滿負荷運行后應進行傳動鏈振動測試，測試位置應符合現行行業標準《風力發電機組振動狀態監測導則》NB/T 31004的規定。主軸承和齒輪箱低速端的振動加速度值不宜大于0.5m/s2，齒輪箱高速端的振動加速度值不宜大于12.0m/s2，發電機軸承的振動加速度值不宜大于16.0m/s2。

4.2.7　風力發電機組滿負荷運行后，通過風電監控系統遠程設置有功和無功功率，功率因數調節范圍應符合現行國家標準《風電場接入電力系統技術規定》GB/T 19963的相關規定，實際值與設定值偏差不應大于5％額定功率。

4.3　光伏發電單元調試

4.3.1　調試前光伏區接地網接地電阻值不應低于4Ω，升壓變壓器、逆變器室、光伏方陣接地引下線應與接地網導通良好。

4.3.2　逆變器室消防、通風、照明等設備應符合現行國家標準《光伏發電站設計規范》GB 50797的相關規定。

4.3.3　光伏發電單元帶電前檢查調試應包括逆變器、直流配電柜、跟蹤系統、匯流箱和光伏組件串的檢查，并應符合下列規定：

1　逆變器柜體接地應導通良好，逆變器直流側和交流側對地絕緣電阻不應小于1MΩ。

2　直流配電柜母排正極和負極對地絕緣電阻不應小于1MΩ。

3　太陽跟蹤系統手動模式、自動模式和極限位置保護功能應符合現行國家標準《光伏發電站驗收規范》GB/T 50794的相關規定。

4　匯流箱接線端子各組串極性應連接正確，正極和負極對地以及正負極間絕緣電阻值不應小于1MΩ。

5　匯流箱開關裝置應動作正常，箱體接地應導通良好。

6　光伏組件外觀應無明顯損壞、氣泡和色差，接線應牢固，鋁合金邊框接地應可靠。

7　測試組件串開路電壓，宜在輻照度不低于700W/m2的條件下進行，同一匯流箱組件串之間開路電壓偏差不應大于2％，且最大偏差不應超過5V。

4.3.4　閉合逆變器交流側斷路器，逆變器各工作指示燈、交直流側斷路器、人機界面顯示和操作功能應正常，保護定值應符合設計要求。

4.3.5　光伏發電單元整體調試應包括逆變器就地監控功能、功率調節性能、組件串性能等的檢查、測試和調整，并應符合下列規定：

1　逆變器應正確執行就地啟停指令。

2　逆變器電壓、電流、溫度等運行參數應顯示正確。

3　在恒有功功率方式下，設置給定值為低于當前輸出功率的數值時，實測值與設定值偏差不宜大于5％額定功率。

4　按照功率因數設計范圍設置無功功率或功率因數時，實測值與設定值的相對偏差不宜大于5％。

4.3.6　測試光伏組件串的電流，宜在輻照度不低于700W/m2時進行，在相同測試條件下同一匯流箱組件串之間的電流偏差不應大于5％。

4.3.7　光伏發電單元與光伏監控系統的通訊調試應參照本標準第4.2.5條執行。

4.3.8　通過光伏監控系統遠程設置光伏發電單元的有功和無功功率時，功率因數調節范圍應符合現行國家標準《光伏發電站接入電力系統技術規定》GB/T 19964的相關規定，有功功率實測值和設定值偏差不宜大于5％額定功率，無功功率實測值和設定值相對偏差不宜大于5％。

4.4　儲能運行單元調試

4.4.1　調試前升壓變壓器、變流器柜、匯流柜、電池柜應與接地網導通良好。

4.4.2　儲能廠房內采暖通風與空氣調節系統、消防系統應符合現行國家標準《電化學儲能電站設計規范》GB 51048的相關規定。

4.4.3　儲能運行單元帶電前應檢查匯流柜、變流器、電池組及其輔助設備，并應符合下列規定：

1　匯流柜母排正極和負極對地絕緣電阻應大于1MΩ。

2　變流器直流側和交流側對地絕緣電阻應大于1MΩ，斷路器、接觸器應正常動作。

3　各電池柜內電池管理系統與電池相連的帶電部件和外殼之間的絕緣電阻應大于2MΩ，且外殼與柜體的接地引線應導通良好。

4　各電池組外觀、接線應正常。

5　液流電池電磁閥應轉動靈活、開度正常，循環泵、傳感設備、換熱設備應運行正常，電解液應無泄漏。

6　鈉硫電池保溫加熱系統功能應具備保溫加熱電源，電池模塊工作溫度應保持在290℃～350℃，升溫曲線設置應符合產品技術文件要求。升溫完成后，各測量點最大溫差不應大于25℃。

4.4.4　閉合變流器交流側開關，二次供電回路、電池管理系統、輔助設備、變流器應符合下列規定：

1　儲能單元二次回路供電電壓應符合設計要求。

2　電池管理系統之間通信應正常，電池管理系統電壓、溫度等監測數據應完整、正確，報警閾值設置應正確。

3　電池組通風、散熱等溫度調節系統應按設定值正確啟停。

4　變流器就地啟停機、緊急停機功能應正常，人機界面顯示功能和操作功能應正常。

5　變流器及電池管理系統保護定值應符合設計要求。

4.4.5　儲能運行單元整體調試應包括監控功能、功率調節性能、電池組串性能的檢查和調整，并應符合下列規定：

1　應就地設置10％額定有功功率，檢查就地監控、電池管理系統和變流器人機界面，電壓、電流、溫度等運行參數應顯示正確。

2　應設置20％、40％、60％、80％、100％額定充放電功率，有功功率實測值與設定值相對偏差不宜大于5％，且電池管理系統應無告警。

3　設置無功功率時，無功功率實測值與設定值相對偏差不宜大于5％，且電池管理系統應無報警。

4　應檢查電池組串SOC一致性、單體電壓一致性、單體溫度一致性，其中鋰電池單體溫度差異應小于5℃，全釩液流電池單元充滿電靜置30min后，電堆之間靜態開路電壓最大值、最小值與平均值的偏差不應超過平均值的2％。

5　標定儲能單元容量時，初始充電能量不應小于額定充電能量，初始放電能量不應小于額定放電能量。鋰離子電池儲能單元能量轉換效率不宜低于92％，鉛炭電池儲能單元能量轉換效率不宜低于86％，全釩液流電池儲能單元能量轉換效率不宜低于65％。

4.4.6　多變流器并聯儲能運行單元以額定功率并列運行時，變流器交流側電流不均衡度應符合設計要求。

4.4.7　儲能運行單元與儲能監控系統的通信調試應按照本標準第4.2.5條執行。

4.4.8　按照20％、40％、60％、80％、100％額定充放電功率遠程設置儲能運行單元運行參數，有功和無功功率的實測值與設定值相對偏差不宜大于5％，功率因數應按照《儲能變流器檢測技術規程》GB/T 34133的試驗方法進行測試。儲能變流器并網運行模式下不參與系統無功調節且輸出大于額定功率的50％時，功率因數不應小于0.98（超前或滯后）。