GB／T 51311-2018 标准规范下载简介

GB／T 51311-2018 风光储联合发电站调试及验收标准

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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 51376-2019 钴冶炼厂工艺设计标准EXX工程竣工验收鉴定书

1为便于在执行本标准条文时区别对待，对要求严格程度不 司的用词说明如下： 1）表示很严格，非这样做不可的： 正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”； 2）表示严格，在正常情况下均应这样做的： 正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”； 3）表示充许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的： 正面词采用宜”，反面词采用“不宜”； 4）表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。 2条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合 的规定”或“应按执行”

高压电器施工及验收规范》GB50147 电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及 母线装置施工及验收规范》GB50149 电气设备交接试验标准》GB50150 电缆线路施工及验收规范》GB50168 盘、柜及二次回路施工及验收规范

《110~750kV架空输电线路施工及验收规范》GB50233 《电气装置安装工程低压电器施工及验收规范》GB50254 《光伏发电站验收规范》GB/T50794 《光伏发电站设计规范》GB50797 《电化学储能电站设计规范》GB51048 《建筑物电气装置》GB/T16895 《风力发电机组齿轮箱》GB/T19073 《风力发电机组第1部分：通用技术条件》GB/T19960.1 《风电场接入电力系统技术规定》GB/T19963 《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964 《静止无功补偿装置（SVC）现场试验》GB/T20297 《风力发电机组验收规范》GB/T20319 《风力发电机组双馈异步发电机第1部分：技术条件》GB/T 23479.1 《风力发电机组 双馈异步发电机第2部分：试验方法》GB/T

《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 《风力发电机组 全功率变流器第1部分：技术条件》GB/T 25387.1 《风力发电机组 双馈式变流器第1部分：技术条件》GB/T 25388.1 《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 低速永磁同步发电机第2部分：试验方法》 GB/T25389.2

《电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分》GB26860 《电力系统同步向量测量装置检测规范》GB/T26862 《储能变流器检测技术规程》GB/T34133 《气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程》DL/T618 《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 《风力发电场安全规程》DL/T796 《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/T1101 《链式静止同步补偿器第4部分：现场试验》DL/T1215.4 《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/T5003 《220～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》DL/T5149 《电力系统通信设计技术规定》DL/T5391 《风力发电机组振动状态监测导则》NB/T31004 《双馈风力发电机变流器制造技术规范》NB/T31014 《永磁风力发电机变流器制造技术规范》NB/T31015 《双馈风力发电机组主控制系统技术规范》NB/T31017

《风力发电机组电动变桨控制系统技术规范》NB/T31018 《风力发电机组偏航系统第1部分：技术条件》JB/T10425 《风力发电机组偏航系统第2部分：试验方法》JB/T10425

《风光储联合发电站调试及验收标准》GB/T51311一2018，经 住房城乡建设部2018年9月11日以第211号公告批准发布。 本标准制订过程中，编制组进行了广泛、深入的调查研究，总 结了我国在风光储联合发电站建设中的实践经验，同时参考了国 外先进技术法规、技术标准。 为便于广大设计、施工、科研、学校等单位有关人员在使用本 标准时能正确理解和执行条文规定，《风光储联合发电站调试及验 收标准》编制组按章、节、条顺序编制了本标准的条文说明。对条 文规定的目的、依据以及执行中需注意的有关事项进行了说明 但是，本条文说明不具备与标准正文同等的法律效力，仅供使用者 作为理解和把握标准规定的参考

1总则 (49) 2 术语 (50） 基本规定 (51) 设备调试 (52) 4.1 一般规定 (52) 4.2 风力发电单元调试 . (52) 4.3 光伏发电单元调试· （53) 4.4 储能运行单元调试· (54) 分系统调试 (57) 联合调试 (59) 6.1 一般规定 (59) 6.2 基本监控功能调试· (59) 6.3 有功自动控制功能调试 (60) 6.4 自动电压控制功能调试： (61) 工程启动验收和试运行 (63) 7.3风电、光伏、储能分系统试运行和验收 (63) 工程移交生产验收和竣工验收 (65) 8.1工程移交生产验收： (65) 8.2工程工验收 65

2 术语 (50） 基本规定 (51) 设备调试 (52) 4.1 一般规定 (52) 4.2 风力发电单元调试 . (52) 4.3 光伏发电单元调试· （53) 4.4 储能运行单元调试·· (54) 分系统调试 (57) 联合调试 (59) 6.1 一般规定 (59) 6.2 基本监控功能调试· (59) 6.3 有功自动控制功能调试 (60) 6.4 自动电压控制功能调试： (61) 工程启动验收和试运行 (63) 7.3风电、光伏、储能分系统试运行和验收 (63) 工程移交生产验收和竣工验收 (65) 8.1工程移交生产验收· (65) 8.2工程工验收 65

8.1工程移交生产验收

1.0.2本条规定了本标准的适用范围，适用于通过35kV及以上 电压等级接入电网的陆地新建、改建和扩建风光储联合发电站，对 于通过35kV以下电压等级接入电网的风光储联合发电站，由于 电网条件不同，不适用本标准

对“风力发电机组”进行了明确定义。本标准定义的“风力发电单 元”包括风力发电机组及其升压变压器，主要考虑升压变压器和风 力发电机组的四遥信息通过同一通道接入风电监控系统，两类设 备的安装、调试和验收工作关系紧密

储能单元的定义为“电池组、电池管理系统及与其相连的功率变换 系统组成的最小储能单元”。本标准定义的“储能运行单元”包括 诸能单元及其升压变压器，主要考虑自前大容量电力储能是以多 个储能单元并联后经单台升压变压器并网，调度运行单位通常以 台升压变压器及其连接的储能单元作为一个运行单元命名。 2.0.42.0.6风光储联合发电站中，风电监控系统可独立监控 风电分系统运行，也可嵌入联合监控系统。风电分系统调试时需 要进行设备与风电监控系统间的联合调试，因此将风电监控系统 纳入风电分系统定义范畴。第2.0.5条和第2.0.6条的定义与第 2.0.4条类似。

3.0.0油本标准规的 ，而试工作任单位 工程验收之后进行，因此，本标准规定的风光储联合发电站验收包 活工程启动验收和试运行、工程移交生产验收和工程竣工验收三 个阶段的验收工作，不包括单位工程验收

4.1.2设备调试前应具备的条件中，“天型作业活动”指需要大型 起重机械进行的吊装作业。风力发电机组调试分为静态调试和动 态调试。静态调试可以在升压变压器未送电条件下进行，动态调 式必须在升压变压器带电条件下进行。在实际调试过程中，可能 由于输变电设备不具备带电条件，需要利用临时供电设备进行静 态调试，因此本条增加了对临时供电设备的要求

4.2.3本条说明如下

4.2风力发电单元调试

4.2.3本茶说明如下： 1塔架引雷通道电阻值按照现行行业标准《风力发电场安全 规程》DL/T796一2012第8.6条执行。 2自前，我国在运风力发电机组的发电机类型为双馈异步 发电机和低速永磁同步发电机。双馈异步发电机的技术指标按 照现行国家标准《风力发电机组双馈异步发电机第1部分： 技术条件》GB/T23479.1的要求执行，检查方法按照现行国家标 准《风力发电机组双馈异步发电机第2部分：试验方法》GB/T 23479.2的要求执行。低速永磁同步发电机的技术指标按照现行 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的要求执行，检查方法按照现行国家标准 《风力发电机组低速永磁同步发电机第2部分：试验方法》 GB/T25389.2的要求执行。 3由于齿轮箱已经于出厂前在全功率平台上进行过运行检 查，因此本条只对现场安装中可能存在的问题进行调试，包括齿轮

箱油位检查、润滑系统检查、冷却风扇和加热器检查等，按照现行 国家标准《风力发电机组齿轮箱》GB/T19073一2018第5.2条 的要求执行。 6风力发电机组变系统一般分为电动变桨系统和液压变 桨系统。自前国内主流广家的新投运机型均为电动变桨系统，因 此变浆系统调试执行现行行业标准《风力发电机组电动变控制 系统技术规范》NB/T31018的要求。对于液压变系统，功能调 试可参考现行行业标准《风力发电机组电动变浆控制系统技术规 范》NB/T31018执行，液压机构的检查和调试参照现行行业标准 《风力发电机组一般液压系统》B/T10427或厂家调试手册执行。

4.2.4本条说明如下

4本款中5%偏差是按照现行行业标准《风电场并网性能 方法》NB/T31078对风电机组有功功率设定值控制偏差要 行。限功率运行时间要求与正在编制的行业标准《风力发电 式规程》一致，不低于72h

4.2.6由于我国风力发电机组振动测试标准缺失，德国标准

4.3光伏发电单元调试

4.3.5本条规定了光伏发电单元整体带电调试过程

3自前现行光伏逆变器标准对有功功率控制精度暂无指标 要求，根据现场光伏逆变器测试经验，有功功率控制精度通常小于 5%，因此本标准规定光伏发电单元有功功率控制偏差不宜大于 5%额定功率。 4自前现行光伏逆变器标准对无功功率控制精度暂无指标 要求，本条参照现行国家标准《光伏发电站无功补偿技术规范》 GB/T29319一2012第9.2条，规定光伏发电单元无功功率控制 偏差不宜大于设定值的5%。

4.3.6光伏组件串运行电流偏差按照现行国家标准《光伏

率因数调节范围按照现行国家标准《光伏发电站接入电力系统技 术规定》GB/T19964一2012第6.2条的要求执行，有功功率的控 制偏差按照现行行业标准《光伏发电站并网性能测试与评价方法 VB/T32026一2015第8.1.2条的要求执行，无功功率的控制偏 差按照现行国家标准《光伏发电站无功补偿技术规范》GB/T 29321一2012第9.2条的要求执行。

4.4储能运行单元调试

4.4.3本条规定了储能运行单元带电调试前的检查工作。储能 运行单元调试按照部件结构划分为汇流柜、变流器、电池组及其辅 助系统。 3电池柜内电池管理系统与电池相连的带电部件和外壳之 间的绝缘电阻值按照现行国家标准《电化学储能电站设计规范》 GB51048一2014第5.4.2条的要求执行。

6钢硫电池特点是高温运行，在调试后动升温过程中，钠硫 电池各部件及焊接会受到热应力的影响，因不同厂家使用材料及 生产工艺不同，对温度变化承受能力不同。升温速度仅仅说明系 统启动运行的速度，不建议规定最低速度限制，但不可超过厂家规 定的最高速度，以免损坏电池。钠硫电池运行的性能和温度有关， 其内部温度可控，但在起初升温至工作温度后，温场不均匀，同一 电池组不同区域的电池温度差会影响一致性进而影响整体性能， 试验证明，当温差小于25C时，因温度造成的性能偏差在合理范 围内。

1通过对储能单元进行小功率充放电，检查和调试各级管理 系统和监控系统。 2通过逐步增加储能单元充放电功率，检查和调试设备 生能。 3自前现行电力储能并网运行标准对无功功率控制性能暂 无指标要求，根据多台大容量储能单元的测试结果，储能单元无功 功率控制偏差通常小于5%，因此本标准规定储能运行单元无功 功率控制偏差不宜大于5%。 4本款关于电池电压一致性的内容与现行国家标准《电力系 统电化学储能系统通用技术条件》GB/T36558相关内容一致，锂 离子电池温度一致性的内容与现行国家标准《电化学储能电站用 锂离子电池管理系统技术规范》GB/T34131相一致。 5本款关于储能单元初始充放电能量和能量转换效率的要求 与现行国家标准《电力系统电化学储能系统通用技术条件》GB/T 36558相关内容一致。其中储能单元的能量转换效率是在额定功 率充放电条件下的能量转换效率，锂电池储能单元能量转换效率 与现行国家标准《电力储能用锂离子电池》GB/T36276一致，铅 炭电池储能单元与现行国家标准《电力储能用铅炭电池》GB/T

致，液流电池储能单元与现行国家标准《全钒液流电池通 条件》GB/T32509一致，同时考虑了变流器的效率。 本条规定中关于功率因数的要求与现行国家标准《电力系 学储能系统通用技术条件》GB/T36558相一致。

36280一致，液流电池储能单元与现行国家标准《全钒液流电池通 用技术条件》GB/T32509一致，同时考虑了变流器的效率。

5.0.1～5.0.5考到风电、光伏、储能分系统的调试工作步骤和 内容相似，因此不再按设备类型分类，三个分系统均按此要求 执行。

画面数据重新开始更新的时间。 5.0.7风电分系统有功功率调节时间和控制偏差分别参照现行 行业标准《风电场有功功率调节与控制技术规定》NB/T31110 2017第5.6.3条和第5.6.4条要求执行，考虑到调试期间可能长 时间没有天风，将工况设置有功出力大于20%额定功率。光伏分 系统试验工况要求参照现行行业标准《光伏发电站并网性能测试 与评价方法》NB/T32026一2015第7.1.2条的要求执行，调节时 间和控制偏差参照第8.1.2条的要求执行。储能分系统有功控制 生能试验参照现行行业标准《电化学储能系统接入配电网测试规 程》NB/T33016一2014第7.3.1条的要求执行，选择工况设定值 为25%、50%、75%、100%额定有功功率。

5.0.8目前100MW及以上的火力发电机组无功功率控

般为2MVar~3MVar，同时根据50MW~200MW风电 控制性能的现场测试结果，风电场无功功率控制偏差通 3MVar，因此，本标准规定风电分系统无功功率控制偏差

于3MVar。无功功率调节时间参照现行行业标准《风电场并网性 能评价方法》NB/T31078一2016第6.3.3条对风电场无功电压 控制系统稳态控制响应时间的要求执行。 光伏分系统无功功率控制偏差指标参照现行国家标准《光伏 发电站无功补偿技术规范》GB/T29321一2012第9.2.4条的要 求执行，调节时间参照现行行业标准《光伏发电站并网性能测试与 评价方法》NB/T32026一2015第8.2.2条对光伏电站无功功率 调节稳态控制响应时间的要求执行。 储能分系统无功功率控制性能要求与储能运行单元要求 致。

6.1.1本条规定了全站联合调试的内容，包括基本监控功能调 试、有功自动控制功能调试、无功电压自动控制功能调试。基本监 控功能是通过联合监控系统对站内设备进行监视以及人工控制的 功能。有功自动控制功能是设定并网点有功控制自标，并通过联 合监控系统的自动控制软件实现对站内发电设备有功出力自动协 周控制的功能。无功电压自动控制功能是设定并网点无功电压控 制自标，通过联合监控系统自动控制软件实现对站内无功补偿装 置、发电设备无功出力自动协调控制的功能

1联合监控系统硬件配置以及软件功能应满足设计要求，具 备接入现场实时数据的条件。 2联合监控系统与变电站、各分系统之间的通讯实时性、准 确性以及控制性能应满足现行行业标准《电力系统通信设计技术 规定》DL/T5391的要求。 3联合调试期间部分发电单元可能出现由于通信信号不稳 定、设备故障等导致无法接收联合监控系统控制指令的情况，为了 保证联合调试进度，当不受控的发电单元容量不超过总装机容量 10%时，允许进行联合调试

6.2基本监控功能调试

1本条规定了联合监控系统与变电站监控系统调试前应达 要求，包括基本要求和无功补偿装置要求。基本要求指变电 备状态监控画面的完整性，遥测、遥信的正确性和实时性，以

及遥控、遥调命令执行的正确性等。无功补偿装置的要求指在联 合监控系统画面上设置无功电压且标能被准确跟踪执行。

合监控系统画面上设置无功电压自标能被准确跟踪执行。 6.2.2本条规定了联合监控系统与风电、光伏、储能分系统调试 应达到的要求，包括基本要求和有功控制、无功控制要求。基本要 求指发电设备状态监控画面的完整性，遥测、遥信正确性和实时 生，以及遥控、遥调命令执行的正确性等。有功控制要求指在联合 监控系统画面上设置的各分系统有功控制自标能被准确跟踪执 行，且试验条件以及性能指标与本标准第5.0.7条相同。无功控 制要求指在联合监控系统画面上设置的各分系统汇集线无功控制 自标能被准确跟踪执行，且试验条件以及性能指标与本标准第 5.0.8条相同。

6.3有功自动控制功能调试

6.3.1本条规定了通过监控界面操作对有功自动控制功能进行 静态检查应达到的要求，包括工作方式切换、控制目标切换、发电 方式切换等。

65.3.2本条规定了场站就地工作方式下的有功自动控制功能调

1控制目标可设置为跟踪计划、平滑波动、频率调节。 2发电方式可设置为风、光、储、风光、风储、光储、风光储等， 不同发电方式下具有不同的有功出力。 3根据相应控制目标，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，并在开环方式下检查指令分配合 理性，在闭环方式下检查控制性能指标是否满足上级调度机构要 求。控制性能指标主要包括响应时间和控制精度，一般由上级调 度机构根据本地电网情况进行规定，在规定时间内到达规定的死 区范围（控制精度）为合格点。 5异常情况下的安全性测试对保证可靠稳定运行十分重要。

应针对通信中断、分系统接收有功指令不合理等基本情况进 试，观察闭锁情况以及被控设备控制方式的切换

试，观察闭锁情况以及被控设备控制方式的切换。 6.3.3本条规定了调度远方工作方式下的有功自动控制功能调 试内容，与场站就地工作方式相比，仅包括跟踪计划、频率调节等 控制目标，控制目标由上级调度机构远方下发。同时，应进行通信 中断、接收指令不合理等异常情况下的安全性测试，且联合监控系 统应能进行控制方式切换

6.4.1本条规定了通过监控界面操作对无功电压自动控制功能 进行静态检查应达到的要求，包括工作方式切换、控制目标切换 无功补偿装置状态切换等

6.4.2本条规定了场站就地工作方式下的无功电压自动控制功

1控制自标可设置为电压、无功、功率因数等。 2发电方式可设置为风、光、储、风光、风储、光储、风光储等 不同发电方式，不同发电方式下具有不同的无功出力。 3根据相应控制目标，设置电压曲线、无功曲线、功率因数曲 线等控制参数。 4设置无功补偿装置受控状态，无功补偿装置是否投入对无 功电压自动控制具有重要影响。 5记录联合监控系统数据，并在开环方式下检查指令分配合 理性，在闭环方式下检查控制性能指标是否满足上级调度机构要 求。控制性能指标主要包括响应时间和控制精度，一般由上级调 度机构根据拓扑结构、短路容量等本地电网情况进行规定，在规定 时间内到达规定的死区范围（控制精度）为合格点。 6异常情况下的安全性测试对保证可靠稳定运行十分重要。 应针对通信中断、分系统接收无功指令不合理等基本情况进行测 试，观察闭锁情况以及被控设备控制方式的切换

6.4.3本条规定调度远方工作方式下的无功电压自动

本条规定调度远方工作方式下的无功电压自动控制功能

6.4.3本条规定调度远方工作方式下的无功电压自动控制功能 调试内容，控制目标由上级调度机构远方下发。同时，应进行通信 中断、接收指令不合理等异常情况下的安全性测试，且此时联合监 控系统应进行控制方式切换

GB/T 42205-2022 黑蒜质量通则7.3风电、光伏、储能分系统试运行和验收

7.3.1本条规定了风电、光伏、储能分系统试运行前需达到的基 本条件。 7.3.2本条规定了风力发电单元、光伏发电单元、储能运行单元 试运行的标准。 1风力发电单元： 1）试运行时间依据现行行业标准《风力发电场项自建设工程 验收规程》DL/T5191确定，可基于风电场需求和对风力发电单 元成熟度的考虑延长试运行时间。 2）风力发电单元若重复出现4次及以上故障，表明该单元运 行尚不够稳定，若单次故障处理时间超过6h，则表明存在重天故 障，不能满足试运行要求。 3）若试运行期间没有出现超过额定风速的大风，为检查功率 输出特性宜延长试运行时间，但不宜延长过久，以48h为宜。若 18h内仍未出现额定风速，视为外部环境条件满足试运行要求。 2光伏发电单元： 1）本项中“光伏组件接收总辐射量累计不低于60kW·h/m² 依据现行国家标准《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型 GB/T9535的要求确定。 2光伏发电单元若出现3次及以上故障，表明该单元运行尚 不稳定，若单次故障处理时间超过6h，则表明存在重大故障，不能 满足试运行要求。 3）试运行期间光伏发电单元没有达到额定功率，宜延长试运 行时间。但由于天气因素不可控，不宜延长太久，以48h为宜。若

18h内仍未出现超过额定功率，视为外部环境条件满足试运行 要求。 3储能运行单元： 1）本项与已报批的国家标准《电化学储能电站施工与验收规 范》相一致，且当储能用于与火电厂配合进行调频或调峰时，应为 168h，与火电厂试运行时间相同；当储能用于与风电场、光伏电站 配合进行功率平滑或跟踪发电计划时，应为240h，与风电场，光伏 电站试运行时间相同。 2）试运期间储能电站累计充放电能量不应低于额定能量的5 倍，当累计充放电能量少于5倍额定能量，应延长试运行时间直至 达到规定要求。 4）储能运行单元若出现3次及以上故障，表明该单元运行尚 不稳定，若单次故障处理时间超过24h，则表明存在重大故障，不 能满足试运行要求。

8工程移交生产验收和竣工验收

8.1.4工程移交生产验收按照规定的需查资料进行，确保项自建 设质量及流程合理合规。必要时可以根据实际情况进行现场验 收，保证被验工程实际情况与提供的材料相符。

8.2.1竣工验收指建设工程项自峻工后开发建设单位会同设计、 施工、设备供应单位及工程质量监督部门，对该项自是否符合规划 设计要求以及建筑施工和设备安装质量进行的全面检验，以取得 俊工合格资料、数据和凭证。竣工验收是全面考核建设工作，检查 是否符合设计要求和工程质量的重要环节，对促进建设项目（工 程）及时投产、发挥投资效果、总结建设经验有重要作用。

验收标志着政府等主管部门对工程质量及相关社会效益（例 保等）的认可Q／CR 483-2015 高速铁路CRTSII型板式无砟轨道高强度挤塑板，参与移交生产验收的参建单位均应列席竣工验

8.2. 4.8. 2. 5