4　设备调试

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。

4　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》GB 50147、《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》GB 50148、《电气装置安装工程　母线装置施工及验收规范》GB 50149、《电气装置安装工程　电气设备交接试验标准》GB 50150、《电气装置安装工程　电缆线路施工及验收规范》GB 50168、《110～750kV架空输电线路施工及验收规范》GB 50233、《静止无功补偿装置（SVC）现场试验》GB/T 20297、《气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程》DL/T 618、《链式静止同步补偿器　第4部分：现场试验》DL/T 1215.4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》GB 50171、《电气装置安装工程　蓄电池施工及验收规范》GB 50172、《电气装置安装工程　低压电器施工及验收规范》GB 50254、《电力系统同步向量测量装置检测规范》GB/T 26862、《220～500kV电力系统故障动态记录装置检测要求》DL/T 663、《微机型防止电气误操作系统通用技术条件》DL/T 687、《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T 995、《35kV～110kV变电站自动化系统验收规范》DL/T 1101的相关规定。

4.1.5　变电站整体启动调试应包括下列内容：

1　主变压器受电试验、冲击合闸试验。

2　保护定值核对试验。

3　投运设备的向量检查试验。

4　送出系统和汇流系统的电压互感器定相、核相试验。

5　投运设备的功能检查试验。

6　变电站监控系统调试。

4.1.6　风力发电单元、光伏发电单元、储能运行单元调试前汇集线（路）应空充完毕。

4.1.7　风力发电单元、光伏发电单元、储能运行单元的升压变压器运行在和连接电缆绝缘应符合现行国家标准《电气装置安装工程　电气设备交接试验标准》GB 50150的相关规定。

4.1.8　风力发电单元、光伏发电单元、储能运行单元的升压变压器冲击试验应连续进行3次，每次试验间隔不得小于5min，升压变压器应无异常声响，无短路或放电现象，保护装置应无异常动作。

4.1.9　风力发电单元、光伏发电单元、储能运行单元的升压变压器测控装置调试应包括与远程监控系统的通讯调试以及遥测、遥信、遥控功能的检查，并应符合下列规定：

1　测控装置电压、电流等遥测量以及开关状态、告警和故障信息等遥信量应显示正确。

2　测控装置与远程监控系统应通信正常。

3　远程监控系统中的遥测量和遥信量与测控装置应显示一致。

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

4.2.1　调试前风力发电机组、升压变压器接地引下线与接地网导通应良好，接地电阻值不应大于4Ω。

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/T 796的相关规定。

2　发电机调试项目应包括定/转子绝缘电阻测试、直流电阻测试、滑环与碳刷安装检查、对中检查等，双馈型风力发电机组应符合现行国家标准《风力发电机组　双馈异步发电机　第1部分：技术条件》GB/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 23479.2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/T 25389.1、《风力发电机组　低速永磁同步发电机　第2部分：试验方法》GB/T 25389.2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/T 19073的相关规定。

4　主控制系统调试项目应包括控制柜上电检查、电气回路绝缘电阻测试、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/T 19960.1、《风力发电机组　变速恒频控制系统　第1部分：技术条件》GB/T 25386.1和《双馈风力发电机组主控制系统技术规范》NB/T 31017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/T 20319的相关规定。

6　变桨系统调试项目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桨控制系统技术规范》NB/T 31018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/T 10425.1、《风力发电机组偏航系统　第2部分：试验方法》JB/T 10425.2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、制动盘间隙、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、空载调试、并网调试、限功率调试等，并应符合下列规定：

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：技术条件》GB/T 25388.1、《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/T 25387.1、《永磁风力发电机变流器制造技术规范》NB/T 31015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。

4.2.5　风力发电机组与远程监控系统的通信调试应包括遥测、遥信、遥控和遥调功能的检查，并应符合下列规定：

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　风力发电机组切入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，测试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/T 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/s2，发电机轴承的振动加速度值不宜大于16.0m/s2。

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《风电场接入电力系统技术规定》GB/T 19963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4Ω，升压变压器、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》GB 50797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1MΩ。

2　直流配电柜母排正极和负极对地绝缘电阻不应小于1MΩ。

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/T 50794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1MΩ。

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/m2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、交直流侧断路器、人机界面显示和操作功能应正常，保护定值应符合设计要求。

4.3.5　光伏发电单元整体调试应包括逆变器就地监控功能、功率调节性能、组件串性能等的检查、测试和调整，并应符合下列规定：

1　逆变器应正确执行就地启停指令。

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％。

4.3.6　测试光伏组件串的电流，宜在辐照度不低于700W/m2时进行，在相同测试条件下同一汇流箱组件串之间的电流偏差不应大于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。

4.3.8　通过光伏监控系统远程设置光伏发电单元的有功和无功功率时，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/T 19964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　储能运行单元调试

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、消防系统应符合现行国家标准《电化学储能电站设计规范》GB 51048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、电池组及其辅助设备，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1MΩ。

2　变流器直流侧和交流侧对地绝缘电阻应大于1MΩ，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2MΩ，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，报警阈值设置应正确。

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5℃，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于额定充电能量，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％。

4.4.6　多变流器并联储能运行单元以额定功率并列运行时，变流器交流侧电流不均衡度应符合设计要求。

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％额定充放电功率远程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/T 34133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大于额定功率的50％时，功率因数不应小于0.98（超前或滞后）。