变电站项目验收计划

变电站项目验收计划（精选8篇）

变电站项目验收计划 第1篇

目录

一、光伏电站项目开发全过程---------------2

二、设计阶段-------2

三、施工建设-------2

3.1设备到场验收--------------------------2 3.2支架到场检查--------------------------2 3.3支架安装流程--------------------------2 3.4光伏组件的安装流程-----------------3 3.5光伏组件之间的接线-----------------3 3.6汇流箱的安装--------------------------3 3.7逆变器的安装--------------------------4

四、工程验收-------4

4.1单位工程验收--------------------------4 4.2土建工程--5 4.3屋面混凝土预制支架基础----------5 4.4屋顶及屋顶设施的验收-------------5 4.5安装工程的验收-----------------------5 4.6支架安装验收--------------------------5 4.7光伏组件安装的验收标准----------6 4.8汇流箱的安装验收应-----------------6 4.9逆变器安装的验收应-----------------6 4.10电气设备安装的验收---------------6 4.11光伏电路监控系统安装的验收--7 4.12防雷与接地安装的验收------------7 4.13光伏方阵直流电缆安装的验收--7 4.14安全防范工程验收------------------8 4.15消防工程验收-------------------------8

五、并网工程验收（与电网公司商讨接入方案）--------------------8

六、工程试运行和移交生产验收------------9

6.1光伏电站试运行和移交生产验收 9 6.2工程试运行和移交生产验收-------9 6.3移交时应提交资料--------------------9

七、系统检测及调试----------------------------9

7.1光伏组件串测试---------------------10 7.2逆变器的调试检测------------------10 7.3直流侧验收测试内容---------------11 7.4交流侧验收测试内容---------------12 7.5抽样选择 12

光伏电站项目施工及验收

一、光伏电站项目开发全过程

项目前期（核准、荷载、售电协议等）--设计--施工建设--并网调试检测--交付--质保期

二、设计阶段

现场勘查、初步设计、协调电网公司接入方案、深化设计（设备选型、系统设计、方阵设计、电气设计、辅助设计等）、出图

三、施工建设

测量放线--支架基础--支架安装--组件安装--光伏电缆桥架及电缆铺设--电气安装（汇流箱、逆变器、变压器等设备）--设备单体调试--设备联合调试--内部验收--竣工验收--并网检测--移交

3.1设备到场验收：

组件、逆变器、汇流箱等设备到场后应做到以下检查：

1包装及密封均应良好

2开箱检查、型号、规格均应符合设计要求，附件、备件应齐整

3产品的技术文件应齐全

4外观检查应完好无损

3.2支架到场检查：

1外观及防腐涂镀层应完好无损

2型号、规格及材质应符合设计图纸要求，附件、备件应齐全

3对存放在滩涂、盐碱等腐蚀性强的场所的支架应做好防腐蚀工作

4支架安装前，安装单位应按照“中间交接验收签收单”的相关要求对基础与预埋件

（预埋螺栓）的水平偏差合定位轴线偏差进行查验。

3.3支架安装流程

1固定支架安装应符合以下固定：

1采用型钢结构的支架，其紧固度应符合设计图纸要求及现行国家标准《钢结构工程施工质量验收规范》GB50205

2支架安装过程中不应强行敲打，不应气割扩孔。对热镀锌材质的支架，现场不宜打孔。

3支架安装过程中不应破摔支架防腐层

4手动可调式支架调整动作应灵活，高角度调节范围应满足设计要求。

5支架倾斜角度偏差不应大于+-1%

3.4光伏组件的安装流程

1光伏组件安装前

1支架安装必须应收合格

2宜按照光伏组件的电压、电流参数进行分类和组串

3光伏组件的外观及各部件应完好无损

2安装过程

1组件安装应按照设计图纸的型号、规格进行安装

2光伏组件固定螺栓的力矩值应符合产品或设计文件的规定

3光伏组件安装允许偏差应符合

3.5光伏组件之间的接线：

1光伏组件连接数量和路径应符合设计要求

2光伏组件间插接件应连接可靠

3外接电缆同插接件连接应搪锡

4光伏组件进行组串连接后应对光伏组件串的开路电压和短路电流进行测试

5光伏组件间接线可利用支架进行固定，应整齐美观。

6同一光伏组件和光伏组件串的正负极不应短接。

严禁触摸光伏组件串的金属带点部位，严禁在雨中进行光伏组件的连线工作。

3.6汇流箱的安装

1汇流箱安装前

1汇流箱内元器件应完好，连接线应无松动

2汇流箱的所有开关和熔断器应处于断开状态。

3汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻不应小于20M欧

2汇流箱安装应符合下列要求：

1安装位置应符合设计要求，支架和固定螺栓应为防锈件。

2汇流箱安装的垂直偏差应小于1.5mm

3汇流箱内的光伏组件串的电缆接线前必须确认为光伏组件侧和逆变器侧均有明显断开点。

3.7逆变器的安装

1逆变器安装前应：

1室内安装的逆变器安装前应具备：

1屋顶、楼板应施工完毕，不得渗漏。

2室内地面基础应施工完毕，并应在墙上标出抹面标高，室内沟道无积水、杂物，门窗安装完毕。

3进行装饰时有可能损坏已经安装的设备或设备安装后不能再进行装饰的工作应全部结束。

4对安装有妨碍的模板、脚手架等应拆除，场地应清扫干净。

5混凝土基础及构件应达到允许安装的强度，焊接构件的质量应符合规定：

6检查安装逆变器的型号、规格应正确无误，逆变器外观检查应完好无损。

7运输就位的机具应准备就绪，且满足荷载要求。

8大型逆变器就位时应检查道路通畅，且有足够的场地。

2逆变器安装应符合以下要求：

1逆变器采用基础型钢固定的，逆变器基础型钢安装的允许偏差：

2基础型钢安装后，其顶部宜高出抹平地面10mm，基础型钢应有明显的可靠接地。

3逆变器的安装方向应符合设计规定

4逆变器与基础型钢之间固定应牢固可靠。

5逆变器交流侧与直流侧电缆接线前应检查电缆绝缘，校对电缆相序和极性。

6逆变器直流侧电缆接线前必须确认汇流箱侧有明显断开点

7电缆接线完毕后逆变器本体的预留孔洞和电缆管口应进行防火封堵。

四、工程验收

施工质量验收（土建工程、安装工程、消防工程、安全工程）主要设备性能验收

安全验收（防雷接地、防火）4.1单位工程验收：

1质量控制资料应该完整

2单位工程所含分部分项有关安全和功能的检测资料应该完整

3主要功能项目的抽查结果应该符合相应技术要求的规定

4观感质量验收应符合要求

单位工程的验收应由建设单位（业主）、总包单位、施工单位、设计单位（或监理）等有关单位负责人及专业技术人员组成。4.2土建工程：

1光伏组件支架基础、场地及建筑物等分布工程的验收

2施工记录、隐蔽工程、质量控制、自检验收记录应完整完备 放线布线的验收应符合下列要求：

1光伏组件串、并联方式应符合设计要求

2光伏组件串标识应符合设计要求

3光伏组件串开路电压和短路电流应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定

4.3屋面混凝土预制支架基础：

1混凝土预制基础应符合现行国家标准《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB50204的有关规定

2外露的金属预埋件（预埋螺栓）应进行防腐处理，接地的扁钢、角钢均进行防腐处理。

3新建屋面的支架基础宜与主体结构一起施工。

4屋面支架的基础不得损害建筑物的主体结构，不应该破坏屋面的防水构造，且与建筑承重结构的链接牢固、可靠，对原有建筑物防水结构有影响时，应根据原防水结构重新进行防水处理。

5支架基础的轴线、标高、截面尺寸及垂直度以及预埋螺栓的尺寸偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794。4.4屋顶及屋顶设施的验收应符合：

1屋顶承重、平整度应符合设计要求

2电缆桥架应符合设计要求

3屋顶防水、排水设施应符合设计要求

建筑物内（逆变器、升压站、配电室）等需符合国家标准《建筑工程施工质量验收统一标准》GB50300和《钢结构工程施工质量验收规范》设计的要求 4.5安装工程的验收：

安装工程应包括：支架安装、光伏组件安装、汇流箱安装、逆变器安装、电气设备安装、防雷与接地安装、线路及电缆安装等分部分项工程的验收。

1设备制造单位提供的产品说明书、实验记录、合格证件、安装图纸、备品备件和专用工具及其清单等资料应完整齐备。

2设备抽查记录和报告、安装调配记录和报告、施工中的关键工序检查记录、质量控制记录、自检记录等资料应完整齐备。4.6支架安装验收应符合：

1固定支架

1固定支架安装的验收办法应符合现行国家标准《钢结构工程施工质量验收规范》GB50205的有关规定

2采用固件（压块等）的支架，紧固点应牢靠，不应有弹垫未压平等现象。（抽检比例？）

3支架安装的垂直度、水平度和角度偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定

4规定式支架安装的偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定

5对于手动可调式支架，高度角调节动作应符合设计要求。

6固定式支架的防腐处理应符合设计要求。

7金属结构支架应与光伏方阵接地系统可靠连接

4.7光伏组件安装的验收标准应符合下列要求:

1光伏组件安装应按设计图纸进行，连接数量和路径应符合设计要求

2光伏组件的外观及接线盒、连接器不应有损坏现象

3光伏组件间插件连接应牢固，连接线应进行处理，整齐美观

4光伏组件安装倾斜角度应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定

5光伏组件边缘高差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定

6方阵的绝缘电阻应符合设计要求

4.8汇流箱的安装验收应符合以下标准：

1箱体安装位置应符合设计图纸要求

2汇流箱标识应齐全

3箱体和支架连接应牢靠

4采用金属箱体的汇流箱应可靠接地

5安装高度和水平度应符合设计要求

4.9逆变器安装的验收应符合下列要求:

1设备的外观及主要零部件不应有损坏、受潮现象。元器件不应有松动或丢失。

2对调试记录及资料应进行复核。

3设备的标签内容应符合要求，应标明负载的连接点和极行

4逆变器的可靠接地

5逆变器的交流侧接口处应有绝缘保护所有绝缘和开关装置功能应正常

7散热风扇工作应正常

8逆变器和基础间连接应牢固可靠

9逆变器通风处理应符合设计要求

10逆变器悬挂式安装还应符合：

1逆变器和支架的连接应牢固可靠符合设计要求安装高度应符合设计要求

3水平度应符合设计要求

4.10电气设备安装的验收应符合以下要求：

1变压器和互感器安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程 电力变压器、油浸变压器、互感器施工及验收规范》GB50148的有关规定高压电气设备的安装验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程 高压电器施工及验收规范》GB50147的有关规定

3低压电器设备安装的验收应符合现行国家标准《电器装置安装工程 低压电器施工及验收规范》GB 50254的有关规定

盘、柜及二次回路接线安装的验收应符合现行国家标准《电器装置安装工程 盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》GB50171的有关规定

4.11光伏电路监控系统安装的验收应符合以下条件：

1线路敷设路径相关资料应完备齐备

2布放线缆的规格、型号和位置应符合设计要求，线缆排列应整齐美观，外皮无损伤，绑扎后的电缆应互相精密靠拢，外观平直整齐，线扣间距均匀，松紧适度。

3信号传输线的信号传输方式与传输距离应匹配，信号传输质量应满足设计要求

4信号传输线和电源电缆应分离布放，可靠接地

5传感器、变送器安装位置应能真实地反应被测量值，不应受其他因素的影响

6监控软件应符合设计要求

7监控软件应支持标准接口，接口的通信协议应满足监理上一级监控系统的需要及调度的要求

8监控系统的任何故障不应影响被监控设备的正常工作

9通电设备都应提供符合相关标准的绝缘性能测试报告

继电保护剂安全自动装置的技术指标应符合现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T14285的有关规定

调度自动化系统的技术指标应符合现行行业标准《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T5003和电力二次系统安全防护规定的有关规定

无功补偿装置安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程 高压电气施工及验收规范》GB50147的有关规定

调度通信系统的技术指标应符合现行行业标准《电力系统通信管理规程》DL/T544和《电力系统通信自动交换网技术规范》DL/T598的有关规定

检查计量点装设的电能计量装置，计量装置配置应符合现行行业标准《电能计量装置技术管理规程》DL/T448的有关规定

4.12防雷与接地安装的验收应符合：

1光伏方阵电压保护和接地安装的验收应符合

1光伏方阵过电保护与接地的验收应依据设计的要求进行

2接地网的埋设和材料规格型号应符合设计要求

3连接处焊接应牢固、接地网引出应符合设计要求

4接地网接地电阻应符合设计要求

电气装置的防雷与接地安装应符合现行国家标准《电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范》GB50169的有关规定

建筑物的防雷与接地安装的验收应符合国家现行标准《建筑物防雷设计规范》GB50057的有关规定

4.13光伏方阵直流电缆安装的验收应符合下列要求：

1直流电缆规格应符合设计要求

2标志牌应装设齐全、正确、清晰

3电缆的固定、弯曲半径、有关距离等应符合设计要求

4电缆连接接头应符合现行国家标准《电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范》GB 50168的有关规定

5直流电缆线路所有接地的接点与接地极应接触良好，接地电阻值应符合设计要求

6防火措施应符合设计要求

交流电缆安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范》GB 50168的有关规定

4.14安全防范工程验收：

设计文件及相关图纸、施工记录、隐蔽工程验收文件、质量控制、自检验收记录集符合现行国家标准《安全防范工程技术规范》GB50348的试运行报告等资料应完整齐备。

安全防范工程的验收应符合：

1系统的主要功能和技术性能指标应符合设计要求 系统配置，包括设备数量，型号及安装不见应符合设计要求。

工程设备安装、管线敷设和硬币工程的验收应符合现行国家标准《安全防护工程技术规范》GB50348的有关规定

4报警系统 视频安防监控系统，出入口控制系统的验收应符合现行国家标准《安全防范工程技术规范》GB50348的有关规定。

4.15消防工程验收应符合：

1设计文件及相关图纸、施工记录、隐蔽工程验收文件，质量控制，自检验收记录等资料应齐备

消防工程的设计图纸应得到当地消防部门的审核

3光伏电站消防应符合设计要求：

1符合设计要求

2建（构）筑构件的燃烧性能和耐火极限应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016的有关规定 屋顶光伏发电项目工程，应满足建筑物的防火要求

4防火隔离措施应符合设计要求 光伏电站消防给水、灭火措施及火灾自动报警应符合设计要求

6消防器材应按规定品种和数量排放齐全

7安全出口标志灯及火灾应急照明灯具应符合现行国家标准《消防安全标志》GB14395和《消防应急照明和疏散指示系统》GB17945的有关规定。

五、并网工程验收（与电网公司商讨接入方案）：

1涉及电网安全生产管理体系验收

2电气主接线系统及场（站）用电系统验收

3继电保护、安全自动装置，电力通信，直流系统，光伏电站监控系统等验收。

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电厂其他设备及系统验收

6通信系统与电网调度机构连接应正常

7电力线路应已经于电网接通，并已通过冲击试验

8光伏电站监控系统各项功能应运行正常

9并网逆变器应符合并网技术要求

六、工程试运行和移交生产验收

6.1光伏电站试运行和移交生产验收应符合下列条件：

光伏发电工程单位工程和启动验收均已合格，并且工程试运大纲经试运行和移交生产验收合格。

与公共电网连接处的电能质量应符合有关现行国家标准的要求

3设备及系统调试，宜在天气晴朗，天阳符合不低于400W/M2条件下进行

4生产区内所有安全防护设施均已经验收合格

5运行维护和操作规程管理维护文档应完备齐全

6光伏发电工程经调试后，从工程启动开始无故障连续并网运行时间不得少于光伏组件接受总辐射量累计达60KWH/M2的时间。

光伏发电工程主要设备（光伏组件，并网逆变器和变压器等）各项试验应完成且合格，记录齐全完整

8运行人员应取得上岗培训资格

6.2工程试运行和移交生产验收主要工作包括：

应审查工程设计、施工、设备调试、生产准备、监理、质量监督等总结报告

2应检查工程投入试运行的安全保护设施是否完善

3应检查监控和数据采集系统是否达到设计要求

4应检查光伏组件面接收总辐射量累计达60KWH/M2的时间内无故障连续并网记录是否完备。

5应检查光伏方阵电气性能、系统效率等是否符合设计要求

6应检查并网逆变器、光伏方阵列各项性能指标是否达到设计要求

7应检查工程启动验收中发现的问题是否整改完成

8工程试运行过程中发现的问题应责成有关单位限期整改完成9应确定工程移交生产期限

10应对生产单位提出管理要求和建议。

11应签发“工程试运行和移交生产验收鉴定书”

6.3移交时应提交资料如下：

1工程竣工决算报告及审计报告

2竣工工程图纸

3工程概预算执行情况报告

4工程竣工报告

七、系统检测及调试

项目现场测试验收工作内容：

1关键部件在实际运行条件下的性能测试（部件质量，、电气接线、触点保护和接地、标签和标识）； 重点内容：

光伏组件检测（是否存在热斑，隐裂等质量问题）；

I-V特性曲线；

汇流箱功率测试；

逆变器转换效率；

光伏组串一致性；

2接地和绝缘电阻；

3电能质量，系统电气效率；

4土建和支架结构（土建和支架满足设计要求、环境要求、相关标准和法规的要求；系统应配备相对应的消防措施）；

5电站电气建设与设计一致性； 7.1光伏组件串测试：

1光伏组件串测试前应具备以下条件：

1所有光伏组件应按照设计文件数量和型号组串并接引完毕。

2汇流箱内各回路电缆应接引完毕，且标示应清晰正确

汇流箱及内部防雷模块接地应牢固、可靠，且导通性良好

4辐射度宜在高于或等于700W/平米的条件下测试

2光伏组件串的检测应符合下列要求：

1汇流箱内测试光伏组件串的极性应正确

2相同测试条件的相同组件串之间的开路电压偏差不应大于2%,但最大偏差不应超过5V。

3在发电情况下应使用万用表对汇流箱内光伏组件串的电流进行检测，相同测试条件下且辐射照度不应低于700W/平米时，相同光伏组件串之间的电流偏差不应大于5%。

4光伏组件串电缆温度应无超常温等异常情况

5光伏组件串测试完成后，应按照规范格式填写记录。

逆变器投入运行前，将接入此逆变单元内的所有汇流箱测试完成 7.2逆变器的调试检测

1逆变调试前应具备：

1逆变器控制电源应具备投入条件

2逆变器直流侧、交流侧电缆应接引完毕，且极性（相序）正确、绝缘良好

3方阵接线应正确，具备给逆变器提供直流电源的条件

2逆变器调试前，应对其做好下列检查：

1逆变器接地应牢固可靠、导通性好

2逆变器内部元器件应完好，无受潮、放电痕迹

3逆变器内部所有电缆连接螺栓、插件、端子应连接牢固，无松动

4档逆变器本体配有手动分合闸装置时，其操作应灵活可靠，接触良好，开关位置指示正确。

5逆变器本体及各回路标识应清晰正确

6逆变器内部应无杂物，并经过清灰处理。

逆变器调试应符合以下要求:

1逆变器控制回路带电时，应对其做好下列检查

1工作状态指示灯、人机界面屏幕显示应正常

2人机界面上个参数设置应正确

3散热装置工作应正常

2逆变器直流侧带电而交流侧不带电时，应进行下列工作：

1测量直流侧电压值和人机界面显示值之间偏差应在允许范围内

2检查人机界面显示直流侧对地阻抗值应符合要求

3逆变器直流侧带电，交流侧带电，具备并网条件时，应进行下列：

1测量交流侧电压值和人机界面显示值之间偏差应在允许范围内，交流侧电压计频率应在逆变器额定范围内，且相序正确。

2具有门限位闭锁功能的逆变器，逆变器盘门在开启状态不应做出并网工作。

4逆变器并网后，在下列测试情况下，逆变器应跳闸解列：

1具有门限位闭锁功能的逆变器，开启逆变器盘门

2逆变器交流侧掉电

3逆变器直流侧对地阻抗低于保护设定值

4逆变器直流输入电压高于或低于逆变器的整定值

5逆变器直流输入过电流

6逆变器直流侧电压超出额定电压允许范围

7逆变器交流侧频率超出额定频率允许范围

8逆变器交流侧电流不平衡超出设定范围

逆变器停运后，需打开盘门进行检查时，必须切断直流、交流和控制电源，并确认无电压残留后，在有人监护的情况下进行。测试人员测试完毕后，应按照规范填写施工记录。7.3直流侧验收测试内容

1光伏组件（或组件串）标称功率测试

在太阳光辐照度不低于500W/m2，风速不大于2m/s条件下，使用便携式I-V测试仪，测试光伏组件（或组件串）的实测功率，推算至STC条件下的标称值，并与铭牌值相比较。在条件允许的情况下，从电站现场抽取5~10块代表性组件，送至实验室进行精密功率测量。

光伏组件EL隐裂测试

使用EL测试仪，在电站现场测试光伏组件的EL图像，并判断组件是否有隐裂，以及分析隐裂产生的原因。该测试对未安装的组件或拆卸下来的组件进行。

光伏组件（或组件串）电压电流匹配性测试

使用便携式电压电流测试仪，在电站现场测试光伏组件（或组件串）之间的开路电压、短路电流、运转电流的匹配性，是否由于3%。同一组批次组串测试时，辐照度变化不高于10W/m2。光伏组件（或组件串）绝缘和接地电阻测试

使用便携式绝缘测试仪，在电站现场测试光伏组件（或组件串）内部电路与边框或支架之间的绝缘电阻，测试电压为1000V，要求绝缘电阻满足IEC 61215中10.3的要求。

5光伏组件热斑隐患测试

使用便携式红外热像仪，在电站现场拍摄光伏组件在发电状态下的红外成像，分析局部过热及热斑隐患。光伏汇流箱绝缘测试

使用便携式绝缘测试仪，在电站现场测试光伏汇流箱输入输出电路与接地端和金属外壳之间的绝缘电阻，测试电压为1000V，要求绝缘电阻不小于1MΩ。

光伏汇流箱热效应测试

使用便携式红外热像仪，在电站现场拍摄汇流箱在正常工作状态下的红外成像，分析电路是否有局部过热导致燃烧的隐患。7.4交流侧验收测试内容

并网点输出电能质量测试

使用便携式电能质量分析仪，在电站现场逆变器的输出并网点，检测其输出交流电的电能质量，包括电压及波动、频率及波动、谐波、功率因数、三相不平衡度、闪变等。逆变器、配电柜、控制设备的绝缘电阻测试

使用便携式绝缘电阻测试仪，检测电站现场逆变器、配电柜、控制设备的内部电路对地及外壳的绝缘电阻。

逆变器、配电柜、控制设备的热效应测试

使用便携式红外热像仪，在电站现场拍摄逆变器、配电柜、控制设备在正常工作状态下的红外成像，分析电路是否有局部过热导致燃烧的隐患。

系统整体转换效率测试

使用便携式电站综合分析仪，同步测试光伏组串输出平均直流功率和逆变器输出交流功率，计算光伏电站系统整体转换效率。7.5抽样选择

采取现场抽样方式，抽样比例由合同双方协商确定。以下抽样比例供参考，特殊情况可增加抽样比例：

（1）单个项目装机容量3MW以下的光伏电站：

光伏组件5～8%；光伏组件串60～70%； 光伏汇流箱 50%；

光伏逆变器 300kW及以上等级，100%；300kW以下等级，80%；（2）单个项目装机容量3MW以上的光伏电站：

光伏组件1～3%；光伏组件串30～50%； 光伏汇流箱 30%；

光伏逆变器 500kW及以上等级，80%；500kW以下等级，50%；（3）子系统单元划分

对于分布式电站，子系统单元以屋顶等建筑物为划分单位，或者以逆变器数量为划分单位；

对于大型地面电站，子系统单元以逆变器数量为划分单位

参考文献：光伏发电工程验收规范

GB/T50796-2012

光伏发电工程施工规范

GB50794-2012

光伏电站现场测试技术规范 CPVT-2013-28

变电站项目验收计划 第2篇

关于110kV石正变电站＃2主变扩建工程

项目竣工环境保护验收意见

广东电网公司梅州供电局：

你公司报来110kV石正变电站#2主变扩建工程项目竣工环境保护验收申请表、验收调查表等有关资料收悉。2009年7月31日，我局组织召开了110kV石正变电站#2主变扩建工程项目竣工环境保护现场检查验收会。经研究，提出如下验收意见：

一、110kV石正变电站位于梅州市平远县石正镇东台村。项目性质为扩建工程，在一期工程预留场地进行扩建。本次验收内容为新增40MVA主变压器1台，1×4500kvar无功补偿装置1台，10kV出线10回。

工程实际总投资750.9万元，其中环保投资22万元。

二、广西泰能工程咨询有限公司编制的《110kV石正变电站#2主变扩建工程项目竣工环境保护验收调查表》表明：

（一）本工程项目采取了绿化、疏水、等生态保护措施，工程建设未对当地生态环境产生明显影响。工程施工临时用地已绿化，工程周围的植被恢复良好。

（二）该变电站及输电线路电磁环境敏感点的工频电场强度、磁感应强度符合《500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》（HJ/T24-1998）中居民区工频电场强度4kV/m、磁感应强度0.1mT的限值要求。项目周围敏感点无线电干扰值均符合《高压交流架空送电线无线电干扰限值》（GB15707-1995）规定的相应电压等级的无线电干扰限值(46dB(μV/m)）要求。

（三）变电站厂界昼间和夜间噪声均符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》| | | | | |

(GB12348-2008)2类标准。

（四）生活污水经地埋式污水处理设施处理后用于站区绿化灌溉。

（五）100%的被调查公众对本工程环境保护工作总体态度表示满意或基本满意。

三、该工程项目环境保护手续齐全，落实了环评及其批复提出的生态保护及污染防治措施，工程竣工环境保护验收合格。

四、工程投入运行后应做好以下工作：加强环保设施的日常维护与管理；做好工程电磁、声环境的日常监测工作；尽快与有资质的单位签订HW08类危险废物（废变压器油和废抹油布等）处理协议；进一步做好环境保护宣传工作。

二〇〇九年八月七日

抄送：广西泰能工程咨询有限公司、广东省环境辐射监测中心、平远县环保局

变电站项目验收计划 第3篇

变电站直流电源系统作为变电站控制保护装置、自动化装置、高压断路器分合闸机构等装置的重要电源，电源好比变电站的“心脏”，对变电站的安全可靠运行至关重要。变电站自动化水平的不断提高，电源系统的问题日渐显现,重要性越来越突出，其性能与质量直接关系到变电站设备的安全可靠，甚至影响到整个电网的稳定运行。

2007年开始，广东电网公司组织并发布了广东电网公司的系列站用电源技术规范、验收规范和运行维护管理规定。进一步规范了直流电源设计、制造、运行及维护，提高了直流电源系统可靠性和运行维护水平。新建、扩建或改造的变电站直流电源系统的验收必须认真、严格、规范地进行，才能保证投运后的变电站直流电源系统安全、可靠、稳定运行。我局直流系统大部分使用珠海泰坦科技有限公司及珠珠海瓦特电力设备有限公司产品。下面就目前直流系统验收中的关键问题进行分析探讨。

1 验收的总体原则

1.1 现场验收前应具备条件

变电站直流电源系统（交流输入、充电装置、馈电屏、蓄电池组、监控单元、蓄电池管理单元等）及其二次回路已按施工图及相关设计变更要求安装完毕。直流电源系统及其二次回路调试试验工作已全部完成。施工及监理单位应提交完整齐全的自检报告、安装调试报告、竣工草图、监理报告等技术资料。直流电源系统及其二次回路的验收文档已编制并经审核完毕。

1.2 现场验收要求

验收人员应根据直流电源系统技术协议、设计图纸、技术规范和验收文档开展现场验收。验收中发现的问题必须限时整改，存在较多问题或重大问题的，整改完毕后应重新组织验收。

2 验收重点内容与要求

2.1 直流电源屏验收

直流电源屏宜设有中间验收过程，重点检查绝缘试验、均流试验、稳流精度、稳压精度以及纹波系数的试验、硅降压回路全容量试验等试验项目。施工或监理单位应在直流电源屏试验开始前通知班组，班组安排人员到现场监督实验过程。

2.1.1 直流电源屏的重点检验项目检查要求如下：(1)检查绝缘试验，应检查并断开相应二次负荷支路。绝缘测试：直流电源装置的直流母线用2500V摇表测量，绝缘电阻不小于10MΩ。绝缘测试：各支路用1000V摇表测量，绝缘电阻不小于10MΩ。(2)模块均流试验：模块均流正常，在总输出（30%～100%）额定电流条件下，均流不平衡度小于5%。充电装置稳流精度≤±1%。充电装置稳压精度≤±0.5%。充电装置纹波系数≤0.5%。(3)充电装置应具备限流及限压特性功能。(4)微机控制：阀控蓄电池的充电程序（恒流→恒压→浮充）试验。微机控制：阀控蓄电池的补充充电程序试验。(5)硅降压回路全容量温升试验：用放电仪作负载，半小时后用红外仪测量温升，温升<85℃。

2.1.2 直流电源屏本体验收重点项目与要求：(1)监控单元检查：监控器的菜单切换功能、定值设置符合设计要求，改变浮充定值工作正确，启动均衡充电，工作正常。模拟量测量正常，电流测量精度误差不超过±1%；电压测量精度误差不超过±0.5%。(2)绝缘监察仪的检查：整定值：额定电压为220V,25KΩ；额定电压为110V,7KΩ。用电阻分别模拟正、负极接地，检测正确。在验收珠海瓦特WZJ-KJ微机直流接地检测系统，要求在没有接入二次负荷支路时，对进行支路的电流互感器漏电流调零（图1）。若没有进行漏电流调零会支路接地时，会影响支路接地检测判断正确。在做接地实验时，母线对地电阻显示和实际接地电阻值不一样时，通过调整负母对地电压的零点和系数进行校准。支路显示的电阻值同实际值不准时，通过调该支路的电流互感器进行零点调整，使该支路的互感器的输出电压调整至正常值校准。

2.2 蓄电池验收

2.2.1 蓄电池组核容试验

蓄电池组应设有中间验收过程，重点监督检验蓄电池组核容试验。施工或监理单位应在核容试验开始前通知班组，班组安排人员到班组安排人员到现场监督实验过程。施工单位一般无专业仪器，往往利用电阻进行放电，难以保持放电电流的稳定，对截止电压的控制采用人工控制，放电容量不够准确。在实际工作中，由于施工人员业务技术素质等原因的影响，往往不能够做好这项工作，甚至对蓄电池组造成损害，缩短其使用寿命。因此，为加强对蓄电池组核对性充放电的管理，对蓄电池组核容试验提出以下要求：

(1)核容试验的仪器要求：宜采用自动放电仪。“自动”，主要表现在：自动根据设定的终止条件，停止放电。一般而言，自动记录放电过程中的各项参数，如各节电池的端电压、放电电流、放电时间，而不再要人工去记录。自动生成报告。试验完成后，根据要求自动生成试验报告。（图2、3)

(2)核容试验的检验标准与方法：放电用I10恒流；当任一蓄电池电压下降到1.8V，或蓄电池组电压下降到1.8V×N时，停止放电。及时用I10电流进行恒流限压充电-恒压充电-浮充电。新安装验收，在三次充放电循环之内，若达不到额定容量值的100%，此组蓄电池为不合格。

(3)核容试验的注意事项：试验前，应逐个检查连接条是否紧固。试验中，放电仪与蓄电池应采用线耳螺栓固定连接，不得用夹子连接。放电过程中，每隔1小时使用红外测温仪对蓄电池测温。

(4)核容试验的数据保存：蓄电池组容量试验、单体蓄电池电压值等数据应作为验收资料长期保存，以便以后对该组蓄电池进行维护时作比对判断。

2.2.2 蓄电池内阻测试

初充电和核对性充放电完成后，蓄电池组在投入正常运行前，应对所有单体蓄电池的电压及内阻进行测量，测量完毕后，蓄电池组可投入运行。内阻测试值应用注意事项：(1)每只蓄电池内阻测试的阻值，只有跟历史数据的比较，才更能体现价值。所以，每次测试的结果，都要记录并保存好。(2)当某节蓄电池的内阻值与历史数据相比突变超过50%时，说明该节蓄电池已可能劣化，需要做核对性放电来验证。(3)测试数据与历史数据的比较，必须采用同一厂家的内阻仪，才具有可比性。因为，不同厂家的测试仪器，因为采用的测试原理不一样，造成测试阻值的数据不一样。

2.2.3 蓄电池室验收重点项目与要求

(1)蓄电池组设专用蓄电池室，两组蓄电池分别设置专用蓄电池室，同一蓄电池室内的两组蓄电池组间装设可靠防火间隔。(2)蓄电池室清洁干燥，通风良好；室温15—30℃（装设测温装置）。(3)窗户采取遮光措施，无阳光直射蓄电池。

2.2.4 蓄电池组验收验收重点项目与要求

(1)蓄电池外观的检查：蓄电池清洁干燥无污迹；外壳无裂纹，密封良好；排气阀部件齐全，无破损，无酸雾逸出。连接条、螺栓、螺母齐全，连接牢固。蓄电池螺栓未上紧，连片松引起蓄电池接头发热、有明火、燃烧。（图4、图5)

(2)引出电缆的检查：蓄电池组引出线采用铠装阻燃电缆，其正极和负极的引出线不应共用一根电缆；蓄电池组正、负极引出线电缆不直接连接到蓄电池极柱上，应连接到蓄电池架上的过渡接线板上。（图6)

3 资料检查

3.1 厂家资料的检查

(1)检查直流电源屏和蓄电池组的出厂报告、合格证、图纸以及技术说明书是否完备。(2)检查直流电源系统接线图、操作导则、设备定值清单、硅降压回路试验报告、主要元器件说明书及蓄电池出厂充放电记录、每只蓄电池内阻参数等。

3.2 其他运行相关资料的检查

检查变电站是否具备直流系统熔断器分级配置图、直流电源馈线开关投退表、直流系统一、二、三级配置图（直流系统网络图）、空气开关定值整定表、直流电源系统设备的基本信息表。

4 结论

直流系统是变电站的一个重要组成部分，对变电站的正常运行起着重要的作用。班组人员验收不严格，蓄电池、充电机参数指标和功能达不到要求，给今后的运行维护带来诸多问题，影响系统的安全运行。因此班组人员应验收过程中要认真对待各个环节中、抓住其关键点，确保直流系统安全、可靠投入运行。

摘要：变电站直流电源系统新建、扩建和改造工程的验收工作,包括对直流电源设备及二次回路现场验收工作,同时包括对系统运行环境条件的验收。结合工程实际,围绕输变电工程竣工验收现场,对变电站直流电源系统应该重点进行的验收项目、验收内容及质量评定标准进行了介绍。

关键词：直流系统,验收,重点项目,标准

参考文献

[1]广东电网公司电源设备运行管理规定-广东电网公司企业标准.

[2]广东电网公司变电站直流电源系统技术规范-广东电网企业标准.

变电站项目验收计划 第4篇

会上，孙若风在讲话中指出，“演出效果呈现关键支撑技术研发与应用示范”项目是文化装备提升工程——特别是演艺效果提升工程——的重中之重项目，项目成效事关中国演艺装备技术的大发展和大飞跃，各课题承担单位务必认真负责实施，确保高质量完成各项指标。

随后，专家组听取了各课题的预验收汇报，查阅了课题的预验收评价总结报告，审核了课题的经费决算情况，并根据各课题存在的相关问题深入剖析，提出了要进一步深化课题研究内容、关键技术创新点凝练、应用示范有效展示、技术标准规范和专利等指标完善等建议，并着重提出以项目为牵引的课题任务间的衔接与整合工作建议。各课题承担单位表示，一定会全力以赴做好课题及项目的正式验收工作，高质量地完成任务。

变电站项目验收计划 第5篇

关于110kV留隍变电站#2主变扩建工程

项目竣工环境保护验收的审批意见

广东电网公司梅州供电局：

你公司报来110kV留隍变电站#2主变扩建工程项目竣工环境保护验收申请表、验收调查表等有关资料收悉。经研究，提出如下验收意见：

一、110kV留隍变电站位于丰顺县留隍镇。本次扩建项目工程内容包括: 增加主变压器1台，容量为40MVA，并完善相关电器设备；增加10kV出线12回。项目性质为扩建工程。工程实际总投资1202.9万元，其中环保投资16.3万元，占总投资的1.35%。

二、广东核力工程勘察院编制的《110kV留隍变电站#2主变扩建工程项目竣工环境保护验收调查表》表明：

（一）本工程项目采取了绿化、疏水、等生态保护措施，工程建设未对当地生态环境产生明显影响。工程施工临时用地已绿化，工程周围的植被恢复良好。

（二）该变电站周围环境敏感点的工频电场强度、磁感应强度符合《500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》（HJ/T24-1998）中居民区工频电场强度4kV/m、磁感应强度0.1mT的限值要求。项目周围敏感点无线电干扰 1

值均符合《高压交流架空送电线无线电干扰限值》（GB15707-1995）规定的相应电压等级的无线电干扰限值(46dB(μV/m)）要求。

（三）变电站厂界昼间和夜间噪声均符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)2类标准。

（四）生活污水经地埋式污水处理设施处理后用于站区绿化灌溉。

100%的被调查公众对本工程环境保护工作总体态

（五）度表示满意或基本满意。

三、该工程项目环境保护手续齐全，落实了环评及其批复提出的生态保护及污染防治措施，同意通过工程竣工环境保护验收。

四、工程投入运行后应做好以下工作：加强环保设施的日常维护与管理；做好工程电磁、声环境的日常监测工作；尽快与有资质的单位签订HW08类危险废物（废变压器油和废抹油布等）处理协议；进一步做好环境保护宣传工作。

二〇一〇年二月四日

推广计划项目验收证书 第6篇

附件六： 国家科技成果重点推广计划 项 目 名 称： 项 目 编 号： 计 划 编 号： 主要完成单位： 组织验收单位： 验 收 日 期： 验收批准日期： 项目验收证书 冀科成验字[ ]号 河北省科学技术委员会 一九九七年制（盖章）

973计划项目结题验收办法 第7篇

973计划课题结题验收材料编写提纲及要求

（标题4号黑体，正文小4号仿宋体，A4纸、双面印刷，一、二、三部分分别装订）

（一）课题结题总结报告（按课题分列）

1、计划任务完成情况(对照任务书，对课题执行5年以来的完成情况进行总结)

2、研究水平与创新性（对课题执行5年以来的研究工作进展进行详细论述）

3、实施效果（科学前沿项目应重点论述研究成果的原创性和科学价值、对学科发展的推动作用及国际影响，每个课题列出3-5项突出成果，附必要的图表）例如

1.建立了最近9000年来亚洲季风气候变化的高分辨率时间序列。

对贵州茂兰董哥洞石笋近50个U/Th年龄和2000余个氧同位素分析数据，重建了平均分辨率达5年的亚洲季风气候演变历史（图1），该序列与北半球夏季太阳辐射变化趋势基本一致，其中8个百年尺度的季风干旱事件与北大西洋冰漂碎屑事件具有对应关系。与格陵兰冰芯δ18O记录详细对比表明，低纬季风与极地气候变化存在300－500年振荡频率上的相似性，但低纬季风气候可能提前极地气候变化150年左右，反映了低纬海气耦合在过去全球变化中的重要作用。与指示太阳活动强度的树轮∆14C记录详细对比后，发现百年尺度季风气候变化与9000年来太阳活动强度存在正相关关系，提供了太阳活动驱动地球气候变化的可靠证据(图2)，该成果发表在2005年出版的《Science》上。为此，《Science》刊物特约评论员，Kerr教授撰写了题为《Changes in the Sun may sway the Tropical Monsoon》的评述文章（Science, vol.308,pp787）。

图1 石笋记录的最近9000年来亚洲季风气候变化的高分辨率时间序列

（Wang et al, Science, 2005）

图2 百年尺度季风气候变化与9000年来太阳活动强度存在正相关关系

(Wang et al, Science, 2005)

2.建立热转移回授光释光测年方法，将光释光测年极限延伸到80万年

为了延长释光测年上限，提出了热转移回授光释光测的技术。系统地研究了细颗粒石英释光信号的热转移作用，区分出了回授的和基本转移的光释光信号成分；在此基础上，发现了石英回授OSL信号对剂量响应明显优于石英传统OSL信号(Wang et al., 2006a)；建立了石英回授OSL测年新方法，通过测定已知年龄样品证明了这一新方法和技术的可行性和可靠性，将释光测年时限延伸至过去80万年堆积的黄土(Wang et al, 2006b,c)(图3)。为了准确地测定过去约13万年以来的第四纪沉积物释光年龄，提出了简单多片再生法测年技术。证明了试验剂量不但能校正多测片测量过程中发生的感量变化，而且有利于多测片释光信号强度测定值的标准化，克服实验数据的分散，同时也避免了单片再生法多次循环过程产生的OSL信号积累，导致较老样品等效剂量测定值偏小的问题，从而提高了等效剂量测定值的准确度和精度。利用简单多片再生法对洛川剖面末次间冰期以来的31个黄土、古土壤样品进行了年龄测定，结果表明细颗粒石英OSL信号可以准确地测定距今13万年以来黄土的堆积年龄(Lu，Wang and Wintel, 2009)。在地质年龄测定的方法和技术上，突破了过去10-80万年期间不含火山喷发产物的碎屑沉积年龄测定的盲区，为古气候－环境、新构造、活动构造及地质灾害等的深入研究提供了一种新手段。这些研究成果发表在《Radiation Measurements》、《Quaternary Geochronology》、《Quaternary Science Reviews》等国际专业杂志上。0StratigraphyMagnetic Susceptibility(SI)0100200300021±2Recuperated OSL age(ka)20036±172±3135±8400600800L110L2203040L65060L7L8L9M/B57±3121±6150±12210±12Depth(m)L3L4L5337±21250±22339±14358±18430±23480±27530±44755±41765±48668±35774±41790±39369±27503010Grain size >30 μm(%)

图3 洛川剖面回授光释光测年结果能很好地与黄土地层年代相对应

(Wang et al, Quaternary Geochronology, 2006)

2006年出版的国际第四纪研究联合会的时事通讯(Newsletter of the International Union for Quaternary Research, INQUA)对王旭龙等新提出的回授光释光测年方法进行如下评价：释光测年技术的两个特殊进展得到普遍的关注。第一个重要研究进展就是利用石英的回授光释光信号来测量黄土堆积年龄，直到B/M界线，因此克服了由于传统光释光信号饱和而造成的120ka的测年上限。2006年Quaternary Geochronology 的主编 Rainer Grün教授在这个新创立的专门针对第四纪年代学的期刊的首页对王旭龙等提出的回授光释光测年方法进行了如下评价：王旭龙等展示了一篇突破性的文章，他们使人信服地证明了黄土释光测年最终突破15万年测年障碍，提供的可靠的测年结果至B/M界线。以该研究方法为主的论文在德国举行的第十一届国际释光和ESR大会获得优秀论文奖第一名。

4、人才培养、合作交流、数据共享等方面的情况

5、经费使用情况

6、存在的主要问题

7、课题组长和承担单位意见（需课题组长签字、承担单位盖章）

8、课题组发表论文目录（系统自动生成），并推荐2-3篇代表性学术论文（建议为第一资助的论文）

9.填报973计划管理系统中结题报告和有关报表。973计划课题结题材料网上提交办法

1、以计划课题登录973计划项目管理系统 http:///AreaMana.aspx，在项目账户中点击“课题总结报”栏目，在“课题总结报”中按照要求上传课题总结报告。

2、填报和完善统计数据

变电站项目验收计划 第8篇

日前, “十二五”国家科技支撑计划项目“高效组合式建筑节能”在北京通过技术验收。该项目研究完善了夏热冬冷地区围护结构墙体自保温与复合保温隔热体系, 开发了全轻、轻集料结构混凝土两种新型自保温墙材, 建立了年产30万立方米生产线, 完成了圆管、扁管蒸发器和冷凝器构造与传热特性优化的基础性研究、太阳能光伏屋顶和幕墙系统提高效率技术研究、光伏发电余热利用技术研究以及自支撑真空玻璃、智能温控贴膜玻璃及镀膜玻璃关键技术研究及产品研发。

该项目取得的上述成果将有助于解决围护结构建筑节能的安全性与耐久性问题, 促进光伏发电余热利用技术应用, 实现建筑节能技术的系统化和一体化应用, 全面提高我国建筑能效利用率、显著降低建筑能耗。 (摘自中国节能服务网)