《并网光伏电站质量评估与验收规范》

并网光伏电站质量评估与验收规范1范围本标准适用于安徽省内光伏电站设备材料的检测，电站整体质量的评估。本标准适用于一般地面电站、山地电站、水面电站。2规范性引用文件GB50797-2012光伏发电站设计规范GB/T50795-2012光伏发电工程施工组织设计规范GB/T34936-2017光伏发电站汇流箱技术要求GB/T32512-2016光伏发电站防雷技术要求GB/T35694-2017光伏发电站安全规程NB/T10185-2019并网光伏电站用关键设备性能检测与质量评估评估技术规范NB/T32043-2018光伏发电工程可行性研究报告编制规程IEC62446-1：2016

光伏(PV)系统测试、文档和维护要求第1部分:并网系统文件、调试和检验IEC61215-2：2021

地面光伏(PV)模块设计资格和类型批准第2部分:试验程序3术语和定义3.1并网光伏电站通过光伏电池光生伏特效应将光能转化为电能，经过逆变器和变压器向电网输出与电网电压同频、同相的正弦交流电。3.2光伏组件最小不可分个能独立输出电能的电池组合装置。3.3逆变器将光伏电站直流电转化为交流电的设备。3.4汇流箱在光伏发电系统中将若干发电线路并联汇流装置，分为直流汇流箱和交流汇流箱。3.5检查通过各种感知器官对电气设施进行检查,以确定其电气设备的选择是否合适、安装是否正确。4测试项目4.1光伏组件功率测试4.1.1环境要求：光照强度大于700W/m2。4.1.2测试方法：清洗光伏组件，采用IV曲线测试仪设备测量组件最大功率，通过修正转换至标准条件下最大功率，标准条件下最大功率与组件标称功率偏差为功率衰减。4.1.3判定要求：光伏组件功率衰减应符合技术协议或产品规格书的要求。每兆瓦抽检10块，合格率应大于98%。4.2逆变器转化效率4.2.1环境要求：监测时间段内最大辐照条件下能实现逆变器满负载运行。4.2.2测试方法;选择较好的天气监测一天不同时间段逆变器效率，对逆变器额定功率的25%、50%、75%、100%负载运行条件下的逆变器转化效率进行记录。4.2.3判定要求：逆变器最大转化效率不低于97%。4.3光伏支架测试4.3.1钢质支架力学性能和化学成分应符合GB/T700标准要求，镀层厚度应符合GB/T13912标准要求。4.3.2铝合金桥架力学性能化学成分应符合GB/T5237.1标准要求，阳极氧化膜厚度应符合GB/T5237.2标准要求。4.3.3其他材质桥架应符合相应产品标准要求。4.4变压器检测变压器应符合GB/T1094.1～GB/T1094.3的要求4.5光伏组串电流测试4.5.1环境要求：稳定的辐照条件4.5.2测试方法：在稳定的辐照条件下测量多个相同组串（组串式逆变器或直流汇流箱处）电流，可采用多个电表同时测量，比较单个组串中电流的测量值。这些值应该是相同的（对于稳定的辐照度条件，通常在平均组串电流的5%之内）。对于电流明显偏小的组串应检查组串对应光伏方阵，看是否有遮挡或其他影响发电因数。4.5.3判定要求：每个电站组串抽检比例不低于总组串数的5%（具体抽检比例可与业主协商），合格率应大于98%。注：光伏组串电流测试旨在确保系统正常运行，不作用于评价组件或组串的发电能力。4.6组串开路电压测试4.6.1测试要求：应使用合适的测量仪器测量每个光伏串的开路电压。这应该在闭合任何开关或安装组串过电流保护装置（如安装）之前完成。4.6.2测试方法：应评估测量的组串开路电压读数，以确保其与预期值（通常在5%以内）匹配，方法如下：a）与组件参数或详细的光伏组件得出的预期值进行比较，该模型考虑了组件类型和数量以及组件电池温度。b）在单个组件上测量Voc，然后使用该值计算组串的预期值（最适合有稳定辐照度条件的情况）。c）对于具有多个相同组串的系统，如果有稳定的辐照度条件，可以比较组串之间的电压。d）对于具有多个相同组串且存在不稳定辐照度条件的系统，组串间电压可使用多个仪表与参考组串上的一个仪表进行比较。开路电压（Voc）测量的目的是检查组串是否正确接线，特别是检查组串内串联的组件数量。串内缺少组件或错误连接是一个相对常见的错误，尤其是在大型系统上，开路电压测试可快速识别此类故障。4.6.3判定要求：若出现出现无电压、串内缺少组件或错误连接则判定该组串为不合格，每个电站组串抽检比例不低于总组串的5%（具体抽检比例可与业主协商），合格率应大于98%。4.7组串绝缘4.7.1测试要求该测试有潜在的电击危险；因此，在开始任何工作之前，必须充分了解该实验要求。应遵循以下基本安全措施：a、未经允许的人不得进入测试区域b、进行绝缘测试时，不要触摸并防止任何其他人接触任何金属表面。c、进行绝缘测试时，不要触摸并防止任何其他人接触组件/背板。d、当绝缘测试装置通电时，测试区域有电压。设备应具有自动放电功能。e、测试期间应穿戴适当的个人防护服/设备。f、绝缘测试装置应具有自动放电功能。4.7.2测试方法试验方法1——在组串负极和接地之间进行试验，然后在组串正极和接地之间进行试验。试验方法2——正负极短路和接地之间的试验。表1：绝缘电阻最小值系统电压（V）测试电压（V）最小绝缘电阻（MΩ）<1202500.5120～5005001>500～100010001>1000150014.7.3判定要求：每个电站组串抽检比例不低于总组串的5%（具体抽检比例可与业主协商），合格率应大于98%。4.8组件遮挡损失4.8.1环境要求：光照强度大于700W/m2。4.8.2测试步骤：选取组件，测试组件功率，修正到标准条件下的功率值，清洗组件表面，再次测试组件功率，修正到标准条件下的功率值。公式1：组件遮挡损失=4.8.3判定要求：组件遮挡损失不大于5%判定该片组件为合格。每个电站组件抽检比例不低于5块/兆瓦（具体抽检比例可与业主协商），合格率应大于95%。4.9串联失配损失4.9.1环境要求：光照强度大于700W/m2。4.9.2测试步骤：选定一个组串，测试组串的功率，修正到标准条件下的功率值，将组串的每个组件之间拆开，测量每个组件的功率，修正到标准条件下的功率值，计算组件功率之和。公式2：串联失配损失=4.9.3判定要求：串联失配损失不大于2%则判定该组串测试合格。具体抽检比例可与业主协商，抽检合格率应大于95%。4.10EL测试4.10.1测试要求：序号缺陷图片要求1线状隐裂同一组件上线状隐裂不得＞3处、同一电池片上线状隐裂不得＞1处2片状隐裂片状隐裂，单片电池隐裂不得超过电池片面积的10%（目测估算）3破片不应存在破片4缺角单片缺角面积不大于6mm2或者缺角面积小于6mm2且同一组件上小于4块（目测估算）5混档高档位电池片混入低档位组件中≤2片6黑心单片电池黑心面积占整片电池面积比例应＜25%，黑心片数量应小于15%组件电池片数量（目测估算）7断栅单片断栅面积不得超过5%，且数量不大于组件电池片数量的20%（目测估算）8虚焊不应存在过焊9背板划痕背板划痕不应超过电池片长度4.10.2判定要求被测组件测试结果满足4.10.1的要求则判定该组件为合格，组件抽取比例应不低于10块/MW且总数应不低于60块（具体抽检比例可与业主协商），抽检组件合格率应大于90%。4.11红外测试4.11.1环境要求：光照强度大于600W/m2以确保有足够的电流产生可辨别的温差。4.11.2测试要求：用红外热像仪对光伏方阵进行检查，对于有明显温度差异的组件进行分析。4.11.3判定要求：组件表面最高点温度与最低点温度差超过20℃则判定为存在热斑现象，电站抽取方阵比例应不低于总数的5%（具体抽检比例可与业主协商），组件合格率应大于98%。4.12电站系统效率（PR）测试4.12.1环境要求：天气良好、无云或少云。4.12.2测试方法：检测电站两天以上时间段的发电量及累计辐照量，通过下列公式计算光伏电站系统效率。光伏电站PR计算依据下列公式：PRTT式中：Td—光伏等效利用小时数；Tf—峰值日照小时数；Es—光伏电站发电量为并网系统电表读数;P0—光伏电站实际装机容量；He—光伏方阵累计辐照量；Hi—标准辐照度为1000W/m2。4.13防雷接地测试4.13.1防雷应符合GB/T32512-2016标准要求。4.13.2测试要求：接地电阻值应不大于4Ω4.13.3判定要求：光伏方阵区抽取比例应不低于方阵数量的5%，升压站、综合楼区抽检比例应不低于50%（具体抽检比例可与业主协商）。检测合格率应不低于95%。4.14接地连续性测试(等电位体测试）4.14.1测试要求：导体间连接线应可靠连接，电阻值应不大于0.1Ω。4.14.2判定要求：光伏方阵区抽取比例应不低于方阵数量的2%，逆变器抽检比例应不低于20%（具体抽检比例可与业主协商）。检测合格率应不低于95%。4.15并网点电能质量测试4.15.1测试要求：a、三项电压允许偏差±7%，单相电压允许偏差+7%、-10%b、频率50±0.5Hzc、3次至9次奇次电流畸变限值＜4.0%d、逆变器输出有功功率大于其额定功率的50%，功率因数不应小于0.98（超前或滞50%，功率因数不小于0.95（超前或滞后）e、三相电压不平衡度允许值为2%，短时不得超过4%4.16光伏组件抽检（实验室检测）4.16.1最大功率测试测试方法依据标准IEC61215-2：2021进行，测试结果符合产品的铭牌及技术要求。每种规格样品抽检两块。4.16.2绝缘试验依据标准IEC61215-2：2021进行检测及判定。每种规格样品抽检两块。4.16.3湿态漏电流试验依据标准IEC61215-2：2021进行检测及判定。每种规格样品抽检两块。4.16.4热循环试验依据标准IEC61215-2：2021进行检测及判定。每种规格样品抽检两块。4.16.5湿冻实验依据标准IEC61215-2：2021进行检测及判定。每种规格样品抽检两块。4.16.6静态机械载荷实验依据标准IEC61215-2：2021进行检测及判定。每种规格样品抽检两块。4.16.7热斑耐久实验依据标准IEC61215-2：2021进行检测及判定。每种规格样品抽检两块。4.16.8紫外预处理试验依据标准IEC61215-2：2021进行检测及判定。每种规格样品抽检两块。4.16.9电位诱发衰减实验依据标准IEC/TS62804-1进行检测及判定。每种规格样品抽检两块。5检查项目5.1一般电气设备检查5.1.1光伏组件a、组件外观质量（组件整体、玻璃、电池片、焊带、背板、接

线盒、边框、绝缘距离、硅胶、标识标签）；b、组件数量核实（组件总的容量符合招标文件及设计文件要求）；c、零件数量齐全；d、安装位置（符合图纸设计要求）；e、安装形式（符合设计图纸要求）；f、安装标高（与设计图纸一致）；g、组件下缘距离地面高度（符合设计图纸要求）；h、接地安装（符合设计图纸要求）。5.1.2逆变器a、数量、型号、生产厂家（与协议、设计文件一致）；b、功能检查（逆变设备应有主要运行参数的测量显示和运行状态的指示：测量显示参数至少包括直流输入电压、输入电流、交流输出电压、输出电流、功率因数；状态显示主要包括正常运行、电网过压、电网失压、过频、欠频、孤岛等故障代码代码）；c、通讯功能检查；d、高度、方向符合设计要求，与支架连接牢固可靠；e、逆变器接地（软线可靠接地，导通良好）；f、铭牌、安全标示清晰；g、外壳防护等级应符合要求，外壳防腐、耐老化。5.1.3汇流箱a、室外使用的交流并网柜应采用密封结构，防护等级满足室外使用要求；b、产品应通过相关产品质量认证；c、应可靠接地；d、汇流箱接线端子设计应能保证电缆线可靠连接，应有防松动零件，对既导电又作紧固用的紧固件，应采用铜质零件；e、交流汇流箱是指在光伏系统中实现交流/交流接口、部分主控和监视功能的设备。交流配电设备容量的选取应与输入的电源设备和输出的供电负荷容量匹配。交流配电设备主要特征参数包括：标称电压、标称电流。5.2基础检查基础的是否和设计图样一致，基础误差是否在允许范围内，预埋件的位置是否正确，偏差是否在允许范围内，基础是否有验收文件，施工记录应满足验收要求。5.3实际安装功率核查核查组件逆变器的实际安装功率是否符合设计要求5.4光伏阵列及安装质量a、固定式光伏电站光伏方阵安装方位角宜采用正南方向；b、光伏方阵各排、列的布置间距应保证每天9：00～15:00时段内前后左右互不相挡；c、光伏组件最低点距离地面不应低于300mm。5.5电缆铺设质量确定交、直流电缆铺设方式：穿管、捆扎、埋地等，并考察电缆铺设质量。直流电缆包括组串到汇流箱和汇流箱到逆变器机房；交流电缆包括逆变器机房到变压器和变压器到电站输出配电室或升压站。5.6防雷安装检查a、光伏方电气线路应采取击防雷击电磁脉冲和闪电电涌侵入的措施；b、光伏方阵金属部件应与防雷装置进行等电位连接并接地；c、光伏方阵外独立接器宜设置独立接地装置其他防接地与站内共用接地网；d、屋面光伏发电站光伏方阵各组件之间的金属支架应相互连接形成网格状，其边缘应就近与屋面接闪带连接。5.7实际利用小时数统计光伏电站实际发电小时数按以下公式计算：Td式中：Td—利用小时数；Es—实际发电量；P0—光伏总装机容量。5.8光伏电站平均修复时间光伏电站平均修复时间指光伏电站内主要电气设备（变压器、逆变器等）故障造成光伏电站或光伏电站部分区域停止发电的平均时间。光伏电站平均修复时间按以下公式计算：Tax式中：TaxGiN—光伏电站该主要电气设备数量5.9光伏电站气象监测系统5.9.1辐照表a、光谱范围：:280nm～3000nm;b、辐照度测量范围：0～2000W/m2；c、辐照度测量误差:±3%。5.9.2风速测量装置a、风速测量范围：0～30m/s，b、风速测量误差:±0.5m/s(3m/s～30m/s)5.9.3风向数据的测量精度:±5°5.9.4环境温度监测系统a、温度测量范围：-40℃～80℃b、温度测量精度:±0.5℃5.10光伏电站电气参数监测系统5.10.1组串电流监测：监测误差;±1.0%5.10.2组串电压监测：监测误差;±1.0%5.10.3交流电流：监测误差;±0.5%5.10.4交流电压：监测误差;±0.5%5.10.5交流功率监测：监测误差;±1.0%5.10.4电能质量监测：监测参数应包含：电压偏差、频率、谐波和闪变、三相不平衡度、功率因数。5.11光伏电站安全检查5.11.1光伏发电站的安全设施消防设施防治污染施职业危防护设施应满足与主体工同时设计、同时施工、同时投人生产和使用的要求，方可投入运行；5.11.2在光伏发电站运使用前，应编制自然灾类事故灾难类公共生事件和社会安全事件等各类突发事件应急预案，并定期进行应急救援知识的培训和预案的演练；5.11.3光伏发站应建立各项安全制实人员的全产和制应立符合光伏电站实际的运行规程和检修规程，其中涉及电网安全的部分应与所接人电网调度机构的安全管理规定保持一致；5.11.4在光伏发电站生产区城进行安装维护试等应有保证安全的组织和术措施需要对设备、系统采取安全施或需要运行人员在运行方式上采取保障人身、设备安全的措施时，应使用统一格式填写与签发的工作票和操作票；5.11.5属于电网机构接的设备不得擅自改变设备状态；5.11.6光伏发电站应定期进行电气设备的巡视，及时消除各种陷和隐患；5.11.7光伏方阵电气设备的日常维护检修宜选在光照较弱的时段进行；5.11.8生产区域应合理配置照明设施确保夜间作业照明充足;在现场光照不满足作业要求时，运行维护采用临时照明应满足相关技术规范的要求,并做好防止人身触电及火灾的相关措施。集控室、配电室等重要场所应有事故照明或应急照明；5.11.9进人生产现场人员应遵守现场安全文明施工律作业过中减少交作业；5.11.10参观人员和实习人员进人生产区域应在工作人员的监护下方可进人。外单位人员和临时用工进人光伏发电站作业，应经现场安全教育和培训,了解现场设备运行情况及注意事项后,方可参加指定的工作；5.11.11生产现场道路应平整、通畅,能满足各种施工及巡检车辆安全通行,并且车辆应尽量避免进人升压站，必须要进人时,在行驶和操作过程中,要防止碰撞设备，同时应注意与带电设备的安全距离，并有专人监护,使用吊车、铲车及电瓶车等机械时应遵守相关起重机械和场内机动车等相关要求；5.11.12雨高温五级以上大风等恶劣天气不进行户外巡视和作业;对于具有跟系统的光伏发电站进行维护检修时应注意五级以上大风天气不宜进行高处作业和起吊作业；5.11.13光伏发电站配置的安全设施、安全工器具和检修工器具等应检验合格且符合国家或行业标准的规定;安全工器具和劳动防护用品在每次使用前应检查确认合格备；5.11.14生产生活区域应备有必要的消防设施和消防防护装备,并按规定使用和存放定期检验确保随时可用；5.11.15生产生活区域消防通道应保持畅通；5.11.16易燃材料等危险品应存放在指定的库房内；5.11.176kV及以上开关设备应加装五防闭锁装置；5.11.18配电室或操作间应设防止蛇、鼠等小动物进入的措施；5.11.19集控室及场内生产用车宜配置急救箱，存放急救药品，并定期检查、补充或更换；5.11.20光伏组件及支架的承重应满足实际可能的最大载荷要求支架及踪系统应具有防风5.11.21防腐及防湿热等措施,汇流箱等室外电气设备应具有防雷、防水和防高温的措施；5.11.22应在雨节到来前后对光伏电站的接地进行一次测试和检查；5.11.23光伏发电站应做好防排洪(涝)工作,充分利用现有的防排洪(涝)设施，当必须新建时,可因地制宜选用防排洪(涝)堤排洪(涝)沟或挡水围墙；5.11.24光伏发电站的工作人员的健康状况应符合上岗条件,无妨碍工作的病症；5.11.25生产人员应经过安全培训,具备必要的电气、机械安装以及并网度知识,熟悉设备的基本工作原理和监控系统的使用方法，并掌握一般故障的处理方法；5.11.26所有工作人员应熟练掌握触电、窒息急救法,熟悉有关烧伤、烫伤、外伤、气体中毒等急救常识,学会正确使用消防器材、安全工器具。6资料检查6.1资质材料核查设计单位、监理单位、施工及分施工单位应具备相应的资质6.2规划与设计文件6.2.1项目建议书项目建议书应包括：①建设项目提出的必要性和依据；②产品方案，拟建规模和建设地点的初步设想；③资源情况、建设条件、协作关系；④投资估算和资金筹措设想；⑤项目的进度安排；⑥经济和社会效益、环境影响的初步估计等方面内容。6.2.2建设项目选址意见书“选址”工作的具体组织、承担者是建设单位(业户单位)，审批主管部门是规划行政主管部门，国土、环保部门也要参与有关管理工作。建设项目必须是“城市规划区内的”，才办理选址意见书。规划区以外的可对项目进行独立选址或按当地规划行政主管部门要求办理。6.2.3项目申请报告项目申请报告的主要内容包括:项目单位情况，拟建项目情况(包括项目名称、建设地点建设规模、建设内容等)，项目资源利用情况分析以及对生态环境的影响分析，项目对经济和社会的影响分析。6.2.4可行性研究报告可行性研究报告编制应包含以下内容：太阳能资源分析评价；选址；设备选型；光伏发电系统；电气；场区布置；土建工程；消防工程；施工组织设计；环境保护与水土保持；劳动安全与工业卫生；节能降耗；设计概算；财务评价与社会效果分析；6.2.5地勘报告6.2.6安全预评价光伏电站安全预评价应符合NB/T32039-2017标准要求6.2.7初步设计光伏电站的设计应包含以下内容：选址；太阳能资源分析；设备选型；发电量计算；站区布置；电力一次系统设计、电力二次系统设计；给排水、暖通、空调；环境保护与水土保持；劳动安全与职业卫生；消防设计。6.3批复文件6.3.1用地预审意见建设项目用地预审，是指国土资源管理部门在建设项目审批、核准、备案阶段，依法对建设项目涉及的土地利用事项进行的审查；6.3.2城乡规划行政主管部门出具的选址意见书(仅指以划拨方式提供国有土地使用权的项目)；6.3.3水利部门对水土保持方案报告书的批复；6.3.4生态环境厅（局）环境影响报告表的批复；6.3.5林业局关于光伏项目申请用地核查意见；6.3军事设施核查文件；6.3关于文物核查情况的批复。6.3.施工许可证建设单位应当按照国家有关规定向工程所在地县级以上人民政府建设行政主管部门申请领取施工许可证；承揽发电项目（包括新能源发电项目）涉网工程（升压站、外送线路等）的施工单位，须取得承装（修、试）电力设施许可证。6.3.供电公司对接入方案的批复。6.3.发改委对上网电价的批复文件。6.3.光伏电站项目应当在并网后6个月内取得电力业务许可证。6.4建设过程文件6.4.1环境影响报告书环境影响报告书的内容包括:建设项目概况，建设项目周围环境现状，建设项目对环境可能造成的影响分析和预测，环境保护措施及其经济、技术论证，环境影响经济损益分析建设项目实施环境检测的建议，影响环境评价结论，应由国家环保行政主管部门认定的评价单位进行评价(一般为环保行政主管部门下属的评价评估中心)。6.4.2施工组织设计施工组织设计编制应符合GB/T50795标准规定。6.4.3建设工程开工报告由建设项目承包商申请，并经总监理工程师批准而正式进行拟建项目永久性工程施工的报告。包括总体开工报告、分部工程开工报告、中间开工报告。6.4.4施工过程的技术管理材料技术交底：工程施工前必须进行技术交底，交底记录应作为施工管理的原始记录保管，并应满足合同文件施工技术规范、规程、工艺标准、质量检验的要求。现场施工技术管理：为保证施工技术方案的顺利实施，除要在施工前进行详细的技术交底和切实做好施工准备工作外，还应做好施工过程中的检查、控制和调整完善工作，并形成相关记录。施工原始记录：各种原材料试验记录、试验报告(包括各种混合料配合比)、外购半成品的试验数据和出厂检验证，各种有关技术质量问题的报告、事故处理报告、业主或监理对技术质量问题的批复文件，有关设计变更报告和业主或监理批复文件以及经批复增减工程数量的附件，各项工程检查报告和隐蔽工程检查记录，施工日志记录施工人员从事施工活动、日常重要事项以及测量放样、施工交底记录等。设计变更：一般来说，除合同另有规定外，项目经理部无权修改设计，如确需修改，必须报业主或监理审批。对工程的重大设计变更，项目必须征得上级技术主管部门同意后方可向业主或监理申报。施工日志：施工日志内容包括施工安排及落实情况，人工、机械情况，急需解决问题、重大技术问题处理和安排，调度会议、质量情况、监理的指示、口头要求及必须记载涉及工程的有关情况。施工日志记载的技术问题包括:设计修改情况，材料代用情况，质量事故处理，现场114技术控制及技术检查情况，存在的问题，采取的措施，技术交底情况，施工人员反映问题和情况。施工日志由技术人员妥善保存，但在管理中应接受检查和监督，在事故处理中作为重要凭证。6.4.5水保验收报告6.4.6环保验收意见6.4.7消防验收意见6.4.8安全预评价备案6.5验收材料6.5.1单位工程验收a、单位工程验收包含：土建工程、安装工程、绿化工程、安全防范工程、消防工程单位工程验收组应由建设单位组建，由建设、设计、监理、施工、调试等有关单位负责人及专业技术人员组成。b、材料验收包括：光伏组件支架基础的验收材料；场地及地下设施的验收材料；建(构)筑物的逆变器室、配电室、综合楼、主控楼、升压站围栏(围墙)等分项工程的验收材料；光伏组件安装的验材料；汇流箱安装的验收应材料；逆变器安装的验材料；电气设备安装的验收材料；防雷与接地安装的验收材料；线路及电安装的验收材料；安全防范工程的验收材料；消防工程的验收材料；应签署“单位工程验收意见书”。6.5.2工程启动验收具备工程启动验收条件后,施工单位应及时向建设单位提出验收申请。工程启动验收委员会应由建设单位组建，由建设、监理、调试、生产、设计、政府相关部门和电力主管部门等有关单位组成，施工单位、设备制造单位等参建单位应列席工程启动验收。编制工程启动大纲签署“工程启动验收鉴定书”6.5.3工程试运和移交生产验收工程启动验收完成并具备工程试运交生产验收条件后,施工单位应及时向建设单位提出工程试运和移交生产验收申请。工程试运和移交生产验收组应由建设单位组建，由建设、监理、调试、生产运行、设计等有关单位组成。编制工程试运大纲；签署“工程试运和移交生产验收鉴定书”6.5.4工程竣工验收工程竣工验收应在试运和移交生产