光伏并网安评报告.docx
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光伏并网安评报告
前言
为了贯彻执行“安全第一，预防为主，综合治理”的安全生产方针，加强和完善各发电厂并网机组的安全监督管理,不断提高并网发电机组安全运行水平,维护西北区域电网安全稳定运行，按照国家电力监管委员会省电力监管专员办公室（以下简称电监办）《省发电机组并网安全性评价管理实施细则》的要求和程序，依据原国家电力监管委员会办公厅****年3月颁发的《光伏发电站并网安全条件及评价规范（试行）》，受xx公司委托，经电监办批准，***公司组织成立了并网安全性评价小组，于****年7月16日至7月21日对xx公司20MW+30MW光伏项目开展并网安全性评价工作。
并网安全性评价小组在企业自查、自评的基础上，严格按照《新建光伏电站并网安全性评价标准（试行）》的条款开展现场查评工作，对有关涉网设备及重要辅助设备进行定性的评价分析，编制完成了《xx公司20MW+30MW光伏项目并网安全性评价报告》。
本报告的编制得到了电监办的大力支持和指导，同时也得到了xx公司领导和技术人员的积极配合，在此，对相关领导及人员表示诚挚的感谢！
附件1各专业查评表
附件2武威光伏电气主接线图
1概述
1.1评价目的
本次现场评价是并网安全性评价的重要组成部分，是编制并网安全性评价报告的基础，目的是在企业自查、自评的基础上，针对xx公司的涉网设备、设施及安全管理情况通过现场查评，查找涉网电气设备是否存在危及电网安全稳定运行的危险因素和潜在事故隐患。
依据国家（行业）颁发的有关法律、法规及技术标准加以分析、评价，评价涉网电气设备是否符合标准要求；对未达到并网发电要求的系统或单元提出安全补救措施，帮助企业及时消除、控制隐患，提高发电生产系统安全可靠性，维护和保障电网的安全稳定运行。
1.2评价依据
评价工作是主要依据《省发电机组并网安全性评价管理实施细则》、《光伏发电站并网安全条件及评价规范（试行）》，并按照国家相关的法规、标准和国家电力监管委员会《电力安全生产监督办法》、《发电机组并网安全性评价管理办法》以及电力行业的标准、反事故措施进行查评。
1.2.1国家法律、法规及规章
（1）《中华人民共和国安全生产法》（中华人民共和国主席令[2009]第70号）；
（2）《中华人民共和国消防法》（中华人民共和国主席令[2008]第6号）；
（3）《中华人民共和国防汛条例》（中华人民共和国国务院令[2005]）；
1.2.2电力监管规范
（1）《电网调度管理条例》
（2）电监会令第2号《电力安全生产监管办法》
（3）电监会令第5号《电力二次系统安全防护规定》
（4）电监会令第22号《电网运行规则（试行）》
（5）电监安全（2006）34号《电力二次系统安全防护总体方案》
（6）电监市场（2006）42号《发电厂并网运行管理规定》
（7）电监安全（2009）22号《电力突发事件应急演练导则（试行）》
（8）电监安全（2009）61号《电力企业应急预案管理办法》
（9）国电发（2000）589号《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》
（10）国电调（2002）138号《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求继电保护实施细则》
1.2.3国家标准
（1）GB1094.2—1996《电力变压器第2部分：
温升》
（2）GB1985—2004《高压交流隔离开关和接地开关》
（3）GB11032—2010《交流无间隙金属氧化物避雷器》
（4）GB/T17883《0.2S和0.5S级静止式交流有功电度表》
（5）GB26860—2011《电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分》
（6）GB50060—2008《3~110kV高压配电装置设计规范》
（7）GB/T15945—2008《电能质量电力系统频率允许偏差》
（8）GB50150—2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》
（9）GB50169—2006《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》
（10）GB50171—2012《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》
（11）GB/T20046-2006《光伏（PV）系统电网接口特性》
（12）GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》
（13）GB/T11022—2011《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》
（14）GB/T14285—2006《继电保护和安全自动装置技术规程》
（15）GB/T50796—2012《光伏发电工程验收规范》
（16）GB/T18479—2001《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》
（17）GB/T20047.1-2006《光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：
结构要求》
（18）GB/Z19964-2005《光伏发电站接入电力系统技术规定》
（19）GB/T12325—2008《电能质量供电电压允许偏差》
1.2.4电力行业技术标准
（1）DL548—2012《电力系统通信站过电压防护规程》
（2）DL5027—1993《电力设备典型消防规程》
（3）DL/T475—2006《接地装置特性参数测量导则》
（4）DL/T5352—2006《高压配电装置设计技术规程》
（5）DL/T5044—2004《电力工程直流系统设计技术规程》
（6）DL/T5003—2005《电力系统调度自动化设计技术规程》
（7）DL/T5002—2005《地区电网调度自动化设计技术规程》
（8）DL/T516—2006《电力调度自动化系统运行管理规程》
（9）DL/T544—2012《电力系统通信管理规程》
（10）DL/T545—2012《电力系统微波通信运行管理规程》
（11）DL/T546—2012《电力线载波通信运行管理规程》
（12）DL/T572—2010《电力变压器运行规程》
（13）DL/T587—2007《微机继电保护装置运行管理规程》
（14）DL/T596—1996《电力设备预防性试验规程》
（15）DL/T1051—2007《电力技术监督导则》
（16）DL/T620—1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》
（17）DL/T621—1997《交流电气装置的接地》
（18）DL/T623—2010《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》
（19）DL/T724—2000《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》
（20）DL/T1049—2007《发电机励磁系统技术监督规程》
（21）DL/T795—2001《电力系统数字调度交换机》
（22）DL/T1040—2007《电网运行准则》
（23）DL/T995—2006《继电保护和电网安全自动装置检验规程》
（24）IEC61000-4-30《电磁兼容第4-30部分试验和测量技术-电能质量》
（25）IEC60364-7-712《建筑物电气装置第7-712部分》
1.2.5安全行业技术标准
（1）《安全评价通则》（AQ8001-2007）
（2）《生产经营单位生产事故应急预案编制导则》（AQ/T9002-2006）
1.2.6其他技术资料
（1）企业并网安全性自评价报告
（2）与项目有关的其他技术资料
1.3评价范围
按照《光伏发电站并网安全条件及评价规范（试行）》（简称安评标准）规定：
查评分为必备条件和查评项目两部分。
必备条件有16条，这16条都是可能对电网安全、稳定运行产生严重后果的、并网运行的发电机组必须满足的。
查评项目共计有17项93条评价条款，主要是针对可能对电网安全运行构成潜在威胁的、影响电网安全运行的因素进行定量分析。
查评项目分为“电气一次设备”、“电气二次设备”、“调度自动化及通信”、“安全生产管理”共4个专业。
主要评价内容为：
1）光伏电站应具备的法律文件、管理文件、技术条件及技术资料等。
2）光伏电站涉网的一、二次电气设备的配置及各设备安装、调试、运行、维护和技术管理等方面。
3）光伏电站安全管理机构的设置，安全管理规章制度的制定、实施、落实、考核以及安全培训、安全技术措施的落实等情况。
1.4评价程序及方法
1.4.1评价程序
中介机构向电监办提交报告
电监办对报告及整改计划进行评审
发电机组并网运行安全性评价程序一般分为两个阶段，企业自查阶段和评价组专家现场查评阶段。
其流程框图分别如下图所示。
电监办组织专家评审报告
出具报告审查意见
1.4.2评价方法
按照《光伏发电站并网安全条件及评价规范（试行）》，并依据国家相关的法律、法规、条例、制度、标准、导则，对光伏电站和涉网运行设备、装置以及安全生产管理方面，逐项、逐条进行查评。
对于安评标准内的“必备条件”评价，按照电气一次设备、电气二次设备、调度自动化及通信、安全生产管理评价单元采用“安全检查表对照法”逐条进行核查；对于安评标准内的“查评项目”的评价，按照电气一次设备、电气二次设备、调度自动化及通信、安全生产管理评价单元采用定性的“安全检查表对照法”进行查评。
各专业专家查评后给出了相应的查评结果。
对于不合格项（条）指出了问题、缺陷和潜在事故隐患以及危险程度，并提出了科学合理、具有可操作性的整改建议。
2评价对象情况
****新能源控股有限公司主要经营风力发电、光伏发电以及根据CDM框架出售排放消减信用。
本20MW+30MW光伏并网发电项目位于武威市凉州区丰乐工业集聚区内，厂址位于连霍高速及G312国道以南，据金昌110KV水源变约27.8km土地性质为国有未利用荒地。
本项目占地1.5平方公里，项目总投资44566.54万元。
光伏区采用分块发电、集中并网方案，将系统分为50个1MW的光伏并网发电单元，全部采用最佳倾角固定安装，倾角为38°。
光伏组件共选用3家：
一期20MW由英利能源235W光伏组件12720块、多晶硅240W光伏组件70720块组成，二期30MW由晶科能源多晶硅10MW，245W光伏组件41800块；天合光能多晶硅20MW，240W光伏组件81600块组成；逆变器选用4家：
一期逆变器由西安特变电工40台、二期逆变器由合肥阳光电源20台、深圳艾默生32台、北京国电四维8台；箱式变压器选用广东明珠电气50台容量为1000kvA箱变。
所有发电单元设逆变器小室，共50个小室分散布置在各自发电单元的光伏组件的适当位置；每个小室（每个发电单元）内布置2台500kW逆变器、2台直流配电柜，每2MW共用1台通讯柜布置与逆变小室内；箱式变压器户外布置与逆变器小室旁；直流防雷汇流箱现场分散布置。
公司成立了由中电酒泉风力发电有限公司任组长的工作小组，中电酒泉风力发电有限公司各部门负责人、专业人员参加的xx公司20MW+30MW光伏并网安全性评价组织机构。
为做好我公司#1至#50光伏发电机组的并网安全性评价工作，工作小组下设专业组:
电气一次组、自动化组、通信组、管理组。
明确要求电气专业应严格按照国家、行业有关规程、规范、技术标准等进行查评，积极开展并网安全性评价工作。
****年01月中旬开展并网安全性评价自查工作，首先是班组、部门自查自评阶段，电气专业认真开展了自下而上的自查自评，在自评过程中我们坚持边查边改的原则，对暂不能整改的列出了整改计划和专项申请报告，制定出了安全技术措施。
我公司利用机组检修机会，对在自查过程中发现的问题及时整改。
在电气专业查评的基础上，公司于01月组织了一次查评验收工作，分别组织有关人员逐条查对，将查评结果进行了汇总，确定了下一阶段的整改内容、措施，同时进一步明确了整改期限。
3企业自查情况
本次自查自评重点对张掖南滩二期电场按安全生产管理、电气一次、二次保护、通讯及调度自动化共计四个专业进行了自查，自查结果如下：
对照自评标准中二十三项必备条件进行了详细自查，各项必备条件都已具备。
光伏电站目前机组已经进入试生产阶段，各项工作有条不紊地开展，已严格执行标准要求的各项必备条件。
在并网安全性评价自查评工作的过程中，公司一方面由公司领导主持召开有查评组人员和相关部门和专业参加的专题会议，对在此次并网安全性评价自查评工作中查出的问题和缺陷进行了分析、分类和责任落实；另一方面结合生产检查工作，分批地进行整改，要求相关专业和班组将并网安全性评价自查评中出现的每个整改项都要落实到专业、落实到人，限期进行整改完成。
根据公司的实际情况，整改安排为：
在1个月内完成标准中要求应完成的整改内容，对不能及时整改的项目，要具体落实整改时间表和具体责任人，利用机组检修机会及时整改。
进一步完善各项规程的编制和资料收集，结合我公司规范化管理和机组检修时完成反措项目。
4现场查评情况
4.1各专业查评情况小结
4.2必备条件
xx公司必备条件的查评情况见表4.1-2。
16项必备条件中16项全部满足并网必备条件的标准和要求。
表4.2-2必备条件查评情况表
序号
项目内容
查评情况
查评结论
1
光伏发电站接入电网方式应符合电网公司接入系统批复文件。
在涉网输出汇总点设置易于操作、可闭锁的并网总断路器，且断路器遮断容量、三相故障清除时间应满足电网安全运行要求。
110kV及以上变压器中性点接地方式应当经电力调度机构审批，并按有关规定执行。
查阅：
xx公司与武威供电公司签订的《光伏电站并网调度协议》，本一次接线图及并网总断路器1111，厂家资料及交接试验报告资料等。
所查断路器易于操作、可闭锁，且具有明显断开点；110kV送出线路断路器遮断容量满足短路容量要求；三相故障清除时间满足要求。
符合标准要求。
2
光伏发电站和并网点设备的防雷和接地应符合规范和设计要求，接地网的接地电阻实测值满足设计要求；变电站防雷保护范围应满足要求；110kV及以上升压站跨步电压、接触电势测试合格。
查阅：
本发电场升压站区域主变压器及110KV系统高压设备交接试验报告（预防性试验暂未到周期）、及防雷设计资料。
本光伏发电场涉网配电装置的高压设备交接试验项目基本完整，结果合格。
防雷和接地符合规范和设计要求。
符合标准要求。
3
高压配电装置的外绝缘爬电比距和电气安全距离应满足安装点的环境污区分级及外绝缘选择标准（海拔）要求。
查阅：
本光伏发电场电气设计资料。
现场检查：
110kV升压站。
该电场所有绝缘子采用防污型绝缘子，高压配电装置的电气安全距离满足海拔、污秽等级及设计规范要求。
符合标准要求。
4
逆变器应具备低电压穿越能力。
查阅：
各逆变器技术说明书及其低电压穿越型式试验报告等。
现场检查：
各型号逆变器铭牌。
该电场使用的逆变器均具备低电压穿越能力。
符合标准要求。
5
光伏发电站接入的公共连接点的电能质量应满足规程要求，电压偏差、电压波动、闪变和谐波在规定的范围内。
光伏电站运行频率在规程要求的偏离范围内，能够正常运行。
查阅：
逆变器的电能质量，有功输出、控制特性，无功功率调节等型式试验报告。
该光伏电场使用的特变电工和合肥阳光生产的逆变器已完成电能质量测试，测试内容和结果满足国家电网规定的要求。
该光伏电场使用的逆变器已完成电能质量测试，测试内容和结果满足国家电网规定的要求。
符合标准要求。
6
与电网直接连接的一次设备的保护装置及安全自动装置的配置应满足相关的技术规程以及反措的要求，选型应当与电网要求匹配，并能正常投入运行。
查阅：
两期工程（20MWp+30MWp）的接入系统二次设计及其方案评审意见，保护及安全自动装置相关技术说明书，设计图纸，定值单等。
现场检查：
各保护及安全自动装置运行情况。
与电网直接联接的一次设备（线路、母线及主变）的保护装置及安全自动装置（三相一次重合闸、低频低压解列装置、小电流接地选线、故障录波器等）的配置满足相关的技术规程以及反措的要求，选型与电网要求匹配，并已正常投入运行。
符合标准要求。
7
继电保护定值应当执行定值通知单制度并与定值单相符。
并网点电气设备的继电保护及安全自动装置应按该设备调度管辖部门编制的继电保护定值通知单进行整定，且每年应依据电网短路电流的变化进行校核或修订。
与电网保护配合的光伏电站内的保护定值须满足电网配合的要求。
查阅：
公司保护定值管理制度，保护定值单，调试报告，保护定值检查记录等。
该光伏电场已制定定值单制度，各保护已按定值单整定；涉网110kV线路、母线保护等已按调度管辖部门下达的定值单进行调试整定；与电网保护配合的光伏电站内的保护定值基本满足要求。
符合标准要求。
8
光伏发电站的二次用直流系统的设计配置及蓄电池的放电容量应符合相关规程的技术要求。
查阅：
两期工程的可研报告，接入系统二次设计及其方案评审意见，初设说明，设计图纸，蓄电池组核对性充放电试验报告（庆丰电力工程有限公司电气试验室，2012年11月）等。
该光伏电场的二次用直流系统的设计配置及蓄电池的放电容量符合相关规程的技术要求。
符合标准要求。
9
光伏发电站的低电压穿越与低电压保护定值配合符合相关规程要求。
查阅：
各逆变器保护定值单及其低电压穿越能力试验报告等。
该光伏电场逆变器的低电压穿越与低电压保护定值配合满足相关规程要求。
符合标准要求。
10
电站正式并网前，调度自动化相关设备、计算机监控系统应满足当地调度部门及调度自动化有关技术规程的要求。
接入220kV及以上电压等级的大型光伏电站应装设同步相量测量单元（PMU）。
查阅：
《ISA-300系列变电站综合自动化系统产品检验证书》，广东省经济贸易委员会粤经贸技鉴字【2002】041号（ISA-300系列变电站计算机监控系统检验证书），中科瑞德公司的PQ-FII电能质量检测仪，检查生产厂的产品入网资质，调试记录等资料，查阅核对上传远动系统信息点表，现场检查监控系统，调度数据网相关设备。
光伏电站接入调度数据网的信息满足电网调度的需要，设备资料完整，信息传输点表齐全。
电站正式并网前，调度自动化相关设备、计算机监控系统满足调度部门及调度自动化有关技术规程的要求。
符合标准要求。
11
电力调度数据网采取相应的安全防护措施，与公共信息网安全隔离，禁止以各种方式与互联网连接。
现场查看：
数据通信科学研究所的《SJW07-A网络密码机》，《H3CS3600系列以太网交换机》设备及资料，现场检查设备运行状态及接线情况。
电力调度数据网采取了安全防护措施，与公共信息网安全隔离。
电力调度数据网采取了安全防护措施，与公共信息网安全隔离。
电力二次系统安全防护工作能做到分区合理、网络专用、上传信息经纵向加密认证，能保障电力监控系统和电力调度数据网络的安全。
符合标准要求。
12
在并网前按照相关规程规定，光伏发电站应配置有功/无功功率控制系统、光电功率预测系统，并满足调度机构数据接入要求。
查阅：
电站有功、无功功率控制系统设备购置合同，并网调度协议。
该光伏电场已签订有功、无功功率控制设备购置合同，该光伏电场已签订有功、无功功率控制设备购置合同。
设备选型配置满足调度机构数据接入要求。
符合标准要求。
13
光伏发电站至电网调度机构必须具备两条独立路由或不同通信方式的调度通信通道，其中主用通信路由应实现光纤化。
查阅：
本光伏并网发电特许权项目送出光通信工程《总的部分及通信部分》设计报告，设计单位：
科林电力设计有限责任公司，现场检查通信设备及其运行状态。
现场查看：
2012年12月与调度对点通信调试记录，现场核查《上传点表》等。
与调度电话通信正常，生产信息数据上传畅通。
数据通信能力，满足调度自动化系统对电力通信业务的要求。
主用通信路由已实现光纤化。
符合标准要求。
14
应建立、健全安全生产管理机构，制定相关安全生产管理制度，落实各级人员的安全生产责任。
查阅：
本公司《安全生产工作制度》；《关于成立安全生产监督委员会的通知》；《安全检查管理制度》；《安全生产监督制度》；《安全生产奖惩制度及实施办法》本公司《人员生产责任制度》。
安全生产责任制度健全，电站安全生产责任制落实。
符合标准要求。
15
应具备满足安全生产需要的运行规程、系统图和管理制度。
查阅：
1、xx公司《并网调度协议》；
2、xx公司《安全生产工作制度》；
3、xx公司《安全检查管理制度》；
4、xx公司《安全生产监督制度》；
5、《光伏厂区设备运行规程》；
6、xx公司《运行规程》（一次、二次设备运行规程）；
7、xx公司《安全工作规程》。
运行规程及管理制度等满足安全生产要求。
符合标准要求。
16
有权接受调度命令的值班人员，应经过调度管理规程的培训，并考核合格。
查阅：
电力调度控制中心颁发的《调度系统运行值班合格证书》，共6份。
编号分别为：
有效期限均为：
****.2~2015.2
运行值班人员，经电网调度机构培训、考核合格。
符合标准要求。
4.3查评项目
4.3.1查评项目情况及整改建议
标准中查评项目共4个专业共计93条，本次查评无关项为0条。
本光伏发电场的查评项目详细情况见附件，各专业查评项目中存在的问题及整改建议见表4.3-1。
表4.3-1查评项目中存在的问题及整改建议表
序号
项目序号
项目内容
存在
整改
1.
5.1.3-1
变压器交接试验项目应齐全，预防性试验项目、结果合格；110kV及以上变压器局部放电试验合格。
主变压器缺少绕组变形试验、中性点耐压试验、接地网完整性测试（导通试验）报告、CT的励磁特性未做到饱和。
尽快联系测试单位补做，并完善测试记录。
2.
5.1.5-1
电气设备交接试验项目应齐全、结果合格；SF6气体绝缘的电气设备，SF6气体检测项目齐全，结果满足要求。
SF6气体密度继电器及压力动作阀应符合产品技术条件的规定。
主变压器缺少绕组变形试验、中性点耐压试验、接地网完整性测试（导通试验）报告、CT的励磁特性未做到饱和。
尽快联系测试单位补做，并完善测试记录。
3.
5.1.5-1
电气设备交接试验项目应齐全、结果合格；SF6气体绝缘的电气设备，SF6气体检测项目齐全，结果满足要求。
SF6气体密度继电器及压力动作阀应符合产品技术条件的规定。
未进行避雷器运行电压下阻性电流测试。
尽快联系测试单位补做，并完善测试记录。
4.
5.1.5-3
无功补偿装置的调节符合设计要求，投切方式按电网调度部门的要求执行。
未见无功补偿装置现场试验报告；未见SVG性能测试报告；SVG出厂试验报告中缺少恒电压测试内容。
尽快向安装调试单位索取现场试验报告，同时与有资质的测试单位签订SVG性能测试协议并尽快实施；联系厂家尽快完善出厂试验报告。
5.
5.1.5-3
无功补偿装置的调节符合设计要求，投切方式按电网调度部门的要求执行。
该电站后台监控中缺少电压监测历史记录内容，上报数据表中同样未见母线电压数据记录。
尽快联系厂家完善监控后台，并完善数据报表中母线电压监测记录，防止母线电压运行超标。
6.
5.1.6-2
光伏发电系统及高、低压配电装置实测接地电阻应满足设计及规程要求，并应进行接地引线的电气导通测试。
未见变电站接地网的电气导通性试验记录。
尽快联系测试单位补做，并完善测试记录。
7.
5.1.6-3
升压站主接地网及电气设备接地引线的截面应满足系统最大短路电流热稳定要求。
未见热稳定校验计算书。
向供电部门索取短路电流值，进行热稳定校验并归档。
8.
5.1.7-1
升压站防直击雷保护范围应满足被保护设备、设施和架构、建筑物安全运行要求；避雷器配置和选型应正确，泄漏电流指示应在正常范围内，避雷器试验合格。
未进行避雷器运行电压下阻性电流测试
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