冀北电网新能源场站并网验收检查方案Word格式文档下载.docx
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新能源场站无功容量配置和无功补偿装置（含滤波装置）选型配置符合接入系统审查意见，其响应能力、控制策略应满足电力系统运行需求。
无功补偿装置应无缺陷，出厂试验结果合格
1、现场检查无功容量配置和无功补偿装置（含滤波装置）选型配置符合接入系统审查意见要求；
2、现场查阅无功补偿装置出厂试验报告；
3、现场查阅无功补偿装置交接试验报告；
4、现场查阅无功补偿装置静态调试报告；
5、现场查阅控制策略设置应满足电力系统运行要求；
6、现场检查无功补偿装置控制功能及控制参数设置正确。
7
主变压器交接试验项目齐全，试验结果合格；
升压站主变压器油中溶解气体色谱分析应按规定进行测试，其数据和产气率结果不应超过注意值；
110kV及以上变压器电气试验应合格。
现场查阅主变压器预防性试验报告或交接试验报告（盖章版），试验项目应包括下列内容：
1、绝缘油试验或SF6气体试验；
2、测量绕组连同套管的直流电阻；
3、检查所有分接头的电压比；
4、检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；
5、测量与铁芯绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁芯（有外引接地线的）绝缘电阻；
6、非纯瓷套管的试验；
7、有载调压切换装置的检查和试验；
8、测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；
9、测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tan；
10、测量绕组连同套管的直流泄漏电流；
11、变压器绕组变形试验；
12、绕组连同套管的交流耐压试验；
13、绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验。
其试验结果应符合标准要求。
8
变压器油温度计及远方测温装置应准确、齐全；
测温装置应有校验报告；
变压器各部位不应有渗漏油现象。
1、现场查阅变压器油温度计及远方测温装置出厂校验报告；
2、现场检查变压器温度计与远方测温装置及监控系统显示相符；
3、现场检查变压器各部位不应有渗漏油现象。
9
变电站高压断路器、隔离开关交接试验项目应齐全，试验结果合格；
涉网高压断路器遮断容量、分、合闸时间、继电保护配置应满足要求，并按规定校核
1、现场查阅高压断路器、隔离开关预防性试验报告或交接试验报告（盖章版），试验项目应齐全，试验结果合格（注意不同类型断路器试验项目不同）。
2、查阅涉网高压断路器、隔离开关、保护装置文档资料，并现场检查高压断路器遮断容量、分合闸时间、继电保护配置应符合接入系统审查意见要求。
3、检查现场高压断路器、隔离开关应传动正常，并有传动记录（刘建动）。
4、查阅现场年度短路容量校核计算书（段润鹏）。
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应进行变电站接地网电气完整性试验，即测试连接与同一接地网的各相邻设备接地线之间的电气导通情况；
应进行变电站地网接地电阻测试
1、现场查阅变电站主接地网测试报告，接地电阻值应不大于0.5Ω；
2、现场查阅变电站接地网电气完整性试验报告，测试范围应包括连接于同一接地网的各相邻设备接地线之间的电气导通情况；
导通阻值不大于0.2Ω。
3、现场查阅独立避雷针接地电阻测试报告，阻值应不大于10Ω（当与主地网连在一起时可不单独测量）；
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新能源场站必须具备可靠的事故照明、重要场所应有事故照明，切换功能正常
查阅有关图纸资料，现场检查，试验切换功能正常
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新扩建的发变电工程，防误闭锁装置应与主设备同时投运，并有相应的管理制度
查阅有关图纸资料，现场检查防误闭锁装置应安装完善并调试完毕，查阅防误闭锁装置调试试验记录及相应的管理制度。
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成套高压开关柜五防功能应齐全，性能应良好
查阅试验报告及厂家资料、现场检查
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集电系统电缆终端应满足电缆终端交流耐压和雷电冲击耐压水平
现场查阅试验报告及厂家资料
（二）调度自动化系统检查
新能源场站配置计算机监控系统，接入数据网关机的信息应满足各级调控中心的需要，应具备完整的技术资料及远动信息参数表等
1.查阅远动系统信息表，现场检查远动设备及上送四遥量及事故总信号，确保远动上送信息完整性与准确性。
2.数据网关交换机按双主模式配置，应支持6个以上主站同时双链路采集，服务器、操作员站等设备应放于机柜内，做好散热措施。
3.服务器、操作员站、调度数据网交换机应使用双电源模块。
4.场站远动装置用采用主从站冗余配置，且支持装置切换数据无跳变上传。
5.场站站控层服务器应采用工业级操作系统，包括unixs系统或者linuxs系统。
6.调度数据网设备交流电源应采用场站UPS不间断电源系统。
7.电源插座应使用PDU专用插座，插头应牢固。
无
8.连接网线及水晶头应具有屏蔽功能。
9.屏柜及设备应有良好接地。
新能源场站配置有功功率控制系统（AGC），控制调节能力满足电网运行要求及调度要求
1.检查现场有功功率控制系统的后台界面，检查其是否与调度正常通讯。
2.核查场站有功控制系统点表配置，确认系统上送远动信息配置点表是否满足运行管理规定。
装置本身上送遥信信号是否准确。
新能源场站配置无功电压控制系统（AVC），控制调节能力满足电网运行要求及调度要求
检查现场无功电压控制系统的后台界面，检查其是否与调度正常通讯。
核查场站无功控制系统点表配置，确认系统上送远动信息配置点表是否满足运行管理规定。
新能源场站应配置功率预测系统；
新能源场站应具备向电力调度机构上报风电场（光伏电站）发电功率预测曲线的条件
1.查阅风电场（光伏电站）功率预测系统技术资料，检查是否与系统调度机构正常连接，是否已具备向电力系统调度机构上报功率预测的功能。
2.核查场站风功率预测系统是否满足177号文关于短期与超短期功率预测功能。
3.核查现场风功率（光功率）预测系统外网数据服务器通讯链路是否满足电力系统二次安防要求，与生产控制大区实现物理横向隔离。
风电场应配置测风塔，利用测风塔对风能资源进行实时监测，并按电力系统调度机构规定实时上报风电场风能资源监测数据；
光伏电站应配置光辐照度仪，并按电力系统调度机构规定实时上报光伏电站光资源监测数据
1.查阅风电场风能资源监测系统技术资料，检查该系统的本地功能和性能是否满足标准要求，检查与电力系统调度机构通讯是否正常。
2.核查测风塔及光辐照度仪监测数据是否完整（段润鹏）。
新能源场站配置相量测量系统（PMU），PMU应将风电场出线端电压、电流信号，主变高低压侧电压、电流信号，每条汇集线的电流信号，无功补偿装置的电压、电流信号接入PMU装置，并进行数据采集和存储
1.检查PMU装置的配置情况，配置双数据集中器，检查PMU装置的信号量接入情况，检查PMU装置的数据存储功能（本地存储不小于14天）。
2.检查场站PMU装置接入非实时调度数据网络，且与主站通讯正常。
3.核查场站PMU装置支路参数设置是否满足运行准则要求。
4.现场检查场站相量测量装置规程。
新能源场站配置计量表计和双套电量信息采集设备。
1.检查各关口点、并网点表计配置情况，电量采集终端配置情况和运行情况。
2.检查场站电量采集终端是否满足接入规范关于双套终端独立上送的要求。
电量采集终端应通过数据线与同一电量表两个不同的485接口进行连接。
3.核查电量结算关口电能表是否满足1+1配置原则。
新能源场站配置调度数据网、二次安全防护设备
1.现场检查调度数据网、二次安全防护设备运行情况及配置，现场查看业务接入情况。
2.调度数据网实时与非实时网络应独立配置接入，接入信息量应满足调度数据网接入规范。
3.调度数据网应满足双平面数据网独立上送配置要求。
4.双套数据网二次安防应满足独立安全配置，配置满足安全全防护管理规定要求。
配置北斗II代与GPS双卫星时间同步系统及卫星时钟同步实时监测系统
1.检查设备配置情况，检查设备出厂试验报告；
检查卫星时钟同步实时监测系统对时钟状态、时钟时间精度、保护、测控、故障录波、PMU、监控系统进行正确监测，卫星时钟需要使用北斗II代和GPS双信号。
2.综自系统应统一使用场站双时钟系统进行统一对时。
3.双套时钟系统同步进度应满足技术规程要求误差范围。
配置UPS电源系统
1.检查UPS设备配置情况，检查UPS的出厂试验报告及容量，检查UPS输出回路，负载分配是否合理。
2.UPS装置平均负荷率应小于系统运行管理规定要求。
3.UPS负荷应配置回路空开级差保护。
4.对于重要负荷电源回路禁止合环运行。
主控室风电机组（光伏电站）控制系统应能实现对全场网络拓扑图的监视，正确显示设备运行基础数据和实时数据信息；
及时、准确地显示并记录各设备异常报警信息及保护动作信息等
1.现场检查是否已具备相关监视和控制界面、功能。
2.控制系统应满足机组故障信息报警及追忆功能，实时数据库及历史数据库应能记录短时间机组历史数据。
3.风电机组及光伏组件应满足单机欲行信息监视及上送功能。
新能源场站配置电能质量在线监测装置
1.检查电能质量检测装置的出厂试验报告，检查电能质量现场接线规范。
2.电能质量在线检测装置接入监测量应满足系统技术规定要求。
3.现场具备电能质量在线监测监督制度（林锰）。
（三）保护及安自装置检查
场站区集电线路和汇集母线保护应满足涉网安全运行与故障快速切除要求。
集电系统应综合考虑系统可靠性、保护灵敏度及短路电流状态选择合理的中性点接地方式，实现集电系统接地故障的可靠快速切除
1、集电线路方面：
检查主变中性点接地方式；
检查35KV单相接地故障快速动作的方案（小接地系统加接地变，且接地变的容量有明确的计算过程）；
检查接地故障切除的整定值及执行策略；
检查保护安装处所用CT是零序专用CT还是保护单元自身合成值。
2、汇集母线方面：
是否安装母差装置；
母差保护CT是否用的差动绕组；
母差软硬压板投退是否正确；
母差保护定值与设备执行方式是否一致；
保护定值是否在有效期内。
3、检查二次回路接线是否正确。
4、检查接入系统批复意见，或历次技改及大修的相关文件资料；
主变（接地变）、保护单元、调试等工程资料。
运维单位应定期开展保护装置专业巡视，制定专业巡视明细表，必须逐间隔、逐项对保护装置软硬压板、切换开关投退、定值等进行检查核对。
1、检查运行规程；
检查保护单元版本型号；
检查保护定值清单及有效期；
检查巡视明细表内容及执行过程签证；
检查现场软硬压板实际投退情况，检查保护单元定值输入与定值清单的一致性；
2、检查站内图纸资料，检查工程及历次技改维修的工作记录及缺陷闭环文件。
配置故障录波系统、保护及故障信息管理系统，故障录波系统应将新能源场站出线端电压、电流信号，主变高低压侧电压、电流信号，每条风机汇集线的电流信号，无功补偿装置的电压、电流信号接入故障录波装置，并进行数据采集和存储
1、检查故录设备定值清单；
现场检查故录运行界面及数据存储情况；
2、检查故录、信息子站与调度接入情况，包括数据的全面性、准确性、及时性、时效性等；
3、检查故录装置的二次接线质量。
4、检查设备的厂家资料、工程等相关资料。
具备继电保护及安全自动装置现场运行规程，包括保护配置、压板名称及投退说明、装置故障处理方法等。
1、检查运行规程的编制、审批签字；
检查规程内容的合理性及与现场对应性；
2、对保护装置的校验时限应有明确的时间要求。
3、结合二次回路的历次工程验收，进行修订，是否有明确的修订记录。
4、是否配备保护专业人员，以及持证上岗情况。
继电保护及安全自动装置的最新定值单及执行情况。
继电保护设备投运前安装调试单位与运行单位双方核对无误后在打印的定值上签字，该定值报告将存档保存。
已执行的保护定值通知单，必须有安装调试单位及运行单位的签字。
1、现场检查相关过程文件，执行单位及人员是否具备相关资质。
2、现场检查设备的版本型号，用设备打印定值清单，核实定值实际执行情况。
3、现场核实保护涉及一次设备参数，主要是PTCT变比。
4、现场检查二次回路，重点检查所用CTPT二次绕组符合要求。
主变中性点保护的配置必须满足变压器中性点接地方式的要求，操作时应核对变压器零序保护投运情况
1、核实接入系统批复文件（提供接入系统批复文件）；
检查主变实际接线方式，检查主变出厂资料，检查相关调试工作资料（新装、技改大修等）
2、检查主变中性点CT、间隙CT的一二次变比、厂家资料、调试报告，检查二次回路接线情况；
检查定值清单；
检查保护单元实际设定定值；
3、检查一次设备接地，二次回路接地。
变电站设备的继电保护及安全自动装置应按规定配置齐全（含调度机构要求的特殊配置），所有继电保护装置、故障录波、保护及故障信息管理系统应与相关一次设备具备投入运行条件
1、检查站内分系统设备的保护设备清单，检查保护及测量安装处的二次接线，以及二次回路接线的正确性。
2、检查各保护设备的网络拓扑图，核实网络物理连接实际执行情况。
3、检查设备的IP设置及地址清单，核实设备实际设定情况。
两套相互独立的电气量保护装置直流电源应由不同的母线段供电，两组跳闸线圈的断路器直流电源应由不同的控制电源母线段供电
1、现场检查直流设备配置情况，核实直流电源供给及接线情况；
2、检查QF的厂家资料，二次回路图，核实跳闸回路。
电流互感器及电压互感器的二次回路必须分别有且只能有一点接地
检查现场二次接线，检查接地点是否接地良好。
继电保护整定计算方案或定值通知单的审批手续需完备；
应依据电网短路电流的变化进行校核或修订
查保护定值清单，查保护单元定值设定结果。
直流母线电压应保持在规定的范围内；
直流系统绝缘监察或绝缘选检装置应定期试验，运行工况应正常
1、现场检查直流母线电压数值（有必要可实测），查绝缘监察装置操作记录。
2.、现场检查设备运行情况。
强电和弱电回路、交流和直流回路、电流和电压回路、不同交流电压回路，以及来自电压互感器二次绕组四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两根引入线均应使用各自独立的电缆
结合图纸现场检查二次回路及电缆接线情况。
电气元件、二次回路接线准确，连接可靠，标志齐全清晰，绝缘符合要求，电缆管道安装后封堵完好，符合安全要求。
室外端子箱、机构箱应整洁严密，有防雨、防尘、防潮、防小动物措施，电缆孔洞封堵严密，箱内电气元件标志清晰、正确，螺栓无锈蚀、松动
1、现场检查设备标识、电缆封堵施工工艺，
2、现场检查设备防护情况及设备安装情况，用（力矩）扳手检查松动情况。
缺少挡鼠板粘鼠板已定货
建立完善继电保护技术监督体系，制定各级岗位技术监督责任制，并确保其监督体系与冀北电力有限公司继电保护技术监督体系有效对接。
检查公司文件，人员配置，制度编制，具体实施文件记录，缺陷闭环记录。
（四）现场资料检查
风力发电机组（光伏逆变器）制造方提供的正式技术文件、图纸、试验报告、调试报告应完整齐全，并符合相关标准
现场检查：
1、有风电机（光伏逆变器）技术资料、图纸、试验报告、调试报告。
2、调试报告应厂家及业主签字（或盖章）完整（宋承岳）。
变压器交接、出厂试验报告及有关图纸应规范、齐全、完整
现场检查变压器资料：
1、说明书；
2、有出厂试验报告；
3、有交接实验报告。
变电站设计报告、图纸及说明书，变电站一次系统图接地网图纸资料
1、有初设报告或说明书；
2、有初设审查意见；
3、有施工图或竣工图（含接地网部分）；
5、图纸、初设、审查意见与现场相符。
涉网的继电保护及安全自动装置图纸、说明书、调试报告（包括二次回路校验、传动报告、变压器瓦斯继电器试验报告、TV端子箱空气开关试验报告的项目、结果）；
调度自动化设备技术说明书、技术参数以及设备验收报告；
远动信息（包括电流互感器、电压互感器变比及遥测满刻度值）相关技术资料
现场检查保护调试报告：
1）二次回路校验；
2）传动报告；
3）变压器瓦斯继电器试验报告；
现场检查自动化设备资料：
1）说明书；
2）设备验收报告（或合格证）
现场检查远动信息（厂家配合）：
远动信息中电流互感器、电压互感器变比与实际设备相符
《继电保护和电网安全自动装置检验规程》、《微机继电保护装置运行管理规程》、《继电保护和安全自动装置技术规程》、《3-10kV电网继电保护装置运行整定规程》、《220-750kV电网继电保护装置运行整定规程》、《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（修订版）、《国家电网公司防止变电站全停十六项措施（试行）》、《国家电网公司关于印发风电并网运行反事故措施要点的通知》
按左侧资料清单现场检查，现场应有相应资料。
应具备并严格执行满足电力安全运行需要的与并网设备、装置、系统运行、检修相关的工作票制度、操作票制度；
交接班制度、设备巡回检查制度、操作监护制度、维护检修制度、消防制度（以下简称“两票五制”）及缺陷管理制度、现场运行管理制度等；
应具备满足安全运行需要的与电网调度规程、规范相一致的现场运行规程和安全工作规程
检查现场有符合实际生产需要的如下资料：
1、工作票制度
2、操作票制度
3、交接班制度
4、设备巡回检查制度
5、操作监护制度
6、维护检修制度
7、消防制度
8、电网调度规程
9、运行规程
10、安全规程
继电保护装置投运时应具备：
设计原理图、安装图、设计说明、电缆清册等
现场查看继保设备原理图、接线图、设计说明、电缆清册与设备相符。
通信系统应能满足继电保护、安全自动装置、调度自动化及调度电话（具备录音功能）等业务对电力系统通信的要求。
风电场至电网调度机构应具备独立路由的可靠通信通道
1、通信设备说明书；
2、通信设计图纸；
3、通过试用检验电话录音功能正常使用。
电力通信系统包含以下资料，资料与实际情况是否相符：
1.设备说明书，原理图；
2.通信系统接线图及操作说明；
3.配线表
现场检查通信系统资料：
1、设备说明书、原理图、接线图、配线表齐全。
2、接线图和操作说明齐全，与实际设备相符
现场应有符合实际情况的直流系统接线图，系统接线方式和运行方式应合理、可靠，应具备开关的级差配合。
1、有直流系统接线图；
2、接线图与实际直流接线系统相符；
3、直流系统接线和运行方式合理可靠。
生产场所和有关设施、一、二次设备上应设置明显、齐全、清晰、完整、规范的安全警示标志；
设备均应有规范的铭牌、名称和编号，并标识在明显位置
现场检查
1、生产设施安全警示标志齐全、完整、清晰、规范、位置明显；
2、设备名牌齐全、完整；
3、标志牌有名称和编号；
应建立健全且认真落实风电场负责人、安全生产管理人员、运行值班人员及与并网安全运行相关人员的安全生产责任制度
现场查看
1、风电场安全生产责任制度（或办法、细则）
2、生产责任制中应规定场长、安全管理人员、值班员等人员职责。
联系调度业务的运行值班人员应经过电网调度机构培训、考核合格
现场查看风电场运行值班人员调度资格证或者通过OMS查看运行值班人员培训考试成绩。
按规范完成全部自动化设备台账信息录入和审查工作，完成OMS系统相关账号开通工作。
现场登陆OMS自动化账号，查看自动化设备台账信息与现场是否相符。
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确定样板机编号，报送资料
现场登陆OMS系统，查看风场上报的样板机资料。
样板机数量必须为风场风机数量的10%以上。
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一次、二次设备参数库，新能源一、二次设备台账
现场登陆OMS系统查看风电场上报的一次、二次设备台账。
以上各项验收项目，各负责人认真核对，完成整改，以保证顺利通过并网验收。
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