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新能源场站并网验收检查方案（一）涉网电气设备检查序号项目内容核查方案负责人1风电机组（光伏逆变器）应具有低电压穿岳能力，低电压穿岳能力满足国家相关标准要求。现场查阅：1、统一格式的单机信息台账；3、发电机、变流器、变桨、叶片、（光伏逆变器）、主控版本应与型式试验报告相符；4、、现场查阅大部件软件版本以及关键涉网保护定值应与型式试验报告相符。如风机（光伏）硬件和软件与型式试验报告不一致，需厂家出具一致性评价报告；如重大设备与型式试验报告不一致需提供具备资质的单位出具的低穿一致性评估报告。2风电机组（光伏逆变器）电能质量应满足规程要求（电压偏差、电压变动、闪变、谐波和三相电压不平衡度在规定的范围内）现场查阅：1、资质单位出具的电能质量测试报告（盖章版），其结论页电压偏差、电压变动、闪变、谐波和三相电压不平衡度应在国标规定范围内。2、查阅风电机组（光伏逆变器）接入系统评审意见，并按照评审意见要求检查现场无功补偿装置配置情况。3、低电压穿岳能力型式试验报告（盖章版）；3风机变频器（光伏逆变器）的电压、频率、三相不平衡等涉网的参数定值单齐全现场查阅：1、风机变频器（光伏逆变器）的电压、频率、三相不平衡等涉网的参数定值单；2、现场调试报告；3、抽查现场设置情况。4风力发电机组（光伏逆变器）接地电阻应进行测试，接地电阻应合格现场查阅：全部风力发电机组（光伏逆变器）接地电阻测试报告（资质单位出具盖章版），组织应不大于4Ω。5电缆隧道、电缆沟堵漏及排水设施应完好，分段阻燃措施符合要求现场检查电缆隧道、电缆沟堵漏及排水设施应完好，分段阻燃措施符合要求。6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、现场检查无功补偿无缺陷，出厂试验结果合格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）。10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）；11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，切换功能正查阅有关图纸资料，现场检查，试验切换功能正常常12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。13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14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序号项目内容核查方案1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。2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。3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。装置本身上送遥信信号是否准确。4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。5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）。6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。7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。8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。9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。10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。11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。12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序号项目内容核查方案1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。2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。3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