新能源场站并网验收方案讲解

新能源场验收检查计划(a)检查与网络相关的电气设备序号专案内容验证方案负责人1(太阳能逆变器)需要低电压的yue功能、低电压的yue功能等符合国家相关标准要求。现场检查：1、统一格式独立信息分类帐；3、发电机、转换器、桨、刀片、(光伏逆变器)、主版本应与类型测试报告一致。4、现场审查大型零件软件版本和主要网络保护值应与样式测试报告相匹配。如果风扇(光伏)硬件和软件及类型测试报告不一致，制造商应发布一致性评估报告。如果主要设备和样式测试报告不一致，则应提供合格部门提供的低接收一致性评估报告。2(光伏逆变器)电能质量必须满足法规要求(电压偏差、电压变化、闪变、谐波和三相电压不平衡的规定范围内)现场检查：1、资格单位出具的电能质量测试报告(密封版本)、结果页电压偏差、电压变化、闪变、谐波和三相电压不平衡必须在国家标准规定范围内。2、根据接入系统审查(光伏逆变器)审查和审查要求，确认现场无功补偿装置配置。3、低压yue容量类型测试报告(密封版本)；3(光伏逆变器)电压、频率、三相不平衡及其他网络参数值列表完成现场检查：1、(光伏逆变器)电压、频率、三相不平衡等网络相关参数值列表；2、现场调试报告；3、检查现场设置。4(光伏逆变器)接地电阻要测试，接地电阻要通过现场检查：完整(光伏逆变)接地电阻测试报告(合格单位印章版本发行)，组织不得超过4。5电缆隧道、电缆沟堵塞和排水设施必须状况良好，分段阻燃措施必须符合要求现场检查电缆隧道、电缆沟堵塞和排水设施必须状况良好，分段阻燃措施必须满足要求。6新的现场站无功容量配置和无功补偿装置(包括滤波装置)选择配置符合接入系统审查意见，应对能力、控制策略必须满足电力系统运行需求。无功补偿装置必须没有缺陷，工厂测试结果必须合格1、现场检查无功容量配置和无功补偿装置(包括滤波器)选择配置符合接入系统评审意见要求。2、现场检查无功补偿装置工厂测试报告；3、现场检查无功补偿装置转移测试报告；4、现场检查无功补偿装置静态调试报告；5、现场检查控制政策设置应符合电力系统运行要求。6、现场检查无功补偿装置控制功能和控制参数设置正确。7主变压器输送试验项目齐全，试验结果合格。增压站主变压器油的溶解气相色谱分析应按照规定进行测试，相应的数据和气体生产率结果不得超过注意值。110kV以上变压器电气测试必须合格。现场检查主变压器预防试验报告或进给试验报告(密封版本)时，试验项目应包括1、绝缘油试验或SF6气体测试。2、绕组测量与套管直流电阻；3、检查所有子连接器的电压比率。4、确认变压器三相接线组和单相变压器引线的极性；5、与芯绝缘的每个紧固件(连接器可以拆卸)和芯(带外部接地线)绝缘电阻测量；6、非纯瓷套管试验；7、有载调压开关装置的检查和测试；8、缠绕测量与套管绝缘电阻、吸收率或极化指数；9、套管介电损失切值tan用缠绕测量；10、绕组测量与套管直流泄漏电流；11、变压器绕组变形试验；12、缠绕带套管交流耐压试验；13、绕组和套管长期感应电压测试带局部放电测试。考试结果必须符合标准要求。8变压器油温度计和远程温度测量装置必须准确和完善。温度测量装置必须有验证报告。变压器的各个部分不能有漏油现象。1、现场检查变压器油温度计和遥测装置工厂验证报告；2、现场检查变压器温度计与远程温度测量装置和监控系统显示相匹配；3、变压器各部分不得漏油。9变电站高压断路器、隔离开关输送试验项目要齐全，试验结果要合格。网络高压断路器断路能力、分路、闭路时间、继电保护配置符合要求，应根据需要进行检查1、现场检查高压断路器、隔离开关预防测试报告或传输测试报告(密封版本)时，测试项目必须完整且测试结果合格(取决于断路器测试项目种类)。2、审查网络高压断路器、隔离开关、保护装置手册，确定高压断路器切断容量、分断闭路时间、继电保护配置满足接入系统审查要求。3、现场高压断路器检查，隔离开关应正常驱动，有驱动器记录(有干动)。4、现场年度短路容量检查表审查。10变电站接地网的电气完整性测试必须测试连接到同一接地网的每条相邻设备地线之间的电气传导情况。应进行变电站接地网接地电阻测试1、现场检查变电站主接地网测试报告，接地电阻值不得超过0.5；2、变电站接地网电气完整性测试报告的现场审查，测试范围应包括连接到同一接地网的各相邻设备地线之间的电气传导情况；传导电阻不大于0.2 。3、现场调查独立避雷针接地电阻测试报告，电阻值不得小于10 (如果连接到主接地网络，则不另行测量)。11新能源场必须具备可靠的事故照明，重要场所的事故照明，转换正常运行相关图形数据检查、现场检查、测试切换功能正常12新扩大的输变电工程需要防误锁与主要设备同时运行，并具备相应的管理体系必须审查图纸资料，安装现场检查防误锁，调试完成，检查防误锁调试测试记录和相应的管理系统。13高压开关设备的五项防御功能必须完善，性能必须良好。测试报告和制造商信息，现场检查审查14集电极系统电缆终端必须满足电缆终端的交流耐压和雷电冲击耐压水平现场审查测试报告和制造商信息(b)检查调度自动化系统序号专案内容验证方案1新能源站配置计算机监控系统，有关数据网络关闭的信息必须满足各级管理中心的需要，并具备完整的技术信息和远程信息参数表1.审查远程系统信息表，检查远程设备和4远程传输和总事故信号，确保远程传输信息的完整性和准确性。2.数据网关交换机配置为双主模式，6个或更多主工作站必须同时支持双链路收集，并且必须将服务器、操作员工作站等设备放置在机柜中，以制定散热对策。3.服务器、操作员工作站和派单数据网络交换机必须使用双电源模块。4.现场远程设备使用主从冗馀配置，并支持设备切换数据未授权上传。5.现场工作站控制层服务器，使用工业级操作系统(包括unixs系统或linuxs系统)。6.派单数据网络设备交流电源应使用工作站UPS不间断电源系统。7.电源插座必须使用PDU专用插座，插头必须牢牢插入。8.网线和固定头必须具有屏蔽功能。9.纱柜和设备要接地好。2新型能源场配置有源电力控制系统(AGC)、控制调节功能满足电网运行要求和调度要求1.检查现场有效电源控制系统的后台界面，确保与派单正常通信。2.验证场活动控制系统点表配置，并验证系统的发送信息配置点表是否符合操作管理规定。设备本身的远程信号传输是否正确。3电力来源构成无功电压控制系统(AVC)，控制调节功能满足电网运行要求和调度要求检查现场无功和电压控制系统的后台接口，确保与派单正常通信。验证现场站无功控制系统点表配置，确保系统的发射远程信息配置点表符合运营管理规定。设备本身的远程信号传输是否正确。4新能源站需要配置电力预测系统。新能源场必须具备向电力调度机构报告(太阳能发电站)发电电力预测曲线的条件1.查看电力预测系统技术资料，确认是否与系统派遣机构正常连接，并确认电力系统派遣机构是否具有上报电力预测的能力。2.确认是否满足短期和超短期电力预测功能的177号。3.预测现场风力(光电)验证系统外联网数据服务器通信链路满足电力系统二级安全要求，并支持与生产管理区的物理水平隔离。5风力发电资源实时监测和电力系统调度机构规定的风能资源监测数据实时报告的风力发电塔配置；光伏电站应配置光测量系统，并按照电力系统调度机构的规定实时报告光伏电站的光资源监测数据1.查阅风能资源监测系统知识库，确保该系统的本地功能和性能符合标准要求，并与电力系统调度机构正常通信。确保风力塔和光探测器监测数据完整。6新能源站配置呼机测量系统(PMU)、PMU将访问PMU设备，必须收集和存储插座电压、电流信号、主变压器高压和低压侧电压、电流信号、各集成线路上的电流信号、无功补偿设备上的电压和电流信号1.验证PMU装置是否已配置、配置冗馀数据集中器、验证PMU装置是否可以访问信号器、验证PMU装置的数据存储功能(本地存储不到14天)。2.确认站点PMU设备访问非实时调度数据网络并与主工作站正常通信。3.验证现场工作站PMU设备分支参数设置是否符合操作说明要求。现场检验站相量测量装置程序。7新能源场配置仪表及双电源信息收集设备。1.确认栅极点和点阵配置、电源收集终端配置和运行情况。2.工作站电源收集终端确认访问规范双终端独立传输要求。电力收集终端必须通过数据线连接到同一电能表的两个不同的485接口。3.验证电力结算闸门电能表是否符合1 1配置原则。8新能源站配置调度数据网络，二级安全保护设备1.现场检查调度数据网络，辅助安全设备操作和配置，访问现场检查业务。2.数据网络预约实时和非实时网络必须独立配置访问，访问信息量必须满足预约数据网络访问规范。3.数据网络调度必须满足双平面数据网络的独立传输配置要求。4.双数据网络辅助安全必须配置为满足独立安全配置和安全总体保护管理要求。9北斗II代和GPS双卫星时间同步系统和卫星时钟同步实时监控系统配置1.检查设备配置，检查设备工厂测试报告。需要北斗II代和GPS双信号才能正确监控时钟状态、时钟时间精度、保护、测量和控制、错误记录、PMU、监控系统。2.cssa系统必须统一使用现场工作站双时钟系统进行集成配对。3.双时钟系统同步进度必须满足技术法规要求错误范围。10配置UPS电源系统1.确认UPS设备配置是否正确，确认UPS的工厂测试报告和容量，确认UPS输出电路，并确认负载分配是否适当。2.UPS设备的平均负载率必须小于系统运行管理法规要求。3.UPS负载必须配置电路的空电平差保护。对于重要负载电源电路，禁止环操作。11主控制室(光伏电站)控制系统必须能够正确显示整个网络拓扑监控、设备运行基本数据和实时数据信息。及时准确地显示和记录每个设备异常警报信息和保护行为信息1.现场验证是否具有相关的监视和控制界面、功能。2.控制系统必须满足单元错误信息报警和记忆功能，实时数据库和历史数据库必须能够记录短期单元历史数据。3.和光伏组件必须满足独立的信息监控和传输功能。12新型能源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测试报告，检查电能质量现场布线规范。2.电能质量在线检测设备访问监控必须满足系统技术要求。3.现场配备了电能质量在线监测和监督制度(林锰)。(c)检查保护和安全措施序号专案内容验证方案1现场分区集电极线和收集总线保护必须满足相关网络的安全运行和快速故障排除要求。集电极系统综合考虑了系统可靠性、保护灵敏度和短路电流状态选择的合理中性点接地方式，必须稳定快速地消除集电极系统的接地故障1、集电极线侧：确认主变压器中性点接地方式；检查35KV单相接地故障快速动作的方案(小接地系统接地，接地波动容量有明确的计算过程)；确认接地故障排除固定值和实施策略。在保护安装场所，验证CT是否是仅用于零序的CT认知保护装置自身合成值。2、收集总线侧：是否安装了主设备；差动保护CT是否使用差动绕组；产妇硬件和软件压盘投票是否正确；产妇保护设定值是否与设备执行方法一致；保护值是否在有效期内。3、检查二次回路布线是否正确。4、确认接入系统批准意见或以前的技术改造和大修相关文件信息；主变压器(接地变更)、保护装置、调试和其他工程数据。2操作和维护单元应定期进行保护单元专业检查，制定专业检查计划，定期、逐项检查保护单元硬件和软件platon、交换机投票、设置值等。1、确认操作程序；确认保护设备版本模型；请检查保护值列表和有效期。确认检查日程内容和实施过程签证。检查现场硬件和软件platon的实际投资状态，并检查保护装置值输入和值列表的一致性。2、检查站绘图数据、检查工程和以前的技术改造维护工作记录和缺陷闭环文件。3故障记录系统、保护和故障信息管理系统的配置、故障记录系统需要访问故障记录设备，并进行数据收集和存储，包括新的能源站插座电压、电流信号、主变压器高压低压侧电压、电流信号、每个风扇进气口线路的电流信号、无功补偿设备的电压、电流信号1、检查设备值列表；现场检查记录操作界面和数据存储；2、审查信息子站和日程访问，包括数据的全面性、准确性、时效性、时效性等；3、检查记录装置的二次接线质量。4、查看设备制造商信息、工程和其他相关信息。4具有保护配置、压盘名称和投票说明、解决设备问题的方法等继电保护和安全自动装置现场操作程序。1、编制操作程序，确认批准签名；确认程序内容的合理性和现场反应性。2、保护设备的验证时间限制必须有明确的时间要求。3、结合二次回路对先前项目的接受，进行修订，是否有明确的修订记录。4、是否安装保护专家并引导认证。5继电保护和安全自动装置的最新值列表和执行。在继电保护装置工作之前安装调试单元，确保业务实体两侧没有错误，然后签署打印的值，值报告将被存档。已发出需要调试单元安装和业务实体签名的保护设置通知。