冀北电网新能源场站并网验收检查方案

新能源场站并网验收检查方案（一）涉网电气设备检查序项目内容号

核查方案 负责人现场查阅：1、统一格式的单机信息台账；3、发电机、变流器、变桨、风电机组（光伏逆变器）应具有低电关标准要求。

（光伏逆变器、主控版本应与型式试验报告相符；4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。风电机组（光伏逆变器）电能质量应满足规程要求（

现场查阅：1、资质单位出具的电能质量测试报告（盖章版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围内）风机变频器（光伏逆变器）的电压、全风力发电机组（光伏逆变器）接地电4阻应进行测试，接地电阻应合格电缆隧道、电缆沟堵漏及排水设施应5完好，分段阻燃措施符合要求新能源场站无功容量配置和无功补偿装置（含滤波装置）6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

3、低电压穿岳能力型式试验报告（盖章版；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。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（单位出具盖章版，组织应不大于4。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。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。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、绝缘油试验或SF6、测量绕组连同套管的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7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。

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。变压器油温度计及远方测温装置应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。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； 定校核应进行变电站接地网电气完整性试10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（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。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0.2Ω10Ω（一起时可不单独测量；新能源场站必须具备可靠的事故照11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新扩建的发变电工程，防误闭锁装置常新扩建的发变电工程，防误闭锁装置查阅有关图纸资料，现场检查防误闭锁装置应安装完善并调试完毕，查12应与主设备同时投运，并有相应的管理制阅防误闭锁装置调试试验记录及相应的管理制度。度成套高压开关柜五防功能应齐全，性13查阅试验报告及厂家资料、现场检查能应良好集电系统电缆终端应满足电缆终端14现场查阅试验报告及厂家资料交流耐压和雷电冲击耐压水平（二）调度自动化系统检查序项目内容号

核查方案号，确保远动上送信息完整性与准确性。6个以上主站同时双链路1表等

采集，服务器、操作员站等设备应放于机柜内，做好散热措施。4.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。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。调度数据网设备交流电源应采用场站UPS不间断电源系统。电源插座应使用PDU。无连接网线及水晶头应具有屏蔽功能。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（AG调度要求

讯。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V调度要求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4风电场（光伏电站）发电功率预测曲线的条件

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。（光伏电站调度机构正常连接，是否已具备向电力系统调度机构上报功率预测的功能。核查场站风功率预测系统是否满足177率预测功能。（光功率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；5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新能源场站配置相量测量系统PMU应将风电场出线端电压、电流信号，主6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

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。（段润鹏。PMU装置的配置情况，配置双数据集中器，检查PMUPMU装置的数据存储功能（本地存储不小于14天。检查场站PMU装置接入非实时调度数据网络核查场站PMU装置支路参数设置是否满足运行准则要求。现场检查场站相量测量装置规程。行情况。新能源场站配置计量表计和双套电量信7

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息采集设备。 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。核查电量结算关口电能表是否满足1+1配置原则。看业务接入情况。新能源场站配置调度数据网、二次安全8

防护设备 调度数据网接入规范。调度数据网应满足双平面数据网独立上送配置要求。理规定要求。配置北斗II代与GPS9统及卫星时钟同步实时监测系统

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。综自系统应统一使用场站双时钟系统进行统一对时。双套时钟系统同步进度应满足技术规程要求误差范围。检查UPS设备配置情况，检查UPSUPS输出回路，负载分配是否合理。10 配置UPS电源系统 2.UPS装置平均负荷率应小于系统运行管理规定要求。UPS负荷应配置回路空开级差保护。主控室风电机组（光伏电站）控制系统11

对于重要负荷电源回路禁止合环运行。现场检查是否已具备相关监视和控制界面、功能。应能实现对全场网络拓扑图的监视，正确显 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示设备运行基础数据和实时数据信息；及时、数据库应能记录短时间机组历史数据。准确地显示并记录各设备异常报警信息及保3.示设备运行基础数据和实时数据信息；及时、数据库应能记录短时间机组历史数据。准确地显示并记录各设备异常报警信息及保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。护动作信息等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。12新能源场站配置电能质量在线监测装置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.（林锰。序号项目内容核查方案场站区集电线路和汇集母线保护应满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1足涉网安全运行与故障快速切除要求集电 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；检系统应综合考虑系统可靠性保护灵敏度及 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（三）保护及安自装置检查短路电流状态选择合理的中性点接地方式，还是保护单元自身合成值。实现集电系统接地故障的可靠快速切除 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；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（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2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；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 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；置，并进行数据采集和存储

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。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具备继电保护及安全自动装置现场运明、装置故障处理方法等。继电保护及安全自动装置的最新定值试单位与运行单位双方核对无误后在打印

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。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。位及运行单位的签字。

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。1、核实接入系统批复文件；检查主变实际接线方主变中性点保护的配置必须满足变压压器零序保护投运情况

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（殊配置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8的断路器直流电源应由不同的控制电源母线段供电电流互感器及电压互感器的二次回路9必须分别有且只能有一点接地继电保护整定计算方案或定值通知单变化进行校核或修订直流母线电压应保持在规定的范围内；试验，运行工况应正常

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。检查现场二次接线，检查接地点是否接地良好。查保护定值清单，查保护单元定值设定结果。1（有必要可实测、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 结合图纸现场检查二次回路及电缆接线情况。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电气元件、二次回路接线准确，连接可松动建立完善继电保护技术监督体系，制定各级14岗位技术监督责任制，并确保其监督体系与

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）现场资料检查序号 项目内容

核查方案冀北电力有限公司继电保护技术监督体系有效对接。冀北电力有限公司继电保护技术监督体系有效对接。风力发电机组（光伏逆变器）制造方提供的正1 全，并符合相关标准变压器交接、出厂试验报告及有关图纸应规2范、齐全、完整变电站设计报告、图纸及说明书，变电站一次3系统图接地网图纸资料

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。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。施工图或竣工图（含接地网部分与现场相符。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；4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《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5安全自动装置技术规程3-10kV电网继电保护装220-750kV电网继电保护装置

现场检查保护调试报告：现场检查自动化设备资料：1）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按左侧资料清单现场检查，现场应有相应资料。（修订版应具备并严格执行满足电力安全运行需要的度、操作监护制度、维护检修制度、消防制度（6下简称“”）及缺陷管理制度、现场运行管

检查现场有符合实际生产需要的如下资料：、工作票制度、操作票制度、交接班制度4、设备巡回检查制度、操作监护制度、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7装图、设计说明、电缆清册等调度自动化及调度电话（具备录音功能）8备独立路由的可靠通信通道电力通信系统包含以下资料，资料与实际情况9 是否相符：1.设备说明书，原理图；2.配线表现场应有符合实际情况的直流系统接线图，系10

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。现场检查：1、通信设备