新能源场站并网验收方案报告Word格式文档下载.docx

1、（光伏逆变器） 电能质量应满足规程 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要求（电压偏差、电压变动、闪变、谐波2、查阅（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和三相电压不平衡度在规定的范围内）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（光伏逆变器）的电压、频率、三相 1、（光伏逆变器）的电压、频率、三相不平衡等涉网的参数不平衡等涉网的参数定值单齐全定值单； 2、现场调试报告； 3、抽查现场设置情况。4（光伏逆变器）接地电阻应进行测全部（光伏逆变器）接地电阻测试报告（

2、资质单位出具盖章试，接地电阻应合格版），组织应不大于 4。5电缆隧道、 电缆沟堵漏及排水设施应现场检查电缆隧道、电缆沟堵漏及排水设施应完好，分段阻燃措施符合完好，分段阻燃措施符合要求要求。新能源场站无功容量配置和无功补1、现场检查无功容量配置和无功补偿装置（含滤波装置）选型配置符合偿装置（含滤波装置）选型配置符合接入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6系统审查意见，其响应能力、控制策略应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；满足电力系统运行需求。 无功补偿装置应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

3、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。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主变压器交接试验项目齐全，试验结直流电阻； 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果合格；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 ）7升压站主变压器油中溶解气体色谱及铁芯 （有外引接地线的 ）绝缘电阻； 6 、非纯瓷套管的试验；7、有载调压切分析应按规定进行测试，其数据和产气率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；结

4、果不应超过注意值；110kV 及以上变压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器电气试验应合格。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。变压器油温度计及远方测温装置应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8准确、齐全；测温装置应有校验报告；变查变压器温度计与远方测温装置及监控系统显示相符；3、现场检查变压器各压器各部位不应有渗漏油现象。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1、现场查阅高压断路器、隔离开关

5、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）。验项目应齐全，试验结果合格；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9涉网高压断路器遮断容量、分、合闸路器遮断容量、 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、时间、继电保护配置应满足要求，并按规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）定校核4、查阅现场年度短路容量校核计算书（段润鹏）。应进行变电站接地网电气完整性试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0.5； 2、现场查阅变电站接地网电气完整性试验报告，

6、测试范围应包括连接于同一接验，即测试连接与同一接地网的各相邻设10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0.2。 3、备接地线之间的电气导通情况；应进行变现场查阅独立避雷针接地电阻测试报告，阻值应不大于10（当与主地网连电站地网接地电阻测试在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12 应与主设备同时投运， 并有相应的管理制度成套高压开关柜五防功能应齐全， 性13能应良好集电系统电缆终端应满足电缆终端14交流耐压和雷电冲击耐压水平查阅有关图

7、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。查阅试验报告及厂家资料、现场检查现场查阅试验报告及厂家资料（二）调度自动化系统检查项目内容 核查方案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。新能源场站配置计算机监控系统，接入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数据网关机的信息应满足各级调控中

8、心的需上传。要，应具备完整的技术资料及远动信息参数5.场站站控层服务器应采用工业级操作系统，包括unixs 系统或者表等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。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。（ AGC ），控制调节能力满足电网运行要求及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调度要求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

9、控制系统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（AVC ），控制调节能力满足电网运行要求及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1.查阅（光伏电站） 功率预测系统技术资料， 检查是否与系统调度机新能源场站应配置功率预测系统；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。4新能源场站应具备向电力调度机构上报（光伏电站）发电功率预测曲线的条件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。应配置

10、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1.查阅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实时上报风能资源监测数据；否满足标准要求，检查与电力系统调度机构通讯是否正常。光伏电站应配置光辐照度仪，并按电力2.核查测风塔及光辐照度仪监测数据是否完整。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 ）， PMU 应将出线端电压、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 PMU 装置的配置

11、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。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。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， 接入信息量应满足新能源场站配置调度数据网、二次安全调度数据网接入规范。防护