龙源全椒大山风电场并网安全性评价自查报告

　 并网安全性评价自查报告

　编写：贾

　琨

　审核：高崇伦、姚星

　批准：王

　芳

　目

　录

　一 工程概况 ......................................................................................................... - 5 - 二、并网安全性评价自评工作的开展情况 ....................................................... - 7 - 三、自查评价情况 ............................................................................................... - 9 - 四、整改情况 ..................................................................................................... - 13 - 五、安评体会 ..................................................................................................... - 13 - 六、查评结论 ..................................................................................................... - 14 - 附件 1 发电企业基本情况一览表 ..................................................................... - 15 - 附件 2 发电企业自评价组织及各专业分工表 ................................................. - 16 - 附件 3 机组并网主要设备配置情况一览表 ..................................................... - 17 - 附表 4 并网安全性评价查评项目增减情况表 ................................................. - 19 - 附表 5 风电场并网安全性自评价得分汇总表..................................................- 19 - 附件 6 风电场并网安全性评价评价得分表......................................................- 23 -

　5 评价项目（1350 分）

　.............................................................................. - 23 - 5.1 电气一次设备（520 分）

　.................................................................... - 23 - 5.1.1 风力发电机组与风电场（160 分）

　................................................ - 23 - 5.1.2 高压变压器（110 分）

　.................................................................... - 25 - 5.1.4 过电压（70 分）

　.............................................................................. - 27 - 5.1.5 接地装置（40 分）

　.......................................................................... - 28 - 5.1.6 涉网设备的外绝缘（30 分）

　.......................................................... - 29 -

　5.2 电气二次设备（520 分）

　.................................................................... - 29 - 5.2.1 继电保护及安全自动装置（220 分）

　............................................ - 29 - 5.2.2 电力系统通信 （140 分）

　.............................................................. - 31 - 5.2.4 直流系统（60 分）

　.......................................................................... - 34 - 5.3 安全管理 （310 分）

　.......................................................................... - 34 - 5.3.1 现场规章制度 （80 分）

　................................................................ - 34 - 5.3.2 安全生产监督管理 （10 分）

　........................................................ - 35 - 5.3.3 技术监督管理 （50 分）

　................................................................ - 35 - 5.3.5 电力二次系统安全防护 （60 分）

　................................................ - 37 - 5.3.6 反事故措施制定与落实 （50 分）

　................................................ - 38 - 5.3.7 安全标志 （20 分）

　........................................................................ - 38 - 附件 7 风电场并网安全性评价自查整改表 ..................................................... - 39 -

　 龙源全椒风力发电有限公司

　大山风电场 并网安全性评价自查报告

　各位领导、各位专家：

　为了贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，保障电网及并网机组的安全、稳定运行，根据国家电力监管委员会《电力安全生产监管办法》（电监会 2 号令）和华东电监局《华东区域电力安全监管实施办法》、《华东区域风力发电场并网安全性评价查评标准（试行）》等有关规定要求，我公司于2015 年 07 月 17 日起开展了大山风电场风力发电机组并网运行安全性评价工作。评价范围为大山风电场风力发电机组涉网设备并网运行的必备条件以及有关涉网电气设备、技术监督、相应的运行管理和安全管理。评价标准和依据为华东电监局《华东区域发电机组并网安全性评价实施细则（试行）》（以下简称《评价标准》）；评价方法为先由公司组织自评，然后报请华东电监局组织专家查评。结合本厂新机调试投产的实际情况，我们建立了组织机构，制订了工作计划，先后经历了宣传、发动、资料学习、自查整改、自查评分和总结阶段。本项目位于安徽省滁州市境内，大山风电项目（隶属全椒县境内）于 2013年 06 月开工建设，并于 2015 年 3 月 31 日完成试运行；风机均采用联合动力2.0MW 具备低电压穿越功能的双馈异步发电机组，共计 23 台。目前，我风电场自评自查工作已基本结束，通过自评，我公司大山风电场风力发电机组已达到新机并网“必备条件”，“评分项目”得分率为 95.79％，符合新机并网的要求。现将有关情况汇报如下：

　一

　工程概况

　龙源全椒风力发电有限公司于 2011 年 12 月在安徽注册成立，是龙源电力集团股份有限公司全资子公司，注册资本金为 9955 万。公司在滁州市大山地区新建一期大山风电工程，总装机容量为 4.6 万千瓦，共计 23 台风力发电机。主设备使用联合动力单机容量 2.0 兆瓦风力发电机。工程于 2013 年 06 月开工建设；2015 年 03 月 31 日工程并网发电。2014 年截至到 7 月 1 日，我场年发电量 0.33 亿千瓦时，节约标煤 1.3 万吨，减少排放二氧化碳（温室效应性气体）3.3 万吨，减排二氧化硫 308 吨，社会效益和环保效益明显。

　大山风电场工程共 4 条 35kV 集电线路，汇流至 1 号主变压器（容量为100MW）升压至 110kV 后并入华东电网，分别为 35kVⅠ号集电线、35kV Ⅱ号集电线、35kV Ⅲ号集电线、35kV Ⅳ 号集电线，主变压器为江苏华鹏变压器有限公司生产。大山风电场采用单母线接线方式，共计 1 条出线，通过 110kV山河 591 线路送入 110kV 古河变并入华东电网，线路总长 24.176km。

　 大山风电场工程具有完备齐全的审批文件，一期工程于 2013 年 9 月由安徽省发改委以皖发改能源[2013]819 号文件核准。

　大山风电场风力发电机组一次、二次电气设备和 110kV 升压站安装调试完毕，并分别于 2015 年 3 月通过了安徽省电力建设工程质量监督中心站的首次及启动验收，试验数据齐全，技术指标合格，符合运行要求，相关参数已报调度部门。

　2015 年 03 月，龙源全椒风力发电有限公司与安徽电网公司分别签订了关于大山风电场风力发电机组的《并网调度协议》和《购售电合同》。

　大山风电场风力发电机组调度管辖范围划分明确，所有设备已按规定命名编号，已向安徽省电力调度中心申报，安徽电网公司也于 2014 年 11 月 27 日以通知的形式明确调度管辖范围。

　大山风电场风力发电机组、升压站继电保护配置、设备选型符合电力系统符合电力系统行业技术要求，线路光纤纵差保护定值及主变零序保护定值由滁州地调下发，场内其他保护定值由南通苏源天电检修安装工程有限公司整定，机组保护定值由风力发电机组厂家自行提供，均已完成相关审批手续。相关保护设备均已调试合格，通过质检。本场的保护技术监督制度均已完善

　 2015 年 03 月，大山风电场通信远动信息相关参数与调度部门核对无误，通讯正常；PMU 向量测量装置、调度数据网接入设备调试结束，运行正常；电能关口点设在风电场综合楼 0m 处（二次设备室内），电能量采集装置与电网调度电能量计费系统已联调结束，运行正常。

　 大山风电场调度通信接入系统由安徽电力设计院选型、设计，符合电力通信行业要求，与安徽省调及滁州地调的调度系统配有两路不同的电路（主备），本厂通信设备均已接入安徽省调及滁州地调的调度通信系统，能够保障电力系统通信、自动化、继电保护和安全自动装置使用的通信设备及通道正常运行。

　 目前公司已建立了应急组织体系、安全管理制度，大山风电场编写了全面的现场运行、检修规程，落实了公司应急预案、技术监督细则，同时严抓现场与管理相配套，完善各类安全工器具、消防器材及其他用具，认真做到有的放矢，管理有度。

　大山风电场工程采用联合动力 UP2000-105、UP2000-115 变速恒频双馈风力发电机组。

　风机方面联合动力针对超大风轮的设计，联合动力控制系统特别引入叶片根部弯矩实时测量传感装置（植入叶片的形变测量传感器），依据当前风速、功率、桨距角以及风轮根部每个叶片弯矩，在不同叶片上分别叠加一定桨距角修正量实现非对称独立变桨控制，显著减小由风剪切和尾流所引发的机组结构，塔筒和基础载荷。

　在风速剧烈变化的情况下，为使超大风轮的转速控制平稳，防止过速，根据当前功率和发电机扭矩变化率以及塔筒振动值，预先在最佳桨距角上叠加一定修正量，显著降低在极限风速下对机组结构产生的推力和侧向力载荷。

　针对超大风轮特殊开发的关机控制程序，避免超大风轮在关机过程中遭遇极限阵风引发过速。同时，特殊叶片避振控制软件避免超大风轮叶片挥舞和摆振方向的振动激励。

　 二、并网安全 性评价自评工作的开展情况

　2015 年 7 月 15 日，公司成立了大山风电场风力发电机组涉网设备并网安全性评价领导小组，制订工作计划，安生部下发了“关于开展大山风电场风力发电机组并网安全性评价工作的通知”，对具体工作做出详细的布置和安排。

　（一）发电机组并网安全性评价组织机构

　1、“并网安全性评价”领导小组 组

　长：盛晓明 副组长：王 芳 成

　员：高崇伦、姚星、贾琨

　“并网安全性评价”领导小组的职责：

　定期听取“安全性评价”工作小组的工作汇报，正确的领导和决策公司“安全性评价”工作。

　2、“并网安全性评价”工作小组 组

　长：王 芳 副组长：高崇伦 成

　员：贾琨、姚星、吴干、陈方俊、孙文轩 “并网安全性评价”工作小组的职责：

　定期召开“并网安全性评价”工作小组会议，通报“并网安全性评价”工作情况，平衡和解决“并网安全性评价”工作的具体问题。

　（二）发电机组并网安全性评价工作安排

　1 1 、 安全性评价准备

　7 月 15 日至 7 月 17 日为发动准备阶段。在此阶段各部门认真组织学习华东电监局《华东区域发电机组并网安全性评价实施细则（试行）》和《华东区域风力发电场并网安全性评价查评标准（修改意见稿）》等规定，按照标准要求细化组织结构，分部分层式的组织讨论并认真总结，对安全性评价的必要性、指导思想、评价的内容和因素、评分方法等进行充分的学习和掌握。

　2 2 、 安全性评价自查 、 自评 、自改

　7 月 17 日至 7 月 19 日为自查自评阶段。在此阶段各专业组依照并网安全性评价表及工程并网安全性评价中专家组查评意见对本专业组安全生产的各个环节进行一次综合诊断，认真查找问题和差距，掌握安全性差、不安全因素多或性质严重的隐患，挖掘出人、机、物、环境等各子系统的薄弱环节，特别

　是隐藏在较深层次的隐患，要揭示出这些隐患的危险程度，并实现初步“量化”。各查评人员应依据查评结果和各项扣分的主要原因，填写“并网安全性评价结果明细表”、“并网安全性评价总评表”、“检查发现（重大）问题及整改措施表”，并上报“并网安全性评价”工作小组。

　3 3 、资料汇总整理

　7 月 19 日至 7 月 21 日为资料汇总整理阶段。“并网安全性评价”工作小组将对此项工作的开展情况组织重点检查，对各专业的检查结果进一步的查评。

　4 4 、 查评总结

　7 月 21 日至 7 月 25 日为总结阶段。由“并网安全性评价”各工作小组对此项工作的进行综合评价，并将汇总结果经各工作组组长签字后报安全生产部。由安全生产部汇总向“并网安全性评价”领导小组汇报。

　三、自查评价情况

　（一）必备条件部分

　序号

　项目内容

　情况说明

　现场情况

　1 风电场应具有齐全的立项审批文件，按规定经政府有关部门核准。

　具备完备的审批文件，一期工程于 2013 年 9 月由安徽省发改委以皖发改能源[2013]819 号文件核准。

　符合条件 2 风电场应与所在电网调度机构按有关规定签订《并网调度协议》。

　2015年03月与安徽省电力公司签订了鲁山风电场一期的并网调度协议及购售电合同。

　符合条件 3 当风电场并网点电压波动和闪变、谐波、三相不平衡等电能质量指标满足国家标准的规定时，风电场运风电场并网点电压波动和闪变、谐波、三相不平衡等电能质量指标满足国家标准的规定时，风电场运行频率在规程要求的偏离范围内，风电场并网符合条件

　序号

　项目内容

　情况说明

　现场情况

　行频率在规程要求的偏离范围内，风电 场 并 网 点 电 压 在 额 定 电 压 的90%-110%范围内，风力发电机组应能正常运行。

　风电场电能质量应满足规程要求，电压偏差、电压变动、闪变和谐波在规定的范围内。

　点电压在额定电压的 90%-110%范围内，风力发电机组应能正常运行。

　当风电机组的机端出口电压在 90%-110%U N 范围波动时，联合动力 2.0MW 风电机组具备长时间运行的能力；当机端电压低于 90%U N 时，机组将启动低电压穿越功能。

　联合动力 2.0MW 风电机组的电压波动适应能力，具体如下：

　电压范围 运行时间 113%-115%U N

　1 秒钟 110%-113%U N

　3 秒钟 90%-110%U N

　连续运行 20%-90%U N

　低电压穿越

　4 风电机组应具有低电压穿越能力。风电场并网点电压跌至 20％标称电压时，风电机组应保证不脱网连续运行 621-2ms；风电场并网点电压在发生跌落后 2s 内恢复到标称电压的90％时，风电机组应保证不脱网连续运行。

　对电力系统故障期间没有切出的风电机组，应具有有功功率在故障清除后快速恢复的能力，自故障清除时刻开始，以至少 10％额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的状态。

　具有中国电力科学研究院风电并网研究和评价中心出具的风力发电机组低电压穿越能力评估报告，满足国家电网公司企业标准 Q/GDW 392-2009《风电场接入电网技术规定》对低电压穿越能力的要求； a. 机组在并网电压跌至20%额定电压时能够维持并网运行 625ms； b. 并网点电压在发生跌落后 2s 内恢复到额定电压的 90%时，机组保持并网运行； c. 对故障期间没有切出电网的风电场，其有功功率在故障切除后快速恢复，以至少 10%额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值。

　符合条件 5 风电场无功容量配置和无功补偿装置（含滤波装置）选型配置符合相关标准，其响应能力、控制策略应满足电力系统运行需求。装置应无缺陷，交接试验项目应齐全，试验结果合格，并按规定周期进行预防性试验。

　风电场配置 1 组 SVG 无功装置(±10Mvar)及一组电容器组（5MVar），投运至今运行良好； 具备风电场变电站电气试验报告及设备技术规范、出厂资料，电气设备由安徽省二建做试验并出具试验报告，报告显示电气设备合格，符合要求。

　符合条件 6 新建、改建、扩建风电场应完成下列并网运行必需的试验项目，满足并网安全运行要求：

　（1）变压器冲击试验； （2）继电保护和安全自动装置及1、（1）项具备完备的主变技术规范及出厂实验报告，主变出厂说明及技术文件；以及绕组变形测试报告。

　2、（2）、（3）项保护试验由安徽省二建出具升压站电气调试报告；

　符合条件

　序号

　项目内容

　情况说明

　现场情况

　其二次回路的各组成部分及整组的电气性能试验； （3）纵联保护双端联合试验； （4）电力系统通信试验及调度自动化系统的联调试验项目等； （5）继电保护整定及调整试验； （6）机组低电压穿越能力、有功功率/无功功率调节能力、电能质量、电网适应性和电气模型验证等型式试验。

　3、（4）项由安徽继远电网有限公司出具的调试报告； 4、（6）项继电保护整定值由滁州市电网公司（110kV侧）及南通苏源天电检修安装工程有限公司（35kV侧）整定；现场有主变中性点及 110kV 山河 591 线路定值单，继电保护及自动化装置定制单，风机定制单。

　5、（6）项具有低压穿越报告，风机技术文件，整机介绍资料 7 风力发电机组的自动控制及保护应具备对功率、风速、重要部件的温度、叶轮和发电机转速等信号进行检测判断，出现异常情况（故障）相应保护动作停机，并在紧急事故情况下，风电场解网时不应对风力发电机组造成损害。

　风力发电机组的自动控制及保护具备对功率、风速、重要部件的温度、叶轮和发电机转速等信号在调试期间进行检测详见风力发电机组技术规范、出厂资料、调试报告 符合条件 8 变电站电气设备、母线外绝缘以及场区绝缘子的爬电比距应满足安装点的环境污区分级及（海拔）外绝缘选择标准要求。

　电气一次设备出厂说明书齐全完整。选用的电气一次设备电瓷外绝缘均符合安装点的环境污秽等级，外绝缘选择满足爬距要求。具体见风电场变电站电气试验报告及设备技术规范、出厂资料。变电站工程处在 C2 级污秽区。变电站电气设备、母线外绝缘爬电距离：2.5cm/kV，场区绝缘子的单片爬电距离：40mm。

　符合条件 9 涉网变压器（含电抗器、消弧线圈）交接试验项目齐全，试验结果合格，并按规定周期进行预防性试验。

　涉网变压器交接试验项目齐全，试验结果合格，详见主变压器，SVG 变压器，接地变，出厂资料及试验报告。

　符合条件 10 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，并定期进行预防性试验。

　涉网高压断路器遮断容量、三相故障清除时间、继电保护配置应满足要求，并按规定校核。

　变电站高压断路器、隔离开关施工完交接试验项目齐全，试验结果合格，详见断路器技术规范及出厂试验报告，断路器出厂说明及技术文件。

　符合条件 11 组合电器交接试验项目齐全，试验结果合格，并按规定周期进行预防性试验。

　无此项目 无此项目

　序号

　项目内容

　情况说明

　现场情况

　12 电压互感器、电流互感器交接试验项目齐全，试验结果合格，并按规定周期进行预防性试验。

　电压互感器、电流互感器在施工完交接试验项目齐全，试验结果合格，现场具备风电场变电站电压互感器及电流互感器电科院的检测报告 符合条件 13 避雷器配置和选型应正确、可靠，交接试验项目齐全，试验结果合格，并按规定周期进行预防性试验。

　风电场及变电站接地网和独立避雷针接地电阻应按规定周期进行测试，试验项目应齐全，试验结果合格。

　避雷器配置和选型正确、可靠，现场配置 3 相避雷器型号为 YH10WZ-102/266，额定电压为 102kV,持续运行电压为 79.6kV,由安徽省二建负责试验，试验项目齐全，试验结果合格。

　具备风电场变电站防雷接地设计图（竣工图）。接地电阻试验报告,由安徽省二建出具。升压站主接地网接地电阻值为 1.88Ω。

　符合条件 14 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）。

　继电保护及安全自动装置符合调度要求，采用南瑞的相关产品；均按照规定配置齐全。

　符合条件 15 高压架空集电线路、汇流电力电缆、海上风电的海底电缆交接试验项目齐全，试验结果合格，并按规定周期进行预防性试验。

　汇流电力电缆施工完交接试验项目齐全，试验结果合格。

　符合条件 16 电力二次系统安全防护工作应当坚持安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则，保障电力监控系统和电力调度数据网络的安全。

　现场电力二次系统安全防护工作均采用安全分区、网络防火墙、纵向加密等符合调度要求的二次系统安全防护方案，由继远电网具体实施，现场条件符合查评要求 符合条件 17 应建立健全且认真落实风电场负责人、安全生产管理人员、有权接受调度指令的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。

　风电场已建立健全且认真落实风电场负责人、安全生产管理人员、有权接受调度指令的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。

　符合条件 18 接受调度指令的运行值班人员，应经过电网调度机构培训、考核合格。

　风电场已配备接受调度指令的运行值班人员有 5 人，经过电网调度机构培训、考核合格。其中 1 人持有与省调通讯合格证， 4 人持有与地级调通讯合格证。

　符合条件 经现场查评，龙源全椒风力发电有限公司大山风电场必备条件基本满足，现场设备运行情况良好，能够满足电网运行的要求。

　（二）评分项目部分

　本次查评中《评价标准》中的 3 小项不参与查评，详见附件 4《并网安全性评价查评项目增减情况表》。

　根据实际情况调整后，本次实际查评项目分为 3 大类、17 大项、66 小项，应得分 1305 分，实得分 1250 分，得分率 95.79%，详见附件 1-2《机组并网安全性评价自评价得分汇总表》和附件 6《电厂并网安全性自评价得分表》。

　经现场查评，龙源全椒风力发电有限公司大山风电场并网发电生产设备建康状况良好、各项电气试验工作按照规程要求正常开展；直流系统设计合理，运行正常；通信及调度自动化系统运行正常，继电保护及安全自动装置运行正常；安全管理、运行管理、基础资料齐全规范；能够满足电网运行的要求。

　四、整改情况

　我公司针对并网安全性评价自查中发现的问题以及工程并网安全性评价后专家组查评意见，制定了详细、可行的整改计划和整改措施，并落实到了责任部门和人员，详见附件 6《电厂并网安全性评价自查整改表》。

　五、安评体会

　通过对涉网设备全面的安全性评价，找出了涉网设备安全生产存在的薄弱环节和不安全隐患，找出了安全管理方面的漏洞和不足，并通过整改措施的不断落实，促进了我公司安全生产工作的深入开展。

　通过全面、规范的并网运行安全性评价自查自评工作，使员工受到一次全面的安全教育和业务培训；并对设备系统、规章制度、技术标准进行一次系统性学习，全面铺开了安全生产的有序进展；进一步提高了员工安全意识、自我

　保护能力。安全性评价的结果，真实的体现了企业安全管理规范化、标准化、科学化的程度，为各级领导做出安全生产决策提供了可靠依据。

　通过开展并网运行安全性评价工作，使我们认识到公司的安全管理、设备管理、技术管理等方面，还存在一些问题和不足，我们要把安全性评价的方法、要求长期、深入的开展下去，发现问题及时整改，有序高效的对隐患排查工作进行针对性系统分析、管理，分级分类的控制事故发生源头，并通过落实整改措施，防止事故发生，夯实安全基础，推动我公司安全管理工作不断前进、不断提高，实现风电场的科学、规范化管理。

　由于我们对并网运行安全性评价标准的理解不够透彻，参评人员经验略显不足，对问题的认识程度不够深刻，同时参评时间较为紧张，不论是参评项目还是实际工作中都还存在不少问题。因此，敬请各位领导和专家在对我公司进行并网运行安全性评价工作的同时，多提宝贵意见，提高我们的管理水平，帮助我们做好下一阶段的并网运行安全性评价整改工作。

　六 、 查评结论

　通过现场查评工作的开展，龙源全椒风力发电有限公司大山风电场必备条件基本满足要求，评价项目资料基本齐全，现场设备运行状况良好，符合并网安全性评价标准要求，可以进行正式安评工作程序，特此申请。

　 龙源全椒风力发电有限公司

　大山风电场

　 2015 年 7 月 22 日

　件 附件 1

　发电企业基本情况一览表

　发电企业名称 龙源全椒风力发电有限公司大山风电场 法人代表 黄 群 申请安评机组 初评机组：A1-A23 机组 全厂装机容量 46MW 复评机组：无 申请评价时间 2015.7 上次评价时间 无 企业通信地址 安徽省滁州市 全椒县马厂镇铜井村 邮政编码 239500 企业联系人 盛晓明 E-mail shengxiaoming@clypg.com.cn 办公电话 0551-66199588 手机 18712059977 1 期 工 程 机组序号 A1-A23 机组 控股方 龙源电力集团股份有限公司（100%）

　投资方 龙源电力集团股份有限公司（100%）

　运行方 龙源全椒风力发电有限公司 设计单位 中国福霖风能开发公司 安徽省电力设计院 施工单位 保定建业集团有限公司 中国能源建设集团安徽电建二公司 中国能源建设集团安徽电建一公司 南通苏源天电检修安装工程有限公司 安徽金品建筑工程有限公司国电联合动力有限公司 监理单位 中外天利（北京）工程监理咨询有限公司 质检单位 安徽省电力建设工程质量监督中心站 调试单位 中国能源建设集团安徽电建二公司国电联合动力有限公司 立项开工 审批单位 安徽省发展和改革 委员会 审批文号 皖发改能源[2013]819 号 单台机组首次并网时间 详见附录 1 单台机组 240 结束时间 详见附录 1 并网调度协议签订单位 滁州市电网公司 并网调度协议 签订时间 2015.3 购售电合同签订单位 滁州市电网公司 购售电合同 签订时间 2015.3

　件 附件 2 发电企业自评价组织及各专业分工表

　序号 自评价项目 责任部门 责任人员 联系电话 1 必备条件（自评负责人）

　安全生产部 姚 星 18712052355 5.1 电气一次设备 安全生产部 吴 干 18712050122 5.1.1 风力发电机组与风电场 安全生产部 吴 干 18712050122 5.1.2 高压变压器 安全生产部 吴 干 18712050122 5.1.3 涉网高压配电装置 安全生产部 吴 干 18712050122 5.1.4 过电压 安全生产部 吴 干 18712050122 5.1.5 接地装置 安全生产部 吴 干 18712050122 5.1.6 涉网设备的外绝缘 安全生产部 吴 干 18712050122 5.2 电气二次设备 安全生产部 陈方俊 18712050178 5.2.1 继电保护及安全自动装置 安全生产部

　陈方俊 18712050178 5.2.2 电力系统通信 安全生产部 吴 干 18712050122 5.2.3 调度自动化 安全生产部 吴 干 18712050122 5.2.4 直流系统 安全生产部 吴 干 18712050122 5.3 安全管理 安全生产部

　姚 星 18712050355 5.3.1 现场规章制度 安全生产部 姚 星 18712050355 5.3.2 安全生产监督管理 安全生产部 姚 星 18712050355 5.3.3 技术监督管理 安全生产部 姚 星 18712050355 5.3.4 应急管理 安全生产部

　孙文轩 18712052224 5.3.5 电力二次系统安全防护 安全生产部 孙文轩 18712052224 5.3.6 反事故措施制定与落实 安全生产部 孙文轩 18712052224 5.3.7 安全标志 安全生产部 孙文轩 18712052224

　件 附件 3 机组并网主要设备配置情况一览表 机组编号

　风力发电机组

　风力发 电机组 型号 UP105-2000/UP115-2000 额定容量（kW）

　2000 转轮直径（m）

　105/115 切入风速（m/s）

　3 再切入风速（m/s）

　20 切出风速（m/s）

　25 额定风速（m/s）

　10 制造厂商 国电联合动力技术有限公司 箱式 变压器 型号 ZGS11-Z.F-2200/35 额定容量（kVA）

　2200 额定电压（kV）

　35/0.69 联结组别 Dyn11 制造厂商 江苏华鹏变压器有限公司 一次设备

　集电线路

　主变压器 型号 SZ11-100000/110 额定容量（MVA）

　100 额定电压（kV）

　（115±8*1.25%）/35kV 联结组别 YNd11 制造厂商 江苏华鹏变压器有限公司 高压开关 型号 LW36-126（W）/T3150-40 额定电压（kV）

　126 额定电流（A）

　3150 额定遮断电流 40

　（kA）

　制造厂家 江苏省如高高压电器有限公司 电容器组 型号 TBB35-5000/417 ACW 制造厂商 上海思源电气股份有限公司 SVG 型号 FGSVG-C5.0/357 制造厂商 山东新风光电子科技发展有限公司 所用变 型号 DKS1-1600-250/35 制造厂商 上海思源电气股份有限公司 电流 互感器 型号 LVB1-110W2 制造厂商 大连北方互感器集团有限公司 电压 互感器 型号 TYD110/√3-0.02H 制造厂商 大连北方互感器集团有限公司 高压 开关柜 型号 KYN61 制造厂商 山东泰山恒信开关集团有限公司

　 二次设备

　大山风电场升压站

　直流系统 型号 ATXDLUS052 制造厂商 深圳奥特迅电力设备股份有限公司 站用电 系统 型号 ATCDY-200/230/60-U5/220-I3/220-D48/90*2-J380/630 制造厂商 深圳奥特迅电力设备股份有限公司 继电保护及安全自动装置 制造厂商 南京南瑞继保工程技术有限公司、国电南瑞科技股份有限公司 通信系统 制造厂商 安徽继远电网技术有限责任公司 调度自动化系统 制造厂商 安徽继远电网技术有限责任公司

　 表 附表 4 并网安全性评价查评项目增减情况表

　序号 评估项目内容 原标 准分 调整后 标准分 增减情况

　总分 1350 1305

　5.1 电气一次设备 520 495

　5.1.1 风力发电机组与风电场 160 145 5.1.1.6 无此项目 5.1.2 高压变压器 110 90 5.1.2.4 无此项目 5.1.3 涉网高压配电装置 110 110 无增减 5.1.4 过电压 70 70 无增减 5.1.5 接地装置 40 30 5.1.5.3 无此项目 5.1.6 涉网设备的外绝缘 30 30 无增减 5.2 电气二次设备 520 520

　5.2.1 继电保护及安全自动装置 220 220 无增减 5.2.2 电力系统通信 140 140 无增减 5.2.3 调度自动化 100 100 无增减 5.2.4 直流系统 60 60 无增减 5.3 安全管理 310 310

　5.3.1 现场规章制度 80 80 无增减 5.3.2 安全生产监督管理 10 10 无增减 5.3.3 技术监督管理 50 50 无增减 5.3.4 应急管理 40 40 无增减 5.3.5 电力二次系统安全防护 60 60 无增减 5.3.6 反事故措施制定与落实 50 50 无增减 5.3.7 安全标志 20 20 无增减

　附件 5 5

　风电场 并网安全性自评价得分 汇总 表

　5 评价项目 标准分 应得分 实得分 得分率 5.1 电气一次设备 520 475 460 96.84% 5.2 电气二次设备 520 520 490 94.23% 5.3 安全管理 310 310 300 96.77% 总计 1350 1305 1250 95.79%

　5.1 电气一次设备 标准分 应得分 实得分 得分率 5.1.1 风力发电机组 与风电场 160 145 140 96.55% 5.1.2 高压变压器 110 90 90 100% 5.1.3 涉网高压配电装置 110 110 110 100% 5.1.4 过电压 70 70 70 100% 5.1.5 接地装置 40 30 30 100% 5.1.6 涉网设备的外绝缘 30 30 20 66.67% 总计 520 475 460 96.84% 5.2 电气二次设备 标准分 应得分 实得分 得分率 5.2.1 继电保护及安全 自动装置 220 220 205 93.18% 5.2.2 电力系统通信 140 140 130 92.86% 5.2.3 调度自动化 100 100 100 100.00% 5.2.4 直流系统 60 60 55 91.67%

　总计 520 520 490 94.23% 5.3 安全管理

　（0 310 分）

　5.3 安全管理 标准分 应得分 实得分 得分率 5.3.1 现场规章制度 80 80 80 100.00% 5.3.2 安全生产监督管理 10 10 10 100.00% 5.3.3 技术监督管理 50 50 40 80.00% 5.3.4 应急管理 40 40 40 100.00% 5.3.5 电力二次系统 安全防护 60 60 60 100.00% 5.3.6 反事故措施制定 与落实 50 50 50 100.00% 5.3.7 安全标志 20 20 20 100.00% 总计 310 310 300 96.77%

　件 附件 6 风电场 并网安全性评价 评价 得分表 5 评价项目 （0 1350 分）

　5.1 电气一次设备 （5 50 20 分）

　5.1.1 风力发电机组 与风电场（1 16 60 0 分）

　序号 项目内容 标准分 应得分 实得分 情况说明 1 风电场应配置有功功率控制系统，具备有功功率调节能力。

　在风电场并网以及风速增长过程中和正常停机情况下，风电场有功功率变化应当满足电力系统安全稳定运行要求。

　25 25 25 大山风电场装备 WCS 风电场集中控制系统，目前已完成 WCS 设备与风机、WCS 设备与 SVG 装置、WCS 设备与地调的调试工作。

　2 风电场应建立风电预测预报体系。

　风电场应按有关要求配置功率预测系统，并按时投运。系统具有0～72h短期风电功率预测以及15min～4h超短期风电功率预测功能。

　风电场应每天按照电力系统调度机构规定上报风电场发电功率预测曲线。

　25 25 25 大山场有风功率预测系统，该系统具备 0~72h 风速预测和功率预测及 15min~4h 超短期风风速和风电功率预测功能。现在大山风电场已将风功率预测系统数据接入省调度中心。

　3 风电场应配置无功电压控制系统，具备无功功率调节及电压控制能力。根据电力系统调度机构指令，实现对风电场并网点电压的控制，其调节速度和控制精度应能满足电力系统电压调节的要求。

　25 25 25 无功装置配置容量满足设计要求。

　4 风力发电机组塔架应具有足够的强度，承受作用在风轮、机舱和塔架上的静载荷和动载荷，满足风力发电20 20 15 工程部暂未移交风力发电机组塔架的设计说明、出厂资料。

　序号 项目内容 标准分 应得分 实得分 情况说明 机组的设计寿命； 风力发电机组塔架固有频率的设计应避开风轮旋转频率及叶片通过频率。

　风力发电机组在所有设计运行工况下和给定使用寿命期内，不发生任何机械及气动弹性不稳定现象，也不产生有害的或过度的振动。机组在正常运行范围内塔架振动量不应超过 20mm/S。

　5 风力发电机组接地电阻应按规定周期进行测试，接地电阻应合格，图纸资料齐全。

　15 15 15 具备正式的接地电阻测试报告，且所测风机及箱变接地电阻值符合规范要求。

　6 近海风力发电机组设计等级应为 S 级。

　15 0 0 为不参评项目 7 风电场应具备下列资料，并按要求向调度机构报送：

　（1）风力发电机组、无功补偿装置、主变压器等设备主要技术规范、技术参数及电气模型； （2）涉网的继电保护及安全自动装置图纸、说明书、调试报告； （3）调度自动化设备技术说明书、技术参数以及设备验收报告； （4）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； （5）电气一次系统图、现场运行规程。

　15 15 15 风力发电机组主要技术规范，具备无功补偿装置、主变压器等设备主要技术规范、技术参数及电气模型，具备涉网的继电保护及安全自动装置图纸、说明书、调试报告，具备调度自动化设备技术说明书、技术参数以及设备验收报告，具备远动信息（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，具备电气一次系统图、现场运行规程，并按规定已向调度机构报送 8 风力发电机组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。

　20 20 20 有风力发电机组技术规范、出厂资料、安装调试报告及相关试验报告

　5.1.2 高压变压器 （1 11 10 0 分）

　序号 项目内容 标准分 应得分 实得分 情况说明 1 变压器油中溶解气体色谱分析应按规定周期进行测试，其数据和产气率结果不应超过注意值；66kV 及以上变压器油中含水量、500kV 变压器油中含气量应符合要求。变压器油的击穿电压、90℃的 tgδ 应合格。

　30 30 30 现场有电科院出具的正式试验报告，试验结果符合规范要求 2 运行中的变压器上层油温不应超出规定值，温度计及远方测温装置应准确、齐全；测温装置应定期校验。

　20 20 20 现场条件符合查评要求，测温装置有现场检测报告，且测试结果合格 3 35～66kV 的 8MVA 及以上变压器和 110kV 及以上变压器油枕中应采用胶囊、隔膜、金属波纹管式等油与空气隔离措施；变压器高压套管及油枕的油位应正常；变压器净油器应正常投入，并应维护良好；吸湿器维护情况应良好；变压器各部位不应有渗漏油现象。

　20 20 20 现场主变压器油枕中采用金属波纹管式，变压器高压套管及油枕的油位应正常，并维护良好，吸湿器维护情况良好；变压器各部位无渗漏油现象。

　4 强迫油循环变压器冷却装置的投入与退出应符合规程要求；冷却系统应有两个独立电源并定期进行自动切换试验；变压器的冷却系统（潜油泵、风扇等）不应存在缺陷。

　20

　 大山场主变压器为自然风冷式变压器，无强迫油循环变压器冷却装置，故不涉及要求中所提及查评内容，此项为不参评项目 5 变压器的铁芯不应存在多点接地现象。

　10 10 10 现场变压器铁芯为单点接地，条件符合查评要求 6 涉网变压器分接开关接触良好；有载开关及操作机构无缺陷；有载开关及操作机械按规定进行检修。

　10 10 10 变压器分接开关接触良好，运行正常，现场条件符合查评要求，新投运变压器暂时无检修记录

　5.1.3 涉网高压配电装置（110 分）

　序号 项目内容 标准分 应得分 实得分 情况说明 1 断路器应无缺陷，满足电网安全运行要求。

　30 30 30 断路器运行良好，无缺陷，满足电网安全运行要求 2 隔离开关应满足开断母线电容电流能力（对于母线装有电容式电压互感器的尤应注意）。

　15 15 15 现场隔离开关满足开断母线电容电流能力，隔离开关开合母线电流能力为 1600A,开合小电感电流值为0.5A,由安徽省电力设计院出具计算说明 3 避雷器配置和选型应正确、可靠，放电计数器动作应可靠，监视电流表指示应正确。

　20 20 20 现场避雷器型号为 YH10WZ-102/266，额定电压为102kV,持续运行电压为 79.6kV,由安徽省二建试验，试验项目齐全，试验结果合格。放电计数器动作可靠，监视电流表指示正确，现场情况符合查评要求 4 变电站各类引线接头和隔离开关等连接部位应无过热现象。

　25 25 25 现场各类引线接头和隔离开关等连接部位均无过热现象，每月 6 日均进行红外测温并有记录，情况符合查评要求 5 变电站户外 35kV 及以上高压配电装置应具备防误闭锁功能。户内高压开关柜应具备联锁和防误功能。

　20 20 20 现场户外 35kV 及以上高压配电装置、户内高压开关柜均具备联锁和防误功能，采用珠海优特五防闭锁系统。现场条件符合查评要求

　5.1.4 过电压 （7 70 0 分）

　序号 项目内容 标准分 应得分 实得分 情况说明 1 变电站防直击雷保护范围应满足被保护设备、设施和架构、建筑物安全运行要求。

　20 20 20 具备风电场变电站防雷接地设计图（竣工图），并符合相关规范要求。

　2 变电站和箱式变压器组雷电侵入波防护应符合规程要求，并满足其设备安全运行要求。

　20 20 20 具备设备技术规范、出厂资料、检验合格证书 3 变电站 110kV～220kV 变压器中性点过电压保护应完善、可靠。

　10 10 10 现场 110kV 变压器中性点过电压保护已投入，保护装置确保完善可靠，由安徽省二建负责试验和调试，条件符合查评要求 4 场区集电线路过电压保护应满足相应规程要求。

　10 10 10 现场包含 35kV Ⅰ号集电线、35kV Ⅱ号集电线、35kV Ⅲ号集电线、35kV Ⅳ号集电线共计四条集电线路，均已投入过电压、过电流保护，保护装置确保完善可靠，由安徽省二建负责试验和调试，现场条件符合查评要求 5 变电站高压配电装置应有防止谐振过电压措施。

　10 10 10 现场已编制本风场防止谐振过电压措施，条件符合查评要求

　5.1.5 接地装置 （4 40 0 分）

　序号 项目内容 标准分 应得分 实得分 情况说明 1 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，直流电阻值不应大于 0.2Ω。

　15 15 15 具备风电场变电站电气接地电阻测试记录，导通测试记录，现测试阻值为：

　测试基准点 测得直流电阻值（mΩ）

　35kV 开关室-SVG 变压器区域 51 35kV 开关室-主变区域 62 110kV-主变区域 55 SVG 变压器-接地变压器区域 52 接地变压器-电容器区域 49 35kV 接地-主接地网 27 110kV 接地-主接地网 21 SVG 变压器接地-主接地网 26 电容器接地-主接地网 24 接地变压器接地-主接地网 26 二次室接地（所有盘柜）-主接地网 12 经设计院答复符合现场实际需要 2 变电站电气设备接地线截面应按变化后的接地短路电流进行热稳定校验。

　15 15 15 由安徽省电力设计院出具热稳定校验计算书，设计说明中有相关设计参数 3 变电站接地网运行 10 年后，应进行抽样开挖，检查地网的腐蚀和连接情况。

　10 0 0 变电站接地网运行尚未达到 10 年，故不需抽样开挖，不涉及内容中所提要求，为不参评项目

　 5.1.6 涉网设备的外绝缘 （3 30 0 分）

　序号 项目内容 标准分 应得分 实得分 情况说明 1 变电站电气设备、母线外绝缘以及场区集电线路绝缘子应按规定进行清扫，并按规定周期检测绝缘或零值检测。

　30 30 20 本变电站为新投运变电站，已将绝缘子清扫工作，绝缘子零值检测工作纳入今年预防性试验工作计划中

　5.2 电气二次设备 （ 520 0 分）

　5.2.1 继电保护及安全自动装置 （ 220 0 分）

　 序号 项目内容 标准分 应得分 实得分 情况说明 1 应对风力发电机组控制器的控制功能进行试验，确认各项控制功能准确，可靠：

　（1）根据风速信号自动进行启动、并网和停机功能试验； （2）根据风向信号进行偏航对风调向试验； （3）根据功率或风速信号进行的大、小发电机切换试验（对于双发电机）； （4）转速调节、桨距调节及功率调节试验（对于变速恒频机组）； （5）无功功率补偿电容分组投切试验（对于异步发电机）； （6）电网异常或负载丢失时的停机试验等；制动功能30 30 30

　已对风力发电机组控制器的各项控制功能进行试验。具备风力发电机组技术规范、出厂资料、风机调试报告。

　序号 项目内容 标准分 应得分 实得分 情况说明 试验（正常刹车、紧急刹车）。

　2 应对风力发电机组控制系统的安全保护功能进行检查和试验，确认各项安全保护功能准确、可靠：

　（1）转速超出限定值的紧急关机试验； （2）功率超出限定值的紧急关机试验； （3）过度振动的紧急关机试验； （4）电缆的过度缠绕超出允许范围的紧急关机试验； （5）人工操作的紧急关机试验。

　30 30 30 已对风力发电机组控制系统的安全保护功能进行检查和试验。具备风力发电机组技术规范、出厂资料、风机调试报告。

　3 涉网的继电保护装置已经整定完毕，完成了必要的联调试验，所有继电保护装置、故障录波、保护及故障信息管理系统可以与相关一次设备同步投入运行。

　25 25 25 涉网的继电保护装置保护定值由滁州电网地调审核下发整定，联调试验已由安徽省二建试验完毕，所有继电保护装置、故障录波、保护及故障信息管理系统已与相关一次设备同步投入运行 具备风电场变电站电气试验报告及设备技术规范、出厂资料，联调实验报告已由安徽省二建出具。

　4 变电站静态型保护应在装置箱体和保护屏下部设置等电位接地母线，与接地网的联接应符合要求。

　20 20 15 变电站静态型保护装置箱体和保护屏下部已设置等电位接地母线，现场部分接地网的联接不符合要求，已与电气安装公司联系并同意整改。

　5 变电站直接并网侧的保护用电压互感器和电流互感器的精度应满足要求；电流互感器（包括中间变流器）应进行规定的误差校核，并合格。

　20 20 20 变电站直接并网侧的保护用电压互感器和电流互感器的精度现场符合要求，已由安徽省电科院进行试验且出具相关试验报告；电流互感器已进行规定的误差校核且合格。

　序号 项目内容 标准分 应得分 实得分 情况说明 6 涉网的继电保护设备应按有关继电保护和安全自动装置检验的电力行业标准及有关规程进行调试，并按该设备调度管辖部门编制的继电保护定值通知单进行整定。

　整定计算方案或定值通知单的审批手续需完备；每年应依据电网短路电流的变化进行校核或修订。

　30 30 30 涉网的继电保护设备保护定值由地调审核下发，已按地调编制的继电保护定值通知单进行整定完毕。

　具...

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