青海并网安全性评价自查报告

第一篇：青海并网安全性评价自查报告

青海盐湖集团凯美克电站

青海并网安全性评价自评价报告

青海盐湖集团化工分公司供热中心

2011年5月

目 录

一、电厂概述……………………………………………………3

二、并网安全性评价自评价工作的开展情况…………………3

三、自评价情况…………………………………………………5

四、自评价结论 ………………………………………………23

五、自评价整改情况 …………………………………………26

六、意见和建议 ………………………………………………27 凯美克电站并网安全性评价自评价报告

一、电厂概述

凯美克电站是青海盐湖资源综合利用项目的配套项目，青海盐湖资源综合利用项目是盐湖集团根据企业可持续发展战略需要和青海省委、省政府关于建立柴达木循环经济试验区的总体部署在“十一五”期间规划实施的项目。该项目的建设对推动青海工业战略性结构调整、推进循环经济区的发展具有十分重要而积极的意义。

凯美克电站是整个综合利用项目的动力输出单位，承担着为化工项目提供合格的电能、热能及一、二级除盐水的任务。一期装机容量100MW,配臵为3炉+2机。三台由东方锅炉厂生产的DG250/9.8-Ⅱ1型循环流化床锅炉，二台由武汉轮机厂生产的CC50-8.83/4.12/1.275型高压单缸、冲动、双抽汽凝汽式汽轮机，二台由武汉汽轮发电机生产的QF-60-2型汽轮发电机。总投资概算为6.9亿元。供热中心项目于2004年底正式立项，2005年9月开始动工建设。

二、并网安全性评价自评价工作的开展情况

根据《电力监管条例》、国家电监会《发电机组并网安全性评价管理办法》、西北电监局《西北区域电力安全生产监管实施办法》、《西北区域发电机组并网安全性评价管理实施办法》、《西北区域发电机组并网安全性评价标准》，我公司成立了由供热中心（凯美克电站）任组长的工作小组，盐湖集团化工公司各部门负责人、专业人员参 加的盐湖集团凯美克电站并网安全性评价组织机构。为做好我公司#

1、#2汽轮发电机组的并网安全性评价工作，逐步建立和完善并网运行管理的长效机制，保障机组的安全、稳定运行，根据《西北区域发电机组并网安全性评价管理实施办法》、《西北区域发电机组并网安全性评价标准》的要求，领导小组负责并网安全性评价的整体管理、决策和协调工作。根据我公司部门和人员实际配臵情况，工作小组下设专业组: 电气一次组、自动化组、通信组、管理组。明确要求电气专业应严格按照国家、行业有关规程、规范、技术标准等进行查评，积极开展并网安全性评价工作。

主要开展情况如下：

2010年11月开始进行并网安全性评价工作的宣传、发动； 2010年12月份开展并网安全性评价技术准备工作，对设备进行摸底，对管理实施回头看，对参与评价的人员进行培训。

2011年2月开展并网安全性评价自查工作，首先是班组、部门自查自评阶段，按照《西北区域发电机组并网安全性评价标准》，电气专业认真开展了自下而上的自查自评，在自评过程中我们坚持边查边改的原则，对暂不能整改的列出了整改计划和专项申请报告，制定出了安全技术措施。我公司利用机组检修机会，对在自查过程中发现的问题及时整改。本次查评所有参加人员能够本着实是求是的原则，严肃认真，较为真实地查出了涉网设备、专业管理等范围内潜在的危险因素，为彻底摸清我厂并网设备和系统的安全风险奠定了基础。

通过这一阶段的工作，大力贯彻边检查边整改的原则，与平时的 设备维护、预防性试验和消缺工作紧密结合在一起，将较大的缺陷、隐患列入机组的消缺任务单，公司统筹落实资金到位和人、物到位。对一时不能解决的问题有预防措施，积极讨论有关整改方案，初步实现了事故的预控。并网安评工作逐步进入良性循环。

在电气专业查评的基础上，公司于3上旬和下旬分别组织了一次查评验收工作，分别组织有关人员逐条查对，将查评结果进行了汇总，确定了下一阶段的整改内容、措施，同时进一步明确了整改期限。在整个评价过程中，我们本着边检查、边整改、边健全、边完善的原则，使评价准备工作与安全生产工作相互促进。通过多次自查整改，最终于2011年5月20日形成了上报西北电监局的《青海盐湖集团凯美克发电厂并网安全性自评价报告》。

三、自评价情况

根据《电力监管条例》、国家电监会《发电机组并网安全性评价管理办法》、西北电监局《西北区域电力安全生产监管实施办法》、《西北区域发电机组并网安全性评价管理实施办法》、《西北区域发电机组并网安全性评价标准》，我公司组织进行了并网安全性评价自查，包括必备条件24大项，查评项目按专业分为安全生产管理、电气一次、二次保护、通讯及调度自动化、热控、汽机、锅炉、金属、环保和化学共计十个专业。

（一）必备条件部分

1、青海盐湖集团100万吨钾肥综合利用项目供热中心一期工程经国家发展计划委员会计办产业[2002]号《国家计委办公厅关于100 万吨钾肥工程有关问题的复函》、青海省发展计划委员会青计工业[2002]324号《青海省发展计划委员会关于印发国家计委青海100万吨钾肥工程有关问题复函的通知》批准建设，1#、2# 发电机组整套启动试运前质量监督检查报告齐全，在2011年1月14日通过了青海省电力建设工程质量监督中心站组织的青海100万吨钾肥项目一期供热中心3×250T/h＋2×50MW机组整套启动后质量监督检测。批复如下：

1)2001年5月12日，国家环境保护总局《关于青海盐湖工业集团有限公司100万吨/年氯化钾项目环境影响报告书审查意见的复函》。

2)2005年8月22日，青海省环境保护局“青环发[2005]146号”文《关于青海盐湖发展有限公司100万吨/年钾肥项目供热中心工程环境影响报告书的批复》。

3)2000年6月13日，中国工商银行（项目信贷处）“工银项信【2000】36号”文《关于承诺青海盐湖工业集团有限公司年产30万吨氯化钾基建等2个项目贷款的函》。

4)2004年11月20日，空军格尔木站飞行管制室《关于在格尔木市察尔汗建设高建筑物的申请》。

5)2004年8月2日，义马煤业（集团）青海省义海能源有限责任公司大煤沟矿《关于为青海盐湖工业集团〈青海100万吨钾肥产品综合利用项目〉供应燃煤的复函》。

6)2004年8月3日，青海煤业鱼卡有限责任公司《关于为青海盐湖 工业集团》〈青海100万吨钾肥产品综合利用项目〉供应燃煤的复函》。

7)2004年10月8日，中国石油青海油田天然气开发公司“石油青气便字【2004】089号”文《关于同意供给天然气的函》。8)2004年11月，《青海100万吨钾肥项目供热中心工程可行性研究报告》通过青海100万吨钾肥项目供热中心初步设计预审委员会审查。

9)青海省格尔木市水利局《青海100万吨钾肥项目供热中心工程用水许可证》及《青海100万吨钾肥项目供热中心工程水资源论证报告》。

10)青海省格尔木市城建局“【9736】号”《中华人民共和国建设用地规划许可证》。

11)西安热工研究院有限公司编制的TPRI/TI-RC-789-2004、TPRI/TI-RC-786-2004、TPRI/TI-RC-784-2004《煤质实验报告》。12)青海省西部岩矿测试选矿工艺技术研究中心编制的24A-1210、24A-1211《水样检测报告》。

13)青海省安全生产监督管理局“青安监管【2006】17号”文《关于青海100万吨钾肥产品综合利用项目安全预评价报告》。14)青海省安全科学技术研究中心2005年12月7日《青海100 万吨钾肥产品综合利用工程安全预评价报告》。

15)青海省建设厅“青建设函【2005】97号”文《关于印发关于青海100万吨钾肥项目供热中心和铁路专用线扩能初步设计审查意见 的函》。

16)青海省环境科技咨询服务中心于2005年6月《环境影响评价报告》。

17)青海省电力公司“青电发展【2009】970号”文《关于盐湖集团自备电厂并网的批复》。

18)陕西核工业工程勘察院“【2004】量认（陕）字（00177）号”文《青海盐湖集团钾肥项目综合利用工程岩土工程勘察报告》。本项必备条件已具备。

2、青海电力调度中心“调度字[2009]80号”文件明确了凯美克电站调度命名和调度管辖范围，所有设备已按规定命名编号并报有关调度机构批准实施。并网调度协议和购售电合同已经签订。

本项必备条件已具备。

3、凯美克电站目前生产人员274人，其中车间主任1名，车间副主任7名，锅炉技术员4名，汽机技术员2名，电气技术员2名，化水技术员1名，燃料技术员1名，自动化技术员1名，安全员1名，值长5名，锅炉班长、汽机班长、电气班长、化水班长各4名，燃运班长3名，锅炉检修班长1名，汽机检修班长1名，电气检修班长2名，转机检修班长1名，燃料检修班长1名，继保检修班长1名，热工检修班长1名，DCS维护班长1名，锅炉运行人员26名、汽机运行人员27名、电气运行人员21名、化水运行人员 24名，燃料运行人员49人，检修人员71名，均经过培训、考核合格上岗。其中取得高电压作业证22人，电网调度证17人。调度人员已通过电力调度中 心组织的培训、考试合格持证上岗。调度人员名单已报调度机构。

本项必备条件已具备。

4、目前凯美克电站各类管理制度、规程已经完备，满足安全生产运行要求。具体有：

1）运行规程：锅炉运行规程、汽轮机运行规程、电气运行规程、化水运行规程、燃料运行规程、电除尘运行规程等。

2）系统图：锅炉系统图、汽轮机系统图、电气系统图、化学水处理系统图、燃料系统图、热力系统图、锅炉补给水系统图等。3）管理制度：供热中心工作职责、文明生产管理制度、运行操作管理制度、运行分析管理制度、设备缺陷管理制度、运行交接班制度、巡回检查制度、设备定期试验切换制度、工作票、操作票制度、润滑油定期检查制度、生产设备检查验收制度、设备缺陷管理办法、文明生产管理办法、运行分析管理规定、操作监护制度、培训制度等。

本项必备条件已具备。

5、凯美克电站消防系统设计、安装、调试严格执行《中华人民共和国消防法》、《电力设备典型消防规程》等国家、行业法律法规要求，设施齐全、有效。我公司防火安全委员会及领导小组机构健全，班组均设有义务消防员，消防系统试验合格，重点防火部位有明显标志、有禁止烟火警示牌，电话机旁悬挂有火警电话号码。整个消防系统由公司统一部署，凯美克电站不设独立的消防泵站。

本项必备条件已具备。

6、电气主接线及厂用电系统严格按国家和电力行业标准设计、施工、调试，满足电网的安全要求。变压器中性点接地方式经青海电力调度中心调度，并按有关规定执行；与电网直接联接的1124断路器遮断容量完全满足电网的安全要求。

本项必备条件已具备。接地装臵、接地引下线截面积满足热稳定校验要求，已经按国家和电力行业标准进行全厂接地网的接地电阻、接触电势和跨步电压等参数测试，报告齐全，测试结果合格。

本项必备条件已具备。发电厂升压站二次用直流和机组直流系统的设计配臵及蓄电池的放电容量应符合相关规程的技术要求。

本项必备条件已具备。与电网直接联接的一次设备的保护装臵及安全自动装臵的配臵满足相关技术规程及反措的要求，选型适当，已经正常投入运行。

本项必备条件已具备。与电网保护配合的厂内的保护定值完全满足电网配合的要求，继电保护定值严格执行定值通知单制度并与定值单相符。

本项必备条件已具备。发电机组励磁系统满足电网稳定运行的要求。本项必备条件已具备。调度自动化相关设备，计算机监控系统满足调度自动化有关技术规程的要求，在机组正式并网前，所有远动、表记、PMU分别接 入EMS、TMR、WAMS，所有远动信息已按要求接入EMS。

本项必备条件已具备。200MW以上机组必须具备自动发电控制（AGC）功能，经试验合格。（无此项）电厂至电网调度机构已经具备两条独立路由的调度通信通道，其中主用通信路由实现光纤化。

本项必备条件已具备。汽轮机调速系统满足电网稳定运行要求。本项必备条件已具备。汽轮发电机组除前箱内转速测点外，在轴系其他部位设臵转速测点，以便于运行人员监视。

本项必备条件已具备。2007年6月至2009年5月，先后完成1#锅炉水压试验、风压试验、吹管试验、安全门动作试验及锅炉严密性试验工作。2008年6月至2009年8月，先后完成2#锅炉水压试验、风压试验、吹管试验、安全门动作试验及锅炉严密性试验工作。2009年9月至2010年4月，先后完成3#锅炉水压试验、风压试验、吹管试验、安全门动作试验及锅炉严密性试验工作。

本项必备条件已具备。机组安装焊口按规定检验合格。本项必备条件已具备。各主要金属部件具有产品合格证、质保书（强度计算书）和 进口部件（材料）商检合格报告。

本项必备条件已具备。锅炉压力容器按有关规定经具有资质的单位进行检验，并满足使用条件。

本项必备条件已具备。热工控制系统的通信网络的安全防护功能健全，具有防止外系统侵入的安全防护措施。

本项必备条件已具备。主要热工保护配臵齐全、校验合格，投入率为100%。本项必备条件已具备。全厂水（汽）煤油气品质符合相关标准要求。除盐水水质、蒸汽品质、炉水水质、给水水质、凝结水水质、疏水水质、循环水水质等均按标准规定分析做样，煤样及时取样分析，油气品质分析由公司质量管理部完成。均满足正常生产需要。

本项必备条件已具备。凯美克电站为循环流化床锅炉，根据HJ/T 178-2005《火电厂烟气脱硫工程技术规范 烟气循环流化床法》，采取脱硫形式为石灰石炉内脱硫。现场设计一座石灰石库，配套石灰石输送装臵。安装、调试工作已经全部结束，已经进入试运行。

本项必备条件已具备。

（二）查评部分

1、运行管理 凯美克电站各级人员安全责任制落实清晰、到位，人人签订《安全生产责任书》，将安全生产责任分解落实到人。运行管理制度按照《中华人民共和国安全生产法》、《电业安全工作规程》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》等国家法律法规、行业标准、公司规章制度建立健全，交接班制度、巡回检查制度、设备定期试验轮换制度、运行分析制度、技术培训制度、文明生产管理制度、工作票管理制度、各专业运行规程、检修规程完整、适用，安全目标、安全责任明确到人，反事故演习按时进行，根据《防止电力生产重大事故二十五项重点要求》制定了供热中心反事故措施，反事故措施计划和安全技术劳动保护措施计划按照公司规定执行正常，能定期召开安全分析会议，发生不安全事件时及时按照“四不放过”的原则落实责任制定防范措施。已根据生产情况开展危险点分析预控工作，保厂用电措施明确并报电网调度备案。设备台帐健全，设备标志清晰、齐全，介质流向清晰，现场整洁，照明充足，事故照明装臵良好，已制定并执行设备缺陷管理制度，检修工作场地管理规范。防火安全委员会及领导小组机构健全，班组设有义务消防员，消防系统完备齐全，试验合格，重点防火部位有明显标志、有禁止烟火警示牌，电话机旁悬挂有火警电话号码。凯美克电站主厂房、烟囱、水塔、汽机基础、锅炉基础等大型构建物及主要设备具有完善的沉降观测记录。防汛工程设施完备齐全，防汛组织机构及预案完备。防雷接地装臵设计、安装符合标准要求，室外路灯电杆接地正常。

2、电气一次系统 凯美克电站电气主接线及厂用电系统按国家和电力行业标准，能够满足电网的安全要求。110KV变压器中性点接地方式已经电力调度机构审批；与电网直接联接的1124断路器遮断容量为2000A，满足电网安全要求。接地装臵、接地引下线截面积满足热稳定校验要求；已经按国家和电力行业标准进行全厂接地网的接地电阻、接触电势和跨步电压等参数测试，测试结果合格。汽轮发电机组交接试验项目完整、合格，发电机定子绕组端部动态测试结果符合规程要求。定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测试合格。空载、短路特性试验合格。转子绕组动态交流阻抗试验合格。轴承绝缘和轴电压合格。机组进相试验满足要求。主变压器和并联电抗器交接试验项目完整、合格，变压器现场局部放电试验合格，绕组变形试验合格，油试验和油色谱分析合格，变压器中性点接地引下线铁心接地引下线符合规定。升压站电气一次设备交接试验项目完整、合格，防雷及接地满足设计要求，交接试验项目完整、合格。厂用电气一次设备交接试验合格。

3、电气二次系统

电气二次系统继电保护及安全自动装臵的配臵和选型符合国家和电力行业标准,满足电网安全要求，在设计、安装、调试、运行过程中，严格执行继电保护及安全自动装臵的反事故措施。电流互感器的10％误差曲线校验，TA饱和系数校验记录完整，图纸管理到位，图实相符。凡属电网调度管辖范围内的继电保护及安全自动装臵，已经过了海西电力调度部门的审查。电压、电流二次回路已经按规定检查二次回路接线、相位及极性的正确性，经查正确无误。继电保护信 息系统运行正常。励磁系统按国家及行业标准做过所有的试验项目，调节器的动态特性符合标准的要求，强励能力满足标准要求，相关参数已经全部整定完毕。励磁系统的所有保护（包括转子接地、励磁变过流、失磁保护等）已按设计及定值要求正确投入，失磁保护与低励限制的整定关系正确；二次回路、监视回路、信号回路正确、完整、可靠。灭磁装臵灭磁可靠，励磁变容量符合设计要求，交接试验合格。发电机保护、主变保护、发—变组保护、母线保护、厂用保护、线路保护均正常投用，故障录波正常投入运行。发电机并网同期装臵处于完好备用状态，并进行定期检验；同期回路按规定定期进行检查。机-电联锁装臵、厂用备自投装臵、润滑油泵等重要设备交、直流备自投试验合格，运行正常。安全自动装臵已按规定要求投入运行，整定值与定值单通知单一致。直流系统逆变电源工作正常，蓄电池定期充放电正常，直流系统绝缘监察装臵运行正常，绝缘良好。

4、通讯及调度自动化

计算机监控系统满足调度自动化有关技术规程的要求，在机组正式并网前，所有远动、表计、PMU信息均已经按要求分别接入EMS、TMR、WAMS系统。凯美克电站至电网调度机构已经具备不同通信方式的调度通信通道，主用通信路由已经实现光纤化。

5、汽机系统

汽轮机调速系统在增减负荷时，高调阀门根据负荷自动调节，满足电网稳定运行要求。汽轮机前箱内转速测点安装了7点，其中三点输入到DCS系统，三点输入到DEH系统，一点输出到现场转速表，满 足运行人员监视需要。当转速达到103%时，关高调油动阀门，当转速达到110%时，关主汽阀门。主汽门、调速汽门严密性试验及快关时间合格。调速控制系统试验合格，武汉汽轮机厂转子超速试验合格，汽轮发电机组轴系振动特性试验合格。危急遮断系统(ETS)和汽轮机监视装臵(TSI)监测保护的参数基本完整，除2#汽轮机热膨胀值不准确，需要重新校订外，其他参数均合格。当转速达到103%时，关高调油动阀门，当转速达到110%时，关主汽阀门，超速保护整定试验合格。当真空为-84Pa时报警，当真空为-60Pa时跳机，汽轮机真空系统严密性试验合格。汽水系统各点压力与温度均按照汽轮机的出厂参数设定了报警一值和报警二值，正常运行时检测到的数据与汽轮机理论运行时的参数一致。七段抽汽中一、四、五、七段为双抽，二、三、六段为单抽，共有十一个抽汽逆止门，动作全都可靠灵活。凯美克电站外供一段抽汽为中压抽汽，四段抽汽为低压抽汽，每台汽轮机的1、4段抽汽出口都有流量测量装臵，并且在与减温减压器出口后汇合的母管上也装有流量测量装臵，显示准确。给水泵、凝结泵、循环泵运行平稳，无隐患。主油泵、高压启动油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、抗燃油泵运行正常，联锁试验合格。盘车装臵运行正常，电动机电流稳定，联锁试验合格。汽轮机事故油箱及系统正常，汽轮发电机组主厂房沉降观测正常，符合GB/T 5007-2002《建筑地基基础设计规范》要求。

6、锅炉系统

三台炉水压试验、风压试验、吹管试验、安全门动作试验及锅炉 严密性试验均合格，试验规范，记录完整。输煤系统已按设计要求建成投运，安全防护设施可靠，有可靠的防止跑偏设施、防撕裂报警、紧急拉线开关、皮带打滑报警。共有四级除铁装臵，除铁效果良好。除灰渣系统按设计全部建成并投入运行。凯美克电站锅炉为循环流化床锅炉，无制粉系统，仅设计一套碎煤装臵。并采用天然气点火或助燃，未设计油库。天然气系统、输煤系统防止火灾的技术组织措施完备。锅炉出力稳定，负荷适应性好，满足电网及机组的要求。每台锅炉汽包水位计设臵有三套彼此独立、工作原理不同的水位计配臵，保证水位监视，给水泵联动试验合格，汽包水位计投退在运行规程中明确表述。

7、金属专业

凯美克电站机组安装焊接专业焊口检验合格，符合DL/T 869-2004《火力发电厂焊接技术规程》要求。各主要金属部件具有产品合格证、质保书（强度计算书）和进口部件（材料）商检合格报告。符合DL 612-1996《电力工业锅炉压力容器监察规程》。锅炉压力容器均具有产品生产当地政府部门出具的“压力容器产品安全性能监督检验证书”、均具有产品合格证书、均具有产品主要受压元件使用材料一览表及焊缝射线检测报告，等技术资料。符合DL 647-2004《电力工业锅炉压力容器检验规程》及DL/T 438-2009《火力发电厂金属技术监督规程》。

8、热控专业

热工系统信号电缆接地完全按照标准接地，DCS控制柜体也有可 靠的接地。两种接地均连接到全场信号接地。点火系统顺控及火焰监视，在无火情况下关闭天然气阀门联锁投入运行。汽轮机投运了如下保护停机联锁：DEH系统失电停机；手动紧急停机；轴向位移大停机；胀差大停机；发电机主保护动作停机；凝汽器真空低停机；汽轮机超速110%停机；低压缸排汽温度高停机；润滑油压低停机；推力瓦及轴承回油温度高停机；推力瓦及轴瓦温度高停机；变压器主保护动作停机；馈线变主保护动作停机；轴瓦震动大停机；EH油压低停机。以上保护全部投入运行，并且每次开机前做实验，均合格。主要热工保护配臵齐全、校验合格，投入率为100%。凯美克电站热工电源共有七组，每台锅炉一组，有三面电源柜，其中一面为电动开关阀门电源AC380V,一面为电动调节阀门电源AC380V，最后一面为AC220V，为风机轴振，煤仓料位，氧化锆等需要AC220V用电设备电源；汽轮机及公用系统的四组电源柜将供电与所属系统所有用电设备。热工分散控制系统电源全部冗余配臵，一路为交流不停电电源,一路来自厂用保安电源，当工作电源故障时，备用电源自动投入，备用电源的切换时间小于5ms。UPS电源输入有两路：直流电池，厂用AC380V，正常运行时使用厂用AC380V，当厂用电失电时，自动切换至直流电池，此时负荷为工程师站、操作员站、DCS机柜及集控室临时照明。建有热工重要检测参数台账。汽包共有三套液位测量装臵，每组为两组，分别为电接点液位计，双色水位计，差压式平衡容器液位计，平衡容器液位计又取三点差压，在逻辑里采用三取二的方式进行水位调节。现场及DCS检测到的数据与主要热工参数相同。锅炉风量控制、给水 控制、DEH功率控制使用MCS系统。锅炉点火顺控投入正常运行。每台锅炉有两组电气安全门，一组为锅炉汽包安全门，一组为锅炉过热器安全门，动作指令为电接点压力表的干接点输出。锅炉电气安全门正常投入，试验合格，记录齐全。汽机顺序控制系统的启停及联锁等功能正常投入，试验合格，记录齐全。FSSS系统按规定配臵，且配臵齐全，各功能全程投入，并进行了传动试验，试验合格。为了防止火焰检测探头被烧坏和积灰，在探头处安装了冷却风装臵，炉膛压力取样管使用了防堵吹扫装臵。MFT保护包括以下条件：床温大于990℃；2床温小于540℃；床温小于650℃且无火；汽包水位高三值；汽包水位低三值；炉膛风室压力高；炉膛压力高高；炉膛压力低低；总风量低于25%；一次风机停；引风机全停；二次风机停；J阀料位高高；手动紧急停炉；播煤增压风机停；汽机跳闸。所有保护条件全部投入。锅炉炉膛安全监控系统的控制器为冗余配臵，切换试验合格。FSSS的输入信号、I/O通道和输出信号遵守了“独立性”原则；手动停炉按钮具有“保护”措施，其输出直接接至停炉驱动回路，汽包水位高、低保护采用独立测量的三取二逻辑判断方式，有一点或有二点故障退出运行时，自动转为二取一或一取一逻辑判断方式。逻辑已经完善，现场仪表中锅炉汽包差压式水位仪表暂未投入运行，正在调试整改。汽轮机投运了如下保护停机联锁：DEH系统失电停机；手动紧急停机；轴向位移大停机；胀差大停机；发电机主保护动作停机；凝汽器真空低停机；汽轮机超速110%停机；低压缸排汽温度高停机；润滑油压低停机；推力瓦及轴承回油温度高停机；推力瓦及轴瓦温度 高停机；变压器主保护动作停机；馈线变主保护动作停机；轴瓦振动大停机；EH油压低停机。以上保护全部投入运行，并且每次开机前做实验，均合格。汽轮机共有15组保护设臵，均正常投入运行，每次开机前静态试验均合格。超速保护试验、润滑油压低、真空低等均按要求进行定期试验。ETS系统的输出均为冗余配臵，防止了一组输出点损坏时不能正常输出检测数值的问题。数字电液系统控制了一台主油动机，四台高调油动阀门，一台中调油动阀门和一台低调油动阀门。当转速达到103%时，关高调油动阀门，当转速达到110%时，关主汽阀门。DEH控制器的配臵采取冗余配臵，冗余切换试验合格。DCS系统使用西门子STEP7.0DCS系统。电子设备间安装一块温湿度表，在电子间内安装有两台中央空调，在室内有两台立式空调，保证电子间内温度在15～30℃，湿度在45%～80%内。DCS信号电缆均采用铜网屏蔽电缆，机柜接地符合DL/T 744-2004《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》。每台操作员站及工程师站共用一套GPS时钟系统。锅炉操作员站有六个重要操作按钮，分别为：MFT按钮、汽包紧急放水门按钮、汽包过热蒸汽保护阀启动按钮、汽包过热蒸汽保护阀停止按钮、过热器过热蒸汽保护阀启动按钮、过热器过热蒸汽保护阀停止按钮；汽轮机操作员站有八个重要操作按钮，分别为：汽机跳闸按钮、发变组跳闸按钮、汽机直流油泵启动按钮、汽机交流油泵启动按钮、凝汽器真空破坏门开按钮、凝汽器真空破坏门关按钮、发电机励磁开按钮、发电机励磁关按钮。全都符合DL/T 744-2004《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》。过程控制站均冗余配 臵，冗余切换试验合格。CPU负荷率在设计指标之内并留有适当裕度。通信网络均为冗余配臵，且冗余切换试验均合格。工程师站分三级控制，分别为：工程师级、值长级、操作员级。并制定了相应的管理制度。现场设备大部分标识齐全，接线整齐，管路无泄漏，动作正确，现场盘柜清洁，盘柜密封，照明完好。防寒防冻不存在严重隐患。日常工作中依据DL∕T 1056-2007《火力发电厂热工仪表及控制系统技术监督导则》进行技术监督。对于热工的管理实行分级管理，责任到人，并有相应的管理制度。图纸资料由公司统一管理，车间内部存放有部分资料的复印件，资料管理按照公司资料管理制度执行。计量标准装臵及检定人员由公司统一管理，标准器具由公司计量中心统一进行检定和校验，不合格的坚决不继续使用。每次机组开机前均做大联锁、机组本身保护、DEH试验。脱硫DCS调试完毕，运行正常，保护连锁试验合格，调试记录齐全。

9、化学专业

除盐水水质、蒸汽品质、炉水水质、给水水质、凝结水水质、疏水水质、循环水水质、变压器油品质、汽轮机油品质、入厂煤发热量、入炉煤发热量等均按标准规定分析做样，符合《化学监督导则（DL/T 246-2006）》、《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量（GB/T 12145-2008）》、《电厂用运行中汽轮机油质量标准（GB/T 7596-2000）》、《电厂用磷酸酯抗燃油与维护导则（DL/T 571-2007）》、《煤样的制备方法（GB 474-1996）》、《商品煤样采取方法（GB 475-1996）》等相关标准、规范要求。双介质过滤器设计、制造、安 装符合相关规范，调试合格，设备运行正常。RO装臵、阴床、阳床、混床等除盐设备设计、制造、安装符合相关规范，调试合格，设备运行正常。再生系统无渗漏，无腐蚀，现场已经设臵醒目的警示标识，有安全防护措施及现场处臵预案。给水、炉内处理设备设计、制造、安装符合相关规范，调试合格，加药装臵运行正常，药品纯度符合DL/T 805.1-2004《火电厂汽水化学导则》要求。再生系统及废水排放设施防腐合格；酸碱输配系统无滴漏。仪用压缩空气与工艺用气来自公司空分车间，满足使用要求，仪用压缩空气无带水现象。电热水罐投运正常，混床阴阳树脂分离效果良好。循环水处理设备设计、制造、安装符合相关规范，调试合格。阻垢防腐处理工艺合理，处理设施运行正常，无渗漏。加药间通风设备运行良好，运行监督化验正常，凝汽器未发生泄漏现象。供热中心实验室水煤油气分析仪表及在线化学仪表配备符合规范要求，仪表台账齐全。在线化学仪表“三率”符合规定。机组试运行阶段水汽质量达标，机组运行阶段给水、凝结水、炉水、蒸汽、循环水、闭式冷却水（热网回水）等主要水（汽）质量合格。运行报表所列标准正确，单位规范。主要监督项目无缺项，数据真实。新变压器油、汽轮机油和抗燃油质量验收合格；运行中变压器油、汽轮机油和抗燃油按规定的检验项目和周期进行检验，质量符合控制标准。水处理大宗药剂、填料、树脂质量检验合格。凝汽器管选用不锈钢管，相关检验项目合格。锅炉化学清洗达标，停用热力设备已经采取充氮、烘干等有效防锈蚀保护措施。

10、环保专业 凯美克电站为循环流化床锅炉，脱硫方式采用石灰石粉与燃料同点进入炉膛，在炉内进行高温脱硫形式。石灰石系统已经按照设计安装完毕，调试工作全面结束，已经进入试运阶段。公司废水处理设施建成并正常运行，供热中心废水排入公司管网后由公司统一处理。静电除尘器设计、安装、调试均按照DL/T 514-2004《燃煤电厂电除尘器》进行，除尘器各项试验合格，已经进入正常运行阶段。烟尘排放、SO2排放、NOx排放达到《火电厂大气污染物排放标准（GB 13223-2003）》，烟气在线监测系统正在调试当中。锅炉灰渣由社会力量组织运输出场外实现综合利用。设备、设施降噪设施达到标准要求，厂界噪声达到《工业企业厂界环境噪声排放标准（GB 12348-2008）》要求。输煤系统、煤场各扬尘点防尘措施满足标准要求，SF6高压开关室通风良好，已经制订运行防护措施及管理办法。

四、自评价结论

1、必备条件的具备情况

对照自评标准中二十四项必备条件，我公司进行了详细自查，各项必备条件都已具备。我公司目前机组已经进入试生产阶段，各项工作有条不紊地开展，我公司已严格执行标准要求的各项必备条件。

2、未查评项目

根据盐湖集团化工公司凯美克电站实际情况，以下项目未进行查评：

1）200MW以上机组必须具备自动发电控制（AGC）功能，经试验合格。凯美克电站1#、2#机组容量均为50MW。2）1.5项：氢站、油库门禁制度符合安全要求。凯美克电站未设计氢站、油库。

3）1.13项：电梯检查验收合格，取得使用许可证。凯美克电站未设计电梯。

4）2.1.7项：氢冷发电机漏氢量符合规程要求。凯美克电站发电机非氢冷发电机组。

5）2.1.8项：水内冷发电机冷却水的水质、流量合格。凯美克电站发电机非水内冷发电机组。

6）2.6.2项：柴油发电机试验合格。凯美克电站未设计柴油发电机组。

7）11项：电网要求配臵的电力系统稳定器（PSS装臵）应进行静态检查及动态投入试验。凯美克电站未设计PSS装臵。

8）3.6.2项：炉-机联锁装臵。该装臵已经按设计施工，但由于凯美克电站在我公司整个生产系统运行中主要任务是供热而非发电，一旦该连锁投入后会对后系统化工装臵安全稳定生产形成隐患，未投用。

9）13项：200MW以上机组必须具备自动发电控制（AGC）功能，经试验合格。凯美克电站机组容量为2×50MW，未设计AGC功能。

10）4．2.19项：具备AGC功能的机组相关指标（调整范围和调节速率、响应时间等）应达到规定的要求。凯美克电站机组容量为2×50MW，未设计AGC功能。

11）5.11.4项：空冷岛风机在线监测系统正常，应及时发现风 机故障。凯美克电站机组未设计空冷岛风机。

12）6.2.1项：防止油库区发生火灾的技术组织措施。凯美克电站未设计油库。

13）6.2.2项：防止锅炉油系统发生火灾的技术组织措施。凯美克电站未设计燃油系统。

14）6.2.3项：防止锅炉煤粉发生火灾的技术组织措施。凯美克电站为循环流化床锅炉，未设计制粉系统。

15）6.4.1项：防止锅炉尾部二次再燃烧事故的措施。凯美克电站尾部烟道、空气预热器均未设计进出口烟道挡板，空预器为卧式，无油枪，无制粉系统。

16）6.4.2.1项：凯美克电站无制粉系统。17）6.4.3项：凯美克电站无制粉系统。

18）8.16.3项：机组AGC试验。凯美克电站未设计AGC功能。19）9.1.4项：凝结水精处理系统设计满足机组水汽质量要求。凯美克电站凝结水系统未设计精处理系统。

20）9.3项：制氢设备。凯美克电站无制氢设备。

21）10.1.1.6项：脱硫废水处理设施。凯美克电站采用炉内脱硫形式，不产生脱硫废水。

22）10.2.3项：脱硝设施各系统运行正常，技术指标达到设计和合同要求。凯美克电站未设计脱硝设施。

23）10.3项：灰场。凯美克电站设计变更后取消灰场，所有灰渣均由社会车辆运输至厂外进行综合利用。综合利用合同已经签订。24）10.6.2项：氨区泄漏报警装臵符合要求。凯美克电站未设计氨区。

25）10.6.3项：氨区防爆措施落实。凯美克电站未设计氨区。通过对我公司机组并网机组进行安全性评价自查评后，我公司自评领导小组及参与查评人员认为：

我公司并网发电生产设备建康状况良好，各项电气试验工作按规程正常开展，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臵运行正常，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。

五、自评价整改情况

在并网安全性评价自查评工作的过程中，我公司一方面由公司领导主持召开有查评组人员和相关部门和专业参加的专题会议，对在此次并网安全性评价自查评工作中查出的问题和缺陷进行了分析、分类和责任落实；另一方面结合生产检查工作，分批地进行整改，要求相关专业和班组将并网安全性评价自查评中出现的每个整改项都要落实到专业、落实到人，限期进行整改完成。

根据我公司的实际情况，整改安排为：在2个月内完成标准中要求应完成的整改内容，对不能及时整改的项目，要具体落实整改时间表和具体责任人，利用机组检修机会及时整改。进一步完善各项规程的编制和资料收集，结合我公司规范化管理和机组检修时完成反措项目。

由于是第一次开展并网设备安评，在检查深度，准确性以及合理 性等方面与评价的标准可能还存在一定差距，我们将更好地借鉴查评意见，努力做好今后的工作，对整改项目，公司将积极做好整改落实工作，确保公司涉网发电生产设备安全可靠运行。

六、意见和建议

由于凯美克电站为循环流化床锅炉，主要功能是为化工装臵供热，以热定电，未设计脱硝装臵、AGC功能、凝结水精处理系统、制氢设备、脱硫废水处理设施、锅炉燃油系统、PSS装臵、柴油发电机、电梯、氢站、油库等，故建议在进行安全性评价时，这些项目不计入安全评价范围。

第二篇：并网安全性评价自查报告(范本)

华能辛店电厂

#3机组并网安全性评价自查报告

尊敬的查评组领导、各位专家：

首先，对各位领导、专家来我厂检查、指导工作表示热烈欢迎和衷心感谢！根据鲁电监供【2007】11号文件《关于下达2007全省发电企业（机组）并网安全性评价计划的通知》的安排，认真贯彻“安全第一、预防为主”的方针，保证电网和并网发电企业安全运行，我厂对照山东省发电企业（机组）并网安全性评价标准进行了自查，由于涉网安全性评价工作在我厂是第一次开展，若有不足，敬请批评指正。基本情况汇总如下：

一、检查内容

我厂组织各相关部门对照并网安全性评价标准逐条进行检查，根据标准要求丰富技术资料，推进设备台帐和技术监督的整理工作。

二、得分情况

涉网安全管理480分（总分490分），得分率97.86%；一次部分867分（总分930分，因我厂无GIS装置，故总分扣除70分），得分率93.2%；二次部分948分（总分1000分），得分率94.8%。

三、存在问题及应对措施

1、检修方面： ……………………

2、技术监督： ……………………

3、专业管理： ……………………

四、具备的运行条件

4.1 并网发电企业与电网经营企业签订《并网调度协议》以及与购电企业或电网运营企业签订《购售电合同》。我厂已签订。

4.2 发电企业（机组）主接线满足发电企业（机组）介入系统设计可靠性标准和《电力系统安全稳定导则》的要求。我厂满足要求。4.3 调度管辖范围划分明确，所有设备已按规定命名编号并报有关调度机构批准实施。满足要求。

4.4发电企业值长、单元（机）长等涉网运行值班人员配齐，通过培训熟悉掌握相关规程制度，经考试合格持证上岗。涉网运行值班人员名单已报调度机构。满足要求。

4.5 涉网发电企业的发电机、升压站一次电气设备安装调试完毕，通过正式验收，试验数据齐全，技术指标合格，符合运行要求，相关参数已报调度机构。已完成现场运行规程编写，并报有关调度机构备案。发电机组的调峰能力和进相运行能力满足《并网调度协议》的要求，新建发电企业（机组）必须进行进相试验，并将试验结果报调度机构。进相实验未进行，开机时进行试验。

4.6 发电机组励磁系统及调速系统符合国家、行业的技术标准和调度机构的技术要求。励磁系统及调速系统框图、传递函数及相关参数已通过试验并报调度部门。机组一次调频功能按要求投入，电力系统稳定装置（PSS）已通过试验，具备投入运行条件。我厂励磁系统无PSS，可上报计划配置，目前系统能稳定运行。

4.7 发电机组、升压站的继电保护配置、设备选型符合电网的技术要求，整定范围划分清楚、分工明确。发电机组的低频、高频、低电压、过电压和解列保护的整定值已经调度机构同意，设备调试校验合格，相关规章制度完善，有关资料已报调度机构备案。根据系统安全要求加装的安全稳定装置已按规定时间完成，并纳入厂内技术管理范畴。满足要求。

4.8 发电企业调度自动化系统配置、选型符合电力系统调度自动化有关技术标准提出的要求，在机组正式并网前所有远动及数据信息、控制命令已送到相关调度机构，并与调度能量管理系统（EMS）联合调试合格。发电机组自动发电控制（AGC）具备投入运行的条件。规定投入自动电压控制（AVC）和动态信息实时检测（PMU）的发电企业（机组）应按要求投入。我厂AVC系统已安装结束，开机时调试并投运，其他满足要求。

4.9 发电企业调度通信系统配置符合电网调度要求，通信设备已接入调度通信网管理系统，系统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。满足要求。

4.10 按照国家、行业和山东电网有关技术监督工作规定，发电企业应建立健全技术监督管理体系，开展技术监督工作。按规定开展并执行预防性试验规程，落实反事故技术措施。满足要求。

4.11 发电企业落实电网调度机构制定的应急处理预案，制定可靠完善的保厂用电措施，制订应对突发事件的处理预案及“黑启动”方案。满足要求。

五、#2机大修后安全运行管理

3#机组大秀自6月23日0：00开工，7月15日10：00向省调报竣工。目前脱硫技术改造项目正在进行中。根据《山东省发电企业（机组）并网安全性评价管理办法及评价标准》（试行）的规定和要求，对照运行管理考评标准中的条目进行了自查和整改情况如下；

1、严格遵守执行省、地调调度规程安全的运行方式运行，加强值班人员的技术培训，根据技能培训的要求，每月按照人次进行技术问答、事故预想、默画系统图等方式进行常规培训，每季度进行专业的反事故演习，每半年进行一次全厂性的反事故演习，并积极参加各级调度组织的事故演习，通过事故演习提高运行值班人员对异常情况及事故的判断和处理能力，确保电网和本厂机组的安全运行。运行部还针对运行的特点，编制了各项安全运行措施和事故处理预案，如《黑启动方案》、《保厂用电措施》、今年6月份厂组织编写了《防止电网大面积停电事故应急预案》、《厂用电中断应急预案》、《防止本厂变为孤岛应急预案》等有针对性的应急预案，确保电网的安全运行。每年9月份对各运行规程进行考试，合格后方能上岗值班，做到了各值班人员熟悉本厂电网的运行方式和继电保护配置以及事故处理的步骤。积极参加省地调组织的培训班并按照省调度中心的要求，组织值长、电气班长参加了上岗考试并全部合格，其中两名同志进行了复证工作。三期副值长将于今年10月份参加省调组织的上岗考试。

2、涉网的倒闸操作及事故处理涉网的操作严格按照调度员的指令进行操作，调度员的操作指令均记录在《调度指令记录簿》中，调度电话全部按照厂调度规程规定进行录音。在进行倒闸操作的过程中，严格按照厂制定的《两票工序标准》和操作纪律进行操作，在母线操作时严格执行《到位制度》、双人监护制度，确保了每项的正确性，涉网操作票的合格率100%。

3、严格执行调度纪律，接受调度指令时执行调度指令复诵制度、录音制度，于调度下达的指令正确迅速的执行。严格按照每天的调度计划进行机组有功负荷的调整，按照每季度下达的电压调整曲线进行无功调整，保证电压合格率100%。

4、严格按照调度批准的设备名称及编号对设备进行编号，并符合电气安全工作规程中双重编号的要求，设备的相色正确无误。电气防误闭锁功能齐全，运行正常。对于需要解锁操作的，按照解锁操作规定执行，考核期内无电气误操作事故。电气一次接线圈、二次回路控制图和现场设备相符，现场备有全套的一次接线图和二次控制回路图和保护定值单。

第三篇：电站并网安全性评价自查报告

临潭县青石山水电有限责任公司

并网安全性评价 自查评报告

二○○七年四月二十三日 临潭县青石山水电有限责任公司

并网安全性评价 自查评报告

一、工程概况

青石山电站位于甘南藏族自治州临潭县新堡乡附近的洮河干流上，是《洮河流域开发治理初步规划报告》中的第11座梯级电站。电站距临潭县城60KM，距上游卓尼县城25KM，交通条件便利。

青石山电站于1992年由临潭县政府委托两北勘测设计院完成了该电站的可行性研究设计，1998年9月由临潭县政府委托甘肃省水电勘测设计院完成了该电站可行性研究补充报告。同年12月完成了该电站初步设计，甘肃省水利局于1998年12月8日以甘水规发（1998）38号文对初步设计报告进行了批复。同年12月23日开工建设。2000年12月1日第一台机组运转发电。2#、3#机组分别于2001年5月2日和6月30日试运行成功，工程建设获得甘肃省水利厅“全省地方水电建设先进单位”和“全省小水电建设优良项目”两项称号。2001年1月7日电站上网运行。

青石山水电站建设单位是临潭县青石山电站建设指挥部,工程设计单位是甘肃省水利水电勘测设计研究院,工程项目监理委托张掖地区水利水电建筑工程监理有限责任公司进行监理,甘肃省水利水电局承建引水枢纽、引水隧洞、发电厂房及其附属工程的土建和金结安装，兰州电机有限责任公司制造水轮发电机组及其附属设备。

青石山电站采用低坝引水的开发方式，利用河道形成的牛轭形弯 道，开凿隧道洞截弯取直，取得落差建设电站。坝址处河道水面宽76m，河床、温滩均为含漂石的沙卵砾石。工程布置主要由枢纽、动力渠及厂区三部分组成。枢纽建筑物布置有进水闸、泄冲闸、溢流坝及挡水副坝。动力渠主要包括梯形明渠及无压隧洞，引水口布置在左岸。厂区主要由前池、压力管道、主副厂房、尾水渠、公路桥、升压站、进厂公路及其它附属建筑物组成。电站选用三台HLD74-LJ-185水轮发电机组，总装机容量12000KW，保证出力5629KW，多年平均发电量8579万KWh，年利用小时数7149h。

青石山电站工程施工图阶段的设计遵循甘肃省计划委员会和甘肃省水利厅“并于临潭县青石山水电站工程”可研及初设阶段批复文件确定的规模级开发方案，仅对局部建筑物布置及结构形式根据现场地形、地质条件进行了适当调整。

（一）设计依据

1、工程等别及建筑物级别

本电站装机规模12000KW，按《水利水电工程等级划分及洪水标准》SL252—2000之规定，确定本工程为IV等小（I）型工程，主要及永久建筑物为4级，次要及临时性建筑物为5级。

2、防洪标准

本工程为低坝引水径流式电站，挡水高度低于15m，上下游水头差小于10 m，枢纽防洪标准按规范规定：设计洪水为20-10年一遇，校核洪水100-50年一遇，经研究选取设计洪水重现期为20年，校核洪水重现期为100年，相应设计洪水流量1330 m3/s，校核洪水流量 1980 m3/s。本电站为IV等工程，按《防洪标准》规定，电站厂房设计洪水为50年一遇，校核洪水为100年一遇，相应设计洪水流量为1700 m3/S，校核洪水流量为1980 m3/S。

（二）、工程总体布置

工程主要由枢纽（溢流坝、泄冲闸、进水闸）、动力渠道、厂房及厂区建筑物等组成。

1、枢纽（1）枢纽布置

电站枢纽采用集中布置方式，正向泄洪排沙、斜向进水。枢纽建筑物布置自左向右依次为左崖防洪堤、进水闸、泄冲闸、溢流坝及右岸防洪堤、进水闸、泄冲闸、溢流坝及右岸副坝。

①进水闸设计

枢纽进水闸位于坝址处洮河左岸阶地边缘，其闸孔中心线与泄冲闸中心线（河道主流方向）交角为35.168º。闸底板高程为2481.00m，墩顶高程2488.00m，进水闸前端设引水段前缘设倒“L”形沙坎，坎顶高程2481.00m，坎底高程2479.50m，坎高1.50m，引水段底板设计纵坡1=0，底板厚0.4m。

闸室设计为带胸墙的底孔进水闸，共设计三孔，孔口尺寸（宽×高）4.0×2.0m，三孔一段整体浇筑。闸室长10.00m，闸室缘总宽度15.00m，引水流量出平板钢闸门控制，每孔闸门由QPQ2×80KN固定式平板闸门启闭机启闭。启闭机房底高程2493.60m。

闸前设一道检修门，由设在启闭机机房底部的2×50KN移动式慢 速电动葫芦操作。进水闸闸顶工作平台后设检修兼交通桥，桥面宽3.50m，闸后由渐变段与引水明渠相连。闸前左岸设浆砌石防洪堤，堤顶高程2488.00m。

②泄洪冲沙闸

泄冲闸为开敞式，紧靠进水闸布置，共设三孔，闸孔尺寸（宽×高）为8×4m，闸总体宽29.4m，闸体长17.5m，三孔一段整体浇筑。工作闸门为弧形钢闸门（弧形半径R=9.0m，支铰高程2485.00m），由三台QHQ2×150KN固定式启闭机进行操作。弧门前设检修平板闸门一道，孔口尺寸与弧形门相同，由2×50KV移动式慢速电动葫芦操作。

泄冲闸上游设20m长的现浇C20钢砼铺盖，铺盖顶部高程2479.5/m。1#泄冲闸孔与2#泄冲闸孔间设长20.00m潜没式砼导墙。闸后高现浇C20钢筋砼综合消力池，池底高程2479.00m，池长20.0m，池深1.0m，消力坎高0.5m。消力池底板上设ф100排水孔。底板顶面设厚0.2mC50硅粉砼，底板下设排水土工布；消力池后设10m长钢筋砼护坦，护坦末端设3.0m深齿墙，齿墙后加设铅丝笼块石与砼四面体海漫。泄冲闸底板高程2479.50-2479.00m，闸墩顶高程2488.00m，启闭机房底板高程2479.70m。

③溢流坝

溢流坝布置在河道中部靠右岸。上下游分别设20m、22m长重力式砼导墙将闸坝隔开。溢流坝有侧接右岸副坝。溢流坝断面设计为曲线型实用堰，坝高75m，坝底宽8.50m。坝体总长70m；坝顶高程2483.55m，坝底高程2478.80m。坝体内部由C15埋石砼浇筑，坝壳 由C20钢筋砼浇筑。坝段上游设置长20m的壤土铺盖，下游设现浇C20m钢筋砼综合式消力池，池长20m，池深0.5m，坎高0.5m，池底高程2479.50m。消力池底板上设ф100排水孔，底板下设排水土工布；消力池后设10m长钢筋砼护坦，护坦末端设3.0m深齿墙，齿墙后设铅丝笼块石与砼四面体。

④右岸副坝

枢纽右岸副坝长35m，坝内设C15砼防渗墙，厚0.80m，底部嵌入基石0.80m，墙顶高程2484.50m，2484.50m高程以上设壤土心墙，坝体为夯填砂砾石材料，坝面由厚0.30m的浆砌石护面，上下游坝坡为1：1.5，坝顶高程2488.10m。

2、引水明渠及隧洞

从枢纽进水闸渐变段末端至前池排冰闸，引水线路全长1783.80m。其中明渠长645.80m，隧洞长1138m，设计引水流量57.90m3/S。

（1）明渠沿洮河左岸I级阶地上布置，渠床为砂砾石层，渠道断面为梯形断面，底宽3.00m，顶宽16.80m，边坡系数1.50，设计水深3.323m，设计流速2.18m/S，设计纵坡1/2000，渠深4.60m，渠堤顶超高1.277m。渠道断面采用C20钢筋砼衬砌，厚0.20m，每8.0m设一条伸缩缝，缝宽30mm。

明渠上设有暗渠一座，洞前设有拦污棚。暗渠穿越洛藏河，暗渠长30.60m。暗渠形式为C20m钢筋砼双孔矩形涵。单孔尺寸（宽×高）为×4.0×4.6m；顶部为排洪渡槽，宽度30.0m，槽深1.8m，下泄10 年一遇洪水283m3/S。拦污棚共设3孔，设计为回转式清污机，清污机室长10.0m，清污机室宽18.6m，单机单孔，每孔净宽5.0m，墩高5.0m；墩顶设排污槽和工作平台。

枢纽对外交通接县乡公路，坝址至隧洞进口，沿明渠左侧设有检修道路。

（2）引水隧洞

引水隧洞长1138m，设计采用城门洞形断面，断面尺寸（宽×高）为4.8×6.8m，直墙高5.415m，拱顶圆弧半径2.77m，中心角1200，墙底设0.25×0.25m贴角，隧洞设计水深4.29m，设计流速2.81m/S，设计纵坡1/1000，糙率系数0.015，隧洞进口底板高程2477.69m，出口底板高程2476.54m。隧洞为全断面钢筋砼衬砌，洞顶1200范围内进行回填灌浆。隧洞出口洞脸其表面坡积物清除后挂网喷砼，喷层厚100-150mm。

3、厂区建筑物

厂区建筑物有：前池、压力管道、主副厂房、尾水渠、升压站尾水公路桥及进厂公路等。

（1）前池

电站压力前池设在引水隧洞出口，紧靠青石山山体。压力前池由排冰闸、前池、进水闸、溢流堰及泄水渠组成。采用正向排冰进水、侧向溢流的形式。

引水隧洞出口设弧形渐变段与排冰闸连接，排冰闸为单孔双层布置，上层排冰，下层引水。排冰闸设的平面旋转钢闸门，孔口尺寸（宽 ×高）为6.5×2.6m，闸前设检修门，孔口尺寸（宽×高）为6.5×3.2m，下层孔口尺寸（宽×高）为6.5×4.2m，不设闸门。闸段长9.0m。闸顶设启闭机房，启闭机选用QHQ2×100KN弧门启闭机，检修门启闭机选用2×100KN移动式慢速电动葫芦。排冰闸后接排水侧墙，侧槽通向退水渠。闸前正常水位2481.10m，冬季正常水位2480.50m。排冰闸冬季最大泄水量Q=25m3/S。

前池上游侧宽4.3m，下游侧即进水闸前缘宽18.0m，池长22.0m，池底纵坡I=2/26，池底高度2472.50—2471.5m。左侧为溢流堰，堰长29.62m，主要顶高程2481.00m，设计泄流能力57.9m3/S，堰顶溢流水头1.20m。前池正常水2480.82m，前池最低水位2478.50m。

前池末端接电站压力管道进水口，进水口设三孔，每孔设拦污栅（与检修门共槽）和工作门（快速平板钢闸门）。拦污栅孔口尺寸为5.0×5.0m，工作门孔口尺寸为3.0×3.0m，拦污栅由2×100KN移动式慢速电动葫芦启闭，工作门由QPK250KN快速平板钢闸门启闭机启闭，电动葫芦悬挂在排架上固定的轨道上。闸底高程2473.50m，闸底部设排沙廊道。基底高程2470.0m，基底宽20.4m，长17.0m。闸顶高程2482.60m。

排沙闸及排沙廊道，闸室设两台30/20KN钝齿式弧门启闭机，孔口尺寸为1.5×1.5m，闸室（长×宽×高）为4.5×5.0×5.7m。闸后两个廊道合为一个廊道，断面尺寸（宽×高）为1.5×1.8m，长11.33m，纵坡I=0，末端接泄水渠。退水渠布置在前池左侧的坡地上，渠道纵坡I=1/12.044，渠道长168.33m，净宽3.0m，净高2.7m。渠道第10.0m 设一道伸缩缝，渠顶每2.425m设一道0.3×0.3m的钢筋砼拉梁，渠身采用C25钢筋砼浇筑。渠道末端设公路桥涵和挑流鼻坎，鼻坎表面采用硅粉砼浇筑，鼻坎下部采用实体砼浇筑，下游设钢筋砼护坦，护坦表面铺设砼四体和铅丝笼块石，护堤长35.0m，宽7.0--10.0m。

前室与厂房用压力管道连接，机组采用单机单管的供水方式，共设三根内径为3.0m的现浇C25钢筋砼圆形管道，管长29.908m，坡度1：1.538。管内设计流速2.79m/S，设计流量19.32m3/S。压力管道和镇墩均用砂碎石夯填暗敷，坡面用浆砌石护面。

（2）厂房

主厂房建筑尺寸（长×宽×高）为43.8×12.1×23.84m。以电机层地面高程2462.485m，机组间距9.5m，轨顶高程2469.485m，安装间长11.6m；副厂房位于主厂房上游侧，建筑尺寸（长×宽×高）为42.5×8.82×13.885m。蜗壳层高程2453.05m，蜗壳为圆形金属蜗壳（进口段直径φ2500）。尾水管底板高程2450.496m，尾水管净宽5.07m，高1.25--2.5m。水轮机层两侧设交通楼梯通往发电机层和排水泵室。排水泵室高程2451.30m，布置在厂房中央靠上游侧，宽2.9m，高2.5m，长10.5m。集水井尺寸（长×宽×高）为10.5×2.9×2.85m。排水泵室两侧设交通廊道及楼梯廓道，通往水轮机层。厂房左侧设一口机组供水水井。

电站尾水工作平台宽4.84m，尾水三孔一扇检修闸门，孔口尺寸（宽×高）为5.07×2.5m，启闭设备选用两台100KN移动式慢速电动葫芦。

二、水力机械、消防及采暖通风

（一）水轮机及其附属设备

1、电站基本参数

前池正常蓄水位2480.82m，最大净水头26.42m，加权平均水头24.60m，设计水头24.10m，最小净水19.63m，正常尾水位2455.10m，设计引用流量57.9m3/S，总装机容量12000KW。

2、机型及设备选择

根据青石山电站运行水头等综合因素，本电站选择混流式水轮机组。电站总装机容量为12000KW，装机三台，单机容量为4000KW。水轮机型号为HLD74-LJ-185，设计水头24.1m，设计流量19.3m3/s，额定出力4180KW；发电机型号为SF4000-28/4250。

调速器选择技术先进、运行可靠的步进式可编程微机组合式调速器，其型号为BWT-5000；油压装置与PLC调节柜、机械液压随动系统组合为一体。压力油灌容积为0.6m3，回油箱容积0.7m3。

3、机组调节保证计算

导叶直线关闭时间TS取4.5S，此关机时间仅是理论计算值，可作为初次甩负荷试验的参考值。电站应通过甩负荷试验确定最佳关机规律和时间。最终调整为4s。

（二）电站辅助系统设备

厂内超重机选用QD50/10T电动双梁桥式超重机，LK=10.5m，工作级别为A3。大车轨道选为QU70。供水系统主要设备为4台250QSG125-32/2潜水深井供水泵；1台XBD4/20-HXB消防泵；3台 DN125自动滤水器；厂内渗漏排水选用两台ISGW200-250A型泵，检修排水选用两台ISGW150-250型水泵。

高压气系统选用两台WF-0.35/30型空压机。低压气系统选用SF-1.2/8型空压机两台。

水力监测系统本电站监测的项目有：上、下游水位及水头、水轮机过流量、机组冷却水流量、拦污栅前后水位差、蜗壳进口及末端压力、尾水管进出口压力、冷却水温及集水井水位等。

消防设计，主厂房内发电机灭火采用自动喷水灭火方式。其它非电气设备或非带电设备以消防栓作为主要灭火设施，配备一定数量的干粉灭火器作为辅助灭火措施。电气设备的灭火以干粉灭火器为主要消防设施。

（三）采暖与通风

主厂房发电机层、水轮机层主要采用水暖。本电站为地面式厂房，发电机采用密闭循环空气冷却。发电机层及同高程的付厂房以自然通风为主。水轮机层、供水泵操作阀室、油处理室、空压机室、排水泵室均采用自然通风方式。

三、电气设计

（一）接入系统

本电站共两回35KV出线，其中一回用导线型号为LGJ-120的钢芯铝线绞线送到距电站18KM的临潭县新城110变电所并网，一回送至1KM的硅铁厂。一回10KV出线，作为硅铁厂生活用电。

（二）电气主接线 电站装机三台，容量为3×4000KW，发电机电压（10.5KV）,采用单母线接线，设计一回10KV线路，一回送至硅铁厂作为生活用电；35KV高压侧仍采用单母线接线，两回35KV出线，其中一回为并网线路，一回硅铁厂用；两台厂用变压器分别接在35KV出线外侧及10KV母线上。

35KV设备采用户外中式升压站布置。

（三）自动控制保护方式

该电站自动化设计采用综合自动化系统、监控系统、继电保护（发电机保护；变压器保护；35KV线路保护；10KV线路保护）。同期方式：电站的并列操作，采用微机同期装置，带有非同期闭锁的手动准同期和自动准同期两种方式。励磁系统：励磁系统采用微机控制的数字式双通道DLT6000励磁调节器。操作电源有两种，交流操作电源-380/220V和直流操作电源—220V。

本电站所属甘南州电力调度中心调度范围。

三、工程验收

2002年7月26日~28日甘南州组织进了初步验收。2003年7月14日,甘南州水务水电局以“州水电字[2003]62号”文向水利厅申请竣工验收。2003年8月4日甘肃省水利厅下发“甘水办[2003]86号”文关于临潭县青石山水电站进行竣工验收的通知。2003年8月22日甘肃省水利厅下发“甘水发[2003]304号”文关于送达临潭县青石山水电站竣工验收坚定书的通知。2003年8月16日——18日电站通过了最终验收，青石山水电站建设工程验收的2850项分项工程均为合 格工程，优良2692项，合格率100%，优良率94.45%，58项分部工程，合格率100%，优良率100%，19个单位工程，合格率100%，优良率100%，外观得分率93%，青石山水电站工程所涉及的33项施工质量检测资料齐全，施工中未发生质量事故。中间产品全部合格，原材料、金属结构，启闭机、水轮发电机组及附属设备制造合格，发电试运行正常。工程建设质量全部合格，优良率达到94.45%。电站工程质量被评为优良等级

四、并网安全性自查评情况

为贯彻落实《甘肃省发电厂并网安全性评价管理办法》（兰电监办[2006]20号），规范青石山电站并网运行的安全管理，青石山水电公司按照“必备条件”和：查评项目“两部分，分安全生产管理、电气一次、电气二次、水机系统、水库信水工建筑物、环保和消防七个专业，采取电站自下而上自查，再由公司自上而下内部复查、整改的方式，开展发梯级电站并网安全性自评价。

通过并网安全性自评价，青石山电站已具备并网安全性评价的必备条件，查评项目的结论清晰，备查资料详实，整改措施操作性强。

五、必备条件查评情况

1、青石山电站机组具有完备齐全的审批文件，满足国家规定的 各项要求，完成了按基本建设要求的各项试验并经有管辖权的的质监结构验收合格。

2、与甘南州调度中心签订了《并网调度协议》，执行电网反事故措施的有关要求。

3、发电机组及以上电气设备由地调调度，有关设备命名标志符合地调要求。

4、运行班长全部经过调度业务的培训，考试合格，并取得培训合格证书。值班主值及班员经过培训都取得了《特种行业操作证》。

5、建立了《生产车间管理制度》包括：（1）、车间主任岗位责任制和工作标准。（2）、运行班长岗位责任制和工作标准。（3）、计量人员工作标准。

（4）、检修办工作岗位责任制和工作标准。（5）、电气主值、运行人员工作标准。（6）、机械主值、运行人员工作标准。（7）、运行班员工作标准。（8）、水工班岗位职责。（9）、水工班交接班制度。（10）、水工班班长工作制度。（11）、工作制度。

《交接班制度》、《设备巡回检查制度》、《消防安全管理制度》。

6、电气主接线及厂（站）用电系统按国家和电力行业标准满足电网的安全要求；与电网直接联接的断路器遮容量满足电网的安全要求。

7、接地装置、接地引下线截面积，满足热稳定校验要求；

8、全站直流系统的设计符合《电力工程直流系统设计技术规程》 和《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求继电保护实施细则》的要求，直流系统采用硅整流充电装置，通讯设备运行稳定，交流备用电源能自动投入，供电可靠。

9、与电网直接联接的一次设备的保护装置及安全自动装置的配置满足相关的技术规程以及反措的要求，选型与电网要求匹配，能正常投入运行。

10、与电网保护配合的保护定值满足电网配合的要求，继电保护定值执行定值通知单制度并与定值单相符，在并网前与地调进行了核对。

11、调度自动化、计算机监控系统按调度自动化有关技术规程、设计要求进行了订货、安装、调试等，设备具备与地调的通讯条件。

12、机组采用自并激静止可控硅整流励磁系统，机组励磁电源取自发电机端的励磁电源变压器。励磁调节器采用完全独立的微机/微机/模拟双通道双模冗余结构，通道间互为备用，备用通道自动跟踪运行通道，配有完整的失磁保护，调节器的调节方式采用PID调节规律。

13、机组自动发电控制（AGC）功能未实现。

14、发电机组具备防止振荡和失步的技术措施。

15、水轮机调速系统满足电网稳定运行的要求，调速系统采用步进电机调节式微机调速器。电气柜和机械柜合一，投运时已按规定进行了各项静态、动态试验，参数满足设计要求。青石山电站机组无调频功能。

16、对应时段的安全鉴定已完成，安全鉴定结论中提出必消除的缺陷和隐患已经消除。

17、电站防汛、度汛预案已制定，并按相关要求通过了审批，现在已按批准方案实施。

18、主厂房、控制室、网控搂、高低压配电室、继电器室、主变、电缆廊道等特殊消防系统的消防灭火器材齐全，有效。

第四篇：水电站并网安全性评价汇总

水电站并网安全性评价

一、相关规定

《发电厂并网运行安全性评价规程》

关于印发《发电机组并网安全性评价管理办法》的通知（电监安全[2007]45号）

《发电机组并网安全条件及评价》（试行）

《四川地方电网及其发电机组并网安全性评价实施细则》 《四川发电机组并网安全性评价标准》（第五版）

二、并网安评应具备的条件

1、新投产的水力发电厂电气一次设备、二次设备必须满足设计要求，各参数符合国家有关规程、规范的标准。

2、新投产的水力发电厂电气一次设备的交接试验项目应完整、合格。已投产的电气一次设备最近一次大修试验和预防性试验表明没有危及电网安全运行隐患。

3、根据规程、规范的要求，依据电厂的机组容量和电压等级，设置完善、可靠的继电保护装置(包括线路、母线、变压器、发电机、励磁、同期、低压、过流、失磁、联动等)。

4、根据规程、规范及电网企业要求，继电保护装置要求定期校验，确保电网及发电厂安全运行。

5、与电网保护配合的发电厂，保护必须满足电网配合的要求，继电保护定值必须认真执行定值通知单制度并与定值单相符。

6、电气主接线及厂、站用电系统应按国家和电力行业标准满足电网安全运行。

7、针对110KV以上变压器中性点接地方式，必须经电网企业审批，并严格按有关规定执行。

8、发电机组调速系统应满足设计规程、规范的要求，能自动控制机组频率。

9、发电机组励磁系统满足设计规程、规范的要求，应自动控制机端电压、无功负荷，并具有过励磁保护和欠压保护。

10、发电厂机组及升压站二次用直流控制电源系统的设计配置应符合规程、规范的要求，11、电厂至电网企业的调度部门必须具备两套以上可用独立的通信通道，通迅设备供电电源稳定可靠。

12、严格执行与电网安全有关的反事故措施。

13、电厂的运行值长与有权接受调度命令的值班人员，应全部经过调度管理规程及有关电网安全运行的培训，考核合格。

三、并网安评应提交的资料

《发电厂发电机组并网安全性评价自评报告》及其他资料（见附件）

四、并网安评的组织

各单位并网安全性评价应定期进行，评价周期一般不超过5年。并网安全性评价一般经过企业自查、自评和整改，安全评价中介机构组织专家查评，以及四川电监办组织评审并审批等程序进行。（总装机容量1MW以上的并网单位由四川电监办负责评价；总装机容量1MW以下的由其并入的电网企业按照四川电监办印发的《四川地方小水电站（总装机1MW以下）安全评估检查标准》有办理，并将检查结果报四川电监办备案。）

1、办理单位向四川电监办提交《并网安全性评价申请表》，选择并网安评中介机构，签定委托并网安评技术服务协议。在并网安评中介机构专家的指导下，按照《四川地方电网及其发电机组并网安全性评价标准》逐项进行自查自评，对自查自评达不到要求的项目进行整改，在满足评价标准的基础上，向四川电监办提交《并网安全性评价自查报告》。

2、四川电监办接到受理并网安全性评价申请后，对申请表和自查报告进行审核，检查是否满足开展评价工作的要求，并做出开展专家现场查评或继续整改的决定。

3、由并网安评中介机构组织四川电监办、电力调度机构、电网企业相关人员成立现场查评专家组开展现场查评工作。现场查评专家组根据查评情况形成查评初步报告，并对存在的问题提出整改意见，向被查评单位通报情况。被查评单位根据查评初步报告组织对并网安全性评价后的“剩余风险”的深入辨识，制定隐患整改措施计划的编制与落实，填写《并网安全性评价安全隐患整改及监控计划表》

4、并网安评中介机构按照相关规定审查专家组查评初步报告，形成《并网安全性评价报告》，同时将《并网安全性评价安全隐患整改及监控计划表》报送四川电监办。如达不到并网安评标准或存在重大安全隐患等问题，须整改并组织复查后形成并网安评报告，再报四川电监办。

5、四川电监办接到并网安评中介机构提交的《并网安全性评价报告》和电力企业提交的《并网安全性评价安全隐患整改及监控计划表》后，进行初审，提出初审意见。如达不到并网安评标准，要求电力企业整改并由安评机构组织复查；如初审满足并网安评标准，提交四川电监办组织的评审会议评审。

6、并网安评评审会议，由四川电监办、电网电力调度机构、电网企业、被评电站上级管理单位和并网安评中介机构参加。评审会议对安评报告进行评审，做出结论，四川电监办对《并网安全性评价报告》进行审批，发文和通过四川电监办网站公布并网安全性评价结论。

五、并网安评结果

根据评价结果的不同，分别按下列方式处理：

1、满足并网安评要求并通过评审的，电力监管机构下发通过并网安评通知和并网安评报告。

2、未满足并网安评要求的，电力监管机构下发整改通知书，限期整改；整改后再次组织专家复评，满足并网安评要求后，电力监管机构下发通过并网安评通知和并网安评报告；仍不能满足要求的，电力监管机构将给予通报批评或按有关规定给予处罚，并再次下发整改通知书，责令改正；经两次整改仍不合格的，取消其并网运行资格，停止商业运营。

六、附件

1、并网安全性评价所需提供的资料清单（仅供参考）

2、工作流程

附件1并网安全性评价所需提供的资料清单（仅供参考）

（一）、必备条件评价项目需要准备的材料(重复的可准备一份资料备查)

1、并网协议、并网调度协议

1.1、《并网协议》

1.2、《调度协议》

2、并网安全运行技术资料

2.1、《机组初步设计电气部分》主要设备材料清册

2.2、《机组工程竣工资料》(500kV线路及母线、故障录波器、同期、快切、UPS一、二次试验调试试验报告)

2.3、《机组工程竣工资料调试大纲、调试方案》 2.4、《机组电气一次、二次系统调试试验报告》

2.5、《涉网电气设备技术规范》包括发电机、主变、CT、PT、避雷器断路器等

2.6、《自动化工程竣工报告》

2.7、《发电机说明书、电气调试手册》

2.8、《汽轮发电机产品证明书》

2.9、《主变压器技术参数》

2.10、《发电机变压器组保护配置图》

2.11、《高压厂用备用变压器保护配置图》

2.12、《发电机保护装置说明书》

2.13、《发电机保护装置试验报告》 2.14、《变压器保护装置说明书》

2.15、《超高压线路成套保护装置技术和使用说明书》

2.16、《断路器失灵起动及辅助保护装置技术说明书》

2.17、《机组主变间隔控制保护接线图》

2.18、《汽轮发电机变压器组控制保护接线图》

2.19、《发电机保护装置说明书》

2.20、《启动备用变压器控制保护接线图》

2.21、《母线保护说明及图纸》

2.22、《微机母线保护装置技术和使用说明书》

2.23、《发电机保护装置说明书》

2.24、《失灵公用装置技术和使用说明书》

2.25、《电气一次主接线图》； 2.26、《励磁系统运行规程》

2.27、《电气检修规程》

2.28、《电气运行规程》

2.29、《机组开、停机曲线》

2.30、《网络安全管理制度及措施》

2.31、《发电厂关口电能表现场测试报告》

2.32、《全厂停电事故应急预案》

2.33、《机组PSS现场整定投运试验方案》

2.34、《机组PSS现场整定投运试验报告》

2.35、《机组一次调频试验的证实资料》 2.36、《机组调节系统参数实测及建模报告》

2.37、《机组进相试验报告》

2.38、《各种保护定值整定计算书》

2.39、《线路保护、母线保护装置技术和使用说明书》

2.40、《机组50%、100%甩负荷试验报告》

2.41、《AGC调试试验报告》 2.42、《机组一次调频试验报告》

2.43、《机组调节系统参数实测及建模报告》

3、机组励磁系统技术参数

3.1、《机组PSS现场整定投运试验方案》

3.2、《机组PSS现场整定投运试验报告》

3.3、《发电机组励磁系统参数实测及建模报告》

3.4、《机组调节系统参数实测及建模报告》

4、继电保护

4.1、《涉网电气设备技术规范》包括发电机、主变、CT、PT、避雷器、断路器等。

4.2、《一期工程故障录波器、同期、快切、UPS电气调试试验报告》

4.3、《继电保护定值通知单》

4.4、《变压器零序保护定值通知单》【现场采集《主变控制柜主变保护、发电机组、高备变等保护定值清单》】

4.5、《发电机保护装置说明书》(发变组部分)4.6、《各种保护定值整定计算书》

4.7、《线路保护、母线保护装置技术和使用说明书》

4.8、《母线断路器技术参数》 4.9、《发电机保护装置说明书》

4.10、《发电机保护装置试验报告》

5、安全自动装置

5.1、《安全自动装置使用说明书及有关技术数据》

5.2、《安全自动装置运行规程》

5.3、《安全自动装置校验规程》

5.4、《安全自动装置校验记录》

5.5、《安全自动装置定值通知单》

6、调度自动化设备

6.1、《电厂自动化工程竣工报告汇编》

6.2、《变电站监控系统用户手册》

6.3、《电能量远方终端用户手册》

7、通信设备

7.1、《电厂接入系统光纤通信工程光缆资料》【包括工程竣工文件、竣工图、竣工报告、工程总结、通道开通情况表、设备综合调试、产品说明书等】

7.2、《直流系统运行规程》

8、直流电源

8.1、《机组工程控制及直流系统设备安装竣工资料》 8.2、《机组直流系统图》

8.3、《直流系统运行规程》

8.4、《直流系统蓄电池端电压测量记录表》及相关的记录

（二）安全管理评价项目需要准备的材料

1、安全生产责任制度标准。

2、确认安全生产管理机构职责文件或任命书。

3、上级管理部门安全管理规章制度落实情况的证实。

4、建立三级安全管理网的证实及开展安全活动的证实，必要的安全资金投入及有效实施的证实。

5、本厂防止电网或发电厂事故的反事故措施。

6、电网调度部门有明确要求的反事故措施。

7、本厂重大事故应急预案。

8、预案定期演练培训考核记录、定期补充完善记录。

9、有权接受调度指令的运行值班人员经电网调度部门培训后的考核合格证。

10、机组启停机记录、非计划停运统计。

11、“两票三制”制度、事故“四不放过”执行情况的证实

12、现场运行规程和检修规程。

13、涉网设备缺陷管理制度、消缺记录。

14、防误装置管理制度。

15、主要负责人、管理人员及运行岗位人员教育培训制度及计划。

16、发电调度计划曲线执行记录和与调度相关的运行记录。

17、检修计划(检修计划变更审批手续)、检修记录。

18、重大危险源(氢站、油库、锅炉等)事故应急救援预案及演练记录。

19、重大危险源及要害部门管理、登记、注册情况的证实。20、消防设施已通过国家强制性验收证明。

21、建立技术监督(金属及压力容器技术监督、电能计量与电工仪表监督、绝缘与过电压监督、继电保护与安全自动装置监督)体系的文件资料。

22、事故、障碍、异常处理情况记录及事故统计报表。

23、防汛工程设施完备并提供应急预案

24、大坝抢险应急预案。

(三）电气一次设备需要准备的材料

1、发电机

1.1、出厂试验报告、合格证、监理报告（制造过程中重大缺陷？探伤情况？）。

1.2、交接试验报告、安装、调试记录、整组启动试验方案。

1.3、检修规程、运行规程、运行检查记录（运行日志）。

1.4、反措计划、反措台帐（记录反措完成情况、未完部分远期计划？是否调峰运行，相应反措计划）。

2、变压器（主变压器、厂用变压器、启动备用变压器、电抗器）

2.1、主变压器、厂用变压器、启动备用变压器出厂试验报告、合格证、监理报告（制造过程中重大缺陷？）。2.2、主变压器、厂用变压器、启动备用变压器交接试验报告、安装、调试记录、整组启动试验方案。

2.3、检修规程、运行规程、运行检查记录（运行日志—看油位、油温、线圈温度等）。

2.4、冷却装置电源设计图纸（是否为独立的两路电源），切换实验记录。

2.5、温度计设计安装位置、温度计校验证明（保证精度合乎要求）。

2.6、高低压套管测温记录。

2.7、分接开关（含有载调压分接开关）调试记录（验证方式通过直阻三相是否平衡）。

2.8、油监督（化学分析、色谱分析）按周期取样，有异常要分析原因，采取措施。

2.9、反措计划、反措台帐（记录反措完成情况、未完部分远期计划？）

3、外绝缘和防污闪

3.1、绝缘子、高压套管、穿墙套管试验记录。

3.2、外绝缘台帐、定期清扫记录接头红外测温记录。

3.3、盐密测试记录、是否安装测试绝缘子（证明是否开展该项工作）。

3.4、污秽等级确定（查设计说明书中规定、订货合同）

4、过电压保护和接地 4.1、过电压设计图纸（避雷针设置、避雷器选型、过电压防护范围计算、和不同保护高度范围图；变压器中性点防护方式）。

4.2、各避雷器试验报告。

4.3、全厂接地电阻测试，数据是否符合设计要求。

4.4、接地导通试验记录

5、高压电器设备

5.1、断路器、隔离开关、互感器、电缆实验记录、调试。

5.2、隔离开关开断母线电容电流的计算（现场计算）。

5.3、GIS试验记录。

5.4、检修规程。

6、防误措施

6.1、防误装置管理制度规定。

6.2、防误电源是否独立（看图纸）

7、站用厂用系统

7.1、备用变压器启动容量计算。

7.2、厂用电切换记录。

7.3、重要电源是否可靠(看图纸、实际检查)。

7.4、保安电源设置（柴油发电机？看图纸、实际）。

7.5、定期试验规定（厂用电定期试验、柴油发动机定期启动）。

（四）电气二次系统

1、励磁系统

1.1、励磁系统现场运行规程和检修规程 1.2、励磁系统的传递函数

1.3、励磁系统(新投入或大修)甩负荷、阶跃、零起升压和灭磁等试验报告。

1.4、灭磁装置在发电机各种工况下可靠灭磁试验报告

1.5、灭磁开关在操作电压额定值的80%时应可靠合闸的试验报告

1.6、灭磁开关在操作电压额定值的30％～65％之间应能可靠分闸的试验报告

1.7、PSS装置的静态检查及动态投入试验报告 1.8、PSS相关的频率特性数据报告 1.9、厂家提供的励磁系统数据 1.10、励磁系统的相关运行记录 1.11、发电机组的调差系数测试报告

1.12、励磁变压器，主、副励磁机，功率整流柜的试验报告及检查记录（含功率整流柜的均流、均压数据）

2、继电保护及安全自动装置

2.1、涉网设备的继电保护及安全自动装置配置台帐和配置图 2.2、继电保护及安全自动装置的运行规程

2.3、电网调度部门颁发的继电保护及安全自动装置管理规程及补充规定

2.4、继电保护及安全自动装置的定检计划

2.5、上级颁发的主系统保护及安全自动装置的检验规程 2.6、所有差动保护和方向性保护的检验报告(用负荷电流和工作电压检验保护回路接线)；继电保护及安全自动装置的定检试验报告和竣工检验报告

2.7、电流互感器二次中性线不平衡电流检测记录

2.8、主系统和主设备继电保护及安全自动装置在80％直流额定电压下正常操作试验报告

2.9、保护装置(发电机、主变压器和高压厂用变压器)整定计算方案及整定方案校验记录

2.10、备用电源自投装置定期试验记录 2.11、定值通知单制度及定值通知单 2.12、本厂电力二次系统安全防护实施方案 2.13、需定期测试技术参数的保护测试记录 2.14、故障录波分析报告

2.15、继电保护故障信息管理系统的试验报告

2.16、主系统和主设备电压互感器和电流互感器的出厂数据 2.17、主系统和主设备电压互感器和电流互感器的精度测试记录2.18、电流互感器(包括中间变流器)误差校核报告

2.19、继电保护仪器、仪表的定期检测报告和继电保护的备品备件台帐

2.20、继电保护、故障录波器、线路快速保护、母线保护运行记录、动作分析表、统计报表

2.21、继电保护事故分析记录及事故通报 2.22、月、季、继电保护装置动作统计分析报表 2.23、继电保护技术监督制度，缺陷管理和缺陷处理台帐 2.24、本单位继电保护专业管理考核办法

2.25、继电保护装置(存在重大隐患或缺陷及严重超期服役)的改造计划

2.26、继电保护专业人员的培训计划 2.27、继电保护及安全自动装置的软件管理台帐

2.28、继电保护运行管理办法和相关规定及运行管理资料台帐并实现微机管理

2.29继电保护及安全自动装置图纸资料 2.30反措计划和落实情况

3、调度自动化

2.1、远动设备台帐

3.2、远动传输数据网络安全防护方案

3.3、远动设备的模拟量输出精度测试报告（含遥测、遥信、遥控、遥调信息测试报告）

3.4、远动专业值班日志

3.5、远动图纸资料及信息表（含远动信息序位表）

3.6、远动设备运行记录和遥信传动试验记录、通道音频电平测试记录

3.7、远动专业测试仪器、仪表检验记录 3.8、远动设备备品备件管理台帐和管理办法

4、通信设备

4.1、AGC运行记录(具备AGC功能的机组)4.2、通信专业值班日志 4.3、通信月报和记录

4.4、通信设备档案、设备检修计划及维护和检修记录

4.5、通信专业设备缺陷管理制度及设备缺陷管理台帐 4.6、通信专业测试仪器、仪表定期校验记录 4.7、通信用蓄电池单体电压测量记录

4.8、通信用蓄电池定期核对性放电或全容量放电试验记录 4.9、高频开关充电装置的检查、试验记录 4.10、交流备用电源自动投入试验记录 4.11、通信电源系统接线图和操作说明 4.12、通信机房隐蔽工程图纸资料 4.13、通讯站接地设施的检查记录 4.14、通讯站接地电阻的测试记录

4.15、通讯系统应急方案

5、直流系统

5.1、铅酸蓄电池的端电压、电解液比重和液位的测量和检查记录(阀控式电池只测端电压)

5.2、蓄电池组的充、放电记录

5.3、直流系统绝缘监察装置和电压切换装置定期检验记录 5.4、微机型直流系统绝缘选检装置定期模拟试验记录 5.5、直流屏(柜)和充电装置上的测量表计定期校验记录 5.6、直流系统各级熔断器和空气小开关的定值计算方案

5.7、直流系统图、直流接线图和直流系统熔断器(直流空气小开关)定值一览表

5.8、升压站直流系统图、机组直流系统图和直流系统配置图 5.9、主要涉网设备的保护、控制和信号回路的相关图纸资料 5.10、直流系统熔断器极差配合计算的定值表 5.11、直流系统运行规程和检修规程

6、调速系统

6.1、自动调节系统的运行记录 6.2、转速控制参数测试报告 6.3、最低稳燃试验记录

6.4、AGC机组的负荷调整范围和信息负荷变化率等参数运行记录6.5、DCS系统试验报告

6.6、一次调频可用率等参数记录

6.7、调速系统文档资料试验报告（含调整系统实测模型的传递函数框图和参数）

6.8、发电机组一次调频试验报告

（五）节能与环保

1、节能监督管理体系

2、节能监督管理制度

3、对生产过程使用的煤、水、油、电、汽等节能目标和措施落实情况的记录

4、建立环保监督管理体系

5、环保监督管理制度、环保设备管理制度

6、污染物排放记录

7、环保管理相关记录

附件2工作流程

第五篇：发电机组并网安全性评价申请书

申

请

表

发电厂名称：

申请日期：年月日

附：发电机组并网安全性评价自评报告一份（报告格式如下）

机组并网安全性评价

自查报告

发电厂机组并网安全性评价自查报告

一、基本情况概述

包括：电厂基本情况介绍、安评组织机构情况的介绍；装机容量和并网机组的情况介绍、主要设备介绍等。

二、查评概况

包括：总体自查情况介绍、分专业情况介绍、对存在的问题的分析及采取的整改措施等

三、必备条件

四、评分项目