冀北电网新能源场站并网验收检查方案资料
新能源场站并网验收检查方案（一）涉网电气设备检查序号项目内容核查方案负责人1风电机组（光伏逆变器）应具有低电压穿岳能力，低电压穿岳能力满足国家相关标准要求。
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、叶片、（光伏逆变器）、主控版本应与型式试验报告相符；4、、现场查阅大部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。
2风电机组（光伏逆变器）电能质量应满足规程要求（电压偏差、电压变动、闪变、谐波和三相电压不平衡度在规定的范围内）现场查阅：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、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查现场无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齐全现场查阅：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。
4风力发电机组（光伏逆变器）接地电阻应进行测试，接地电阻应合格现场查阅：全部风力发电机组（光伏逆变器）接地电阻测试报告（资质单位出具盖章版），组织应不大于4Ω。
5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。
6新能源场站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，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。
7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。
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；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。
8变压器油温度计及远方测温装置应准确、齐全；测温装置应有校验报告；变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。
9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；涉网高压断路器遮断容量、分、合闸时间、继电保护配置应满足要求，并按规定校核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），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）。
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、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）。
10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；应进行变电站地网接地电阻测试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0.5Ω；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0.2Ω。
3、现场查阅独立避雷针接地电阻测试报告，阻值应不大于10Ω（当与主地网连在一起时可不单独测量）；11新能源场站必须具备可靠的事故照明、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12新扩建的发变电工程，防误闭锁装置应与主设备同时投运，并有相应的管理制度查阅有关图纸资料，现场检查防误闭锁装置应安装完善并调试完毕，查阅防误闭锁装置调试试验记录及相应的管理制度。
13成套高压开关柜五防功能应齐全，性能应良好查阅试验报告及厂家资料、现场检查14集电系统电缆终端应满足电缆终端交流耐压和雷电冲击耐压水平现场查阅试验报告及厂家资料（二）调度自动化系统检查序号项目内容核查方案1新能源场站配置计算机监控系统，接入数据网关机的信息应满足各级调控中心的需要，应具备完整的技术资料及远动信息参数表等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。
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上传。
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。
无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。
2新能源场站配置有功功率控制系统（AGC），控制调节能力满足电网运行要求及调度要求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。
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是否满足运行管理规定。
装置本身上送遥信信号是否准确。
3新能源场站配置无功电压控制系统（A VC），控制调节能力满足电网运行要求及调度要求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。
4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风电场（光伏电站）发电功率预测曲线的条件1.查阅风电场（光伏电站）功率预测系统技术资料，检查是否与系统调度机构正常连接，是否已具备向电力系统调度机构上报功率预测的功能。
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。
5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；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1.查阅风电场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否满足标准要求，检查与电力系统调度机构通讯是否正常。
2.核查测风塔及光辐照度仪监测数据是否完整（段润鹏）。
6新能源场站配置相量测量系统（PMU），PMU应将风电场出线端电压、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1.检查PMU装置的配置情况，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。
7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。
8新能源场站配置调度数据网、二次安全防护设备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，接入信息量应满足调度数据网接入规范。
3.调度数据网应满足双平面数据网独立上送配置要求。
4.双套数据网二次安防应满足独立安全配置，配置满足安全全防护管理规定要求。
9配置北斗II代与GPS双卫星时间同步系统及卫星时钟同步实时监测系统1.检查设备配置情况，检查设备出厂试验报告；检查卫星时钟同步实时监测系统对时钟状态、时钟时间精度、保护、测控、故障录波、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。
2.综自系统应统一使用场站双时钟系统进行统一对时。
3.双套时钟系统同步进度应满足技术规程要求误差范围。
10 配置UPS电源系统1.检查UPS设备配置情况，检查UPS的出厂试验报告及容量，检查UPS输出回路，负载分配是否合理。
2.UPS装置平均负荷率应小于系统运行管理规定要求。
3.UPS负荷应配置回路空开级差保护。
4.对于重要负荷电源回路禁止合环运行。
11主控室风电机组（光伏电站）控制系统应能实现对全场网络拓扑图的监视，正确显示设备运行基础数据和实时数据信息；及时、准确地显示并记录各设备异常报警信息及保护动作信息等1.现场检查是否已具备相关监视和控制界面、功能。
2.控制系统应满足机组故障信息报警及追忆功能，实时数据库及历史数据库应能记录短时间机组历史数据。
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。
12 新能源场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试验报告，检查电能质量现场接线规范。
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.现场具备电能质量在线监测监督制度（林锰）。
（三）保护及安自装置检查序号项目内容核查方案1场站区集电线路和汇集母线保护应满足涉网安全运行与故障快速切除要求。
集电系统应综合考虑系统可靠性、保护灵敏度及短路电流状态选择合理的中性点接地方式，实现集电系统接地故障的可靠快速切除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还是保护单元自身合成值。
冀北电网继电保护验收规范
4.1 在主控室、保护室柜屏下层的电缆层内，应敷设 100 mm2 的专用铜排，将该专用铜排首末端连接， 然后按柜屏布置的方向敷设成“目”字型结构，形成保护室内的等电位接地网。保护室内的等电位接地 网必须用至少 4 根以上、截面不小于 50mm2 的铜排（缆）与厂、站的主接地网在电缆竖井处可靠连接。 4.2 沿二次电缆的沟道敷设截面不少于 100 mm2 的裸铜排（缆），构建室外的等电位接地网。 4.3 保护室、通信室与控制室之间，应使用截面不少于 100 mm2 的、紧密与主接地网相连接的铜排（缆） 将保护室、通信室与控制室的等电位接地网可靠连接。 4.4 静态保护和控制装置的屏柜下部应设有截面不小于 100mm2 的接地铜排。屏柜上装置的接地端子应 用截面不小于 4mm2 的多股铜线和接地铜排相连。接地铜排应用截面不小于 50mm2 的铜导线与地面下的 等电位接地网相连。不允许用保护屏槽钢接地代替铜排接地。 4.5 开关场的就地端子箱内应设置截面不少于 100 mm2 的裸铜排，并使用截面不少于 100 mm2 的铜导 线与电缆沟道内的等电位接地网连接。 4.6 所有保护屏安装应整齐，底座安装应牢固，屏面喷漆不应有划痕。有前后门，开门、关门不犯卡， 上锁方便。保护屏的两个边门不允许拆除。前后门及边门应用截面不小于 4mm2 的多股铜线与屏体可靠 连接。 4.7 保护屏各保护装置箱体必须可靠接地，对地实测电阻不大于 0.5Ω。
本规范适用于基建、改造工程的设计、施工、调试和验收。 建设单位和设计单位应严格执行本规范要求，不满足本验收规范及反措要求，影响到继电保护安全 运行的项目，不允许投入运行。
2 规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文 件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
光伏电站并网流程手续
冀北电网并网风电场涉网安全专项检查自查报告
四、弃风统计工作开展情况：
1、经自查已每日通过OMS系统如实填报了风电弃风统计数据；
2、单机信息已按规定上传调度；
3、测风塔实时信息已按要求上传至调度。
五、基础数据报送情况：
1、按照冀北调控中心有关规定，及时完善了OMS系统“设备树参数分责维护”模块，补充更正了风电公司信息、风电场升压站、风机汇集线和风机参数；
2、桃山湖风电场2010年12月23日首次启动并网调试，基础资料已按调度要求上报至调度；
3、测风塔及风机位置坐标信息、风机出厂功率曲线、风机实际运行功率曲线等基础数据已按要求进行了报送。
并网必备条件验收确认书资料
光伏电站项目1、继电保护—故障录波设备本工程安装使用山大电力的故障录波装置WDGL—VI系列装置。
WDGL—VI故障录波装置可与GPS时钟同步系统、高速通信网络设备、本地录波分析子站与录波分析主站共同构成电力系统故障录波系统。
WDGL—VI系列装置采用嵌入式模块化CPU、大规模可编程逻辑器件、分层分布式多CPU并行技术；功能合理分散、结构紧凑、易于扩展、充分保证装置具有强大的数据吞吐及处理能力。
基于先进嵌入式实时多任务操作系统平台，采用组件化的软件系统结构，大大提高软件系统的可靠行、保证整个装置具有优异的整体性能。
能够记录故障前10s到故障后60s的情况，并按省调要求数据传至所属地调。
故障记录时间和方式：模拟量启动，装置可记录故障前10s及故障后60s（可设定）的录波数据。
装置实现了360小时（15天）不间断地记录全部模拟量和开关量稳态数据，为大范围、长过程、发展性故障的研究和分析提供了可靠的数据来源。
稳态数据记录基波相量值；稳态、暂态记录时间、采样频率可灵活设定；暂态数据可无缝嵌入稳态数据中，从而实现了稳态、动态、暂态数据的统一分析。
开关量启动，装置可记录故障前10s及故障后60s（可设定）的录波数据。
2、继电保护—继电保护及重合闸装置本工程采用南京南瑞继保的RCS—9613C线路光纤纵差保护测控装置该装置在稳态和暂态谐波分量和直流分量的影响下，保护装置包括测量原件不应误动作或拒动。
保护装置在电压互感器次级断线（包括三相断线）或短路时不应误动作，这时应闭锁保护并发出告警信号；保护装置在电流互感器刺激一相或二相断线时不应误动作，并发出告警信号。
继电器第一段（瞬时跳闸段），在各种故障情况下的暂态超越<1%整定值继电器的记忆时间应保证出口对称三相短路时应可靠动作，同时仍应保证正方向故障及反方向出口经小电阻故障时动作的正确性。
整组保护动作时间近端故障应≤20ms；远端故障≤30ms。
保护装置返回时间（从故障切除至装置跳闸出口元件返回）≤30ms。
地方电厂并网验收资料
地方电厂并网验收准备资料一、验收要求（一）目的本次验收是电厂并网前验收，主要是对电厂并网设备进行的验收，目的是落实电厂并网设备是否满足运行条件，电厂是否能够实现安全并网，达到安全运行各项要求。
（二）技术依据和标准本次验收的技术依据是国网公司下发的关于并网电厂的验收标准和安评办法、电气装置安装和验收规范、相关安全规范及规程等。
（三）范围本次验收主要针对电厂新建机组接入系统运行的要求，为实现机组安全并网进行的。
验收主要针对电厂本次并网设备和电厂并网安全运行的条件，包括与之相关的电气一二次设备、通信、远动、负控、计量等，以及与电厂安全运行相关的技术资料、人员、安全和运行管理等方面。
不包括锅炉、输煤、化水、汽机等电厂其它设备及相应的管理。
厂外并网相关项目均按照公司技改项目对待，由公司相关主管部门另行组织验收。
（四）必备项目1、升压站一二次系统是否具备运行条件；2、调度通信、自动化、负控、电量集抄能否达到并网要求；3、计量装置是否符合并网要求；4、电厂管理是否达到统一调度要求并能够保证并网运行的安全；5、是否存在不能满足安全并网运行的其它问题。
（五）重点要求1、有关设备完好，均经过有效检验、校验、试验或化验、达到并网运行要求，可以投入运行；2、机构完整、资料齐全，相关技术报告、图纸齐全，签字盖章手续完整有效，相关岗位人员到位，完成培训取证；3、技术和安全管理机构、规章制度、规程已经有效审核并颁布实施；4、与地调通信完好，自动化、负控、电量集抄达到并网要求；5、人员及相关技术资料、规程、运行和事故预案经审核备案，系统保护定值已执行，现场技术资料齐全。
二、申请材料1、电厂关于工程已竣工、申请并网的报告；2、电厂主要设备（发电机、变压器、开关、断路器、保护控制装置、互感器、电度表等）和并网线路的规范书（或说明书）、合格证；各类并网相关设备的试验报告、测试报告和各类现场综合调试、试验、化验报告；施工单位竣工报告（或竣工通知单）、单项装置安装工作单；竣工图（或可以代替竣工图的施工图）；3、与并网运行相关的厂内管理制度、规定、标准等、4、电厂运行人员资格证。
光伏发电站并网验收程序及所需资料
电网验收程序一、电监局备案:1、备案证拿到后10个工作日内到华北电监局报项目备案，所需资料:备案证、电网接入同意书、环评批复、接入系统评审意见、项目基本情况、土地预审意见、住建局选址意见。
2、项目备案完成后到电监局报工程备案，所需资料：备案表1至表4(电子版）、备案申请报告（工程简介、参建单位情况、施工工期等内容）、安全管理措施（安全生产组织体系、安全投入计划、施工组织方案、安全保障和应急处置措施等内容）、备案证、环评批复、接入系统审查意见批复、开工证、主要标段中标通知书等注：110KV及以下电网建设工程，以及总装机在4.5万千瓦以下范围的发电建设工程只备案上述1、2、4.二、省电力公司1、河北省电力公司质监站申请第一次质检（省公司质检站李中伟）,注册需要的资料：申请、备案证、建设单位营业执照(华北公司）、建设单位项目经理委托书及质量承诺书；施工单位中标通知书、施工单位项目经理委托书及质量承诺书、施工单位资质及其项目经理资质监理单位中标通知书；监理单位总监委托书及质量承诺书、监理单位资质及其总监资质；设计单位总设委托书及质量承诺书、设计单位资质及其总设资质;调试单位资质和计量资质及其能力资格证和负责人资质；检测试验单位资质及其负责人资质；各参建单位汇报材料。
项目完成后申请第二次质检:申请2、到省调试中系统处电站命名1)电站命名（省调试系统控制处:王生彬），需要资料：备案证、并网函、接入系统审查意见2)申请远动通道，需要资料：（与电站命名同时进行）主要设备技术协议3)、并网协议（省调曹欣)，需要资料:备案证、税务登记证、营业执照、接入系统审查意见4)计量验收，所需资料：1）、电能计量装置计量方式原理接线图；2）、电能计量装置一、二次接线图；3）、电能计量装置施工设计图、施工变更资料；4）、电压、电流互感器安装使用说明书；5)、电压、电流互感器出厂检验报告；6）、电压、电流互感器现场检验报告；7)、电压、电流互感器接线检查报告；8）、计量屏出厂检验报告、说明书；9)、二次回路电缆的型号、规格及长度、接线端子图；10）、高压电气设备的接地及绝缘试验报告；11）、电能表检定证书；12)、电能远传测试报告。
冀北电网新能源场站并网验收检查方案
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
序 号
项目内容
核查方案
1.查阅远动系统信息表，现场检查远动 及上送四遥量及事故总信号，确保远动上 完整性与准确性。
1.检查现场有功功率控制系统的后台界 检查其是否与调度正常通讯。
2.核查场站有功控制系统点表配置，确 统上送远动信息配置点表是否满足运行管 定。装置本身上送遥信信号是否准确。
3
新能源场站配置无功电压 控制系统（AVC），控制调节 能力满足电网运行要求及调度 要求
检查现场无功电压控制系统的后台界 查其是否与调度正常通讯。核查场站无功 统点表配置，确认系统上送远动信息配置 否满足运行管理规定。装置本身上送遥信 否准确。
数据服务器通讯链路是否满足电力系统二
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
1.查阅风电场风能资源监测系统技术资
规定实时上报风电场风能资源 检查该系统的本地功能和性能是否满足标
5 监测数据；
求，检查与电力系统调度机构通讯是否正
光伏电站应配置光辐照度
2.核查测风塔及光辐照度仪监测数据是
仪，并按电力系统调度机构规 整（段润鹏）。 定实时上报光伏电站光资源监 测数据
6
新能源场站配置相量测量 系统（PMU），PMU应将风电 场出线端电压、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
光伏并网验收资料收集明细
电站本体及并网工程三级自检验收报告
10
并网工程承装承试单位资质证书
11
电价批复文件
12
并网工程电气交接性试验报告或试验合格意见（附各项试验现场工作数码照片佐证）
13
通信网络、继电保护、关口计量装置、调度自动化系统、电能量采集系统安装、调试和检定报告
14
需要报送的其它资料（风电、光伏逆变器出厂及并网性能测试报告；风光功率预测系统、动态无功补偿装置、稳控装置、电能质量在线监测装置、功角相量测量装置、调度信息申报与发布系统安装、调试报告）
15
并网验收（检验）申请书
16
试运行联络人员及联系方式、专业管理人员及相关运行人员名单、联系方式
17
并网调试大纲、并网安全措施、现场运行规程或规定、数据交换及通信方式等
18
隐蔽工程数码照片（包括升压站、汇集站、线路工程的土建基础、架构基础、电缆敷设等）
附件二：
附件1：新能源电站并网验收基本资料清单
序号
基本资料名称
是否提供
备注
1
项目核准文件
2
接入系统评审意见、同意接入电Fra bibliotek意见的函3
工商营业执照（附法人代表身份证复印件）
4
税务登记证
5
组织机构代码证
6
国家能源局西北监管局同意并网意见书及发电业务预许可文件
7
调度命名、编号及调管范围文件
8
电力工程质检合格报告（包括：土建、线路、并网启动阶段）
并网电厂验收检查表格
《电网运行准则》、 《风电场接入电网技
术规定》
能力，调速系统及一
次调频基本性能，自
动发电控制功能，执
行AVC功能的能力。
电厂发电机励磁系统
（包括PSS）有关参数 《同步电机励磁系统
（如强励顶值倍数、 大、中型同步发电机
强励时间、低励限制 励磁系统技术要求》
等）的设置和整定
《汽轮机电液调节系
统性能验收导则》、
审查意见、验收 规定
2 光缆路径备用
审查意见、验收 规定
3
调度交换系统组 审查意见、验收
网
规定
4
综合数据网组网
审查意见、验收 规定
5
光传输主用系统 审查意见、验收
组网
规定
6
光传输用备用系 审查意见、验收
统组网
规定
7 继电保护通道
8
调度数据网通道
审查意见、验收 规定
温、湿度、应急
《继电保护故障信息
处理系统运行管理规
定》、《继电保护故
障信息处理系统子站
验收规范》
《基建工程继电保护
验收规范》、《基建 工程继电保护工作有
关规定》
验收单位负责人
并网电厂继电保护装置及回路验收报告
验收检查时间：
年
收单位：
验收人员：
序 主要验收 设备厂家 号 内容
存在问题
1
直流系统及 配置
2
保护屏体及 接地
3 二次回路
4
电流、电压 回路
5
母线保护传 动
6
线路保护传 动
7
断路器本体 传动
8
主变压器保 护
9 电抗器保护
10 故障录波器
并网前资料验收表
21
二次系统具备统一的GPS对时和北斗对时功能,并满足对时精度要求。
调控中心/自动化处
22
向省调提供光伏电站有功、无功出力、主变高压侧有功、无功功率和电流、高压母线电压、所有出线有功、无功功率和电流、母线开关有功、无功功率和电流以及其它所需实时信息模拟量。
调控中心/自动化处
接入110kV以下电网的电站还需同时向所辖地调提供上述实时信息模拟量。
4
电气一次设备双重编号标识齐全、清晰、规范，满足运行要求。
调控中心/系统处
5
电气主接线、高压侧或升压站电气设备遮断容量满足实际接入时电网安全稳定运行要求。并网计算要求落实的安全稳定措施已全部完成。
调控中心/系统处
6
光伏电站无功调节能力及无功补偿装置（含动态无功补偿装置）满足电压调节需要，无功补偿装置选型配置符合相关标准，响应能力（出厂结果需试验验证）、涉网保护控制策略满足考核要求。
科信部
29
已调通继电保护和安全稳定控制装置通道，并满足运行要求。
科信部
30
行政交换机安装调试完毕，入网运行正常。
科信部
31
通信电源满足设计要求，主备用切换正常。
科信部
32
光缆、电缆布线满足安全设计要求，标志清晰，复用保护和安全稳定控制装置通道标志明显。
科信部
33
通信设备、调试记录、缆线走向分配记录等图纸资料齐全。
调控中心/保护处
10
继电保护设备和二次回路标识齐全、清晰、规范，满足运行要求。
调控中心/保护处
11
继电保护电流、电压回路一点接地、二次回路抗干扰接地满足要求。
调控中心/保护处
12
已制定继电保护现场运行规程。运行人员熟悉有关继电保护设备的运行特点，掌握继电保护装置的投、停等操作和装置异常处理。