1、1九江新华水电开发有限公司下坊电厂并网安全性评价自查报告二一三年三月二十日2江西下坊水电厂并网安全性评价自查报告江西下坊水电厂根据国家电力监管委员会华中电监局华中电监局小型发电机组并网安全性评价标准（试行） 的规定要求，于2013 年 2 月至 3 月认真仔细地对本厂相关设备进行并网安全性评价的自查评工作。自查评工作严格对照标准，认真查找电气一、二次设备和调度运行及安全管理等方面存在的问题，落实整改方案、责任人，制定跟踪检查制度，现已全面完成了机组并网安全性评价自查评工作。1 电厂简介江西下坊水电厂位于江西省武宁县澧溪镇境内，距武宁县县城38km，本工程是修河干流 8 个梯级开发中的第 7 个
2、梯级，为低水头河床式水电站，工程开发以发电为主，工程规模为中型，工程等级为等。水库正常蓄水位 73.0m，总库容 8250 万 m3。坝址控制流域面积 6512km2，多年平均流量 191m3/s。电站装机为 2 台贯流式机组，总容量 36MW，电站保证出力 4330kW，多年平均发电量11125 万 kWh。枢纽建筑物由挡水建筑物、泄洪闸、电站厂房及开关站等组成，沿坝轴线从左到右一字形布置左岸砼重力坝、厂房、泄洪闸、右岸重力坝。工程于 2008 年 11 月开工，2010 年 12 月 13 日首台机组并网发电，2011 年 3 月 31 日电站全部投产。32 系统总概况及机组涉网设备2.1
3、 电气主接线方式江西下坊水电厂主接线方式：机组变压器接线方式为单元结线，也就是单机单变形式；110kV 开关站的主接线为：单母线，一个出线间隔，经 110kV 叶家线接入九江电网。其电气一次设备包括了：0.4kV 设备、6.3kV、110kV 设备。2.2 电网调度关系两台机组接入 110kV 系统，由江西省九江供电公司调度通信中心调度，并与江西省九江供电公司调度通信中心签订并网调度协议 。2.3 厂用电系统江西下坊水电厂厂用电系统为 0.4kV 供电系统。采用母线分段、多电源供电方式，并配有备自投装置（BZT） 。其供电负荷有厂房生产用电、坝区防汛用电组成。厂区办公、生活用电另由 6.3kV
4、 系统供电。分段厂用电互为暗备用，备自投装置能在一路电源故障时自动投入另外一段上。低压动力屏为抽屉式动力柜，其所用的断路器为江苏常熟开关厂的空气断路器。低压动力屏为上海西屋开关厂制造。2.3.1 厂用电系统运行方式机组正常运行时，1#厂用变通过 6kv段带厂用电 0.4kV段、2#厂用变 6kv段带厂用电 0.4kV段。正常运行方式下 400V I ，II 段厂用母线分段运行。当 0.4kV段或段失电时，备自投装置会将当 0.4kV段和段的联络开关 400 合上，恢复失去电源40.4kV段（段）供电正常。当 0.4kV段和段均失去电源，我厂将手动倒闸至 0.4kV 坝区段由柴油机供电。坝区用电
5、设置两台变压器、一段母线，1#坝变通过 6kv段、2#坝变通过 6kv段分别向坝区母线供电，正常运行时，一台坝变运行，另一台备用。另外确保汛期供电安全，我厂在坝上安装了一台 200kW 柴油发电机组，以备全厂停电时用。2.4.1 水轮发电机组江西下坊水电厂安装 2 台 18MW 的灯泡贯流式水轮发电机组，该机组由四川东风电机有限公司制造。水轮机型号：GZ995-WP-520转轮直径： 5.2m设计水头： 8.9m额定流量： 228 m 3/s2.4.2 发电机组型号：SFGW-18-60/6000额定电压： 6.3kV额定电流： 1833A功率因数： 0.95（滞后）额定转速： 100r/s机
6、组的冷却方式：采用外加风机的径向常压强迫通风冷却方式，6 台空气冷却器和 6 台 7.5KW 的冷却风机组成的冷却系统。2.4.3 主变压器设备变压器为天威保变（安徽）集团制造。型号：S25000/110。5变压器为双卷绕组，无载调压。变压器的冷却方式为自冷。主要参数如下：额定容量：25000 KVA，额定电压：121/6.3 kV，接线组别:Y0/-11 2.5 高压电器设备2.5.1 110kV 设备开关站采用 GIS 户内布置，是由北京北开电气股份有限公司生产的 ZFW31-126 型气体绝缘金属封闭开关设备及其所配置的弹簧操作机构。主要参数如下：额定电压：126KV额定电流：2500A
7、额定短时耐受电流：40KA主要设备有：断路器、隔离开关、接地开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、母线及出线套管。变压器为天威保变（安徽）集团制造。型号：S25000/110。变压器为双卷绕组，无载调压，变压器的冷却方式为自冷。2.5.2 6.3kV 设备江西下坊水电厂的 6.3kV 设备有开关柜、母线、发电机。6.3kV 开关柜为上海西屋电气有限公司的中置柜，其 6.3kV 断路器为上海华银开关厂有限公司生产的真空断路器。型号为：VS1P型。发电机出口断路器的额定电流为 4000A。6.3kV 母线采用 2 根 12010mm 的铜排。固定件均为不锈钢。6在 6.3kV 母线上带有 2 台
8、6.3kV 干式变压器和 1 台油浸变，其中两台为厂用电变压器，其型号为：SCB10500/6.3，为许 继 变 压 器 有 限公 司 制 造 ；另外 1 台为生活区变压器，用于向综合楼供电，其型号为 S9200/6.3，为温州市浦江变压器有限公司制造。2.5.3 0.4kV 设备江西下坊水电厂的 0.4kV 设备有：低压动力屏，所有附属设备的电机。低压动力屏为抽屉式动力柜，上海西屋开关有限公司制造，低压断路器为江苏常熟开关厂制造。2.6 继电保护2.6.1 保护配置情况1）发电机保护发电机差动保护、复压过流保护、发电机过负荷保护、失磁保护、逆功率保护、发电机定、转子接地保护、发电机过电压保护
9、、轴电流保护、差动回路断线保护、TV 短线保护。2）主变保护主变差动、主变复压过流、主变低压零序过流、主变间隙零序电流、主变重瓦斯、主变轻瓦斯、主变油面温度过高、主变绕组温度过高、主变压力释放、过负荷。110 线路保护：纵差保护、接地距离、段；相间距离、段；零序、IV 段。3）厂变保护过流保护（速断、过流、过负荷） 、零序过流保护、温度过高保护。72.6.2 保护型号和厂家1）发电机保护型号：WFB-821（许继电气股份有限公司）2）主变保护型号：WBH-812、WBH-822A（许继电气股份有限公司）3）110KV 线路保护型号：RCS-943（南京南瑞继保电气有限公司）4）厂变保护：WCB
10、-822（许继电气股份有限公司）2.6.3 介绍保护近来来动作情况和试验情况。1）发电机保护：发电机保护自投产以来，装置动作正确，未发生误动及误跳。检验情况基本按校验规程 6 年全部检验，3 年部分检验，1 年 1 次模拟联动。2）主变保护：主变保护自投产以来，装置动作正确，未发生误动及误跳。检验情况基本按校验规程 6 年全部检验，3 年部分检验，1 年 1 次模拟联动。3）110 线路保护：线路保护自投产以来，未发生误动及误跳。4）厂变保护：厂变保护自投产以来，装置动作正确，未发生误动及误跳。检验情况基本按校验规程 6 年全部检验，3 年部分检验，1 年 1 次模拟联动。2.7 通讯及调度自
11、动化设备本厂与九江供电公司调度中心有两条不同的通信运营商提供的数据电路，进行传输自动化信号，一条是武宁县中国电信，另外一条专用调度光纤，2010 年 10 月份九江供电公司调通公司完成了两条数据通讯通道的调试工作。8本厂中控室发电调度电话有：九江地调专线电话，和中国电信座机二种方式，确保调度电话安全畅通；调度通讯机电源由专用UPS 电源供电。2.8 直流系统江西下坊水电厂：直流系统组成主要有：充电柜（1块） 、主馈线柜（1块） 、电池屏（2块） 、24v直流屏（1块）绝缘监测装置和蓄电池组（104组深圳理士电池） 。直流系统容量：200Ah、均充电压244.4V，浮流电压234V。运行方式：控
12、母分段运行。直流系统于2010年9月份投入运行，投运前严格按照要求进行了：直流断路器的电流校核、蓄电池的容量校核。投运后，按照电力技术监督要求，定期测试蓄电池的端电压，试验测试结果均合格。2.9 调度运行本厂运行有4个值，负责与电网调度联系，执行机组的开、停机和调整负荷的操作，密切监视机组运行状态，负责设备巡检和办理工作许可、定期工作和倒闸操作等工作。每个值均有1名及以上人员取得调度证。中控室的规程、图纸等资料齐全。运行日志记录详细并随时可查阅，运行人员严格执行调度命令，调度命令录音设备完好。2.10 安全管理简况江西下坊水电厂认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的安全生产方针，建立以厂长
13、为第一安全责任人的安全责任制，并实行安全责任三级控制、层层负责安全责任体系。并颁布各岗位9安全生产责任制 ，明确了各岗位安全生产职责。成立了以厂长为主任、副厂长为副主任、各部门负责人为成员的安全委员会。本厂并设立生产管理部，负责全厂安全生产监督的日常工作。各部门设置安全专工、班组设安全员。我厂制定了工作票管理制度、操作票管理制度、设备定期试验和切换制度、设备巡回检查制度、运行交接班制度等规章制度，保证了我厂安全生产有序规范。本厂安全管理工作坚持：日督查、周例会、月评价、季审核、年总结的方式进行，并结合季度安全大检查开展了隐患排查。生产管理部将日督查发现的不安全隐患进行汇总，在安全生产周例会上进
14、行布置安排。结合月度安委会，对本月安全工作进行总结和评价，形成决议。每个季度，结合设备运行特点进行全面排查，进行总结分析，安排整改项目，消除安全隐患。为了对事故发生后快速响应、控制事故影响范围和程度，编制了30项应急预案。并制定了年度预案演练计划，定期对预案进行演练，提高事故的处置能力。截止：2012年3月20日，自2010年12月首台机组投产以来，安全长周期827天；机组非计划停运次数：0次；没有发生一类障碍及以上的安全事故。2.10 涉网试验完成情况江西下坊水电厂2008年11月开工建设，经各建设单位的努力，2010年12月具备首台机组启动验收条件。2010 年12月份，通过江西省电力公司
15、组织的#1机并网前安全性评价；2011 年3月，通过第二台机组并网前安全性评价。10在江西省电力科学研究院的配合下，本厂完成了：1）两台调速器的性能调试和一次调频测试。测试结果满足并网要求。2）机组进相试验，试验结果满足要求。3）每年按电力技术监督要求，完成了相关一、二次设备的预试工作。3 并网安全性评价开展情况3.1 本次并网安全性评价自查评总体情况江西下坊水电厂为做好本次并网安全性评价工作，特成立了：电气一次设备、电气二次设备、调度运行安全管理三个自查小组。自查组于 2013 年 2 月至 4 月对机组、高压设备、一二次电气设备、安全管理进行了并网安全性评价的自查评工作。自查小组认真对照查
16、评标准，深入查找本厂调度运行及安全管理、电气一、二次设备等方面存在的问题，对查出的问题及时组织整改，确保我厂发电机组安全、稳定运行。3.2 本次并网安全性评价自查评依据及范围3.2.1 自查评依据：国家标准相关部分、电力行业标准、上级部门颁发的规程、规定和反事故措施、现场运行规程、检修试验规程、华中电监局小型发电机组并网安全性评价标准（试行）等文件。3.2.2 自查评范围：江西下坊水电厂#1、2 机组并网必备条件及所属电气一、二次设备和全厂调度运行及安全管理情况。3.3 并网安全性评价自查评具体情况3.3.1 必 备 条 件11依 据 华 中 电 监 局 华中电监局小型发电机组并网安全性评价标
17、准（试行） ，对 “必 备 项 目 ”、 “评 分 项 目 ”中 查 评 范 围 内 的 条 款 进 行了 逐 条 查 评 ， 参加查评共 10 项全部符合华中电监局小型发电机组并网安全性评价标准的要求。详见表 3.1-1。表 3.1-1 必备条件检查表序号 必备条件内容是否满足要求查评情况说明1并网电厂与电网连接处断路器的遮断容量、故障清除时间应当符合所在电网的技术要求；110kV及以上变压器中性点接地方式必须经所在电网调度机构审批，并严格按有关规定执行满足要求与电网连接处111断路器的额定开断电流为40kA，110kV母线处最大三相短路电流为4.4kA（摘自2009年的设计报告），满足开断
18、要求。断路器分闸时间35ms，断路器保护动作时间0ms，总计故障清除时间120ms，满足电网运行准则对110-220kV故障清除时间120ms的要求。现场查看各主变接地运行方式、符合九江电网2011年度运行方式及继电保护整定方案关于下坊水电厂#1、#2主变中性点接地方式的规定 2 升压站接地装置、接地引下线截面应满足规程要求 满足要求升压站接地体采用50*5角钢，接地引下线采用50*5扁钢，接地截面满足规程要求，详细计算见接地热稳定计算书3并网电厂出线、母线、发变组保护及电网安全自动装置的配置选型应当与所在电网调度机构技术要求相一致，并能正常投入运行满足要求电厂出线、母线及发变组等涉网继电保护
19、的配置选型由江西省电力公司评审通过“接入系统设计”涉网的继电保护定值单由九江供电公司调度中心提供，满足要求，并能正常投入运行。4发电机组励磁系统应运行稳定，能满足电网调节电压的要求满足要求现场检查，在并网和正常运行时，均投入自动励磁调节器，运行正常。5发电机组调速系统应能在空载及带负荷的情况下稳定运行，并满足在并网时调节转速的要求满足要求发电机组调速系统能满足电网稳定运行的要求，能在空载及带负荷的情况下稳定运行，并满足在并网时调节转速的要求。6新建、改建、扩建工程在机组正式并网前，应与所在电网调度机构调度自动化系统(EMS)完成调试工作，并与一次设备同步投入运行；满足要求 现场查看已运行的调度
20、自动化设备运行正常，满足调度要求12序号 必备条件内容是否满足要求查评情况说明已运行电厂的调度自动化设备应运行正常7并网通信设备应符合所并入的电力通信网的技术标准，新投运机组在并网前完成测试开通工作满足要求相关通讯设备开通前已完成测试开通工作，符合九江调度中心的技术要求8蓄电池组的放电容量应符合规程要求 满足要求所有二次直流系统、蓄电池组充电、浮充电装置，均符合电力工程直流系统设计技术规程的要求。蓄电池的放电容量符合电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程的要求。9有权接受调度指令的值班人员，应经调度机构认可 满足要求我厂有7名值班人员（值长4人、副值长3人）,取得了九江调度中心颁发的调
21、度系统运行值班合格证书，持证上岗。10 应编制本企业应急预案 满足要求本厂制定了安全生产综合应急预案，人身伤亡事故应急预案、火灾事故应急预案、防汛联合应急预案、电力事故应急处置方案、水淹厂房应急处置方案、黑启动应急处置方案等多个事故应急处置方案，满足要求。4.1 电气一次设备及系统单元安全性评价4.1.1 评分项目本次评价按华中电监局小型水力发电机组并网安全性评价标准（试行）要求，对电厂两台机组电气一次设备及系统评分项目进行查评。查评项目包括：发电机、变压器、外绝缘和构架、过电压保护和接地、高压电器设备、厂用电系统和防止电气误操作技术措施6 个分项、共 50 小项，应评价标准分 965 分。
22、（因发电机冷却方式是强迫风冷无氢冷，无有载调压变压器、无电容器组合开关，故1.1.4，1.2.8，1.5.8 共有 3 个小项不参加查评） 。电气一次设备及41系统评分项目实评价 6 个分项，共 47 小项，实评价标准分 920 分。查评项目及得分见表 4.1.1-114电气一次设备及系统单元自查评表表 4.1.1-1（备注：表中的“实评标准分”为标准分扣去不参与查评分）序号 评价项目 实评标 准分 实得分 查评情况说明 是/否存在问题 整改建议及说明1 电气一次设备及系统 920 918 扣分2分 得分率99.78%1.1 发电机 170 170 扣分 0分 得分率100%1.1.1发电机定
23、子、转子及其附件应紧固良好,应无影响安全运行的缺陷,应无局部过热等问题。护环、风扇、滑环和转子锻件等旋转部分应无裂纹、位移、腐蚀等异常问题;各导瓦应无明显漏油30 30经查阅相关试验报告及运行中检查结果，未发现定子、转子、其他附件及其紧固情况存在影响安全运行的缺陷和局部过热等问题。也未见关于护环、风扇、滑环和转子煅件等旋转部件存在裂纹、位移、腐蚀等异常问题的报告。两台发电机经过多次启动并安全运行至今，均未发现结构缺陷和运行异常，密封瓦无明显漏油。否 /1.1.2现场交接试验或大修、预防性试验项目应齐全，不应降低试验标准和存在重大漏项30 30 通过查阅预防性试验报告发现，试验项目基本齐全，不存
24、在降低试验标准和重大漏项问题。 否 /1.1.3发电机定子绝缘状况应良好；发电机转子绕组不应存在匝间短路和接地缺陷30 30通过检查试验报告，查看运行和缺陷记录显示发电机定子绝缘状况良好。发电机转子绕组不存在匝间短路和接地缺陷.否 /1.1.4氢冷发电机的漏氢量应在规定的范围内，氢气压力、氢气纯度、湿度应合格/ / 无 不参与此项查评 否 /1.1.5 发电机各部位及滑环的运行温度、温升应正常、符合规程要求 20 20 经现场检查及查阅运行日志：发电机各部位运行温度及温升正常、符合规程要求，不存在坏点和超限点。 否 /15序号 评价项目 实评标 准分 实得分 查评情况说明 是/ 否存在问题 整
25、改建议及说明1.1.6 发电机轴（轴承）振动及其瓦温、油温均应合格 20 20 查看振动的运行记录查阅、缺陷记录显示：水轮发电机各部位振动和各瓦温、油温均合格。 否 /1.1.7 应落实发电机防止非全相运行和非同期并列的反事故措施 20 20已制定了一系列防止发电机损坏事故的技术措施、并得到落实、贯彻实施。现场有“防止发电机非全相运行的措施”、 “防止发电机非同期并网技术措施”等。否 /1.1.8应健全发电机设备管理制度，设备档案应齐全，运行规程和检修规定应完备；应有较完整的运行记录20 20 电厂有较完善的发电机设备管理制度，设备档案基本齐全，运行和检修规程完备； 否 /1.2 变压器 18
26、5 185 扣分 0 分 得分率 100 %1.2.1变压器的交接或预防性试验的项目和试验周期应符合规程规定、结论合格30 30预防性试验按照规程要求进行，项目及周期符合规程要求，报告规范，无漏项，其中4#主变存在A相套管介损超标，计划今年进行更新改造否 /1.2.2 油浸式变压器油试验项目、试验周期应按规程进行 30 30 油试验项目及周期符合预防性试验规程要求 否 /1.2.3 主变中性点应装有符合要求的两根接地引下线连接于地网的不同点 20 20 现场查看变压器中性点具有两根接地引下线与大网不同点连接 否 /1.2.4变压器的铁芯、夹件不应存在多点接地缺陷，20000kVA及以上的变压器
27、其铁心和夹件应通过套管引出壳外可靠接地；应定期检测铁芯、夹件在运行中的接地电流15 15经过现场检查、查阅运行记录、缺陷记录发现：变压器的铁芯、夹件不存在多点接地缺陷。从主变投运来进行了铁芯、夹件在运行中的接地电流测试。是 16序号 评价项目 实评标 准分 实得分 查评情况说明 是/ 否存在问题 整改建议及说明1.2.5 变压器温度不应超出运规规定值，变压器温度指示应准确 15 15 变压器上层油温未超出运规规定值，变压器油温指示准确。 否 /1.2.6变压器套管及油枕的油位应正常、便于观察；变压器本体、散热器及套管应无渗漏油现象20 20 经过现场检查, 变压器套管及油枕的油位正常并且便于观
28、察； 是 /1.2.7 8MVA及以上变压器油枕中应采用隔离全密封结构 10 10 本厂两台主变2010年出品，油枕采用金属波纹管隔离密封措施 是 /1.2.8变压器的有载分接开关及操作机构应按规定进行检修维护；有载分接开关小油箱与主油箱间不得存在渗漏/ / 本厂变压器均为无载调压变，不参与此项查评 否 /1.2.9变压器套管及接头不得有过热现象，油箱壳、冷却器进出口等部位温度应无异常现象15 15现场检查及查看红外测温记录, 变压器套管及接头没有过热现象，油箱壳、冷却器进出口等部位温度均无异常现象。否 /1.2.10 净油器应正常投入，吸湿呼吸器完好、吸附剂干燥 10 10 经过现场实际检查
29、所有变压器的吸湿呼吸器完好、吸附剂干燥。 否 /1.2.11 应建立变压器技术档案；应有运行规程和检修规定 20 20 经过检查设备档案、运行规程和检修规程，变压器管理制度，设备档案齐全。 否 /1.3 外绝缘和构架 80 80 扣分 0分 得分率100%1.3.1没有发生外绝缘污闪事故；高压电气设备及母线应定期进行清扫20 20 现场查看未发现外绝缘污闪放电痕迹，查设备台帐高压设备及母线采取定期清扫。 否17序号 评价项目 实评标 准分 实得分 查评情况说明 是/ 否存在问题 整改建议及说明1.3.2升压站悬式绝缘子应按规程进行绝缘检测；应定期对母线支持绝缘子、母线隔离开关支持绝缘子进行检查
30、20 20 升压站绝缘子、隔离开关绝缘子定期进行清扫和检测，最近的绝缘检查合格。 是 /1.3.3应定期对各类引线接头和刀闸触头进行温度监测；各类引线接头不应存在过热情况20 20 现场检查各类引线接头不存在过热情况，定期巡检进行检测，请电科院做红外成像试验正常。 否 /1.3.4金属构架不应严重腐蚀、损坏，金具不应有严重腐蚀；水泥架构(含独立避雷针)不应有严重龟裂、混凝土脱落、钢筋外露等缺陷20 20 各类构架不存在严重腐蚀情况 否 /1.4 过电压保护和接地 140 140 扣分0分得分率 100%1.4.1全厂各设备、设施和构架、建筑物的直击雷防护应满足有关规程要求，图纸、资料齐全20
31、20查防雷接地图纸，现场查看，主厂房及升压站等直击雷防护满足DL/T620-1997【交流电气装置的过电压保护和绝缘配合】的要求；全厂各设备、设施、构架建筑物防直击雷资料、图纸齐全。否 /1.4.2雷电侵入波保护应符合规程要求，满足站内被保护设备、设施的安全运行要求20 20查看现场和查阅防雷设计施工说明及主接线图，为防止雷电侵入波对电气设备造成危害，依据设计要求，在110kV母线上设一组氧化锌避雷器，为防止雷电侵入波对变压器造成的危害，在两台主变高压侧各装有一组氧化锌避雷器。否 /1.4.3 避雷器配置和选型应正确、可靠，与被保护设备的绝缘配合应合理 20 20 避雷器采用110KV氧化锌避
32、雷器，选型符合要求 否 /18序号 评价项目 实评标 准分 实得分 查评情况说明 是/ 否存在问题 整改建议及说明1.4.4110kV及以上变压器、并联电抗器、高压厂用备用变压器的中性点过电压保护应符合规程和防止电力生产重大事故的二十五项重点要求的规定20 20本厂主变中性点均可直接接地或经放电间隙接地，按九江地调要求，一台主变直接接地，一台主变经间隙接地，符合规程和防止电力生产重大事故的二十五项重点要求的规定。否 /1.4.5接地装置地网设计计算资料和图纸应齐全；按要求定期测试接地电阻，运行10年左右的钢质地网(包括设备接地引下线)应进行开挖检查；接地装置接地电阻应满足规程要求，对接地电阻不
33、满足要求的应有整改措施20 20查阅设计施工图中接地装置地网设计计算资料和图纸齐全。每年对接地地网进行检测，检测结果均符合要求否 /1.4.6应按规程要求定期测试接地网与设备引下线和相邻设备接地引下线间等的导通情况20 20 导通电阻合格，查试验报告定期进行测试 否 /1.4.7升压站、厂（站）用电系统等如果具有产生谐振的条件或曾发生过系统谐振过电压，应有防止系统产生谐振过电压的措施20 20该110kV系统采用电容分压式电压互感器，没有产生110kV系统谐振过电压条件；运行规程有防止操作产生的谐振电压措施。否 /1.5 高压电器设备 175 173 扣分2分，1项扣分得分率98.81%1.5
34、.1新安装的断路器、隔离开关、组合电器应符合验收规范要求；已运行的断路器、隔离开关、组20 20 每年做预防性试验合格，定期检修工作已落实。 否 /19序号 评价项目 实评标 准分 实得分 查评情况说明 是/ 否存在问题 整改建议及说明合电器大小修项目应齐全且不超过规定的期限1.5.2断路器、隔离开关、组合电器不应存在触头严重发热，断路器拒分、拒合、偷跳、严重漏油、SF 6系统严重泄漏、微水超标等威胁安全运行的缺陷20 20查阅缺陷记录和现场查看，询问运行人员，目前未发现各类断路器有触头发热、拒分、拒合、偷跳的缺陷， SF6系统检测合格否 /1.5.3断路器、隔离开关及操作机构应可靠，动作应正
35、常；断路器分、合指示应准确到位，操作线圈动作电压应符合规程要求20 20 现场查看及询问运行人员，各类开关在运行过程中均能正常动作，指示准确 否 /1.5.4断路器、组合电器电气交接试验或预防性试验项目中不应漏项、不应有不合格项目(包括油、SF 6气体及密度继电器、压力表等试验)、预防性试验不应超周期20 20 预防性试验项目及周期按照预防性试验规定进行，无漏项，超期情况 否 /1.5.5电压互感器、电流互感器、耦合电容器交接试验或预防性试验项目、限值、周期应符合规程要求15 15 PT、CT预防性试验项目及周期均符合规程要求 否 /1.5.6电压互感器、电流互感器、耦合电容器不应存在渗漏现象
36、，油位指示清晰、正常；SF6绝缘互感器应压力正常，表计定期校验20 20 现场查看电压互感器及电流互感器不存在渗漏情况，油位指示清晰，正常 否 /20序号 评价项目 实评标 准分 实得分 查评情况说明 是/ 否存在问题 整改建议及说明1.5.7避雷器的交接试验或预防性试验项目、结论及预防性试验周期应符合规程要求；ll0kV 及以上金属氧化物避雷器应装带有泄漏电流表的动作次数记录器，对在线泄漏电流应按规定进行记录和分析，并在运行电压下测试全电流、阻性电流或功耗20 20本厂避雷器实现带电检测功能，有全厂各级氧化锌避雷器预防性试验报告，试验合格。进行了运行状态下测试避雷器的全电流、阻性电流或功耗的
37、工作。否 1.5.8 电容器组开关应采用无重燃开关，如采用真空开关应按有关文件选型 / / 无电容器组合开关，不参与此项查评 否 /1.5.92kV 以上电力电缆预防性试验项目应符合规程要求；高压电缆头应完好、无漏油，不应有溢胶、放电和发热；橡塑交联电力电缆应采用 20300Hz交联耐压试验20 18 高压电缆头均完好，预防性试验主要对部分重要的6.3KV电缆进行测试，试验结果合格 。未进行交流耐压试验 否 /1.5.10电缆隧道、电缆沟堵漏及排水设施应完好、无积水、积油、积灰及杂物；电缆夹层、电缆主隧道及架空电缆主通道分段阻燃、防火措施应符合要求20 20 电缆室无积水情况。 否 /1.6
38、厂（站）用电系统和防止电气误操作技术措施 170 170 扣分 0 分得分率100%1.6.1 厂(站)用电系统电源及结线和运 20 20 查阅全厂厂用电接线图及厂用电系统运行方式等技术 否 /21序号 评价项目 实评标 准分 实得分 查评情况说明 是/ 否存在问题 整改建议及说明行方式应合理、可靠 资料，全厂厂用电系统结线及运行方式合理、可靠。1.6.2设计有备用电源自投装置和柴油发电机的，装置和设备均应处于良好状态。备自投装置应利用机组停运时进行定期试验，并留有试验记录；柴油发电机应定期试运行，记录完整，并处于良好状态 20 20 按照全厂定期工作安排，运行人员定期例行启动柴油发电机组空载
39、运行10分钟。备自投装置良好。 否 /1.6.3高压电器设备应装设调度编号和设备、线路名称的双重编号牌，且字迹清晰，标色正确20 20 现场查看设备编号清楚， 否 /1.6.4盘柜上的控制开关、按钮、仪表、熔断器、连接片的标志应齐全、规范、清晰20 20 现场查看设备标志清晰，规范 否 /1.6.5常设的户外架构上的“禁止攀登，高压危险”、室内间隔门上的“止步，高压危险”等标示牌应齐全、规范、清晰20 20 现场查看户外安全标识齐全，规范 否 /1.6.6电气一次系统图和一次系统模拟图应与实际电气一次系统设备和运行状况相符20 20 现场核实电气一次系统图和一次系统模拟图应与实际电气一次系统设
40、备和运行状况相符 否 /1.6.7户外35kV及以上高压开关柜、间隔式配电装置有网门时，应满足“五防”操作功能10 10 监控系统实现五防功能，所有刀闸加挂锁 否 22序号 评价项目 实评标 准分 实得分 查评情况说明 是/ 否存在问题 整改建议及说明1.6.8 室内高压间隔设备应具备“五防”操作功能 10 10 按订货要求，设备自带五防措施 否1.6.9装有微机防误装置的，其使用的电源应与保护及控制回路电源严格分开10 10 计算机监控系统实现五防功能，电源独立 否1.6.10应建立严格的防误装置的管理制度和强制解锁钥匙使用制度，责任应明确和落实，执行情况应良好20 20 建立严格的管理使用
41、制度 否234.1.2 电气一次设备及系统单元得分情况汇总电气一次设备及系统评分项目实评价 6 个分项、共 47 小项，实评价标准分 920 分；查评中发现问题并扣分的共 1 个小项（占实查评项的 4.25%） ，共扣 4 分，实评价项目得分 918 分，实得分率99.78。查评得分情况如下表：表 4.1.2-1 一次设备安全性查评分数一览表序号 查评项目名 应查项/实查项 应评分/实评分 重点问题/发现问题 扣分/得分 得分率 （%）1.1 发电机 8/8 170/170 0/0 0/170 100%1.2 变压器和高压并联电抗器 11/10 205/185 0/0 0/180 100%1.
42、3 外绝缘和构架 4/4 80/80 0/0 0/80 100%1.4 过电压保护和接地 7/7 140/140 0/0 0/140 100%1.5 高压电器设备 10/9 200/175 0/1 2/173 98.81%1.6厂（站）用电系统和防止电气误操作技术措施10/10 170/170 0/0 0/170 100%合 计 50/47 985/920 0/1 2/918 99.78%4.2 电气二次设备及系统单元安全性评价4.2.1 评分项目本次评价按华中电监局小型水力发电机组并网安全性评价标准要求，电厂并网机组电气二次设备及系统安全性评价进行查评。查评项目包括:励磁系统、继电保护及安全
43、自动装置、调度自动化、电力系统通信、直流系统、水机控制与保护等 6 个分项、62 小项，应评标准总分 1190 分。实际查评 62 小项，实评标准分为 1190 分；具体查评项目得分情况如下表 4.2.1-124电气二次设备及系统单元自查评表表 4.2.1-1 序号 评价项目 实评标 准分 实得分 查评情况说明 是/否存在问题2 电气二次设备及系统 1190 1180 扣分 10分 得分率99.16% 2.1 励磁系统 160 160 扣分0分 得分率100%2.1.1新投入或大修后的励磁系统应按国家及行业标准的要求完成阶跃、零起升压、灭磁、甩负荷等试验，调节品质及动态特性应符合相关标准要求2
44、0 20新投入或大修后的励磁系统已应按国家及行业标准的要求完成阶跃、零起升压、灭磁、甩负荷等试验，调节品质及动态特性符合相关标准要求否2.1.2 励磁系统的强励能力应满足国家标准和行业标准的要求 20 20 励磁系统的强励能力厂家技术数据为励磁系统强励倍数不小于2，允许强励时间不低于20秒，满足要求。 否2.1.3励磁系统的所有保护(包括转子接地、转子过电压、励磁变过流等)应按设计及定值要求正确投入20 20 运行设备、运行记录、试验报告，转子接地保护（设置在发变组保护中）及其他相关定值按定值通知单整定，运行正常。 否2.1.4调节器中的转子过流限制、VHz限制、过励限制、低励限制、无功电流补
45、偿、PSS等功能单元的特性和定值应满足要求；PSS装置应按调度指令投入运行或退出运行20 20 各保护功能均能满足要求，本厂励磁PSS功能按调度指令退出 否2.1.5 灭磁装置应无缺陷，应能在发电机各种工况下可靠工作 20 20 现场检测灭磁开关无缺陷，分合闸正常。 否2.1.6 功率整流设备应具有冗余或足够的备用， 20 20 功率整流设备具有足够的备用，均流满足标准要求 否25序号 评价项目 实评标 准分 实得分 查评情况说明 是 /否存在问题均流应满足标准要求；不应发生异常、过热、报警等现象未发生异常、过热、报警等现象2.1.7 碳刷应完整、良好、不跳动、不过热、不冒火 20 20 现场
46、检查碳刷运行情况正常 否2.1.8应有励磁系统运行和检修规定，设备的运行、检修应符合相关规定的要求励磁系统应有必要的图纸、技术资料，应有使用说明、主要设备参数等20 20 运行及检修规程符合规定，励磁调节装置具备相关的资料 否2.2 继电保护及安全自动装置 390 390 扣分0 分得分率100%2.2.1发电机、变压器、母线、线路保护及安全自动装置（同期、切机、解列等）的配置应符合国家和电力行业标准,应满足电网安全要求20 20 满足要求 否2.2.2保护屏柜及屏柜上的继电器、压板、熔断器、小空气开关、端子排等应符合安全要求，名称、标志应齐全、规范、清晰，保护屏柜和户外端子箱内的二次接线应规
47、范整洁，密封严密20 20 满足要求 否2.2.3静态保护(含微机保护)及安全自动装置所使用的二次电缆应采用屏蔽电缆，屏蔽电缆的屏蔽层应在双端接地且应满足有关规程的要求20 20 微机保护均已采用屏蔽电缆，并两端可靠接地 否2.2.4 在静态保护(含微机保护)及安全自动装 20 20 现场查看屏柜及端子箱均已大网可靠接地 否26序号 评价项目 实评标 准分 实得分 查评情况说明 是 /否存在问题置屏柜和户外端子箱（汇控柜）内应装有专用接地网并与主接地网可靠连接2.2.5 继电保护及安全自动装置运行是否正常、是否存在缺陷 15 15 现场检查各保护装置均运行正常 否2.2.6户外变压器瓦斯继电器
48、应加装防雨罩，并结合停电检修清除瓦斯继电器表面的积水和污物15 15 户外变压器瓦斯继电器已加装防雨罩，停电检修时进行定期清污 否2.2.7同期回路应满足有关规定的要求；同期装置应定期进行回路检查，装置应定期进行检验，应处于完好备用状态20 20 发电机同期回路及同期装置运行良好。装置已定期进行检验 否2.2.8 需定期测试技术参数的保护(如线路纵联保护)应按规定进行测试，记录应完整、正确 15 15 按规定进行测试，记录应完整、正确 否2.2.9由电厂负责整定计算的继电保护定值应有完整的整定计算资料，保护定值计算、整定应正确无误，与电网保护配合的电厂内的保护定值须满足电网配合的要求20 20
49、 保护定值整定计算资料完整，满足电网配合要求 否2.2.10继电保护及安全自动装置的定值变更应认真执行定值通知单管理制度，装置定值单的执行应手续齐全完整。20 20 定值单手续完整，计算人、审核均签字确认 否2.2.11新投入或经更改的电流、电压回路应按规定直接利用工作电压检查电压二次回路，利用负荷电流检查电流二次回路的正确性，且数据应齐全完整20 20 新装的电流、电压互感器试验数据齐全 否2.2.12 应定期编制涉网的继电保护和自动装置 25 25 已编制年度检验计划，按校验计划执行 否27序号 评价项目 实评标 准分 实得分 查评情况说明 是 /否存在问题年度检验计划，按继电保护和电网安全自动装置检验规程的要求进行定期校验，校验项目齐全，校验报告完整2.2.13新投入或更改二次回路后，所有差动保护(母线、变压器、纵差、横差等)在投运前，除测定相回路及差回路电流外，还应测试各中性线的不平衡电流15 15 测试资料齐全 否2.2.14继电保护及安全自动装置设备异常、投入和退出以及动作情况应有记录且内容应齐全完整；继电保护及安全自动装置现场工作应有规范工作记录20 20 继电保护及安全自
