光伏电站并网前基本条件验收确认书

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光伏电站并网前基本条件验收确认书（调度专业）

确认时间：年月日

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序号	负责专业	确认项目	确认方法	确认内容	确认结论	确认人
1	调度运行	调度命名、主接线方式、接入电压等级	1)查看接入系统批复文件 2)查看并网调度协议 3)查看省调、地调命名文件 4)查看监控系统电气接线、命名 5)查看现场设备	1)监控系统监视、遥控功能完备，五防系统运行正常。 2)监控系统、现场的电气主接线方式、出线电压等级、出线方向(落点)和出线回路数与并网调度协议一致，符合接入系统批复文件。 3)监控系统、现场的设备命名与省调、地调命名一致。 4)设备标识牌规范、完整。 5)并网一二次设备安装并调试完毕，具备启动送电条件。
2	调度运行	运行值班人员要求	1)查看上岗证书 2)现场询问 3)查看OMS中值班人员信息	1)光伏电站运行值长及接受调度指令的值班人员，需经过电网调度机构培训并取得上岗证书。至少三人持证；每值至少一人持证。 2)及时准确维护OMS中值班人员名单及。
3	调度运行	并网前的资料准备	1)查看电气运行规程 2)查看事故处理规程 3)查看反事故预案	1)具备电气运行规程、事故处理规程和反事故预案，并上报电网调度机构。 2)具备与电网安全相关的运行、检修规程及管理制度，并满足电网安全管理规定要求。 3)规程预案与本站相符，内容完整无误。
4	调度运行	控制室要求	1)测试调度电话 2)查看值班规定 3)查看控制室功能	1)控制室装有专线调度电话，具备录音功能。 2)实行24小时值班。 3)实现远方监视与控制。
5	调度运行	有功功率变化率	1)查看逆变器资料 2)查看监控系统设置	具有限制输出功率变化率的能力，有功功率变化速率应不超过10%装机容量/min。
6	系统运行	内病外治无功补偿装置类型、补偿容量	1)查看接入系统批复文件 2)查看无功补偿装置的型式试验报告、铭牌数据等资料 3)查看现场无功补偿装置的运行状态、上传信息、保护参数设置等	1)安装具有自动电压调节能力的动态无功补偿装置。 2)无功容量与接入系统批复文件一致。 3)动态无功补偿装置应满足在光伏电站各种工况下全容量在线动态调整的要求。 4)能够实现动态监控无功补偿设备运行状态功能，并按要求将有关信息上传至省调、地调。 5)光伏发电站无功补偿设备的低电压、高电压穿越能力应不低于光伏逆变器的穿越能力，支撑光伏逆变器满足低电压、高电压穿越要求。
7	系统运行瓶花木	自动电压控制功能	1)查看光伏逆变器功率因数设置情况户外投影灯2)查看监控系统AVC运行界面、控制功能等 3)查看AVC数模仿真报告	1)通过10kV～35kV电压等级接入电网的光伏电站应具备根据并网点电压水平调节无功输出，参与电网电压调节的能力，并网点功率因数应满足+0.98～-0.98连续可调的要求。 2)配置的自动电压控制系统版本已按照《山东新能源场站AVC数模仿真测试大纲》逐项完成数模仿真测试，且测试结论为合格。 3)配置的无功电压控制系统具备根据电网调度机构下达的电压曲线或AVC主站下发的目标电压值调节无功输出的能力。 4)当公共电网电压处于正常范围内时，通过110kV及以下电压等级接入电网的光伏发电站应能够控制光伏发电站并网点电压在额定电压的97%～107%范围内。 5)当公共电网电压处于正常范围内时，通过220kV及以上电压等级接入电网的光伏发电站应能够控制光伏发电站并网点电压在额定电压的100%～110%范围内。
8	系统运行	频率适应能力	1)查看逆变器检测报告 2)查看现场逆变器定值	1)47.5Hz≤f<48Hz时，频率每次低于48Hz时要求至少能运行0.5s。 2)48Hz≤f<49.5Hz时，频率每次低于49.5Hz时要求至少能运行10min。 3)49.5Hz≤f≤50.2Hz时，连续运行。 4)50.2Hz<f≤50.5Hz时，频率每次高于50.2Hz，光伏电站应能至少运行2min，并执行电网调度机构下达的降低出力或高频切机策略；不允许处于停运状态的光伏电站并网。 5)f>50.5Hz时，立刻终止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏电站并网。
9	系统运行	主变类型、容量	1)查看接入系统批复文件 2)查看主变资料 3)查看现场主变类型	1)35kV及以上电压等级接入电网的光伏电站，其升压站的主变应采用有载调压变压器。 2)主变容量、变比与接入系统批复文件一致。
10	系统运行	安全自动装置	1)查看安全自动装置资料 2)查看现场安全自动装置	1)按电网要求配置安全自动装置。 2)装置定值已按省调（地调)下发的定值单整定。
11	系统运行	PMU配置	1)查看PMU资料 2)查看现场PMU装置	通过35kV 及以上电压等级线路并网且装机容量40MW 及以上的光伏电站应部署相量测量装置（PMU)。
12	系统运行	仿真模型及计算参数	查看提供资料	提供用于电网安全稳定计算的光伏发电单元（含光伏组件、逆变器、单元升变压器等)、光伏电站汇集线路、光伏电站控制系统模型及参数。
13	继电保护	故障录波设备、保护信息子站	1)检查现场录波器接入量信息 2)核对主站保信子站接入量信息 3)核对主站通讯情况	1)故障录波器：按要求配置故障录波器，采用非windows操作系统，选用独立于被监测保护生产厂家设备的产品，接入开关量、模拟量满足“全准通”要求，能够记录故障前10s到故障后60s的情况，光伏电站录波数据应传送至所属地调。 2)保护信息子站：220千伏及以上电压等级并网的光伏电站应配置一套继电保护信息系统子站，应接入线路、母线、主变、开关、SVG的保护装置信息，配置相应的联网接入设备，满足与主站互联互通接入要求。
14	继电保护	消弧装置	1)查阅书面资料淤泥固化 2)现场勘查	汇集线系统应采用经电阻或消弧线圈接地方式，不应采用不接地或经消弧柜接地方式。发生单相接地故障时，应能快速切除。
15	继电保护	保护装置	1)查阅书面报告 2)现场检查装置配置、定值、压板投退、压板状态图 3)检查OMS系统基础数据维护情况	1)并网线路应配置光纤差动保护，汇集线系统的母线应配置母差保护，选用的保护装置需通过国家电网公司专业检测，并与接入系统批复文件一致。 2)涉网保护定值应与电网保护定值相配合，汇集线保护快速段定值应对线路末端故障有灵敏度。 3)双重化配置的两套继电保护直流电源应取自不同蓄电池组连接的直流母线段。每套保护装置与其相关设备的直流电源均应取自与同一蓄电池组相连的直流母线。 4)定值核对正确，压板投入正确，在保护屏张贴保护压板（把手)功能说明和正常运行方式投退状态图。 5)完善OMS继电保护设备台账，确保与现场一致。
16	继电保护	防孤岛保护	1)查阅书面试验报告 2)现场检查装置配置情况	应配置独立的防孤岛保护装置，动作时间应不大于2s，防孤岛保护还应与电网侧线路保护、重合闸、备自投相配合。
17	继电保护	过电流能力	1)查阅书面试验报告	光伏电站具备一定的过电流能力，在120%额定电流以下，能够连续可靠工作时间应不小于1分钟。
18	自动化	电能质量在线监测装置	1)查看电能质量在线监测设备资料 2)查看站内电能质量在线监测装置	1)光伏电站应在并网点装设电能质量实时监测设备。 2)监测数据包含：电压偏差、三相不平衡度、谐波电压、闪变值、谐波电流、间谐波等指标。
19	自动化	有功功率控制功能(AGC)	1)查看站内监控系统 2)查看省调监控系统	1)光伏电站应配置有功功率控制系统，具备有功功率连续平滑调节的能力，并能够参与系统有功功率控制。 2)有功功率控制系统应能够接收并自动执行电网调度机构下达的有功功率控制指令。

20	自动化	调度技术支持系统接入省调主站调试	1)查看站内监控系统 2)查看省调监控系统 3)查看省调OMS系统	1)线路、母线、主变、无功补偿装置等信息与省调主站联调完毕，具备上传条件。 2)逆变器、电能量计量、PMU等信息与省调主站联调完毕，具备上传条件。 3)有功、无功控制指令接收与省调主站联调完毕，具备接收并执行指令条件。 4)OMS调度运行、检修管理、报表管理等模块具备使用条件。
21	自动化	不间断电源装置（UPS)	1)查看UPS资料 2)查看站内UPS现场配置	1)远动装置、计算机监控系统及其测控单元等自动化设备应采用冗余配置的UPS 或站内直流电源供电。 2)在交流供电电源消失后，不间断电源装置带负荷运行时间应不小于2小时。
22	自动化	卫星时钟及时间同步监测装置	1)查看站内卫星时钟配置 2)查看站内时间同步系统 3)查看站内时间同步监测装置	1)应配备全站统一的卫星时钟（北斗和 GPS)，并具备双网络授时功能，对站内各种系统和设备的时钟进行统一校正。 2)应配备时间同步监测装置，并与省调主站联调完毕。
23	自动化	调度数据网络	1)查看站内网络设备配置 2)查看省调网管系统	1)调度数据网和管理信息网与省调联调完毕。 2)调度数据网路由器、交换机应冗余配置，采用主/备信道的通信方式。
24	自动化	二次系统安全防护	1)查看站内安全设备配置 2)查看主机设备连接情况 3)查看纵向加密认证装置策略配置 4)查看《电力监控系统安全防护评估报告》	1)应配备纵向加密认证装置、横向隔离装置、防火墙、网络安全监测装置等安全设备。 2)不同分区的设备必须连接到不同的网段，严禁主机设备通过双网卡等手段实现跨区联接。 3)纵向加密认证装置的隧道配置策略应细化至IP地址和服务端口，保证与主站的数据通信均为密通状态，并全面关闭不必要的服务和端口。 4)提供《电力监控系统安全防护评估报告》或复测报告，测评或整改复测后没有需要立刻整改的问题。
25	水新	低电压穿越能力	1)查看逆变器检测报告 2)查看现场逆变器定值	1)光伏电站并网点电压跌至0时，应不脱网连续运行0.15s。 2)并网点电压跌至20%额定电压时，能够保证不脱网连续运行0.475s；并网点电压在发生跌落后 2s 内能够恢复到额定电压的 90%时，能够保证不脱网连续运行。 3)低电压穿越期间，光伏电站应提供动态无功支撑。
26	水新	电压适应能力	1)查看逆变器检测报告 2)查看现场逆变器定值	1)在并网点工频电压UT< 0.9倍额定电压时，满足低电压穿越能力要求。 2)在0.9≤ UT ≤1.1倍额定电压内，应正常运行。 3)在1.1< UT<1.2倍额定电压内，应至少持续运行10s。 4)在1.2≤UT ≤1.3倍额定电压内，应至少持续运行0.5s。
27	水新	有功恢复时功率变化率	1)查看逆变器检测报告 2)查看现场逆变器定值	对电力系统故障期间没有脱网的光伏电站，其有功功率在故障清除后应快速恢复，自故障清除时刻开始，以至少30％额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值。
28	水新	并网通知书及并网后检测	1)查看并网通知书 2)查看并网后检测协议（证明) 3)与出具通知书、并网检测协议的单位沟通核实	1)提供质监机构出具的《电力工程质量监督检查并网通知书》原件。 2)制定并网后检测方案，包括检测时间、检测单位、检测内容等。
29	水新	太阳能电池组件、逆变器等主设备明细、装机容量	1)查看政府核准文件或备案证明 2)查看接入系统批复文件 3)查看并网调度协议 4)查看电池组件、逆变器等设备资料 5)查看现场实际建成容量	1)现场太阳能电池组件、逆变器等主设备技术参数、建成容量与政府核准（备案)文件、接入系统批复文件、并网调度协议一致。 2)现场设备组装和接线工作结束，已按规定粘贴标识牌。
30	水新	功率预测上报	1)查看站内功率预测系统 2)查看省调功率预测系统	1)每日规定时间（可调整)之前向省调上报次日0h～24h的日前功率预测曲线，时间分辨率15分钟，文件解析正常。 2)每15分钟向省调滚动上报未来15分钟至4小时的超短期功率预测曲线，时间分辨率15分钟，文件解析正常。 3)每日规定时间（可调整)之前向省调上报未来0h～72h的短期功率预测曲线，时间分辨率15分钟，文件解析正常。
31	水新	日发电计划、实时发电计划接收	查看站内功率预测系统等	1)每日自动获取省调发布的日发电计划文件(0时15分至24时，时间分辨率为15分钟)，曲线显示正常。 2)每15分钟滚动获取省调发布的实时发电计划文件(未来15分钟至4小时，时间分辨率为15分钟) ，曲线显示正常。
32	水新	理论发电功率和可用发电功率上传及监视	1)查看站内监控系统 2)查看省调监控系统	1)应实时上传理论发电功率和可用发电功率。 2)理论发电功率、可用发电功率、实际发电功率三者逻辑正确，数值与实际相符，单位为MW。 3)站内监控系统应具有理论发电功率、可用发电功率的实时曲线展示和历史曲线查询功能。
33	水新	测光数据上报及监视	1)查看站内监控系统 2)查看省调数据采取系统	1)应实时向调度机构上传气象站信息，包括总辐照度、直接辐照度、散射辐照度、气温、气压、风速、风向。 2)总辐照度、直接辐照度、散射辐照度三者逻辑正确。数值与实际相符，单位为W/m2。 3)气温、气压、风速、风向的数值与实际相符。气温、气压、风速的单位分别为℃、hPa、m/s。风向0~360o，正北为0o，沿顺时针方向增加。 4)站内监控系统应具有实时曲线展示和历史曲线查询功能。
bbzs

本文发布于:2024-09-24 15:24:18，感谢您对本站的认可！

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