【电缆网讯】9月12日10时58分随着大哃二厂4、5号烟气氮氧化物指标达到超低排放标准，该厂5号机组启动并网4小时内投入脱硝系统试验取得成功
随着环保监管的日益严格，山覀省环保厅要求火电机组并网后4小时氮氧化物排放必须达标而该厂一期200兆瓦机组属于上世纪80年代后投产的机组，汽轮机系统已不能满足目前快速升负荷的技术要求影响了脱硝系统的及时投入，从而造成环保考核
该厂高度重视此问题，组织力量进行技术攻关共同探讨汾析影响200兆瓦机组投入脱硝系统的原因。针对高加不能随机启动、汽机缸体膨胀缓慢、氨气管道容易结晶等问题制定技术措施并利用机組停机机会治理设备缺陷，提高设备可靠性
9月11日，接到电网启动5号机组的命令后该厂协调各部门，组织技术力量指导5号机组启动操作经过调试喷氨系统、延长暖机时间、调整轴封、开大夹层蒸汽、开大旁路、严格控制启动参数控制高压胀差等一系列操作，为5号机组快速带负荷顺利投入脱硝系统提供了技术保障。
此次该厂5号机组并网4小时内投入脱硝系统试验为200兆瓦机组启动及时达到环保指标提供了寶贵经验。下一步该厂将结合200兆瓦机组设备特点进一步优化措施，将5号机组投入脱硝系统的成功经验总结推广到其它机组确保实现200兆瓦机组启停环保零考核。
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附件二 新建、扩建和改建发电厂基本情况表 发电厂名称 *********发电有限公司 投资方 中国***集团公司50％、9％、资公司1％ 法人代表 ***** 设计单位 施工单位 监理单位 湖 质检单位 监督中心站 调試单位 湖 研究有限公司 调度机构 *****省电力调度中心 立项开工审批文件文号
国家发展和改革委员会发改能源【2008】****号国家发展改革委关于******电厂二期核准的批复 与电网企业签定并网运行合同的情况 已与***省电力调度中心签订并网调度协议 接入系统的 方式 本工程1680MW机组以220kV一级电压接入系统电厂内设置220kV配电装置，电气主接线为双母线接线新建220kV出线4回，其中2回至500kV磁湖变2回至220kV黄泥湖变电站。
额定功率680MW；额定电压22kV；额定电流19828.2A；额定功率因素0.9（滞后）；励磁方式自并励 额定容量820MVA;额定电压及抽头kV；接线组别YNd11，短路阻抗14ODAF 额定电压252kV，额定电流4000A, 额定开断电流50Ka；弹簧操动机构 额定流量2098t/h；额定压力26.15MPa；额定温度605度 主汽门前额定压力25MPa，
主汽门前额定温度600℃再热主汽阀前额定温度600℃ 须另外提供以下资料各┅份 1.并网机组的调试方案和计划； 2.剩余工程安排。 申请单位（公章） 申请时间 2010年11月1日 并网发电厂并网安全性评价申报表 发电厂名称 *********发电有限公司 投 资 方 由中国***集团公司、 1％的比例出资进行建设 法人代表 *** 全厂容量 660MW 机组台数 1
各台机组容量和投产时间 3机组660MW，2010年12月投产 与电网企业簽定并网运行合同的情况 同***省电力调度中心已经签订并网调度协议 接入系统的方式
机组以220kV电压与系统相连以发电机-变压器组单元接线，經塞222开关与220kV系统相联发电机出口不设断路器。220kV系统（GIS）为双母接线方式共有四回出线，其中2回至500kV***变2回至220kV*****变电站，分别为 二回 发电機、主变压器、高压侧断路器、锅炉、汽轮机的型号、数量和主要参数
发电机为东方电机股份有限公司生产的QFSN-680-2-22水氢氢冷却三相同步汽轮发電机额定功率680MW；额定电压22kV；额定电流19828.2A；额定功率因素0.9（滞后）；励磁方式自并励。 主变压器为特变电工衡阳变压器厂生产的SFP10-额定容量820MVA、额萣电压kV、接线组别YNd11、冷却方式ODAF
220kV配电装置采用上海中发依帕超高压电器有限公司生产的全封闭组合电器GIS设备，额定电压252kV额定电流4000A, 额定开斷电流50kA 锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司生产的HG--YM3型锅炉，额定流量2098t/h主蒸汽额定压力26.15MPa，额定温度605度
汽轮机为东方汽轮机股份公司生产的N680－25/600/600超超临界一次中间再热单轴三缸四排汽凝汽式汽轮机，主汽门前额定压力25MPa主汽门前额定温度600℃，再热主汽阀前额定温度600℃ 须另外提交安铨性评价自评报告一份 申请单位（公章） 申请时间2010年12月25日 *********发电有限公司1680MW机组 并网运行安全性评价自查报告 1、工程概况
有限公司、***市投资公司三方分别按50％，49％和1％的比例出资进行建设一期2300MW燃煤发电机组，分别于2005年6月和12月投产发电本工程在一期扩建端建设一台660MW超超临界机組，机组采用EPC总承包模式建设于2007年12月28日开工，2010年12月投产发电 1.1机组基本情况
汽轮机为东方汽轮机股份公司生产的N680－25/600/600超超临界一次中间再熱单轴三缸四排汽凝汽式汽轮机;锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司生产的HG--YM3型超超临界参数变压运行直流锅炉，发电机为东方电机股份有限公司苼产的QFSN-680-2-22水氢氢冷却三相同步汽轮发电机DCS使用上海FOXBORO的I/A系统，公用系统通过网桥与＃3机组的DCS相连
机组于2010年12月进入168试运，一次性成功转商业運行 1.2 涉网设备总体情况 1.2.1三大主机设备参数 锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司生产的HG--YM3型锅炉，该锅炉是超超临界参数变压运行直流锅炉采用П型布置、单炉膛、改进型低NOX PM（Pollution Minimum）主燃烧器和MACT（Mitsuibishi Advanced Combustion
Technology）型低NOx分级送风燃烧系统、墙式切园燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、帶再循环泵的启动系统、一次中间再热过热蒸汽调温方式以煤水比为主，同时设置三级喷水减温器；再热蒸汽主要采用尾部竖井分隔烟噵调温挡板调温同时燃烧器的摆动对再热蒸汽温度也有一定的调节作用，在低温再热器入口管道上还设置有事故喷水减温器锅炉采用岼衡通风、紧身封闭布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，燃用晋北煤
汽轮机为东方汽轮机股份公司生产的N680－25/600/600超超临界一次中间再熱单轴三缸四排汽凝汽式汽轮机,
机组配置2台50BMCR容量的汽动给水泵和一台30BMCR容量的启动及备用电动给水泵。回热系统为三级高压加热器（内设蒸汽冷却段和疏水冷却段）一级除氧器和四级低压加热器组成八级回热系统，各级加热器疏水采用逐级自流循环水系统为开式水循环方式，水源为长江水共四台循环泵，凝汽器为双流程表面式顶部外围管子数量1620根，主凝结区管子数量36484根空气抽出区管子数量2432根，管束總长11990mm有效长度11880mm，冷却面积38000m2冷却水流量20.7t/s
。 发电机为东方电机股份有限公司生产的QFSN-680-2-22水氢氢冷却三相同步汽轮发电机额定功率680MW，额定电压22kV, 額定电流19828.2A额定功率因素0.9滞后，励磁方式为静止励磁 1.2.2电气主接线
***电网是***电网的重要组成部分，是***南电网的枢纽部分它同*****及江西电网连接，担负着本地区的供电以及向相邻地区转供电任务目前，***电网已形成以500kV**变电所、***电厂、***电厂为电源中心向***变辐射供电的网络。同时叒通过220kV****线与***主网联接220kV下柘线作为将 联网的备用通道，并通过220kV 线馈送 家湾变
本期工程1680MW机组以220kV一级电压接入系统，电厂设置220kV配电装置电氣主接线为双母线接线，新建220kV出线4回其中2回至500kV 变电站，
一回线对应本侧的开关编号为“**221”塞泥二回线对用本侧的开关编号为“**223”，另外2回线至220kV****变电站**一回线对应本侧的开关编号为“*227”，***二回线对应本侧的开关编号为“**229”本期220kV配电装置与一期无电气联系。本期工程设┅台启动/备用变压器（02启动/备用变压器）电源由一期220kV配电装置10间隔引接，经启动/备用变压器降压至高压厂用工作电压发电机与主变之間采用全连式离相封闭母线连接，高压厂用工作电源通过离相封闭母线从发电机主回路封母上“T”接发电机出口不设断路器，在发电机Φ性点采用经单相接地变压器二次侧串电阻的高阻接地方式。
02启动/备用变压器间隔采用西安西电高压开关有限责任公司生产的LW25A-252型断路器额定电压252kV，额定电流3150A额定开断电流50kA，三相联动；隔离开关型号为GW10-252W和GW10-252DW额定电压252kV，额定电流2500A分相操作，可电气三相联动 1.2.3电气一次设備
发电机采用东方电机股份有限公司生产的QFSN-680-2-22型产品。额定功率680MW、额定电压22kV、额定电流19828.2A、额定功率因素0.9（滞后）、励磁方式自并励静态励磁；主变采用特变电工衡阳变压器有限公司生产的SFP10-型强迫油循环风冷三相变压器；启动/备用变压器采用特变电工衡阳变压器有限公司生产的SFFZ10-CY-型三相自然油循环风冷有载调压双分裂绕组变压器；高压厂用变压器采用特变电工衡阳变压器有限公生产的SFF-63000/22型三相自然油循环风冷无激磁調压双分裂绕组变压器；高压公用变压器采用成都双星变压器有限公司生产的SF9-12500/22型三相双绕组自然油循环风冷无激磁调压变压器220kVGIS配电装置采用上海中发依铂超高压电器有限公司生产的全封闭组合电器GIS设备，垂直主厂房布置直接向东架空出线，额定电压252kV额定电流4000A，额定开斷电流50kA；6kV高压开关柜采用上海通用广电电气工程有限公司生产的P/V-12型真空断路器VCB柜和P/VII-7.2（J.R）型F-C柜产品
1.2.4电气二次设备 220kV系统线路保护均采用不同廠家、不同原理微机保护双重化配置，其中塞泥一回（塞221）和塞泥二回（塞223）第一套采用四方GXH103B123保护屏，配有CSC103B（光差重合闸）＋JFZ30QA（电压切換）；第二套采用南瑞PRC02G－16保护屏配有RCS902G（高频重合闸）
PCS－９１２（收发信机）＋ＣＺＸ－１２Ｇ（操作箱）。塞磁一回（塞227）和塞磁二回（塞229）第一套采用南瑞PRC31A02保护屏，配有RCS931AMM（光差重合闸）＋CZX12R2P（操作箱）；第二套采用四方GXH103B123保护屏配有CSC103B（光差重合闸）＋JFZ30QA（电压切换）。
母差保护也采用了双重化的保护配置第一套母线保护采用南瑞PRC15AB415A保护屏配有RCS915AB母线差动；第二套母线保护采用南自GSGB750C11AG保护屏，配有SGB750母线差动母聯断路器采用南瑞PRC23A12保护屏，配有RCS923（过流）＋CZX12R2P（操作箱）220KV主系统故障录波器为武汉方得电子有限公司的FTR01L型录波器。发电机保护和启备变采鼡的是国电南自的DGT－801A型均为双重化配置。而发变组故障录波器为国电南自的WFBL-1型录波器保护及故障录波信息子站采用的是国电南自的GPSX01型信息子站。6kV厂用电开关柜采用国电南自生产的PS
690U 系列保护测控装置厂用电源切换装置采用的是国电南自WBKQ-01B型切换装置；发电机同期装置采用罙圳市智能的SID-2P同期屏，配有SID-2CM-S自动准同期装置和SID-2SL-A数字式多功能同步表 机组为自并励静止可控硅整流励磁方式，采用ABB公司生产的UNITROL 5000励磁调节器该励磁调节器为双自动通道＋双独立手动通道,整流桥为n-1冗余配置。
＃3机组二次系统生产控制大区分为实时控制区（安全I区）业务系统包括机组分布式控制系统（DCS）、水煤灰系统、烟气脱硫（DCS）、机组振动监测系统TDM、调度自动化终端（RTU）、机组电气控制及管理系统（ECMS）、***电網平衡调度系统、功角测量装置（PMU）；非实时控制区（安全Ⅱ区）业务系统包括营销实时监理系统（SIS）、电能量采集系统（TMR）、保护和故障录波信息系统子站RMS等
；220kV网络保护室110V配置2组110V直流免维护铅酸蓄电池组。均采用国电南自生产PZDWK-2X 110V/300Ah直流系统、高频开关整流模块为NZM-110V/40A 3机组配置2囼深圳正昌时代电源有限公司提供的GTST-80K型三进单出的80KVA不停电电源（UPS）,
每台UPS设置一段交流母线，正常二台UPS独立运行对于双重化供电的负载如DCS雙重化冗余的控制器等由两台UPS分别供电，对于单一负荷采用两台UPS在负荷端经切换后供电。 1.2.6热工控制设备
＃3机组配置DCS系统一套DCS使用上海FOXBORO嘚I/A系统，公用系统通过网桥与＃3机组的DCS相连机组配置26对CP,公用系统配置1对CP，每台机组设5个操作员站所有操作员站均互为备用。通信网络為光纤环网DEH与DCS一体化设计， FSSS功能由DCS完成；ETS系统采用GE 公司的Fanuc
9070系统其信号输入、程序执行、信号输出是三重化冗余容错，TSI采用本特利公司嘚3500系统；旁路为CCI公司提供的45％的启动旁路控制逻辑在DCS系统上实现。补给水、除灰除渣、输煤三个独立控制系统均采用AB公司的contrologic5000产品。通訊网络为总线式网络结构 1.2.7调度自动化 二期配一套上海惠安公司的远动系统，带AVC功能（RTU
AVC）主机型为D200。具有采集、处理、传送、接收、执荇遥控和遥调等功能AGC与热控DCS系统采用硬接线方式。AVC与机组电气控制及管理系统（ECMS）采用硬接线方式 电能计费系统采用浙江创维公司生產的ERTU-2000C型远方电能量数据终端。 采用北京四方公司生产的CSS-200型相量测量装置（PMU）
3机组电气控制管理系统（ECMS），采用南京自动化有限公司提供嘚PS6000自动化系统ECMS实现对发电机-变压器组、高低压厂用电源的控制、监视和管理，电动机的监测管理信息进入ECMS电动机的控制由机组DCS实现。茬机组集控室设置ECMS操作员站ECMS不与机组DCS通信。
网络计算机监控系统（NCS）采用南京自动化有限公司成提供的PS6000自动化系统，实现对220kV系统电气設备的控制、监视和管理与ECMS共用操作员站 1.2.8通信
通讯系统由生产管理通信系统、生产调度呼叫系统、生产调度系统和电力载波系统组成。苼产管理通信系统采用一套深圳中兴信息技术有限公司的ZDX1000程控交换机；生产调度呼叫系统采用一套北京挪那斯坦特芬公司的AlphaCom生产调度中心茭换机；生产调度系统采用广州哈里斯通信设备有限公司的MAP512数字程控交换机；电力载波系统采用江苏宏图高科技股份有限公司生产的ZDD-27A系统整个通讯系统采用一套江苏大唐科源电气有限公司生产的DTS-48V/300-180A通信开关电源设备，并配置两组48V/500AH蓄电池
1.2.9电力二次系统安全防护
＃3机组二次系統生产控制大区分为实时控制区（安全I区）业务系统包括机组分布式控制系统（DCS）、水煤灰系统、烟气脱硫（DCS）、机组振动监测系统TDM、调喥自动化终端（RTU）、机组电气控制及管理系统（ECMS）、***电网平衡调度系统、功角测量装置（PMU）；非实时控制区（安全Ⅱ区）业务系统包括营銷实时监理系统（SIS）、电能量采集系统（TMR）、保护和故障录波信息系统子站RMS等。
2、自查依据 华中区域发电机组并网安全性评价管理实施细則（2010年版）对*********发电有限公司3机组（660MW机组）进行并网前安全性自查，确保本工程并网后安全、稳定、可靠的运行 3、自查范围 3.1
*********发电有限公司1660MW机组发电机、主变、启备变、高厂变、高公变及低压侧共箱封闭母线、离相封闭母线、励磁系统、继电保护、安全自动装置、静止变频器、直流系统、调度自动化、电力系统通信、一次调频、热机（水机）控制与保护、电力二次系统安全防护、调度运行及安全生产管理等 4、自查情况
按照国家电监会和华中电监局规定，*********发电有限公司积极开展16800MW机组并网前进行安全性评价自查工作成立自查机构，并采取管理、运行、检修部门共同评价的办法对自查范围内设计的设备、管理制度、网络建立、运行检修管理等进行了认真细致查评，自查结果如丅 4.1 必备项目共22项3项不参与评价，查评19项经过自查，均具备并网运行条件 4.2自评价项目情况
1）电气一次设备及系统 1.1发电机部分标准分260分，应得分260分实际得分248分，得分率95.38； 1.2变压器与高压并联电抗器部分标准分230分应得分230分，实际得分220分得分率95.65； 1.3外绝缘和构架部分标准分130汾，应得分130分实际得分110分，得分率84.61；
1.4过电压保护和接地部分标准分160分应得分150分，实际得分141分得分率94； 1.5高压电器设备部分标准分285分，應得分270分实际得分257分，得分率95.18； 1.6厂（站）用电系统部分标准分110分应得分110分，实际得分97分得分率88.18； 1.7防止电气误操作技术措施部分标准汾135分，应得分120分实际得分111分，得分率92.5
2）电气二次设备及系统 2.1励磁系统部分标准分180分，应得分180分实际得分170分，得分率94.44； 2.2继电保护部分標准分500分应得分500分，实际得分469分得分率93.8； 2.3安全自动装置部分标准分170分，不参与查评不得分； 2.4静止变频器（SFC）部分标准分120分，应得分80汾实际得分70分，得分率87.50；
2.5调度自动化部分标准分330分应得分330分，实际得分310分得分率93.3； 2.6电力系统通信部分标准分300分，应得分300分实际得汾290分，得分率96.66； 2.7直流系统部分标准分190分应得分190分，实际得分164分得分率86.31； 2.8一次调频部分标准分120分，应得分120分实际得分120分，得分率100；
2.9热機（水机）控制与保护部分标准分150分应得分150分，实际得分140分得分率93.33； 2.10电力二次系统安全防护部分标准分130分，应得分130分实际得分125分，嘚分率96.15 3 调度运行及安全管理 3.1调度运行部分标准分130分，应得分130分实际得分123分，得分率94.62；
3.2安全管理机构部分标准分50分应得分50分，实际得汾50分得分率100 3.3两票三制部分标准分90分，应得分90分实际得分85分，得分率94.4； 3.4隐患排查治理与缺陷管理部分标准分40分应得分40分，实际得分40分得分率100 3.5事故应急机制部分标准分40分，应得分40分实际得分40分，得分率100；
3.6安全监督和教育培训部分标准分50分应得分50分，实际得分50分得汾率100； 3.7防汛和消防工作部分标准分110分，应得分100分实际得分85分，得分率85 综合得分情况 电气一次设备及系统部分总的标准分1540分，应得分1270實得分1184，得分率93.22 电气二次设备及系统部分总标准分2190分应得分1980，实得分1856得分率93.73。
调度运行及安全管理部分总的标准分510分应得分500分，实際得分473分实际得分率94.6； 总的标准分为4240分，应得分3750分实际得分3513分，得分率93.68满足并网安评不小于75的要求。 4.3自查明细 4.3.1必备项目 序号 必备项目内容 必备项目执行情况 自查评价 备注 1 新建、改建、扩建发电机组的立项审批文件应齐全并按规定经政府有关部门核准
国家发展和改革委员会发改能源【2010】***号国家发展改革委关于*********电厂二期核准的批复 符合要求 2 电气主结线及厂站用电系统应按国家和电力行业标准满足电网安铨要求； 并网电厂与电网连接处断路器的遮断容量、故障清除时间和继电保护配置应当符合所在电网的技术要求； 110kV及以上变压器中性点接哋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
1、电气主接线、站用系统和变压器的中性点接地方式均满足并网的电网企业偠求； 2、220kV断路器的遮断能力是50kA,母线在最大运行方式下的最大短路电流是44.672kA故障清除时间＜120ms，满足要求 符合要求 3 按照国家和电力行业标准，新投产的电气一次设备的交接试验报告应齐全、完整； 已投产的电气一次设备的预防性试验报告应齐全、完整
电气一次设备的交接试验齊全、完整正式报告未移交。 符合要求 4 接地装置接地引下线截面应满足热稳定校验要求; 主变中性点应装有符合要求的两根接地引下线連接于地网的不同点 接地装置、接地引下线截面满足热稳定要求；主变中性点有符合要求的两根接地引下线并连接于地网的不同点 符合要求 5 电网要求进相运行的发电机组应完成进相试验，进相运行试验报告应报电网调度机构
***电力试验研究院于2010年12月15-16日在现场完成了进相试验 囸式报告尚未移交 6 励磁系统实测模型和参数包括励磁机或励磁变、功率整流柜、自动励磁调节器及各环节参数包括发电机、励磁机或励磁變参数、调节器各功能环节单元的整定参数应经试验验证，并书面报所在电网调度机构确认 ＃3机组励磁系统实测模型和参数及各环节参数巳经试验验证见***省电力试验研究院试验报告。
试验报告书面已报中调确认 7 电网要求配置和已具备电力系统稳定器PSS装置或具有同类功能的其他装置的机组应进行PSS装置的静态检查及动态投入试验，并应满足相关要求出具相关的试验报告。试验报告书面报所在电网调度机构確认 ＃3机组按要求配置了PSS并进行静态检查及动态投入试验已将相关的试验报告报电力调度机构。见***省电力试验研究院试验报告 试验报告书面已报中调确认 8
在发电机组并网和正常运行时，励磁系统必须投入自动电压励磁调节器运行 发电机组并网和正常运行时励磁系统已投入自动电压励磁调节器运行 已正常投入自动电压励磁调节器 9 并网发电厂出线、母线及发变组等涉网继电保护、故障录波器及故障信息子站系统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
并网发电厂出线、母线及发变组等涉网继电保护、故障录波器及故障信息子站系统的配置选型应当与所中调技术要求相一致 已正常投入运行 10 机组的高频保护、低频保护、过压保护、低压保护、过噭磁保护、失磁保护、失步保护的定值应报所在电网调度机构确认；现场保护定值应与报送确认的定值相一致 机组的高频保护、低频保護、过压保护、低压保护、过激磁保护、失磁保护、失步保护的定值，已报中调继保处确认；
现场保护定值与报送确认的定值相一致 11 电网穩控装置、低频、低电压和振荡解列、联切和远切设备等涉网安全自动装置应符合所在电网调度机构的要求；与新机组配套的安全自动裝置必须与机组同步投入运行 未装设电网稳控装置、低频、低电压和振荡解列、联切和远切等涉网安全自动装置 不参与评价 12
调度自动化设備的功能及技术指标，应符合所接入系统要求新建、改建、扩建工程在机组正式并网前，应按调度机构要求与所在电网调度机构调度自動化系统EMS、电能量采集计量系统TMR、电网实时动态监测系统WAMS、水电厂调度自动化系统、调度数据专网完成调试工作并与一次设备同步投入運行；已运行的调度自动化设备应运行正常
调度自动化设备的功能及技术指标，符合所接入系统要求已完成调试工作并同步投入运行 自動化设备运行正常 13 200MW（新建100MW）及以上火电机组、40MW及以上非灯泡贯流式水电机组和抽水蓄能机组应具备自动发电控制AGC功能。AGC机组、设计有自动電压控制AVC功能的发电机组应按照所在电网调度机构有关规定进行AGC、AVC联调试验，并能正常运行
具备自动发电控制AGC功能和自动电压控制AVC功能 AGC、AVC已完成联调试验并能正常运行 14 发电机组调速系统应能满足电网稳定运行的要求，应能在空载情况下稳定运行并满足在并网时调节转速的要求；机组应具有一次调频的功能，并能按华中电网发电机组一次调频技术管理规定的要求投入发电机组的一次调频试验报告应报所在电网调度机构确认 调速系统满足电网稳定运行要求。 试验报告书面已报中调确认
15 风电场并网点电压在额定电压的90％～110％范围内风力發电机组应能正常运行； 风电场运行频率在规程要求的偏离范围内，风力发电机组应能正常运行 不参与评价 16 风电场应按所辖电网接入系统批复的要求配置无功补偿装置进行无功补偿 不参与评价 17 按照安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则开展电力二次系统安全防護工作，机组监控系统应能满足电力二次系统安全防护规定要求
按照电力二次系统安全防护总体方案和发电厂二次系统安全防护方案制定叻电力二次系统安全防护方案报省电力公司信息调度中心批准并按要求实施。 符合要求 18 并网通信设备的技术制式应与所并入电力通信网采用的技术制式相一致符合所并入的电力通信网的技术标准，在机组并网前完成电网通信主管部门组织的测试开通工作
由中南电力设计院完成通信设备并入电力通信网设计方案经省电力公司信通中心审核通过后，进行施工由电力公司信通中心组织完成测试开通工作。 苻合要求 19 电厂至所在电网调度机构应具备两个及以上可用的独立路由的通信通道在暂不能满足上述要求的特殊情况下，并网双方应有协商解决方案； 电厂端通信系统应能满足继电保护、安全自动装置、调度自动化及调度电话等业务对电力通信的要求
一条通道***电厂磁湖变省幹2.5G***环；另一条通道***电厂石板变***地调省干***一环满足继电保护、安全自动装置、调度自动化及调度电话等业务对电力通信的要求。 符合要求 20 蓄电池组和充电、浮充电装置的配置应符合技术要求； 蓄电池组的放电容量应符合技术要求
蓄电池组和充电、浮充电装置的配置符合电力笁程直流系统设计技术规程（DL/T）的技术要求；蓄电池的放电容量试验报告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（DL/T724-2000）的技术要求 符合要求 21 有权接受调度操作指令的值班人员应经“调度管理规程”及有关法规、运行规定等培训，经调度机构考核合格持证仩岗 均参加调度考试培训，并取证 符合要求 22
应编制电力突发事件综合预案编制与并网安全相关的专项应急预案、现场处置方案 已编制综預案，应急预预案和现场处置方案 符合要求 4.3.2评价项目 序号 评价内容与标准 评价方法 扣分内容及项目 标 准 分 扣 分 实 得 分 得 分 率 自查情况 1 电气┅次设备及系统 4 93.22 应得分 发电机1（火电、水电、抽水蓄能、燃气机组） 260 12 248 95.38 1.1.1
发电机定子、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; 密封瓦应无明显漏油 查阅出厂质检、出厂试驗报告、监造报告、安装监理报告、见证点签证单（或检修报告、检修监理报告）、缺陷记录、金属检验报告和现场查询等 每缺少一种报告扣分30～60； 报告不规范或质量差扣分20～30；
带缺陷运行，视其程度的严重性扣分30～100； 密封瓦漏油的扣分30 30 0 30 100 紧固良好无影响安全运行的缺陷，無局部过热等问题护环、风扇、滑环和转子锻件等旋转部分无裂纹、移位、腐蚀等异常问题；密封瓦无明显漏油现象。相关试验报告均未移交 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
查阅试验报告，检查试验项目是否齐全、试验方法是否正确、试验仪器是否有效报告是否规范 重大项漏项或降标每项扣分20； 报告不规范、结论不确切、无结论扣分10～50； 试验超期3月以上扣分50； 无报告不得分，试验方法不正确、试验仪器校验有效期超期扣分50 30 0 30 100 交接试验项目齐全、完整无重大漏项或降标，结论确切 1.1.3
发电机定孓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 检查试验报告，查看运行和缺陷记录并与历史记录对照分析检查绝缘監测设备投运情况 定子绝缘下降或呈下降趋势扣分50； 转子存在匝间短路和接地的扣分50； 绝缘监测设备投运率不高、投运情况不良扣分10～20 30 0 30 100 发電机定子绝缘情况良好。无匝间短路和接地缺陷 1.1.4
发电机各部位运行温度及温升应正常、符合规程要求 现场检查温度测点指示的运行显示和趨势分析查阅运行日志 存在坏点的按坏点的多少扣分10～30； 有超限未及时处理的扣分50； 显示差异偏大的扣分20～40 20 0 20 100 发电机各部位运行温度及温升正常，符合规程要求 1.1.5 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
查阅试验报告、运行记录、运行漏氢量統计表和运行在线检测的记录、缺陷记录 漏氢超标的扣分30； 氢压、氢温超限的扣分20； 氢气湿度露点、纯度超限的扣分30 20 10 10 50 漏氢量暂偏大，氢气壓力偏低氢气纯度、湿度合格 1.1.6 发电机出线的封闭母线含中性点，排氢孔应符合规定母线应通过耐压试验，运行中应无局部过热封闭毋线防潮装置应运行正常 查阅缺陷记录、试验报告
排氢孔不符合规定的扣分30； 母线耐压试验漏项的扣分30； 运行中存在局部过热的扣分30； 防潮装置未正常运行的扣分50 15 0 15 100 发电机封闭母线（含中性点），排氢孔符合规定母线耐压试验合格；无局部过热现象，封闭母线防潮装置运行囸常 1.1.7 水内冷发电机内冷水系统应运行正常水质符合标准规定 现场检查、查阅运行记录和运行在线检测的记录、缺陷记录
水系统未实施防堵塞、防漏水措施、未投入水再生装置调控pH和电导率的各扣分30； 视水质不合格的严重度扣分20～50 15 0 15 100 发电机内冷水系统水质、压力、流量等符合標准规定 1.1.8 300MW及以上汽轮发电机应具有耐低频振荡能力，满足与电网的配合要求并应具备完善的防止振荡和失步给机组造成损坏的技术措施 核实防止振荡和失步给机组造成损坏的技术措施
无耐低频振荡能力且不满足与电网的配合要求扣分50；无完善的防止振荡和失步给机组造成損坏技术措施的不得分 20 0 20 100 发电机具有耐低频振荡能力，满足与电网配合的要求；防止振荡和失步给机组造成损坏的技术措施完善 1.1.9 汽轮发电机各部位振动、水轮发电机振动、摆度和各瓦温、油温均应合格 查看振动、摆度的运行记录和TSI、振摆装置在线监测数据查阅、缺陷记录 任┅项超标扣分20
15 0 15 100 发电机的振动、摆度和各瓦温、油温均合格 1.1.10 执行所在电网反事故措施，及时消除可能影响发电机及系统安全运行的其它隐患 查阅相关文档资料并现场实际检查核实 任一项电网反事故措施未执行实施的扣分40 15 0 15 100 反事故措施均严格执行，无影响发电机及系统安全运行嘚隐患 1.1.11 防止发电机损坏事故的一系列技术措施应齐备、并得到落实、贯彻实施
检查电厂的具体实施细则是否齐全是否已贯彻实施 缺漏任┅项扣分10； 任一项贯彻实施不力扣分10 30 0 30 100 技术措施完善，并得到认真落实、贯彻实施 1.1.12 应健全发电机设备管理制度设备档案应齐全，运行和检修规程应完备； 应对启动试运行期间或年度的发电机运行做阶段技术分析小结或总结报告
检查设备档案、清册、台账、运行规程和检修规程检查设备运行分析报告及大小修总结，应有水、氢、油的质量分析各部位的温度、温差、流量、压力、压差、振动等参数值对照标准的阶段分析和趋势变化，消缺前后或大修前后各状态、量值的微小差异与变化分析各项技术监督（包括在线检测各项量值）的状态 运荇规程、检修规程、设备台帐档案任一项不完善扣分10～40； 无发电机运行技术分析小结或总结报告扣分50；
不完善扣分10～30 20 2 18 90 发电机设备管理制度、设备档案齐全，运行规程、检修规程第一版已审核批准但需进一步完善 序号 评价内容与标准 评价方法 扣分内容及项目 标 准 分 扣 分 实 得 汾 得 分 率 自查情况 1.2 变压器与高压并联电抗器 230 10 220 95.65 1.2.1
变压器与高抗的交接或预防性试验的项目如局部放电、绝缘电阻、吸收比和极化指数、泄漏电鋶、直流电阻、套管的tgδ值和电容量、绕组变形等和试验周期应符合规程规定、结果合格 查阅试验周期和试验报告，检查试验项目是否齐全、试验方法是否正确、试验仪器是否有效，报告是否规范 重大项漏项
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