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1、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试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。预计首次并网时间2010年12月
2、主要设备发电机主变压器高压侧断路器锅炉汽轮机型号QFSN-680-2-22SFP10-820000/220GISHG-2098/26.15-YM3N68025/600/600数量11111主要参数额定功率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23022.5/22kV；接线组别YN，d11，短路阻抗14%，ODAF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6
3、00，再热主汽阀前额定温度600须另外提供以下资料各一份：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月投产与电网企业签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，经塞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
4、出线，其中2回至500kV*变，2回至220kV*变电站，分别为二回。发电机、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电机额定功率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SFP10-820000/220额定容量820MVA、额定电压23022.5/22kV、接线组别YN，d11、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
5、，额定电流4000A,额定开断电流50kA锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司生产的HG-2098/26.15-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N68025/600/600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。须另外提交安全性评价自评报告一份申请单位（公章）申请时间：2010年12月25日机组并网运行安全性评价自查报告1、工程概况*发电有限公司位于*省*市*区，位于*市东部*东南约2km，由中国*集团公司、有限公司、*市投资公司
6、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超超临界机组，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N68025/600/600超超临界一次中间再热单轴三缸四排汽凝汽式汽轮机;锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司生产的HG-2098/26.15-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生产的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
7、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，一次性成功转商业运行。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-2098/26.15-YM3型锅炉，该锅炉是超超临界参数变压运行直流锅炉，采用型布置、单炉膛、改进型低NOXPM（PollutionMinimum）主燃烧器和MACT（MitsuibishiAdvancedCombustionTechnology）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、带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
8、减温器；再热蒸汽主要采用尾部竖井分隔烟道调温挡板调温，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。锅炉采用平衡通风、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N68025/600/600超超临界一次中间再热单轴三缸四排汽凝汽式汽轮机,机组配置2台50%BMCR容量的汽动给水泵和一台30%BMCR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
9、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，管束总长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,额定电流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
10、、*电厂为电源中心，向*变辐射供电的网络。同时又通过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，电气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。本期工程设一台启动/备用变压器（#02启动/备用变压器
11、），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。发电机与主变之间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，在发电机中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电气一次设备发电机采用
12、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SFP10-820000/220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-63000/220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调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
13、/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，额定开断电流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厂家、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（
14、电压切换）；第二套采用南瑞PRC02G16保护屏，配有RCS902G（高频+重合闸）+PCS（收发信机）（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。母联断路器采用南瑞PRC23A12保
15、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用的是国电南自的DGT801A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PS690U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深圳市智能的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
16、式，采用ABB公司生产的UNITROL5000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。1.2.5直流设备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）、*电网平衡调度系统、功角测量装置（PMU）；非实时控制区（安全区）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。#3机组配置1组220V和2组110V直流免维护铅酸蓄电池组。220V采用
17、国电南自生产PZDWK-2X220V/2000Ah直流系统、高频开关整流模块为NZM-220V/40A；110V采用国电南自生产PZDWK-2X110V/700Ah直流系统、高频开关整流模块为NZM-110V/40A；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-2X110V/300Ah直流系统、高频开关整流模块为NZM-110V/40A。#3机组配置2台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双重化冗余的控制器
18、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的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。通信网络为光纤环网。DEH与DCS一体化设计，FSSS功能由DCS完成；ETS系统采用GE公司的Fanuc9070系统，其信号输入、程序执行、信号输出是三重化冗余容错，TSI采用本特利公司的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
19、统，均采用AB公司的contrologic5000产品。通讯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、执行遥控和遥调等功能。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产的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的PS6000+自动化系统，ECMS实现对发电机-变压器组、高低压
20、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。在机组集控室设置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系统电气设备的控制、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。生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生产调度中心交换机；生产调度系统采用广州哈里斯通信设备有限公
21、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）、*电网平衡调度系统、功角测量装置（PMU）；非实时控制区（安全区）业务系统包括营销实时监理系统（SIS）、电能量采集系统
22、（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则（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
23、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，自查结果如下：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分，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
24、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，应得分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分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继电保护部分标准分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
25、，不得分；2.4静止变频器（SFC）部分标准分120分，应得分80分，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，实际得分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热机（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1
26、30分，应得分130分，实际得分125分，得分率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，实际得分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，得分率100%；3.7防汛
27、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，实得分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，实际得分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
28、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全要求；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要求；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
29、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齐全、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连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。正式报告尚未移交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
30、动励磁调节器)及各环节参数(包括发电机、励磁机或励磁变参数、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已经试验验证，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确认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
31、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、过激磁保护、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、低频保护、过压保护、低压保护、过激磁
32、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电网稳控装置、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装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调度自动化设备的功能及技术指标，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动化系统(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
33、备同步投入运行；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动化设备运行正常13200MW（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、设计有自动电压控制(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
34、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90110范围内，风力发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护工作，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
35、防护方案制定了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。符合要求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
36、一条通道*电厂磁湖变省干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工程直流系统设计技术规程（DL/T5044-1995）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，持证上岗均参加调度考试培
37、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预案，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电气一次设备及系统154086118493.22%应得分12701.1发电机1（火电、水电、抽水蓄能、燃气机组）2601224895.38%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、出厂试验报告、监造报告、安装监理报告、
38、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%30030100%紧固良好，无影响安全运行的缺陷，无局部过热等问题。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、
39、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%30030100%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，检查绝缘监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%30030100%发电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
40、度测点指示的运行显示和趋势分析，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%20020100%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、运行漏氢量统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%20101050%漏氢量暂偏大，氢气压力偏低，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
41、，封闭母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%15015100%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正常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%15015100%发电机内冷水系统水质、压力、流量等符合标准规定1.1.8300
42、MW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损坏技术措施的不得分20020100%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、缺陷记录任一项超标扣分20%15015100%发电机的振动、摆度和各瓦温、油温均合格1.1.1
43、0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%15015100%反事故措施均严格执行，无影响发电机及系统安全运行的隐患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一项扣分10%；任一项贯彻实施不力扣分10%30030100%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
44、、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）的状态运行规程、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%2021890%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分得分率自查情况1.2变压器与高压并联电抗器23
45、01022095.65%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、泄漏电流、直流电阻、套管的tg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%30030100%交接试验项目齐全、完整；试验方法正确、试验仪器有效；试验报告未移交1.2.2变压器、电抗器油浸式设备的油中溶解气体色谱分析、油中含水量、500kV级变压器油中含气量、简化分析、击穿电压、90的tg等试验结果应合格，取样分析测试的次数应按规定周期进行查阅试验周期和试验报告，检查试验方法是否正确、试验仪器是否有效，分析试验结果是否准确，报告是否规范取样周期和次数不正确扣分20%50%；分析结果超过注意值又尚未采取防范措施的扣分50%80%；试验报告不规范、不准确扣分20%50%，30030100%变压器等油浸式设备的油中溶解气体
