内蒙古电力工业技术监督管理考评办法陈华桂胡62017-05-12T06:57:00Z2022-05-05T07:32:39Z43443214297162991333716721142052-11.1.0.116367D8B57416B054FEA8733BF4982CC6CA12022年江苏省发电企业技术监督检查大纲(风电版)国家能源局江苏监管办公室江苏方天电力技术有限公司2022-04-08前 言 风电版涉及专业:绝缘、继电保护、电能质量、电测、风机控制、金属。PAGE PAGE \* MERGEFORMAT 3绝缘 序号检 查 项 目检 查 方 法检查结果1.监督管理 1.1.建立健全以分管场长(或归口总工)领导下的电气设备性能监督网,并能根据人员变化及时完善。 1.2.高压试验人员持证上岗(包括外委试验单位人员)。 1.3.组织制定本单位有关电气设备性能监督的规章制度、技术措施与实施细则。 1.4.组织贯彻执行上级有关电气设备性能监督的指示、规定、标准及反措,按要求参加上级监督部门举办的电气设备性能监督会议。 1.5.对本单位电气设备的重大事故和缺陷组织分析原因、制定对策。 1.6.制定或参加制定本单位年度电气设备性能监督工作计划、预试计划,内容符合相关规程并及时上报。 1.7.编写本单位电气设备性能监督年度总结并及时上报主管领导和上级有关部门。 1.8.及时上报重大事故、缺陷情况和总结。 1.9.不发生由于监督不到位造成的电气设备损坏。 1.10.预试完成率、缺陷消除率达到当年网内统一制定的指标。 2.预试情况 2.1.按预试规程制定或参与制定年度预试计划。 2.2.预试报告应统一格式,内容包括:试验日期、人员、试验设备及编号、是否在定检周期、环境情况、法定计量单位使用正确、无漏项、无降低标准情况;试验结果正确、报告管理完善、规范。 2.3.有试验报告公章,试验中发现的电气设备缺陷和异常情况应作出书面汇报,对重大缺陷应立即报告。 2.4.试验设备清洁,摆放整齐。 2.5.定检设备要有检定证书,并有标识。 2.6.建立试验设备台帐,使用说明书及设备的技术资料齐全。 2.7.专责人用微机管理文档、预试、大小修计划、缺陷记录等情况。 2.8.设备台帐和缺陷记录及时补充。 3.电气运行 3.1.按现场规程定期巡视、检查电气一次设备的运行情况,定期分析设备绝缘状况。 3.2.发现设备异常情况,按规程采取措施,必要时上报有关领导和电气设备性能监督专责人。 4.电气检修 4.1.按检修规程和检修计划进行电气设备的检修工作,做到应修必修,修必修好。超期未修,应报上级领导和电气设备性能监督专责人备案。风力发电机、主变等重要设备大修修前有方案,修后有总结。 4.2.对于重大设备绝缘事故或缺陷,应进行解体检查,分析原因、制定对策、防止重复性事故发生。 5.重点专业工作 5.1.电力电缆线路及架空线路线路及母线 5.1.1.新建厂站的电气一次设备交接试验项目是否齐全,试验数据是否符合规程要求。 5.1.2.是否按DL/T 596-2021要求定期进行预防性试验,试验项目是否齐全,试验数据是否符合规程要求。 5.1.3.线路定期巡线和检修,应有记录和缺陷处理情况。 5.1.4.杆塔接地电阻是否按照规程要求进行测试,测试方法是否正确,不合格的是否进行了改造。 5.1.5.线路定期巡线和检修,应有记录和缺陷处理情况;海底电缆线路需要每周对接地结构措施部位增加接地电流和红外测温检测,特殊材质中压电缆的终端部位也需要完成定期红外热成像检测。 5.1.6.对海上升压站的主变至GIS连接电缆增加接地电流测试要求,并及时保留记录。 5.1.7海底电缆线路交接试验过程中应完成TDR测试以核对海底电缆线路上的接头数量,并保留数据方便与海缆在线监测系统中的温度、应力异常数据进行距离比对,海缆运维单位还应保留具体的海底电缆路由数据,方便线路受外力损伤故障时配合海缆状态在线监测系统及时有效的定位缺陷位置。 5.1.835kV及以上海底电缆的接地固定位置应定期完成接地电阻及外观检查并记录,防止出现金属护套受 5.2.变压器 5.2.1.变压器交接及预防性试验项目齐全,试验数据是否符合规程要求。 5.2.2.变压器(电抗器)是否有事故油坑,是否定期清理,喷淋系统是否定期校验。变压器的压力释放阀喷油管有无用管道引至地面。 5.2.3.变压器运行中是否遭受特殊工况,如过电压、出口或近区突发短路等,事故中保护是否正常动作,是否有电压、电流波形的完整记录,是否按规程要求开展绕组变形试验。 5.2.4.220kV及以上电压等级或120MVA及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验,110kV电压等级的变压器在新安装时,宜进行现场局部放电试验,220kV 及以上电压等级变压器进行涉及变压器绝缘部件或线圈的大修后,应进行现场局部放电试验。 5.2.5.开展有载分接开关测试、有载分接开关按期检修工作。 5.2.6.变压器温度计应进行定期校验,上层油温两支温度计读数相差4℃以上,应作为缺陷处理。 5.2.7.变压器储油柜油位、套管油位、呼吸器油位应正常,套管无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹极其它异常现象。 5.2.8.运行中分接开关油室内绝缘油,每6个月到1年或切换2000-4000次 ,应至少采样1次,并按规定的周期和次数进行换油。 5.2.9.变压器储油柜如有渗漏应及时处理。 5.2.10.强油循环的冷却系统必须有两个相互独立的电源,定期进行切换试验。 5.3.断路器类 5.3.1.断路器的容量和性能应满足实际安装地点的短路容量要求,不满足要求的应及时进行更换。 5.3.2.3 年内未动作过的72.5kV 及以上断路器,应进行分/合闸操作。 5.3.3.是否按照规程及反措对断路器本体和操作机构进行定期检查,并按标准要求开展相关特性试验,防止留有隐患造成事故或扩大事故。 5.3.4.预试项目(包括油、SF6气体等)是否有不合格项目,SF6气体管理是否正规,即新气是否纳入统一管理,是否按周期进行检漏、微水测试;对开关的机械特性应按要求进行测量,对不符合要求的应进行处理。 5.3.5.是否监视开关机构的液压和气压值。 5.3.6.密度继电器是否满足不拆卸校验的要求,是否按周期进行检查校验。 5.3.7.加强断路器合闸电阻的检测和试验,防止断路器合闸电阻缺陷引发故障。在断路器产品出厂试验、交接试验及预防性试验中,应对合闸电阻的阻值、断路器主断口与合闸电阻断口的配合关系进行测试。 5.3.8.断路器出厂试验、交接试验及例行试验中,应进行中间继电器、时间继电器、电压继电器动作特性校验。 5.3.9.采用双跳闸线圈机构的断路器,两只跳闸线圈不应共用衔铁,且线圈不应叠装布置。 5.3.10.断路器交接试验及例行试验中,应进行行程曲线测试,并同时测量分/合闸线圈电流波形。 5.4.过电压及小四器 5.4.1.根据地区短路容量的变化,校核接地装置(包括接地引下线)的热稳定容量,不满足要求的及时提出改造方案;变压器中性点及重要设备有双根接地线(且每根均符合热稳定容量要求)。 5.4.2.按规程要求进行接地电阻测量,对不符合要求的应进行改造。 5.4.3.雷雨季节前后是否开展避雷器交流泄漏全电流和阻性电流测量,避雷器泄漏电流表动作是否正确,应定期进行巡检记录数据,并对异常数据进行分析。 5.4.4.对CT、PT、耦合电容器、套管等按要求开展预试和油色谱检测工作,试验结果是否正常。 5.4.5.高压配电系统防止过电压措施是否完善,是否定期开展电容电流测试,消弧线圈配置是否合适。 5.5.外绝缘及其他 5.5.1.电气设备外绝缘(包括变压器套管、断路器断口及均压电容)配置是否符合所在地区污秽等级要求,不满足要求的是否采取增爬措施。 5.5.2.定期进行盐密测试工作,并记录完整,测试方法、测点分布和测量时间是否符合要求。 5.5.3.是否定期进行支柱绝缘子裂纹检测及悬瓶零值绝缘子检测工作。 5.5.4.喷涂RTV涂料前是否按要求进行抽样检测。 5.5.5.对硅橡胶和加装硅橡胶伞裙的瓷套,应经常检查硅橡胶表面有无放电现象,如有放电现象应及时处理。 5.5.6.瓷及玻璃绝缘开展定期清扫工作,清扫周期根据地区污秽程度确定,污秽程度逐渐严重的地区,清扫周期应相应缩短。 5.5.7.是否开展了电气绝缘设备的紫外成像测量并记录图像。 5.6.一次设备测温 5.6.1.运行中一次设备是否定期进行点温测试,且有详实测试记录。 5.6.2.按规程要求开展远红外成像测温工作。 5.6.3.定期校验远红外测温设备。 5.7.绝缘油 5.7.1.按周期进行变压器油的色谱分析,定期报送变压器(电抗器)色谱报表;500kV变压器、电抗器应监测绝缘油的含气量。 5.7.2.是否按照规程和厂家要求对新投运、在运行35kV及以上充油设备绝缘油定期进行电气性能试验(包括油耐压和油介损试验)。 5.8.风力发电机 5.8.1.风力发电机交接及预防性试验项目齐全,试验数据是否符合规程和制造厂要求。 5.8.2.风力发电机运行记录是否齐全,是否发生过雷击。 5.8.3.风力发电机在冬季是否有覆冰现象。 继电保护 序号检 查 项 目检 查 方 法检查结果1监督管理 1.1监督机构与职责 1.1.1应建立健全继电保护技术监督管理制度。 1.1.2各单位应结合实际情况制定《继电保护技术监督实施细则》;各级继电保护技术专责人按照技术监督管理的有关规定开展工作,落实《继电保护技术监督实施细则》相关要求。 1.2继电保护技术监督管理 1.2.1建立和健全继电保护设备质量全过程监督和签字验收制度。认真贯彻执行技术监督的报告、签字验收和责任处理制度。继电保护及安全自动装置的改造和更换应由专人负责,按规定格式和时间如实上报继电保护技术指标完成情况,重要问题应及时上报。 1.2.2严格贯彻执行国家及行业有关技术监督的方针、政策、法规、标准、规程、制度等,并应结合本单位实际情况制定规程、制度。 1.2.2.1主要规程 1.2.2.1.1继电保护及安全自动装置检修规程。 1.2.2.1.2继电保护及安全自动装置运行维护规程。 1.2.2.1.3现场安全工作规程。 1.2.2.1.4各风电场应贯彻执行国家及行业有关技术监督的制度、规程、标准和反事故措施。 1.2.2.2主要制度 1.2.2.2.1各风电场应制定继电保护定值计算管理规定;现场保护装置定值应按定值通知单的要求执行。 1.2.2.2.2岗位责任制度。 1.2.2.2.3检修工作票制度及安全措施票制度。 1.2.2.2.4现场定期校验制度。 1.2.2.2.5现场巡回检查制度。 1.2.2.2.6试验用仪器仪表管理制度。 1.2.2.2.7继电保护设备缺陷和事故统计管理制度。 1.2.2.2.8技术资料、图纸管理制度。 1.2.2.2.9技术考核培训制度。 1.2.2.2.10计算机软件管理制度。 1.2.2.2.11技术监督工作考核奖励制度。 1.2.2.3继电保护装置应具备的技术资料 1.2.2.3.1二次回路(包括控制、信号回路)原理图。 1.2.2.3.2一次设备主接线图及主要设备参数。 1.2.2.3.3继电保护、安全自动装置及控制屏的端子排图。 1.2.2.3.4继电保护、安全自动装置的原理说明书、原理逻辑图。 1.2.2.3.5程序框图、分板图、装焊图及元器件参数。 1.2.2.3.6继电保护及安全自动装置校验作业指导书。 1.2.2.3.7继电保护、安全自动装置的投产试验报告及上一次校验报告。 1.2.2.3.8继电保护、安全自动装置二次回路改进说明。 1.2.2.3.9最新年度综合电抗,及定期校核的原始计算资料。 1.2.2.3.10最新继电保护整定(校核)方案及定值清单。 1.2.2.4各种记录:1.继电保护设备运行检修日志;2.继电保护及自动装置设备缺陷(含异常、障碍、事故)及处理记录;3.设备技术改造或改进的详细说明;4.继电保护检修、检定和试验调整记录;5.试验用标准仪器仪表维修、检定记录;6.计算机系统软件和应用软件备份;7.事故通报学习记录;8.保护动作情况记录及动作分析报告(含录波图)。 1.2.2.4.1继电保护设备运行检修日志。 1.2.2.4.2继电保护及自动装置设备缺陷(含异常、障碍、事故)及处理记录。 1.2.2.4.3设备技术改造或改进的详细说明。 1.2.2.4.4继电保护检修、检定和试验调整记录。 1.2.2.4.5试验用标准仪器仪表维修、检定记录。 1.2.2.4.6计算机系统软件和应用软件备份。 1.2.2.4.7事故通报学习记录。 1.2.2.4.8保护动作情况记录及动作分析报告(含录波图)。 1.2.3反措文件的贯彻落实 1.2.3.1是否建立反措项目的管理台账。 1.2.3.2是否已制订贯彻落实反措的长期规划和年度实施计划。 1.2.3.3年度反措计划是否按期完成。 1.2.3.4上级通报文件下达并限期完成的补充反措项目是否按时完成。 1.2.3.5防止继电保护“三误”(误碰、误接线、误整定)事故的反事故措施是否认真制订并严格执行。 1.2.4检查是否按期上报保护投入、动作情况及异动报告。 2继电保护主要考核指标 2.1继电保护设备定期检验完成率是否100%。 2.2220kV及以上系统保护装置正确动作率应达于99%;全部保护正确动作率大于98%。 2.3220kV及以上系统继电保护主保护运行率≧97%;母线保护运行率≧97%;录波完好率≧97%。 2.4是否受到了上级主管单位书面告警。 2.5定值计算按照要求每年度进行校核,符合规程要求,并且经过本单位审批手续方可投入。 2.6是否发生保护和自动装置不正确动作。 2.6.1是否发生本单位人员责任不正确动作。 2.6.2是否发生其它原因不正确动作。 3继电保护及安全自动装置的运行和维护 3.1线路、主变压器、母线、断路器保护装置的配置要符合各种反措要求及有关规程规定并能正常投入运行。 3.2继电保护技术监督数据库管理,当保护及安全自动装置发生变化应主动更新台账。 3.3按期编制继电保护年度校验计划,按作业指导书对各保护及安自装置进行了定期校验。 3.4升压站故障录波器、保护信息子站等应正常投入,装置整定正确、模拟量和开关量全部接入,运行工况是否良好。其中,500千伏及以上厂站内故障录波器和保护信息子站应接入省调系统主站,220千伏厂站内的故障录波器和保护信息子站应接入各地调系统分站。 3.5故障录波器应选用独立于被监测保护生产厂家设备的产品,以确保保护装置运行状态及家族性缺陷分析数据的客观性;变电站内的故障录波器应能对站用直流系统的各母线段(控制、保护)对地电压进行录波。 3.6试验单位应具备相应试验资质。校验报告(记录)应齐全、完整。试验报告的格式要规范、项目齐全、数据正确,试验报告应内容齐全。整组传动应有详细记录;报告应有试验结论及审批记录。各种保护、自动装置的传动项目、结果和相量测试应写入试验报告。 3.7保护向量测试应符合规定:电压核相正确;差电流应在正常范围内。是否利用负荷电流检测具有星形接线的差动保护各组电流互感器二次中性线不平衡电流(实测3I0回路不平衡电流为零值时,应采用模拟3I0电流的方法),并形成正式测试报告。定期测量差电流及二次中性线不平衡电流并有记录。 3.8继电保护定值变动应认真执行定值通知单制度,各保护定值应与定值单应相符。定值单的签发、审核和批准应符合规定。 3.9继电保护及安全自动装置是否具有符合整定运行规程规定的整定计算方案,且审批手续完备;每年是否进行一次定值的全面核算;遇有运行方式较大变化和重要设备变更时是否及时修改整定方案。 3.10风电场二次系统及设备,均应满足《电力二次系统安全防护规定》要求,禁止通过外部公共信息网直接对场内设备进行远程控制和维护。 3.11风电场内涉网保护定值应与电网保护定值相配合,报调控机构审核合格并备案。 4装置本体及反措检查 4.1保护盘柜的继电器、压板、试验端子、操作电源熔断器、端子排等应符合安全要求(包括名称、标志是否齐全、清晰)。保护和自动装置屏前后标志是否正确,查找直流接地时是否退出相应的保护装置并将其写入运行规程。 4.2现场保护日志、检修消缺记录等填写完整,内容齐全。 4.3保护室应有防尘、防火和防小动物的措施和严禁无线电通讯标识;应配备空调设备。空调的管理要列入规程。 4.4控制、保护直流分开供电;两套主保护分别经专用熔断器由不同直流母线供电。非电量保护应设置独立的电源回路。 4.5微机保护版本认证及微机保护定值区管理。 4.6定值单是否齐全;运行现场应有完整的定值单。 4.7户外端子箱、接线盒的防尘、防潮措施是否完善;气体继电器是否定期校验、是否加装符合要求的防雨罩。 4.8二次回路图纸应与装置相符。 4.9二次回路连接是否牢固、是否定期清扫灰尘,端子排应排列整齐没有松动现象;电缆屏蔽层两侧应可靠接地。 4.10检查PT二次回路,保证3U0极性正确性,并保证PT二次仅一点接地。星形及开口三角接线的“N”必须分开。为保证接地可靠,各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器等。 4.11检查电流互感器二次绕组接地,电流回路只能一点接地,有电气联系的CT在连接处一点接地 4.12电缆夹层是否按要求敷设100mm2铜排并首尾连接。保护盘应与接地铜排联接。接地铜排及与地网的连接是否满足要求,是否与开关场端子箱连接。 4.13防止开关分—合—分之后,防跳继电器形成自持。是否具有断路器防跳回路的试验方案和试验纪录。 4.14微机、集成电路保护盘一米内禁用对讲机。在规定范围、地点应有明显的标示。 4.15保护装置的尾纤弯曲直径应不小于15cm。 4.16两套主保护分别作用于两个跳闸线圈,非电量保护同时跳两个线圈。 4.17保护设备具有必需的备品备件;并满足存放环境的要求。 4.18综自站继电保护故障信息远传信息系统运行工况良好,数据齐全、传输准确。 4.19保护用试验设备(装置)性能完好。 4.20风电场应在升压站内配置故障录波装置,起动判据应至少包括电压越限和电压突变量,记录升压站内设备在故障前200ms至故障后6s的电气量数据,波形记录应满足相关技术标准。 4.21风电场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,对场站内各种系统和设备的时钟进行统一校正。 4.22风电场应配置足够的动态无功补偿容量,应在各种运行工况下都能按照分层分区、基本平衡的原则在线动态调整,且动态调节的响应时间不大于30ms。 4.23风电场应配置风电场监控系统,实现在线动态调节全场运行机组的有功/无功功率和场内无功补偿装置的投入容量,并具备接受电网调度部门远程自动控制的功能。风电场监控系统应按相关技术标准要求,采集、记录、保存升压站设备和全部机组的相关运行信息,并向电网调度部门上传保障电网安全稳定运行所需的运行信息。 4.24风电场涉网保护应每年根据系统参数,以及站内设备情况进行复算,并且出具复算报告符合行业标准及调度要求。 4.25新建或改造的直流电源系统选用充电、浮充电装置,应满足稳压精度优于0.5%,稳流精度优于1%、输出电压纹波系数不大于0.5%的技术要求,在用的充电、浮充电装置如不满足上述要求,应逐步更换。 4.26发电企业应将所属风电场、光伏发电站的关键信号接入PMU装置或其他监测装置,接受电网调度机构实时监测。关键信号包括但不限于:功率预测曲线、有功功率、无功功率、一次调频投入/退出信号、电压/无功控制模式,并网点无功补偿设备投入/退出信号、功率及控制模式。 4.27变压器本体保护宜采用就地跳闸方式,即将变压器本体保护通过两个较大启动功率中间继电器的两副触点分别直接接入断路器的两个跳闸回路。 4.28当变压器、电抗器的非电量保护采用就地跳闸方式时,应向监控系统发送动作信号。未采用就地跳闸方式的非电量保护应设置独立的电源回路(包括直流空气开关及其直流电源监视回路)和出口跳闸回路,且必须与电气量保护完全分开。220kV 及以上电压等级变压器、电抗器的非电量保护应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。 4.29强迫油循环变压器内部故障跳闸后,潜油泵应同时退出运行。 电能质量 序号检 查 项 目检 查 方 法检查结果1监督管理 1.1监督组织机构 1.1.1建立电能质量技术监督网。 1.1.2建立以分管领导、电能质量技术监督专责工程师、风电场电能质量专责人组成的三级管理体系。 1.2监督管理制度及规程 1.2.1集团公司技术监督工作条例、电能质量技术监督工作实施细则,技术监督岗位责任制以及电能质量技术监督专业应具备的相关制度。 1.2.2是否严格贯彻执行国家及行业有关技术监督的方针、政策、法规、标准、规程、制度等。 技术标准:GB/T 12325、GB/T 12326、GB/T 14549、GB/T 15543、GB/T 15945、GB/T 24337、 DL/T1053 、GB/T 19963-2011 、NB/T 31005-2011。 1.3监督职责及参加监督活动情况 1.3.1按规定及时编写(上报)电能质量技术监督报表、全年总结。 1.3.2能按规定及时参加电能质量技术监督会、互查等活动。 2专业技术工作 2.1频率技术监督 2.1.1监督运行人员按调度下达的有功曲线接带负荷。 2.1.2风电场应配置有功功率控制系统(AGC),具备有功功率调节能力,应能够接收并自动执行电力系统调度机构下达的有功功率控制指令,并通过有资质单位的性能检测。 2.1.3风电场应配置风电功率预测系统,系统具有0~72h 短期风电功率预测以及15min~4h 超短期风电功率预测功能。 2.1.4正常运行情况下风电场有功功率变化应当满足相关标准要求,并通过有资质单位的性能检测。 2.1.5风电场应具备一次调频功能,并网运行时一次调频功能始终投入并确保正常运行,技术指标应满足《电力系统网源协调技术规范》(DL/T 1870-2018)的要求。 2.2电压技术监督 2.2.1并网点电压及合格率(或功率因数)是否满足电网公司要求,汇集系统电压是否在国标允许范围内。 2.2.2负责由本厂原因造成的电压事故的调查与分析,制定反事故措施。 2.2.3以110kV及以上电压等级并网且装机总容量10万千瓦及以上机组的发电企业均应装设厂站端自动电压控制装置(AVC),根据接入系统电压等级,满足华东网调和江苏省调AVC子站技术规范,AVC子站应通过入网检测,不满足的应结合技改大修进行改造;已运行AVC装置应定期校验。 2.2.4风电场无功电压控制系统应冗余配置,根据电力系统调度机构指令,风电场自动调节其发出(或吸收)的无功功率,实现对风电场并网点电压或无功功率的控制,并具备安全约束和闭锁功能,其调节速度和控制精度应能满足电力系统电压、无功调节的要求,通过有资质单位的性能检测。 2.3无功补偿设备技术监督 2.3.1是否定期检查无功补偿设备,使其保持良好状态和运行在合理的方式下。 2.3.2动态无功补偿设备配置和性能是否满足相关要求,动态无功补偿设备应通过有资质单位的性能检测。 2.3.3变电站装设的电容器、电抗器、SVC、SVG,除事故和危及设备安全情况外,都应按调度命令运行。 2.3.4运行中的无功补偿装置未经调度部门认可,不得任意停运。 2.3.5新投运SVG装置应采用全封闭空调制冷或全封闭水冷散热方式。对采用外循环直通风方式的装置,应每半年进行滤网及功率模块的清扫和散热轴流风机例行维护检查,环境恶劣时应缩短周期。功率柜滤网应采用可不停电更换型,SVG室或箱体风道与墙体/箱体、门窗与墙体/箱体应采取密封措施。 2.3.6动态无功补偿装置投运后,应在运行一至两年内,进行一次光纤和驱动板卡的光口功率检查,对比调试、投运验收时的光功率损耗检查表,对下降趋势较明显的光纤进行更换。 2.4其它电能质量指标(谐波、间谐波、闪变、三相电压不平衡)技术监督 2.4.1风电场是否配备电能质量监测设备 配有符合国家标准要求能够测试所有电能质量指标的在线监测设备,测试点应包含并网点(风电场高压侧母线)),并且监测设备正确配置,定期开展统计分析。 2.4.2(1)是否建立建全电能质量监测点的技术档案,包括风电场设备的容量、型式、参数、主接线及有关系统的参数;有关电容器、滤波器或SVC、SVG的参数等; (2)是否建立建全电能质量监测数据档案; (3)是否建立电能质量引起电网及风电场的异常故障及事故的档案。 2.4.3电能质量技术指标是否在国标允许范围内。电测 序号检 查 项 目检 查 方 法检查结果1监督管理1.1监督组织健全1.2职责明确并得到落实2计量标准溯源及量值传递2.1标准室是否有合适的场地,环境条件是否满足要求2.2计量标准设备台帐是否齐全2.3是否具有完善的规章制度,完整的操作规程等2.4是否制定定期、定点标准装置溯源计划并按计划进行溯源2.5计量标准器具在送检前后是否进行比对,建立数据档案,考核其年稳定性2.6计量标准装置是否全部考核认证或复查通过2.7计量标准技术档案是否齐全,记录是否完整。(技术档案包括:计量标准考核(复查)申请书、计量标准技术报告、计量标准考核证书、计量标准履历书、计量标准操作程序、计量检定规程及计量技术规范、国家计量检定系统表、计量器具使用说明书、计量器具检定证书、计量标准测量重复性考核记录、计量标准稳定性考核记录、计量标准变更申请表、计量标准封存(或撤消)申报表。)2.8是否有未建标就开展工作的情况2.9是否按照被检计量器具的准确度等级、数量、检定量程和计量检定系统表的规定配置计量标准器和工作标准器。计量标准器和配套设备是否符合要求,并进行验收检定/周期检定,记录、证书信息是否齐全、正确,标准传递系统图是否规范2.10是否具有符合等级的、有效的持证人员并且每个项目是否有两人持证上岗2.11出具的检定(校验)证书(报告)、记录是否符合要求,并按规定妥善保管。2.12标准装置、计量仪表是否粘贴有效的状态标识3设备监督3.1是否建有电测仪表的台帐,是否具有正式发文的周检计划,各类仪表是否按期受检3.2电测仪表(携带型电气仪表、现场变送器/交流采样器/RTU、电能表、重要盘表等)“三率”(检验率、合格率、损坏率)是否按期进行统计3.3关口计量柜、电能表、计量用电压互感器、电流互感器、互感器端子箱等计量装置配置是否符合DB32/991-2007《电能计量装置配置规范》的要求3.4关口电能计量装置的准确性、可靠性(关口电能表、PT二次压降、计量用电互感器误差和电流误差是否按周期检验,是否符合DLT448-2016《电能计量装置技术管理规程》的要求3.5关口计量屏柜型号命名、标志信息、使用条件、功能要求、电气性能、试验等技术要求,是否符合DL/T2235-2021《电厂上网关口电能计量屏柜技术规范》的要求3.6互感器二次回路连接导线是否采用铜质单芯绝缘线,导线截面是否大于4mm23.7互感器实际二次负荷是否运行在25~100%额定二次负荷范围之内,电流互感器一次电流是否运行在30~120%In以内3.8关口电能计量回路是否具有失压监控(报警)及自动恢复再投功能3.9是否定期检查维护关口电量计费系统3.10电量不平衡率是否达到要求3.11非关口计量装置的准确性、可靠性(非关口电能表、PT二次压降、电互感器误差和电流误差是否按周期检验)3.12发电机、高厂变、主变、启动变等电能表是否经授权电能计量技术机构进行周期检定3.13智能功率变送器装置是否开展基于防范的相关试验,是否采取合理措施降低输出信号的共模电压3.14功率变送器辅助电源是否为双电源供电;供电电源是否为两路独立110V直流电源3.15综保装置是否依据电力行业标准DL/T1694.7-2020《高压测试仪器及设备校准规范 第7部分:综合保护测控装置电测量部分》定期开展校验3.16排查关口计量点所处区域位置,核查计量关口点配置的计量装置吻合度是否符合4培训4.1是否参加电测专业技术监督工作会议,专题研讨培训会议4.2计量人员是否参加电测专业持证上岗相关培训风机控制 序号检 查 项 目检 查 方 法检查结果1监督管理 1.1监督机构与职责 1.1.1是否有健全技术监督机构。风电企业应建立以总工程师为首的技术监督三级管理网络。公司为一级网,生技部、风电场为二级网,各值为三级网 1.1.2建立各级风机控制系统技术监督专责人的责任制,各级专责人职责明确、责任落实 1.1.3编写本单位的风机控制系统监督年度计划、半年总结、全年总结并及时上报主管领导和上级有关部门 1.2风机控制系统监督技术管理 1.2.1主要规程 1.2.1.1风机控制系统仪表及控制装置检修、运行维护规程 1.2.1.2安全工作规程 1.2.1.3施工质量验收规程 1.2.1.4其它国家、行业重要标准及法规 1.2.2主要制度应具备以下内容 1.2.2.1现场定期试验、校验和抽检制度 1.2.2.2现场巡回检查及清洁制度 1.2.2.3试验用仪器仪表管理制度 1.2.2.4工具、材料、备品备件管理制度 1.2.2.5风机控制系统保护运行、试验、管理制度 1.2.2.6计算机软件管理制度 1.2.2.7风机控制系统技术监督告警制度 1.2.2.8设备质量监督检查签字验收制度 1.2.2.9风机控制系统技术监督实施细则 1.2.3健全风机控制系统设备清册及技术档案资料,努力做到档案资料管理规范化、微机化,应具备以下内容 1.2.3.1风机控制系统检测仪表及控制装置设备的清册、台帐及出厂说明书 1.2.3.2风机控制系统检测仪表及控制装置系统图、原理图、实际安装接线图和电源系统图 1.2.3.3主要仪表测点实际安装图 1.2.3.4备用设备及零部件清册 1.2.3.5各种技术改进图纸和资料 1.2.3.6风机控制系统硬件配置清册 1.2.4各种记录应具备 1.2.4.1机组风机控制系统检测仪表及控制装置检修、检定和试验记录 1.2.4.2计算机系统软件和应用软件备份 1.2.4.3风机调试报告 2风机控制系统专业技术监督 2.1风机监控系统技术监督主要考核指标 2.1.1风机监控系统主要检测参数合格率应≥98% 2.1.2系统设计功能全部实现,计算机测点投入率应达99%,合格率应达99% 2.1.3变压器温度控制器校验率应达100% 2.1.4温度元件校验率应达100% 2.1.5压力表、压力开关校验率应达100% 2.2风机保护系统 2.2.1保护投入率应达到100% 2.2.2保护装置误动、拒动原因分析 2.2.3保护系统应有完善、准确的保护定值清单 2.2.4按要求对风机控制系统保护系统进行实际传动校验, 保护传动记录和定期试验记录中项目、方法、日期试验数据及试验及审核人员填写完整、规范 2.2.5所有保护系统检测用传感器必在规定的有效检定期内 2.2.6风机控制系统保护系统调试记录 2.3一次调频控制功能 2.3.136kV及以上电压等级并网风电场应具备一次调频功能 2.3.2一次调频死区、不等率、限幅值及性能指标应满足要求 2.3.336kV及以上电压等级并网风电场应具备一次调频在线测试功能 2.3.4一次调频在线增、减、特性参数测试功能应正常 2.3.5应具备一次调频试验报告 2.3.6应具备一次调频在线测试系统报告 2.3.7一次调频装置应具有型式检验报告 2.3.8一次调频装置应具有定版管理测试(安全、功能)报告 2.4风机控制系统监视系统 2.4.1站内计算机监视系统配备专用不间断电源(UPS)或采取分路独立开关或熔丝 2.4.2站内计算机监视系统专用不间断电源(UPS)切换试验记录 2.4.3塔筒内电源应设计有可靠的后备手段 2.4.4塔筒内后备电源切换记录 2.4.5控制站性能要求 2.4.5.1实时画面调用时间≤1;其他画面调用时间≤2s 2.4.5.2画面实时数据刷新时间≤3s 2.4.5.3双机冗余系统主备切换时间≤2s 2.4.5.4CPU负荷率正常时(任意30min内)≤30%;电力系统故障时(10min内)≤70% 2.4.5.5网络负荷率正常时(任意30min内)≤20%;电力系统故障时(10min内)≤30% 2.4.5.6历史数据存储时间≥2年 2.4.5.7不间断电源维持系统正常运行时间不低于2小时 2.4.6必须建立有针对性的系统防病毒措施 2.4.7监控工作环境包括温度、湿度、振动等应满足运行环境条件,机柜内无积灰,设备外观完好 2.4.8TSI监视系统完善、可靠 2.4.9站内事件分辨记录(SOE)记录分辨率≤2ms 2.4.10风机报警完整、正确 2.4.11控制柜标示齐全准确 2.4.12控制柜内设备标示齐全准确 2.4.13控制柜防火封堵完好 2.4.14控制柜接地可靠完好及接地电阻检测记录 2.4.15控制柜专用不间断电源(UPS)运维记录 2.4.16控制柜专用不间断电源(UPS)切换记录 2.4.17站内计算机监视系统网络切换试验记录 2.5风机控制系统就地设备检查 2.5.1设备应有挂牌和明显标志。操作开关、按钮、操作器及执行器应有明显的开关方向标志,操作灵活可靠 2.5.2风机塔筒内控制柜可靠接地,运行设备金属外壳框架与接地系统牢固可靠连接 2.5.3风机塔筒内控制柜安放牢固,底站密封,防小动物进入2.5.4主要的仪表及保护装置应有必要的防雨防冻措施2.5.5电缆(线)布线整齐,两端有规范清晰地标志牌2.5.6就地控制柜各被控设备电源独立设置金属 序号检 查 项 目检 查 方 法检查结果1监督管理 1.1组织机构、人员和职责见证正式发布的文件,并核实网络成员专业岗位是否满足要求1.2金属监督相关标准和技术文件检查现行文件目录,并见证纸质或电子版标准是否是正式有效版本1.3风力发电场金属技术监督实施细则见证正式发布的文件,1.4设备台帐及技术管理档案 1.4.1应逐台建立设备台帐和技术管理档案(含制造单位、主要零部件尺寸、材料牌号、数量、检查情况、修复更换情况等相关技术信息)检查档案文件夹和目录是否完整,文件夹内文件是否正常更新1.4.2监督范围内部件发现缺陷或失效时,应进行原因分析,并采取必要的措施预防失效事故的再次发生。查失效及缺陷管理台账、分析报告1.4.3风力发电机组金属监督范围内部件,在运行、检修期间的定期检查、维护工作,应按照DL/T741《风力发电场检修规程》的要求执行,并建立相应的记录。查阅检修记录1.4.4每项材料检测和焊缝质量检测均需按技术要求出具检测报告。检测报告应数据完整、适用标准准确,并且审核、签发手续齐全。查阅检验报告1.5监督报表、会议、总结培训查阅相关文件1.6外委工程管理外委项目是否有合同协议、人员设备管理、过程控制及验收记录2材料监督 2.1受监范围内的部件(备品、配件)应有相应的材料质量保证书(或合格证书),质保书应标明相应标准规定的材料牌号、化学成分、机械性能等相关数据;对有热处理和无损检测要求的部件,应随产品提供热处理和无损检测报告查材料备品库、质量证明文件2.2备品、配件入库前,应按照订货合同、协议和相关标准要求,对质保书、外观、尺寸和质量进行验收,并建立验收记录存档。资料数据不全或对材料质量有怀疑时,应进行资料补充或补充检验合格后,方可入库。查材料备品库、入库验收签证记录2.3受监范围内金属材料及备品备件应分类挂牌存放,并应采取必要的措施防止发生腐蚀、变形、损伤。查材料备品库3焊接质量监督 3.1风力机塔筒及附件、底盘、架空输电线路铁塔、特种设备等焊接工作,必须由取得国家授权的相关部门颁发的资格证书的人员担任,并且焊工焊接的钢材种类、焊接方法和焊接位置等均应与焊工本人考试合格的项目相符。查焊接检修记录3.2重要承载结构焊接施工需有焊接工艺卡和焊接作业指导书。查焊接质量管理文件3.3焊条、焊丝有制造厂合格证,对存放时间超过1年的焊条、焊丝进行抽样拆封检查。查焊材库、领用回收记录、检验报告4金属部件防腐监督 4.1应定期(每半年)检查塔身喷漆有无脱漆、腐蚀;陆地风力发电机组塔架等钢结构表面防腐蚀措施措施和质量检查,应符合GB/T19072《风力发电机组 塔架》的规定,防腐层表面应均匀,无起皮、漏涂、缝隙、气泡等缺陷;对海上风电场钢结构的腐蚀状况和防腐蚀效果,应按NB/T31006《海上风电场钢结构防腐蚀技术标准》的规定进行定期(周期为三个月)巡视检查。查设备台账、检查报告4.2风力发电场在钢结构防腐检查中发现油漆脱落和大面积腐蚀情况,应拍照记录,及时组织修复,对已生锈部位进行打磨处理,去除锈迹和油迹后参照 GB/T 31817 再采取重新补漆或其他修复措施。查检查报告、检修记录4.3升压站、输变电线路宏观检查内容包括杆塔、构架及重要紧固件、各类重要电力金具的表面缺陷、腐蚀情况,发现表面腐蚀,应及时更换或修复;风力发电场架空输电线路铁塔的防腐应满足 DL/T 1453、GB/T 2694 要求。查设备台账、检查报告5设备监督 5.1齿轮箱 5.1.1电厂应定期(每月)检查齿轮箱有无异常声音;定期(每年)检查齿轮及齿面有无断裂、点蚀和磨损;如齿轮有断裂情况时,应立即停机更换齿轮箱。查设备台账、检验报告5.1.2是否安装了大部件振动在线监测系统?座谈、查振动监测报告5.1.3运行 5 年及以上的风力发电机组主齿轮箱,每年应抽检 10-20%数量的齿轮箱做内窥镜检查;发现齿轮箱断齿、严重点蚀、严重磨损及轴承损坏时,应进行原因分析,必要时应要做失效分析。查设备台账、检验报告5.2叶片 5.2.1定期(每年)检查叶片表面有无裂纹、针孔、雷击迹象;叶片有裂纹时,应立即更换或进行修复处理。查设备台账、检验报告5.3轮毂 5.3.1定期(每年)检查轮毂表面有无裂纹和明显腐蚀查设备台账、检验报告5.4导流罩 5.4.1定期(每年)检查导流罩表面有无裂纹查设备台账、检验报告5.5主轴 5.5.1定期(每年)检查主轴部件有无裂纹、腐蚀、磨损查设备台账、检验报告5.6机械制动系统 5.6.1定期(每半年)检查制动盘是否存在松动、结构变形和表面裂纹等;定期(每年)检查制动块是否存在脱落或严重磨损情况查设备台账、检验报告5.7变桨系统 5.7.1液压变桨执行机构的检查包括变桨轴承严重漏油、磨损、卡涩和表面裂纹,变桨液压缸严重漏油,执行机构运行顺畅、无异响等查设备台账、检验报告5.7.2电动变桨执行机构的日常检查包括变桨轴承严重漏油、磨损、卡涩和表面裂纹,轮齿的严重磨损和裂纹等,变桨减速器检测等,执行机构运行顺畅、无异响等查设备台账、检验报告5.7.3对于出现变桨减速器和变桨轴承批量损坏以及变桨测试不符合要求的机组,风电企业应及时记录、查明原因,必要时进行失效分析,并制定运维和技改、维修方案,避免设备出现同类损坏,影响机组安全运行查设备台账、检验报告5.8偏航系统 5.8.1定期(每半年)检查偏航齿圈、齿牙有无损坏,转动是否自如查设备台账、检验报告5.9塔架、钢结构 5.9.1电厂应定期(每半年)检查塔门和塔壁焊缝有无裂纹,检查梯子、平台、电缆支架焊缝有无开裂。焊缝检查有裂纹时,应对该风机同类可见焊缝进行100%的目视检查,有疑问时,可采用磁粉、超声波方法进行检测,同时对裂纹部位及时安排修复处理。查设备台账、检验报告5.9.2投运超过5年的机组,是否根据常年风向统计规律对应力可能较大的部分塔筒对接焊缝和法兰焊缝进行针对性无损检测(如磁粉和超声检测)?查设备台账、检验报告5.10连接及紧固螺栓 5.10.1重要的紧固螺栓入库前需根据其产品质量标准进行硬度检测和无损探伤查设备台账、检验报告5.10.2螺栓连接应按照GB/T20319《风力发电机组 验收规范》,对螺栓表面锈蚀情况进行检查;查设备台账、检验报告5.10.3对预紧力有控制要求的螺栓连接,应检查其预紧力是否符合设计规定;采取随机抽检的方式进行预紧力检查,同一部位螺栓的抽检比例应不少于10%,但最少不低于5个。如发现预紧力偏差明显,应对该螺栓连接副全部更换,同时应对同一法兰面所有螺栓进行预紧力检查。如发生螺栓断裂情况,则应对同一法兰面螺栓连接副全部更换。查设备台账、检验报告5.10.4投运超过3年的机组,是否根据常年风向统计等一般规律对应力可能较大的部分螺栓进行针对性无损检测(如相控阵超声检测)?查设备台账、检验报告5.11其他 5.11.1升压站支柱瓷绝缘子应定期进行超声波检测查设备台账、检验报告5.11.2风电场遭遇台风、地震等极端天气或自然灾害时,应及时对风力发电机组塔架、紧固件和焊接件等金属部件及时进行状态检查,对发生损坏的金属部件进行及时抢修和更换查设备台账、检验报告 PAGE 25