电站涉网安全检查.doc

电站涉网安全大检查检查表检查项目检查内容检查方法检查结果及整改意见1、安全管理安全生产责任制度并网发电厂应建立、健全且认真落实企业主要负责人、安全生产管理人员、有权接受调度指令的运行值班人员及电气运行岗位人员等与并网安全运行相关的主要人员安全生产责任制。查阅管理制度和文档资料；实际抽查主要岗位人员3-5人。安全监督管理机构设有健全的安全监督管理机构，人员素质和数量以及专业配备等方面，应满足职责要求。查阅有关文件、资料。有关涉网安全规定、规章制度落实并网发电厂应认真执行上级管理部门有关涉网安全规定、规章制度等要求（如电力监管机构，电力调度机构等）。查阅有关文件、资料。安全管理并网发电厂应有健全的三级安全网，并定期正常开展活动；建立健全安全检查、考核制度，定期或不定期开展安全活动，组织安全检查，对发现的安全隐患及时制定并落实整改计划；每年度应保证必要的安全资金投入及有效实施。查阅文档资料及实际抽查；查阅年度安全资金的投入计划及执行情况。现场运行与检修规程现场运行设备必须有满足安全运行的运行检修规程、规范；规程的编制和审批符合要求。查阅运行规程和检修规程。反事故措施针对并网发电厂可能发生的事故、重要设备隐患及重大安全隐患，制定人身伤亡、火灾、电气误操作、发电机损坏、继电保护事故、开关设备事故、接地网事故、污闪、全厂停电反事故措施。查阅文档资料及落实情况，实际核查。制定应急预案、黑启动方案针对并网发电厂可能发生的事故、重要设备隐患及重大安全隐患，制定全厂停电事故、发电机着火事故、大型变压器着火事故、电厂调度自动化突发事件等相应应急预案，具有黑启动能力的发电厂，应制定黑启动方案；是否有机组原因引发功率振荡的处理预案。查阅事故应急预案的文档资料及落实情况。两票三制管理现场运行必须符合电力系统安全管理规定的“两票三制”制度（即：工作票制度、操作票制度、交接班制度、设备巡回检查制度、设备定期轮换试验制度）。现场查评，查阅有关资料。主要部件1、定、转子绕组的固定良好，定子端部固定结构件、定子铁芯、转子磁极等紧固良好，无局部过热等问题；2、护环、风扇、滑环和转子锻件等旋转部件无裂纹、位移、腐蚀或过热等异常问题；3、发电机转子不存在接地或匝间短路，如存在问题，已作出明确处理规定。4、汽轮机、锅炉以及主要辅机健康状态良好。查阅检修记录、缺陷记录、金属检验报告、检查监造报告、出厂质量合格证和现场检查。运行状况1、绕组、铁芯、集电环、冷却气体、内冷却水和冷却器冷却水等运行温度正常；2、火力发电机组能适应系统调峰要求，水轮发电机能适应系统中调峰、调频和开停机频繁运行的要求；3、轴承等各部位的振动合格，各轴承的运行温度在允许范围内；4、发电机组主要电气监视仪表齐全，指示值及对应关系正常；发电机定、转子绝缘监视信号装置正常。5、无影响安全运行的其它隐患。查阅运行日志、缺陷记录、设备巡视检查记录并现场检查等主要部件1、有载调压开关的触头接触良好，有载开关及操作机构无重要缺陷，有载开关与变压器本体间无渗漏油现象，能按规定滤油、检查、检修； 2、冷却系统有能自动切换的两个及以上独立电源；冷却器自控装置正常，能按负荷或油温自动投切冷却器；3、铁芯及夹件无多点接地故障。查阅产品说明书、设计资料、监造报告、缺陷记录、检修记录和现场检查等。运行状况1、变压器上层油温不超出规定值，高压套管及油枕的油位正常，外绝缘良好；2、变压器高、低压套管接头无发热现象；3、变压器本体、散热器及套管无渗漏油现象；4、呼吸器工作情况良好；5、变压器的冷却系统不存在（如潜油泵、风扇等）缺陷；6、干式电抗器运行正常，无开裂、放电痕迹，有良好的防雨等措施；7、防止火灾蔓延的措施（如排油系统、防火隔离墙、灭火设施等）完好。查阅运行记录、缺陷记录并现场检查等。4、断路器和隔离开关主要部件1、断路器、组合电器(GIS)和隔离开关操作机构动作灵活、无卡涩；2、隔离开关闭锁装置可靠、齐全；3、隔离开关的接地刀闸与主刀闸间的机械闭锁经常保持完好。查阅检修记录、台帐和现场检查。运行状况1、隔离开关触头无严重过热现象；2、隔离开关满足开断母线电容电流能力；3、组合电器(GIS)不存在威胁安全运行(如触头严重发热,微水超标，断路器拒分、拒合、偷跳，SF6系统泄漏严重，分、合闸电磁铁的动作电压偏高等）的重要缺陷。查阅运行记录、检修记录、缺陷记录和现场检查。5、其他高压电气设备主要部件1、耦合电容器不存在渗漏油现象，无严重缺陷；2、阻波器内元件完好，安装于支架上的支承式阻波器绝缘子爬电比距符合环境污秽等级要求,悬挂式阻波器有防止摆动的有效措施；3、电缆头（接头）完好、清洁、无漏油，无溢胶、放电和发热等现象；4、互感器外绝缘符合环境污秽等级要求，或采取有效防污闪措施（如加伞裙或涂RTV等）；5、升压站无功补偿设备配置符合规定，按规定正常投运。查阅检修记录、台帐和现场检查。运行状况1、耦合电容器电容量变化不超过允许值；2、阻波器载流容量符合要求，阻波器本体及引线接头无发热超温现象，引线无散股和断股现象；3、互感器绝缘状况符合规定，无渗漏油现象。检查试验记录和现场检查。6、厂用电系统主要部件机组应按要求配备容量适当的柴油发电机。UPS系统电源及重要的控制系统（如DCS、NCS等）使用直流电源或交流不停电电源，电源装置良好并满足使用要求。查阅设备安装图纸、安装记录和现场检查等。运行状况1、UPS运行方式、运行操作、运行监视及维护检查符合运行规程要求；2、柴油发电机应定期试运行，并处于良好状态。查阅资料和现场检查。7、防雷和接地主要部件1、避雷针(线)的直击雷保护范围满足所有被保护的设备、设施的要求； 2、雷电侵入波的保护能满足厂内所有被保护电气设备的要求；3、接地（包括设备接地引线）引下线的导体截面热稳定容量满足行业标准要求； 4、接地扁钢及搭接应符合规定的要求，设备与接地连接处应焊接牢固，所有框架、构件和支柱接地体应两点接地。查阅资料、设备安装图纸、安装记录和现场检查等。运行状况1、避雷器应正常投入运行；2、应定期检查避雷器的在线监测装置运行情况；3、外绝缘良好，主接线无过热现象。查阅资料和现场检查。8、防污闪主要部件1、设备(含棒型绝缘子及悬式绝缘子串) 外绝缘符合环境污秽等级要求或采取了有效防污闪措施(如加伞裙或涂RTV等)；2、220kV开关断口外绝缘应不小于1.15倍相对地外绝缘,500kV应不小于1.2倍相对地外绝缘；3、升压站所有电气设备、母线外绝缘的泄漏比距满足要求。查阅试验单位检验报告和厂家技术报告。运行状况按规定对绝缘子进行外观检查，不应有裂纹和绝缘降低情况发生。查阅运行记录和现场检查。9、脱硫系统主要部件脱硫岛主要设备及辅助设备状况。查阅资料和现场检查。运行状况1、脱硫效率及投运率指标情况；2、取消旁路挡板后提高脱硫系统可靠运行的措施。查阅资料和现场检查。10、继电保护主要部件1、继电保护装置屏柜、户外端子箱、二次电缆及元器件标识清晰规范，调度命名及压板名称标识清晰规范，符合安全要求；静态微机保护二次抗干扰接地铜排应符合要求；2、单机容量为200MW及以上的发电机变压器组应装设专用故障记录装置；3、继电保护装置应配备必要且保管良好的备品备件；4、厂用电部分（低压）保护与备自投的配合应合理。查阅调试报告、现场查看运行状况1、线路快速保护、母差保护投入率100%； 2、故障录波完好率100%；3、安全接地、屏蔽接地、跳闸中间继电器、二次回路等满足有关规程及反措要求； 4、防止电厂继电保护不正确动作的若干反事故措施以及本年度其他反措落实情况； 5、保护现场运行规程完整、有效；6、无超期定检的设备。超期服役的220kV及以上保护设备和可能导致跳机的发变组、辅机保护距离上次定检时间应小于一年；7、按要求开展防范电网安全风险继电保护专业重点措施；8、定值执行记录完整，完成全厂的定值核查，定值、压板执行正确无误；9、现场工作的规范性、安全性检查；10、已投运保信子站运行正常。查阅相关文件及现场查看11、安全自动装置主要部件1、涉网安全自动装置的配置应符合国家和电力行业标准，满足电网安全稳定控制要求；2、新建、改（扩）建安全自动装置应严格按照中国南方电网安全稳定控制系统入网管理及试验规定（试行）要求进行技术把关和选型，做好出厂验收、现场联调、挂网试运行等手续；3、安全自动装置屏柜、户外端子箱、二次电缆及屏柜上的元器件标志清晰规范，现场接线、回路标示、压板标签应满足要求；4、安自装置CT二次回路及端子、直流电源、通信通道、主辅运闭锁状态应满足要求；5、装置定值和压板投退是否与调度的最新定值单一致；元件参数中CT变比是否与现场相符。6、投退状态是否与中调要求一致；7、装置异常或缺陷记录、消缺情况、反措落实、定检情况以及人员培训情况等，是否做好跟踪记录；8、现场运行规程是否齐备。1、查阅有关图纸、资料、台帐、规程和规定、装置检验、测试等报告和记录，检查质量把关情况包括：装置履行出厂验收、现场联调、挂网试运行等手续；2、现场设备检查、定值检查。运行状况1、安全自动装置投入率100%；2、安全自动装置定检及反措执行率100%。查阅相关文件及现场检查12、调度自动化系统主要部件1、自动化设备（包括RTU、变送器、远动工作站、电量采集装置、AVC装置、PMU等）、二次系统安全防护设备应选用经过具有资质的质检部门检验合格的产品；2、监控系统（RTU）远动双通道正常运行，双机重启及切换不漏发、重发数据，不产生数据跳变及误遥信；3、监控系统单点故障隐患排查，并制定相应风险防范措施；4、厂站自动化系统验收资料的完整性，检查验收、试验报告。核实遥测数据误差（少于0.2%）、测控防抖时间（不大于20ms）等参数，检查雪崩试验、全站失压等项目检验情况；5、自动化设备与通信设备通信线路间应加装防雷（强）电击装置，与其他设备连接通信（进行信息传递以及实施遥控等功能）应稳定可靠，要有可靠的安全隔离设施（如光隔）；6、自动化设备应有可靠的接地系统，运行设备金属外壳、框架应与接地系统牢固可靠连接；7、满足南方电网调度自动化系统不间断电源配置规范（Q/CSG115001-2012）要求。自动化设备的供电电源应采取分路独立开关或熔断器，应配备专用的不间断电源装置（UPS）或使用站内直流电源供电，不间断电源单机负荷不能超过50，不间断电源蓄电池的容量应至少满足交流电源消失后，持续供电2小时的要求；8、变电站自动化系统备份管理及备份，尤其注意远动装置、监控后台、监控交换机、二次安全防护设备、规约转换器等设备的备份完整性；9、基础数据和台账、自动化运行资料的完整性、规范性，以及与实际系统一致性，如系统网络拓扑结构图、UPS供电接线图、测控屏、远动屏等配屏图、端子排图与实际系统是否一致等；10、厂站设备标识规范清晰，且标识与实物一致；11、制定设备备品备件储备清单，购置必要的备品备件，备品备件要有专用的地方集中存放，必须使用专用的防潮、防尘、防静电的包装箱、盒或袋，并应分类、定位放置；12、自动化应急预案（主站、厂站及运行环境）的完整性、规范性和有效性。按照中国南方电网调度自动化系统运行管理规定编制预案最小集合；13、定期开展应急预案培训及演练，有演练记录和演练总结；14、查看安全防护拓扑图，边界是否清晰，是否按要求部署相应安全防护装置；安全防护设备配置备份检查，备份周期和备份文件保存方式，现场检查运维人员是否具备配置备份技能；15、自动化设备的运行必须满足二次系统安全防护以及信息安全的要求，应根据实际需要对系统、设备进行软件版本升级，及时安装必要的系统安全补丁；16、生产控制大区和管理信息大区网络边界应部署电力专用横向隔离装置，不存在网络直接互联节点；17、控制区与调度数据网边界应部署电力专用纵向加密认证装置；非控制区与调度数据网边界应部署硬件防护墙；严格禁止生产控制大区与外部公网或企业其他业务数据网互联；纵向加密装置启用密文传输；纵向加密装置配置的访问控制策略应严格有效；18、生产控制大区部署统一的防病毒系统或有其它防病毒措施。查阅自动化设备（包括RTU、变送器、远动工作站、电量采集装置、AVC装置、PMU、二次安全防护设备等）技术资料、设备调试、验收、检修及缺陷处理记录、设备日常巡视自动化信息表、系统接线图、设备屏盘接地布置图，现场检查设备配置及各项功能。运行状况RTU、远动工作站可用率(月)99.995%；遥测月度合格率98%；遥信月度合格率100%；遥控、遥调成功率100%；电能量远方采集装置可用率99% ；PMU可用率(月)95%查阅运行日志、统计资料。13、调度通信系统主要部件1、并网发用电企业应设通信运行维护专职人员，电厂至电力调度机构须至少具有两条独立通信路由；500kV线路主保护两个通道、220kV两套主保护通道、稳控AB通道应采用端到端完全独立的通信通道；调度自动化、电能计量应采用专线和调度数据网两种端到端独立路由的通信方式传送；调度电话应具备本地专线（地调专线）及外线等2种方式；2、并网光通信设备及PCM设备需纳入电网统一网管；光通信设备交叉板、电源板按1+1配置，2M业务板按1：N保护配置；PCM设备的交叉板、电源板按1+1配置；具备双路电源输入的通信设备由两套通信直流电源分别供电。3、电厂应接入调度数据网和调度生产管理信息业务网；调度数据网应符合国家电力监管委员会电力二次系统安全防护规定第5号令要求并纳入电网统一网管，具备两套调度数据网设备及两条独立路由上联链路；调度数据网设备应采用不间断电源（含通信电源）供电，禁止直接采用市电；两套调度数据网设备应由两组不间断电源（含通信电源）供电。4、电厂必须安装满足容量配置要求的双重化通信电源；两套通信电源彼此独立运行；传输继电保护、稳控等业务的通信设备，必须按照业务双重化的要求由通信电源供电。高频开关电源通过熔断器等保护装置与蓄电池组相连。熔断器与蓄电池组之间禁止接负载。每套高频开关电源通过熔断器等保护装置与配电柜互联，两组通信电源的直流输出母线禁止并联运行。交流输入异常、直流母线电压异常、充电装置异常等告警信息应及时传至监控中心和值班人员。5、通信设备、线缆及各类配线端口应有规范清晰的标识，同一业务通道在各配线端标识应与业务端标识完全一致。6、电厂应具备符合模版要求的完整通信运行资料，且图实相符。电厂应建立各类设备及业务通道巡检、定检制度，相关记录规范完整。7、机房温度在1528之间，湿度3070%之间；有事故照明；机房整洁；布线合理。查阅调度记录、竣工资料、通信系统接线图，现场检查。运行状况1、各类调度电话配备齐全并工作正常，运行值班人员熟悉使用方法；2、通信设备运行正常，要求设备无缺陷运行；3、通信传输设备、调度数据网设备纳入所接入网络的网管监控；4、生产实时控制业务通信通道平均中断时间20分钟；调度电话保障率=100%；紧急缺陷消缺率=100%；信息业务节点平均中断时间25分钟。查现场设备状况、查网管监控状况、查阅调度统计资料、现场统计资料。14、设备直流系统主要部件1、直流系统接线方式、设备选型、保护与监控设备、电缆设计符合相关规程和反措的要求；2、铅酸蓄电池的极板无弯曲、脱落、硫化、极柱腐蚀等缺陷，碱性蓄电池无爬碱现象；3、蓄电池室的通风、室温、防火、防爆、防震措施符合有关规定。查阅相关文档资料、图纸，现场实际检查。运行状况1、直流母线电压应保持在规定范围内，电压监察装置应能投入正常运行、测量正确；2、直流系统对地绝缘状况良好，绝缘监察装置能投入正常运行、测量正确；3、直流系统设备配置的测量仪表精度应符合要求。查阅运行记录、现场测试，现场设备检查。15、励磁系统主要部件1、励磁调节器工作稳定、精确性好，稳态增益满足国家标准。励磁系统顶值电压、动态放大倍数和电压响应比符合国家标准；2、按照电网要求配置电力系统稳定器（PSS），并按计划开展了PSS试验；3、二次回路、监视回路、信号回路应正确、完整、可靠；4、自动励磁调节器应在软件和硬件上配置有必要的模拟量测量口以及模拟量信号输入口或者具备其他的相应手段，以便用户测量PSS频率特性和进行励磁系统参数实测工作；5、励磁调节装置的各通道间应实现自动跟踪，任一通道故障时均能发出信号，运行的通道故障时能自动切换，通道的切换不应造成发电机无功功率的明显波动；6、整流柜具有冗余或足够备用，均流均压系数应满足规程规定要求；7、PSS定值和投退状态是否与按中调要求执行；8、PSS信号是否已接入EMS；9、现场运行管理制度是否已制定。查阅资料、查阅运行记录和现场观测。运行状况1、应保证自动励磁调节器投入率不低于99%；2、中调已下达PSS定值单的机组投运率达100；3、因励磁系统故障引起的发电机强迫停运次数不大于0.25次/年，励磁系统强行切除率不大于0.1%。查阅运行记录、试验报告。16、调速系统主要部件1、OPC功能正常可靠，定值符合电力系统特性并满足系统控制要求；2、采用电液调速系统(DEH)的机组须设计一次调频功能，一次调频量须采取将频差信号叠加在汽轮机调速汽门指令处的设计方法。采用分散控制系统(DCS)，具有机组协调控制和自动发电控制 (AGC)功能的机组，应在DCS中设计频率校正回路，即当机组工作在机组协调或AGC方式时，由DEH、DCS共同完成一次调频功能。如采取其它形式的设计方法，也应满足各项技术指标要求。3、建立AGC运行清册（含监控系统或DCS拓扑结构图、AGC控制逻辑及动作原理图、AGC相关配置参数表、AGC安全策略表、AGC运行规程和操作规范）。现场查阅资料，检查电厂DCS系统逻辑和试验报告，相关定值。运行状况1、转速自动调节控制系统、一次调频、机组AGC系统的完好率应达到100%；2、300MW及以上容量机组的投入率应大于90%；300MW以下容量机组的投入率应大于85%。查阅运行记录、自动调节系统投入率统计表及现场抽查。17、AGC、AVC（针对AVC子站）主要部件1、AGC(AVC)装置功能正常，定值符合电力系统特性并满足系统控制要求。2、AGC(AVC)装置至调节系统、至（AGC）AVC主站、至监控系统通信通道正常。3、AGC(AVC)装置上、下位机间通信正常。4、装置投退符合要求。 查阅资料、查阅运行记录和现场观测。运行状况投运率满足相关调度机构的要求。查阅运行记录。18、反事故措施落实电网反事故措施落实情况关于印发（调度方式201222号）中相关措施落实情况；查阅资料和有关文件关于加强云南电网风电场低电压穿越能力管理工作的通知（调度方式201231号）相关措施落实情况查阅资料和有关文件关于开展220kV及110kV系统电流互感器校核工作及明确防范饱和风险有关要求的通知（调继201118号）有关要求落实情况查阅资料和有关文件19、2012年防范电网运行安全风险重点措施落实2012年防范电网运行安全风险重点措施落实情况2012年云南电网各级调度要求的需重点推进的保护、通信、自动化反措和重点工作落实情况查阅资料和有关文件云南电网及各地区电网2012年防范电网运行安全风险重点措施查阅资料和有关文件