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发电厂涉网安全大检查检查表0


调发〔2013〕7 号附件

发电厂涉网安全大检查检查表
检查项目 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 查 阅管理 制度和文 档资 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 料;实际抽查主要岗位人 生产责任制。 员 3-5 人。 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 查阅有关文件、资料。 求。

检查内容

检查方法

检查结果及整改意见

安全监督管 理机构 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 查阅有关文件、资料。 管机构,电力调度机构等) 。 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 查 阅文档 资料及实 际抽 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 查;查阅年度安全资金的 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。 投入计划及执行情况。 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 查 阅运行 规程和检 修规 求。 程。

安全管理

现场运行与 检修规程

检查项目
反事故措施

检查内容

检查方法

检查结果及整改意见

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 查 阅文档 资料及落 实情 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、 况,实际核查。 全厂停电反事故措施。 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, 查 阅事故 应急预案 的文 具有黑启动能力的发电厂,应制定黑启动方案; 档资料及落实情况。 是否有机组原因引发功率振荡的处理预案。 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 现 场查评 ,查阅有 关资 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) 。 料。

制定应急预 案、黑启动 方案 两票三制管 理

2、发电机组
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。 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。

主要部件

运行状况

查 阅运行 日志、缺 陷记 录、设备巡视检查记录并 现场检查等

3、变压器和并联高压电抗器

检查项目

检查内容

检查方法

检查结果及整改意见

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; 查阅产品说明书、设计资 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 料、 监造报告、 缺陷记录、 或油温自动投切冷却器; 检修记录和现场检查等。 3、铁芯及夹件无多点接地故障。 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。

运行状况

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
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。 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。 查阅检修记录、台帐和现 场检查。

主要部件

运行状况

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

检查项目

检查内容
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。

检查方法

检查结果及整改意见

主要部件

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 检查试验记录和现场检 和断股现象; 查。 3、互感器绝缘状况符合规定,无渗漏油现象。

6、厂用电系统
主要部件 运行状况 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、 查阅设备安装图纸、 安装 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。 记录和现场检查等。 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、脱硫系统
主要部件 运行状况 脱硫岛主要设备及辅助设备状况。 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。 查阅资料和现场检查。

8、继电保护

检查项目

检查内容
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。

检查方法

检查结果及整改意见

主要部件

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; 查阅相关文件及现场查 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、 看 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。

9、安全自动装置

检查项目

检查内容
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、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%。

检查方法

检查结果及整改意见

主要部件

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

查阅相关文件及现场检 查

10、调度自动化系统

检查项目

检查内容
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

检查方法

检查结果及整改意见

主要部件

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。

检查项目

检查内容
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。 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%

检查方法

检查结果及整改意见

运行状况

查 阅运行 日志、统 计资 料。

11、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 查 阅调度 记录、竣 工资 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 料、通信系统接线图,现 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 场检查。

检查项目

检查内容
两种端到端独立路由的通信方式传送;调度电话应具备中调专线、本地专线(地调专 线)及外线等三种方式; 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 15~28℃之间,湿度 30~70%之间;有事故照明;机房整洁;布线合 理。

检查方法

检查结果及整改意见

检查项目

检查内容
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。

检查方法
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。

检查结果及整改意见

运行状况

12、设备直流系统
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。

主要部件

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; 查 阅运行 记录、现 场测 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; 试,现场设备检查。 3、直流系统设备配置的测量仪表精度应符合要求。

13、励磁系统

检查项目

检查内容

检查方法

检查结果及整改意见

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 查阅资料、查阅运行记录 工作; 和现场观测。 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。

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。

14、调速系统

检查项目

检查内容

检查方法

检查结果及整改意见

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 现场查阅资料, 检查电厂 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 DCS 系统逻辑和试验报 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 告,相关定值。 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)。 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。

运行状况

15、AGC、AVC(针对 AVC 子站)
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。 投运率满足相关调度机构的要求。 查阅资料、查阅运行记录 和现场观测。 查阅运行记录。

主要部件

运行状况

16、反事故措施落实
反事故措施 落实情况 《关于开展电厂低压系统问题检查整改的通知》 (调继〔2012〕21 号)有关要求落实 情况 《关于开展国电南自 PSX 系列远动装置反措的通知》 (调自〔2012〕3 号)有关要求 落实情况 查阅资料和有关文件 查阅资料和有关文件

17、2012 年防范电网运行安全风险重点措施落实

检查项目

检查内容
2013 年需重点推进的保护、通信、自动化反措和重点工作(见《南方电网 2013 年运 行方式》中表 13-6)落实情况 《南方电网 2012 年运行方式》39 项重点工作中需特维防拒动的开关特维情况。 (铜 鼓电厂、桥口电厂的 500kV 开关)

检查方法
查阅资料和有关文件 查阅资料、文件,现场检 查 查阅资料、文件,现场检 查 查阅资料、文件,现场检 查 查阅资料、文件,现场检 查 查阅资料和有关文件

检查结果及整改意见

2012 年防范 电网运行安 全风险重点 措施落实情 况

《南方电网 2013 年运行方式》39 项重点工作中加强现场作业风险控制要求,杜绝广 蓄、惠蓄、岭澳核电、沙角 B 厂、沙角 C 厂发生站内设备短路故障,严防上述厂站出 线发生相间及三相短路,避免单相短路 《南方电网 2013 年运行方式》39 项重点工作中需特维防跳闸的主变特维情况。 (大 朝山电厂#7 联变) 对小湾、金安桥、构皮滩、思林、沙陀、柘林 B、海门、红海湾、靖海、铜鼓 B、铜 鼓 C、景洪、糯扎渡电厂、阿海、龙开口、东方电厂、海口电厂、海口新厂、黔西电 厂、溪洛渡电厂稳控装置及二次回路实施特殊运行维护,防止误动,杜绝拒动 省(区)电网 2013 年防范电网运行安全风险重点措施


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