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内蒙古电力工业技术监督管理考评办法陈华桂胡62017-05-12t06:57:00z2022-05-05t07:32:55z15943316703181401434018408142052-11.1.0.11636205cd953b8744025b50a032371b6a049

2022年江苏省发电企业技术监督检查大纲（光伏版）

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-

8前言

光伏版涉及专业：绝缘、继电保护、电能质量、电测、热控、金属

。page page \* mergeformat 3绝缘

序号

检查项目

检查方法

检查结果

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。

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。

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。

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。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。

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d

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，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。

5.2.

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，是否按规定周期期完成压力释放器校验及其二次回路试验

。

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）。

继电保护

序号

检查项目

检查方法

检查结果

监督管理

1.1

应建立健全继电保护技术监督管理制度，设置继电保护技术监督专责人。

1.2

各级成员岗位职责明确、落实到人，技术监督工作开展正常。

1.3

应编制符合本单位实际情况的《继电保护及安全自动装置监督管理标准》。

1.4

应建立继电保护监督支持性管理文件如：《继电保护试验仪器、仪表管理规定》、《继电保护及安全自动装置定值管理规定》、《继电保护图纸管理规定》、《继电保护及安全自动装置检验管理规定》等管理规定。

运行管理

2.1

应及时修订继电保护专业运行检修规程，在工作中严格执行安全技术措施。

2.2

设备命名规范，与调度下发标准名称一致；电厂自行命名的设备应符合dl/t1624-2016《电力系统厂站和主设备命名规范》的相关要求。

2.3

现场应有完善的缺陷管理制度，缺陷定义准确，消缺及时并有完整的记录。

2.4

根据运行设备的缺陷记录、校验参数对比，运行期限及相关规定，制定继电保护技术改造计划并落实实施。

2.5

保护室温湿度应满足继电保护及安全自动装置运行要求，并将管理制度列入现场运行管理规定。

2.6

各厂站网控、保护室、电缆层应在显著位置张贴禁止无线通话设备的标志。

2.7

保护屏、压板、光字牌名称符合规范；术语、压板、把手、屏正面继电器标示清晰，均应设置恰当的标识，方便辨识和运行维护；电缆铭牌标示清晰；封堵严密整洁；装置压板、切换开关的投退情况应符合调度命令和现场运行规程的规定。

2.8

二次回路的端子、连片外观应保持良好；接线工艺应符合要求；端子箱门密封应严紧，封堵应严密；加热、除湿装置运行应正常；现场无积灰、无积水和无严重锈蚀情况。

2.9

继电保护技术监督活动正常并有记录，定期编制月报上报调度及技术监督管理单位。

2.10

数字式故障录波器应具备故障数据信息上传功能，有专用联网通道并有维护制度，

220

千伏厂站内的故障录波器应接入各地调故录联网系统分站。

2.11

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。

2.12

发电厂涉网设备应配置统一的时间同步装置，主时钟应采用双机冗余配置（采用以北斗卫星对时为主、

gps

对时为辅的单向授时方式）。

2.13

在运行线路保护上进行保护定值修改前，应制定防止保护不正确动作的有效措施，并做好事故预想。

2.14

保护装置发生动作或者异常情况后，应有详细的事故记录，内容包括若保护动作应有动作分析报告，异常应有缺陷闭环处理情况。

2.15

继电保护及安全自动装置运行时外观外观应正常（包括装置告警信号灯不亮、运行指示灯正常、液晶显示及信息报文正确）。

2.16

保护信息子站应与各保护装置通信正常，信息上传正确；保护信息子站应接入数据网，与调度主站通讯应正常。

保护配置

3.1

220kv

及以上电压等级线路纵联保护的通道（含光纤、微波、载波等通道及加工设备和供电电源等）远方跳闸及就地判别装置应遵循相互独立的原则按双重化配置。

3.2

220kv

及以上电压等级变电站的母线保护应按双重化配置。

3.3

220kv及以上电压等级的线路、变压器、高抗等设备微机保护应按双重化配置。每套保护均应含有完整的主、后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态，并能作用于跳闸或给出信号。双重化配置的保护装置应采用不同生产厂家的产品。

3.4

变压器宜配置单套非电量保护，应作用于断路器的两个跳圈，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（直流空气小开关及其直流电源监视回路）和出口跳闸回路，且与电气量完全分开。

3.5

非电量保护及动作后不能随故障消失而立即返回的保护（只能靠手动复位或延时返回）不应启动失灵保护。

3.6

220kv

及以上厂站配置两组独立的直流蓄电池供电电源。电厂升压站直流系统与机组直流系统应相互独立。直流熔断器或开关应满足上下级配合关系。新安装阀控密封蓄电池组，投运后每

年应进行一次核对性充放电试验，投运

年后应每年进行一次核对性充放电试验。

3.7

主设备的断路器失灵保护是否已按反措要求配置并投入运行；场站的高压侧断路器三相位置不一致保护应启动失灵保护。

3.8

作用于直跳回路的非电量保护，启动功率应大于

，动作电压在额定直流电源电压

55%~70%

范围内，额定直流电源电压下动作时间为

10ms~35ms

。

3.9

变压器非电量保护重瓦斯应由继电器直接重动跳闸，其余非电量宜作用于信号。

3.10

220

千伏及以上系统中变压器差动保护、母线差动保护、线路纵联差动保护等各侧配置的

类型、变比、传变特性应满足保护相关要求，系统最大短路电流不应超出

的工作范围。

3.11

根据《变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范》的有关要求，应在发变组保护配置中取消启动通风回路，按负荷启动通风回路在主变控制箱中实现。

3.12

光伏发电站的关键信号应接入

pmu

装置或其他监测装置。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。

二次回路

4.1

控制、保护直流熔断器分开。两套主保护分别经专用熔断器由不同直流母线供电。

4.2

两套主保护应分别取自电压互感器和电流互感器独立的二次绕组，并分别对应同一个开关的两个跳闸线圈。

4.3

非电量保护与电气量保护直流电源应相互独立。

4.4

跳闸压板的开口端应装在上方，接到断路器的跳闸回路。

4.5

保护的电流互感器、电压互感器二次安全接地是否符合《国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施（修订版）》（国家电网设备

[2018]979

号）和国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全

[2014]161

号文）的有关条款。

4.6

正、负电源之间及电源与跳（合）闸之间应适当隔离。

4.7

保护装置的箱体，必须经试验确证接地

(

应小于

0.5

欧

)

，保护屏柜及门体应可靠接地。

4.8

电流互感器的二次绕组及回路，必须且只能有一个接地点。来自同一电流互感器二次绕组的三相电流线及其中性线必须置于同一根二次电缆。

4.9

公用电压互感器的二次回路只允许在控制室内有一点接地，为保证接地可靠，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。来自同一电压互感器二次绕组的三相电压线及其中性线必须置于同一根二次电缆，不得与其他电缆共用。来自电压互感器开口三角绕组的两根引入线应使用独立的一根二次电缆。

4.10

差动保护在投入前需测相位及中性线不平衡电流。

4.11

交流回路与直流回路不能共用一根电缆。

4.12

主变压器、电抗器上的瓦斯继电器应装防雨罩，安装应结实牢固且应罩住电缆穿线孔。

4.13

新投入或经变更的电流、电压回路是否按规定进行定相、核相、带负荷试验和二次回路正确性检查。

4.14

操作、信号及二次回路的绝缘是否符合规程规定的要求。

4.15

建议对于新安装的屏柜使用钳形电流表检查流过保护二次电缆屏蔽层的电流，以确定

100mm2

铜排达到有效抗干扰的作用，如检测不到电流，应检查屏蔽层是否良好接地。

4.16

建议对于新安装的屏柜使用钳形电流表检查流过保护二次电缆屏蔽层的电流，以确定

100mm2

铜排达到有效抗干扰的作用，如检测不到电流，应检查屏蔽层是否良好接地。

4.17

直流系统对地绝缘是否良好。

4.18

蓄电池是否进行过带重负荷试验；蓄电池电解液比重、液位、室温是否处于正常范围。

4.19

浮充装置稳流、稳压功能是否正常；精度、纹波系数是否满足要求；限流功能是否正常。

4.20

直流系统各级保险定值是否有专人管理；是否满足选择性动作要求。

4.21

是否编制直流熔断器一览表，并备有现场需要的各种型号、容量的熔件。

4.22

是否装设直流接地选线装置，运行是否正常；发生直流一点接地时，是否及时检查，及时处理。

4.23

新建或改造的变电所，直流系统绝缘监测装置，应具备交流窜直流故障的测记和报警功能。原有的直流系统绝缘监测装置，应逐步进行改造，使其具备交流窜直流故障的测记和报警功能。新投入或改造后的直流电源系统绝缘检测装置，不应采用交流注入法测量绝缘状态，应逐步更换为直流原理的直流电源系统绝缘检测装置。

4.24

新、扩建或改造的变电所直流系统用断路器应采用具有自动脱扣功能的直流断路器，严禁使用普通交流断路器。

4.25

使用开关本体三相不一致保护，三相不一致时间应按照调度整定要求进行校验。与线路相关的断路器，三相不一致保护动作时间按可靠躲单相重合闸时间整定，统一取2.5s。只与发变组相关的断路器三相不一致保护时间可整定为0.5s。

4.26

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。

4.27

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。

4.28

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。

校验管理

5.1

是否制定本单位继电保护标准校验规程及报告。

5.2

继电保护校验是否存在着超周期现象。

5.3

继电保护校验报告是否齐全有无漏项。

5.4

是否制定继电保护工作标准安全措施票并认真执行。

5.5

继电保护图纸应图实一致，有齐全完整的竣工图纸（含设计变更），并做到

cad

电子文档化管理。

5.6

继电保护试验仪配置及管理是否符合技术监督要求，是否定期校验。

5.7

备品备件有管理制度，是否齐全。

5.8

应制订符合现场实际的熔断器整定配置图，是否定期校核熔断器（直流小开关）。

5.9

是否有年度、月度检修计划，是否按检修计划或上级调度部门的要求进行检验工作。

5.10

保护装置发生不正确动作行为后，是否有详细的检查试验方案，是否有分析报告，是否有合理的试验结论。

5.11

是否已按《国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施（修订版）》（国家电网设备

[2018]979

号）以及国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全

[2014]161

号文）执行反措整改工作。

5.12

是否定期检查已执行反措仍然完好、有效。

5.13

是否按要求执行检验规程。

5.14

是否执行检修文件包制度。

5.15

是否定期进行

ups

系统的维护与检测工作，如直流电源、风扇、逆变器及静态开关等需要重点检查；

ups

负载应在

70%

左右，

1000mw

机组负载电源应双套配置，其余机组应依据热工专业要求进行配置。

5.16

电流互感器的试验数据（如如变比、伏安特性、极性、直流电阻及

10%

误差计算等）是否完整。

保护软件版本管理

6.1

制定微机保护软件版本管理办法。

6.2

现场保护装置软件版本是否符合调度相关部门要求。

6.3

建立微机保护软件档案，包括保护型号，制造厂家，保护说明书、软件版本（版本号、校验码、程序生成时间）、保护厂家的软件升级申请等。

定值管理

7.1

继电保护定值管理制度是否健全。

7.2

场站保护是否按整定导则进行整定计算，与系统保护配合。相关定值按规定报调度部门备案，提供主要电气设备保护整定计算书。

7.3

参与机网协调的机组保护应严格按电网调度部门规定的参数、整定及技术原则执行。

7.4

并网电厂应根据《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（

dl/t684-2012

）的规定、电网运行情况和主设备技术条件，认真校核涉网保护与电网保护的整定配合关系，并根据调度部门的要求，做好每年度对所辖设备的整定值进行全面复算和校核工作。当电网结构、线路参数和短路电流水平发生变化时，应及时校核相关涉网保护的配置与整定，避免保护发生不正确动作行为。

7.5

现场及保护班是否存有最新保护定值单，是否齐全正确。

7.6

实际运行定值与已颁布定值单是否相符，备用定值区定值与定值单一致。

7.7

定值单按调度规定执行，是否定期核对整定单。

发电厂信息安全及二次系统安全防护

8.1

发电厂电力监控系统是否满足

“

安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证

”

的安全防护总体原则。（为了保障电力监控系统的安全，防范黑客及恶意代码等对电力监控系统的攻击及侵害，特别是抵御集团式攻击，防止电力监控系统的崩溃或瘫痪，以及由此造成的电力设备事故或电力安全事故（事件），发电厂信息安全应符合《电力监控系统安全防护方案》和《安全防护评估规范》、《信息安全等级保护管理办法》及国家有关规定的要求。）

8.2

建立健全网络与信息安全管理制度体系（检查是否成立工作领导机构，明确责任部门；是否设立专兼职岗位，定义岗位职责，明确人员分工和技能要求；是否建立健全网络与信息安全责任制。）

8.3

电力调度数据网是为生产控制大区服务的专用数据网络，承载电力实时控制、在线生产交易等业务。应当在专用通道上使用独立的网络设备组网，在物理层面上实现与电力企业其他数据网及外部公共信息网的安全隔离。（检查电力调度数据网是否专网专用。检查其防护措施（网络路由防护、网络边界防护、网络设备的安全配置和数据网络安全的分层分区设置）是否符合电力监控系统安全防护规定。）

8.4

建立健全信息通报制度。

8.5

网络与信息安全应急预案（检查网络与信息安全应急预案的制定或修订是否符合电力行业相关规定，是否定期开展应急演练）。

8.6

建立健全容灾备份制度，对关键系统和核心数据进行有效备份。

8.7

加强信息安全从业人员考核和管理制度。

8.8

发电厂二次系统安全防护是否满足《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》的要求（应具有数据网络安全防护实施方案和网络安全隔离措施；分区应合理、隔离措施应完备、可靠；现场查看系统网络结构图、清单，并抽查测试系统设备、网络设备、网络接线与结构图的匹配度）。

8.9

安全区的定义应正确，一区和二区之间应实现逻辑隔离，有连接的生产控制大区和管理信息大区间应安装单向横向隔离装置，并且该装置应经过国家权威机构的测试和安全认证（查阅资料，现场测试核对。检查自动化设备与厂内

mis

或

sis

通信方式，是否采取隔离等安全防护措施。检查电厂自动化设备是否有与其发电总公司通信，采用何种方式通信，是否符合安全防护要求）。

8.10

生产控制大区内部的系统配置应符合规定要求，硬件应满足要求；发电厂至上一级电力调度数据网之间应安装纵向加密认证装置（现场检查系统配置。生产控制区内部不得使用

e-mail

服务；各业务系统不得直接互通，业务主机应关闭无用的软驱、光驱、

usb

接口、串行口；硬件防火墙应为国产，其功能、性能、电磁兼容应经国家认证）。

8.11

e-mail

服务；各业务系统不得直接互通，业务主机应关闭无用的软驱、光驱、

usb

接口、串行口；硬件防火墙应为国产，其功能、性能、电磁兼容应经国家认证）。

8.12

现场检查，查阅恶意代码防护系统的日志记录。生产控制大区应统一部署恶意代码防护系统，不得与管理信息大区共用一套防恶意代码管理服务器；病毒库、木马库以及

ids

规则库更新不得在线进行；病毒库、木马库升级周期应在一年内。

8.13

应建立电力二次系统安全防护管理制度、权限密码制度、门禁管理和机房人员登记制度（现场检查，查阅安全防护管理等制度资料。必须具备建立二次系统安全防护管理制度、权限密码制度、门禁管理和机房人员登记制度；现场查阅机房登记记录）。

8.14

二次系统安全防护技术资料及网络拓扑图是否完备（现场检查有关资料）。

8.15

是否建立电力二次系统安全防护应急预案，相关人员是否熟练掌握预案内容（查阅安全防护应急预案资料，现场提问有关技术人员）。

8.16

应满足《电力二次系统安全防护总体方案》中安全评估要求，应正常开展电力二次系统安全评估，评估内容应包括风险评估、攻击演习、漏洞扫描、安全体系的评估、安全设备的部署及性能评估、安全管理措施的评估（现场查阅二次系统安全评估内容和报告以及实施记录）。

电能质量

序号

检查项目

检查方法

检查结果

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、光伏电站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。

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

光伏电站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

光伏电站应配置光功率预测系统，系统具有0～72h 短期光功率预测以及15min～4h 超短期光功率预测功能。

2.1.4

正常运行情况下光伏电站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

光伏电站（35 kv及以上电压等级并网）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

负责由本厂站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

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

），满足江苏省调

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

光伏电站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，光伏电站自动调节其发出（或吸收）的无功功率，实现对光伏电站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

逆变器技术监督

2.4.1

是否具有国家级第三方检测机构出具的逆变器电网适应性测试报告

2.4.2

是否具有国家级第三方检测机构出具的逆变器高低电压穿越能力测试报告

2.5

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

2.5.1

光伏电站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（光伏电站高压侧母线）），并且监测设备正确配置，定期开展统计分析。

2.5.2

（1）是否建立建全电能质量监测点的技术档案，包括光伏电站设备的容量、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光伏电站的异常故障及事故的档案。

2.5.3

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

监督管理

1.1

监督组织健全

1.2

职责明确并得到落实

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

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4mm2

3.7

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。

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

热控

序号

检查项目

检查方法

检查结果

系统安全

1.1

系统电源应设计有可靠的后备手段（如 ups），备用电源的切换时间应保证控制器不被初始化（应保证可编程控制器（plc）及上位机等不能重启、初始化或信号采集错误甚至装置误动）；不间断电源在交流消失后应能维持 120min 以上；上位机电源系统故障时应有独立的报警至中控室，应定期开展系统测试。

查阅试验记录，现场检查

1.2

计算机监控系统、远程集控及通信系统应针对不同职责的运行维护人员，设置有不同安全等级操作权限。

现场检查设备设置情况

1.3

必须建立有针对性的系统防病毒保护措施，并定期对防护设备进行系统升级。

现场检查设备设置情况

1.4

系统投电或掉电过程中，控制系统不应发送出错误指令信号。

查阅试验记录，现场检查

1.5

系统重要设备（服务器、通信网络设备等）应考虑采用冗余配置，并处于热备用状态，并定期开展冗余切换试验。

检查系统设备布置图，连接图，冗余切换试验记录

1.6

场地环境。计算机室应保持室温 18～28℃，湿度为 35%～75%；现地控制单元的场地环境温度应保持为 0～40℃，施工期间应对其采取专门防尘措施。

检查现场记录没有温度、湿度记录

1.7

接地。信号和电缆屏蔽层的接地应考虑相应传感器或其它连接设备的接地点，避免两点接地，并且应选择本系统接收设备端一点接地。应定期进行接地情况检查和接地电阻测试工作。

现场检查，查阅记录

1.8

电缆和屏蔽。模拟量输入应采用对绞屏蔽加总屏蔽电缆，屏蔽层应在计算机侧接地。对绞的组合应是同一设备的两条信号线。不同电压等级、不同电源类型的回路不能在同一根电缆内。

现场检查

1.9

系统应有完善的自诊断功能，及时发现自身故障，并指出故障部位。系统还应具备自恢复功能，即当监控系统出现程序死锁或失控时，能自动恢复到原来运行状态。

现场检查，查阅记录

1.1

程序控制功能。系统应能在设备、系统投入运行时正常投入使用;不能跳步使用;不能短接信号。主要自动控制系统包括：机组启停程控、事故停机流程、同期控制流程、开关操作控制流程、辅助设备程控；控制方式切换正常、应无扰；系统设计功能全部实现。自动控制系统投入率不低于100%。

现场检查程控设备投入情况，观看 lcd 显示，查阅运行日志

监视功能

2.1

各越、复限报警功能正常，变、复位功能正常，历史记录数据功能正常。

现场检查，观看 lcd 及越复限一览表

2.2

监控系统数据采集测点投入率应≥99%。合格率≥98% 30 现场检查设备投入情况，主要检测参数数据显示正确，历史记录数据正确。

查阅校验记录，现场检查 lcd 及越复限一览表，查阅校验记录

2.3

数字量显示正确，状变量、故障、事故记录一览表显示正常，历史记录正确。

现场检查 lcd 及状变量、故障、事故记录一览表

系统的防止电气误操作误动作功能

3.1

计算机监控系统的远方、现地操作均应具备电气闭锁功能，且闭锁联动试验正确。

检查控制回路图、控制流程图和联动试验记录

3.2

断路器或隔离开关闭锁回路不能用重动继电器，应直接用断路器或隔离开关的辅助触点。

检查控制回路图

3.3

具有系统防误操作管理制度，并严格执行;相关记录完善合理。

查阅文件记录

软件及数据备份

4.1

具有软件及数据备份管理规定并定期进行备份。

查看文件及软件备份文档记录

计算机监控系统现地控制单元

5.1

现地控制单元应有人机接口设备。在其上可以进行现场控制操作，还能显示相应的操作画面、操作提示、相关数据及事故、故障指示信号。

现场检查

5.2

对任何现地的自动或手动操作应设计有误操作闭锁功能，误操作能被自动禁止并报警。

现场检查

5.3

现地控制单元与上位机的通讯应为双通道配置，应考虑在恶劣环境下的电磁防护。

现场检查

变频控制系统

6.1

变频器运行稳定，切换功能正常。

现场检查

6.2

定期对变频器进行测试，测量每一个直流接线柱和交流接线柱之间的电阻，＋、－电极对调，阻值均应大于 100kω。

现场检查记录

6.3

变频器的设定数据及故障记录应完整保存。

检查文件

消防报警系统

7.1

设备安装牢固、整齐美观，工作状态良好，系统联动可靠，且每个季度进行各项功能测试。

现场检查

光功率预测系统

8.1

系统应具有光伏电站的工作环境下独立进行光功率预测的能力，与监控系统连接的数据通道完好，测试光资源分析软件的所有命令和功能正常。

现场检查

8.2

预测准确度要求：单个光伏电站短期预测月均方根误差应小于17％，平均绝对误差应小于 14%；超短期预测第 4 小时预测值月均方根误差应小于 12%，平均绝对误差应小于 10%；限电时段不参与统计；月平均光功率预测准确率大于等于 80%，月平均光功率预测合格率应大于等于 80%。

现场检查记录

8.3

预测系统性能要求：光功率预测系统服务器应在任意 10s 内，cpu平均负荷率小于 70%；在任何情况下，在任意 5 分钟内，光功率预测系统网络平均负载率小于 50%；单次光功率预测时间小于 5 分钟。

现场检查记录

控制及检测设备标识与防护

9.1

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。控制盘台内外应有良好的照明，盘内电缆入口要封堵严密、干净整洁。主要的仪表及保护装置应有必要的防雨防冻措施。

现场检查

金属

序号

检查项目

检查方法

检查结果

监督管理

1.1

组织机构、人员和职责。要求专业人员配置合理，分工明确，职责清晰，责任到人

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

制度与标准维护

1.2.1

国家标准、行业标准和上级单位的技术监督制度配备齐全，并为最新可用版本。

查阅相关的制度、文件及企业制定的技术监督规章制度

1.2.2

建立本专业技术监督制度和工作标准，并根据新颁布的标准及设备异动情况及时修订。

查阅相关的制度、文件及企业制定的技术监督规章制度

1.3

设备台帐及技术管理档案

1.3.1

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

1.3.2

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

1.3.3

做好运行、检修期间的定期检查、维护工作，并建立相应的记录。

查阅检修记录

1.3.4

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

1.4

计划及总结

1.4.1

做好年度技术监督工作计划和总结；工作项目完成时间分解到季度，责任到人，并实现完成情况的闭环管理。

查阅专业工作计划和总结

1.4.2

制定定期检验计划；检验项目完成时间落实到月，责任到人，完成情况实现闭环管理。

查阅定期检验工作计划和总结

1.4.3

对每一次大修、技改、事故等重要技术监督活动都进行了专业总结，同时对技术服务单位（检修受托单位或日常维护单位）的合同执行情况进行专业总结，内容全面，结论合理。

查阅定期检验工作计划和总结

1.5

监督网络活动与培训

1.5.1

应针对行业或上级专业技术管理会议内容传达、事故案例学习和检修计划或总结等至少每季度开展一次专业技术监督网络活动，并做好活动记录。

查阅相关文件

1.5.2

做好新标准宣贯和新技术培训

查阅相关文件

1.6

人员资质管理

1.6.1

金属检验人员应持有电力行业或中国特种设备检验协会颁发的有效资格证书，必须做到持证上岗，所从事的技术工作必须与所持的证书相符。对外委检测人员，应对其资质进行审核，并留复印件存档。

查阅人员资格资料

1.6.2

焊工应取得电力行业和特种设备监督管理部门焊工培训考核机构颁发的焊工资格证书。对外委焊接人员焊前应进行代样练习，并应对其资质进行审核，并留复印件存档。

查阅人员资格资料

1.6.3

电站带电设备巡检人员应持有电力行业或中国特种设备检验协会颁发的有效资格证书，必须做到持证上岗，所从事的技术工作必须与所持的证书相符。对外委检测人员，应对其资质进行审核，并留复印件存档。

查阅人员资格资料

1.7

试验检测仪器管理

1.7.1

试验设备仪器维护良好，定期送检。外委试验单位使用的试验仪器应有校验证书复印件。不使用未及时送检或检验不合格的仪器。

查阅仪器校验报告、外委的试验仪器校验复印件

材料监督

2.1

金属材料、备品配件的质检资料应包含质量保证书、监检报告、合格证。材料质量证明书的内容应当齐全、清晰，并且加盖材料制造单位质量检验章。当材料不是由材料制造单位直接提供时，供货单位应当提供材料质量证明书原件或者材料质量证明书复印件并且加盖供货单位公章和经办人签章。

查阅有关资料、记录

2.2

金属材料和备品配件入库应进行检验，并建有相应的记录或报告；检验项目应齐全。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。

查阅有关资料、记录

2.3

受监金属材料和备品配件的存放应有相应的防雨措施，并应按照材质、规格、分类挂牌存放。

查阅有关资料、记录，现场检查

2.4

受监部件和备品、备件的出库登记应规范，手续齐全；受监金属材料在安装、检修更换（或领用出库）时应验证钢号，防止错用，组装后应进行复检，确认无误方可投入运行。

查阅有关记录，现场检查

焊接质量监督

3.1

焊条、焊丝的质量抽检监督

焊条、焊丝应有制造厂产品合格证、质量证明书，应对合金焊条焊缝进行光谱抽查

查阅相关资料

3.2

焊接材料的存放管理

存放焊接材料的库房温度和湿度应满足标准规定，并应建有温、湿度记录。焊接材料的存放应挂牌标示。

现场检查

3.3

应建有焊接材料发放记录，使用前应进行材质确认，并按规定进行烘干，建有烘干记录。

查阅相关资料

3.4

焊接设备及仪表应定期检查，需要计量校验的部分应在校验有效期内使用。所有焊接和焊接修复所涉及的设备、仪器、仪表在使用前应确认其与承担的焊接工作相适应。

查阅相关资料

设备监督

4.1

支架和基础

4.1.1

螺栓、焊缝和支撑结构的连接是否牢固，紧固良好，有可靠的防松动措施。

查阅检修、试验、缺陷记录和现场查询等

4.1.2

支撑结构表面的防腐层，是否存在开裂和脱落现象

查阅检修、试验、缺陷记录和现场查询等

4.1.3

混凝土支架基础强度是否达到设计强度，对存放在滩涂、盐碱等腐蚀性的场所的支架应做好防腐蚀

查阅检修、试验、缺陷记录和

现场检查；查阅设计图纸、支

架出厂试验报告、安装交接试

验记录及调试报告

4.1.4

支架安装和紧固是否符合有关规定。主要包括：采用型钢的支架紧固度；热镀锌材质的支架打孔情况；支架倾斜角度。型钢结构的支架，其紧固度应符合设计图纸及现行国家标准

《钢结构工程施工质量验收规范》；钢支架防腐镀锌层平均厚度≥55um；采用阳极氧化处理措施，最小厚度在弱腐蚀最小平均厚度 15um、最小局部膜厚 12um，中等腐蚀最小平均厚度 20um、最小局部膜厚 16um，强腐蚀最小平均厚度 25um、最小局部膜厚 20um；支架倾斜角度偏差度不应大于±1°；定支架中心线偏差≤2mm、粱标高偏差（同组）≤3mm、立面偏差（同组）≤3mm

查阅设计图纸、安装交接试验记录，现场检查。

4.1.5

对支架焊缝进行 100%目视检查无裂缝，定期抽查 20%支架螺栓紧固力矩，不合格需要进行 100%紧固；对螺栓裂纹和断裂进行记录和原因分析。

现场检查，查阅巡检记录

4.2

逆变器、配电柜设备管理

4.2.1

逆变器、配电柜及其备品配件的技术文件应包括设备性能参数、设计图纸、试验报告、调试报告是否完整齐全，并符合相关标准。供货单位提供的技术文件应加盖供货单位公章和经办人签章。

查阅有关资料、记录

4.2.2

逆变器、配电柜及其备品配件的质检资料应包含质量保证书、监检报告、合格证。材料质量证明书的内容应当齐全、清晰，并且加盖材料制造单位质量检验章。当材料不是由材料制造单位直接提供时，供货单位应当提供材料质量证明书原件或者材料质量证明书复印件并且加盖供货单位公章和经办人签章。

查阅有关资料、记录

4.2.3

逆变器、配电柜及其备品配件入库应进行检验，并建有相应的记录或报告；检验项目应齐全。

查阅有关资料、记录

4.2.4

逆变器、配电柜及其备品配件存放应有相应的防雨措施，并应按照型号、规格、分类挂牌存放。

查阅有关资料、记录，现场检查

4.2.5

逆变器、配电柜及其备品配件的出库登记应规范，手续齐全；受监金属材料在安装、检修更换（或领用出库）时应验证钢号，防止错用，组装后应进行复检，确认无误方可投入运行。

查阅有关记录，现场检查

4.3

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

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