并网安全性评价报告

并网安全性评价报告（共6篇）

篇1：并网安全性评价报告

新建发电机组并网安全性

自评价报告

江西省瑞金市留金坝水电发展有限公司

2008年3月14日

一、电站及设备基本情况：

留金坝水电站位于江西省瑞金市西北部的瑞林镇,坝址距瑞金市城区83.5km。地理位置为东经115°45′，北纬26°10′，属赣江水系贡江一级支流梅江河中下游。坝址控制集水面积5790km2，多年平均径流量56.13亿m3，多年平均流量178 m/s。水库正常蓄水位146.50m（黄海高程），水库总库容6120万m3，电站设计水头6.3 m，电站装机容量为20000kW，多年平均发电量7000万kW·h，年利用小时3500h，保证出力2411kW，是一座以发电为主的中型水利枢纽工程。电站建成后，将成为瑞金市水力发电系统中的骨干电站。

留金坝水电站为低坝径流式水电站，枢纽建筑物主要由砼溢流坝、砼非溢流坝、河床式电站厂房、变电站等建筑物组成。拦河建筑物沿坝轴线呈“一”字形布置。砼溢流坝布置在河床右侧及中部，厂房坝段布置在溢流坝左侧，左、右岸与山体连接采用砼非溢流重力坝。大坝坝顶高程154.80m，坝顶全长241.75m，其中溢流坝段长127m，厂房坝段长55.22m，溢流坝采用砼闸坝，共设9孔表孔溢流堰，单孔宽12m，溢流堰采用折线型实用堰，堰顶高程138.50m。溢流坝闸墩全长14m，闸墩厚2m，闸墩顶高程154.80m。每孔溢流堰设一扇平面工作闸门，卷扬机启闭，9孔共用1扇检修门，坝顶单向门机启闭。溢流坝下游采用底流消能，设置综合式消力池，消力池底板顶高程136.90m，池长25m，在消力池末端设置消力坎，坎顶高程138.90m。

留金坝水电站工程于2004年12月正式动工兴建，装有两台天津天发美联水电设备制造有限公司生产的单机10MW灯泡贯流式水轮发电机组，水轮机型号GZTF08C—WP—480，发电机型号SFWG10—56/5230。励磁系统采用宜昌市能达通用电气股份合作公司生产的自并激可控硅励磁装置。调速系统采用天津电气传动设计研究所生产的TDBWST-100-6.3双微机PLC调速器。计算机监控系统采用阿城继电器股份有限公司生产的WSJH--2000C系列监控系统。装有一台主变,采用南京立业电力变压器有限公司生产的SF9-25000/110油浸风冷变压器。装有一台110kV高压开关由,西安西电高压开关有限公司生产的LW25-126高压六氟化硫断路器。

水电站综合自动化按“无人值班、少人值守“原则设计，其自动化程度满足DL/T5081-1997《水力发电厂自动化设计技术规范》的要求。发电机主保护设置差动保护，发电机后备保护设置复合电压启动过电流保护、定子一点接地保护、过负荷保护、过电压保护、轴电流保护、失磁保护以及发电机转子一点接地保护；主变主保护设置差动保护、重瓦斯保护，主变后备保护设置复合电压过电流、零序过电压、零序过电流、过负荷保护、轻瓦斯保护；厂用变压器和励磁用变压器保护均设置电流保护。

水电站过电压保护及接地，过电压保护：电站直击雷的保护，在电站主厂房3和副厂房房顶设置避雷带保护，在开关站110kV出线上装有避雷线，在110kV变电站设置1根避雷针保护；雷电侵入波的过电压保护，电站110KV电气设备采用在110KV母线上设置氧化锌避雷器保护，在主变中性点上设置避雷器保护。电站接地装置用镀锌扁铁在大坝上游库区和大坝基底敷设人工接地网，开关站接地网、主厂房接地网与人工接地网连成统一的电站接地网。

留金坝水电站与电力系统的连接采用一回路110kV出线直接并入220kV瑞金变电站，通过该变电站与系统连接。电站的运行和日常维护委托给江西三和电力股份有限公司上犹江水力发电厂，并签订了运营承包合同。

二、1#水轮发电机组充水、启动试运行准备情况：

1、引水系统及流道检查：

（1）、抽干进水口拦砂坎内的水，清理进水口拦污栅前后杂物。（预计3月19日完成）

（2）、组织安装、监理、土建、业主认真检查机组流道、尾水管，无杂物；具备充水条件，关闭尾水管进人门。（3）、流道内各阀门已关闭。（4）、集水井排水泵工作正常。（5）、尾水渠清理完成。

2、水轮发电机组部分：

（1）、机组流道的各组合面均应已把合紧密。（2）、导叶、桨叶已完成动作试验，均正常。（3）、流道盖板把合严密、排气阀关闭。

（4）、发电机气隙调整合格，冷却风机试运行正常。（5）、定子、转子均按规程检查、试验合格。

（6）、机组油、水、气管路安装完成，经试压不渗漏。

（7）、机组内部消防系统的灭火管路、火灾探测器、水喷雾喷头均已安装完成。

（8）、机组内部所有的电缆均连接，各种自动化、监控、监测元件均已按设计安装、配线、调试整定，符合要求，已具备投入自动控制、监控、监测和发讯等各系统的运行条件。

3、机组辅助设备部分：

（1）、调速器、油压装置安装完成，充油、动作试验正常。（2）、励磁系统安装完成，待机组运转调试。

（3）、轴承高位油箱、轮毂高位油箱、液压泵站充油完成，各电机试运转正常，各液位、温度信号指示正确。机组高压顶起系统试验正常。油管路系统不漏油。（4）、机组制动系统安装完成，动作正常。制动管路不渗漏。

（5）、高、低压空压机试运行正常，高、低压气罐充气试压合格，气管路不漏气。

（6）、技术供水系统：供水泵、滤水器安装完成，试运行正常。

（7）、消防供水系统：水泵、滤水器安装完成，试运行正常。管路已连通到各消防点。

4、电气设备部分：

（1）、电站主结线图，1#机组连接部分的所有一次、二次设备，均已连接完成，经过检查、测试合格。

（2）、6.3KV高压配电系统，安装完成；各断路器动作试验正常，各保护定值试验、调试合格。

（3）、厂用电0.4KV系统，安装、调试合格。并已投入运行。（4）、励磁变压器、厂用变压器试验合格。

（5）、直流电源系统，安装调试完成，已投入运行。

（6）、所有自动操作、保护、监控的二次电缆全部连接，调试完成。（7）、升压站主变、断路器、CT、PT、避雷器、隔离开关安装调试完成，经赣州供电公司试验合格。

（8）、全厂所有的机电设备的保护接地、工作接地均应已和接地网可靠连接。

5、其他部分

（1）、光缆通讯、载波通讯已安装完成。

（2）、配备的各种消防器材已备齐。并按有关的要求或规定摆放。（3）、厂内外照明已投入使用。

（4）、已配备安全工器具，手电筒、应急照明灯。

（5）、运行、投产有关的机电设备的操作手柄、开关把手等，按相应系统，根据运行需要统一命名、编号，并挂好标志。

（6）、备有警告牌。特别继续施工部位跟投运设备设明显隔离标志，以提醒人员，以防误入和误操作。

6、进水口、尾水闸门

（1）尾水闸门启闭机调试、试运行正常。

（2）进水口闸门，提门门机正在安装，计划3月23日安装完成。到时就可以提进水口闸门，进行机组充水、试运行。

三、并网安全性评价自评价工作的开展情况：

留金坝水电站为新建电站，1号发电机组已安装完毕，计划于2008年3月下旬并网发电。现依据国家电网公司发布的《发电厂并网运行安全性评价》，对电站的水轮机、发电机、电气设备、计算机监控系统等生产设备进行了安全性评价。

通过自评本电站所需的必备项目，即电气主接线及站用电系统已满足电网安全要求，110kV变压器中性点接地方式严格按有关规定执行。升压站电气设备遮断容量满足电网安全要求。准备投产的电气一次设备交接试验项目完整、合格。发电机具有一定耐振荡能力，并具备相应的防止振荡和失步给机组造成损坏的技术措施。发电机组调速系统能满足电网稳定运行的要求。断路器、变压器和110kV线路保护装置及安全自动装置的配置满足要求，并能正常投入运行。评分项目：

1、电气一次设备：

（1）发电机：查评项目共6项，不参评4项。

发电机定、转子绕组的固定良好；定子端部固定结构、定子铁心、转子磁极等紧固良好。查阅金属检验报告各部件良好。不存在有影响安全运行的隐患。（2）变压器：查评项目共9项，不参评4项。

查阅变压器试验报告等，整体绝缘状况正常，油的电气试验合格。高压套管及油枕的油位正常。本体，散热器及套管应无渗漏油现象。（3）外绝缘和构架：查评项目共3项，不参评3项。

升压站所有电气设备的泄漏比距满足要求。

（4）过电压保护和接地：查评项目共6项，不参评1项。

避雷针的防直击雷保护范围满足被保护设备、设施和架构安全运行要求，雷电侵入波的防护符合规程要求，并满足升压站设备的安全运行。避雷器配置和选型正确、可靠。

（5）高压电器设备：查评项目共17项，不参评12项。

断路器电气预防性试验项目中无不合格项目，不存在其他威胁安全运行的重要缺陷。隔离开关操动机构的动作情况灵活、无卡涩。电压互感器、电流互感器、耦合电容器、电力电缆不存在严重缺陷，电气预防性试验项目中没有不合格项目。（6）站用配电系统：查评项目共3项，不参评1项。

保安电源可靠。

（7）防误操作技术措施：查评项目共9项，不参评0项。

高压电器设备装设了调度编号和设备、线路名称的双重编号牌，字迹清晰正确。

2、电气二次设备

（1）励磁系统：查评项目共7项，不参评6项。

励磁系统的强励能力满足标准的要求。调节器中的过励磁、过励磁限制、低励磁限制、无功电流补偿等功能单元按设计及定值要求投入运行。（2）继电保护及安全自动装置：查评项目共18项，不参评13项。继电保护及安全自动装置，已满足并网的要求。规程、二次图纸及各种制度齐全，保护定值整定已完成，各压板端子牌等均符合要求，同期装置正常，各电流、电压互感器测量精度均满足要求，并网继电保护装置试验及带实际开关传动试验满足《继电保护及电网安全自动装置检验条例》的要求。（3）调度自动化：

本电站由计算机监控系统实现遥测、遥信功能。

对通信障碍或重大故障已制订反事故措施，已制订规章、制度和安全技术措（4）通信：查评项目共20项，不参评11项。

施及设备缺陷管理制度，通信电源可靠，保证了通信的可靠性。（5）直流系统：查评项目共12项，不参评1项。

各个蓄电池完好的可靠运行，蓄电池组的浮充电压、电流调节都在允许范围内，电压检测装置正常，绝缘巡检装置正常，直流系统的图纸资料均齐全，已制订直流系统的运行规程。

此次安全性评价工作，本单位结合实际进行，立足于建立电力安全生产动态管理的长效机制，促进本电站的安全生产工作。本次自评认为电站新建＃1发电机组已具备并网运行条件，同时＃2发电机组仍在安装过程。因此电站要按照“过程控制，闭环管理”的原则，认真分析产生问题的根源，举一反三，查找不足，加强标准化管理，不断消除设备存在的隐患和缺陷，夯实安全生产基础，保持安全生产的稳定局面。

篇2：并网安全性评价报告

关于临潭县青石山水电有限责任公司

并网安全性评价的申请报告

兰州电监办: 甘肃临潭县青石山水电有限责任公司是按照现代企业制度依法组建的、致力于流域能源项目开发和生产经营的独立发电公司。为贯彻落实《甘肃省发电厂并网安全性评价管理办法》（兰电监办[2006]20号），规范梯级电站并网运行的安全管理，青石山水电有限公司遵照《西北区域新建水电机组并网安全性评介标准》及评介依据，按照“必备条件”和“查评项目”两部分，分安全生产管理、电气一次设备、二次设备、水机系统、枢纽及水工建筑物、环保和消防七个专业，采取电站自下而上自查，再由公司自上而下内部复查、整改的方式，开展了梯级电站并网安全性自评价。

通过并网安全性自评价，青石山水电有限公司已具备并网安全性评价的必备条件，查评项目的结论清晰，备查资料详实，整改措施操作性强，现将《青石山电站并网安全性评价自评报告》随文上报，特申请对青石山电站进行并网安全性评价妥否，请批示。

附件：

1、关于临潭县青石山水电站项目建议书的批复

2、关于临潭县青石山水电站工程可行性研究报告的批复

3、关于临潭县青石山水电站工程可行性研究报告的补充

批复

4、关于临潭县青石山水电站工程开工报告的批复

5、临潭县青石山水电站并网安全性评价自评报告

临潭县青石山水电有限责任公司

二○○七年四月二十二日

主题词：电站

并网

评价

报告 抄

送：甘肃省华羚乳品集团公司

临潭县青石山水电有限责任公司办公室打印

篇3：并网安全性评价报告

中国并网式风力发电的开发始于20世纪80年代初, 90年代后期规模逐渐增大, 近年来装机容量迅速扩大, 进入快速发展期, 20年来中国的并网风电开发大体分为以下几个阶段:

(1) 1986~1991年, 为中国并网风电的探索和示范阶段。1986年山东荣成建成了中国第一座并网运行的风电场, 这一时期的特点是主要以国外的双边援助项目为主, 风电场规模和单机容量均较小。到1991年, 中国并网风电总装机容量为4.9MW。

(2) 1992~1996年, 为示范项目取得成效并逐步推广阶段。到1996年, 总装机容量为56.6MW。

(3) 1997~2002年, 为扩大建设规模阶段。特点是项目规模和装机容量较大, 当年装机容量增量虽有波动, 但发展速度相对稳定。到2002年, 总装机容量达468.4MW。

(4) 2003年后, 并网风电发展迅速, 当年新增装机容量快速增长, 进入初步规模化和商业化发展阶段, 特点是项目规模和装机容量大幅提高。截至2006年底, 我国并网风电总装机容量达2598.8MW。

并网风电激励政策

世界各国风电产业发展的历史证明, 从研究开发到商业化、产业化的实现, 需要经历几十年的时间;风力发电技术属于高新技术, 开发应用需要大量资金, 存在一定的开发和市场风险。同时, 在不考虑常规电力的环境成本情况下, 根据现有的风电技术水平, 风电成本仍高于常规电力成本, 再加上风电固有的间歇性和波动性, 这使得具有环境效益的风电与常规电力在电力市场的竞争中处于不利地位。但最近10年中, 风电在世界范围内飞速发展, 在一些欧洲国家和印度等发展中国家, 市场和产业的年增长率都在20%以上, 高速发展得益于世界各国采取的各种激励政策, 包括法律法规、条例等强制性或指令性政策、各种形式的补贴、价格优惠、税收减免、贴息或低息贷款等经济激励政策, 以及技术研究开发和市场管理与运行等方面的优惠措施。同样, 中国在利用政策扶持风电发展方面做了积极的探索和尝试, 中国的并网风电也是在各类激励政策的支持下逐步发展起来的。这些政策主要包括:

1. 指令性政策

从中央政府来说, 已出台的政策主要有以下几项:

(1) 1995年实行的《中华人民共和国电力法》规定国家鼓励和支持利用可再生能源和清洁能源发电;电力生产企业要求并网运行, 电力经营企业应当接受。

(2) 1998年颁布的《节约能源法》强调国务院和省级政府应当安排用于支持能源合理利用及新能源和可再生能源开发的资金。

(3) 2006年1月1日起实施的《中华人民共和国可再生能源法》确立了可再生能源总量目标制度、可再生能源并网发电审批和全额收购制度、可再生能源上网电价与费用分摊制度、可再生能源专项资金和税收、信贷鼓励措施等重要的法律制度, 为风电提供了法律和政策保障。

(4) 2006年国务院批准的《可再生能源中长期发展规划》根据《可再生能源中长期发展规划》要求, 2020年可再生能源发电装机容量将占总装机容量的30%以上, 风电的具体发展目标是到2010年, 风电装机容量达5000M W, 到2020年, 风电装机容量达30 150MW。

2.经济激励政策

(1) 税收优惠政策①减免关税。1998年开始执行的国家海关总署《关于对鼓励外商投资的产业进行减免税的通知》, 对300k W以上的大中型风电机组进口关税予以减免。风力发电设备实际征收的关税税率为:风力发电零部件为3%, 风力发电机组为0%。2004年规定风力发电机组整机进口税率调整为8%, 部件为3%。国家将风电列入重点鼓励发展的产业目录, 规定进口自用设备可以免征关税和进口环节增值税。

②增值税优惠。增值税为中央和地方共享税种, 75%上缴中央财政, 25%归地方财政。增值税税率分为三档:普通税率17%, 低税率13%以及零税率。对可再生能源电力产品一般按照普通税率17%征收。财政部、国家税务总局以财税[2001]198号文下发了《关于部分资源综合利用及其它产品增值税政策问题的通知》, 规定自2001年起, 对利用风力生产的电力实行按增值税应纳税额减半征收, 增值税率为8.5%。

③减免所得税。中国所得税税制经过40多年的发展已基本完善和规范。目前企业所得税税率为33%。所得税按企业隶属关系缴纳, 一般可再生能源企业属于地方企业, 所以所得税的优惠政策由地方政府制定。内蒙古风电场投产后两年内免征, 广东减按15%征收, 新疆合资风电场投产后两年内免征, 以后三年减半, 后5年按15%征收。

(2) 投资补贴政策

①贴息贷款。中国政府从1987年起设立了农村能源专项贴息贷款, 主要用于大中型沼气工程、太阳能热利用和风力发电技术的推广应用。中央财政对这一贷款进行贴息补助, 按商业银行利率50%补贴企业。1999年, 原国家计委、科技部《关于进一步支持可再生能源发展问题的通知》中规定对银行安排的基本建设贷款的可再生能源发电项目给予2%的财政贴息。

②补贴政策。在可再生能源方面, 中央政府的补贴主要用在研究开发和试点示范上。地方政府的补贴除一部分用于支持可再生能源的科学研究外, 主要用于太阳能和风能发电技术的推广和应用。

(3) 价格政策

1994年, 原电力部颁布了《风力发电场并网管理的规定》, 要求电网管理部门应允许风电场就近上网, 并收购全面上网电量, 上网电价按发电成本加还本付息、合理利润的原则确定, 高出电网平均电价部门, 其价差采取均摊方式, 由全网共同负担。

1999年, 原国家计委和科技部联合发出《关于进一步支持可再生能源发展有关问题的通知》中, 要求“在电网容量许可的条件下, 电力部门必须全额收购风力发电”, 对这项政策再次加以确认。

2003年7月3日, 国务院办公厅在《关于印发电价改革方案的通知》 (国办发[2003]62号) 中第十五条明确:“新建设和现已具备条件的核电企业应参与市场竞争;风电、地热等新能源和可再生能源企业暂不参与市场竞争, 电量由电网企业按政府定价或招标价格优先购买, 电力市场成熟时由政府规定供电企业售电量中新能源和可再生能源电量的比例, 建立专门的竞争性新能源和可再生能源市场”。

2005年3月28日, 发改委在印发的《上网电价管理暂行办法》中规定:风电暂不参与市场竞争, 电量由电网企业按政府定价或招标价格优先购买, 适时由政府规定供电企业售电量中新能源和可再生能源电量的比例, 建立专门的竞争性新能源和开再生能源市场。

2006年1月5日印发的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》中的第六条规定, “风力发电项目的上网电价实行政府指导价, 电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定”。

3.技术研发政策

2001~2005年, “十五”国家科技攻关计划和高技术研究计划, 安排了一系列的风力发电机国产化计划。750kW失速型机组的研制已取得成果, 产品于2004年投入运行。600kW风力发电机组工业化生产项目通过阶段验收。国家“863计划”支持了兆瓦级风力发电机组及其零部件研制。其中, 由金风科技股份公司承担的1.2MW直驱式永磁风力发电机组样机已于2005年5月投入调试运行;沈阳工业大学承担了1.5MW变速恒频风力发电机组研制工作;2006年10月, 沈阳华创风能有限公司1.5MW变速恒频风电机组下线, 填补了中国该项技术的空白。

4.产业化支持政策

国家发改委组织实施了可再生能源和新能源高技术产业化发展专项, 促进我国风能及其它可再生能源技术及相关产业的发展。重点领域之一为风电, 支持开展1.5MW变速恒频风力发电机组和1.2MW直驱永磁式风力发电机组的产业化。2006年, 国家发改委、财政部联合下发《促进风电产业发展实施意见》, 提出在“十一五”末期, 要完成约5000万kW风能资源详细测量、评价和建设规划, 要建立起国家风电设备标准、检测认证体系和公共技术平台, 培育风电机组整机制造企业和关键零部件配套生产企业。

(5) 国家推广行动

1996年以后, 中国政府采取了“乘风工程”、“双加工程”、“国债项目”等一系列的活动推动了并网风电的发展。

1996年3月, 原国家计委推出了“乘风计划”, 以市场换技术、立足高起点发展我国风力发电机制造业的目标, 引进600k W以上风力发电制造技术, 2000年批量化生产投入实际运行。

1997~1998年, 原国家经贸委利用“双加”技改贷款支持了总容量为90M W的大规模风电建设项目。1997年当年装机容量超过100MW, 1998年容量超过200MW。

2000年, 为促进风电设备国产化, 组织实施了“国债风电”项目。在国家重点技术改造计划中安排建设80MW国产风力发电机组示范风电场项目, 规定必须选用国产机组、五个主要零部件分阶段实现全部国内制造、给建设业主提供贷款贴息等技改项目优惠政策支持推动风电设备国产化。

风电特许权政策及特许权项目介绍

1.风电特许权政策产生的背景

2003年之前, 虽然中国政府为促进风电的发展出台了一些激励政策, 但风力发电无论在装机的绝对数值还是增长率方面, 较世界先进水平仍存在明显差距。造成风电发展速度缓慢的原因有:风电制造业处于起步阶段, 机组国产化率低, 造价高;风电场规模小, 难以获得在设备采购、配套工程建设方面的规模效益;风力发电开发主体、定价机制随着电力体制改革和电价政策改革的逐步深入, 表现出对改革的不适应;第一, 改革之前, 电力的建设、生产和输配供等环节全部由电力部门统一管理, 发展风电也是电力部门的责任之一。改革后, 电力生产企业成为独立的发电公司, 与负责电力输配供的电网公司不再是一家, 在风电成本高于其他常规能源的条件下, 发展风电就不再是其义务, 致使投资驱动力下降。第二, “还本付息、合理利润”的电价机制使投资方没有降低成本的积极性, 电价水平高, 与常规电力竞价上网的大环境形成反差, 市场承受力下降。第三, 上网电价高出常规电力部分和系统接入费用的分摊问题没有明确界定, 挤占了电力公司利润空间, 风电发展存在并网难、费用分摊难、电价审批难的问题, 投资风险较大。

同时, 风电定价机制的风险造成投资主体成分单一, 缺乏资本实力雄厚的公司进入风电投资市场, 不利于形成健康的竞争机制;风电项目缺乏正常的投融资渠道, 国内商业银行贷款期限短, 利率没有优惠。

种种因素互相影响, 造成了当时的中国风电发展陷入“成本高-电价高-规模小-投资少-风电产业落后-科研投入不足-成本难以下降”的恶性循环怪圈, 为了推动中国风电产业的发展, 需要进行机制创新, 实现增大市场规模, 提高我国风电设备制造能力, 引入竞争机制, 降低风电成本和上网电价, 促进风电的规模化和商业化发展的目的。风电特许权政策就是在这样的背景下提出的。

2. 风电特许权政策框架和运行机制

风电特许权是政府主导选择的一种政策, 涉及三个主体, 即政府、开发商和电网公司。政策的核心是:特许权协议、电力购买合同、差价分摊措施。政策的运行机制见下图。

政府是特许权经营的核心, 发挥委托人的作用, 为了实现风电发展目标, 对风电特许权经营设定相关规定, 通过特许权合同把风电项目委托给选定的开发商。开发商是风电项目投资、建设和经营管理的责任主体, 由项目招标产生, 承担所有生产、经营中的风险, 在特许经营期内拥有项目的所有权和经营权, 作为代理人按照特许权合同进行风能资源的开发, 生产的风电由电网公司按照特许权协议框架下的长期购售电合同收购。特许经营期满时, 风电项目全部资产的所有权和使用权无偿移交给当地政府或其指定的代理人。电网公司通过与投资者之间签订的由政府出面担保的购售电合同来承担政府委托的收购和销售风电义务, 并按照政府的差价分摊, 使合同具有稳定性。政策将风电的高价格公平分摊给电力用户, 电力公司不承担收购风电高电价的经济责任。

风电特许权政策改变了我国以往风电建设的模式。政府在规划风电项目、主导风电发展规模和速度的同时, 利用市场化最优原则, 把项目的经营权以市场竞争的方式授予企业, 更好地把政府职能与企业经营结合起来, 充分体现了电力体制改革过程中政府主导与市场机制相结合的风电发展新机制。

3. 风电特许权项目的具体内容和要求

2002年, 原国家计委组织开展了大型风电特许权示范项目开发研究及厂址评选工作, 并于2003年实施了包括江苏如东和广东惠来石碑山两个100MW风电场的首批风电特许权项目。此后, 又先后实施了三批风电特许权项目。截至2006年9月, 先后完成了四批共计11个风电特许权项目的招标工作。

项目的具体要求有:风电特许权项目规模至少10万kW, 特许经营期25年;单机容量不小于600kW, 机组的本地华率不低于50%;执行两段制电价政策, 第一阶段为风电机组累计发电利用小时数达3万h之前, 电价执行中标电价;第二阶段为风电机组累计发电利用小时达到3万h到特许期结束的时期, 电价执行当时电力市场中的平均上网电价;通过公开招标选择投资者, 承诺上网电价最低和设备本地化率最高的投标人为中标人。

在招标工作的实践基础上, 风电特许政策权招标的规则也在不断调整和改善, 政策的各项指标还随着项目执行效果和我国风电产业技术水平的发展不断进行着调整, 以期有效实现风电特许权政策的目的。这些措施主要包括:为了加大对风电机组本地化的推动力度, 自第二批特许权起, 风电机组本地化率的要求提高到70%, 第三批要求风电机组国内总装;自第三批起, 实行了综合评价法, 综合考虑投标上网电价、本地化方案、技术方案、投标人的投融资能力、项目财务方案, 按照不同的权重评分, 综合评价分数最高得投标人为中标人。其中, 上网电价的比例在第三批占40%, 第四批占30%;第四批风电特许权招标的变化就是风电设备制造商要直接参与投标, 风电机组单机容量不得小于750k W。

风电特许权政策及项目执行效果评价

1.风电特许权政策对推动中国风电大规模发展有重大意义

2003~2006年四期共计11个风电特许权项目的实施, 明确了风电不参与电力市场竞争而获得发展的具体方式, 对规定的上网电量承诺固定电价, 并签订了长期购电协议;电网公司投资建设连接风电场的输电线路和变电设施;引入投资者竞争机制, 吸引国内外不同投资者, 降低了上网电价;提出对风电机组国产化率的要求支持国内风电制造业的成长等。风电特许权政策消除了开发风电的不确定因素, 为风电开发创造了相对低风险的投资环境, 在促进大型风电场发展, 加快风电实现规模化效应上起到重要作用。

2.风电特许权政策对风电上网电价的影响

推行风电特许权政策的目的之一就是引入竞争机制, 降低上网电价。以特许权政策出台前全国主要风电场和风电特许权项目为对象, 比较两类风电场的平均上网电价, 发现特许权项目的上网电价比之前的风电场上网电价下降幅度达30%多, 电价下降明显, 这是风电特许权项目实施后取得的成绩。但由于在第一、二批风电特许权项目中, 执行的是“最低价中标”的招投标制度, 导致投资商之间的过度竞争, 结果使部分项目实际中标的上网电价远低于合理范围, 发生价格扭曲, 电价下降不具备合理性。例如, 2003年如东项目中标的华睿公司投标价为0.436元/k W·h (其他五家投标范围是0.607~0.715元/k W·h) ;2004年辉腾锡勒项目中标的北京国际新能源公司投标价为0.382元/k W·h。

风电特许权项目不合理低价造成了不良后果。实际中标电价过低, 限制了企业的参与意愿, 特别是由于国有大型电力企业在竞标过程中的支配地位, 达不到吸引国内规模较小的民营企业和国外投资者, 实现风电开发多元化的目的。

低电价侵蚀了风电制造业的利润, 阻碍了风电产业从风电场建设运营、国产风电设备生产和研发, 部件供应等整个产业链的健康发展, 与培养风电这个新兴产业的初衷相违背。

过低的上网电价使得风电投资商难以赢利, 不能提供所得税, 起不到促进项目所在地经济发展的作用, 严重挫伤了贫困地区开发风电的积极性。

3. 风电特许权政策对风电制造产业发展的影响

风电特许权政策的目的之一就是尽快培育出中国的风电设备制造产业, 降低占风电项目投资70%比例的风电机组成本。为此, 特许权项目提出了风电机组的国产化率要求。前三批项目达到政策设备国产化率要求主要是通过在华合资企业提供产品或机组部分零部件由国内生产的方式实现的。第一种方式实现的只是风机制造的“本土化”, 并未实现技术的国产化;第二种方式先进风电机组的核心技术并未有效实现技术转移。而且, 部分风电特许权项目在实际运作中选择了国外高价位的大容量风电机组, 与投标设计方案相差较远。这种机型选择结果使国内风电设备的市场份额不足, 对我国风电制造业的技术学习及扩散作用很小, 对设备制造企业支持有限, 未能有效实现国内风电制造业的快速发展。

为了进一步促进风电设备国产化, 2006年第四批风电特许权项目相关细则也根据之前的不足做了针对性调整, 主要措施有:

(1) 每个投标人必须有一个风电设备制造商参与, 并向招标人提交保证供应符合70%国产化率风电机组的承诺函。

(2) 投标人中标后必须而且只能采用投标书中所确定的制造商生产的风电机组, 不得再进行设备招标另选制造商。

(3) 对风电机组70%国产化率要求中的各个部件的比例做了调整, 不仅考虑成本而且考虑重要性。

这些措施从制度上为国内风电制造商提供了消化吸收国外先进技术的机会, 保证了国内风电制造业获得长期的市场份额, 将会推动我国风电设备制造产业的发展。

4. 风电特许权政策稳定性评价

从风电特许权项目的实施过程讲, 项目涉及的评标组织人员较多, 风电特许权项目评标委员会主任由国家法改委能源局可再生能源和农村电气化处领导担任, 委员由当地省发改委、国家电网公司、省电力公司、招投标代理机构, 以及技术专家等有关人员组成。评标委员会下设商务组和技术组。评审程序复杂, 分为初评、详评、打分排序及推荐候选谈判人、澄清、谈判、选定推荐中标人等程序, 因此, 不管是对政府而言还是对开发商而言, 采用招投标方式的风电特许权政策的执行成本高, 特别是当这一机制被应用在所有的风电项目上的时候。

如果要实现2020年风电30G W的目标, 需要在2006年到2020年的每一年中批准20个100M W的特许权项目, 这个数量远远超过2005~2006年间六个风电特许权项目的水平。这可能会导致政府在招投标体制下处理这个数量的项目时, 面临巨大的人力资源、物力、财力等问题, 同时政策的实施还非常耗时, 招投标过程所需要的时间或在前期准备不足的情况下实施项目都可能会导致政府30G W的风电计划无法实现。因此, 风电特许权政策具有动荡的特性, 招投标体系无法提供足够的担保, 不能提供长期稳定发展的风电市场而促进我国风电产业的发展。

促进中国风力发电的政策建议

由前面分析可知, 风电特许权政策在一定程度上促进了我国的风电发展, 但政策执行效果说明还存在一些不足需要改进。

1.世界鼓励风能开发利用的政策措施

世界各国鼓励风能开发利用的政策有多种, 主要的有保护性电价、配额制、招投标三种。

(1) 固定电价 (Feed-in-Tariff) 这种方法为风电开发商提供担保的上网电价以及电力公司的购电合同。固定电价政策的吸引力在于它消除了风力发电通常所面临的不确定性和风险, 政策设计简明, 管理成本低。缺陷是很难保证开发成本最低, 不能迅速对成本下降做出反应。从应用实践看, 固定电价政策是一种有效地促进风能发展的措施。

(2) 可再生能源配额制

(Renewable Portfolio System, RPS) 这是是以数量为基础的政策。要求达标责任人 (通常是电力零售供应商) 在指定日期前电力供应量中可再生能源应达到一个目标数量, 并明确未达标的惩罚措施, 通常引入可交易的绿色证书机制来审计和监督RPS政策的实施。优势在于它是一种框架性政策, 设计方案灵活, 利于保持政策的持续性。缺陷在于属于新型政策, 政策设计至关重要, 管理成本高, 而且一个重要前提条件是完全市场化的充分竞争的电力市场, 否则绿色证书的交易就失去了基础。

2.促进中国风力发电政策的初步构想

从前面的分析中得出, 不同的激励政策具备不同的优势, 同时也有一定的适用条件。因此, 在促进风力发电的过程中要有选择性的应用各类激励政策。对于如何选择促进中国风力发电政策这一问题, 本文提出要依据风电产业水平和电力市场成熟度这一原则确定相应的激励政策类型, 也就是说根据中国风力发电不同的发展阶段选择与之适应的激励政策。

从价格机制的角度看, 我国并网风电政策的发展经历了四个历史阶段:首先是发展初期, 由于靠外资援助, 上网电价低。接下来, 上网电价由各地价格主管部门批准, 报中央政府备案, 是保护性电价政策的一种类型;从2003年风电特许权项目开始, 进入招标电价和审批电价并存的局面, 是招投标机制和固定电价政策的结合方式。2006年1月5日印发的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》规定, “风力发电项目的上网电价实行政府指导价, 电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定”, 这标志着我国风电发展政策进入招投标机制阶段。

但从前面分析得出, 风电特许权政策的管理成本高, 而且存在价格过度竞争对风电制造业发展不利的局面, 风电特许权政策的长期有效性受到挑战, 因此, 单独采用风电特许权政策, 不利于形成稳定的风电市场。针对此种情况, 笔者提出今后促进中国风力发电政策框架的初步构想:

(1) 现阶段, 暂时不采用单独招投标机制发展风电, 而继续采用固定电价与招投标机制结合的发展风电, 主要目的是形成合理回报的上网电价, 推动风电制造业的快速成长。

(2) 待风电制造业水平逐渐成熟, 风电机组容量与造价水平满足市场竞争要求的阶段, 单独实行招投标机制, 引入竞争机制发展风电, 争取以低成本来开发风电。

(3) 待中国电力市场和风电产业发展趋于成熟阶段, 在完全市场化的竞争机制下, 推行可再生能源配额制政策, 提出明确的风电发展配额, 由市场交易形成风电价格。

篇4：并网安全性评价报告

关键词：风电新能源 并网技术 分析 评价

1 风电新能源特点

1.1 风电场的位置偏远 因为我国的风资源分布地与负荷中心存在较远的距离，网架结构非常薄弱，进而使得电网的输电能力在某种程度上对风电外送起到限制作用，在对风电进行大规模开发的情况下，还需建设配套风电送出工程，同时还应对电网建设予以加强。

1.2 风能能量的储存非常小 因为风能的蓄电成本相较于发电的成本更高，使得整个电网欠缺蓄电能力，一般而言会经由输出电量调节收纳电量。

1.3 风能能量密度小 在发电容量相等的情况下，所需风力发电机风轮的尺寸比水轮机要大几十倍。

1.4 风能稳定性差 由于风能是过程性的能源，风向和风速会时常发生改变，风力发电机很难对其进行控制和调节，所以风电机组形成的电能也是随机变化和波动的。

1.5 风轮机的效率低下 按照理论而言，风轮机的最大效率大概在百分之六十左右，但事实上其实际效率更低。统计表明，垂直轴风轮机其最大效率处于百分之三十到四十之间，而水平轴风轮机的最大效率则位于百分之二十到五十之间。

1.6 电网无法调度 由于风能不可控，因此不能根据负荷的大小来对风力发电进行调度，从而给电网调度造成压力。再加上，绝大多数的风电机组都是无人看守的。

2 电网受风电发展的影响

2.1 影响电能质量 以前风电单机容量很小，并且绝大部分都是采用并网方便以及结构简单的异步发电机用以和配电网直接相连。但由于风电场常常位于供电网络末端，其配电网电压低、结构松散、承受冲击能力差，电压低。所以，风电极有可能造成配电网出现谐波污染和电压闪变的情况。

2.2 系统稳定性不好 在三相短路故障、線路开断、风速扰动、发电机开断的状况下，系统频率与电压极易产生大幅度波动。

2.2.1 电压稳定性 当电力系统里面有大量风电场被接入之时，导致电压出现不稳定状况最主要的原因就在于风电场需要无功功率。目前，绝大部分风力发电会采用异步发电机，同时由外部系统为之提供无功功率支撑。而在风电场容量比较大，而无功功率呈现控制力不足的状况之时，容易对电压稳定性产生影响。

一方面，风电场的有功功率使负荷极限功率增大，从而使静态电压的稳定性得到加强；二来，无功功率需求又会导致负荷极限功率下降，进而使静态电压稳定性能降低。由于大部分风电场都会采用异步发电机，因此当在电网里面注入功率时，变速恒频风电系统会由电网内部来对无功功率进行吸收，所以风电场便极有可能引发电压崩溃或电压稳定性下降。然而，如果提供的系统无功功率非常多，那么也可将之视为风电场并网可以让系统静态电压稳定性增强。也就是说，风电并网会对电网静态电压形成双重影响，这与风力发电机的运行点还有着密切的关系。

2.2.2 频率的稳定性 事实上，系统频率受风电场的影响最主要由系统容量里面风电场所占比例来决定。在系统风电容量占据较大比例之时，其输出功率的波动性会对电网频率产生一定的影响，对电网电能的质量形成一定影响。如此一来，便需电网中其他机组频率具备很强的响应能力，能展开相应的跟踪调节，从而对频率的波动形成抑制作用。由于风电不稳定，在风电失去出力之后，便会造成电网频率减小，尤其是当风电占据较大比重之时，会对系统频率的稳定性产生影响。要想使此影响消除最主要的方法便是选取优化调度运行形势和提升系统备用容量。因为大型电网其调节能力与备用容量非常充足，无需考虑风电进入影响频率稳定性。但对小型电网来说，便不能不考虑风电对稳定性以及频率偏移所造成的影响。

2.3 影响电网调度及其规划 由于风能存在不可控的性质，因而不能对其进行可靠的预测。在风电场并网之后，可用调峰容量将备用容量减去，剩下的容量便可用来进行风电调峰，但要是用于风电调峰容量很有限，便会对风电场的实际运行起到限制作用，在电网不能将风电场功率波动予以完全平衡之时，一定要对风力发电的注入电网功率进行限制。所以，在对发电计划进行安排实施，一定要对系统的调频与调峰进行分析，此时系统的旋转备用除了需要与调频、调峰彼此相符以外，还需和风电机组出力波动对负荷平衡构成影响相符。

风电场建设不但与发电机组类型、装机容量、布置有关，还与电网规划以及风电传输等问题相关。在将风电场引入之后，由于风电存在随机性和不确定性，不但会使运行成本和电网投资产生改变，同时还会造成供需平衡关系产生改变。风电利用的小时数较为低，通常情况下，一个好机组可达到大约每年二千五百小时，因此相比于火电电网的投资效益，效益更好的是风电投资。因为风电具备间隙性的特点，从而形成超出范围的危害，还有就是风电最优装机比例问题等。所以，一定要对接入电网之后的风电场进行规划，也就是风电场建设必须和电网建设同步发展，从而展开大电网的配套建设。

3 风电并网性能的改善对策

3.1 预测风力发电的功率 将风电转变成可调度电源最为关键性的技术预测风力发电量。最近几年的研究显示，需要将多个数字天气预报的模型进行相应的组合，同时和功率短期预测彼此结合来使精度得到提升。一来，它会对天气预报系统的预测数据结果加以利用，从而得出气温、风向、气压、风速等数据，二来，根据风机四周信息把风力发电机组的轮毂高度风向以及风速信息等得出，三来，通过风机功率曲线将风机实际的输出功率算出。此方法能将恶劣环境下出现预测差这一问题解决掉，从而使预测的精度得到明显提升。

3.2 无功补偿方式 风电并网运行中普遍存在的问题则是电压稳定问题。但对电压稳定形成影响最为关键的因素还是无功率的补偿因素，尤其是对异步发电机实行风力发电，因此，如果想要保证电网的稳定性可采取如下对策：

①采取动态的无功补偿，例如静止的补偿器SVC等，它可使系统暂态特性予以改善，进而使风电场安全容量得以提升。在对SVC容量进行选择之时，还需与SVC调节性、风电场容量以及电网结构相结合来确定。②提升电网负荷功率因素以及加强电网结构也能使风电场安全容量以及系统暂态稳定性得到提升。③排除系统故障之后，低电压自动切除的风电机组使电网维持稳定最有效的控制方式，但在切除过多之时，要对电网调节控制能力予以考虑。

4 结语

文章就电力系统受大规模风电并网影响的因素进行了讨论与总结，通过对这些因素加以了解能确保大型风电并网的安全运行。对风电场并网技术加以研究，能帮助把风电发展中遇到的问题加以解决，从而对风电产业的发展产生一定的推动，进而满足国家能源结构变化的需求。

参考文献：

[1]张全成，张永明，林钧斌等.风电新能源发展与并网技术分析评价[J].上海节能，2011（3）：19-23.

[2]马飞，王宏华.并网风电系统功率因数校正技术的发展[J].机械制造与自动化，2012，41（6）：156-159.

[3]周清.完善促进新能源产业发展的财税制度安排[J].经济研究参考，2011（48）：33-35.

篇5：电站并网安全性评价自查报告

并网安全性评价 自查评报告

二○○七年四月二十三日 临潭县青石山水电有限责任公司

并网安全性评价 自查评报告

一、工程概况

青石山电站位于甘南藏族自治州临潭县新堡乡附近的洮河干流上，是《洮河流域开发治理初步规划报告》中的第11座梯级电站。电站距临潭县城60KM，距上游卓尼县城25KM，交通条件便利。

青石山电站于1992年由临潭县政府委托两北勘测设计院完成了该电站的可行性研究设计，1998年9月由临潭县政府委托甘肃省水电勘测设计院完成了该电站可行性研究补充报告。同年12月完成了该电站初步设计，甘肃省水利局于1998年12月8日以甘水规发（1998）38号文对初步设计报告进行了批复。同年12月23日开工建设。2000年12月1日第一台机组运转发电。2#、3#机组分别于2001年5月2日和6月30日试运行成功，工程建设获得甘肃省水利厅“全省地方水电建设先进单位”和“全省小水电建设优良项目”两项称号。2001年1月7日电站上网运行。

青石山水电站建设单位是临潭县青石山电站建设指挥部,工程设计单位是甘肃省水利水电勘测设计研究院,工程项目监理委托张掖地区水利水电建筑工程监理有限责任公司进行监理,甘肃省水利水电局承建引水枢纽、引水隧洞、发电厂房及其附属工程的土建和金结安装，兰州电机有限责任公司制造水轮发电机组及其附属设备。

青石山电站采用低坝引水的开发方式，利用河道形成的牛轭形弯 道，开凿隧道洞截弯取直，取得落差建设电站。坝址处河道水面宽76m，河床、温滩均为含漂石的沙卵砾石。工程布置主要由枢纽、动力渠及厂区三部分组成。枢纽建筑物布置有进水闸、泄冲闸、溢流坝及挡水副坝。动力渠主要包括梯形明渠及无压隧洞，引水口布置在左岸。厂区主要由前池、压力管道、主副厂房、尾水渠、公路桥、升压站、进厂公路及其它附属建筑物组成。电站选用三台HLD74-LJ-185水轮发电机组，总装机容量12000KW，保证出力5629KW，多年平均发电量8579万KWh，年利用小时数7149h。

青石山电站工程施工图阶段的设计遵循甘肃省计划委员会和甘肃省水利厅“并于临潭县青石山水电站工程”可研及初设阶段批复文件确定的规模级开发方案，仅对局部建筑物布置及结构形式根据现场地形、地质条件进行了适当调整。

（一）设计依据

1、工程等别及建筑物级别

本电站装机规模12000KW，按《水利水电工程等级划分及洪水标准》SL252—2000之规定，确定本工程为IV等小（I）型工程，主要及永久建筑物为4级，次要及临时性建筑物为5级。

2、防洪标准

本工程为低坝引水径流式电站，挡水高度低于15m，上下游水头差小于10 m，枢纽防洪标准按规范规定：设计洪水为20-10年一遇，校核洪水100-50年一遇，经研究选取设计洪水重现期为20年，校核洪水重现期为100年，相应设计洪水流量1330 m3/s，校核洪水流量 1980 m3/s。本电站为IV等工程，按《防洪标准》规定，电站厂房设计洪水为50年一遇，校核洪水为100年一遇，相应设计洪水流量为1700 m3/S，校核洪水流量为1980 m3/S。

（二）、工程总体布置

工程主要由枢纽（溢流坝、泄冲闸、进水闸）、动力渠道、厂房及厂区建筑物等组成。

1、枢纽（1）枢纽布置

电站枢纽采用集中布置方式，正向泄洪排沙、斜向进水。枢纽建筑物布置自左向右依次为左崖防洪堤、进水闸、泄冲闸、溢流坝及右岸防洪堤、进水闸、泄冲闸、溢流坝及右岸副坝。

①进水闸设计

枢纽进水闸位于坝址处洮河左岸阶地边缘，其闸孔中心线与泄冲闸中心线（河道主流方向）交角为35.168º。闸底板高程为2481.00m，墩顶高程2488.00m，进水闸前端设引水段前缘设倒“L”形沙坎，坎顶高程2481.00m，坎底高程2479.50m，坎高1.50m，引水段底板设计纵坡1=0，底板厚0.4m。

闸室设计为带胸墙的底孔进水闸，共设计三孔，孔口尺寸（宽×高）4.0×2.0m，三孔一段整体浇筑。闸室长10.00m，闸室缘总宽度15.00m，引水流量出平板钢闸门控制，每孔闸门由QPQ2×80KN固定式平板闸门启闭机启闭。启闭机房底高程2493.60m。

闸前设一道检修门，由设在启闭机机房底部的2×50KN移动式慢 速电动葫芦操作。进水闸闸顶工作平台后设检修兼交通桥，桥面宽3.50m，闸后由渐变段与引水明渠相连。闸前左岸设浆砌石防洪堤，堤顶高程2488.00m。

②泄洪冲沙闸

泄冲闸为开敞式，紧靠进水闸布置，共设三孔，闸孔尺寸（宽×高）为8×4m，闸总体宽29.4m，闸体长17.5m，三孔一段整体浇筑。工作闸门为弧形钢闸门（弧形半径R=9.0m，支铰高程2485.00m），由三台QHQ2×150KN固定式启闭机进行操作。弧门前设检修平板闸门一道，孔口尺寸与弧形门相同，由2×50KV移动式慢速电动葫芦操作。

泄冲闸上游设20m长的现浇C20钢砼铺盖，铺盖顶部高程2479.5/m。1#泄冲闸孔与2#泄冲闸孔间设长20.00m潜没式砼导墙。闸后高现浇C20钢筋砼综合消力池，池底高程2479.00m，池长20.0m，池深1.0m，消力坎高0.5m。消力池底板上设ф100排水孔。底板顶面设厚0.2mC50硅粉砼，底板下设排水土工布；消力池后设10m长钢筋砼护坦，护坦末端设3.0m深齿墙，齿墙后加设铅丝笼块石与砼四面体海漫。泄冲闸底板高程2479.50-2479.00m，闸墩顶高程2488.00m，启闭机房底板高程2479.70m。

③溢流坝

溢流坝布置在河道中部靠右岸。上下游分别设20m、22m长重力式砼导墙将闸坝隔开。溢流坝有侧接右岸副坝。溢流坝断面设计为曲线型实用堰，坝高75m，坝底宽8.50m。坝体总长70m；坝顶高程2483.55m，坝底高程2478.80m。坝体内部由C15埋石砼浇筑，坝壳 由C20钢筋砼浇筑。坝段上游设置长20m的壤土铺盖，下游设现浇C20m钢筋砼综合式消力池，池长20m，池深0.5m，坎高0.5m，池底高程2479.50m。消力池底板上设ф100排水孔，底板下设排水土工布；消力池后设10m长钢筋砼护坦，护坦末端设3.0m深齿墙，齿墙后设铅丝笼块石与砼四面体。

④右岸副坝

枢纽右岸副坝长35m，坝内设C15砼防渗墙，厚0.80m，底部嵌入基石0.80m，墙顶高程2484.50m，2484.50m高程以上设壤土心墙，坝体为夯填砂砾石材料，坝面由厚0.30m的浆砌石护面，上下游坝坡为1：1.5，坝顶高程2488.10m。

2、引水明渠及隧洞

从枢纽进水闸渐变段末端至前池排冰闸，引水线路全长1783.80m。其中明渠长645.80m，隧洞长1138m，设计引水流量57.90m3/S。

（1）明渠沿洮河左岸I级阶地上布置，渠床为砂砾石层，渠道断面为梯形断面，底宽3.00m，顶宽16.80m，边坡系数1.50，设计水深3.323m，设计流速2.18m/S，设计纵坡1/2000，渠深4.60m，渠堤顶超高1.277m。渠道断面采用C20钢筋砼衬砌，厚0.20m，每8.0m设一条伸缩缝，缝宽30mm。

明渠上设有暗渠一座，洞前设有拦污棚。暗渠穿越洛藏河，暗渠长30.60m。暗渠形式为C20m钢筋砼双孔矩形涵。单孔尺寸（宽×高）为×4.0×4.6m；顶部为排洪渡槽，宽度30.0m，槽深1.8m，下泄10 年一遇洪水283m3/S。拦污棚共设3孔，设计为回转式清污机，清污机室长10.0m，清污机室宽18.6m，单机单孔，每孔净宽5.0m，墩高5.0m；墩顶设排污槽和工作平台。

枢纽对外交通接县乡公路，坝址至隧洞进口，沿明渠左侧设有检修道路。

（2）引水隧洞

引水隧洞长1138m，设计采用城门洞形断面，断面尺寸（宽×高）为4.8×6.8m，直墙高5.415m，拱顶圆弧半径2.77m，中心角1200，墙底设0.25×0.25m贴角，隧洞设计水深4.29m，设计流速2.81m/S，设计纵坡1/1000，糙率系数0.015，隧洞进口底板高程2477.69m，出口底板高程2476.54m。隧洞为全断面钢筋砼衬砌，洞顶1200范围内进行回填灌浆。隧洞出口洞脸其表面坡积物清除后挂网喷砼，喷层厚100-150mm。

3、厂区建筑物

厂区建筑物有：前池、压力管道、主副厂房、尾水渠、升压站尾水公路桥及进厂公路等。

（1）前池

电站压力前池设在引水隧洞出口，紧靠青石山山体。压力前池由排冰闸、前池、进水闸、溢流堰及泄水渠组成。采用正向排冰进水、侧向溢流的形式。

引水隧洞出口设弧形渐变段与排冰闸连接，排冰闸为单孔双层布置，上层排冰，下层引水。排冰闸设的平面旋转钢闸门，孔口尺寸（宽 ×高）为6.5×2.6m，闸前设检修门，孔口尺寸（宽×高）为6.5×3.2m，下层孔口尺寸（宽×高）为6.5×4.2m，不设闸门。闸段长9.0m。闸顶设启闭机房，启闭机选用QHQ2×100KN弧门启闭机，检修门启闭机选用2×100KN移动式慢速电动葫芦。排冰闸后接排水侧墙，侧槽通向退水渠。闸前正常水位2481.10m，冬季正常水位2480.50m。排冰闸冬季最大泄水量Q=25m3/S。

前池上游侧宽4.3m，下游侧即进水闸前缘宽18.0m，池长22.0m，池底纵坡I=2/26，池底高度2472.50—2471.5m。左侧为溢流堰，堰长29.62m，主要顶高程2481.00m，设计泄流能力57.9m3/S，堰顶溢流水头1.20m。前池正常水2480.82m，前池最低水位2478.50m。

前池末端接电站压力管道进水口，进水口设三孔，每孔设拦污栅（与检修门共槽）和工作门（快速平板钢闸门）。拦污栅孔口尺寸为5.0×5.0m，工作门孔口尺寸为3.0×3.0m，拦污栅由2×100KN移动式慢速电动葫芦启闭，工作门由QPK250KN快速平板钢闸门启闭机启闭，电动葫芦悬挂在排架上固定的轨道上。闸底高程2473.50m，闸底部设排沙廊道。基底高程2470.0m，基底宽20.4m，长17.0m。闸顶高程2482.60m。

排沙闸及排沙廊道，闸室设两台30/20KN钝齿式弧门启闭机，孔口尺寸为1.5×1.5m，闸室（长×宽×高）为4.5×5.0×5.7m。闸后两个廊道合为一个廊道，断面尺寸（宽×高）为1.5×1.8m，长11.33m，纵坡I=0，末端接泄水渠。退水渠布置在前池左侧的坡地上，渠道纵坡I=1/12.044，渠道长168.33m，净宽3.0m，净高2.7m。渠道第10.0m 设一道伸缩缝，渠顶每2.425m设一道0.3×0.3m的钢筋砼拉梁，渠身采用C25钢筋砼浇筑。渠道末端设公路桥涵和挑流鼻坎，鼻坎表面采用硅粉砼浇筑，鼻坎下部采用实体砼浇筑，下游设钢筋砼护坦，护坦表面铺设砼四体和铅丝笼块石，护堤长35.0m，宽7.0--10.0m。

前室与厂房用压力管道连接，机组采用单机单管的供水方式，共设三根内径为3.0m的现浇C25钢筋砼圆形管道，管长29.908m，坡度1：1.538。管内设计流速2.79m/S，设计流量19.32m3/S。压力管道和镇墩均用砂碎石夯填暗敷，坡面用浆砌石护面。

（2）厂房

主厂房建筑尺寸（长×宽×高）为43.8×12.1×23.84m。以电机层地面高程2462.485m，机组间距9.5m，轨顶高程2469.485m，安装间长11.6m；副厂房位于主厂房上游侧，建筑尺寸（长×宽×高）为42.5×8.82×13.885m。蜗壳层高程2453.05m，蜗壳为圆形金属蜗壳（进口段直径φ2500）。尾水管底板高程2450.496m，尾水管净宽5.07m，高1.25--2.5m。水轮机层两侧设交通楼梯通往发电机层和排水泵室。排水泵室高程2451.30m，布置在厂房中央靠上游侧，宽2.9m，高2.5m，长10.5m。集水井尺寸（长×宽×高）为10.5×2.9×2.85m。排水泵室两侧设交通廊道及楼梯廓道，通往水轮机层。厂房左侧设一口机组供水水井。

电站尾水工作平台宽4.84m，尾水三孔一扇检修闸门，孔口尺寸（宽×高）为5.07×2.5m，启闭设备选用两台100KN移动式慢速电动葫芦。

二、水力机械、消防及采暖通风

（一）水轮机及其附属设备

1、电站基本参数

前池正常蓄水位2480.82m，最大净水头26.42m，加权平均水头24.60m，设计水头24.10m，最小净水19.63m，正常尾水位2455.10m，设计引用流量57.9m3/S，总装机容量12000KW。

2、机型及设备选择

根据青石山电站运行水头等综合因素，本电站选择混流式水轮机组。电站总装机容量为12000KW，装机三台，单机容量为4000KW。水轮机型号为HLD74-LJ-185，设计水头24.1m，设计流量19.3m3/s，额定出力4180KW；发电机型号为SF4000-28/4250。

调速器选择技术先进、运行可靠的步进式可编程微机组合式调速器，其型号为BWT-5000；油压装置与PLC调节柜、机械液压随动系统组合为一体。压力油灌容积为0.6m3，回油箱容积0.7m3。

3、机组调节保证计算

导叶直线关闭时间TS取4.5S，此关机时间仅是理论计算值，可作为初次甩负荷试验的参考值。电站应通过甩负荷试验确定最佳关机规律和时间。最终调整为4s。

（二）电站辅助系统设备

厂内超重机选用QD50/10T电动双梁桥式超重机，LK=10.5m，工作级别为A3。大车轨道选为QU70。供水系统主要设备为4台250QSG125-32/2潜水深井供水泵；1台XBD4/20-HXB消防泵；3台 DN125自动滤水器；厂内渗漏排水选用两台ISGW200-250A型泵，检修排水选用两台ISGW150-250型水泵。

高压气系统选用两台WF-0.35/30型空压机。低压气系统选用SF-1.2/8型空压机两台。

水力监测系统本电站监测的项目有：上、下游水位及水头、水轮机过流量、机组冷却水流量、拦污栅前后水位差、蜗壳进口及末端压力、尾水管进出口压力、冷却水温及集水井水位等。

消防设计，主厂房内发电机灭火采用自动喷水灭火方式。其它非电气设备或非带电设备以消防栓作为主要灭火设施，配备一定数量的干粉灭火器作为辅助灭火措施。电气设备的灭火以干粉灭火器为主要消防设施。

（三）采暖与通风

主厂房发电机层、水轮机层主要采用水暖。本电站为地面式厂房，发电机采用密闭循环空气冷却。发电机层及同高程的付厂房以自然通风为主。水轮机层、供水泵操作阀室、油处理室、空压机室、排水泵室均采用自然通风方式。

三、电气设计

（一）接入系统

本电站共两回35KV出线，其中一回用导线型号为LGJ-120的钢芯铝线绞线送到距电站18KM的临潭县新城110变电所并网，一回送至1KM的硅铁厂。一回10KV出线，作为硅铁厂生活用电。

（二）电气主接线 电站装机三台，容量为3×4000KW，发电机电压（10.5KV）,采用单母线接线，设计一回10KV线路，一回送至硅铁厂作为生活用电；35KV高压侧仍采用单母线接线，两回35KV出线，其中一回为并网线路，一回硅铁厂用；两台厂用变压器分别接在35KV出线外侧及10KV母线上。

35KV设备采用户外中式升压站布置。

（三）自动控制保护方式

该电站自动化设计采用综合自动化系统、监控系统、继电保护（发电机保护；变压器保护；35KV线路保护；10KV线路保护）。同期方式：电站的并列操作，采用微机同期装置，带有非同期闭锁的手动准同期和自动准同期两种方式。励磁系统：励磁系统采用微机控制的数字式双通道DLT6000励磁调节器。操作电源有两种，交流操作电源-380/220V和直流操作电源—220V。

本电站所属甘南州电力调度中心调度范围。

三、工程验收

2002年7月26日~28日甘南州组织进了初步验收。2003年7月14日,甘南州水务水电局以“州水电字[2003]62号”文向水利厅申请竣工验收。2003年8月4日甘肃省水利厅下发“甘水办[2003]86号”文关于临潭县青石山水电站进行竣工验收的通知。2003年8月22日甘肃省水利厅下发“甘水发[2003]304号”文关于送达临潭县青石山水电站竣工验收坚定书的通知。2003年8月16日——18日电站通过了最终验收，青石山水电站建设工程验收的2850项分项工程均为合 格工程，优良2692项，合格率100%，优良率94.45%，58项分部工程，合格率100%，优良率100%，19个单位工程，合格率100%，优良率100%，外观得分率93%，青石山水电站工程所涉及的33项施工质量检测资料齐全，施工中未发生质量事故。中间产品全部合格，原材料、金属结构，启闭机、水轮发电机组及附属设备制造合格，发电试运行正常。工程建设质量全部合格，优良率达到94.45%。电站工程质量被评为优良等级

四、并网安全性自查评情况

为贯彻落实《甘肃省发电厂并网安全性评价管理办法》（兰电监办[2006]20号），规范青石山电站并网运行的安全管理，青石山水电公司按照“必备条件”和：查评项目“两部分，分安全生产管理、电气一次、电气二次、水机系统、水库信水工建筑物、环保和消防七个专业，采取电站自下而上自查，再由公司自上而下内部复查、整改的方式，开展发梯级电站并网安全性自评价。

通过并网安全性自评价，青石山电站已具备并网安全性评价的必备条件，查评项目的结论清晰，备查资料详实，整改措施操作性强。

五、必备条件查评情况

1、青石山电站机组具有完备齐全的审批文件，满足国家规定的 各项要求，完成了按基本建设要求的各项试验并经有管辖权的的质监结构验收合格。

2、与甘南州调度中心签订了《并网调度协议》，执行电网反事故措施的有关要求。

3、发电机组及以上电气设备由地调调度，有关设备命名标志符合地调要求。

4、运行班长全部经过调度业务的培训，考试合格，并取得培训合格证书。值班主值及班员经过培训都取得了《特种行业操作证》。

5、建立了《生产车间管理制度》包括：（1）、车间主任岗位责任制和工作标准。（2）、运行班长岗位责任制和工作标准。（3）、计量人员工作标准。

（4）、检修办工作岗位责任制和工作标准。（5）、电气主值、运行人员工作标准。（6）、机械主值、运行人员工作标准。（7）、运行班员工作标准。（8）、水工班岗位职责。（9）、水工班交接班制度。（10）、水工班班长工作制度。（11）、工作制度。

《交接班制度》、《设备巡回检查制度》、《消防安全管理制度》。

6、电气主接线及厂（站）用电系统按国家和电力行业标准满足电网的安全要求；与电网直接联接的断路器遮容量满足电网的安全要求。

7、接地装置、接地引下线截面积，满足热稳定校验要求；

8、全站直流系统的设计符合《电力工程直流系统设计技术规程》 和《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求继电保护实施细则》的要求，直流系统采用硅整流充电装置，通讯设备运行稳定，交流备用电源能自动投入，供电可靠。

9、与电网直接联接的一次设备的保护装置及安全自动装置的配置满足相关的技术规程以及反措的要求，选型与电网要求匹配，能正常投入运行。

10、与电网保护配合的保护定值满足电网配合的要求，继电保护定值执行定值通知单制度并与定值单相符，在并网前与地调进行了核对。

11、调度自动化、计算机监控系统按调度自动化有关技术规程、设计要求进行了订货、安装、调试等，设备具备与地调的通讯条件。

12、机组采用自并激静止可控硅整流励磁系统，机组励磁电源取自发电机端的励磁电源变压器。励磁调节器采用完全独立的微机/微机/模拟双通道双模冗余结构，通道间互为备用，备用通道自动跟踪运行通道，配有完整的失磁保护，调节器的调节方式采用PID调节规律。

13、机组自动发电控制（AGC）功能未实现。

14、发电机组具备防止振荡和失步的技术措施。

15、水轮机调速系统满足电网稳定运行的要求，调速系统采用步进电机调节式微机调速器。电气柜和机械柜合一，投运时已按规定进行了各项静态、动态试验，参数满足设计要求。青石山电站机组无调频功能。

16、对应时段的安全鉴定已完成，安全鉴定结论中提出必消除的缺陷和隐患已经消除。

17、电站防汛、度汛预案已制定，并按相关要求通过了审批，现在已按批准方案实施。

篇6：发电厂并网运行安全性评价规程

1总 则

1．1总体原则

1．1．1为了适应电力体制改革及电网发展的要求，确保电网及并网电厂安全、稳定、可靠、优质运行，依据国家、行业（原电力部等）、国家电网公司（原国家电力公司）所颁布的有关法律法规和规程规定，同时参照有关网省公司制定的技术标准、规程、规定等，制定《发电厂并网运行安全性评价》（以下简称《评价》）。

1．1．2保证电网安全稳定运行是电网及所有并网的发电厂的共同责任。所有并网的发电厂均应服从电网安全、稳定运行的要求，并对电网的电能质量负有相应的责任。

1．2适用范围

1．2．1本评价办法适用于所有井网发电厂（机组）。

1．2．2《评价》的内容也适用新建、改扩建发电厂（机组）的规划、设计、选型及安装建设过程。

1．3评价内容

1．3．1《评价》中的评价内容包括发电厂的调度运行及发电厂的电气一次设备、电气二次设备及发电机调速系统。

1．3．2电气一次设备包括的单项内容：发电机、变压器和高压并联电抗器、外绝缘和构架、过电压保护和接地、高压电器设备、姑用配电系统和防误操作技术措施。

1．3．3电气二次设备包括的单项内容：励磁系统、继电保护及安全自动装置、调度自动化、通信、直流操作系统。

1．4评价项目分类

1．4．1评价的内容根据对电网安全、稳定、可靠运行的影响程度分为必备项目及评分项目。

1．4．2必备项目是指极有可能对电网的安全、稳定运行造成严重后果的项日。

1．4，3评分项目是指除了必备项目之外的所有其他项目。

1．5评价办法

1．5．1所有并人电网的发电厂，均应经过电网企业组织的安全性评价，完成初次评价的发电厂，以后每2-3年评价一次。

1．5．2新建、改扩建发电厂（机组）所有必备项目均满足本评价办法，且评分项目中的各单项（3．1．1-3．1．7，3．2．1-3．2．5）得分率均达到或超过75%，其评价结果为合格。否则，其评价结果为不合格，不得进人商业化运行。

1．5．3已并网的发电厂（机组），所有必备项目均满足本评价办法的要求，月．评分项目中的各单项（3．1．1-3．1．7，3．2．1-3．2．5）

得分率均达到或超过75%，其评价结果为合格。否则，其评价结果为不合格。

1．5．4对不满足本办法要求的必备项目，发电厂应立即整改，具体整改期限由专家提出建议，电网企业审定。

1．5．5对评价结果为不合格且在规定的整改期限内没有完成整改者，所在电网企业有权将电厂与电网解列。

1．5．6评价不合格的发电厂（机组），再次要求评价时，应向所在电网企业提出申请，所在电网经营企业应尽快安排复查，复查只对不合格项目进行。

1．6评价程序

1．6．1并网发电厂（机组）根据本《评价》中的评价内容进行企业自评价。

1．6．2新建、改扩建发电厂（机组），在进入商业化运行前，向所在电网企业提出安全性评价申请，并提出自查报告，电网企业在收到发电厂的申请一个月内对该发电厂进行评价。

1．6．3电网企业根据电网安全稳定运行需要，对已并网发电厂在适当时间安排专家评价，被评价单位在专家评价前一个月向电网企业提出自查报告。

1．7评价办法的颁布

1．7．1本评价办法由国家电网公司提出并颁布。

1．7．2本评价办法的解释权归国家电网公司。

2必备项目

2．1电气主接线及厂、站用电系统应按国家和电力行业标准满足电网安全要求；110kV及以上变压器中性点接地方式必须经电网企业审批，并严格按有关规定执行。并网电厂高压侧或升压站电气设备遮断容量应满足电网安全要求。

2．2接地装置、接地引下线截面积应满足热稳定校验要求主变压器和高压升联电抗器中性点应装有符合上述要求的两根接地引线。

2．3新投产的电气一次设备的交接试验项目应完整、合格。已投产的电气一次设备最近一次大修试验和预防性试验表明没有危及电网安全运行隐患。

2．4新投产的发电机应具有一定的耐振荡能力，并应具备相应的防止振荡和失步给机组造成损坏的技术措施。

2．5发电机应能进相运行，在不同有功功率下的进相范围（一般应在0.5Pn～1.0Pn间取3-4点），应报电网企业审定批准。

2．6发电机组调速系统应能满足电网稳定运行的要求；机组必须具备一次调频功能，并在电网频率波动时，能够自动参与一次调频。有关一次调频的具体要求，按照所在电网有关发电机组一次调频运行管理规定的内容执行。发电机应能满足电网对机组调整负荷准确性、负荷变化范围和负荷变化率的要求。

2．7新建200MW等级及以上机组、已运行的300MW等级及以上火电机组（含供热机组）、40MW等级及以上水电机组应具备自动发电控制（AGC）功能。上述机组在下式并网前应与EMS系统进行AGC联调试验并满足电网有关调整要求。

2．8100MW等级及以上容量发电机组调速系统的传递函数及各环节参数应书面报电网企业审核。如发生参数变化，应及时报电网企业再次审核。

2．9100MW等级及以上容量发电机组的励磁系统的传递函数（包括发电机、励磁机或励磁变、整流柜、自动励磁调节器在内的整体传递函数）及各环节参数（包括发电机、励磁机或励磁变的设计和试验参数、调节器各功能环节单元的整定参数）经试验验证后书面报电网企业审核；在机组并网后有关参数发生改变时也应及时书面报电网企业再审核。

2．10电网要求配置的电力系统稳定器（PSS装置）应进行PSS装置的静态检查及动态投入试验。在机组负载试验时应计算机组有功功率振荡的阻尼比并出具相关的频率特性数据报告，当PSS装置具备投入条件时应书面报电网企业审核。在机组并网后相关参数发生改变时也应及时进行PSS参数调整，并书面报电网企业再审核。

2．11100MW等级及以上发电机并网和正常运行时，励磁系统必须投入自动励磁调节器运行，并应配有完善、可靠的失磁保护。

2．12母线、断路器、高压并联电抗器、联络变压器和1lOkV及以上线路保护装置及安全自动装置的配置选型必须经电网企业审定并能正常投入运行。

2．13200MW等级及以上容量发电机组配置的高频保护、低频保护、过压保护、过励磁保护、欠压保护定值，应提供整定计算依据并经电网企业审批。与电网保护配合的发电厂内保护须满足电网配合的要求，继电保护定值必须认真执行定值通知单制度并与定值单相符。

2．14对于已投入并网运行的继电保护设备（包括线路、母线、发变组保护、励磁、故障录波器、同期、低频、低压、解列、联切等设备），应按电网企业的要求及时进行设备改造工作。

2．15要求加装的系统安全自动装置以及要求采取的安全措施应在规定时间内落实完成。应有相应的运行规程和校验规程，并按期进行校验，校验项目齐全、数据准确，相关资料上报电网企业。

2．16远动等调度自动化相关设备、计算机监控系统应按调度自动化有关的技术规程及设计要求进行建设，在机组正式并网前应与相关调度的能量管理系统（EMS）调试成功，所有远动信息已按要求接入EMS并能正确接收EMS的调整和控制命令，并应与一次设备同步投入运行。

2．17电力监控系统与办公自动化系统或其他信息系统之间以网络方式互联时已采用了经国家有关部门认证的专用、可靠的安全隔离措施。电力监控系统不得与互联络相连，并严格限制电子邮件的使用。

2．18电厂至电网企业的调度部门必须具备两个及以上可用的独立通信通道。

2．19通信设备供电电源应稳定可靠并且交流备用电源能自动投入，通信设备要有可靠的直流备用电源，当交流电源中断时，通信专用蓄电池单独供电时间至少应能保持1h。

2．20电厂升压站二次用直流和机组直流系统的设计配置应符合《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044-1995）和《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的规定。蓄电池的放电容量应符合《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）及厂家标准的技术要求。

2．21严格执行与电网安全有关的反事故措施。