光伏并网前自查报告

2024-05-07

光伏并网前自查报告（精选4篇）

篇1：光伏并网前自查报告

华能石林并网光伏电站调查研究报告

摘要：本人于2011年到昆明华能石林光伏发电有限公司进行实习调研。该电站目前是亚洲最大太阳能光伏电站，建设规模100兆瓦，将利用石漠化土地3650亩，年发电量1.18亿千瓦时，每年减排二氧化碳10.54万吨，项目计划在五年内建成。在此期间，我对整个光伏发电的原理，光伏电站的整体建设和运行维护有直观的了解，并且研究对比了其他主流的发电方式，对光伏发电产业发展有了自己的见解。同时通过基层的实践，对日后的学习有了更强的兴趣和信心。

一、云南光伏发电产业新前景

1、综合分析

传统的燃料能源正在一天天减少，对环境造成的危害日益突出，同时全球还有20亿人得不到正常的能源供应。全世界都把目光投向了可再生能源，希望可再生能源能够改变人类的能源结构，维持长远的可持续发展。其中太阳能成为人们重视的焦点。丰富的太阳辐射是取之不尽、用之不竭的、无污染、廉价、人类能够自由利用的能源。

近几年国际上光伏发电快速发展，2008年全球光伏市场虽然受金融危机影响，德国、西班牙对太阳能光伏发电的扶持力度有所降低，但其它国家的政策扶持力度却在逐年加大。2009年，全球光伏产业的整体走势可以用先抑后扬来概括，整个上半年由于金融危机的严重影响，产业景气度可谓惨淡之极。进入下半年，随着全球经济的逐渐转暖，再加上各国政府大力推广太阳能政策的拉动效应渐显，光伏产业呈现了强势的复苏态势。

中国太阳能资源非常丰富，经过30多年的努力，中国光伏发电产业已迎来了快速发展的新阶段，国家的补贴扶持政策陆续推出。财政部、住房和城乡建设部印发《关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见》及《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》，确定对光电建筑2009年的补助标准为20元/瓦。7月，财政部、科技部、国家能源局发出《关于实施金太阳示范工程的通知》，提出对光伏并网项目和无电地区离网光伏发电项目分别给予50%及70%的财政补贴。11月，财政部、科技部、国家能源局下发了《关于做好“金太阳”示范工程实施工作的通知》，要求加快实施“金太阳”示范工程。长期来看，预计随着产业规模的扩大和技术进步，国内光伏发电成本有望在2015年-2020年期间实现平价上网，中国光伏产业将进入一个市场化发展阶段。

中国蕴藏着丰富的太阳能资源，太阳能利用前景广阔。中国已经成为世界上产量最大的太阳能消费品生产国，形成了广阔的农村太阳能光伏产品消费市场，并网太阳能光伏发电站及建筑物屋顶并网太阳能光伏发电工程也已开始启动。全国三分之二的国土面积年日照小时数在2200 小时以上，年太阳辐射总量大于每平方米5000 兆焦，属于太阳能利用条件较好的地区。西藏、青海、新疆、甘肃、内蒙古、山西、陕西、河北、山东、辽宁、吉林、云南、广东、福建、海南等地区的太阳辐射能量较大，尤其是青藏高原地区太阳能资源最为丰富。

2、云南光伏产业发展优势

云南太阳辐射资源十分丰富，全省大部分地区的年日照在2100至2500小时之间，全省绝大多数地区年平均太阳总辐射量为4500—6000MJ/㎡，年辐射总量大于5000 MJ/㎡的地域占全省面积的90%，除少数高寒山区外，年平均气温高，冬季气温低于0℃的天气出现较少。太阳能利用装置在全省绝大部分地区可以全年运行。且云南省石漠化土地面积约288.14万公顷，如将云南1.5%的石漠化荒地用于太阳能电站的建设，云南光伏发电的规模容量可达到1800万千瓦以上，相当于一个三峡电站的装机规模。

云南省能源产业发展纲要（2009-2015）中提出对太阳能光伏发电的具体规划，2015年前，完成石林大型并网发电实验示范工程（166兆瓦）的建设；并网光伏发电达到316兆瓦以上；在条件较优越的宾川、弥渡、祥云等11个县布局光伏发电项目。并在国家政策支持下，大力开发太阳能，建设光伏发电项目。在《云南省光伏电子产业发展规划纲要》（2009-2015年）中，也明确提出了大力打造太阳能电池、红外及微光夜视和半导体照明3条完整产业链等重要决策，光伏产业在云南必将有较大较深远的发展。

二、华能石林并网光伏电站简介

1、光伏发电基本原理介绍

光伏发电是根据光生伏特效应原理,利用太阳能电池将太阳光能直接转化为电能。不论是独立使用还是并网发电,光伏发电系统主要由太阳能电池板（组件）、控制器和逆变器三大部分组成，它们主要由电子元器件构成，不涉及机械部件,所以,光伏发电设备极为精炼,可靠稳定寿命长、安装 2 维护简便。理论上讲,光伏发电技术可以用于任何需要电源的场合,上至航天器,下至家用电源,大到兆瓦级电站,小到玩具,光伏电源无处不在。

太阳能光伏发电的最基本元件是太阳能电池（片），有单晶硅、多晶硅、非晶硅和薄膜电池等。目前，单晶和多晶电池用量最大，非晶电池用于一些小系统和计算器辅助电源等。国产晶体硅电池效率在16%以上，国外同类产品效率稍高。由一个或多个太阳能电池片组成的太阳能电池板称为光伏组件。

我国光伏发电系统主要是直流系统，逆变器（如下图）将直流电转化为交流电，再通过交流变压器升压，得到标准电压和频率的交流电。

2、华能石林并网光伏电站介绍

华能石林并网光伏电站位于云南省昆明市石林县，地处高低不平的石漠化荒地，电站所在区域环境状况如下：

多年平均日照时数：2193.1h 多年平均辐射强度：5608.5MJ/㎡多年平均气温: 15.8℃ 多年平均降水量: 948.0mm平均风速: 2.7m/s，常年主风向为西南风多年平均雷暴日数: 58.6天

石林县石林镇内起伏的石漠化丘陵土地上，10万多块太阳能电池板整齐有序地矗立着，虽然天气时有变化，但它们仍在默默发电。2010年5月25日，装机容量位列亚洲第一的昆明石林太阳能光伏并网实验示范电站一期20兆瓦投产仪式在石林举行，这标志着云南省对可再生能源的利用进入一个崭新阶段。该项目同时为提升云南太阳能光伏发电开发利用水平，促进太阳能产业发展提供了一个大型实验示范平台。

昆明石林太阳能光伏并网实验示范项目建设总规模为166兆瓦，总投资90亿元，有效利用石漠化土地5445亩，分为示范区和科普区。该电站是亚洲最大的太阳能光伏并网电站项目，其一期工程20兆瓦经过试运行后，正式投产发电，也是目前国内已投产太阳能光伏并网电站中最大的项目。其中，示范区由华能澜沧江水电有限公司和云南天达科技股份有限公司合资设立的华能石林光伏发电有限公司投资兴建，项目建成后将利用石漠化土地3650亩，年发电量1.18亿千瓦时。建设规模100兆瓦（一期为10兆瓦，二期30兆瓦，三期29兆瓦，四期31兆瓦，分四期建成），估算总投资约50亿元。一期工程规模10兆瓦，规划用地448.18亩，主要有太阳能电池方阵升压站综合办公楼，电池方阵由9.7WMp固定式晶体硅组件+0.1WMp平单轴跟踪式晶体硅组件+0.1WMp斜单轴跟踪式晶体硅组件+0.1WMp双轴跟踪式晶体硅组件组成。

示范区也是一个大型太阳能光伏发电的科研示范基地，在电站运行区间，将对“大型光伏电站并网技术的实验”、“各种太阳能电池组件性能的对比测试”、“大型光伏并网电站防雷接地的方案”等科研课题进行试验研究。配置有2500平方米的综合大楼，其中设有200平方米的科研示范展示厅，还设置有不同研究方向的实验室，可全面研究大型太阳能并网光伏发电的相关技术。科普区由云南电投新能源开发有限公司联合其他股东投资兴建，建设规模66兆瓦（一期为10兆瓦，分三期建成）。

3、石林光伏电站建设困难分析

就华能石林光伏电站整体建设而言，由于光伏发电的特殊性，电站相当于光伏设备及其它元件的用户，不涉及光伏发电系统各元件的生产，整个电站的建设主要部分仅是电站本身的设计、建设和后期运行维护，如下图黄色部分所示：

大型并网电站建设尚无行业标准，工程规模大，系统复杂；针对一个个在建设中面临的必须要解决的现实问题，华能石林光伏发电有限公司的员工和各施工单位，通过不断努力取得了巨大成功，摸索出了一套光伏电站建设的经验，今后的建设标准可能源自就出自华能石林光伏电站建设。

由于地址地形起伏变化大，电池组件安装必须整体上考虑地形变化，布置难度较大。加之参建单位未有建设大型并网光伏电站的经验，基础及支架设计不尽合理，施工中前所未有的困难，在各单位的研究协商，在设计院的研究指导下，根据具体情况不断摸索，各方面工作从小从细入手，通过近半年紧锣密鼓的建设，于2009年12月25日16时44分电站首批方阵4号方阵终于并网成功。

三、主流发电方式对比

1、火力发电的缺点

主要是二氧化硫、氮氧化物和粉尘对空气的污染。烟气中的氮氧化物含量可高达2000～3000mg/Nm³，这还是在煤质很好的情况下。二氧化硫、氮氧化物主要是形成酸雨酸雾。重庆珞璜电厂，当然，也不全是电厂的过错，因为那里本身也有几个陶瓷厂(现在已经停产好几年了。)、石粉厂、水泥厂等，粉尘污染很大。电厂烟气造成的酸雨酸雾严重腐蚀渝黔铁路的那条长江大桥，平均每年都要给大桥上一次防腐油漆……

以上主要是运行中对大气的污染；另外污水、固体废物也有。除了大气污染外，电厂运行时候的噪声污染也是很大的。当然，平时远离电厂对这些没什么感觉。

2、水力发电中水库建造过程与建成之后，对环境的影响主要包括以下几个方面：自然方面：巨大的水库可能引起地表的活动，甚至诱发地震。此外，还会引起流域水文上的改变，如下游水位降低或来自上游的泥沙减少等。水库建成后，由于蒸发量大，气候凉爽且较稳定，降雨量减少。

生物方面：对陆生动物而言，水库建成后，可能会造成大量的野生动植物被淹没死亡，甚至全部灭绝。对水生动物而言，由于上游生态环境的改变，会使鱼类受到影响，导致灭绝或种群数量减少。同时，由于上游水域面积的扩大，使某些生物(如钉螺)的栖息地点增加，为一些地区性疾病(如血吸虫病)的蔓延创造了条件。

物理化学性质方面：流入和流出水库的水在颜色和气味等物理化学性质方面发生改变，而且水库中各层水的密度、温度、甚至熔解氧等有所不同。深层水的水温低，而且沉积库底的有机物不能充分氧化而处于厌氧分解，水体的二氧化碳含量明显增加。

社会经济方面：修建水库可以防洪、发电，也可以改善水的供应和管理，增加农田灌溉，但同时亦有不利之处。如受淹地区城市搬迁、农村移民安置会对社会结构、地区经济发展等产生影响。如果整体、全局计划不周，社会生产和人民生活安排不当，还会引起一系列的社会问题。另外，自然景观和文物古迹的淹没与破坏，更是文化和经济上的一大损失。应当事先制定保护规划和落实保护措施。

3、风力发电缺点

首先，项目建设会影响当地的生态环境，如破坏植被、改变地形地貌，造成水土流失。项目建设可能会对当地的文物等造成景观影响。

其次，项目运营会产生电磁核辐射影响。最后，还应考虑项目的配套工程，如道路，生活区等造成的生态、水和大气的影响。风力发电项目比起上述水力火力发电对环境影响较小，但发电站选址建设要求较严，风力要求较高。

4、光伏发电优势分析

光伏发电系统主要由太阳能电池方阵、逆变器、计算机监控等三部分组成，具有安全可靠、无噪声、无污染、无需消耗燃料、无需蓄电池、建设周期短、无人值守、全自动运行等特点。建设期主要解决基础建设、电池方阵的安装调试、电缆铺设问题，后期运行维护较简单，基本不需投入较大成本。

四、光伏发电发展推广问题分析

随着石林太阳能光伏并网实验示范电站一期工程投产，问题也来了——因为太阳能电池组件造价高昂，发电成本可能在几元每千瓦时，发电企业的并网电价将直接决定着该产业的发展。另外如何更有效地降低光伏发电的成本？如何提高系统的稳定性？如何更有效地进行电站的运营以及后期电站设备的更新换代？

据调查，日本、法国都有全太阳能建筑小区，小区中每栋住房（或别墅）都用太阳能发电，甚至在主人外出休假期间，发出的电还可反送给大电网，不仅不赔本还可挣钱。既然太阳能发电有如此诱人的前景，又符合环保节能的国策，那么为什么我国推广不开呢？根据资料，有如下的因素制约着光伏发电产业在国内的推广和发展：

（1）成本较高以10MWp光伏电站为例，总投资约为2.5~3亿，其中设备投资约占75%，主要是太阳能电池组件和逆变器。中国太阳能电池产能比较大，成本可能降低。蓄电池技术与国外相比尚有差距，逆变器是光伏发电的重要部分，但我国现在生产技术还有待提高，进口成本较高。

（2）光伏发电目前的成本仍然在1.4-2元/千瓦时光伏发电难以并网，一是电价成本问题，二是并网对稳定性的影响。而国外，应用光伏的家庭都装有两个电表，一个是“正潮流”供电电表，供电部门收费；另一个是“反潮流”馈电电表，用来计算用户向电网反馈的电量，供电部门以此来给用户付费，这值得我国借鉴。

（3）建筑开发商对太阳能热水泵尚感兴趣，但对光伏发电不感兴趣。因为发电成本高，比现在的火力发电每千瓦时多2 元。另外，光伏发电初期投资太大，一栋6 000 m2的酒店若全部装上光伏玻璃，仅靠太阳能提供电力和热水至少得投资3000万元。（4）各高校对该领域的研究还尚待拓展，大部分高校虽然先后开设了新能源专业，例如华北电力大学的风能太阳能研究，但此专业发展研究还尚待升温，且教学内容应该以问题关键为切入点，解决电池板转化效率和成本的实际问题。（5）客观因素：就太阳能发电优缺点来说主要缺点是电池组件研究技术上的问题，太阳能光伏组件阵列是实现光电转换的主要器件，光伏系统的发电量大小除与电池板功率和运行状况有关外，还与能量的转换效率有关，客观来说效率是达不到100%的。另外受照射分布密度、昼夜及阴晴等气象条件影响较大。

5、结论

近两年国际油价急剧攀升，除多种短期因素影响外，主要原因就是世界能源结构本身存在问题，对石油和煤炭等传统能源的依赖性过大。目前世界常规能源正处于开采和使用高峰期，并将逐步走向衰落，能源结构必将有根本性的变革。对我国而言，在主流清洁能源中，核能发电受技术和条件限制，风能和潮汐能发电受技术稳定性和区域局限性限制，生物能（沼气）发电受技术稳定性限制，而太阳能光伏发电，尽管当前的成本较高，大约是生物质发电（沼气发电）的7～12倍，风能发电的4——5倍，太阳能与其他新能源相比在资源潜力和持久适用性方面更具优势，具有安全可靠、无噪声、无污染、无需消耗燃料、建设周期短、无人值守、全自动运行等特点。建设期主要解决基础建设、电池方阵的安装调试、电缆铺设问题，后期运行维护较简单，基本不需投入较大成本，它是最适合当下发展的新型发电方式。且在光伏产业的不断壮大的趋势下，推动太阳能电池产业的主要因素如下：

（1）太阳能电池技术逐步成熟，产品成本快速下降；

（2）石油、煤炭等能源价格上涨，太阳能的替代作用将逐步显现；（3）全球环境保护意识快速提升，对太阳能等清洁能源的需求上升；（4）各国政府对太阳能电池产业的政策扶持和价格补贴。

近年来我们政府和国家大力扶持光伏产业发展，尽管现阶段发电运行成本较高，一切社会行动我们在做之前都进行代价——利益分析，但是我们要把对子孙后辈的影响算到代价里边去，考虑长远利益，加大公众影响的力度。在提倡环保持续新能源和创新科技的形势下，提高光伏发电的影响力和研究热潮。这样光伏发电技术的创新和成熟才能更进一步。

五、实践心得体会

本人于2011年一月到云南昆明石林县华能石林并网光伏电站，进行了为期三个星期的实习调研。基本了解了光伏发电的基本原理以及整个光伏电厂的建设经过，对我国光伏发电产业和其他新型发电方式也有了较深的了解，同时也深深感受到了现代化企业的规范和科学管理。

我所在的生产部门有员工七人，主要负责整个电厂一期工程的建设管理及电站运行维护。期间正值寒冬腊月，去的第二天便开始下起了当地的第二场雪，当天发电量5663.7千瓦时，第二天天气晴朗仅一上午就发电23689.6千瓦时，总发电量最终达到44713.6，据站内近半年的发电统计最高日发电量突破过60000千瓦时。

据了解，整个电站从基础建设到发电投产仅用了半年多的时间，整个项目建设主要就是靠生产部的师傅们加班加点协调各大施工单位完成的。所有的太阳能发电站点都是由该部监控和管理，当监控中心发现有问题，工作人员会马上到站上查明到底出了什么问题，再协调相应的部门和设备厂家前去维修处理。在电站 8 定期巡查的时候，我便在师傅们的指导下把设备的名称，类型，个数，型号等统统做了了解和统计。

由于太阳能光伏发电有自己的特殊性和优越性，发电量伴随太阳光的强度而变化，每天需要记录各方阵变压器的温度和其他数据统计。整个运行过程基本不需要调控和监管，只要在故障显示的时候及时联系相关厂家或自行维修处理。

在实习的第三天我们排除了一个故障，就是其中一台自动双轴跟踪系统出现了断线的故障。经过检查后是由于线路排布没能跟上转动系统，在放线和线路重排处理后设备便正常运行了。我也由此了解了三种跟踪系统，它采用的是主动式跟踪控制策略，通过冥王系数计算得出太阳在天空中的方位，并控制光伏阵列朝向。在无人值守的光伏电站中也能够可靠工作。与固定式安装方式相比较，平单轴跟踪系统安装方式提高10%，斜单轴跟踪系统提高20%，双轴跟踪系统可以提高至少30%的发电量，并且其可靠性达10年之久。实习的第三天天气晴朗，我跟随生产部的师傅走遍了电站的每个电池方阵和电站的升压站，了解了电站的基本构造、电站建设的基本过程以及各种设备的主要原理及用途。

实习期间的一天下午三点左右，检测到故障显示，在下午七点远程操控断闸后，我便尾随师傅便到了配电室，检查后发现，在十号开关柜发现了一个老鼠窩，老鼠咬断了两根单芯光纤，在联系电信公司的师傅们后我们又到配电室，观看了师傅进行光纤熔接的整个过程，一天的实习中，了解了配电室的结构和工作状况，也身临其境的了解了闸刀远程控制。我也还是力所能及地做好扎线、刀闸分合测试、场地清理等工作，增加了自己的实际工作经验。

此外，在工作中我还充分认识到了安全生产的重要性。从进生产部的第一天起，我们就了解相关安全教育知识。通过学习，强化了我的安全生产意识。在后来的实习过程中，我严格遵守在施工现场穿工作服、戴安全帽的规定，也看到工程负责人对设备检修员工安全防范的严格要求，把“安全第一，预防为主”的思想落实到了日常工作的每一个小细节中。

设身处地我能想到做到的是什么呢？

作为一名运行值班人员，第一，我需要全面了解所在企业部门的总体情况，熟知公司的各项管理制度和自己的工作职能;通过实地走访了解整个电站的建设过程，构造，运行过程和所有设备的工作原理及故障情况；主要看电站运行以来的故障记录，做好相关数据记录和分析对比报告，以便在相应时期做好相应监管和改进工作;第二，熟知各运行设备的基本工作原理和组成结构，熟悉好相关施工单位和设备厂家负责人，以便在问题发生时协调好相关部门，及时解决问题；

第三，整理好自己的办公桌以及办公室的清洁卫生，保存整理文件资料和电脑文档资料，积极完成相关工作报告的撰写，配合好领导的工作；

第四，积极参与公司大小报告、工作会议和工会活动，学会倾听，学会沟通和表达意见，能适时适当的找相关领导谈话增进了解，争取学习交流机会；敢于果断处理问题，敢于承担责任，自己不能处理时虚心请教，及时求助；

第五，在工作之余积累相关行业多元信息，包括经济和项目管理、财务会计、项目计划，了解高新先进技术、计算机新技术应用等，有备待用，为将来的长远发展积累经验和资本。

第六，实践中还体会到了企业正规化和现代化，企业管理中的每个细节完善，如工会活动的丰富多样，工程项目管理的全瞻性，从小从细，根据实际情况变通方案的思想。

就今后的学习而言，全面发展，实力才是硬道理。继续锻炼自己待人接物、沟通表达、坚持忍耐的能力，多多学习了解专业内外的知识，认真总结，提升自我综合素养；努力且针对性地进行专业课的学习，更好地把实践中了解到的知识结合好课堂所学，焕发自己的青春与热情，使自己在基层得到锻炼的同时更好的完成学业，以便日后投入到实际工作中，为社会做出卓越贡献。

最后我衷心感谢华能石林光伏并网电站的师傅们！！

篇2：光伏并网前自查报告

产品名称集中式光伏并网逆变器产品型号规格 SF-500KTL 产品编号 ***05 测试时间 2013-03-02~2013-5-26 测试工程师丁川,彭庆飞

光伏并网逆变器型式检验报告产品型号:SF-500KTL 出厂编号:

附: 表 1转换效率曲线:

篇3：光伏并网前自查报告

工程竣工监理质量评估报告

河南卓越工程管理有限公司

金川区50MW并网光伏发电项目工程项目监理部

2014年6月 30日

一、工程概述

二、工程质量评估的依据

三、施工企业工艺标准执行情况，质量管理体系运行情况，施工合同履行情况

四、勘察、设计单位配合情况，设计功能指标实现情况

五、监理合同履约情况，工程质量监理情况

六、工程质量问题及处理情况

七、工程质量验收情况

八、工程质量控制资料核查情况

九、有关安全及功能的检验和抽样检测结果

十、安全管理

十一、工程质量评估

一、工程概述：

1、工程名称：金川区50MW并网光伏发电项目工程

2、工程概况：

金昌市金川区50MW并网光伏发电项目工程。本电站厂址区位于金昌市金川区金武公路南侧的戈壁荒滩上。电站本期工程总装机容量为50MWp，安装169600块295Wp电池板，50台箱式变电站、100台逆变器。采用就地升压、集中汇流的方式将50个1MW子阵所发的电量就地升压至36Kv后，以五回集电线路汇集至新建的110Kv升压站35Kv配电室，升压至110Kv架空线路接入华能新能源110Kv汇集站，打捆后经一回110Kv线路接入公网330Kv双湾变电站。本期新建1回110Kv线路接入110Kv华能特许权升压站，新建线路长度4Km。两站打捆以1回110Kv、LGJ-2X300线路接入330Kv双湾变电站。双湾扩建110Kv间隔一个。

升压站新建的电气设备主要包括:110Kv配电装置、主变压器、35Kv无功补偿装置、35Kv消弧线圈成套装置、站用变压器、400站配电系统、35Kv高压配电柜等。升压站土建安装工程：中控楼、35Kv配电室、SVG室、综合水泵房、厂内路、给排水系统、围墙。

光伏区内新建的电气设备主要包括：50MW光伏组件、100台逆变器、50台箱式变电站等。土建：74288个钢筋混凝土独立基础、50台箱变、逆变基础、防洪堤、围栏安装、排水沟、光伏区场内道路。

3、参建单位

建设单位：金昌协和新能源有限公司设计单位：北京聚合电力工程设计有限公司勘察单位：山西电力勘测设计研究院质量监督单位：甘肃省电力质量监督中心站施工单位：吉林协和电力工程有限公司监理单位：河南卓越工程管理有限公司

二、工程质量评估的依据：

《中华人民共和国建筑法》《建筑工程质量管理条例》《中华人民共和国合同法》《工程建设监理规范》《工程建设强制性标准》建设工程委托监理合同《建筑工程施工质量验收统一标准》GB50300-2001 《建筑地基基础工程施工质量验收规范》GB50202-2002 《砌体工程施工质量验收规范》GB50203-2002 《砼结构工程施工质量验收规范》GB50204-2002 《屋面工程施工质量验收规范》GB50207-2002 《建筑地面工程施工质量验收规范》GB50209-2002 《建筑装饰装修工程施工质量验收规范》GB50210-2001 《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》GB50242-2002 《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303-2002 《光伏发电站施工规范》GB50794-2012 《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303-2002 施工图纸、设计说明和设计指定的标准图集设计交底会议纪要、设计变更文件建设单位提出的工程变更文件建筑工程施工合同

三、施工企业工艺标准执行情况，质量管理体系运行情况，施工合同履行情况：

施工单位在施工期间，质量保证体系基本正常有效运转，施工单位能按设计图纸和施工规范要求组织施工，各检验批、分项、分部工程在自检合格的基础上报监理工程师验收，基本做到事前有方案，事中“三检”到位，工程施工质量均符合设计和工程质量验收规范。

施工单位在施工期间能按照施工企业标准《建筑工程施工工艺标准》认真执行，目前已完施工合同履约条款。

四、勘察、设计单位配合情况，设计功能指标实现情况：

设计单位能够积极配合、跟踪服务，及时解决施工中的问题，及时参加工程验收和签署有关验收文件，工程验收结果表明满足设计功能指标。目前施工单位已完成设计图纸所有工程量。

五、监理合同履约情况，工程质量监理情况：

根据监理委托合同，本工程监理内容为施工阶段监理。监理单位依据监理委托合同中确定的监理单位的权利、义务和职责，按照合同要求，全面负责地对工程监督、管理和检查、协调现场各承包单位及有关单位之间的关系，负责对合同文件的解释和说明，处理有关问题。

监理人员能熟悉设计文件、规程规范及有关技术资料，参与图纸会审，审查施工组织设计，督促、协助承包单位完善质量保证体系和现场质量管理制度。并根据本工程特点制定《监理实施细则》与《旁站监理方案》。

为了保证工程质量，凡进场的材料、设备、构配件，承包单位都能向监理单位及时报验，经检查验收合格后方才使用。对进场的钢筋、水泥的品种、规格、级别及合格证，按规定进行抽样送检，凡进场材料没有合格证和抽验不合格的严禁在本工程中使用，并立即要求该材料退场。对商品砼，审查厂家资质、生产能力及质保体系，对到场的商品砼，进行坍落度抽查控制，现场见证取样留置试块，同时做好旁站记录。

在施工过程中，专业监理工程师对工程进行巡视、旁站及平行检查，对重要部位和关键工序监理人员严格按旁站方案进行旁站监理并形成记录。对所发现的质量问题要求施工单位及时整改，经监理工程师复查合格后方可进行下道工序施工。

在开工前要求施工单位按合同工期编制切实可行总进度计划图，施工过程中编制月进度计划，并严格要求予以执行，如有滞后及时分析原因，通过召开周例会，协调解决工程中存在的问题，并及时调整计划，确保总工期的实现，目前基本按计划进度完成所有工程量。

六、工程质量问题及处理情况：

该工程在2014年6月30日进行竣工预验，在验收过程中，对存在的质量问题，如：墙面、地面有空鼓、裂纹现象,局部地坪起砂现象，室内阴阳角不方正；塑钢门窗存在开启不灵活现象、配件安装不全、密封胶脱落，卫生清理不及时；顶层阳台处台阶高度不符合强标要求；监理人员及时下发监理通知单，施工单位能及时进行检查整改，经各专业工程师复查符合设计及施工质量验收规范要求。

七、工程质量验收情况：

本工程观感情况如下所述：

1、外墙水性氟碳漆刷色基本均匀、无漏涂、透底、起皮现象，分隔装饰线基本顺直，但存在宽窄不一现象。窗、阳台及檐口等突出部位设有滴水线槽，宽窄基本一致，能够满足其排水要求，但有局部滴水槽不太顺直;

2、内墙、天棚大面垂直、平整，基本做到阴阳角方正;

3、水泥砂浆面层楼地面结合牢固，局部存在起砂、空鼓现象，表面平整、洁净，无倒泛水现象；

4、塑钢门窗安装牢固，门存在开启不灵活，表面洁净、平整、光滑、色泽一致；但有局部封胶不到位，不光滑、顺直、饱满，连墙点存在外露现象。

5、护栏、扶手安装牢固，其高度及栏杆间距等均符合要求，护栏转角弧度符合要求，色泽一致，无裂缝现象;

6、卫生间已经过蓄水试验，无渗漏现象；

7、屋面防水层无积水，无渗漏现象，泛水坡度符合规范要求，卷材的铺贴方向正确，防水层的搭接焊结牢固，密封严密;块材保护层铺贴基本平整。

8、给排水安装工程符合设计要求和规范要求，各类测试试验符合设计和规范要求，原材料质控及复试资料齐全，但楼面水平管安装存在外露现象；

9、电气安装符合设计和规范要求，绝缘、接地电阻、防雷等测试数据符合设计和规范要求，质控资料齐全；

10、消防已经过相关部门验收合格；

11、规划已验收合格。

八、工程质量控制资料核查情况

本工程提供质量控制资料，资料基本齐全。

本工程所用原材料合格证、试验资料等，经检查上述资料完整。各种资料的内容、数据及验收人员的签字满足企业标准及施工质量验收规范要求，资料已整理完毕。并经城建档案部门预验合格。

九、有关安全及功能的检验和抽样检测结果：屋面淋水试验：无渗漏、积水、排水畅通。厨卫间蓄水试验：砼底板无渗漏现象。

压力试验：加压至1.0MPa，10min后观测，压力降不大于0.01MPa，压至工作压力后检查，未发现有渗漏现象。

消防水压试验：加压至1.6MPa，压至工作压力后检查，未发现有渗漏现象。冲水试验：用常规自来水静泡24小时后开启所有水嘴进行冲洗，直至水清澈不混浊、无色、无味为至止。

灌水试验：将雨水管下口堵住，灌满水1小时后检查管道接口、管道与雨水斗相连处未发现有渗漏现象。

给水管道清洗消毒：冲洗干净，出水口流水清澈。绝缘电阻检测：实测值大于规范和设计的要求值。接地电阻检测：实测值小于规范和设计的要求值。

十、安全管理：

在施工的过程中，监理部通过巡视检查及周例会要求，督促施工单位认真做好对施工人员的安全交底，坚持特殊工种、操作人员持证上岗，严格按安全操作规程执行，杜绝违章作业，在整个工程施工中未发生工伤事故。

十一、工程质量评估：

本工程已按照市监管局文件要求进行逐套检查验收，符合设计及规范要求，工程验收资料基本完整，工程质量符合安全使用功能及耐久、环保等方面的要求，各分部、子分部、分项工程质量合格，观感验收，综合评定为一般。

篇4：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。