【精品】2009年江苏电网并网电厂 迎峰度夏技术监督检查报告

1、附件：2009年江苏电网并网电厂迎峰度夏技术监督检查报告南 京 电 监 办江苏方天电力技术有限公司二九年七月目 录一.概述1二.绝缘专业61.总体情况62.主要问题和整改建议6三.继电保护专业121.总体情况122.安全生产情况及技术参数指标统计123.主要问题和整改建议13四.热控专业201.总体情况202.安全生产情况及技术参数指标的统计213.主要问题和整改建议214.存在的共性问题及建议22五.锅炉专业271.总体情况272.安全生产情况及技术参数指标的统计273.主要问题分析和整改意见284.共性问题及整改建议29六.汽机专业341.总体情况342.安全生产情况及技术参数指标的统计3

2、43.主要问题和整改建议354.主要共性问题及分析37七.电测专业401.总体情况402.安全生产情况及技术参数指标的统计403.主要共性问题及分析414.主要问题和整改建议42八.金属专业421.总体情况422.主要共性问题和分析433.下一步工作重点及建议48九.环保专业491.总体情况492.安全生产情况及技术参数指标的统计503.上次检查出的主要问题处理情况514.共性问题及分析51十.化学专业521.总体情况522.安全生产情况及技术参数指标的统计533.共性问题及分析53 57 2009年江苏电网并网电厂迎峰度夏技术监督检查报告一. 概述为加强安全管理，提高江苏发电机组安全生产水平

3、，确保2009年夏季用电高峰期间发电机组的安全稳定运行，南京电监办组织编写了2009年江苏电网并网电厂涉网设备技术监督检查大纲和2009年江苏电网并网电厂热力设备技术监督检查大纲，大纲范围覆盖绝缘、继电保护、电测、热控、金属、环保、化学、节能、锅炉、汽机等各项专业技术监督内容；下发了关于开展2009年江苏省并网发电企业技术监督集中检查的通知（宁电监安200959 号）；组织江苏方天电力技术有限公司对江苏电网重点发电企业进行了2009年技术监督专项检查。 此次技术监督检查采取发电企业自查和抽查相结合的方式进行，共检查了21家发电企业，其中有20个燃煤电厂和1个燃气电厂，涵盖了已投运的所有600m

4、w、1000mw机组（火电）及大部分300mw等级机组，被抽查的发电企业分别是：国电泰州发电有限公司、扬州第二发电有限责任公司、国华太仓发电有限公司、国电常州发电有限公司、张家港沙洲电力有限公司、华润镇江发电有限公司、华润电力(常熟)有限公司、江苏常熟发电有限公司、华能南京金陵燃机电厂、江阴苏龙发电有限公司、国电谏壁发电厂、太仓港协鑫发电有限公司、华能(苏州工业园区)发电有限责任公司、江苏新海发电有限公司、华能国际电力股份有限公司华能南通电厂、南通天生港发电有限公司、大唐徐塘发电厂、徐州华鑫发电有限公司、徐州华润电力有限公司、新海发电有限公司、华润南京发电有限公司。各发电企业对此次迎峰度夏技术

5、监督检查非常重视，对照检查表要求，对自身情况进行了认真详细的自查，对发现的问题记录在案，并将主设备的历史资料、历史缺陷故障及处理情况等原始资料作了准备，使得抽查工作得以顺利进行。检查过程中，专家组以检查大纲为基础，结合2009年机组非计划停机情况，对全省存在的共性问题和上年度技术监督中检查出的问题进行了跟踪，重点防止重大设备损坏事故和人身伤亡事故，以及在节能降耗方面的主要指标要求，并注意针对迎峰度夏过程中机组高负荷、天气多变以及用煤安全等机组安全运行的要求，对发电企业进行了多角度多方位的检查。检查组强调了当前安全生产面临的严峻形势，要求各电厂进一步强化基建、检修、运行等现场的安全管理，坚决杜绝

6、人身伤害和人员责任事故；深刻吸取各类事故教训，认真梳理、分析本单位安全生产存在的薄弱环节，扎实开展安全生产反违章活动和安全生产规章制度专项督查。针对部分电厂进行的基建、扩建工程，专家组结合同型机组在设计、制造、安装、调试过程中出现的一些共性问题给相关单位提出了建议，强调了做好全过程技术监督的重要性；要求各电厂进一步加强设备采购招标、大型设备监造、基建阶段交接验收过程的全技术监督，为今后机组的安全可靠运行打好基础。专家组以标准为依据,对检查中发现的缺陷和不足，提出相应的整改建议和意见；对各种型号的发电设备进行状态诊断和比较分析，根据设备部件的运行情况，排查设备异常，力争消隐患于未然；对每个发电企

7、业检查完毕后，专家组及时地以书面的形式将检查结果和提出的建议反馈给各发电企业。检查结果表明，江苏发电企业涉网设备各项参数基本能够满足并网运行的要求，各发电企业对所属涉网设备的检修、试验、运行等各方面进行了严格管理，发电设备总体情况良好。电气一次设备：能按照相关规定要求，进行设备运行维护和管理；近两个预试周期内电气设备主要试验项目完整、试验结果判断准确，设备发生缺陷时能及时采取适当的监控措施。但在检查中也发现，较多发电机存在温度测点问题、较多变压器存在渗漏油问题；部分电厂母线支柱绝缘子、隔离刀闸支柱绝缘子超声波探伤工作未正常开展；相当数量新投500kv主变压器的末屏装有在线监测装置，建议套管末屏

8、直接接地，以保证可靠运行；另外新投运机组宜在投运一、两年内及时进行首次大修，以完成发电机铁芯紧固和槽契检查、定冷水流量测试、端部模态试验等，确保发电机无缺陷运行，并积累基础数据。继电保护专业：2009年上半年未发生继电保护重大事故，未发生因继电保护整定计算错误和检修造成的保护不正确动作情况，未发生因励磁系统故障造成电网或机组失稳情况。上半年由于继电保护专业原因造成的机组非停事件大幅度减少，创造了近几年来最好的成绩，但仍有部分电厂在非电量保护的反措落实上存在一些问题，出现过非电量保护误动非计划停运；还有部分电厂不能严格执行继电保护运行规程中对微机保护装置运行年限的规定，存在设备超周期运行的问题；

9、多次出现设备卡件损坏造成机组停运；部分电厂的发变机组保护设备运行时间较长，处于超周期运行状况，对机组的安全运行留下事故隐患：主要有wfbz01型发变组保护、asea发变组保护、ge早期发变组保护等。热控专业：全省热控主设备运行正常，主要保护联锁均能投入，燃烧控制、风烟系统、汽水系统等主要自动调节系统能实现自动调节，控制性能基本满足机组运行需要。热控自动装置完好率为100%，投入率大于95%，利用率大于95%。保护装置完好率、投入率均为100%，主要仪表合格率为100%，das测点合格率大于99%。agc投入率大于95%。agc及一次调频能稳定投入运用，但由于多数电厂涉网试验是在机组试生产期间完

10、成的，经过较长的时间运行后，agc的控制性能有所下降。统调机组一次调频控制全部投入，但缺乏连续有效的监测，无法获取机组实际运行的控制指标，应加快江苏电网并网机组一次调频在线监测系统的建设，加强对机组一次调频的定期试验，及时发现问题，及时分析整改，提高调节品质。电测监督和计量专业：设备技术状况总体良好，但试验用计量器具校验情况比在线测量设备校验情况差；高压计量设备由于校验相对复杂，计量检测率不高，尤其是厂用互感器检测率几乎为零；存在部分互感器参数配置不合理，关口电能计量装置安全性差以及电能量技术管理手段落后等问题。此外新型电测交流采样装置的校验管理，计量监督也不到位。锅炉专业：电厂锅炉设备安全状

11、况较上年有明显改善，燃煤供应状况显著改善，各电厂加强了燃煤管理，减少了影响锅炉安全的泥煤、难磨无烟煤等煤种，锅炉性能与辅机耗电率指标都有了明显提高。多家电厂对风机进行了变频器调速改造，降低了锅炉风机耗电率；对空预器受热面积灰进行了冲洗和受热面解体清灰工作，降低了空预器烟风阻力；优化了吹灰器蒸汽参数和疏水控制方式，有效地减轻了吹灰器蒸汽射流对受热面的吹损。目前存在主要问题是：部分机组锅炉高温过热器内壁氧化皮大面积脱落，导致换热管堵塞超温爆管；部分机组锅炉紧靠顶棚下部的异种钢接头容易出现开裂；燃煤硫分过高引起的锅炉高温腐蚀、空预器低温受热面低温腐蚀以及空预器积灰板结问题；一些电厂锅炉存在排烟温度过

12、高的问题；少数电厂因为燃料原因出现飞灰含碳量过高；部分电厂燃烧器摆动火嘴未正常投用，造成大量投用再热器减温水的现象以及再热汽温偏低的现象；还有部分电厂因空预器堵灰，造成风机耗电率明显增加等问题。金属专业：没有发生因金属监督不力导致的人身和设备重大损坏事故。随着超（超）临界机组的相继投产，运行初期和基建过程中均暴露了一些由于设计、制造、安装和运行经验不足等带来的问题：如高温受热面内壁氧化皮脱落堵塞爆管问题、节流孔异物堵塞超温爆管问题、异种钢接头的早期失效问题、t23材料的焊接接头频繁开裂失效问题、p91/p92联箱管道材质问题等等。今年上半年有两台同类型机组相继3次发生氧化皮脱落堵塞超温爆管事件

13、，分析发现，均与锅炉启动初期投用二级减温水不当有关；最近检修和基建过程中连续发现大型铸件质量问题，如某电厂锅炉配套使用的某品牌阀体普遍存在质量问题；某电厂汽机调门阀壳开裂漏汽问题；部分300mw机组运行不足5万小时，检修时就发现大量焊缝裂纹，特别是大直径厚壁三通焊缝熔合线存在表面断续裂纹情况较普遍，暴露出由于安装及焊接工艺问题导致的焊接接头性能不良。汽机专业：汽轮机及其辅助设备运行情况正常，相关安全技术指标均在正常范围以内。各厂对系统和设备缺陷问题都十分重视，利用检修、调停和临检机会，加强了设备的检查、修理和维护，加强了设备系统的优化改造，改善了设备运行状况。本次检查中发现部分上汽厂生产的60

14、0mw机组发生了调速系统设备故障，如高调门阀座销断裂后突起，导致阀门无法关闭的缺陷；主汽门门杆断裂，调门联轴器（油动机和阀杆）断裂问题。不少机组检修后启动过程中，发生较多设备故障，存在检修工艺和检修质量问题。节能经济指标情况：各机组上半年的煤耗等主要经济指标与去年相比有明显改善。09年1-4月，我省600mw超临界机组的供电煤耗平均在302304g/kwh；300mw纯凝机组最好达到了320 g/kwh以下（最差的约为332g/kwh）；供热机组随供热量的大小，在310325g/kwh。经济性提高主要有以下几方面原因：一是在关停机组、容量替代机组和违规机组停运的形势下，600mw机组和部分30

15、0mw机组负荷率提高明显；二是09年以来发电煤质提高，提高了锅炉效率；三是通过采取各种措施，上半年全省机组非计划停运大幅减少，机组运行稳定性显著提高，使得因启停等不稳定因素造成的经济性降低减少；四是越来越多的300mw和135mw机组通过汽轮机本体和热力系统的技术改造，提高了运行经济性。供热机组情况：全省有大机组供热（135mw以上）电厂约10家，135mw机组和300mw机组各一半。各电厂的供热量相差较大，最多的平均达150t/h，最小的仅为40t/h。这其中，有5家原设计即为供热机组，另5家为纯凝机改成供热。改供热的机组大部分是从热再，经减温减压后抽出,效率较低。仅有1家，采用压力匹配器，

16、由高排汽作为驱动汽，中排为主抽汽，效率较高。全省还有多家电厂机组进行了供热改造，但目前没有热用户或供汽量很少。对300mw机组，每供10t/h汽，煤耗能降低约1g/kwh。在有多台机组具备供热的电厂中，一般先由135mw机组或经济性偏低的机组供，300mw和600mw机组作为紧急状态下的备用。化学专业：本年度没有发生因化学监督不力造成的生产事故，安全生产继续保持良好局面。各并网电厂水处理设备运行正常，汽水品质合格率继续保持在较高水平（大部分水汽合格率均在99%以上，个别略低的电厂也达到98.9%以上）；油务监督活动正常开展。目前存在问题：部分电厂在线化学仪表维护和校验工作有待加强，需按dl/t

17、677-1999火力发电厂在线工业化学仪表检验规程进行检定和维护；凝结水精处理混床投运管理制度不规范；循环水系统没有按规定进行杀菌灭藻；部分电厂发电机冷却水铜离子含量等指标仍存在超标现象。在近年投产的超临界机组中，普遍存在省煤器部件沉积速率较高问题，从水汽系统腐蚀产物的测定看，铁离子含量经常超标，分析原因为炉前系统的流动加速腐蚀导致炉前给水系统腐蚀产物在省煤器部件的迁移沉积。环保专业：总体情况较好，各电厂的环保技术监督工作开展正常，未发生环境污染责任事故。各种污染物能够达标排放，各类环保治理设施能够正常投运，国家和企业的各项有关环境保护的法规和制度能够严格的执行。电厂废水能够实现达标排放，石膏

18、的综合利用率均达到了100；脱硫设施的脱硫效率和投运率都符合要求。这次检查也发现一些问题：由于电厂煤炭供应和成本问题，燃煤的硫份普遍大于脱硫设施的设计值，造成部分脱硫设施超负荷运行，造成脱硫设备故障增多；有的电厂废水零排放还存在问题；部分电厂的环保监测人员未持证上岗。各专业通过检查中发现的一系列问题，涉及设备检修、试验、运行及管理等诸方面，下面按专业分别进行总结汇报。二. 绝缘专业1. 总体情况本次检查对2008年度绝缘监督中全省存在的共性问题和2009上半年生产中所暴露的问题进行了跟踪，重点关注大型变压器的末屏可靠接地、600mw发电机的铁芯检查等重大问题，以及在机组进相调压方面的主要指标要

19、求。对发电企业包括变压器、发电机、开关、避雷器、升压站外绝缘、防雷和接地装置等电气一次设备及其二十五项反措执行、前次监督发现问题处理情况等进行了全方位的检查，并针对迎峰度夏期间机组负荷重、气温高等特点提出了具体的监测要求。检查结果表明，各并网电厂电气一次设备情况良好，能按照各项管理规定，进行设备运行维护和管理；技术监督绝缘小组正常开展工作；电气一次设备资料及试验报告管理规范，试验检测设备管理维护；近两个预试周期内预防性试验、检修试验按周期进行、电气设备主要试验项目完整、试验结果判断准确、数据变化趋势稳定，设备发生缺陷时能及时采取适当的监控措施，使非计划停运次数较去年同期相比，有所下降。2. 主

20、要问题和整改建议各电厂在发现及消除主设备缺陷方面做了大量工作，但依然存在一些设备问题和认识不足，分设备表述如下：2.1 变压器相比去年发生两起主变压器故障，变压器专业技术状况今年明显好转，但仍存在一些问题和不足。本次针对各电厂变压器套管末屏加装在线监测装置问题进行了重点检查。检查发现，沙洲电厂2台主变、扬州二厂2台主变、国电泰州2台主变、国电常州2台主变、常熟二厂3台主变、华润镇江2台主变、华能太仓2台主变、国华太仓2台主变，共计8家电厂的17台主变套管末屏装有在线监测装置，几乎涵盖省内近年投产的600mw及以上容量机组。因为该监测装置在末屏位置的接入，改变了传统套管末屏直接接地的方式，致使套

21、管末屏的接地可靠性降低，给变压器的安全运行带来了隐患。建议恢复原末屏直接接地方式，以提高变压器的运行可靠性。变压器渗漏油问题依然是较普遍存在的问题。检查中有8家发电厂的变压器存在不同程度的渗漏油缺陷。渗漏油部位有箱体加强筋位置、低压侧升高座、套管、油枕、呼吸器、冷却器联管、散热片根部、潜油泵法兰、取样阀等部位，大多因为箱体沙眼、密封垫老化等引起。变压器类设备的绝缘油检测周期，相比去年各电厂均已经按照江苏省电力设备交接和预防性试验规程要执行。根据以往经验，每年迎峰度夏期间，由于变压器运行情况恶劣（高温、满负荷），易发生过热故障。由于绝缘油分析是发现变压器缺陷的一个非常有效的手段，要求各电厂加强绝

22、缘油检测，在迎峰度夏期间绝缘油色谱检测每月一次，但个别电厂还未执行。随着迎峰度夏的到来，变压器的负荷重、环境温度高，变压器油位、油温的监测、管理显得尤为重要。值得提出的是，变压器的油位管理没有受到很好的重视，油温监测的准确性较差，个别电厂的冷却器不能根据负荷、油温自动投退。若变压器油位偏高，容易发生喷油事故。个别厂还存在从变压器取油到其他小设备补油的不良习惯。不少电厂的主变未标出油位对应于油温的曲线，或者有曲线但是没有给出允许的上下限，还有电厂未按照对应曲线进行油位管理。相当一部分电厂的油温、绕组温度有一定的偏差，少数电厂的变压器油温在远方没有显示。雷雨季节到来之际，防止变压器积水、受潮，也是

23、应该注意的事情。个别电厂的主变低压升高座封母卡箍脱落，易造成进水。个别电厂的主变吸湿器油杯破裂，吸湿器变色很快。随着变压器运行年限的增加，不少电厂开始着手关注绝缘老化情况，建议开展绝缘油的糠醛检测。个别电厂的变压器存在油色谱指标增长或者油介损变大等不良趋势，建议缩短周期，继续监视。不少电厂的启备变由于无法停运，存在试验超周期的问题。个别电厂主变的气体继电器未定期校验；个别电厂主变的消防喷淋未进行定期校验，这些必要保护手段的校验应提到一定高度来认识。个别电厂变压器本体的防锈处理工作没有开展，表面漆起皮、脱落严重，本体锈蚀。其他问题还有：变压器的铁芯多点接地、异常声响、低压过热、中性点引线与消防水

24、管距离不能满足安全距离等。有关单位对本次检查发现的问题应引起重视，积极采取措施进行整改，有些问题应结合机组检修进行处理。2.2发电机相比去年，今年发电机的运行故障增多，主要表现为运行中集电环打火、转子匝间短路、个别定子线棒温度增高、转子水回路堵塞等。近年投产的新机组较多，由于电量完成因素及试验计划安排等原因，部分发电机尚未开展运行一年后的首次检查性大修。发电机的首次大修，宜在投运后的一、两年内及时安排，周期不应太长，以确保发电机无缺陷运行，并积累基础数据。相当数量机组的大修试验项目未开展定子冷却水流量检测，一部分机组未开展端部模态试验。若不留好机组的基础试验数据，故障时将无法进行比较。应开展发

25、电机不同转速下的交流阻抗等试验，以及时发现转子可能存在的匝间短路。今年国内个别600mw发电机的定子铁芯发生故障，建议电厂及时开展首次检修，联系厂家检查、紧固铁芯、检查槽契。温度测点不准或者坏点依然是发电机较普遍的缺陷。发电机的温度测点处于正常状态是监测发电机安全运行的一个重要技术手段，建议分析原因，校核测温元件，消除温度坏点，明确可参照温度测点，以使监视信号最大限度地反映设备的真实状况。个别电厂的主变分接头或者厂高变分接头设置不合理，造成机端电压长期偏高，或厂用电压偏低，致使系统不稳定因素提高。个别电厂的低励限制定值设置不合理，不能满足发电机进相运行安全裕度的要求。各电厂应结合江苏电力调度通

26、信中心发电机进相运行的相关限额，对低励限制、失磁保护定值进行复核，并对运行规程做相应的修订。个别电厂未进行pss电力系统稳定装置试验。未进行pss试验的电厂应创造条件，及时进行发电机pss电力系统稳定装置的建模及试验，以保证电网稳定及电能品质。关于某电厂avc存在机组间无功分配悬殊的问题，经及时分析跟踪处理，系更换功率变送器后未及时校准引起。迎峰度夏期间，气候干燥，环境温度高，碳刷负荷重，各电厂应加强运行中发电机的集电环温度、碳刷电流的监测，特别是夜里的巡视；及时更换碳刷，运行中注意测量发电机轴电压，并加强大轴的油污清洁；发现打火，及时监控处理，以免发生集电环烧损的恶性事故。应该重视发电机轴电

27、压的监测，将发电机端部双层绝缘测量线引出。氢、油、水系统问题：部分发电机氢气湿度和纯度时有超标现象，或者氢纯度仪故障、在线仪表温度显示不准。这是发电机安全运行的隐患，运行中应严格执行制定的措施，排除在线仪表问题，确保氢气湿度、纯度的有效监视，保证发电机运行中氢气湿度和纯度满足要求；部分发电机轴瓦存在不同程度的渗漏油，发电机定子冷却水中铜离子含量高，或者ph值不满足要求，应尽快采取有效措施处理。2.3开关类设备（含gis）从全省开关类设备情况看，在目前电网的运行方式下，开关的遮断容量均能满足系统要求。各电厂能够按照规程要求对开关类设备试验、维护。不少电厂尚未全面开展反措要求的隔离开关支柱绝缘子超

28、声波探伤工作。建议各单位对此问题引起重视，并结合设备停电检修安排测试。部分电厂的sf6密度继电器、压力表未定期校验；个别电厂开关有漏气、渗油现象，建议尽快采取有效处理；个别电厂未按dl/t 639-1997六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则要求，gis室低位区安装能报警的氧量仪和sf6气体泄漏警报仪。2.4互感器随着运行年限递增，部分电厂的互感器密封垫正进入老化期，渗漏油严重，建议密切关注，对超过或接近使用寿命的密封件，应早作计划，准备备品，结合检修予以更换。部分电厂的互感器存在漏气现象；个别电厂互感器油化验结果有部分超标。建议定期监测电压互感器的二次电压，以考核其相间的不平衡。

29、2.5氧化锌避雷器各电厂均重视避雷器的试验和维护，能够按照规程要求对避雷器进行相关的试验，及早发现缺陷并消除缺陷，避雷器动作次数均得到统计、分析。已有一定数量电厂的避雷器进行了运行电压下的交流泄漏电流测试。通过测试，有效发现两只阻性电流增大的避雷器，但仍有部分电厂未开展此项试验。据江苏省电力设备交接和预防性试验规程，要求测量运行电压下的交流泄漏电流，全电流、阻性电流或功率损耗，其测量值与初始值比较有明显变化时应加强监测，阻性电流增加1倍时应停电检查。其余各单位也应对此问题引起重视，开展该项测试。少数电厂氧化锌避雷器瓷套下部未加装屏蔽环，应加装屏蔽环以保证在线监测的泄漏电流表指示正确。部分避雷器

30、泄漏电流屏蔽环安装位置上存在偏差，短接了部分伞裙。个别电厂有2只的避雷器在线电流监视表头密封不佳，造成进水，应进行及时更换。个别电厂避雷器未在其附近装设集中接地装置。dl/t 620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合规定，避雷器应在其附近装设集中接地装置。2.6接地装置地网接地电阻是系统设备故障情况下，保护设备及人身安全的重要设施。由于其属于隐蔽设施，且正常情况下作用无法显现，少数电厂对地网试验存在重视不足现象，出现了部分测试超周期情况。为防止设备接地不良造成事故，反措要求定期开展设备引下线与地网的导通测试，目前，大部分电厂均开展了该项测试，且取得良好效果。一批电厂的接地网已经达到或

31、将近检验周期，各单位已经陆续安排开展试验，建议相关电厂对此问题引起重视，督促此项试验工作的开展。同时完成对接地引下线热容量的校验。根据我省电气设备交接和预防性试验要求，地网接地电阻测试周期不大于6年。少数电厂的升压站内互感器和避雷器架构等只有一处与接地网相连接。按照反措要求，重要设备及设备结构等应有两根与主地网不同干线连接的接地引下线。对于已投运的接地装置，应根据地区短路容量的变化，校核接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量，并结合短路容量变化情况和接地装置的腐蚀程度，有针对性地对接地装置进行改造。部分电厂未对接地引下线热容量进行校验。2.7红外检测绝大多数电厂对于220kv以上设备，每年

32、按规定进行红外测温。从测试情况看，取得了良好的效果，及时处理了套管末屏、隔离刀闸触头过热、封闭母线过热、油位低等问题。根据2009年江苏电网并网电厂涉网设备迎峰度夏检查大纲要求，变压器、sf6开关、隔离开关、氧化锌避雷器等均需定期进行红外检测。有条件的可增加红外检测范围，如电缆终端接头、电缆密集交汇点、干式变压器、变压器端子箱等。个别电厂无红外测温仪，或者设备老化，不能正常开展检测。为及时判断设备状态及确认设备缺陷类型，相关电厂应引起重视，购置红外测温仪，规范开展红外检测工作，做好试验报告的整理，并定期校验比对红外仪。2.8防污闪从检查看，多数电厂能有效开展电气设备外绝缘的清扫维护工作，防止污

33、闪事故的发生。今年某电厂发生污秽闪络一次，建议电厂重视污闪工作，开展绝缘子的盐密测试，滚动研究污秽情况，以便采取合理的清扫措施和调爬。多数电厂已经开展了饱和盐密的测试工作，但规范性有待提高，问题表现为：（1）参照悬式绝缘子的串片数不够，应为8片。（2）参照悬式绝缘子串悬挂不规范，应模拟绝缘子串的实际情况。建议参照国家电网公司q/gdw152-2006电力系统污区分级与外绝缘选择标准要求规范开展。参照绝缘子型式一般采取标准规定的普通型悬式瓷绝缘子（220kv及以下电压等级采用xp-70、500kv采用xp-160）或双伞形悬式瓷绝缘子（220kv及以下电压等级采用xwp2-70、500kv采用x

34、wp2-160），绝缘子串长度一般选取8片。参照绝缘子串的悬挂高度应尽可能与母线绝缘子等高（一般可悬挂在构架上），并在变电站的四个角上各悬挂一串。等值盐密的测量时间一般选取枯雨季节结束时，对于江苏省应在12月至2月份。部分电厂升压站部分电气设备外绝缘表面积污较严重，应根据情况，在迎峰度夏前，进行清扫或带电水冲。部分电厂未按规定开展绝缘子的测零工作，为检测绝缘子的劣化情况，应按照规程要求开展零值、低值检测。2.9支柱绝缘子母线支柱绝缘子、隔离刀闸支柱绝缘子超声波探伤工作的开展情况依然比较少。按照相关反措要求，应对母线支柱绝缘子、隔离刀闸支柱绝缘子进行超声波探伤检查，以防止绝缘子断裂引起母线事故。

35、建议参照q/gdw-10-394-2008瓷支柱绝缘子及瓷套超声波检验技术导则规范开展超声波探伤，尤其是隔离刀闸支柱绝缘子的探伤。2.10监督管理部分电厂的预防性试验管理有待加强。如直流电阻、微水测试等试验项目没有填写温度、湿度等内容，使得测试值没有意义。由于电量、停电检修等困难，启备变、电缆等存在预试超周期的问题。由于部分电厂设备预试委托外单位进行，在委托单位的选择上采取招标方式，对试验单位的管理有待改进，建议统一试验标准和数据格式，加强历次试验数据的对比、分析。各电厂在检修试验合作单位的选择上，应注意试验单位的资质，加强对试验单位的试验设备有效期、试验方法和报告等审核管理。有些电厂建立了绝

36、缘监督台账，但没有明确各种台帐的负责人。还有部分单位的文件归口不合理，如变压器油色谱报告存放在化学专业，绝缘监督人员没有能及时获取具体数值。部分电厂电气一次设备的检修规程不够完善。为加强对电网安全影响较大的重要电气一次设备的台帐信息化管理，应对重点设备的绝缘监督和管理内容等实施全过程的跟踪备案。个别厂试验人员数量少、年龄偏大需要加强专业知识培训，提高电气试验的理论知识和专业水平。三. 继电保护专业1. 总体情况本次技术监督重点检查了各电厂在继电保护专业方面的规章制度建立和落实情况、反事故措施和技术改造落实情况、保护装置检验管理情况、继电保护运行管理情况、继电保护全过程技术监督管理情况、继电保护

37、专业管理和人员培训情况等，总体上各电厂继电保护设备运行状况良好，专业技术监督管理水平较高。 2. 安全生产情况及技术参数指标统计全省并网电厂继电保护设备运行状况良好。2009年上半年未发生继电保护重大事故，未因继电保护整定计算错误和检修造成的保护不正确动作情况，未发生因励磁系统故障造成电网或机组失稳情况。上半年由于继电保护专业原因造成的机组非停事故大幅度减少，创造了近几年来最好的成绩。全省参数指标情况：继电保护投运率100%,励磁系统投运率100%。当前大量新机组的投运而引发的电源分布和电网结构的频繁变化，使得江苏电网继电保护管理难度和运行压力进一步凸显。江苏电源基建工程任务依然十分繁重，加之

38、工程工期紧，继电保护存在大量的基建配合工作。因此，对继电保护管理尤其是全过程监督管理工作提出了更为更高的要求。近段时间以来，还是有部分电厂在非电量保护的反措落实上存在一些问题，出现过非电量保护误动停机事故；还有部分电厂不能严格执行继电保护运行规程中对微机保护装置运行年限的规定，存在设备超周期运行的问题。 3. 主要问题和整改建议3.1 线路保护 各电厂220kv及以上线路保护均已按双重化要求配置，并具有独立的后备保护功能，运行情况良好。但个别电厂的线路保护运行周期较长，已经达到或超过dl/t5871996微机继电保护装置运行管理规程第3.7“微机继电保护装置的使用年限一般为1012年”的规定，

39、主要有#11型、lfp901型线路保护等，存在采样值漂移较大的问题；部分电厂的线路保护版本与2009年江苏省调度中心下发的版本号不一致；部分电厂对500kv线路保护远方跳闸回路加装就地判别装置的反措落实不够积极。3.2 母差保护全省母差保护方面总体状况良好。各厂都能按设备的校验周期及时开展母差保护的校验工作，不少电厂开展了母差保护的技术改造工作，将原有的电磁型母差保护逐步更换为微机型保护；部分电厂还按照重要厂站的要求配置了双套母差保护；个别电厂对母差保护技术改造重视不够，母差保护存在超周期运行情况。3.3 发变机组保护各电厂发变机组保护总体状况良好，但部分电厂的发变机组保护设备运行时间较长，处

40、于超周期运行状况，部分设备制造厂家已经不再生产，这样在出现问题后，备品备件无法满足需要，对机组的安全运行留下事故隐患。运行时间较长设备主要有wfbz01型发变组保护、asea发变组保护、ge早期的发变组保护等，这些设备不能完全满足反措要求，其中部分还存在原理上的缺陷，主要有以下几方面问题：1)未按照主保护双重化的原则配置，电气量保护和非电气量保护在保护直流电源和跳闸回路方面没有独立，非电气量保护动作后不跳开关的两路跳圈；2)wfbz-01型的匝间保护缺乏负序功率方向闭锁元件，在出现区外故障、一次熔丝爆裂或抖动时，会造成匝间保护误动；3)部分200mw以上机组还未配备起、停机保护；4)部分保护由

41、于运行时间较长，电子元器件经常出现故障；5)部分电厂对按反措要求每46年更换保护电源模块重视不够。对于上述问题，大部分电厂都能认真对待，存在的问题都作为技改项目进行整改，但部分单位由于经费问题未列入计划。非电量保护的配置及管理方面。全省多次出现了非电量保护误动造成的机组非停事故。从事故分析的情况看，全部是二次回路的问题引起保护误动。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对非电量保护有下列要求：1)非电量保护动作应有动作报告；2)重瓦斯保护作用于跳闸，其余非电量保护宜作用于信号；3)作用于跳闸的非电量保护，启动功率应大于5 w，动作电压在额定直流电源电压的55%70%范围内，额

42、定直流电源电压下动作时间为10 ms35 ms，应具有抗220v工频干扰电压的能力；4)分相变压器a、b、c相非电量分相输入，作用于跳闸的非电量保护三相共用一个功能压板；5)用于分相变压器的非电量保护装置的输入量每相不少于14路，用于三相变压器的非电量保护装置的输入量不少于14路。电厂在非电量保护方面主要存在以下问题：1)部分电厂的变压器温度保护投入跳闸，由于温控器的原因造成保护误动；2)部分电厂压力释放保护投跳后未能维护好相关外回路造成保护误动；3)部分电厂的非电量保护中间继电器特性上不能满足规程、反措要求，在抗干扰及交流串入方面存在不足；4)部分电厂对“为防止光耦受到干扰误动，涉及到直跳、

43、启动失灵等回路的保护装置光耦需在输入端处加装大功率继电器（5w）转接”的规定不够重视。建议各电厂切实重视非电量保护存在的问题，全面梳理，加强非电量保护的管理，对于不满足反措要求的要尽快制定计划整改。主变冷却器保护的配置及管理方面。全省电厂出现了两次由于冷却器故障全停保护的原因造成机组停运，对于该保护的配置及管理，各电厂应引起足够的重视。按照电力变压器运行规程的规定：强油循环风冷和强油循环水冷变压器，当冷却器系统故障切除全部冷却器时，允许带额定负载运行20分钟。如20分钟后顶层油温尚未达到设定的跳闸值，则在这种状态下运行的最长时间不得超过1小时。因此目前的保护配置都有两种方式同时存在，第一种是当

44、冷却器全停后，经20分钟延时，如果顶层油温达到跳闸值，则冷却器全停与油温高保护共同作用跳闸出口；第二种是当冷却器全停后，经60分钟延时，冷却器全停保护直接跳闸出口。在实现保护配置时，目前主要有两种方法，第一种是制造厂家把时间延时部分放在主变冷却器控制箱内，冷却器全停、温度信号及时间延时功能全部在就地实现，条件满足时启动非电量保护出口跳闸；第二种是制造厂家把时间延时部分及保护逻辑放在非电量保护中，就地只发冷却器全停、温度信号，时间延时及保护逻辑由保护装置来实现。综合来看，第二种方法更优，能有效避免如直流接地、外回路电磁干扰及就地控制箱的时间继电器损坏等情况造成的保护误动，目前对于采用第一种方法的

45、保护配置，建议利用非电量保护具备的非电量延时跳闸功能（比如ge公司的c30、rcs-974、dgt-801等），将部分延时功能由保护装置来设定，这样既不改变原有的二次回路，又能避免就地时间继电器出现问题时造成保护误动。另外各电厂需加强对现场端子箱的时间继电器的维护工作，对于那些用于直接跳闸的时间继电器（主变冷却器全停、三相不一致等），检修时重点做一下时间继电器的动作特性，不符合要求的要及时更换。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要求在发变组保护配置中取消启动变压器通风回路，按负荷启动通风回路在主变控制箱中实现，主要是避免交流回路串入直流系统，造成保护误动作，建议各电厂在新

46、机组建设及技改时按设计规范实行。3.4发变组断路器失灵保护根据电力系统安全稳定导则、江苏省发电机组并网安全性评价标准、继电保护和安全自动装置技术规程等文件要求，发变组断路器失灵保护是电网和主设备重要的近后备保护，机组运行时该保护必须投入。目前绝大部分电厂都能严格执行，投用发变组断路器失灵保护，但一些电厂的发变组断路器失灵保护方面还存在以下问题：1) 部分电厂的发变组断路器失灵保护尚未投入；2)发变组断路器失灵保护的电流判别元件不能符合要求，一般都是缺少负序电流判据或零序电流判据，正确的配置应该是采用相电流、零序电流和负序电流按“或逻辑”构成；3)一些老型号母差保护没有解除电压闭锁功能；4)部分

47、电厂的发变组断路器失灵保护的逻辑中利用了开关位置接点判据，从几次开关失灵的事故来看，大部分都是开关跳开后电弧重燃及开关的外绝缘损坏，对于这些情况如果有位置接点判据的话，将会造成开关失灵保护无法动作。5)个别电厂还采用了不能快速返回的保护（如非电量保护）去启动发变组断路器失灵保护；6)部分电厂的发变组保护尚未配置非全相保护，在出现断路器非全相又无法跳开本断路器时无法去启动发变组断路器失灵保护。对于该类问题，大部分电厂都能正确对待，利用机组检修的机会进行整改，但还有部分老厂出于历史上发变组断路器失灵保护动作率不高的顾虑，依旧没有投用。3.5励磁系统励磁系统是发电机的重要组成部分，对电网安全、稳定运

48、行有着及其重要的作用。全省电厂的基建、技改项目中逐步使用静态励磁系统和微机型励磁调节器，取得比较好的效果。近两年来，全省统调机组因发电机励磁系统故障导致了多次机组非停事故。主要原因有：1)励磁调节器、整流柜运行时间较长后元器件发生故障；2)通讯电缆故障，造成机组失磁；3)励磁调节器参数配置不合理，在特定工况下发生故障；4)励磁变温度元件误动；5)励磁系统运行环境恶劣后，造成冷却系统故障；6)运行人员误操作造成机组失磁；7)转子接地保护配置不合理等。总体上，各电厂在励磁系统管理方面还存在一定的差距，不少电厂的励磁调节器定值单不规范，内容过于简单，部分电厂还缺少定值单；一些电厂的励磁调节器的整定参

49、数只有供货单位通过专用软件才能调出或修改，软件版本更新比较随意；少数电厂某些整定参数与继电保护的整定配合不合理；部分电厂励磁系统的低励限制、失磁保护定值尚未按江苏电网发电机励磁系统管理暂行规定的要求，经省电力调度中心审核后执行。各电厂进相运行机组必须依据进相试验的限额，对机组励磁调节器的低励限制定值进行核算，以满足机组进相的要求。发电机在进相运行前，应仔细检查和校核发电机失磁保护的测量原理、整定范围和动作特性，防止发电机进相运行时发生误动行为。3.6 故障录波器 一些电厂未按反措要求配置专用的发变机组故障录波器；一些电厂的发变机组故障录波器质量还存在一些问题，不能正常运行；有的发变机组故障录波

50、器在技术参数和性能方面尚不能满足运行要求，时有丢失信息、电源模件故障等问题发生；还有部分电厂的故障录波器无法与gps同步。 由于发变机组故障录波器是电厂负责，自行整定，在运行和管理方面仍存在一些不尽完善的问题。不论何种故障录波器都是记录、分析电网和主设备运行中发生异常、故障的重要工具，但更重要的是对记录到的波形和数据进行认真的分析。各厂都应认真做好维护、管理工作，更重要的是要对录波器记录到的波形和数据进行认真分析，利用这些数据校核保护的动作行为和整定计算，及时调整、修正。如发生了一次线路单相接地故障，根据故障录波器的波形和数据就可以分析本厂各电压互感器和电流互感器二次接线的正确性。又如，在发变

51、机组发生区外故障时电流互感器的暂态特性、差动保护不平衡电流的幅值，短路电流的水平与计算值是否相符等。这些数据和波形对运行、检修和合理整定发变机组保护（特别是后备保护），充分发挥保护效能，有效避免误动提供了重要的参考依据。3.7二次回路和直流系统各电厂的操作、信号及二次回路均已完成抗干扰措施，操作、信号及二次回路的绝缘符合规程、规定的要求，对一些运行时间较长的机组出现偶发性的直流接地情况也都能做到及时排除。各电厂需切实加强对于长电缆回路的抗干扰问题，对于母差保护动作停机回路、线路保护动作停机回路、安稳装置动作停机回路等长电缆回路，最好采用满足反措要求的大功率中间继电器进行转接。全国多次事故教训说

52、明，变电站使用的控制电缆长达数十公里，分布电容较大，与微机型装置抗干扰电容共同形成直流电源正、负极对地之间的分布电容十分可观。当直流电源电压受到交流串扰突变时，交直流串扰实质上形成了直流电压迭加电压突变和直流一点接地，由于电容两端电压不能突变，对继电器线圈回路形成的电压超过继电器的动作电压，则该继电器会动作。国内有关单位对不同对地电容值与中间继电器的交流电压动作值的关系做了大量的试验，试验数据表明，随着电容量增大，继电器的交流动作电压就变小，抗干扰能力随之下降。因此，一方面要尽量避免出现交流电源串扰直流系统的情况出现，另一方面，要加大对于可能引起动作的继电器的抗干扰的能力。各厂运行和检修部门都

53、加强了对直流系统各级熔断器和空气开关管理，编制了直流熔断器一览表，并在现场备有各种型号、容量的备品。dlt5044-2004电力工程直流系统设计技术规程4.3.2 第4条规定，容量为300mw级及以上机组的发电厂，每台机组宜装设三组蓄电池，其中两组对控制负荷供电，另一组对动力负荷供电，或装设两组蓄电池（控制负荷和动力负荷合并供电）。建议参照国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）对直流系统的以下规定，1)保护双重化配置应满足以下要求，双重化配置保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段；2)直流总输出回路、直流分路均装设熔断器时，直流熔断器应分级配置，逐级配合；3)直流总输出回路

54、装设熔断器，直流分路装设自动开关时，必须保证熔断器与空气开关有选择性地配合；4)为防止因直流熔断器不正常熔断或自动开关失灵而扩大事故，应定期对运行中的熔断器和自动开关进行检验，严禁质量不合格的熔断器和自动开关投入运行。目前电厂直流系统存在的问题主要有以下几个方面：1)部分电厂的升压站和单元机组都由一组蓄电池供电，当该组蓄电池出现问题时，会影响到所有的保护及开关控制回路；2)部分电厂还存在直流上下级熔断器或小开关不能逐级配合，直流回路利用交流开关，运行中的熔断器和自动开关尚未进行定期更换或检验的现象；3)部分电厂蓄电池不能按计划进行充放电试验，蓄电池存在开裂及起鼓现象；4)部分蓄电池的负荷容量已

55、经不能满足要求；5)部分电厂的两台机组蓄电池位于同一房间，未采取有效的安全隔离；6)部分电厂未配备直流选线装置，有的电厂的直流选线装置无法正常工作。3.8继电保护定值整定及管理各电厂参与机网协调的机组保护都能严格按电网调度部门规定的限额、相关参数和技术原则进行发变机组保护的整定计算。但在整定发变机组保护时，除了参照dlt/t684-1999大型发电机变压器继电保护整定计算导则和dlt755-2001电力系统安全稳定导则技术原则的要求，很大程度还必须根据本厂发变机组等主设备的技术参数、运行条件，兼顾机、炉和热控系统的运行工况，进行必要的调整和修订。同时也应该密切关注和分析故障录波器在发变机组发生

56、区外故障时所记录到的波形和数据，在保证主设备安全和不违反安全和技术原则的前提下，适当降低保护的灵敏度，避免保护不必要的误动。不少电厂都完善了继电保护定值管理制度，保护定值单按调度规定执行，定期核对，并能按照dl/t587-96微机继电保护装置运行管理规程和江苏电网微机继电保护装置软件版本规定的要求，对本厂的微机型线路保护和发变机组保护装置进行管理，将所有的微机保护软件版本造册登记。但部分电厂还存在整定计算人员整定原则把握和理解有偏差，导致部分保护整定不合理。例如：1)高压厂用电快切装置定值，低电压起动切换动作延时与电源进线分支过电流保护动作时间不配合；2)高压厂用电系统部分设备过流保护动作值或

57、动作时间不配合问题；3)发电机定子接地保护动作时间整定偏长；4)大型机组的转子接地保护的动作方式不合理，转子接地保护动作后仅投信号；5)pt断线闭锁定值整定不能真实反映一次熔丝的故障等。在定值管理方面，各电厂做到了对系统定值单和厂内定值单进行了分类管理，系统定值单执行程序比较规范，但是厂内保护定值单执行管理，存在不同程度的欠缺。主要有以下问题。1)定值计算不严谨，复算、校核工作流于形势，缺乏定值的四级审批流程；2)定值单不够规范，定值单不完整，缺少设备型号或必要的技术参数；3)执行人员签字执行不严格，有个别定值单执行后未签字；4)缺乏定值单的闭环管理制度；5)作废定值单和使用定值单放在一起，并

58、且作废定值单没有用“作废”章区分；6)对每年度的定值复算和校核工作不够重视等。3.9继电保护装置运行管理及试验仪器校验dl 9952006继电保护和电网安全自动装置检验规程明确要求加强继电保护装置、特别是线路快速保护、母差保护、断路器失灵保护等重要保护的维护和检修管理工作，要特别重视新投运保护装置运行一年后的全部检验工作，严禁超期和漏项。因此一方面要加强基建工作的验收工作，另一方面要特别重视新投运保护装置运行一年后及检修周期内的全部检验工作，及时发现问题，消除继电保护设备的安全隐患。大部分电厂对新投入或曾变动过的电流、电压二次回路均能按规定进行定相、核相、带负荷试验和二次回路正确性检查，但对运行中的微机型母线、变压器和发变机组差动保护定期检测到的差流和一些容易发生误动的发电机定子接地、匝间等保护的电气参数分析、比较工作还有待进一步加强。目前大部分电厂的微机型继电保护试验装置自购买后一直未进行过全面检