技术监督文档

2013年江苏发电企业迎峰度夏技术监督情况通报江 苏 电 监 办江苏方天电力技术有限公司2013年7月目 录一、 概述 1二、 绝缘专业 7（一）总体情况 7（二）工作亮点 8（三）本次检查发现的主要问题和整改建议 8三、 继电保护 17（一）总体情况 17（二）工作亮点 18（三）本次检查发现的主要问题和整改建议 20四、 电测专业 31（一）总体情况 32（二）工作亮点 32（三）本次检查发现的主要问题和整改建议 34五、 热控专业 35（一）总体情况 35（二）工作亮点 36（三）本次检查发电的主要问题和整改建议 38六、 金属专业 47（一）总体情况 47（二）工作亮点 47（三）本次检查发现的主要问题和整改建议 50七、 环保专业 55（一）总体情况 55（二）工作亮点 57（三）本次检查发现的主要问题和整改建议 57八、 化学专业 60（一）总体情况 60（二）工作亮点 60（三）本次检查发现的主要问题和整改建议 62九、 锅炉及节能 64（一）总体情况 64（二）工作亮点 65（三）本次检查发现的主要问题和整改建议 66十、 汽机及节能 72（一）总体情况 72（二）工作亮点 73（三）本次检查发现的主要问题和整改建议 75一、 概述为进一步加强发电企业技术监督，提高设备安全运行水平，确保迎峰度夏期间江苏电网平稳运行，江苏电监办下发了《关于开展2013年江苏省发电企业迎峰度夏技术监督集中检查的通知》（苏电监安〔2013〕109号），要求江苏电网所有统调发电企业认真开展2013年迎峰度夏技术监督检查工作，进一步夯实安全生产基础，提高企业安全生产水平，确保迎峰度夏期间江苏电网安全稳定运行。江苏电监办组织江苏方天电力技术有限公司成立了2013年迎峰度夏技术监督集中检查组，对江苏电网主要电源点进行了2013年迎峰度夏技术监督集中检查。本次发电企业技术监督检查从四月到六月，历时两个多月时间，采取自查和技术监督集中检查组抽查的方式进行，对国电泰州发电有限公司、国电常州发电有限公司、国华徐州发电有限公司、大唐国际吕四港发电有限责任公司、华能南京电厂、华电望亭发电厂、国华太仓发电有限公司、太仓港协鑫发电有限公司、扬州第二发电有限责任公司、大唐南京发电厂、江苏核电有限公司、江苏新海发电有限公司、江苏徐塘发电有限责任公司、国电宿迁热电有限公司、国华陈家港发电有限公司、江苏阚山发电有限公司、徐州华润电力有限公司、华能淮阴发电有限公司、华润电力(常熟)有限公司、江苏常熟发电有限公司、张家港沙洲电力有限公司、华润镇江发电有限公司、华电仪征热电有限公司、宜兴协联热电有限公司等24家发电企业开展了迎峰度夏前的技术监督检查。检查组以《2013年江苏省发电企业技术监督检查大纲》和有关标准、规范、文件为依据，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,结合全省发电设备总体状况，从安全管理、设备检修、运行调整等多方面对发电设备存在的事故隐患进行逐项排查，关注全厂停电、重大污染等事件，对历次机组异常停机原因进行调查分析，排查安全生产运行的薄弱环节，提出合理可行的安全对策、措施及建议。检查组还针对沿江电厂的季节性事故多发的特点，检查了夏季防汛、防台风等方面存在的不足，以确保夏季发电机组的安全稳定生产。2013年机组计划性检修很多，电厂节能、环保方面的技改任务十分繁重， 迎峰度夏期间全省电力供需处于紧平衡，如果出现持续高温天气，全省电力供应将有不同程度的缺口；检查组强调了今年迎峰度夏的重要性，要求各发电企业严格按照全省电网调度的统一安排，做好本单位的准备工作和应急响应，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1督查，排除隐患，减少非计划停机。各发电企业对此次迎峰度夏技术监督检查均很重视，对照《2013年江苏省发电企业技术监督检查大纲》，对本单位发电设备安全状态和安全管理情况进行了认真详细的自查自改，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。多数发电企业迎峰度夏准备工作做得很充分，技术监督工作总体情况良好，如国电泰州发电有限公司、江苏核电有限公司、徐州华润电力有限公司、国华太仓发电有限公司、大唐吕四港发电有限公司、国华陈家港发电有限公司、华润电力(常熟)有限公司、太仓港协鑫发电有限公司、张家港沙洲电力有限公司等企业，均能认真落实迎峰度夏工作具体要求，认真分析2013年迎峰度夏工作特点，极早制订了针对性工作计划；认真制定迎峰度夏、防雷防汛防台风措施，确保设备安全；认真落实各级各类人员的安全生产责任制。各电厂结合机组大小修机会，严格按照技术监督的要求及先前制订的整改措施，认真落实督促整改。认真执行发电设备缺陷分类及管理规定，强化设备系统的消缺管理。加强对设备、系统运行参数及异常情况的分析，找出可能影响安全的薄弱环节和隐患，有针对性地进行治理和改进。努力做到整治不留后患、排查不留死角，把隐患消除在夏季用电高峰到来之前。检查结果表明，我省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，总体情况良好；但由于机组、升压站等检修时间限制及资金短缺等原因，部分老问题存在整改力度不够或尚无整改计划等情况，同时部分电厂在设备检修、试验、运行及管理等方面也存在一些不足，希望各发电企业能够高度重视，积极做好有关防控措施，确保发电机组迎峰度夏期间的安全稳定运行。具体内容见下：1、 技术监督管理多数发电公司技术监督日常工作执行情况良好，体系运转正常，按反措要求积极进行相关工作，定期开展技术监督活动，但在监督管理方面仍有待进一步规范；技术监督工作在基础管理方面还有差距，部分电厂设备台帐、检修规程不够完善，更新不及时，不能满足工作的要求。部分电厂对检修、试验外包单位的质量管理缺乏有效监督，某些电厂相关试验人员、试验设备变化频繁，给历次试验数据的对比带来许多不确定因素。部分电厂联锁保护定值清单未能正式审批出版；部分电厂保护定值不准确，需进一步进行核实，并在进行严格审批后出版发行等。部分电厂对存在问题、异常数据的试验报告2重视不够，相关人员应加强规程及设备结构的学习，重视设备试验报告的审核管理和异常情况的跟踪。对于主设备的重大缺陷，应有专门的分析报告和处理方案和预案。部分电厂运行人员的操作水平有待提高，尤其表现在新投运机组上，需加强运行人员的技术培训。2、 电气一次设备不少电厂未开展电磁式电压互感器的空载电流测试，或者测试电压未达到规程要求，应按照要求开展机端 PT、6kV母线PT的空载电流测试，中性点有效接地系统在 1.5倍额定电压下，空载电流应不大于额定电压下的空载电流的 8倍；中性点非有效接地系统在1.9倍额定电压下，空载电流应不大于额定电压下的空载电流的10倍。发电机励侧刷架绝缘板有大量积油， 发电机励磁直流母线或者出线封闭母线在潮湿条件下绝缘偏低，应采取措施调爬，将绝缘板更换为绝缘子，或者对封母呼吸孔加装除湿装置，改善封母线运行条件。试验报告有多处笔误，型号、编号、厂家信息没填或有误，数据缺项、不正常，有相似雷同数据，缺少与前次试验数据比较的栏目，应加强对外委预试单位的管理和报告审核，规范预试报告，建议制定统一预试报告格式，加强预试的质量。3、 继电保护专业按照《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》第 条要求：“为提高继电保护的可靠性，重要线路和设备按双重化原则配置相互独立的保护。传输两套独立的主保护通道相对应的电力通信设备也应为两套完整独立的、两种不同路由的通信系统，其告警信息应接入相关监控系统。”目前部分电厂的线路保护通道为单路由，建议与省调及网调联系解决。部分电厂机组保护及线路保护装置、故障录波器与 GPS时钟没有同步，各装置的时钟不一致，不利于故障分析，应结合机组检修及升压站改造尽快实现保护等与 GPS的同步。根据国家电网公司文件有关要求，应定期对充电、浮充电装置进行全面检查，校验其稳压、稳流精度和纹波系数。许多电厂尚未开展此项工作，需要购买专用测试仪，建议有关电厂结合机组及升压站检修对直流电源系统定期进行测试， 以保证现场直流系统的可靠运行。许多电厂的机组、线路等保护柜压板着色不符合规范，建议按照要求配置。部分电厂升压站就地端子箱内封堵不严、端子排存在锈蚀现象，需要采取适当的封堵、防潮措3施，对于锈蚀严重的端子排应及时安排更换。4、 电测、计量部分电厂高压电能计量装置尚无电压失压报警装置， 使得设备安全稳定运行存在潜在的隐患。部分电厂网控室内的部分电量变送器屏柜门底部连接地线不合规范，建议装设多股软铜线，保证可靠接地。部分电厂网控室内的关口电能表计量屏柜门底部缺少连接地线，建议装设多股软铜线，保证可靠接地。部分电厂仪表管理台账信息不全，原始记录填写、保存不规范。技术总结、报告分析、数据统计、技术培训、技术改造等工作开展较少，设备档案还未能健全。部分电厂电测专业缺少相关的电测计量规程、标准，建议及时购买，并受控，使得电测管理工作逐步走向正常轨道。5、 热控专业部分电厂AGC调节速率、调节精度、一次调频负荷响应性能不能满足“统调机组考核办法-苏经信电力2011-379”文件精神的要求。机组变负荷过程中，主汽压力偏差大、锅炉受热面超温等因素是影响机组变负荷能力的根本原因。部分电厂在低氮燃烧改造后，锅炉燃烧工况发生较大变化，锅炉燃烧自动调节系统的稳定性下降，导致AGC、一次调频控制性能进一步下降。部分重要控制系统控制功能和稳定性不尽完善。上海汽轮机厂引进西门子600MW、1000MW汽轮机电液调节系统控制器故障较多，影响汽轮机控制的稳定性。汽轮机保护系统中润滑油压低保护、EH油压低保护等测点布置不满足热控设计规范的要求，影响汽轮机跳闸保护的准确性和可靠性。西门子T3000系统DEH中ATT试验逻辑可能导致当调门卡涩异常情况时，EH油压的快速下降，危及汽轮机安全运行。VB600汽轮机振动监视仪表中，采用压电式传感器测量瓦振的信号回路易受到干扰，导致瓦振信号稳定性下降，可能诱发汽轮机振动保护误动作。6、 金属专业部分电厂多次发生水冷壁向火侧横向裂纹泄漏， 分析向火侧横向裂纹符合应力腐蚀裂纹特征，与低氮燃烧工况下水冷壁贴壁局部还原气氛导致高温腐蚀密切相关。建议电厂从运行调整、检修及燃料硫份控制等方面进行综合治理，一方面可以考虑增加材料表面处理，另一方面考虑进行燃烧器或配风方式的调整或改造；水冷壁炉膛吹灰器附近管子吹损较普遍，分析原因一方面与吹灰压力过高、吹灰器维护调整不到位有关，另一方面可能与低氮燃烧导致水冷壁高温腐蚀有关；4水冷壁、包墙吹灰孔让管处密封板拉裂是普遍问题， 与吹灰阀内漏导致局部热疲劳、鳍片安装焊缝质量等因素均有关；近期发现螺旋水冷壁冷灰斗斜坡角部局部磨损较严重， 分析与冷灰斗斜坡螺旋管结构导致灰渣汇流加速、燃用低质煤灰量及磨损系数加大等因素有关。建议加强检查，如发现存在类似问题，应考虑增加局部防磨措施，必要时可在冷灰斗斜坡增加分流梳形板；近几年锅炉氧化皮导致爆管的案例下降明显， 但部分电厂检修中发现锅炉氧化皮剥落的现象还是时有发生，特别是锅炉氧化皮剥落后明显加剧了蒸汽管道阀门、汽轮机部件的磨损。建议关注固体硬质颗粒磨损对汽机侧汽水管道阀门内漏的影响，加强阀门内漏的监测，内漏阀门后管段及疏水弯头的壁厚监测。7、 环保专业部分电厂脱硫系统烟气旁路还未拆除。建议抓紧取消脱硫系统烟气旁路的工作。烟囱增加CEMS测点的工作进展缓慢，从这次技术监督检查的情况看，大部分电厂还没有完成这项工作。原因主要有几个方面，一方面是有的电厂计划取消脱硫系统的旁路，取消旁路后，环保厅允许烟囱暂时不安装 CEMS。另一方面，缺乏在烟囱上安装 CEMS的技术规范和实际经验。脱硫系统不设 GGH的火电厂普遍烟气带水(石膏雨), 对厂区环境有影响。脱硫系统设GGH的普遍存在GGH堵塞问题，影响脱硫系统的投运率。8、化学专业省内配备凝结水精除盐装置的机组 （包括超（超）临界压力机组和亚临界压力机组）仍然有一部分把凝结水精除盐出水 pH值作为再生监控指标，与 DL/T333.1-2010 《湿冷机组精处理系统技术要求》的规定有所差别。建议按照 DL/T333.1-2010《湿冷机组精处理系统技术要求》的规定，增加凝结水精除盐混床出水比电导率测点。当凝结水精除盐混床出水的比电导率升高时，应退出运行。省内仍然有部分超临界压力机组给水处理方式采用 AVT（O），即在给水中只加入氨。从此次全省迎峰度夏技术监督检查情况看， 几乎所有采用 AVT（O）机组锅炉受热面的结垢速率都比较高。建议将给水处理方式改为本质安全的给水加氧处理方法。9、 锅炉专业部分四角切圆燃烧锅炉在进行低 NOx燃烧系统改造后，出现了再热蒸汽温度降低，机组变负荷过程中蒸汽压力与温度波动大，飞灰含碳量升高，个别机组存在热负荷响应速率减慢等问题。建议在进行低 NOx燃烧系统改造时注意再热蒸汽温度降低的问题，优5化低NOx燃烧系统，提高炉膛火焰中心；适当增加再热蒸汽受热面，增加蒸汽调节手段；进行低NOx燃烧系统改造后，对锅炉自动调节逻辑进行适当优化，减小磨煤机的制粉延迟与二次风的补充延迟。对旋流燃烧器对冲布置的锅炉进行低 NOx燃烧器改造后，炉膛吸热量降低，锅炉减温水量增加，再热器壁温分布偏差存在扩大的趋势。建议电厂在选择低 NOx燃烧器改造方案时注意对炉膛吸热量减少的关注，优化设计方案；在进行低NOx燃烧器改造时，结合降低锅炉排烟温度，适当减少过热器与再热器吸热面积，增加省煤器吸热面积。部分超（超）临界锅炉水冷壁壁温存在较大偏差，对于采用垂直水冷壁加节流孔调节流量的直流锅炉，部分存在中间混合集箱进口壁温分布偏差大；还有部分垂直水冷壁出口壁温存在局部区域壁温高的现象。部分电厂低NOx燃烧系统布置存在缺陷，导致炉膛上部出现高温腐蚀。且部分电厂锅炉燃煤的含硫量较高加剧了高温腐蚀程度。10、汽机专业多台机组两台汽泵，存在流量偏差。有的机组两台汽泵在转速相同的情况下，流量偏差20t/h～60t/h，有的泵转速高 30r/min，入口流量却偏低 30t/h。建议首先应检查流量测点是否准确，确认正常后，再检查流量偏大泵的再循环门是否严密，对流量偏小泵的入口压力、滤网差压、前置泵进出口压力及其它参数进行检查。如均正常不排除泵性能下降的可能，原因包括内部漏流、通流结垢等。现阶段应加强跟踪监视，定期观察流量差变化情况。西门子汽轮机存在的普遍问题：① 高负荷跳机，盘车不能及时投运，转子易于抱死；②低压缸轴承温度偏高（接近或超过 100℃）；③高负荷区AGC响应迟缓；④ 汽门活动试验——ATT试验经常失败。11、节能专业多台超超临界机组前置泵耗功较大， 一般在0.18％～0.22％，已超过了凝泵的电耗0.14％～0.16％。有不少电厂前置泵的用电量还没有统计。建议各厂加强关注，完善数据统计。同时，核算前置泵扬程是否较汽泵要求的偏大，如过大可采取相应措施减小扬程，以降低电耗。凝水系统的深度节能运行。除少部分外，我省机组凝结水泵都实施了变频改造。但实际运行电耗差别较大，在0.14％～0.22％之间。其中，大部分是受取自凝水母管的给泵密封水压力的限制，有的是凝水主辅调门通径偏小，还有的调门旁路阀没能开启。应6进一步考虑对凝泵进行优化，如车小叶轮或减少级数等。真空循环水系统的运行。多台机组真空不理想，循环水系统运行不佳。有的循环水量明显不足，宜增开循泵；有的凝汽器端差过大，换热性能差，换热管结垢脏污；有的凝汽器积泥严重，导致换热管阻力增大，循环水流量减小。还有的循泵没有双速改造，夏季循泵全开后流量偏大，循泵耗功较大。建议加强循环水系统的参数分析，通过诊断试验，指导运行调整。必要时应积极研究调研，实施技改。二、 绝缘专业（一）总体情况本次检查主要对 2012年度全省绝缘监督工作中存在的典型问题和 2013上半年暴露的新问题进行了跟踪，并结合2013年度全省并网电厂涉网设备绝缘监督重点工作，特别关注了变压器油色谱分析异常、铁心多点接地、油温油位对应关系，发电机端部磨损振动、集电环磨损、轴电压高，机端 PT空载电流测试，外绝缘防污闪和 1000MW发电机组运行情况等。检查涵盖了发电厂的变压器、发电机、开关、GIS、互感器、避雷器、外绝缘、防雷接地等电气一次设备，同时对国网新十八项反措和省新交接预试规程的执行情况、上次绝缘监督提出问题的反馈落实情况等进行了多角度多方位的检查，并针对迎峰度夏期间机组气温高、负荷重、保障要求高等特点提出了新的要求。检查结果表明，各并网电厂绝缘专业能按照国家电网公司、集团公司和省公司的规程、反措及其他各项规定的要求，进行设备的运维和管理，近两个周期内电气一次设备的预防性试验、检修试验能按周期开展，主要试验项目完整、数据变化趋势稳定、试验结果判断准确，电气一次设备的资料报告、试验检测设备的管理比较规范，设备发生缺陷时能及时采取适当的措施，绝缘监督专业小组能正常开展工作。在全省绝缘技术监督网络成员的共同努力下，今年全省并网电厂高压电气设备总体运行情况良好，非停次数与去年同比明显下降。各电厂在维护检修、设备缺陷消除以及创新改造等方面做了大量的工作，高压电气设备的状态评估和设备故障诊断水平有所提高。但依然存在一些设备上的问题和专业管理上的不足，如对于变压器在线监测装置的维护、对于发电机端电压互感器的测试不到位；少数电厂未加装220kV出线避雷器；部分电厂的升压站设备，特别是隔离开关支柱，存在绝缘爬电现象；部分电厂对预防性试验的项目、内容和结果的审核确定上存在问题；部分电厂发电机励侧刷架绝缘板有大量积油，发电机励磁直流母线或者出线封闭母线在潮湿条件下绝缘偏低；个别电厂专业人员配置不足，专业能力和水平有待提高。7（二）工作亮点沙洲电厂、华能淮阴电厂、宿迁电厂、国华太仓电厂的试验报告增加了与历次试验数据的对比，并且备注了规程标准要求，数据一目了然。常熟电厂、彭城电厂运用红外成像测试手段，分别发现了发电机出线 CT的电缆桥架温度异常，CT接线板、线路刀闸温度高问题，检查直流二次端子、直流电缆，采取了将碳钢制桥架更换为不导磁的玻璃钢桥架等处理，降低了直流接地故障次数。协鑫电厂每年开展 5次红外检测。国华徐州电厂在主变压器冷却器散热片外加装了滤网，运行时可以用刷子及时、方便地清理，确保了柳絮多时变压器的高效散热。沙洲电厂为了克服机端 PT熔丝慢熔现象，将熔丝由原0.5安/200欧姆的康铜熔芯的熔丝更新为 0.5安/20欧姆的银镍熔芯的熔丝。陈家港电厂将接地碳刷的刷握改造为恒压弹簧刷握，采用 70*32*25的碳刷替代原 42*20*8的碳刷，消除了弹簧压力不够和碳刷磨损较快的问题。国华太仓电厂强化了封闭母线的密封性管理，采取了在封闭母线的支撑绝缘子加装防雨罩的技术措施。新海电厂平均每月开展一次220kV升压站设备的带电水冲洗，保证了外绝缘的清洁，有效防止污闪的发生。望亭电厂、陈家港电厂、吕四港电厂对户外设备外绝缘开展了涂敷PRTV涂料的防污闪措施，提高了外绝缘的防污闪性能。吕四港电厂将励磁母线SMC绝缘板换为性能更好的DMC绝缘子，并加装了热缩套，提高了励磁母线绝缘性能。田湾核电充分利用QC小组活动，分析解决了1号发电机、2号发电机出口封母线温度偏高的问题。吕四港电厂将GIS设备中断路器、隔离开关与接地刀闸的电源改造为分别配置，提高了设备运行可靠性。扬二厂在检修时和运行中每月对发电机接地装置安装处大轴进行清洗 1次，确保了接地碳刷的良好接地。常熟电厂将ABB励磁调节器的跳闸出口用 1W继电器更换为5W大功率继电器，有效提供了机组可靠性。常熟二电厂将隔离刀闸操作机构箱顶加装了可以随着操作杆旋转的防雨罩，有效防止了雨水沿操作杆向操作箱内渗漏、使端子受潮的发生。华能淮阴电厂按照规程要求，开展了 4台机组机端PT的空载电流测试、局放试验、耐压等试验，发现了数据不合格、有绝缘隐患的 9台PT，并进行了更换。（三）本次检查发现的主要问题和整改建议变压器各电厂变压器问题主要表现在油色谱异常、铁心多点接地、油位不合理、油温高、分接开关接触电阻大等。迎峰度夏期间变压器负荷重， 各电厂均按要求在迎峰度夏期间增加了油色谱的检测分析频次，检查发现了不少变压器的油色谱异常问题，如出现乙炔、氢气超标、一氧化8碳增长、总烃超标等问题，包括主变、高厂变、励磁变等，需要加强油色谱检测跟踪，分析油色谱组分变化趋势和产气速率，综合各组分的数据来判断故障的严重程度，采取超声定位来确定故障可能位置，以决策变压器检修时机。部分电厂的变压器油色谱在线监测装置存在显示错误、经常虚警或者处于停运状态，建议联系厂家维护消除设备故障使其投入运行，实现色谱监测的有效和状态在控。对于油色谱分析数据存在异常波动现象，需规范取样，并对色谱分析比对工作。要足够地重视电厂励磁变、整流变的油色谱分析跟踪工作，对于长期超标的情况要给予及时处理。变压器散热器上杨柳絮多、积灰重使得多数变压器的油温高，为应对迎峰度夏期间高负荷高温运行条件的考验，应加强变压器散热器及风扇的水冲洗工作，缩短冲洗周期，确保迎峰度夏期间变压器散热性能良好，但不建议将备用冷却风扇也一并开启。有的电厂采取了散热器加装过滤罩的措施来应对柳絮和积灰也取得了不错的效果。测温元件的准确性对反映变压器的温升情况非常重要。检查发现，部分电厂的变压器顶层油温计、绕组温度计及远方测温装置存在偏差大、不齐全等问题，少数电厂的变压器油温不能在远方监控显示。电厂应利用检修机会校验变压器的测温元件，校正变压器绕组温度的电流补偿功能。部分主变风扇电机的故障率较高，建议及时检修并改造为大功率电机。个别电厂的强油循环冷却装置无法根据顶层油温或负荷变化自动投退，应积极改造。部分电厂的变压器存在油位不合理的问题，反映出变压器油位管理没有受到应用的重视。若变压器油位偏高，则容易发生喷油事故，应加强跟踪监视及时作出相应处理。少数电厂油位计故障，显示虚假油位，部分电厂主变缺少油位油温的对应关系曲线，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。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。建议加强相关管理，确保油位显示正常、合理。部分变压器检修是发现铁心绝缘电阻值不高，或者判断为铁心多点接地的问题，铁心接地原因包括：铁心碰壳、碰夹件；穿心螺栓钢座套过长与硅钢片短接；油箱内有异物，使硅钢片局部短路；铁心绝缘受潮或损伤，如底沉积油泥及水分；夹件绝缘、垫铁绝缘受潮或损坏等，导致铁心高阻多点接地；铁心接地引出套管短路；潜油泵轴承磨损，金属粉末进入油箱中，堆积在底部，在电磁引力作用下形成桥路，使下铁轨与垫脚或箱底接通，造成多点接地。应注意监测变压器在运行中接地电流，密切关注油色谱检测数据，一旦出现新的变化趋势，要及时分析和判断，在运行中通过限流电阻接地，保证变压器的安全运行。9雷雨季节到来之际，防止变压器积水、受潮，也应引起电厂重视关注。少数电厂的主变低压升高座封母卡箍脱落、橡胶皮老化开裂，易造成进水受潮，应及时更换开裂的橡胶皮或采取措施。个别电厂变压器升高座处未装设排水管、排水阀，应做好改造，并定期做好排污通路检查，检查封闭母线圆筒有无积水。尤其在雨季，保证排污门在常开状态，雨后必须检查排污门是否出现堵塞等。各厂均对变压器渗漏油问题比较重视，能够针对渗漏情况积极进行堵漏消缺，或结合设备检修进行消缺。新投运变压器渗漏油问题出现较少，老旧变压器仍有部分存在渗漏油情况，多为套管渗漏、箱体沙眼、密封垫老化引起。运行年代较久的变压器，根据规程应进行固体纸绝缘（糠醛含量）老化情况检测，各厂对运行10年左右的变压器基本已经开展了该项检测；对部分强油循环的老旧变压器（尤其是壳式变压器）的带电度测量也应定期测试，防止因油流带电对变压器绝缘产生不良影响。部分电厂变压器存在分接开关接触电阻偏大的问题，有的引起了油色谱异常，建议检修时能将分接开关在各个分接位置进行操作后，开展各分接位置的直流电阻测试。高压直流换流站周围的电厂应进行变压器的接地电流监测工作，特别是高压直流换流站单极运行等情形下的跟踪巡视，关注变压器接地电流中的直流分量、变压器噪声、振动、温升的变化情况。大部分电厂对存在隐患的变压器套管在线监测装置做了退出运行的处理，但仍有极少数电厂尚未按要求整改，应重视该问题并尽快落实整改。发电机发电机的缺陷主要表现为端部磨损振动、漏氢大、氢气湿度不合格、定子回路绝缘波动、转子绝缘低、轴瓦漏油、集电环磨损等问题。为防止发生发电机的集电环环火事故，应采用原厂的励磁碳刷，不应随意更换型号不同的碳刷，要检查碳刷的磨损情况，定时测量碳刷电流的均匀性和滑环温度，及时更换碳刷，跟踪运行中集电环存在的打火现象，及时进行处理，并避免集电环周围漏氢、漏油等。部分电厂发电机端部存在振动大、 磨粉的现象，应该加强端部绑扎质量和紧固水平，开展发电机定子绕组端部动态特性和振动试验，检测端部薄弱点。GB/T20140-2006《透平型发电机定子绕组端部动态特性和振动试验方法及评定》要求：透平型发电机在出厂前、新机交接、大修时应做定子绕组端部模态试验和引线的固有频率测量。运行中出现承受突然短路、线圈磨损或者松动等异常情况时， 建议做模态试验及引线固有频率测量。10该项试验应有第三方资质机构开展。个别电厂的发电机机身存在振动较大的问题，建议查明原因进行处理。运行中发电机噪声、振动的增大，应引起足够的重视，分析可能的原因，及时安排检修进行检查处理。部分电厂存在发电机内部进油严重、励磁小室漏油严重、大轴积累油污严重等的情况，应控制检修质量，提高运行水平，尽量避免发电机内部进油，以免造成对绝缘不利的影响。部分电厂存在定子接地保护报警的情况，有的还多次报警，原因一般为定子回路上存在绝缘薄弱点，可能是封闭母线、励磁母线、励磁调节器板件、励磁刷架等，建议查明可能原因，逐个排除，确保发电机主保护无报警运行。个别发电机存在转子匝间短路、转子绝缘低的现象，个别电厂发电机集电环存在集电环磨损划痕，或者打火现象。建议电厂加强红外监视，通过电气试验，查明故障点（在机内还是机外）及性质，如为转子绕组稳定性金属接地应立即停机处理。发电机的漏氢、补氢频繁是较为普遍的缺陷，尤其是单流环型的发电机。主要部位有：发电机本体砂眼、氢压监视变送器接头、氢气去湿机法兰面、油氢压差监视器接头、转子导电螺钉等。建议排查漏氢原因，及时处理漏氢点。有的发电厂发电机氢气湿度（纯度）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很大隐患，运行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，保证发电机运行中的氢气湿度和纯度。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。发电机的首次大修不应推迟进行，宜安排在投运后两年内进行。相关电厂应充分重视发电机的首次检修，特别是近年新投产的大机组，应联系厂家重点检查端部、铁心、槽楔情况，按照试验规程全面开展试验项目，确保发电机无缺陷运行，留好基础数据。发电机出线盒位置、封闭母线位置的温度较高，特别是大型百万机组的出线桥架位置，也是一个大机组紧凑布置面临的问题，建议加强红外巡检，利用检修机会进行改造，主要思路为减小漏磁涡流的影响和加强通风。大型发电机的轴电压普遍较大，个别电厂轴电压测试的方法存在问题，各电厂应重视发电机轴电压的测量工作。运行中注意测量发电机轴电压，并加强大轴的油污清洁。基建机组应将双层绝缘垫块的测量端子引至方便测量的位置。开关（含GIS）11从全省开关类设备情况看，在目前电网的运行方式下，开关电流均能满足要求。GIS设备、升压站开关、隔离刀闸等设备，运行情况良好。近年GIS设备故障率较高，主要是绝缘类缺陷和故障，安装时未能清理干净的灰尘金属微粒、导体因碰撞刮擦而留下的毛刺、安装或运行中机械振动导致的导体接触不良、绝缘子制造或安装过程中产生的缺陷等都会在运行电压下导致GIS内部电场发生畸变，导致局部电场过强，进而引发GIS内部绝缘的局部击穿。为了加强对GIS设备的运维管理，建议运用超高频（超声）局部放电、红外检漏等带电检测手段，评估 GIS设备的运行状况，并留好基础数据。个别开关的最低合闸电压不满足规程“操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动作电压应在操作电压额定值的30%～65%之间”的要求，有的电厂未开展该项试验，建议开展相关该检测项目，不满足要求的要检查原因，或者联系厂家检修。有的电厂HGIS站隔离刀闸在分闸操作过程中层出现分闸未到位自动停止的现象。建议待下次检修时机再次进行操作、检查，重点关注同类刀闸操作。不少电厂的隔离刀闸有拉合不到位的情况，建议加强操作后的巡查，做好隔离刀闸的检修和深度维护工作。个别电厂启备变开关合闸弹簧曾发现储能不够，原因与长期不操作有关，目前调整预储能尺寸后可以使用，建议综合考虑建立定期进行切换的制度。不少电厂的开关、GIS设备存在老化的情况。希望相关电厂早作准备，积极改造或者更换老化设备。数电厂的开关存在漏气现象。应运用先进技术手段，加强 GIS、SF6开关的检漏工作。有的电厂GIS站的SF6密度继电器位置装设位置过高，或者不定期抄表记录，为了及时发现GIS站的SF6压力变化情况，建议对SF6密度继电器进行定期抄表记录，对于位置高的表计，采取配备望远镜抄表的措施。根据 DL408-91安规第199条，应在GIS室低位区安装能报警的氧量仪和SF6气体泄漏警报仪。个别电厂的GIS室内通风进口位置太高，不易于泄漏SF6气体的排放，建议利用合适机会进行技改。部分电厂的SF6密度继电器校验和SF6开关微水检测工作未开展，或者超周期，应按照规程要求，重视该项工作。有的密度继电器存在节点接触或者返回不灵敏等问题。部分电厂装设了发电机出口断路器，个别断路器开关容量偏小，有的电厂未检测出口断路器的并联电容，都应引起重视。部分电厂仍然为开展母线支柱绝缘子、隔离刀闸支柱绝缘子超声波探伤工作。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。126kV开关的缺陷和故障成为电厂的常见问题，电厂应加强对 6kV开关设备的运行和检修管理，对故障率高的设备积极技改。励磁开关的故障有所上升，希望引起各电厂的关注。重视其维护、检修和运行监视，特别是对励磁开关触指的维护检查。互感器发电机出口互感器的造成了多次故障，本次检测重点检查了出口 PT、CT的试验项目和运行情况。各电厂应重视对机端互感器的质量控制、交接验收、运行检查到预防性试验的方方面面的监督工作。基建时应加强对 PT选型，出厂试验要开展局放试验项目。部分电厂投运后，PT没有测量过空载电流。有关单位应引起重视该项试验， 及时发现内部存在的放电缺陷，避免了设备事故的发生。检查发现，大部分电厂开展了 PT的空载电流测试，但部分电厂开展的试验不够规范，表现在：施加电压不到规程要求，有的绕组没有测试。按照规程要求，发电机机端PT的空载电流测试（中性点有效接地系统）应施加电压到1.5Un/3，要求空载电流不大于额定电压下空载电流的8倍。中性点非有效接地系统在1.9Un/3电压下，空载电流不应大于额定电压下的空载电流的 10倍。应按照要求开展相关工作。目前我省电厂的电压互感器一般为电容式，根据反措要求对应电容式电压互感器（CVT）定期监测电压互感器的二次电压，以及时发现二次电压的异常变化，预试中应重视介质损耗因数（运行中 <0.2%）以及电容量的变化。电流互感器则型式较多，包括 SF6气体绝缘型、油纸绝缘型，从一、二次布置看，有正立式和倒置式，从外绝缘类型看有传统瓷质和硅橡胶复合绝缘。不少电厂互感器外绝缘采用了硅橡胶复合绝缘，应定期规范开展憎水性检查，防止复合绝缘失效造成事故。有的电厂憎水性试验开展还不规范。个别电厂互感器存在 SF6漏气现象，2-3个月需要补一次气，应加强监视及时补气，开展激光检漏工作，结合检修计划，予以处理。防雷接地从本次检查情况看，各厂避雷器的运行情况基本良好，各单位均重视避雷器、接地网的试验和维护，按照规程要求对避雷器、接地网进行相关的试验。部分电厂已经按要求新加装了出线避雷器，但仍有一些电厂未加装出现避雷器，为了避免多次雷击造成开关重合过程中引发击穿事故，加强变电站的雷击侵入波保护，应13在220kV线路的入口（断路器的线路侧附近）装设金属氧化物避雷器（MOA），并安装集中接地极。DL/T620-1997《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。个别电厂存在避雷器未在其附近装设集中接地装置的问题。多数电厂均开展了运行电压下的交流泄漏电流试验，但也有部分电厂未按要求进行。建议按照《江苏省发电企业电力设备交接和预防性试验规程（试行）》的要求，规范开展此项试验，及时发现避雷器阀片的老化征兆。具体要求：测量运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比较，有明显变化时应加强监测，当阻性电流增加1倍时，应停电检查；新投运的泄漏电流有功分量测量值应小于等于全电流的25%。运行单位应十分重视避雷器泄漏电流表的读数监测，及时发现异常变化，并认真巡视检查，及时发现避雷器的异常声响。有的新建电厂220kV避雷器未加装屏蔽环。建议加装屏蔽环，使得泄漏电流显示真实可信。个别电厂避雷器泄漏电流表量程选择的不合适，或者位置装设的太高不利于观察，建议进行整改。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， 属于隐蔽设施，正常情况下其作用无法显现，但应给与足够重视。个别电厂地网测试存在超周期的现象，有的电厂测试方法不正确。电厂地网属于大型地网，仅用接地摇表无法准确反映真实情况，应严格按测试规范开展地网接地电阻测量，为保证测试有效性，应选择有资质的队伍，采用正确的测试仪器进行测试。变压器中性点应有两根与主地网不同干线连接的接地引下线， 并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。重要设备及设备架构等宜有两根与主地网不同干线连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。部分电厂的重要设备及设备架构等还不能满足该项要求，应按照《江苏省电力公司十八项电网重大反事故措施实施细则》款要求，进行整改。关于接地的开挖检查，绝大部分电厂能够按规程要求，结合设备的接地改造进行，但有的电厂基础沉降严重，对沉降严重的设备更应加强开挖检查。红外检测红外测温是电气设备运行监视的一项重要手段， 绝大多数电厂对于 220kV以上设备，每年按规定进行红外测温，取得了良好效果，及时处理了隔离刀闸触头过热、封闭母线过热、CT过热等缺陷。14红外测温工作在红外检测仪功能应用、设备维护和红外管理工作尚有较大提升空间。红外检测应选择阴天或夜晚进行。红外图谱保存和检测记录应参照 DL/T664提供的模板填写，应补充测量时设备的负荷或电压参数。各电厂应进一步规范红外测温管理和红外图谱保存工作，加强红外测试人员的技能培训，并出具附有热像图的红外检测报告。部分电厂的红外检测设备没有校验，建议完成设备的校验工作。少数电厂无红外测温仪，或者设备老化，不能正常开展检测，不能将图片导出完成试验报告。为及时判断设备状态及确认设备缺陷类型，建议未具备红外成像测温仪的发电厂，尽快完成购置红外成像测温仪，规范开展红外检测工作。各电厂应按周期对红外测温仪进行校验，以便合法开展红外测温工作。有条件即增加红外检测范围，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。建议加强红外检测结果的管理，建立完善的红外检测台帐，做好试验报告的整理和保存，及时判断设备状态及确认设备缺陷类型，建立正常设备原始红外图像库和异常设备的红外检测报告汇总，为红外图谱库的建立打好基础。外绝缘防污闪从检查看，多数电厂能重视设备外绝缘水平的检查，加强电气设备外绝缘的清揩及维护工作。但随着空气污染和气候恶劣，外绝缘防污闪工作形势严峻，面临较大的压力。部分电厂升压站电气设备外绝缘表面积污较严重， 特别是沿海电厂海盐污染严重的室外升压站和通风不畅的室内升压站，出现了外绝缘表面放电严重的情况。建议各电厂参照《江苏电网污区分布图（ 2011版）》执行。应加强防污闪管理，尤其是支柱绝缘子，及时采取喷涂RTV(PRTV)等调爬措施，提高设备的耐污压水平。 RTV涂料在喷涂施工时，为保证其长期良好的憎水性，应做好表面清洁，喷涂工作应严格按工艺要求执行，达到规定的喷涂厚度。多数电厂已经开展了饱和盐密测试工作，但不少新建电厂在测试的规范性方面有待提高，现将要求重申如下：（1）规范悬式绝缘子串的悬挂。建议参照绝缘子型式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XWP2-160），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（可悬挂在构架上），并在变电站的四角各悬挂一串。15（2）规范参照绝缘子片的选取。为避免端部积污与中间不一致影响，参照绝缘子串的第1片和第8片不得用来测量等值盐密。首次完成参照绝缘子串的布置后，被测绝缘子片的选取方法如下：第1年取第2、3片，第2年取第4、5片，第3年取第6、7片，第4年取第2、3片，第5年取第4、5片，第6年取第6、7片，以后以此类推。（3）等值盐密的测量时间合理选取。等值盐密的测量时间一般选取枯雨季节结束时。对于江苏省来说应在12月至2月。为了测量到污染状况最严重时的盐密，反映出所处环境的实际污染程度，等值盐密最佳测量时间应为枯雨期结束前 1～2天。（4）盐密测量应注明瓷瓶型号、爬距等参数，并注明取样瓷瓶的上表面还是下表面。盐密测试值对应污区接近或超过外绝缘配置情况的，望能加强恶劣气候下的外绝缘电晕情况巡检，根据巡检情况采取必要的改善绝缘措施。部分未开展绝缘子测零工作的电厂，应按照规程的周期要求开展零值检测工作，以判断绝缘子的劣化情况。个别电厂的外绝缘存在破损、破边的现象。建议定期开展红外检测，待停电机会时再做检查，或者更换。监督管理总的来看，各电厂均能够严格按技术监督要求开展高压电气设备的技术监督工作，被监督设备运行情况总体良好。但存在以下问题：部分电厂的试验报告有多处笔误，型号、编号、厂家信息没填或有误，数据缺项、不正常，有相似雷同数据，缺少与前次试验数据比较的栏目，应加强对外委预试单位的管理和报告审核，规范预试报告，建议制定统一预试报告格式，加强预试的质量。部分电厂外委开展预试，历次试验单位不确定，造成试验人员、试验设备变化频繁，给历次试验数据的对比带来许多不确定因素。建议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，加强对试验单位管理。部分电厂对存在问题、异常数据的试验报告重视不够，相关人员应加强规程及设备结构的学习，重视设备试验报告的审核管理和异常情况的跟踪。对于主设备的重大缺陷，应有专门的分析报告和处理方案和预案。为加强对电网安全影响较大的重要高压电气设备的台帐信息化管理，应对重要设备的绝缘监督和管理内容等实施全过程的跟踪备案。建议在台帐中补充缺陷处理的信息。个别电厂试验人员数量少、年龄偏大需要补充年轻人员，并要进行相关专业知识培训，提高电气试验的理论知识和专业水平，人员的专业技能培训工作有待进一步加强。16根据试验设备检测管理规定，对各类试验设备应按规定定期进行效验，个别厂仪器设备送检方面工作尚不够重视，存在部分仪器设备超周期使用现象。须加强对高压试验设备、试验室的管理。部分电厂的电气一次设备本体、杆塔和架构锈蚀严重。建议电厂引起足够重视，开展相关设备，特别是备用相设备的除锈以及锈蚀防护工作， 以保证设备的安全可靠运行。三、 继电保护（一）总体情况本次迎峰度夏前技术监督检查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贯彻落实情况、反事故措施和技术改造落实情况、继电保护装置运行与检验管理情况、继电保护全过程技术监督管理情况、继电保护专业管理和人员培训情况等。近几年，技术标准和规范修订较多，为保障电网安全运行也发布了许多重要文件，如《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》 （2012修订版）于2012年3.29正式颁布实施，对许多方面作了修订，随后江苏省调及时制定了相应的实施细则；2012年10月颁布了《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》。针对这些新的要求，我们在技术监督检查过程中，积极宣传与贯彻执行。经过近2个月的检查，大部分电厂的技术监督工作状况良好，各电厂技术监控人员对所管辖的设备基本能按规定进行监测；对于发现的设备缺陷基本上都能及时消除；能够对设备的维护和检修进行质量监控,并建立了设备技术档案等。但由于机组、升压站等检修时间的限制及资金短缺等原因，许多问题存在整改力度不够或尚无整改计划等情况，同时也有一些新问题出现，希望各发电企业能够高度重视，积极做好有关防控措施，确保发电机组迎峰度夏期间的安全稳定运行。今年以来，全省各电厂继电保护设备运行状况良好。但是，有个别机组因高厂变检修不到位造成刚并网带负荷运行不久就存在6kV母线段三相电压不平衡、该高厂变油色谱分析乙炔含量严重超标问题而切换至启动变运行，进而被迫停机处理；部分电厂因自动励磁调节器问题导致非停，如SAVR2000型调节器因元器件老化及风扇停运造成可控硅过热击穿、UNITROL5000型调节器因LCP板故障及其到功率桥的同轴通讯电缆故障导致故障跳闸、因自动励磁调节器的脉冲同步信号异常造成机组无功深度进相引起发变组失磁保护III段保护动作跳机等；个别电厂因高厂变保护装置（GE公司的T35型保护装置）采样板发生异常，造成差动保护误动出口，机组跳闸。17（二）工作亮点经过检查，大部分电厂技术监督工作做得较好，能够积极按照有关要求及时实施反措等项目，存在较多的工作亮点，值得借鉴。现举几例说明。大唐国际吕四港发电有限公司继电保护专业在安全管理及技术管理方面比较深入，管控有效，有几个方面值得借鉴：（1）安全管理-常抓不懈：班组依托“三讲一落实”等科学的管理方法和手段，在培训环节上狠下功夫。加强指导和监督，关注作业质量、进度的同时，更加关注安全问题，做好监督和指导，抓好“三讲一落实”的落实环节。2012年的500kV母线保护定检工作，是全厂母线保护系统自投运以来的首次检修，班组针对检修时可能存在的风险制定了相关的防范措施，提前组织完成三措一案、检修作业指导书、继电保护安全措施票的编写工作，并多次组织与方天公司相关专业进行深入讨论研究，提出危险点17项，继电保护安全措施票中安全措施284项，每一项危险点均制定了防范措施，使其完全符合现场实际并具有充分的指导意义；保证了公司500kV系统的安全稳定运行。（2）设备管理-主动出击：继电保护专业强调预防为主，高度重视日常的巡检工作，做到早发现、早解决、早安全，杜绝问题的发生及扩大；此外班组利用机组检修机会，深刻查找、消除隐患，保证了设备的健康水平，继电保护及安全自动装置的投入率、动作率均为100%，缺陷数量、消缺率、设备可靠性等均实现既定的各项目标创新线。（3）技术培训-持之以恒：继电保护专业在满足现场安全生产的前提下，多次派人外出参加各种培训。专业制定了详实的年度技术培训计划，同时也根据现场检修、消缺情况适时的采取技术问答、专题讲座、现场实操、应急演练等多种灵活方式进行培训，成效显著。（4）班组管理-精益求精：公司大力推进6S管理工作，开展了标准化、图纸资料、备品备件、实验室等管理工作。始终不断提高标准化管理水平，修编检修作业指导书、检修规程、技术标准以及图纸的绘制工作等等，为今后技术管理打下坚实的基础。在现场检修作业过程动态管理中引入6S管理理念，做到了人员行为规范化、工作过程流程化、工作环境规格化，有效的避免了继电保护三误事件的发生，确保各项检修任务安全、高效、优质完成。（5）自主创新—锐意进取：继电保护专业在工作中不断总结，在实践中坚持自主创新，发挥集体智慧，提出合理化建议的实施为公司的安全生产保驾护航。2.国电泰州发电有限公司继电保护专业通过自主创新—锐意进取， 在工作中不断总18结，在实践中坚持自主创新，发挥集体智慧，及时提出合理化建议，为公司的安全生产保驾护航。在对UNITROL5000型励磁调节器创新中，通过对控制系统软件升级，可控硅温度可在励磁调节器显示屏监视，解决了可控硅在运行时因盘柜门不能打开而不能监视温度的难题。太仓港协鑫发电有限公司继电保护专业积极组织技术攻关，加强设备检验和技术管理工作：随着机组运行年限的增加，部分继电保护设备已经出现元器件老化现象，故障率升高，电气二次班组针对设备的劣化趋势进行分析，总结了针对不同设备的检修维护策略；另外，随着微机保护技术的快速发展、硬件制造工艺水平的提高以及网源协调、反措等要求，部分继电保护设备需要进行升级与技术改造，按照有关要求积极制定计划并实施改造，有效地提升了保护运行水平，为保障机组安全稳定与经济运行提供了重要的基础。同时，对一、二期微机防误系统及时进行改造，防患于未然。张家港沙洲电力有限公司为防止交、直流串扰，在自动起停加热器的回路中取消了自动起停的辅助接点；按照DL/T572-2010《电力变压器运行规程》要求，在主变控制回路中增加了主变出口开关与冷却器全停的联锁回路，以确保在主变出口开关断开时冷却器全停；在600MW机组发电机出口PT二次回路中取消了在空开之前的熔丝等。国华徐州发电有限公司重视技改工作，结合1号机组A修对部分安全隐患进行了改进，如1号机组送DCS、DEH的功率变送器、励磁变送器部分存在波动现象，且功率变送器的输出量是同时送到DCS和DEH中，不利于现场维护检查。在A修中将现有变送器更换为性能更可靠的双路电源变送器，同时将送 DCS和DEH的功率变送器分开。神华国华太仓发电有限公司电气二次班自2005年机组投产以来没有发生一起因设备或人为原因影响机组稳定运行或减负荷事件。在班组管理上积累了一些适合专业特点的好经验，主要有以下三点：（1）采用“情景体验案例分析法”安全培训，效果良好。引入案例分析法，将日常班组工作中发生的典型不安全现象、异常和未遂等编写成一个个生动的案例、剧本、故事，让参加安全会的每一名成员扮演案例中不同的角色， 演绎整个不安全事件的经过。从班组管理、工作负责人、工作班成员等不同角度去分析案例中事件的起因、 违章行为、防范措施，安全培训效果良好。（2）隐患管控富有特色：一是推行“事前管控、事中分析、事后总结”的本质安全管理理念。及时将设备上暴露出来的缺陷进行归纳整理，找出普遍规律，举一反三，在所有同类型设备上开展广泛治理，并尽可能延伸到类似的元器件和回路上。这种由点19及面、提前治理设备隐患的理念，确保将设备事故和缺陷始终控制在一个较低水平，设备运行一直稳定。二是建立一套行之有效的技术闭环管理体系。将日常发现的隐患、缺陷和技术改造等建立专门台帐，指定专人管理，并与技术方案、技术措施和治理情况建立链接，班组每个成员都可以随时查看所辖设备隐患、缺陷和技术改造等管控和治理进展情况，了解设备健康水平，班组长也能依据它调整工作计划。有效保证设备长周期稳定运行。（3）实体培训卓有成效:在人才培养方面，充分利用继电保护试验室的良好条件开展多种实操技能培训。2011年重点开发并搭建“大二次（含继电保护和自动化系统）融合培训平台”，利用随机线路保护、发变组保护和升级改造后的自动化设备自行设计、自行配线，尽可能按照现场实际情况组装一套完整的线路保护培训平台、一套发变组保护培训平台、一套自动化系统培训平台，然后逐一安排人员进行各种保护和自动装置整组模拟试验，提出各种问题，直到完全掌握为止。试验平台的搭建，还能使继电保护和自动装置备品备件得到定期通电驱潮，能有效延长备品备件的寿命。另外经验交流和技术讲课定期化、常态化，每周进行专业内部缺陷、隐患治理经验交流和月度技术讲课、内部互训等活动，有效开展“传、帮、带”工作。（三）本次检查发现的主要问题和整改建议线路保护与母差保护按照《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》第条要求：“为提高继电保护的可靠性，重要线路和设备按双重化原则配置相互独立的保护。传输两套独立的主保护通道相对应的电力通信设备也应为两套完整独立的、两种不同路由的通信系统，其告警信息应接入相关监控系统。”以及GB/T14285-2006中的有关规定：220kV及以上的同一线路的两套继电保护和同一系统两套安全自动装置的通道应具备两条不同的路由，应由两套独立的通信传输设备分别提供，应由两套独立的通信电源分别供电。目前张家港沙洲电力有限公司、徐州华鑫发电有限公司等部分电厂的220kV及以上线路保护的通道为单路由，不符合要求，建议与省调、网调联系商讨解决方案，并结合技改完善。按照《华东电网调〔2008〕101》文的要求：“所有远方跳闸回路需在接收端装设远方跳闸就地判别装置⋯远方跳闸就地判别原则上配置独立装置，应包括分相低有功等电气量判据逻辑。”华润常熟发电有限公司按照华东网调的要求已对距离保护进行了改造，但尚未完成500kV线路保护的整体更换工作（包括按反措要求增加远跳就地判别装20置）。500kV系统在线路改造及保护更换后，需要根据系统变化对有关保护定值重新进行整定计算与校核；根据 500kV线路保护装置更换等有关改造及本厂实际，应及时完成竣工图，并对继电保护及自动装置的运行、 检修规程进行修订与完善，经审批后出版应用。部分电厂的220kV升压站母差保护虽为双重化配置，每套母差保护均为跳机组开关的双跳圈，个别电厂采用每套母差保护单跳一组跳圈，但机组失灵保护仅有一套，且只启动第一套母差保护，解除复压闭锁也仅送到第一套母差保护。目前方式为第一套母差保护投跳，第二套母差保护投信号，与“六统一”的双重化配置要求尚有一定差距，不符合完全双重化保护的要求，需要与江苏省调继保处联系，确定合适的解决方案。按照Q／GDW_161-2007《线路保护及辅助装置标准化设计规范》 第条：“保护跳、合闸出口压板及与失灵回路相关压板采用红色，功能压板采用黄色，压板底座及其他压板采用浅驼色。”以及Q／GDW_175-2008《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》第条：“保护跳闸出口压板及与失灵回路相关压板采用红色，功能压板采用黄色，压板底座及其他压板采用浅驼色。”许多电厂的机组、线路等保护柜压板着色不符合规范要求，建议按照标准化设计规范要求分色配置。按照《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》 （试行）继电保护专业重点实施要求的第条：“断路器三相位置不一致保护应采用断路器本体三相位置不一致保护。”目前国电宿迁电厂已经整改完成，而华能南京等电厂 220kV出线开关本体缺少三相位置不一致保护，建议与省调继保处及开关生产厂家协商解决方案。发变机组保护系统（1）发变组主保护各电厂发变机组保护总体状况良好，但个别电厂的发变机组保护设备运行年限较长或缺陷较多，有些因备品备件缺乏只能带缺陷运行；部分机组的保护设备不能满足“主保护双重化”等反措要求。《国家电网公司发电厂重大反事故措施（试行）》(2007)第9.6条：“在机组大联锁保护中，汽轮机跳闸必须通过程序逆功率保护联跳发电机，禁止直接联跳。在任何情况下，逆功率保护不应影响手动解列机组。”目前太仓港协鑫电厂3～6号机组、国信扬州电厂3、4号机组及华能南京电厂1、2号机组等大联锁保护中，汽轮机跳闸（热工保护）直接联跳发电机，不符合反措要求，建议有关电厂按照反措要求结合机组检修进行整改。按照《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》 （2012修订版）第 条21及《继电保护和安全自动装置技术规程》第 条的要求，200MW及以上容量发电机应装设起、停机保护及误上电与断路器断口闪络保护， 目前部分电厂的机组尚未装设，建议电厂按照反措要求结合机组检修进行整改。同时根据《国家电网公司发电厂重大反事故措施（试行）》(2007) 第 条要求，误上电保护、启停机保护应设置专用保护投退压板，且在运行规程中关于误上电保护、启停机保护应在并网后要求运行人员手动退出保护压板，防止保护误动跳机。针对近几年频繁发生的GE公司保护采样模块异常问题（T35及T60），如2013年6月14日徐州阚山电厂1号机组高厂变保护A套T35－1型保护装置因采样异常造成差动保护误动跳机，目前可以采取“更换带故障自检功能交流采样模块和增加小差流报警功能”的措施，有部分电厂已经进行了升级改造（如国电泰州、国华太仓、沙洲电厂、国电常州、华润常熟均已将 8H/8F模块更新为8N/8L模块）；国电谏壁电厂等新投运的机组已经采用新模块；但徐州阚山电厂及采用 GE公司保护装置的一批燃机电厂还没有整改计划。另外 GE保护装置尚存在过激磁保护功能不完善、起停机保护等不满足规程要求等问题，还需要重点关注开入量继电器的抗干扰问题， 2012年某台大型机组因安控装置至发变组保护 A柜的开入量信号由于长电缆受到干扰造成继电器误动跳闸 （开入量继电器动作功率较低），希望有关电厂积极采取有效措施进行整改与完善。为了防止由于线路故障造成机组与电网解列、机组被迫全停，同时由于发电机开关非保护动作跳闸造成机组超速保护动作停机，从而严重威胁机组安全的情况发生，建议部分大型电厂在机组保护中增加零功率切机装置或在发变组保护里增加主变高压侧正向功率突变保护，确保机组安全停机；并在完成整改后及时完善竣工图纸、修订与完善有关运行规程和检修规程。许多电厂发变组双套保护的每套保护动作出口同时作用于断路器的两个跳闸线圈，影响到双套保护的独立性。不符合《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（2012修订版）中第条“两套保护的跳闸回路应与断路器的两个跳圈分别一一对应”的要求。《国家电网公司发电厂重大反事故措施（试行）》（2007）第11.11条要求：“发电机转子绕组发生一点接地时,应立即查明故障点（在机内还是机外）及性质，如为转子绕组稳定性金属接地应立即停机处理。如发电机仅设转子一点接地保护，宜设置为两段式保护，第一段保护动作于发信号，第二段保护动作于停机”。另外GB14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》第条要求：“对300MW及以上汽轮发电机、发22电机励磁回路一点接地、发电机运行频率异常、励磁电流异常下降或下降等异常运行方式，保护动作于停机，宜采用程序跳闸方式。采用程序跳闸方式，由逆功率继电器作为闭锁元件”。发电机转子一点接地保护装置原则上应安装于励磁系统柜；并且目前大型机组都建议不采用一点接地报警、两点接地动作方案，而直接采用两段式转子一点接地保护动作方案。许多300MW级机组目前采用一点接地报警转投两点接地方式，建议电厂结合机组保护改造进行整改。另外ABB等励磁调节器自带的转子接地保护整定范围偏小，不满足《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（2012）的要求。新建、改扩建或需要进行技改的电厂接入 220kV及以上电压等级的启动变压器保护建议按照《国家电网公司发电厂重大反事故措施（试行） 》（2007）第 条要求：“单机容量100MW及以上发电机和主变压器应按双重化原则配置微机保护 （非电量保护除外）。接入220kV及以上电压等级的启动变压器保护宜采用双重化配置。每套保护均应设有完整的主、后备保护，能够反映被保护设备的各种故障及异常状态。”实现双重化配置。（2）非电量保护及跳闸中间继电器在非电量保护中间继电器的选择上要满足国网公司《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》第条的要求。全省由于非电量保护外回路管理不善出现的机组非停事故近几年来已经出现过多次。建议电厂加强对非电量保护的定值和外回路管理，积极做好非电量保护外回路的防雨、防潮工作，并定期校验非电量保护中间继电器的动作时间及动作功率，严格按照规程及反措要求执行，对于不满足反措要求的要尽快制定计划整改。另外按照《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（2012修订版）第条“针对来自系统操作、故障、直流接地等异常情况，应采取有效防误动措施，防止保护装置单一元件损坏可能引起的不正确动作。断路器失灵起动母差、变压器断路器失灵启动等重要回路宜采用双开入接口，必要时，还可装设大功率重动继电器，或者采取软件防误等措施。”以及参照《华东电网调〔 2008〕101》文的要求：“为防止光耦受到干扰误动，涉及到直跳、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”，应加强光耦开入量的抗干扰措施。少数电厂的发变组保护或启备变保护中非电量保护未与电气量保护完全分开，不符合反措要求。（3）变压器就地端子箱23变压器就地端子箱内应设置继电保护专用接地铜排， 并做好箱体接地工作。电缆屏蔽层的接地、保护二次接地应符合规范等。按照《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》第 条：“雨季前，加强现场端子箱、机构箱封堵措施的巡视，及时消除封堵不严和封堵设施脱落缺陷。”应做好就地端子箱的防潮、防锈蚀工作，电缆孔洞应封堵：部分电厂就地端子箱内粉尘污染较重，需要加强维护；部分就地端子箱内端子排锈蚀较重；应加强就地端子箱的封堵，严防小动物等造成电缆短路故障，对机组安全运行带来危害；进一步完善防尘、防潮措施，对不符合要求的端子排应及时进行更换。如徐塘电厂部分就地端子箱内粉尘污染及锈蚀情况依然较重，应加强维护；国电常州电厂220kV升压站常墅2Y81开关箱等应进一步做好防尘、防锈蚀工作。励磁系统各电厂的励磁系统运行状况基本良好。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，部分电厂还缺少励磁系统调差系数等整定计算书及定值单；一些电厂的励磁调节器的整定参数只有供货单位通过专用软件才能调出或修改，软件版本更新不严格；也有的是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，报省调控中心备案后执行。应按《微机继电保护装置运行管理规程》（2007）的要求进行继电保护定值管理工作，建议电厂及时进行励磁调节器有关整定值的计算，以确保与相关保护的配合关系，并满足机组各种运行方式的要求及保证强励的要求等。今年有部分电厂多次出现过转子碳刷打火情况，华能南京电厂、江阴苏龙电厂等经对滑环表面清理、打磨或更换碳刷后基本正常，建议加强转子碳刷运行维护工作，并结合机组检修进一步完善转子接地保护功能。 华能苏州热电厂 2号机组在B修中对发电机两组滑环进行了车削处理，并将两组励磁碳刷全部更换为摩根S27，投运后发现2号发电机励磁碳刷温度普遍较高，需要加强监测，并进一步分析与处理。ABB励磁调节器的外部跳闸中间继电器（如励磁系统故障或发变组保护动作逆变灭磁等）的动作功率及动作电压都不能满足反措对于直接跳闸继电器的要求，抗干扰性能较差，个别电厂已经出现受干扰后误动作的事故，存在安全隐患，建议有关电厂（如江苏常熟）将该继电器改换成抗干扰继电器；并且仔细梳理励磁系统故障的状态定义，做好励磁系统的运行、维护工作。江苏新海（16号机组）等电厂的部分机组励磁系统整流柜输出均流不良， 偏离均值24大于规定的15％的要求，建议联系调节器制造厂家进一步分析原因。部分机组的AVC设备尚未订货、安装，一批燃气－蒸汽联合循环机组的励磁系统在与AVC的接口方面存在问题，500kV系统的AVC设备目前已基本定型，建议积极与网调、省调保持联系，并在系统提出要求后能尽快安装、调试与投运。电力二次系统安全防护及调度通信按照《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，部分电厂的电力二次系统安全防护部分缺少网络拓扑图，生产控制大区没有统一部署恶意代码防护系统，没有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等，建议有关电厂及时完善。根据苏电调【2010】285号“关于印发《统调电厂调度数据网络第二平面建设及管理信息大区ATM网络改造方案》的通知”，目前国信扬州电厂、国电泰州电厂等电力调度数据网已接入华东接入网和江苏市级接入网，需要按照文件要求改建为接入江苏省级接入网。继电保护时钟（GPS）方面继电保护装置的时钟是保障正确分析电气故障的重要因素，但不少电厂在继电保护时钟方面还存在许多问题。有些电厂还未配置 GPS装置；有些GPS装置接收卫星时钟信号有问题，显示时间不正确；有些机组保护及故障录波器等与 GPS对时脉冲存在接入问题。总之，由于各种各样的原因，江苏常熟发电有限公司、华能淮阴电厂等多个电厂的220kV及以上系统线路保护及其故障录波器、徐州华润电力有限公司（ 1、2号机组）等电厂部分机组继电保护装置及其故障录波器并没有和 GPS实现同步，导致各装置的时钟不一致，不利于故障分析。建议有关电厂积极与机组、线路微机保护及故障录波器等设备制造厂联系,设法解决与GPS同步问题，结合检修进行完善。继电保护定值整定及管理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，并定期核对，并能按照DL/T587-2007《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；但还存在部分电厂整定计算人员整定原则把握和理解有偏差，导致部分电厂的发变组保护定值整定存在不合理之处，在定值管理方面也有所欠缺。建议尽快对有关定值进行审查与校核。各电厂参与机网协调的机组保护基本能够按电网调度部门规定的限额、 相关参数和25技术原则进行发变机组保护的整定计算。电厂应根据《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（2012版）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，相关保护定值抄送调度部门。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及辅机保护的配置与整定，避免保护发生不正确动作行为。各电厂需根据“局部电网服从整个电网、 下一级电网服从上一级电网、局部问题自行解决、尽量照顾局部电网和下级电网的需要”的原则，对厂内各电压等级的主、辅机保护定值的配合情况进行核查，确保满足与主网系统保护定值的配合关系。根据“江苏电网并网机组网源协调重要参数核查报告”以及国家电网公司调运[2013]70号文“国调中心关于开展并网机组网源协调重要参数专项整改工作的通知”要求，目前省内许多电厂的发电机组及其励磁系统整定值存在如下问题：（1）部分发电机转子过负荷能力不满足国标要求，即火电机组低于国标《隐极同步发电机技术要求GB/T7064-2008》要求。过励限制定值必须小于发电机转子过负荷保护定值，如果过励限制定值过大，则不能起到过励限制应起的限制作用，如果过励限制定值过小，会严重束缚发电机过负荷能力，不利于系统安全稳定运行。统计机组中，过励限制与发电机能力相协调的机组有17台；过励限制与发电机能力不协调的有102台，其中过励限制超过发电机能力的有53台，过励限制束缚发电机能力的有49台。转子过负荷保护定值必须小于发电机转子过负荷能力数值，如果转子过负荷保护定值过大，则不能起到对机组的保护作用，如果保护定值过小，会严重束缚发电机过负荷能力，系统发生故障时，可能导致机组过早跳机，不利于系统安全稳定运行。转子过负荷保护定值与发电机过负荷能力协调配合的有28台机组，不协调的有25台机组，无