2013年江蘇發電企業迎峰度夏技術監督情況通報江 蘇 電 監 辦江蘇方天電力技術有限公司2013年7月目 錄一、 概述 1二、 絕緣專業 7（一）總體情況 7（二）工作亮點 8（三）本次檢查發現的主要問題和整改建議 8三、 繼電保護 17（一）總體情況 17（二）工作亮點 18（三）本次檢查發現的主要問題和整改建議 20四、 電測專業 31（一）總體情況 32（二）工作亮點 32（三）本次檢查發現的主要問題和整改建議 34五、 熱控專業 35（一）總體情況 35（二）工作亮點 36（三）本次檢查發電的主要問題和整改建議 38六、 金屬專業 47（一）總體情況 47（二）工作亮點 47（三）本次檢查發現的主要問題和整改建議 50七、 環保專業 55（一）總體情況 55（二）工作亮點 57（三）本次檢查發現的主要問題和整改建議 57八、 化學專業 60（一）總體情況 60（二）工作亮點 60（三）本次檢查發現的主要問題和整改建議 62九、 鍋爐及節能 64（一）總體情況 64（二）工作亮點 65（三）本次檢查發現的主要問題和整改建議 66十、 汽機及節能 72（一）總體情況 72（二）工作亮點 73（三）本次檢查發現的主要問題和整改建議 75一、 概述為進一步加強發電企業技術監督，提高設備安全運行水平，確保迎峰度夏期間江蘇電網平穩運行，江蘇電監辦下發了《關于開展2013年江蘇省發電企業迎峰度夏技術監督集中檢查的通知》（蘇電監安〔2013〕109號），要求江蘇電網所有統調發電企業認真開展2013年迎峰度夏技術監督檢查工作，進一步夯實安全生產基礎，提高企業安全生產水平，確保迎峰度夏期間江蘇電網安全穩定運行。江蘇電監辦組織江蘇方天電力技術有限公司成立了2013年迎峰度夏技術監督集中檢查組，對江蘇電網主要電源點進行了2013年迎峰度夏技術監督集中檢查。本次發電企業技術監督檢查從四月到六月，歷時兩個多月時間，采取自查和技術監督集中檢查組抽查的方式進行，對國電泰州發電有限公司、國電常州發電有限公司、國華徐州發電有限公司、大唐國際呂四港發電有限責任公司、華能南京電廠、華電望亭發電廠、國華太倉發電有限公司、太倉港協鑫發電有限公司、揚州第二發電有限責任公司、大唐南京發電廠、江蘇核電有限公司、江蘇新海發電有限公司、江蘇徐塘發電有限責任公司、國電宿遷熱電有限公司、國華陳家港發電有限公司、江蘇闞山發電有限公司、徐州華潤電力有限公司、華能淮陰發電有限公司、華潤電力(常熟)有限公司、江蘇常熟發電有限公司、張家港沙洲電力有限公司、華潤鎮江發電有限公司、華電儀征熱電有限公司、宜興協聯熱電有限公司等24家發電企業開展了迎峰度夏前的技術監督檢查。檢查組以《2013年江蘇省發電企業技術監督檢查大綱》和有關標準、規范、文件為依據，覆蓋絕緣、繼電保護、電測、熱控、金屬、環保、化學、節能、鍋爐、汽機等各項專業技術監督內容,結合全省發電設備總體狀況，從安全管理、設備檢修、運行調整等多方面對發電設備存在的事故隱患進行逐項排查，關注全廠停電、重大污染等事件，對歷次機組異常停機原因進行調查分析，排查安全生產運行的薄弱環節，提出合理可行的安全對策、措施及建議。檢查組還針對沿江電廠的季節性事故多發的特點，檢查了夏季防汛、防臺風等方面存在的不足，以確保夏季發電機組的安全穩定生產。2013年機組計劃性檢修很多，電廠節能、環保方面的技改任務十分繁重， 迎峰度夏期間全省電力供需處于緊平衡，如果出現持續高溫天氣，全省電力供應將有不同程度的缺口；檢查組強調了今年迎峰度夏的重要性，要求各發電企業嚴格按照全省電網調度的統一安排，做好本單位的準備工作和應急響應，深刻吸取各類事故教訓，認真梳理、分析本單位安全生產存在的薄弱環節， 扎實開展安全生產反違章活動和安全生產規章制度1督查，排除隱患，減少非計劃停機。各發電企業對此次迎峰度夏技術監督檢查均很重視，對照《2013年江蘇省發電企業技術監督檢查大綱》，對本單位發電設備安全狀態和安全管理情況進行了認真詳細的自查自改，對發現的問題記錄在案，并將主設備的歷史資料、歷史缺陷故障及處理情況等原始資料作了準備，使得抽查工作得以順利進行。多數發電企業迎峰度夏準備工作做得很充分，技術監督工作總體情況良好，如國電泰州發電有限公司、江蘇核電有限公司、徐州華潤電力有限公司、國華太倉發電有限公司、大唐呂四港發電有限公司、國華陳家港發電有限公司、華潤電力(常熟)有限公司、太倉港協鑫發電有限公司、張家港沙洲電力有限公司等企業，均能認真落實迎峰度夏工作具體要求，認真分析2013年迎峰度夏工作特點，極早制訂了針對性工作計劃；認真制定迎峰度夏、防雷防汛防臺風措施，確保設備安全；認真落實各級各類人員的安全生產責任制。各電廠結合機組大小修機會，嚴格按照技術監督的要求及先前制訂的整改措施，認真落實督促整改。認真執行發電設備缺陷分類及管理規定，強化設備系統的消缺管理。加強對設備、系統運行參數及異常情況的分析，找出可能影響安全的薄弱環節和隱患，有針對性地進行治理和改進。努力做到整治不留后患、排查不留死角，把隱患消除在夏季用電高峰到來之前。檢查結果表明，我省發電企業涉網設備各項參數基本能夠滿足并網運行的要求，各發電企業對所屬涉網設備的檢修、試驗、運行等各方面進行了嚴格管理，總體情況良好；但由于機組、升壓站等檢修時間限制及資金短缺等原因，部分老問題存在整改力度不夠或尚無整改計劃等情況，同時部分電廠在設備檢修、試驗、運行及管理等方面也存在一些不足，希望各發電企業能夠高度重視，積極做好有關防控措施，確保發電機組迎峰度夏期間的安全穩定運行。具體內容見下：1、 技術監督管理多數發電公司技術監督日常工作執行情況良好，體系運轉正常，按反措要求積極進行相關工作，定期開展技術監督活動，但在監督管理方面仍有待進一步規范；技術監督工作在基礎管理方面還有差距，部分電廠設備臺帳、檢修規程不夠完善，更新不及時，不能滿足工作的要求。部分電廠對檢修、試驗外包單位的質量管理缺乏有效監督，某些電廠相關試驗人員、試驗設備變化頻繁，給歷次試驗數據的對比帶來許多不確定因素。部分電廠聯鎖保護定值清單未能正式審批出版；部分電廠保護定值不準確，需進一步進行核實，并在進行嚴格審批后出版發行等。部分電廠對存在問題、異常數據的試驗報告2重視不夠，相關人員應加強規程及設備結構的學習，重視設備試驗報告的審核管理和異常情況的跟蹤。對于主設備的重大缺陷，應有專門的分析報告和處理方案和預案。部分電廠運行人員的操作水平有待提高，尤其表現在新投運機組上，需加強運行人員的技術培訓。2、 電氣一次設備不少電廠未開展電磁式電壓互感器的空載電流測試，或者測試電壓未達到規程要求，應按照要求開展機端 PT、6kV母線PT的空載電流測試，中性點有效接地系統在 1.5倍額定電壓下，空載電流應不大于額定電壓下的空載電流的 8倍；中性點非有效接地系統在1.9倍額定電壓下，空載電流應不大于額定電壓下的空載電流的10倍。發電機勵側刷架絕緣板有大量積油， 發電機勵磁直流母線或者出線封閉母線在潮濕條件下絕緣偏低，應采取措施調爬，將絕緣板更換為絕緣子，或者對封母呼吸孔加裝除濕裝置，改善封母線運行條件。試驗報告有多處筆誤，型號、編號、廠家信息沒填或有誤，數據缺項、不正常，有相似雷同數據，缺少與前次試驗數據比較的欄目，應加強對外委預試單位的管理和報告審核，規范預試報告，建議制定統一預試報告格式，加強預試的質量。3、 繼電保護專業按照《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》第 條要求：“為提高繼電保護的可靠性，重要線路和設備按雙重化原則配置相互獨立的保護。傳輸兩套獨立的主保護通道相對應的電力通信設備也應為兩套完整獨立的、兩種不同路由的通信系統，其告警信息應接入相關監控系統。”目前部分電廠的線路保護通道為單路由，建議與省調及網調聯系解決。部分電廠機組保護及線路保護裝置、故障錄波器與 GPS時鐘沒有同步，各裝置的時鐘不一致，不利于故障分析，應結合機組檢修及升壓站改造盡快實現保護等與 GPS的同步。根據國家電網公司文件有關要求，應定期對充電、浮充電裝置進行全面檢查，校驗其穩壓、穩流精度和紋波系數。許多電廠尚未開展此項工作，需要購買專用測試儀，建議有關電廠結合機組及升壓站檢修對直流電源系統定期進行測試， 以保證現場直流系統的可靠運行。許多電廠的機組、線路等保護柜壓板著色不符合規范，建議按照要求配置。部分電廠升壓站就地端子箱內封堵不嚴、端子排存在銹蝕現象，需要采取適當的封堵、防潮措3施，對于銹蝕嚴重的端子排應及時安排更換。4、 電測、計量部分電廠高壓電能計量裝置尚無電壓失壓報警裝置， 使得設備安全穩定運行存在潛在的隱患。部分電廠網控室內的部分電量變送器屏柜門底部連接地線不合規范，建議裝設多股軟銅線，保證可靠接地。部分電廠網控室內的關口電能表計量屏柜門底部缺少連接地線，建議裝設多股軟銅線，保證可靠接地。部分電廠儀表管理臺賬信息不全，原始記錄填寫、保存不規范。技術總結、報告分析、數據統計、技術培訓、技術改造等工作開展較少，設備檔案還未能健全。部分電廠電測專業缺少相關的電測計量規程、標準，建議及時購買，并受控，使得電測管理工作逐步走向正常軌道。5、 熱控專業部分電廠AGC調節速率、調節精度、一次調頻負荷響應性能不能滿足“統調機組考核辦法-蘇經信電力2011-379”文件精神的要求。機組變負荷過程中，主汽壓力偏差大、鍋爐受熱面超溫等因素是影響機組變負荷能力的根本原因。部分電廠在低氮燃燒改造后，鍋爐燃燒工況發生較大變化，鍋爐燃燒自動調節系統的穩定性下降，導致AGC、一次調頻控制性能進一步下降。部分重要控制系統控制功能和穩定性不盡完善。上海汽輪機廠引進西門子600MW、1000MW汽輪機電液調節系統控制器故障較多，影響汽輪機控制的穩定性。汽輪機保護系統中潤滑油壓低保護、EH油壓低保護等測點布置不滿足熱控設計規范的要求，影響汽輪機跳閘保護的準確性和可靠性。西門子T3000系統DEH中ATT試驗邏輯可能導致當調門卡澀異常情況時，EH油壓的快速下降，危及汽輪機安全運行。VB600汽輪機振動監視儀表中，采用壓電式傳感器測量瓦振的信號回路易受到干擾，導致瓦振信號穩定性下降，可能誘發汽輪機振動保護誤動作。6、 金屬專業部分電廠多次發生水冷壁向火側橫向裂紋泄漏， 分析向火側橫向裂紋符合應力腐蝕裂紋特征，與低氮燃燒工況下水冷壁貼壁局部還原氣氛導致高溫腐蝕密切相關。建議電廠從運行調整、檢修及燃料硫份控制等方面進行綜合治理，一方面可以考慮增加材料表面處理，另一方面考慮進行燃燒器或配風方式的調整或改造；水冷壁爐膛吹灰器附近管子吹損較普遍，分析原因一方面與吹灰壓力過高、吹灰器維護調整不到位有關，另一方面可能與低氮燃燒導致水冷壁高溫腐蝕有關；4水冷壁、包墻吹灰孔讓管處密封板拉裂是普遍問題， 與吹灰閥內漏導致局部熱疲勞、鰭片安裝焊縫質量等因素均有關；近期發現螺旋水冷壁冷灰斗斜坡角部局部磨損較嚴重， 分析與冷灰斗斜坡螺旋管結構導致灰渣匯流加速、燃用低質煤灰量及磨損系數加大等因素有關。建議加強檢查，如發現存在類似問題，應考慮增加局部防磨措施，必要時可在冷灰斗斜坡增加分流梳形板；近幾年鍋爐氧化皮導致爆管的案例下降明顯， 但部分電廠檢修中發現鍋爐氧化皮剝落的現象還是時有發生，特別是鍋爐氧化皮剝落后明顯加劇了蒸汽管道閥門、汽輪機部件的磨損。建議關注固體硬質顆粒磨損對汽機側汽水管道閥門內漏的影響，加強閥門內漏的監測，內漏閥門后管段及疏水彎頭的壁厚監測。7、 環保專業部分電廠脫硫系統煙氣旁路還未拆除。建議抓緊取消脫硫系統煙氣旁路的工作。煙囪增加CEMS測點的工作進展緩慢，從這次技術監督檢查的情況看，大部分電廠還沒有完成這項工作。原因主要有幾個方面，一方面是有的電廠計劃取消脫硫系統的旁路，取消旁路后，環保廳允許煙囪暫時不安裝 CEMS。另一方面，缺乏在煙囪上安裝 CEMS的技術規范和實際經驗。脫硫系統不設 GGH的火電廠普遍煙氣帶水(石膏雨), 對廠區環境有影響。脫硫系統設GGH的普遍存在GGH堵塞問題，影響脫硫系統的投運率。8、化學專業省內配備凝結水精除鹽裝置的機組 （包括超（超）臨界壓力機組和亞臨界壓力機組）仍然有一部分把凝結水精除鹽出水 pH值作為再生監控指標，與 DL/T333.1-2010 《濕冷機組精處理系統技術要求》的規定有所差別。建議按照 DL/T333.1-2010《濕冷機組精處理系統技術要求》的規定，增加凝結水精除鹽混床出水比電導率測點。當凝結水精除鹽混床出水的比電導率升高時，應退出運行。省內仍然有部分超臨界壓力機組給水處理方式采用 AVT（O），即在給水中只加入氨。從此次全省迎峰度夏技術監督檢查情況看， 幾乎所有采用 AVT（O）機組鍋爐受熱面的結垢速率都比較高。建議將給水處理方式改為本質安全的給水加氧處理方法。9、 鍋爐專業部分四角切圓燃燒鍋爐在進行低 NOx燃燒系統改造后，出現了再熱蒸汽溫度降低，機組變負荷過程中蒸汽壓力與溫度波動大，飛灰含碳量升高，個別機組存在熱負荷響應速率減慢等問題。建議在進行低 NOx燃燒系統改造時注意再熱蒸汽溫度降低的問題，優5化低NOx燃燒系統，提高爐膛火焰中心；適當增加再熱蒸汽受熱面，增加蒸汽調節手段；進行低NOx燃燒系統改造后，對鍋爐自動調節邏輯進行適當優化，減小磨煤機的制粉延遲與二次風的補充延遲。對旋流燃燒器對沖布置的鍋爐進行低 NOx燃燒器改造后，爐膛吸熱量降低，鍋爐減溫水量增加，再熱器壁溫分布偏差存在擴大的趨勢。建議電廠在選擇低 NOx燃燒器改造方案時注意對爐膛吸熱量減少的關注，優化設計方案；在進行低NOx燃燒器改造時，結合降低鍋爐排煙溫度，適當減少過熱器與再熱器吸熱面積，增加省煤器吸熱面積。部分超（超）臨界鍋爐水冷壁壁溫存在較大偏差，對于采用垂直水冷壁加節流孔調節流量的直流鍋爐，部分存在中間混合集箱進口壁溫分布偏差大；還有部分垂直水冷壁出口壁溫存在局部區域壁溫高的現象。部分電廠低NOx燃燒系統布置存在缺陷，導致爐膛上部出現高溫腐蝕。且部分電廠鍋爐燃煤的含硫量較高加劇了高溫腐蝕程度。10、汽機專業多臺機組兩臺汽泵，存在流量偏差。有的機組兩臺汽泵在轉速相同的情況下，流量偏差20t/h～60t/h，有的泵轉速高 30r/min，入口流量卻偏低 30t/h。建議首先應檢查流量測點是否準確，確認正常后，再檢查流量偏大泵的再循環門是否嚴密，對流量偏小泵的入口壓力、濾網差壓、前置泵進出口壓力及其它參數進行檢查。如均正常不排除泵性能下降的可能，原因包括內部漏流、通流結垢等。現階段應加強跟蹤監視，定期觀察流量差變化情況。西門子汽輪機存在的普遍問題：① 高負荷跳機，盤車不能及時投運，轉子易于抱死；②低壓缸軸承溫度偏高（接近或超過 100℃）；③高負荷區AGC響應遲緩；④ 汽門活動試驗——ATT試驗經常失敗。11、節能專業多臺超超臨界機組前置泵耗功較大， 一般在0.18％～0.22％，已超過了凝泵的電耗0.14％～0.16％。有不少電廠前置泵的用電量還沒有統計。建議各廠加強關注，完善數據統計。同時，核算前置泵揚程是否較汽泵要求的偏大，如過大可采取相應措施減小揚程，以降低電耗。凝水系統的深度節能運行。除少部分外，我省機組凝結水泵都實施了變頻改造。但實際運行電耗差別較大，在0.14％～0.22％之間。其中，大部分是受取自凝水母管的給泵密封水壓力的限制，有的是凝水主輔調門通徑偏小，還有的調門旁路閥沒能開啟。應6進一步考慮對凝泵進行優化，如車小葉輪或減少級數等。真空循環水系統的運行。多臺機組真空不理想，循環水系統運行不佳。有的循環水量明顯不足，宜增開循泵；有的凝汽器端差過大，換熱性能差，換熱管結垢臟污；有的凝汽器積泥嚴重，導致換熱管阻力增大，循環水流量減小。還有的循泵沒有雙速改造，夏季循泵全開后流量偏大，循泵耗功較大。建議加強循環水系統的參數分析，通過診斷試驗，指導運行調整。必要時應積極研究調研，實施技改。二、 絕緣專業（一）總體情況本次檢查主要對 2012年度全省絕緣監督工作中存在的典型問題和 2013上半年暴露的新問題進行了跟蹤，并結合2013年度全省并網電廠涉網設備絕緣監督重點工作，特別關注了變壓器油色譜分析異常、鐵心多點接地、油溫油位對應關系，發電機端部磨損振動、集電環磨損、軸電壓高，機端 PT空載電流測試，外絕緣防污閃和 1000MW發電機組運行情況等。檢查涵蓋了發電廠的變壓器、發電機、開關、GIS、互感器、避雷器、外絕緣、防雷接地等電氣一次設備，同時對國網新十八項反措和省新交接預試規程的執行情況、上次絕緣監督提出問題的反饋落實情況等進行了多角度多方位的檢查，并針對迎峰度夏期間機組氣溫高、負荷重、保障要求高等特點提出了新的要求。檢查結果表明，各并網電廠絕緣專業能按照國家電網公司、集團公司和省公司的規程、反措及其他各項規定的要求，進行設備的運維和管理，近兩個周期內電氣一次設備的預防性試驗、檢修試驗能按周期開展，主要試驗項目完整、數據變化趨勢穩定、試驗結果判斷準確，電氣一次設備的資料報告、試驗檢測設備的管理比較規范，設備發生缺陷時能及時采取適當的措施，絕緣監督專業小組能正常開展工作。在全省絕緣技術監督網絡成員的共同努力下，今年全省并網電廠高壓電氣設備總體運行情況良好，非停次數與去年同比明顯下降。各電廠在維護檢修、設備缺陷消除以及創新改造等方面做了大量的工作，高壓電氣設備的狀態評估和設備故障診斷水平有所提高。但依然存在一些設備上的問題和專業管理上的不足，如對于變壓器在線監測裝置的維護、對于發電機端電壓互感器的測試不到位；少數電廠未加裝220kV出線避雷器；部分電廠的升壓站設備，特別是隔離開關支柱，存在絕緣爬電現象；部分電廠對預防性試驗的項目、內容和結果的審核確定上存在問題；部分電廠發電機勵側刷架絕緣板有大量積油，發電機勵磁直流母線或者出線封閉母線在潮濕條件下絕緣偏低；個別電廠專業人員配置不足，專業能力和水平有待提高。7（二）工作亮點沙洲電廠、華能淮陰電廠、宿遷電廠、國華太倉電廠的試驗報告增加了與歷次試驗數據的對比，并且備注了規程標準要求，數據一目了然。常熟電廠、彭城電廠運用紅外成像測試手段，分別發現了發電機出線 CT的電纜橋架溫度異常，CT接線板、線路刀閘溫度高問題，檢查直流二次端子、直流電纜，采取了將碳鋼制橋架更換為不導磁的玻璃鋼橋架等處理，降低了直流接地故障次數。協鑫電廠每年開展 5次紅外檢測。國華徐州電廠在主變壓器冷卻器散熱片外加裝了濾網，運行時可以用刷子及時、方便地清理，確保了柳絮多時變壓器的高效散熱。沙洲電廠為了克服機端 PT熔絲慢熔現象，將熔絲由原0.5安/200歐姆的康銅熔芯的熔絲更新為 0.5安/20歐姆的銀鎳熔芯的熔絲。陳家港電廠將接地碳刷的刷握改造為恒壓彈簧刷握，采用 70*32*25的碳刷替代原 42*20*8的碳刷，消除了彈簧壓力不夠和碳刷磨損較快的問題。國華太倉電廠強化了封閉母線的密封性管理，采取了在封閉母線的支撐絕緣子加裝防雨罩的技術措施。新海電廠平均每月開展一次220kV升壓站設備的帶電水沖洗，保證了外絕緣的清潔，有效防止污閃的發生。望亭電廠、陳家港電廠、呂四港電廠對戶外設備外絕緣開展了涂敷PRTV涂料的防污閃措施，提高了外絕緣的防污閃性能。呂四港電廠將勵磁母線SMC絕緣板換為性能更好的DMC絕緣子，并加裝了熱縮套，提高了勵磁母線絕緣性能。田灣核電充分利用QC小組活動，分析解決了1號發電機、2號發電機出口封母線溫度偏高的問題。呂四港電廠將GIS設備中斷路器、隔離開關與接地刀閘的電源改造為分別配置，提高了設備運行可靠性。揚二廠在檢修時和運行中每月對發電機接地裝置安裝處大軸進行清洗 1次，確保了接地碳刷的良好接地。常熟電廠將ABB勵磁調節器的跳閘出口用 1W繼電器更換為5W大功率繼電器，有效提供了機組可靠性。常熟二電廠將隔離刀閘操作機構箱頂加裝了可以隨著操作桿旋轉的防雨罩，有效防止了雨水沿操作桿向操作箱內滲漏、使端子受潮的發生。華能淮陰電廠按照規程要求，開展了 4臺機組機端PT的空載電流測試、局放試驗、耐壓等試驗，發現了數據不合格、有絕緣隱患的 9臺PT，并進行了更換。（三）本次檢查發現的主要問題和整改建議變壓器各電廠變壓器問題主要表現在油色譜異常、鐵心多點接地、油位不合理、油溫高、分接開關接觸電阻大等。迎峰度夏期間變壓器負荷重， 各電廠均按要求在迎峰度夏期間增加了油色譜的檢測分析頻次，檢查發現了不少變壓器的油色譜異常問題，如出現乙炔、氫氣超標、一氧化8碳增長、總烴超標等問題，包括主變、高廠變、勵磁變等，需要加強油色譜檢測跟蹤，分析油色譜組分變化趨勢和產氣速率，綜合各組分的數據來判斷故障的嚴重程度，采取超聲定位來確定故障可能位置，以決策變壓器檢修時機。部分電廠的變壓器油色譜在線監測裝置存在顯示錯誤、經常虛警或者處于停運狀態，建議聯系廠家維護消除設備故障使其投入運行，實現色譜監測的有效和狀態在控。對于油色譜分析數據存在異常波動現象，需規范取樣，并對色譜分析比對工作。要足夠地重視電廠勵磁變、整流變的油色譜分析跟蹤工作，對于長期超標的情況要給予及時處理。變壓器散熱器上楊柳絮多、積灰重使得多數變壓器的油溫高，為應對迎峰度夏期間高負荷高溫運行條件的考驗，應加強變壓器散熱器及風扇的水沖洗工作，縮短沖洗周期，確保迎峰度夏期間變壓器散熱性能良好，但不建議將備用冷卻風扇也一并開啟。有的電廠采取了散熱器加裝過濾罩的措施來應對柳絮和積灰也取得了不錯的效果。測溫元件的準確性對反映變壓器的溫升情況非常重要。檢查發現，部分電廠的變壓器頂層油溫計、繞組溫度計及遠方測溫裝置存在偏差大、不齊全等問題，少數電廠的變壓器油溫不能在遠方監控顯示。電廠應利用檢修機會校驗變壓器的測溫元件，校正變壓器繞組溫度的電流補償功能。部分主變風扇電機的故障率較高，建議及時檢修并改造為大功率電機。個別電廠的強油循環冷卻裝置無法根據頂層油溫或負荷變化自動投退，應積極改造。部分電廠的變壓器存在油位不合理的問題，反映出變壓器油位管理沒有受到應用的重視。若變壓器油位偏高，則容易發生噴油事故，應加強跟蹤監視及時作出相應處理。少數電廠油位計故障，顯示虛假油位，部分電廠主變缺少油位油溫的對應關系曲線，或者有曲線但是沒有給出允許的上、下限，還有電廠未按照對應曲線進行油位管理。個別廠還存在從變壓器取油到其他小設備補油的不良習慣。建議加強相關管理，確保油位顯示正常、合理。部分變壓器檢修是發現鐵心絕緣電阻值不高，或者判斷為鐵心多點接地的問題，鐵心接地原因包括：鐵心碰殼、碰夾件；穿心螺栓鋼座套過長與硅鋼片短接；油箱內有異物，使硅鋼片局部短路；鐵心絕緣受潮或損傷，如底沉積油泥及水分；夾件絕緣、墊鐵絕緣受潮或損壞等，導致鐵心高阻多點接地；鐵心接地引出套管短路；潛油泵軸承磨損，金屬粉末進入油箱中，堆積在底部，在電磁引力作用下形成橋路，使下鐵軌與墊腳或箱底接通，造成多點接地。應注意監測變壓器在運行中接地電流，密切關注油色譜檢測數據，一旦出現新的變化趨勢，要及時分析和判斷，在運行中通過限流電阻接地，保證變壓器的安全運行。9雷雨季節到來之際，防止變壓器積水、受潮，也應引起電廠重視關注。少數電廠的主變低壓升高座封母卡箍脫落、橡膠皮老化開裂，易造成進水受潮，應及時更換開裂的橡膠皮或采取措施。個別電廠變壓器升高座處未裝設排水管、排水閥，應做好改造，并定期做好排污通路檢查，檢查封閉母線圓筒有無積水。尤其在雨季，保證排污門在常開狀態，雨后必須檢查排污門是否出現堵塞等。各廠均對變壓器滲漏油問題比較重視，能夠針對滲漏情況積極進行堵漏消缺，或結合設備檢修進行消缺。新投運變壓器滲漏油問題出現較少，老舊變壓器仍有部分存在滲漏油情況，多為套管滲漏、箱體沙眼、密封墊老化引起。運行年代較久的變壓器，根據規程應進行固體紙絕緣（糠醛含量）老化情況檢測，各廠對運行10年左右的變壓器基本已經開展了該項檢測；對部分強油循環的老舊變壓器（尤其是殼式變壓器）的帶電度測量也應定期測試，防止因油流帶電對變壓器絕緣產生不良影響。部分電廠變壓器存在分接開關接觸電阻偏大的問題，有的引起了油色譜異常，建議檢修時能將分接開關在各個分接位置進行操作后，開展各分接位置的直流電阻測試。高壓直流換流站周圍的電廠應進行變壓器的接地電流監測工作，特別是高壓直流換流站單極運行等情形下的跟蹤巡視，關注變壓器接地電流中的直流分量、變壓器噪聲、振動、溫升的變化情況。大部分電廠對存在隱患的變壓器套管在線監測裝置做了退出運行的處理，但仍有極少數電廠尚未按要求整改，應重視該問題并盡快落實整改。發電機發電機的缺陷主要表現為端部磨損振動、漏氫大、氫氣濕度不合格、定子回路絕緣波動、轉子絕緣低、軸瓦漏油、集電環磨損等問題。為防止發生發電機的集電環環火事故，應采用原廠的勵磁碳刷，不應隨意更換型號不同的碳刷，要檢查碳刷的磨損情況，定時測量碳刷電流的均勻性和滑環溫度，及時更換碳刷，跟蹤運行中集電環存在的打火現象，及時進行處理，并避免集電環周圍漏氫、漏油等。部分電廠發電機端部存在振動大、 磨粉的現象，應該加強端部綁扎質量和緊固水平，開展發電機定子繞組端部動態特性和振動試驗，檢測端部薄弱點。GB/T20140-2006《透平型發電機定子繞組端部動態特性和振動試驗方法及評定》要求：透平型發電機在出廠前、新機交接、大修時應做定子繞組端部模態試驗和引線的固有頻率測量。運行中出現承受突然短路、線圈磨損或者松動等異常情況時， 建議做模態試驗及引線固有頻率測量。10該項試驗應有第三方資質機構開展。個別電廠的發電機機身存在振動較大的問題，建議查明原因進行處理。運行中發電機噪聲、振動的增大，應引起足夠的重視，分析可能的原因，及時安排檢修進行檢查處理。部分電廠存在發電機內部進油嚴重、勵磁小室漏油嚴重、大軸積累油污嚴重等的情況，應控制檢修質量，提高運行水平，盡量避免發電機內部進油，以免造成對絕緣不利的影響。部分電廠存在定子接地保護報警的情況，有的還多次報警，原因一般為定子回路上存在絕緣薄弱點，可能是封閉母線、勵磁母線、勵磁調節器板件、勵磁刷架等，建議查明可能原因，逐個排除，確保發電機主保護無報警運行。個別發電機存在轉子匝間短路、轉子絕緣低的現象，個別電廠發電機集電環存在集電環磨損劃痕，或者打火現象。建議電廠加強紅外監視，通過電氣試驗，查明故障點（在機內還是機外）及性質，如為轉子繞組穩定性金屬接地應立即停機處理。發電機的漏氫、補氫頻繁是較為普遍的缺陷，尤其是單流環型的發電機。主要部位有：發電機本體砂眼、氫壓監視變送器接頭、氫氣去濕機法蘭面、油氫壓差監視器接頭、轉子導電螺釘等。建議排查漏氫原因，及時處理漏氫點。有的發電廠發電機氫氣濕度（純度）有超標現象，或者氫純度儀故障、在線儀表溫度顯示不準。這是發電機安全運行的很大隱患，運行應嚴格執行制定的措施，排除在線儀表問題，確保氫氣濕度、純度的有效監視，保證發電機運行中的氫氣濕度和純度。發電機的溫度測點處于正常狀態是監測發電機安全運行的一個重要技術手段，建議分析原因，校核測溫元件，消除溫度壞點，明確可參照溫度測點，以使監視信號最大限度地反映設備的真實狀況。發電機的首次大修不應推遲進行，宜安排在投運后兩年內進行。相關電廠應充分重視發電機的首次檢修，特別是近年新投產的大機組，應聯系廠家重點檢查端部、鐵心、槽楔情況，按照試驗規程全面開展試驗項目，確保發電機無缺陷運行，留好基礎數據。發電機出線盒位置、封閉母線位置的溫度較高，特別是大型百萬機組的出線橋架位置，也是一個大機組緊湊布置面臨的問題，建議加強紅外巡檢，利用檢修機會進行改造，主要思路為減小漏磁渦流的影響和加強通風。大型發電機的軸電壓普遍較大，個別電廠軸電壓測試的方法存在問題，各電廠應重視發電機軸電壓的測量工作。運行中注意測量發電機軸電壓，并加強大軸的油污清潔。基建機組應將雙層絕緣墊塊的測量端子引至方便測量的位置。開關（含GIS）11從全省開關類設備情況看，在目前電網的運行方式下，開關電流均能滿足要求。GIS設備、升壓站開關、隔離刀閘等設備，運行情況良好。近年GIS設備故障率較高，主要是絕緣類缺陷和故障，安裝時未能清理干凈的灰塵金屬微粒、導體因碰撞刮擦而留下的毛刺、安裝或運行中機械振動導致的導體接觸不良、絕緣子制造或安裝過程中產生的缺陷等都會在運行電壓下導致GIS內部電場發生畸變，導致局部電場過強，進而引發GIS內部絕緣的局部擊穿。為了加強對GIS設備的運維管理，建議運用超高頻（超聲）局部放電、紅外檢漏等帶電檢測手段，評估 GIS設備的運行狀況，并留好基礎數據。個別開關的最低合閘電壓不滿足規程“操動機構分、合閘電磁鐵或合閘接觸器端子上的最低動作電壓應在操作電壓額定值的30%～65%之間”的要求，有的電廠未開展該項試驗，建議開展相關該檢測項目，不滿足要求的要檢查原因，或者聯系廠家檢修。有的電廠HGIS站隔離刀閘在分閘操作過程中層出現分閘未到位自動停止的現象。建議待下次檢修時機再次進行操作、檢查，重點關注同類刀閘操作。不少電廠的隔離刀閘有拉合不到位的情況，建議加強操作后的巡查，做好隔離刀閘的檢修和深度維護工作。個別電廠啟備變開關合閘彈簧曾發現儲能不夠，原因與長期不操作有關，目前調整預儲能尺寸后可以使用，建議綜合考慮建立定期進行切換的制度。不少電廠的開關、GIS設備存在老化的情況。希望相關電廠早作準備，積極改造或者更換老化設備。數電廠的開關存在漏氣現象。應運用先進技術手段，加強 GIS、SF6開關的檢漏工作。有的電廠GIS站的SF6密度繼電器位置裝設位置過高，或者不定期抄表記錄，為了及時發現GIS站的SF6壓力變化情況，建議對SF6密度繼電器進行定期抄表記錄，對于位置高的表計，采取配備望遠鏡抄表的措施。根據 DL408-91安規第199條，應在GIS室低位區安裝能報警的氧量儀和SF6氣體泄漏警報儀。個別電廠的GIS室內通風進口位置太高，不易于泄漏SF6氣體的排放，建議利用合適機會進行技改。部分電廠的SF6密度繼電器校驗和SF6開關微水檢測工作未開展，或者超周期，應按照規程要求，重視該項工作。有的密度繼電器存在節點接觸或者返回不靈敏等問題。部分電廠裝設了發電機出口斷路器，個別斷路器開關容量偏小，有的電廠未檢測出口斷路器的并聯電容，都應引起重視。部分電廠仍然為開展母線支柱絕緣子、隔離刀閘支柱絕緣子超聲波探傷工作。建議參照Q/GDW-10-394-2008《瓷支柱絕緣子及瓷套超聲波檢驗技術導則》規范開展母線支柱絕緣子、隔離刀閘支柱絕緣子進行超聲波探傷檢查，以防止絕緣子斷裂引起母線事故。126kV開關的缺陷和故障成為電廠的常見問題，電廠應加強對 6kV開關設備的運行和檢修管理，對故障率高的設備積極技改。勵磁開關的故障有所上升，希望引起各電廠的關注。重視其維護、檢修和運行監視，特別是對勵磁開關觸指的維護檢查。互感器發電機出口互感器的造成了多次故障，本次檢測重點檢查了出口 PT、CT的試驗項目和運行情況。各電廠應重視對機端互感器的質量控制、交接驗收、運行檢查到預防性試驗的方方面面的監督工作。基建時應加強對 PT選型，出廠試驗要開展局放試驗項目。部分電廠投運后，PT沒有測量過空載電流。有關單位應引起重視該項試驗， 及時發現內部存在的放電缺陷，避免了設備事故的發生。檢查發現，大部分電廠開展了 PT的空載電流測試，但部分電廠開展的試驗不夠規范，表現在：施加電壓不到規程要求，有的繞組沒有測試。按照規程要求，發電機機端PT的空載電流測試（中性點有效接地系統）應施加電壓到1.5Un/3，要求空載電流不大于額定電壓下空載電流的8倍。中性點非有效接地系統在1.9Un/3電壓下，空載電流不應大于額定電壓下的空載電流的 10倍。應按照要求開展相關工作。目前我省電廠的電壓互感器一般為電容式，根據反措要求對應電容式電壓互感器（CVT）定期監測電壓互感器的二次電壓，以及時發現二次電壓的異常變化，預試中應重視介質損耗因數（運行中 <0.2%）以及電容量的變化。電流互感器則型式較多，包括 SF6氣體絕緣型、油紙絕緣型，從一、二次布置看，有正立式和倒置式，從外絕緣類型看有傳統瓷質和硅橡膠復合絕緣。不少電廠互感器外絕緣采用了硅橡膠復合絕緣，應定期規范開展憎水性檢查，防止復合絕緣失效造成事故。有的電廠憎水性試驗開展還不規范。個別電廠互感器存在 SF6漏氣現象，2-3個月需要補一次氣，應加強監視及時補氣，開展激光檢漏工作，結合檢修計劃，予以處理。防雷接地從本次檢查情況看，各廠避雷器的運行情況基本良好，各單位均重視避雷器、接地網的試驗和維護，按照規程要求對避雷器、接地網進行相關的試驗。部分電廠已經按要求新加裝了出線避雷器，但仍有一些電廠未加裝出現避雷器，為了避免多次雷擊造成開關重合過程中引發擊穿事故，加強變電站的雷擊侵入波保護，應13在220kV線路的入口（斷路器的線路側附近）裝設金屬氧化物避雷器（MOA），并安裝集中接地極。DL/T620-1997《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》規定，避雷器應在其附近裝設集中接地裝置。個別電廠存在避雷器未在其附近裝設集中接地裝置的問題。多數電廠均開展了運行電壓下的交流泄漏電流試驗，但也有部分電廠未按要求進行。建議按照《江蘇省發電企業電力設備交接和預防性試驗規程（試行）》的要求，規范開展此項試驗，及時發現避雷器閥片的老化征兆。具體要求：測量運行電壓下的全電流、阻性電流或功率損耗，測量值與初始值比較，有明顯變化時應加強監測，當阻性電流增加1倍時，應停電檢查；新投運的泄漏電流有功分量測量值應小于等于全電流的25%。運行單位應十分重視避雷器泄漏電流表的讀數監測，及時發現異常變化，并認真巡視檢查，及時發現避雷器的異常聲響。有的新建電廠220kV避雷器未加裝屏蔽環。建議加裝屏蔽環，使得泄漏電流顯示真實可信。個別電廠避雷器泄漏電流表量程選擇的不合適，或者位置裝設的太高不利于觀察，建議進行整改。地網接地電阻是系統設備故障情況下保護設備及人身安全的重要設施， 屬于隱蔽設施，正常情況下其作用無法顯現，但應給與足夠重視。個別電廠地網測試存在超周期的現象，有的電廠測試方法不正確。電廠地網屬于大型地網，僅用接地搖表無法準確反映真實情況，應嚴格按測試規范開展地網接地電阻測量，為保證測試有效性，應選擇有資質的隊伍，采用正確的測試儀器進行測試。變壓器中性點應有兩根與主地網不同干線連接的接地引下線， 并且每根接地引下線均應符合熱穩定校核的要求。重要設備及設備架構等宜有兩根與主地網不同干線連接的接地引下線，并且每根接地引下線均應符合熱穩定校核的要求。部分電廠的重要設備及設備架構等還不能滿足該項要求，應按照《江蘇省電力公司十八項電網重大反事故措施實施細則》款要求，進行整改。關于接地的開挖檢查，絕大部分電廠能夠按規程要求，結合設備的接地改造進行，但有的電廠基礎沉降嚴重，對沉降嚴重的設備更應加強開挖檢查。紅外檢測紅外測溫是電氣設備運行監視的一項重要手段， 絕大多數電廠對于 220kV以上設備，每年按規定進行紅外測溫，取得了良好效果，及時處理了隔離刀閘觸頭過熱、封閉母線過熱、CT過熱等缺陷。14紅外測溫工作在紅外檢測儀功能應用、設備維護和紅外管理工作尚有較大提升空間。紅外檢測應選擇陰天或夜晚進行。紅外圖譜保存和檢測記錄應參照 DL/T664提供的模板填寫，應補充測量時設備的負荷或電壓參數。各電廠應進一步規范紅外測溫管理和紅外圖譜保存工作，加強紅外測試人員的技能培訓，并出具附有熱像圖的紅外檢測報告。部分電廠的紅外檢測設備沒有校驗，建議完成設備的校驗工作。少數電廠無紅外測溫儀，或者設備老化，不能正常開展檢測，不能將圖片導出完成試驗報告。為及時判斷設備狀態及確認設備缺陷類型，建議未具備紅外成像測溫儀的發電廠，盡快完成購置紅外成像測溫儀，規范開展紅外檢測工作。各電廠應按周期對紅外測溫儀進行校驗，以便合法開展紅外測溫工作。有條件即增加紅外檢測范圍，如電纜終端接頭、電纜密集交匯點、干式變壓器、變壓器端子箱等。建議加強紅外檢測結果的管理，建立完善的紅外檢測臺帳，做好試驗報告的整理和保存，及時判斷設備狀態及確認設備缺陷類型，建立正常設備原始紅外圖像庫和異常設備的紅外檢測報告匯總，為紅外圖譜庫的建立打好基礎。外絕緣防污閃從檢查看，多數電廠能重視設備外絕緣水平的檢查，加強電氣設備外絕緣的清揩及維護工作。但隨著空氣污染和氣候惡劣，外絕緣防污閃工作形勢嚴峻，面臨較大的壓力。部分電廠升壓站電氣設備外絕緣表面積污較嚴重， 特別是沿海電廠海鹽污染嚴重的室外升壓站和通風不暢的室內升壓站，出現了外絕緣表面放電嚴重的情況。建議各電廠參照《江蘇電網污區分布圖（ 2011版）》執行。應加強防污閃管理，尤其是支柱絕緣子，及時采取噴涂RTV(PRTV)等調爬措施，提高設備的耐污壓水平。 RTV涂料在噴涂施工時，為保證其長期良好的憎水性，應做好表面清潔，噴涂工作應嚴格按工藝要求執行，達到規定的噴涂厚度。多數電廠已經開展了飽和鹽密測試工作，但不少新建電廠在測試的規范性方面有待提高，現將要求重申如下：（1）規范懸式絕緣子串的懸掛。建議參照絕緣子型式采取標準規定的普通型懸式瓷絕緣子（220kV及以下電壓等級采用XP-70、500kV采用XP-160）或雙傘形懸式瓷絕緣子（220kV及以下電壓等級采用XWP2-70、500kV采用XWP2-160），絕緣子串長度一般選取8片。參照絕緣子串的懸掛高度應盡可能與母線絕緣子等高（可懸掛在構架上），并在變電站的四角各懸掛一串。15（2）規范參照絕緣子片的選取。為避免端部積污與中間不一致影響，參照絕緣子串的第1片和第8片不得用來測量等值鹽密。首次完成參照絕緣子串的布置后，被測絕緣子片的選取方法如下：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，以后以此類推。（3）等值鹽密的測量時間合理選取。等值鹽密的測量時間一般選取枯雨季節結束時。對于江蘇省來說應在12月至2月。為了測量到污染狀況最嚴重時的鹽密，反映出所處環境的實際污染程度，等值鹽密最佳測量時間應為枯雨期結束前 1～2天。（4）鹽密測量應注明瓷瓶型號、爬距等參數，并注明取樣瓷瓶的上表面還是下表面。鹽密測試值對應污區接近或超過外絕緣配置情況的，望能加強惡劣氣候下的外絕緣電暈情況巡檢，根據巡檢情況采取必要的改善絕緣措施。部分未開展絕緣子測零工作的電廠，應按照規程的周期要求開展零值檢測工作，以判斷絕緣子的劣化情況。個別電廠的外絕緣存在破損、破邊的現象。建議定期開展紅外檢測，待停電機會時再做檢查，或者更換。監督管理總的來看，各電廠均能夠嚴格按技術監督要求開展高壓電氣設備的技術監督工作，被監督設備運行情況總體良好。但存在以下問題：部分電廠的試驗報告有多處筆誤，型號、編號、廠家信息沒填或有誤，數據缺項、不正常，有相似雷同數據，缺少與前次試驗數據比較的欄目，應加強對外委預試單位的管理和報告審核，規范預試報告，建議制定統一預試報告格式，加強預試的質量。部分電廠外委開展預試，歷次試驗單位不確定，造成試驗人員、試驗設備變化頻繁，給歷次試驗數據的對比帶來許多不確定因素。建議電廠在檢修試驗合作單位的選擇上，應注意試驗單位的資質，加強對試驗單位管理。部分電廠對存在問題、異常數據的試驗報告重視不夠，相關人員應加強規程及設備結構的學習，重視設備試驗報告的審核管理和異常情況的跟蹤。對于主設備的重大缺陷，應有專門的分析報告和處理方案和預案。為加強對電網安全影響較大的重要高壓電氣設備的臺帳信息化管理，應對重要設備的絕緣監督和管理內容等實施全過程的跟蹤備案。建議在臺帳中補充缺陷處理的信息。個別電廠試驗人員數量少、年齡偏大需要補充年輕人員，并要進行相關專業知識培訓，提高電氣試驗的理論知識和專業水平，人員的專業技能培訓工作有待進一步加強。16根據試驗設備檢測管理規定，對各類試驗設備應按規定定期進行效驗，個別廠儀器設備送檢方面工作尚不夠重視，存在部分儀器設備超周期使用現象。須加強對高壓試驗設備、試驗室的管理。部分電廠的電氣一次設備本體、桿塔和架構銹蝕嚴重。建議電廠引起足夠重視，開展相關設備，特別是備用相設備的除銹以及銹蝕防護工作， 以保證設備的安全可靠運行。三、 繼電保護（一）總體情況本次迎峰度夏前技術監督檢查重點檢查了各電廠在繼電保護專業方面的規章制度建立和貫徹落實情況、反事故措施和技術改造落實情況、繼電保護裝置運行與檢驗管理情況、繼電保護全過程技術監督管理情況、繼電保護專業管理和人員培訓情況等。近幾年，技術標準和規范修訂較多，為保障電網安全運行也發布了許多重要文件，如《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》 （2012修訂版）于2012年3.29正式頒布實施，對許多方面作了修訂，隨后江蘇省調及時制定了相應的實施細則；2012年10月頒布了《大型發電機變壓器繼電保護整定計算導則》。針對這些新的要求，我們在技術監督檢查過程中，積極宣傳與貫徹執行。經過近2個月的檢查，大部分電廠的技術監督工作狀況良好，各電廠技術監控人員對所管轄的設備基本能按規定進行監測；對于發現的設備缺陷基本上都能及時消除；能夠對設備的維護和檢修進行質量監控,并建立了設備技術檔案等。但由于機組、升壓站等檢修時間的限制及資金短缺等原因，許多問題存在整改力度不夠或尚無整改計劃等情況，同時也有一些新問題出現，希望各發電企業能夠高度重視，積極做好有關防控措施，確保發電機組迎峰度夏期間的安全穩定運行。今年以來，全省各電廠繼電保護設備運行狀況良好。但是，有個別機組因高廠變檢修不到位造成剛并網帶負荷運行不久就存在6kV母線段三相電壓不平衡、該高廠變油色譜分析乙炔含量嚴重超標問題而切換至啟動變運行，進而被迫停機處理；部分電廠因自動勵磁調節器問題導致非停，如SAVR2000型調節器因元器件老化及風扇停運造成可控硅過熱擊穿、UNITROL5000型調節器因LCP板故障及其到功率橋的同軸通訊電纜故障導致故障跳閘、因自動勵磁調節器的脈沖同步信號異常造成機組無功深度進相引起發變組失磁保護III段保護動作跳機等；個別電廠因高廠變保護裝置（GE公司的T35型保護裝置）采樣板發生異常，造成差動保護誤動出口，機組跳閘。17（二）工作亮點經過檢查，大部分電廠技術監督工作做得較好，能夠積極按照有關要求及時實施反措等項目，存在較多的工作亮點，值得借鑒。現舉幾例說明。大唐國際呂四港發電有限公司繼電保護專業在安全管理及技術管理方面比較深入，管控有效，有幾個方面值得借鑒：（1）安全管理-常抓不懈：班組依托“三講一落實”等科學的管理方法和手段，在培訓環節上狠下功夫。加強指導和監督，關注作業質量、進度的同時，更加關注安全問題，做好監督和指導，抓好“三講一落實”的落實環節。2012年的500kV母線保護定檢工作，是全廠母線保護系統自投運以來的首次檢修，班組針對檢修時可能存在的風險制定了相關的防范措施，提前組織完成三措一案、檢修作業指導書、繼電保護安全措施票的編寫工作，并多次組織與方天公司相關專業進行深入討論研究，提出危險點17項，繼電保護安全措施票中安全措施284項，每一項危險點均制定了防范措施，使其完全符合現場實際并具有充分的指導意義；保證了公司500kV系統的安全穩定運行。（2）設備管理-主動出擊：繼電保護專業強調預防為主，高度重視日常的巡檢工作，做到早發現、早解決、早安全，杜絕問題的發生及擴大；此外班組利用機組檢修機會，深刻查找、消除隱患，保證了設備的健康水平，繼電保護及安全自動裝置的投入率、動作率均為100%，缺陷數量、消缺率、設備可靠性等均實現既定的各項目標創新線。（3）技術培訓-持之以恒：繼電保護專業在滿足現場安全生產的前提下，多次派人外出參加各種培訓。專業制定了詳實的年度技術培訓計劃，同時也根據現場檢修、消缺情況適時的采取技術問答、專題講座、現場實操、應急演練等多種靈活方式進行培訓，成效顯著。（4）班組管理-精益求精：公司大力推進6S管理工作，開展了標準化、圖紙資料、備品備件、實驗室等管理工作。始終不斷提高標準化管理水平，修編檢修作業指導書、檢修規程、技術標準以及圖紙的繪制工作等等，為今后技術管理打下堅實的基礎。在現場檢修作業過程動態管理中引入6S管理理念，做到了人員行為規范化、工作過程流程化、工作環境規格化，有效的避免了繼電保護三誤事件的發生，確保各項檢修任務安全、高效、優質完成。（5）自主創新—銳意進取：繼電保護專業在工作中不斷總結，在實踐中堅持自主創新，發揮集體智慧，提出合理化建議的實施為公司的安全生產保駕護航。2.國電泰州發電有限公司繼電保護專業通過自主創新—銳意進取， 在工作中不斷總18結，在實踐中堅持自主創新，發揮集體智慧，及時提出合理化建議，為公司的安全生產保駕護航。在對UNITROL5000型勵磁調節器創新中，通過對控制系統軟件升級，可控硅溫度可在勵磁調節器顯示屏監視，解決了可控硅在運行時因盤柜門不能打開而不能監視溫度的難題。太倉港協鑫發電有限公司繼電保護專業積極組織技術攻關，加強設備檢驗和技術管理工作：隨著機組運行年限的增加，部分繼電保護設備已經出現元器件老化現象，故障率升高，電氣二次班組針對設備的劣化趨勢進行分析，總結了針對不同設備的檢修維護策略；另外，隨著微機保護技術的快速發展、硬件制造工藝水平的提高以及網源協調、反措等要求，部分繼電保護設備需要進行升級與技術改造，按照有關要求積極制定計劃并實施改造，有效地提升了保護運行水平，為保障機組安全穩定與經濟運行提供了重要的基礎。同時，對一、二期微機防誤系統及時進行改造，防患于未然。張家港沙洲電力有限公司為防止交、直流串擾，在自動起停加熱器的回路中取消了自動起停的輔助接點；按照DL/T572-2010《電力變壓器運行規程》要求，在主變控制回路中增加了主變出口開關與冷卻器全停的聯鎖回路，以確保在主變出口開關斷開時冷卻器全停；在600MW機組發電機出口PT二次回路中取消了在空開之前的熔絲等。國華徐州發電有限公司重視技改工作，結合1號機組A修對部分安全隱患進行了改進，如1號機組送DCS、DEH的功率變送器、勵磁變送器部分存在波動現象，且功率變送器的輸出量是同時送到DCS和DEH中，不利于現場維護檢查。在A修中將現有變送器更換為性能更可靠的雙路電源變送器，同時將送 DCS和DEH的功率變送器分開。神華國華太倉發電有限公司電氣二次班自2005年機組投產以來沒有發生一起因設備或人為原因影響機組穩定運行或減負荷事件。在班組管理上積累了一些適合專業特點的好經驗，主要有以下三點：（1）采用“情景體驗案例分析法”安全培訓，效果良好。引入案例分析法，將日常班組工作中發生的典型不安全現象、異常和未遂等編寫成一個個生動的案例、劇本、故事，讓參加安全會的每一名成員扮演案例中不同的角色， 演繹整個不安全事件的經過。從班組管理、工作負責人、工作班成員等不同角度去分析案例中事件的起因、 違章行為、防范措施，安全培訓效果良好。（2）隱患管控富有特色：一是推行“事前管控、事中分析、事后總結”的本質安全管理理念。及時將設備上暴露出來的缺陷進行歸納整理，找出普遍規律，舉一反三，在所有同類型設備上開展廣泛治理，并盡可能延伸到類似的元器件和回路上。這種由點19及面、提前治理設備隱患的理念，確保將設備事故和缺陷始終控制在一個較低水平，設備運行一直穩定。二是建立一套行之有效的技術閉環管理體系。將日常發現的隱患、缺陷和技術改造等建立專門臺帳，指定專人管理，并與技術方案、技術措施和治理情況建立鏈接，班組每個成員都可以隨時查看所轄設備隱患、缺陷和技術改造等管控和治理進展情況，了解設備健康水平，班組長也能依據它調整工作計劃。有效保證設備長周期穩定運行。（3）實體培訓卓有成效:在人才培養方面，充分利用繼電保護試驗室的良好條件開展多種實操技能培訓。2011年重點開發并搭建“大二次（含繼電保護和自動化系統）融合培訓平臺”，利用隨機線路保護、發變組保護和升級改造后的自動化設備自行設計、自行配線，盡可能按照現場實際情況組裝一套完整的線路保護培訓平臺、一套發變組保護培訓平臺、一套自動化系統培訓平臺，然后逐一安排人員進行各種保護和自動裝置整組模擬試驗，提出各種問題，直到完全掌握為止。試驗平臺的搭建，還能使繼電保護和自動裝置備品備件得到定期通電驅潮，能有效延長備品備件的壽命。另外經驗交流和技術講課定期化、常態化，每周進行專業內部缺陷、隱患治理經驗交流和月度技術講課、內部互訓等活動，有效開展“傳、幫、帶”工作。（三）本次檢查發現的主要問題和整改建議線路保護與母差保護按照《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》第條要求：“為提高繼電保護的可靠性，重要線路和設備按雙重化原則配置相互獨立的保護。傳輸兩套獨立的主保護通道相對應的電力通信設備也應為兩套完整獨立的、兩種不同路由的通信系統，其告警信息應接入相關監控系統。”以及GB/T14285-2006中的有關規定：220kV及以上的同一線路的兩套繼電保護和同一系統兩套安全自動裝置的通道應具備兩條不同的路由，應由兩套獨立的通信傳輸設備分別提供，應由兩套獨立的通信電源分別供電。目前張家港沙洲電力有限公司、徐州華鑫發電有限公司等部分電廠的220kV及以上線路保護的通道為單路由，不符合要求，建議與省調、網調聯系商討解決方案，并結合技改完善。按照《華東電網調〔2008〕101》文的要求：“所有遠方跳閘回路需在接收端裝設遠方跳閘就地判別裝置?遠方跳閘就地判別原則上配置獨立裝置，應包括分相低有功等電氣量判據邏輯。”華潤常熟發電有限公司按照華東網調的要求已對距離保護進行了改造，但尚未完成500kV線路保護的整體更換工作（包括按反措要求增加遠跳就地判別裝20置）。500kV系統在線路改造及保護更換后，需要根據系統變化對有關保護定值重新進行整定計算與校核；根據 500kV線路保護裝置更換等有關改造及本廠實際，應及時完成竣工圖，并對繼電保護及自動裝置的運行、 檢修規程進行修訂與完善，經審批后出版應用。部分電廠的220kV升壓站母差保護雖為雙重化配置，每套母差保護均為跳機組開關的雙跳圈，個別電廠采用每套母差保護單跳一組跳圈，但機組失靈保護僅有一套，且只啟動第一套母差保護，解除復壓閉鎖也僅送到第一套母差保護。目前方式為第一套母差保護投跳，第二套母差保護投信號，與“六統一”的雙重化配置要求尚有一定差距，不符合完全雙重化保護的要求，需要與江蘇省調繼保處聯系，確定合適的解決方案。按照Q／GDW_161-2007《線路保護及輔助裝置標準化設計規范》 第條：“保護跳、合閘出口壓板及與失靈回路相關壓板采用紅色，功能壓板采用黃色，壓板底座及其他壓板采用淺駝色。”以及Q／GDW_175-2008《變壓器、高壓并聯電抗器和母線保護及輔助裝置標準化設計規范》第條：“保護跳閘出口壓板及與失靈回路相關壓板采用紅色，功能壓板采用黃色，壓板底座及其他壓板采用淺駝色。”許多電廠的機組、線路等保護柜壓板著色不符合規范要求，建議按照標準化設計規范要求分色配置。按照《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》 （試行）繼電保護專業重點實施要求的第條：“斷路器三相位置不一致保護應采用斷路器本體三相位置不一致保護。”目前國電宿遷電廠已經整改完成，而華能南京等電廠 220kV出線開關本體缺少三相位置不一致保護，建議與省調繼保處及開關生產廠家協商解決方案。發變機組保護系統（1）發變組主保護各電廠發變機組保護總體狀況良好，但個別電廠的發變機組保護設備運行年限較長或缺陷較多，有些因備品備件缺乏只能帶缺陷運行；部分機組的保護設備不能滿足“主保護雙重化”等反措要求。《國家電網公司發電廠重大反事故措施（試行）》(2007)第9.6條：“在機組大聯鎖保護中，汽輪機跳閘必須通過程序逆功率保護聯跳發電機，禁止直接聯跳。在任何情況下，逆功率保護不應影響手動解列機組。”目前太倉港協鑫電廠3～6號機組、國信揚州電廠3、4號機組及華能南京電廠1、2號機組等大聯鎖保護中，汽輪機跳閘（熱工保護）直接聯跳發電機，不符合反措要求，建議有關電廠按照反措要求結合機組檢修進行整改。按照《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》 （2012修訂版）第 條21及《繼電保護和安全自動裝置技術規程》第 條的要求，200MW及以上容量發電機應裝設起、停機保護及誤上電與斷路器斷口閃絡保護， 目前部分電廠的機組尚未裝設，建議電廠按照反措要求結合機組檢修進行整改。同時根據《國家電網公司發電廠重大反事故措施（試行）》(2007) 第 條要求，誤上電保護、啟停機保護應設置專用保護投退壓板，且在運行規程中關于誤上電保護、啟停機保護應在并網后要求運行人員手動退出保護壓板，防止保護誤動跳機。針對近幾年頻繁發生的GE公司保護采樣模塊異常問題（T35及T60），如2013年6月14日徐州闞山電廠1號機組高廠變保護A套T35－1型保護裝置因采樣異常造成差動保護誤動跳機，目前可以采取“更換帶故障自檢功能交流采樣模塊和增加小差流報警功能”的措施，有部分電廠已經進行了升級改造（如國電泰州、國華太倉、沙洲電廠、國電常州、華潤常熟均已將 8H/8F模塊更新為8N/8L模塊）；國電諫壁電廠等新投運的機組已經采用新模塊；但徐州闞山電廠及采用 GE公司保護裝置的一批燃機電廠還沒有整改計劃。另外 GE保護裝置尚存在過激磁保護功能不完善、起停機保護等不滿足規程要求等問題，還需要重點關注開入量繼電器的抗干擾問題， 2012年某臺大型機組因安控裝置至發變組保護 A柜的開入量信號由于長電纜受到干擾造成繼電器誤動跳閘 （開入量繼電器動作功率較低），希望有關電廠積極采取有效措施進行整改與完善。為了防止由于線路故障造成機組與電網解列、機組被迫全停，同時由于發電機開關非保護動作跳閘造成機組超速保護動作停機，從而嚴重威脅機組安全的情況發生，建議部分大型電廠在機組保護中增加零功率切機裝置或在發變組保護里增加主變高壓側正向功率突變保護，確保機組安全停機；并在完成整改后及時完善竣工圖紙、修訂與完善有關運行規程和檢修規程。許多電廠發變組雙套保護的每套保護動作出口同時作用于斷路器的兩個跳閘線圈，影響到雙套保護的獨立性。不符合《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》（2012修訂版）中第條“兩套保護的跳閘回路應與斷路器的兩個跳圈分別一一對應”的要求。《國家電網公司發電廠重大反事故措施（試行）》（2007）第11.11條要求：“發電機轉子繞組發生一點接地時,應立即查明故障點（在機內還是機外）及性質，如為轉子繞組穩定性金屬接地應立即停機處理。如發電機僅設轉子一點接地保護，宜設置為兩段式保護，第一段保護動作于發信號，第二段保護動作于停機”。另外GB14285-2006《繼電保護和安全自動裝置技術規程》第條要求：“對300MW及以上汽輪發電機、發22電機勵磁回路一點接地、發電機運行頻率異常、勵磁電流異常下降或下降等異常運行方式，保護動作于停機，宜采用程序跳閘方式。采用程序跳閘方式，由逆功率繼電器作為閉鎖元件”。發電機轉子一點接地保護裝置原則上應安裝于勵磁系統柜；并且目前大型機組都建議不采用一點接地報警、兩點接地動作方案，而直接采用兩段式轉子一點接地保護動作方案。許多300MW級機組目前采用一點接地報警轉投兩點接地方式，建議電廠結合機組保護改造進行整改。另外ABB等勵磁調節器自帶的轉子接地保護整定范圍偏小，不滿足《大型發電機變壓器繼電保護整定計算導則》（2012）的要求。新建、改擴建或需要進行技改的電廠接入 220kV及以上電壓等級的啟動變壓器保護建議按照《國家電網公司發電廠重大反事故措施（試行） 》（2007）第 條要求：“單機容量100MW及以上發電機和主變壓器應按雙重化原則配置微機保護 （非電量保護除外）。接入220kV及以上電壓等級的啟動變壓器保護宜采用雙重化配置。每套保護均應設有完整的主、后備保護，能夠反映被保護設備的各種故障及異常狀態。”實現雙重化配置。（2）非電量保護及跳閘中間繼電器在非電量保護中間繼電器的選擇上要滿足國網公司《變壓器、高壓并聯電抗器和母線保護及輔助裝置標準化設計規范》第條的要求。全省由于非電量保護外回路管理不善出現的機組非停事故近幾年來已經出現過多次。建議電廠加強對非電量保護的定值和外回路管理，積極做好非電量保護外回路的防雨、防潮工作，并定期校驗非電量保護中間繼電器的動作時間及動作功率，嚴格按照規程及反措要求執行，對于不滿足反措要求的要盡快制定計劃整改。另外按照《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》（2012修訂版）第條“針對來自系統操作、故障、直流接地等異常情況，應采取有效防誤動措施，防止保護裝置單一元件損壞可能引起的不正確動作。斷路器失靈起動母差、變壓器斷路器失靈啟動等重要回路宜采用雙開入接口，必要時，還可裝設大功率重動繼電器，或者采取軟件防誤等措施。”以及參照《華東電網調〔 2008〕101》文的要求：“為防止光耦受到干擾誤動，涉及到直跳、啟動失靈等回路的保護裝置光耦需在輸入端處加裝大功率繼電器（≧5W）轉接”，應加強光耦開入量的抗干擾措施。少數電廠的發變組保護或啟備變保護中非電量保護未與電氣量保護完全分開，不符合反措要求。（3）變壓器就地端子箱23變壓器就地端子箱內應設置繼電保護專用接地銅排， 并做好箱體接地工作。電纜屏蔽層的接地、保護二次接地應符合規范等。按照《國家電網公司十八項電網重大反事故措施》第 條：“雨季前，加強現場端子箱、機構箱封堵措施的巡視，及時消除封堵不嚴和封堵設施脫落缺陷。”應做好就地端子箱的防潮、防銹蝕工作，電纜孔洞應封堵：部分電廠就地端子箱內粉塵污染較重，需要加強維護；部分就地端子箱內端子排銹蝕較重；應加強就地端子箱的封堵，嚴防小動物等造成電纜短路故障，對機組安全運行帶來危害；進一步完善防塵、防潮措施，對不符合要求的端子排應及時進行更換。如徐塘電廠部分就地端子箱內粉塵污染及銹蝕情況依然較重，應加強維護；國電常州電廠220kV升壓站常墅2Y81開關箱等應進一步做好防塵、防銹蝕工作。勵磁系統各電廠的勵磁系統運行狀況基本良好。總體上各電廠在勵磁系統管理方面還存在一定的差距，不少電廠的勵磁調節器定值單不規范，內容過于簡單，部分電廠還缺少勵磁系統調差系數等整定計算書及定值單；一些電廠的勵磁調節器的整定參數只有供貨單位通過專用軟件才能調出或修改，軟件版本更新不嚴格；也有的是某些整定參數與繼電保護的整定配合不合理；部分電廠勵磁系統的低勵限制、失磁保護定值尚未按《江蘇電網發電機勵磁系統管理暫行規定》的要求，報省調控中心備案后執行。應按《微機繼電保護裝置運行管理規程》（2007）的要求進行繼電保護定值管理工作，建議電廠及時進行勵磁調節器有關整定值的計算，以確保與相關保護的配合關系，并滿足機組各種運行方式的要求及保證強勵的要求等。今年有部分電廠多次出現過轉子碳刷打火情況，華能南京電廠、江陰蘇龍電廠等經對滑環表面清理、打磨或更換碳刷后基本正常，建議加強轉子碳刷運行維護工作，并結合機組檢修進一步完善轉子接地保護功能。 華能蘇州熱電廠 2號機組在B修中對發電機兩組滑環進行了車削處理，并將兩組勵磁碳刷全部更換為摩根S27，投運后發現2號發電機勵磁碳刷溫度普遍較高，需要加強監測，并進一步分析與處理。ABB勵磁調節器的外部跳閘中間繼電器（如勵磁系統故障或發變組保護動作逆變滅磁等）的動作功率及動作電壓都不能滿足反措對于直接跳閘繼電器的要求，抗干擾性能較差，個別電廠已經出現受干擾后誤動作的事故，存在安全隱患，建議有關電廠（如江蘇常熟）將該繼電器改換成抗干擾繼電器；并且仔細梳理勵磁系統故障的狀態定義，做好勵磁系統的運行、維護工作。江蘇新海（16號機組）等電廠的部分機組勵磁系統整流柜輸出均流不良， 偏離均值24大于規定的15％的要求，建議聯系調節器制造廠家進一步分析原因。部分機組的AVC設備尚未訂貨、安裝，一批燃氣－蒸汽聯合循環機組的勵磁系統在與AVC的接口方面存在問題，500kV系統的AVC設備目前已基本定型，建議積極與網調、省調保持聯系，并在系統提出要求后能盡快安裝、調試與投運。電力二次系統安全防護及調度通信按照《電力二次系統安全防護總體方案》和《發電廠二次系統安全防護方案》的要求，部分電廠的電力二次系統安全防護部分缺少網絡拓撲圖，生產控制大區沒有統一部署惡意代碼防護系統，沒有建立電力二次系統安全防護管理制度、權限密碼制度、門禁管理和機房人員登記制度等，建議有關電廠及時完善。根據蘇電調【2010】285號“關于印發《統調電廠調度數據網絡第二平面建設及管理信息大區ATM網絡改造方案》的通知”，目前國信揚州電廠、國電泰州電廠等電力調度數據網已接入華東接入網和江蘇市級接入網，需要按照文件要求改建為接入江蘇省級接入網。繼電保護時鐘（GPS）方面繼電保護裝置的時鐘是保障正確分析電氣故障的重要因素，但不少電廠在繼電保護時鐘方面還存在許多問題。有些電廠還未配置 GPS裝置；有些GPS裝置接收衛星時鐘信號有問題，顯示時間不正確；有些機組保護及故障錄波器等與 GPS對時脈沖存在接入問題。總之，由于各種各樣的原因，江蘇常熟發電有限公司、華能淮陰電廠等多個電廠的220kV及以上系統線路保護及其故障錄波器、徐州華潤電力有限公司（ 1、2號機組）等電廠部分機組繼電保護裝置及其故障錄波器并沒有和 GPS實現同步，導致各裝置的時鐘不一致，不利于故障分析。建議有關電廠積極與機組、線路微機保護及故障錄波器等設備制造廠聯系,設法解決與GPS同步問題，結合檢修進行完善。繼電保護定值整定及管理不少電廠都完善了繼電保護定值管理制度，保護定值單按調度規定執行，并定期核對，并能按照DL/T587-2007《微機繼電保護裝置運行管理規程》和《江蘇電網微機繼電保護裝置軟件版本規定》的要求，對本廠的微機型線路保護和發變機組保護裝置進行管理，將所有的微機保護軟件版本造冊登記；但還存在部分電廠整定計算人員整定原則把握和理解有偏差，導致部分電廠的發變組保護定值整定存在不合理之處，在定值管理方面也有所欠缺。建議盡快對有關定值進行審查與校核。各電廠參與機網協調的機組保護基本能夠按電網調度部門規定的限額、 相關參數和25技術原則進行發變機組保護的整定計算。電廠應根據《大型發電機變壓器繼電保護整定計算導則》（2012版）的規定、電網運行情況和主設備技術條件，認真校核涉網保護與電網保護的整定配合關系，并根據調度部門的要求，做好每年度對所轄設備的整定值進行全面復算和校核工作，相關保護定值抄送調度部門。當電網結構、線路參數和短路電流水平發生變化時，應及時校核相關涉網保護及輔機保護的配置與整定，避免保護發生不正確動作行為。各電廠需根據“局部電網服從整個電網、 下一級電網服從上一級電網、局部問題自行解決、盡量照顧局部電網和下級電網的需要”的原則，對廠內各電壓等級的主、輔機保護定值的配合情況進行核查，確保滿足與主網系統保護定值的配合關系。根據“江蘇電網并網機組網源協調重要參數核查報告”以及國家電網公司調運[2013]70號文“國調中心關于開展并網機組網源協調重要參數專項整改工作的通知”要求，目前省內許多電廠的發電機組及其勵磁系統整定值存在如下問題：（1）部分發電機轉子過負荷能力不滿足國標要求，即火電機組低于國標《隱極同步發電機技術要求GB/T7064-2008》要求。過勵限制定值必須小于發電機轉子過負荷保護定值，如果過勵限制定值過大，則不能起到過勵限制應起的限制作用，如果過勵限制定值過小，會嚴重束縛發電機過負荷能力，不利于系統安全穩定運行。統計機組中，過勵限制與發電機能力相協調的機組有17臺；過勵限制與發電機能力不協調的有102臺，其中過勵限制超過發電機能力的有53臺，過勵限制束縛發電機能力的有49臺。轉子過負荷保護定值必須小于發電機轉子過負荷能力數值，如果轉子過負荷保護定值過大，則不能起到對機組的保護作用，如果保護定值過小，會嚴重束縛發電機過負荷能力，系統發生故障時，可能導致機組過早跳機，不利于系統安全穩定運行。轉子過負荷保護定值與發電機過負荷能力協調配合的有28臺機組，不協調的有25臺機組，無