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2016年上半年福堂技术监督问题清单

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 2016 上半年福堂电站技术监督问题清单 1 前言 根据技术监督工作的安排,2015 年 6 月 28 日,四川省电力工业调整试验所组织各专业技术人员共 7 人,对福堂电站的绝缘、电测、继电保护及安全自动装置、励磁、金属(含压力容器)、化学、环保、热工及监控自动化、电能质量、水机振摆及节能、水工技术监督工作进行了技术监督现场管理服务。

 2 各专业上次技术监督动态检查 未 整改 的主要 问题 2015 年 10 月 14 日,四川电力调试所组织了对福堂电站技术监督现场动态检查,福堂电站对技术监督工作比较重视,对所提出的问题进行了积极整改或列入了工作计划,但因种种原因,各专业尚有部分问题未整改完成,主要问题见下表。

 21 电测技术 序号 未整改问题 未整改原因 整改建议 备注 1 根据 DLT448-2000《电能计量装置技术管理规程》的规定,PT二次压降每两年测试一次,测量误差不超过 0.2%。现场未见相关测试报告 未见整改计划 建议列入计划定期测试

 2 现场检查电厂的绝缘电阻表、接地电阻表、钳型电流表未送检 未见整改计划 建议列入计划定期送检

 2.2 水机节能 序号 未整改问题 未整改原因 整改建议 备注 1 顶盖振动只有几微米,部分测点数据准确性存疑,数据显示不够完全。

 厂家未及时到位 建议对联系厂家检查测点所测数据准确性,并对现场人员培训学习数据的分析及处理。

 2.3 金属(含特种设备)

 序号 未整改问题 未整改原因 整改建议 备注 1 压力容器管理制度需补充完善

  按照 TSG R5002-2013《压力容器使用管理规则》第十二条规定执行

  2 金属技术监督管理制度不完善

 金属技术监督管理制度应按照国家能源局 DL/T 1318—2014《水电厂金属技术监督规程》对本电厂金属技术监督管理制度进行修编

 3 大部分压力容器上的压力表合格证已过有效期

 按照 TSG R0004-2009《固定式压力容器安全技术技术监察规程》8.4.2 条和二十五项重点要求7.1.7 条规定执行

 4 压力容器技术档案管理不规范

 压力容器技术档案管理按照 TSG R5002-2013 《压力容器使用管理规则》第十九条执行,使用单位应逐台建立压力容器技术档案,并由其管理部门统一保管

  2.4 热工及监控自动化 上次检查提出 5 个问题,已整改 4 个,整改完成率

 80% 序号

 未整改的问题

 未完成原因

 整改建议

 1 1

 未进行监控系统 SOE 通道的分别率测试,

 未列入计划 建议根据《防止电力生产事故的二十五项重点要求》的 9.2.1.1 要求进行整改

 2.5

 水工技术 序号 未整改的问题

 未完成原因 整改建议 1 4 #泄洪闸右边墙与护坦接触部位有轻微冲刷,部分钢筋外露

  定期检查测量,冲刷严重时安排补强 3 本次技术监督动态检查发现的问题及整改建议 各专业具体问题及整改建议如下:

 3.1 绝缘 技术监督 3.1.1 主变事故油坑存在直径过大过小鹅卵石,应重新筛选符合要求5-8cm 的鹅卵石放入事故油坑,防止事故排油不畅造成的事故扩大。

 整改建议:请参照 GB 50872-2014 水电工程设计防火规范 7.0.9 条和 DL 5027-2015 电力设备典型消防规程开展工作。

 3.1.2 电厂未进行悬式绝缘子零值检测工作。

 整改建议:电厂按照 DL/T 625-2005《劣化盘形悬式绝缘子检测规程》做好运行绝缘子的巡检、检测及劣化统计工作。大修时应开展绝缘子绝缘电阻测试,以检测是否存在零值绝缘子。

 3.1.3 电站封闭开关柜温度监测存在缺陷。

 整改建议:参照能源局 25 项反措 13.3.2 条要求,应定期开展封闭开关柜温度监测和数据分析,宜采用在线温度探头或示温蜡片开展开关柜温度监测,防止导电回路过热引发的短路故障。按能源局 25 项反措 11.4.7 条要求加强励磁变温度监测,宜采用示温蜡片或开小窗用红外成像仪测试方法,定期监测励磁变温度,防止温度过高影响励磁变运行寿命。

 3.1.4 未提供金属穿线管接地检查记录。

 整改建议:参照 GB 50169-2006 电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范3.1.1 第5条要求和NB/T 35050-2015 水力发电厂接地设计技术导则3.1.6 第 2)条要求,穿线金属管应接地。请电厂对全厂金属穿线管接地情况进行检查。

 3.1.5 发电机出口固体绝缘 PT、CT 绝缘监测存在缺陷。

 整改建议:出厂试验应做局部放电试验,注意监测预试和运行历史数据变化,及时发现分析绝缘缺陷,采取措施防止出现绝缘事故。必要时可开展试验室局部放电试验。

 3.1.6 电厂检修规程等技术文件不完善,宜将最新技术规程和反措内容纳入厂内技术文件修编范围。

 整改建议:应根据本厂设备特点,参照国标、电力行标和企业内部标准,以及电网公司相关技术文件制定适合本厂的技术标准规范,以防止试验标准选择不当造成设备损坏或故障。请参考“GB 50150 电力设备交接试验规程”、 DL/T 393-2010 输变电设备状态检修试验规程、“DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程”和“华北电网有限公司电力设备交接和预防性试验规程”等开展工作。目前,宜补充完善 DL/T 817-2014 立式水轮发电机检修技术规程等完善电厂检修规程。

 3.1.7 现场检查 CT、断路器、接地引下线、携带型短路接地线等未定期开展动、热稳定校验。

 整改建议:应根据调度每年下发的系统最大运行方式下的短路电流开展验算工作,超过 CT 铭牌动热稳定电流时,应及时安排更换。应根据调度每年下发的系统最大运行方式下的短路电流开展验算工作,并采取措施

 防止由于断流容量不足而造成开关设备烧损或爆炸。建议根据调度提供的最大运行方式下系统短路容量校核接地装置(包括设备接地引下线)的热稳定容量,并根据短路容量的变化及接地装置的腐蚀程度对接地装置进行改造。详细计算方法参考行业标准 DL/T 621-1997 交流电气装置的接地。对接地引下线焊接不能满足动热、稳定要求的应尽快整改。

 3.1.8 电厂主变压器未采用频响法和低压短路阻抗法测试变压器绕组变形,不满足 25 项反措 12.2.11 条要求。

 整改建议:110kV 及以上电压等级变压器、50MVA 及以上高厂变在出厂和投产前,应用频响法和低压短路阻抗法测试绕组变形以留原始记录。

 3.1.9 电厂未定期对高压支柱绝缘子开展探伤工作,对出线侧隔离开关等受力较大的设备重点开展压支柱绝缘子开展探伤工作不完善。

 整改建议:参照能源局 25 项重点要求 13.2.12 条,完善隔离开关中间法兰和根部进行无损探伤。对运行超过 10 年的隔离开关每 5 年开展一次无损探伤。请参见 DL/T 303-2014 电网在役支柱绝缘子及瓷套超声波检验技术导则 、“国家电网公司

 2005-3-31 72.5kV 及以上电压等级高压支柱瓷绝缘子检修规范”和“JB/T9674-1999 超声波探测瓷件内部缺陷”规程开展工作。

 3.1.10

  #2 主变 A、C 相有小量渗漏油。

 整改建议:注意监测油中微水指标的变化,结合检修查找漏点,尽快消除缺陷。

 3.1.11 红外成像测温参照 DL/T 664 要求开展,分设备编写作业指导书。

 整改建议:电气设备致热分为电流、电压和混合型,宜根据设备的情况

 分设备编写作业指导书,参照 DL/T 664 规程附录 C 温度指标的要求制定监测参数指标。

 3.1.12 红外热像仪、红外点温仪未定期校验。

 整改建议:参照 Q/GDW 468-2010 红外测温仪、红外热像仪校准规范进行校验。

 3.1.13 避雷器在线全电流泄漏毫安表未校验。

 整改建议:参照 Q/GDW 11112-2013 避雷器监测装置计量校准规范和避雷器在线计数器和在线泄漏电流表厂家说明书,按 JJG-124 规程要求结合预试进行校验,校验结果应满足准确度要求。

 3.1.14 电厂未装设发电机轴电流保护。

 整改建议:参照能源局 25 项反措 9.5.6 条和 23.3.6 条要求,定期开展各导轴承绝缘、导轴承润滑油质化学分析等,防止轴电流烧瓦事故的发生。

 3.1.15 重要设备配电室未配置防小动物板。

 整改建议:参照《电力生产企业安全设施规范手册》(修订版)和 DL/T 1123-2009 火力发电企业生产安全设施配置 A9.7 防小动物板要求,配置符合规程要求的防鼠板。

 3.1.16 GIS 室存在起重设备通道(无密封盖板),SF6 泄漏存在进入主厂房危险。

 整改建议:参照 DL/T 639 六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则 4.3.1 条规定,应将 GIS 室与其他工作区域气密隔离。

 3.1.17 电厂未根据《GB-50169-2006 电气装置安装接地装置施工及验收规

 范》3.3.13 要求发电厂变电所电气装置下列部位应专门敷设接地线直接与接地体或接地母线连接:①发电机机座或外壳、出线柜,中性点柜的金属底座和外壳,封闭母线的外壳;②高压配电装置的金属外壳;③110kV及以上钢筋混凝土构件支座上电气设备金属外壳;④直接接地或经消弧线圈接地的变压器的中性点;⑤高压并联电抗器中性点所接消弧线圈、接地电抗器、电阻器等的接地端子;⑥GIS 接地端子;○7 避雷器、避雷针、避雷线等接地端子。

 整改建议:参照 GB-50169-2006 电气装置安装接地装置施工及验收规范3.3.13 要求开展工作。

 3.1.18 电厂 GIS、220kV 出线场部分采用暗接地,开挖检查接地引下线及接地装置时存在困难。

 整改建议:按照参照国家能源局国能安全【2014】161 号《防止电力生产事故的二十五项重点要求》,14 .1.5 条要求,所有重要接地引下线应便于定期测试。宜采用明敷接地扁铁或铜排方式。

 3.1.19 电厂未按能源局 25 项反措 14.6.1 条要求,定期开展 220kV 避雷器在线测试。

 整改建议:参照能源局 25 项反措 14.6 条要求,定期开展带电试验,测试周期为雷雨季节前后各一次,测试结果包括全电流及阻性电流。

 3.2. 继电保护及安全自动装置技术监督 3.2.1 电厂二次屏柜接地安全接地采用槽钢接地方式,存在安全隐患。

 整改建议:按国网新反措要求完善静态微机保护和自动装置屏柜接地导通测试。按反措 15.7.15 条要求“装设静态型、微机型继电保护装置和收

 发信机的厂、站接地电阻应按《电子计算机场地通用规范》(GB/T 2887-2011)和计算机场地安全要求》(GB 9361-1988)规定,不大于 0.5 欧姆,上述设备的机箱应构成良好电磁屏蔽体,并有可靠的接地措施。” 3.2.2 电 厂 未 对 保 护 装 置 电 气 量 进 行 每 月 一 次 的 记 录 。

 不 符 合【DL/T587-2007】《微机继电保护装置运行管理规程》5.2 条要求。

 整改建议:由电厂运行人员定期抄表。按行标要求进行记录,注意进行历史记录的对比。参照电网公司川电调控〔2016〕32 号 国网四川省电力公司关于印发四川电力系统继电保护及安全自动装置巡视检查标准化作业指导书(试行)的通知附录《继电保护及安全自动装置巡查作业指导书》进行检查。

 3.2.3 未见电网二次设备在线监视与分析应用子站相关技术文件。

 整改建议:电厂应按调度新发的川电调控[2014]91 号关于《四川电网二次设备在线监视与分析应用管理规定》的要求,重新修编相关技术资料,满足电网关于二次设备在线监视与应用子站的运行管理要求。原保护信息管理子站的相关资料应根据四川电网二次设备在线监视与应用子站要求进行修编。

 3.2.4电厂未按照能源局25项重点反事故要求18.7.1条要求完善等电位接地网,现场检查主变、发电机 CT、PT 等就地端子箱等未纳入等电位接地网。

 整改建议:参考能源局 25 项反措 18.8 条要求完善电厂二次系统等电位接地网。静态保护和控制装置的屏柜下部应设有截面不小于 100mm2 的接地铜排。屏柜上装置的接地端子应用截面不小于 4mm2 的多股铜线和接

 地铜排相连。

 接地铜排应用截面不小于 50mm2 的铜缆与保护室内的等电位接地网相连。

 等电位接地网的作用:

 Ⅰ等电位网的接地铜排与主接地网多点紧密相连,起到加强主接地网的作用。

 Ⅱ由于开关场到控制室有大量电缆的屏蔽层在电缆两端接地,在变电站近区故障时,由于电缆两端的地电位不同,在电缆屏蔽层可能流过大的电流,严重时会烧毁电缆,如果电缆的屏蔽层两端均接于等电位网,则短路电流主要流过等电位网,电缆不会烧毁。如果主接地网完好,接地电阻小,也可以起到同样作用。所以等电位网主要是对工频电流起到疏通作用,由于电阻很小,流过大电流时,压差很小,所以近似视为等电位网。

 Ⅲ电缆屏蔽层两端接地,是为了避免在故障或操作的过程中,空间电磁场产生高频的暂态过电压,通过屏蔽层,对装置的薄弱环节造成的破坏性的击穿,例如,保护收发信机的高频电缆。以往,通信电缆的屏蔽层接地是单端接地,主要原因是怕接地故障时烧电缆,但单端接地的抗电磁干扰的作用,明显低于两端接地,因为,屏蔽层的不接地端,会形成很高的高频暂态干扰电压,频率越高,干扰电压的穿透能力越强,通过芯线之间的微小电容,进入保护装置,对装置的电子元件造成损害。

 综上所述:

 Ⅳ等电位网是针对工频电流的,是为工频电流提供通路的。

 Ⅴ空间磁场对二次电缆的干扰主要由电缆的屏蔽层两端接地完成。

 3.2.5 现场检查机组蓄电池室未装设干湿温度计。

 整改建议:参照 DL/T 5044-2014 电力工程直流电源系统设计技术规程8.2.1 条要求,蓄电池室室内温度宜为 15——30℃,宜装设干湿温度计,完成蓄电池室温度监测。

 3.2.6 现场检查#3、#4 发变组保护屏内备用压板未拆除。

 整改建议:参照川电调控〔2013〕304 号《四川电网继电保护及安全自动装置防“三误”工作规定(试行)》35 条要求,备用压板平时应取下。

 3.2.7 GIS 室未装设干湿温度计,母线保护和线路保护装置运行环境无监测。

 整改建议:参照 DL/T 587 微机继电保护装置运行管理规程 3.7 要求,宜5-30℃,相对湿度不超过 75%。

 3.2.8电厂未参照能源局25项反事故重点要求18.6.4条对全厂差动保护用互感器开展 10%误差曲线测试和复查工作。

 整改建议:请参照《电流互感器和电压互感器选择和计算导则》DL/T 866-2014、GB 20840.2-2014 互感器 第 2 部分电流互感器的补充技术要求和电网发展的情况对各类差动保护的电流互感器进行复查,对不满足要求的应及时调整互感器的变比或安排更换。应对已运行的母线、变压器和发变组差动保护电流互感器二次回路负载进行 10%误差计算和分析,校核主设备各侧二次负载的平衡情况,并留有足够裕度。不符合要求的电流互感器应安排更换。

 3.2.9 电厂定值单缺直流系统整定参数或整定值清单。

 整改建议:直流系统定值应纳入定值管理。参照 DL/T 5044 规程要求规

 范直流系统设定参数和整定值。

 3.2.10 发电机 PT 二次空开未绘制配合图表。

 整改建议:应明确保护屏柜上交流电压回路的空气开关应与电压回路总路开关在跳闸时限上有明确的配合关系,采取措施防止越级跳闸。

 3.2.11 电厂重要技术文件引用标准存在超期和不完善情况。

 整改建议:参照新标准进行技术文件修编,对缺少的技术标准进行补充。

 3.3. 励磁系统技术监督 3.3.1 励磁变系统连接金属导体温度检测存在缺陷。

 整改建议:按 25 项反措 11.4.7 条要求加强励磁变温度监测,宜采用示温蜡片或开小窗用红外成像仪测试方法,定期监测励磁变连接金属导体温度,防止温度过高造成事故,可参照 DL/T 664 规程附录 C 提供的数据购买示温蜡片。

 3.3.2 阻容吸收和轴电压抑制器、过电压保护装置等设备监测未在试验报告和运行记录中反映。

 整改建议:按 DL/T 491 规程 8.3.2 第 4)条要求,非线性灭磁电阻及过压保护装置每年进行一次基本特性和特征参数。

 3.3.3 电厂 PT 二次空开技术监督管理不完善。

 整改建议:应检查核实 PT 二次回路交流空开的额定电流等参数及配置情况,建立配合图表、设备配置表并建档,避免电压回路在装置空开下侧故障时越级跳上一级空开。检查并更换重要 PT 二次回路三极空开,核实PT 交流二次空开至保护和励磁装置等单级配置空开容量是否为 3—5 安,防止 PT 二次短路造成 PT 二次空开三跳造成励磁系统误强励和不能可靠

 断开造成事故。

 3.3.4 励磁系统(发电机平台)未装设干湿温度计,励磁系统运行条件监测不完善。

 整改建议:参照GB/T 7409.3-2007 同步电机励磁系统 大 中型同步发电机励磁系统技术要求4.1、4.2条要求,满足励磁系统运行条件。励磁系统标准一般都给出了半导体元件与散热器的结合处的温升限值(见GB/T 7409.3规程表8一1)。由于真正的温升体现在等效结温升,因此校核规定点温升与等效结温升关系是有必要的。功率整流装置的防护等级、实际滤网的清洁度、均流系数、考虑N一1柜运行以及风机工作电压等直接影响温升试验结果。进出口风温可很粗略的间接测试整流屏温度,可作为巡检时定期监测。

 电厂宜在发电机平台配置多台干湿温度计,以满足整流屏温升监测要求。

 3.3.5 励磁系统运行、检修规程存在引用标准不完善及细节有部分瑕疵。

 整改建议:对重要技术资料(励磁系统运行规程、检修规程、作业指导书、工序卡等)进行修编,将超期标准更新。宜将 NB/T 35004-2013 水力发电厂自动化设计技术规范、DL/T 751 水轮发电机运行规程、DL/T

 817-2014 立式水轮发电机检修技术规程等新颁布实施的标准列入励磁系统重要技术文件。对存在的细节问题如均流系数指标,直流启励系统检查等试验项目不全等不符合规程要求等问题在技术资料升级版本后应得到解决。

 3.3.6 电厂未完成 25 项反措 11.3 条要求,完成发电机励磁限制和保护的配合校验和计算。重点为低励限制限制曲线和失磁保护配合计算。

 整改建议:宜在完成励磁和保护大修试验后,将低励限制曲线试验数据(P-Q 平面)和失磁保护失磁阻抗圆试验数据(R-X 平面)在同一参考平面进行校核,以判断是否满足 DL/T 1309-2013 大型发电机组涉网保护技术规范要求,低励限制应先于失磁保护保护动作,并留有一定的余量。

 3.3.7 未见低转速切除发电机励磁系统的措施。

 整改建议:参见能源局 25 项反措 23.3.20.5 条要求,电厂应有低转速切除发电机励磁系统的措施。

 3.3.8 未按 DL/T 843 表 3 和附录 E 要求以及 DL/T 1166 4.1.1 条要求,交接试验时应完成均流试验、电压静差率和调差率测试,无功甩负荷等试验。(定义参考 GB 7409.1)

 整改建议:参照能源局 25 项反措 11.3.8 条要求励磁系统应具有无功调差环节和合理的无功调差系数。由于调度下发的调差系数为母线侧,未经主变压器阻抗补偿,因此,发电机侧电压调差率整定原则需要参照 DL/T 843 附录 C 进行。目前电厂尚未完成静差率和调差系数试验,仅完成了调差回路 CT 极性试验。需要联系调度配合试验,列入检修计划,有条件时开展工作。

 3.3.9 请核算励磁变过电流保护与可控硅快熔的配合是否满足配合要求。

 3.3.10 电厂未完成大电流均流等试验。

 整改建议:电厂按 DL/T 1166 4.1.1 条要求,完成均流试验(为保证安全,不宜进行超过额定电流的试验,按照尽量接近最大额定电流的方法)。

 3.3.11 参照能源局 25 项反措 11.1.7 条要求,励磁系统电源模块应定期检查,备好备件。

 3.4. 电能质量技术监督 3.4.1 电厂未定期开展谐波测试工作。

 整改建议:按照《电能质量技术监督规程》(DL/T 1053-2007)第 7.4 条的要求,定期对电压谐波量进行检测、分析,评估谐波危害。建议采用故障录波器的谐波分析功能进行定期谐波分析。

 3.4.2 电厂对发电机和厂用母线三相不平衡度技术监督不完善。

 整改建议:请注意监测运行中电气设备额定工况下三相电压不平衡度(特别是 10kV 厂用母线),建立运行中发电机负序电流档案,以监测发电机所承受的负序电流分量(2I)与额定电流之比(2I/NI)是否超过规定的数值,对负序电流累积效应给发电机带来的损害进行定期评估。

 表 表 1

 不平衡负荷运行限值

 发电机型式 连续运行时的N 2I / I 最大值 在故障状态下运行的(N 2I / I )2 t最大值(秒)

 间接冷却绕组 0.08 20 直接冷却(内冷)绕组 0.05 15

 3.5. 电测技术监督 3.5.1. 根据 JJG 01-1994《电测量变送器检定规程》的规定,电量变送器的检验周期为每一年检验一次,现场检查#4 号机组变送器检验周期为三年,不满足规程要求。建议严格按照规程要求进行检验。

 3.5.2 电能表属于国家强制检定器具,应有有资质的专门机构完成检验,福堂电站的发电机出口电能表由检修单位现场检验,不满足国家计量检定法规的规定,建议送法定计量检定机构检验。

 3.5.3 现场检查#1 好机组电测仪表、变送器、交采检验全部超周期,建议列入检修计划定期检验。

 3.5.4 现场检查厂用 400V 配电室屏柜、GIS 及主变压器室动力屏多功能数字式仪表未标示反应测量功能或测量位置的标识,并且未检验,建议制作标识,并制定计划定期检验。

 3.5.5 福堂电站电测仪表检定工作外委,这种情况下更应该重视对电测仪表的监督管理工作。主要包括:①进一步整理和细化全厂电测仪表台账,台账中可以录入最近 2~3 次的仪表检验时间;②重视电测仪表的周检计划制定工作,每年初应制定较详细的仪表周检计划,年终对周检计划的执行情况进行总结,仪表检验后的最新日期应在台账上及时反映;③应妥善保存仪表的检验原始记录,原始记录应至少保存 2 个检定周期,尽可能实现使用计算机管理原始记录,不提倡手写原始记录管理。现场检查未见电测、计量技术监督技术管理资料,建议加强管理。

 3.6. 节能(水机节能及振摆)技术监督 3.6.1.

 4#机组的在线振摆装置主板损坏,振动测值不能采集。

 建议:及时联系厂家更换设备,保证监测数据的实时性和连续性。

 3.6.2

 各机组普遍存在振动测量不准确的现象,比如:1#机组的顶盖水平 Y 方向的振动值为 100um,顶盖水平 X 方向的振动值和顶盖垂直 Z 方向振动为 3um,这明显不合理。

 建议:联系厂家检查测点所测数据准确性,可以做对比测试试验,比较监测数据,并对现场人员培训学习数据的分析及处理。

 3.6.3

 3#机组更换了转轮,未做振动区测试试验。

 建议:联系有资质的单位做稳定性试验,振区变化较大时上报调度,指导机组经济可靠运行。

 3.6.4

 1#机组止漏环压力达到设计最大值 0.8MPa,漏水也比较严重。

 建议:加强运行观测压力值和漏水量,如有增大建议及时停机检查,大修时彻底解决该问题。

 3.7. 热工及监控自动化技术监督 3.7.1 振摆监测装置常出现死机现象。希望配合生产厂家找出原因,及时消除故障。

 3.7.2 电站 4 台调速器压力油罐自动补气阀均在手动补气方式运行, 未投入自动补气。根据国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》23.2.3.1 条要求。压力油罐油气比符合规程要求,对投入的自动补气阀定期清洗和试验,保证自动补气工作正常。建议对自动补气装置进行检查清洗、维修,或进行装置的技术改造,重新考虑购置新的装置,尽可能将压力油罐自动补气阀投入自动运行。

 3.7.3 热工仪表、变送器的检验标签为 2018 年,不符合有关计量规程规范

 的要求。根据 JJG 49-2013 弹性元件式精密压力表和真空表、JJG

 544-2011 压力控制器检定规程,检验时间为一年。

 3.7.4 通信机房无相关的管理制度上墙、无温湿度计、环境卫生太差。根 据国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》第 19.2.7 条:通信机房、通信设备(含电源设备)的防雷和过电压防护能力应满足电力系统通信站防雷和过电压防护相关标准、规定的要求。通信机房环境温度、湿度符合要求,机房空调工作正常;对机房空调、机房温、湿度具有控制措施。

 3.8. 金属(含特种设备)技术监督 3.8.1 压力容器压力表由本厂人员校验,电厂没有建标无压力容器压力表校验资格。

 建议:委托有资质的单位对压力容器压力表进行校验。

 3.8.2

 1 号机组蝶阀压油装置压力表无合格证。

 建议:经有资质的单位检定后张贴合格证。

 3.8.3 大部分油压容器液位计无最高最低液位标识。

 建议:按照 TSG R0004-2009《固定式压力容器安全技术技术监察规程》8.5.2 条,液位计上最高和最低安全液位,应当作出明显的标志。

 3.8.4 压力容器压力表、安全附件应进行年检,而非在每次大修时检测。

 建议:按照 TSG R5002-2013《压力容器使用管理规则》第四十四条执行,使用单位每年对所使用的压力容器至少进行 1 次年度检查,年度检查包括压力容器安全附件检查等。

 3.8.5 压力容器压力表表盘无指示工作压力红线。

 建议:根据 TSG R0004-2009《固定式压力容器安全技术监察规程》之要求,压力表刻度盘上应当划出指示工作压力的红线。

 3.8.6

 1#、3#机组蝶阀前后引水钢管环焊缝对口错边量超标。

 建议:针对该问题开展专题分析会,加强对该焊缝监督检查,每次机组检修进行焊缝磁粉和超声波探伤。

 3.8.7

 1#、2#机组椎管检查口处漏水较严重。

 建议:找出漏水原因,可能为椎管座环焊缝脱焊或椎管上方 4 个测压管焊缝脱焊。

 3.8.8

 1#、2#、3#机组停机时蝶阀不能正常启闭。

 建议:找出故障原因,可能为长轴端偏心至轴瓦磨损,橡胶密封圈损坏。

 3.8.9 无压力容器管理和操作人员证书。

 建议:根据 TSG R0004-2009《固定式压力容器安全技术监察规程》6.6条之要求,压力容器的安全管理和操作人员应当持有相应的特种设备作业人员证。

 3.8.10 电厂水工钢闸门和启闭机投运至今未进行安全性检测。

 建议:根据 DL/T835-2003《水工钢闸门和启闭机安全检测技术规程》之要求,水工钢闸门首次安全性检测应在闸门承受水头达到或者接近设计水头时即进行首次安全性检测,若未达到设计水头,应在投运 5 年内进行首次安全性检测。建议择机对水工钢闸门和启闭机进行安全性检测。

 3.9. 化学技术监督 3.9.1

 2015 年 1 月#2 主变 A、B、C 相绝缘油色谱发现乙炔痕量后,没有后续跟踪监测,这不符合常规,建议运行油、气任何指标异常后均需要加强跟踪监测,确认数据的真实性,以便采取正确措施。

 3.9.2 开关站电压互感器中绝缘油从未检测,建议利用检修时机抽检其中绝缘油色谱及其他指标。

 3.9.3 油的资料归档比较散。电厂没有油气分析室,基本均是外委检测,

 资料要集中归档,并建立电子分析台账。

 3.9.4 有补油记录,但无油耗统计和其他表报统计。统计表报的格式参见DL/T246-2015,建议半年、年终各统计一次。

 3.9.5 油处理室凌乱、地面脏污,消防设施也不够完善。整理油处理间,新油、库存油、废油应分区存放、标识清楚,增加河沙灭火装置,保持房间整洁,以防滑倒。

 3.9.6 油储存罐呼吸器干燥剂失效未更换,说明油质防劣化措施不到位。对于装有干燥剂的容器,要及时更换失效的干燥剂,防止水分进入。

 3.9.7 GIS 站 SF6 泄漏报警装置未校核过,SF6 泄漏报警装置最好定时校对,使其保持在线实时监控。

 3.9.8 生活用水未检测过,且处理装置内填料脏污明显。生活用水每月或一季度送检一次;处理装置内填料清洗或更换。

 3.9.9 新油未检测过。新油(绝缘油、透平油等)入厂验收应按GB_2536-2011 和 GB 11120-2011 要求执行。

 3.10. 环保技术监督 3.10.1 资料归档凌乱、不集中,无法查证。对外委检测项目、废油、固体废弃物等要记录、归档完整,并建立台账。

 3.10.2 厂房内空气质量未做检测。厂房夹层、蝶阀层空气难闻,除了检测其空气质量外,还要考虑通风措施。

 3.10.3 噪声超标的地方未做标识提示。对于噪声超标的地方需要做标识提示,并提示防护措施。

 3.11. 水工技术监督 3.11.1 大坝检修闸门淤积泥沙已生长植物近 1 米高。

 建议:清除闸门淤积物。

 3.11.2 大坝监测系统部分测点存在损坏和监测异常的情况。

 1)绕坝渗流监测孔:RK1 损坏、RK3 孔异常; 2)监测数据异常的有:UP6、UP7、UP10; 3)测点仪器异常的有:EX08、EX09、EX11、EX12、EX16 等。

 建议:尽早联系厂家到现场来处理。

 3.11.3 大坝护坦存在磨损,局部有冲坑。

 建议:定期检查测量,冲刷严重时安排补强。

 4 4 . 下阶段工作建议:

 4.1 绝缘专业 4.1.1. PT 二次消谐装置未校验。防止系统谐振措施不完善。

 整改建议:完善 PT 消谐装置校验。参照 GB/T 50064-2014 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范 4.1.11 和 4.1.12 条要求完善电厂防谐振措施。

 4.1.2.电厂一次设备在线监测设备配置较少。状态风险评估和状态检修数据支撑不足。

 整改建议:

 ①合理配置发电机在线局部放电、发电机转子匝间绝缘在线监测等设备,结合大修完善现有在线监测设备,定期对发电机进行状态评估,逐步由

 定期大修过渡到状态检修。参照 DL/T 1197-2012 水轮发电机组状态在线监测系统技术条件开展工作。如南瑞继保 PCS988A 等水轮发电机在线匝间绝缘监测设备等能有效的监测发电机匝间绝缘,有条件时宜投入运行。

 ②参照 DL/T 1430-2015 变电设备在线监测系统技术导则、DL/T 1250-2013 气体绝缘金属封闭开关设备带电超声局部放电检测和应用导则、DL/Z 249-2012 变压器油中溶解气体在线监测技术条件等标准完善变压器、GIS 等设备的在线监测。

 ③铁芯夹件接地电流在线监测。具体方案可参考本次技术监督会议资料。

 ④红外成像在线监测周期宜根据现场情况调整。电压、电流致热型和混合型设备分别编制检查记录。参照 DL/T 664-2008 进行调整。

 ⑤参照能源局 25 项反措 9.5.6 条要求,完善轴电流保护和防止轴电流烧瓦措施。

 4.1.3.开展新规程 DL/T 1475-2015 电力安全工器具配置与存放技术要求宣贯。结合 GB 26859-2011 电力安全工作规程 电力线路部分 附录 E 和GB 26860-2011 电力安全工作规程 发电厂和变电站电气部 分 附录 E 开展绝缘安全工器具校验。还可参考 Q/GDW-11-42-2010 电力安全工器具及小型施工机具预防性试验规程标准完善相关试验和技术资料。

 4.1.4.温度计检修规程引用标准不完善,应补充 DL/T 1400-2015 油浸式变压器测温装置现场校准规范。

 整改建议:参照 DL/T 1400-2015 油浸式变压器测温装置现场校准规范要求重新编制作业指导书,检验周期可放至 6 年。对于出现的绕组温度及参与控制出现的数据偏差较大,宜采用电流模拟量直接起动冷却器方式。

 4.1.5.电厂部分设备技术监督资料存在缺陷。

 整改建议:

 ①按能源局 25 项重点要求 12.1.1 条要求,220kV 及以上电压等级的变压器应进行抗震计算。能源局 25 项反措 12.7.4 条,变压器水喷淋灭火保护动作功率应大于 8W 等,交接时应提供试验报告

 ②按反措 13.3.2 条要求,对于 10kV 封闭开关柜厂家应提供 IAC 标准产品,并完成内部电弧试验。应参照反措 13.3.6 条要求,提供开关柜中所有绝缘件装配前局放试验验证资料。

 4.1.6.电厂地网完整性测试不完善。

 整改建议:参照 DL/T475-2006 接地装置特性参数测量导则要求,完善主厂房电机接地引下线等完整性测试。

 4.1.7.电厂未采取措施防止发电机出口断路器失步时由于开断能力不足造成的断路器事故。结合带励磁失步振荡措施。

 整改建议:参考 GB/T 14824-2008 高压交流发电机断路器标准要求,核实发电机出口断路器参数和预防性试验是否相符,采取措施防止发电机出口断路器恶性事故。

 a 当各极的同步操作未作特殊规定时,合闸时各触头接触瞬间的最大差异应不超过额定频率的四分之一周波;分闸时各触头分离瞬间的最大差异应不超过额定频率的八分之一周波。

 b 额定失步开断电流值为额定短路开断电流值的 25%或 50%。因此,保护动作后断路器动作时间应躲开失步开断电流的限值。

 c 检查操动机构应有防止“跳跃”的措施。在压缩空气式和液压式的分相

 操作的操动机构中,应有防止非全相动作的措施。操动机构失压时,动触头应能保持原位置,特别是不得自行分闸。

 4.1.8.漏电保护器管理不完善。

 整改建议:电气安全用器具应具有产品许可证、出厂试验合格证、产品鉴定合格证和使用说明书。请参照“漏电保护器安全监察规定(劳安字【1990】16 号)”、“GB 6829-2008 剩余电流动作保护器的一般要求”、“GB 13955-2005 剩余电流动作保护装置安装和运行”和“GB3787-2006手持式电动工具的管理、使用、检查和维修安全技术规定”开展工作

 ①责任单位对运行中的漏电保护器应进行定期检查,每月至少检查一次,并作好检查记录。检查内容包括外观检查,试验装置检查,接线检查,信号指示及按钮位置检查。

 ②投入使用的漏电保护器每年应进行一次常规检测,检测的项目为绝缘电阻、漏电动作电流值测试、漏电不动作电流值、分断时间等。

 ③运行中的漏电保护器发生动作后,应根据动作的原因排除了故障,方能进行合闸操作。严禁带故障强行送电。

 4.1.9

 GIS 运行超过 10 年,宜开展六氟化硫电气设备分解产物监测,参照 DL1205-2013《六氟化硫电气设备分解产物试验方法》开展工作。

 4.1.10 未按能源局国能安全【2014】161 号《防止电力生产事故的二十五项重点要求》13.3.11 条要求,定期开展高压开关柜超声波局放和暂态地电压检测。

 整改建议:开展预研和收资工作,有条件时开展相关测试工作。宜投入弧光保护,以保证厂用母线发生严重故障时能可靠切除故障。电弧刚点

 燃时,周围空气就立刻电离,产生耀 的弧光,电光的能量主要集中在 300~400 nm 的紫外光波段 500-600nm的可见光波段,加上可靠的电流闭锁原件,已使用单位反馈效果较好。

 4.1.11 加强瓦斯继电器和压力释放阀备品备件管理,宜配置校验合格的瓦斯继电器备件。压力释放阀应根据设备运行情况更换及校验(参照呢能源局 25 项反措大修时应校验)。

 4.2 继电保护 4.2.1 . 新颁布的直流系统在线监测和测试设备行业标准如下,对新技改的直流系统监测设备技术参照执行。

 DL/T 1392-2014 直流电源系统绝缘监测装置技术条件、 DL/T 1397.1-2014 电力直流电源系统用测试设备通用技术条件 第 1 部分:蓄电池电压巡检仪、 DL/T 1397.2-2014 电力直流电源系统用测试设备通用技术条件 第 2 部分:蓄电池容量放电测试仪、 DL/T 1397.3-2014 电力直流电源系统用测试设备通用技术条件 第 3 部分:充电装置特性测试系统、 DL/T 1397.4-2014 电力直流电源系统用测试设备通用技术条件 第 4 部分:直流断路器动作特性测试系统、 DL/T 1397.5-2014 电力直流电源系统用测试设备通用技术条件 第 5 部分:蓄电池内阻测试仪、 DL/T 1397.7-2014 电力直流电源系统用测试设备通用技术条件 第 7 部分:蓄电池单体活化仪等规程,配置相应设备开展工作。

 附件一:调试所本次现场监督人员名单 本次 调试所各专业监督人员及分工 序号 姓名 负责专业 联系方式 1 陈良根 带队兼热工及监控自动化技术 TEL:13658013605 2 侯正纲 绝缘、继电保护、励磁系统、电能质量 TEL:13547810687 3 何

 群 电测技术 TEL:13880859619 4 周林抒 金属(含特种设备)

 TEL:18908031759 5 李邦前 化学技术、环保技术 TEL:13980086887 6 谢波 节能与水机(含振动)

 TEL:13628034501 7 张立忠 水工技术 TEL:13551575856

  2016 年 年 7 月 四川电力工业调整试验所

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