江苏并网发电企业技术监督检查报告.doc

2008年江苏并网发电企业技术监督检查报告南京电监办2008年8月目 录一.概述1二.绝缘5三.继电保护10四.热控18五.锅炉24六.汽机28七.电测35八.金属38九.环保44十.化学47492008年江苏电网并网发电企业技术监督检查报告 一. 概述为贯彻执行国务院办公厅关于进一步做好安全生产隐患排查治理工作的通知的精神，南京电监办下发了关于做好江苏电力行业2008年安全生产隐患排查治理工作的通知（宁电监安200851号）和关于开展2008年江苏并网电厂迎峰度夏技术监督集中检查的通知（宁电监安200873 号），督促江苏电力企业深入开展安全生产隐患治理排查和技术监督集中检查工作，确保迎峰度夏和奥运会期间发电机组的安全稳定运行，在各电力企业的协助下，南京电监办组织相关领域的专家对江苏部分并网发电企业进行了迎峰度夏技术监督集中检查和安全隐患治理督查。做好今年电力安全生产的迎峰度夏工作有着特别的意义，首先，今年是奥运年，奥运期间的长时间保电任务给电网的安全生产运行提出了新的要求；其次，一次能源供应形势严峻，电煤、天然气等发电燃料紧缺；同时，江苏由于地处华东，沿江临海，夏季期间较易受到雷电、台风、暴雨等恶劣天气的影响。为了全面了解和分析并网电厂设备的安全状况，确保检查工作取得预期成效，南京电监办组织相关专家编写了2008年江苏电网并网电厂涉网设备技术监督检查大纲和2008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。另外，为应对突发性严重自然灾害对电网安全运行和供电造成的危害，大纲在编写过程中还增加了发电机组快速切负荷功能的调查，为下一步研究在整个电网故障停运、或者分解成若干区域性小电网“孤网”运行的情况下迅速恢复供电做准备。此次检查采取各发电企业自查和南京办组织抽查的方式进行，各发电企业对此次技术监督迎峰度夏检查均较重视，在南京电监办组织抽查之前，对照检查表要求，对本厂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。抽查的二十一家发电企业分别是：国电泰州发电有限公司、国华太仓发电有限公司、华电望亭发电厂、江苏常熟发电有限公司、国电常州发电有限公司、江苏阚山发电有限公司、大唐徐塘发电厂、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、华润镇江发电有限公司、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、大唐下关发电厂、华润电力(常熟)有限公司、华电戚墅堰发电有限公司、华电扬州发电有限公司、扬州第二发电有限责任公司、江苏新海发电有限公司、江苏淮阴发电有限责任公司、华能淮阴发电有限公司。检查过程中，专家组以2008年江苏电网并网电厂涉网设备技术监督检查大纲和2008年江苏电网并网电厂热力设备技术监督检查大纲为基础，结合2008年机组非计划停机情况，对全省存在的共性问题和上个年度技术监督中检查出的问题进行了跟踪，重点关注全厂停电、外管爆管、汽机振动等重大事故，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。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，我省发电企业涉网设备各项参数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、运行等各方面进行严格管理，具体情况如下。一次设备情况良好，近两个预试周期能严格执行标准、规程、反措及其他各项管理规定，设备试验数据合格、数据变化趋势稳定，设备发生缺陷时也能及时采取适当的监控措施。但在检查中也发现，有一定数量的电厂在投运后PT没有测量过空载电流, 避雷器也未进行运行电压下的交流泄漏电流测试，不符合检查大纲的要求。继电保护专业，技术监督人员加强了专业制度规范化建设，对所管辖的设备基本能按规定进行监测，及时掌握本单位设备的运行情况，对于所发现的设备缺陷基本上都能及时消除，使基建、扩建、技改和安全生产都处于可控、受控状态，继电保护专业技术监督的整体水平较好。应该指出的是，还是有部分电厂在非电量保护的反措落实上存在问题，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，多次出现设备卡件损坏造成机组停运。热控保护系统的工作状况取得了较大改善，各机组的锅炉炉膛安全监控系统、紧急跳机系统、机炉电大联锁等主重要保护系统的投入项目、投入条件、投入方法、投入状态等诸方面都有了很大的提高。各机组AGC功能基本上都已投入，大部分机组一次调频功能能够常年投入，参数设置正确；但由于多数电厂涉网试验是在机组试生产期间完成的，经过较长的时间运行后，AGC的控制性能略有下降。另外，FCB功能普遍没有进行设计、组态和试验，个别机组RB功能经过了试验，但是运行时没有全部投入。锅炉技术监督的网络系统比较健全，技术监督的制度和专业规程与标准比较完善。电厂锅炉的运行安全处于较好状态，多家电厂加装了壁温监控系统；在控制氧化皮生成与脱落方面采取了很多管理与技术措施；在改进受热面不合理结构，减少锅炉四管暴露进行了大量工作。锅炉节能工作较好，多家电厂已对风机进行了变频器调速改造，明显地降低了锅炉风机的耗电率。但电厂燃料经营状况普遍比较紧张，燃烧的煤种变化大、煤质下降严重，导致电厂多次出现原煤仓堵塞、锅炉燃烧不稳以及大量其它问题；新投产的锅炉因结构问题导致多次堵塞爆管；空预器低温段出现结酸露现象，导致低温腐蚀和空预器积灰严重的问题。汽机专业上，各运行机组的振动监测数据符合要求，状况良好，个别机组振动不稳定，幅度达76m，属于超标。另外，较多机组没有按相关规定进行充油试验、ETS通道定期试验和主汽门活动试验。金属监督对于上次迎峰度夏技术监督检查时发现的问题，各发电厂均能积极整改，有些暂不具备整改条件的也制订了整改计划。但是全省存在多个的共性问题，如超临界机组普遍存在高温受热面内壁高温蒸汽氧化问题、P91材料的管道联箱上的不锈钢温度测点较普遍的存在焊缝开裂泄漏情况、露天布置的高过和高再蒸汽管道上的放空气管座和管孔附近容易产生热疲劳裂纹等等。对于电测监督和计量监督，客观地说，许多电厂对这一块重视程度不够，上个检查过程中检查出的问题，本次检查仍然存在，改变不大，电测监督专工几乎都是兼职或挂职。同时由于大部分属于管理工作，各厂也是自主管理，所以这种状况较难改变。环保专业，总体上说，各并网电厂的环保技术监督工作开展正常，没有发生环境污染责任事故，废水能够实现达标排放，少数电厂实现了废水“零排放”或者基本实现了废水“零排放”。烟气污染物的烟尘、二氧化硫、氮氧化物等均达标排放，粉煤灰及脱硫石膏的综合利用率均达到了100。废水处理设施、电除尘器、脱硫设施等环保设施能够正常投运，环保设施的处理效率能够达到环保要求。这次检查也发现一些问题，由于煤炭供应紧张，燃煤的硫份普遍大于设计值，造成脱硫设施超负荷运行，设备故障增多。烟气在线监测系统(CEMS)的运行管理还有待加强。部分环保监测人员未持证上岗。化学监督方面，接受检查的发电厂中大部分水汽合格率均在99%以上（个别略低的电厂也达到98.4%以上），达到了各公司对化学汽水品质的要求。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。目前有一部分机组处于电量替代中，发电机组长期停、备用，使机组保养问题成为较大的问题，各厂要组织力量，依据热力设备防锈蚀导则，制定切实有效的整套机组的保养方案。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1. 总体情况此次检查重点对绝缘专业前次技术监督问题处理情况、电气设备运行维护试验情况、现场设备情况进行检查。各单位对此次技术监督检查均较重视，对照检查表的要求，对本厂情况进行了自查，并对发现的问题提出对策及整改计划。从抽查情况看：技术监督绝缘小组正常开展工作，管理规范；电气一次设备资料、试验检测设备管理维护及试验报告管理完善；预防性试验、检修试验按周期进行；电气设备主要试验项目、试验结果判断准确。2. 上次检查出问题的处理情况各电厂对前次技术监督检查中发现的问题十分重视，根据问题性质逐项制定整改计划，使得大部分问题得以解决。2.1. 盐密测试饱和盐密测试是防污闪工作的基础，只有准确测量饱和盐密，才能掌握本厂升压站实际污染情况，指导防污闪工作的有效开展。从检查看，多数电厂重视盐密测试工作，按照周期开展饱和盐密测试，个别未开展测试的电厂也设置了专门用于饱和盐密和灰密的取样悬式绝缘子串，取样送至有试验能力的机构进行测量。2.2. 红外检测绝大多数电厂对于220kV以上设备，每年按规定进行红外测温。从测试情况看，取得了良好的效果。但也有个别电厂由于红外测温仪老化，远距离测温不准确。还有个别不能将图片导出完成试验报告。根据“2008年江苏电网并网电厂涉网设备迎峰度夏检查大纲”中的要求，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。检查组要求暂未配备红外测温仪的发电厂，尽快完成购置，规范开展红外检测工作，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。 2.3. 管理方面部分电厂由于将设备的预试工作委托外单位进行，在委托单位的选择上采取招标方式，使得每次试验单位不能固定。由此造成试验人员、试验设备变化频繁，给每次试验数据的对比带来许多不确定因素。电厂已注意到此类问题，在检修试验合作单位的选择上，尽量对试验委托单位相对固定，并对试验单位的试验设备有效期、试验人员资质以及试验方法和报告等加强审核管理。3. 本次检查发现的问题和整改建议3.1. 变压器部分（包括电抗器、互感器等）在变压器类设备维护上，根据我省变压器运行经验，每年的迎峰度夏期间，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，我省重点加强了绝缘油检测，要求在此期间加强绝缘油色谱检测（每月一次）。本次检查中发现有个别电厂的主变油色谱分析周期为每半年一次，未执行规定要求。即，油色谱分析周期按三个月执行，而迎峰度夏期间加强到每月一次。各厂在发现及消除变压器类设备缺陷方面做了大量工作，但仍发现有以下问题：（1）个别主变在箱体加强筋处渗漏油较严重；（2）个别电厂主变箱体IDD端子安装处、冷却器联管、散热片根部等处存在渗漏油现象；（3）个别电厂启备变在低压侧升高座底部靠箱体处、油枕呼吸器等处有渗油现象；（4）个别电厂互感器箱体底部有渗漏油现象；（5）个别电厂主变的油位偏高，略超出铭牌上油温油位对应图的上限；（6）个别电厂主变铭牌未标明油温油位对应图，及油位允许上下限；（7）个别电厂主变套管油位运行时难以监视；（8）个别电厂主变运行中油温偏高，最高达到85C；（9）个别电厂高厂变高压侧升高座有凝露现象，应采取有效防范措施堵漏、投热风或微正压，防范对地闪络的发生；（10）个别电厂主变低压侧升高座有积水现象，已采取定期排水措施；（11）个别电厂启备变绝缘油介损偏高；（12）个别电厂线路互感器存在SF6漏气现象，2-3个月需要补一次气,应加强监视及时补气，结合检修计划，检漏处理；（13）部分电厂投运后，其PT没有测量过空载电流。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。（14）由于网内变压器抗突发短路能力参差不齐，为及时发现变压器绕组变形，我省对变压器绕组变形判断进行了重新规定，除要求存档报告为频响法或低电压短路阻抗两种外，还将绕组变形试验作为设备大修试验项目定期开展。但还有部分电厂未进行过绕组变形测试，应安排完成。3.2. 发电机部分（包括励磁系统）近年投产的新机组由于设备稳定因素及试验计划安排的原因，部分发电机尚未进行PSS电力系统稳定装置试验，为保证电网稳定及电能品质，未进行上述发电机试验的电厂应创造条件，及时联系有关部门进行发电机PSS电力系统稳定装置的建模及试验，以便根据系统需求发挥作用。关于AVC还存在以下问题：个别电厂AVC功能，与调度机构EMS系统实现联合闭环控制的功能仍在施工；个别电厂不具备AVC功能，没有与调度机构EMS系统实现联合闭环控制，建议应尽快解决此问题。各厂对反措中关于发电机的要求均十分重视，结合机组改造及检修，对反措要求逐条落实，确保了发电机的安全可靠运行。但仍有下列问题：（1）个别电厂发电机长期氢气纯度低运行，应尽快排除在线仪表问题，或处理漏氢；（2）个别电厂发电机补氢频繁，存在漏氢现象，应尽快处理；（3）个别电厂发电机氢气湿度在线监测的指示不正确，应尽快查清；（4）个别电厂发电机定子铁芯测温元件的温度显示不正常，应尽快排除温度测点的原因，以保证机组的安全可靠运行；（5）个别电厂发电机出水温度显示值偏低，定子铁心、压圈等部位有多点温度显示偏低；（6）个别电厂发电机定子冷却水质在线监测的指示不正确，应尽快查清；（7）个别电厂发电机定子冷却水中铜离子含量高，应尽快采取有效措施处理；（8）个别电厂发电机测量励侧端盖轴承绝缘的测试端子未引到合适位置。3.3. 开关类设备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。能够按照规程要求对开关类设备的试验维护。存在的主要问题为：（1）反措要求的隔离开关支柱绝缘子超声波探伤工作，尚未全面展开。只有徐塘电厂按反措要求对隔离刀闸支柱绝缘子进行了超声波探伤。目前，各单位已对此问题引起重视，并结合设备停电检修安排测试；（2）个别电厂开关有渗油现象，建议尽快采取有效处理；（3）个别电厂SF6断路器B相气体压力略低，建议全面检漏，并校验SF6密度继电器；（4）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，电厂GIS室应有良好的通风系统，风口设在室内下部；（5）个别电厂110kV的SF6开关微水测量超周期。3.4. 氧化锌避雷器从全省来看，各单位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。但仍存在不少问题：（1）个别电厂氧化锌避雷器瓷套下部未加装屏蔽环，按照省公司反措要求，应加装屏蔽环以保证在线监测的泄漏电流表指示正确；（2）一定数量电厂避雷器未进行运行电压下的交流泄漏电流测试。据有关规定，应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，建议各相关电厂按要求进行；（3）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。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。3.5. 升压站外绝缘及绝缘子类部分从检查看，多数电厂能有效开展电气设备外绝缘的清扫维护工作，防止污闪事故的发生。但部分电厂盐密测试开展还不规范，问题表现在：（1）参照悬式绝缘子串片数不够，应为到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；（3）部分电厂升压站部分电气设备外绝缘表面积污较严重，望能根据情况，在迎峰度夏前，进行清扫或带电水冲；（4）少数单位由于绝缘子测零工作开展有难度，未按规定测零。3.6. 防雷和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。如个别电厂一期升压站投运已超过十年，未对接地电阻进行过复测。同时部分电厂对接地引下线热容量也未进行校验。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，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，从目前情况看，大部分电厂均开展了该项测试，且取得良好效果，但个别电厂升压站内的互感器和避雷器构架只有一处与接地网连接。4. 全省存在本专业主要的共性问题及分析（1）这次检查发现一定数量的电厂在投运后PT没有测量过空载电流，避雷器也未进行运行电压下的交流泄漏电流测试，通过本次检查，将督促此两项试验工作的开展。（2）由于网内变压器抗突发短路能力参差不齐，为及时发现变压器绕组变形，我省除要求存档频响法和低电压短路阻抗的报告，同时还将绕组变形试验作为设备大修试验项目定期开展。这将是一个长期过程。（3）隔离开关支柱绝缘子超声波探伤工作，尚未全面展开。仅徐塘等少数电厂对隔离刀闸支柱绝缘子进行了超声波探伤。目前，各单位已对此问题引起重视，并结合设备停电检修安排测试。三. 继电保护1. 总体情况本次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、反事故措施和技改落实情况、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、继电保护专业管理和人员培训情况等；总体上各厂在继电保护技术监督方面做了大量工作，继电保护专业技术监督的整体水平良好。2. 全省本专业安全生产情况及技术参数指标的统计在江苏省并网电厂继电保护专业工作中，全省各电厂的领导和专业人员以全过程管理为主线，加强专业制度规范化建设，坚持科技进步与创新，不断强化专业管理的技术手段，着力提升继电保护装置微机化率，严格遵守各项规章制度，本着一丝不苟和精益求精的态度，将继电保护技术监督工作做在实处，使基建、扩建、技改和安全生产都处于可控、受控状态，继电保护装置正确动作率逐年提高。随着江苏电网的迅猛发展，电网规模成倍增长，电网结构日益复杂，电网的安全稳定运行对继电保护的依赖程度进一步提高，提升继电保护可靠运行水平愈显重要，继电保护专业运行管理及整定管理工作的复杂性和艰巨性大幅上升。在计算机、网络、通信技术不断进步及其与继电保护技术交叉融合的新形势下，继电保护技术复杂程度日益增加，二次系统可能对电网安全运行造成的风险不断加大，继电保护技术发展和专业管理不断面临新的课题，对江苏电网继电保护传统应用方式、管理方式提出了更大挑战。厂网分开的格局，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，加之工程工期紧，继电保护存在大量的基建配合工作，因此，对加强继电保护管理尤其是全过程管理工作提出了更为严峻的要求。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不少的问题，出现过多次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，多次出现设备元件损坏造成机组停运。江苏省并网电厂在2008年上半年未发生继电保护重大事故，也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的情况。继电保护投运率：100%,励磁系统投运率：100%。3. 本次检查发现的主要问题和整改建议（1）继电保护接地网及CT、PT二次回路接地问题。从近段时间的一些事故来看，依然有部分电厂在继电保护接地网及CT、PT二次回路接地方面还存在下列问题：1)部分电厂还存在电流互感器和电压互感器的二次回路两点接地的问题；2)对于公用的电流互感器（如差动保护、短引线保护、3/2接线的线路保护等）没有做到在保护屏柜一点接地；3)对于公用电压互感器的二次回路在控制室一点接地后，开关场的中性点宜采用经放电间隙或氧化锌阀片接地，即使采用了放电间隙或氧化锌阀片接地方式，但设备的选型和定期维护还不能满足要求；4)部分电厂多组CT的安全接地采取环接的方式，接地点接于端子排内侧，带来安全隐患；5)部分电厂还未铺设100平方毫米的接地铜排，未敷设与厂、站主接地网紧密连接的等电位接地网；6)部分电厂的屏蔽电缆工艺不规范，直接缠绕在接地铜排上，未能和铜排紧密连接。建议各电厂把检查CT、PT二次回路接地作为设备检修时的一条重要项目，并建立起技术档案。 （2）直流系统配置不合理。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）。建议直流系统按以下要求配置：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)直流总输出回路装设熔断器，直流分路装设自动开关时，必须保证熔断器与小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；去年江苏省出现的一次全厂停电及设备损坏的严重事故，事故扩大的直接原因就是该厂机组只配置了一组蓄电池，在事故演化过程中发生了直流系统崩溃，造成相关保护拒动，最后由对侧变电所的线路保护距离三段才把故障切除。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，运行中的熔断器和自动开关尚未进行定期检验，蓄电池不能按计划进行充放电试验等问题。（3）进口继电保护设备存在的问题。我省不少新建和技改机组，特别是一些大容量机组和燃气轮机组大多选用进口保护，部分进口保护由于设备本身制造工艺和设备保护原理的问题，在运行中出现过不少问题。1)GE公司的发电机失步保护存在原理缺陷，当外部故障切除后发生摇摆，其阻抗轨迹穿过了失步保护的整定区域又返回；由于系统能重新拉入同步，保护装置不应发出跳闸命令，但GE保护会跳，国内及国外多家保护装置都采用穿越次数可整定等办法很好的加以解决。2)GE公司的过激磁保护原理上采用普通PT的相电压，这样带来一个问题，就是当发生发电机定子接地时，由于非故障相电压升高，过激磁保护会先跳，尽管能加速切除故障，但带来保护失配问题。目前已经多次出现过发电机定子接地时，过激磁保护先跳的现象。3)ABB公司的RET521保护今年在个别电厂出现由于采样通道误码错误，主变差动保护误动作停机事故。4)由于对进口保护设备不够熟悉，在保护配置上出现问题而造成保护误动，如ABB公司的RET-521差动保护在应用于全星形接线的启备变保护时，必须投用零序电流滤过器功能，否则在出现区外故障时，由于有较大的零序电流流过启备变高压侧而造成保护误动。5)ABB公司的REG216保护中过负荷模快（OVERLOAD）采用电流的瞬时值，未考虑谐波元件，不适合应用于励磁变过负荷保护。（4）发变组断路器失灵保护配置。根据电力系统安全稳定导则、继电保护和安全自动装置技术规程的要求，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；对于接于220kV系统的电厂正常只有一台机组的主变压器中性点接地，这样在出现部分发变组故障时，由于故障电流较小及没有零序电流可能造成发变组断路器失灵保护无法动作，引起事故扩大；3)一些老型号母差保护没有解除电压闭锁功能，从一些事故录波来看，在发电机出现出口短路故障时，故障电流达到十几倍额定电流，母线电压并没有下降，这样即使发变组断路器失灵保护动作，由于母差保护的电压闭锁功能无法解除，最终母差保护无法快速出口切除故障；4)部分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，从近几年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。（5）升压站时钟问题。继电保护装置的时钟是电气故障事后分析的重要因素，但不少电厂在继电保护时钟方面还存在较大问题。有些电厂还未配置GPS装置，有些电厂尽管配置了GPS装置，但由于各种各样的原因，继电保护装置和GPS并没有实现同步。建议各电厂参照江苏省电力公司颁布的江苏电网时间同步系统技术规范的要求进行GPS的技术管理以及GPS时钟精度的测试，包括主时钟技术指标的测试和用户设备接收时间同步信号后能达到的时间同步准确度的测试。4. 全省存在的主要共性问题及建议（1）继电保护直跳回路的配置及管理方面。近一段时间以来，全省还多次出现继电保护直跳回路误动造成的机组非停事故，从事故分析的情况看，主要是由于二次回路引起的误动。继电保护直跳回路有以下特点：1)继电保护直跳回路都是直接跳闸的二次回路，地位重要；2)直跳回路接通后直接出口跳闸，无任何电气量判据闭锁；3)直跳回路一般电缆较长，耦合电容大，容易受到各种干扰；4)在直跳回路上出线直流接地时，直跳回路易误动；5)当发生220V交流电源混入直流系统时，由于直跳回路一般距离较长，电缆芯线对地电容较大，会造成连接长电缆的直跳回路误动出口。鉴于继电保护直跳回路的上述特点，国家相关的反措有以下要求：1)应改进和完善变压器、电抗器本体非电量保护的防水、防油渗漏、密封性工作；2)当主设备本体非电量保护未采取就地跳闸方式时，非电量保护由变压器、电抗器就地端子箱引至保护室的二次回路不宜存在过渡或转接环节；3)经长电缆跳闸回路，宜采取增加出口继电器动作功率等措施，防止误动；4)制造部门应提高微机保护抗电磁骚扰水平和防护等级，光耦开入的动作电压应控制在额定直流电源电压的55%70%范围以内；5)所有涉及直接跳闸的重要回路应采用动作电压在额定直流电源电压的55%70%范围以内的中间继电器，并要求其动作功率不低于5W；6)遵守保护装置24V开入电源不出保护室的原则，以免引进干扰。建议各电厂切实重视继电保护直跳问题存在的问题，全面梳理，加强继电保护直跳回路的管理，对于不满足反措要求的要尽快制定计划整改。（2）制造质量和设备老化。部分电厂的继电保护设备运行时间较长，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，延长了设备的消缺时间，部分只能带缺陷运行，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保护、BCH-2型母差保护、#11型线路保护，LFP901型线路保护、GE早期的发变组保护、WKKL型励磁调节器、SJ-800型励磁调节器等，这些设备在不少方面不能满足运行的要求，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去跳开关的两路跳圈；2)220kV及以上电压等级双母线接线的母差保护出口均应经复合电压元件闭锁，发变组断路器失灵保护动作时先去解除复合电压闭锁，但部分母差保护不具备解除复合电压闭锁功能等；3)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；部分电厂已经对此保护进行完善，增加了负序功率方向元件，但依然还有一些电厂存在这个问题；4)部分200MW以上机组还未配备起、停机保护，还没有配置独立的发变组专用故障录波器；5)部分保护由于运行时间较长，保护采样已经发生漂移。对于上述这个问题，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。（3）励磁系统故障。今年来我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；也有的是个别电厂些整定参数与继电保护的整定配合不合理；不少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。（4）软件版本和整定值的管理。各电厂应按微机继电保护装置运行管理规程的要求，加强微机型保护及安全自动装置软件版本和整定值的管理工作。应根据大型发电机变压器继电保护整定计算导则的规定、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。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的配置与整定，避免保护发生不正确动作行为。软件版本和整定值的管理方面存在的问题主要有以下方面：1）一些单位因部门、人事的变动，或是对保护的配置、性能不甚了解，就将整定计算工作委托给外单位，个别电厂拿到整定计算书后，也未履行审核、批准手续，这些问题都给日后的安全运行留下隐患。2）部分单位对于发变组保护的整定计算每一年度的校核工作重视不够，特别是涉网保护的配置与整定计算都缺乏统一规范的管理制度。3)部分单位对继电保护软件版本未形成本单位的技术档案，完全依赖制造厂家。4) 有些单位升压站的涉网保护版本和调度部门下达的版本不一致。5）部分单位的定值内容不全，缺乏非电量保护、励磁调节器及其它一些安全自动装置的定值内容。建议各电厂强化继电保护整定计算精细化管理。在继电保护整定工作中，继续坚持以精细化管理思路贯穿始终。一是规范继电保护整定计算基础资料收集工作；二是加强整定计算流程管理，严格执行编制、复算、审核、批准等流程，以流程管理实现整定计算质量控制；三是强化整定计算定值动态管理，结合各类基建、技改工程投运和运行方式的不断调整，及时进行整定计算及定值校核工作，确保继电保护定值适应电网安全运行的需要。（5）继电保护装置及试验仪器定期校验。DL 9952006继电保护和电网安全自动装置检验规程继电保护专业重点实施要求”中均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。部分电厂对此重视不够，母差保护自投运后从未校验过，母差保护是否能正确工作无法得到保证，这样如果出现母线故障将出现非常严重的后果。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。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测。有些电厂的微机型继电保护测试仪的检测也只是走一下过场，只对电流、电压及频率进行精度检测，而对于仪器的保护测试功能的检测因缺乏相应的国家检定标准无法进行。（6）功率变送器的电源及PT的配置问题。近几年来，全省已经多次发生由于功率变送器失电或PT小开关跳闸造成机组的非停事故，热控自动化专业的发电机功率信号一般设计为取自六个功率变送器，采用3取2的逻辑，但所有功率变送器的电压输入量取自同一电压互感器二次，功率变送器的工作电源只有一路，一旦电压互感器二次失压或工作电源消失，将误发热工控制信号。对于该问题需要与电厂热控自动化专业沟通，综合考虑热工保护的配置状况，得出合适的解决方案。（7）断路器三相不一致保护配置的问题。220kV及以上电压等级的断路器应配置断路器本体的三相位置不一致保护；220kV及以上电压等级单元制接线的发变组，在三相不一致保护动作后仍不能解决问题时，应使用具有电气量判据的断路器三相不一致保护去起动发变组的断路器失灵保护。目前大部分电厂均能执行断路器三相位置不一致保护采用断路器本体三相位置不一致保护这一要求，但是在三相不一致保护动作后未去启动发变组断路器的失灵保护。正确的配置应该是在发变组保护中配置带零序或负序电流判据的非全相保护，利用非全相保护去启动发变组断路器失灵保护。（8）继电保护装置设计与配置 。近几年新投产机组中有不少是由外省设计、施工部门承担，这些单位对江苏电网的运行、检修管理和反事故措施等方面的要求存在理解方面的偏差，导致设计、安装不规范，反措落实不到位；一些新建发电企业刚投产就面临技改、消缺的问题。一些有代表性的问题有：1)PT二次采用B相接地方式；2)同期装置采用DCS自带的同期卡件，在同期回路中使用交流接触器；3)来自开关场电压互感器二次的四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两根引入线未使用各自独立的电缆；4)保护装置24V开入电源引出保护室；5)未执行开关站至继电保护室应敷设100平方毫米接地铜排的反措，保护装置还采用通过槽钢接地的接地方式等。（9）转子接地保护配置问题。近段时间个别电厂出现了转子一点接地保护动作后，未能及时停机，造成发电机励磁碳刷严重烧毁的事故。目前全省600MW以上大型机组的转子接地保护配置原则上都是采取两段式一点接地保护，高定值段报警，低定值段跳闸（部分电厂采取低定值段也发信报警），主要是考虑到发电机励磁回路一点接地故障时并不产生严重后果，但是若继发第二点接地故障，则部分转子绕组被短路，可能烧伤转子本体，振动加剧，甚至可能发生轴系和汽轮机磁化，使机组修复困难、延长停机时间；因此，应尽量避免励磁回路的两点接地故障。部分电厂目前的两段转子一点接地保护都采取报警方式，还需进一步结合实际情况进行仔细研究。还有部分电厂的转子接地保护采用电子室的发变组保护，而没有采用励磁调节器柜的转子接地保护。热控5. 总体情况2008年5月至6月，依据2008年发电厂热力设备迎峰度夏检查大纲、2008年江苏电网并网电厂涉网设备迎峰度夏检查大纲的要求，对全省21家发电企业的热控控制系统的安全状态、热控保护系统、热控自动调节系统、外围程控系统、AGC和一次调频功能以及热控一次元件、执行机构等这几个方面进行了系统的检查。6. 全省本专业安全生产情况及技术参数指标的统计热控专业规章制度建立齐全，技术监督台帐较为全面。检修规程、日常维护制度在生产过程中得到较好的执行，未出现严重的设备缺陷和技术障碍。热控主要系统DAS、SCS、FSSS、MCS、DEH、MEH、ETS、TSI等系统均运行正常。化水程控、灰渣程控、输煤程控、脱硫等外围辅助控制系统功能满足机组正常运行需要。多数发电公司未发生因热控设备原因引起的非计划停运以及主要辅机设备跳闸。锅炉主保护MFT、汽轮机主保护ETS等各项保护均正常投入。DCS系统以及其它热控设备故障统计齐全，原因分析准确，缺陷消除及时。除个别新建电厂还未能开展“三率”统计外，综合检查的结果，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，多数电厂AGC性能指标基本满足并网协议的要求。7. 本次检查发现的问题和整改建议7.1. AGC控制性能有待提高，涉网试验有待重视。多数电厂已经开展了AGC和一次调频涉网专项试验。AGC变负荷率也基本达到2%MCR/min的要求。但是由于多数电厂涉网试验是在机组试生产期间完成的，经过较长的时间运行后，AGC的控制性能略有下降。产生的主要原因有：汽轮机单阀-顺序阀运行方式的变化、锅炉燃烧工况异常、锅炉燃烧煤种的变化等因素。目前，煤种的变化是影响AGC控制性能的主要因素。表现为：现有燃煤与AGC涉网试验时的煤种偏差过大、燃煤煤种的变化过于频繁等。由于现有AGC控制策略还不能适应各种煤种，当煤种变化过大时，易出现机组负荷响应慢、主汽压力、主汽温度等严重偏离设定值的情况。为了保证机组的安全稳定运行，有的电厂降低了AGC的变负荷率。导致AGC的控制性能不满足并网协议的要求。对于煤种长期偏离设计煤种而导致AGC性能下降的机组，建议开展AGC的优化试验工作，重新整定协调控制系统的调节参数。对于煤种频繁变化的机组，热控人员应及时向锅炉等相关专业提出要求，采取有效手段，保持燃烧煤种的稳定性，以提高AGC的控制性能。热控专业应加强对AGC控制性能的分析与研究，以保证AGC及一次调频控制品质。新建机组已经全部完成了AGC及一次调频涉网试验。但是，已经运行时间较长的机组或进行DCS和DEH改造的机组，虽然AGC及一次调频常年投入运行，但是涉网试验工作开展得相对应欠缺，相关电厂缺乏AGC测试报告。建议加紧安排机组AGC的测试工作，在获得合格的变负荷试验特性后，组织现场测试试验，出具测试报告，以确定负荷响应范围、响应速度等技术参数。7.2. 机组锅炉、汽轮机主保护、主要辅机保护联锁的可靠性需进一步。一些新建电厂或进行DCS改造的机组的保护定值清单还不完备，有的正在编制过程中。建议电厂尽快履行审批手续，形成规范的专业文档，对联锁保护的定值进行规范有效的管理。同时，机炉主保护中的测量信号也存在少量故障，如炉膛火焰检测装置、汽轮机振动检测装置、二次风量测量装置等，导致个别项目的保护不能长期稳定投入。重要辅机保护联锁中的就地一次元件的准确性、可靠性还有待提高。一些新建机组保护联锁保护设置较为齐全，但是可靠性较差。主要有以下几种情况：（1）锅炉、汽轮机主保护、主要辅机保护联锁中设计有较多的单点跳闸回路，联锁保护误动的可能性较大。对于热电偶、热电阻等模拟量信号，热控专业已经从逻辑组态中对信号的质量加以判断，杜绝元件损坏，测量回路断线等导致的保护误动。但是，对于信号回路接线松动引起的温度非正常慢性爬升，则缺乏有效的判别手段。因此，目前单点温度保护的可靠性并没有得到根本性的解决。对于单个开关量信号则缺乏有效的控制手段，建议应从提高测量元件的可靠性、冗余配置上完善相关保护。（2）冗余配置的多通道信号回路没有遵循分散化的原则。部分保护联锁的软件组态和硬件配置不满足设计规范的要求，多信号处理的保护信号没有按照分散性的原则进行设置。如“三取二”、“二取一”等逻辑运算的信号量，没有在DCS、DEH的输出或输入卡件上得到分散处理，存在公用一块卡件的现象，没有实现真正意义上的分散，可能导致联锁保护的误动或拒动。（3）参与保护联锁的测量回路也存在不独立、不分散的现象，部分保护联锁测点布置的可靠性需得到提高。如凝汽器真空低、润滑油压力低、EH油压力低、发电机定冷水流量低等保护的取压回路存在共用一次门的情况，当一次门泄露或其中的个别电厂一个测量回路的取压管路泄漏后，易导致其它测量元件动作，引起保护误动作。建议在测量回路上加以分散独立，消除不合理的现象。（4）炉膛压力高、低保护的可靠性有待提高。由于相关取压管路时常出现堵塞现象，建议加强管路吹扫清理工作，确保信号测量的准确性，减少保护的拒动或误动。（5）ETS跳机信号回路不可靠。#11、#14机组汽轮机保护中的真空低、EH油压低等重要保护压力开关与控制系统之间的电缆回路采用瓷接头进行对接，没有进行固定和有效的保护。主要存在的问题为：瓷接头中的电缆易出现松动、短路现象，导致保护误动作。（6）保护联锁的定值缺乏有效管理。新建电厂由于在基建与生产的转变过程中，定值清单还未能作最终的整理，未形成规范的技术资料。已投产多年的机组，因系统、设备改造等原因，一些保护联锁定值随之进行了修改，热控专业记录以及审批手续规范，但是并没有将相关的变动情况在定值清单中进行及时地修订和更新，为保护联锁长期稳定投入造成影响。部分电厂定值清单的定期修订工作没有得到重视，还没有形成定期滚动修订制度。7.3. 标准试验室的建标和标准装置的更新、复审工作需进一步推动。新建电厂普遍存在实验室的建标问题，工作虽在进行，但是力度稍显不够。部分电厂进行了实验室的前期规划，标准装置也在购买当中，但是，电厂技术人员对建标的技术程序和技术准备上缺乏相关专业知识，需得到相关部门的指导。建议在建标过程中，能充分与技术监督单位进行技术沟通，严格执行相关技术标准，使建标工作有效、有序、规范的开展。一些电厂虽然能开展标准计量和现场仪表校验工作，但是工作缺乏有效性和规范性。表现为：个别电厂些电厂标准装置超出有效期，如热电偶校验高温炉等，装置工作已不能满足标准计量的要求，需要升级换代。有些标准器具超出鉴定期，需进行定期检定。7.4. 控制系统和就地控制设备的防护措施需进行排查和改进。电厂设备间均配备了中央空调或分体式空调装置，以保证控制系统的环境温度满足制造厂家的要求。但是，部分电厂在电子设备间未安装温度计和湿度仪，也缺乏其它有效的监视手段。因此，电子设备间的环境温度缺乏有效的监控。一些新建电厂的露天防雨措施不够完善，一些就地控制柜、执行器未能在基建期间安装防雨篷或防雨罩，电厂还未能及时加以完善。部分老电厂就地设备的防雨设施也存在老化、损坏的现象。比较严重的体现在输煤、除灰渣、化水等外围系统。因这些系统的工作环境较为恶劣，一些防护设施比较多的出现锈蚀现象。执行机构、一次元件多存在积灰严重，控制机柜密封性下降等现象。建议电厂进行积极的排查和整改，避免由于夏季雨水频繁、水量大等因素，导致电气设备发生接地、短路等现象，影响就地设备的正常运行，导致设备跳闸。同时，保证就地控制柜、仪表箱、接线盒有良好的防雨防潮设