技术监督文档.doc
《技术监督文档.doc》由会员分享,可在线阅读,更多相关《技术监督文档.doc(48页珍藏版)》请在得力文库 - 分享文档赚钱的网站上搜索。
1、2018 年江苏省发电企业年江苏省发电企业技术监督检查大纲技术监督检查大纲(燃机版)国家能源局江苏监管办公室江苏方天电力技术有限公司二一八年四月1目 录一、一、绝缘专业绝缘专业 .2 2二、二、继电保护继电保护 .7 7三、三、电能质量(包括励磁系统)电能质量(包括励磁系统) .1616四、四、电测专业电测专业 .1818五、五、热控专业热控专业 .2020六、六、金属专业金属专业 .2424七、七、环保专业环保专业 .2828八、八、化学专业化学专业 .3131九、九、锅炉专业锅炉专业 .3535十、十、燃机及汽机专业燃机及汽机专业 .3939十一、十一、 节能专业节能专业 .44442一、
2、一、 绝缘专业绝缘专业序号序号检查内容检查内容自查结果自查结果备注备注 1变压器部分(包括电抗器、互感器等)变压器部分(包括电抗器、互感器等)1.1额定电流是否符合实际工况,动、热稳定是否符合目前电 网的要求。1.2新投运设备交接试验完整性(具体项目见 GB/T50150-2016) 和合格判据检查。1.3变压器运行中是否遭受特殊工况,如过电压、出口或近区 突发短路等,事故中保护是否正常动作,是否有电压、电 流波形的完整记录。1.4是否有设备事故记录,重大事故的原因分析和故障设备解 体情况。1.5是否带缺陷或曾带缺陷运行,处理对策或处理方法效果是 什么。1.6最近一个检修周期是何时,检修原因和
3、项目是什么,检修 发现和处理了那些问题,检修前后设备运行情况是否有异 常。1.7近二次预防性电气试验(具体项目见 DL/T 596-1996)是否 有异常,异常数据分析、比较及审核意见如何(对于新设 备只有一次预防性试验数据的,应与交接试验数据进行比 较)。1.8近二次油色谱试验(包括产气率),有异常指标是否分析、 跟踪,是否满足周期要求。油色谱在线监测装置运行是否 正常(如有)。1.9何时进行过油中糠醛的测试,对固体绝缘的老化趋势有没 有判断。1.10对于 220kV 以上设备,每年在夏季前后是否各进行一次精 确红外检测,有无异常发现及处理情况。1.11本体、套管、冷却器等有无破损裂纹、渗漏
4、,有几处,有 否在停电或停泵状态下检查。特别注意变压器冷却器潜油 泵负压区出现渗漏。1.12如果有油气胶纸型套管,电容量是否有阶跃性变化。1.13设备运行中是否有异常声响,是否进行过振动或噪音测试。1.14是否更换或补充过油,工艺是否满足要求。1.15运行年限超过 15 年的储油柜胶囊和隔膜是否按时更换。1.16主变避雷器计数器运行是否正常,有无动作记录。1.17变压器是否进行过绕组变形测试(低压短路阻抗或频率响 应试验),数据是否有比较。1.18变压器(电抗器)的铁心接地电流是否小于 100mA,如存在 多点接地现象,是否采取措施。1.19变压器瓦斯继电器的动作情况。瓦斯继电器的防雨措施。1
5、.20变压器(电抗器)顶层油温如何整定,在最大负荷及最高 运行环温下,变压器(电抗器)上层油温是否超标。31.21变压器(电抗器)顶层油温计及远方测温装置测温数据是 否准确、齐全、数据一致,是否定期校验。1.22变压器分接开关是否长时间不动,在小修时有没有动过, 带电滤油装置是否定期启动,分接开关能否按规定进行检 修。切换油室是否进行油样微水分析。1.23变压器风扇及冷却器每 1-2 年应进行一次冲洗,并宜安排 在大负荷来临前进行。其供电设备是否可靠。1.24潜油泵是否为低速油泵,其轴承为何级别,有无异常高温、 震动、异声等现象。1.25变压器(电抗器)高压套管、储油柜油位计能否看清,油 位、
6、油色是否正常。1.26强油循环变压器冷却装置是否能根据顶层油温或负荷变化 自动投入或退出;冷却系统是否有两个独立电源并能自动 切换;是否定期进行自动切换试验,并做切换记录。1.27对于水冷却系统,是什么结构,对于单铜管系统,应注意 保持油压大于水压。有无监视措施。1.28变压器(电抗器)净油器是否正常投入,呼吸器运行及维 护是否良好,矽胶筒上部是否漏气。1.29变压器中性点接地引下线是否满足双接地要求,接地引下 线电流是否满足要求。1.30变压器(电抗器)是否有事故油坑,是否定期清理,喷淋 系统是否定期校验。变压器的压力释放阀喷油管有无用管 道引至地面。1.31对于日产投运十年以上 220kV
7、 电压等级以上变压器,是否 进行过油带电倾向度和体积电阻率测试。对于 500kV 变压 器是否开展油含气量、含硫量和颗粒度检测。1.32对于干式电抗器,其表面是否有明显裂纹出现,有严重积 污,是否用红外测温对连接处进行过测量,是否有明显的 声音异常现象。1.33各控制箱和二次端子箱等防护措施是否完备(防潮、防污 等)。1.34互感器油位是否正常,是否存在渗漏油情况或其它缺陷。1.35CVT 是否定期检查二次电压,有否异常。1.36CVT 中间变压器绕组介损、绝缘电阻、油中微水测量是否满 足标准要求1.37PT 是否测量空载电流,测试电压是否符合中性点非有效接 地 1.9Un、有效接地 1.5
8、倍 Un 的要求,干式电磁式电压互 感器是否空载电流试验正常,直流电阻偏差小于 2%。1.38发电机出口 PT 运行十年左右的应在检修时重点检查其绝缘 性能。 1.39低压侧升高座至封母连接处有无开展红外检测,有无涡流 过热情况及改造。1.40封闭母线内是否定期检查清扫,绝缘状况是否良好,伴热 带、微正压、湿度在线监测装置运行是否正常(如有)。 2发电机部分发电机部分2.1交接和预防性试验是否完整,是否存在超周期情况,有无 超标项目,是否带缺陷运行。2.2大、小修是否超周期,检修报告(记录)是否完整规范。42.3发电机进相能力是否考核过,是否给出整定范围和限制曲 线,是否定期校核,低励是否可靠
9、。2.4发电机转子是否存在匝间短路现象,重复脉冲法(RSO)试 验和交流阻抗试验结果是否合格。2.5运行中各部位的温度或温升是否有异常情况。定子线棒层 间和出水温度的最大温差,是否有分析结果。2.6氢冷发电机氢气湿度如何控制,措施如何。运行机在停机 状态时,氢气的湿度和补气纯度是否控制,漏氢率是否满 足要求。2.7机组漏氢量实测计算应每月进行一次。当发电机氢冷系统 发生渗漏且无法停机时,必须加强现场氢气含量监测,加 大漏氢量实测计算频率。2.8定子内冷水是否定期对定子线棒进行反冲洗,水质是否有 控制控制方式,如何是否开展定冷水流量试验。2.9保护和测量装置是否正常投入;功能是否良好。2.10冷
10、却系统、油系统及其他主要部件是否存在缺陷。2.11发电机无功有无波动情况,转子电流有无波动情况。2.12防止发电机损坏事故反措制定是否符合机组实际,端部模 态试验是否合格,端部是否存在磨粉现象。2.13集电环碳刷更换有无记录,有无打火,大轴两端有无油污, 接地碳刷有无打火(或铜辫磨损是否严重),轴电压是否 合格。3SFSF6 6开关和开关和 GISGIS 3.1额定电流是否符合实际工况3.2开断电流是否满足要求3.3新投运设备交接试验完整性(具体项目见 GB/T50150-2016) 和合格判据检查。3.4是否对断路器本体和操作机构进行定期检查,并按标准、 规程要求开展相关试验。3.5是否定期
11、进行 SF6微水测量和检漏,微水在线监测装置(如 有)是否可靠。3.6是否作断口并联电容器测试3.7合闸电阻值和投入时间测试3.8导电回路电阻测试3.9断路器分合闸时间和速度测试3.10断路器分合闸的同期性测试3.11分合闸电磁铁动作电压特性测试3.12加强断路器合闸电阻的检测和试验,防止断路器合闸电阻 缺陷引发故障。在断路器产品出厂试验、交接试验及预防 性试验中,应对合闸电阻的阻值、断路器主断口与合闸电 阻断口的配合关系进行测试。3.13密度继电器是否满足不拆卸校验的要求,是否按周期进行 检查校验。3.14是否作压力表定期检查3.15液(气)压操动机构泄漏试验3.16油(气)泵打(补)压运转
12、时间3.17室内 GIS 站是否有泄漏报警和氧量检测仪,并将信号引出 至门外。53.18是否定期和用电高峰前作发热红外检测工作3.19是否检查操作电源熔丝、是否定期更换3.20端子箱防潮防污状况检查3.21辅接点是否定期检查动作可靠3.22GIS 是否开展带电检漏、带电局放检测等工作4隔离开关隔离开关 4.1额定电流是否符合实际工况4.2动热稳定电流是否符合工况4.3新投运设备交接试验完整性(具体项目见 GB/T50150-2016) 和合格判据检查。4.4预防性试验是否按规程执行4.5操动机构检修后操作灵活、触头位置到位、闭锁可靠4.6外观和防锈蚀检查4.7检修润滑脂是否采用二硫化钼锂基脂4
13、.8操动机构是否有多重防雨设施4.9导电回路电阻测量1.5 倍 出厂值 4.10二次回路绝缘电阻4.11二次回路交流耐压试验4.12最低操动电压测量4.13是否定期和用电高峰前作发热红外检测工作,隔离开关有 无接触不良、造成温度较其余相较高的情况,措施如何。4.14是否开展支柱绝缘子的超声探伤检测。是否对新安装的隔 离开关的中间法兰和根部进行无损探伤。对运行 10 年以上 的隔离开关,每 5 年需对中间法兰和根部进行无损探伤。5氧化锌避雷器氧化锌避雷器 5.1额定电压是否符合设计要求5.2持续运行电压是否符合工况5.3新投运设备交接试验完整性(具体项目见 GB/T50150-2016) 和合格
14、判据检查。5.4预防性试验是否按规程执行5.5直流 1mA 参考电压(U1mA)及 0.75U1mA下的泄漏电流每年雷 季前5.6工频参考电流下的工频参考电压(电流值按工厂规定或 6mA)每年雷 季前5.7雷雨季节前后是否开展避雷器交流泄漏全电流和阻性电流 测量。5.8避雷器泄漏电流表运行是否正常,有无指针卡涩、表盘进 水现象,避雷器计数器动作情况是否有记录和分析情况, 避雷器有无加装屏蔽环。5.9是否定期和用电高峰前作发热红外检测工作5.10有无加装出线侧避雷器。6升压站外绝缘及绝缘子类部分升压站外绝缘及绝缘子类部分 6.1升压变压器和 GIS 套管,以及升压站 500kV 悬式、支柱绝 缘
15、子串、断路器和隔离开关的爬距检查,防污闪隐患排查 结果如何,有无措施。6.2绝缘子类明细情况66.3绝缘子饱和盐密测量取样绝缘子悬挂是否规范,盐密测试、 灰密测试是否规范。6.4污染源情况,污秽性质6.5日常巡视记录,外绝缘表面是否存在爬电现象。6.6历年污闪记录6.7每年是否制定清扫计划,并按照计划进行绝缘子清扫6.8RTV 涂料是否通过入网抽样检测。6.9硅橡胶伞裙套、合成绝缘子、其他硅橡胶设备的憎水性试 验开展情况及老化程度。6.10110kV 及以上悬式绝缘子是否按周期进行零值检测6.11对硅橡胶和加装硅橡胶伞裙的瓷套,应经常检查硅橡胶表 面有无放电现象,如有放电现象应及时处理。 7防
16、雷和接地装置防雷和接地装置 7.1全厂接地电阻是否满足规程要求:2000/I (I 为单相短 路接地电流,有调度部门提供),或0.5.7.2定期(时间间隔应不大于 5 年)通过开挖抽查等手段确定接 地网的腐蚀情况,铜质材料接地体的接地网不必定期开挖 检查。若接地网接地阻抗或接触电压和跨步电压测量不符 合设计要求,怀疑接地网被严重腐蚀时,应进行开挖检查。 如发现接地网腐蚀较为严重,应及时进行处理.7.3高压电气设备的过电压保护是否完善8绝缘监督管理8.1技术监督管理制度和标准、设备台帐等档案管理完善及时, 预试率、缺陷消除率、检定率合格。8.2异常情况处理有分析记录报告并及时上报技术监督单位,
17、总结(报表)按时完成,预警通知单闭环良好。8.3绝缘监督网络活动开展良好,参加上级网络活动情况良好。 全省网络年度专业技术监督重点工作完成情况。8.4基建扩建、技改大修和安全生产等全过程绝缘监督管理落 实情况。9应急预案的制定9.1防止电气误操作事故应急预案9.2防止全厂停电事故应急预案7二、二、 继电保护继电保护序号序号检查内容检查内容自查结果自查结果备注备注 1监监督督管管理理1.1应建立健全继电保护技术监督管理制度,设 置继电保护技术监督专责人1.2各级成员岗位职责明确、落实到人,技术监 督工作开展正常1.3应编制符合本单位实际情况的继电保护及 安全自动装置监督管理标准1.4应建立继电保
18、护监督支持性管理文件如: 继电保护试验仪器、仪表管理规定 、 继 电保护及安全自动装置定值管理规定 、 继 电保护图纸管理规定 、 继电保护及安全自 动装置检验管理规定等管理规定1.5应制订年度监督工作计划,编写年度监督总 结报告,定期开展技术监督日常工作,对于 监督整改问题应闭环管理,并且在设计、调 试、验收、运行、检修等各阶段进行全过程 监督管理 2运运行行管管理理2.1应及时修订继电保护专业运行检修规程,在 工作中严格执行安全技术措施2.2保护规范名称列入现场运规,与调度下发标 准名称一致2.3现场应有完善的缺陷管理制度,缺陷定义准 确,消缺及时并有完整的记录2.4根据运行设备的缺陷记录
19、、校验参数对比, 运行期限及相关规定,制定继电保护技术改 造计划并落实实施2.5保护室温湿度应满足保护装置运行要求,并 将管理制度列入现场运规2.6各厂站网控、保护室、电缆层是否有禁止无 线通话设备的标志2.7保护屏、压板、光字牌名称符合规范;术语、 压板、把手、屏正面继电器标示清晰,均应 设置恰当的标识,方便辨识和运行维护;电 缆铭牌标示清晰;封堵严密整洁;装置压板、 切换开关的投退情况是否符合调度命令和现 场运行规程的规定。2.8二次回路的端子、连片外观是否良好;接线 工艺是否符合要求;各端子箱门密封是否严 紧,封堵严密;是否有防潮措施并做到逢停 必扫,加热、除湿装置运行是否正常;有无 积
20、灰、积水和严重锈蚀情况。2.9继电保护技术监督活动正常并有记录,定期 编制月报上报调度8序号序号检查内容检查内容自查结果自查结果备注备注2.10数字式故障录波器应具备故障数据信息上传 功能,有专用联网通道并有维护制度, 220kV 及以上电压等级升压站故障录波器 (如无,则应是包含线路信息的故障录波器) 应接入调度数据网。2.11发电厂涉网设备应配置统一的时间同步装置, 主时钟应采用双机冗余配置(采用以北斗卫 星对时为主、GPS 对时为辅的单向授时方式) 。微机继电保护装置和继电保护信息管理系 统应经时间同步装置对时;升压站是否配置 时间同步装置,继电保护设备卫星同步对时 是否正确。2.12在
21、运行线路保护上进行保护定值修改前,应 认真考虑防止保护不正确动作的有效措施, 并做好事故预想2.13系统发生事故保护装置动作后,是否有详细 的事故记录2.14继电保护及安全自动装置外观是否正常(包 括装置告警等信号灯、运行等指示灯、液晶 显示及信息报文等是否正常) 。2.15保护信息子站应与各保护装置通信正常,信 息上传正确;保护信息子站应接入数据网, 与调度主站通讯应正常。 3保护配置保护配置3.1100MW 及以上容量发电机变压器组应按双重 化原则配置微机保护(非电量保护除外) ; 大型发电机组和重要发电厂的启动变压器保 护宜采用双重化配置。继电保护装置及其逆 变电源模块的运行年限是否超过
22、继电保护运 行规程要求,运行状况是否良好。3.2220kV 及以上电压等级线路纵联保护的通道 (含光纤、微波、载波等通道及加工设备和 供电电源等)远方跳闸及就地判别装置应遵 循相互独立的原则按双重化配置。3.3220 kV 及以上电压等级变电站的母线保护 应按双重化配置。3.4变压器宜配置单套非电量保护,应作用于断 路器的两个跳圈,未采用就地跳闸方式的非 电量保护应设置独立的电源回路(直流空气 小开关及其直流电源监视回路)和出口跳闸 回路,且与电气量完全分开。3.5非电量保护及动作后不能随故障消失而立即 返回的保护(只能靠手动复位或延时返回) 不应启动失灵保护,应使用能够快速返回的 电气量保护
23、作为断路器失灵保护的启动量。3.6发电机失磁保护应校核发电机失磁保护的整 定范围和低励限制特性,防止发电机进相时 发生误动作。 3.7采用零序电压原理的发电机匝间保护应设有9序号序号检查内容检查内容自查结果自查结果备注备注 负序功率方向闭锁原件3.8200MW 及以上发变组应配备专用的故障录波 装置,发电机、变压器不仅录入各侧的电压 电流,还应录取公共绕组电流、中性点电流 和中性点零序电压。所有保护出口信息、通 道收发信情况及开关分合位情况等变位信息 应全部接入故障录波器。3.9220kV 及以上厂站配置两组独立的直流蓄电 池供电电源;电厂升压站直流系统与机组直 流系统应相互独立;直流上下级熔
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 技术 监督 文档
限制150内