《2016年江苏省发电企业迎峰度冬技术监督情况通报》印发

北极星电力网获悉，近日国家能源局江苏监管办公室印发了《2016年江苏省发电企业迎峰度冬技术监督情况通报》。本次技术监督检查从10月中旬开始到12月中旬结束，在企业自查的基础上，对江苏省内32家发电企业，89台机组迎峰度冬前的技术监工作开展情况进行了抽查，涵盖了燃煤机组、燃气机组、抽水蓄能机组及两家新能源发电企业。详情如下：

关于印发《2016年江苏省发电企业迎峰度冬技术监督情况通报》的通知

各有关电力企业：

为进一步提高设备安全运行水平，深化隐患排查治理工作，江苏能源监管办印发了《关于开展2016年江苏省发电企业迎峰度冬技术监督集中检查的通知》(苏监能安全〔2016〕103号)，要求全省发电企业加强技术监督，提高机组运行可靠性，确保迎峰度冬期间江苏电网安全稳定运行。在企业自查基础上，我办组织江苏方天电力技术有限公司对全省主力发电企业进行了技术监督集中检查，并形成《2016年江苏省发电企业迎峰度冬技术监督情况通报》，现印发给你们，请对照通报中反映的问题，逐项梳理，举一反三，及时整改，形成工作闭环，确保机组安全稳定运行。

国家能源局江苏监管办公室

2017年5月2日

2016年江苏省发电企业迎峰度冬技术监督情况通报

1 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，确保迎峰度冬期间江苏电网安全稳定运行，江苏能源监管办印发了《关于开展2016年江苏省发电企业迎峰度冬技术监督集中检查的通知》(苏监能安全〔2016〕103号)，对全省发电企业迎峰度冬技术监督工作进行了统一部署。江苏方天电力技术有限公司组织专业技术人员成立了迎峰度冬技术监督集中检查组，对江苏电网主要电源点进行了2016年迎峰度冬技术监督集中检查。

本次技术监督检查从10月中旬开始到12月中旬结束，在企业自查的基础上，对江苏省内32家发电企业，89台机组迎峰度冬前的技术监工作开展情况进行了抽查，涵盖了燃煤机组、燃气机组、抽水蓄能机组及两家新能源发电企业。

各发电企业对此次迎峰度冬技术监督检查高度重视，对照《2016年江苏电网并网电厂技术监督检查大纲》，对本公司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，使得检查工作得以顺利进行。

本次迎峰度冬技术监督检查以《2016年江苏电网并网电厂技术监督检查大纲》(煤机版、燃机版、核电版、风电版)和有关标准、规范、文件为依据，覆盖绝缘、继电保护、电能质量、励磁、电测、热控、金属、环保、化学、节能、锅炉、汽机及节能等各项专业技术监督内容，结合2016年全省发电机组非计划停运情况，对全省迎峰度夏技术监督集中检查发现的共性问题和2015年技术监督集中检查发现的问题整改情况进行了跟踪，从安全管理、检修维护、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，找出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。

检查组还还针对季节特点，重点对主要生产设备、设施、生产场所的防寒防冻措施、户外电气设备防污闪措施、供热系统可靠运行、燃料供应及输煤系统应急处理、信息安全防护等进行专项检查。对部分正在开展超低排放和节能改造的电厂，检查组结合同类型机组在技改过程中出现的一些共性问题给相关单位提出了建议，强调了做好全过程技术监督的重要性，尤其是加强设备采购招标、大型设备监造、交接验收过程的全过程技术监督，为今后机组的安全可靠运行打好基础。

大部分电厂迎峰度冬准备工作做得很充分，技术监督工作总体情况良好，如国华徐州发电有限公司、国华陈家港发电有限公司、江苏射阳港发电有限责任公司、徐州华鑫发电有限公司、华能太仓发电有限公司、国华太仓发电有限责任公司、苏州工业园蓝天燃机热电公司、华电吴江热电有限公司、江苏利港电力有限公司、华能南京金陵发电有限公司、国电谏壁发电厂、江苏南热发电有限责任公司、南通天生港发电有限公司等企业，均能认真落实迎峰度冬工作具体要求，把迎峰度冬工作作为重点工作抓实抓好，认真吸取2016年初极寒天气引发部分机组非计划停运或出力受限的经验教训，分析2016年迎峰度冬工作特点，尽早制订了针对性工作计划;认真制定迎峰度冬、防寒防冻措施，确保设备安全度冬;认真落实各级各类人员的安全生产责任制、技术责任制及各项工作要求和措施。各电厂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，把隐患消除在冬季用电高峰到来之前。

检查结果表明，各发电企业围绕迎峰度冬早作准备，夯实人员、设备、措施等软硬件基础，迎峰度冬期间的燃料准备充分、防寒防冻措施落实到位、应急预案编制齐全，各发电企业均按照技术监督检查大纲及反事故措施要求积极排查隐患，对存在的安全隐患制定详细的整改方案并落实责任到人，充分利用负荷低谷期间或利用机组检修和调停机会消除设备和系统缺陷，发电机组设备健康总体水平、涉网安全整体情况较好。

检查中也发现部分单位在技术监督基础管理、设备管控、试验检测等方面存在一定问题，检查组将这些问题书面形式向有关单位进行了反馈，希望各发电企业能够高度重视，积极做好有关防控措施，按要求完成整改，将技术监督规范化工作做细做实，不断提高安全管理和设备管理水平，确保发电机组迎峰度冬期间的安全稳定运行。

2 绝缘专业

2.1 总体情况

各发电企业能认真落实国家能源局、国家电网公司和江苏省电力公司的各项反事故措施，严格按照国家标准、行业标准和规程反措要求精心开展发电机、变压器、断路器、GIS、互感器等电气设备的运行维护及检修工作，确保设备预试和检修工作的质量。绝缘监督网络体系完善，网络成员能定期开展技术交流、研讨学习以及QC活动，取得了良好的成效。大部分电厂能对去年技术监督检查中发现的问题和隐患，制定技改或检修计划，落实具体责任人，合理安排设备消缺或改造工作，对暂时不影响安全运行且一时无法处理的设备异常，能制定预防措施及处理计划，有效地保证了设备安全稳定运行。

2.2 工作亮点

本次检查中发现，多数电厂能按照绝缘监督交流研讨会议上介绍的工作经验，勤于思考勇于实践，积极推广先进的做法，综合考虑设备运行状况、经济、人员等因素，结合本厂调停检修计划，开展了QC创新活动和技术改造，提高了设备绝缘性能、改善了设备的运行环境，增加了设备的智能监测，取得了良好的改造成效。各电厂的工作亮点总结如下：

(1)华能金陵电厂非常重视绝缘监督工作的管理，按照计划有序开展绝缘监督网络学习活动，及时掌握集团内或同型机组的故障缺陷问题并开展自查，保持了两台百万机组电气设备的良好状况。

(2)宜兴协联电厂重视绝缘监督工作，监督网络成员定期开展学习培训活动，对设备检修的过程管控十分严格，检修结束后及时总结图片、文字资料形成报告进行存档。

(3)国华徐州电厂在2号机组检修期间，将励磁母线环氧板改为DMC材料绝缘支撑板，提高了励磁母线的绝缘性能。

(4)国华太仓电厂针对2015年8号励磁变故障时，造成交流励磁母线多处损伤，设备绝缘较低的问题，厂内于2016年对8号机组交流励磁母线进行了更换，提升了设备的可靠性。

(5)华能金陵电厂在1号机组检修期间，将离相封闭母线打开清扫，检查并清擦所有支持绝缘子，并将损坏绝缘子进行更换，有效提高了封母的绝缘水平。

(6)利港电厂7号发电机直流封母一直绝缘偏低，利用检修机会检查后发现导体绝缘件表面粘有基建时残留的水泥等杂物，并及时予以清除，排除隐患。

(7)国电谏壁电厂在运行超过15年的8号机组检修期间，对该双水内冷发电机的转子水流量偏低的线棒进行更换，提高转子运行中的散热性能。

(8)射阳港电厂及时发现GIS 2003断路器B相液压机构操作拉杆脱落的重大缺陷，通过设备解体，详细检查分析故障原因，认真总结经验，对其他间隔进行了普查，杜绝类似情况再次发生，形成清晰完整的分析报告，对同类设备的检查具有指导意义。

(9)国华太仓电厂在2016年11月，利用8号机组改造机会对GIS5008间隔C相MDJ3气室进行解体检修，消除了该气室存在SF6泄漏的重大缺陷。

(10)盐城电厂220kV升压站已运行10年，今年利用全站停电机会，进行了悬式绝缘子测零。设备投运后发现支柱绝缘子上部电晕放电声较大，联系专业带电清扫公司，对支柱绝缘子进行了清扫，提高了外绝缘防污闪水平。

(11)华能南京电厂今年结合机组检修，将运行约20年的隔离开关分批更换，消除了触头发热，出线压板与接头接触不良的隐患。

(12)利港电厂抽样检查1号主变避雷线，表面生锈有局部腐蚀，但机械强度和电气强度正常，后期定期开展检查，一旦发现腐蚀严重情况，采取措施全部更换。

(13)江阴苏龙热电定期自行开展红外测温，及时发现6号主变高压侧套管将军帽螺杆松动、2号机穿墙套管支撑铁板温度高的问题并进行分析，排除了设备隐患。

(14)国华徐州电厂根据变压器油温的监控情况，对主变散热器进行带电水冲洗，有效控制了变压器的运行温度。

(15)大唐苏州热电2号、4号汽轮发电机增加移动式加温驱潮装置，有效防止发电机检修停备期间，定子、转子绝缘受潮。

(16)利港电厂7号主变首次加装直流偏磁在线监测装置，可远程监测中性点直流分量情况，并实时预警。

(17)华能苏州热电室外GIS密度继电器外均加装有机玻璃罩，防止了雨水灰尘对密度继电器的污染腐蚀。

(18)宜兴协联电厂新购置了一台德国OHV局放仪，可定期对开关柜、电缆等设备进行局部放电检测，早期发现设备隐患。

(19)徐州华鑫电厂内预防性试验开展规范，严格执行标准和反措要求，试验现场安排监理对试验质量进行管控，并及时对试验数据进行分析，发现问题后立即安排处理，形成了良好的闭环管理模式。

(20)苏通电厂认真执行江苏发电企业交接预防性试验规程，发电机机端电压互感器交接试验时进行了局部放电试验;且高压试验报告规范，尤其是变压器试验报告中直流电阻测量，不仅进行横向比较还进行纵向比较。

(21)江阴苏龙热电对预试报告按设备、按试验时间进行分类管理，且每一类设备的报告都将历史数据放在同一文档中，便于及时查阅数据并进行对比分析。

2.3 设备状态及建议

2016年迎峰度冬集中检查期间，技术监督检查组绝缘专业对发电机、变压器、升压站区域设备、防污闪隐患排查以及文件管理等方面进行了现场检查，结合集中检查服务发现的故障缺陷以及江苏方天电力技术有限公司技术监督日常技术服务、技术咨询工作中处理的典型问题，对绝缘专业检查发现一些共性问题进行了总结并对设备今后运行维护提出了一些建议。设备状态及建议情况按设备分类表述如下：

2.3.1 发电机

各电厂发电机迎峰度冬期间运行情况良好，不少机组在秋季刚刚进行了检修。部分电厂对碳刷和接地碳刷进行了改造。发电机主要存在转子绕组匝间短路、温度测点异常、定子端部磨损、漏氢量大、轴瓦漏油、接地碳刷打火等方面的问题。发电机虽然没有大故障，但小缺陷依然不少，各电厂应该加强控制检修质量和提高运行水平。

发电机的首次大修不应该大幅推延，要充分重视新机组的首次检修，宜安排在投运后1～2年内进行。各电厂应认真执行有关技术规定，做好同型机组运行情况调研，针对近年新投产机组暴露的发电机故障，积极与制造厂沟通，力争利用首次检修，不使机组留有先天性缺陷，保证安全稳定运行。联系厂家重点检查铁心紧固情况和槽楔情况，确保发电机无缺陷运行，完善试验项目和留好基础数据。

(1)转子绕组匝间短路

运行时间达到20年的或频繁调峰运行的发电机，或者运行中出现转子绕组匝间短路迹象的发电机(如振动增加或与历史比较同等励磁电流时对应的有功和无功功率下降明显)，或者在常规检修试验(如交流阻抗或分包压降测量试验)中认为可能有匝间短路的发电机)，应在检修时通过探测线圈波形法或RSO脉冲测试法等试验方法进行动态及静态匝间短路检查试验，确认匝间短路的严重情况，以此制订安全运行条件及检修消缺计划，有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置。

2016年6月国家能源局颁布了DLT1525-2016 《隐极同步发电机转子匝间短路故障诊断导则》，规定了交接、检修及运行中，隐极同步发电机转子匝间短路故障的检测条件、检测方法及判断原则。隐极同步发电机在交接及检修过程中，应依据GB50150和DL/T596的相关要求，进行转子绕组匝间短路故障诊断。宜根据GB/Z29626和DL/T1163配置转子绕组匝间短路在线监测装置。当转子绕组匝间短路诊断结果存在质疑时，应结合多种诊断方法进行综合判断。当需要匝间短路进行定位时，宜按照极间电压法、线圈电压法、电压分布曲线法的顺序进行。经确认存在较严重转子绕组匝间短路的发电机应尽快消缺，防止转子、轴瓦等部件磁化。

2016年8月省内某1000MW发电机在C修预试过程中，转子在膛内进行交流阻抗测量，发现与出厂试验数据相比，阻抗值降低6.26%，功率损耗增加5.6%，于是对发电机转子进行进一步诊断。抽出转子后通过膛外交流阻抗、重复脉冲法、极电压平衡法等方法对转子故障情况进行综合诊断，初步认为转子绕组发生了匝间短路故障，经返厂解体后发现在P1极7号线圈3-4匝间发生了短路。故障点距槽口425mm，疑似铁磁异物短路烧损点，匝间双层绝缘均已过热碳化，形成孔洞。

某电厂2号机组检修时发现，发电机转子汽侧、励侧线圈有多处匝间绝缘移位，定子线圈槽底的绝缘垫条多处滑出，建议继续跟踪2号发电机的运行情况，并且结合检修对发电机的健康程度加以检查，可采用重复脉冲法诊断转子是否存在匝间短路隐患。

建议各电厂在2017年加强省内大型发电机组转子绕组匝间短路问题的隐患排查，通过交流阻抗、重复脉冲法、极电压平衡法等方法对转子绕组匝间绝缘状况进行检查评价。

(2)水路堵塞发热

按照《汽轮发电机运行导则》(DL/T 1164-2012)要求，加强监视发电机各部位温度，当发电机(绕组、铁芯、冷却介质)的温度、温升、温差与正常值有较大的偏差时，应立即分析、查找原因。温度测点的安装必须严格执行规范，要有防止感应电影响温度测量的措施，防止温度跳变、显示误差。

温度测点不准或者坏点依然是发电机的主要缺陷，包括线圈测温元件、铁心测温元件、氢气温度测温元件损坏或指示不准。发电机的温度是发现事故隐患和进行事故追溯的最有效技术手段。根据发电机在设计时所考虑到的裕度、实际运行经验、事故案例等显示，控制发电机同类测点的温度的相互差别比绝对值更有效。对于水氢冷定子线棒层间测温元件的温差达8℃或定子线棒引水管同层出水温差达8℃报警时，应检查定子三相电流是否平衡，定子绕组水路流量与压力是否异常，如果发电机的过热是由于内冷水中断或内冷水量减少引起，则应立即恢复供水。当定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，应立即降低负荷，在确认测温元件无误后，为避免发生重大事故，应立即停机，进行反冲洗及有关检查处理。现场检查发现：① 某电厂4号发电机定子线棒冷却出水最高温度为59.8℃，最低为49.6℃，温差为10.2℃，超过标准要求的8℃报警值，建议结合机组检修时对测温元件进行检查;② 调阅某电厂发电机定子出水温度和铁芯温度实时监控数据，发现个别温度测点异常，与正常值偏差约20℃，建议结合机组检修进行温度测点校验或更换;③某电厂13号发电机的定子槽内1槽、9槽层间温度测点损坏，无法实时监控温度变化，建议结合机组检修更换温度测点。

(3)定子绕组端部磨损

部分电厂发电机端部存在本体振动大、磨粉的现象。上海产百万机组发电机端部振动模态试验数据不能满足规程要求，多家电厂上海百万发电机端部出现磨损的现象，建议200MW及以上容量汽轮发电机安装、新投运1年后及每次大修时都应检查定子绕组端部的紧固、磨损情况，并按照《大型汽轮发电机绕组端部动态特性的测量及评定》(DL/T 735-2000)和《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》(GB/T 20140-2006)进行模态试验，试验不合格或存在松动、磨损情况应及时处理。多次出现松动、磨损情况应重新对发电机定子绕组端部进行整体绑扎;多次出现大范围松动、磨损情况应对发电机定子绕组端部结构进行改造，如设法改变定子绕组端部结构固有频率，或加装定子绕组端部振动在线监测系统监视运行，运行限值按照GB/T 20140-2006设定。运行中出现异常情况时(例如，承受突然短路、线圈磨损或者松动等)，建议做模态试验及引线固有频率测量。应该加强端部绑扎质量和紧固水平，开展端部模态试验，检测端部薄弱点。

新机出厂的汽轮发电机应进行定子绕组端部起晕试验，起晕电压满足《隐极同步发电机技术要求》(GB/T 7064-2008)。大修时应按照《发电机定子绕组端部电晕与评定导则》(DL/T 298-2011)进行电晕检查试验，并根据试验结果指导防晕层检修工作。建议加强大型发电机环形引线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等部位的绝缘检查，并对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量试验，及时发现和处理设备缺陷。

2.3.2 变压器

2016年迎峰度冬期间，各电厂变压器的总体运行情况良好，经过秋季的预试和检修及时发现并处理了一些隐患和缺陷。但检查中也发现了一些问题，主要表现在绕组变形、油色谱异常、本体漏油、油枕呼吸器不能正常呼吸、励磁变运行温度偏高、主变散热器翅片积灰、油温度计异常等。

变压器运行维修参照国家电网公司状态检修管理制度，主变运行状态良好的情况下，试验结果无异常时，可以不用定期调罩大修。但应关注老变压器的老化监测，注重对套管介质损耗的比较分析。

(1)变压器绕组变形

变压器在选型、订货、验收及投运的阶段应加强全过程管理。应选择具有良好运行业绩和成熟制造经验生产厂家的产品。240MVA及以下容量变压器应选用通过突发短路试验验证的产品;500kV变压器和240MVA以上容量变压器，制造厂应提供同类产品突发短路试验报告或抗短路能力计算报告，计算报告应有相关理论和模型试验的技术支持。220kV及以上电压等级的变压器都应进行抗震计算。变压器在遭受近区突发短路后，应做低电压短路阻抗测试或绕组变形试验，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投运。

目前常用的变压器绕组变形分析方法有：频率响应法、低电压短路阻抗法、电容量变化法。2016年2月，国家能源局颁布了DLT/911-2016 《电力变压器绕组变形的频率响应分析法》，替代了原2004版标准，规定了用频率响应法检测变压器绕组变形的基本要求。对于试验结果判断分析原则如下：主要对相同电压等级的三相绕组频响数据曲线进行纵向、横向以及综合比较，通过相关系数判断变压器绕组幅频特性变化。

2015年底，某电厂利用机组检修机会对3号主变压器进行预防性试验，结果分析发现变压器A相低电压短路阻抗值偏高，频响法绕组变形试验Lac曲线异常，低压线圈整体电容量数值变化量超过标准中的警示值。为进一步对线圈的变形程度进行确定，今年10月该变压器返厂解体检查。拆除围屏后，发现变压器低压侧A相绕组变形严重，其中引线处向左第7根支撑条整体凸起，其余撑条也在有不同程度变形。由于该变压器承受过近区短路，A相绕组中流过巨大的电流，绕组中存在漏磁场，在该磁场作用下产生电动力，绕组受到幅向力作用，低压线圈受压力，容易失稳，是变压器机械强度最薄弱的环节。随后电厂对该变压器的线圈全部进行改造，提高了抗短路能力，目前已返厂投运。

(2)变压器绝缘油分析

各电厂均按照规程要求开展油色谱检测周期，部分电厂根据变压器运行工况适当缩短了油色谱检测周期。检查发现了不少主变、高厂变、励磁变等变压器的油色谱异常问题，如乙炔、氢气、总烃等超标问题，需要加强油色谱检测跟踪，分析特征气体的产气速率和变化趋势，综合分析来判断故障的程度，可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。某电厂3号主变油色谱目前总烃为628μL/L，乙炔为2.2μL/L，近期化验的数值趋于稳定状态，结合该厂其他主变的吊罩检查情况，还是怀疑磁屏蔽托板螺栓松动引起接触不良造成发热引起的，建议持续跟踪油色谱数据，加强绝对产气速率的分析。某电厂启动变油色谱分析有微量乙炔，应当加强关注，建议跟踪进行色谱分析，观察特征气体含量变化趋势，并对有载分接开关切换油室内油样进行取样分析。某电厂高厂变自去年吊芯检查后，乙炔含量缓慢上升，最高为2μL/L，色谱其他成分均无异常，建议厂内继续保持现有每月两次的油色谱检验，关注色谱与负荷变化的关系。变压器油色谱的正常与否能够反映出变压器自身的健康状况，应当引起电厂重视，当怀疑变压器内部主磁回路或漏磁回路存在故障时，可缩短到每周一次，当怀疑导电回路存在故障，宜缩短到每天一次。当存在低能放电性故障时，宜缩短到每周一次，当怀疑导电回路存在高能放电时，应进一步检查或退出运行。

部分电厂未开展有载开关油室中油的击穿电压和微水测试。部分电厂油的击穿电压非常不均衡，有的电厂由于仪器不能满足要求耐压值不够，需要技改设备。检查发现，多数电厂未对启备变或者高厂变的有载分接开关切换油室的绝缘油未按相关标准进行微水分析或者油质检测，建议按照规程要求对有载分接开关切换油室油样开展相关检测，若微水含量超标，应开展油耐压试验，并依据试验结果决定设备是否检修。套管、互感器这些少油设备又每年取样做油耐压试验，建议取消少油设备的油耐压试验。建议有关电厂更正有载分接开关油枕呼吸器标识牌。

(3)变压器渗漏油

变压器渗漏油的缺陷依然存在，原因多为箱体沙眼、密封材料老化变形、密封垫尺寸欠佳、热胀冷缩引起紧固螺丝松动、安装检修质量不佳等，部位有油枕、箱体加强筋处、低压侧升高座、呼吸器、散热片根部、套管根部、潜油泵、冷却器、取样阀、注放油管堵板等。应积极、及时消除变压器的渗漏油，根据渗漏情况进行临时堵漏，结合设备检修消除缺陷，选用良好材质的密封圈，提高安装施工和检修的质量。现场检查发现，8号主变存在渗漏油的现象，经检查为蝶阀渗漏，建议尽快处理;某电厂1号主变低压套管在5月份检修时更换放气螺栓密封圈，运行一段时间后又发生渗油现象，紧固后漏油消失，建议运行中加强观察，若还存在漏油现象，应在下一次检修时对密封圈腐蚀的原因进行深入分析，彻底解决。

(4)变压器在线监测

许多电厂在主变上安装了油色谱在线监测装置，加强了对变压器健康状况的检测，取得了较好的应用效果。但由于部分装置质量不佳，运行中没有及时维护，导致无法正常运行或者存在虚警误报，建议选择有效可靠、技术相对成熟、业绩优秀的主变油色谱在线监测装置，按照制造厂要求对装置进行维护，保证装置的正常运行。现场检查发现：① 调阅某电厂1号主变油色谱在线监测数据发现，在夏季高温期间在线监测装置运行不稳定，数据偏差较大，气温下降后，数据恢复正常，建议联系厂家加强设备维护校准;② 某电厂变压器油色谱在线监测数据仅送到继电保护室的主机，只有设备部的个别专工知道密码，可以在点检时看到数据，没有发挥24小时在线监测的作用。建议改为将在线监测数据送到数据采集系统，可保证数据得到充分利用。

应积极开展红外检测，新建、改扩建或大修后的变压器(电抗器)，应在投运带负荷后不超过1个月内(但至少在24h以后)进行一次精确检测。220kV及以上电压等级的变压器(电抗器)每年在夏季前后应至少各进行一次精确检测。在高温大负荷运行期间，对220kV及以上电压等级变压器(电抗器)应增加红外检测次数。精确检测的测量数据和图像应制作报告存档保存。

铁芯、夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地引线引至适当位置，以便在运行中监测接地线中有无环流，当运行中环流异常变化，应尽快查明原因，严重时应采取措施及时处理，电流一般控制在100mA以下。

(5)其它

在高压直流换流站附近的电厂，开展了各变压器的铁心接地电流监测和变压器发电机的噪声测试，建议继续留好基础数据，总结规律，关注变压器接地电流中直流分量的监测。应积极开展运行中的铁心接地电流测量。

现场检查发现主变压力释放阀未用管道引至卵石坑表面，为防止变压器压力释放动作时油从高处喷淋下来造成火灾隐患，建议部分电厂按照已有计划进行技改，将主变压器或者高厂变的压力释放阀的喷油管、放油阀引出导油管引至卵石坑附近，或者加长喷油管，使其出油口距卵石坑0.8-1米。

部分电厂主变油面温度、高厂变油面温度为坏点，且有的还存在主变绕组温度低于油面温度的现象。建议更换相关表计，并校验仪表，使得主变油面温度和绕组温度应该准确监测且对应关系合理。个别电厂主变绕组温度测量值和油温测量值相差达到30℃，建议对绕组温度计进行检查。各单位应加强管理，在检修时及时校验变压器的测温元件，检查绕组温度变送器档位设置是否正确，保证变压器正常油位和油温。

2.3.3 封闭母线

各电厂在运行中应重视封闭母线的管理。利用机组检修期间定期对封母内绝缘子进行耐压试验、保压试验，如果保压试验不合格禁止投入运行，并在条件许可时进行清擦;增加主变压器低压侧与封闭母线连接的升高座应设置排污装置，定期检查是否堵塞，运行中定期检查是否存在积液;封闭母线护套回装后应采取可靠的防雨措施;机组大修时应检查支持绝缘子底座密封垫、盘式绝缘子密封垫、窥视孔密封垫和非金属伸缩节密封垫，如有老化变质现象，应及时更换。

今年某电厂2号主变封闭母线密封胶条脱落，正好落在B相母线上，发生单相接地故障，导致机组跳机。某电厂4号高厂变的共箱母线起机时绝缘偏低，建议定期更换空气干燥装置内的除湿剂，防止将潮湿空气吹入共箱母线内，且结合检修将箱盖打开进行绝缘子清擦，保持箱内清洁，可根据需要加装伴热带。

不少电厂在封闭母线内加装微正压装置。微正压装置的气源宜取用仪用压缩空气，应具有滤油、滤水过滤(除湿)功能，定期进行封闭母线内空气湿度的测量。有条件时在封闭母线内安装空气湿度在线监测装置。机组运行时微正压装置根据气候条件可以退出运行，机组停运时投入微正压装置，但必须保证输出的空气湿度满足在环境温度下不凝露。有条件的可加装热风保养装置，在机组启动前将其投入，母线绝缘正常后退出运行。

2.3.4 断路器(GIS)

从全省开关类设备情况看，断路器开断电流均能满足目前电网运行方式的要求。各电厂均能按照规程要求开展断路器、GIS、隔离开关等设备的运行维护和检修工作，总体情况良好。

(1)GIS

根据国家能源局的二十五项反措13.1.6要求，SF6继电器与开关设备本体之间的连接方式应满足不拆卸校验密度继电器的要求。建议将厂内密度继电器加装三通阀，使之具备不拆卸校验的条件。密度继电器应装设在与断路器或GIS本体同一运行环境温度的位置，以保证其报警、闭锁触点正确动作。220kV及以上GIS分箱结构的断路器每相应安装独立的密度继电器。从今年迎峰度冬检查来看，主要发现以下问题：① 大部分电厂均较好地按照反措的要求对GIS进行了密度继电器的改造，且选取了密度继电器原厂的三通阀，提升了密度继电器的气密性和运行可靠性。但仍有少数电厂未进行改造，建议可以先去已改造的电厂进行调研，尽快完成三通阀加装工作;② 个别电厂的GIS仍为三相气室使用一个密度继电器监测，建议尽快完成分气室改造厂内的断路器虽已进行分气室改造;某电厂仅对GIS的断路器气室进行独立表计监测改造，为加强对GIS气室的监测，建议对PT、CT气室也进行相应改造;③ 某220kV升压站断路器密度继电器在校验时发现有个别的闭锁、报警触点损坏，现已更换，建议缩短下一次密度继电器的校验时间。

少数电厂的GIS存在漏气现象，为加强GIS、SF6开关的检漏工作，应用先进的带电检测技术手段排查设备隐患。此次检查主要发现以下问题：① 某厂500kV的GIS气室引出管与密度继电器连接处有微泄漏，但泄漏量极小。建议结合设备检修请厂家处理;② 另一电厂的室外GIS的漏气问题长期存在，目前补气周期为半个月，建议联系GIS厂家对漏气点进行封堵处理;③ 某厂GIS“4X96开关A相”有漏气现象，自上次补气至今约1年，现场检查密度继电器表读数为0.56Mpa，多次检漏未发现漏点，建议加强运行中的巡检观察，结合机组检修时进行彻底处理;④某电厂220kV的GIS微水在线监测装置连接管处有轻微泄漏，且微水监测装置准确度较低，有时会发生误报警情况，建议联系厂家尽快处理，如仍存在泄漏问题，可将微水在线监测装置拆除;⑤ 某电厂500kVGIS更换了新气室，建议在三个月内开展SF6微水及气体分解产物分析测试。

为便于试验和检修，GIS的母线避雷器和电压互感器、电缆进线间隔的避雷器、线路电压互感器应设置独立的隔离开关或隔离断口;架空进线的GIS线路间隔的避雷器和线路电压互感器宜采用外置结构。

少数电厂GIS位于室外，外壳经雨水冲刷有局部锈蚀现象，建议采取防腐措施，并按照预试规程开展SF6微水试验。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。

(2)支柱断路器

各电厂应加强对户外支柱式断路器和隔离刀闸的检修和预试工作，断路器主要存在的问题有：时间继电器老化，部分触头出现锈蚀现象;分合闸线圈及相应回路的电感、电容和电阻等发生变化，导致分合闸时间特性畸变;液压油箱积污严重，滤芯堵塞，易造成液压油路卡涩，频繁打压;操作箱密封条老化，箱内漏水等。检修时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、交接试验及例行试验中，应对断路器主触头与合闸电阻触头的时间配合关系进行测试，有条件时应测量合闸电阻的阻值。弹簧机构断路器应定期进行机械特性试验，测试其行程曲线是否符合厂家标准曲线要求。

各电厂应根据断路器运行年限和操作次数合理安排断路器的维修保养和灭弧室检修工作。① 某电厂220kV升压站内的断路器设备运行年限较长，部分设备已接近30年，无法采购备品备件，且设备构架腐蚀严重，建议厂内可对此升压站进行评估规划，若今后长期运行，应当更换部分老旧设备，若短期运行，需加强运行监测，缩短预试周期;② 某电厂220kV升压站断路器为ABB产品，运行至今已有22年，建议打开断路器的灭弧室进行检查，重点检查承受过短路电流的断路器，由于该产品为瑞士ABB制造，备品备件可能较少，建议返回ABB原厂进行解体检查。厂前段400V低压柜为敞开式，存在运检安全隐患，且设备运行年限长，建议更换为抽屉式开关。

加强断路器操作机构的检查维护，保证机构箱密封良好，防雨、防尘、通风、防潮等性能良好，并保持内部干燥清洁。加强开关设备外绝缘的清扫或采取相应的防污闪措施，当并网断路器断口外绝缘积雪、严重积污时不得进行启机并网操作

(3)隔离开关

加强对隔离开关导电部分、转动部分、操作机构、瓷绝缘子等的检查，防止机械卡涩、触头过热、绝缘子断裂等故障的发生。隔离开关各运动部位宜采用性能良好的润滑脂进行润滑。为预防隔离开关运行中“自动脱落分闸”，在检修中应检查操作机构蜗轮、蜗杆的啮合情况，确认没有倒转现象;检查并确认刀闸主拐臂调整应过死点;检查平衡弹簧的张力应合适。现场检查发现个别电厂的隔离开关操作机构连杆锈蚀严重，建议尽快进行更换处理

定期用红外测温设备检查隔离开关设备的接头、导电部分，特别是在重负荷或高温期间，加强对运行设备温升的监视，发现问题应及时采取措施。在运行巡视时，应注意隔离开关、母线支柱绝缘子瓷件及法兰无裂纹，夜间巡视时应注意瓷件无异常电晕现象。

对新安装的隔离开关，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年对隔离开关中间法兰和根部进行无损探伤。。各电厂应重视110kV及以上变电站设备交接时的超声波探伤检测，建议按照反措和Q/GDW-10-394-2008《瓷支柱绝缘子及瓷套超声波检验技术导则》规范要求，定期对厂内隔离刀闸支柱绝缘子进行检查，防止绝缘子断裂引起母线事故。

2.3.5 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。

(1)避雷器

各电厂应严格按照反措和规程要求对避雷器进行相关的预防性试验，对金属氧化物避雷器，必须坚持在运行中按规程要求进行带电试验，当发现异常情况时，应及时查明原因。35kV及以上电压等级金属氧化物避雷器可用带电测试替代定期停电试验，但500kV金属氧化物避雷器应3-5年进行一次停电试验。各电厂应严格遵守避雷器交流泄漏电流测试周期，雷雨季节前后各测量一次，测试数据应包括全电流及阻性电流。大部分电厂均在今年迎峰度夏前开展了避雷器带电测试，仅个别电厂因仪器设备原因未开展此项工作。

按照《江苏省电力设备交接和预防性试验规程》中的要求：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。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%。测量直流参考电压U1mA和0.75倍直流参考电压下的泄漏电流I0.75U1mA，U1mA初值差≤±5%且不低于GB 11032-2010《交流无间隙金属氧化物避雷器》中的规定值，I0.75U1mA初值差≤ 30%或≤ 50μA。规范开展此项试验，及时发现避雷器阀片的老化征兆。

110kV及以上电压等级避雷器应安装交流泄漏电流在线监测表计。对已安装在线监测表计的避雷器，有人值班的变电站每天至少巡视一次，每半月记录一次，并加强数据分析。现场检查发现避雷器泄漏电流表主要存在以下问题：① 现场检查发现某电厂2号主变避雷器B相、C相泄漏电流表内部凝露受潮，易引起表计指针卡涩，外壳有不同程度锈蚀，虽厂内已对表计进行密封处理，但效果不佳，建议更换质量较好的产品;② 个别电厂泄漏电流表距地面约2.5米的位置，不便于观察，巡检人员需用望远镜才能观察，若表盘脏污或受潮进水后，则无法看清读数，建议将避雷器泄漏电流表下移，安装在巡检人员易观察的位置。今年5月某电厂启备变220kV避雷器C相发生爆炸，其原因是避雷器阀片受潮，但该厂没按要求严格开展避雷器带电测试，且泄漏电流表计受潮严重，未能有效监测泄漏电流的变化，及时发现设备存在的隐患。

大部分电厂均能按照每天巡视不少于1次的要求对避雷器的异常声响和异常现象认真巡视，在夏季雷雨季节前后进行特巡，并记录泄漏电流及避雷器动作次数的数据，避雷器动作次数发现增长后运行要明确专人、及时开展原因分析。为了更好对避雷器进行监督管理。某电厂现场检查发现出线避雷器计数器A相为15，B相为21、C相为30，查阅运行记录，避雷器未发生动作，而是避雷器计数器试验造成计数不一致，建议试验后将计数器末位全部调整至“0”。建立避雷器动作计数器的跟踪分析制度，避雷器有动作计数差异时应有原因分析、跟踪调查，查明动作原因，并在下次避雷器检修时重点检查。

(2)防雷接地

在新建工程设计中，校验接地引下线热稳定所用电流应不小于远期可能出现的最大值，有条件地区可按照断路器额定开断电流考核;接地装置接地体的截面面积不小于连接至该接地装置接地引下线截面面积的75%。并提出接地装置的热稳定容量计算报告。接地装置的焊接质量必须符合有关规定要求，各设备与主接地网的连接必须可靠，扩建接地网与原接地网间应为多点连接。接地线与接地极的连接应用焊接，接地线与电气设备的连接可用螺栓或者焊接，用螺栓连接时应设防松螺母或防松垫片。变压器中性点应有两根与接地网主网格的不同边连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。主设备及设备架构等宜有两根与主接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。连接引线应便于定期进行检查测试。

部分电厂未开展一次设备接地导通试验和接地网参数测量，建议按照有关规程定期开展试验。部分电厂全厂接地网接地阻抗试验已到周期，计划年底前完成该项试验。建议尽快进行该项试验。根据规程规定，大型接地网6年应进行地网接地电阻测试。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，应按照《电气设备交接和预防性试验规程》要求和周期，选择有资质的单位完成接地网测试工作。项目包括：变电站对地最大短路故障电流计算，接地阻抗测试，接触电势测试，跨步电势测试，接地引下线导通测试，接地装置热稳定校验。

为防止设备接地不良造成事故，规程及反措除要求10年开挖检查外，还要求定期开展设备引下线与地网的导通测试。有的电厂基础沉降严重，应对沉降严重问题，更应加强开挖检查。部分电厂采用万用表及接地摇表，受分辨率限制，无法发现导通试验中存在问题。为保证测试有效性，应采用直流电阻测试仪或专用测试仪。电厂地网属大型地网，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。现场检查发现某电厂升压站，部分支座、构架锈蚀，且接地扁铁未涂刷黄绿间隔的专用接地标识，建议尽快处理。

国家电网公司《预防110(66)千伏及以上变电站断路雷击事故技术措施》要求在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。为了避免多次雷击造成开关重合过程中引发击穿事故，建议电厂在220kV线路加装出线避雷器。

2.3.6 互感器

各电厂的升压站电压互感器一般为电容式;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、二次绕组布置型式看，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。

(1)电压互感器

应按照有关规程定期开展试验，有的电厂需要尽快购买相关测试仪器开展测量工作，在测试仪器未购置前，可考虑将相关试验外委。虽然部分电厂的PT预防性试验开展了机端电压互感器的空载电流测试和伏安特性比对，但PT的空载电流测试方法不规范，主要表现在：施加电压达不到规程的要求，发电机机端PT的空载电流测试(中性点有效接地系统)应施加到 ，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 电压下，空载电流不大于额定电压下空载电流的10倍。

由于机端互感器对发电机的安全运行非常重要，建议加强技改过程的监督，在互感器制造厂开展机端PT的出厂验收试验，特别是PT的出厂局放和感应耐压试验的监督，并确保运输和安装过程中不要发生碰撞。有关单位应及时开展相关试验，及时发现内部存在的放电缺陷，避免了设备事故的发生。

对电容式电压互感器(CVT)，要求制造厂在出厂时进行0.8Un、1.0Un、1.2Un及1.5Un的铁磁谐振试验。运行中定期监测电压互感器的二次电压，发现二次电压的异常变化，要及时分析处理。部分电厂的互感器存在渗漏油(气)的现象。对于严重渗漏油(气)的电压互感器，应尽快安排技术改造，消除渗漏油(气)缺陷。如：将电压互感器的密封圈更换为优质耐用的密封圈;将二次端子板更换为环氧树脂浇注一次成型的端子板等。

(2)电流互感器

对新投运的220kV及以上电压等级电流互感器，1～2年内应取油样进行油色谱、微水分析;对于厂家明确要求不取油样的产品，确需取样或补油时应由制造厂配合进行。某电厂检查时发现，根据19H3CT在2016年5月和10月的油色谱分析结果来看，三相中均有少量乙炔，最高值为1.7μL/L，接近注意值2μL/L，考虑CT为少油设备，建议按照1年的周期开展油色谱跟踪分析。

运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况。对运行中渗漏油的互感器，应根据情况限期处理，必要时进行油样分析，对于含水量异常的互感器要加强监视或进行油处理。油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元漏油的应立即停止运行。某电厂一台线路CT发生漏油现象，经取油样进行油色谱分析检测后，微水含量偏高，其它数据指标正常，怀疑放油阀处密封圈老化，待明年检修处理。如运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖，应立即退出运行。某电厂2015年试验报告中4942线路CT介损试验数据三相差别较大，A、B相比C相大约5倍，建议加强试验数据的审查，对同型号设备同一试验项目数据差别大要进行分析判断，提高试验的准确性。

不少电厂对电气一次设备外绝缘采用硅橡胶复合绝缘的开展了憎水性检查，取得了较好的效果，其余电厂均应该学习相关标准，规范定期开展憎水性检查，防止复合绝缘失效造成事故。对外绝缘采用硅橡胶复合绝缘的互感器，为保证复合绝缘设备的绝缘性能，应定期进行表面憎水性检查，防止复合绝缘失效造成外绝缘事故。

2.3.7 外绝缘

今年冬季，全国笼罩在一片雾霾之中。京津冀、山东、河南等华北大部分地区遭遇了最严重、范围最大的雾霾污染过程。江苏地区也未幸免，徐州、苏州、淮安和盐城4市达重度污染，其他城市以中度污染为主，且空气污染将进一步加重，满足《江苏省重污染天气应急预案》蓝色预警的启动条件。

面对此复杂环境，江苏地区防污闪工作形势越来越严峻。新建和扩建输变电设备应依据最新版污区分布图进行外绝缘配置。中重污区的外绝缘配置宜采用硅橡胶类防污闪产品，包括线路复合绝缘子、支柱复合绝缘子、复合套管、瓷绝缘子(含悬式绝缘子、支柱绝缘子及套管)和玻璃绝缘子表面喷涂防污闪涂料等。选站时应避让d、e级污区;如不能避让，变电站(含升压站)宜采用GIS、HGIS设备或全户内变电站。

从此次检查结果来看，大部分电厂均能严格执行《江苏电网污区分布图(2013版)》，加强防污闪管理，重视设备外绝缘水平的检查与校核，采取清扫、调爬、喷涂RTV涂料等综合措施，切实有效地防止污闪事故发生。但仍需加强RTV涂料入网检测和施工监督、定期开展绝缘子测零和规范空挂绝缘子盐密、灰密测试。

(1)等值盐密、灰密测量

多数电厂已经开展了饱和盐密测试工作，但规范性还有待提高，主要问题有：

现场检查发现空挂绝缘子串悬挂位置较低，建议提高空挂绝缘子串悬挂高度。

‚升压站空挂绝缘子使用的是钟罩型绝缘子，建议将空挂绝缘子更换为与线路同型号绝缘子。

ƒ外绝缘等值盐密、灰密检测取样时不宜在复合套管表面进行，会破坏复合材料的憎水性，建议将空挂绝缘子串悬挂至适宜高度进行取样检测。

规范要求为：

参照悬式绝缘子串片数不够，参照悬式绝缘子串悬挂不规范。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。建议参照国家电网公司Q/GDW152-2006《电力系统污区分级与外绝缘选择标准》规范开展。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。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。

‚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，盐密测量应在当地积污最重的时期进行，等值盐密的测量时间一般选取枯雨季节结束时，对我省来说，应在12月至2月。在下雨后的半个月内不得进行等值盐密测量。

现场污秽度的测试是防污闪工作的基础，只有做好了现场盐密、灰密的测试，准确掌握本厂升压站实际污染情况，才能指导防污闪工作的有效开展，做到防患于未然。部分电厂的盐密测试周期偏长，也应该及时开展盐密测试。部分电厂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，防止污闪事故的发生。

(2)PRTV涂料入网抽样检测

部分电厂对外绝缘配置水平较低的设备采取表面喷涂RTV涂料的措施提升外绝缘水平，但市场上RTV涂料厂家很多，质量良莠不齐，建议在招标过程中，选用生产规模大、有施工资质且在江苏市场得以良好应用的涂料厂家。RTV涂料喷涂前应由电厂人员现场抽样送至检测机构进行抽样检测试验，将监督关口前移，避免因产品质量问题反而降低设备的外绝缘性能。今年省内多家电厂开展PRTV涂料喷涂工作，喷涂前在均将涂料进行抽样送检，发现了若干批次不合格的产品，如涂层开裂、阻燃性差等问题，有效遏制不合格产品进入江苏市场。施工的质量对RTV涂料的防污闪效果也非常重要，建议选用有资质且有固定施工队伍的涂料厂家。施工前应做好表面清洁，喷涂工作应严格按DL/T627-2012《绝缘子用常温固化硅橡胶防污闪涂料》工艺要求执行，喷涂厚度不小于0.3mm。某电厂220kV升压站运行年限较长，外绝缘配置裕度不足，目前已对现已对部分设备喷涂PRTV涂料，效果良好，建议结合停电机会对剩余设备进行喷涂，并做好涂料质量管控。不少电厂进行了RTV喷涂，建议按照标准要求，对喷涂RTV涂料之后的外绝缘定期开展憎水性检测，判断硅橡胶绝缘的老化水平。

(3)绝缘子测零

加强零值、低值瓷绝缘子的检测，及时更换自爆玻璃绝缘子及零、低值瓷绝缘子。部分电厂未定期开展绝缘子测零工作，建议应按照规程要求开展悬式绝缘子低零值测试，判断绝缘子的劣化情况。部分电厂测零工作也存在超周期的问题，某电厂110kV升压站已运行29年，零值绝缘子检测又超周期，母线短路的风险增大，建议与供电公司联系，尽快进行检测，或停运。虽然个别电厂对升压站悬式瓷瓶开展了紫外检测，但该检测不能检出零值或低值瓷瓶，建议开展零值瓷瓶检测。对绝缘子定期进行测零工作，少数单位由于绝缘子测零工作开展有难度，制定了绝缘子定期更换规定，同样取得了较好效果。

不少电厂将外绝缘爬电比距低于2.8cm/kV的设备或不满足污区等级的设备进行调爬措施，加强设备清扫工作，做到逢停必扫，有效防止污闪事故发生。

2.3.8 带电检测

带电检测工作是今年的重点工作之一，迎峰度夏期间，通过红外、紫外、暂态地电波、超声局放等带电检测方法的综合应用，可以有效的发现设备存在的潜伏性故障，及时消除隐患，保障设备在高温、高负荷下可靠运行。

暂态地电波测试是近年来开展的一个新项目，各电厂6kV开关柜的数量较多，因此缺陷和故障也是电厂的常见问题。根据二十五项反措13.3.11要求定期开展开关柜超声波局部放电检测、暂态地电压检测，及早发现开关柜内绝缘缺陷。部分电厂已对运行年限较长的6kV开关柜进行超声波局部放电检测、暂态地电压检测，发现了少数开关柜内部的一些放电性缺陷，避免了缺陷劣化发展，经处理复测已正常投运。

红外测温是电气设备运行监视的一项重要手段，绝大多数电厂每年都能按照规定对220kV以上设备进行红外测温，对于重要设备或高负荷设备，大部分电厂缩短了红外检测周期并采取了精确测温的方法。根据《检查大纲》和《省公司反措》要求，变压器、高压断路器、隔离开关、氧化锌避雷器等设备均需定期开展红外检测，还应开展变压器低压侧封母的红外检测。如有条件，可以扩大红外检测范围，如电缆终端头、电缆密集交汇点、干式变压器、变压器端子箱等。

从检查情况来看，少数电厂的红外仪没有定期送校，建议按照周期完成设备的校验工作，保证设备的测量准确度。个别电厂没有购置红外仪或仪器已无法正常使用，为及时判断设备的状态，建议及时购置新的红外成像仪。少数电厂在红外仪的使用、设备维护、红外管理和检测人员水平等方面还有待提高。

各电厂在设备带电检测诊断中广泛应用紫外检测技术，取得了良好的效果。紫外成像技术可及时发现电晕放电、表面局部放电特性和设备外绝缘状态和污秽程度，并能够较明确的给出故障的属性、部位和严重程度。

各电厂应特别重视500kV设备的运行情况，每年应至少开展一次紫外检测;运行环境恶劣或老化严重的设备可适当缩短周期;重要的新建、扩建和大修的带电设备宜在投运后1个月内进行检测;特殊情况下，如带电设备出现电晕放电声异常、冰雪天气(特别是冻雨)、污秽严重且大气湿度大于90%，宜及时检测。应按照DL/T 345-2010《带电设备紫外诊断技术应用导则》中要求，加强紫外检测的管理工作。紫外检测的记录和诊断报告应详细、全面并妥善保管，报告中应包含使用仪器的型号、检测日期、检测环境条件、检测地点、检测人员、设备名称、缺陷部位、诊断结果及处理意见等内容。对记录的数据和图像应及时编号存档，诊断结论和处理结果应登记在案，缺陷和异常应及时上报，逐步建立紫外检测台账。

2.4 绝缘监督管理

总的来看，各电厂均能够较好执行反措、标准、规范要求，按照技术监督管理规定开展电气一次设备的技术监督工作，被监督设备运行情况总体良好。但在预试管理、报告分析、技术经验总结及设备台账管理方面仍有待加强。

2.4.1 台账管理

绝缘技术监督台帐的建立是技术管理形成体系的重要一环。为加强对电网安全影响较大的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。建议增加检修记录、异动消缺记录、试验报告、监督学习记录内容。

对于主设备的重大缺陷或检修中发现的重要问题，应有专人对故障发生的经过、原因、处理措施、经验总结进行文字和图片记录，形成分析报告，作为今后厂内绝缘监督培训学习的宝贵资料。部分电厂对发现的问题、异常数据的试验报告重视不够，头痛医头、脚痛医脚，不能深入分析故障的本质，彻底解决根本问题。相关专业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。某电厂虽然生产管理系统中对检查和消缺的记录有所改进，但有的记录很详细，有的记录比较简单，还需进一步统一和规范化，明确记录项目。

部分有新建或扩建机组的电厂，应从开始就做好绝缘监督资料的整理和归档故障，特别是主要设备的技术文件协议、出厂试验报告、交接试验报告等文件资料，这些都是今后评价设备健康状况的重要依据，需妥善保管，原版文件宜在厂内档案室存档。

2.4.2 预试管理

省内大部分电厂的检修预试工作均采取外委的方式完成，每年通过招标确定预试队伍，这就存在试验单位不固定，试验人员不固定、试验设备不固定的问题，也给历次试验数据的对比分析带来了诸多不确定因素，这样会造成检修预试的质量大幅下降。本次检查中发现个别电厂检修预试单位换的非常频繁，导致试验数据的差异较大，报告格式各不相同，给绝缘监督管理带来了很大困难。建议电厂应严把预试质量管，加强对外包队伍资质、能力、素质的审核，尽量选择责任心强的外委试验队伍。试验全过程中电厂绝缘专职应做到全过程质量监督，对试验结果及时分析比较，不放过试验中的任何异常情况。试验结束后，应对外委单位的试验报告格式、内容、数据分析提出要求，按照电厂的模板进行报告的统一管理。

检查试验报告发现，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。试验报告缺少与以往试验数据的比较，在试验报告中增加与历史数值的比较。缺少电容量变化量参数，直流电阻相间不平衡率，避雷器U1mA、I0.75U1mA、阻性电流的与初值变化比较，建议完善试验报告，提高试验报告规范性。检查某电厂今年3号、4号发电机检修报告发现，发电机定子绕组绝缘电阻值为均“200+G”，查阅出厂报告值为“6.1G”建议选用量程合适的仪器进行测试，加强对外委试验单位的管控，及时发现报告中异常的数据。建议完善试验报告格式，按照预防性试验规程的要求和厂里的规定，统一试验报告格式，在试验报告中增加试验数据与初值、历史数值的比较，增加判断标准和相对变化量等数据，以加强对绝缘劣化程度的监督。

2.4.3 队伍管理

各电厂应重视专业人员梯队的建设，考虑绝缘专业工作的可持续发展。个别电厂从事绝缘监督人员不足，既要从事监督工作又要去现场从事具体检修工作，因此绝缘监督工作常常处于应付状态。个别电厂专职人员年龄偏大，存在人员断档问题，工作无人接替，无法参加省内绝缘监督会议及培训学习。部分电厂人员培训缺乏，对于新知识的掌握不能适应设备技术发展和维护需要。有关人员应加强规程及设备结构的学习，提高电气试验的理论知识和专业水平，对于新进大学生应加快培养节奏，尽早熟悉设备，掌握预试方法。建议全体绝缘监督网络成员积极参加省绝缘技术监督网络的会议和活动，交流经验、吸取教训，并将技术监督动态和培训会议资料及时下发到班组，供专业人员学习交流。

2.4.4 仪器管理

少数电厂在仪器设备送检、校验等方面工作不够重视，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。检查高压试验设备发现，仪器上未贴检验合格证，未标明使用有效期，个别设备未校验，建议加强仪器设备的送检管理工作。个别电厂检修规程对于设备预试周期规定不具体，检修规程中缺少部分设备的检修周期，检修规程中部分章节缺少设备参数。建议按照统一格式完善检修规程，标明相关的试验项目。

2.5 新能源技术监督

截止2016年底，省内风电场已有30余家，风力发电机组总装机容量已超过500万千瓦，在总装机容量中的占比越来越大。本次迎峰度冬技术监督检查抽查了省内徐州和高邮的两家风电场，绝缘监督中还存在一些共性问题：

2.5.1 风电场运行环境不佳，应重视防腐及防外绝缘闪络。

徐州风电场周边污染较严重，应重视防污闪工作，污染物易与降水混合形成酸雨，现场检查个别螺栓已锈蚀，建议在日常运维中加强防腐工作;高邮风电场风力发电机在冬季低温条件下运行时，遇到雨水、雾、冰雪天气时，风机叶片会形成覆冰，对机组的正常运行产生危害，建议在寒冬季节做好风机设备覆冰的巡视工作，采取相关措施，保证运行安全。

2.5.2 对设备台账管理不到位，报告审核不严格。

两家风电场一次设备运行刚满一年，均未开展首次检修。但检查设备台账发现，部分设备资料交接资料不全，参考标准不是最新版本，且没有严格按照交接审核制度进行报告审批。建议在交接后做好设备台账的建立与管理工作，按照绝缘监督的要求开展工作，定期开展一次设备的预防性试验，妥善保存每次预试报告，做好数据分析工作。

2.5.3 监督人员配置薄弱，应加强梯队建设。

风电场的设备及运行检修的复杂程度虽相较火电厂简单一些，但人员配置应有专职人员进行相关专业的管理。个别风电场一人身兼多个专业管理，且多为年轻人员，需加强专业知识的学习和技术能力的锻炼，建议应配置一些有经验的人员，以老带新加强梯队建设。

3 继电保护专业

3.1 总体情况

各并网统调电厂机组整体运行情况良好，各厂继电保护专业技术监督负责人均认真执行上级调度部门，确保各厂二次保护设备及自动装置性能正常，各机组能正确执行调频调压指令，并且按负荷曲线、电压曲线及时调整发电机有功、无功负荷，确保电能质量合格，满足电网稳定运行。各类设备主保护及自动装置投入率连年保持100%，电压合格率100%，励磁系统及AVC投运率100%;保护正确动作率较去年同期略有下降;由于受停电条件等情况制约，定检完成率尚未达到100%。

3.2 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。

3.2.1 江苏国华陈家港发电有限公司

(1)认真执行25项反措等，加强电气二次设备隐患排查及保护装置劣化趋势分析，总结了针对不同设备的检修维护策略。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。

(2)技术问题整改闭环管理体系较完善、台帐细致全面。能够做到及时消缺;技术方案、技术措施完善，进一步强化了过程管控。

3.2.2 江苏华电吴江热电有限公司

继电保护专业平时针对机组运行期间所显露出来的缺陷进行主动消缺工作。重点加强保护安评、技术监督整改工作，有序开展巡查。

(1)建立健全继电保护及自动装置监督技术资料、图纸管理、保护软件管理记录，并实行动态管理，加强继电保护及自动装置技术监督管理微机化。

(2)认真结合现场缺陷，制定反措计划，做好设备治理，增强设备可靠性。及时汇报重大设备事故或缺陷，并分析原因，制定对策，防止重复性事故发生。

3.2.3 江阴苏龙热电有限公司

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，电气二次专业针对设备的劣化趋势进行分析，制定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。

2016年进行的主要技改项目如下：

(1)按照有关规程及反措要求完成了三期220kV母差保护的更换改造。从设备选型、图纸设计、现场施工、保护调试、投运检查进行了全过程跟踪及监督检查验收，按六统一要求改造了2条线路保护的启动失灵回路，完全满足双重化要求，并将结合机组及公用设备大修进行设备改造，将发变组保护启动失灵回路进行改造，使其同样满足反措的双重化要求。

(2)完成了全公司绝缘监测装置更换改造工作，各台机组更换带延时直流空开完成了直流系统级差配合。

目前正在开展的技改工作有：1号发电机、1号主变、1号高厂变保护，1、2号机组自动励磁调节装置(AVR)及UPS更换、改造、调试与投运工作;夏运4563、4564线保护的更换改造。计划于2017年度进行5号机组的AVR技改工作。

3.2.4 苏州蓝天燃气热电有限公司

按照国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》第22.2.3.22.1条要求：“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。”由于苏南地区雨水较多，部分电厂因运维不善，存在就地端子箱内中间继电器的接线端子锈蚀严重情况;个别电厂的升压站就地端子箱因未设置加热器且密封不严，箱内结露造成动力电源短路自燃故障。因此，需要做好箱体的防潮、防尘及电缆孔洞封堵工作。本厂在升压站就地端子箱的防潮、防尘及电缆孔洞封堵方面采取了一些很好的措施，值得推广应用。为防止雨水进入箱体内，在箱体顶部加装了防雨罩;为防止人为造成的箱体关闭不严等问题，在柜门处加装了紧固插销。

3.2.5 国电谏壁发电厂

(1)针对13、14号机组轴电压经常性偏高问题，经过认真分析及仔细排查，发现在轴电压检测回路存在多点接地问题，处理后轴电压检测正常。

(2)9号机组装设了发电机裂相横差保护(PCS-985型)，有效地保障了发电机组的安全稳定运行，目前机组运行状况良好。

3.3 本次检查发现的主要问题和整改建议

3.3.1 专业管理

大部分电厂均建立了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，在技术监督日常工作中严格遵照《继电保护及安全自动装置监督管理标准》等要求进行。但部分电厂存在未贴合本厂实际对《继电保护及安全自动装置监督管理标准》进行修订。另外大部分电厂管理文件还存在体系不完整、内容不齐全等情况，如缺少《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》等支撑性管理文件。

目前部分老电厂进入设备改造或者扩建阶段，继电保护检测仪器、仪表应统筹考虑，并且根据现场情况梳理继电保护台账。并且技改的施工图纸应在工程结束后及时对照现场情况，联合设计、施工、调试等单位共同确认出具竣工图纸。目前已经出现数起现场试验时图纸与现场不一致造成事故的情况。

大部分电厂继电保护专业以年轻人员为主，承担全厂及外围二次系统的维护、检修工作。应加强二次人员的系统培训工作，完善梯队建设，制定人员培训计划以及后备人才培养计划，可以采取送至调试单位随工培养的方式，快速提升有关人员的调试水平，增长调试经验，从而进一步提高运维能力。

3.3.2 运行管理

大部分电厂保护设备以及就地设备均有规范命名，需要注意的是现场标牌应与运行操作票中的设备命名以及运行规范中的命名一致，尤其外单位人员参与或者组织检修时应由厂内人员带领至检修区域，对工作内容以及范围进行宣告，检修负责人确认无误后方可进行工作，厂内人员在检修期间应全程陪同。

绝大部分电厂保护班组均严格执行缺陷管理制度，对于缺陷记录能做到及时跟踪和消除，建议建立设备健康台账，将缺陷记录、运行期限、消缺情况、校验参数等情况登记记录，可对设备健康水平进行评估，方便制定改造计划。

大部分电厂保护及自动装置屏前后空开、压板、切换把手等设备进行了命名。但需要注意的是：(1)相关命名应无遗留，且定义正确无歧义，如涉及调度命名的应保持一致，符合运行人员操作习惯;(2)屏内网线、通讯线、通讯尾纤应标明去向和本侧端口号，防止误操作和误接入;(3)电缆铭牌应及时维护，防止吊牌脱落或者挂牌与电缆走向不一致的情况;(4)压板、把手、空开、屏正面继电器、屏正面操作箱指示灯均应设置恰当的标识，方便辨识和运行维护。

受雾霾气候以及江苏地区特殊时期气候影响，就地端子箱箱内积灰情况较往年比情况更为严重，建议对现场条件恶劣的户外端子箱在检修时及时清扫，尤其是端子排以及电子元器件外壳附近灰尘采用吸尘器进行彻底清除，对于屏内使用的电磁型继电器应定期检查，接触电阻过大的应进行更换。

就地端子箱内锈蚀情况也需引起进一步重视，按照国能安全〔2014〕161号文《防止电力生产事故的二十五项重点要求》第22.2.3.22.1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。”根据现场检查结果，多种原因同时作用比较容易诱发端子排锈蚀。一是易结露天气或者区域，尤其是沿海、沿江电厂;二是就地端子箱结构不佳，容易引起屏内潮湿;三是就地端子箱由于施工或者维护不到位，存在封堵不严的情况;四是屏内未安装加热器或者除湿器。建议各电厂应结合检修进行进一步排查与检测，对锈蚀严重的接线端子应及时处理或更换，并应加强维护与巡查，做好箱体的防潮、防尘及除湿工作。

3.3.3 升压站保护、自动装置及其附属设备

升压站装置若已运行超过12年，根据国家能源局〔2014〕161号文《防止电力生产事故的二十五项重点要求》第18.10.10条“微机保护装置的开关电源模件宜在运行6年后予以更换。”建议尽快采购备品备件，结合检修更换电源模件。

母差保护：部分电厂220kV升压站母线保护未实现双重化配置，按照《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》(修订版)中第15.2.1.8条及国能安全〔2014〕161号文《防止电力生产事故的二十五项重点要求》第18.4.2条要求“除终端负荷变电站外，220 kV及以上电压等级变电站的母线保护应按双重化配置。”建议按照有关要求配置，在有条件情况下进行母差保护整体改造。母差保护改造时应制定详细的技术方案和改造措施，同时完善失灵回路，保证母差保护改造后符合国网“六统一”最新要求。

按照华东调通继【2011】58号文“华东电网2011年继电保护专业会议纪要”有关要求：努力实现“十二五”末期华东500kV保护微机化率达到100%的目标。ABB的REB103母差保护装置属于非微机型保护，且ABB的REB103母差保护装置在4年多前已经全面停产，目前备品备件及售后服务均存在一定问题;另外，华东电网内此类型母差保护装置大部分已经换型完毕。因此，建议个别电厂尽快开展换型改造工作。

线路保护：按照DL/T 364-2010《光纤通道传输保护信息通用技术条件》第6.3条要求线路差动保护装置中通道时延、通道异常时间、误帧数、丢帧数应日常巡视检测。建议电厂在新建或者检修后定时对保护装置内相关参数进行记录，保证投运后设备的运行稳定。

目前大部分电厂升压站出线为光纤差动保护，光纤差动保护较以往高频纵联保护可靠性更高，动作更快速、维护量更小，但各厂保护专业对其重视程度不高，对新建、定检及通信通道调整后的测试应符合DL/T 364-2010《光纤通道传输保护信息通用技术条件》的要求。

按照国网以及省调要求，使用开关本体的三相不一致以及防跳回路，保护中的三相不一致、操作箱中的防跳均需要取消。500kV断路器三相不一致时间带重合闸功能的取2.5秒，不带重合闸功能的取0.5秒;220kV断路器三相不一致时间带重合闸功能的(单相重合闸)取线路单相重合闸时间+1秒，不带重合闸功能的取0.6秒。另外三相不一致属于电气量保护，发变组保护中三相不一致保护动作后应启动开关失灵。

开关保护：对于220kV、500kV不同电压等级的升压站而言，开关保护的功能和回路截然不同。特别是220kV电压等级的开关保护功能随着“六统一”的要求发生了重大改变，故在升压站母差、线路保护改造时尤其要予以重视，应委托有资质的设计、施工、调试部门进行技改工作。六统一前开关保护作为失灵的重要判别装置，六统一后开关保护只保留充电过流功能，其失灵逻辑由母差保护进行判别。

按照DL/1349-2014《断路器保护装置通用技术条件》第4.6.4条“失灵保护判别元件的动作时间和返回时间均不应大于20ms。大部份电厂失灵保护判别元件的动作及返回时间均未进行测试，建议结合检修时进行相关测试，测试时可利用启动失灵接点作为回收接点进行测试。

按照DL/1349-2014《断路器保护装置通用技术条件》第4.6.6条“重合闸应具有断路器操作压力降低闭锁重合闸的接入回路”，少数设计院采用断路器SF6气体压力低作为闭锁重合闸的开入接点而非断路器操作压力，建议电厂按照要求对闭锁回路重新选取相应接点。

保信子站及故录：按照省调控中心的有关要求，各统调电厂应加强保信子站、故障录波器维护工作。目前部分本厂保信子站、故障录波器存在如下问题：(1)未装设保信子站，或保信子站存在故障无法启动;(2)保信子站未接入所有保护设备，或保信子站与少数设备通讯不畅，无法调用相关信息;(3)保信子站与调度主站无法通讯，调度主站无法调取厂站侧相关信息;(4)故障录波器对时系统不正确，故障时动作顺序无法确定;(5)故障录波器通道配置不正确，应按照《防止电力生产事故的二十五项重点要求》、《华东电网故障录波器技术准则》等规程要求接入相关通道;(6)故障录波器与调度主站通讯不畅，调度主站无法调取故障录波器报文信号;(7)按照华东网调“关于对南京航天银山电气有限公司YS-89A型故障录波器家族性缺陷进行反措的通知(调分中心〔2015〕38号)”要求联系银山厂家对有关故障录波器进行检测和程序升级。建议加强与省调或地调联系，并结合检修按时将保护信息管理机及故障录波器接入省调或地调主站系统。

对时系统：按照《国调中心关于加强电力系统时间同步运行管理工作的通知》(调自〔2013〕82号文)以及江苏电力调度控制中心“电调〔2014〕74号文”有关要求，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)，需要在2014年12月31日前完成整改。目前大部分电厂已经建立或者实施整改计划，但仍有少部分电厂尚未开始相关整改工作。部分电厂二次保护设备、自动装置同步时钟没有实现同步，各装置的时钟不一致，不利于故障分析，应尽快查明原因并完善;另外，建议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》的要求进行同步时钟的技术管理以及时钟精度的测试，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。

3.3.4 发变组保护

《国家电网公司发电厂重大反事故措施(试行)》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GB 14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》第4.2.17条要求：“对300MW及以上汽轮发电机、发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消失等异常运行方式，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;并且目前大型机组的转子接地保护配置宜采取两段式一点接地保护，高定值段报警，低定值段跳闸。按照《DL/T 684-2012大型发电机变压器继电保护整定计算导则》第4.4条：“励磁绕组及其相连的回路，当它发生一点接地故障并不产生严重后果，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。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。目前全省大型机组的转子接地保护配置原则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，主要是考虑到发电机励磁回路绝缘破坏会迅速引起转子绕组匝间短路、励磁回路一点接地故障及两点接地故障。按照DL/T 684-2012《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》要求：高定值段10～30kΩ，低定值段0.5～10kΩ，动作时限一般为5～10s。目前部分电厂的转子接地保护配置上满足大型机组的要求，但两段转子接地保护定值(如5kΩ、2kΩ，20s)建议按照有关规程要求进行优化，并编制在发生转子一点接地报警后相应的检修与运行处理措施。

按照国家能源局国能安全〔2014〕161号文《防止电力生产事故的二十五项重点要求》第18.6.20条要求“300MW及以上容量发电机应配置起、停机保护及断路器断口闪络保护。”另外误上电和起、停机保护需要加装功能投退压板，对于国外保护如GE、ABB发变组保护误上电和起、停机保护功能压板在并网(解列)后应要求运行人员按照运行规程要求手动退出(投入)，防止保护误动跳机;而国内保护如南瑞继保PCS985系列误上电和起、停机保护功能虽然按照DL/T 671-2010《发电机变压器保护装置通用技术条件》能够自动投入(退出)，但为防止保护在正常运行时因直流、逻辑、接点异常开入等问题发生误动的可能，建议运行人员在机组并网后手动退出(投入)。

少数电厂没有配置非电量微机保护装置，存在误动跳机风险，不利于机组安全运行。另外按照DL/T 572-2010《电力变压器运行规程》第5.3.6条要求：“有人值班变电所，强油风冷变压器的冷却装置全停，宜投信号;无人值班变电所，条件具备时宜投跳闸”。第5.3.5条要求：“变压器应装设温度保护，当变压器温度过高时，应通过上层油温和绕组温度并联的方式分两级(即低值和高值)动作于信号，且两级信号的设计应能让变电站值班员能够清晰辨别。”故冷却器全停跳闸方式建议电厂综合运行、检修等多方部门进行选择。另外，厂变的干式变保护建议改用两级温度报警方式，避免误动。

少数电厂的失灵保护没有正常投用，应按照国家电网生〔2012〕352号文《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》(修订版)第15.2.11条：“220 kV及以上电压等级变压器、发变组的断路器失灵时应起动断路器失灵保护。并应满足以下要求：15.2.11.1 双母线接线变电站的断路器失灵保护的电流判别元件应采用相电流、零序电流和负序电流按‘或逻辑’构成，在保护跳闸接点和电流判别元件同时动作时去解除复合电压闭锁，故障电流切断、保护收回跳闸命令后应重新闭锁断路器失灵保护。”等有关要求进行完善。

目前大部分电厂发变组保护、母差保护等直跳回路根据国家能源局〔2014〕161号文《防止电力生产事故的二十五项重点要求》中第15.7.8条“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。”在保护屏内加装大功率动作继电器，但是在检查中仍发现部分电厂励磁调节器直跳回路继电器动作功率低于5W，仍然存在外部干扰时励磁调节器灭磁造成机组非停的情况，建议结合机组检修尽快整改更换或者加装，同时校验动作功率，防止机组误跳闸。

按照网源协调新颁标准及技术管理的新要求，频率异常保护定值整定需要进一步完善：发电机组低频保护定值可按汽轮机和发电机制造厂有关规定进行整定，低频保护定值应低于系统低频减载的最低一级定值(47.5Hz，0.3s);按GB/T 14285及GB/T 31464-2015《电网运行准则》的规定，汽轮发电机低频保护动作于信号，特殊情况下当低频保护需要跳闸时，保护动作时间可按汽轮发电机制造厂的规定进行整定，但必须符合规定每次允许时间。高频保护宜动作于信号，必要时动作于解列、灭磁或程控跳闸;发电机高频定值高于51.5Hz时动作时限不应低于15s。汽轮机超速保护控制(OPC)应与机组过频保护、电网高频切机装置协调配合，遵循高频切机先于OPC，OPC先于过频保护动作的原则，电网有特殊要求者除外;应考虑OPC 动作特性与电网特性的配合，防止OPC反复动作对电网的扰动。建议有关电厂按照规范要求优化整定值：低频保护整定为低于48.5Hz，且应设有低于47.5Hz的报警或跳闸值;过频保护改为投信。

3.3.5 机组自动装置

功率变送器：随着特高压建设进入江苏，电网发生功率波动现象日益增加。当遇到电网故障及系统倒闸操作时易发生功率波动，特别是造成传统型功率变送器的采样异常。当系统功率波动的同时，影响机组调门调节，加大了功率波动，对一次设备造成冲击。建议开展微机化、智能型功率变送器的相关调研及改造工作。

自动准同期装置：根据国家能源局〔2014〕161号文《防止电力生产事故的二十五项重点要求》第10.9条“防止发电机非同期并网”中的相关规定。对于自动准同期装置而言重要条款如下：(1)微机自动准同期装置应安装独立的同期鉴定闭锁继电器。(2)新投产、大修机组及同期回路(包括电压交流回路、控制直流回路、整步表、自动准同期装置及同期把手等)发生改动或设备更换的机组，在第一次并网前必须进行以下工作：对装置及同期回路进行全面、细致的校核、传动。利用发电机--变压器组带空载母线升压试验，校核同期电压检测二次回路的正确性，并对整步表及同期检定继电器进行实际校核。(3)进行机组假同期试验，试验应包括断路器的手动准同期及自动准同期合闸试验、同期(继电器)闭锁等内容。另外需要注意的是，手动准同期装置更换或者继电器更换后，应在并网前实际对增磁、减磁、增速、减速等指令进行调节试验。

3.3.6 保护配置及二次回路

小部分电厂发变组保护、220kV母差保护、启备变保护未实现双重化配置。按照《国家电网公司发电厂重大反事故措施(试行)》第16.2.1.1条要求：“...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。”;《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》(2012修订版)中第15.2.13条：“100MW 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保护宜采用双重化配置。每套保护均应含有完整的主、后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态，并能作用于跳闸或给出信号。”

另外部分电厂双套保护均跳有关开关的双跳圈，按照国能安全〔2014〕161号文《防止电力生产事故的二十五项重点要求》第18.4.7条：“有关断路器的选型应与保护双重化配置相适应，220kV及以上断路器必须具备双跳闸线圈机构。两套保护装置的跳闸回路应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应。”不符合反措要求，建议结合检修整改。

大部分电厂电压互感器二次接地点在保护室内，就地端子箱内采用二次绕组中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地。按照国能安全〔2014〕161号文《防止电力生产事故的二十五项重点要求》第18.7.3条：“公用电压互感器的二次回路只允许在控制室内有一点接地，为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器等。已在控制室一点接地的电压互感器二次绕组，宜在开关场将二次绕组中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地，其击穿电压峰值应大于30ImaxV(I max为电网接地故障时通过变电站的可能最大接地电流有效值，单位为kA)。应定期检查放电间隙或氧化锌阀片，防止造成电压二次回路多点接地的现象。”部分电厂尚未结合检修定期对击穿保险或者氧化锌阀片使用绝缘摇表进行检测，对于击穿保险建议改用氧化锌阀片，以便于定期校验。

部分电厂保护二次接地不够规范，按照国能安全〔2014〕161号文要求“18.8.2在主控室、保护室柜屏下层的电缆室(或电缆沟道)内，按柜屏布置的方向敷设l00mm2的专用铜排(缆)，将该专用铜排(缆)首末端连接，形成保护室内的等电位接地网。保护室内的等电位接地网与厂、站的主接地网只能存在唯一连接点，连接点位置宜选择在保护室外部电缆沟道的入口处。为保证连接可靠，连接线必须用至少4根以上、截面面积不小于50mm2的铜缆(排)构成共点接地。”建议有关电厂结合检修对升压站、机组保护室进行梳理，按照要求进行接地处理。

电流、电压互感器二次回路一点接地属于保护性接地，防止一、二次绝缘损坏、击穿，导致高电压窜到二次侧，造成人身触电及设备损坏。如果存在两点接地会造成极性、相位错误，从而导致电压互感器二次线圈短路而致烧损，影响保护仪表动作;对电流互感器会造成二次线圈多处短接，使二次电流不能通过保护仪表元件，造成保护拒动，仪表误指示，威胁电力系统安全供电。所以电流、电压互感器二次回路中只能有一点接地。但电流互感器、电压互感器二次回路一点接地点的位置长期存在争议，从安全角度出发，二次回路接地宜放在就地，过电压直接经过开关场地网不需要进入到保护室;从保护角度出发，二次回路接地宜放在保护小室，防止保护动作不正确。结合国能安全〔2014〕161号、国网十八项反措以及GB/T 50976-2014《继电保护及二次回路安装及验收规范》相关条例：(1)对于独立的电流互感器二次回路，微机母线保护、微机主变保护等的电流回路，应在配电装置端子箱处一点接地;(2)对于公用(直接有电气联系)电流互感器二次回路应在相关保护屏内一点接地;(3)独立的电压互感器二次回路宜在配电端子箱内一点接地。

3.3.7 直流系统

目前部分电厂220 kV升压站用直流系统为两电两充配置，按照国能安全〔2014〕161号文《防止电力生产事故的二十五项重点要求》第22.2.3.3条要求：“变电站、发电厂升压站直流系统配置应充分考虑设备检修时的冗余，330kV及以上电压等级变电站、发电厂升压站及重要的220kV变电站、发电厂升压站应采用3台充电、浮充电装置，两组蓄电池组的供电方式。每组蓄电池和充电机应分别接于一段直流母线上，第三台充电装置(备用充电装置)可在两段母线之间切换，任一工作充电装置退出运行时，手动投入第三台充电装置。变电站、发电厂升压站直流电源供电质量应满足微机保护运行要求。”建议在有条件时结合改造完善。

直流充电、浮充电设备在投运后技术指标可能会发生偏移，且对蓄电池性能影响较大。根据国家电网公司文件〔2012〕352号文《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》第5.1.1.13条要求：“新建或改造的变电站选用充电、浮充电装置，应满足稳压精度优于0.5%、稳流精度优于1%、输出电压纹波系数不大于0.5%的技术要求。在用的充电、浮充电装置如不满足上述要求，应逐步更换。”以及“国网二十项反措-国家电网生〔2007〕883_号_国家电网公司发电厂重大反事故措施”第18.3条和《蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》(DL / T 724)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。建议结合机组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。

3.3.8 网源协调

根据江苏电力调度控制中心电调〔2014〕50号文件《江苏电力调度控制中心关于开展并网电厂继电保护定值排查活动的通知》及国家能源局〔2014〕161号文《防止电力生产事故的二十五项重点要求》。各发电厂需开展对设备参数、厂内接线方式和保护定值的全面核查，并依据DL/T 684-2012《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》开展厂内继电保护设备的整定校核，确保本单位整定计算方案正确，涉网保护定值满足电网限额要求，杜绝发生保护不正确动作事故。目前部分电厂已经按照要求提供厂内涉网保护核查报告，仍有部分电厂存在如下问题：(1)各电厂的自查报告中转子过流保护、定子过流保护、失磁保护与低励限制等方面未见详细的推导和计算过程;(2)部分电厂认为保护校核等同于保护装置校验，报告内容不符合要求;(3)并网电厂未根据各电厂的实际按照保护装置特点报送相关定值清单，只是简单照搬附件的模板;(4)鉴于失磁保护定值多是在阻抗平面、导纳平面的定值，低励限制参数则是PQ平面的，校核的基本方法和原则不清，需进行规范等。

根据国能安全〔2014〕161号《防止电力生产事故的二十五项重点要求》第5.1.11条：“并网电厂应根据《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》(DL/T684-2012)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。”目前部分电厂机组主保护及有关厂用系统的保护定值已经投用6年及以上，尚未开展全面校核，建议按照有关规定委托调度认可的单位对所辖设备的整定值进行全面复算和校核。

3.3.9 报告图纸等

校验报告存在部分问题，主要在标准引用、试验项目、试验仪器仪表及人员方面。某电厂1、2号机组发变组保护等继电保护设备校验报告中未规范引用DL/T995-2006《继电保护和电网安全自动装置检验规程》等试验依据，部分标准未及时更新。校验报告不够规范，例如：目前缺少试验用仪器仪表编号、检验有效期及试验人员;缺少小电流采样值;失灵保护的返回值及动作时间、返回时间没有测试;保护传动试验项目不够详细等，建议结合检修进一步完善。

某电厂5005断路器检修报告中失灵继电器4CKJ动作电压过低，现场动作实测值为52V。按照DL/T995-2006第6.6.1条“对于操作箱中的出口继电器还应进行动作电压范围的校验，其值应在55%～70%额定电压之间。”失灵继电器因其所起功能的重要性，其动作值必须满足相关要求，防止继电器在外部干扰时误动，从而造成机组停机等恶劣影响，建议将此继电器利用检修机会进行更换。

某电厂线路、开关检修报告中缺少三相不一致、防跳等相关试验项目以及测试结果，按照华东电网调〔2008〕789 号《华东电网500kV 继电保护应用技术原则》中规定发变组开关三相不一致时间为0.5s，建议完善相关内容。

3.3.10 二次安全防护

目前大部分电厂生产控制大区未统一部署恶意代码防护系统，采用的是设备管理责任制，即谁运维谁负责，禁用移动存储设备，刻录光盘先进行审查和安全检测工作。根据《电力监控系统安全防护方案》和《安全防护评估规范》、《信息安全等级保护管理办法》及国家有关规定的要求：“发电厂生产控制大区应统一部署恶意代码防护系统，更新升级应安全。”建议先期开展生产控制大区恶意代码防护系统调研工作，并制定整改计划。

根据江苏电调〔2016〕126号《江苏电力调度控制中心关于印发江苏电网统调电厂调度自动化专业技术监督工作会议纪要的通知》要求：禁止选用经国家相关管理部门通报的存在漏洞和风险的系统及设备。部分电厂三区综合数据网采用的天融信防火墙，存在漏洞和风险，相关部门已明令禁止使用，需进行更换。

4 电能质量及励磁专业

4.1 总体情况

本次检查重点查看了各电厂在电能质量、励磁专业方面的标准规范以及规章制度贯彻落实情况、运行指标管理情况、反事故措施和技术改造落实情况、全过程技术监督情况、专业管理情况等。

新的“江苏电网统调发电机组运行考核办法” 已实施1年多，各电厂通过探索及调整，加强运行维护和监视控制，2016年被考核情况明显减少，节假日期间能够根据网、省调度部门下发的节日期间无功电压控制预案，采取进相运行等方式，维护电网电压的稳定。但少数电厂由于高压母线电压上限与运行电压接近、运行人员的疏忽等原因，仍有电压超限情况，部分机组进相深度由于各种原因难以达到调度下达的进相限值(特别是切换厂用电下的限值)。

火电厂一类辅机变频器高、低电压穿越能力整改是2016年电能质量、励磁专业重点工作。从监督检查情况看，全省大多数电厂已完成了给煤机变频器的控制电源UPS供电改造，给煤机变频器低电压穿越能力整体改造工作也得到了推进，特别是华润集团所属电厂机组的改造工作走在了其他发电公司的前面，南京地区燃煤机组也已基本完成给煤机变频器低电压穿越能力整体改造(除不需要改造的机组外)。

2016年全年未出现机组因励磁系统原因导致机组非停的情况，励磁系统运行情况为近几年来最好，这归功于各电厂专业技术人员的辛勤工作和精心维护，同时很多电厂对老旧励磁系统进行了升级改造，及时完成励磁系统缺陷的整改，全面提高了励磁系统运行的可靠性。

按照电调〔2014〕74 号“江苏电力调度控制中心关于做好并网电厂相量测量装置、机端负荷采集等工作的通知”以及“江苏电力调度控制中心关于统调电厂PMU数据信息补充采集的通知”，PMU装置改造和增加量测信息的工作，大部分电厂已完成相关工作，但仍有部分电厂尚未完成全部信号的接入， 110kV接入的风电场也尚未完成PMU装置的配置及接入。

由于特高压进入江苏后外来电大幅增加，各方面对涉网安全以及网源协调问题均非常重视，2016年国家能源局印发了《国家能源局综合司关于开展并网电厂涉网安全专项检查工作的通知》(国能综安全〔2016〕298号)，涉及本专业的包括励磁系统、PSS以及AVC系统，从核查结果看励磁系统专业方面还是存在一些问题。

总体上绝大部分电厂的技术监督工作开展情况良好，各电厂技术监督专业人员能够按规定对所管辖的设备进行全面的监测，发现的缺陷问题能够及时消除，对设备的运行、维护和检修能够进行质量监控。但由于机组检修周期的限制及资金安排等原因，一些问题还存在整改进度较慢、力度不够等情况，有些电厂对技术监督发现的问题重视程度不够。

4.2 工作亮点

从本次检查情况看，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开展技术监督工作，及时发现问题解决问题，存在较多的工作亮点，值得借鉴。

4.2.1 电能质量方面

《江苏电网统调发电机组运行考核办法》(2015年7月颁布)已实施1年多，各电厂通过积极探索及调整，加强运行维护和监视控制，2016年被考核情况明显减少，电厂升压站母线电压合格率和AVC系统闭环运行投入率维持较好水平;在节假日期间，能够根据网、省调度部门下发的节日期间无功电压控制预案，采取进相运行等方式，维护电网电压的稳定。

华能徐州铜山风力发电有限公司、深能高邮协合风电场为新建风电场，有关“国家电网调〔2011〕974号(关于印发风电并网运行反事故措施要点的通知)”反措要求均得到有效执行，2家风电场均建立了基本的技术监督体系并开展了相关工作，涉网试验工作开展正常。

4.2.2 励磁方面

2016年全年全省机组励磁系统运行情况良好，未出现因励磁系统原因造成机组非停情况。

全省各电厂积极开展了励磁系统方面缺陷的整改和老旧励磁系统的技术改造工作，如大多数采用ABB UNITROL 5000励磁调节器的机组已完成了PT断线闭锁判别缺陷的整改，许多电厂完成了对运行多年的老旧励磁系统的升级改造，提高了励磁系统运行可靠性及稳定性，原来难以整改的网源协调有关问题、功率柜均流问题、PMU信息引出问题也同时得到了解决。

4.3 本次检查发现的主要问题和整改建议

4.3.1 电能质量方面

部分机组在节假日期间的进相深度达不到要求。其中，一些机组因厂用备用电源的变化，厂用电切换条件下的进相深度达不到要求，建议与调度联系重新进行进相试验或更改进相限值;个别机组进相运行能力达不到要求的进相深度，建议重新进行进相能力试验，确定合理的进相限值;一些机组进行超低排放改造后，部分厂用系统负荷加重并影响进相及正常运行，建议加强运行统计分析，必要时调整厂用变压器分接头。

2015年8月实施新的“江苏电网统调发电机组运行考核办法”后，部分电厂被考核的情况较多。经过一段时间的调整，目前各电厂无功、电压控制情况已有较大改善，各电厂并网点母线电压指标控制较好，AVC系统的运行基本正常，但部分机组仍存在考核现象，原因主要有：调度下达的电压上限与AVC主站下达的电压目标值相差较小，容易出现电压多次超上限的情况，建议加强运行监视与控制，与调度部门联系适当调整电压上、下限;部分机组AVC投运时间较长，AVC的参数设置与机组现在的出力能力有较大变化，电压超上、下限而机组未达到出力能力，建议可与AVC厂家联系根据机组的实际情况调整AVC的无功上、下限和电压限制等参数，消除或减少被考核情况。

接入南京西环网的华润南京电厂以及华能南京电厂，由于电网电压水平较高，机组长期进相运行，且在机组进相运行情况下220kV电压仍然达到235kV以上，超出省调下达的电压曲线上限，建议与调度部门加强沟通协调。

按照电调〔2014〕74 号“江苏电力调度控制中心关于做好并网电厂相量测量装置、机端负荷采集等工作的通知”，仍有部分需改造增加PMU装置量测量的机组未完成整改;原因主要为PMU装置需要通过技改项目进行需要改造或更换、有关励磁调节器信号需要结合检修机会增加硬件设备后引出、部分运行年限较长的励磁调节器无法引出相关信号等，建议相关电厂加快改造进度。

检查发现，有些电厂在2台或多台机组(接入同一母线)同时运行时存在机组无功出力不平衡较大的情况，还有在高压母线电压偏高已接近电压曲线上限而机组仍输出较多容性无功，建议检查励磁系统、AVC系统参数配置。

运行时间较长的AVC系统会出现响应速度慢、调节精度降低、不同机组间无功功率分配不平衡等情况;对于火电厂AVC系统目前尚没有相关标准规范规定其检修周期及项目，建议按照继电保护设备的检修周期，开展AVC装置的周期检测，重点为AVC装置电源模块以及AVC系统采样回路的精度。

按照省调度控制中心2014年“关于加强火电厂一类辅机变频器运行管理和整改工作的通知”，给煤机变频器控制电源应由UPS供电，目前仍有电厂相关整改工作尚未进行，也未开展给煤机变频器低电压穿越整体改造，建议尽快实施。

2015年7月颁布，8月实施的《江苏电网统调发电机组运行考核办法》增加了对于110kV上网的机组进行电压合格率考核的内容，建议有关电厂加强对110kV母线无功、电压的运行控制。

4.3.2 励磁方面

各电厂在励磁系统管理和运行方面尚存在一些问题：

根据《国家能源局综合司关于开展并网电厂涉网安全专项检查工作的通知》上报的自查结果以及技术监督现场检查发现，一些电厂励磁系统完成技术改造、机组扩容改造或机组接入方式发生重大改变后，未及时完成涉网试验项目，未按照相关标准规定的交接或大修试验要求完成全部空载和带负荷试验项目;不少机组励磁系统大修试验项目不全，试验报告较简单，内容不规范，励磁系统试验项目外包时未与设备厂家或服务单位签订详细技术协议，试验项目和报告把关不严。

《江苏电网并网机组网源协调重要参数核查报告》发现的问题，按照国家电网公司调运〔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》以及江苏调控中心电调〔2013〕122号文的有关要求，在2014年3月30日前应整改完成，但目前仍有部分电厂尚未完成，其中，部分运行时间较长的励磁调节器具备整改条件，只能等待技改换型，部分励磁调节器由于厂家的原因尚未完成全面整改工作。

部分采用自并励励磁系统的机组励磁功率柜均流系数尚达不到标准要求的0.9，建议联系设备厂家进行整改。

机组发变组保护动作后逆变灭磁大多通过励磁调节器中的中间继电器实现，设备厂家原配的中间继电器动作功率偏小，部分电厂已经出现受干扰后误动作的事故，存在安全隐患;建议对中间继电器动作功率进行试验，若功率不满足大于5W的要求，应及时更换，防止受到干扰误动。

当前火电机组绝大多数是单元接线，这样的机组应采用负调差，以补偿部分升压变压器电抗，从而提高机组对电网无功的支撑能力，保证接入同一母线多台机组的无功出力平衡，但是部分电厂仍采用零调差或正调差;应按照有关规程要求完成大型机组励磁系统电压调差率的整定计算工作，对已经完成调差系数整定计算的机组，应按照《DL/T843-2010大型汽轮发电机励磁系统技术条件》的要求及试验方法，结合机组检修或开机机会，完成调差系数及电压静差率的动态试验，确保调差系数的正确性准确性及电压静差率的准确性。

5 电测专业

5.1 总体情况

电测专业本次迎峰度冬技术监督服务活动通过技术座谈、现场检查、查阅资料、查看生产管理系统等形式，对电厂设备工况、设备技术状况、监督管理情况、目前存在问题及近阶段监督工作进行了全面了解。检查结果表明，目前全省各并网电厂电测设备运行情况总体良好;监督网络相对稳定;监督网络活动能够正常开展;设备运行、维护、缺陷处理工作能够及时进行。

电测仪表“三率”按期进行统计，电测仪表检验率达到100%。互感器二次回路连接导线已采用铜质单芯绝缘线，导线截面多数大于10mm2。互感器实际二次负荷运行在25～100%额定二次负荷范围之内，电流互感器一次电流运行在30～120%In以内。

多数并网电厂建有标准实验室或具备现场检测资格，可以开展本厂校验工作;个别电厂检验工作则采用外包、外送方式进行。绝大多数建标电厂计量人员持证率满足要求，能够保证电测设备检测工作的开展，检测条件、检测装置基本满足规程要求。

绝大多数电厂电测通过变送器、交流采样器及相应的DCS、ECS、NCS、RTU系统实现了电气监测自动化、信息化、远程化。发电机、高厂变、启备变已实现自动采集，个别6kV系统暂未实现。

关口计量装置配置符合DB32/991-2007《电能计量装置配置规范》要求，总体运行情况良好，关口电能表、PT二次压降、PT误差和CT误差符合标准要求，在省控线范围以内。计量装置管理到位，未发生重大异常事件。

5.2 本次检查发现的主要问题和整改建议

(1)个别电厂因没有建立标准计量实验室，目前电测设备的检测主要采用外包方式。在厂内具备场地、人员的情况下，建议建立电测计量标准实验室，以便更好地服务于百万电厂。

(2)部分电厂电测实验室开展的检测项目偏少，检测能力有限。建议增加新的检测项目，提高实验室的计量能力。

(3)个别电厂电测实验室在筹建中，初步具备指示仪表、电能表、变送器的日常检测能力。变送器校验仪、继电保护校验仪、小信号发生器、数字示波器已采购，建议尽快建立电测计量标准实验室，依据JJF1033-2008《计量标准考核规范》的要求，实验室的环境条件及设施应当满足计量检定规程或技术规范的要求，建议电厂依据规范要求，购置后续检测设备，配置人员，准备建标资料，早日具备条件建标。

(4)部分电厂一期远动系统部分出线测量用变送器已运行超过10年，超过使用期限，存在元件老化、离散性突出等安全隐患，，稳定性难以保证，建议利用检修机会对启备变间隔进行更换，减少故障率，以确保机组的稳定可靠运行。

(5)根据集团及厂内规划，个别电厂将建立电测计量标准实验室，主要开展五个项目(0.2级及以下交、直流电流表、电压表、功率表;0.2级及以下电量变送器;绝缘电阻表、电子式绝缘电阻表;0.1Hz工频频率表;0.5级单相相位表)的实验室检测工作。目前场地、人员都已具备，有5人取得了检定员证书。建议在实验室的布置上，实验室要选择远离振动、烟尘和强电磁干扰的场所。应有防尘、防火措施，新风补充量和保护接地网应符合要求;室内应光线充足、噪声低、空气流速缓慢、无外电磁场和振动源、布局整齐并保持清洁。实验室动力电源与照明电源应分路设置。应配备监视和控制环境温度、相对湿度的温湿度计，并应设立与外界隔离的保温防尘缓冲间。标准装置应选用技术先进、性能可靠、功能齐全、操作简便、自动化程度高的主流产品，装置应具备与管理计算机联网进行检定和数据管理的功能。

(6)个别电厂新型的电能表校验装置已更换完成。目前电能计量标准未进行建标考核。依据《计量标准考核规范》(JJF1033-2008)的要求，建议及时向认证部门提交认证申请，确保合理、有效地开展量值传递工作。

(7)个别电厂一期电能采集机安装在一期电子设备间SIS机柜，负责采集1号、2号发变组、6kV所有电能表电量数据，目前使用的电源为一期集控室照明电源，照明电源切换会造成电量采集机断电，可靠性差。建议改为UPS电源，1号机UPS、2号机UPS各引一路电源到SIS机柜，两路电源在柜内手动切换。

(8)部分电厂机组计量用互感器二次回路未做电压降测试。按照《电能计量装置技术管理规程》(DLT448-2000)要求，建议尽快完成机组计量用互感器二次回路压降测试工作，确保其工作在合理范围内。

(9)个别电厂1、2号机关口计量将由对侧变电站回迁至厂里，目前电厂1、2号机关口电能计量装置配置不符合DB32/991-2007《电能计量装置配置规范》(江苏地方标准)的要求，与省电科院沟通后要求更换互感器，目前正开展招标工作。建议依据JJG1021-2007《电力互感器检定规程》、DB32/991-2007《电能计量装置配置规范》的要求，对更换后的电压互感器与电流互感器的计量绕组进行比角差误差检定，使得关口计量点符合改造后的要求。

(10)个别电厂国家电力公司发输电运营部编的《电力工业技术监督标准汇编(电测监督)》2006年版本，电测专业缺少最新的纸质规程，应配备最新的JJG1021-2007《电力互感器检定规程》、JJG596-2012《电子式电能表检定规程》等规程，建议电厂及时购买并受控。

(11)个别电厂直流电流表指示仪表校验记录，名称标示不一(校验记录，校准结果，检定员);变送器校验记录，名称不一，另外，标准装置信息(名称，准确度，有效期)排列分散，容易引起歧义。

(12)部分电厂要及时督促电科院移交上一周期的PT二次压降测试报告，并将每季度的关口电能表校验报告按时归档，每年开展一次数据的综合比对工作。

(13)部分电厂电测人员尚未取得专业资格证书，建议利用培训取证机构举办的培训班，参加考核取证工作。

(14)个别电厂机组发电机出口电压互感器误差在额定二次负荷及下限负荷下，计量绕组检测数据不符合JJG 1021-2007《电力互感器检定规程》的要求。在额定二次负荷下误差负偏比较大，直接影响发电机出口电量计量的准确性。根据方天公司检测的数据，计量绕组二次负荷在30VA(测量绕组二次负荷在11.25VA)的情况下误差符合规程要求;建议发电机出口电压互感器计量绕组二次负荷控制在15VA以下(测量绕组二次负荷控制在45VA以下)，在不更换电压互感器的情况下，保持互感器运行在误差限范围内。

(15)个别电厂自2013开始已逐步开展测控保护装置交流采样功能的检定工作，但因为目前实验室所使用的校准装置功能不完善，一直无法实现自动检定。手动检定带来了人为误差，且效率低下，建议尽早配置新型的交流采样检定装置，以满足对全厂保护测控装置交流采样功能自动检定的需要，提高检修质量及效率。

(16)传统模式的电测量变送器都是用来测量稳态时的电气参数，不能准确测量故障情况下的暂态电气量。故障时其输出信号畸变严重，已成为影响机组安全运行的重要因素之一。多家电厂发生过因此原因造成非计划停运的事故。基于本厂仍在使用此种变送器参与有功功率调控，存在不小的隐形风险，建议尽快进行参与机组协调电测量有功功率变送器的改造工作，升级改造为新型发电机智能变送器装置，更好地解决暂态特性带来的保护误动作隐患，确保机组安全运行。

(17)个别电厂电测计量实验室墙皮脱落严重，无关仪器的包装箱占用了实验室的空间，建议保持实验室环境的整洁有序。

(18)个别电厂标准室交直流源自建厂以来一直使用至今，设备严重老化，输出极不稳定，在校验电能表、变送器过程中，会对辅助电源部分造成损伤，建议购买新的交直流源。

(19)部分电厂发变组变送器使用年限已较长(超过10年)，建议逐步进行更换并改造成新型智能数字功率变送器。目前很多电厂都逐步将DEH功率变送器改造为智能变送器，数字智能功率变送器具有抗干扰能力强、暂态性能好、解决了由于涌流中非周期分量导致测量电流互感器暂态饱和的问题，而且由于是双电源、双CT、PT、电压电流二次回路断线闭锁等功能，彻底解决了DEH功率变送器异常造成发电机跳闸故障的问题。

(20)部分电厂非关口计量装置(PT、CT)自投运至今没有经过检测。根据《测量用电压互感器检定规程》(JJG314-2010)相关要求，建议电测实验室配置设备，结合一次设备检修停运机会，开展非关口计量装置(发电机侧及变压器侧PT、CT、励磁变侧的CT)的比角差检测工作。

(21)个别电厂一期电能采集机安装在一期电子设备间SIS机柜，负责采集1号、2号发变组、6kV所有电能表电量数据，目前使用的电源为一期集控室照明电源，照明电源切换会造成电量采集机断电，可靠性差。建议改为UPS电源，1号机UPS、2号机UPS各引一路电源到SIS机柜，两路电源在柜内手动切换。

(22)个别电厂标准实验室原仪表、变送器、电能表标准装置使用年限长，装置稳定性、重复性差，目前已重新购置新标准器，目前该标准装置尚未进行建标考核。依据《计量标准考核规范》(JJF1033-2008)的要求，建议及时向认证部门提交认证申请，确保合理、有效开展量值传递工作，更好地开展仪表、变送器、电能表以及交流采样装置的校验工作。

(23)个别电厂220kV关口电能计量装置电压取自220kV线路CVT，上次比角差试验日期为2010年一季度，根据《JJG1021-2007电力互感器》检定规程要求，电容式电压互感器比角差试验检定周期为4年，目前已超周期。

(24)个别电厂新检修大楼明年投运，实验室搬迁。建议搬迁后进行标准装置复证工作。尽早准备考核资料，依据建标考核的流程开展装置的送检、资料的收集等工作。

(25)查个别电厂外委单位的发电机变送器检验报告，缺乏检定依据(引用标准)，环境温度、相对湿度缺少单位符号，另外，缺少使用标准装置(TAS-B(07)交流采样与变送器检定装置)的检定有效期。

(26)部分电厂机组计量用互感器二次回路未做电压降试验。根据相关规定，关口及重要电能计量装置应每季度现场实负荷检验一次，电压互感器二次回路压降和互感器二次回路负荷至少每两年测试一次。建议购买二次压降测试仪，对计量回路进行二次回路电压降测试。

(27)查部分电厂高备变三相电流变送器校验报告，依据标准信息不全。由于RTU远动终端用电测量变送器、发变组电测量变送器均属于重要的电测量变送器，建议督促检修单位采用性能优良的多功能电测仪表检验装置进行全自动检验并自动生成报告。

(28)目前部分电厂缺少有记录功能的温湿度计，建议购买并补充温湿度监控记录，定期送检。

6 热控专业

6.1 总体情况

本次技术监督检查对发电机组AGC控制、一次调频功能、一次调频在线检测系统、分散控制系统、保护系统、热控自动调节系统、辅助程控系统、热控一次测量元件、执行机构及防冻防冻设施等进行了较全面的检查，并依据技术监督服务合同所涉及的服务项目开展了相关服务工作。

各电厂分散控制系统控制功能基本正常，操作员站、工程师站、网络通讯、控制机柜等控制性能稳定，DAS、SCS、MCS、FSSS等控制功能满足对机组正常控制的各项要求。DEH系统及MDEH系统转速控制、负荷控制、阀门管理等控制功能正常，调节精度满足机组运行需要。ETS、FSSS和机组级横向连锁保护基本稳定全程投用。汽轮机监视仪表TSI装置指示正确，实现对汽轮机轴承振动、瓦振、轴向位移、差胀等重要参数的准确测量，确保相关保护的稳定投入。给水泵、风机等重要辅机设备的连锁保护投用正常，实现对主要辅助设备的安全监控。

协调控制系统、制粉系统、风烟系统、汽水系统等主要自动调节系统投运正常，对机组负荷、主汽压力、炉膛压力、氧量、汽包水位等重要参数进行自动控制，控制性能基本满足机组运行需要。统调机组基本具备AGC控制和一次调频控制功能，多数电厂已根据“统调机组考核办法_苏经信电力2016-481”的要求设定机组AGC负荷调节范围、负荷断点、变负荷率、不等率、调节死区等控制参数，AGC及一次调频控制性能满足相关要求。

化学补给水系统、输煤系统、出灰系统等生产过程实现程序控制。脱硫脱硝控制系统功能较为完备，烟气连续监视系统CEMS仪表投运正常，数据采集及通讯功能正常，具备连续投运的条件。各电厂根据专业特点，有针对性的开展迎峰度冬准备工作，制定专项措施，从设备维护、缺陷管理、露天设备防护、系统接地维护、测量信号回路抗干扰措施、防止保护误动等方面有条不紊地开展工作，为机组迎峰度冬进行全面的准备。

6.1.1 安全生产情况及技术参数指标

热控主要控制系统DAS、SCS、FSSS、MCS、DEH、MEH、ETS、TSI等系统运行性能稳定，电动、气动执行机构动作可靠，热电偶、热电阻、变送器等一次元件能结合机组检修进行定期检定，重要参数测量准确。锅炉主保护MFT、汽轮机主保护ETS、主要辅机保护连锁投入等各项保护均正常投入。全省热控设备安全生产情况较好，未出现严重的安全生产隐患。

多数发电公司能定期开展“三率”统计工作，综合检查的结果，热控主要自动装置完好率为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%，各项技术指标满足技术监督规定。

6.2 工作亮点

6.2.1 国华徐州电厂对引风机失速信号引出管增加电伴热保温措施，大大延长由于烟气凝结导致测量装置堵塞的时间，增强失速信号监测的准确性和保护的可靠性。

6.2.2 华能南通电厂热工专业严格执行检修标准项目，技改工程后热工RB试验均在预调参数后重新开展试验，机组RB功能持续稳定投用，投产至今28次RB动作均告成功。

6.2.3 华润徐州电厂全厂表计定期校验，A类压力表半年一次定期校验。能源类标记定期校验，确保精度在合格范围内。高精度取样电极传感器、低偏差云母水位计，内装平衡容器在全过程、全工况条件，水位运行情况良好，同侧静态偏差在20mm以内，动态偏差在30mm以内。通过水位计改造，实现了多原理水位计共存，在不同工况下、不同原理水位测量准确、可靠，满足了DL/T13932014《火力发电厂锅里汽包水位测量系统技术规程》的技术要求。完善了2号机组露天仪表管路的伴热措施，采用电伴热和蒸汽伴热加强保温，并在仪表管路敷设温度元件，实现自动投切功能。

6.2.4 江苏南通电厂空预器间隙采用激光测量，控制策略纳入DCS控制系统，便于控制系统的维护和系统的正常投用。

6.2.5 金陵燃机电厂对F级燃机火灾保护进行优化，消除单一信号故障引起保护误动作的隐患。依据消防区域划分，对原单一跳闸逻辑进行双重配置，增强保护的可靠性。

6.3 本次检查发现的主要问题和整改建议

6.3.1 涉网控制功能存在的主要问题及建议

(1)DCS系统中没有建立“AGC紧急召唤”功能。按照江苏省调要求，参与AGC控制的发电机组应增加“AGC请求或退出命令”的信号接口，以接受省调关于AGC紧急投用的相关指令，但热控控制系统中普遍未设置相关通道接口及报警功能，不满足调度机构涉网控制的要求。建议DCS系统中增加与PMU装置的接口信号，完善逻辑功能，为机组参与深度调峰做好准备。

(2)多数电厂未建立发电机组一次调频技术台账，不满足国家能源局涉网安全管理规定。建议电厂在DCS系统监视画面中增加大频差显示报警，加强对电网实际大扰动时机组一次调频管理。在电网实际大频差扰动时，开展机组一次调频动作性能分析，补充一次调频技术管理台账。

(3)少数机组DCS、DEH系统中一次调频控制存在手动投切按钮，不满足国家能源局涉网安全中一次调频自动投用的要求。建议取消操作画面中手动切投按钮，完善自动切投逻辑，规范一次调频投用功能。

(4)部分机组未开展大修后一次调频试验，不满足江苏发电机组涉网试验管理规定和反措要求。部分机组增容改造后试验工作，未开展相关涉网试验工作。按照江苏电网发电厂涉网试验管理规定以及反措要求，调速系统改造后应重新开展一次调频试验。建议相关机组严格执行各项涉网管理规定，开展一次调频、AGC调节范围等性能试验工作。

(5)部分机组低负荷段一次调频负荷响应快速性较差。在一次调频试验导则60%额定负荷段，由于燃煤机组滑压运行时，主汽压力较低，汽机调门流量特性减弱，DEH中一次调频前馈作用减小，导致机组一次调频初始负荷响应快速性较高负荷段显著减小。建议在DEH一次调频控制策略中增加主汽压力修正功能，改善机组低负荷段一次调频负荷性能。

(6)部分机组一次调频功能在网上实际偏差考核时性能较差，负荷响应指数不满足江苏电网发电机组涉网考核办法的要求。建议对小偏差不等率进行修正，减小小频差时不等率，增强机组对小频差扰动的响应能力。

(7)部分机组一次调频在线监测功能中热工一次调频测试逻辑正常，但DCS与PMU接口存在问题，机组一次调频控制不能可靠执行省调测试要求。建议对省调与PMU装置信号传输、PMU装置与DCS系统信号接口进行检查。结合DCS系统采集周期，确定PMU装置与DCS系统之间信号的脉宽时间长度，确保DCS系统可靠接受省调一次调频在线测试信号。

(8)部分F级燃机不具备一次调频在线监测功能，不满足经信委关于江苏发电机组涉网管理办法的要求。建议电厂开展相关整改工作，在DCS及TCS中增设一次调频在线测试程序，具备一次调频在线测试功能。部分F级燃机一次调频在线检测功能不完善。相关控制逻辑在MARK VI系统中未进行修改完善，在线测试性能不满足机组实际需要。建议对MARK VI系统中一次调频测试逻辑进行修改，以正常开展一次调频测试工作。

(9)部分机组一次调频试验于2011年按照“江苏电网发电机组涉网试验规程”[苏电调2011]653号文件的要求开展，试验缺少大频差扰动，一次调频负荷响应技术指标分析方法已不满足江苏经信委江苏发电机组涉网考核细则的相关要求。建议电厂重新开展试验，出具规范的一次调频试验报告。

(10)部分非供热机组AGC运行过程中，负荷实际调节下限未达到55%额定负荷，不满足苏经信电力〔2016〕481号“江苏电网统调发电机组运行考核办法”的要求。建议电厂按照要求将机组AGC下限值设置为55%额定负荷，在AGC运行过程中规范AGC管理。建议电厂开展AGC调节范围考核试验工作，在试验基础上，对机组正常参与55%额定负荷以下AGC控制的负荷下限进行试验。

(11)部分燃煤机组AGC速率设置远低于1.5%额定负荷/min的考核要求，除影响AGC考核速率以外，因精度指标中含有速率修正，也大大降低了AGC调节精度的技术指标。建议在机组稳定运行前提下，提高AGC变负荷率，将变负荷率设置为2%额定负荷/min左右，改善机组AGC调节品质。

6.3.2 技术监督管理主要问题及建议

(1)部分电厂没有编制分散控制系统故障应急处理预案，不满足国能安全〔2014〕161号《防止电力生产事故的二十五项重点要求》中相关要求。建议依据实际系统配置，编制控制系统网络、控制器、控制模件故障时的应急处理措施，并对预案进行演练。部分机组编制了DCS系统失灵预案，但内容不够完善，针对性和可操作性不够，不满足国家能源局“25项反措”的相关要求。建议对DCS系统中各故障类型进行分类，制定控制器离线、输入输出模件通道故障等各故障类型的应急预案，完善DCS系统失灵预案。制定DCS系统软件组态下装、工程师站管理等制度，规范控制系统运行维护工作。

(2)部分投入商运的新建机组保护连锁定值清册没有正式审批发布，技术资料管理存在不足。建议对控制系统中各参数的报警值进行梳理，对清册中的定值进行核对，履行审批程序后发布执行。

(3)部分DCS系统中报警功能较混乱，不利于运行人员对机组异常情况的监视。报警功能存在报警内容不全、报警分级不明等问题。建议电厂按照热力参数重要程度，分级设置报警监视功能和提示信息，充分发挥报警功能的重要性。

(4)部分电厂未建立完善的顺序控制技术监督台账，顺序控制系统完好率、投入率等技术指标准确性有待提高。建议对机组顺控系统进行梳理，完善技术监督台账，准确开展顺控系统技术监督工作。

(5)联合循环燃气轮机保护传动试验中普遍缺少燃机侧保护静态校核试验记录，机组保护连锁试验项目不全面。润滑油压力低、汽包水位保护采用模拟传动试验，未进行实际动作校核。建议完善燃机保护校核工作，加强对实动保护项目的监督。

6.3.3 控制系统存在的主要问题及建议

(1)ABB公司DCS系统设备运行时间较长，卡件故障率增加，DCS运行稳定性下降，且控制器BRC100已停产，备品备件缺乏，建议开展机组DCS升级改造工作，更换下来的模件也可以补充作为2号机组备品。部分电厂FOXBORO系统2005年投产，设备运行时间较长，卡件故障率增加，DCS运行稳定性下降，升级改造工作仍未完成(现状FCP270、FCP60混用)。建议开展DCS全面升级改造的准备工作。部分电厂MAX1000+ PLUS分散控制系统于2002年投如运行， MAX DNA系统运行时间也较长。系统DPU、I/O卡件备件较为缺乏，部分信号转换精度超差，控制性能下降趋势较为严重，系统运行存在较大的不稳定隐患。建议开展分散控制系统的技术改造工作，提升控制系统的可靠性。

(2)部分电厂化补水、精处理、加药、除灰渣等辅控制系统设备老化，自动化水平较低，相关系统稳定性较差。建议对精处理、加药、除灰渣等控制系统进行升级改造。

(3)部分电厂公用系统服务器偶发死机现象，部分附属设备损坏，服务器可靠性需要提升。DEH系统服务器为富士通西门RX100 S4系统，DCS系统为FT R4300系统，系统自投产以来没有经过升级。建议电厂针对系统运行现状，开展T3000系统运行维护及完善化工作，提升系统可靠性。

(4)部分机组DCS系统未配置全球定位系统 (GPS)，未能实现时间同步，不满足“25项反措”第9.1条中关于分散控制系统(DCS)配置的要求。建议电厂继续完善DCS系统中GPS接口，实现全厂时间同步。

(5)部分电厂脱硫控制系统工程师站等设备老化，影响脱硫系统的正常控制。建议对现DCS控制系统进行完善，加强备品备件管理，开展控制系统升价改造工作。

(6)部分电厂炉管泄露监测系统使用时间较长，大部分传感器设备存在不同程度的老化和腐蚀，灵敏度和准确性下降，经常发生误报影响对锅炉实际泄露情况的判断。建议对炉管泄露监测系统进行完善。

(7)部分给煤机控制板件使用寿命在十年以上，元件存在老化失灵隐患，控制器备件原设备厂家已经停产换代，备件采购困难，建议及时升级产品，提高性能解决生产备件采购问题。

(8)飞利浦MMS6000 TSI装置由于设备运行时间较长，卡件故障率增加，建议开展飞利浦MMS6000卡件升级工作，确保汽轮机轴系保护可靠投入。

6.3.4 保护连锁存在的主要问题及建议

(1)部分机组汽轮机保护包括“循环水泵全停”，循泵冬季单泵运行为主，该保护有一定的误动风险。建议对保护逻辑可靠近进行优化，如讲泵出口压力信号作为辅助判断，提高该保护的可靠性。

(2)部分机组机侧主保护投入画面包含了 “on/off”信息，便于快速了解主保护投入状态，但炉侧主保护投入状态画面未显示该状态，建议进行主保护投入信息补充，指导运行人员进行后续操作。

(3)部分汽轮机保护中未设置主油箱油位低跳机保护，不满足国家能源局“25项反措”第8.4.9条款要求。主油箱油位仅采用两只浮球式模拟量测量装置和一个液位开关进行油位测量及报警监视，测量回路的可靠性和准确性尚不具备投用保护的条件，ETS系统中也未设置相关保护逻辑。建议电厂对现测量回路进行技改，完善该项保护。

(4)部分汽轮机保护中存在信号单一、防误动措施存在不完善等现象，LBO、EH、LV等试验块不满足信号独立采样的要求，汽轮机保护的可靠性存在薄弱环节。汽轮机差胀保护中，差胀测量信号单一，信号测量不满足多重冗余的配置要求。汽轮机轴承振动逻辑中采用单项信号报警、跳闸相与的方式，触发汽轮机振动保护。该逻辑构成并不能有效避免单个测量回路信号异常导致的振动保护误动作。建议对于汽轮机保护中单一测量回路进行冗余改造，对振动保护逻辑进行优化完善，提升汽轮机保护的可靠性。主汽门全关、定冷水等相关保护信号需进行完善。

(5)小汽轮机跳闸回路误动的可能性较大，小汽机长期连续运行存在隐患。小汽轮机跳闸回路中采用两个跳闸电磁阀并联方式实现危急跳闸功能，跳闸电磁阀需长期带电运行，由跳闸回路接线松动、单个电磁阀失电等因素导致小汽机误跳的概率较大。建议对小汽机跳闸模块进行优化，采用串并联型式增强跳闸回路的可靠性。

(6)西门子汽轮机EH油母管上压力测点数量不足，保护不满足三取二标准配置的要求。现保护逻辑为EH油母管油压力建立后，EH油泵A出口油压低、EH油泵B出口油压低同时满足时，EH油压力低保护动作。在EH油系统正常投运后，该项保护为单点保护，保护可靠性较差。建议对EH油系统试验块进行改造，增加表征母管油压测点数量，完善三取二保护逻辑，规范投入EH油压力低保护。

(7)部分机组中汽轮机振动保护投用X、Y项单点保护，保护可靠性较差。建议对现汽轮机振动保护逻辑进行完善，消除单点振动信号误发导致汽轮机跳闸。

(8)部分锅炉PCV阀门就地压力开关动作值不稳定，存在飘逸现象，易引起PCV阀门误动作。建议在保留手动硬操作回路的同时，增加DCS系统压力保护连锁功能，取消就地压力连锁功能，保证PCV阀的正常工作。PCV阀电气回路定期试验工作开展较差。没有严格执行“25项反措”第7.1.2 条款：“各种压力容器安全阀应定期进行校验”的要求。另外，按照《电力工业锅炉压力容器监察规程》(DL 612—1996)第9.1.14条款的规定，“安全阀应定期进行放汽试验。锅炉安全阀的试验间隔不大于一个小修间隔。电磁安全阀电气回路试验每月应进行一次。各类压力容器的安全阀每年至少进行一次放汽试验。”热控专业应定期开展电磁安全阀电气回路的试验工作。建议定期对安全阀控制回路进行试验和检查，确保安全阀控制回路的完好性。

(9)部分DEH系统中甩负荷预测功能控制逻辑及参数未经校核，长甩、短甩功能与机组实际性能可能不相匹配。建议电厂与制造厂进行核查，完善相关控制功能，避免甩负荷功能不正常引起机组运行异常。

(10)部分就润滑油压直流油泵连锁定值与汽机跳闸值不一致，不满足反措要求。连锁直流油泵压力定值为0.058MPa，跳闸定值为0.04MPa，不满足在连锁启动直流油泵时跳闸汽轮机的要求。建议对相关定值进行审核，得到设置制造厂家的确认。

6.3.5 测量回路存在的主要问题及建议

(1)部分汽轮机润滑油主油箱未安装氢气含量检测装置，不满足能源局“25项反措”要求。反措第10.5.2条要求：严密监测氢冷发电机油系统、主油箱内的氢气体积含量，确保避开含量在4%～75%的可能爆炸范围。电厂应按照要求，加装氢气含量检测装置，保证人身设备安全。

(2)部分引风机就地执行动调机构位置反馈采用单LVDT，信号回路断线或LVDT断线易造成控制指令变最大值，引风机出力异常增大，危及锅炉安全运行。建议加强设备维护，完善动调执行机构定位功能异常时的保护措施。

(3)部分低压加热器水位测量中差压变送器、磁翻板水位计偏差较大，不利于系统运行和准确监视。建议加强水位测量装置的运行维护，开展水位标定工作，提高水位测量的准确性。

(4)部分机组瓦振信号不准确，部分数值明显异常。建议对开展探头、二次模件的校验工作，准确设置各项技术参数，消除缺陷。必要时增加信号隔离装置，消除回路中的干扰。部分汽轮机给水泵中部分振动信号存在跳变现象，振动信号的可靠性不满足保护投用的条件。建议排查信号电缆接地、屏蔽等防护措施外，消除探头与前置器之间的延长线中间接头，改善振动信号的稳定性。

(5)部分单室平衡容器的参比水柱存在温度差，且为非线性递减，该现象致使较难计算参比水柱中的水密度，由此导致产生水位测量误差存在，需要人为热态运行中干预修正参数，建议采用更加准确和可靠的汽包水位计，可以从根本上解决汽包水位测量参数人为修正问题，提高测量系统精度，消除安全隐患。

(6)部分锅炉炉膛压力配置四个±2000Pa压力变送器，缺少涵盖锅炉各种工况下能连续有效监测的大量程变送器，不满足反措要求。建议电厂增设大量程炉膛压力变送器，满足炉膛压力监视功能。

(7)部分磨煤机密封风与出口差压、送风机入口流量等信号不准确，须加以完善。建议加强风烟系统仪表管路定期吹扫工作，提高风烟系统信号的准确性。

(8)部分循环水供水母管使用的为法兰安装方式电磁流量计，管道直径DN1800，尺寸较大，不具备定期送检校验的条件，建议更换为外夹式超波流量计满足定期对仪表校验的条件。

(9)部分机组小汽机高压跳闸电磁阀回路串并联改造，低压改两个并联得电跳闸。高压跳闸电磁阀电压等级为110VDC，采用220VDC供电。电源回路中采用串接电阻分压。因电阻长期运行后存在发热现象，可能导致电阻异常。建议不采用串接电阻分压的形式，配置110VDC电源供电，或采用220VDC电磁阀，合理配置跳闸回路。

6.3.6 辅助设备存在的主要问题及建议

(1)部分精处理控制系统电源由单一UPS供电，由于精处理作为公用系统，UPS装置缺乏定期试验维护，电源回路可靠性较差，UPS装置故障后将导致系统失去正常控制。建议取消UPS装置，完善冗余电源，采用两路直供电源，提高精处理控制系统的可靠性。

(2)部分值长台计算机(含远动通讯、信息、办工等)电源共用电源插排，该电源取自DCS电源系统违反防止分散控制系统控制、保护失灵事故“9.1.6条：严禁非分散控制系统用电设备接到分散控制系统的电源装置”要求。建议对DCS电源系统进行检查，杜绝其它系统公用电源的情况。

(3)部分国产气动调节型执行机构自基建起投入使用已经达到14年以上，调节性能不能满足系统的调节要求，缺陷率高，建议逐步更换气动执行机构提高调节性能。

(4)部分凝结水精处理旁路门出现齿轮磨损导致电动执行机构失灵的现象，由于备件无法采购影响重要设备消缺工作，部分电厂旁路调门已经使用14年，原厂该型号设备停产，建议升级换代确保重要设备安全，消除安全隐患。

(5)部分联合循环燃气轮机调压站和前置模块常带电磁阀存在电磁阀失电导致机组运行异常的风险，建议对相关电磁阀及控制回路进行改造，提升设备运行的可靠性。部分燃机放喘振阀安装位置不满足日常检修要求，建议进行移位改造。汽机真空系统中部分压力开关取压仪表管存在下弯，不满足热控就地仪表安装要求。建议对仪表管进行重新敷设，改善仪表测量准确性。

6.3.7 量值传递存在的主要问题及建议

(1)部分热工标准试验室未完成建标工作，标准传递工作的规范性需要提高。部分电厂标准试验室具备条件建标条件，温度、压力标准装置采购完成，需继续完成试验室建标工作。

(2)人员计量资格证书存在超期现象，量值传递工作不够重视。建议加强对标准计量人员资质的管理，长期有效开展仪表校验、检定工作。

6.3.8 系统防护存在的主要问题及建议

(1)部分就地仪表箱防堵存在未封堵的孔洞，影响仪表箱防寒防冻性能。建议电厂完善就地仪表箱防堵措施，做好迎峰度冬准备工作。部分就地仪表箱伴热设施存在损坏现象，仪表管伴热保温不完善，建议加以完善。

(2)部分重要信号就地仪表防寒防冻措施不够完善，如主给水流量等保温箱封堵不严，不利于仪表箱内仪表保温。建议电厂对就地仪表管、保温箱进行排查，确保就地仪表安全过冬。

(3)部分机组伴热保温未在迎峰度冬前进行检查整改，伴热保温尚需完善。建议结合检修，安排就地仪表管、仪表箱伴热保温设施检查工作，消除伴热损坏、保温不严密等缺陷，为机组过冬做好准备。

6.3.9 风电技术监督存在的问题

本次迎峰度冬技术监督工作中，对华能铜山风电发电有限公司、深圳能源高邮风力发电有限公司开展了技术监督检查。主要存在台账不全、调试记录不完整及就地设备标识不清等问题。个别风电场缺少风机控制系统调试报告，缺少风机监测、保护功能调试记录。建议加强竣工资料的收集及归档工作，建立各项基础技术台账。相关风电场未制定正式的机组保护连锁、报警定值清册，不满足技术监督管理要求。建议对各项参数的报警、连锁保护定值进行整理，履行审批手续并出版。检查中，各风电场就地表计均没有校验记录，未张贴校验合格证书，量值传递工作不规范。建议开展就地温度、压力等表计校验工作，确保检测参数的准确性。静态试验中，缺少超速等保护的校验，且未开展超速保护的动态校核试验，风机保护试验项目不全面。建议除对安全链进行试验校核外，补充开展其它风机保护的试验工作，全面准确可靠投用风机各项保护。各风电场未制定机组设备台账，未开展参数合格率、保护投入率等统计分析工作。建议对机组温度、压力等测量元件进行全面梳理，依据设备台账制定备品备件台账，加强备品备件的采购与管理，有效开展机组检修维护工作。

7 金属专业

7.1 总体情况

全省并网电厂金属监督工作总体情况良好，没有发生因金属监督不力导致的人身和重大设备损坏事故。根据电网调度信息统计，截至2016年12月31日全省163台135MW以上统调机组异常停机共计67次，其中由于受监金属部件失效导致异常停机13次，约占全部异常停机次数的19.4%。今年金属失效导致异常停机次数及占所有异常停机的比例均创历年新低。

7.2 工作亮点

7.2.1 部分电厂的金属监督记录台帐清晰完整

如江苏华电戚墅堰发电有限公司金属技术监督工作规范有序进行，检验记录及总结详细周全，对余热锅炉常见设备缺陷及失效有丰富的检查经验和详细的检查计划;徐州华鑫发电有限公司锅炉部分金属监督台账部件参数详细;江苏国华陈家港发电有限公司设备出厂资料保存收集非常完整;江苏华电扬州发电有限公司压力容器检验、安全阀台账、支吊架检查台账比较规范完整;南京化工园热电有限公司金属技术监督的档案和电子台账格式较清晰完整;南京华润热电有限公司有比较完整的检验记录台账;江苏国信协联能源有限公司燃气蒸汽联合循环机组金属部件基础台账比较清晰完整;苏州蓝天燃气热电有限公司金属监督档案比较齐全，包括检修记录、缺陷处理记录、监督标准、培训交流记录等。

7.2.2 部分电厂重视检修计划控制和缺陷的跟踪闭环管理

如江苏盐城发电有限公司机组检修前制订了详细的金属检测计划，检修时按计划完成检测项目，并及时完成总结和报告;华能苏州热电有限责任公司对锅炉受热面防磨防爆工作有详细的检修项目和进度计划表，逐条控制验收;江苏利港电力有限公司防磨防爆检查记录清晰完整，并逐条分析处理，缺陷闭环管理较好;江苏南通发电有限公司公司管理系统中重要受监设备的电子化台帐较清晰完整，缺陷整改闭环等台账清晰;江苏沙河抽水蓄能发电有限公司对重要监督部件转轮叶片缺陷的跟踪监督台账和对比分析比较完整;国华太仓发电有限公司对金属检验项目实施严格有效的质量管理，每项检测工作均制订详细的委托单和验收单，委托单中包含待检设备的规格和材质、检测条件与要求、检测位置、检测量等详细内容，验收单要求检测单位和电厂分别进行三级验收，确保了检测工作能保质、高效地完成。

7.2.3 大部分电厂管理制度齐全，且定期进行修订

如江苏国华陈家港发电有限公司建立了较完备的金属技术监督管理体系和规章制度;如江苏南热发电有限责任公司按照《锅炉“四管”防磨防爆管理细则》，加强对锅炉“四管”的防磨防爆检查、处理;将吹灰器的跟踪维护委托给专业的厂家进行跟踪、检查、维护、处理，根据上次检查的整改意见重新修订了《锅炉吹灰管理制度》，并严格按制度要求执行;如华能徐州铜山风力发电有限公司提供的集团公司企业标准Q/HN—1—0000.08.005—2012《风力发电场金属监督技术标准》内容完整，技术要求明确。

7.2.4 部分电厂非常重视锅炉防磨防爆检查和缺陷治理工作

如中国国电集团公司谏壁发电厂对锅炉防磨防爆工作非常重视，检查前有细致的方案准备，检查后逐条分析原因，并采取针对性防范措施。如10号机组中修锅炉防磨防爆检查方案，列出本锅炉及同类型锅炉出现的问题。在检查结果及处理方案中对每条缺陷均有原因分析及处理措施; 电厂对运行时间较长且经常出现裂纹的承压部件进行了更换。如10号机组主蒸汽管道三通、阀门、流量孔板等均进行材质更换，提高了安全可靠性。

华能苏州热电有限责任公司锅炉防磨防爆工作开展得较好，对于已经磨损的水冷壁管根据磨损程度采取更换、堆焊、喷涂等综合治理措施。在同类型流化床锅炉受热面磨损治理工作全国领先，保持着较好的运行记录。

华能国际电力股份有限公司南通电厂分析发现内置手孔盖材料硬度高是主要问题，解决了集箱内置式手孔密封焊缝裂纹泄漏的问题;高再进口管屏承重钩焊缝拉裂泄漏，承重挂钩改成连锁支撑环后至今未再发现问题。

江苏华电扬州发电有限公司对以前曾发生或其他厂同类机组发生的问题，深入分析原因，并举一反三地扩大检查范围，加大整改力度。今年以来，未发生四管爆漏和小管道泄漏等非停事故。

江苏国信协联能源有限公司对于1号余热锅炉高压汽包焊缝裂纹、6号机组热再管道焊缝裂纹、7号炉水冷壁鼓包等重大问题高度重视，并能及时处理。

江阴苏龙热电有限公司针对一期锅炉低温再热器进口段弯头磨损严重的问题，电厂对低温再热器进口段进行了整组更换，并下移了影响烟气流动的低过悬吊管及低过进口集箱(后包覆下集箱)。

南京化工园热电有限公司针对尾部受热面悬吊管处因蒸汽吹灰器局部吹损问题，积极开动脑筋，设计了简便易行的防护装置。

南京华润热电有限公司定期进行锅炉压力容器内外部检验，对金属失效原因分析较重视，对发现的问题及时进行整改。

7.2.5 部分电厂非常重视机炉外管道的监督

如华电江苏能源有限公司句容发电厂重视机炉外小管道的专项检测和整治工作;1号机组小修时检测了36道四大管道焊口。华能(苏州工业园区)发电有限责任公司提前完成四大管道及高温联箱的100%检测工作，发现了不少危害性缺陷并分析原因，及时进行消缺。苏州蓝天燃气热电有限公司比较重视机炉外管道内外壁腐蚀的检查，及时消除隐患。

7.2.6 部分电厂非常重视T/P91、T/P92材料的监督

如江苏射阳港发电有限责任公司首次检查性大修即对P92材料的主蒸汽和热再蒸汽管道焊口以及高温受热面管的异种钢接头附近的T91/T92短管进行了100%质量普查，并及时对发现的超标缺陷进行了更换或返修处理。南通天生港发电有限公司对P91材料的主汽、热再管道管件进行普查，发现硬度、组织异常较严重的管件均进行了更换。

7.2.7 部分电厂特别重视材料老化监督

如江苏利港电力有限公司重视高温金属材料老化的监督，并采取及时的更换措施。如末再割管分析发现T23材质出现性能劣化现象，已计划采取逐台升级更换工作;电厂6号、7号炉末过管屏T23材料管材进行大面积更换为TP304H不锈钢管。5号炉增容改造，末过整组更换，材料全面改为TP347HFG，高过进口集箱更换，高过进口连接管改为T91。江阴苏龙热电有限公司对锅炉高温受热面氧化皮及材料局部过热老化的问题比较重视，进行了内壁氧化皮的测量分析，同时结合机组检修增加了部分受热面出口管(如3号、4号炉高过、5号炉屏再)的壁温测点，并修订完善了防止高温受热面氧化皮运行和检修技术措施。江苏国华陈家港发电有限公司对锅炉高温受热面材料的监督非常重视，对高再进口段T91管段进行了全面的材质状态评估，其后陆续多次割管分析其材质有无劣化。华能国际电力股份有限公司南通电厂积极开展1号、2号炉高温炉管氧化皮检测分析和剩余寿命评估工作，为今后高温受热面管材质老化监督提供了重要数据、监督重点和决策依据。

7.2.8 部分电厂非常重视壁温监视和超温统计分析

如华能太仓发电有限公司非常重视高温受热面管壁温监视和分析工作，提效改造后的屏过和高过管100%加装了壁温测点，并接入CS系统实时监控和定期分析。

7.2.9 部分电厂积极应用新技术进行受监设备的金属监督检查

如国华徐州电厂等一些电厂积极采用导波、相控阵等新方法对设备缺陷进行检查，如本次2号机组C修中导波检查发现1根二过进口T91管以及2根三过进口T92连接管存在超标缺陷，换管处理。

7.2.10 大部分风电场均重视风机和塔筒的设备监造

本次抽查的两家风电场——华能徐州铜山风力发电有限公司和深圳能源高邮协合风电场均对塔筒、主机、叶片进行了设备监造(监理)，且设备监理报告较完整。

7.2.11 部分风电场勇于技术创新，减少风电机组频繁启停

如华能徐州铜山风力发电有限公司针对本地区环境风导致机组启停频繁的特点，采取特殊措施保证机组转动部件不频繁启停，对金属材料疲劳有好处。

7.3 本次检查发现的主要问题和整改建议

7.3.1 技术监督管理方面的共性问题

(1)部分电厂本单位金属监督实施细则不完善

某抽水蓄能电站提供的本单位《金属技术监督管理规定》存在引用标准不全和过期的现象;缺少金属材料和焊接监督管理内容;部件监督内容规定不够完整。建议参照火电厂关于材料和焊接监督的管理规定，以及《压力钢管安全检测技术规程》、《大中型水轮机进水阀门基本技术条件》、《立式水轮发电机检修技术规程》、《发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则》、《水工钢闸门和启闭机安全检测技术规程》《固定式压力容器安全技术监察规程》等标准的相关内容，对本单位的金属监督管理规定或实施细则进行修订。

某新投产不久的煤机发电厂提供的金属监督管理企业标准未反映金属监督新规程的内容。某原煤机电厂最近新投产了两台燃机，其提供的本单位金属监督实施(办法)细则，也存在引用标准较早，对P91等新材料及燃气轮机部件金属监督没有具体规定的问题。建议按照新规程和本厂实际情况进行修订。

风电场抽查中，一家未能提供的本单位风电场金属技术监督实施细则;一家只提供了集团公司企业标准Q/HN—1—0000.08.005—2012《风力发电场金属监督技术标准》，也未能提供的本单位风电场金属技术监督实施细则，但根据该标准3.5条规定：风力发电场应根据本标准制订本企业的金属技术监督管理制度和实施细则。建议各风电场结合自身实际情况，根据行业和本集团的有关标准以及制造厂技术要求，编写本企业的金属技术监督实施细则。

(2)部分电厂监督网络成员不完整

如某燃机电厂新调整的金属监督网络中未包括材料采购和仓库管理的人员;又如某电厂检查中见到今年一、二季度金属监督网络活动记录中只有锅炉和汽机两个专业参加。金属监督网络应包含电气、化学、热控等相关专业和物资采购、仓库保管等相关人员。

(3)部分电厂的检验计划太笼统，个别有缺项

特种设备检验研究院的检验方案比较笼统，只规定了每种类型部件的检查比例，没有具体的位置规定。比如主蒸汽管道、热再蒸汽管道以及锅炉、汽机导汽管监督，首次大修应重点关注三通、阀门、大小头、弯头等管件及与之相连的对接焊缝，P91材料应关注焊缝及临近母材的硬度。比如炉顶高温蒸汽连通管与集箱的大直径三通安装焊缝裂纹较多，首次大修应重点检查。建议电厂细化完善首次大修金属监督检查项目内容与要求。

某电厂2015年10月份1号机组103B修时徐州特检院进行的锅炉压力容器定期检验中不包含四大管道。外包检修单位对主蒸汽管道焊缝超声波只抽查了4只。2016年5月份2号机组B修时虽增加了四大管道检验，但检验方案不明确(只有抽查两个字)。且103B和203B特检院的检验报告至今未收到。建议进一步细化检验方案，在确保检验范围和检验比例满足标准要求的情况下，应尽可能根据本厂实际情况明确检验位置;应及时获取正式检验报告，并将检验情况及时更新至检验台账中。

某电厂11号机组C修金属监督计划中未包括主汽、热再疏水管弯头定期监测等一些常规项目。建议电厂将主汽、热再疏水管弯头定点监测纳入常规检查项目，且应制订专门控制程序，明确检测部位、检查方法、判废标准和数据跟踪对比等特殊要求。

检查发现某电厂最近的小修检查项目中，缺少水冷壁高温腐蚀定点监测、主蒸汽疏水弯头壁厚定点监测等常规项目。建议将此类项目列入常规检查项目，并建立专门的控制程序和检查记录台账，分析数据变化趋势，以利于及时分析原因并提出针对性整改技术措施。

某电厂在检修过程中均对主蒸汽管道、热再管道等主要管道相关焊口按照DL/T438规程的相关要求进行检查，除与高加进出口相连接焊缝进行检查外，汽机侧主给水管道均未进行检查。鉴于省内多家电厂存在WB36材质主给水管道焊缝存在早期开裂的情况，建议电厂近期检修时应对汽机侧主给水管道焊缝(包括高加间连接管道)进行检验。

某电厂母管制机组的主蒸汽母管三通、阀门及其连接焊缝长期运行没有进行检查。建议电厂尽快择机进行系统检查。

(4)部分电厂的外包检验单位提供的检验报告不规范或不完整

某电厂5号机组改造工程检验报告中存在以下问题：主蒸汽管道、管件超声波测厚报告不规范：如大小头异径管与其他管道一起出具报告，异径管处壁厚虽满足正常管道设计壁厚要求，但不能明确符合异径管设计壁厚要求;只能进行单面单侧扫查的管道三通连接焊缝超声波探伤只采用一个角度探头，不能满足B级检验的要求。建议电厂加强对外包检验单位检验质量和报告质量的过程控制和审查验收。

抽查某电厂2号机组C修金属监督检验报告，发现存在下列问题：主蒸汽疏水管弯头测厚抽查数量过少，只查了一只弯头，且测量方法不当;焊缝硬度比母材低，怀疑报告录入错误，高压进汽1号导汽管弯头焊缝有1点硬度为291HB，超过母材硬度100HB，结论仍为无异常;P91高压主蒸汽管的管件及焊缝未进行检查。建议每路疏水管定点抽查1~2只弯头，应重点连续测外弧面取最低值，并形成检查记录台账;对报告中硬度异常部位进行跟踪复查，必要时采取重新热处理;尽早对P91材料的高压主蒸汽管管件及焊缝进行检查，检查重点为表面磁粉探伤、内部超声波探伤、硬度检测(关注焊缝硬度不宜过高、母材硬度不应过低)。

某电厂103B焊接热处理及金属监督竣工档案(注：实际应为金属试验报告)错误百出：如编号为HX-UT-023的低压转子调端末一级叶片超声波探伤报告，检验部位填轴向键槽，材质填30Cr2Ni4Mo4V(叶轮用钢)，验收标准按焊缝填DL/T869-2012，探头按螺栓检验填5P13*13/8.5°，试块按螺栓检验填LS-1;四大管道弯头超声波检验均填直探头，而实际应该用斜探头;壁厚达40mm以上的主蒸汽和高压导汽管焊缝超声波检验均只填K2，实际应至少包含K1和K1.5(或K2)两种角度;主蒸汽管道硬度检测均只检测了焊缝及热影响区，未检测焊缝临近母材的硬度(注：P91/P92材质焊缝硬度检测目的为控制焊缝硬度不要过高，同时临近母材硬度不能太低);四大管道弯头椭圆度测量报告中椭圆度计算公式不符合电站弯管标准。建议电厂加强外包单位资质和能力审查，并加强对检验质量的过程控制。

某电厂在检修中发现2A主汽门前疏水P92气动门进口端焊缝第一次热处理后硬度测试结果311HBHLD，邻近母材149HBHLD;2A主汽母管疏水气动门出口端焊缝硬度307HBHLD，邻近母材155HBHLD，焊缝不符合标准规定，标准要求母材硬度范围180~250HB，焊缝在180~270HB，了解进行了第二次热处理，但未见第二次热处理后的硬度测试报告。

(5)部分电厂未建立电子化的检验记录台账或台账更新不及时

四大管道管件、焊缝的重要历史检验数据形成统一的电子表格台账，有利于快速分析筛选出管道的薄弱环节，可以根据最小壁厚、最大弯头椭圆度、焊缝记录缺陷、多次返修情况以及P91管道焊缝及邻近母材的硬度、金相组织异常等，作为下一步的监督重点。部分电厂对四大管道等机炉外管道的检查情况已进行了梳理，但历史检验数据尚未形成统一的监督台账，不利于下一步监督重点的梳理和决策。有的四大管道管件及焊缝已结合检修进行了多次检验，但检查部位及结果情况没有及时更新到专项检验记录中;有的电厂历次炉管泄漏情况以word文档形式记录，不便于统计分析。建议电厂以电子表格形式建立专门的记录台账。

(6)个别电厂安全附件超期未检

某电厂4号余热锅炉低压汽包就地压力表有效期为2015年12月，已过期近1年，应及时进行校验或更换。

(7)个别电厂备品备件采购质量有问题

某电厂4号机组两只硬度、组织异常的P91材料的主蒸汽管道弯头更换过程中，发现新更换弯头出现裂纹，已全部更换了新的弯头，目前正在分析裂纹具体产生原因。建议电厂在备品备件采购时，应充分考虑制造厂的质量信誉和质量保证能力;对该厂家提供的其他管件本次检查虽未发现问题，在今后的检修中也应重点监督。

(8)部分电厂人员培训没跟上

如某厂的金属监督人员没有无损检测、理化检验人员资质;某厂新进从事无损检测的工作人员没有资质证书。建议尽快安排参加取证培训考试，持证上岗。

(9)部分风电场的风机设备定期维护过分依赖风机厂家

某风电场根据集团公司企业标准Q/HN—1—0000.08.005—2012《风力发电场金属监督技术标准》表1风力发电机组金属监督范围内部件的定期检验项目规定：塔筒螺栓应半年检查一次，而检查中提供的上海电气风电设备有限公司的半年风电定期维护报告中未涉及塔筒螺栓检查，风电场自己也没有进行此类检查。某风电场目前风机的日常及定期维护检查完全依赖风机制造厂家金风科技风电设备有限公司的驻厂人员，但提供的500小时维护记录中，无塔筒连接螺栓力矩数据记录。建议电厂尽早介入定期维护检查，编制好巡检表和检修卡等相关记录表格，完成风机厂家定期维护工作以外的检查工作，并做好记录。

7.3.2 锅炉压力容器压力管道问题

(1)部分电厂高温炉管割管监督中发现存在一定程度的老化迹象

某电厂6号炉低再出口垂直段50排炉前第1根T91管迎风面长期过热爆管，割管取样分析多根炉前第1根管迎风面内外壁氧化皮较厚，材料老化严重。5号炉低再出口垂直段管子材料为T23,48排、51排第1~3根取样分析，炉前第1根管均为球化5级严重老化，第2根球化3级，第3根球化2级。省内同类型锅炉也曾发生相同情况。建议电厂尽快进行低再出口段壁温分布测试校核，并进行部分材料合理升级更换;对高过、高再、屏过以及前包墙拉稀管的壁温和老化情况进行确认，建议采取内壁氧化皮厚度普查，摸清壁温分布规律，高过、高再、屏过的氧化皮普查部位建议安排在炉顶大包内的出口连接管上。

某电厂的再热器出口金属壁温频繁超温问题在同类型机组中相对较严重，虽然对超温相对严重的第1、2根管进行了缩短改造，再热器出口壁温最高超温幅度值有所下降(从最高645℃降低到630℃左右)，但从超温管数量未见明显减少。分析再热器管超温与再热器下部管屏偏转扭曲变形有关，导致再热器整体吸热量增大，且同屏各管子的流量分配设计也与计算条件不符。建议电厂尽快对再热器管屏变形情况进行整治;同时应注意对高再出口T91管的老化监督，建议对高再出口顶棚上的T91管(尤其弯头部位)进行外观、管径和硬度检查。

某电厂8号炉蒸汽集箱和高温管道普遍球化4级及4级以上，其中高调门联络管球化5级，已更换。14号机组一级过热器分配集箱右侧连接管弯头以及一再至二再连接管部分直管和弯头硬度偏低，金相组织异常(球化4.5级)。上述部件中有一些运行参数不高或运行时间不长的联箱管道，怀疑材料原始供货状态不良。建议对这部分管子进行抽样评估及强度校核。

某电厂3号、4号炉末再进口段迎烟侧第1根管内壁氧化皮测厚测厚值除极少数管子外，基本都在413μm、436μm;4号炉末再进出口各割管两根，其中进口段迎烟侧第一根管子迎烟侧内壁氧化皮466.15μm，向火面抗拉强度及非比例延伸强度均低于GB5310标准，背火面177.98μm，其他管子氧化皮厚度均不超过200μm。符合辐射式、半辐射受热面材料老化特征。但缺少末再下弯头区域检查和取样分析数据。1号炉末再出口段管子管径测量42.72~43.04mm，但上次检查的数据是进口段的也在42.2~42.5mm，如根据公称管径计算，最大胀粗率为2.5%，达到更换标准。建议高再下弯头检查和取样分析;高再出口段胀粗率超标的管子应进行割管组织和性能分析评估，根据评估结果决定是否换管及更换范围。建议今后受热面管管径胀粗测量尽可能定点跟踪。

某电厂1000MW塔式炉三过出口T92材料的连接管(Φ48.3*12.5)割管金相分析发现存在异常孔洞(不排除蠕变孔洞的可能)，且内壁氧化皮较厚(0.3mm以上)，该管没有壁温测点，目前三过出口壁温分布规律不明，且壁温测点安装不当导致壁温数据不准的案例也较多。考虑到小径厚壁T92管检修较困难，大范围割管取样不切实际。建议电厂对三过出口T92连接管进行内部氧化皮厚度普查，摸清三过出口壁温分布规律，合理调整壁温测点布置，进一步加强运行温度控制，同时应对三过出口的小径厚壁国产T92管进行老化行为研究和剩余寿命预测。

(2)部分电厂存在高温炉管内壁氧化皮剥落堵塞超温爆管问题或对氧化皮问题重视程度不足

某电厂204C修发现高再出口段2~6号管下弯头(TP347H材料，1号管已缩短)普遍发现氧化皮堆积，分析与再热器整体频繁超温有关，但也不排除给水加氧存在异常;根据同类型机组氧化皮爆管案例教训，高过、后屏氧化皮问题也不能忽视。

某电厂刚刚结束的5号机组C修，对高温受热面管下弯头氧化皮堆积磁性检测，发现高过有17根管、高再有15根管进口侧下弯头堆积高度超过1/3的磁通量显示。与2015年6月C级检修相比，氧化皮剥落量增加明显，当时堆积高度超过1/3磁通量显示的只有1根高过管。了解到机组启停过程中存在使用减温水、滑参数停机较低等现象。省内多家电厂氧化皮剥落爆管的教训表明：除不当加氧外，机组运行方式(尤其是启停方式)锅炉汽温波动速率和频率较大，也是导致炉管内壁氧化皮与基体结合的累积损伤不容忽视。

因此，建议电厂今后应重视完善并落实《防止高温炉管内壁氧化皮剥落的运行技术措施》，区分正常运行和启停机阶段汽温和壁温控制的考核重点，正常运行时重点考核超温幅度和时长，启停机阶段重点考核温变速率和频次，严格执行事故跳机后的吹扫和焖炉规定;同时应加强内壁氧化皮状态(厚度、结合力等)的定期监测和剥落风险评估工作，必要时提前采取换管或氧化皮清除措施。由于壁温测点数量有限及个别壁温数据有存在虚接的可能，建议通过出口连接管的内壁氧化皮厚度规律摸清出口壁温分布规律。

也有一些电厂虽未发现氧化皮大量剥落，但对氧化皮问题仍缺乏足够重视。

如某电厂6号、7号炉已运行7万多小时，7号炉最近一次检修高过、高再出口段各抽取一根管样进行试验，内壁氧化皮厚度分别达到205μm和128μm，金相组织均为中度老化。同类型机组在8万小时前后曾发生高过氧化皮剥落堵塞爆管案例。建议采取内壁氧化皮厚度普查，摸清高过壁温分布规律。

某电厂4台300等级亚临界锅炉，在最近一次检修中，已对6号炉高过、高再进行了内壁氧化皮厚度检测，但未对后屏进行抽样监测。由于同类型锅炉后屏氧化皮剥落堵塞爆管的案例时有发生。建议今后还应关注后屏内壁氧化皮厚度和结合状态。

某电厂两台300MW等级亚临界锅炉已运行较长时间。同类型锅炉多次发生后屏、高过氧化皮脱落堵塞超温爆管，分析原因均与启停过程中锅炉汽温波动速率和频率较大，导致炉管内壁氧化皮与基体结合损伤累计有关。上次检查时已提出了重视完善并落实《防止高温炉管内壁氧化皮剥落的运行技术措施》的建议。但检查中电厂只提供了一份2012年7月编制的《防止氧化皮生成措施》电子档，未见正式签字发布版本，且内容不具体，操作性不强：如未规定启停机过程中减温水使用规定和控制措施;未规定焖炉和自然通风时间等。随机抽查了机组最近一次启动参数曲线，发现在未并网和刚并网负荷较低时，均存在投用过热器一、二级减温水并导致汽温剧烈变化的情况。建议电厂充分重视高温受热面氧化皮问题，尽快制订和发布本厂的《防止氧化皮剥落的运行技术措施和检修技术措施》并严格执行。

某电厂135MW等级锅炉检查中发现壁温测点偏少(前屏4点坏1点，后屏6点坏1点，对流10点)，对流1号测点459℃,10号测点541℃，偏差超过80℃，且未找到测点布置图。现场还了解到11号机组运行中汽温波动较大，对高温受热面管尤其是高过的内壁氧化皮结合状态影响较大。建议电厂查明壁温偏差以及导致汽温波动的原因和明确防范措施;可以利用内壁氧化皮厚度测定摸清壁温分布规律，并根据壁温规律合理增加壁温测点;割取代表性管样及利用内窥镜观察等手段，评估氧化皮剥落风险;完善防止炉管氧化皮剥落的运行技术措施，区分正常运行和启停机阶段汽温和壁温控制的考核重点，正常运行时重点考核超温幅度和时长，启停机阶段重点考核温变速率和频次，严格执行事故跳机后的吹扫和焖炉规定。

(3)部分电厂屏过、高过奥氏体不锈钢弯头存在应力腐蚀开裂隐患

如某电厂4号炉后屏最外圈管不锈钢材料的下弯头内弧环向开裂泄漏，分析与未固溶处理、掺烧污泥、炉膛出口烟温较高、启停较频繁等因素有关，了解到早期掺烧的污泥含干燥剂，可能Cl离子含量较高。目前已更换最外圈弯头。今后检修中仍应对后屏和高过下弯头进行检查;此外还应关注掺烧污泥中腐蚀离子的抽样检测，并控制污泥掺烧量。

某电厂5号炉后屏过热器炉左侧第2屏第1根下弯头内弧环向开裂泄漏，扩大检查未再发现同类位置;6号炉大修时也对后屏下弯头进行了检查，并对硬度超过200HB的弯头重新固溶处理。省内某300MW亚临界锅炉后屏迎烟侧第1根不锈钢下弯头多根出现内弧环向裂纹，分析与弯头冷加工后未进行固溶处理、燃烧劣质煤、掺烧污泥及启停频繁等因素有关。建议电厂今后应加强后屏、高过不锈钢下弯头的检查;同时应关注燃料管理和运行燃烧调整。

根据技术监督预警要求，对4号、5号炉后屏、高过、高再奥氏体不锈钢下弯头进行检查，发现4号炉后屏有3只弯头硬度偏高，5号炉后屏有3只弯头内弧有环向缺陷显示(5号炉刚送检，实验室分析尚未出报告)。如实验室分析结果证实存在内弧环向裂纹，电厂今后应加强此类弯头检查，对掺烧污泥的腐蚀性离子成分及浓度进行取样化验，并对炉膛出口烟温及启停速率等进行适当控制和调整。

(4)个别电厂锅炉汽包发现裂纹

某电厂2号机组大修发现高压汽包(19MnV)右侧封头焊缝附近母材一处表面裂纹，打磨3.5mm后消除;左侧封头焊缝熔合线存在断续表面裂纹，打磨消除。建议对跟踪复查，并加强汽包焊缝表面及内部探伤检查。

(5)部分电厂T23水冷壁焊缝裂纹问题仍然较严重

某电厂2号机组C修中，对水冷壁焊口进行大范围抽查(总数5225只)，发现139处裂纹，裂纹率依然较高。建议电厂对裂纹分布、类型、安装或检修焊口进行统计分析，查明裂纹产生原因，改进焊接工艺，以利于逐步降低T23水冷壁焊口的裂纹发生率。

(6)水冷壁高温腐蚀问题

某电厂1号、2号炉水冷壁检修时发现在主燃烧器和燃尽风之间区域存在高温腐蚀现象，已对腐蚀区域管道表面进行喷涂。建议电厂对水冷壁近壁的还原性气氛进行测试，结合测试结果对燃烧器配风进行优化调整;控制燃煤的硫份;并在检修中加强水冷壁的检查。

(7)个别电厂壁再出现向火侧横向裂纹

某电厂7号炉大修后水压试验发现右侧墙前数第11根壁再管(12Cr1MoV)在标高43.6米处向火侧横向开裂泄漏，且向火侧母材珠光体球化严重，存在明显管子超温迹象，目前进行了堵管措施。建议电厂一方面对壁再表面横向裂纹、氧化皮剥落、结焦及管子变形等情况进行认真检查;另一方面检查该管路及对应的进口集箱内部有无异物，必要时对其他集箱也应进行扩大检查。

(8)部分燃机电厂汽水管道存在膨胀不畅导致管道焊缝开裂问题

某燃机电厂1号、2号余热锅炉高过3进口疏水管大小头及阀门焊缝各开裂泄漏一次。分析主要与高过3进口管道向下膨胀位移量较大，疏水管布置柔性不足，导致位于应力集中部位的焊缝承受过大的弯曲载荷。应对余热锅炉高过3进口疏水管焊缝加强监督检查，并制订安全防护措施。如再次发现裂纹，建议对余热锅炉高过3进口疏水管布置走向进行柔性化改造，同时应尽量避免焊缝质量过低及焊缝应力集中系数过大等问题。

某燃机电厂4号机高旁前疏水管根部焊缝泄漏一次，同类型机组也曾发生类似问题，分析与疏水管膨胀不畅有关。建议对类似距离地面过近及穿墙孔洞过紧等可能影响膨胀的疏放水管道的应力集中部位进行检查探伤，对存在阻碍膨胀的情况均应进行整治。

某燃机电厂2号、4号机组汽水管道支吊架存在吊杆弯曲、偏斜等问题，电厂虽已做了记录，但有些问题仍未处理;本厂疏水管曾发生膨胀不畅导致的焊缝开裂泄漏。应尽早联系专业检查机构进行全面检查，并制订调整和整改方案;建议对所有距离地面过近的疏放水管道的应力集中部位进行检查探伤，对存在阻碍膨胀的情况均应进行整治。

某燃机电厂3号机中压旁路波纹管膨胀补偿器失效导致管道发生明显位移，并导致凝汽器仓板连接角焊缝处管道开裂泄漏。目前对管道波纹管膨胀补偿器进行了改进，提高补偿位移量。建议对管道膨胀方向及位移量进行重新校核;对管道波纹管膨胀补偿器结构及安装问题进行分析排查。

(9)部分电厂锅炉喷水减温器结构不合理存在安全隐患

如某电厂8号炉上下两只低再出口集箱均存在不同程度的弯曲变形，其中上集箱中部下凹明显，上集箱的弹簧吊架中间过载，两端欠载，上下集箱之间两端的吊杆受力异常，销钉断裂、吊耳角焊缝裂纹;下集箱上有7只小集箱的角焊缝有裂纹，其中编号为j59的管孔横跨筒体环焊缝，因此该管座角焊缝上的裂纹与筒体环焊缝裂纹贯通(怀疑起源于内壁)。由于上下集箱中部各有一个喷水减温器，当初减温器喷头曾发生过断裂。因此集箱发生变形一方面与管道受力有关，还可能是因为喷水减温异常，导致集箱上下壁温差异发生弯曲变形。建议电厂加强该减温器及其影响区域的筒体(特别是焊缝)内壁裂纹检查;必要时对该减温器和集箱进行更换。

某电厂提供的高压主蒸汽减温器结构图纸显示：减温器防护衬套长度不足400mm，且喷嘴后方200mm左右就设置一道没有内衬套保护的主管道对接焊缝。建议核实实际结构与图纸是否一致;如确实存在这种防护不到位的情况，应加强该焊缝的定期监督检验，一旦发现问题应及时采取防护措施。

(10)个别电厂存在HALF弯头焊缝裂纹问题

某电厂8号机2只冷再HALF弯头焊缝上发现裂纹，最长达310mm，接近贯穿，采用现场挖补处理。建议电厂对此类HALF弯头加强跟踪和进一步扩大检查，发现裂纹的弯头最好进行更换。

(11)个别电厂锅炉联箱管道外壁出现大量类似表面裂纹的缺陷

某电厂4号炉省煤器悬吊管出口集箱(SA106)外壁磁粉探伤出现表面线性显示，深度不超过2mm，打磨消除后，复查再次发现磁痕显示。首先从线性显示的形貌及分布特征上，认为符合管材制造阶段形成的制造缺陷特征。分析最可能的原因是上次打磨和检查不到位;也不排除在缺陷没有完全消除以及打磨后集箱表面未进行任何防腐处理的情况下，再次沿原缺陷受损晶界继续发生选择性应力腐蚀的可能。建议在设计壁厚允许范围内对集箱表面进行细致打磨探伤，可局部选点进行金相检查确认打磨效果;打磨完成后建议进行油漆防腐处理。

(12)部分电厂对吹灰蒸汽或吹灰气源管的监督缺乏足够重视

如某电厂3号炉吹灰蒸汽母管有两处泄漏，一处为接管座处，一处为弯头处。建议对正在检修锅炉的吹灰蒸汽母管进行相关检验工作，并将该项工作列入其他机组的下次检修计划中。

某电厂3号炉吹灰器乙炔气源管道焊缝成形不良，且管道存在振动。建议加强此类管道焊接施工质量管理，并适当增加管道支撑装置。

(13)某电厂锅炉炉顶承重弹簧出现裂纹

某电厂现场复查发现1号炉已发生断裂的弹簧在刚刚结束的检修中未更换，其中一只弹簧断裂后有明显位移，对弹簧承载及受力分布有影响;据电厂专业人员说西安院对该问题进行现场察看分析认为弹簧断裂部位在底圈，不影响运行安全，但未看到任何西安院的正式报告和处理意见。应对炉顶悬吊弹簧断裂对锅炉整体安全影响进行正式评估;建议尽早更换断裂或锈蚀严重的弹簧，并对其他弹簧整体(包括内圈位置)进行防锈处理。

(14)个别电厂锅炉水冷壁刚性梁怀疑存在膨胀问题

某电厂现场检查发现1号炉水冷壁刚性梁的导向限位阻尼支架失效(阻尼滑动套无滑动)，导向架钢板焊死。建议核对设计安装图纸，必要时进行整改。

(15)部分电厂锅炉安全附件存在问题

如某电厂现场检查发现2号炉连排就地压力表显示为零，2号炉高压蒸汽出口一块数显温度表不显示。

某电厂7号炉右侧低再管道2号安全阀集水盘有积水，疏水不畅;又如某电厂3号炉乙侧低再进口管道安全阀有内漏，集水盘疏水阀未开，疏水管引出位置不合适，集水盘中积水已溢出。建议将优化集水盘疏水管走向，打开疏水阀门，结合检修做好安全阀密封。

(16)个别电厂除氧器水箱内壁存在腐蚀疲劳裂纹问题

某电厂8号机除氧器水箱一侧封头环焊缝下部发现多条内壁横向裂纹，采用现场挖补处理。因水箱材料为16Mng，该材料易发生腐蚀疲劳裂纹，且补焊部位附近也易再次发生开裂。建议电厂对该除氧器水箱焊缝内壁及邻近母材进行跟踪和进一步扩大检查。

(17)部分电厂供热或节能改造等新增汽水管道的设计、安装存在安全隐患

某电厂新增汽泵小汽机汽源管道(12Cr1MoV,133*10)均直接从过热器集汽联箱端部手孔管座(12Cr1MoVG，133*12)上接出，设计文件中管道材质为12Cr1MoV，标准,GB5310-85为过期标准，弯头、三通等管件除进行光谱复核外，安装前未进行表面磁粉探伤等其他质量抽检;焊缝及邻近母材硬度检验报告无检验数据。首先应核对管道管件的质保书是否为符合要求的高压锅炉无缝钢管;应补充三通、弯头等管件的表面磁粉探伤和壁厚、硬度等检验;原集汽联箱端部手孔管座角焊缝部位为应力集中部位，建议每次检修均应对集汽联箱端部的接管座角焊缝进行无损探伤检查。

(18)部分电厂存在汽水管道FAC和(或)SPE导致的弯头减薄问题

某燃机电厂1号、2号机组余热锅炉除氧蒸发器引出管(Φ325*8)弯头背弧普遍减薄，弯头已更换为12mm厚热压弯头。2号炉高压给水调节阀后大小头内部局部冲刷减薄，已更换。分析与流动加速腐蚀(FAC)有关。建议首先分析除氧蒸发器引出管管内介质流速与设计流速是否存在较大偏差以及PH值是否偏低;对1号炉高压给水调阀后管道应加强监督，对高压给水调阀后管件局部冲刷，如不能改变结构，可以考虑提升材料抗腐蚀能力。

某电厂汽机房主蒸汽疏水管弯头多次检查发现减薄更换;暖通管弯头减薄问题。建议电厂将疏水阀门内漏检查与管道弯头测厚检查统一起来。

某电厂103B检修中主汽疏水弯头测厚报告中显示公称壁厚为10mm，一只弯头最小壁厚为5.4mm，另一只弯头最小壁厚为6.36mm。而在未提供计算壁厚的前提下，结论中只建议更换最小壁厚5.4的弯头，而按金属监督规程炉管壁厚减薄30%需更换。由于主蒸汽疏水阀门在炉管氧化皮硬质颗粒SPE作用下极易磨损导致内漏，而在阀门内漏的情况下，主蒸汽疏水管弯头磨损速度较快，因此，电厂应重视疏水弯头的检查和更换管理，建议制订专门的控制程序，明确责任部门、检查时机、监测部位、检查方法、判废标准等。一方面应定期监测疏水管阀门内漏情况，另一方面应对疏水管弯头进行定点监测(建议为每路疏水管的顺介质流向第一只弯头及阀门后直管及阀后第一只弯头);为便于分析对比，应建立监测台账，与历史监测数据对比，至少应参考相邻直管壁厚数据。

7.3.3 汽轮机设备问题

(1)IN783螺栓频繁断裂给机组运行带来安全风险

近期省内某电厂运行中突然发生一侧中压调门螺栓半圈断裂导致大量漏汽的危险情况，正是之前一直关注的上汽超超临界机组IN783螺栓断裂隐患。上汽厂已经公布了一些处理方案，包括整组更换新螺栓和增加安全防范措施。按目前经验认为IN783材料螺栓易发生高温低应力脆断，与该材料热处理要求较高，高温条件下容易产生应力促进氧化裂纹的固有特性，失效概率与运行温度和运行时间有正相关性;加热孔内壁加工较粗糙，电加热对内孔局部易加速氧化等因素对裂纹的产生有促进。当前首先应加强在役螺栓的定期监督检查(方法可以在不拆卸时进行加热孔内窥镜或其他探伤检查);尽早执行上汽厂安全防范技术措施;对于新螺栓，也应加强质量监造和验收;对于IN783等新型耐热合金螺栓材料，建议开展制造工艺、组织和性能变化规律进行系统研究;同时应关注该问题的最新研究成果，并做好材料替代的准备。

(2)汽轮机转子叶片疲劳失效问题

汽轮机通流改造需关注转子叶片制造质量验收。如部分电厂在通流改造后运行不久即发生新的汽轮机低压转子叶片断裂。

此外，长期运行的汽轮机转子叶片也需加强监督检查。如某电厂1号机低压转子末级叶片超声表面波探伤发现3根叶片出汽边存在裂纹。已返厂更换。3号机2016年5月大修检查未发现裂纹。考虑到1号、2号机运行时间较长，且改造结构相似，建议有机会对2号机进行重点检查。

(3)需关注汽轮机叶片异物打击和SPE问题

如某电厂6号汽轮机检修时发现R14、R15和14上、15上、15下、16上等多级动静叶变形损伤较严重，分析可能与安装时异物遗留有关;1号锅炉电动安全门阀座金属脱落，1号汽轮机进汽滤网变形破损，怀疑异物可能进入汽轮机，鉴于同类型机组发生过类似故障。建议电厂对汽轮机叶片进行开缸检查。

某电厂1号机组检查性大修发现2号汽轮机转子第1级动叶片存在冲蚀坑及变形。据了解2号机组4号汽轮机叶片变形损伤更为严重。说明汽水系统安装或检修清洁度不够，建议电厂关注检修洁净化施工，并应加强减温器、安全门阀座密封面等易发生金属脱落部件的监督检查。

(4)需关注阀门密封面堆焊层开裂问题

某电厂2号机组C修中检查发现高、中压主汽门阀座、阀芯密封面堆焊层多处开裂，汽轮机厂未提供原因分析报告;阀芯密封面堆焊层进行了返厂修复处理，阀座密封面堆焊层根据制造厂提供的修复工艺，在现场进行了镍基焊材堆焊返修处理，焊后硬度测试发现硬度值与原司太立合金堆焊层相差较大，制造厂未提供验收依据。建议电厂要求制造厂提供阀座、阀芯司太立合金堆焊层开裂原因分析，并给出现场修复后的堆焊层表面硬度检查的验收标准。

7.3.4 燃气轮机设备问题

(1)国内某9FA燃机近期发生压气机R1动叶断裂事故

同类型9FA燃机压气机R1动叶断裂导致事故(累计运行2万小时，启停1200多次)，本厂压气机R0动叶曾发生类似故障，1号、2号机组均先后进行了P4包升级改造(R0动叶和静叶升级更换)，但R1动叶未更换。鉴于内窥镜检查范围不全，且对微小裂纹检查困难，建议尽早进行压气机叶片(尤其R1动叶)的顶缸检查;提醒应关注压气机叶片表面缺陷，尤其是进气边腐蚀坑类缺陷的检查和修磨处理。

(2)某燃机电厂汽轮机叶片变形损伤和进汽滤网变形破损，怀疑异物进入汽轮机

6号汽轮机检修时发现R14、R15和14上、15上、15下、16上等多级动静叶变形损伤较严重，分析可能与安装时异物遗留有关;1号锅炉电动安全门阀座金属脱落，1号汽轮机进汽滤网变形破损，怀疑异物可能进入汽轮机，鉴于同类型机组发生过类似故障。建议电厂对汽轮机叶片进行开缸检查。

(3)部分燃机电厂的汽水管道因膨胀不畅导致管道焊缝开裂

某电厂1号、2号余热锅炉高过3进口疏水管大小头及阀门焊缝各开裂泄漏一次。分析主要与高过3进口管道向下膨胀位移量较大，疏水管布置柔性不足，导致位于应力集中部位的焊缝承受过大的弯曲载荷。应对余热锅炉高过3进口疏水管焊缝加强监督检查，并制订安全防护措施。如再次发现裂纹，建议对余热锅炉高过3进口疏水管布置走向进行柔性化改造，同时应尽量避免焊缝质量过低及焊缝应力集中系数过大等问题。

某电厂3号机中压旁路波纹管膨胀补偿器失效导致管道发生明显位移，并导致凝汽器仓板连接角焊缝处管道开裂泄漏。目前对管道波纹管膨胀补偿器进行了改进，提高补偿位移量。建议对管道膨胀方向及位移量进行重新校核;对管道波纹管膨胀补偿器结构及安装问题进行分析排查。

(4)燃气轮机压气机叶片孔窥检查前未进行水洗影响检查效果

某燃机电厂压气机叶片日常监督主要靠定期孔窥检查，但由于孔窥前未进行水洗，叶片清洁度不好，不能有效地观察叶片进气侧边缘的损伤、腐蚀等情况，而叶片边缘的腐蚀和损伤往往是叶片疲劳裂纹起源。为了保证孔窥检查效果，建议电厂应在水洗后再进行孔窥检查;此外，可以考虑定期对压气机IGV、一级动叶和一级静叶进行着色或超声波探伤。

7.3.5 水电机组相关问题

(1)水轮机转轮叶片堆焊层存在裂纹

转轮叶片角焊缝堆焊层缺陷修复部位历次跟踪复查情况，说明转轮叶片堆焊层运行后产生裂纹不可避免，目前角焊缝堆焊层缺陷修复部位表面裂纹数量和长度上虽有变化，但仍主要发生在堆焊层。问题是最近检查发现1号机1号和5号叶片叶身空蚀区局部堆焊层的龟背纹深度有明显变化，天津阿尔斯通UT检测认为裂纹可能已开始进入母材。应尽早对龟背纹深度进行确认，并早做更换或修复处理。考虑到早期叶轮设计和制造问题通过现场修复恐极难根治，如新设计或制造技术能避免堆焊层裂纹问题，可考虑重新采购一个新转轮。

(2)某抽水蓄能电站的金属监督管理规定需修订

本单位的《金属技术监督管理规定》存在引用标准不全和过期的现象;缺少金属材料和焊接监督管理内容;部件监督内容规定不够完整。建议参照火电厂关于材料和焊接监督的管理规定，以及《压力钢管安全检测技术规程》、《大中型水轮机进水阀门基本技术条件》、《立式水轮发电机检修技术规程》、《发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则》、《水工钢闸门和启闭机安全检测技术规程》《固定式压力容器安全技术监察规程》等标准的相关内容，对本单位的金属监督管理规定或实施细则进行修订。

7.3.6 风电机组相关问题

(1)风力发电场未制订本企业的金属技术监督实施细则

本次抽查的两家风电场均未能提供本单位风电场金属技术监督实施细则。其中一家风电场提供了华能集团公司企业标准Q/HN—1—0000.08.005—2012《风力发电场金属监督技术标准》，但根据该标准3.5条规定：风力发电场应根据本标准制订本企业的金属技术监督管理制度和实施细则。

建议电厂结合自身实际情况，根据行业有关标准及制造厂技术要求，编写本企业的金属技术监督实施细则。

(2)部分风力发电场过分依赖设备厂家的定期维护，塔筒螺栓定期检查执行不到位

根据华能集团公司企业标准Q/HN—1—0000.08.005—2012《风力发电场金属监督技术标准》表1风力发电机组金属监督范围内部件的定期检验项目规定：塔筒螺栓应半年检查一次，而华能铜山风电有限公司提供的上海电气风电设备有限公司的半年风电定期维护报告中未涉及塔筒螺栓检查，风电场自己也没有进行此类检查。而深圳能源高邮协合风电场目前风机的日常及定期维护检查完全依赖风机制造厂家金风科技风电设备有限公司的驻厂人员，但提供的500小时维护记录中，无塔筒连接螺栓力矩数据记录。

建议各风电企业尽早介入定期维护检查，编制好巡检表和检修卡等相关记录表格，完成风机厂家定期维护工作以外的检查工作，并做好记录。

(3)部分风力发电场金属监督专业基础台帐不能满足要求

金属监督专业基础台帐目前不能满足要求，风电机组的主要零部件材料牌号、规格、数量等重要信息未形成一览表;风电机组容易出现问题的塔筒螺栓、叶片螺栓等未建立专门的管理档案。建议风电机组以台为单位建立设备档案和检修台帐，至少应包含设备主要零部件数量、尺寸、材料牌号、故障记录、检查记录、修理更换记录等;塔筒螺栓、叶片螺栓等应建立专门管理档案，定期力矩检查的数据应以图表形式记录，以便于跟踪比较分析。编制了巡检表和检修卡等相关记录表格。

(4)个别风力发电场投产后仍未收到风机设备的出厂资料

未见到风机设备的出厂资料。建议尽快向风机厂家催要风机设备的质量证明资料。

8 环保专业

8.1 总体情况

本次技术监督检查环保专业共检查了30个电厂。30家并网电厂中包括有1000MW级超超临界锅炉10台，600MW级超超临界锅炉4台，600MW级超临界锅炉10台，350MW超临界锅炉1台，350MW亚临界锅炉8台，300MW级超临界锅炉2台，300MW级亚临界锅炉23台，135MW级超高压锅炉8台，390MW级燃气联合循环余热锅炉8台，200MW级燃气联合循环余热锅炉10台。这些并网电厂的环保设施全部运行状况良好，烟气污染物指标均能够达标排放。相关燃煤机组的超低排放改造工作有序开展。

8.1.1 燃机电厂情况

2016年迎峰度冬技术监督集中检查的燃机电厂燃气-蒸汽联合循环发电机组的燃料是天然气，基本没有烟尘排放，仅有极少量的二氧化硫排放，低含量的氮氧化物排放。

本次检查的燃机电厂的主要烟气污染物是氮氧化物，其氮氧化物的排放浓度都控制在20mg/m3以下，远低于国家规定的50mg/m3现行排放标准。各燃机电厂的烟气污染物均达标排放。燃机电厂都安装了烟气在线监控装置(CEMS)和省、市环保部门联网。

各燃机电厂的工业废水和生活废水都配备有处理装置，经过处理后达到国家《污水综合排放标准》(GB8978-1996)的一级标准。处理后的废水在厂内回收利用，其余部分外排至污水处理厂。各燃机电厂废水都达标排放。

本次检查的燃机电厂主要环保技术参数指标良好， SO2 排放达标率100%，NOx排放达标率100%，烟尘排放达标率100%，废水处理设施投运率100%，厂界噪声达标率100%， CEMS系统的投运率大于99%。

本次检查的燃机电厂2016年没有发生环境污染问题。

8.1.2 水电站情况

2016年迎峰度冬技术监督集中检查的抽水蓄能电站是江苏沙河抽水蓄能发电有限公司。

水电站与火力发电厂的发电方式不同，水电站不燃用燃料，没有废气、废渣排放，属于清洁能源。水电站仅有少量生活污水和工业冷却水产生，该厂的环保设施主要有上库望湖岭的生活污水处理池，上库开关站东侧的隔油池，用于处理生活污水和工业冷却水。生活污水处理池有专人每日巡检。排水的pH、COD、胺氮、总磷、总氮每年由环保监测部门检测四次，检测结果均达标。隔油池每周巡检一次，工业废水石油类均不超标。该厂地处江苏天目湖风景区，厂区的植被绿化好。尽管如此，该厂对于环境保护还是非常重视，制定了完善的管理制度。

本次检查的江苏沙河抽水蓄能发电有限公司2016年没有发生环境污染问题。

8.1.3 燃煤电厂情况

2016年迎峰度冬技术监督集中检查的燃煤发电厂，对环境保护工作都高度重视，严格按照技术监督的规定，积极做好迎峰度冬环保技术监督的各项工作，按照江苏省能监办的要求进行了自查自纠。严格按照国家节能减排的要求，积极推进清洁生产，全面落实各项环境保护政策和规定。

本次检查的燃煤发电厂环保技术监督的组织机构军健全，技术监督网络活动均正常开展，大部分电厂能够结合本厂实际的实际情况及时制定、修订环保技术监督细则及相关的管理制度，对环保组织机构及职责、环保技术监督、环境监测等方面进行了详细的工作安排。

本次检查的燃煤发电厂的环保设施运行维护情况都建立有详细的台账记录，各项环保台帐齐全。各电厂能够按照环保技术监督的有关规定，积极做好环保技术监督的各项管理工作。为了确保迎峰度冬期间燃煤机组的安全发电，各燃煤电厂对环保设施进行了维护消缺，保证了环保设施和机组同步正常运行。

本次检查的燃煤发电厂均按照江苏省能监办要求，针对可能出现的环境安全风险，编制了事故应急预案。

本次检查的燃煤发电厂环境保护情况总体上较好，各电厂对国家的节能减排政策和电厂环境保护工作高度重视，对国家环保部发布的新《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)积极落实，对燃煤电厂烟尘排放控制、烟气脱硫、脱硝的工作高度重视，积极进行脱硫设施、脱硝设施、电除尘器的提效改造。为了满足脱硫、脱硝、除尘环保电价的考核要求，相关电厂在提高脱硫、脱硝、除尘等环保设施的效率和投运率方面做了很多工作。各电厂结合本厂的实际情况积极进行了以锅炉燃烧器改造、烟气脱硝、电除尘器提效改造、烟气脱硫增容改造为主要内容的超低排放改造工程。

本次检查的燃煤发电厂脱硫后净烟气的SO2 排放<50mg/m3，脱硝后净烟气的NOx<100mg/m3，沿江八市电厂烟尘排放<20 mg/m3，苏北地区电厂烟尘排放<30 mg/m3，每台发电机组均能够拿到达标排放的环保电价。完成了烟气污染物超低排放机组的烟气污染物排放情况烟尘排放<5mg/m3，SO2排放<35mg/m3，NOx<50mg/m3的水平。

本次检查的燃煤电厂2016年没有发生环境污染问题。

8.2 工作亮点

8.2.1 并网电厂的环保技术监督工作日益重视

随着国家环保政策的日益趋严，电厂环保水平的高低直接影响到发电企业的可持续发展。

并网电厂的各级领导对环保技术监督工作高度重视，把搞好环境保护作为企业可持续发展的必要前提，切实履行发电企业的社会责任，把环境保护工作提高到与安全生产、经营管理同等重要的程度，将环保技术监督工作放到了前所未有的重要位置。

各并网电厂逐步完善环保技术监督标准体系和制度体系。根据生产实际，不断补充、细化技术监督的标准和制度，形成了完善的技术监督的标准体系和制度体系。环保技术监督工作更加系统化、规范化。根据各自的具体情况及时地调整完善了各厂的环保领导小组和环保监督网络成员，使环保技术监督工作组织落实。

各并网电厂认真贯彻落实国家、地方政府的环保法规政策和各所属集团公司的各项环保管理制度，制定了年度环保目标和计划，并将环保目标指标分解落实到部门与责任人。落实监督人员的职责，严格执行监督标准。在建立健全各级监督体系的基础上，明确各级机构、各级监督人员的监督职责，做到环境保护工作与生产工作同计划、同部署、同检查、同考核。

各并网电厂都制订了《环境保护技术监督实施细则》，进行了发电生产全过程跟踪监督检查和考核。环保技术监督网络对加强环保管理起到了很重要的作用。电厂环保技术监督都有每月检查的制度，对检查发现的环保问题及时分析并发出通报，对发现的问题及时进行整改，强化技术监督整改任务的监督检查与闭环管理工作，实现了技术监督工作的持续改进和提高。

政府环保部门和能源监管部门对于火电厂环保工作的严格督察是火电厂对环保技术监督工作重视的重要原因，经过这些不间断的检查和认真整改，电厂的环保工作越做越好。目前，各并网电厂的环保技术监督组织机构健全，环保技术监督细则及各项管理制度齐全，按照环保技术监督的有关规定，积极开展环保技术监督的各项工作。

8.2.2 并网燃煤电厂全面达到江苏省燃煤发电机组环保电价排放标准

2016年迎峰度冬技术监督检查的燃煤电厂都达到了《江苏省燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管实施细则》所要求的大气污染物排放标准。即脱硫后净烟气的排放浓度不大于100 mg/m3，脱硝后净烟气的排放浓度不大于100 mg/m3。沿江八市电厂烟尘排放<20 mg/m3，苏北地区电厂烟尘排放<30 mg/m3。实行超低排放的燃煤电厂机组烟尘排放<5mg/m3，SO2排放<35mg/m3，NOx<50mg/m3的水平。

2016年江苏省并网电厂都达到了《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223-2011)的排放标准。

8.2.3 电厂环保设施运行正常，环保指标良好

2016年“迎峰度冬”技术监督检查的电厂，其主要环保设施如烟气脱硫设备、烟气脱硝设备、除尘器、废水处理设备、噪声防治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设计的水平，环保设施的投运率符合要求。烟气污染物的烟尘、二氧化硫、氮氧化物等基本能够达标排放，粉煤灰及脱硫石膏的综合利用情况良好。脱硫、脱硝、除尘器设施的效率和投运率符合环保要求。电厂废水能够实现达标排放，个别电厂基本实现了废水“零排放”。绝大部分电厂厂界噪声达标。各电厂未发生环境污染事故。

各并网电厂的主要环保技术指标良好，废水排放达标率100%，SO2排放达标率100%，NOx排放达标率100%，烟尘排放达标率100%;脱硫石膏利用率100%，灰渣利用率100%;废水处理设施投运率大于95%，电除尘器投运率100%，烟气脱硫设施投运率100%，烟气脱硝设施投运率大于98%。

8.2.4 并网电厂的烟气治理设施运行水平逐步提高

为了达到《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223-2011)，各并网燃煤电厂进行了脱硝、脱硫、除尘环保设施的提效改造工程。自从2014年开始，国家又出台了火电厂烟气超低排放的要求，目前江苏省并网燃煤电厂大部分机组已经完成了超低排放改造工作，剩余还没有完成超低排放改造工作的机组均按计划于2017年12月底气完成。

燃煤机组在进行超低排放改造的同时，并网电厂狠抓环保设施的运行、维护、检修管理工作。目前燃煤电厂烟气治理的环保设施的处理能力大大提高，环保设施的管理水平和运行维护水平、运行经验也大大提高。

8.2.5 燃煤电厂的超低排放工程进行有序

燃煤电厂的超低排放是江苏省政府的政策导向，江苏省环保厅对于达到天然气燃气轮机组排放水平的燃煤发电机组可列入超低排放示范工程项目，从项目审批、改造资金、环保差别电价等多方面给予全面的支持。《省政府关于印发江苏省大气污染防治行动计划实施方案的通知》(苏政发〔2014〕1号)和《省政府办公厅关于采取切实有效措施确保改善环境空气质量的通知》(苏政发〔2014〕78号)都明确提出鼓励燃煤电厂在满足现行国家排放标准的基础上实施超低排放。

目前江苏省超低排放电价补贴是每度电一分钱。江苏省经信委、江苏省环保厅2014年8月发布了《关于推进燃煤发电机组大气污染物超低排放示范工程的通知》(苏经信电力〔2014〕514号)，对江苏省并网燃煤电厂实施超低排放的进度作出了具体安排。要求江苏省燃煤电厂在2017年12月底前完成大气污染物超低排放工作。

燃煤电厂的环保超低排放就是燃煤电厂的大气污染物排放达到以天然气为燃料的燃气轮机组排放标准，即烟尘排放浓度不大于10mg/m3，SO2排放浓度不大于35mg/m3，NOx排放浓度不大于50mg/m3。燃煤电厂实施更为严格的烟气超低排放标准，是国有企业切实履行环境质量和公众健康的社会责任，也是燃煤电厂自身发展的需要。实施燃煤机组烟气清洁排放，是创新传统燃煤发电发展方式，重塑燃煤机组的环保形象，实现燃煤电厂可持续发展的重要措施。本次检查的燃煤电厂还没有完成超低排放工作的机组均已经列入燃煤电厂的改造计划。

8.2.6 以废水“零排放”为目标的水污染防治开始启动

火电厂历来是工业用水大户，有着巨大的用水量和排水量，从可持续发展和节能降耗的角度考虑，对废水进行综合治理，提高废水回用率，是电厂水资源充分利用及水污染防治的最佳有效途径之一。

为贯彻国务院《水污染防治行动计划》，全面落实国家清洁能源发展战略，扎实做好水污染防治工作，各发电集团积极行动起来，首先是对各发电企业的取排水情况进行全面调研，通过调研搞清各电厂的取排水现状，制定各企业的水污染防治行动技术路线和实施方案，实现废水“零排放”，进一步提高水资源管理水平。国电发电集团、大唐发电集团、华润集团、国华集团、国信集团等都对所属发电企业的水污染防治做出了安排。

8.3 本次检查发现的主要问题和整改建议

8.3.1 燃煤电厂超低排放改造以后的部分电厂存在厂界噪声超标的现象

随着燃煤电厂的超低排放改造工程的开展，部分电厂由于超低排放改造设计侧重点的不全面，导致超低排放改造以后的电厂厂界噪声存在超标的现象，这也导致了部分电厂超低排放改造工程的验收工作滞后。再加上一些电厂的厂区容量较小，开展厂界噪声治理的难度相对比较大，有的甚至需要分多期治理才能满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》( GB12348-2008)》。

8.3.2 燃机电厂烟囱冒黄烟

本次检查的燃机电厂燃料是天然气，属于清洁能源，生产过程基本无烟尘、二氧化硫排放，只有少量氮氧化物排放。但是在机组启动阶段烟囱存在冒黄烟的现象，这种黄烟实际上是二氧化氮。这种冒黄烟现象，虽然时间较短，但是厂区周围的群众有投诉。这种现象在燃机电厂较普遍存在，建议燃机电厂优化机组的启停，尽可能地减少烟囱的冒黄烟。

8.3.3 部分燃煤电厂的脱硫废水处理系统运行不正常

目前燃煤电厂脱硫废水处理系统的工艺都是将石膏脱水后产生的废水加药、澄清、调整酸碱度，处理后的清液外排，沉淀的固形物再经过脱水后另外处置。脱硫废水处理系统的脱水有压滤机和离心机两种脱水方式，目前这两种脱水机的故障率都比较高，影响了脱硫废水处理系统的正常运行。脱硫废水系统的设备老化也是运行不正常的原因。建议加强脱硫废水处理设施的运行维护管理工作。

8.3.4 电厂的废水“零排放”还有待解决

大部分新建或者扩建的电厂环境影响评价的批复都要求电厂的废水实行“零排放”。但是电厂真正实现废水“零排放”的很少，主要原因是电厂现有的废水处理工艺做不到废水的全部回收利用。

电厂化学水处理工艺中反渗透产生的高含盐量浓水和脱硫系统产生的脱硫废水，难以回收利用，造成“零排放”难以实现。目前火电厂脱硫废水处理系统的工艺都是将石膏脱水后产生的废水加药、澄清、调整酸碱度，处理后的清液外排。由于脱硫废水的氯离子浓度高，不能回收利用，所以脱硫废水的去处是个难题。目前电厂脱硫废水的去向主要是用于煤场喷淋和锅炉冲渣。国内目前仅有几个电厂对高含盐量浓水和脱硫系统产生的脱硫废水进行深度处理，进而实现电厂废水的零排放，但是由于建设和运行成本过高，未能普遍推广应用。

8.3.5 烟气污染物超低浓度的测试水平有待提高

目前电厂烟气污染物超低浓度的测试存在一些问题，一是烟气流量的测试，二是超低浓度的测试，这两个问题比较突出。环保上烟气流量的测试应该是净烟气的测试，净烟气是指经过脱硝、脱硫、除尘后的烟气。由于大部分电厂在设计、建设脱硫、除尘设施时，没有考虑到CEMS监测位置的合理性。烟气脱硫后到烟囱的烟道长度一般比较有限，采样点的位置难以符合《火电厂烟气排放连续监测技术规范》(HJ/T75-2001)的要求，电厂现在的烟道平直管段很少有符合条件的。对烟气流量测试的准确性有一定影响。以前电厂净烟气的测点都设置在进烟囱之前的烟道上，为了烟气流量测试的准确，江苏省环保厅要求火电厂在烟囱上加装一套CEMS测点，现在有一部分机组的烟囱上设置了测点。现在的情况是，测点在烟囱上的和在烟道上的差别并不大。烟气量在计算排放量和排污费方面是一个重要的数据，如何把烟气量测试准确 ，电厂和环保部门都非常关心。烟气量的测试技术有待提高。

超低浓度的测试在实行超低排放之后被重视，目前超低浓度的人工采样测量和在线仪表的测量都存在一些问题，主要是准确性。人工采样的工作量大，重现性差，在线仪表的准确又要人工比对，这就是目前超低浓度烟气污染物的现状。目前一些湿式电除尘器出口的在线数据都很低，其真实性受到质疑。提高低烟尘的测试水平很有必要。

8.3.6 无组织排放的管理有待进一步加强

随着国家和社会对环境保护的重视，人民群众环保意识的增强，环保部门对火电厂的无组织排放监管力度加强。江苏省环保厅《关于全面加强粉尘排污费征收工作的通知》(苏环办〔2014〕57号)对电厂的无组织排放提出了要求，对火电厂的无组织排放排污收费已经开始实施。

燃煤电厂的煤码头、输煤系统、输灰系统、干灰库、煤场等场所的扬尘污染是长期存在的问题。目前电厂厂区无组织排放粉尘管理相对薄弱，尤其是燃煤接卸和煤场储存过程中产生的粉尘污染，应逐步开展治理。对于扬尘问题比较大的露天煤场，可以加装干煤棚或者防风抑尘网控制减少扬尘污染。

9 化学专业

9.1 总体情况

从2016年江苏发电企业迎峰度冬技术监督集中检查情况看，我省并网电厂化学监督工作总体情况良好，水汽品质监督、燃煤采制化、油务监督、化学仪表监督等各个方面都取得了比较好的成绩，化学监督工作正常开展，化学监督人员相关工作认真负责，以往技术监督检查中发现的问题基本得到整改。没有发生因化学监督不力所造成的非停事故。在肯定成绩的同时，我们也应该看到迎峰度夏技术监督检查中所暴露出的问题，发扬成绩，克服缺点，争取明年化学监督工作再上新的台阶。

9.2 工作亮点

国华太仓电厂在2016年C修中对8号机组精处理树脂进行了针对铁污染和有机物污染的复苏，改善了再生效果，保证了出水质量;加氧装置进行了优化，基本上实现了自动控制，不需要人为干预，节省了人工， 保证了加氧参数的稳定;针对定冷水自动控制装置不太好用，对7号机组定冷水自动控制装置加装气动门和节流孔板，实现了盘上就可以自动调节定冷水品质。

此次迎峰度冬技术监督检查，国华徐州电厂正值2号机组大修，割取了省煤器、水冷壁、过热器、再热器等管样。检查表明，给水加氧以来，省煤器及水冷壁管内壁垢的沉积速率很低，过热器、再热器管内壁氧化皮完整致密，没有发现剥落痕迹;此外，该厂加装了汽轮机油再生吸附处理装置。通过处理，顺利解决了两台机组三台小机汽轮机油破乳化度超标问题。

华电句容电厂根据GB/T12145-2016及时对水汽质量日常控制指标和化学监督指标进行修改。

华能金陵燃机电厂化学制水系统产水量大，运行稳定，现场无跑冒滴漏情况。反渗透保安过滤器使用周期可以达到一季度更换一次，证明前置设备有关指标控制很好。全膜系统有关设备定期进行更换、清洗，化学监督管理到位。

华能南通电厂加强了对化学专业辅工(共8人)的技术培训，保证辅工能胜任相关岗位的工作。

华能太仓电厂一期PLC控制系统进行了改造;对氨罐首次进行全面检查; 3号机组从上月中旬开始实施给水加氧处理。

利港电厂摸索反渗透加药调整，降低药剂消耗，且延长了保安过滤器和反渗透运行周期。

南京化工园热电厂针对水处理离子交换器反洗进水压力较大，容易发生中排变形导致漏树脂的问题，采取了离子交换器反洗进水阀改造为电动慢开阀的措施。解决了水处理程序控制中反洗进水气动阀瞬间打开，压力较大，顶坏中排的设计缺陷。

戚墅堰电厂全膜处理运行控制较好，系统已运行5年，设备、出水水质依然较好，这与平时管理到位是密不可分的。

国信射阳港电厂针对6号机组定冷水铜含量超标的现象，加强分析，最终确认定冷水过滤器滤元故障，后及时予以更换处理，避免了一起有可能堵塞而引起的不安全事件;对5号机组EH酸值增加的现象，协同相关专业认真组织分析，发现由于停机后存在EH油温超标现象，后进行运方调整后，得以解决，使得EH油质恢复正常;全过程化学监督管理工作较为到位，对生产中的问题，能通过化学监督告警单、任务单以及考核单的形式下发整改和考核，并及时进行闭环;通过技术改进，实现废水系统的优质回收方案，有效提高了废水复用率。

苏通电厂今年9月份完成10名化学运行辅助人员取证上岗工作;加强对精处理运行周期的控制，今年5月份开始逐步增加精处理运行周期，同时略降低系统pH值，目前混床运行周期35万吨(原要求25万吨)，系统给水电导率由3.5μS/cm降至2.5μS/cm，运行情况良好;对两台机组EH油、主辅机润滑油均严格监督检查，保证重要设备油品合格率达到100%。

徐州华鑫电厂给水停止加联氨后，水汽品质指标明显改善，取得了预期的效果。

盐城电厂今年8月份发现氨稀释罐有结垢现象，溢流管堵塞，及时进行了化学分析，初步认定为碳酸钙垢，同时与方天公司专家取得联系，并与专家取得一致意见，然后对溢流管进行了酸洗，消除了该缺陷，并在化学技术监督会进行了原因分析，制定了长期预防和解决方案;针对11号炉汽包加药管有时堵塞的现象，召开专业会加强分析，并请教方天专家，最终确定是磷酸盐溶药浓度偏高，后修订标准，调整了溶药的浓度，从2015年12月份至目前已10个月没有发生汽包加药管堵塞的现象;针对11号机EH油酸值超标的现象，协同汽机专业认真组织分析，并与生产厂家取得联系，共同进行取样分析，认定为EH油由于运行时间过长，油质老化，购买新油，并制定了换油方案，在小修中进行更换后，使得EH油质恢复正常。

扬州电厂针对6号、7号机EH油酸值长期超标的问题，协同汽机分部认真组织调研，利用机组大修机会对6号、7号机组EH油在线再生装置进行改造，目前EH油各项指标恢复正常。

江苏宜兴协联热电厂化学监督工作人员认真负责，及时更新化学监督相关标准，加强了水汽取样系统化学仪表的维护校验工作，能够较好地反应水汽系统中化学监督指标的异常变化。

南京华润热电厂化水系统设备运行良好，反渗透前设计了余氯和ORP表(169mV)，运行指标控制良好;精处理系统运行良好，目前两台机组水汽质量优良，蒸汽氢电导率控制在较低水平。

大唐苏州热电公司锅炉给水及低压汽包的PH值控制较好，给水PH值控制在9.2-9.6，低压汽包PH值在9.5-10.0之间，较好地抑制了系统FAC腐蚀。循环水的杀菌剂控制良好，未发现藻类滋生情况，循环水的浓缩倍率控制在3.5以下。

蓝天燃机电厂化学监督台账规范齐全，水汽品质控制良好，设备检修维护台账记录齐全，设备整体健康水平良好，现场环境整洁，文明生产管理到位。

江苏吴江热电有限公司化学监督各项工作有序开展，炉内水汽系统电导率控制在较低水平，化水反渗透系统前ORP指标控制在合格范围以内。

华能苏州热电有限责任公司循环水电解阻垢防腐装置投运后，取代了阻垢剂及杀菌剂的加入，取得了较好的效果，循环水浊度、硬度降低，起到了较好的防垢作用。

9.3 存在的问题与建议

9.3.1 基础管理方面

检查发现，我省并网电厂在化学技术监督的几处管理方面仍然存在这样或者那样的问题，例如：有个别电厂“运行中汽轮机油油质分析报告”签字不规范，有的“分析”栏有签名，但“校对”、“审核”栏没有签名;有的“分析”、“审核”栏有签名，但“校对”栏没有签名;有的“校对”、“审核”栏有签名，但“分析”栏没有签名。希望进一步规范化验分析报告的签名程序。

此外，在化学监督相关标准的管理和使用上也存在更新不及时等问题。某化学试验班案头摆放的《火力发电厂水汽试验方法标准汇编》(2006年12月中国电力出版社第一版)中很多标准目前已经失效。建议对工作中涉及的标准进行全面的梳理，剔除作废标准，确保所用标准为最新有效版本。

9.3.2 在线化学仪表方面

在线化学仪表是化学监督的主要手段。不少电厂在线化学仪表均为进口仪表，要求较高。维护化学仪表维护力量不足，希望加强化学仪表维护力量。

某电厂水汽集中采样间有几块实验室分析仪表，所贴计量检定标签均已过期(校准日期2014-11-11，有效期：2015-11-10)。建议及时检定仪器仪表，并张贴有效标签。

某电厂2号350MW超临界机组主蒸汽在线pH表严重偏低(显示值仅为8.2左右，大约偏低0.6pH单位)，希望加强在线化学仪表的维护和校验工作，提高在线仪表的准确率。

某电厂化水集控室终端画面上显示的机组水汽品质实时数据与水汽集中采样架在线化学仪表上显示的数据偏差较大。建议采取有效措施，解决数据传输中带来的偏差较大问题。

某电厂化水操作员站计算机画面上一期两台300MW机组省煤器入口给水及蒸汽氢电导率(K+H)均标识为电导率(DD)，建议改正。

某电厂8号300MW亚临界机组水汽集中采样架上在线化学仪表几乎处于瘫痪状态。9、10号机组水汽采样架上的在线pH仪表普遍存在显著的偏高现象(一般偏高0.2pH单位)。建议今后加强在线化学仪表的维护和校验工作，提高在线化学仪表的投入率和准确率。

某电厂水汽集中采样架上的恒温装置恒温效果不太理想，水样温度一般在30~35℃之间，这会影响在线仪表的准确性。希望采取措施提高恒温装置的效果，尽量将水样温度恒定在25℃左右。

某电厂水汽集中采样架上个别在线仪表误差较大，数据之间的关系不符合逻辑。比如，省煤器入口给水pH值为9.56，但相应的电导率却高达15μS/cm。建议加强在线化学仪表的维护和校验工作，提高在线仪表的准确率。

某电厂化学水处理控制台液晶显示器上4号9F燃机高压、过热、饱和蒸汽pH等数据显示为0 ，但实际上现场的在线化学仪表上这些数据是正常的，建议将测量信号接入控制台，便于运行人员及时掌握汽水品质情况。

某电厂化学运行控制室监控屏幕上的实时数据显示值均为红色，太刺眼，容易引起运行人员观察视觉疲劳。建议将其改为绿色，并将超标数据显示为醒目的红色，以引起运行人员关注。此外，目前无法形成历史数据趋势曲线，建议对程序进行改进。

某电厂1号1000MW超超临界机组机除氧器入口pH值为8.6左右，相应的比电导在线测定仪显示值为2.5μS/cm左右。从两者的对应关系看，pH值偏低0.3左右，即水中氢离子活度的测量误差高达100%。希望加强在线化学仪表的维护校验工作，努力提高在线化学仪表的准确率。

某电厂10号300MW亚临界机组低温架有凝结水导电度表等几只化学在线仪表数值不够准确，希望化学仪表检修人员加强维护和校验工作，确保在线化学仪表的准确率。

某热电厂水汽集中取样架系统取样温度较高，取样架化学仪表所检测的数据与真实值偏离，建议对闭冷水系统冷却效果进行调研改造，及时投运取样架恒温系统。

9.3.3 实验室分析检测方面

实验室分析检测也是化学监督的手段。目前仍然存在水汽品质查定试验检测精度不能满足机组要求、大宗药品验收缺项等问题。此外，在台账管理上也存在一些问题。

某电厂化验室台账包装较以前有进步。但文件盒里面的内容比较陈旧和混乱，很多都是5年之前的台账，且较新的台账也存在不规范的问题，比如任意涂改、没有签名等。建议对所有台账进行梳理，将陈旧的(比如5年以上的)台账放置在库房里，只保留较新的台账，并对台账内容分门别类，增加台账目录，方便检索和查阅。(二级)

某电厂化验室的试剂溶液瓶上的标签只注明了药液的名称和浓度，没有标明配制日期和使用有效期。建议今后在试剂溶液瓶上标明配制日期和使用有效期。(二级)

某电厂1000MW超超临界机组水汽铜铁查定试验采用Hach分光光度计进行测定，不能满足超超临界机组水汽中微量铜、铁离子含量的精度要求，建议尽快调试好，石墨炉原子吸收仪，按照行业标准使用该仪器进行水汽铜、铁离子含量查定试验。

某热电厂仍然使用分光光度计检测水汽样品中微量铜、铁离子含量。这种检测方法的最低检测限实际上不能满足水汽品质监控标准的要求。建议购置石墨炉原子吸收仪。

某电厂300MW亚临界机组启动期间水汽品质铜、铁查定试验无法正常进行。主要原因是紫外分光光度计仪器已经老化，年久失修。建议更换新的仪器。

某电厂600MW超临界机组铁离子查定一直未严格按照行业标准的要求进行消解(没有对水样进行加热浓缩)。建议今后严格执行DL/T 955-2005《火力发电厂水、汽试验方法 铜、铁的测定 石墨炉原子吸收法》中关于水样消解的规定。

个别电厂高纯氢氧化钠质量验收目前只做氢氧化钠浓度、氯化钠含量检测，没有包含氯酸钠项目。建议严格执行GB/T 11199-2006《高纯氢氧化钠》，增加氯酸钠含量检测。

某电厂实验室所用试剂水为普通除盐水，不符合要求。建议按照国家标准的要求使用专用纯水仪生产的超纯水作为试剂水。

9.3.4 给水处理工况方面

某电厂2号600MW机组省煤器入口与除氧器出口溶解氧含量之间存在较显著的倒置(检查时前者与后者分别为11.02和4.37μg/L),希望设法查明原因，尽快解决倒置问题。否则很难精确控制好给水加氧量;从2号机组给水溶解氧含量看，给水pH值偏低(pH值约为8.9)，建议适当提高pH值。

某电厂化学运行根据有关专家意见，对1000MW超超临界机组给水加氧控制指标进行的调整，以便符合加氧导则要求。但从实际情况看，这样调整后，将带来蒸汽通道某些部位氧化皮剥落问题。实践是检验真理的唯一标准，希望今后不唯上，不唯书，只为实，实事求是地将给水加氧有关指标严格控制在合理区间内。

某电厂3号600MW超临界机组已经开始实施给水加氧处理，但过热蒸汽取样点没有安装在线溶氧表，因此无法监控蒸汽溶解氧含量。建议增设在线氧表。

某电厂1号600MW超临界机组给水pH值控制偏高(9.1~9.2)。按照目前给水氧含量，给水pH值可以适当降低，这样有利于增加凝结水精处理混床周期制水量。建议将省煤器入口给水pH目标值设置在9.0左右。

某电厂机组加氨箱现场氨味弥漫(正在配置氨液)。究其原因，是因为充氨速度过快且没有开启搅拌器。建议今后在配制氨液的过程中，控制适当的充氨速度，并且搅拌器。

某电厂9、10号300MW亚临界机组给水pH值运行控制指标(9.0~9.5)不符合国标的要求。据了解，目前已在着手修改。建议尽快完成修改，发布实施。

少数电厂给水加氨仍然采用加入氨水的方法，不但运行成本较高，而且配药人员工作量较大、接触化学品的危害较大。省内有不少电厂已经改为从脱硝喷氨管道引一路至化学炉内加药间，并且实现了自动配药。建议学习兄弟电厂的先进经验，对给水加氨方式进行必要的改进。

某电厂6号600MW超超临界机组省煤器入口与除氧器出口溶解氧含量之间存在较显著的倒置(检查时前者与后者分别为5和1μg/L),希望设法查明原因，尽快解决倒置问题。否则很难精确控制好给水加氧量;从目前6号机组给水溶解氧含量看，给水溶解氧含量偏低，建议适当提高给水溶解氧含量。

9.3.5 发电机内冷水

某热电厂两台300MW亚临界机组发电机内冷水系统PH值在6.5左右，电导率在2.0us/cm左右，已经超出发电机冷却水运行标准的要求，究其原因是内冷水小混床未投运，因小混床内全部配置钠型树脂，投运后出水电导率会超标，建议近期尽快进行安排系统换水工作，并重新配比小混床内氢/钠型树脂，及时投运混床处理系统，有条件时进行水箱顶部带压充氮保护。

9.3.6 油务监督方面

某电厂油化验室破乳化仪已经使用十多年，仪器元件已经老化，无法正常使用。建议购置新的破乳化仪。

某热电厂2号600MW超临界机组电除尘器高频整流变绝缘油气相色谱数据存在异常现象，乙炔等指标持续升高。建议加强监测，尽快查明原因，消除隐患。

某电厂10号300MW机组EH油酸值长期超标不合格，建议适当时候更换处理。

某电厂6、7号300MW机组汽轮机油颗粒度虽经过油质处理仍然会存在超标现象，建议投运在线油净化装置，确保汽轮机油油质合格。

某抽水蓄能电站2016年4月2号主变有载开关油质化验报告中击穿电压26.7KV，不满足标准《运行变压器油维护管理导则GB/T 14542-2005》要求大于30KV要求，建议利用检修期间进行换油工作。

某燃机热电厂燃机润滑油检测项目没有包含破乳化度、旋转氧弹值等指标，建议开展这些指标的化验。

9.3.7 凝结水及其精处理系统

某燃机电厂凝结水和给水加氨目前皆为人工手动控制，不利于水汽品质的精准监控。建议考虑进行PLC技改，改为自动加氨。

某自备电厂凝结水精处理混床树脂失效指标为二氧化硅和钠离子含量，不符合相关标准的要求。此外，精处理混床出水在线电导率表显示明显偏高。希望严格执行行业标准，将精处理混床出水电导率作为监控树脂失效的主要指标，并且确保在线电导率仪表的准确性;凝结水泵出水电导率高达0.5μS/cm，显然凝汽器存在泄漏。目前采用的对策是加锯末，这么大的泄漏量，加锯末并不能起到预期的效果。建议安排查漏，必要时应申请停机捉漏;给水pH目标值控制在9.4~9.6，凝结水精处理树脂周期制水量夏季只有5万吨，冬季为7万吨左右，偏低。建议优化给水处理方式，抑制给水系统流动加速腐蚀，并且有效增加凝结水精除盐混床周期制水量。

9.3.8 循环水和工业水系统

某电厂MGGH水系统双相钢存在腐蚀问题，目前加25ppm DMKO，pH值控制在9.0~10.0。问题是这样的处理方式并没有有效抑制系统铁基金属的腐蚀。建议进一步优化处理方式，有效抑制系统金属腐蚀。

某电厂未开展过循环水动态模拟试验。建议根据循环水动态模拟试验报告调整循环水的阻垢剂加药量及控制合理的浓缩倍率。

某燃机电厂循环水冷却塔填料存在结垢污堵出现偏流现象，影响循环水冷却效果，建议适时更换内部填料。

某燃机热电厂9E燃机循环水冷却系统存在藻类滋生情况，建议在春夏季冲击性投用杀菌剂。

9.3.9 燃机余热锅炉存在的问题

某燃机电厂9F燃机余热锅炉已经投运十年时间，建议利用机组检修机会对水冷壁进行内窥镜检查，如垢量较多，应考虑安排化学清洗。

9.3.10 预处理及除盐系统

某电厂反渗透膜已运行15年左右，脱盐率有所下降，已达不到设计参数。建议更换全部旧反渗透膜。

某电厂反渗透前的ORP仪表显示值约为440mv，明显偏高。据了解，原因可能是仪表不准确。建议对ORP表定期进行校验，提高该仪表的准确性。

某电厂预处理系统在多介质过滤器入口投加了非氧化性杀菌剂，在此之前又投加了次氯酸钠，两者功能重合且相互冲突，原因是设计不合理。建议将非氧化型杀菌剂的投加点改到活性炭过滤器出口。

某电厂水处理次氯酸钠目前堆放在水处理加药间地面，不符合危化品管理要求。建议设置专用的危化品库房。

某电厂化水制水量低于设计值，超滤产水流量不足是制约水处理系统出力的原因，建议进行技术改造，增大超滤进水泵出力。

某电厂化学预处理沉淀池出水浊度仪不能正常测量，现场检查无样水，建议改进取样管路，保证样水充足，满足仪表测量要求，并加强仪表维护工作。

某电厂目前在一级反渗透入口投加非氧化性杀菌剂，反应时间较短。建议将非氧化性杀菌剂投加点改在超滤出口(超滤水箱入口)。

某电厂1期和3期混床树脂使用时间已超过十年，可能存在老化问题。建议取样送有条件的实验室进行性能检测，特别是要关注树脂水溶性浸出物。

某电厂存在反渗透污堵问题，EPC承包商认为其主要原因是碱液中含有酚类有机物。但检测表明，反渗透入口水中酚类有机物的含量远远低于RO进水标准(3 ppm，即3000ppb)。建议检讨清洗方案的科学性和清洗配方的合理性。

某电厂一级反渗透装置前的在线ORP表显示氧化还原电位值高达440~480mv,化学仪表存在较大误差。建议加强在线ORP表的维护和校验工作，提高在线化学仪表的准确率。

据了解，某电厂曾经发生过因反渗透膜结垢影响制水的情况。原因应该是阻垢剂质量不合格。希望对供货厂商进行诫勉谈话，今后要对阻垢剂到货质量进行严格的抽检。

某电厂活性炭过滤器出口COD值与进口数值接近，且运行周期已近三年时间，说明活性炭填料已接近失效，建议适当时候进行更换。

某电厂反渗透保安过滤器进出口压差大。建议根据进出口压差情况，及时更换保安过滤器滤芯。

某电厂采用在超滤进水中投加次氯酸钠进行杀菌灭藻处理。在反渗透前在投加亚硫酸钠进行还原处理，防止过量游离氯损伤反渗透膜。从反渗透入口保安过滤器经常污堵的实际情况看，反渗透前存在微生物滋生的问题。建议考虑在超滤出水中投加适量非氧化性杀菌灭藻剂。兄弟电厂的经验证明，加入适量非氧化性杀菌灭藻剂有利于消除反渗透前微生物滋生污染问题。

某电厂因新扩建及老厂化水系统全部采用离子交换树脂进行除盐，制水量大，宜密切关注活性炭性能的变化，并定期进行机组水汽系统的TOC指标查定工作。

某电厂化水反渗透系统前ORP值32mV，控制值偏低，建议重新调整还原剂加药量，控制ORP值在100-250mV左右。

某电厂反应沉淀池清水区斜管空隙存在污堵情况，建议定期对反应沉淀池进行排空，对泥斗及斜板进行压力水冲洗。

某电厂原水预处理系统无阀滤池由于设计原因，无法实现自动反洗，目前基本旁路运行，达不到细砂进一步过滤降浊的目的，建议择时更换系统控制阀门及增设控制回路PLC，以实现强制反洗，恢复滤池的过滤功能。

某电厂化水系统反渗透膜已经运行5年，运行压差上升(约0.3MPa)，脱盐率有所降低，建议定期进行反渗透膜的离线化学清洗工作，有条件时更换新膜。

9.3.11 机组水汽品质

某燃机电厂1号9E燃机余热锅炉饱和蒸汽时有钠离子超标现象，建议联合热机专业进行汽包水位比对及内部装置检查，最终确定最佳运行工况。

某热电厂9E燃机运行期间曾出现高过蒸汽电导率增大现象，建议增加水汽系统TOC查定工作，利用检修间隙检查超滤膜是否出现断丝情况。

某电厂8号600MW超临界机组迎峰度冬检查前刚完成C修并网。检查时尚未施行给水加氧处理，但蒸汽在线溶氧表显示值高达近40μg/L,而省煤器入口给水在线溶氧表显示值只有8μg/L左右。显然，这些数据不符合逻辑。建议查清原因，在这些数据恢复正常前且慢加氧。

某电厂2号1000MW机组除氧器入口溶解氧含量高达100μg/L以上，而同一时刻凝结水泵出口溶解氧含量在20μg/L以下。经查趋势曲线，确认凝结水泵出水溶解氧含量一直处于正常水平。希望尽快查明原因。

某电厂1号1000MW机组主蒸汽氢电导率比较小，只有0.056μS/cm，但再热进口蒸汽氢电导率比较大，为0.11μS/cm，两者相差将近一倍。再热蒸汽氢电导率为什么比主蒸汽高出这么多?究竟是什么离子在影响?需要搞清楚。建议取样进行微量离子检测。

从化验班台账看，某电厂1000MW超超临界机组水汽TOC测定值普遍偏大(150~200μg/L)，不符合实际情况。建议取样送检进行比对，并对analytikjena TOC测定仪进行真正校调。

9.3.12 机组大修化学监督检查方面

某电厂水处理设备投运年代久远，部分设备存在老化问题。建议将化学设备列入主机检修周期，定期安排必要的或者全面的检修。

国电集团某电厂1号300MW锅炉的水冷壁向火侧垢量的检测数据去年有一个达到251 g/m2，国电研究院有关专家认为：已经超过了行业标准(250g/m2)，应该安排化学清洗。因此对1号锅炉进行了化学清洗。但从该电厂1号锅炉的水冷壁管样看，向火侧垢量似应在250g/m2以下，判断达不到250g/m2的化学清洗标准。必须指出，水冷壁管样向火侧垢量检测是可以存在一定误差的(比如不扣空白值，就会使得检测结果偏高)，不能认为只要有个别管样向火侧垢量超过250g/m2，哪怕只是超过1 g/m2都必须进行化学清洗。建议严格按照标准的要求进行垢量检测，必要时应进行外委检测。根据全面检测结果，慎重安排锅炉化学清洗。如确实需要进行化学清洗，则应在锅炉化学清洗前做好周全的预案，清洗过程中做好精细化操作，不留死角，杜绝隐患。

某电厂两台30万机组至今运行已有十余年，受热面垢量和运行年限已经达到《火力发电厂锅炉化学清洗导则》(DL/T794-2012)化学清洗要求，建议利用检修期间安排进行一次化学清洗工作，受限于清洗废液处理困难的现状，推荐采用EDTA介质进行化学清洗，清洗后采用两步法进行EDTA回收。

9.3.13 机组启动期间水汽品质化学监督存在的问题

某电厂2号600MW超临界机组从检查前一天投运至检查当天，水汽氢电导率一直显著超标。至检查时，主蒸汽氢电导率仍然高达0.358μS/cm。究其原因，是因为机组在检修期间有少量密封油进入系统中。建议跟踪监测水汽TOC含量，在机组并网72小时之内水汽氢电导率应降低至正常范围内。否则，蒸汽氢电导率长时间严重超标，将可能会对蒸汽通道氧化皮及汽轮机低压缸产生不良后果。

9.3.14 机组停备用保养问题

机组停备用保养今后将是一项经常性的工作对于计划长期停运的机组，应制定长期停运保养方案;对于非长期停运的机组，建议采用碱化烘干法保养，但不建议加入联氨。

10 锅炉专业

10.1 总体情况

各电厂均能够按有关国家标准与行业标准进行锅炉技术监督工作，并逐步完善锅炉技术监督细则。锅炉技术监督网络比较健全，网络活动比较正常，电厂锅炉设备安全状况较2015年有所改善。下半年市场燃煤供应状态趋向紧张状况，电厂掺烧不适合锅炉燃烧的劣质煤比例存在明显地上升趋势，部分锅炉还掺烧较高比例的高硫煤;大部分电厂锅炉燃煤普遍进行了燃煤掺配工作，虽然褐煤及进口低价煤、泥煤等的掺烧比例明显上升，经掺配后煤质仍比较稳定;锅炉性能与辅机耗电率指标维持在较好水平，锅炉及其辅机设备基本不存在明显的不安全因素。为达到火电厂锅炉大气污染物超低排放要求，各电厂积极进行锅炉脱硝、脱硫与烟气除尘的改造，大部分电厂已完成锅炉超低排放改造，根据电厂改造计划，全部机组都能按时完成超低排放的环保改造;目前锅炉超低排放的环保改造任务还很紧张，工作量很大，仍是电厂锅炉检修的主要工作，投入的人力、物力较大。

10.2 工作亮点

今年全省并网电厂锅炉运行安全性总体较好，截至2016年12月20日受监的165台锅炉中共发生因锅炉原因引起的异常停机20次，其中四管爆漏11次，分别为高过1次，原因为异物堵塞;高再爆管1次，原因为中间弯头固定块焊缝开裂，低再1次，原因为长期过热;水冷壁爆管4次，原因分别为母材原因3次，二次风磨损1次;省煤器爆管3次，原因是1次吹灰器吹损，2次烟气磨损;其它再热器减温器原因1次，安装焊口开裂。引风机出口烟道撕裂1次，原因为环保改造时烟道加固不完善，烟道强度不足;风机原因5次，增压风机1次，失速后处理不当导致风机跳闸;一次风机2次，原因分别为变频器跳闸后处理不好，一台跳闸导致另一台过流;引风机2次，原因分别为轴承温度高，动叶叶片断裂;燃油管道冻裂漏油导致电缆烧毁1次;脱硫烟气挡板突然关闭1次。因锅炉原因引起的异常停机次数维持稳步下降的趋势。

各电厂对锅炉技术监督工作都非常重视，设备维护较好，锅炉运行经济性较好，锅炉效率在92~94%(因锅炉容量、炉型与煤种差别)，除个别锅炉外排烟温度基本在设计水平，锅炉低氮燃烧器改造后飞灰含碳量稍有升高，锅炉飞灰含碳量仍处正常水平。锅炉出口蒸汽温度基本达到设计要求，锅炉再热器减温水流量很低。在繁重的环保改造工作中，很多厂还配套进行了大量的节能改造工作，如空预器密封方式改造，低低温省煤器改造等。

全省大部分电厂已接近完成锅炉超低排放的改造工作，及配套进行的低温省煤器、WGGH改造。大部分机组已完成锅炉超低排放改造，经验收测试，改造后锅炉大气排放SO2、NOx与烟尘排放浓度均达到了超低排放标准要求。锅炉超低排放的改造内容一般有脱硫系统增容改造;增加低温省煤器改造，取消GGH、改装WGGH;增装湿式电除尘，有的采用脱硫除尘一体化设施;加装备用层脱硝催化剂，部分机组进行了锅炉低氮燃烧器改造。

国电谏壁对13号炉一次风机振动大进行了专项攻关，分析清除了振动大的原因，准备进行改造彻底消除振动大的问题;塔式锅炉再热器减温器调节阀的调节铜套环磨损严重，设备部对调阀进行了结构优化，减少了铜套环的动作频率，明显地减少了铜套环磨损;节能与先进水平机组对标、分析指标偏差及原因全面，在机组燃煤煤质较差的状况下，机组性能指标处于优秀水平。

华电句容在锅炉超低排放改造时，改造电除尘蒸汽加热疏水管道接至大气扩容器，回收疏水;锅炉吹灰蒸汽管道疏水阀关闭时改为微开状态，在吹灰时可以连续疏水，减轻吹灰时的蒸汽射流吹损，在水冷壁吹灰频次较高时，水冷壁吹损控制在不太严重的程度。

华能金陵进行了锅炉水冷壁横向裂纹生成机理研究，对减轻横向裂纹发展起好的作用;控制了分离器进口蒸汽过热度，使得水冷壁壁温分布比较均匀;锅炉三过、四过换热管进口的TP347H材料更换为S30432材料，对内壁氧化皮的生成与脱落控制都有好处。

苏通电厂锅炉排烟温度处于正常状态，在安装干态除渣机的锅炉中处于优良水平;空预器漏风率维持在5%以内。

国华徐州锅炉支吊架标上了冷热态位置，有利于分析膨胀及支吊架受力状态;定期对石子煤进行化验，可以及时判断石子煤排放状况是否正常。

利港电厂与其他专业单位合作进行催化剂在线再生，有利于脱硝的催化剂寿命管理;600MW机组锅炉多台进行增容提效改造，有效地降低了机组的供电煤耗;二期锅炉在水冷壁后墙或侧墙后部加装贴壁风，降低水冷壁区域的烟气还原性气氛，降低了高温腐蚀的风险。

戚墅堰电厂对余热锅炉减温器结构进行了改进，增加了固定块结构，改变内套筒与减温器的焊接结构。

华能太仓在进行低温省煤器改造时，将烟气热量分开利用，低温段热量回用至空预器进口暖风器，降低排烟温度，提高了热量利用效率;空预器改造时冷段与热段都采用直波纹换热元件，可以有效地吹灰清除沉积的NH4HSO4，防止空预器堵塞。

国华陈家港锅炉放空气管、疏水管一次门前移至集箱附近，避免管道内蒸汽冷凝堵塞及凝水回流;对锅炉送风机与一次风机消音器进行检查，发现消音框架腐蚀，更换新消音器，消除了风机运行隐患。

射阳港电厂锅炉水冷壁防腐防磨喷涂工艺质量控制较好，有效地控制了高温腐蚀速率;水冷壁吹灰蒸汽管道在布置空间很小的状况下，保证了疏水坡度。

华能南通锅炉防磨防爆工作做得好，近几年未发生四管泄漏。

国华太仓锅炉高温受热面壁温测点很全，可以很好地掌握换热管壁温分布;锅炉范围内管道支吊架调整后，受力状态较好，位置合适。

南热电厂对2号炉引风机现场检查，发现叶片变形与二级叶片角度不同步的问题，经返厂检修后，噪声明显下降;1号锅炉高温再热器换热管布置进行了改造，高再超温状况明显改善;1号锅炉脱硝系统SCR系统进出口非金属膨胀节更换后，进出口烟温差明显降低。

江阴苏龙在一次风管上试装煤粉自动取样器，有利于锅炉燃烧调整;锅炉管道接口与吊架处保温较好，接口处不存在雨淋渗透问题。

中能硅业锅炉加装一级省煤器，提高了脱硝系统SCR进口烟温，保证了脱硝系统正常运行;原煤仓下煤口加装旋转刮煤器，防止下煤口堵塞。

华鑫电厂锅炉全年无泄漏，无异常停机。华电扬州锅炉防磨防爆工作开展得好，今年未出现四管泄漏。

天生港电厂锅炉摆动喷嘴可以正常摆动，保证再热汽温在较高水平;对吹灰器疏水进行改进，在疏水阀旁加装疏水小旁路，防止吹灰管道内积水疏不干净。南京化工园汽包水位计区域采用格栅组成安全隔栏，防止烫伤。

苏州蓝天余热锅炉集箱及管道的疏水、放空气门管在靠近集箱、管道处加装隔离门，防止冬天冻住;锅炉转向烟道进行了内保温加厚处理，可以改善烟道开裂问题。华电吴江进口烟道重新进行保温，保温效果较好。

华能苏州热电利用锅炉定期检修较多的机会，及时对空预器进行冲洗，清除沉积的NH4HSO4，没有发生NH4HSO4与积灰反应导致的积灰板结。

大唐吴江余热锅炉低压汽包与除氧蒸发器炉水pH值控制在9.5~10，有利于防止流动加速腐蚀。

江苏协联燃油管道逐步改造为不锈钢管道，消除油管道腐蚀泄漏的隐患;锅炉防磨防爆检查工作全面仔细，多年未发生四管泄漏。

华润南京热电对屏过换热管外二圈换热管TP347H下弯头进行了更换，下弯头制作时进行了固溶处理。

金陵燃机余热锅炉运行时炉水pH值保持在较高水平，有利于抑制低压蒸发器与除氧蒸发器的流动加速腐蚀。

华能南京每个月对汽水阀门泄漏进行检查，及时进行维护，使得阀门泄漏明显减少;在风机液压缸返厂检修时，派专人负则检修过程质量控制，保证了风机返厂检修质量。

徐塘电厂4号机中修中对炉膛水冷壁高温腐蚀状况进行了全面检查，并做了较彻底地处理，消除减薄爆管的风险。

10.3 存在的问题和整改建议

10.3.1 高温腐蚀

大部分电厂都存在高温腐蚀现象，特别是布置旋流燃烧器的锅炉，为降低锅炉燃烧生成的NOx浓度，采取了低氧量和高比例风粉分级的燃烧技术，使得燃烧器区域的供氧量严重不足，还原性很强，导致炉膛燃烧器部分侧墙、燃烧器至OF A风区域以及冷灰斗区域水冷壁出现高温腐蚀;部分四角切圆燃烧锅炉由于片面追求低NOx效果、氧量超低及燃用高硫煤也产生了高温腐蚀，在吹灰器区域产生过快地腐蚀减薄;部分锅炉为降低燃料成本，掺烧高硫分燃煤，同时掺烧低熔点高硫煤，加剧了高温腐蚀速度，引起较严重地结焦与垢下腐蚀。存在高温腐蚀的区域主要在上部燃烧器至SOFA风喷嘴区域;燃烧器前后墙布置的锅炉高温腐蚀主要发生在侧墙，冷灰斗以及热负荷高区域;前墙布置的在高温腐蚀主要发生在后墙及侧墙后部;四角切圆燃烧锅炉主要发生在上层燃烧器至SOFA风之间、最下层燃烧器区域，尤其是角部区域高温腐蚀严重，双炉膛燃烧的在前墙二个燃烧器之间炉墙区域;结焦引起的垢下腐蚀，腐蚀发生在主燃烧器及临近上部区域。水冷壁区域烟气还原性气氛很强，烟气CO浓度在50000ppm及以上。H2S引起的高温腐蚀与吹灰器吹损相互促进，使得存在高温腐蚀的吹灰器旁水冷壁管减薄速度很快;而结焦引起的垢下腐蚀要求及时吹灰，清除产生的严重结焦。高温腐蚀多系低氮燃烧器改造产生的问题，掺烧高硫煤及低熔点煤又加剧了高温腐蚀速率。部分电厂在进行防腐防磨喷涂时采取最低价中标，喷涂层无法起到对高温腐蚀的有效防护作用。电厂应在脱硝改造时，对低NOx系统改造时注意锅炉高温腐蚀和结焦问题，不能以高温腐蚀和严重结焦为代价来获得较低的NOx浓度;对低NOx燃烧系统加强燃烧调整，减轻局部还原性气氛，同时控制炉膛出口过量空气系统不能过低，降低炉膛的整体还原性气氛;控制燃煤含硫量，减少进入炉膛燃煤的硫含量，加强掺煤时的硫分控制，使得高硫煤与低硫煤均匀掺配，防止燃煤中硫分时高时低地进入炉膛，过高的硫分造成高温腐蚀;应不掺烧或很低比例地掺烧低熔点高硫煤，防止出现严重结焦和垢下腐蚀;在燃煤硫分偏高时应适当提高主燃烧器区域的氧量水平，降低还原性气体浓度，减轻烟气的腐蚀性;必要时可在炉膛喷涂防磨及防腐蚀的防护层，抵御炉膛的高温腐蚀，进行防腐防磨喷涂时，应注意喷涂材料及喷涂工艺的监督;降低炉膛吹灰器吹灰蒸汽压力，在炉膛结焦状况不严重时，适当减少炉膛吹灰器的投用频次;对存在高温腐蚀的炉膛区域水冷壁上加装抽取烟气测点，测量近水冷壁区域烟气还原性气氛，测量参数包括CO浓度、H2S浓度等，根据监测数据进行适当调整，减轻近水冷壁区域烟气的还原性水平。

10.3.2 锅炉高温过热器内壁氧化皮大面积脱落

亚临界、超高压以及超临界、超超临界参数锅炉高温受热面都存在内壁氧化皮大面积脱落的问题。今年仍发生因内壁氧化皮堵塞导致的锅炉爆管，爆管后内壁氧化皮与母材结合状态存在严重破坏，发生连续内壁氧化皮大面积脱落引起的堵塞爆管几率较大;还多次发生停炉过程中内壁氧化皮大面积脱落引起下弯头堆积堵塞的问题;内壁氧化皮脱落与异物堵塞结合，引起异物堵塞发展为严重堵塞过热爆管。部分机组启动过程中采取关旁路冲转的方式，冲转时蒸汽流量很低，冲转后升负荷时汽温难以控制;在启动过程中负荷很低时投减温水导致减温后汽温瞬时大幅度下降，内壁氧化皮大面积脱落的问题仍普遍。由于运行中存在汽温控制不当、壁温超限、换热管材料抗蒸汽氧化性能差以及水汽指标控制缺陷，导致内壁氧化皮生成较快，氧化皮较厚易脱落;而TP304H与TP347H、S30432等不锈钢换热管内壁氧化皮在厚度较薄时容易脱落，导致停炉时大面积脱落的几率较大;超超临界锅炉采取给水加氧处理工艺时，运行控制方法不合理，引起内壁氧化皮与母材结合状态不好;部分锅炉运行时间较长，材料存在老化，内壁氧化皮较厚，增加剥落的几率。目前大多数锅炉采用等离子点火或微油点火，升温速率较快，在锅炉起压、“U”型换热管积水蒸干过程中容易出现壁温较大幅度波动;特别是锅炉启动过程中升负荷速率与升温速率控制不好，会引起内壁氧化皮大面积脱落，导致换热管堵塞超温或过热爆管，如蒸汽压力与温度上升速率不匹配，蒸汽温度上升速率过快，低蒸汽流量时投减温水都会引起蒸汽温度瞬间大幅度波动的现象，严重时甚至出现蒸汽带水现象等;停炉过程中大量投减温水控制汽温，在一减或事故减温器后汽温过热度较小，甚至处于饱和温度，导致减温器出口蒸汽带水，蒸汽温度存在较大幅度地波动，在停机前或停机时关减温水时存在很大幅度地汽温瞬时恢复阶跃，会造成内壁氧化皮与母材结合状态严重破坏;在启动过程中、干湿态切换操作不当时也容易导致壁温出现很大幅度地波动;停机过程中烧空煤仓等操作也会引起炉膛热负荷的大幅度波动，也可能导致容易剥落的内壁氧化皮大面积脱落;高负荷跳机时通风冷却时间过长或闷炉时间过短、快速通风冷却也容易引起内壁氧化皮与母材结合破坏，都是引起内壁氧化皮大面积脱落及堵塞爆管的原因;运行中给水流量大幅度波动导致的汽温与壁温大幅度波动也会导致结合状态不好的内壁氧化皮大面积脱落。值得注意的是近几年多次发生了水压试验后停炉时间过长后，启动后发生内壁氧化皮大面积脱硫引起的堵塞爆管，启动后第一次爆管都发生在后屏过热器;在水压试验后内壁氧化皮长期在水中浸泡，以及发生的电化学腐蚀，对内壁氧化皮与母材的结合状态存在破坏。电厂应从内壁氧化皮生成速率控制，内壁氧化皮厚度与结合状态监测检查、堆积氧化皮清理，以及启动与停炉过程中防止氧化皮大面积脱落，启动过程中对脱落的氧化皮进行冲洗等四个方面来制定技术措施，控制氧化皮大面积脱落引起的堵塞爆管;内壁氧化皮厚度偏厚的可以采取过热器、再热器酸洗方式清除已产生的内壁氧化皮;锅炉检修后需要进行水压试验时，应控制水压试验时间点，防止出现内壁氧化皮长期浸泡在水中，如果出现了水压试验后长时间才能开机时，应对“U”型管中存水进行合适的化学处理，加药时应保证换热管中积水的流动性，保持水质处理效果和水质的均匀性。

10.3.3 掺烧高硫煤

随着燃煤价格升高及燃煤供应趋于紧张，部分电厂采取掺烧高硫煤的措施降低燃料成本。电厂在掺烧时多考虑脱硫装置处理能力，确保烟气排放的SO2浓度在标准以内，对于燃煤硫分高对锅炉安全影响考虑相对较少。实际上锅炉采取低氮燃烧方式后，燃烧器区域烟气还原性很强，炉膛高温腐蚀的趋势较强;虽然在低氮燃烧器设计时会考虑适当增加偏置二次风，实际上难以对水冷壁起到很好地保护作用;有些改造单位对降低NOx生成考虑比重过大，改造时未能形成风包粉结构，有时形成粉包风状况，加重水冷壁区域的高温腐蚀状况。掺烧高硫煤对各种类型的锅炉都会引起高温腐蚀，未发现高温腐蚀的锅炉都是燃料硫分较低的。掺烧高硫煤不仅对水冷壁高温腐蚀影响很大，还会造成空预器转子及烟道、甚至镀搪瓷的换热元件，下游烟道、除尘器以及引风机产生腐蚀，特别是烟道膨胀节、人孔门等腐蚀严重，还会造成引风机叶片积灰结酸露，导致叶片积灰、腐蚀以及动叶根部积灰板结影响动叶卡涩。电厂应控制高硫分燃煤的掺烧比例，掺烧高硫煤时应尽量均匀掺烧，防止出现烟气中SO2浓度大幅度波动的状况;对于燃煤发热量较低的，应控制烟气中SO2浓度;对于高温腐蚀趋向较强的锅炉，应降低高硫煤掺烧比例，控制烟气中SO2浓度在更低水平;掺烧高硫分煤种比例较高时，应加强空预器低温段以及下游烟道、设备的低温腐蚀状况检查。

10.3.4 锅炉结焦

今年几台锅炉出现了较严重地结焦现象，导致锅炉限负荷运行，对机组运行影响较大。锅炉结焦的主要原因是掺烧低熔点燃煤，特别是熔点低且ST与FT相差很小的煤种，有时还与高硫分煤掺烧;低氮燃烧器设计时偏置风量设置比例过大，二次风卷吸一次风形成刷边，导致燃烧器区域结焦;燃烧器设计时二次风切圆直径过小，未形成风包粉燃烧，引起较大面积地结焦;旋流燃烧器调整时外二次风旋流强度过大，导致火焰扩散角过大，引起燃烧器区域结焦;燃烧低熔点煤种时还会导致高温受热面出现较严重地结焦，甚至B&W型锅炉在低再垂直管段发生结焦;在螺旋水冷壁冷灰斗防磨措施不合理，梳型板高度较高或浇铸料面积过大时会导致冷灰斗焦渣堆积，形成大块结焦;锅炉严重结焦有时还会影响较严重地垢下腐蚀。电厂宜控制低熔点煤掺烧比例比例，特别是掺烧ST与FT相差很小的煤种;掺烧低熔点煤时应加强看火检查，及时发现结焦状况;出现较严重结焦时应加强炉膛吹灰，及时清除焦块;燃烧器改造设计时应考虑结焦问题，既不能出现偏置风量过大难以调节的问题，又不能出现二次风切圆过小无法形成风包粉的燃烧状况;旋流燃烧器调整时应控制合适的外二次风旋流强度，控制火焰扩散角;在进行冷灰斗防磨时应注意梳型板与角部浇铸料设置不能对焦渣形成较严重地阻挡，防止焦渣堆积。

10.3.5 异物堵塞爆管

今年锅炉出现了几次高温受热面进口异物堵塞爆管，有的是进口集箱节流短管异物堵塞，有的是换热管集箱引入管口堵塞，堵塞的异物有加工遗留的刨花、螺旋丝、焊渣与眼镜片，有碳化的团状异物，还有设备破损件以及集箱隔板等;有的与脱落的内壁氧化皮结合，造成堵塞越来越严重。进口集箱存在节流孔结构时，应注意集箱的杂物清理，锅炉大修时宜进行进出口集箱中杂物的检查与清理;锅炉检修时应加强清洁化施工管理，防止检修时将异物带入汽水系统;割管时应采取机械切割方式，不能采用气割方法;在采用氩弧焊打底焊接时，管内封堵必须采用易溶纸，且宜制作为杯状密封筒，不应团成紧密的纸团进行封堵;发现汽水系统集箱、导汽管内部件破损时应收集所有破损的部件。

10.3.6 燃烧器烧损

采取旋流燃烧器的锅炉燃烧器烧损比较普遍，几乎每个大中修期都要进行烧损燃烧器更换;今年还发生了一次风管烧损以及一次风管内气压大幅度脉动的问题。燃烧器烧损多与掺烧高挥发分、高发热量的煤种有关。原因是旋流燃烧器停运时冷却设计考虑不全，停运后燃烧器冷却特别是一次风喷嘴与稳燃齿保护差，甚至未设计通风冷却，停运冷却不好是旋流燃烧器烧损的主要原因。四角切圆燃烧的1000MW机组，一次风管普遍采用燃烧器前一分二的结构，导致分叉后的一次风管内没有沉积吹扫功能，容易发生煤粉沉积;采用浓淡型燃烧器分层布置的，也与一分二结构的一次风管具有同样效果;而一次风调平一般是针对磨煤机出口一次风管进行，导致一分二结构分叉管风速不能进行调平，也是导致一次风管内积粉的重要原因;燃烧器积粉时间较长后产生自燃，自燃后引起积粉状态更严重，积粉自燃后不能及时发现也是导致一次风管烧损的重要原因。一次风管内气压大幅度脉动，是掺烧高挥发分煤种时，特别是热风送粉的中储式制粉系统，粉仓下粉不畅时，一次风速偏低会导致煤中挥发分大量挥发，在喷口前发生爆燃，引起一次风管风压大幅度脉动。电厂在选择燃烧器时应考虑停运后的冷却问题，一次风喷嘴及其稳燃齿应采用通风冷却;停运后适当开启风门开度，保持合适的冷却风流量;宜在燃烧器一次风喷嘴背面加装壁温测点，监视喷口壁温状况;采用一分二结构的一次风管一次风调平用缩孔宜设置在分叉管后，分别进行调平;在一次风管易积粉区域加装壁温测点及时发现积粉的状况;掺烧高挥发分、高热量的煤种时，应适当提高一次风速;宜避免在热风送粉锅炉掺烧高挥发分、高热量煤种;定期进行一次风调平，调平时控制一次风速分布及一次风速偏差。

10.3.7 风机缺陷

风机缺陷在锅炉异常的原因中占比较高，电厂三大风机及增压风机都存在普遍缺陷。风机缺陷主要有制造原因缺陷、维修原因缺陷以及运行环境条件。多个电厂存在一次风机、引风机振动过大，并且存在逐步增大的趋势，振动测试及检修检查未查清造成振动偏大的原因，部分风机振动值存在逐步增大的趋势;个别引风机存在冷却风道腐蚀漏风，影响轴承冷却效果;引风机动叶叶片积灰以及存在裂纹问题;引风机动叶根部积灰，结酸露板结导致动叶卡涩;采用变频器调速控制的风机未对风机动叶、侧板等进行全面检查，不能及时发现裂纹及开裂等缺陷;风机动叶角度安装一致，叶片损坏导致风机噪声很大;有的送风机选型过大，运行中开度小，风机全压显著小于设计值，长期运行在低效区，引起送风机耗电率高;同一期机组风机运行电流差别较大，统计耗电率存在明显的差别。有的送风机存在腐蚀、结垢等导致动叶断裂;有的引风机因叶片裂纹导致叶片断裂;动调风机反馈杆连接轴承损坏导致动叶角度失去控制仍有发生;多个电厂存在引风机或增压风机的压升偏大，接近失速状态，锅炉或脱硫系统运行异常时容易导致引风机或增压风机失速。电厂应密切监视风机振动状况，加强风机振动测试与检查;适当缩短风机检查周期，及早发现风机存在的缺陷;风机检修时安排专人去检修单位监督转子检查状况，检查是否存在缺陷，必要时可以找专业单位人员一并进行检查;对多次检修不能查清原因，也没有消除振动过大现象的，可以找不同的检修厂家来检查看是否可以发现相关缺陷;检修中对风机叶片积灰与裂纹状况进行全面检查，对冷却风道腐蚀进行检查，特别是加装低温省煤器的锅炉;对运行时振动与噪声过大的应进行振动与噪声诊断，摸清异常原因;对选型过大的送风机，可以进行技术经济比较，必要时可以进行叶片型式改造;对密封风机联络门应选用关闭严密的型式，防止停运风机倒风;对风机运行耗电率偏高的，应进行全面分析与测试，摸清耗电高的原因;应完善引风机与增压风机失速事故处理预案，在风机压升接近失速状态时按事故处理措施进行控制。

10.3.8 掺烧低挥发分煤种

锅炉在采用低氮燃烧方式下，对燃煤挥发分含量比较敏感，掺烧低挥发分后会造成炉膛出口NOx浓度显著升高，飞灰含碳量明显增大。炉膛出口NOx浓度有的能超过500mg/m3，在超低排放的压力下，烟气脱硝长期维持在高于90%以上的水平运行，造成脱硝系统过喷氨运行。长期过喷氨对空预器NH4HSO4沉积，催化剂活性损失都存在很不好的影响，当催化剂活性下降时问题更严重。也有部分燃烧器对燃用较低挥发分的煤种敏感性不强。电厂在掺烧低挥发分的煤种时，宜先小批量试烧，调整优化后对锅炉NOx浓度及飞灰含碳量的影响在可接受程度时再长期掺烧。

10.3.9 催化剂失活

电厂锅炉烟气脱硝改造后，大多未进行催化剂更换，仅明显存在脱硝效率下降的进行了一层催化剂更换;很多电厂改造时安装的催化剂已达到或超过厂家保证寿命期，存在快速失活的危险。在锅炉超低排放改造中，一般只增加一层催化剂，个别电厂催化剂备用层未增加。目前烟气脱硝系统控制主要看烟囱处NOx排放浓度是否超标，NH3:NOx的摩尔比控制由于氨逃逸率表普遍不准而无法控制，造成脱硝系统靠多喷氨、提高NH3:NOx的摩尔比来满足排放浓度要求;新增一层催化剂在一定程度上掩盖了原二层催化剂的活性下降问题。空预器NH4HSO4越界沉积引起烟风阻力偏大的状况较普遍存在。虽然现在催化剂供应较充裕，但并不能够随时更换;催化剂活性存在快速下降的特性，在缓慢失活时可以依靠提高NH3:NOx的摩尔比来满足脱硝效率，活性快速下降后不能满足脱硝要求。电厂应做好催化剂更换计划，保证催化剂活性明显下降时可以及时进行更换。

10.3.10 锅炉支吊缺陷

部分锅炉在锅炉设计与管道布置时，膨胀系统设计考虑不全面，导致本体与管道支吊存在问题。有的管道布置未考虑膨胀问题，导致支吊架与管道碰，管道保温变形;管道膨胀导致支吊架与阻尼杆倾斜不垂直，与刚性梁及基座碰，个别阻尼杆弯曲;膨胀后，支吊架受力不正常，出现支吊架不受力晃动较大，个别出现支吊架振动大，个别支吊架位移指示在最大位置;个别锅炉管道与锅炉膨胀后，碰压布置在平台上的小管道，导致小管道变形及固定装置损坏;大风箱支吊架位移量设置不够，导致位移指示器卡碰损坏，冷态收缩卡涩，吊杆弯曲;部分吊架弹簧断裂，影响吊架受力均匀性。电厂应对锅炉及管道系统膨胀进行全面检查，对支吊架吊杆倾斜度较大，吊架、阻尼器与梁及基座碰的应移动吊架与阻尼器位置，消除碰的状况;对支吊架受力进行全面检查，使得支吊架弹簧可以自由变形，支吊架受力与位移在正常状态，消除位移在最大量程碰或最小量程碰的状况，消除支吊架不受力晃动大的状况;对支吊架位移量偏小的，应改用更大位移量的支吊架;对膨胀指示器卡涩及标尺涂盖的应尽快恢复指示;保温挤压变形严重的，在锅炉检修时应重新进行保温，保温时注意膨胀挤压问题;弹簧断裂的应及时全面检查、统计，利用机组检修机会及时进行更换。

10.3.11 空预器缺陷

锅炉空预器缺陷反映在漏风率偏大，换热元件吹损，换热面积不足以及积灰冲洗不当导致烟风阻力快速增加。相当多的电厂锅炉空预器进行了柔性密封改造，运行一段时间后弹簧松弛、弹簧内积灰堵塞影响变形，造成漏风率明显上升，如未及时进行检查与更换，漏风率会增大到较高水平;采用软密封片的柔性密封，软密封片磨损，部分结构不佳、更换较困难;部分电厂空预器改造时将密封扇形板焊死固定，密封间隙难以整体调整;这些都导致空预器漏风率偏高。空预器吹灰管道疏水布置不好，吹灰时未连续疏水;空预器吹灰蒸汽过热度不足，吹灰时存在蒸汽带水;空预器吹灰器喷嘴距离受热面过近;吹灰器活动不灵活行程开关轴销磨损，导致起始位置停留较长时间;空预器热端吹灰频次偏高，这些都会影响空预器换热元件吹损。有些电厂换热元件低温段镀搪瓷质量差，运行时空预器存在腐蚀;有些电厂在换热元件吹损与腐蚀后进行倒置，使得沉积的NH4HSO4难以及时清除，更易产生积灰粘黏，长时间出现积灰板结。烟气脱硝改造时配套进行空预器改造时，换热元件低温段采用直波纹的镀搪瓷换热元件，其换热系数低，需适当增加换热元件面积来确保换热能力不低于改造前;在进行空预器配套改造时，有的增加的换热元件面积不够，引起空预器风温与烟温存在较大的传热偏差;有的锅炉原来存在空预器吸热不足的问题，但改造中未配套进行增加空预器换热面积的改造，使得改造后空预器换热能力未增加、甚至更低，对锅炉效率影响较大;有些将高温元件也改造为直波纹，使得空预器换热能力明显降低。部分电厂在空预器出现较严重地堵塞时，停炉后高温换热元件进行在线冲洗，冲洗是否干净难以检查;部分电厂空预器冲洗后停放时间较长，无法进行干燥，在梅雨季节潮湿环境中快速腐蚀，锈蚀产物会加快NH4HSO4沉积后板结;这些都导致冲洗后运行不长时间空预器烟风阻力快速升高。个别锅炉空预器二侧出口排烟温度偏差大，原因分析不清楚;部分电厂利用低温省煤器回收锅炉排烟余热，热量利用效率较低。电厂应加强柔性密封系统管理，及时检查与更换失效的弹簧;对软密封片应采用便于更换的结构，对扇形板不要采取固定结构。应对吹灰系统蒸汽过热度进行控制，疏水宜采用连续疏水方式;对空预器动作定期检查，消除局部停留时间较长的缺陷;减少空预器器热端吹灰频次。对排烟温度偏高的原因进行全面分析，属于空预器换热效果差时，应增加空预器换热元件面积，或采用烟气回收余热做暖风器热源;对排烟温度偏差大的应摸清原因，针对性进行治理;采用低温省煤器回收烟气排放余热，进入凝水加热系统的并不能代替降低排烟温度的治理;对空预器消防水水管，在每个进入空预器的管路上应加阀门控制。空预器高压水冲洗，特别是高温元件存在堵塞时，宜采取抽出来冲洗方式;至少应在冲洗后抽出部分管箱进行检查;冲洗时应注意检修时间安排，保证冲洗后停放时间不能过长;如果停放时间过长，应爆炸换热元件的干燥。

10.3.12 吹灰器吹损减薄严重

锅炉吹灰器对受热面吹损较快，吹损后泄漏爆管的较多，特别是存在高温腐蚀的水冷壁区域，炉膛蒸汽吹损与高温腐蚀相互作用，使得吹灰器周围区域水冷壁减薄严重;低温过热器与低温再热器悬吊管区域的内侧第2、3、4排受热面管排，存在的局部严重吹损，这种状况在部分电厂锅炉仍然存在;塔式锅炉的一级再热器及省煤器在吹灰器走廊处吹损较严重;吹灰器故障导致的局部受热面严重吹损，导致受热面泄漏的现象依然存在。吹灰器吹损的原因有吹灰器管道疏水坡度不够，管道中冷凝水无法疏净而引起吹灰时蒸汽带水现象;部分锅炉布置在大风箱上部的吹灰器，受布置空间限制，吹灰蒸汽管道疏水坡度不明显，甚至存在反坡度问题;部分锅炉吹灰管道支吊在平台钢架上，热态时锅炉向下膨胀使得疏水坡度不足甚至反坡度状况;吹灰器安装角度存在问题，吹灰枪与炉膛垂直度不符合要求，或炉膛变形导致吹灰枪角度不垂直;吹灰器驱动部件磨损或行程开关存在磨损或摩擦，使得吹灰枪运行中停顿及提升阀开启过快或关闭较慢;行程开关不到位，吹灰器长时间泄漏蒸汽吹损;吹灰蒸汽压力控制较高，吹灰蒸汽对水冷壁的吹损能力过强;换热管防磨措施不完善，存在未加防磨护瓦、护瓦间存在间隙等缺陷。部分电厂吹灰器枪管材料选择等级偏低，运行中枪管强度与刚度裕量不足，吹灰时枪管晃度较大，容易加剧受热面吹损以及枪管内壁吹损与枪头折断。电厂应适当控制吹灰蒸汽压力，减少吹灰蒸汽射流的吹损能力;对吹灰器安装角度进行全面检查及调整，保证吹灰枪与炉膛的垂直度;对吹灰器进行解体检查消缺，消除驱动部件与行程开关的磨损;对吹灰蒸汽管道疏水坡度进行全面检查，对坡度较低的应进行整改;对安装在大风箱上的吹灰蒸汽管道应进行走向布置优化，保证疏水坡度;对支吊在平台上的管道的疏水坡度应充分考虑锅炉膨胀，保证运行中吹灰管道疏水坡度;加强吹灰过程中跟枪检查制度，及时发现吹灰器故障，减少损失;加强吹灰器维护，及时消除吹灰器枪管开裂、提升阀泄漏以及行程开关缺陷;对高温区的吹灰器枪管应选择合适的材料，提高吹灰器可靠性;对布置在烟温较低的受热面，可以加装声波吹灰器，少投或不投蒸汽吹灰器。

10.3.13 锅炉保温不良

部分锅炉管道保温不良，特别是管道保温存在接口破损，弯头与穿平台处保温外铁皮破损，下雨时雨水可以渗透到管壁表面;部分管道在穿孔洞与框架处保温缺损、管道局部裸露;部分小管道特别是放空气管采用石棉绳缠绕保温，部分管道裸露，雨水可以淋到管壁，引起管壁锈蚀;部分管道保温不均匀，保温效果差，表面温度很高，保温外铁皮变色;部分管道设计不合理，管道间隙过小，保温挤压变形;部分电厂汽包保温外铁皮搭接结构不合理，雨水可以顺铁皮渗入保温内部。对放空气管等小管道，保温不好会导致管内蒸汽冷凝，积水较多时回流，引起管根部疲劳。电厂应对管道保温进行全面检查，在检修中对管道保温进行专项整治;特别对裸露的大管道保温，雨水可以渗入的管道与汽包保温应改进外包铁皮结构;对采用石棉绳缠绕的放空气管等宜采用保温加铁皮的结构，采用石棉绳的应缠绕紧密，包包裹严密的防雨布。

10.3.14 水冷壁泄漏

今年水冷壁泄漏次数较多，约占四管爆漏的40%左右。泄漏原因有原材料缺陷，吹灰器吹损，冷灰斗区密封鳍片漏风磨损，冷灰斗角部密封鳍片拉裂泄漏，燃烧器水冷套管被二次风磨损，吹灰器套管下部鳍片拉裂泄漏以及塔式锅炉水冷壁T23焊缝裂纹等。值得注意的是冷灰斗及下部吹灰器区域水冷壁管泄漏后，造成上部水冷壁管爆管的较多;个别电厂冷灰斗斜坡存在不平整的状况，加剧了灰渣磨损，成为水冷壁泄漏的隐患。电厂应加强水冷壁防磨防爆检查，特别是冷灰斗角部密封鳍片，冷灰斗区鳍片密封严密性检查;对吹灰器套管异型鳍片进行消除膨胀差处理;控制合适的炉膛吹灰蒸汽压力、提高过热度，减轻吹灰器吹损;对燃烧器二次喷嘴旁水冷壁套管磨损，应加装防磨护瓦;对冷灰斗斜坡不平整的，应利用锅炉大修机会，及时进行处理，保证水冷壁管的平整度。

10.3.15 高温受热面壁温代表性差

部分锅炉高温受热面壁温代表性差，主要表现在测点少，布置不合理以及安装方式存在较大误差。有的壁温测点大多布置在壁温相对较低的区域，大部分甚至全部壁温测点显示值比汽温低，失去壁温监视的意义;大部分壁温测点安装时未进行单独保温，对壁温超过500℃以上的存在较大的系统误差;部分锅炉对壁温分布不了解，安装数量较多的壁温测点但未主要布置在高温区域，对壁温超温状况监测比例低;有的电厂壁温报警与考核值设置偏高，有的壁温监测系统无自动记录与考核系统，难以保证壁温不超温;余热锅炉汽包壁温测点普遍低于对应饱和温度10℃左右，壁温测试代表性差，不利于监测汽包寿命损失;有的锅炉壁温出现突升突降状况，有的壁温点与实际位置未一一对应，难以分析超温原因;对容易超温的受热面如水冷壁悬吊管，屏式受热面壁温测点过少;有的同类型锅炉高温受热面壁温偏差非常大，难以解释;有的受热面大面积长期过热，但过热的换热管没有壁温测点。电厂在加装高温受热面壁温测点时应摸清壁温分布，不清楚的可以调研同类型锅炉壁温分布;安装时宜对壁温测点进行单独保温，消除测试系统误差;设置合理的壁温报警值，控制壁温不超温;加装壁温测点时尽量装设在壁温高的换热管上，提高壁温监测效率;在壁温监测系统增加超温自动记录与考核功能，严格运行壁温控制;对壁温分布与同类型锅炉大部分的状况相差很大的，应进行壁温测试系统全面检查，或产生差异的原因进行全面分析，并加强换热管过热状况检查。

10.3.16 再热汽温偏低

四角切圆燃烧锅炉在进行低氮燃烧改造后，再热汽温出现下降趋势;燃煤挥发分与发热量增大加剧了下降的趋势;上锅产660MW超超临界锅炉二侧再热汽温偏差大，低再与高再间有交叉混合，但低再与高再吸热偏差存在重叠，导致高再出口汽温偏差明显大;塔式锅炉二再布置在炉膛中间位置的吸热明显较布置在二侧墙区域的受热面吸热小，导致二再出口汽温存在明显的偏差，必须靠减温水控制汽温偏差;单级受热面吸热过多，蒸汽温升过高，B&W系列锅炉由于低再与高再换热管直接连接，壁温分布偏差大更严重，部分在锅炉进行低NOx燃烧器改造后壁温分布偏差存在扩大的趋势也影响再热汽温升高。电厂应对壁温偏差大的高温区增加测点，摸清壁温高区域的分布，更换局部区域换热面材料;对吸热过多的换热面进行隔热包裹或流动短路处理，减少局部吸热量;对塔式锅炉布置在侧墙区域的受热面吸热大，加强壁温监测，保证壁温不超温，部分壁温过高的换热管可以通过升级管材等级解决超温问题;对B&W系列锅炉可以考虑低再与高温间增加混合集箱的改造，对高再受热面结构进行优化完善改造。

10.3.17 减温器问题

个别电厂锅炉减温器结喷孔存在堵塞，影响减温水出力，原因是水质较差，喷孔处发生铁离子沉积，结垢堵塞喷孔;水质控制不好对锅炉影响较大的还有采取给水加氧处理时，水质指标控制不合理，仪表缺陷导致水质失去监控，对高温受热面内壁氧化皮生成结构造成不良影响。特别是某些锅炉设计不合理，减温水量很大，减温器出力裕量较低，一旦出现堵塞，对锅炉出力影响较大。减温器因结构缺陷，投停过多时引起喷管与连接管座焊缝拉裂;部分电厂对减温器采用一个大修周期检查1次，对高过进口与高再进口减温器来说，难以及时发现裂纹及开裂现象，一但开裂减温器筒壁材料寿命影响很大;有的采用内窥镜检查，对焊缝缺陷难以清晰检查，引起表面缺陷漏检。电厂应在缩短对减温器解体检查周期，特别是高过进口与高再进口减温器;检查时宜将喷管割下检查;对发现喷管焊缝开裂与断裂的应对减温器内壁进行内窥检查;对锅炉给水指标进行严格控制，防止出现喷孔结垢或杂物堵塞。

10.3.18 安全门排汽管锈蚀

部分电厂安全门排汽管采用普通碳钢管，内壁腐蚀严重，锈末大量堆积在脱水盘内，造成脱水盘内堆积大量杂物;锈蚀杂物加上疏水管内腐蚀，造成疏水管堵塞比较普遍，相当部分锅炉雨天时脱水盘内积水很深，个别的积水溢出顺安全门流向蒸汽管道。对蒸汽管道材料寿命影响较大。一旦安全门动作，积水、锈末卷吸或回流对安全门及管道寿命影响大;会造成安全门密封面磨损，影响安全门严密性。部分锅炉安全门弹簧材料老化，弹性系数下降，影响安全门正常动作。电厂应对排汽管腐蚀状况进行清理，腐蚀严重的重新进行防锈处理;对腐蚀锈及时清理，防止堵塞疏水管及安全门动作时磨损密封面。

10.3.19 锅炉排烟温度偏高

部分电厂锅炉排烟温度偏高，有的是因为空预器换热面积偏少;有的是干式除渣机冷却风量偏少;有的是尾部烟道漏风偏多，特别是顶棚、脱硝系统及其烟道;有的是制粉系统掺冷风量过大。空预器出现积灰较严重，NH4HSO4沉积导致较严重堵塞时会影响空预器换热能力，造成排烟温度上升;有的二侧空预器二侧排烟温度偏差明显，送风机运行电流或动叶开度相差较大，但偏差原因未分析清楚。许多电厂在进行加装低温省煤器改造后，认为锅炉排烟温度已经降低。电厂应分清锅炉余热回收与降低排烟温度的差别，不能混为一团;对排烟温度偏高较严重的，应进行专项分析，摸清排烟温度偏高的原因;对二侧排烟温度偏差较大的应检查风机风门实际开度、消音器腐蚀状况以及空预器积灰堵塞状况差异，摸清偏差原因;在加装低温省煤器时可以将部分回收热量用作空预器暖风器热源;结合宽负荷脱硝改造，增加分级省煤器，降低空预器进口烟温。

10.3.20 石子煤回用。

目前，HP型中速磨经过喷嘴环改造后，石子煤排放量普遍较小，石子煤中掺杂的煤块及煤粒子较少。有电厂化验石子煤成分，硫分超过30%，低位发热量在1000 kcal/kg左右，发热量主要是硫分燃烧产生。这部分石子煤掺入燃煤加仓后，会导致某段时间入炉煤硫分增加很大，锅炉高温腐蚀速率明显加快;难磨的石子煤导致研磨件磨损加快。石子煤掺烧利用的热量难以抵消高温腐蚀的负面影响。个别电厂对磨辊堆焊次数已远超过制造厂的建议，棍套存在变形缺陷。电厂应对石子煤成分进行化验，主要看硫分与低位发热量，如果发热量较低、硫分较高时，不宜进行石子煤回用;磨煤机辊套宜按制造厂标准进行堆焊，发现影响使用效果的应及时更换。

10.3.21 余热锅炉低压蒸发器流动加速腐蚀

燃气联合循环机组余热锅炉低压蒸发器换热管上部存在流动加速腐蚀的状况比较普遍，上集箱连接管出口及弯头位置，低压汽包引进口及多孔板等装置存在腐蚀。原因有余热锅炉低压蒸发器蒸发量偏大，管内流速偏高;低压汽包同时作为除氧器，或低温省煤器出口水温高，处于低压汽包饱和温度之上，导致汽包内炉水无欠焓，低温蒸发器管内流动不稳定;上游受热面存在烟气走廊，吸热偏少，低压蒸发器吸热偏大;低压蒸发器存在烟气走廊，局部换热管吸热较大;省煤器出口水温高存在上游受热面吸热偏少影响，也与不开再循环泵调节有关;运行时低压蒸汽压力偏低，饱和温度降低导致低压蒸发器吸热增加。低压汽包内炉水pH值控制较低时，换热管内工质腐蚀性强。除导致低压蒸发器换热管侵蚀腐蚀减薄外，省煤器出口水温高导致调压阀出口快速蒸发，导致管道侵蚀腐蚀，排烟温度过低带来低温省煤器外壁腐蚀，影响低温省煤器寿命。部分余热锅炉的除氧蒸发器运行环境与低压蒸发器类似，也发现了出口连接管腐蚀减薄问题;低压省煤器与凝水加热器出口水温无测点监视。电厂应尽量提高低压汽包与除氧蒸发器内炉水pH值，使之接近水质标准的上限，降低腐蚀速率;对上游换热器换热加强管理，做好烟道密封、减少漏烟量，吸热与烟气温降达到设计水平;做好低压蒸发器与除氧蒸发器烟道密封减缓局部换热管吸热偏多;利用再循环泵调节低温省煤器进口水温，减少低温省煤器吸热，降低温省煤器出口水温;在低压省煤器或除氧蒸发器出口加装水温测点，方便运行监视调整;应对低压蒸发器与除氧蒸发器换热管上部弯头背弧、出口集箱、出口集箱连接管引出段，弯头以及引入汽包段进行定期测厚检查。

10.3.22 余热锅炉烟道噪声大

余热锅炉烟气流动噪声大的现象较普遍，进口烟道烟气导流板因高温与尺寸大引起开裂与脱焊导致的噪声大，有的电厂已割除进口烟道的导流板;有的余热锅炉早声明显存在共振及拍的现象。对进口烟道导流板应选择高等级材料，对板的结构进行加强，增加导流板刚度;难以消除开裂与脱焊的可以割除尽快导流板;对存在共振的宜进行噪声诊断，摸清引起共振的原因。

10.3.23 余热锅炉烟囱处烟温较高

相当部分余热锅炉烟囱处测试烟温较凝水加热器(低压省煤器)出口烟温明显高，说明凝水加热器出口烟温分布偏差大。原因有凝水加热器出口烟温在垂直方向分布偏差大;换热模块存在较大的烟气走廊，模块端部烟温较高。电厂应对烟囱处烟温测点进行校准，保证烟温测试准确;余热锅炉所有换热模块的烟气走廊进行全面检查，采取有效措施消除烟气走廊。

10.3.24 低温省煤器泄漏。

省内不少锅炉进行了低温省煤器改造，相当部分改造的低温省煤器发生了换热管磨损泄漏。低温省煤器泄漏后难以及时发现，一般在烟道外淌水后才能发现。原因有进口烟道布置位置过小，设计烟气流速偏高，磨损快;导流板设置不当，导致角部烟速过高，引起换热管磨损;有的是因为防磨假管未安装鳍片，不能起到整流作用，对防止后排换热管磨损作用不大。个别锅炉低温省煤器改造还存在低负荷烟道振动问题，换热管烟气扰流产生的卡门涡振动频率与烟道驻波振动频率一致或呈整数倍关系，在某一负荷范围内引起低温省煤器烟道存在很大的噪声与振动。电厂在进行低温省煤器改造时应控制合适的烟气流速，减轻烟气磨损;对烟道内流场进行全面分析，在烟道布置位置受限时应进行流场模拟;对烟道导流板进行优化设计，必要时进行流场模拟，防止局部烟速过快的问题;设置防磨假管时应注意防磨效果，假管结构应与换热管完全相同;对进出口烟道及安装烟道驻波频率及换热管扰流卡门涡频率进行核算，防止出现烟道共振现象;低温省煤器改造时可以考虑不设湿度计，在烟道底部设置疏水管，观察疏水管内积水状况判断是否发生了泄漏。

10.3.25 流化床空预器腐蚀

流化床锅炉空预器采用管式空预器，空气与烟气流动交叉，在排烟与空气进口处存在壁温较低的区域。此区域在排烟温度较高的状况下仍存在低温腐蚀，腐蚀穿孔后导致漏风率较大。管式空预器吹灰比较困难，沉积的NH4HSO4难以及时清除，容易产生积灰板结。电厂应在空预器末级下部选用抗腐蚀的管材，如ND钢、镀搪瓷钢管等;下级管式空预器布置宜采用卧式布置。

10.3.26 宽负荷脱硝

目前江苏电网接受的外来电量较大，燃煤机组调峰压力较大，燃煤机组必须进行深度调峰，最低出力在40%左右。目前低负荷时脱硝系统正常运行是主要的影响因素，一般1000MW级锅炉投脱硝负荷在45%以上，600MW级锅炉投脱硝负荷在50%左右，300MW级锅炉在55~60%，成为影响深度调峰的主要问题之一。电厂应尽快开展宽负荷脱硝改造工作，技术路线可以采用分级省煤器，省煤器旁路与再循环，增加高加提高给水温度以及选择低温催化剂等。

10.3.27 非金属膨胀节破损

锅炉烟风道非金属膨胀节破损较严重，脱硝系统进出口烟道膨胀节，引风机及脱硫系统膨胀节，干式除渣机膨胀节都发生过膨胀节破损。造成较严重漏风导致脱硝系统进出口烟温偏差较大，烟气外溢影响电厂小环境，干渣机漏风导致排烟温度升高。余热锅炉集箱端头密封膨胀节、穿墙管引出位置密封膨胀节也存在损坏。膨胀节破损的原因有膨胀节质量差，密封胶皮容易破损;膨胀设计不合理，膨胀节难以补偿集箱与锅炉的膨胀;烟气腐蚀性强，膨胀节区域结酸露腐蚀等。电厂应加强膨胀节质量验收，提高膨胀节运行可靠性;对膨胀节的膨胀量进行校核，确保膨胀节可以补偿集箱与锅炉的膨胀;对尾部烟道膨胀节进行腐蚀状况检查，及时发现腐蚀漏风状况，及时进行修补与更换。

10.3.28 受热面材料老化

锅炉经过较长时间运行后，换热管材料存在老化。设计时换热管材料选择抗蒸汽氧化裕度不足，长期运行中导致内壁氧化皮厚度大，换热管下弯头区域材料老化速度加快;B&W型锅炉高再与低再换热管直接相连，出口壁温偏差大，高再换热管材料老化严重;运行时间较长的亚临界锅炉，高温受热面(高过、高再)炉外管材料采用12Cr1MoVG，钢研102材料，存在运行时间过长，管材老化严重的状况;后屏过热器采用12Cr1MoVG材料，存在4级以上球化。有的材料球化等级在4级以上，有的已引起性能下降，过热泄漏。个别锅炉低温再热器垂直段壁温分布偏差大，运行时间不长即存在长期过热泄漏。电厂应对高温受热面换热管进行内壁氧化皮厚度抽检，对高温区管增加抽样进行金相分析与力学性能分析;运行时间过长的锅炉对高过、高再炉外连接管进行抽样检查，分析材料老化状况，力学性能指标下降状况;对炉外管道的检查，人行通道处管子应作为检查重点。

10.3.29 烟气外泄

塔式锅炉与部分炉膛压力测点安装位置偏下的锅炉存在烟气外泄问题，外泄烟气与灰尘影响锅炉环境，对吹灰器枪管产生腐蚀。原因是炉膛压力测点安装在较低位置，而炉膛压力电厂最高点在炉顶位置;炉膛负压按正常值控制时难以保证炉顶处烟气处于负压状态。对于炉膛压力测点安装位置较低的，电厂应提高炉膛控制的负压值，确保炉膛内烟气不外泄。

10.3.30 掺烧污泥

目前电厂锅炉掺烧污泥的现象比较多，对解决污水处理厂污泥的二次污染有很大的意义。但污泥中CL-对不锈钢材料存在较严重腐蚀，掺烧对锅炉受热面腐蚀存在不利影响;特别锅炉不锈钢换热管下弯头制作时不进行固溶处理，掺烧污泥可能加剧弯头处裂纹发展。同时对污泥进行干燥时产生的干燥排出气体存在腐蚀性，携带污泥等杂质。电厂在掺烧污泥时应摸清污泥成分，特别是CL-含量;应尽可能进行均匀掺烧，减轻氯离子的腐蚀影响;干燥时排出气体宜直接引入炉膛燃烧，不宜经过送风机与空预器，以免产生腐蚀与结垢。

11 汽机及节能专业

11.1 总体情况

本次迎峰度冬技术监督检查，共对30家电厂进行了抽查。包含了1000MW至60MW，纯凝、抽汽供热、燃机联合循环及抽水蓄能等多种容量和型式的汽(水)轮机。

通过现场查看、资料检查以及和专业人员的交流，基本掌握了各厂机组一年来的运行状况，以及缺陷检修情况，对当前全省汽轮机的运行状态也有了较大的了解。检查中，首先对上次查出问题的处理情况进行逐项了解，再指出当前存在的缺陷和隐患，提出处理改进措施。同时，通过了解汽轮机系统及设备的运行情况，分析各项经济指标，提出节能降耗方面的改进建议。

大部分电厂对上次查出的问题，能认真对待，积极整改，对一时无法处理或缺少备品备件的，则根据检修计划进行了安排。也有个别电厂不够重视，对前次缺陷基本没作处理，短期内也未有计划。当前，汽轮机设备运行状况总体良好。全年情况看，虽然发生过一些问题，但基本得到了有效处理。

全省机组本年度非计划停运次数较上年有所增加,其中属于汽机设备原因的也相应增加。其中，有年初极寒天气引起的设备故障的原因，但也有汽机设备本身的特别问题，发生了多次非典型的较为罕见的故障，值得引起注意。在运行经济指标上，虽然面临着发电量减少负荷率降低等不利因素，但各厂通过大力实施技术改造、检修提效、优化运行，总体上经济性较上年有所提高。

11.1.1 安全生产情况

全省汽轮机及辅机设备的运行情况基本正常。上半年(截止2016年6月30日，135MW及以上统调机组共发生33次非计划停运，较2015年增加2次。其中汽机原因有11次，占机组非停总次数的33.30%。汽机非停次数比同期增加6次，总非停次数仅增加2次，因此汽机非停率上升17.2个百分点。上半年汽机系统的可靠性有所下降。上半年汽机11次非停，原因比较复杂和分散，出现了几次以往较少发生的辅机系统故障，值得重视和防范。其中，年初1次由极端严寒天气引起，有 2次振动大跳机，2次燃机燃气压力低停机，有1次定冷水系统漏水，1次凝升泵故障，1次导汽管漏汽，1次EH油系统漏油，1次燃机通道温度高，1次调门故障。

下半年，7月1日至12月20日，全省非停33次(去年32次)，汽轮机系统发生非停10次，较去年增加7次，占比为30.3%，较去年(9.38%)明显增加。下半年，汽轮机非停次数和非停占比与上半年基本持平。

下半年10次非停，2次是振动大跳闸，2次EH油系统漏油， 2次燃机天然气系统故障停机，2次定冷水系统漏水，1次凝水系统故障，1次给水系统故障。详细情况如下：

振动大停机(2次)：①某300MW机组，大修后第一次并网，2～3万负荷，4y轴振大跳机。主要原因是大修中汽封换新，通流间隙较小，产生了碰摩。再次启机在2800rpm维持长时间暖机磨间隙后，带负荷振动正常。②某台9E型燃机汽机，启动后带负荷，投用补汽时，汽轮机振动大，机组跳闸。

油系统故障停机(2次)：①某台1000MW核电机组，检修搭脚手架时误碰油系统手动门,高压油泄压,油压下降,主汽门关闭, 恢复时，主汽门快速开启，主汽集管压力低导致保护动作，机组跳闸。②某台300MW机组，运行中EH油管有压回油接头密封垫破损漏油，无法严密隔离，主动申请停机消缺。更换密封垫后正常。

天然气系统故障停机(2次)：发生在同一电厂的两套9E型机组。因天然气总进气阀故障关闭，天然气压力低，分别手动解列。

定冷水系统故障停机(2次)：①某台350MW机组，运行定冷水泵跳闸后连锁备用泵启动，但由于运行泵出口逆止门不严，导致定冷水母管压力低，定冷水流量低保户动作。初步判断定冷水运行泵电气自保持回路异常，引起定冷水泵跳闸。对泵出口逆止门维修后，系统恢复正常运行。②某660MW机组，启动初期定冷水温度气控门未投自动，初始开度较小。负荷升高后，水量不足水温上升，最高到90℃，导致水处理树脂上塑料接头受热烫松漏水。定冷水箱水位下降，到报警值之下，两台定冷泵启动，流量仍不足，巡检发现漏水，紧急补水不及，定冷水流量低保护动作停机。

凝水系统故障停机(1次)：某台300MW机组，精处理在倒罐操作时，由于旁路手动门没有打开，造成凝结水瞬间中断，除氧器水位低，机组跳闸。

给水系统故障停机(1次)：某台300MW机组，因高加泄漏，运行人员后续一系列操作，引起给水量减小，导致汽包水位低保护动作。

总体看，全省全年非停总次数有所上升，一方面是与省内在运机组增多有关，另一方面也与年初出现的极寒天气有关。归属汽机的非停次数增加，所占比例提高，一个重要原因是燃机天然气系统的故障归于汽机。全年来看，有以下特点：一是燃机非停较多。上半年11次非停中，有5次是燃气机组非停。其中，9F型机组4次，9E机组1次。有3次发生于新投产的9F机组，可见新建机组设备可靠性、运行稳定性均有待提高。下半年10次非停中，有3次燃机非停。近年来，我省每年都投产数台(套)燃气机组，还有前几年建成但长期停运的机组，也在这两年正常运行。全省2015年底在运燃气机组达到31台(套)，2016年至今又有3台(套)新建机组投入商运。在运机组的增加，尤其是新建机组比例较多，增加了燃机的非停次数。另一方面，全年8次燃机非停中， 1次EH油泄漏、2次振动大、1次燃机叶片通道温度高，其它4次均与天然气压力低有关。对于燃机，天然气既是燃料又是工质，其进气系统和燃烧系统是非停的多发原因，应引起高度重视。 二是多起非频发故障：21次非停中，真空泵故障、定冷水泄漏、和中调门油动机杆断裂3次故障，近年在我省较少出现，而油动机活塞杆断裂甚至没有发生过，值得大家注意。三是定冷水系统故障多。以往很少发生的定冷水系统故障，全年有3次导致非停。一次是法兰垫损坏漏水;一次是运行泵跳闸后出口逆止门不严内漏，备用泵启动后流量低;一次是运行中水温升高，塑料接头松动漏水。定冷水系统通常运行比较稳定，也不需要频繁地调整，以往故障率不高，因此电厂普遍不够重视。但2016年的3次非停表明，该系统故障率显著上升，且一旦发生故障导致流量降低，立刻会引起主保护动作，机组跳闸。因此需引起各厂高度重视。四是，启动阶段故障多发。机组检修后，设备经过修理调整，可能存在新的不适应，如动静间隙较小碰摩等。在启动带负荷阶段操作切换，容易产生异常。全年4次振动停机就均发生在该阶段，包括加负荷过程振动大1次，带负荷投用补汽过程振动大1次，大修后首次并网碰摩振动大1次，开机后小机汽源切换导致小机振动大1次。此外，启动阶段操作多，当前各厂运行人员偏少，运行监视不足，导致异常发生。如上述定冷水系统故障，定冷水温度升高，就是启动初期气控门未投自动且开度较小，负荷升高水温上升又未能及时发现。因此，机组启动阶段需特别加强监视，应做好全面详细的检查卡，不遗漏任何一个系统。五是，规范操作运行管理需加强。全年非停中，上半年有1次下半年有4次与操作不当、调整不及时或误动有关。这一方面需要不断提高运行水平，加强应急培训和事故演练;另一方面也需要加强运行管理规范操作，用全面详细的制度、技术措施，规范运行操作，避免误操作、不当操作和系统监视不到位。

11.1.2 经济性情况

本次检查共30家电厂，涉及89台机组。其中300MW等级机组34台，600MW级14台，1000MW级10台，其余均为300MW以下机组。机组类型包含了超临界、超超临界、燃机(9F型和9E型)、供热机组等各种型式。

检查情况显示，机组经济指标基本正常，总体继续向好。大部分机组煤耗同比降低。2016年全省大部分时间电力供需平衡，新增机组投产运行，全省装机容量增加，外部来电较多，导致机组平均负荷率下降，发电小时减少，对机组经济运行产生不利影响。同时，机组排放要求严格，全省大部分机组完成超低排放改造，脱硫脱硝和除尘耗电增加。今年以来，煤价快速上涨供应紧张，在成本压力下各厂增加劣质煤掺烧，也带来了经济指标的不利。在此形势下，各厂积极推进技术改造、精细检修消缺、优化运行方式，克服诸多不利因素，取得了煤耗降低的良好效果。部分电厂供热量的增加也降低了煤耗。

2016年，天然气价格维持低位，下半年供气方又推出优惠用气政策，多台E级燃机连续运行，供汽量稳中有升，主要指标变好。多数燃气机组，设计阶段充分考虑了节能配置，凝泵、给泵、循泵、闭式泵和机力塔冷却风机等都配置了变频装置或双速电机，但是，实际运行中仍存在诸多不合理现象，运行优化需要加强，同时也有部分辅机有较大的节能潜力，可以通过技术改造进一步降低能耗。

江苏南通电厂，2016年1～9月供电煤耗280.69g/kWh，同比降低0.65g/kWh。主要影响因素，一是低温省煤器改造，排烟温度下降至90℃，降低煤耗约0.5g/kWh;二是改进了汽温控制，提高了变负荷响应速度，正常再热汽温由585℃提高到595℃;三是主机调门优化，改进了一次调频控制系统，主调门开度由38～40%，提高到40～45%，减小了调门压损;四是通过大用户直供电和替代发电，维持了出力系数略有升高为73.37%，同比增加0.57个百分点。1～9月厂用电率2.58%，同比降低0.18个百分点。除了受负荷系数升高影响外，经过调整完善，凝泵深度变频运行，耗电率由0.25%降至0.17%，同时轴加旁路开启、2号机调门通径加大，都降低了凝泵电耗。

天生港电厂，预计全年煤耗会有明显下降。主要因素，一是2016年收购了新星热电，下半年开始全厂供热增加100t/h，年供热量预计增加40万吨。二是，上半年完成了1号机改造性B修。更换了部分汽轮机通流汽封，凝汽器增加了在线清洗装置，有效提高了汽轮机运行效率。

华能南通电厂，2016年未有揭缸检修，也没有大的技改。1～9月累计供电煤耗同比升高2.06g/kWh。主要原因：一是煤质下降，热值同比低747kJ/kg;二是厂用电率同比增加0.42个百分点，使煤耗增加1.27 g/kWh;三是燃用褐煤增加，锅炉排烟温度同比上升7.98℃，使煤耗增加1.27g/kWh;四是机组长期运行汽机排汽压力同比上升使煤耗增加。

江阴苏龙热电，2016年1～9月，全厂供热量同比大幅增加，今年前三季度供热量达258.5万吨，同比增加176.3万吨。主要是去年四季度开始替代了滨江热电供热。全厂热电比由20.4%提高到46.6%，带动供电煤耗下降4.9g/kWh，厂用电率降低0.62个百分点。

利港电厂，2015年下半年和2016年上半年分别完成了5号机、6号机通流提效改造，供电煤耗下降10～12g/kWh。上半年又进行了3号机大修，并完成3号、4号机供热改造，增加了一段抽汽、中排和冷热再混合供热，优化了全厂供热，提高了供热经济性。上述有利因素作用下，全厂经济指标向好。

华能金陵电厂，2106年克服供热量下降的不利因素，通过积极增加替代电量，提高机组负荷率，1～9月负荷系数77.98%，同比增加4.13个百分点。同时深入推进运行优化，发挥设备潜力。实现1～9月供电煤耗276.77g/kWh，同比降低1.08g/kWh，厂用电率3.96%，同比降低0.03个百分点。

华能太仓电厂，全厂1～10月负荷率与去年基本持平，供电煤耗308.02g/kWh,同比降低0.6g/kWh，预计全年降低0.8～0.9g/kWh。厂用电率4.51%，同比升高0.03个百分点。主要影响因素，一是3号机组2～4月进行大修，同时实施低温省煤器改造，修后试验热耗下降81kJ/kWh，煤耗下降4～5g/kWh，影响全厂煤耗降低;二是供热量较去年有所增加;三是2号机去年6月完成通流改造性能效果好，今年全年受益。

国华太仓电厂，去年底完成7号机通流改造，额定工况供电煤耗289g/kWh，比改造前下降17g/kWh。2016年1～10月，7号机累计煤耗296.48g/kWh，同比降低9.75g/kWh。全厂1～10月负荷率76.69%，同比降低1个百分点，供电煤耗297.98g/kWh，同比下降6.09g/kWh。厂用电率4.25%，同比降低0.48个百分点。

华电句容电厂，2016年1～10月，全厂供电煤耗278.42g/kWh，同比降低0.86g/kWh;厂用电率4.23%，同比降低0.09个百分点。主要原因是，全厂负荷率较高达到82.59%，同比增加6.65个百分点。

谏壁电厂，2016年1月和11月，分别完成了10号机、8号机的高效检修，实施调节级喷嘴优化改造，提高了高压缸效率;实施三缸汽封综合改造，提高了机组综合效率。2016年2～4月进行14号机中修，实施了汽动引风机改造，提高了机组经济性能。全厂供热量显著增加，全年预计达180万吨，增加20万吨。全年300MW机组电量替代较多，电量和供热大部分转移到百万机组。提高了全厂的经济性能。 1～10月，1000MW机组负荷率80.02%，供电煤耗277.63g/kWh，厂用电率2.97%，均好于去年同期。330MW机组负荷率72.14%，供电煤耗323.10g/kWh，厂用电率5.22%，比去年略差。

华能南京电厂，2016年1～11月，供电煤耗313.70g/kWh，同比下降约5g/kWh，厂用电率5.09%，同比微升0.05个百分点。主要原因有，全厂供热量同比增加1.3万吨，1～11月为24万吨;负荷率升高3.33个百分点，达到80.33%，以及运行参数的优化和设备缺陷的整治。

江苏南热，2016年5月和11月分别实施了1号、2号机组检修，进行高低压旁路密封面改造、高效真空泵组改造，2号机进行了开式泵永磁调速改造。通过改造，消除了旁路的内漏，降低了真空系统耗电。

2016年以来，尤其是下半年煤价持续上涨，发电成本持续上升，我省300MW机组除供热量较大的外已全面亏损，性能较差的600MW机组也在亏损的边缘。300MW机组继续更多地出让电量由大机组替代，使得300MW机组发电量大幅减少，而1000MW机组电量增加，从检查机组的经济指标看出，百万机组负荷率基本都有所增加，促进了经济指标的提升。此外，2016年我省有多台600MW机组实施汽轮机通流改造，包括国华太仓8号机、利港电厂6号机和7号机，沙洲电厂2号机、镇江电厂5号机、华润常熟电厂1号机。300MW机组还有华能太仓1号机。从已改造机组指标看，煤耗均比大修前有较大下降。本次检查中，部分机组大修后运行时间较长，经济性下降;有的机组没有大的技改投入，存在较多缺陷，经济性变差。

11.2 本次检查中发现的亮点

徐州华鑫电厂，冷却塔喷淋装置部分改旋转喷洒式，重新分配水量，内圈喷头口径减小，外圈填料厚度增加125mm，改造后水塔冷却能力从86.7%增加至96.4%，冷却水温降低0.96℃，效果明显。②供热量明显增加，2015年供热量300t/h，预计2016年供热量增加至400t/h，供热期增加20天，全年供电煤耗预计下降4g/kWh。

陈家港电厂，①2号机增加罗茨真空泵，电流降低120A，节能效果显著。1号机计划明年增加。②低温省煤器改造后，煤耗下降1.89g/kWh，煤耗下降明显，目前供电煤耗约289g/kWh，已达同类型机组先进水平。

华能南通电厂，3号机今年年初小修中，实施真空抽气系统改造，增加一套高效罗茨真空泵。投入运行后正常工作电流仅32A，较原先一台双极水环真空泵运行电流200A大幅降低。

天生港电厂，①1号、2号机今年在凝汽器内增加了机器人在线清洗装置，取得了较好的效果。②对低EH油压和低真空试验装置进行了改造，改成独立双通道，提高了试验的可靠性。③增加了主机油箱油位保护。

南京化工园热电，①4号机、5号机完成高效真空泵改造。4号机投运后，电流为42A，较原先真空泵电流220A大幅下降，节能效果明显。②4号机上半年C修中，高压缸揭缸检修，调整了轴封间隙，消除了轴封漏汽大的缺陷。对2号轴承箱顶推活动，滑销系统抽出修理，基本解决了中压缸膨胀不畅，低压缸差胀大的问题。③4号机修前高中压轴封漏汽大，轴承箱处温度高。揭缸检修，发现轴封偏磨严重，内缸重新安装调整，处理后漏汽明显减小。

苏州蓝天燃机电厂，①凝结水泵、高压给水泵和低压给水泵均实现了变频运行，且出水管路中调门均保持全开，无节流。有效的降低了水泵的电耗。在E级燃机中做得最彻底。②补汽阀保持全开。

华电吴江燃机电厂，2号机EH油箱加装了一套压缩空气干燥装置，保持油箱微正压通风，消除了EH油的水分超标，效果良好。

华能苏州热电，2016年完成全厂三台锅炉汽动引风机改造，采用背压汽轮机取代电机驱动引风机，大大减低了辅机耗电。同时背压机采用锅炉新蒸汽，排汽汇入供热母管，利用了锅炉的裕量，增加了全厂供热量。供热量的充裕，降低了出厂供热压力，有利于提高汽机旋转隔板的开度，提升了汽机运行的安全性和经济性。②冷却塔旁滤装置。

江阴苏龙热电，①6号机1号高加温升不足，造成给水温度偏低2℃以上。主要原因是1号高加给水端差偏大。1号高加检修时发现管束内部结垢较多，虽然进行了高压冲洗，但仍未恢复设计值。今年，5号、6号机B修中，结合锅炉酸洗，对高加水侧进行了酸洗，洗出很多杂质。酸洗过后，效果很好，温升恢复，端差达设计值，给水温度上升了5～6℃。②5号机小机实施了恢复高压汽源改造。将原设计的主蒸汽汽源改成高排供汽。更换了高压汽源的主汽门、调门和对应的喷嘴组。在机组抽汽量增大，四抽压力不足时，自动内切换成高排供汽，以保证小机出力不受影响。建议今年冬季，今早进行高压供汽运行试验，考察小机振动、瓦温的参数的影响。③5号、6号机增加了一套高效真空泵，两台机共用，电流仅62A。

利港电厂，①完成3号、4号机供热改造，增加了一段抽汽、中排和冷热再混合供热，优化了全厂供热，提高了供热经济性。②5号、6号机完成高效真空泵改造(8号机去年完成)，增加一套罗茨真空泵，运行电流由180A，降至65A左右。

华能金陵电厂，①2号机3号高加外置式蒸冷器改造。2016年初系统接入三抽外置蒸冷器，利用三段抽汽的过热度加热1号高加疏水，提高了出力裕量和机组的经济性。经测算热耗下降7kJ/kWh，煤耗下降0.26g/kWh。②1号锅炉换管改造，提高了主再热蒸汽温度，达到了设计值。

宜兴协联电厂，①135MW机组调门特性的优化。通过专项阀门特性试验，发现了阀门实际特性的异常，其中1号/2号阀门在开度0～9%之间流量无反应，3号/4号阀门在0～15%之间无反应。根据试验结果，对阀门流量函数做了相应调整，在此基础上进行一次调频优化，最终满足了调度的要求。而原先多次进行一次调频试验，结果均不理想，通过阀门特性试验，最终解决了问题。②135MW机组冷却塔优化改造。针对两台机组共用的冷却塔性能下降的问题，进行了专项试验，根据结果采取在线更换填料，更新托架，配水检查、喷嘴更换和配水槽清理等措施，目前工作尚未全部完成，但已产生了较好效果。

南京华润电厂，3号机上半年实施汽轮机调节级喷嘴优化改造，过桥汽封和中压隔板汽封改造、增加了低低温省煤器回收烟气余热。改造后性能试验结果，机组供电煤耗降低7～8g/kWh。

国华太仓电厂，①已完成两台机凝水主调门换型改造，增大了调门通径，减少了阀门压损。凝泵电耗明显降低。②2016年下半年，8号机实施汽机通流全面改造、循环水泵改造，又增加一套罗茨真空泵组。机组经济性提高。

华能太仓电厂，2016年初 3号机大修，实施低温省煤器改造。年底，1号机实施通流改造，系统增加低温省煤器，增加一台小真空泵。

金陵燃机电厂，9E机组检修中，发现旋转隔板行程与油动机行程不一致。油动机上无限位，容易过开，把油动机花键拉坏。该键拉坏后无法在线处理，必须停机开缸处理。

谏壁电厂，①10号、8号机高效检修中，实施了调节级喷嘴优化改造，将喷嘴面积减小，提高了调节级效率尤其是低负荷下的效率，调门压损减小，高压缸效率提高;②14号机主机1号瓦瓦振晃动大处理。最大晃动至3.5～4.0mm/s，轴振在80～100μm，同时有异声。利用中修，通过转子中心调整、轴瓦检修、高压缸碰缸试验、滑销系统检修等工作，1号轴瓦振动偏大情况大为改善。主机轴振下降至50μm，达到优良值，瓦振在3mm/s，AGC已正常投运。

江苏南热，2016年，1号、2号机组完成了高低压旁路密封面改造、高效真空泵组改造、和伺服阀更新改造。2号机实施了开式泵永磁调速改造。消除了旁路的内漏，降低了真空系统耗电。

徐塘电厂，6号、7号机于2015～2016年分别实施了冷却塔改造，采用改进型高效S波淋水填料，不等高布置，增加了淋水填料有效换热面积。7号机试验结果，冷却能力达到116.9%，超过设计值115%。设计工况条件下出塔水温较改造前降低1.82℃，效果良好。

11.3 本次检查发现的主要问题及建议

11.3.1 西门子机组主调阀开度优化

上汽引进西门子技术生产的超超临界机组，采用全周进汽无调节级，正常运行时主调门节流约5%，由主调门辅以补汽阀来快速响应调节负荷。实际运行中，因为补汽阀开启后会产生振动，绝大多数机组补汽阀保持关闭。为了满足一次调频和AGC的要求，很多机组主调阀开度偏小，节流损失较大，影响了机组的经济性。本次检查中，陈家港电厂660MW机组500MW负荷以上开度仍在30%以下，句容电厂985MW负荷主调阀开度为54%，谏壁电厂700MW负荷时主调阀开度仅30%。但是检查中也发现，部分电厂针对该问题，通过控制优化和系统改进，在满足负荷调节的情况下保持了主调门较高的开度。华能金陵电厂，采用凝水参与一次调频，通过凝泵变频快速减小凝水流量，提升机组负荷。凝水流量最大可降低1000t/h，一般情况转速降15rpm，凝水降200t/h，主汽压力降低0.2MPa。经测算汽机高调门节流损失减小3%，热耗下降8kJ/kWh，影响煤耗0.3g/kWh。本次检查，1号机负荷710MW主调门开度45%，负荷770MW调门开度50%;2号机负荷800MW主调门开度达62%，主汽压力20.9MPa。江苏南通电厂，通过专用软件对主机调门控制优化，开度由38%～40%提高到40%～45%，正常平均达43%。此外，经了解外省如浙江、上海已有多台660MW机组补汽阀开启，参与调节负荷，能提升负荷响应能力，减少调门压损，机组振动也在可接受范围内。鉴于以上情况，建议相关机组应积极调研相关技术，推进主调门开度优化工作。

11.3.2 主、再热蒸汽温度低

本次检查共有5家电厂8台机组主蒸汽或再热蒸汽温度偏低，通常低于设计值10℃及以上，对机组经济运行产生不利影响。究其原因，有因为负荷变动较快时1号瓦瓦振波动大，为此降低了主汽温度，同时影响了再热汽温度。有的是超超临界机组为防止锅炉超温有意控制汽温;有的是锅炉两侧汽温偏差大导致再热汽温度偏低，有的是锅炉燃烧煤种原因。建议相关电厂，认真分析原因，加强运行调整或通过技术改造，提升进汽温度。

11.3.3 主机油箱油位保护

新的25项反措要求，增加主机润滑油箱油位低保护，但是未指明具体实施要求。目前，我省已有部分机组积极响应反措要求进行了相关改造。增加了油位测量装置，配置了三重油位保护开关，通过联系制造厂确定了停机保护油位，完善了该保护。但是绝大部分电厂还未增加投用，建议各厂积极行动，配置相关测量仪表，联系制造厂确定保护定值，尽早完成该保护的增加。

11.3.4 蒸汽旁路内漏。

本次检查，有8家电厂8台机组12个高/低压旁路存在不同程度的内漏。其中4台超超临界机组，1台超临界机组，1台亚临界机组，还有2台燃机。高温高压的旁路蒸汽内漏，对经济性影响很大。应视内漏严重程度，尽早停机处理。

目前，我省已有多家电厂通过对旁路阀阀芯结构进行改造取得了较好的效果。同时，优化机组启停中旁路控制，设置旁路最小开度，避免在小开度长时间运行，保持了旁路长时间的严密。本次检查中，还发现个别机组低旁暖管阀内漏。原因是之前运行中开启了低旁暖管阀，长时间蒸汽冲刷导致该阀门内漏，对此建议正常运行中保持暖管阀关闭。鉴于旁路内漏对经济性的较大影响，相关电厂应积极处理，必要时可对旁路进行改造。

11.3.5 凝水系统深度节能运行

本次检查发现有13家电厂多台机组，凝水系统未能深度节能运行，存在节能潜力。主要有以下现象：一是主、辅凝水调门没有开足，存在不同程度的节流;二是，主辅调门虽然开足，但调门选型有缺陷门芯通径偏小，远小于主凝水管道通径，即使全开仍存在较大的节流;还有百万机组凝水输送泵仍在运行。我省有的机组，在主辅调门全开的基础上，调门旁路门也保持全开，由于旁路门通径大结构简单，全开后压损大大减小凝水阻力降低，凝泵转速能进一步降低。目前全省大部分机组旁路门仍保持关闭。对于主辅调门未开足的原因，一是凝泵变频低速运行或某一区间振动大;二是给泵密封水、旁路减温水、凝泵密封水、精处理等用户水压要求较高;三是运行调整不积极。相关电厂针对各自存在的问题需积极改进，凝泵低速振动大的应努力处理;给泵密封水压力不足的，可改造密封水管路降低阻力，将取水点前移至精处理前，或者加装密封水增压泵;凝泵密封水则可以采用凝水自密封;旁路减温水和精处理也可以修改定值;主调门通径偏小的可更换大通径调门来消除压损;更高要求的如想开启旁路门，需增加工频泵联启时旁路门快关联锁，并通过试验验证旁路门关闭时间能满足紧急状态时的调节要求。正常运行中应加强优化调整，培养节能运行的习惯。

11.3.6 辅机的节能优化

本次检查仍发现，不少电厂次要辅机，如闭式泵、开式泵和低加疏水泵等节能优化不够。这些辅机，原配置大都为全容量定速水泵，在气温水温较低和部分负荷下，有较大的裕量，通过改造能降低较大的电耗。建议在不同工况通过运行调整核算最低流量，择机进行改造，改造方案，对闭式泵可增加一台小泵，或双速改造、变频改造，以及永磁调速改造，低加疏水泵则以调速改造为主。

11.3.7 9E燃机配套汽机轴封漏汽大、超温

9E燃机多数配套由南汽生产的60MW等级汽轮机。上半年在一台汽轮机揭缸检修中，我们发现高压进汽室与首级喷嘴由螺栓紧固的密封面泄漏严重，间隙最大处超过1mm。从结构上看，此间隙导致新蒸汽不经过首级喷嘴而漏入第一级动叶前的轴封体前，导致轴封漏汽量增大，轴封汽温度超温。相当部分的新蒸汽未做功即泄漏至轴封，对机组的经济性也产生较大不利影响。该台汽轮机较长时间存在轴封漏汽异常，轴封母管溢流门全开，母管压力仍过高，不得不将均压箱安全门打开，轴封压力仍达到0.04～0.06MPa。第一次大修解体后发现前轴封齿倒伏严重，修复投运后轴封漏汽依然较大。本次揭缸发现上述缺陷后，全部更换了紧固螺栓并按要求三处点焊牢，启动运行后轴封汽基本正常。本次检查发现，除苏州蓝天燃机外，华电吴江、大唐吴江、戚墅堰和金陵燃机均不同程度存在轴封漏汽量大，均压箱温度高的现象。

建议同型的机组，应密切注意轴封系统运行参数，及时发现异常。有机会检修揭缸时，需重点对此密封面进行仔细检查，并做好备品备件购置和返厂处理准备工作。

11.3.8 燃机的运行优化及节能改造

燃机的辅机少，容量也不大，早期F级机组经过不断改造技改潜力已不多，后期新上的E级燃机，较多在设计阶段就考虑了辅机节能，配置了变频或双速辅机。同时，燃机主机部分进行节能技改的裕量较小，主要方向仍应放在辅机的节电改造和运行优化上。对9F机组主要有高压给水泵、中压给水泵和凝泵，对9E机组有高压给水泵、低压给水泵和凝泵。仍有部分机组这三种泵并未全部实现变速调节，部分机组即使已配置了变速泵，但出口调门仍未开足有节流。这三种泵优化运行做得最好的是苏州蓝天的两套9E机组，不仅全部实现了调速运行且出水门全部开足，达到了深度节能运行。对比苏州蓝天的运行工况，很多机组仍有节能技改和控制优化工作可做。凝泵已全部实现了变频，但仍需进一步深化，应积极采取措施保证调门开足。燃机的给水泵对应着相应等级的汽包，主要用来控制汽包水位，运行中汽包压力的变化也会影响汽包水位，给控制调节带来困难，使得很多机组给水调门节流运行。但是，只要控制策略和参数调整得好，完全可以不用调门节流，相关机组应积极开展控制优化工作。表中还可以看出，低压给水泵大多为定速泵，其出口调门节流较大，可考虑变频改造。同样的情况还有再循环泵。此外，部分F级燃机闭式泵电机为6kV定速电机，系统冷却水裕量较大，可考虑增加小泵或进行变频改造。

本次检查发现，有9E机组低压补汽阀没有全开，节流运行。据了解同类型其它机组的补汽阀调门基本全开，建议进行试验调整，优化调门控制策略，消除节流。