xx年江苏发电企业迎峰度夏技术监督情况通报

xx年江苏发电企业迎峰度夏技术监督情况通报内容摘要：

流变的油色谱分析跟踪工作，对于长期超标的情况要给予及时处理。 变压器散热器上杨柳絮多、积灰重使得多数变压器的油温高，为应对迎峰度夏期间高负荷高温 运行条件 的考验，应加强变压器 散热器 及风扇 的水冲洗工作，缩短冲洗周期，确保迎峰度夏期间变压器散热性能良好 ，但不建议将备用冷却风扇也 一并开启。 有的电厂采取了散热器加装过滤罩的措施来应对柳絮和积灰也取得了不错的效果。 测温元件的准确性 对 反映变压器的温升情况非常重要。 检查发现，部分电厂的变压器顶层油温计、绕组温 度计及远方测温装置存在 偏差 大、不齐全 等问题， 少数电厂的变压器油温不能在远方 监控 显示。 电厂 应 利用检修机会校验 变压器的测温元件，校正变压器绕组温度的电流补偿功能。 部分主变风扇电机的故障率较高，建议及时检修并 改造 为大功率电机。 个别电厂的强油循环冷却装置无法根据顶层油温或负荷变化自动投退，应积极改造。 部分电厂的变压器存在油位不合理的问题，反映 出变压器油位管理没有受到应用的重视。 若变压器油位偏高， 则 容易发生喷油事故 ，应加强跟踪监视及时作出相应处理。 少数电厂油位计故障，显示虚假油位，部分电厂 主变 缺少油位 油温的 对应关系 曲线，或者有曲线但是没有给出允许的上 、 下限，还有电厂未按照对应曲线进行油位管理。 个别厂还存在从变压器取油到其他小设备补油的不良习惯。 建议加强相关管理，确保油位显示正常、合理。 部分变压器检修是发现铁心绝缘电阻值不高，或者判断为铁心 多点接地 的问题，铁心接地 原因 包括 ： 铁 心 碰壳、碰夹件 ； 穿 心 螺栓钢座套过长与硅钢片短接 ； 油箱内有异物，使硅钢片局 部短路 ； 铁心 绝缘受潮或损伤，如底沉积油泥及水分 ； 夹件绝缘、垫铁绝缘受潮或损坏等，导致铁 心 高阻多点接地 ； 铁 心 接地 引出套管 短路 ； 潜油泵轴承磨损，金属粉末进入油箱中，堆积在底部，在电磁引力作用下形成桥路，使下铁轨与垫脚或箱底接通，造成多点接地。 应注意监测 变压器在 运行中接地电流，密切关注 油 色谱 检测数据，一旦出现新的变化趋势，要及时分析和判断，在运行中通过限流电阻接地 ， 保证变压器的安全运行。 10 雷雨季节到来之际 ，防止变压器积水、受潮，也应引起电厂重视关注。 少数 电厂的主变低压升高座封母卡箍脱落 、橡胶皮老化开裂 ，易造成进水 受潮，应及时更换开裂的橡胶皮或采取措施。 个别电厂变压器升高座处未装设排水管、排水阀，应做好 改造 ， 并定期做好排污通路检查 ， 检查封闭母线圆筒有无积水。 尤其在雨季，保证排污门在常开状态，雨后必须检查排污门是否出现堵塞等。 各厂均对变压器渗漏油 问题 比较重视，能够 针对渗漏情况积极进行堵漏消缺，或结合设备检修进行消缺。 新投运变压器渗漏油问题出现较少，老旧变压器仍有部分存在渗漏油情况， 多 为套管渗漏、 箱体沙眼、 密封 垫老化 引起。 运行年 代较 久的变压器，根据规程应进行固体纸绝缘（糠醛含量）老化情况检测，各厂对运行 10 年左右的变压 器基本已经开展了该项检测； 对部分强油循环的老旧变压器（尤其是壳式变压器）的带电度测量也应定期测试，防止因油流带电对变压器绝缘产生不良影响。 部分电厂变压器存在分接开关接触电阻偏大的问题，有的引起了油色谱异常，建议检修时能将分接开关在各个分接位置进行操作后，开展各分接位置的直流电阻测试。 高压直流换流站周围的电厂应进行 变压器的接地电流监测工作 ，特别是高压直流换流站单极运行等情形下的 跟踪巡视， 关注变压器 接地电流中的直流分量 、变压器 噪声、振动、温升的变化情况。 大部分电厂对存在 隐患的 变压器套管 在线监测装置做了退出 运行 的 处理，但仍有极少数电厂尚未按要求整改，应重视 该问题 并 尽快 落实 整改。 2. 发电机 发电机的缺陷主要表现为端部磨损 振动、漏氢大、氢气湿度不合格 、 定子回路绝缘波动、 转子绝缘低、轴瓦漏油 、集电环磨损 等问题。 为防止 发生发电机 的集电环环火事故，应采用原厂的励磁碳刷，不应随意更换型号不同的碳刷， 要检查碳刷的磨损情况，定时测量碳刷电流 的均匀性和滑环温度， 及时更换碳刷， 跟踪运行中集电环存在的打火现象，及时进行处理，并避免集电环周围漏氢、漏油等。 部分电厂发电机端部存在振动大、磨粉的现象，应该加强端部绑扎质量和紧固水平，开 展 发电机定子绕组端部动态特性和振动试验 ，检测端部薄弱点。 GB/T202002020《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》要求：透平型发电机在出厂前、新机交接、大修时应做定子绕组端部模态试验和引线的固有频率测量。 运行中出现承受突然短路、线圈磨损或者松动等异常情况时，建议做模态试验及引线固有频率测量。 11 该项试验应有第三方资质机构开展。 个别电厂的发电机机身存在振动较大的问题，建议查明原因进行处理。 运行中发电机噪声、振动的增大，应引起足够的重视，分析可能的原因，及时安排检修进行检查处理。 部分 电厂 存在发电机内部进油严重、励磁小室漏油严重、大轴积累油污严重等的情况，应 控制检修质量，提高运行水平，尽量避免发电机内部进油，以免造成对绝缘不利的影响。 部分电厂存在定子接地保护报警的情况，有的还多次报警，原因一般为定子回路上存在绝缘薄弱点，可能是封闭母线、励磁母线、励磁调节器板件、励磁刷架等，建议查明可能原因，逐个排除，确保发电机主保护无报警运行。 个别发电机存在 转子匝间短路 、转子绝缘低的现象，个别电厂发电机集电环存在集电环磨损划痕，或者打火现象。 建议电厂加强红外监视，通过电气试验， 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。 发电机的漏氢、补氢频繁是较为普遍的缺陷 ，尤其是单流环型的发电机。 主要部位有：发电机本体砂眼、氢压监视变送器接头、氢气去湿机法兰面、油氢压差监视器接头、转子导电螺钉等。 建议排查漏氢原因，及时处理漏氢点。 有的发电厂发电机氢气湿度（ 纯度 ） 有超标现象 ，或者氢纯度仪故障、在线仪表温度显示不准。 这是发电机安全运行的很 大隐患，运行应严格执行制定的措施，排除在线仪表问题， 确保氢气湿度 、纯度的 有效监视 ，保证发电机运行中的氢气湿度和纯度。 发电机的温度测点处于正常状态是监测发电 机安全运行的一个重要技术手段，建议分析原因，校核测温元件，消除温度坏点，明确可参照温度测点，以使监视信号最大限度地反映设备的真实状况。 发电机的首次大修 不应推迟进行， 宜安排在投运后 两 年内进行。 相关电厂应充分 重视 发电机的 首次检修，特别是近年新投产 的大 机组，应联系厂家重点检查端部、铁心、槽楔情况， 按照试验规程全面开展 试验项目 ， 确保发电机无缺陷运行，留好基础数据。 发电机出线盒位置 、封闭母线位置的 温度 较高，特别是大型百万机组的出线桥架位置，也是一个大机组紧凑布置面临的问题， 建议加强红外巡检，利用检修机会进行 改造，主要思路为 减小漏磁涡流的影响 和加强通风。 大型发电机的轴电压普遍较大，个别电厂轴电压测试的方法存在问题， 各电厂应重视发电机轴电压的测量工作。 运行中注意测量发电机轴电压，并加强大轴的油污清洁。 基建机组应将双层绝缘垫块的测量端子引至方便测量的位置。 3. 开关（含 GIS） 12 从全省 开关类设备情况看，在目前电网的运行方式下，开关电流均能满足要求。 GIS设备、升压站开关、隔离刀闸等设备 ， 运行情况良好。 近年 GIS 设备故障率 较高，主要是绝缘类缺陷和故障， 安装时未能清理干净的灰尘金属微粒、导体因碰撞刮擦而留下的毛刺、安装或运行 中机械振动导致的导体接触不良、绝缘子制造或安装过程中产生的缺陷等都会在运行电压下导致 GIS 内部电场发生畸变，导致局部电场过强，进而引发 GIS 内部绝缘的局部击穿。 为了加强对 GIS 设备 的运维管理，建议运用超高频（ 超声 ） 局部放电 、红外检漏等带电检测手段，评估 GIS 设备 的运行状况 ， 并留好基础数据。 个别 开关的最低合闸电压不满足规程“ 操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动作电压应在操作电压额定值的 30%～ 65%之间 ”的要求， 有的电厂未开展该项试验， 建议 开展相关该检测项目 ， 不满足要求的要检查原因，或者联系厂家 检修。 有的电厂 HGIS 站 隔离 刀闸在分闸操作过程中 层 出现分闸未到位自动停止 的 现象。 建议待下次检修时机再次进行操作、检查，重点关注同类刀闸操作。 不少电厂的隔离刀闸有 拉 合 不到位的情况，建议加强操作后的巡查，做好隔离刀闸的检修和 深度 维护工作。 个别电厂 启备变开关合闸弹簧曾发现储能不够，原因与长期不操作有关，目前调整预储能尺寸后可以使用，建议综合考虑建立定期进行切换的制度。 不少电厂的开关、 GIS 设备存在老化的情况。 希望相关电厂早作准备，积极改造或者更换老化设备。 数电厂的开关存在漏气现象。 应 运用先进技术手段， 加强 GIS、 SF6 开关的检漏工作。 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。 根据 DL40891 安规第 199 条，应在 GIS室低位区安装能报警的氧量仪和 SF6 气体泄漏警报仪。 个别电厂的 GIS 室内通风进口位置太高，不易于泄漏 SF6 气体的排放，建议利用合适机会进行技改。 部分电厂的 SF6 密度继电器校验和 SF6 开关微水检测工作未开展，或者超周期 ，应按照规程要求，重视该项 工作。 有的 密度继电器 存在节点接触或者返回不灵敏等问题。 部分电厂装设了发电机出口断路器，个别断路器开关容量偏小，有的电厂未检测出口断路器的并联电容，都应引起重视。 部分电厂仍然为开展 母线 支柱绝缘子、隔离刀闸支柱绝缘子超声波探伤工作。 建议参照 Q/GDW103942020《瓷支柱绝缘子及瓷套超声波检验技术导则》规范 开展 母线支柱绝缘子、隔离刀闸支柱绝缘子进行超声波探伤检查，以防止绝缘子断裂引起母线事故。 13 6kV 开关的缺陷和故障成为 电厂的常见问题，电厂应加强对 6kV 开关设备的运行和检修管理，对故障率高的设备积 极技改。 励磁开关的故障有所上升，希望引起各电厂的关注。 重视其维护、检修和运行监视，特别是对励磁开关触指的维护检查。 4. 互感器 发电机出口 互感器的造成了多次故障，本次检测重点检查了出口 PT、 CT 的试验项目和运行情况。 各电厂应重视对机端互感器的质量控制、交接验收、运行检查到预防性试验的方方面面的监督工作。 基建时应加强对 PT 选型，出厂试验要开展局放试验项目。 部分电厂投运后， PT 没有测量过空载电流。 有关单位应引起重视 该项试验， 及时发现内部存在的放电缺陷，避免了设备事故的发生。 检查发现，大部分电厂开展了 PT 的空载电 流测试，但部分电厂开展的试验不够规范，表现在：施加电压不到规程要求，有的绕组没有测试。 按照规程要求 ， 发电机机端PT 的空载电流测试（ 中性点有效接地系统 ）应施加电压到 . U 1 3 / 5 n ， 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 . U 1 3 / 9 n 电压下，空载电流不应大于额定电压下的空载电流的 10 倍。 应 按照要求开展相关工作。 目前我省电厂的电压互感器一般为电容式 ， 根据反措要求对应电容式电压互感器（ CVT） 定期监测电压互 感器的二次电压， 以 及 时发现二次电压的异常变化，预试中应重视 介质损耗因数（运行中 %）以及 电容量 的 变化。 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、二次布置看，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。 不少电厂互感器 外绝缘采用 了 硅橡胶复合绝缘 ， 应定期 规范 开展憎水性检查，防止复合绝缘失效造成事故。 有的电厂憎水性试验开展还不规范。 个别电厂 互感器存在 SF6 漏气现象， 23 个月需要补一次气 ， 应加强监视及时补气，开展激光检漏工作，结合检修计划，予以 处理。 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。 部分电厂已经按要求新加装了出线避雷器，但仍有一些电厂未加装出现避雷器， 为了避免多次雷击造成开关重合过程中引发击穿事故，加强变电站的雷击侵入波保护， 应 14 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（ MOA），并安装集中接地极。 DL/T 6201997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》规定，避雷器应在其附近装设集中接地装置。 个别电厂存在避雷器未在其附近装设集中接地 装置的问题。 多数电厂均开展了 运行电压下的交流 泄漏电流试验，但也有部分电厂未按要求进行。 建议按照 《江苏省 发电企业 电力设备交接和预防性试验规程 （试行） 》 的要求， 规范开展此项 试验， 及时发现避雷器阀片的老化征兆。 具体要求： 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，有明显变化时应加强监测，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%。 运行单位应十分重视避雷器泄漏电流表的读数监测，。