某科技有限公司1-3号机组涉网设备安全评估报告.docx

内蒙古东源科技有限公司
4×50MW热电项目1、2、3号机组
涉网设备安全评估报告

内蒙古科电工程科学安全评价有限公司

资质证书编号：APJ-（国）-407

2016年12月

5.1附件一 1、2、3号机组各专业查评报告
5.1.1电气一次设备及系统（1000分）
5.1.1.1发电机（200分）
查评概述：
按照《华北区域发电机组并网安全条件及评价（2011年版）》的有关条款，现场检查了发电机组的设备配置、图纸资料、运行状况.、运行记录、试验报告、安装记录、设备台帐等。1、2、3号发电机型号： 50WX18Z-054LLT型汽轮发电机，额定功率：50MW，额定电压10.5kV，额定电流4123安培，冷却方式为空冷，由济南电机厂生产。220kV变电站接线方式采用双母线带母联开关的接线方式，220kV倆条出线。其中倆条220kV出线与内蒙电网连接，1号发电机于2013年12月开工建设，1号机于2014年12月投产，连续运行至今。

评价项目查评情况及整改建议
评价标准项数
无关项数
实查项数
扣分项数
应得分
实得分
得分率％
12
5
7
0
125
125
100

项目序号
评　价　内　容
查　评　情　况
应得分
应扣分
实得分
整　改　建　议
整改
时限
5.1.1.1
现场交接试验或预防性试验项目应齐全，不应降低试验标准
经现场查评及查阅1、2、3号发电机交接试验报告，1、2、3号发电机定子绕组进行了交流、直流耐压试验，试验结果合格，1、2、3号发电机交接时进行了空载、短路试验，试验中没有出现降低试验标准现象
20
0
20

5.1.1.2
发电机绝缘状况应良好
经过现场查评及查阅1、2、3号发电机交接试验报告，发电机定子线圈均进行了交流耐压试验和直流耐压试验（定子交流耐压值为17.6kV，直流耐压为31.5kV，绝缘电阻试验吸收比合格。1、2、3号发电机绝缘状况良好，1、2、3号发电机没有封闭母线
20
0
20

5.1.1.3
发电机转子绕组应不存在匝间短路和接地
查阅1、2、3号发电机交接试验报告，发电机进行了转子膛外和膛内不同转速下的转子交流阻抗试验，绝缘电阻合格，从试验数据分析发电机转子不存在匝间短路和接地现象
10
0
10

5.1.1.4
发电机各部位运行温度及温升应正常
1、2、3号发电机监控室显示：1号发电机负荷19MW、线棒温度60.1-63.9℃、铁芯温度43.5-65.2℃；2号发电机负荷25MW、线棒温度53-56℃、铁芯温度42-61℃；3号发电机负荷15MW、线棒温度48-54℃、铁芯温度37-57℃
1、2、3号发电机运行时线棒、铁芯温度正常
20
0
20

5.1.1.5
发电机出线的封闭母线(含中性点)，排氢孔应符合规定，母线应通过耐压试验，运行中应无局部过热。凡装有微正压系统的封闭母线，微正压系统应运行正常
无此项目
发电机为空气冷却，发动机没有微正压系统，没有封闭母线
/
/
/

5.1.1.6
氢冷发电机的漏氢量应在规定的范围内，氢气压力、氢气纯度、湿度应合格
无此项目
发电机为空气冷却
/
/
/

5.1.1.7
氢冷发电机不应存在密封油向发电机内泄漏问题
无此项目
发电机为空气冷却
/
/
/

5.1.1.8
水内冷发电机内冷水系统应正常和符合有关规定
无此项目
发电机为空气冷却，没有内冷水
/
/
/

5.1.1.9
新投产的300 MW及以上汽轮发电机应具有耐低频振荡能力，满足与电网的配合要求，并应具备完善的防止振荡和失步给机组造成损坏的技术措施
无此项目
发电机容量为50MW
/
/
/

5.1.1.10
发电机各部位振动应合格；水轮发电机摆度值应合格
现场查看，1、2、3号发电机3、4瓦轴振合格（负荷15、23.1、8.65WM）
瓦号
3
4
轴
振
X
36.4、30.9、13.5
32.4、37.6、
23.3
Y
39.4、37.5、0
44.8、32.9、
23.3
单位：μｍ

20
0
20

5.1.1.11
执行所在电网反事故措施,及时消除可能影响发电机及系统安全运行的其他隐患
能够认真执行《国家电网公司发电厂重大反事故措施（试行）》（国家电网生〔2007〕883 号），电厂编制的发电机反事故措施内容包括1）防止发动机定子绝缘击穿事故；2）防止定子线圈接头开焊、断股事故；3）防止烧坏定子铁芯事故，4）防止电气火灾事故；5）防止电气误操作事故；6)防止电气触电事故；7）防止发电机损坏事故；8）防止变压器和互感器损坏事故9）防止继电保护事故；10）防止系统稳定破坏事故；11)防止开关设备事故；12）防止倒杆塔事故；13）防止污闪事故等，内容详细完整
20
0
20

5.1.1.12
应建立发电机设备管理制度；设备档案应齐全；运行和检修规程应完善；应对启动试运行期间和年度发电机运行做阶段技术分析小结或总结报告
1、2、3号发电机组设备档案齐全，有发电机的运行和检修规程和各种安全措施,，发电机出厂试验报告、图纸齐全，
15
0
15

评价人：
付天九
日期：
2016-12-14
5.1.1.2变压器与高压并联电抗器（200分）
查评概述：
按照《华北区域发电机组并网安全条件及评价（2011年版）》的有关条款，现场检查了变压器的设备配置、图纸资料、批复文件、运行状况、运行记录、竣工报告,安装记录、设备台帐等。1、2、3号主变为户外式SF10-82500/220型变压器，额定容量82.5MVA, 额定电压；220/10.5，冷却方式为强迫油循环风冷，由新疆特变电工有限公司生产。启备变型号：SFZ10-12500/220额定容量:12500/12500KVA。查阅设档案，变压器出厂试验报告、档案资料、安装记录、交接试验报告齐全。

评价项目查评情况及整改建议
评价标准项数
无关项数
实查项数
扣分项数
应得分
实得分
得分率％
12
0
12
5
200
155
77.50

项目序号
评　价　内　容
查　评　情　况
应得分
应扣分
实得分
整　改　建　议
整改
时限
5.1.2.1
变压器、电抗器带油设备的局部放电、绝缘电阻、吸收比和极化指数、泄漏电流、直流电阻、套管的tgδ值和电容量、绕组变形等交接和预防性试验的项目和周期应符合有关规定、结果合格
现场检查，1、2、3号主变、高厂变、启备变交接试验记录完整合格，符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-2006）的要求
20
0
20

5.1.2.2
变压器、电抗器带油设备的油中溶解气体色谱分析、油中含水量、500 kV级变压器油中含气量、简化分析、击穿电压、90℃的tgδ和取样分析测试的次数应按规定周期进行，试验结果应合格
查阅交接试验报告，1、2、3号主变、厂变、及一台启备变交接时进行了油色谱分析检验，1号主变本体2014年4月进行了变压器油注入变压器后的油分析结果为：氢气:0PPM，乙炔:0PPM，总烃:0.35PPM，检测结果合格
2号主变本体2014年4月进行了新油注入变压器后的油分析结果为：氢气:9.67PPM，乙炔:0PPM，总烃:1.89PPM，检测结果合格
3号主变本体2014年4月进行了新油注入变压器后的油分析结果为：氢气:0.75PPM，乙炔:0PPM，总烃:0.35PPM，检测结果合格
问题：没有进行1、2、3号变压器、2、3号总降变新油的全分析试验。没有1、2、3号主变压器、2、3号总降变投运后（共2次，即第10、30天）的油色谱分析试验报告，没有1、2、3号主变压器、2、3号总降变压器局放后的油色谱分析试验报告
25
15
10
根据《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-2006）第7、20章的要求，变压器新油、投运后、局放应进行油色谱试验
立即整改
5.1.2.3
变压器的铁芯、铁轭不应存在多点接地现象，应定期检测铁芯、铁轭在运行中的接地电流
问题：检查定期检测报告1、2、3号主变、2、3号总降变压器的铁芯接地电流、铁轭在运行中的接地电流为零，原因为使用钳型电流表量程大，应更换成小量程钳型电流表（100毫安）
15
7
8
根据《变压器运行规程》规定，尽快进行1、2、3号主变、2、3号总降变的铁芯、铁轭在运行中的接地电流测量，并做好记录
尽快整改
5.1.2.4
变压器上层油温不应超出规定值，变压器油温指示应准确，就地温度指示表应与主控DCS显示数据一致
现场检查1、2、3号主变、高厂变、启备变油温、绕组温度没有超温现象， 1号主变负荷15MW时就地绕组温度计显示21℃，监控室显示26℃，就地油温显示20℃，监控室显示22℃
2号主变负荷23MW时就地绕组温度计显示21℃，监控室显示25℃，就地油温显示20℃，监控室显示22℃
3号主变负荷13MW时就地绕组温度计显示20℃，监控室显示22℃，就地油温显示19℃，监控室显示21℃
1、2、3号主变就地和监控油温、绕组温度显示相符
15
0
15

5.1.2.5
变压器套管及油枕的油位应正常，油位指示清晰
1、2、3号机组主变、2、3号总降变压器、高厂变、启备变油枕的油位正常
问题：1、2、3号机组主变、2、3号总降变高压套管油位指示窗口脏污
15
5
10
停电时进行清扫
停电时尽快整改
5.1.2.6
8MVA及以上变压器油枕中应采用全密封结构
现场检查及查阅变压器技术资料，1、2、3号主变、2、3号总降变、高厂变、启备变油枕采用全密封结构
15
0
15

5.1.2.7
变压器本体、散热器及套管应无渗漏油现象
变压器本体、散热器及套管有渗漏油现象
问题：1、启备变A相高压套管升高座漏油；1号主变瓦斯继电器入口阀渗油；2号主变放油阀漏油
10
8
2
停电时进行堵漏
停电时尽快整改
5.1.2.8
强迫油循环变压器的冷却系统应有两个独立而且可以相互自动切换的电源，并应按油温变化自动投切；应定期在冷控柜对两路电源进行切换操作试验;变压器的冷却系统应无缺陷
1、2、3号主变、2、3总降变为自然油循风冷，风冷却系统有两个独立而且可以相互自动切换的电源，设备交接时在冷控柜对两路电源进行切换操作试验;变压器的冷却系统无缺陷
15
0
15

5.1.2.9
变压器安装及检修管理和工艺应符合要求
查阅主变、高厂变、启备变本体、档案资料，变压器有制造厂安装、检修工艺手册。在安装过程中有安装质量记录，变压器本体、散热器等附件有出厂质量合格证
25
0
25

5.1.2.10
变压器的有载分接开关及操作机构应按规定进行检修维护
查阅启备变、2、3号机组总降变的有载分接开关的交接试验报告完整合格，过渡电阻、过渡时间、切换波形图完整合格
20
0
20

5.1.2.11
变压器套管及接头、油箱壳、油枕、冷却器进出口等部位应无过热现象
问题：现场检查变压器检修记录，主变、启备变、高厂变油箱壳、油枕、冷却器进出口等部位红外测温检查不全面，记录不完整，没有变压器外壳测量数据，无220kV电缆头测量数据
15
10
5
根据《带电设备红外诊断应用规范》DL/T574—2010要求，红外测温仪检查测量项目应全面，应记录完整（记录测量时的负荷、环境温度）
立即整改
5.1.2.12
呼吸器应完好、吸附剂应干燥
现场检查1、2、3号主变、2、3号总降变、高厂变、启备变油枕、油枕呼吸器油位正常
10
0
10

评价人：
付天九
日期：
2016-12-14
5.1.1.3高压电器设备（400分）
查评概述：
按照《华北区域发电机组并网安全条件及评价（2011年版）》的有关条款，现场检查了高压电器设备的设备配置、图纸资料、批复文件、规程规定、规章制度、运行状况、运行记录、缺陷记录、试验报告、设备台帐等。
高压电器设备为220kVGIS，变电站为220kV双母线单母线分段接线方式。GIS，型号：SSCB01，额定电压252kV，额定电流3150A，额定短路开断电流50kA，上海思源高压开关有限公司生产。

评价项目自查情况及整改意见
评价标准项数
无关项数
实查项数
扣分项数
应得分
实得分
得分率％
32
0
32
6
400
370
92.50

1） 母线及架构（70分）
项目序号
评　价　内　容
查　评　情　况
应得分
应扣分
实得分
整　改　意　见
整改
时限
5.1.3.1.1
电瓷外绝缘，包括变压器套管、断路器断口及均压电容等的爬电距离应符合所在地区污秽等级要求；不满足要求的，应采取有效防污闪措施（如加装增爬伞裙、喷涂RTV涂料等）
空冷岛下方设备外绝缘应采取加强措施以防止快速积污造成的闪络
查阅内蒙古电力勘察设计院初步设计方案，电气设备选型符合该地区环境为e级污秽的要求；高压电气变压器套管、断路器断口爬电距离符合污秽等级要求，有空冷岛
10
0
10

5.1.3.1.2
应根据规程要求定期监测盐密值，并记录完整，测试方法应符合要求
问题: 查阅定期试验记录，未悬挂盐密测试样瓶，没有进行盐密定期测试
10
8
2
根据《电力系统电瓷外绝缘防污闪技术管理规定》（能源局1993-45号文件附件3）第4条的要求升压站应悬挂盐密测试样品、应定期进行盐密测试
尽快进行
5.1.3.1.3
根据地区污秽严重程度，户外电瓷外绝缘应制定清扫周期并严格执行
经检查，已制定升压站户外电瓷外绝缘定期清扫制度
10
0
10

5.1.3.1.4
隔离刀闸、支柱式绝缘子等是否按规定对中间法兰和根部进行无损探伤
问题：检查交接试验报告，升压站支柱瓷瓶未做无损探伤试验
10
10
0
根据《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，应进行升压站支柱瓷瓶无损探伤试验
尽快整改
5.1.3.1.5
新建变电站悬式绝缘子串应按规定做耐压试验；运行中变电站悬式绝缘子串应按预试规程进行试验；应定期对母线支持绝缘子，母线隔离开关支持绝缘子进行检查
查阅交接试验报告，升压站悬式绝缘子串按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006要求，进行交流耐压试验
10
0
10

5.1.3.1.6
各类引线接头不应存在过热情况；应定期开展红外测温并对各类引线接头和刀闸触头进行温度监测
现场检查，各类引线接头和刀闸触头没有过热情况，已定期开展红外测温工作
问题：现场检查主变、启备变、高厂变油箱壳、油枕、冷却器进出口等部位红外测温检查，没有具体温度数据,记录不完整，没有变压器外壳测温数据，没有220kV电缆头测量数据
10
2
8
根据《带电设备红外诊断应用规范》DL/T574—2010要求，红外测温仪检查测量项目应全面，应记录完整（记录测量时的负荷、环境温度）
尽快整改
5.1.3.1.7
水泥架构(含独立避雷针)不应有严重龟裂、混凝土脱落、钢筋外露等缺陷，架构、金具不应有严重腐蚀
现场检查，升压站水泥门型构架连接处钢管及钢构架没有腐蚀现象，架构(含独立避雷针)、金具没有腐蚀现象
10
0
10

2）过电压保护装置和接地装置（100分）
项目序号
评　价　内　容
查 评　情　况
应得分
应扣分
实得分
整　改　意　见
整改
时限
5.1.3.2.1
全厂的直击雷防护应满足有关规程要求，图纸、资料齐全
查阅内蒙古电力勘察设计院《全厂防雷保护接地》防雷保护范围图和现场检查，220kV升压站避雷器型号为Y10W-200/520W，上海思源电气有限公司生产，全厂建筑防雷设计符合《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620-1997）中的有关规定，能满足被保护设备、设施和架构、建筑物安全运行要求，图纸、资料齐全；根据设计要求，升压站避雷针与主电网进行了连接试验，220kV升压站没有独立避雷针，避雷针装设在门型杆塔上，与主地网连接
15
0
15

5.1.3.2.2
雷电侵入波保护应满足站内被保护设备、设施的安全运行要求
通过现场检查，220kV出线、6kV配电室母线及线路侧等都装有氧化锌避雷器，对雷电侵入波的防护符合规程要求，能满足配电室设备的安全运行，1号机6kV厂用配电室进线侧采用ZR10—7.2过压保护器;其运行性能满足要求
15
0
15

5.1.3.2.3
避雷器配置和选型应满足雷雨季正常工作；避雷器应正常投运，按预防性试验规程试验合格
现场检查，220kV母线、主变高压侧、6kV配电室母线及线路侧等都装有氧化锌避雷器，配置和选型正确；查阅运行记录及避雷器资料，避雷器运行性能满足要求；查阅交接试验报告，避雷器试验项目齐全，绝缘电阻，泄漏电流符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006要求
10
0
10

5.1.3.2.4
110kV及以上变压器、并联电抗器、高压厂用备用变压器的中性点过电压保护应符合规程要求
1、2、3号主变、2、3号总降变、启备变的中性点过电压保护符合DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》的相关要求，加装了保护间隙和避雷器
问题：1、2、3号主变主变中性点放电间隙不在一条直线上
15
2
13
根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620-1997）第4条和第7.3.5条的要求1、2、3号主变中性点放电间隙应调整在一条直线上
停电时整改
5.1.3.2.5
接地装置接地阻抗应满足规程要求，并按要求定期测试；按规程要求定期测试接地网、设备引下线等的导通电阻；运行10年左右的钢质地网(包括设备接地引下线)应进行开挖检查；对接地阻抗不能满足要求的接地网应有整改措施.整改前，应制定并采取有效的防范措施（如采用绝缘地坪等）
查阅交接试验报告，各建筑物、避雷器针防雷接地电阻满足GB50057-94《建筑物防雷设计规范》规程要求，查阅《升压站主地网接地电阻测试报告》，交接试验中，升压站主地网接地电阻测量值为：0.32欧姆，小于设计值0.5欧姆的要求,测量数据合格，导通试验共测量24点，测试值未：4.3-6.7豪欧之间，满足小于200毫欧的要求
20
0
20

5.1.3.2.6
接地装置，包括设备、设施引下线的截面应满足热稳定(包括考虑腐蚀因素)校验要求；主变压器的中性点、高压并联电抗器中性点接地小电抗，应装有符合上述要求的两根与地网不同处相连的接地引下线
现场查看及查阅内蒙古电力设计院提供的接地系统设计图纸，接地装置，升压站高压电器设备及变压器中性点均装设有两根60×6mm镀锌扁钢接地引下线，查阅接地引下线热稳定校验书，实际使用面积满足接地引下线短路电流热稳定要求
15
0
15

5.1.3.2.7
升压站等系统应有防止产生谐振过电压的措施
电厂编写了220kV升压站等系统防止产生谐振过电压的详细措施，主要内容包括：1）220kV升压站采用了电容式电压互感器和氧化锌避雷器；2）操作中尽量采用零起升压方式，避免切合空载长母线；3）主变压器中性点加装了放电间隙；4）发电机励磁系统具备强励功能；5）提高开关动作的同期性等
10
0
10

3）高压电器设备（230分）
项目序号
评　价　内　容
查　评　情　况
应得分
应扣分
实得分
整　改　意　见
整改
时限
5.1.3.3.1
新安装的断路器、组合电器应符合验收规范要求；已运行的断路器、组合电器应落实重要反措项目，不超过规定的期限(包括故障切断次数超限)，大小修项目齐全
查阅交接试验报告，升压站、GIS内部220kV断路器交接试验项目齐全，GIS进行了断路器特性试验、GIS整体微水、检漏试验，进行了GIS密度继电器校验，开关常规试验完整合格。2013年10月交接试验时GIS内部断路器特性试验中，4号主变出线间隔断路器三相分闸不同期时间为1.1ms，三相合闸不同期时间为0.8ms，分闸时间为A相：28.9ms、B相：28.4ms、C相：29.5ms,三相合闸时间 为A相：59.6ms、B相：59.8ms、C相：60.4 ms
问题：没有进行SF6新气体化验分析，没有GIS内部CT变比试验的误差数据
15
5
10
根据《电气装置安装工程高压电气施工及验收规范》GBJ147-1990第3、4、5章要求，设备交接试验时，GIS内部应进行新气体化验分析，应有CT变比试验的误差数据
尽快整改
5.1.3.3.2
断路器、组合电器、限流电抗器的容量和性能应满足要求
查阅内蒙调通中心的运行方式、短路容量、继电保护整定计算资料、设计和设备台帐参数，断路器的容量和性能满足要求
15
0
15

5.1.3.3.3
断路器、组合电器不应存在如触头严重发热，断路器拒分、拒合、偷跳、严重漏油、六氟化硫（SF6）气体系统严重泄漏等威胁安全运行的缺陷；SF6断路器密度继电器应定期校验
查阅《设备缺陷记录》，220kV开关不存在威胁安全运行的触头发热、断路器拒分、拒合、偷跳等缺陷
25
0
25

5.1.3.3.4
断路器、组合电器电气交接、预防性试验项目中不应有超限或不合格项目(包括油、SF6气体等试验项目)
查阅升压站断路器交接试验报告，进行了微水等特项试验，交接试验项目齐全合格)
20
0
20

5.1.3.3.5
发电机—变压器组高压侧断路器、组合电器应有防止非全相运行的技术措施
GIS设备内部具有防止非全相运行的技术措施
10
0
10

5.1.3.3.6
新安装的隔离开关应符合验收规范要求；已运行的应按检修规程的规定项目进行检修，不应超过期限
查阅隔离开关交接检查试验报告，试验项目完整合格
15
0
15

5.1.3.3.7
隔离开关、断路器及操作机构的动作应灵活、无卡涩，隔离开关、断路器液压机构油位正常，无渗漏现象。
隔离开关无检修超周期现象
现场检查并查阅《设备缺陷记录》、和《运行日志》等，隔离开关、断路器及操作机构运行中动作灵活、无卡涩现象；隔离开关、断路器液压机构油位正常，无渗漏现象；隔离开关投产时间较短没到检修周期
10
0
10

5.1.3.3.8
新安装的电容式电压互感器的瞬变响应特性应符合国际电工委员会（IEC）和国内相应标准；设备台帐中应保留同型号设备的型式试验报告
查阅设备档案，电容式电压互感器的瞬变响应特性符合国际电工委员会（IEC）和国内相应标准，有同型号设备的型式试验报告
10
0
10

5.1.3.3.9
新安装的电流互感器的暂态特性应符合IEC和国内相应标准；设备台帐中应保留同型号设备的型式试验报告
查阅设备档案，有同型号电流互感器设备的型式试验报告
10
0
10

5.1.3.3.10
电压互感器、电流互感器、耦合电容器电气交接、预防性试验项目、周期和要求应符合规程要求
查阅220kV电压互感器、电流互感器试验报告，电压、电流互感器按《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006要求进行了交接试验，试验数据符合规程要求
15
0
15

5.1.3.3.11
电压互感器、电流互感器测量精度应满足计量要求
查阅试验报告，电压互感器、电流互感器计量精度为0.2级、测量保护精度为0.5级，满足计量要求
10
0
10

5.1.3.3.12
电压互感器、电流互感器、耦合电容器不应存在渗漏现象，油位指示清晰、正常，SF6绝缘互感器应压力正常，表计定期校验
现场查看及查阅《设备缺陷记录》、《电气设备异常运行记录》和《运行日志》等，互感器无渗漏现象
10
0
10

5.1.3.3.13
避雷器的交接、预防性试验项目、周期和要求应符合规程要求；110kV及以上金属氧化物避雷器和磁吹避雷器应进行带电测试工作；金属氧化物避雷器应测全电流、阻性电流或功耗
避雷器的交接试验符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-2006）；GIS设备带电时无法进行避雷器带电试验
15
0
15

5.1.3.3.14
110 kV及以上金属氧化物避雷器的在线泄漏电流和动作计数器次数应按规定记录和分析
现场检查及查阅《设备缺陷记录》，220kV氧化锌避雷器均装有在线泄漏电流检测装置，在线泄漏电流数值在正常范围；计数器动作正确，查阅巡检记录，已按规定要求记录了试验数据，记录完整
10
0
10

5.1.3.3.15
220kV以上电力电缆交接、预防性试验项目应全部符合规程要求；高压充油电缆、电缆头应完好、无漏油，电缆和电缆头不应有溢胶、放电和发热
现场查看及查阅交接试验报告、《设备缺陷记录》，220kV、6kV电力电缆试验符合规程要求，220kV电缆交流耐压为368kV，试验一分钟，试验合格；电缆头完好无溢胶，电缆头无发热、放电现象
10
0
10

5.1.3.3.16
特别重要电缆，如蓄电池引至直流母线的电缆、直流润滑油泵、密封油泵电缆等，应采取耐火隔离措施或更换阻燃电缆；对于新建、扩建机组的这些电缆应采用阻燃电缆，最好采用耐火电缆
现场检查并查阅了设备台帐，电缆选型及交接试验报告符合《电力设备典型消防规程》（DL5027-1993）的要求
10
0
10

5.1.3.3.17
电缆隧道、电缆沟堵漏及排水设施应完好、不积水、积油、积灰、积粉及杂物；电缆夹层、电缆主隧道及架空电缆主通道分段阻燃、防火措施应符合要求
现场查看，升压站电缆沟内电缆布置整齐，电缆涂有阻燃涂料、阻燃隔断措施，穿孔处有防火胶泥，电缆沟、升压站电缆沟没有积水、杂物现象
10
0
10

5.1.3.3.18
采用红外测温技术对电压互感器、电流互感器、耦合电容器、避雷器、高压电缆头等设备进行温度监测，不应有过热现象
查阅红外测温记录，红外测温项目包括电压互感器、电流互感器、耦合电容器、避雷器等设备，没有过热现象
问题：红外测温记录中没有220kV、6kV电缆头的测温记录
10
3
7
电气设备采用红外测温时应包括电缆头的检测
立即整改

评价人：
付天九
日期：
2016-12-14
5.1.1.4厂（站）用电系统（100分）
查评概述：
按照《华北区域发电机组并网安全条件及评价（2011年版）》的有关条款，现场检查了厂用电系统的设备配置、图纸资料、批复文件、规程规定、规章制度、运行状况、运行记录、缺陷记录、试验报告、设备台帐等。
每台机组设置一台高压厂用变，四台机组共配置一台高压启备变，采用备用方式，单向切换，由工作切向备用。厂用6kV母线分5段。启备变备用开关直接接至6kV备用段。低压厂用系统为400V系统，中性点直接接地。每台机组配置一套UPS系统， UPS主机额定容量60kVA，向热工仪表、机组服务器、调度DCS监控、调节装置、电费计量系统、DCS系统、锅炉控制电源、汽机控制电源和其他自动装置供电，UPS系统配置符合技术要求。
启备变型号为SFZ10-12500/220额定容量:12500/12500KVA，高压厂用变压器型号为SF10-12500/10.5，均由新疆特变公司生产。

评价项目查评情况及整改建议
评价标准项数
无关项数
实查项数
扣分项数
应得分
实得分
得分率％
8
0
8
1
100
90
90.00

项目序号
评　价　内　容
查　评　情　况
应得分
应扣分
实得分
整　改　建　议
整改
时限
5.1.4.1
厂(站)用电系统接线及运行方式应合理、可靠
现场检查了启备变、高压厂变、高低压配电室、查阅了厂用电系统接线图、低压厂用电系统切换试验报告等资料。厂用系统分为6kV系统和400V系统。厂用电系统结线方式合理，运行可靠。符合DL/T5153-2002《火力发电厂厂用电设计技术规定》的要求
10
0
10

5.1.4.2
厂(站)用电系统应有防止产生谐振过电压的措施
现场检查6kV母线已安装IHSD型微机消谐装置，防止厂用系统产生谐振过电压
10
0
10

5.1.4.3
发电机组应设置交流保安电源；保安电源应可靠；每两台200 MW机组宜设1台柴油发电机组，每台300 MW及以上机组宜设1台柴油发电机组、不间断电源（UPS），在水电机组及抽水蓄能机组厂用电配电应按照机组电源、外来电源和保安电源三路配备，满足各种运行方式下厂用电负荷供电、电源相对独立和一路电源故障，另一路自动投入的需要
每台机组设置1套不间断电源（UPS），事故情况系可以实现安全停运机组
20
0
20

5.1.4.4
备用厂用变压器自启动容量应对空载自启动、失压自启动、带负荷自启动三种方式进行校核；应有防止过投自启动负荷(如第二台厂用变故障时)的措施
问题：经检查，现场没有备用厂用变压器自启动容量校核计算资料，现场没有制定防止备用变压器过投自启动负荷的措施
10
10
0
根据实际运行数据，对备用厂用变压器自启动容量进行校核，并依据计算结果制定防止备用变压器过投自启动负荷的措施
尽快整改
5.1.4.5
备用电源自投装置应处于良好状态，定期试验利用机组停运时进行，并留有试验记录；柴油发电机应定期试运行，记录完整，并处于良好状态；UPS系统运行方式、运行操作、运行监视及维护检查符合运行规程要求
经检查，备用电源自投装置、柴油发电机处于良好状态，有试验报告及定期切换记录；UPS系统的运行方式、运行操作、运行监视及维护检查符合运行规程要求。备用电源自投装置切换试验记录完整；UPS运行监视记录完整
10
0
10

5.1.4.6
应落实防止交流电混入直流系统的技术措施，厂(站)用电系统、直流系统端子排应标记清楚，不应与交流端子排混用，交、直流端子排要尽量远离或有效隔离
经检查，已落实防止交流电混入直流系统的技术措施，厂用电系统、直流系统端子排标记清楚，没有与交流端子排混用，交、直流端子排均远离布置或做到了有效隔离
20
0
20

5.1.4.7
厂(站)用系统设备出厂及交接报告、必备的图纸齐全，且图纸资料正确
查阅图纸资料，厂用电系统设备出厂及交接报告、必备的图纸资料齐全、正确
10
0
10

5.1.4.8
应编制完备的事故保厂用电方案，且报所在电网调度机构备案
经检查，本单位已编制了事故情况下《保证厂用电措施》和《全厂停电事故应急预案》，在全厂停电情况下能够安全停机，已报内蒙调通中心备案
10
0
10

评价人：
武克宇
日期：
2016-12-14
5.1.1.5防止电气误操作技术措施（100分）
查评概述：
按照《华北区域发电机组并网安全条件及评价（2011年版）》的有关条款，检查了防止电气误操作技术措施的设备配置、图纸资料、规程规定、规章制度、运行状况、运行记录、缺陷记录、试验报告、设备台帐等。电厂220kV升压站设备使用微机五防，6kV高压开关使用开关本体的机械五防和电气回路闭锁五防；主变高压侧中性点设有接地刀闸。

评价项目查评情况及整改建议
评价标准项数
无关项数
实查项数
扣分项数
应得分
实得分
得分率％
9
1
8
3
90
78
86.67

项目序号
评　价　内　容
查　评　情　况
应得分
应扣分
实得分
整　改　建　议
整改
时限
5.1.5.1
高压电器设备应装设调度编号和设备、线路名称的双重编号牌，且字迹清晰，标色正确
已按调度部门要求，对高压电器设备进行双重编号，并且标识规范，字迹清晰，标色正确
10
0
10

5.1.5.2
主控、主控、单控、集控的控制盘、仪表上的控制开关、按钮、仪表、熔断器、连接片的标志应齐全、规范、清晰
问题：部分主控、网控测控屏上的控制开关、按钮、仪表、熔断器、连接片采用临时标识
5
2
3
规范主控、网控测控屏上的控制开关、按钮、仪表、熔断器、连接片标识
尽快整改
5.1.5.3
常设的户外架构上的“禁止攀登，高压危险”、屋内间隔门上的“止步，高压危险”等警示牌应齐全、规范、清晰
现场检查，集控和网控屋内间隔门、户外架构上的“禁止攀登，高压危险”
问题：现场标识牌和警示牌不齐全， 没有“止步，高压危险”、 “未经许可，不得入内”等
10
5
5
尽快悬挂标识牌和警示牌
尽快整改
5.1.5.4
电气一次系统模拟图应与实际电气一次系统设备和运行状况相符
经检查，监控系统具备与实际电气一次系统设备和运行状况相符的一次系统模拟图
10
0
10

5.1.5.5
户外35kV及以上高压开关柜、间隔式配电装置有网门时，应满足“五防”操作功能
无此项目
没有户外设备
/
/
/

5.1.5.6
屋内高压间隔设备应具备“五防”操作功能
检查高压配电室的五防运行情况，高压开关使用开关本体的机械五防和电气回路闭锁五防；220kV升压站使用微机五防；屋内高压间隔设备具备了“五防”操作功能
20
0
20

5.1.5.7
闭锁装置使用的电源应与保护及控制回路电源严格分开
五防装置使用的电源与保护及控制回路电源严格分开
10
0
10

5.1.5.8
应建立严格的防误装置的管理和使用制度，责任应明确和落实，运行状况应良好
经检查，建立了防误装置的管理和使用制度
问题：万能钥匙未封存管理
15
5
10
按照万能钥匙管理使用制度的要求，对万能钥匙进行封存管理
立即整改
5.1.5.9
不应因装设了防误装置而使开关设备的主要性能，如开关分、合闸时间、速度等受到影响
经检查，高压开关柜没有因装设了防误装置而使主要性能，如分、合闸时间、速度等受到影响，开关柜的试验报告结果符合DL/T 596-1996《电力设备预防性试验规程》的要求
10
0
10

评价人：
武克宇
日期：
2016-12-14
5.1.2电气二次设备及系统（1835分）
5.1.2.1励磁系统（150分）
查评概述：
按照《华北区域发电机组并网安全条件及评价（2011年版）》的有关条款，现场检查了励磁系统的设备配置、图纸资料、规程规定、规章制度、运行状况、运行记录、缺陷记录、试验报告、设备台帐等。发电机的励磁方式为自并励静止励磁系统，包括励磁变压器、可控硅整流装置、励磁调节器、灭磁装置和过电压保护装置。励磁变压器型号为SCB-800，1-3号机组励磁变为顺特电气有限公司生产，容量800kVA，电压变比为10.5kV/420V。励磁调节器型号为中国电器科学研究院（广州擎天公司）生产的 EXC9000，采用双通道调节，每个通道都包括自动和手动运行方式，现场励磁系统采用自动控制方式。

评