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并网电厂涉网设备技术监督检查大纲

一、一次设备
序号
检查内容
自查结果
抽查结论
备 注
l 变压器部分（包括电抗器、互感器等）：
*1
额定电流是否符合实际工况，动、热稳定是否符合目前电网的要求。

2
新投运设备交接试验完整性和合格判据检查。

*3

是否对变压器设备有强迫停运记录，什么原因，保护动作、录波情况怎样。主变压器出口受短路冲击是否有记录、短路电流是否有记录。

4

是否有设备事故记录，重大事故的原因分析和故障设备解体情况。

*5

是否带缺陷或曾带缺陷运行，处理对策或处理方法效果是什么。

6
最近一个检修周期是何时，检修原因和项目是什么，检修发现和处理了那些问题，检修前后设备运行情况是否有异常，是否存在大修超周期。

7
近两次预防性电气试验（具体项目见DL/T596-1996）是否有异常，异常数据分析、比较及审核意见如何（对于新设备只有一次预防性试验数据的，应与交接试验数据进行比较）。

*8
近两次油色谱试验（包括产气率）、油中含气量是否正常，有异常指标是否分析、跟踪。

9
何时进行过油中糠醛的测试，对固体绝缘的老化趋势有没有判断。

*10
对于220kV以上设备，每年是否进行至少两次以上的红外测温，有无异常发现及处理情况。

11
本体、套管、冷却器等有无渗漏，有几处，有否在停电或停泵状态下检查。是否有变压器负压区渗漏的检查记录。

*12
如果有油气胶纸型套管，电容量是否有阶跃性变化。

*13
设备运行中是否有异常声响，是否进行过振动或噪音测试。

14
是否更换或补充过油，工艺是否满足要求。是否有油温油位对应曲线及允许波动范围。

15
是否有薄绝缘变压器，如何进行运行维护。

16
主变避雷器计数器动作情况记录怎样。

17
变压器是否进行过绕组变形测试（低压短路阻抗或频率响应试验）、耐压试验，数据是否有比较。

18
变压器（电抗器）的铁芯部分是否存在多点接地现象，如有，有无监测手段。

*19
变压器瓦斯继电器的动作情况以及瓦斯继电器检定情况。

*20
变压器（电抗器）顶层油温如何整定，在最大负荷及最高运行环温下，变压器（电抗器）上层油温是否超标。

21
变压器（电抗器）顶层油温计及远方测温装置测温数据是否准确、齐全、数据一致，是否定期校验。

22
变压器分接开关是否长时间不动，在小修时有没有动过，带电滤油装置是否定期启动，分接开关能否按规定进行检修。

23
变压器风扇及冷却器是否定期冲洗，其供电设备是否可靠。

24
潜油泵是否为高速油泵（>3000转/min），其轴承为何级别，有无异常高温、震动、异声等现象。

25
变压器（电抗器）高压套管、储油柜油位计能否看清，油位、油色是否正常。

26
强油循环变压器冷却装置是否能根据顶层油温或负荷变化自动投入或退出；冷却系统是否有两个独立电源并能自动切换；是否定期进行自动切换试验，并做切换记录。

27
对于水冷却系统，是什么结构，对于单铜管系统，应注意保持油压大于水压。有无监视措施。

28
变压器（电抗器）净油器是否正常投入，呼吸器运行及维护是否良好，矽胶筒上部是否漏气。

*29
变压器（电抗器）是否有事故油坑，是否定期清理，喷淋系统是否定期校验。

*30
对于日产投运十年以上220kV电压等级以上变压器，是否进行过带电倾向度和油体积电阻率测试。

31
对于干式电抗器，其表面是否有明显裂纹出现，有严重积污，是否用红外测温对连接处进行过测量，是否有明显的声音异常现象。

32
各控制箱和二次端子箱等防护措施是否完备（防潮、防污等）。

33
互感器是否存在渗漏现象或其他缺陷。

34
CVT是否定期检查二次电压，有否异常。

*35
CVT中间变压器绕组介损、绝缘电阻、油中微水测量是否满足标准要求

36
PT是否测量空载电流

37
电容式电压互感器有无制造厂通过铁磁谐振的试验报告，是否采取有效的防谐振措施

l 发电机部分（包括励磁系统）

1
交接和预防性试验是否完整，是否存在超周期情况，有无超标项目

2
大、小修是否超周期，检修报告（记录）是否完整规范。

*3
发电机进相能力是否考核过，是否给出整定范围和限制曲线，是否定期校核，低励是否可靠？

*4
PSS电力系统稳定装置是否投入使用，是否做过励磁系统建模试验及PSS参数整定试验

5
运行中各部位的温度或温升是否有异常情况。定子线棒层间和出水温度的最大温差，是否有分析结果

6
氢冷发电机氢气湿度如何控制，措施如何。有无漏氢量统计，补氢的情况如何？运行机在停机状态时，H2的湿度和补气纯度是否控制？

*7
定子内冷水是否定期对定子线棒进行反冲洗，水质是否有控制？控制方式如何？是否测量各分支引水管流量。

8
保护和测量装置是否正常投入；功能是否良好。

9
是否定期测试碳刷电流，及时更换碳刷，大轴是否清洁？

10
冷却系统、油系统及其他主要部件是否存在缺陷。

11
是否具备AVC功能，并与调度机构EMS系统实现联合闭环控制的功能。

12
防止发电机损坏事故反措制定及落实情况

l SF6开关和GIS、油开关
1
额定电流是否符合实际工况

*2
开断电流是否满足要求

3
新投运设备交接试验完整性和合格判据检查

4
预防性试验是否按规程执行

＊5
是否定期进行SF6微水测量和检漏

6
是否作断口并联电容器测试

7
合闸电阻值和投入时间测试

8
导电回路电阻测试

9
断路器分合闸时间和速度测试

10
断路器分合闸的同期性测试

11
分合闸电磁铁动作电压特性测试

12
是否作SF6密度监视器检查

13
是否作压力表定期检查

14
液(气)压操动机构泄漏试验

15
油(气)泵打(补)压运转时间

16
油断路器泄漏电流测试

*17
是否定期和用电高峰前作发热红外检测工作

18
是否检查操作电源熔丝、是否定期更换

19
端子箱防潮防污状况检查

*20
辅接点是否定期检查动作可靠

*21
如有，请提供500kV断路器投切试验波形

*22
室内SF6站有无设置氧量仪和SF6浓度报警仪

l 隔离开关
1
额定电流是否符合实际工况

2
动热稳定电流是否符合工况

3
新投运设备交接试验完整性和合格判据检查

4
预防性试验是否按规程执行

5
操动机构检修后操作灵活、触头位置到位、闭锁可靠

6
外观和防锈蚀检查，以及相色标识、分合闸颜色标识检查

7
检修润滑脂是否采用二硫化钼锂基脂

8
操动机构是否有多重防雨设施

9
导电回路电阻测量

<1.5倍出厂值
10
二次回路绝缘电阻

11
二次回路交流耐压试验

12
最低操动电压测量

*13
是否定期和用电高峰前作发热红外检测工作

*14
是否开展支柱绝缘子的探伤检测

l 氧化锌避雷器
1
额定电压是否符合设计要求

2
持续运行电压是否符合工况

3
新投运氧化锌避雷器交接试验完整性和合格判据检查

4
预防性试验是否按规程执行

*5
直流1mA参考电压（U1mA）及0.75U1mA下的泄漏电流

每年雷季前
*6
工频参考电流下的工频参考电压（电流值按工厂规定或6mA）

每年雷季前
7
运行电压下的交流泄漏电流

8
在线全电流监视器情况检查

*9
是否定期和用电高峰前作发热红外检测工作

*10
是否在避雷器附近设有集中接地装置

l 升压站外绝缘及绝缘子类部分
*1
升压变压器和GIS套管，以及升压站500kV悬式、支柱绝缘子串、断路器和隔离开关的爬距检查

绝缘子类明细情况

*2
绝缘子饱和盐密测量

污染源情况

取样绝缘子是否规范

污秽性质

3
日常巡视记录

历年污闪记录

4
预防性试验

是否开展零值绝缘子检查

每年人工清扫计划

人工清扫

5
RTV涂料

硅橡胶伞裙套

合成绝缘子

其他硅橡胶设备

l 防雷和接地装置
*1
全厂接地电阻是否满足规程要求：<2000/I Ω（I为单相短路接地电流，有调度部门提供），或<0.5Ω.

2
主设备的双接地检查

3
各设备接地引下线和地网是否可靠连接

4
高压电气设备的过电压保护是否完善

5
是否定期校核接地装置的热稳定容量

*6
是否有定期导通试验报告

l 应急预案的制定
1
防止电气误操作事故应急预案

2
防止全厂停电事故应急预案

二、继电保护
序号
检查项目
自查结果
抽查结论
备注
l 保护配置
*1
主保护双重化配置

2
应配置完整的、能反映各种故障及异常状态的后备保护

3
500kV母差双重化配置

4
500kV主变保护应配置完整的三段式过励磁保护分别用于起信和跳闸

*5
500kV主变保护220kV侧应配置完整的开关失灵保护

6
发变组应配备独立的故障录波装置

*7
220kV及以上厂站配置两组独立的直流蓄电池供电电源，直流上下级熔断器或小开关应逐级配合,蓄电池按计划进行充放电试验。

8
是否配置安全停机保护或装置

9
主设备的断路器失灵保护是否已按反措要求投入运行

10
励磁调节器是否已配备PSS功能,配置是否齐全。

11
直跳回路的中间继电器是否满足反措要求，用于保护跳闸的时间继电器（主变冷却器、三相不一致等）动作特性是否可靠

l 二次回路
*1
控制、保护直流熔断器分开；两套主保护分别经专用熔断器由不同直流母线供电。

2
线路纵联保护的通道应遵循相互独立的原则按双重化配置

3
两套主保护应分别取自电压互感器和电流互感器独立的二次绕组，并分跳一个开关的两个跳闸线圈

*4
非电量保护与电气量保护直流电源和跳闸回路应相互独立

5
500kV主变中压侧阻抗保护应具有完善的失压闭锁功能

*6
跳闸压板的开口端应装在上方，接到断路器的跳闸回路

*7
保护是否按要求敷设100平方毫米铜排

8
正、负电源之间及电源与跳（合）闸之间应适当隔离，直流电源和交流电源之间应安全隔离。

9
保护装置的箱体,必须经试验确证接地(应小于0.5欧)，保护屏柜及门体应可靠接地

*10
结合滤波器内高频电缆应选串接
0.047μF抗干扰电容

11
CT/PT二次回路必须分别且只有一点接地，并符合反措要求。

12
PT二次回路的4根开关场引入线和PT三次的2根开关场引入线须分开

*13
差动保护在投入前需测相位及中性线不平稳电流

*14
交流回路与直流回路不能共用一根电缆

15
主变压器、电抗器上的瓦斯继电器应装防雨罩

*16
不使用不能快速返回的电气量保护和非电气量保护作为断路器失灵保护的启动量。

17
新投入或经变更的电流、电压回路是否按规定进行定相、核相、带负荷试验和二次回路正确性检查。

18
操作、信号及二次回路的绝缘是否符合规程、规定的要求

19
直流母线电压是否保持在规定的范围内

20
直流系统对地绝缘是否良好

21
蓄电池是否进行过带重负荷试验；蓄电池电解液比重、液位、室温是否处于正常范围。

22
浮充装置稳流、稳压功能是否正常；精度、纹波系数是否满足要求；限流功能是否正常。

23
直流系统各级保险定值是否有专人管理；是否满足选择性动作要求。

24
是否编制直流熔断器一览表，并备有现场需要的各种型号、容量的熔件。

25
是否装设直流接地选线装置，运行是否正常；发生直流一点接地时，是否及时检查，及时处理。

l 校验管理
1
是否制定本单位继电保护标准校验规程及报告。

2
继电保护装置是否存在超周期运行现象

3
继电保护校验报告是否齐全有无漏项

4
是否制定继电保护工作标准安全措施票并认真执行

5
继电保护图纸应图实一致，有齐全完整的竣工图纸，并做到CAD电子文档化管理

6
继电保护试验仪配置及管理是否符合技术监督要求，是否定期校验。

7
备品备件有管理制度，是否齐全

8
是否定期校核熔断器（直流小开关）

9
是否有年度、月度检修计划，是否按检修计划或上级调度部门的要求进行检验工作。

10
保护装置发生不正确动作行为后，是否有详细的检查试验方案，是否有分析报告，是否有合理的试验结论。

11
是否已按25项反措和《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》的要求执行反措整改工作

12
是否定期检查已执行反措仍然完好、有效

13
是否按要求执行检验规程

14
是否执行检修文件包制度

15
是否完成励磁系统建模和PSS参数整定试验，报告是否完整。

l 运行管理
1
继电保护现场运行规程编制情况

2
保护规范名称列入现场运规，与调度下发标准名称一致

3
现场应有完善的缺陷管理制度，缺陷定义准确，消缺及时并有完整的记录

4
根据运行设备的缺陷记录、校验参数对比，运行期限及相关规定，制定继电保护技术改造计划并落实实施

5
保护室温湿度应满足保护装置运行要求，并将管理制度列入现场运规

6
各厂站网控、保护室、电缆层是否有禁止无线通话设备的标志

7
保护屏、压板、光字牌名称符合规范；术语、压板、把手、屏正面继电器标示清晰，电缆铭牌标示清晰；封堵严密整洁

8
高频保护试验方法值班人员是否熟练掌握

9
端子箱门密封是否严紧，封堵严密；是否有防潮措施并做到逢停必扫

10
继电保护技术监督活动正常并有记录，定期编制月报上报调度

11
数字式故障录波器应具备故障数据信息上传功能，有专用联网通道并有维护制度

12
升压站GPS卫星同步对时功能是否正确

13
在运行线路保护上进行保护定值修改前，应认真考虑防止保护不正确动作的有效措施，并做好事故预想。

14
系统发生事故保护装置动作后，是否有详细的事故记录。

l 保护软件版本管理
1
微机保护软件版本管理办法

*2
现场保护装置软件版本是否符合要求

3
是否建立微机保护软件档案，包括保护型号，制造厂家，保护说明书、软件版本（版本号、校验码、程序生成时间）、保护厂家的软件升级申请等。

l 定值管理
1
继电保护定值管理制度是否健全

*2
发电机变压器保护是否按整定导则进行整定计算，与系统保护配合；相关定值按规定报调度部门备案,提供主要电气设备保护整定计算书。

3
与系统保护有配合关系的元件保护（负序电流、电压保护，过励磁、失磁、失步、零序电流、电压等保护），应按调度部门提供的整定限额和相关系统参数自行整定。

4
参与机网协调的机组保护应严格按电网调度部门规定的参数、整定及技术原则执行

*5
发电机的励磁参数（包括调差率、低励限制、PSS顶值倍数）按江苏电力有限公司《江苏并网发电机励磁系统管理办法》由发电机进行整定试验，并报江苏电力有限公司确认。

6
根据电网一次系统变化，定期对所辖设备的保护配置和整定计算进行全面校核和调整

8
现场及保护班是否存有最新保护定值单，是否齐全正确

9
实际定值与定值单是否相符

10
定值单按调度规定执行，是否定期核对整定单

三、通信及自动化
序号
要 求 提 交 的 报 告 项 目
自查结果
抽查结论
备注

通信

1
电网调度电话、自动化信息和电量记录系统通道符合独立双路由的要求；传保护、安控信号的电路符合双路由、双通信设备、双电源的“三双”要求；

2
具备自动切换的双路交流供电和独立的直流供电装置，工作可靠；UPS、直流电源、蓄电池容量满足要求。

3
调度通信设备管理，包括硬件、软件、自动化、继电保护和通信接口（接线、电平、规约等）、调度交换机、调度录音系统等

4
电厂接入光缆的管理

5
通信站防雷和设备接地

自动化

*1
开关站、发变组监控系统（含测控单元和其它自动化设备）竣工图纸、调试验收报告是否完备

2
数据传输标准和规约文本是否完备，是否符合相关规定及标准

3
远动及通讯系统图纸、与调度通道联合调试报告是否完备

*4
GPS装置测试报告是否完备

5
保护、安全自动装置、监控系统对时试验报告是否完备

6
开关站、发变组相关监控系统UPS供电系统竣工图纸、调试报告是否完备

7
二次系统安全防护技术资料及网络拓扑图是否完备

8
自动化系统各项操作和运行维护记录是否齐全

9
自动化系统的其他系统的接口是否运行正常

*10
自动化系统各项备份材料及资料是否更新

*11
自动化系统各项定期校验或测试是否完成，校验记录和测试报告是否完备，测试结果是否合格

12
自动化系统的缺陷记录和消缺记录是否对应，完整、及时

13
自动化专业的相关统计报告及相关计划是否齐全

14
自动化设备是否双路直流供电，是否采用了UPS供电

*15
升压站五防闭锁是否完备

16
RTU和监控系统输入输出是否符合标准

四、电测专业：
项目
内容
自查结果
抽查结论
备注
1
电能计量装置
1.1计量用互感器，及电能表是否按规定配置满足规程规定的要求，出厂资料是否齐全。（使用说明书、检测数据等）

1.2计量用互感器在投运前是否进行误差试验并满足规程要求。

1.3计量用互感器和电压互感器二次回路压降、互感器二次回路负荷及电能表是否按周期进行检定，记录是否齐全、正确。

1.4互感器接线方式是否满足规程要求。

1.5是否配置专用电压、电流互感器或者专用的二次绕组。

1.6互感器二次回路连接导线是否采用铜质单芯绝缘线，导线截面是否大于4mm2。

1.7互感器实际二次负荷是否在25～100%额定二次负荷范围之内。

1.8电流互感器一次电流是否保证运行在30～120%In以内。

1.9互感器二次回路中间触点、熔断器、试验接线盒是否接触良好。

1.10计量装置接线是否正确。

2
计量标准装置
2.1是否按照被检计量器具的准确度等级、数量、测量量程和计量检定系统表的规定配置计量标准器和工作标准器。计量标准器和配套设备是否符合要求，并进行验收检定/周期检定，记录、证书信息是否齐全、正确。

2.2计量标准装置是否全部考核认证或复查通过。

2.3计量标准技术档案是否齐全，记录是否完整。技术档案包括：计量标准考核（复查）申请书、计量标准技术报告、计量标准考核证书、计量标准履历书、计量标准操作程序、计量检定规程及计量技术规范、国家计量检定系统表、计量器具使用说明书、计量器具检定证书、计量标准测量重复性考核记录、计量标准稳定性考核记录、计量标准变更申请表、计量标准封存（或撤消）申报表。

2.4是否有未建标就开展工作的情况。

2.5标准室环境条件是否满足要求。是否配备温湿度计，温湿度计是否具有有效的检定证书。是否有温湿度监控记录。

2.6每个项目是否有两人持证上岗。

2.7是否具有完善的规章制度。

3
电测仪表
3.1携带型电气仪表、现场变送器/交流采样器/RTU、电能表、重要盘表等是否符合要求并进行验收/投前检定及周期检定，记录、证书信息是否齐全、正确。

3.2对电测仪表“三率”是否进行统计。

3.3是否建有仪表的台帐，是否具有正式发文的周检计划。

3.4各类计量仪表是否粘贴有效的状态标识。

五、热工控制
序号
检查内容
自查结果
抽查结论
备注
1
安全管理

1.1
机组强迫停运（MFT）统计和原因分析

1.2
送风机、引风机、一次风机、空预器、给水泵、凝结水泵、循环水泵等重要辅机跳闸或故障统计和原因分析

1.3
消缺记录及重要遗留缺陷统计

1.4
保护和联锁解除和恢复的管理制度

1.5
控制系统软件是否备份

2
资料管理

2.1
SAMA图是否完整有效

2.2
保护联锁逻辑图是否完整有效

2.3
保护和联锁定值清单是否完整有效

2.4
执行机构说明书是否完整

2.5
一次元件、流量孔板计算书、风量测量装置、变送器说明书是否完整

2.6
计量标准、操作规程是否完整

3
机组RB功能测试报告及投运情况

3.1
单台磨煤机跳闸RB试验

3.2
多台磨煤机跳闸RB试验

3.3
单台送风机跳闸RB试验

3.4
单台引风机跳闸RB试验

3.5
单台给水泵跳闸RB试验

3.6
单台空预器跳闸RB试验

3.7
单台一次风机跳闸RB试验

4
机组有否FCB功能，及投运情况

5
电厂热控主要自动调节系统投运情况

5.1
协调控制系统

5.2
给水控制系统

5.3
炉膛压力控制系统

5.4
送风控制系统

5.5
一次风压力控制系统

5.6
过热汽温控制系统

5.7
再热汽温控制系统

6
MFT保护设置及投用情况

6.1
手动MFT

6.2
全炉膛火焰丧失

6.3
炉压过高/低

6.4
汽包水位过高/低

6.5
引风机全跳闸

6.6
送风机全跳闸

6.6
煤粉燃烧器投入时，全部一次风机跳闸

6.8
燃料全部中断

6.9
总风量过低

6.10
锅炉炉膛安全监控系统失电

6.11
本锅炉的其他条件

6.12
机炉电大联锁

6.13
是否设置保护切投开关

7
ETS保护设置及投用情况

7.1
汽轮机超速

7.2
凝汽器真空度低

7.3
润滑油压力低

7.4
汽轮机绝对（轴承）振动大

7.5
汽轮机轴向位移大

7.6
高排压比低

7.7
手动停机

7.8
DEH系统失电

7.9
本汽机和发电机其他要求

7.10
机炉电大联锁

7.11
是否设置保护切投开关

8
仪表校验

8.1
是否建立标准试验室

8.2
校验人员是否取证

8.3
标准仪表检定日期

8.4
一次元件校验记录

9
CEMS系统

9.1
定期校验制度及措施

9.2
校验记录

9.3
分析仪表完好性及测量准确性

9.4
历史数据存储情况

10
“三率”指标统计

10.1
保护投入率

10.2
自动投入率

10.3
主要仪表投入率

11
DCS系统故障统计及存在的问题

12
DEH系统、MEH系统故障统计及存在的问题

13
化水控制系统故障统计及存在的问题

14
输煤控制系统故障统计及存在的问题

15
出灰控制系统故障统计及存在的问题

16
精处理控制系统故障统计及存在的问题

17
脱硫控制系统故障统计及存在的问题

18
备品备件管理、统计及存在的问题

19
DCS控制系统接地电阻

20
露天仪表箱防护措施是否完善

21
防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故措施

22
技术改造方案、报告是否完整

23
机组检修资料是否完整

24
一次调频及AGC

24.1
是否具有AGC测试报告

24.2
AGC功能范围

24.3
AGC断点设置

24.4
近6个月平均响应速率

24.5
纯迟延时间

24.6
负荷响应的静态偏差

24.7
是否具有一次调频测试报告

24.8
频率响应死区

24.9
不等率

24.10
一次调频的幅度

24.11
有功功率对频率变化的响应时间

24.12
一次调频在线检测系统完成情况