01华能集团公司2010年绝缘监督总结

中国华能集团公司

2010年度绝缘技术监督工作总结

中国华能集团公司安全监督与节能环保部西安热工研究院有限公司电站技术监督部

二〇一一年二月

目录

1 2010年主要工作回顾 (1)

1.12010年主要指标完成情况 (1)

1.22010年完成的主要工作 (2)

2 存在的主要问题 (7)

2.1一般设备事故和一类障碍 (7)

2.2发电企业的季报（年报）中反映出发现的共性问题 (8)

2.3动态检查发现的共性及重要问题 (9)

3 下年度工作要点及建议 (12)

3.1加强技术监督的定期工作管理 (12)

3.2加强技术监督整改项的落实 (13)

3.32011年的重点工作 (13)

中国华能集团公司2010年绝缘技术监督工作总结

2010年度全集团绝缘监督工作在各级领导的高度重视和各发电企业的共同努力下，较好的完成了各项绝缘监督工作任务。依据各区域（产业）公司2010年每季度上报的技术监督内容和工作总结及集团组织的现场动态查评结果，针对集团公司一年来的绝缘监督工作情况、存在的问题和下年度工作重点总结如下：

1 2010年主要工作回顾

1.1 2010年主要指标完成情况

2010年度是贯彻实施集团新颁布的《电力技术监督管理办法》宣贯年，一年来，各区域（产业）公司结合集团公司全面推行绿色发展行动计划的有关要求，以科学发展观为指导思想，认真贯彻集团提出的突出抓好发电设备运行安全和技术监督两个重点，强化监督意识、责任意识和服务意识，积极推进技术监督的精细化管理，注重指标分析和考核工作，积极开展电厂间技术监督管理对标工作，在克服各种不利因素的情况下，绝缘技术监督指标与去年同比均有较大的提高。

全集团2010年度绝缘技术监督指标完成情况见表1－01。

表1-01 集团公司2010年度绝缘技术监督指标完成情况

绝缘预试率未达到100%，其中股份(95.9%)、北方(96.3%)、呼伦贝尔(99.3%)、海南(99%)主要原因如下：

1) 股份公司主要原因是：大连、福州、金陵燃机和中原燃机绝缘预试率未达到100%，均是由于中调原因，开关站及线路设备预试计划暂未完成；

2) 北方公司主要原因是：包三热电、海波湾热电、临河电厂未达到100%，原因均是由于中调原因，开关站或起备变预试计划未完成；乌海电厂绝缘预试率未达到100%，原因是隔离刀闸导电回路电阻接线较困难，部分刀闸没有测试。

3) 呼伦贝尔公司主要原因是：伊敏电厂未达到100%，主要因为#4主变压器、#4高压厂用变压器、#4主变压器500kV侧避雷器共计10台，皆因室外气温太低预试未进行。

4) 海南公司主要原因是：海口电厂#6、#7机组6kV备用段超预试期未试验，因调度未批复停电试验计划；南山电厂，由于发电任务紧，年检时间推迟到下年度。

1.2 2010年完成的主要工作

1.2.1 积极开展技术培训，提高监督队伍的专业素质

7月～8月集团公司在西安组织召开‘华能集团水力发电绝缘监督管理制度培训’和‘华能集团火力发电绝缘监督管理制度培训’共计9个区域公司53名专工参加了培训，进一步规范了集团公司绝缘技术监督季报、总结格式，明确了绝缘监督季报、总结的内容，对绝缘监督动态检查表、预警管理进行了宣讲，同时对重要电气设备技术监督工作重点和要点进行了讲座。

1.2.2 技术监督管理工作得到进一步规范

阳逻电厂修订了电气设备检修规程；上安电厂完善了绝缘技术监督网络，制定了试验报告审核制度；汕头修编了电气设备绝缘技术监督管理标准；井冈山电厂对绝缘技术监督网成员进行调整，在绝缘技术监督网络增加了汽机专业、金属监督、化学、热工计量专业人员；汕头电厂安排高压试验人员1名进行高压试验系统培训；汇流河、满洲里电厂对绝缘技术监督管理网络进行完善，汇流河电厂召开技术监督网络工作会议，总结一年来各项技术监督的工作及缺点和不足。海口电厂制定了绝缘监督《试验报告审核制度》，核定了绝缘监督试验项目和周期规定；根据华能24项反措的要求，补充制定了发电机定子内冷水系统反冲洗技术措施、防止发电机发生非同期并网事故技术措施、防止发电机离相封闭母线爆炸的措施、防止发电机内遗留金属异物的管理措施、防止汽轮发电机漏水的预防措施和防止汽轮发电机内冷水系统堵塞的措施等6项技术措施；南山燃机完善了5项绝缘监督相关管理制度；戈枕水电结合本厂的实际，核定了规定预防性试验周期。

1.2.3 精心开展重大设备缺陷治理，提高机组安全水平

1）发电机监督

部分电厂及时发现并处理了内冷水回路缺陷，如北京电厂#2发电机、汕头电厂#2发电机、杨柳青电厂#7发电机渗漏缺陷，邯峰电厂#1发电机、达拉特电厂#7发电机冷却水流量降低的缺陷；

部分发电厂进行了漏氢治理，如汕头电厂#1、#2发电机、沁北电厂#4发电机、鹤岗电厂#1发电机、九台电厂#1发电机、中原燃机#1发电机、井冈山电厂#1发电机；

部分电厂及时发现并处理了端部振动导致的定子固定螺栓松动、磨粉缺陷，如太仓电厂#3发电机、珞璜电厂#5发电机、白杨河电厂#5发电机；

部分电厂及时处理了转子缺陷，如太仓电厂#3发电机导电螺钉移位、平凉电厂#4发电机正极导电螺钉接触电阻大缺陷。

2）油浸式电气设备

部分电厂处理了设备漏油缺陷，如营口热电#2主变、曲阜电厂#2主变、辛店电厂523线路PT渗油缺陷、黄台电厂#8主变出线B相充油电缆顶部漏油缺陷、乌海电厂高压启备变20B 220kV升压站B相CT漏油缺陷；

部分电厂发现并处理了铁芯多点接地缺陷，如海门电厂#3主变、北京电厂#2主变、杨柳青#5主变；

部分电厂处理了变压器直阻超标缺陷，如滇东二厂#1励磁变、北京电厂#2主变、滇烟台电厂水源地#1变压器；

部分电厂及时发现色谱特征气体异常缺陷，并及时进行了处理或采取了必要的监督措施，如北京电厂处理了#2主变总烃、乙炔含量超标和#2启备变油总烃超标缺陷；伊敏电厂＃1主变C相发现总烃超标，将变压器已更换为备用相运行；新华电厂110kV乙母线PT C相乙炔含量超标，及时更换了C相互感器；石一厂2132线路穿墙套管B、C相乙炔超标、B相电容值超上限，乙炔含量有上升趋势，及时更换B相套管，待申请停机更换B 相套管；嘉祥电厂#2主变高压C相套管绝缘油乙炔超标、总烃量超标，及时进行了更换。

3）开关类设备

井冈山电厂处理了#2发电机202断路器打压频繁缺陷；济宁电厂处理了220kV 1B母线的PT刀闸绝缘拉杆故障；包头一热、海波湾电厂处理了多台6kV断路器直阻超标缺陷；包头二热检查发现220KV 2543、2544、2553、2554、2043、2044、2343、2344刀闸运行

中拐臂处发热，及时进行了处理；黄台电厂处理了#8主变2112刀闸C相线夹铜铝过渡处发现裂纹缺陷；珞璜电厂及时发现并处理了2133刀闸A相、C相表面密封胶存在开裂。

4）红外检测发现的缺陷及故障

海口电厂，红外测温发现在同条件下#8机主开关断路器B相筒体较其他两相同位置温度高两度左右，解体检查B相开关筒体，低位马蹄电联接对接触电阻230微欧，对对接面重新处理后复测该处接触电阻小于10微欧，消除了设备潜在隐患，其它多家电厂通过红外检测，提前发现了设备发热隐患，并及时进行了消除，例如邯峰、威海、岳阳电厂发现并处理了高压开关刀闸发热缺陷；福州电厂发现#6主变出口GIS封闭母线C相支撑点严重发热故障；石一厂处理了#4主变低压侧B相处钟罩螺栓温度高等多出缺陷；众泰电厂发现并处理了#2主变C相套管上部导电头发热缺陷。

1.2.4 实施技术监督预警动态管理，及时消除设备安全隐患

1）绝缘监督提出的预警项

对2010年度技术监督过程中发现的三项危急、严重的问题发出一级预警：

（1）上安电厂2010年8月11日现场检查发现，#2发电机在输出功率216.8MW时，定子线棒层间的温差达13.3℃；定子引水管的出水温差达12.5℃，已超过《华能二十四项反措》规定的温差报警值8℃；并接近或达到规定的停机处理值：定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃。

（2）海门电厂#1发电机交接试验时，只做了出线的固有频率测量，未做定子绕组端部模态试验，不符合《华能二十四项反措》的规定；且A相及Z相绕组出线存在105Hz 的固有频率，已落入GB/T 20140-2006规定应避开的频率范围（固有频率应≤95Hz，或≥108Hz）；并且，电厂在发电机的首次大修时，未抽转子对定子绕组端部线圈的磨损、紧固情况进行检查。

（3）营口电厂自投运以来，一期、二期工程的氧化锌避雷器均未进行运行电压下交流泄漏电流的检测，不符合DL/T 596-1996 《电力设备预防性试验规程》规定的每年雷雨季节前进行1次测量的要求。

2）预警问题的整改完成情况

上安电厂在接到预警通知单的第3天（通知单要求5天内）即2010年8月16日，查明#2发电机线圈层间温度差值异常的原因是第14点指示温度偏高，测点存在指示误差。落实了整改责任人，制定了运行监督措施，及计划利用大修机会对测点进行检查处理。8

月22日向热工院提交了“#2发电机线圈层间温度差值异常的汇报”（电子版）。

海门电厂落实了整改责任人，计划结合下次大修对发电机抽转子，检查定子线棒是否有磨损及松动现象，并补做端部固有频率及模态试验。

营口电厂落实了整改责任人，计划委托营口电业局在2011年雷雨季节前进行氧化锌避雷器运行中交流泄漏电流的带电测试。

1.2.5 通过现场技术监督查评和技术支持工作，提高发电企业技术监督的管理水平

2010年，热工院对华能集团公司下属的十个公司39个发电企业（包括火电、水电和风电）进行了绝缘监督动态检查；对21个发电企业上次绝缘监督动态检查提出问题的整改情况进行了核查。

1）绝缘监督动态检查发现的主要问题

2010年动态检查发现问题297项，其中：重要问题34项，一般问题263项，见表1。

表1 2010年热工院绝缘监督动态检查发现的主要问题

检查发现的问题中，设备问题（安装不规范、存在缺陷）96项，占32%；试验问题

2）上次动态检查提出问题的整改完成情况

上次动态检查提出问题的整改完成情况见表2。在未完成整改的39项问题中，设备问题21项，占54%；试验问题13项，占33%；管理问题5项，占13%。从整改问题的完成情况看：2007年及以前进行动态检查的6个发电企业中，4个企业的整改完成率100%，占66.7%。2009年及2008年进行动态检查的13个发电企业中，1个企业的整改完成率100%，占7.7%。2010年上半年进行动态检查的5个发电企业中，1个企业的整改完成率100%，占20%。一些几年前发现的问题尚未完成整改，说明整改的力度不大。值得肯定的是：海口电厂对2010年上半年动态检查时提出的4个问题（含两项重要问题），历时半年全部完成整改，包括建立健全了《试验报告审核制度》，制定了《绝缘监督试验项目和周期规定》等6项技术措施；更换密封瓦，消除了#8、#9发电机的漏氢问题。

表2 上次动态检查提出问题的整改完成情况

注：按与海南分公司签订的技术服务合同的要求，对海南分公司下属5个企业一年检查两次。

2 存在的主要问题

2.1 一般设备事故和一类障碍

1）油浸式电气设备烧损

（1）福州电厂，2010年8月4日，＃4主变运行中高压侧A相套管瓷套炸碎，B、C 相套管瓷套被炸坏，中性点出线套管外瓷套破损，中性点接地间隙击穿，A相套管电容芯破损，套管浸在油箱内部的环氧树脂浇注部分已经碎裂并掉入变压器油箱，位于套管内导电杆内的高压引线（220kV）与套管升高座内壁（地电位）之间发生短路击穿，套管纸质电容芯从内部向外发生爆破，形成一个贯穿性大洞，套管中心导电杆烧出一个约5cm×10cm 的洞，位于此位置的高压引线电缆被烧损约一半铜导线，在升高座的短路对应位置也有严重短路烧损痕迹。主要原因是由于#4主变A相高压套管绝缘存在制造缺陷，在高温以及高负荷的运行条件下，绝缘缺陷突然恶化，套管内部发生局部放电，放电产生的热量使套管内部压力增加，导致套管下部浇铸的环氧树脂在套管内部压力下发生炸裂。

（2）伊敏电厂，2010年12月22日，500kV母线Ⅱ、Ⅳ分段5040开关B相CT因制造质量原因发生烧损，造成CT与开关连接母线脱落，脱落的母线与互感器构架搭接，导致接地短路，致使Ⅱ、Ⅳ母线B相电压急剧降低。累积非停时2.4h。

2）发电机定子接地

汕头电厂，2010年7月17日，#1机组因发电机定子接地故障停机，接地短路点在励侧8点钟#63槽槽口位置，可见有金属熔物，该处铁心（#63槽与#64槽间铁心齿部）通风槽压块缺损， #63槽上层线棒槽口处绝缘可见磨损，检查发现铁心通风槽压块缺损部分从励侧跑到汽侧的过程中在发电机膛内铁心、转子留下有多处可见的撞击痕迹。造成定子接地的原因是俄罗斯发电机励端端部振动大，运行中风道隔筋移位，造成铁芯松动，风道隔筋在长期的振动下松动、移位、疲劳断裂直至脱落。

3）励磁变故障

（1）福州电厂，12月14日#5机组发电机跳闸。现场测量励磁变高压侧绝缘电阻为0，拆开励磁变高压侧中性点接头，测量B相绝缘电阻为0，检查发现励磁变B相外侧树脂浇注筒与消防测温光纤电缆有放电痕迹，拆除消防感温线测量B相绝缘电阻为30000 M Ω，高压/低压绝缘：30000 MΩ。经鉴定，B相励磁变损坏。

（2）北京电厂，2010年4月23日#1发变组保护报“励磁变过流保护B相动作”，主开关跳闸，#1机组退出运行。现场检查发现#1机组励磁变B相线圈内部冒烟，励磁变B 相下部有烧熔的铜块。B相低压线圈在距线圈上端部100mm处发生匝间短路（线圈总高1820mm），B相低压线圈匝间短路后迅速发展为层间短路，线圈烧出空洞，可见外层6匝线圈烧断（共3层线圈），铁芯及引线接头均已受热变色，硅钢片表面已锈蚀，低压侧3相线圈直流电阻：a 0.001018Ω，b 1.69Ω，c 0.001019Ω，分析认为1997年基建安装过程中变压器高压侧B相线圈绝缘受损的同时B相低压线圈局部绝缘也受到损害，虽经试验但未能发现此缺陷，致使缺陷遗留下来。经过十几年的运行，绝缘进一步劣化，至2010年4月23日发展成匝间短路，变压器损坏。

4）发电机出口PT故障

（1）瑞金电厂，6月9日 2:13 #2发电机定子铁芯接地保护动作而跳闸,原因为#2发电机出口B相右下PT绝缘击穿接地。

（2）九台电厂，2010年12月4日，2号发变组定子接地保护动作，机组跳闸。原因分析：定子接地后，实测发电机定子绕组和主变、高厂变、励磁变等发电机20kV出口一次系统绝缘3300兆欧，发电机20kV出口A相PT对地绝缘为0.4兆欧，判断为出口电压互感器A相PT内部绝缘故障。

2.2 发电企业的季报（年报）中反映出发现的共性问题

1) 发电机定子端部振动造成的问题

北京电厂#2发电机运行中端部振动及水管接头制作工艺缺陷等原因，机组大修发现下层线棒的水连接管接头处渗水；太仓电厂进行#3发电机定子铁芯紧固螺丝检查时，发现外圈的铁芯定位螺丝全部松动；珞璜电厂#5发电机、巢湖电厂#2发电机均发生定子绕组端部绝缘螺栓断裂、螺母脱落，断裂的螺栓丝杆及螺帽磨损绝缘线棒事件，此外汕头电厂#1、#2发电机运行已有15年，机组逐步老化，端部振动导致的绝缘磨损问题日趋严重。

2) 油浸式电气设备色谱异常或超标问题

石洞口一厂2010年11月检查发现石行2132穿墙套管B，C相乙炔超标，B、C相乙炔大于1μL/L(DL/T 596规定不大于1μL/L)；榆社电厂2010年9月18日5051线路三相CT含有乙炔，A相：0.97μL/L，B相：0.81μL/L，C相：1.12μL/L(DL/T 596规定不大于1μL/L)，11月份跟踪分析发现，乙炔呈下降趋势，A相：0.79μL/L，B相：0.76μL/L，C相：0.95μL/L；平凉电厂#2高压电抗器C相总烃超标；辛店电厂#4主变绝缘油中存在乙炔，含量稳定在0.62～0.65 μl/l之间。

3) 6kV封闭母线支撑绝缘子绝缘故障

阳逻、东方、海门、汕头等电厂6kV母线支撑绝缘板存在由于受潮导致绝缘电阻低的问题，其中汕头电厂#2启变6kV母线支撑绝缘板存在放电现象。

4) 高压开关类设备故障

辛店电厂220kV(527)开关B相本体存在SF6细微渗漏，长期运行压力降低；瑞丽江电厂#6机于2009年5月投产至今，GCB气室存在缓慢泄漏；珞璜电厂#1、#4机组6kV 断路器和接触器开关存在SF6气体漏气。

达拉特电厂存在220kV刀闸卡涩的问题；安源电厂户外少油开关因运行时间长，开关本体及液压操作机构密封件老化严重；汕头电厂官乙线2355开关C相低压分闸电压值超标(C相低分试验时，跳闸线圈动作电压为180V，高出标准值37V)；瑞金电厂母联开关（231）打压较频繁；徐村电厂GIS设备1、2间隔隔离开关直动拉杆裂纹及绝缘子老化缺陷情况严重，暂不能确定其它间隔是否存在类似问题。

5) 高压电缆故障

石洞口二厂、滇东二厂、上安、汕头、营口等多个电厂发生了高压电缆绝缘故障。

2.3 动态检查发现的共性及重要问题

1）基建阶段遗留的问题

近年来，新投运的电气设备在采购、安装、交接试验中，存在一些未严格执行GB 50150-20006 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》，《华能24项反措》及相关技术标准的情况。

海门电厂#1、#2发电机（1000MW）内冷水未配置直接测量进、出水压差的测量装置，不符合DL/T 801-2002规定的对内冷却水系统配置的要求。伊敏电厂#4发电机

（600MW）内冷水出水压力的测点未引接到集控室的监控计算机。福州电厂#5、#6（660MW）发电机交接时未做定子绕组端部振型模态试验。海门电厂#1发电机交接试验时，只做了出线的固有频率测量，未做定子绕组端部模态试验；且A相及Z相绕组出线存在105Hz的固有频率，落入GB/T 20140-2006规定的应避开的频率范围（固有频率应≤95，或≥108）。营口电厂GIS母线、海拉尔热电厂升压站的电气设备构架未装专用的接地引下线，而是以设备构架作为引下线，违反了《华能24项反措》严禁以设备构架作为引下线的规定。营口热电厂#1、#2主变压器中性点只有一根接地引下线与主接地网连接。海拉尔热电厂交接时，未进行接地装置接地引下线的导通试验、海门电厂接地装置引下线导通检测有漏项，未查阅到110kV GIS装置引下线导通的检测报告；#2机组的检测的测点偏少。

2）发电机的问题

共性问题：①营口#3、#4发电机、长春热电#2发电机、达拉特#7发电机、东方#1发电机、海口#8、#9发电机运行中出现定冷水进水温度低于冷氢温度。因运行人员未及时发现发电机运行参数的偏离，并按电厂《电气运行规程》的规定进行调整，导致水温低于氢温，可能会造成机内结露。②上安#3发电机、营口#3、#4发电机、淮阴#4发电机、日照#4发电机、东方#1、#2发电机、海口#8、#9发电机漏氢量超标，漏氢量约在15m3/d～30m3/d的范围。漏氢量超标的原因很多，如：密封面泄漏；密封油系统平衡阀、压差阀调节性能不佳；密封瓦间隙未调整合格；发电机大轴密封瓦处轴颈有磨损的沟槽等，应查明原因有针对性地处理。③九台#1发电机上层定子引水管的出水温差大于10℃～15℃，下层定子引水管的出水温差大于8℃；上安定子线棒层间的温差达13.3℃；定子引水管的出水温差达12.5℃，其温差接近或达到规定的停机处理值：定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃。电厂在发现发电机温度及温差超出正常范围时，应引起重视，及时确认温度读数的正确性后，按《华能24项反措》执行。

值得关注的几个问题：①日照电厂2004年发电机定子绕组端部模态试验发现：1号发电机励侧存在100Hz附近椭圆振动模态；2号发电机励侧存在105.37Hz椭圆振动模态，试验结果不合格。由于定子端部线圈振动大，在绑扎不牢固的部位摩擦产生黄粉。虽然电厂每次检修都检查处理，但黄粉总是产生，有的部位是上次处理过的；有的部位则是新增的。因此，这个问题应长期关注。②大坝电厂#2发电机运行中有几点铁心温度过高，最高达129℃，已高于GB/T 7064-2008规定的铁心温度限值120℃，应及时查明原因并处理。

②景洪水电厂各台发电机（5×350MW）定子线棒并头套绝缘盒出现大范围的开裂，原因是定子线棒电流密度设计值偏高、端部通风不良、绝缘盒的散热差。制造厂已按计划进行扩大定子铁心线槽、重新下线的修复处理。③文昌风电机组的低电压穿越功能不满足国家电网公司对风电场接入电力系统技术规定（2009年2月修订版）的要求。当风电机组在并网点电压跌落10%额定电压时，即会自动脱网。目前正由制造商华锐风电公司负责对15台风电机组进行技术改造。

3）油浸式设备的介损、电容量及油中溶解气体异常

日照电厂#2主变压器三支高压套管及中性点套管的2010年9月介损测量值与上次2007年10月测量值比较，A相套管介损增量为112.7%；B相套管介损增量为124.3%；C 相套管介损增量为133.4%；中性点介损增量为37.5%，其增量均大大地超过《国网山东电力公司电力设备交接及预防性试验规程》要求不大于30%的规定值。应缩短试验周期，跟踪监督，避免事故发生；并准备好备用套管，制定应急预案。福州电厂福鼓I路213线路B相、C相和福鼓II路214线路B相出线耦合电容器下节电容量异常。213线路C相的2009年测试值较出厂值大3.56%；213线路B相的2009年测试值较出厂值大3.39%；214线路B相的2009年测试值较出厂值大1.38%。电厂自2003年发现213线路C相的电容量异常以后，一直跟踪监测，电容值的增长趋势明显，电厂已计划更换。榆社电厂5051电流互感器A相C2H2含量为0.97μL/L；B相C2H2含量为0.81μL/L；C相C2H2含量为1.02μL/L，其C2H2含量已接近及达到DL/T 596-1996规定的注意值（220kV～500kV ，注意值1μL/L）。应加强运行监视，定期进行红外热像仪监测；在下次试验时，将介损值、C2H2含量与上次试验数据作对比，综合分析评估设备状态，发现异常及时采取措施。

4）氧化锌避雷器的问题

据井冈山电厂2010年2月试验结果：220kV开关站I 母C相避雷器；II母A相、B相避雷器在运行电压下的阻性电流测量值较初始值明显增大。I 母C相避雷器阻性电流增加1倍；II母A相避雷器阻性电流增加1.29倍；II母B相避雷器阻性电流增加1.86倍，已达到DL/T 596-1996要求：“当阻性电流增加1倍时，应停电检查”的规定。电厂应及时安排I 母C相避雷器、II母A相、B相避雷器运行电压下阻性电流的复测，核对阻性电流的变化。海口电厂四期220kV华长Ⅰ线氧化锌避雷器A相上节；B相上、下节的0.75U1mA下泄漏电流不合格，电厂已购置备品，安排在2011年3月14日停电时更换。营口、营口热电、东方、海口、烟台、景洪水电、南山燃机、文昌风电等电厂未进行运

行电压下的交流泄漏电流测量，不符合DL/T 596-1996规定的每年雷雨季节前进行1次测量的要求，电厂应将该项目列入年度预试计划，不具备试验条件的电厂应委外进行。

5）在线监测装置管理的问题

近年来，结合新建及扩建工程营口、福州、营口热电、日照、长春热电、九台等电厂不同程度地配置了各种在线监测装置。存在的问题是：未建立在线监测装置的管理制度；试验人员对在线监测仪的原理不够了解；未定期记录、积累及分析数据，以及部分在线监测装置因各种原因不能投入正常使用，如：营口热电转子匝间短路监测仪已安装到位，但未调试；主变的在线油中气相色谱监测仪主机已安装完毕，但未敷设油管及调试；启备变的在线油中气相色谱监测仪全部安装完毕，但未调试；SF6在线监测仪虽然已投入使用，因各气室未做微水测定无法比对，不能确定读数是否正确。日照#4主变高压套管在线监测仪因远方通讯的原因，导致采样失败，后台计算机不能显示数据；主变压器在线油中气相色谱的数据也未接到后台计算机等。

6）监督管理的问题

存在的问题：①绝缘监督网的专业组成不全，缺少汽机、化学、热工仪表专业人员参加，以致造成对绝缘监督中的氢、水、油（密封油、变压器油）、气（SF6）及仪表监督管理不力。②电厂《电气运行规程》中有的条文不符合相关行业标准的规定；绝缘监督基本规章制度中缺少《试验报告审核制度》、《试验设备、仪器仪表管理制度》等。③设备台账不完善，未及时记录检修发现的问题、故障处理等动态信息。④试验报告不规范，如，缺少执行标准、试验结果判定的依据、使用仪器的准确度及有效期，试验环境数据，有的委外试验报告无审核等。

3 下年度工作要点及建议

2011年绝缘技术监督工作的总体思路是：以科学发展观为统领，全面贯彻落实集团公司2011年工作会议精神，结合集团公司全面推行绿色发展行动计划和公司“十二五”发展规划的有关要求，继续推进技术监督的精细化管理，强化技术监督保障体系建设，通过不断提高发电设备“可控、能控、在控”的监督手段和水平，为集团公司安全管理工作持续改进提高做出新贡献。

3.1 加强技术监督的定期工作管理

各区域（产业）公司要严格要求各发电企业根据月度、年度的技术监督计划，规范各

种日常的监督项目。加强对机组大、小修中开展技术监督工作的管理，对于已拟定的监督项目要确保完成率以及完成质量。同时要求各发电企业认真做好技术监督季报的上报工作。

3.2 加强技术监督整改项的落实

各区域（产业）公司要督促各发电企业继续对2010年西安热工院现场查评提出的问题积极落实整改，结合年度技术监督计划和机组检修安排，对生产中的技术难题将集中力量攻关解决。

3.3 2011年的重点工作

1) 加强对油浸式设备的油中溶解气体异常、介损及电容量增量的监督，避免设备损坏事件的发生

2010年发生了大型主变高压套管爆炸事故，应引以为戒，总结经验教训。在大多数的情况下，油浸式设备在故障发生前是有先兆的，如介损、电容量值的变化、尤其是出现油中溶解特征气体异常，对发现设备早期隐患会比电气量感知得早。为了超前预控，提出下面的要求：

①严格按DL/T 596-1996《电力设备预防性试验规程》规定的预试周期和项目进行试验；当规程中预试周期存在上、下限时，应根据设备实际情况，明确执行的具体周期。逾期未进行试验，220kV及以上的设备应向总工程师汇报，并在绝缘监督季报中加以说明。

②运行设备的油中溶解特征气体任何一项超过注意值时，应分析原因并追踪分析，当特征组分含量有增长趋势，要缩短检测周期。对于500kV设备，当出现痕量(小于1μL/L)乙炔时，也应注意监视乙炔的变化趋势。

③套管介损值的变化能有效地反映套管主绝缘的变化，除了监督介损值是否超过DL/T 596-1996的规定值以外，还要求监督介损值的增量(Δtanδ/tanδ)不应大于10%/年。当介损值的增量大时，应缩短检测周期，并制定应急预案。

④试验使用的仪器应说明准确度和有效期，当测量值与上次测量值比较，其变化比较大时，应重复校核测量值的正确性。对于油中溶解特征组分含量测定，必要时应由有两个检测单位对同一油样进行测定，以确定测量数据的正确性。

2）防范发电机定子绕组端部振动大，导致绕组的松动、磨损及铁心松动

2010年发生多起由于发电机定子绕组端部振动大，导致端部紧固件、固定螺栓松动、；定子线棒磨损；引线焊接处开裂氢气漏入内冷水系统；定子接地故障等问题。为此要求：

新投运发电机应严格执行《华能24项反措》的规定，在投产前应做定子绕组端部振型模态试验。在首次检修时，应检查定子绕组端部线圈的磨损、紧固情况；铁心紧固螺栓、螺母的紧固情况，及定子槽楔松动情况。对模态试验频率不合格（振型为椭圆、固有频率在94～115Hz之间）的发电机，应采取针对性的改进措施，进行端部结构改造。

3）努力提高绝缘监督的管理水平

绝缘监督应认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，确保不发生电气主设备的损坏，确保电气一次设备在良好的状态下运行。2011年重点要求：

①绝缘监督四项指标达标，其考核要求：

预试完成率主设备100%；一般设备98%。

缺陷消除率危急缺陷100%；严重缺陷98%。

设备完好率主设备100%；一般设备98%。

标有准确度等级的试验仪器、仪表校验率100%。

②按期完成绝缘监督动态检查提出的存在问题的整改。

③改变在线监测装置低水平的管理状态

目前，在线监测装置主要配置在大型主变、高压套管和GIS，多为进口的技术先进的在线监测仪，集团公司作了较大的投入，但因存在各种原因，使用情况并不令人满意。在2011年，要求以近年新投运的油浸式设备配置的在线监测仪为重点，要求企业加强管理，设备落实专责人，建立设备台账，制定巡视制度，定期记录、积累及分析数据，并与离线数据作比对，为设备状态评估提供有效信息。在2011年年底，相关企业应提交一份在线监测装置的使用报告，以推动在线监测装置管理及使用水平的提高。

4）开展专项的调查研究

2011年初步拟定专项的调查研究两项，题目是“油浸式设备的运行现状及安全运行对策”、“在线监测装置的配置及使用状况调查”，待具体的方案确定后，将组织实施。要求参加调研的企业及相关技术人员积极投入，把工作做好。