提高农网可靠性及安全性措施

篇2：建筑电气安全性措施

近年来,住宅建筑的电气设计,已受到有关方面的关注,从政府主管部门制订政策法规,到开发单位、设计人员不懈地改进创新,不仅适应了大量家用电器进人家庭和多种信息消费猛增的需要,而且在用电安全方面,也相应有了许多的保护措施。但是,各类电气事故仍然逐渐增多。针对此情况,文章对建筑电气的安全性措施进行了探讨。

一、建筑工程中常用的安全保护措施

(一)绝缘保护

材料、设备进场应进行绝缘检查。在《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303-20**基本规定中对主要设备、材料、成品和半成品进场验收作了详细要求。比如成套灯具的绝缘电阻不小于2M伲诓克玫枷呔岛穸炔恍∮?.6mm;开关、插座的不同极性带电部件间的电气间隙和爬电距离不小于3mm,绝缘电阻值不小于5M伲还瘛⑵痢⑻ā⑾洹⑴碳湎呗返南呒浜拖叨缘丶渚档缱柚道〉缦呗繁匦氪笥?.5M伲位芈反笥?M伲坏缦摺⒌缋虏酚邪踩现け曛荆挡阃暾匏穑穸染惹夜娑司挡愫穸取R蛴幸煲樗陀凶手适笛槭医谐檠觳狻6杂谠谑┕ぶ杏捎诠ひ招枰鸹档木挡阌Σ捎蒙啻途档缃翰蓟指吹讲坏陀谠档燃叮鹊取?

(二)短路、过载保护

线路发生短路时,线路中的电流将增加到正常时的几倍甚至几十倍。在配电设备中常用熔断器以达到短路保护功能。熔断器不仅要标明额定电流,还应标明额定电压。根据配电系统中可能出现的最大故障电流,选择具有相应分断能力的熔断器。熔件的额定电流一般为用电设备额定电流的1.5倍左右。

载保护一般由自动开关(或小型断路器)完成。根据实际需要,自动开关可配备过电流脱扣器、失压脱扣器、分励脱扣器。为了起到自动开关过载保护的作用,自动开关的额定电流要与负载电流相匹配,并小于导线的载流量。

(三)漏电保护

电流通过人体内部,对人体伤害的严重程度与通过人体电流的大小、通过人体的持续时间、通过人体的途径、电流的频率以及人体的状况等多种因素有关。特别是电流的大小和通过时间之间有着十分密切的关系。目前,我国和西欧及日本一样,对于漏电保护器取30毫安/秒作为设计依据。根据各国经验,这样的漏电保护器,可以满足触电保护的要求,具有足够的安全性。

在建筑工程中漏电保护方式一般采用分支线保护和末端保护相结合的分级保护方式,并以末端保护为主。这样,可尽量缩小发生人身触电及故障时所引起的停电范围,不影响其他设备或用户的用电,便于查找故障,提高供电系统的可靠性。漏电保护器不同于其他电气产品,由于它关系到人身安全,因此选用时必须注意以下原则:(1)必须符合国家标准GB6829?6《漏电电流动作保护器》的要求,并具有中国电工产品认证委员会(缩写为CCEE)的认证标志;(2)应经有关专业部门检测并试验合格的报告证明文件;

(3)应符合漏电保护方式对其额定漏电动作电流及分断时间的要求,并满足分级保护的级间协调原则。

(四)等电位保护

施工质量验收规范GB50303?002第3章、第27章对建筑物等电位连结作了具体要求。等电位分局部等电位连结和总等电位连结。

在规范3.1.7强制性条文中,要求接地(PE)或接零(PEN)支线必须单独与接地或接零干线相连接,不得串联连接。在建筑工程中同类插座同一回路的接地线利用插座压紧螺栓相互翻接是不符合要求的,干线导线应可靠连接后连接到分户箱内接地汇流排,汇流排与总等电位箱直接相连。接地线用黄绿相间线是国际上通用的,总等电位同时是重复接地点。

局部等电位在以往图集中有两种方案,这种方案都存在不合理的地方,新的图集苏D101-2003中作了修改。新图集有两点得到加强:一是现浇板内受力筋与等电位系统作了可靠的焊接;二是卫生间的用电设备不仅要接地保护,而且还要等电位接地,增加了潮湿场所用电的安全性。

(五)接地保护

设备的某部分与土壤之间作良好的电气连接,叫做接地。与土壤直接接触的金属物件,叫做接地体或接地极。当电气设备发生接地故障时,电流就通过接地体向大地作半球形散开,这一电流叫做接地短路电流。试验证明,在距单根接地体或接地短路点20m左右的地方,实际上流散电阻已趋近于零,也就是这里的电位己趋近于零。凡电位趋近于零的地方,即距接地体或接地短路点20m以上的地方,就叫做电气的摰財或摯蟮財。接地电阻并不是一成不变的,是随着时间的推移、地下水位的变化以及土壤导电率的变化而变化。所以规范第24章要求接地装置必须在地面以上按设计要求位置设测试点。每单项工程不宜少于两个测试点。

按接地作用的不同可分为工作接地、保护接地、重复接地和防雷接地、静电接地、屏蔽接地或隔离接地等。

1.工作接地。为了保证电气设备在正常和事故情况下可靠地工作而进行的接地,叫做工作接地,如变压器中性点直接接地。

2.保护接地。为了保证人身安全,防止触电事故,把在故障情况下可能呈现危险的对地电压的金属部分同大地紧密地连接起来,叫做保护接地。对电力系统来说,保护接地的方法一般只适用于中性点不接地的电网中,只有在这种电网中,凡有金属外壳及构件的用电设备才可以采用保护接地来保证人身安全。

3.重复接地。在中性点直接接地的低压系统中,为确保零线安全可靠,除在电源(如变压器)中性点进行工作接地外,还必须在零线的其他地方进行必要的重复接地。比如电缆和架空线在引入到建筑物处,零线应重复接地,如果不进行重复接地,则在零线发生断线并有一相碰壳时,接在断线后面的所有设备的外壳都将呈现接近于相电压的对地电压,这是很危险的。

4.防雷接地。为了防止雷电的危害而进行的接地,叫做防雷接地。防雷接地作用不言而喻,不接地就无法对地泄放雷电流。规范对利用建筑物基础和主体钢筋做接地极和引下线以及人工接地装置、接闪器的安装作了具体要求。设计对防雷接地阻值都给出了参数,接地体和引下线完成后要测试,接闪器完成后整个系统才能测试。人工接地引下线要顺直,不存在死角,引下线金属保护管要与引下线做电气连通。避雷带形成等电位可防静电危害。人工接地装置接地体间距不小于5m是为了降低接地体屏蔽作用。

二、检查要点

1.利用建筑物基础钢筋作接地装置,要按设计和规范要求焊成环网状。检查搭接长度、施焊质量、搭接材料的规格尺寸,人工接地的埋地深度和间距,引下线的焊接质量和测试点的设置,测试方法和阻值大小。

2.总等电位和局部等电位的施工要符合设计和规范要求。

3.总等电位箱内自动空气开关、总漏电保护器以及分户箱内小型断路器、漏保器的质量、参数及级间协调,高低压配电设备的绝缘和安全防护,导线及灯具等质量。

4.同类插座同一回路的接地线的敷设,不能利用插座端子压紧螺栓相互翻接,用国际上通用的黄绿相间线作接地干线,接地干线应可靠连接后敷设到分户箱内接地汇流排,汇流排与总等电位接地排连接。按设计的供电线制检查总等电位箱内重复接地。

5.导线绝缘测试。

6.通电试运行并调试。

三、结语

以上是为了加强电气安全性而采取的技术措施,在设计、施工、检查、验收和设备交接中予以高度重视才能落到实处。监理在施工现场要多观察、勤检查,狠抓重点工序,坚持上道工序未经检查合格,不得进入下道工序。这样,电气的安全性就有了保证。

篇3：电力系统的安全性及防治措施

1引言

随着社会经济的发展,科学技术的进步及人民生活水平的不断提高,人们对电力的需求和依赖性越来越大,对安全稳定供电的要求越来越强。然而,由于受到电力系统自身原因和外部干扰的影响,电网事故时有发生,这不但使电力经营企业的经济效益受到损失,而且对电力用户和整个社会都将造成严重的影响。自20世纪60年代以来,世界各国均发生过因电力系统稳定破坏而导致的大面积停电事故。1996年7~8月美国西部接连2次大停电事故,美国总统认为停电事故已“危及国家安全”。2003年下半年在北美和加拿大、英国伦敦、瑞典-丹麦、意大利都先后发生过大面积停电事故,震惊世界。特别是,2003年8月14日美加大停电波及5000万人口的供电范围,造成重大经济损失,是美国历史上最严重的停电事故。

在我国,近20年来,各大电网发生的大停电事故有100余起。在西电东送,南北互联的条件下,我国将形成全国联网的巨型电力系统,如果出现电力系统重大事故,其规模和造成的损失有可能大幅度增加。因此,保证大规模互联电力系统的安全、稳定和经济运行是一个重大而迫切的问题,必须作为一个重大战略问题来解决。

2电力系统的安全性问题

2.1现代电力系统的安全性问题

电力系统的安全性是指系统在发生故障情况下,系统能保持稳定运行和正常供电的风险程度。传统的电力系统安全性主要是在发生故障情况下,研究电力系统本身的动态特性,包括系统的功角稳定性、电压稳定性、频率稳定性、系统解列、热过载等。这类研究一般是针对单一故障的,而大面积停电事故则通常是连锁事件的复杂序列。

随着现代通讯技术和信息技术的发展,为了保障大电网的安全和经济运行,各种信息系统,如调度自动化(SCADA/EMS)、配电网自动化系统(DA)和变电站综合自动化系统(SA),电力市场技术支持系统等在电力系统领域里得到了广泛应用。图1给出了现代电力系统的整体构架,电力系统与信息系统、通信系统已经融合成为高度集成的混杂系统,电力系统的监测和控制越来越依赖于信息系统和通信系统的可靠运行。信息系统中的计算机系统是核心,计算机系统的维护不当是8.14美加大停电的基本原因之一。一个关键通信系统发生故障会使整个系统陷于瘫痪,进而失去可控性和可观测性。因此,必须把电力系统安全性的概念加以拓展。最近一些研究人员提出了电力系统脆弱性(Vulnerability)的概念,作为电力系统动态安全评估的一种新的框架。脆弱性一词经常出现在环境、生态、计算机网络等领域的有关文献中,用来描述相关系统及其组成要素易于受到影响和破坏,并缺乏抗拒干扰、恢复初始状态(自身结构和功能)的能力。它们在不同的学科中有不同的含义。对于电力系统脆弱性,可定义为:电力系统因人为干预、信息、计算机(软、硬件)、通信、电力系统元件和保护控制系统等因素,而潜伏着大面积停电的灾难性事故的危险状态。系统脆弱性与系统安全性的水平和在系统参数变化时系统安全性水平的变化趋势这两类信息密切相关。在这个概念中,人们对它们设定一个可被接受的基准值,当系统安全现状被评估后,系统安全性水平和它的变化趋势也就被确定下来。系统是否脆弱取决于它们是否高于或低于设定的基准值。

2.2电力系统安全性问题的影响因素

影响电力系统安全性的因素很多,对于组成现代电力系统的基础设施而言,可分为内部因素和外部因素。

(1)内部因素:

1)电力系统主要元件故障:发电机、变压器、输电线故障;

2)控制和保护系统故障:保护继电器的隐性故障、断路器误动作、控制故障或误操作等;

3)计算机软、硬件系统故障;

4)信息、通信系统故障:与EMS系统失去通信、不能进行自动控制和保护、信息系统的故障(造成信息的缺损或者得到的信息不可靠)或拥塞、外部侵入信息/通信系统(如黑客的入侵);

5)电力市场竞争环境的因素:电力市场中各参与者间的竞争与不协调、在更换旧的控制和保护系统或发电装置上缺少主动性;

6)电力系统不稳定:静态/暂态/电压/振荡/频率不稳定等。

(2)外部因素:

1)自然灾害和气候因素:地震、冰雹、雷雨、风暴、洪水、热浪、森林火灾等;

2)人为因素:操作人员误操作,控制和保护系统设置错误、蓄意破坏(包括战争或恐怖活动)等。

3电力系统安全性的防治措施

3.1加强电网建设,降低事故概率

电力工业是需要长期和超前投资的工业,大的发电厂的建设要5~10年,寿命约为30年。所以,要求厂(发电厂)网(电网)协调、统一规划、超前建设、合理结构,以保证电力系统的安全运行。特别要加强电网建设(加强远距离输电网、受端电网和二次系统)以提高电网安全可靠性,降低事故概率,减少停电损失。

在2003年8月14日发生的美加大停电事故中美国官方提出电力供应网的“古老和陈旧”,也就是设备的老化问题,是电力系统发生故障的严重隐患。据统计,在发达国家中,发电设备的寿命在30年以上的自1990年的12增加到2000年的31,预计到2010年将达到50。同样地,在输电和配电领域,很大一部分的基础设施的寿命已接近70年。另一方面,很多几十年前设计的设备已不适应先进的数字化技术。所以,电力设备老化问题是发达国家普遍存在的问题。更换老化了的设备需要新的大规模投资。但是,电力工业市场化后,市场参与者关心的是今天和明天的利益,而不是20年以至30年的利益。在过去的十年中,由于竞争的压力、市场的不完备和管制的不确定性,在一些进行电力工业改革的国家中的投资已保持在一个较低的水平,以美国和瑞典为例,发电的高峰备用已由1990年的20降到2000年的10。所以,对于电力系统的建设要有全面规划,要建立一定的监管制度和投资激励机制,使电力工业的发展能满足电力系统运行安全性的要求。

3.2加强电力系统监控和管理

电力系统的互联使得在广阔的地域内进行资源的优化配置,互通有无,相互支援成为可能。但是,在紧密相连的互联电力系统中,一个局部故障能迅速向全系统传播,会导致大面积停电。所以,在事故处理上,要求反应迅速,高效统一。以美国为例,从1996年美国西部两次大停电和2003年8月14日大停电事故的情况来看,美国的电力系统监控和管理方面有很多值得改进的地方。在美国有3000多家电力公司在广袤的北美大地上各自经营着总容量约900GW的电力工业,虽然3000多家电力公司的电网是互联的,形成北美庞大的电力系统,但它们的调度和管理则是各自为政的,也没有一个监控全国或一个大区域互联电力系统的组织和机构来统一负责和协调全系统的安全运行和事故后的故障处理。在一个互联电力系统的某一部分出现故障后,互联的电力系统的其他部分在故障波及以前往往还不知道事故的发生。所以,在一个互联的电力系统中,统一电网管理,统一电网调度,建立完善的安全运行制度是保证电力系统安全可靠运行的重要条件。要通过定期的培训来不断提高调度和运行人员的素质,特别是应对突发事件的能力。美国Grid2030研究计划的研发项目中,建议2010年建成国家电网控制中心,强调输配电电网和通信信息网的结合。

为了改善电网的运行环境,减少外力和自然界对电力系统设备的破坏,要做好日常的维护工作,例如,及时修剪输电走廊的树枝,以免发生美国几次大停电事故中因导线与树枝间发生闪络而诱发的大面积停电事故。

3.3加强与电力系统安全紧密相关的基础研究

由不同容量发电机、不同电压等级和长度的输配电线路以及不同容量和特性负荷组成的电力系统是一个典型的复杂大系统,呈现高维、非线性、时变、信息的不完全性、广域(大范围跨越时空)互联性和微分代数的复杂特性。这个大系统的时空运行历来就是一个非常困难的学术和工程问题。目前急需建立新的理论和方法体系(建模、分析、模拟、仿真、预测、和控制方法),有效地解决复杂电力系统所面临的关键问题,比如跨区域电力系统长期动态行为分析与仿真,系统连锁故障防御与控制等等课题,以保证电力系统的安全、可靠的管理和运行。

要及早研究和开发广域的、智能的、自适应的电力系统的保护和控制系统,它集成了电力系统、广域保护和控制以及通信基础设施(包括GPS技术),能提供实时的关键和广泛信息,预见可能出现的问题,迅速地评价系统的薄弱环节,及时完成基于系统分析的自愈合和自适应重构动作等的防御措施,将形成全国复杂联合电力系统的强大反事故能力。

篇4：提高配电网供电可靠性技术措施

1.提高发、供电设备的可靠性:采用高度可靠的发、供电设备,做好发、供电设备的维护运行工作。

2.提高供电线路的可靠性,对系统中重要线路采用双回线,目前农电配网中,架设双回线的还比较少,双回线路供电,输送能力大,稳定储备高,输电线路的可靠性很稳定。

3.选择合理的电力系统结构和接线。

4.选择合理的运行方式。

5.建立配电网络自动化:选择合理的与本地相适应的综合自动化系统方案,配网自动化在实施一整套监控措施的同时,加强对电网是实时状态、设备、开关动作次数、负荷情况,潮流动向等数据进行采集,实施网络管理,拟定优化方案,提高供电可靠性。

6.主干线增设线路开关,架设分支,把分支线路故障停电范围限制在支线范围内,减少停电范围。

7.在人口较集中、树线矛盾突出的地方采用架空绝缘线或地下电缆敷设。

8.中性点接地和配套技术的应用。

随着电缆广泛采用,对地容性电流越来越高,中性点运行方式的改变和配套技术的应用,是改善系统过电压对设备的危害、减少绝缘设备破坏造成的事故,增强溃线自动化对单项接地故障的判别能力的重要手段。

9.增大导线截面,提线路输送客量。

10.增设10千伏开闭所,增加10千伏出线回路数,缩短10千伏线路供电半径。

11.增设变电站之间的联络线,提高各站负荷的转供能力。

12.开展带电作业,减少停电时间,在严格执行有关规定和保证安全的前提下,推行带电作业,在10千伏线路上使用安装方便,运行可靠的AMP线夹,与配套的AMP带电作业工具配合进行带电作业,可减少检修停电时间。

篇5：火力发电厂安全性评价（1）

火力发电厂安全性评价内容,主要包括生产设备、劳动安全和作业环境、安全管理系统三大方面。

一、生产设备安全性评价

(一)电站锅炉系统安全性评价

1.整体运行工作状况

(l)平衡通风锅炉是否烧正压,吸风机出力是否满足燃烧自动调节装置投入的条件。

(2)过热器及直流锅炉水冷壁的管壁温度是否存在频繁超温。

(3)主蒸汽或再热蒸汽是否存在频繁超温。

(4)连续排污和定期排污是否按规定严格执行。

(5)烧燃室或尾部烟道放炮事故的原因是否查明,对策是否落实。

(6)省煤器、水冷壁、过热器或再热器管频发性爆漏事故的原因是否查明,对策是否落实。

(7)制粉系统爆炸事故的原因是否查明,对策是否落实。

(8)吹灰器是否正常投入,燃烧室是否经常发生严重结焦。

(9)电除尘装置能否正常投入,水膜除尘器是否存在严重带水缺陷。

2.锅炉本体主要部件、重要辅机及附属设备的技术状况

(l)汽包、联箱、导汽管、集中下降管是否存在尚未彻底消除的爆破隐患。

(2)锅炉本体以外的高温、高压大口径汽或水管道及阀门,以及燃油管道和阀门是否存在尚未彻底消除的爆破隐患。

(3)受热面管子是否存在大面积腐蚀、磨损、过热变形或严重结垢缺陷。

(4)汽水系统压力容器是否存在爆破隐患(如:安全附件是否齐全、完好,是否按压力容器有关规程定期检验等)。

(5)吸风机、送风机、排粉机、风扇磨及其他重要辅机是否存在可能造成飞车等严重损坏的隐患。

(6)捞渣机、碎渣机是否存在影响锅炉稳定运行的严重缺陷。

(7)事故放水门、真空排汽门、给水调整门、省煤器再循环门、过热蒸汽和再热蒸汽的减温水调整门、燃油速断阀、燃气速断阀、电动主汽门、电动给水截断门、定期排污门、连续排污门等,是否存在开关失灵、电动操作失灵、漏流过大、开度指示器失灵或不准等尚未彻底消除的缺陷。

(8)锅炉计划大修是否超期未进行,并且技术状况属于应修未修。

(9)锅炉内部检验、外部检验和超压试验是否按规定进行。

(10)启动锅炉技术是否良好。

(11)生产用空压机及附属设备是否存在严重缺陷及隐患。

3.安全阀的状况

(1)安全阀(含排汽管路)的设计、安装、运行是否符合规定。

(2)是否按规定定期进行校验和放汽试验。

4.水位表的状况

(1)就地水位表的设计、安装和运行是否符合规定。

(2)就地水位表的正常或事故照明是否良好,水位是否消晰可见。

(3)就地和远传水位表校对检查制度执行是否认真。

5.除灰系统

(l)除灰泵房是否存在水淹的隐患。

(2)灰场灰坝正常水位、坝前积水、坝体状况是否符合要求。

(3)高浓度输灰系统中各类泥浆泵能否稳定运行。

6.设备编号及标志

(l)阀门编号及开关方向标志是否齐全清晰。

(2)管道涂色或色环、介质名称及流向标志是否齐全清晰。

(3)主设备及主要辅助设备名称、编号、转动方向标志是否齐全清晰。

(4)操作盘、仪表盘上控制开关、仪表、熔断器、二次回路连接片名称是否齐全清晰,仪表刻度盘额定值处是否划有红线。

7.技术资料

(l)锅炉技术登记簿是否齐全,内容是否正确完整。

(2)设备大小修总结是否及时、完整,有关资料是否齐全。

8.与锅炉有关的其他状况

如防寒防冻等是否存在严重隐患。

(二)汽轮机安全性评价

1.汽轮机本体的技术状况

(l)汽缸(含喷嘴室)是否有裂纹、变形、漏汽;结合面大螺栓、转子(含接长轴)、对轮(含连接螺栓)存在隐患;隔板变形或裂纹;叶片存在严重缺陷或频率不合理;复环、拉筋有隐患;主汽门、调速汽门、再热主汽门、再热调速汽门存在爆破隐患;主轴承乌金脱胎、龟裂等尚有缺陷;轴封等是否存在严重漏汽缺陷。

(2)主轴和主轴承是否存在振动值不合格或推力轴承瓦块温度超限或接近限值。

(3)滑销系统功能是否正常,是否存在汽缸膨胀受限、汽缸偏移等缺陷。

(4)汽缸是否存在漏进冷汽、冷水的隐患,如疏水系统连接不合理等。

2.调节保安系统

(l)所有超速保安装置是否完好,并能正常地投入。

(2)调速系统是否存在卡涩或锈蚀,透平油、抗燃油油质是否良好。

(3)调速系统速度变动率、迟缓率是否符合有关规定,甩额定负荷时,调速系统能否维持机组转数低于危急保安器动作值。

(4)是否定期进行危急保安器提升转数动作试验;危急保安器运行2000充油试验;抽汽逆止门定期关闭试验;大修前后和运行机组一年一次主汽门、调速汽门严密性试验;每天一次的自动主汽门、再热主汽门的活动试验,带固定负荷机组每天(至少每周)一次调速汽门较大范围变动的活动试验;装有中压调速汽门活动装置的机组每天(至少每周)一次的活动试验。

(5)各级旁路系统是否存在投入时超温、超压、水冲击等隐患。

3.压力容器及高温高压管道的状况

包括除氧器,高压加热器,疏水、排污扩容器,其他生产用压力容器,高温高压主汽、给水和疏水管道、阀门等是否符合防爆要求。

4.重要辅机及附属设备的状况

(l)给水泵(含驱动设备等)是否完好。

(2)循环水系统(含空冷机组的冷却水系统)如循环泵、冷却水循环泵、水塔等是否存在缺陷和隐患。

(3)凝结水系统是否存在缺陷和隐患。

(4)真空系统是否存在缺陷和隐患。

(5)高压油泵、交直流密封油泵及润滑油泵是否完好。

(6)氢冷发电机氢油差压阀、平衡阀自动跟踪装置是否正常投入,性能是否良好。

(7)凝汽器铜管是否泄漏。

5.汽油机系统防火状况

(l)轴承及油系统是否漏油。

(2)机头下部热体附近油管道是否采取隔热防火措施。

(3)油管道法兰使用的胶皮垫或塑料垫是否尚未更换。

(4)压力油管道是否存在尚未消除的爆破隐患。

(5)主油箱事故放油门是否好用,在事故情况下是否可以操作。

6.设备编号及标志

(1)阀门编号及开关方向标志是否齐全清晰。

(2)管道涂色或色环、介质名称及流向标志是否齐全清晰。

(3)主设备及主要辅助设备名称、编号、转动方向是否齐全、清晰。

(4)操作盘、仪表刻度盘上控制开关、仪表、熔断器、二次回路连接片名称是否齐全清晰,仪表刻度盘额定值处是否划有红线。

7.技术资料

(l)每台机组是否具备以下资料,主要值班人员是否掌握:①转子原始弯曲的最大晃度值和最大弯曲点的轴向位置及圆周方向的相位;②大轴晃度表测点安装位置的转子原始晃度值及最高点在圆周方向的相位;③汽轮发电机组轴系临界转速值及正常起动、运行情况下各轴承的振动值记录(包括中速暖机时,临界转速时和定速后的振动数值);④正常情况下盘车电流值及电流摆动值记录(应注明记录的油温、顶轴油压等);⑤正常情况下停机的惰走时间(应注明真空、顶轴油泵开启时间等)和破坏真空紧急停机时的惰走时间记录;⑤停机后,正常情况下汽缸各主要金属温度测点的温度下降曲线或温度记录;①通流部分轴向间隙值及径向间隙值。

(2)设备大、小修总结是否及时完整,有关资料是否齐全。

8.汽机其他

如防寒防冻是否存在严重隐患等。

(三)电气设备安全性评价

l.发电机及励磁系统

(l)整体运行工况及技术状况:①发电机转子是否存在接地或不稳定接地缺陷;②氢冷发电机是否存在漏氢缺陷或氢纯度频繁下降的缺陷,水冷发电机冷却水水质、压力、温度等是否稳定地控制在合格范围之内;③氢冷发电机机内氢气湿度是否符合规程要求;④因故障长期倒用备用励磁机运行至评价时已超过30天;⑤大修后电气预防性试验是否被迫低标准通过,试验中发现的重要问题是否尚未解决。

(2)发电机本体主要部件技术状况:①护环、转子锻件金相检验发现的缺陷是否已彻底处理;②定子、转子是否存在局部过热或其他危及安全运行的严重缺陷;③密封瓦是否存在向机壳内漏油缺陷;④发电机封闭母线(含中性点)有无局部过热现象,排氢孔是否符合规定。

(3)励磁系统技术状况:①自动调节励磁装置调节性能是否良好;③灭磁开关合、掉闸及灭磁性能是否良好;③主、备励磁机切换系统是否符合安全切换条件;④备用励磁机是否定期进行启动试验,经常处于良好备用状态。

(4)发电机主要电气监测仪表指示值及对应关系是否长期不正常。

(5)发电机定子、转子绝缘监视、信号装置是否正常。

(6)技术资料:①电气预防性试验报告是否齐全完整;②转子、护环金相试验报告是否齐全完整。

2.主变压器和厂用变压器状况

(l)整体运行工况及技术状况:①变压器油温及温升是否存在异常;②各级电压的变压器绝缘油气相色谱是否合格,500kV变压器含水量、含气量是否合格;③电气预防性试验(含绝缘油的常规检验)中是否有降低标准试验项目或试验数据超标缺陷尚未消除的现象;④110kV及其以上变压器(含套管)是否采用真空注油;⑤8MVA及以上变压器是否采用胶囊、隔膜或充氮保护;⑥强油循环变压器的冷却装置是否有两个独立电源,能自动切换并定期进行切换试验;⑦绝缘预防性试验是否超过了批准期限。

(2)主要部件及附属设备技术状况。①绕组、铁芯、分接开关、压紧装置、套管、引线接头和冷却系统等是否存在重要缺陷;②套管防漏雨密封措施是否良好;③变压器及套管油位指示器是否指示正常;④有载调压开关及操动机构有无重要隐患,是否按制造厂规定的动作次数进行检修和更换绝缘油;⑤净油器是否正常投入,呼吸器维护情况是否良好;⑥套管及本体(含散热器等)是否漏油;⑦90MVA及以上变压器有无喷水雾或其他类型固定灭火装置。

(3)技术资料。①设备台账、厂家技术说明书及有关图纸是否齐全完整;②检修记录及大修总结是否齐全完整。

3.高、低压配电装置状况

(1)系统接线和运行方式。①主系统和厂用系统接线和运行方式是否存在严重隐患;②备用厂用变压器(含备用)自启动容量是否进行过校核并具有时效,有无防止过投自启动负荷(如第二台厂用变压器故障时)的措施;③备用电源自投装置是否经常处于良好状态,定期试验是否按规定进行,并且记录完整;④保安电源是否安全可靠。

(2)母线及架构。①屋外电瓷外绝缘(含变压器等各类套管及瓷套)爬电比距是否符合所在地区污秽等级要求,如不能满足要求,是否采取了涂刷防污涂料等措施;②屋外电瓷外绝缘的清扫周期是否根据地区污秽严重程度分别做到每年清扫1~2次;③悬式绝缘子串和多元件支柱绝缘子是否按规定摇测绝缘或检测零值绝缘子;④各类引线接头是否存在发热现象;⑤水泥架构(含独立避雷针)是否有严重龟裂、混凝土脱落、钢筋外露等缺陷,钢架构有无严重腐蚀。

(3)高压开关设备。①断路器遮断容量和性能能否满足短路容量或切空载线路要求;②国产户外断路器是否采取了可靠的防雨密封措施;③电气预防性试验项目中是否有超限或不合格项目(含绝缘油的定期检验项目);④断路器大、小修项目是否齐全无漏项,重要反事故措施项目是否落实,是否超过规定的期限(包括故障切断次数超限等);⑤电气预防性试验是否超过了批准的期限(含六氟化硫水分含量测定、六氟化硫气系统检漏等);⑥断路器和隔离开关是否存在其他威胁安全运行的重要缺陷(如:触头严重发热、严重漏油、六氟化硫系统漏泄、防慢分措施不落实,3~10kV小车开关柜绝缘距离不够、绝缘隔板材质不良、柜间未实现密封等)。

(4)电压、电流互感器,避雷器和耦合电容器。①110kV及以上国产户外电压、电流互感器是否采取了可靠的防雨密封措施;②35kV及以上的电压、电流互感器,避雷器和耦合电容器是否存在严重缺陷、电气预防性试验项目中是否有超限或不合格项目;③35kV及以上电压、电流互感器,避雷器和耦合电容器预防性试验是否超过批准的期限;④110kV及以上磁吹避雷器、金属氧化物避雷器是否按规定在运行中分别测量电导电流或泄漏电流。

(5)防误操作技术措施。①电气一次系统(含高压厂用电系统)模拟图板是否完善,并且与实际接线相符;②屋外35kV及以上开关设备是否实现了“四防”(不含防止误入带电间隔);③屋内高压开关设备是否实现了“五防”;④闭锁装置电源是否使用专用的与继电保护直流电源分开的电源;⑤闭锁装置的维修责任制是否明确,维修状况是否良好。