技术监督文档.doc

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1、2018 年江苏省发电企业年江苏省发电企业技术监督检查大纲技术监督检查大纲（燃机版）国家能源局江苏监管办公室江苏方天电力技术有限公司二一八年四月1目 录一、一、绝缘专业绝缘专业 .2 2二、二、继电保护继电保护 .7 7三、三、电能质量（包括励磁系统）电能质量（包括励磁系统） .1616四、四、电测专业电测专业 .1818五、五、热控专业热控专业 .2020六、六、金属专业金属专业 .2424七、七、环保专业环保专业 .2828八、八、化学专业化学专业 .3131九、九、锅炉专业锅炉专业 .3535十、十、燃机及汽机专业燃机及汽机专业 .3939十一、十一、 节能专业节能专业 .44442一、

2、一、 绝缘专业绝缘专业序号序号检查内容检查内容自查结果自查结果备注备注 1变压器部分（包括电抗器、互感器等）变压器部分（包括电抗器、互感器等）1.1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。1.2新投运设备交接试验完整性(具体项目见 GB/T50150-2016) 和合格判据检查。1.3变压器运行中是否遭受特殊工况，如过电压、出口或近区 突发短路等，事故中保护是否正常动作，是否有电压、电 流波形的完整记录。1.4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。1.5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。1.6最近一个检修周期是何时，检修原因和

3、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。1.7近二次预防性电气试验（具体项目见 DL/T 596-1996）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）。1.8近二次油色谱试验（包括产气率），有异常指标是否分析、 跟踪，是否满足周期要求。油色谱在线监测装置运行是否 正常（如有）。1.9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。1.10对于 220kV 以上设备，每年在夏季前后是否各进行一次精 确红外检测，有无异常发现及处理情况。1.11本体、套管、冷却器等有无破损裂纹、渗漏

4、，有几处，有 否在停电或停泵状态下检查。特别注意变压器冷却器潜油 泵负压区出现渗漏。1.12如果有油气胶纸型套管，电容量是否有阶跃性变化。1.13设备运行中是否有异常声响，是否进行过振动或噪音测试。1.14是否更换或补充过油，工艺是否满足要求。1.15运行年限超过 15 年的储油柜胶囊和隔膜是否按时更换。1.16主变避雷器计数器运行是否正常，有无动作记录。1.17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），数据是否有比较。1.18变压器（电抗器）的铁心接地电流是否小于 100mA，如存在 多点接地现象，是否采取措施。1.19变压器瓦斯继电器的动作情况。瓦斯继电器的防雨措施。1

5、.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。31.21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。1.22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。切换油室是否进行油样微水分析。1.23变压器风扇及冷却器每 1-2 年应进行一次冲洗，并宜安排 在大负荷来临前进行。其供电设备是否可靠。1.24潜油泵是否为低速油泵，其轴承为何级别，有无异常高温、 震动、异声等现象。1.25变压器（电抗器）高压套管、储油柜油位计能否看清，油 位、

6、油色是否正常。1.26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。1.27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。1.28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。1.29变压器中性点接地引下线是否满足双接地要求，接地引下 线电流是否满足要求。1.30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。变压器的压力释放阀喷油管有无用管 道引至地面。1.31对于日产投运十年以上 220kV

7、 电压等级以上变压器，是否 进行过油带电倾向度和体积电阻率测试。对于 500kV 变压 器是否开展油含气量、含硫量和颗粒度检测。1.32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。1.33各控制箱和二次端子箱等防护措施是否完备（防潮、防污 等）。1.34互感器油位是否正常，是否存在渗漏油情况或其它缺陷。1.35CVT 是否定期检查二次电压，有否异常。1.36CVT 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1.37PT 是否测量空载电流，测试电压是否符合中性点非有效接 地 1.9Un、有效接地 1.5

8、倍 Un 的要求，干式电磁式电压互 感器是否空载电流试验正常，直流电阻偏差小于 2%。1.38发电机出口 PT 运行十年左右的应在检修时重点检查其绝缘 性能。 1.39低压侧升高座至封母连接处有无开展红外检测，有无涡流 过热情况及改造。1.40封闭母线内是否定期检查清扫，绝缘状况是否良好，伴热 带、微正压、湿度在线监测装置运行是否正常（如有）。 2发电机部分发电机部分2.1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，是否带缺陷运行。2.2大、小修是否超周期，检修报告（记录）是否完整规范。42.3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

9、。2.4发电机转子是否存在匝间短路现象，重复脉冲法（RSO）试 验和交流阻抗试验结果是否合格。2.5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。2.6氢冷发电机氢气湿度如何控制，措施如何。运行机在停机 状态时，氢气的湿度和补气纯度是否控制，漏氢率是否满 足要求。2.7机组漏氢量实测计算应每月进行一次。当发电机氢冷系统 发生渗漏且无法停机时，必须加强现场氢气含量监测，加 大漏氢量实测计算频率。2.8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，如何是否开展定冷水流量试验。2.9保护和测量装置是否正常投入；功能是否良好。2.10冷

10、却系统、油系统及其他主要部件是否存在缺陷。2.11发电机无功有无波动情况，转子电流有无波动情况。2.12防止发电机损坏事故反措制定是否符合机组实际，端部模 态试验是否合格，端部是否存在磨粉现象。2.13集电环碳刷更换有无记录，有无打火，大轴两端有无油污， 接地碳刷有无打火（或铜辫磨损是否严重），轴电压是否 合格。3SFSF6 6开关和开关和 GISGIS 3.1额定电流是否符合实际工况3.2开断电流是否满足要求3.3新投运设备交接试验完整性(具体项目见 GB/T50150-2016) 和合格判据检查。3.4是否对断路器本体和操作机构进行定期检查，并按标准、 规程要求开展相关试验。3.5是否定期

11、进行 SF6微水测量和检漏，微水在线监测装置（如 有）是否可靠。3.6是否作断口并联电容器测试3.7合闸电阻值和投入时间测试3.8导电回路电阻测试3.9断路器分合闸时间和速度测试3.10断路器分合闸的同期性测试3.11分合闸电磁铁动作电压特性测试3.12加强断路器合闸电阻的检测和试验，防止断路器合闸电阻 缺陷引发故障。在断路器产品出厂试验、交接试验及预防 性试验中，应对合闸电阻的阻值、断路器主断口与合闸电 阻断口的配合关系进行测试。3.13密度继电器是否满足不拆卸校验的要求，是否按周期进行 检查校验。3.14是否作压力表定期检查3.15液(气)压操动机构泄漏试验3.16油(气)泵打(补)压运转

12、时间3.17室内 GIS 站是否有泄漏报警和氧量检测仪，并将信号引出 至门外。53.18是否定期和用电高峰前作发热红外检测工作3.19是否检查操作电源熔丝、是否定期更换3.20端子箱防潮防污状况检查3.21辅接点是否定期检查动作可靠3.22GIS 是否开展带电检漏、带电局放检测等工作4隔离开关隔离开关 4.1额定电流是否符合实际工况4.2动热稳定电流是否符合工况4.3新投运设备交接试验完整性(具体项目见 GB/T50150-2016) 和合格判据检查。4.4预防性试验是否按规程执行4.5操动机构检修后操作灵活、触头位置到位、闭锁可靠4.6外观和防锈蚀检查4.7检修润滑脂是否采用二硫化钼锂基脂4

13、.8操动机构是否有多重防雨设施4.9导电回路电阻测量1.5 倍 出厂值 4.10二次回路绝缘电阻4.11二次回路交流耐压试验4.12最低操动电压测量4.13是否定期和用电高峰前作发热红外检测工作，隔离开关有 无接触不良、造成温度较其余相较高的情况，措施如何。4.14是否开展支柱绝缘子的超声探伤检测。是否对新安装的隔 离开关的中间法兰和根部进行无损探伤。对运行 10 年以上 的隔离开关，每 5 年需对中间法兰和根部进行无损探伤。5氧化锌避雷器氧化锌避雷器 5.1额定电压是否符合设计要求5.2持续运行电压是否符合工况5.3新投运设备交接试验完整性(具体项目见 GB/T50150-2016) 和合格

14、判据检查。5.4预防性试验是否按规程执行5.5直流 1mA 参考电压（U1mA）及 0.75U1mA下的泄漏电流每年雷 季前5.6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5.7雷雨季节前后是否开展避雷器交流泄漏全电流和阻性电流 测量。5.8避雷器泄漏电流表运行是否正常，有无指针卡涩、表盘进 水现象，避雷器计数器动作情况是否有记录和分析情况， 避雷器有无加装屏蔽环。5.9是否定期和用电高峰前作发热红外检测工作5.10有无加装出线侧避雷器。6升压站外绝缘及绝缘子类部分升压站外绝缘及绝缘子类部分 6.1升压变压器和 GIS 套管，以及升压站 500kV 悬式、支柱绝 缘

15、子串、断路器和隔离开关的爬距检查，防污闪隐患排查 结果如何，有无措施。6.2绝缘子类明细情况66.3绝缘子饱和盐密测量取样绝缘子悬挂是否规范，盐密测试、 灰密测试是否规范。6.4污染源情况,污秽性质6.5日常巡视记录，外绝缘表面是否存在爬电现象。6.6历年污闪记录6.7每年是否制定清扫计划，并按照计划进行绝缘子清扫6.8RTV 涂料是否通过入网抽样检测。6.9硅橡胶伞裙套、合成绝缘子、其他硅橡胶设备的憎水性试 验开展情况及老化程度。6.10110kV 及以上悬式绝缘子是否按周期进行零值检测6.11对硅橡胶和加装硅橡胶伞裙的瓷套，应经常检查硅橡胶表 面有无放电现象，如有放电现象应及时处理。 7防

16、雷和接地装置防雷和接地装置 7.1全厂接地电阻是否满足规程要求：2000/I （I 为单相短 路接地电流，有调度部门提供），或0.5.7.2定期(时间间隔应不大于 5 年)通过开挖抽查等手段确定接 地网的腐蚀情况，铜质材料接地体的接地网不必定期开挖 检查。若接地网接地阻抗或接触电压和跨步电压测量不符 合设计要求，怀疑接地网被严重腐蚀时，应进行开挖检查。 如发现接地网腐蚀较为严重，应及时进行处理.7.3高压电气设备的过电压保护是否完善8绝缘监督管理8.1技术监督管理制度和标准、设备台帐等档案管理完善及时， 预试率、缺陷消除率、检定率合格。8.2异常情况处理有分析记录报告并及时上报技术监督单位，

17、总结（报表）按时完成，预警通知单闭环良好。8.3绝缘监督网络活动开展良好，参加上级网络活动情况良好。 全省网络年度专业技术监督重点工作完成情况。8.4基建扩建、技改大修和安全生产等全过程绝缘监督管理落 实情况。9应急预案的制定9.1防止电气误操作事故应急预案9.2防止全厂停电事故应急预案7二、二、 继电保护继电保护序号序号检查内容检查内容自查结果自查结果备注备注 1监监督督管管理理1.1应建立健全继电保护技术监督管理制度，设 置继电保护技术监督专责人1.2各级成员岗位职责明确、落实到人，技术监 督工作开展正常1.3应编制符合本单位实际情况的继电保护及 安全自动装置监督管理标准1.4应建立继电保

18、护监督支持性管理文件如： 继电保护试验仪器、仪表管理规定 、 继 电保护及安全自动装置定值管理规定 、 继 电保护图纸管理规定 、 继电保护及安全自 动装置检验管理规定等管理规定1.5应制订年度监督工作计划，编写年度监督总 结报告，定期开展技术监督日常工作，对于 监督整改问题应闭环管理，并且在设计、调 试、验收、运行、检修等各阶段进行全过程 监督管理 2运运行行管管理理2.1应及时修订继电保护专业运行检修规程，在 工作中严格执行安全技术措施2.2保护规范名称列入现场运规，与调度下发标 准名称一致2.3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2.4根据运行设备的缺陷记录

19、、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2.5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2.6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2.7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，均应 设置恰当的标识，方便辨识和运行维护；电 缆铭牌标示清晰；封堵严密整洁；装置压板、 切换开关的投退情况是否符合调度命令和现 场运行规程的规定。2.8二次回路的端子、连片外观是否良好；接线 工艺是否符合要求；各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，加热、除湿装置运行是否正常；有无 积

20、灰、积水和严重锈蚀情况。2.9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8序号序号检查内容检查内容自查结果自查结果备注备注2.10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， 220kV 及以上电压等级升压站故障录波器 （如无，则应是包含线路信息的故障录波器） 应接入调度数据网。2.11发电厂涉网设备应配置统一的时间同步装置， 主时钟应采用双机冗余配置（采用以北斗卫 星对时为主、GPS 对时为辅的单向授时方式） 。微机继电保护装置和继电保护信息管理系 统应经时间同步装置对时；升压站是否配置 时间同步装置，继电保护设备卫星同步对时 是否正确。2.12在

21、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2.13系统发生事故保护装置动作后，是否有详细 的事故记录2.14继电保护及安全自动装置外观是否正常（包 括装置告警等信号灯、运行等指示灯、液晶 显示及信息报文等是否正常） 。2.15保护信息子站应与各保护装置通信正常，信 息上传正确；保护信息子站应接入数据网， 与调度主站通讯应正常。 3保护配置保护配置3.1100MW 及以上容量发电机变压器组应按双重 化原则配置微机保护（非电量保护除外） ； 大型发电机组和重要发电厂的启动变压器保 护宜采用双重化配置。继电保护装置及其逆 变电源模块的运行年限是否超过

22、继电保护运 行规程要求，运行状况是否良好。3.2220kV 及以上电压等级线路纵联保护的通道 （含光纤、微波、载波等通道及加工设备和 供电电源等）远方跳闸及就地判别装置应遵 循相互独立的原则按双重化配置。3.3220 kV 及以上电压等级变电站的母线保护 应按双重化配置。3.4变压器宜配置单套非电量保护，应作用于断 路器的两个跳圈，未采用就地跳闸方式的非 电量保护应设置独立的电源回路（直流空气 小开关及其直流电源监视回路）和出口跳闸 回路，且与电气量完全分开。3.5非电量保护及动作后不能随故障消失而立即 返回的保护（只能靠手动复位或延时返回） 不应启动失灵保护，应使用能够快速返回的 电气量保护

23、作为断路器失灵保护的启动量。3.6发电机失磁保护应校核发电机失磁保护的整 定范围和低励限制特性，防止发电机进相时 发生误动作。 3.7采用零序电压原理的发电机匝间保护应设有9序号序号检查内容检查内容自查结果自查结果备注备注 负序功率方向闭锁原件3.8200MW 及以上发变组应配备专用的故障录波 装置，发电机、变压器不仅录入各侧的电压 电流，还应录取公共绕组电流、中性点电流 和中性点零序电压。所有保护出口信息、通 道收发信情况及开关分合位情况等变位信息 应全部接入故障录波器。3.9220kV 及以上厂站配置两组独立的直流蓄电 池供电电源；电厂升压站直流系统与机组直 流系统应相互独立；直流上下级熔

24、断器或小 开关应逐级配合,蓄电池按计划进行充放电 试验3.10发电机转子一点接地保护装置原则上应安装 于励磁系统柜。接入保护柜或者机组录波器 的转子正负极采用高绝缘的电缆且不能与其 他信号共用电缆。3.11主设备的断路器失灵保护是否已按反措要求 配置并投入运行；发电机变压器组的断路器 三相位置不一致保护应启动失灵保护。3.12作用于跳闸的非电量保护，启动功率应大于 5w，动作电压在额定直流电源电压 55%70% 范围内，额定直流电源电压下动作时间为 10ms35ms，加入 220V 工频交流电压不动作。3.13变压器非电量保护重瓦斯应由继电器直接重 动跳闸，其余非电量宜作用于信号。3.1422

25、0 千伏及以上系统中变压器差动保护、母 线差动保护、线路纵联差动保护等各侧配置 的 CT 类型、 变比、传变特性是否满足保 护要求，系统短路电流是否处于 CT 允许的 正确工作范围。3.15微机同期装置是否配置独立的同期鉴定闭锁 继电器3.16变压器启动通风回路是否满足变压器、高 压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化 设计规范的有关要求3.17200MW 及以上容量发电机应装设起、停机保 护及断路器断口闪络保护，起、停机保护在 发电机正常运行时应退出。3.18300MW 及以上容量的发电机应配置失步保护， 在进行发电机失步保护整定计算和校验工作 时应能正确区分失步振荡中心所处的位置， 在机组

26、进入失步工况时根据不同工况选择不 同延时的解列方式，并保证断路器断开时的 电流不超过断路器允许开断电流。3.19300MW 及以上容量的大型机组应部署相量测 量装置。其测量信息应能满足调度机构需求， 并提供给厂站进行就地分析。相量测量装置 与主站之间应采用调度数据网络进行信息交10序号序号检查内容检查内容自查结果自查结果备注备注 互。同步相量测量装置应与时钟同步系统对 时，对时精度为 1s，满足不了要求时，应 设置专用同步时钟系统。3.20UPS 手动维修旁路开关应具有同步闭锁功能。4二次回路二次回路4.1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4.2两套主保护

27、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4.3非电量保护与电气量保护直流电源应相互独 立4.4500kV 主变中压侧阻抗保护、发电机-变压 器组的阻抗保护需经电流元件启动，在发生 二次回路失压、断线以及切换过程中交流和 直流失压等异常状况时，应具有完善的防误 动功能4.5跳闸压板的开口端应装在上方，接到断路器 的跳闸回路4.6保护的电流互感器、电压互感器二次安全接 地是否符合国家电网公司十八项电网重大 反事故措施 （修订版）和国家能源局防 止电力生产事故的二十五项重点要求 （国 能安全2014161 号文）的有关条款。4.7正、负电源之间及电源与跳（合）

28、闸之间应 适当隔离4.8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4.9电流互感器的二次绕组及回路，必须且只能 有一个接地点。来自同一电流互感器二次绕 组的三相电流线及其中性线必须置于同一根 二次电缆。 公用电压互感器的二次回路只允许在控制室 内有一点接地，为保证接地可靠，电压互感 器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断 器等。来自同一电压互感器二次绕组的三相 电压线及其中性线必须置于同一根二次电缆， 不得与其他电缆共用。4.10PT 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4.11差动保护在投入前需测相位及中性线不平

29、衡 电流 4.12交流回路与直流回路不能共用一根电缆4.13主变压器、电抗器上的瓦斯继电器应装防雨 罩，安装应结实牢固且应罩住电缆穿线孔。4.14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11序号序号检查内容检查内容自查结果自查结果备注备注4.15操作、信号及二次回路的绝缘是否符合规程 规定的要求4.16建议对于新安装的屏柜使用钳形电流表检查 流过保护二次电缆屏蔽层的电流，以确定 100mm2铜排达到有效抗干扰的作用，如检测 不到电流，应检查屏蔽层是否良好接地。4.17正常运行时，直流母线电压应为直流电源系 统标称电压的 105%。 4.18直流

30、系统对地绝缘是否良好4.19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4.20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4.21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4.22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4.23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4.24新建或改造的变电所，直流系统绝缘监测装 置，应具备交流窜直流故障的测记和报警功 能。原有的直流系统绝缘监测装置，应逐步 进行改造，使其具备交流窜直流故障的测记 和报警功

31、能。新投入或改造后的直流电源系 统绝缘检测装置，不应采用交流注入法测量 绝缘状态，应逐步更换为直流原理的直流电 源系统绝缘检测装置4.25新、扩建或改造的变电所直流系统用断路器 应采用具有自动脱扣功能的直流断路器，严 禁使用普通交流断路器。4.26使用开关本体三相不一致保护，三相不一致 保护时间应按照各级调度整定规程要求进行 校验。 5校验管理校验管理5.1是否制定本单位继电保护标准校验规程及报 告 5.2继电保护校验是否存在着超周期现象 5.3继电保护校验报告是否齐全有无漏项5.4是否制定继电保护工作标准安全措施票并认 真执行5.5继电保护图纸应图实一致，有齐全完整的竣 工图纸（含设计变更）

32、 ，并做到 CAD 电子文 档化管理5.6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 5.7备品备件有管理制度，是否齐全5.8应制订符合现场实际的熔断器整定配置图， 是否定期校核熔断器（直流小开关） 。12序号序号检查内容检查内容自查结果自查结果备注备注5.9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5.10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5.11是否已按国家电网公司发电厂重大反事故 措施（试行） （2007）和国家电网公司十 八项电网重大反事故措施以及国家能源局 防止电力生产事故

33、的二十五项重点要求 （国能安全2014161 号文）执行反措整改 工作 5.12是否定期检查已执行反措仍然完好、有效 5.13是否按要求执行检验规程 5.14是否执行检修文件包制度5.15定期进行 UPS 系统的维护与检测工作，如直 流电源、风扇、逆变器及静态开关等需要重 点检查；UPS 负载应在 70%左右，应依据热 工专业要求进行配置。5.16发电机保护和测量装置是否正常投入；功能 是否良好。5.17电流互感器的试验数据（如变比、伏安特性 及 10误差计算等）是否完整5.18所有涉及直接跳闸的重要回路应采用动作电 压在额定直流电源电压的 55%70%范围以 内的中间继电器，并要求其动作功率

34、不低于 5W。 6保护软件版本管理保护软件版本管理 6.1微机保护软件版本管理办法 6.2现场保护装置软件版本是否符合要求6.3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 7定值管理定值管理 7.1继电保护定值管理制度是否健全7.2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7.3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

35、行整定7.4参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7.5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7.6现场及保护班是否存有最新保护定值单，是 否齐全正确13序号序号检查内容检查内容自查结果自查结果备注备注 7.7实际定值与定值单是否相符7.8定值单按调度规定执行，是否定期核对整定 单7.9发电机组涉网保护如发电机频率异常保护、 失磁保护、低励限制及保护、定子电流限制 及定子过负荷保护、重要辅机保护、过励限 制及保护、过激磁保护等每年应按照调度要 求进行校核，校核结果应能满足调度对涉网 保护要求。 8发电厂信息安全及二次系统

36、安全防护8.1发电厂电力监控系统是否满足“安全分区、 网络专用、横向隔离、纵向认证”的安全防 护总体原则为了保障电力监控系 统的安全，防范黑客 及恶意代码等对电力 监控系统的攻击及侵 害，特别是抵御集团 式攻击，防止电力监 控系统的崩溃或瘫痪， 以及由此造成的电力 设备事故或电力安全 事故（事件） ，发电 厂信息安全应符合 电力监控系统安全 防护方案和安全 防护评估规范 、 信 息安全等级保护管理 办法及国家有关规 定的要求。8.2建立健全网络与信息安全管理制度体系检查是否成立工作领 导机构，明确责任部 门；是否设立专兼职 岗位，定义岗位职责， 明确人员分工和技能 要求；是否建立健全 网络与信

37、息安全责任 制。8.3电力调度数据网是为生产控制大区服务的专 用数据网络，承载电力实时控制、在线生产 交易等业务。应当在专用通道上使用独立的 网络设备组网，在物理层面上实现与电力企 业其他数据网及外部公共信息网的安全隔离。检查电力调度数据网 是否专网专用。检查 其防护措施（网络路 由防护、网络边界防 护、网络设备的安全 配置和数据网络安全 的分层分区设置）是 否符合电力监控系统 安全防护规定。 8.4建立健全信息通报制度8.5网络与信息安全应急预案检查网络与信息安全 应急预案的制定或修 订是否符合电力行业 相关规定，是否定期14序号序号检查内容检查内容自查结果自查结果备注备注 开展应急演练。8

38、.6建立健全容灾备份制度，对关键系统和核心 数据进行有效备份。 8.7加强信息安全从业人员考核和管理制度8.8发电厂二次系统安全防护是否满足电力二 次系统安全防护总体方案和发电厂二次 系统安全防护方案的要求应具有数据网络安全 防护实施方案和网络 安全隔离措施；分区 应合理、隔离措施应 完备、可靠；现场查 看系统网络结构图、 清单，并抽查测试系 统设备、网络设备、 网络接线与结构图的 匹配度8.9安全区的定义应正确，一区和二区之间应实 现逻辑隔离，有连接的生产控制大区和管理 信息大区间应安装单向横向隔离装置，并且 该装置应经过国家权威机构的测试和安全认 证查阅资料，现场测试 核对。检查自动化设

39、备与厂内 MIS 或 SIS 通信方式，是否采取 隔离等安全防护措施。 检查电厂自动化设备 是否有与其发电总公 司通信，采用何种方 式通信，是否符合安 全防护要求8.10生产控制大区内部的系统配置应符合规定要 求，硬件应满足要求；发电厂至上一级电力 调度数据网之间应安装纵向加密认证装置现场检查系统配置。 生产控制区内部不得 使用 E-mail 服务； 各业务系统不得直接 互通，业务主机应关 闭无用的软驱、光驱、 USB 接口、串行口； 硬件防火墙应为国产， 其功能、性能、电磁 兼容应经国家认证8.11生产控制大区拨号访问服务安全防护应符合 规定现场检查，查阅资料。 检查自动化设备是否 有与设备

40、厂商远程访 问接口；是否采取加 密、认证和访问控制； 是否对远程用户的操 作进行了安全审计8.12生产控制大区应统一部署恶意代码防护系统， 更新升级应安全现场检查，查阅恶意 代码防护系统的日志 记录。生产控制大区 应统一部署恶意代码 防护系统，不得与管 理信息大区共用一套 防恶意代码管理服务 器；病毒库、木马库15序号序号检查内容检查内容自查结果自查结果备注备注 以及 IDS 规则库更新 不得在线进行；病毒 库、木马库升级周期 应在一年内8.13应建立电力二次系统安全防护管理制度、权 限密码制度、门禁管理和机房人员登记制度现场检查，查阅安全 防护管理等制度资料。 必须具备建立二次系 统安全防护

41、管理制度、 权限密码制度、门禁 管理和机房人员登记 制度；现场查阅机房 登记记录8.14二次系统安全防护技术资料及网络拓扑图是 否完备现场检查有关资料8.15是否建立电力二次系统安全防护应急预案， 相关人员是否熟练掌握预案内容查阅安全防护应急预 案资料，现场提问有 关技术人员8.16应满足电力二次系统安全防护总体方案 中安全评估要求，应正常开展电力二次系统 安全评估，评估内容应包括风险评估、攻击 演习、漏洞扫描、安全体系的评估、安全设 备的部署及性能评估、安全管理措施的评估现场查阅二次系统安 全评估内容和报告以 及实施记录16三、三、 电能质量（包括励磁系统）电能质量（包括励磁系统）序号序号检

42、查内容检查内容自查结果自查结果备注备注 1监督管理监督管理 1.1是否有健全的电能质量技术监督机构 1.2制订年度电能质量工作计划 1.3网络活动、培训情况 1.4年度监督总结报告 1.5事故异常处理报告 2技术管理技术管理2.1升压站母线运行电压、AVC 运行记录和统计 （月、季度）2.2定期进行调压设备（变压器、励磁系统、AVC 等）的检查校验2.3调度部门下达的季度电压曲线或节日、大负荷 特殊期间的调压要求2.4国家、行业、网省公司有关电能质量监督的法 规、标准、规程、制度2.5根据系统要求及本厂运行实际制定切实可行的 规程、规定。其中应包括无功电压控制、进相 运行、本厂变压器分接头协调

43、及关于运行人员 调整电压、电压异常处理的具体办法或实施细 则2.6进相、PSS、励磁系统建模、AVC 等涉网试验报 告 3专业技术工作专业技术工作3.1主要考核指标：发电厂升压站母线月电压合格 率。3.2运行中发电机的无功出力及进相运行能力应能 达到调度下达的数值。3.3主变和厂变分接头位置合适，厂用电电压合格， 可适应发电机从迟相到进相的全部过程。3.4按规定统计、上报有关电压、AVC 运行的统计 报表。3.5对相关设备出现的故障及设备缺陷及时分析 （包括高、低压变频器受高电压或低电压影响 的异常分析）3.6定期对厂用电 6kV 及 380V 的电压情况进行普 查；主变与高厂变分头应协调配合

44、，适应发电 机各种工况。3.7根据需要开展发电机出口及厂用系统电能质量 测试 4设备管理设备管理4.1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；发电机无功有无波动 情况。AVC 装置性能指标是否满足要求，AVC 装置是否定期校验新建、改造 AVC 系统的 电厂，接入 220kV 系统17序号序号检查内容检查内容自查结果自查结果备注备注 的，AVC 上 位机应冗余 配置4.2发电厂应按照电网运行要求配备 PMU 设备，并 实现与调度主站联网。PMU 信息量满足调度要 求，通讯正常。4.3励磁调节器是否已配备电力系统稳定装置 （PSS）, 功能配置是否齐全；应选用

45、无反调 或反调作用较弱的电力系统稳定器。4.4是否完成励磁系统建模和 PSS 参数整定试验， 报告是否完整。PSS 是否按调度要求投退。4.5励磁系统低励限制是否给出整定范围和限制曲 线，是否满足发电机进相运行要求，是否定期 校核，低励是否可靠4.6发电机的励磁参数（包括调差率、低励限制、 PSS 及顶值倍数等）按 DL/T 843大型汽轮发 电机励磁系统技术条件 、GB/T 7409.3同步 电机励磁系统 大、中型同步发电机励磁系统 技术要求 、DL/T1166大型发电机励磁系统 现场试验导则进行整定与试验，并报江苏电 力调度控制中心确认4.7接入同一母线的多台发电机，应具有基本一致 的调差

46、率4.8100MW 及以上火电机组在额定出力时，功率因 数应能达到超前 0.950.97。励磁系统应采 用可以在线调整低励限制的微机励磁装置。4.9励磁系统的强励能力（强励电流倍数、强励电 压倍数、强励持续时间等）应满足国家标准和 行业标准的要求4.10大修后的励磁系统应按国家及行业标准做过空 载及负荷状态下的阶跃、零起升压等试验，动 态特性应符合标准。4.11机组励磁系统应具有无功调差环节和合理的无 功调差系数。励磁系统调差系数及电压静差率 的现场试验是否完成4.12发电厂一类辅机变频器是否建立设备台账，变 频器控制电源是否符合 DL/T 1648-2016“发电 厂及变电站辅机变频器高低电压穿越技术规范” 标准要求18四、四、 电测专业电测专业序号序号检查内容检查内容自查结果自查结果备注备注 1.监督管理监督管理 1.1.监督组织健全 1.2.职责明确并得到落实