目 次

·专题讨论· 如何落实《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

有关技术措施的调查研究????????????????辽宁电科院（1） ·监督工作· 辽宁省电力公司关于对入网及运行中绝缘子进行检测的规定

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落实国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点

要求》有关技术措施的调查研究

根据国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，针对目前掌握的辽宁省电网及运行设备的技术状况和健康水平，结合涉及的绝缘、化学、热工、锅炉、汽轮机、金属以及环保等专业进行分析并提出整改建议，具体如下： ? 高压专业

防止接地网事故：

1 对大型变电所接地装置的认识

发电厂、变电所的接地装置是电气设备的一部分，直接关系到生产安全，在系统中具有举足轻重的地位。在电力系统中，大的电气设备事故以及事故扩大往往与接地装置的缺陷有关。

长期以来存在一种观点，即对接地装置的评估指标只提到接地电阻，认为只要接地电阻小于0.5Ω地网就是合格的，足以保证安全运行。在实际工作中，往

往简单地追求这一指标，不惜任何代价，一定要把接地电阻降至0.5Ω以下，这种想法和做法是错误的。

这种想法和做法来源于过去有关规程的规定。原水利电力部颁发的“SDJ8-79电力设备接地设计技术规程”中对中性点直接接地的110KV及以上的系统接地装置的接地电阻有如下规定：

R≤2000/I

当I>4000A时，可采用

R≤0.5Ω

变电所的面积一般均较大，尤其在当时的系统短路电流较小的条件下，计算出的R值较大，故一般实测值都能满足规程的要求，而且修编规程的人们限于当时的调研结果，认为接地电阻不大于0.5Ω的变电所在接地方面没有发生过大的问题。虽然SDJ8-79中也提到接地电阻并不能作为接地网的唯一控制指标，还应有电位分布、跨步电压、接触电压等其它指标来控制接地网的水平等等，但是从整个规程表述的语意看，有意突出了接地电阻的控制水平。也许正如此，造成了认识和执行上的偏差。同时对变电所场区进行电位分布、跨步电压和接触电压等测试难度大且繁琐，现场单位执行标准时更乐于只接受接地电阻一个指标，久而久之，人们对接地装置的认识，就这样沿袭下来了。

随着对接地装置的认识和有关接地网的技术的提高，我们认识到：对接地装置要有一个科学、全面的认识，接地电阻并不是变电所安全接地的唯一可靠指标，接地系统的接地电阻与最大的冲击电流之间不是简单的关系，一个精心设计的变电所接地网，即使接地电阻高一些也能达到安全，而接地电阻比较低的变电站，在某种情况下也可能是危险的。

对大型变电所接地装置，从设计、改造、完善和安全评估工作都应该在更深层次的界面上进行。我们认为应该强调接地网电位分布的均匀，接触电压、跨步电压和转移电位水平的控制，设备接地引下线的热稳定校验及与地网的连接可靠性等。接地电阻的大小是安全接地的重要技术指标，但并不再是唯一的、可靠的指标。

我国在19xx年开始实施的电力行标“DL/T621-1997交流电气装置的接地”中，对原规程作了很大的修订，一个重大的改变就是，在有效接地系统中取消了

接地电阻小于0.5Ω的安全判据，将安全界限放宽到5Ω，但应做好其它一些附加要求。从行标内容看，对变电所的接地网的接地的要求是更严格了，但是并不专门在接地电阻一个指标上刻意追求，强调对地网电位分布的均匀性、跨步电压、接触电压及转移电位等指标的控制。这及时地为在接地装置的认识上正本清源，科学有效地进行接地工作提供了法律上的依据。

2 我们在接地装置上开展的工作

由于辽宁省公司从领导方面能够较早地接受有关接地装置的新观念，对接地装置有客观、全面、科学的认识，反映在具体工作上，在专业会议和有关文件中突出强调接地网工作的重要，强调要及时领会贯彻新行标DL/T621-1997的精神，严格执行预防性试验规程的有关规定，按照国电公司有关重大事故反措要求，切实做好工作。

辽宁电科院在省公司的领导下，积极开展有关的科研试验工作。98年辽宁省公司从国外引进一套接地测试装置，该仪器具有优异的性能满足测试的需要。电科院高压所以新的技术观念，逐渐摸索发展出一整套大型变电所接地装置测试评估的方法，并成功地进行了多次实测工作，发现消除了设备隐患，指导了生产。 目前辽宁电科院对大型变电所接地装置的测试评估工作一般包括以下内容：接地网的综合接地电阻，场区的电位分布，接触电压，跨步电压，接地引下线的热稳定校验，不同电气设备接地引下线之间的电气连接性以及电气设备的接地引下线的抽样挖掘等，以多方面的测量的结果来综合评判接地网的好坏。以往接地网测试只提接地电阻一项，根据大量工作总结经验认为应该提三句话： 场区电位分布均匀。

接地电阻不高。

所有设备接地引下线之间电气导通性良好。

客观地说，辽宁电科院对接地装置的作全面、准确的测试，综合判断接地装置的做法目前国内尚不多见。

3 辽宁电力系统接地装置工作上普遍存在的问题

3.1 观念认识上的问题

要改变业已成为习惯的观念和做法不是一朝一夕的事情。在我们的系统中还存在着过时的观点，单纯追求0.5Ω的错误做法，但更危险的是有相当一部分人，对待接地装置不重视，有的人认为多少年都没事，现在也没事；有的人认为接地装置的测试有个数就行，怎么省钱怎么干，反正它埋在地下看不见，这些想法是极其错误和危险的！接地装置虽然眼睛看不见，但若出事必定是大事，惨痛的事故教训也历历在目，因此对它就应该像电气设备一样对待，应该确立接地装置是电气设备的一部分的认识。

3.2 有关规定和规程的执行情况

由于较普遍地存在对接地装置的轻视和错误的观念和做法，严格按照行标“DL/T596-1996电力设备预防性试验规程”中有关试验内容及周期的执行的单位几乎没有，对重大反措中有关接地部分认识和执行上不够得力，如变电所接地装置热稳定容量普遍不够，接地引下线截面偏小，且为单股；从电科院多次试验结果看，即使是新地网，设备接地引下线与接地网的连接约有10％不良，存在重大事故隐患。

基层技术人员对一些规程的规定不甚了解，对一些技术概念还比较模糊，如接地装置的热稳定校验中有些参数不知如何选，对接地网的验收和运行维护不知关键所在，如何入手工作。

3.3 基层缺乏科学全面的接地装置测试手段和方法

不少单位也比较重视接地装置的安全，自行对大型变电所接地装置进行测试，首先是观念陈旧，方法不对头，只重接地电阻，其次测试手段有限，仪器达不到要求，电位分布、接触电压、跨步电压等很难得到，避雷线和金属管路的分流无法测出，最后也只好给出一个接地电阻数值就草草收场。这样的测试没有实际意义。

4 下一步的工作设想

首先，人的观念的转变是最重要的，要积极开展工作，必要时以下发省公司文件的形式，消除对尚普遍存在的轻视接地装置的危险思想，纠正片面追求接地电阻的错误做法，认真领会普及新行标的精神，科学、全面地认识接地装置。 第二，督促指导各单位对地网，认真执行国电公司“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”中关于接地装置的各项要求，重点是设备接地引下线热稳定校核，接地装置焊接质量，与地网的连接性，严禁设备失地运行。

第三，对220kV以上的大型接地网，竣工时必须经过严格全面地测试，验收合格方可投入运行；对老旧地网有重点有计划地逐步安排全面地测试

第四，制定相应企标或实施细则等方法，规范接地网测试方法，确保预防性试验行标中试验周期的规定得以认真执行。

防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故

近年来，变压器类电气设备损坏情况时有发生。比如阜新供电公司新交接变压器由于接地片插接不到位和绝缘油受潮等原因，刚一投运就引起轻瓦斯保护动作；两锦供电公司新购进的朝阳修造厂一台主变运行没有多久就发生严重烧损事故，检查发现，主绝缘严重破坏，分析认为是线圈匝间短路造成的。

如何采取有效措施，加大防范力度，使变压器类设备的损坏率不断下降，一直是电科院研究的课题和工作的重点并取得了一定的成绩。比如，铁岭发电厂3号主变和哈尔滨第三发电厂3号主变绝缘缺陷及早发现和处理，避免了重大损坏事故的发生。这说明，只要严格坚持“安全第一，预防为主”的方针，把反措的工作落到实处，电气设备损坏和“染病”的情况就一定能好转。

《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》关于变压器类设备所提出的具体措施更具有针对性，对以前含糊不清的一些概念进行了明确，更有更大的可操作性。

结合省公司各发电厂和供电公司的实际情况，将有关内容的现况和今后的工作重点进行归纳整体。

1 全过程的绝缘监督管理现正在各发电厂和供电公司推广执行。其中有一条就是加强对变压器类设备从选型、定货、验收到投运的全过程管理。但是，从互查摸底的情况看，真正把这项工作抓好的单位几乎没有，主要原因在于协调不利。大多单位设有变压器专责人员，但将专责人员的职责明确下来的不多。

2 近几年，变压器出口短路情况时有发生，有的对设备造成了较为严重的损害，性质大多为绕组发生不同程度、不同形状的变形，降低了设备的绝缘水平。而且绕组变形具有一定的积累作用，当再次受到冲击后会产生更加严重的变形。 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》对变压器抗短路能力提出了比较具体的要求，指出订购前，应向制造厂索取做过突发短路变压器的试验报告

和抗短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得所订购变压器的抗短路能力试验报告。当变压器出口短路、出厂和投产前，应当做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形以留原始记录。虽然以前对这方面就有明确的要求，但就目前了解的情况看，大多单位并没有执行。

3 和以往不同，这次在《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中对变压器类设备的局部放电试验提出了明确的执行标准。指出：220kV及以上变压器，测量电压为1.5Um/√3时，自耦变中压端不大于200pC，其他不大于100pC；110kV

变压器，测量电压为1.5Um/√3时，不大于300pC；中性点接地系统的互感器，

测量电压为1.0Um/√3时，液体浸渍不大于10pC，固体型式不大于50 pC。测量

电压为1.2Um/√3时，液体浸渍不大于5pC，固体型式不大于20 pC；220kV及以

上电压等级和120MWA及以上容量变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验。220kV及以上电压等级变压器在大修后，必须进行现场局部放电试验。 局部放电试验在检查变压器类设备可能存在的故障隐患方面的确发挥了重要作用，但以往的交接规程和《电力设备预防性试验规程DL/T596-1996》中都没有明确变压器在交接和大修后必须进行局部放电试验，现在把这一要求明确下来，对于局放试验的开展和设备安全的保障将起到有利的推动作用。 4 今后的工作重点

巩固以往的反措成绩，改进不足之处是电科院在防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故方面坚持的方针。比如，在“加强运行巡视，应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油。防止套管、引线、分接开关引起事故。套管的伞群间距低于标准的，应采取加硅橡胶伞群套等措施，防止污闪事故。”方面的工作很少有开展的，我们要及早督促落实。

加强绝缘油管理，按要求做到对新的变压器油要加强质量控制，用户可根据运行经验选用合适的油种。油运抵现场后，应取样试验合格后，方能注入设备。加强油质管理，对运行中油应严格执行有关标准，对不同油种的混油应慎重。对于已经发生混油情况的，要加强监督管理，保证设备安全。。

防污闪工作概况

近年来防污工作取得了一定的成绩，因天气原因近几天发生了大面积污闪事故，说明需加强的工作还很多。

1 近年来开展的主要工作有：

1.1 全省各局污区分布图修订工作基本完成。98年、99年分别召开了全省供电公司污区分布图修订工作会议，传达了国家电力公司关于《修订〈电力系统污区分布图〉的通知精神，学习讨论了新标准〈高压架空线路和发电厂、变电所环境污秽分级及外绝缘选择标准〉（GB/T16434—1996）会议对污区分布图的修订工作做了具体安排。经过两年多的工作，污区分布图的修订已基本完成。

1.2 绝缘爬距调整持续进行。沈阳、抚顺、两锦、本溪、营口、丹东等单位，近年来在220kV和66kV线路上，新投入运行合成绝缘子6千余支，大连、营口、丹东等单位在污秽严重的线路上，将绝缘子串增加一片。

1.3 不良绝缘子检除工作，各单位按有关规定继续进行。99年沈阳、大连、鞍山、抚顺、辽阳等单位在66kV~500kV线路上，共检除不连不良绝缘子186片，并全部予以更换。

1.4 RTV涂料，硅橡胶增爬裙，在变电设备防污闪方面得到较广泛应用。沈阳局大成一次变、阜新局六家子一次变污染严重，使用RTV涂料后，放电现象明显改善，鞍山局在污染严重地段的线路上也使用了RTV涂料。为避免国家第一代500kV电流互感器（型号为LB-500）发生外绝缘雨中闪络。辽阳、两锦供电公司在CT瓷套外表面加装了硅橡胶增爬裙，一些单位还对其它变电设备使用了硅橡胶增爬裙。

1.5 清扫工作坚持不懈，对电瓷外绝缘赃污表面进行清扫，目前仍是防止污闪的重要辅助手段。各供电公司对清扫工作始终常抓不懈，变电设备逢停必扫，送电线路除了春、秋检配合停电预试进行清扫外，大部分单位还根据盐密测试结果适时安排特扫。清扫方式绝大多数是停电清扫。大连、营口、丹东鞍山等供电公司坚持开展带电水冲洗工作，盘锦大连、鞍山、阜新等供电公司则采用清扫器对变电设备进行带电清扫。

1.6 科研工作紧密联系生产实际

近年来，辽宁电科院根据合成绝缘子使用的有关规定，对运行中的合成绝缘子进行自然老化性能研究，在各供电公司的配合下，已取得了一些有价值的数据。另外辽宁电科院还与有关单位合作，研制出了单组分RTV涂料，该涂料已在部分单位试用，效果良好。

2 今后一段时期的主要工作：

2.1 根据国家电力公司〈防止电力生产重大事故的二十五项重点要求〉，严格执行〈高压架空线路和发电厂、变电所环境污秽分级及外绝缘选择标准〉

（GB/T16434-1996）、〈关于防止电网大面积污闪事故若干措施的实施要求〉（能源办[1990]606号），〈加强电力系统防污闪技术措施（试行）〉（调网[1997]91号文附件）和〈电力系统电瓷防污闪技术管理规定〉以及其他有关规定，降低输变电设备的污闪跳闸率，避免主网架重要线路和枢纽变电所的污闪事故的发生。

2.2 严格执行电力系统绝缘子的全过程管理规定，尤其要加强对新入网运行绝缘子的抽样检测，保证系统的安全稳定运行。

2.3 各单位要根据重新修订的污区分布图，制定调爬规划，使外绝缘水平与相应的污秽等级相适应。

2.4 加强运行中的合成绝缘子检测工作。随着合成绝缘子运行数量的增加，运行时间加长，合成绝缘子也发生了一些问题，如雷击闪络，污秽闪络，根据合成绝缘子的有关规定，各单位要对运行三年以上的合成绝缘子安排抽检，并加强恶劣天气的巡视工作，及时发现问题，解决问题。

2.5 “RTV涂料”和“防污闪辅助伞裙”是防止变电设备发生污闪的重要措施，各单位要按〈防污闪辅助伞裙使用指导性意见〉和〈防污闪RTV涂料使用指导性意见〉（调网[1997]130号）的要求使用。

2.6 盐密测量，清扫，不良绝缘子检出等例行工作要长抓不懈，要提高清扫质量，保证盐密测量数据的科学性、准确性。

防止发电机损坏事故

由于各电厂加强了发电机预防性试验和运行监测，严格执行相关的规程和反事故措施，并对一些典型和突出的问题进行了技术改进或监测，在大、小修和检修中及时发现了一些故障隐患，并进行了处理，因此近些年来发电机事故逐年下降。以下对一些典型问题进行说明：

1 发电机定子端部故障问题

定子端部发现的问题较多，包括定子铁心端部阶梯齿的掉齿掉片、过热，定子绕组端部磨损等，铁岭发电厂三、四号机均出现了定子铁心端部阶梯齿的掉齿、掉片和过热，锦州发电厂对三号机进行了更换定子线棒等改造。

端部振动问题引起了重视和研究，我省电科院已经购置了发电机定子绕组端部振动分析系统，并进入了实际使用，取得了较好的使用效果，对锦州发电厂3号发电机，铁岭发电厂3、4号机，元宝山电厂3号发电机均进行了该试验，发现了一些问题，并提出了改进意见。但是我省尚未实现所有200MW以及以上发电机大修时进行该试验的要求，对此应加强此项工作，建议省局要求各电厂大修时遵照执行。

对于大型发电机手包绝缘的检查，各个电厂均给予了重视，我国电力行业标准DL/T 596-1996要求在投产后、第一次大修和必要时进行检查，我省部分大型发电厂要求每次大修均进行检查。

对于氢气湿度的检测和降低氢气湿度的问题，我省各电厂进行了较多的研究和实际应用，部分电厂已经装备了氢气湿度的在线检测设备，并投入了运行，使用效果有待进一步观察，氢气干燥设备的使用中，我省存在多种干燥设备，使用中效果尚可。

随着机组运行年限增长，以及预防性试验工作的加强，定子绕组相间短路事故与故障出现逐年减少，说明所进行的工作是有效的。

2 防止水路堵塞、漏水

部分电厂在大修中已经要求进行热水流法测量绝缘引水管是否堵塞，同时进行相关的水压、流量试验，防止漏水、堵塞。同时运行中加强了水质、温度等的监测和控制，检修中对定子线棒的测温元件等进行效验

省电科院建议同时进行超声多普勒流量计检测绝缘引水管流量，进行对照，这种方法较热水流法简便，但是应注意精度问题。

3 转子绕组匝间短路问题

近些年，我省机组多次出现振动加剧，怀疑动态匝间短路的问题，省电科院采用安装大头槽楔或者从定子冷却风道插入探测线圈的方法进行动态匝间短路的测量，效果是满意的，目前尚未安装在线监测装置。

近些年，多个电厂出现了大轴出现磁化的现象（通辽、铁岭发电厂），辽宁电科院多次进行了转子大轴的退磁工作，结果是满意的，达到了相关要求。 4 防止漏氢的发生

氢气系统问题我省各个电厂均十分重视，对于漏氢的防范、漏氢监测装置的安装是十分重视的。对于可疑的现象均进行检查和汇报，比如阜新发电厂发现发电机内氢气纯度下降的问题，及时汇报并请省电科院同志到现场进行了分析处理。由于运行监视以及检修工作中认真负责，发现了多次漏氢问题（通辽、铁岭发电厂均出现），并及时进行了停机、试验或改造处理。

5 防止发电机内遗留异物

各电厂均加强了检修期间的现场和作业管理，并在检修结束前均进行认真细致的复查，认真杜绝由于检修过程中遗留物的出现。同时大修时对端部紧固件、定子铁心部分均进行了详细检查，并确实发现了问题（如铁岭发电厂3、4号发电机均发现了铁心端部出现掉齿掉片问题，避免了故障的扩大。

6 定转子绕组、回路接地

按照相关机组的技术要求对保护进行整定，防止发生该类事故，以及防止事故的扩大。

近年出现比较多的是转子的动态接地情况，采用了烧成死接地后查找接地点的方法，这种方法是行之有效的。

7 发电机运行方式的问题

近几年由于目前电网的无功功率过剩，导致系统电压高，故发电机均工作于高功率因数或进相运行方式，但是对于大型机组进相运行方式下的相关保护定值的确定则需要进行试验确定。

辽宁电科院对多台大型发电机进行了进相试验，考核了机组的进相能力、整定了低励限制定值，确定了对电网各个枢纽点的电压调整效果，取得了很多经验，建议要求目前网内大型发电机组均要进行该试验，以确定相关保护的定值、机组的稳定极限以及对电网枢纽的调压效果。

总之，加强运行监视、控制，采用新技术、新设备改造现有设备，加强大小修、检修工作中的预防性试验，采用新方法、标准对现有机组进行试验和判断是预防发电机损坏事故发生的行之有效的手段。

? 化学专业

防止设备大面积的腐蚀现象发生

1 目前各电厂化学技术人员，严格执行化学监督的各项规章制度。运行人员能够按规定及时进行系统的加药、监督等项工作，严密注视水、汽的变化。监督班组能够真正起到监督员的作用，他们采取每个季度对整个机组进行一个星期的汽、水查定工作，对运行班组不定期的抽查等等措施，对整个水汽系统进行严密的监督，保证了设备的安全运行。

但目前在这方面存在许多问题，关键问题就是监督仪表问题，由于各厂资金情况不一样，对化学仪表的投入也不同。我们认为，可靠的监督手段，才能保证真实的监督数据，也才能保证对整个系统的安全运行。

2 对凝结水项目的监督是保证全部水、汽系统正常的一个先决条件。在这方面，目前所采取的措施主要表现在：

第一：有凝结水精处理的电厂，其精处理设备必须投入，不允许旁路运行。 第二：为保证凝结水的水质，加强凝汽器的防漏工作也是相当重要的。目前有许多电厂都利用机组的大修时间对凝汽器进行管板涂胶工作，从根本上杜绝了凝汽器漏泄的发生。

对发生凝汽器漏泄的电厂，特别是凝汽器微漏的电厂，采取管板涂胶堵漏是一项简单而又行之有效的办法。望存在这样问题的电厂，能够开展此项工作。 3 加强机组启动阶段的化学监督工作，是保证给水品质的关键。目前各电厂在机组启动阶段的重视程度不够，这也是发生事故的隐患之一。

加强大修期间的化学检查工作，一旦发现锅炉水冷壁管的垢量超标，必须进行锅炉酸洗。这项工作，在各电厂目前开展的都比较好。

4 机组设备的停、备用防腐工作，各电厂的领导已开始重视。机组在停、备用期间的防腐工作一直都没有松懈，各电厂利用各种防腐方法对设备进行保护。有

些电厂在20xx年内还开展了十八胺的防腐工作。虽然此项工作都还在试验阶段，但都不同程度的上起到了防腐的效果。

加强油质监督工作

严格按要求，对绝缘油、润滑油进行油质的严格监督。对不合格的新油严禁入厂；对已经劣化的油进行及时处理，这方面各厂都有各自的处理办法。 加强发电机内冷水的水质监督及处理工作

按化学监督导则中的规定，发电机内冷水要严格控制发冷水的pH＞7.0。目前网内电厂的状况是发电机内冷水全部采用除盐水，pH＜7.0。因此，发电机定子铜管的腐蚀速率相对较大，这可从水中铜离子含量上升速度看出。为解决发冷水电导不合格的问题，各电厂都采用的是及时放水法，但并没有从根本解决发冷水的pH不合格问题。今年打算在此方面进行设备的改进工作，为提高发冷水pH，将加氨的凝结水引出一部分加入发冷水中，但可行否，还只是一个设想。 ? 热工专业

1 关于锅炉炉膛安全保护方面存在的问题

1.1 火焰检测

a 现状及原因

目前100MW及以上机组已全部安装有锅炉灭火保护控制装置，炉膛压力保护条件均可正常投入运行，但全炉膛灭火保护跳闸条件投入状况不好，其主要原因是有二：

? 200MW及以下机组火焰探头无冷却风系统，不能对运行中的火焰探头进行冷却和吹扫，因火检探头长时间处于高温及粉尘环境下工作，使火焰检测探头的故障率较高，从而导致全炉膛无火保护跳闸条件不能正常投入； ? 多数火焰检测装置，不能准确区别燃油火焰和煤粉火焰，尤其是在锅炉启动阶段，火焰检测信号不正确，导致点火过程中锅炉灭火保护不能正常投入。 b 目前采取的措施

? 个别电厂（主要是100MW及以下机组）炉膛火焰检测只做为监视炉膛燃烧工况的监视信号，而没投入跳闸方式；

? 加强热工专业的日常维护，坚持经常对火焰检测探头的清扫及维护，以减少火检探头的故障率；

? 在火检探头的安装位置上，尽可能加强只对所监视的油燃烧器进行监视，而尽量避免或减少其它光源对该火焰探险头的影响。

c 应采取的对策

? 对于200MW机组的锅炉灭火保护控制系统，应考虑加装火检冷却风装置。各厂根据自身的实际情况，可利用200MW机组原有的压缩空气系统或增设冷却风系统，提高火焰监视装置的可靠性，使火检探头可正常投入保护方式； ? 不能增设火检冷却风装置的锅炉灭火保护控制系统，可选取信号功率较强的光敏元件作为火焰测量元件，从而可加大火焰探头与锅炉看火孔之间的距离，减小炉膛燃烧对其探头的影响；

? 选取引进的火焰检测装置，通过对火焰强度与火焰频率的判别，区分燃油火焰和煤粉火焰。

1.2 锅炉吹扫

a 现状与原因

? 锅炉灭火保护控制系统中均设有炉膛吹扫功能，300MW及以上机组炉膛吹扫功能均正常投入使用；而部分200MW及以下机组的锅炉吹扫不能正常进行； ? 吹扫控制逻辑本身设置存在问题。在吹扫控制逻辑中，人为的设有所谓的“快速吹扫”控制按钮，即当按下该控制按钮后，即可瞬时完成吹扫控制。实际上是没吹扫。

? 由于某些电厂忽视了点火前对锅炉的吹扫，尤其是当锅炉跳闸再恢复启动时，运行人员为了不致使锅炉参数下降太多，怀有侥幸心理，采用“快速吹扫”（即假吹扫）的方式，使吹扫逻辑瞬时被通过，对炉膛的吹扫并没有真正的进行。 b 应采取的措施

? 修改吹扫控制逻辑，应取消快速吹扫控制按钮，形成真正的炉膛吹扫对锅炉点火的制约机制，迫使锅炉点火之前必须通过对锅炉炉膛的吹扫，以确保锅炉的安全；

? 加强对运行人员的安全意识教育，树立在确保人身安全、确保设备安全的前提下提高经济指标的观念；

? 加强运行管理工作，严格执行规章制度，杜绝采用爆燃法点火野蛮操作。

1.3 燃油漏泄试验

a 现状与原因

? 新建200MW机组、经DCS改造后的200MW机组、300MW及以上机组锅炉安全保护控制系统中均设有燃油漏泄试验控制，早期安装并且没进行DCS改造的200MW机组及200MW以下机组则无燃油漏泄控制；

? 部分电厂由于油燃烧器燃油分阀严密性不好，造成燃油漏泄试验不能被通过，不允许锅炉点火启动；电厂为不影响机组启动，则人为的将燃油漏泄试验功能解除，使燃油漏泄试验不能正常进行，而恰恰是由于这种燃油分阀的漏泄，为锅炉爆燃埋下了危险的隐患；

b 应采取的措施

? 增设燃油漏泄试验的控制功能，完善燃油漏泄试验控制逻辑，形成燃油漏泄试验不能通过时，强制闭锁锅炉的点火启动，并且不留有任何人为可以干予的手段，形成燃漏泄试验是锅炉点火启动的必经之路；

? 及时检修或更换已出现漏泄的燃油分阀，时刻保证燃油分阀及燃油总阀的严密性；

1.4 锅炉灭火保护不能达到在锅炉运行的全过程中投入

a 现状与原因

? 部分电厂不能实现先投入锅炉安全保护，然后在进行锅炉点火启动；而是在没投入锅炉安全保护的情况下，先点火启动，待锅炉开始投粉后，再将灭火保护投入运行；

? 当锅炉燃烧出现较大的扰动，或给水系统出现较大的波动时，未经厂总工程师批准，值长或班长或司炉擅自将灭火保护解除；

? 灭火保护控制系统不能在锅炉点火时投入的主要原因是对油燃烧器的火焰监视不能达到准确可靠的要求，由此而带来的不能正确判别点火的成功与否，不能正确反应出锅炉启动初期的火焰燃烧情况；

? 锅炉点火不能实现程控自动点火，也是导致锅炉灭火保护不能在锅炉启动过程中正常投入的一个主要因素；

? 保护控制逻辑不完善，不能满足锅炉启动初期燃烧工况的要求。 b 应采取的措施

? 改进油燃烧器火焰监视装置，使其能够正确检测油燃烧器的工作情况及油火焰燃烧状态；

? 修改和完善保护控制逻辑，使之能够满足锅炉点火初期燃烧工况的要求；增设锅炉灭火保护对锅炉点火的闭锁控制，即当锅炉灭火保护没投时，自动闭锁锅炉的点火系统；

? 对于200MW及以上的机组，应使锅炉点火程序控制系统正常工作，实现锅炉程控点火，以实现锅炉安全保护装置对锅炉点火系统的保护作用； ? 加强运行管理，严格规章制度，严格执行保护装置切除与投入的审批手续，确保锅炉灭火保护控制系统对锅炉主设备的安全保护作用的实现。

1.5 锅炉安全保护控制装置不能定期进行动态试验

a 目前的现状

绝大多数电厂的锅炉灭火保护控制装置自安装投入运行以来，很少进行保护装置的动态试验，即在静态试验合格的基础上，通过调整锅炉的运行工况，达到MFT动作的现场整套炉膛安全保护系统的闭试验。而是在机组大修后，只进行锅炉安全保护装置的静态试验。

b 采取的措施

按《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》12.3.3节之规定要求，各电厂应建立锅炉安全保护控制系统定期动态试验制度，制度中应明确规定出试验的目的、试验前的准备措施、试验操作步骤、试验过程中的事故预想及试验周期等，并严格执行。

2 关于汽包水位测量与保护方面存在的问题

2.1 汽包水位的测量

a 存在的问题

? 汽包水位测量取样管，没有达到规程要求，即至少应有1：100斜度，汽侧取样管应向上向汽包方向倾斜，水侧取样管应向下向汽包方向倾斜； ? 目前对汽包水位的测量，均采用差压式测量方式，此种测量方式在水位测量的准确性方面，受汽温汽压的影响较大。而老机组（尤其是100MW以下容量的机组）汽包水位测量系统中，无汽包压力补偿，导致对汽包水位的测量产生较大偏差；

b 应采取的措施

? 制定检修计划，利用机组大小修的机会，处理汽包水位取样管，使之安装方式，能够满足规程规定的要求；

? 已采用DCS控制系统的电厂，应在对汽包水位进行压力补偿计算后，送DAS系统中予以显示；

? 采用常规仪表显示的电厂，应加装具有压力补偿的智能式的汽包水位表，将汽包压力引入水位测量系统中，通过智能仪表的补偿计算，对汽包水位的进行压力补偿；

2.2 汽包水位保护

a 存在的问题

? 100MW及以下机组，无汽包水位保护控制系统；

? 个别电厂汽包水位保护只设有当汽包水位高二值时，联锁开汽包事故放水电动门的控制逻辑，而没作用于锅炉紧急停炉；

? 200MW机组原设计汽包水位保护控制系统中水位信号取样只取单点测量，无水位信号的三取二控制逻辑；

? 多数电厂对锅炉汽包水位保护控制系统不能通过用上水方法进行高水位保护实际传动试验和用排污门放水的方法进行低水位保护实际传动试验，而是采用信号短接的方法进行模拟传动试验。

b 应采取的措施

? 对于100MW及以下机组，应利用机组大小修的机会，加装汽包水位保护控制装置；

? 对于具有汽包水位保护控制逻辑，但没将该保护作用锅炉紧急停炉，应尽快修改保护控制逻辑，将水位高低三值作用于紧急停炉控制；对于已水位保护

用于紧急停炉控制、但目前没投入该保护的电厂，应立即对锅炉水位保护控制逻辑进行检查，在静态传动试验及动态传动试验合格的条件下，投入该保护控制系统；

? 对于只取单点汽包水位信号作用于汽包水位保护控制系统的电厂，应利用机组停机的机会，加装汽包水位测量装置，使汽包水位保护控制系统中的水位测量信号，满足三取二的逻辑判断方式，并且实现当有一点退出运行时，自动转为二取一的逻辑判断方式，当有二点退出运行时，自动转为一取一的逻辑判断方式；

? 加强检修与运行的管理，制定具有可操作性的锅炉水位保护定期试验制度，明确锅炉水位保护动态传动试验的要求、技术措施、事故预想、试验步骤及试验周期。

3 关于汽轮机的安全运行

3.1 汽轮机安全运行的基本情况

汽轮发电机机组的安全运行是电力安全生产的一个重要方面。为了保证汽轮机的安全运行，早在19xx年电力部决定：对于200MW以上的汽轮机，监测保护系统全部采用进口设备。东北电网，也相继把大机组的监测保护系统换成了进口设备。机组的安全状况大有改观。但100MW 以下机组的监测保护装置掺差不齐：有的改用了进口设备，有的选用了较好的国产智能仪表，有的仍沿用性能很差的老型仪表，甚至有的机组监测保护项目还残缺不全。这样，安全问题就很难有保障。

由于多数人对安全问题的高度重视，加之近年来对监测保护和自动化改造的大力投入，机组运行事故明显减少。前些年频发的弯轴事故几乎不见了。但是，由于设备技术性能不同、管理维护水平不同、有关人员素质不同，安全生产的情况也不尽相同。比如，设备障碍时有发生。

当然，大事故也不是没发生过。譬如某厂200MW 机组在启动时，两次因轴向位移越限使机组跳闸。现场指挥者下令解除保护强行冲转。结果造成13～15级叶片全部脱落。又如某厂200MW 机组跳闸后，发现汽机主轴在高速旋转（司机说，起码有两千转/分）但所有转速表却全指示“0”。在这种情况下，竟有人凭长官意志下令再冲转。于是，司机就紧盯着始终指“0”的转速表将汽机转上了天。结果，整台机组报废。教训太沉痛了，但愿这沉重的代价能给那些习惯于为所欲为的人换来两个字——觉醒！

3.2 保障汽机安全运行靠什么

简单地说，保障汽机安全运行，一靠设备、二靠人。具体可分两方面： a. 主、辅设备和控制设备都要满足安全运行的需要。汽轮机及其附属设备的健康状况是安全运行的基础条件。若本身有问题，监测系统再准确、控制手段再灵活，也无法正常运转。所以，首先要保证主、辅设备的完好。有缺陷应及时处理，不要带病运行。有一套准确可靠的监测保护系统是汽机安全运行的重要外界条件。它能及时发现设备出现的故障并采取应急措施（报警、联动相应设备或停机）以保护主设备不受损坏或使事故不扩大。可见，监测保护仪表的好坏事关重大。在这方面作必要的投入是值得的。它是一笔无形资产，今天花几十万，将来可能避免上千万的损失。在这个问题上，不能有侥幸心理，一旦事故发生，那将追悔莫及。提高自动化水平也是保证机组安全经济运行的重要手段。随着科学技术的发展，应当不断提高机组的自动化水平。

b. 在保障“安全生产”的诸多因素中，最关键的还是人。安全管理靠人，制定安全操作规程靠人，严格按安全操作规程办事仍然是靠人。如果人人都把安全置之度外，那么任何安全都无从谈起。比如：有准确可靠的监测保护装置，你可买来改善你的保护系统，也可能不买；已有的保护项目，你可能投，也可能不投；发现了停机报警信号，你可能慎重对待、认真处理，也可能不加理睬继续转；机组自动跳闸后，你可能认真查找原因，妥善处理，也可能犯经验主义错误，凭侥幸心理强行启动。总之，要搞好安全生产，首先要提高人的素质。其中，不仅包括业务素质，也包括思想素质。

3.3 几点建议

a. 中、小型机组的监测保护系统比较薄弱，应加强改造力度。有条件的可采用进口设备，经济条件有限的也可以选用国产的智能仪表。无论选用哪家产品，都要掌握一个原则——技术先进、方便实用、准确可靠。

b. 有些厂采用接点压力表实现真空保护和低油压保护很不可靠，应该用压力开关。

c. 大机组所配套的监测仪表现已运行多年，时间长的有十三、四年，有些元件已经老化，个别组件已有不同数量的损坏，其安全系数已经有不同程度的下降。目前，已有换代产品推出。其准确性、可靠性都比原来有所提高。特别是它们都

有通讯功能，十分方便、实用。尤其适合与DCS 系统配合使用。为了确保大机组安全、稳定运行，其监测保护装置的更新换代工作应着手陆续进行。

d. 安全工作应加强管理，建立考核制度，奖功罚过。放任自流不好，只罚不奖也不好，有的厂有罚有奖功过分明、值得推广。

e. 严格执行有关安全的规章制度。电力部早有电力安全操作规程颁布，最近，国家电力公司又下发了《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》。各厂都有机、炉、电等专业相应的运行规程。其实，只要真正严格照章办事，就可以避免事故的发生。关键是：一般工作人员要一丝不苟，不马虎从事；领导干部高度负责，尊重事实，尊重科学，注意倾听专业人员的意见，按科学规律办事，不搞唯我独尊。这样，就可以防止事故的发生。

f. 事实上，有些事故的发生，真的就是人的因素占主导地位。所以，抓安全一定要从人的工作抓起。

? 电网专业

发电机励磁系统

对11.13项发电机励磁系统采取如下反事故措施:

1 随着发电机励磁系统的改造,在更换新型励磁调节器时,首先对低励限制、过励限制、过励保护、控制通道、电源、开关等功能和环节提出具体的技术要求。确保励磁调节器的功能齐全，并且调整准确方便。

2 在每台新型励磁调节器投入运行前，对其性能做较全面的现场联机工业性试验，试验结果要符合国家标准和电厂运行要求。

3 已投入使用的自动励磁调节器，在机组大修后，对其低励限制、过励限制再做校验，对自动通道有备板、备份，在出现问题时，及时更换，故障板返回制造厂修复。

? 锅炉专业

为贯彻该要求的精神，结合发电厂结合自身机组的特点制定了一系列的具体措施，防止突发性事故的发生。

1 防止火灾事故

1.1 制粉系统防火

1.1.1 严格执行锅炉制粉系统防爆的有关规定，及时消除漏粉点，清除漏出的煤粉，清理煤粉时，应杜绝明火；

1.1.2 磨煤机出口温度和煤粉仓温度应严格控制在规定范围内，出口风温不得超过煤种要求的温度；

1.1.3 在运行中的制粉系统管道上严禁动火，以防止制粉系统发生爆炸；

1.1.4 在制粉系统、管道检修和清理煤粉作业中，要严格控制煤尘浓度，防止局部空间煤粉混合浓度超标，遇火源发生爆炸。

1.2 防止输煤皮带着火

1.2.1 输煤皮带应定期轮换、实验；

1.2.2 及时清除输煤皮带上下的积煤和积粉，保证输煤系统无积煤和积粉；

1.2.3 煤垛发生自然现象时，应及时扑灭，不得将带有火种的煤送入输煤皮带；

1.2.4 运行人员要按规定对运行和停用的输煤皮带进行全面巡视检查，当发现输煤皮带上有带火种的煤时，应立即停止上煤，并查明原因，及时消除，并切换输煤系统；

1.2.5 输煤皮带停用时，要将皮带上的煤走完以后再停，确保皮带不存煤；

1.2.6 燃用易自然煤种的电厂应采用阻燃输煤皮带。

2 防止大容量锅炉承压部件爆漏事故

2.1 锅炉安全性检查

2.1.1 要求新建锅炉在安装阶段和投运1年后应进行安全性检查，发现不合理的设计、制造、安装缺陷及时予以更正，杜绝事故隐患；

2.1.2 对在役锅炉进行安全性检验，加强对锅炉承压部件的技术监督，准确掌握锅炉的安全状况，及时发现存在的问题，以便进行相应的维护、改造。

2.2 防止超温和超压

2.2.1 严防锅炉在汽包低水位、过量使用减温水和超温超压条件下运行；

2.2.2 严禁在水位表数量不足、安全阀解列的状况下运行；

2.2.3 参加电网调峰的锅炉应指定相应的技术措施，使其调峰性能与实际情况相适应；

2.2.4 对直流锅炉的蒸发段、分离器、过热器、再热器出口导汽管等应有完整的管壁温度测点，以便监视各导汽管间的温度偏差，防止超温爆管；

2.2.5 机组检修中要防止作业工具、焊渣等异物进入锅炉管道而造成堵塞，引起短期超温爆管；

2.2.6 对由于长期超温，要弄清超温的原因，以便采取相应的对策。

2.2.7 锅炉大、小修或局部受热面临修后，必须根据规定进行承压部件的水压试验，以检查受热面、汽水管道及其阀门的严密性，锅炉超压水压试验和安全阀整定应制定专项安全技术措施；

2.2.8 运行人员要严格按安全技术措施的要求进行操作，以防止锅炉升压速度过快或压力、汽温失控 而造成锅炉超压超温，并严禁非试验热源进入试验现场。

2.3 防止锅炉四管泄漏

2.3.1 过热器、再热器、省煤器管发生爆漏时，应及早停运，防止扩大冲刷其他管段；

2.3.2 定期检查水冷壁刚性梁四角连接及燃烧器悬吊机构，发现问题及时处理； 3 防止锅炉尾部再次燃烧事故

3.1 运行中应按燃料的性质调整燃烧，组织好炉内燃烧工况，以防止未完全燃烧产物的形成；

3.2 在锅炉起动及低负荷运行中采用燃油或煤油混烧时，尤其应注意油的完全燃烧，应加强燃烧调整和锅炉尾部烟温的监视；

3.3 应按规程规定进行吹灰，以减少可燃物沉积；

4 防止锅炉炉膛爆炸事故

4.1 为防止锅炉灭火及燃烧恶化，应加强煤质管理和燃烧调整，稳定燃烧，尤其是在低负荷运行时更为重要；

4.2 为防止燃料进入停用的炉膛，应加强锅炉点火及停炉运行操作的监督；

4.3 保持锅炉制粉系统、烟风系统正常运行是保证锅炉燃烧稳定的重要因素；

4.4 锅炉一旦灭火，应立即切断全部燃料，严禁投油稳燃或采用爆燃法恢复燃烧；

4.5 锅炉每次点火前，必须按规定进行通风吹扫；

4.6 加强燃烧调整和防止结渣，而且保持吹灰器正常运行；

4.7 加强锅炉灭火保护装置的维护与管理；

5 防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故

5.1 消除制粉系统及设备可能积粉的部位，注意消除气粉流动管道的死区和系统死角。

5.2 加强原煤管理，按规程规定检查煤质，并及时通报有关部门，清除煤中自然物，严防外来火源；

5.3 保持制粉系统稳定运行，严格控制磨煤机出口温度，消除制粉系统及粉仓漏风，保持其严密性；

5.4 煤粉仓和制粉系统的结构强度应能满足防爆规程规定的抗爆强度要求，以防止事故扩大；

5.5 加强对防爆门的检查与管理，保持防爆门完整、严密，门上不得有异物妨碍其动作，防爆门动作方向应避免危及人身和电缆安全；

5.6 保持制粉系统消防和充氮系统处于随时可投运状态，当制粉系统停用时，要对煤粉仓实行充氮或二氧化碳保护，这样才能有效地防止制粉系统的爆炸；

5.7 经常保持制粉系统及设备周围环境的清洁，不得有积粉存在。

6 防止锅炉汽包满水和缺水事故

6.1 新建的锅炉汽包可配置具有独立测点的1～2套就地水位表和3套差压式水位表，在役锅炉汽包水位调节和水位保护的信号应采用有压力、温度补偿的 差压式水位表的信号；

6.2 水位表的安装应具有独立的取样孔，不得在同一取样孔上并联多个水位测量装置，以避免相互影响，降低水位测量的可靠性；

6.3 水位表安装时，均以汽包同一端的几何中心线为基准线，必须采用水准仪精确确定各水位表的安装位置；

6.4 水位表汽水侧取样阀门安装时应使阀杆处于水平位置，以避免在阀门内形成水塞；

6.5 就地水位表的零水位线应较汽包内的零水位线低，降低的值取决于汽包工作的压力；安装差压水位表取样管时应保证管道的倾斜度不小于100：1；

6.6 禁止在连通管中段取样作为水位表的汽水取样管，且汽水取样管、取样阀门和连通管军应保温

6.7 锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式。

6.8 锅炉汽包水位保护在锅炉起动前和停炉前应进行实际传动校验；

6.9为保护锅炉的安全运行，应明确规定锅炉无水位保护严禁投入启动、运行。 ? 汽轮机专业

近期对部分电厂进行了年底互查，其中内容之一就是二十五项反措的执行情况，经过去年的宣贯，今年的两次检查，发现情况有很大改观，表现在：

1.1 部分供热机组原来冬天供暖期间不做超速试验，现在进行了超速试验；

1.2 部分供热机组的供热抽气管道安装了快速关闭阀门；

1.3 原来不做汽门严密性试验的机组，克服困难，创造条件，进行了汽门严密性试验；

1.4 很多电厂过去不测调速汽门、主汽门、抽汽逆止门的关闭时间，现在都进行了此项测试；

1.5 大多数电厂对润滑油压低的定值进行了重新整定。

? 环保专业

防止重大环境污染事故

1 根据目前省公司所属部分电厂存在灰场泄露、二次扬尘、灰水没有全部回收的情况，采取了如下措施：

1.1 加强对灰场的管理，防止二次扬尘

建议电厂灰场蓄水运行，防止二次扬尘，灰场分格运行，灰格满后进行覆盖、绿化植被，如北票、阜新。

1.2 加强节水工作，减少污染污水外流。

将工业废水、中和池等废水集中处理后用于冲灰，将废水二次利用；用沉淀的灰水用于喷洒灰场，防止扬尘。

有条件的电厂进行灰水回收工程，如铁岭厂完成了灰水回收工程，减少灰水外排。

辽宁电厂整改1-7#机除尘器用水系统，努力降低冲灰用水。

沈阳电厂将除渣冷却水回收。

浓缩除灰，降低灰水比，从而减少灰水排放量，如辽宁、阜新电厂。 针对以上的环保情况，落实“二十五项反措”从环保监督的角度，提出如下的建议：

2 加强环保监督力度，修订《环境保护工作技术监督实施细则》，把“反措”要求具体化并可操作。

2.1 要求电厂每月对灰坝及其排水设施进行检查，检查有记录，并详述检查结果及处理意见，检查人及领导要签字；检查的重点内容包括灰管的磨损和接头处、各支撑装置（含支点及管桥）的状况。

2.2 加强节水措施，工业废水集中处理后，用于冲灰，减少废水排放，逐渐建设灰水回水系统；加强灰场管理，灰场蓄水运行，防止二次扬尘，并分格排灰、覆土、植被。

2.3 新灰场设施投入前必须做灰管压力试验，研究院的专工要现场参加试验并做出评价结论。

2.4 要求电厂指定灰场、灰管路等灰排水系统的允许管理方法。要求每季度向公司领导或环保专工通报灰场、灰管路等灰排水系统的情况。

电厂要进行反事故预想和反事故操作，至少每年两次。

2.5 要求环保专工每次下基层都要到灰场实地考察，了解掌握灰场、灰管路等灰排水系统情况，同时，向当地居民了解情况，是否有跑、漏灰情况，和电厂共同商谈问题解决的方案，并将该情况纳入考核。

2.6 坚强环境保护意识的宣传，提高认识。

? 金属专业

1 实际状况：

根据国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求，其中和金属有关的章节为3、4、9、10，基本上都是金属监督和锅炉压力容器检验方面要求的内容。20xx年各电厂根据金属监督规程和锅炉压力容器检验规程，制定了详细的检验计划，完成了预定的检验项目，全年完成指标如下：

1.1 金属受监主要部件检测率（计检37102件，实检36874件）90%。

1.2 金属受监主要部件钢号复核（5521件）率100%。

1.3 威胁安全的金属设备，部件缺陷消缺率99.87%。（应消884处，实消883处）。

1.4 全年应检发电锅炉22台，实检17台，检验率78%。

1.5 全年应检压力容器398台，实检398台，检验率100%。

2 针对山西永济、锦州，以及首钢事故的教训，在金属监督和锅炉压力容器检验方面有针对性地采取了如下措施：

2.1 及时沟通信息，把外省所发生的金属方面事故，第一时间通知到有关厂的有关部门。

2.2 推广金属监督软件以及锅炉压力容器检验软件，使金属监督和锅炉压力容器检验工作，更加有序化、系统化。

2.3 引进俄罗斯和美国的检验设备，加强炉外管道检验以及防止“四管”泄漏工作。

2.4 开展火电厂金属技术监督、考核评比工作以及锅炉压力容器检验报告评比工作。

2.5 开展创建机组锅炉压力容器安全性能检验工作，但此工作进展缓慢。 3 从总的情况来看，辽宁省网内的锅炉以及压力容器的安全状况还是可以的。去年以来没有发生重大的人身事故，通过金属监督和锅炉压力容器检验，使很多缺陷都消灭在萌芽中。但是，不发生事故不等于没问题，主要存在如下几个方面的问题。

3.1 老旧机组问题一直是影响省网安全的定时炸弹。尽管这几年加大了检验力度，发现的缺陷都进行了处理，但还有很多厂从领导上对老旧机组重视不够。因为老旧机组问题太多，不必要投入太多的人力、物力。如由于各种原因，系统内有5台锅炉末进行定期检验，很快就要退役。抚顺发电1台、辽宁电厂2台、阜新电厂1台、大连总厂1台。

3.2 检验设备和手段落后，仍停留在检验工作当中，如何转到寿命评估中来，适应电力体制改革需要，确实值得研究。

3.3 新建机组锅炉压力容器安全性能检验工作进展缓慢。

3.4 30MW以上机组“四管”泄漏问题仍没有很好解决。

4 措施：

4.1 加强辽宁省网金属监督的地位，使辽宁网的不同所有制电厂都应该照办。

4.2 加强新建机组锅炉压力容器安全性能检验工作，希望电厂能够积极配合。

4.3 对老旧机组进一步加大检验力度，确保不发生大事故。

4.4 积极引进新技术、新设备，使寿命评估技术和状态检验真正用到辽宁省电网。

辽宁省电力公司关于对入网及运行中绝缘子进行检测的规定 1. 总则

1.1 为加强电网的抗污闪能力，降低输变电设备的污闪跳闸率，满足输变电设备和新建及扩（改）建输变电工程对绝缘子质量的要求，保障电力系统安全运行，特制定本规定。

1.2 本规定适用于10-500KV复合绝缘子、瓷及玻璃绝缘子。

1.3 设计、基建、施工及运行单位必须严格执行本规定。

1.4 省电科院高压所负责入网及运行中绝缘子的抽样检测工作。

2. 入网绝缘子抽样检测

2.1 凡进入辽宁电网的绝缘子，必须进行抽样试验。抽样试验按JB3384-83《高压绝缘子抽样方案》及JB5892-91《高压线路用有机复合绝缘子技术条件》进行。

2.2 复合绝缘子抽样试验应在逐个试验合格后，按规定的试品数量随机地抽取试品，并按规定顺序进行试验，所有的抽样试验项目均采用计件二次抽样方案。

2.3 瓷及玻璃绝缘子抽样试验应在逐个试验合格后，按规定的试品数量随机地抽取试品，并按规定顺序进行试验。盘形悬式绝缘子机电（或机械）破坏负荷试验采用计量二次方案，其余试验项目均采用计件二次抽样方案；支柱绝缘子机械破

坏试验项目的检查试品数大于或等于3，则该项目检查按计量二次检查程序进行，其余试验项目按计件二次检查程序进行。

2.4 复合绝缘子抽样试验项目

2.4.1 尺寸及爬电距离检查

2.4.2 锌层检查

2.4.3 锁紧销操作试验

2.4.4 额定机械负荷耐受试验

2.4.5 陡波冲击试验

2.5 瓷及玻璃盘形悬式绝缘子抽样试验项目

2.5.1 尺寸及爬电距离检查

2.5.2 锁紧销操作试验

2.5.3 温度循环试验

2.5.4 1h机电负荷试验

2.5.5 机电（或机械）破坏负荷试验

2.5.6 工频击穿电压试验

2.5.7 孔隙性试验（仅对瓷绝缘子）

2.5.8 热震试验（仅对玻璃绝缘子）

2.5.9 锌层试验

2.6 高压支柱瓷绝缘子抽样试验项目

2.6.1 爬电距离检查

2.6.2 温度循环试验

2.6.3 弯曲破坏试验

2.6.4 扭转破坏试验

2.6.5 工频击穿试验

2.6.6 孔隙性试验

2.6.7 锌层试验

2.7 判断准则

2.7.1 复合绝缘子

第一次试验时，如某项试验仅有一只绝缘子不符抽样试验项目要求，则在同一批中抽取加倍数量的绝缘子对不合格的项次重复试验（锌层试验除外），如果在第一次试验中，一项或一项以上有二只或二只以上的试验不合格时，或重复试验再出现一只或一只以上不合格时，则该批绝缘子不合格， 若仅尺寸及爬电距离检查不合格时，则允许逐只精选。

2.7.2 盘形悬式绝缘子

第一次试验时，如仅有一只绝缘子不符合抽样试验项目的任何一项要求，则在同一批中抽取加倍数量的绝缘子进行重复试验，如果在第一次试验时，有二只或二只以上的试品不合格时，或在重复试验时仍有一只试品不符合规定的任何一项要求，则该批绝缘子不合格，

2.7.3 高压支柱绝缘子

抽样试验中，如仅有一只绝缘子不符合抽样试验项目的任何一项要求，则在同一批中抽取其样本容量两倍数量的绝缘子进行重复试验，重复试验时如仍有任何不合格，则认为该批不合格。第一次抽样试验中，如有二个或二个以上试品不符合规定的任何一项要求，则认为该批不合格，若仅爬电距离检查不合格时，则可以精选。

2.8 其他项目的抽样检测

2.8.1 上述抽样试验项目是复合绝缘子、瓷及玻璃绝缘子有关标准中规定项目，除此而外，根据用户与生产厂家要求，还可以进行一些其他项目的试验，如人工

污秽试验，水煮后的正、负极性各25次的陡波电压冲击，工频耐压试验，86%额定机械1h耐受试验等。

2.8.2 上述抽样试验判断准则为简要说明，具体可按绝缘子相关标准进行。

3. 运行中的绝缘子抽样检测，

3.1主要是复合绝缘子，瓷及玻璃绝缘子在运行中发生问题，也可进行有关电气和机械性能试验。

3.2 运行中的复合绝缘子的抽样检测项目，主要依据调网（1997）93号文《合成绝缘子使用指导性意见》及JB/T8737-1998《高压线路用复合绝缘子使用导则》中所规定的，其他项目使用单位可与检测单位协商进行。

3.3 运行中的复合绝缘子的抽样检测周期暂定为3-5年，不同厂家的试品数量不应少于3只。

3.4 运行中的复合绝缘子的抽样检测项目

3.4.1 外观检查

3.4.2 憎水性检查

3.4.3 自然污秽状态下的雾耐受电压试验

3.4.4 陡波冲击试验

3.4.5 额定机械负荷1min耐受试验

3.5 判断准则

3.5.1 依据调网（1997）93号文《合成绝缘子使用指导性意见》及JB/T8737-1998《高压线路用复合绝缘子使用导则》中对相关试验项目的要求。

3.5.2 试验时，任何绝缘子由其中任一项不能通过，应按JB5892抽样方法加倍抽取后重复相关内容试验，并计算绝缘子的年平均劣化率，当运行不能接受时，应及时处理，仅外观不合格时，则需对其进行复检。