2024年江蘇電網并網電廠

技術監(jiān)督檢查大綱修編（水電版）

一、絕緣專業(yè)

序號檢查項目檢查方法檢查結果

1監(jiān)督機構和職責

應建立發(fā)電廠分管（或總工）領導負責的技術監(jiān)督組織體系，健全技術監(jiān)督制度和流程，落實技術監(jiān)

1.1

督崗位責任制。

各電廠應結合本廠的實際情況，制定發(fā)電廠絕緣技術監(jiān)督管理標準；依據國家和行業(yè)有關標準和規(guī)范，

1.2

編制并執(zhí)行運行規(guī)程、檢修規(guī)程、檢驗作業(yè)指導書、工作計劃等相關支持性文件。

1.3對本單位電氣設備的重大事故和缺陷組織分析原因、制定對策。

1.4每年至少開展一次技術監(jiān)督動態(tài)檢查，及時參加絕緣技術監(jiān)督會、互查等活動。

2監(jiān)督管理制度及規(guī)程

依據國家和行業(yè)有關標準和規(guī)范，編制并執(zhí)行運行規(guī)程、檢修規(guī)程、檢驗作業(yè)指導書、預試計劃等相

2.1

關支持性文件，并及時修訂完善。

2.2嚴格貫徹執(zhí)行國家及行業(yè)有關技術監(jiān)督的方針、政策、法規(guī)、標準、規(guī)程、制度等。

是否按要求完成管理資料、技術資料如年度預試計劃、電氣設備交接試驗報告、事故應急技術措施，

2.3

相關記錄如查閱監(jiān)督單位提供的管理、體系資料等監(jiān)督材料的檔案管理。

3絕緣監(jiān)督管理要求

3.1技術監(jiān)督管理制度和標準、設備臺帳等檔案管理完善及時，預試率、缺陷消除率、檢定率合格。

異常情況處理有分析記錄報告并及時上報技術監(jiān)督單位，總結（報表）按時完成，預警通知單閉環(huán)良

3.2

好,并將整改結果上報至技術監(jiān)督單位。

絕緣監(jiān)督網絡活動開展良好，參加上級網絡活動情況良好。全省網絡年度專業(yè)技術監(jiān)督重點工作完成

3.3

情況。

3.4基建擴建、技改大修和安全生產等全過程絕緣監(jiān)督管理落實情況。

4發(fā)電機部分

4.1交接和預防性試驗是否完整，是否存在超周期情況，有無超標項目，是否帶缺陷運行。

4.2冷卻系統(tǒng)、油系統(tǒng)及其他主要部件是否存在缺陷。

4.3發(fā)電機無功有無波動情況，轉子電流有無波動情況。

4.4防止發(fā)電機損壞事故反措制定是否符合機組實際，端部模態(tài)試驗是否合格，端部是否存在磨粉現(xiàn)象。

4.5集電環(huán)碳刷更換有無記錄，有無打火，大軸兩端有無油污，軸電壓是否合格。

4.6大、小修是否超周期，檢修報告（記錄）是否完整規(guī)范。

4.7發(fā)電機進相能力是否考核過，是否給出整定范圍和限制曲線，是否定期校核，低勵是否可靠。

4.8發(fā)電機轉子是否存在匝間短路現(xiàn)象，交流阻抗試驗結果是否合格。

4.9運行中各部位的溫度或溫升是否有異常情況。定子線棒層間的最大溫差，是否有分析結果。

4.10保護和測量裝置是否正常投入；功能是否良好。

4.11發(fā)電機檢修時是否依據DL/T1768-2017開展了全部的試驗項目。

4.12發(fā)電機的在線監(jiān)測裝置運行是否正常，數據是否準確，是否開展了定期的校驗跟維護。

抽蓄機組定子線棒端部接頭應采用全封閉環(huán)氧澆注絕緣結構，對于已投運的采用其他絕緣結構的機

4.13

組，應要求制造廠重新進行端部絕緣設計，及時改造。

4.14發(fā)電機檢修時是否依據DL/T1768-2017開展了全部的試驗項目。

4.15發(fā)電機的在線監(jiān)測裝置運行是否正常，數據是否準確，是否開展了定期的校驗跟維護。

5變壓器部分（包括電抗器、互感器等）

5.1額定電流是否符合實際工況，動、熱穩(wěn)定是否符合目前電網的要求。

5.2對于220kV及以上設備，每年在夏季前后是否各進行一次精確紅外檢測，有無異常發(fā)現(xiàn)及處理情況。

本體、套管、冷卻器等有無破損裂紋、滲漏，有幾處，有否在停電或停泵狀態(tài)下檢查。特別注意變

5.3

壓器冷卻器潛油泵負壓區(qū)出現(xiàn)滲漏。

5.4如果有油氣膠紙型套管，電容量是否有階躍性變化。

5.5設備運行中是否有異常聲響，是否進行過振動或噪音測試。

5.6是否更換或補充過油，工藝是否滿足要求。

5.7結合變壓器大修對儲油柜膠囊、隔膜及波紋管進行密封性試驗，如存在缺陷應進行更換。

5.8主變避雷器計數器運行是否正常，有無動作記錄。

變壓器是否進行過繞組變形測試（低壓短路阻抗或頻率響應試驗），數據是否有比較。（對于35kV

5.9及以下的變壓器，宜采用低電壓短路阻抗法；對于110（66）kV及以上的宜采用頻率響應法測量特征

圖譜），是否按周期要求對主變進行感應電壓試驗。

變壓器（電抗器）的鐵心接地電流是否小于100mA，1個月測試1次并記錄數據，如存在多點接地現(xiàn)

5.10

象，是否采取措施。

5.11變壓器瓦斯繼電器的動作情況。瓦斯繼電器的防雨措施。

5.12新投運設備交接試驗完整性(具體項目見GB/T50150-2016)和合格判據檢查。

變壓器（電抗器）頂層油溫如何整定，在最大負荷及最高運行環(huán)溫下，變壓器（電抗器）上層油溫

5.13

是否超標。

5.14變壓器（電抗器）頂層油溫計及遠方測溫裝置測溫數據是否準確、齊全、數據一致，是否定期校驗。

變壓器分接開關是否長時間不動，在小修時有沒有動過，帶電濾油裝置是否定期啟動，分接開關能

5.15

否按規(guī)定進行檢修。切換油室是否進行油樣微水分析。

變壓器風扇及冷卻器每1-2年應進行一次沖洗，并宜安排在大負荷來臨前進行。其供電設備是否可

5.16

靠。

5.17潛油泵是否為低速油泵，其軸承為何級別，有無異常高溫、震動、異聲等現(xiàn)象。

5.18變壓器（電抗器）高壓套管、儲油柜油位計能否看清，油位、油色是否正常。

強油循環(huán)變壓器冷卻裝置是否能根據頂層油溫或負荷變化自動投入或退出；冷卻系統(tǒng)是否有兩個獨

5.19立電源并能自動切換；是否定期進行自動切換試驗，啟動應逐臺啟用，延時間隔應在30s以上并做切

換記錄。

5.20對于水冷卻系統(tǒng)，是什么結構，對于單銅管系統(tǒng)，應注意保持油壓大于水壓。有無監(jiān)視措施。

5.21變壓器（電抗器）凈油器是否正常投入，呼吸器運行及維護是否良好，矽膠筒上部是否漏氣。

5.22變壓器中性點接地引下線是否滿足雙接地要求，接地引下線電流是否滿足要求。

變壓器（電抗器）是否有事故油坑，是否定期清理，噴淋系統(tǒng)是否定期校驗。變壓器的壓力釋放閥

5.23

噴油管有無用管道引至地面，是否按規(guī)定周期期完成壓力釋放器校驗及其二次回路試驗。

變壓器運行中是否遭受特殊工況，如過電壓、出口或近區(qū)突發(fā)短路等，事故中保護是否正常動作，

5.24

是否有電壓、電流波形的完整記錄。

封閉母線內是否定期檢查清掃，絕緣狀況是否良好，伴熱帶、微正壓、濕度在線監(jiān)測裝置運行是否

5.25

正常（如有）。

5.26是否有設備事故記錄，重大事故的原因分析和故障設備解體情況。

5.27是否帶缺陷或曾帶缺陷運行，處理對策或處理方法效果是什么。

最近一個檢修周期是何時，檢修原因和項目是什么，檢修發(fā)現(xiàn)和處理了那些問題，檢修前后設備運

5.28

行情況是否有異常。

近兩次預防性電氣試驗（具體項目見DL/T596-2021）是否有異常，異常數據分析、比較及審核意

5.29

見如何（對于新設備只有一次預防性試驗數據的，應與交接試驗數據進行比較）。

近兩次油色譜試驗（包括產氣率），有異常指標是否分析、跟蹤，是否滿足周期要求。油色譜在線

5.30

監(jiān)測裝置運行是否正常（如有）。

5.31何時進行過油中糠醛的測試，10年必須要進行一次。對固體絕緣的老化趨勢有沒有判斷。

對于日產投運十年以上220kV電壓等級以上變壓器，是否進行過油帶電傾向度和體積電阻率測試。

5.32

對于500kV變壓器是否開展油含氣量、含硫量和顆粒度檢測。

5.33變壓器的在線監(jiān)測裝置運行是否正常，數據是否準確。

對于干式電抗器，其表面是否有明顯裂紋出現(xiàn)，有嚴重積污，是否用紅外測溫對連接處進行過測量，

5.34

是否有明顯的聲音異常現(xiàn)象。

5.35各控制箱和二次端子箱等防護措施是否完備（防潮、防污等）。

5.36互感器油位是否正常，是否存在滲漏油情況或其它缺陷。

5.37CVT是否定期檢查二次電壓，有否異常。

5.38CVT中間變壓器繞組介損、絕緣電阻、油中微水測量是否滿足標準要求。

電磁式干式電壓互感器是否測量空載電流，測試電壓是否符合在1.9Un/電壓下，鐵芯磁通不飽和，

5.39干式電磁式電壓互感器是否空載電流試驗正常，且三相在0.2、0.5、0.8、1.0、1.2倍額定電壓下的

勵磁電流偏差不超過30%，單相互感器的一次繞組直流電阻與初值無明顯變化。

發(fā)電機出口PT應在檢修時重點檢查其絕緣性能。依據DL/T596-2021標準，重點開展三倍頻耐壓及

5.40

局放試驗，試驗數據不合格的一律不允許投運。

5.41低壓側升高座至封母連接處有無開展紅外檢測，有無渦流過熱情況及改造。

6SF6開關和GIS

6.1額定電流是否符合實際工況。

6.2斷路器分合閘的同期性測試。

6.3分合閘電磁鐵動作電壓特性測試。

加強斷路器合閘電阻的檢測和試驗，防止斷路器合閘電阻缺陷引發(fā)故障。在斷路器產品出廠試驗、

6.4

交接試驗及預防性試驗中，應對合閘電阻的阻值、斷路器主斷口與合閘電阻斷口的配合關系進行測試。

6.5密度繼電器是否滿足不拆卸校驗的要求，是否按周期進行檢查校驗。

6.6是否作壓力表定期檢查。

6.7液(氣)壓操動機構泄漏試驗。

6.8油(氣)泵打(補)壓運轉時間。

6.9室內GIS站是否有泄漏報警和氧量檢測儀，并將信號引出至門外。

6.10是否定期和用電高峰前作發(fā)熱紅外檢測工作。

6.11是否檢查操作電源熔絲、是否定期更換。

6.12開斷電流是否滿足要求。

6.13端子箱防潮防污狀況檢查。

6.14輔接點是否定期檢查動作可靠。

6.15GIS是否開展帶電檢漏、帶電局放檢測等工作。

斷路器出廠試驗、交接試驗及例行試驗中，應進行中間繼電器、時間繼電器、電壓繼電器動作特性

6.16

校驗。

6.17采用雙跳閘線圈機構的斷路器，兩只跳閘線圈不應共用銜鐵，且線圈不應疊裝布置。

6.18斷路器交接試驗及例行試驗中，應進行行程曲線測試，并同時測量分/合閘線圈電流波形。

6.193年內未動作過的72.5kV及以上斷路器，應進行分/合閘操作。

6.20是否對斷路器本體和操作機構進行定期檢查，并按標準、規(guī)程要求開展相關試驗。

6.21是否定期進行SF6微水測量和檢漏，微水在線監(jiān)測裝置（如有）是否可靠。

6.22是否作斷口并聯(lián)電容器測試。

6.23合閘電阻值和投入時間測試。

6.24導電回路電阻測試。

6.25斷路器分合閘時間和速度測試。

7隔離開關

7.1額定電流是否符合實際工況。

7.2二次回路絕緣電阻。

7.3二次回路交流耐壓試驗。

7.4最低操動電壓測量。

是否定期和用電高峰前作發(fā)熱紅外檢測工作，隔離開關有無接觸不良、造成溫度較其余相較高的情

7.5

況，措施如何。

是否開展支柱絕緣子的超聲探傷檢測。是否對新安裝的隔離開關的中間法蘭和根部進行無損探傷。

7.6

對運行10年以上的隔離開關，每5年需對中間法蘭和根部進行無損探傷。

7.7預防性試驗是否按規(guī)程執(zhí)行。

7.8操動機構檢修后操作靈活、觸頭位置到位、閉鎖可靠。

7.9外觀和防銹蝕檢查。

7.10檢修潤滑脂是否采用二硫化鉬鋰基脂。

7.11操動機構是否有多重防雨設施。

7.12導電回路電阻測量。

8電力電纜

110kV及以上電力電纜應增加正常運行中的金屬護套接地電流測試運檢工作，對接地異常的電纜應

8.1

進行金屬護套完整度檢查，避免緩沖阻水層受潮。

對油高壓浸式GIS電纜終端，應具備壓力監(jiān)測功能，出現(xiàn)滲漏油問題時如無壓力補償裝置應及時與

8.2

廠家聯(lián)系并制定有效的解決措施。

8.3GIS設備是否采用干式終端，對重點區(qū)域的充油瓷終端是否進行更換。

8.4對重載電纜的環(huán)流、紅外檢測是否按照DL/T393-2021中相關周期要求執(zhí)行。

9升壓站外絕緣及絕緣子類部分

升壓變壓器和GIS套管，以及升壓站500kV懸式、支柱絕緣子串、斷路器和隔離開關的爬距檢查，

9.1

防污閃隱患排查結果如何，有無措施。

9.2110kV及以上懸式絕緣子是否按周期進行紅外零值檢測。

對硅橡膠和加裝硅橡膠傘裙的瓷套，應經常檢查硅橡膠表面有無放電現(xiàn)象，如有放電現(xiàn)象應及時處

9.3

理。

9.4絕緣子類明細情況。

9.5絕緣子飽和鹽密測量取樣絕緣子懸掛是否規(guī)范，鹽密測試、灰密測試是否規(guī)范。

9.6污染源情況,污穢性質。

9.7日常巡視記錄，外絕緣表面是否存在爬電現(xiàn)象。

9.8歷年污閃記錄。

9.9每年是否制定清掃計劃，并按照計劃進行絕緣子清掃。

9.10硅橡膠傘裙套、合成絕緣子、其他硅橡膠設備的憎水性試驗開展情況及老化程度。

10防雷和接地裝置

10.1額定電壓是否符合設計要求。

10.2有無加裝出線側避雷器。

10.3持續(xù)運行電壓是否符合工況。

10.4預防性試驗是否按規(guī)程執(zhí)行。

10.5直流1mA參考電壓（U1mA）及0.75U1mA下的泄漏電流。

10.6工頻參考電流下的工頻參考電壓（電流值按工廠規(guī)定或6mA）。

10.7雷雨季節(jié)前后是否開展避雷器交流泄漏全電流和阻性電流測量。

避雷器泄漏電流表運行是否正常，有無指針卡澀、表盤進水現(xiàn)象，避雷器計數器動作情況是否有記

10.8

錄和分析情況，避雷器有無加裝屏蔽環(huán)。

10.9是否定期和用電高峰前作發(fā)熱紅外檢測工作。

10.10全廠接地電阻是否滿足規(guī)程要求：<2000/IgΩ（Ig、4.8為單相短路接地電流，有調度部門提供），

或<0.5Ω。

對土壤酸堿度較高的地區(qū)，定期(時間間隔應不大于5年)通過開挖抽查等手段確定接地網的腐蝕情

況，銅質材料接地體的接地網不必定期開挖檢查。若接地網接地阻抗或接觸電壓和跨步電壓測量不符

10.11

合設計要求，懷疑接地網被嚴重腐蝕時，應進行開挖檢查。如發(fā)現(xiàn)接地網腐蝕較為嚴重，應及時進行

處理。

10.12高壓電氣設備的過電壓保護是否完善。

二、繼電保護專業(yè)

序號檢查項目檢查方法檢查結果

1監(jiān)督管理

應建立發(fā)電廠分管（或總工）領導負責的技術監(jiān)督組織體系，健全技術監(jiān)督制度和流程，落實技術監(jiān)

1.1

督崗位責任制。

各電廠應結合本廠的實際情況，制定發(fā)電廠繼電保護及安全自動裝置技術監(jiān)督管理標準；依據國家和

1.2

行業(yè)有關標準和規(guī)范，編制并執(zhí)行運行規(guī)程、檢修規(guī)程、檢驗作業(yè)指導書等相關支持性文件。

2運行管理

2.1應及時修訂繼電保護專業(yè)運行檢修規(guī)程，在工作中嚴格執(zhí)行安全技術措施。

設備命名規(guī)范，與調度下發(fā)標準名稱一致；電廠自行命名的設備應符合DL/T1624-2016《電力系統(tǒng)廠

2.2

站和主設備命名規(guī)范》的相關要求。

各電廠應建立并完善繼電保護缺陷管理制度，缺陷定義準確，消缺及時并有完整的記錄，提高保護裝

2.3

置的運行率。

根據運行設備的缺陷記錄、校驗參數對比，運行期限及相關規(guī)定，制定繼電保護技術改造計劃并落實

2.4

實施。

2.5保護室溫濕度應滿足繼電保護及安全自動裝置運行要求，并將管理制度列入現(xiàn)場運行管理規(guī)定。

2.6各廠站網控、保護室、電纜層應在顯著位置張貼禁止無線通話設備的標志。

保護屏、壓板、光字牌名稱符合規(guī)范；術語、壓板、把手、屏正面繼電器標示清晰，均應設置恰當的

2.7標識，方便辨識和運行維護；電纜銘牌標示清晰；封堵嚴密整潔；裝置壓板、切換開關的投退情況應

符合調度命令和現(xiàn)場運行規(guī)程的規(guī)定。

二次回路的端子、連片外觀應保持良好；接線工藝應符合要求；端子箱門密封應嚴緊，封堵應嚴密；

2.8

加熱、除濕裝置運行應正常；現(xiàn)場無積灰、無積水和無嚴重銹蝕情況。

技術監(jiān)督應以報告形式對每季（年）的監(jiān)督工作進行總結，報告涵蓋監(jiān)督工作完成情況、存在的問題

2.9

好改進措施，及下一步工作思路等方面內容。

數字式故障錄波器應具備故障數據信息上傳功能，有專用聯(lián)網通道并有維護制度，220千伏及以上廠

2.10站的故障錄波器應接入故錄聯(lián)網系統(tǒng)；其中，500千伏及以上廠站內故障錄波器應接入省調故錄聯(lián)網

系統(tǒng)主站，220千伏廠站內的故障錄波器應接入各地調故錄聯(lián)網系統(tǒng)分站。

2.11故障錄波器應選用獨立于被監(jiān)測保護生產廠家設備的產品，以確保保護裝置運行狀態(tài)及家族性缺陷分

序號檢查項目檢查方法檢查結果

析數據的客觀性；變電站內的故障錄波器應能對站用直流系統(tǒng)的各母線段（控制、保護）對地電壓進

行錄波。

發(fā)電廠涉網設備應配置統(tǒng)一的時間同步裝置，主時鐘應采用雙機冗余配置（采用以北斗衛(wèi)星對時為主、

2.12

GPS對時為輔的單向授時方式）。

在運行繼電保護設備上進行保護定值修改前，應制定防止保護不正確動作的有效措施，并做好事故預

2.13

想。

保護裝置發(fā)生動作或者異常情況后，應有詳細的事故記錄，內容包括若保護動作應有動作分析報告，

2.14

異常應有缺陷閉環(huán)處理情況。

繼電保護及安全自動裝置運行時外觀外觀應正常（包括裝置告警信號燈不亮、運行指示燈正常、液晶

2.15

顯示及信息報文正確）。

保護信息子站應與各保護裝置通信正常，信息上傳正確；保護信息子站應接入數據網，與調度主站通

2.16

訊應正常。

3保護配置

二次系統(tǒng)設備選型及配置應滿足國家和行業(yè)相關標準規(guī)程規(guī)范要求，涉網二次系統(tǒng)規(guī)劃設計、設備選

3.1

型及配置還應征求調度機構意見，滿足調度機構相關技術規(guī)定及反措有關要求。

100MW及以上容量及接入220kV及以上電壓等級的發(fā)電機、啟備變應按雙重化原則配置微機保護（非

3.2

電量保護除外）；重要發(fā)電廠的啟備變保護宜采用雙重化配置。

220kV及以上電壓等級線路縱聯(lián)保護的通道（含光纖、微波、載波等通道及加工設備和供電電源等）

3.3

遠方跳閘及就地判別裝置應遵循相互獨立的原則按雙重化配置。

220kV及以上電壓等級線路、變壓器、母線、高壓電抗器、串聯(lián)電容器補償裝置等交流輸變電設備的

3.4

保護及電網安全穩(wěn)定控制裝置應按雙重化配置。

變壓器宜配置單套非電量保護，應作用于斷路器的兩個跳圈，未采用就地跳閘方式的非電量保護應設

3.5

置獨立的電源回路（直流空氣小開關及其直流電源監(jiān)視回路）和出口跳閘回路，且與電氣量完全分開。

非電量保護及動作后不能隨故障消失而立即返回的保護（只能靠手動復位或延時返回）不應啟動失靈

3.6

保護。

發(fā)電機低勵限制應與失磁保護協(xié)調配合，遵循低勵限制先于失磁保護動作的原則；且機組深度進相運

3.7

行時，不應觸發(fā)低勵限制動作。

3.8采用零序電壓原理的發(fā)電機匝間保護應設有負序功率方向閉鎖元件。

3.9200MW及以上發(fā)變組應配備專用的故障錄波裝置，發(fā)電機、變壓器不僅錄入各側的電壓電流，還應

序號檢查項目檢查方法檢查結果

錄取公共繞組電流、中性點電流和中性點零序電壓。所有保護出口信息、通道收發(fā)信情況及開關分合

位情況等變位信息應全部接入故障錄波器。

發(fā)電機組用直流電源系統(tǒng)與發(fā)電廠升壓站用直流電源系統(tǒng)必須相互獨立。220kV及以上發(fā)電廠升壓站

應采用3臺充電、浮充電裝置，兩組蓄電池組的供電方式。發(fā)電廠動力、UPS及應急電源用直流系統(tǒng)，

3.10按主控單元，應采用3臺充電、浮充電裝置，兩組蓄電池組的供電方式。發(fā)電廠控制、保護用直流電

源系統(tǒng)，按單臺發(fā)電機組，應采用2臺充電、浮充電裝置，兩組蓄電池組的供電方式。新建或改造的

的直流電源系統(tǒng)，應進行直流斷路器的級差配合試驗。

220kV及以上電壓等級的電網，應配置斷路器失靈保護；雙母線接線的斷路器失靈保護應經復合電壓

3.11

閉鎖。

對于裝置間不經附加判據直接啟動跳閘的開入量，應經抗干擾繼電器重動后開入；抗干擾繼電器的啟

3.12動功率應大于5W，動作電壓在額定直流電源電壓的55%～70%范圍內，額定直流電源電壓下動作時

間為10ms～35ms，應具有抗220V工頻電壓干擾的能力。

3.13變壓器非電量保護重瓦斯應由繼電器直接重動跳閘，其余非電量宜作用于信號。

220千伏及以上系統(tǒng)中變壓器差動保護、母線差動保護、線路縱聯(lián)差動保護等各側配置的CT類型、

3.14

變比、傳變特性應滿足保護相關要求，系統(tǒng)最大短路電流不應超出CT的工作范圍。

3.15微機同期裝置應配置獨立的同期鑒定閉鎖繼電器。

根據《變壓器、高壓并聯(lián)電抗器和母線保護及輔助裝置標準化設計規(guī)范》的有關要求，應在發(fā)變組保

3.16

護配置中取消啟動通風回路，按負荷啟動通風回路在主變控制箱中實現(xiàn)。

300MW及以上容量發(fā)電機應配置起、停機保護，宜裝設斷路器斷口閃絡保護；220kV及以上電壓等

3.17級接入系統(tǒng)的發(fā)變組，高壓側斷路器應配置斷路器斷口閃絡保護；起、停機保護在發(fā)電機正常運行時

應退出。

300MW及以上容量的發(fā)電機宜配置失步保護，在進行發(fā)電機失步保護整定計算和校驗工作時應能正

3.18確區(qū)分失步振蕩中心所處的位置，在機組進入失步工況時根據不同工況選擇不同延時的解列方式，并

保證斷路器斷開時的電流不超過斷路器允許開斷電流。

300MW及以上容量的大型機組應部署相量測量裝置。其測量信息應能滿足調度機構需求，并提供給

3.19廠站進行就地分析。相量測量裝置與主站之間應采用調度數據網絡進行信息交互。同步相量測量裝置

應與時鐘同步系統(tǒng)對時，對時精度為1μs，滿足不了要求時，應設置專用同步時鐘系統(tǒng)。

發(fā)電企業(yè)應將所屬各發(fā)電機組勵磁系統(tǒng)和PSS的關鍵信號接入PMU裝置或其他監(jiān)測裝置。關鍵信號

3.20

包括電壓給定值、PSS輸出信號、勵磁調節(jié)器輸出電壓、發(fā)電機勵磁電壓、勵磁電流、勵磁機勵磁電

序號檢查項目檢查方法檢查結果

壓和勵磁機勵磁電流（三機系統(tǒng)）、機端電壓、機端電流、PSS投入/退出信號、勵磁調節(jié)器自動/手

動運行方式及各類限制器動作信號。

3.21UPS手動維修旁路開關應具有同步閉鎖功能。

4二次回路

兩套保護裝置的直流電源應取自不同蓄電池組連接的直流母線段，每套保護裝置應分別設有專用的直

4.1

流空氣開關。

兩套主保護應分別取自電壓互感器和電流互感器獨立的二次繞組，并分別對應同一個開關的兩個跳閘

4.2

線圈。

4.3非電量保護與電氣量保護直流電源應相互獨立。

500kV主變中壓側阻抗保護、發(fā)電機-變壓器組的阻抗保護需經電流元件啟動，在發(fā)生二次回路失壓、

4.4

斷線以及切換過程中交流和直流失壓等異常狀況時，應具有完善的防誤動功能。

4.5跳閘壓板的開口端應裝在上方，接到斷路器的跳閘回路。

保護的電流互感器、電壓互感器二次安全接地是否符合《國家電網有限公司十八項電網重大反事故措

4.6施（修訂版）》（國家電網設備〔2018〕979號）和《防止電力生產事故的二十五項重點要求》（國

能發(fā)安全〔2023〕22號）的有關條款。

繼電保護及相關設備的端子排，宜按照功能進行分區(qū)、分段布置，正、負電源之間、跳(合)閘引出線

4.7

之間以及跳(合)閘引出線與正電源之間、交流電源與直流回路之間等應至少采用一個空端子隔開。

4.8保護裝置的箱體，必須經試驗確證接地(應小于0.5歐)，保護屏柜及門體應可靠接地。

電流互感器的二次繞組及回路，必須且只能有一個接地點。來自同一電流互感器二次繞組的三相電流

4.9

線及其中性線必須置于同一根二次電纜。

公用電壓互感器的二次回路只允許在控制室內有一點接地，為保證接地可靠，電壓互感器的中性線不

得接有可能斷開的開關或熔斷器等。來自同一電壓互感器二次繞組的三相電壓線及其中性線必須置于

4.10

同一根二次電纜，不得與其他電纜共用。來自電壓互感器開口三角繞組的兩根引入線應使用獨立的一

根二次電纜。

所有差動保護在投入運行前，除應在能夠保證互感器與測量儀表精度的負荷電流條件下，測定相回路

4.11

和差回路外，還必須測量各中性線的不平衡電流、電壓，以保證保護裝置和二次回路接線的正確性。

4.12交流回路與直流回路不能共用一根電纜。

4.13主變壓器、電抗器上的瓦斯繼電器應裝防雨罩，安裝應結實牢固且應罩住電纜穿線孔。

序號檢查項目檢查方法檢查結果

4.14新投入或經變更的電流、電壓回路是否按規(guī)定進行定相、核相、帶負荷試驗和二次回路正確性檢查。

4.15操作、信號及二次回路的絕緣是否符合規(guī)程規(guī)定的要求。

建議對于新安裝的屏柜使用鉗形電流表檢查流過保護二次電纜屏蔽層的電流，以確定100mm2銅排達

4.16

到有效抗干擾的作用，如檢測不到電流，應檢查屏蔽層是否良好接地。

4.17直流系統(tǒng)對地絕緣是否良好。

4.18蓄電池是否進行過帶重負荷試驗；蓄電池電解液比重、液位、室溫是否處于正常范圍。

4.19浮充裝置穩(wěn)流、穩(wěn)壓功能是否正常；精度、紋波系數是否滿足要求；限流功能是否正常。

4.20直流系統(tǒng)各級保險定值是否有專人管理；是否滿足選擇性動作要求。

4.21是否編制直流熔斷器一覽表，并備有現(xiàn)場需要的各種型號、容量的熔件。

4.22是否裝設直流接地選線裝置，運行是否正常；發(fā)生直流一點接地時，是否及時檢查，及時處理。

新建或改造的變電所，直流系統(tǒng)絕緣監(jiān)測裝置，應具備交流竄直流故障的測記和報警功能。原有的直

流系統(tǒng)絕緣監(jiān)測裝置，應逐步進行改造，使其具備交流竄直流故障的測記和報警功能。新投入或改造

4.23

后的直流電源系統(tǒng)絕緣檢測裝置，不應采用交流注入法測量絕緣狀態(tài)，應逐步更換為直流原理的直流

電源系統(tǒng)絕緣檢測裝置。

新、擴建或改造的變電所直流系統(tǒng)用斷路器應采用具有自動脫扣功能的直流斷路器，嚴禁使用普通交

4.24

流斷路器。

斷路器三相不一致保護應采用斷路器本體三相不一致保護,與500kV線路相關的斷路器，三相不一致

4.25保護動作時間按可靠躲單相重合閘時間整定，統(tǒng)一取2.5s。只與發(fā)變組相關的斷路器三相不一致保護

時間可整定為0.5s。

變壓器本體保護宜采用就地跳閘方式，即將變壓器本體保護通過兩個較大啟動功率中間繼電器的兩副

4.26

觸點分別直接接入斷路器的兩個跳閘回路。

當變壓器、電抗器的非電量保護采用就地跳閘方式時，應向監(jiān)控系統(tǒng)發(fā)送動作信號。未采用就地跳閘

方式的非電量保護應設置獨立的電源回路（包括直流空氣開關及其直流電源監(jiān)視回路）和出口跳閘回

4.27

路，且必須與電氣量保護完全分開。220kV及以上電壓等級變壓器、電抗器的非電量保護應同時作用

于斷路器的兩個跳閘線圈。

4.28強迫油循環(huán)變壓器內部故障跳閘后，潛油泵應同時退出運行。

5校驗管理

5.1是否制定本單位繼電保護標準校驗規(guī)程及報告。

序號檢查項目檢查方法檢查結果

5.2繼電保護校驗是否存在著超周期現(xiàn)象。

5.3繼電保護校驗報告是否齊全有無漏項。

5.4是否制定繼電保護工作標準安全措施票并認真執(zhí)行。

5.5繼電保護圖紙應圖實一致，有齊全完整的竣工圖紙（含設計變更），并做到CAD電子文檔化管理。

5.6繼電保護試驗儀配置及管理是否符合技術監(jiān)督要求，是否定期校驗。

5.7備品備件有管理制度，是否齊全。

5.8應制訂符合現(xiàn)場實際的熔斷器整定配置圖，是否定期校核熔斷器（直流小開關）。

5.9是否有年度、月度檢修計劃，是否按檢修計劃或上級調度部門的要求進行檢驗工作。

保護裝置發(fā)生不正確動作行為后，是否有詳細的檢查試驗方案，是否有分析報告，是否有合理的試驗

5.10

結論。

是否已按《國家電網有限公司十八項電網重大反事故措施（修訂版）》（國家電網設備〔2018〕979

5.11

號）以及《防止電力生產事故的二十五項重點要求》（國能發(fā)安全〔2023〕22號）執(zhí)行反措整改工作。

5.12是否定期檢查已執(zhí)行反措仍然完好、有效。

5.13是否按要求執(zhí)行檢驗規(guī)程。

5.14是否執(zhí)行檢修文件包制度。

是否定期進行UPS系統(tǒng)的維護與檢測工作，如直流電源、風扇、逆變器及靜態(tài)開關等需要重點檢查；

5.15

UPS負載應在70%左右，1000MW機組負載電源應雙套配置，其余機組應依據熱工專業(yè)要求進行配置。

5.16發(fā)電機保護和測量裝置是否正常投入；功能是否良好。

5.17電流互感器的試驗數據（如如變比、伏安特性、極性、直流電阻及10%誤差計算等）是否完整。

6保護軟件版本管理

6.1制定微機保護軟件版本管理辦法。

6.2現(xiàn)場保護裝置軟件版本是否符合調度相關部門要求。

建立微機保護軟件檔案，包括保護型號，制造廠家，保護說明書、軟件版本（版本號、校驗碼、程序

6.3

生成時間）、保護廠家的軟件升級申請等。

7定值管理

發(fā)電機變壓器組保護整定計算應符合DL/T684、DL/T1309等的相關規(guī)定；相關定值計算完成后應履

7.1

行審批程序，涉網保護定值應提供整定計算書，必須報有關調度部門備案。

7.2與系統(tǒng)有關的保護如失磁、失步、頻率異常、過激磁、定子過電壓、低勵限制及保護、過勵限制及保

序號檢查項目檢查方法檢查結果

護、定子電流限制及定子過負荷保護、主變零序過流、主變復壓過流、重要輔機保護等保護按照調度

要求進行年度校核，保護定值應能滿足涉網相關要求。

7.3參與機網協(xié)調的機組保護應嚴格按電網調度部門規(guī)定的參數、整定及技術原則執(zhí)行。

發(fā)電廠結合系統(tǒng)參數或廠用系統(tǒng)結構的變化，每年對所轄設備的整定值進行全面復算和校核，防止保

7.4

護不正確動作，擴大事故范圍。遇有運行方式較大變化和重要設備變更時應及時修改整定方案。

7.5現(xiàn)場及保護班是否存有最新保護定值單，是否齊全正確。

7.6實際運行定值與已頒布定值單是否相符，備用定值區(qū)定值與定值單一致。

7.7定值單按調度規(guī)定執(zhí)行，是否定期核對整定單。

8發(fā)電廠信息安全及二次系統(tǒng)安全防護

發(fā)電廠二次系統(tǒng)安全防護是否滿足《電力二次系統(tǒng)安全防護總體方案》和《發(fā)電廠二次系統(tǒng)安全防護

方案》的要求（應具有數據網絡安全防護實施方案和網絡安全隔離措施；分區(qū)應合理、隔離措施應完

8.1

備、可靠；現(xiàn)場查看系統(tǒng)網絡結構圖、清單，并抽查測試系統(tǒng)設備、網絡設備、網絡接線與結構圖的

匹配度）。

應建立電力二次系統(tǒng)安全防護管理制度、權限密碼制度、門禁管理和機房人員登記制度（現(xiàn)場檢查，

8.2查閱安全防護管理等制度資料。必須具備建立二次系統(tǒng)安全防護管理制度、權限密碼制度、門禁管理

和機房人員登記制度；現(xiàn)場查閱機房登記記錄）。

8.3二次系統(tǒng)安全防護技術資料及網絡拓撲圖是否完備（現(xiàn)場檢查有關資料）。

是否建立電力二次系統(tǒng)安全防護應急預案，相關人員是否熟練掌握預案內容（查閱安全防護應急預案

8.4

資料，現(xiàn)場提問有關技術人員）。

應滿足《電力二次系統(tǒng)安全防護總體方案》中安全評估要求，應正常開展電力二次系統(tǒng)安全評估，評

8.5估內容應包括風險評估、攻擊演習、漏洞掃描、安全體系的評估、安全設備的部署及性能評估、安全

管理措施的評估（現(xiàn)場查閱二次系統(tǒng)安全評估內容和報告以及實施記錄）。

三、電能質量及勵磁專業(yè)

序號檢查項目檢查方法檢查結果

1監(jiān)督管理

1.1是否有健全的電能質量、勵磁專業(yè)技術監(jiān)督機構。

1.2年度電能質量、勵磁專業(yè)技術監(jiān)督工作計劃及執(zhí)行情況。

1.3技術監(jiān)督網絡活動、培訓情況。

1.4年度監(jiān)督總結報告。

1.5事故異常處理報告。

2技術管理

2.1定期開展升壓站母線或并網點運行電壓、AVC運行記錄和統(tǒng)計（月、季度）。

2.2定期進行調壓設備（變壓器、勵磁系統(tǒng)、AVC等）的檢查校驗。

2.3嚴格執(zhí)行調度部門下達的季度電壓曲線或節(jié)日、大負荷特殊運行期間的調壓要求。

執(zhí)行國家、行業(yè)、能源局有關電能質量、勵磁技術監(jiān)督的法規(guī)、標準、規(guī)程、制度。技術標準：GB/T

2.412326、GB/T14549、GB/T15543、GB/T15945、GB/T24337、GB/T32506、GB/T32574、GB/T18482、

DL/T583、DL/T2290。

根據系統(tǒng)要求及本廠運行實際制定切實可行的規(guī)程、規(guī)定。其中應包括無功電壓控制、進相運行、

2.5

遲相運行、本廠變壓器分接頭協(xié)調及關于運行人員調整電壓、電壓異常處理的具體辦法或實施細則。

發(fā)電機/電動機進相、遲相、PSS、勵磁系統(tǒng)建模、AVC等涉網試驗報告齊全；如進行機組擴容、勵

2.6磁或AVC設備更換等技術改造，需重新進行涉網試驗，則應在改造完成后三個月內重新進行涉網試

驗。

3專業(yè)技術工作

3.1主要考核指標：水電升壓站或并網點母線電壓合格率，AVC投運率和調節(jié)合格率。

勵磁系統(tǒng)在抽水蓄能機組發(fā)電、抽水、調相等各種主要的工況轉換過程中與監(jiān)控系統(tǒng)、SFC、調速

3.2

器及其他相關系統(tǒng)的聯(lián)合控制各調節(jié)應正常。

序號檢查項目檢查方法檢查結果

發(fā)電機/電動機無功出力能力能夠達到額定出力，機組進相、遲相運行能力能夠達到調度確認的機

3.3

組進相、遲相能力。

主變和廠變分接頭位置合適，可適應發(fā)電機從遲相到進相的全部過程；定期對廠用系統(tǒng)電壓情況進

3.4

行檢查，正常工作情況下，廠用系統(tǒng)運行電壓宜在母線標稱電壓的±5%范圍內。

3.5按規(guī)定統(tǒng)計、上報有關電壓、AVC運行的統(tǒng)計報表。

3.6對相關設備出現(xiàn)的故障及設備缺陷及時分析。

3.7根據需要開展發(fā)電廠并網點、發(fā)電機出口及廠用系統(tǒng)電能質量測試。

4設備管理

4.1根據華東網調或江蘇省調要求配置或投入AVC運行。

4.2發(fā)電機無功有無異常波動、出力不合理及機組間（同一并網點）無功分配明顯不均衡情況。

發(fā)電廠應按照電網運行要求配備PMU設備，并實現(xiàn)與調度主站聯(lián)網。PMU信息量滿足調度要求，通

4.3

訊正常。

勵磁系統(tǒng)應保證良好的工作環(huán)境，環(huán)境溫度、濕度不得低于相關標準規(guī)定要求。勵磁調節(jié)器與勵磁

變壓器不應置于同一個沒有隔斷的場地內。勵磁設備（含勵磁變壓器和勵磁小間）上方及附近不得

4.4

布置水管道，如有布置則應采取防止漏水的隔離措施。整流柜冷卻通風入口應設置濾網，勵磁調節(jié)

器及功率整流柜所在的勵磁小間應具備必要的防塵降溫措施。

勵磁系統(tǒng)中兩套勵磁調節(jié)器的電壓回路應相互獨立，使用機端不同電

壓互感器（PT）的二次繞組，防止其中一個故障引起發(fā)電機誤強勵。勵磁調節(jié)器原則上應具有防止

4.5

電壓互感器（PT）高壓側熔絲熔斷(包括慢熔)引起發(fā)電機誤強勵的措施。對于勵磁調節(jié)器所用的電

壓互感器和一次保險應定期檢查，發(fā)現(xiàn)異常及時予以更換。

勵磁變壓器的繞組溫度應具有有效的監(jiān)視手段，監(jiān)視其溫度在設備允

4.6

許的范圍之內，并具備將溫度信號傳至遠方的功能。有條件的可裝設鐵芯溫度在線監(jiān)視裝置。

當接入機組故障錄波器、同步相量測量裝置（PMU）等監(jiān)測系統(tǒng)的

4.7勵磁電流和勵磁電壓信號采用變送器輸出時，勵磁電壓輸出信號應有一定負值量顯示，正向輸出信

號最大值應不低于額定勵磁電壓的2倍；勵磁電流輸出信號最大值應不低于額定勵磁電流的2倍。

發(fā)電機轉子接地保護裝置原則上應安裝于勵磁系統(tǒng)柜。接入保護柜或機組故障錄波器的轉子正、負

4.8

極連接電纜應采用高絕緣的電纜且不能與其它信號共用電纜。所用電纜的絕緣耐壓水平應滿足相關

序號檢查項目檢查方法檢查結果

標準規(guī)定要求。

勵磁調節(jié)器是否已配備電力系統(tǒng)穩(wěn)定裝置（PSS）,功能配置是否齊全；應選用無反調或反調作用

4.9

較弱的電力系統(tǒng)穩(wěn)定器。

4.10是否完成勵磁系統(tǒng)建模和PSS參數整定試驗，報告是否完整。PSS是否按調度要求投退。

勵磁系統(tǒng)低勵限制是否給出整定范圍和限制曲線，是否滿足發(fā)電機進相運行要求以及接入電網安全

4.11穩(wěn)定運行要求，應結合機組B級及以上檢修定期檢查限制動作定值。勵磁系統(tǒng)涉及低勵限制功能的

升級、改造后，應進行進相深度限制值及低勵限制功能的校核試驗。

電機的勵磁參數（包括調差率、低勵限制、PSS及頂值倍數等）按GB/T40591、GB/T18482、DL/T

4.12

491、DL/T583、DL/T1013、DL/T1166進行整定與試驗，并報調度部門確認。

機組勵磁系統(tǒng)無功調差功能應投入運行，機組勵磁系統(tǒng)調差系數的設置應考慮主變短路電抗的差

4.13異，具有合理的無功調差系數，同一并列點的多臺機組應具有基本一致的電壓調差率。勵磁系統(tǒng)調

差系數及電壓靜差率的現(xiàn)場試驗是否完成。

50MW及以上水輪發(fā)電機組在額定出力時，功率因數應不低于0.85（滯后），系統(tǒng)應采用可以在線

4.14

調整低勵限制的微機勵磁裝置。

新建機組或老機組改造采用的發(fā)電機勵磁調節(jié)器[含電力系統(tǒng)穩(wěn)定器（PSS）]須經有資質的檢測中

4.15

心入網檢測合格，掛網試運行半年以上，形成入網勵磁調節(jié)器軟件版本，才能進入電網運行。

勵磁系統(tǒng)的強勵能力（強勵電流倍數、強勵電壓倍數、強勵持續(xù)時間等）應滿足國家標準和行業(yè)標

4.16

準的要求。機組在電氣制動工況運行時禁止強勵功能投入。

勵磁系統(tǒng)檢修應按“GB/T32506-2016抽水蓄能機組勵磁系統(tǒng)運行檢修規(guī)程"要求的周期和項目進行，

4.17

不應漏項和缺項。

大修后的勵磁系統(tǒng)應按國家及行業(yè)標準開展空載及負荷狀態(tài)下的階躍、零起升壓等試驗，并結合開

4.18展勵磁系統(tǒng)復核性試驗，包括勵磁調節(jié)器（AVR）調壓性能校核性試驗和PSS性能復核性試驗，與

上次試驗結果進行比較，動態(tài)特性應符合標準。

機組檢修期間，應對滅磁開關進行檢查，觸頭接觸壓力、觸頭燒傷

4.19

面積和燒傷深度應符合產品要求，必要時進行更換。滅磁開關應結合機組檢修，進行斷口觸頭接觸

序號檢查項目檢查方法檢查結果

電阻、分合閘線圈直流電阻、分合閘動作電壓、分合閘時間測試等試驗，試驗結果應符合廠家規(guī)定。

滅磁開關應按廠家規(guī)定的運行時間或動作次數進行解體檢查，檢查開關動、靜觸頭接觸面是否符合

要求、機械部分是否出現(xiàn)磨損、開裂等。發(fā)現(xiàn)問題及時予以更換。交流勵磁系統(tǒng)滅磁開關的檢查和

檢修可參照執(zhí)行。

勵磁系統(tǒng)電源模塊應定期檢查，且備有經檢測功能完好的備件，發(fā)現(xiàn)

異常時應及時予以更換。勵磁調節(jié)器所用的電源模塊原則上應在運行6年后予以更換。勵磁系統(tǒng)調

4.20

節(jié)器運行12年后，應全面檢查板件、電子元器件情況，發(fā)現(xiàn)異常應及時更換。勵磁系統(tǒng)整流器功

率元件運行15年后，經評估存在整流異?；驘o法及時消除的缺陷等運行風險，應及時更換或改造。

四、電測專業(yè)

序號檢查項目檢查方法檢查結果

1監(jiān)督管理

1.1監(jiān)督組織健全

1.2職責明確并得到落實

2計量標準溯源及量值傳遞

2.1標準室是否有合適的場地，環(huán)境條件是否滿足要求

2.2計量標準設備臺帳是否齊全

2.3是否具有完善的規(guī)章制度，完整的操作規(guī)程等

2.4是否制定定期、定點標準裝置溯源計劃并按計劃進行溯源

2.5計量標準器具在送檢前后是否進行比對，建立數據檔案，考核其年穩(wěn)定性

2.6計量標準裝置是否全部考核認證或復查通過

計量標準技術檔案是否齊全，記錄是否完整。（技術檔案包括：計量標準考核（復查）申請書、

計量標準技術報告、計量標準考核證書、計量標準履歷書、計量標準操作程序、計量檢定規(guī)程及計

2.7

量技術規(guī)范、國家計量檢定系統(tǒng)表、計量器具使用說明書、計量器具檢定證書、計量標準測量重復

性考核記錄、計量標準穩(wěn)定性考核記錄、計量標準變更申請表、計量標準封存（或撤消）申報表）

2.8是否有未建標就開展工作的情況

是否按照被檢計量器具的準確度等級、數量、檢定量程和計量檢定系統(tǒng)表的規(guī)定配置計量標準器

2.9和工作標準器。計量標準器和配套設備是否符合要求，并進行驗收檢定/周期檢定，記錄、證書信

息是否齊全、正確，標準傳遞系統(tǒng)圖是否規(guī)范

2.10是否具有符合等級的、有效的持證人員并且每個項目是否有兩人持證上崗

2.11出具的檢定(校驗)證書（報告）、記錄是否符合要求，并按規(guī)定妥善保管

2.12標準裝置、計量儀表是否粘貼有效的狀態(tài)標識。

3設備監(jiān)督

3.1是否建有電測儀表的臺帳，是否具有正式發(fā)文的周檢計劃，各類儀表是否按期受檢

序號檢查項目檢查方法檢查結果

電測儀表（攜帶型電氣儀表、現(xiàn)場變送器/交流采樣器/RTU、電能表、重要盤表等）“三率”（檢

3.2

驗率、合格率、損壞率）是否按期進行統(tǒng)計

關口計量柜、電能表、計量用電壓互感器、電流互感器、互感器端子箱等計量裝置配置是否符合

3.3

DB32/991-2007《電能計量裝置配置規(guī)范》的要求

關口電能計量裝置的準確性、可靠性（關口電能表、PT二次壓降、計量用電互感器誤差和電流誤

3.4

差是否按周期檢驗，是否符合DLT448-2016《電能計量裝置技術管理規(guī)程》的要求

關口計量屏柜型號命名、標志信息、使用條件、功能要求、電氣性能、試驗等技術要求，是否符

3.5

合DL/T2235-2021《電廠上網關口電能計量屏柜技術規(guī)范》的要求

3.6互感器二次回路連接導線是否采用銅質單芯絕緣線，導線截面是否大于4mm2

互感器實際二次負荷是否運行在25～100%額定二次負荷范圍之內，電流互感器一次電流是否運行

3.7

在30～120%In以內

3.8關口電能計量回路是否具有失壓監(jiān)控（報警）及自動恢復再投功能

3.9是否定期檢查維護關口電量計費系統(tǒng)

3.10電量不平衡率是否達到要求

非關口計量裝置的準確性、可靠性（非關口電能表、PT二次壓降、電互感器誤差和電流誤差是否

3.11

按周期檢驗）

3.12發(fā)電機、高廠變、主變、啟動變等電能表是否經授權電能計量技術機構進行周期檢定

3.13智能功率變送器裝置是否開展基于防范的相關試驗，是否采取合理措施降低輸出信號的共模電壓

上網關口電能計量屏柜是否通過裸銅編織軟線與柜體相連，接地連接是否正確、可靠、有效，所有

3.14

導電體與PE銅排連接導通電阻是否小于0.1Ω。

3.15變壓器溫度控制器和氧化鋅避雷器泄漏電流表等在線監(jiān)測儀表校驗周期是否符合要求。

4培訓

4.1是否參加電測專業(yè)技術監(jiān)督工作會議，專題研討培訓會議

4.2計量人員是否參加電測專業(yè)持證上崗相關培訓

五、熱控專業(yè)

序號檢查項目檢查方法檢查結果

1監(jiān)督網絡與管理

1.1建立健全以主管生產副總經理或總工程師領導下的專業(yè)監(jiān)督網絡，并能根據崗位變化及時調整。

1.2是否建立各級自動化技術監(jiān)督人員的責任制，各級監(jiān)督人員職責明確、責任落實。

1.3是否制定本企業(yè)的熱控技術監(jiān)督實施細則。

1.4按規(guī)定格式和時間如實上報自動化監(jiān)督季報、年報，年度工作計劃、總結，重要問題應及時上報。

1.5是否按規(guī)定定期召開技術監(jiān)督會議，研究技術監(jiān)督相關工作。

1.6國家和行業(yè)監(jiān)督主要管理規(guī)范、技術標準。

技術資料：設備出廠原始資料、檢修、運行、試驗和維護規(guī)程是否齊全，相關調試、驗收、試驗

1.7

項目和試驗記錄是否完整和規(guī)范。

1.8技術培訓是否正常進行。

2技術監(jiān)督主要指標

2.1機組自動裝置投入率為100%

2.2機組自動開、停機成功率不低于100%

水機保護：過速保護、事故低油壓保護、溫度過高保護、導葉剪斷銷保護、配壓閥拒動保護、液

2.3

位保護、冷卻水中斷保護、機組振動和擺度保護等，主要保護投入率應達100%。

2.4水機保護正確動作率為100%。

2.5輔機自動裝置投入率為100%。

2.6計算機監(jiān)控系統(tǒng)的可用率為100%。

系統(tǒng)設備、元件（裝置）和各種自動化表計定期檢驗，在運設備合格率100%。

2.7

2.8模擬量（轉速、壓力、液位等）和開關量（位置信號）合格率為100%（包括現(xiàn)場儀表及計算機

序號檢查項目檢查方法檢查結果

監(jiān)控系統(tǒng)數據顯示）。

2.9設備消缺率100%。

2.10計算機監(jiān)控系統(tǒng)通信設備可用率達到100%

3技術監(jiān)督范圍及主要工作內容

3.1機組調速系統(tǒng)（包括機組油壓系統(tǒng)）及水機保護

3.1.1機組調速系統(tǒng)

調速器控制器應冗余配置，重要控制信號應至少設置2路，重要控制信號丟失后系統(tǒng)控制性能應

滿足相關標準要求。調速器設置交直流兩套電源裝置，互為備用，故障時自動轉換并發(fā)出故障信

號。

系統(tǒng)的品質指標應滿足機組安全、穩(wěn)定運行要求，調節(jié)參數滿足機組調保計算要求，調速器靜態(tài)

特性、動態(tài)特性參數及性能符合相關技術規(guī)范。

系統(tǒng)應具備監(jiān)測信號異常和裝置故障報警功能，如電源消失，油壓、油位異常，測速故障等報警

功能并能在中控室計算機監(jiān)控系統(tǒng)和現(xiàn)場CRT上顯示

系統(tǒng)應具備一定的冗錯功能，保證其故障后能及時報警，并能自動切換到安全的手動運行方式或

自動停機。

系統(tǒng)應有規(guī)范、正確的調速系統(tǒng)定值清單，定期進行定值的核實檢查，保證與實際相符。

系統(tǒng)相關技術資料完整、規(guī)范，包括調速系統(tǒng)第一次啟動驗收報告等相關資料。

對調度有一次調頻要求的機組，應有一次調頻試驗報告，一次調頻應正常投入，指標滿足電網要

求，且按調度要求上傳參數至監(jiān)控系統(tǒng)，由監(jiān)控系統(tǒng)送至調度中心。

設有自動補氣裝置的油壓裝置應設空氣安全閥，其動作值滿足規(guī)程要求。

系統(tǒng)應隨機組檢修進行定期檢查和維護，完成實際聯(lián)動試驗，保證聯(lián)動試驗正確，各電磁閥動作

正確，現(xiàn)場信號顯示正確。

調速系統(tǒng)檢修中，應進行電氣柜工作電源和備用電源自動切換試驗。主備電源切換時，應發(fā)出報

0

警，要求導葉接力器行程變化不得超過全行程的±1%。

調速系統(tǒng)檢修中，應進行調速器工作電源消失試驗，工作電源信號消失后，應發(fā)出報警，并能保

1證導葉接力器行程變化不超過全行程的±1%，且掉電重啟后，調速系統(tǒng)各參數不能初始化。

調速系統(tǒng)檢修中，應做水機調速器測頻信號消失試驗，測頻信號消失后，應發(fā)出報警，要求導葉

2

接力器行程變化不得超過全行程的±1%。

序號檢查項目檢查方法檢查結果

3.1.2水機保護

應有規(guī)范、正確的保護定值清單，定期進行保護定值的核實檢查，保證與實際相符。定制清單應

修改以兩年為周期進行滾動修編。

機組檢修時，應對水機保護裝置保護邏輯及出口回路等進行檢查及聯(lián)動試驗，合格后方可按照相

關規(guī)定投入。

水機保護模擬量信息、開關量信息應接入計算機監(jiān)控系統(tǒng)，實現(xiàn)遠方監(jiān)視。

水機保護連接片應與其他保護連接壓板分開布置，并粘貼標示。

測速裝置輸入信號源電纜、測溫電纜、軸電流輸出信號電纜應采取可靠的抗干擾措施，防止對裝

置及信號源造成干擾；電纜及傳感器應安裝可靠、牢固。

機組過速保護的測速裝置應采用冗余配置，其輸入信號取自不同的信號源；裝置應定期檢驗，檢

查裝置測速的連續(xù)性，不得有跳變及突變情況，同時檢查各輸出觸點動作情況。

3.2計算機監(jiān)控系統(tǒng)及通信系統(tǒng)

3.2.1計算機監(jiān)控系統(tǒng)的安全

監(jiān)控系統(tǒng)的主要設備應采用冗余配置，服務器的存儲容量和中央處理器負荷率、系統(tǒng)響應時間、

事件順序記錄分辨率、抗干擾性能等指標應滿足要求。

系統(tǒng)電源設計應滿足要求，應有可靠的后備手段（如UPS），備用電源的切換時間應應保證可編

程控制器（PLC）及上位機等不能重啟、初始化或信號采集錯誤甚至裝置誤動；不間斷電源在交

流消失后應能維持1h以上；電源質量應滿足要求；上位機電源系統(tǒng)故障時應有可靠的報警措施。

根據機組的具體情況，保證計算機監(jiān)控系統(tǒng)失靈后的緊急停機技術措施。

計算機監(jiān)控系統(tǒng)應給不同職責的運行和維護人員提供不同安全等級的操作權限，在交接班過程中，

應進行監(jiān)控系統(tǒng)操作員站登錄變更。

監(jiān)控系統(tǒng)網絡建設應滿足電力監(jiān)控系統(tǒng)安全防護規(guī)定基本原則要求；應按要求配備必要的安全防

護設備及技術措施。

計算機監(jiān)控系統(tǒng)投電或掉電過程不應有誤出口。

重要I/O點（水車保護測點）應考慮采用非同一板件的冗余配置。

現(xiàn)地控制單元與上位機的通信應為雙通道配置；監(jiān)控系統(tǒng)與其他系統(tǒng)的通信連接應符合相關規(guī)

序號檢查項目檢查方法檢查結果

范；監(jiān)控系統(tǒng)網絡設備配置應滿足規(guī)范要求。

系統(tǒng)重要設備（操作員站、現(xiàn)地控制單元CPU、服務器、通信網絡設備等）應考慮采用冗余配置，

并處于熱備用狀態(tài)，并定期開展冗余切換試驗。

信號和電纜屏蔽層的接地應滿足標準要求，柜間電纜屏蔽層應通過等電位可靠接地。

0

模擬量輸入應采用對絞屏蔽加總屏蔽電纜，對絞的組合應是同一對的兩條信號線。不同電壓等級、

1

不同電源類型的回路不能在同一根電纜內。

監(jiān)控系統(tǒng)應有完善的自診斷功能，及時發(fā)現(xiàn)自身故障，并指出故障部位。監(jiān)控系統(tǒng)還應具備自