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技术监督文档

2013年江苏发电企业

迎峰度夏技术监督情况通报

江苏电监办

江苏方天电力技术有限公司

2013年7月

目录

一、概述1

二、绝缘专业7

（一）总体情况7

（二）工作亮点8

（三）本次检查发现的主要问题和整改建议8

三、继电保护17

（一）总体情况17

（二）工作亮点18

（三）本次检查发现的主要问题和整改建议20

四、电测专业31

（一）总体情况32

（二）工作亮点32

（三）本次检查发现的主要问题和整改建议34

五、热控专业35

（一）总体情况35

（二）工作亮点36

（三）本次检查发电的主要问题和整改建议38

六、金属专业47

（一）总体情况47

（二）工作亮点47

（三）本次检查发现的主要问题和整改建议50

七、环保专业55

（一）总体情况55

（二）工作亮点57

（三）本次检查发现的主要问题和整改建议57

八、化学专业60

（一）总体情况60

（二）工作亮点60

（三）本次检查发现的主要问题和整改建议62

九、锅炉及节能64

（一）总体情况64

（二）工作亮点65

（三）本次检查发现的主要问题和整改建议66

十、汽机及节能72

（一）总体情况72

（二）工作亮点73

（三）本次检查发现的主要问题和整改建议75

一、概述

为进一步加强发电企业技术监督，提高设备安全运行水平，确保迎峰度夏期间江苏电网平稳运行，江苏电监办下发了《关于开展2013年江苏省发电企业迎峰度夏技术监督集中检查的通知》（苏电监安〔2013〕109号），要求江苏电网所有统调发电企业认真开展2013年迎峰度夏技术监督检查工作，进一步夯实安全生产基础，提高企业安全生产水平，确保迎峰度夏期间江苏电网安全稳定运行。

江苏电监办组织江苏方天电力技术有限公司成立了2013年迎峰度夏技术监督集中检查组，对江苏电网主要电源点进行了2013年迎峰度夏技术监督集中检查。

本次发电企业技术监督检查从四月到六月，历时两个多月时间，采取自查和技术监督集中检查组抽查的方式进行，对国电泰州发电有限公司、国电常州发电有限公司、国华徐州发电有限公司、大唐国际吕四港发电有限责任公司、华能南京电厂、华电望亭发电厂、国华太仓发电有限公司、太仓港协鑫发电有限公司、扬州第二发电有限责任公司、大唐南京发电厂、江苏核电有限公司、江苏新海发电有限公司、江苏徐塘发电有限责任公司、国电宿迁热电有限公司、国华陈家港发电有限公司、江苏阚山发电有限公司、徐州华润电力有限公司、华能淮阴发电有限公司、华润电力（常熟）有限公司、江苏常熟发电有限公司、张家港沙洲电力有限公司、华润镇江发电有限公司、华电仪征热电有限公司、宜兴协联热电有限公司等24家发电企业开展了迎峰度夏前的技术监督检查。

检查组以《2013年江苏省发电企业技术监督检查大纲》和有关标准、规范、文件为依据，覆盖绝缘、继电保护、电测、热控、金属、环保、化学、节能、锅炉、汽机等各项专业技术监督内容,结合全省发电设备总体状况，从安全管理、设备检修、运行调整等多方面对发电设备存在的事故隐患进行逐项排查，关注全厂停电、重大污染等事件，对历次机组异常停机原因进行调查分析，排查安全生产运行的薄弱环节，提出合理可行的安全对策、措施及建议。

检查组还针对沿江电厂的季节性事故多发的特点，检查了夏季防汛、防台风等方面存在的不足，以确保夏季发电机组的安全稳定生产。

2013年机组计划性检修很多，电厂节能、环保方面的技改任务十分繁重，迎峰度夏期间全省电力供需处于紧平衡，如果出现持续高温天气，全省电力供应将有不同程度的缺口；检查组强调了今年迎峰度夏的重要性，要求各发电企业严格按照全省电网调度的统一安排，做好本单位的准备工作和应急响应，深刻吸取各类事故教训，认真梳理、分析本单位安全生产存在的薄弱环节，扎实开展安全生产反违章活动和安全生产规章制度督查，排除隐患，减少非计划停机。

各发电企业对此次迎峰度夏技术监督检查均很重视，对照《2013年江苏省发电企业技术监督检查大纲》，对本单位发电设备安全状态和安全管理情况进行了认真详细的自查自改，对发现的问题记录在案，并将主设备的历史资料、历史缺陷故障及处理情况等原始资料作了准备，使得抽查工作得以顺利进行。

多数发电企业迎峰度夏准备工作做得很充分，技术监督工作总体情况良好，如国电泰州发电有限公司、江苏核电有限公司、徐州华润电力有限公司、国华太仓发电有限公司、大唐吕四港发电有限公司、国华陈家港发电有限公司、华润电力（常熟）有限公司、太仓港协鑫发电有限公司、张家港沙洲电力有限公司等企业，均能认真落实迎峰度夏工作具体要求，认真分析2013年迎峰度夏工作特点，极早制订了针对性工作计划；认真制定迎峰度夏、防雷防汛防台风措施，确保设备安全；认真落实各级各类人员的安全生产责任制。

各电厂结合机组大小修机会，严格按照技术监督的要求及先前制订的整改措施，认真落实督促整改。

认真执行发电设备缺陷分类及管理规定，强化设备系统的消缺管理。

加强对设备、系统运行参数及异常情况的分析，找出可能影响安全的薄弱环节和隐患，有针对性地进行治理和改进。

努力做到整治不留后患、排查不留死角，把隐患消除在夏季用电高峰到来之前。

检查结果表明，我省发电企业涉网设备各项参数基本能够满足并网运行的要求，各发电企业对所属涉网设备的检修、试验、运行等各方面进行了严格管理，总体情况良好；但由于机组、升压站等检修时间限制及资金短缺等原因，部分老问题存在整改力度不够或尚无整改计划等情况，同时部分电厂在设备检修、试验、运行及管理等方面也存在一些不足，希望各发电企业能够高度重视，积极做好有关防控措施，确保发电机组迎峰度夏期间的安全稳定运行。

具体内容见下：

1、技术监督管理

多数发电公司技术监督日常工作执行情况良好，体系运转正常，按反措要求积极进行相关工作，定期开展技术监督活动，但在监督管理方面仍有待进一步规范；技术监督工作在基础管理方面还有差距，部分电厂设备台帐、检修规程不够完善，更新不及时，不能满足工作的要求。

部分电厂对检修、试验外包单位的质量管理缺乏有效监督，某些电厂相关试验人员、试验设备变化频繁，给历次试验数据的对比带来许多不确定因素。

部分电厂联锁保护定值清单未能正式审批出版；部分电厂保护定值不准确，需进一步进行核实，并在进行严格审批后出版发行等。

部分电厂对存在问题、异常数据的试验报告重视不够，相关人员应加强规程及设备结构的学习，重视设备试验报告的审核管理和异常情况的跟踪。

对于主设备的重大缺陷，应有专门的分析报告和处理方案和预案。

部分电厂运行人员的操作水平有待提高，尤其表现在新投运机组上，需加强运行人员的技术培训。

2、电气一次设备

不少电厂未开展电磁式电压互感器的空载电流测试，或者测试电压未达到规程要求，应按照要求开展机端PT、6kV母线PT的空载电流测试，中性点有效接地系统在1.5倍额定电压下，空载电流应不大于额定电压下的空载电流的8倍；中性点非有效接地系统在1.9倍额定电压下，空载电流应不大于额定电压下的空载电流的10倍。

发电机励侧刷架绝缘板有大量积油，发电机励磁直流母线或者出线封闭母线在潮湿条件下绝缘偏低，应采取措施调爬，将绝缘板更换为绝缘子，或者对封母呼吸孔加装除湿装置，改善封母线运行条件。

试验报告有多处笔误，型号、编号、厂家信息没填或有误，数据缺项、不正常，有相似雷同数据，缺少与前次试验数据比较的栏目，应加强对外委预试单位的管理和报告审核，规范预试报告，建议制定统一预试报告格式，加强预试的质量。

3、继电保护专业

按照《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》第5.1.1.5条要求：

“为提高继电保护的可靠性，重要线路和设备按双重化原则配置相互独立的保护。

传输两套独立的主保护通道相对应的电力通信设备也应为两套完整独立的、两种不同路由的通信系统，其告警信息应接入相关监控系统。

”目前部分电厂的线路保护通道为单路由，建议与省调及网调联系解决。

部分电厂机组保护及线路保护装置、故障录波器与GPS时钟没有同步，各装置的时钟不一致，不利于故障分析，应结合机组检修及升压站改造尽快实现保护等与GPS的同步。

根据国家电网公司文件有关要求，应定期对充电、浮充电装置进行全面检查，校验其稳压、稳流精度和纹波系数。

许多电厂尚未开展此项工作，需要购买专用测试仪，建议有关电厂结合机组及升压站检修对直流电源系统定期进行测试，以保证现场直流系统的可靠运行。

许多电厂的机组、线路等保护柜压板着色不符合规范，建议按照要求配置。

部分电厂升压站就地端子箱内封堵不严、端子排存在锈蚀现象，需要采取适当的封堵、防潮措施，对于锈蚀严重的端子排应及时安排更换。

4、电测、计量

部分电厂高压电能计量装置尚无电压失压报警装置，使得设备安全稳定运行存在潜在的隐患。

部分电厂网控室内的部分电量变送器屏柜门底部连接地线不合规范，建议装设多股软铜线，保证可靠接地。

部分电厂网控室内的关口电能表计量屏柜门底部缺少连接地线，建议装设多股软铜线，保证可靠接地。

部分电厂仪表管理台账信息不全，原始记录填写、保存不规范。

技术总结、报告分析、数据统计、技术培训、技术改造等工作开展较少，设备档案还未能健全。

部分电厂电测专业缺少相关的电测计量规程、标准，建议及时购买，并受控，使得电测管理工作逐步走向正常轨道。

5、热控专业

部分电厂AGC调节速率、调节精度、一次调频负荷响应性能不能满足“统调机组考核办法-苏经信电力2011-379”文件精神的要求。

机组变负荷过程中，主汽压力偏差大、锅炉受热面超温等因素是影响机组变负荷能力的根本原因。

部分电厂在低氮燃烧改造后，锅炉燃烧工况发生较大变化，锅炉燃烧自动调节系统的稳定性下降，导致AGC、一次调频控制性能进一步下降。

部分重要控制系统控制功能和稳定性不尽完善。

上海汽轮机厂引进西门子600MW、1000MW汽轮机电液调节系统控制器故障较多，影响汽轮机控制的稳定性。

汽轮机保护系统中润滑油压低保护、EH油压低保护等测点布置不满足热控设计规范的要求，影响汽轮机跳闸保护的准确性和可靠性。

西门子T3000系统DEH中ATT试验逻辑可能导致当调门卡涩异常情况时，EH油压的快速下降，危及汽轮机安全运行。

VB600汽轮机振动监视仪表中，采用压电式传感器测量瓦振的信号回路易受到干扰，导致瓦振信号稳定性下降，可能诱发汽轮机振动保护误动作。

6、金属专业

部分电厂多次发生水冷壁向火侧横向裂纹泄漏，分析向火侧横向裂纹符合应力腐蚀裂纹特征，与低氮燃烧工况下水冷壁贴壁局部还原气氛导致高温腐蚀密切相关。

建议电厂从运行调整、检修及燃料硫份控制等方面进行综合治理，一方面可以考虑增加材料表面处理，另一方面考虑进行燃烧器或配风方式的调整或改造；

水冷壁炉膛吹灰器附近管子吹损较普遍，分析原因一方面与吹灰压力过高、吹灰器维护调整不到位有关，另一方面可能与低氮燃烧导致水冷壁高温腐蚀有关；

水冷壁、包墙吹灰孔让管处密封板拉裂是普遍问题，与吹灰阀内漏导致局部热疲劳、鳍片安装焊缝质量等因素均有关；

近期发现螺旋水冷壁冷灰斗斜坡角部局部磨损较严重，分析与冷灰斗斜坡螺旋管结构导致灰渣汇流加速、燃用低质煤灰量及磨损系数加大等因素有关。

建议加强检查，如发现存在类似问题，应考虑增加局部防磨措施，必要时可在冷灰斗斜坡增加分流梳形板；

近几年锅炉氧化皮导致爆管的案例下降明显，但部分电厂检修中发现锅炉氧化皮剥落的现象还是时有发生，特别是锅炉氧化皮剥落后明显加剧了蒸汽管道阀门、汽轮机部件的磨损。

建议关注固体硬质颗粒磨损对汽机侧汽水管道阀门内漏的影响，加强阀门内漏的监测，内漏阀门后管段及疏水弯头的壁厚监测。

7、环保专业

部分电厂脱硫系统烟气旁路还未拆除。

建议抓紧取消脱硫系统烟气旁路的工作。

烟囱增加CEMS测点的工作进展缓慢，从这次技术监督检查的情况看，大部分电厂还没有完成这项工作。

原因主要有几个方面，一方面是有的电厂计划取消脱硫系统的旁路，取消旁路后，环保厅允许烟囱暂时不安装CEMS。

另一方面，缺乏在烟囱上安装CEMS的技术规范和实际经验。

脱硫系统不设GGH的火电厂普遍烟气带水（石膏雨）,对厂区环境有影响。

脱硫系统设GGH的普遍存在GGH堵塞问题，影响脱硫系统的投运率。

8、化学专业

省内配备凝结水精除盐装置的机组（包括超（超）临界压力机组和亚临界压力机组）仍然有一部分把凝结水精除盐出水pH值作为再生监控指标，与DL/T333.1-2010《湿冷机组精处理系统技术要求》的规定有所差别。

建议按照DL/T333.1-2010《湿冷机组精处理系统技术要求》的规定，增加凝结水精除盐混床出水比电导率测点。

当凝结水精除盐混床出水的比电导率升高时，应退出运行。

省内仍然有部分超临界压力机组给水处理方式采用AVT（O），即在给水中只加入氨。

从此次全省迎峰度夏技术监督检查情况看，几乎所有采用AVT（O）机组锅炉受热面的结垢速率都比较高。

建议将给水处理方式改为本质安全的给水加氧处理方法。

9、锅炉专业

部分四角切圆燃烧锅炉在进行低NOx燃烧系统改造后，出现了再热蒸汽温度降低，机组变负荷过程中蒸汽压力与温度波动大，飞灰含碳量升高，个别机组存在热负荷响应速率减慢等问题。

建议在进行低NOx燃烧系统改造时注意再热蒸汽温度降低的问题，优化低NOx燃烧系统，提高炉膛火焰中心；适当增加再热蒸汽受热面，增加蒸汽调节手段；进行低NOx燃烧系统改造后，对锅炉自动调节逻辑进行适当优化，减小磨煤机的制粉延迟与二次风的补充延迟。

对旋流燃烧器对冲布置的锅炉进行低NOx燃烧器改造后，炉膛吸热量降低，锅炉减温水量增加，再热器壁温分布偏差存在扩大的趋势。

建议电厂在选择低NOx燃烧器改造方案时注意对炉膛吸热量减少的关注，优化设计方案；在进行低NOx燃烧器改造时，结合降低锅炉排烟温度，适当减少过热器与再热器吸热面积，增加省煤器吸热面积。

部分超（超）临界锅炉水冷壁壁温存在较大偏差，对于采用垂直水冷壁加节流孔调节流量的直流锅炉，部分存在中间混合集箱进口壁温分布偏差大；还有部分垂直水冷壁出口壁温存在局部区域壁温高的现象。

部分电厂低NOx燃烧系统布置存在缺陷，导致炉膛上部出现高温腐蚀。

且部分电厂锅炉燃煤的含硫量较高加剧了高温腐蚀程度。

10、汽机专业

多台机组两台汽泵，存在流量偏差。

有的机组两台汽泵在转速相同的情况下，流量偏差20t/h～60t/h，有的泵转速高30r/min，入口流量却偏低30t/h。

建议首先应检查流量测点是否准确，确认正常后，再检查流量偏大泵的再循环门是否严密，对流量偏小泵的入口压力、滤网差压、前置泵进出口压力及其它参数进行检查。

如均正常不排除泵性能下降的可能，原因包括内部漏流、通流结垢等。

现阶段应加强跟踪监视，定期观察流量差变化情况。

西门子汽轮机存在的普遍问题：

①高负荷跳机，盘车不能及时投运，转子易于抱死；②低压缸轴承温度偏高（接近或超过100℃）；③高负荷区AGC响应迟缓；④汽门活动试验——ATT试验经常失败。

11、节能专业

多台超超临界机组前置泵耗功较大，一般在0.18％～0.22％，已超过了凝泵的电耗0.14％～0.16％。

有不少电厂前置泵的用电量还没有统计。

建议各厂加强关注，完善数据统计。

同时，核算前置泵扬程是否较汽泵要求的偏大，如过大可采取相应措施减小扬程，以降低电耗。

凝水系统的深度节能运行。

除少部分外，我省机组凝结水泵都实施了变频改造。

但实际运行电耗差别较大，在0.14％～0.22％之间。

其中，大部分是受取自凝水母管的给泵密封水压力的限制，有的是凝水主辅调门通径偏小，还有的调门旁路阀没能开启。

应进一步考虑对凝泵进行优化，如车小叶轮或减少级数等。

真空循环水系统的运行。

多台机组真空不理想，循环水系统运行不佳。

有的循环水量明显不足，宜增开循泵；有的凝汽器端差过大，换热性能差，换热管结垢脏污；有的凝汽器积泥严重，导致换热管阻力增大，循环水流量减小。

还有的循泵没有双速改造，夏季循泵全开后流量偏大，循泵耗功较大。

建议加强循环水系统的参数分析，通过诊断试验，指导运行调整。

必要时应积极研究调研，实施技改。

二、绝缘专业

（1）总体情况

本次检查主要对2012年度全省绝缘监督工作中存在的典型问题和2013上半年暴露的新问题进行了跟踪，并结合2013年度全省并网电厂涉网设备绝缘监督重点工作，特别关注了变压器油色谱分析异常、铁心多点接地、油温油位对应关系，发电机端部磨损振动、集电环磨损、轴电压高，机端PT空载电流测试，外绝缘防污闪和1000MW发电机组运行情况等。

检查涵盖了发电厂的变压器、发电机、开关、GIS、互感器、避雷器、外绝缘、防雷接地等电气一次设备，同时对国网新十八项反措和省新交接预试规程的执行情况、上次绝缘监督提出问题的反馈落实情况等进行了多角度多方位的检查，并针对迎峰度夏期间机组气温高、负荷重、保障要求高等特点提出了新的要求。

检查结果表明，各并网电厂绝缘专业能按照国家电网公司、集团公司和省公司的规程、反措及其他各项规定的要求，进行设备的运维和管理，近两个周期内电气一次设备的预防性试验、检修试验能按周期开展，主要试验项目完整、数据变化趋势稳定、试验结果判断准确，电气一次设备的资料报告、试验检测设备的管理比较规范，设备发生缺陷时能及时采取适当的措施，绝缘监督专业小组能正常开展工作。

在全省绝缘技术监督网络成员的共同努力下，今年全省并网电厂高压电气设备总体运行情况良好，非停次数与去年同比明显下降。

各电厂在维护检修、设备缺陷消除以及创新改造等方面做了大量的工作，高压电气设备的状态评估和设备故障诊断水平有所提高。

但依然存在一些设备上的问题和专业管理上的不足，如对于变压器在线监测装置的维护、对于发电机端电压互感器的测试不到位；少数电厂未加装220kV出线避雷器；部分电厂的升压站设备，特别是隔离开关支柱，存在绝缘爬电现象；部分电厂对预防性试验的项目、内容和结果的审核确定上存在问题；部分电厂发电机励侧刷架绝缘板有大量积油，发电机励磁直流母线或者出线封闭母线在潮湿条件下绝缘偏低；个别电厂专业人员配置不足，专业能力和水平有待提高。

（2）工作亮点

沙洲电厂、华能淮阴电厂、宿迁电厂、国华太仓电厂的试验报告增加了与历次试验数据的对比，并且备注了规程标准要求，数据一目了然。

常熟电厂、彭城电厂运用红外成像测试手段，分别发现了发电机出线CT的电缆桥架温度异常，CT接线板、线路刀闸温度高问题，检查直流二次端子、直流电缆，采取了将碳钢制桥架更换为不导磁的玻璃钢桥架等处理，降低了直流接地故障次数。

协鑫电厂每年开展5次红外检测。

国华徐州电厂在主变压器冷却器散热片外加装了滤网，运行时可以用刷子及时、方便地清理，确保了柳絮多时变压器的高效散热。

沙洲电厂为了克服机端PT熔丝慢熔现象，将熔丝由原0.5安/200欧姆的康铜熔芯的熔丝更新为0.5安/20欧姆的银镍熔芯的熔丝。

陈家港电厂将接地碳刷的刷握改造为恒压弹簧刷握，采用70*32*25的碳刷替代原42*20*8的碳刷，消除了弹簧压力不够和碳刷磨损较快的问题。

国华太仓电厂强化了封闭母线的密封性管理，采取了在封闭母线的支撑绝缘子加装防雨罩的技术措施。

新海电厂平均每月开展一次220kV升压站设备的带电水冲洗，保证了外绝缘的清洁，有效防止污闪的发生。

望亭电厂、陈家港电厂、吕四港电厂对户外设备外绝缘开展了涂敷PRTV涂料的防污闪措施，提高了外绝缘的防污闪性能。

吕四港电厂将励磁母线SMC绝缘板换为性能更好的DMC绝缘子，并加装了热缩套，提高了励磁母线绝缘性能。

田湾核电充分利用QC小组活动，分析解决了1号发电机、2号发电机出口封母线温度偏高的问题。

吕四港电厂将GIS设备中断路器、隔离开关与接地刀闸的电源改造为分别配置，提高了设备运行可靠性。

扬二厂在检修时和运行中每月对发电机接地装置安装处大轴进行清洗1次，确保了接地碳刷的良好接地。

常熟电厂将ABB励磁调节器的跳闸出口用1W继电器更换为5W大功率继电器，有效提供了机组可靠性。

常熟二电厂将隔离刀闸操作机构箱顶加装了可以随着操作杆旋转的防雨罩，有效防止了雨水沿操作杆向操作箱内渗漏、使端子受潮的发生。

华能淮阴电厂按照规程要求，开展了4台机组机端PT的空载电流测试、局放试验、耐压等试验，发现了数据不合格、有绝缘隐患的9台PT，并进行了更换。

（3）本次检查发现的主要问题和整改建议

1.变压器

各电厂变压器问题主要表现在油色谱异常、铁心多点接地、油位不合理、油温高、分接开关接触电阻大等。

迎峰度夏期间变压器负荷重，各电厂均按要求在迎峰度夏期间增加了油色谱的检测分析频次，检查发现了不少变压器的油色谱异常问题，如出现乙炔、氢气超标、一氧化碳增长、总烃超标等问题，包括主变、高厂变、励磁变等，需要加强油色谱检测跟踪，分析油色谱组分变化趋势和产气速率，综合各组分的数据来判断故障的严重程度，采取超声定位来确定故障可能位置，以决策变压器检修时机。

部分电厂的变压器油色谱在线监测装置存在显示错误、经常虚警或者处于停运状态，建议联系厂家维护消除设备故障使其投入运行，实现色谱监测的有效和状态在控。

对于油色谱分析数据存在异常波动现象，需规范取样，并对色谱分析比对工作。

要足够地重视电厂励磁变、整流变的油色谱分析跟踪工作，对于长期超标的情况要给予及时处理。

变压器散热器上杨柳絮多、积灰重使得多数变压器的油温高，为应对迎峰度夏期间高负荷高温运行条件的考验，应加强变压器散热器及风扇的水冲洗工作，缩短冲洗周期，确保迎峰度夏期间变压器散热性能良好，但不建议将备用冷却风扇也一并开启。

有的电厂采取了散热器加装过滤罩的措施来应对柳絮和积灰也取得了不错的效果。

测温元件的准确性对反映变压器的温升情况非常重要。

检查发现，部分电厂的变压器顶层油温计、绕组温度计及远方测温装置存在偏差大、不齐全等问题，少数电厂的变压器油温不能在远方监控显示。

电厂应利用检修机会校验变压器的测温元件，校正变压器绕组温度的电流补偿功能。

部分主变风扇电机的故障率较高，建议及时检修并改造为大功率电机。

个别电厂的强油循环冷却装置无法根据顶层油温或负荷变化自动投退，应积极改造。

部分电厂的变压器存在油位不合理的问题，反映出变压器油位管理没有受到应用的重视。

若变压器油位偏高，则容易发生喷油事故，应加强跟踪监视及时作出相应处理。

少数电厂油位计故障，显示虚假油位，部分电厂主变缺少油位油温的对应关系曲线，或者有曲线但是没有给出允许的上、下限，还有电厂未按照对应曲线进行油位管理。

个别厂还存在从变压器取油到其他小设备补油的不良习惯。

建议加强相关管理，确保油位显示正常、合理。

部分变压器检修是发现铁心绝缘电阻值不高，或者判断为铁心多点接地的问题，铁心接地原因包括：

铁心碰壳、碰夹件；穿心螺栓钢座套过长与硅钢片短接；油箱内有异物，使硅钢片局部短路；铁心绝缘受潮或损伤，如底沉积油泥及水分；夹件绝缘、垫铁绝缘受潮或损坏等，导致铁心高阻多点接地；铁心接地引出套管短路；潜油泵轴承磨损，金属粉末进入油箱中，堆积在底部，在电磁引力作用下形成桥路，使下铁轨与垫脚或箱底接通，造成多点接地。

应注意监测变压器在运行中接地电流，密切关注油色谱检测数据，一旦出现新的变化趋势，要及时分析和判断，在运行中通过限流电阻接地，保证变压器的安全运行。

雷雨季节到来之际，防止变压器积水、受潮，也应引起电厂重视关注。

少数电厂的主变低压升高座封母卡箍脱落、橡胶皮老化开裂，易造成进水受潮，应及时更换开裂的橡胶皮或采取措施。

个别电厂变压器升高座处未装设排水管、排水阀，应做好改造，并定期做好排污通路检查，检查封闭母线圆筒有无积水。

尤其在雨季，保证排污门在常开状态，雨后必须检查排污门是否出现堵塞等。

各厂均对变压器渗漏油问题比较重视，能够针对渗漏情况积极进行堵漏消缺，或结合设备检修进行消缺。

新投运变压器渗漏油问题出现较少，老旧变压器仍有部分存在渗漏油情况，多为套管渗漏、箱体沙眼、密封垫老化引起