山东电力技术监督月报.docx

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山东电力技术监督月报

内部资料注意保存

山东电力技术监督月报

2004年第7期

山东电力技术监督办公室编2004年8月20日

内容提要

★7月份220kV及以上输电线路跳闸原因分析

★研究院对泰安供电公司按照集团公司统一招标要求采购的多功能三相电能表检验装置和单相电能表检验装置进行现场验收

★山东电力研究院与天津大学联合举办继电保护培训班

★华能德州电厂#1机PSS试验顺利完成

★山东电力研究院中心实验室和山东电力工业锅炉压力容器检验中心分别顺利通过“三证”认可现场评审

【监督月报】

高压监督

1恶劣气候条件导致电网运行障碍多发,本月220kV及以上输电线路雷击跳闸4次，外力或大风导致跳闸4次。

1.1雷击跳闸分别是：

7月5日1：

40，220KV潍唐线#164杆塔B相雷击闪络，重合成功。

7月24日11：

37，220kV城峪线#66杆A相雷击闪络，强送成功。

7月24日12：

55，220kV城龙线#157杆C相雷击闪络，重合成功。

7月28日：

220KV崂黄线＃16杆B相雷击闪络，重合成功。

上述线路雷击跳闸障碍，均发生在型号为XBH4-220/100的合成绝缘子（不同生产厂家）上，其上下均压环间空气间隙击穿，杆塔接地电阻合格，避雷线保护角在合格范围，以城峪线和城龙线为例：

现场调查情况：

220kV城峪线#66杆型为Z2A－29.7，导线型号LGJQ－400，02年8月投运。

＃65－66档距205米，＃66－67档距809米，合成绝缘子为泰光公司02年产品，型号为XBH4-220/100。

塔顶避雷线间隙和踏脚接地线无明显放电痕迹，杆塔接地电阻4，避雷线保护角为21.06度。

220kV城龙线＃157塔型为Z2A－26.7，导线型号LGJQ－400，82年12月30日投运。

＃156－157档距265米，＃157－158档距685米，合成绝缘子为银光公司99年产品，型号为XBH4-220/100，绝缘子结构距离2350mm，最小放电距离2100mm，爬电距离6300mm。

塔顶避雷线间隙有明显放电痕迹，塔脚接地线无明显放电痕迹，杆塔接地电阻27，避雷线保护角为11.89度。

原因分析：

220kV城峪线和城龙线遭受雷击的线段，都地处陡峭的山区，其中雷击杆塔的城峪线＃66－67档距和城龙线＃157－158档距都是处于两山峰之间的大跨越段，线段下方为几十米的深沟，易形成风口；同时，上述两档距较大，导线弧垂大，风偏严重；根据现场调查情况，分析认为线路跳闸是由于大风情况下，避雷线失去对导线的保护，雷电绕击导线档距中央，形成雷电行波在线路绝缘相对较弱的杆塔绝缘子处发生击穿，导致线路跳闸。

反事故措施：

输电线路的屏蔽系统由地线、杆塔和大地三者构成，输电线路发生绕击跳闸事故可归咎于屏蔽系统的引雷能力不够。

在大风的作用下，较强陡度的雷电流容易穿过屏蔽系统的防护而发生绕击跳闸事故。

因此，建议加强输电线路雷电绕击防护；对易形成大风的区域，重视线路防风偏工作，保证避雷线的屏蔽保护范围。

1.27月29日20时06分，500kV华济线跳闸，#216塔C相#2子导线对拉线放电，强送成功。

放电情况与去年完全相同，导线及拉线都有放电点。

研究决定采取整改措施：

对边相进行风偏进行整改，采用八字形悬挂方式，即用两串绝缘子呈八字形悬挂边相导线，相比原来同样的绝缘子结构高度，导线上移了一段距离，与侧面塔身空气间隙加大，提高抗风偏能力。

2莱芜电厂#1高厂变损坏原因分析

2.1事件经过

7月23日，莱芜电厂#1高厂变更换分接开关工作结束，验收合格。

7月24日0：

25，合上1301开关向#1高厂变充电，约3秒后，#1高厂变轻重瓦斯保护动作，启动出口动作，#1发电机跳闸。

运行人员拉开1301开关，用#0备变带#1机组开机，1：

04并列。

#1高厂变型号SFL1-16000/15，绕组导线为铝质，是沈阳变压器厂1972年产品。

2.2设备检查试验情况

对#1高厂变检查发现变压器瓦斯内有气体，约占总容积的2/3左右，本体无喷油、渗漏痕迹。

故障后测绝缘电阻比故障前数据明显降低，绕组直流电阻、变比无变化，绝缘油耐压变化不大。

油色谱分析，可燃性气体含量明显增长，虽然乙炔含量在总烃中所占比重较小，考虑到气体扩散需要时间，可基本判断变压器内部发生了电弧放电。

7月25日在负责更换分接开关的厂家到达后，共同对#1高厂变进行了吊罩检查，具体情况如下：

变压器油箱底部散落有烧黑的绕组导线外包绝缘纸片和烧熔的铝屑，高压C相线圈与C7分接引线相连的上下两个线饼受电动力冲击变形，导线外包绝缘受损，发生匝间放电。

对分接开关检查，发现C相分接开关下端的一组分接引线C5和C7交叉错接。

其他未见异常。

2.3原因分析

根据吊罩检查情况分析，由于C相下部一组分接引线C5和C7的交叉错接，当#1高厂变高压绕组分接置于V档时，在上下两组C5和C7引线间的分接绕组并联后串入C相绕组中，正常情况下V档位置是不会串入分接绕组的，而且这两个分接绕组的极性是相反的，因此在变压器带电时，会有环流在这两个分接绕组构成的回路中流通。

但常规电气试验手段如直流电阻测量和变比测量是无法发现这一情况的。

如某厂制造的与#1高厂变一样的变压器（不同之处该变压器是铜绕组的，与铝质绕组相比有很高的机械强度），也是分接引线接线错误，常规电气试验未发现异常，空载时电流不平衡，吊检后发现分接引线接错，该变压器带电时间约30秒，但绕组未损坏。

2.3.1因此造成此次#1高厂变损坏的原因我们认为有以下三点：

（1）由于分接引线的交叉错接造成C相中串入了两个并联的分接绕组，当变压器带电时会有环流通过这两个分接绕组，因此在变压器送电时，环流使绕组承受的电动力额外增加。

（2）此次合闸冲击变压器时，C相的励磁涌流可能很大，使C相绕组承受了较大的电动力冲击，励磁涌流的大小与合闸初相角有关，每次可能都不一样。

（3）变压器已运行30多年，绕组为铝线圈，机械强度低，在异常电动力的作用下而变形损坏。

2.3.2采取的措施及建议:

（1）为不影响#1机组的正常运行，尽快将备用的原#3高厂变替换已损坏的#1高厂变。

（2）加强对外协检修厂家的工作质量控制，防止类似事件的再次发生。

（3）尽量减少现有铝质绕组变压器受大电流冲击的次数，更要防止出口短路冲击。

（4）对已损坏的#1高厂变可考虑进行改造，更换成铜质绕组。

3烟台电厂#4发电机线棒磨损处理

7月1日，烟台电厂#4机小修过程中，抽转子后检查发电机内部情况，发现#4发电机止口槽楔松动（励端1根，汽端3根），经北重厂家、烟台电厂、研究院人员共同分析后认为止口槽楔松动为绑扎问题，决定对全部止口槽楔进行加固处理。

上述工作完成后，对定子绕组进行直流耐压试验，A相在试验电压13000伏时击穿（试验应施加电压为21kV），击穿后A相绝缘电阻对地为零，B、C相在2倍额定电压的试验电压下通过。

利用直流冲击法,查找A相对地放电点,结果发现放电点位于#50线棒的上下层线棒之间,将该线棒拆除检查后发现,该线棒上下层接触面整体磨损严重,相应的下层线棒也同样磨损严重。

研究院建议对上层线棒全部拆除进行检查,发现上层线棒普遍存在磨损现象,并且发现除线棒上下层磨损严重外,线棒与铁芯之间磨损也相当严重，线棒表面呈梳子状。

针对该情况，研究院又建议电厂对下层线棒进行拆除检查，线棒全部拆除后检查发现线棒层间及与铁芯磨损普遍存在，但磨损程度较上层轻，铁芯硅钢片表面有不平现象。

现象汇总：

线棒汽侧磨损程度比励侧出现的多，并且磨损程度深。

有上下层磨损的线棒普遍存在铁芯磨损现象。

线棒与槽楔接触面磨损现象较少，并且都发生在止口槽楔处。

从铁芯磨损来看，有普遍的对角同时磨损现象

原因分析：

从该次故障检查情况来看，制造工艺（包括铁芯压装及线棒安装）差是故障的主要原因。

首先铁芯压装质量不好，从拆出的线棒表面和铁芯齿表面检查可以看出，部分铁芯齿表面呈梳子状有规则的突起；其次线棒下线向心角不好，所有线棒的径向连线不都是指向铁芯圆心，造成线棒磨损呈对角磨损现象；槽楔下垫条太多增加了线棒振动的几率，垫条多弹性增强，虽然槽楔打紧，但线棒还会在楔下振动。

处理建议及过程：

建议电厂拆出全部线棒重新下线绑扎处理，更换全部受伤线棒，下线后槽侧塞薄垫条保护线棒表面，楔下垫条用整长的，端部线圈采用加强型工艺绑扎，且增加一端箍增加端部刚性。

处理完毕后，试验全部合格，该机于8月6日顺利并网发电。

金属监督

1、聊城电厂2004年7月7日18：

00运行检查发现#2锅炉46米南侧屏过位置有异音，怀疑泄漏。

2004年7月9日5：

00#2炉停运.检查发现：

#2炉屏式过热器南数第8排内圈第5根在锅炉标高42米处（弯头处）首先爆破，爆口喷出的介质喷至第7排内圈第8根，导致第7排内圈第8根泄露，然后这2个爆口共同作用，致使第7排又减薄泄露3根，第8排又减薄泄露21根.

经分析爆破原因为：

管子长时过热造成的本次泄漏。

从本次爆管发生的部位分析，可以排除由于烟气超温或偏烧等原因造成屏过过热爆管。

综合分析本次屏过爆管的过热原因，同时结合2004年1月5日南向北数第8排内圈第3根发生过热爆管情况，初步分析造成屏过爆管的过热原因为：

1、存在异物阻塞，致使屏过管的蒸汽流量减少，从而引起过热。

2、结构方面原因，造成蒸汽在屏过入口联箱分配不均匀，使进入个别屏过管的蒸汽流量比较少，从而引起过热。

已建议电厂：

1、查找异物，排除异物阻塞的影响因素，消除异物阻塞造成过热的原因。

2、从结构方面进行分析，采取措施解决流量分配不均造成过热的原因。

3、送样电研院进行组织结构分析。

2、日照电厂2004年7月＃1机组中修后，于17日发生末级过热器爆管，经对入口联箱检查，未发现异物，对发生胀粗和损坏的入口段第一个U型弯进行更换，7月20日2：

00开始点火，10：

00左右并网，7月20日15：

00左右末级过热器发生爆管。

经初步检查，爆口发生在东往西数第二个弯头下部焊缝来汽侧水平段，在爆管时应力作用下爆口成45o弯曲，爆口长约170mm，宽165mm，呈大喇叭形，爆口边缘厚度最小为4.8mm，呈典型的厚唇形爆破；爆口附近产生了较多的轴向小裂纹；爆口来汽侧170mm的管子发生不同程度的胀粗，胀粗管径为Ф59.8-62.8mm，胀粗量4.6-9.3％；爆口出汽侧120mm的弯头胀粗管径为Ф59.4-60.2mm，胀粗量3.9-5.3％；从爆口宏观形貌进行分析，本次爆管原因为过热爆管，过热温度较高，即高温过热爆管。

根据分析认为造成过热的原因为异物阻塞的可能性较大，已建议电厂：

查找异物，排除异物阻塞的影响；并送样到山东电力研究院从组织结构上进行爆管原因分析。

化学监督

聊城热电公司、威海电厂、辛店电厂、日照电厂全月水汽各项指标合格率均达到100%。

潍坊电厂两台机组的水汽系统氢电导率在机组启停时相互影响，造成水汽指标波动，但没有明显规律，正在查找原因。

聊城电厂1号机组发电机内冷水铜含量全月超标：

最高值到289μg/l，最低也有124μg/l。

石横电厂4号机组发电机内冷水铜含量全月超标：

最高值到215μg/l，最低也有186μg/l。

黄岛电厂#3凝汽器7月4日8：

00发生泄漏，硬度最高10μmol/l，钠最高2300μg/l，持续8小时，影响到炉水的电导率和pH两项指标；另外1、2号机组的凝结水溶氧也有较大波动。

运河电厂#3机组凝结器出现泄漏，凝结水钠最大为650μg/l，影响凝结水、给水、炉水合格率。

#2机组凝结器也出现微量泄漏。

热工监督

1、综述

2004年7月份运河、邹县、菏泽、黄台、石横、聊城、里彦、莱城、百年电力、华电淄博热电、聊城热电、济宁、潍坊、黄岛、华德等电厂热工所辖设备状况比较稳定，安全情况全良好，无任何异常、障碍、事故等不安全问题发生，自动投入率均在96%以上。

临沂电厂#5机组7月5日发生了一次因“汽包水位高Ⅲ值”而导致的锅炉MFT动作事件，电厂进行了有关整改与完善。

2、热工保护及定值整定方面

2.1临沂电厂#5机组7月5日发生了一次因“汽包水位高Ⅲ值”而导致的锅炉MFT动作事件，电厂进行了有关整改与完善。

本月临沂电厂热工专业重点根据《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中第10.2.9条之规定，将大机润滑油系统的定值进行了修改，另外针对#5、6炉皮带给煤机经常由于堵煤造成给煤机发出故障信号的问题，对给煤机控制进行了改进。

1）7月5日17时00分41秒，锅炉MFT动作，首出原因为汽包水位高Ⅲ值。

事后对历史数据、报警历史及SOE再现进行检查，发现17时00分40秒，汽包水位A、汽包水位B、汽包水位C的指示分别跃变为-118mm、326mm、281mm，其中汽包水位B、汽包水位C均超过动作值（250mm），汽包水位高三值动作逻辑为运算后的信号三取中，所以发出汽包水位高三值信号，MFT动作。

历史数据显示为正确动作。

通过对历史数据进行分析，汽包水位的三个测量值一直显示正常，没有信号的突变。

17时00分39秒，汽包水位A、汽包水位B、汽包水位C（补偿后的汽包水位）均运行正常，分别是5mm、11mm、37mm，17时00分40秒三个水位分别突变为-118mm、326mm、281mm，17时00分41秒恢复正常水位，表现为有一个信号跳变。

经查阅报警历史中显示在17：

00：

39MDO1000燃烧总操切手动。

经过分析此次切手动的原因，是因为热量指令（QSP）和热量信号（Q）之间的偏差大于10所致。

查看历史趋势可知，在同一时间，热量指令为91.14,而热量信号跳变为189.79,从而导致偏差大于设定值。

从DCS组态进行分析，可能引起热量信号Q突变的原因：

一是调节级压力（DEHAI2），二是汽包压力。

而调节级压力作为A、B二级减温水控制的前馈信号，在自动状态下并没有引起控制指令的扰动。

由此可认为发生信号变化的只能是汽包压力（汽包压力系汽包水位运算的补偿信号），但汽包压力在历史数据中显示一直正常。

至于在历史数据中未有收到汽包压力信号突变的原因，经与新华公司联系，分析认为系历史数据的采集具有周期性，如采集周期大于信号的变化周期，特别是小于1秒的信号突变，则可能采集不到。

但汽包压力突变为何能够引起汽包水位出现不同程度和不同方向跃变的原因不明。

采取的措施：

检查了汽包压力变送器及接线的绝缘和屏蔽，均未发现问题。

将汽包压力信号在单点及运算过程中加上了报警指示并纳入历史数据。

将现场引入的汽包压力测量信号在DCS逻辑组态中加上了1.5秒的滤波处理。

2）鉴于#5、6炉皮带给煤机经常由于堵煤造成给煤机发出故障信号，停止给煤机工作而不利于机组安全生产的实际状况。

会同热控检修及锅炉运行人员共同研究，将给煤机的控制作了如下改进：

#5、6炉皮带给煤机均设有堵煤信号报警，正常工作情况下，当给煤机下煤口出现堵煤现象时，通过安装在下煤口处的料位开关发出堵煤信号，以提醒运行人员。

为防止给煤机堵煤时，原煤斗继续落煤。

根据实际运行情况将给煤机堵煤信号发出时，将给煤机转速迅速减至0。

但由于堵煤信号测量装置本身固有的局限性，当原煤干燥正常下落，在原煤口处无积煤的情况下，堵煤信号可以正常发出；而当原煤潮湿时，极易造成在堵煤开关下方积煤，造成堵煤信号的误报。

基于上述分析中堵煤信号常有误发的现象，为防止给煤机因堵煤信号误发，造成给煤机经常误停的实际状况，经与运行人员分析，将堵煤信号与磨煤机入口负压大于规定值（暂定为-300Pa）信号相与送到给煤机控制，将给煤机转速减0。

同时，将信号从报警中发出，以提醒运行人员。

2.2济宁电厂7月份发生了两次保护动作事件：

1）7月11日0点22分46秒，#4炉“MFT”→#4机“自动主汽门关闭”→#4主变“4322开关跳闸”→#4机变“与系统解列”。

MFT前，#4机负荷71MW，主汽压9.34MPa，炉膛压力由－48Pa降到－182Pa。

乙、丁制粉系统运行，其中乙排粉机挡板在手动，开度35%，丁排粉机挡板在自动，挡板开度由48%迅速开到60%（自动时最大开度限位）。

0点22分32秒，首先是#6、11煤火检信号消失，0点22分39秒，#4煤火检信号消失，0点22分42秒，#9煤火检信号消失，0点22分43秒，#7煤火检信号消失，0点22分46秒，MFT动作，首出信号为“全炉膛无火”，保护正确动作。

原因分析：

煤质差造成炉膛燃烧不稳。

2）7月19日10点59分，#6炉“MFT”（首出信号“汽包水位低Ⅲ值”）→#6机“自动主汽门关闭”→#6机变4324断路器跳闸。

锅炉进行吹扫，11：

06#6机冲转，11：

24#6机变与系统并列。

保护正确动作。

2.3威海电厂7月26日#5循环水出口蝶阀发故障报警，经检修人员仔细分析，排除了电机过载的可能，判断为油泵补压时间继电器坏导致，更换时间继电器KT3缺陷消除。

暴露问题：

时间继电器长时间运行整定时间不准。

防范措施：

在机组大小修及停机时间，时间继电器要检查更换，接线全面紧固。

2.4邹县电厂编写下发了生热269号《#5机组部分组态逻辑修改的通知》，修改了＃5机组一次风压闭锁定值，做到与＃6机组统一，并对#5机组过热器一级减温的控制逻辑进行优化，增加了运行人员改变调节定值的手段。

编写下发了生炉291号《#1-#5炉部分逻辑修改通知》，增加了送风机出口压力高报警，并对＃1－5炉送风机动调指令进行了高限位，防止风机超出力。

2.5石横电厂2004年7月份热控设备运行稳定，未发生任何不安全事件。

对失电、失气保护拒动情况进行了汇总统计工作：

1）MFT紧急跳闸保护，当DCS失灵且直流电源丧失时保护拒动。

2）磨煤机液压站压力低于2.5MPa延时3分钟跳给煤机：

压力低开关动作后驱动液压站控制柜内的继电器动作，继电器接点输出至FSSS控制系统。

当液压站就地控制柜失电后该继电器拒动。

3）＃1炉炉膛压力低小于－1kPpa报警：

压力低开关动作后驱动＃10ARP柜内的继电器动作，继电器接点分别输出至4100报警和至CCS系统闭锁引风机静叶开。

当＃10ARP柜失电后该继电器拒动。

4）＃1炉炉膛压力高大于1kPa报警：

压力高开关动作后驱动＃10ARP柜内的继电器动作，继电器接点分别输出至4100报警和至CCS系统闭锁引风机静叶关。

当＃10ARP柜失电后该继电器拒动。

5）火检柜失电后“火焰丧失”MFT拒动。

6）#1、#3、#4机组小机就地盘失电后，小机所有保护（包括手动按停小机按钮）拒动。

7）汽轮机TSI失电后，轴向位移大跳机保护拒动。

8）至建材厂蒸汽压力调阀、锅炉吹灰汽源压力调阀为气关式，当控制气源丧失时，调阀全开，阀后超压。

9）锅炉PCV电磁泄压阀控制电源丧失时，保护将会拒动。

10）所有电动阀门（如抽汽电动门）失电后保持原状态，拒动。

2.6聊城电厂#1、#2机组逻辑修改：

（1）在机组正常运行时，若单台给煤机停运，则联关磨煤机相应侧的一次风挡板，导致磨煤机切单端运行，这样对锅炉燃烧运行及机组安全经济稳定运行不利，为防止单台给煤机停运时导致磨煤机切为单端运行，制定一次风挡板逻辑修改措施：

在机组停运时对DCS系统软件进行组态，将给煤机停运后联关磨煤机的一次风挡板逻辑去掉；

（2）根据中国国电集团山东中华发电有限公司聊城发电厂《安全文明考核通报》聊发电安[2004]027号《关于对#1机A汽泵跳闸的考核通报》中的防范措施规定，将小机主油泵自启压力定值由0.58MPa改为0.65MPa；（3）根据2004年7月16日下发的《关于密封风压差低跳磨煤机保护解除的会议纪要》决定，将磨煤机驱动端、非驱动端密封风差压低跳磨煤机离合器保护取消，改为机组两台密封风风机跳闸后延时60s跳磨煤机。

3、自动调节品质方面

3.1菏泽电厂对#3、#4机组的主汽温、再热汽温喷水自动、汽包水位、炉膛负压自动进行了优化调整和考核试验，目前的调节品质已完全达到了规程要求。

3.2黄台电厂#7机组大修后机组启动后进行了火焰监视测量装置的热态调试，部分改动自动装置含机炉协调参数热态整定，进行了一次调频试验。

3.3聊城热电公司7月份对#４炉的送吸风自动调节系统在更换了执行器后进行完善，提高了调节品质，满足了机组运行的需要。

对#1-#6机组自动调节系统调节品质抽查，并进行了扰动试验，调节品质优良，扰动试验合格。

进行了#5机组检查性大修工作，组织编写大修的技术方案、技术措施、工序卡和热工技术监督计划等技术资料。

#3机组#2调门在64MW负荷时波动大，引起调门振荡，检查#2调门的A　LVDT绝缘差，更换A　LVDT后，调门动作正常。

3.4潍坊电厂7月份针对#2炉汽包水位高负荷时南北两侧偏差大问题，做了大量工作，更换、校验了变送器，并将北侧备用的汽包水位取样装置加装了一套变送器引入DCS显示比较，并请了电研院技术人员进行指导，目前仍在分析检查中。

4、其他

4.1十里泉电厂针对煤质差锅炉结焦问题，重点对FSSS系统设备进行治理，找出存在的缺陷，制定消缺计划，确保火检正确无误。

4.2章丘电厂DEH系统近日出现调门关闭现象。

故障现象：

机组运行中突然出现通讯中断，中断时间大约为30秒，数据恢复后，调门指令置零，调门关闭，经检查发现DEH系统的DPU数据被初始化，怀疑DPU发生切换，但切换不成功，造成DPU复位，但切换不成功的原因电厂怀疑系统软件存在问题，厂家也没给出解决方案。

望各兄弟单位有此类问题解决经验请予以指导或交流。

4.3莱城电厂#2机组DCS系统工程师站原来采用的HP715型工作站，现已停产，无法订到配件进行修理。

因此在没有更换新工程师站的情况下只能和＃1机组公用一台工程师站，给DCS的日常维护带来不便，同时也留下安全隐患。

现将主机更换为HPVisualizeB2000,该型号与#3、＃4机组DCS工程师站的型号一致，可以通用，易于维护。

同时为防止#1工程师站发生故障时没有备用，又购买了两个与＃2工程师站相同的硬盘，将＃1机组硬盘数据备份到新硬盘并经在线调试合格。

这样，即使#1工程师站发生故障也能与#2机组合用一个工程师站，保证了系统的安全运行。

电测监督

1、集团公司营销部组织去泰安供电公司，对泰安供电公司按照集团公司统一招标要求采购的2台多功能三相电能表装置和4台单相电能表装置进行现场验收。

4台单相电能表装置验收合格，2台多功能三相电能表装置硬件部分验收合格，软件改进后再进行验收。

2、莱芜供电公司的棋山变电站的关口点＃1主变220kV侧、＃3主变220kV侧的PT二次压降进行现场测试，结果全部合格。

3、全国电磁计量技术委员会正在组织人员对JJG307《电能表检定规程》和JJG597《电能表装置检定规程》的修订，7月份组织了部分专家进行了讨论，山东电力研究院徐民参加了讨论，提出修改意见后，由有关研究院对修订项目进行实验室复审。

环保监督

1、废水排放情况

根据本月份共收到的国电集团公司菏泽、聊城2家电厂，华电集团公司青岛、十里泉、潍坊、邹县4家电厂，华能集团公司日照、威海、辛店、济宁4家电厂，鲁能发展集团公司莱芜、聊城热电、临沂、3家电厂和山东百年电力、黄岛电厂等15家电厂的2004年7月份排放废水水质监测月报表统计，15家电厂的各种外排废水均无超标数据。

　　2、电除尘器电场投入率情况

根据本月收到的国电集团公司菏泽、聊城2家电厂，华电集团公司青岛、十里泉、潍坊、邹县4家电厂，华能集团公司日照、威海、辛店、济宁4家电厂，鲁能发展集团公司莱芜、聊城热电、临沂3家电厂和山东百年电力、黄岛电厂等15家电厂的2004年7月份电除尘器电场投入率月报表统计，有56台电除尘器全部投入了运行。

本月平均电除尘器电场投入率为99.76%，比上个月基下降了0.1个百分点。

有55台电除尘器电场投入率在98%以上，占总运行台数的98.21%；有1台电除尘器电场投入率在95－90%之间，占总运行台数的1.79%。

本月有1台电除尘器处