内蒙古电力工业技术监督管理考评办法陈华桂uugg312017-05-12T06:57:00Z2020-03-24T02:31:00Z41453325841215603031416 PAGE 1 PAGE 1 PAGE 1 PAGE 1 PAGE 1 PAGE 1 PAGE 1 PAGE 1 PAGE 12020年江苏省发电企业技术监督检查大纲(水电版)江 苏 能 源 监 管 办江苏方天电力技术有限公司2020-03-01前 言水电版,涉及专业:绝缘、继电保护、电能质量、电测、热控、金属、环保、化学、水轮机绝缘 序号检 查 项 目检 查 方 法检查结果1.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.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。 1.3.本体、套管、冷却器等有无破损裂纹、渗漏,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。 1.4.如果有油气胶纸型套管,电容量是否有阶跃性变化。 1.5.设备运行中是否有异常声响,是否进行过振动或噪音测试。 1.6.是否更换或补充过油,工艺是否满足要求。 1.7.结合变压器大修对储油柜胶囊、隔膜及波纹管进行密封性试验,如存在缺陷应进行更换。 1.8.主变避雷器计数器运行是否正常,有无动作记录。 1.9.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。(对于35kV及以下的变压器,宜采用低电压短路阻抗法;对于110(66)kV及以上的宜采用频率响应法测量特征图谱) 1.10.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。 1.11.变压器瓦斯继电器的动作情况。瓦斯继电器的防雨措施。 1.12.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。 1.13.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。 1.14.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。 1.15.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。 1.16.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。 1.17.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。 1.18.变压器(电抗器)高压套管、储油柜油位计能否看清,油位、油色是否正常。 1.19.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。 1.20.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。 1.21.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。 1.22.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。 1.23.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。 1.24.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。 1.25.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)。 1.26.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。 1.27.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。 1.28.最近一个检修周期是何时,检修原因和项目是什么,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。 1.29.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)。 1.30.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)。 1.31.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。 1.32.对于日产投运十年以上220kV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。 1.33.变压器的在线监测装置运行是否正常,数据是否准确。 1.34.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。 1.35.各控制箱和二次端子箱等防护措施是否完备(防潮、防污等)。 1.36.互感器油位是否正常,是否存在渗漏油情况或其它缺陷。 1.37.CVT是否定期检查二次电压,有否异常。 1.38.CVT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。 1.39.PT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%。 1.40.发电机出口PT应在检修时重点检查其绝缘性能。依据DL/T596标准,重点开展三倍频耐压及局放试验,试验数据不合格的一律不允许投运。 1.41.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。 2.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.冷却系统、油系统及其他主要部件是否存在缺陷。 2.3.发电机无功有无波动情况,转子电流有无波动情况。 2.4.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。 2.5.集电环碳刷更换有无记录,有无打火,大轴两端有无油污,轴电压是否合格。 2.6.大、小修是否超周期,检修报告(记录)是否完整规范。 2.7.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。 2.8.发电机转子是否存在匝间短路现象,交流阻抗试验结果是否合格。 2.9.运行中各部位的温度或温升是否有异常情况。定子线棒层间的最大温差,是否有分析结果。 2.10.保护和测量装置是否正常投入;功能是否良好。 2.11.发电机检修时是否依据DL/T1768-2017开展了全部的试验项目。 2.12.发电机的在线监测装置运行是否正常,数据是否准确。 3.SF6开关和GIS 3.1.额定电流是否符合实际工况。 3.2.断路器分合闸的同期性测试。 3.3.分合闸电磁铁动作电压特性测试。 3.4.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。 3.5.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。 3.6.是否作压力表定期检查。 3.7.液(气)压操动机构泄漏试验。 3.8.油(气)泵打(补)压运转时间。 3.9.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。 3.10.是否定期和用电高峰前作发热红外检测工作。 3.11.是否检查操作电源熔丝、是否定期更换。 3.12.开断电流是否满足要求。 3.13.端子箱防潮防污状况检查。 3.14.辅接点是否定期检查动作可靠。 3.15.GIS是否开展带电检漏、带电局放检测等工作。 3.16.断路器出厂试验、交接试验及例行试验中,应进行中间继电器、时间继电器、电压继电器动作特性校验。 3.17.采用双跳闸线圈机构的断路器,两只跳闸线圈不应共用衔铁,且线圈不应叠装布置。 3.18.断路器交接试验及例行试验中,应进行行程曲线测试,并同时测量分/合闸线圈电流波形。 3.19.3 年内未动作过的72.5kV 及以上断路器,应进行分/合闸操作。 3.20.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。 3.21.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。 3.22.是否定期进行SF6微水测量和检漏,微水在线监测装置(如有)是否可靠。 3.23.是否作断口并联电容器测试。 3.24.合闸电阻值和投入时间测试。 3.25.导电回路电阻测试。 3.26.断路器分合闸时间和速度测试。 4.隔离开关 4.1.额定电流是否符合实际工况。 4.2.二次回路绝缘电阻。 4.3.二次回路交流耐压试验。 4.4.最低操动电压测量。 4.5.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。 4.6.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。 4.7.动热稳定电流是否符合工况。 4.8.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。 4.9.预防性试验是否按规程执行。 4.10.操动机构检修后操作灵活、触头位置到位、闭锁可靠。 4.11.外观和防锈蚀检查。 4.12.检修润滑脂是否采用二硫化钼锂基脂。 4.13.操动机构是否有多重防雨设施。 4.14.导电回路电阻测量。 5.氧化锌避雷器 5.1.额定电压是否符合设计要求。 5.2.有无加装出线侧避雷器。 5.3.持续运行电压是否符合工况。 5.4.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。 5.5.预防性试验是否按规程执行。 5.6.直流1mA参考电压(U1mA)及0.75U1mA下的泄漏电流。 5.7.工频参考电流下的工频参考电压(电流值按工厂规定或6mA)。 5.8.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。 5.9.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。 5.10.是否定期和用电高峰前作发热红外检测工作。 6.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。 6.2.110kV及以上悬式绝缘子是否按周期进行零值检测。 6.3.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。 6.4.绝缘子类明细情况。 6.5.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。 6.6.污染源情况,污秽性质。 6.7.日常巡视记录,外绝缘表面是否存在爬电现象。 6.8.历年污闪记录。 6.9.每年是否制定清扫计划,并按照计划进行绝缘子清扫。 6.10.RTV涂料是否通过入网抽样检测。 6.11.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。 7.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 Ω(I为单相短路接地电流,有调度部门提供),或<0.5Ω。 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,总结(报表)按时完成,预警通知单闭环良好,并将整改结果上报至技术监督单位。 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。 继电保护 序号检 查 项 目检 查 方 法检查结果1监督管理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运行管理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设备命名规范,与调度下发标准名称一致;电厂自行命名的设备应符合DL/T 1624-2016《电力系统厂站和主设备命名规范》的相关要求。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、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继电保护及安全自动装置运行要求,并将管理制度列入现场运行管理规定。2.6各厂站网控、保护室、电缆层应在显著位置张贴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应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、连片外观应保持良好;接线工艺应符合要求;端子箱门密封应严紧,封堵应严密;加热、除湿装置运行应正常;现场无积灰、无积水和无严重锈蚀情况。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及技术监督管理单位。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,220千伏及以上厂站的故障录波器应接入故录联网系统;其中,500千伏及以上厂站内故障录波器应接入省调故录联网系统主站,220千伏厂站内的故障录波器应接入各地调故录联网系统分站。2.11故障录波器应选用独立于被监测保护生产厂家设备的产品;变电站内的故障录波器应能对站用直流系统的各母线段(控制、保护)对地电压进行录波。2.12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)。2.13在运行线路保护上进行保护定值修改前,应制定防止保护不正确动作的有效措施,并做好事故预想。2.14保护装置发生动作或者异常情况后,应有详细的事故记录,内容包括若保护动作应有动作分析报告,异常应有缺陷闭环处理情况。2.15继电保护及安全自动装置运行时外观外观应正常(包括装置告警信号灯不亮、运行指示灯正常、液晶显示及信息报文正确)。2.16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超过规定年限或者状态不稳定等情况,则应及时制定改造计划。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。3.3220kV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3.6应校核发电机失磁保护、低励限制和进相深度要求的配合关系,防止发电机进相时发生误动作,且满足低励限制先于失磁保护动作。3.7采用零序电压原理的发电机匝间保护应设有负序功率方向闭锁元件。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;直流熔断器或开关应满足上下级配合关系,蓄电池应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;发电机变压器组的高压侧断路器三相位置不一致保护应启动失灵保护。3.12作用于直跳回路的非电量保护,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10ms~35ms。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。3.14220千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、传变特性应满足保护相关要求,系统最大短路电流不应超出CT的工作范围。3.15微机同期装置应配置独立的同期鉴定闭锁继电器。3.16根据《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,应在发变组保护配置中取消启动通风回路,按负荷启动通风回路在主变控制箱中实现。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互。同步相量测量装置应与时钟同步系统对时,对时精度为1µs,满足不了要求时,应设置专用同步时钟系统。3.20发电企业应将所属各发电机组励磁系统和PSS的关键信号接入PMU装置或其他监测装置。关键信号包括电压给定值、PSS输出信号、励磁调节器输出电压、发电机励磁电压、励磁电流、励磁机励磁电压和励磁机励磁电流(三机系统)、机端电压、机端电流、PSS投入/退出信号、励磁调节器自动/手动运行方式及各类限制器动作信号。3.21UPS手动维修旁路开关应具有同步闭锁功能。4二次回路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,并分别对应同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《国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施(修订版)》(国家电网设备[2018]979号)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[2014]161号文)的有关条款。4.7正、负电源之间及电源与跳(合)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。4.10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。来自电压互感器开口三角绕组的两根引入线应使用独立的一根二次电缆。4.11差动保护在投入前需测相位及中性线不平衡电流。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。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直流母线电压是否保持在规定的范围内。4.18直流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。4.26220kV及以上电压等级非机械联动的断路器应使用本体三相位置不一致保护,三相不一致动作时间应满足调度机构的整定要求。5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),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)。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《国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施(修订版)》(国家电网设备[2018]979号)以及国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》(国能安全[2014]161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是否定期进行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,1000MW机组负载电源应双套配置,其余机组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(如如变比、伏安特性、极性、直流电阻及10%误差计算等)是否完整。6保护软件版本管理6.1制定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调度相关部门要求。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7.1继电保护定值管理制度是否健全。7.2发电机变压器组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(定子过流、转子过流、定子负序过流、过电压保护、过励磁、失磁、失步、主变零序过流、主变复压过流等保护),应按调度部门提供的整定限额和相关系统参数自行整定。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并网电厂应根据《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》(DL/T684-2012)的规定、电网运行情况和主设备技术条件,认真校核涉网保护与电网保护的整定配合关系,并根据调度部门的要求,做好每年度对所辖设备的整定值进行全面复算和校核工作。当电网结构、线路参数和短路电流水平发生变化时,应及时校核相关涉网保护的配置与整定,避免保护发生不正确动作行为。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。7.7实际运行定值与已颁布定值单是否相符,备用定值区定值与定值单一致。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,是否定期开展应急演练)。8.6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)。电能质量及励磁 序号检 查 项 目检 查 方 法检查结果1监督管理1.1是否有健全的电能质量、励磁专业技术监督机构。1.2 年度电能质量、励磁专业技术监督工作计划及执行情况。1.3技术监督网络活动、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2.1定期开展升压站母线或并网点运行电压、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严格执行调度部门下达的季度电压曲线或节日、大负荷特殊运行期间的调压要求。2.4执行国家、行业、网省公司有关电能质量、励磁技术监督的法规、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、迟相运行、本厂变压器分接头协调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 发电机/电动机进相、迟相、PSS、励磁系统建模、AVC等涉网试验报告齐全;如进行机组扩容、励磁或AVC设备更换等技术改造,需重新进行涉网试验,则应在改造完成后三个月内重新进行涉网试验。3专业技术工作3.1主要考核指标:水电升压站或并网点母线月电压合格率。3.2发电机/电动机无功出力能力能够达到额定出力,机组进相、迟相运行能力能够达到调度确认的机组进相、迟相能力。3.3主变和厂变分接头位置合适,可适应发电机从迟相到进相的全部过程;定期对厂用系统电压情况进行检查,正常工作情况下,厂用系统运行电压宜在母线标称电压的±5%范围内。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。3.6根据需要开展发电厂并网点、发电机出口及厂用系统电能质量测试。4设备管理4.1AVC系统应满足冗余配置要求;AVC装置应定期校验。4.2 发电机无功有无异常波动、出力不合理及机组间(同一并网点)无功分配明显不均衡情况。4.3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。4.4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;应选用无反调或反调作用较弱的电力系统稳定器。4.5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。4.6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以及接入电网安全稳定运行要求,是否定期校核,低励是否可靠。4.7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GB/T7409.3《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》、DL/T491《大中型水轮发电机自并励励磁系统及装置运行和检修规程》、DL/T1013《大中型水轮发电机微机励磁调节器试验和调整导则进行整定与试验》、GB/T18482《可逆式抽水蓄能机组启动试运行规程》,并报江苏电力调度控制中心确认。4.8 机组励磁系统无功调差功能应投入运行,机组励磁系统调差系数的设置应考虑主变短路电抗的差异,具有合理的无功调差系数,同一并列点的多台机组应具有基本一致的电压调差率。励磁系统调差系数及电压静差率的现场试验是否完成。4.9 50MW及以上水轮发电机组在额定出力时,功率因数应不低于0.85(滞后),系统应采用可以在线调整低励限制的微机励磁装置。4.10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。4.11励磁系统检修应按“GB/T32506-2016抽水蓄能机组励磁系统运行检修规程"要求的周期和项目进行,不应漏项和缺项。电测 序号检 查 项 目检 查 方 法检查结果1监督管理1.1监督组织健全1.2职责明确并得到落实2计量标准溯源及量值传递2.1标准室是否有合适的场地,环境条件是否满足计量标准考核规范和规程的要求2.2计量标准设备台帐是否齐全2.3是否具有完善的规章制度,完整的操作规程等2.4是否制定定期、定点标准装置溯源计划并按计划进行溯源2.5计量标准器具在送检前后是否进行比对,建立数据档案,考核其年稳定性2.6计量标准装置是否全部考核认证或复查通过2.7计量标准技术档案是否齐全,记录是否完整。(技术档案包括:计量标准考核(复查)申请书、计量标准技术报告、计量标准考核证书、计量标准履历书、计量标准操作程序、计量检定规程及计量技术规范、国家计量检定系统表、计量器具使用说明书、计量器具检定证书、计量标准测量重复性考核记录、计量标准稳定性考核记录、计量标准变更申请表、计量标准封存(或撤消)申报表。)2.8是否有未建标就开展工作的情况2.9是否按照被检计量器具的准确度等级、数量、检定量程和计量检定系统表的规定配置计量标准器和工作标准器。计量标准器和配套设备是否符合要求,并进行验收检定/周期检定,记录、证书信息是否齐全、正确,标准传递系统图是否规范2.10是否具有符合等级的、有效的持证人员并且每个项目是否有两人持证上岗 2.11出具的检定(校验)证书(报告)、记录是否符合要求,并按规定妥善保管。2.12标准装置、计量仪表是否粘贴有效的状态标识。3设备监督3.1是否建有电测仪表的台帐,是否具有正式发文的周检计划,各类仪表是否按期受检3.2电测仪表(携带型电气仪表、现场变送器/交流采样器/RTU、电能表、重要盘表等)“三率”(检验率、合格率、损坏率)是否按期进行统计3.3关口计量柜、电能表、计量用电压互感器、电流互感器、互感器端子箱等计量装置配置是否符合DB32/991-2007《电能计量装置配置规范》的要求3.4关口电能计量装置的准确性、可靠性(关口电能表、PT二次压降、计量用电互感器误差和电流误差是否按周期检验,是否符合DLT448-2016《电能计量装置技术管理规程》的要求。3.5互感器二次回路连接导线是否采用铜质单芯绝缘线,导线截面是否大于4mm23.6互感器实际二次负荷是否运行在25~100%额定二次负荷范围之内,电流互感器一次电流是否运行在30~120%In以内。3.7关口电能计量回路是否具有失压监控(报警)及自动恢复再投功能3.8是否定期检查维护关口电量计费系统 3.8电量不平衡率是否达到要求 3.10非关口计量装置的准确性、可靠性(非关口电能表、PT二次压降、电互感器误差和电流误差是否按周期检验) 3.11智能功率变送器装置是否开展基于防范的相关试验,是否采取合理措施降低输出信号的共模电压。3.12综保装置是否开展校验4培训4.1是否参加电测专业技术监督工作会议,专题研讨培训会议4.2计量人员是否参加电测专业持证上岗相关培训热控 序号检 查 项 目检 查 方 法检查结果1 安全管理 1.1 水机保护动作统计和原因分析 1.2 调速器、进水阀、闸门等重要辅机保护动作统计和原因分析 1.3 重要缺陷及技术指标 1.3.1计算机监控系统控制器负荷率 1.3.2水机保护控制器运算周期 1.3.3调速器系统故障统计及存在的问题 1.3.4进水阀系统故障统计及存在的问题 1.3.5机组辅助系统故障统计及存在的问题 1.3.6公用辅助系统故障统计及存在的问题 1.3.7尾水事故闸门控制系统故障统计及存在的问题 1.3.8上下库进水口闸门控制系统故障统计及存在的问题 1.4 保护连锁管理制度及工作记录 1.5 监控系统软件备份形式及管理 1.6 备品备件管理、统计及存在的问题 1.7 防止计算机监控系统失灵、保护拒动事故措施 1.8 信息安全管理制度及措施 2 主要技术资料管理 2.1水机保护逻辑、定值及动作记录等技术档案是否齐全 2.2 计算机监控系统、现地控制单元控制程序是否定期备份 2.3 机组重要参数是否上报调度部门备案 2.4 一次元件、变送器说明书是否完整 2.5 技术改造方案、报告是否完整 2.6 机组检修资料是否完整 2.7 异动报告及执行情况 3 主要技术指标及控制功能 3.1“三率”指标统计台帐 3.1.1保护投入率 3.1.2主要仪表投入率 3.1.3数据采集系统测点投入率 3.2 工况转换流程执行情况 3.3 水机主保护配置及投用情况(需分项说明是“单点”或“多选”保护类别,提供相关一次元件校验和维护记录) 3.3.1 水淹厂房停机 3.3.2 调速器控制系统严重故障 3.3.3 进水阀控制系统严重故障 3.3.4 中控室紧急停机按钮 3.3.5 手动紧急停机按钮 3.3.6 电气过速 3.3.7 剪断销剪断 3.3.8 调速器压力油罐事故低油位 3.3.9 调速器压力油罐事故低油压 3.3.10 球阀压力油罐事故低油位 3.3.11 球阀压力油罐事故低油压 3.3.12 机械过速保护装置动作 3.3.13 尾水闸门下滑超时 3.3.14 球阀异常关闭4 标准传递 4.1 标准实验室环境 4.2 标准计量设备台帐 4.3 计量标准、操作规程是否完整有效 4.4 校验人员是否取证 4.5 标准仪表检定日期 4.6 周检计划 5 设备(自动化元件,控制柜)定期维护与试验 5.1 计算机监控系统 5.2 机组辅助设备 5.3 公用辅助设备 5.4 进水阀控制系统 5.5尾水事故闸门控制系统5.6上下库进水口闸门控制系统5.7调速器系统6 系统、设备防护 6.1 电子设备间环境 6.2 电子设备间是否存在380VAC以上动力电源 6.3 DCS控制系统接地电阻 6.4 就地设备防护措施是否完好 6.5 电缆防护措施是否完好 6.5二次接线是否符合规范要求7 重要信号检测回路 7.1 转速测量装置校验是否合格 7.2 事故低油压信号源,事故低油位信号源是否可靠 7.3 快速关进口阀的电磁阀是否可靠 8 涉网控制功能及技术指标 8.1 AGC 8.1.1 是否具有AGC测试报告 8.1.2 AGC调节范围 8.1.3 是否设置AGC断点 8.1.4 调节速率 8.1.5 调节精度 8.1.6 AGC紧急支援功能 8.1.7 深度调频AGC试验报告 8.1.8 AGC频差闭锁逻辑 8.2 一次调频 8.2.1 一次调频测试报告是否满足要求 8.2.2 频率响应死区 8.2.3 不等率 8.2.4 一次调频幅度 8.2.5 一次调频响应滞后时间 8.2.6 15s有功功率响应幅度 8.2.7 15s、45s、60s有功功率响应系数 8.2.8 一次调频投用方式 8.2.9 一次调频投用逻辑 8.2.10 一次调频切除逻辑 8.2.11 “一次调频投入”远传信号 8.2.12 一次调频投切按钮 8.2.13 一次调频大频差分析报告 8.2.14 一次调频运行管理规程 8.2.15 深度调峰一次调频试验报告 8.3 一次调频在线检测系统 8.3.1一次调频在线检测系统试验报告 8.3.2增负荷测试功能 8.3.3减负荷测试功能 8.3.4一次调频特性参数测试功能 8.3.5一次调频测试复位逻辑 8.4 远动信息及PMU网源动态信息 8.4.1 机组转速 8.4.2键相 8.4.3一次调频投入/退出信号 8.4.4一次调频动作/复归信号 金属 序号检 查 项 目检 查 方 法检查结果1. 监督管理1.1.建立完整的金属监督网络(领导小组、各专业人员);网络有变动,应有相应的文件。见证正式发布的文件,并核实网络成员专业岗位是否满足要求1.2.建立电厂金属监督实施细则、试验管理制度、外包项目的管理制度等。检查现行文件目录,并见证正式发布的文件1.3.无损检测人员、理化检验人员、热处理人员应有相应的资格证书,并在有效期内。检查管理台账、证书扫描或复印件留存1.4.受监部件的焊接,必须由持相应合格证的焊工焊接。没有无证施焊和越项施焊情况。检查管理台账、证书扫描或复印件留存1.5.是否及时更新标准,在用标准是否最新标准。检查现行文件目录,并见证纸质或电子版标准是否是正式有效版本1.6.是否按要求建立健全了金属监督的原始资料、运行和检修检验、技术管理的档案。(如役前检查档案、受监金属部件的检查检验档案、焊接质量监督和检验档案、缺陷处理记录、金属监督工作计划总结等)检查档案文件夹和目录是否完整,文件夹内文件是否正常更新1.7.大修计划、大修总结、年度总结及其他要求上报的信息是否及时上报,上报内容是否完整准确。查阅相关文件1.8.是否定期开展金属监督网络活动和培训,有活动记录和培训记录。(监督网络活动频率不少于每季度一次)检查记录内容是否完整1.9.对受监部件失效进行分析,有书面分析意见,原因不明时有事故分析报告。检查记录台账和报告1.10.频繁重复的金属失效事件是否查明原因,并采取针对性整改和预防措施。查金属失效记录、分析报告、技术措施和跟踪记录1.11.缺陷闭环管理是否落实?对严重缺陷100%消缺,对于不具备消缺条件的超标缺陷,需经厂领导批准并上报主管部门备案。查缺陷管理台账、审批备案手续1.12.是否对前次检测发现超标缺陷的部位及经修复处理过的缺陷部位进行100%复核检测?检查记录台账和报告1.13.金属试验检测报告应用标准适当,结论正确,审核、签发手续齐全。查检验报告1.14.压力容器是否按规定进行定期检验?检验报告是否齐全?查特种设备管理台账、检验报告2受监材料的监督2.1.受监范围内的金属材料及其部件是否组织入库验收?是否有合格证或质量证明书(注:检查材料质量证明书是否为原件,如是复印件是否加盖了供货单位公章和经办人签章)?质量证明文件中的数据是否齐全或补检?查备品材料库、验收签证材料2.2.受监的金属材料及其部件在存放时是否按材料牌号、部件标识分类存放?是否做好防变形、防损伤、防腐等措施?查备品材料库2.3.为了防止错用,是否建立材料的发放制度并监督执行?查备品材料库、材料备品验收领用记录2.4.材料代用是否履行审批手续?是否做好记录,并在原图纸上进行了标注?查检修记录和图纸3. 焊接质量监督3.1. 所有从事受监部件焊接工作的焊工,是否取得相应的资格证书。焊工的培训、考核取证管理办法可按照SL35的要求执行。对有特殊要求的部件焊接,焊工应做焊前模拟性练习,熟悉该部件材料的焊接特性。对进口部件还应满足合同规定的考核要求。查焊接质量管理文件3.2. 有焊接工艺卡和焊接作业指导书。查焊接质量管理文件3.3. 焊条、焊丝有制造厂合格证,对存放时间超过1年的焊条、焊丝进行抽样拆封检查。查焊材库、验收签证材料3.4. 焊接材料库有温湿度控制设备,有温湿度记录,焊条分类存放并挂牌表明牌号、数量、存放时间等。查焊材库3.5. 焊条烘干设备正常工作,温度表进行定期校验。如有,查设备状态标识和校验报告4. 设备监督检测4.1. 水轮机主要部件的监督4.1.1 每次C级及以上检修是否对大轴、转轮(浆叶)、泄水锥、转轮室(排水环)、导叶及操作机构(包含连杆、转臂、控制环、接力器、重锤吊杆吊耳)、蜗壳、管型座、顶盖、座环、底环、基础环、尾水管里衬等及其附属结构件进行了外观检查?对出现异常的部位或有怀疑的部位是否进行了无损检测?查检修记录、检验报告4.1.2 每次B级及以上检修是否对转轮焊缝、转轮室(排水环)焊缝等部位按规定进行了无损检测?转轮焊缝检测长度比例不低于50%,转轮室(排水环)焊缝检测长度比例不低于10%。发现缺陷,是否进行了评估并适当增加了检查次数?查检修记录、检验报告4.1.3 泥沙含量较大的机组,是否每次B级及以上检修对转轮(浆叶)、导叶、转轮室、蜗壳、管型座、座环、尾水管里衬的气蚀和磨损情况进行详细的检测和记录,并采取相应的处理对策?对于泥沙磨损、气蚀损坏较严重的,是否适当增加了检查次数?查检修记录、检验报告4.1.4 新机组投产后第一次A级或B级检修是否对水轮机大轴进行了外观检查和无损检测?每次A级检修、运行10万小时以上的大轴每次B级及以上检修以及当大轴出现异常情况时是否进行了无损检测?查检修记录、检验报告4.1.5 对转轮、转轮室等金属部件的裂纹、气蚀、磨损等缺陷进行焊接修复时,必须进行焊接工艺的评定,制订焊接作业指导书,对焊接工艺和焊接质量实施技术监督查设备台账、检验报告4.2. 发电机主要部件的监督4.2.1. 每次C级及以上检修是否对大轴、转子中心体和支臂、上下机架、灯泡头、推力轴承(包含推力头、卡环、镜板)、风扇叶片、制动环、挡风板等及其附属结构件进行外观检查?对出现异常的部位或有怀疑的部位是否进行了无损检测、变形测量,并做好记录?查设备台账、检验报告4.2.2. 每次B级及以上检修是否对转子中心体和支臂、推力轴承(包含推力头、卡环、镜板)、风扇叶片、制动环等部位进行无损检测?(转子中心体和支臂焊缝检测比例不低于10%)如存在裂纹等严重缺陷,是否根据情况增加了检查次数?查设备台账、检验报告4.2.3. 新机组投产后第一次B级检修是否对水轮机大轴进行外观检查和无损检测?每次A级级检修、运行10万小时以上的大轴每次B级及以上检修以及当大轴出现异常情况时,是否进行了无损检测?查设备台账、检验报告4.3.螺栓的技术监督4.3.1每次C级及以上检修是否对大轴联接螺栓、水涡轮联轴螺栓、推力头抗重螺栓、上导抗重螺栓、励磁机定子联接螺栓、励磁机法兰联接螺栓、发电机转子磁轭拉紧螺栓、转子轮臂螺栓、机架把合螺栓、顶盖螺栓、主轴密封螺栓、蜗壳和尾水人孔门螺栓、转轮室连接螺栓等进行外观检查?重点检查固定焊点有无开裂、止动垫片包裹是否完好及螺栓、螺母有无松动。查设备台账、检验报告4.3.2每次B级及以上检修是否对顶盖螺栓、大轴联接螺栓、水涡轮联轴螺栓、推力头抗重螺栓、上导抗重螺栓、励磁机定子联接螺栓、励磁机法兰联接螺栓、发电机转子磁轭拉紧螺栓、转子轮臂螺栓、机架把合螺栓、转轮室连接螺栓等大于等于M32的螺栓进行外观检查和无损检测?发现超标缺陷是否及时更换,并做好记录?查设备台账、检验报告4.3.3对累计运行8万小时以上的螺栓,发现断裂缺陷是否按批次全部更换?对小于M32的螺栓拆卸两次后是否按批次全部更换?查设备台账、检验报告4.3.4当设备或部件运行振动值超标时,是否及时对其连接螺栓进行外观检查和无损检测?查设备台账、检验报告4.4. 闸门、拦污栅、压力钢管、启闭机、进水阀门的技术监督4.4.1 压力钢管是否按DL/T 709的规定进行巡视检查、外观检测、材质检测、无损检测、应力检测、振动检测、腐蚀检测?查设备台账、检验报告4.4.2 水工钢闸门和启闭机是否按DL/T 835的规定进行巡视检查、外观检测、材质检测、无损检测、应力检测、振动检测、腐蚀检测?查设备台账、检验报告4.4.3 对拦污栅是否存在裂纹、锈蚀、变形等情况进行定期外观检查?是否定期对启闭机制动轮、齿轮盘进行外观检查?查设备台账、检验报告4.4.4 溢流坝闸门、启闭机和拦污栅是否在汛期前、后分别进行外观检查?查设备台账、检验报告4.4.5 是否按DL/T 5358的规定对闸门、拦污栅、压力钢管、启闭机进行腐蚀防护处理和质量验收?查设备台账、检验报告4.4.6 每次B级及以上检修是否对进水阀门应进行外观检查?对焊接部位和应力集中部位是否进行无损检测抽查?查设备台账、检验报告4.5. 气、水、油管道的技术监督查设备台账、检验报告4.5.1 每次C级及以上检修是否对技术供水管、蜗壳取水管和与压力容器(压油槽、储气罐等)相连的管道等及附件进行外观检查,并在必要时进行测厚和无损检测?对临近发电机设备的管道、阀门的锈蚀等情况进行检查?查设备台账、检验报告4.5.2 每次A级检修是否对操作油管等管道进行外观检查和无损检测(无损检测数量比例不低于5%,且不少于1个焊口)?查设备台账、检验报告4.5.3 对运行15万小时以上的气、水、油管道(操作油管除外)是否每8万小时进行耐压试验(试验压力为工作压力的1.25倍,且不大于设计压力)?查设备台账、检验报告环保 序号检 查 项 目检 查 方 法检查结果1环保监督管理1.1监督组织1.1.1建立环保技术监督网络,有总工(或分管厂领导)、环保监督管理、环保设施责任部门组成的三级管理体系,设置环保监督专责管理人员。1.1.2健全环保技术监督网络,及时优化调整环保技术监督网络成员1.1.3建立环保技术监督工作的检查、考核制度。1.1.4各级环保监督网络成员有明确的责任。1.1.5环保技术监督网络活动正常开展。1.1.6环保专责参与有关环保的可研、设计、审查、验收。参与环保设施的运行、维护、检修、技改计划的制订。1.2监督细则1.2.1完善环保技术监督规章制度。1.2.2建立环保设施事故、污染物排放超标的应急处理制度。1.2.3建立环保设施的监督监控制度。1.2.4结合本厂情况及时修订《环保技术监督实施细则》。1.3监督监测1.3.1环保监督监测执行的标准、规范、导则等齐全、有效。1.3.2环保监测人员持证上岗,定期通过环保或电力部门的有关培训学习。1.3.3外委环保监测单位满足环境监测的资质要求。1.3.4环保设施的第三方运营应满足环保设施运行维护检修的资质要求。1.4监督档案、设备管理1.4.1建立并健全环保技术监督档案。1.4.2及时、真实地向有关单位上报、通报环保技术监督情况。1.4.3及时、准确地向相关单位通报环保设施的大修项目、大修后环保设施的测试情况。1.4.4及时向相关单位通报环保部门颁发的排污许可证的各项污染物总量。1.4.5环保实验室规范、符合监督测试的技术要求。1.4.6环保实验室仪器仪表定期检定、合格有效。1.4.7仪器仪表的使用记录完整。1.4.8环保设施的原始运行数据齐全。1.4.9重点排污单位应按照相关要求如实向社会公开污染物的排放情况。2环保专业技术2.1环保设施验收2.1.1组织环保设施验收,对验收内容、结论和公开信息的真实性、准确性和完整性负责。2.1.2全面落实《建设项目环境保护管理条例》,竣工后环保设施验收期限最长不超过12个月。2.2环保技术监督2.2.1是否发生环境污染事故。 如发生污染事故,应有专人负责污染事故的调查分析,并及时制定反事故措施。2.2.2是否发生因环保设施运行故障引起的非计划停运。 如发生应有专门的运行事故调查报告,同时及时制定反事故措施。2.2.3废水排放达标率:100 %。2.2.4厂界噪声达标率:100%。2.2.5环保处理设施投运率:100%。2.2.6环境监测完成率:100%。2.2.7对发现的超标情况应及时查找原因并解决超标现象,暂时不能解决超标现象的须有明确的整改监督措施,并报上级有关部门。2.2.8由环保问题引起的投诉纠纷及时处理。2.3废水环保设施及排放口规范化2.3.1工业废水处理设施满足设计和安全生产要求。2.3.2含油废水处理设施满足设计和安全生产要求。2.3.3生活污水处理设施满足设计和安全生产要求。2.3.4取得排污许可证,按照排污许可证的要求排放废水。2.3.5废水排放口符合规范要求。2.4固体废物处置2.4.1制定固体废物处置规章制度,建立固体废物污染环境防治责任制度,责任清晰明确。2.4.2危险废物的转移向环保部门报批并得到批准。固体废物委托处置单位有合格的处置资质。2.4.3制度固体废物管理计划,全过程监控固体废物的处置。2.4.4严格固废、危废监督管理,在源头上控制固废、危废的产生量。2.4.5严格固体废物的产生、运输、贮存监控,固体废物存储台账规范。2.4.6设置危险废物的储存设施,按种类分别存放,有准确识别标志。2.4.7制定危险废物应急预案,明确管理机构和负责人,有意外事故及相应的处理措施。2.4.8危险废物管理、收集、暂存、运输、处置的人员培训,培训内容、记录规范。2.5环保设施运行维护2.5.1环保处理设施的运行维护检修计划合理。2.5.2环保设施的运行维护检修规程、设备技术台帐齐全。2.5.3环保设施的维护检修质量满足设计、生产要求。2.6突发环境事件风险控制2.6.1制定突发环境事件应急预案并报环保主管部门等相关部门备案。2.6.2突发环境事件应急预案应包括应急准备、应急处置和事后恢复等内容。2.6.3定期组织突发环境事件应急演练。2.6.4发生突发环境事件及时通报相关单位和居民,向环保主管部门和相关部门报告。2.7技术报告2.7.1引用标准准确。2.7.2法定计量单位使用准确。2.7.3结论准确。2.7.4技术措施、方案可行。2.7.5审核人员符合资格要求。2.7.6审核、签发报告手续齐全。化学 序号检 查 项 目检 查 方 法检查结果1监督管理1.1监督组织健全情况1.1.1化学技术监督网组织机构建立。网络层次为电厂应建立以总工程师为首的技术监督网络。电厂生产管理部门、化学运行管理部门、受监督设备所在部门和化学运行(试验)各班组。1.2职责明确并得到落实情况1.2.1制订化学技术监督网各级责任制1.2.1.1总工职责1.2.1.2厂级监督专责工程师职责1.2.1.3化学运行部门监督职责1.2.1.4受监督设备所在部门职责1.2.2各级化学技术监督网各级人员是否按所规定的职责工作1.2.2.1总工履职情况1.2.2.2厂级监督专责工程师履职情况1.2.2.3化学运行部门监督履职情况1.2.2.4受监督设备所在部门履职情况1.2.2.5各班组监督履职情况1.2.3化学技术监督网各级人员职责检查与考核1.2.3.1检查与考核制度是否建立1.2.3.2考核情况1.3培训及持证上岗情况1.3.1技术培训是否正常开展1.3.2运行人员上岗资质情况1.3.3油试验人员持证上岗资质情况2标准传递2.1化学技术监督标准配备情况2.1.1各项监督标准是否得到及时更新2.1.2车间级配备2.1.3班组级配备2.2是否具有完善的规章制度2.2.1《化学技术监督制度》(或实施细则)及其执行情况2.2.2《油务监督实施细则》2.2.3《实验室及在线化学仪表管理手册》2.3试验室设备是否满足要求2.3.1现场化验设备2.3.2油化验设备情况2.3.3试验室设备使用维护档案2.3.3.1配备是否齐全2.3.3.2运行是否正常2.3.3.3是否按周期校验2.3.4大宗材料入厂检验2.3.4.1润滑油、绝缘油等油品应按标准进行入厂检验,质量满足要求。2.3.5试验报告、原始记录是否齐全3设备监督3.1化学设备检修档案是否齐全3.1.1设备腐蚀、结垢倾向3.1.2化学运行操作规程的制、修订,化学及油务监督有关图表的绘制3.1.3运行记录、日志3.1.4大、小修检修报告(记录)是否完整规范3.2执行异常情况及时逐级上报处理制度情况3.3变压器大修、液压油、控制油系统检修记录3.3.1颗粒度是否按期检测3.3.2大修后启机前颗粒度、水分是否检测合格3.3.3各项监督试验是否按规定的周期进行或有无漏检3.3.4分析数据是否有误3.3.5颗粒度是否合格3.3.6水分是否合格3.3.7滤油措施是否到位3.3.8防止油污染措施是否得当3.3.9变压器油色谱是否超检测周期4化学技术监督考核指标4.1水轮机油质合格率≥98%,油耗<10%。在役机组水轮机液压油、控制油颗粒度合格率100%。变压器油质合格率≥98%,油耗<1.0%。水轮机 序号检 查 项 目检 查 方 法检查结果 1 监督管理 1.1 明确水轮机监测专责人及其职责 1.2 制订年度水轮机监测计划 1.3 网络活动、培训情况 1.4 及时上报年度水轮机监测总结报告 1.5 及时上报事故缺陷处理报告 1.6 水轮机监测设备台帐 1.7 是否有《国家电网公司水电厂重大反事故措施》(国家电网基建〔2015〕60号)三年滚动编制计划和管理制度 2 水轮发电机组稳定性试验 2.1 安装过程记录 2.2 测量不同水头段、不同负荷下轴系摆度并进行分析判断安全性 2.3 测量不同水头段、不同负荷下固定件振动(含上下机架、定子机座、顶盖振动等)并进行分析 2.4 测量不同水头段、不同负荷下过流部件压力脉动数据,并进行分析2.5 机组A修前、后对于水库水位不具备条件的,可测量不同负荷下的轴系摆度、固定部件振动、过流部件压力脉动数据,并进行分析2.6 A修记录(报告)应齐全 3 水轮发电机组稳定性指标3.1 监测机组运行时的轴系摆度并进行趋势分析3.2 监测机组运行时的固定部件振动(含上、下机架、定子机座、顶盖振动等)并进行趋势分析3.3 监测机组运行时的过流部件压力脉动数据,并进行分析3.4 摆度、振动保护投入情况 3.5 摆度、振动、压力脉动状况评价(是否存在报警、超标) 3.6 机组状态监测系统无异常(检测测点准确可靠) 4 水轮发电机组效率试验4.1 新投产或水轮机/发电机改造后测量机组在各种水头、额定负荷或低水头最大负荷下的效率并进行分析 5 水轮机及辅助系统5.1 监测水导轴承瓦温并进行趋势变化分析5.2 监测水导轴承油槽油温并进行趋势变化分析5.3 监测导叶立端面间隙、迷宫间隙、主轴密封磨损等,必要时调整5.4 监测导叶立端面间隙、迷宫间隙、接力器压紧行程、主轴密封磨损、机组轴线、轴瓦间隙等,必要时调整5.5 蜗壳、转轮(桨叶)、座环、导叶、泄水锥、尾水管等部件的空蚀、裂纹、磨蚀监测与处理5.6 新机组投产或A修后测量导叶漏水量并负荷要求5.7 检查重要连接螺栓(联轴螺栓、顶盖螺栓、转轮室螺栓、泄水锥、人孔门螺栓、进水阀螺栓等)紧固情况5.8 定期检查调相压气排气时间、补气时间5.9 机组状态在线监测系统传感器外观检查、功能检验及校准5.10 检查机械过速保护装置的完整性5.11 C修后进行机械过速保护装置检查和传动试验5.12 A修后校验机械液压过速保护装置,确保正确动作5.13 为防止主轴密封烧损应:1)检查润滑水源的设置情况;2)检查润滑水水质、压力、流量。5.14 监测和分析主轴密封的漏水和磨损量5.15 检验真空破坏阀、中心孔补气阀的动作可靠性5.16 检查水导轴承冷却系统电源和水源的主备用配置情况5.17 水导轴承冷却器清扫及耐压试验5.18 A修时水导轴承轴瓦检查5.19 水导油槽定期监测油质5.20 C修时监测水导轴承润滑水水质符合要求 6 发电机及辅助系统6.1 定期检查定子基础螺栓、穿芯压紧螺杆、上下挡风板及其支撑部件、固定螺栓的紧固、过热与裂纹6.2 定期检查磁极挡块、磁极连接线、磁极线圈、挡风板、引线、风扇、阻尼环的紧固、过热与裂纹6.3 定期检查机械制动系统,检验制动动作性能6.4 A修时进行机械制动系统清扫和耐压试验6.5 复核高压油顶起装置备用泵配置情况是否满足要求6.6 A修进行发电机转子顶起装置检查及传动试验6.7 监测发电机推力轴承、上导轴承、下导轴承瓦温并进行变化趋势分析,判断机组是否正常运行;6.8 监测轴承油槽油温并进行变化趋势分析,判断机组是否正常运行6.9 A修时检查发电机推力轴承、上导轴承、下导轴承6.10 A修时进行发电机空气冷却器、上导轴承冷却器、推力轴承冷却器、下导轴承冷却器清扫及耐压试验6.11 定期检测发电机推力和导轴承油槽的油质 7 水轮机调节系统7.1 C修进行自动开机、手自动切换、增减负荷、自动停机等模拟试验7.2 电气柜和液压柜内部电气回路绝缘检查7.3 检测接力器开关机时间和分段关闭时间并根据需要调整7.4 电源、导叶接力器位移信号、转速/频率信号、水头信号、有功功率信号故障模拟试验7.5 频率控制、功率控制、开度控制、水位控制和流量控制的切换试验7.6 测量测频/测速装置分辨率和误差7.7 位移传感器零点/满度检查校验,测量误差、线性度测试7.8 与机组监控系统、励磁系统联动试验7.9 每个导叶单独控制的水轮机/水泵水轮机导叶间的同步性检测7.10 缓冲装置试验:1)测定定缓冲时间常数Td;2)验证缓冲装置特性曲线和缓冲时间常数偏差。7.11 校核实测协联曲线与给定的理论协联曲线的偏差7.12 测定实用开环增益并整定开环增益7.13 校验转速指令信号、开度指令信号、功率指令信号和永态转差系数,符合设计要求7.14 测试暂态转差系数、缓冲时间常数或比例增益、积分增益和微分增益并调整7.15 测定综合漂移值7.16 人工转速/频率死区、转速死区、接力器摆动值、非线性度,永态转差系数测试7.17 协联曲线及桨叶随动系统不准确度测定试验7.18 调速系统空载试验:1)手动和自动空载转速摆动测试;2)空载扰动下的转速摆动测试7.19 新机组投运、A修或调速系统更换改造后甩负荷试验:1)验证甩负荷后过渡过程性能和动态品质;2)测定接力器不动时间Tq7.20 新机组投运、A修或调速系统更换改造后检查机组带负荷连续运行时的调速器稳定性能7.21 新机组投运、A修或调速系统更换改造后检查接力器的承压能力和渗漏油情况7.22 新机组投运、A修或调速系统更换改造后通过带负荷试验检验一次调频功能和参数整定情况7.23 新机组投运、A/B修或调速系统更换改造后低油压下导叶关闭满足停机要求7.24 新机组投运、A修或调速系统更换改造后AGC负荷调整速度和滞后时间测试7.25 必要时按水电厂制定的黑启动方案进行试验7.26 C修后进行油压装置的油泵空载及负载试验7.27 C修后检查油压装置的安全阀、泄载阀动作正常7.28 C修后进行压力和液位信号动作准确性校验7.29 C修后人为进行油压及油位变化,进行油压装置运行模拟试验7.30 定期检测油压装置油槽的油质 8 主进水阀(闸阀)系统8.1 定期检查主进水球阀开关时间8.2 定期检查主进水阀控制柜的相关部件(工作密封及锁锭、旁通阀)投退及开关时间8.3 定期检查主进水阀控制柜的控制元器件动作情况8.4 新投产机组具备动水关闭性能,具备中控室人工紧急关闭功能,其启闭控制系统、事故停机系统投入运行8.5 新投产机组至少1台机组进行动水关闭试验8.6 新投产机组进水口工作闸门,上库闸门具备动水关闭性能,具备中控室人工紧急关闭功能,其启闭控制系统、事故停机系统投入运行8.7 新投产机组进水口工作闸门,上库闸门至少1台机组进行进口工作闸门或快速闸门的动水关闭试验8.8 定期开展进口工作闸门全行程落门试验8.9 C修时进行压油泵空载及负载试验8.10 C修时检查油压装置安全阀、卸载阀动作正常8.11 C修时主进水阀控制柜压力和液位信号动作准确性校验8.12 C修时人为进行油压及油位变化,进行油压装置运行模拟试验8.13 定期检测主进水阀油压装置油槽的油质 PAGE 1