内蒙古电力工业技术监督管理考评办法陈华桂胡112017-05-12T06:57:00Z2022-05-05T07:31:20Z202216632289362262978337168142052-11.1.0.11636DB81FE0C485849CD9548327F5ABEF2F22022年江苏省发电企业技术监督检查大纲(煤电版)国家能源局江苏监管办公室江苏方天电力技术有限公司2022-04-08前 言煤机版涉及专业:绝缘、继电保护、电能质量(包括励磁系统)、电测、热控、金属、化学、锅炉、汽机。PAGE PAGE \* MERGEFORMAT 3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),是否按周期要求对主变进行感应电压试验。 1.10.变压器(电抗器)的铁心接地电流是否小于100mA,1个月测试1次并记录数据,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,启动应逐台启用,延时间隔应在30s以上并做切换记录。 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,是否按规定周期期完成压力释放器校验及其二次回路试验。 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 596-2021)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,10年必须要进行一次。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/T596-2021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,接地碳刷有无打火(或铜辫磨损是否严重),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,重复脉冲法(RSO)试验和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。定子线棒层间和出水温度的最大温差,是否有分析结果。 2.10.氢冷发电机氢气湿度如何控制,措施如何。运行机在停机状态时,氢气的湿度和补气纯度是否控制,漏氢率是否满足要求。 2.11.机组漏氢量实测计算应每月进行一次。当发电机氢冷系统发生渗漏且无法停机时,必须加强现场氢气含量监测,加大漏氢量实测计算频率。 2.12.定子内冷水是否定期对定子线棒进行反冲洗,水质是否有控制控制方式,如何是否开展定冷水流量试验。 2.13.保护和测量装置是否正常投入;功能是否良好。 2.14.发电机检修时是否依据DL/T1768-2017开展了全部的试验项目。 2.15.发电机的在线监测装置运行是否正常,数据是否准确,是否开展了定期的校验跟维护。 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.对土壤酸碱度较高的地区,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。 10.电力电缆 10.1.110kV及以上电力电缆应增加正常运行中的金属护套接地电流测试运检工作, 对接地异常的电缆应进行金属护套完整度检查,避免缓冲阻水层受潮。 10.2.对油高压浸式GIS电缆终端,应具备压力监测功能,出现渗漏油问题时如无压力补偿装置应及时与厂家联系并制定有效的解决措施。 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。 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,以确保保护装置运行状态及家族性缺陷分析数据的客观性;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发电机低励限制应与失磁保护协调配合,遵循低励限制先于失磁保护动作的原则;且机组深度进相运行时,不应触发低励限制动作。 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。 3.9发电机组用直流电源系统与发电厂升压站用直流电源系统必须相互独立。220kV及以上发电厂升压站应采用3台充电、浮充电装置,两组蓄电池组的供电方式。发电厂动力、UPS及应急电源用直流系统,按主控单元,应采用3台充电、浮充电装置,两组蓄电池组的供电方式。发电厂控制、保护用直流电源系统,按单台发电机组,应采用2台充电、浮充电装置,两组蓄电池组的供电方式。新建或改造的的直流电源系统,应进行直流断路器的级差配合试验。 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 3.11220kV及以上电压等级的电网,应配置断路器失灵保护;双母线接线的断路器失灵保护应经复合电压闭锁。 3.12对于装置间不经附加判据直接启动跳闸的开入量,应经抗干扰继电器重动后开入;抗干扰继电器的启动功率应大于5W,动作电压在额定直流电源电压的55%~70%范围内,额定直流电源电压下动作时间为10ms~35ms,应具有抗220V工频电压干扰的能力。 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所有差动保护在投入运行前,除应在能够保证互感器与测量仪表精度的负荷电流条件下,测定相回路和差回路外,还必须测量各中性线的不平衡电流、电压,以保证保护装置和二次回路接线的正确性。 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。 4.18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。 4.26断路器三相不一致保护应采用断路器本体三相不一致保护,与500kV线路相关的断路器,三相不一致保护动作时间按可靠躲单相重合闸时间整定,统一取2.5s。 只与发变组相关的断路器三相不一致保护时间可整定为0.5s。 4.27变压器本体保护宜采用就地跳闸方式,即将变压器本体保护通过两个较大启动功率中间继电器的两副触点分别直接接入断路器的两个跳闸回路。 4.28当变压器、电抗器的非电量保护采用就地跳闸方式时,应向监控系统发送动作信号。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(包括直流空气开关及其直流电源监视回路)和出口跳闸回路,且必须与电气量保护完全分开。220kV 及以上电压等级变压器、电抗器的非电量保护应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。 4.29强迫油循环变压器内部故障跳闸后,潜油泵应同时退出运行。 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)。 8.12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、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 发电机组进相、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:发电厂升压站或并网点母线月电压合格率。3.2 发电机无功出力能力能够达到额定出力,机组进相运行能力能够达到调度确认的机组进相能力。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(包括高、低压变频器受高电压或低电压影响的异常分析)。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4.1以110kV及以上电压等级并网且装机总容量10万千瓦及以上机组的发电企业均应装设厂站端自动电压控制装置(AVC),根据接入系统电压等级,满足华东网调和江苏省调AVC子站技术规范,不满足的应结合技改大修进行改造;已运行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。励磁系统涉及低励限制功能的升级、改造后,应进行进相深度限制值及低励限制功能的校核试验。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DL/T 843《大型汽轮发电机励磁系统技术条件》、GB/T 7409.3《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》进行整定与试验,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 100MW及以上火电机组在额定出力时,功率因数应能达到超前 0.95~0.97。励磁系统应采用可以在线调整低励限制的微机励磁装置。4.10 新建机组或老机组改造采用的发电机励磁调节器[含电力系统稳定器(PSS)]须经有资质的检测中心入网检测合格,挂网试运行半年以上,形成入网励磁调节器软件版本,才能进入电网运行。4.11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。4.12大修后的励磁系统应按国家及行业标准开展空载及负荷状态下的阶跃、零起升压等试验,并结合开展励磁系统复核性试验,包括励磁调节器(AVR)调压性能校核性试验和PSS性能复核性试验,与上次试验结果进行比较,动态特性应符合标准。4.13发电厂一类辅机变频器是否建立设备台账,变频器控制电源是否符合DL/T 1648-2016“发电厂及变电站辅机变频器高低电压穿越技术规范”标准要求。4.14给煤机、给粉机和空预器等低压变频器系统高低电压穿越能力是否符合DL/T 1648-2016“发电厂及变电站辅机变频器高低电压穿越技术规范”标准要求。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关口计量屏柜型号命名、标志信息、使用条件、功能要求、电气性能、试验等技术要求,是否符合DL/T2235-2021《电厂上网关口电能计量屏柜技术规范》的要求3.6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4mm23.7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3.8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3.9是否定期检查维护关口电量计费系统3.10电量不平衡率是否达到要求3.11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)3.12发电机、高厂变、主变、启动变等电能表是否经授权电能计量技术机构进行周期检定。3.13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3.14功率变送器辅助电源是否为双电源供电;供电电源是否为两路独立110V直流电源3.15综保装置是否依据电力行业标准DL/T1694.7-2020《高压测试仪器及设备校准规范 第7部分:综合保护测控装置电测量部分》定期开展校验3.16排查关口计量点所处区域位置,核查计量关口点配置的计量装置吻合度是否符合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工 序号检 查 项 目检 查 方 法检查结果1 安全管理1.1 锅炉、汽轮机主保护动作统计和原因分析1.2 送风机、引风机、一次风机、空预器、给水泵、凝结水泵、循环水泵、增压风机、浆液循环泵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1.3.1DCS、DEH系统控制器负荷率1.3.2DCS、DEH系统控制接地电阻1.3.3DEH系统及OPC运算周期1.3.4DEH系统、MEH系统故障统计及存在的问题1.3.5ETS、METS系统控制器运算周期1.3.6化水控制系统故障统计及存在的问题1.3.7输煤控制系统故障统计及存在的问题1.3.8出灰控制系统故障统计及存在的问题1.3.9精处理控制系统故障统计及存在的问题1.3.10脱硫控制系统故障统计及存在的问题1.3.11脱硝控制系统故障统计及存在的问题1.3.12TSI系统及辅机振动检测系统故障统计及存在的问题1.4 保护连锁管理制度及解除记录1.5 控制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 防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故措施1.8 DCS系统防病毒措施是否健全2 主要技术资料管理2.1 SAMA图是否完整有效2.2 保护连锁逻辑图是否完整有效2.3 保护连锁定值清单是否滚动修订2.4 执行机构说明书是否完整2.5 一次元件、流量孔板计算书、风量测量装置、变送器说明书是否完整2.6 技术改造方案、报告是否完整2.7 机组检修资料是否完整2.8 异动报告及执行情况2.9 仪表抽检记录及校验记录2.10保护连锁传动记录2.11自动调节系统定期试验报告2.12电动/气动执行机构“三断”试验记录3 主要技术指标及控制功能3.1技术监督考核指标3.1.1保护投入率3.1.2自动投入率3.1.3测点投入率3.1.4顺序控制系统投入率3.1.5标准仪器送检率3.2 机组RB功能测试报告及投运情况3.2.1 单台磨煤机跳闸RB试验3.2.2 多台磨煤机跳闸RB试验3.2.3 单台送风机跳闸RB试验3.2.4 单台引风机跳闸RB试验3.2.5 单台给水泵跳闸RB试验3.2.6 单台空预器跳闸RB试验3.2.7 单台一次风机跳闸RB试验3.3 电厂热控主要自动调节系统投运情况3.3.1 协调控制系统3.3.2给水控制系统3.3.3炉膛压力控制系统3.3.4送风控制系统3.3.5一次风压力控制系统3.3.6过热汽温控制系统3.3.7再热汽温控制系统3.3.8AGC控制功能3.3.9深度调峰AGC控制功能3.3.10一次调频控制功能3.3.11深度调峰一次调频控制功能3.4 MFT保护配置及投用情况(需提供保护逻辑图和测量元件、装置校验记录)3.4.1 手动MFT3.4.2 全炉膛火焰丧失3.4.3 炉压过高/低3.4.4 汽包水位过高/低3.4.5 引风机全跳闸3.4.6 送风机全跳闸3.4.7煤粉燃烧器投入时,全部一次风机跳闸3.4.8 燃料全部中断3.4.9 总风量低3.4.10 锅炉炉膛安全监控系统失电3.4.11 脱硫系统跳闸3.4.12 点火失败3.4.13 机炉电大连锁3.4.14 机、炉主保护是否设置由运行人员切投开关3.5 ETS保护配置及投用情况(需提供保护逻辑图和测量元件、装置校验记录)3.5.1 汽轮机超速3.5.2 凝汽器真空度低3.5.3 润滑油压力低3.5.4 汽轮机绝对(轴承)振动大3.5.5 汽轮机轴向位移大3.5.6 高排压比低3.5.7 手动停机3.5.8 DEH系统失电3.5.9 主油箱油位保护3.5.10 本汽机和发电机其它要求3.5.11 机炉电大连锁3.5.12 是否设置保护切投开关3.5.13 汽轮机防进水保护3.6主要辅机保护连锁配置及投用情况(需提供保护逻辑图和测量元件、装置校验记录)3.6.1汽轮机给水泵、凝结水泵、循环水泵等保护连锁配置及投用情况3.6.2送风机、引风机、一次风机、空预器、浆液循环泵等保护连锁配置及投用情况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 标准仪表检定证书4.6 周检计划5 CEMS系统5.1 定期维护制度及措施5.2 校验记录5.3 分析仪表完好性及测量准确性5.4 历史数据存储情况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 露天仪表箱防护措施是否完好6.5 就地设备防护措施是否完好6.6 电缆防护措施是否完好6.7 就地仪表防寒防冻设施是否完好7 重要信号检测回路7.1 炉膛压力测量仪表管路布置及防堵装置是否满足要求7.2 润滑油、真空、EH油压力测点布置是否满足要求7.3 TSI检测信号测量通道是否分散7.4 主油箱油位7.5 氨区泄漏检测探头校验报告7.6 直流油泵就地连锁压力开关校验报告8 涉网控制功能及技术指标8.1 AGC8.1.1 是否具有AGC测试报告8.1.2 AGC调节范围8.1.3 AGC断点设置8.1.4 调节速率8.1.5 调节精度8.1.6 AGC紧急召唤功能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、30s、45s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8.4.5总阀位指令(火电)8.4.6 阀门开度(火电)8.4.7 调节级压力(火电)8.4.8调频功率(火电)8.4.9. 监控系统到调节器的输出指令(水电)8.4.10调速器指令(水电)8.4.11导叶开度(水电)8.4.12一次调频模拟频率8.4.13一次调频模拟负荷指令8.5 功率负荷不平衡保护8.5.1电功率、热负荷测点配置8.5.2控制逻辑防误动措施8.6调速系统建模试验金属 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、超温管理制度、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受监焊口的焊接,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DL438金属监督规程要求建立了金属监督档案。(重点是各受监部件的检验检修记录、缺陷处理记录、事故分析及反事故措施、机组超参数运行时间、启停次数及累计运行时间统计、管道支吊架检查记录等)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金属监督月报、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是否建立了本单位金属受监部件检查的三年滚动计划、年度检查计划及大小修检验计划,并检查计划落实情况。检查计划编审批手续,检查检修总结是否落实检验计划1.10是否制订了检修管理制度和超(超)临界机组锅炉汽水系统检修洁净化施工管控技术措施。见证正式发布的文件1.11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1.12是否建立遗留缺陷台帐?针对每条遗留缺陷是否有具体的监督运行措施?措施落实情况如何?检查记录台账和报告1.13是否制订锅炉防磨防爆检查制度,并成立防磨防爆检查小组见证正式发布的文件1.14是否制订锅炉吹灰器管理措施见证正式发布的文件1.15是否制订了预防和控制高温受热面内壁氧化皮大面积脱落导致超温爆管的技术措施。见证正式发布的文件1.16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。如布置在顶棚下方频繁发生开裂泄漏的异种钢焊接接头是否已更换至顶棚上方;频繁开裂泄漏的T23安装焊缝是否已全面检查并重新处理。检查金属失效和缺陷管理台账1.17与主蒸汽和高温再热蒸汽管道、联箱相连的放空气管、压力表管、取样管、疏水管、联络管、防腐管等小管运行10万小时后是否按规程要求进行全面检查或全部更换。查检修记录、检验报告1.18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技术监督办备案。查缺陷管理台账、审批备案手续1.19是否有主汽、再热蒸汽超温记录,要求计算机自动记录和统计超温数据,有超温原因记录。查超温记录、定期统计分析报表1.20是否已制定了科学合理的超温考核办法(超温考核办法既要防止正常运行期间长时间超温的危害,也要防止机组启停期间管壁温度变化速率过快给锅炉氧化皮带来不利影响)见证正式发布的文件1.21是否根据高温受热面管材的实际抗蒸汽氧化能力,修订了本厂锅炉高温受热面管金属壁温报警值?查热控定值和控制室报警画面1.22技术报告应用标准适当,结论正确,审核、签发手续齐全。查检验报告2受监材料的监督 2.1受监的钢材、钢管和备品配件按合格证验收,合格证或质保书中数据齐全,受监金属材料按相关规程进行检验,受监的合金钢材、部件在更换前后均要进行材质复核。(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;备用的锅炉合金钢管,是否100%进行光谱、硬度检验,特别注意奥氏体耐热钢管的硬度检验。若发现硬度明显高或低,应检查金相组织是否正常;合金钢管(特别是T91/T92)需进行内外壁表面质量检查,有超标重皮、直道等缺陷应拒收,必要时可进行导波探伤;内壁喷丸的奥氏体耐热钢管应进行喷丸层检验)查备品材料库、验收签证材料2.2受监的钢材、钢管和备品配件在存放时要按钢种分类存放,存放条件要符合要求,要有色标,钢管要有封头,挂牌表明钢号、数量等,建立验收和领用制度。查备品材料库、材料备品验收领用记录2.3P91、P92管道是否有质保书,进口管道是否有商检合格证明书。查备品材料库、验收签证材料2.4是否按市场监管局国市监特设【2019】37号文件要求开展了锅炉管材质量隐患的排查,并对本单位锅炉管材的采购验收管理制度进行相应修订。查设备档案、检验报告、管理制度3焊接质量监督 3.1要求对检修焊口进行100%检查。检修焊口一次合格率≥95%,检修焊口最终合格率100%。查检修记录、检验报告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 4.1高温蒸汽管道、联箱(含减温器) 4.1.1P91、P92管道、管件和焊缝是否按规程要求进行硬度和金相检验,检验结果是否满足DL/T438标准的要求。查设备台账、检验报告4.1.2机组每次A级或B级检修是否按规程要求对主蒸汽管道、再热蒸汽管道及导汽管的管件、阀壳及焊缝进行外观、硬度、金相、壁厚和无损探伤。抽查项目和比例是否满足DL/T438标准的要求,是否在3个~4个A修中完成100%检验。(热挤压三通肩部内壁裂纹、锻制三通不同锻压面的阴角相贯线部位、高温再热蒸汽管道水压试验堵阀附近管件及焊缝应列为检查重点)查设备台账、检验报告4.1.3管道安装完毕和机组每次A级检修是否对管道支吊架进行检查,并根据检查结果进行支吊架调整。查设备台账、检验报告4.1.4带纵焊缝的低温再热蒸汽管道每次A级或B级检修是否按规程要求对纵缝进行检查,10万小时是否完成100%检验。查设备台账、检验报告4.1.5机组每次A级或B级检修是否按规程要求对运行温度高于540℃的联箱的筒节、焊缝进行硬度和金相检验;对联箱筒体焊缝、封头焊缝、大直径三通焊缝以及管座角焊缝进行外观和无损探伤,在3个~4个A修中是否完成100%检验。(大直径三通焊缝应列为检查重点)查设备台账、检验报告4.1.6与主蒸汽和高温再热蒸汽管道、联箱相连的小管可能积水或凝结水部位(疏水管、空气管、压力表管、取样管)的角焊缝及管孔附近,以及测温座、安全阀、排汽阀管座角焊缝是否按规程要求进行检查。 查设备台账、检验报告4.1.7是否每次A级或B级检修按规程要求喷水减温器进行检查(重点检查内部喷水管安装方向是否正确,以及喷水管与管座相连的焊缝是否存在裂纹。)查设备台账、检验报告4.1.8是否按市场监管总局市特监函[2018]515号文件要求对流量计等锅炉范围内管道隐患进行了专项排查整治并及时上报查设备台账、图纸、检验报告4.1.9P91和P92材质的主蒸汽管道和热再蒸汽管道焊缝是否完成IV型蠕变裂纹隐患排查,尤其是膨胀监测数据不全或不正常的管道,以及近3万小时内曾进行过返修的焊缝。查设备台账、检验报告4.2锅炉受热面管子 4.2.1是否对T23材料受热面管的安装焊缝进行外观和无损探伤抽查查设备台账、检验报告4.2.2运行2万小时以上的超临界锅炉以及运行8万小时以上的亚临界和超高压锅炉是否对高温过热器、后屏过热器和高温再热器管内壁氧化皮状况(厚度、有无开裂鼓包脱落现象)进行检测和割管抽样检查查设备台账、检验报告4.2.3是否每次停机后对停机过程中的汽温、金属壁温、烟温、减温水流量等参数变化曲线进行分析发现异常后是否进行下弯头氧化皮堆积检测?发现氧化皮后是否进行扩大检查?查设备台账、检验报告4.2.4运行5万小时后,是否按规程要求对壁温大于450℃的过热器和再热器管以及与奥氏体不锈钢相连的异种钢焊接接头进行割管取样金相组织和力学性能试验查设备台账、检验报告4.2.5是否对TP304或S30432等不锈钢管安装焊口及其附近管段进行检查尤其机组位于海边或设备经海运的应重点关注此类不锈钢管的晶间腐蚀问题,建议进行应力腐蚀敏感性试验。查设备台账、检验报告4.2.6新建机组锅炉酸洗后冲管前是否对容易产生大量酸洗沉淀物的受热面下部集箱(如水冷壁下集箱、中间集箱、混合器等)或连接管道内部进行检查和清理?如5年内发生过泥沙状干结异物堵塞原因过热或不明原因过热的,是否进行过针对性检查评估?查设备台账、检验报告4.2.7带节流孔设计的锅炉受热面在冲管后、试运行后及首次大修是否对入口集箱及节流孔部位进行异物检查(根据不同部位采取割管、内窥镜或射线照相方法等)查设备台账、检验报告4.2.8每次大修是否对水冷壁、包覆过热器鳍片焊缝及附件焊缝进行检查,检查重点是炉膛四角连接部位、门孔让管及拉稀管鳍片焊缝端部、安装时补装鳍片焊缝、喷燃器外罩壳以及各门孔密封盒与水冷壁管连接焊缝、刚性梁捆绑焊接部位等。查设备台账、检验报告4.2.9是否对所有T91、T92管焊缝(含异种钢焊缝)的进行过100%硬度检测(检测部位应包含焊缝、热影响区及母材)查设备台账、检验报告4.2.10低氮燃烧的锅炉是否已开展水冷壁高温腐蚀及横向裂纹的检查和治理工作?特别当锅炉改燃非设计煤种时,应全面分析新煤种高温腐蚀特性,并采取有针对性的措施。查设备台账、检验报告4.2.11螺旋水冷壁是否定期进行冷灰斗角部的灰渣磨损检查查设备台账、检验报告4.2.12壁式再热器管与滑动连接板连接焊缝是否为对称布置是否对壁再管间的固定连接焊缝进行检查查设备台账、检验报告4.2.13TP347H等奥氏体不锈钢材料的屏式过热器、高温过热器下弯头是否进行过内外壁探伤和硬度检测查设备台账、检验报告4.2.14受热面管内壁氧化皮达到以下厚度时,应进行评估或更换:T91达0.4mm以上;T23、12Cr1MoV、T22、T12等材料达0.5mm以上。查设备台账、检验报告4.2.15运行约1万小时后是否对HR3C材料受热面管弯头进行表面探伤检查,重点检查迎火侧弯头背弧起弯处是否存在表面裂纹,尤其是壁厚相对较薄弯管成形相对较差的再热器管弯头。查设备台账、检验报告4.3汽轮发电机部件 4.3.1机组每次A级检修是否对低压转子末三级叶片和叶根、高压转子末一级叶片和叶根以及轴向套装叶轮键槽进行无损检测;通流改造后增加了旋转隔板的汽轮机需增加对旋转隔板附近的转子叶片和叶根的无损检测;此外外观检查发现叶片及隔板间隙存在冲刷异常的也应增加叶片和叶根的无损检测。查设备台账、检验报告4.3.2是否按规程要求对高中压转子大轴进行硬度和金相检验查设备台账、检验报告4.3.3机组运行10万小时后,是否对转子大轴进行无损检测查设备台账、检验报告4.3.4汽机高温紧固件是否进行定期检测(特别是上汽引进西门子技术超超临界汽轮机组的IN783合金中压主汽门、中压调门螺栓因频繁断裂应加强监督)查设备台账、检验报告4.3.5高中压合缸的汽轮机应注意定期检查中间汽封体和缸体受力面是否有裂纹。查设备台账、检验报告4.3.6高、中压进汽插管焊缝(尤其是存在奥氏体-铁素体异类异种钢焊缝的)应加强定期监督检验查设备台账、检验报告4.3.7是否对工作温度在500℃以上的1Cr5Mo及同温度等级的螺母应进行全面检查评估(至少包含硬度检测及宏观检查螺母是否存在氧化严重、螺牙是否存在裂纹、变形、腐蚀或缺损等异常);对于工作温度在545℃(含)以上且使用超过8万小时的1Cr5Mo螺母应尽快更换。查设备台账、检验报告4.4压力容器 4.4.1压力容器是否按规定定期检验,有无国家有关部门检验报告。液氨储罐、管道、阀门、法兰等是否进行了制造和安装质量监检,是否按规定进行了定期检验。查设备台账、检验报告4.4.2压力容器是否存在超设计使用年限使用的情况?对于未规定设计使用年限,但是使用超过 20年的压力容器是否委托有检验资质的特种设备检验机构进行检验评估,并办理使用登记证书变更?查设备台账、使用登记证、技术报告等4.4.3高、低压加热器(尤其是传热管经常泄漏的高压加热器)全面检查时是否有针对水位附近的筒体减薄情况的检查内容?查设备台账、检验报告4.5其他金属部件 4.5.1是否定期对主蒸汽、再热蒸汽系统疏水管以及高、低压加热器疏水管弯头进行内壁冲蚀检查(背弧连续多点测厚或射线照相)查设备台账、检验报告4.5.2是否定期对再热蒸汽管道系统疏水罐进行内壁裂纹检测查设备台账、检验报告4.5.3是否对汽包加药管靠近汽包的管段下部的内壁沟槽腐蚀情况进行检查(测厚或割管内窥镜)查设备台账、检验报告4.5.4是否对机炉管道的F91/F92阀体、三通及其焊缝进行硬度和表面无损检测查设备台账、检验报告4.5.5汽轮发电机大轴连接螺栓安装前是否进行外观、光谱、硬度和表面探伤每次大修是否进行外观和表面无损检测查设备台账、检验报告4.5.6机组每次A级检修是否对大型铸件进行表面检验(特别注意汽缸、主汽门内表面的检查)查设备台账、检验报告4.5.7是否对供热管道材料和焊缝质量进行抽查;是否对预留供热管道盲端堵板厚度、材质以及焊缝结构进行检查?查设备台账、检验报告4.5.8供热干线管道与设备、管件连接处和折点处的焊缝是否进行了100%无损探伤检测?查设备台账、检验报告4.5.9供热管道的减温减压装置及附近管道内壁是否进行过内窥镜或超声波检测?查设备台账、检验报告4.5.10长期停备机组是否针对各汽水系统可能存在积水位置进行割管取样或内窥镜检查?查设备台账、检验报告4.5.11长期停备机组或介质温度本身较低的小管道5年内是否进行过外壁腐蚀情况检查?查设备台账、检验报告4.5.12调峰深度或频率较高的超临界机组是否对省煤器、水冷壁、包覆过热器等低温汽水系统集箱及汽水分离器的接管角焊缝进行不少于10%的抽查,如发现存在焊缝熔合线裂纹,还应扩大检查范围。查设备台账、检验报告4.5.13是否按最不利情况对除尘器结构强度、刚度及稳定性计算进行了核查?是否对除尘器支承钢梁及其连接焊缝进行过全面检查?是否对除尘器灰斗结构的焊缝、壁厚进行过全面检测?是否对除尘器及锅炉尾部烟道内壁低温腐蚀进行过全面检查?(尤其是在除尘器进行过改造、增容或扩建时存在原有设备设施再利用的情况)查设备台账、检验报告 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 水、煤、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《发电用煤质量管理手册》 2.2.3 《油务监督实施细则》 2.2.4 《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机炉现场化验设备 2.3.2 水组试验室化验设备 2.3.3油化验设备情况 2.3.4煤采制化 2.3.4.1入厂煤质检是否漏检 2.3.4.2是否按规定周期检验 2.3.4.3采样工作是否符合标准 2.3.4.4制样工作是否符合标准 2.3.4.5化验工作是否符合标准 2.3.4.6入厂煤与入炉煤热值差是否超标 2.3.5 在线化学仪表维护档案 2.3.5.1在线化学仪表配备是否齐全 2.3.5.2在线化学仪表运行是否正常 2.3.5.3在线化学仪表是否按周期委托有资质单位进行第三方校验 2.3.5.4是否建立在线化学仪表维护、校验记录档案 2.3.6试验室设备使用维护档案 2.3.6.1配备是否齐全 2.3.6.2运行是否正常 2.3.6.3是否按周期经计量单位校验 2.3.7 大宗材料入厂检验 2.3.7.1变压器和汽轮机用油、抗燃油、水处理用酸、碱、杀菌剂、阻垢缓蚀剂、氨水、磷酸盐、絮凝剂、氢气等材料应按标准进行入厂检验,质量满足要求。 2.3.7.2大宗药品(如盐酸、氢氧化钠、氨水、次氯酸钠等)运输车辆是否专车专用 2.3.8试验报告、原始记录 2.3.8.1试验报告内容详实,原始记录数据准确,书写规范。 3设备监督 3.1凝汽器铜管(或不锈钢管、钛管)腐蚀、结垢检查记录。 3.1.1凝汽器铜管腐蚀、结垢倾向: 设备属一类—— 较好 设备属二类—— 一般 设备属三类—— 较差 3.2锅炉受热面腐蚀、结垢检查记录 3.2.1锅内腐蚀情况: 设备属一类—— 较好 设备属二类—— 一般 设备属三类—— 较差 3.2.2磷酸盐处理是否异常 3.2.3给水校正加药处理是否正常 3.2.4给水加氧处理工况(如采用OT工况)是否正常 3.2.5执行异常情况及时逐级上报处理制度情况 3.2.6“三级处理原则”执行是否到位 3.2.7机组启动阶段是否执行水汽质量标准 3.2.8凝汽器泄漏是否导致凝结水品质超标 3.3汽轮机通流部分腐蚀、积盐检查记录 3.3.1汽轮机积盐和腐蚀情况: 设备属一类—— 较好 设备属二类—— 一般 设备属三类—— 较差 3.4循环水系统腐蚀、结垢检查记录 3.4.1胶球清洗系统投运是否正常 3.4.2除垢技术措施是否得当 3.4.3凝汽器是否发生泄漏并导致凝结水超标 3.4.4新更换管材的质量检验,是否进行24小时内应力检验,有没有完善的安装操作措施 3.4.5凝汽器有没有按规定进行停用保护 3.4.6阻垢缓蚀处理方案是否经第三方动态模拟试验论证 3.4.7运行监督化验、加药是否正常 3.4.8杀菌灭藻处理是否正常 3.5除氧器腐蚀检查记录 3.6热力设备停备用保养情况 3.6.1锅炉停用保护措施是否得当,停炉保养措施执行记录情况 3.6.2凝汽器停用保护措施是否得当 3.6.3其它热力设备停用保护措施是否得当 3.7发电机内冷水系统检查情况 3.7.1电导率是否超标 3.7.2含铜量(或含铁量)是否超标 3.7.3pH值是否超标 3.7.4发电机内冷水净化装置及水箱密封措施是否完善 3.7.5机组停运期间是否监督发电机内冷水水质 3.8化学清洗方案总结 3.8.1是否按规定上报酸洗方案 3.8.2是否有酸洗资质单位进行酸洗工作 3.8.3酸洗质量是否达到要求 3.8.4凝汽器清洗单位是否具有清洗资质 3.8.5凝汽器(不锈钢材料)高压水射流冲洗介质是否含有氯离子 3.9变压器大修、汽轮机油系统检修记录 3.9.1颗粒度是否按期送检 3.9.2大修启机前颗粒度是否送检 3.9.3各项监督试验是否按规定的周期进行或有无漏检 3.9.4分析数据是否有误 3.9.5颗粒度是否合格 3.9.6水分是否合格 3.9.7滤油措施是否到位 3.9.8防止油污染措施是否得当 3.9.9变压器油色谱是否超检测周期 3.10 化学水处理设备检修档案 3.10.1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 3.10.2补给水预处理系统 3.10.3除盐设备 3.10.4精处理设备 3.10.5冷却水处理 3.10.6锅内加药设备 3.10.7循环水加药设备 3.10.8运行记录、日志 3.11制氢(或供氢)设备运行及检修技术档案 3.12机组大、小修检修报告(记录)是否完整规范 3.12.1机组大、小修检修是否全程全范围记录完整,有图片,有分析,有结论及下一步改进工作 3.12.2机组大、小修检修报告是否经三级以上审批完毕 4化学技术监督考核指标 4.1水汽合格率≥96%(指单机单项) 4.2机组冷态启动后水汽质量合格的时间,不能快速合格应说明原因。 4.3在线化学仪表配备率100%,投入率≥90%,准确率≥95%。 4.4汽轮机油质合格率≥98%,油耗<10%。在役机组汽轮机油和抗燃油颗粒度合格率100%。变压器油质合格率≥98%,油耗<1.0%。 4.5供氢纯度和湿度合格率为100%。 锅炉序号检 查 项 目检 查 方 法检查结果1锅炉监督管理 1.1.监督组织健全,是否建立健全总工领导下的技术监督网络。 1.2.职责明确并得到落实,各级监督网络人员责任明确。 1.3.专责持证上岗,是否设有锅炉压力容器安全监察管理工程师,并持有锅炉压力容器监察、检查师证。是否有人持有安全门校验人员资格证书。 1.4.按规定完成锅炉与压力容器使用登记手续,合法合规使用锅炉与压力容器,按规定定期报告。 1.5.锅炉技术监督制度和《锅炉技术监督实施细则》。 1.6.是否正常开展监督网络活动,并形成会议记录。 1.7.锅炉监督设备台帐是否完善。 1.8.锅炉监督文件、管理数据的及时报告。 1.9.年度锅炉监督工作计划和监督工作总结。 1.10.司炉、焊工等特殊岗位的培训和持证上岗情况。 2标准传递 2.1.安全门在线校验仪是否按规定进行定期校验。 2.2.炉膛出口烟气O2浓度是否进行定期标定。 2.3.锅炉排烟温度是否进行定期标定。 2.4.锅炉及其辅机相关压力、温度、流量及振动测点是否进行定期校验。 2.5.脱硝系统进出口烟气成分测点是否进行定期校验。 2.6.锅炉辅机(风机、磨煤机等)润滑油、液压油是否定期化验油质。 3运行监督 3.1.负压、微正压锅炉,炉膛压力(燃烧室)是否有超控制值规定范围和出现炉膛灭火现象。炉膛负压是否存在脉冲波动;火检强度信号波动是否正常。流化床锅炉床压与差压表计是否准确,炉膛压差是否在正常范围。炉膛出口烟温及其偏差是否在正常范围。 3.2.是否有防止锅炉炉膛爆炸事故措施,评价年度是否发生炉膛爆炸、放炮事故和经常炉膛灭火现象。是否存在燃烧器及煤粉管道烧损。 3.3.主汽、再热汽是否发生超温、超压和低汽温运行工况。 3.4.过热器、再热器和直流锅炉水冷壁管是否有超运行规程(或制造厂有关规定)的壁温运行工况和超温爆管事故发生。直流锅炉水冷壁壁温波动速率与波动范围是否超过设计值。壁温测点是否可以满足运行监测的需要,是否有记录分析制度。 3.5.防止锅炉汽包满水和缺水事故措施,水位保护信号是否符合能源局25项重点要求;评定年度汽包就地和远传水位表是否按规定作定期校对,并同时记录各水位表的具体数值;是否有超限运行;汽包就地照明及事故照明是否良好,水位表液面刻度指示是否清晰。 3.6.直流锅炉给水流量低保护系统流量测量、保护是否符合要求;水冷壁壁温高是否有报警或跳机保护。控制循环锅炉是否设计了炉水循环泵差压低报警、停炉保护。 3.7.是否有完善的防止锅炉尾部再次燃烧事故措施,评价年度尾部烟道是否发生再次燃烧事故,原因是否查明,防止对策是否落实。 3.8.防止制粉系统爆炸及粉仓自燃事故措施,制粉系统灭火系统是否符合要求,评价年度制粉系统发生自燃和爆炸事故原因是否查明,防止对策是否落实。燃用挥发分较高的煤种,制粉系统防爆措施是否完善,磨煤机出口风粉温度是否控制在安全范围内。 3.9.制粉系统是否有防止磨煤机断煤和疏通的措施。流化床锅炉是否存在给煤系统堵塞与着火超温判断信号,是否有防断煤与疏通措施。 3.10.燃煤储备是否满足电厂7天以上机组满负荷出力的需要,是否有燃煤掺配技术措施和管理制度,是否有保证原煤仓断煤疏通的技术措施,燃煤煤质如超出锅炉设计煤种与校核煤种范围,是否可通过有效的掺配措施减轻对锅炉运行的不利影响。 3.11.是否有电厂燃煤供应应急预案。 3.12.锅炉燃用的煤质应基本符合设计要求和相关部门要求。其低位热值、灰熔点、挥发分、水分、硫分和灰分变化对锅炉运行的影响在安全可控范围内。 3.13.锅炉是否存在严重结焦,锅炉结焦是否可以及时发现、清除,屏过区及密集管排受热面区结焦能否及时发现、清除。水平烟道是否存在严重积灰。炉膛及烟道是否存在烟气外泄。 3.14.过热器、再热器、省煤器、水冷壁是否发生爆漏事故,原因是否查明,防止对策是否落实。 3.15.锅炉专业非计划停运事故的记录、分析和整改措施。 3.16.锅炉连排、定排是否按化学监督要求进行排污。 3.17.锅炉汽水品质是否达到制造厂与标准要求。 3.18.锅炉是否有最近一次水冷壁割管测垢量和年结垢速率数据。 3.19.是否有机组启停及备用中的化学监督工作制度。 3.20.饱和蒸汽、过热蒸汽、再热蒸汽安全门定期校验、放汽试验和电磁安全门电器气回路试验是否符合DL612-2017、 TSG0001-2012及TSGZF001规定,安全门防误动措施齐全、严密性良好。安全门疏水管是否存在腐蚀堵塞,脱水盘是否存在积水及杂物堆积。 3.21.锅炉按照容量大小配备自动调节及保护联锁装置。保护联锁装置是否按规定投用。 3.22.吹灰器是否能按运行规程正常投运。吹灰系统是否有防止蒸汽带水的措施,是否存在吹损受热面的现象;吹灰系统管道疏水坡度是否符合设计要求。吹灰蒸汽压力是否根据受热面进行调整,空预器吹灰蒸汽压力与温度是否符合设备要求。 3.23.电除尘投入率是否满足环保要求,是否存在阴极线积灰、腐蚀,阳极板腐蚀、积焦块;布袋式除尘器是否破损、严重堵塞。低低温电除尘是否存在积灰板结、电场经常跳闸。 3.24.除尘器结构强度、刚度及稳定性是否具备可校核的资料;除尘器灰斗料位是否准确可靠,保证除尘器内积灰不超过灰斗高料位;除尘器支承钢梁是否存在腐蚀与变形、焊接件裂纹与开裂等状况;除尘器及锅炉尾部烟道内壁是否存在明显的低温腐蚀现象;锅炉运行时灰渣量是否超过除灰渣系统设计出力。 3.25.锅炉停用备用时,是否按DL/T 956-2017《火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则》及相关标准采取有效的保护措施,是否有锅炉停备用措施的实施记录与台账。采用湿法防腐时,冬季应有防冻措施。 3.26.SCR系统运行是否满足环保要求。是否引起空预器出现NH4HSO4越界沉积,严重堵塞。催化剂是否存在严重积灰。催化剂是否超出使用期限。 3.27.是否定期进行煤粉细度取样与化验;是否定期进行空预器漏风试验。 3.28.放水管、疏水管、放空气管与传压管等炉外管是否按要求进行保温与伴热。放空气管与传压管是否存在冷凝水倒流。 3.29.启、停锅炉是否严格按运行规程规定进行,重点要求如下: 3.29.1.在25%负荷以下或在煤油混烧中回转式空预器是否连续吹灰。 3.29.2.升温升压或降温降压的速率是否按规程规定进行。 3.29.3.汽包任一两点间壁温差不超过规程规定。 3.29.4.各受热面管壁及烟气温度是否有超限运行异常工况。 3.29.5.有再热器的锅炉,在再热器未通汽时锅炉出口烟温不应大于制造厂规定。 3.29.6.启、停过程中炉膛出口及尾部二侧烟温差不大于50℃。 3.29.7.启、停过程中是否发生过未经炉膛通风吹扫强行点火方式。 3.29.8.锅炉启停时是否存在大幅度的汽温瞬时波动以及在蒸汽流量很低时投用减温水。 3.30.超临界以上参数锅炉是否有防止高温受热面内壁氧化皮大面积脱落的技术措施,并在运行中严格执行。 3.31.直流锅炉的汽水分离器进口蒸汽温度应能保证直流状态下的过热度并有利于降低水冷壁出口壁温偏差。 3.32.停炉后是否存在通风冷却时间过长,闷炉时间是否符合规程要求。 3.33.锅炉排烟温度是否高于制造厂给出的低限值,低温省煤器出口烟温是否显著低于酸露点。 3.34.引风机出口烟压是否显著高于设计值。 3.35.锅炉是否具备深度调峰运行能力,深度调峰调用期间,锅炉水动力、受热面壁温等是否运行在安全范围内。 3.36.紧急停炉后,对于直吹式制粉系统煤粉管中的存煤,是否有有效的监测、处理措施。 3.37.重要辅机油系统的油泵、空预器驱动电机是否进行定期切换试验。 4主、辅设备技术状况 4.1.根据设备的技术状况、受压部件老化、腐蚀、磨损规律以及运行维护条件制定大、小修计划,确定锅炉、压力容器及管道的重点检验、修理项目,及时消除设备缺陷,确保受压部件、元件经常处于完好状态。 4.2.是否设立锅炉防磨防爆组织,定期锅炉防磨防爆检查制度,锅炉防磨防爆检查外包的是否有质量控制体系与文件。 4.3.管道及其支吊架的检查维修是否列为常规检修项目。支吊架受力状态与位移是否处于正常状态。 4.4.运行锅炉应进行定期检验:包括外部检验、内部检验和安全门放汽试验与校验。 4.5.汽包、集中下降管、联箱、导汽管、减温器、安全门、排大气管及其管座是否存在尚未消除的爆破隐患,炉外管道保温是否完好。 各种疏放水管、放空气管、取样管、压力表管、温度表管等及其小管管座在考核年度是否发生过焊口泄漏,膨胀拉裂泄漏,腐蚀泄漏、管段冲刷减薄泄漏以及错用钢材等。 燃油管道是否采取防腐措施,是否存在内外壁严重腐蚀。 4.6.锅炉本体以外的高温高压大口径汽水管道及阀门、炉前燃气、燃油(含金属软管)管道阀门是否存在尚未彻底消除的泄漏与爆破隐患。 4.7.锅炉本体及高温高压大口径汽水管道支吊架和锅炉的膨胀指示器是否完好,有无定期检查记录和调整记录。流化床锅炉膨胀定位装置是否存在挤压变形。 4.8.防止锅炉承压部件爆漏事故措施或规定,评价年度受热面管子是否存在大面积腐蚀、磨损、过热变形、严重结垢等缺陷,检修焊口是否做到100%无损检验。流化床锅炉炉膛是否采取防止灰渣磨损措施,受热面防磨浇铸料是否存在破损。 4.9.锅炉是否存在高温腐蚀,高温腐蚀的严重程度,是否有腐蚀记录台帐,是否有防止高温腐蚀的技术措施。 4.10.空预器、空预器下游烟道是否存在低温腐蚀,腐蚀状况是否有检查记录。管式空预器是否有防腐技术措施。 4.11.锅炉低温省煤器、电除尘、引风机及其进出口烟道是否存在低温腐蚀,低温省煤器与电除尘布风板是否存在严重积灰。 4.12.炉膛水冷壁是否存在横向裂纹状况,横向裂纹检查记录是否完整。 4.13.防止压力容器爆漏事故措施或规定,评价年度汽水系统压力容器和锅炉范围内压力容器是否按压力容器有关规定作定期检验,是否存在爆破隐患。 4.14.事故放水门、向空排汽门、反冲洗门、给水调整门、省煤器再循环门、过热蒸汽和再热蒸汽的减温水调整门、燃油速断阀、电动主汽门、给水调整门、定期排污门、连续排污门、直流锅炉启动分离器、扩容器前后的阀门等是否存在开关失灵、内漏、外漏严重、开关指示器失灵或不准等尚未彻底消除的缺陷。 4.15.摆动火嘴是否灵活可调,调节机构连杆、连接销轴是否存在易断裂的缺陷。 4.16.回转式空预器润滑油站、吹灰装置、灭火装置及驱动装置是否正常,外壳保温是否正常,是否存在空预器电机电流晃动现象。回转式空预器是否设有可靠的停转报警装置,且停转报警信号取自空预器的主轴信号。 4.17.空预器烟风阻力是否过大,空预器是否存在NH4HSO4严重沉积现象;引风机全压裕量是否合适,送风机与一次风机出口风压是否过高。是否有空预器堵塞的在线清洗措施。是否有单侧风机运行措施。 4.18.是否定期进行动调风机动叶调节系统检查,是否定期进行轴承检查与更换,是否定期检查叶片磨损与裂纹。引风机冷却风风道、叶片以及烟道与膨胀节等是否存在腐蚀。有无防止动叶叶片积灰卡涩的技术措施。 4.19.送风机、一次风机进口消音器是否满足环保要求,阻力是否发生异常增大。 4.20.钢球磨煤机衬瓦是否定期更换;中速磨煤机磨辊与衬瓦是否定期堆焊与更换,辊套堆焊次数,是否存在变形。 4.21.捞渣机链条、刮板与防磨板磨损状况,是否存在断链条现象;是否存在浸水轮轴承,轴承是否防护好。 4.22.干式除渣机是否存在积细渣、冷却风量是否合适,落渣口膨胀节是否存在破损。 4.23.烟气脱硝系统表计是否准确,NH3逃逸表是否显示准确,NH3流量是否测试准确,催化剂活性是否满足脱硝要求。脱硝喷氨调节门与流量表是否存在积垢堵塞现象。是否存在脱硝出口NOx浓度偏差过大的问题。 4.24.热力设备及其系统保温是否符合规定,是否有防寒防冻措施,是否存在人员伤害隐患。 4.25.吹灰器安装角度是否符合要求,炉膛吹灰器喷头伸入炉膛长度是否合适;吹灰器外套管是否定期测厚检查,减薄后及时更换。 4.26.低温省煤器是否存在严重磨损,是否有可靠的泄漏判断手段;是否存在有效地防磨措施,是否存在严重积灰与腐蚀。 4.27.锅炉受热面是否存在吹灰器严重吹损问题。塔式锅炉省煤器与低温再热器是否存在蒸汽吹灰器吹损现象,是否加装声波吹灰器。 4.28.螺旋水冷壁锅炉冷灰斗是否存在对角灰渣磨损现象,是否采取了防止对角灰渣磨损的技术措施。 4.29.锅炉掺烧污泥时是否制定防止原煤仓堵塞措施,掺烧比例是否合理。 4.30.排渣关断门是否灵活可动,无卡涩现象,底部排渣系统无明显漏风。 4.31.锅炉水冷壁出口集箱、省煤器进出口集箱以及包墙进出口集箱等低温集箱的角焊缝是否进行全面检查、或制定全面检查计划。 4.32.锅炉范围内的管道弯头、三通是否进行硬度普查。 5锅炉运行参数统计 5.1.锅炉效率(%) 5.2.主蒸汽、再热蒸汽压力(MPa) 5.3.主蒸汽温度(℃) 5.4.再热蒸汽温度(℃) 5.5.排烟温度与送风机入口风温之差(℃) 5.6.灰、渣可燃物(%) 5.7.烟气含氧量(%) 5.8.烟气NOx浓度(mg/m3) 5.9.烟道及空预器漏风率及漏风系数(%) 5.10.冬季暖风器或热风再循环投入情况 5.11.吹灰器投入情况 5.12.中速磨石子煤排量 5.13.煤粉细度(R90,%) 5.14.机组不投油最低稳燃负荷(MW) 5.15.磨煤耗电率(%) 5.16.送风机耗电率(%) 5.17.引风机耗电率(%) 5.18.一次(排粉)风机耗电率(%) 5.19.除灰除渣系统耗电率(%) 5.20.空预器烟气阻力(Pa) 5.21.空预器二次风阻力(Pa) 5.22.空预器一次风阻力(Pa) 5.23.过减水投用量(t/h) 5.24.再减水投用量(t/h) 5.25.燃煤水分(Mt,%) 5.26.燃煤挥发分(Vad,%) 5.27.燃煤硫分(St.ar,%) 5.28.燃煤发热量(Qnet.ar kJ/kg) 5.29.锅炉本体及汽水管道表面散热情况 5.30.烟气污染物排放指标 5.31.低温省煤器出口烟温(℃) 5.32.排烟温度、送风机入口风温、排烟含氧量、飞灰、大渣、煤粉、原煤取样测点的抽查 5.33.运行表单的抽查 5.34.锅炉最高可调负荷(MW) 5.35.锅炉最低可调负荷(MW)5.36.锅炉本体及各系统测点的抽查5.37.受热面超温记录抽查汽机序号检 查 项 目检 查 方 法检查结果1监督管理1.1明确汽机监测专责人及其职责1.2制订年度汽机监测计划1.3网络活动、培训情况1.4及时上报上年度汽机监督工作总结(每年1月15日前)1.5及时上报事故缺陷处理报告1.6汽机监测设备台帐(近一年各机组主要检修情况、设备故障及缺陷处理情况)1.7是否有25项反措三年滚动编制计划和管理制度_防止火灾事故2汽轮机监测2.1检查出厂技术资料应齐全;(包括:安装使用说明书、产品合格证明书、出厂试验记录、轴系标高及扬度曲线、轴承间歇及中心推荐值、轴系临界转速、轴承失稳转速)2.2安装过程记录2.3运行中的振动、缺陷、故障及其处理记录应齐全;2.4大修记录(报告)应齐全。2.5振动保护投入情况2.6振动状况评价(是否存在报警、超标)2.7TSI监测装置无异常(检测测点准确可靠)2.8汽轮发电机组、给水泵组、凝泵、循泵振动每月定期测量纪录,形成振动月报(包括测量时机组主要运行参数,振动问题描述,状况评价等)。2.9轴承温度、润滑油温度无异常2.10差胀、轴向位移、汽缸绝对膨胀无异常2.11密封油压力、温度无异常,油氢差压无异常(或发电机冷却水压力、温度、流量无异常),氢气温度、压力无异常,氢气系统漏氢率、补氢率是否正常。2.12油泵联锁试验(交流润滑油泵、直流润滑油泵、调速油泵、EH油泵)。低油压联启试验(采用压力开关泄油,每月2次)是否定期进行,备用油泵联启及运行是否正常2.13主蒸汽、再热蒸汽压力和温度测点,汽缸温度测点正常可靠2.14主机润滑油压力是否正常(包括启停过程),顶轴油压力是否正常(包括启动前、启停过程中、以及定速停泵后),有无各轴瓦顶轴油压力远传测点。2.15汽轮机润滑油压力低信号是否直接送入事故直流润滑油泵电气启动回路(硬接线联启直流油泵)2.16汽轮机各轴承轴振、瓦振,DCS中是否均有监视2.17是否配置手持便携式测振仪表,是否定期校验3调节保安系统3.1调速系统型号、出厂编号、出厂试验报告和交接试验报告、使用说明书应齐全3.2调速系统系统图及有关部件零件图齐全3.3调节系统静态特性试验报告(大修或改进后)3.4调节保安系统相关试验报表3.5汽门严密性试验数据 (大修后或汽门检修后必须进行,正常运行每年1次)3.6注/充油试验 (每2000小时1次)3.7超速试验数据记录 (新建机组或大修后、危急保安器检修后、停机1个月后再启动、机组运行2000小时后)。如EH油油质较好,机组运行2000小时后、停机1个月后再启动,可用注/充油试验代替。3.8主汽门、调门关闭时间试验数据 (大修后或汽门检修后)3.9汽轮机油质、检验周期和项目符合要求(每月一次)。油净化装置正常投入运行。3.10油系统反措要求。(1)油系统严禁使用铸铁阀门,各阀门门芯应与地面水平安装。(2)主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。(3)主油箱事故放油阀应串联设置两个截止阀,手轮设在距油箱5m以外的地方。3.11主油箱油位低跳机保护设置情况(液位测点、三取二逻辑、保护动作值)3.12按规定定期进行主汽门、调门活动试验 (20%行程每天1次,全行程每周1次)3.13按规定定期进行ETS通道试验 (每天1次)(如EH油油质较好,可在机组启动或停机前试验)3.14按规定定期进行抽汽逆止门关闭/活动试验 (每月1次)(关闭后随即打开,减小影响)3.15调速油压、安全油压符合要求3.16蒸汽旁路容量3.17旁路运行方式(是否有自动,是否热备用)3.18甩负荷试验情况,是否合格。3.19对外供热抽汽逆止门关闭试验和安全阀校验(每半年1次)4叶片监测4.1叶片测频记录4.2叶片故障分析报告及处理记录5汽轮机启停及运行状况5.1汽轮机启停是否按有关规程进行,重点要求如下:5.1.1大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确,并正常投入5.1.2大轴晃动值不应超过制造厂的规定值,或原始值的±0.02mm。5.1.3高、中压外缸上下缸温差,高、中压内缸上下缸温差,符合制造厂规定。5.1.4主蒸汽温度、再热蒸汽温度、蒸汽过热度符合制造厂启动要求。5.1.5机组起动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定(若盘车中断应重新计时)。停机后立即投入盘车。5.1.6机组热态起动投轴封供汽时,应确认盘车装置运行正常,先向轴封供汽,后抽真空。停机后,凝汽器真空到零,方可停止轴封供汽。轴封供汽参数符合制造厂要求。5.1.7疏水系统投入时,严格控制水系统各容器水位,供汽管道应充分暖管、疏水,严防水或冷汽进入汽轮机。5.1.8停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位,防止汽轮机进水。5.1.9起动或低负荷运行时,不得投入再热蒸汽减温喷水。在锅炉熄火或机组甩负荷时,应及时切断减温水。5.2汽轮机系统及运行状况5.2.1 末两级低加疏水情况(危急疏水是否开启)5.2.2凝水系统节能运行(凝泵深度变频、凝水主辅调门是否开足、调门是否存在缩颈)5.2.3凝水供各减温水情况(非必要的减温水是否关闭)5.2.4轴封系统运行状态(压力、温度、溢流开度是否正常)5.2.5各段抽汽参数(各段抽汽温度、压力是否正常)5.2.6循环水系统运行状态(循泵运行方式、凝汽器温升、循环水出口门开度)5.2.7系统泄漏检查(内漏、外漏)(高低压蒸汽旁路、给水旁路、蒸汽管道疏水、给泵再循环、凝泵再循环、加热器危急疏水等是否内漏)5.2.8汽动给水泵组运行情况(两台汽泵转速、入口流量、前置泵电流、小机进汽参数、排汽压力、调门开度是否一致)5.2.9真空泵运行状况(运行台数、运行电流、抽气系统方式)5.2.10低加疏水泵、闭式水泵、开式水泵运行状况5.2.11小机备用汽源是否配置,运行中是否投入热备用5.2.12给泵再循环调门是否有自动调节功能5.3技术资料:机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态起停次数、起停过程中的汽温汽压负荷变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况的原因和处理6主要指标6.1主汽压力6.2主汽温度6.3再热汽温(一次再热、二次再热)6.4高压缸排汽温度(超高压缸、高压缸)6.5中压缸排汽温度6.6给水温度6.7凝汽器真空度6.8低压缸排汽温度7近期关注7.1关注抽汽供热机组供热抽汽蝶阀的可靠性。7.2关注发电机氢气干燥器的联锁投退问题7.3关注高压旁路系统的运行维护7.4关注中低压联通管膨胀节的检修维护7.5关注机组深度调峰期间给水流量自动调节特性 PAGE 41