内蒙古电力工业技术监督管理考评办法陈华桂chenhuagui12642017-05-12T06:57:00Z2019-03-15T01:43:00Z33442725240210592960814 PAGE 29 PAGE 29 PAGE 29 PAGE 29 PAGE 29 PAGE 29 PAGE 29 PAGE 29 PAGE 292019年江苏省发电企业技术监督检查大纲(核电版)国家能源局江苏监管办公室江苏方天电力技术有限公司2019年3月目 录 TOC \o "1-1" \h \z \u 一、绝缘CNDJ6nn5us4RjIIAqgBLqQsCAAAACAAAAAwAAABfAFQAbwBjADMANAA0ADgAMAA4ADgAAAA=
PAGEREF _Toc3448088 \h 1二、继电保护CNDJ6nn5us4RjIIAqgBLqQsCAAAACAAAAAwAAABfAFQAbwBjADMANAA0ADgAMAA4ADkAAAA=
PAGEREF _Toc3448089 \h 6三、电能质量及励磁CNDJ6nn5us4RjIIAqgBLqQsCAAAACAAAAAwAAABfAFQAbwBjADMANAA0ADgAMAA5ADAAAAA=
PAGEREF _Toc3448090 \h 13四、电测CNDJ6nn5us4RjIIAqgBLqQsCAAAACAAAAAwAAABfAFQAbwBjADMANAA0ADgAMAA5ADEAAAA=
PAGEREF _Toc3448091 \h 15五、仪表控制CNDJ6nn5us4RjIIAqgBLqQsCAAAACAAAAAwAAABfAFQAbwBjADMANAA0ADgAMAA5ADIAAAA=
PAGEREF _Toc3448092 \h 16六、金属CNDJ6nn5us4RjIIAqgBLqQsCAAAACAAAAAwAAABfAFQAbwBjADMANAA0ADgAMAA5ADMAAAA=
PAGEREF _Toc3448093 \h 18七、环保CNDJ6nn5us4RjIIAqgBLqQsCAAAACAAAAAwAAABfAFQAbwBjADMANAA0ADgAMAA5ADQAAAA=
PAGEREF _Toc3448094 \h 21八、化学CNDJ6nn5us4RjIIAqgBLqQsCAAAACAAAAAwAAABfAFQAbwBjADMANAA0ADgAMAA5ADUAAAA=
PAGEREF _Toc3448095 \h 24九、汽机CNDJ6nn5us4RjIIAqgBLqQsCAAAACAAAAAwAAABfAFQAbwBjADMANAA0ADgAMAA5ADYAAAA=
PAGEREF _Toc3448096 \h 27十、节能CNDJ6nn5us4RjIIAqgBLqQsCAAAACAAAAAwAAABfAFQAbwBjADMANAA0ADgAMAA5ADcAAAA=
PAGEREF _Toc3448097 \h 29PAGE 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。 1.3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。 1.4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。 1.5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。 1.6最近一个检修周期是何时,检修原因和项目是什么,检修发现和处理了哪些问题,检修前后设备运行情况是否有异常。 1.7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)。 1.8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)。 1.9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。 1.1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。 1.11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。 1.12如果有油气胶纸型套管,电容量是否有阶跃性变化。 1.13设备运行中是否有异常声响,是否进行过振动或噪音测试。 1.14是否更换或补充过油,工艺是否满足要求。 1.15运行年限超过15年的储油柜胶囊和隔膜是否按时更换。 1.16主变避雷器计数器运行是否正常,有无动作记录。 1.17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。 1.18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。 1.19变压器瓦斯继电器的动作情况。瓦斯继电器的防雨措施。 1.2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。 1.21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。 1.22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。 1.23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。 1.24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。 1.25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。 1.26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。 1.27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。 1.28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。 1.29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。 1.3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。 1.31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。 1.32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。 1.33各控制箱和二次端子箱等防护措施是否完备(防潮、防污等)。 1.34互感器油位是否正常,是否存在渗漏油情况或其它缺陷。 1.35CVT是否定期检查二次电压,有否异常。 1.36CVT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 1.37PT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%。 1.38发电机出口PT应在检修时重点检查其绝缘性能。 1.39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。 1.4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)。 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大、小修是否超周期,检修报告(记录)是否完整规范。 2.3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。 2.4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。 2.5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。 2.6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。 2.7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。 2.8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,是否开展定冷水流量试验。 2.9保护和测量装置是否正常投入;功能是否良好。 2.1冷却系统、油系统及其他主要部件是否存在缺陷。 2.11发电机无功有无波动情况,转子电流有无波动情况。 2.12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。 2.13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。 3SF6开关和GIS 3.1额定电流是否符合实际工况 3.2开断电流是否满足要求 3.3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。 3.4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。 3.5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。 3.6是否作断口并联电容器测试 3.7合闸电阻值和投入时间测试 3.8导电回路电阻测试 3.9断路器分合闸时间和速度测试 3.1断路器分合闸的同期性测试 3.11分合闸电磁铁动作电压特性测试 3.12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。 3.13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。 3.14是否作压力表定期检查 3.15液(气)压操动机构泄漏试验 3.16油(气)泵打(补)压运转时间 3.17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。 3.18是否定期和用电高峰前作发热红外检测工作 3.19是否检查操作电源熔丝、是否定期更换 3.2端子箱防潮防污状况检查 3.21辅接点是否定期检查动作可靠 3.22GIS是否开展带电检漏、带电局放检测等工作 3.23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。 3.24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。 3.25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。 3.263 年内未动作过的72.5kV 及以上断路器,应进行分/合闸操作。 4隔离开关 4.1额定电流是否符合实际工况 4.2动热稳定电流是否符合工况 4.3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。 4.4预防性试验是否按规程执行 4.5操动机构检修后操作灵活、触头位置到位、闭锁可靠 4.6外观和防锈蚀检查 4.7检修润滑脂是否采用二硫化钼锂基脂 4.8操动机构是否有多重防雨设施 4.9导电回路电阻测量 4.1二次回路绝缘电阻 4.11二次回路交流耐压试验 4.12最低操动电压测量 4.13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。 4.14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。 5氧化锌避雷器 5.1额定电压是否符合设计要求 5.2持续运行电压是否符合工况 5.3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。 5.4预防性试验是否按规程执行 5.5直流1mA参考电压(U1mA)及0.75U1mA下的泄漏电流 5.6工频参考电流下的工频参考电压(电流值按工厂规定或6mA) 5.7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。 5.8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。 5.9是否定期和用电高峰前作发热红外检测工作 5.1有无加装出线侧避雷器。 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绝缘子类明细情况 6.3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。 6.4污染源情况,污秽性质 6.5日常巡视记录,外绝缘表面是否存在爬电现象。 6.6历年污闪记录 6.7每年是否制定清扫计划,并按照计划进行绝缘子清扫 6.8RTV涂料是否通过入网抽样检测。 6.9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。 6.1110kV及以上悬式绝缘子是否按周期进行零值检测 6.11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。 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。 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保护规范名称列入现场运规,与调度下发标准名称一致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保护装置运行要求,并将管理制度列入现场运规2.6各厂站网控、保护室、电缆层是否有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是否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、连片外观是否良好;接线工艺是否符合要求;各端子箱门密封是否严紧,封堵严密;是否有防潮措施并做到逢停必扫,加热、除湿装置运行是否正常;有无积灰、积水和严重锈蚀情况。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,500kV电压等级升压站故障录波器应分别接入网调、省调度数据网,保护信息子站应分别接入网、省调数据网。2.11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)。微机继电保护装置和继电保护信息管理系统应经时间同步装置对时;升压站是否配置时间同步装置,继电保护设备卫星同步对时是否正确。2.12在运行线路保护上进行保护定值修改前,应制定有效的安全措施防止保护不正确动作。2.13系统发生事故保护装置动作后,是否有详细的事故记录2.14继电保护及安全自动装置外观是否正常(包括装置告警等信号灯、运行等指示灯、液晶显示及信息报文等是否正常)。2.15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是否超过继电保护运行规程要求,运行状况是否良好。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发电机失磁保护应校核发电机失磁保护的整定范围和低励限制特性,防止发电机进相时发生误动作。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原件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;直流上下级熔断器或小开关应逐级配合,蓄电池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作用于跳闸的非电量保护,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~35ms3.13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、传变特性是否满足保护要求,系统短路电流是否处于CT允许的正确工作范围。3.15微机同期装置是否配置独立的同期鉴定闭锁继电器3.16变压器启动通风回路是否满足《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。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,并分跳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。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负载是否合理,负载电源的冗余性是否符合要求。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发电机变压器保护是否按整定计算导则进行整定计算;校核涉网保护的配合关系,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实际定值与定值单是否相符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技术监督机构 1.2制订年度电能质量工作计划 1.3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升压站母线运行电压、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国家、行业、网省公司有关电能质量监督的法规、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进相、PSS、励磁系统建模、AVC等涉网试验报告 3专业技术工作 3.1主要考核指标:发电厂升压站母线月电压合格率。 3.2运行中发电机的无功出力及进相运行能力应能达到调度下达的数值。 3.3主变和厂变分接头位置合适,厂用电电压合格,可适应发电机从迟相到进相的全部过程。 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定期对厂用电6kV及380V的电压情况进行普查;主变与高厂变分头应协调配合,适应发电机各种工况。 3.7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单机容量30万千瓦及以上机组的发电企业均应装设AVC系统,并满足冗余配置要求;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,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接入同一母线的多台发电机,并列点应具有基本一致的调差率。 4.9100MW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。 4.1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大修后的励磁系统应按国家及行业标准做过空载及负荷状态下的阶跃、零起升压等试验,动态特性应符合标准 4.12机组励磁系统应具有无功调差环节和合理的无功调差系数。励磁系统调差系数及电压静差率的现场试验是否完成。 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4mm2 3.6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电量不平衡率是否达到要求 3.9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) 3.10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 仪表控制 序号检 查 项 目检查方法检查结果1.监督管理 1.1.建立完整的仪控专业监督网络;网络有变动,应有相应的文件,并收集文件复印件 1.2.建立电厂仪控专业监督实施细则 2.安全管理 2.1.汽轮机主保护动作统计和原因分析 2.2.给水泵、凝结水泵、循环水泵等重要辅机保护动作统计和原因分析 2.3.消缺记录及重要遗留缺陷统计 2.3.1DCS系统故障统计及存在的问题 2.3.2DEH系统、MEH系统故障统计及存在的问题 2.3.3ETS、METS系统故障统计及存在的问题 2.3.4化水控制系统故障统计及存在的问题 2.3.5精处理控制系统故障统计及存在的问题 2.3.6TSI系统故障统计及存在的问题 2.3.7安全监控系统故障统计及存在的问题 2.4.保护连锁管理制度及工作记录 2.5.控制系统软件备份形式及管理 2.6.备品备件管理、统计及存在的问题 2.7.防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故措施 2.8.信息安全管理制度及措施 3.主要技术资料管理 3.1.SAMA图是否完整有效 3.2.保护连锁逻辑图是否完整有效 3.3.保护和连锁定值清单是否滚动修订 3.4.执行机构说明书是否完整 3.5.一次元件、流量孔板计算书、风量测量装置、变送器说明书是否完整 3.6.技术改造方案、报告是否完整 3.7.机组检修资料是否完整 3.8.异动报告及执行情况 4.主要技术指标及控制功能 4.1.“三率”指标统计台帐 4.1.1保护投入率 4.1.2自动投入率 4.1.3DAS系统仪表投入率 4.2.主要自动调节系统控制(提供定期试验报告) 4.2.1负荷控制系统 4.2.2转速控制 4.2.3主汽压力控制系统 4.2.4协调控制系统 4.2.5主汽温度控制系统 4.2.6再热蒸汽温度控制系统 4.2.7除氧器水位控制系统 4.2.8凝汽器水位控制系统 4.2.9高压加热器水位控制系统 4.2.10低压加热器水位控制系统 4.3.ETS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) 4.3.1汽轮机超速 4.3.2凝汽器真空度低 4.3.3润滑油压力低 4.3.4汽轮机绝对(轴承)振动大 4.3.5汽轮机轴向位移大 4.3.6手动停机 4.3.7DEH系统失电 4.3.8横向连锁保护 4.3.9汽轮机其它保护 4.3.10是否设置保护切投开关 5.标准传递 5.1.标准实验室环境 5.2.标准计量设备台帐 5.3.计量标准、操作规程是否完整 5.4.校验人员是否取证 5.5.标准仪表检定日期 5.6.一次元件校验记录 5.7.仪表抽检报告 5.8.周检计划 6.设备维护 6.1DCS系统网络通讯切换试验记录 6.2DCS系统控制器切换试验记录 6.3DCS系统电源切换试验记录 6.4DEH系统网络通讯切换试验记录 6.5DEH系统控制器切换试验记录 6.6DEH系统电源切换试验记录 6.7就地设备控制电源切换试验记录 6.8DSC系统GPS时钟是否完好 7.系统、设备防护 7.1电子设备间环境 7.2DCS控制系统接地电阻 7.3露天仪表箱防护措施是否完好 7.4就地设备防护措施是否完好 7.5电缆防护措施是否完好 7.6就地仪表防寒防冻设施是否完好 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.是否按核电厂相关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.汽轮发电机、常规岛压力容器、压力管道、二回路小径管、热交换器传热管等受监金属部件是否建立了定期检查计划,大、小修金属检查项目是否清晰完整?并检查其执行情况。检查计划编审批手续,检查检修总结是否落实检验计划2.设备失效分析和反事故措施执行情况2.1.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2.2.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?查缺陷管理台账、技术措施和跟踪记录2.3.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2.4.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3.设备监督检测3.1.汽轮发电机部件3.1.1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?查检修记录、检验报告3.1.2是否按规程要求对高中压转子大轴进行硬度和金相检验?查检修记录、检验报告3.1.3机组运行10万小时后,是否对转子大轴进行无损检测?查检修记录、检验报告3.1.4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?查检修记录、检验报告3.1.5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3.1.6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3.1.7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3.2.其他金属部件3.2.1是否定期对二回路蒸汽系统疏水管以及其他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3.2.2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标准要求,10万小时是否完成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、大直径厚壁铸造阀体及其焊缝应列为检查重点)查设备台账、检验报告3.2.3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3.2.4与高温蒸汽管道、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、图纸、检验报告3.2.5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3.2.6容易发生内壁流动加速腐蚀的二回路小径管是否进行了定期滚动检查?对存在严重腐蚀或频繁泄漏的管子是否找到原因并采取了针对性技术措施?查设备台账、检验报告4.受监材料的监督4.1.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)查备品材料库、验收签证材料4.2.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5.焊接质量监督5.1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5.2有焊接工艺卡和焊接作业指导书。查焊接质量管理文件5.3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5.4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5.5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6.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7.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。查特种设备管理台账、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环保监测人员持证上岗,定期通过环保或核管部门的有关培训学习。 1.3.2外委监督监测单位满足环境监测的资质要求。 1.3.3监督监测执行的标准、规范、导则等齐全、有效。 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环保实验室规范、符合监督监测的技术要求。 1.4.4环保实验室仪器仪表定期检定、合格有效。。 1.4.5仪器仪表的使用记录完整。 1.4.6环保设施的原始运行数据齐全。 1.4.7环境监测的数据结果有连续性,并体现与本底环境情况的比较。 1.4.8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制定污染事故的反事故措施。如发生污染事故,应有专人负责污染事故的调查,并及时分析。 2.2.2气载流出物达标率:100 %。 2.2.3液态流出物达标率:100% 2.2.4厂界及敏感点噪声达标率: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。 2.3环保设施及排放口规范化 2.3.1废气处理系统满足设计和安全生产的要求。 2.3.2废水处理系统满足设计和安全生产的要求。 2.3.3生活污水处理系统满足设计和生产的要求。 2.3.4取得排污许可证,按照排污许可证的要求排放污染物。 2.3.5废气、废水排放口规范符合要求。 2.4环保设施运行维护 2.4.1环保处理设施的运行维护检修计划合理。 2.4.2环保设施的运行维护检修规程、设备技术台帐齐全。 2.4.3环保设施的维护检修质量满足设计、生产要求。 2.5固体废物处置 2.5.1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。2.5.2危险废物的转移需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。2.5.3制度固体废物管理计划,全过程监控固体废物的处置。2.5.4严格固废、危废监督管理,在源头上控制固废、危废的产生量。2.5.5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。2.5.6设置危险废物的储存设施,危险废物按种类分别存放,有危险废物的准确识别标志。2.5.7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。2.5.8对管理人员和从事危险废物收集、暂存、运输、处置的人员培训,培训内容、记录规范。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发生突发环境事件时及时通报相关单位和居民,并向环保主管部门和相关部门报告。 2.7环境监测 2.7.1监测计划合理。 2.7.2监测项目齐全。 2.7.3监测点布置合理有代表性。 2.7.4监测分析方法合理。 2.7.5监测频率符合国家和行业标准要求。 2.7.6监测结果可验证、可追溯。 2.8技术报告 2.8.1引用标准准确。 2.8.2法定计量单位使用准确。 2.8.3结论准确。 2.8.4技术措施、方案可行。 2.8.5审核人员符合资格要求。 2.8.6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。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、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水组试验室化验设备2.3.2 油化验设备情况2.3.4 在线化学仪表维护档案2.3.4.1在线化学仪表配备是否齐全2.3.4.2在线化学仪表运行是否正常2.3.4.3在线化学仪表是否按周期校验2.3.5.试验室设备使用维护档案2.3.5.1.配备是否齐全2.3.5.2.运行是否正常2.3.5.3.是否按周期校验2.3.6.大宗材料入厂检验2.3.6.1.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、联氨、液氨、氨水、磷酸盐、絮凝剂等药剂应按标准进行入厂检验,质量满足要求。2.3.7. 试验报告、原始记录3设备监督3.1. 凝汽器钛管表面沉积物检查记录3.2.蒸发器受热面腐蚀、结垢、积盐检查记录3.2.1蒸发器受热面腐蚀情况:设备属一类—— 较好设备属二类—— 一般设备属三类—— 较差3.2.2.给水校正加药处理是否正常3.2.3.执行异常情况及时逐级上报处理制度情况3.2.4.“三级处理原则”执行是否到位3.2.5.机组启动是否执行水汽质量标准3.2.6.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.凝汽器检漏装置是否正常投用3.4.4.凝汽器是否发生泄漏并导致凝结水超标3.4.5.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3.4.6.凝汽器有没有按规定进行停用保护3.4.7.阻垢处理方案是否经动态模拟试验论证3.4.8.运行监督化验、加药是否正常3.4.9.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.蒸发器停用保护措施是否得当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.含铜量是否超标3.7.3.PH值是否超标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.酸洗质量达到要求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.补给水预处理设备3.10.3.除盐设备3.10.4.精处理设备3.10.5.冷却水处理设备3.10.6.蒸发器二回路加药设备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. 大、小修检修报告(记录)是否完整规范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%。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.及时上报年度汽机监测总结报告 1.5.及时上报事故缺陷处理报告 1.6.汽机监测设备台帐 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?) 2.7.TSI监测装置无异常(监测测点准确可靠) 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,氢气纯度无异常,油氢差压无异常(或发电机冷却水压力、温度、流量无异常),氢气系统漏氢率、补氢率正常。 2.12.定期进行油泵联锁试验 (交流润滑油泵、直流润滑油泵、调速油泵、EH油泵),泵联启及运行正常(每周1次) 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 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,正常每年1次) 3.6.注/充油试验 (按制造厂规定执行,可参考火电汽轮机每2000小时1次) 3.7.超速试验数据记录(按制造厂规定执行,可参考火电汽轮机要求:大修后或危急保安器检修后,必须进行试验;停机1个月后再启动、正常每2000小时,如EH油油质较好,可用注油试验代替) 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.汽轮机润滑油、EH油油质,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.按规定定期进行主汽门、调门活动试验 (按制造厂规定执行) 3.12.按规定定期进行ETS通道试验 (按制造厂规定执行) 3.13.按规定定期进行抽汽逆止门关闭试验 (按制造厂规定执行) 3.14.调速油压、安全油压符合要求 3.15.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 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.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。 5.1.5.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。 5.1.6.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。 5.1.7.停机后应认真监视凝汽器、加热器水位和除氧器水位,防止汽轮机进水。 5.2.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 6.4.高压缸排汽温度 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.各段抽汽参数(温度、压力)有无异常 6.9.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) 6.10.真空系统运行状况(运行台数、运行电流、抽气系统方式) 6.11.闭式水泵、开式水泵运行状况 节能 序号检 查 项 目检查方法检查结果1.监督管理 1.1.是否建立健全总工领导下的三级技术监督网络 1.2.各级岗位应有明确的责任 1.3.建立节能技术监督工作检查、考核制度 1.4.结合本厂情况制定节能监督实施细则 1.5.年度节能计划和中长期节能规划; 1.6.年度节能项目及完成情况、年度节能降耗目标的完成情况 1.7.是否正常开展监督网络活动每月召开节能例会,进行节能指标分析和节能工作总结 1.8.定期热力试验情况(A修前后,重大设备系统改造前后) 1.9.常用节能监督标准应齐备 1.10.按要求及时报送节能技术监督材料:报表、节能改造项目、总结等 1.11.建立热力试验用仪器仪表台帐及检测计划,抽检测量用仪表校验证书 1.12.规定项目的节能测试项目抽检 1.13.建立节能管理台帐:机组典型工况运行台账、加热器运行管理台帐、阀门内漏管理台帐等 2.系统设备运行状况 2.1.汽轮机抽汽系统(温度、压力是否正常) 2.2.低加回热系统(低加温升、疏水是否正常) 2.3.高加回热系统(高加温升、疏水是否正常,旁路严密性) 2.4.凝汽器及真空抽气系统(凝汽器真空是否正常、抽气设备运行是否正常) 2.5.主给水泵系统(电流、转速、出口压力、入口流量) 2.6.凝结水系统(凝水调门开度) 2.7.轴封系统 2.8.循环水、开式水系统(循环水流量、温升是否正常) 2.9.闭式水系统 3.主要指标 3.1.主汽压力 3.2.主汽温度 3.3.再热汽温 3.4.给水温度 3.5.凝汽器真空 3.6.真空严密性(每月1次) 3.7.排汽温度 3.8.热井水温度 3.9.循环水入口温度 3.10.循环水温升 3.11.凝汽器端差 3.12.胶球清洗(投入率/收球率) 3.13.高加投入率 3.14.加热器端差(疏水端差、给水端差) 3.15.补水率(<1.2%) 3.16.耗水率(kg/(kw.h)) 3.17.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) 3.18.平均负荷 3.19.厂用电率(生产/综合) 3.20.汽机热耗 3.21.循泵耗电率 3.22.给泵(前置泵)耗电率 3.23.凝泵耗电率 3.24.过减水投用量(%) 3.25.再减水投用量(%) PAGE 31