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设备设施安全问题汇总,安全设备设施检查记录,设备设施安全检查表,车辆安全设施设备台账

时间:2013-09-20 来源: 旭镜学习网

的安全检修工作,落实专人负责实施.将设备设施故障消灭的萌芽状态, 确保设备设施本... 专业性的检查.主要根据公司经营、储存和设备存在的问题,组织专 业性检查.专业检查...

电力安全标准化查评 设备设施安全主要问题汇总 首阳山 1、生产人员对锅炉四管超温的问题缺乏分析,制定的防范措施 针对性不强。

建议:

依据 《防止火电厂锅炉四管爆漏技术导则》 (能源电 【1992】 1069 号文附件)4.2.2 条规定,建立完善的超温分析制度,针对各台 锅炉的超温原因,制定有效措施,控制锅炉超温问题发生。

古城 1.检查资料发现,企业未制定防止全厂停电事故预防措施,查评 期内发生过继电保护拒动和误测量故障;2011 年 2 月 9 日 13:19,因 6kV 公用 A 段老厂生活电源综合保护装臵故障,致使老厂区生活区电 源发生接地故障电源开关拒动,造成 6kVⅠA 段零序保护动作,导致 #1 机组停机;2011 年 11 月 23 日 14:53,外委维护人员在测量 6kV ⅠA 段#43 备用间隔端子时,误测量 PT 二次端子,造成 6kVⅠA 段 PT 二次短路,PT 二次小开关跳闸,导致该段斗轮机电源开关低电压保 护动作跳闸。

建议:依据《防止全厂停电措施》(能源部安保安?1992?40 号)的要求,结合本厂实际,编制防止全厂停电措施;依据《继电保 护及安全自动装臵运行管理规程》 第 7.6 条的要求,对继电保护和自 动装臵的动作认真分析、统计,采取防范措施;同时,加强外委单位 工作人员的管理,施工前做好安全技术交底工作, 并做好安全防范措 施。

2.炉膛压力开关定值存在严重漂移现象。查阅 2011 年 2 月机组 临检中校验记录,炉膛压力高开关标准值为 3240Pa,校验前动作值 为 3860Pa,漂移了 19.1%;炉膛压力低标准值为-2490Pa,校前动作 值为-1550 Pa,漂移了 37.7%,校验后的回程误差最大值为 11%;在 2011 年 10 月 5 日的校验中,再次发现炉膛压力正值开关校前动作值 从 3240 Pa 漂移到 2612 Pa,误差为 19%。负值从-2490 漂移至-3340 Pa,误差为 34%;校后的回程误差最大为 8.8%。

建议:全面分析压力开关漂移问题,消除漂移缺陷,提高设备动 作的可靠性和准确性,防止保护误动或拒动引发其它事故发生。

3.查阅缺陷记录发现,#2 炉扩建端就地水位计,2011 年 11 月 21 日登录缺陷为,“水位看不见”,由于没有备件导致至该缺陷 27 日仍未消除。

建议:按照河南华润电力古城有限公司《设备缺陷管理标准》、 《备品备件管理标准》要求,完成备品备件的储备,使其满足生产需 要并及时消除水位计缺陷,防止由于水位计故障引发事故发生。

4.企业操作票管理存在的问题:①《操作票管理制度》中规定的 需使用操作票内容不全面,缺少汽轮机油系统运行中切换操作内容 (如冷油器、辅助油泵、油滤网等);②抽查 2011 年 8 月?11 月操 作 票在 执行中 ,时 间填 写随意 性大 、执行 不规 范, 如编号 为 “2011-10-14”#2 炉 A 引风机的停电操作仅用了 1 分钟;编号为 “2011-08-18”1A 氧化风机送电操作, 有 6 项需测电机绝缘未执行, 没有注明不执行理由;编号“2011-10-30 ”2B 凝结泵送电操作票无 监护人、审核人、批准人签字;2011 年 9 月份有多张操作票已在执 行栏内打“√”(示意完成),但无操作时间,也未按规定加盖相应 的图章。

建议:依据《电业安全工作规程》(发电厂和变电所电气部分) 和《300MW 级汽轮机运行导则》的规定,对操作票管理制度进行全面 梳理,完善操作票管理制度, 同时加强操作票对执行过程中的监管和 考核,防止由于操作票执行不严肃而引发的误操作事故。

5.公司制定的 “万能解锁钥匙和配电室及配电设备钥匙管理制度” 内容存在审批环节不严格问题,如:

防误闭锁装臵解锁管理制度中规 定,“正常情况下值长有权下令解锁,特殊情况下需经发电部部长、 技术支持部部长、运行值长批准方可进行解锁操作”。由于批准环节 不够严格,易发生随意性解锁现象。

建议:依据《防止电气误操作装臵管理制度》的规定,重新修订 “万能解锁钥匙和配电室及配电设备钥匙制度”内容,并经审批后发 布执行。

登封 1.查阅资料发现, 2011 年因一次风管漏煤粉发生 4 次煤粉着火, 现场检查,#2 炉#4 角煤粉管漏粉。

建议:加强设备管理,及时消除制粉系统的缺陷,防止制粉系统 泄漏引发火灾事故。 2.现场检查发现, 企业在设备定值管理和保护投退管理上存在不 足,如#2 机 1X 轴振报警值从 127?m 修改到 135?m,无修改日期;#2 机#2 瓦振动跳机保护于 2011 年 11 月 14 日解除,经询问有关技术人 员该保护已经投入,但 ERP 上无投入记录。

建议:依据《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》的 规定,完善保护定值和保护投退管理制度,并认真执行。

3.查阅资料发现,查评期内继电保护发生过误动故障,如:2011 年 3 月 27 日 11:40,E 厂区公用变避雷器故障接地时,因误接线造成 #1 机备用电源 A 分支误动跳闸(应跳 B 分支);2010 年 10 月 20 日 13:59,因外委施工作人员误碰,造成 400V 公用 B 母线 PT 二次短路, PT 保险烧断,PT 二次小开关跳闸,引起母线低电压保护误动,造成 #3、 #4 除灰系统空压机、 B 碎煤机误动跳闸; 2010 年 12 月 16 日 08:08, 因综合保护装臵老化故障,造成 1B 前臵泵误跳闸,暴露出企业在继 电保护的管理和对外委人员的管理方面还存在不足。

建议:依据《继电保护和电网安全自动装臵检验规程》的规定, 利用检修机会对继电保护二次回路进行全面排查, 重视继电保护和安 全自动装臵的传动试验;同时,加强对外委单位工作人员的管理,工 作前做好安全技术交底工作,并做好安全防范措施,杜绝因误接线、 误碰导致的继电保护误动。

4.查阅不安全情况记录发现,在查评期内电气运行在执行#1 锅 炉 1A 火检冷却风机停电操作中误停 1B 火检冷却风机,造成机组非停, 暴露出企业在电气操作管理上还存在漏洞。 建议:加强运行人员的业务技能培训,严格停送电操作管理,杜 绝误操作情况再次发生。

5.现场检查发现,#1、#2 炉烟道与烟囱连接处存在泄漏现象, 烟囱底部积灰斗沿圆周方向多处存在泄漏现象。

建议:制定整改方案并利用机组检修机会对烟道及烟囱内部防 腐情况进行全面检查, 对损坏的部位重新进行防腐处理, 在处理过程 中应注重施工工艺和材料的监督管理。

焦作 1.查阅锅炉灭火记录,2010 年 9 月?2011 年 10 月共发生 23 次 由于结渣导致的锅炉灭火;而且防止炉膛爆炸的措施内容不完善,缺 少对设备检修和维护的要求。

建议:针对目前使用煤种与设计煤种偏差大的实际情况, 应对实 际煤种进行结焦特性试验并依据试验结果制预防措施;按照《防止电 力生产重大事故的二十五项重点要求》的规定,完善防止炉膛爆炸安 全措施。

2.现场测量, #1、 #2 机组#4 轴瓦瓦振轴向超标 (#1 机组:

垂直:

0.016mm,水平:0.036mm,轴向:0.059mm;#2 机组:垂直:0.015mm, 水平:0.022mm,轴向:0.050mm);通过 DCS 画面查看#1、#2 机组 #4 轴瓦轴振超标 (#1 机组 X 向:

0.116mm, #2 机组 Y 向:

0.114mm) 。

建议:

依据 《防止电力生产重大事故二十五项重点要求》 的规定, 利用检修机会消除振动超标缺陷。 3.检查资料发现,2011 年 6 月 29 日 18:32,因外委蓄电池充放 电试验人员擅自操作 1QS2、2QS2 直流母线电源开关(误操作),导 致#1、#2 两段 220v 直流母线失压,造成#1、#2 发电机组故障停机, 暴露出企业在对外委单位监管和安全措施落实方面存在漏洞。

建议:加强对外委单位的管理,严格执行电气操作的监护制度和 操作票制度,杜绝误操作情况再次发生。

4.现场检查和查阅 DCS 资料发现, 工程师站分级授权管理制度执 行不规范,如操作员站设臵了 MFT 投退按钮,易发生保护随意投退的 可能;DCS 控制柜 UPS 电源切换时间为 7.5ms,超过 5ms 标准时间。

建议:依据《火力发电厂设计技术规程》第 12.6.1 7 条规定, 封闭操作员站保护投退软按钮;依据 《火力发电厂热工自动化检修维 护运行规程》 第 5.9.3.2.13 条规定, 加强对 UPS 电源监控, 确保 UPS 电源常态运行, 并做好 UPS 切换的预案,防止因 UPS 切换超时导致异 常情况发生。

5.查阅资料发现电气保护存在以下问题:

① 2011 年 6 月 29 日, #2 机“程跳”保护动作后,#2 发电机灭磁开关拒动;②因马氏电源 速断保护定值误整定 (速断延时 0.6 秒) , 2010 年 8 月 12 日 19:

09, 马氏电源负荷侧短路时,引起 62A、B 段母线所带 380V 母线段电压降 低,致使部分 380V 负荷低电压跳闸,造成#2 炉灭火;③2010 年 10 月 27 日 20:40,#2 机正常打闸停机时,程跳保护动作,#2 高厂变 A 分支电源开关跳闸,62A 段备用电源快切装臵拒动。 建议:依据《继电保护及安全自动装臵运行管理规程》第 7.4 条 的要求,对继电保护和自动装臵的动作情况认真分析、统计,并制定 防范措施,确保保护装臵正确动作率为 100%。

6.检查资料发现,《继电保护检验规程》内容不完善,缺少厂用 电系统继电保护和自动装臵部分内容,缺少继电保护在 80%直流额 定电压下动作情况试验。

建议:依据《继电保护和电网安全自动装臵检验规程》的规定, 结合本厂实际情况补充完善《继电保护检验规程》;依据《继电保护 和电网安全自动装臵检验规程》第 13.2 条的要求,校核继电保护和 安全自动装臵在 80%直流额定电压下动作情况。

曹妃甸 1.查阅热工管理制度发现, 没有制定 DCS 工程师站分级授权专项 管理制度, 目前用 《热控保护制度》 、 《计算机软件管理制度》 、 《DCS 强制管理制度》 部分内容代替分级授权制度,而且内容不能满足实际 工作需要。

建议:按照《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》的 规定,建立专项 DCS 工程师站分级授权管理制度,并认真执行。

2.因汽轮机胀差测量元件损坏胀差保护没有投入。

建议:利用检修机会更换#2 机胀差测量元件,并将保护投入运 行,确保设备保护的投入率为 100%。 3.#1 机组 DCS 的 drop2/52、drop3/53、drop6/56 的 CPU 负荷率 分别为 42%、47%和 47%,超过了《火力发电厂设计技术规程》负荷率 不超过 40%,的规定。

建议:依据《火力发电厂设计技术规程》和《火力发电厂热工自 动化系统检修运行维护规程》 的规定,全面检查主系统及与主系统连 接的相关系统的通讯负荷率, 对负荷率超标的 CPU 进行整改,现阶段 应加强各 CPU 负荷率监测,并制定相应的预防措施。

4.查阅资料发现, 继电保护定值管理、审批流程执行存在不规范 问题,如:主控室保存的#2、#3 甲乙皮带机保护定值通知单没有审 核人、批准人签字;继电保护专业保存的水工 PC-2 段保护定值通知 单审批流程没有签字。

建议:依据《继电保护及安全自动装臵运行管理规程》的规定, 规范继电保护定值管理和审批流程,并严格执行审批手续。

5.查阅资料发现, 继电保护和安全自动装臵通道不满足 “双路由” 配臵要求; 220kV 线路保护继电保护及安全自动装臵未做在 80%直流 额定电压下动作试验。

建议:

依据 《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》 的要求, 积极与电网公司沟通,择机对保护通道的路由进行整改;依据《继电 保护和电网安全自动装臵检验规程》校对继电保护及自动装臵在 80% 直流额定电压下动作是否正常。

6.查阅备用电源试验记录,6Kv 厂用快切装臵联动试验未定期进 行;2011 年 5 月 31 日,220kV 变电站母联开关由于对侧变电站出线 故障,误动跳闸(原因分析为,调度令中母联开关在正常双母线运行 中未将充电保护跳闸退出, 造成母差保护区外故障导致母联开关误动 跳闸)。

建议:依据《防止全厂停电措施》要求,定期进行 6Kv 厂用快切 装臵联动试验;依据《继电保护及安全自动装臵运行管理规程》的规 定,加强继电保护定值管理, 全面核查继电保护定值和跳闸压板在各 种运行工况下的整定是否正确。

7.现场检查发现操作票的管理存在以下问题:

管理制度中未明确 哪些设备系统操作须使用操作票;抽查 2011 年 7?10 月操作票有 4 张不合格,如:2011 年 9 月 12 日#1 机 ETS 通道在线远方试验与 ETS 通道在线就地试验二张票为同一编号,2011 年 9 月 30 日 6KV F-C 开 关停电操作无监护人签名、2011 年 10 月 18 日编号为 010851、 010852 (共 18 项操作项目)执行后的操作票均未打勾等。

建议:依据《电业安全工作规程》(发电厂和变电所电气部分) 和《300MW 级汽轮机运行导则》的规定,完善操作票的管理,防止发 生误操作事故。

唐山 1.查阅油质分析报告发现, 汽轮机润滑油缺少对外状、 液相锈蚀、 水份、起泡沫试验、空气释放值、旋转氧弹值的内容;抗燃油缺少密 度、 倾点、 自燃点、 水份、 氯含量、 泡沫特性、 电阻率、 矿物油含量、 空气释放值的内容;变压器油缺少界面张力、介质损耗因数、体积电 阻率内容;部分项目检验周期未按规定的时间执行,如:抗燃油(每 月:外观、水分、酸值、电阻率;每季:颗粒污染度),汽轮机润滑 油(半年:机械杂质、液相锈蚀、水分、起泡沫试验、空气释放值、 旋转氧弹值);水、汽监督、煤化验、油务监督管理制度不完善,没 有水、汽、油控制标准,无考核实施细则; 建议: 依据《电厂运行中汽轮机油质量》、《电厂用磷酸酯抗燃 油运行与维护导则》、《运行中变压器油质量标准》、《火力发电厂 水汽化学监督导则》、 《电厂用运行矿物汽轮机油维护管理导则》的 规定,完善化学监督制度;对汽轮机润滑油、抗燃油、变压器油分析 缺项部分进行补充并按规定周期进行化验。

2.查阅机组检修资料发现,2009 年 B 级检修报告发现低压缸和 发电机之间对轮晃度 0.14mm,超过了生产厂家证明书≯0.03mm 的标 准;查阅 2009 年金属监督专业相关检验报告,M≥32 高中缸导管螺 栓未进行无损检测;查阅运行日报, 发现高加出水温度达不到设计温 度;查阅机组 A 级检修文件, 没有查阅到对汽轮机隔板变形测量的记 录。

建议:依据制造厂提供《汽轮机证明书》53 页中的规定,核查 对轮瓢偏度、螺栓孔同心度,对于不合格的进行校正,消除对轮晃度 超标问题;依据《火力发电厂金属技术监督规程》4.3.9 中规定:对 于 M≥32 承压部件的高温合金螺栓进行无损探伤, 发现裂纹应及时更 换; 分析额定负荷时高加出水温度达不到设计值的 (243℃) 的原因, 并予以解决;依据《发电企业设备检修导则》的规定,清理检查气缸 隔板、隔板套及静叶并测量隔板挠度,必要时进行处理。 3.查阅资料发现, 企业制定的反事故措施不全, 缺少防止全厂停 电事故的措施。

建议:依据《防止全厂停电措施》(能源部安保安?1992?40 号) 的规定,制定防止全厂停电反事故措施 4.现场检查发现,220KV 系统没有装设防误闭锁装臵。

建议:

依据 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求的规定, 对 220KV 系统装设防误闭锁装臵,实现“五防”功能。

5.继电保护装臵存在误动现象,如:2011 年 9 月 28 日 220kv 西 胥二线 2204 开关发生单相故障,开关单跳后在线路主保护重合闸延 时动作期间,2204 开关辅助保护误动三跳出口,同时线路跳闸后未 能联跳发变组系统(运行人员手动停机)。

建议:完善 220kv 西胥二线 2204 开关 CSC121A 断路器辅助保护 重合闸投退功能及与主保护的配合关系;依据《继电保护和电网安全 自动装臵检验规程》的规定,完成该套保护装臵的校验及整组传动。

6.防止锅炉结焦和灭火放炮、 防止制粉系统爆炸、 防止承压部件 爆破泄漏事故措施不完善,没有将对设备检修和维护内容编入措施; 防磨防爆管理制度不完善,缺少防磨防爆组织机构;2010 年 10 月 21 日,过热器出口联箱入口管泄漏无技术分析报告。

建议:

依据 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 、 《火 电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》、 《电站锅炉压力容器检验规程》的 规定,完善防止锅炉结焦和灭火放炮、防止制粉系统爆炸、防止承压 部件爆破事故的技术措施, 建立防磨防爆组织机构, 按照 “四不放过” 的原则完善设备异常分析制度。

7.未按要求对主蒸汽、再热蒸汽冷热段管道,锅炉疏水、空气、 取样等管座角焊缝进行检查; 建议:依据国家质量技术监督局《锅炉定期检验规则》、《电站 锅炉压力容器检验规程》、《火力发电厂金属技术监督规程》、《火 力发电厂锅炉受热面管监督检验导则》的规定,制定炉外管道检验计 划,并利用机组检修的机会完成检验。

8.查阅设备检修资料发现, 《检修管理制度》编制不完善,只有 设备 A 级修检修规定,缺少其它级别的检修规定,且为 2008 年 10 月 编制,没有及时修编;检修文件包内容不完整,未查阅到检修工艺内 容;检修工作票合格率低于 100%,如个别工作票工作负责人没有签 字;机组检修验收制度不完善,目前三级验收项目只有技术组会签验 收,不符合三级验收要求。

建议:依据《发电企业设备检修导则》的要求,完善检修管理和 验收制度;按照《设备检修规程》的规定,完善检修工艺内容;依据 《电业安全工作规程》的规定,加强检修工作票管理,使检修工作票 合格率达到 100%。

9.油区现场检查时发现,油区围栏为铁制栅栏,不符合《石油库 设计规范》的规定;油区无事故照明;消防器材部分损坏并散放在地 面。 建议:

依据 《电力设备典型消防规程》 、 《电业安全工作规程》 、 《石油库设计规范》的规定,将油区栅栏更换为 2 米高的实体围墙; 在油区加装事故照明; 对现场消防器材全面检查, 保证消防器材处于 良好的备用状态。

10.企业未建立重大危险源管理制度及重大危险源辨识,有毒有 害物质的辨识;企业编制的“防止危险化学品泄漏的措施”不完善, 缺少具体操作内容。

建议:依据《企业安全生产标准化基本规范》的规定,制定重大 危险源管理制度,完成重大危险源和有毒有害物质的辨识;完善“防 止危险化学品泄漏措施”的内容。

11.查阅 2011 年 9 月 28 日停机记录发现, #1 中主门有卡涩现象。

建议:利用机组检修机会解体中主门,消除阀门卡涩缺陷。

12.查看 DCS 画面主机运行参数, 发现#5 瓦轴振动达到 100μm ? 130μm, 超过 《防止电力生产事故二十五项重点要求》 规定的 0.80mm (80μm)数值。

建议:认真分析轴振的原因, 制定整改方案利并利用机组检修的 机会给以消除。

乌江渡 1、设备设施管理 (1)缺少设备巡回检查路线; (2)部分设备技术台账不全或台账记录不规范; (3)2011 年 1 月份的可靠性分析报告尚未签字,2、3 月份的可 靠性分析报告尚未完成,可靠性管理的指导作用没有很好发挥。

建议 完善可靠性管理的相关规范和考核细则, 及时完成可靠性技术分析报 告和工作总结; (4)机组大修资料已汇总成册,但检修总结相对简单。建议参 照 DL/T1066-2007 水电站设备检修管理导则附录 H 写检修总结。

2、设备设施安全 (1) #4、 #5 机组转轮叶片根部裂纹, 影响机组的安全稳定运行。

(2) 中控室没有独立于计算机监控系统的硬接线紧急停机按钮。

(3)一号厂油压装臵自动补气功能退出,建议尽快自动补气功 能。

(4)机组在线监测装臵不可靠,经常死机;同时,#2 号机有 2 个测点故障,#3 号机有 3 个测点故障。为保证电厂的安全,建议改 造成可靠的机组在线“监控”装臵,目标是实现与水电厂计算机监控 系统联动事故停机。

(5)#4、#5 机主变高压侧无断路器,主变故障时将跳母联和出 线开关,会扩大事故范围,设计不合理,建议在#4、#5 机主变高压 侧与母线之间加装断路器。

(6)计算机监控系统的功能有待完善,反应速度感觉偏慢,建 议联系贵州省电力中试所或有能力和资质的测试单位, 对系统的通信 速率和 CPU 的负荷率进行测试分析,保证监控系统的性能指标满足 《水电厂计算机监控系统试验验收规程》 (DL/T 822-2002) 。

(7)还存在#2 机接力器漏油、#3 机导水叶关闭不严、上位机频 发机组轴承油位越限信号、12B 保护装臵故障、个别电压变送器损坏 等缺陷。

以上缺陷由于客观原因未能及时消除之前,建议先采取必要 的临时措施,同时争取尽快彻底解决。

(8)A)#4 机检修吊出的空冷器进出水口均未封闭,特别是已处 理好的也未封闭。建议机组检修时,及时封闭解体的部件及管道,特 别是已处理好的设备,防止异物进入。

B)贵州省电力中试所检测报告显示, 中央控制室和计算机房的计 算机环境灰尘粒度严重超标, 建议保持环境清洁, 保证计算机设备的 安全运行。

3、风险控制 (1)未做进水口闸门动水关闭试验。

(2)机组振摆在线监测装臵不具备信号报警功能。由于厂房无 人值班, 应考虑特定条件下机组发生剧烈振动情况的监测和应急处臵 措施。

(3)2007 第三次大坝定检提出必须做的项目:放空洞弧形闸门 和检修闸门检测/建议对左泄洪洞进口混凝土破损情况进行检查。以 上两项均未进行;大坝监测资料未按规程要求整编;目前纳入大坝安 全监测系统中的内部观测仪器大部分早已停测或报废, 建议按照第三 次大坝定检意见,根据“监测系统评价报告”结论,按规定程序确认 封存停测和报废仪器。

(4)压力容器爆炸风险控制:压力容器台账不够规范;5 号气 罐检测过期; 气瓶在物资部仓库存放, 只有进出库记录, 无管理制度, 无台账。

江苏龙源 1、电气设备年度、季度预防性试验计划与检修计划合并;作业 文件包(包括外委项目)未进行编写和审核;重大项目的安全组织措 施、技术措施及施工方案,未履行审批手续。

建议:电气设备预防性试验计划应单独排出计划;作业文件包应 严格组织审核; 重大项目安全组织、 技术措施应严格执行公司逐级审 批制度。

2、风电机旧机型无低电压穿越功能。

建议:根据现场实际,完善优化风电机旧机型低电压穿越功能。

3、35kV 高压开关(天水长城 KYN61 型)就地紧急分闸小开关未 能有效做到防误操作闭锁功能;个别 35kV 开关后盘柜存在带电情况 下,关闭不严现象;35kV 开关柜出线接头安全距离不够,采取临时 措施后仍存在放电事故隐患;开关柜后盘柜内大部分照明损坏;GIS 设备未完全采用双重化标示牌,须进行完善。

建议:利用设备停运机会进行逐项整改完善,不能立即整改完善 的应制定预控措施,防止误操作和人员触电等不安全事件的发生。

4、保护屏保护投切压板标识为临时纸质,不符合要求;部分改 动过的标牌为临时标牌;保护盘柜顶部小母线未设防砸保护板; 保护 屏柜灰尘较多应进行定期清理。

建议:保护屏保护投切压板应更换为防水型标识;改动的标牌应 及时更换为正式标牌; 保护盘柜顶部小母线应加盖钢板或有机玻璃板; 保护屏柜应定期进行清扫, 防止由于积灰严重造成保护装臵发热损坏, 导致保护异常动作。

5、电缆层间 35kV 动力电缆由于设计安装不合理, 预留长度较长 而未能敷设在电缆桥架和槽盒内;消防感温电缆未能覆盖主电缆;电 缆层间事故排烟风机、 排水泵就地控制开关设臵在电缆夹层室内,不 便于事故处理。

建议:将散落地面的电缆用矮支架支撑; 控制电缆和动力电缆应 敷设感温电缆; 对电缆层间事故排烟风机、 排水泵就地控制柜进行移 位改造。 6、保护室、信息网络设备间防小动物侵入措施不完善,房门未 上锁。

建议:在保护室、信息网络设备间门加装防小动物侵入隔板, 房门上锁。

红枫 1、设备设施管理 (1)未见完整的设备治理规划;电厂于 2008 年 8 月下文规范过 设备技术台账,但仅开了头,后续无记录。

(2)电厂工作票使用评价管理制度中,把作为工作票许可人的 运行正值、 值长纳入工作票签发人范围, 而且在红岩电站检查中发现, 事实上检修现场工作票也都是由值长签发。

制度缺陷是严重的管理缺 陷,事关重大。建议对照国家规程要求,尽快组织逐条检查并修改制 度和规定(包括电厂各电站的运行制度) 。另外由于机构和岗位设臵 的原因, 电厂的值长行使的实际上是专责工程师职责,而真正意义上 的值长是由主值承担。

红枫电站的运行管理制度不清晰, 有关人员对 其中的两票三制不够熟悉;运行班组开展技术培训和事故预想, 未留 下参加者的痕迹;由于巡检用的条形码设备损坏, 维护人员每天一次 的巡回检查工作不落实。

(3)设备检修总结不够规范,建议参照 DL/T1066-2007 水电站 设备检修管理导则附录 H 完善;红岩水电站#1 机检修未见作业指导 书。 (4)可靠性管理专责的岗位资格证书已过期,且未见可靠性管 理工作总结。

3、设备设施安全 (1)百花 2 号机振动异常,虽然目前电厂已采取临时措施(下 达通知,采取措施保证该机组避开振动区运行) ,但建议尽快解决。

(2)红枫站#1、#3、#8 少油小车开关跳闸线圈最低动作电压超 标;百花站#2 主变吸收比不合格;红枫站#1 主变钟罩法兰盘、#4 和 #7 散热器碟伐、高压侧 C 相套管漏油。

(3) 红枫、 百花、 修文、 窄巷口电站溢洪闸门支铰转动不灵活, 且红枫、百花曾出现过泄洪闸门支铰止轴板螺栓被剪断的问题。

(4)红林引水隧洞壁衬砌不平,部分露筋。设备设施风险控制 4、设备设施风险控制 (1)机组大修后未做过速试验(机组过速试验要根据设计规定 的过速保护装臵整定值进行)和主阀(进水闸门)动水关闭试验;未 对压力钢管伸缩节做探伤检测。

(2)汛前检查项目中,未做泄洪闸门动水试验。建议在第一次 泄洪时安排完成。

(3)压力容器未建立台账;使用保管气瓶的检修部制定的气瓶管 理办法有待完善; 无气瓶台账, 无检验记录; 氧气瓶除了新出厂的外, 大多数无检验钢印;乙炔瓶不是本厂的,外观破旧,更无检验标记, 管理困难;两个气瓶库与周边建筑的距离不符合要求。

(4)窄巷口电站生压站山顶存在滑塌体,红岩水库右岸存在失 稳边坡, 虽然委托贵阳院进行过查勘,还有 2 块目前处于稳定状态的 古滑坡体,虽然目前状态相对稳定,但应纳入监测范围。要针对滑坡 体制定专项检查制度,明确检查项目、手段、频次、记录、异常情况 的界定与报告,同时明确责任。同时积极研究处理措施,以供必要时 实施。

海口 1、查阅#8 机 A 修汽机、锅炉归档的检修文件,大部分为检修作 业指导书、检修测量表格,检修项目变更单、不符合项、设备异动申 请单少,归档资料内容不全。

建议:严格按照《发电企业设备检修导则》 (DL/T838-2003)的 规定的文件内容进行归档,对于缺少的进行补充完善,并加强检修管 理制度以及档案管理制度的落实。

2、#9 炉 2 月 28 日和 3 月 23 日两次退出锅炉汽包水位高、低保 护,没有进行审批。

建议:根据上级部门和厂部管理制度要求,主保护退出时应办理 有关签字审批手续,严格执行保护投退制度。

3、抽查企业 2011 年 1-2 月份“两票” ,从发现的问题反映出企 业在“两票”管理和执行上与《电业安全工作规程》的相关要求还存 在差距,现场已执行的“两票”填写不规范,电气操作票均无操作命 令卡,设备名称填写不规范,一项填写两个内容;部分热力机械工作 票安全措施填写不规范;检修人员填写的安全措施不全, 运行人员未 做补充; 危险点及其控制措施票内容格式固定,针对性和可操作性不 强。 建议:按照《电业安全工作规程》的相关要求,加强两票管理, 加强对工作票签发人、 许可人、 负责人的专业技能及相关知识的培训, 提高“两票”填写质量。加大“两票”现场执行情况的检查力度,各 专业应对“两票”安全措施及操作程序进行审查,安全监督人员要重 点做好监督检查,应加强日常对“两票”的动态监督检查力度,及时 发现并纠正“两票”执行过程中的问题,保证票面的真实性;进一步 完善、规范操作票内容,分析好危险因素,做好预防措施。

4、#4、#5、#7 机组的发电机内冷水含铜量超标。

建议:按照《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》规定,加 强对内冷水水质的监督控制,制定相应措施,参照#8、#9 机组的措 施,进行系统改造。

5、#4-#9 变压器低压侧母线连接螺栓有相当一部分锈蚀严重。

建议:利用停电机会更换为不锈钢螺栓,并清理结合面,防止过 热发生故障。

6、#5 机凝汽器底部支撑弹簧以及调整螺杆存在锈蚀情况。

建议:对#5 机凝汽器底部的弹簧锈蚀情况进行全面检查,并进 行处理,做好台账记录,同时对其它机组的凝汽器也要全部检查,对 于出现的锈蚀以及其它缺陷要彻底处理。

7、计算机信息系统未安装存储、备份系统,目前只能实现在各 系统上进行本机手动备份。

建议:根据 GB/T20269-2006《信息安全技术信息系统安全管理 要求》的有关规定,列入技改计划,加装存储、备份系统。

8、发电机反事故技术措施针对性不强。

建议:

细化厂内发电机反事故技术措施, 针对 138MW 机组和 330MW 机组的不同特点,编制具体的可操作性强的反事故技术措施。

9、企业只做了 8 号机组的发电机绕组端部振型模态试验,其它 机组未做。

建议:按照《大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评 定》 (DL/T735-2000)7.1 条要求,对其余发电机做绕组端部振型模 态试验,防止定子绕组松动引起相间短路。

10、制定的高压开关设备反事故技术措施针对性不强。

建议:重新编制《高压开关设备反事故技术措施》 ,针对厂内所 装设的 220kV 开关、6kV 开关的不同特点和技术要求,编制具有可操 作性强的反事故技术措施。

11、厂内 2 月份运行管理月报(四十六期)通报:#7 主变高压 侧 B 相, 低压侧 C 相有个别支柱瓷瓶与母线接触处放电;#4 机 220kV GIS 开关室进线支柱瓷瓶 A、C 相放电。

建议:结合本厂离海很近,盐密值大,防污闪问题突出,利用各 种停电机会擦拭瓷瓶, 另外可考虑加大爬电比距或其它防污闪的措施。

12、220kV 一站母线保护未实现双套母差。

建议:依据 GB/T 14285-2006《继电保护和安全自动装臵技术规 程》第 4.8.1 条要求,再装设一套母线差动保护,实现双重化。

13、#8、 #9 机组停炉保护缺少总风量过低、炉膛安全监控系统 失电保护 建议:

依据 《DLT5428-2009 火力发电厂热工保护系统设计规定》 第 6.3.1 条规定和 《DL5000-2000 火力发电厂设计技术规程》 第 12.6.4 条规定。

对该保护设备进行检查完善, 尽快研究确定是否恢复该保护。

14、#4 炉炉膛负压测点取样点标高高于仪表标高 建议:依据《DL/T 5190.5-2004 电力建设施工及验收技术规范 第 5 部分-热工自动化》第 8.1.8 条规定:测量气体的导管应从取样 装臵处先向上引出,向上高度不宜小于 600mm。利用检修机会检查炉 压取样堵塞情况,根据情况确定是否对取样管进行完善。

15、#8 炉汽包水位平衡容器下部直管段包在保温中 建议:依据《DRZ/T 01-2004 火力发电厂锅炉汽包水位测量系统 技术规定》第 4.9 条规定:平衡容器及容器下部形成参比水柱的管道 不得保温。尽快将管段保温去除,保证其冷却效果和测量准确性。

16、138MW 机组#5 轴振在并网投入励磁后 5X、5Y 振值均有超标 现象,保护未投入。

建议:依据《防止电力生产重大事故的二十项重点要求》国电发 [2000]589 号第 9.2.1 条规定:机组主、辅设备的保护装臵必须正常 投入, 已有振动监测保护装臵的机组, 振动超限跳机保护应投入运行。

尽快联系专业厂家分析处理,争取早日将保护恢复。

光照电厂 (1)设备基础管理:未见完整的设备治理规划;设备重大更新 项目无可行性研究;设备缺陷闭环管理有差距(2011 年 3 月 22 日发 现:#3 机励磁功率柜显示电流不平衡,均流系数已经接近规范规定 的 0.85,但本次 C 修计划项目未安排检查和试验) ;投产以来的生产 技术资料尚未建档。

(2)运行管理:2010 年新发布的运行管理制度中,缺少设备定 期轮换试验制度;巡回检查制度中未规定巡回检查的时间;中控室发 现计算机监控系统退出一个操作员工作站, 更换故障网卡,未开工作 票,无任何缺陷维修记录,违反“两票三制” 、 设备缺陷管理制度、 自动化设备退出审批制度、计算监控系统设备维修登记等多种制度; 一张工作票编号有涂改(建议事先编号) 。

(3)检修管理:

#2 机小修刚结束,但 4 月 21 日下午专家组检 查发现#2 机励磁功率柜显示电流不平衡,均流系数已经降至 0.78, 远低于标准规定的 0.85; 同时, #2 机水导有一个测温电阻故障退出。

反映出检修管理存在漏洞,应引起高度重视。

2、设备设施保护 安全保卫系统的安保器材大部分失效,部分监视摄像头损坏。

3、设备设施安全 (1) 四台发电机只有一回 550kV 出线, 主接线运行方式不合理, 影响机组安全稳定运行。

(2)#2 主变高厂变保护液晶显示器损坏;行波测距装臵报故障 2 和故障 3;运行中的#4 机,顶盖外侧 X 方向大量喷水。

(3)全厂油压补气无“手/自动”切换位臵标识,#2 机不能自 动补气。

(4)四台水轮机转轮叶片均出现过裂纹。3 号机是第二次处理 裂纹,共补焊裂纹 7 条(其中贯穿性 6 条,长度 45-110mm 不等)。

据运行人员介绍,电厂已将经过放大的机组运行振动区提交调度,并 通过 AGC 对运行区间进行相应限制, 运行工况应该不会太恶劣。

建议 在完成现场振动试验的基础上,分析原因并采取措施。

(5)水情自动测报系统测报精度不合格。

4、设备设施风险控制 (1)SF6 压力表和密度继电器未定期校验;4 号机表计和传感器 部分没有检验,大部分已经超过检验有效期;主变温度计、油位计和 GIS 气体压力表均未检验;副控室直流盘数字电压表已经超过检验周 期一年多;计算机监控系统 UPS 电池未做定期充放电试验。

(2)中控室无手动紧急关闭筒型阀按钮。

(3)压力容器未建单独台账。

华润德州 1、抽查企业 2011 年 2-3 月份“两票” ,存在以下问题:个别工作 票负责人开工签名与终结签名笔迹不一样、 个别工作票开工负责人签 名有涂改,且未进行标注、个别工作票的安全措施设备名称与 KKS 码 不符、部分电气工作票与操作票没有实行双重编号。

建议:按照《电业安全工作规程》的相关要求,进一步加强对工 作票三种人的专业技能及相关知识的培训,全面提高“两票”填写质 量,严格落实两票的工作流程,各相关人员加大“两票”现场执行情 况的检查力度,各专业应对“两票”进行审查,安全监督人员要重点 做好监督检查,应加强日常对“两票”的动态监督检查力度,及时发 现并纠正 “两票” 执行过程中的问题; 进一步完善、 规范操作票内容。

2、部分 220kvGW4 型隔离开关设备老化,易出现故障。

建议:建议尽快安排更换 GW4 隔离开关,防止引发事故。 3、220kv、500kv 升压站设备及架构腐蚀严重。

建议:对污染腐蚀源进行分析,做防腐处理,对开关、刀闸等设 备接触部分加强维护和监测工作。

4、#1 机组 FSSS 系统无燃油泄漏试验功能 建议:

依据 《火力发电厂设计技术规程》 (DL5000-2000) 第 12.6.4 条和 《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统技术规程》 (DLT1091-2008) 第 4.4.2.1 条规定,尽快恢复此项功能。

5、 #1 炉再热管道两个安全阀中间吊架阻尼器以及#2 炉过热器出 口管 PCV 阀与外侧安全阀之间的吊架阻尼器无缓冲余量。

建 议:

按照《火力 发电厂 汽水管道 与支吊 架维修调 整导则 》 (DL/T616-2006) 第 4.5 条的要求, 对吊架阻尼器进行重新核算调整, 防止出现吊架失效,危及高温高压管道安全运行。

6、网络管理系统未实现对无线网卡接入用户的监控 建议:依据《信息安全技术信息系统安全管理要求》 (GB/T20269-2006)的有关规定对网络管理系统进行完善,实现对无 线网卡接入用户的监控和管理,提高网络安全性。

7、#3、#4 发变组动力直流电源蓄电池的容量目前只有额定容量 值的 60%左右。

建议:对#3、#4 发变组动力直流电源蓄电池尽快更换,防止在 极端情况下直流电源供电不足。

8、220kv 升压站大部分架构没有实现双引下线接地。

建议:根据《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》17.7 条要求,增设一根接地引下线接至主接地网的另一点。

9、220kv、500kv 系统设备瓷瓶、套管较脏,部分瓶套管所涂防 污闪涂料涂刷质量不高,有流拉形成的凝点和凝线。

建议:尽快利用停电机会,做好清扫和处理工作,保证瓷件表面 清洁光滑。

10、220kv 母线保护未实现双重化 建 议:

依据《继电保 护和安全自 动装臵技 术规程 》 ( GB/T 14285-2006)第 4.8.1 条要求,增设一套母线差动保护,实现母差保 护双重化。

11、#3、4 机组发电机断水保护配臵不符合要求。

建议:

按照 《火力发电厂热工保护系统设计规定》 (DLT5428-2009) 第 5.3.6 条规定,应对该项保护按三取二冗余配臵。

12、1、2 机组停机保护缺少 DEH 失电保护。

建议:

依据 《火力发电厂热工保护系统设计规定》 (DLT5428-2009) 第 8.2.2 条规定和《火力发电厂设计技术规程》 (DL5000-2000)第 12.6.5 条规定。对该项保护进行研究完善,尽快增加此项保护。

13、#1-4 机组炉膛压力保护逻辑无延时。

建议:

依据:

《火力发电厂热工保护系统设计规定》 (DLT5428-2009) 第 6.2.5 条规定:

“炉膛压力高低跳闸信号应由压力开关发出,采取 “三取二” 逻辑, 跳闸值信号经短暂延时后, 送出总燃料跳闸 (MFT) 信号” 。组织技术人员论证,对炉压保护增加 1-2S 延时,提高炉压保 护的可靠性。

14、#1 机#6 低加汽侧安全阀排汽管无疏水管、#1-#4 机#3 高加 汽侧安全阀排汽管疏水管没有接至安全地点,且安装有截止阀。

建议:按照《电力工业锅炉压力容器监察规程》 (DL612-1996) 9.1.11 及 9.1.12e 的要求,对安全阀排汽管加装疏水管,并将疏水 管引接至安全地点;对已加截止阀的疏水管,要组织拆除。

15、#1-#6 炉汽包压力表、过热管道压力表等存在合格证超期、 压力表刻度盘上无允许最高工作压力标记。

建议:依据国家计量监督局《弹簧管式一般压力表、压力真空表 和真空表检定规程》 (JJG 52-1999)第 5.5 条和《电力工业锅炉压力 容器监察规程》(DL 6l2—l996)第 9.2.1、9.2.3 条规定要求:对合 格证超期的压力表尽快安排校验,确保表计准确, 同时要对压力表刻 度盘最高工作压力进行标记。

16、生产人员对锅炉四管超温的问题缺乏分析,制定的防范措施 针对性不强。

建议:

依据 《防止火电厂锅炉四管爆漏技术导则》 (能源电 【1992】 1069 号文附件)4.2.2 条规定,建立完善的超温分析制度,针对各台 锅炉的超温原因,制定有效措施,控制锅炉超温问题发生。

达拉特 1、抽查企业 2011 年 1 月份“两票” ,从发现的问题反映出企业 在“两票”管理和执行上与《电业安全工作规程》的相关要求还存在 差距,现场已执行的“两票”填写不规范,部分热力机械工作票安全 措施填写不规范; 检修人员填写的安全措施不全, 运行人员未做补充; 个别泄压需要开启阀门均缺少要求挂警告牌的内容; 现场存在无票作 业等情况;部分热机操作票内容不完整,存在补票现象;危险点及其 控制措施票缺少对危险源进行识别,表述不准确。

建议:按照《电业安全工作规程》的相关要求,细化管理,在实 际工作中严格贯彻落实, 杜绝应办理工作票而不办理工作票的情况发 生;进一步加强对工作票签发人、许可人、负责人的专业技能及相关 知识的培训,全面提高“两票”填写质量,切实起到“保命票”的作 用;各相关人员加大“两票”现场执行情况的检查力度,各专业应对 “两票” 安全措施及操作程序进行审查,安全监督人员要重点做好监 督检查,应加强日常对“两票”的动态监督检查力度,及时发现并纠 正“两票”执行过程中的问题,保证票面的真实性;进一步完善、规 范操作票内容,分析好危险因素控制和预防措施。

2、设备定期轮换试验制度执行不严格,定期试验项目不全。(例 如除氧器安全门的定期排放试验): 建议:

(1) 完善因特殊原因不能进行切换和试验项目的补做规定。

(2)按《电力工业锅炉压力容器监察规程》 (DL612-1996)第 9.1.14 条“各类压力容器的安全阀每年至少进行一次放汽试验” 的规定及时 进行压力容器安全阀的放汽试验。

3、220kV 升压站普遍安装使用的 GW7 型隔离开关,该型隔离开 关在运行中会有以下问题发生:

(1) 导电回路接触值偏大,动、静触 头接触部分过热,传动磨擦较大。

(2)隔离开关在操作过程中可能发生 拒动现象。

(3)在机械强度方面,瓷瓶的抗拉力强度较低,容易发生断 裂现象。

建议:根据《高压开关设备反事故技术措施》 (输电输【1999】 72 号文附件)第 14.4 条“应对 GW5、GW6、GW7 型等问题较多的隔离 开关传动部件、操动机构和导电回路等进行完善化改造”的要求,建 议结合本厂运行多年的经验, 在运行和检修时加强防范, 通过调研进 行完善化改造。

4、未制定 DCS 工程师站分级授权使用规定。

建议:根据《DLT774-2004 火力发电厂热工自动化系统检修运行 维护规程》第 4.1.3.3 条要求,完善 DCS 工程师站管理制度,增加对 工程师站、操作员站的分级授权使用规定,加强密码的管理。

5、#2 炉二级过热器出口管吊架安装不规范,拉杆紧固螺栓处使 用活动的调整垫块,容易滑脱造成吊架失效. 建 议:根据 《火力 发电厂 汽水管道 与支吊 架维修调 整导则 》 (DL/T616-2006)4.1.6 的要求。对该处的吊架垫铁部位进行临时固 定,检修时更换为永久垫块,并对该处的吊架重新校核计算调整。同 时检查机炉侧所有的支吊架,并加强检修管理以及质量验收和监督。

6、厂内编制的《高压开关反事故技术措施》内容针对性不强。

建议:结合厂内所装设的 6kV、10kV、220kV、500kV 开关分别制 定相应措施。

7、220kV、500kV 系统中 SF6 开关的密度继电器、压力表均没有 按规定做定期校验, 现场没有校验能力和拆装后防止气体泄漏的技术 保证。

建议:依据《电力设备预防性试验规程》 【1996】的规定,在开 关大修后或运行 3 年做该项校验,建议联系电科院或厂家协助完成。

8、 #1-#4 机组因 CT 二次组数不够, 发变组保护未实现 “双重化” 配臵。

220kV 母线保护因 CT 二次组数不够,母线保护未实现双套母差 配臵。

建议:依据《继电保护和安全自动装臵技术规程》 (GB/T14285-2006)应实现上述保护双重化的规定,鉴于现场实际情 况,建议厂部和上级主管及设计院联系解决,实现保护双重化。

9、#7、#8 机组继电保护和安全自动装臵等电位接地网不符合要 求。

为防止继电保护装臵因接地点电位漂移引起误动作, 提高可靠性, 建议:根据 GB/T 14285-2006《继电保护和安全自动装臵技术规程》 第 6.5.3.2 条:

“对继电保护及有关设备,为减缓高频电磁干扰的耦 合,宜用截面不小于 100mm2 的接地铜排直接连接构成等电位接地母 线” ,要求更换。

10、炉膛压力保护逻辑无延时 建议:

依据:

《DLT5428-2009 火力发电厂热工保护系统设计规定》 第 6.2.5 条规定:

炉膛压力高低跳闸信号应由压力开关发出, 采取 “三 取二”逻辑,跳闸值信号经短暂延时后,送出总燃料跳闸(MFT)信 号。

对炉压保护增加短暂延时,提高炉压保护的可靠性。

11、机组汽轮发电机振动保护在 2900rpm 以上不投入。

建议:根据《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国电 发[2000]589 号第 9.2.1 条规定:机组主、辅设备的保护装臵必须正 常投入, 已有振动监测保护装臵的机组,振动超限跳机保护应投入运 行。对振动保护逻辑进行检查完善,尽快全程投入振动保护。对于一 二期汽轮机每个轴瓦只有一个振动测点情况, 论证增加振动测点的必 要性。

12、#5-#6 机组危急保安器未能实施 2000 小时注油试验。

建议:根据《防止 20 万 KW 机组严重超速事故的技术措施》86 电生火字第 194 号文 1.6 项以及 《电力工业技术管理法规》 第 3.6.20 条的要求。应充分利用机组调停或检修机会,尽快安排解体检查危急 保安器,恢复试验,保证调节保安系统的安全运行。同时在没有检修 之前,应制定事故状态下的机械超速保护措施,并做好落实监督。

13、#7 机 1X 达到 128um、1Y 达到 162um;#8 机 2Y 达到 108um; 3X 达到 129.9um、3Y 达到 112.2um.以上均超标。同时未针对各机组 振动情况,制定降低各台机组振动的措施。

建议:

根据《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 10.1.4.3 要求以及《防止国产 200MW 机组轴系断裂事故暂行措施》 的要求以及《旋转机械转轴径向振动的测量和评定》 (GB/T11348.2-2007)第二部分:50MW 以上额定转速 1500r/min、 1800r/min、3600r/min 陆地安装的汽轮机和发电机组的要求,邀请 振动专家现场检测, 分析各台机组影响振动的主要因素以及机组变工 况对轴振的影响,根据各台机组需求制定相应治理措施并落实, 力求 改善轴振水平。在未解决问题之前制定出可操作的措施。

14、#1、#2 炉 PVC 阀控制未投入保护联锁。

建议:根据《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国电 发[2000]589 号第 4.1.3 条规定:

运行中的压力容器及其安全附件(如 安全阀、排污阀、监视表计、联锁、自动装臵等)应处于正常工作状 态。设有自动调整和保护装臵的压力容器, 其保护装臵的退出应经总 工程师批准,保护装臵退出后,实行远控操作并加强监视,且应限期 恢复。利用检修机会对 PVC 系统进行检修处理,尽快投入 PVC 联锁保 护。严格执行《保护投退制度》 。

15、#1-#6 炉汽包压力表缺少校验合格证,#7、#8 炉汽包压力表 合格证有效期为 2013 年 10 月 16 日,且压力表刻度盘上无允许最高 工作压力标记。热工仪表(变送器、压力开关等)检定周期为一个大 修周期。 建议:

根据国家计量监督局 《JJG 52-1999+弹簧管式一般压力表、 压力真空表和真空表检定规程》第 5.5 条规定:压力表的校验周期一 般不超过半年; 《电力工业锅炉压力容器监察规程》(DL 6l2—l996) 第 9.2.3 条 a)压力表装用前应校验,并在刻度盘上划出明显标记, 指示该测压点允许的最高工作压力。

国家计量监督局 《JJG 882-2004+ 压力变送器检定规程》 第 6.2.5 条:压力变送器的检定周期可根据使 用的环境条件、频繁程度和重要性来确定,一般不超过一年; 《JJG 544-1997 压力控制器检定规程》 第 18 条:

压力控制器的检定周期可 根据使用的条件、重要程度以及控制器自身的稳定性而确定,但一般 不超过一年。

(1)根据校验规程规定,对压力表进行校验,完善合格证。

(2)完善最高工作压力标记。

(3)参照检定规程规定,根据本厂实际情况,制定《热工计量 器具及在线仪表管理办法》 ,对各类仪表检定周期进行详细规定,并 严格执行。 设备设施安全问题汇总 序号 部分设备技术台账不规范, 存在问题 查阅资料发现,企业未建立新、改、扩建工程安全“三同时”的管理制度。

查阅资料发现企业未建立新、改、扩建工程安全“三同时”的管理制度。

查阅#8 机 A 修汽机、锅炉归档的检修文件,大部分为检修作业指导书、检修测量表格,检修项目变更单、不符合项、设 备异动申请单少,归档资料内容不全;#9 炉 2 月 28 日和 3 月 23 日两次退出锅炉汽包水位高、低保护 未见完整的设备治理规划; 设备技术台账不够规范, 锅炉汽机事故备品定额有电子版,但是未进行审批并执行。

5.6.1.1 未见完整的设备治理规划; 设备重大更新项目无可行性研究; 设备异动闭环管理不符合规定; 投产以来的技术资料尚未建档 5.6.1.2 金属监督报告中提到:#7 机高中压主汽门、调速汽门高温螺栓无原材质合格证明,导致该螺栓在金属监督中不能正确检 验。#7 屏再更换新管的厂家的技术资料中缺少原材料的化学成分、力学性能报告。

电气队已编写好继电保护及安全自动装置运行规程,但未印发,三、四期电气二次图纸仍为原设计图,实际已修改的内 容只在设计图上临时标注。

设备档案中重要设备产品合格证书存在传真件。

查阅缺陷记录发现,#2 炉扩建端就地水位计,2011 年 11 月 21 日登录缺陷为,“水位看不见”,由于没有备件导致至该 缺陷 27 日仍未消除。

查阅 《设备检修管理标准》 第 205 页规定, “锅炉小修间隔为 4-8 个月” , 不符合 《发电企业设备检修导则》 (DL/T838-2003) 关于检修级别和检修周期的规定;查阅《设备检修管理标准》和《设备检修管理制度》发现,两个文件对同一个问题的 阐述和规定存在不一致的问题。 序号 存在问题 现场查询:集控中电气保护投退记录簿存在①日期不详;②申请人、批准人无签字;③退出原因填写缺失。

查阅企业管理制度资料,发现企业只对定生产设备进行分工,但没有制定设备责任制。

1、设备台帐不规范,如缺少检修内容,未按设备台帐管理制度填写; 2、异动管理制度不完善,如流程设定不合理,异动报告签字不全,执行不规范。

3、查图纸、技术资料发现,#2 机组检修焊接资料未归档。 缺少设备巡回检查路线 现场值守人员技术能力、经验、责任意识相对较弱。

两票存在以下问题:

(1)编号 DQ2011JXB210173 安全措施:应两拉开关、刀闸及熔丝以及热机隔离措施,不停电。

(2)编号 DQ2011JXB230147 检修票工作地点:#9 机组。地点范围不明确。

(3)NO.0010215 工作内容不明确。

(4)编号 RJ2011JXB300219 未要求停电。

(5)编号 35 的热力机械工作票运行执行措施中的挂牌未填写。

(6)两项内容写在一个顺序。

(7)电气操作无命令卡。

(8)运行操作危险点及其控制措施票为固定格式 工作票制度缺陷(由运行正值、值长签发工作票) ;红枫电站运行管理制度不清晰; 运行班组开展技术培训和事故预想,未留下痕迹; 维护人员每天一次的巡回检查不落实, 1、两票存在以下问题:

(1)操作票没有命令卡。

(2)部分电气工作票与操作票没有实行双重编号。

锅炉启、停过程中未纪录锅炉膨胀指示。

企业下达的 2011 年反措中正对运行采取的措施少。

个别定期试验项目未按企业制度规定落实到位。 序号 存在问题 2010 年发布的制度中缺少设备定期轮换试验制度;发现一张工作票编号涂改;未规定巡回检查时间。 操作票存在以下问题:

(1)#3 机组冷态操作票未填写重大操作节点的操作时间。

(2)操作票的内容部分不明确。

(3)运行人员不管操作与否 均填对勾。

(4)操作完成时间和操作内容不对应,隔多班操作均为操作命令卡的操作人、监护人、机组长和值长终结。

(5)运行操作危险点及其控制措施票编号 2001-02 机 1 集 7-004 中危险点未填,控制措施所填内容为危险点。

巡回检查制度的问题:

(1)3 月 23 日 16:00 在#7 机组发现有巡检卡 18:00 已签字。

(2)12 月 24 日#5 炉 10:00 汽包见水,21:30 发现 A 侧电视水位计排污门未关。

设备定期轮换试验的问题: (1)2 月 10 日真空泵和火检冷却风机未切换,没有相应的措施和要求。(2)定期试验项目不全(例如:未进行锅炉 PCV 阀 电气回路试验、除氧器安全门的定期排放试验)。

1.《设备管理界限及分工制度》使用的是 2004 版,没有根据现场实际情况进行修订; 2.现场查询,保护投退存在未按规定办理的现象,如:2011 年 11 月 14 日,#2 机振动保护退出,批准人为值长。

1.操作票管理:①《操作票管理制度》中规定的需使用操作票内容不完善,缺少油系统运行中切换操作内容(如冷油器、 辅助油泵、油滤网等);②抽查 2011 年 8 月?11 月操作票在执行中,时间填写随意性大、执行不规范。如编号为 2011-10-14#2 炉 A 引风机的停电操作仅用了 1 分钟;编号为 2011-08-18 1A 氧化风机送电操作,有 6 项需测电机绝缘未 执行,没有注明不执行理由;编号 2011-10-30 2B 凝泵送电操作票无监护人、审核人、批准人签字;2011 年 9 月份有多 张操作票已在执行栏内打勾,但无操作时间,也未按规定盖相应的章等; 2.设备定期轮换和试验制度中定期轮换试验内容不完善、执行不规范,如缺主油箱油位、除氧器水位的校对等;部分定 期试验工作因当时条件不具备未做,但没有注明原因,也未在规定的期限内补做; 3.公司制定的“万能解锁钥匙和配电室及配电设备钥匙制度”审批环节不严格,如:防误闭锁装置解锁管理制度中规定, “正常情况下值长有权下令解锁,特殊情况下需经发电部部长、技术支持部部长、运行值长批准方可进行解锁操作”由 5.6.1.3 序号 存在问题 于批准环节不够严格易发生随意性解锁操作; 4.公司编制的年度反事故演练计划仅针对现场处置方案演练,从演练的记录看,演练记录不完整,缺少演练后的总结和 存在问题的整改意见。

现场检查及查阅不安全情况记录、管理制度,发现存在如下问题:

1.电气运行在执行#1 炉 1A 火检冷却风机停电操作中误停 1B 火检冷却风机,造成机组非停; 2.操作票管理制度不完善, 现场执行情况与制度有差异。

如:

①管理制度中规定操作票的填写在最后项空白处应加盖 “以 下空白”章而在实际执行中均未盖“以下空白”章;②一个操作任务当值不能完成,需下一个班完成时,没有明确的衔 接规定;③操作票制度内容不全面,没有将汽机大、小机冷油器操作和机组启停操作编入操作票管理制度;④抽查 2011 年 8 月? 11 月操作票,编号为 2011100039-6Kv2D 磨煤机送电操作票,规定需测绝缘合格方能送电项未做,也未注明原 因; 3.设备定期轮换和试验以及巡回检查制度编写不规范,未将定期轮换和试验的具体项目和巡检的路线汇编到管理制度 中; 4.制定的万能解锁钥匙和配电室及配电设备钥匙的制度不完善,如:万能解锁钥匙制度中在“事故处理----不能按防误 闭锁装置中设定的操作程序进行时,应经过公司主管领导批准,可用机械解锁钥匙操作”不利于事故处理; 5.公司定期组织开展的反事故演练次数少(一年仅二次),演练后的分析评估不完善,如 2011 年 6 月“输煤电缆着火事 故应急演练”的评价对暴露的问题未制定整改措施。

现场检查和查阅资料,发现下列问题:

1.操作票管理:①管理制度中未明确哪些设备系统操作须使用操作票;②抽查 2011 年 7? 10 月份操作票有 4 张不合格, 2011 年 9 月 12 日#1 机 ETS 通道在线远方试验与 ETS 通道在线就地试验二张票为同一编号,2011 年 9 月 30 日 6KV F-C 开关停电操作无监护人签名,2011 年 10 月 18 日编号为 010851、010852(共 18 项操作项目)执行后的操作票均未打勾 等; 2.定期试验工作中缺中压主汽门、调门活动试验; 3.制定的万能解锁钥匙和配电室及配电设备钥匙制度不完善,如:防误闭锁装置紧急解锁钥匙管理制度中对值长权限没 有明确规定,当发生突发事件需紧急解锁时需征得分管生产的副总经理批准,不利于异常情况的处理; 序号 存在问题 4.公司没有编制年度反事故演练计划,年度仅组织开展了一次全厂反事故演练 , 发电部是以值为单位演练, 且演练不规 范。如:“空气预热器着火”演练纯按运行规程的内容进行,先是事故象征,后是原因分析,再是处理过程,没有按照 公司的专项预案、现场处置方案进行演练。

1.2011 年 3 月 14 日 17 时,在加负荷过程中,由于运行人员监视操作调整不当,造成锅炉氧量到“0”长达 7 分钟,汽 机主汽门前压力升至 13.3Mpa,最高升至 13.46Mpa(额定压力为:12.7Mpa),超压运行长达 1 分 40 秒; 2.操作票管理存在的问题:①制度内容不完善,未明确哪些设备操作需使用操作票;②同一设备的操作出现连续编号, 且未按规定制度执行如,2011 年 9 月 29 日编号为 DQ110906,#4 发电机并列操作票中出现 4 个编号,操作票在执行过程 中,操作未结束移交下一班,而且操作票未注明开始和结束时间;③操作票执行时间填写随意性大,现场检查发现 2011 年 7 月有 4 张电气操作票均为母线充电器切换,操作内容有 12 项,但时间却仅用了 2?3 分钟;④查阅 2011 年 6 月、8 月电气操作票中有 3 张时间、编号涂改; 3.设备定期轮换和试验及巡回检查制度是 2008 年 10 月发布的, 岗位设置发生变化但制度未根据实际情况及时进行修订; 4.公司未制定万能解锁钥匙制度; 5.公司没有编制年度反事故演练计划,也未组织开展全厂反事故演习工作。 #4 机检修吊出的空冷器进出水口均未封闭,特别是已处理好的也未封闭, 1、现场抽查 2011 年 6 月至 8 月份操作票,发现操作票存在格式不规范、填写不规范、无编号等问题,如:操作票设备 名称填写不规范,操作票的签字栏与《电业安全工作规程》要求不符合; 2、抽查反事故演习、事故预想记录不完整,如演习内容、签字等不全。

3、万能解锁钥匙和配电室及配电设备钥匙的管理制度内容不符合要求,如解锁钥匙权限降为值长控制。

电气年度、季度预防性试验计划与检修计划合并;作业文件包(包括外委项目)未进行审核;重大项目安全组织措施、 技术措施及施工方案,未履行审批手续。 红岩水电站#1 机检修未见作业指导书 检查#8 机以及#8 炉大修文件包,发现以下问题:

1)计划检修时间为 2010.10.5-2010.11.20,而工日填写为 30,与时间不符。

2)检修前的技术交底总共 5 项内容,分项前已打钩,但是无内容。 序号 存在问题 3)质量监督点签证单存在设备名称、工作负责人、监督点名称、编号、监督点类别空白的情况。

4)少数检修作业指导书有检修工艺但无质量标准。

5)异常/不符合项报告单无通知单以及执行验证。

6)只有设备异动报告,未见设备异动竣工报告 2011 年 3 月 22 日发现:

#3 机励磁功率柜电流不平衡, 均流系数已经接近 《同步电机励磁系统大、 中型同步发电机励磁系统技术要求》 (GB 7409.3-2007)5.19 条规定的 0.85,但本次 C 修计划项目未安排检查和试验;#2 机小修刚结束,但 4 月 21 日下午专家组检查发现#2 机 励磁功率柜电流不平衡,均流系数已经降至 0.78,远低于标准规定的 0.85,同时,#2 机水导有一个测温电阻故障退出,可见,检修管理 存在漏洞, 工作票执行存在以下问题:

(1)以下工作票负责人开工签名与终结签名笔迹不一样:R00009611 D00007772 R00009416 D00007737 R00009370 (2)R00009268 工作票开工负责人签名有涂改。

(3)R00009572 工作票的安全措施设备名称与 KKS 码不符。

#7 机检修中出现了高中压转子轴颈损伤的情况,没有处理,也没有办理有关不符合项手续。

工作票存在以下问题:

(1)编号 4 的一级动火工作票消防监护人未签字。

(2)编号 32 的不热力机械工作票采取的安全措施只有 KKS 码,未填 写设备名称,未要求在操作按钮上禁止操作牌。

(3)编号 7943 的热力机 械工作票未填写工作班人员人数。

(4)编号 35 的热力机械工作票运行执行措施中的挂牌未填写。

(5)编号 126 的电气工作票工作终结后未填写地线是否拆除或断开即终结票。

(6)编号 383 的电气工作票工作结束措 施中填写接地线共 2 组已拆除及断开,但在备注中填写有其他工作,地线未拆除。

1.操作票管理制度有几种版本,不统一;设备操作须使用操作票的规定不完善,缺少冷油器油滤网的隔离恢复、发电机 水冷器的隔离恢复等内容;抽查 2011 年 8 月?11 月操作票在执行中时间填写随意性大,如编号为 201109072 的电气操作 票,27 项操作仅用了 2 分钟; 2.设备定期轮换和试验制度(巡回检查制度)版本多、轮换试验内容不完善,如轮换试验中缺电动给水泵的内容等; 序号 存在问题 3.公司定期组织开展的反事故演练次数少,演练及记录不规范,如:2011 年 6 月 23 日“#1 主变着火”的应急处置演练, 只有演练方案,没有演练过程和记录;2011 年 6 月 24 日盐酸罐泄漏应急演练,演练方案、演练过程及记录太简单、不 规范,没有按照公司的专项预案、现场处置方案进行演练。

现场和资料检查:

1.检修管理制度缺少 B、D 级内容,且版本为 2008 年颁布; 2.部分强检压力表超出检验周期; 3.检修计划书中缺少三级验收计划(作业文件包中只有监督过程控制点)。

经现场和资料检查:

1.检修管理制度内容不完善,只有设备维护验收部分,缺少机组计划检修内容;检修文件包中对检修用的工器具和物资 材料信息填写不全;检修文件包中无三级验收内容; 2.部分就地压力表超出检验周期。

检修管理制度编制不全面,只有 A 修检修规定,且为 2008 年 10 月编制,没有及时修编; 检修文件包内容不完整,缺少工艺工序规定;三级验收的格式不完善,目前三级验收项目只有技术组会签项验收资料不 完整,不能满足验收需要。

1、无正式版的检修管理制度; 2、工作票不规范,如工作票成员共多少人栏内,有的含工作负责人,有的不含工作负责人; 工作地点不明确; 工作内容不明确;危险点分析欠却针对性;工作条件栏内要求停电,安措栏内填“无”;许可开始 工作时间超前计划工作时间;相同工作检修时,有的开电气工作票,有的开热机工作票。

风电机旧机型无低电压穿越功能。

2011 年厂技术监督网络修订后未执行审批手续。

#1 机汽机热耗率达到 8580kj/kw.h,不能满足节能的要求。

#1#2 机组除氧器排气接至大气,未能充分利用余热。汽轮机监督以及节能监督无厂级统一性的月报、季报;网络体系机 构不完整且未执行审批程序;汽轮机技术监督的相关标准不足,不能体现本监督的制度支持;#2 炉空预器及蓄热元件改 造项目中,提交的存档资料中缺:可研报告、招投标文件等。 5.6.1.4 序号 存在问题 无外包工程的节点验收单、文件包中的验收单全部为甲方填写并验收,无乙方人员任何资料和签字。改造中提到热端扇 形板、弧形门全部磨损更换,属于不符合项但是未办理。

#2 机凝汽器铜管改造项目:有可研报告,但是无多种方案比较,进行性分析比较简单;无招标文件资料;旁站管理资料 无竣工报告中无安全人员签字;重大技改项目验收单无专家意见;试运行工作无体现。

#4、#5、#7、#8、#9 机组除氧器排气接至大气,未能充分利用余气;#8 炉磨煤机石子煤排放系统改造项目中:在施工 管理质量验收环节中,W 点填写为工作负责人,验收应为车间一级,但还是工作负责人的名字;#8 机主机汽封改造工程 项目中属于外委项目,无开工报告。在#9 机高中低压汽封改造以及#4 炉低压省煤器改造可行性报告中缺少进行二种方 案以上的论证以及经济性比较。

查阅检修管理制度发现,无审批签字,三级验收制度及执行不完善。

查阅资料发现,全厂技术监督年度工作计划内容不全面,专业技术监督管理制度不规范,缺少技术监督日常活动的规定。

1.查阅资料发现,企业未制定全厂技术监督年度工作计划,技术监督定期活动不规范或缺失; 2.查阅资料发现,2011 年 1?10 月份油质分析报告发现:①.汽轮机油分析项目缺少旋转氧弹值内容;抗燃油分析项目 缺少氯含量、矿物油含量的内容;变压器油分析项目缺少介质损耗因数、击穿电压的内容;② .部分分析项检验周期未 按规定的时间执行,如:抗燃油(每月:电阻率、半年:倾点、自燃点)、变压器油(每年:介质损耗因数、击穿电压); ③.变压器油部分使用的标准为《华北电网有限公司企业标准》标准低于国家标准的要求(国标为每年一次,介质损耗 因数、击穿电压;华北电网为 3 年);④.检查水、汽监督、煤化验、油务监督管理制度不完善,如:水、汽、油控制标 准已过期,无考核实施细则。

查阅资料发现,技术监督工作未开展,如:电气专业仅有技术监督管理制度,但实际工作中却未建立技术监督管理体系、 没有年度工作计划、月度分析等。

1、企业制定的年度技术监督工作计划不详细,未定期开展技术监督活动,技术分析、台帐、报告、记录不完整。

可靠性管理组织网络体系培训未见记录 可靠性技术分析报告严重滞后,没有发挥可靠性管理应有的作用, 5.6.1.5 可靠性管理组织网络体系为 2008 年的人员,人员变动后未及时修改。 序号 存在问题 可靠性管理专责的岗位资格证书于 2009 年到期,现已过期;未见可靠性管理工作总结, 5.6.1.6 未进行企业可靠性管理自查工作。

1. 已建立可靠性管理组织网络体系,设置可靠性管理专职(或兼职)工作岗位,可靠性专责人员参加岗位培训但暂未 取得岗位资格证书; 2.对重要设备可靠性管理应建立评价分析措施。

查阅资料发现,全厂技术监督年度工作计划内容不全面,技术监督管理制度不完善,缺少技术监督日常活动的规定。

查阅可靠性分析报告,未见缺陷分析内容及措施,在缺陷分析中存在第 36 周和第 44 周之间缺陷分析不连续现象。

查阅资料发现,可靠性技术分析报告内容无详实的数据进行量化。

经现场和资料检查发现,可靠性管理人员无证上岗;可靠性管理工作总结不规范,用安全简报的内容代替可靠性月度分 析和工作总结。

资料检查发现,未建立可靠性信息管理系统;可靠性管理人员无证上岗。 水情自动测报系统测报精度不准, 5.6.2.1 5.6.2.2 5.6.2.3 5.6.3.1 1、可靠性管理人员无上岗证; 2、可靠性管理工作报告和技术分析报告不全(只有 7 月份报告)。

查阅资料发现,可靠性技术分析报告无详实的机组指标分析内容。

查阅资料发现,企业的电力设施安全保卫制度用门卫管理制度代替。

安全保卫制度未及时进行修订完善,集中监控室检查发现存在探头损坏修复不及时 电力设施安全保卫制度不完善;办公楼多个监视摄像头坏;红枫站中控室工业电视主机的弱电电源掉了一根线(即电源消失) 步话机等大部分安保器材失效, 燃油库围栏高度不满足要求 由于步话机等安保器材失效,又无集中安保监控报警指挥中心, 现场检查发现: 1.部分配电室、配电装置缺少警示牌,如:#1、#2 发电机中性点接地变压器、励磁变、6KV 配电室门上没有警示牌; 2.升压站一次设备、厂用 6KV 部分开关没有实现双重名称、编号;启备变电流互感器、避雷器与开关名称不一致; 序号 3.部分电缆存在敷设不规范,没有分层布置。 存在问题 1.现场检查发现部分开关室、配电室缺少警示牌,如:6KV2A、B 配电室门上,脱硫、除尘 PC 室门上没有警示牌; 2.现场检查发现,缺陷管理制度执行不严,部分发电机测量表计(回路)缺陷消缺不及时,如:

DCS 上显示#1 机进、出 风温度为 55/92℃,就地温度表显示 32(35)/66℃;#2 机进、出风温度为 56.2/61.4℃,就地温度表显示 33(36)/66℃) 长期未消除。

220kvGW4 型隔离开关设备陈旧,易出现故障,还有部分未更换 220kv、500kv 设备及架构腐蚀严重 1.现场检查发现,#1 高厂变低压套管升高座、#2 高厂变高压套管渗油; 2.部分开关室、配电室缺少标识牌和警告牌如:6KV 公用 01A、B 配电室一个门上没有标志,且两个门均没有“止步,高 压危险”警示牌;脱硫、除尘 PC1A、B,2A、B 配电室门上均没有“止步,高压危险”警示牌;220KV 升压站门上“未经 许可不准进入”不规范;且二楼门上没有标志和警示牌;油库房 MCC 配电室门上没用标志,且没有“止步,高压危险” 警示牌。

1.现场检查发现,#4 主变底座处存在渗油现象;脱硫系统电缆夹层电缆布线不规范,存在不整齐、相互交叉和控制电缆 与动力电力混放现象; 2.查阅设备试验记录发现,6kV 电缆高压试验存在超周期现象。

500kV、110kV 系统设备没有装设防误闭锁装置。

35kV 高压开关(天水长城 KYN61 型)就地紧急分闸小开关未能有效做到防误操作闭锁功能;个别 35kV 开关后盘柜存在 带电情况下,关闭不严现象;35kV 开关柜出线接头安全距离不够,采取临时措施存在放电事故隐患;开关柜后盘柜内大 部分照明损坏;GIS 设备未完全采用双重化标示牌,须进行完善。 红枫站#1 主变钟罩法兰盘、#4 和#7 散热器碟伐、高压侧 C 相套管漏油;白花站#2 主变吸收比不合格。 #1、#2 主变、#1 启动变本体渗油严重。

220kV 升压站普遍安装使用了 GW7 型隔离开关。

#4、#5、#7 机组的发动机内冷水含铜量严重超标。220kV GIS 开关室内的 SF6 气体报警器虽已装设,但没有送电。

220kV 马丘线路的阻波器悬挂件锈蚀严重。 序号 存在问题 #4-#9 变压器低压侧母线连接螺栓有相当一部分锈蚀严重。

#4 主变中性点接地线(编织软铜线)锈蚀严重,且截面小。

#7 主变铁芯接地线没有引至专用接地点。 四台发电机只有一回 550kV 出线,主接线运行方式不合理,影响机组安全稳定运行, 5.6.3.2 现场检查发现,部分高压电气设备缺少警示牌,如:#1、#2 励磁变门上没有警示牌,#1、#2 发电机接地变压器没有警 示牌。

1.检查资料发现,因查评期内没有计划检修,故#1 机灭磁开关未按要求进行了试验; 2.现场检查发现,通信直流系统两组蓄电池共用一套充电装置,致使两组蓄电池长期并联运行。

1.检查检修记录发现,缺少厂用电系统设备差动回路中性线核对试验; 2.检查检修记录发现,通讯#1 充电装置未按规定周期进行性能和功能的检查试验; 3.现场检查发现,通讯机房马克尼光机、旁路配线架柜内电缆防火封堵不合格; 4.检查资料发现,直流电源分路开关未检验。

1.查阅资料和现场检查发现,蓄电池充电装置未按规定周期进行性能和功能的检查试验,网控蓄电池组有两个蓄电池漏 液; 2.现场检查设备标识不全,如:①#1 机 400V 配电室 0.4kV 公用 PCⅡ段 6 号配电盘与 0.4kV 公用 PCⅠ段 9 号配电盘内二 次电缆无电缆标识;②电除尘控制柜盘后无标识;③部分电机事故停钮防护箱无标识。

1.现场检查发现,#4 机励磁系统#2 整流柜滤网堵塞严重;#4 发电机故障录波器工作不稳定,缺陷率较高; 2.查阅继电保护校验规程发现,规程中缺少对装置定检周期、装置电源检查、软件版本检查及整组传动试验等方面的内 容;缺少对 6kV、380V 系统校验内容。

1、直流系统蓄电池组维护不到位,如通信蓄电池有漏液现象,通信蓄电池室没有排风设施;2、脱硫浆液循环泵电机事 故按钮没有防护罩。 12B 保护动作跳闸回路正常,发信号回路无输出,装置故障, 保护屏保护投切压板标识为临时纸质,不符合要求;部分改动过的标牌为临时标牌;保护盘柜顶部小母线未设防砸保护 板;保护屏柜灰尘较多应进行定期清理。 序号 存在问题 红枫站#1、#3、#8 少油小车开关跳闸线圈最低动作电压超标;红枫站 220V 直流系统有一充电模块损坏。 #4 励磁调节系统运行多年,元件老化,可靠性下降,装置没有软件版本记录 #2、#3 机励磁功率柜励磁电流不平衡,#2 机的均流系数已经超标;#2 主变高厂变保护液晶显示器损坏;行波测距装置报故障 2 和故障 3。 5.6.3.3 检查资料发现,机组蓄电池在考评期内多次发生由于蓄电池老化造成的直流电流波动、直流系统绝缘降低,如:2011 年 3 月 20 日 00:00,#1 机直流 II 段因蓄电池老化造成充电器和蓄电池电流波动较大;2011 年 3 月 8 日 23:40,#2 机直流 系统因蓄电池漏液,造成正极绝缘低报警;通信蓄电池组因性能失效,更换了大部分蓄电池,存在新旧蓄电池混用现象。

现场检查及查阅资料发现:

1.自动投入率低于 95%(磨煤机出口风温、入口负压、排粉机出口压力及温度、再热汽温自动未投入);2.部分强检仪 表未按期检定; 3.#2 机一转速探头坏。

1.工程师站分级授权管理制度执行不规范,操作员站设置 MFT 投退按钮,易发生随意投退保护的可能; 2.控制柜电源切换时间为 7.5ms,超过 5ms 标准时间; 3.自动投入率为 92.6%,(送引风自动调节系统未投入)未达到 95%的投入率; 4.部分主要仪表未按期检定,如在 2011 年 3 月#2 机 C 级检修中,汽包压力、汽包水位等表计未检定; 5.汽机缸体壁温,锅炉再热汽、过热汽管壁温度存在元件坏点,如#2 机高中压内缸调节级处内外壁温下测点、#2 机高 压内下缸内外壁温度等。

经现场和资料检查:

1.仪用压缩空气质量无检验报告,外观检查仪用气源有油迹; 2.没有制定 DCS 工程师站分级授权专项管理制度,目前用《热控保护制度》、《计算机软件管理制度》、《 DCS 强制管 理制度》部分内容代替分级授权制度,而且内容不能满足实际工作需要; 3.因汽轮机胀差测量元件损坏胀差保护没有投入。

DCS 工程师站管理制度无对工程师站、操作员站等人机接口站的分级授权使用规定 现场检查发现:

1.送引风自动调节系统未投入,投入率为 93.5%; 2.协调控制系统在煤质差时调节品质超差;3.未设计磨煤机入口负压和出口温度自动调节系统; 序号 存在问题 4.RB 功能未投入; 5.重要测量参数存在坏点(高压内缸上壁温度、轴承温度、热段过热汽壁温); 6.增压风机油站轴承温度元件缺陷处理不当,造成增压风机跳闸。

1、工程师站分级授权管理制度不健全;2、电子间环境不完全满足要求,如有电缆孔洞未封堵。

#1 机组 FSSS 系统无燃油泄漏试验功能 #1 机运行时频发上导冷却水中断;52B-400V 进线Ⅸ段电压变送器已坏;机组在线监测装置不可靠,经常死机,同时#2 号机有 2 个测点故 障,#3 号机有 3 个测点故障;#1-#3 机自动补气功能退出。 5.6.3.4 现场检查和查阅资料发现:

1.自动投入率为 90.6%,(磨煤机出口风粉温度自动、再热汽烟气挡板自动、炉膛风箱差压自动未投入)未达到 95%的 投入率; 2.部分强检仪表未按期检定,如锅炉汽包压力、除氧器压力表等。

现场检查:

#1 炉扩建端侧墙刚性梁(电梯六层处)连接销脱落,导致炉墙明显的晃动;#1 锅炉(电梯 4~5 层)侧墙水冷壁刚性梁 铰接处孔径明显大于销钉直径,导致该处水冷壁晃动; 2.安全阀排汽管锈蚀。

现场检查发现,制粉系统漏粉、磨煤机油系统漏油;A 磨筒体积粉、积油严重 #1 炉再热管道两个安全阀中间吊架阻尼器以及#2 炉过热器出口管 PCV 阀与外侧安全阀之间的吊架阻尼器未起缓冲作用。

#1 炉顶部保温有开裂、缺失现象 锅炉构架以及钢梁支架局部存在锈蚀现象,如捞渣机上方钢结构、脱硫综合管架有锈蚀现象。

#2 炉二级过热器出口管吊架安装不规范,拉杆紧固螺栓处使用活动的调整垫块,容易滑脱造成吊架失效。

#1 炉二级过 热器管道 PCV 阀的先导阀外漏严重,外漏蒸汽吹在电磁阀的接线上,没有采取有效措施进行治理,并对接线进行保护, 同时该处管道属于高温高压管道,存在爆漏的可能性,该处没有进行任何遮挡以及放置警示标志,存在蒸汽烫伤人员的 可能。#7 锅炉火检冷却风机切换顺序为先停运行风机,后启动备用风机,存在风险。 序号 存在问题 现场检查发现:

1.#1 炉后包墙钢性梁中间焊缝(54M)没有满焊,后部铰接孔销钉直径偏小,两侧包墙明显晃动; 2.#1 炉 A 侧一次风(32M)支吊架松脱(吊耳螺帽松脱)、#1 炉低再入口一吊架过载,露天吊架锈蚀严重。

1.查阅 2011 年#2 机组检修记录发现,部分中压轴向通流间隙值偏小; 2.1A、1B 小机前汽封漏汽; 3.1B 小机联轴器下侧积油,轴封进汽管道保温有积油; 4.#1、#2 机组除氧器安全门内漏;#2 机组#3 高加安全门出口管正对安全通道;#1、#2 机组#3 高加无防烫装置;部分加 热器安全门无铅封; 5.查阅运行台帐发现#1、#2 机组胶球装置投用不正常; 6.查阅检修记录,#1 机高中压外缸前轴封处自由状态及紧 1/3 螺栓时变形大。

现场检查及查阅缺陷记录发现:

1.#2A 给水泵出口逆止门卡涩,出口电动门不严,运行中失去联动备用条件; 2.#1、#2 机组#1、#2 高压加热器安全门出口管合并一根管引出室外; 3.停机抄表#2 机组机高压内缸外壁上下缸温度、高压内缸内壁下缸温度、中压内缸外壁温度失灵; 4.查阅压力容器登录:#2 机除氧器没有注册登记,没有进行年度检查;高低加没有注册登记,没有进行年度检查。

查阅运行日报表及 DCS 画面发现:

1.#2 机组额定负荷下各段抽汽压力、温度比设计值略高; 2.#1 机低旁内漏,低旁后汽温 90 度,减温水调整门开度 16%。

#1 机#1、#2 生水加热器进出口管以及阀门(以及临近的消防水管道)锈蚀严重,有泄漏危险;#1 机凝汽器底部支撑弹 簧以及调整螺杆存在锈蚀;#1 机主机冷油器切换阀后法兰渗油。

1.查阅 2009 年 B 级检修报告发现,低压缸和发电机之间对轮晃度为 0.14mm,不符合≯0.03mm 的规定; 2.查阅 2009 年金属监督专业相关检验报告发现 M≥32 高中缸导管螺栓未进行无损检测; 3.查阅运行日报表发现高加出水温度达不到设计温度; 4.查阅 A、B 级检修工艺卡及检修总结未发现有关汽轮机隔板变形测量记录。 5.6.3.5 序号 存在问题 查阅#1、2 机组大修文件包,发现汽机高压缸内缸变形超标; #5 机#5 低加水位为 295mm(DAS) ,就地为 255mm,且低于低Ⅰ值 450mm 很多。

#5 机凝汽器底部支撑弹簧以及调整螺杆存在锈蚀情况。

1.现场查看 DCS 监视画面发现,#1 机组 A 小机给水泵端侧轴振偏高,接近报警值; 2.查阅运行报表,#1、#2 机组凝汽器端差超限、胶球装置投入不正常、凝结水硬度合格率低; 3.现场查看发现,部分高压加热器水位计平衡管无防烫装置;#1 机组高、低加安全门无铅封; 4.查阅金属检查记录,缺少对机组主蒸汽、再热蒸汽、主给水管道弯头背弧面磁粉和超声波检测; 5.查阅检修记录,油管道焊缝未定期检验。

现场查看及查阅水汽统计报表、汽水查定记录发现:

1.水汽统计报表、汽水查定记录所列蒸汽指标单位不符合规范; 2.热力系统在线化学仪表投入率、准确率偏低。

现场查看,水处理运行日报中无过滤器出口浊度及反渗透装置入口 SDI 监测数据。

现场查看,水汽在线化学仪表准确率和投入率未达到标准要求如,硅表、磷表、钠表没有投入。

氢气汇流排供氢间顶棚表面不平整,有死角。

现场检查和查阅水汽统计报表存在以下问题:

1.补给水处理系统卸盐酸泵缺陷长期未消除; 2.两台机组凝结水硬度合格率低于规定值; 3.热力系统在线化学仪表投入率、准确率偏低。

1.#1、#3、#5 皮带间雨幕阀进水门未开,#1A 皮带上部感温电缆部分缺失; 2.输煤皮带部分安全防护栏缺失,大块分离器出料口未设置安全围栏及警示标识牌。

现场检查发现输煤系统存在以下问题:

1.#2、#5 皮带机现场粉尘大、输煤系统皮带机水喷雾未投用及皮带机机尾出口无挡帘、现场无粉尘检测记录; 2.各皮带机头、机尾的两侧转动部位、#2 皮带机中间断、螺旋卸煤机驾驶室内未装安全护栏; 3.#5 皮带间灭火器箱破损、#4 皮带间头部未放置灭火器、碎煤机层处灭火器过期、箱体破损、煤棚东西两侧未放置灭 5.6.3.6 5.6.3.7 序号 火器。 存在问题 5.6.3.8 现场检查时发现输煤设备存在:

1.#9、#6 皮带机现场粉尘大、输煤系统皮带机和斗轮机上水喷雾未投用; 2.无粉尘检测记录; 3.各皮带机头、机尾的两侧转动部位、#4、#5 皮带机两侧、皮带除铁器、翻车机室行车及斗轮机驾驶室内未装有安全护 栏; 4.输煤现场消防器材无检测标识。

现场检查发现,皮带机转动滚筒部位护栏缺失不符安全要求。

老厂输煤走廊除尘器投入率低,部分位置粉尘飞扬。

现场检查发现输煤系统安全防护设施不符合安全要求,如 1、皮带机尾部滚筒两侧安全防护装置不齐全;2、#1 皮带机 两侧仅尾部局部加装了防护栏杆,其余全段 90%以上的皮带机侧面未进行有效防护。

输煤一二期集控室远方监控系统故障,不能投入运行。

三、四号煤场存煤较干燥,煤场喷水水压不足,不能覆盖煤场,不能有效地抑制扬尘。

输煤皮带的部分安全保护装置不能可靠投入,如防跑偏保护等。

一、二期输煤#4 转运站皮带尾部防护网破损并不齐全。

一二三期输煤系统水力除尘器故障较多,不能按要求投入运行。

现场检查发现输煤系统存在以下问题:

1.#2、#3、#5 皮带机粉尘大、输煤系统皮带机水喷雾未投用、#5 皮带机机尾出口挡帘损坏、现场无粉尘检测公示牌; 2.#1、#5、#6 皮带机头、机尾的两侧转动部位、斗轮机驾驶室内未装安全护栏; 3.#3、#5 皮带机头尾部中间未放置灭火器; 4.输煤系统皮带机机架、碎煤机室楼梯护栏、#2 转运站楼梯、碎煤机本体腐蚀严重 现场检查及查阅检修资料发现:

1.脱硫#1 石膏输送皮带及磨辊磨损较严重,石膏抛洒地面; 序号 存在问题 2.#1 炉吸收塔浆液 PH 仪有故障,未投运; 3.#1 炉吸收塔浆液密度计测试值偏差大; 4.每台吸收塔的浆液 PH 仪设计并安装了两台,实际只投运了 1 台,不利于脱硫运行人员通过两台 PH 仪的偏差值来判断 浆液 PH 值的准确性,无法及时调整运行工况; 5.两套地埋式反应箱自 2006 年投运以来未进行过钢内壁防腐层检查,从人孔门看到内壁有锈蚀可推断箱体内壁也有锈 蚀,反应箱地面周围无标示牌及警示牌。

现场检查发现: 1.两台锅炉原烟气二氧化硫浓度测定仪等损坏拆除后未安装; 2.冲灰渣系统的管道、排渣泵及钢构件锈蚀明显; 3.干灰库旁及灰渣池附近临时堆放的灰渣未及时清理运走,已溢出挡墙。

1.烟筒入口#1 炉、#2 炉的水平段砖混烟道均有渗漏; 2.#1 炉、#2 炉的原烟气及净烟气烟尘仪显示的烟尘浓度值波动大,准确性差; 3.烟气脱硝供氨系统#2 液氨罐安全阀未进行检验; 4.液氨罐区围堰墙有管道穿过,孔洞未封堵,起不到围堰作用。

现场检查发现:

1.#4 炉吸收塔入口烟道膨胀节泄漏; 2.脱硫设备、管道及钢构件锈蚀如,石膏脱水间真空皮带机落料口端钢爬梯及石膏浆液旋流器钢操作平台及钢爬梯锈蚀 严重,真空泵、滤液泵及管道、吸收塔钢构件等锈蚀明显; 3.地埋式污水处理设备于 1997 年投运至今约 14 年,未对地下钢制反应箱内壁防腐层进行检查,从反应箱地面上方钢人 孔门已严重腐蚀及地面上方看到箱体内部分防腐层存在损坏现象可推断,地下反应箱内壁防腐层也存在损坏情况; 4.反应箱地面上无设备标志牌,无荷重标识,若箱体严重腐蚀、承重强度降低,存在设备无法正常运行或人身坠落伤害 等隐患 #1 炉净烟气水平烟道及膨胀节腐蚀严重有泄漏。

1.#1 炉和#2 炉烟道与烟囱连接处及烟囱底部积灰斗沿圆周方向存在漏液现象; 序号 存在问题 2.工业废水处理在线 PH 计损坏; 3.生活污水处理地埋式反应箱投运 8 年未进行过钢内壁防腐层检查, 从箱体上部人孔看到内壁防腐层有损坏, 锈蚀明显, 可推断箱体下部内壁也有腐蚀,周围无围栏和标示牌。

查阅资料发现,电力二次系统平估报告内容不完善,如数据安全及备份恢复的内容不具体。

查阅资料发现,实时数据采集系统数据备份的有效性验证缺乏详细的验证方案和验证记录。

经资料检查,技术管理制度不完善如:应急管理制度中关于 SIS 系统应急数据恢复内容不全。

机房检查发现存在以下问题:

1.无 IDS、无漏洞扫描装置、无硬件防火墙、无上网行为管理系统; 2.机房无门禁、视频监控系统。

1、邮件系统长期未升级;2、技术管理存在问题,如重要服务器系统应急预案不完善,数据库口令未定期更换,生产应 用系统的用户管理及帐户维护记录内容不全,网络设备变更记录不全,应急演练记录不完善,网站信息发布没有审核流 程。

网络管理系统未实现对无线网卡接入用户的监控 信息网络设备间、保护室防小动物侵入措施不完善,房门未上锁。

未安装存储、备份系统,目前只能实现在各系统上进行本机手动备份。

机房巡检记录签字不全。

1.电力二次系统自评估报告内容不完善,无网络拓扑图; 2.防病毒服务器未采用双链路连接。 #4、#5 机组转轮叶片有裂纹, 5.6.3.9 5.6.3.10 水轮机转轮叶片有裂纹。

百花电站 2 号机振动异常 5.6.3.11 红枫、百花、修文、窄巷口电站存在溢洪闸门支铰转动不灵活的缺陷 序号 5.6.3.12 5.6.3.14 红林引水隧洞壁衬砌不平,部分露筋, 存在问题 风力发电机组远程监控系统欠完善(报送电网公司侧信息系统目前正在做) 。就地风速仪、风向测量变送器、风机塔、 机舱、齿轮箱及风机本体检测变送器应定期进行校验。

1.检查资料发现,未制定防止全厂停电事故预防措施; 2.检查资料发现,查评期内发生过继电保护拒动等故障,2011 年 2 月 9 日 13:19,因 6kV 公用 A 段老厂区生活电源综合 保护装置故障,致使老厂区生活电源发生接地故障时电源开关拒动,造成 6kVⅠA 段零序保护动作,#1 机组全跳停机; 2011 年 11 月 23 日 14:53,外委维护人员在测量 6kVⅠA 段#43 备用间隔端子时,误测 PT 二次端子,造成 6kVⅠA 段 PT 二次短路,PT 二次小开关跳闸,导致该段斗轮机电源开关低电压保护动作跳闸; 3.查阅试验记录发现,6KV 厂用备用电源联动试验未定期进行。

1.检查资料发现 2011 年 6 月 29 日 18:32,因外委蓄电池充放电试验人员擅自操作 1QS2、2QS2 直流母线电源开关,导致 #1、2 两段 220v 直流母线失压,造成#1、2 发电机组因误操作停机; 2.检查资料发现,全厂停电事故预防措施内容不全面,如:缺少特殊运行方式下的事故预想和演练方面的内容; 3.查阅备用电源试验记录发现,400V 厂用备用电源联动未定期试验。

1.查阅备用电源试验记录发现,6Kv 厂用快切装置联动试验未定期进行; 2.查阅资料发现,2011 年 5 月 31 日 12:40,220kV 变电站母联开关由于对侧变电站出线故障,误动跳闸(原因分析为:

调度令中母联开关在正常双母线运行中未将充电保护跳闸退出,造成母差保护区外故障导致母联开关误动跳闸。); 3.查阅资料和现场检查发现,蓄电池充电装置未按规定周期进行性能和功能的检查试验,网控蓄电池组有两个蓄电池漏 液。

查阅资料发现,反事故措施不全如,没有防止全厂停电事故的措施。

#3、#4 发变组的动力直流电源的蓄电池的容量目前只有额定容量值的 60%左右。

1.检查资料发现,查评期内继电保护发生过误动故障,如:2011 年 3 月 27 日 11:40,E 厂区公用变避雷器故障接地时, 因误接线造成#1 机备用电源 A 分支误动跳闸(应跳 B 分支);2010 年 10 月 20 日 13:59,因外委施工作人员误碰,造成 400V 公用 B 母线 PT 二次短路,PT 保险烧断,PT 二次小开关跳闸,引起母线低电压保护误动,造成#3、#4 除灰系统空 压机,B 碎煤机误动跳闸;2010 年 12 月 16 日 08:08,因综合保护装置老化故障,造成 1B 前置泵误跳闸; 5.6.4.1.1 序号 2.查阅资料发现,6kV 备用电源未进行定期联动试验。 存在问题 2010 年 10 月 17 日 12:26,四五线电站侧保护距离Ⅰ段误动;2010 年 3 月 18 日 14:46、18:34,#2 主变差动 2 次误动, 5.6.4.1.2 5.6.4.1.3 1.查阅机组检修资料发现,定子绕组端部模态试验时,#1、#2 发电机分别有 3 个测点不合格(#1 发电机励端引线 3 点 为 107Hz、5 点为 107.5Hz、7 点为 106Hz,#2 发电机励端引线 1 点为 104Hz、3 点为 96Hz、11 点为 108Hz,不符合≤94HZ 或≥115HZ 的要求); 2.现场检查发现,#1、#2 发电机就地冷风温度均低于允许值(#1 机汽侧、励侧冷风温度分别为 24 ℃、27℃,#2 机汽侧、 励侧冷风温度 33℃,均低于规程规定的 35℃~46℃允许值)。

查阅资料发现,#4 发电机未做定子绕组端部模态试验。

1#~4#机组安装的绝缘在线监测装置不能投入运行。

发电机反事故技术措施针对性不强。

企业只做了 8 号机组的发电机绕组端部振型模态试验,其它机组未做。

#8、#9 机组安装的定子绝缘在线监测装置不能正常投入运行。

1、发电机防止内冷水路堵塞的措施不完善;2、防止发电机漏水事故的措施不完善; 查阅资料,#1 发电机定子绕组端部模态试验有两点不合格。

1.现场检查发现,升压站#1、#2 发变组出口刀闸、启备变一次刀闸没有装设防误闭锁装置; 2.查阅试验报告发现,#1 发变组 SF6 开关密度继电器未定期校验。

现场检查发现,升压站高压开关设备未采用双重名称、编号。

1.现场检查发现,220KV 系统没有装设防误闭锁装置; 2.检查检修记录发现,SF6 开关压力表和密度继电器未定期校验。

现场检查发现,部分高压开关设备无防误闭锁功能,如: 110kV、500kV 开关、刀闸、接地刀闸没有装设防误闭锁装置。

制定的高压开关设备反事故技术措施针对性不强。

《高压开关反事故技术措施》内容不够全面,未结合 6kV、10kV、220kV、500kV 开关分别制定相应措施。

220kV、500kV 系统中 SF6 开关的密度继电器、压力表均没有按规定做定期校验,现场没有校验能力和拆装后防止气体泄 漏的措施。 序号 SF6 压力表和密度继电器未定期校验 存在问题 现场检查发现,220KV 升压站设备没有采用双重编号,南、北母线接地刀闸名称存在简称现象。

现场检查发现,启备变中性点只有一根接地引下线。

查阅资料,2011 年未进行接地装置引下线的导通检测工作。

现场检查发现,脱硫系统部分电动机外壳未接地。 红林和红岩站接地电阻超标未解决。 #4-#7 高厂变低压侧母线桥架构只有一根接地引下线。

5.6.4.1.4 220kv 升压站大部分架构没有实现双引下线接地 #1、#2 主变、#1 启动变事故放油坑未放置鹅卵石,#3-#6 主变、#2、#3 启动变事故放油坑内有体积较大石块、有杂物 和积土。

主变中性点接地通过两根扁铁接入地下,220kV、500kV 设备及架构同样为两根扁铁接入地下,是否在主接地网不同的两 点接地不清楚。

现场检查发现,启备变中性点只有一根接地引下线。

启备变间隔元件绝缘瓷瓶外绝缘清扫超周期。

未定期对输变电设备外绝缘表面进行盐密测量、污秽调查和运行巡视,对外绝缘表面因根据实际情况制定清洗周期并制 定实施计划(目前处于状态检测处于被动状况,存在隐患) 。 水电站的防污闪风险工作意识较弱,未见技术和管理措施。 5.6.4.1.5 5.6.4.1.6 厂内 2 月份运行管理月报(四十六期)通报:#7 主变高压侧 B 相,低压侧 C 相有个别支柱瓷瓶与母线接触处放电;#4 机 220kV GIS 开关室进线支柱瓷瓶 A、C 相放电。

220kV、500kV 设备瓷瓶上积尘较严重,220kV 系统设备瓷瓶没有涂防污闪涂料。

220kv、500kv 系统设备瓷瓶、套管较脏,部分瓶套管所涂防污闪涂料涂刷质量不高,有流拉形成的凝点和凝线 查阅资料发现,没有定期开展盐密值测试工作。

检查资料发现,查评期内发生过继电保护拒动等故障,2011 年 2 月 9 日 13:19,因 6kV 公用 A 段老厂区生活电源综合保 护装置故障,致使老厂区生活电源发生接地故障时电源开关拒动,造成 6kVⅠA 段零序保护动作,#1 机组全跳停机;2011 序号 存在问题 年 11 月 23 日 14:53,外委维护人员在测量 6kVⅠA 段#43 备用间隔端子时,误测 PT 二次端子,造成 6kVⅠA 段 PT 二次 短路,PT 二次小开关跳闸,导致该段斗轮机电源开关低电压保护动作跳闸。

由于#1-#4 主变 CT 二次组数不够的原因,发变组保护未实现“双重化”配置,220kV 母线保护因 CT 二次组数不够,母 线保护未实现双套母差。

#7、#8 机组等电位接地网不符合要求。

220kV6 条线路保护未按检验周期全部检验,每年只利用停电机会做部分校验,原因为全部校验时间不够。

220kV 启动变有载调压瓦斯继电器因安装位置的原因无法按规定校验。

220kV、500kV 系统保护用 CT 未绘制 10%误差曲线。

1.检查资料发现,2011 年 6 月 29 日 18:32,因外委蓄电池充放电试验人员擅自操作 1QS2、2QS2 直流母线电源开关,导 致#1、2 两段 220v 直流母线失压,造成#1、2 发电机组停机;2011 年 6 月 29 日跳机事故中,#2 机“程跳”保护动作后, #2 机灭磁开关拒动;马氏电源速断保护定值误整定(速断延时 0.6 秒),2010 年 8 月 12 日 19:09,马氏电源负荷侧短 路时,引起 62A、B 段母线所带 380V 母线段电压降低,致使部分 380V 负荷低电压跳闸,造成#2 炉灭火;2010 年 10 月 27 日 20:40,#2 机正常打闸停机时,程跳保护动作,#2 高厂变 A 分支电源开关跳闸,62A 段备用电源快切装置拒动; 2.检查资料发现,《继电保护检验规程》不完善,如:缺少厂用电系统继电保护和自动装置部分内容; 3.检查资料发现,缺少厂用电系统设备继电保护在 80%直流额定电压下动作情况试验。

1.查阅资料发现,继电保护定值管理、审批流程执行不规范,如:①.主控室保存的#2、3 甲乙皮带机保护定值通知单没 有审核人、批准人签字;②.继电保护专业保存的输煤系统保护定值通知单有改动;③.继电保护专业保存的水工 PC-2 段保护定值通知单没有审批流程没有签字; 2.查阅资料发现,继电保护和安全自动装置通道不满足“双路由”配置要求; 3.查阅资料发现,220kV 线路继电保护及安全自动装置在 80%直流额定电压下动作情况试验未做。

查阅资料发现,继电保护装置存在误动现象如:2011 年 9 月 28 日 220kv 西胥二线 2204 开关发生单相故障,开关单跳后 在线路主保护重合闸延时动作期间,2204 开关辅助保护误动三跳出口,同时线路跳闸后未能联跳发变组系统,运行人员 手动停机。

220kV 一站母线保护未实现双套母差。 序号 存在问题 直流熔断器整定和定值管理未及时计算更新,现 138MW 机组直流系统熔断器还使用 2006 年《运行规程》中的定值。

220kV 保护装置盘内没有敷设等电位接地网。

220kv 母线保护未实现双重化; 220kv500kv 系统继电保护装置及自动装置没有按周期进行全部检验,全厂保护装置大部分没有做 80%直流电源试验。

检查资料发现,查评期内继电保护发生过因误接线和误碰引起的误动故障,如:2011 年 3 月 27 日 11:40,E 厂区公用变 避雷器故障接地时,因误接线造成#1 机备用电源 A 分支误动跳闸(应跳 B 分支);2010 年 10 月 20 日 13:59,因外委施 工人员误碰,造成 400V 公用 B 母线 PT 二次短路,PT 保险烧断,PT 二次小开关跳闸,引起母线低电压保护误动,造成#3、 4 除灰空压机,B 碎煤机误动跳闸。

查阅资料发现,启备变油中含有乙炔,2010 年试验报告 0.277uL/L,2011 年试验报告 0.450uL/L。

查阅资料发现:

1.没有启备变自起动容量校核报告; 2.没有启备变防止过投自起动的措施。

查阅资料发现,主变压器在线色谱分析仪分析元件失效不能正常运行。

现场检查发现,#2 机电子设备间湿度为 42%,不合格。

现场检查发现:

1.DPU 负荷率超标,如#14 站 DPU 瞬间负荷率达 70%以上; 2.汽机缸体壁温、锅炉过热器、再热器管壁温度无信号质量识别功能,如汽机缸体壁温有两点显示 700℃以上,低再管 壁温度在 253℃至 470℃之间显示。

经现场检查,#1 机组 DCS 的 drop2/52、drop3/53、drop6/56 的 CPU 负荷率分别为 42%、47%和 47%,超过了《火力发电 厂设计技术规程》(DL 5000-2000)和《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》(DL/T 774-2004)负荷率不 超过 40%的规定。

现场检查发现,模拟量输入无品质判断功能,DCS 的实时时间与 GPS 时钟不同步;机柜风扇存在故障现象。 梯调、红枫和红岩站等计算机监控系统电源无隔离变压器和滤波器,不符合《水电厂计算机监控系统基本技术条件》 ( DL/T 578-2008) 第 4.3.8.7 条要求,建议按要求对计算机监控 220V 交流工作电源进入 UPS 电源前加装隔离变压器,进入计算机设备之前加装抑制噪声的 5.6.4.1.7 5.6.4.2.1 序号 存在问题 滤波器;梯调、红枫和红岩站等计算机监控系统上位机外壳地线未接,不符合《水电厂计算机监控系统基本技术条件》 ( DL/T 578-2008) 第 4.3.11 条要求,建议按规范接地;红枫站公用 LCU 交流工作电源消失,原因不明。

计算机监控系统的功能有待完善,反应速度明显偏慢。

2011 年 4 月 21 日下午,中控室计算机监控系统退出一个操作员工作站,更换故障网卡,未开工作票,无任何缺陷维修记录,违反“两票 三制” 、自动化设备退出审批制度、设备缺陷管理制度、计算监控系统设备维修登记等多种制度。 5.6.4.2.2 现场检查发现,过程控制站 DPU 负荷率超标。

查阅资料发现:

1.保护投退申请单与工作票中的保护投退申请数量不符;DCS 逻辑修改与信号强制记录存在无逻辑图、签字不规范现象; 2.炉膛负压跳炉压力开关设定值存在严重漂移现象,如,以#2 炉为例,在 2011 年 2 月临检中,校验记录显示,炉膛压 力高开关标准值为 3240Pa, 校前动作值最高为 3860Pa, 漂移了 19.1%; 炉膛压力低值为-2490Pa, 校前动作值最低为-1550 Pa,漂移了 37.7%,校验后的回程误差最大值为 11%。在 2011 年 10 月 5 日的校验中,发现高值的炉膛压力开关校前动 作值由 3240 Pa 漂移到 2612 Pa,误差为 19%。低值由-2490 漂移至-3340 Pa,误差为 34%。校后的回程误差最大为 8.8%; 3.#2 机 A 小机推力轴承温度元件故障保护退出。

查阅资料发现,热工保护投退制度执行不完善,如工作票中保护投退 19 项,热工保护投退申请单中只有 12 项。

#2 炉南侧一汽包水位平衡容器包在管道保温中; 炉膛压力保护逻辑无延时; #3-#4 炉炉膛负压测点取样点标高高于仪表标高 机组汽轮发电机振动保护在 2900rpm 以上不投入 1、个别热工保护装置配置不符合要求,如:定子冷却水三台流量开关共用一组取样管路;2、热控保护定值清册表未定 期修订;3、就地热控仪表标识牌、合格证不齐全;4、执行热工保护投、退制度不严格。

#8、#9 机组停炉保护缺少总风量过低、炉膛安全监控系统失电保护; #4 炉炉膛负压测点取样点标高高于仪表标高; #8 炉汽包水位平衡容器下部直管段包在保温中 4 号机表计和传感器部分没有检验,大部分已经超过检验有效期;主变温度计、油位计和 GIS 气体压力表均未检验;副控室直流盘数字电 序号 存在问题 压表已经超过检验周期一年多;计算机监控系统 UPS 电池未做定期充放电试验。 #3、4 机组发电机断水保护配置不符合三取二冗余配置要求。

#1、2 机组停机保护缺少 DEH 失电保护; #1-4 机组炉膛压力保护逻辑无延时。

1.现场检查发现:保护定值未及时修编; 2.报警定值修改签字不规范,如#2 机 1X 轴振报警值从 127? m 修改到 135? m,无修改日期;保护投退记录存在不规范现 象,如在 ERP 上显示#2 机#2 瓦振动大跳机保护于 2011 年 11 月 14 日解除,但 ERP 上无投入记录。

查阅防止锅炉灭火放炮的技术措施不全面,只有运行操作部分的内容,缺少对设备及检修维护的要求。

查阅《防止锅炉灭火放炮的技术措施》,发现内容不全面,缺少防止炉膛结焦的内容。

查阅“防止锅炉结焦和灭火放炮的技术措施”内容不完善,缺少设备检修维护部分的内容。

5.6.4.3.1 查阅资料发现,防止锅炉灭火放炮的技术措施、避免锅炉结焦和灭火措施内容不全。

锅炉在高负荷时结焦较严重。

1.查阅锅炉灭火记录,2010 年 9 月?2011 年 10 月发生 23 次由于结渣导致的锅炉灭火; 2.锅炉防止炉膛爆炸的措施不完善,缺少对检修及设备的要求。

查询防止锅炉生制粉系统爆炸及煤尘爆炸的技术措施内容简单、不全面,缺少检修、维护等方面的内容。

查阅“防止制粉系统爆炸事故的技术措施”内容不完善,缺少设备检修维护部分的内容。

5.6.4.3.2 现场实际执行情况与《防止制粉系统的爆炸与着火措施》不符。

查询防止锅炉生制粉系统爆炸及煤尘爆炸的技术措施内容不全面,缺少检修、维护,石子煤排放等内容。

现场检查发现,1B、2D 磨煤机大齿轮漏油,磨煤机减速器渗油,#2 炉#4 角煤粉管漏粉;查阅资料发现在 2011 年的 4 月 5.6.4.3.3 28 日、7 月 5 日、8 月 9 日,9 月 18 日,因一次风管漏煤粉发生 4 次煤粉着火现象。

现场检查发现, A 排粉机风箱、A 磨筒体存在漏粉;A、B 磨煤机润滑油系统漏油且 A 磨筒体下积油较严重。

现场检查发现,#2 炉扩建端就地水位计水位显示不清。

5.6.4.3.4 现场检查,锅炉汽包就地云母水位计部分云母脏,不能显示水位的全部量程。 序号 存在问题 现场检查发现,#2 锅炉就地双色水位计显示为 50mm,远传水位计显示为 30mm,说明远传水位计与正常水位存在偏差; 就地双色水位计显示不清晰。

空预器出入口差压比较大。

空预器着火后无灭火蒸汽 5.6.4.3.5 低负荷煤、油混烧时未进行尾部烟道和空预器的吹灰; #1-#4 机空气预热器无停转报警装置,设置有水冲洗系统但是现场不执行水冲洗。

空预器出入口差压比较大。

防止锅炉承压部件爆破泄漏事故措施不全面,只有运行操作部分的内容,缺少对设备及检修维护的要求。

查询#1 机组 B 修资料,#1 炉未进行安全性能检验。

查阅资料发现以下问题,承压部件防止爆破泄漏事故措施不完善,缺少设备检修内容;防止锅炉“四管”泄漏的管理制 度不完善,缺少组织机构;2010 年 10 月 21 日,过热器出口联箱入口管泄漏无分析报告;未按要求对主蒸汽、再热蒸汽 冷热段管道进行定期检验;未按要求开展对锅炉疏水、放空气、取样等管座角焊缝的检查。

5.6.4.3.6 查阅资料发现,防止锅炉承压部件爆破泄漏事故措施内容不全。

锅炉膨胀指示器坏的较多。

查阅资料: 1.公司防止锅炉承压部件爆破泄漏事故措施不全面,如:防止锅炉超压超温的措施过于简单,只规定了“安全阀定期进 行校验,严格水压和超压试验要求”,而且缺少防止锅炉超温的内容; 2.机组检修未开展锅炉安全性能检验。

1.查阅化学抗燃油检测报告,#2 机组抗燃油泡沫特性试验不合格; 2.查阅调节系统静止试验报告,出具的试验报告不规范,试验的数据仅有 0%、50%、100%机械位置对应 DCS 显示值,无 其它数据,不符合调节系统静止试验要求; 5.6.4.4.1 3.查阅台账主汽门、抽汽逆止门关闭时间测取不规范,所测数据仅为工程师站数据,不符合要求;查阅定期试验记录发 现高、中压主汽门活动试验执行不规范(如当高、中压主汽门活动试验不具备条件时,未注明原因,当条件具备时也未 补做)。 序号 存在问题 查阅 2011 年 9 月 28 日停机记录发现,#1 中主门有卡涩现象。

#5、#6 机组危急保安器未能实施 2000 小时注油转速提升试验。

#2 机大修以及#7 机大修只在修后进行了汽门严密性试验。

#1、2 机组均未做甩负荷试验。

#4 机组左右主汽门存在卡涩现象,目前正在进行解体检查。卡涩主要是因为氧化皮增厚导致活动间隙变小造成。

#2 机主机润滑油油质报告中发现微浑,且油中含水接近 100mg/l。

查阅定期试验记录,高压主汽门活动试验为每月二次;中压主汽门、中调门未进行活动试验。

1.DCS 画面查看,#1 机组#5、#6 轴瓦瓦振超标; 2.查阅 2011 年#2 机组检修记录,未见顶轴油管检查记录。

1.现场测量#1、2 机组#4 轴瓦瓦振轴向超标(#1 机组:垂直:0.016mm,水平:0.036mm,轴向:0.059mm;#2 机组:垂 直:0.015mm,水平:0.022mm,轴向:0.050mm);通过 DCS 画面查看#1、2 机组#4 轴瓦轴振超标(#1 机组 X 向:0.116mm, #2 机组 Y 向:0.114mm); 2.查阅检修报告,#1 机组 A 修检修中没有对气缸隔板进行变形测量。

查阅 DCS 画面主机运行参数及运行振动报表发现,#1 机组轴系有不稳定因素存在,启停机、升降负荷、启动顶轴油泵等 均能引起轴振加剧,如 2011 年 10 月 17、18 日机组降负荷过程中,#3、4 瓦轴振最大值达 232μ m,持续一小时后恢复 正常。

#1 机#4 轴承轴振达到 97.8um; #7 机 1X 达到 128um、 1Y 达到 162um; #8 机 2Y 达到 108um; 3X 达到 129.9um、 3Y 达到 112.2um, 以上各项均超标。

现场查看 DCS 画面主机运行参数及运行振动报表发现#5 瓦振动超标(100μ m?130μ m) 1、#1 机在#1 调门开启时汽流变化引起#1 轴承振动达不到优良;2、#5 瓦瓦振超标。

#1 机#3 轴承振动超标历史最高达到 180um #5 机#5 轴承轴振在并网投入励磁后 5X 达到 212um、5Y 达到 220.5um,超标。 5.6.4.4.2 #4-7 机组汽轮发电机#5 瓦轴振测点异常,保护未投入 通过 DCS 画面查看,#2 机组#1 轴承轴振超标。 序号 存在问题 现场查看#2 机组#3 高加水位计显示不清。

1.现场查阅机组启停记录表,缺各轴承顶轴油压、轴承温度及各阶段汽轮机的振动记录内容,无盘车电流摆动值记录及 顶轴油压记录; 2.查阅停机抄表:#2 停机后高压外缸外壁上下缸温差、高压外缸内壁上下缸温差、高压外缸外壁上下缸温差超限; 3.查阅运行日报,#2 机一、四、六抽温度略超设计值。

现场检查#2 机胀差测量元件损坏,差胀保护未投入。

#7、#8 汽轮机启动前汽缸上、下缸温差均超标。

12 月 23 日,#2 机组辅机全部跳闸后未按规程要求果段执行手动停机。

现场检查及查阅规程发现:

1.汽轮机大轴弯曲原始值未列入规程;停机曲线仅只有正常停机曲线;停机后投盘车无电流摆动值; 2.#1 机组#3 高加、#2 机组#2 高加水位计不清晰。

1.现场检查发现,#1 机主油箱事故放油门一次门安全距离不符合要求; 2.DCS 画面查看#1、2 机组#2 轴瓦温度偏高,温度测点温差值偏大(超过 15℃);查阅机组启停记录表,参数记录不全, 缺各轴承顶轴油压、轴承温度及冲转前的缸温等记录; 3.现场检查,部分仪表刻度盘额、定值处未划有红线(如部分压力容器等)。

1.现场检查发现:#1、2 机主油箱事故放油门一次门安全距离不符合要求; 2.查阅记录发现润滑油系统油压表、油温表未按规定定期校验。

现场检查发现:#1 机#2 瓦瓦温 98.7℃,#4 瓦瓦温 91℃;#2 机#2 瓦温 95.9℃,接近设计温度。

现场查看事故放油门警示牌不明显,安装不合理。

#7、#8 机机主机油箱事故放油门以及排污门均在易操作位置,未悬挂“禁止操作”警告牌。

#4、#5 机主机油箱事故放油门在易操作位置,未悬挂“禁止操作”警告牌。

1.现场查看发现,#1、#2 机组主油箱事故放油门无“禁止操作”警示牌,且事故放油门只有一个安全通道; 2.查看 DCS 监视画面,#1、#2 机组#2 轴承温度偏高,超出规程规定; 3.查阅热工校验记录发现润滑油系统油温表未按规定定期校验,现场查看部分仪表刻度盘额定值处未标注红线; 5.6.4.4.3 5.6.4.4.4 序号 存在问题 4.现场查阅机组启停记录表,缺少各轴承顶轴油压、轴承温度及各阶段汽轮机的振动记录内容。 未做进水口闸门动水关闭试验; 无远方手动落闸, 中控室无手动紧急关闭筒型阀按钮。

机组大修后未做过速试验和主阀(进水闸门)关闭试验, 机组振摆在线监测装置不具备信号报警功能 机组振摆在线监测装置不具备信号报警功能, 机组振摆在线监测装置不具备停机功能。

#1-#3 机组原设计没有真空破坏阀 #1-#3 机组原设计没有真空破坏阀, 监测资料未按规程要求整编。

2007 第三次大坝定检提出必须做的项目:放空洞弧形闸门和检修闸门检测;建议对左泄洪洞进口混凝土破损情况进行检查。以上两项均 未进行 汛前检查项目中,未做泄洪闸门动水启闭试验 6.4.5.1 6.4.5.3 6.4.5.4 6.4.6.1 5.6.4.6.2 现场检查及查阅资料发现,目前灰场基本没有储灰,排水系统良好,但还存在以下问题:

1.灰场及灰坝管理外委第三方单位,所签订的灰场及灰坝维护承包条款包括在《机组运行维护服务合同》中,灰场及灰 坝管理的工作内容不齐全,缺少应达到的工作标准和具体考核条款; 2.灰坝和灰场无标志牌; 3.灰坝下的排洪沟中有较深的水,无防止落水的警示牌。

现场检查,外委单位对灰场管理不到位,如灰场周围无标志牌,灰场管理制度不健全,无巡视检查记录。

灰场入口道路无明显标示牌及灰场周围标志牌不齐全。 序号 存在问题 现场检查、查阅资料发现,灰场管理制度内容不全,缺少职责分工、灰场及灰坝日常巡视记录等;灰场及灰坝周围未设 置标志牌。

1.电缆层间 35kV 电缆部分敷设于电缆桥架外,消防感温电缆未能覆盖主电缆; 5.6.4.7.1 2.电缆层间事故排烟风机、排水泵就地控制开关安装在电缆夹层室内,不便事故处理。

查询资料发现,部分储气罐、热网加热器、#2 机高低加等压力容器无使用证,且未进行定期全面检验。

压力容器使用管理制度不全。

1、部分压力表计无合格证; 2、气瓶无防止倾倒措施,如现场二氧化碳气瓶无防止倾倒措施。 压力容器台账不够规范;气瓶无管理制度,无台账;5 号气罐检测过期; 气瓶仓库存放,与周边建筑的安全距离不够 #1、#2 炉 PVC 阀控制未投入保护联锁 #1-#6 炉的汽包压力表缺少校验合格证,#7、#8 炉汽包压力表合格证超期,且无最高工作压力标记。 压力容器未建立规范台账,气瓶无台账、无检验记录;使用单位制定的气瓶管理办法不完善;两个气瓶库与周边建筑的安全距离不够 5.6.4.8.1 没有建立机组超温记录。 压力容器未建单独台账, #1 机#6 低加汽侧安全阀排汽管无疏水管。#1-#4 机#3 高加汽侧安全阀排汽管疏水管没有接至安全地点,且安装有截止 阀。

#4 炉 PCV 阀漏汽且现场未作保护措施。

#1-#6 炉汽包压力表、过热管道压力表等发存在合格证超期、压力表刻度盘上无允许最高工作压力标记 生产人员对锅炉四管超温的问题缺乏分析,制定的防范措施针对性不强。

现场查询:

1.汽机房零米 CO2 气瓶未采取防倾倒措施、液氨区一氮气瓶无防振圈、防护帽; 2.压力表计未校验。 序号 存在问题 现场查看发现:

1.供氢站氢气瓶未直立摆放在支架上; 2.未设置发电机氢系统在线含氧量表; 5.6.4.8.2 3.发电机运行和充排氢过程中未监督氢中含氧量指标; 4.漏氢报警装置信号未引入水处理值班室内。

供氢母管上的安全阀未定期校验。

现场查看,供氢站氢气瓶未直立摆放。

油区现场检查发现,两台卸油泵渗油;油泵房内油气浓度大,排风机未投用,未对空气中可燃气体浓度定期监测。

油区现场检查时发现:油泵房内#1、#2 油泵、#3 滤油器存在渗油现象;油管道壁厚及焊接质量没有进行定期检测;油 泵房电气间屋顶漏水;消防器材无检测标识。

现场检查时发现,油泵房内#1 供油泵有渗油现象 ;油区围栏为铁网,不符合安全要求 ;油区无事故照明 ;现场检查 发现消防器材损坏、散落在地。

5.6.4.8.3 油区现场检查发现: 1.油区设置实体围墙高度只有约 30 公分,不符合消防法等要求,且油罐离主厂房太近; 2.油泵设置于露天无遮挡,地面有油迹; 3.管道涂色和色环、介质名称及流向标志不够完善;阀门编号及开关方向标志不完善; 4.空气中可燃气体浓度监测无记录。

5.6.4.8.4 未对压力钢管伸缩节做探伤检测, 压力管道未做探伤检测, 5.6.5.1 5.6.5.2 查阅资料发现缺少防灾减灾规章制度。

查阅资料发现,缺少防范台风应急预案。

防灾减灾宣传教育和培训开展不力。

防灾减灾宣传教育和培训力度不够 在 2010 年的建筑物沉降监测数据中,部分建筑物存在有数值变化。

但在国内市场上,面临着来自发达国家高端产品的竞争;在出口市场上,主要以加工贸易这种初级贸易方式为主,可以说,我国纺织机械设备面临的安全问题比较复杂.而解决我国...

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