931-2011年江苏省发电企业技术监督检查大纲

1、2011 年江苏省发电企业技术监督检查大纲 一、一次设备一、一次设备.1 二、继电保护二、继电保护.12 三、自动化三、自动化.23 四、热工控制四、热工控制.25 五、电测专业五、电测专业.32 六、节能专业六、节能专业.35 七、金属专业七、金属专业.39 八、环保专业八、环保专业.50 九、化学专业九、化学专业.55 十、锅炉专业十、锅炉专业.64 十一、汽机专业十一、汽机专业.74 1 一、一次设备一次设备 序号检查内容自查结果抽查结论备 注 变压器部分（包括电抗器、互感器等）： *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。 2 新投运设备交接试验完整性和合格判

2、据 检查。 *3 是否对变压器设备有强迫停运记录，什 么原因，保护动作、录波情况怎样。主 变压器出口或近区受短路冲击是否有记 录、短路电流是否有记录。 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。 *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。 6 最近一个检修周期是何时，检修原因和 项目是什么，检修发现和处理了那些问 题，检修前后设备运行情况是否有异常。 2 序号检查内容自查结果抽查结论备 注 7 近二次预防性电气试验（具体项目见 96 版预防性试验规程）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

3、数据进行比较） 。 *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。油色谱在线监 测装置运行是否正常（如有） 。 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。 *10 对于 220kv 以上设备，每年是否进行至 少一次以上的红外测温，有无异常发现 及处理情况。 11 本体、套管、冷却器等有无渗漏，有几 处，有否在停电或停泵状态下检查。 *12 如果有油气胶纸型套管，电容量是否有 阶跃性变化。 *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。 3 序号检查内容自查结果抽查结论备 注 14 是否更换或补充过油，工艺是否满足要 求。 15 是否有

4、薄绝缘变压器，如何进行运行维 护。 16 主变避雷器计数器动作情况记录怎样。 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。 18 变压器（电抗器）的铁心部分是否存在 多点接地现象，如有，有无采取措施。 *19 变压器瓦斯继电器的动作情况。 *20 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。 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。 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

5、行检修。 4 序号检查内容自查结果抽查结论备 注 23 变压器风扇及冷却器是否定期冲洗，其 供电设备是否可靠。 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。 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。 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。 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。 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

6、筒上 部是否漏气。 5 序号检查内容自查结果抽查结论备 注 *29 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。 *30 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。 31 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。 32 各控制箱和二次端子箱等防护措施是否 完备（防潮、防污等） 。 33 互感器是否存在渗漏现象或其他缺陷。 34 cvt 是否定期检查二次电压，有否异常。

7、*35 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 36 pt 是否测量空载电流 发电机部分（包括励磁系统） 6 序号检查内容自查结果抽查结论备 注 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 2 大、小修是否超周期，检修报告（记录） 是否完整规范。 *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？ *4 pss 电力系统稳定装置是否投入使用，是 否做过 pss 电力系统稳定试验，励磁系统 数学模型及参数 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

8、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，h2的湿度和补气纯 度是否控制？ *7 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？ 7 序号检查内容自查结果抽查结论备 注 8 保护和测量装置是否正常投入；功能是否 良好。 9 冷却系统、油系统及其他主要部件是否存 在缺陷。 10 是否具备avc功能，并与调度机构ems系统 实现联合闭环控制的功能。 11 防止发电机损坏事故反措制定 sf6开关和 gis、油开关 1 额定电流是否符合实际工况 *2 开断电流是否满足要求 3 新投运设备交接试验完整性和合格判据 检查 4 预防性试验是否按规程执行 5是否

9、定期进行 sf6微水测量和检漏 6 是否作断口并联电容器测试 7 合闸电阻值和投入时间测试 8 导电回路电阻测试 8 序号检查内容自查结果抽查结论备 注 9 断路器分合闸时间和速度测试 10 断路器分合闸的同期性测试 11 分合闸电磁铁动作电压特性测试 12 是否作 sf6密度监视器检查 13 是否作密度继电器、压力表定期检查 14 液(气)压操动机构泄漏试验 15 油(气)泵打(补)压运转时间 16 油断路器泄漏电流测试 *17 是否定期和用电高峰前作发热红外检测 工作 18 是否检查操作电源熔丝、是否定期更换 19 端子箱防潮防污状况检查 *20 辅接点是否定期检查动作可靠 *21 gis

10、 是否开展带电检漏、局放检测等工作 隔离开关 1 额定电流是否符合实际工况 2 动热稳定电流是否符合工况 3 新投运设备交接试验完整性和合格判据 检查 9 序号检查内容自查结果抽查结论备 注 4 预防性试验是否按规程执行 5 操动机构检修后操作灵活、触头位置到 位、闭锁可靠 6 外观和防锈蚀检查 7 检修润滑脂是否采用二硫化钼锂基脂 8 操动机构是否有多重防雨设施 9 导电回路电阻测量1.5 倍出厂值 10 二次回路绝缘电阻 11 二次回路交流耐压试验 12 最低操动电压测量 *13 是否定期和用电高峰前作发热红外检测 工作 *14 是否开展支柱绝缘子的探伤检测 氧化锌避雷器 1 额定电压是否

11、符合设计要求 2 持续运行电压是否符合工况 3 新投运氧化锌避雷器交接试验完整性和 合格判据检查 4 预防性试验是否按规程执行 10 序号检查内容自查结果抽查结论备 注 *5 直流 1ma 参考电压（u1ma）及 0.75u1ma下 的泄漏电流 每年雷季前 *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） 每年雷季前 7 运行电压下的交流泄漏电流 8 在线全电流监视器情况检查 *9 是否定期和用电高峰前作发热红外检测 工作 升压站外绝缘及绝缘子类部分 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 *1 绝缘子类明细情况

12、绝缘子饱和盐密测量 污染源情况 *2 污秽性质 日常巡视记录 3 历年污闪记录 4 预防性试验 11 序号检查内容自查结果抽查结论备 注 每年人工清扫计划 人工清扫 rtv 涂料 硅橡胶伞裙套 合成绝缘子 5 其他硅橡胶设备 防雷和接地装置 *1 全厂接地电阻是否满足规程要求： 2000/i （i 为单相短路接地电流，有 调度部门提供） ，或0.5. 2 各设备接地引下线和地网是否可靠连接 3 高压电气设备的过电压保护是否完善 应急预案的制定 1 防止电气误操作事故应急预案 2 防止全厂停电事故应急预案 12 二、继电保护 序号检查项目自查结果抽查结论备注 保护配置 *1 主保护双重化配置情况

13、，运行年限是否 超过继电保护运行规程要求 2 应配置完整的、能反映各种故障及异常 状态的后备保护 3 500kv 母差双重化配置 4 500kv 主变保护应配置完整的三段式过 励磁保护分别用于起信和跳闸 *5 500kv 主变保护 220kv 侧应配置完整的 开关失灵保护 *6 200mw 及以上发变组是否配备独立的故 障录波装置 *7 220kv 及以上厂站配置两组独立的直流 蓄电池供电电源，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 13 序号检查项目自查结果抽查结论备注 8 涉网设备继电保护的微机化率是否体现 保护装置水平 9 是否配置安全停机保护或装置 *10

14、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 11 励磁调节器是否已配备 pss 功能,配置 是否齐全。 *12 直跳回路的中间继电器是否满足反措要 求，用于保护跳闸的时间继电器（主变 冷却器、三相不一致等）动作特性是否 可靠 13 在非电量保护中间继电器的选择上是否 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第 4.2.1 条对保护配置的要求 14 220 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。 14 序号检查项目自查结果抽

15、查结论备注 15 微机同期装置是否配置独立的同期鉴定 闭锁继电器 二次回路 *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 2 线路纵联保护的通道应遵循相互独立的 原则按双重化配置 3 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 非电量保护与电气量保护直流电源应相 互独立 5 500kv 主变中压侧阻抗保护应具有完善 的失压闭锁功能 *6 跳闸压板的开口端应装在上方，接到断 路器的跳闸回路 *7 保护是否按要求敷设 100 平方毫米铜排 8 正、负电源之间及电源与跳（合）闸之 间应适当隔离 15 序号检查项

16、目自查结果抽查结论备注 9 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 *10 结合滤波器内高频电缆应选串接 0.047f 抗干扰电容 11 ct/pt 二次回路必须分别且只有一点接 地，并符合反措要求 12 pt 二次回路的 4 根开关场引入线和 pt 三次的 2 根开关场引入线须分开 *13 差动保护在投入前需测相位及中性线不 平衡电流 *14 交流回路与直流回路不能共用一根电缆 15 主变压器、电抗器上的瓦斯继电器应装 防雨罩 *16 使用能快速返回的电气量保护作为断路 器失灵保护的启动量 17 新投入或经变更的电流、电压回路是否 按规定进行定

17、相、核相、带负荷试验和 二次回路正确性检查 18 操作、信号及二次回路的绝缘是否符合 规程、规定的要求 16 序号检查项目自查结果抽查结论备注 19 直流母线电压是否保持在规定的范围内 20 直流系统对地绝缘是否良好 21 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 22 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 23 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 24 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 *25 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

18、，是否及时 检查，及时处理 校验管理 1 是否制定本单位继电保护标准校验规程 及报告 *2 继电保护是否存在着超周期现象 3 继电保护校验报告是否齐全有无漏项 4 是否制定继电保护工作标准安全措施票 并认真执行 17 序号检查项目自查结果抽查结论备注 5 继电保护图纸应图实一致，有齐全完整 的竣工图纸，并做到 cad 电子文档化管 理 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 7 备品备件有管理制度，是否齐全 8 是否定期校核熔断器（直流小开关） 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 10 保护装置发生不正确动作行为后，是否

19、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 11 是否已按国家电网公司发电厂重大反事故 措施（试行） （2007）和国家电网公司 十八项电网重大反事故措施的要求执 行反措整改工作 12 是否定期检查已执行反措仍然完好、有 效 13是否按要求执行检验规程 14是否执行检修文件包制度 *15是否完成励磁系统建模和 pss 参数整定 18 序号检查项目自查结果抽查结论备注 试验，报告是否完整 16 微机继电保护装置的开关电源是否按照 使用期限更换，以防止保护误动、拒动 情况的发生。 17 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

20、查；ups 负载是否合 理，负载电源的冗余性是否符合要求。 18 微机型继电保护试验装置是否按时进行 全面检测。 运行管理 1 继保现场运规编制情况 2 保护规范名称列入现场运规，与调度下 发标准名称一致 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 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 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 6 各厂站网控、保护室、电缆层是否有禁 19 序号检查项目自查结果抽查结论备注 止无线通话设备的标志 7 保护屏、压板、光字牌名称符合规范； 术语、压板

21、、把手、屏正面继电器标示 清晰，电缆铭牌标示清晰；封堵严密整 洁 8 高频保护试验方法值班人员是否熟练掌 握 9 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 10 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 11 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 *12 升压站是否配置 gps 装置，继电保护设 备卫星同步对时是否正确 13 在运行线路保护上进行保护定值修改前， 应认真考虑防止保护不正确动作的有效 措施，并做好事故预想 14 系统发生事故保护装置动作后，是否有 20 序号检查项目自查结果抽查结论备注 详细的事故记录 保

22、护软件版本管理 1 微机保护软件版本管理办法 *2 现场保护装置软件版本是否符合要求 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 定值管理 1 继电保护定值管理制度是否健全 *2 发电机变压器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 3 与系统保护有配合关系的元件保护（负 序电流、电压保护，过励磁、失磁、失 步、零序电流、电压等保护） ，应按调 度部门提供的整定限额和相关系统参数 自行整定 4 参与机网协调的机组保护应严格按电网

23、 21 序号检查项目自查结果抽查结论备注 调度部门规定的参数、整定及技术原则 执行 *5 发电机的励磁参数（包括调差率、低励 限制、pss 顶值倍数）按江苏电力有限 公司江苏并网发电机励磁系统管理办 法由发电机进行整定试验，并报江苏 电力有限公司确认 6 根据电网一次系统变化，定期对所辖设 备的保护配置和整定计算进行全面校核 和调整 8 现场及保护班是否存有最新保护定值单， 是否齐全正确 9 实际定值与定值单是否相符 10 定值单按调度规定执行，是否定期核对 整定单 关于核电机组 1保护装置的可靠性及微机化改造问题 2厂用电源切换的可靠性； 3应急电源的可靠性（柴油机、ups 等） ； 4加强

24、直流电源回路的绝缘监测与维护工 22 序号检查项目自查结果抽查结论备注 作； 5 在雨季应加强非电气量保护及其二次回 路的维护工作，严防误动。 23 三、自动化 序号要 求 提 交 的 报 告 项 目自查结果抽查结论备注 *1 开关站、发变组监控系统（含测控单元 和其它自动化设备）竣工图纸、调试验 收报告是否完备 2 数据传输标准和规约文本是否完备，是 否符合相关规定及标准 3 远动及通讯系统图纸、与调度通道联合 调试报告是否完备 *4 gps 装置测试报告是否完备 5 保护、安全自动装置、监控系统对时试 验报告是否完备 6 开关站、发变组相关监控系统 ups 供电 系统竣工图纸、调试报告是否

25、完备 7 二次系统安全防护技术资料及网络拓扑 图是否完备 8 自动化系统各项操作和运行维护记录是 否齐全 9 自动化系统的其他系统的接口是否运行 24 序号要 求 提 交 的 报 告 项 目自查结果抽查结论备注 正常 *10 自动化系统各项备份材料及资料是否更 新 *11 自动化系统各项定期校验或测试是否完 成，校验记录和测试报告是否完备，测 试结果是否合格 12 自动化系统的缺陷记录和消缺记录是否 对应，完整、及时 13 自动化专业的相关统计报告及相关计划 是否齐全 14 自动化设备是否双路直流供电，是否采 用了 ups 供电 *15 升压站五防闭锁是否完备 16 rtu 和监控系统输入输出

26、是否符合标准 25 四、热工控制 序号检查内容自查结果抽查结论备注 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、循环水泵等重要辅机保护动作统计和 原因分析 1.3 消缺记录及重要遗留缺陷统计 1.3.1 dcs 系统故障统计及存在的问题 1.3.2 deh 系统、meh 系统故障统计及存在的问题 1.3.3 ets、mets 系统故障统计及存在的问题 1.3.4 化水控制系统故障统计及存在的问题 1.3.5 输煤控制系统故障统计及存在的问题 1.3.6 出灰控制系统故障统计及存在的问题 1.3.7 精处理控制系统故障

27、统计及存在的问题 1.3.8 脱硫控制系统故障统计及存在的问题 1.4 保护联锁解管理制度及工作记录 1.5 控制系统软件备份形式及管理 26 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 2 主要技术资料管理 2.1 sama 图是否完整有效 2.2 保护联锁逻辑图是否完整有效 2.3 保护和联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 3 主要技术指标及控制功能 3.1 “三率”指标统计台帐 3.

28、1.1 保护投入率 3.1.2 自动投入率 3.1.3 主要仪表投入率 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 27 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（提供维护 试验曲线） 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

29、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 3.4 mft 保护配置及投用情况（需分项说明是“单点” 或“多选”保护类别，提供相关一次元件校验和 维护记录） 3.4.1 手动 mft 3.4.2 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 28 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 本锅炉的其他条件 3.4.12 机炉电大联锁 3.4.13 是否设置保护切投开关 3.5 ets 保

30、护配置及投用情况（需分项说明是“单点” 或“多选”保护类别，提供相关一次元件校验和 维护记录） 3.5.1 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 29 3.5.9 本汽机和发电机其他要求 3.5.10 机炉电大联锁 3.5.11 是否设置保护切投开关 4 标准传递 4.1 标准计量设备台帐 4.2 计量标准、操作规程是否完整 4.3 校验人员是否取证 4.4 标准仪表检定日期 4.5 一次元件校验记录 4.6 周检计划 5

31、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 dcs 控制系统接地电阻 6.2 露天仪表箱防护措施及台帐 6.3 信号屏蔽接地是否满足要求 7 涉网控制功能即技术指标 30 7.1agc 7.1.1 是否具有 agc 测试报告 7.1.2 agc 功能范围 7.1.3 agc 断点设置 7.1.4 近 6 个月平均响应速率 7.1.5 纯迟延时间 7.1.6 负荷响应的静态偏差 7.2 一次调频 7.2.1 是否具有一次调频测试报告 7.2.2 频率响应死区 7.2.3 不等率 7.2.4

32、 一次调频的幅度 7.2.5 有功功率对频率变化的响应时间 7.2.6 30s 有功功率响应幅度 7.2.7 投入率统计 7.3 一次调频在线检测系统 7.3.1 一次调频在线检测系统试验报告 7.3.2 增负荷测试功能 7.3.3 减负荷测试功能 7.3.4 一次调频特性参数测试功能 31 8 2010 年度共性问题的整改内容 8.1 agc 控制月度分析台帐 8.2 汽轮机轴承温度单点保护 8.3 汽轮机轴承振动单点保护 8.4 保护联锁定值单滚动修编 8.5 标准试验室建标及量值传递工作 8.6 公用 dcs 系统维护 32 五、电测专业 项目内容自查结果抽查结论 备注 1.1计量用互感

33、器，及电能表是否按规定配置满足规程规定的要 求，出厂资料是否齐全。（使用说明书、检测数据等） 1.2计量用互感器在投运前是否进行误差试验并满足规程要求。 1.3计量用互感器和电压互感器二次回路压降、互感器二次回路 负荷及电能表是否按周期进行检定，记录是否齐全、正确。 1.4互感器接线方式是否满足规程要求。 1.5是否配置专用电压、电流互感器或者专用的二次绕组。 1.6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4mm2。 1.7互感器实际二次负荷是否在25100%额定二次负荷范围之内。 1.8电流互感器一次电流是否保证运行在30120%in以内。 1.9互感器二次回路中间触

34、点、熔断器、试验接线盒是否接触良 好。 1 电能计量 装置 1.10计量装置接线是否正确。 33 项目内容自查结果抽查结论 备注 1.11互感器二次回路的各接线端子，电能表接线端子是否实施铅 封。 1.12三相电压、三相电流、母线（单元）电能不平衡度是否符合 要求。 1.13电能计量装置的运行档案是否齐全，包括：单位关口分布及 调整情况；本单位关口二次接线图（原理图，接线安装图）；各 电能计量设备的原始出厂资料及修试资料（其中包括：互感器的 型号、规格、厂家、安装日期；二次回路连接导线或电缆的型号、 规格、长度；电能表型号、规格、 等级及套数；电能计量柜(箱) 的型号、厂家、安装地点等）；关口

35、计量装置验收报告；关口计 量器具的检验记录；关口的实测和接线检查记录；电能计量装置 投运的时间及历次改造的内容、时间；安装、轮换的电能计量器 具型号 、规格等内容及轮换的时间；故障情况记录等。 1.14运方集中抄表系统是否运行正确。 1.15高压电能计量装置是否有电压失压报警系统。 2.1是否按照被检计量器具的准确度等级、数量、测量量程和计 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 计量标准 装置 2.2计量标准装置是否全部考核认证或复查通过。 34 项目内容自查结果

36、抽查结论 备注 2.3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。 2.4是否有未建标就开展工作的情况。 2.5是否有与其他专业共用实验室的现象。标准室环境条件是否 满足要求。是否配备温湿度计，温湿度计是否具有有效的检定证 书。是否有温湿度监控记录。 2.6每个项目是否有两人持证上岗。 2.

37、7是否具有完善的规章制度。标准规范是否及时更新。 3.1携带型电气仪表、现场变送器/交流采样器/rtu、电能表、重 要盘表等是否符合要求并进行验收/投前检定及周期检定，记录、 证书信息是否齐全、正确。 3.2对电测仪表“三率”是否进行统计。 3.3是否建有仪表的台帐，是否具有正式发文的周检计划。 3.4各类计量仪表是否粘贴有效的状态标识。 3 电测仪表 35 六、节能专业 项目内容自查结果抽查结论备注 1.1 监督机构与职责 (1) 是否建立健全总工领导下的三级技 术监督网络？ (2)各级岗位应有明确的责任 (3)建立节能技术监督工作检查、考核 制度 (4)结合本厂情况制定节能监督实施细 则

38、1.2 节能监督工作开展情况 (1) 年度节能计划和中长期节能规划; (2) 年度节能项目及完成情况、年度节 能降耗目标的完成情况 (3) 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 (4)定期热力试验情况（a 修前后,重大 设备改造前后） 1 监督管 理 1.3 节能监督标准、档案 36 项目内容自查结果抽查结论备注 (1)常用节能监督标准应齐备 (2)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 (3)建立热力试验用仪器仪表台帐及周 检计划.抽检测量用仪表校验证书 (4)规定项目的节能测试项目抽检 (5)建立统计台帐 加热器运行管理台帐、

39、冷却塔管理台帐、 阀门内漏管理台帐等 2.1 汽机主要指标 （1）真空严密性 （2）真空及大气压 （3）排汽温度 （4）循环水入口温度 （5）凝汽器温升 （6）凝汽器端差 （7）给水温度 2 技术指 标 （8）补水率 37 项目内容自查结果抽查结论备注 （9）汽水损失率 （10）平均负荷 （11）热耗 （12）高加投入率 （13）低加投入率 （14）循泵耗电率 （15）给泵单耗 （16）厂用电率 （17）供电煤耗 g/kwh 2.2 锅炉主要指标 （1）平均主蒸汽流量（t/h） （2）主汽压力（mpa） （3）主汽温度（） （4）再热汽压力（mpa） （5）再热汽温度（） （6）排烟温度（）

40、38 项目内容自查结果抽查结论备注 （7）飞灰含碳量（%） （8）炉膛出口烟气含氧量（%） （9）锅炉效率（%） （10）磨煤耗电率（%） （11）送风机耗电率（%） （12）引风机耗电率（%） （13）一次（排粉）风机耗电率（%） （14）除灰除渣系统耗电率（%） （15）空预器烟气/一、二次风阻力 （pa） （16）过热减温水投用量（t/h） （17）再热减温水投用量（t/h） （18）燃煤水分（mt） （19）燃煤挥发分（vad） （20）燃煤硫分（st.ar） （21）燃煤发热量(qnet.ar kj/kg) 39 七、金属专业 序号检查内容自查结果抽查结论备注 1监督管理 1.1建立

41、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，并收 集文件复印件。 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。 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。 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。 1.5是否及时更新标准，在用标准是否最新标准。 40 序号检查内容自查结果抽查结论备注 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

42、停次数及累计运行时间统计、管 道支吊架检查记录等） 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。 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。 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？ 2.3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？ 41 序号检查内容自查结果抽查结论备注 2.4是否制订锅炉吹灰器管理措施？ 2.5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。 2.6频繁

43、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。 2.7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 求进行全部更换。 3设备检测、消缺情况 3.1高温蒸汽管道、联箱（含减温器） 3.1.1p91、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/t438-2009 的要求。 42 序号检查内容自查结果抽查结论备注 3.1.2机组

44、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/t438-2009 要求，10 万小时是否完成 100%检验。 （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） 3.1.3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。 3.1.4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。 43 序号检查内容自查结果抽查结论备注 3.1.5机组每次 a

45、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，10 万小时是否完成 100%检验。 （大直 径三通焊缝应列为检查重点） 3.1.6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。 3.1.7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。

46、） 3.2锅炉受热面管子 44 序号检查内容自查结果抽查结论备注 3.2.1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？ 3.2.2运行 2 万小时以上的超临界锅炉是否对高温过 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）进行检查？ 3.2.3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？ 3.2.4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

47、验？ 3.2.5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。 45 序号检查内容自查结果抽查结论备注 3.2.6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） 3.2.7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

48、性梁捆绑焊接 部位等。 3.3汽轮发电机部件 3.3.1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？ 3.3.2是否按规程要求对高中压转子大轴进行硬度和 金相检验？ 46 序号检查内容自查结果抽查结论备注 3.3.3机组运行 10 万小时后，是否对转子大轴进行 无损检测？ 3.4燃气轮机部件 3.4.1根据燃气轮机频繁启停叶片断裂事故风险大及 后果严重的特点，电厂是否已制订并实施了的 适当从严的定期检查计划？（特别是同类型机 组频繁出现叶片断裂或裂纹的叶片应缩短检查 周期） 3.4.29f 机组的压气机叶片是否已进行增强升级

49、改造？ 3.4.3是否对燃气轮机热通道部件进行定期检查？ 3.5其他金属部件 3.5.1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）？ 3.5.2是否定期对再热蒸汽管道系统疏水罐进行内壁 裂纹检测？ 47 序号检查内容自查结果抽查结论备注 3.5.3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） 3.5.4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？ 3.5.5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

50、无损检测？ 3.5.6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） 3.6设备测试项目完成情况（包括大修机组检测项 目完成率） 3.7设备消缺情况：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。 4超温管理 48 序号检查内容自查结果抽查结论备注 4.1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。 4.2是否按制定的超温考核办法进行考核。 5受监材料的监督 5.1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

51、的合金钢材、部件在 更换前后均要进行材质复核。 5.2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。 5.3p91、p92 管道是否有质保书，进口管道是否有 商检合格证明书。 6焊接质量监督 49 序号检查内容自查结果抽查结论备注 6.1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。 6.2有焊接工艺卡和焊接作业指导书。 6.3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。 6.4焊接材料库有温湿度控制设备，有温湿度记录，

52、焊条分类存放并挂牌表明牌号、数量、存放时 间等。 6.5焊条烘干设备正常工作，温度表进行定期校验。 7技术报告应用标准适当，结论正确，审核、签 发手续齐全。 8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。 50 八、环保专业 序 号检 查 项 目自查结果抽查结论备注 1. 监督管理 1.1 组织 建立环保技术监督网络，建立有总工（或分管厂 领导） 、环保主管部门、环保设施所在部门组成的三 级管理体系，并设置环保专责管理人员。 环保技术监督网络活动正常开展。 各级环保监督网络成员有明确的责任。 建立环保技术监督工作的检查、考核制度。 环保专责参与新、扩、改建工程有关环保的可研、 设计

53、审查、参与有关环保的的检查验收。参与环保设 施检修、技改计划的制订。 1.2 监督细则 结合本厂情况制订环保技术监督实施细则 。 建立环保设施事故、污染物排放超标的应急处理 制度。 建立环保设施的定期监测制度，监测按有关要求 的项目进行。 1.3 环保监督、监测工作 环保技术监督对燃煤硫份进行监督。 环保专业人员做到持证上岗，或者在环保或电力 部门经过有关培训学习。 51 烟气脱硫、脱硝设施和脱硫 cems 系统实行第三 方运营的，运营方应有合格的资质。环保监测实行对 外委托的，监测单位应有合格的资质。 环保技术监督的有关标准、规范、导则等齐全有效。 1.4 环保技术监督档案、设备管理 建立健

54、全环保技术监督档案。 及时、真实地向有关单位上报、通报环保技术监 督情况。 及时、准确地向相关单位通报环保设施的大修项 目、大修后环保设施的测试情况。 及时向相关单位通报环保部门颁发的排污许可证 的各项污染物总量。 环保实验室规范、符合监督测试的技术要求。 环保实验室仪器定期检定，仪器使用记录齐全。 有关环保设施的原始运行数据齐全。 2 专业技术工作 2.1 环保技术监督 是否发生环境污染事故。如发生污染事故，应有 专人负责污染事故的调查分析，并及时制定反事故措 施。 烟尘排放达标率：100 %。 so2 排放达标率：100 %。 nox 排放达标率：100 %。 工业废水排放达标率：100

55、%。 厂界及敏感点噪声达标率：98%。 52 电除尘器电场投运率：98 %。 废水处理设施投运率：90 %。 废水项目监测完成率：100 %。 粉煤灰渣、脱硫石膏综合利用良好。 灰场设施完好。 烟气脱硫设施投运率：100%，脱硫平均效率 93%,二氧化硫排放浓度200mg/m3。 烟气脱硝设施投运率：90%。 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。 对于由环保问题引起的投诉纠纷及时处理。 2.2 废水环保设施及排放口规范化 工业废水处理设施正常运行。 中和池水处理设施正常运行。 含油废水处理设施正常运行。 生活污水处理

56、设施正常运行。 灰水治理或回收设施正常运行。 废水排放口规范。 2.3 烟气环保设施及排放口规范化 电除尘器严格执行运行制度，记录电场停运时间 与原因，有近期除尘器效率实测值。 脱硫设施严格执行运行制度，确保脱硫设施正常 运转，因故停运时记录停运时间和原因，并及时向有 关主管部门报告。 脱硝设施严格执行运行制度，确保设施正常运转。 53 因故停运时记录停运时间和原因。 烟囱有腐蚀情况监测措施。 2.4 烟气在线监测系统 烟气在线监测系统符合有关技术规范，监测项目 齐全，cems 小室现场及测点现场整洁、设备完好、 资料完备 。 cems 系统投运率 100%。 cems 定期进行比对试验，并有

57、合格的比对报告。 2.5 灰场 按照设计要求建设、维护灰场设施。 未复土的灰场制定并执行治理扬尘措施。 灰场粉煤灰外运进行综合利用的灰场制定并执行 防止扬尘的管理制度。 制定防止灰场垮坝的措施以及发生垮坝、塌陷、 大面积污染时的紧急处理预案。 制定并执行储灰场日巡检制度，储灰场的缺陷管 理制度，输灰管线月巡检制度，汛期加强灰坝及排水 系统的检查，外排废水做到达标排放。 编制灰水系统的运行规程，并严格界定相关的运 行参数，以保证输灰管线的正常运行，防止泄漏或结 垢。 已报废灰场完成灰场覆土，灰场排水系统保持畅 通。 2.6 综合利用 制定并执行全厂的综合利用计划。 炉底渣、干灰、潮灰、脱硫灰、漂

58、珠、脱硫石膏 54 等副产品综合利用完成计划的利用量。 2.7 环保设施运行维护 制定环保设施的检修计划，环保设施的检修按要 求进行检修质量监督。 机组大修以后，除尘器、脱硫、脱硝等主要环保 设施进行性能试验，应保证达到设计的处理效率。 主要环保设施的运行检修规程、设备技术台帐齐 全。 2.8 技术报告 引用标准正确 。 法定计量单位使用正确。 结论正确。 技术措施、方案可行。 审核人员符合资格要求。 审核、签发报告手续齐全。 55 九、化学专业 序号检 查 项 目自查结果 检查结论备注 1 监督管理 1.1 监督机构与职责 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

59、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。 总工职责 厂级监督专责工程师职 责 化学运行部门监督职责 1.1.2 制订化学技术监 督网各级责任制 受监督设备所在部门职 责 总工履职情况 1.1.3 各级化学技术监 督网各级人员是 否按所规定的职 责工作。 厂级监督专责工程师履 职情况 56 序号检 查 项 目自查结果 检查结论备注 化学运行部门监督履职 情况 受监督设备所在部门履 职情况 各班组监督履职情况 检查与考核制度是否建 立 考核情况1.1.4 化学技术监督网 各级人员职责检 查与考核 执行异常情况及时逐级 上报处理制

60、度情况 1.2 本厂监督制度与人员 1.2.1 化学技术监督制度 （或实施细则） 、 油务监督实施细则 、 发电用煤质量管 理手册的制订。dl/t 246-2006，结合 本厂实际。 1.2.2 化学运行操作规程的制、修订,化学及油 务监督有关图表的绘制 见附录清单 1.2.3 运行人员岗位培训与上岗资质 1.2.4 水、煤、油试验人员持证上岗 1.3 化学监督技术档案 1.3.1 受 监 57 序号检 查 项 目自查结果 检查结论备注 1凝汽器铜管腐蚀、结垢检查 记录。 2锅炉受热面腐蚀、结垢、积 盐检查记录。 3汽轮机通流部分腐蚀、积盐 检查记录。 4除氧器腐蚀检查记录。 5热力设备检修时