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表格

序号

评价项目

检查情况

结果

2

安全设备评价

2.1

电站锅炉

2.1.1

设备状况

2.1.1.1

汽包锅筒、直流锅炉汽水分离器、集中下降管、联箱（过热器联箱、再热器联箱、减温器联箱、省煤器联箱）、受热面管（水冷壁、过热器、再热器、省煤器）等本体承压部件按规定进行查验，并无存在危及安全运行的缺陷和隐患

2.1.1.2

锅炉范围内管道、管件、阀门及附件（包括：

主蒸汽管、再热蒸汽管、导汽管、下降管、给水管、减温水管、再循环管、事故放水管、直流锅炉启动系统、疏放水管、排污管、空气管、压力信号管、温度计套管、加药管、化学取样管、阀门、炉水循环泵、疏水及排污扩容器等）按规定进行查验，并无存在危及安全运行的缺陷和隐患

2.1.1.3

炉膛与燃烧器能适应燃用煤种。

表现在：

在要求的负荷调节范围内，维持良好的燃烧工况（着火稳定性、燃烬特性及结渣特性等）；燃烧器无烧损、变形；炉膛无严重结渣、耐火材料脱落；风门挡板（包括燃烧器摆动）及调节装置完好；燃烧室（包括炉顶）及烟、风道密封良好

2.1.1.4

锅炉构架、刚性梁其强度、刚度和稳定性符合要求，无变形，炉膛无明显较大幅度的振动；大板梁、承力柱、吊杆等承重部件无存在危及安全运行的缺陷和隐患；冷灰斗支撑结构其强度、稳定性符合要求

2.1.1.5

锅炉热膨胀状况正常，膨胀中心限位装置良好；预留膨胀间隙合理；各部件膨胀通畅；锅炉范围内管道支吊架完好，受力状态正常，管系膨胀通畅，无明显晃动；膨胀指示器齐全、安装位置正确

2.1.1.6

锅炉风烟系统：

送、吸风机，空气预热器等无存在危及正常稳定运行的缺陷和隐患；风、烟道及其附件（法兰、挡板、伸缩节、支吊架等）状态良好

2.1.1.7

磨煤机、排粉机、一次风机、给煤机、密封风机、给粉机、螺旋输粉机等设备不存在危及正常稳定运行的缺陷和隐患；煤仓、粉仓符合要求；煤计量装置正常；制粉管路及附件状态良好；灭火消防及吹扫系统完整，处于备用状态

2.1.1.8

炉膛及烟道吹灰器布置合理；喷嘴无堵塞、变形、脱落；炉膛吹灰器喷头与水冷壁距离、喷嘴吹扫角度符合要求；吹灰器进退动作灵活、旋转正确、行程正确；阀门启、闭正常；严密性良好；吹灰蒸汽系统严密，疏水良好，并具有艮好的调节性能

2.1.1.9

除灰渣设备系统的运行方式、容量和设备性能能满足电厂安全、稳定生产的需要；系统、诸设备及设施（包括厂内外设施：

输送管路、设备和贮灰场及设施）不存在影响安全的隐患，无危及发电机组正常运行的因素；系统设备具有良好的严密性，周围环境应符合有关要求的规定

2.1.1.10

点火及助燃油系统应符合有关规定；油燃烧器（油枪、油枪执行机构、调风器、点火装置及控制设备系统、火焰监测等）无影响其运行的缺陷或隐患；油枪不变形、不漏油、不堵塞，雾化良好；系统及阀门附件具有良好的严密性

2.1.1.11

电除尘设备（包括：

本体结构、主要部件、电气及配件、料位检测、卸灰装置、加

热及保温、监测控制等）无影响其正常投运的因素；其设备投入率符合要求；除尘效率应使烟气中排放的粉尘量及其浓度符合环境保护标准的要求；本体及烟道无泄漏，外部保温完好

2.1.1.12

锅炉安全阀（包括：

汽包、过热器出口、再热器、启动分离器等）其安装位置及排放量符合要求、动作正确可靠、无泄漏、无影响安全的隐患

2.1.1.13

锅炉压力、温度测量装置其测点位置、数量及精度应满足有关规定；各段过热汽和再热汽温度测量、壁温测量、炉膛出口和各段烟道烟温测量、炉膛及各段烟道烟压测量其测点位置、数量、精度、安装工艺应符合有关设计制造和其他相关的技术要求。

测量数据正确、可靠

2.1.1.14

锅炉汽包及启动分离器水位计安装数量、位置、工艺及测量方法应符合有关规定；水位计不存在影响其指示准确和安全运行的因素

2.1.1.15

锅炉整套监视控制系统、自动调节装置、联锁保护装置的设置和功能应符合有关规定；锅炉整套监视控制系统、自动调节装置、联锁保护装置不存在影响其指示准确和安全运行的因

2.1.1.16

炉墙、热力设备和管路系统保温完好，符合有关规定；炉顶密封性良好

2.1.1.17

热力设备及有关系统应有可靠的防冻措施

2.1.1.18

设备编号及标志完整、清晰、规范、一致；①阀门及挡板编号、开关方向示志及阀位指示是否齐全、清晰、规范，并与图纸相符；②管道介质名称、涂色或色环及流向标志是否齐全、清楚、正确，并与图纸相符；③主、辅设备名称、编号、转动方向、执行机构开关方向等标志是否齐全、正确、清晰，并与图纸相符；

④操作台盘、仪表盘、音响光示信号诸设备名称是否齐全、清晰、正确；仪表表盘刻度清晰、额定值是否划有红线；正常值、报警值、跳闸值是否标示清晰，光字牌显示正确

2.1.2

运行工况

2.1.2.1

在燃用适用煤种时，锅炉良好的燃烧工况反映在：

①炉膛压力应稳定维持在规定范围内；

②在允许负荷调节范围内着火稳定，无灭火事故发生；

③炉内火焰充满度好，左右烟温偏差在允许范围之内；

④炉内无严重结渣；

⑤不存在高温腐蚀；

⑥未完全燃烧损失小；

⑦抑制N0x的生成；

⑧运行人员能及时掌握燃煤煤质

2.1.2.2

年内是否发生锅炉灭火、炉膛爆炸事故；事故原因是否查明；防止对策的制订和落实

2.1.2.3

年内是否发生过燃烧器、一次风管烧损故障；原因是否查明；防止对策的制订和落实

2.1.2.4

年内是否发生锅炉尾部再燃烧事故；其原因是否查明；防止对策正确并落实

2.1.2.5

炉膛是否存在严重结渣，结渣部位与结渣原因是否查明；防止对策和措施是否落实；吹灰系统是否能按规程正常投运

2.1.2.6

维持锅炉正常水动力工况：

汽包水位应在正常水位允许范围内波动。

年内是否发生汽包水位异常事故；其原因是否查明；防止对策和措施是否落实。

炉水循环泵运转正常，且泵差压应大于允许的最低差压值。

年内是否发生循环泵故障；其原因是否查明；防止对策和措施是否落实。

直流锅炉流量应大于最低启动流量。

年内是否发生直流锅炉给水流量低于最小启动流量事故；其原因是否查明；防止对策和措施是否落实

2.1.2.7

年内是否发生超压运行工况，超压幅度、持续时间及原因是否查明；是否对其产生的后果进行过评估；防止对策和措施是否正确、落实

2.1.2.8

年内是否发生主汽、再热汽超温和低温运行工况，汽温偏离正常值的幅度、持续时间及原因是否查明；是否对其产生的后果进行过评估；防止对策和措施是否正确并落实

2.1.2.9

年内是否发生受热面（过热器、再热器、直流炉水冷壁、省煤器）超过设计壁温运行工况和超温爆管事故；原因是否查明；防止对策和措施是否正确并落实

2.1.2.10

年内是否发生：

再热器无通汽时，炉膛出口烟温超过限值（540℃）；正常运行中，炉膛出口及烟道左右两侧烟温偏差超过50℃

2.1.2.11

年内是否发生囚磨损、腐蚀、掉渣等因素，导致受热面（水冷壁、过热器、再热

器、省煤器等）损坏事故；原因是否查明；防止对策和措施是否正确并落实

2.1.2.12

年内是否发生定期排污罐、连续排污罐、疏水扩容器、启动分离器等压力容器超压及其他故障；原因是否查明；防止对策和措施是否正确并落实

2.1.2.13

年内是否发生过锅炉范围内管道、管件、阀门及附件危及人身安全、设备运行的故障；原因是否查明；防止对策和措施是否正确并落实

2.1.2.14

年内是否发生过锅炉范围内热力系统管路、管件、阀门及附件，主要包括：

主蒸汽管、再热蒸汽管、给水管、减温水管、排污管及其管系上的疏放水管、空气管、压力信号管、温度计套管、阀门等危及人身安全、设备运行的故障；原因是否查明；防止对策和措施是否正确并落实

2.1.2.15

锅炉启、停是否严格按照运行规程进行，其重点要求为：

①在25％负荷以下或油煤混烧时，回转式预热器是否连续吹灰；

②升温升压或降温降压的速率是否按规定进行；

③汽包任两点间壁温差不超过厂家规定，厂家无规定时应控制不大于50cC；

④受热面壁温及烟温是否发生超限运行异常工况；

⑤有再热器的锅炉，在再热器未通汽时，炉膛出口烟温应不超过540t；

⑥炉膛出口及烟道两侧烟气温度差不大于50℃；

⑦在启动过程中是否发生过炉膛未经大于最低风量通风吹扫强行点火；

⑧直流炉启动冷、热态清洗其水质是否符I合标准；

⑨锅炉投粉是否按规程要求进行

2.1.2.16

锅炉本体、汽水管道及烟风管路系统热膨胀正常；支座吊架状态良好；无不允许的振动或晃动

2.1.2.17

锅炉启动及正常运行时水、汽品质合格。

重点应注意：

启动时锅炉进水品质是否合格；启动中是否能根据水质进行洗硅；运行中能根据化学监督进行排污、放水

2.1.2.18

制粉系统运行直接影响锅炉燃烧工况，在年内：

①是否存在堵煤、异物和大块煤进入磨煤机而发生异常；

②是否发生制粉系统内部自燃、着火或爆炸；

③磨煤机出口温度是否与煤质相匹配；

④制粉系统（包括防爆门）漏粉漏油是否影响环境，引发积粉自燃发生火灾；

⑤是否存在断煤，信号是否正确；

⑥是否发生过因一次风量过低，导致一次风堵管；

⑦启、停制粉系统操作是否符合规程，特别是启动暖磨和停运时冷却抽粉尤为重要；

⑧是否严格执行定期降粉和停炉前煤粉仓烧空制度；

⑨灭火系统要保持完好，定期试验（试验时介质不进入系统）；

⑩防止制粉系统着火和爆炸事故措施是否制订及落实

2.1.2.19

运行中的热工仪表、保护及控制装置应符合下列要求：

①完好、整洁，标志齐全、正确、清晰；

②仪表正确度、灵敏度、参数越限报警值正确、记录仪表记录完整清晰；

③信号光字牌正确、清晰，灯光音响正确可靠；

④控制台盘操作装置齐全、标志明显正确、操作可靠；

⑤主要热工仪表、自动调节系统、保护装置投入率符合要求；未发生未经批准无故停运；

⑥主要热工仪表、自动调节系统、保护装置应按规程进行定期校验和试验；

⑦受控风门、挡板、阀门及其他执行机构动作正确、可靠

2.1.2.20

电除尘器启、停及正常运行应按有关规程及技术文件进行，以保证除尘器设备的可靠性和性能；除尘器电场投入率应≥99％

2.1.2.21

年度内送、吸风机，一次风机，排粉机，磨煤机，给煤机，密封风机，回转式预热器等主要辅机运行情况是否正常，转动部分及润滑油系统工作可靠，不漏油；是否发生过异常、故障，其原因是否查明，防止对策正确并落实

2.1.2.22

生产及仪用空压机和附属设备、系统是否存在影响机组安全、稳定运行的缺陷或隐患；处理方案是否落实

2.1.2.23

除灰除渣设备及系统：

①捞渣机、碎渣机及输渣机是否发生影响主机出力的异常、故障；

②水力除渣、除灰系统各泵、设备、管路沟道及设施是否发生过影响机组出力和运行的故障；

③除灰、除渣设备系统是否发生过影响机组出力和运行的故障；

④除灰除渣设备及系统所在厂房、厂区及生产场所应符合文明生产要求，不得有严重漏点

2.1.2.24

灰场大坝和设施是否存在影响安全生产的事故

2.1.3

技术管理

2.1.3.1

专业技术管理资料完整、齐全。

包括：

主、辅设备技术资料和图纸；符合实际的机组系统图册；设计技术文件和资料；设计、制造、安装、调试、运行等技术资料；专业技术管理和专业技术分析资料等

2.1.3.2

根据国家和上级颁发的有关生产法规、标准、规程、制度、反事故技术措施（如：

《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》等）和设备厂商提供的技术文件等，编制锅炉及附属系统设备的运行规程及技术文件；

每年应对规程进行一次复查、修订，并书面通知有关人员，不需修订的，也应出具“可继续执行文件”

2.1.3.3

是否认真贯彻《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》等文件及上级单位防止电力生产故障的要求、通知等技术文件，是否将其编订到相关规程和制度中

2.1.3.4

设备台账、设备评级、设备缺陷管理、设备可靠性管理、备品备件管理、系统设

备异动管理、科技环保、技术进步、技措反措、检修技术资料等技术资料齐全、完整

2.1.3.5

锅炉运行、维护管理技术资料齐全，有岗位分析、定期工作分析和专题分析；有两票（工作票和操作票）、三制（交接班、巡回检查和设备定期检查制度）执行情况的记录分析资料，并按年度统一存档备查

2.1.3.6

按《电力工业技术监督工作规定》建立了本企业的技术监督网和各级监督岗位责任制；

根据国家、行业、公司有关技术监督方针政策、法规、标准、规程、制度、条例等，制订了本单位的实施细则和相关技术措施，建立了技术监督技术档案

2.1.3.7

电厂应配有经考核合格的锅炉压力容器安全监督管理工程师（专职或兼职）

2.1.3.8

电厂应结合本厂实际制订设备维修管理体系（制度）。

主要包括：

检修计划管理、检修过程管理、检修工艺及质量标准、检修后的验收、设备异动管理办法等。

积极推广应用先进的检修管理模式

2.1.3.9

设备维修资料齐全、完整。

主要包括：

设备维修台账、非计划维修台账、大小修计划及准备工作、维修验收记录、大小修工作总结等

2.2

汽轮机

2.2.1

本体及调节保安系统技术状况

2.2.1.1.

本体主要部件是否存在下列缺陷或隐患

（1）

汽缸（含喷嘴室）裂纹、变形或结合面大螺栓存在隐患；保温不完好；汽缸间导汽管存在隐患

（2）

转子（含接长轴）和对轮（含连接螺栓）存在隐患；轴弯曲值不合格；对轮晃度（对

轮连接前后）超标；主轴和主油泵轴间的齿型联轴器（或类似联轴器）存在异常磨损；套装叶轮轴向键槽裂纹（测量相对轴振动的传感器和测量大轴挠度的传感器应装于主轴承上，传感器支架应有足够的刚性）（含盘车装置）

（3）

隔板变形或裂纹；叶片（含叶根及与之相配的叶轮根槽）存在严重缺陷（含水蚀）或

频率不合格，或围带、拉筋等有隐患

（4）

主汽门、调节汽门、再热主汽门、再热调节汽门以及汽门间连接导汽管存在爆破隐患，M32及以上螺栓未按期检验

（5）

主轴承和推力轴承乌金磨损、脱胎、龟裂等尚留有未彻底处理的缺陷；轴承间隙及紧力、推力轴承瓦块厚度差等超标；

（6）

轴封结构及材质、轴封间隙标准等不能满足防止轴封漏汽和防止大轴弯曲的要求；轴封动静部分异常磨损；轴封供汽系统及调节装置存在缺陷

2.2.1.2

调节保安系统主要部件是否存在下列缺陷或隐患

（1）

超速保安装置（含自动主汽门、再热主汽门、电超速保护等）存在隐患，或不能正常投入；机组重要运行监视表计，尤其是转速表显示不正确

（2）

未装设另一套就地转速表（对于主轴和主油泵轴间采用挠性联轴器、且转速变送器装于主油泵侧的机组，应装有两套就地转速表及各自独立的变送器。

另一套转速表应装于主轴侧或和主轴采用刚性连接的其他转子附近）

（3）

调节系统（含调速汽门、调压抽汽门）存在卡涩或锈蚀缺陷，或出现负荷摆动、不能定速、带不满负荷等调节系统故障

（4）

DKU控制系统应安全、可靠和稳定，电液伺服阀（包括各种类型电液转换器）的性

能应符合要求，不卡涩、泄漏

2.2.2

重要辅机及附属设备技术状况

2.2.2.1

给水泵（含驱动设备，如：

汽轮机、电动

机、液力耦合器等，2.2.2.2-2.2.2.6同）是否完好

2.2.2.2

循环水系统（含空冷机组的冷却水系统）设备，如：

循环泵及出口蝶阀、冷却水循环泵和空冷器、水塔、旋转滤网及二次滤网等是否存在缺陷和隐患

2.2.2.3

凝结水系统设备，如：

凝结水泵、疏水泵、低压加热器等是否存在缺陷和隐患；

2.2.2.4

真空系统（含真空泵、射水泵和射水抽气器、射汽抽气器等）设备是否存在缺陷和隐患

2.2.2.5

主油泵、高压油泵、交直流润滑油泵及其起动装置是否完好，油系统及设备（油箱、

油位计、注油器、冷油器、油净化装置等）是否正常。

润滑油管道上滤网是否有防止堵塞和破损措施

2.2.2.6

冷发电机氢油差压阀、平衡阀自动跟踪装置是否正常，性能良好。

密封油系统（含

交直流密封油泵、注油器、冷油器等）是否完好

2.2.2.7

凝汽器是否存在缺陷和隐患；凝汽器铜管（含钛管、不锈钢管）材质是否和循环水质相适应；堵管数是否在允许范围内；胶球清洗装置是否正常

2.2.3

压力容器及高温高压管道技术状况

2.2.3.1

除氧器是否符合防爆要求

2.2.3.2

高压加热器是否符合防爆要求

2.2.3.3

疏水、排污扩容器是否符合防爆要求（来水参数是否符合要求，安全装置是否齐全）

2.2.3.4

其他生产用压力容器是否符合防爆要求（包括管材是否符合水质要求，水质是否符

合设计要求）

2.2.3.5

高温高压主汽、给水和疏水管道、三通、阀门及其他机外管道是否符合防爆要求，是否按行标要求进行监督、检验和更换，支吊架是否按期检查，其功能是否正常，管道膨胀、振动等有无异常，保温是否完好

2.2.4

运行工况

2.2.4.1

机组启、停是否按运行规程要求进行启动条件判别；启、停机操作是否符合运行规程要求；启、停机过程的状态和参数记录是否齐全；若出现异常情况是否按运行规程和有关反事故技术措施正确处理，是否作好记录

2.2.4.2

正常运行

是否按运行规程中正常运行控制数值的要求对设备进行监控；出现异常情况是否按运行规程进行正确处理，是否作好记录并认真分析

2.2.4.3

运行参数及状态管理

（1）

各种工况下汽缸上下缸温差是否合格

（2）

调节级压力、温度和监视段压力、温度正常

（3）

主轴承和推力轴承乌金温度和进、回油温度是否超限或接近限值，同一轴承上的乌金温度差值是否偏大，轴承油膜压力是否正常，轴向位移是否正常

（4）

主轴和主轴承的振动值是否达到优良范围，振动保护是否正常投入，是否为每一振动测点建立正常值区域

（5）

各种工况下机组绝对膨胀值及胀差值是否正常，是否存在汽缸膨胀受阻、汽缸偏移等缺陷

（6）

汽缸结合面和轴封是否存在严重漏汽现象

（7）

汽缸是否存在漏进冷汽、冷水隐患

（8）

在机组正常启动或停机过程中能否投入旁路系统，在投入时各级旁路系统是否存在超温、超压、水冲击等隐患。

在机组甩负荷或事故状态下旁路系统能否自动开启

2.2.4.4

工质管理

（1）

透平油（润滑油、密封油）、抗燃油油质是否良好；是否有油质管理制度及油质定期检验报告

（2）

凝结水硬度、溶氧、电导率和钠等指标是否超过标准

（3）

发电机内氢气是否受到密封油污染（氢气纯度和湿度）；发电机定子或转子内冷水水质是否受到工业水污染

（4）

锅炉给水品质是否合格（除氧器除氧效果）

2.2.4.5

定期工作用重要试验

（1）

机组大修后是否按规程要求进行调节系统静止试验或仿真试验，以确定调节系统工作正常

（2）

对新投产的机组或调节系统经重大改造后的机组是否按规定进行甩负荷试验；甩额定负荷时，调节系统能否维持机组转数低于危急保安器动作值

（3）

危急保安器按规定进行提升转数动作试验，数据应合格

（4）

危急保安器运行2000h充油试验，电超速保护定期试验

（5）

抽气止回阀定期活动试验；大、小修后及甩负荷前做全行程关闭试验；按规定测取抽汽逆止阀关闭时间

（6）

大修后、甩负荷前和运行机组1年一次主汽门、调节汽门严密性试验，按规定测取汽门关闭时间

（7）

每天（至少每周）一次的自动主汽门、再热主汽门的活动试验

（8）

带固定负荷机组每天（至少每周）进行一次调节汽门较大范围变动的活动试验

（9）

中压调节汽门每天（至少每周）进行一次活动试验

2.2.4.6

重要辅机及附属设备运行工况

（1）

额定工况下给水温度能否达到设计值；高加启停温升率及温差是否符合规程要求；高压加热器投入率是否偏低；高加旁路保护、危急疏水设备等能否正常投入；安全门是否定期校验，动作值是否合格；疏水调节装置能否正常投入

（2）

给水泵汽轮机运行工况是否正常；液力耦合器能否正常调速，工作油温是否超限

（3）

是否定期进行真空严密性试验，数据是否合格；凝汽器真空是否正常

（4）

氢冷发电机氢油差压阀、平衡阀能否全行程投入；是否往发电机内漏油

（5）

凝汽器胶球清洗装置能否正常投入；凝汽器是否经常泄漏；凝汽器端差是否正常

（6）

防寒防冻是否存在严重隐患

2.2.5

油系统防火

2.2.5.1

轴承（含密封瓦）及油系统是否漏油，汽缸及管道保温是否被油污染，密封瓦是否漏氢

2.2.5.2

机头下部热体附近油管道是否采取隔热防火措施，热体保温是否完整并包好铁皮

2.2.5.3

油管道法兰使用的胶皮垫或塑料垫或石棉纸垫是否更换，油管道材质、焊接质量是否定期检验，油管道能否保证各种运行工况下自由膨胀

2.2.5.4

压力油管道及阀门是否存在尚未消除的爆破隐患，油系统是否仍使用铸铁阀门

2.2.5.5

主油箱（包括调节用透平油、润滑油及密封油）事故放油门配置是否符合反措规定，

事故情况下是否方便操作；室外事故油箱是否符合要求

2.2.6

设备编号及标志

2.2.6.1

阀门编号及开关方向标志是否齐全、清晰。

编号是否规范，并和图纸一致

2.2.6.2

管道介质名称及流向标志是否齐全、清晰。

图纸是否符合实际

2.2.6.3

主设备及主要辅助设备名称、编号、转动方向是否齐全、清晰。

名称和编号是否规范并符合图纸要求

2.2.6.4

数据采集系统（DAS）的CRT上参数正常值、报警值、跳闸值是否标示清晰并显示正常；光字牌是否完好、齐全；操作盘、仪表盘上设备名称是否齐全、规范；仪表刻度盘额定值处是否划有红线

2.2.7

技术资料

2.2.7.1

每台机组是否具备以下资料、规定、记录，主要值班人员是否掌握

（1）

转子原始弯曲的最大晃度值和最大弯曲点的轴向位置及圆周方向的相位，转子对轮连接前后的晃度值

（2）

大轴晃度表测点安装位置的转子原始晃度值及相位标志

（3）

汽轮发电机组正常起动过程中波德图和实测轴系临界转速值，以及正常起动、运行情况下各轴承的振动值记录（包括中速暖机时，临界转速和定速后及满负荷）；应定期测取振动趋势曲线及定期分析报告

（4）

正常情况下盘车电流值及电流摆动值记录（应注