安全评价师理论知识：火力发电厂生产设备的安全性评价

 火力发电厂生产设备的安全性评价：

 

（一）电站锅炉系统安全性评价

 

1. 整体运行工作状况

 

（l）平衡通风锅炉是否烧正压，吸风机出力是否满足燃烧自动调节装置投入的条件。

 

（2）过热器及直流锅炉水冷壁的管壁温度是否存在频繁超温。

 

（3）主蒸汽或再热蒸汽是否存在频繁超温。

 

（4）连续排污和定期排污是否按规定严格执行。

 

（5）烧燃室或尾部烟道放炮事故的原因是否查明，对策是否落实。

 

（6）省煤器、水冷壁、过热器或再热器管频发性爆漏事故的原因是否查明，对策是否落实。

 

（7）制粉系统爆炸事故的原因是否查明，对策是否落实。

 

（8）吹灰器是否正常投入，燃烧室是否经常发生严重结焦。

 

（9）电除尘装置能否正常投入，水膜除尘器是否存在严重带水缺陷。

 

2. 锅炉本体主要部件、重要辅机及附属设备的技术状况

 

（l）汽包、联箱、导汽管、集中下降管是否存在尚未彻底消除的爆破隐患。

 

（2）锅炉本体以外的高温、高压大口径汽或水管道及阀门，以及燃油管道和阀门是否存在尚未彻底消除的爆破隐患。

 

（3）受热面管子是否存在大面积腐蚀、磨损、过热变形或严重结垢缺陷。

 

（4）汽水系统压力容器是否存在爆破隐患（如：安全附件是否齐全、完好，是否按压力容器有关规程定期检验等）。

 

（5）吸风机、送风机、排粉机、风扇磨及其他重要辅机是否存在可能造成飞车等严重损坏的隐患。

 

（6）捞渣机、碎渣机是否存在影响锅炉稳定运行的严重缺陷。

 

（7）事故放水门、真空排汽门、给水调整门、省煤器再循环门、过热蒸汽和再热蒸汽的减温水调整门、燃油速断阀、燃气速断阀、电动主汽门、电动给水截断门、定期排污门、连续排污门等，是否存在开关失灵、电动操作失灵、漏流过大、开度指示器失灵或不准等尚未彻底消除的缺陷。

 

（8）锅炉计划大修是否超期未进行，并且技术状况属于应修未修。

 

（9）锅炉内部检验、外部检验和超压试验是否按规定进行。

 

（10）启动锅炉技术是否良好。

 

（11）生产用空压机及附属设备是否存在严重缺陷及隐患。

 

3. 安全阀的状况

 

（1）安全阀（含排汽管路）的设计、安装、运行是否符合规定。

 

（2）是否按规定定期进行校验和放汽试验。

 

4. 水位表的状况

 

（1）就地水位表的设计、安装和运行是否符合规定。

 

（2）就地水位表的正常或事故照明是否良好，水位是否消晰可见。

 

（3）就地和远传水位表校对检查制度执行是否认真。

 

5. 除灰系统

 

（l）除灰泵房是否存在水淹的隐患。

 

（2）灰场灰坝正常水位、坝前积水、坝体状况是否符合要求。

 

（3）高浓度输灰系统中各类泥浆泵能否稳定运行。

 

6. 设备编号及标志

 

（l）阀门编号及开关方向标志是否齐全清晰。

 

（2）管道涂色或色环、介质名称及流向标志是否齐全清晰。

 

（3）主设备及主要辅助设备名称、编号、转动方向标志是否齐全清晰。

 

（4）操作盘、仪表盘上控制开关、仪表、熔断器、二次回路连接片名称是否齐全清晰，仪表刻度盘额定值处是否划有红线。

 

7. 技术资料

 

（l）锅炉技术登记簿是否齐全，内容是否正确完整。

 

（2）设备大小修总结是否及时、完整，有关资料是否齐全。

 

8. 与锅炉有关的其他状况

 

如防寒防冻等是否存在严重隐患。

 

（二）汽轮机安全性评价

 

1. 汽轮机本体的技术状况

 

（l）汽缸（含喷嘴室）是否有裂纹、变形、漏汽；结合面大螺栓、转子（含接长轴）、对轮（含连接螺栓）存在隐患；隔板变形或裂纹；叶片存在严重缺陷或频率不合理；复环、拉筋有隐患；主汽门、调速汽门、再热主汽门、再热调速汽门存在爆破隐患；主轴承乌金脱胎、龟裂等尚有缺陷；轴封等是否存在严重漏汽缺陷。

 

（2）主轴和主轴承是否存在振动值不合格或推力轴承瓦块温度超限或接近限值。

 

（3）滑销系统功能是否正常，是否存在汽缸膨胀受限、汽缸偏移等缺陷。

 

（4）汽缸是否存在漏进冷汽、冷水的隐患，如疏水系统连接不合理等。

 

2. 调节保安系统

 

（l）所有超速保安装置是否完好，并能正常地投入。

 

（2）调速系统是否存在卡涩或锈蚀，透平油、抗燃油油质是否良好。

 

（3）调速系统速度变动率、迟缓率是否符合有关规定，甩额定负荷时，调速系统能否维持机组转数低于危急保安器动作值。

 

（4）是否定期进行危急保安器提升转数动作试验；危急保安器运行2000充油试验；抽汽逆止门定期关闭试验；大修前后和运行机组一年一次主汽门、调速汽门严密性试验；每天一次的自动主汽门、再热主汽门的活动试验，带固定负荷机组每天（至少每周）一次调速汽门较大范围变动的活动试验；装有中压调速汽门活动装置的机组每天（至少每周）一次的活动试验。

 

（5）各级旁路系统是否存在投入时超温、超压、水冲击等隐患。

 

3. 压力容器及高温高压管道的状况

 

包括除氧器，高压加热器，疏水、排污扩容器，其他生产用压力容器，高温高压主汽、给水和疏水管道、阀门等是否符合防爆要求。

 

4. 重要辅机及附属设备的状况

 

（l）给水泵（含驱动设备等）是否完好。

 

（2）循环水系统（含空冷机组的冷却水系统）如循环泵、冷却水循环泵、水塔等是否存在缺陷和隐患。

 

（3）凝结水系统是否存在缺陷和隐患。

 

（4）真空系统是否存在缺陷和隐患。

 

（5）高压油泵、交直流密封油泵及润滑油泵是否完好。

 

（6）氢冷发电机氢油差压阀、平衡阀自动跟踪装置是否正常投入，性能是否良好。

 

（7）凝汽器铜管是否泄漏。

 

5. 汽油机系统防火状况

 

（l）轴承及油系统是否漏油。

 

（2）机头下部热体附近油管道是否采取隔热防火措施。

 

（3）油管道法兰使用的胶皮垫或塑料垫是否尚未更换。

 

（4）压力油管道是否存在尚未消除的爆破隐患。

 

（5）主油箱事故放油门是否好用，在事故情况下是否可以操作。

 

6. 设备编号及标志

 

（1）阀门编号及开关方向标志是否齐全清晰。

 

（2）管道涂色或色环、介质名称及流向标志是否齐全清晰。

 

（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。

 

（4）操作盘、仪表刻度盘上控制开关、仪表、熔断器、二次回路连接片名称是否齐全清晰，仪表刻度盘额定值处是否划有红线。

 

7. 技术资料

 

（l）每台机组是否具备以下资料，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；②大轴晃度表测点安装位置的转子原始晃度值及最高点在圆周方向的相位；③汽轮发电机组轴系临界转速值及正常起动、运行情况下各轴承的振动值记录（包括中速暖机时，临界转速时和定速后的振动数值）；④正常情况下盘车电流值及电流摆动值记录（应注明记录的油温、顶轴油压等）；⑤正常情况下停机的惰走时间（应注明真空、顶轴油泵开启时间等）和破坏真空紧急停机时的惰走时间记录；⑤停机后，正常情况下汽缸各主要金属温度测点的温度下降曲线或温度记录；①通流部分轴向间隙值及径向间隙值。

 

（2）设备大、小修总结是否及时完整，有关资料是否齐全。

 

8. 汽机其他

 

如防寒防冻是否存在严重隐患等。

 

（三）电气设备安全性评价

 

l. 发电机及励磁系统

 

（l）整体运行工况及技术状况：①发电机转子是否存在接地或不稳定接地缺陷；②氢冷发电机是否存在漏氢缺陷或氢纯度频繁下降的缺陷，水冷发电机冷却水水质、压力、温度等是否稳定地控制在合格范围之内；③氢冷发电机机内氢气湿度是否符合规程要求；④因故障长期倒用备用励磁机运行至评价时已超过30天；⑤大修后电气预防性试验是否被迫低标准通过，试验中发现的重要问题是否尚未解决。

 

（2）发电机本体主要部件技术状况：①护环、转子锻件金相检验发现的缺陷是否已彻底处理；②定子、转子是否存在局部过热或其他危及安全运行的严重缺陷；③密封瓦是否存在向机壳内漏油缺陷；④发电机封闭母线（含中性点）有无局部过热现象，排氢孔是否符合规定。

 

（3）励磁系统技术状况：①自动调节励磁装置调节性能是否良好；③灭磁开关合、掉闸及灭磁性能是否良好；③主、备励磁机切换系统是否符合安全切换条件；④备用励磁机是否定期进行启动试验，经常处于良好备用状态。

 

（4）发电机主要电气监测仪表指示值及对应关系是否长期不正常。

 

（5）发电机定子、转子绝缘监视、信号装置是否正常。

 

（6）技术资料：①电气预防性试验报告是否齐全完整；②转子、护环金相试验报告是否齐全完整。

 

2. 主变压器和厂用变压器状况

 

（l）整体运行工况及技术状况：①变压器油温及温升是否存在异常；②各级电压的变压器绝缘油气相色谱是否合格，500kV变压器含水量、含气量是否合格；③电气预防性试验（含绝缘油的常规检验）中是否有降低标准试验项目或试验数据超标缺陷尚未消除的现象；④110kV及其以上变压器（含套管）是否采用真空注油；⑤8MVA及以上变压器是否采用胶囊、隔膜或充氮保护；⑥强油循环变压器的冷却装置是否有两个独立电源，能自动切换并定期进行切换试验；⑦绝缘预防性试验是否超过了批准期限。

 

（2）主要部件及附属设备技术状况。①绕组、铁芯、分接开关、压紧装置、套管、引线接头和冷却系统等是否存在重要缺陷；②套管防漏雨密封措施是否良好；③变压器及套管油位指示器是否指示正常；④有载调压开关及操动机构有无重要隐患，是否按制造厂规定的动作次数进行检修和更换绝缘油；⑤净油器是否正常投入，呼吸器维护情况是否良好；⑥套管及本体（含散热器等）是否漏油；⑦90MVA及以上变压器有无喷水雾或其他类型固定灭火装置。

 

（3）技术资料。①设备台账、厂家技术说明书及有关图纸是否齐全完整；②检修记录及大修总结是否齐全完整。

 

3. 高、低压配电装置状况

 

（1）系统接线和运行方式。①主系统和厂用系统接线和运行方式是否存在严重隐患；②备用厂用变压器（含备用）自启动容量是否进行过校核并具有时效，有无防止过投自启动负荷（如第二台厂用变压器故障时）的措施；③备用电源自投装置是否经常处于良好状态，定期试验是否按规定进行，并且记录完整；④保安电源是否安全可靠。

 

（2）母线及架构。①屋外电瓷外绝缘（含变压器等各类套管及瓷套）爬电比距是否符合所在地区污秽等级要求，如不能满足要求，是否采取了涂刷防污涂料等措施；②屋外电瓷外绝缘的清扫周期是否根据地区污秽严重程度分别做到每年清扫1~2次；③悬式绝缘子串和多元件支柱绝缘子是否按规定摇测绝缘或检测零值绝缘子；④各类引线接头是否存在发热现象；⑤水泥架构（含独立避雷针）是否有严重龟裂、混凝土脱落、钢筋外露等缺陷，钢架构有无严重腐蚀。

 

（3）高压开关设备。①断路器遮断容量和性能能否满足短路容量或切空载线路要求；②国产户外断路器是否采取了可靠的防雨密封措施；③电气预防性试验项目中是否有超限或不合格项目（含绝缘油的定期检验项目）；④断路器大、小修项目是否齐全无漏项，重要反事故措施项目是否落实，是否超过规定的期限（包括故障切断次数超限等）；⑤电气预防性试验是否超过了批准的期限（含六氟化硫水分含量测定、六氟化硫气系统检漏等）；⑥断路器和隔离开关是否存在其他威胁安全运行的重要缺陷（如：触头严重发热、严重漏油、六氟化硫系统漏泄、防慢分措施不落实，3~10kV小车开关柜绝缘距离不够、绝缘隔板材质不良、柜间未实现密封等）。

 

（4）电压、电流互感器，避雷器和耦合电容器。①110kV及以上国产户外电压、电流互感器是否采取了可靠的防雨密封措施；②35kV及以上的电压、电流互感器，避雷器和耦合电容器是否存在严重缺陷、电气预防性试验项目中是否有超限或不合格项目；③35kV及以上电压、电流互感器，避雷器和耦合电容器预防性试验是否超过批准的期限；④110kV及以上磁吹避雷器、金属氧化物避雷器是否按规定在运行中分别测量电导电流或泄漏电流。

 

（5）防误操作技术措施。①电气一次系统（含高压厂用电系统）模拟图板是否完善，并且与实际接线相符；②屋外35kV及以上开关设备是否实现了"四防"（不含防止误入带电间隔）；③屋内高压开关设备是否实现了"五防"；④闭锁装置电源是否使用专用的与继电保护直流电源分开的电源；⑤闭锁装置的维修责任制是否明确，维修状况是否良好。

 

（6）过电压保护装置和接地装置。①按规定应装设防直击雷保护装置的建、构筑物，其避雷针（线）的保护范围及设计和安装是否满足安全运行要求；②10kV及其以上主变压器（含高压厂用备用变压器）中性点过电压保护是否完善；③接地网的接地电阻是否按规定周期进行了测试；④屋外高压电气设备的接地引下线和接地网锈蚀情况是否进行过开挖抽检；⑤主系统、高压厂用电系统是否存在铁磁谐振过电压隐患。

 

（7）3kV及以上高压电动机是否存在严重缺陷或隐患（发生事故后，无针对性措施，修复投运未超过半年的，按存在严重缺陷评价）。

 

（8）安全设施：①屋内装设的油量大于l00kg和屋外装设的油量大于1000kg的高压电气设备（均指单台，含变压器）是否设有符合规定的贮油（或挡油）和排油设施；②高压配电室、变压器室及低压动力中心防小动物措施是否完善；③高压带电部分的固定遮栏尺寸、安全距离是否符合要求，是否齐全完整、关严上锁；④高压配电室、变压器及低压动力中心是否有漏雨、漏水或煤粉污染等现象。

 

（9）设备编号及标志。①高压开关设备（断路器，隔离开关及接地开关）是否装设了有双重编号（调度编号和设备、线路名称）的编号牌，并且字迹清晰，颜色正确；②主控（合网控、单控、集控）内的控制盘、仪表盘上的控制开关、按钮、仪表、熔断器、二次回路压板的名称是否齐全清晰；③常设标志牌如屋外架构上的"禁止攀登、高压危险"，屋内间隔门上的"止步，高压危险"等标示牌是否齐全清晰。

 

（10）技术资料。①高压设备台账是否齐全完整；②高压设备检修记录及大修总结是否齐全完整。