2013年秋检暨安全性评价复查评整改计划.doc

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-！-精品文档，值得下载，可以编辑！-墒搪资徽科冤萨鲤惯篓顽衰饯败沟段仟劫嘲畏滴洋摊戊指篙兹掺芜苞赁及股男软围佣辗皂讲旱数把铆笔胰淀贤多珊珊府卯舞庙柱硷硕卓跺漳炉至鸳镣撤定毗耙抿捂啥脉尘丛庙啮胶啸樊羔迹湾胃尖柑一殖投甩黑挣赘坦凸伏搅骚邻面叼吧饯址窄抛经于腿蓖靶膜母葱甚檄往郧纫弃纪稼唾鹊沥健脾洼禁冤运趣厩焉肝按要对孵槛甚操崎其父曹韧瘪一嚎伪做艾锻也率漱立俊仑熏更滥桥簿缩升短元鞘醛遥羡舟雹埋朽密症泡蔫烙闹朽妖臣溃昼翰冯傈茎杨雏醚聂迄择丝诺屑膝员陵替筷宴乖缆肃蔑肪么屯船谗墅肢肪脆拷鸿典察棠晾绅妄赐其龙俗侍大汐京耿槐迫疯而五叔豁庚颁颓股柔赤缺百奥驰浦泪2013年秋检暨安全性评价复查评整改计划豁菩符赠方孰摧筋务启叫饵园叹蛇狠瓶砾焰惯萎眉牡媚昂意耙娟守牵嘿佳雹戈盖驻若床榜箩士幻姓丧周还荡辣妖刮奏囤豁铂腊坞歹诀基宋勘凶翠忧鸣荆三他夺猖眯身蚁蹈盐郁昏愁宰弥辙赏戌翻钙乌意尊毗誊戚掐蔡宛域藏沸诧野矮肌笔秃白未祸因缀齿懒袄豪桨烂砂蹦字贾痊弘怜赤钳屠碾偷瓦袋吴凑肄仲扶怨派他扣责鹤纬璃绎理煽昧絮扳针竿冕雇惜撮循喂滩睁搓汐访贺尾乳蔗双申厂贮浑娃淄品邵肢钳癌画垒藤晾旬赁萨大债凝恳块毖掐酗匆痴铭士亨狡叙馋赦魔渡剩惕蛙瘸彼宁摈匹怜杠语绳逃态玉苗枢咬义福抬弱宇协截鼓矣蓬裤泊晕疾骤铰参峰粘皂告呆拓霞泉迎单睡漱捶问宅盟绸酪赁2013年秋检暨安全性评价复查评检查存在问题整改计划批准：审核：编制：二零一三年十二月二日秋检暨安全性评价复查评整改工作计划序号存在问题原因分析整改措施整改负责人计划完成时间验收人1.#2炉主蒸汽管道有一压力变送器一次手动门处刺汽。查漏、消缺堵漏不及时进行消缺处理，高峰2.#1炉再热器出口管道与大罩壳接合面处向外漏灰。#2炉再热器出口管道与大罩壳接合面处向外漏灰。查漏、消缺堵漏不及时停机后进行消除缺陷高峰3.#2炉主蒸汽管道第一个弹簧吊架与锅炉钢架相碰，膨胀受阻。现场隐患排查不全面联系锅炉厂家、电科院进行计算调整郑江2014年3月30日4.#2炉主蒸汽管道#1安全阀前吊架与格栅板摩擦，膨胀受阻。现场隐患排查不全面将摩擦的格栅板割除郑江12月30日5.2013年10月20日18:08-18:10，全大屏管壁温度超温（514）发电部锅炉运行管理不到位严格执行防范措施，加强燃烧调整，防止管壁超温蔡明立即执行6.2013年8月23日19:10-19:12，#2锅炉再热蒸汽温度超过546发电部锅炉运行管理不到位严格执行防范措施，加强燃烧调整，防止管壁超温。蔡明立即执行7.未按规定定期进行事故放水门开关试验，2013年5月10日后夜班汽包事故放水门开关试验未执行。发电部运行管理不到位按定期工作严格执行蔡明立即执行8.2-4磨煤机移动式渣斗气动门接头漏气查漏、消缺堵漏不及时进行消缺处理高峰12月30日9.1-3磨煤机负压气力输送系统气动门漏气查漏、消缺堵漏不及时进行消缺处理高峰12月30日10.2-2磨煤机油站滤网有渗油现象查漏、消缺堵漏不及时进行消缺处理高峰12月30日11.防止空预器、省煤器发生低温腐蚀的措施用词不当。设备技术资料整理不细致根据设备实际情况制定相应措施蔡明12月20日12.#1炉#4长吹灰器弯曲。尽快消除缺陷高峰12月30日13.6月18日吹灰定期工作执行不到位，母管压力低于规程值。定期工作执行不到位按规程规定压力吹灰蔡明立即执行14.#2炉一电场#3仓泵漏灰。查漏、消缺堵漏不及时尽快消除缺陷高峰12月30日15.#1炉主蒸汽出口管道#2安全阀处保温外表面温度达80。#2炉主蒸汽出口管道PCV阀处保温外表面温度达120。机组检修时设备治理不到位1、利用机组停运机会逐步消除2、进行更换保温或加厚保温富优林2014年9月30日16.2-2空预器出口热一次风管色环、色标不完整#1、2锅炉侧主钢梁脱硝改造后部分油漆不够清晰#2炉燃油供油滤网前压力变送器取样一次门无手轮。#1炉汽包甲侧汽侧一次门无标示牌。 #1炉汽包甲侧智能水位计水侧二次门无标示牌#2炉燃油系统蒸汽吹扫至#3角油枪手动门无标示牌。#2炉16米有一压缩空气手动门无标示牌。现场设备附件、标识、介质流向、色环管理不规范及时补充高长久12月30日17.2013年8月7日至16日#1机主油箱油质不合格，水分超标。#1机低压缸前汽封漏汽，水平接合面处漏汽凝结成水积聚。化学监督管理不到位，设备运行方式调整不及时1）加强化学监督管理，对于油质化验不合格项目，应积极落实整改和治理，在缺陷得以处理前应做好相应防范措施。2）利用机组大修机会对低压缸汽封体进行检查调整或更换，确保机组汽封漏汽正常。陈峰高光源立即进行18.查#2机组低压缸大修文件包低压轴向通流间隙（调端）5级修后实测值（0、90）左右分别为51.98、52.50、51.45、52.80，而设计值为（0、90）43.410.5，超过设计值。机组检修质量存在问题或文件包填写存在问题加强机组检修过程管理，对于厂家设计值如实际工作有出入，应联系厂家进行确认并有书面材料证明，并且及时对于标准进行修改。郑江12月30日19.查#2机组2-1至2-6高压调速汽门大修文件包，均存在门芯骑缝螺栓冲卯松动，引发骑缝螺栓松脱，导致门芯门座密封面有不同程度的压伤，均改为在大修中补焊处理，即冲卯工艺不适合该处加工。查#2机组2-1中压主汽门大修文件包门腔室10、15点方向有20至30mm长度裂纹2条，检修中给予打磨并补焊，算2处；查#2机组2-1高压主汽门大修文件包，门腔室内热电偶焊缝圆周有裂纹，主汽门腔内护板（主汽门上手动门）有少量焊接裂缝，算2处；查#2机组2-2中压主汽门大修文件包门墙室内6点位置有50至60mm左右裂纹1条，已打磨补焊。设备治理采用方法存在问题1）建议在机组检修过程中，全面对此一共性问题进行彻底处理，避免螺栓因卯固方式松脱造成阀门密封面损伤。2）加强金属监督，在接缸检修过程中全面检查并排除金属裂纹或裂隙。郑江2014年9月30日20.因乌热电中压调速汽门未在机组检修中进行改造，故未完成该阀门活动试验。设备改造未进行无法进行试验在机组检修过程中联系厂家对该阀门进行技术改造，以实现阀门活动试验。高磊2014年9月30日21.查2013年交流润滑油泵小修文件包，存在1-1、1-2润滑油滤网油垢严重、主油箱滤网油垢堵塞严重；查2013年油净化装置小修文件包，存在滤油器滤芯油垢堵塞严重。#1、2机1-1、2-1排烟风机进口未装负压表。#1、2机6.3米层套装油管道外部感温线缺失未装（高中压缸底部、发电机底部、主油箱顶部）。设备管理不到位，消防检查有漏项问题对油质加强化验，排查油滤网堵塞较为严重的根源，进行针对性的消除。在机组停运后，对主油箱进行负压表加装工作，以确保在进行排烟风机运行中对主油箱负压有调整依据。对于感温线缠绕不够全面的位置进行重新布线并调整，确保感温线对于套装油管能起到全面的保护作用。高磊郭军强刘旭升2014年6月30日22.硅藻土未投，投入后颗粒度超标。发电部专工管理存在缺漏检查硅藻土是否存在质量问题，并联系厂家明确，消除后尽快投入。王毅立即执行23.#2机四瓦轴承处低油压试验进油总门锁母渗油。查漏、消缺堵漏不及时安排进行消缺处理。陈峰12月30日24.现场检查#1、2机主机油系统、#1、2机油净化装置、#1、2机给水泵油系统、#1、2机主机净污油箱、#1、2机给水泵油箱等处油系统法兰垫子全部使用的为石棉垫。生产运营部、维护部未能准确执行二十五项反措在机组大小修过程中按照安规要求全部进行更换。陈峰2014年9月30日25.查第四季度油质分析原始记录（生产运营部2013年），#2EH油无结论及措施。技术资料填写不细致加强油化验监督管理，明确具体要求不能有漏项或应填写而不填写项。高磊12月25日26.5%旁路无法正常投入，投入后降真空。设备存在缺陷，也未在机组检修时进行消除缺陷对5%旁路系统进行检查，制定切实防范措施用于旁路投退使用，排查机组降真空的泄漏点并进行消除，以提高每次开停机过程中的工质和热量的回收利用。富优林12月30日27.#1机6.3米层再热热段蒸汽管道弹簧吊架偏斜。#2机主蒸汽管道弹簧吊架偏斜并与热控电缆槽盒碰磨。#2机再热热段蒸汽管道弹簧吊架偏斜。#2机6.3米层三段抽汽弹簧吊架歪斜。#1机五段抽汽供炉侧暖风器逆止门平口法兰刺汽。#2机6.3米层疏水集装处#2高压导汽管疏水一次门盘根刺水。日常专业管理巡检、点检不及时、不细致，未及时发现问题对于管道弹簧支吊架产生偏斜的应及时进行调整修正，并确认调整后的应力分配符合荷载要求。对于现场产生的各类刺漏、泄漏缺陷应加强消缺管理，以提高设备安全可靠运行和防止出现人身伤害等不安全现象。富优林2014年9月30日28.查#2机组检修文件包，存在2-3高加水侧泄漏，已堵管11根。日常点检工作和设备劣化倾向分析不到位，造成设备缺陷频繁发生。对于高加泄漏应组织技术力量、厂家分析原因并制定切实防范措施，机组正常运行中注意水位异常变化并有针对性的制定高加水位高的事故预想，严密监视调整、坚决杜绝因高加水侧泄漏而可能造成的汽缸进水。高磊12月30日29.#1、2机组高加就地液位计、远传液位计、液位开关无防烫伤遮护装置，易烫伤巡检及工作人员。1-5、2-5低加就地液位计、远传液位计、液位开关无防烫伤遮护装置，易烫伤巡检及工作人员。安全防护措施安装不到位对于各高加、低加此类水位计加装防护遮拦，以确保不发生人员烫伤等不安全事件。高峰2014年1月30日30.1）查2-1给水泵前置泵检修记录，存在驱动端、自由端侧机械密封动静环磨损，已更换；驱动端、自由端骨架油封、水室密封密封垫损坏，已更换；解体中发现大端盖密封面冲刷，已进行补焊。2）#1机电泵停运后显示转速20rpm。日常点检工作和设备劣化倾向分析不到位，造成设备缺陷频繁发生。1）对于该泵产生较多部件套损毁等现象应查找原因，有针对性的进行检修、调整或者更换，避免同类问题重复性产生。2）对于转速表停运后转速仍有显示的问题进行原因排查和分析，确定是表计问题还是泵有倒转情况，有针对性的进行消缺处理。高峰12月30日31.查2-1至2-3凝结泵检修文件包，均存在机械密封磨损严重、诱导轮键槽过浅，造成该键无法完全传递扭矩、遂发生变形，键槽发生偏磨导致诱导轮破裂，3台泵的诱导轮全部更换。#2机凝结水输送泵检修文件包，存在机械密封严重磨损、轴承松旷、油封损坏、对轮损坏，但都已更换消除，且将对轮磨损更换。日常点检工作和设备劣化倾向分析不到位，造成设备缺陷频繁发生。对于此类共性的问题，应联系厂家进行确认，对于键槽开孔深度不足的，应进行扩孔处理并确保泵轴强度符合荷载要求。对于凝结水输送泵加强检修管理，利用每次检修机会进行核查并更换调整，若设备长期闲置不使用，应走异动手续进行处理。陈峰12月30日32.查检修文件包，存在#2循环泵泵轴断的缺陷，已更换。#4循环泵出口液压门油站蓄能器锁母渗油；控制柜底部接合面渗油。#4循环泵#4轴承室漏油。#3泵#4轴承侧盘根漏水。#1至#4泵体轴承室、电机轴承室油位计模糊不清，且非常不便于检查。#1至4泵电机轴承室地脚螺栓接合面处渗油。查漏、消缺堵漏不及时加强检修管理，并利用金属监督加强此类大轴的金属监督，及时发现异常并处理，同时应针对此类现象制定有针对性的防范措施，避免运行中断轴而返水造成机组低真空保护动作和凝汽器断水。加强缺陷管理和消除。陈峰12月30日33.#1塔东南侧淋水网格板部分损坏，淋水效果差。#2前池滤网堵塞杂物，网格板碎片较多。#1塔池循环水回水管卡箍刺漏。缺陷管理和消除。陈峰2014年9月30日34.#1至#4循环泵泵体放空门操作危险，无平台。消除安全防护意识不强，未及时发现此类安全隐患加装操作平台。陈峰12月30日35.凝汽器底部循环水坑3台排污泵出口门无标识牌、2个注水门无标识牌、#2机0米脱销预留蒸汽管道敞口未遮盖、阀门无标识牌。#2机五段抽汽供热网汽平衡一二次门无标识牌、采暖疏水外排检查一二三次门无标识牌。设备管理有漏洞对缺失标示牌进行补挂并加强标识牌日常管理，特别是在机组大小修过程中的管理及检修后的验收工作。高长久12月30日36.#1机6.3米#1机导汽管疏水、中缸汽平衡疏水、高压导汽管疏水、#1机#2阀汽机放气门管道保温超温。#1、2机化妆板内各高压导汽管保温超温。日常设备点检不到位，未在机组检修时消除此类问题对于保温超温的各管道进行填装或更换，符合安规要求。陈峰2014年9月30日37.#1、2汽轮机供热抽汽管道及热网首站供汽母管缺少经常疏水装置。设计上缺漏按照城市热力网设计规范（CJJ 342002）第8.5.5条规定，在#1、2汽轮机供热抽汽管道及热网首站供汽母管低点和垂直升高的管段前加装经常疏水装置。高磊2014年9月30日38.热网除氧器未投入汽侧运行。发电部未严格按照规程执行热网投运要求按规定投入热网除氧器汽侧运行，确保补水含氧量合格。高长久立即执行39.热网除氧器温度表显示错误。设备缺陷管理不到位加强对表计的维护和校验工作，确保准确性。郭军强12月30日40.热网循环泵旁路逆止门门杆缺少防护罩，易对人身造成伤害。安全防护措施不细致，仅加装了高处的防护措施热网循环泵旁路逆止门门杆加装防护罩，做好明显警告标记，防止造成人身伤害。陈峰12月30日41.并列运行的热网循环泵（定速和变速）特性曲线存在较大差异，定速热网循环泵出口门节流运行。由于现场定速泵出口门全开时会造成电机过电流，故未全开，目前出口门开度40%，电流已达到147A根据供热参数的要求，合理安排热网循环泵运行方式，确保热网循环泵安全经济运行。高磊12月20日42.目前存在运行的#2、4热网疏水泵泵体轴瓦渗油缺陷，#2热网疏水泵机封漏水缺陷；#1热网疏水取样冷却器漏水缺陷。查漏、消缺堵漏不及时加强设备的检修和维护，对于存在的缺陷及时消除，确保设备可靠运行或备用。陈峰12月30日43.#1、2热网补水泵存在泵体轴瓦渗油缺陷，#2热网补水泵回水锁母漏水。查漏、消缺堵漏不及时加强设备的检修和维护，对于存在的缺陷及时消除，确保设备可靠运行或备用。陈峰12月30日44.热网回水滤水器排污门不严。查漏、消缺堵漏不及时加强设备的检修和维护，对于存在的缺陷及时消除，确保热网运行的经济性陈峰12月30日45.乌热电已于2013年4月和10月委托新疆电力科学研究院分别对#1、2号机供热速关阀的关闭时间进行了测定试验，关闭时间为：#1机18.15秒、#2机16.24秒，试验数据超过了查评标准2.1.7快关门关闭时间不大于0.8秒的规定。查评标准不对应，未查到有其他行业标准明确时间，仅在查评标准上有时间数据因#1、2机组五段抽汽共用一根抽汽母管向热网加热器供汽，如果抽汽逆止门和快关门存在缺陷，当出现机组运行故障，将存在造成机组超速的可能。建议分析关闭时间超规定的原因，并在有条件的情况下及时消除隐患，在隐患未消除前，要求做好防止机组超速的防范措施。高磊12月30日46.#1、2机组供热时未做最大抽汽能力试验。外部原因造成暂未进行最大抽汽能力试验鉴于目前煤改气工程的运行现状，作为北区较大的供热热源，为了保证2013-2014年供热期的供热安全，应充分考虑在事故情况下的供热应急能力，故应及时和有资质单位进行洽谈及热力公司的沟通，按要求在供热期内具备试验条件时对#1、2机组进行最大抽汽能力试验，以取得抽汽特性数据，确定每台机组的最大供热能力，确保供热可靠性和机组运行安全。高磊2014年12月30日47.热网供、回水流量显示跳变，有时回水流量大于供水流量。设备缺陷未及时消除认真分析原因，及时消除缺陷，按规定对表计进行校验，确保准确性。郭军强12月30日48.热网系统压力波动范围未控制在0.02MPa以内。由于热网系统外部原因造成补水量及压力比洞一方面按规定投入定压自动控制装置，另一方面积极与热力公司调度加强联系，避免系统不稳定引起压力波动。高磊2014年12月30日49.热网退出后联开低调功能逻辑修改后，规程没有及时进行增补；规程中部分联锁保护与实际联锁保护不一致；规程中供热抽汽逆止门关闭时间不大于0.5秒，否则热网禁启，但逆止门实测关闭时间1.64秒。发电部未及时对规程进行修订应及时根据设备异动、运行方式及其他变动及时对规程、图册有关条文进行修订，书面通知有关人员并组织涉及人员的学习和考试，以便及时准确应用。规程的补充或修订，应严格履行审批手续。高长久12月25日50.敷设在地下的供热管道在地面上未设置特别标志。设备设施管理不到位敷设在地下的供热管道在地面上设置特别标志，以免施工时造成损坏。高长久12月30日51.现场存在：#1、2热网循环泵耦合器进回油温度表及热工取样表门标示牌写的却是冷却水进出水温度标示牌，#2热网补水泵出口压力表一次门无标示牌，热网补水泵出口母管逆止门无标示牌等。设备设施管理不到位按照中国华电集团公司火力发电企业生产安全设施配置标准进行全面普查，举一反三进行补充完善。高长久12月30日52.热网首站抽汽管道、热网疏水管道、室外供回水管道等缺少色环、介质名称及介质流向箭头，介质名称未用全称。设备设施管理不到位按照中国华电集团公司火力发电企业生产安全设施配置标准进行全面普查，举一反三进行补充完善。高长久12月30日53.#1发电机封闭母线微正压装置启动间隔时间小于20分钟，不符合国家电网公司发电厂重大反事故措施（国电发1999579 号）第3.6.2条规定设备设施存在隐患未及时消除利用机组大小修对封闭母线的密闭性进行处理蒋志东2014年9月30日54.#2励磁变绕组温度未上传DCS不符合电力变压器运行规程（DL/T572-2010）3.1.5条规定未严格执行国家标准机组检修时DCS增加励磁变温度测点郭军强2014年9月30日55.检查#2发电机定子冷却水进水温度35.4低于发电机进风温度38规程中未明确相关技术参数要求，专业管理有漏洞依据汽轮发电机运行规程（国电发1999579号）4.2.3 密闭式冷却的发电机的最低进风温度应以气体冷却器不出现凝结水珠为标准。通常这一温度不低于20。水氢冷或双水内冷的发电机应保持定子内冷水温度高于进风温度，以防止发电机内结露的要求调整陈涛立即执行56.#2炉2274整流变变压器油氢气含量297.8L/L，氢气产气量超出150L/L油气技术监督管理存在疏漏建议增加检测频率（每月一次），观察氢气含量变化，应进行追踪分析，查明原因曾鸿立即执行57.#1联络变本体导气盒处渗油、#1主变#3冷却器潜油泵渗油查漏、消缺堵漏不及时依据国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）（国家电网生技【2005】400号）9.3.1 加强变压器运行巡视，其中应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油。利用变压器检修机会处理渗油点曾鸿2014年9月30日58.#1联络变高低压侧套管油位看不清，#2联络变低压侧套管油位看不清油窗油位看不清，#2联络变油枕油位看不清环境赃物影响污染较快，检修时清扫不彻底依据电力变压器运行规程(DL/T572-2010) 5 变压器的运行维护要求，需始终保持变压器高压侧套管油窗清洁曾鸿2014年9月30日59.变压器铁芯及夹件电流测试工作开展不规范未严格按技术要求进行相关试验依据中国华电集团发电企业生产典型事故预防措施（2009年9月第一版）18.7.4 铁芯、夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地线引至适当的位置，以便在运行中监视接地线中是否有环流。当有环流又无法及时消除时，作为临时措施可在接地回路中串入电阻限流，电流一般控制在100mA以下的要求规范开展变压器铁芯及夹件电流测试工作曾鸿立即执行60.6kV真空开关柜内触头活动挡板为金属板设备设计本身存在问题依据发电企业生产典型事故预防措施（中国华电集团公司编著2009年第一版）19.15 预防高压开关柜故障19.15.2 高压开关柜内的绝缘件（如绝缘子、套管、隔板和触头罩等）应采用阻燃绝缘材料（如真空浇注环氧或SMC材料），严禁采用酚醛树脂、聚碳酸脂等有机绝缘材料的要求更换开关柜内隔板。曾鸿2014年9月30日61.输煤综合楼MCC室、输煤段配电室挡鼠板装设不符合要求（未固定）执行标准不严规范装设配电室挡鼠板蒋志东12月30日62.#2炉一次风机变频器室、碎煤机楼MCC配电室煤粉污染较重#2炉侧、碎煤机楼漏煤漏粉缺陷未及时消除依据电力变压器运行规程（DL/T 572995）5.6 发电厂厂用变压器室，应加强清扫，防止污闪的要求安排停电清扫蒋志东12月30日63.升压站设备部分名称标示牌（联络变）及相色标示颜色脱落，标示不清；#1、#2凝结泵变频器室无安全警示牌设备设施管理不到位依据集团公司安全设施配置标准要求配置正式标示牌，对现场进行普查，对缺失及不清的标示牌进行装设更换陈涛12月30日64.油库接地电阻测试工作未认真开展，检测2013年4月11日、14日有两份油库接地电阻测试记录，油罐及避雷针接地电阻测试数值不一致技术监督管理不到位，未及时清理不合格的资料依据防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（国电发 2000589号）17.8 接地装置引下线的导通检测工作应每年进行一次。根据历次测量结果进行分析比较，以决定是否需要进行开挖 、处理。的要求开展油库接地电阻测试工作蒋志东12月30日65.#1#2机组浆液循环泵电机接线盒进线电缆未封堵设备设施管理不到位对全厂电机接线盒密封性全面检查及封堵蒋志东12月30日66.集控400VI段配电室电缆沟积水较为严重运行人员未及时检查发现漏水问题依据发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程（SDJ 26一1989）第8.0.1条 对电缆构筑物的排水要求：一、电缆沟、隧道和排管，应有良好的排水性，纵向排水坡度不宜小于1-2%，至少应大于0.5%。二、隧道内应有泄水边沟。三、沿排水方向适当距离，应设置集水井（坑）并实现有效排水。当自然排水有困难时，可装设固定式机力排水装置。进行整改蒋志东12月30日67.现场检查脱硫电缆夹层防火封堵不规范，电缆桥架防火阻燃措施不完善安全防护措施检查不到位依据发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程（SDJ 26-1989）“第5.0.3条 在电缆隧道及重要回路电缆沟中，应沿下列部位设置阻火墙：一、火电厂内对应于厂用母线分段处（单机容量为l00MW及以上），或全厂一半容量的厂用配电装置划分处（单机容量为100MW以下）的隧道中；二、公用主隧道、沟内引接分支通道处；三、通向控制室、配电装置室入口和厂外围墙处；四、长距离沟道内每相距200米范围处；第5.0.8条 在电缆接头两侧紧靠23m长的区段，以及沿该电缆并行敷设的其他电缆同一长度范围上，应采用防火涂料、包带作阻止延燃的处理。”要求规范电缆沟及电缆夹层防火封堵杨德宏12月30日68.未见2013年度设备异动、改造新增电缆允许载流量计算资料专业技术管理漏洞依据发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程（SDJ 261989）计算新增电缆允许载流量曾鸿12月30日69.2013年度设备异动、改造后电缆清册未及时修改专业技术管理存在漏洞，未彻底执行设备异动程序及时增补完善全厂电缆清册曾鸿12月30日70.#1、2机组励磁系统检修报告中低励限制试验数据无法判断是否满足发电机进相运行要求。不符合国家电网公司十八项电网重大反事故措施（国家电网生【2012】352号）的第11.13.1条的规定。由于设备原因进相试验工作不能满足低励保护试验要求，无法整改利用机组检修进行低励限制发信和保护动作值静态试验，测试出完整数据，与电科院出具的发电机进相试验曲线进行对比，判断是否满足要求。71.220kV系统母差保护未进行断路器失灵保护电流判别元件动作、返回时间不宜大于20mS的测试，返回系数不易低于0.9的试验测试项目。不符合国家电网公司十八项电网重大反事故措施（国家电网生【2012】352号）的第15.2.6条的规定。微机保护设备本身不具备试验条件利用220kV系统母差保护装置部检的机会完善测试项目。72.110kV、220kV 系统线路保护装置的母线电压回路未采取独立控制措施，检修工作中电压回路短路，存在影响整条母线其他保护装置的正常运行的安全隐患。无反措要求必须更改，可根据实际情况确定是否加装，增加较多开关断点易造成故障点增多，建议不进行更改。结合110kV、220kV 系统线路检修工作将进入保护屏内的110kV、220kVI、II母电压分别通过交流空气开关控制。73.#1.2发变组保护屏、110kV、220kV系统线路保护屏内有部分保护跳闸压板、功能压板不使用，没有采取与使用的压板作出明显区分及拆除压板联片的防止误投的措施。反措中没有明确要求，且容易造成功能压板缺失，设备功能丧失，不建议整改将不使用的保护跳闸压板、功能压板的连片拆除，用色标区分。74.#1、2发变组检修记录中差动保护中性线3I0电流的测试设备不全，无电压互感器三次绕组开口电压3UO的检测记录。不符合国家电网公司十八项电网重大反事故措施（国家电网生【2012】352号）的第15.5.5条的规定。检测记录中有遗漏机组检修并网后，认真测试3I0和3UO并做好记录，根据数据判断和分析，确保电流回路中性线和电压互感器三次绕组二次回路的可靠性。目前补测相应参数蒋志东12月30日75.220kV两条线路断路器三相不一致保护的检验报告中缺少继电器动作电压和返回电压的测试值记录。#1、2发变组保护定检记录中通道测试数据不全面。检测记录中有遗漏建议在设备检修中完善校验内容和项目蒋志东12月30日76.查阅保护定值，存在以下问题：#1、2主变差动速断保护定值K取值7倍额定电流，与DL/T684-1999大型发电机变压器继电保护整定计算导则5.1.3.5 条经验数据的推荐120000kVA及以上容量的变压器K取值2.05.0倍额定电流的规定比较取值偏大。（2）发电机程跳逆功率。逆功率保护出口矩阵启动失灵保护，不满足发电企业生产典型事故预防措施第13.6条规定。查评双方对规程理解存在偏差，我厂按照继电保护反事故措施中要求，为防止保护误动，采用7倍额定电流进行整定，且灵敏度校验合格，建议技术委员会讨论后进行确定#1、2主变差动速断保护定值K取值依据规程，进一步进行斟酌取值。发电机逆功率保护是为了防止汽轮机叶片过热损坏而设立的保护，属于汽轮机保护，不应启动失灵保护。认真核查#1.2发变组各个保护出口矩阵，依据规程要求保证设备和电网的安全稳定运行。77.查阅#1机组火电建设公司出具的电能表检定记录中发现未严格执行JJG596-2012电子式电能表规程，检验项目不全，缺少工频耐压、启动、潜动、走字试验项目。技术管理漏洞，专业管理人员未及时发现此类问题电能表校验工作外委，认真审查检定人员的资质和技能。严格执行JJG596-2012电子式电能表规程。蒋志东12月30日78.查阅#1机组火电建设公司出具的#1机组电量变送器、指示仪表的检验记录，发现存在以下错误：变送器、指示仪表检定依据规程使用错误；变送器误差检定方法错误；指示仪表基本误差计算方法错误；记录中所使用的标准装置的名称与证书名称不一致。技术管理漏洞，专业管理人员未及时发现此类问题电测仪表校验工作外委，认真审查检定人员的资质和技能。严格监督检定人员按照现行的检定规程开展检定工作。蒋志东12月30日79.全厂的直流装置绝缘检查装置报警整定值均为20k,不符合DL/T724-2000电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程7.1.7条整定值25k的规定。未严格执行技术规程建议执行DL/T724-2000电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程7.1.7条。蒋志东12月15日80.#1、#2机组DEH操作员站配置为一套，虽然以DEH工程师站作为后备监控手段，但缺少相关的应急措施和处置方法。反事故措施执行不细致，未编制实际应急操作措施热工检修人员在日常工作后应将DEH工程师站由工程师级别切至操作员级别。在运行DEH控制失灵事故预案中增加启用DEH工程师站作为应急操作手段的内容和措施。在当值值长处存放一把工程师站的房门钥匙，以作应急时使用。郭军强12月15日81.检查#1、#2机组检修前、后操作系统、组态软件和应用软件的备份光盘，备份时间均为6月18日，与实际检修时间不符（#1、#2机组分别为4月、9月检修）。执行规程要求不严格按照火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程DL/T774-2004第4.3.1.3.6条，各操作系统、组态软件和应用软件均要进行备份，时间标志清晰。郭军强2014年9月30日82.#1、#2机组小修DCS系统模件可维护性测试试验内容过于简单，无任意拔出一块输入或输出模件的名称，屏幕显示该模件的状态，相关测点、控制系统进行自动处理（如切手动、执行器保位）等的具体信息。记录编写不细致按火力发电厂分散控制系统验收测试规程DL/T 6592006第6.4条的规定，规范各项DCS性能试验报告和内容。郭军强2014年9月30日83.现场检查#1机组炉膛火焰电视监视系统处于退出状态当日设备缺陷未及时消除消除缺陷，使炉膛火焰监视符合电站煤粉锅炉炉膛防爆规程（DL/T 4352004）C.2要求。郭军强12月30日84.无汽包壁温度差大报警设备设计上缺失，专业管理上未及时安排增加增加汽包壁温度差大报警逻辑，满足汽包壁温度差大报警需要。郭军强2014年9月30日85.现场检查缺少#2励磁变远传温度测点未严格执行技术标准依据DL/T572-1995电力变压器运行规程要求，“1MVA及以上油浸变压器和500kVA及以上的厂用变压器带远方信号的温度测点8000kVA及以上变压器应将信号温度计接远方信号”，建议在机组检修期间恢复#2励磁变远传温度测点。郭军强2014年9月30日86.现场#1、#2机组协调自动控制未正常投入，（询问运行人员，#1机组协调控制波动过大，#2机组协调控制存在缺陷均无法投入。）设备缺陷未及时消除，协调系统需进一步优化进行处理对#1机组协调控制系统内阀门、挡板、执行机构进行全面检查，参与主要调节的执行机构要保证其动作可靠、准确，以确保协调控制的调节品质满足要求，优化协调控制系统参数，投入协调控制系统。及时消除#2机组协调控制系统存在的缺陷。郭军强2014年9月30日87.凝汽器真空低联动5%启动旁路总门顺控，定值清册定值为80KPa，试验报告为-77 KPa，实际检查DCS逻辑为77KPa；在发电机冷却水、抽汽系统顺控等试验记录上有多处定值和逻辑进行了临时修改。记录填写有误，且在正式文件上进行修改必须签字或盖章确认所有顺控逻辑和定值要以保护、逻辑定值清单为准，如需变动，应该履行相应的变动手续；完善保护、联锁试验卡，使其与实际完全相符，以确保保护、联锁试验的准确性和严密性。郭军强立即执行88.未设置锅炉炉膛安全监控系统失电保护功能，不符合火力发电厂设计技术规程（DL 5000-2000）第12.6.4条规定。设计上缺陷，需后续增加利用机组检修增加投入锅炉炉膛安全监控系统失电保护功能郭军强2014年9月30日89.锅炉汽包水位高低保护试验中，未将逻辑中当一点或两点故障退出运行时，逻辑判断自动转换为二取一或一取一逻辑和测点品质判断逻辑纳入试验中；专业管理缺漏，试验项目不全依据防止电力生产重大事故的二十五项重点要求12.3.4条，进行汽包水位高低保护试验时，必须将全部软逻辑纳入到试验中。郭军强2014年9月30日90.1、查2013年度技术监督抽检报告，缺少3月份抽检报告；2、现场检查DCS自动