余吾热电公司技术管理细则

1、山西潞安余吾热电有限责任公司技术管理细则（试行）山西潞安余吾热电有限责任公司2014年11月 生产技术管理是提高发电设备可靠性，保证电厂安全、优质、经济运行的重要生产基础工作，是现代企业管理的重要技术手段。 我公司生产技术管理工作主要依托于十项技术监督和电厂二十五项反措，坚持“安全第一、预防为主”的方针，实行技术责任制，按照依法监督、分级管理的原则，全过程、全方位的进行生产技术管理工作，贯穿于电厂生产、建设全过程，即包括工程设计、设备选型、监造、安装、调试、试生产、运行、维护、检修、停备用，技术改造等整个过程。 为进一步加强我公司生产技术管理工作，根据公司实际运行情况，特制定各专业技术管理细则

2、。相关部门要严格按照细则开展相关工作。各专业技术管理细则见以下附件。附件一、汽机专业技术管理细则 附件二、锅炉专业技术管理细则 附件三、电气专业技术管理细则 附件四、热工专业技术管理细则 附件五、继电保护技术管理细则 附件六、化学专业技术管理细则附件七、输煤专业技术管理细则 附件八、节能专业技术管理细则 附件九、环保专业技术管理细则附件一：汽机专业技术管理细则一、汽机检修工作标准：序号设备名称装置或部件名称工作部位工作项目工作方法标准周期责任岗位1汽机主机汽机本体汽机保温部分保温测试用红外线测温仪进行测量，确定并记录汽轮机高、中缸体及各种管道容器保温、超温情况与部位、无局部过热情况、在环境温度

3、时，保温表面温度年/级检修后汽机检修专工汽机转子轴系轴振频谱分析通过振动监测系统对采集到的振动数据进行综合分析，必要时联系电科院振动监督及专家协助进行分析无异常、突发振动，临界转速区无移动振动异常和做静平衡后技术部专工汽机转子轴系调频叶片测频、用锤击法或激振法测频仪器测试叶片固有频率；、由电科院专业人员进行测试无异常、突发振动，临界转速区无移动级检修汽机检修专工通流部分叶片通流部分结垢测试、化学分析取样;、分析成分，判断结垢原因，制定防范措施级检修化学运行专工转子轴系轴系临界转速测试机组正常启动过程中的轴振动记录启动时汽机运行专工2转子轴系惰走时间测试在线仪表测量，专项记录，绘制惰走曲线惰走时

4、间无明显加长或缩短停机时汽机运行专工高中压缸体应力集中部位及补焊区宏观检查裂纹检验对有异常部位进行着色检查或磁粉探伤检验无裂纹级检修汽机检修专工转子高温段转子高段中压转子高温区域探伤表面探伤检查级检修汽机检修专工转子高、中、低压转子硬度硬度仪检查级检修汽机检修专工叶轮配重块固定情况目视检查配重块无脱落、松动、损坏现象级检修汽机检修专工高中压缸体高中压缸结合螺栓金相检验、金属硬伤、硬度仪检验级检修汽机检修专工长度测量测量螺栓长度与原始值及上次检修比较无明显缩短级检修汽机检修专工转子叶片金相检验、金属硬伤、硬度仪检验级检修汽机检修专工相关管道高中压进汽管密封环检查量具测量，检验密封环弹性级检修汽机

5、检修专工通流部分导流或分流环裂纹检验金属探伤无裂纹级检修汽机检修专工轴系对轮螺栓金属探伤与硬度测量金属探伤无裂纹级检修汽机检修专工长度测量测量螺栓长度与原始值及上次检修比较无明显缩短级检修汽机检修专工轴承轴瓦乌金脱胎、裂纹着色或超声检查无脱胎现象及损伤级检修汽机检修专工汽缸隔板焊缝探伤着色探伤无裂纹级检修汽机检修专工叶片、顶部汽封着色探伤、目视检查叶片无裂纹，顶部汽封片无脱落级检修汽机检修专工隔板变形分段用平尺监测、测量无较大偏差级检修汽机检修专工轴承箱及汽缸滑销磨损及变形量检查量具测量，检验间隙符合要求级检修汽机检修专工锚固板变形量检查目视检查无明显变形级检修汽机检修专工二、EH油系统工作标

6、准：序号设备名称装置或部件名称工作部位工作项目工作方法标准周期责任岗位1EH油系统冷油器换热器冷油器打压试验用打压泵等打压工具对冷油器打压打压时间15min，试验压力1.25倍于工作压力，压力无下降，设备无渗漏检修后汽机检修专工2EH油系统蓄能器蓄能器充氮试验高压蓄能器充氮至10MPa，用肥皂水找漏压力不下降检修后汽机检修专工3EH油系统调节控制系统静态特性试验与热工配合进行试验调速系统部件检修后、级检修的初次启动汽机运行专工4EH油系统蓄能器氮气压力用肥皂水检查气阀是否泄漏气阀无泄漏现象个月汽机检修专工5EH油系统油箱体、冷油器、油管路设备外观清理、擦拭利用毛掸、抹布、棉纱等清洁工具无油污、

7、灰尘，设备见本色周汽机运行专工6EH油系统阀门填料填料压兰调整调整压兰螺母无油渗漏个月汽机检修专工7EH油系统油管道及支架外观磨损检查松动的部位加软填料或调整、紧固个月汽机检修专工三、润滑油、顶轴油、盘车系统工作标准：序号设备名称装置或部件名称工作部位工作项目工作方法标准周期责任岗位1润滑油系统冷油器换热器冷油器严密性试验油侧1.2倍于工作压力，打压5min，管束端口，密封胶圈处涂肥皂液，无气泡，且压力无下降A、B级检修汽机检修专工2润滑油系统冷油器切换阀冷油器相互切换缓慢缓慢开启备用冷油器入口阀，全开后关闭运行冷油器入口阀直至切换至另一冷油器，试验期间注意油温、油压的变化冷油器间切换无异常1

8、个月/D级检修时汽机运行专工3润滑油系统顶轴油泵启动试验手动启停试验油泵手动启动正常，启动条件符合要求1月汽机运行专工4润滑油系统高压启动油泵启动试验手动启停试验油泵手动启动正常，启动条件符合要求1月汽机运行专工5润滑油系统交、直流润滑油泵启动试验手动启停试验油泵手动启动正常，启动条件符合要求1月汽机运行专工6润滑油系统主机润滑油供油润滑油压观察压力表调整校验至标准值A/B级检修后汽机检修专工7润滑油系统顶轴油调油阀油压动作油压观察压力表观察压力表，调整校验至标准值A/B级检修后汽机检修专工8润滑油系统顶轴油供油转子轴颈顶轴油压使转子抬升量各转子轴颈装设百分表，观察压力表、百分表调整校验轴颈抬

9、升0.060.08mmA/B级检修后汽机检修专工9润滑油系统润滑油箱清理、擦拭毛掸、抹布、棉纱擦拭无油污、灰尘1周汽机运行专工10润滑油系统交、直流润滑油泵电机支座、油泵座螺栓紧固扳手旋拧螺母螺母无松动6月汽机检修专工11润滑油系统顶轴油泵油泵座螺栓紧固扳手旋拧螺母螺母无松动6月汽机检修专工12润滑油系统阀门填料压兰调整调整压兰螺母无油渗漏6月汽机检修专工13润滑油系统回油窗擦拭棉纱擦拭透明、无污物1天汽机运行专工14润滑油系统油管路、支吊架磨损检查松动的部位加软垫料或调整、紧固无磨损、渗漏、振动6月汽机检修专工四、主汽门、调节汽门工作标准：序号设备名称装置或部件名称工作部位工作项目工作方法标

10、准周期责任岗位1汽机本体相关管道及阀门高压主汽阀活动试验联系调度，联系热工人员到场，做好事故预想，保证机组负荷在80MW-110MW之间，功控回路投入，汽机进汽方式为全周进汽方式。严禁与其他试验同时进行。阀杆动作正常、灵活，输入指令、实际动作行程与反馈信号一致1周汽机运行专工2汽机本体相关管道及阀门高压主汽调节阀活动试验联系调度，联系热工人员到场，做好事故预想，保证机组负荷在80MW-110MW之间，功控回路投入，汽机进汽方式为全周进汽方式。严禁与其他试验同时进行。阀杆动作正常、灵活，输入指令、实际动作行程与反馈信号一致1周汽机运行专工3汽机本体主汽阀、调节汽阀蝶阀、阀座及预启阀裂纹检验1、应

11、力集中部位和补焊区域宏观检查；2、有异常部位进行着色或者磁记忆探伤检验；3、检查阀座固定情况无裂纹A级检修汽机检修专工主汽阀、调节汽阀阀杆磨损及划痕目视检查，有异常部位金属探伤阀杆导向套及隔板套是否有严重划痕或损伤A级检修汽机检修专工主汽阀、调节汽阀阀体结合面螺栓金相检验1、金属探伤；2、硬度仪检验；3、螺栓螺纹是否有损坏复合相关金属材料的技术标准A级检修汽机检修专工主汽阀、调节汽阀阀帽金相检验金属探伤或磁记忆检查阀帽的阀芯导向部分无裂纹A级检修汽机检修专工主汽阀、调节汽阀外观检查目视检查1、阀帽的芯导向部分金属密封环无裂纹；2、阀芯导向密封环接触部分无严重磨损；3、阀帽与阀体密封面无损伤A级

12、检修汽机检修专工主汽阀、调节汽阀阀体外观检查目视检查阀体表面各堵头无松动A级检修汽机检修专工主汽阀、调节汽阀弹簧变形目视检查弹簧完好，无歪斜、扭曲、裂纹、断裂等现象，测量自由长度，与上次大修相比较A级检修汽机检修专工主汽阀、调节汽阀阀门行程热工给出信号，实际测量确定阀门行程行程足够A级检修汽机运行专工4汽机主汽阀、调节汽阀外观设备卫生清扫积灰设备表面无积灰开机前汽机运行专工五、排汽、抽汽阀门工作标准：序号设备名称装置或部件名称工作部位工作项目工作方法标准周期责任岗位1排汽系统 阀门高排、抽汽逆止阀设备表面清扫清洁无灰尘1周汽机运行专工2抽汽阀门相关管道及阀门抽汽逆止阀活动试验联系调度，联系热工

13、人员到场，做好事故预想严禁与其他试验同时进行。阀杆动作正常、灵活，输入指令、实际动作行程与反馈信号一致1月汽机运行专工六、高旁、低旁工作标准：序号设备名称装置或部件名称工作部位工作项目工作方法标准周期责任岗位1旁路装置阀门高、低旁压力控制阀内漏检查红外测温仪检查阀后温度无超温及异常温度出现1年汽机运行专工2旁路装置阀门高、低旁压力控制阀设备表面清扫清洁无灰尘1周汽机运行专工3旁路装置阀门高、低旁喷水阀、隔离阀设备表面清扫清洁无灰尘1周汽机运行专工七、凝结水泵工作标准：序号设备名称装置或部件名称工作部位工作项目工作方法标准周期责任岗位1凝结水泵轴承轴承振动分析1、便携式测振仪直接测量；2、测量仪

14、表的传感器与测点的接触应良好，并应保证具有可靠的连接而不影响被测部件的振动状态当测振仪读数出现周期稳态摆动时，取其读数的最大值；以各测点的最大值为被测轴承的实测值。1月汽机运行专工2凝结水泵设备本体外观清理泵体及罩壳上灰尘用布擦拭无积灰，积油，设备见本色1月汽机运行专工3凝结水泵连接螺栓检查紧固件的螺栓是否松动扳手紧固紧固不松动半年汽机检修专工八、给水泵工作标准：序号设备名称装置或部件名称工作部位工作项目工作方法标准周期责任岗位1给水泵轴承轴承振动分析1、便携式测振仪直接测量；2、测量仪表的传感器与测点的接触应良好，并应保证具有可靠的连接而不影响被测部件的振动状态当测振仪读数出现周期稳态摆动时

15、，取其读数的最大值；以各测点的最大值为被测轴承的实测值。1月汽机运行专工2给水泵设备本体及相关管道外观清理泵体及罩壳上灰尘用布擦拭无积灰，积油，设备见本色1月汽机运行专工3给水泵连接螺栓检查紧固件的螺栓是否松动扳手紧固紧固不松动1月汽机检修专工4给水泵油系统油箱滤油滤油机滤油，化学人员化验油质符合相关油质标准A/B/C级检修调度室九、高、低压加热器、除氧器、本体、加热器疏水扩容器工作标准：序号设备名称装置或部件名称工作部位工作项目工作方法标准周期责任岗位1低压加热器内部换热装置换热管束严密性试验1、低加汽侧内用软化水灌水，水室内部检查管束泄漏情况，发现泄漏用堵头堵住入，胀口漏，可用胀管器加胀，

16、直至不漏；2、对于无法进行严密性试验的加热器，应核查制造厂对容器的焊缝检验和严密性试验报告及合格证书，以确认其严密性的可靠性换热管无漏点5年汽机检修专工2低压加热器水位计热工信号水位自动保护试验配合热工进行，宜在启、停机时进行水位保护动作及时、可靠6个月汽机运行专工3低压加热器内部设备超水压试验1、压力容器在试验过程中，各连接部位和焊缝应无泄漏、无异常声响；2、试验后，如壳体无异常变形，则认为该压力容器水压试验合格；10年汽机检修专工4高压加热器内部换热装置换热管束严密性试验高加汽侧内用清洁水灌水，水室内部检查管束泄漏情况，发现泄漏用堵头堵住入，胀口漏，可用胀管器加胀，直至不漏，对于无法进行严

17、密性试验的加热器，应核查制造厂对容器的焊缝检验和严密性试验报告及合格证书，以确认其严密性的可靠性换热管无漏点5年汽机检修专工5高压加热器水位计热工信号水位自动保护试验配合热工进行，宜在启、停机时进行水位保护动作及时、可靠6个月汽机运行专工6高压加热器内部设备超水压试验压力容器在试验过程中，各连接部位和焊缝应无泄漏、无异常声响。试验后，如壳体无异常变形，则认为该压力容器水压试验合格10年汽机检修专工7除氧器水位计热工信号水位自动保护试验配合热工进行，宜在启、停机时进行水位保护动作及时、可靠6个月汽机运行专工8除氧器内部设备水箱超水压试验压力容器在试验过程中，各连接部位和焊缝应无泄漏、无异常声响。

18、试验后，如壳体无异常变形，则认为该压力容器水压试验合格10年汽机检修专工9高低压疏水扩容器内部设备管束超水压试验压力容器在试验过程中，各连接部位和焊缝应无泄漏、无异常声响。试验后，如壳体无异常变形，则认为该压力容器水压试验合格10年汽机检修专工10高压加热器外部检验目视检验1、外壁保温层，铭牌完好；2、人孔和接管座的加强板检漏孔；3、各接管座的角焊缝、法兰、壳体外壁无严重锈蚀；4、支座和支吊架完好，基础无下沉或倾斜，活动支座膨胀位移；5、管道振动和响声；6、压力调节和保护，以及水位调节和保护装置应保持完好；7、安全阀应严密无泄漏、安全阀有铅封且在校验有效期内；8、压力表在校验有效期内；9、水位

19、表指示清晰，有最高最低液位标示，水位表无破损、无泄漏1年汽机检修专工11高压加热器内部检验1、检查重点：进汽管对面的筒壁；2、焊接接头(包括对接焊缝和角焊缝)检查：错边量、棱角度以及角焊缝焊脚高度；焊缝表面裂纹、气孔、弧坑、夹渣和咬边等；3、焊缝内部质量。每次检验应用射线或超声波探伤，检查比例不少于焊缝总长的10%。检验中发现裂纹时必须扩大检查；4、壁厚测量。每块钢板的测点数不少于2点，封头上不少于3点(直边、过渡段及封头顶部各一点)；5、硬度测定、金相检验和光谱分析等筒体应无明显汽水冲刷减薄和腐蚀，其余要求符合DL6121996 电力工业锅炉压力容器监察规程、DL6471998 电力工业压力

20、容器检验规程A级检修汽机检修专工12低压加热器外部检验1、宏观检查为主，严格检查表面裂纹，必要时进行表面无损探伤，详细检查应力集中部位、高压紧固螺栓、焊缝、尤其是角接焊缝；2、低加表面的变形（凹陷、鼓包）、剥落、过烧等；3、表面的机械损伤、工卡具焊痕、电弧擦伤、弧坑等；4、支座和支吊架完好，基础无下沉或倾斜，活动支座膨胀位移；5、管道振动和响声；6、压力调节和保护，以及水位调节和保护装置应保持完好；1、无明显变形及损伤；2、安全阀应严密无泄漏、安全阀有铅封且在校验有效期内；3、压力表在校验有效期内；4、水位表指示清晰，有最高最低液位标示，水位表无破损、无泄漏1年汽机检修专工13低压加热器内部检

21、验1、检查重点：进汽管对面的筒壁；2、焊接接头(包括对接焊缝和角焊缝)检查：错边量、棱角度以及角焊缝焊脚高度；焊缝表面裂纹、气孔、弧坑、夹渣和咬边等；3、焊缝内部质量。每次检验应用射线或超声波探伤，检查比例不少于焊缝总长的10%。检验中发现裂纹时必须扩大检查；4、壁厚测量。每块钢板的测点数不少于2点，封头上不少于3点(直边、过渡段及封头顶部各一点)；5、硬度测定、金相检验和光谱分析等筒体应无明显汽水冲刷减薄和腐蚀，其余要求符合DL6121996 电力工业锅炉压力容器监察规程、DL6471998 电力工业压力容器检验规程A级检修汽机检修专工14除氧器外部检验1、宏观检查为主，严格检查表面裂纹，必

22、要时进行表面无损探伤，详细检查应力集中部位、高压紧固螺栓、焊缝、尤其是角接焊缝；2、低加表面的变形（凹陷、鼓包）、剥落、过烧等；3、表面的机械损伤、工卡具焊痕、电弧擦伤、弧坑等；4、支座和支吊架完好，基础无下沉或倾斜，活动支座膨胀位移；5、管道振动和响声；6、压力调节和保护，以及水位调节和保护装置应保持完好；7、压力容器外部各汽水管路系统符合设计要求；1、无明显变形及损伤；2、安全阀应严密无泄漏、安全阀有铅封且在校验有效期内；3、压力表在校验有效期内；4、水位表指示清晰，有最高最低液位标示，水位表无破损、无泄漏1年汽机检修专工15除氧器内部检验1、检查重点：进汽管对面的筒壁；2、焊接接头(包括

23、对接焊缝和角焊缝)检查：错边量、棱角度以及角焊缝焊脚高度；焊缝表面裂纹、气孔、弧坑、夹渣和咬边等；3、焊缝内部质量。每次检验应用射线或超声波探伤，检查比例不少于焊缝总长的10%。检验中发现裂纹时必须扩大检查；4、壁厚测量。每块钢板的测点数不少于2点，封头上不少于3点(直边、过渡段及封头顶部各一点)；5、硬度测定、金相检验和光谱分析等筒体应无明显汽水冲刷减薄和腐蚀，其余要求符合DL6121996 电力工业锅炉压力容器监察规程、DL6471998 电力工业压力容器检验规程A级检修汽机检修专工16加热器高、低压加热器除氧器、高低压疏水扩容器设备表面外观清扫清洁工具清洁无灰尘1月汽机运行专工十、真空系

24、统工作标准：序号设备名称装置或部件名称工作部位工作项目工作方法标准周期责任岗位1真空系统设备、管道及阀门等附件严密性试验保证机组负荷80%额定负荷，机组运行工况稳定，关闭真空泵进口空气门，解除联锁，停用真空泵，30s后开始记录，每30S记录一次真空值。5min内真空平均下降速度不超过0.40kPa/min为合格，下降总值不大于2kPa。1个月汽机运行专工2真空泵轴承轴承振动分析1、便携式测振仪直接测量；2、测量仪表的传感器与测点的接触应良好，并应保证具有可靠的连接而不影响被测部件的振动状态当测振仪读数出现周期稳态摆动时，取其读数的最大值；以各测点的最大值为被测轴承的实测值。1个月汽机运行专工3

25、真空系统设备及管路附件灌水找漏1、灌水至轴封洼窝2、在灌水前应在排气装置底部及排气管道下方做支撑。3、在水位达到要求是要尽快检查。所有灌水系统无水渗漏A级检修汽机检修专工4真空泵组及系统设备外观清扫清扫清洁无积灰1月汽机运行专工十一、阀门工作标准：序号设备名称装置或部件名称工作部位工作项目工作方法标准周期责任岗位1阀门安全阀排汽试验用手动提升装置慢慢向上提示安全阀，确认安全门的启回座灵活紧固不松动1年汽机检修专工2阀门截止阀、闸阀、调节阀阀门行程校验1、检查驱动装置的安装工作应全部结束，将阀门的手动与驱动装置放到手动位置；2、先进行就地的手动调整：用手轮操作阀门，确定全关全开位置，并进行阀门的

26、定位工作，同时保证阀杆应动作灵活、不卡涩，阀门的开度指示变化应与手轮的开关方向一致；3、将阀门的手动与驱动装置放到驱动位置，试验驱动位置带阀门的情况，检查在达到关闭或开启的整定值时能自动停止；4、调节机构的动作应平稳、灵活、无松动及卡涩现象，并能全关和全开，调节机构上应有明显和正确的开、关标志；5、远方进行操作时，阀门的动作应和就地手动调整的动作一致，并且在操作员站上的显示和就地指示一致；6、阀门在全行程内应动作平稳、灵活、无跳动，行程时间应符合要求；7、定位时，对于关位置的设定，应以手动摇关为标准，全开时，在用手动摇开的位置基础上，应再把手轮关回1/2圈。阀门行程开关到位，无卡涩现象A级检修

27、汽机运行专工3阀门安全阀压力校验（安全门热态校验）1、当压力升到工作压力的80%时，对不整定的安全阀用塞盖固定，安全阀效验完毕后恢复；2、当压力超过整定值时，若安全阀还不动作，则将压力泄到此阀起座值的80%压力以下后，调节压紧螺钉；3、当调节螺钉作适当调节后，再升压进行安全阀效验；4、安全阀效验完毕时记录起跳时间和起、回座压力；5、校验合格的安全阀加铅封6、整定压力调整好后，降低并调整安全阀的进口压力，使其在密封试验压力状态下保持一定的时间，进行密封性能试验整定值有效，动作值可靠1年汽机检修专工4阀门逆止门清洁维护紧固及清洁程度检查1、用扳手检查阀门螺栓有无松动现象；2、擦拭1、表面无积灰、完

28、好，不得有剥落、碰伤及斑痕等缺点；2、紧固件不得有松动、损伤等现象；1年汽机检修专工5阀门截止阀、闸阀、调节阀清洁维护紧固及清洁程度检查1、用扳手检查阀门螺栓有无松动现象；2、擦拭1 紧固，不松动；2 表面无积灰3月汽机检修专工6阀门安全阀清洁维护紧固及清洁程度检查1、用扳手检查阀门螺栓有无松动现象；2、擦拭1 紧固，不松动2 表面干净3月汽机检修专工十二、支吊架工作标准：序号设备名称装置或部件名称工作部位工作项目工作方法标准周期责任岗位1管道高中压管道焊缝焊缝检验见金属检验标准焊缝合格，无砂眼等见金属检验标准汽机检修专工外观磨损、腐蚀、保温目视检查无明显腐蚀、损伤，保温合格 1年汽机检修专工

29、2支吊架承受安全阀、泄压阀排汽反力的液压阻尼器油系统与行程检验目视检查行程合格，动作灵活、可靠1年汽机检修专工3支吊架承受安全阀、泄压阀排汽反力的刚性支吊架间隙测量目视检查，与原尺寸相比间隙符合要求1年汽机检修专工4支吊架限位装置、固定支架限位装置、固定支架结构状态有无变形目视检查无明显变形、扭曲等1年汽机检修专工5支吊架大荷载刚性支吊架大荷载刚性支吊架结构状态有无变形目视检查无明显变形、扭曲等1年汽机检修专工6支吊架承载结构与根部辅助钢结构承载结构与根部辅助钢结构是否有明显变形，主要受力焊缝是否有宏观裂纹目视检查无明显变形、扭曲等，无明显裂纹A级检修汽机检修专工7支吊架变力弹簧支吊架变力弹簧

30、支吊架的荷载标尺指示或恒力弹簧支吊架的转体位置是否正常目视检查弹簧完好，无歪斜、扭曲、裂纹、断裂等现象,转体位置正常A级检修汽机检修专工8支吊架支吊架活动部件是否卡死、损坏检验目视检查活动灵活，无卡涩现象1年汽机检修专工9支吊架吊杆及连接配件吊杆及连接配件是否损坏目视检查无明显损坏1年汽机检修专工10支吊架减振器结构状态是否正常目视检查结构完整，无明显损伤A级检修汽机检修专工11支吊架零部件是否有明显变形，主要受力焊缝是否有宏观裂纹目视检查无明显变形，焊缝无明显裂纹1年汽机检修专工12汽水管道外观表面清洁维护使用清洁工具，清扫设备清洁无积灰1月汽机运行专工13汽水管道保温保温修补保温修补工具表

31、面温度符合标准1年汽机检修专工14支吊架外观表面清洁维护使用清洁工具，清扫设备清洁无积灰1月汽机运行专工附件二：锅炉专业技术管理细则序号设备名称装置或部件名称检查部位检查项目方法标准周期责任岗位1锅炉本体四大管道支吊架是否过度压缩、偏斜或失载热态调整限位装置状态显示正常一年锅炉检修安全阀解体检修排汽孔无堵塞、焊缝无裂纹阀芯无磨损两年锅炉检修检验校对动作压力符合要求一年技术部钢架连接件是否变形、开焊紧固或补焊符合要求一年锅炉检修锅炉膨胀指示器间隙检查间隙符合要求机组每次启停锅炉检修发电运行部零位校验在冷态状况下，观察膨胀指示器的指针是否回到零位一年锅炉检修指示器及管道支吊架记录记录机组启停前后膨

32、胀记录符合要求机组每次启停锅炉检修发电运行部排污阀各电动阀门是否卡涩研磨或更换开关灵活B修锅炉检修尾部烟道尾部烟道是否积灰清灰无积灰B修发电运行部受热面防磨护瓦是否变形更换平直无变形B修锅炉检修空预器漏风检查是否漏风堵漏C修锅炉检发电运行部技术部各受热面管道是否磨损补焊或更换无磨损B修锅炉检修炉膛各受热面管道是否磨损和渗漏补焊或更换无磨损停炉检修锅炉检修落煤口浇注料是否磨损修补无磨损停炉检修锅炉检修落渣口浇注料是否磨损修补无磨损停炉检修锅炉检修下二次风管浇注料是否磨损修补无磨损停炉检修锅炉检修落煤口密封盒是否变形更换无变形停炉检修锅炉检修风室风室是否积渣清理无积渣停炉检修锅炉检修落渣管是否变形

33、、开裂和磨损补焊或更换无磨损停炉检修锅炉检修点火风道进口风门是否卡涩调整无卡涩停炉检修锅炉检修发电运行部汽包人孔密封垫是否磨损和有沙眼，密封面无明显伤痕及腐蚀斑点，人孔连接焊缝无裂纹等外观缺陷。更换、修补无缺陷一年锅炉检修集中下降管管座焊缝超声波探伤修补无缺陷A修技术部检修维护部筒体和封头内表面主焊缝、人孔加强圈焊缝、预埋件焊缝宏观检查。修补无缺陷A修技术部检修维护部主焊缝超声波探伤抽查，纵缝检查，环缝检查（T形接头）。修补无缺陷A修技术部检修维护部汽包水位计就地双色水位计1 更换云母垫片组件更换1 密封无泄漏停炉检修锅炉检修2 检查光源箱2 良好的清晰度和透光性能3 检查冷热光源和红绿玻璃3

34、 水位显示清楚平衡容器水位计、电接点水位计阀门检查、外观检查外观完好，无泄漏停炉检修 锅炉检修膨胀节各烟道、风道膨胀节是否漏风更换无漏风密封严密停炉检修锅炉检修主蒸汽管道监视段进行金相、蠕胀、硬度检查A修技术部检修维护部管道蠕胀测量检查剩余焊口探伤再热蒸汽管道监视段蠕胀测量、金相硬度检查、壁厚测量A修技术部检修维护部管系弯头壁厚测量、无损探伤管系直管段壁厚测量管系蠕胀测量、蠕变损伤检测再热冷段弯头测厚，必要时探伤2除尘器滤袋滤袋滤袋检查卫生清扫、定期检查更换损坏的滤袋对损坏的滤袋进行更换停炉检修锅炉检修旁通门旁通门是否磨损和变形修补密封严密停炉检修锅炉检修喷吹阀是否堵塞疏通或更换无堵塞停炉检修

35、锅炉检修盖板密封条是否磨损更换一年锅炉检修3气化风系统气化风机进气过滤器检查滤网清理或更换无杂物每月锅炉检修解体检查A修锅炉检修4燃油系统床下油枪雾化片油枪雾化不良时，应及时调整、清洗雾化片或更换喷嘴清理或者更换油枪随时备用雾化良好、燃烧稳定，维持出力每次点火前锅炉检修床下点火枪打火是否正常检查点火枪枪头有电弧每次点火前锅炉检修储油罐储油罐安全附件定期校验一年技术部燃油存量及盘点记录每月发电运行部燃油管道防腐、接地、阀门检查一年锅炉检修燃油泵解体检查A修锅炉检修切换试用每月锅炉运行5空压机空压机油系统保养运行2000小时锅炉检修解体检修35年锅炉检修6冷干机保养运行4000小时锅炉检修7蒸汽吹

36、灰器阀门阀体内部是否磨损解体检查平整光洁，无裂纹A修锅炉检修管道喷嘴是否磨损、堵塞补焊或更换A修锅炉检修安全阀解体检修排汽孔无堵塞、焊缝无裂纹两年锅炉检修检验校对动作压力符合要求一年技术部8气力除灰系统进料插板门灰斗下部1 门杆清理加油，检查门板开关是否灵活开关动作灵活，保证严密B修锅炉检修2 检查门板密封情况，是否有漏灰现象3上下法兰口连接部位是否紧密牢固，有无漏灰现象仓泵阀门仓泵1检查气动装置的严密程度，有无漏现象现象，密封圈是否磨损失效开关动作灵活，保证严密B修锅炉检修2检查进料门动作是否灵活3 阀门连接部位紧密无漏灰和漏气现象4检查阀门是否内漏出料阀出料阀1检查气动装置的严密程度，有无

37、漏现象现象开关动作灵活，保证严密B修锅炉检修2检查出料阀动作是否灵活3阀门连接部位应严密无漏灰和漏气现象。阀体无损坏4检查阀门是否内漏除灰系统输灰管路及弯头管路1所有管路弯头连接法兰和管路伸缩节部位应严密无漏灰和漏气现象1 目视、耳听1 严密无损坏C修锅炉检修2 检查支架检查紧固2 目视、锁紧2 支吊架应紧固无脱开和断裂灰库气源管路及气化风管路灰库气源管路及气化风管路1所有气源管路及气化风管路接口部位检查严密情况目视、耳听严密无漏气现象每月锅炉检修2气化风管路进入灰库的连接部位应严密，无漏气和漏灰现象灰库双轴搅拌机内部搅拌机叶片紧固及磨损检查螺栓紧固良好，叶片磨损不超过1/3每月锅炉检修10除

38、渣系统冷渣器冷却水系统是否泄漏检查、更换无泄漏每天锅炉检修冷渣器本体插板门、支撑轮、导向轮检查、更换阀门活动灵活，开关到位，无漏渣、无漏烟每天锅炉检修链斗机、斗提机链条是否磨损检查、更换无磨损每天锅炉检修链斗机、斗提机料斗是否磨损检查、更换无磨损每天锅炉检修链斗机、斗提机导轮是否磨损检查、更换无磨损每天锅炉检修渣库散装机散装机1散装机伸缩布袋完好检查目视、传动1 散装机伸缩布袋完好无破损每季锅炉检修2散装头提升装置检查2 散装头提升装置灵活，限位灵敏可靠11给煤系统给煤机调整输送胶带跑偏检查皮带是否有破损、跑偏、张紧松弛等现象。目视胶带与滚筒边缘的距离应相等，偏差不超过±20mm每天

39、锅炉检修清扫链调整链条张紧程度链条松紧情况调整尾轮调整清扫链被动轴使链条张紧，必要时可取出几节链条链条不应与底板接触每天锅炉检修12风机一次风机轴承换油更换符合油脂要求B修锅炉检修叶轮、出入口挡板检查B修锅炉检修二次风机轴承换油更换符合油脂要求B修锅炉检修叶轮、出入口挡板检查B修锅炉检修高压流化风机轴承换油更换符合油脂要求B修锅炉检修叶轮、出入口挡板检查B修锅炉检修引风机轴承换油更换符合油脂要求B修锅炉检修叶轮、出入口挡板检查B修锅炉检修13石灰石系统脉冲袋式除尘器电磁脉冲阀清洗清洗无堵塞公用系统检修锅炉检修脉冲袋式除尘器滤袋完好状况目视滤袋完好无破损公用系统检修锅炉检修缓冲仓气动阀目视各部位

40、不得有泄露、损坏半年锅炉检修阀门阀体目视除去灰尘、油污、介质残渍等物每天锅炉检修法兰接口目视螺栓、垫圈是否松动每天锅炉检修旋转给料机是否漏粉更换盘根无泄漏每天锅炉检修14启动锅炉整体检查A修锅炉检修附件三：电气专业技术管理细则一、发电机检查与维护项目系统设备名称项目内容周 期标 准负责岗位备注发电机定期清扫每周外壳清洁，无积灰、无油污、无泄漏电气检修运行中发电机定子槽内测温元件对地电位测试1个月运行中定期测量发电机定子槽内测温元件对地电位，以监视槽内线棒是否有松动和电腐蚀现象：采用高内阻电压表，在发电机定子槽内测温元件引出线的接线板端子处测量，一般应不大于10V，若大于10V，应加强与历史数据

41、尤其是上一次测量数据的比较，不应有明显升高，否则，在必要时，应测量定子槽部线圈防晕层对地电位，有条件的情况下，还可采用超声法探测槽放电。热工检修发电机运行期间，励端轴瓦对地绝缘电阻测量启动前1个月采用1000V兆欧表测量，绝缘电阻值应大于1M，若小于1 M应加大测量频率。电气运行机组启动时，对发电机转子轴电压的测量每次机组启动发电机启动阶段，转子绕组已加励磁但发电机未并网前，采用专用测试碳刷和高内阻（不小于100k/V）的交流电压表测量，应满足以下要求：1.汽轮发电机的轴承油膜被短路时，转子两端轴上的电压一般应等于轴承与机座间的电压；2.汽轮发电机大轴对地电压一般小于10V。电气运行对发电机各

42、测温元件的数据记录表进行定期的运行分析1个月对发电机各测温元件的数据记录表进行定期的运行分析，以判断发电机子绕组、出线套管及铁芯等是否有局部过热现象：1.绕组层间电阻元件测温元件最高与最低的温差，应8；2.绕组层间电阻测温元件的最高温度，应90；电气运行、检修专工、技术部电气专工发电机大轴接地碳刷检查每周无松动,与发电机轴接触良好。电气运行外壳及声音每周无过热、无异音、无异味定子铁芯温度每周不大于120，检查并记录，线棒层间温度差不大于8预防性试验项目系统设备名称项目内容周 期标 准负责岗位备注发电机定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数A/B级检修1、绝缘电阻值自行规定。若在相近试验条件（温度

43、、湿度）下，绝缘电阻值低到历年正常值的1/3以下时，应查明原因。2、各相或分支绝缘电阻的差值不应大于最小值的100%。3、吸收比或极化指数：沥青浸胶及烘卷云母绝缘吸收比不应小于1.3或极化指数不应小于1.5；环养粉云母绝缘吸收比不应小于1.6或极化指数不应小于2.0;水内冷定子绕组自行规定。技术部检修部发电部定子绕组的直流电阻A/B级检修或发电机出口短路后汽轮发电机各相或各分支的直流电阻值，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后相互间差别以及与初次（出厂或交接时）测量值比较，相差值不得大于最小值的1.5%。超出要求者，应查明原因。定子绕组泄漏电流和直流耐压大修前、后；更换绕组后1、试验电压如下

44、：新装的;大修中全部更换定子绕组并修好后3.0Un运行机组重新安装时;局部更换定子绕组并修好后2.5Un大修前运行20年及以下者2.5Un运行20年以下与架空线路直线连接者2.5Un运行20年以上不与架空线路直线连接者2.0-2.5Un小修时和大修后2.5Un2、在规定试验电压下,各相泄漏电流的差别不应大于最小值的50%;最大泄漏电流在20µA以下者,根据绝缘电阻值和交流耐压试验结果综合判断为良好时,个相间差值可不考虑。3、泄漏电流不应随时间延长而增大转子绕组的直流电阻大修时与初次（交接或大修）所测结果比较其差别一般不超过2%发电机和励磁机的励磁回路所连接的设备（不包括发电机转子和励

45、磁机电枢）的绝缘电阻大修时绝缘电阻不应低于0.5M，否则应查明原因并消除发电机和励磁机的励磁回路所连接发电机的设备（不包括发电机转子和励磁机电枢）的交流耐压。大修时试验电压为1KV发电机和励磁机轴承的绝缘电阻大修时汽轮发电机组的轴承不能低于1M转子绕组的交流阻抗和功率损耗大修时阻抗和功率损耗值自行规定，在相同试验条件下，与历年数值比较，不应有显著变化，相差10%应引起注意轴电压大修后1、在汽轮发电机的轴承油膜被短路时，转子两端轴上的电压一般应等于轴承与机座间的电压2、汽轮发电机大轴对地电压一般小于10V 检温计绝缘电阻和温度误差大修时1、绝缘电阻值自行规定2、检温计指示值误差不应超过制造厂规定

46、热工专业二、主变压器、高压厂用变、起备变检查与维护项目系统设备名称项目内容周 期标 准负责岗位备注主变压器、高压厂用变、起备变定期清扫大小修外壳清洁，无积灰、无油污、无泄漏电气检修检查主变本体运行声音1周均匀的嗡嗡声；声级限值不超过JB/T 100882004 6kV500kV级电力变压器声级规定值。电气运行检查主变低压侧升高座及低压侧封闭母线1周不渗油，密封良好电气运行主变外壳接地；铁芯接地等1周变压器各部件接地无锈蚀，接地件良好电气检修主变油箱、阀门等1周不渗油。阀门根据实际需要，处于关闭或开启位置电气检修上层油温1周不超过80或符合制造厂规定。现场温度计指示的温度、控制室温度显示装置、监控系统的温度三者基本保持一致，误差一般不超过5电气运行检查绕组温度1周主变绕组温度小于95，高厂变、启备变变绕组温度小于100，电气运行检查呼吸器1周油封完好，硅胶变色不超½、油位正常（在刻度线范围内）电气检