巡回检查管理标准

1、Q/CDT-IPSPC 20042004QB 天津xx发电有限责任公司企业标准天津xx发电有限责任公司 发 布2004-12-01 实施2004-04-19 发布运行巡回检查管理标准Q/CDT-IPSPC 2006-2004 IQ/CDT-IPSPC 20062004目 次 前 言II1 范围12 规范性引用文件13 管理内容14 管理目标25 主管、协管部门及岗位26 管理流程27 报告和记录2附 录 A （规范性附录） 班中巡回检查管理流程图37附 录 B （规范性附录） 班前巡回检查管理流程图38前 言 为了保证机组安全连续稳定运行，及时发现设备、系统缺陷及时采取措施及处理，制定本标准。

2、本标准的附录、附录B为规范性附录。本标准由标准化领导小组提出。 本标准由企业管理策划部归口。 本标准起草单位：企业标准编制组。本标准主要起草人：杨补运。 本标准主要审定人员：冯树礼。 本标准批准人：陈会平。 本标准委托发电部负责解释。本标准是首次发布。Q/CDT-IPSPC 20062004 运行巡回检查管理标准1 范围本标准规定了运行岗位巡回检查的管理内容、管理目标、主管、协管部门及岗位、管理流程及形成的报告和记录。本标准适用于天津xx发电有限责任公司集控运行岗位巡回检查工作，也适用于燃料、除灰运行岗位的巡回检查管理工作。2 规范性引用文件下列文件的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡

3、是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。3 管理内容3.1 巡回检查规定3.1.1 巡回检查分接班前巡回检查和班中巡回检查。3.1.2 接班前巡回检查除值长外所有运行人员均应进行。3.1.3 班中巡回检查主要由运行副值、巡操工来完成。运行副值、巡操工每2小时进行一次就地设备的巡回检查工作，无特殊情况时应在2、4、6、8、10、12、14、16、18、20、22时进行巡回检查；运行主值每班巡回检查一次，机组长（化学、燃料、除灰班长）可根据设

4、备运行情况进行不定期巡回检查，但每轮值巡回检查次数不少于2次。3.1.4 巡回检查时要配备手电筒、听针、测温仪和测振仪等检查工器具。3.1.5 巡回检查要按照规定的巡回检查路线、检查内容、标准进行巡回检查。3.1.6 在巡回检查过程中，如机组、设备发生事故应立即返回本岗位进行事故处理。3.1.7 在巡回检查过程中，如遇有疑问或不明白的问题，要立即汇报机组长、值长，不得随意乱动设备。3.1.8 巡回检查完成后要填写“巡回检查记录卡”，发现缺陷要在D7i上登录。3.1.9 特殊情况下的巡回检查3.1.9.1 设备存在一、二类缺陷、新投入的设备、主要辅助设备失去备用时要进行不定期巡回检查，至少每1小

5、时对其巡回检查一次。3.1.9.2 当遇雷雨、大风、洪水等天气时，要对室外电机、所有的室外配电装置、煤场及其设备重点加强检查。3.1.9.3 在夏季大负荷高温天气时，要重点加强主、辅机各冷却设备及转动设备的轴承温度、凝汽器真空、水塔水位等设备、参数的巡回检查。3.1.9.4 在冬季遇有寒流时，要对转动设备冷却水、油系统电加热、蒸汽拌热、室内外开关柜、开关箱内电加热装置、室外阀门井、水塔结冰等重点加强巡回检查。3.1.9.5 在设备启停过程中，特别是在设备启动过程中，必须进行就地检查，等设备运行稳定后方可离开。3.2 班中巡回检查路线、内容、标准3.2.1 班中巡回检查路线、内容、标准按附表一、

6、二、三、四、五执行。3.3 班前巡回检查分工3.3.1 值长接班前主要在控制室了解机组、公用系统运行方式，调度指令，上级有关文件精神、事故通报，燃料、除灰、水源地设备运行情况。3.3.2 机组长接班前重点检查汽轮机13.7米平台汽轮发电机组、给水泵汽轮机、高压加热器，控制室DEH、DCS、CRT画面参数、控制室炉内泄漏监测装置历史曲线。3.3.3 主值A接班前重点检查汽轮机0米所有转动设备、汽轮机润滑油系统、发电机水冷及密封油集控站、给水泵汽轮机油站，汽轮机6.9米平台EH油站、低压加热器、26米除氧器、空调设备间。3.3.4 主值B接班前重点检查磨煤机、吸风机、送风机、一次风机、密封风机、捞

7、渣机等锅炉0米所有转动设备及油系统，。3.3.5 副值A接班前重点检查锅炉17.5米空气预热器、给煤机、炉水泵，锅炉安全门、汽包水位计、吹灰器、就地炉内泄漏装置3.3.6 副值B接班前重点检查接班前主要检查变压器、循环泵房、机房内系统管道跑、冒、滴、漏及电气开关柜、机房照明等。3.3.7 值内一台机组只有一个副值时，副值B的工作由副值A代替。3.3.8 化学、燃料、除灰按班中巡回检查专责分工进行接班前巡回检查。3.3.9 主值A、主值B，副值A、副值B班前巡回检查分工每一轮值轮换一次。4 管理目标4.1 保证机组安全连续稳定运行。4.2 及时发现设备、系统缺陷及时采取措施及处理。5 主管、协管

8、部门及岗位5.1 该项管理活动由发电部机组长（化学、燃料、除灰班长）岗位负责总体协调。5.2 该项管理活动由运行副值、巡操工岗位主要负责。5.3 该项管理活动由公司生产副总经理，设备工程部部长、副部长、各专业高级主管、点检员岗位及发电部部长、副部长、值长、高级主管、维护承包商、运行承包商相关岗位协助完成。6 管理流程6.1 班前巡回检查流程(流程图见附录B)6.1.1 接班前30分钟接班人员进入现场，按分工进行巡回检查，检查标准同班中巡回检查标准。6.1.2 检查中发现系统、设备有问题时，应立即汇报交班值长、机组长，在班前碰头会上汇报本值值长。交班值长、机组长接到汇报后应立即组织人员进行处理，

9、如本值不能处理，应汇报有关领导、设备工程部及维护承包商负责人。6.1.3 化学、燃料、除灰检查中发现系统、设备有问题时，立即汇报交班班长，在班前碰头会上汇报本班班长。交班班长接到汇报后应立即组织人员进行处理，如本班不能处理，应汇报值长、有关领导、设备工程部及维护承包商负责人。6.1.4 接班人员接班后对班前巡回检查发现的设备缺陷，如暂时无法处理或正在处理中，由值长（公用系统、燃料、除灰、水源地）、机组长（本机组）、化学、燃料、除灰班长组织必须做好相应的安全技术措施和事故预想。6.2 班中巡回检查流程(流程图见附录A)6.2.1 机组长、化学、燃料、除灰班长、主值、副值巡回检查时按巡回检查路线、

10、内容、标准认真执行。6.2.2 巡回检查中如发现设备缺陷，应立即采取措施进行处理，如本岗位采取措施不能消除，应立即汇报值长、机组长、化学、燃料、除灰班长。6.2.3 对设备一、二类缺陷机组长、化学、燃料、除灰班长要亲自到现场查看，确认后由值长汇报发电部部长、副部长、高级主管，设备工程部部长、相关专业副部长，维护承包商负责人。6.2.4 对设备存在较大缺陷，危胁机组安全运行时应汇报公司有关领导，同时组织做好相应的安全技术措施和事故预想。7 报告和记录7.1 600MW机组汽轮机汽机日常点检标准见表1 7.2 600MW机组锅炉日常点检标准见表2 7.3 220kV系统巡回检查记录卡见表3.1 7

11、.4 #3机组电气系统巡回检查记录卡见表3.2 7.5 #4机组电气系统巡回检查记录卡见表3.3 7.6 化学岗位巡回检查路线见表4 7.7 燃料系统巡回检查路线、项目及内容见表5.1 7.8 燃料程控检查项目及内容见表5.27.9 除灰巡检路线及项目见表5.3 7.10 灰库值班工检查路线及项目见表5.4 7.11 斗轮机检查项目见表5.5 7.12 翻车机检查路线及项目见表5.6 7.13 油泵房检查路线及项目见表5.7 41错误！链接无效。检查内容：1、停转报警及火灾报警柜信号；2、驱动装置运转情况；3、转子运转情况；4、吹灰器运行情况；5、消防水；6、冲洗水管路；7、漏风情况。检查标准

12、：1、伴热管温度正常，无漏汽现象；2、各减温水门无渗水、汽、油现象；3、各减温水门门杆清洁无杂物；4、管道、阀门保温完整。检查内容：1、伴热情况；2、阀门有无泄漏；3、管道保温情况。检查内容：1、控制箱2、风压3、入口滤网4、电机外壳温度5、风机电机声音及振动6、风机出口挡板7、接线检查标准：1、控制箱上各信号正确，无报警信号；2、供风压力大于7Kpa；3、入口滤网无堵塞；4、电机外壳温度小于70；5、风机电机运行声音正常，无明显振动；6、风机出口挡板开启位置；7、各热控、电气接线完整无松动。检查内容：1、就地控制箱；2、出入口及密封风挡板；3、主电机及清扫链电机；4、漏风情况；5、输送皮带和

13、清扫链运转情况；6、箱体照明；检查标准：1、就地控制箱信号正确，无报警；2、出入口及密封风挡板开启到位无漏风；3、箱体外部完整无漏风，内部照明灯亮；4、主电机及清扫链电机运行声音正常，电机外壳温度低于60，兹轮箱油位大于1/2，油质良好；5、输送皮带和清扫链运转平稳，无跑偏现象，皮带张力适度。表2600WM机组锅炉日常点检标准检查标准:1、检查磨煤机各部位无漏风、粉、油现象；2、各冷却水畅通，水量合适3、磨煤机无明显振动，声音正常；4、润滑油压大于0.09MPa；5、润滑油温度为30-55；6、电机轴温小于70，振动0.05mm；7、润滑油泵及清洁油泵运转声音正常，电机外壳温度小于60；8、各

14、滤网差压显示无红区出现；9、齿轮箱油位230MM；10、排渣一次门开，二次门关，无漏风。检查标准：1、漏风漏油情况；2、磨电机及润滑油冷却水；3、振动；4、润滑油压力；5、润滑油温度；6、电机轴温及轴承振动情况；7、润滑油泵及清洁油泵运行情况；8、润滑油泵及清洁油泵出口滤网差压。检查标准：1、就地柜无报警信号；2、驱动电机运行声音正常，外壳温度小于60，减速箱油位大于1/2，油窗清晰；3、转子运转平稳，转速为1rpm，听其声音无卡涩现象；4、吹灰器及减压站无漏汽，正常运行时辅汽供汽手动门关闭，吹灰压力大于0.5MPa;5、消防水分断门关闭，无漏水；6、冲洗水各分断门关闭；7、各检查门、孔及上下

15、轴封无严重漏风现象。控制室 火检冷却风机 A-F给煤机 过热器、再热器减温水系统 空预器 A-F磨煤机#1、#2一次风机 #1、#2送风机 一、二次风暖风器及暖风器疏水系统 锅炉上水泵、壁冷水增压泵 密封风机检查标准：1、运行时，泵出入口门开启，出口门在远控位；停运时，泵出口门关闭，入口门开启；2、电机外壳温度小于60；3、各电气、热控接线完整；4、泵出口压力：上水泵1.2MPa壁冷水增压泵0.5 MPa检查内容：1、泵出入口门；2、电机外壳温度；3、接线；4、泵出口压力；检查内容：1、 1、各进汽门、疏水门；2、疏水箱水位；3、疏水泵出入口门；4、疏水泵冷却水；5、疏水泵电机温度；6、疏水泵

16、出口压力；7、进汽调节门。 检查标准：1、风机出口风压18Kpa；2、轴承温度70，振动0.06mm；3、各冷却水门开启，水量充足；4、润滑油压0.2-0.4MPa；5、润滑油温度50；6、油箱油位1/2，无乳化现象；7、油泵电机温度60。检查内容：1、风机出口风压；2、风机、电机轴承温度及振动；3、冷却水；4、润滑油压；5、润滑油温度；6、油箱油位、油质及轴承供油情况；7、油泵电机温度。检查标准；1、各进汽门、疏水门开关位置正确，门杆、连接法兰无渗漏；2、疏水泵出入口门及再循环门开启（启动时出口门关闭）；3、电机冷却水门开启，水量充足；4、疏水箱水位正常；5、疏水泵泵电机外壳温度小于60；6

17、、出口压力1.2MPa；7、进汽调节门完整，压缩空气无泄漏。检查标准；1、油箱油位1/2，油质良好无乳化，连接的油管道无漏油2、控制箱信号正确无报警；3、润滑油压0.4MPa；4、液压油压2.5MPa；5、润滑油温度50；6、冷却水门开启，水量充足；7、动叶执行器完整，位置指示与CRT一致；8、出口挡板连接牢固；9、电机轴承温度80，振动0.08mm；10、电机风温110。检查内容：1、润滑油箱油位油质；2、就地控制柜信号；3、润滑油压；4、液压油压；5、油温度；6、冷却水；7、动叶执行器8、出口挡板；9、电机轴承温度及振动；10、电机风温。检查标准：1、风机出入口挡板连接牢固，入口挡板位置指

18、示与CRT画面一致；2、出入口伸缩节完整无破损；3、轴承冷却水畅通冷却水量充足；4、各轴承温度小于80，振动0.08mm；5、风机运行声音正常，无振动；6、电机风温小于110；7、各轴承油位1/2-2/3，油质清澈无乳化。检查内容：1、出入口挡板；2、出入口伸缩节；3、轴承冷却水；4、轴承温度及振动；5、风机振动及声音；6、电机风温；7、轴承油位及油质 。 #1、#2吸风机 炉水循环泵 燃烧器系统 再热器入口安全阀 短吹灰器检查标准：1、动叶执行器接线、机械连接牢固2、电机风温小于110；3、电机轴承温度小于80；4、密封风机入口滤网无堵塞，电机外壳温度小于60；5、液压油压力大于2.5MPa

19、；温度小于45；6、液压油箱油位 1/2-2/3，油质清澈无乳化；7、润滑油压力大于0.9MPa;8、润滑油温度小于45；9、润滑油箱油位1/2-2/3，油质清澈无乳化；10、各冷却水门开启，水量充足；11、电机轴承供油压力0.04MPa,振动0.08mm；12、风机运行平稳，无异音。检查内容：1、外观2、管道保温；3、润滑情况；4、吹灰器行程；5、接线。检查标准：1、外观完整；2、吹灰管路保翁无破损；3、转动部件润滑油充足；4、吹灰器行程到位，停止时推行程开关压持状态；6、各热控电气接线完整牢固。检查标准：1、安全阀关闭严密；2、疏水门开启；3、阀体保温完整；4、阀门完整；5、手柄连接牢固。

20、检查内容：1、严密性；2、疏水门；3、保温；4、阀门外观；5、手动起座手柄。检查标准：1、燃油压力3.6MPa；2、压缩空气压力0.6MPa；3、燃油、压缩空气系统手动阀开启，无漏油漏气现象；4、油枪外观完整，备用时退出炉外；5、火焰监视器完整，接线牢固；6、辅助风门机械连接牢固，空气管路无漏气，位置指示#1-#4角一致且与CRT画面一致；7、热控接线牢固；8、煤粉管道无漏粉。检查内容：1、燃油压力；2、压缩空气压力；3、燃油、压缩空气系统阀门；4、油枪及连接管路；4、火焰监视器；5、辅助风门；6、摆动机构执行器；7、热控接线；8、煤粉管道。检查标准：1、电机温度小于54；2、电机运行声音正常

21、，无噪音和振动；3、隔热体冷却水量2m3/h,电机冷却水10m3/h；4、冷却水压力大于0.3MPa；5、所属阀门无渗漏，连接软管无打结现象。检查内容：1、电机温度；2、泵组运行声音；3、冷却水量；4、冷却水温度；5、冷却水压力；6、所属阀门及连接软管。检查内容：1、动叶执行器；2、电机风温；3、电机轴温及润滑油压力；4、密封风机；5、液压油压力；6、液压油温度；7、液压油箱油位油质；8、润滑油压力；9、润滑油温度；10、润滑油箱油位油质；11、冷却水；12、电机轴承振动13、风机运行情况。长吹灰器及吹灰器减压站 汽包水位计 锅炉排空汽系统 炉顶过、再热器安全阀 炉本体 控制室检查标准：1、各

22、管道支吊架无变形，膨胀指示有足够的余量；2、各人孔门、检查孔关闭严密；3、火焰电视监视装置外观完整，压缩空气压力大于0.6MPa；4、烟温探针外观完整，锅炉启动时投入，锅炉正常运行时应推出炉外；5、锅炉膨胀指示器无缺损，膨胀指示与炉本体膨胀情况相一致；6、炉本体保温完整，无破损；7、炉管监漏探头接线牢固，取样管无堵灰现象；8、各处照明灯罩齐全，灯泡无损坏：9、开启检查孔检查受热面无泄漏声。检查内容：1、各管道支吊架；2、人孔门、检查孔关闭情况；3、火焰电视监视装置运行情况；4、烟温探针运行情况；5、锅炉膨胀指示情况；6、炉本体保温；7、炉管监漏探头；8、照明情况：9、锅炉泄漏情况。检查标准：1

23、、安全阀关闭严密；2、疏水门开启；3、阀体保温完整；4、阀门完整；5、手柄连接牢固；6、PCV阀前手动门开启，门杆无漏汽现象；7、PCV阀控制接线完整牢固。检查内容：1、严密性；2、疏水门；3、保温；4、阀门外观；5、手动起座手柄；6、接线。检查标准：1、手轮齐全，安装牢固；2、保温完整无破损；3、排水池清洁无杂物；4、空气门门杆密封严密无渗漏 。检查内容：1、 手轮；2、保温；3、排水池；4、门杆密封。检查标准：1、水位计出入口门开启，无渗漏；2、电视监孔器外观完整；3、各控制、信号接线完整无松动；4、放水门关闭严密，无渗漏；5、水位计表面清洁，水位指示清晰。检查内容：1、水位计出入口门；2

24、、监控系统；3、接线；4、放水门严密性；5、表面清洁度。检查标准：1、吹灰器外观完整，各连接件无松动；2、管道保温完整，无破损；3、转动部件润滑油充足；4、吹灰器行程到位，停止时退行程开关在压持状态；5、各热控电气接线完整；6、减压站进汽阀外观完整，压缩空气无泄漏；7、疏水阀外观完整无渗漏；8、各吹灰分段门开关位置正确，无渗漏；9、吹灰压力大于1.0-1.5 MPa，温度小于350。检查内容：1、吹灰器外观；2、管道保温；3、润滑情况；4、吹灰器行程；5、接线；6、减压站进汽阀；7、疏水阀及其就地控制器；8、分段门;9、吹灰压力、温度。表3.1 220kV系统巡回检查记录卡值 年 月 日 序号

25、项目内容设备情况备注1.直流系统电源及运行监视灯指示正确，无故障报警。控母电压、蓄电池电压正常。VV充电电流、控母电流、蓄电池电流正常。AAA直流系统无接地。2.220kV电压系统电压正常V3.2200开关压缩空气压力正常（1.51.6 MPa）。MPaA、B、C三相SF6压力正常。（0.5 MPa）MPaMPaMPa套管瓷瓶无杂物附着，无裂纹、闪络。开关机构与指示灯对应。4.电压互感器套管瓷瓶无杂物附着，无裂纹、闪络。油位正常，油色清亮、透明，无漏油现象。PT 端子箱内二次小开关投入正常5.电流互感器套管瓷瓶无杂物附着，无裂纹、闪络。油位正常，油色清亮、透明，无漏油现象。6.线路侧避雷器瓷瓶

26、杂物附着，无裂纹、闪络。A、B、C三相记数器动作情况正常。次次次A、B、C三相毫安表指示情况正常。mAmAmA7.2200-1刀闸套管瓷瓶无杂物附着，无裂纹、闪络。在合位时接触良好，无过热现象。刀闸位置与指示灯对应。8.2200-2刀闸套管瓷瓶无杂物附着，无裂纹、闪络。在合位时接触良好，无过热现象。刀闸位置与指示灯对应。9.2200-3刀闸套管瓷瓶无杂物附着，无裂纹、闪络。在合位时接触良好，无过热现象。刀闸位置与指示灯对应。10.变压器侧避雷器瓷瓶杂物附着，无裂纹、闪络。A、B、C三相记数器动作情况正常。次次次A、B、C三相毫安表指示情况正常。mAmAmA11.高压厂用备用变压器油温正常（95

27、。西侧 北侧 变压器充油套管油位正常，油色清亮、透明。套管清洁，无破裂及放电现象。油枕油位正常。无漏油现象，防爆门良好。运行时无异音。瓦斯继电器应充满油，无气体。冷却风扇正常。组变压器中性点及外壳接地良好。12.220kV电缆充油压力正常。（0.20.3 MPa）MPa注：以上各检查项目，检查正常的在“设备情况”一栏中划“”，有数值的必须在“备注”一栏中记录数值。如有其他特殊情况，记录在“备注”一栏中。检查时间为每日15:00。巡检人： 值长： 表3.2 #3机组电气系统巡回检查记录卡各检查项目，检查正常的在“设备情况”一栏中划“”，有数值的必须在“备注”一栏中记录数值。如有其他特殊情况，记录

28、在“备注”一栏中。地点序号项目内容设备情况备注#3号机电子间13.7m#3组厂用电快切装置装置电源及运行监视灯指示正确。开关位置与实际状态一致。无异常报警。RTU装置电源正常。无故障报警。#3号机远方电量计费屏装置电源及运行监视灯指示正确。无故障报警。220kV变压器侧线路保护屏装置电源及运行监视灯指示正确。无故障报警。2200开关及各刀闸位置指示与实际运行状态一致变压器温度正常。 保护压板投入正确。微机型变压器保护屏装置电源及运行监视灯指示正确。无故障报警。保护压板投入正确。#3机组发变组保护屏装置电源及运行监视灯指示正确。无故障报警。保护压板投入正确。7短引线保护屏装置电源及运行监视灯指示

29、正确。无故障报警。保护压板投入正确。#3号机6kV配电间6.9m#3号机6kV配电间6.9m#3号机6kV配电间6.9m总体检查运行中的配电装置清洁，无放电现象和闪络的痕迹。封闭母线良好，外壳及架构无过热现象，外壳接地良好，无放电现象。配电装置无过热现象。配电室无漏水、渗水、地面无积水，室内照明充足。消防器材齐全。#3机组汽机动力中心A段（3BFC）变压器温度正常。变压器冷却风扇运行正常。各开关状态指示正确。 “远方”、“就地”切换开关位置正确。母线电压正常。V保护装置正常。信号继电器正常。#3机组汽机动力中心B段（3BFD）变压器温度正常。变压器冷却风扇运行正常。母线电压正常。V各开关状态指

30、示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。保护装置正常。信号继电器正常。#3机组锅炉动力中心A段（3BFA）变压器温度正常。变压器冷却风扇运行正常。各开关状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。母线电压正常。V保护装置正常。信号继电器正常。#3机组锅炉动力中心B段（3BFB）变压器温度正常。变压器冷却风扇运行正常。母线电压正常。V各开关状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。保护装置正常。信号继电器正常。#3机组6kV厂用A段（3BBA）母线电压正常。VVV各开关状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。保护装置正常。接地变正常。#3机组6kV厂用B段（3BBB）

31、母线电压正常。VVV各开关状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。各开关保护装置正常。接地变正常。220V#3机直流分电屏直流接地装置电源及运行监视灯指示正确。3机110V#直流分电屏直流接地装置电源及运行监视灯指示正确。#3机组UPS装置手动旁路开关Q050必须置“自动”位置。盘内各元件无异常电磁声、无异味，接头处无过热现象。盘内冷却风扇运转正常。逆变器输出电压、负载电压、旁路输出电压、整流输出电压均正常，输出频率正常。UPS装置输出电流及负荷电流正常。蓄电池供电回路正常。盘上各负荷开关应在合位。在正常运行及蓄电池运行方式时，旁通开关处于自动状态。盘面无异常报警信号，光字信号指示与

32、实际运行方式相对应。检修动力中心A段（BLE）变压器温度正常。变压器冷却风扇运行正常。母线电压正常。V各开关状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。保护装置正常。信号继电器正常。#3机通风控制中心（3BJE）各开关状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。0m配电间0m配电间#3机110V直流系统电源及运行监视灯指示正确。无故障报警。母线电压、充电器输出电压正常。VV充电电流、蓄电池电流正常。AA直流系统无接地。公用动力中心A段（BHA）变压器温度正常。变压器冷却风扇运行正常。母线电压正常。V各开关状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。保护装置正常。信号继电器正常

33、。公用动力中心B段（BHB）变压器温度正常。变压器冷却风扇运行正常。母线电压正常。V各开关状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。保护装置正常。信号继电器正常。#3机锅炉控制中心（3BJA）母线电压正常。V各开关状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。#3机锅炉控制中心（3BJB）母线电压正常。V各开关状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。#3机事故保安控制中心（3BMA）母线电压正常。V各开关状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。#3机事故保安控制中心（3BMB）母线电压正常。V各开关状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。#3机220V

34、直流系统电源及运行监视灯指示正确。无故障报警。充电器输出电压正常。V充电电流、蓄电池电流正常。AA照明动力中心A段（BLJ）变压器温度正常。变压器冷却风扇运行正常。母线电压正常。V各开关状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。保护装置正常。信号继电器正常。照明动力中心B段（BLK）变压器温度正常。变压器冷却风扇运行正常。母线电压正常。V各开关状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。保护装置正常。信号继电器正常。柴油机室#3柴油机发电机燃料系统、润滑系统、冷却系统无渗漏。蓄电池的充电电流、电压正常。各开关、阀门位置符合自启动状态。燃料箱、润滑油箱的油位正常。蓄电池室蓄电池蓄电

35、池室内温度在1030。蓄电池室内清洁、通风良好，蓄电池表面无磨损、无漏液。比重在规定值之内。电解液颜色正常，液面高度在允许范围以内。极板无弯曲、断裂和短路。汽机房（0m）#3机汽机控制中心A段（3BJC）母线电压正常。V各开关状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。#3机汽机控制中心B段（3BJD）母线电压正常。V各开关状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。#4高厂变油温正常。铁芯温度正常。变压器充油套管油位正常，油色清亮、透明。套管清洁，无破裂及放电现象。油枕油位正常。无漏油现象，防爆门良好。运行时无异音。瓦斯继电器应充满油，无气体。冷却风扇正常。组呼吸器畅通，硅胶无变

36、色。变压器中性点及外壳接地良好。#4主变高压侧避雷器瓷瓶杂物附着，无裂纹、闪络。A、B、C三相记数器动作情况正常。次次次A、B、C三相毫安表指示情况正常。mAmAmA#3主变压器#3主变压器A相油温正常。 铁芯温度正常。变压器充油套管油位正常，油色清亮、透明。套管清洁，无破裂及放电现象。油枕油位正常。无漏油现象，防爆门良好。运行时无异音。瓦斯继电器应充满油，无气体。冷却风扇正常。组呼吸器畅通，硅胶无变色。变压器中性点及外壳接地良好。#3主变压器B相油温正常。 铁芯温度正常。变压器充油套管油位正常，油色清亮、透明。套管清洁，无破裂及放电现象。油枕油位正常。无漏油现象，防爆门良好。运行时无异音。瓦

37、斯继电器应充满油，无气体。冷却风扇正常。组呼吸器畅通，硅胶无变色。变压器中性点及外壳接地良好。#3主变压器C相油温正常。 铁芯温度正常。变压器充油套管油位正常，油色清亮、透明。套管清洁，无破裂及放电现象。油枕油位正常。无漏油现象，防爆门良好。运行时无异音。瓦斯继电器应充满油，无气体。冷却风扇正常。组呼吸器畅通，硅胶无变色。变压器中性点及外壳接地良好。#3高厂变油温正常。铁芯温度正常。变压器充油套管油位正常，油色清亮、透明。套管清洁，无破裂及放电现象。油枕油位正常。无漏油现象，防爆门良好。运行时无异音。瓦斯继电器应充满油，无气体。冷却风扇正常。组呼吸器畅通，硅胶无变色。变压器中性点及外壳接地良好

38、。#3主变高压侧避雷器瓷瓶杂物附着，无裂纹、闪络。A、B、C三相记数器动作情况正常。次次次A、B、C三相毫安表指示情况正常。mAmAmA500kV变电站#3主变高压侧电压互感器套管瓷瓶无杂物附着，无裂纹、闪络。油位正常，油色清亮、透明，无漏油现象。PT 端子箱内二次小开关投入正常汽机房6.9m#3发电机绝缘过热监测装置装置电源及运行监视灯指示正确。无故障报警。#3发电机出口封闭母线封闭母线良好，外壳及架构无过热现象，外壳接地良好，无放电现象。#3发电机中性点变压器刀闸合好。变压器运行正常。#3发电机出口断路器及隔离开关断路器状态指示正确。隔离开关及接地刀状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关

39、位置正确。#3机励磁间 室内温度正常。装置电源及运行监视灯指示正确。无故障报警。励磁柜内风扇运行正常。主励励磁电压正常。V主励励磁电流正常。A永磁机电压正常。V发电机转子接地检测正常。#3发电机发电机、励磁机无异音。发电机、励磁机无异常振动。励磁机外壳、门、观察窗密封良好。 值 巡检人： 值 长： 年 月 日 时表3.3 #4机组电气系统巡回检查记录卡各检查项目，检查正常的在“设备情况”一栏中划“”，有数值的必须在“备注”一栏中记录数值。如有其他特殊情况，记录在“备注”一栏中。地点序号项目内容设备情况备注#4号机电子间13.7m#4号机组厂用电快切装置装置电源及运行监视灯指示正确。开关位置与实

40、际状态一致。无故障报警。#4号机远方电量计费屏装置电源及运行监视灯指示正确。无故障报警。#4机组发变组保护屏装置电源及运行监视灯指示正确。无故障报警。保护压板投入正确。4短引线保护屏装置电源及运行监视灯指示正确。无故障报警。保护压板投入正确。11.1m电缆室11.1m电缆室室无漏水、渗水、地面无积水，室内照明充足，无着火、冒烟现象，无电缆糊味。#4机6kV配电间6.9m#4机6kV配电间6.9m总体检查运行中的配电装置清洁，无放电现象和闪络的痕迹。配电装置无过热现象。封闭母线良好，外壳及架构无过热现象，外壳接地良好，无放电现象。配电室无漏水、渗水、地面无积水，室内照明充足。消防器材齐全。#4机

41、组汽机动力中心A段（4BFC）变压器温度正常。变压器冷却风扇运行正常。各开关状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。母线电压正常。V保护装置正常。信号继电器正常。#4机组汽机动力中心B段（4BFD）变压器温度正常。变压器冷却风扇运行正常。母线电压正常。V各开关状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。保护装置正常。信号继电器正常。#4机组锅炉动力中心A段（4BFA）变压器温度正常。变压器冷却风扇运行正常。各开关状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。母线电压正常。V保护装置正常。信号继电器正常。#4机组锅炉动力中心B段（4BFB）变压器温度正常。变压器冷却风扇运行正

42、常。母线电压正常。V各开关状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。保护装置正常。信号继电器正常。#4机组6kV厂用A段（4BBA）母线电压正常。VVV各开关状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。保护装置正常。接地变正常。#4机组6kV厂用B段（4BBB）母线电压正常。VVV各开关状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。各开关保护装置正常。接地变正常。220V#4机直流分电屏直流接地装置电源及运行监视灯指示正确。110V#4机直流分电屏直流接地装置电源及运行监视灯指示正确。#4机组UPS装置手动旁路开关Q050必须置“自动”位置。盘内各元件无异常电磁声、无异味，接

43、头处无过热现象。盘内冷却风扇运转正常。逆变器输出电压、负载电压、旁路输出电压、整流输出电压均正常，输出频率正常。UPS装置输出电流及负荷电流正常。蓄电池供电回路正常。盘上各负荷开关应在合位。在正常运行及蓄电池运行方式时，旁通开关处于自动状态。盘面无异常报警信号，光字信号指示与实际运行方式相对应。备用UPS装置手动旁路开关Q050必须置“自动”位置。盘内各元件无异常电磁声、无异味，接头处无过热现象。盘内冷却风扇运转正常。逆变器输出电压、负载电压、旁路输出电压、整流输出电压均正常，输出频率正常。UPS装置输出电流及负荷电流正常。蓄电池供电回路正常。盘上各负荷开关应在合位。在正常运行及蓄电池运行方式时，旁通开关处于自动状态。盘面无异常报警信号，光字信号指示与实际运行方式相对应。检修动力中心B段（BLF）变压器温度正常。变压器冷却风扇运行正常。母线电压正常。V各开关状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。保护装置正常。信号继电器正常。#4机通风控制中心（4BJE）各开关状态指示正确。“远方”、“就地”切换开关位置正确。4.2m电缆室4.2m电缆室室无漏水、渗水、地面无积水，室内照明充足，无着火、冒烟现象，无电缆糊味。0m 配电间#4机110V直流系统电源及运行监视灯指示正确。无故障报警。母线电压、充电器输出电压正常。VV充电