发电企业安全风险控制指导手册培训-设备单元-汽轮机和热电厂供热系统设备

发电企业安全风险控制指导手册培训--设备单元--汽轮机和热电厂供热系统设备第一页，共83页。引言一、关于燃煤发电企业安全风险控制指导手册（汽轮机和热电厂供热系统）修编的说明：1.修编时间：2015年9月6日至9月25日；2.修编依据：2014版中国大唐公司火力发电企业安全风险控制指导手册、最新的国标、行标、《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全〔2014〕161号）和集团公司有关技术监控、《设备隐患排查治理手册》；3.修编内容：对单元之间、各单元内的重复内容进行了全面梳理，基本避免了重复扣分的情况；完善细化了指导手册各要素控制节点中的风险控制重点、管控效果评估内容；对指导手册中语句不通、错字、漏字、符号、代号、标点符号、单位等均进行了修改和规范，使之准确、清楚、易于理解和执行。

第二页，共83页。

4.修编原则：修订版手册设备单元依据法律法规、国标、行标、规章制度进行分级扣分；GB、DL类的强制条款，按70%～100%区间控制；GB、DL类的非强制条款，按50%～70%区间控制；GB/T、DL/T类的强制条款，按30%～50%区间控制；GB/T、DL/T类的非强制条款，按10%～30%区间控制。二、汽轮机要素增删情况：修改前查评条款：87项，修改后查评条款：82项；修改前总分：1410分，修改后总分：1280分；第三页，共83页。删除条款项数:12项；新增条款项数：3项；修改条款项数：66项；三、热电厂供热系统修改前查评条款：30项，修改后查评条款：30项；修改前总分：380分，修改后总分：380分；删除条款项数:0项；新增条款项数：0项；修改条款项数：20项；第四页，共83页。四、本次培训的目的：1、目的是使参加培训的人员了解和熟悉燃煤发电企业安全风险控制指导手册所依据的最新的国家、电力行业和集团公司相关法律、法规、标准和制度；2、通过培训使参培人员熟悉设备单元要素中3.6.2汽轮机和3.6.3热电厂供热系统设备风险控制重点内容和管控效果评估依据，及控制节点的查评方法。3、通过培训使参培人员能够按照风险控制重点及管控效果评估，分析和判断该控制节点可能存在的风险，提出有针对性的整改建议。第五页，共83页。五、风险评估计分原则：1、《指导手册》2016版中管控效果评估要求的规章制度和文件等，不一定要有专门的规章制度或文件，只要企业规章制度中有相应内容的体现就可以；2、评估问题中出现原有设计标准与现在国家法律、法规、标准和要求不符时，按如下原则执行：（1）国家明令必须淘汰的设备、设施和系统必须尽快完成改造升级；（2）国家最新法律、法规、标准和要求中有强制规定的项目必须按新要求进行整改；第六页，共83页。（3）其他设备、设施和系统问题以消除缺陷为主。通过消除缺陷，满足原设备、设施和系统设计安全水平；（4）通过消缺仍不能满足安全生产要求或系统存在严重威胁安全生产的问题，则必须按现有标准进行整改；（5）现有设备、设施基本满足原设计安全水平，按现有标准改进后安全水平可显著提高，如费用不多，工作量不大，应按现有标准进行改进。第七页，共83页。六、主要的评判依据1、重点问题判定存在违反法律法规、违反《防止电力生产事故的二十五项重点要求》、违反强制性标准、严重危及人身安全和设备安全的问题。第八页，共83页。2、要素运行效果判定失控状态：要素的目标和指标均没有完成，或存在重点问题，或风险度大于50%。偏差状态：不是失控和受控状态的要素。受控状态：要素的目标和指标均完成，无问题的要素。第九页，共83页。汽机专业适用的国标、行标、规程、制度：

3.26《火力发电厂水汽化学监督导则》DL/T561-20133.27《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T12145-20083.31《电站锅炉压力容器检验规程》DL647-20043.39《火力发电厂金属技术监督规程》DL438-20003.41《中国大唐集团公司火电厂机炉外管道监督管理办法》3.43《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》DL/T616-20063.44《大中型火力发电厂设计规范》GB50660-20113.55《中国大唐集团公司安全设施标准化管理标准》

第十页，共83页。3.60《中国大唐集团公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施导则》3.61《旋转机械转轴径向振动的测量和评定第2部分》GB/T11348.2-20073.62《节能技术监督导则》DL/T1052-20073.63《电厂运行中汽轮机油质量》GB7596-20083.64《电厂用抗燃油验收、运行维护导则》DL/T571-20073.65《汽轮机调节控制系统试验导则》DL/T711-20003.66《汽轮机电液调节系统性能验收导则》DL/T824-20023.67《火力发电厂高温度压蒸汽管道蠕变监督导则》DL441-20043.68《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》DL/T8343.69《火力发电厂汽水管道设计技术规定》DL/T5054-19963.70《中国大唐集团公司设备点检定修导则》Q/CDT21302001—2013第十一页，共83页。3.72《氢冷发电机氢气湿度的技术要求》DL/T651-19983.73《氢气使用安全技术规程》GB4962-20083.74《大型发电机内冷水质及系统技术要求》DL/T801-20023.75《大型汽轮发电机非正常和特殊运行及检修导则》DL/T970-20073.138《化学监督导则》DL/T246-20063.139《压力容器定期检验规则》TSGR7001-20043.142《电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则》DL/T571-20143.146《电业安全工作规程》（热力和机械部分）3.190《中国大唐集团公司设备检修管理办法》大唐集团制〔2013〕94号3.191《中国大唐集团公司火力发电机组A级检修管理导则》Q/CDT21102001—2013第十二页，共83页。3.192《中国大唐集团公司可靠性管理办法》大唐集团制【2013】92号3.193《发电设备可靠性评价规程》DL/T793-20123.195《中国大唐集团公司发电企业节能管理办法》大唐集团制〔2005〕81号3.196《中国大唐集团公司火力发电企业经济性评价标准》大唐集团制〔2010〕9号3.199《中华人民共和国安全生产法》3.209《集团公司金属技术监督制度》3.21《集团公司化学技术监督制度》3.214《集团公司节能技术监督制度》3.217集团公司起重设备管理规定3.218《集团公司振动技术管理工作规定》3.219《集团公司锅炉压力容器安全监督管理工作规定》3.237《火力发电设备隐患排查治理手册》中国大唐集团公司安生（2015）42号第十三页，共83页。内容提要3.6.2汽轮机82项1280分3.6.2.1启停操作6项70分3.6.2.2运行调整与控制17项190分3.6.2.3定期工作及重要试验12项170分3.6.2.4设备状况9项650分3.6.2.4.1本体主要部件安全状况6项70分3.6.2.4.2调节保安系统主要部件安全状况3项90分3.6.2.4.3重要辅机及附属设备8项170分3.6.2.4.4直接空冷系统及设备4项40分第十四页，共83页。3.6.2.4.5压力容器及高温高压管道6项120分3.6.2.4.6油系统8项120分3.6.2.4.7设备编号及标志

3项300分3.6.2.4.8辅助设施

1项10分3.6.2.5规程与台账2项100分3.6.2.5.1每台机组应具备以下资料、规程、规定、记录，主要生产人员要掌握6项80分3.6.2.5.2设备台帐1项20分第十五页，共83页。3.6.3热电厂供热系统30项380分3.6.3.1启停操作1项30分3.6.3.2运行调整与控制7项90分3.6.3.3定期工作及重要试验1项10分3.6.3.4设备状况12项120分3.6.3.5规程与台账4项40分3.6.3.6专业管理5项90分第十六页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估评估依据3.6.2汽轮机3.6.2.1启停操作3.6.2.1.1机组启、停1.依据运行规程要求对机组启动状态进行判别；2.依据运行规程要求进行启、停机操作，且使用标准操作票；3.启、停机过程的状态和参数按要求记录完整；4.如出现异常情况，按运行规程和有关反事故技术措施进行正确处理，并作好记录。1.未结合机组参数对启动状态进行判别，每次扣标准分的10%；2.启停机过程中未使用标准操作票或不按运行规程操作，不得分；出现严重操作失误，不得分；3.无启、停机过程的状态和参数记录，不得分；记录不完整，每处扣标准分的10%；4.异常情况处理没有记录，不得分；记录不完整，每处扣标准分的。3.60A10防止汽轮机大轴弯曲、轴承烧损事故3.6.2.1.2轴承振动分析、记录汽轮发电机组正常启动过程中波德图和实测轴系临界转速值；分析正常启动、运行情况下各轴承的振动趋势记录（包括临界转速、中速暖机、定速及满负荷）。无记录或有重要疏漏，不得分；记录不完整，每处扣标准分10%；临界转速值未列入运行规程者，扣标准分的50%；抽查考问运行值班人员机组临界转速值，回答不出或回答错误，每次扣标准分的20%。3.60A10.1(3)第十七页，共83页。中国大唐集团公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施导则10.1.1.9记录机组起停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次热态起动或汽缸金属温度低于150℃为止。10.1.2汽轮机起动前必须符合以下条件，否则禁止起动。10.1.2.1大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入。10.1.2.2大轴晃动值与原始值的矢量偏差不应超过±0.02mm，且满足制造厂要求值。第十八页，共83页。10.1.2.3高压外缸上、下缸温差不超过50℃，高压内缸上、下缸温差不超过35℃。10.1.2.4主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50℃。10.1.2.5汽轮机润滑油质达到启动要求。10.1.3机组起、停过程操作措施第十九页，共83页。10.1.3.1机组起动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，不得少于2-4h，热态起动不少于4h。若盘车中断应重新计时。10.1.3.2机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时，连续盘车不少于4h才能再次起动，严禁盲目起动。停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，再手动盘车180℃。当正常盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。10.1.3.3停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车180℃，待盘车正常后及时投入连续盘车。第二十页，共83页。10.1.3.4机组热态起动前应检查停机记录，并与正常停机记录进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。10.1.3.5机组热态起动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空。停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。10.1.3.6疏水系统投入时，严格控制疏水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。第二十一页，共83页。10.1.3.7供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机。10.1.3.8停机后应认真监视凝汽器、高、低压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。10.1.3.9起动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温器喷水。在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断过热蒸汽及再热蒸汽减温水。第二十二页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估评估依据3.6.2.1.3汽轮机盘车

记录正常情况下盘车电流值及电流摆动值（注明记录时的油温、顶轴油压等）。数据不完整，不得分。3.60、3.251

3.6.2.1.4汽轮机惰走绘制正常情况下停机的惰走曲线（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曲线。无惰走曲线，不得分；数据不完整，扣标准分的30%～50%。3.60、3.251

3.6.2.1.5高、低压旁路在机组正常启动或停机的过程中，汽轮机旁路系统的投入应严格执行运行规程要求。未严格执行规程要求，不得分。3.60、3.2513.6.2.1.6高、低压加热器系统高压加热器启停温升率应符合规程规定。温升率不符合要求，扣标准分的60%～100%。3.237、3.251第二十三页，共83页。

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评估依据3.6.2.2运行调整与控制（5.6.4.4.2）轴系断裂机组运行中轴振、瓦振应达到有关标准的优良范围，且机组振动保护装置完好并投入。运行100kh以上的机组，每隔3～5年应对转子进行一次检查；运行时间超过15年、寿命超过设计使用寿命的转子、低压焊接转子、承担调峰起停频繁的转子，应适当缩短检查周期。新机组投产前和机组大修中，必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶片固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况，保证各联轴器螺丝的紧固和配合间隙完好。新机组投产前和机组大修中，对转子表面和中心孔探伤检查；对高温段应力集中部位可进行金相和探伤检查，选取不影响转子安全的部位进行硬度试验。严格按超速试验规程，在机组冷态启动带25%额定负荷（或制造要求）运行3～4h后进行超速试验。①发生轴系断裂事故，不得分。②轴振、瓦振超标扣3分，未制定针对性措施，不得分；机组振动保护装置退出，无措施不得分；保护装置存在缺陷，未及时处理扣5分。③转子检查周期不符合要求，扣5分。④新机组投产前和机组大修中，相关检查不到位，扣3分。⑤超速试验未按规程执行，扣5分。⑥发生发电机非同期并网不得分。

*3.39、3.60、3.251第二十四页，共83页。DL/T438-2009《火力发电厂金属技术监督规程》第12.2条机组运行期间的检验监督：12.2.1机组投运后每次A级检修对转子大轴轴颈、特别是高中压转子调速级叶轮根部的变截面R处和前汽封槽等部位，叶轮、轮缘小角及叶轮平衡孔部位，叶片、叶片拉金、拉金孔和围带等部位，喷嘴、隔板、隔板套等部件进行表面检验，应无裂纹、严重划痕、碰撞痕印。有疑问时进行表面探伤。12.2.2机组投运后首次A级检修对高、中压转子大轴进行硬度检验和金相组织检验。硬度检验部位为大轴端面和调速级轮盘平面（标记记录检验点位置）；金相组织检验部位为调速级叶轮侧平面，金相组织检验完后需对检验点多次清洗。此后每次A级检修在调速级叶轮侧平面首次检验点邻近区域进行硬度检验；若硬度相对首次检验无明显变化，可不进行金相组合检验。第二十五页，共83页。12.2.3机组每次A级检修对低压转子末三级叶片和叶根、高中压转子末一级叶片和叶根进行无损探伤；对高、中、低压转子末级套装叶轮轴向键槽部位进行超声波探伤，叶片探伤按DL/T714、DL/T925执行。12.2.7机组运行中出现异常工况：如严重超速、超温、转子水激弯曲等，应视损伤情况对转子进行硬度、无损探伤等。第二十六页，共83页。

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评估依据（5.6.4.4.4）

轴瓦损坏润滑油系统的油位计、油压表、油温表及相关的信号装置齐全、指示正确，并定期进行校验。主油泵运行正常，并定期检查主油泵与汽轮机主轴间具有齿型联轴器或类似联轴器连接的润滑和磨损情况，机组起停时按规定转速停起顶轴油泵和交、直流润滑油泵。辅助油泵应定期进行试验，保证处于良好的备用状态。润滑油系统保护回路在线试验正常，各项保护和自动联锁正常投入。润滑油系统进行切换操作（如冷油器、辅助油泵、滤网等）时缓慢操作，操作中严密监视润滑油压变化。机组起动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度，当温度超过标准要求时，应按规程规定的要求果断处理。润滑油系统油质应定期进行化验，油质劣化及时处理。在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组起动。润滑油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门不得水平安装，主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。①润滑油系统及设备存在缺陷，扣3分；信号装置未进行校验，扣5分。②主油泵和联轴器未定期进行检查，不得分；机组启停时未按规定转速，停启顶轴油泵和交、直流润滑油泵，不得分。③辅助油泵未定期进行试验，扣3分。④油系统各项保护和自动联锁存在问题，扣3分。⑤未按规定进行油系统切换操作，扣3分。⑥机组起动、停机和运行中，出现温度超标而未按规程规定的要求果断处理，扣5分。⑦油质未按规定化验和处理，扣2分；油质不合格强行启动，不得分。⑧油系统阀门材质和安装不符合要求，扣5分；主要阀门未挂“禁止操作”警示牌，扣3分。*3.60、3.251第二十七页，共83页。

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评估依据3.6.2.2.1机组正常运行工况1.机组正常运行时，按运行规程规定的参数控制范围对系统及设备进行监控调整；2.出现异常情况时，按运行规程进行正确处理，做好记录并组织认真分析。1.机组正常运行时，任何一项操作违反运行规程，不得分；2.出现异常情况时，未按运行规程处理，不得分；未记录、没有认真分析，扣标准分的30%。3.60、3.2513.6.2.2.2汽缸上、下缸温差各种工况下汽缸上、下缸温差符合规程规定。任一工况下出现温差超标，该台机组不得分。3.60、3.251第二十八页，共83页。

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评估依据3.6.2.2.3监视段压力、温度1.调节级压力、温度和各监视段压力、温度正常；2.调节级压力、温度和各监视段压力、温度超标或异常时进行专题分析。1.任一压力、温度超过设计值，扣标准分20%；2.超标或异常时无分析报告，不得分；分析报告中无金属材料安全校核评价，扣标准分30%。3.60、3.251

3.6.2.2.4主轴承、推力轴承、轴向位移1.主轴承和推力轴承乌金温度和进、回油温度不超限或接近限值，轴向位移符合标准；2.工作面或非工作面的各个推力瓦块之间温度均匀，同一轴承上的乌金温度差值在正常范围内。1.主轴承和推力轴承乌金温度或轴向位移达到停机值未停机，不得分；任一轴承温度超过报警值或油膜压力异常，每个扣标准分的50%；2.相同面推力瓦块之间温度相差10℃及以上，无分析报告，扣标准分的50%。同一轴承上乌金温度差值超出正常范围，每个扣标准分的50%。3.60、3.61、3.251第二十九页，共83页。

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评估依据3.6.2.2.5汽轮机轴系振动1.汽机主轴（轴振）和主轴承（瓦振）的振动值达到优良范围；2.振动保护投入符合规程或上级规定；3.每一振动测点建立正常值范围。1.振动值超过跳机值的机组本条不得分；振动值超过报警值，该台机组不得分；2.振动保护未按规程或上级规定正常投入的机组，单台扣标准分的30%；3.振动测点未建立正常值范围，每缺一点扣标准分的20%。3.60、3.61、3.2513.6.2.2.6机组绝对膨胀值、胀差值1.任一工况下，机组绝对膨胀值及胀差值符合要求；2.任一工况下，机组汽缸膨胀、汽缸偏移等正常。1.任一工况下，单台机组绝对膨胀值或胀差值不符合要求，不得分；2.任一工况下，单台机组汽缸膨胀、偏移不正常，扣标准分的50%。3.60、3.61、3.251

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评估依据3.6.2.2.7汽缸结合面和轴封1.汽缸结合面完好不漏；2.轴封不存在严重漏汽现象。1.单台机组汽缸结合面漏汽，不得分；2.单台机组轴封存在严重漏汽现象，不得分；一般漏汽，扣标准分的10%～30%。3.60、3.2513.6.2.2.8防止汽缸进冷汽、冷水汽缸不存在漏进冷汽、冷水隐患。单台机组存在严重隐患，不得分；存在一般缺陷每处扣标准分的10%～30%。3.60、3.2513.6.2.2.9高、低压旁路汽轮机旁路系统调整灵活，各个逻辑功能正确。单台机组逻辑功能不全，不得分；系统存在较大缺陷，扣标准分的40%。3.60、3.251第三十一页，共83页。《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》DL/T834-20033.1.2机组应有完善的进水检测，检测装置应能通过温度或水位及其他检测方法，检测出汽轮机内部和外部的积水，特别是能及早检测和判断出可能进入汽缸的外部积水。3.1.3机组具有完善的疏水排放系统，在各种不同的工况下，不仅能将储存在汽轮机和管道内的所有疏水排除，而且当发现不正常的积水时，能采用手动或最好采用自动控制方式将其隔离并排出。。3.1.5机组具有完善的防进水保护系统，对特别危险的水源，该处设备或该设备的任何一套保护或系统单独发生故障时(包括失电、失气信号故障)，不致引起汽轮机发生进水事故。4.8.5在各抽汽管道逆止门后第一个水平管段的顶部和相应位置的底部各设置一对温差热电偶，以监视管内是否积水，温差大时在控制室报警。第三十二页，共83页。4.7.2汽轮机本体应设计必要的疏水点。调节级后应在汽缸底部设置疏水点。中压缸排汽管如不从底部引出，则在中压缸排汽部分底部低位点设置疏水点。低压缸应设置有效的去湿装置，处于湿蒸汽区的隔板上设集水槽，在相应的腔室或集水槽底部低位点设置连续疏水点，以防止低压缸喷水装置喷水时可能聚集在排汽缸低位点的水由于倒流而冲击汽轮机末级叶片。低压缸疏水采用逐级疏水或排到抽汽管。4.7.8汽轮机如有汽缸法兰加热装置、汽缸夹层加热或快速冷却装置，则应设置必要的疏水点。4.13.9b)建议疏水管以联箱中心线成45°的角度安装在联箱上，且疏水管的排水口向着凝汽器或疏水扩容器。同一联箱上的疏水管按压力等级、顺水流方向从大到小顺序排列。第三十三页，共83页。序号节点风险控制重点

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评估依据3.6.2.2.10高、低压加热器系统1.额定工况下给水温度能达到设计值；2.高、低压加热器上、下端差符合设计值；3.高、低压加热器投入率不低于95%；4.高、低压加热器保护、危急疏水设备等正常投入。1.单台机组额定工况下给水温度达不到设计值，扣标准分50%；2.高、低压加热器上下端差超设计值，每台机组扣标准分的25%；3.高、低加投入率低于95%，每台机组扣标准分的25%；4.单台机组高、低加热器系统保护、危急疏水设备不能正常投入，本条不得分。3.60、3.2513.6.2.2.11给水泵汽动、电动给水泵组运行工况正常。汽动、电动给水泵组存在严重缺陷不能投运或备用，不得分；存在一般缺陷不能投运或备用，扣标准分的10%～30%。3.251第三十四页，共83页。序号节点风险控制重点

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评估依据3.6.2.2.12发电机密封油系统1.氢冷发电机氢油差压阀、平衡阀应全行程投入，其差压值控制在规定的范围内；2.不存在向发电机内部漏油的现象。1.氢油差压阀、平衡阀不能全行程投入，扣标准分的10%～30%；其差压值超过正常范围，扣标准分20%；2.向发电机内漏油，扣标准分的30%～50%。3.2513.6.2.2.13凝汽器胶球清洗装置1.凝汽器胶球清洗装置正常投入；2.凝汽器端差符合规程规定。1.单台机组胶球投入不正常，扣标准分的50%；2.单台机组端差不正常，扣标准分的30%～50%。3.60、3.2513.6.2.2.14真空严密性定期进行真空严密性试验，且试验合格。单台机组未定期进行真空严密性试验，扣标准分的50%；执行不严格、存在问题，扣标准分的30%～50%3.623.2373.251第三十五页，共83页。《节能技术监督导则》DL/T1052-20076.2.4.12条，对于湿冷机组，100MW及以下机组真空下降速度不高于400Pa/min，100MW以上机组真空下降速度不高于270Pa/min；对于空冷机组，300MW及以下机组真空下降速度不高于130Pa/min，300MW以上机组真空下降速度不高于100Pa/min；背压机组不考核，循环水供热机组仅考核非供热期。6.2.4.14条，凝结水的过冷度是指汽轮机排汽压力下的饱和温度与凝结水热井水温度之差（℃）。凝结水过冷度以统计报表或测试数据作为监督数据。统计期平均值不超过2℃。第三十六页，共83页。序号节点风险控制重点

管控效果评估

评估依据3.6.2.2.15凝结水过冷度凝结水过冷度不大于规程规定。单台机组凝结水过冷度超标，不得分。3.62、3.2513.6.2.2.16发电机冷却介质品质1.发电机内氢气纯度和湿度等指标合格；2.发电机定子或转子内冷水水质合格，未受到污染1.单台机组发电机内氢气纯度和湿度等指标不合格，扣标准分的30%～50%；2.单台机组发电机定子或转子内冷水水质不合格，扣标准分的30%～50%。3.72、3.251

3.6.2.2.17防冻及安全度夏制定完善的防寒防冻、安全度夏措施。无防寒防冻、安全度夏措施或存在严重隐患，不得分；措施不完善，扣标准分的50%～70%。3.44第三十七页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据3.6.2.3定期工作及重要试验（5.6.4.4.1）超速风险控制调速系统性能良好，调节机构不卡涩。调节系统静止试验、甩负荷试验以及危急保安器试验、汽门严密性试验、门杆活动试验、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试等各项试验符合规定。重要表计指示准确，超速保护正常且投入运行。机组抽汽逆止门严密、联锁动作可靠，且有能快速关闭的抽汽截止门。透平油和抗燃油的油质合格，运行中无泄漏。正常停机应先检查有功功率到零，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列①调速系统性能和调节机构存在缺陷，扣5分。②调节系统各项试验不符合规定，扣5分/项。③重要表计和超速保护存在问题，扣3分/项。④抽汽逆止门和抽汽截止门存在问题，扣3分。⑤透平油和抗燃油的油质不合格扣3分，存在泄漏点，扣2分。⑥正常停机时带负荷解列，不得分*3.60、3.251第三十八页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据（5.6.4.4.1）大轴弯曲熟悉掌握汽轮机转子安装原始参数、通流间隙，和机组正常启动、运行、停机时的各项参数及曲线（包括盘车电源和电流摆动值）。汽轮机大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动等检测表计显示准确，各项保护正常投入。汽轮机起动前汽缸上、下缸温差在正常范围，主蒸汽温度高于汽缸最高金属温度并符合要求。严格按照运行规程要求执行机组起、停过程操作措施；在汽轮机运行时，蒸汽参数突然异常超过规定值应打闸停机。停机后立即投入盘车，当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理；当汽封摩擦严重时，按照有关规定进行盘车。机组减温水系统、抽汽系统、疏水系统等应可靠，高压加热器、除氧器、凝汽器水位正常①发生大轴弯曲事故，不得分。②汽轮机大轴相关表计、保护存在缺陷或未投入运行，扣5分。③汽轮机起动过程中，主蒸汽温度与汽缸最高金属温度差不符合要求，不得分;上、下缸温差超限，扣3分。④机组起、停过程操作不符合运行规程要求，扣5分。⑤盘车投入后存在问题未及时处理，扣5分。⑥机组减温水系统、抽汽系统、疏水系统等存在问题，高压加热器、除氧器、凝汽器水位不符合有关规定，每项扣3分3.60、3.251第三十九页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据3.6.2.3.1检修后调节系统试验1.机组大修后，应按规程要求进行调节系统静态试验或仿真试验，确认调节系统工作正常；2.做模拟甩负荷试验时，联锁及逻辑传动试验正常1.单台机组大修后，未按要求进行试验或调节系统工作不正常，不得分；2.单台机组模拟甩负荷试验不合格且未处理，不得分。3.60、3.2513.6.2.3.2抽汽止回阀试验1.定期进行抽汽止回阀活动试验，大修后及甩负荷前做全行程关闭试验，并按规定测试抽汽逆止门关闭时间；2.每次停机时检查抽汽止回阀的关闭情况。1.单台机组未按规定执行，扣标准分的50%；执行不严格、存在问题，扣标准分的30%～50%；未按规定测试抽汽逆止门关闭时间或关闭时间不合格，扣标准分的20%；2.停机时未按规定检查抽汽逆止门关闭情况，扣标准分的30%。3.60、3.237、3.251第四十页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据3.6.2.3.3危急保安器运行充油试验，电超速保护定期模拟试验机组小修后启动，做危急保安器充油试验、电超速模拟试验；机组运行2000小时以上，启停机时做危急保单台机组未按规定执行，每次扣标准分的50%；执行不严格、存在问题，扣标准分的30%～50%。3.60、3.2373.6.2.3.4主汽门、调节汽门严密性试验1.机组大修后、甩负荷试验前进行主汽门、调节汽门严密性试验；2.按规定测试记录汽门关闭时间。1.单台机组未按规定执行主汽门、调节汽门严密性试验，扣标准分的50%；执行不严格、存在问题，扣标准分的30%～50%；2.未按规定测试记录汽门关闭时间或关闭时间不合格，扣标准分20%。3.603.237第四十一页，共83页。《汽轮机调节控制系统试验导则》DL/T711-2000

4.10汽阀油动机关闭时间：高、中压调节汽阀，高、中压主汽阀油动机的总关闭时间t为关闭过程中延迟时间t1与关闭时间t2之和。建议机组功率在200-600MW（包括600MW）,调节汽阀关闭时间小于0.4秒，主汽阀小于0.3秒。机组功率大于600MW,调节汽阀关闭时间小于0.3秒，主汽阀小于0.3秒。第四十二页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据3.6.2.3.5超速试验机组大修后或危急保安器检修后做超速试验（机械超速、电超速）。单台机组未按要求进行超速试验，不得分；动作转速不符合要求且未处理，每台扣标准分30%。3.60、3.2513.6.2.3.6甩负荷试验1.新投产的机组或调节系统经重大改造后的机组，按规定进行甩负荷试验；2.甩额定负荷时，调节系统能维持机组转数低于危急保安器动作值；3.供热机组有条件应做甩供热负荷试验。1.单台机组未按规定做50%甩负荷试验或甩50%试验不成功扣标准分的30%；单台机组未进行100%甩负荷试验或甩100%试验不成功，扣标准分的50%；2.甩负荷后造成危急保安器动作，且缺陷尚未消除的，扣标准分的50%；3.供热机组有条件做甩供热负荷试验而未做的，扣标准分的30%。3.60、3.237、3.251第四十三页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据3.6.2.3.7自动主汽门、再热主汽门的活动试验每天（至少每周）一次的自动主汽门、再热主汽门的活动试验每天（至少每周）一次（扑板阀不具备条件的可以不做，但停机时应加强检查，做好记录）；具有全行程活动试验的机组每月（至少每季度）进行一次全行程试验。单台机组未按规定执行，扣标准分的50%；执行不严格、存在问题，扣标准分的30%～50%。3.603.2373.2513.6.2.3.8调节汽门活动试验带固定负荷机组，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。单台机组未按规定执行，扣标准分的50%；执行不严格、存在问题，扣标准分30%～50%。3.603.2373.2513.6.2.3.9中压调节汽门活动试验中压调节汽门每天（至少每周）进行一次活动试验。单台机组未按规定执行，扣标准分的50%；执行不严格、存在问题，扣标准分的30%～50%。3.603.2373.2513.6.2.3.10备用旋转辅机定期试转或轮换备用旋转辅机进行定期试验及轮换。单台机组未按规定执行，不得分；执行不严格、存在问题，扣标准分的50%～80%。3.251第四十四页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据3.6.2.4.1设备状况(5.6.3.5)燃、汽轮机设备及系统汽轮机本体及调节保安系统、凝汽器、空冷系统、除氧器、高低加系统等设备状况良好，满足运行要求。本体等及承压部件、高温高压管道、阀门及附件、以及除氧器、高低加等压力容器满足运行工况要求，自动和保护装置良好，并定期进行校验。重要辅机及附属设备，给水系统、循环水系统、凝结水系统、真空系统、润滑密封油系统转动机械设备正常，振动、轴承温度、电动机电流正常，润滑系统可靠。燃机本体设备正常，气缸、转子、喷嘴、动叶、静叶、进口可转导叶、燃烧室、轴承等设备状况良好，满足要求。燃机调节保护系统正常，保护动作正确；冷却系统设备处于良好状态，燃气轮机进、排气系统、密封空气系统天然气速比阀、辅助截止阀状态良好；本体管路、阀门符合防漏、防堵措施要求；天然气防爆工作正常，符合要求。燃机系统中天然气、高炉煤气等易燃气体调压和输送系统完好，满足安全运行要求。①在影响汽轮机设备安全稳定运行的重大缺陷和隐患，扣3分/项，未进行分析并制定措施，不得分。措施无针对性扣3分。②存在超期未消除的缺陷，每扣1分/项。*3.60、3.237第四十五页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据3.6.2.4.1本体主要部件安全状况(1)本体保温本体保温完好。每发现一处保温不完整，扣标准分的10%。3.39(2)汽机转子1.大轴弯曲值合格；2.主轴和主油泵轴间的齿型联轴器（或类似联轴器）不存在异常磨损；3.对轮连接后晃度不大于0.05mm。1.大轴弯曲值超标，扣10%标准分；2.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，扣10%标准分；3.对轮连接后晃度超标，扣10%标准分。3.60(3)隔板、叶片、围带、拉筋1.超（超）临界机组由于锅炉氧化皮脱落，不造成对汽轮机通流部分损伤；2.叶片频率符合标准。1.超（超）临界机组由于锅炉氧化皮脱落，造成对汽轮机通流部分的严重损伤，不得分；一般缺陷扣标准分的30%。2.频率不合格，不得分。3.39、3.60、3.23第四十六页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据(4)主汽门、调节汽门、再热主汽门、再热调节汽门及汽门间连接导汽管、螺栓、门杆不存在门杆汽流激振，造成裂纹或断裂问题。比较严重的缺陷扣标准分的50%；一般缺陷扣标准分的10%～30%。3.60、3.237(5)主轴承和推力轴承、顶轴油系统1.轴承间隙及紧力、推力轴承瓦块厚度差等不超标；2.顶轴油系统应完整，可靠；3.轴瓦垫铁接触面、间隙、紧力不超标。1.轴承间隙及紧力、推力轴承瓦块厚度差等超标，扣标准分50%；2.比较严重的缺陷扣标准分的70%；一般缺陷扣标准分的10%～30%；3.轴瓦垫铁间隙超标扣标准分的30%～50%。3.60、3.237(6)轴封系统1.轴封结构、材质、轴封间隙标准等能满足防止轴封漏汽和防止大轴弯曲的要求；2.轴封动静部分不出现异常磨损；3.轴封供汽系统及调节装置不存在缺陷；4.其它新型汽封在机组A修时检查符合设计要求。1.轴封漏汽特别严重或已发生大轴弯曲的机组，不得分；2.轴封间隙超标扣本项分数30%～50%；3.不能满足要求或存在严重缺陷，不得分；部分满足要求或存在比较严重的缺陷扣标准分的50%～70%；一般缺陷扣标准分的10%～30%；4.其它新型汽封在机组A修时检查不符合设计要求，扣标准分的50%。3.60、3.237第四十七页，共83页。中国大唐集团公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施导则9.2.7新机组投产前，应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查。大修中应检查隔板变形情况，最大变形量不得超过轴向间隙的1/3。第四十八页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据3.6.2.4.2调节保安系统主要部件安全状况(1)超速保安装置、监视表计，OPC1.超速保安装置（含自动主汽门、再热主汽门等）不存在隐患，能正常投入；2.OPC动作正常。1.超速保安系统不能正常投运，不得分；2.机械原因造成OPC动作不正常，不得分。3.60、3.65、3.237(2)调节系统调节系统（含调速汽门、调压抽汽门）不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。存在卡涩及锈蚀现象或存在调节系统故障的，不得分。3.65、3.237(3)DEH控制系统、EH系统1.DEH控制系统安全、可靠和稳定，电液伺服阀（包括各种类型电液转换器）的性能符合要求，不卡涩、泄漏；2.EH油管材质及管道安装符合要求。1.DEH控制系统存在缺陷，或电液伺服阀（包括各种类型电液转换器）性能不稳定，出现卡涩、泄漏等未消除，不得分；2.EH油系统管道材质使用错误或出现有强烈振动，不得分。3.66、3.237第四十九页，共83页。《汽轮机电液调节系统性能验收导则》DL/T824-20024.9（电液调节系统）稳定性4.91在额定工况下，转速控制引起的转速波动不应大于额定转速的±0.1%；4.9.2在额定工况下，功率控制引起的功率波动不应大于额定功率的±0.5%；4.9.3按技术条件规定的最大升速下，其转速的超调量应小于额定转速的0.2%；4.9.4调节系统动态过程应能迅速、稳定，振荡次数不应超过2-3次。第五十页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据3.6.2.4.3重要辅机及附属设备(1)给水泵系统1.给水泵系统（含驱动设备，如汽轮机、液力耦合器等）完好；2.最小流量再循环阀不存在内漏；3.管道没有振动现象。1.任一台设备存在严重隐患或缺陷，不得分；2.重要缺陷一处扣标准分的30%；3.备用泵退出备用时间超过规定扣标准分的20%～40%。3.62、3.237(2)循环水系统循环水系统（含空冷机组的冷却水系统）及设备，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不存在缺陷和隐患。任一台设备存在严重隐患或缺陷不得分；重要缺陷一处，扣标准分的30%；备用泵退出备用时间超过规定，扣标准分的20%～40%。3.237(3)凝结水系统及设备凝结水泵、疏水泵、低压加热器等不存在较为严重的缺陷和隐患。任一台设备存在严重隐患或缺陷，不得分；备用泵退出备用时间超过规定扣标准分的20%～40%；低压加热器堵管率超标，扣标准分的20%～40%。3.237第五十一页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据(4)发电机定子水系统（含氢冷、水冷）内冷水泵、冷却器等不存在较为严重的缺陷和隐患。任一台设备存在严重隐患或缺陷，不得分；备用泵退出备用时间超过规定，扣标准分的20%～40%。3.74(5)真空系统及设备真空系统（含真空泵、射水泵和射水抽气器、射汽抽气器等）及设备，不存在较为严重的缺陷和隐患。1.任一台设备存在严重隐患或缺陷不得分；2.较为严重的缺陷扣标准分的30%～50%。3.237(6)汽机高、低压油系统及设备1.EH油泵、主油泵、高压油泵、交（直）流润滑油泵、顶轴油泵及其启动装置等完好，油系统及设备（油箱、油位计、注油器、冷油器、油净化装置等）应正常；2.控制油、润滑油管道上滤网有防止堵塞和破损措施。1.任一台设备或系统存在严重隐患或缺陷，不得分；一般缺陷一处扣标准分的30%；未按规定进行试验，不得分；2.控制油、润滑油管道上滤网无防止堵塞和破损措施，不得分。3.237第五十二页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据(7)氢冷发电机密封油系统氢冷发电机正常，且性能良好；密封油系统（含交、直流密封油泵、滤油器、冷油器等）完好。性能不良，系统不完好，扣标准分的20%～40%。3.74(8)凝汽器系统1.凝汽器不存在缺陷和隐患；2.凝汽器热交换管（含钛管、铜管、不锈钢管）材质和循环水质相适应。1.凝汽器存在缺陷和隐患，一处扣标准分的10%；2.管材选材不当或存在严重缺陷和隐患，不得分。3.237）第五十三页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据3.6.2.4.4直接空冷系统及设备(1)直接空冷系统设备直接空冷系统及设备（如空冷器、冷却风机等）不存在缺陷、隐患。有严重缺陷，不得分，一般缺陷扣标准分10-30%。

(2)直接空冷系统严密性直接空冷系统严密性符合相关规定的要求。1.直接空冷系统真空严密性（300MW以上机组）大于200Pa/min，不得分；大于100Pa/min扣标准分的30%～50%；2.直接空冷系统真空严密性（300MW以下机组）大于230Pa/min不得分；大于130Pa/min，扣标准分的30%～50%。3.62(3)直接空冷冲洗设备及凝结水温度控制装置直接空冷冲洗设备完整。有严重缺陷，不得分；一般缺陷的扣标准分的10%～30%。(4)直接空冷设备排汽装置直接空冷设备排汽装置进行清理。未按要求进行清理，扣标准分的20%～30%。第五十四页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据3.6.2.4.5压力容器及高温高压管道(5.6.4.8.1）压力容器爆炸风险控制建立压力容器管理制度，并严格落实。按规定办理注册登记，建立台账。加强质量验收，水压试验等重要项目验收见证。定期对压力容器进行安全检验。安全附件（如安全阀、排污阀、监视表计、联锁、自动装置等）完好，处于正常工作状态，安全阀及表计定期校验。严格运行规程，确保压力容器不超压、超温。气瓶立放应采取防倾倒措施；液瓶必须水平放置。放置液氯、液氨钢瓶、溶解乙炔气瓶场所的温度及防爆装置要符合要求，气瓶库房与周边建筑要有安全距离。①未建立压力容器管理制度，不得分；落实不好，扣3分。②未按规定建立台账、办理注册登记，未按照规定进水压试验等重要项目，未定期对压力容器进行安全检验，不得分。③安全附件存在缺陷，扣5分；安全阀及表计未进行定期校验工作，扣3分。④压力容器超压、超温，扣3分。⑤气瓶、液瓶未按规定进行摆放并采取措施，扣3分。⑥放置液氯、液氨钢瓶、溶解乙炔气瓶场所的温度及防爆装置不符合要求，或气瓶库房与周边建筑距离不符合安全要求，扣3分。

*3.30、3.31、3.139第五十五页，共83页。中国大唐集团公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施导则

4.2.1除氧器4.2.1.1除氧器的运行操作规程应符合《电站压力式除氧器安全技术规定》（能源安保[1991]709号）的要求。除氧器两段抽汽之间的切换点，应根据《电站压力式除氧器安全技术规定》进行核算后在运行规程中明确规定，并在运行中严格执行，严禁高压汽源直接进入除氧器。4.2.1.2检查进入除氧器、扩容器的高压汽源，采取措施消除除氧器、扩容器超压的可能。推广滑压运行，逐步取消二段抽汽进入除氧器。4.2.1.3单元制的给水系统，除氧器上应配备不少于两只全启式安全门，并完善除氧器的自动调压和报警装置。4.2.1.4除氧器和其他压力容器安全阀的总排放能力，应能满足其在最大进汽工况下不超压。第五十六页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据(1)除氧器除氧器符合压力容器防爆要求。存在检验不合格并未处理或检验项目不全、超过检验周期使用，不得分；安全阀未定期试验或安全附件达不到齐全、可靠、灵敏，不得分；因存在缺陷降参数或监督使用的，扣标准分的30%～50%；其它缺陷，每一处扣标准分的5%～10%。3.30、3.31、3.139(2)高、低压加热器1.高、低压加热器符合防爆要求；2.检修时有证明容器内确实无压力的手段（包括其它压力容器）；3.高、低压加热器安全阀排汽管接至厂房外；4.高、低压加热器按压力容器管理规定进行安全性评价。1.凡存在检验不合格未处理或超过检验周期使用的，安全阀未定期试验或安全附件达不到齐全、可靠、灵敏的，不得分；2.无直接证明容器内确实无压力的手段，不得分（在检修时此项目包括其它压力容器）；3.因存在缺陷，而监督使用的，扣标准分的30%～50%；4.其它缺陷，每一处扣标准分的5%～10%。3.30、3.31、3.139第五十七页，共83页。TSG-R0004-2009《固定式压力容器安全技术监察规程》第6.1条压力容器的使用登记：压力容器的使用单位，在压力容器投入使用前或者投入使用30天内，应当按照要求到直辖市或者设区的市的质量技术监督部门，逐台办理使用登记手续。第6.3条（5），组织开展压力容器的安全检查，至少每月进行一次自行检查，并且做出记录。TSGZF001-2006

《安全阀安全技术监察规程》B6.3.1条安全阀校验周期应当符合以下要求：（1）安全阀定期校验，一般每年至少一次，安全技术规范有相应规定的从其规定；（2）经解体、修理或更换部件的安全阀，应当重新进行校验。DL612-1996《电站工业锅炉压力容器监察规程》第9.1.8条进水或进汽压力高于容器设计压力的各类压力容器应装设安全阀。高低压加热器的水侧和汽侧都应装设安全阀。第五十八页，共83页。第9.1.9条安全阀应垂直安装。引出管宜短而直。蒸汽管道上的安全阀应布置在直管段上。第9.1.17条安全阀出厂时应有金属铭牌。第9.1.11条安全阀应装设通到室外的排气管，该排汽管应尽可能取直。每只安全阀宜单独使用一根排气管。排汽管上不应装设阀门等隔离装置。排汽管底部应有接到安全地点的疏水管，疏水管上不允许装设阀门。第9.2.2条各类压力容器都应装设压力表。第9.2.3.a)条压力表装用前应作校验,并在刻度盘上划出明显标记,指示该测压点允许的最高工作压力。DL647-2004《电站工业锅炉压力容器校验规程》9.在役压力容器定期校验：9.2a)外部校验每年至少一次；9.2b)内外部校验（结合机组大修进行）……；9.3a)投运后首次内外部校验周期一般为三年。第五十九页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据(3)汽机各类容器汽机各类疏水扩容器、排污扩容器及其它生产压力容器（减温减压器、热网加热器、凝结水箱），符合防爆要求（来水参数应符合要求，安全装置应齐全）。凡存在检验不合格未处理或超过检验周期使用的，安全阀未定期试验或安全附件达不到齐全、可靠、灵敏，不得分；因存在缺陷降参数或监督使用的，扣标准分的60%；发现其它缺陷一处，扣标准分的5%～10%。3.30、3.31、3.139(4)高温高压主汽、高温再热汽、给水和疏水管道、三通、阀门及其它机外管道高温高压主汽、高温再热汽、给水和疏水管道、三通、阀门及其它机外管道符合防爆要求。存在严重缺陷，不得分；存在一般缺陷的扣标准分的10%～30%。3.67、3.237(5)管道支吊架、保温、膨胀、振动1.支吊架应按期检查，其功能正常；2.管道膨胀、振动等无异常，保温完好。1.支吊架未按期检查，扣标准分的30%～50%；2.管道膨胀、振动等有异常、保温不完好，扣标准分的10%～30%。3.43、3.67、3.69第六十页，共83页。《中国大唐集团公司火电厂机炉外管道监督管理办法》[2005]152第三十七条与主蒸汽系统、再热蒸汽系统相连接的介质温度≥450℃的疏水、旁路等系统，二次门后的管道应使用耐热合金钢管（如12Cr1MoVG），不允许使用20G钢管。对于按原设计规范已使用了20G钢管的，应及时予以更换。第三十八条对于运行压力≥5.9MPa或运行温度≥200℃的管道，根据原设计规范使用了材料为#20钢的管道应逐步更换为20G。第十二条对于主蒸汽、再热蒸汽、给水、抽汽管道还应该建立支吊架检查与调整台帐。第十三条支吊架检查与调整台帐至少应包括以下明细：检查时间、支吊架位置、支吊架规格、冷态时弹簧压缩量设计值、调整时间、调整原因。第六十一页，共83页。火力发电厂金属技术监督规程DL/T438-2009第7.1.11条对工作温度大于450℃的主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道，应在直管段上设置监督段（主要用于金相和硬度跟踪检验）；监督段应选择该管系中实际壁厚最薄的同规格钢管，其长度约1000mm；监督段同时应包括锅炉蒸汽出口第一道焊缝后的管段和汽轮机入口前第一道焊缝前的管段。7.1.10对新装机组蒸汽管道，不强制要求安装蠕变变形测点；对已安装了蠕变变形测点的蒸汽管道，则继续按照DL/T441—2004进行检验。7.1.20管道保温层表面应有焊缝位置的标志。《电站锅炉压力容器检验规程》DL647-2004第12.2a).(在役压力管道定期校验)外部校验，每年进行一次。b)定期校验，结合机组大修进行。12.5管道运行中应无异常振动，减振器、阻尼器运行正常。12.6除管道限位装置、刚性支吊架与固定支架处，因受约束而无约束方向的热位移外，管系热态膨胀不受阻。12.8管道保温情况应良好，保温材料应无破裂或脱落现象。严禁主蒸汽及再热蒸汽管道局部裸露运行。12.10管道膨胀指示器应完整，指针应在刻度指示盘内，位移指示应清晰。第六十二页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据3.6.2.4.6油系统（5.6.4.8.3）燃油、润滑油系统着火风险控制储油罐或油箱的加热温度必须根据燃油种类严格控制在允许的范围内，加热燃油的蒸汽温度应低于油品的自燃点。燃油系统无渗漏，设备完好。润滑油系统无渗漏，法兰垫材质符合安全要求，管道支架牢固可靠，无振动及摩擦；油系统附近热源保温无破损和浸油，消防系统正常投运，消防器材配置符合要求。油区、输卸油管道应有可靠的防雷、防静电安全接地装置，并定期测试接地电阻值。油区内禁止存放易燃物品，消防系统应按规定定期进行检查试验。①燃油系统存在渗漏点，扣2分。②储油罐或油箱的加热温度不符合有关要求，不得分。③润滑油系统有渗漏点，扣2分。④法兰密封垫材质不符合要求，扣1分。⑤管道支架不符合要求，油系统附近热源保温破损和浸油，扣2分。⑥消防器材配备不符合要求，扣2分。⑦油区、输卸油管道未设置可靠的防静电安全接地装置，不得分；未定期进行接地电阻测试，扣3分。⑧油区内存放易燃物品，不得分；消防系统未按规定定期进行检查试验，消防器材配置不符合要求，扣5分。

*3.60、3.237第六十三页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据(1)防止轴承及油系统漏油1.轴承（含密封瓦）及油系统不漏油；2.汽缸及管道保温不被油污染；3.发电机氢气泄漏量不超标。1.严重泄漏，不得分；2.油污染保温未处理，不得分；3.轻微泄漏扣标准分的40%～60%。3.60、3.237(2)机头下部热体附近油管道1.机头下部热体附近油管道采取隔热防火措施；2.热体保温完整并包好铁皮。1.未采取隔热防火措施，不得分；2.热体保温不完整，扣标准分的20%。3.60、3.237(3)油管道法兰1.油管道法兰符合要求；2.油管道能保证各种运行工况下自由膨胀及无碰磨现象。1.发现一处不符合要求，扣标准分的100%；2.油管道膨胀受阻的或有碰磨现象的，扣标准分的80%～100%。3.60、3.237(4)压力油管道及阀门1.压力油管道及阀门不存在尚未消除的爆破隐患；2.油系统不使用铸铁阀门。1.存在此类隐患或缺陷，检验不合格未处理者，不得分；2.发现焊缝漏油，仍使用铸铁阀门的，不得分。3.60、3.237第六十四页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据(5)主油箱事故放油门配置1.主油箱（包括调节用透平油、润滑油及密封油）事故放油门配置符合反措规定；2.事故情况下方便操作，室外事故油箱符合要求；3.有油系统发生故障时的相关技术措施。1.事故放油门配置不符合反措规定，不得分；2.室外事故油箱不符合要求，不得分；不完全符合要求扣标准分的30%～50%；3.油系统出现故障无相对应的相关技术措施，不得分。3.60、3.237(6)润滑油储能器检查有无配置润滑油储能器（高位油箱），油系统发生故障时能保证机组安全停机，不发生断油烧瓦事故。未设计润滑油储能器的机组，不得分。3.60、3.237(7)冷油器切换阀冷油器切换阀应有可靠的防止阀芯脱落的措施。无防止阀芯脱落的措施，不得分。3.60、3.2373.6.2.4.7设备编号及标志

第六十五页，共83页。《中国大唐集团公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施导则》1.2.8事故排油阀应设两个钢质截止阀，其操作手轮应设在距油箱5m以外的地方，并有两个以上的通道，操作手轮不允许加锁，应挂有明显的“禁止操作”标志牌。10.2.12油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门不得水平安装。主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。第六十六页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据(1)阀门名称、编号及开关方向标志1.阀门名称、编号及开关方向标志应齐全、清晰；2.阀门名称、编号规范，并和图纸一致。1.阀门标示缺漏较多或有重要缺漏，扣标准分的30%-50%；2.有少数缺漏或不清的，扣标准分的20%。3,55(2)管道介质名称及流向标志管道介质名称及流向标志应齐全、清晰，符合安全设施标准化要求。标示缺漏较多或有重要缺漏扣标准分的30%-50%；未按安全设施标准化要求进行标示，扣标准分的30%～50%；有少数缺漏或不清晰，扣标准分的20%。3,55(3)主设备及主要辅助设备名称、编号、转动方向标志1.主设备及主要辅助设备名称、编号、转动方向齐全、清晰；2.主设备及主要辅助设备名称和编号规范并符合图纸要求。1.标示缺漏较多或有重要缺漏扣标准分的30%-50%；2.有少数缺漏或不清的，扣标准分的20%。3,553.6.2.4.8辅助设施设备及设施的平台、楼梯、步道、护栏、盖板符合设计规定，无变形缺损情况，无腐蚀锈蚀影响强度情况。不符合设计规定，每发现一处，扣标准分的10%；每发现一处变形缺损或影响强度情况，扣标准分的10%。3,55第六十七页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据3.6.2.5规程与台帐3.6.2.5.1每台机组应具备以下资料、规程、规定、记录，主要生产人员要掌握第六十八页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据(1)停机后汽缸温度停机后，有汽缸各主要金属温度测点的温度记录（应记录到停盘车工况）及各点温度下降曲线（应标明上下缸温差值）。无温度记录，不得分；数据不完整，扣标准分的30%～50%。3.56、3.70(2)通流部分及汽封间隙通流部分最小轴向间隙值及汽封径向间隙值有记录。数据不完全者扣标准分的30%～40%。3.56、3.70(3)数字式电液控制系统数字式电液控制系统（DEH）的控制逻辑、功能及运行操作手册完备，并了解和掌握。资料不完整，不得分。3.56、3.70(4)机组各类试验档案机组各类试验档案完备、规范。未建立档案，不得分；档案不规范或记录不完整扣标准分的30%～50%。3.60、3.70、3.251第六十九页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据(5)机组事故档案机组事故档案完备、规范。未建立档案，不得分；档案不规范或记录不完整扣标准分的30%～50%。3.60、3.70、3.251(6)转子技术档案1.转子技术档案完备、规范；2.有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资料，转子对轮连接前后的晃度值记录；3.大轴晃度表测点具有安装位置的转子原始晃度值和相位标志。1.未建立档案，不得分；档案不规范或记录不完整扣标准分的30%～50%；2.无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资料，转子对轮连接前后的晃度值记录，不得分；记录不规范或不完整扣标准分的30%～50%；3.无大轴晃度表测点具有安装位置的转子原始晃度值和相位标志，不得分。3.60、3.237第七十页，共83页。中国大唐集团公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施导则9.2.9建立和完善技术档案9.2.9.1建立机组试验档案，包括投产前的安装调试试验、大小修后的调整试验、常规试验和定期试验。9.2.9.2建立机组事故档案。无论大小事故均应建立档案，包括事故名称、性质、原因和防范措施。9.2.9.3建立转子技术档案转子原始资料，包括制造厂提供的转子原始缺陷和材料特性；历次转子检修检查资料；机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态起停次数、起停过程中的汽温汽压负荷的变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况的原因和处理。第七十一页，共83页。序号节点风险控制重点管控效果评估

评估依据3.6.2.5.2设备台帐1.设备大、小修记录（含工艺卡、检修文件包、验收签证书等）、总结及时、完整；2.有关技术资料齐全；3.建立设备台账等设备历史档案；4.电站压力容器技术登录簿登记注册。1.未建立台帐记录，不得分；2.有关技术资料不齐全，扣标准分的10%～30%3.台帐记录不规范或记录不完整扣标准分的30%～50%；4.无电站压力容器技术登录簿登记注册，不得分。3.60、3.70、3.251、3.2373.6.2.6专业管理3.6.2.6.1管理制度修订及技术资料编制1.现场运行规程中有关条文按照国家相关规定、行业标准及反事故技术措施进行了修订，应严格执行；2.规程、图册应及时修订、下发，和实际相吻合；3.建立技术资料编制、修订和废止的有关管理制度。1.未按国家相关规定和行业反措修订，不得分；2.规程、图册未及时修订、下发，扣标准分的30%～50%；3.未建立技术资料编制、修