汽机、化学查验总结
电厂生产标准化达标-------汽机、化学检查细则总结
李伟
一、化学
1、补给水设备和精处理设备完好：标准
（1）转动设备正常，泵的本体和周围应清洁，无杂物和积水。室外设备应加防雨、防冻措施。
（2）泵和电机的地脚螺丝完整牢固，靠背轮连接牢固，保护罩完好紧固，无卡涩和摩擦。联轴器安全罩外表应标明转动方向。
（3）电动机电源安全可靠，外壳接地良好。
（4）轴承和轴承箱内应有充足的清洁润滑油，油位保持在1/2以上。（5）泵有冷却水的，冷却水应畅通。泵应无漏油、漏水现象。（6）各水箱、药液箱内液位计正常，盘上和就地液位一致。
（7）压力表应完好，指示正确，压力表应贴有定期校验合格证标签。（8）带有皮带的转动装置皮带罩完好牢固。
（9）电机事故按钮正常，开关易于触及，并且加有防护装置，防止误碰。
（10）水处理储气罐正常完好，应具有压力容器检验合格证书。
（11）储酸罐、储碱罐正常完好，附近设有安全淋浴器，酸碱罐地面附近应有一定容积的围堰和冲洗设备，周围应有醒目的“当心腐蚀”和防护急救措施标志。（12）水处理各种地下水池周围应设有坚固可靠栏杆围护。（13）水处理设备标志牌完整，管道介质流向标志牌完整。
（14）水处理药瓶储存间应有通风设施，开关布置于门口，加药设备周围应有围堰和冲洗设施，联氨储存罐应存放在单独的房间内。
（15）水处理化验室应有硼酸和碳酸氢钠等急救药品，设有紧急洗眼装置。
2、检查水汽质量日报表，月报表，启机前水汽质量报表，各项指标符合标准，运行日志、巡检日志填写规范、正确。
3、水汽在线仪表正常投入，准确率和投入率达到标准要求。
4、凝结水精处理设备正常投入。5、制氢设备及氢气系统风险控制
（1）制氢站与其他建筑的距离符合标准，周围围墙应写有醒目的醒目的“禁止烟火”的字样，氢站门口应设有静电消除装置。（2）制氢装置完好，制氢装置设有设置压力调整装置,设有配备在线氢中氧含量表和氧中氢含量表，并且定期校验。氢站操作工具材质应为铜质。
（3）氢罐压力表正常，并且具有压力容器检验合格证书，安全阀具有检测合格证书。（4）没有制氢设备，储氢设备应正常，氢瓶具有防倾倒措施，并且空瓶和实瓶应分别独立放置。
（5）氢站氢气纯度（≥99.8%）和湿度（小于等于-25℃）符合要求（6）氢站应具有防雷检测合格证书。（7）氢站消防器材和防护用品齐全。
6、检查MIS系统，水处理设备是否存在超期未消缺陷。二、汽机
1、汽轮机设备及系统
（1）检查汽轮机循环水系统、凝结水系统、定子冷却水系统、真空系统、润滑密封油系统、抗燃油系统、顶轴油系统、给水系统、闭式冷却水、开式冷却水系统等转动设备正常，
振动、轴承温度、电动机电流正常。各个系统阀门标志牌完整无缺失现象，各管道介质流向标示清楚准确，现场无跑冒滴漏现象。
（2）润滑油箱油位计指示正常，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，并有两上以上的通道，操作手轮不允许加锁，应挂有明显的“禁止操作”标志牌。润滑油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门不得水平安装。
（3）检查汽轮机本体及调节保安系统良好，就地转速表、润滑油压力表显示正常，盘车设备正常。
（4）检查本体及承压部件、高温高压管道、阀门及附件、除氧器、高低加等压力容器保温正常，满足运行工况要求，自动和保护装置良好。高温高压加热器等设备附近应有防护隔离装置，并在醒目位置加装防灼烫标志牌。
（5）压力容器所属压力表贴有定期校验合格标签，查验压力容器检验合格证书有效。（6）检查电厂MIS缺陷缺陷管理系统，汽机相关设备是否存在超期未消缺陷。2、汽轮机设备及系统风险控制
1、超速风险控制
（1）查阅运行日志、定期试验记录，机组调速系统性能良好，调节机构无卡涩。（2）查阅机组启、停记录及检修后调节系统静止试验、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、抽气逆止门时间测试等记录。查阅定期试验记录确认抽气逆止门严密、联锁动作可靠。
（3）检查DCS画面、SIS系统、值长运行记录、运行日报表，确认机组重要表计指示准确，超速保护正常投入。
（4）检查机组启动油化验报表，确认机组启动前透平油和抗燃油油质指标合格。（5）检查机组SIS系统，停机操作票，询问现场值班人员，确认正常停机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。
2、轴系断裂风险控制
（1）检查汽轮机现场，倾听汽轮机内部声音平稳正常，检查DCS画面，查看汽轮机TSI系统画面，机组轴振、瓦振达到有关标准，且机组振动保护装置完好并投入。
（2）运行100kh以上的机组，应检查机组金属部件检验检测报告。新投产机组应检查机组大修中的平衡块固定螺丝、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记录报表，确定各联轴器螺丝的紧固和配合间隙完好。
（3）检查机组SIS系统和机组超速试验记录报表，确定严格按超速试验规程，在机组冷态启动带25%额定负荷运行3-4h后进行超速试验。
（4）检查机组启动记录和值长日志，确认机组是否发生非同期并网。
3、大轴弯曲风险控制
（1）询问现场工作值班人员，是否熟悉运行规程和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。检查机组SIS系统和汽轮机TSI画面，确认汽轮机大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动等检测表计显示正确，各项保护正常投入。
（2）检查机组启动记录和相关启机操作票，确认机组启动前蒸汽参数合格，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。查阅启停机操作票和停机记录表，确认严格按照运行要求执行机组起、停过程操作措施，蒸汽参数突然异常超过规定值应打闸停机。查阅汽机运行规程，确认停机后盘车按规定投入，盘车参数异常，查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，按规定进行盘车。
（3）检查机组现场、DCS画面、MIS缺陷管理系统确认减温水系统、抽气系统、疏水系统可靠，高加、除氧器、凝汽器水位正常。
4、轴瓦损坏风险控制
（1）检查现场、MIS缺陷管理系统，确认润滑油系统油位计、油压表、油温表及相关的信号装置齐全，指示正确，表计就地贴有定期校验合格标签。检查润滑油系统试验记录和DCS画面确认润滑油系统保护回路在线试验正常，各项联锁保护正常投入。
（2）检查现场、启停机操作票和值长日志，确认主油泵运转正常，机组启停时按规定转速停启顶轴油泵和交、直流润滑油泵。具有主油泵和汽轮机主轴间具有齿型联轴器连接的，应查阅有关定期检查润滑和磨损情况记录。检查定期试验记录和值长运行日志，确认辅助油泵定期进行试验。
（3）询问现场值班工作人员及查阅相关操作票、启停机记录报表，确认润滑油系统进行切换操作时按要求严格执行，缓慢操作，操作中严密监视润滑油压变化。确认机组启动、停机和运行中严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度，超标时按规定果断处理。
（4）检查机组润滑油定期化验记录报表和机组启动前报表，确认指标合格、数据填写规范准确。
三、压力容器爆炸风险控制
1、检查电厂是否制定压力容器管理制度，并严格执行。压力容器按规定办理注册登记，建立台账。
2、检查电厂值长运行日志，水压试验记录报表，确认有验收签证。3、检查电厂压力容器检验合格报告。
4、检查压力容器安全附件完好，处于正常工作状态，安全阀及压力表计有定期校验合格标签。
5、检查值长运行日志和MIS缺陷管理系统，确认压力容器无超压、超温现象。6、检查现场氢气瓶、CO2气瓶有防倾倒措施。检查现场液氯、液氨、溶解乙炔气瓶场所的温度及防爆装置符合要求，与周边建筑安全距离符合标准。
四、燃油、润滑油系统着火风险控制
1、现场检查电厂油库、润滑油系统无渗漏，设备完好，油系统应尽量避免使用法兰连接，禁止使用铸铁阀门，油系统法兰禁止使用塑料袋、橡皮垫（含耐油橡皮垫）和石棉纸垫。管道支架牢固可靠。现场检查油管道系统保温材料无渗油现象和破损现象。消防器材配置符合要求。
2、检查电厂油库围墙有醒目“禁止烟火”字样，油库门口有防静电设施，门口设有火种箱。检查确认储油罐或油箱的加热温度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，低于油品的自燃点。检查油区、输卸油管道防静电安全接地装置可靠，检查定期测试接地电阻值报告。检查油区内明火作业时相关工作票，有可靠的安全措施。检查油库是否存放易燃物品，检查消防器材配置合理，并有定期检验标志。
扩展阅读：汽机化学专业落实25项反措情况总结
201*年度蒲山发电运行有限公司汽机化学专业落实《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》情况总结
一、防止火灾事故
1.2.2油系统法兰采用耐油石棉垫片，法兰加装铝壳保护罩壳，防止渗油喷溅。1.2.8事故排油门手轮未挂“禁止操作”牌，要求运行部落实。
1.2.9针对油管道是否能自由膨胀，有否振动摩擦壁厚减薄现象，利用检修机会，维修部立项进行了重点检查（重点9.0米管沟内调节系统管道）。
三、防止大容量锅炉承压部件爆漏事故
3.3.3运行部加强了化学技术管理与技术监督，确保了给水、蒸汽等介质品质合格。
3.3.4结合04年度省电力试验研究院技术监督检查及25项反措要求，按照《火力发电厂停（备）热力设备防锈蚀导则》（SD223-87），编写、落实锅炉停用保护措施。要求运行部落实。201*年度#2机组大修中采用化学添加“成膜胺”保护液的保护措施。平时锅炉停用保护措施主要采用方式：“热炉放水余热烘干法”。
3.4.4按照《火力发电厂金属技术监督规程》（DL438-91），对蒸汽、疏水管道材质、壁厚、焊缝等定期检查。检修部重点在大小修等检修机会进行落实。3.4.5按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》（DL/T616-1997），对管道支吊架等定期检查。检修部重点在大小修等检修机会进行落实。201*年度消除了高加疏水管道振动大、凝结水管道振动大、热段管道振动大问题。3.4.6对易引起汽水两相流的疏水、空气等管道定期检查，其管道、弯头、三通、阀门，运行100kh后，应结合检修情况全部更换。检修部重点在大小修等检修机会进行落实。两台机组高加疏水0米段及危急疏水地埋段已更换为不锈钢材质管道。
201*年12月18日00：08，＃1机高压自动主汽门联通管疏水弯头处泄漏（机零米）。反映出这方面工作仍存在管理不细不到位问题，检查落实不全面。为此我们对1＃机零米高压疏水管道和弯头进行金相检查。并要求今后建立健全热力系统管道及附件更换和光谱分析台帐、阀门内漏及治理台帐。另在今后的停机检修中扩大高温高压蒸汽管道的检查范围和金属监督力度。我公司也正在制定有关阀门管理规定，将对阀门采购、验收、检查、安装、操作等加强管理。
四、防止压力容器爆破事故
4.1.2各种压力容器安全阀应定期校验工作由维修部重点在大小修等检修机会落实。和排放试验由运行部落实。201*年度计划将全面进行一次安全阀在线校验。
4.1.3运行中压力容器及其安全附件（如安全阀、排污阀、监视表记、连锁、自动装置等）基本正常、完好。
4.3在役压力容器应结合设备、系统检修，按照《压力容器安全技术监察规程》和《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612-1996）的规定，全面实行定期检验制度。重点在大小修等检修机会落实。
4.3.2禁止在压力容器上开孔、焊接构件，若必须在压力容器上开孔、焊接构件或修理时，应校验强度、遵照制造厂工艺制定工艺措施，经锅炉监督工程师审定、厂总工程师批准后实施。（在检修中能严格遵照执行。）九、防止汽轮机超速和轴系断裂事故
9.1.2各种超速保护均可正常投入运行，超速保护能可靠动作。
9.1.3机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不准确或失效，严禁机组起动，运行中的机组，必须停止运行。
超速保护和转速表是保障汽轮机安全运行必须的、重要的保护和监视表计，我公司正常可靠。
9.1.4透平油油质应合格。（检修部落实，加强了滤油工作，要求10天间隔至少应滤油1次。）和排放试验（要求运行部加强排水及油质化验监督）。9.1.6正常停机时，在打闸后，应先确认有功功率减到零，千瓦时表停转或逆转以后，后方可解列发电机。严禁带负荷解列。（运行部已严格遵照执行。）9.1.7机组正常启动、停机过程中，应严格按规程要求投入汽轮机旁路系统，尤其是低压旁路系统；在甩负荷或事故状态下，旁路必须开启。机组再次启动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。（运行部已严格遵照执行。）
汽轮机旁路系统一般在机组起动过程中用以提升锅炉汽压、汽温和减少转子热应力，在正常停机过程中用以回收工质，在机组甩负荷过程中防止锅炉超压，但决不可忽视在事故工况下汽轮机旁路系统对保障机组安全的作用。在机组起、停过程中和事故工况下，应按规程要求开启旁路系统，尤其是低压旁路必须开启。在机组热态起动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂的规定值。机组运行中旁路系统应处于热备用状态，并投入连锁保护，确保事故状态下能正确动作。
9.1.9机械液压型调节系统的汽轮机应有两套就地转速表，有各自独立的变送器（传感器），并分别装设在沿转子轴向不同的位置上。（要求维修部落实改造方案，待方案及尽快实施。）
9.1.10抽汽机组的可调整抽汽逆止门应严密、连锁动作可靠，并必须设置有能快速关闭的抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。（运行部定期试验合格。）9.1.12要求汽门严密性实验合格。我中心两台机组中压调门均内漏。运行部已经对此制定、落实了防止汽轮机超速事故的措施。
9.1.12要求按规程进行危急保安器试验、门杆活动试验、抽汽逆止门活动试验等（运行部遵照执行。）汽门、抽汽逆止门等关闭时间未测定。（要求检修部落实测量工器具、方案后，在下次小修中实施。）
9.1.13危急保安器动作转速一般为额定转速的110％1％。（要求运行部整理历次超速试验危急保安器动作转速记录，备查。）
9.2.1机组主、辅设备的保护装置必须正常投入，已有振动监视保护装置的机组，振动超限跳机保护应投入运行；机组正常运行瓦振、轴振应达到有关标准的优良范围，并注意监视变化趋势。（运行部遵照执行。）
目前我公司#2机组#2瓦处轴振150μm左右偏大，经过对轮同心度调整，使振动降低到100μm左右，仍偏大，加强观察运行。
9.2.2运行10万小时以上的机组，3～5年对转子进行一次检查。运行时间超过15年、转子寿命超过设计使用寿命、低压焊接转子、承担调峰起停频繁的转子，当缩短检查周期。（在检修中遵照执行、落实。201*年度#2机已落实）9.2.3新机组投产前、已投产机组每次大修中，必须进行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检查，选取不影响转子安全的部位进行硬度检查。（在检修中遵照执行、落实。201*年度#2机已探伤。）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三分之一。（检修部在检修中落实）
针对我中心两台机组蒸汽流量大问题，建议尽量避免超负荷运行，最大负荷控制在127MW以内或调节级后压力不超标。防止隔板变形。
9.3.1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。（运行部整理反馈历次试验记录资料，备查。）
9.3.2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。（检修部整理反馈历次事故档案、资料，备查。）9.3.3建立转子技术档案。
9.3.3.1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。9.3.3.2历次转子检查资料。9.3.3.3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。（运行部整理反馈相关记录资料，备查。）
建立、健全机组和转子完整的技术档案，对于机组运行管理、生产试验、技术改造、缺陷处理以及事故原因分析等都具有非常重要作用。同时，对于防止机组发生重大设备损坏事故，也具有及其重要的指导意义。另外，要加强运行、检修管理，提高人员素质。制定严格的培训和考核制度，提高运行人员对事故的判断、果断处理和应变能力。
十、防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故10.1.1应具备和熟悉掌握的资料。
10.1.1.1转子安装原始最大弯曲值，最大弯曲点的轴向位置及高点在园周方向的位置。转子安装原始最大弯曲值有，最高点在圆周方向的相位记录缺。10.1.1.2大轴晃度表测点安装位置转子的原始晃动值及最高点在圆周方向的位置。（运行部整理反馈相关记录资料，备查。最高点在圆周方向的相位记录缺。）10.1.1.3机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。（运行部整理反馈相关记录资料，备查。）
10.1.1.4正常情况下盘车电流和电流摆动值，以及相应的油温和顶轴油压。（运行部整理反馈相关记录，备查。）
10.1.1.5正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。（运行部整理反馈相关记录资料，备查。）10.1.1.6停机后，机组状态正常情况下的汽缸主要金属温度的下降曲线。（运行部整理反馈相关记录资料，备查。）
10.1.1.7通流部分的轴向间隙和径向间隙。（检修部整理反馈相关记录资料，备查。见大修等记录）
10.1.1.8应具有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线，并全部纳入运行规程。（运行部整理反馈相关记录资料，完善运行规程。备查。）
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。（运行部整理反馈相关记录资料，备查。）10.1.1.10系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验，必须预先制定安全技术措施，经上级主管部门批准后再执行。（运行部整理反馈相关记录资料，备查。）
10.1.3.8停机后应认真监视凝汽器和除氧器水位，防止汽轮机进水。严格执行。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，应及时切断减温水。严格执行。
10.1.3.10汽轮机在热状态下，若主、再蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不得进行打水压试验。严格执行。
10.1.10高、低压轴封应分别供汽。特别注意高压轴封段或合缸机组的高中压轴封段，其供汽管路应有良好的疏水措施。措施到位，并严格执行。
10.1.4.1机组起动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm，应立即打闸停机。严格执行。
10.1.4.2机组起动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.1mm或相对轴振动值超过0.26mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。10.1.4.3机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm，轴振动不超过0.08mm，超过时应设法消除，当相对轴振动值超过0.26mm，应立即打闸停机；当轴承振动变化±0.015或相对轴振动变化±0.05，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05mm，应立即打闸停机。严格执行。
10.1.13严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。
10.2.9润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵。为确保防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能，要求当润滑油压降至0.08MPa时报警，降至0.07~0.075MPa时联动交流润滑油泵，降至0.06~0.07MPa时联动直流润滑油泵，并停机投盘车，降至0.03MPa时停盘车。（要求运行部调整联动压力值）。
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