火力发电厂安全性评价内容

火力发电厂安全性评价内容，主要包括生产设备、劳动安全和作业环境、
安全管理系统三大方面。

一、生产设备安全性评价

（一）电站锅炉系统安全性评价

1.整体运行工作状况（l）平衡通风锅炉是否烧正压，吸风机出力是否满
足燃烧自动调节装置投入的条件。（2）过热器及直流锅炉水冷壁的管壁温度是
否存在频繁超温。（3）主蒸汽或再热蒸汽是否存在频繁超温。（4）连续排污
和定期排污是否按规定严格执行。（5）烧燃室或尾部烟道放炮事故的原因是否
查明，对策是否落实。（6）省煤器、水冷壁、过热器或再热器管频发性爆漏事
故的原因是否查明，对策是否落实。（7）制粉系统爆炸事故的原因是否查明，
对策是否落实。（8）吹灰器是否正常投入，燃烧室是否经常发生严重结焦。
（9）电除尘装置能否正常投入，水膜除尘器是否存在严重带水缺陷。

2.锅炉本体主要部件、重要辅机及附属设备的技术状况（l）汽包、联箱、
导汽管、集中下降管是否存在尚未彻底消除的爆破隐患。（2）锅炉本体以外的
高温、高压大口径汽或水管道及阀门，以及燃油管道和阀门是否存在尚未彻底消
除的爆破隐患。（3）受热面管子是否存在大面积腐蚀、磨损、过热变形或严重
结垢缺陷。（4）汽水系统压力容器是否存在爆破隐患（如：安全附件是否齐全、
完好，是否按压力容器有关规程定期检验等）。（5）吸风机、送风机、排粉机、
风扇磨及其他重要辅机是否存在可能造成飞车等严重损坏的隐患。（6）捞渣机、
碎渣机是否存在影响锅炉稳定运行的严重缺陷。（7）事故放水门、真空排汽门、
给水调整门、省煤器再循环门、过热蒸汽和再热蒸汽的减温水调整门、燃油速断
阀、燃气速断阀、电动主汽门、电动给水截断门、定期排污门、连续排污门等，
是否存在开关失灵、电动操作失灵、漏流过大、开度指示器失灵或不准等尚未彻
底消除的缺陷。（8）锅炉计划大修是否超期未进行，并且技术状况属于应修未
修。（9）锅炉内部检验、外部检验和超压试验是否按规定进行。（10）启动锅
炉技术是否良好。（11）生产用空压机及附属设备是否存在严重缺陷及隐患。

3.安全阀的状况（1）安全阀（含排汽管路）的设计、安装、运行是否符
合规定。（2）是否按规定定期进行校验和放汽试验。

4.水位表的状况（1）就地水位表的设计、安装和运行是否符合规定。
（2）就地水位表的正常或事故照明是否良好，水位是否消晰可见。（3）就地
和远传水位表校对检查制度执行是否认真。

5.除灰系统（l）除灰泵房是否存在水淹的隐患。（2）灰场灰坝正常水
位、坝前积水、坝体状况是否符合要求。（3）高浓度输灰系统中各类泥浆泵能
否稳定运行。

6.设备编号及标志（l）阀门编号及开关方向标志是否齐全清晰。（2）
管道涂色或色环、介质名称及流向标志是否齐全清晰。（3）主设备及主要辅助
设备名称、编号、转动方向标志是否齐全清晰。（4）操作盘、仪表盘上控制开
关、仪表、熔断器、二次回路连接片名称是否齐全清晰，仪表刻度盘额定值处是
否划有红线。

7.技术资料（l）锅炉技术登记簿是否齐全，内容是否正确完整。（2）
设备大小修总结是否及时、完整，有关资料是否齐全。

8.与锅炉有关的其他状况如防寒防冻等是否存在严重隐患。

（二）汽轮机安全性评价

1.汽轮机本体的技术状况（l）汽缸（含喷嘴室）是否有裂纹、变形、漏
汽；结合面大螺栓、转子（含接长轴）、对轮（含连接螺栓）存在隐患；隔板变
形或裂纹；叶片存在严重缺陷或频率不合理；复环、拉筋有隐患；主汽门、调速
汽门、再热主汽门、再热调速汽门存在爆破隐患；主轴承乌金脱胎、龟裂等尚有
缺陷；轴封等是否存在严重漏汽缺陷。（2）主轴和主轴承是否存在振动值不合
格或推力轴承瓦块温度超限或接近限值。（3）滑销系统功能是否正常，是否存
在汽缸膨胀受限、汽缸偏移等缺陷。（4）汽缸是否存在漏进冷汽、冷水的隐患，
如疏水系统连接不合理等。

2.调节保安系统（l）所有超速保安装置是否完好，并能正常地投入。
（2）调速系统是否存在卡涩或锈蚀，透平油、抗燃油油质是否良好。（3）调
速系统速度变动率、迟缓率是否符合有关规定，甩额定负荷时，调速系统能否维
持机组转数低于危急保安器动作值。（4）是否定期进行危急保安器提升转数动
作试验；危急保安器运行2000充油试验；抽汽逆止门定期关闭试验；大修前后和
运行机组一年一次主汽门、调速汽门严密性试验；每天一次的自动主汽门、再热
主汽门的活动试验，带固定负荷机组每天（至少每周）一次调速汽门较大范围变
动的活动试验；装有中压调速汽门活动装置的机组每天（至少每周）一次的活动
试验。（5）各级旁路系统是否存在投入时超温、超压、水冲击等隐患。

3.压力容器及高温高压管道的状况包括除氧器，高压加热器，疏水、排污
扩容器，其他生产用压力容器，高温高压主汽、给水和疏水管道、阀门等是否符
合防爆要求。

4.重要辅机及附属设备的状况（l）给水泵（含驱动设备等）是否完好。
（2）循环水系统（含空冷机组的冷却水系统）如循环泵、冷却水循环泵、水塔
等是否存在缺陷和隐患。（3）凝结水系统是否存在缺陷和隐患。（4）真空系
统是否存在缺陷和隐患。（5）高压油泵、交直流密封油泵及润滑油泵是否完好。
（6）氢冷发电机氢油差压阀、平衡阀自动跟踪装置是否正常投入，性能是否良
好。（7）凝汽器铜管是否泄漏。

5.汽油机系统防火状况（l）轴承及油系统是否漏油。（2）机头下部热
体附近油管道是否采取隔热防火措施。（3）油管道法兰使用的胶皮垫或塑料垫
是否尚未更换。（4）压力油管道是否存在尚未消除的爆破隐患。（5）主油箱
事故放油门是否好用，在事故情况下是否可以操作。

6.设备编号及标志（1）阀门编号及开关方向标志是否齐全清晰。（2）
管道涂色或色环、介质名称及流向标志是否齐全清晰。（3）主设备及主要辅助
设备名称、编号、转动方向是否齐全、清晰。（4）操作盘、仪表刻度盘上控制
开关、仪表、熔断器、二次回路连接片名称是否齐全清晰，仪表刻度盘额定值处
是否划有红线。

7.技术资料（l）每台机组是否具备以下资料，主要值班人员是否掌握：
①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；②大
轴晃度表测点安装位置的转子原始晃度值及最高点在圆周方向的相位；③汽轮发
电机组轴系临界转速值及正常起动、运行情况下各轴承的振动值记录（包括中速
暖机时，临界转速时和定速后的振动数值）；④正常情况下盘车电流值及电流摆
动值记录（应注明记录的油温、顶轴油压等）；⑤正常情况下停机的惰走时间
（应注明真空、顶轴油泵开启时间等）和破坏真空紧急停机时的惰走时间记录；
⑤停机后，正常情况下汽缸各主要金属温度测点的温度下降曲线或温度记录；①
通流部分轴向间隙值及径向间隙值。（2）设备大、小修总结是否及时完整，有
关资料是否齐全。

8.汽机其他如防寒防冻是否存在严重隐患等。

（三）电气设备安全性评价

l.发电机及励磁系统

（l）整体运行工况及技术状况：①发电机转子是否存在接地或不稳定接
地缺陷；②氢冷发电机是否存在漏氢缺陷或氢纯度频繁下降的缺陷，水冷发电机
冷却水水质、压力、温度等是否稳定地控制在合格范围之内；③氢冷发电机机内
氢气湿度是否符合规程要求；④因故障长期倒用备用励磁机运行至评价时已超过
30天；⑤大修后电气预防性试验是否被迫低标准通过，试验中发现的重要问题是
否尚未解决。（2）发电机本体主要部件技术状况：①护环、转子锻件金相检验
发现的缺陷是否已彻底处理；②定子、转子是否存在局部过热或其他危及安全运
行的严重缺陷；③密封瓦是否存在向机壳内漏油缺陷；④发电机封闭母线（含中
性点）有无局部过热现象，排氢孔是否符合规定。（3）励磁系统技术状况：①
自动调节励磁装置调节性能是否良好；③灭磁开关合、掉闸及灭磁性能是否良好
；③主、备励磁机切换系统是否符合安全切换条件；④备用励磁机是否定期进行
启动试验，经常处于良好备用状态。（4）发电机主要电气监测仪表指示值及对
应关系是否长期不正常。（5）发电机定子、转子绝缘监视、信号装置是否正常。
（6）技术资料：①电气预防性试验报告是否齐全完整；②转子、护环金相试验
报告是否齐全完整。

2.主变压器和厂用变压器状况（l）整体运行工况及技术状况：①变压器
油温及温升是否存在异常；②各级电压的变压器绝缘油气相色谱是否合格，500kV
变压器含水量、含气量是否合格；③电气预防性试验（含绝缘油的常规检验）中
是否有降低标准试验项目或试验数据超标缺陷尚未消除的现象；④110kV及其以
上变压器（含套管）是否采用真空注油；⑤8MVA及以上变压器是否采用胶囊、隔
膜或充氮保护；⑥强油循环变压器的冷却装置是否有两个独立电源，能自动切换
并定期进行切换试验；⑦绝缘预防性试验是否超过了批准期限。（2）主要部件
及附属设备技术状况。①绕组、铁芯、分接开关、压紧装置、套管、引线接头和
冷却系统等是否存在重要缺陷；②套管防漏雨密封措施是否良好；③变压器及套
管油位指示器是否指示正常；④有载调压开关及操动机构有无重要隐患，是否按
制造厂规定的动作次数进行检修和更换绝缘油；⑤净油器是否正常投入，呼吸器
维护情况是否良好；⑥套管及本体（含散热器等）是否漏油；⑦90MVA及以上变
压器有无喷水雾或其他类型固定灭火装置。（3）技术资料。①设备台账、厂家
技术说明书及有关图纸是否齐全完整；②检修记录及大修总结是否齐全完整。

3.高、低压配电装置状况（1）系统接线和运行方式。①主系统和厂用系
统接线和运行方式是否存在严重隐患；②备用厂用变压器（含备用）自启动容量
是否进行过校核并具有时效，有无防止过投自启动负荷（如第二台厂用变压器故
障时）的措施；③备用电源自投装置是否经常处于良好状态，定期试验是否按规
定进行，并且记录完整；④保安电源是否安全可靠。（2）母线及架构。①屋外
电瓷外绝缘（含变压器等各类套管及瓷套）爬电比距是否符合所在地区污秽等级
要求，如不能满足要求，是否采取了涂刷防污涂料等措施；②屋外电瓷外绝缘的
清扫周期是否根据地区污秽严重程度分别做到每年清扫1~2次；③悬式绝缘子串
和多元件支柱绝缘子是否按规定摇测绝缘或检测零值绝缘子；④各类引线接头是
否存在发热现象；⑤水泥架构（含独立避雷针）是否有严重龟裂、混凝土脱落、
钢筋外露等缺陷，钢架构有无严重腐蚀。（3）高压开关设备。①断路器遮断容
量和性能能否满足短路容量或切空载线路要求；②国产户外断路器是否采取了可
靠的防雨密封措施；③电气预防性试验项目中是否有超限或不合格项目（含绝缘
油的定期检验项目）；④断路器大、小修项目是否齐全无漏项，重要反事故措施
项目是否落实，是否超过规定的期限（包括故障切断次数超限等）；⑤电气预防
性试验是否超过了批准的期限（含六氟化硫水分含量测定、六氟化硫气系统检漏
等）；⑥断路器和隔离开关是否存在其他威胁安全运行的重要缺陷（如：触头严
重发热、严重漏油、六氟化硫系统漏泄、防慢分措施不落实，3~10kV小车开关柜
绝缘距离不够、绝缘隔板材质不良、柜间未实现密封等）。（4）电压、电流互
感器，避雷器和耦合电容器。①110kV及以上国产户外电压、电流互感器是否采
取了可靠的防雨密封措施；②35kV及以上的电压、电流互感器，避雷器和耦合电
容器是否存在严重缺陷、电气预防性试验项目中是否有超限或不合格项目；③35kV
及以上电压、电流互感器，避雷器和耦合电容器预防性试验是否超过批准的期限
；④110kV及以上磁吹避雷器、金属氧化物避雷器是否按规定在运行中分别测量
电导电流或泄漏电流。（5）防误操作技术措施。①电气一次系统（含高压厂用
电系统）模拟图板是否完善，并且与实际接线相符；②屋外35kV及以上开关设备
是否实现了“四防”（不含防止误入带电间隔）；③屋内高压开关设备是否实现
了“五防”；④闭锁装置电源是否使用专用的与继电保护直流电源分开的电源；
⑤闭锁装置的维修责任制是否明确，维修状况是否良好。（6）过电压保护装置
和接地装置。①按规定应装设防直击雷保护装置的建、构筑物，其避雷针（线）
的保护范围及设计和安装是否满足安全运行要求；②10kV及其以上主变压器（含
高压厂用备用变压器）中性点过电压保护是否完善；③接地网的接地电阻是否按
规定周期进行了测试；④屋外高压电气设备的接地引下线和接地网锈蚀情况是否
进行过开挖抽检；⑤主系统、高压厂用电系统是否存在铁磁谐振过电压隐患。
（7）3kV及以上高压电动机是否存在严重缺陷或隐患（发生事故后，无针对性
措施，修复投运未超过半年的，按存在严重缺陷评价）。（8）安全设施：①屋
内装设的油量大于l00kg和屋外装设的油量大于1000kg的高压电气设备（均指单
台，含变压器）是否设有符合规定的贮油（或挡油）和排油设施；②高压配电室、
变压器室及低压动力中心防小动物措施是否完善；③高压带电部分的固定遮栏尺
寸、安全距离是否符合要求，是否齐全完整、关严上锁；④高压配电室、变压器
及低压动力中心是否有漏雨、漏水或煤粉污染等现象。（9）设备编号及标志。
①高压开关设备（断路器，隔离开关及接地开关）是否装设了有双重编号（调度
编号和设备、线路名称）的编号牌，并且字迹清晰，颜色正确；②主控（合网控、
单控、集控）内的控制盘、仪表盘上的控制开关、按钮、仪表、熔断器、二次回
路压板的名称是否齐全清晰；③常设标志牌如屋外架构上的“禁止攀登、高压危
险”，屋内间隔门上的“止步，高压危险”等标示牌是否齐全清晰。（10）技术
资料。①高压设备台账是否齐全完整；②高压设备检修记录及大修总结是否齐全
完整。

4.继电保护及自动装置（l）发电机、主变压器、高压厂用变压器（含高
压厂用备用变压器）母线、断路器失灵、非全相、500kV电抗器和110kV及以上
线路保护装置的配置是否符合规程规定并能正常投入运行。已运行的保护装置是
否制订了齐全、完整、符合现场实际的运行规程，运行人员是否掌握。（2）是
否按期编制继电保护和自动装置年度校验计划，是否按规程及校验计划对继电保
护及自动装置各元件进行了定期校验，校验记录是否齐全完整。（3）各元件的
保护装置是否符合国电公司、网、省公司反事故措施的要求。（4）差动保护向
量测试是否符合规定，正确无误，差电压是否在正常范围之内。（5）故障录波
器、故障顺序记录仪等是否正常投入，工作情况是否良好。（6）保护盘（柜）
上的继电器、连接片、试验端子、操作电源熔断器、端子排等是或符合安全要求
（包括名称、标志是否齐全清晰）。（7）继电保护定值变更是否认真执行定值
通知单制度，各保护定值与整定单是否相符。（8）继电保护机构有无一次系统
和厂用系统正常情况、事故情况和检修情况下的运行方式图。（9）继电保护机
构是否根据运行部门编制的各种运行方式图、编制机变组、主系统及厂用电系统
继电保护和自动装置的整定方案，并且审批手续符合规定，重要设备变更是否及
时修订整定方案。（10）现场继电保护定值本（卡片）、继电保护设备异动、投
入和退出以及动作情况的有关记录是否齐全，内容是否完整。（11）保护和自动
装置的变更、改进有无设计图、审批文件和记录。（12）现场有无主要设备继电
保护原理接线图、展开图和端子排图，是否符合实际。（13）需定时测试技术参
数的保护如高频保护等，是否按规定测试，记录是否齐全、正确、认真。（14）
保护正确动作率是否达到上级要求，在评价期内是否发生过主系统、主要设备原
因不明的保护误动事故。（15）是否按时填报继电保护动作统计分析报表。

5.直流系统（l）蓄电池。①蓄电池端电压、电解液比重、液位、室温是
否处于正常范围，是否按规定间隔进行测量，并且数据准确、记录齐全，兔维护、
少维护蓄电池端电压，少维护蓄电池电解液比重、液位是否定期检测；②蓄电池
极板有无弯曲、脱落、硫化、极柱腐蚀等不正常情况，碱性蓄电池有天爬碱现象
；③浮充电运行的蓄电池组浮充电压或电流调整控制是否适当；④定期进行核对
性放电或全容量放电，是否能在规定的终止电压下分别放出蓄电池额定容量的50
％和80％，并按规定进行均衡充电；⑤蓄电池室内电气设备是否采用防爆型，通
风设施是否良好。（2）直流系统运行方式和工况。①直流母线电压是否超出正
常范围；②直流系统对地绝缘电阻是否经常保持在0.2兆欧（220系统）和0.1
兆欧（110V系统）以上，直流系统是否存在信号回路与控制回路之间相互串联的
缺陷；③现场有无符合实际的直流系统接线图和网络图，并表明正常运行方式，
系统接线和运行方式是否合理；④直流系统各级保险定值是否定期校校，满足选
择性动作要求，现场是否备有各种规格的备用熔件，使用的熔件是否经抽检合格。
（3）直流系统绝缘监察装置的测量部分和信号部分是否正常投入，直流母线电
压监测装置是否正常投入。（4）硅整流浮充电和定期充电装置性能是否完善，
是否存在严重缺陷。（5）事故照明及自动切换装置功能是否正常。（6）直流
系统其他反事故措施是否落实。

6.电缆及电缆用构筑物（含热控电缆）的状况（1）2kV以上电力电缆是
否按规定周期进行直流耐压和泄漏电流试验，橡胶电缆是否按规定进行绝缘电阻
测量。（2）1kV以下动力电缆是否按规定周期摇测绝缘电阻。（3）是否按规
定周期对电线进行巡查，并做完整记录。（4）设备增容后电缆最大负荷是否超
过电缆设计及环境温度、土壤热阻、多根电缆并行等系数后的允许载流量。（5）
电缆隧道、电缆沟堵漏及排水设施是否完好，不积水、油、灰、粉及杂物。（6）
电缆夹层、电缆隧道照明是否齐全良好，高度低于2.5m的夹层隧道是否采用安全
电压供电。（7）控制室（包括主控、网控、单控、集控）的电缆夹层通向汽机
房、锅炉房、电缆竖井（含竖井内部）、仪表盘、控制室的电缆孔洞，是否封堵
严密，符合要求。（8）电线主隧道及架空电线主通道分段阻燃措施是否符合要
求。（9）特别重要的电缆（如蓄电池引至直流母线的电缆，直流润滑油泵、密
封油泵电缆等），是否采取了耐火隔离措施或更换阻燃电缆。（10）电缆敷设是
否符合规程要求。（11）电缆清册是否齐全完整，注册内容是否有每根电缆的编
号、起止点、型式、电压、蕊数、长度等。（12）电缆防火阻燃措施设计安装图
是否齐全。

7.通信设备状况（1）微波塔防雷措施是否符合规定。（2）通信机房内
所有设备金属外壳、金属构件是否有良好接地，接地电阻是否符合规定。（3）
通信备用电源设备如蓄电池、电动或汽（柴）油发电机、逆变器等，技术状况是
否良好。（4）备用电源自投装置是否良好。（5）通信电缆及架空明线路终端
保安装置是否齐全，并符合要求。（6）通信电缆每个气闭段气压是否保持在规
定范围内，充气泵是否完好。（7）通信系统、设备的图纸资料、测试记录及运
行日志是否项目完整、记录齐全。（8）电气其他。

（四）热工设备安全性评件

1.锅炉部分（l）热工保护及自动装置。①400t/h及以上锅炉燃烧室安全
监控装置是否正常投入，并动作于停炉；200t/h以上不足400t/h的锅炉简易灭火
保护是否正常投入，并动作于停炉。各种容量锅炉火焰检测装置是否正常可靠；
②汽包炉的缺满水保护、直流炉的断水（流量低）保护是否正常投入，并动作于
停炉；③给水自动调节装置和主汽温、再热汽温、燃烧自动调节装置是否投入，
性能良好；④评价期内主要热工保护和自动装置是否存在原因不明的误动、拒动
引起机组跳闸或造成其他后果的隐患。⑤燃烧及制粉系统（吸、送、排、磨）联
锁装置是否正常投入。（2）监测报警装置及主要仪表。①远传水位表设计、安
装、运行是否符合规定；②控制室是否装有直接监视火焰的反光镜或工业电视；
③下列温度表是否正常投入，测点数和位置是否满足要求，指示值同相关仪表指
示的对应关系是否正常：过热器出口，再热器进、出口，减温器前、后，给水，
汽包壁（内外、上下），再热器入口烟气，排烟，过热器、再热器管壁，燃油炉
炉前燃油，直流炉中间点及水冷壁出口联箱工质，磨煤机出口风粉混合物，煤粉
仓；④下列压力表是否全部投入，指示值同相关仪表的对应关系是否正常：汽包，
给水调节阀前、后，过热器和再热器进出口，直流炉启动分离器和一次汽水系统
截断阀前，燃油炉供油、回油，强制循环锅炉炉水循环泵进出口压差，各类炉安
全门控制用压缩空气气源，各安全门门前压力表，燃烧室压力表（包括未装灭火
保护的大量程带报警的燃烧室压力表）；⑤下列流量表是否全部投入，指示值同
相关仪表指示值的对应关系是否正常：主蒸汽、给水、减温水；下列报警装置是
否正常投入运行：主蒸汽压力高、低，主蒸汽温度高、低，再热蒸汽压力高、低，
直流炉中间点压力高、低，直流炉中间点温度高、低，汽包水位高、低，给水压
力高、低，燃烧室压力高、低，停炉保护动作，燃烧中断，燃油压力低，过热器
壁温高，再热器壁温高，汽包壁温差大，安全门动作，磨煤机出口风粉混合物温
度高，热工保护电源消失。

2.汽机部分（l）主要热工保护和自动装置。①200MW及以上机组汽轮机
监测保护装置（TSI）是否全功能投入并动作于掉闸，中小型机组轴向位移保护
装置和超速保护装置是否正常投入，并动作于掉闸；②低油压保护是否正常投入，
并按规定定期试验；③低真空保护是否正常投入，并按规定进行定期试验；④轴
封压力自动调节装置是否投入。⑤高压加热器水位保护是否正常投入，并按规定
进行定期试验；⑤除氧器水位、压力调整和高水位自动放水装置是否投入运行，
并按规定进行定期试验。（2）主要联锁、联动装置。①润滑油压低启动交直流
润滑油泵的联锁是否正常投入，定期试验，电源连接是否合理可靠；②密封油压
力低启动备用交直流密封油泵的联锁是否正常投入，电源连接是否合理可靠；③
密封油箱自动补油、排油装置是否正常投入。④其他辅机联锁、自投装置是否全
部投入。（3）监测报警装置及主要仪表。①下列报警装置是否正常投入运行：
轴承（含推力轴承）温度高，润滑油压力低，主油箱油位低，密封油压低，胀差
大，主蒸汽、再热蒸汽温度高、低，发电机内冷水压力低，真空低，凝汽器水位
高，高压加热器水位高，轴承振动及轴振动大；②下列仪表是否全部投入，指示
及对应关系是否正常，并定期校验：轴向位移，相对膨胀、汽缸膨胀表，转速表，
晃度表，轴振及轴承振动表，主轴承温度表，推力瓦块温度表，润滑油压表，润
滑油温度表，汽缸上、下缸内外壁温度表，凝汽器水位表，真空表，除氧器水位
表，主油箱油位计，主蒸汽、再热蒸汽温度表，压力表，监视段压力表，排汽温
度表，调速系统油压表。

3.电气部分状况（l）水内冷发电机断水保护是否正常投入，并且功能正
常，定期校验。（2）双水内冷机组漏水检测装置是否正常投入运行，并且定期
校验。