TS01-SZ-ZH002调试应急预案Word文件下载.doc

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1.1为了保证松滋凯迪生物质电厂调试工作的顺利进行，预防人员和设备事故发生，特编制本措施。

1.2本措施适用于松滋市凯迪阳光生物能源开发有限公司生产调试期间安全调试工作。

2编制依据

2.1《松滋市凯迪阳光生物能源有限公司（1*30MW）机组启动调试大纲

2.2水电部1994年版《电业工作安全规程》（热力与机械部分）。

2.3电力部《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）DL5009.1-92。

2.4国家电力公司《安全生产工作规定》2000-5-1实施。

2.5国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项要求》2000-9-28发布。

3组织机构

3.1调试应急领导小组

组长：

项目经理

副组长：

项目安全专工

成员：

汽机专工、锅炉专工、电气专工、热控专工、化学专工

3.2调试应急处理办公室

应急办公室设在松滋电厂办公楼2楼206办公室，所有调试人员均为应急办工作人员，在任何紧急事件发生时，均需执行应急办主任的工作安排。

4汽机专业

4.1防止恶性事故发生的措施

4.1.1建立完善的运行、试运指挥系统，提高运行、维护人员的责任感和操作的正确性，分工的明确性、指挥的统一性。

4.1.2机组启停过程中，出现的问题，应认真检查和消除，原因不明不应盲目的冲转、升速或多次启动。

4.1.3有禁止启动条件存在，必须处理，确认正常后，才能启动，重大问题应由整套启动试运总指挥或启动委员会研究决定。

4.1.4启动运行工作要有详细记录，有重大操作后，应记录操作过程和运行状态。

首次设备运行及系统投入应对运行人员进行技术交底。

4.1.5首次整套启动过程中应由整套启动试运组统一指挥，运行人员在调试人员的指导和监护下完成具体操作。

安装人员在设备运行期间不得任意操作。

运行和安装人员双方都有对设备精心维护的责任。

4.1.6调试、运行和维护设备人员应熟悉设备的位置、结构、原理、性能、操作方法和在紧急状态下处理事故的方法。

运行人员应认真监盘，精心维护设备，发现问题应及时汇报。

4.2防止汽机超速

4.2.1对油系统的要求

1）调节保安系统投入前必须有抗燃油、润滑油油质化验报告，只有在系统油质合格后，才允许投入调节保安系统。

2）为防止油中进水，汽封间隙应调整适当，汽封母管压力不要太高，汽封压力调节器能正常投入，汽封供汽温度调节范围不应过大。

排烟风机运行正常，轴承箱负压太高时，要节流排烟风机入口阀门。

汽机主油箱底部要坚持定期放水。

3）在运行中加强油质化验检查工作，油系统中滤网应加强清扫工作，确保油质合格。

4）对调速系统进行补油时应特别注意,应事先经过化学监督后再补油,不得补错油号、补入不合格油。

4.2.2对保安系统要求

1）要求主汽门、调门动作正常，无卡涩现象。

主汽阀关闭时间要求小于0.3秒（包括延迟时间），调节汽阀关闭时间要求小于0.4秒（包括延迟时间）。

2）机组启动前用模拟方式进行机组各通道电超速保护试验，超速保护不能正常动作时禁止机组启动。

3）电超速保护试验正常，各汽机保护动作可靠并已投入，联锁及报警信号正确。

4）主机的就地和远控停机按钮试验正常，高压主汽阀、调节阀、抽汽逆止阀联动正常。

5）进行超速试验应有完整的试验措施，升速应平稳，不能在高转速下停留。

手打停机和紧急停机按钮需有专人看守，如汽机转速大于6065r/min应立即打闸停机。

4.2.3对调节系统的要求

1）高压调节阀在开启过程中不允许有卡涩、窜动现象。

2）调节系统速度不等率应在4%～5%之间，迟缓率小于0.06%。

3）超速试验前必须进行主汽阀、调节汽阀严密性试验，试验结果应符合要求。

4）要根据规程要求，定期进行以下项目的在线试验：

主遮断电磁阀动作试验。

高压主汽阀和调节汽阀活动试验。

功率负荷不平衡试验。

超速保护回路试验。

5）长期满负荷运行中，应有意识地做负荷变动试验，使高压油动机上下动作几次，防止卡涩。

必须严格按规程规定做好“汽门的定期活动试验”。

6）各汽机保安系统必须投入，并可靠。

7）所有转速表及转速发送装置校验合格，超速试验时至少有三只独立的转速探头和转速信号发送，显示装置作监视。

8）机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，严禁机组启动。

运行中的机组，在无任何有效监视手段的情况下，必须停止运行。

4.2.4其它要求

1）防止外来蒸汽导入抽汽管道进入汽机造成超速，启动前应仔细检查。

在事故停机时也应立即确认各抽汽逆止阀已联关。

2）汽水品质应符合化学监督要求，防止门杆结垢卡涩。

3）抗燃油高压蓄能器运行中必须投入。

4）在正常停机时，打闸后应先检查有功功率表、电度表停转或逆转后再将发电机解列，或采用发电机逆功率保护解列。

严禁带负荷解列。

5）超速试验时蒸汽参数应按厂家规定执行，禁止在较高参数下进行超速试验。

4.3防止汽轮发电机轴瓦损坏

4.3.1汽轮发电机组所有油管路安装正确，支持轴承、推力轴承、发电机密封瓦安装正确，顶轴油系统冲洗合格。

4.3.2油循环清洗方法合理有效，油质合格后清扫全部滤网，油循环的临时系统和所加的临时孔板、堵板及临时滤网应全部拆除。

4.3.3油系统中的压力表，油温表及其信号变送器装置校验合格，安装位置正确、指示正确、容易读记。

4.3.4低油压联锁、保护、油位报警，各轴承金属温度，回油温度及轴向位移按规定试验正常后投入运行，注意经常调整冷油器出口油温在规定范围内。

4.3.5直流油泵联锁试验合格，检查直流电源容量和熔断器应正常，必须经常监视储电池的电能储存情况，以保证紧急停机时有足够的直流电源。

直流油泵单独运行，检查轴承回油情况，应满足停机和盘车的要求。

顶轴油泵试运正常，顶轴油压按厂家要求调整完毕，并做好记录。

直流油泵在检修期间不允许主机启动运行。

4.3.6主机冷油器的投入和切除过程中，应在监护下操作，注意放净备用冷油器中的空气，注意监视润滑油压力、流量和温度。

4.3.7机组首次启动定速，当主油泵工作正常后，停掉交流润滑油泵，并检查润滑油压和轴承回油，防止少油或断油。

4.3.8油系统中，油箱内滤网前后油位差应随时监视，定期清扫滤网。

4.3.9轴承金属温度与转速和该瓦承受负荷有关，在升速过程中要加强监视，特别是承载负荷较大的轴承。

经常记录各轴承油膜压力，观察其变化值。

4.3.10正常停机，先作交流润滑油泵、直流润滑油泵和顶轴油泵启动试验，正常后方可打闸停机。

转速降至300r/min时，检查应联动顶轴油泵。

4.3.11确保油泵出口逆止门可靠运行，应定期检查，防停机过程中断油。

4.3.12在启动机组盘车前必须先起顶轴油泵，检查各轴承顶轴油压应符合原始调整值，确保转子已被顶起、轴瓦建立良好的油膜。

盘车启动后注意盘车电流变化，防止盘车状态下磨损轴瓦。

4.3.13油系统中主要监视仪表在运行中不得随意退出停用。

4.3.14定期检查主机冷油器冷却水出水侧有无油花，冷却水压应低于油压，防止冷油器泄漏引起油中带水。

4.3.15调整好轴封供汽压力、温度，防止油中进水。

4.3.16油系统管道及冷油器都应防止聚集气体，冷油器油室应设放空气门，主油泵壳体应设排空气孔，油系统管道布置应有一定倾度，以防止聚集空气。

4.3.17油系统油质应按规程要求定期进行化验，油质劣化应及时处理。

在油质及清洁度超标的情况睛，严禁机组启动。

4.3.18机组运行中，应经常检查各瓦回油情况，应保证润滑油净化装置投入连续运行。

4.4防止汽机大轴弯曲

4.4.1汽轮机本体，与汽缸相连的主汽、抽汽、疏水等管道应按设计要求正确安装，并且保温合乎要求。

特别要注意下缸的保温，下缸保温材料应紧帖缸壁。

4.4.2各段抽汽逆止门及其控制装置试验灵活无卡涩，联锁动作可靠。

各处壁温测点应校验合格，且指示正确，避免将壁温线紧贴缸壁包在保温层中，以免导线烧坏使表记失灵。

4.4.3汽轮机转子冲动前，转子必须进行连续盘车，冷态启动一般不少于12-24小时，热态启动不少于4小时。

如盘车中断应重新记时。

4.4.4首次启动盘车记录转子原始晃动值及最高点的圆周相位，记录实测的汽轮发电机组轴系各阶临界转速。

4.4.5汽机正常运行情况下，在不同转速及负荷下应经常测量各轴承振动值并掌握轴振动的规律。

4.4.6记录正常盘车电流及电流晃动范围，测取正常停机和破坏真空紧急停机惰走曲线，以及停机后各缸壁温度下降曲线。

4.4.7掌握汽缸通流部分轴向间隙和径向间隙数值。

4.4.8启动时必须确认大轴晃动，轴承振动，轴振动，缸胀，轴向位移，汽缸壁温及防水检测等重要监视仪表完好投入，否则禁止启动。

4.4.9转子弯曲指示比原始值大0.02mm，不允许启动，转子弯曲恢复正常后，再连续盘车4～6小时才可冲转。

4.4.10汽机冲转前汽缸内外壁温差不超过39℃，冲转、升速运行中严格控制和调整金属温差不超限。

4.4.11冲转前主蒸汽温度具有50℃以上过热度。

4.4.12主蒸汽、抽汽、汽缸本体疏水畅通，严防汽机进水、进冷气。

4.4.13启动过程中有专人监测振动，过临界转速轴承振动超过0.08mm或轴振动超过0.10mm立即停机。

严禁硬闯临界转速或降速暖机。

停机后立即投入连续盘车，检查大轴弯曲。

4.4.14运行中应严密监视主汽温变化，如蒸汽温度在10分钟内急剧下降50℃，必需立即停机。

如主汽温度缓慢下降，应严格按照规程规定执行。

4.4.15正常运行中保持高、低压加热器、凝汽器、除氧器在规定的正常水位运行，以防止汽轮机进水和设备及管道的冲刷。

4.4.16热态启动先送汽封，后抽真空，汽封供汽温度具有14℃以上过热度，供汽温度要与转子金属温度匹配。

送汽前要充分疏水，防止有水进入汽封段。

机组热态启动前盘车短时间中断也是不允许的，应按规定保证盘车时间。

任何情况下，不得在转子静止状态下送汽封。

4.4.17严格控制轴封供汽温度，防止轴封供汽带水或轴封供汽管积水。

4.4.18机组突然甩负荷后，各抽汽管道电动门、逆止阀联锁关闭，各疏水阀联锁开启。

要密切监视汽缸壁温和各抽汽管道上下壁温，严防各加热器返水返汽，尤其要注意除氧器系统返水。

4.4.19疏水扩容器压力控制在0.02MPa以下,防止扩容器压力高,疏水不畅。

除氧器水位联锁，保护动作应调整可靠，防止除氧器满水倒入汽缸。

4.4.20机组停机后保证各减温水电动门、手动门关闭严密，严防减温水漏入蒸汽系统。

并防止凝汽器满水淹没汽缸，造成转子弯曲汽缸变形。

4.4.21停机盘车时，如盘车电流异常，应及时查明原因，并拿出可行的处理意见，也可10～20分钟盘180o间歇盘车，待转子热弯曲消失后再投入连续盘车。

4.4.22停机后汽缸温度较高时，不得拆汽轮机连通管、汽缸疏水管、抽汽管，防止冷空气进入汽缸，造成大轴弯曲。

汽轮机处于热状态时，不要进行凝汽器、加热器灌水查漏工作，防止下汽缸急剧冷却造成大轴弯曲。

4.5防止火灾

新机调试期间常见的火灾有两种，一种是油系统漏油至未保温或保温不良的部件或管道，引起着火事故。

另一种是木头、电线、电缆等靠近运行中部件而着火。

前者大多数是由于油系统或其它高温设备系统设计不合理或制造不良、安装不正确引起的。

后者往往是由于检查不周或疏忽大意所造成。

因此，必须一方面从根本上杜绝引起火灾的漏洞，另一方面须准备有效的检查和灭火手段。

为此，应注意以下几点：

4.5.1由于油动机底部及轴承下油管接头较多，在接近高温部件，应制订出可靠的防火措施。

4.5.2高压油管法兰有靠近高温部件的漏油后可能喷射到高温部件上，在相应部位都要加封闭罩子，并在罩子底部加疏油管。

4.5.3汽机间去主控室的电缆及穿电缆的孔洞，应采取封堵防火措施与汽机间隔离，以防止火灾蔓延扩大时危及主控室。

4.5.4对高温管道及部件的保温要作好监督与检查。

要求保温良好，保温层内不能夹杂木头、破布、电缆、电线等易燃物。

4.5.5如保温层中渗入可燃油类时，必须清除含油的保温层，重新保温。

4.5.6靠近高温设备的脚手架、木头、电线、电缆、瓦斯管及氧气瓶，均应拆除并搬离。

4.5.7装于轴承箱内的电气部件，要采取措施，防止电线外露造成轴承箱内短路失火。

4.5.8要防止油管振动、磨擦而导致漏油起火，故轴系统各油管之间不能相互接触，应有一定距离。

4.5.9运行中应认真巡视检查，及时清除漏油及火源。

4.5.10超速试验时，油压将升高到正常油压以上，应注意检查管道漏油情况，并设专人检查高压油管道。

4.5.11运行中应防止轴承箱内动静部分磨擦着火。

4.5.12油管道要保证机组在各种运行工况下自由膨胀。

4.5.13油箱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。

事故油箱必须设置在厂房外，油箱应能容两台机组的油量。

4.5.14无论什么原因引起火灾，当危及人身或设备安全时，必须立即停机。

如火势蔓延不能扑灭时，应立即打开事故放油门。

4.5.15现场必须有畅通的环形通道，完备的消防器材。

消防水必须充分备用，同时要制订有效的防火和防火措施。

试运前进行防火安全检查，组织参加试运人员熟悉各种消防器具的使用方法及一般消防常识。

整套启动期间，应在厂房内设临时消防车。

4.6防止误操作

4.6.1要充分做好机组启动试运的准备工作，学好操作规程和各项工作措施，建立、健全有关的规章制度，认真熟悉现场设备。

有条件时可进行一些实地操作的事故演习。

4.6.2被隔离不参与试运的系统要作好标记，各个阀门要绑牢、挂牌。

4.6.3重要设备启、停，必须有措施和详细的操作卡片，同时要在有人监护下进行操作。

4.6.4检修设备要有值长（指定负责人）签发操作票。

4.6.5系统投入和切换时，当值人员必须首先检查系统状态，然后再进行下步工作。

4.6.6发生有危害设备和人身安全的事故时，运行人员应当立即果断的把事故设备停下来，然后再逐级上报，防止耽误时间，扩大事故。

4.6.7准确处理事故及紧急停机操作是很关键的问题，运行人员认真研究，熟悉掌握。

4.6.8各专业人员应主动密切配合，熟悉彼此之间的设备关系，主动协作。

4.6.9统一指挥，明确分工，防止处理事故时造成混乱，导致事故扩大。

4.7防止设备超压

4.7.1为防止设备超压，除氧器、高低压加热器水侧、汽侧安全门及其它所有安全门，在正式投入前应提前整定好，并有整定记录。

4.7.2检查除氧器、扩容器的高压汽源，采取措施消除除氧器、扩容器超压的可能性。

4.7.3除氧器供汽手动切换过程中操作要缓慢，如在自动切换中压力跟踪状态要保持良好，反切过程同样如此。

4.7.4高低加投入前，须保证高低压加热器水位高一、二、三值报警、保护传动正常；

高低压加热器系统阀门传动正常；

DCS画面仪表指示准确。

4.7.5应根据设备特点和系统的实际情况编制每台压力容器的使用操作规程。

操作规程中应包括对异常工况的紧急处理方法，并确保在任何情况下压力容器不超压、超温运行。

5锅炉专业

5.1防止锅炉灭火爆炸的技术措施

5.1.1锅炉启动前必须对炉膛安全监控系统（FSSS）中的各项保护功能（包括MFT、OFT、炉膛吹扫、允许点油、允许投燃料等）进行试验，确保其动作正确可靠。

在调试过程中应逐步将其各项功能全部投入。

炉膛压力保护开关必须按设计保护值校正合格。

火检装置必须调试合格，能可靠投入；

5.1.2锅炉点火前必须先将FSSS主保护投入，对个别功能投不上或因故需解除的功能须经试运指挥部批准；

5.1.3在任何情况下，锅炉点火必须按FSSS的逻辑程序进行，进行燃油系统泄漏试验和炉膛清扫。

清扫完成，锅炉MFT复位后方可点火；

5.1.4锅炉点火后，应注意及时调整风量、观察油枪变化情况，使火焰着火良好、稳定，火焰呈金黄色，炉膛内清晰不冒黑烟，无油滴分离。

当发现油枪雾化不良，应及时停止该油枪运行，并查明原因及时进行处理。

锅炉点火前和停炉后，确保燃油系统快关阀关闭严密和各油角阀及各手动截止门关闭严密；

若有漏泄存在，必须通知相关单位处理或更换；

5.1.5火检设备如果运行中出现故障必须及时处理；

5.1.6锅炉FSSS的火检探头是靠火检冷却风机的风冷却，应注意监视冷却风压，以确保火检系统正常；

5.1.7锅炉辅机联锁保护在启动前必须试验正常，点火前必须确保投入；

5.1.8首次启动给料系统，床温达到设计要求，燃烧器2支油枪应全部投入；

5.1.9锅炉投燃料后应观察炉内着火和燃烧是否正常、稳定，及时调整燃烧，使炉内燃烧工况稳定。

投燃料未着火应及时停给料机，查明原因并消除后再投运；

5.1.10在启动调试过程中，燃烧不稳定时应及时投入油枪助燃。

5.1.11锅炉吹灰应定期进行，手操吹灰时，不可同时投入几支吹灰器以免影响燃烧；

5.1.12炉膛安全监控系统、应有专人维护检查，以确保起到保护的作用；

5.1.13增减负荷原则应遵循：

增负荷时应先加风后加燃料；

减负荷时应先减燃料后减风。

5.2防止尾部烟道二次再燃烧事故措施

5.2.1在锅炉启动第一次点火前应对空预器进行仔细的检查清理，防止易燃杂物存在，并经施工、调试、监理、生产、建设等各方验收合格后方可投入运行；

5.2.2燃油管道的来油管在进油前必须吹扫干净，然后才能进油，以防管道内的锈垢和其它杂质进入油枪，影响油枪雾化质量；

5.2.3油枪着火后，要及时调整燃烧，使燃烧良好，不冒黑烟，无油滴分离现象；

5.2.4燃油期间，要保证油枪在设计参数下运行，雾化良好。

如果油压偏离要求，自动失灵，应及时联系安装单位检修处理，若一切正常，油枪雾化不好，应及时停止该油枪，联系安装单位清理油枪；

5.2.5锅炉在整套启动前其吹灰系统全部调试完毕，在初次点火前就要具备投入的条件；

5.2.6锅炉点火后，应加强空预器的吹灰工作.若发现尾部烟道某级受热面处温度、负压不正常时，随时对该级受热面进行吹灰，直到温度、负压正常;

5.2.7应尽量缩短锅炉启、停过程中油煤混烧的时间，以确保尾部受热面的清洁，防止空预器着火事故的发生;

5.2.8加强锅炉运行的配风调节，保证燃料在炉膛内应燃烧充分；

5.2.9锅炉运行期间应严密监视预热器出口烟温和出口空气温度，当此温度不正常地升高时应加强监视并到就地进行检查，应先对其进行吹灰，吹灰无效或确认空预器着火时应立即停炉，停止引风机、送风机、一次风机等运行，严密关闭烟风系统各风门挡板和锅炉各门孔，严禁通风；

5.2.10每次停炉后，严密关闭锅炉烟气系统所有挡板并禁止开启。

严密监视烟道各处的温度变化，直至锅炉冷却到常温。

5.3防止锅炉满水、缺水事故的技术措施

5.3.1汽包水位计变送器必须校验合格，DCS指示准确。

水位保护试验必须试验合格；

5.3.2严格控制锅炉压力参数在正常范围内，应尽量避免安全阀动作，引起水位大幅度波动。

锅炉汽包水位调整必须保证在不同负荷工况下汽包水位应维持在允许范围内；

5.3.3各水位热工音响报警装置在启炉前必须试验合格；

5.3.4确保汽包水位计指示准确，做到：

A.每次点火前以就地水位为基准，要全面校对汽包水位计一次；

B.按规程要求及时冲洗并校对水位计；

C.升压过程中注意经常校对各水位计，偏差过大要及时检查处理。

5.3.5锅炉正常运行时水位保护必须投入，整套启动前水位保护试验要动作正确可靠。

水位保护解除必须试运指挥部批准；

5.3.6在锅炉启动试运中，应尽早投入给水自动以保证锅炉水位在正常的范围内，给水自动投入后仍要加强对水位的监视，当水位报警后应密切注意汽包水位趋势，校对各水位计，并观察水位自动是否失灵，如判断为给水自动失灵应立即切为手动调整，并联系有关人员处理；

5.3.7运行中在不同负荷下，汽包水位正常时，注意蒸汽压力、流量与给水压力、流量及给水泵转速之间的关系，以便于当水位异常时很快做出判断并将水位调至正常；

5.3.8机组增减负荷时，应缓慢进行，避免负荷大起大落引起汽包水位大幅度波动和出现虚假水位；

5.3.9若给水泵运行时跳闸而备用泵未联锁启动时，应立即手动MFT，紧急停炉；

5.3.10安全阀动作时，出现虚假水位，此时不能减少给水，禁止打开事故放水门，当水位不再有上升趋势时应相应加大给水；

5.3.11当发生锅炉承压部件泄漏时，应立即会同有关人员检查判明泄漏部位及严重程度，同时应加强对水位的监视。

“自动”无法维持水位时，应切为手动控制，加大给水量，尽量维持水位，请示停炉并降低负荷、压力运行。

无法维持水位时，紧急停炉；

5.3.12当机组快速减负荷时，应立即减少给水量，保持较低水位，以防由于虚假水位引发满水事故；

5.3.13汽机投、停高加时，要同锅炉运行人员取得联系，防止发生断水引起锅炉缺水事故；

5.3.14锅炉定期排污时，要与司炉取得联系，经同意后方可进行，排污尽量用程控，若手动应单点排污，不可同时开几点排污，单点排污时间不大于30秒；

5.3.15各水位无法监视时，应立即手动MFT紧急停炉。

5.4防止炉膛严重结焦的技术措施

5.4.1调试期间燃料热质应与设计燃料相近，并及时对入炉燃料取样化验分析以及飞灰灰渣含碳率分析，用以指导燃烧调整；

5.4.2及时整理冷态通风试验数据，为热态运行提供调整依据；

5.4.3锅炉点火后，任何情况下一次风量不得低于冷态试验料层最低临界流花风量；

5.4.4锅炉运行时床温应控制在760～850℃之间，若床温超过850℃，必须及时有效地进行调整；

5.4.5锅炉运行时床压应控制在5KPa左右；

应根据床温及回料温度及时调整补充床料量和排渣量；

5.4.6燃料和补充床料的粒度经调整严格控制在设计范围之内；

5.5防止锅炉“三管爆漏”的技术措施

5.5.1点火前的水压试验（超压、工作压力）要认真按有关规程进行，不合格时一定要查清原因，消缺后需再进行试验直至合格为止；

5.5.2点火升炉过程中，按有关调试措施对锅炉本体的膨胀进行认真检查，并做好记录，确保各级受热面的热膨胀自由畅通；

5.5.3试运期间的锅炉巡回检查要严格执行，发现异常声音应及时汇报并进行原因分析，判断事故点，需停炉处理要尽快申请批准，防止泄漏蒸汽高速冲刷邻近管子造成事故扩大。

锅炉泄漏监控系统投入；

5.5.4试运过程中对汽、水品质要认真监督、化验，防止管子内部结垢、腐蚀引起爆管；

5.5.5点火和停炉过程停止向锅炉给水时，省煤器再循环门一定要打开；

5.5.6运行过程中注意检查各疏水、定期排污阀是否严密不漏，严格按照规程要求的定期