1、中国XX集团公司电气绝缘技术监督制度第一章 总 则第一条 电气绝缘技术监督(以下简称绝缘监督)工作是保证电气设备健康和正常运行的重要环节，是确保电力设备安全的重要措施，也是电力工业技术管理的一项重要基础工作。为了加强中国XX集团公司（以下简称集团公司）的电气绝缘监督工作，保证集团公司及其所属基层发电企业及相关电网安全、稳定、经济运行，根据中国XX集团公司技术监控管理办法和国家、行业有关规程标准，制定本制度。第二条 本制度适用于集团公司及其各上市公司、分公司、省发电公司、各基层发电企业和技术监控管理服务单位。第三条 根据安全生产管理的需要，电气设备的绝缘监督工作应深入到设计、产品选型、出厂验收、2、基建安装、调试、运行、停用、检修及技术改造等各个环节，达到设备全过程的质量监督与管理。第四条 绝缘监督工作的目的：认真贯彻“安全第一，预防为主”的方针，不断提高设备的健康水平，防止和消灭绝缘事故，确保电气设备的安全运行。第五条 绝缘监督工作的任务：认真贯彻执行有关规程制度与反事故措施；掌握设备的绝缘变化规律，及时发现和消除绝缘缺陷；分析绝缘事故；制订反事故措施，不断提高电气设备运行的安全可靠性。第六条 绝缘监督工作要依靠科技进步，采用和推广成熟的、行之有效的新技术、新方法，不断提高绝缘监督的专业水平。第二章 监督机构与职责第七条 集团公司技术监督工作实行四级管理，第一级为集团公司本部，第二级为3、各上市公司、分公司、省发电公司；第三级为各技术监控管理服务单位，第四级为基层发电企业。第八条 集团公司成立以副总经理为首的技术监控领导小组，是集团公司技术监控工作的领导机构，下设技术监控办公室归口管理集团公司的绝缘技术监控管理工作。第九条 集团公司技术监控管理领导小组和技术监控管理办公室的主要职责（一）组织贯彻国家有关绝缘监督的政策、法规、标准、制度、技术措施等，行使监督的领导职能。（二）组织起草、审核、批准集团公司有关绝缘监督的标准、规程、制度、规定、技术措施等。（三）对各技术监控管理服务单位和基层发电企业绝缘技术监督工作进行检查和监督。（四）组织并参加在建和投产电厂因绝缘监督不力而发生的重4、大事故的分析调查和处理工作，制定反事故措施，对绝缘监督重大问题做出决策。（五）按照集团公司关于绝缘监督的统一部署，根据各基层发电企业实际情况，有计划地采用和推广成熟、可靠、有效的技术监督和故障诊断技术。（六）负责制定集团公司绝缘监督工作规划和年度计划，建立集团公司绝缘监督网络，组织召开集团公司绝缘监督工作会议，布置全年绝缘监督工作。（七）组织对新建或重大绝缘监督相关技术改造工程的设计审查、设备选型工作。第十条 各上市公司、分公司、省发电公司成立以副总经理或总工程师为组长的技术监控管理领导小组，下设技术监控管理办公室。技术监控管理办公室设在上市公司、分公司、省发电公司安全生产部。职责为：（一）组5、织贯彻国家有关绝缘技术监督的政策、法规、标准、制度、技术措施等。（二）贯彻执行集团公司绝缘技术监督的规程、标准、制度、技术措施。（三）负责对技术监控管理服务单位、所属和所管理的发电企业绝缘监督工作进行检查、监督和考核。（四）组织并参加所属和所管理的发电企业因绝缘监督不力而发生的重大事故的调查分析和处理工作，制定反事故措施，对绝缘监督重大问题做出决策。（五）按照集团公司关于绝缘监督的统一部署，根据各发电企业实际情况，有计划地采用和推广成熟、可靠、有效的故障诊断技术。（六）负责制定上市公司、分公司、省发电公司绝缘监督管理工作的规划和年度计划，建立本公司绝缘监督管理网，负责提出本公司与技术监控管理服6、务单位签订的“技术监控委托管理框架协议”中绝缘监督主要项目。（七）组织公司每年召开的技术监控管理会议，布置全年绝缘监督工作。协调发电企业与技术监控服务单位的工作；负责监督、指导发电企业开展绝缘监督管理工作。（八）参与发电企业新建、技改工程绝缘监督相关的设计审查、设备选型工作。第十一条 各技术监控管理服务单位成立以总工程师为首的技术监控领导小组，根据技术监控管理和技术服务合同，负责本地区集团公司所属各发电企业绝缘技术监督管理工作。其主要职责如下：（一）组织贯彻执行国家、集团公司有关绝缘监督工作的政策、标准、规程、制度，技术措施，检查、指导、协助发电企业开展绝缘监督工作。（二）建立集团公司委托的基7、层发电企业的绝缘监督网络；及时了解掌握各基层发电企业主要发供电设备的电气绝缘状况，研究解决绝缘监督的关键技术问题，参加与绝缘监督有关的重大事故原因调查与分析，制定相应的反事故措施。（三）与集团公司委托的发电企业共同制定绝缘监督工作计划与规划。每年至少两次对集团公司委托的发电企业进行绝缘监督工作检查，对存在的问题进行研究并采取对策，上报集团公司。（四）参与集团公司委托的发电企业与绝缘监督有关的主要设备选型及出厂验收、重大技术措施与技术改造方案的审查、试验、鉴定等工作。（五）定期向集团公司上报绝缘监督月报与工作总结，及时了解各发电企业有关绝缘监督的重大事故与缺陷情况，并提出调查分析资料与建议。（六8、）组织召开集团公司委托的发电企业的绝缘监督工作会议，总结、交流和推广绝缘监督的工作经验和先进技术。（七）对本地区集团公司所委托的发电企业的绝缘监督管理人员进行培训、考核。第十二条 各基层发电企业是发电设备的直接管理者，也是实施技术监督的执行者，对技术监督工作负直接责任。各发电企业必须建立健全总工程师领导下的绝缘监督网和各级岗位责任制，各级绝缘监督专责人均应接受上一级专责人的业务指导，严格执行各项管理制度。各发电企业总工程师的职责如下：（一）组织贯彻执行上级有关绝缘监督的指示与规定，组织制订本企业有关绝缘监督的管理制度、技术措施与实施细则。（二）定期组织召开绝缘监督分析会议，了解电气设备运行、检9、修、预试和消缺情况，发现问题及时处理，重大问题如实上报，建立健全电气设备技术档案。（三）组织研究本企业重大绝缘事故(含污闪与过电压及油色谱)和重大设备绝缘缺陷，分析原因、制定对策。（四）组织协调本企业设备管理部、运行、检修等部门以及绝缘监督、过电压、防污闪、色谱等专责工程师的工作，共同完成绝缘监督任务。（五）关心并解决本企业开展绝缘监督工作所必需的人员与试验设备的配备、试验室条件和人员培训等，不断提高绝缘监督专业水平。（六）负责组织本企业新建、扩建工程中电气设备的设计审查、设备选型、监造、出厂验收、安装调试质量监督等项工作，做好新建、扩建工程高压试验仪器仪表的购置、试验室的建立以及试验人员的配10、备与培训等各项生产准备工作。第十三条 发电企业绝缘监督专责工程师的职责（一）绝缘监督工程师应由熟悉电气一次设备及相关知识的专业人员担任。厂级的专工应设在直接主管设备的部门。（二）在本企业总工程师的领导下，具体做好督促检查与组织协调本企业的绝缘监督工作，及时掌握主要设备绝缘状况与过电压及防污闪、油色谱专业工作情况，代表本企业与技术监控管理服务单位联系专业工作。（三）参加制订本企业的年度绝缘监督工作计划，并督促检查有关部门认真执行规程、全面完成绝缘监督工作计划，组织编写本企业年度绝缘监督工作总结。（四）督促本企业检修、运行部门及时处理或安排消除预试或检修试验中发现的设备缺陷，按时、如实上报设备预试11、绝缘缺陷和绝缘损坏事故、污闪与过电压事故月度报表，对危及安全的重大缺陷应立即上报集团公司或上市公司、分公司、省发电公司及技术监控管理服务单位。（五）参加本企业绝缘监督工作会议、检修质量验收和绝缘事故分析会，提出提高设备健康水平和防止绝缘事故的措施和制定整改方案。（六）参与设计审查及设备选型等工作，协助本企业有关部门解决绝缘监督工作中的技术问题和组织专业培训。第十四条 发电企业的电气车间（检修队）或负责相应工作的机构是各企业承担绝缘监督工作的主要部门，具体领导与组织落实绝缘监督的各项工作。第十五条 发电企业的高压试验班（组）是本企业绝缘监督工作的一线专业组织，应在绝缘监督工作中发挥重要作用，其12、职责为：（一）全面负责本企业电气设备的试验与监督工作，制订试验计划，编写工作总结。（二）认真贯彻执行有关规程、制度与反事故措施，按规定做好试验工作，努力提高试验质量，写好试验报告，认真分析设备绝缘状况并且结论明确。（三）掌握电气设备绝缘状况，参加事故分析，提出改进意见和防止措施，并配合运行、检修人员消除缺陷。（四）在试验中发现的电气设备缺陷和异常情况，应向本企业(或本部门)领导与绝缘监督专责人做出书面汇报，对发现的重大缺陷应立即报告有关领导和绝缘监督专责人。（五）建立健全绝缘监督技术档案，不断总结电气设备绝缘变化规律，探索新的试验方法与手段。（六）积极开展技术练兵、技术问答等多种形式的培训活动13、，努力提高自身专业素质。第十六条 发电企业电气运行部门和班组的职责（一）运行值班人员应按现场规程，定期巡视、检查电气设备的运行情况，定期分析电气设备绝缘状况，保证电气设备安全运行。（二）发现电气设备异常情况，应按规程采取措施或与有关部门联系处理，必要时应上报有关领导和绝缘监督专责人。（三）建立健全与绝缘监督有关的运行记录和电气设备技术档案。第十七条 发电企业的电气检修部门和班组的职责（一）认真按照有关设备的检修规程进行电气设备的检修工作，做到应修必修，修必修好。对试验或检修中发现的缺陷应及时安排处理，以达到年度消缺率指标。超期未修，应上报有关领导和绝缘监督专责人备案。（二）针对一时难以消除的电14、气设备缺陷或绝缘薄弱环节，应研究采取相应措施，并积极创造条件予以消除，提高设备健康水平。（三）电气设备检修后，必须进行质量验收，并在电气设备技术档案上详细记录检修情况。（四）对于重大设备绝缘事故或缺陷，应进行解体检查，分析原因、制定对策，防止重复性事故的发生。第十八条 发电企业的设备（物资）供应部门在电气设备的选型与订货工作中，应选用经过省、部级鉴定或经过运行考核质量稳定的产品，严防劣质产品投入运行。第三章 受监督的电气设备第十九条 甲类电气设备（一）220kV及以上电压等级的变压器、电抗器、组合电器、断路器（包括GIS）、互感器、避雷器、耦合电容器、接地装置和穿墙套管。（二）100MW及以上15、容量的发电机(含蓄能电机)。（三）100MW及以上容量的发电机出口开关、避雷器、电压互感器、电流互感器、高压厂用变压器、励磁变、发电机中性点消弧线圈、电流互感器。（四）110kV及以上电压等级的电力电缆。（五）200MW及以上发电机封闭母线。第二十条 乙类电气设备（一）66kV110kV电压等级的变压器、组合电器、断路器、互感器、避雷器、耦合电容器、穿墙套管、接地装置。（二）50MW及以上至100MW(不含100MW)容量的发电机(含蓄能电机)。（三）50MW及以上至100MW(不含100MW)容量的发电机(含蓄能电机) 出口开关、避雷器、电压互感器、电流互感器、高压厂用变压器、发电机中性点消16、弧线圈、电流互感器。（四）500kW及以上容量的电动机。（五）35kV66kV电压等级的电力电缆。第二十一条 其他设备：除甲、乙类电气设备以外的设备（包括直流系统）。第二十二条 甲、乙类电气设备的监督由集团公司和各技术监控管理服务单位归口管理，其它电气设备的监督由各发电企业自行管理。第二十三条 甲、乙类电气设备的预试计划、缺陷情况、预试完成情况、设备健康状况等，要以监督计划、绝缘缺陷报表、监督工作总结的形式上报各技术监控管理服务单位，由各技术监控管理服务单位汇总后报集团公司安全生产部或上市公司、分公司、省发电公司。第二十四条 甲类电气设备缺陷和危及安全运行的乙类设备缺陷，要及时消除。第四章 技17、术管理第二十五条 各发电企业要自觉提高对绝缘监督工作重要性的认识，要运用绝缘监督这一有效手段，降低生产过程中的潜在危险，要贯彻“安全第一、预防为主”的方针，通过绝缘监督管理工作的细化，掌握电气设备运行的特性和规律，提高安全生产水平。第二十六条 各发电企业要根据XX集团公司电力设备交接和预防性试验规程和集团公司要求，根据本企业设备实际情况，制订本企业的有明确预试周期和标准的试验规程。第二十七条 各发电企业每年应召开两次绝缘监督工作会议。第二十八条 建立绝缘监督工作的考核奖励与责任处理制度，做到各部门分工明确、职责分明，严格考核与奖惩。凡由于违反规程、自行降低标准、技术监督失职而造成严重后果的，要18、追究有关领导与当事者的责任。第二十九条 建立基建与生产各阶段电气设备质量监督签字验收制度，对质量不符合规定的设备，各级绝缘监督部门或人员有权拒绝签字，并可越级上报。第三十条 全面完成集团公司每年下达的绝缘监督考核指标(电气设备预试完成率、缺陷处理率、缺陷消除率)，并严格执行技术监督工作报告制度。集团公司技术监控实行月报告制度，报送要求按中国XX集团公司技术监控管理办法。各技术监控管理服务单位和各基层发电企业在绝缘监督工作中发现设备出现异常或事故，应立即向集团公司安全生产部、上市公司、分公司、省发电公司、技术监控管理服务单位报告。绝缘监督工作要特别重视对各种监测、检验、试验数据的分析，重视对历史19、数据和各种数据之间的综合比较、分析，要通过技术监督的过程管理，在事故发生前发现和解决事故隐患。 第三十一条 各发电企业要严格按规程、标准、反措开展监督工作。由于设备因特殊情况而不能执行规程、标准、反措时，应进行认真分析、讨论，由本企业总工程师批准并报监督部门备案，重大问题报上市公司、分公司、省发电公司和集团公司。第三十二条 各单位应建立健全电力生产与建设全过程的电气设备技术档案，做到完整连续、并与实际相符。第三十三条 电气设备试验报告是绝缘监督工作的基础，应建立严格的校对、审核责任制度，并妥善保管，做到数据准确、随时可查阅。第三十四条 各级技术监督部门要对本单位生产、基建、试验用的电气设备与在20、线监测装置、仪器仪表、材料等的质量严格把关，并建立相应制度，防止不合格或不符合要求的产品进入企业。第三十五条 高压试验人员对保证电气设备的安全运行发挥重要作用。（一）根据工作需要，高压试验人员应具有中专及以上文化程度或中级专业技术职称任职资格以上，有一定的理论知识和分析能力，能熟练使用高压试验的各种设备与仪器仪表。高压试验班班长应由从事高压试验工作五年以上的人员担任，对电气设备与系统及高压试验工作比较熟悉，有一定的组织和管理能力。高压试验班应设置专责技术员或工程师。为使高压试验人员很好发挥作用，试验人员应该相对稳定；（二）随着高电压、大机组的投运，大量新技术、新设备、新仪器、新的监测手段的应用21、，要求高压试验人员技术水平不断提高，因此各企业应加强培训与考核，并在人员配置上保证其数量和技术水平与任务相适应。第三十六条 各企业应按规定配置能满足高压试验工作要求的试验设备，开展各种高压试验工作。第三十七条 试验设备、仪器仪表必须建立维护管理使用制度，对标有准确度等级的仪器仪表应定期校验，保证其误差合格、使用可靠。电气设备的在线监测仪表与装置要有专人维护管理，保证其正常投入运行。第三十八条 试验场所是高压试验工作不可缺少的条件，应予以保证。新建电厂在设计时应考虑安排高压试验室和仪器、仪表室。第五章 附 则第三十九条 集团公司各上市公司、分公司、省发电公司,基层发电企业应根据本制度，制定实施细22、则。第四十条 本制度由集团公司安全生产部负责解释。第四十一条 本制度自发布之日起执行。附表1：甲类电气设备预试计划完成情况月报表企业名称： 报表时间： 年 月 日甲类设备名称预试周期上次预试时间计划预试时间实际预试时间备注总工程师： 设备管理部门： 填表人：附表2：乙类电气设备预试计划完成情况月报表企业名称： 报表时间： 年 月 日乙类设备名称预试周期上次预试时间计划预试时间实际预试时间备注总工程师： 设备管理部门： 填表人：附表3：甲类电气设备预试完成率月报表企业名称： 报表时间： 年 月 日应试台数总计实际预试总计预试完成率总工程师： 设备管理部门： 填表人：附表4：乙类电气设备预试完成率23、月报表企业名称： 报表时间： 年 月 日应试台数总计实际预试总计预试完成率总工程师： 设备管理部门： 填表人：附表5：甲类电气设备缺陷消除率月报表企业名称： 报表时间： 年 月 日发电机变压器断路器CTCVT/PT避雷器电容器其它合计发现件数消缺件数遗留件数消缺率（%）总工程师： 设备管理部门： 填表人：附表6：乙类电气设备缺陷消除率月报表企业名称： 报表时间： 年 月 日发电机变压器断路器CTCVT/PT避雷器电容器电动机其它合计发现件数消缺件数遗留件数消缺率（%）总工程师： 设备管理部门： 填表人：附表7：中国XX集团公司电气绝缘技术监督例行工作表责任主体责任人工 作 内 容要求完成时间实24、际责任人实际完成时间集团公司部门主管领导组织修订集团公司绝缘监督管理有关制度不定期在集团公司安全生产管理信息系统上，审核绝缘监督中发现的特别严重问题每旬最后三天组织做好全过程绝缘监督管理全年专工在集团公司安全生产管理信息系统上，审核、发布集团公司技术监控月报中绝缘监督内容，并通过绿色通道下发集团公司系统各单位每月15日前在集团公司安全生产管理信息系统上，审核发电企业录入的绝缘监督发现问题随时组织绝缘监督动态检查互查每年78月督促各分子公司、直属企业开展技术监控动态检查6月底前、12月底前各一次上市公司、分公司、省发电公司部门领导批阅集团公司绿色通道集团公司技术监控月报每月15日前组织本公司绝缘25、监督工作会议每年至少一次组织开展技术监控动态检查6月底前、12月底前各一次组织参加集团公司绝缘监督动态检查互查每年78月专工指导、督促发电企业绝缘监督管理工作随时审核本公司技术监控月报中绝缘监督部分每月8日前审核发电企业技术监控动态检查中绝缘监督发现问题整改计划，报集团公司1月底、7月底前各一次结合设备检修，督促、检查所属和所管理发电企业技术监控动态检查绝缘监督工作完成情况上下半年各一次通过集团公司安全生产管理信息系统，督促、检查所属和所管理发电企业、技术监控服务单位进行技术监控发现的绝缘监督严重问题的处置每月最后5天技术监控管理服务单位部门领导组织对受委托发电企业绝缘监督动态检查6月底前、126、2月底前各一次组织人员参加集团公司绝缘监督动态检查互查每年78月组织学习集团公司技术监控月报，并落实相关要求每月专工及时向受委托发电企业、上市公司、分公司、省发电公司提交书面绝缘监督试验、分析报告试验后15天内编写受委托发电企业技术监控月报，通过集团公司安全生产管理信息系统上报集团公司每月9日前组织对受委托发电企业从事绝缘监督人员的培训每年至少一次对受委托发电企业绝缘监督发现的严重问题、特别严重问题提出预警通知单随时组织编写技术监控动态检查报告，提供给集团公司、上市公司、分公司、省发电公司、发电企业动态检查后两周组织参与发电企业制定技术监控检查发现问题整改计划提供报告后两周内编写受委托发电单位27、绝缘监督年度总结，通过集团公司安全生产管理信息系统上报集团公司1月31日前发电企业主管领导批准绝缘监督工作计划1月31日前组织有关人员配合开展技术监控动态检查6月底、12月底前各一次组织有关人员接受集团公司绝缘监督动态检查互查每年78月组织制定本企业绝缘监督检查发现问题整改计划收到报告后两周内组织召开绝缘监督工作会议每年至少两次组织修订“技术监控管理于技术服务合同”，并组织签订合同1月份通过查阅集团公司绿色通道、解决集团公司技术监控月报中绝缘监督存在问题每月部门领导配合技术监控管理服务单位对绝缘监督的动态检查工作6月底、12月底前各一次将绝缘监督动态检查发现问题整改计划报上市公司、分公司、省发28、电公司审批，落实解决技术监控动态检查、互查中发现的绝缘监督存在问题收到报告后1个月配合技术监控动态检查互查每年78月接到绝缘监督预警通知单后，及时进行有关处置随时在集团公司安全生产管理信息系统上，进行绝缘监督发现的严重问题、特别严重问题的处置每月最后5天组织本企业绝缘监督人员的培训、考核、持证上岗每年专工审核企业全年绝缘监督工作计划，监督绝缘试验实施情况全年编制机组大小修绝缘监督工作计划并上报上市公司、分公司、省发电公司机组大小修开工前30天在集团公司安全生产管理信息系统上，录入绝缘监督技术监控月报每月5日前编制完成机组大小修绝缘监督工作总结并上报省公司机组大小修结束后20天内，编写本单位绝缘29、监督上月度总结和本月工作计划每月5日前把本专业技术监控中发现的问题录入集团公司安全生产管理信息系统，并及时进行有关处置随时将绝缘监督年度总结录入技术监控管理信息系统1月31日前高压班编制绝缘监督工作计划，编写工作总结12月5日前开展本企业电气设备的试验与监督工作随设备检修建立健全绝缘监督技术档案随时整理试验报告，认真分析设备绝缘状况并且结论明确试验后一周附件2：中国XX集团公司电测技术监督制度第一章 总 则第一条 为加强中国XX集团公司（以下简称集团公司）电测技术监督工作，保证量值传递体系的完整准确、依法开展计量器具的检定；标准计量器具的配置、电能计量装置、测量系统和计量产品的验收、现场试验、30、基建调试、运行检修、技术改造等全过程的电测技术监督，根据中国XX集团公司技术监控管理办法和国家、行业有关标准，结合集团公司实际运行特点，制订本制度。第二条 电测技术监督工作要严格贯彻执行下述法规，使用中注意引用文献的现行有效版本，若如有修订，应使用最新版本。中华人民共和国计量法中华人民共和国计量法实施细则中华人民共和国电力法供电营业规则（注：涉及贸易结算的电能计量装置计量、结算处理方法）计量标准考核规范第三条 电测技术监督工作的指导方针是：计量工作准确第一、修校工作质量第一、现场工作安全第一，使电测技术监督工作做到法制化、制度化、规范化、标准化。第四条 电测技术监督的主要工作任务（一）组织对各31、类电测设备的定期检定、调整、修理和清点，确保主要电测设备调前合格率指标的完成。（二）加强贸易结算和内部经济指标考核的计量装置监督管理，确保能耗计量准确可靠、经济合理（注：能耗计量指电能及与之相关的热、水、油等能源计量，目的是考核企业效益）。（三）加强电量变送器、交流采样测量装置、超高压CVT或PT以及其他新型电测设备的技术监督工作，保证计量准确、电量平衡一致。（四）搞好电测设备的日常管理，建立完整的设备台账，保存完整的仪器仪表检定记录、检定/校准证书（报告），制定齐全的规章制度，完善计算机管理。第五条 依靠科技进步,采用和推广成熟、行之有效的新技术、新方法，不断提高电测技术监督的专业水平。第六32、条 本制度适用于集团公司及其各上市公司、分公司、省发电公司、各基层发电企业和技术监控管理服务单位。其他企业可参照执行。第七条 电测技术监督工作严格贯彻落实电业安全工作规定，杜绝一切不安全因素，保证人身及设备事故。对发现设备存在的不安全隐患，监督人员有权劝阻和制止不利于人身和设备安全方面的试验，立即上报有关领导，并用电传或邮件方式报上级监督部门。第二章 监督机构与职责第八条 集团公司电测技术监督工作实行四级管理体制，第一级为集团公司；第二级为上市公司、分公司、省发电公司；第三级技术监控管理服务单位；第四级为基层发电企业。第九条 集团公司成立以副总经理或总工程师为组长的技术监控领导小组，下设技术监33、控办公室，归口管理集团公司的技术监督工作。集团公司技术监控领导小组及技术监控办公室的主要职责为：（一）贯彻执行国家有关电测技术监督的政策、规程、标准、制度、技术措施等。（二）组织制订编写并审定、批准集团公司有关电测技术监督的政策、规程、标准、制度、技术措施。（三）负责制定集团公司电测技术监督工作规划和年度计划，建立集团公司电测技术监督网络，组织召开集团公司电测技术监督工作会议，总结、交流和推广技术监控管理的工作经验和先进技术，布置全年电测技术监督工作。（四）参加集团公司委托的基层发电企业因技术监控管理不力而发生的重大事故调查分析，制定反事故措施，对技术监控管理的重大问题做出决策。（五）制定集团34、公司电能计量标准规划，理顺量值传递关系，审核各基层发电企业最高计量标准器的购置计划，指导各基层发电企业标准设备的选型与购置。（六）组织对新建或重大技术改造工程的设计审查、设备选型、监造、安装、调试、试生产阶段的技术监控管理和质量验收工作。（七）组织开展集团公司系统重点技术问题的培训，解决共性和难点问题。第十条 各上市公司、分公司、省发电公司技术监控管理领导小组的主要职责：（一）负责贯彻执行集团公司的有关电测技术监控制度、规定、标准和管理办法，制定本公司电测技术监控管理实施细则，并按要求组织实施。（二）负责建立本公司电测技术监控管理网，负责与相关的技术监控管理服务单位签订“技术监控委托管理框架协35、议”，并组织所属和所管理基层发电企业与相关的技术监控管理服务单位签订“技术监控管理和技术服务合同”。（三）负责审核所属和所管理企业电测技术监控管理工作的规划和年度计划。（四）负责监督、检查、指导所属和所管理企业技术监控管理工作开展情况并协调与技术监控服务单位关系。（五）负责重点技术监控整改项目的落实情况。（六）负责组织并参加重大事故的调查分析和处理工作。（七）负责对本公司及所属和所管理企业电测技术监控管理工作进行检查和考核。（八）监督、指导、协调所属和所管理企业的电测技术监控管理工作。（九）每年召开一次本公司电测技术监控管理工作会议。第十一条 技术监控管理服务单位在总工程师领导下，开展对集团公36、司委托的基层发电企业实施电测技术监控管理和服务工作，其主要职责为：（一）贯彻执行国家、行业、集团公司有关电测技术监督工作的指示和规定，布置电测技术监督工作的任务要求，监督、检查、指导并协助各基层发电企业开展电测技术监督工作。（二）建立集团公司委托的基层发电企业的有关电测技术监控管理网络。（三）与集团公司委托的基层发电企业共同制定电测技术监控管理工作规划与计划；定期对集团公司委托的基层发电企业进行电测技术监控管理工作检查，对存在的问题进行研究并提出采取的对策。（四）参加集团公司委托的基层发电企业因技术监控管理不力而发生的重大事故调查分析。（五）配合各级量值传递机构对各基层发电企业计量标准建标的考37、核、复查和计量检定员的培训考核工作。（六）开展电测量和电能计量监督、技术咨询、技术服务和周期检定。（七）参与关口电能计量装置的改造、竣工验收、故障查处和现场检验。（八）参与对有争议的关口电能计量装置进行技术鉴定。（九）组织召开各基层发电企业电测技术工作会议，总结、交流和推广技术监控管理的工作经验和先进技术。参加集团公司组织召开的全系统技术监控工作会议，并对服务对象的技术监控管理工作进行全面分析。定期汇总并上报电测技术监督工作报表。（十）监督各基层发电企业执行标准器送检和仪器仪表周检计划的执行，确保各基层发电企业重要电测设备的校验率和调前合格率指标的完成。坚持仪表抽测工作，检查各单位上报数据的真38、实性。（十一）组织电测专业技术交流和培训,研究推广新技术;组织技术攻关，解决基层发电企业生产中存在的电测计量关键课题。（十二）对基层发电企业出现的电测专业技术问题提出技术改造方案，并监督实施。第十二条 各基层发电企业必须建立健全总工程师或生产厂长（副总经理）领导下的电测技术监督网，并在生技部门或其他设备管理部门设立电测技术监督专责工程师，负责本单位技术监控的数据统计上报、上下信息的传递协调各方关系等协调日常工作。基层发电企业技术监控管理的其主要职责：（一）贯彻执行国家、行业、集团公司有关电测技术监督的指示与规定，建立健全本企业电测技术监督岗位责任制和其他各项制度、制定本企业的技术监控管理实施细39、则和技术措施等。（二）对所管辖的设备按规定进行监测，及时掌握本企业设备的运行情况、存在的缺陷和发生事故的情况；对于发现的设备缺陷要及时消除；达不到监控指标的，要提出具体改进措施；对设备的维护和检修进行质量监控, 建立健全设备技术档案；做好有关技术监控试验、分析和定期检测工作；检查试验方法的正确性，审查技术监控的工作报告；重大设备问题及时报告集团或上市公司、分公司、省发电公司和受委托进行技术监控管理服务的单位。（三）严格执行电测设备周检计划，确保电测设备校验率、调前合格率、标准设备完好率等指标达到上级要求。定期上报电测技术监督工作报表和计划、总结、专题报告等材料。（四）参加本企业事故的调查分析工40、作，提出反事故措施并督促落实；杜绝由于电测技术监督工作失误引起的事故，消除影响电测设备安全的不利因素，建立健全量值传递校验的必要条件。（五）建立、使用、维护和管理本企业的电测和电能计量标准装置并建立健全电测设备台帐。（六）负责电测量计量器具的选用，编制电测量计量器具的订货计划；负责新购入电测量计量器具的验收。（七）开展电测计量器具的检定、修理和其他计量测试工作；负责电测计量器具的安装、维护、现场检验、周期检定（轮换）及抽检工作。管理各类电测量计量检定印证。（八）开展除企业贸易结算以外的其他电能计量装置的检定、修理、安装和维护工作。（九）配合电网做好本企业贸易结算用电能计量装置的验收、现场检验、41、周期检定（轮换）、故障处理等工作。（十）负责编报有关电测技术监控报表和技术监控管理工作总结。（十一）电测量计量器具资产和电测量计量技术资料的管理。（十二）参加集团公司组织的技术培训,提高技术监控管理水平；负责电测计量人员的技术培训及管理，提高电测专业技术人员的专业水平。（十三）实施计量新技术的推广计划和计量技术改造。（十四）确保计量标准始终具备有效期内的考核证书，计量检定员持有效检定员证上岗。（十五）解决本企业存在的电测计量关键问题。（十六）制订本企业计量人员的岗位培训计划并付诸实施,保证每年人均培训学时的完成。（十七）参加本企业新建、扩建、改建工程的设计审查、设备选型、监造、安装、调试、试生42、产阶段电测设备的技术监控管理和质量验收。（十八）参与关口电能计量装置的改造、竣工验收、故障查处和现场检验。（十九）参与对有争议的关口电能计量装置进行技术鉴定。第三章 监督范围与内容第十三条 电测技术监督范围（一）电工测量仪器（仪表）；（二）电测指示仪表；（三）电测数字仪表；（四）电测记录仪表；（五）各类电能表；（六）互感器；（七）电量变送器；（八）交流采样（RTU）装置；（九）电测量系统的二次回路；（十）电测计量标准装置；（十一）电能计量装置；（十二）各类电测监督管理及技术档案。第十四条 周期检定基层发电企业应根据规程规定、机组大小修计划等制订出仪器仪表周检计划，严格按照周检计划开展仪器仪表检43、定，杜绝超周期检定现象；作为传递校验用的标准仪器、仪表要固定使用,不得挪作它用。（一）计量标准器和标准装置应按规程要求确定检定周期，因设备故障、封存、停用等客观原因造成超周期检定，启用时应按新设备进行检定。（二）等级指数0.5级及以上的重要仪器仪表检定周期为1年，其余仪器仪表检定周期为24年。（三）重要电量变送器检定周期为1年，一般电量变送器为24年。（四）110kV及以上电压、电流互感器检定周期按JJG1021电力互感器检定规程执行，投运前应具有检定证书。（五）关口及重要电能计量装置中电压互感器二次回路压降和互感器二次回路负荷至少每二年测试一次，其他电压互感器二次回路电压降和互感器二次回路负44、荷至少每四年测试一次。（六）交流采样（RTU）装置校验周期13年，首次安装必须对遥测、遥信和遥调功能进行检定和调试。（七）绝缘电阻表（兆欧表）检定至少每二年检验一次。（八）继电保护校验仪校验周期12年。第十五条 各单位的电测最高标准器应按送检计划送检,做到无一漏检。第十六条 无检定证书或证书过期失效的仪器、仪表、检验装置等必须停用。第十七条 对被检设备出具检定证书或检定结果通知书的检定人员，必须持有国家电力公司或本地区电力集团公司计量部门颁发的检定员证书,未持证书者不得出具检定证书。第十八条 各基层发电企业要对电量变送器开展监督校验与管理，由各单位负责电测技术监督的部门组织或指定有关专业人员进45、行定期校验。第十九条 要消除下列计量差错，即：附件差错、回路或接线差错、倍率差错、卡针卡字、电压互感器断保险、电流互感器开路、仪表短路、因标准超差造成大批计量器具误调返工、电容补偿线路上的电流互感器出现一次线圈短路。第二十条 参照DL448电能计量装置技术管理规程，避免下列常见的不合理计量方式,即：一次直接接地系统采用三相三线计量方式；互感器变比错误；互感器二次回路计量保护公用；用电能变送器代替电能表；配置和技术要求不满规程要求。第二十一条 调修后的仪器仪表设备必须封印，仪器仪表设备的启封以及现场运行中仪表接线的改变，必须由仪表专业人员进行。要防止以下违章行为，即：擅自启封表盖、更换或调整内部46、零件、擅自挪用或转借标准仪表、擅自改变计量接线或互感器变比而不及时通知仪表专业人员、隐瞒仪表丢失或损坏事故、擅自使用无检定证书的仪表与设备。要防止仪表的五种恶性损坏,即:烧毁、摔落、拆散、颠震、挤压。仪器仪表在送检或出差运输途中必须采取有效的防震、防潮、防尘措施。作为传递校验用的标准仪器、仪表要固定使用，不得挪作它用。第二十二条 仪表的报废、封存应经本单位领导批准，0.5级及以上仪表的降级，应附鉴定报告报上一级监督机构备案。第二十三条 各级领导要高度重视电测技术监督工作,注意配备符合条件的专业技术人员，并保持队伍相对稳定，加强培训与考核，提高人员素质,并按规定做到持证上岗。仪表人员要确实掌握：47、标准表准确度、校验设备准确度、校验时环境条件是否正常、主要规程要求、工艺、方法、仪表性能、现场使用情况和运行条件等。电测仪表专业人员应掌握修校表基本功,同时掌握计算机与电子技术基础知识。第二十四条 要具备与仪表专业相适应的试验室条件，如：试验室温度、相对湿度、外磁场、震动、防尘、防静电等均应符合有关规程的规定。凡存在任何不符合试验室环境条件的单位，应立即加以调整改进。第二十五条 电测技术监督考核指标如下：各种重要电测仪表(包括摇表和接地摇表)的校验率为100%，调前合格率不低于98%，试验室标准设备完好率、重要计费计量装置PT二次导线压降合格率均应为100%，计量故障、差错率小于1。第四章 量48、值传递第二十六条 量值传递（一）技术监控管理服务单位建立电测计量标准，其最高标准接受中国计量科学研究院、中国电力科学研究院和武汉高电压计量研究所的量值传递。技术监控管理服务单位的电气测量专业技术部门除对各基层发电企业进行量值传递和监督外，还应对基层发电企业电测计量标准的建立、配备、管理和调整提出意见，并配合集团公司对其计量标准及检定人员进行考核、认证工作。（二）基层发电企业应建立二级电测计量标准，负责本单位电测仪表的检定。应建的标准项目见附录二。各项标准都必须通过考核认证。（三）从事量值传递的工作人员必须持证上岗。凡脱离检定岗位一年以上的人员，必须重新考核合格后方可恢复工作。（四）电测计量标准49、实验室的环境条件应符合相应检定规程的要求。（五）用于量值传递的电测计量标准器和工作中的电测计量器具均应按相关规程、规范进行定期检定/校准(含现场校验)。凡检定/校准后无证书或超过检定周期而尚未检定/校准的电测计量标准器和电测计量器具必须停用。（六）各单位电测计量标准器周检计划由上一级量值传递机构按年度制定。（七）各单位必须严格执行周检计划，计量标准器具的检定应在有效期到达的前一个月内送检，不得拖延。根据电力行业的特点，如不能按期送检的应提前报上级检定单位，另行安排检定时间，否则视为未按周期检定。（八）电测计量标准器和电测计量器具在送检或运输途中必须按有关规定执行。作为传递用的标准计量器具须固定50、使用,不得挪作它用。（九）计量检定工作接受上级及地方计量监督部门的监督检查。第二十七条 计量监督（一）各基层发电企业必须按照本制度附录二中的规定，配备电测计量标准器具及装置。更新或新增的标准器具，需报集团公司，并办理相应的考核认证手续后，方可使用。（二）正确使用计量标准器具和计量仪表，并按周期检定。凡无合格证或超过检定周期而尚未检定的计量标准器具不准使用。（三）各基层发电企业电测计量标准器应按有关规程规定制定周检计划。（四）各基层发电企业必须严格执行周检计划，一般的计量标准器具的检定应在送检后20天内完成，不得拖延。根据电力行业的特点，如不能按期送检的应提前一个月报上级检定单位，另行安排检定时51、间，否则视为未按周期检定。（五）各基层发电企业的计量标准装置在使用过程中，依检定规程要求定期进行自检试验。对于装置的年稳定性和重复性标准偏差的自检试验，自检周期最长不超过一年。自检记录要规范并存档备查。（六）计量标准试验室应由专人管理。对试验室用标准器、环境条件及检定记录、技术档案等进行统一管理。（七）各基层发电企业的电测最高标准器的购置，应向集团公司或上市公司、分公司、省发电公司申报计划，需经检定合格并建标后方可使用。（八）计量检定工作接受技术监控管理服务单位及地方计量监督部门的监督检查。第五章 技术管理第二十八条 认真贯彻执行国家、行业、集团公司颁发的有关电测专业的规程、制度、标准等，并结52、合本单位情况制定如下一系列规章制度:（一）电测技术监督实施细则；（二）电测技术监督岗位责任制度；（三）电测技术监督考核奖励制度；（四）试验仪器和标准设备的使用规程；（五）质量管理制度；（六）事故分析制度；（七）检验报告审批制度；（八）资料、报告及档案保管制度；（九）仪器仪表借用制度；（十）仪器仪表彩色标志管理制度；（十一）印章及铅封使用制度；（十二）人员培训考核制度；（十三）试验室安全、卫生制度等。第二十九条 设备投入前的管理（一）电测仪器仪表和电能表计量装置设计审查所有电测计量设备和仪器仪表的设计审查应经电测计量人员根据JJG124-2005和DL/T448-2000等规程中所规定的要求审查53、通过；（二）重要运行仪表和电能计量器具的定货和验收管理。 各基层发电企业应根据相关规程中所规定的要求制定订货和验收管理办法；（三）资产管理各基层发电企业应建立电测仪器仪表、计量装置和电能计量装置资产档案，制定电测仪器仪表和电能计量资产管理制度，内容包括标准装置、标准器具、试验用仪器仪表、工作计量器具等的购置、入库、保管、领用、转借、调拨、报废、封存等。根据相关规定, 资产管理应包括资产档案管理、计量器具报废等内容。第三十条 仪器仪表安装及安装后的验收（一）集团公司应根据本标准制订电测量指示仪表、电量变送器、交流采样（RTU）装置及电能计量装置安装与验收管理细则。（二）电测量指示仪表、电量变送器54、交流采样（RTU）装置及电能计量装置的安装应严格按通过审查的施工设计方案进行。1安装的电测量指示仪表、电量变送器、交流采样（RTU）装置和电能计量器具必须经有关电力企业的计量机构检定合格。2电测量指示仪表、电量变送器、交流采样（RTU）装置和电能计量装置安装应执行电力工程安装规程的有关规定和本标准的规定。3电测量指示仪表、电量变送器、交流采样（RTU）装置和电能计量装置安装完工应填写竣工单,整理有关的原始技术资料,做好验收交接准备。（三）电测量指示仪表、电量变送器、交流采样（RTU）装置和电能计量装置投运前应进行全面的验收。验收的项目及内容是：技术资料、现场核查、验收试验、验收结果的处理。第55、三十一条 运行管理（一）运行档案管理1对已投运的电测量指示仪表、电量变送器、交流采样（RTU）装置、电能计量装置建立运行档案, 实施对运行电测量指示仪表、电量变送器、交流采样（RTU）装置、电能计量装置的管理并逐步实现与相关专业的信息共享；2运行档案应有可靠的备份和用于长期保存的措施。并能方便的进行分用户类别、分计量方式和按计量器具分类的查询统计；3测量指示仪表、电量变送器、交流采样（RTU）装置、电能计量装置运行档案的内容包括用户基本信息及其计量装置的原始资料等。主要有：1）互感器的型号、规格、厂家、安装日期；二次回路连接导线或电缆的型号、规格、长度；指示仪表和电量变送器的型号、规格、等级、56、SF值；交流采样(RTU)装置的型号、厂家、安装地点及套数等；2）原理接线图和工程竣工图；3）计量装置投运的时间及历次改造的内容、时间；4）关口电能计量装置安装、轮换的计量器具型号、规格等内容及轮换的时间；5）关口电能计量装置现场检验误差数据；6）计量装置故障情况记录等。（二）运行维护及故障处理1基层发电企业生产运行场所的电测及电能计量装置，运行人员应负责监护，保证其封印完好，不受人为损坏；2当发现测量指示仪表、电量变送器、交流采样（RTU）装置、电能计量装置故障时，应及时通知本单位电测相关专业进行处理；3技术监控管理服务单位对电能计量装置发生的计量故障应及时处理，对造成的电量差错，应认真调查57、认定，分清责任，提出防范措施。并根据有关规定进行差错电量的计算；4对造成电能计量差错超过10万kWh及以上者，应及时上报集团公司安全生产部。（三）现场检验1技术监控管理服务单位应制订指示仪表及电能计量装置的现场检验管理制度。根据规程要求编制并实施年、季、月度现场检验计划。现场检验应执行SD109、JJG124及DL/T448的有关规定。现场检验应严格遵守电业安全工作规程；2现场检验用标准器准确度等级至少应比被检仪器仪表高两个准确度等级，其他指示仪表的准确度等级应不低于0.5级，量限应配置合理。电能表现场检验标准应至少每三个月在试验室比对一次；3现场检验电能表应采用标准电能表法,利用光电采样控58、制或被试表所在发电企业信号控制开展检验，宜使用可测量电压、电流、相位和带有错接线判别功能的电能表现场检验仪。现场检验仪应有数据存储和通讯功能；4现场检验时不允许打开电能表罩壳和现场调整电能表误差。当现场检验电能表误差超过电能表准确度等级值时应在三个工作日内更换；5新投运或改造后的关口电能计量装置应在一个月内进行首次现场检验，关口用电能表至少每3个月现场检验一次；6运行的关口电能计量装置中电压互感器二次回路电压降应定期进行检验。对35kV及以上电压互感器二次回路电压降，至少每两年检验一次。当二次回路负荷超过互感器额定二次负荷或二次回路电压降超差时应及时查明原因，并在一个月内处理；7现场检验数据应59、及时存入计算机管理档案，并应用计算机对电能表历次现场检验数据进行分析，以考核其变化趋势。（四）周期检定管理应按相关规程制定管理办法。（五）运输管理待装仪表和现场检验用的计量标准器、试验用仪器仪表在运输中应有可靠有效的防震、防尘、防雨措施。经过剧烈震动或撞击后,应重新对其进行检定。第三十二条 计量检定与修理管理（一）环境条件1各基层发电企业电测标准试验室应有足够面积的检定电测量仪器仪表及检修工作间，制订试验室管理制度，并严格执行；2试验室环境条件应符合有关检定规程的要求。试验室应有良好的恒温性能，温度场应均匀，并应设立与外界隔离的保温防尘缓冲间；3进入恒温试验室的人员,应穿戴防止带入灰尘的衣帽和60、鞋子。夏季在恒温试验室工作的计量检定人员必须配备防寒服。4.计量标准实验室应由专人管理。对实验室用标准器、环境条件及检定记录、技术档案等进行统一管理。（二）计量标准器和标准装置1最高计量标准器等级应根据被检计量器具的准确度等级、数量、测量量程和计量检定系统表的规定配置（详见附录二）；2计量标准器应配备齐全。工作标准的配置，应根据被检计量器具的准确度等级、规格、工作量大小确定；3计量标准装置应选用检定工作效率高且带有数据通信接口的产品。如：全自动、多表位且能和管理计算机联网等功能的装置。检定数据应能自动存入管理计算机且不能被人为改变；4电测计量标准装置必须经过计量标准考核合格并取得计量标准合格证61、后才能开展检定工作。计量标准考核（复查）应执行JJF1033；5开展仪器仪表检定的标准装置，应按相关规程的要求定期进行检定，并具有有效期内的检定证书；6计量标准装置应定期及在计量标准器送检前后、或修理后进行比对，建立计算机数据档案、考核其稳定性；7. 各单位的计量标准装置在使用过程中，依检定规程要求定期进行自检试验。对于装置的年稳定性和重复性标准偏差的自检试验，自检周期最长不超过一年。自检记录要规范并存档备查。8标准计量标准装置考核（复查）期满前6个月必须重新申请复查，更换主标准器后应按JJF1033的规定办理有关手续，环境条件变更时应重新考核；计量标准装置的封存与停用应以书面形式报考核部门备62、案；9主标准器连续3个检定周期进行基本误差调整（基本误差在0.7倍基本误差限以上）的，应降级或停止使用。降级的主标准器应有明显的标志；10.计量标准装置应具备如下技术资料:a.计量标准考核证书；b.计量标准技术报告；c.计量标准考核(复查)申请表；d.计量标准履历表；e.计量标准稳定性考核记录及重复性测试记录；f.计量标准器历年检定证书；g.计量标准装置检定证书或自检报告；h.计量标准器及附助设备使用说明书；i.计量标准器及附助设备产品说明书；j.计量标准装置操作程序；k.国家计量检定系统表；l.计量检定规程；m.有关规章制度。11.对长期搁置不用或封存的计量标准器，由使用部门提出，经上级监督63、机构同意后不列入周期检定计划，并加封存标识，当需要使用时,须经重新检定/校准。12.对长期不用、封存或淘汰的计量标准装置，须以书面形式报原发证机关备案。13各基层发电企业应制订电测计量标准维护管理制度，建立计量标准装置履历书。标准计量装置应明确专人负责管理。（三）人员1从事检定和修理的人员应具有高中及以上的文化水平。应掌握必要的电工学、电子技术和计量基础知识和专业知识，熟悉相关计量器具方面的原理、结构，能操作计算机进行工作；2从事计量检定的人员应经业务培训考核合格,并取得计量检定员证后才能开展工作；3电测计量检定人员的考核（复查）应按照计量检定员考核管理办法进行；4计量检定人员应保持相对稳定，64、计量检定人员中断检定工作一年以上重新工作，应进行实际操作考核。 （四）检定1仪器仪表计量检定应执行计量检定系统表和计量检定规程。对尚无计量检定规程的，集团公司技术监控办公室与技术监控管理服务单位共同组织制订相应的检定方法；2检定仪器仪表时，其实际误差应控制在规程规定基本误差限的70%以内；3仪器仪表检定原始记录应逐步实现无纸化，并应及时存入管理计算机进行管理。原始记录保存按相应检定规程规定执行；4经检定合格的仪器仪表应由检定人员实施封印和加贴。第三十三条 电测计量信息管理电测计量管理部门应建立各类指示仪表装置、电能计量装置计算机管理信息系统和电测技术监督计算机管理系统并逐步实现与集团公司及其他65、有关部门的联网。第三十四条 电测计量印证管理电测专业各类印证的种类，检定证书和报告执行国家统一格式，计量引证的制作、使用有专门计量技术机构统一制作和管理，并根据相关规定制定管理办法。第三十五条 建立基建与生产各阶段电测设备质量监督签字验收制度，对质量不符合规定的设备，各级技术监督部门或人员有权拒绝签字，并可越级上报。第三十六条 依据集团公司技术监控实行动态检查制度建立电测技术监督工作的考核奖励与责任处理制度，做到各部门分工明确、职责分明,严格考核与奖惩；对于动态检查发现的问题要及时进行整改。对发现的问题不进行整改的基层发电企业，视情节轻重，给予相应的警告或通报批评。凡由于技术监控管理不当或自行66、减少技术监控管理项目、降低技术监控管理标准而造成严重后果的，要追究有关当事者的责任。凡由于违反规程、技术监督失职而造成严重后果的，要追究有关领导与当事者的责任。第三十七条 全面完成集团公司每年下达的电测技术监督考核指标，并严格执行技术监督工作报告制度。集团公司技术监控实行月报告制度，报送要求按中国XX集团公司技术监控管理办法。受监督设备发生异常情况应在3日内报集团公司和技术监控管理服务单位。第三十八条 集团公司实行技术监控管理重大问题预警制度。各技术监控管理服务单位，要对发现的基层发电企业存在的重大问题进行预警。各基层发电企业在接到“异常情况预警通知单”后，必须立即提出措施进行整改，并按规定予67、以回执。如发生重大设备故障，其中有技术监控管理不到位而没有提出预警的，要追究相关技术监控管理服务单位的经济责任。各基层发电企业重要设备出现重大异常或事故，应及时向集团公司及上市公司、分公司、省发电公司安全生产部、相关技术监控管理服务单位报告，重要问题还应进行专题报告。第三十九条 建立健全电力建设与生产全过程电测技术监督资料与仪表设备档案，做到完整连续并与实际相符。技术资料包括：1各种仪表设备厂家提供的技术资料、图纸、说明书等；2本单位传递用标准设备技术档案包括：出厂原始资料、图纸、历次送检报告以及事故损坏检查记录，建标技术报告、复查报告等；3自制设备的图纸资料；4重要计量装置的二次接线图、技术68、参数等图纸资料；5各类仪表设备都应建立资产台帐，基层发电企业重要关口的电能计量装置要建立齐全的档案，并报集团公司和技术监控管理服务单位备案。第四十条 各级技术监督部门要对本单位生产、基建、试验用的电测仪表、设备、装置以及计量标准等的质量严格把关，并建立相应制度，防止不合格或不符合要求的产品进入本单位。第六章 附 则第四十一条 集团公司各上市公司、分公司、省发电公司,基层发电企业应根据本制度，制定实施细则。第四十二条 本制度由集团公司安全生产部负责解释。第四十三条 本制度自发布之日起执行。附录1: 计量法规1.中华人民共和国计量法2.中华人民共和国计量法实施细则3.中华人民共和国法定计量单位定义69、4.中华人民共和国法定计量单位使用方法5.中华人民共和国电力法国家、行业颁发的主要规程序号标准及规程代号标准及规程名称1JJF 1033-2001计量标准考核规范2JJF 1001-1998通用计量术语及定义3JJF 1059-1999测量不确定度评定与表示4JJF 1069-2007法定计量检定机构考核规范5DL 460-1992电能表检定装置检定规程6GB 1207-1997电压互感器7GB 1208-1997电流互感器8JJG 307 - 2006机械式交流电能表9JJG 596 - 1999电子式电能表10JJG 597 - 2005电能表检定装置11JJG 313 - 1994电流互70、感器12JJG 314 - 1994电压互感器13JJG 124 - 2005电流表、电压表、功率表及电阻表14SD 111 - 1983交流仪表检验装置15JJG 598 - 1989直流数字电流表16JJG 315 - 1983直流数字电压表17JG 780 - 1992交流数字功率表18JJG 494 - 2005高压静电电压表19JJG 603 - 2006频率表20JJG 440 - 1986工频单相相位表21JJG 622 - 1997兆欧表（绝缘电阻表）22JJG 366 -2004接地电阻表23JJG 780 -1992交流数字功率表24DL 4482000电能计量装置技术管理71、规程备注：若有新规程颁布执行, 则新规程应取代上述对应的规程。附录2： 网、省计量检定机构配备的电测仪表标准一、直流仪器序号计量标准名称主标准被测对象1*一等电池标准装置一等标准电池二等标准电池2*一等直流电阻标准装置一等直流标准电阻二等直流标准电阻3*直流比较仪式电位差计标准装置直流比较仪式电位差计0.002级直流电位差计4直流电桥、电阻箱检定装置二等标准电阻、直流电桥0.02级直流电桥，0.01级直流电阻箱5（0.05级）直流单电桥检定装置0.01级直流电阻箱0.05级直流单电桥，6（0.05级）直流双电桥检定装置0.01级直流电阻箱0.05级直流双电桥，7（0.1级）直流高压高阻箱检定装72、置直流高压高阻电桥高压高阻箱8直阻和回路电阻仪检定装置标准电阻直阻和回路电阻仪注：根据情况酌情建立二、数字仪表序号计量标准名称主标准被测对象1（7 1/2）数字多用表检定装置多功能校准源7 1/2数字多用表2（0.002级）交直流标准电压、电流发生器检定装置交直流标准数字电压、电流表或其它标准0.002级交直流电压、电流发生器三、互感器序号计量标准名称主标准被测对象1（0.0002级）电流互感器标准装置0.0002级电流互感器0.001级电流互感器2（0.0002级）电压互感器标准装置0.0002级电压互感器0.001级电压互感器3工频电压比例标准装置工频电压比例标准0.002级电压互感器4工73、频电流比例标准装置工频电流比例标准0.002级电流互感器5互感器校验仪检定装置互感器校验仪整检装置互感器校验仪四、电能序号计量标准名称主标准被测对象1（0.01级）三相电能表标准装置0.01级单相或三相电能表0.02级三相或单相电能表2（0.01级）三相电能表标准装置0.01级单相或三相电能表0.05级三相或单相电能表3电压互感器二次回路压降测试仪电压互感器二次回路4电能表现场测试仪0.02级电能表现场测试仪0.1级及以下单、三相电能表五、电测仪表序号计量标准名称主标准被测对象1（0.02级）直流电压、电流表检定装置0.01级直流数表或标准源0.02级直流电压表、电流表2（0.02级）交直流电74、压、电流、功率表检定装置0.01级交流数表或标准源0.02级交流、直流、交直流电压表、电流表、功率表3（0.02级）三相交流电压、电流、功率表检定装置0.01级三相交流电压、电流、功率表装置0.02级三相交流电压、电流、功率表4（0.1）单相工频相位表检定装置0.02单相工频相位表0.1单相工频相位表5（0.002Hz）工频频率计检定装置0.001Hz工频频率标准0.002Hz工频频率计6（0.5级）高压静电电压表检定装置0.1级电压表、标准电压互感器，直流标准分压器0.5级静电电压表7（0.2级）交流电量变送器检定装置0.05级交流电量变送器校验仪或其它标准0.2级交流电量变送器8（0.2级75、）交流采样测量装置校验装置0.05级交流采样测量装置校验装置或标准源0.2级交流采样测量装置9接地电阻表检定装置直流电阻箱接地电阻表10绝缘电阻表（仪）检定装置高阻箱绝缘电阻表（仪）11继电保护测试仪检定装置继电保护测试仪等附录3: 公司电力企业计量检定机构配备的电测仪表标准一、直流仪器序号计量标准名称主标准被测对象1（005级）直流电位差计标准装置001级直流数字电压表005级直流电位差计2（0.05级）直流单电桥检定装置0.01级直流电阻箱0.05级直流单电桥，3（0.1级）直流双电桥检定装置0.02级直流电阻箱0.1级直流双电桥，4（0.1级）直流电阻箱检定装置0.02级直流电桥0.1级76、直流电阻箱二、数表序号计量标准名称主标准被测对象1（4 1/2）数字多用表检定装置多功能校准源4 1/2数字多用表三、互感器序号计量标准名称主标准被测对象1（0.01级）电流互感器标准装置0.01级电流互感器0.1级电流互感器2（0.01级）电压互感器标准装置0.01级电压互感器0.1级电压互感器注：量限根据实际需求确定或委托电网技术机构四、电能序号计量标准名称主标准被测对象1（0.02级）三相电能表标准装置0.02级单相或三相电能表0.1级三相或单相电能表2（0.05级）三相电能表标准装置0.05级三相电能表0.2级及以下单、三相电能表3电压互感器二次回路压降测试仪电压互感器二次回路4电能表77、现场测试仪0.05级电能表现场测试仪0.2级及以下单、三相电能表五、电测仪表序号计量标准名称主标准被测对象1（0.2级）直流电压、电流表检定装置0.05级直流数表或标准源0.2级直流电压表、电流表2（0.2级）交直流电压、电流、功率表检定装置0.05级交流数表或标准源0.2级交流、直流、交直流电压表、电流表、功率表3（0.2级）三相交流电压、电流、功率表检定装置0.05级三相交流电压、电流、功率表装置0.2级三相交流电压、电流、功率表4（1.0）单相工频相位表检定装置0.2单相工频相位表1.0单相工频相位表5（0.01Hz）工频频率计检定装置0.002Hz工频频率标准0.01Hz工频频率计6（78、0.2级）交流电量变送器检定装置0.05级交流电量变送器校验仪或其它标准0.2级交流电量变送器7（0.2级）交流采样测量装置校验装置0.05级交流采样测量装置校验装置或标准源0.2级交流采样测量装置8接地电阻表检定装置直流电阻箱接地电阻表9绝缘电阻表（仪）检定装置高阻箱绝缘电阻表（仪）10万用表检定装置万用表校验仪万用表11（0.2级）钳型电表检定装置钳型电表检定装置0.2级及以下钳形电表附录4：电测技术监督重要表计分类 装置1故障时间（天）+装置2故障时间（天）+装置N故障时间（天）1 标准计量装置故障率 -365N 公式中：N为标准计量装置总数。 包括：1）已经通过设备认证的标准计量装置；79、 2）未进行设备认证的标准计量装置。2. 故障时间：从标准计量装置发生故障（包括标准表超差）当天开始至该标准计量装置再次投入使用期间的天数。3. 重要指示表：包括： 兆欧表； 0.5级及以上标准表； 母线电压监测仪； 运行人员每天抄报数据的指针式仪表； 本单位规定的重要运行仪表。4. 重要仪器仪表：包括： 标准计量装置； 本说明中3.全部； 110kV及以上线路、计算机显示、远传用电流、电压、功率等电量变送器； 10万kW机组及以上、主变高压侧使用电流、电压、功率等电量变送器。 双母线电压指示读数差值（V）5. 双母线电压平衡指数（Ph） - 100% 1.2母线电压额定值附录5：电测技术监督80、统计指标的含义1仪表调前合格率 已检仪表中调前合格表总数调前合格率（） - 100%检定周期内已检仪表总数2仪表校验率 实际校验的仪表总数 校验率（） - 100% 按规定周期应校验的仪表总数3电量差错率 全年多计和少计的差错电量总数（万千瓦时） 电量差错 （） - 100% 全年售电量（万千瓦时）4电量故障差错率 电能计量故障差错总数 故障差错率（） - 100%运行电能表总数5.计量标准合格率 各单位按附录3配置的计量标准合格数 合格率（） - 100%各单位按附录3配置的计量标准总附表1: 受监设备异常状况报表单位： 填报日期： 年 月 日计量装置名称异常设备名称异常发生时间异常现象备注81、电压互感器PT变比：电流互感器CT变比：电能表电压互感器二次回路总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：说明：1.每张表格只用于一个（或一组）设备异常状态的填写。2.若有其他情况，请用附纸说明。附表2: 电测技术监督工作季度报表（1）仪器仪表报表单位： 年 季度类型计划校验(个数)实际校验(个数)调前不合格(个数)校验率()调前合格率()0.05-0.1级标准表0.2-0.5级标准表配电盘表兆欧表电压监测仪电测量变送器交流采样测量装置总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：说明：1.本季发生的仪器仪表运行故障、现场操作事故及计量差错，用附纸逐一说明原因。2.报表中填写的数据仅为本单位检定的仪器82、仪表数。3.交流采样测量装置按路统计，如：2219线路采集电流是Ia、Ic两个量，电压是Ua、Ub、Uc、Uab、Ubc、Uca六个量，有功功率、无功功率各一个量，统计为 1 路。如：4母线采集电压是Ua、Ub、Uc、Uab、Ubc、Uca六个量，统计为1路。附表3:电测技术监督工作季度报表（2）电能计量报表单位： 年 季度类型计划校验(个数)实际校验(个数)调前不合格(个数)校验率()调前合格率()标准电能表重要有功电能表重要无功电能表重要有功无功一体电能表现场校验有功电能表现场校验无功电能表现场校验有功无功一体电能表本季纠正计量差错 （次）纠正差错电量 （万kWh）追回差错电量 （万kW83、h）退回差错电量 （万kWh）总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：说明：1.详细说明各次计量差错发生原因、地点及差错间隔时间等（用附纸）2.重要电能表是指：在实验室检定的电能表（包括：有功、无功、有功无功一体）3.现场校验电能表是指：在现场校验的电能表（包括：有功、无功、有功无功一体）附表4:电测技术监督工作季度报表（3）调前不合格仪器仪表、电能表报表单位： 年 季度名 称类型测点型号等级处理方式附表5:电测仪器仪表技术监督工作年终报表报表单位： 填报日期： 年 月 日兆欧表总数 （个）计划校验 (个数)实际校验 (个数)接地电阻测定仪总数 (个)计划校验 (个数)实际校验 (个数)计量标84、准装置总数 (台)合格数 (台)电量变送器总数 (个)合格数 (个)交流采样测量装置 (路)合格数 (路)0.2-0.5级标准表总数 (个)配电盘表总数 (个)计量人员责任差错 (次)总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：附表6:电能计量技术监督工作年终报表报表单位： 填报日期： 年 月 日标准电能表总数 (个)计量人员责任差错 (次)重要有功电能表总数 (个)重要无功电能表总数 (个)重要有功、无功电能表总数 (个)重要CT互感器总数 (组)当年轮换 (组)重要PT互感器总数 (组)当年轮换 (组)计量标准装置总数 (台)计量标准装置合格数 (台)低压照明电度表总数 (万只)轮换数 (万只85、)类型总数(组)PT二次回路压降已测数（组）PT二次回路压降合格数（组）关口电能计量装置变电站电能计量装置重要用户电能计量装置总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：说明：1.重要有功电能表总数是指：在实验室检定的单一有功电能表总数2.重要无功电能表总数是指：在实验室检定的单一无功电能表总数3.重要有功、无功电能表总数是指：在实验室检定的有功无功一体的电能表总数附件3：中国XX集团公司火电热工技术监督制度第一章 总 则第一条 为提高中国XX集团公司（下称集团公司）所属基层发电企业设备可靠性，确保发电设备安全、经济运行，根据国家及行业标准和中国XX集团公司技术监控管理办法，制订本制度。第二条 热86、工技术监督工作应认真贯彻“安全第一，预防为主”的方针，实行技术责任制。按照依法监督、分级管理的原则，要从设计审查、设备选型、安装、调试、试生产到运行、停用、检修和技术改造的全过程实施技术监督。第三条 热工技术监督的主要任务是通过对热工仪表及控制装置进行正确的系统设计、设备选型、安装调试、维护、检修、检定、调整、技术改造和技术管理等工作，保证热工设备完好与正确可靠工作。第四条 依靠科技进步，采用和推广成熟、行之有效的新技术、新方法，不断提高热工技术监督专业水平。第五条 热工技术监督是一项综合性的技术管理工作，各单位的领导要把它作为经常性的重要基础工作来抓，要组织协调基建、试验、检修、运行等各部门87、各专业，分工负责，密切配合，共同做好工作。第六条 本制度适用于集团公司各上市公司、分公司、省发电公司，各基层发电企业和技术监控管理服务单位。第二章 监督机构与职责第七条 热工技术监督实行四级管理，第一级为集团公司，第二级为各上市公司、分公司、省发电公司，第三级为各技术监控管理服务单位，第三级为各基层发电企业。第八条 中国XX集团公司成立以副总经理为首的技术监控领导小组，下设技术监控办公室，归口管理集团公司的技术监控工作。其主要职责如下：（一）贯彻国家有关热工技术监督的法规、条例、规定，监督、检查其执行情况。（二）组织修订集团公司的标准，监督、检查所属企业热工量值传递及周期检定计划的执行情况；适88、时发布国家及行业有关热工技术监督的方针、政策、法规、标准、规程、制度等的调整、废立及有效性。（三）组织制定集团公司热工仪表及控制装置的有关规程制度并适时发布。（四）督促各技术监控管理服务单位检查、监督热工技术监督工作，组织技术攻关，推动新技术的应用。（五）组织召开集团公司热工技术监督工作会议，总结工作、交流经验，确定集团公司热工监督工作重点。（六）开展热工技术监督抽查、考评工作。第九条 上市公司、分公司、省发电公司职责（一）贯彻国家有关热工技术监督的法规、条例、规定，监督、检查其执行情况。（二）组织修订本公司的标准，监督、检查所属和所管理机组发电企业热工量值传递及周期检定计划的执行情况。（三）89、组织制定本公司热工仪表及控制装置的有关规程制度。（四）督促技术监控管理服务单位检查、监督热工技术监督工作，组织技术攻关，推动新技术的应用。（五）组织召开本公司热工技术监督工作会议，总结工作、交流经验，确定集团公司热工监督工作重点。（六）开展热工技术监督抽查、考评工作。第十条 技术监控管理服务单位主要职责（一）贯彻执行国家及集团公司有关热工技术监督工作的各项指示、规定及规程制度等；按国家和行业标准对所服务的基层发电企业热工专业工作进行全过程的技术监督和工作指导，定期进行热工监督检查和评价。（二）检查督促各基层发电企业做好热工技术监督工作。对本系统热工计量标准器的建立、配备、管理和调整提出意见。（90、三）对基层发电企业热工仪表及控制装置专业人员进行技术培训。（四）参加热工仪表及控制装置的技术改造工作，分析热工仪表及控制装置的使用情况，解决存在的关键性技术问题。（五）组织开展热工技术监督的检查考评工作。（六）对各基层发电企业进行热工标准量值传递、计量仪表的强制检定和热工计量标准装置及人员的技术考核与认证工作，按时完成周期检定计划。（七）组织召开基层发电企业热工技术监督工作会议，交流和总结经验，确定重点工作。定期向集团公司技术监控办公室报送各基层发电企业热工技术监督报表、年度计划及总结，及时通报热工技术监督信息和提出建议。按时完成热工仪表及控制装置“三率”的统计、分析工作。（八）每年对热工技术91、监督工作进行总结，并对下一年度的重点工作提出意见，经年度热工监督工作会议讨论后，提出工作计划，并贯彻执行。（九）参加新建机组（或热控专业重大技术改造项目）热工仪表及控制装置的设计审查、设备选型和启动验收等工作。（十）组织开展专业技术交流、推广新技术。第十一条 各基层发电企业必须建立健全总工程师领导下的厂（生技部门或设备管理部门)、车间、班组的三级技术监督网和各级岗位责任制，严格执行各项规章制度，做好日常的热工技术监督工作。（一）各基层发电企业总工程师的职责1贯彻执行国家、行业有关热工技术监督的方针、政策、法规、标准、规程、制度等，并组织制定本企业热工技术监督实施细则和有关规章制度及技术措施。292、检查与督促本企业各部门对所管辖的热工设备按规定进行检定、监测、维护和检修，并保证其质量。发现问题及时分析处理，重大问题及时如实上报；根据“关口前移，闭环控制” 的原则开展热控技术监督管理工作。3将热工技术监督任务与指标分解落实到各有关部门，做好组织协调工作，并建立严格的考核奖励制度，确保技术监督指标的完成。4督促有关车间建立健全热工设备技术档案，并做到微机化管理。5负责解决本企业开展热工技术监督工作所必要的人员配备、设备添置与试验设施的完善等，达到规定的标准。加强本单位热工技术监督人员的培训与考核。6负责组织本企业新建、扩建、改建工程有关热工部分的设计审查、设备选型、监造、出厂验收、安装调试、93、试生产等过程中的技术监督和质量验收工作，实现电力建设与生产全过程技术监督。7在本企业贯彻计量法,督促本企业热工标准计量人员的培训与考核工作的开展，按规定做到持证上岗。（二）各基层发电企业热工技术监督专责工程师的职责1贯彻执行计量法、热工技术监督有关规程制度、上级有关指示和规定，推动本企业热工技术监督工作的开展。对本企业违反规程的行为有制止建议权和越级上报权。2定期监督检查热工仪表、自动调节系统、重要保护装置及数据采集系统的品质及热工技术监督各项考核指标。3制定热工专业技术改造计划，审核备品备件和设备、材料、仪器仪表的购置计划及设备选型，审核大、小修计划，协调热工车间与相关专业车间的分工协作，对94、热工专业重大技术难题组织技术攻关；积极推动新技术、新设备的应用和推广工作。4参加热工设备事故调查分析，组织制定反事故措施，参加有关热工设备基建与检修的质量验收工作。5组织制订与审查热工车间、热工试验室的各项规章制度，督促建立健全热工设备技术档案。6按时报送本企业热工技术监督月报、季报、年度计划与总结以及大修监督检查总结与事故分析报告，督促热工车间、热工试验室按时完成年度计划，发现重大问题与事故异常情况及时上报。（三）发电厂热工车间、热工试验室主要职责1建立本企业热工计量标准，负责本企业热工检测仪表量值传递工作，按时送检标准计量器具，保证热工计量标准准确。2建立健全各项规章制度，建立设备台帐和技95、术档案，开展技术革新，组织技术培训。3做好热工检测仪表及控制装置的维护、检定、检修、调整、试验等工作。加强质量考核，严格按有关规程规定的质量标准验收。4严格执行大、小修标准化检修规定，对各类检定数据报告、调试报告、传动试验报告及大小修工作总结，质量监督严格实行三级审核签字制度(三级审核一律不允许以章代签字)，做到事事有人负责、有章可循。对于依据检定规程出具的报告，检定人及核验人必须具备本项设备的检定人员操作证；严格执行工作票制度，杜绝无票工作。5定期对运行中的自动调节系统及保护装置和主要热工仪表及数据采集系统的综合误差进行现场抽检，并进行系统调整。6及时消除热工检测仪表及控制装置的缺陷和故障，96、对重大缺陷和故障应及时提出消缺措施，报告上级并组织消除。对由于热工设备引起的主设备事故，应及时组织调查、分析原因、制定反事故措施。7参加本企业新建、扩建、改建工程有关热工部分的设计审查、施工质量检查及验收工作。.按要求及时完成当月（季）热工仪表及控制装置“三率”的统计、分析工作并汇总上报本单位技术监控职能部门。第三章 监督范围与内容第十二条 热控系统（一）热工参数检测、显示、记录系统；（二）自动调节系统；（三）保护、联锁及工艺信号系统；（四）程序控制系统；（五）量值传递系统。第十三条 热工设备（一）检测元件（温度、压力、流量、转速、振动、物位、位移、火焰等一次传感器)；（二）仪表取源管路（一次97、门后的管路及阀门等)；（三）二次线路（补偿导线、补偿盒、热控电缆、电缆槽架、支架、二次接线盒及端子排等)；（四）显示、记录仪表及控制设备（指示、记录、累计仪表、数据采集装置、调节器、操作器、执行器、运算单元及辅助单元等）；（五）保护联锁及工艺信号设备（保护、联锁设备、光字牌、信号灯及音响装置等）；（六）顺序控制装置（顺序控制器、顺序控制用电磁阀、气动装置及开关信号装置等）；（七）过程监视控制计算机（包括DCS、PLC等）；（八）计量标准器具及装置。第十四条 各单位对热工设备与其他相关设备必须有明确的责任分工，一般情况下按下列原则划分：（一）压力、差压取样：凡一次门前（包括一次门及门后第一道焊口98、。高压管路一般设两个一次门。)的设备由主设备车间负责；一次门后的设备由热工车间负责。只有一个门的设备，该门及门前设备均由主设备车间负责。（二）温度取样：带压力设备上热电偶、热电阻插座和保护管由主设备车间负责装卸，高温高压保护管的焊接质量及管壁厚度由金属监督部门负责检查，热工车间负责委托加工及质量检查。（三）流量节流装置及其辅助设备的装卸、检修及更换衬垫等工作均由主设备车间负责，热工车间负责质量验收。水位计测量筒由主设备车间负责装卸。（四）调节机构（阀门、挡板等)的联接件从执行机构出轴第一拐臂处划分，拐臂外（包括拐臂销)由主设备车间负责；（五）热控用交、直流总电源由电气车间负责送至热控电源盘或热99、控盘的电源总开关入口端子排处。（六）热力过程程序控制系统用的开度可调整的阀门，电动装置由热工车间负责，阀门由主设备车间负责。（七）与热工设备有关的电气设备的信号装置及其回路，以热控盘下端子板为界。对不进入热控盘的信号，以就地第一端子排为界，电气侧归电气车间负责。（八）汽机、锅炉热控用电磁阀或电磁铁，其机械部分由机、炉车间负责，线圈部分由热工车间负责。（九）锅炉火焰检测装置的冷却风系统、主管路系统由主设备车间负责，炉膛火焰检测探头及分支管路由热工车间负责。（十）汽机旁路控制系统的阀门电机、锅炉给粉机电机、给煤机电机（或滑差电机)等电气控制回路及电缆由电气车间负责，热工控制回路由热工车间负责。（十100、一）控制用压缩空气气源及管路系统由主设备车间负责，分支管路由热工车间负责。（十二）凡以上未包括的其他设备的分工问题，视具体情况由企业主管部门依据本企业有关管理制度确定设备的管辖归属。第四章 设计、施工、调试监督第十五条 新装机组热工仪表及控制装置的系统设计工作应贯彻先进可靠的方针，并应与机组运行方式和运行岗位配置相结合，注重实效，凡设计选用的设备和系统应可靠地应用于生产，并发挥效益;凡未取得国家、部级或集团公司（省公司)鉴定合格的重要热工仪表及控制装置，不得正式纳入工程选用范围。如热工仪表及控制装置须在新建工程中进行工业性试验，应经上级主管部门正式批准，并在工程初步设计中予以明确。第十六条 新101、建、扩建、改建发电厂的热工仪表及控制装置的设计应根据现行火力发电厂热工自动化设计规程并应满足部颁现行的电力工业发电企业计量器具配备规范的数量和规范。（一）新建、扩建电厂应设计热控电缆走向布置图，注意做到强电与弱电分开，防止强电造成的磁场干扰，所有二次回路测量电缆和控制电缆必须避开热源和有防火措施。进入计算机装置的信号电缆，补偿导线都应符合计算机使用规定的抗干扰的屏蔽要求；（二）引进的热控设备和系统应具有先进性、可靠性和可扩展性；所有指示、显示参数均应采用法定计量单位；（三）根据有关规定配备入厂煤、入炉煤计量设备和校验装置以及供热的计量设施。第十七条 分散控制系统的电源装置，必须是双重化供电，电102、源电压波动范围和与此关联的电源切换应符合规范要求。微机网络的接地应根据供货单位的技术要求，或自行设计单独接地装置，以保证分散控制系统安全运行。第十八条 分散控制系统机房、工作室应安装足够容量的空调装置，其温度、湿度在一年四季都应符合计算机的使用环境要求，空调进风口应设置在无腐蚀性气体处，并有防尘滤网，房、室内计算机柜下电缆孔都应密封，工作室、机房应有专人负责并制定工作制度。第十九条 热工仪表及控制装置的系统施工图纸的会审应按电力建设工程施工技术管理制度（80）火发字第5号中的有关规定进行。施工前应全面对热工仪表及控制装置系统布置以及电缆接线、盘内接线和端子排接线图进行核对，如发现差错或不当之处103、，应及时提出修改图纸并做好记录，以减少临时变更。第二十条 待装的热工仪表及控制装置应按电力工业未安装设备维护保管规程（SD1/Z901-64）及其他有关规定妥善保管，防止破损、受潮、受冻、过热及灰尘浸污，施工单位质量检查负责人和热工安装技术负责人应对热工仪表及控制装置的保管情况进行监督。凡因保管不善或其他损失造成严重损伤的热工仪表及控制装置，必须上报总工程师并及时通知生产单位代表，确定处理办法。第二十一条 热工仪表及控制装置施工前必须对施工人员进行技术交底，以便科学地组织施工，确保热工仪表及控制装置的安装和调试质量。严禁非专业人员施工、接线。第二十二条 热工仪表及控制装置施工中若发现在图纸审核104、时未能发现的有关设计问题,且设计代表又不在现场时,对于非原则性的设计变更（如二次回路端子排少量变更),可经施工单位热工技术负责人同意和作出记录后进行施工,并在一周内通知设计单位复核追补设计变更手续。对于较大的设计变更,须有设计变更通知方可施工。第二十三条 热工仪表及控制装置系统施工中的高温、高压部件安装及焊接工作,应遵照部颁电力建设施工及验收技术规范(管道篇)（DL503194）、电力建设施工及验收技术规范(火力发电厂焊接篇)（DL5007一92）的规定进行施工和检查验收。第二十四条 热工仪表及控制装置系统的施工质量管理和验收,必须严格贯彻执行电力建设施工技术管理制度和电力建设施工及验收技术规105、范（热工仪表及控制篇)（DL/T 5190.5-2004）。第二十五条 所有热工仪表（包括变送器、补偿导线、补偿盒、测温袋、节流装置、测温元件等)安装前均需进行检查和检定,安装后对重要热工仪表应作系统综合误差测定,并填写热工仪表安装前检定证书和综合误差报告（节流装置填写复核尺寸数据报告)。应根据火力发电厂分散控制系统验收测试规程（DL/T659-2006）和火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程（DL/T772-2004），对DCS/DEH的功能和性能进行全面测试，并达到该规程的要求。所有检定证书和综合误差报告（包括节流装置尺寸复核数据)和竣工图应在机组投入运行时一并移交生产单位，作为热工仪106、表原始技术资料建档存查。严禁将不合格的热工仪表安装使用和投入运行。第二十六条 检定和调试校验用的标准仪器、仪表必须合格,符合等级规定。凡无有效检定证书的标准仪器、仪表不得使用。第二十七条 新装机组热工仪表及控制装置的调试工作由集团公司委托或通过招标确定有资质（火力发电机组调试单位需具备火电调试甲级资质）的调试单位承担。调试单位应参与工程的前期系统设计的审定工作。第二十八条 新装机组在调试前，调试单位应针对机组设备装置的特点及系统配置编制详细的调试措施或方案。第二十九条 新装机组热工仪表及控制装置系统的启动验收应遵照部颁火力发电厂基本建设工程启动验收规程（1996年版）（电建1996159号）及107、火电工程启动调试工作规定进行。有关机组调试的质量验收标准执行原电力部颁火电工程调整试运质量验收及评定标准（1996版）。第三十条 分散控制系统调试结束后,对所有微机内组态信息,应拷贝在磁带、软盘或光盘上,一式两份,并按有关规定妥善保管。工作人员必须备好防静电接地环,并确认可靠接地后,方可在微机架上拔、插模件,模件离开机架后,立即装在专用防静电袋中。在放入静电袋时,不准接触电路,搬运模件必须装入防静电袋进行。备品模件也必须在防静电袋内存放。备品模件的存放条件应符合制造厂规定。第三十一条 机组试运结束后，设计、施工、调试单位应按部颁火力发电厂基本建设工程启动验收规程的有关规定，按时移交有关的技术资108、料、专用工具、备品备件、图纸和施工校验、调试记录、调试总结等。第三十二条 新装机组在进行试生产期间,业主单位负责组织调试、施工、设计及制造等单位进行热控系统功能及性能的深化调（测）试。根据火力发电厂分散控制系统验收测试规程（DL/T659-2006）和火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程（DL/T772 -2004），重点对DCS/DEH的功能和性能进行全面测试，使各项技术指标达到设计要求。要全力做好协调控制系统及AGC的投入工作。第三十三条 试生产期间，电网调度应在安全运行的条件下，首先满足热控系统调试所提出的机组启动及负荷变动的要求，运行人员要全力配合，满足调试需要的各种不同工况要求。109、第三十四条 对于老机组热控系统改造的监督工作可参照本部分内容执行。第五章 运行监督第三十五条 运行中的热工检测仪表及控制装置应符合下列要求：（一）应保持整洁、完好，标志正确、清晰、齐全。跳闸保护装置的接线端子应有明显标志。（二）仪表指示误差应符合精度等级要求，仪表反应灵敏，记录清晰。（三）信号光字牌上的文字正确、清晰，灯光和音响报警正确、可靠。（四）操作开关、按钮、操作器及执行机构、手轮等操作装置，应有明显的开、关方向标志，操作灵活可靠。（五）热控装置用交、直流电源及熔断器应标明电压、容量、用途，并不得作照明电源、动力设备电源及其他电源使用。（六）热控盘内、外应有良好的照明，盘内电缆入口要封堵110、严密、干净整洁。（七）热工仪表及控制装置的电缆、脉冲管路和一次设备，应有明显的名称、去向的标志牌。第三十六条 主要参数仪表、自动调节系统、热控保护系统应随主设备准确可靠地投入运行，未经厂总工程师批准不得退出。主要保护装置若发生故障，必须开具工作票经总工程师批准后迅速处理。保护装置因故障被迫退出运行的，必须采取相应的安全措施，并在24小时内恢复。否则应立即停机、停炉处理。第三十七条 对运行中的热工仪表及控制装置，热控人员必须定期巡检，并做好巡检记录。第三十八条 运行中热工仪表及控制装置，非热工专责人员不得任意调整、拨弄或改动。定值如需更改，必须由有关部门事先提出书面修改申请，经厂总工程师批准后，111、由热工专业人员执行，并通知有关人员验收，经验收确认后方可投入。第三十九条 建立完善的计算机软件组态修改制度，修改前应提出修改申请，经总工程师批准后，由专人进行必要的修改工作，修改结束后提交修改报告并存档。对计算机系统的应用软件应进行定期存盘。第四十条 热工仪表及控制装置在运行中发生异常或故障时，机组运行人员应加强对机组的监控，防止事态扩大，并及时通知热控人员处理并做好记录。第四十一条 热工人员对运行中的热工设备进行试验、检修、消缺处理时，应作好安全措施，并严格执行工作票制度。第四十二条 运行中主要运行数据和曲线应定期保存，记录表纸应注明每天日期。用过的记录纸应注明设备编号、参数名称和记录日期，112、并妥善保管，保存期限至少一个月。遇有反映设备重大缺陷或故障的记录，应及时、完整地收集并保存。第四十三条 未经厂总工程师批准，运行中的热工仪表及控制装置盘面或操作台面不得进行施工作业。第四十四条 主要热工仪表及DAS系统测量参数应进行现场定期校验，其误差应不大于该系统综合误差的23；主汽温度、主汽压力在常用段范围内的误差应不大于该表准确度等级的12。主要热工仪表及DAS系统测量参数，现场抽检每月一次，其数量每台机组不少于5块（点)。第四十五条 自动调节系统应做定期试验，一般在机组大、小修后进行。试验报告中应将试验日期、试验人员、审核人及试验数据填写完整、规范，并附有相应的趋势曲线。试验报告保存三113、个周期备查。主要调节系统的调节品质应不低于附录C的指标。第四十六条 保护系统的传动试验规定（一）机组遇临修或调停等停机机会，距上一次保护传动试验时间超过三个月，则机组启动前进行热工主要保护系统的传动试验。（二）机组遇临修或调停等停机机会，在此期间进行了有关热工保护系统的检修工作，则机组启动前应进行有关系统的保护传动试验。（三）无论何种原因，机组停运时间超过七天，机组启动前进行热工主要保护系统传动试验。（四）在机组大、小修前后进行锅炉安全监控系统的动态（闭环）试验，间隔不得超过三年。（五）保护传动试验报告中应将试验项目、试验方法、试验日期、试验人员、审核人及试验数据填写完整、规范，并保存两次大修114、及其之间的所有记录备查。（六）对于设计有在线保护试验功能的机组，应完善其功能，在确保安全可靠的原则下定期进行保护在线试验。第四十七条 加强DCS系统的管理，对主要外围设备进行定期检查及维护，并设立DCS系统使用、维修、故障记录。第四十八条 自动调节系统投入率是一项综合指标，涉及热控、检修及运行，应分别纳入各部门的考核指标。第四十九条 加强涉网热控设备管理，优化涉网参数调整，不断提高机组控制系统整体设备健康水平，以满足电网对AGC控制的要求。AGC控制的具体指标以及对机组一次调频的要求，按电网调度部门制定的有关规定执行。第五十条 “三率”（完好率、合格率、投入率）是各级监督管理机构考核电厂的重要115、指标之一，电厂有关部门应认真做好统计，每月（季）上报受委托的技术监控管理服务单位。第六章 检修监督第五十一条 热工检测仪表与控制装置的大、小修一般随机、炉检修同时进行。第五十二条 热工设备检修前应编制检修计划和检修定额，所需调试时间厂部应列入检修计划予以保证。主要改进项目应有设计图纸与说明，并经集团公司有关部门组织专家论证认可后方可列人检修计划。各基层发电企业应制订热工设备大、小修标准检修项目和非标准检修项目并统计造册，一般应包括附录F所列内容，严格按检修计划检修，不得漏项。检修、校验均应按有关规程进行，并符合检修工作要求。第五十三条 对隐蔽的热工检测元件（如孔板、喷咀和温度计等）应按计划检修116、周期在机组大修中进行拆装检查。并做好检查记录。第五十四条 检修结束，热控机柜与仪表盘台底部的电缆孔洞必须严密封闭，防尘、防火，必要时复盖绝缘胶皮。第五十五条 检修后，热工车间应严格按有关规程和规定进行分级验收，并对检修质量作出评定。属于主设备的保护与控制装置，应由生技部门组织热工车间与有关车间共同验收。第五十六条 检修后的主要热工仪表，在主设备投入运行前，应进行系统联调，其系统综合误差应符合要求。大修对所有热工系统插件进行检查和校验。小修对主要测量参数、保护系统、自动调节系统的插件检查。第五十七条 检修后的热工自动调节系统在主设备投入运行后应及时投入运行，并进行定期试验，其调节质量应符合附录C117、要求。第五十八条 检修后的顺序控制系统、工艺信号、保护联锁装置，应进行系统检查和传动试验，并做好试验记录。重要的机组保护必须实际传动，确认正确可靠，方可投入运行。每次机组大、小修结束后都必须对机组及辅机的所有热工保护系统进行传动试验。第五十九条 检修、校验和试验记录，更改的图纸和技术资料，应在检修工作结束后十五天内整理完毕归档。第七章 量值传递第六十条 各单位必须严格执行计量法，热工量值传递按1986年经国务院批准执行的（86）水电电生字第37号文水利电力部电测、热工计量仪表和装置检定、管理的规定执行。第六十一条 技术监控管理服务单位应建立省(地区)最高热工计量标准，并对其监控管理服务的基层发118、电企业进行量值传递和监督，对各基层发电企业热工计量标准的建立、配备、管理及其调整提出意见。负责对基层发电企业计量标准及计量检定人员进行考核、认证工作。第六十二条 基层发电企业应建立本企业热工计量标准，负责本单位热工计量仪表的检定。各项标准都必须经上级计量主管部门考核认证，并按有关规定进行计量传递及设备复查。第六十三条 各级标准计量装置的标准器必须按周期进行检定，检定不合格或超周期的标准器均不准使用。第六十四条 从事量值传递的工作人员必须持证上岗，凡脱离检定岗位一年以上的人员，必须重新考核合格后方可恢复工作。第六十五条 热工计量标准试验室的环境条件应符合相应检定规程的要求。第六十六条 基层发电企119、业热工试验室的设施、计量标准装置的配置应执行原电力部颁发的电力行业标准火力发电厂热工自动化试验室设计标准（DL/T5004-2004）。并根据技术的发展，在上级计量部门的统一安排下，提高设备配置水平。第六十七条 基层发电企业更新或新增的计量标准器具，需经上级计量主管部门同意并办理相应的考核认证手续后，方可使用。更新或新增一般工作用计量器具需经本厂主管部门同意。用于现场校验的压力、温度、电流、电压、频率等信号源，按计量标准器具管理。第六十八条 基层发电企业热工计量标准器周期检定计划应按年度制定，提前一个月上报技术监控管理服务单位并经热工标准室审定后正式下达。计划一经下达不得随意拖延或不送检。第六120、十九条 技术监控管理服务单位必须严格执行周检计划，一般的计量标准器的检定应在送检后一个月内完成，不得拖延。对于需进行批量检定的标准器应事先说明，最长不得超过三个月。第七十条 基层发电企业的热工计量室应对其所管辖范围的热工仪表制定周检计划，并按期完成。第七十一条 计量标准装置在使用过程中，依检定规程要求定期进行标准装置的自检试验。对于装置的年稳定性和重复性标准偏差的自检试验，自检周期最长不得超过一年。自检记录要规范并记入标准装置履历表存档备查。第七十二条 暂时不使用的计量标准装置和标准器可报请上级检定机构封存，再次使用时需经上级检定机构检定合格后，方可使用。第七十三条 用于热工计量工作的电测计量121、器具，统一归本单位电测仪表检定机构进行检定。本单位不能检定的，由技术监控管理服务单位进行检定。第七十四条 计量标准试验室应由专人管理，对试验室用标准器、环境条件及检定记录、技术档案等进行统一管理。第七十五条 为了保证各级量值传递的正确性，上一级计量监督管理机构随时可对下级计量检定的情况进行抽查。第七十六条 计量检定工作接受集团公司及地方计量监督部门的监督检查。第八章 技术管理第七十七条 认真贯彻执行技术监督的报告、签字验收、责任处理及告警制度。（一）按规定格式和时间如实上报热工技术监督指标完成情况，重要问题应及时上报；（二）建立和健全热工设备质量全过程监督的签字验收制度。在电力生产与建设的各个122、阶段，对质量不符合规定的设备、材料以及安装、检修、改造等工程，技术监督部门和人员有权拒绝签字，并可越级上报；（三）凡由于监督不当或自行减少监督项目、降低监督指标标准而造成严重后果的，要追究有关领导与当事者的责任；（四）建立技术监督预警制度，对违反监督制度的单位，视情节的严重程度，由主管监督的职能部门向该单位发出预警。第七十八条 加强“二次”回路的技术管理。重要热工保护、自动调节系统的检修工作票，危险点分析要求具体并有针对性，要预见到被检修的设备出现异常可能导致的后果，并有完善的预防措施或处置方案。重要“二次”设备要专门设置人员进行维护等特别措施。第七十九条 应定期对DCS运行情况进行统计分析，123、对运行年久，模件损坏率上升、抗干扰能力下降或不明原因误发信号时应及时对系统进行测试和评估，进行更换、改造或采取其它适当措施。第八十条 DCS接地、屏蔽电缆屏蔽层接地、电源中性线接地、机柜外壳安全接地等四种接地系统对地的绝缘电阻测试、以及接地电极接地电阻值测试数值应满足有关规程、规范技术要求。第八十一条 必须建立针对DCS的防病毒措施。未经测试的各种软件，严禁下载到已运行的系统中使用。禁止使用可移出机房的笔记本电脑等电子设备作为系统维护工具。操作员站的外部接口应封死，且不应具有工程师站的系统维护功能。新建机组168小时结束后以及运行期间应对系统维护员口令进行定期修改。第八十二条 基层发电企业应根124、据防止电力生产重大事故的二十五项重点要求，制定具有可操作性和指导性的热工自动化系统事故的预防和对策，每年“两措”计划要有与此有关的项目。第八十三条 严格贯彻执行国家及行业有关技术监督的方针、政策、法规、标准、规程、制度等。并应结合本单位工作情况制定和执行下列相应的规程制度：（一）适合本单位的热工自动化设备检修、运行、维护规程。（二）试验用仪器仪表管理制度、操作和检定规程。（三）工具、材料、备品备件管理制度。（四）技术资料管理制度（包括图纸、资料、软件的存放、修改、使用、版本更新等）。（五）现场定期试验、校验和抽检制度。（六）模拟量控制系统试验制度。（七）热工保护系统投撤及试验管理制度。（八）热125、工控制系统定值、软件修改、管理制度。（九）热工设备缺陷和事故统计管理制度。（十）施工质量验收规程。（十一）现场巡回检查制度和清洁制度。（十二）检修工作票和验收制度。（十三）热工仪表及控制装置评级统计细则。（十四）热工计量标准器具检定规程（有效期内)。（十五）热工技术监督制度实施细则。（十六）设备质量监督检查签字验收制度。（十七）热工技术监督告警制度。第八十四条 建立健全电力建设和生产全过程的热工设备清册、技术档案和热工记录，并努力作到档案管理规范化、微机化。清册、技术档案和热工记录至少包括以下内容：（一）热工仪表及控制装置设备的清册、台帐及出厂说明书。（二）热工计量标准仪器仪表清册。（三）全厂126、热工检测仪表及控制装置系统图、原理图、实际安装接线图。（四）热工仪表及控制装置电源系统图。（五）主要仪表测点实际安装图。（六）热工常用部件（热电偶保护套管和插座等)的加工图纸。（七）流量测量装置（孔板、喷咀等)的设计计算原始资料及加工图纸。（八）热工设备运行日志。（九）各种技术改进图纸和资料。（十）热工设备缺陷及处理记录。（十一）控制系统设备和装置异常、障碍、事故及热工保护系统动作统计记录。（十二）全厂热工仪表及控制装置检修、检定和试验调整记录。（十三）热工标准仪器仪表维修、检定记录。（十四）备用热工设备及零部件清册。（十五）计算机系统软件和应用软件备份。（十六）热工设备系统配置图、控制原理功127、能块图、逻辑图、实际安装接线图。（十七）DCS/DEH系统故障及死机记录。（十八）I/O清册。（十九）计算机控制系统软件台帐（包括固化软件，每个软件的名称、版本号、创建日期、升级启用时间、应用环境、对应的硬件设备的名称和型号规格及版本号等）。第八十五条 技术监控管理服务单位应建立和健全下列技术档案：（一）所监督的各基层发电企业标准计量器具清册、周期检定情况和记录。（二）所监督的各基层发电企业热控人员清册。（三）所监督的各基层发电企业热工仪表及控制装置“三率”情况及存在问题。（四）所监督的各基层发电企业主要热工仪表及控制装置事故记录分析及改进措施。第八十六条 按照有关规定，建立健全热工技术监督检128、测手段、计量标准与试验室，配备具有相应条件和一定数量的人员从事热工技术监督工作，并保持技术监督队伍的相对稳定。第八十七条 热工技术监督考核指标（一）完好率：包括自动装置完好率和保护装置完好率。（二）合格率：包括主要仪表抽检合格率和计算机数据采集系统测点合格率。（三）投入率：包括热工自动控制系统投入率、保护装置投入率和计算机数采系统测点投入率。“三率”统计办法见附录B。（四）及时、准确地做好热工技术监督考核指标的统计工作，并对各项考核指标完成情况进行分析，按时上报技术监控管理服务单位。（五）为了使各单位考核统计的热工技术监督指标能基本达到统一，根据现有设备情况，凡附录A中所列各种主要热工检测参数129、自动调节系统和保护装置均需参加指标考核统计，应如实填报。（六）各基层发电企业的热工技术监督实行月报制度，报表见附录E 附表（）。报送要求按中国XX集团公司技术监控管理办法执行。（七）新投产机组的热工设备自移交生产之日起，即应统计上报热工技术监督指标完成情况，试生产半年后正式予以考核。第九章 附 则第八十八条 集团公司各上市公司、分公司、省发电公司、各基层发电企业应根据本制度制定符合本单位实际情况的实施细则。第八十九条 本制度由集团公司安全生产部负责解释。第九十条 本制度自发布之日起执行。附录A：发电厂主要热工仪表及控制装置 发电厂主要热工仪表及控制装置系指关系机组热力系统安全、经济运行状态的130、监控仪表、调节、控制和保护装置。各发电厂应根据本厂各机组及热力系统热工仪表及控制装置的实际配备情况,参照下列划分项目对全厂主要热工仪表及控制装置进行统汁造册。A1 主要检测参数A1.1 锅炉方面汽包水位，汽包饱和蒸汽压力，汽包壁温，主蒸汽压力、温度、流量，再热蒸汽温度、压力、主给水压力、温度、流量、直流炉中间点蒸汽温度，直流炉汽水分离器水位，排烟温度，烟气氧量，炉膛压力，磨煤机出口混合物温度，煤粉仓煤粉温度、燃油炉进油压力、流量，过热器管璧温度，再热器管壁温度。A1.2 汽机、发电机方面主蒸汽压力、温度、流量，再热蒸汽温度、压力，各级抽汽压力，监视段蒸汽压力，轴封蒸汽压力，汽机转速，轴承温度，131、轴承回油温度，推力瓦温度，排汽真空，排汽温度，调速油压力，润滑油压力，供热流量，凝结水流量，轴承振动，发电机定子、转子冷却水流量，轴向位移指示，差胀，汽缸膨胀，汽缸与法兰螺栓温度，发电机定子线圈及铁芯温度、发电机氢气压力。A3 辅助系统方面除氧器蒸汽压力，除氧器水箱水位，给水泵润滑油压力，高压给水泵轴承温度，热网送汽、水母管水温度、流量、压力以及公用系统的重要测量参数。A2 主要自动调节系统协调控制，自动发电控制（AGC）、一次调频、汽包水位控制，主汽温度控制，再热器温度控制，主汽压力控制，送风控制，吸风控制，汽轮机转速、负荷控制，直流锅炉中间点温度控制，汽机轴封压力控制，汽机旁路控制，汽机凝132、汽器水位控制，高、低压加热器水位控制，除氧器压力及水位控制，一次风压控制，磨煤机负荷、温度控制（直吹系统）。A3 主要热工保护系统A3.1 锅炉方面总燃料跳闸（MFT）保护（包括：炉膛火焰保护，燃料全停保护，送风机全停保护，引风机全停保护，空气予热器全停保护，给水泵全停保护，通风量低于25%或30%保护，一次风机全停保护等），炉膛压力保护，饱和蒸汽压力保护，过热蒸汽压力保护，再热器失去保护，再热器压力保护，再热器汽温高保护，手动紧急停炉保护，汽包水位保护，燃油雾化介质压力低保护，直流炉断水、分离器水位保护，机跳炉保护等。A3.2 汽机、发电机方面汽机轴向位移保护，汽机超速保护，润滑油压保护，凝133、汽器真空(背压)保护，高压加热器水位保护，抽汽逆止门保护，汽机旁路保护，水内冷发电机断水保护，汽机轴系振动保护，汽轮机防进水保护，发电机密封油差压低保护，发电机氢温高保护，炉跳机保护，发电机跳闸保护等。A3.3 重要的辅机重要辅机保护是指由于该设备保护动作，可能造成机组跳闸或骤减负荷的辅机保护。例如：电、汽动给水泵各项保护，送、引、一次风机、空预器各项保护等。A4 主要顺序控制系统点火顺序控制，吹灰顺序控制，定期排污顺序控制，送、引、一次风机及其油泵站顺序控制，制粉系统顺序控制，磨煤机油泵站顺序控制，空气预热器间隙控制，凝汽器胶球清洗顺序控制，调速电动给水泵顺序控制。附录B：热工仪表及控制装置134、三率统计办法B1 完好率 一、二类自动装置总数自动装置完好率= -100%全厂自动装置总数一、二保护装置总数保护装置完好率= -100% 全厂保护装置总数 B2 合格率 主要仪表（测量参数）抽检合格总数主要仪表（测量参数）抽检合格率= -100% 全厂主要仪表（测量参数）抽检总数 抽检合格点总数计算机数采系统测点合格率= -100% 抽检点总数B3 投入率B3.1 自动控制系统投入总数热工自动控制系统投入率= -100% 全厂自动控制系统总数B3.1.1 全厂热工自动控制系统总数统计。其中AGC、一次调频各按一套计算；协调系统按4套（机跟炉、炉跟机、以机跟炉为基础的协调方式、以炉跟机为基础的协135、调方式）统计，主蒸汽压力不再另算，若没有设计协调系统，主蒸汽压力系统按一套计算。给水调节系统每台调速泵作为一套系统并加调节门系统套数作为总套数。送风、引风、一次风压调节各算两套，有氧量校正的送风调节系统算三套。主蒸汽温度调节系统按喷水调节门数量计算系统套数。再热蒸汽温度调节的摆动火嘴或烟气挡板按一套计算，再热蒸汽正常或事故喷水，如甲乙侧主信号分开调节按两套计算，否则算一套系统。汽机电调控制系统按转速控制、负荷控制两套计算。对于中储式制粉系统每组给粉机均算一套系统。其他简单调节系统套数按执行机构的数量计算。B3.1.2热工自动控制系统投运标准为：调节品质满足考核标准（附录D）的要求且投运时间超过136、主设备运行时间的80。B3.2 保护装置投入总数保护装置投入率= -100% 全厂保护装置总数 总燃料跳闸保护（MFT）按设计跳闸条件数统计套数。B3.3 实际使用数采系统测点数计算机数采系统测点投入率= -100% 设计数采系统测点数附录C：热工仪表及控制装置主要考核指标C1 机组在试生产期及大修结束后（无试生产期的则在机组整套启动试运移交后），热控装置应满足以下质量标准。C1.1 热工监督“三率”指标应达到如下要求。主要仪表(测量参数)合格率为100。保护投入率为100自动调节系统应投入协调控制系统，投入率不低于95(有DCS的机组)。计算机测点投入率99，合格率99。C1.2 有关热控系137、统应满足如下要求。数据采集系统（DAS）设计功能全部实现。顺序控制系统（SCS）应全部投运且符合生产流程操作要求。炉膛安全监控系统（FSSS）应全部投运且动作无误。汽轮机电液调节系统（DEH，MEH）应全部投运且动作无误。旁路控制系统（BPS）具备投运条件。自动调节系统应满足如下功能：协调控制系统各种运行方式的切投功能正常。机组负荷指令闭锁功能正常。机组自动减负荷功能正常。机组迫升、迫降功能正常。如设计有其它特殊功能要求（如快速切负荷、自动发电控制、一次调频）应按设计要求或按有关规定考核。C2 自动调节系统调节品质指标调节品质考核应在机炉协调方式下进行，其静态（负荷变动率99%以上，主要测点系138、统综合误差(暂定)符合D1.3规定。D2.4.1.2计算机的数据采集系统装置的CRT屏幕显示数据，画面应稳定清晰，带信号动作正确，面切换响应时间应符合设计要求。D2.4.1.3计算机的数据采集系统装置及其附属设备完整无缺，打印机动作灵活，打字清晰，时间制表准确。D2.4.1.4计算机的数据采集系统的事故顺序记录（SOE）分辨率应符合要求，动作程序准确。D2.4.1.5计算机的数据采集系统的数据处理和性能计算准确。D2.4.1.6计算机的数据采集系统装置机柜内，输入输出信号二次线路排列整齐，铭牌正确，孔洞严密。D2.4.2二类D2.4.2.1计算机的数据采集系统测点投入率98%99%者。D2.4139、.2.2计算机的数据采集系统主要测点有个别点超出评级原则D1.3规定，经调校后能符合规定要求。D2.4.2.3计算机数据采集系统装置的打印机和操作系统单元内有个别部件有一般缺陷，但不影响数据采集系统的正常使用要求。D2.4.2.4其他均能符合一类设备标准。D2.4.3三类不能达到二类设备的计算机数据采集系统装置者。附录E：热工仪表及控制装置合格率、投入率统计报表附表1：表热工设备状态汇总表企业名称： 填表日期：年月项目机组号数采系统自动调节系统保护装置合格率投入率）投入率完好率投入率完好率 #1机组 #2机组 #3机组 #4机组总工程师： 生技部门： 车间： 填表人： 表： 锅炉热工自动装置完140、好、投入数量统计表企业名称： 填表日期：年月汽包水位主汽温度主汽压力吸风送风一次风再热汽温协调控制AGC一次调频磨煤机其他小计实际自动装置套数投入自动装置套数完好自动装置套数自动装置完好率自动装置投入率总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：表： 汽机热工自动装置完好、投入数量统计表企业名称： 填表日期：年月转速控制负荷控制除氧器压力除氧器水位凝汽器水位高加水位低加水位轴封压力汽机旁路其他小计实际自动装置套数投入自动装置套数完好自动装置套数自动装置完好率自动装置投入率总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：表： 锅炉热工保护装置完好、投入数量统计企业名称： 填表日期：年月 炉膛火焰保护燃料全停141、保护送风机全停引风机全停空预器全停给水泵全停总风量低一次风机全停炉膛压力汽包水位饱和蒸汽压力保护过热蒸汽压力保护再热蒸汽压力保护再热器保护燃油快关燃油雾化介质压力低直流炉断水分离器水位保护手动紧急停炉机跳炉保护再热器失去保护其他总计安装套数实际投入套数完好套数正确动作次数误动次数拒动次数总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：表： 汽机、发电机热工保护装置完好、投入数量统计企业名称： 填表日期：年月 汽机超速润滑油压底真空低轴向位移大差胀大高加水位抽汽逆止门旁路系统轴系振动汽机防进水保护密封油差压低发电机断水发电机主保护发电机氢温高炉跳机保护手动紧急停机其他总计安装套数实际投入套数完好套数正确142、动作次数误动次数拒动次数总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：表： 热工保护装置投入情况统计表(重要辅机)企业名称： 填表日期：年月 电动给水泵保护汽动给水泵保护送风机保护引风机保护一次风机保护空预器保护其他总计安装套数实际投入套数完好套数正确动作次数误动次数拒动次数总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：表： 热工主要检测参数(锅炉)合格率统计表企业名称： 填表日期：年月机炉编号#1炉#炉#炉#炉炉状况主要参量安装投入完好合格安装投入完好合格安装投入完好合格安装投入完好合格汽包水位汽包蒸汽压力汽包壁温主蒸汽压力主蒸汽温度主蒸汽流量再热蒸汽压力再热蒸汽温度主给水压力主给水温度主给水流量给水母143、管压力给水母管流量排烟温度烟气氧量炉膛压力磨煤机出口混合物温度煤粉仓煤粉温度燃油进油压力燃油进油流量燃油温度过热器管壁温度再热器管壁温度总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：表： 热工主要检测参数（汽机、发电机）合格率统计表企业名称： 填表日期：年月机炉编号 #1炉 #炉 #炉 #炉总计状况主要参量安装投入完好合格安装投入完好合格安装投入完好合格安装投入完好合格主蒸汽压力主蒸汽温度主蒸汽流量再热蒸汽压力再热蒸汽温度各级抽气压力监视段蒸汽压力轴封蒸汽压力汽机轴承温度轴承回油温度推力瓦温度排气真空排汽温度调速油压力润滑油压力汽机转速轴承振动轴向位移指示差胀汽缸膨胀汽缸与法兰螺栓温度凝结水流量发电144、机定子冷却水流量发电机定子线圈温度发电机定子铁芯温度总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：表： 热工主要检测参数（辅助系统）合格率统计表企业名称： 填表日期：年月机炉编号 #1炉 #炉 #炉 #炉总计状况主要参量安装投入完好合格安装投入完好合格安装投入完好合格安装投入完好合格除氧器蒸汽压力除氧器水位给水泵轴承温度给水泵润滑油压力合 计总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：附表： 热工技术监督月报表电厂：_ 年 月自动投入率： %保护投入率： %主要检测参数合格率： %数采系统测点投入率： %本月保护定期试验的项目及情况：本月未投入的自动系统、保护装置的名称和原因：保护动作情况：设备重大异常145、及事故的发生过程、原因分析及处理措施： 设备名称： 发生时间： 过程、原因及处理措施：总工程师： 生技部门： 热工车间： 填表人： 填表日期：附录F：热工仪表及控制装置检修项目F1 小修标准检修项目F1.1 主要检测参数显示仪表、控制柜输入插件和变送器的检修、调校和易损件更换。F1.2 主要热工信号及保护一次元件整定值调校、核对。机组启动前对所有热工保护系统传动试验。F1.3 电动执行机构减速箱油位检查及补油。F1.4 机柜、台盘、接线端子箱内部清扫卫生，控制柜滤网、风扇清理检查，电缆接线整理，紧螺丝。F1.5 仪表管路、阀门吹扫及紧接头。F1.6 微机控制系统的编程软件核对，备份磁盘拷贝、刷146、新，CRT显示器、键盘、鼠标、打字机清扫卫生及更换易损件。F1.7 电源系统检查，并做好记录。F1.8 DCS系统主要功能试验（例如：控制器、电源冗余切换试验，报警试验等），并做好记录。F2 小修非标准项目F2.1 中、小型设备改造或优化改进项目。F2.2 未到检修期，但已超差或损伤的热控装置检修、调校。F2.3 老化的电缆、腐蚀的仪表管路更换、敷设。F3 大修标准项目F3.1 所有显示仪表、变送器和控制柜输入/输出插件的检修、调校和易损件更换。F3.2 所有主要参数检测装置、调节系统、保护装置、热工信号的一次元件检修、调校及其整定核对。F3.3 所有电、气动执行机构解体清洗，磨损情况检查，易147、损件更换及加注新润滑油。F3.4 所有操作开关和按钮解体检查，接点清洗。.F3.5 所有主要保护继电器、微机控制系统、输入/输出继电器接点烧损情况检查。动作电压及释放电压测试。F3.6 隐蔽的热工检测元件(如：孔板，喷嘴，温度计保护套管，推力瓦块温度元件，轴向位移、相对膨胀、转速等探头)解体检查其磨损情况，并做好记录，归档保存。F3.7 机柜、台盘、接线端子箱内部清扫卫生，控制柜滤网、风扇清理检查，电缆接线整理，紧螺丝。F3.8 仪表管路、阀门吹扫及紧接头，重要仪表取源管路系统进行严密性试验。F3.9 微机控制系统编程软件核对，备份磁盘拷贝、刷新。F3.10热控保护装置、程序控制装量、大/小汽148、机电调装置等的全功能模拟传动试验检查，尤其对机组异常工况才使用的功能应着重检查，并做好记录。F3.11 热工信号装置传动检查，并做好记录。F3.12 热工专用电源系统检查、试验，并做好记录。F3.13 DCS系统全部功能试验，并做好记录。F4 大修非标准检修项目F4.1 重大设备改造及优化改进，技术更新项目。F4.2 老化电缆更换或腐蚀的管路、阀门更换。F4.3 运行中遗留的重大设备缺陷消除。附件4：中国XX集团公司火电金属技术监督制度第一章 总 则第一条 为保证中国XX集团公司（以下简称集团公司）火力发电厂金属技术监督范围内各种金属部件的运行安全和人身安全，根据DL438火力发电厂金属技术监149、督规程和中国XX集团公司技术监控管理办法，制订本制度。第二条 金属技术监督是电力生产、建设过程中技术监督的重要组成部分，是保证火力发电厂安全生产的重要措施，要从设备设计、选型、制造、安装、调试、试运行、运行、停用、检修、设备改造等各个环节进行全过程技术监督和技术管理。第三条 金属技术监督的目的是通过对受监部件的检测和诊断，及时了解并掌握设备金属部件的质量情况和健康状况，防止由于选材不当、材质不佳、焊接缺陷、运行工况不良、应力状态不当等因素而引起的各类事故，减少非计划停运次数，保证人身安全，提高设备安全运行的可靠性，延长设备的使用寿命。第四条 金属技术监督要依靠科学进步，采用和推广成熟、行之有效150、的新技术、新方法，不断提高金属技术监督的专业水平。第五条 金属技术监督必须贯彻“安全第一、预防为主”的方针，坚持“关口前移、闭环管理”的原则，实行专业监督与群众监督相结合的方法，实行全过程监督。第六条 本办法适用于集团公司各上市公司、分公司、省发电公司，各基层发电企业，技术监控管理服务单位。第二章 金属技术监督的任务第七条 做好受监范围内各种金属部件在设计、制造、安装和检修过程中的材料选型、制造质量、焊接质量、部件质量监督以及相应的金属试验工作。第八条 检查和掌握受监部件服役过程中金属部件受力状况、组织变化、性能变化和缺陷发展情况。如发现问题，及时采取防爆、防断、防裂措施。对调峰运行的机组，其151、重要部件应加强监督。第九条 掌握受监范围内管道长期运行后的应力状态和支吊架全面检查的结果。第十条 参加受监金属部件事故的调查和原因分析，总结经验，提出处理对策，并督促实施。第十一条 参与焊工培训考核工作，加强焊接管理。第十二条 参与新机组的材料选型、设备监造和老机组更新改造工作，参加带缺陷设备和超期服役机组的安全评估、寿命预测和寿命管理工作。第十三条 采用先进的诊断或在线监测技术，以便及时、准确地掌握和判断受监金属部件寿命损耗程度和损伤状况。第十四条 建立和健全金属技术监督档案。第三章 金属技术监督机构与职责第十五条 为了保证技术监控管理的系统性、专业性和统一性，集团公司成立技术监控管理领导小152、组，下设技术监控管理办公室。集团公司技术监控管理工作实行四级管理：第一级为集团公司本部；第二级为上市公司、分公司、省发电公司；第三级为各技术监控管理服务单位；第四级为各基层发电企业。第十六条 集团公司成立以总工程师或副总经理为组长的技术监控管理领导小组，下设技术监控管理办公室。技术监控管理办公室由集团公司安全生产部和工程管理部有关人员组成，共同管理集团公司的技术监控工作。各上市公司、分公司、省发电公司应成立以总工程师或副总经理为组长的技术监控管理领导小组，下设技术监控管理办公室。技术监控管理办公室由上市公司、分公司、省发电公司安全生产部和工程管理部有关人员组成，共同管理本公司的技术监控工作。技153、术监控管理服务单位，应由该单位技术总负责人负责，对集团公司委托的基层发电企业实施技术监控管理和服务工作。各基层发电企业总工程师或生产副厂长（副总经理）是本企业技术监控管理第一责任人，负责技术监控管理的领导工作。第十七条 集团公司技术监控管理领导小组的主要职责（一）贯彻执行国家有关金属技术监督的方针政策、法规、标准、规程、制度等。（二）组织制订集团公司技术监控管理工作规划和年度工作计划。（三）组织编写并审定、批准集团公司技术监控管理规程、标准、制度、规定、技术措施等。（四）组织并参加因技术监控管理不力而发生的重大事故的分析调查和处理工作，制定反事故措施，对技术监控管理的重大问题做出决策。（五）监154、督与指导集团公司系统技术监控管理工作，协调解决集团公司系统技术监控管理工作各方面的关系，对基层发电企业技术监控管理工作进行检查和考核。（六）建立集团公司技术监控管理网络，定期召开技术监控管理领导小组会议，组织召开集团公司技术监控管理工作会议，总结、交流和推广技术监控管理的工作经验和先进技术。（七）组织对新建或重大技术改造工程的设计审查、设备选型、监造、安装、调试、试生产阶段的技术监控管理和质量验收工作。（八）组织开展集团公司系统重点技术问题的培训，解决共性和难点问题。第十八条 各上市公司、分公司、省发电公司技术监控管理领导小组的主要职责（一）负责贯彻执行集团公司的有关技术监控制度、规定、标准和155、管理办法，制定本公司技术监控管理实施细则，并按要求组织实施。（二）负责建立本公司技术监控管理网，负责与相关的技术监控管理服务单位签订“技术监控委托管理框架协议”，并组织所属和所管理基层发电企业与相关的技术监控管理服务单位签订“技术监控管理和技术服务合同”。（三）负责审核所属和所管理企业技术监控管理工作的规划和年度计划。（四）负责监督、检查、指导所属和所管理企业技术监控管理工作开展情况并协调与技术监控服务单位关系。（五）负责重点技术监控整改项目的落实情况。（六）参加重大事故的调查分析和处理工作。（七）负责对本公司及所属和所管理企业技术监控管理工作进行检查和考核。（八）监督、指导、协调所属和所管理156、企业的技术监控管理工作。（九）每年召开一次本公司技术监控管理工作会议。第十九条 技术监控管理服务单位在集团公司技术监控管理领导小组的领导下开展各项工作，根据技术监控管理服务合同具体负责集团公司委托的基层发电企业的技术监控管理工作，其主要职责有：（一）认真贯彻执行国家和集团公司金属技术监控管理的政策、规程、标准、制度、技术措施等。（二）建立集团公司委托的基层发电企业的金属技术监控管理网络。（三）与集团公司委托的基层发电企业共同制定金属技术监控管理工作规划与计划；定期对集团公司委托的基层发电企业进行金属技术监控管理工作检查，对存在的问题进行研究并提出采取的对策。（四）参加集团公司委托的基层发电企业157、因金属技术监控管理不力而发生的重大事故调查分析。（五）对集团公司委托的基层发电企业的金属技术监控管理人员进行培训、考核等。（六）组织召开集团公司委托的基层发电企业的金属技术监控管理专业工作会议，总结、交流和推广技术监控管理的工作经验和先进技术。参加集团公司组织召开的全系统金属技术监控工作会议，并对服务对象的技术监控管理工作进行全面分析。（七）受委托参加在建工程的设计审查、设备选型、监造、安装、调试、试生产阶段的金属技术监督和质量验收工作。第二十条 基层发电企业技术监控管理的主要职责各基层发电企业是发电设备的直接管理者，也是实施技术监控管理的执行者，对技术监控管理工作负直接责任。各基层发电企业应158、成立以总工程师或生产副厂长（副总经理）为组长的技术监控管理领导小组，具体全面负责管理本企业的金属技术监控管理工作。建立本企业的三级技术监控管理网，即建立厂（公司）、设备管理部门、车间或班组的三级技术监控管理体系。其各级职责如下：（一）火力发电厂金属技术监督专职工程师的职责1协助总工程师组织贯彻上级有关的金属技术监督规程、条例、标准和制度及相关文件，督促检查本企业金属技术监督实施情况。2组织制定本企业的金属技术监督规章制度和实施细则，编写年度金属技术监督工作计划和年度工作总结。3参加本企业有关会议，如：大（小）修项目的制订会、检修承包单位招标会、协调会、总结会、事故分析与缺陷处理的研究会议等。4159、汇总审核本企业金属技术监督范围内相关专业提出的检修或安装过程中的金属技术监督检测项目，并在检修或安装过程中监督、协调执行。5参与本企业焊接、热处理的管理工作，负责焊接、热处理技术人员的培训、取证和焊接热处理工艺的制订，定期对焊材库进行监督检查。6对于本企业金属技术监督检验过程发现的超标缺陷提出处理建议，协助主管领导落实处理措施。7及时向集团公司和受委托的技术监控管理服务单位呈报本企业金属监督月报、大修金属技术监督项目表、大修工作总结、事故分析报告、有关技术资料和其它专题报告。8参加本企业有关金属技术监督部件的事故调查以及反事故措施的制订。9负责组织本企业的金属技术监督活动。10组织建立本企业健160、全金属技术监督档案。（二）火力发电厂金属试验室的职责1协助本企业有关部门做好监督范围内的钢材、备品备件的管理工作，坚持钢材入库检验及备品备件验收制度，并参与对热处理和焊接质量进行监督。2配合本企业金属技术监督专职工程师建立、健全和保管金属技术监督档案。3负责本企业金属检验工作。4出具正确规范的检验报告。5落实年度工作计划，做好年度工作总结。第四章 监督范围与内容第二十一条 监督范围（一）工作温度大于等于450的高温承压金属部件（含主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道、过热器管、再热器管、联箱、阀壳和三通），以及与主蒸汽管道相联的小管道。（二）工作温度大于等于435的导汽管。（三）工作压力大于等于3.8161、2MPa的锅筒。（四）工作压力大于等于5.88MPa的承压汽水管道和部件（含水冷壁管、省煤器管、联箱和主给水管道）。（五）300MW及以上机组的低温再热蒸汽管道。（六）汽轮机大轴、叶轮、叶片和发电机大轴、护环、风扇叶。（七）工作温度大于等于400的螺栓。（八）工作温度大于等于435的汽缸、汽室、主汽门。（九）设计温度大于450或工作压力大于等于5.88MPa，起连通、测量、排放和取样等作用的抽（排）汽管、疏放水管、加药管、再循环管、蒸汽取样管、仪表管、联络管、蒸汽吹灰管和锅炉底部加热管道。第二十二条 金属部件的监督（一）金属技术监督试验的项目、方法和标准，应按照DL438火力发电厂金属技术监督162、规程、相应的国家和行业标准执行。若目前尚无相应的国家、行业标准时，可参照制造厂或有关科研试验单位的技术标准执行。（二）凡从国外进口的热力设备、金属部件和备品备件、钢材或其他金属材料的试验与验收工作，应按合同规定的有关标准进行。（三）凡金属技术监督的重要部件鉴定数据低于标准及采用代用材料时，应请示上级有关部门，经审批后再决定其能否继续使用或更换，并应记录归档,修改图纸或在图纸上注明。（四）设备监造及验收中的金属技术监督工作，应按DL438火力发电厂金属技术监督规程、DL/T586电力设备用户监造技术导则、DL612电力工业锅炉压力容器监察规程、DL647电站锅炉压力容器检验规程和国家、行业及有关163、标准进行。对于进口机组的施工与验收项目，在合同中应有明确规定，且不得低于国内相关技术标准要求。当与国内相关技术标准要求相抵触时，必须上报上级主管部门批准。（五）凡涉及焊接的工作，则应按DL/T869火力发电厂焊接技术规程及建质火电施工质量检验及评定标准（焊接篇）进行。第二十三条 金属材料的监督（一）物资供应部门要加强对钢材、焊接材料、备品备件的管理工作，并应设置专职人员负责此项工作。（二）受监的钢材、焊接材料必须符合国家标准或行业标准，进口的金属材料、焊接材料必须符合合同规定的有关的技术标准，且须有商检合格文件。（三）受监的钢材、焊接材料以及备品备件应备有国家认可的质量合格证或质保书，并应标明164、钢号、化学成份、机械性能等项试验数据并提供金相检验、无损探伤结果以及热处理工艺等，并应有制造技术标准说明。当缺少原始资料时，物资管理部门应主动委托有资格的检验单位进行试验。（四）受监的钢材、焊接材料以及备品备件入库前应通知金属技术监督部门按照相应的标准、规程，进行入厂检验。合金钢部件、焊接材料、备品备件使用前都应交金属技术监督部门进行光谱试验以核对材质，避免错用。（五）凡金属技术监督范围内的部件采用代用材料时，须有必要的报批手续，经金属技术监督部门同意并报有关领导批准后方能代用。代用材料应做好详细记录并存档，同时应相应修改图纸或注明。（六）各单位应建立严格的钢材、焊接材料、备品备件的质量验收、165、保管和领用制度，并应设置专人负责此项工作。第二十四条 电力建设施工过程中的金属技术监督（一）基建工程项目部应设专职金属监督工程师负责电力建设施工全过程（设计、制造、安装、调试）中的金属技术监督工作，金属监督工程师应为热能动力工程、金属材料或焊接专业具备中级职称的技术人员，且应持有相关专业资质证书。（二）基建安装前，应对金属技术监督范围内的所有部件的材质理化性能（化学成份、机械性能、金相组织、热处理情况）、无损探伤及焊接接头检验等的技术资料或合格证明书进行核查，并进行质量复检抽查，以确保设备安全可靠。进口管材应符合合同规定的有关技术标准外，还需有商检合格文件。检验工作依据相应的标准、制度执行，检166、验结果应随工程资料移交建设单位，发现重大问题时应上报主管部门备案。（三）主蒸汽管道要按设计要求安装监视段和蠕胀测点、切割原始段，并与建设单位一起进行投产前蠕胀测点原始数据的测量工作，其监督工作按DL438火力发电厂金属技术监督规程有关条文执行。（四）所有监督范围内的高温紧固螺栓，在安装前应进行无损探伤、光谱分析及硬度检查和必要的金相组织抽查，不符合标准要求的螺栓不得进行安装。（五）新机组投产前生产单位应要求基建单位移交下列资料：1金属技术监督范围内的合金钢部件及代用材料的技术资料（化学成份、机械性能、无损检测、金相组织及照片、热处理规范）和基建过程中加工配制的部件钢号检验等试验报告。2主蒸汽管167、道及高温再热蒸汽管道单线立体布置图及安装竣工图。3主蒸汽管道及高温再热蒸汽管道焊口施工工艺，与焊口位置编号相对应的无损探伤结果，弯管实测壁厚、金相组织及照片、硬度、不圆度，以及管系部件三通、阀门、支吊架等技术资料。4主给水管道和过热器、再热器及其它受热面管子焊口无损探伤结果与示意图或系统图。5主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道、集汽联箱、导汽管的蠕胀测点和监视段的分布，以及原始蠕变测量、割管记录与试验数据。6. 主蒸汽管道、再热蒸汽管道、主给水管道、高低压旁路管道与启动旁路管道首次试投运时，在蒸汽温度达到额定值8小时后，应对所有的支吊架进行一次目视检查，对弹性支吊架荷载标尺或转体位置、减振器及阻尼器168、行程、刚性支吊架及限位装置状态进行一次记录。发现异常应分析原因，并进行调整或处理。7机炉外管道台帐，含焊口和支吊架布置位置的立体管线图，机炉外管的设计规格、材质，机炉外管道焊口焊接质量检验报告及168试运时机炉外管支吊架检查记录。8电力建设施工过程中采用的新材料、新工艺、新技术等资料。9与金属技术监督有关的设备缺陷及处理情况资料。10其它部件的检验记录。第二十五条 火力发电厂机组检修过程中的金属技术监督（一）严格按照标准、规程、制度、导则及相关文件等的要求，在检修前应制定金属检验项目一览表或检验方案，不缺项，不漏项。（二）对于小管检修焊口检验，应坚持100%射线检验的原则。（三）加强对老机组、169、老设备的监督与检验工作，根据相关标准、规程、导则及制度，及时开展设备普查、寿命评估及更换工作，保证机组的安全运行。（四）应定期检验支吊架和位移指示器的工作状况，特别要注意机组启停前后的检查，发现松脱、偏斜、卡死或损坏现象时，及时调整修复并做好记录。300MW及以上机组运行3至4万小时，100MW及以上机组运行8至10万小时后，应结合每次大修对管道支吊架进行全面检查，对有异常情况时，应进行处理并调整，对发现大量问题或严重影响管道安全运行时，应安排管系应力分析和整体调整。（五）进一步加强锅炉、压力容器及承压管道定期检验中的金属检验工作。（六）主蒸汽、热段管道高合金钢管（如F11、F12和P91等）170、异种钢焊接接头及接管座焊接接头，运行5万小时，进行无损探伤，以后检查周期为3-5万小时。（七）火力发电厂在役机组的金属技术监督重点项目，见附录一。（八）电厂运行人员应严格遵守运行操作规程，严禁超温、超压运行，一旦发生超温超压时要做好记录；启动与运行中应严格执行暖管及疏水措施。运行人员应加强对高温高压设备的巡视，发现异常情况应及时报告和做好相应处理。运行中严防水、油渗入部件的保温层中，保温层破裂或脱落时应及时修补。第二十六条 焊接质量的监督（一）属于金属技术监督范围内的锅炉、汽机承压管道和部件以及重要转动部件、压力容器的焊接工作，必须由按DL/T679焊工技术考核规程和国质检锅锅炉压力容器压力管171、道焊工考试与管理规则考试合格的焊工担任，并做好相应的记录。（二）金属技术监督范围内的管道与部件在焊接前，必须制订焊接、热处理工艺等技术措施，待审批后，方可进行焊接，重要部件及新材料的焊接技术措施，应报受委托的技术监控管理服务单位备案。同时，焊前还应进行练习及允许性考试。焊接工作应按DL/T869火力发电厂焊接技术规程和DL438火力发电厂金属技术监督规程中有关规定进行。（三）凡金属技术监督范围内的部件所用的焊接材料必须有质量保证书或经过鉴定确系合格品才能使用，禁止使用生锈的焊条、焊丝及药皮变质、剥落的焊条。不允许使用未经鉴定的电石气和纯度不合格的氩气。（四）根据DL/T679焊工技术考核规程，172、各单位应建立相应的焊工培训机制，进行焊工技术培训工作。各单位按规定应定期进行焊工考试，焊工培训考试委员会应有金属专业人员参加。金属专业人员要协助有关部门做好焊工培训考试以及焊接技术管理工作，并负责焊工考试的质量检验工作。（五）准确掌握焊工的资格情况和技术水平，加强对焊工实际操作的监督和考核，提高焊接一次合格率，保证焊接质量。对于水冷壁管、省煤器管、再热器管、过热器管的检修焊口，如果焊口射线检验一次合格率低于90%，应停止该焊工的工作，进行培训。（六）对制造厂焊接的焊口，应先核对合格证件，并做好外观检查。受热面管子安装前还应切取试样进行试验，如系机械方法焊接，则应按每种材质、规格、焊接方法分别切173、取试样二个；如系手工方法焊接，亦应按每种材质、规格并尽可能按每个焊工分别切取二个试样进行试验。当检验不合格时，要加倍切取试样做试验，如仍不合格，则应通知制造厂并报上级研究处理。（七）外委加工的金属技术监督范围内的部件，要求承包单位必须由按DL/T679焊工技术考核规程考试合格的焊工焊接，焊口应按DL/T869火力发电厂焊接技术规程进行质量检验，工作完成后应有焊接技术记录和检验报告，否则应按规定重新检验。第二十七条 锅炉受热面四管的监督（一）锅炉受热面管在使用前电厂应进行100%合金钢光谱检验、涡流检验和壁厚检测，避免因管子存在制造超标缺陷或壁厚低于设计最小壁厚造成爆管事故。（二）对于新建机组过174、热器、再热器在制造过程中应派有资质的检验人员到现场对钢管材质（TP347H、TP304、T91等）的入厂检验、机械性能、金相分析、焊接工艺、无损检验和热处理情况等技术资料进行核查；奥氏体不锈钢弯管后应进行固溶处理。（三）锅炉在安装过程中，应对所有联箱进行内窥镜检查；在锅炉启动吹管后，应对所有联箱割手孔进行内窥镜检查，防止异物堵塞造成受热面爆管。（四）加强吹灰管理，应通过试验和观察来确定锅炉受热面吹灰的周期。应防止吹灰器漏汽、漏水或吹损受热面。（五）锅炉结渣时，应及时进行吹灰和清除，防止形成大渣块掉落砸坏冷灰斗水冷壁管。（六）加强对过热器、再热器管壁温度的监测，实事求是地做好记录，发现超温应及时175、分析原因，并尽可能从运行调整着手解决超温问题。（七）锅炉受热面管壁厚度应无明显减薄，必要时应测量剩余壁厚；剩余壁厚应满足强度计算所确定的最小需要壁厚。一般情况下，对于水冷壁、省煤器、低温段过热器和再热器管，壁厚减薄量不应超过设计壁厚的30%；对于高温段过热器管，壁厚减薄量不应超过设计壁厚的20%。（八）立式过热器、再热器下部弯头内应无明显氧化产物沉积；对于材质为奥氏体不锈钢的过热器管和再热器管，一般在投运初期和运行35万小时后可采用无损检测方法检查过热器、再热器下部弯头的氧化产物沉积情况，必要时应割管检测腐蚀产物沉积量并对垢样进行分析。（九）运行5万小时后，应对与奥氏体不锈钢连接的异种钢接头进176、行外观检查，并做10%比例无损检测抽查，必要时割管做金相检查。（十）上市公司、分公司、省发电公司应每年召开一次防锅炉四管爆漏会议，对防磨防暴工作进行总结，分析存在的问题，制定下一阶段工作计划和重点。各火电厂每年12月10日前制订下年度防锅炉四管爆漏计划并报上级公司，下年度元月20日前向集团公司上报上年度防锅炉四管爆漏总结。各电厂应每半年召开一次防锅炉四管爆漏会议，生产副厂长（或副总经理）和总工参加会议。第二十八条 机炉外管道的监督（一）在基建阶段，安装单位应对机炉外小管进行二次设计，建设单位应组织审查设计技术资料。（二）对机炉外小管合金钢管的材质、规格进行100复核和无损检验抽查，对一次门前的177、新焊缝进行100射线探伤，对一次门后的新焊缝进行不少于25的超声波探伤或射线探伤抽查。（三）疏水、排污、取样管子（介质压力4MPa）设有一次门和二次门时，一次门前后管子的材质、规格应一致。（四）在安装完成后，安装单位应向建设单位提交机炉外管道台帐，机炉外管道设备台帐至少应包括以下明细：系统名称、安装部位、管道（及阀门）、规格及长度、弯头数量及位置、使用材质、焊口数量及位置。（五）对于易被冲刷减薄的高、低加疏水管弯头及弯头后适当长度的直管段，宜选用不锈钢材料管道。减薄量已超标的碳钢材料管道应更换为不锈钢材料管道。（六）对于运行压力5.88MPa或运行温度200的管道，根据原设计规范使用了材料为#178、20钢的管道应逐步更换为20G。（七）锅炉定期排污管和连续排污管每间隔6万小时应全部更换一次。（八）与主蒸汽系统、再热蒸汽系统、给水系统相连的机炉外小管及管件（含弯头、三通和阀门）运行超过10万小时的，应全部更换。（九）机组检修时应制订机炉外管道检验项目一览表或检验方案，机炉外管道检验和更换完成后应及时更新机炉外管道台帐，金属技术监督专责要监督检查。第五章 金属技术监督管理第二十九条 集团公司所属基层发电企业及受委托的技术监控管理服务单位应按期制定金属技术监督年度工作计划、编写年度工作总结和有关专题报告，并每年12月底之前，将本企业当年技术监督计划完成的情况及下年度计划报集团公司及有关上市公司179、分公司、省发电公司。第三十条 集团公司技术监控实行月报告制度，报送要求按中国XX集团公司技术监控管理办法。计划、统计分析报表见附录三。另，各基层发电企业应将大修金属技术监督项目表（于大修前一个月）、大修总结（于大修结束后一个月内）等报集团公司，有关上市公司、分公司、省发电公司技术监控办公室和技术监控管理服务单位。第三十一条 各基层发电企业和技术服务单位应在每年年底十日前，将上年度金属技术监督工作总结报集团公司，有关上市公司、分公司、省发电公司技术监控办公室。第三十二条 各基层发电企业在监督工作中发现设备出现异常或事故，应立即向集团公司安全生产部、受委托技术监控管理服务单位报告。各技术监控管理180、服务单位应及时分析，提出建议，并上报集团公司技术监控办公室，必要时发 “技术监控预警通知单”。第三十三条 各基层发电企业建立和健全设备质量全过程监督的签字验收制度。在电力生产与建设各阶段，对质量不符合规定的设备、材料等，技术监督部门和人员有权拒绝签字，并可越级上报。第三十四条 各基层发电企业应严格执行国家、行业有关金属技术监督的规程、制度和标准等，凡由于监督失职或自行减少监督项目、降低监督指标标准而造成严重后果的，要视具体情况，追究有关领导与当事者的责任。第三十五条 新建机组安装过程中发现的重大设备质量问题以及处理情况应上报各技术监控管理服务单位和集团公司技术监控办公室。第三十六条 各基层发电181、企业对发现的超标缺陷应及时进行消缺处理，暂时不能进行消缺处理需监督运行的部件，必须经主管监督的总工程师或生产副厂长（副总经理）批准，并上报各技术监控管理服务单位。监督运行的部件必须制定明确的监督措施，且必须有专人负责落实，对监督运行部件进行动态管理。第三十七条 各基层发电企业应建立健全金属技术监督档案，并达到科学化、标准化、规范化、微机化的水平。金属技术监督档案内容为：（一）金属技术监督原始资料，项目包括设计、制造、安装、调试单位移交的有关原始资料；受监金属部件的用钢资料等；（二）金属技术监督专业技术档案，项目包括主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道、300MW以上机组的低温再热蒸汽管道监督档案；受热182、面管子监督档案；锅筒监督档案；联箱、给水管道监督档案；重要转动部件监督档案；高温螺栓监督档案；大型铸件监督档案；焊接质量监督档案；事故分析及异常情况档案；反事故措施及各种部件缺陷处理情况档案；机组超参数运行时间、启停次数和运行累计时间等资料。内容包括：设备规范，部件材料，制造与安装阶段检验记录，原始缺陷与处理情况，运行后的试验与检查、处理记录，更换部件与技术改造记录，运行情况记录（超温、超压、停机停炉等）以及事故与异常情况等记录；机炉外管道动态管理台帐；（三）金属技术监督管理档案，包括全厂金属技术监督组织机构和职责条例；上级下达的金属技术监督规程、导则以及厂级编制的金属技术监督实施细则；金属技183、术监督工作计划、总结等；焊工技术管理档案；焊接质量监督档案；仪器设备档案等。第三十八条 各基层发电企业各级金属技术监督部门要对基建、生产、试验用的设备、材料等的质量严格把关，并制定相应的制度，防止不合格或不符合要求的产品进入本企业。第三十九条 各基层发电企业应加强对外包工程的管理，制订外包工程管理制度，明确人员职责，对外包工程实施全过程的监督和管理。（一）各基层发电企业在对外包工程的管理中，涉及到金属技术监督范围的项目，应有金属技术监督专责工程师参与对承接方施工设备、施工人员、项目管理等相关资质的评定和审查。外包项目开工前，应从人员、机具、方案、管理等方面实施查验、审核、评估等程序工作。（二）184、对金属技术监督范围的改造工程应实施项目监理，监理应为焊接或金属材料专业，对改造工程实施全过程监控管理。（三）外包单位的焊工须持有效合格证件，在上岗前应进行与施焊管材同材质、同位置的焊接练习，对焊接试样进行外观检查、射线探伤和焊缝断口检验，不合格的不允许上岗。（四）外包工程的无损检验应由第三方单位进行，检验单位和人员须具备有效资质证件，且现场持射线探伤三级资质证书的检验人员应不少于1人，对T型焊缝、管座角焊缝应采用磁粉探伤方法。第四十条 各基层发电企业应结合本企业实际情况，制定金属技术监督工作考核奖励办法，定期对金属技术监督工作进行自查、考核和奖励。第六章 附 则第四十一条 集团公司各上市公司、185、分公司、省发电公司，各基层发电企业应根据本制度，制定实施细则。第四十二条 本制度由集团公司安全生产部负责解释。第四十三条 本制度自发布之日起执行。附录一: 火力发电厂在役机组金属技术监督重点项目表部件名称检查部位检查项目检查周期检查比例备注主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道及其附件装有蠕变测点的管段蠕胀测量大修100%进行测量。应由专人专用工具定期检查直管外观检查运行至10万小时进行普查，以后大修抽查普查：100。抽查：不低于25%。10CrMo910、5409.81MPa、公称规格27322mm的主蒸汽管9万小时前普查。测厚运行至10万小时进行普查，以后大修抽查普查：每根直管段两端及中部。抽查：不186、低于25%直管段两端及中部。金相运行至10万小时进行普查，以后大修抽查普查：每根直管段各查1点。抽查：抽取不低于10%直管段，每根直管段查1点。硬度测量运行至10万小时进行普查，以后大修抽查普查：每根直管段。抽查：不低于25%直管段。弯头、弯管外观检查运行5万小时进行普查，以后检查周期不超过5万小时普查：100。不圆度测量测厚金相普查：每个弯头、弯管最外弧各查1点。碳化物分析运行至10万小时进行普查，以后大修抽查普查：100%弯头、弯管。抽查：不低于10%弯头、弯管。硬度测量运行5万小时进行普查，以后检查周期不超过5万小时普查：100%弯头、弯管。无损检测同种钢焊缝外观检查运行至10万小时进行187、普查，以后大修抽查普查：100。抽查：不低于10%。10CrMo910、5409.81MPa、公称规格27322mm的主蒸汽管9万小时前普查。无损检测运行至10万小时进行普查，以后大修抽查普查：100%对接焊缝。抽查：不低于30%对接焊缝。异种钢焊缝无损探伤运行5万小时普查，以后检查周期为3-5万小时普查：100。抽查：不低于30%F11、F12和P91等高合金钢管三通外观检查运行5万小时进行普查，以后检查周期不超过5万小时普查：100。无损检测阀门壳体外观检查运行5万小时进行普查，以后检查周期不超过5万小时普查：100。无损检测普查：100%阀门壳体。支吊架热态检查每年1次100%冷态检查大188、修100%低温再热蒸汽管道焊缝（含纵、环焊缝）无损检测第1次大修进行，以后检查周期为5万小时不低于20%弯管、弯头不圆度测量不低于30%测厚不低于30%支吊架全面检查和调整300MW及以上机组运行3万小时至4万小时;100MW及以上机组运行8万小时至10万小时100%锅炉出口导汽管装有蠕变测点的管段蠕胀测量大修100%进行测量。应由专人专用工具定期进行弯管外观检查运行至5万小时第1次检查，以后大修抽查普查：100。抽查：不低于50%。不圆度测量普查：100。抽查：不低于50%。测厚不低于50%。金相抽取2根温度较高的导汽管，对其所有弯管，最外弧各查1点。硬度测量抽取2根温度较高的导汽管，对其所189、有弯管，最外弧各查1点。无损检测普查：100。抽查：每次大修不低于50%。对接焊缝无损检测普查：100。抽查：不低于50%。汽机入口导汽管装有蠕变测点的管段蠕胀测量大修100%进行测量。应由专人专用工具定期检查弯管、弯头外观检查运行至5万小时第1次检查，以后大修抽查普查：100。抽查：不低于50%。不圆度测量普查：100。抽查：不低于50%。测厚不低于50%。金相抽取2根温度较高的导汽管，对其所有弯管，最外弧各查1点。硬度测量抽取2根温度较高的导汽管，对其所有弯管，最外弧各查1点。无损检测普查：100。抽查：不低于50%。对接焊缝无损检测普查：100。抽查：不低于50%。过热器管、再热器管管子190、外观检查大修工况恶劣处胀粗检查大修定点检查氧化皮测厚大修外壁氧化严重处必要时定点割管割管鉴定检修高温部位12根。必要时水冷壁管、省煤器管管子外观检查大修工况恶劣处腐蚀深度测量检修必要时高温过热器出口联箱、高温过热器入口联箱、高温再热器出口联箱装有蠕变测点的管段蠕胀测量大修100%。应由专人专用工具定期普查复查筒体外观检查运行至10万小时普查，以后检查周期不超过5万小时普查：100%测厚金相硬度封头对接焊缝无损检测测厚金相硬度排管管座、管孔间外观检查可打磨部位无损检测水冷壁联箱、省煤器联箱筒体外观检查运行至10万小时普查，以后大修抽查普查：100%抽查：不低于10%。测厚封头焊缝无损检测运行至1191、0万小时普查，以后大修抽查普查：100%抽查：不低于10%。集汽联箱筒体外观检查运行至10万小时普查，以后检查周期不超过5万小时普查：100%测厚金相硬度封头对接焊缝无损检测金相硬度安全门接管座无损检测减温器联箱装有蠕变测点的管段蠕胀测量大修100%。应由专人专用工具定期检查筒体外观检查运行至10万小时普查，以后大修抽查普查：100%抽查：一侧封头焊缝封头焊缝无损检测内部结构件内窥镜检查必要时进行无损检测。汽包筒体及主焊缝外观检查5万小时第1次检查，以后大修检查筒体内壁可见部分无损检测环缝10%，纵缝25%。金相环缝2处，纵缝2处，丁字口3处。必要时硬度环缝2处，纵缝2处，丁字口3处。必要时集192、中下降管管座角焊缝无损检测100%。分散下降管管座角焊缝无损检测25%。内部管孔宏观检查可见部位预埋件焊缝、封头过渡区及其他接管座角焊缝宏观检查人孔加强圈焊缝无损检测100%大于和等于M32的高温螺栓螺纹处无损检测大修100%。螺栓杆无损检测大修100%。必要时硬度大修100%上海引进型300MW机组GH4145/SQ高温螺栓应在端面进行金相大修同一服役位置的螺栓组中抽取12根硬度较高的螺栓冲击韧性大修必要时对轮螺栓螺纹处无损检测大修100%。主给水管道三通外观检查运行至5万小时普查，以后检查周期为5万小时普查：100%阀门外观检查对接焊缝无损检测阀门后管段测厚弯头外观检查无损检测测厚对接焊缝193、无损检测支吊架冷态检查大修100%热态检查每年100%转子及其附件套装叶轮轴向键槽无损检测大修100%末级、次末级叶片工作部分外观检查大修100%无损检测大修100%末级、次末级、次次末级叶根无损检测大修100%。拉筋、拉筋孔和复环外观检查大修100%无损检测大修100%必要时调节级叶轮根部的变截面的R处和热槽无损检测大修100%焊接隔板（中分面）无损检测大修100%焊接隔板（其余焊缝）外观检验大修100%无损检测大修100%必要时护环无损检测大修100%金相每个护环2点。必要时硬度每个护环8点。大轴外观检查大修100%中心孔无损检测大修100%金相大修高温、高应力部位硬度大修发电机风扇叶外观194、检查大修100%无损检测大修100%除氧器筒体外观检查大修内壁可见部分筒体主焊缝无损检测大修不低于20重点在丁字口及水线附近焊缝汽缸、汽室、主汽门内外表面外观检查大修100%补焊区无损检测大修100%汽缸结合面外观检查大修100%无损检测抽查必要时注：1. 直管测厚点位置选取：周向每隔90各取1点，共4点。 2.弯头、弯管测厚点位置选取：起弧处各1点；最外弧1点；起弧与最外弧中间各1点；最外弧两侧中性面各1点，共7点。附录二: 金属技术监督检验计划表 电厂# 机组大修金属技术监督检验计划批 准：审 核：会 签：汽机车间锅炉车间电气车间化学车间编 制： 编制日期： 年 月 日附录三:大修金属技术195、监督项目表电 厂 名 称： 机组编号： 机组容量（MW）：累计运行时间（小时） ： 大修起止日期： 部件名称检查部位检查方法检查数量检查比例备注附录四: 金属技术监督月报表一：汽、水、油、气管子爆漏事故序号部 件 名 称爆漏或故障发生时间爆 漏 或 故 障 原 因处 理 情 况表二：金属试验项目完成情况月度报表序号项 目 名 称完成时间试 验 情 况 简 介试 验 结 果表三：金属部件重大事故报表序号部 件 名 称发生时间简 要 情 况 介 绍注：金属部件重大事故是指造成机组非停、危及人身安全、造成设备重大损失的事故或电厂较为关注的事故。 附录五 集团公司金属专业技术监控管理例行工作表责任主体196、责任人工作内容要求完成时间实际责任人实际完成时间集团公司部门主管领导在集团公司安全生产管理信息系统上，进审核技术监控中发现的特别严重问题调整集团公司本部技术监控组织机构每旬最后三天组织修订集团公司技术监控管理有关制度随时组织做好全过程技术监控管理专工在集团公司安全生产管理信息系统上，审核基层发电企业录入的技术监控中发现的问题随时编写集团公司技术监控月报，并在集团公司安全生产管理信息系统上发布每月15日前通过集团公司绿色通道发布集团公司技术监控月报每月20日前在集团公司安全生产管理信息系统上，进行技术监控中发现的严重问题、特别严重问题处置每月5日前在集团公司安全生产管理信息系统上，进行其他技术监197、控信息处理随时进行技术监控管理信息报送考核随时组织技术监控动态检查互查每年78月上市公司、分公司、省发电公司主管领导通过集团公司绿色通道批阅集团公司技术监控月报每月组织召开本公司技术监控工作会议每年至少一次调整本公司本部技术监控组织机构随时组织修订本公司技术监控管理有关制度组织学习、贯彻、执行集团公司技术监控有关制度组织做好全过程技术监控管理全年组织做好技术监控管理及专业各项工作全年部门领导组织学习集团公司技术监控月报，并落实相关要求每月指导、督促技术监控管理专工的工作随时组织开展技术监控动态检查、互查的各项工作上下半年各一次批准本公司技术监控月报每月9日前专工在集团公司安全生产管理信息系统上198、，审核基层发电企业录入的技术监控中发现的问题，上报集团公司随时在集团公司安全生产管理信息系统上，督促、检查所属和所管理基层发电企业、技术监控服务单位技术监控月报报送情况每月5日前、9日前编写本公司技术监控月报，通过集团公司安全生产管理信息系统上报集团公司每月10日前督促、检查所属和所管理基层发电企业技术监控动态检查各项工作完成情况上下半年各一次在集团公司安全生产管理信息系统上，督促、检查所属和所管理基层发电企业、技术监控服务单位进行技术监控发现的严重问题的处置并审核每月最后5天技术监控服务单位主管领导组织贯彻执行集团公司技术监控管理的有关制度、规定每年批准本单位技术监控月报每月10日前批阅集团199、技术监控月报每月20日前组织开展技术监控动态检查、互查的各项工作上下半年各一次批准下年度工作计划每年年底10天部门领导或专工学习集团公司技术监控月报，并落实相关要求每月编写本单位技术监控月报在集团公司安全生产管理信息系统上，进行所属基层发电企业技术监控发现的严重问题、特别严重问题的处置每月最后5天编写本单位技术监控年度总结，编制下年度工作计划每年最后十天基层发电企业主管领导通过集团公司绿色通道批阅集团公司技术监控月报每月组织召开本企业技术监控工作会议每年至少两次调整本企业技术监控组织机构随时组织学习、贯彻、执行集团公司、分子公司技术监控有关制度和要求组织修订本企业技术监控管理有关制度批准本企业200、技术监控月报每月5日前组织开展技术监控动态检查、互查的各项工作上下半年各一次组织本企业技术监控人员的培训、考核、持证上岗每年组织做好全过程技术监控管理全年批准下年度工作计划每年年底10天部门领导贯彻、执行集团公司、分子公司、本企业技术监控有关制度和要求每年落实技术监控动态检查、互查的各项工作上下半年各一次组织有关人员在集团公司安全生产管理信息系统上，进行本企业技术监控发现的严重问题、特别严重问题的处置每月最后5天审核下年度工作计划每年年底10天专工贯彻、执行集团公司、分子公司、本企业技术监控有关制度和要求，按时完成各项专业工作每年在集团公司安全生产管理信息系统上，录入本专业技术监控月报每月5日201、前落实本专业技术监控动态检查、互查的各项工作上下半年各一次在集团公司安全生产管理信息系统上，进行本专业技术监控发现的严重问题、特别严重问题的处置每月最后5天完成本年度工作总结和编写下年度工作计划每年年底10天把本专业技术监控中发现的问题录入集团公司安全生产管理信息系统，并及时进行有关处置随时附件5：中国XX集团公司火电化学技术监督制度第一章 总 则第一条 化学技术监督是保证电力设备长期稳定运行和提高设备健康水平的重要环节。为加强中国XX集团公司（以下简称集团公司）化学技术监督工作，根据国家、行业有关标准和中国XX集团公司技术监控管理办法，制订本制度。第二条 本制度适用于集团公司及其各上市公司、202、分公司、省发电公司、各基层发电企业和技术监控管理服务单位。第三条 化学技术监督贯穿于电力生产、建设的全过程，涉及面广、技术性强，集团公司及其各上市公司、分公司、省发电公司、各基层发电企业、各技术监控服务单位要在设计审查、设备选型、监造与验收、安装、调试、运行、检修、停备用、技术改造等各阶段加强领导和监督，严把质量关，及时发现和消除与化学技术监督有关的隐患，防止事故发生。第四条 化学技术监督必须坚持“安全第一、预防为主”的方针，建立质量、标准、计量三位一体的技术监督体系，加强对水、汽、油、燃料、氢气等的质量监督，对影响设备健康水平，影响机组安全、经济、稳定运行的重要参数和指标进行监督、检查、调整203、，防止和减缓热力设备腐蚀、结垢、积集沉积物及油质劣化，防止发电机内氢气纯度和湿度超标，及时发现变压器等充油电气设备潜伏性故障，提高机组运行的安全经济性，延长设备使用寿命。第五条 化学技术监督应实行分级管理、逐级负责制。各发电企业应在生技部门或设备管理部门设立化学技术监督专责工程师，建立健全监督网，在生产副厂长或总工程师领导下统筹安排，协调好汽机、锅炉、电气、化学、燃料、热工等部门的责任分工，共同做好化学技术监督工作。第六条 依靠科技进步，采用和推广成熟、行之有效的新技术、新方法，不断提高化学技术监督专业水平。第二章 监督机构与职责第七条 集团公司技术监督工作实行四级管理，第一级为集团公司本部，204、第二级为各上市公司、分公司、省发电公司；第三级为各技术监控管理服务单位，第四级为各基层发电企业。第八条 集团公司成立以副总经理为首的技术监控领导小组，下设技术监控办公室，归口管理集团公司的技术监督工作。第九条 集团公司技术监控领导小组及技术监控办公室的主要职责（一）组织贯彻国家有关化学技术监督的政策、法规、标准、制度、技术措施等，行使监督的领导职能。（二）组织编写并审定、批准集团公司有关化学技术监督的规程、标准、制度、技术措施，并报集团公司批准执行。（三）对各技术监控管理服务单位和发电企业化学技术监督工作进行检查和监督。（四）组织并参加在建和投产电厂因化学技术监督不力或相关人员对化学监督告警不205、积极采取整改措施而发生的重大事故的分析调查工作，制定反事故措施，对化学技术监督重大问题做出决策。（五）按照集团公司关于化学技术监督工作的统一部署，根据各发电企业实际，有计划地采用和推广成熟、可靠、实用、有效的化学技术监督管理办法和故障诊断技术。（六）负责制定集团公司化学技术监督工作规划和年度计划，建立集团公司化学技术监督网络，组织召开集团公司化学技术监督工作会议，布置全年化学技术监督工作。第十条 各上市公司、分公司、省发电公司成立以副总经理或总工程师为组长的技术监控管理领导小组，下设技术监控管理办公室。技术监控管理办公室设在上市公司、分公司、省发电公司安全生产部。职责为：（一）组织贯彻国家有关206、化学技术监督的政策、法规、标准、制度、技术措施等。（二）对各技术监控管理服务单位和发电企业化学技术监督工作进行检查和监督。（三）组织并参加在建和投产电厂因化学技术监督不力或相关人员对化学监督告警不积极采取整改措施而发生的重大事故的分析调查工作，制定反事故措施，对化学技术监督重大问题做出决策。（四）按照集团公司关于化学技术监督工作的统一部署，根据各发电企业实际情况，有计划地采用和推广成熟、可靠、实用、有效的化学技术监督管理办法和故障诊断技术。（五）负责制定本公司化学技术监督工作规划和年度计划，建立本公司化学技术监督网络，组织召开本公司化学技术监督工作会议，布置全年化学技术监督工作。（六）组织在建207、与技术改造工程的设计审查、设备选型工作。第十一条 技术监控管理服务单位，在总工程师领导下开展化学技术监督工作。其主要职责如下:（一）贯彻执行国家、行业有关化学技术监督的方针、政策、法规、标准、规程、制度等。（二）掌握本地区集团公司所属发电企业主要发电设备有关化学技术监督的技术状况，建立健全主要设备的化学技术监督档案，发现问题及时提出建议和措施。（三）参加本地区集团公司所属发电企业重大设备事故的调查，对有关化学技术监督的技术问题提出反事故措施及处理意见。（四）对本地区集团公司所属发电企业认真严肃行使监督职权；对质量不合格的产品、设备、材料进入发电厂有否决权；对制止违章操作及超标运行有建议权。（五208、）每年定期对集团公司所属发电企业进行化学技术监督动态检查，检查后写出检查报告，报送集团公司、相关上市公司、分公司、省发电公司及被查发电企业。对检查出的问题进行研究，提出措施。（六）经常了解和指导各发电企业的化学技术监督工作情况，抽查他们上报的报表、报告、总结中数据的真实性，发现数据不实或有异常不报者，及时通报。（七）审核本地区集团公司所属各发电企业化学技术监督主要测试设备和计量标准的配置与选型方案，参与各发电企业同化学技术监督有关的主要设备的设计审查、设备选型、出厂验收、重大改进、试验鉴定等工作；参加有关化学技术监督的重大技术措施与技术改造方案的审查，研究解决有关化学技术监督的关键技术问题。（209、八）对本地区集团公司所属各发电企业化学技术监督人员进行培训和考核。（九）组织召开本地区集团公司所属发电企业化学技术监督工作会议,提出年度化学技术监督工作总结和下年度工作计划与要求,定期向集团公司报送化学技术监督月报、季报、年度总结报告、专题分析资料等。第十二条 各发电企业必须建立健全生产副厂长或总工程师领导下的化学技术监督网，并在生技部门或设备管理部门设立化学技术监督专责工程师，负责开展本企业的化学技术监督工作。（一）各发电企业生产副厂长或总工程师的职责1.贯彻执行国家、行业、集团公司有关化学技术监督的方针、政策、法规、标准、规程、制度等,组织制定本企业有关化学技术监督的管理制度、实施细则和技210、术措施等。2.组织对设备的运行进行化学技术监督,对设备的维护检修进行质量管理,并建立健全设备技术档案,发现问题及时分析处理,重大问题及时如实上报,并按要求报送各种化学技术监督报表及工作计划、总结等。3.领导本企业化学监督工作，建立本企业技术监督网络，每年组织召开本企业化学监督会议。将化学技术监督工作及具体任务指标落实到有关部门和岗位,督促、检查落实情况，并做好协调工作。4.建立严格的化学技术监督工作检查考核制度,并与部门及个人的经济利益挂钩。5.组织本企业新建、扩建、改建工程中与化学技术监督有关部分的设计审查、施工质量的检查及验收工作。（二）化学技术监督专责工程师的职责1.协助生产副厂长或总工211、程师作好本条（一）中所列各项工作，向总工程师负责。2.认真贯彻执行上级有关化学监督的各项规章制度和要求，拟定本单位的实施细则和相关措施。3.定期分析、总结、汇总本企业化学监督工作的各类表单，指导化学专业的监督工作。4.组织或参与化学原因造成的事故、障碍、异常的分析，并负责或指导制定防范措施。5.负责本企业化学专业科研、技术改造等项目的规划、可行性研究及其管理。6.按要求报送各种化学监督报表、报告。（三）当班值长的职责当班值长是本值化学技术监督工作的领导者、组织者。负责落实各岗位的化学监督工作，随时掌握、及时调整水、汽、油、氢、燃料等运行参数，指挥协调处理本值化学监督工作中存在的问题。（四）化学212、车间、辅控专工或发电部化学专工的职责1.认真贯彻执行上级有关化学技术监督的各项规章、制度、标准与要求，实施化学技术监督及拟定有关的技术措施。2.正确及时监督水、汽、气、氢、油、燃料等质量状况，发现异常时，协同相关专业，及时进行消缺处理，必要时向化学技术监督专责工程师、总工程师汇报，或生产副厂长汇报。3.维护管理好所辖的水处理、制氢、加药、取样等设备，运行好在线化学仪表及程序自动控制，保证供给合格的水、氢。4.会同技术监控管理服务单位及有关部门通过热力设备调整试验，确定合理的运行工况、参数及化学技术监督指标；做好化学清洗及停、备用设备防腐保护中的化学技术监督工作。5.参加主要被监设备大小修中的化213、学技术监督检查工作及修后的质量验收工作，针对存在的问题提出建议，编写检修报告，上报总工程师及生产职能部门，督促整改存在问题。6.设有化学车间编制的企业，宜设立化学仪表班，负责化学仪表及微机诊断工作，提高在线化学仪表的配备率、投入率和准确率。7.依靠科技进步，采用先进技术，改进生产工艺，降低材料及能源消耗，严把质量关，防止不符合要求及劣质产品进入发电企业。8.负责机组停备用阶段防腐保护方案的制订与实施工。9.参与新建、扩建和改建工程中与化学技术监督有关的设计审查及设备选型工作。尽早介入施工安装、调试阶段的化学技术监督工作，并参加验收工作。对影响水汽质量的设备缺陷和问题，要求有关单位及时处理。10214、.协助做好全厂水质水量平衡，提高水的重复利用率，节约水资源。11.加强试验班的技术管理，提高测试及开展各种试验的水平，完成各种化学监督管理工作。12.组织建立健全化学技术监督检测手段和试验室，达到规定的技术要求。13.组织对化学技术监督人员的培训，按分级管理原则，要求持证上岗，不断提高化学技术监督专业水平，并使监督队伍相对稳定。（五）锅炉专业的职责1.配合化学专业做好锅炉相关试验，确定运行工况、参数，并纳入锅炉有关规程中；发现与化学技术监督有关的异常情况，及时通知化学技术监督人员，共同研究处理。2.锅炉检修前，应征求生技部门或设备管理部门化学技术监督专责工程师的意见，特别是在机组大小修时对割管215、等的要求，应纳入检修计划。3.会同化学专业拟定锅炉化学清洗方案与措施，并负责清洗设备及系统的设计、安装和操作。4.根据保护方案及防腐工作的要求，协助化学专业做好热力设备停、备用阶段的保护工作。5.根据炉水水质及化学监督要求，实施锅炉排污，保证锅炉热力系统的严密性，降低汽水损失。（六）汽机专业的职责1.协同化学专业进行除氧器、蒸发器相关试验，确定运行工况、参数，并订入汽机规程。2.机组检修前，应征求生技部门或设备管理部门化学技术监督专责工程师的意见，并纳入检修计划，确保检修质量。3.凝汽器需要更换铜管时，要根据DL7122000火力发电厂凝汽器管选材导则正确选材。安装前要进行包括探伤、内应力检验216、在内的各项检验，必要时进行退火处理，并保证安装质量。4.做好循环冷却水的补水和排污以及胶球清洗及铜管成膜设备的运行、维护与检修工作。5.根据保护方案，在热力设备停、备用时，协助做好防腐保护工作。6.做好运行中汽轮机油、抗燃油的管理、净化和防劣工作，油系统补油、换油时，必须进行相关试验，并征求化学专业人员的意见。（七）热工专业的职责1.没有设立化学车间的发电企业，热工专业要全面认真负责在线化学仪表的校验与维护工作，保证其投入率、准确率。2.确保化学设备上的各种流量表、压力表、水位表、真空表、温度表等配备齐全、准确可靠，并做好定期校验及维护工作。3.搞好与化学技术监督有关设备的程控及自动调节装置的217、维护工作，保证化学设备自动化运行。（八）燃料专业的职责1.按照要求，采集和制备燃煤样、燃油样、燃气样，并注明品种、数量、时间、地点等，做好入厂燃料的质量监督。2.认真做好机械化采制样装置的运行、检修、维护工作，保证机械化采制样装置的投入率，按规定担负的采、制、化工作，必须保证质量。并应接受生技部门或设备管理部门化学技术监督专责工程师的技术指导。3.及时将全厂使用的燃料品种情况通知值长及相关运行人员，便于运行人员根据燃料情况调整燃烧工况。4.负责煤场管理，防止煤炭散失，自然等现象发生。并应根据入厂煤的种类、质量情况和锅炉运行要求，配合作好燃料混配工作。（九）安装和调试单位的职责1.按照要求，做好218、未安装及投产前的设备防腐保护工作，保证设备、管道防腐层的完整，发现问题及时补救。2.按照电力部电建1996159号文颁发的火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版），认真做好质量验收、调试、试运等各项工作。3.锅炉需要用水前，水处理设备、流量表、压力表、水位表等必须安装和试运完毕；做好设备及系统的清洗工作；机组启动时，除氧器、各种加药设备、冷却水处理设备、水处理程控装置等，必须投入正常运行；在线化学仪表应具备投入条件；并应进行凝汽器铜管胶球清洗及成膜工作。4.按照DL/T889-2004电力建设热力设备化学技术监督导则的规定,搞好安装、调试和启动阶段的化学技术监督工作。（十）电气219、专业的职责1.负责(或配合)做好运行变压器油的管理、净化、防劣及发电机冷却水的维护等工作。2.按照GB/T7597-87电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法的要求，进行油样的采集。3.油质及色谱分析结果出现异常时，及时查明原因，采取措施，消除隐患。主要充油电气设备大修及吊芯（罩）检查或补油、换油时，应通知化学技术监督人员参与，并征求其意见；运行设备补油或换油时,应协同化学专业做好相关试验、检验工作。第三章 监督范围与内容第十三条 发电设备在安装、调试、运行、检修及停备用阶段的水、汽、油、燃料、氢气等的质量和设备防腐监督、测试方法等，必须按照国家与行业的现行标准及规定严格执行。所有排放的废液应220、符合国家和地方的环保要求。第十四条 火电厂水汽监督的主要任务是减缓和防止热力设备腐蚀、结垢、积集沉积物，提高设备运行的安全经济性，延长使用寿命。（一）各企业可根据机组型式、参数、水处理方式、补给水率及化学仪表等具体情况，按照GB121451999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准、DL/T912-2005超临界火力发电机组水汽质量标准和DL/T561-95火力发电厂水汽化学技术监督导则,确定监督项目与分析测定次数引进机组可按照制造厂的规定执行。运行中的测定项目,应24小时测定1次，有连续监测仪表的，每2小时抄表1次。其中给水铜、铁的测定每周不少于1次，水质全分析每年不少于2次。运行中发现异221、常或机组启动时,要依照具体情况及规定，增加测定项目和次数。（二）备用或检修后的机组投入运行时，必须及时投入除氧器，并使溶氧合格。新除氧器投产后，应进行调整试验，以确定最佳运行方式，保证除氧效果。给水溶氧长期不合格，应考虑对除氧器结构及运行方式进行改进。（三）新投入运行的锅炉或蒸发器蒸汽发生器应进行调整试验，以确定合理的运行方式和水质监控指标。当发生下列情况之一时，应重新进行全面或部分调整试验:1.改变锅内装置或改变锅炉循环系统后。2.给水质量有较大改变或改变锅内处理方式后。3.发生蒸汽质量恶化或汽轮机通流部分积盐严重。（四）水处理设备投产后或设备改进、原水水质有较大改变时，均应进行调整试验。（222、五）机组启动时，必须冲洗取样器。按规定调节流量，保持人工取样时样品流量在50070OmLmin及温度在30以下。（六）运行中应定期冲洗取样器，当进行铜、铁查定时，按规定冲洗取样器及取样。（七）锅炉启动后，发现炉水浑浊时，应加强锅内处理及排污，必要时采取限负荷、降压、整炉换水等措施，直至炉水澄清。炉水pH偏低时应加入NaOH进行调整处理。（八）因凝汽器泄漏引起凝结水或给水质量超过标准时，及时查漏堵漏，同时加强锅内处理与排污，并监视炉水pH值的变化。若继续泄漏，水质急剧恶化时，必须采取降压、限负荷乃至紧急停炉措施，以保护设备，防止事故发生。（九）机组正常运行时，各种水处理药剂必须按要求均匀地加入系223、统，不得采用瞬间(间断)大剂量的方式加入。应加快实现加药自动化。根据炉水、冷却水水质情况决定排污方式，并严格执行。（十）对疏水、生产返回水的质量要加强监督，不合格时，不经处理不得直接进入系统。要严格控制厂内汽水损失，机组汽水损失应符合下列要求:600MW及以上机组 不大于额定蒸发量的1.0200-300MW机组 不大于额定蒸发量的1.5100200MW机组 不大于额定蒸发量的2.0100MW以下机组 不大于额定蒸发量的3.0在综合考虑节能监督和化学技术监督各项指标的条件下，科学地采取有效措施提高炉水水质，降低锅炉排污率，但不得低于0.3%。（十一）当水汽质量劣化时，应迅速检查取样是否有代表性，224、检测和化验结果是否准确；并综合分析系统中水、汽质量的变化。确认判断无误后，应及时向领导报告，并尽快查明原因，采取措施，进行处理，使之恢复正常。若不能恢复，继续恶化，按下列“三级处理”原则处理：一级处理：有造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在72h内恢复至标准值。二级处理：肯定会造成腐蚀、结垢、积盐，应在24h内恢复至标准值。三级处理：正在加快腐蚀、结垢、积盐，如果水质不好转，应在4h内停炉。在异常处理的每一级中，如果在规定的时间内尚不能恢复正常，则应采取更高一级的处理方法。对于汽包锅炉，恢复标准值的办法之一是降压运行。亚临界及以下火力发电机组“三级处理”时的凝结水、给水、炉水水质异常值范围按照表225、1、表2、表3执行:表1 凝结水水质异常时的处理值项目标准值处理值一级二级三级氢电导率（25）mS/cm有精处理0.200.20-0.350.35-0.600.60无精处理0.3.0.30-0.400.40-0.650.65硬度mol/L有精处理02.0无精处理2.02.05.020.0注：用海水冷却的电厂，当凝结水中的含钠量大于400mg/L时，应紧急停机表2 锅炉给水水质异常时的处理值项目标准值处理值一级二级三级pH（25）无铜系统9.0-9.69.0或9.5有铜系统8.8-9.38.8或9.3氢电导率（25）mS/cm0.300.30-0.400.40-0.650.65溶解氧 g/L77226、20表3 锅炉炉水水质异常时的处理值项目标准值处理值一级一级一级pH磷酸盐处理9.0-10.09.0-8.58.5-8.08.0挥发性处理9.0-9.59.0-8.08.0-7.57.5注：当出现水质异常情况时，还应测定炉水中氯离子含量、含钠量、电导率和碱度，以便查明原因，采取对策。超临界火力发电机组“三级处理”时的凝结水、给水水质异常值范围按照表4、表5执行:表4 给水水质异常的处理标准项目标准值处理等级一级处理二级处理三级处理氢电导率（25）mS/cm挥发处理0.40溶解氧 mg/L挥发处理7720pH(25)挥发处理有铜系统8.8-9.39.38.0无铜系统9.0-9.69.68.0加氧227、处理8.0-9.08.0注：给水pH低于7.0时，应立即停机。表5 凝结水处理装置前水质异常时的处理标准项目标准值处理等级一级处理二级处理三级处理氢电导率（25） mS/cm0.50钠 mg/L35注：用海水冷却的电厂，当凝结水中的含钠量大于400mg/L时，应紧急停机。（十二）如水源水质突然变浑，应及时采取加强凝聚、澄清等处理措施，以保证进入后处理设备的水质。如果处理无效，水质得不到保证时，立即请示领导，采取紧急措施，以保护设备,防止损坏。（十三）做好水的预处理及循环水处理工作，根据不同情况及处理方式，控制好循环水的各项指标（包括浓缩倍率和唑类含量）,循环水流速应1.0m/s；各种排水水质要228、符合环保要求。（十四）热力设备检修前，化学技术监督专责人应提出与水汽质量有关的检查项目和要求，并会同有关人员在设备检修解体后，对热力设备内部进行详细检查、记录、采样和分析，做出综合判断，针对存在问题，提出改进意见。在化学技术监督检查前，不得清除设备内部沉积物，也不得在这些部位进行检修工作。（十五）热力设备检修时，应检查记录除氧器、省煤器、水冷壁、过热器、汽轮机叶片、隔板及凝汽器铜管的结垢、腐蚀情况，并进行垢量测定。（十六）锅炉化学清洗方案与措施，可参照DL/T 794-2001火力发电厂锅炉化学清洗导则中规定的原则拟定。凡200MW及以上机组的清洗方案与措施要呈报集团公司或上市公司、分公司、省229、发电公司审批，并同时征求技术监控管理服务单位意见。进行清洗时做好监督，洗后做好清洗质量评价和总结工作。清洗废液的排放要符合环保的有关标准。锅炉化学清洗应根据垢量或运行年限确定。当水冷壁垢量达到下列数值(向火侧180，洗垢法测定)时，应安排化学清洗；对结垢、腐蚀严重的锅炉应立即安排化学清洗。锅炉化学清洗参照标准 参 数 垢量(g/m2) 时间(年) 5.8MPa及以下汽包炉 600900 一般1215 5.912.6MPa汽包炉 400600 1012 12.7MPa及以上汽包炉 300400 510直流炉 200300 510对于直流锅炉，锅炉压力损失4.4MPa时，应安排化学清洗，压力损失5230、.1MPa时，应立即进行化学清洗。液态排渣、燃油炉应按高一级参数的标准执行，进口机组参照制造厂规定的标准进行清洗。当锅炉运行已达上述年限而垢量较低，估计到下次大修时不会超过规定垢量的上限，且无明显腐蚀现象，拟延长清洗间隔时，需向集团公司或上市公司、分公司、省发电公司报批，也同时征求技术监控管理服务单位意见。（十七）对化学水处理设备、各种水箱及低温管道的腐蚀情况进行定期检查，发现问题及时处理。水箱污脏时应进行清扫，如水箱、排水沟、中和池等的防腐层脱落，应采取补救措施。对给水系统管路的流动加速腐蚀情况亦应进行检查，并作好记录，发现问题及时进行处理。（十八）当凝汽器更换铜管时，应根据部颁DL7212231、000火力发电厂凝汽器管选材导则合理选材，安装前应检查管材质量，并在订货合同中明确规定氨熏试验(检验内应力)按24小时进行。（十九）对有积盐的过热器应进行反冲洗，冲洗时要监督出水的碱度、电导率和含钠量。（二十）热力设备在停、备用期间，必须进行防腐保护；保护期间，定期监督。凡属冷备用、大小修、封存的锅炉应采用干法保护；停备用时间不超过一个月的采用氨水法保护；不超过一个季度的可采用氨一联氨法保护；不超过一周的，可采用蒸汽压力法或给水压力法保护。十八烷胺保护法可用于较长时间（如一个非供暖期）的保护。热备用的超临界机组退出备用时，要换水冲洗至水质合格。热备用时间超过三天，退出备用时，必须进行换水冲洗。232、热备用的超高压、亚临界参数的锅炉可参照此规定执行，视取样化验水质而定。停备用的热力设备一定要采取保护措施，确保保护效果。停用时间超过三个月的机组退出保护时，应检查保护效果并写出小结。（二十一）加强凝汽器铜管防腐防垢防漏工作，并应做好胶球系统投运工作，制订胶球清洗系统投运制度，保证收球率达到要求；要通过科学试验选择既能防腐(特别是点蚀)又能防垢的缓蚀阻垢剂；根据具体情况，做好凝汽器水侧的停备用保护，确保管材不发生停用腐蚀。（二十二）检修或停用的热力设备启动前，应将设备、系统内的管道和水箱冲洗至出水无色透明，以减少结垢性物质进入锅炉及在锅内沉积。（二十三）锅炉检修后水压试验时，要用加有氨和联氨溶液233、的除盐水进行，不得使用生水。各种加热器、凝汽器灌水找漏时也应使用除盐水或凝结水。（二十四）为提高水汽质量监督的可靠性、及时性和连续性，火电厂必须配备必要的在线化学仪表。9.8MPa或50MW及以上机组的给水、炉水应配备pH表、电导率表、磷酸根表；给水（除氧器出水）、凝结水配备溶氧表；补给水、凝结水配备电导率表（氢导），海水冷却的可配备钠表；12.7MPa及以上机组的主蒸汽应增加硅表和钠表；9.8MPa或50MW及以上机组的给水应配备电导率表（氢导）；其他仪表可视具体情况相继配备。凝结水精处理混床出口应配备 pH表及电导率表。9.8MPa以下机组，视情况配备必要的在线化学仪表。试验室用的仪器、仪234、表应满足火力发电厂水汽试验方法标准规程汇编中的要求，并定期进行检定，在有效期内使用。凝结水、给水及炉水、蒸汽应有微机诊断与监测。（二十五）按照DL/T677-1999火力发电厂在线工业化学仪表检验规程的要求，加强在线工业化学仪表（在线）检验、校对及失效更换等工作。（二十六）加强对氢站、发电机内氢气纯度和湿度的监督，使各项技术监督指标保持在合格范围内，确保设备安全。发电机充氢和退氢必须通过中间介质置换。（二十七）检修或停备用的机组再启动前，凝结水、给水系统及炉本体应进行水冲洗至合格；直流锅炉启动前，应严格按照制造厂或规程要求，对凝汽器、凝结水系统、给水系统及蒸发段依次进行水冲洗至合格。第十五条 235、火电厂燃料监督是配合锅炉安全经济燃烧、核实煤价、计算煤耗、核算污染物排放量及其综合利用的一项重要工作。各项试验要严格按照中国标准出版社出版的电力用燃料标准汇编有关标准执行；入厂煤和入炉煤试验室的设施、设备及原始记录等按火力发电厂入厂煤采制化工作达标考评细则及煤质管理手册有关规定执行。（一）对入厂煤应车车采样、批批化验各煤种的全水分、工业分析、发热量、全硫值；对新进煤源应进行全水分、工业分析、元素分析、发热量、全硫值、煤灰熔融性、可磨性系数、煤的磨损指数、煤灰成份等分析，以确认该煤源是否可用于本厂锅炉的燃烧；每季应进行一次元素分析，确定各矿的氧值以计算低位发热量。每半年要按煤源对入厂煤源的混合样236、进行一次煤、灰全分析，以充分掌握各矿的煤质特性及其变化趋势，为今后选择煤源提供依据。（二）为计算煤耗和掌握燃料特性，各发电企业应根据本厂的实际情况投用入炉煤机械化采样装置，以实现正平衡计算煤耗。入炉煤质量监督以每班值的上煤量为一个采样单元，全水分测定以每班值的上煤量为一个分析检验单元，工业分析、发热量测定以一天（24h）的上煤量混合样作为一个分析检验单元；如果没有配煤，入炉煤质量变化大时，应按每班上煤量为一个分析检验单元，再用加权平均值计算一天（24h）入炉煤的全水分、工业分析、发热量；每半年及年终要对入炉煤按月的混合样进行煤、灰全分析。各厂还应对按日的月混样进行工业分析、发热量等常规项目的检237、测，以积累入炉煤质资料。入厂煤、入炉煤均不允许用经验公式计算发热量。（三）采样后的处理对机械化采样，每班（值）定时取回样品，按GB4741996煤样制备方法进行制样（包括制出全水分样品），并立即进行全水分检验，待每班（值）的样品收齐后，按等比例混合成为当日样品。若煤质变化频繁时，每班（值）的样品收后应立即测定全水分、工业分析、发热量、全硫值，按加权平均值计算当日煤质。（四）每班（值）对飞灰可燃物进行测定。（五）入炉煤采制样应使用机械化采制样设备。对大中型发电企业应积极创造条件，使入厂煤实现机械化采制样。（六）做好入厂燃油油种的鉴别和质量验收，若不符合要求，禁止入库。常用油种每年至少进行元素分析238、二次，新油种应进行粘度、闪点、密度、含硫量、水分、机械杂质、灰分、凝固点、热值测定及元素分析。（七）测定各种燃油不同温度时的粘度，绘制粘-温特性曲线，以满足燃油加热及雾化的要求；每批、每罐测定燃油热值，对燃用含硫量较高的渣油、重油或发现锅炉受热面腐蚀、积垢较多时，应进行必要的测试或油种鉴别，以便采取对策。（八）对燃气轮机燃油每年至少应进行一次钒、铅、钾、钠、钙、镁的测定。（九）燃料监督使用的热量计、天平、温度计、热电偶、氧弹（使用2年）等仪器应按规定进行定期校验。（十）烘箱、马弗炉、热量计、测硫仪，每月用动力煤标样进行一次精度和准确度的校正。热量计每季标定一次热容量。（十一）对每批次的助燃用油239、都应进行热量、含硫量、闪点、水分等项目的测定。第十六条 油务监督的主要任务是准确、及时地对新油、运行中油进行质量检验，为用油部门提供依据，协助有关部门采取措施，防止油质劣化，保证发供电设备安全运行。（一）新变压器油和汽轮机油按现行的GB253690变压器油SH004091超高压变压器油和GB1112089L-TSA汽轮机油进行质量验收。（二）新充油电气设备投入前所充变压器油及运行中变压器油、汽轮机油的质量标准，按现行的GB75952000运行中变压器油质量标准和GB75962000电厂用运行中汽轮机油质量标准进行质量检验与监督。（三）电力用油的取样和检验按现行的GB759787电力用油（变压器240、油、汽轮机油）取样方法和电力用油质量及试验方法标准汇编执行。（四）加强电力用油在运行中的维护与管理，确保油质在良好状况下运行，其方法按照GBT1454193电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则、GBT1454293运行中变压器油维护管理导则和中国XX集团公司电力设备交接和预防性试验规程执行。（五）国产抗燃油的验收、运行监督及维护管理应按照行标 DLT57195电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则执行；为确保调速系统不卡涩，要求油中颗粒度执行NAS标准，并且应6级。若不合格，应立即连续滤油，确保油质合格。（六）汽轮机油的颗粒度要求不大于NAS8级标准。机组运行中，若汽轮机油颗粒度不合格，应立241、即连续滤油，确保油质合格。（七）运行中汽轮机油和抗燃油应定期取样送检颗粒度。抗燃油每月一次。200MW及以上机组汽轮机油每季一次，200MW以下机组汽轮机油每半年一次。（八）机组大、小修时，要合理安排工期，确保油系统的检修质量及冲洗、滤油时间；若颗粒度不合格，不准启机。（九）分析变压器油中的溶解气体，判断充油电气设备内部故障，按GB/T7252-2001变压器油中溶解气体分析和判断导则、DL/T722-2000变压器油中溶解气体和判断导则和GB/T17623-1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法、中国XX集团公司电力设备交接和预防性试验规程执行。投运前及大修后应做色谱分析，做为基础242、数据，220kV及以上的所有变压器、容量120MVA及以上的发电厂主变和330kV及以上的电抗器在投运后第4天、第10天、第30天再各做一次检测（500kV设备还应在投运后第1天增加1次），无异常时，可转入定期检测（见附表3）。（十）运行中油的防劣措施和混油或补油按照GBT1454193电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则、GBT1454293运行中变压器油维护管理导则和DL/T571-2007电厂用磷酸酯抗燃油运行监督及维护管理导则中的有关规定执行。油品的检验项目和周期按附表中的规定进行。第四章 技术管理第十七条 建立化学技术监督设备及系统在基建与生产各阶段的水、汽、气、油、燃料、氢气等的质243、量监督和设备防腐的签字验收制度，对质量不符合规定的，各级化学技术监督部门或人员有权拒绝签字，并可越级上报。第十八条 建立化学技术监督工作的考核奖励与责任处理制度，做到各部门分工明确、职责分明，严格考核、合理奖惩。凡由于违反规程、自行降低指标标准、技术监督失职而造成严重后果的，要追究有关领导与当事者的责任。第十九条 全面完成集团公司每年下达的化学技术监督考核指标。化学技术监督考核指标分为监控指标、监测指标和统计指标三类，各部门要分工负责，归口管理。考核指标的责任划分为:监控指标由化学专业负责，监测指标由设备所在部门负责，统计指标由使用或损耗部门负责。主要考核指标为:（一）单项水汽质量平均合格率均244、应不低于96%，全厂水汽质量平均合格率应不低于98%，并应逐年有所提高。（二）9.8MPa或50MW及以上机组在线化学仪表指pH、电导率、溶氧等关口表的配备应100%，投入率90%，准确率95%，在此基础上投入率与准确率应逐年有所提高。（三）全厂汽轮机油和抗燃油合格率按各单机合格率计算平均值，应达98%。（四）全厂变压器油质合格率按各单台合格率计算平均值，应达98%。（五）运行中汽轮机油和变压器油的油耗应分别不大于10%和1%，油耗的计算以运行中补油为统计依据。（六）入厂燃料质检率100%；入炉煤机械化采样装置配备率100%，投入率90%。（七）凡应送检的仪器仪表送检率100。第二十条 各发电245、企业应备有并严格贯彻执行国家、行业、集团公司有关化学技术监督的规程、制度、标准等，并应结合本企业实际制定一系列规程、制度与细则。（一）化学技术监督制度及实施细则。（二）化学水处理运转规程、检修工艺规程、在线化学仪表校验规程。（三）停备用热力设备防锈蚀保护制度。（四）岗位责任制度，监督报告，签收和责任处理制度。（五）安全工作规程及障碍细则。（六）热力设备检修检查制度。（七）化学药品管理及水处理药剂检验制度。（八）化学技术监督工作考核奖励制度。（九）化学仪器仪表管理制度。（十）专业技术培训制度。（十一）油务管理、防劣及再生制度与规程。（十二）水、油、燃料、垢、气体的取样及检验规程与方法。（十三）水246、油、燃料等的国标与行标。（十四）水质全分析及热力系统定期查定制度。（十五）运行表单及化学试验报告（报表）管理制度。（十六）运行试验校核制度。（十七）燃料质量管理制度。第二十一条 建立健全电力生产与建设全过程化学技术监督档案，做到完整、连续、与实际相符，并实现微机化管理。（一）各发电企业应根据设备系统的实际情况，备有与化学技术监督有关的下列图表:1.全厂水汽系统图含取样点、测点、加药点、排污点。2.化学水处理系统图及电源系统图。3.汽轮机油系统图。4.变压器和主要开关的安装地点、容量、电压、油量、油种等图表。5.燃料及灰的取样点布置图。6.冷却水系统图。7.发电机内冷水系统图。8.发电机氢冷系247、统图。9.制氢设备系统图。（二）各发电企业应建立健全下列技术资料：1.各种运行记录及试验报告。2.水、汽、油、燃料、灰、垢、化学药剂、氢气等的分析记录，水汽系统查定记录及有关试验报告。3.热力设备的停、备用保护及检修检查记录与总结报告。4.热力设备和水处理设备调整试验及化学清洗方案与总结。5.水处理设备与用油设备的台帐、备品清册及检修检查记录。6.化学仪器仪表的台帐及检验记录。7.专业技术培训记录。8.大宗药品、材料及设备验收试验记录和报告。第二十二条 严格执行技术监督工作报告制度，定期如实向上级单位及技术监控管理服务单位报送下列内容的报表（详见附表516）和总结，重大问题及时报告。（一）化学248、技术监督异常报表（影响主设备安全的）。（二）水汽质量合格率、在线化学仪表“三率”及燃料分析月报表。（三）油质合格率及油耗报表。（四）化学清洗、停用保护的方案报告（至少提前一个月报批）及事后的总结（一个月内上报）。集团公司技术监控实行月、季报告制度，报送要求按中国XX集团公司技术监控管理办法。（五）年度化学技术监督工作总结内容包括各种质量指标、消耗指标、水汽平衡、安全、技改、科技、检修检查、化学清洗、专业技术培训以及存在的问题、原因分析、防止对策等内容。第二十三条 按照集团公司的有关规定，建立健全化学技术监督检测手段和试验室，配备具有相应条件和一定数量的人员从事化学技术监督工作，并保持技术监督队249、伍的相对稳定。各单位应制订技术监督人员的培训和考核计划，按规定做到持证上岗。第二十四条 各发电企业化学技术监督工作需用的仪器设备、水处理材料、药品、油品、燃料等的质量要严格把关，选型、购置前应送技术监控管理服务单位质检及征询意见，防止不合格或不符合要求的产品进入发电企业。第五章 附 则第二十五条 集团公司各上市公司、分公司、省发电公司，各基层发电企业应根据本制度，制定实施细则。第二十六条 本制度由集团公司安全生产部负责解释。第二十七条 本制度自发布之日起执行。附表1：集团公司化学技术监督例行工作表责任主体责任人工作内容要求完成时间实际责任人实际完成时间集团公司部门主管领导在集团公司安全生产管理250、信息系统上，审核化学技术监督中发现的特别严重问题每旬最后三天组织修订集团公司化学技术监督管理有关制度组织做好化学技术监督全过程管理全年专工在集团公司安全生产管理信息系统上，审核发电企业录入的化学技术监督中发现的问题随时在集团公司安全生产管理信息系统上，进行化学技术监督中发现的严重问题、特别严重问题处置每月5日前在集团公司安全生产管理信息系统上，进行其他化学技术监督信息处理随时进行化学技术监督管理信息报送考核随时组织化学技术监督动态检查互查每年78月上市公司、分公司、省发电公司主管领导组织修订本公司化学技术监督管理有关制度组织学习、贯彻、执行集团公司化学技术监督有关制度组织做好化学技术监督全过程251、管理全年部门领导专工组织开展化学技术监督动态检查、互查的各项工作上下半年各一次在集团公司安全生产管理信息系统上，审核发电企业录入的化学技术监督中发现的问题，上报集团公司随时在集团公司安全生产管理信息系统上，督促、检查所属和所管理发电企业、技术监控服务单位化学技术监督月报报送情况每月5日前、9日前编写本公司化学技术监督月报，通过集团公司安全生产管理信息系统上报集团公司每月10日前督促、检查所属和所管理发电企业化学技术监督动态检查各项工作完成情况上下半年各一次在集团公司安全生产管理信息系统上，督促、检查所属和所管理发电企业、技术监控服务单位进行化学技术监督发现的严重问题的处置每月最后5天在集团公司252、安全生产管理信息系统上，进行所属和所管理发电企业化学技术监督发现的严重问题、特别严重问题的处置技术监控服务单位主管领导组织贯彻执行集团公司化学技术监督管理的有关制度、规定每年组织开展化学技术监督动态检查、互查的各项工作上下半年各一次部门领导指导、督促化学技术监督管理专工的工作每月编写本单位化学技术监督月报，通过集团公司安全生产管理信息系统上报集团公司每月9日前组织有关人员在集团公司安全生产管理信息系统上，进行所属发电企业化学技术监督发现的严重问题、特别严重问题的处置每月最后5天编写本单位化学技术监督年度总结，通过集团公司安全生产管理信息系统上报集团公司发电企业主管领导组织召开本企业化学技术监督253、工作会议每年至少两次调整本企业化学技术监督组织机构随时组织学习、贯彻、执行集团公司、分子公司化学技术监督有关制度和要求组织修订本企业化学技术监督管理有关制度批准本企业化学技术监督月报每月5日前组织开展化学技术监督动态检查、互查的各项工作上下半年各一次组织本企业化学技术监督人员的培训、考核、持证上岗每年组织做好全过程化学技术监督管理全年组织做好化学技术监督管理及专业各项工作全年部门领导贯彻、执行集团公司、分子公司、本企业化学技术监督有关制度和要求每年落实化学技术监督动态检查、互查的各项工作上下半年各一次组织有关人员在集团公司安全生产管理信息系统上，进行本企业化学技术监督发现的严重问题、特别严重问254、题的处置每月最后5天发电企业专工贯彻、执行集团公司、分子公司、本企业化学技术监督有关制度和要求，按时完成各项专业工作每年在集团公司安全生产管理信息系统上，录入化学专业技术监督月报每月5日前落实化学技术监督动态检查、互查的各项工作上下半年各一次在集团公司安全生产管理信息系统上，进行化学技术监督发现的严重问题、特别严重问题的处置每月最后5天把化学技术监督中发现的问题录入集团公司安全生产管理信息系统，并及时进行有关处置随时附表2：化学技术监督报表汽水品质-给水企业名称： 报表时间： 年 月氢电导率pH值氧铁铜最大值最小值合格率（%）最大值最小值合格率（%）最大值最小值合格率（%）最大值最小值合格率（255、%）最大值最小值合格率（%）#1机组#2机组#3机组#4机组#5机组#6机组#7机组#8机组#9机组#10机组#11机组#12机组#13机组#14机组总工程师： 生技部门： 车间： 填表人： 上报时间：汽水品质-凝结水企业名称： 报表时间： 年 月氢电导率氧硬度最大值最小值合格率（%）最大值最小值合格率（%）最大值最小值合格率（%）#1机组#2机组#3机组#4机组#5机组#6机组#7机组#8机组#9机组#10机组#11机组#12机组#13机组#14机组总工程师： 生技部门： 车间： 填表人： 上报时间：汽水品质-炉水企业名称： 报表时间： 年 月电导率pH值磷酸根氯根最大值最小值合格率（%）最256、大值最小值合格率（%）最大值最小值合格率（%）最大值最小值合格率（%）#1机组#2机组#3机组#4机组#5机组#6机组#7机组#8机组#9机组#10机组#11机组#12机组#13机组#14机组总工程师： 生技部门： 车间： 填表人： 上报时间：汽水品质-蒸汽企业名称： 报表时间： 年 月二氧化硅钠最大值最小值合格率（%）最大值最小值合格率（%）#1机组#2机组#3机组#4机组#5机组#6机组#7机组#8机组#9机组#10机组#11机组#12机组#13机组#14机组总工程师： 生技部门： 车间： 填表人： 上报时间：汽水品质-除盐水企业名称： 报表时间： 年 月二氧化硅电导率最大值最小值合格率（257、%）最大值最小值合格率（%）#1机组#2机组#3机组#4机组#5机组#6机组#7机组#8机组#9机组#10机组#11机组#12机组#13机组#14机组总工程师： 生技部门： 车间： 填表人： 上报时间：汽水品质-循环水企业名称： 报表时间： 年 月总磷浓缩倍率最大值最小值合格率（%）最大值最小值合格率（%）#1机组#2机组#3机组#4机组#5机组#6机组#7机组#8机组#9机组#10机组#11机组#12机组#13机组#14机组总工程师： 生技部门： 车间： 填表人： 上报时间：汽水损失企业名称：报表时间： 年 月月供水量（t）月供汽量（t）补水率（%）汽水损失率（%）排污率（%）总工程师： 生258、技部门： 车间： 填表人：上报时间：:在线化学仪表状况企业名称：报表时间： 年 月应配台数实配台数配备率（%）投运台数投运率（%）准确率（%）备注PH表溶解氧表电导率仪钠表硅表磷表总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：上报时间：:药品消耗企业名称：报表时间： 年 月炉外炉内循环水（污水）酸碱盐凝聚剂氨联氨磷酸三钠氢氧化钠其他水稳剂杀菌剂酸凝聚剂其他品名纯度%用量t药耗g/mol总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：上报时间：:凝汽器铜管泄漏情况企业名称报表时间： 年 月泄漏台数泄漏时间堵管根数泄漏原因及处理方法#1机组#2机组#3机组#4机组#5机组#6机组#7机组#8机组#9机组#10机259、组总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：上报时间：:水冷壁结垢情况企业名称报表时间： 年 月水冷壁向火恻垢量（g/m2）水冷壁背火恻垢量（g/m2）沉积率（g/m2.a）备注总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：上报时间：:氢气品质企业名称报表时间： 年 月氢气纯度氢气湿度补氢量最高值最抵值合格率（%）最高值最抵值合格率（%）母管1母管2母管3母管4#1机组#2机组#3机组#4机组#5机组#6机组#7机组#8机组#9机组#10机组#11机组总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：上报时间：:氢气湿度超标记录企业名称报表时间： 年 月氢气湿度超标记录发电机氢气湿度超标记录总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：上报时间：:抗燃油油质监督月报表企业名称报表时间： 年 月日期外观密度20（g/cm3）运动黏度20（Mm2/s）闪点（）颗粒度（NAS）水分（%或mg/L）酸值（Mgkoh/g）电阻率20单位109油牌号机组油量#1机组#2机组#3机组#4机组#5机组#6机组#7机组#8机组#9机