2015年度技术监督工作计划.doc

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华能国际电力股份有限公司戈枕水电厂
2015年度技术监督工作计划

华能国际电力股份有限公司戈枕水电厂
二O一四年十二月

华能国际电力股份有限公司
2015年度技术监督工作计划
为了进一步促进公司我厂所属火电、水电、风电发电企业技术监督工作规范、有序、有效的开展，不断提高技术监督管理工作水平，促进公司我厂发电设备运行安全、可靠、经济、环保性的不断提高。现依据华能集团公司《电力技术监督管理办法》和华能国际电力股份有限公司《技术监督管理办法》、海南公司《技术监督管理办法》等相关制度，华能集团公司和股份公司技术监督规划要求，特制订公司我厂2015年技术监督工作计划。
一、2015年技术监督工作总体要求
按照华能集团公司《电力技术监督管理办法》和华能国际电力股份有限公司《技术监督管理办法》的规定和要求，技术监督工作要贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，按照“超前预控、闭环管理”的原则，完善技术监督管理体系，着力提升制度标准的执行，着力强化生产基建过程监督，着力提升人员的技术水平及能力，以保障机组设备的安全、经济、环保运行，为公司我厂安全生产工作持续改进提高，实现集团公司“建设具有国际一流的上市发电公司，打造华能国际安全生产品牌竞争力的世界一流企业”的工作目标，做出新贡献。
各电厂我厂应确保技术监督体系的正常运作，高效运作，通过监督网络的定期会商会务制度，及时发现和解决问题；各分公司应利用区域优势，协调电厂与属地电科院（所）的合作关系，组织人员培训和专业交流工作，督促电厂我厂技术监督工作实现闭环管理；公司生产部、工程部通过安全生产绩效考评，细化、强化对各管理单位技术监督体系的检查与考核。
二、技术监督标准和规范
2.1. 2015年1月编辑发布2015年度火力发电厂绝缘113项、电测86项、继电保护及安全自动装置71项、励磁16项、节能154项、环保98项、金属93项、锅炉压力容器48项、锅炉80项、化学109项、热工52项、电能质量33项、汽轮机105项、供热68项、燃气轮机74项等15项技术监督用标准目录清单；2015年1月编辑西安热工院发给我厂发布2015年度水力发电厂绝缘8032项、电测与热工计量5316项、继电保护及安全自动装置4425项、励磁169项、节能568项、环保4314项、金属（含特种设备）9424项、化学3817项、电能质量3311项、监控自动化6227项、水轮机5435项、水工6021项等12项技术监督用标准目录清单；2015年1月份编辑发布2015年度风力发电厂绝缘57项、电测55项、继电保护及安全自动装置47项、金属42项、电能质量34项、化学54项、监控自动化59项、风力机50项等8项技术监督用标准目录清单；2015年1月份编辑发布联合循环电厂燃气轮机、热工、化学、金属、节能、环保等六项技术监督标准。
2.2. 及时收集技术监督相关法规、规范、技术标准的制订和修订信息提供给电厂。对本年度新颁布实施的有关技术监督用相关法规、规范、技术标准，收集制作成电子版文档后发送各电厂贯彻执行，并上传至公司的技术标准平台。
2.3. 参与集团公司火力发电厂锅炉、供热专业及联合循环电厂技术监督人员上岗资格考试题库的编制工作。
三、技术监督信息报送和技术监督季报学习
各分公司及所属电厂要我厂高度重视技术监督信息报送工作，做到报送及时，数据准确，内容完整，格式规范，杜绝瞒报、漏报和迟报。报送内容包括监督计划、季度总结、年度总结、信息速报、整改计划、会议纪要等。报送内容及格式严格按照集团公司、公司的统一要求，报送前必须经过主管技术监督的领导副厂长审核，确保报送信息的准确性和严肃性。
各分公司及所属电厂要我厂重视对集团和公司技术监督季报的学习，分公司要督促电厂认真学习公司技术监督季报，对照季报中相关案例组织进行隐患分析、排查，及时消除设备缺陷，预防同类型事故的发生；加强对季报中提出的集团公司、股份公司督办问题的隐患排查、问题整改的落实工作。
四、技术监督现场检查和复查
4.1. 今年度计划对公司范围内珞璜电厂、苏州热电厂、太仓电厂、榆社电厂、岳阳电厂、荆门热电厂、长兴电厂、汕头电厂、两江燃机电厂、桐乡燃机电厂、金陵燃机电厂、中原燃机电厂等12家电厂西安热工院对我厂进行2015技术监督动态检查工作两次，其中火电8家，燃机4家分别定于2015年5月及11月。
4.2. 各分公司应协调属地电科院（所），对所属电厂每季度或每半年组织一次技术监督工作检查，全面查评电厂技术监督体系的运作情况，并及时将检查情况上报公司。
4.3. 公司将组织安排对2014年度技术监督动态检查的沁北电厂、滇东电厂、雨汪电厂（滇东、雨汪交云南公司管理）、石洞口一厂、石洞口二厂、南通电厂、金陵燃煤电厂、杨柳青热电厂、丹东电厂、恩施水电厂、湘祁水电厂、河北风电公司（化德风电场、康保风电场）等13个电厂提出问题的整改落实情况和效果进行跟踪检查， 2015年3月底前以上13个电厂要完成复查整改评估报告，并将报告上报公司生产部。公司将重点对沁北、南通、丹东、湘祁水电和化德风电等5家电厂的技术监督动态检查问题整改落实情况进行现场复查。
五、培训与会议
5.1. 在公司我厂的年度生产工作会议中，全面总结2014年度电力技术监督工作开展情况，安排2015年度的技术监督工作。
5.2. 组织火力、水力发电继电保护专业人员参加2015年4～6月集团公司组织的继电保护技术监督人员监督标准、保护整定计算、软件逻辑管理及故障分析专题培训。
5.3. 组织火力、水力发电技术监督专责人员参加2015年8～9月集团公司组织的火力发电13项、水力发电12项技术监督标准分批集中宣贯。
5.4. 组织风力发电专业人员踊跃投稿，并参加2015年8月集团公司组织召开的风力发电技术监督工作会议。
5.54. 各单位应做好各级人员对国家、行业和公司新版技术标准的学习贯彻工作，并督促各专业人员加强专业知识和技术监督管理知识的学习，通过集团上岗考试，提高技术监督人员的素质。
5.6. 计划于2015年1月份，部分电厂缺少上岗资格的专业，参加集团公司组织的技术监督上岗考试。2015年下半年，公司将组织部分新建电厂技术监督专责人员、电厂技术监督专责转岗人员、2014年未通过技术监督考试合格人员，开展对火力发电11项、水力发电12项、风力发电8项技术监督专责人员培训和上岗资格考核发证工作，确保每个电厂各项技术监督均能够有不少于一人持证上岗，每个分公司安生部均不少于一人持证上岗。
5.7. 公司计划2015年1月份组织召开继电保护新导则贯标宣讲、继电保护在电厂中普遍存在问题的研讨，影响机组安全运行的继电保护整定、二次回路、保护逻辑等方面培训。计划在第2季度组织召开金属和锅炉压力容器方面的专业会议，重点讨论大机组尤其是百万等级机组在金属、防爆防磨、材料、焊接等方面问题。计划在第3季度组织召开环保专业的技术监督研讨会。重点宣讲国家环保新政策，设备改造应关注的问题，应重视环保设备的安全可靠运行。
5.8. 根据公司将设备的情况，组织召开锅炉、电气、汽机、热工、节能环保、化学等专业的技术讲座。
六、技术监督年度要点
6.1. 各分公司应指导新建、扩建电厂及风电和水电单位建立或完善技术监督管理体系，与属地电科院（所）签订技术监督服务协议，建立信息沟通、定期检查、完善整改的管理机制。
6.21. 进一步加强技术监督网络的建立和完善工作，加强技术监督各种制度、标准等的制定、修订工作；加强各级技术监督人员的培训工作和考核工作；加强各种技术档案的建立和完善工作；严格按照相关制度、标准的要求，做好定期设备检查、检验、试验、调整和评估等工作。
6.32. 加强集团公司、股份公司、海南公司电力技术监督季报和技术监督通讯、专业会议纪要、设备事故通报的组织学习和落实工作。； 特别是要结合分析近两年公司范围内发生的故障停机事件（电气一次和二次设备故障造成的非计划停机在2014年统计中，已在各专业中所占比例最高）。要查找设备故障的共性问题，制定整改措施。加强对集团公司、公司、属地电科院（所）技术监督季报和检查提出问题的整改，整改工作实现闭环管理。
6.43. 加强机组检修中技术监督管理工作，落实需要停机才能实施的试验、检验以及技术监督动态检查提出的整改项目，进一步提高机组检修技术监督工作质量。
6.54. 公司将根据设备运行情况，对由于技术监督工作不到位引发故障停机的电厂进行专项检查，并根据安全生产绩效目标及相关考核办法提出奖惩意见。
6.65. 各电厂应高度重视国能安全[2014]161号 《防止电力生产事故的二十五项重点要求》的落实工作，细化责任落实，明确责任部门和责任人员，制定工作计划并保证实施到位，有效防止电力生产事故的发生。
6.6. 技术监督管理充分运用公司资产财务一体化项目，2014年已在试点电厂中应用，2015年将在完善总结应用情况的基础上，全面开展技术监督管理模块，在运用中完善技术监督管理功能，提高技术监督上线管理能力。
七、各专业技术监督重点关注的问题
7.1. 绝缘监督
对全厂10kV及以上设备定期做预防性实验。进行全厂10kV及以上设备日常巡检、维护消缺。修编厂级运行规程、检修规程及时更新技术规范。及时收集技术监督相关法规、规范、技术标准的制订和修订。按照机组检修计划，做好机组检修和设备技术改造工作。加强绝缘专业人员的技术培训，提高设备维护、检修水平。按计划做10kV设备预防性试验的监督工作。4月份完成110kV带电电气设备红外成像检测。5月份完成1、2、3号主变油色谱分析，并做好趋势分析。9月份完成全厂接地网接地电阻测试。按时完成季报的上报工作。
加强对运行20年以上接近30年的发电机的技术监督管理，对大连和福州三菱发电机运行情况数据收集和停机试验、检查工作，做好三菱发电机恢复绝缘的调研工作，为发电机改造做好准备；营口、汕头和南京的俄供发电机，由于设计和制造方面缺陷，发电机处于振动大，定子绕组端部绝缘磨损严重，经常发生定子绕组漏水，发电机小磁环运行中温度严重超标，运行中最高温度超过200度，每年停机都要打开发电机检查。相关电厂要注意目前收集这类俄供发电机改造情况，尤其是改造以后的运行情况，在这基础上，提出发电机改造的方案和计划。继续开展发电机漏氢问题的治理工作，公司内发电机漏氢量超过规定值的发电机较多，在发电机漏氢点查找和治理的过程中往往与处理发电机漏氢的经验和方案等因素有关，因此有关电厂应加强与发电机制造厂、发生相类似故障的电厂之间的经验交流，提高处理故障的能力和效果。加强氢冷发电机氢气系统的监督管理，确保发电机氢气运行参数、氢气品质、发电机漏氢率符合GB7064-2008《隐极同步发电机技术要求》的规定。
加强主变设备的技术监督管理，做好设备的安全运行、检修维护，重视设备运行、检修、试验数据的综合分析，开展设备状态评估，提高电厂主要设备的可靠性。规范变压器特别是主变电容式高压套管的试验检测，电容式高压套管是变压器的重要部件，套管故障往往会引起变压器着火等重大故障。在现场检查中，发现部分电厂变压器高压套管试验检测和项目以及检测周期不规范，试验检测方法影响试验数据的可信度，有的电厂对于主变压器低压侧大电流套管是否是电容式及要进行的试验检测项目也不清楚。因此，必须严格按照DL/T 596-1996《电力设备预防性试验规程》规定的试验周期及项目内容，对变压器套管进行重点关注，对试验项目进行规范。加强对变压器油色谱的定期检测和分析，要重视变压器油色谱报告中乙炔和其它反映变压器潜在故障分量的分析和跟踪，根据变压器油色谱报告，评估变压器的状况，决定对变压器采取的措施和解决方案。重视开展对国产2005年之前生产变压器的吊芯解体工作，2005年之前国产变压器由于受制造工艺和材料的影响，变压器抗短路能力较弱，需要通过变压器检修恢复变压器的能力。另外建议：按照规定，变压器发生近区突发短路故障后，应做低电压短路阻抗测试或绕组变形试验确保变压器无故障运行，请电厂予以重视。
加强SF6气体绝缘设备和GIS全封闭等设备的技术监督管理，开展SF6气体绝缘设备分解产出物的检测，做好SF6气体绝缘设备维护、检修和试验的技术监督工作。发电设备和升压站系统SF6气体绝缘设备数量越来越多，SF6气体绝缘设备随着运行年限的增加，发生的设备故障也明显增加，在SF6气体微水检测的同时，应进行分解产物检测，以便能够及早发现SF6设备的隐患和缺陷，及时进行设备的缺陷处理，提高SF6气体运行的健康水平。
应加强开关站设备的事故防范，严格执行国能安全[2014]161号 《防止电力生产事故的二十五项重点要求》中关于防止电力互感器事故、防止开关设备事故、防止接地网和过电压事故的具体规定。针对目前部分电厂升压站500kV以下电压等级出线（或部分出线）没有安装避雷器的问题，应积极和有关设计院（部门）联系，论证加装升压站出线侧避雷器的可能性，以避免雷击过电压造成的危害。
7.2. 继电保护监督
随着海南电网的容量不断增大，特别是昌江核电、海南西线高铁的规划等，海南电网的结构将发生很大的变化，这对我厂的发电机组的运行带来影响，因此要加强我厂继电保护专业人员的技术水平，结合一次系统设备性能参数、运行工况和保护装置原理特性，合理制定继电保护配置方案；
加强运行人员对设备的工作原理，工作过程的的，加强对我厂继电保护设备的熟悉程度和规范制度的学习，做到发现问题要及时、处理问题要到位、解决问题要彻底，杜绝继电保护“三误”事故的发生；
各电厂应重视全厂继电保护的整定计算和定期校核工作，要认真编制继电保护整定计算报告，报告应包括短路电流计算、发变组保护整定计算、高压厂用系统保护整定计算、低压厂用系统保护整定计算等内容，整定计算报告应经复核、批准后执行。发变组继电保护应依据DL/T 684-2012《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》、DL/T 1309-2013《大型发电机组涉网保护技术规范》进行整定计算，并认真校核发变组保护中涉网保护部分与电网线路保护的配合关系，确保定值正确、配合合理。厂用电系统继电保护应根据保护整定原则，逐级配合，防止因厂用系统保护定值整定不正确造成保护越级动作或事故范围的扩大，重视400V低压厂用电系统保护的整定计算，确保低压厂用系统与6kV系统保护配合合理。
重视继电保护及安全自动装置的定期检验，认真编写或完善继电保护装置检验作业指导书。各电厂要按照DL/T995-2006《继电保护和电网安全自动装置检验规程》的要求和校验周期及检验内容定期开展继电保护及自动装置的定期检验、校验工作。检验作业指导书主要按全部检验及部分检验两种内容编写，以适应机组检修的类型，检验内容可参照DL/T995-2006《继电保护和电网安全自动装置检验规程》标准，检验方法可参照继电保护装置制造厂相关调试大纲。要重视继电保护装置的回路传动试验，对重要的继电保护装置的校验和回路传动试验，要由电厂继电保护专责人员完成，对继电保护装置每一回路的传动试验，要与继电保护逻辑进行核对和确认，确保试验的结果与继电保护回路的逻辑相一致。对继电保护装置校验的数据要进行分析，判断和评估继电保护装置的状态，确保保护装置的完好、可靠。加强继电保护装置使用年限的管理，对使用年限长、运行中故障率高、制造厂家已经不再生产的继电保护装置，在合适的时期进行改造，提高继电保护装置安全运行水平。组织学习DL/T684-2012《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》，严格执行新导则标准。
各电厂（包括水电和风电）应加强继电保护定值管理，完善继电保护定值管理制度，建立微机型继电保护装置软件版本管理制度，严格软件版本升级的管理，严密进行继电保护整定单管理，确保现场执行的继电保护整定单是有效的，严格按照继电保护定值管理要求，实行继电保护定值的闭环管理。每年初电厂应主动与当地电网联系，根据电网提供的系统短路阻抗，折合到本厂主母线的系统阻抗，校核本厂短路电流水平，用于校核继电保护定值，若短路电流变化较大则应对继电保护定值重新进行计算，确保不因保护定值设置不合理的原因，造成保护装置拒动或误动。同时，根据最新计算的短路电流值，校核一次设备承受短路电流能力，如果一次设备不能满足短路电流要求，应采取措施，防止一次设备损坏。
继续对2013年公司召开的电气二次专业会议提出的：失灵保护实现方法、断路器非全相保护构成原理、6kV母线结合设备改造加装快速保护、励磁调节器故障分析和采取措施、发电机转子接地保护、微机保护双重化、发电机出口PT校验方法等内容，结合机组检修、继续对设备改造并完成整改。
7.3. 电测仪表监督
能够针对大部分存在共性问题的仪表、设备等分析其故障原因，进一步提供设备的可靠性和稳定性。
各电厂要重视关口电能计量装置的设计和配置，对新建或改造项目的关口电能计量装置，应依据本地区电网或质量技术监督部门发布的关口电能计量装置设计配置规范进行设计和配置，严格按照国家电网公司企业标准Q/GDW 347-2009《电能计量装置通用设计》要求进行规范设计；关口电能计量装置设计应特别重视电压互感器计量二次绕组专用问题，防止二次负载过重造成测量误差，给电厂电费计算带来损失，应引起我们足够重视。另外，由于关口电能计量装置属于强制检定计量器具，应严格按照JJG 1021-2009《电力互感器检定规程》、JJG 596-2012《电子式交流电能表检定规程》要求进行周期检定，确保关口电能计量的准确、可靠。
重视电厂厂用电能表的配置和定期校验，厂用电能计量表计宜采用独立的电子式电能表或具有电能脉冲输出的综保装置，综保装置应配置专用的计量插件，对不能满足需要的，要适时进行改造工作。
7.4. 励磁监督
对机组励磁系统的运行进行监督，保证其满足技术监督要求和电网调度要求。监督项目：a）自动励磁调节器投入率是否满足行业标准和电网调度的要求；b）PSS是否按调度要求进行投退，投入率是否满足要求；c）是否发生因励磁系统故障引起的发电机强迫停机。监督周期：一年。
对励磁系统性能指标进行监督，使其应符合标准要求，其中包括： a) 励磁系统强励倍数；b) 励磁电压响应时间；c) 自动和手动调压范围；d) 发电机电压调节精度；e) 发电机电压分辨率；f) 强力倍数和允许持续强励时间；g) 自动励磁调节速度；h) 发电机空载和负载阶跃响应特性；i) 发电机零起升压；j) 发电机甩额定无功功率；k) 励磁系统调差率整定是否满足电网和发电机要求。
做好励磁系缺陷及处理情况的统计和日常维护工作，定期分析励磁系统及装置的健康状况，并根据分析结果采取相应的措施，以提高励磁系统的可靠性和电力系统稳定性。
根据发电机组计划检修安排励磁系统设备计划检修。根据我厂励磁系统检修规程，编制和完善机组大、小修项目和计划，并参与励磁系统检修全过程的技术监督管理工作。
利用机组大、小修，安排励磁系统的消缺和试验，并严格按照励磁系统检修规程和相关国家标准进行检修试验工作。
组织励磁系统监督人员的业务培训，不断提高励磁系统监督人员的业务素质，逐渐积累经验，提高自身监督的管理水平。
重视发电机励磁系统设备的选型，按照DL/T 279-2012《发电机励磁系统调度管理规程》要求，励磁系统选型应符合国家、行业有关技术标准以及所属电网的相关规定和要求，应通过国家质检部门的型式试验，励磁装置应经认证的检测中心入网检测合格。近年来华北电力科学研究院机网协调仿真分析实验室，对国内使用的不同厂家的励磁调节器进行了入网性能检测试验，其检测结果可以作为励磁装置选型的一项重要依据。
加强励磁系统的定期检查试验，要严格按照DL/T 1166-2012《大型发电机励磁系统现场试验导则》规定的“定期检查试验项目”认真开展励磁系统的大修试验，确保试验不漏项、试验方法规范；重视励磁调节器整定值通知单的编制工作，除常规的励磁调节器PID参数、PSS参数、调差系数外，还应重视励磁调节器的限制功能定值的编制，电厂在编制定值时，要积极与制造厂家联系，明确相应的限制功能，并在整定值单中进行详细备注说明。
各电厂应重视电网公司并网机组网源协调重要参数核查结果中励磁调节器存在问题的整改，主要关注励磁调节器过励限制与励磁绕组过负荷保护、定子过流限制与发电机定子绕组过负荷保护的配合问题，以及调差系数整定问题。重视电气二次专业会议关于励磁方面的整改要求，要求不采用励磁调节器内置式发电机转子接地保护，采用发变组内的发电机转子接地保护的要求，对采用励磁调节器内置式发电机转子接地保护，要求利用机组检修机会进行整改，防止发电机转子接地保护误动影响发电机组安全运行。
7.5. 电能质量监督
重视AVC装置的运行维护工作，已投运AVC装置的电厂应认真编制AVC装置定值通知单，建立AVC装置技术档案，对AVC装置的软件版本号并进行管理，加强AVC装置的运行维护和指标统计分析；准备安装AVC装置的电厂，应保证AVC装置的功能实现，其功能应满足国家电网公司Q/GWD 747-2012《电网自动电压控制技术规范》标准规定的“电厂AVC子站功能要求”。
7.6. 压力容器监督
各电厂应积极开展锅炉压力容器的登记注册和报废设备的注销处理工作。对于已注册在用的锅炉压力容器，应积极开展压力容器的定期检验、外部检查工作，加强压力容器安全阀的定期校验工作，安全阀校验的校验人员和校验机构均应具备相应资质；沿海地区、空气污染严重地区应重视空气罐、氢气罐外表面腐蚀、生锈的现象，根据腐蚀情况及时采取防腐措施。部分新投产机组的压力容器设备，应及时做好在属地技术监督部门的登记注册工作。
7.67. 金属监督
各单位要加强锅炉“四管”的防磨防爆检查工作。近两年超超临界机组多次发生水冷壁鳍片开裂导致的泄漏、爆管，锅炉受热面管制造质量差或安装焊接质量差、原始材料存在缺陷等问题也逐渐暴露出来。各电厂应学习大连、玉环电厂等锅炉“四管”防磨防爆管理先进的经验，完善锅炉“四管”防磨防爆检查机制，在机组检修时，落实外委队伍检查、防磨防爆小组和领导三级检查制度。继续深入开展对管道和高温联箱的检查工作，掌握管道、联箱的材质状况，运行中加强对管道膨胀、保温破损和支吊架异常等问题的检查，对发现的问题应及时进行处理。近几年，高温螺栓断裂、及金相组织和硬度异常的问题频繁发生。各电厂在继续加强对高温螺栓检验的同时，对于20CrlMolVNbTiB、20CrlMolVTiB材质的螺栓，应增大金相检验的比例，对于带加热孔的螺栓，应避免安装过程中加热棒对螺栓造成烧损，并严格按照标准规定的力矩对螺栓进行拆卸和安装。更有效地做好锅炉防磨防爆检查工作。加强对锅炉厚壁管道、联箱及焊缝的无伤检测。加大对减温水系统、旁路系统等温差变化幅度较大部位管道、焊缝等部件的检修检查，防止由于温差变化速度和幅度较大引起的运行中疲劳开裂泄漏事故的发生。落实检修期间焊接质量的技术监督体系，确保焊口检测率100%，检测一次合格率大于95%，重视汽水管道支吊架的检测与调整，确保管道受力状况符合要求。
各单位应重视锅炉侧、汽轮机侧油管道的检查，制定油管路检验计划，在机组停机检修期间对燃油管道进行无损检测，及时发现设备隐患并消除。应加强对汽轮机叶片、隔板、高温螺栓的无损检测及理化检测工作。近年来多家电厂曾发现高温螺栓硬度偏低、金相组织异常问题。各电厂在机组揭缸检修中应加强对汽轮机叶片、隔板、高温螺栓的检测工作，严格按照金属技术监督规程开展金属检验项目。
各电厂应重视对新购置金属部件的入厂验收工作。加强对特种设备的管理工作，特别是门机、桥机及压力容器的监督工作。
在机组的大、小修工作中，依据技术监督的要求对机组进行全面排查。对一些重点部位一定要坚持做好见证性文件，并妥善保存。
在以后的工作中，由于金属的磨损、锈蚀等情况会越来越多。金属监督专业的任务和责任将越来越重。只有细化工作，加强管理，才能最大程度保证机组的安全运行。我们也会不断提高技术监督的作用，为机组的安全保驾护航。对于新建机组，应做好受监金属部件的安装前检验；对于在役机组，应加强对受监金属部件的入库验收；对于特殊的部件和材料，应增加相应的检验项目。对于验收不合格的部件，应及时通知厂家进行更换。选择具有丰富经验、焊接质量好的施工队伍，并加强现场监督，以获得优良和合格率高的焊接质量。
各风电场应重视齿轮箱的检查及运行巡检工作，并对齿轮箱油定期进行化验指标，不合格的应及时更换。水电厂应重点关注起重机械检查。
积极开展压力容器的定期检验、外部检查工作，加强压力容器安全阀的定期校验工作，安全阀校验的校验人员和校验机构均应具备相应资质。
7.87. 热工监控自动化监督
各电厂应规范热工技术监督基础管理工作，按照集团公司新颁布的《热工监督标准》要求，制定和完善《热工监督定期工作标准》并严格执行；定期审核《热控联锁保护定值表》确保定值准确；操作员站上增加画面实时指示机炉主保护投退状态，防止保护系统投退不到位的现象发生；增加画面实时指示机组任一保护信号动作状态，特别是类似ETS的独立系统，异常信息应及时接入DCS报警画面及时报警，以便提醒运行和维护人员在第一时间发现解决问题，避免故障扩大。在主保护正确完整投运的前提下，关注送引一次风机、磨煤机等重要辅机轴承温度保护信号的质量判断条件的合理性，防止用Pt100热电阻检测的参与辅机跳闸保护的电机绕组温度、电动机轴承温度等信号的非正常突变，在进行温度信号质量判断时，应根据辅机的实际运行情况合理设置电机线圈和轴瓦温度的变化率，为防止保护误动和拒动，变化率应设置在5~ 10℃/s之间。
各电厂应规范DCS上位机、下位机电源切换试验，尤其需关注备用电源回路最低连续运行时间问题。在试验验收标准中增加对备用电源回路连续带载运行的最低时间要求（建议不低于24小时），确保长期处于备用状态电源回路的可靠性。针对近年来DCSPLC硬件老化问题日渐严重，各电厂对于运行时间长，硬件不明原因故障多发的DCSPLC应及时进行性能测试和评估（在机组大修后或重大技改后），有针对性的进行硬件更换、系统改造等适当措施，同时应切实加强对机组DCSPLC逻辑的定期检查和梳理，对不合理的逻辑、定值及时进行修改完善，加强培训，提高相关人员逻辑组态审核水平，有效降低因逻辑组态不当造成的设备故障和机组非停。
加强对机组PLC流程的正确性进行验证，保证不能由于机组流程缺陷造成机组非停。
加强机组的设备养护，确保监控系统在安全稳定的环境中运行。
鉴于目前还有些电厂基础工作不扎实，建议对其热工保护系统进行地毯式全面梳理，不但对锅炉、汽机和电气等保护对象，而且对辅机设备如风机、小机、水泵等都不能遗漏，特别是脱硫旁路取消后增压风机的重要性已等同于汽机。梳理工作应不局限于逻辑本身，对取样点、测量元件、回路、现场端子箱、模块卡件等都需要全面清理，原则是单点故障决不能直接引发机组跳闸的分散化策略。
7.98. 化学监督
各电厂应严格遵守清洗垢量规定进行化学清洗，并加强清洗质量的监督。锅炉受热面垢量达到DL/T794-2012《火力发电厂锅炉化学清洗导则》规定的垢量时，特别是超临界机组，应及时进行化学清洗，并监督清洗单位做好清洗后的水冲洗过程。
应加强辅机机组用油的技术监督工作，严格按照国家、行业标准制订绝缘油、润滑油、液压油、透平油抗燃油和辅机用油的监督制度，按规定的检测周期进行检测，完善相应的台账，发现油质不合格时及时处理。
应重视发电机定子冷却水水质指标的控制，严格控制定子冷却水中的电导率和铜含量，定子冷却水中的铜含量标准值≤20μg/L，期望值≤10μg/L，超（超）临界机组应努力达到期望值。如果发现发电机定子线棒有堵塞现象时应强化反冲洗及压缩空气吹扫，或进行化学清洗。
应加强供热设备系统的停用保养、泄漏检查和运行加药处理。凡是供热电厂，应严格做好供热系统设备的停用保养、检修和消缺、供热前的设备检漏以及供热期间循环水化学处理工艺的实施情况的检查工作。
应加强风电场变压器油、油齿轮油、液压油定期实验检测工作的监督，通过油质检测及时发现运行箱变、齿轮箱、液压系统可能存在的设备隐患、故障，为检修和事故隐患排查提供信息。同时当齿轮油、液压油油质检测发现油质指标达到换油规定值时，应及时换油或进行有效的在线处理，避免出现油质劣化加速设备腐蚀损坏的事故。未脱保的设备根据超标情况和设备厂家的意见，决定是否进行更换，以确保风机的安全运行。
7.910. 环保监督
2014年7月1日起，已正式执行GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》，现有火电机组烟尘、二氧化硫、氮氧化物、汞及其化合物将执行30 mg/m3、200 mg/m3、100 mg/m3和0.03 mg/m3的排放浓度限值；重点地区火电机组烟尘、二氧化硫、氮氧化物、汞及其化合物将执行更严格的20 mg/m3、50 mg/m3、100 mg/m3和0.03 mg/m3的排放浓度限值。国家发改委和环保部联合下发的《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法》已于2014年5月1日起实施，燃煤发电机组二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放浓度小时均值超过限值要求仍执行环保电价的，由政府价格主管部门没收超限值时段的环保电价款；超过限值1倍及以上的，并处超限值时段环保电价款5倍以下罚款。各电厂应确保各类环保设备的高效稳定运行，防止二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放浓度小时均值超标，造成环保电价罚款。电厂应加强脱硫系统和脱硝系统CEMS的运行管理，脱硫、脱硝的效率和投运率必须满足有关规定，确保不发生环保事件。
根据环保部 2014年5月30日印发的环办[2014]50号文件“关于做好燃煤发电机组脱硫、脱硝、除尘设施先期验收有关工作的通知”，各电厂应根据环保设施改造实际情况，分批进行脱硫、脱硝、除尘设施的先期单独验收工作，早日获得环保电价水电环保工作主要涉及污水排放以及环境噪音等因素，应加强生活污水的排放，保证生态健康稳定发展。
我厂目前还没有完成“海南大广坝水利水电二期工程（戈枕水利水电枢纽部分）”环境影响后评价工作。我厂会按照环保部和能源局环发［2014］65号文件“关于深化落实水电开发生态环境保护措施的通知”要求，适时开展项目环境影响后评价工作，重点关注工程运行对环境敏感目标的影响，及时调整补充相应环保措施。
7.101. 节能监督
各电厂要继续强化对全厂和全过程的能耗监督管理，加强项目建设阶段机组及辅机设计选型监督，加强技术改造项目的能耗指标监督和节能技术监督。一方面，要认真贯彻落实《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》，提高煤电机组准入标准，严格能效准入门槛，要进行充分的调查研究，重点解决好主机设备之间的参数匹配、主机设备与辅机设备的配置问题，积极发展热电联产，为公司指标创优创造基础条件。另一方面，按照《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020）》要求，要进一步加快实施综合节能技术改造，推广成熟、适用的节能改造技术，如供热改造、汽轮机通流部分改造、汽封改造、锅炉烟气余热利用（如低温省煤器、热一次风加热器等）、空预器密封改造、锅炉风机节能改造、辅机电机变频改造、热力及疏水系统改造等。改造前要认真做好可行性研究，采取的技术方案应建立在充分调研和现场试验的基础上；改造后的机组供电煤耗应力争达到同类型机组先进水平。要特别重视环保改造方案对机组经济性的影响，要督促做好环保改造项目的节能经济比较，优先采用能耗低、经济指标好的改造方案，避免选用严重增加系统阻力和电耗的方案和设备。
应对带有一定普遍性、影响经济性较大的问题，如因设计原因造成的蒸汽温度低、减温水量大、空冷机组真空、背压及能耗高等问题，开展专项攻关，要结合机组综合节能技术改造，督促制造厂进行诸如设备受热面管材升级、调整等的升级改造。
应加大电量营销力度，提高机组负荷系数，合理安排停机备用时间，争取探索和开展厂内不同机组间的经济调度。通过提高全厂负荷系数和提高高效机组的发电份额，以取得全厂节能效益最大化。学习沁北电厂电厂AGC模式，开展典型调度曲线下全厂机组经济调度方式研究，为全厂机组经济调度创造条件。
应积极开展优化运行试验，确定最佳运行方式和参数。特别是对改造后或大修后的机组，应及时开展相关优化运行试验，包括锅炉燃烧调整和制粉系统优化试验，脱硝、电除尘、脱硫系统等环保设施的优化运行试验，低负荷下辅机优化运行试验（锅炉风机、汽轮机循环水泵），汽轮机阀门管理优化试验，根据试验结果确定最佳运行参数，并监督执行，保证机组在各负荷下处在最佳运行状态。要继续加强耗能设备的检修维护力度，提高机组可靠性和经济性。应将通流间隙调整、空预器在线和停机清洗、锅炉烟风系统调节机构检查维护、空预器及烟风系统漏风治理、电机变频器维护、锅炉吹灰器检修维护等项目常态化，保证机组运行可靠性加强对我厂进水口拦污栅的垃圾进行及时清理工作，保证拦污栅压差在合理的范围内，以此保证机组水耗的降低，水能利用率加强。同时，与调度进行较好的沟通工作，保证机组在高水头运行。合理使用厂用电，做好不随意浪费厂用电。办公室及生活区确保用电设备人走断电。
7.112. 汽轮机水轮机监督
针对我厂水淹水导的案例，加强对真空破坏阀的监督，定期进行试验，保证真空破坏阀的有效动作，并制定行之有效的防范措施，保证类似情况不再发生。
对导叶及桨叶在检修期间进行动态检查，发现汽蚀等缺陷时要及时进行处理，防止缺陷扩大。
对机组常用密封件进行动态检查，超期使用的密封件必须监督进行更换，防止出现类似我厂接力器渗油的现象。
7.12. 水工监督
做好大坝安全监测定期工作。控制水工监督两个指标及大坝安全监测的重要指标。做好大坝维护及修理工作。配合完成水工专业管辖设备的消缺维护工作。
继续跟踪并加强土坝背水坡面渗漏情况监测工作，有异常情况立即组织专家分析处理。参加集团公司、海南公司、西安热工院举办的技术培训及讲座。弧形闸门动水、静水调试试验。做好3、4、5、6、7、8弧形闸门防腐及更换水封工作。完成汛前、汛中、汛后检查及整改工作。做好土坝白蚁防治工作。做好戈枕水库汛期防洪度汛及1-12月份日常水库调度工作。配合做好海南公司组织对我厂2014年度提出问题的整改落实情况和效果进行跟踪检查、复查评估工作。定期清理土坝抛石护坡及机组进水口杂木。配合做好2015年机组检修期间水工专业负责的工作。编制水工技术监督季报，并按时完成上报工作。针对之前发现的及2015年技术监督动态检查发现重要问题、技术监督季报督办问题、技术监督二级及以上级预警问题，制定整改措施和实施计划并落实，提高整改完成率。做好其它相关的水工技术监督工作。

各电厂应加强振动监督，发现汽轮机振动突变或振动值增大明显时，应尽快进行振动测试分析，制定治理方案，联系电网调度停机处理。如因电网调度无法安排停机处理时，应持续跟踪机组振动变化，做好振动应急措施，防止汽轮机振动超标发生设备事故。应全面测试和记录振动治理过程相关的振动数据，如典型工况的波特图、汽轮机过临界转速时的振动和频谱等。大修后汽轮机振动水平在一定程度上反映了汽轮机本体的检修质量，各电厂应高度重视汽轮机本体检修工作，检修后回装时，应严格按照文件包规定进行轴系对中、通流间隙调整、轴瓦标高和紧力调整等工作，防止因回装质量问题造成修后机组振动异常。协调好节能和安全之间的矛盾，确保汽封间隙最佳值。应将汽轮机高压缸喷嘴上的滤网钢带检查工作列入1000MW机组的定检工作计划中，并考虑在高负荷区域适当减缓负荷变化速率以减小汽流冲刷。
调速系统汽门门杆断裂、汽门卡涩及抗燃油系统泄（渗）漏等是造成汽轮机专业非停的重要问题，应引起足够重视。由于汽门设计制造质量或材质不合格造成门杆断裂的应联系制造厂进行设计改进，对调门特性曲线应结合阀门优化管理试验进行修正。应根据各自的地域条件，尽量保证每年利用机组小修或临检将伺服阀设备全部外送检测，如工期不允许，可以考