C1-2013年A级检修管理手册（批准版）.docVIP

C1-2013年A级检修管理手册The Management Manualfor C1-2013 Grade A Overhaul 2013年10月实施沙角C电厂C1-2013年A级检修管理手册修编：宁立明、洪亮、严杏初、张卓林、何望飞、周 旭、雷晓东、陈志超、邝艺文、刘宇浓、黄新霞审核：周东明批准：陈前明 2013/9/18目 录第一部分：厂长声明第二部分：检修指挥机构第三部分：检修概况1. 机组检修前状况2. 机组检修要解决的主要问题及措施第四部分：检修管理程序1. 检修指挥机构管理程序2. 检修例会制度3. 检修质量管理规定4. 检修质量监理程序5. 质量组成员工作条例6. 项目经理工作条例7. 工作负责人工作条例8. 机组检修安健环管理标准9. 检修作业文件包使用管理程序10. 检修工作票办理程序11. 检修现场保卫管理程序12. 检修项目变更程序13. 检修设备试运调试程序14. 机组检修考核与评价办法15. 检修报告编制要求16. 检修技术资料、图纸修改程序17. 检修承包单位进厂办事流程18.脚手架安全管理补充规定19.起重设备安全管理补充规定广东省粤电集团有限公司沙角C电厂C1-2013年A级检修管理手册第一部分：厂长声明- 94 -厂 长 声 明本次检修是#1机组的第四次计划性A级检修。首先，我谨代表厂部向参与和支持#1机组检修工作的全体员工、各承包商和中外专家表示衷心的感谢！2013年，我厂在经营管理和安全生产等方面不断取得新进展，截至2013年9月30日，连续安全生产记录达3952天，刷新历史最好成绩。成绩的取得与全厂员工的共同努力、各承包单位的大力配合是分不开的。C1-2013年A级检修将实施包括脱硝改造、汽轮发电机组解体检修、主变大修、炉内“四管”及本体汽水系统检修等重要技改和特殊项目；此次#1机组检修规模及其管理难度超过以往历次检修，任务艰巨。因此，要求全体参加检修的本厂员工和各承包单位人员，严格遵守我厂各项规章制度，以科学严谨的态度，按技术规范、作业指导书等控制程序开展工作；采取措施大力开展安全、健康、环保教育，提高员工的安全、健康、环保意识；做好检修的各项管理工作，做到精心组织、职责明确、周密计划、合理调度、严格控制，确保检修工期和检修质量。1 本次检修需解决的主要问题：1） 烟气脱硝（SCR）改造。2） 锅炉炉内（低氮燃烧）脱硝改造。3） 取消脱硫烟气旁路及增压、引风机合并。4） 汽轮机高、中、低压缸解体检修。5） 发电机抽转子检修及定子铁芯径向及轴向槽楔更换。6） 主变内检及更换主变高压侧套管。7） 炉内“四管”及本体汽水系统检修。8） 锅炉化学清洗。9） 脱硫吸收塔除雾器改造。10） 磨煤机风量测量装置改造。2 检修工期、安健环、质量和经济目标2.1 检修计划工期：2013年10月1日00：00至2013年12月29日24：00，共90天；控制工期81天，即2013年12月20日24：00前具备移交中调条件。2.2 安全目标：检修全过程人身、设备零事故。2.3 健康目标：不出现职业病，不发生中毒事故。2.4 环保目标：1） 不发生环境污染事故。2） 电除尘器除尘效率99.4%以上。3） 脱硫装置脱硫率95%以上。2.5 质量目标：1） 机组检修后连续运行200天以上。2） 机组检修后达到“无渗漏”一流标准。3） 继电保护及热工主保护投入率达100，自动投入率达100，继电保护动作正确率达100。4） 脱硝改造、取消脱硫烟气旁路及增压、引风机合并改造等重大技改项目全面完成并达到预期目标。2.6 经济目标：主设备效率及经济性达最佳水平。a) 机组热耗率低于8080kJ/kWh。b) 锅炉效率高于93.6%。c) 机组不明泄漏率小于0.1%。3 检修项目按批准的C1-2013年A级检修计划实施项目执行。4 检修组织机构按粤沙电C201373号文执行。最后，希望每一位工作人员在工作中能严格遵守我厂的各项规章制度，爱护现场设备设施，节约水、电资源，文明施工，共同创建一个安全、文明、环保的工作环境。预祝检修取得圆满成功！ 厂长：朱志飞第二部分：检修指挥机构广东省粤电集团有限公司沙角C电厂文件粤沙电C201373号关于成立#1机组2013年A级检修指挥机构的通知厂属各部门：我厂计划于2013年10月进行1机组A级检修。为了确保检修工作顺利完成，经研究决定，成立1机组2013年A级检修指挥机构，负责检修质量、安健环、进度、费用控制等管理工作。检修指挥机构组成如下：检修总指挥：陈前明检修副总指挥：徐少波 王敬光检修经理：宁立明检修指挥机构设4个管理组及6个专项组。管理组为检修调度组、质量监督组、安健环管理组、隔离与调试启动组；专项组为脱硝改造专项组、汽轮机专项组、锅炉专项组、发电机及主变专项组、锅炉酸洗专项组、燃料专项组。一、检修调度组经理：周东明 副经理：邝艺文（一）检修策划组组长：邝艺文组员：黄新霞、叶惠文、王长虹、欧阳红（二）机械组组长：何望飞组员：王勇雄、方明泽（三）电气组组长：谢书亮组员：张震、陈宇锋（四）热控组组长：李一波组员：吴小庚、胡昌镁（五）化环组组长：门勇组员：詹耀双、赵建新（六）工程及物资供应组组长：张卓林组员：曾巨波、张光兴、李勇（七）保卫组组长：陈志超组员：王伟、陈庆君（八）后勤保障组组长：毛锡军组员：麦国培、陈明、罗洪燕（九）宣传报道组组长：刘杰新组员：黄璐、周宇（十）培训组组长：李燕组员：任武刚、黄晓晖（十一）信息保障组组长：崔鹏组员：张志团、邓志光二、质量监督组经 理：洪亮副经理：周旭（一）汽机组组长：蔡埠坚组员：陈建华、肖杰（二）锅炉组组长：冯彦荣组员：毛国强、何卫忠（三）电气组组长：涂育中组员：李文峰、庾文峰（四）热控组组长：李壮扬组员：苏乐春（五）化环组组长：罗培留组员：雷映珠、高毓堂（六）性能测试组组长：陈谋万组员：余金生（七）监理组组长：周旭组员：外聘监理三、安健环管理组经理：陈梅城（一）安健环组组长：黄海标组员：叶国城、温锦章、罗柳文、李宁、彭志鸿、温伟龙、刘加渝（二）消防组组长：雷晓东组员：袁斌、蔡开长四、隔离与调试启动组经理：何秀礼 副经理：严杏初（一）现场隔离组组长：刘宇浓组员：（待定）（二）调试启动组组长：严杏初组员：刘宇浓、王勇雄、方明泽、詹耀双、陈宇锋、吴小庚、谢权云五、脱硝改造专项组 组长：刘小赟 组员：毛国强、庾文峰、吴小庚、张震、刘小平、刘书义、李再龙、李冰、葛静静六、汽轮机专项组组长：王勇雄组员：蔡埠坚、陈建华、肖杰、刘林鹏、黄玉七、锅炉专项组组长：何望飞组员：毛国强、冯彦荣、方明泽、何卫忠、付凯、刘书义、官华坚八、发电机及主变专项组 组长：谢书亮 组员：涂育中、张震、李文峰、庾文峰、陈宇锋、董建筠、李威、徐斌九、锅炉酸洗专项组组 长：周旭副组长：罗培留组 员：方明泽、詹耀双、吴小庚、高毓堂、付凯、毛国强、冯彦荣、张通十、燃料专项组组长：王峰组员：刘孝龙、张向东、斯超良、吴航、余为泽、刘运武、孔繁山、刘雪光、温伟龙、谭国峰、郭少洪、陆仕明附件：C1-2013年A级检修指挥机构图 广东省粤电集团有限公司沙角C电厂2013年7月12日沙角C电厂综合部 2013年7月12日印发第三部分：检修概况广东省粤电集团有限公司沙角C电厂C1-2013年A级检修管理手册1. 机组检修前状况为掌握#1机组检修前的性能状况，分别进行了检修前机炉性能试验，试验内容及测得的主要性能指标如下：1.1 锅炉效率在660MW负荷时进行了两个工况（T-01和T-02）试验，T-01工况，排烟温度为134.7，修正后排烟温度为129.9，飞灰可燃物为1.83%，炉渣可燃物为11.13%，实测锅炉效率为93.48%，修正后的锅炉效率为93.36%；T-02工况，排烟温度为135.8，修正后排烟温度为131.1，飞灰可燃物为2.33%，炉渣可燃物为2.00%，实测锅炉效率为93.55%，修正后的锅炉效率为93.40%；修正后锅炉效率平均值为93.38%。1.2 空气预热器漏风空气预热器漏风率是通过测量预热器前后氧量并经过计算得到。氧量数据采用锅炉效率试验网格法测得：A侧空气预热器漏风率为8.83%；B侧空气预热器漏风率为10.30%。1.3 空气预热器阻力测量氧量的同时用电子微压计测量了空预器烟侧每个测量孔的壁面负压，在660MW负荷时，A侧空气预热器烟气压降为1.93kPa；B侧空气预热器烟气压降为1.80 kPa，空气预热器阻力较大。1.4 机组热力性能试验情况1.4.1 660MW负荷顺序阀工况的试验电功率为658.720MW，高压缸效率为85.29%，中压缸效率为91.61%，估算得到的低压缸效率为83.98%。试验热耗率(净)为8200.7kJ/(kW.h)，修正后热耗率(净)为8137.0kJ/(kW.h)。1.4.2 660MW负荷单阀工况的试验电功率为659.912MW，高压缸效率为83.51%，中压缸效率为91.70%，估算得到的低压缸效率为84.28%。试验热耗率(净)为8195.2kJ/(kW.h)，修正后热耗率(净)为8141.9kJ/(kW.h)。1.4.3 在660MW负荷下，顺序阀工况和单阀工况的高压缸效率分别比额定负荷设计值低2.22和4个百分点左右。中压缸效率平均值为91.65%，低于设计值2.7个百分点。经过估算的低压缸效率为83.98%左右，比设计值低4.27个百分点左右。1.4.4 顺序阀运行时，高压缸效率高于单阀运行工况，热耗率低于单阀运行工况。机组负荷越低，顺序阀运行的高压缸效率比单阀运行时高出越多，热耗率比单阀运行时低出越多。1.4.5 机组各级加热器的上、下端差基本正常，总体情况良好。1.4.6 关闭吹灰手动门、连排手动门和冷再供辅汽电动门等阀门后，各工况下系统不明泄漏率平均为0.20%。1.4.7 真空严密性试验结果为189.5Pa/min，小于200Pa/min，真空严密性合格。1.4.8 凝汽器的循环水温升基本正常，出水端差为2.7，对应低压缸平均排汽压力为7.3kPa，由于系统内漏导致凝汽器过冷度为负（-0.1）。1.5 厂用电率测试，在660MW负荷下为7.45%。1.6 供电煤耗，660MW单阀工况和顺序阀工况试验下供电煤耗为317.85g/(kW.h)和317.97g/(kW.h)，平均为317.91 g/(kW.h)。2. 机组检修要解决的主要问题及措施序号项目名称主要问题采取措施1汽轮发电机组轴瓦、轴系检查调整1、 #4瓦振动高于70微米，#6轴承金属温度偏高（99）；2、 高压下外缸温度偏高；3、 发电机转子拔护环及转子清理工作影响转子质量平衡。1、 检修前对各瓦温度、振动进行监测，检修中详细测量检查轴承数据、中心数据，合理调整轴系；2、 检查汽缸及导汽管密封情况，更换导汽管金属密封圈；3、 对转子进行现场低速动平衡处理，确保检修后的一阶振动水平和瓦温水平优良。2汽轮机高、中、低压缸解体修复1、 部分通流间隙偏离标准；2、 转子及隔板清理时间长，人工清理不彻底，影响机组效率；3、 中压缸进汽导流环套件损伤。1、 高压缸、中压缸、低压缸揭缸解体检修检查，汽轮机隔板裂缝补焊，轴承揭盖检查，汽封间隙调整；2、 转子及隔板使用喷丸清理方式。3、 更换中压缸进汽导流环套件。3高、中压主汽阀、调阀修复1、 高、中压主汽阀预启阀氧化卡涩；2、 阀芯、阀座密封不严。1、 更换主汽阀的阀蝶螺丝、锁片、衬套及耐磨套等；2、 阀芯、阀座进行现场研磨。4凝汽器检修堵头使用多年后出现老化，容易脱落；水室衬胶出现局部脱落；凝汽器端差偏高，真空比其他机组低。改善堵头的结构；修后进行灌水查漏；抽取部分钛管进行涡流探伤检查；对出现衬胶脱落的部位进行修补；清理凝汽器水室及钛管。5循环水泵检修循环水泵筒体表面出现腐蚀，影响整体强度；反力支座如固定强度不够，容易脱落，进而造成泵体振动加剧，损坏泵轴等部件。更换循环水泵轴套，衬胶轴承，检查筒体等，必要时防腐修复或更换，加固反力支座。61A工业水冷却器改造工业水冷却器余量偏小，夏季工业水温度偏高。1A工业水冷却器进行技改更换，旧冷却器移至3B侧使用。7给水泵芯包更换给水泵效率下降。（需参考修前给水泵性能试验报告）更换效率较低的给水泵芯包，芯包检修时派人去检修厂家监督芯包检修以及转子动平衡过程。8除氧器抽汽逆止阀更换原逆止阀结构不合理，导致关闭时间过长，威胁机组运行安全。（2012年公司批复技改项目SJC-PJ-J12013）改造更换除氧器抽汽逆止阀。9轴抽风机更换改造#1机轴抽风机已运行多年，由于设计（叶轮为悬吊式）问题，在运行中经常出现轴承温度高及振动大等故障，且壳体已出现腐蚀穿孔，多处修补，叶轮拉筋在运行中容易脱焊，造成设备运行不稳定，影响机组的运行安全。两台轴抽风机进行改造,由目前的不锈钢叶轮改为铸造铝合金叶轮，布置方式从卧式改为立式。10#7高加#7高加下端差11.5，比设计值8偏高3.51、根据U形管的结垢情况决定是否进行软轴清洗；2、检查高加进出水隔板以及隔板垫片是否吹损漏水。11疏水系统阀门部分疏水系统阀门出现泄漏，影响机组补水，降低了机组热效率。消除阀门泄漏缺陷，必要时更换有关阀门。12#1机组后备关口计量装置改造目前#1机组没有设置机组后备关口电能表，不符合省网关口电能计量装置技术规范的要求。#1机现有关口电能表柜内增设与主关口表相同型号的发电机出口、厂高变高压侧以及脱硫变低压侧电能表，作为后备关口电能表。13主变排油内检运行年限18年，绝缘油糠醛含量较同类变压器偏高。进入主变内部对器身的可见部位进行检查。绝缘纸取样作聚合度试验。14主变高压侧三条套管更换同批次主变高压侧套管老化变异。主变排油，更换沈阳传奇高压套管。15发电机抽转子大修发电机转子阻尼条有断裂现象，转子端部绝缘楔块松动。发电机转子拔护环检查阻尼条状况，必要时更换；处理转子端部松动的绝缘楔块，必要时更换。16定子铁芯径向及轴向槽楔更换发电机长年运行，槽楔底部的波纹板会产生老化变形，易引起发电机绝缘发生局部放电，对发电机的安全运行有较大影响。更换定子铁芯径向及轴向槽楔17发电机定子内冷却水系统密封件更换发电机定子内冷却水系统密封件运行年限长，需对水回路所有特富龙水管密封件进行更换。更换发电机定子内冷却水系统密封件。逐个核对出水温度探头布点位置的准确性。18第六串500kV开关操作机构滚动更换5061断路器B相操作机构密封件老化，影响安全稳定性。更换开关操作机构，更换后进行开关特性试验。19锅炉本体设备大修锅炉本体距上次A级检修已3年多，运行过程会造成相应的磨损及其他的缺陷，通过本次A修进行全面的检查和处理。全面检查，更换超标的管道，进行防磨处理，处理其他缺陷。20锅炉炉内(低氮燃烧)脱硝改造锅炉原设计未全采用低NOx燃烧技术，燃烧源头生成的NOx含量较高，相当于增大了尾部SCR脱硝装置的初期投资及运行费用。 采用分级燃尽风的低NOx燃烧技术，重新设计燃烧器及一、二次风喷嘴，增加分级燃烬风。降低燃烧源头生成的NOx含量，减少尾部SCR脱硝装置的初期投资及运行费用。21烟气脱硝 （SCR) 改造 为了满足NOx排放需100 mg/Nm3的环保政策要求 ，除了进行炉内低氮燃烧改造之外，还必须进行加装SCR液氨催化还原脱硝装置，以降低 Nox 的排放。同时配套对空预器、引风机进行改造。 在锅炉省煤器出口与空预器进口之间加装SCR液氨催化还原脱硝装置，包括反应器、喷氨系统、吹灰系统、稀释风机系统以及相关的辅助设施，同时配套对空预器、引风机进行改造。22取消脱硫烟气旁路及增引风机合并按照取消脱硫烟气旁路相关政策要求，我厂须在2012年12月至2014年一季度完成取消脱硫烟气旁路工作。取消脱硫烟气旁路后，需对脱硫系统设备及控制逻辑进行改造，同时因只有单台增压风机，会大大增加增压风机故障连带机组跳闸的风险。从机组安全经济运行出发，取消脱硫烟气旁路时，进行引风机与增压风机合并改造，优化出口烟道布置。提高机组的安全性、可靠性、经济性。避免因只有单台增压风机故障连带机组跳闸的风险；合并后采用更高效的轴流风机，提高了机组运行经济，同时也提高了炉膛的防爆性能。但因引风机压头的增大，同时需对炉膛、风烟道、电除尘等设备进行强度校核及加固。23炉管防磨防腐喷涂局部区域炉管的飞灰磨损和吹灰蒸汽的吹损不可避免，另外水封槽区域的炉管腐蚀问题也比较突出，往往会造成这些区域炉管管壁快速减薄，甚至造成大量换管。利用A级检修机会，对锅炉吹灰器区域、喷燃器区域、折焰角上部区域、后烟道低过和省煤器迎风面管子进行防磨喷涂，对水封槽下部腐蚀严重区域进行防腐喷涂，对炉管外部进行防磨防腐保护。 24低温过热器加装声波吹灰器改造我厂锅炉已运行17年，后烟井低过由于蒸汽吹灰器的长期吹损，造成管壁经常减薄，每次检修都要更换大量的管。在低过悬吊管处因蒸汽流旋涡而形成大量的凹坑，而且该悬吊管位置管子更换困难。在后烟井低过区域前后墙位置共增加8台压缩空气驱动的声波吹灰器，在正常情况下停止蒸汽吹灰，避免蒸汽吹灰器的长期吹损问题。同时增加声波吹灰器压缩空气管路及相关的控制系统。25脱硫吸收塔除雾器改造原平板式除雾器效果不良，冲洗效果差，容易造成GGH堵塞。重新设计除雾器结构，重新安装两层除雾器及支撑钢结构，重新布置冲洗水管。26脱硫吸收塔喷淋层改进更换（第一层）脱硫供浆液FRP管已使用多年，管道内壁冲刷减薄及管外壁老化，已进行过多次穿孔修补，喷淋雾化效果差已直接影响到脱硫率；喷嘴磨损后不能按原设计的角度喷雾，集中喷淋的浆液一方面加剧了对塔内其它管件的损坏，还严重影响脱硫的化学反应，胶硫率达不到排放要求。同时现在使用的螺旋锥喷嘴孔径小，堵塞严重，每次检修均发现大量的喷嘴堵塞。重新选型喷嘴流量及分布数量，校对原喷淋层支撑钢梁强度及增加塔壁支撑钢梁，更换喷淋层（FRP）主管道及支管道安装。27锅炉磨煤机风量测量装置改造原测量装置导致风道阻力较大，造成风机出力损耗；采样管经常堵塞，引起风量测量不准确，影响到了磨煤机正常运行；经常堵管也增加了日常工作维护量。重新设计、安装6套风量测量装置，并对风道进行相应的改造28锅炉电接点水位计改造#1锅炉电接点水位计已经运行超过18年。水位测量筒是碳钢材料，水位电极安装套管是316不锈钢。两者材料差异很大，焊接口经过多年运行容易产生疲劳。现在运行电接点的厂家已经被收购，旧系统备件在市场上已经断货。重新设计、安装2套新的测量筒和检测装置。29脱硝DCS控制系统改造配合脱硝工程和炉内脱硝，增加相应的控制和设备增加反应区、氨区的DCS、引风机等相应的控制卡件及配套硬件设备。并逻辑组态、监控画面制作、调试、投运等。30增引合并及取消旁路挡板控制系统改造引风机和增压风机合并后，引风机的出力增加，运行中存在的风险是锅炉炉膛瞬态负压超限。脱硫没有旁路后，机组设备控制方式发生变化，需要根据改造后的机组和脱硫系统运行方式，对机组和脱硫系统相关的顺控逻辑和设备的启停条件进行修改或增减。对风机的启动、停止、跳闸和炉膛压力保护相应的修改及优化，对机组和脱硫系统相关的顺控逻辑和设备的启停条件进行修改或增减。31模拟量控制系统参数调整及控制系统控制策略完善主要解决机组主控主汽压、主再热汽温在变负荷时波动较大的问题和AGC负荷高限时摆动问题。采用变参数控制、增加单向解耦、DEH压力控制速率完善、AGC调频指令优化。32汽水取样装置改造#1机汽水取样从建厂至今已使用了近18年，冷却装置及管路盘已腐蚀较严重，汽水冷却管阀每年大小修均需安排检修、更换阀门和管道等，检修费用较高。同样设备经常维修造成水样的不稳定。对#1机组汽水取样参数重新选型，将原汽水取样冷却装置改造为少维护全不锈钢结构汽水取样装置。33锅炉化学清洗#1锅炉上次酸洗后运行时间已经有11年，超过了锅炉清洗间隔年限510年的要求，锅炉水冷壁管B侧向火侧割管的垢量为312.74g/m2，水冷壁管的垢量也达到运行锅炉化学清洗的条件。锅炉炉管结垢会导致受热面因腐蚀和结垢引起事故，同时降低锅炉热效率、影响机组水汽品质。对#1锅炉省煤器、水冷壁管等热力设备进行预冲洗、酸洗、水冲洗、漂洗与钝化，对酸洗废液进行处理达标排放。第四部分：检修管理程序1. 检修指挥机构管理程序1.1 检修指挥机构职责为了做好检修的各项管理工作，明确职责，做到组织清晰、管理有效、严格控制、确保质量，将检修指挥机构职责划分如下。1.2 检修总指挥职责检修总指挥是检修工程的总负责人。1.3 检修经理职责检修经理在检修总指挥、副总指挥的领导下工作，是检修工程的负责人和责任人，对检修质量、安全、健康、环保、工期和检修费用负责。1.3.1 负责将检修的各项工作目标具体化、落实检修工作计划和质量计划。1.3.2 领导质量监督组、检修调度组、安健环管理组和隔离与调试启动组，做好检修的现场管理、施工协调、质量和工期控制工作，使检修过程处于受控状态。1.3.3 主持检修调度会议，组织、安排、协调好设备管理部、运行部、施工单位等参加检修单位的工作。1.3.4 坚持“质量第一，安全第一”的方针，正确处理好质量、安全与进度的关系，不降低质量、安全、健康、环保标准。1.3.5 贯彻ISO9000系列质量体系标准，做到“凡事有人负责、凡事有人监督、凡事有章可循、凡事有据可查”，严格按程序办事。1.3.6 对违章作业的单位和人员按照检修考核评价标准进行考核。1.4 质量监督组职责质量监督组在检修经理的领导下开展工作，负责整个检修项目的质量控制和监督，按质量管理规定进行管理。其中质量组职责如下：1.4.1 负责审核检修质量文件和技术方案，组织确定厂级验收项目。1.4.2 质量组成员负责对厂级验收项目实施质量验收，监督各方按程序开展检修质量活动。负责收集、整理检修中发现的缺陷及其处理情况，组织制定重大设备缺陷处理方案或处理措施。1.4.3 负责组织不合格项的评审、再鉴定。1.4.4 有权根据检修考核制度对不按规定办事的施工单位或工作人员提出考核意见。1.4.5 协助监理组开展各项监理工作。监理组主要负责监督检修管理文件的执行和检修质量的控制工作。其主要职责如下：1.4.6 检修前应了解检修组织机构、人员配备、设备状态、管理模式及前期准备工作，了解机组检修的工作内容、质量方针、目标及对质量监理工作的具体要求。熟悉、审查并确认有关工作文件。1.4.7 在检修过程中，按照质量监理程序开展质量控制、检查、验收工作，并在质量文件上签字。1.4.8 指导施工单位及时做好检修报告的编制、检修文件的关闭、归档工作。1.4.9 对不符合质量标准或质量检验程序的工序，出具返工通知单。对不符合质量管理程序和质量标准的文件，有权拒绝签字。1.4.10 对严重违反检修质量管理规定，其检修行为有可能使检修质量成为不可预期时，有权进行临时停工处理，并报检修指挥机构。1.4.11 质量监督组各专业组成员即为厂级质检员。1.4.12 协助电厂做好不合格项的控制和处置工作。1.4.13 定期编制监理简报，及时通报检修过程中存在的问题。1.4.14 对检修存在的问题有权向检修经理提出处理意见。1.4.15 检修结束后，监理单位需在5个工作日内提供所有监理项目工作情况汇报，15个工作日内提交正式的监理报告。1.5 检修调度组职责检修调度组在检修经理的领导下，主要负责检修管理的日常工作。1.5.1 合理安排设备隔离和项目开工，根据检修网络图，做好检修工期控制、项目进度管理工作。1.5.2 做好跨部门作业协调、人员调配、外事联络、物资供应、文件资料发放和后勤服务等工作。1.5.3 随时掌握工程进展情况和存在问题，遇有重大问题，应及时向检修经理和检修总指挥汇报。1.5.4 根据实际进度，绘制检修动态网络图等管理文件，定期编写检修进度报告。1.5.5 负责检修期间的宣传报导工作。1.5.6 组织保卫人员负责现场人员和设备安全保卫工作，防范偷窃、斗殴事件发生。1.5.7 负责对现场封闭管理区域的出入验证工作。1.5.8 负责保障检修通讯、信息网络畅通。1.5.9 协助处理检修指挥机构的日常事务。1.6 安健环管理组职责安健环管理组在检修经理的领导下工作，负责监督检修区域的安全、健康、环保、文明作业的管理工作。1.6.1 负责监督检修现场的安健环管理，包括PPE使用、现场卫生、文明作业、废料收集处理、消防设施的使用和保管等。1.6.2 深入检修现场，掌握各施工单位和个人的安全、健康、环保、文明施工情况，检查电业安全工作规程、安全生产管理标准、文明生产管理标准、个人防护用品管理标准、工器具管理标准、废弃物管理标准和污染防治管理标准等规章制度的执行情况，及时制止违章作业和野蛮施工。1.6.3 向现场施工人员提供有关安健环政策咨询及意见，宣传我厂安健环政策和相关管理规定，提高现场工作人员的安健环意识。1.6.4 及时分析现场实际情况，根据安健环管理要求提出治理方法、措施，保证安健环监督管理工作及时和有效落实。1.6.5 有权对安健环违章、违反现场管理规定的人和单位进行考核。1.7 隔离与调试启动组职责隔离与调试启动组在检修经理的领导下开展工作，负责检修设备的隔离、工作票办理及设备检修后的设备调试启动工作。1.7.1 负责检修设备的隔离、工作票办理及设备检修完成后相关系统隔离的解除。1.7.2 根据检修调度计划，合理安排设备隔离和许可项目开工。1.7.3 负责设备检修后、机组启动前的设备试运行工作。2. 检修例会制度2.1 检修调度会时间：检修期间每周一、三、五15:30地点：调度会议室（行政楼426会议室）主持：检修经理参加人员：检修指挥机构主要成员及检修承包方代表会议内容：1) 各专业全面汇报检修工作进展情况，简要介绍当日主要工作情况和需要指挥部协调的事项。2) 监理组汇报情况，包括监理汇报发现的问题和处理意见。3) 质量组汇报情况。4) 安健环管理组汇报情况。5) 对各专业不能解决的安全、进度、材料、劳力及甲、乙方之间的重点问题进行协调处理。6) 对重大技术问题的方案进行协商决策。7) 指挥机构对当日工作进行讲评和提出指导意见。8) 布置当晚及第二天的重点工作。会议要求：会议发言简明扼要，与会者事先做好准备，重要问题可附书面材料。对技术问题应先召开专业会议，研究后提交方案或结论由指挥机构决策。会议不对具体问题展开讨论。会议时间一般不超过一小时。会后编写会议纪要。2.2 项目进度跟踪会时间：每周二、四15：30地点：调度会议室（行政楼426会议室）主持：检修调度组经理参加人员：各承包单位负责人会议内容：1) 承包单位负责人向检修调度组汇报各项目进度情况。2) 检修进程达到计划阶段性目标节点时（如主要设备解体完成或具备组装条件时），由检修调度组经理召集指挥部会议，由各主要项目承包方负责人汇报整体工作情况(并附书面报告)，检查施工进度，汇总发现的问题，对项目、工期进行补充调整。时间由调度组成员共同商定，地点在调度会议室。各承包方及专业应预先召开会议，做好充分的准备。2.3 质量组工作例会时间：检修期间每周一次地点：行政楼717会议室主持：质量组经理参加人员：质量组成员会议内容：1) 质量组经理就检修质量体系运行情况及设备检修质量状况做综合评述。2) 跟踪上周会议纪要，对所发现缺陷的落实情况和一周以来质量的监督情况进行检查。3）各专业汇报一周以来的重要质量情况，并提出需要质量监督组解决的重要技术问题。4）由质量组经理组织分析问题并制定解决措施。5）就检修的下一步质量管理工作做具体安排。会议要求：除定期召开质量例会外，各专业验收组应根据工程进展情况适时召开专题会（如：各专业解体汇报会，发电机穿转子、水压试验、汽机盖缸等专题验收会），检查工作，讨论问题，研究并制定方案。会后形成会议纪要并发布。2.4 安健环管理例会时间：检修期间每周三上午11：00地点：调度会议室（行政楼426会议室）主持：安健环管理组经理参加人员：安健环管理组成员、主要检修承包方安监人员会议内容：1） 安健环管理组经理就检修安健环体系运行情况及发生的主要问题做综合评述。2） 跟综上周会议纪要，对所发现问题的处理情况进行检查。3） 安健环管理组组长组织分析问题并制定解决措施。4） 就检修的下一步安健环管理工作做具体安排。会议要求：安健环管理组经理定期组织安健环工作例会外，根据具体检修过程的安健环情况（例如发现重大安健环问题）召开专题安健环会议，会后形成会议纪要并发布。2.5 调试启动协调会时间：检修进入调试节点后，每天9：20。地点：集控室主持：调试启动组组长参加人员：隔离与调试启动组成员、各主要检修承包方代表会议内容：1） 检查调试进度，布置调试任务，协调各部门及专业的工作，印发当日调试工作计划，直至调试工作结束。2） 协调各部门及专业按照机组启动计划做好机组启动工作。2.6 检修指挥机构针对检修重大工作或问题可不定期发布“调度令”和“通报”。3. 检修质量管理规定3.1 范围3.1.1 本规定明确了检修质量控制有关人员的职责、验收项目的确定、质量控制的要求和方法。3.1.2 本规定适用于电厂检修过程质量管理。3.2 术语和定义3.2.1 质检员：被授权参加质量检验工作的人员。3.2.2 监理：电厂外请有相应资质的单位人员对施工项目进行全过程的质量、安全和进度的监理管理。3.2.3 H点：停工待检点，是为重要或关键工序设置的必不可少的质量监控点，需经电厂质检员到现场检验认证后方可进入下一道工序。3.2.4 W点：现场见证点，电厂质检员与施工单位工作负责人共同到现场检验施工质量情况并认证的质量检验点。如电厂质检员因故不能参加验收并口头同意后，施工单位质检员自检合格并签字后，检修工作可继续往后进行。3.2.5 R点：文件见证点，电厂质检员主要检查施工质量记录来进行质量认证的质量检验点 。3.2.6 D点：数据记录点。3.2.7 不符合项：未满足要求或任何与管理体系规定要求的偏离，其结果将直接或间接导致伤害或质量异常、让步接受、项目/费用变更或这些情况的组合。3.2.8 三级验收：厂级（质量组成员）、专业（项目经理、监理）、班组（工作负责人、施工单位质检员）三级。3.2.9 项目经理：由电厂指定的进行检修协调、质量管理、现场安健环管理以及项目进度管理的电厂工作人员。3.3 职责3.3.1 检修经理是检修质量的责任人和总负责人。3.3.2 质量组组长负责质量活动的组织工作，安排审核质量文件，组织确定厂级验收项目。3.3.3 质量组成员负责对厂级验收项目实施质量验收，监督各方按程序开展检修质量活动。3.3.4 本厂项目经理对其负责项目的检修质量负责，项目经理同时也是该项目的质检员。3.3.5 工作负责人负责按经批准的作业指导书或施工方案施工，填写有关质量记录，对施工后的设备进行自检。3.3.6 质检员根据技术标准和有关技术要求对规定的检验点进行质量检验工作，并对确定的结果负责。检修的常规项目按照批准的作业指导书检查验收，技改项目、特殊项目以及没有作业指导书的其他常规项目，需根据技术标准和有关技术要求制定“设备质量安全计划表”作为检查验收的依据，“设备质量安全计划表”需明确验收项目、验收点（W、H点）和验收质量要求。3.3.7 全部检修项目（包括常规项目、技改项目和特殊项目）均需经过工作负责人自检、施工单位质检员检验、电厂项目经理验收、检修监理验收（如属监理项目）。实行厂级验收的项目还需要有质量组成员验收并在文件包质量监控点（H点）的“电厂质检员”栏中加签名，项目完工时应填写“工程质量、安健环验收单”。3.3.8 质量组在检修开始前，根据项目的重要程度等具体情况确定验收级别，并确定质量检验人员分工。3.4 管理内容和方法3.4.1 项目工序检验： (1) 检修质量验收按“检修验收流程图”的工作程序进行。工作负责人完成有关工序后，填写好技术记录表格和工作记录并通过自检合格、施工单位质检员检验合格后，联系电厂项目经理和检修监理（属监理项目），申请对现场检验点（H点、W点）进行检验；(2) 经电厂质检员初检认为具备了验收条件的厂级验收项目应及时通知质量组安排厂级质量验收，并将安排情况提前通知施工单位工作负责人。进行（H点）现场检验前，施工单位负责人应带上有关文件包、技术记录表格、工作记录会同施工单位质检员到约定地点等待质量组成员前来检验。在检验过程中，工作负责人应出示有关图纸资料和记录，并在需要时复测数据；检验结果符合检修质量标准后，项目经理和质量组人员共同在“电厂质检员”内签名；(3) 检验结果符合检修质量标准或在容许误差范围内时，质检员在检验文件上签字认证，以便施工单位进行下一道工序；检验结果如不符合质量标准，质检员应拒绝在检验文件上签字，及时通知施工单位返工处理，并重新履行检验手续；(4) 对按常规处理后仍不能满足规定要求的项目由项目经理填写不合格报告单，按不符合及纠正/预防措施管理标准进行处理；(5) R点的现场检验由施工单位把关，但应向质检员提交完整的检修工作记录、作业指导书规定的技术参数记录表格、有关图纸资料、检验记录等材料，R点的检验文件必需通过项目经理的签字认证才能生效。注：项目完工检验与工序检验程序相同（视为最后一道工序）。3.4.2 机组分步试运、整体试运和热态评价3.4.2.1 检修项目完工后，项目经理向调试启动组提出分步试运转申请。厂级验收项目由项目经理将试运的具体安排通知质量组。设备试运时，项目经理配合运行人员进行验收。运转合格的，项目经理在试运转单上签字认证，不合格的通知施工单位返修，另行申请试运。3.4.2.2 设备分步试运转合格后，项目经理整理质量检验和验收资料，包括对设备检修质量提出初步评价意见、遗留问题记录、处理意见等，属厂级验收项目的应由质量组人员审核确认。3.4.2.3 机组整体试运由检修总指挥主持。在检查分段验收、分步试运资料，并进行现场检查确认，检修质量和现场设备条件均符合要求后，由检修总指挥发布启动和整体试运的决定，否则不得启动。3.4.2.4 检修质量评定在机组启动后一个月进行，由总指挥或检修经理主持召开，质量组成员和生产经营部、运行部、设备管理部部长及各分部负责人参加评定会议。根据设备的安全及经济技术指标记录，经充分的讨论，进行全面的评价和设备评级。参照“DL/T 8382003发电企业设备检修导则”之附录G1、G2、G3、G4、G6、G7的格式出具检修报告。检修的总体评价分为优、良好、合格和不合格四个等级：(1) 优：项目实施后，功能和性能达到或超过设计预期值，严格按工艺要求进行施工，手续完备，资料齐全，外形美观；(2) 良：项目实施后，设备功能和性能能达到预期值，外形美观，但资料、手续等方面工作做得较差；(3) 合格：项目实施后，设备功能和性能基本能达到或经过返工后才达到设计预期值，外形较差；(4) 不合格：项目实施后，设备系统的功能和性能达不到设计预期值。3.4.3 文件关闭及归档保存3.4.3.1 检修结束后，质量组应及时关闭检修质量管理文件；3.4.3.2 检修质量评价资料、设备改造图纸、施工记录、试验报告、验收报告、说明书和其他技术资料应在检修项目验收后一个月内送科技档案室归档保存；3.4.3.3 凡是归档保存的技术资料应有完备的签名和审核手续；归档资料由设备管理部分部负责人初审，生产经营部技术分部对口专业复审并确定保存期限，归档保存移交科技档案室。3.5 质量验收评定的依据：(1) 国家或行业颁发的规程、规范、标准及本企业标准；(2) 经批准的作业指导书、检修文件包（常规项目）；其它有效的设计文件、施工图纸及设计变更文件（技改项目）；(3) 制造厂提供的设备图纸和技术说明书中的技术条件和标准；(4) 会议决定并经批准的补充规定；(5) 工程合同（含技术协议）中规定的标准和要求。无规定者,参照国内相关标准执行（技改项目）。3.6 检查与考核3.6.1 检修质量组监督本规定的贯彻实施，并对违反本规定的人员和单位进行考核。考核包括警告、通报批评、扣款、停工整顿和取消工作资格五种。被考核者是外包单位的，扣款从工程款中扣除。被考核者是电厂人员，由人力资源部从工资中扣款。3.6.2 执行本规定成绩显著者，由检修指挥部通报表扬。成绩特别突出的，由检修指挥部报厂部进行物质奖励。3.7 检修质量验收流程图4. 检修质量监理程序4.1 总则本程序明确了发电设备检修质量监理的范围、程序和工作内容，监理过程中电厂方、检修方、监理方各自的职责，以及监理单位和监理人员的管理工作。4.2 质量监理的范围电厂方指定的检修项目（详见检修监理项目清单）以及过程管理。4.3 职责监理人员负责对监理项目的检修过程质量进行动态监督检查（包括文件包的使用、QC签点、检修的过程质量跟踪等），并提出整改建议和奖惩意见。4.4 工作内容4.4.1 准备工作4.4.1.1 监理公司成立项目的驻地监理组织机构（下称监理机构），包括确定监理负责人和各专业监理人员等，并于检修开始前30个工作日报送给电厂方。4.4.1.2 监理机构成员应了解电厂组织结构、生产管理人员配备、设备状态、检修前期准备情况以及工程检修内容、质量方针、目标及其对质量监理工作的具体要求。4.4.1.3 监理机构人员审核电厂“检修作业文件包”等相关质量监理文件，并于检修开始前5个工作日提出改进和完善建议。4.4.1.4 监理机构人员对参加检修的有关人员就质量文件的运转程序进行培训。4.4.1.5 监理机构制定检修的质量监理工作计划，并根据质量监理工作计划，在检修开工前，按期完成各项准备工作。4.4.1.6 按确定的监理组织人员名单于检修前(一般应提前3天)进驻电厂。4.4.2 监理人员的工作内容4.4.2.1 监理项目开工前，组织电厂项目经理等有关人员对文件包的发放情况，备品、专用工具准备情况进行检查，确保符合条件才开工。4.4.2.2 对检修所使用的备品、辅材等的质量进行监督检查，确保其质量符合要求。4.4.2.3 监理项目开工后，实施检修过程质量的动态监督检查，做好检修项目的现场质量把关工作。4.4.2.4 对质量文件的正确使用进行监督、检查和指导。4.4.2.5 按照检修文件包等的要求，做好W（现场见证点）和H点(停工待检点)的签点见证。4.4.2.6 协助电厂做好不合格项的控制和处置工作。4.4.2.7 监督检修各单位执行检修项目变更程序的情况，防止项目的违规变更。4.4.2.8 协助电厂做好设备检修后的试转(调试)工作。4.4.2.9 指导和监督有关单位认真做好检修文件的关闭工作。4.4.2.10 检修项目结束后，根据检修报告编制程序，指导检修单位及时编制检修报告及相关的文件归档工作。4.4.2.11 根据电厂的要求，编制电厂监理日报，及时通报设备检修过程中存在的问题。4.4.2.12 对不符合质量要求的检修行为及时提出劝阻、警告、通报批评或发出停工整改通知，并根据电厂的有关考核规定提出考核意见，填写检修监理考核通知单（见附录），经过检修经理批准后实施考核。4.4.2.13 检修结束后，监理单位需在15个工作日内向电厂书面提交检修项目监理报告。附录：检修监理考核通知单 流水号：被考核单位责任人日 期事件描述考核原因考核意见：监理人员日期监理总监日期监理组长： 年 月 日检修经理： 年 月 日注：本通知单一式三份，考核方、被考核方及电厂财务部各执一份5