技术月报十月

1、III系列再生5次，混床再生1次）。所以本月的酸碱用量比上月明显增加，下月的酸碱用量可能还会上升。超滤系统总进水浊度比较稳定，控制在3PPM以下，基本在12PPM之间，出水浊度无明显变化，与上月相比差不多。超滤系统跨膜压差控制在0.6-0.8之间，产水量在110-150m3/h左右。与去年同期相比，产水量略有下降。由于制水时将#1、#2、#3反渗透的产水量控制在90-120t/h之间，压差和产水率无明显变化。产水电导有明显的上升，其中，#1，#3反渗透系统有几根膜的产水电导明显上升较快，脱盐率下降。本月絮凝沉淀池进水电导与上月相比上升，混凝剂用量比上月上升，出水浊度基本控制在5PPM以下，与上

2、月相比略有上升。空擦滤池的出水浊度在3PPM以下。下月絮凝沉淀池的加药量与本月相比可能还会上升。本月精处理高速混床运行都比较稳定，精处理进行了3次再生，#1、#2机高速混床出水电导都在0.20us/cm以下,#1、#2机高速混床退出时累积流量已超过25万m3出水水质还比较好。为防止混床树脂深度失效，提前退出混床。本月汽水系统#1机炉水PH值出现超标现象，主要是由于#1机点火后大量排污，炉水磷酸盐含量偏低，启磷酸盐计量泵往#1机加药，炉水PH值上升较快，而炉水电导和磷酸盐上升较慢，导致#1机炉水PH值短时出现超标现象本月的超滤进水除用来制除盐水外，每天向工业消防水箱供水，自来水除生活水系统外，还

3、供应给工业消防水箱和除盐系统。工业消防水箱只是少量的进生水。#1循环水池的浓缩倍率控制在1.923.38之间，#2循环水池的浓缩倍率控制在1.532.69之间。输煤运行分析输煤专业：卸船作业时，来煤如满足上仓要求，根据值长调度，分流或直接上仓，减少煤进堆场倒运环节，如具备条件，应尽量采取此流程卸船和上煤。除灰脱硫运行分析1、本月脱硫设备运行正常，脱硫效率高于90%，排放浓度均达标，由于入口硫分太低，出口二氧化硫含量极低。2、本月脱硝设备运行正常，出口NOx浓度维持在100mg/Nm3左右。3、本月除尘装置运行正常，排放口烟尘浓度一直低于50 mg/Nm3。4、根据化验报告显示，脱硫PH值偏高，

4、今后需加强PH值的控制，将PH值控制在5.2-6.0范围内。5、取消#1脱硫旁路后，脱硫装置运行正常，正进行增压风机旁路改造立项工作。预 防 性 维 护 分 析 汽机专业汽机点检巡查工作正常，本月国庆调停转入了临修。临修中处理了的主要缺陷有：1、解体#3高调，发现阀杆断裂，更换了整套阀芯组件；2、解体旋转隔板后端盖，更换盘根，消除了漏汽；3、高压导汽管与汽缸连接的法兰漏气（炉侧下法兰），开机前进行了带压堵漏；4、检修了一批内漏阀门，发现高加危机疏水阀结构不合理，已有较严重的汽蚀，需更换阀门。 锅炉专业加强设备巡检，及时发现设备问题并处理，保证设备处于健康状态。组织对锅炉检修文件包及检修规程进行

5、了修编。 电气专业：1、我司发电机碳刷运行中的电流分布不均，个别碳刷电流较大，温度偏高。目前暂不影响正常运行。拟在明年机组检修时调整刷握，今后逐步更换使用摩根品牌的碳刷。 热控专业：加强设备巡检，并进行了：1、1、2炉磨煤机热一次风流量取样管吹扫2、1、2锅炉磨煤机一次风压取样管吹扫3、1、2炉脱硝烟气NOx监测装置取样管吹扫4、化学分析仪表标定5、脱硝CEMS标定、脱硫CEMS标定工作，保证设备处于健康状态。针对脱硝CEMS系统特点，制定预处理系统定期工作，加强日常设备巡检，及时消除预处理系统由于尘堵、气漏、水污染等隐患的发生。 化学专业：1、对#1空擦滤池反洗水箱进行补焊，防腐处理2、对离

6、子交换器进行树脂添加，保证系统稳定运行3、对化学区域部份水泵进行更换或添加油脂 输煤专业：10月输煤主要的预防性维护包括：54项，有部分工作存在开工时间和结束时间间隔时间较短等问题，存在走流程现象；部分定期检查工作结束后不长时间内出现缺陷现象。 除灰脱硫专业：1、在EAM上制定预防性维护工单，确保定期工作按要求实施2、#2脱硫旁路挡板门定期活动试验3、除灰系统节流孔板、止回阀等定期清理，确保系统的正常运行节 能 、可 靠 性 管 理节能文件包完成情况：继续节能管理包管理文件的编制、修编工作。节能查评准备情况：节能查评自查整改工作继续进行,迎接下月控股查评。主机及主要辅机可靠性分析：1、10月份

7、全厂可靠性数据统计报表参数名称(2300MW)#1机组#2机组合计装机容量（MW）300300600发电量（MWh）137396.4164898.0302994.4利用小时457.99549.66503.82统计小时744.00744.00744.00运行小时642.20744.00693.10备用小时101.80050.90机组降出力等效停运小时000计划停运次数101计划停运小时101.80050.90非计划停运次数000非计划停运小时000强迫停运次数000强迫停运小时000等效可用系数 （%）100100100强迫停运率（%）000等效强迫停运率（%）000暴露率（%）10010010

8、0可用系数（%）100100100运行系数（%）100100100利用系数（%）61.5673.8867.72机组降低出力系数（%）000计划停运系数（%）13.6806.84非计划停运系数（%）000强迫停运系数（%）000非计划停运率（%）000平均连续可用小时744.00744.00744.002、全厂可靠性主要指标分析 本月我司两台机组均未发生非计划停运或非计划降出力事件。由于今年广东用电负荷较低，南方地区火电负荷均较低，同时，本月刚好跨中秋和国庆长假，#1机调停备用101.8小时，因此利用小时数偏低。2.1等效可用系数分析环比分析：本月和上月均未发生非计划停运或非计划降出力事件，全厂

9、等效均可用系数为100%，环比（比2012年9月份）无变化。同比分析: 本月及2011年10月份均未发生非计划停运或非计划降出力事件，全厂等效可用系数为100%，同比（比2011年10月份）等效可用系数无变化。 累计同比分析:2011年1-10月全厂等效可用系数为93.53%,2012年1-10月全厂等效可用系数为91.24%，今年较上年同期等效可用系数下降2.29个百分点。主要原因为由于配合电网正式线路改造今年#2机组进行了A级检修，#1机组进行了C级检修，而2011年1-9月两台机组分别进行了一次C级检修，今年计划性检修时间较去年增加了4天；同时，由于2012年8月#1机组发生了一次非计划

10、停运事件，非计划停运40.46小时，影响了机组等效可用系数。因此今年同期较去年等效可用系数有所下降。2.2 运行暴露率分析环比分析：本月和上月均未未发生非计划停运或非计划降出力事件，运行暴露率均为100%，无变化。同比分析:本月及2011年10月份均未发生非计划停运或非计划降出力事件，同比（比2011年10月份）运行暴露率无变化。累计同比分析:今年1-10月发生1次非计划停运事件、1次小修工作和1次大修工作，运行暴露率为91.24%，去年1-10月运行暴露率为93.53%。累计同比去年1-10月运行暴露率下降2.29%。2.3主辅机运行状况统计分析本月负荷较稳定，长期维持在70%的负荷率下运行

11、，各辅设备运行稳定，可靠性高，无非计划停运或非计划降出力事件发生。 我司充分利用国庆调停的机会，各专业人员放弃假期休息、加班加点对机组进行了全面检查，对存在的缺陷进行了消除，对存在的隐患进行了治理，进一步提高了机组的可靠性。本月正进行一些大、小修非标项目的立项工作，各专业经广泛调研，深入讨论，充分论证其可行性和经济性，确定各技改方案，以期提高机组的可靠性和经济性。2.4机组非停情况无3、主要辅机可靠性数据统计辅机类型辅机名称统计期间小时运行小时备用小时启动成功次数备用次数磨煤机1号机组01号磨煤机744224.52519.482020磨煤机1号机组02号磨煤机744646.597.511磨煤机

12、1号机组03号磨煤机744641.92102.0811磨煤机1号机组04号磨煤机744550.99193.0188磨煤机1号机组05号磨煤机744313.59430.412021磨煤机2号机组01号磨煤机744409.95334.052122磨煤机2号机组02号磨煤机744681.5862.4211磨煤机2号机组03号磨煤机744677.3566.6522磨煤机2号机组04号磨煤机744530.68213.321414磨煤机2号机组05号磨煤机744580.32163.6878给水泵组1号机组21号给水泵组744744000给水泵组1号机组22号给水泵组744642.2101.811给水泵组2

13、号机组01号给水泵组744744000给水泵组2号机组02号给水泵组744744000送风机1号机组31号送风机744642.2101.811送风机1号机组32号送风机744074402送风机2号机组01号送风机744744000送风机2号机组02号送风机744744000引风机1号机组41号引风机744642.2101.811引风机1号机组42号引风机744642.2101.811引风机2号机组41号引风机744744000引风机2号机组42号引风机744744000高压加热器1号机组51号高压加热器744642.2101.811高压加热器1号机组52号高压加热器744642.2101.81

14、1高压加热器1号机组53号高压加热器744642.2101.811高压加热器2号机组51号高压加热器744744000高压加热器2号机组52号高压加热器744744000高压加热器2号机组53号高压加热器744744000低压加热器1号机组81号低压加热器744642.2101.811低压加热器2号机组81号低压加热器744744000循环水泵1号机组71号循环水泵744220.69523.3144循环水泵1号机组72号循环水泵744493.75250.2523循环水泵2号机组71号循环水泵744501.52242.4822循环水泵2号机组72号循环水泵744350.28393.7212凝结水

15、泵1号机组81号凝结水泵744642.2101.811凝结水泵1号机组82号凝结水泵744642.2101.811凝结水泵2号机组71号凝结水泵744744000凝结水泵2号机组72号凝结水泵744744000一次风机1号机组91号一次风机744642.2101.811一次风机1号机组92号一次风机744642.2101.811空气压缩机1号机组12号空气压缩机744744000捞渣机1号机组91号捞渣机744642.2101.811捞渣机2号机组91号捞渣机744744000除氧器1号机组10号除氧器744642.2101.811除氧器2号机组10号除氧器744744000电除尘1号机组61

16、号电除尘744642.2101.811电除尘2号机组61号电除尘744744000脱硫系统1号机组71号脱硫系统744642.2101.811脱硫系统2号机组71号脱硫系统744744000输煤专业：近期输煤系统落煤管穿孔、螺丝掉落等原因造成漏煤的现象较多，要求正确、严谨落实皮带机定修和落煤管定期检查工作，提高设备可靠性。技 术 监 督 开 展 情 况 汽机专业：本月辅机设备定期切换工作正常。本月定期试验正常，包括汽门活动、逆止门活动、AST电磁阀活动、真空严密性试验等。#1机国庆调停，消除了#3高调失效、汽缸法兰漏气、部分阀门内漏等缺陷。#1机#3瓦轴承箱处渗油，已经渗油处与热体隔离，漏油引

17、接至零米油桶，每天漏油约1L，需停机处理。超温统计详见运行分析。 锅炉专业：1、对锅炉主要运行参数进行监控与分析。2、对飞灰含碳量及炉渣含碳量每日进行测量分析。3、对制粉系统电耗进行监督分析。4、电磁释放阀定期开启试验。5、本月召开了一次锅炉专业技术监督会议，对今年锅炉技术监督工作开展情况进行了回顾，并对锅炉专业目前存在的主要问题进行了分析讨论，制定解决方案。 电气专业：1、本月，主要保护及自动装置投入率100%，保护正确动作率100%，故障录波装置完好率100%2、本月按广州局自动化的要求，将我司RTU主机组态重新下载，增加1路同广州局的通信。3、本月6kV开关保护动作3次（均为电机起动时负

18、序保护动作），正确动作率100%。4、本月安排了起备变低侧封母1次停电检修，将部分软连接处加装了高压绝缘热缩套管，且将封母内伴热带投运，增强了封母绝缘性能。5、本月系统通信设备完好率100%，无通信中断事件和通信异常事件。 热控专业：1、自动装置77*2套，投入率97.4%2、保护装置28*2套，投入率100%3、主要仪表47*2套，投入率100% 化学专业：1、需要进一步加强在线仪表的维护力度，目前存在在线仪表准确率较低，在线仪表准确率不高，主要是精处理在线硅表、钠表和水处理钠表存在一些问题； 同时有些表计的电极存在无备件而不能及时更换影响现场监测。2、本月入厂煤加权平均全水分为31.7%，

19、灰份为5.34%，挥发份32.43%，固定碳30.81%，全硫0.2%，低位发热量3978.49Kcal/kg(上述均为收到基)；本月入炉煤加权平均全水分为33.98%，灰份为4.59%，挥发份32.44%，固定碳28.98%，全硫0.2%，低位发热量15.527 MJ/kg (上述均为收到基)； 3、#1机组全月平均飞灰可燃物0.41%，炉渣可燃物为0.82%， #2机组全月平均飞灰可燃物0.38%，炉渣可燃物为4.07%；#1、2机组飞灰可燃物较低。4、本月二期机组SO2总排放量为29.83吨、烟尘26.654吨、氮氧化物115.2吨（CEMS统计数据）。 除灰脱硫专业：2012年11月1

20、日至11月4日，技术支持部同发电部至粤电平海发电厂、福建龙净环保公司和福建宁德发电厂调研了火电厂粉尘治理的相关情况，汇报如下：管式除雾器平海发电厂为2*1000MW机组，脱硫装置为国电龙源设计供货，无GGH，#1机组无管式除雾器，#2机组设置有管式除雾器，#2机组设置管式除雾器的目的为防止烟气携带石膏雨，从运行中发现两台机组未发现明显的差别，性能测试中发现两台机烟囱排放的粉尘情况及携带的液滴情况无差别，管式除雾器未体现到除尘和除液滴的效果。平海发电厂技术人员认为，烟囱石膏雨（漂浆）的主要原因为烟气量大，烟囱流速太高，从而将吸收塔浆液内的颗粒物带出。据研究表明，烟囱内流速高于15m/s时，就会发

21、生石膏雨现象。经测试，我司在掺烧印尼煤满负荷状况下烟囱入口烟气流速约为17m/s，因此会出现轻微的石膏雨现象，烟囱测点处烟气携带有少量的石膏。综上考虑，目前没有必要加设管式除雾器。烟气粉尘监测情况烟气粉尘测点布置情况平海发电厂烟气粉尘测点布置于脱硫入口烟道处（根据HJT_75-2007固定污染源烟气排放连续监测技术规范的要求，且已通过环评验收），烟气粉尘排放值按脱硫入口烟道处测得的粉尘值0.4的系数折算（环评验收时进行性能测试测得），每个季度在烟囱70米处进行比对测试（允许15mg/Nm3的偏差）。2、现场监测应对情况在线烟尘测点-脱硫入口烟道处监测站现场比对期间，平海电厂人员全程跟踪陪同，首

22、先调整运行工况，确保不发生漂浆（石膏雨）现象，测试中将每一个测试孔擦洗干净，遇到滤筒吸入有锈蚀等物质时，恳请监测人员重新抽取样品。在线烟尘测点-脱硫入口烟道处在福建宁德电厂调研时，据该电厂人员反映由于福建省环保要求相对宽松，在测试前，监测站人员均提前几个小时通知宁德发电厂环保人员，然后电厂燃烧热值高灰分低的煤，确保检测顺利通过。脱硝CEMS平海发电厂脱硝CEMS原为上海华川产品（与我司脱硝CEMS为同一厂家），目前平海发电厂脱硝CEMS分析仪已全部更换为罗斯蒙特品牌，运行时间较短，目前尚未发现问题。该厂预处理装置暂未更换，反映故障较多。湿式除尘器 湿式电除尘器结构与常规电除尘器结构基本类似，装

23、设在湿法脱硫装置出口，在湿式电除尘器(WESP)里，喷入水雾，使粉尘凝并、增湿，粉尘和水雾在电场中一起荷电，一起被收集，水雾在收尘极板上形成水膜，水膜使极板保持洁净，使得湿式电除尘长期高效运行。湿式电除尘器取消了传统的振打清灰方式，而用一套喷淋系统取代振打系统用以清灰，以此达到更高的收尘效率、脱除SO3、PM2.5等污染物的目的，可以解决电除尘效率低、脱硫石膏雨、PM2.5、重金属（铅和汞等）超标等问题。美国多个电厂测试报告表明，湿式电除尘器对PM2.5的去除效率均高于95%，粉尘排放浓度低于5mg/Nm3，日本已有32台套应用在电厂的业绩。2011年12月，国内第一台湿式电除尘器成功应用于上

24、杭瑞翔纸业20t/h循环流化床锅炉，安装于麻石除尘器后作为终端处理设备，设备自投入运行以来，出口排放长期小于10mg/m3 。上海电力长兴岛电厂65t/h锅炉，配套湿法脱硫后湿式电除尘项目，福建龙净环保有限公司已完成设计，预计将在2012年年底前投入运行。珠海金湾电厂已完成湿式电除尘可研工作。湿式电除尘器是解决烟囱粉尘低排放的最好方案，由于运行工况恶劣，因此造价极高，据国外厂家报价一台300MW机组一套湿式电除尘器约需7000万元，福建龙净环保有限公司初步报价为1200万元（采用316L材料）。湿式电除尘器不但造价高，由于投运时间短，投运也极少，运行工况恶劣，极易发生腐蚀，设备可靠性较低，目前

25、技术尚不十分成熟，有待进一步观察。余热利用低低温电除尘器宁德发电厂为4600MW燃煤发电机组，配套福建龙净环保股份有限公司的双室五电场静电除尘器，设计除尘效率99.6%，#4机组于2006年6月投运，#4机低低温电除尘器于2012年4月16日开始施工，大修停机45天将内部件安装完成，2012年7月25日进入试运行，总投资约1800万元，目前运行状况良好，计划于明年改造其他3台机组的低低温电除尘器。宁德发电厂进行低低温改造的出发点有以下几点：1、燃烧煤种较设计煤种发生了较大变化，排烟温度较高，最高时达160；2、电除尘效果较差，除尘器出口烟气粉尘含量达60mg/m3，很难满足新排放标准的要求，需

26、要对除尘装置进行可靠性高、投资省的升级改造，可研报告中计划将电除尘器出口粉尘降低到30mg/m3以下；3、在提高电除尘器效率的前提下，实现余热利用，降低发电煤耗，可研报告中计划降低3.0 g/kWh的发电煤耗（排烟温度按150考虑）。宁德发电厂低低温电除尘器具体改造工作如下：在除尘器的进口喇叭处和前置的垂直烟道处分别设置烟气余热利用节能装置，两段换热装置串联连接，采用汽机凝结水与热烟气通过烟气余热利用节能装置进行热交换，可使除尘器的运行温度由原来的150（目前全年实际排烟温度约为135，见附件福建大唐国际宁德发电公司生产月报表）下降到95左右。垂直段换热装置将烟温从150降至115，水平段换热

27、装置将烟温从115降至95。2012年9月9日至10月12日宁德发电厂委托广东电科院进行了低低温电除尘器性能测试，性能测试结果如下：电除尘效率负荷煤种投入前投入后电除尘运行方式600MW 印尼煤种55.57mg/Nm3 30.41mg/Nm3 节能运行自动方式600MW 塔山煤种68.09mg/Nm3 36.01mg/Nm3 热力系统试验序号负荷（MW）运行方式热耗（kJ/kWh）节能量（kJ/kWh）1 600 8号低加入口7691 71 7号低加出口7699 63 低省增压泵入口温度61度7710 52 切除低省7762 2 450 0.6分水率7855 73 0.5分水率7890 38

28、0.3分水率7859 69 切除低省7928 表中的分水率为低省流量与凝结水流量的比值粉尘比电阻变化测试试验燃煤LSC是否投运烟气温度() 测定电压(V) 比电阻(cm) 印尼煤种是120 1000 2.031010 否143 1000 6.931010 塔山煤种是114 1000 2.221010 否138 1000 8.461010 性能试验结果测得，粉尘比电阻有明显降低，除尘效率有明显提高，在电除尘节能运行自动方式掺烧印尼煤的情况下，电除尘器出口由55.57mg/Nm3降低到30.41mg/Nm3，除尘效果基本达到设计要求。初步计算节能量约为1.5g/kWh，主要原因为实际排烟温度较设计

29、值低（原设计150，实际排烟温度为130-140），且降温幅度较设计值小，目前经二级降温后电除尘入口温度控制在100-105。下一步环保改造初步建议根据新的GB13223-2011火电厂大气污染排放标准，根据要求，现有火电厂最迟于2014年7月1日前完成执行新的排放标准，重点区域的火电厂实行20mg/m3烟囱烟尘排放浓度特别限值。经与其他兄弟单位交流和此次外出调研，对于环保改造提出如下建议：第一步 委托检测单位测定电除尘及烟囱粉尘排放情况；第二步 向环保部门提出申请，将烟气粉尘测点移位至脱硫入口；第三步 进行电除尘高频电源改造，降低电除尘电耗的同时适当提高除尘效果；第四步 根据烟气粉尘排放情况

30、，判断2014年是否需要实行其他环保改造，若需要改造，首先考虑实行低低温电除尘改造，其次考虑电袋除尘器改造或湿式电除尘改造。环保监测中降低粉尘含量的调整措施建议监测期间尽量燃烧热值高、灰分低的煤种，减少烟气量；在规范和机组允许状况允许的范围内，通过调配负荷，将该台机组的负荷尽量降低，减少烟气量。静电除尘器的所有电场采用方式0运行，保证最好的除尘效果。测试期间，静电除尘器顶部电磁振打全部停运（若测试时间较长，则运行一、二、三电场电磁振打，停运四电场电磁振打）。测试前半小时，连续进行吸收塔除雾器冲洗；测试中，停止吸收塔除雾器冲洗。测试前启动石膏脱水系统，测试中保持吸收塔浆液密度低于1080Kg/m

31、3以下。比对监测点选择在烟囱70m位置。降低吸收塔浆液氯离子含量，控制吸收塔浆液氯离子含量低于5000mg/L，确保净烟气水汽中携带的盐分减少。协商环保监测单位，在满足监测规范的要求下，每个监测点抽取时间最短。现场抽取样前，将每个测孔的粉尘及石膏清洗干净，取样孔不能选择在离烟道避太近的位置，确保取样枪不碰到脏污的物质，保证测量的准确性。测试期间，在保证机组安全运行的前提下，降低增压风机出口压力。办公楼、码头改造项目进展1、完成新建办公楼和库房初步设计方案，已提交相关领导审核。2、码头改造环评报告已提交南沙区环保局，并已在网站公示。3、完成3.5万吨码头扩建可研报告修编工作。4、开展蒸汽治理煤场

32、自燃考察和试验工作。5、制定煤场除尘方案。合 理 化 建 议针对环保监测设备、化学分析仪表、称重计量设备，建议成立QC攻关小组，促进机组安全、经济、环保运行，树立良好的企业形象。本 月 工 作 小 结 汽机专业：运行稳定。 锅炉专业：1、协助海丰项目一辅招标；2、节能查评问题整改；3、2013年两台机组检修材料计划编写上报；4、召开锅炉专业三季度技术监督会议；5、完成今年大小修项目付款相关手续；6、完成全员改善系统提出的相关改善工作；7、配合完成2012年度NOSA第一次内审工作；8、协调商务部完成烟囱电梯合同签订工作及跟踪电梯生产进度；9、完成南沙一期搬迁至拉萨设备统计工作。10、现场设备维

33、护消缺。 电气专业：1、进行电除尘高频电源改造的分析、调研,联系厂家提供资料，目前正在管控系统上走立项流程。2、完成安全生产标准化达标检查的相关工作，正在进行后续整改。3、完成#1机组国庆临停检修。 4、积极推进行广州供电局对我司220kV出线的资产回购工作：线路防腐及标色工作已完成；线路走廊障碍物清理、树木砍伐等工作正加紧协调。 5、完成精益管理全员改善的相关工作。6、进一步完善电气专业点检定修管理包的修编。7、完成2013年机组大、小修项目的讨论确定。8、完成NOSA第1次内审工作。9、完成技术监督的相关工作，召开技术监督会并分析总结。 热控专业：进行101A、202C检修项目准备工作。开

34、展全员改善工作。开展“提高脱硝系统测量仪表的准确率”SDA项目活动。完成#7乙皮带秤循环链码校准工作。启动脱硫CEMS与环保厅专线直连招标工作。启动脱硫CEMS运维招标工作。完成#1机组国庆调停检修工作。开展广州市质监局三级计量体系工作。完成电力安全生产标准化达标评级准备工作。 化学专业：完成反渗透高压水泵轴承更换消除振动大隐患，完成机组排水槽泵机封更换，保证排水正常；进行安全标准化查评、NOSA内部核查,落实问题整改,整改正在进行中；对我司#1、#2机组进行外委比对监测，保证我司数据的准确；SDA项目推进；完成月度环保报表上报及环保检测,参加各类环保培训及会议;各项化学环保监督工作稳步进行。

35、输煤专业：1、跟踪6、7号皮带机尾部导料槽改造后的使用情况；2、码头面明渠盖板的制作安装（现场刷警示漆）；3、2号小松装载机发动机机油油底盒漏油处理；4、4号皮带机尾部加装通风系统方案研究；5、对圆形煤场挡煤墙上方加装防尘网（效果跟踪）；6、6号皮带驱动方式的改造调研（消除配重抽动幅度过大的问题）；7、输煤预防性维护工作开展；8、进行设备定期换、补油工作；9、煤场盘煤。除灰脱硫：1、正在进行环保设施改造的技术调研工作。2、检查督促检修班组的资料台帐建立完善，编制点检定修相关制度。3、完成精益管理全员改善的相关工作。4、SDA项目推进。5、推进EAM系统的相关工作。6、完成NOSA的相关工作。7、设备的维护及消缺工作。8、开展缺陷及可靠性管理工作，并编制报告。 计算机专业小指标和耗差招标完成。巡点检系统上线试运DNS服务器安装和使用腾巡通电话号码录入燃料指纹打卡的防尘罩安装施工视频会议的选型指纹打卡的指纹补入和软件升级 热网专业：1、热网管道巡检；2、每日抄表；3、各热用户停送汽；4、热网用户月度结算； 仓库专业： 119#库废旧物资已清理2. 堆场设备保养正在作3. 废料堆场已整理4.日常工作按要求完成下 月 主 要 工 作 汽机专业1、汽机专业：正常维护。 锅炉专业1、完成检修文件包及检修规程修编；2、#104C级检修材