印尼PLN电力公司
2×300MW超临界燃煤机组
#2机组A级检修
＃2机组A级检修项目工程量范围
检修要求
工期：2015年8—11月份#2机组A级检修，计划工期75天。
一、本计划根据中华人民共和国国家经贸委发布的《发电企业设备检修道则》DL/T838-2003标准A级检修项目及目前设备运行状况编写。
二、本次A级检修的安全总体要求：无人身轻伤事故、无设备损坏事故、无环境污染事故、无火警事故。
三、本次A级检修质量总体要求:修后机组水压试验一次成功，一次启动点火、冲转、并网成功，机组安全、稳定、经济运行，各项指标达到设计要求，机组连续安全运行180天。
四、检修队伍在开工前需提交相关的检修控制文件和修后总结文件（见导则附录H）。
五、检修项目单中没有，但在停机前已经存在的小的缺陷项目（例如渗漏点、缺陷），大修的承包商应予以消除，大修后设备不存在运行缺陷；
六、检修队伍负责领料工作，电厂人员配合（需要车辆、起重器具由检修队伍自理，废料、检修垃圾必须退返仓库或堆放指定的地点）；
七、阀门解体检修项目如果是法兰连接阀门必须更换前后法兰垫片；
八、检修队伍工作结束以机组并网并完成不同负荷下对设备的考验和相应的检修资料移交为标志，并承诺半年的质保期。在此过程中如果发现大修设备存在重大缺陷，大修队伍无条件返修。
＃2机组A级检修锅炉专业项目
一、本次检修重点：
1、炉外管焊缝检测、弯头测厚；（由监督单位检测，施工队配合）
2、磨口第一道送粉管弯头测厚；（由监督单位检测，施工队配合）
3、空气预热器密封间隙调整，降低漏风系数，提高机组效率；
4、四管磨损及防磨检查、处理
5、支吊架检查调整；
6、汽水系统阀门（主要是疏放水一次门解体，阀门活动松紧调整）
7、炉底水封梳形板检修
8、消除制粉系统及锅炉本体漏灰
9、消除阀门内漏引起的对空排放
二、要求：
1)本次A级修锅炉侧无任何影响机组安全运行的缺陷，修后要求能顺利开机，出现检修项目单中没有的项目但影响机组运行的渗漏点、缺陷，检修队伍应予以消除，不出现影响机组安全运行的缺陷；
2)检修队伍必须自行办理工作票（包括填写工作票、出现争议时与运行人员的沟通，安全措施需由检修配合的检修队伍应无条件配合)
3)检修队伍负责所有领料工作（包括对电厂物资管理流程的熟悉、适应，需要车辆、起重器具的检修队伍自理，废料必须退返仓库）；
4）检修结束一周内，承包方需移交所有检修的纪录、总结等全部资料，并满足档案管理要求
5)所有金属监督换管无损检测由检修单位自行检测，并出具有效报告。
三、检修项目
编号检修项目主要工作内容数量验收级别一标准项目
Ⅱ-A1-1编号意义解释：
二号机组--A级检修—汽机检修项目—项目序号
参照《发电企业设备检修导则》
DL/T838-2003附录A1--A5、A9
机组A级检修项目参考表
1-A1-11汽包汽包采用SA-299碳钢材料，内
径为Φ1778mm，筒身直段全长
18106mm，两端采用球形封头。
筒身采用上下等厚结构，壁厚
178mm，由于锅筒内部采用环形
夹层结构，以使锅筒上下壁温均
匀。锅筒内部设有84只直径为
Φ254mm的涡流分离器，每只分
离器分离的最大流量为
13.6t/h。
锅筒筒身上部焊有饱和蒸汽
引出管管座18根管接头Φ159ｘ
25,20G和放汽阀管座2根管接
头Φ60ｘ12，20G。中部焊有
98根管接头Φ159ｘ25，20G汽
水混合物引入管座.筒身底部
焊有4根大直径下降管座管接
头，材料20MnMo。省煤器给水
管座3根及事故放水管座1根，
封头上布置有人孔，安全阀管座
3根管接头，材料SA—106C。水
位表管座、给水调节器管座等、
试验管座、加药管座及连排管座
等.
开门取样
1.1拆除汽包人孔门两侧保温。
1.2将人孔门螺母拧松，螺栓取下，往里推开人孔门。
1.3如汽包内温度高于60℃，可在一个人孔门上装一排风扇进行冷却。（低
于60℃而高于40℃可采用自然冷却。）
人孔门检修
2.1检修人孔门。人孔门及人孔门座接触平面须磨平，不得有径向贯穿划痕
或硬伤，应用平板尺检验。
2.2检查人孔门螺栓无滑扣、裂纹、弯曲螺纹无拉毛。人孔门螺栓不得过紧，
压马应装正不得有弯曲变形。
2.3检查人孔门绞链。
内部装置解体、拆卸、清理
3.1在汽包底部覆好橡皮，防止异物落入下降管等管道内，侧面孔洞用白布、
石棉布等封堵。
3.2用油漆或记号笔按顺序将旋风分离器及顶帽进行编号，以便装复。
3.3用扳手、钢丝钳等将涡轮分离器、波形板干燥器、支撑等内部装置拆下，
并检查拆下的螺栓、螺母、垫片等的数量，放置妥当。
3.4检查被拆除设备的螺栓、螺母及垫片的完好程度无拉毛损坏现象。
3.5将拆下的旋风筒和顶帽运出汽包外，在指定位置按顺序配对摆放好。
3.6清理下来的旋风筒结合面，床垫应及时清理出汽包。
3.7检查被拆出的内部装置。
3.8用钢丝刷清理拆出来的内部装置，除去铁锈，对有变形的要进行修复，
开裂的要进行补焊。然后集中堆放，用干燥的油布等盖好。
锅筒设计压力为19.83Mpa,设计温度365℃,水压试验为29.75Mpa.
4汽包内部检查、修理
4.1检查各座孔，清理出的污垢收集后送化学进行分析
4.2用平头铲，钢丝刷或砂布把汽包内壁及各孔洞内壁的沉积物打磨清理干净。
4.3各管座及加药、加热、排污管检查、清理。
4.4内壁焊缝应清理干净，用磁粉或者色探伤检查。4.5宏观检查内壁腐蚀情况，有无凹坑，疤痕。4.6其他附焊件焊缝宏观检查、消缺、补焊。
4.7注意带入汽包内的焊接设备应完整无损，不准在汽包壁面引弧，若电焊误触汽包内壁，必须用砂轮磨光，产经探伤检查，以防发生裂纹。4.8汽包加装腐蚀片2套支座，安装腐蚀片；内部装置装复、清理、关门
5.1根据编号将内部装置按编号运回汽包。
5.2按编号将涡轮分离器及波形板干燥器等内部装置装复，然后拧紧每个螺栓。
5.3检查螺栓的牢固度，若有松动、受损等则重新安装，更换。
5.4原汽包底部所垫橡皮取出后，从内往外对汽包进行彻底打扫干净，应达到抹时不沾灰
5.5封闭人孔门以前应由工作负责人清点所有工具和材料，确认无差错后方可关闭人孔门。
5.6更换新的金属缠绕石墨垫，并将垫片两面均涂抹一薄层铅或二硫化钼。5.7关闭人孔门，并检查人孔门四周间隙，螺栓紧力均匀。6结束阶段
6.1检查汽包支吊架承力是否均匀，有无松动现象，发现缺陷及时纠正。6.2检查各膨胀指示器是否完好无损，停炉时指针指示是否在“0”位，膨胀是否受阻等。
6.3检查汽包保温及各连接管是否影响锅炉膨胀，是否完整，保温是否有脱离等。
6.4清理汽包层的杂物，整理收拾工具，保温等外围恢复。
6.5工作票终结确认，该设备或该设备所属系统已终结工作票。
7人孔门热紧
7.1锅炉点火后压力升至接近0.49MPa时进行人孔门螺栓热紧。
1-A1-2水冷壁管和联箱水冷壁采用为全焊式膜式水冷
壁结构，水冷壁采用管径Φ63.5
X7mm的内螺纹管和管径Φ63.5
X6.5mm光管，节距为76.2mm，
后水经折焰角后抽出33根管作
为后水冷壁吊挂管，管径为Φ
76X12mm，炉膛延伸侧墙及水冷
壁对流排管采用管径为Φ76X9
mm的光管，节距为152mm，采
用连接鲫片焊接，水冷壁管子材
料全部为材料为SA-210C。后水
冷壁通过33根管径为Φ76
X12mm的内螺纹管作为悬吊管承
载，所有变管径部位采用锻压缩
颈，在直径大的管端锻压成形，
再与小的管端相焊。炉膛水冷壁
共有668根上升管，其中前后墙
各161根，两侧墙各137根，切
角部分每个切角各18根。在锅
筒底端有四根Φ
559X50mm(SA-106C)下降管，由
下降管底端的分配集箱Φ
610X75mm(SA-106B)接出72根
Φ159X18mm(20G)的分散引入
管，进水冷壁下集箱Φ
273X45mm,材料为SA-106B 1工作许可
2清灰（锅炉本体一同清灰）
2.1炉膛温度降至40℃以下时，检查结焦、积灰情况后，开始内部工作。
2.2打开炉底检修人孔门及其水平烟道和后烟井人孔门。
2.3通知架子工进入炉膛搭设炉内升降平台
2.4炉膛积灰严重时原则上可用压缩空气从上往下吹扫，然后用清灰工具逐
层清扫。
2.5检查管壁清灰情况，如有结渣灰，应进行彻底清灰。
2.6分隔屏需清灰时应铺设好脚手架再清除，燃烧器四周的灰渣可等脚手架
搭好后彻底清干净。
3割管取样及装复共28根
3.1从鳍片中间用气割割开，长度大于600mm。
3.2下口采用电动往复锯或手锯割开；尽量不采用气割，防止垃圾掉入管中。
3.3割开的下口插入薄钢片，挡住下落的焊渣等。
3.4上口用气割切断。
3.5上下管口用角向磨光机或锉刀打出坡口，并内外管壁打光。
3.6离焊口25mm内的鳍片沿管壁纵向割除。
3.7在新管未装前将下管口用专用的管盖加封，防止异物落入。
3.8测量已做好坡口的上下管口之间的实际距离。
3.9新管首先经过光谱检查后确认材料与原管材料相符时方可下料。
3.10新管修制好坡口后的长度比测量的实际尺寸短2～3mm。
3.11对口焊接采用氩弧焊打底，手工电焊盖面工艺，焊前应做好防风措施，
保证焊接质量。
3.12上下焊口完后需进行X光透视拍片检查，认为无问题后方可恢复鳍片。
3.13将割下的管段送化学部门检查化验。
3.14检查取样管段的管内壁的结垢情况。
3.15管材的组织做金相分析，检查硬度。
水冷壁检查及整改
4.1用游标卡尺测量管子的烧胀程度（特别是炉膛温度最高的喷燃器附近的
管子），若超过标准值应更换，对于个别胀粗的管子应查明原因，包括
以下情况：1、内壁是否严重结垢；2、胀粗管子下部是否有严重碰扁；3、
胀粗管子下部焊口是否内壁有较大的焊瘤；4、管内是否存有异物；5、
检查与胀粗管子对应的水包中的节流圈是否有变形、损坏、堵塞等现象；
6、胀粗管的管材是否正确。
4.2检查拼缝间隙大的管子，燃烧器附近的管子吹灰器附近的管子。
4.3检查后水冷壁悬吊的烧胀值。
4.4炉底冷灰斗重点检查机械损伤情况。
4.5重点检查燃烧器四周管子减簿情况并进行测厚。
4.6重点检查吹灰器周边管子，看火孔周边并进行测厚。
4.7所有膨胀指示装置检查。
4.8吊杆及吊架检查
4.9折焰角后拱钢架检查。
4.1刚性梁应定期测量弯曲并做好记录，发现弯曲有明显增加时应及时分析，
查明原因采取措施。
4.11检查炉底梳形板膨胀情况检查
4.12炉左墙第四回路水冷壁管(20根）更换，范围为29M高至出口集箱段，包
括炉膛附件更换、恢复。
1-A1-3过热器及联箱分隔屏共为4片，每片有六组各
8根并联套管组成。进汽段为Φ
51X6mm，出汽段为Φ51X7mm,
材料以12Cr1MoV为主,每小组
的外环管及内夹管下部弯管采
用SA-213TP304H,Φ51X7mm；流
体冷却夹管采用12Cr1MoVG,Φ
60X9mm;后屏共20片，每片由
14根并联套管组成。最外圈管子1积灰检查后清灰
2割管取样及装复
根据技术监
督要求确认
数量
2.1清扫过热器积灰，全面检查取样部位的管夹子及支吊装置，有影响工作
的地方，须将现场清理干净。
2.2所有蛇形管上面的积灰清理干净。
2.3共同确定割管部位及尺寸。
2.4划线割管，尽量用手锯割，防止采用气割时合金钢管因冷却过快而发生
裂纹。
外径Φ60mm，其余内圈均为Φ54mm，横向节距685.8mm ,材料外圈底部及最内圈绕管的底部用不锈钢（SA213TP-347H）,外2、3、4底部用不锈钢（SA213TP-304H）,部分与集箱过渡段采用不锈钢（SA213TP-304H）,其余为12Cr1MoV 和SA213-T91；末级对流过热器共90排，，每排由4根并联蛇形管套弯，管子外径为Φ51,横向节距152.4mm，材料由12Cr1MoVG 过渡为SA-213T91,再过渡为SA213TP-304H,最后变为12Cr1MoVG。
2.5下口采用电动往复锯或手锯割开；不采用气割，防止垃圾掉入管中。2.6切割鳍片时，应注意谨慎小心，不得损坏管子本身，管子两边鳍片多割去20mm，并成U 型。
2.7管子切割时，尽量避免刚性梁上下300mm。2.8切割下的管段应标明迎火面和汽﹑烟流向。2.9割开的下口插入薄钢片，挡住下落的焊渣等。2.10割管后将管样送交化学部门进行化验检查。2.11检查取样管段的管内壁的结垢情况。2.12内壁向火侧和背火侧氧化皮厚度测量。2.13管材的组织做金相分析，检查硬度。
2.14
用游标卡尺测量管子的烧胀程度。对于个别胀粗的管子。应查明原因，包括以下情况：1、内壁是否严重结垢；2、胀粗管子下部是否有严重碰扁；3、胀粗管子下部焊口是否内壁有较大的焊瘤；4、管内是否存有异物；5、胀粗管的管材是否正确。2.15修制在装管坡口加管堵。
2.16上下管口用角向磨光机或锉刀打出坡口，并内外管壁打光。
2.17新管下料送金属试验进行光谱复查，确认材料与原管材料是否相符。2.18管子宏观检查。
2.19
合金钢管焊接前应根据所对应的材料进行预热工艺，并必须采用氩弧焊打底，电焊盖面工艺，并按规程要求进行焊后热处理。在新管未装前将下管口用专用的封盖，防止异物落入。
2.20测量已做好坡口的上下管口之间的实际距离。
2.21新管修制好坡口后的长度比测量的实际尺寸短2～3mm。
2.22管子对口用专用管子对口钳或定位架来完成，不应有错口和对口管子中心线的偏差，开始焊接。
2.23管子对口点焊固定后，如发现错口时，不得用敲打或撬动来纠正对口错位，防止根部裂纹。
2.24焊接鳍片管时，鳍片焊接处管子咬边要重点检查。
2.25焊口最终热处理后需进行UT、RT 等检查，合格后方可恢复。
2.26
分割屏割管取样4根，后屏割管取样3根，末级过热器割管取样3根
3末级过热器.分隔屏.后屏过热器检查见备注3.1管屏积灰清扫后，宏观检查管子有无弯曲﹑变形﹑胀粗﹑鼓疱﹑拉裂﹑
裂纹﹑磨损等缺陷。
3.2用测厚仪测量过热器前排迎风面管子壁厚,当减薄量超过壁厚的10%时应
采取必要的防范处理措施。
3.3用游标卡尺测量管径。
3.4检查末级过热器蠕胀测点管子胀粗情况与上次测量数据对照，监视其蠕
胀情况。
3.5用目测或拉钢丝的方法检查过热器管的弯曲和管距不均，如有过大间隙
形成烟气走廊的地方应进行调整，流体定位管不应有弯曲现象。
3.6根据化学人员的要求，打开过热器的手孔盖进行内部检查。在使用手孔
盖焊缝去除专用工具时，尽量用气动装置作为动力源，若采用电动工具
时，必须有良好的接线。
3.7检查过热器的管夹，活动连接块固定连接板是否完整，如有损坏或脱落
应更换或焊补。
3.8各管排之间不应有异物卡住。
3.9测量定期监督的前排管子磨损情况。
3.1检查出口段管子若有严重变色者应查明原因作好记录，并采取措施。
3.11检查吹灰器附近的管子，当减薄量超过壁厚的10%时应采取必要的处理措
施。检查异种钢焊口不应有裂纹等情况。
4顶棚过热器包复过热器检查见备注4.1检查炉顶管胀粗、磨损情况。磨损值超过壁厚的10%时应采取必要的处理
措施。
4.2重点检查是否拉裂﹑胀粗和磨损。
4.3后烟井前墙上部垂帘管受力应均匀，发现有严重晃动者应分析原因，进
行处理。
4.4检查水平烟道底包覆管有无下沉塌凹现象。
4.5检查后墙两墙管子及与水冷壁拼缝。
4.6检查穿顶管与炉顶管有无碰撞，炉顶管膨胀情况。
4.7包复过热器所有密封焊及鳍片不应有裂纹开焊等现象。
4.8各人孔门防磨板，耐火砼应完整。
4.9包复过热器外壁的积灰和焦渣应清理干净（主要指后烟井后墙上部）。
4.1人孔门，吹灰器孔上的积灰和焦渣清理干净。
5低温过热器的检查见备注5.1检查低温过热器直段和弯头磨损情况，并进行测厚检查，磨损值超过壁
厚的10%时应采取必要的处理措施。
5.2水平蛇形管和垂直出口管径检查、测量。
5.3低温水平过热器管排应均匀，不应形成较大的烟气走廊。
5.4重点检查吹灰器附近管子的磨损情况。
6过热器管夹和支吊架检查见备注6.1管夹完整，无脱落，各管可自由膨胀，活动连接块应补齐焊牢。
6.2管夹不应发生弯曲和倾斜。
6.3定位管不应弯曲，限止块不应脱落保持管屏平整。
6.4管夹不倾斜，支承块不应脱落和开焊。
6.5各管排之间不应有异物卡住。
6.6蛇形管与支架无脱开。
6.7各悬吊管应受力均匀。
6.8各悬吊穿顶棚处应密封不漏。
1-A1-4再热器及联箱再热器有墙式辐射再热器﹑屏
式再热器﹑末级再热器三级组
成，墙式辐射再热器布置于炉膛
上部的前墙和两侧墙前部，并将
部分水冷壁遮盖，其中前排管数
234根，两侧各90根,横向节距
50.8mm，管子规格Φ50*4，材料
12Cr1Mov。屏式再热器与末级对
流再热器依次布置在后屏过热
器之后，各级再热器之间采用三
通和两根大口径管道联接并大1锅炉清灰见备注
1.1打开锅炉人孔门，检查人孔门密封及变形情况并及时进行修理。
1.2检查炉内温度。
1.3再热器清灰随锅炉本体清灰。
1.4再热器管排无杂物，再热器管排灰渣清理干净。
3再热器检查见工作内容
3.1管排表面的附焦和灰应清理干净。
3.2全面检查屏式再热器管排及夹持管上下间隙及所有管卡子和活动连接块
是否完整，有脱落和损坏者应进行焊补或更换。
3.3检查墙式再热器管子不应有弯曲变形，对严重的应采取措施予以恢复。
交叉。屏再共有30片，每片有14根管子并联套弯，横向节距456mm，管子外径Φ63mm,材料12Cr1MoV 为主,还有少量SA213-T91和SA-213TP304H。末级对流再热器为60排，每排有7根管子并联套弯，横向节距228mm ，管子Φ63*4mm,材料12Cr1MoV ，SA213-T91,SA-213TP304H,过渡管含SA213-T91变SA-213TP304H,SA-213TP304H 变12Cr1MoV,
3.4用标准卡规测量屏再热器前排管子外径及下部弯头处的管外径。
3.5
检查管子的磨损情况，对磨损值超过壁厚的10%时应采取必要的处理措施。
3.6滑动连接装置能使墙再和水冷壁管各自自由膨胀。3.7墙再管子不应突出管排，应保持平整，如有个别管子发生弯曲，应及时
恢复。
4管夹、吊箍检查4.1所有管夹及活动连接块应完好无缺，如有脱落和开焊者应预以补齐和恢
复。
见工作内容
4.2管排应保持平整，无出列，横向节距应保持均匀，否则应进行调整和处
理。
4.3需要拆除烧坏的管夹或定位板时，可将两边管排拉开，换新后，恢复原
状。
4.4管夹、吊箍夹紧管子，但不应阻碍管子膨胀。4.5焊管夹时，不许损伤管壁或引弧时触碰管壁。1-A1-5
省煤器及联箱
省煤器布置于锅炉的后烟井低温过热器下面，分上下两组.采用光管蛇形管，管子规格为Φ51×6mm，材料SA-210C，共110排，每排由3根并联蛇形套管组成。逆流布置，横向节距为127mm，纵向节距为102mm。省煤器由汽冷吊挂管和管夹支吊分别承载于三只过热器吊挂中间集箱下，分三列悬吊，每列再通过过热器吊挂中间集箱上的55根悬吊管承载，悬吊管规格Φ51×6.5mm ，材料20G。悬吊管内的
1锅炉清灰及省煤器管排清灰见备注1.1打开锅炉人孔门，检查人孔门密封及变形情况并及时进行修理。1.2检查炉膛内温度。1.3打开炉底检修人孔门及其水平烟道和后烟井人孔门。1.4后炉膛用压缩空气从上往下吹扫，然后用清灰工具逐层逐层清扫。1.5初步清灰完毕后，打开省煤器灰斗人孔门，检查冲积灰情况，再进行清
灰。
1.6清扫后管排之间，管子上无积灰，省煤器上部不应有架板，铁丝等杂物。1.7人孔门，吹灰器孔上的积灰和焦渣清理干净。2割管取样及装复
2.1所有省煤器管排上面的积灰清理干净。1组2.2共同确定割管部位,取样管子长1m。
介质来自前包墙下联箱。省煤器进口有给水止回阀及截止阀，给水经该两阀后，由右侧单路进水，经省煤器蛇形管加热后，再从出口集箱分左右两路通过锅筒给水管道，由炉前向上，从锅筒底部分三根给水管引入锅筒。省煤器再循环管外径Φ89X12mm，由炉右第一根集中下降管引出至省煤器进口管道.
2.3
根据需要划线割管，对所取样部位作好记录，割管时尽量不采用气割，而用手锯或电动往复锯，割管后应在管口加临时堵头，割下的管子要编好号，做好记录。
2.4割管后将管样送交化学部门进行化验检查。2.5检查取样管段的管内壁的结垢情况。2.6管材的组织做金相分析，检查硬度。
2.7新管下料送金属试验进行光谱复查，确认材料与原管材料是否相符。2.8管子宏观检查。
2.9管口用角向磨光机或锉刀打出坡口，并内外管壁打光。
2.1管子对口用专用管子对口钳或定位架来完成，不应有错口和对口管子中心线的偏差，开始焊接。
2.11管子对口点焊固定后，如发现错口时，不得用敲打或撬动来纠正对口错位，防止根部裂纹。
2.12对口焊接采用氩弧焊打底，手工电焊盖面工艺，焊前应做好防风措施，保证焊接质量。
2.13焊口最终热处理后需进行UT、RT 等检查，合格后方可恢复。3省煤器检查
3.1检查省煤器管子普遍磨损程度并做好记录。
3.2用标准卡规测量后部省煤器管子的磨损情况，对省煤器后部弯头需要进行壁厚测量，超过标准应更换。
3.3检查所有悬吊管和管夹子，管夹子有脱焊和损坏的应进行恢复或更换3.4检查管子排列情况，若有节距太大的需进行调整。
3.5检查防磨情况，做好标记，根据情况进行调整、修理或更换。
3.6
省煤器的蛇形管和悬吊管，受损超标者应更换新管。检查部位：管子弯头、管夹附近。发现有凹坑、硬伤等明显缺陷时应查明原因，作好记录。无法测量的部位应用手摸是否有上述缺陷并做好记录。3.7检查吹灰器附近的管子有无吹损,受损超标者更换新管4检查省煤器防震板有无松动，脱焊4.1
如发现省煤器防震板有脱落，须用槽钢
加固。
4.2用槽钢加固时，不应阻碍管子膨胀。
4.3加固时，不许损伤管壁或引弧时触碰管壁。
5支吊架检查见工作内容5.1检查所有管夹及活动连接块，如有脱落和开焊者应预以补齐和恢复。
5.2检查进出口集箱的吊板。与悬吊管焊接是否良好。
5.3管夹等夹紧管子，但不应阻碍管子膨胀。
5.4焊管夹时，不许损伤管壁或引弧时触碰管壁。
1-A1-6减温器5套检查混合式减温器联箱、进水管
检查、修理减温水管道支吊架
1-A1-7燃烧设备1台套燃烧器由哈尔滨锅炉厂设计制
造，四角切圆布置，由箱壳、一
次风室、二次风门、护板、护板
框架、喷嘴、摆动机构、气动执
行机构、挠性导向管、冷却套等
组成。每组燃烧器共有18只喷
嘴,分别是2只燃烬风喷嘴、上
端风喷嘴、一次风、油喷嘴、一
次风、二次风、一次风、二次风、
油喷嘴、二次风、一次风、二次
风、一次风、油喷嘴、等离子点
火喷嘴、下端风,四组燃烧器分
别位于水冷壁4个切角。喷嘴材
质为ZG30Cr22Ni7Si2NRe,一次
风喷嘴摆动角度为±25°，二次
风喷嘴摆动角度为±30°（以水
平为基准）上部二次风喷嘴的正
常角度为－5°~＋30°，等离子
喷嘴不参与摆动.
1喷燃器检查
1.1清理喷嘴口灰渣。
1.2检查喷嘴的烧损情况、轻微的作补焊处理，严重的更换。
1.3检查喷嘴转轴及喷嘴的拉杆调节装置是否完好。
1.4检查喷嘴摆动机构
1.5检查方圆节及本体磨损情况
1.6检查风箱是否有漏点
1.7检查小风门
1.8检查摆角是否准确
1.9检查喷燃器区域密封，角料是否完好
1.10所有喷嘴向后移出500mm，满足水冷壁喷涂，并回装。
2消缺、调整
2.1对局部开裂的喷嘴作挖补处理，要求打好坡口
2.2对于烧损较严重的喷嘴作更换处理，新安装的燃烧器喷嘴标高、间距和
切圆应符合图纸要求，并调整好喷咀角度。
2.3对转动不灵活的喷嘴转轴，进行检修，并涂润滑剂。
2.5检修喷嘴的拉杆调节装置，使其能在设计范围内上、下摆动。
2.6检查调整二次风门的摇杆及开度指示装置。
2.7对风箱漏点进行补焊处理。
2.8检查处理方圆节等的磨损，严重处进行更换。
2.9检查燃烧器区域的密封情况，喷嘴附近烧损严重的须割下更换，缺损处
进行修补。
1-A1-8汽水管道系统见阀门清
单，约130
支
焊缝，支吊架检查属锅炉定检（1）检查、调整管道膨胀指示器；
（2）检查高温高压主汽管、再热器管、主给水管焊口，测量弯头壁厚；
（3）测量高温高压蒸汽管道的蠕胀；
（4）检查、调整支吊架；
（5）检查、调整支吊架；
（6）主蒸汽管、再热热段19号、20号支吊架共4个更换。
（7）检查排污管、疏水管、减温水管等的三通、弯头壁厚及焊缝；
（8）检修安全阀、水位测量装置、水位报警器及其阀门；
（9）检修各常用汽水阀门；
（10）更换阀门填料并校验灵活；
（11）检修消声器及其管道
（12）连排管在5楼与6楼间制作加装一个滑动支座
（13）安全门排汽管安置反向限位装置
1-A1-９空气预热器2台本体内部检查
本体径向密封调整及完善
本体轴向密封调整及完善
本体T字钢调整
本体旁路密封调整及完善
本体转子中心筒密封调整
减速箱解体检修2套
辅助电机离合器解体清洗
转子导向轴承检查，间隙测量
转子导向轴承油站检修及油管路清洗2套转子支承轴承，间隙测量
转子支承轴承油站检修及油管路清洗2套空预器壳体与热端桁架漏风消除
空预器试转
1-A1-10送风机2B送风机风机机壳上部的拆卸1台
液压油站检修1台
叶片角度与各部指示的校正1台
联轴器中心找正1台
进气室等检查与修补1台
风机上盖装复1台
出口挡板检查、修理1台
1-A1-11引风机
风机机壳上部的拆卸1组
进口调节门拆卸1
油站及冷却风机的拆卸1
油站检修1
冷却风机检修1
叶轮装置检查1
联轴器中心找正1
进气室等部件检查修补1
风机风机吊扣大盖1
进出口烟道及挡板检查和修补1
收尾工作
试转
1-A1-12一次风机2台联轴器拆卸
风机轴承检查
风机轴承箱清理检查
联轴器清理检查
叶轮清理检查
主轴及轴承箱连接件检查联轴器的安装及对中心集流器间隙的测量及调整出口挡板检修
消音装置检查
试转
1-A1-13密封风机2台叶轮检查
解联轴器
轴承箱接盖检查，轴承检查，间隙测量
轴承箱清理，换油
测量、调整、组装
进出口挡板检修1
1-A1-14除尘器本体一套清理内部积灰，消除漏风
绝缘子室内部清理，消除漏风
检查阳极板、阴极线，框架等
检查、修理阴、阳极振打装置、极间距等
检查修理进料密封阀16
检查均流板、阻流板等磨损情况
检查灰斗及拌热装置
检查壳体密封性，消除漏风
检查、更换球型出料阀的密封圈及密封座各6个
更换平衡管弯头8根
更换仓泵气化管弯头8根进气、补气、仓泵流化风的单向阀检查更换44个
1-A1-15钢架、炉顶密封、本体保温见工作内容检查、检修看火孔、人孔门、消除漏风；
检查、修补冷灰斗浇铸
检查钢梁、横梁的下沉、弯曲情况
炉顶清灰
1-A1-16除渣系统见工作内容解体检修渣水循环泵及其阀门、冷却系统2套
检修捞渣机及其系统
内导轮解体检修4套
外导轮解体检修2套
尾部导轮解体检修1套
炉底水封支管弯头更换
炉底水封槽清理
1-A1-17机组排水槽设备
检修一台废水泵1
一台炉水转运泵1
一台箩茨风机1
1-A1
-18
其他见工作内容锅炉整体水压试验，检查承压部件的严密性
本体漏风试验
检修、修理灰渣系统及装置
检查风烟系统
空预器热一次出口门、空预器烟气入口检查调整更换盘根16台
一次风至密封风管过滤器拆卸，清洗1台
按照金属、化学监督及锅炉压力容器监察的规定进行监察配合
二特殊项目空预器出口热二次风门更换填料座24个
炉顶大包（过热器后屏至末再间）顶面内护板及浇铸层整改（更换部分
255m2
波形钢板）。
汽冷吊挂管加装防磨片（省煤器上部第二排，过热器部分吊挂管）。
炉底水封、插板、梳形板全部拆保温检查。
一电场加装紧急放灰管及操作平台4套
大修阀门清单
名称阀门型号编号备注汽包安全门3M26HE-W96C1MS-001解体电磁泄放阀手动门1MS-004解体过热器出口安全门 2.5K26HCI-W98C1MS-006解体过热器出口安全门 2.5K26HCI-W98C1MS-007解体过热器出口放空气一次门J61Y-P5420V DN501MS-008解体过热器出口放空气二次门J61Y-P5420V DN501MS-009解体主蒸汽取样一次门J61Y-PW5417V DN101MS-012解体再热器入口安全门6RR10HCI-W-46C1RS-001解体再热器入口安全门6RR10HCI-W-46C1RS-002解体再热器入口安全门6RR10HCI-W-46C1RS-003解体再热器出口安全门4P26HCI-W-68C1RS-006解体再热器出口安全门4P26HCI-W-68C1RS-007解体再热器出口放空气一次门J61Y-PW5420V DN401RS-009解体再热器出口放空气二次门J61Y-PW5420V DN401RS-010解体热再热蒸汽取样一次门J61Y-PW5420V DN251RS-013解体#1汽包压力表1一次门J61Y-32DN251PM-004解体汽包左侧就地水位计汽侧一次阀J61Y-32DN401SL－001解体汽包左侧就地水位计汽侧二次阀J61Y-32DN251SL－002解体汽包左侧就地水位计水侧一次阀J61Y-32DN401SL－004解体汽包左侧就地水位计水侧二次阀J61Y-32DN251SL－005解体
汽包左侧就地水位计水疏水一次阀J61Y-32DN201BD－031解体
汽包左侧就地水位计水疏水二次阀J61Y-32DN201BD－032解体
汽包右侧就地水位计汽侧一次阀J61Y-32DN401SL－007解体
汽包右侧就地水位计汽侧二次阀J61Y-32DN251SL－008解体
汽包右侧就地水位计水侧一次阀J61Y-32DN401SL－010解体
汽包右侧就地水位计水侧二次阀J61Y-32DN252SL－011解体
汽包右侧就地水位计水疏水一次阀J61Y-32DN201BD－029解体
汽包右侧就地水位计水疏水二次阀J61Y-32DN201BD－030解体
汽包电接点水位计汽侧截止阀J61Y-32DN401SL－013解体
汽包电接点水位计水侧截止阀J61Y-32DN401SL－014解体
汽包左侧平衡容器汽侧一次门1J61Y-32DN321SL－015解体
汽包左侧平衡容器汽侧二次门1J61Y-32DN321SL－016解体
汽包左侧平衡容器水侧二次门1J61Y-32DN321SL－017解体
汽包左侧平衡容器水侧一次门1J61Y-32DN321SL－028解体
汽包左侧平衡容器汽侧一次门2J61Y-32DN321SL－018解体
汽包左侧平衡容器汽侧二次门2J61Y-32DN321SL－019解体
汽包左侧平衡容器水侧二次门2J61Y-32DN321SL－020解体
汽包左侧平衡容器水侧一次门2J61Y-32DN321SL－029解体
汽包右侧平衡容器汽侧一次门J61Y-32DN321SL－021解体
汽包右侧平衡容器汽侧二次门J61Y-32DN321SL－022解体
汽包右侧平衡容器水侧二次门J61Y-32DN321SL－023解体
汽包右侧平衡容器水侧一次门J61Y-32DN321SL－033解体
汽包紧急放水一次电动门J961Y-32DN651BD-009解体
汽包紧急放水二次电动门J961Y-32DN651BD-010解体
锅炉汽包连续排污手动门J961Y-32DN501BD-012解体
锅炉汽包连续排污调节阀HPAS2〃1BD-013解体、更换垫子汽包左侧饱和蒸汽取样阀1J61Y-32P DN151SB-002解体
汽包左侧饱和蒸汽取样阀2J61Y-32P DN151SB-003解体
汽包右侧饱和蒸汽取样阀1J61Y-32P DN151SB-004解体
汽包右侧饱和蒸汽取样阀2J61Y-32P DN151SB-005解体
连排一次阀前取样阀J61Y-32P DN251SB-006解体
省煤器进口联箱放水一次手动阀J61Y-32DN501BD-138解体
省煤器进口联箱放水二次手动阀J61Y-32DN501BD-139解体
给水旁路调节阀前电动阀J61Y-32DN1251FW-004解体
给水旁路调节阀后电动阀J61Y-32DN1251FW-002解体
过热减温水入口电动总阀J61Y-32DN1001DWT-001解体
过热一级减温水入口气动调节阀HPS3〃1DWT-003解体、更换垫子过热一级减温水入口电动闸阀J961Y-32DN1001DWT-004解体、更换垫子过热二级A侧减温水入口气动闸阀J661Y-32DN501DWT-005解体、更换垫子过热二级A侧减温水入口气动调节阀HPS2〃1DWT-006解体、更换垫子过热二级A侧减温水入口电动闸阀J961Y-32DN501DWT-007解体、更换垫子过热二级B侧减温水入口气动闸阀J661Y-32DN501DWT-008解体、更换垫子过热二级B侧减温水入口气动调节阀HPS2〃1DWT-009解体、更换垫子过热二级B侧减温水入口电动闸阀J961Y-32DN501DWT-010解体、更换垫子再热事故减温水入口气动总阀J661Y-20DN501DWT-013解体、更换垫子再热事故减温水A侧入口气动调节阀HPS2〃1DWT-014解体、更换垫子再热事故减温水A侧入口电动阀J661Y-32DN501DWT-015解体、更换垫子再热事故减温水B侧入口气动调节阀HPS2〃1DWT-016解体、更换垫子再热事故减温水B侧入口电动阀J661Y-32DN501DWT-017解体、更换垫子顶棚入口集箱疏水一次门J961Y-32DN401BD-145解体
顶棚入口集箱疏水二次门J61Y-32DN401BD-146解体
后烟道前墙下集箱左侧5％疏水手动门J61Y-32DN501BD-091解体
后烟道前墙下集箱左侧5％疏水电动门J961Y-32DN501BD-092解体
后烟道前墙下集箱右侧5％疏水手动门J61Y-32DN501BD-093解体
后烟道前墙下集箱右侧5％疏水电动门J961Y-32DN501BD-094解体
后烟道后墙下集箱右侧5％疏水手动门J61Y-32DN501BD-095解体
后烟道后墙下集箱右侧5％疏水电动门J961Y-32DN501BD-096解体
后烟道后墙下集箱左侧5％疏水手动门J61Y-32DN501BD-097解体
后烟道后墙下集箱左侧5％疏水电动门J961Y-32DN501BD-098解体
过热减温电动总门后疏水一次门J61Y-32DN251BD-101解体
过热一级减温电动门后疏水一次门J61Y-32DN251BD-103解体过热一级减温电动门后疏水二次门J61Y-32DN251BD-104解体过热左侧二级减温电动门后疏水一次门J61Y-32DN251BD-107解体过热右侧二级减温电动门后疏水一次门J61Y-32DN251BD-111解体末级过热器入口联箱放气一次门J61Y-PW5420V DN401BD-113解体末级过热器入口联箱放气二次门J61Y-PW5420V DN401BD-114解体分隔屏出口联箱连接管放空气一次门J61Y-PW5420V DN401BD-134解体分隔屏出口联箱连接管放空气二次门J61Y-PW5420V DN401BD-135解体分隔屏进口联箱连接管放空气一次门J61Y-32DN251BD-136解体分隔屏进口联箱连接管放空气二次门J61Y-32DN251BD-137解体再热减温器气动总门后疏水一次门J61Y-32DN251BD-119解体再热右侧减温器电动门后疏水门J61Y-32DN251BD-121解体再热左侧减温器电动门后疏水门J61Y-32DN251BD-122解体屏再入口右侧放空气一次门J61Y-32DN401BD-124解体屏再入口右侧放空气二次门J61Y-32DN401BD-125解体屏再入口左侧放空气一次门J61Y-32DN401BD-126解体屏再入口左侧放空气二次门J61Y-32DN401BD-127解体屏再出口右侧放空气一次门J61Y-PW5420V DN401BD-128解体屏再出口右侧放空气二次门J61Y-PW5420V DN401BD-129解体屏再出口左侧放空气一次门J61Y-PW5420V DN401BD-130解体屏再出口左侧放空气二次门J61Y-PW5420V DN401BD-131解体汽包右侧放空气手动门J61Y-32DN401BD-001解体汽包右侧放空气电动门J961Y-32DN401BD-002解体汽包左侧放空气手动门J61Y-32DN401BD-003解体汽包左侧放空气电动门J961Y-32DN401BD-004解体省煤器入口集箱疏水一次门J61Y-32DN501BD-005解体省煤器入口集箱疏水二次门J61Y-32DN501BD-006解体锅炉连排至定排旁路电动门J961Y-32DN501BD-017解体＃1下降管排污电动门J961Y-32DN501BD-033解体
机组A级检修安全管理细则 为了保证#3机组A级检修安全顺利地进行，确保#3机组A级检修期间不发生轻伤以上的人身事故，不发生人员责任造成的设备事故，不发生误操作事故，全面完成#3机组A级检修安全目标，特制定本细则。 1#3机组A级检修安全目标 1.1杜绝人身轻伤、不发生人身未遂； 级检修人员、运行机组工作人员工作区域和行走通道，预留好安全消防应急通道，张贴必要的安全警示、提示标语，指导现场人员安全文明工作和通行，营造安全施工、文明施工的良好氛围。 2.3部门安全第一责任人亲自负责#3机组A级检修安全工作，处理好安全与进度、安全与效益的关系。坚持安全工作的“五同时”，即在计划、布置、检查、总结、评比生产工作的同时计划、布置、检查、总结、评比安全工
作。对于重大检修项目如汽轮机揭、扣缸，发电机抽、穿转子，炉膛搭、拆架子等，必须坚持到位制度。 2.4#3机组A级检修期间，各部门及班组必须坚持进行安全日活动，活动日内容要联系实际，注重实效，认真总结安全情况，有针对性地分析#3机组A级检修过程及各工作点存在的不安全隐患，制定对策。部门安全第一责任人及安全员在安全活动日要下到班组了解、交待安全问题，抽查安全活动情况。分公司安全文明生产管理监督组将进行不定期抽查。 电气系统开工前要做好运行与检修设备的隔离措施，调试阶段要防止误送及误停水、电、汽、气、油。 2.8#3机组A级检修开工前各部门要组织参加#3机组A级检修人员认真学习《安规》相关安全措施、检修规程及质量标准。检修工作中，认真落实分公司检修工作安全管理规定，确保现场施工安全。 2.9各专业、班组要开好开工会、收工会。开工前提出具体安全要求，做好事故预想和危险点预控分析；收工时总结安全方面的收效及不足。
范本使用说明 1、本范本适用于****火电项目机组日常维护项目合同。 2、本范本中“【】”内、下划线处与表格内的内容，需要由各公司根据签约时的具体需要和双方的谈判结 果，进行填充、替换、删除。 3、本范本涉及的具体技术问题，需要各公司根据具体情况进行细化。 4、本范本中，除由项目公司自主填写的内容外，其余内容原则上不允许随意改变。如根据谈判结果确实需 要修改的，须严格按照《合同管理制度》规定执行。 5、使用范本时，应当全部删除本《范本使用说明》。 1
编号：CRP××-FWHT-000()号 【******有限公司】 【********日常检修维护】 合同 附件***技术协议 发包方：【**********】 承包方：【**********】 2
目录 1项目名称 (5) 2项目概述 (5) 3维护范围 (5) 3.1设备范围 (5) 3.2分工分界 (7) 4工作内容 (8) 4.1总的说明 (8) 4.2具体工作 (9) 4.3特别说明 (9) 5维护目标 (11) 6期限 (13) 7质量 (13) 8工具 (13) 8.1发包方提供的工具 (13) 8.2承包方自备的工器具 (14) 9材料 (14) 9.1装置性材料 (14) 9.2备品备件 (14) 9.3消耗性材料 (15) 10资料 (15) 11承包方 (15) 11.1组织 (15) 11.2人员 (16) 12双方责任 (17) 12.1发包方责任 (17) 12.2承包方责任 (17) 13奖惩 (18) 13.1细则 (18) 13.2说明 (20) 14其他 (20) 3
并网光伏电站运维管理实施方案 目录 前言 一总体思路 二组织机构 三运维模式 四运维管理职责 五运维管理内容 六运维人员职责 七电站运维绩效考核管理 前言 并网光伏电站建设完成后，其运营维护将成为基本业务。而电站运营效率和效果将直接影响光伏电站的运行稳定性及发电量。对于计划通过长期持有光伏电站的业主来说，必须通过高效的运维管理方案保障发电量和降低运维成本，提高电站的安全、经济运行水平，适应现代化管理的要求。 根据企业实际和行业普遍采用的运维管理模式，特制订本运维管理实施方案。
一、总体思路 XXXX 公司在集团公司指导下，全面负责电站及相关业务的拓展、电站运营的各项管理和考核。 1、为单个电站项目投资、建设、运营而注册成立的项目公司作为独立核算运营主体。 2、电站事业部（新能源公司）负责电站业务开发、电站运维和考核管理。下设电站运维管理中心，负责电站的委外、合营、自营运维管理业务。 3、电站事业部与项目公司签订运维协议/合同。 二、组织机构 组织机构图： 三、运维模式 根据电站类型（分布式屋顶电站及地面电站），结合不同类型电站的运行管理要求，彩虹的并网光伏电站可以采用以下几种模式： 1、自营运维模式
电站事业部与项目公司签订运维协议后，由运维管理中心下设XX电站运维站。 （1）组织机构 设置站长1名，副站长（技术员）兼安全员1名，运行专工2人。为公司正式编制的人员。此外可定期或聘用数名劳务派遣工为检修工、清洁工，进行光伏设备的定期检修维护以及太阳能电池板的清洗工作。 ◆部门名称：XX电站运维站 ◆上级部门/汇报对象：运维管理中心 ◆部门最高负责人：站长 ◆部门编制：10~15人（20-50MW） ◆年度运维费用：270~330万元（20-50MW） （2）电站运维业务管控 ◆运维管理中心建立健全《光伏发电站运维标准化手册》，作为电站运维管理的指导性文件。 ◆运维协议/合同约定电站安全、运行质量、经济指标。 ◆建立运维考核负责制，逐级考核。电站事业部通过运维管理中心定期对电站的运维业务进行指导、监督检查、考核。 ◆XX电站运维站负责电站的安全、人员、设备、质量、成本、信息、电力营销的具体管理 2、合营运维模式 运维管理中心依据标准化管理手册规定，派驻项目负责人，指导运维体系的建设，负责运维团队人员的专业培训和各项运维业务的开展。
机组A级检修目标 1、工期目标： 检修工期55天，目标工期53天。 2、安全目标 2.1、不发生人身轻伤及以上事故 2.2、不发生设备二类障碍事件 2.3、不发生现场着火事件 2.4、不发生现场被上级责令停工事件 2.5、不发生违反“安全第一、生命至上卡”十条规定的事 件 2.6、不发生违反技改工程“十必须”要求的事件 2.7、不发生无票作业 2.8、工作票、操作票合格率达到100% 2.9、安全风险评估发现问题整改计划完成率达到100% 3、检修管理目标 3.1、检修重大特殊项目和资金完成率达到100%; 3.2、检修试验计划完成率达到100%; 3.3、技术监控项目计划完成率达到100% 3.4、机组缺陷消除计划完成率达到100% 3.5、检修试验分部试运成功率达到100%
3.6、修后机组达到“四无”，即主、辅设备、系统无影响机组正常运行方式和正常运行参数的设备缺陷； 3.7、无主、辅设备、系统的安全隐患。无24小时不可消除 的一般性缺陷。整套机组达到无渗漏标准； 3.8、检修现场做到“工完、料尽、场地清”。 4、检修技术目标 4.1、机组振动：轴振小于76卩m 4.2、高加月投入率：100%;凝汽器胶球月投入率：100%; 收球率大于95%; 4.3、汽轮机油颗粒度：透平油小于NAS 7级、汽轮机透平油含水量小于70mg/L ; 抗燃油小于NAS 5级、抗燃油含水量1000 mg/L ; 4.4、热工自动装置投入率：100%热工主保护投入率：100%; 4.5、电气主保护、自动装置投入率：100%; 4.6、在线化学仪表合格率：100%在线化学仪表投入率： 100% 4.7、DAS模拟量、开关量投入率达100%; 4.8、电费计量装置无丢失电量。电费计量系统故障时间为0 ; 4.9、锅炉吹灰器月投入率：100%; 4.10、发电机补氢率：小于10m3/d 5、质量保证目标
水轮发电机检修等级标准及检修项目 (讨论稿) 1.检修等级划分 1.1 A级检修 A级检修是指对发电机组进行全面的解体检查和修理，以保持、恢复或提高设备性能。 1.2 B级检修 B级检修是指针对机组某些设备存在问题，对机组部分设备进行解体检查和修理。B级检修可根据机组设备状态评估结果，有针对性地实施部分A 级检修项目或定期滚动检修项目。 1.3 C级检修 C级检修是指根据设备的磨损、老化规律，有重点地对机组进行检查、评估、修理、清扫。C级检修可进行少量零件的更换、设备的消缺、调整、预防性试验等作业以及实施部分A级检修项目或定期滚动检修项目。 1.4 D级检修 D级检修是指当机组总体运行状况良好，而对主要设备的附属系统和设备进行消缺。D级检修除进行附属系统和设备消缺外，还可根据设备状态的评估结果，安排部分C 级检修项目。 1.5 状态检修 状态检修是指根据设备状态监测和故障诊断系统技术提供的设备状态信息，在设备可能发生故障前有目的安排的检修，属于预测性检修。检修项目和时间的确定取决于对设备状态诊断分析的结果。
2.检修内容 2.1 A级检修标准项目的主要内容： 2.1.1 制造厂要求的项目； 2.1.2 全面解体、检查、清扫、测量、调整和修理； 2.1.3 定期监测、试验、校验和鉴定； 2.1.4 按规定需要定期更换零部件的项目； 2.1.5 按各项技术监督规定检查项目； 2.1.6 消除设备和系统的缺陷和隐患。 2.2 B级检修标准项目 B级检修标准项目是根据设备状态评价及系统的特点和运行状况，有针对性地实施部分A级检修项目和定期滚动检修项目。 2.3 C级检修标准项目的主要内容： a）消除运行中发生的缺陷； b）重点清扫、检查和处理易损、易磨部件，必要时进行实测和试验； c）按各项技术监督规定检查项目。 2.4 D级检修主要内容是消除设备和系统的缺陷。 D级检修主要内容是消除设备和系统的缺陷。 2.5 特殊项目 特殊项目为标准项目以外的检修项目以及执行反事故措施、节能措施、技改措施等项目； 2.6 重大特殊项目 重大特殊项目是指技术复杂、工期长、费用高或对系统、设备结构有重大改变的项目。 3. A级标准检修项目及特殊项目 3.1水轮机
四川省富邦钒钛制动鼓有限公司50MW余热发电工程 （设备安装工程技术协议） 甲方：四川省富邦钒钛制动鼓有限公司乙方: ***＊＊***＊＊****＊＊＊*＊有限公司 201３年２月攀枝花
50MW余热发电工程设备安装工程技术协议 四川富邦钒钛制动鼓有限公司建设一座50MW纯高炉煤气燃气锅炉及汽轮发电机组，经富邦钒钛制动鼓有限公司与*＊*＊＊***＊***＊有限公司共同协商，为保证安装质量，满足电厂稳发满发的需要,双方就本项目安装工程的有关事项达成以下技术协议: 一、工程名称:四川富邦钒钛制动鼓有限公司50MＷ余热发电安装工程 二、工程地点:四川富邦钒钛制动鼓有限公司（攀枝花市大龙潭乡逸资村) 三、工程范围: 1、一台18０t/h高温高压燃气锅炉本体及附属系统安装; 2、一台1８0m2烧结余热锅炉及附属系统安装； 3、一台50ＭW汽轮发电机组及附属系统安装; 4、设计范围内各辅机设备、烟风道、汽水管道、金属结构件的制作安装； 5、锅炉本体砌筑保温; 6、电厂范围内煤气管道制作与安装; 7、除氧给水系统设备及管道安装; 8、循环水系统设备及管道安装; 9、设计范围内电气、热工仪表系统的设备安装调试、管路敷设、电缆敷设等； 10、外供蒸汽系统设备及管道安装； 11、负责上述范围单机调试，分系统调试及整体启动调试； 12、全厂保温,防腐油漆施工； 13、炉顶小室制作安装、锅炉本体照明安装; 14、化水制备系统与供水设施安装；
15、电气专业接入部分施工; 16、防雷接地施工; 17、消防系统施工; 18、全厂水、暖、电系统施工； 19、以下系统不在本合同范围内: （1)全厂土建; (2)施工所需水电费； （3）土石方开挖; 四、本工程适用的技术规范规程 《锅炉压力容器安装监督暂行条例》和实施细则(国务院) 《蒸汽锅炉安全技术监察规程》劳部发(1996)276号 《电力工业锅炉压力容器监察规程》ＤJL6１2-１996 《电力建设施工及验收规范》(锅炉机组篇)DL/T５047－95 《电力建设施工及验收规范》（汽轮机篇)DL50１1－9２ 《电力建设施工及验收规范》(管道篇)DＬ5031—94 《火力发电厂焊接技术规范》DL／Ｔ869-2004 《电力建设施工及验收技术规范》(第四部分电厂化学篇)DL/T 5１90。4-0４ 《电力建设施工及验收技术规范》（钢制承压管道对接焊缝射线检验篇)DL／T 5048—９5 《电力建设施工及验收技术规范》（热工仪表及控制篇)ＣＤＪ２79-８０ 《电气装置安装工程施工及验收规范》 《火电施工质量检验及评定标准》共１1篇 《火电工程调整试用质量检验及评定标准》建质【１９９６】１11号 《电力工业技术管理法规（试行)》（８0）电技字第２6号 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》电建【１９９6】159号 《火电工程启动调试工作规定》建质【１9９6】４0号 以上标准如有新的标准则执行新标准,替代原有标准及其他相关标准。
XXXXX配用电智能运维管理项目方案 在国家大力提倡“城镇智能化，园区智慧化”形势的推动下，随着新技术浪潮的再次革命，移动互联网和大数据技术处理、分析、运用的升级，必将诞生全新行业的专业运作模式。 陕西瑞诚电力运维服务有限公司正是本着科学化、标准化、精准化、服务化精品文档，你值得期待 的理念，为客户量身打造安全、高效、经济的专业用电维保方案及优化服务方案。 针对“XXXXX”所具有的实际情况及特性用电场所，我们专门制定了比较完整的安全用电维护项目实施方案。 一、目的 1、根据国家权威部门数据统计分析，电气火灾已被列入全国第二大火灾灾 害事故原因，因此“安全用电，预防为主”是作为用电的最基本保障。 2、瑞诚公司本着“安全、科学、标准、高效、经济”的原则，为“XXXXX” 提供全方位的优质用电维保服务。 二、瑞诚公司具备的条件 1、瑞诚公司协同全国多家知名电力公司共同打造了“云联在线”平台—— 云联电力科技股份有限公司。作为数据采集、云计算分析、终端运行管 理的智能化运维支持平台。 2、获得了中华人民共和国国家版权局颁发的“计算机软件著作权登记证 书”。 3、西北首家配电室托管运营维护服务的ISO9001质量管理体系认证。 4、具备建筑机电安装工程专业承包资质，输变电工程专业承包资质，城市 及道路照明工程专业资质，承装（修，试）电力设施许可证。 5、陕西省节能协会理事单位。
6、具有丰富的变配电室专业的标准化管理经验（均依据国家相关行业标 准）。 7、专业的技术服务团队（每一位作业人员都具有电监会颁发认可的进网电 工作业资格证书）。 8、电力检修、维护保养、试验的专业仪器和检测设备。 9、我公司严格执行国家有关安全的标准和规范《电力建设安全健康与环境 管理工作规定》及《电力建设安全工作规程》等规章制度，确保现场安 全文明生产。 三、运维/维护的工作主要内容 设备检修维护是指对设备和系统进行必要的监视、维修和养护，通过日常的维护使设备保持良好的状态，确保设备安全、稳定、经济运行。它包含了对设备定期进行巡视检查、保持设备及场所的清洁、定期养（维）护设备、及时消除设备的各种缺陷、临时抢修、小型非标技改、治理设备“七漏”等检修工作。具体工作内容如下： 1、包含对系统设备的巡视、维护、保养工作，承担设备和系统的抢修、更 换设备、更换备品、配件等工作。 2、包含对设备、系统及区域内安全文明生产。 3、包含对设备的预防性试验工作。 4、做好设备巡检记录、设备检修台帐记录。 5、根据设备运行状况提出设备检修备品计划及材料计划。 6、设备消缺、消漏、抢修、小型非标技改。 7、备用设备的临修、事故性抢修。 8、设备、工器具需定期进行的各项检查、各项试验、各项检修、技术监督 等。 9、维护项目较大临时性工作的技术方案编制。 10、及时编制规范的规程、系统图和各种管理制度，并在使用中修订、完
开展机组A级检修的全过程管理与检查、 全面提高检修质量 邢百俊 （大唐国际发电股份有限公司） 大容量发电机组安全、稳定、长周期运行是满足电网安全供电的重要保证，而抓好大容量机组A级检修（即大修）的质量是保证机组长周期、稳定运行的重要手段。真正实现A级检修全过程管理的规范化、标准化是提高机组检修质量和管理水平的有力保证。大唐国际近年来在A级检修全过程管理方面进行了积极的探索，现将有关内容汇报如下，不妥之处，请批评指正： 1A级检修全过程管理内容 为了规范各发电企业设备检修的全过程管理工作，大唐国际按照DL/T838-2003《发电企业设备检修导则》和《中国大唐集团公司设备检修管理办法》有关内容，制定下发了大唐国际发电股份有限公司机组大修管理考核办法》，规定了机组A级检修（大修）全过程管理内容及检查表，对设备检修的全过程管理工作进行了规定，明确了大修全过程管理的主要技术文件、管理策划文件内容、要求，目的是让各发电企业在大修全过程管理上有据可依、规范统一。 机组大修全过程管理工作主要分为三阶段：机组检修的前期准备阶段、检修施工实施阶段和检修总结、后评价阶段。大修管理分为四个方面：检修安全管理、检修质量管理和检修进度管理（检修工期管理）、文明卫生。 1.1检修前期准备与策划阶段的要求 机组检修的成败在于检修前的策划和准备，在检修策划过程中必须要按照“应修必修，修必修好”的检修原则，通过对机组检修的检修项目策划、项目风险评估和进度安排来保证机组检修安全、质量和进度。主要内容有： 1）检修目标的制定：包括安全目标、检修管理目标、检修技术经济目标、质量保证目标、物资管理目标、费用管理目标等等。 2）成立大修组织机构。成立大修领导组、现场指挥协调组、安全保卫组、文明检修检查组、质量验收组、质量监督组、启动试运组、后勤服务组、物资保障组、宣传报道组等小组。各组组长及成员职责明确，责任到人。 3）按专业确定检修项目。机组检修项目确定以设备运行的安全、可靠、经济、环保为目标，以缺陷管理、技术监控等指标为依据，对设备的状况进行分析研究后分专业确定。检修项目包括标准项目、消缺项目、技术监控项目（按公司下发的各项技术监控文件要求）、安全性评价（包括反措）整改项目、公司安排的技改和重大非标项目等等。考虑设备点检结果、积极推行状态检修，优化检修项目，以达到既能保证设备的安全可靠地运行又能节约费用和减少工期。每个项目的作业指导书和修后目标已经讨论制定。每个项目工作负责人、参加人、验收人已经确定并经过培训合格。作业
电梯日常维修工作标准 一、概况： 仪化生活区现有电梯23部，其中20层/20站VVVF型三菱电梯8部，11层/11站GPS-Ⅱ型三菱电梯12部，9层/9站奥的斯OH5000型电梯3部，我公司电梯维修队维修人员通过加强电梯日常巡检和维修保养，发现故障及时修理,以保证电梯的正常运行，保证居民的使用。 二、维修保养的内容及要求：（见附表）
生活区高层住宅给排水系统日常维修工作内容 仪化生活区现有高层住宅19栋，其中层高为九层的三栋，层高为二十层的四栋，层高为11层的十二栋，共有居民1076户。为使高层居民的正常生活不受影响，维修公司根据各项公用设施、设备的管理要求，对给排水系统按期进行检查、维护、保养，出现故障时及时维修，以确保高层住宅供水、排水系统的正常运行。 一、供水系统工作内容及运行保障要求 （一）概况 生活用水系统5个，其中浦东高层2个，白沙高层1个，迎江西村1个，浦西村1个。包括（1）水泵13个；（2）供水水箱4个；（3）电气控制系统5套；（4）阀门98只；（5）稳压灌4只。 （二）检查工作内容 （1）水泵每周检查内容 1、对水泵进行手动盘车; 2、泵体清洁； 3、轴承盒内加入钙基黄油； 4、检查填料室内是否正常； 5、检查联轴器的橡胶弹性圈是否正常； 6、检查泵的温度； 7、泵房的清洁卫生工作。 （2）水箱季度冲洗 每季清洗水箱一次； （3）电气控制系统周检查内容 1、检查控制柜能否正常工作； 2、对变频器经常报故障、开关经常跳或者不能合闸、元器件老化等及时更换及维修。（4）阀门每周检查： 1、阀体及阀件清洁; 2、检查阀杆与启密件是否牢靠不脱落; 3、检查阀体是否有渗漏及损坏; 4、检查密封垫片是否密封及损坏. （5）稳压灌每周检查: 1、罐体清洁; 2、检查是否损坏及渗漏.
电力设备维护服务合同 甲方： 乙方： 乙方受使用方委托承揽甲方监控、电梯呼叫、门禁系统设备的维护和保养，以确保整个系统的稳定可靠运行。根据甲方有关要求，依据国家相关的法律、法规、综合本项目的具体情况，明确甲乙双方的权利和义务，经甲乙双方协商一致，特签订维护服务合同如下： 一、系统概况： 1．系统名称：。 2．项目地址：。 3．服务性质：。 4．服务范围：负责系统设备的定期维护、保养、检修及紧急故障处理工作，确保整个系统的正常运行。 二、每月维护服务费：
金额：人民币（大写）， （小写）￥元。 三、甲乙双方的责任和义务： 1．甲方的责任和义务： 1．1 甲方发现系统有异常情况出现后，应及时通知乙方并详细说明故障现象，以便于乙方根据故障现象进行相应准备。 1．2 乙方在对系统进行维修及保养过程中，甲方为乙方提供必要的协调帮助和便利设施。维修完毕后，甲方及时派人进行检查和验收并在维 修单上签字确认。 1．3 在维修保养过程中，甲方应给予乙方必要的协助工作，负责协调处理与其它部门以及其它工种的配合事宜。 1．4 甲方应根据合同条款及时支付乙方相应的维护保养费用。 2．乙方责任和义务 2．1 为系统正常运转提供技术支持和保障，确保系统的正常稳定运转。 2．2 在系统设备正常使用状态下，乙方定时到甲方现场进行设备的例行保养和检修，每月次。 2．3 乙方应向甲方提供完整的维护保养记录和相关设备维修资料。 2．4 乙方维护保养期间，必须遵守甲方的规章制度及安全环保等各项规
定。 2．5 系统在平时使用过程中出现故障，乙方应在接到甲方正式通知后及时响应，市内小时内到达现场进行处理，如出现设备损坏， 当时无法修复，乙方需提供替代设备，并保证在个工作日内 使系统恢复正常运行。 2．6 如出现设备维修更换零部件或更换设备时，乙方提供的设备和材料应经过甲方验收合格后，方能用于维护和检修。更换零部件及设备的 相关费用，甲方只需支付器材成本费，所更换的设备及零部件保修一 年。 2．7 乙方为甲方服务期间，因维护保养工作所发生的施工人员事故及责任均由乙方承担，甲方概不负责。 四、维保期限： 本合同自年月日起生效,至年月日终止。 五、维护保养项目： 1、前端采集、控制设备： A．外观护罩清洁，检查密封性能。 B．前端专业清洁。 C．前端系统测试。
目次 1.概述及适用范围--------------------------------------------------------2 2.检修项目及质量控制点-----------------------------------------------3
3.检修进度-----------------------------------------------------------------4 4.安全措施-----------------------------------------------------------------4 5.人员配备-----------------------------------------------------------------5 6.备品备件及消耗材料--------------------------------------------------5 7.检修工器具--------------------------------------------------------------6 8.检修工艺流程-----------------------------------------------------------7 9. 附录-----------------------------------------------------------------------8 1概述及适用范围 1.1编制依据 1.1.1 哈汽厂提供的图纸及说明书 1.1.2 《阚山启动运行说明书》 1.1.3 《电业安全工作规程》 1.2适用范围 本作业指导书适用于江苏阚山发电有限公司#2机组凝汽器的检修。 1.3设备概况 来自厂房外的循环水管道经凝汽器排入厂房外的循环水冷却塔，在凝汽器水侧进出口的循环水管道上设有电动蝶阀，以便隔离凝汽器，在凝汽器循水侧装设胶球清洗装置。凝汽器型式：单壳体、单背压、双分流、表面式，横向布置结构, 凝汽器管束为不锈钢管，采用从东芝公司引进的AT 型管束排列。 1.4设备基本参数 1.冷却面积为33000m2。
吉林市凯赛电厂 远动终端（RTU）设备技术协议 二零一零年四月
吉林省电力有限公司吉林市调度通讯所与长春华信电力成套设备有限公司，经协商就吉林市凯赛电厂RTU远动装置，达成如下协议： 1总则 1.1本技术要求适用于吉林市凯赛电厂工程远动终端（RTU）设备，它提出了该装置的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。 1.2本设备技术要求提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，卖方应提供本规范书和工业标准的优质产品。 1.3如果卖方没有以书面形式对本规范书的条文提出异议，则意味着卖方提供的设备完全符合本规范书要求。 1.4本设备要求所使用标准如遇与卖方所执行标准不一致时，按较高标准执行。 1.5本设备要求经买、卖双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等法律效力。 1.6本设备规范书未尽事宜，由买、卖双方协商解决。 1.7设备采用的专利等涉及的全部费用均被认为已包含在设备报价中，供方应保证需方不再另外承担与设备专利有关的一切责任。 1.8卖方提供的远动装置必须是高质量的设备，这些设备应是技术先进并经过相同参数两台三年以上成功运行实践证明是成熟可靠的产品。 1.9买方具有本技术规范书的最终解释权。 2工程概况 吉林凯赛电厂远动终端（RTU）设备配置容量按照电气主接线图配置，考虑一定的备用容量。 3技术要求 3.1范围 本文规定了66kV 凯赛电厂变电站远动终端（RTU）的功能要求、性能指标、
系统配置、系统安装运行环境等指标的要求。 3.2规范性文件 GB/T 14429—93 远动设备及系统术语 GB4208 外壳防护等级 GB2423 电工电子产品基本环境试验规程 GB50171 电气装置安装工程盘、柜及二次 回路结线施工及验收规程 GB/T 6593 电子测量仪器质量检测规则 GB/T 13729 远动终端通用技术条件 GB/T 13730 地区电网数据采集与监控系统通用技术条件 GB/T 15153 运动设备及系统工作条件环境条件和电源 GB/17621.1 电磁兼容试验和测量技术抗扰度试验总论 GB/17621.2 电磁兼容试验和测量技术静电放电抗扰度试验 GB/17621.3 电磁兼容试验和测量技术射频电磁场辐射抗扰度试验GB/17621.4 电磁兼容试验和测量技术浪涌（冲击）抗扰度试验 GB/17621.5 电磁兼容试验和测量技术电快速瞬变脉冲群抗扰度试验GB/17621.6 电磁兼容试验和测量技术射频场感应的传导骚扰抗扰度GB/17621.8 电磁兼容试验和测量技术工频磁场抗扰度试验 GB/17621.10 电磁兼容试验和测量技术阻尼振荡磁场抗扰度试验 GB/17621.11 电磁兼容试验和测量技术电压暂降、短时中断和电压变化抗扰度试验 GB/17621.12 电磁兼容试验和测量技术振荡波抗扰度试验 DL/T 667 继电保护设备信息接口配套标准 DL/T 630 交流采样远动终端技术条件 DL/T 621 交流电气装置的接地 DL 5002-91 地区电网调度自动化设计技术规程 DL 5003-91 电力系统调度自动化设计技术规程 DL/T5136 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定 DL/T 659 火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程
发电厂设备日常维护 技术方案 **公司 20**-**-**
一、编制依据： 1．1发电厂提供的招标书 1．2公司相关制度 1．3 电力设备施工检修验收规范 1．4 《电力建设安全工作规程》 二、编制目的 本着“高标准、高质量、高效率”的宗旨，为电厂提供优质的服务，针对本工程的特点，特制定本施工方案。本方案适用于发电厂系统设备日常维护工程。 三、检修部署（人员、工器具安排） 3.1 施工安全管理组织机构 3.2 项目部质量技术管理组织机构
3．2．人员计划表（共47 人） 专业人数(人) 职务人员素质要求备注 检修项目部1 项目经理 本科以上学历，从事电厂检修维 护工作15年以上，具有项目经理 资格证书。 1 技术负责 专科以上学历，从事电厂检修维 护工作15年以上，具有工程师 资格证书。 1 安全专工 中专以上学历，从事电厂检修维 护工作10年以上，从事安全管理 工作5年以上。 15 机务班 技校以上文化程度，从事电力检 修维护工作3年以上。 3 焊工班 技校以上文化程度，从事电力检 修维护工作3年以上。
3．3、工具、机械、器具配备 3.3.1手动工具类耗材：套筒头、扳手、手用锯条、锉刀、割皮刀片、裁纸刀片、气焊通针、焊咀、割咀、电焊镜片、双防护目镜片、油漆刷、铜丝刷、钢丝刷、丝锥、板牙、油石、砂布、砂纸、研磨膏、旋转挫等。 3.3.2电动、气动、液压工具类耗材：套筒头、扳手、碗形钢丝轮、钻头、磨头、砂轮片、高速切割片、锯条等。 3.3.3承包方自购修理工具、脚手架、机械、器具（承包方应配足执行本合同需 要的所有维护用机具，表中所列作为参考，具体由我方根据实际需要补充数量和类型，实际维护用机具包含但不限于下表内容）： 3.3.4工器具
Contract No.: ICD/NW-2014-OM O&M Technical Service for ICDAS BEKIRLI #2 UNIT OF (1+1) x 600MW POWER PLANT CONTRACT O&M Technical Service Between ICDAS ELEKTRIK ENERJISI URETIM VE YATIRIM A.S. And SHAANXI NORTHWEST POWER GENERATION CO.,LTD 30th June, 2014
O&M Technical Service Contract O&M 技术服务合同 Party A:ICDAS ELEKTRIK ENERJISI URETIM VE YATIRIM A.S. (ICDAS) 甲方：ICDAS ELEKTRIK ENERJISI URETIM VE YATIRIM A.S. (ICDAS) Party B: SHAANXI NORTHWEST POWER GENERATION CO.,LTD (CONTRACTOR) 乙方：####股份有限公司（承包方） According to ICDAS requirement, CONTRACTOR organized the following operation persons as ICDAS’ employees, under the administration and management of ICDAS, to be working in ICDAS BEKIRLI #2 600MW power plant. 根据ICDAS的要求，承包方组织下列运行人员，作为ICDAS的雇佣人员，在ICDAS BEKIRKI #2 600MW电厂工作，接受ICDAS的监督和管理。 1. Person and Position List 1. 人员和职位列表
变电站检修施工方案汇总 Prepared on 24 November 2020
**变电站220kV设备检修 整体施工方案 施工单位：变电运维室 编写人： 会审: 审核： 批准： 检修分公司变电运维室 2015年8月26日 目录 一、编制依据 (2) 二、工作概况 (2) 三、时间安排 (2) 四、组织分工 (2) 五、职责分工 (3) 六、文明策划要求 (3) 七、后勤工作要求 (3) 八、外协配合工作要求 (4) 附件1：现场协调人员分工 (5) 附件2：停电计划示意图 (6) 附件3：停电计划表…………………………………… 7-8 附件4：220kV隔离开关大修平面布置图……………… 9—21
附件5：220kV隔离开关大修工作安全预控表………… 22—23 附件6：220kV隔离开关检修工作安全预控表………… 24—25 附件7：**变电站220kV隔离开关检修报告………… 26-27 附件8：**变电站220kV隔离开关大修作业指导卡… 27-28 附件9：施工方案学习记录表 (29) **变电站220kV设备检修整体工作方案 一、编制依据 编制依据：根据省市公司大修技改计划 技术标准： **站23组220KV刀闸大修，所有220KV设备喷涂防污闪涂料，某08单元设备预试，220KV某08旁路保护部检，220KV某08充电保护部检刀闸大修。 三、工作时间安排 预计工作时间11月2日到11月18日，共计17天 四、组织分工 组织领导： 整体工作协调人： 现场工作协调人：见分工表（每日安排一至二名专责现场负责） 隔离开关大修工作专责人及技术负责人：
XX电厂 玻璃钢管更换粘接及现场修复 技术协议 甲方：XX发电有限公司 乙方：XX环环保设备有限公司 1 总则 1.1本技术协议书适用于XX电厂。 2013年-2014年度脱硫现场玻璃钢管修补、更换。它提出了玻璃钢管修补工作内容、质量、工期等方面的要求。 1.2 本技术协议书中提出的是最低限度的技术要求，并未规定所有的技术细节和适用的标准，乙方应提供满足本技术条件书所列标准要求的施工工艺及其相应服务。对国家电力有关安全、环保等强制性标准，必须满足其要求。 1.3如果甲方有除本技术规范书以外的特殊要求，应以书面形式提出并作详细说明，附于本技术协议书之后，双方可协商解决。 1.4 在签署合同之后，甲方有权因规范标准及应用条件发生变化而提出一些补充和修改要求，具体项目和内容由双方协商确定。 1.5本技术协议书所使用的标准如与乙方所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。 1.6 本技术协议书为合同的附件，与合同正文具有同等效力。 2 范围、要求和标准 2.1 范围 2.1.1玻璃钢管修补范围：XX电厂脱硫现场玻璃钢管修补及更换。主要有： 脱硫制浆系统、石灰石浆液系统和石膏浆液系统所有的玻璃钢管修补；脱硫原衬胶管改玻璃钢管道的安装；吸收塔内喷淋管及其喷嘴开孔、修补；吸收塔大梁、支撑等部位，进行玻璃钢加强。 2.1.2 XX电厂脱硫现场玻璃钢管修补及更换。主要有：石灰石浆液系统和石膏浆液系统所有的玻璃钢管修补；脱硫原衬胶管改玻璃钢管道的安装；吸收塔内喷淋管及其喷嘴开孔、修补；吸收塔大梁、支撑等部位，进行玻璃钢加强。 2.1.3其它零星工作。 2.1.4本工程需多次完成，具体工程量不明确，只计人工进行结算，粘接材料由发包方另行购买。 2.2 要求和标准 2.2.1施工前，玻璃钢管修补部位和数量必须经甲方确认，乙方不得自行减少和扩大修补数量。
维护项目实施方案 目的 本着“高标准、高质量、高效率”的宗旨，为天津华电福源热电有限公司2016年全厂设备维护提供优质的服务，针对本工程的特点，特制定本施工组织设计。本设计适用于天津华电福源热电有限公司2016年全厂设备维护服务项目。 （一）、生产运行维护方案 1、项目的概况 1.1 我公司拟参加天津华电福源热电有限公司2016年全厂设备维护服务项目。 1.2 我公司具燃气电厂维护的相关资质及丰富的维护经验。我公司应保证足够的现场运行及检修维护人员及组织机构。 1.3 在整个委托期内，我公司保证全厂在项目内的设备处于良好的运营状态，各项指标达到约定的性能保证值；若由于我公司责任造成设备无法正常运行而引起的损失由我公司承担。 1.4 我公司严格执行国家有关安全的标准和规范《电力建设安全健康与环境管理工作规定》及《电力建设安全工作规程》等规章制度，确保现场安全文明生产。 1.5 天津华电福源热电有限公司为我公司运行及检修维护工作提供便利条件。 2 、运行/维护主要工作内容 2.1 维护主要工作内容 设备检修维护是指对设备和系统进行必要的监视、维修和养护，通过日常的维护使设备保持良好的状态，确保机组安全、稳定、经济运行。它包含了对设备定期进行巡视检查、保持设备及场所的清洁、定期养（维）护设备、及时消除设备的各种缺陷、临时抢修、小型非标技改、治理设备“七漏”等检修工作。具体工作内容如下： 2.1.1.承包范围内系统所有设备的巡视、维护、保养（含全部加油、换油、滤油、油质化验取样、加换各种填料等）工作，承担设备和系统的抢修、缺陷消除、更换设备、更换管道、阀门、更换备品、配件及治理“七漏”等工作。 2.1.2.承包范围内设备、系统及承包区域内安全文明生产、卫生保洁工作等。 2.1. 3.承包范围内转机设备的动静平衡试验工作。 2.1.4.对维护、抢修时更换下的设备或部件进行修复。 2.1.5.各项技术监督工作（不含政府监管部门强制需外委检测的检验费）。 2.1.6.按招标人要求做好设备巡检记录、设备检修台帐记录、安全学习记录等。 2.1.7.根据设备运行状况提出设备检修备品计划及材料计划。 2.1.8.负责管辖范围内照明维护工作。 2.1.9.负责标段范围内排污管道、地沟的清理、维护工作。 2.1.10.负责本标段相关热控及电气专业设备的维护工作。 2.1.11.设备消缺、消漏、抢修、小型非标技改。 2.1.12.备用设备的临修、事故性抢修(包括临修抢修过程中转变成的大修，包括计划性大修)。 2.1.1 3.设备、工器具需定期进行的各项检查、各项试验、各项检修、技术监督等。 2.1.14. 配合招标人进行设备小修、大修的验收。 2.1.15.维护项目较大临时性工作的技术方案的编制。 2.1.16.协助招标人编制设备检修工艺卡、编写检修维护作业指导书及设备检修维护质量标准。 2.1.17.按照招标人要求及时编制规范的规程、系统图和各种管理制度，并在使用中修订、完善。
广东粤电青溪发电有限责任公司 1号机组A级检修启动试验方案(2011.12) 1 启动试验组织措施： 1.1参与启动试验单位： 青溪发电公司 新丰江发电公司检修分公司（检修单位） 深圳国立智能电力科技有限公司（机组同期装置厂家） 1.2启动试验组织机构： 启动试验总指挥：杨暹群 启动试验副总指挥：钟安庸林峰何国声 启动试验组织部门：技术安监部 启动小组成员: 青溪公司技术安监部，生产部及各班组主要生产管理人员， 检修公司工作面负责人以上人员 1.3机组启动专业工作小组: a、电气组组长：余振海 b、机械组组长：王德厚 c、运行组组长：毛龙波 d、水工组组长：高国荣 e、安全组组长：许力 以上各组组员由电厂及检修公司工作负责人以上生产管理人员组成。 1.4职责及主要工作内容 a、总指挥： 总体组织、协调、部署和指挥；决定重要事项；负责召集及向值长下达启动指令。 b、技术安监部： 启动试验组织部门，协助总指挥，协调、部署、组织机组启动各项目准备工作。 c、机械组： 负责引水系统、水轮机、发电机机械部分、调速系统机械部分及油、气、水系统开机前的检查准备工作；负责开机试验过程水力机械设备检查；协助其它专业试验工作；收集、整理本专业试验结果；组长应负责组织分工协调工作，向总指挥报告试验结果并根据情况提出调整改进试验程序、方法等。 d、电气组：
负责发电机（电气）及其一次附属设备、主变及其一次附属设备等启动前的检查准备工作；负责保护、励磁、调速器、监控及其它自动装置、元件等启动前的检查准备工作；负责安装试验仪器、同期装置试验、监控流程试验、CT、PT相关试验工作，以及试验过程定值调整、二次回路临时改接线等；协助其它专业试验工作；组长负责组织分工协调工作，向总指挥报告试验结果并根据情况提出调整改进试验程序、方法等。 e、运行组： 负责启动前现场设备的最终检查；负责每项试验操作前对设备状态及操作条件的检查；负责设置试验警示牌；负责试验过程设备的操作、监视及事故处理，当设备出现异常时应设法使其转移到安全状态；由值长负责分工及指挥操作人员进行操作和事故处理。 f、水工组： 负责机组水工部分技改、检修项目的启动前检查准备工作，协助配合其它专业的试验工作；组长负责组织分工协调工作，向总指挥报告试验水工专业面工作情况。 g、安全组： 负责机组启动前、后及过程中的安全监督。 2 计划时间安排： 2.1 2012年1月3日：调速器静特性试验、励磁装置试验、监控系统测点/流程试验、机组传动试验、主用冷却水管充水试验； 2.2 2012年1月4日：上午9:00在厂房三楼培训室召开1号机组启动前会议，机组A级检修工作总结汇报和布置启动试验安排； 2.3 2012年1月4日：机组启动前检修现场检查，并填写各专业检查表。条件具备后进行蜗壳充水，转子充磁（需要时进行），顶转子，电手动开/停机、空转、自动开/停机、机组空载试验、负载试验、进水口事故闸门动水关闭试验等。 2.42012年1月5日：继续4日试验，完成后带负荷试运行。 2.5 2012年1月6日17:00前：根据试运行情况，处理缺陷后机组交系统运行。 3 启动前应检查完成的工作： 3.1进水口事故闸门及其启闭装置调整完毕，电气回路检查合格，无水上升、下降操作试验合格，启闭情况良好，事故闸门充水阀经检查无卡阻，确认关闭严密；（3日，检修公司/运行） 3.2检查蜗壳、尾水人孔关闭，旁通阀、盘形阀关闭，其中盘形阀必须下排水廊道检查，确保关闭严密无漏水；（3日，运行/检修公司） 3.3提尾水闸门，检查各人孔门、各阀门等处无漏水，顶盖排水正常；（3日，检修公司，运行、电气二次） 3.4油压装置安全阀、压力控制器、液位信号器按要求整定并经试验动作正常；（3日运行、电气二次、机械）
对外承包检修项目管理办法 (标准版) Safety management is an important part of enterprise production management. The object is the state management and control of all people, objects and environments in production. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0120
对外承包检修项目管理办法(标准版) 1.范围 1.1.本办法规定了对外承包检修项目以及机组大、小修管理的职责、内容、方法、要求和程序。 1.2.本办法适用于新疆华电红雁池发电有限责任公司外委检修的管理工作。 2.引用标准： 《中国华电集团公司燃煤机组检修管理办法（A版）》以及国家经贸委发布的《发电企业设备检修导则（L/T838-2003）》。 3.对外承包检修定义： 由于检修力量不足，需要通过招标借助外单位施工力量来完成本公司一切检修和施工项目的工作。
4.管理职能 4.1.生产技术部 4.1.1.生产技术部负责全公司生产（或非生产）对外承包检修和施工项目的审核，参与承包单位的招标工作。 4.1.2.生产技术部负责组织对外委承包单位的施工能力审核。 4.1.3.生产技术部负责对外承包检修和施工项目的协调、检查、监督，参与重要项目和工程的质量验收工作。 4.1.4.生产技术部负责施工方案与工期的变更管理工作，对项目和工程完成情况提出考核意见。 4.1.4.生产技术部负责对土建项目的协调、检查、监督、考核，参与重要项目和工程的质量验收工作；土建项目具体的现场管理工作由该项目负责部门承担。 4.2.计划营销部 4.2.1.计划营销部负责外委承包单位的资质、工作业绩及信誉审核，建立外委承包单位名单录，对进入名单录的检修承包单位进行动态管理。