标准化整改计划.docx
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标准化整改计划
山西潞安余吾热电有限责任公司2×135MW发电机组
2014年电力安全生产标准化达标评级问题整改计划
序号
标准
序号
存在问题
整改建议
责任部门/专业
负责人
监督人
计划完
成时间
整改情况
1.
5.1.1
安全目标不全面，安全指标未细化，如缺少不发生对外供热中断事故；不发生全厂停电事故；不发生接触有毒、有害因素造成的职业病事故；严格控制1#机组、2#机组非计划停运次数等目标内容
针对本企业特点，安全目标内容应全面细化，提高企业整体风险控制能力
若完成整改，格式为“已完成。
并写明具体完成情况”
2.
5.2.3
安全生产监督管理人员中没有取得注册安全工程师资质的人员
加强安全管理人员培训学习，制定鼓励、奖励办法，提高安全管理人员的安全素质
若未完成，格式为：
“未（或部分）完成，并说明现在进展情况及计划”
3.
5.5.3
现场询问2人对正压式空气呼吸器的使用方法不熟悉
加强对相关人员使用防毒、防窒息用品的培训，严格按照说明书正确操作，未经正式培训合格者不得使用
序号
标准
序号
存在问题
整改建议
责任部门/专业
负责人
监督人
计划完
成时间
整改情况
4.
5.1.1
安全目标不全面，安全指标未细化，如缺少不发生对外供热中断事故；不发生全厂停电事故；不发生接触有毒、有害因素造成的职业病事故；严格控制1#机组、2#机组非计划停运次数等目标内容
针对本企业特点，安全目标内容应全面细化，提高企业整体风险控制能力
若完成整改，格式为“已完成。
并写明具体完成情况”
5.
5.2.3
安全生产监督管理人员中没有取得注册安全工程师资质的人员
加强安全管理人员培训学习，制定鼓励、奖励办法，提高安全管理人员的安全素质
若未完成，格式为：
“未（或部分）完成，并说明现在进展情况及计划”
6.
5.5.3
现场询问2人对正压式空气呼吸器的使用方法不熟悉
加强对相关人员使用防毒、防窒息用品的培训，严格按照说明书正确操作，未经正式培训合格者不得使用
7.
5.5.4
经询问，企业对参观、学习等外来人员已进行了有关安全规定和可能接触到的危害及应急知识的教育和告知，但缺少相应的教育和告知记录资料
企业管理部门应根据公司《外来施工单位及人员安全管理制度》（YDQB-02-04-33）、《外来施工单位补充管理规定》（YDQB-02-04-34）的有关要求，对参观、学习等外来人员除办理登记手续外，还要进行有关安全规定和可能接触到的危害及应急知识的教育和告知，要有记录并做好相关监护工作
8.
5.5.5
1、未查到企业“反违章”活动方案和每月活动分析资料。
2、查阅燃料除灰部班长日志记录，仅记录有每日上煤量、设备运行方式及出勤人数，缺少班前会记录、班后会记录
1、企业应制定“反违章”活动方案并开展活动，每个月都要有“反违章”活动分析记录。
2、班长日志应记录具体完整，要结合每日班组工作实际，记录好工作内容、安全注意事项、安全危险分析、班前会及班后会等记录
9.
5.6.1.3
检查发现1份电气操作票票面存在打印不清楚、签字不规范问题，对照《操作票管理制度》中的有关规定，该票为不合格票
电厂应严格执行操作票管理制度，改正操作票票面存在的问题，规格操作票管理，严格操作票合格率的考核
10.
5.6.1.4
检查发现编号为2014040018的电气第一种工作票中存在设备双重名称填写不全、安全措施栏内容填写不合格等问题，如只填写“断6210”、“合6210-0”；编号为2014090003的二级动火工作票中存在设备名称填写不全、动火场所气体分析时间在许可开工时间后等问题，如“1#皮带机尾加装平台”写为“1#机尾加装平台”；对照《工作票管理制度》有关规定，这类票为不合格票
电厂应严格执行工作票管理制度，加强对“三种人”的培训和考核，改正工作票票面存在的问题
11.
5.6.1.5
依据《电力技术监督导则》（DL/T1051-2007）第4.3条发电企业的主要监督内容要求，发电企业技术监督项目共12项，但公司建立了10个技术监督网络，励磁、水工技术监督网络未成立
依据《电力技术监督导则》（DL/T1051-2007）第4.3条发电企业的主要监督内容的要求，成立励磁、水工技术监督网，健全技术监督网络体系
12.
5.6.2.2
1、电力设施永久保护区无明显警示标识。
2、公司周界未安装高压脉冲电网、远红外报警等设施
1、加强电力设施永久保护区的管理工作，尽快完善公司电力设施永久保护区的明显警示标识。
2、电厂要按照《重大活动电力安全保障工作规定（试行）的通知》（国家电监会办安全［2010］88号文）第六章的有关要求，补充完善缺少的保安监控系统
13.
5.6.3.1
1、2#发电机4#、5#瓦渗油。
2、1#主变压器呼吸器硅胶变色超过1/2。
3、2#主变压器呼吸器呼吸受阻
1、利用停机机会处理2#发电机4#、5#瓦渗油缺陷。
2、更换1#主变压器呼吸器硅胶。
3、处理2#主变压器呼吸器呼吸受阻问题
14.
5.6.3.2
1、220kV余东线两套纵联保护的201、202开关检修把手及压板位置错误：
其中RCS931AM纵联差动保护的开关检修把手置于“202检修位置”，PSL602GA纵联距离保护开关检修压板均为投入“DL开关停用”状态。
220kV断路器配置的两套南瑞继保的RCS921失灵保护的“沟三压板”投入状态不明确。
发变组保护组定子两点接地保护控制字的投退和通知单不一致。
2、网控楼内220kV线路保护屏的保护压板标签不满足颜色区分要求且大部分保护压板字体颜色褪色成为白纸
1、依据《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285-2006）和晋电调字【2003】833号文件的要求，尽快组织相关人员对装置和图纸进行认真核查和学习，确定装置把手、压板和控制字的功能按正确位置设定，必要时联系装置制造厂家和上级相关部门取得技术上的支持。
2、按规范要求更换保护屏的保护压板标签
15.
5.6.3.3
现场检查2#电子设备间环境温度为16℃，湿度为30%，不符合《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》（DL/T774-2004）之3.2.1.6“电子设备室、工程师室和控制室的环境指标：
湿度指标为：
45~70%”
调整机房空调设备参数，保证电子设备间、工程师站、控制室的湿度45～70％之间；设备巡检时，要观察记录机房湿度，并记录
16.
5.6.3.4
1、锅炉主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道及各类管道支吊架及悬吊装置（含恒力器）等存在吃力不紧或不均和晃动等现象。
各支吊架均未标冷热态位置。
未见进行每年一次的热状态下的检查和检查记录。
2、1#锅炉东侧汽包人孔门泄漏严重
1、利用停炉A修，按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》（DL/T616-2006）规定，委托有资质的单位对支吊架进行每年一次的热状态下的检查维护调整，并标识冷、热态位置。
2、尽快利用停炉机会，消除1#锅炉汽包人孔门泄漏隐患
17.
5.6.3.5
1、1#机本体高压侧轴封漏汽量较大，直接影响润滑系统油质。
2、1#机1A#凝结泵电机振动大，电机侧轴承温度高，现场用临时风机降温；1A#闭式循环泵电机温度高，现场用临时风机降温
1、机组运行工况变化时，及时调整汽封供汽压力；高压轴封侧采用临时挡板，减少蒸汽进入油系统；机组检修时，调整高压轴封间隙。
2、机组运行中，加强电机振动监测和轴承温度的测试，机组检修时，大修或更换电机
18.
5.6.3.6
1、1#机凝结水溶氧不合格，8月29日16时记录248µg/L；8月30日8时记录132µg/L，不符合《火力发电厂化学监督技术标准》规定（电厂水汽质量标准规定，12.7～15.6MPa等级的机组，凝结水溶解氧≤40µg/L）。
2、检查2013年化学监督总结，水汽在线化学仪表未能全部正常投入，在线化学仪表投入率、准确率分别为95%、95%，不符合《火力发电厂化学监督技术标准》要求
1、机组运行工况变化时，及时调整汽封供汽压力；调整凝结水泵密封水，检查机组负压部分是否存在泄漏点。
2、加强热工人员技术培训，提高热控仪表准确率
19.
5.6.4.1.2
《余吾热电有限责任公司发电机反事故措施》中防止发电机非同期及非全相措施内容不全，1#、2#机组A修对定子绕组端部线圈的磨损、紧固情况未做检查记录
1、完善《余吾热电有限责任公司发电机反事故措施》防止发电机非同期及非全相措施内容，使发电机避免非同期及非全相运行，机组A修时应对定子绕组端部线圈的磨损、紧固情况仔细检查并记录
2、
3、
4、
5、
6、
20.
5.6.4.1.5
升压站未进行盐密测量
开展220kV升压站盐密测量
21.
5.6.4.1.6
检查中发现部分试验报告有实验项目短缺现象，如长治市容诚电气设备运检有限公司2009年出具的《山西潞安220kV余吾热电保护试验报告》报告中缺少电流回路中性线差流测试项目
建议与设备外委单位联系，按照检验规程、规定的要求结合电气设备检修对厂内保护装置进行一次全面认真的检验并出具科学严谨的实验报告
22.
5.6.4.1.7
1、未见1#、2#主变压器监造报告。
2、1#、2#主变压器储油池内鹅卵石粒径不符合要求
1、向监造单位索要1#、2#主变压器监造报告并归档。
2、更换1#、2#主变压器储油池内鹅卵石粒径为50-80mm
23.
5.6.4.3.1
《防止锅炉灭火放炮的措施》（防止循环流化床锅炉炉膛爆炸风险控制）的内容不全面，缺少：
防止锅炉内爆事故、锅炉主燃料跳闸后热态吹扫、精心调整燃烧，确保床上、床下油枪雾化良好、锅炉压火、流化风机故障等内容
按照《防止电力生产事故的二十五项重点要求》规定，补充完善下列风险控制措施：
a）锅炉启动前或主燃料跳闸、锅炉跳闸后应根据床温情况严格进行炉膛冷态或热态吹扫程序，严禁采用降低一次风量至临界流化风量以下的方式点火。
b）运行人员应精心调整燃烧，确保床上、床下油枪雾化良好、燃烧完全和油枪投用时应严密监视油枪雾化和燃烧情况，发现油枪雾化不良应立即停用。
c）根据实际燃用的煤质着火情况进行间断投煤操作和床温未达到投煤允许条件连续大量投煤。
d）锅炉压火应先停止给煤机，切断所有燃料，并严格执行炉膛吹扫程序，待床温开始下降、氧量回升时再按正确顺序停风机；严禁采用通过锅炉跳闸直接跳闸风机连跳主燃料跳闸的方式压火；压火后的热态启动应严格执行热态吹扫程序，并根据床温情况进行投油升温或投煤启动。
e）流化风机故障时备用风机应能联锁启动，FSSS安全保护系统不得随意退出运行和防止锅炉内爆的风险控制措施
24.
5.6.4.3.3
3#皮带下方的消防报警感温线断开。
6#皮带拉紧间积煤较严重；煤仓间7#皮带犁煤器落煤斗和储煤筒仓1#皮带犁煤器落煤斗的锁气器缺少重锤，锁气器挡板未关闭
加强消防设备的管理，恢复消防感温线正常；皮带拉紧间的积煤应及时清理，防止自燃；恢复煤仓间落煤斗的锁气器重锤，使锁气器挡板能正常使用，防止煤仓的煤尘飞扬
25.
5.6.4.3.4
1#、2#炉汽包水位计未标识正常水位、最高、最低水位线标识，2#锅炉云母水位计较脏，看不清楚水位；因水位自动投入不稳定的原因1#、2#锅炉水位自动均未投入运行
1、在水位计刻度盘上标识正常水位、最高、最低水位线，加强对水位计的定期冲洗工作，必要时应及时更换云母片。
2、组织分析水位自动投入不稳定的原因，消除不稳定因素，确保水位自动稳定可靠投入运行
26.
5.6.4.3.6
主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道在锅炉蒸汽出口第一道焊缝后的直管段上未见设置蠕变观测点标识；主蒸汽管道、再热蒸汽管道、给水管道的焊缝在保温层外未设置焊缝标识
按照《火力发电厂高温高压蒸汽管道蠕变监督规程》（DL/T441-2004）第3.2.3条规定，在主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道在锅炉蒸汽出口第一道焊缝后的直管段上设置蠕变观测点标识；按照《火力发电厂金属技术监督规程》（DL/T438-2009）第7.1.20条管道保温层表面应有焊缝位置的标志
27.
5.6.4.4.1
1、1A#给水泵冷油器坑内、2A给水泵液力耦合器底部坑内、1#机5m平台抗燃油再生泵台板坑内积油严重，1#机1#高加进汽电动门电机部分渗油（下部为汽门阀体）。
3、1#机油质不合格，查看汽轮机油油质报告表，润滑油水分超标，2014年4月30日化验水分为318µm/L；5月5日化验水分为360µm/L；7月11日化验为320µm/L；8月29日化验水分为260µm/L。
（标准值：
水分≤200µm/L）
1、查找、处理渗漏点；清理坑内积油；处理渗油或更换电机。
2、1#机高压轴封侧采用临时挡板，减少蒸汽进入油系统；现场滤油；加强油质化验分析
28.
5.6.4.4.2
1、1#机3X方向轴振120µm，瓦振42µm（电负荷11.06MW）；轴振接近报警值。
2、2#机4X方向轴振112µm，（电负荷11.2MW）高于正常值《2×135MW汽轮发电机组汽机运行规程》规定，轴振正常值为75µm；报警值为125µm
1、机组检修时，检查轴瓦间隙、轴承座地脚螺栓紧力。
2、咨询厂家，分析原因，请电科院协助处理
29.
5.6.4.4.4
2#机主油箱事故放油二次门在盖板下坑内锈蚀严重，且未挂“禁止操作”标志牌
处理锈蚀，悬挂“禁止操作”标志牌
30.
5.5.4
经询问，企业对参观、学习等外来人员已进行了有关安全规定和可能接触到的危害及应急知识的教育和告知，但缺少相应的教育和告知记录资料
企业管理部门应根据公司《外来施工单位及人员安全管理制度》（YDQB-02-04-33）、《外来施工单位补充管理规定》（YDQB-02-04-34）的有关要求，对参观、学习等外来人员除办理登记手续外，还要进行有关安全规定和可能接触到的危害及应急知识的教育和告知，要有记录并做好相关监护工作
31.
5.5.5
1、未查到企业“反违章”活动方案和每月活动分析资料。
2、查阅燃料除灰部班长日志记录，仅记录有每日上煤量、设备运行方式及出勤人数，缺少班前会记录、班后会记录
1、企业应制定“反违章”活动方案并开展活动，每个月都要有“反违章”活动分析记录。
2、班长日志应记录具体完整，要结合每日班组工作实际，记录好工作内容、安全注意事项、安全危险分析、班前会及班后会等记录
32.
5.6.1.3
检查发现1份电气操作票票面存在打印不清楚、签字不规范问题，对照《操作票管理制度》中的有关规定，该票为不合格票
电厂应严格执行操作票管理制度，改正操作票票面存在的问题，规格操作票管理，严格操作票合格率的考核
序号
标准
序号
存在问题
整改建议
责任部门/专业
负责人
监督人
计划完
成时间
整改情况
33.
5.1.1
安全目标不全面，安全指标未细化，如缺少不发生对外供热中断事故；不发生全厂停电事故；不发生接触有毒、有害因素造成的职业病事故；严格控制1#机组、2#机组非计划停运次数等目标内容
针对本企业特点，安全目标内容应全面细化，提高企业整体风险控制能力
若完成整改，格式为“已完成。
并写明具体完成情况”
34.
5.2.3
安全生产监督管理人员中没有取得注册安全工程师资质的人员
加强安全管理人员培训学习，制定鼓励、奖励办法，提高安全管理人员的安全素质
若未完成，格式为：
“未（或部分）完成，并说明现在进展情况及计划”
35.
5.5.3
现场询问2人对正压式空气呼吸器的使用方法不熟悉
加强对相关人员使用防毒、防窒息用品的培训，严格按照说明书正确操作，未经正式培训合格者不得使用
36.
5.5.4
经询问，企业对参观、学习等外来人员已进行了有关安全规定和可能接触到的危害及应急知识的教育和告知，但缺少相应的教育和告知记录资料
企业管理部门应根据公司《外来施工单位及人员安全管理制度》（YDQB-02-04-33）、《外来施工单位补充管理规定》（YDQB-02-04-34）的有关要求，对参观、学习等外来人员除办理登记手续外，还要进行有关安全规定和可能接触到的危害及应急知识的教育和告知，要有记录并做好相关监护工作
37.
5.5.5
1、未查到企业“反违章”活动方案和每月活动分析资料。
2、查阅燃料除灰部班长日志记录，仅记录有每日上煤量、设备运行方式及出勤人数，缺少班前会记录、班后会记录
1、企业应制定“反违章”活动方案并开展活动，每个月都要有“反违章”活动分析记录。
2、班长日志应记录具体完整，要结合每日班组工作实际，记录好工作内容、安全注意事项、安全危险分析、班前会及班后会等记录
38.
5.6.1.3
检查发现1份电气操作票票面存在打印不清楚、签字不规范问题，对照《操作票管理制度》中的有关规定，该票为不合格票
电厂应严格执行操作票管理制度，改正操作票票面存在的问题，规格操作票管理，严格操作票合格率的考核
39.
5.6.1.4
检查发现编号为2014040018的电气第一种工作票中存在设备双重名称填写不全、安全措施栏内容填写不合格等问题，如只填写“断6210”、“合6210-0”；编号为2014090003的二级动火工作票中存在设备名称填写不全、动火场所气体分析时间在许可开工时间后等问题，如“1#皮带机尾加装平台”写为“1#机尾加装平台”；对照《工作票管理制度》有关规定，这类票为不合格票
电厂应严格执行工作票管理制度，加强对“三种人”的培训和考核，改正工作票票面存在的问题
40.
5.6.1.5
依据《电力技术监督导则》（DL/T1051-2007）第4.3条发电企业的主要监督内容要求，发电企业技术监督项目共12项，但公司建立了10个技术监督网络，励磁、水工技术监督网络未成立
依据《电力技术监督导则》（DL/T1051-2007）第4.3条发电企业的主要监督内容的要求，成立励磁、水工技术监督网，健全技术监督网络体系
41.
5.6.2.2
1、电力设施永久保护区无明显警示标识。
2、公司周界未安装高压脉冲电网、远红外报警等设施
1、加强电力设施永久保护区的管理工作，尽快完善公司电力设施永久保护区的明显警示标识。
2、电厂要按照《重大活动电力安全保障工作规定（试行）的通知》（国家电监会办安全［2010］88号文）第六章的有关要求，补充完善缺少的保安监控系统
42.
5.6.3.1
1、2#发电机4#、5#瓦渗油。
2、1#主变压器呼吸器硅胶变色超过1/2。
3、2#主变压器呼吸器呼吸受阻
1、利用停机机会处理2#发电机4#、5#瓦渗油缺陷。
2、更换1#主变压器呼吸器硅胶。
3、处理2#主变压器呼吸器呼吸受阻问题
43.
5.6.3.2
1、220kV余东线两套纵联保护的201、202开关检修把手及压板位置错误：
其中RCS931AM纵联差动保护的开关检修把手置于“202检修位置”，PSL602GA纵联距离保护开关检修压板均为投入“DL开关停用”状态。
220kV断路器配置的两套南瑞继保的RCS921失灵保护的“沟三压板”投入状态不明确。
发变组保护组定子两点接地保护控制字的投退和通知单不一致。
2、网控楼内220kV线路保护屏的保护压板标签不满足颜色区分要求且大部分保护压板字体颜色褪色成为白纸
1、依据《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285-2006）和晋电调字【2003】833号文件的要求，尽快组织相关人员对装置和图纸进行认真核查和学习，确定装置把手、压板和控制字的功能按正确位置设定，必要时联系装置制造厂家和上级相关部门取得技术上的支持。
2、按规范要求更换保护屏的保护压板标签
44.
5.6.3.3
现场检查2#电子设备间环境温度为16℃，湿度为30%，不符合《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》（DL/T774-2004）之3.2.1.6“电子设备室、工程师室和控制室的环境指标：
湿度指标为：
45~70%”
调整机房空调设备参数，保证电子设备间、工程师站、控制室的湿度45～70％之间；设备巡检时，要观察记录机房湿度，并记录
45.
5.6.3.4
1、锅炉主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道及各类管道支吊架及悬吊装置（含恒力器）等存在吃力不紧或不均和晃动等现象。
各支吊架均未标冷热态位置。
未见进行每年一次的热状态下的检查和检查记录。
2、1#锅炉东侧汽包人孔门泄漏严重
1、利用停炉A修，按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》（DL/T616-2006）规定，委托有资质的单位对支吊架进行每年一次的热状态下的检查维护调整，并标识冷、热态位置。
2、尽快利用停炉机会，消除1#锅炉汽包人孔门泄漏隐患
46.
5.6.3.5
1、1#机本体高压侧轴封漏汽量较大，直接影响润滑系统油质。
2、1#机1A#凝结泵电机振动大，电机侧轴承温度高，现场用临时风机降温；1A#闭式循环泵电机温度高，现场用临时风机降温
1、机组运行工况变化时，及时调整汽封供汽压力；高压轴封侧采用临时挡板，减少蒸汽进入油系统；机组检修时，调整高压轴封间隙。
2、机组运行中，加强电机振动监测和轴承温度的测试，机组检修时，大修或更换电机
47.
5.6.3.6
1、1#机凝结水溶氧不合格，8月29日16时记录248µg/L；8月30日8时记录132µg/L，不符合《火力发电厂化学监督技术标准》规定（电厂水汽质量标准规定，12.7～15.6MPa等级的机组，凝结水溶解氧≤40µg/L）。
2、检查2013年化学监督总结，水汽在线化学仪表未能全部正常投入，在线化学仪表投入率、准确率分别为95%、95%，不符合《火力发电厂化学监督技术标准》要求
1、机组运行工况变化时，及时调整汽封供汽压力；调整凝结水泵密封水，检查机组负压部分是否存在泄漏点。
2、加强热工人员技术培训，提高热控仪表准确率
48.
5.6.4.1.2
《余吾热电有限责任公司发电机反事故措施》中防止发电机非同期及非全相措施内容不全，1#、2#机组A修对定子绕组端部线圈的磨损、紧固情况未做检查记录
7、完善《余吾热电有限责任公司发电机反事故措施》防止发电机非同期及非全相措施内容，使发电机避免非同期及非全相运行，机组A修时应对定子绕组端部线圈的磨损、紧固情况仔细检查并记录
8、
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5.6.4.1.5
升压站未进行盐密测量
开展220kV升压
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