华能电力技术监督管理办法.doc

HB
中国华能集团公司企业标准

电力技术监督管理办法

2010—02—20发布 2010—02—20实施

中国华能集团公司 发 布
10

目 次
前言 II
1 范围 1
2 规范性引用文件 1
3 总则 1
4 机构与职责 1
5 技术监督内容 5
6 技术监督的计划 6
7 技术监督的实施 7
8 评价与考核 9
9 附则 10
附 录 A中国华能集团公司技术监督预警管理办法 11
附 录 B技术监督季报格式 32
附 录 C发电企业技术监督信息速报 40
附 录 D中国华能集团公司技术监督动态检查管理办法 41

前言
电力技术监督是提高发电设备可靠性，保证电厂安全、经济、环保运行的重要基础。为了加强中国华能集团公司的技术监督工作，建立、健全技术监督管理体系，根据国家发改委《电力技术监督导则》（DL/T 1051-2007）和集团公司生产经营管理特点，制定本管理办法。
本办法是中国华能集团公司所属电力企业技术监督工作管理的主要依据。
本办法由中国华能集团公司提出。
本办法由中国华能集团公司归口并解释。
本办法起草单位：中国华能集团公司。
本办法批准人：乌若思。

1 范围
本办法规定了中国华能集团公司（以下简称“集团公司”）电力技术监督（以下简称“技术监督”）管理工作的机构职责、工作范围、管理要求。
本办法适用于集团公司所属电力企业的技术监督管理工作。
2 规范性引用文件
下列标准文件，对于本办法的应用是不可缺少的。对于注日期的引用文件，仅所引用的这一版本对本办法有效。对于不注日期的引用文件，其最新版本（包括其修正案）均适用于本制度。
DL/T 1051 《电力技术监督导则》
3 总则
3.1 技术监督管理的目的是通过建立高效、通畅、快速反应的技术监督管理网络，确保国家及行业有关技术法规的贯彻实施，确保集团公司有关技术监督管理指令畅通，通过有效的手段，及时发现问题，采取相应措施尽快解决问题，提高发电设备的安全可靠性，最终保证集团公司发电企业及相关电网安全、可靠、经济、环保运行。
3.2 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，建立以质量为中心，以相关的法律法规、标准、规程为依据，以计量、检验、试验、监测为手段的技术监督管理体系，对电力规划、建设和生产实施全过程技术监督管理。技术监督的工作方针、原则、依据、手段、范围。

3.3 集团公司所属发电企业应按国家、行业和集团公司标准开展电力技术监督工作，履行相应的技术监督职责。
3.4 本制度适用于集团公司及所属区域公司、产业公司及发电企业（含新、扩建项目），各区域公司、产业公司及发电企业应根据本制度，结合各自的实际情况，制订相应的技术监督管理办法。
4 机构与职责
4.1集团公司技术监督工作实行三级管理。第一级为集团公司，第二级为区域公司、产业公司，第三级为发电企业。集团公司委托西安热工研究院有限公司（以下简称“西安热工院”）对集团公司系统技术监督工作开展情况进行监督，并提供技术监督管理技术支持服务。管理模式

4.2集团公司技术监督管理委员会是集团公司技术监督工作的领导机构，技术监督管理委员会下设办公室设在安全监督与节能环保部（以下简称“安监部”），负责归口管理集团公司技术监督工作。集团公司安监部负责已投产发电企业运行、检修、技术改造等方面的技术监督管理工作，基本建设部负责新、扩建电厂的设计审查、设备监造、安装调试以及试运行阶段的技术监督管理工作。集团公司的技术监督组织及归口管理部门

4.3各区域公司、产业公司应成立以主管生产的副总经理或总工程师为组长的技术监督领导小组，由生产管理部门归口管理技术监督工作。生产管理部门负责已投产发电企业的技术监督管理工作，基建管理部门负责新、扩建发电企业技术监督管理工作。
4.4各发电企业是设备的直接管理者，也是实施技术监督的执行者，对技术监督工作负直接责任。应成立以主管生产（基建）的领导或总工程师为组长的技术监督领导小组，建立完善的技术监督网络，设置各专业技术监督专责，负责日常技术监督工作的开展，包括本企业技术监督工作计划、报表、总结等的收集上报、信息的传递、协调各方关系等。已投产电厂技术监督工作由生产管理部门归口管理，新建项目的技术监督工作由工程管理部门归口管理。发电企业的技术监督组织及归口管理部门

4.5 集团公司技术监督管理委员会主要职责：
4.5.1贯彻执行国家和电力行业有关电力技术监督管理制度、规程、标准，制定、修订华能集团公司相关技术监督规章制度、标准；
4.5.2建立集团公司技术监督管理工作体系，落实技术监督管理岗位责任制，协调解决技术监督管理工作各方面的关系；
4.5.3 负责监督与指导各区域公司、产业公司技术监督工作，按照技术监督动态检查管理制度的规定，对各区域公司、产业公司技术监督工作进行检查和考核；
4.5.4 开展技术监督目标管理，负责制定集团公司技术监督工作规划和年度计划，定期组织召开集团公司技术监督工作会议，总结、研究技术监督工作；
4.5.5 负责集团公司技术监督信息收集、审核、分析，将技术监督管理中反映的突出问题及时反馈给规划、设计、制造、发电、基建等相关单位和部门，形成技术监督管理闭环工作机制；
4.5.6 参与在建和已投产发电企业发生的重大、特大事故的分析调查工作，制订反事故技术措施，组织解决重大技术问题；
4.5.7 签发技术监督三级预警通知单，对技术监督三级预警的严重问题进行督办；
4.5.8 按照集团公司的工作规划，根据发电企业的实际情况，推广先进、成熟、可靠、实用、有效的技术监督和故障诊断技术；
4.5.9 组织开展集团公司系统重点技术问题的培训，解决共性和难点问题。
4.6 区域公司、产业公司技术监督的主要职责：
4.6.1贯彻执行国家及行业颁发的有关技术监督的方针政策、法规、标准、规程，以及集团公司有关制度。行使对下属发电企业技术监督的领导职能；
4.6.2 根据各区域公司、产业公司实际情况，制定技术监督工作实施细则、考核细则及相关制度，审查所属各发电企业的技术监督制度，并对各发电企业的技术监督工作进行检查和监督；
4.6.3 建立健全区域公司、产业公司技术监督管理工作体系，落实技术监督管理岗位责任制；
4.6.4 开展技术监督的目标管理，负责制定区域公司、产业公司技术监督工作规划和年度计划，组织召开各专业技术监督工作会议；监督、检查、考核所属企业技术监督管理工作和指标完成情况；
4.6.5 审定所属发电企业的技术监督服务单位，并监督发电企业与技术监督服务单位所签合同的执行情况，确保技术监督工作开展；
4.6.6 负责所属发电企业的技术监督数据收集、审核、分析和上报工作，并保证数据的准确性、完整性和及时性，定期向集团公司报送技术监督报表、年度工作计划和总结，报告重大异常情况和分析处理报告；
4.6.7 组织有关专业技术人员，参加新、扩建工程在设计审查、主要设备的监造验收以及安装、调试、生产过程中的技术监督和质量验收工作；
4.6.8 参与并组织在建和投产电厂发生的重大、特大事故的分析调查工作，制订反事故技术措施；
4.6.9 签发技术监督二级预警通知单，对技术监督二级预警的重要问题进行督办；
4.6.10 定期组织召开技术监督工作会议，研究、总结技术监督工作，推广运用技术监督成果；
4.6.11 开展并参加上级举办的技术监督业务培训和技术交流活动。
4.7 发电企业技术监督的主要职责：
47.1 贯彻执行国家、行业、上级有关技术监督的各项规程、规定、制度、导则和技术措施，根据本单位的具体情况制定技术监督实施细则、考核细则；
4.7.2 开展全过程技术监督，要保证基建工程和设备检修质量，认真执行反事故措施，努力消除设备隐患。根据实际生产情况和各项生产指标，研究拓展技术监督工作的范围和内容，并在具体技术监督工作中实施。建立健全各种技术监督档案；
4.7.3 掌握本单位设备的运行情况、事故和缺陷情况；对于发现的设备缺陷要及时消除；达不到监督指标的，要提出具体改进措施。对于技术监督动态检查和技术监督预警提出的问题，应按要求及时制定整改计划，明确整改时间和人员，实现整改的闭环管理。
4.7.4 制定本单位年度技术监督工作计划。按时报送技术监督工作计划、报表、监督工作总结，确保监督数据真实、可靠。在监督工作中发现设备出现重大异常或事故，应及时向上级公司有关部门、技术监督主管部门报告；
4.7.5 与技术监督服务单位签订技术监督服务合同，并确保合同的顺利执行；
4.7.6 组织或参与本单位事故、重大设备隐患的技术分析工作，提出反事故措施并督促落实；
4.7.7 组织或参与本单位新建工程的设计审查、设备选型、监造、安装、调试阶段的技术监督管理和质量验收工作；
4.7.8 推广和采用技术监督新技术、新方法，配置必需的检测仪器和标准计量设备，并建立健全相应的试验室；
4.7.9 做好专业技术培训工作，不断提高技术监督人员的业务水平，使之适应监督工作的要求；
4.7.10 建立健全本单位的各项技术监督档案；
4.7.11 建立健全计量标准，做好量值传递工作，保证计量量值的统一、准确、可靠。
4.8 西安热工院技术监督的主要职责：
集团公司委托西安热工院作为技术监督管理的技术支持服务单位，负责对集团公司系统技术监督工作开展情况进行监督，各区域公司、产业公司应与西安热工院签订技术监督管理支持服务合同，西安热工院应为区域公司、产业公司或发电企业提供高质量的技术监督服务。其主要监督服务职责如下：
4.8.1 协助集团公司对集团所属区域公司、产业公司及发电企业的技术监督工作进行监督，开展技术监督动态检查工作，并提出整改意见。
4.8.2 协助集团公司完善和更新集团公司技术监督管理制度和技术标准，定期收集、宣贯国家、行业有关技术监督最新标准。
4.8.3 收集技术监督信息并审核、分析，对发现的重大隐患及时向集团公司报告，并提出预防措施和方案，有效地预防重大恶性事故的发生。
4.8.4 参加新、扩建电力工程的设计审查，重要设备的监造验收以及安装调试、生产等过程中的技术监督。
4.8.5 编写季度、年度技术监督分析总结报告，全面、准确地反映集团所属各区域公司、产业公司及发电企业的技术监督情况，提出技术监督工作建议。每季出版《中国华能集团技术监督通讯》。
4.8.6 协助集团制定技术监督人员培训计划，并对有关人员进行定期培训。
4.8.7 协助集团制定年度技术监督计划。
4.8.8 组织开展集团公司系统重点技术问题分析，解决共性和难点问题。
4.8.9 研究和推广新技术，开展技术交流。
4.8.10 协助集团公司组织召开集团技术监督工作会议，完成集团委托的其它任务。
4.9 技术监督服务单位的主要职责：
技术监督服务单位应根据与发电企业签订的技术监督服务合同要求，提供高质量的技术监督服务。在技术监督服务工作方面应接受集团公司、区域公司、产业公司的监督。其主要监督服务职责如下：
4.9.1贯彻执行国家、行业、集团公司、区域公司、产业公司有关技术监督的方针、政策、法规、制度、规程、规定、标准等；
4.9.2 根据本地区发电企业实际情况，制定具体开展技术监督工作的实施细则，依据技术监督制度、规程、规定、标准等的要求，开展具体技术监督工作；
4.9.3 与区域公司、产业公司及发电企业共同制定技术监督工作计划与规划；定期（每年1～2次）对所服务的发电企业进行技术监督管理现场检查工作，检查应按照附录D《中国华能集团公司技术监督动态检查管理办法》进行，对存在的问题进行研究并提出对策；
4.9.4 根据技术监督工作开展情况和新工艺、新技术应用情况，研究有效拓展技术监督工作的范围和内容；
4.9.5 了解和掌握发电企业的技术状况，建立、健全主要受监设备的技术档案，发现问题及时提出建议和措施；
4.9.6 参加所服务发电企业重大设备事故的调查，对有关技术问题提出反事故措施；
4.9.7 发现有违反制度、规程、标准及反措的行为，发现有可能造成人身伤亡、设备损坏的事故隐患时，应立即按照附录A《中国华能集团公司技术监督预警管理办法》规定提出预警，并提出整改建议和措施；签发技术监督一级预警通知单，对技术监督一级预警的一般问题进行督办；
4.9.8 组织对所服务发电企业的技术监督管理人员进行标准规范、专业技术的培训和考核；
4.9.9 组织召开所服务发电企业技术监督工作会议，总结交流和推广技术监督管理的先进经验和技术。参加集团公司、区域公司、产业公司组织召开的技术监督工作会议；
4.9.10 依靠科技进步，不断完善和更新测试手段，研究和推广新技术，开展技术服务和信息交流。
4.9.11 对技术监督关键技术难题，组织科技攻关，积极推广新技术、新方法。
5 技术监督内容
5.1 绝缘监督
发电机、变压器、电抗器、开关（包括GIS）、电流互感器、电压互感器、耦合电容器、避雷器、电缆、母线、绝缘子等设备的绝缘强度，过电压保护及接地系统等。
5.2 继电保护及安全自动装置监督
电力系统继电保护和安全自动装置及其投入率、动作正确率；直流系统；上述设备电磁兼容性能。
5.3 励磁监督
发电机励磁系统性能及指标，整定参数和运行可靠性。
5.4 电能质量监督
电压、频率偏差，谐波和畸变率，三相不平衡度。
5.5 电测监督（火电）
各类电测量仪表、装置、变换设备及回路计量性能，及其量值传递和溯源；电能计量装置计量性能；电测量计量标准；上述设备电磁兼容性能。
5.6 化学监督
火力发电：水、汽、油（气）、燃料质量；热力设备腐蚀、结垢、积盐；热力设备停（备）用期间防腐蚀保护；水处理材料质量；热力设备化学清洗质量；化学仪器仪表。
水力发电：绝缘油、透平油、液压油、齿轮油等油品及六氟化硫气体品质，绝缘油色谱在线监测装置。
5.7 节能监督
发电设备及辅助系统的效率、能耗（燃料水）、变电设备损耗以及提高效率、降低损耗的措施。
5.8 环保监督
污染物排放，厂界噪声，环保设施，环保、水土保持及生态环境保护措施，电厂的环境现状评价及新、扩、改建电厂的环境影响评价。
5.9 热工监督（火电）
各类热工测量仪表（含化学、环保在线分析仪表）、装置、取样变换设备及回路计量性能，及其量值传递和溯源；热工计量标准；分散控制系统（DCS）；电厂辅助控制系统（PLC）；热工自动调节系统（含自动发电控制系统（AGC）及一次调频）及性能；热工保护装置。
5.10 电测与热工计量监督（水电）
各类电测量仪表、装置、变换设备及回路计量性能，及其量值传递和溯源；电能计量装置计量性能电测量计量标准；上述设备电磁兼容性能。压力、温度、转速等的标准，热工计量有关的压力、温度、转速、液位、流量、振动、位移指示仪表、数字仪表、变送器、SF6密度测量装置、一次测温元件、计算机监控系统模拟输出量和模拟输入量及二次回路等相关内容的监督。
5.11 金属监督
火力发电：锅炉、压力容器、高温或承压管道及部件、高速旋转部件（汽轮机大轴、叶轮、叶片、发电机大轴、护环）、金属材料的组织、性能变化、寿命评估，缺陷分析，焊接材料和工艺等。
水力发电：闸门、承压管道及部件、旋转部件（水轮机大轴、叶轮、叶片、发电机大轴、护环），缺陷分析，焊接材料和工艺等；压力容器、压力管道监督管理；起重机械等特种设备的管理。
5.12 汽（水）轮机监督
轴系振动特性，转轮叶片特性，调节保安系统特性。
5.13 监控自动化监督（水电）
计算机监控系统、调度自动化系统、远程集控及通信系统、电厂辅助控制系统、控制及检测设备（含AGC/AVC、电力二次安全防护、现地自动化装置及其性能等内容）。
5.14 水工监督
水电站水库，大坝、引（泄）水建筑物及其基础，两岸边坡，闸门；火电厂灰坝、引（排）水设施。
6 技术监督的计划
6.1 集团公司、区域公司、产业公司及发电企业应制定年度技术监督工作计划，并对计划实施过程进行监督。
6.1.1 发电企业每年11月30日前应完成下年度技术监督工作计划的制定工作，并将计划报送区域公司、产业公司。发电企业技术监督年度计划的制定依据至少应包括以下几方面：
1）国家、行业、地方有关电力生产方面的法规、政策、标准、规范、反措要求；
2）集团公司、区域公司、产业公司、发电企业技术监督工作规划和年度生产目标；
3）集团公司、区域公司、产业公司、发电企业技术监督管理制度和年度技术监督动态管理要求；
4）技术监督体系健全和完善化；
5）人员培训和监督用仪器设备配备和更新；
6）主、辅设备目前的运行状态；
7）技术监督动态检查、预警、月（季报）提出问题的整改；
8）收集的其它有关发电设备设计选型、制造、安装、运行、检修、技术改造等方面的动态信息。
编制的依据
6.1.2 各区域公司、产业公司每年12月25日前应完成下年度技术监督工作计划的制定工作，并将下年度技术监督工作计划报送集团公司，并同时发送西安热工院。区域公司、产业公司技术监督年度计划的制定依据至少应包括以下几方面：
1）集团公司、区域公司、产业公司技术监督工作规划和年度生产目标；
2）集团公司、区域公司、产业公司技术监督管理制度和年度技术监督动态管理要求；
3）所属发电企业技术监督年度工作计划。
6.1.3 西安热工院每年1月30日前应完成本年度集团公司技术监督工作计划的制定工作，并报集团公司审核批准后发布实施。计划的制定依据至少应包括以下几方面：
1）集团公司技术监督工作规划和年度生产目标；
2）集团公司技术监督管理制度和年度技术监督动态管理要求；
3）各区域公司、产业公司技术监督年度工作计划。
6.2 发电企业技术监督工作计划应实现动态化，即各专业应每季度制定技术监督工作计划。年度（季度）技术监督工作计划应明确以下主要内容：
6.2.1 技术监督体系的完善。主要包括技术监督组织机构、技术监督管理制度的制订或修订计划。
6.2.2 技术监督标准规范的收集、更新和宣贯计划。
6.2.3 人员培训计划。主要包括内部培训、外部培训取证工作。
6.2.4 各专业检修期间技术监督工作计划。
6.2.5 技术监督定期工作会议计划。
6.26 技术监督动态检查和问题整改计划。
6.2.7 技术监督预警问题及整改计划。计划的内容

7 技术监督的实施
7.1 技术监督工作实行全过程、闭环的监督管理方式，要依据相关规定、规程、技术标准在以下环节开展发电设备的技术监督工作：
7.1.1 设计审查；
7.1.2 设备选型与监造；
7.1.3 安装、调试、工程监理；
7.1.4 运行；
7.1.5 检修及停备用；
7.1.6 技术改造；
7.1.7 设备退役鉴定；
7.1.8 仓库管理。
7.2 各区域公司、产业公司及发电企业应根据国家、行业和集团公司相关制度、标准并结合本企业实际情况，建立和健全各专业技术监督工作制度、规程，制定规范的检验、试验或监测方法，使监督工作有法可依，有标准对照。
7.3 各发电企业要做到技术监督组织机构、仪器、人员、规章制度、资料台帐、档案、设备管理规范化，应按有关监督工作要求，配备必需的技术监督、检验和计量设备、仪表，建立相应的试验室和计量标准室。技术监督测试和计量标准器具、仪表必须按规定进行校验和量值传递。各单位应保证购置和更新设备的资金，努力实现技术监督手段的现代化。
7.4 各发电企业对被监督设备（设施）的技术监督要求如下：
7.4.1 应有技术规范、技术指标和检测周期；
7.4.2 应有相应的检测手段和诊断方法；
7.4.3 应有全过程的监督数据记录
7.4.4 应实现数据、报告、资料等的计算机记录；
7.4.5 应有记录信息的反馈机制和报告的审核、审批制度。
7.5 发电企业要严格按规程、标准、反措开展监督工作。当国家标准和制造厂标准存在差异时，按高标准执行；由于设备具体情况而不能执行规程、标准、反措时，应进行认真分析、讨论并制定相应的监督措施，由发电企业技术监督负责人批准并报上级技术监督管理部门。
7.6发电企业要积极利用机组检修机会开展技术监督工作。在修前应广泛采集机组运行各项技术数据，分析机组修前运行状态，有针对性的制定大修重点治理项目和技术方案，在检修中组织实施。在检修后要对技术监督工作项目做专项总结，对监督设备的状况给予正确评估并总结检修中的经验教训。
7.7 技术监督管理工作实行报告制度。
7.7.1 各区域公司、产业公司应于每季次月8日前，按照附录B1的格式编写技术监督季报报送西安热工院；西安热工院参照附录B2的格式，每季次月15日前编写集团公司《技术监督季报》报送集团公司，经集团公司审核后发送各区域公司、产业公司及发电企业。技术监督月报的报送由各区域公司、产业公司制定相应的管理规定。
7.7.2 各区域公司、产业公司应于每年1月15日前将上一年度的技术监督工作总结报送集团公司，并同时发送西安热工院。西安热工院在1月25日前完成技术监督年度总结并提交集团公司。
7.7.3 发电企业发生受监控设备损坏事件，热工保护、继电保护、拒动、误动事件，锅炉灭火事件，重大污染事件，重大电量计量损失事件、重大监督指标超标事件后24小时内，应将事件概况、原因分析、采取措施按照附录C的格式以速报的形式报送上级公司、所委托的电力试验研究院（所）、西安热工院。
7.8 技术监督工作实行预警和整改跟踪制度。技术监督管理服务单位，要对发现的问题，按照附录A《中国华能集团公司技术监督预警管理办法》及时提出预警通知单，各发电企业在接到预警通知单后，必须立即提出整改计划措施进行整改，并按规定予以回执。各级技术监督管理部门和技术监督服务单位，应对预警问题的整改进行全程跟踪监督，闭环管理。
7.9 集团公司、区域公司、产业公司每年要定期召开技术监督工作会议，总结技术监督工作，分析存在的问题，讨论和部署下年度工作任务和要求；发电企业每年召开两次技术监督工作会，检查、布置、总结技术监督工作，对技术监督中出现的问题提出处理意见和防范措施。
7.10 技术监督工作要根据科技进步、发电企业发展以及新技术、新工艺应用情况，按年度对技术监督工作的内容、范围、方式、标准、手段进行补充、完善、细化，提高各专业技术监督工作的水平和能力，做到对各类设备的有效、及时监督。
8 评价与考核
8.1 技术监督工作实行动态检查制度。各级技术监督管理部门和技术监督服务单位，应按照附录D《中国华能集团公司技术监督动态检查管理办法》对技术监督工作开展情况、设备状态进行定期检查和分析，对检查出的问题及时制订计划进行整改；对发现问题不进行整改的，给予相应的警告或通报批评。对严重违反技术监督制度、由于技术监督不当或监督项目缺失、降低监督标准而造成严重后果的，给予警告、通报并限期整改。
8.2 技术监督动态检查工作由西安热工院或技术监督服务单位负责组织实施。各发电企业在动态检查实施前应按动态检查表进行自查。
8.3 集团公司每年组织开展1～2次技术监督动态检查工作。动态检查工作由西安热工院按照《中国华能集团公司电力技术监督管理办法》的规定组织实施。检查后三周内应按照附录D1要求完成检查报告，并将检查报告电子版和书面版报送集团公司安监部，同时发送区域公司、产业公司及发电企业。
8.4 技术监督服务单位应对所服务的发电企业每年开展1～2次技术监督动态检查。动态检查工作应按照《中国华能集团公司电力技术监督管理办法》的规定执行。检查后三周内应按照附录D1要求完成检查报告，并将检查报告电子版和书面版报送区域公司、产业公司及发电企业，同时发送西安热工院。
8.5 发电企业收到动态检查报告后，应组织有关人员会同西安热工研究院或技术监督服务单位在两周内完成整改计划（见附录D2）的制定和审核，并将整改计划报送集团公司、区域公司、产业公司、西安热工院、技术监督服务单位。针对每个查出的问题，西安热工研究院或技术监督服务单位、发电企业各确定一名责任人，发电企业负责整改，西安热工研究院或技术监督服务单位提供技术支持，并进行整改跟踪。
8.6 集团公司安监部每年应组织由西安热工院牵头，由各发电企业抽调专业技术突出的技术人员组成的技术监督互查小组，对发电企业进行技术监督互查，技术监督互查结束后三周内应提出技术监督互查报告（见附录D1），并将互查报告报送集团公司安监部、区域公司、产业公司及发电企业。对于技术监督互查报告提出问题的整改应参照本办法8.5条执行。
8.7 集团公司将通过“技术监督季度通讯”、季度技术监督分析评价报告等渠道，发布发电企业动态检查的情况。
8.8 各区域公司、产业公司及发电企业应将技术监督工作纳入企业绩效考核体系。
9 附则
9.1 本制度的解释权属集团公司安全监督与节能环保部负责。
9.2 本制度自公布之日起执行，此前公布的有关本办法的历次版本相应废止。

附 录 A
(规范性附录)
中国华能集团公司技术监督预警管理办法

A．1 为加强中国华能集团公司（以下简称集团公司）技术监督工作，贯彻执行“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，预防各类重大事故的发生，保证发电设备安全、可靠、经济、环保运行目标的实现，依据《中国华能集团公司电力技术监督管理办法》，制定本办法。
A．2 本办法适用于集团公司火力发电、水力发电企业的设计选型、制造、安装、运行、停备用、检修等电力生产全过程。
A．3 对于技术监督预警的问题，可通过以下技术监督过程进行识别：
A．3.1 设计选型阶段
A．3.1.1 设计选型资料；
A．3.1.2 设计选型审查会；
A．3.2 制造阶段
A．3.2.1 定期报告；
A．3.2.2 制造质量的监造、前检报告。
A．3.3 安装阶段
A．3.3.1 安装质量的定期报告
A．3.3.2 安装质量的质检报告
A．3.4 运行阶段
A．3.4.1 技术监督年度工作计划、总结，机组检修工作总结；
A．3.4.2 技术监督月报、季报；
A．3.4.3 技术监督动态检查报告；
A．34.4 技术监督定期会议。
A．4 对技术监督过程中发现的问题，按照问题或隐患的风险及危害程度，分为三级管理。其中第一级为一般预警，第二级为重要预警，第三级为严重预警。附录A1为火力发电企业各专业技术监督一、二、三级预警项目，附录A2为水力发电企业各专业技术监督一、二、三级预警项目。西安热工院、技术监督服务单位对于技术监督过程中发现的符合附录A1、A2预警项目的问题，应及时按照A.5条规定的程序发出“技术监督预警通知单”，技术监督预警通知单格式和内容要求见附录A3。
A．5 一、二、三级预警提出及签发程序如下：
A．5.1 一级预警通知单由西安热工院、技术监督服务单位提出并发送发电企业同时抄送区域公司、产业公司；
A．5.2 二级预警通知单由西安热工院、技术监督服务单位提出，由区域公司、产业公司签发，发送发电企业、西安热工院、技术监督服务单位；
A．5.3 三级预警通知单由西安热工院提出（对于技术监督服务单位监督服务过程中发现的三级预警问题，技术监督服务单位填写预警通知单后发送西安热工院），由集团公司安监部签发，发送区域公司、产业公司及发电企业、西安热工院、技术监督服务单位。
A．6 接到技术监督预警通知单的发电企业，应认真研究有关问题，制定整改计划，整改计划中应明确整改措施、责任人、完成日期，一级预警问题应在接到通知单后1周内完成整改计划，二级预警应在接到通知单后3天内完成整改计划，三级预警应在接到通知单后1天内完成整改计划，并在计划规定的时间内完成整改和验收，验收完毕后应填写预警验收单，预警验收单格式和内容要求见附录A4。三级预警问题整改及验收程序如下：
A．6.1 一级预警的整改计划应发送区域公司、产业公司、技术监督服务单位，整改完成后由发电企业向西安热工院或技术监督服务单位提出验收申请，经验收合格后，填写技术监督预警验收单，发送区域公司、产业公司及发电企业、西安热工院或技术监督服务单位。
A．6.2 二级预警的整改计划应发送区域公司、产业公司、西安热工院或技术监督服务单位，整改完成后由发电企业向西安热工院或技术监督服务单位提出验收申请，经验收合格后，填写技术监督预警验收单，发送区域公司、产业公司、发电企业、西安热工院或技术监督服务单位。
A．6.3 三级预警的整改计划应发送集团公司安监部、区域公司、产业公司、西安热工院，整改完成后由发电企业向西安热工院提出验收申请，经验收合格后，填写技术监督预警验收单，发送集团公司安监部、区域公司、产业公司、发电企业。

附 录 A1
(规范性附录)
火力发电企业各专业技术监督预警项目
1 绝缘监督
1.1 一级预警
1.1.1 受监督设备的预试项目周期超过规程规定。
1.1.2 预防性试验符合下列情况之一：
1）标有准确度等级的试验仪器未按期校验；
2）试验方法不满足相关标准要求；
3）试验项目漏项、不合格，无反事故措施；
4）未经总工程师批准降低试验标准；
5）预防性试验报告无审核。
1.1.3 设备在线监测装置无人维护、无定期采集数据记录及数据分析记录。
1.1.4 变压器在线油中气体色谱数据出现异常未及时报告、无监控措施。
1.1.5 实施检修及技改中, 未按规定项目执行有漏项。
1.1.6 设备的技术数据、运行数据、试验数据、上报资料不真实。
1.1.7 未按要求报送绝缘月报、季报、计划、总结。
1.1.8 发生重大绝缘缺陷和事故未及时上报。
1.1.9 受监督设备未按照《华能24项反措》要求，落实反事故措施。
1.1.10 由于电气设备绝缘监督不到位造成非停事件。
1.2 二级预警
1.2.1 主设备发现重大缺陷未及时消除。
1.2.2 由于绝缘监督不到位造成主设备绝缘损坏事故。
1.2.3 一级预警后，未按期完成整改。
1.2.4 发电企业绝缘监督网不健全，一年以上未进行正常绝缘监督管理。
1.3 三级预警
1.3.1 主设备发现重大缺陷未及时消除。
1.3.2 由于相同的原因，造成发生重复性主设备绝缘损坏事故。
1.3.3 二级预警后，未按期完成整改。
2 电测监督
2.1 一级预警
2.1.1 电厂电测计量标准未经计量标准考核合格即用以开展量值传递工作。
2.1.2 电测计量标准器具未按周期进行送检或检定结果不合格。
2.1.3 重要电能计量装置存在重大缺陷。
2.1.4 关口电能计量装置未按周期进行现场检验。
2.1.5 关口电能计量装置发生计量故障未按规定及时上报。
2.1.6 关口电能计量装置一年内连续发生2次计量故障。
2.2 二级预警
2.2.2 关口电能计量装置配置不满足相关的技术要求或现场检验结果超过规定的误差限值。
2.2.3 一级预警未按期整改的。
2.3 三级预警
2.3.1关口电能表现场检验超差经二级预警后一个月仍未处理的；互感器配置不满足要求或现场检验超差经二级预警后一个月仍未明确制订更换或改造计划的（结合下次设备检修完成）；电压互感器二次回路电压降超差经二级预警后三个月仍未处理的。
2.3.2 二级预警未按期整改的。
3 继电保护监督
3.1 一级预警
3.1.1 在检查、审核过程中发现继电保护及安全自动装置以及所属二次回路存在安全隐患；
3.1.2 由于专业人员的责任导致1次继电保护及安全自动装置不正确动作，且造成了较大的影响；
3.1.3 新投产继电保护及安全自动装置发生不正确动作或多次出现异常；
3.1.4 因年度校验质量不高，校验周期内继电保护及安全自动装置连续两次以上退出运行；
3.1.5 同一电厂连续两次出现继电保护不正确动作事故；
3.1.6 未定期校核继电保护及安全自动装置定值、保护定值存在错误或定值单较严重缺损的；
3.1.7 全年机组及线路保护年正确动作率低于95%以下；
3.1.8 继电保护及安全自动装置的校验超周期2年或1/2周期（取大值）；
3.1.9 不及时执行继电保护“反措”要求；
3.1.10 继电保护技术监督报表失实；
3.1.11 现场保护装置未按上级要求执行最新定值整定值；
3.1.12 继电保护及安全自动装置相关图纸严重缺失或与现场实际严重不符，不能正确用于现场实际。
3.2 二级预警
3.2.1 由于专业人员的责任导致两次继电保护及安全自动装置不正确动作，且造成了较大的影响
3.2.2 保护误动后，未及时准确查明继电保护装置不正确动作的原因，造成同类型保护误动两次；
3.2.3 同一继电保护及安全自动装置投产一年内发生两次不正确动作；
3.2.4 同一电厂连续出现三次引起机组或线路失电的继电保护不正确动作事故；
3.2.5 机组及线路保护年正确动作率低于90以下；
3.2.6 一级预警后，未按期完成整改任务。
3.3 三级预警
3.3.1 由于继电保护及安全自动装置不正确动作造成严重的机组或线路事故；
3.3.2 同一电厂连续出现多次引起机组或线路失电的继电保护不正确动作事故；
3.3.3 二级预警后，未按期完成整改任务。
4 励磁监督
4.1 一级预警
4.1.1 励磁系统的主要设备缺陷未能及时上报。
4.1.2 不能提供励磁系统模型。
4.1.3 励磁系统PSS不能正常投入运行。
4.1.4 发电机电压调节不能满足电网要求。
4.1.5 未及时检查可控硅均流情况。
4.1.6 可控硅运行时均流系数低于85%，未查明原因进行整改而继续运行。
4.1.7 可控硅脉冲丢失，造成分支电流不平衡，励磁电压不稳定，未查明原因和采取监督措施而继续运行。
4.1.8 励磁系统元件有过热现象，未查明原因和采取必要措施而继续运行；
4.1.9 励磁系统各项限制功能未投入运行，如强励限制、低励限制及转子过负荷限制等。
4.110 励磁系统主保护未能正常投入运行。
4.1.11 未定期进行励磁变压器、直流母线、灭磁开关、电缆等重要设备的检查。
4.1.12 未定期检查集电环－碳刷磨损、均流及发热情况。
4.2 二级预警
4.2.1 由于专业人员的责任导致励磁系统故障停机，且造成了较大的影响；
4.2.2 同一电厂出现两次励磁系统停机故障；
4.2.3 励磁系统重要一次设备发生严重故障。
4.2.4 一级预警后，未按期完成整改任务。
4.3 三级预警
4.3.1 励磁系统重大设备损坏事故。
4.3.2 同一电厂连续出现励磁调节器故障造成的停机事故。
4.3.3 发出二级预警后，未认真按期整改。
5 节能监督
5.1 一级预警
5.1.1 以下参数超标：
1）新机性能考核试验值：汽轮机热耗高于设计保证值100kJ/(kW.h)以上。锅炉效率低于设计保证值0.3个百分点；机组A/B级检修后或改造后：汽轮机热耗高于设计保证值100kJ/(kW.h)以上；锅炉效率低于设计保证值0.3个百分点。
2）主蒸汽和再热蒸汽温度低于设计值3℃以上。
3）给水温度低于相应负荷设计值3℃以上。
4）真空比相应循环水进水温度或环境温度下的设计值低0.8kPa。
5）凝汽器端差超过考核值2℃以上。
6）对于湿冷机组，100MW容量以上真空系统严密性超过270Pa/min，100MW容量以下