中国华电集团公司火电工程“三同领先”工作指导意见(试行).doc

附件中国华电集团公司火电工程“三同领先”工作指导意见（试行）第一章 总 则第一条 为进一步提高中国华电集团公司（以下简称“集团公司”）新建火电工程质量，充分发挥科技创新在火电工程中的作用，有效开展精益化对标管理，努力建设在“同时期、同地域、同类型”机组中处于领先水平（即“三同领先”）的火电项目，特制订本指导意见。第二条 “三同”的定义：“同时期”指当前处于设计、开工准备、在建或近三年内投产的；“同地域”指处于同一地理区域内且电网调度方式（目标电力市场）相同；“同类型”指机组型式、容量等级和参数等级相同或相近。“领先”是指在“同时期、同地域、同类型”机组中抗外部环境影响能力强，生产经营、环境功能、社会影响的可续性强，机组盈利能力保持相对较高的竞争力水平。第三条 “三同领先”工作开展采用“过程管控、分步实施”的方式，结合集团公司有关项目立项和工程建设的管理制度，按项目决策、初步设计、设备选型及监造、安装及调试、项目评估五个环节，分阶段明确“三同领先”工作评价体系、目标、措施，确保项目最终主要经济技术指标“三同领先”。第四条 “三同领先”工作采用以评价结果为手段的闭环管理模式，从项目立项阶段开始分步对“三同领先”工作措施的实施和效益开展科学、客观的评价，为项目厂址的选择、设计优化、设备选型及采购、施工调试等方面的技术挖潜及优化、管理提升提供依据，同时为后续项目的选址和建设提供参考。第五条 本指导意见适用于集团公司系统及其合资、控股公司投资新建或扩建的燃煤火力发电工程，天燃气发电工程可参考执行。第二章 各单位职责第六条 集团公司“三同领先”工作遵循集团公司总部、二级机构、项目公司三级管控模式；华电电力科学研究院（以下简称“华电电科院”）在“三同领先”工作开展的全过程提供技术支撑。第七条 集团公司对“三同领先”工作全过程实施监督管理，负责提出“三同领先”总体控制要求；对二级机构、项目公司及华电电科院“三同领先”工作的开展情况进行监督、检查、指导、协调和考核。第八条 二级机构根据集团公司“三同领先”相关规定，制订所辖地域新建火电工程“三同领先”实施细则，负责所辖地域内项目“三同领先”各项工作的监督、检查、协调、落实，配合集团公司做好“三同领先”工作的管理。第九条 项目公司为“三同领先”工作的责任单位，负责“三同领先”工作的具体实施，按集团公司和二级机构“三同领先”各项要求开展相关工作。根据火电工程建设不同阶段“三同领先”评价体系、目标及具体的工作措施，负责组织落实各阶段的工作，保证实现“三同领先”目标。第十条 华电电科院为“三同领先”工作的技术支撑单位，根据各项目的需要提供技术咨询、支撑，协助或按集团公司安排完成检查、评价等相关工作。第三章 项目决策阶段第十一条 “三同领先”评价体系项目决策重点关注项目相对竞争力，主要把控投资效益和风险程度。附件1中表1为具体评价指标，主要包括项目建设外部条件（煤价、水价、电价、热价等）、市场条件（利用小时数等）、竞争能力（资本金内部收益率）等方面。“三同领先”的目标：项目资本金内部收益率或反算电价竞争力在“三同”项目中处于中等偏上水平。第十二条 “三同领先”工作措施（1）认真贯彻执行国家高效清洁发展煤电政策，积极采用“五新”技术（新技术、新工艺、新流程、新装备、新材料），积极储备前期项目，努力提高项目区域相对竞争力，全力推进发展项目列入国家火电建设规划。（2）项目公司对“三同领先”工作组织策划，负责调研“三同”电厂各项相关指标，关注项目相对竞争力，重点把控收益和风险。（3）清洁高效发展煤电，重点建设大型港电项目、煤电一体外送项目和热电联产项目。优化电源结构，优先开发60万千瓦及以上超超临界火电机组；对30万千瓦级供热机组，严格按照满足热电比和经济效益的原则开展前期工作。（4）在东部地区，创新谋划大型煤电投资建设方式。在西部大型煤电外送基地，按照煤电配套、协调发展的原则，密切跟踪特高压电网规划，重视落实外部电力市场和项目建设条件。（5）科学预测热力市场，切实有效落实热负荷，因地制宜建设热电联产项目。（6）水源选择原则上小于40公里，优先选择城市中水和煤矿疏干水。第四章 初步设计阶段第十三条 “三同领先”评价体系初步设计重点控制机组的主要技术经济指标的先进性，附件1中表2为具体评价指标。“三同领先”目标：供电煤耗在“三同”项目中达到或优于标杆项目，主要污染物实现超低排放要求，工程造价处于合理水平。第十四条 “三同领先”工作措施（1）项目公司应在立项决策后开展“三同领先”策划工作，作为设计单位招标的参考依据。（2）项目公司在设计招标文件中应要求设计投标单位在投标前进行“三同领先”调研，根据调研情况并结合项目特点，编制保证“三同领先”的专项设计方案（按标准化格式编写）作为投标文件的必要组成部分。（3）项目公司应组织开展以“三同领先”为核心的设计优化工作和“五新”技术的推广应用，落实中国华电集团公司燃煤火电工程建设技术创新及节能减排设计优化实施意见（B版），以机组可靠性和经济性提升、合理降低投资为出发点进行广泛调研，梳理适用于本工程的优化项目，积极推广和应用技术创新，编制设计优化专题报告，作为初步设计审查的重要内容。需要时可委托华电电科院协助完成。第五章 设备选型及监造阶段第十五条 “三同领先”评价体系设备选型及监造主要关注主辅设备的性能指标和质量指标，重点控制设备的制造质量和技术指标，附件1中表3为具体评价指标。“三同领先”目标：设备性能指标达到行业领先，质量满足行业相关要求。第十六条 “三同领先”工作措施（1）项目公司开展同类型机组设备选型调研，重点关注设备配置、可靠性、技术经济指标和价格等方面，有效开展设备选型工作。对主机及主要辅机设备同类型工程出现的问题调研，制订有针对性的监造方案并组织实施。（2）根据调研结果编制设备招标技术规范书，通过合理设置资质、业绩要求，将设备性价比高的厂家纳入竞标范围，形成有效竞争；尽量杜绝设备性能差、有投标不良行为记录、履约信誉差的设备厂家入围。（3）将设备的有关性能指标、设备厂家配合监造单位履行好监造职责、考核等方面的要求纳入招标文件中。（4）华电电科院协助集团公司建立工程及设备的信息数据平台，交流设备选型经验。（5）为了保证主机性能和完整性，通过招标不能形成有效竞争的而又必须采用的辅机或配件，可与主机一起招标采购。（6）在充分调研的基础上，合理确定进口设备范围。国产设备能够满足性能需要的，优先采用国产设备。对于技术引进和进口设备，须结合国内、外有关设备的信息和发展动向，了解设备的设计技术规范，贯彻先进、可靠、经济的原则。（7）监造单位确定后，项目公司督促监造单位参与重要设备的技术设计审查，及早签订监造三方协议，负责督促设备厂商按照合同规定及时提交先期确认图纸（ACF）和最终确认图纸（CF），以供项目公司和监造单位审查。（8）项目公司要重视对重大设备制造质量过程控制，选用负责任的监造单位，对重大设备制造开展驻厂全过程监造，及时了解和掌握设备制造过程中重要工序、试验、总装情况，特别是重大质量问题及其处理情况。对设备质量通病必须在设备供应和设备监造合同中明确责任，并通过追溯过程文件和作业记录追究相关单位的责任。（9）监造单位必须严格按合同履行全过程驻厂监造职责，对设备制造单位的资质、业绩、质量管理体系和实际生产能力进行审查，相关材料需经过项目公司和监造单位的批准；对设备制造的材料选型、加工工艺、设备制造进度进行见证和监控；对重要设备及关键部件的材质、焊接质量和制造精度，必要时监造单位要进行实际测量。（10）对于主机和重要辅机设备，项目公司需组织监造和制造单位制订设备出厂验收大纲，必要时请安装、调试、运行等方面的专家一起开展出厂验收工作，出厂验收除对设备进行检查试验外，同时还应对交货文件、设备制造和监造过程的质量记录进行全面核查。第六章 安装及调试阶段第十七条 “三同领先”评价体系安装及调试阶段重点关注影响机组性能指标的相关安装质量和调试质量，附件1中表4为具体评价指标。“三同领先”目标：相关安装调试指标达到创建行业优质工程标准。第十八条 工作措施（1）项目公司组织安装、调试等单位，编制保证“三同领先”指标实现的各项专项措施（如：保证真空严密性专项措施、保证发电机低漏氢率专项措施、保证油系统清洁专项措施等），并认真组织实施。专项措施必须贯彻设计意图、体现设备特点、明确安装流程、关键工序的技术要求及检验方法、质量通病的防治措施、施工成品、半成品保护措施，以及安装完工时必须具备的质量记录和验收签证等。（2）项目公司制订相关的考核制度确保各项专项措施得到落实，要求监理单位严格按照考核制度进行监管。（3）项目公司应督促监理单位和施工单位严格控制安装质量，加强对施工作业指导书等施工技术文件执行情况的检查，督促施工单位建立保证安装过程系统清洁度的制度。监理单位对制度的执行情况进行检查，如在汽、水、油系统安装及阀门检修的过程中，严格做好系统检查、清扫和管口的临时封堵，保持作业场所清洁度。（4）项目公司应加强机组受监金属部件到货质量检验、汽水管道支吊架检验及预防“四管泄漏”相关检验工作，有关资料报华电电科院统一汇总分析，实现集团内信息共享。（5）项目公司需要求设计单位派驻工代在现场解决设计过程中出现的问题与不足。（6）设备安装前，监理单位应组织施工单位核查出厂合格证和质量证明文件，加强安装前、中、后的安全性能检查等技术监督工作管理。（7）关键设备安装期间，项目公司应要求制造厂及时派驻工代进行现场技术指导，确认关键工序质量，保存主要的安装技术记录，保证设备的安装质量。（8）监理单位严格执行安装过程的质量控制检查工作，加强施工工序、工艺质量控制的检查。强化施工作业指导书的编制和审查工作。（9）针对大容量机组常见问题以及安装过程的关键工序，监理单位要适当扩大安装专业监理的验收范围，加强对重要设备和系统安装过程隐蔽工序的检查验收。（10）项目公司应制订安装质量通病防治措施。（11）项目公司应完善调试管理制度和实施办法，充分发挥调试“纳总”作用，确保调试过程有良好的人力、物力、制度保障。完善调试标准化作业，包括调试基础性管理文件标准化和调试过程规范化。分系统调试及整套启动试运的主要技术经济指标达到设计值要求后，方可进行满负荷试运。（12）项目公司组织生产准备人员提前介入调试全过程，了解和掌握调试及启动全过程，提高专业技能。（13）调试合同应明确调试人员提前介入安装的要求，调试单位尽早编制出版调试计划，完成系统定义和系统划分，确定安装和调试的交接内容，明晰安装和调试的交叉工作及调试工作内容和分工，各责任单位应编制完整详尽的设备单体调试方案，避免安装和单体调试过程中出现漏项。第七章 项目评估阶段第十九条 “三同领先”评价体系项目评估主要对新建火电机组的整体性能指标和运行水平开展技术对标，对主要设备性能保证参数进行考核，对项目全过程中为提升“三同领先”指标而采取的技术措施的落实和效益予以评估。在可研设计、设备选型、性能考核等不同节点，重点关注机组及主要设备的“三同领先”技术参数的差别，分析原因、总结经验，并对性能偏差带来的整体运营效益影响予以客观评价。项目评估工作应在项目建设全过程开展，同时结合达标投产初、复验检查同步开展。附件1中表5、表6为具体评价指标。“三同领先”目标：各项技术经济指标达到“三同领先“要求。第二十条 工作措施（1）项目评估采用定性检查和定量测试相结合的方式，系统、客观的检验项目“三同”指标的先进水平。检查为提升“三同领先”指标所做的技术调研是否客观充分、技术方案是否科学完善、资金投入是否经济合理、监督管理是否有力到位；考核机组设备主要保证值是否优于设计、“五新”技术应用是否达到预期、重大进口设备性能优势是否实质发挥。（2）项目公司组织按有关规程规范组织完成所有的性能试验。对机组的主要性能指标结果的“三同领先”情况进行自检、自评价，对未达到预期值的指标应查找问题并解决处理。（3）项目公司应结合达标投产初、复验和性能考核试验，做到检查、测试、评估“三职一体”，配合完成项目评估工作，并根据评估报告的要求，组织完成相关整改工作。（4）在整套启动前初验时，项目公司须向达标投产检查组提供影响机组设备经济性的重要安装工程的安装记录、试验报告和验收评价表等资料以及为提升“三同领先”指标而采取的重大设计优化、“五新”技术应用、重大进口设备的实施记录材料（包括经费使用）。检查组采用查阅资料和现场咨询的方式掌握设备安装质量和优化项目的实际实施情况，编制机组“三同领先”过程评估报告并提出有关意见报集团公司。（5）在依据火力发电建设工程启动试运及验收规程和火力发电机组性能试验导则规范、认真开展性能考核试验基础上，必要时可开展为提升“三同领先”指标而采取的重大设计优化、“五新”技术应用、重大进口设备的专项性能验收工作。（6）机组投产后项目公司应迅速开展机组、设备性能自检，摸排各设备状态并积极组织落实消缺；提前完成试验所需负荷申请、试验所用燃料储备、机组设备缺陷消除等工作，杜绝在准备不充分或“带病”条件下仓促进行考核和测试。（7）在达标投产检查复验时，项目公司向达标投产检查组提供调试报告、性能考核试验报告和专项测试报告。检查组采用查阅资料和现场咨询的方式掌握设备机组设计条件运行水平以及优化项目的实际性能指标。（8）在项目达标投产检查复验结束后，根据过程和最终的评价情况，全面评价机组“三同领先”水平，编制项目完整的“三同领先”评估报告，并报集团公司。第八章 附 则第二十一条 本指导意见由集团公司火电产业部负责解释。各二级公司、项目公司及华电电科院可根据本办法和集团公司相关工程建设管理规定，制订相应的实施细则。第二十二条 本指导意见自发布之日起执行。附件：1. “三同领先”评价指标体系 2. 专项措施示例附件1“三同领先”评价指标体系表1 项目决策“三同领先”评价指标序号项目本项目区域项目一区域项目二1煤源及运输方式2入厂标煤单价（元/吨）3水源及距离4入厂水价（元/吨）5供电煤耗（g/kWh）6上网电价/反算上网电价（含税）（元/kWh）7热价（元/吉焦）8单位千瓦造价（静态投资）（元/千瓦）9利用小时数（h）10资本金内部收益率（%）注：反算上网电价根据发电成本再考虑内部收益率（如按10%计）后测算出来的电价。 13 表2 初步设计“三同领先”评价指标序号类型项目本项目区域项目一区域项目二1主要性能指标供电煤耗（g/kWh）2厂用电率（%）3锅炉效率（%）4机组热耗（kJ/kWh）6综合水耗（kg/kWh）7全厂热效率（含供热）（%）8SO2排放浓度（mg/m3）9NOX排放浓度（mg/m3）10粉尘排放浓度（mg/m3）11经济指标静态投资（万）12静态单位千瓦造价（元/千瓦）13动态投资（万）14动态单位千瓦造价（元/千瓦）表3 设备选型及监造“三同领先”指标序号项目本项目区域项目一区域项目二1主机选型锅炉效率（%）2空预器漏风率（%）3设计背压/夏季背压（kPa）4THA汽机热耗（kJ/kWh）575%THA汽机热耗（kJ/kWh）6辅机选型一次风机效率（%）7送风机效率（%）8引风机效率（%）9给水泵汽轮机效率（%）10循环水泵效率（%）11凝结水泵效率（%）12主机监造受监金属部件质量控制情况13水压试验情况14汽机通流间隙15汽机转子超速和动平衡试验16电机耐压和绝缘试验17电机转子超速和动平衡试验18辅机监造风机叶轮动平衡试验29给水泵汽轮机通流间隙20水泵转子动平衡21水泵性能试验 14 表4 安装及调试“三同领先”指标序号项目设计及创优要求实际1汽机本体安装质量2锅炉吹管3系统安装清洁度4保温(散热)5阀门严密性6炉顶密封7汽机润滑油清洁度等级8汽机抗燃油清洁度等级9通流间隙（mm）10受监焊口无损检验率（%）11受监焊口一次合格率（%）12发电机漏氢量（Nm3/d）13汽机轴系振动（um）14真空严密性（Pa/min）15空预器漏风率（%）16热控自动投入率（%）17给水温度（）18主/再热蒸汽温度（）19机组补水率（%）20汽水品质整套试运阶段合格率（%）21168满负荷试运行连续运行平均负荷率（%），其中满负荷连续运行时间（h）表5 性能考核“三同领先”指标序号项目设计值考核值偏差（%）1机组性能发电煤耗（g/kWh）2供电煤耗（g/kWh）3厂用电率（%）4综合水耗（kg/kWh）5机组补水率（%）6机组额定负荷下最大轴振（m）7汽机真空严密性（kPa/min）8发电机漏氢量（Nm3/d）9锅炉效率（%）10锅炉最低稳燃负荷（MW）11主/再热蒸汽温度（）12空预器漏风率（%）13磨煤机单耗（kWh/t）14锅炉NOx排放保证值（mg/m3）15汽机热耗（kJ/kWh）16高压缸效率（%）17中压缸效率（%）18低压缸效率（%）19环保排放指标SCR脱硝效率（%）20SCR后NOx浓度（mg/m3）21FGD脱硫效率（%）22FGD洗尘效率（%）23FGD后SO2浓度（mg/m3）24FGD后烟尘浓度（mg/m3）25干式除尘器除尘效率（%）26干式除尘器出口烟尘浓度（mg/m3）27湿式除尘器除尘效率（%）28湿式除尘器出口烟尘浓度（mg/m3）29粉尘排放浓度（mg/m3）表6 生产运行“三同领先”指标序号项目设计值运行值1性能指标年利用小时数（h）2发电煤耗（g/kWh）3供电煤耗（g/kWh）4厂用电率（%）5锅炉效率（%）6热耗（kJ/kWh）7发电油耗（吨/亿度）8综合耗水耗（kg/kWh）9高加投入率（%）10锅炉补水率（%）11真空严密性（Pa/min）12年均热电比（%）13年平均全厂总热效率（含供热）（%）14环保排放指标NOx达标排放率（%）15粉尘达标排放率（%）16SO2达标排放率（%）17安全指标长周期连续运行小时（h）18等效可用系数（%）19强迫停运次数（次）20非计划停运小时（h）21强迫停运率（%）22机组轴系振动（m）23技术监督指标汽水品质总合格率（%）24热工保护投入率（%）25继电保护正确动作率（%） 20 表7 关于工程量“三同领先”指标序号类型项目本项目区域项目一区域项目二1主要建筑及安装工程量指标一主厂房基础结构21主厂房基础（m3）32主厂房基础钢筋（t）4二主厂房框架结构51钢筋混凝土框架（m3）62钢筋混凝土柱（m3）73钢筋混凝土梁（m3）84框架结构钢筋（t）9三煤斗101煤斗（m3/t）11四屋面结构121主厂房屋架（t）13五锅炉基础141锅炉基础（m3）152锅炉基础钢筋（t）16六汽轮发电机基础171汽机基础（m3）182汽机基础钢筋（t）19七主厂房附属设备基础201主厂房附属设备基础（m3）212附属设备基础钢筋（t）22八烟囱231烟囱基础（m3）242烟囱筒身（m3）253烟囱内筒（t）264烟囱钢筋（t）27九自然通风冷却塔281冷却塔基础（m3）292冷却塔水池（m3）303冷却塔柱（m3）314冷却塔筒壁（m3）325淋水装置构件（m3）336冷却塔钢筋（t）34十地基处理351桩基（m3）36十一烟风煤管道371冷风道（t）382热风道（t）393烟道（t）404送粉管道（t）41十二主蒸汽、再热蒸汽及主给水管道421主蒸汽管道（t）432热再热蒸汽管道（t）443冷再热蒸汽管道（t）454主给水管道（t）46十三热力系统保温471热力系统保温（m3）482保温层金属护壳（m2）49十四电缆501电力电缆（km）512控制电缆（km）523电缆桥架（t）附件2专项措施示例一、基建期防锅炉四管泄漏监督检查专项措施二、基建期支吊架监督检查专项措施三、凝汽器低真空专项措施一、基建期防锅炉四管泄漏监督检查专项措施新建机组在启动调试期间锅炉频繁爆管，有些机组甚至移交生产后仍频繁出现爆管现象，这已经成为严重影响新机组建设质量、工期的焦点问题。根据有关调查，锅炉设计阶段选材不当，高温受热面管抗蒸汽氧化特性不足，管材制造质量存在缺陷，以及制造和安装过程中清洁度控制不严，冲管方式不合理、冲管后检查不到位等是发生锅炉四管泄漏的重要原因。加强对基建机组防四管泄漏全过程的技术指导和监督工作，特别是在吹管后要用技术手段对联箱和节流孔圈等部位进行清洁度检查，确保新建机组在运行调试期间不发生因为吹管效果达不到要求而引起四管泄漏。1. 初步设计阶段（1）初步设计阶段应根据锅炉结构选型选材，监督审查材料选用是否符合DL 612电力工业锅炉压力容器监察规程要求，按DL/T 715火力发电厂金属材料选用导则的规定执行，材料质量应符合GB5310高压锅炉用无缝钢管的要求。（2）监督审查高温受热面选材是否充分考虑材料的抗氧化性、可焊性能。对于超（超）临界机组锅炉受热面选材还应遵循华电集团公司关于超临界发电机组锅炉管蒸汽侧氧化皮防治的若干措施要求。（3）监督审查锅炉四管钢材供应商资质业绩，审查制造单位提供的焊接工艺评定报告、热加工的工艺资料及有关运行业绩（化学成份、物理性能、力学性能、组织稳定性、高温性能、抗腐蚀性能、工艺性能）的资料。（4）启停频繁、参数波动较大的锅炉和大容量高参数锅炉的主要受压元件，应根据GB/T 9222水管锅炉受压元件强度计算进行疲劳强度校核。（5）监督审查锅炉设计是否充分考虑机组正常运行时对锅炉管金属壁温的监测，确保测点布置科学合理，监测数据准确、可靠。壁温监测可以为预防锅炉管超温、爆管提供重要依据，对超临界锅炉的过热器、再热器高温段应有系统的管壁温度测点，根据炉型不同测点数宜达到20%30%，尤其应加强对锅炉管易超温管段的监视，防止超温爆管。2. 设备选型及监造阶段（1）监督审查锅炉四管的设计、制造是否符合技术法规及合同规定的技术条件。（2）监督审查锅炉结构是否安全可靠，各受热面均应得到可靠的冷却。（3）监督审查锅炉四管设计和制造的技术资料是否满足DL 612电力工业锅炉压力容器监察规程的要求，应提供DL/T939火力发电厂锅炉受热面管监督检验技术导则要求的技术资料和文件，内容符合国家、行业标准。（4）锅炉四管在出厂前及安装工地组装前的监督检验项目和要求应满足DL/T939火力发电厂锅炉受热面管监督检验技术导则、DL/T438火力发电厂金属技术监督规程、DL647电站锅炉压力容器检验规程条款要求。（5）主设备重要金属部件及四大管道的出厂前抽检、主设备重要金属部件及四大管道的安装前检验、管道支吊架的监督检验应由华电电力科学研究院按相关规范开展实施。3. 安装及调试阶段（1）监督检查锅炉四面管的安装必须符合合同规定的技术条件，执行DL 5190.2电力建设施工技术规范、DL/T 869火力发电厂焊接技术规程等有关规程、规范和标准的规定。（2）项目单位在锅炉四管安装后应督促建设及检验单位提供DL/T939火力发电厂锅炉受热面管监督检验技术导则要求的技术资料和文件。（3）锅炉四管安装工地现场监检的重点是检查设备安装前安装单位检验资料和施工过程中的安装、检验记录和报告；实体检验项目以材质检验、外观检查和壁厚测量为主，必要时可采用硬度测定、金相检验及无损检测抽检。监督检验项目和要求应满足DL/T939火力发电厂锅炉受热面管监督检验技术导则、DL/T438火力发电厂金属技术监督规程、DL647电站锅炉压力容器检验规程条款要求。（4）安装后应按照DL 612电力工业锅炉压力容器监察规程的规定进行水压试验。（5）试运行中，应记录锅炉点火次数、运行时间、膨胀指示记录，事故、故障记录，超温、超压情况；利用停机间隙观察水冷壁的变形情况。（6）超（超）临界直流锅炉的调试期间，建议采用蓄能降压两阶段吹管。采用蓄能降压一阶段吹管，虽然可以缩短工期，但需要加装集粒器，大大降低了锅炉的吹管系数；此外，一阶段吹管的停炉次数只有一次，无法在吹管期间对锅炉进行停炉带压放水，无法将受热面管在吹管期间脱落的氧化皮及杂物排出，这将影响到锅炉的吹管效果。（7）锅炉调试吹管期间必须保证有2-3次的停炉之后的带压放水。吹管期间通过两到三次停炉之后的带压放水，可以将水冷壁中在吹管期间积存的杂物充分排掉，才能最大程度上保证锅炉的吹管效果。（8）锅炉吹管后进行受热面集箱清洁度检查及异物清理，确保机组在整套启动试运中不发生因清洁度不彻底而造成的锅炉四管泄漏。4. 项目评估阶段（1）锅炉试运至检查性大修期间的监督控制应符合DL/T939火力发电厂锅炉受热面管监督检验技术导则、中国华电集团公司防止火电厂锅炉四管泄漏管理暂行规定、关于超临界发电机组锅炉管蒸汽侧氧化皮防治的若干意见等标准、规定要求。（2）锅炉启停过程应检查并记录膨胀指示器位置，指示器指示位置应在设计允许范围内，记录水冷壁的变形尺寸。（3）锅炉长期停用时，锅炉四管应按照DL/T 956火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则要求进行停炉保护。（4）锅炉四管在运行中失效时，应查明失效原因。（5）检修时更换的管子应符合DL/T438火力发电厂金属技术监督规程的相关规定；对其焊缝应进行100%的射线或超声波检验。（6）项目单位应采取措施鼓励新技术新手段在防磨防爆工作上的应用，如锅炉管信息系统、磁记忆检测、氧化皮检测、TOFD、相控阵、合成孔径成像检测等。二、基建期支吊架监督检查专项措施管道支吊架是火电厂汽水管道系统中的重要组成部分，具有安全承受管道荷载、合理约束管道位移、限制管道接口对所连接设备的推力和力矩、维持管系的稳定以及防止管道振动等功能。支吊架性能异常将会导致管道应力升高、设备接口推力超标等，严重威胁管道或设备的安全运行。经验统计，在役机组支吊架故障缺陷的70%为基建阶段遗留问题，加强基建阶段对支吊架设计、制造、安装质量监督控制可有效提高管道系统安全可靠性，也降低了检修成本。集团公司桐梓电厂2600MW超临界机组、塘寨电厂2600MW超临界机组基建阶段检查共发现的支吊架设计、安装质量存在的较大问题分别为127处、131处，基建期问题的发现为后期的安全运行提供了有效保障。1. 初步设计阶段（1）设计阶段做好监督审查工作，避免支吊架设计选型错误，主要有：a. 设计计算资料与实际不符。包括阀门重量不符、管道计算规格（壁厚）不符等；b. 支吊架载荷选择错误。如未考虑支吊架管部重量、对于双拉杆吊架未将吊架载荷平均分配；c. 支吊架部件选型偏小、图纸标注错误等。（2）校核设计阶段，做好支吊架检验工作，主要有：a. 管道及支吊架设计、变更技术资料审查；b. 支吊架选型校核计算。如发现异常，及时与设计单位沟通，确保管道支吊架设计选型完全符合实际需求。2. 设备选型及监造阶段（1）监督审查支吊架的性能是否满足使用要求，各支吊架载荷性能是否符合相关规范。（2）对于变力弹簧支吊架、恒力弹簧支吊架、阻尼器等，要求制造厂家对支吊架进行100%出厂检验，确保各项性能正常。（3）加强支吊架制造过程中质量监督控制，监督制造阶段支吊架检验：a. 审查支吊架制造过程中的原材料入厂检验资料（尤其是合金钢管夹、高温螺栓等）、弹簧的性能试验数据；b. 监督支吊架出厂性能试验，审查全部性能试验报告；c. 抽检部分支吊架，按照规范要求重新进行性能检测试验。如发现异常，及时要求制造单位更正修改或重新制造，确保管道支吊架各项制造性能满足规范要求。3. 安装及调试阶段（1）安装过程中现场检查支吊架是否存在安装缺陷，如：错装、漏装、支吊架偏装错误、限位支架安装存在间隙、强行解除支吊架锁定装置导致吊架过载、欠载、卡死、吊架锁紧螺母未锁紧等。对管道各支吊架的安装位置、支吊架型号与规格、限位方向等逐一进行核查，校验支吊架的型号规格与原设计和施工图是否一致。（2）管系总体状态检查a. 管道膨胀指示器是否完整，指针是否在刻度指示盘内，位移指示是否清晰；b. 除限位装置、刚性支吊架与固定支架外，应保证管系自由膨胀；c. 两相邻管道保温外表面之间的距离，是否足以保证管道冷位移和热位移均不不受阻碍；d. 管道与设备或结构件的距离是否保证管道冷位移和热位移不受阻碍；（3）支吊架根部检查a. 检查根部承载结构及辅助钢结构是否有明显变形，是否受扭或局部失稳，主要受力焊缝是否有宏观裂纹；b. 检查固定支座是否松动，膨胀螺栓是否完好正常；c. 检查滑动支座滑动面是否平整，有无出现脱空；d. 检查导向与限位支座间隙是否合理，是否存在锈蚀卡涩情况等。（4）功能件检查a. 变力弹簧支吊架支吊架总成是否正常；弹簧是否过度压缩、偏斜或失载；吊杆偏斜角度是否超差（吊杆与垂线间夹角不超过4），吊杆及连接配件是否损坏或异常；管部以及根部承载结构与辅助钢结构是否有明显变形，主要受力焊缝是否有宏观裂纹；载荷标尺指示是否正常。变力弹簧支吊架冷态载荷指示位置与设计位置的差距不大于5mm，对于串联弹簧吊架，验收时以下方吊架的荷载为准；对于并联弹簧支吊架，|PLPR|0.l（PLPR）且位移差距不大于5mm认为合格，其中PL为左侧荷载，PR为右侧荷载。 b. 恒力弹簧支吊架支吊架总成是否正常；转体位移指示是否在位移范围之内（冷、热态时带有转体上下限位器的恒力吊架，指示器的位置保持在10%90%以内，对由于吊架行程不够的情况，恒力吊架指示器的位置必须保证冷、热态均不卡死）；活动部件是否卡死、损坏或异常；管部以及根部承载结构与辅助钢结构是否有明显变形，主要受力焊缝是否有宏观裂纹；吊杆偏斜角度是否超差（吊杆与垂线间夹角应小干4），吊杆及连接配件是否损坏或异常。并联恒力弹簧吊架热态时两侧转体位置指示必须在位移行程范围内，两侧差距小于10%；支吊架全部凋整结束后，所有六角扁螺母均应锁紧，锁定装置均应解除。c. 刚性吊架吊架有无失载；吊杆及连接配件是否损坏或异常；吊架吊杆与垂线间夹角是否满足要求（吊杆与垂线间夹角小于3）；根部承载结构与辅助钢结构是否有明显变形，主要受力焊缝是否有宏观裂纹。d. 刚性支架 导向支架与滑动支架工作面是否平整、有无卡涩、有无脱空、管部滑动底板有无越限；对带聚四氟乙烯板的导向支架或滑动支架，其管部的滑动底板是否覆盖着聚四氟乙烯板；导向部件轴线与管道轴线是否平行，导向支架间隙是否符合设计要求；固定支架是否牢固可靠，混凝土支墩有无损坏。对由于水平热位移过大引起不能满足的情况，应保证冷、热态时均匀分配；承受排汽反力的刚性支吊架，必须保证冷态时吊架不承受载荷，热态时防冲间隙小于2mm；滑动支架、导向支架、固定支架管部连接螺栓必须紧固；e. 减振器与阻尼器 减振器与液压阻尼器状态是否正常，有无出现过行程、有无渗漏油现象。（5）支吊架连接件检查a. 检查吊杆直径是否满足承载安全性要求；b. 检查吊杆状态是否正常，是否存在与垂线间夹角不符合标准要求、是否存在弯曲、变形、断裂等情况；c. 检查并联型吊架的两侧吊杆是否出现受力不均的情况。（6）支吊架管部检查a. 检查管夹、卡箍、鞍座等管部是否与管道正确连接，零部件是否存在明显变形、松动或缺失；b. 检查支吊架管部与管道之间在预定约束方向是否发生相对滑动或转动；c. 检查立管承载肋板或卡块与管道间角焊缝表面是否有宏观裂纹。（7）对于检查过程中发现的故障缺陷，及时要求安装单位进行处理，确保所有支吊架处于设计冷态位置，同时机组首次运行时，详细检查支吊架的热态位置，发现问题及时在冷态时处理。在机组正常运行后，详细检查记录支吊架的热态位置，建立支吊架管理台帐。三、凝汽器低真空专项措施凝汽器作为汽轮机热力系统的冷端，对机组运行的安全性和经济性均具有重要的意义，凝汽器真空度低于设计值会对机组运行造成如下严重影响：1）凝汽器真空低易造成排汽缸及轴承座受热膨胀过大，造成汽轮机轴系中心偏移，机组振动增大；2）凝汽器真空低致使汽轮机排汽温度高，引起凝汽器冷却水管胀口松弛，从而凝汽器泄漏，使得凝结水污染；3）凝汽器真空下降使汽轮机排汽容积流量减小，极易在汽轮机末几级叶片处形成脱流及旋流等恶劣工况，造成汽轮机叶片损坏。凝汽器真空度低于设计值使得汽轮机热耗及汽耗增大，机组经济指标下降,不同容量机组额定负荷时真空变化对机组热耗及发电煤耗的影响如下表:序号机组负荷（MW）真空变化对热耗影响（%）对发电煤耗影响（kJ/(kW.h)）1100降1kPa0.9423.2002200降1kPa1.0413.2213300降1kPa1.0503.0994600降1kPa0.7142.045由此可见，维持凝汽器真空在设计值，对于机组经济运行具有非常重要的意义，由于凝汽器相关系统复杂，且凝汽器真空度好坏牵涉设计、制造、安装、调试等多个环节的质量控制，因此预防凝汽器真空低成为新建、扩建机组建设过程中非常重要的专题之一。1. 初步设计阶段（1）精准计算汽轮机冷端参数，确保凝汽器传热性能满足设计要求针对机组边界条件进行机组热力系统核算，确定凝汽器循环水量、循环水冷却方式、凝汽器冷却管布置方式、胶球清洗方式，确保凝汽器具有良好传热性。（2）合理设计凝汽器热负荷余量，确保凝汽器能够满足机组运行工况。凝汽器热负荷量必须满足机组各种运行工况，同时尽量控制主蒸汽、再热蒸汽及抽汽系统排入凝汽器的疏放水量，对于管径较大的系统采用增加节流孔等方式进行节烈，且在管路系统增设截止阀，在不需要疏放水时及时关闭相应阀门，降低凝汽器附加热负荷。（3）精简接入凝汽器的相关系统，合理布置接入凝汽器系统管线精简其它系统与凝汽器的接口，防止相关系统与凝汽器接口泄漏，对接入凝汽器的系统进行管路优化设计，将相关阀门和测点布置在易于观察和操作的位置，便于及时进行相关部位的查漏和堵漏。2. 设备选型及监造阶段（1）凝汽器及其附属系统选型a. 凝汽器选型基于机组容量、类型及其当地的气候等要素进行凝汽器选型，确定凝汽器热负荷、传热系数、端差等主要参数，此外针对循环水水质和循环水冷却方式的不同选择合适的凝汽器钛管布置方式，确保凝汽器具有良好的传热性能。b. 真空系统阀门选型为防止凝汽器真空系统泄漏，与凝汽器相连负压系统的阀门必须是真空阀门，确保机组运行中空气不会漏人凝汽器真空系统。（2）凝汽器监造要点序号检测部件监查项目1水室焊接水压试验2管板和中间隔板复合板的无损检测报告管孔机加工粗糙度、尺寸精度3传热管材料理化性能无损检测报告4弹簧材料理化性能无损检测报告5伸缩节焊缝质量/3. 安装及调试阶段防范措施（1）严格按照相关规程规范落实凝汽器灌水查漏环节，确保所有可见的漏点得以消除，保障凝汽器严密性a. 凝汽器冷态灌水查漏 灌水高度和时间要求 灌水高度为低压缸与凝汽器排汽接管连接处约300mmm，灌水至目标高度进行24小时计时。b. 灌水范围高、低加疏水系统、大机和小机蒸汽系统相关疏水、凝汽器抽真空系统、汽轮机轴封系统（轴加水封）等与凝汽器相连的系统。c. 灌水步骤 凝汽器具备灌水条件后，由生产准备人启动凝补泵进行凝汽器注水，控制上水流量在100m3/h左右。 凝汽器水位超就地水位计量程后，施工单位人员应通过临时水位计每小时记录凝汽器水位，待水位超过6.9m后，则每20分钟记录一次凝汽器水位；直至凝汽器水位达到8.0m，施工人员应连续监视凝汽器水位。 凝汽器灌水高度达8.0m后，生产准备人员将上水流量降至50m3/h以下，以防止灌水高度过限。 施工单位人员应定期对真空系统进行检查，发现异常应停止灌水，待问题查清并消除后，方可重新灌水。 凝汽器灌水至目标水位后放置24小时，在此期间如水位发生下降，生产准备人员应将水位补充到原高度。d. 查漏及处理 灌水24 小时后，施工单位、生产准备、监理、调试相关人员对真空系统进行全面检查。 与真空系统相连的所有管道、阀门及其连接件均应进行检查，不能遗漏。重点对阀门盘根、法兰结合面、焊缝、接头等处进行仔细检查。 检查中发现的漏点应做好标记及记录，待凝汽器放水后应及时处理。 确认与真空系统相连的所有管道、阀门及相关设备检查完毕后，运行人员开启凝汽器底部放水门，对凝汽器进行放水消压。 凝汽器放水过程中，生产准备人员应监视凝汽器排水坑水位，防止凝汽底部平台满水。 凝汽器余水放尽后，检修人员应立即对泄漏的管道、阀门、焊口或设备连接件进行处理，并经验收合格。 凝汽器余水放尽后，检修工作负责人应拆除小机膨胀节处的临时枕木及安装的凝汽器临时水位计。 凝汽器灌水查漏后首次开机过程中，应提前1 小时对主、再热蒸汽管道、汽轮机本体各疏水管道进行疏水，防止发生汽水冲击。e. 安全措施 凝汽器灌水及高水位保持过程中，施工单位人员应定期对凝汽器进行检查，发现异常应立即汇报。 凝汽器灌水高度应由施工单位负责人和监理人员共同核定，并做好明显标记。 高水位保持过程中，如凝汽器内部有异常声响或明显的金属拉裂声时，运行人员应果断对凝汽器进行放水消压。 生产准备人员上水过程中，如发现凝汽器水位上升速度（或水位曲线斜率）异常时，应停止上水，待原因查明后，方可重新上水。关于凝汽器灌水查漏通常在常压下进行，亦有加压查漏，即待凝汽器灌满水后通过对汽轮机低压缸通入一定压力的压缩空气来进行加压查漏，但是该查漏方法需采取有效措施防止凝汽器变形、凝汽器与汽轮机连接处拉裂以及凝汽器下沉等问题，因此带压灌水查漏风险交大。f. 凝汽器在线查漏当前火电厂凝汽器查漏普遍借组氦质谱查漏仪来进行凝汽器及其相连接的系统和设备查漏。 针对凝汽器相关系统的运行特点采取有效预防措施，确保各系统正常稳定运行，保障凝汽器能够维持良好真空 加强对循环水供水设备的维护工作，确保循环水供水设备的正常运行。 提高抽气器（真空泵）工作性能，加强对凝结水泵及射水泵、射水泵抽气器（真空泵）等空气抽出设备的维护工作，确保其正常运行，抽气器切换要严防误操作。 确保轴封供汽压力、凝汽器水位等自动调整的可靠性，调门动作可靠灵敏；加强对凝汽器水位和轴封供汽压力的监视。 加强监视凝汽器的汽水、水封设备的运行情