中国华电集团公司火电工程三同领先工作指导意见和公司治理的核心原则

———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（µm）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（µm）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（%）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DL612《电力工业锅炉压力容器监察规程》要求，按DL/T715《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/T9222《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DL612《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DL5190.2《电力建设施工技术规范》、DL/T869《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DL612《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/T956《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2×600MW超临界机组、塘寨电厂2×600MW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：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；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；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：管道及支吊架设计、变更技术资料审查；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：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；监督支吊架出厂性能试验，审查全部性能试验报告；抽如发现异常，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；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；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；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；检查固定支座是否松动，膨胀螺栓是否完好正常；检查滑动支座滑动面是否平整，有无出现脱空；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，|PL－PR|<0.l（PL＋PR）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。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。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。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；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）支吊架连接件检查检查吊杆直径是否满足承载安全性要求；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；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；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；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。真空系统阀门选型为（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。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。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。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。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。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、水封设备的运行情况，防止水封设备损坏或水封头失水漏空气。坚持定期进行汽轮机真空严密性试验，检查真空系统严密程度，一旦出现严密性不合格情况，及时进行系统查漏和堵漏。确保低真空保护处于投入状态，整定值符合设计要求，期间不得任意改变报警、停机的整定值。确保循环水加药系统正常投入，防止微生物附着在凝汽器钛管上造成凝汽器传热性能下降。提高凝汽器胶球自动清洗装置的投入率。严密监视如下重要参数：凝汽器的真空、汽轮机排汽温度、凝结水温度及水质参数、循环水进口和出口水温及压力、凝汽器热井水位、循环水泵电流值等，及时发现参数异常变化并采取措施予以消除。（3）针对凝汽器试运过程中出现真空低问题，务必深入分析原因，确保问题解决影响凝汽器真空的主要因素循环水量中断或不足、循环水温升高、后轴封供汽中断、抽气器故障、凝汽器满水（或水位升高）、凝汽器结垢或腐蚀、传热恶化、凝汽器水侧泄漏、凝汽器真空系统不严密、凝汽器汽侧泄漏导致空气涌入等均会严重影响凝汽器真空。各种因素对凝汽器真空影响分析1）循环水量不足循环水量不足会导致凝汽器真空逐步下降，且循环水出、入口温差增大。引起循环水量不足的原因较多，可据系统参数变化来判断原因：（a）若循环水进出口压差增大，循环水泵出口和凝汽器进口的循环水压均增高，同时冷却塔布水量减少，可判断为凝汽器内管板堵塞。（b）若循环水进出口压差减小，循环水泵出口和凝汽器出口循环水压均增高，同时冷却塔布水量减少，可判断为凝汽器循环水出水管部分堵塞，需检查循环水系统阀门真实状态是否与DCS系统显示一致，并检查布水器是否存在堵塞。（c）若循环水泵出现人口真空表指示的吸人高度增大、真空表指针摆动、泵内有噪音和冲击声、出口压力不稳等现象，可判断进行判断循环水泵工作异常。2）循环水温度升高当循环水为开式循环，因受季节变化影响水温相应变化，尤其是夏季，水温升高较大，严重影响凝汽器的换热效果。当循环水进口温度升高时，其吸收热量就减少，蒸汽冷凝温度就越高，冷凝温度的升高可使排汽压力相应升高，凝汽器真空下降。对于采用冷却塔的闭式循环供水系统，水温冷却主要取决于冷却水塔的工作状况。由于飞散及蒸发损失，循环补充用水是较大的，及时补充冷水是保持冷却水塔有效降温的重要方面，应定期检查冷却塔内的分配管是否正常，出水是否完好，这些因素都直接影响水的分布均匀性，影响其散热性能。定期清洗冷却塔填料是降低凝汽器进口水温行之有效的方法。3）汽轮机封供汽不足或中断汽轮机低压缸轴封供汽不足或中断，将导致不凝结气体漏入处于凝汽器真空系统，过多的不凝结气体滞留在凝汽器中不仅影响凝汽器传热，且引起凝结水过冷度增大，造成凝汽器真空迅速下降。4）抽气器（或真空泵）故障若凝汽器循环水出口水温与排汽温度的差值不断增大或者抽气器排气管向外冒水或冒蒸汽，且凝汽器真空严密性合格，可判断为抽汽器（或真空泵）工作异常引起凝汽器真空下降，可分析引起异常的原因：（a）冷却器的冷却水量不足，使两段抽气器内同时充满没有凝结的蒸汽；降低了喷嘴的工作效率。此时应打开凝结水再循环门，关小通往除氧器的凝结水门，必要时往凝汽器补充软化水。（b）冷却器内管板或隔板泄漏，使部分凝结水不通过管束而短路流出；冷却器汽侧疏水排出不正常，也可造成两段抽气器内充满未凝结的蒸汽。（c）冷却器水管破裂或管板上胀口松弛或疏水管不通，使抽气器满水，水从抽气器排气管喷出。（d）喷嘴磨损或腐蚀，使抽气器工作变坏。此时，抽气器的用汽量将增大，通过冷却器的主凝结水的温升也增大。发生上述情况，应迅速进行处理，启动备用抽气器。5）凝汽器热负荷过高由于机组主蒸汽管自动主汽门前、调节汽门前疏水，低压加热器疏水以及抽汽逆止阀等多处疏水，均接入凝汽器，增加了凝汽器换热强度，当循环冷却水量一定或不足时，就会导致凝汽器真空度下降。6）凝汽器满水（或水位升高）凝汽器水位偏高易淹没部分传热管道，从而减少了凝汽器的换热面积，使汽轮机排汽压力升高即真空降低，凝汽器水位越高影响越严重。7）凝汽器冷却面结垢或腐蚀，传热恶化当凝汽器内铜管脏污结垢时，将影响凝汽器的热交换，使凝汽器端差增大，排汽温度上升，此时凝汽器内水阻增大，冷却通流量减小，冷却水出入口温差也随之增加，造成真空下降。8）凝汽器水侧泄漏凝汽器钛管泄漏，将使硬度很高的冷却水进入凝汽器汽侧，凝汽器水位升高，真空下降。9）凝汽器真空系统泄漏当。（4）对于机组运行中出现真空低问题，需采取以下有效措施消除问题：消除机组负荷的影响当凝汽器真空降低到一定报警限值时，及时降低机组负荷，以维持凝汽器的最低真空。消除凝汽器漏入空气量的影响若分析得出凝汽器存在漏空气问题，则进行凝汽器在线查漏和堵漏。消除高、低压加热器疏水的影响对于高、低压加热器疏水引起凝气真空下降的问题需确保水位调节阀的可靠性，且在设备运行中，加强对高、低压加热器水位、精心监视高、低压加热器的压力、温度、疏水温度、加热器端差、水位等参数的监视，及时发现异常问题并予以解决。消除各高压蒸汽疏水的影响加强对各高压蒸汽疏水控制系统的监视与维护，保证各高压蒸汽疏水动作正确性；在保证机组安全情况下及时关闭高压蒸汽疏水，以免高压蒸汽对阀芯长时间冲刷。一旦出现高压蒸汽疏水关闭不严密的情况，应关闭其前手动隔离门，但是若出现机组他跳闸时需即刻打开相应的手动隔离门。消除循环水流量及温度的影响合理调整循环水冷水塔、循环水泵的运行方式来弱化因气候和天气变化造成循环水温度的变化。夏季时可以加开循环水泵来增大循环水流量来弥补循环水温度高对凝汽器真空的影响，用冷水塔全塔配水，来增大散热面积，降低循环水温度。冬季时凝汽器真空很高的情况下，减少运行循环水泵台数，节约厂用电。用冷水塔外区配水，减小散热面积，以提高循环水温度。当循环水泵因异常跳闸时引起循环水流量急剧下降，凝汽器真空也会急剧下降，这种情况，应立即确认泵出口蝶阀关闭，否则，立即就地手动关闭，同时，立即启动备用循环水泵、备用凝汽器真空泵，通过机组RB自动快速减负荷，否则，手动跳闸磨煤机，关小汽轮机调速汽门，快速减低机组负荷，以维持凝汽器真空在机组保护跳闸值以上。消除凝汽器真空泵出力的影响针对真空泵出力下降的情况，应检查真空泵汽水分离器水位是否正常，否则，对其补水或放水，确保汽水分离器水位维持在正常范围内。此外若汽水分离器温度过高，则应增大其冷却水流量，降低冷却水温度，维持温度为正常值。消除低压轴封压力的影响若汽轮机轴封供汽压力过低，可以通过开大轴封汽源(一般有冷再供汽、辅汽供汽、主蒸汽供汽等)来提高轴封压力，确保轴封供汽系统正常工作。消除凝汽器水位及凝汽器钛（铜）管冷却效果的影响确保凝汽器水位自动调整的可靠性，以便维持凝汽器在正常水位。对于凝汽器钛（铜）管冷却效果差一般采用投用凝汽器胶球清洗，用胶球将凝汽器循环水钛（铜）管内的污垢带走。若出现钛（铜）管污垢严重则可通过凝汽器反冲洗清除来除垢，需机组低负荷运行且凝汽器半侧运行，利用循环水反向流动冲刷，清除凝汽器铜管内的污垢。消除进入凝汽器的各个水封的影响进入凝汽器的各个水封必须保持一定的水位，对于出现水封水位低的情况，可开大水封补水维持水位，不然则应将水封暂时隔离，待水封水位稳定后再行投入水封。

公司治理的核心原则黄一义

编译什么是公司治理？

公司治理是调整公司企业各方参与者关系的规范，这些参与者主要包括三个方面：股东；（以CEO为首的）公司管理层；董事会及其成员。这些参与者决定着公司的发展方向和绩效。公司治理结构的目标是要在这三方面参与者之间建立起两种有效的负责任（accountable）的关系，即董事会对管理层的有效监督和股东对董事会的有效制约。经验表明，股东积极行使其所有者权力参与公司事务，会使公司管理层更加负责且更加关注公司的业绩，因而对股东的投资带来更多的回报。美国的一家大型信托机构棗拥有1000多亿美元资产的加州雇员退休系统1996年的一项研究表明，这种积极的参与使美国公司新增利润达1.5亿美元。公司治理的核心原则

公司治理的核心原则对维持一个公开、公平的资本市场是必须的，是资本市场吸引投资者的广泛参与并保持其竞争力和吸引力的重要规范。它包含如下要点：可信赖性（Accountability）对股东的义务公司董事会和管理层必须对股东负责。尤其是公司董事在以下几方面有特殊的责任：（1）树立公司的战略观念，以确保股东长期价值的增加成为公司的首要考虑；（2）依据第一项要求，对其自身以及公司管理班子的绩效进行持续的评估。对股东提出的关于公司状况和管理层绩效的问题，董事会和管理层应该保持开放性并使之易于得到解答，董事会应当向市场披露其做出一些重大决定的方式，这些决定涉及公司经理的薪酬如何确定，公司的战略规划，新董事的提名和公司经理人员的任命和考核等。新董事侯选人的背景，包括其与公司的经济关系也应向公司股东披露。监督董事会应当具有对公司管理层进行有效监督的能力，股东对董事会应具有同样的能力。为此，股东应能通过适当的投票程序行使其权力。经理的薪酬建立可信赖性的一种最有效的方法是使经理人员的利益与股东的利益保持一致。管理层的薪酬应与公司的长期业绩表现挂钩。透明度公开性一个自由、有效的具有全球竞争力的资本市场必须建立在公开性的基础上。如果一个市场不能使投资者对其公开性具有信心，投资者就会退出这一市场。会计准则目前不同的市场采用不同的会计准则，这使国际投资者的有效分析难以进行。公司应努力采用国际会计准则。一致性报告在某些市场一些机构颁布“最佳行为准则”作为一种标准的公司治理规范。在采纳这些准则的市场，公司应向股东报告其是否遵守这些准则，并说明其不遵守的理由。公平公平对待在所有的市场对所有的股东均应以公平相待的方式一视同仁，包括外国股东在内。公司应特别注意尊重少数股东的利益，并且不采取对投资者具有实质性损害的行为。一股一票一般说来，每一股应使其持有者在股东大会上享有其相应的一份投票权。选举方法代理资料代理资料应当简洁、明确，并包含有能使股东对有关问题做出知情决定的适当信息。此外，代理资料的发放应采取鼓励而不是抑制股东参与的方式进行，这一要求包括对会议和投票日期的适当选择。计票所有的股东选票，不论是以本人投票或通过代理的方式投票，均应正规地予以统计，并将其结果正式地宣布。相反的做法意味着对一部分股东授予特权，并且不利于公司管理层准确地了解全体股东的愿望和要求。技术只要有可能，各公司均应采用