DL438-2009火力发电厂金属技术监督规程

ICS 27.100

F20

备案号：

26317-2009

中华人民共和国电力行业标准

火力发电厂金属技术监督规程

The technical supervision codes for metal

in fossil-fuel power plant

中华人民共和国国家能源局发布

目次

前言............................................................................. II 2 规范性引用文件. (1)

3总则 (2)

4名词术语 (2)

5 金属材料的监督 (3)

6 焊接质量的监督 (3)

7 主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道及导汽管的金属监督 (4)

8高温联箱的金属监督 (9)

9 受热面管子的金属监督 (11)

10 汽包的金属监督 (13)

11 给水管道和低温联箱的金属监督 (14)

12 汽轮机部件的金属监督 (15)

13 发电机部件的金属监督 (16)

14 紧固件的金属监督 (17)

15 大型铸件的金属监督 (17)

16 金属技术监督管理 (18)

附录A（规范性附录）金属技术监督工程师和金属实验室的职责 ........... 错误！未定义书签。9 附录B（资料性附录）电站常用金属材料和重要部件国内外技术标准 (20)

附录C（规范性附录）电站常用金属材料的硬度参考值 (23)

附录D（规范性附录）低合金耐热钢蠕变损伤评级 (25)

I

前言

本标准是根据《国家发展改革委办公厅关于印发2005年行业标准项目计划的通知》（发改办工业[2005]739号）的要求修订的。

本标准与DL 438－2000《火力发电厂金属技术监督规程》相比，主要作了以下修订：

——本标准修订后由强制性改为推荐性标准。

——在章节的内容、编排顺序上作了大的调整。

——将原规程中“10 联箱和给水管道的技术监督”改为“高温联箱的金属监督”和“给水管道和低温联箱的金属监督”。

——将原规程中“11 汽轮发电机转子的技术监督”改为“汽轮机部件的金属监督”和“发电机部件的金属监督”。

——将原规程的6个附录缩减为4个附录，取消了原规程的附录D、附录E和附录F。

——增加了附录C“电站常用金属材料硬度值”。

——对每一类部件的金属监督按“制造、安装检验”和“机组运行期间的检验监督”编排。

——对新装机组蒸汽管道，不强制要求安装蠕变变形测点；但对已安装了蠕变变形测点的低合金耐热钢制管道，则继续进行检测。

——对原规程中的“12 高温螺栓的技术监督”内容作了大的改动，新规程中基本无具体内容，只强调高温螺栓用钢、选材原则、安装前和运行期间的检验、更换及报废按GB/T20410—2006和DL/T439—2006执行。

——新修订规程增加了对9%～12%Cr（包括P91、P92、P122、X20CrMoV121、X20CrMoWV121、CSN417134等）钢制管道的监督检验。

本标准附录A、附录C、附录D为规范性附录，附录B为资料性附录。

本标准由中国电力企业联合会提出。

本标准由电力行业电站金属标准化技术委员会归口并解释。

本标准起草单位：西安热工研究院有限责任公司、苏州热工研究院有限公司、神华国华（北京）电力研究院、陕西电力科学研究院、华北电力科学研究院、广东电网公司电力科学研究院。

本标准主要起草人：李益民、范长信、杨百勋、赵彦芬、梁军、严苏星、蔡文河、林介东、史志刚、刘树涛。

本标准自实施之日起代替DL438—2000《火力发电厂金属技术监督规程》。

本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化中心（北京市宣武区白广路二条一号，100761）。

II

火力发电厂金属技术监督规程

1范围

本标准规定了火力发电厂金属监督的部件范围，检验监督的项目、内容及相应的判据。

本标准适用于以下金属部件的监督：

a）工作温度大于等于400℃的高温承压部件（含主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道、过热器管、再热器管、联箱、阀壳和三通），以及与管道、联箱相联的小管。

b）工作温度大于等于400℃的导汽管、联络管。

c）工作压力大于等于3.82MPa汽包和直流锅炉的汽水分离器、储水罐。

d）工作压力大于等于5.88MPa的承压汽水管道和部件（含水冷壁管、蒸发段、省煤器管、联箱和主给水管道）。

e）汽轮机大轴、叶轮、叶片、拉金、轴瓦和发电机大轴、护环、风扇叶。

f）工作温度大于等于400℃的螺栓。

g）工作温度大于等于400℃的汽缸、汽室、主汽门、调速汽门、喷嘴、隔板和隔板套。

h）300MW及以上机组带纵焊缝的低温再热蒸汽管道。

2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

GB 713—2008 锅炉和压力容器用钢板

GB 5310—2008 高压锅炉用无缝钢管

GB/T 9222—2008 水管锅炉受压元件强度计算

GB/T 19624—2004 在用含缺陷压力容器安全评定

GB/T 20410—2006 涡轮机高温螺栓用钢

DL/T 439—2006 火力发电厂高温紧固件技术导则

DL/T 440—2004 在役电站锅炉汽包的检验及评定规程

DL/T 441—2004 火力发电厂高温高压蒸汽管道蠕变监督导则

DL 473—1992 大直径三通锻件技术条件

DL/T 505 汽轮机主轴焊缝超声波探伤规程

DL/T 515—2004 电站弯管

DL/T 531—1994 电站高温高压截止阀闸阀技术条件

DL 612—1996 电力工业锅炉压力容器监察规程

DL/T 616—2006 火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则

DL 647—2004 电站锅炉压力容器检验规程

DL/T 654 火电机组寿命评估技术导则

DL/T 674—1999 火电厂用20号钢珠光体球化评级标准

DL/T 695—1999 电站钢制对焊管件

DL/T 714 汽轮机叶片超声波检验技术导则

DL/T 715 火力发电厂金属材料选用导则

DL/T 717 汽轮发电机组转子中心孔检验技术导则

DL/T 734 火力发电厂锅炉汽包焊接修复技术导则

DL/T 752—2001 火力发电厂异种钢焊接技术规程

DL/T 753 汽轮机铸钢件补焊技术导则

DL/T 773—2001 火电厂用12Cr1MoV钢球化评级标准

DL/T 786—2001 碳钢石墨化检验及评级标准

DL/T 787—2001 火力发电厂用15CrMo钢珠光体球化评级标准

DL/T 819 火力发电厂焊接热处理技术规程

DL/T 820 管道焊接接头超声波检验技术规程

DL/T 821 钢制承压管道对接焊接接头射线检验技术规范

DL/T 850—2004 电站配管

DL/T 868—2004 焊接工艺评定规程

DL/T 869 火力发电厂焊接技术规程

DL/T 884－2004 火电厂金相检验与评定技术导则

DL/T 922—2005 火力发电用钢通用阀门订货、验收导则

DL/T 925 汽轮机叶片涡流检验技术导则

DL/T 930 整锻式汽轮机实心转子体超声波检验技术导则

DL/T 939—2005 火力发电厂锅炉受热面管监督检验技术导则

DL/T 940 火力发电厂蒸汽管道寿命评估技术导则

DL/T 991 电力设备金属光谱分析技术导则

DL/T 999—2006 电站用2.25Cr—1Mo钢球化评级标准

JB/T 1611—1993 锅炉管子制造技术条件

JB/T 3375 锅炉用材料入厂验收规则

JB/T 3595—2002 电站阀门一般要求

JB/T 4730—2005 承压设备无损检测

ASTM A335/A335M 高温用无缝铁素体合金钢管

3总则

3.1 金属技术监督的目的

通过对受监部件的检验和诊断，及时了解并掌握设备金属部件的质量状况，防止机组设计、制造、安装中出现的与金属材料相关的问题以及运行中材料老化、性能下降等因素而引起的各类事故，从而减少机组非计划停运次数和时间，提高设备安全运行的可靠性，延长设备的使用寿命。

3.2金属技术监督的任务

a）做好受监范围内各种金属部件在制造、安装、检修及老机组更新改造中材料质量、焊接质量、部件质量监督以及金属试验工作。

b）对受监金属部件的失效进行调查和原因分析，提出处理对策。

c）按照相应的技术标准，采用无损探伤技术对设备的缺陷及缺陷的发展进行检测和评判，提出相应的技术措施。

d）按照相应的技术标准，检查和掌握受监部件服役过程中表面状态、几何尺寸的变化、金属组织老化、力学性能劣化，并对材料的损伤状态作出评估，提出相应的技术措施。

e）对重要的受监金属部件和超期服役机组进行寿命评估，对含缺陷的部件进行安全性评估，为机组的寿命管理和预知性检修提供技术依据。

f）参与焊工培训考核。

g）建立、健全金属技术监督档案，并进行电子文档管理。

3.3金属技术监督的实施

a）金属技术监督是火力发电厂技术监督的重要组成部分，是保证火电机组安全运行的重要措施，应实现在机组设计、制造、安装（包括工厂化配管）、工程监理、调试、试运行、运行、停用、检修、技术改造各个环节的全过程技术监督和技术管理工作中。

b）金属技术监督应贯彻“安全第一、预防为主”的方针，实行金属专业监督与其他专业监督相结合，有关电力设计、安装、工程监理、调试、运行、检修、修造、物资供应和试验研究等部门应执行本标准。

c）火力发电厂和电力建设公司应设相应的金属技术监督网并设置金属技术监督专责工程师，监督网成员应有金属监督的技术主管，金属检验、焊接、锅炉、汽轮机、电气专业技术人员和金属材料供应部门的主管人员；金属技术监督专责工程师应有从事金属监督的经验。

d）火力发电厂的金属技术监督专责工程师在技术主管领导下进行工作，金属技术监督专责工程师的职责参见附录A。

e）各电力公司可根据本标准制定相应的本企业金属技术监督规程、制度或实施细则，地方电厂（热电厂）和各行业系统的自备电厂可参照本标准开展金属技术监督工作。

4名词术语

4.1 管件pipe fittings

构成管道系统的零部件的通称，包括弯管、弯头、三通、异径管、接管座、堵头、封头等。4.2 弯管bent pipes/tubes

指轴线发生弯曲的管子。用钢管经热弯（通常用中频加热弯制）或冷弯制作的带有直段的称为弯管。

4.3 弯头elbows

指弯曲半径小于或等于2倍名义直径且直段小于直径的轴线发生弯曲的管子称为弯头。通常通过锻造、热挤压、热推制或铸造制作。

4.4 高温联箱high temperature headers

指工作温度大于等于400℃的联箱。

4.5 低温联箱low temperature headers

指工作温度小于等于400℃的联箱。

4.6 椭圆度ellipticity

弯管或弯头弯曲部分同一圆截面上最大外径与最小外径之差与名义外径之比。

4.7 监督段supervision section of pipe

蒸汽管道上主要用于金相组织和硬度跟踪检验的区段。

4.8A级检修 A Class Maintenance

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。国产机组A级检修间隔4年～6年，进口机组A级检修间隔6年～8年。A级检修与机组的传统大修相当。

4.9 B级检修 B Class Maintenance

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。

5 金属材料的监督

5.1受监范围的金属材料及其部件应严格按相应的国内外国家标准、行业标准的规定对其质量进行检验。有关电站金属材料及部件的技术标准参见附录B。

5.2材料的质量验收应遵照如下规定：

a）受监的金属材料，应符合相关国家标准和行业标准；进口的金属材料，应符合合同规定的相关国家的技术法规、标准。

b）受监的钢材、钢管、备品和配件，应按质量保证书进行质量验收。质量保证书中一般应包括材料牌号、炉批号、化学成分、热加工工艺、力学性能及必要的金相、无损探伤结果等。数据不全的应进行补检，补检的方法、范围、数量应符合相关国家标准或行业标准。

c）重要的金属部件，如汽包、汽水分离器、联箱、汽轮机大轴、叶轮、发电机大轴、护环等，应有部件质量保证书，质量证明书中的技术指标应符合相关国家标准或行业标准。

d）锅炉部件金属材料的入厂检验按照JB/T 3375执行。

e）受监金属材料的个别技术指标不满足相应标准的规定或对材料质量发生疑问时，应按相关标准扩大抽样检验比例。

f）无论复型式试样的金相组织检验，金相照片均应注明分辨率（标尺）。

5.3凡是受监范围的合金钢材料及部件，在制造、安装或检修中更换时，应验证其材料牌号，防止错用。安装前应进行光谱检验，确认材料无误，方可投入运行。

5.4具有质保书或经过检验合格的受监范围内的钢材、钢管和备品、配件，无论是短期或长期存放，都应挂牌，标明材料牌号和规格，按材料牌号和规格分类存放，并做好防腐蚀措施。

5.5对进口钢材、钢管和备品、配件等，进口单位应在索赔期内，按合同规定进行质量验收。除应符合相关国家的标准和合同规定的技术条件外，应有商检合格证明书。

5.6材料代用原则按DL/T715中的有关条款执行：

a）采用代用材料时，应持慎重态度，要有充分的技术依据，原则上应选择成分、性能略优者；代用材料壁厚偏薄时，应进行强度核算，应保证在使用条件下各项性能指标均不低于设计要求。

b）修造、安装（含工厂化配管）中使用代用材料时，应取得设计单位和金属技术监督专责工程师的认可，并经技术主管批准；检修中使用代用材料时，应征得金属技术监督专责工程师的同意，并经技术主管批准。

c）采用代用材料后，应做好记录，同时应修改相应图纸并在图纸上注明。

5.7物资供应部门、各级仓库、车间和工地储存受监范围内的钢材、钢管、焊接材料和备品、配件等，应建立严格的质量验收和领用制度，严防错收错发。

5.8原材料的存放应根据存放地区的气候条件、周围环境和存放时间的长短，建立严格的保管制度，防止变形、腐蚀和损伤；奥氏体不锈钢应单独存放，严禁与碳钢混放或接触。

6焊接质量的监督

6.1凡金属监督范围内的锅炉、汽轮机承压管道和部件的焊接，应由具有相应资质的焊工担任。对有特殊要求的部件焊接，焊工应做焊前模拟性练习，熟悉该部件材料的焊接特性。

6.2凡焊接受监范围内的各种管道和部件，焊前应按DL/T868—2004的规定进行焊接工艺评定；焊接材料的选择、焊接工艺、焊后热处理、焊接质量检验及质量评定标准等，应按DL/T 869和DL/T 819执行。

6.3焊接材料（焊条、焊丝、钨棒、氩气、氧气、乙炔和焊剂）的质量应符合国家标准或相关标准规定的要求，焊条、焊丝等均应有制造厂的质量合格证；焊材过期，应重新送检。

6.4焊接材料应设专库储存，并按有关技术要求进行管理，保证库房内湿度和温度符合要求，防止变质锈蚀；焊接材料的保管还应符合相关安全技术规定。

6.5受压组件不合格焊缝的处理原则，应按DL/T 869执行。

6.6外委工作中凡属受监范围内的部件和设备的焊接，应遵循如下原则：

a）承担单位应有按照DL/T868—2004规定进行的焊接工艺评定，且评定项目能够覆盖承担的焊接工作范围。

b）承担单位应具有相应的检验试验能力，或与有能力的检验单位签定技术合同，负责其承担范围的检验工作。

c）承担单位应有符合6.1要求且考试合格的焊工。

d）委托方应及时对焊接质量和检验技术报告进行监督检查。

e）焊接接头的质量检验程序、检验方法、范围和数量，以及质量验收标准，应按DL/T 869的规定进行。

f）工程竣工时，承担单位应向委托单位提供完整的技术报告。

6.7受监范围内部件外观质量检验不合格的焊缝，不允许进行其它项目的检验。

6.8采用代用材料后，应做好记录，同时应修改相应图纸并在图纸上注明。尤其要做好抢修更换管排时材料变更后的用材及焊缝位置的变化记录。

7主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道及导汽管的金属监督

7.1制造、安装检验

7.1.1管道材料的监督按5.1和5.2相关条款执行。

7.1.2国产管件和阀门应满足以下标准：弯管的制造质量应符合DL/T 515—2004的规定；弯头、三通和异径管的制造质量应符合DL/T 695—1999的规定；锻制的大直径三通应满足DL 473—1992的技术条件；阀门的制造质量应符合DL/T 531—1994、DL/T 922—2005和JB/T 3595—2002的规定。

7.1.3受监督的管道，在工厂化配管前应进行如下检验：

a）钢管表面上的出厂标记（钢印或漆记）应与该制造商产品标记相符。

b）100%进行外观质量检验。钢管内外表面不允许有裂纹、折叠、轧折、结疤、离层等缺陷，钢管表面的裂纹、机械划痕、擦伤和凹陷以及深度大于1.6mm的缺陷应完全清除，清除处应圆滑过渡；清理处的实际壁厚不得小于壁厚偏差所允许的最小值且不应小于按GB/T9222—2008计算的钢管最小需要壁厚。

c）钢管内外表面不允许有大于以下尺寸的直道缺陷：热轧（挤）管，大于壁厚的5％，且最大深度大于0.4mm。

d）校核钢管的壁厚和管径应符合相关标准的规定。

e）对合金钢管逐根进行光谱分析，光谱检验按DL/T 991执行；

f）合金钢管按同规格根数的50％进行硬度检查，每炉批至少抽查1根；在每根钢管的3个截面（两端和中间）检验硬度，每一截面在相对180o检查两点；若发现硬度异常，则必须进行金相组织检验，电站常用金属材料的硬度值见附录C。

g）钢管硬度高于本标准的规定值，通过再次回火；硬度低于本标准的规定值，重新正火+回火处理不得超过2次。

h）对合金钢管按同规格根数的10％进行金相组织检验，每炉批至少抽查1根。

i）钢管按同规格根数的50％进行超声波探伤，探伤部位为钢管两端头的300mm～500mm区段。

j）对直管按每炉批至少抽取1根进行以下项目的试验，确认下列项目应符合现行国家、行业标准或国外相应的标准：

——化学成分；

——拉伸、冲击、硬度；

——金相组织、晶粒度和非金属夹杂物；

——弯曲试验（按ASTM A335执行）；

——无损探伤。

h）P22钢管的试验评价应确认制造商。若为美国WYMAN—GORDON公司生产，其金相组织为珠光体+铁素体；若为德国VOLLOREC&MANNESMANN公司或国产管，金相组织为贝氏体+（珠光体）+铁素体。两个公司生产的钢管采用的标准不同，且拉伸强度要求不同。

7.1.4受监督的弯头/弯管，在工厂化配管前应进行如下检验：

a）查明弯头/弯管表面上的出厂标记（钢印或漆记）应与该制造商产品标记相符。

b）100%进行外观质量检查。弯头/弯管表面不允许有裂纹、折叠、重皮、凹陷和尖锐划痕等缺陷。表面缺陷的处理及消缺后的壁厚按7.1.3中的b）执行。

c）按质量证明书校核弯头/弯管规格并检查以下几何尺寸：

1）逐件检验弯管/弯头的中性面/外/内弧侧壁厚、椭圆度和波浪率。

2）弯管的椭圆度应满足：公称压力大于8MPa时，椭圆度不大于5%；公称压力不大于8MPa 时，椭圆度不大于7%。

3）弯头的椭圆度应满足：公称压力不小于10MPa时，椭圆度不大于3%；公称压力小于10MPa 时，椭圆度不大于5%。

d）合金钢弯头/弯管应逐件进行光谱分析，光谱检验按DL/T 991执行。

e）对合金钢弯头/弯管100％进行硬度检验，至少在外弧侧顶点和侧弧中间位置测3点。电站常用金属材料的硬度值见附录C。

f）对合金钢弯头/弯管按10%进行金相组织检验（同一规格的不得少于1件），若发现硬度异常，应进行金相组织检验。

g）弯头/弯管的外弧面按10%进行探伤抽查。

h）弯头/弯管有下列情况之一时，为不合格：

1）存在晶间裂纹、过烧组织、夹层或无损探伤的其他超标缺陷；

2）弯管几何形状和尺寸不满足DL/T 515中有关规定，弯头几何形状和尺寸不满足本标准和DL/T 695—1999中有关规定；

3）弯头/弯管外弧侧的最小壁厚小于按GB/T 9222—21008计算的管子或管道的最小需要壁厚。

7.1.5 受监督的锻制、热压和焊制三通以及异径管，在配管前应进行如下检查：

a）三通和异径管表面上的出厂标记（钢印或漆记）应与该制造商产品标记相符。

b）100%进行外观质量检验。锻制、热压三通以及异径管表面不允许有裂纹、折叠、重皮、凹陷和尖锐划痕等缺陷。表面缺陷的处理及消缺后的壁厚按7.1.3中的b）执行，三通肩部的壁厚应大于主管公称壁厚的1.4倍。

c）合金钢三通、异径管应逐件进行光谱分析，光谱检验按DL/T 991执行。

d）合金钢三通、异径管按100％进行硬度检验。三通至少在肩部和腹部位置各测3点，异径管至少在大、小头位置测3点。电站常用金属材料的硬度值见附录C。

e）对合金钢三通、异径管按10%进行金相组织检验（不得少于1件），若发现硬度异常，则应进行金相组织检验。

f）三通、异径管按10%进行探伤抽查。

g）三通、异径管有下列情况之一时，为不合格：

1）存在晶间裂纹、过烧组织、夹层或无损探伤的其他超标缺陷；

2）焊接三通焊缝存在超标缺陷；

3）几何形状和尺寸不符合DL/T 695—1999中有关规定；

4）最小壁厚小于按GB/T 9222—2008中规定计算的最小需要壁厚。

7.1.6管件硬度高于本标准的规定值，通过再次回火；硬度低于本标准的规定值，重新正火+回火处理不得超过2次。

7.1.7对验收合格的直管段与管件，按DL/T 850—2004进行组配，组配后的配管应进行以下检验，并满足以下技术条件：

a）几何尺寸应符合DL/T 850—2004的规定；

b）对合金钢管焊缝100%进行光谱检验和热处理后的硬度检验；若组配后进行整体热处理，应对合金钢管按10%硬度抽查，同规格至少抽查1根；若发现硬度异常，则扩大检验比例，且焊缝或管段应进行金相组织检验。

c）组配焊缝进行100%无损探伤。

d）管道上小径接管的形位偏差应符合DL/T 850—2004中的规定。

7.1.8受监督的阀门，安装前应做如下检验：

a）阀壳表面上的出厂标记（钢印或漆记）应与该制造商产品标记相符。

b）按质量证明书校核阀壳材料有关技术指标应符合现行国家或行业技术标准，特别要注意阀壳的无损探伤结果。

c）校核阀门的规格，并100%进行外观质量检验。铸造阀壳内外表面应光洁，不得存在裂纹、气孔、毛刺和夹砂及尖锐划痕等缺陷；锻件表面不得存在裂纹、折叠、锻伤、斑痕、重皮、凹陷和尖锐划痕等缺陷；焊缝表面应光滑，不得有裂纹、气孔、咬边、漏焊、焊瘤等缺陷；若存在上述表面缺陷，则应完全清除，清除深度不得超过公称壁厚的负偏差，清理处的实际壁厚不得小于壁厚偏差所允许的最小值。

d）对合金钢制阀壳逐件进行光谱分析，光谱检验按DL/T 991执行。

e）按20％对阀壳进行表面探伤，至少抽查1件。重点检验阀壳外表面非圆滑过渡的区域和壁厚变化较大的区域。

7.1.9 设计单位应向电厂提供管道单线立体布置图。图中标明：

a）管道的材料牌号、规格、理论计算壁厚、壁厚偏差。

b）设计采用的材料许用应力、弹性模量、线膨胀系数。

c）管道的冷紧口位置及冷紧值。

d）管道对设备的推力、力矩。

e）管道最大应力值及其位置。

7.1.10 对新装机组蒸汽管道，不强制要求安装蠕变变形测点；对已安装了蠕变变形测点的蒸汽管

道，则继续按照DL/T 441—2004进行检验。

7.1.11对工作温度大于450℃的主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道，应在直管段上设置监督段（主要用于金相和硬度跟踪检验）；监督段应选择该管系中实际壁厚最薄的同规格钢管，其长度约1000mm；监督段同时应包括锅炉蒸汽出口第一道焊缝后的管段和汽轮机入口前第一道焊缝前的管段。

7.1.12在以下部位可装设蒸汽管道安全状态在线监测装置：

a）管道应力危险的区段。

b）管壁较薄，应力较大，或运行时间较长，以及经评估后剩余寿命较短的管道。

7.1.13 安装前，安装单位应对直管段、管件和阀门的外观质量进行检验，部件表面不许存在裂纹、严重凹陷、变形等缺陷。

7.1.14 安装前，安装单位应对直管段、弯头/弯管、三通进行内外表面检验和几何尺寸抽查：

a）按管段数量的20％测量直管的外（内）径和壁厚。

b）按弯管（弯头）数量的20％进行椭圆度、壁厚测量，特别是外弧侧的壁厚。

c）检验热压三通检验肩部、管口区段以及焊制三通管口区段的壁厚。

d）对异径管进行壁厚和直径测量。

e）管道上小径接管的形位偏差。

f) 几何尺寸不合格的管件，应加倍抽查。

7.1.15 安装前，安装单位应对合金钢管、合金钢制管件（弯头/弯管、三通、异径管）100%进行光谱检验，按管段、管件数量的20%和10％分别进行硬度和金相组织检验；每种规格至少抽查1个，硬度异常的管件应扩大检查比例且进行金相组织检验。

7.1.16 应对主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道上的堵阀/堵板阀体、焊缝进行无损探伤。

7.1.17 工作温度大于450℃的主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道和高温导汽管的安装焊缝应采取氩弧焊打底。焊缝在热处理后或焊后（不需热处理的焊缝）应进行100％无损探伤。管道焊缝超声波探伤按DL/T 820进行，射线探伤按DL/T 821执行，质量评定按DL/T 869 执行。对虽未超标但记录的缺陷，应确定位置、尺寸和性质，并记入技术档案。

7.1.18 安装焊缝的外观、光谱、硬度、金相组织和无损探伤的比例、质量要求按DL/T 869中的规定执行，但对9%～12％Cr类钢制管道的有关检验监督项目按本规程7.3执行。

7.1.19 管道安装完应对监督段进行硬度和金相组织检验。

7.1.20 管道保温层表面应有焊缝位置的标志。

7.1.21安装单位应向电厂提供与实际管道和部件相对应的以下资料：

a）三通、阀门的型号、规格、出厂证明书及检验结果；若电厂直接从制造商获得三通、阀门的出厂证明书，则可不提供。

b）安装焊缝坡口形式、焊缝位置、焊接及热处理工艺及各项检验结果。

c）直管的外观、几何尺寸和硬度检查结果；合金钢直管应有金相组织检验结果。

d）弯管/弯头的外观、椭圆度、波浪率、壁厚等检验结果。

e）合金钢制弯头/弯管的硬度和金相组织检验结果。

f）管道系统合金钢部件的光谱检验记录。

g）代用材料记录。

h）安装过程中异常情况及处理记录。

7.1.22 监理单位应向电厂提供钢管、管件原材料检验、焊接工艺执行监督以及安装质量检验监督等相应的监理资料。

7.1.23 主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道露天布置的部分，及与油管平行、交叉和可能滴水的部分，应加包金属薄板保护层。已投产的露天布置的主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道，应加包金属薄板保护层。露天吊架处应有防雨水渗入保护层的措施。

7.1.24主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道要保温良好，严禁裸露运行，保温材料应符合设计要求，不能对管道金属有腐蚀作用；运行中严防水、油渗入管道保温层。保温层破裂或脱落时，应及时修补；更换容重相差较大的保温材料时，应考虑对支吊架的影响；严禁在管道上焊接保温拉钩，不得借助管道起吊重物。

7.1.25 工作温度高于450℃的锅炉出口、汽轮机进口的导汽管，参照主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道的监督检验规定执行。

7.2机组运行期间的检验监督

7.2.1管件及阀门的检验监督

7.2.1.1机组第一次A级检修或B级检修，应按10%对管件及阀壳进行外观质量、硬度、金相组织、壁厚、椭圆度检验和无损探伤（弯头的探伤包括外弧侧的表面探伤与内壁表面的超声波探伤）。以后的检验逐步增加抽查比例，后次A级检修或B级检修的抽查部件为前次未检部件，至10万h 完成100%检验。

7.2.1.2每次A级检修应对以下管件进行硬度、金相组织检验，硬度和金相组织检验点应在前次检验点处或附近区域：

a）安装前硬度、金相组织异常的管件。

b）安装前椭圆度较大、外弧侧壁厚较薄的弯头/弯管。

c）锅炉出口第一个弯头/弯管、汽轮机入口邻近的弯头/弯管。

7.2.1.3机组每次A级检修应对安装前椭圆度较大、外弧侧壁厚较薄的弯头/弯管进行椭圆度和壁厚测量；对存在较严重缺陷的阀门、管件每次A级检修或B级检修应进行无损探伤。

7.2.1.4工作温度高于450℃的锅炉出口、汽轮机进口的导汽管弯管，参照主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道弯管监督检验规定执行。

7.2.1.5弯头/弯管发现下列情况时，应及时处理或更换：

a）当发现7 .1.4中h）所列情况之一时。

b）产生蠕变裂纹或严重的蠕变损伤（蠕变损伤4级及以上）时。蠕变损伤评级按附录D执行。

c）碳钢、钼钢弯头焊接接头石墨化达4级时；石墨化评级按DL/T 786—2001规定执行。

d）相对于初始椭圆度，复圆50％。

e）已运行20万h的铸造弯头，检验周期应缩短到2万h，根据检验结果决定是否更换。

7.2.1.6三通和异径管有下列情况时，应及时处理或更换：

a）当发现7.1.5中g）所列情况之一时。

b）产生蠕变裂纹或严重的蠕变损伤（蠕变损伤4级及以上）时。蠕变损伤评级按附录D执行。

c）碳钢、钼钢三通，当发现石墨化达4级时；石墨化评级按DL/T 786—2001规定执行。

d）已运行20万h的铸造三通，检验周期应缩短到2万h，根据检验结果决定是否更换。

e）对需更换的三通和异径管，推荐选用锻造、热挤压、带有加强的焊制三通。

7.2.1.7铸钢阀壳存在裂纹、铸造缺陷，经打磨消缺后的实际壁厚小于最小壁厚时，应及时处理或更换。

7.2.1.8累计运行时间达到或超过10万h的主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道，其弯管为非中频弯制的应予更换。若不具备更换条件，应予以重点监督，监督的内容主要为：

a）弯管外弧侧、中性面的壁厚。

b）弯管外弧侧、中性面的硬度。

c）弯管外弧侧的金相组织。

d）弯管的椭圆度。

7.2.2 支吊架的检验监督

7.2.2.1应定期检查管道支吊架和位移指示器的状况，特别要注意机组启停前后的检查，发现支吊

架松脱、偏斜、卡死或损坏等现象时，及时调整修复并做好记录。

7.2.2.2管道安装完毕和机组每次A级检修，对管道支吊架进行检查。根据检查结果，在第一次或第二次A级检修期间，对管道支吊架进行调整；此后根据每次A级检修检验结果，确定是否再次调整。管道支吊架检查与调整按DL/T616—2006执行。

7.2.3 低合金耐热钢及碳钢管道的检验监督

7.2.3.1机组第一次A级检修或B级检修，按10%对直管段和焊缝进行外观质量、硬度、金相组织、壁厚检验和无损探伤。以后检验逐步增加抽查比例，后次A级检修或B级检修的抽查的区段、焊缝为前次未检区段、焊缝，至10万h完成100%检验。

7.2.3.2机组每次A级检修，应对以下管段和焊缝进行硬度和金相组织检验，硬度和金相组织检验点应在前次检验点处或附近区域：

a）监督段直管。

b）安装前硬度、金相组织异常的直段和焊缝。

7.2.3.3管道的外观质量检验和焊缝的无损探伤

a）管道直段、焊缝外观不允许存在裂纹、严重划痕、拉痕、麻坑、重皮及腐蚀等缺陷。

b）焊缝的无损探伤抽查依据安装焊缝的检验记录选取，对于缺陷较严重的焊缝，每次A级检修或B级检修应进行无损探伤复查。焊缝表面探伤按JB/T 4730—2005执行，超声波探伤按DL/T 820规定执行。

7.2.3.4与主蒸汽管道相连的小管，应采取如下监督检验措施：

a）主蒸汽管道可能有积水或凝结水的部位（压力表管、疏水管附近、喷水减温器下部、较长的盲管及不经常使用的联络管），应重点检验其与母管相连的角焊缝。运行10万h后，宜结合检修全部更换。

b）小管道上的管件和阀壳的检验与处理参照7.2.1执行。

c）对联络管、防腐管等小管道的管段、管件和阀壳，运行10万h以后，根据实际情况，尽可能全部更换。

7.2.3.5工作温度大于等于450℃、运行时间较长和受力复杂的碳钢、钼钢制蒸汽管道，重点检验石墨化和珠光体球化；对石墨化倾向日趋严重的管道，除做好检验外，应按规定要求做好管道运行、维修工作，防止超温、水冲击等；碳钢的石墨化和珠光体球化评级按DL/T 786—2001和DL/T 674—1999执行，钼钢的石墨化和珠光体球化评级可参考DL/T 786—2001和DL/T 674—1999。

7.2.3.6工作温度大于等于450℃的碳钢、钼钢制蒸汽管道，当运行时间超过20万h时，应割管进行材质评定，割管部位应包括焊接接头。

7.2.3.7 300MW及以上机组带纵焊缝的低温再热蒸汽管道投运后，应做如下检验：

a ) 第1次A级检修或B级检修抽取10％的纵焊缝进行超声波探伤；以后的检验逐步增加抽查比例，至10万h完成100%检验。

b）对于缺陷较严重的焊缝每次A级检修或B级检修，应进行无损探伤复查。

7.2.3.8对运行时间达到或超过20万h、工作温度高于450℃的主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道，应割管进行材质评定；当割管试验表明材质损伤严重时（材质损伤程度根据割管试验的各项力学性能指标和微观金相组织的老化程度由金属监督人员确定），应进行寿命评估；管道寿命评估按照DL/T 940执行。

7.2.3.9已运行20万h的12CrMo、15CrMo、12CrMoV、12Cr1MoV、12Cr2MoG（2.25Cr—1Mo、P22、10CrMo910）钢制蒸汽管道，经检验符合下列条件，直管段一般可继续运行至30万h：a）实测最大蠕变应变小于0.75%或最大蠕变速度小于0.35×10-5％/h。

b）监督段金相组织未严重球化（即未达到5级），12CrMo、15CrMo钢的珠光体球化评级按DL/T 787—2001执行，12CrMoV、12Cr1MoV钢的珠光体球化评级按DL/T 773—2001执行，12Cr2MoG、2.25Cr—1Mo、P22和10CrMo910钢的珠光体球化评级按DL/T 999—2006执行。

c）未发现严重的蠕变损伤。

7.2.3.10 12CrMo 、15CrMo、12CrMoV、12Cr1MoV和12Cr2MoG钢蒸汽管道，当金相组织珠光体球化达到5级，或蠕变应变达到1％或蠕变速度大于0.35×10-5％/h，应割管进行材质评定和寿命评估。

7.2.3.11除7.2.3.9 所列的五种钢种外，其余合金钢制主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道，当蠕变应变达1%或蠕变速度大于1×10-5％/h时，应割管进行材质评定和寿命评估。

7.2.3.12主蒸汽管道材质损伤，经检验发现下列情况之一时，须及时处理或更换：

a）自机组投运以后，一直提供蠕变测量数据，其蠕变应变达1.5%。

b）一个或多个晶粒长的蠕变微裂纹。

7.2.3.13工作温度高于450℃的锅炉出口、汽轮机进口的导汽管，根据不同的机组型号在运行5万h～10万h时间范围内，进行外观质量和无损检验，以后检验周期约5万h。对启停次数较多、原始椭圆度较大和运行后有明显复圆的弯管，应特别注意，发现超标缺陷或裂纹时，应及时更换。

7.3 9％～12％Cr系列钢制管道的检验监督

7.3.1 9%～12％Cr系列钢包括P91、P92、P122、X20CrMoWV121、X20CrMoWV121、CSN417134等。

7.3.2管材和制造、安装检验按7.1中相关条款执行。

7.3.3 直管段母材的硬度应均匀，且控制在180 HB～250HB，同根钢管上任意两点间的硬度差不应大于△30HB；安装前检验母材硬度小于160 HB时，应取样进行拉伸试验。

7.3.4 用金相显微镜在100倍下检查δ—铁素体含量，取10个视场的平均值，纵向面金相组织中的δ—铁素体含量不超过5％。

7.3.5热推、热压和锻造管件的硬度应均匀，且控制在175HB～250HB，同一管件上任两点之间的硬度差不应大于△50HB；纵截面金相组织中的δ—铁素体含量不超过5％。

7.3.6 对于公称直径大于150mm或壁厚大于20mm的管道，100％进行焊缝的硬度检验；其余规格管道的焊接接头按5％抽检；焊后热处理记录显示异常的焊缝应进行硬度检验；焊缝硬度应控制在180HB～270HB。

7.3.7 硬度检验的打磨深度通常为0.5mm～1.0mm，并以120号或更细的砂轮、砂纸精磨。表面粗糙度Ra＜1.6μm；硬度检验部位包括焊缝和近缝区的母材，同一部位至少测量3点。

7.3.8 焊缝硬度超出控制范围，首先在原测点附近两处和原测点180°位置再次测量；其次在原测点可适当打磨较深位置，打磨后的管子壁厚不应小于按GB/T 9222—2008计算的最小需要壁厚。

7.3.9 对于公称直径大于150mm或壁厚大于20mm的管道，10％进行焊缝的金相组织检验，硬度超标或焊后热处理记录显示异常的焊缝应进行金相组织检验。

7.3.10 焊缝和熔合区金相组织中的δ—铁素体含量不超过8％，最严重的视场不超过10％。

7.3.11 对于焊缝区域的裂纹检验，打磨后进行磁粉探伤。

7.3.12 管道直段、管件硬度高于本标准的规定值，通过再次回火；硬度低于本标准的规定值，重新正火+回火处理不得超过2次。

7.3.13 服役期间管道的监督检验按7.2.3.1～7.2.3.4执行。

7.3.14 机组每3个A级检修（约10万h），在主蒸汽管道监督段割管一次进行以下试验：

a）硬度检验，并与每次检修现场检测的硬度值进行比较。

b）拉伸性能（室温、服役温度）。

c）冲击性能（室温、服役温度）。

d）微观组织的光学金相和透射电镜检验。

e）依据试验结果，对管道的材质状态作出评估，由金属专责工程师确定下次割管时间。

f）第2次割管除进行7.3.14中的a）项～d）项试验外，还应进行持久断裂试验。

g）第2次割管试验后，依据试验结果，对管道的材质状态和剩余寿命作出评估。

7.3.15 对安装期间来源不清或有疑虑的管材，首先应对管材进行鉴定性检验，检验项目包括：

a）直管段和管件的壁厚、外径检查。

b）直管段和管件的超声波探伤。

c）割管取样进行7.3.14中的试验项目。

d）依据试验结果，对管道的材质状态作出评估。

8高温联箱的金属监督

8.1制造、安装检验

8.1.1工作温度高于400℃的联箱安装前，应做如下检验：

a）制造商合格证明书中有关技术指标应符合现行国家或行业技术标准；对进口联箱，除应符合有关国家的技术标准和合同规定的技术条件外，应有商检合格证明单。

b）查明联箱筒体表面上的出厂标记（钢印或漆记）是否与该厂产品相符。

c）按设计要求校对其筒体、管座型式、规格和材料及技术参数。

d）进行外观质量检验。

e）进行筒体和管座壁厚和直径测量，特别注意环焊缝邻近区段的壁厚。

f）联箱上接管的形位偏差检验，应符合相关制造标准中的规定。

g）对合金钢制联箱，逐件对筒体筒节、封头进行光谱检验。

h）对合金钢制联箱，按筒体段数和制造焊缝的20％进行硬度检验，所查联箱的母材及焊缝至少各选1处；对联箱过渡段100％进行硬度检验。一旦发现硬度异常，须进行金相组织检验。

i）9%～12％Cr（牌号同7.3.1中所列）钢制联箱的母材、焊缝的硬度和金相组织按参照7.3.3～7.3.12执行。

j）对联箱制造环焊缝按10％进行超声波探伤，管座角焊缝和手孔管座角焊缝50％进行表面探伤复查。

k）检查联箱内部清洁度，如钻孔残留的“眼镜片”、焊瘤、杂物等，并彻底清除。

8.1.2对联箱筒体和管座的表面质量要求为：

a）筒体表面不允许有裂纹、折叠、重皮、结疤及尖锐划痕等缺陷，筒体焊缝和管座角焊缝不允许存在裂纹、未熔合、气孔、夹渣，咬边、根部凸出和内凹等缺陷，管座角焊缝应圆滑过渡。

b）对上述表面缺陷应完全清除，清除后的实际壁厚不得小于壁厚偏差所允许的最小值且不应小于按GB/T 9222—2008计算的筒体的最小需要壁厚。

c）筒体表面凹陷深度不得超过1.5mm，凹缺最大长度不应大于周长的5%，且不大于40mm。

d）环形联箱弯头外观应无裂纹、重皮和损伤，外形尺寸符合设计要求。

8.1.3联箱筒体、焊缝有下列情况时，应予返修或判不合格：

a）母材存在裂纹、夹层或无损探伤的其他超标缺陷。

b）焊缝存在裂纹、未熔合及较严重的气孔、夹渣，咬边、根部内凹等缺陷。

c）筒体和管座的壁厚小于最小需要壁厚。

d）筒体与管座型式、规格、材料牌号不匹配。

8.1.4安装焊缝的外观、光谱、硬度、金相和无损探伤的比例、质量要求按DL/T 869中的规定执行；对9%～12％Cr类钢制联箱安装焊缝的母材、焊缝的硬度和金相组织参照7.3.3～7.3.12执行。一旦发现硬度异常，应进行金相组织检验。

8.1.5联箱安装过程中，应用内窥镜进行联箱清洁度检验。

8.1.6联箱要保温良好，严禁裸露运行，保温材料应符合设计要求。运行中严防水、油渗入联箱保温层；保温层破裂或脱落时，应及时修补；更换的保温材料不能对管道金属有腐蚀作用；严禁在联箱筒体上焊接保温拉钩。

8.1.7安装单位应向电厂提供与实际联箱相对应的以下资料：

a）联箱型号、规格、出厂证明书及检验结果；若电厂直接从制造商获得联箱的出厂证明书，则可不提供。

b）安装焊缝坡口形式、焊接及热处理工艺和各项检验结果。

c）筒体的外观、壁厚、金相组织及硬度检验结果。

d）合金钢制联箱筒体、焊缝的硬度和金相检验结果。

e）合金钢制联箱筒体、焊缝的光谱检验记录。

f）代用材料记录。

g）安装过程中异常情况及处理记录。

8.1.8监理单位应向电厂提供钢管、管件原材料检验、焊接工艺执行监督以及安装质量检验监督等相应的监理资料。

8.2机组运行期间的检验监督

8.2.1机组每次A级检修或B级检修对联箱进行以下项目和内容的检验：

a）安装前硬度、金相组织异常的筒体部位和焊缝进行硬度和金相组织检验。

b）对缺陷较严重的焊缝进行无损探伤复查。

c）对运行温度高于540℃的联箱，首次检查对联箱筒体焊缝、封头焊缝、管座角焊缝以及与联箱连接的大直径三通焊缝按10％进行无损探伤。以后逐步增加抽查比例，后次大修的抽查部位为前次未检部位，至10万h完成100%检查，检查的排序按制造安装前检验结果确定。此后的A 级检修重点检查缺陷相对严重的焊缝，检查数量不少于20％。表面探伤按JB/T 4730—2005执行，超声波探伤按DL/T 820执行。

d）每次A级检修按照8.1.2检查拆除保温层的联箱部位筒体和管座角焊缝的外观质量，同时要检查外壁氧化、腐蚀、胀粗等；环形联箱弯头/弯管外观应无裂纹、重皮和损伤，外形尺寸符合设计要求。

e )运行温度高于540℃的联箱，根据联箱的运行参数，按筒节、焊缝数量的10％（选温度最高

的部位，至少选2个筒节、2道焊缝）对筒节、焊缝及邻近母材进行硬度和金相组织检验，后次的检查部位为首次检查部位或其邻近区域；对联箱过渡段100％进行硬度检验；检查中发现硬度异常，应进行金相组织检验。

f）首次检查对与联箱相联的疏水管、测温管、压力表管、空气管、安全阀、排气阀、充氮、取样、压力信号等小口径管等管座按20％（至少抽取3个）进行抽查，检查内容包括角焊缝外观质量、表面探伤；重点检查其与母管连接的开孔的内孔周围是否有裂纹，若有裂纹，应进行挖补或更换；以后的检查逐步增加比例，后次抽查部位件为前次未检部位，至10万h完成100%检查；此后的A级检修检查重点检查缺陷相对严重的管座焊缝，检查数量不少于50％。机组运行10万h 后，宜结合检修全部更换。

g）每次A级检修对集汽联箱的安全门管座角焊缝进行无损探伤。

h）每次A级检修对吊耳与联箱焊缝进行外观质量检验和表面探伤，必要时进行超声波探伤。

i）对存在内隔板的联箱，运行10万h后用内窥镜对内隔板位置及焊缝进行全面检查。

j）顶棚过热器管发生下陷时，应检查下垂部位联箱的弯曲度及其连接管道的位移情况。

8.2.2根据设备状况，结合机组检修，对减温器联箱进行下列检查：

a）对混合式（文丘里式）减温器联箱用内窥镜检查内壁、内衬套、喷嘴。应无裂纹、磨损、腐蚀脱落等情况，对安装内套管的管段进行胀粗检查。

b）对内套筒定位螺丝封口焊缝和喷水管角焊缝进行表面探伤。

c）表面式减温器运行约2万h～3万h后进行抽芯，检查冷却管板变形、内壁裂纹、腐蚀情况及冷却管水压检查泄漏情况，以后每隔约5万h检查一次。

d）减温器联箱对接焊缝按8.2.1中c）的规定进行无损探伤。

8.2.3工作温度高于等于400℃的碳钢、钼钢制联箱，当运行至10万h时，应进行石墨化检查，以后的检查周期约5万h；运行至20万h时，每次机组A级检修或B级检修按8.2.1中有关条款执行。

8.2.4已运行20万h的12CrMo、15CrMo、10CrMo910、12CrMoV、12Cr1MoV钢制联箱，经检查符合下列条件，筒体一般可继续运行至30万h：

a）金相组织未严重球化（即未达到5级）。

b）未发现严重的蠕变损伤。

c）筒体未见明显胀粗。

d）对珠光体球化达到5级，硬度下降明显的联箱，应进行寿命评估或更换。联箱寿命评估参照DL/T 940执行。

8.2.5联箱发现下列情况时，应及时处理或更换：

a）当发现8 .1.3所列规定之一时。

b）筒体产生蠕变裂纹或严重的蠕变损伤（蠕变损伤4级及以上）时。

c）碳钢和钼钢制联箱，当石墨化达4级时，应予更换；石墨化评级按DL/T 786—2001的规定执行。

d）联箱筒体周向胀粗超过公称直径的1%。

8.2.6 9%～12％Cr钢制联箱运行期间的监督检验按照8.2.1中有关条款执行。

9 受热面管子的金属监督

9.1制造、安装检验

9.1.1对受监范围的受热面管子，应根据GB 5310—2008或相应的技术标准，对管材质量进行检验监督。主要检验管子供应商的质量保证书和材料复检记录或报告，进口管材应有商检报告。报告中应包括：

a）管材制造商。

b）管材的化学成分、低倍检验、金相组织、力学性能、工艺性能和无损探伤结果应符合GB 5310中相关条款的规定；进口管材应符合相应国家的标准及合同规定的技术条件；受热面管材料技术标准参见附录B。

c）奥氏体不锈钢管应作晶间应力腐蚀试验。

d）管子表面不允许有裂纹、折叠、轧折、结疤、离层、撞伤、压扁及较严重腐蚀等缺陷，视情况对缺陷管进行处理（打磨或更换）；处理后缺陷处的实际壁厚不得小于壁厚偏差所允许的最小值且不应小于按GB/T 9222—2008计算的管子的最小需要壁厚。

e）管子内外表面不允许有大于以下尺寸的直道缺陷：热轧（挤）管，大于壁厚的5%，且最大深度0.4mm；冷拔（轧）钢管，大于公称壁厚的4%，且最大深度0.2mm。

9.1.2受热面管子安装前，首先应根据装箱单和图纸进行全面清点。检查制造资料、图纸，并对制作工艺和检验的文件资料进行见证（包括材料复检记录或报告、制作工艺、焊接及热处理工艺、焊缝的无损探伤、焊缝返修、通球检验、水压试验记录等）。

9.1.3受热面管制造商应提供以下技术资料，内容符合国家标准、行业标准。

a）受热面管的图纸、强度计算书和过热器、再热器壁温计算书。

b）设计修改资料，制造缺陷的返修处理记录。

c）对于首次用于锅炉受热面的管材和异种钢焊接，锅炉制造商应提供焊接工艺评定报告和热加工工艺资料。

9.1.4膜式水冷壁的鳍片应选与管子同类的材料；蛇形管应进行通球试验和超水压试验。

9.1.5受热面管的制造焊缝，应进行100％的射线探伤或超声波探伤，对于超临界、超超临界压力锅炉受热面管的焊缝，在100％无损探伤中至少进行50％的射线探伤。

9.1.6受热面管子安装前，应进行以下检验：

a）受热面管出厂前，内部不得有杂物、积水及锈蚀；管接头、管口应密封。

b）管排平整，部件外形尺寸符合图纸要求，吊卡结构、防磨装置、密封部件质量良好；螺旋管圈水冷壁悬吊装置与水冷壁管的连接焊缝应无漏焊、裂纹及咬边等超标缺陷；液态排渣炉水冷壁的销钉高度和密度应符合图纸要求，销钉焊缝无裂纹和咬边等超标缺陷。

c）膜式水冷壁的鳍片焊缝应无裂纹、漏焊，管子与鳍片的连接焊缝咬边深度不得大于0.5mm，且连续长度不大于100mm。

d）随机抽查受热面管子的外径和壁厚，不同材料牌号和不同规格的直段各抽查10根，每根两点，应符合图纸尺寸要求，壁厚负偏差在允许范围内。

e）不同规格、不同弯曲半径的弯管各抽查10根，弯管的椭圆度应符合JB/T 1611—1993的规定，压缩面不应有明显的皱褶。

f）弯管外弧侧的最小壁厚减薄率b[b＝(S o－S min）/S o]应满足表1，且不应小于按GB/T 9222—2008计算的管子的最小需要壁厚；S o、S min分别为管子的实际壁厚和弯头上壁厚减薄最大处的壁厚。

g）对合金钢管及焊缝按10%进行光谱抽查，应符合相关材料技术条件。

h）抽查合金钢管及其焊缝硬度。不同规格、材料的管子各抽查10根，每根管子的焊缝母材各抽查1组；若出现硬度异常，应进行金相组织检验。

i）焊缝质量应做无损探伤抽查，在制造厂已做100％无损探伤的，则按不同受热面的焊缝数量抽查5?。

j）用內窥镜对超临界、超超临界锅炉管子节流孔板进行检查，是否存在异物或加工遗留物。

9.1.7弯曲半径小于1.5倍管子公称外径的小半径弯管宜采用热弯；若采用冷弯，当外弧伸长率超过工艺要求的规定值时，弯制后应进行回火处理；弯心半径小于2.5D或接近2.5D（D钢管直径）的奥氏体不锈钢管冷弯后应进行固溶处理，热弯温度应控制在要求的温度范围，否则热弯后也应重新进行固溶处理。

9.2受热面管的安装质量检验

9.2.1 锅炉受热面安装后应提供的资料包括DL/T 939—2005中5.2的a）～d），监理公司应提供相应的监理资料。

9.2.2 锅炉受热面安装后的表面质量、几何尺寸按DL/T 939—2005中的5.3执行。

9.2.3 安装焊缝的外观质量、无损探伤、光谱分析、硬度和金相组织检验以及不合格焊缝的处理按DL/T 869中相关条款执行。

9.2.4低合金、不锈钢和异种钢焊缝的硬度分别按DL/T 869和DL/T 752—2001中的相关条款执行；9%～12%Cr钢焊缝的硬度控制在180HB～270HB，一旦硬度异常，应进行金相组织检验。

9.3机组运行期间的检验监督

9.3.1锅炉检修期间，应对受热面管进行外观质量检验，包括管子外表面的磨损、腐蚀、刮伤、鼓包、变形（含蠕变变形）、氧化及表面裂纹等情况，视检验情况确定采取的措施。

9.3.2 锅炉受热面管壁厚应无明显减薄，壁厚应满足按GB/T 9222—2008计算管子的最小需要壁厚。

9.3.3 在役水冷壁管的金属检验监督按DL/T 939—2005中6.6.4中的相关条款执行；直流锅炉相变区域蒸发段水冷壁管，运行约5万h后，每次大修在温度较高的区域分段割管进行金相组织检验。

9.3.4 在役省煤器管的金属检验监督按DL/T 939—2005中6.6.5中的相关条款执行。

9.3.5 在役过热器管的金属检验监督按DL/T 939—2005中6.6.6中的相关条款执行。

9.3.6 在役再热器管的金属检验监督按DL/T 939—2005中6.6.7中的相关条款执行。

9.3.7 锅炉受热面在运行过程中失效时，应查明失效原因。

9.3.8壁温大于450℃的过热器管和再热器管应取样进行金相组织的老化和力学性能的劣化检查，检验管子壁厚、管径、金相组织、脱碳层和力学性能。第一次取样5万h，10万h后每次A级检修取样，取样在管子壁温最高区域，割取2根～3根管样，后次的割管尽量在前次割管的附近管段或具有相近温度的区段。

9.3.9 过热器管、再热器管及与奥氏体不锈钢相连的异种钢焊接接头应取样进行金相组织的老化和力学性能的劣化检查，第一次取样为5万h，10万h后每次大修取样检验。

9.3.10 对于奥氏体不锈钢制高温过热器和高温再热器管，视爆管情况对下弯头内壁的氧化层剥落堆积情况进行检验，依据检验结果，决定是否割管处理。

9.3.11 当发现下列情况之一时，应对过热器和再热器管进行材质评定和寿命评估：

a）碳钢和钼钢管石墨化达4级；20号钢、15CrMo、12Cr1MoV和12Cr2MoG（2.2.5Cr—1Mo、T22、10CrMo910）的珠光体球化达到5级；T91钢管的组织老化达到5级；12Cr2MoWVTiB（钢102）钢管碳化物明显聚集长大（3μm～4μm）；奥氏体不锈钢管发现有粗大的σ相析出；T91钢管的组织老化评级按DL/T 884—2004执行。

b）管材的拉伸性能低于相关标准的要求。

9.3.11 当发现下列情况之一时，应及时更换管段：

a）管子外表面有宏观裂纹和明显鼓包。

b）高温过热器管和再热器管外表面氧化皮厚度超过0.6mm。

c）低合金钢管外径蠕变应变大于2.5%，碳素钢管外径蠕变应变大于3.5%，T91、T122类管子外径蠕变应变大于1.2%；奥氏体不锈钢管子蠕变应变大于4.5%。

d）管子由于腐蚀减薄后的壁厚小于按GB/T 9222—2008计算的管子最小需要壁厚。

e）金相组织检验发现晶界氧化裂纹深度超过5个晶粒或晶界出现蠕变裂纹。

f）奥氏体不锈钢管及焊缝产生沿晶、穿晶裂纹，特别要注意焊缝的检验。

g）碳钢和钼钢管石墨化达4级；20号钢、15CrMo、12Cr1MoV和12Cr2MoG（2.2.5Cr—1Mo、T22、10CrMo910）的珠光体球化达到5级；T91钢的组织老化达到5级；12Cr2MoWVTiB（钢102）钢管碳化物明显聚集长大（3μm～4μm）；T91钢的组织老化评级按DL/T 884执行。

h）材料的拉伸性能低于相关标准的要求。

9.3.12受热面管子更换时，在焊缝外观检查合格后对焊缝进行100％的射线或超声波探伤，并做好记录。

10 汽包的金属监督

10.1 制造、安装检验

10.1.1汽包的监督检验参照DL 612—1996、DL 647—2004和DL/T 440—2004中相关条款执行。

10.1.2汽包安装前，应检查制造商的质量保证书是否齐全。质量保证书中应包括以下内容：

a）汽包材料的制造商；母材和焊接材料的化学成分、力学性能、工艺性能；母材技术条件应符合GB 713—2008中相关条款的规定；进口板材应符合相应国家的标准及合同规定的技术条件；汽包材料及制造有关技术条件参见附录B。

b）制造商对每块钢板进行的理化性能复验报告或数据。

c）制造商提供的汽包图纸、强度计算书。

d）制造商提供的焊接及热处理工艺资料。对于首次使用的材料，制造商应提供焊接工艺评定报告。

e）制造商提供的焊缝探伤及焊缝返修资料。

f）在制造厂进行的水压试验资料。

10.1.3汽包安装前应进行下列检验：

a）对母材和焊缝内外表面进行100％宏观检验，重点检验焊缝的外观质量。

b）对合金钢制汽包的每块钢板、每个管接头进行光谱检验。

c）纵、环焊缝和集中下降管管座角焊缝分别按25%、10%和50%进行表面探伤和超声波探伤，检验中应包括纵、环焊缝的T形接头；分散下降管、给水管、饱和蒸汽引出管等管座角焊缝按10%

进行表面探伤；安全阀及向空排汽阀管座角焊缝进行100%表面探伤。抽检焊缝的选取应参考制造商的焊缝探伤结果。焊缝无损探伤按照JB/T 4730—2005执行。

d）对筒体、纵环焊缝及热影响区进行硬度抽查；若发现硬度异常，应进行金相组织检验。10.1.4汽包的安装焊接和焊缝热处理应有完整的记录，安装和检修中严禁在筒身焊接拉钩及其他附件。所有的安装焊缝应100％进行无损探伤和焊缝及邻近母材的硬度检验；若发现硬度异常，应进行金相组织检验；所有的检验应有完整的记录。

10.2机组运行期间的检验监督

10.2.1锅炉运行5万h或第1次A级检修时对汽包进行第一次检验，检验内容如下：

a）对筒体和封头内表面（尤其是水线附近和底部）和焊缝的可见部位100％地进行外观质量检验，特别注意管孔和预埋件角焊缝是否有咬边、裂纹、凹坑、未熔合和未焊满等缺陷及严重程度，必要时表面除锈。

b）对纵、环焊缝和集中下降管管座角焊缝相对较严重的缺陷进行无损探伤复查；分散下降管、给水管、饱和蒸汽引出管等管座角焊缝按10%进行抽查，第一次检验应为安装前未查部位。

10.2.2机组每次A级检修检验如下内容：

a）汽包内、外观检验按10.2.1中a）执行。

b）对纵、环焊缝和集中下降管管座角焊缝相对较严重的缺陷进行无损探伤复查；分散下降管、给水管、饱和蒸汽引出管等管座角焊缝按10%进行抽查；后次检验应为前次未查部位，且对前次检验发现缺陷较严重的部位应跟踪检验。

c）按10.2.2中b）的原则逐步对分散下降管、给水管、饱和蒸汽引出管等管座角焊缝逐步行抽查，在锅炉运行至10万h左右时，应完成100%的检验。

d）机组每次A级检修或B级检修，应对汽包焊缝上相对较严重的缺陷进行复查；对偏离硬度正常值的区域和焊缝进行跟踪检验。

10.2.3 根据检验结果采取如下处理措施：

a）若发现筒体或焊缝有表面裂纹，首先应分析裂纹性质、产生原因及时期，根据裂纹的性质和产生原因及时采取相应的措施；表面裂纹和其他表面缺陷原则上可磨除，磨除后对该部位壁厚进行测量，必要时按GB/T 9222—2008进行壁厚校核，依据校核结果决定是否进行补焊或监督运行。

b）汽包的补焊按DL/T 734执行。

c）对超标缺陷较多，超标幅度较大，暂时又不具备处理条件的，或采用一般方法难以确定裂纹等超标缺陷严重程度和发展趋势时，应按GB/T 19624—2004进行安全性和剩余寿命评估；如评定结果为不可接受的缺陷，则应进行补焊，或降参数运行和加强运行监督等措施。

10.2.4对按基本负荷设计的频繁启停的机组，按GB/T 9222—2008对汽包的低周疲劳寿命进行校核。国外引进的锅炉，可按生产国规定的汽包疲劳寿命计算方法进行。

10.2.5对已投入运行的含较严重超标缺陷的汽包，应尽量降低锅炉启停过程中的温升、温降速度，尽量减少启停次数，必要时可视具体情况，缩短检查的间隔时间或降参数运行。

10.2.6直流锅炉汽水分离器、储水罐的检验监督，可参照汽包的技术监督规定进行。

11 给水管道和低温联箱的金属监督

11.1制造、安装检验

11.1.1给水管道材料、制造和安装检验按照7.1中的相关条款执行。

11.1.2低温联箱材料、制造和安装检验按照8.1中的相关条款执行。

11.2 机组运行期间的检验监督

11.2.1机组每次A级检修或B级检修，应对拆除保温层的管道、联箱部位，检查筒体、焊缝和弯头/弯管的外观质量，一旦发现表面裂纹、严重划痕、重皮和严重碰磨等缺陷，应予以消除，清除处的实际壁厚不应小于按GB9222—2008计算的筒体、管道的最小需要壁厚；首次检验应对主给水管道阀门后的管段和第一个弯头进行检验。

11.2.2机组每次A级检修或B级检修，对与联箱和给水管道相联的小口径管（疏水管、测温管、压力表管、空气管、安全阀、排气阀、充氮、取样、压力信号管等）管座角焊缝按10％进行检验，但至少应抽取5个；检验内容包括角焊缝外观质量、表面探伤；以后的检验逐步增加比例，后次抽查部位为前次未检部位，至10万h完成进行100%检验；对运行10万h的小口径管，根据实际情况，尽可能全部更换。

11.2.3机组每次A级检修或B级检修对联箱筒体焊缝（封头焊缝、管座角焊缝以及与联箱连接的大直径三通焊缝）至少抽取1道焊缝进行无损探伤。以后的检验逐步增加抽查比例，后次大修的抽

查部位为前次未检部位，至10万h完成100%检验。检验的排序按制造安装前检验结果确定。此后的检验重点为缺陷相对严重的焊缝，表面探伤按JB/T 4730—2005执行，超声波探伤按DL/T 820规定执行。

11.2.4每次A级检修对吊耳与联箱焊缝进行外观质量检验和表面探伤，必要时进行超声波探伤。

11.2.5机组每次A级检修或B级检修对主给水管道焊缝及应力集中部位按10％进行外观质量检验和超声波探伤；以后的检验逐步增加抽查比例，后次大修的抽查部位为前次未检部位，至10万h 完成100%检验。检验的排序按制造安装前检验结果确定。此后的检验重点为缺陷相对严重的焊缝，表面探伤按JB/T 4730—2005执行，超声波探伤按DL/T 820规定执行。

11.2.6机组每次A级检修或B级检修对主给水管道的三通、阀门进行外表面检验，一旦发现可疑缺陷，应进行表面探伤，必要时进行超声波探伤。

11.2.7机组每次A级检修或B级检修，应对主给水管道系统、联箱焊缝上相对较严重的缺陷进行复查；对偏离硬度正常值的区段和焊缝进行跟踪检验。

12 汽轮机部件的金属监督

12.1安装前质量检验

12.1.1对汽轮机转子大轴、叶轮、叶片、喷嘴、隔板和隔板套等部件，出厂前应进行以下资料审查：

a）制造商提供的部件质量证明书有关技术指标应符合现行国家或行业技术标准；对进口锻件，除应符合有关国家的技术标准和合同规定的技术条件外，应有商检合格证明单；汽轮机转子大轴、叶轮、叶片材料及制造有关技术条件参见附录B。

b）转子大轴、轮盘及叶轮的技术指标包括：

1）部件图纸。

2）材料牌号。

3）锻件制造商。

4）坯料的冶炼、锻造及热处理工艺。

5）化学成分。

6）力学性能：拉伸、硬度、冲击、脆性形貌转变温度FATT50或FATT20。

7）金相组织、晶粒度。

8）残余应力测量结果。

9）无损探伤结果。

10）几何尺寸。

11）转子热稳定性试验结果。

12）叶轮、叶片等部件的技术指标参照上述指标可增减。

12.1.2汽轮机安装前应进行如下检验：

a）对汽轮机转子、叶轮、叶片、喷嘴、隔板和隔板套等部件的完好情况、是否存在制造缺陷进行检验，对易出现缺陷的部位重点检查。外观质量检验主要检查部件表面有无裂纹、严重划痕、碰撞痕印，依据检验结果作出处理措施。

b）对汽轮机转子进行圆周和轴向硬度检验，圆周不少于4个截面，且应包括转子两个端面，高中压转子有一个截面应选在调速级轮盘侧面；每一截面周向间隔90°进行硬度检验，同一圆周线上的硬度值偏差不应超过Δ30HB，同一母线的硬度值偏差不应超过Δ40HB。

c）若制造厂未提供转子探伤报告或对其提供的报告有疑问时，应进行无损探伤。转子中心孔无损探伤按DL/T 717执行,焊接转子无损探伤按DL/T 505执行,实心转子探伤按DL/T 930执行。

d）各级推力瓦和轴瓦的超声波探伤，应检查是否有脱胎或其他缺陷。

e）镶焊有司太立合金的叶片，应对焊缝进行无损探伤。叶片无损探伤按DL/T 714、DL/T 925执行。

f）对隔板进行外观质量检验和表面探伤。

12.2 机组运行期间的检验监督

12.2.1 机组投运后每次A级检修对转子大轴轴颈、特别是高中压转子调速级叶轮根部的变截面R

处和前汽封槽等部位，叶轮、轮缘小角及叶轮平衡孔部位，叶片、叶片拉金、拉金孔和围带等部位，喷嘴、隔板、隔板套等部件进行表面检验，应无裂纹、严重划痕、碰撞痕印。有疑问时进行表面探伤。

12.2.2机组投运后首次A级检修对高、中压转子大轴进行硬度检验和金相组织检验。硬度检验部位为大轴端面和调速级轮盘平面（标记记录检验点位置）；金相组织检验部位为调速级叶轮侧平面，

金相组织检验完后需对检验点多次清洗。此后每次A级检修在调速级叶轮侧平面首次检验点邻近区域进行硬度检验；若硬度相对首次检验无明显变化，可不进行金相组合检验。

12.2.3机组每次A级检修对低压转子末三级叶片和叶根、高中压转子末一级叶片和叶根进行无损探伤；对高、中、低压转子末级套装叶轮轴向键槽部位进行超声波探伤，叶片探伤按DL/T 714、DL/T 925执行。

12.2.4机组运行10万h后的第1次A级检修，视设备状况对转子大轴进行无损探伤；带中心孔的汽轮机转子，可采用内窥镜、超声波、涡流等方法对转子进行检验；若为实心转子，则对转子进行表面和超声波探伤。下次检验为2个A级检修期后。转子中心孔无损探伤按DL/T 717执行，焊接转子无损探伤按DL/T 505执行,实心转子探伤按DL/T 930执行。

12.2.5运行20万h的机组，每次A级检修应对转子大轴进行无损探伤。

12.2.6对存在超标缺陷的转子，按照DL/T 654用断裂力学的方法进行安全性评定和缺陷扩展寿命估算；同时根据缺陷性质、严重程度制定相应的安全运行监督措施。

12.2.7机组运行中出现异常工况：如严重超速、超温、转子水激弯曲等，应视损伤情况对转子进行硬度、无损探伤等。

12.2.8根据设备状况，结合机组A级检修或B级检修，对各级推力瓦和轴瓦进行外观质量检验和无损探伤。

12.2.9根据检验结果采取如下处理措施：

a）对表面较浅缺陷，应磨除。

b）叶片产生裂纹时，应更换；或割除开裂叶片和位向相对应的叶片（180°），必要时进行动平衡试验。

c）叶片产生严重冲蚀时，应修补或更换。

d）高、中压转子调速级叶轮根部的变截面R处和汽封槽等部位产生裂纹后，应对裂纹进行车削处理，车削后应进行表面探伤以保证裂纹完全消除，且应在消除裂纹后再车削约1mm以消除疲劳硬化层，然后进行轴径强度校核，同时进行疲劳寿命估算。转子疲劳寿命估算按照DL/T 654执行。

12.2.10 机组进行超速试验时，转子大轴的温度不应低于转子材料的脆性转变温度。

13 发电机部件的金属监督

13.1安装前的检验

13.1.1发电机转子大轴、护环等部件，出厂前应进行以下资料审查：

a）制造商提供的部件质量证明书有关技术指标应符合现行国家或行业技术标准；对进口锻件，除应符合有关国家的技术标准和合同规定的技术条件外，应有商检合格证明单；发电机转子大轴、护环材料及制造有关技术条件参见附录B。

b）转子大轴和护环的技术指标包括：

1）部件图纸。

2）材料牌号。

3）锻件制造商。

4）坯料的冶炼、锻造及热处理工艺。

5）化学成分。

6）力学性能：拉伸、硬度、冲击、脆性形貌转变温度FATT50或FATT20（对护环不要求FATT）。

7）金相组织、晶粒度。

8）残余应力测量结果。

9）无损探伤结果。

10）发电机转子电磁特性检验结果。

11）几何尺寸。

13.1.2发电机转子安装前应进行如下检验：

a）对发电机转子大轴、护环等部件的完好情况和是否存在制造缺陷进行检验，对易出现缺陷的部位重点检查。外观质量检验主要检查部件表面有无裂纹、严重划痕、碰撞痕印，依据检验结果作出处理措施。

b）若制造商未提供转子探伤报告或对其提供的报告有疑问时，应对转子进行无损探伤。

c）对转子大轴进行圆周和轴向硬度检验，圆周不少于4个截面且应包括转子两个端面，每一截面周向间隔90°进行硬度检验。同一圆周的硬度值偏差不应超过Δ30HB，同一母线的硬度值偏差不应超过Δ40HB。

13.2机组运行期间的检验监督

13.2.1机组投运后每次A级检修对转子大轴（特别注意变截面位置）、护环、风冷扇叶等部件进行表面检验，主要检查表面有无裂纹、严重划痕、碰撞痕印，有疑问时进行无损探伤；对表面较浅的缺陷应磨除；转子若经磁粉探伤后应进行退磁。

13.2.2机组运行10万h后的第1次A级检修，应视设备状况对转子大轴的可检测部位进行无损探伤。以后的检查为2个A级检修周期。

13.2.3对存在超标缺陷的转子，按照DL/T 654用断裂力学的方法进行安全性评定和缺陷扩展寿命估算；同时根据缺陷性质和严重程度，制定相应的安全运行监督措施。

13.2.4机组运行10万h后的第1次A级检修，对护环进行无损探伤。以后的检验为2个A级检修周期。

13.2.5对Mn18Cr18系材料的护环，在机组第3次A级检修开始进行晶间裂纹检查（通过金相检查），金相组织检验完后要对检查点多次清洗；对存在晶间裂纹的护环，应作较详细的检查，根据缺陷情况，确定消缺方案或更换。

13.2.6机组超速试验时，转子大轴的温度不应低于材料的脆性转变温度。

14 紧固件的金属监督

14.1对大于等于M32的高温紧固件的质量检验按GB/T20410—2006中相关条款执行。

14.2高温紧固件的选材原则、安装前和运行期间的检验、更换及报废按DL/T439中的相关条款执行。

14.3汽轮机/发电机大轴连接螺栓安装前应进行外观质量、光谱、硬度检验和表面探伤，机组每次检修应进行外观质量检验和无损探伤。

15 大型铸件的金属监督

15.1安装前的检验

15.1.1大型铸件如汽缸、汽室、主汽门、调速汽门、平衡环、阀门等部件，安装前应进行以下资料审查:

a）制造商提供的部件质量证明书有关技术指标应符合现行国家或行业技术标准；对进口部件，除应符合有关国家的技术标准和合同规定的技术条件外，应有商检合格证明单。汽缸、汽室、主汽门、阀门等材料及制造有关技术条件参见附录B。

b）部件的技术指标包括：

1）部件图纸。

2）材料牌号。

3）坯料制造商。

4）化学成分。

5）坯料的冶炼、铸造和热处理工艺。

6）力学性能：拉伸、硬度、冲击、脆性形貌转变温度FATT50或FATT20。

7）金相组织。

8）射线或超声波探伤结果。特别注意铸钢件的关键部位，包括铸件的所有浇口、冒口与铸件的相接处、截面突变处以及焊缝端头的预加工处。

15.1.2部件安装前应进行如下检验：

a）铸件100％进行外表面和内表面可视部位的检查，内外表面应光洁，不得有裂纹、缩孔、粘砂、冷隔、漏焊、砂眼、疏松及尖锐划痕等缺陷，必要时进行表面探伤；若存在上述缺陷，则应完全清除，清理处的实际壁厚不得小于壁厚偏差所允许的最小值且应圆滑过渡；若清除处的实际壁厚小于壁厚的最小值，则应进行补焊。对挖补部位应进行无损探伤和金相、硬度检验。汽缸补焊按DL/T 753执行。

b）汽缸的螺栓孔应进行无损探伤。

c）若制造厂未提供部件探伤报告或对其提供的报告有疑问时，应进行无损探伤；若有超标缺陷，加倍复查。

d）铸件的硬度检验，特别要注意部件的高温区段。

15.2 机组运行期间的检验监督

15.2.1机组每次A级检修对受监的大型铸件进行表面检验，有疑问时进行无损探伤，特别要注意高压汽缸高温区段的内表面、结合面和螺栓孔部位以及主汽门内表面。

15.2.2大型铸件发现表面裂纹后，应进行打磨或打止裂孔，若打磨处的实际壁厚小于壁厚的最小值，根据打磨深度由金属监督专责工程师提出是否挖补。对挖补部位应进行无损探伤和金相组织、硬度检验。

技术监督工作职责

技术监督管理制度 一．主要职责： 1认真贯彻执行公司批准执行的国家、行业和公司有关技术监督管理的法律、法规、规程、标准技术措施等对新规程、标准进行宣贯： 2建立、完善分公司、中心、部室有关技术监督管理档案资料，并保证其完整性、连续性、有效性、准确性； 3车间分公司新建、改进工程的设计审查、设备选型、监造、安装、调试、试生产阶级的技术监督管理和质量验收工作； 4,制订并上报分公司、中心、部室技术监督管理工作的年度工作计划、工作规划、工作总结；5对设备在运行、检修过程中存在的问题，及时进行研究并提出相应的解决办法，如果自己不能解决的，报上级有关部门并与相关技术监督服务单位取得联系，请求帮助解决； 6根据分公司、中心、部室技术监督年度工作计划，组织、安排、落实相应的技术监督工作项目； 7参加公司的技术监督工作会议，及时传达公司技术监督管理工作会议的内容，定期组织召开分公司、中心、部室的技术监督管理工作会议，并对所辖专业的技术监督管理工作进行全面总结分析； 8组织开展技术培训及人员取证，提高技术监督人员的专业水平； 二．技术监督权限 分公司、中心、部室对热工、汽轮机、节能、电能质量、电解槽、特种设备中的起重设施、电梯、公司内车辆（非交管部门管理的）机型技术监督，并负责特种设备中起重设施、电梯、公司内车辆（非交管部门的）的取证及对外联系事宜； 三．管理内容与要求 1技术监督是设备管理一项全方位、全过程的管理工作，覆盖设计审查、设备选型、监造、安装、调试、设备运行、检修、报废等全过程； 2技术监督的项目包括：绝缘、化学、金属、电测、热工、环保、电能质量、继电保护、特种设备、汽轮机、电解槽11项； （1）绝缘监督：包括发电机、高压电动机、变压器、电流互感器、电压互感器、耦和电容器、开关设备（包括GIS）套管、绝缘子、电缆、母线、避雷器、接地装置、整流装置及其它装置；以及绝缘油、六氟化硫气体和其它绝缘介质；电气设备的绝缘强度，过电压保护。 （2）化学监督：包括汽轮机油、燃油（燃气）；变压器油色谱分析；热力设备的腐蚀、结垢、积盐；热力设备停用保护；在线化学仪表；运行设备蒸汽、给水、凝结水、补给水、疏水、循环水、浓缩倍率、磷酸根检测等。 （3）金属监督：包括金属监督范围内的金属材料、焊接质量、主蒸汽‘再热蒸汽系统，受热面管子，锅炉汽包，高温紧固件，高温高速转动部件，汽轮机叶片，转子焊缝，发电机护环，各种疏水管道，入库原材料及设备配件等技术监督管理。 （4）电测计量监督：包括电能计量系统、遥测量系统、电器仪表、计量标准设备与检测设备。 （5）热工监督：包括参数监测、显示记录系统；自动调节系统、保护连锁及工艺信号系统、计算机数据采集系统；顺控系统；锅炉炉膛安全控制系统；汽轮机检测、保护系统；量值传递系统；程序控制系统；电气量采集系统；检测元件（压力、温度、

火力发电厂电能质量技术监督标准

Q/CRP 华润电力控股有限公司企业标准 Q/CRP 1108.01.01-2017 _____________________________________________________________________________________________ 火力发电厂电能质量技术监督标准 2017-02-09发布2017-02-09实施华润电力控股有限公司发布

Q/CRP 1108.01.01—2017 目次 前言................................................................................ II 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 术语与定义 (1) 4 符号、代号和缩略语 (1) 5 监督技术标准 (1) 5.1 规划设计阶段监督 (1) 5.2 运行阶段监督 (3) 5.3 监测设备检定、检验 (5) 6 监督管理要求 (5) 6.1 监督基础管理工作 (6) 6.2 日常管理内容和要求 (6) 6.3 各阶段监督重点工作 (9) 7 监督评价 (10) 附录A（规范性附录）技术监督不符合项通知单 (11) 附录B（规范性附录）电能质量技术监督资料档案格式 (12) 附录C（规范性附录）技术监督信息速报 (18) 附录D（规范性附录）电能质量技术监督月报编写格式 (19) 附录E（规范性附录）电能质量技术监督预警项目 (22) 附录F（规范性附录）技术监督预警通知单 (23) 附录G（规范性附录）技术监督预警验收单 (24) 附录H（规范性附录）技术监督动态检查问题整改计划书 (25) 附录I（规范性附录）电能质量技术监督工作评价表 (26) I

技术监督管理制度

编号：LTHB-MZW-AQ-066 技术监督管理制度 编制： 审核： 批准： 蓝天环保设备工程股份有限公司湄洲湾项目部 二零一三年一月 目录

1.目的 (2) 2.适用范围 (2) 3.术语和定义 (2) 4.管理职责 (4) 5.监督内容与方法 (7) 6.附则 (10)

1.目的 为加强本项目部的技术监督管理工作，提高设备可靠性，保证机组安全、经济运行，根据电力行业现行标准（电力技术监督导则DL/T 1051-2007），并结合公司生产管理的实际情况和特点，制订本制度。 2.适用范围 2.1 本制度规定了技术监督工作职责、工作范围、主要内容。 2.2 本制度适用于本项目部所属各部门。 3.术语和定义 3.1 技术监督 技术监督工作以安全和质量为中心、依据国家、行业有关标准，采用有效的测试和管理手段，对电力设备的健康水平及与安全、质量、经济运行有关的重要参数、性能、指标进行监测与控制，以确保其安全、优质、经济运行。 3.2 两级技术监督网 由部门、项目部组成。 3.3 绝缘监督：电气一次设备，如变压器、电抗器、开关（包

括GIS）电流互感器、电压互感器、耦合电容器、电缆、母线、绝缘子、高压电机等设备的绝缘强度，过电压保护及接地系统。 3.4 电测监督：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；如：电能表、互感器、电量变送器、测量系统二次回路、电测计量装置和电工测量仪器、仪表等。 3.5 继电保护和安全自动化装置监督：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、电缆、母线、输电线路、等设备继电保护；安全自动装置、同期装置、故障录波装置和励磁系统（包括PSS）及所属二次回路。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、故障录波完好率。 3.6 励磁监督：脱硫脱硝系统性能及指标，整定参数和运行可靠性。 3.7节能监督：脱硫脱硝设备的效率、能耗（燃料、水）、变电设备损耗及提高效率、降低损耗的措施等。 3.8 环保监督：废水的处理设施及排放、烟气的处理设施及排放、噪声治理、环保设施效率、电厂的环境现状评价等。 3.9 金属监督：压力容器、高温或承压管道及部件、高速旋转部件（循环泵叶轮、叶片、氧化风机、消音器部件），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。 3.10 化学监督：水、汽、电力设备用油（气）、燃料品质，热力设备的腐蚀、结垢、积盐，热力设备停备保护，化学仪器仪表等。

金属技术监督规程支吊架的监督

金属技术监督规程支吊架的监督 1.1设计阶段的监督 1.2汽水管道支吊架的设计选型应符合DL/T 5054 的规定。 1.3汽水管道设计文件上应有支吊架的类型及布置，支吊架 的安装荷重、结构荷重、工作荷重、支吊架的冷位移和热位 移值。 1.4制造阶段的监督 1.5制造阶段应依据DL/T 586 、 DL/T 1113 对汽水管道支吊架的制造质量进行监督检验和资料审查、出厂验收。 1.6管道支吊架的弹簧应有产品质量保证书和合格证，用于 变力弹簧或恒力弹簧支吊架的弹簧特性应进行100%检查，变力弹簧支吊架、恒力弹簧支吊架和阻尼装置等功能件的性能 试验必须逐台检验。 1.7合金钢材料的支吊架管夹、承载块和连接螺栓、螺母应 进行 100%光谱复查，复查结果应与设计要求相一致，代用材料必须有设计单位出具的更改通知单。 1.8支吊架上用螺栓及螺母的螺纹应完整，无伤痕、毛刺等 缺陷，螺栓与螺母应配合良好，无松动或卡涩现象。 1.9支吊架出厂文件资料至少应包括以下内容： a)供货清单、产品检验合格证、使用说明书、热处理记 录；

b)恒力支吊架、变力弹簧支吊架、液压阻尼器、弹簧减 震器的性能试验报告； 1.10安装阶段的监督 1.11安装前，应依据DL/T 1113标准的规定，对汽水管道 支吊架进行开箱验收。 1.12安装前，应对管道和集箱支吊架的合金钢部件进行100%的光谱检验，检验结果应符合设计要求，光谱检验按DL/T 991执行。 1.13支吊架的安装应符合设计文件、使用说明书、DL/T 1113的规定。 1.14支吊架安装完毕后应依据DL/T 1113 标准的规定，对支 吊架安装质量进行水压试验前、水压试验后升温前、运行条 件下三个阶段的检查和验收。 1.15支吊架安装质量应符合DL/T 1113 标准的规定。 1.16在机组试运行方案中，应有防止发生管道水冲击的事故 预案，以预防管道发生水冲击并引发支吊架损坏事故的发 生。 1.17运行阶段的监督 1.18运行过程中，应对主蒸汽、再热热段和冷段、主给水管 道、给水再循环、高压旁路和低压旁路等重要管道和外置式 集箱的支吊架，每年在热态下进行一次外观检查，并对检查 情况进行记录和建档保存。检查项目和内容如下：

《压力容器安全技术监察规程》 2013最新版

《压力容器安全技术监察规程》2013最新版 第160条压力表选用的要求如下： 1、选用的压力表，必须与压力容器内的介质相适应。 2、低压容器使用的压力表精度不应低于2.5级；中压及高压容器使用的压力表精度不应低于1.5级 3、压力表盘刻度限值应为最高工作压力的1.5～3.0倍。表盘直径不应小于100mm。 第161条压力表的校验和维护应符合国家计量部门的有关规定。压力表安装前应进行检验，在刻度盘上应划出指示最高工作压力的红线，注明下次校验的日期。压力表校验后应加铅封。第162条压力表的安装要求如下： 1、装设位置应便于操作人员观察和清洗，且应避免受到辐射热、冻结或震动的不利影响。 2、压力表与压力容器之间，应装设三通旋塞或针形阀，三通旋塞或针形阀上应有开启标记和锁紧装置；压力表与压力容器之间，不得连接其他用途的任何配件或接管。 3、用于水蒸气介质的压力表，在压力表与压力容器之间应装有存水弯管。 4、用于具有腐蚀性或高粘度介质的压力表，在压力表与压力容器之间应装设能隔离介质的缓冲装置。 第163条压力表有下列情况之一时，应停止使用并更换： 1、有限止钉的压力表，在无压力时，指针不能回到限止钉处；无限止钉的压力表，在无压力时，指针距零位的数值超过压力表的允许误差。 2、表盘封面玻璃破裂或表盘刻度模糊不清。 3、封印损坏或超过校验有效期限。 4、表内弹簧管泄漏或压力表指针松动。 5、指针断裂或外壳腐蚀严重。 6、其他影响压力表准确指示的缺陷。 第164条压力容器用液面计应符合有关标准的规定，并符合下列要求： 1、应根据压力容器介质、最高工作压力和温度正确选用。 2、在安装使用前，低、中压容器用液面计，进行1.5倍液面计公称压力的液压试验；高压容器的液面计，应进行1.25倍液面计公称压力的液压试验。 3、盛装0℃以下介质的压力容器，应选用防霜液面计。 4、寒冷地区室外使用的液面计，应选用夹套型或保温型结构的液面计。 5、用于易燃、毒性程度为极高、高度危害介质的液化气体压力容器上，应有防止泄漏的

火力发电厂电能质量技术监督

目录 第一篇电能质量监督管理工作要点与要求 第一章发电企业电能质量监督的组织管理和监督内容第二章电能质量监督工作计划的内容及编制注意事项第三章电能质量监督的技术管理 第四章技术监督动态检查管理办法及动态检查考核项目 第二篇监督技术标准 火力发电厂电能质量监督技术标准 第三篇附录 附件A 发电企业电能质量技术监督季报格式 附录B 火力发电厂电能质量技术监督动态检查考核表

第 一电能质量监督管理工作要点与要求篇 第一章发电企业电能质量监督的组织管理和监督内容 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。为了保证技术监督管理的系统性、专业性和统一性，各基层企业应成立以生产副厂长(副总经理)或总工程师为组长的技术监督管理领导小组，具体全面负责管理本企业的技术监督管理工作。 第一节管理要求 各发电企业应设电能质量监督专责工程师，明确电能质量监督归口管理部门，建立由厂（公司）、相关部门人员组成的电能质量监督网，在主管生产的副总经理（或总工程师）领导下统筹安排，协调运行、检修、试验等部门的电能质量监督工作。 1、主管生产的副总经理（总工程师）的职责 1）领导电能质量监督工作，建立健全电能质量监督网，落实电能质量系统技术监督责任制； 2）认真贯彻有关电能质量监督的各项技术标准、规章制度；审批本单位制定的规定、制度、工作计划和反事故措施。根据《中国华能集团公司技术监督管理办法》，组织制定符合本单位情况的电能质量专业监督管理实施细则； 3）组织并督促运行、检修部门做好电能质量监督工作，定期召开电能质量监督分析会，分析本单位电能质量运行情况，提出电能质量技术监督工作的重点，确保电能质量技术监督指标满足要求； 4）组织调查分析本单位电能质量事故和缺陷产生的原因，研究制定对策并督促实施； 5）督促、检查和审批有关的上报材料（年度电能质量技术监督工作计划、总结，电能质量事故分析等），确保上报材料及时、准确、完整； 6）审批电能质量重大改进项目，审核上报的电能质量监督工作总结、有关的统计报

金属技术监督规程发电机部件的监督

金属技术监督规程发电机部件的监督 1.1 制造阶段的监督 制造阶段应依据DL/T 586对发电机转子大轴、集电环（或称滑环）、护环、中心环、风扇叶片等部件的制造质量进行现场监督检验和资料审查。 1.2 安装阶段的监督 1.3 安装前，应对发电机转子大轴、护环等部件以下出厂资料进行审查： a）制造商提供的部件质量证明书，质量证明书中有关技术指标应符合现行国家标准、行业技术标准（若无国 内外国家标准或行业标准，可按企业标准）和合同规 定的技术条件；对进口锻件，除应符合有关国家的技 术标准和合同规定的技术条件外，还应有商检合格证 明单；发电机转子大轴、护环材料及制造有关技术条 件见附录G、附录H； b）转子大轴和护环的技术指标包括： 1)部件图纸。 2)材料牌号。 3)锻件制造商。 4)坯料的冶炼、锻造及热处理工艺。 5)化学成分。

6)力学性能：拉伸、硬度、冲击、脆性形貌转变温度 FATT50（若标准中规定）或FATT20。 7)金相组织、晶粒度。 8)残余应力测量结果。 9)无损检测结果。 10)发电机转子、护环电磁特性检验结果。 11)几何尺寸。 1.4 国产汽轮发电机转子、护环锻件验收，应满足以下规定： a)1000MW及以上汽轮发电机转子锻件技术要求和质量检 验应符合JB/T 11017； b)300MW～600MW汽轮发电机转子锻件技术要求和质量检 验应符合JB/T 8708； c)50MW～200MW汽轮发电机转子锻件技术要求和质量检 验应符合JB/T 1267； d)50MW～200MW汽轮发电机无中心孔转子锻件技术要求 和质量检验应符合JB/T 8706； e)50MW以下汽轮发电机转子锻件技术要求和质量检验应 符合JB/T 7026； f)50MW以下汽轮发电机无中心孔转子锻件技术要求和质 量检验应符合JB/T 8705； g)300MW～600MW汽轮发电机无磁性护环锻件技术要求和 质量检验应符合JB/T 7030；

QHN-1-0000.08.026-2015 中国华能集团公司火力发电厂燃煤机组环境保护监督标准

Q/HN 中国华能集团公司企业标准 Q/HN-1- 0000.08.026—2015 火力发电厂燃煤机组环境保护监督标准 Supervision standard of environmental protectionfor coal-fired thermal power plant 2015- 05-01发布 2015- 05 -01实施 中国华能集团公司发布

目次 前言.............................................................................. II 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 总则 (5) 4 监督技术标准 (5) 4.1 除尘系统监督 (5) 4.2 脱硫系统监督 (10) 4.3 脱硝系统监督 (15) 4.4 废水处理系统监督 (21) 4.5 烟气排放连续监测系统监督 (25) 4.6 烟囱防腐的监督 (28) 4.7 各类污染物排放监督 (29) 4.8 燃煤中硫份、灰份的监督 (33) 5 监督管理要求 (33) 5.1 环保监督管理的依据 (33) 5.2 日常管理内容和要求 (35) 5.3 各阶段监督重点工作 (39) 6 监督评价与考核 (40) 6.1 评价内容 (41) 6.2 评价标准 (41) 6.3 评价组织与考核 (41) 附录A（规范性附录）环保设备台账编写格式 (42) 附录B（规范性附录）环保技术监督不符合项通知单 (48) 附录C（规范性附录）环保技术监督季报编写格式 (49) 附录D（规范性附录）环保技术监督信息速报 (53) 附录E（规范性附录）环保技术监督预警项目 (54) 附录F（规范性附录）环保技术监督预警通知单 (55) 附录G（规范性附录）环保技术监督预警验收单 (56) 附录H（规范性附录）环保技术监督动态检查问题整改计划书 (57) 附录I（规范性附录）环保技术监督工作评价表 (58)

金属技术监督规程受热面管子的监督

金属技术监督规程受热面管子的监督 1.1 设计阶段的监督 1.2 设计阶段，应对锅炉受热面的设计选材、管屏布置、材料焊接、设计规格、强度计算书、设计面积、壁温计算书、材料最高许用壁温、壁温测点布置等进行审核，必要时组织第三方进行评审。 1.3 对于大型亚临界、超（超）临界锅炉设计时，应充分考虑过热器、再热器管材料实际抗高温蒸汽氧化的性能和氧化皮剥落堵管等问题，所选材料的允许使用温度应高于计算壁温并留有裕度。锅炉受热面管设计允许壁温可参照附录L。 1.4 超（超）临界锅炉设计时，应根据投运后受热面管壁温实际监视需要，配置必要的炉膛出口或高温受热面两侧烟温测点、炉顶穿顶棚管壁温测点，宜配置高温受热面炉内壁温测点。锅炉受热面金属壁温测点布置原则可参照附录M。 1.5 超超临界锅炉选用奥氏体不锈钢时，应优先选用内壁喷丸处理或细晶粒钢。 1.6 锅炉受热面管屏穿顶棚管与密封钢板的设计连接结构形式和焊接工艺，应能预防与管子的密封焊缝产生裂纹。 1.7 制造阶段的监督 1.8 制造阶段应依据DL/T 586对受热面管排（屏）的制造质量进行现场监督检验和资料审查。

1.9 受热面管屏制造、安装前，应检查见证管材质量保证书，其内容应符合本规程4.1中相关条款；检查见证焊材质量保证书，其内容应符合本规程4.2中相关条款。主要见证内容应包括： a)管材制造商的质保书，进口管材的报关单和商检报告； b)国产锅炉受热面用无缝钢管的质量检验应符合GB/T 5310、GB/T 16507的规定及订货技术条件，同时参照 NB/T 47019的规定；进口钢管的质量检验应符合相应 牌号的国外标准（若无行业标准，可按企业标准）及 订货技术条件，重要的钢管技术标准有ASME SA-213/SA-213M、DIN EN 10216-2、EN 10216-5，同 时对比NB/T 47019补齐缺少的检验项目； c)管子内外表面不允许有大于以下尺寸的直道及芯棒擦 伤缺陷：热轧（挤）管，大于壁厚的5%，且最大深度 0.4mm；冷拔（轧）钢管，大于公称壁厚的4%，且最大 深度0.2mm。对发现可能超标的直道及芯棒擦伤缺陷的 管子，应取样用金相法判断深度； d)管材入厂复检报告或制造商验收人员按照采购技术要 求在材料制造单位进行验收，并签字确认。 e)细晶粒奥氏体耐热钢管晶粒度检验报告。 f)内壁喷丸的奥氏体耐热钢管的喷丸层检验报告，并对 喷丸表面进行宏观检验。

金属技术监督规程紧固件的监督

金属技术监督规程紧固件的监督 1.1 制造阶段的监督 1.2 制造阶段应依据DL/T 586对紧固件（包括汽缸螺栓、汽门螺栓、联轴器、导汽管法兰螺栓等）的制造质量进行现场监督检验和资料审查。对国外引进材料制造的螺栓，若无国家或行业标准，应见证制造厂企业标准，明确螺栓强度等级。 1.3 制造厂应提供质量证明书，其中至少包括材料、热处理规范、力学性能和金相组织等技术资料。 1.4 对大于等于 M32 的高温紧固件的质量检验按GB/T 20410、DL/T 439中相关条款执行。 1.5 根据螺栓的使用温度按 DL/T 439 的规定选择钢号。螺母强度应比螺栓材料低一级，硬度值低 20HBW～50HBW。螺栓的硬度值控制范围见附录H。 1.6 几何尺寸、表面粗糙度及表面质量应符合 DL/T 439 的要求。 1.7 高温紧固件材料的非金属夹杂物、低倍组织和δ-铁素体含量按GB/T 20410相关条款执行。 1.8 安装阶段的监督 1.9 安装前，应首先检查制造厂提供的质量证明书，其中至少包括材料、热处理规范、力学性能和金相组织等技术资料。其材料应符合设计要求，力学性能应符合 DL/T 439 的规定。

1.10 安装前，锅筒人孔门、导汽管法兰、主汽门、再热蒸汽调门螺栓，应进行硬度检验，硬度值应符合附录H的规定。 1.11 对于汽轮机、发电机对轮螺栓，安装前应进行如下检验： a)螺栓表面应光洁、平滑，不应有凹痕、裂口、毛刺和 其他引起应力集中的缺陷，必要时进行表面检测； b)合金钢螺栓应进行100%的光谱检验，检查部位为螺栓 端面。光谱检验按DL/T 991执行； c)对螺栓进行100%的硬度检验，硬度值应符合附录H的 规定； 1.12 IN783、GH4169合金制螺栓表面进行宏观检验，特别注意检查中心孔表面的加工粗糙度；按数量的10%进行无损检测，光杆部位进行超声波检测，螺纹部位渗透检测；100%进行硬度检测，若硬度超过370HB，应对光杆部位进行超声波检测，螺纹部位渗透检测。 1.13 运行阶段的监督 1.14 机组运行过程中应加强对汽轮机和蒸汽阀门的巡检，如发生螺栓断裂原因引起的泄漏，应及时处理，防设备止损伤事故的扩大。 1.15 对于机组运行过程发生的螺栓断裂事故（包括检修中发现的开裂和断裂螺栓），应及时安排进行原因分析，防止同类型事故的发生。 1.16 检修阶段的监督

火力发电厂生产指标介绍

三、火力发电厂生产指标介绍 一、主要指标介绍 1、供电煤耗：指火力发电机组每供出单位千瓦时电能平均耗用的标准煤量。他是综合计算了发电煤耗及厂用电率水平的消耗指标。因此，供电标煤耗综合反映火电厂生产单位产品的能源消耗水平。 供电煤耗=发电耗用标准煤量（克）/供电量（千瓦时）=发电耗用标准煤量（克）/发电量X（1-发电厂用电率）（千瓦时） 2、影响供电煤耗的主要指标 1）锅炉效率：锅炉效率是指有效利用热量与燃料带入炉热量的百分比。 2）空预器漏风率：是指漏入空气预热烟气侧的空气质量流量与进入空气预热器的烟气质量流量比。 3）主汽温度：主汽温度是汽轮机蒸汽状态参数之一，是指汽轮机进口的主蒸汽温度。 4）主汽压力：主汽压力也是汽轮机蒸汽参数状态之一，是指汽轮机进口的主蒸汽压力。 5）再热汽温：再热汽温度是汽轮机蒸汽参数状态之一，是指汽轮机进口的再热蒸汽温度。 6）排烟温度:排烟温度是指锅炉末级受热面（一般指）空气预热器后的烟气温度。对于锅炉末级受热面出口有两个或两个以上烟道，排烟温度应取各烟道烟气温度的算数平均值。 7）飞灰可燃物：是指锅炉飞灰中碳的质量百分比（％）。 8）汽轮机热耗率：是指汽轮机发电机组每发出一千瓦时电量所消耗的热量。以机组定期或修后热力试验数据为准。 9）真空度：是指汽轮机低压缸排气端真空占当地大气压的百分数。 10）凝汽器端差：是指汽轮机低压缸排汽温度与冷却水出口温度之差。 11）高加投入率：是指汽轮机高压加热器运行时间与机组运行时间的比值。 12）给水温度：是指机组高压给水加热器系统出口的温度值（℃）。

13）发电补给水率：是指统计期汽、水损失水量，锅炉排污量，空冷塔补水量，事故放水（汽）损失量，机、炉启动用水损失量，电厂自用汽（水）量等总计占锅炉实际总蒸发量的比例。 注：以上指标偏离设计值对煤耗的影响见附表 3、综合厂用电率：是指统计期综合厂用电量与发电量的比值，即： 综合厂用电率=(发电量/综合厂用电量)×100％。综合厂用电量是指统计期发电量与上网电量的差值，反应有多少电量没有供给电网。 辅机单耗：吸、送风机、制粉系统、给水泵、循环水泵、脱硫等。 4、发电燃油量：是指统计期用于发电的燃油消耗量。 5、发电综合耗水率：是指发单位发电量所耗用的新鲜水量（不含重复利用水）。在统计耗水量时应扣除非发电耗水量。 6、100MW及以上机组A、B级检修连续运行天数：是指100MW及以上机组经A、B级检修后一次启动成功且连续运行天数，期间任何原因发生停机则中断记录。 7、等效可用系数：等效可用系数是指机组可用小时与等效降出力停运小时的差值与统计期日历小时的比值。 8、机组非计划停运次数：机组非计划停运次数是指机组处于不可用状态且不是计划停运的次数。 二、保证生产指标的措施 1、深入开展能耗诊断，认真落实整改措施，不断提高能耗管理水平。 2、不断深化对标管理，通过运行优化、设备治理、科技创新、节能改造等技术手段，不断提高机组经济运行水平。 3、深化运行优化，加强耗差分析，确定最优经济运行方案，合理调整运行方式； 4、全面推行经济调度，明确各台机组调度顺序，提升机组安全、经济运行水平；

DL438_91火力发电厂金属技术监督规程完整

中华人民国电力行业标准 DL 438—91 代替SD 107—83 火力发电厂金属技术监督规程 中华人民国能源部1991-09-16批准 1992-05-01实施 1总则 1.1为保证火力发电厂金属技术监督围各种金属部件的运行安全和人身安全，特制订本规程。 1.2本规程适用于火力发电厂金属技术监督围各种金属部件的设计、安装、生产、修造、材料供应及试验研究等部门。 1.3各电业管理局(电力联合公司、电力总公司)、电力工业局、电力建设局应有专职工程师负责金属技术监督的组织领导工作。各试验研究所(院)在主管局领导下负责本地区的金属技术监督工作。高温高压火力发电厂，电力建设工程公司(工程处)应设专职工程师负责本单位的金属技术监督工作，并设金属试验室负责本单位的金属试验工作。 1.4中温中压火力发电厂和修造企业由主管局根据本地区的实际情况，必要时可设专职工程师或兼职专业技术人员主管。 1.5金属技术监督必须贯彻安全第一预防为主方针，实行专业监督和群众监督相结合。各地区可根据本规程制订适合本地区的监督制度或条例。 2金属技术监督的体制、围和任务 2.1金属技术监督的体制 2.1.1金属技术监督实行在能源部领导下的电业管理局(电力联合公司、电力总公司)，省(区)电力工业局(电力建设局)，火力发电厂(电力建设工程公司)三级管理。 2.1.2金属技术监督各级机构(或专职工程师)的职责。 2.1.2.1电业管理局(电力联合公司、电力总公司)和省(区)电力工业局(电力建设局)金属技术监督机构的职责： .贯彻部颁发的《火力发电厂金属技术监督规程》和下达的有关金属技术监督的各项指示； b.审批全局性的金属技术监督条例、规划、计划等； c.组织召开金属技术监督工作会议，传达和布置金属技术监督的任务。 2.1.2.2电业管理局(电力联合公司、电力总公司)和省局(区)的电力试验研究所(院)金属技术监督机构的职责： a.贯彻执行部、局颁发的金属技术监督规程、制度和条例； b.组织制订全局性的金属技术监督条例、技术标准、试验方法和有关技术措施； c.承担有关金属技术监督培训任务，负责归口金属技术监督管理工作； d.参加重大事故调查研究和试验研究工作。

技术监督告警管理制度

1 目的为了规范国华定电公司技术监督告警管理的目标、程序和要求。 2 适用范围本标准适用于国华定电公司的技术监督管理工作。 3 引用标准 《电力工业技术监督工作规定》《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则与检查要点》 《火力发电厂安全性评价》（第二版）《火力发电厂并网安全性评价》（2004 年） 《电力建设施工、验收及质量验评标准》（96 年版）《火力发电厂金属技术监督规程》（DL438— 2000）《火力发电厂焊接技术规程》（DL/T869 —2004）《河北南部电网电力技术监督异常情况告警制 度》 《河北南网技术监督检查标准》国华发电管理系统“环境保护管理子系统”（GHFD-07） 国华电力公司技术监督检查细则 4 定电公司生产内部预警、告警制度 4.1 在技术监督管理工作中，技术监督范围内的设备、系统出现异常已经达到规程报警指标或接近超标值，但未达到《河北南部电网电力技术监督异常情况告警制度》有关规定时，实行定电公司内部技术监督异常超标、预警通知单制度，向责任部门发出技术监督异常超标、预警通知单。 4.1.1 参照发电管理系统技术监督告警制度内容，在定电公司内执行技术监督异常超标、预警通知单。异常超标通知单，由技术监督专责人依据试验报告和监督条例提出，由总工程师签发后，连同试验报告送至相关责任部门经理。 4.1.2 技术监督异常超标、预警通知单的整改：责任部门接到通知单后立即采取措施进行整改，在72 小时内将处理情况反馈给技术监督专责人，生技部和相关设备责任部门对其进行验收登记并对异常情况继续进行跟踪。对于无法立即实施的应制定临时控制措施，应做好实施准备，并将情况进行反馈备案。 4.1.3 当发生下列情况时，即形成公司内部技术监督告警一次。 4.1.3.1 技术监督范围内的设备存在安全隐患，已接到技术监督异常超标、预警通知单，没有在规定时间内积极解决、制定防范措施。． 4.1.3.2 设备运行数据、试验数据弄虚作假；技术监督季度报表、技术报告、记录档案、工作总结内容失实。 4.1.3.3 在大修、小修和临修中安排的技术监督项目漏项，未按照技术要求实施并隐瞒不报。 4.1.3.4 违反技术监督制度工作制度，造成监督工作失效。 4.1.3.5 监督异常事件漏报、瞒报或越级上报，造成不良影响的。 4.1.3.6 因管理不善造成标准计量器具仪表丢失或损坏的。 4.1.3.7 由于工作失误导致监督工作和项目无法正常开展。 4.1.3.8 违反技术监督制度导致公司上级职能部门对公司依据发电管理系统告警条例发出告警的。 4.1.3.9 在技术监督范围内的设备、系统出现异常已经达到规程报警指标，且没有在一个月内解决、制定 防范措施，由运行部门专业主管提出，总工程师签字，向技术监督专业一级网负责人（生技部专业主 管）发出技术监督指标异常通知单，实现相互监督的目的。 5 河北省电力研究院预警制度 出现以下异常情况，但没有达到《河北南部电网电力技术监督异常情况告警制度》有关规定时，根据与河北省电力研究院的《技术监督、技术服务合同》的规定，由河北省电力研究院向定电公司发技术监督预警单 5.1 技术监督范围内的设备已处在事故边缘，但仍强制运行。 5.2 技术监督范围内的设备不安全运行已延续一段时间，经技术监督指导后，仍没有改进，而且有关单位不积极解决。 5.3 设备的运行数据、技术数据、试验数据有弄虚作假的情况。

技术监督

技术监督 就是对电力系统内部的发供电设备及其运行状况进行监测和管理，掌握其运行性能和变化规律，进而指导生产，并反馈到设计、制造部门，以提高产品质量。 简介 电力技术监督，就是对电力系统内部的发供电设备及其运行状况进行监测和管理，掌握其运行性能和变化规律，进而指导生产，并反馈到设计、制造部门，以提高产品质量。 在电力生产的全过程中，严格执行技术监督制度是保障电厂、电网安全经济运行、向用户提供优质电能的基础。反之，任何细节上的差池或疏忽都可能导致违背技术标准及操作规程，酿成大祸。不但造成电力生产人员或设备的损失，还有可能殃及社会。另外，通过对电力技术监督报告的分析，还能为电力管理、生产、营销部门的科学决策提供重要依据。 溯源 电力企业的技术监督开始于20世纪50年代初，源于前苏联，最初为对水、汽、油品质的化学监督及计量。10世纪50年代后期，随着高温、高压机组的发展又增加了金属监督。1963年水利电力部明确把电力设备技术监督作为电力生产技术管理的一项具体管理内容。当时称为四项监督，即化学监督(主要是水汽品质监督和油务监督)、绝缘监督(电气设备绝缘检查)、仪表监督(热工仪表及自动装置的检查)、金属监督(主要是高温高压管道与部件的金属检查)。这四项都是预防性检查，主要是为了扭转技术管理混乱，对设备检查、监督不力，加强生产检修管理工作而提出的，一直受到各级电力管理部门和基层生产单位的重视。 内容 随着电力事业的不断发展和电力技术水平的日益提高，对电力设备技术监督的范围、内容和工作要求越来越多、越来越高。国家已将电力技术监督的范围扩大为电能质量、金属、化学、绝缘、热工、电测、环保、继电保护、节能等9个方面，并且要求实行从工程

火力发电厂行业技术标准最新版规定清单

火力发电厂行业技术标准、规定清单 A、安装调试试运通用规程标准 1《电力建设工程施工技术管理导则》国家电网公司工［2003］153 号 2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》原电力部[1996] 3《火电工程启动调试工作规定》原电力部[1996] 4《模拟量控制系统负荷变动试验导则》电力部[1996] 5《火电机组热工自动投入率统计方法》电力部[1996] 6《汽轮机甩负荷试验导则》电力部[1996] 7《火电机组启动蒸汽吹管导则》（电综[1998]179 号） 8《火力发电厂锅炉化学清洗导则》DL/T794-2001 9《电力基本建设热力设备化学监督导则》SDJJS03-88 10《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（建质[1996]111 号） 11《火电施工质量检验及评定标准》（电综[1998]全套） 12《火电机组启动验收性能试验导则》电综[1998]179 号 13《电力建设基本工程整套满负荷试运质量监督检查典型大纲》 14《火电机组达标投产考核标准》（中建企协[2006]6 号） 15《化学监督制度》SD246-88 16《火力发电厂水汽化学监督导则》DL/T 561-95 17《电气装置安装工程·电力设备交接试验标准GB50150》 18《电力生产安全工作规定》 19《电力建设安全工作规程(火力发电厂部分)》DL5009—96 20《电力安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)》DL408—91 21《火力发电厂安全、文明生产达标考核实施细则》 22《火电优质工程评选办法》国电公司[2000] 23《火电工程启动调试大纲编制纲要》DZB07-1998 24《火电工程启动试运实施细则》DZB04-1998 25《火电工程竣工验收实施细则》DZB05-1998 26《火电工程调试措施编制纲要》DZB06-1998

电力技术监督专责人员上岗资格管理规定

电力技术监督专责人员上岗资格管理规定 TTA standardization office【TTA 5AB- TTAK 08- TTA 2C】

中国华能集团公司 电力技术监督专责人员上岗资格管理办法 （试行） 第一章总则 第一条电力技术监督是提高发电设备安全可靠性，保证集团公司发电企业及相关电网安全、可靠、经济、环保运行的重要手段。为进一步提高发电企业技术监督专责人员的专业素质，有效开展技术监督管理工作，根据集团公司《电力技术监督管理办法》，制订本办法。 第二条发电企业技术监督专责人员应经专业培训和资格考试，获得岗位合格证，实行持证上岗。 第三条发电企业已在岗技术监督专责人员应在3年内通过资格考试，获得岗位合格证。新上岗技术监督专责人员应具备中级及以上职称，并从事相关专业工作3年以上，通过专业培训和资格考试，获得岗位合格证。 第四条本办法适用于集团公司所属火力、水力和风力基层发电企业。 第二章组织机构 第五条集团公司安监部负责电力技术监督专责人员上岗考试及资格管理工作。 第六条产业、区域子公司负责所属发电企业技术监督专责人员的培训，组织相关人员参加集团公司的上岗考试，监督、

检查所属发电企业技术监督专责人员持证上岗工作的落实。 第七条发电企业应按照规定配齐各专业技术监督专责人，做好技术监督专责人员的专业培训、上岗资格考试的资质审查和资格申报工作，保证技术监督专责人员持证上岗。 第八条西安热工院成立技术监督人员资格考试办公室，工作上接受集团公司安监部的领导和监督，负责按照DL/T 1051《电力技术监督导则》、集团公司《电力技术监督管理办法》、技术监督标准等编制各专业技术监督培训教材和考试题库，协助集团公司做好技术监督专责人员的上岗考试工作，协助产业公司、区域子公司做好技术监督专责人员的培训工作。 第三章考试内容 第九条电力技术监督专责人员上岗考试内容包括专业知识、管理基础知识、标准规范知识等三部分。 (一)专业知识包括本专业监督范围内基本理论、设备（或系统）结构、工作原理，设备（或系统）缺陷或故障产生原因、识别和监督处理措施； (二)管理基础知识包括国家、行业、集团公司技术监督管理要求、日常工作内容； (三)标准规范知识包括电力设备设计、制造、运行、维护方面的有关国家、行业标准和集团公司颁布的电力技术监督标准； 第四章考试实施

火力发电厂金属技术监督规程

火力发电厂金属技术监督规程总则 1.1 为保证火力发电厂金属技术监督范围内各种金属部件的运行安全和人身安全，特制订本规程。 1.2 本规程适用于火力发电厂金属技术监督范围内各种金属部件的设计、安装、生产、修造、材料供应及试验研究等部门。 1.3 各电业管理局(电力联合公司、电力总公司)、电力工业局、电力建设局应有专职工程师负责金属技术监督的组织领导工作。各试验研究所(院)在主管局领导下负责本地区的金属技术监督工作。高温高压火力发电厂，电力建设工程公司(工程处)应设专职工程师负责本单位的金属技术监督工作，并设金属试验室负责本单位的金属试验工作。 1.4 中温中压火力发电厂和修造企业由主管局根据本地区的实际情况，必要时可设专职工程师或兼职专业技术人员主管。 1.5 金属技术监督必须贯彻安全第一预防为主方针，实行专业监督和群众监督相结合。各地区可根据本规程制订适合本地区的监督制度或条例。2 金属技术监督的体制、范围和任务 2.1 金属技术监督的体制; 2.1.1 金属技术监督实行在能源部领导下的电业管理局(电力联合公司、电力总公司)，省(区)电力工业局(电力建设局)，火力发电厂(电力建设工程公司)三级管理。 2.1.2 金属技术监督各级机构(或专职工程师)的职责。 2.1.2.1 电业管理局(电力联合公司、电力总公司)和省(区)电力工业局(电力建设局)金属技术监督机构的职责： a.贯彻部颁发的<<火力发电厂金属技术监督规程>>和下达的有关金属技术监督的各项指示； b.审批全局性的金属技术监督条例、规划、计划等； c. 组织召开金属技术监督工作会议，传达和布置金属技术监督的任务。 2.1.2.2 电业管理局(电力联合公司、电力总公司)和省局(区)的电力试验研究所(院)金属技术监督机构的职责： a.贯彻执行部、局颁发的金属技术监督规程、制度和条例； b.组织制订全局性的金属技术监督条例、技术标准、试验方法和有关技术措施； c.承担有关金属技术监督培训任务，负责归口金属技术监督管理工作； d.参加重大事故调查研究和试验研究工作； 2.1.2.3 火力发电厂(电力建设工程公司)总工程师关于金属技术监督的职责； a.组织贯彻上级有关金属技术监督规程、指示和规定，审批本单位的金属技术监督规章制度； b.督促检查金属技术监督实施情况。 2.1.2.4 火力发电厂(电力建设工程公司)金属技术监督专职工程师的职责； a.组织制订本单位的金属技术监督规章制度和实施细则，负责编写金属技术监督工作计划和工作总结； b.审定检修或安装中金属技术监督检测项目； c.对金属技术监督工作情况及检验中发生的问题，适时呈报上级单位； d.负责组织金属技术监督活动。 2.1.2.5 火力发电厂(电力建设工程公司)金属试验室职责； a. 协助有关部门做好钢材备品备件的管理、热处理和焊接质量的监督；

水电站技术监督管理办法正式版

Through the joint creation of clear rules, the establishment of common values, strengthen the code of conduct in individual learning, realize the value contribution to the organization.水电站技术监督管理办法 正式版

水电站技术监督管理办法正式版 下载提示：此管理制度资料适用于通过共同创造，促进集体发展的明文规则，建立共同的价值观、培养团队精神、加强个人学习方面的行为准则，实现对自我，对组织的价值贡献。文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。 第一章总则 第一条为加强技术监理所工作,提高发电设备的可靠性, 防止设备事故发生，加强对设备的运行、检修、改造等进行全过程监督管理，以保证电网安全、优质、经济运行,，特制定本制度。 第二条技术监督工作应贯彻“安全第一，预防为主”的方针，实行技术责任制,按照依法监督分级管理、行业归口的原则，对电力建设和生全过程实施技术监督。 第三条引用标准：《电力工业技术

监督工作规定》、《电力技术监督导则》DL/T1051-2007。 第四条技术监督工作以质量为中心，以标准为依据，以计量为手段，建立质量、标准、计量三位一体的技术监督体系。 第五条技术监督包括电能质量、金属、化学、绝缘、电测、热工、环境保护、节能、继电保护、坝工、自动化通信及信息技方面，对电力设备或系统的健康水平及与安全、质量、经济运行有关的重要参数、性能、指标进行监测、调整及评价。 第六条技术监督工作是一项全过程、全方位的技术管理工作，应贯穿于工

做好火电厂金属技术监督的途径分析

做好火电厂金属技术监督的途径分析 发表时间：2016-12-15T15:26:30.937Z 来源：《电力设备》2016年第20期作者：王建光[导读] 没有规矩不能成方圆，“欲知平直，则必准绳；欲知方圆，则必规矩。” （国电建投内蒙古能源有限公司内蒙古鄂尔多斯市 017209） 摘要：金属技术监督是火力发电厂技术监督体系中的重要一环，是电力建设、安全生产、检修维护中技术监督的重要组成部分。现在就金属技术监督的重要性，日常工作中如何执行、落实各项标准、规程、管理制度，做好金属监督与技术管理进行阐述。关键词：火电厂；金属技术；监督 一、严格执行金属监督规程、标准与管理制度 没有规矩不能成方圆，“欲知平直，则必准绳；欲知方圆，则必规矩。”火力发电厂在日常金属监督工作过程中，必须要严格执行各项国家标准、行业技术规程、企业管理制度，包括DL/T438-2009《火力发电厂金属技术监督规程》、GB5310-2008《高压锅炉用无缝钢管》、JB/3375-2002《锅炉用材料入厂验收规则》、DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》、NB/T47013-2015《承压设备无损检测》等，对标工作，是做好金属监督工作的根本所在。 二、明确火电厂金属技术监督的范围 火力发电厂金属监督的工作项目很多，主要包括：工作温度大于等于400℃的高温承压金属部件，以及与主蒸汽管道相联的小管道；工作温度大于等于400℃的导汽管；工作压力大于等于3.82MPa的锅筒；工作压力大于等于5.88MPa的承压汽水管道和部件；300MW及以上机组的低温再热蒸汽管道；汽轮机大轴、叶轮、叶片和发电机大轴、护环、风扇叶；工作温度大于等于400℃的螺栓；工作温度大于等于 400℃的汽缸、汽室、主汽门；设计温度大于400℃或工作压力大于等于5.88MPa，起连通、测量、排放和取样等作用的抽（排）汽管、疏放水管、加药管、再循环管、蒸汽取样管、仪表管、联络管、蒸汽吹灰管和锅炉底部加热管道；油管路；钢梁等承重钢结构；轴类等高速转动的部件。 三、高度重视日常过程监督与管理工作 3.1金属材料监督 近几年，国内火力发电厂由于错用材料而引发泄露造成非停的事故时有出现，存在严重的安全隐患，造成了很大的经济损失，因此，金属材料光谱分析、正确使用材料对机组安全至关重要。 ①高压锅炉用无缝钢管定货按GB5310-2008执行，入厂验收按JB/T3375-2002执行。受监的钢材、钢管、备品及配件应按质量保证书100％进行质量验收。 ②对进口钢材、钢管和配件等，进口单位应在索赔期内，按合同规定进行质量验收。除应符合相关国家的标准和合同规定的技术条件外，还应有商检合格证明书。 ③采用代用材料，应持慎重的态度，要有充分的技术依据，原则上应选用性能略优者；应保证在使用条件下各项性能指标均不低于设计要求。 ④日常维护与机组检修工程中，应建立严格的质量验收和领用制度，。在检修现场进行动态检查，确保在机组检修使用过程中不错用材料，确保检修质量与机组的安全运行。 ⑤对于施工环境复杂，存在交叉作业，特别是使用钢管规格相近、材质不同的部位，在焊接完毕后，对管材、焊缝金属要做光谱复核，防止错用材料。 3.2焊接质量监督 ①焊接技术监督工作是一项系统工程，必须依靠现代化科学手段强化管理。大型火力发电厂金属受监管道焊口多达数万个，任何一个焊口失效泄露都将导致机组非停，造成很大的经济损失。凡担任电力行业受监承压与非承压部件的连接焊缝转动部件的焊接工作的焊工，必须持证上岗，在资格证审查合格的前提下，必须进行焊前模拟练习，考核合格后方可进入现场从事与其合格项目相符的工作。焊接过程中必须严格执行焊接工艺，检修焊接作业实行动态监控管理，焊口检验一次合格率是火力发电厂金属技术监督的一项重要监督指标，应该重视并严格考核。 ②焊接质量验收是焊接技术监控的关键环节，对受监金属焊接部件能否安全运行起着至关重要的作用。焊接质量的检查和检验实行三级检查验收制度，采用自检与专业检验相结合方法，进行验评工作。无损探伤是检修焊接质量验收的最后一道程序，也是焊接质量过程监控的重点。 3.3机组服役期间金属部件的监督检验 ①机组服役期间监督检验主要金属部件有：锅炉受热面、机炉外管道、高温紧固件、四大管道支吊架、高速转动部件、联箱、高压容器等。火电厂锅炉受热面管泄漏引起的机组非停占机组非停时间近一半以上，近年来该指标有逐年上升的趋势。由此看出锅炉受热管泄漏已成为影响机组安全稳定运行的最大隐患。我们在日常监督中要引起高度重视。 ②加强锅炉受热面超温监督与管理。锅炉受热面管如果运行中发生超温现象，就会造成材料的综合使用性能降低，管子提前失效，因此必须做好锅炉受热面超温监督工作。 ③建立金属监督技术档案。在金属技术监督过程中要做好台账，建立技术档案，为今后的工作提供依据，会起到事半功倍的效果。 3.4对监督与管理人员的要求 ①监督与管理人员要熟悉机组常用金属材料的机械性能、使用性能、工艺性能、物理性能、焊接性能和适用范围需全面了解与掌握。 ②监督与管理人员要熟悉机组金属部件行之有效的无损检验的方式方法，这对确保金属部件的可靠运行、防止由于检修焊接质量不良而引起泄露事故起着关键的作用。 ③严格执行“逢停必查”的原则，做好“四管”防磨防爆及机炉外管检查更换工作。