焊接专业施工质量评估报告

1、华能瑞金电厂2×350MW机组新建工程施工质量评估报告（安装专业）北京国电德胜工程监理有限公司年 月华能瑞金电厂2×350MW机组新建工程焊接施工质量评估报告批 准：审 核：杨家成编 写：孙翠娣、陈晓铭、陈继芳、 冯卫国、孔祥胜北京国电德胜工程监理有限公司年 月目 录#1汽机专业质量评估报告1#1电气专业质量评估报告15#1锅炉专业质量评估报告27#1热控专业监理评估报告35#2汽机专业质量评估报告43#2电气专业质量评估报告57#2锅炉专业质量评估报告68#2机组热控专业质量评估报告75焊接专业质量评估报告82全厂消防安装质量评估86华能瑞金电厂2×350MW机

2、组新建工程#1汽机专业质量评估报告1、专业的质量概况描述（包括工程概况描述）1.1、工程概况华能瑞金电厂新建工程2×350MW机组安装工程，汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的型号为CLN350-242/566/566超临界、一次中间再热、双缸双排汽、单轴单背压、凝汽反动式、八级回热抽汽汽轮机。凝汽器型式为单背压、单壳体、单流程、表面式、横向布置。#7、#8低加布置在凝汽器接颈中。发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司生产的水-氢-氢冷却、静态励磁汽轮发电机。主蒸汽经高压旁路阀至凝汽器的管路系统设备，高压旁路前设计压力为26.775Mpa，设计温度为576º；高压旁路后设计压

3、力为0.6Mpa，设计温度为160º。除氧器型号：GC1100/GS-150卧式无头内置式除氧器。驱动汽轮机由杭州汽轮机股份有限公司设计制造，汽动给水泵组布置在汽机房12.6米层B排#4#5柱之间。主厂房设计两台75/20T行车，布置在A、B排立柱之间，跨距23.5m，由河南卫华重型机械股份有限公司制造。四大管道;包括主蒸汽（含高压旁路）、再热热段、再热冷段、高压给水管道（含给水再循环）。中、低压管道主要包括18段抽汽系统管道；凝结水系统管道；中、低压给水系统管道；辅助蒸汽系统管道；真空系统管道；冷却水系统管道；低压减温水管道；除氧器溢放水及高、低加放水管道；高、低压加热器疏水管道；

4、开、闭式循环水管道；凝汽器抽真空管道；凝汽器循环水管道；凝汽器胶球清洗管道等。1.2、质量概况描述汽轮发电机基础2008年3月份交安，汽轮机本体安装6月份进入施工高峰节段。发电机定子吊装就位，发电机转子穿装，驱动汽轮机测量调整，驱动汽轮机扣盖。低压缸就位，高中压缸就位，低压转子、高中压转子找中心，低压缸通流间隙测量调整，高中压缸通流间隙测量调整，低压缸扣盖，高中压缸扣盖。低发对轮中心复查，中低对轮中心复查及联接，连通管安装，主汽门、中压调节汽门安装，化妆板安装。电动给水泵安装，凝结水泵安装等，由于厂家设备供货滞后，原定5份汽轮机三缸扣盖的里程碑推至8月份。四大管道因天津配管厂家设备到货严重滞后

5、，四大管道安装结束到9月底。#1机凝汽器安装组合完成已签证；凝汽器严密性试验一次合格已签证；#1机低压缸、高、中压缸调整结束，三缸扣盖完成已签证；#1机盘车装置安装完成已签证；#1机低中对轮、低发对轮在联接前，按厂家要求将所有的螺栓进行称重，对称的两条螺栓重量差不能超过3g，监理对每一条螺栓进行称重并记录，然后进行配对编号，在联接时严格按配好的螺栓进行安装，（详见附表AB）#1机组低压转子高、中压转子对轮螺栓安装记录组号/螺栓号重量（g）偏差（g）组号/螺栓号重量（g）偏差（g）1组#01915417组#0791572#139153#1991552组#02915628组#0891572#149

6、154#2091593组#03915729组#0991573#159155#2191604组#049157210组#1091572#159155#2291585组#059154111组#1191571#179155#2391566组#069154012组#1291551#189154#249156#1机组低压转子发电机转子对轮螺栓安装记录组号/螺栓号重量（g）偏差（g）组号/螺栓号重量（g）偏差（g）1组#011021136组#06102102#1110208#16102082组#021021227组#07102082#1210210#17102063组#031020428组#08102061

7、#1310206#18102054组#041020419组#09102021#1410203#19102035组#0510215210组#10102011#1510213#2010202#1机发电机安装完成已签证；#1机对轮联接完成已签证；#1机调节保安系统安装完成已签证；#1机主机润滑油系统冲洗结束，油质化验NAS 6级、EH油系统冲洗结束油质化验NAS5级、电动给水泵油系统冲洗结束，油质化验NAS6级、小机油系统冲洗结束，油质化验NAS 5级、以上油质均合格已签证；所有的油系统可以进入正常运行；#1机氢、水系统安装完成已签证；发电机整套风压试验厂家要求漏气量（昼夜24小时）0.73m

8、79;/d；现场试验漏气量为#1机组 0.72m³/d； #1机电动给水泵、凝结水泵、循环水泵、开式冷却水泵、闭式冷却水泵、真空泵、定子冷却水泵、直流油泵、交流油泵、高备泵、密封油泵、；单体试运合格，振动最大值0.03mm，最小值0.01mm；优良率100%已签证；#1机汽轮机冲转一次成功；#1小机冲转一次成功；其它起重设备负荷试验经过赣州技术监督局验收合格已签证；#1机四大管道安装完成已签证；#1机中、低压管道安装完成，水压试验合格已签证；#1机吹管101次靶板合格已签证， #1机组已经具备进入168小时试运行的条件。汽机的附属设备单体调试工作分别展开，以调试促安装的理念贯穿在安装

9、和调试的工作中。安装工作进入施工高峰以来，汽机专业实施1993年版电力建设施工及验收技术规范、1998年版火电谁质量检验及评定标准；加上华能工程的“两高一低”工期紧，施工单位低价中标后，再从机械投入，人员配备上打折扣。业主的工期紧，厂家的设备到货严重滞后，到达现场的设备缺陷较多，两台机在同时进行安装，因此增加了监理工作量及管理力度，监理成了名符其实的施工员、现场的质检员，监理管理的再到位，也会有顾及不到位的地方。从6月份开始，#1机汽轮机本体安装就进入了施工的高峰阶段，安装工期紧，厂家设备到货晚，到达现场的设备缺陷又多，在这种情况下，监理主要控制施工的进度、现场的安全、工程的质量、对设备缺陷处

10、理，及时与现场工代商议设备缺陷处理的方案，监督施工单位处理过程中是否严格按方案要求实施，处理后及时组织进行验收，给下道工序争取时间。#1机发电机穿转子，对方案进行审批，对穿转子前的相关试验是否已经全部完成进行确认，穿转子时监理进行全过程的旁站； #1机凝汽器在冷却水管穿装过程中，监理24小时旁站随时检查管板孔内部的清洁度，保证后期胀管时冷却管与管孔接触的严密性；#1机汽轮机三缸扣盖要求是连续作业，监理24小时在现场进行旁站，每件设备在就位前，监理要检查设备的清洁度等，符合规范要求方可就位。润滑油主油箱及储油箱到现场后，按照规范要求必须进行灌水试验，在灌水查漏时发现储油箱壳体严重变形，经过现场检

11、查分析确认是厂家设备的强度不够。油箱内部厂家在出厂前未采取防腐措施，油箱内部锈蚀严重，监理对此设备存在的安全隐患及质量问题向业主反映，并及时联系厂家到现场确认后提出处理方案。处理后的储油箱经业主、监理验收满足机组正常使用。汽机油系统安装要求比较高，为确保润滑油的清洁度，润滑油系统安装过程中，对每道焊口对口前监理对管道内部的清洁度进行检查，符合要求方可进行对口焊接，焊接后对焊口进行着色检查合格后进行隐蔽签证；润滑油系统安装完成后进行短路油循环，待油质化验合格后方可进入轴承箱进行循环，确保轴瓦的清洁度。附属设备安装前对基础的中心、标高、几何尺寸进行校核，必须满足安装要求方可进行施工。四大管道安装时

12、，管道内部的清洁度进行验收，焊口进行100%的探伤，阀门安装前进行100%的打水压试验。中、低压管道安装结束后，系统进行工作压力的1.5倍整体水压试验，合格后进行签证；2、专业的项目划分情况，实际验收情况，优良率汽机专业项目划分共有单位工程7项，分部工程50项，分项工厂298 项，实际验收35项，优良率100%。3、强制性条款要求，执行情况3.1、强制性条款要求：设备安装前，必须按照本规范的规定对设备进行检查。如发现有质量问题或缺陷，应及时通知有关单位进行检查。对于设备制造缺陷，应联系制造厂研究处理。由于制造质量致使安装质量达不到本篇规范要求时，应由施工单位、建设单位、使用单位共同协商，另行确

13、定安装质量标准后施工，设备检查和缺陷处理应有记录及签证。设备中用合金钢或特殊材料制造的零部件和紧固件等，都应在施工前进行光谱分析和硬度检验，已鉴定其材质，确认与制造厂图纸和有关标准相符。如不相符时，应通知制造厂研究处理。汽缸安装前，外观应无裂纹、夹渣、气孔、铸砂和损坏。各个结合面、滑动承力面、法兰、洼窝等加工面应无锈蚀和污垢，防腐层应全部除净，蒸汽室内应彻底清理干净，无任何附着物。汽缸正式组合前，必须进行无涂试装，各结合面的严密程度应符合技术规范要求。组合好的汽缸，其垂直结合面的螺栓应在汽缸最后封闭以前进行锁紧，如用电焊锁紧，和汽缸壁处点焊，应在螺母和汽缸壁处点焊。设计要求密封焊接的部位，应同

14、时焊好，焊接时应防止汽缸过热产生变形。汽轮机在扣大盖前应完成下列各项工作并应符合要求，且具备规定的安装记录或签证书。垫铁整齐，地脚螺栓紧固。台板纵横滑销、汽缸立销和猫爪横销最终间隙测定；汽缸水平结合面间隙测定；汽缸的水平扬度及汽轮机转子的轴颈扬度，包括凝汽器与汽缸连接后的转子扬度的测量；汽轮机转子在汽封或油档洼窝处的中心位置确定，及各转子联轴器找中心的最终测定；转子最后定位各转子联轴器法兰之间的垫片厚度记录；汽封及通流部分间隙测定；推力轴承间隙的调整与测定；汽缸内可拆卸零件的光谱复查；汽缸内部、管段内部以及蒸汽室内部的彻底清理，管口、仪表、插座和堵头的封闭。油系统管道安装最好采用“依次组装法”

15、，既将油管道中的大部分连接法兰取消，改为焊接，并将管道一次焊接安装好，不在拆卸，其主要施工程序为配置短管法兰及管件油管及管件酸洗焊接安装油管冲洗循环。管子、管件应先进行彻底清理，最好作碱洗、静泡、酸洗、水洗、钝化、压缩空气吹干，并管口密封保管，管内不得涂油。事故排油阀一般应设两个闸阀，一个应为钢质的。事故排油阀的操作手轮应设在运转层距油箱5m 以外的地方，并有两个以上的通道。手轮应设制玻璃罩。阀门应有明显的开关标志，应采用明杆阀门，不得采用反向阀门。管道上的阀门应平放或向下，防止运行中阀蝶脱落切断油路。进油管应向油泵侧有1/1000的坡度，回油管应向油箱侧倾斜坡度不小于5/1000，有条件的已

16、30/100050/1000为好。油系统管道未全部安装接通时，对油管敞开部分应临时严密封闭。套装的油管应尽可能在现场组装焊接，套装式油管内部每根油管都必须用氩弧焊或套管焊接连接。对在制造厂组成件的套装油管可能由用户到工厂监制，确保清洁，安装前仍须复查组件内部的清洁程度，确保部件、支架等清洁、无任何焊渣、锈皮、泥沙等杂物，并检查套管内支架管卡，都应牢固固定。油管法兰连接应无偏斜，不得强力对口，法兰螺栓必须对称的均匀紧固。高压抗燃油系统的管路接头、油箱等的材质为不锈钢，不得采用铜质材料。所有不锈钢管路须用锯割，不得使用砂轮机切管或火焰切割、管端必须光洁无毛刺。抗燃油系统密封圈采用氟橡胶圈。对承压容

17、器安全门应作检查并达到下列要求：按工作压力的1.25倍做严密性试验，应无渗漏。内部应清洁干净，动作灵活可靠，无卡涩现象。在安装前尽可能作好动作试验，动作压力及回座压力应按制造厂规定，一般压力容器按工作压力的1.05倍1.10倍定，对除氧器及其水箱应按额定工作压力的1.20倍1.25倍或按滑压运行最高压力的1.10倍整定，起回座压差一般应为起座压力的4%7%，最大不得超过10%。汽轮发电机组安装完毕，在投入生产前，应按本章进行调整、启动、试运行。未经调整试运行的设备，不得投入生产。管子、管件及管道附件的制造质量及选用应符合国家或行业（或专业）技术标准。用于高压管道的中、低合金钢管子应进行不少于3

18、个断面的测厚检验并做记录。中、高压管道，施工前对所有的管件应确认下列项目符合现行国家或行业标准。化学成分分析结果；合金钢管件的热处理状态说明或金相分析结果；高压管件的无损探伤结果；用于计温度大于430且直径大于或等于M30的合金钢螺栓应逐根编号，逐根进行硬度检查，不合格者不得使用。阀门解体后应做严密性试验。各类阀门，当制造厂家确保产品质量且提供产品质量及使用保证书，可不作解体和严密性检查，否则应符合本节的规定。地下埋设的管道必须经严密性试验合格、按设计要求进行过防腐处理，并作隐蔽工程验收合格后，方可回填土。管道安装时，应及时进行支吊架的固定和调整工作。支吊架位置用应正确，安装应平整、牢固，并与

19、管子接触良好。整定弹簧应设计要求进行安装，固定销应在管道系统安装结束，且严密性试验及保温后方可拆除。固定销应完整抽出，妥善保管。3.2、执行情况：厂家设备到现场后，由业主组织施工单位、监理、厂家开箱工代对设备进行开箱清点检查、核实备品备件的数量，没有疑问的所有开箱人员，必须在开箱单上签字。对有缺陷的设备所有的开箱人员认可后，由厂家开箱技术工代向制造厂反映，尽快更换设备。安装过程中发现的设备缺陷，由施工单位发出“设备缺陷通知单”，厂家提供处理方安，相关部门确认后，由施工单位进行处理，现场无法处理的缺陷由厂家派人到现场进行，验收合格后由施工单位发出“设备缺陷报验单”进行闭环签证。在安装过程中，所有

20、的合金钢或特殊材料制造的零部件和紧固件等，现场已全部进行光谱分析和硬度检验。检验不合格的已经由厂家技术工代与厂里联系进行更换，现场安装的合金材质的零部件能够满足工程要求。低压缸在组合前，汽缸外观检查无裂纹、夹渣、气孔、铸砂和损坏。各个结合面、滑动承力面、法兰、洼窝等加工面无锈蚀和污垢，防腐层已全部清理干净，无任何附着物。汽缸正式组合后，各结合面的严密程度符合技术规范要求。组合好的汽缸，垂直结合面的螺栓在汽缸最后封闭以前进行锁紧，每条螺母上用电焊点23点，在螺母和汽缸壁处点焊。汽轮发电机本体安装工作结束，具备扣缸条件，低压缸垫铁布置整齐，地脚螺栓紧固并点焊。台板纵、横滑销间隙符合厂家要求，汽缸立

21、销和猫爪横销最终间隙测定与厂家安装说明书相符，低压缸水平结合面间隙测量用0.05mm塞尺检查塞不入；汽缸的水平扬度及汽轮机转子的轴颈扬度测量与厂家说明书相符，凝汽器与汽缸连接后，转子扬度测量于连接前相差0.01mm；汽轮机转子在汽封或油档洼窝处的中心位置确定及各转子联轴器找中心的最终测定符合厂家要求；转子最后定位各转子联轴器法兰之间的垫片厚度记录准确；汽封及通流部分间隙测定时；有部分与厂家要求不符外（设备缺陷，厂家放行）；其余全部符合厂家要求；推力轴承间隙厂家要求0.250.38mm，现场测量为0.59mm，比厂家要求偏大0.21mm，在转子最终定位后，将推力轴承的垫片尺寸进行重新加工，加工后

22、的推力垫片厚度为0.30mm，满足安装要求。润滑油系统全部采用不锈钢管，主机润滑油管全部由厂家提供的不锈钢管，管道内部清洁，无杂物。每道油管在对口前，监理对管内的清洁进行验收，并在管口处做出明显的标记，以防止有漏检现象。套装油管全部采用氩弧焊接，内部的管道焊接好后，进行着色检查。对油管内部的支架等清洁进行检查，无任何焊渣、锈皮、泥沙等杂物，并检查套管内支架管卡，都已牢固固定。确认没有问题在进行外部油管的对口焊接。油管法兰连接无偏斜，安装中未发现强力对口，法兰螺栓紧固过程中对称均匀。主油箱上的事故排油阀上设有两个闸阀，均为钢质阀门。事故排油阀的操作手轮设在运转层距油箱5m 以外的地方，机房内有两

23、个通道。手轮未设置玻璃罩，但用临时锁控制。阀门上有明显的开关标志，采用明杆阀门。管道上的阀门全部为水平安装。进油管向油泵侧有2/1000的坡度，回油管向油箱侧倾斜坡度不小于5/1000。油系统管道在安装过程中，对油管敞开部分都进行临时封闭。现场高压抗燃油系统的管路接头、油箱等的材质为不锈钢，厂家提供。所有不锈钢管路在安装过程中，使用手切割器或锯弓，无使用火焰切割现象，管端与管座对口前用酒精对管口进行清洗。除氧器安装结束后，在试运行前，除氧器上的安全门，由制造厂家在现场进行整定。按照工程建设标准强制性条文规定，管子、管件及管道附件已提供制造厂合格证明书，有关指标符合国家及行业标准。用于设计温度大

24、于430且直径大于或等于M30的合金钢螺栓已逐根编号，逐根进行硬度检查，不合格者现场未见使用。作为闭路元件的阀门，安装前已经进行严密性检验，对阀座、阀芯、阀盖及填料室各结合面进行了严密性试验，阀门的严密性试验按铭牌的1.25倍压力的进行水压。不合格的阀门解体检查后重新进行水压试验。对天津配管厂提供的主蒸汽、再热热段、再热冷段、主给水系统管道进行100%的无损探伤检验，满足国家及行业标准的要求，同意进行安装。中、低压管道材料由乙方购买，材料进厂后进行检查并进行报验，报验的同时提供制造厂的出厂合格证（原件），符合国家标准的要求，安装结束后对系统进行工作压力的1.5倍做水压试验，时间为10分钟，无压

25、降现象验收合格。对所有管道的支吊架安装结束后，监理要依照设计院图纸进行核对，对存在的问题要求施工单位进行整改，满足设计要求后在进行下道工序。四大管道的吊架在拔销时，让销子处于自由状态下将销子拔出，对拔销后支吊架的现状施工单位做好记录。（弹簧厂家未提供任何安装说明书，拔销后没有做任何调整）。4、专业重点部位单独为单元进行对施工质量的描述4.1、汽轮发电机本体安装；厂家设备到货比一级网络计划滞后2个月时间。已经到达现场的设备缺陷比较多，给施工的进度及质量带来很多困难。质量方面；对厂家设备的主要缺陷，及时与厂家的工代联系对缺陷进行确认，并给施工单位提供处理方案。低压外缸下缸在组合过程中，厂家要求组合

26、后的水平法兰面的扬度为0.05mm以内，方向应一致，现场组合后实际测量数据与厂家不符。将现场实测数据传给哈汽厂，厂家否认设备有缺陷，传真回复是施工单位现场安装有问题。经过施工单位多次进行组合，施工单位在每进行一道工序都要求厂家现场技术工代进行确认并在施工记录本上签字，厂家对现场组合的数据最终予以认可。高、中压缸在试组合时，发现高中压外缸上、下半“L”螺栓孔偏心最大达14mm，密封面很窄。此缺陷现场无法进行处理，通过专业专题会议讨论决定，由厂家派专人到现场进行处理，将螺栓孔扩孔到螺栓顺利穿入为止，汽缸结合面密封问题将中压#2隔板套右侧支撑键上半垫片处理，改为单螺栓孔，键槽留出10mm间隙，加密封

27、块焊接研磨平，直至达到密封面宽度大于10mm为止。润滑油的清洁度达到NAS6级；EH油清洁度达到NAS5级；#1机组2008年11月11日15时29分定速3000r/min冲转一次成功，机组功率351.8MW时，主机轴颈振动双幅值；#1轴颈（X39.86/ Y 38.41um）#2轴颈（X40.05/Y 42.68um）#3轴颈（X47.57/43.79Y um）#4轴颈（X18.54/Y36.58 um）#5轴颈（X 71.33/ Y 59.70 um） #6轴颈（X59.05/Y32.69 um）轴瓦振动#1轴瓦（18.22 um）#2轴瓦（5.75um）#3轴瓦（8.65um）#4轴瓦（

28、26.79um）#5轴瓦（26.62um）#6轴瓦（7.06um）#1机轴瓦温度；#1瓦温（52.86）#2瓦温（49.80）#3瓦温（75.34）#4瓦温（77.34）#5瓦温（69.58）#6瓦温（68.00）推力瓦工作面温度（72.61）；非工作面温度（69.88，）回油温度5159；汽轮机油系统循环，进入轴承箱后循环时间30天，清洁度达到NAS6级以上；EH油循环时间25天，清洁度达到NAS5级；#1机发电机试运行氢气泄漏量（24 h）3m³/d；机组在满负荷168h试运行过程中，以上参数满足华能行业标准的要求，质量评定等级优良。 4.2、汽轮发电机附机及辅助设备安装；凝汽器

29、膨胀节，厂家设备2008年5月到达现场，施工单位在组合过程中发现膨胀节的外型尺寸（长和宽）比基础的预留孔洞大60mm，致使此膨胀节无法就位，经与凝汽器厂家商量确定更换。2008年6月14日凝汽器更换的膨胀节到达现场，但发现此膨胀节的直段与圆弧段的弧度尺寸不一样，圆弧段的弧度比直段弧度大6-10mm左右，致使现场无法对焊连接，当时要求厂家提供连接方案，厂家工代现场指导施工单位强行对口连接，致使出现焊口处有折口严重现象。事后将组合好的膨胀节用传真发给哈汽厂、凝汽器厂确认是否可以使用，哈汽厂、凝汽器厂同时发来传真确认此膨胀节不可使用必须更换。厂家为了表示歉意，在提供更换膨胀节圆弧段到达现场的同时，厂

30、家并派一名有专业水平的技术专工到现场指导膨胀节的连接，虽然工期推迟了几天，但是质量隐患得到彻底消除，为机组安全运行提供了保证。凝汽器基础与汽轮机基础一同交安，几何尺寸能够满足安装要求。凝汽器组合过程验收，底板的平整度偏差1mm，侧板的垂直度偏差1mm，凝汽器整体对角线偏差5mm，管板、隔板对底板的垂直度偏差小于1mm/m，中间管板的管孔中心按厂家要求安装，管孔的中心由B排向A排每块管板的中心低3mm，目的是停机后冷却水管内部不存留积水。按规范要求冷却水管安装前要进行5%的涡流探伤抽查，（凝汽器冷却水管共23000根，涡流探伤抽查1200根），0.5-1进行压扁、扩张试验，（凝汽器冷却水管共23

31、000根，压扁、扩张抽查120根），整个试验过程中监理进行旁站未发现有异常现象，满足规范要求，施工单位已提供书面报告。在整个穿管过程中，监理进行旁站，无穿错现象。切管46000个管头，在切管过程中，未发现损伤管板，管头尺寸满足胀管要求。胀管过程中，未发现过胀现象。焊接冷却水管使用的是厂家提供的专用焊机，冷却水管焊接后，平整、美观。凝汽器组装完毕后，对汽侧进行灌水试验，灌水高度高出顶部冷却管100mm，维持24h后，监理组织相关单位检查无渗漏现象。凝汽器的安装工作全部结束并验收合格，低压缸已经正式定位，凝汽器喉部与低压缸开始进行连接，连接时用百分表监视汽缸台板四角的变形和位移。规范要求焊接过程中

32、变形量不能超过0.10mm，在焊接过程中汽缸变形量为0.07mm，满足规范要求。凝结水泵单体试运，轴承振动（A泵0.04mm、B泵0.03mm），符合规范要求。胶球清洗装置的收球试验，装球500个，回收489个收球率达到97%以上。真空系统严密性试验（-95.2kPa）；达到优良标准。高、低压加热器投入正常。4.3、除氧给水装置安装；除氧器与2008年2008年3月29日吊装就位，在系统安装过程中，监理对不合理的布置主动与设计院商议。进行改造（如：管道与管道安装距离太近，不能满足保温要求）驱动汽轮机从2008年5月开始安装，对基础的外观、中心线、螺栓孔的中心度、垂直度等监理在现场进行检查，对存

33、在的问题及时向施工单位的技术人员提出，要求立即整改，满足安装要求。驱动汽轮机在进行轴瓦乌金着色检查时，未发现轴瓦乌金有脱胎现象，整个设备外观检查无锈蚀、裂蚊，对转子进行清理检查，转子轴颈的椭圆度、不柱度进行测量最大偏差0.005mm，符合厂家要求。在安装过程中，台板与汽缸及轴承座间隙用0.03mm塞尺进查塞不入，推力盘定位后，推力间隙厂家要求0.390.53mm，推力间隙现场实测为0.45mm，推力瓦块接触达到75%以上，满足厂家图纸要求，验收合格并签证。通流间隙现场实测与厂家图纸一致，符合厂家要求。驱动汽轮机于2008年5月30日扣盖，在整个扣盖过程中，监理24h进行旁站，对每件设备清洁度进

34、行检查验收，合格后方可就位。驱动汽轮机油系统安装严格按照工程建设标准强制性条文要求进行施工，润滑油系统经过冲洗合格后，达到NAS5级后，驱动汽轮机冲转轴承振动0.035mm；符合厂家要求，驱动汽轮机与汽泵对轮中心进行复查合格可以进行连接。驱动汽轮机组168h运行过程中，机组功率351.3MW时,主汽压力23.9MPa，主汽温度560#，再热温度565时，驱动汽轮机前轴承振动（X67.79 um /Y24.03 um）；后轴承振动（X23.59um/Y26.44 um）；给水泵前轴承振动（X41.41 um /Y48.89 um）给水泵后轴承振动（X23.18 um /Y24.78 um）；小汽

35、机的径向轴承温度前1（64.42）,小汽机的径向轴承温度后1（45.39）小汽机的径向轴承温度前2（64.43）,小汽机的径向轴承温度后2（47.74）.小汽机推力瓦轴承温度后#1（57.25）小汽机推力瓦轴承温度后#2（55.88）小汽机推力瓦轴承温度后#3（59.68）小汽机推力瓦轴承温度后#4（58.86）小汽机推力瓦轴承温度后#5（52.35）小汽机推力瓦轴承温度后#6（47.16）,以上参数满足华能行业标准的要求。汽前置泵单体试运轴承振动0.03mm，符合厂家要求。机组在168h试运投入正常。4.4、汽轮发电机组其它设备；汽轮发电机组其它设备安装，于2007年12月桥式起重机开始安装

36、，汽机房布置2台75/20T行车，安装前对设备的外观进行检查，未发现问题。施工单位在大、小行车整个安装过程中，严格按照规范要求施工，各部位尺寸符合厂家要求。按照规范要求在使用前对行车进行静、动负荷试验。现场试验选用配重为钢板及路基板。A、B行车静负荷试验按额定负荷的1.25倍进行试验，试验配重93.75T，起吊后对行车桥架中部下挠度为A行车18mm， B行车17mm，悬吊10分钟，卸载后下挠度（永久变形A2mm、B1mm）。动负荷试验是额定负荷的1.1倍进行试验。试验配重83T，悬吊10分钟对桥架中部下挠度为A行车17mm，B行车16mm，在机房走一个来回后，卸载后下挠度（永久变形A回零位、B

37、1mm），静、动负荷试验桥架没有太大的变形。汽机房的其它起重设施安装根据规范要求，能够满足现场的施工要求。经赣州质量监督检查单位验收合格并发放使用合格证书。于2008年9月10日安装及试验全部结束，开式循环冷却水泵单体试运，振动值测量（A泵0.023mm）（B泵0.018mm）；闭式循环冷却水泵单体试运，振动值测量（A泵0.032mm）（B泵0.038mm）；以上参数满足验评规范标准的要求。 4.5、四大管道安装；四大管道在安装前，首先对江西设计院的图纸进行会审，对图纸中存在的疑问提出，请江西设计院进行说明，并填写图纸会审纪要，相关部门签字认可，方可进行施工准备。按照工程建设标准强制性条文规定

38、，管子、管件及管道附件已提供制造厂合格证明书，有关指标符合国家及行业标准。用于设计温度大于430且直径大于或等于M30的合金钢螺栓已逐根编号，逐根进行硬度检查，不合格者现场未见使用。作为闭路元件的阀门，安装前已经进行严密性检验，对阀座、阀芯、阀盖及填料室各结合面进行了严密性，阀门的严密性试验按铭牌的1.25倍压力的进行水压。不合格的阀门解体检查后重新进行水压试验。对天津配管厂提供的主蒸汽、再热热段、再热冷段、主给水系统管道进行100%的无损探伤检验合格。四大管道的吊架在拔销时，让销子处于自由状态下将销子拔出，对拔销后支吊架的现状施工单位做好记录。（弹簧厂家未提供任何安装说明书，拔销后没有做任何

39、调整）。机组四大管道2008年10月15日安装结束，10月19日开始吹管，压力6MPa，每次吹管时间35分钟，共吹管101次靶板验收合格并签证。2008年11月14日，机组首次带100MW负荷时，再热蒸汽温度在420-430之间，发现#20吊架（#1吊架为炉侧）以下吊架刻度已经接近底线，靠A排侧支管#26恒力吊架刻度已达底线。第二天，机组带100MW负荷时，再热蒸汽温度已达560，发现再热蒸汽管道中联门前管道弯头处的向下位移较大，引起中联门明显倾斜。为保证主要设备的安全，试运指挥部决定，停机分析原因，确定处理方案后进行消缺。江西省电力设计院的主要设计人于2008年11月14日晚连夜赶到瑞金施工

40、现场，与工代一起会同各有关单位察看现场，分析原因解决问题。为解决中联门倾斜过大的问题，提出解决方案后主动请华东电力设计院的专家进行分析研究，迅速赶往哈尔滨汽轮机厂，再次与锅炉厂协商，把管道模型连成一体。经过双方沟通，确定再热蒸汽管道限位点由61m下移至43m处，为此锅炉厂修改再热蒸汽管道导向限位装置。通过对再热蒸汽管道的进一步分析，最终提出的修改方案均能满足汽机、锅炉的接口要求，并得到汽机厂和锅炉厂的确认，特别是汽机接口处的弯矩仅为原方案的17%左右。修改方案除将限位点移位外，还要对部分吊架进行更换或重新调整。为确保机组试运行期间的安全，业主聘请西安热工院支吊架专家，对#1机组其它三大管道吊架

41、进行检查，发现有较多支吊架在冷态时指针未复原位，有的甚至卡死在极限位置，存在恒力吊架位移指针未在设计安装位置，弹簧吊架锁定销未去除干净、阻尼器未在设计安装位置等问题，在热态时支吊架将不能满足设计要求，造成管道技术参数的改变，成为管系及机组安全运行的隐患。西安热工院支吊架专家对其进行全面的计算检验和调整，整改工作在机组停机期间进行，共整改#1机支吊架36组。#2机组四大管道的支吊架与#1机安装一样，在此同时对#2机的支吊架进行调整50组。1、坐标系约定见附录；2、方案中支吊架载荷及热位移参数均采用原设计参数；3、表中刻度0%到100%为恒力弹簧由松态到紧态方向；恒力弹簧支吊架和变力弹簧支吊架的上

42、限指弹簧机构最松弛位置，下限指弹簧机构最紧拉位置。1、主蒸汽管道支吊架状态检验与调整措施主蒸汽管道温度约为100，支吊架调整时要考虑管道热膨胀影响。表1 #1号机组主蒸汽管道支吊架状态检验与调整措施支吊架编号及型式载荷（N）热位移（mm）状态描述调 整 措 施热态指针位置安装工作XYZ101单弹吊-40532-40000-9018-2热态根部向X侧偏斜90将根部向-X侧移动90状态良好105单恒吊-34899-34899-65-13465指针压死在下极限，管道位移受阻放松花兰螺丝，使指针指向15%位置55%刻度106单恒吊-28793-28793-22-13375指针压死在下极限，管道位移受阻

43、放松花兰螺丝，使指针指向15%位置85%刻度107单恒吊-37090-3709024-13472指针压死在下极限，管道位移受阻放松花兰螺丝，使指针指向15%位置85%刻度108单恒吊-34336-3433666-13559指针压死在下极限，管道位移受阻放松花兰螺丝，使指针指向15%位置55%刻度109单弹吊-40295-40000-90-182热态根部向-X侧偏斜90将根部向X侧偏装90状态良好104aZ向阻尼78728/-86-11752阻尼器顶死在上极限，管道热态位移受阻收缩延长杆，将拉伸阻尼调至6格位置4格位置201aZ向立管阻尼2066/-11-10834顶死在上极限，热态根部向Y侧偏

44、斜100需拉伸阻尼至3，割除根部工字钢，降低约30；将根部向-Y侧偏装10055格位置204立管恒吊-68144-68144658-96指针在30%位置放松花兰螺丝，使指针指向15%位置70%刻度205立管恒吊-54218-542188131-145指针在20%位置，热态X向位移受阻。重新设计安装吊架根部，使吊架能自由位移；并放松花兰螺丝，使指针指向15%位置。60%刻度206横担恒吊-35674-35674-41199-152指针在30%位置放松花兰螺丝，使指针指向15%位置60%刻度207立管恒吊-69239-69239-67210-187热态时吊杆与生根槽钢相卡碰，偏装错误；指针在30%

45、位置重新设计安装生根；并放松花兰螺丝，使指针指向15%位置50%刻度208横担恒吊-40815-40815-107203-203指针在40%位置放松花兰螺丝，使指针指向15%位置50%刻度209立管恒吊-91371-91371-95136-229指针在50%位置，吊架生根与保温相卡碰，位移受阻。重新设计安装吊架根部；放松花兰螺丝，使指针指向15%位置70%刻度209aZ向阻尼209283/-5387-256冷态活塞杆伸出120，热态卡死在下极限位置拉伸阻尼器至40mm位置，使阻尼能自由位移。230mm位置210横担恒吊-19345-19345-5381-247指针在50%位置放松花兰螺丝，使指

46、针指向15%位置60%刻度211横担恒吊-36678-36678-5346-189指针在60%位置放松花兰螺丝，使指针指向15%位置60%刻度212单恒吊-15446-15446-2948-125指针在50%位置放松花兰螺丝，使指针指向15%位置60%刻度212aX向阻尼Fx=99817/-12-15-89压缩至上极限改造吊架根部，拉伸阻尼器至60mm位置45mm位置214横担恒吊-43220-43220-538-129指针在60%位置放松花兰螺丝，使指针指向15%位置60%刻度216单恒吊-17179-17179-39-27-89指针在30%位置放松花兰螺丝，使指针指向15%位置50%刻度2

47、16aX向阻尼0/-13-23-63压缩至上极限改造吊架根部，拉伸阻尼器至60mm位置55mm位置表2 1号机组再热蒸汽热段管道支吊架状态检验与调整措施支吊架编号及型式载荷（N）热位移（mm）状态描述调 整 措 施热态指针位置安装工作XYZ7单恒吊-35000-35000-88-74105指针压死在下极限，管道位移受阻放松花兰螺丝，使指针指向85%位置30%刻度11立管恒吊-87981-87981-59-131125指针压死在下极限，管道位移受阻放松花兰螺丝，使指针指向85%位置10%刻度12Z向阻尼/-44-127104根部向Y侧偏斜150将根部向-Y侧偏装150状态良好13立管恒吊-534

48、30-53430-17-11269指针压死在下极限，管道位移受阻放松花兰螺丝，使指针指向85%位置30%刻度23横担恒吊-33791-33791-7652-135指针在40%位置放松花兰螺丝，使指针指向15%位置50%刻度24横担恒吊-28437-28437-9210-71指针在40%位置放松花兰螺丝，使指针指向15%位置40%刻度表3 1号机组再热蒸汽冷段管道支吊架状态检验与调整措施支吊架编号及型式载荷（N）热位移（mm）状态描述调 整 措 施热态指针位置安装工作XYZ17单恒吊-50000-50000-6039-151指针在20%位置放松花兰螺丝，使指针指向15%位置50%刻度16单恒吊-

49、35908-35908-2714-105指针在60%位置放松花兰螺丝，使指针指向15%位置50%刻度表4 1号机组高压旁路管道支吊架状态检验与调整措施支吊架编号及型式载荷（N）热位移（mm）状态描述调 整 措 施热态指针位置安装工作XYZ219立管弹支-19925-21189-46-54-10定位销未去除干净，热位移受阻清除定位销残余部分，使弹簧伸缩自由状态良好220单弹支-25782-21830-43-338定位销未去除干净，热位移受阻清除定位销残余部分，使弹簧伸缩自由状态良好224横担恒吊-14734-14734-50-29-75指针在50%位置放松花兰螺丝，使指针指向15%位置60%刻度

50、表5 1号机组高压给水管道支吊架状态检验与调整措施支吊架编号及型式载荷（N）热位移（mm）状态描述调 整 措 施热态指针位置安装工作29单恒吊-36742-36742-5331-159指针在40%位置放松花兰螺丝，使指针指向15%位置30%刻度28单恒吊-39452-39452-254-87指针在45%位置放松花兰螺丝，使指针指向15%位置30%刻度20单弹支架-59322-48479-23-725定位销未去除干净，热位移受阻清除定位销残余部分，使弹簧伸缩自由状态良好4.6、中、低压管道安装；中、低压管道材料由乙方购买，材料进厂后进行检查并进行报验，报验的同时提供制造厂的出厂合格证（原件），符

51、合国家标准的要求，安装结束后对系统进行工作压力的1.5倍做水压试验，时间为10分钟，无压降现象验收合格。所有管道的支吊架安装结束后，监理要依照设计院图纸进行核对，对存在的问题要求施工单位进行整改，满足设计要求后在进行下道工序。5、专业的质量评估结论： #1机组7个单位工程在施工过程中，能够按照国家强制性条款、厂家安装说明书、验收规范及验评标准的要求进行施工，用最快的速度，优良的标准完成了全国手台350MW超临界机组，在一个月内两台机组同时完成168h试运行。创造了“前无来着”的奇迹。#1机组应验收项目355项，(单位工程7项、分部工程50项、分项工程298项)已经全部验收并签证，内容准确，数字

52、真实，文字清晰，验收率100%，优良率100%。现场见证、停工待检点、隐蔽工程签证全部完成。施工过程中#1机共处理设备缺陷18项，现场见证签证102次，旁站20次； #1机组已经通过168小时试运行，已移交生产。华能瑞金电厂2×350MW机组新建工程质量目标具体内容如下：（一）、消除质量通病；（二）、实现监检率100%；（三）、分项、分部工程合格率100%；分项工程一次合格率90%以上；机组受检焊口一次合格率100%；（四）、单位工程综合合格率；土建95%，安装100%；机组移交时，汽、水、油、粉、煤、风、烟等系统无胜漏；未完工程、基建痕迹、投产缺陷均为零，环保排反放均达标。实现六个

53、一次成功；锅炉水压试验一次成功；厂用电受电一次成功；汽机扣缸一次成功；锅炉点火一次成功；汽机冲转和并网一次成功；脱硫系统投入运行一次成功。一次通过168小时试运行，试运行期间带负荷大于95%，主要仪表投入率100%，自动投入率100%，保护投入率100%，实现168小时试运转完成后机组连续运行100天以上。华能瑞金电厂2×350MW机组新建工程，机组在整体试运行期间，安装项目造成的跑、冒、滴、漏现象已经被消除。凝汽器穿冷却管前监检、发电机穿转子检监、驱动汽轮机扣缸监检、汽轮机三缸扣缸检监一次成功，监检率100%；分项、分部工程合格率100%；分项工程一次合格率100%；汽机冲转和并网

54、一次成功；一次通过168小时试运行，试运行期间带负荷大于95%，实现168小时试运转完成后机组连续运行100天以上。#1电气专业质量评估报告1、专业质量概况：1.1、工程概况本工程2台机组以220KV电压等级接入系统，出线3回。本工程2×350MW级机组以发电机一变压器组单元接线接入厂内220KV母线，220KV配电装置采用双母线接线方式。本工程起动/备用电源由220KV母线引接，采用架空方式引接。主变压器采用三相式，容量为420MVA。220KV断路器、电流互感器采用SF6式，设备开断电流为50KA，动稳定电流为125KA。高压厂用电电压采用6KV，每台机组设1台容量为40/25-

55、25MVA的高压厂用工作变压器，2台机组设1台同容量的起动/备用变压器。公用负荷由机组的工作段供电。补给水泵船和灰场由厂内6KV供电。厂用电6KV系统中性点采用中阻接地方式，主厂房380V系统采用中性点直接接地方式。厂用配电装置6KV工作段布置在汽机房6.3m层，低压PC、MCC分散布置。事故保安电源每台机组设1台柴油发电机组，为机组和脱硫的保安负荷供电，容量为600KW。每台机组设1套80KVA的交流不停电电源（UPS），网控系统设1套10KVA UPS。220KV配电装置采用屋外管母中型单列布置，本期建设7个断路器间隔。单元机组电气设备控制纳入机组DCS系统。输煤系统控制采用PLC程控方式，输煤系统设置工业电视摄像头。脱硫电气主要设备：增压风机（2240kw 6.3kv 291A 400/5）；脱硫球磨机电机型号：Y2-400-4，生产厂家：湘潭电机股份有限公司；脱硫电气工程的主要项目：脱硫变压器的安装；接地装置安