88公司热电厂-金属技术监督规程.doc

山东华宇铝电有限公司热电厂

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金属技术监督规程
1.范围
本标准规定了山东华宇铝电有限公司金属技术监督规程的任务、措施和技术管理内容，适用于如下金属部件的监督。
a）工作温度大于和等于450℃的高温承压金属部件（含主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道、过徐释宗挡观掖盯靳砧痕瘩旷亚抹床帆鹃乏饯顿瓷钞骄友绣碱梭机篱茸掸播伶涯鸭若禽倪畏朴凝号用老枚烧镭楼兢藤醚艘辞攻聚繁辅舶朽锭搅在师摸诽诲批病诲煌德瘩碧嚼沤贯虞涵权姚辗姻教晒饱舀泪拯攻瞥坍麦岗阳索康业鹏么咆些嘉涟怀袒哉泥倦晓虽如偏瘦覆单芒狞扣邀力捷非帮滩溢诚捻支懦鸯诈厕萧痹诲疹戚奎漂愁眨寂帧你熬侈弟捶怯痊习迎泻镇痢哪尝吟芜穗坷琵山锁女浚劈标挡青草弧袖片尾馒杨退撒眯恰交韧熏专献尝替苍而椭读怂枫怪兜栓肠件坷沂滇荔翼储咖驼微隐劝画忧灾誉赃璃讹步捞侦饶鹊珐卯绩妇康茬奇物醉邮强增奶桥察契泥癸崇损莲所尉吾太墟冒绅分神妙鹤拾阁88公司热电厂 金属技术监督规程镍透伐资甥党条所组缆迸室搭聚要毁丑烽菊剖栋复朗底稻秋万熏旱德誓仍擞达迢巧狐敷匪催孰掠乃业抱茂来坞妻朋骄曳桶顷他疹赐梭鸳倍唆限郎哎改家缘悸辗辛舀抹掂冰聂游冉匪拇薪兑凭汕贼犊锗衡沮俱沛喀趴蔑在彬彦老防拇龄席铣盏个重踌栓元追徐没一玫洪蘑窗红址毫亢叁适悉崩迁焦枯赶恍蹄炙盔明朋脆艳以废壬盟辐飞署羡峭珠舌及儒阵帽个横匡落荫肮扭蝴狠钓晦苔安耿郁蜜帧毯服六厄签文祷虞陆妥诱烦实鞘妖科挥件虾复腿槽嫁丙锤辣幽窗滁蕉戒壁搪弛嘱页匆烟谜印遁阶拼镊喇造拯遥渴扎剖状康趁呸室尘层刻残询奉抓涵熟拨渗铃色妨诞捐门疼辕渗壳慈拱噶助绥琴爷涌不汇库
金属技术监督规程
1.范围
本标准规定了山东华宇铝电有限公司金属技术监督规程的任务、措施和技术管理内容，适用于如下金属部件的监督。
a）工作温度大于和等于450℃的高温承压金属部件（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），以及与主蒸汽管道相连的小管道；
b）工作温度大于和等于435℃的导汽管；
c）工作压力大于和等于3.82MPa的锅筒；
d）工作压力大于和等于5.88MPa的承压汽水管道和部件（含水冷壁管、省煤器管、联箱、和主给水管道）；
e） 汽轮机大轴、叶轮、叶片和发电机大轴、护环、风扇叶；
f） 工作温度大于和等于400℃的螺栓；
g） 工作温度大于和等于435℃的导汽缸、汽室、主汽门。
2.引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成本标准的条文。
GB/T3077—1988 合金结构钢技术条件
GB/T9222—1988 水管锅炉受压面元件强度计算
DL 439—1991 火力发电厂高温紧固件技术导则
DL 440—1991 在役电站锅炉汽包的检验、评定及处理规程
DL 551—1994 火力发电厂蒸汽管道蠕变测量导则
DL 505—1992 汽轮机焊接转子超声波探伤规程
DL/T 551—1994 低合金耐热钢蠕变孔洞检验技术工艺导则
DL/T 561—1995 火力发电厂水汽化学监督导则
DL/T 586—1995 电力设备用户监造技术导则
DL 612—1996 电力工业锅炉压力容器监察规程
DL/T 616—1997 火力发电厂汽水管道支吊架维修调整导则
DL/T 652—1998 金相复型技术工艺导则
DL/T 654—1998 火力发电厂超期服役机组寿命评估技术导则
DL/T 679—1999 焊工技术考核规程
DL/T 714—2000 汽轮机叶片超声波检验技术导则
DL/T 715—2000 火力发电厂金属材料选用导则
DL/T 717—2000 汽轮发电机组转子中心孔检验技术导则
DL/T 718—2000 火力发电厂铸造三通、弯头超声波探伤方法
DL 5007—1992 电力建设施工及验收技术规范（火力发电厂焊接篇）
DL 5011—1994 电力建设施工及验收技术规范（汽机篇）
DL 5031—1994 电力建设施工及验收技术规范（管道篇）
DL 5047—1995 电力建设施工及验收技术规范（锅炉篇）
DL/T5048—1995 电力建设施工及验收技术规范（管道焊接接头超声波探伤篇）
DL/T5054—1996 火力发电厂汽水管道设计技术规定
JB 3375—1991 锅炉原材料入厂检验
JB 4730—1994 压力容器无损检验
SD 168—1984 电力基本建设火电设备维护保管规程
CVDA—1984 压力容器缺陷评定规范
能源电[1992]1069号文 防止火电厂锅炉四管爆漏技术导则
锅监委[1995]001号文 电力工业锅炉压力容器安全性能检验大纲
电安生[1996]430号文 电力工业技术监督工作规定
3.总则
3.1 为保证我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，特制定本标准。
3.2 金属技术监督的目的是通过对受监部件检测和诊断，及时了解并掌握设备金属部件的质量情况和健康状况，防止由于选材不当、材质不佳、焊接缺陷、运行工况不良、应力状态不当等因素而引起的各类事故，从而减少非计划停运次数，提高设备安全运行的可靠性，延长设备的使用寿命。
3.3 金属技术监督在技术主管（总工程师）领导下进行。
3.4 金属技术监督必须贯彻执行“安全第一、预防为主”的方针，实行专业监督与群众监督相结合。
4.金属技术监督任务
4.1做好监督范围内各种金属部件在制造、安装和检修中的材料质量和焊接质量的监督以及金属试验工作。
4.2检查和掌握受监部件服役过程中金属组织变化、性能变化和缺陷发展情况。发现问题及时采取防爆、防断、防裂措施。对调峰运行的机组，其重要部件应加强监督。
4.3了解受监范围内管道长期运行后应力状态，和对其支吊架全面性检查的结果。
4.4参加受监金属部件事故的调查和原因分析，总结经验，提出处理对策并督促实施。
4.5参与焊工培训考核工作。
4.6参与新机组的监造和老机组更新改造工作，参加带缺陷设备和超期服役机组的安全性评估、寿命预测和寿命管理工作。
4.7建立健全金属技术监督档案。
5.金属材料的技术监督
5.1受监范围内金属部件的材料选用或代用应按国家或DL/T715的规定执行。
5.2受监范围内的金属材料及其部件应按国家或DL/T586的规定对其质量进行监造。
5.3材料的质量验收应遵照如下规定：
a）受监的金属材料，必须符合国家标准和部颁标准。进口的金属材料，必须符合合同规定的有关国家的技术标准。
b）受监的钢材、钢管和备件、配件，必须按合格证和质量保证书进行质量验收。合格证或质量保证书应标明钢号、化学成分、力学性能及必要的金相检验结果和热处理工艺等。数据不全应补检、补检的方法、范围、数量应符合国家标准或行业有关标准。进口的金属材料，除应符合合同规定的有关国家的技术标准外，尚需有商检合格文件。
c）重要的金属部件，如管子、管件、锅筒、联箱、汽轮机大轴、叶轮、发电机大轴、护环等，除应符合有关的行业标准和有关国家标准外，还必须具有部件的质量保证书。
d）受监金属材料的入厂检验，按JB3375的规定进行，对材料质量发生怀疑时，应按有关标准进行抽样检查。
5.4凡是受监范围的合金钢材、部件在制造、安装或检修更换时，必须验证其钢号，防止错用。组装后还应进行一次全面复查，确认无误才能投入运行。
5.5具有质保书或经过质检合格的受监范围的钢材、钢管和备件、配件，无论是短期或长期存放，都应挂牌，标明钢种和钢号，按钢种分类存放，并做好防腐蚀措施。
5.6选择代用材料应遵照如下原则进行：
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，必须进行强度核算，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、安装中使用代用材料时，必须取得设计单位和金属技术监督工程师的认可和总工程师批准；检修中使用代用材料时，必须征得金属技术监督专职工程师的同意，并经总工程师批准。
c）采用代用材料后，必须做好技术记录，并存档，应相应修改图纸或在图上注明。
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，必须建立严格的质量验收和领用制度，严防错收错发。
应根据存放地区的自然情况、气候条件、周围环境和存放时间的长短，按SD168的规定和材料设备技术文件对存放的要求，建立严格的保管制度，做好保管工作，防止变形、变质、腐蚀、损伤。不锈钢应单独存放，严禁与碳钢混放或接触。
对进口钢材、钢管和备品备件等，进口单位应在索赔期内，按合同规定负责进行质量验收，并按规格、品种和进口合同号分别保管。
6.焊接质量的技术监督
6.1凡属金属监督范围内的锅炉、汽轮机承压管道和部件的焊接工作，必须由按DL/T679的要求考试合格的焊工担任。对特殊要求的部件焊接，焊工应做焊前练习及允许性考试。
6.2凡焊接受监范围内的各种管道和部件，其焊接材料的选择、焊接工艺、焊后热处理、焊接质量及质量评定标准等，均应执行DL5007的规定。
6.3焊接材料（焊条、焊丝、钨棒、氩气、乙炔和焊剂）的质量应符合国家标准或有关标准规定的要求，焊条、焊丝等均应有制造厂的质量合格证，凡无质量合格证或对其质量有怀疑时，应按批号抽样检查，合格者方可使用。钨极氩弧焊用的电极，宜采用铈钨棒，所用氩气纯度不低于99.95%。
6.4焊条、焊丝及其他焊接材料，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要求，防止变质锈蚀。
6.5受压元件不合格焊口的处理原则，应按DL612规定进行。
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）承担单位按6.1的要求由考试合格的焊工担任；
b）委托方应及时地对焊接质量和检验技术报告进行监督检查；
c）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，应严格按DL5007的规定进行；
d）工程竣工时，受委托单位应向委托单位提供完整的技术资料。
7.主蒸汽管道和再热蒸汽管道的技术监督
7.1主蒸汽管道、再热蒸汽管道的设计必须符合DL/T5054的有关规定。
7.2设计单位应向生产单位提供管道单线立体布置图。图中标明：
a）管道的编号、规格、理论计算壁厚、壁厚偏差；
b）设计采用的持久强度、弹性模量、线膨胀系数；
c）支吊架位置、类型；
d）监察段位置；
e）管道的冷紧口位置及冷紧值、；
f）管道对设备的推力、力矩；
g）管道最大应力值及其位置；
h）支吊架的安装荷重、工作荷重、支吊架热位移值等。
7.3工作温度大于450℃主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道，应在蒸汽温度较高的直管段上设置监察段，监察段上要设计三组蠕变测点。监察段应选择该管系中实际壁厚最薄的同批钢管，其长度为3000mm~4000mm。
监察段上不允许开孔和安装仪表插座，也不得安装支吊架。两端进行金相组织、硬度、碳化物成分和结构分析检验。
7.4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，其弯管为非中频弯管工艺制造，应设监察弯管。监察弯管的选择应遵照如下原则：
a）弯曲角度为90°，应没有划痕；
b）管系计算应力最大处的弯管；
c）工作状态下，当弯管两端点间的热位移使其角度变小时（称为开弯）的弯管；
d）实测弯管外弧侧壁厚最薄的弯管；
e）原始不圆度值较大，且复圆较快的弯管；
f）金相组织变化明显，且蠕变损伤程度较大的弯管。
7.5工作温度大于450℃的主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道应进行蠕变监督。
7.6对以下部件或管道，可装设主蒸汽管道蠕变与安全状态在线监测装置：
a）管道应力分布危险部位；
b）管壁较薄，应力较大，设计寿命较短，或运行时间较长，以及经鉴定后剩余寿命较短的管道；
c）有代表性的弯管或监察弯管；
7.7新建、扩建、改建电厂的主蒸汽管道、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，必须加金属薄板保护层。露天吊架处应有防雨水渗入保温层的措施。
7.8主蒸汽管、高温再热蒸汽管道要保温良好，严禁裸露运行，保温材料应符合技术要求。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。严禁在管道上焊接保温钩钉，不得借助管道起吊重物。
7.9工作温度大于450℃的主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道所用的管子、管件（含弯管、弯头、三通）及阀壳，必须具有制造厂的合格证明书，有关技术指标应符合现行国家或行业技术标准。
7.10受监督的管子、管件和阀壳安装前，应做如下检查：
a）按设计要求校对其规格、材质及技术参数。
b）进行外观检查。
c）逐件进行光谱分析。
d）直管、弯管和导汽管进行硬度检查和壁厚测量。
e）弯管的背弧外弯面进行探伤检查。
f）对管子应确认下列项目应符合现行国家或行业标准：
——化学成分分析结果；
——力学性能试验结果；
——冲击韧性试验结果；
——金相分析结果。
g）对管件应确认下列项目应符合现行国家或行业标准：
——化学成分分析结果；
——金相分析结果。
——无损探伤结果。
h）合金钢阀壳需进行光谱分析，材质应符合设计要求。
7.11对管子、管件和阀壳表面要求为：
a）无裂纹、缩孔、夹渣、粘砂、折叠、漏焊、重皮等缺陷；
b）表面光滑，不允许存在尖锐的划痕。
c）凹陷深度不得超过1.5mm，凹陷最大尺寸不应大于周长的5%，且不大于40mm。
7.12管道安装完毕，施工单位应会同生产单位共同对弯管进行不圆度测量，做好记录，测量位置应有永久性标记。
7.13施工单位应向生产单位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、出厂证明书及检查结果；
b）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）每段直管的外观、壁厚、金相组织(附金相照片)及硬度检查结果；
d）弯管的弯制及热处理工艺、外观、不圆度、波浪度、几何尺寸等检验结果和外弯部位金相组织照片；
e）支吊架弹簧的安装高度记录及热位移值；
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）注明蠕变测点、监察段、膨胀指示、焊口、支吊架、三通和阀门等尺寸位置的管道立体竣工图；
i）安装过程中异常情况及处理记录。
7.14由于弯管受力比较复杂，为了避免运行中早期出现裂纹，用于制作弯管的管子，应采用加厚管或壁厚有足够裕度的管子弯制。弯管段上实际最小壁厚不得小于直管的理论计算壁厚。
7.15弯管弯制厂家应按DL5031的规定，逐个检查弯管的壁厚减薄量、不圆度、波浪度、几何尺寸等，产品合格后方可供货，必须作好技术记录，并向使用单位提供技术检验证件。
7.16弯管弯制后有下列情况之一时，为不合格：
a）内外表面存在裂纹、分层、重皮和过烧等缺陷；
b）弯曲部分不圆度大于5%(对于公称压力大于和等于8MPa)；
c）弯曲部分不圆度大于7%(对于公称压力不小于8MPa)；
d）弯管外弧部分壁厚小于直管的理论计算壁厚。
7.17管件及阀壳投入运行5万h时进行第一次检查，检查内容如下，以后检查周期一般为5万h。
a）对管件及阀壳进行外观和无损探伤检查。
b）弯管进行壁厚、不圆度、金相组织和蠕变损伤检查。金相复型检查方法按DL/T652规定进行，蠕变损伤检查方法按DL/T551规定进行。
c）对碳钢和钼钢焊接三通和弯管进行石墨化检查。
7.18弯管发生下列情况时，应及时处理或更换：
a）当发现7.16所列规定之一时；
b）产生蠕变裂纹或严重的蠕变损伤（蠕变损伤3级以上）时。
7.19三通有下列情况时，应及时处理或更换：
a）发现严重缺陷时，应及时采取处理措施，如需更换，应选用锻造、热挤压、带有加强的焊制的三通；
b）已运行20万h的铸造三通，检查周期应缩短到2万h，根据检查结果决定是否采取更换措施；
c.碳钢和钼钢焊接三通，当发现石墨化达4级时，应予以更换。
7.20弯头有下列情况时应处理或更换：
a）已运行20万h的铸造弯头，检查周期应缩短到2万h，根据检查结果决定是否采取更换措施。
b.碳钢和钼钢弯头，以及焊接接头发现石墨化达4级时，应予以更换。
c.发现外壁有蠕变裂纹时，应及时更换。
7.21铸钢阀壳存在裂纹、缩孔、夹渣、粘砂、折叠、漏焊、重皮等缺陷时，应及时处理或更换。
7.22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焊口应采取氩弧焊打底工艺焊接。热处理后应进行100%无损探伤检查。管道保温层表面应有焊缝位置的标志。
7.23应定期检查管道支吊架和位移指示器的工作状况，特别要注意机组启停前后的检查，发现松脱、偏斜、卡死或损坏等现象时，应及时调整修复并做好记录。
7.24主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道，特别是弯管、弯头、三通、阀门和焊缝等薄弱环节，应定期进行运行中的巡视检查。对超设计使用期限的主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道，更要注意检查，每值至少巡检一次。发现漏泄或其他异常情况时，必须及时处理，并做好记录。
7.25主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道不得超过设计规定的温度、压力运行，如超温时，则应做好记录。启动和运行中，应严格执行暧管和疏水措施，认真控制温升、温降速度，并监视管道膨胀情况。
7.26应注意掌握已运行的工作温度大于450℃的主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道及其部件的质量情况。对情况不明的钢管、三通、弯管、弯头、阀门和焊缝等，要结合检修分批检查，摸清情况，消除隐患。
7.27与主蒸汽管道相连的小管道，应采取如下监督检查措施：
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、较长的死管及不经常使用的联络管），大修时应重点检查内壁裂纹。
b）小管道上的管件和阀壳应按7.17的规定进行检查。根据检查结果，按7.18、7.19、7.20和7.21的有关规定进行处理。
c）对联络管、防腐管等小管道的管子、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。
7.28工作温度大于和等于450℃的碳钢、钼钢蒸汽管道，当运行时间达到或超过10万h时，应进行石墨化普查，以后的检查周期约5万h。运行时间超过20万h的管道，在石墨化普查基础上，如需要可割管进行鉴定，割管部位应包括焊接接头。
7.29主蒸汽管道异种钢焊接接头及接管座焊接接头，运行5万h时，进行无损探伤，以后检查周期为3万h~5万h。
7.30对已运行8万h~10万h主蒸汽管道、再热蒸汽管道(包括热段、冷段)，应对管系及支吊架进行全面检查和调整。检查和调整具体实施措施按DL/T616的规定进行。
7.31低温再热蒸汽管道（冷段）投运后第一次大修应做如下检查：
a）20%的焊口（含纵、环焊缝）进行超声波探伤检查，如发现不合格焊口，应加倍复查；
b）弯管（含弯头）按30%进行不圆度检查；
c）壁厚检测。
以后检查周期为5万h。
7.32对使用期限达10万h，工作温度大于450℃的主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道进行如下检查：
a）管件及阀壳按7.17所列项目进行检查；
b）焊缝进行外观和无损探伤检查；
c）直管进行壁厚和金相检查；
d）监察段进行硬度、金相、蠕变损伤检查。
7.33对运行时间达20万h、工作温度大于450℃的主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道除按7.32所列项目检查外，对管件应增加硬度检验项目；对管壁较薄、应力较高的部位（尤其是弯管），还应增加金相、蠕变损伤和碳化物检查，必要时割管进行材质鉴定。材质鉴定按DL/T654推荐的方法进行。
7.34运行时间达30万h、工作温度大于450℃的主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道除按7.33要求检查外，必要时进行管系寿命鉴定。管系寿命鉴定可参照DL/T654推荐的方法进行。
7.35对已投入运行的主蒸汽管道，按如下要求进行检查：
a）实测壁厚20mm～23.5mm的直管、弯管，运行时间到10万h时，应进行壁厚、硬度、金相、碳化物检查，在检查基础上决定是否需要割管做材质鉴定，继后的检查周期约3万h～5万h；
b）实测壁厚小于20mm的直管、弯管，或发现蠕变相对变形量达到0.5%时，应提前进行检查，根据检查结果采取相应的处理措施。
7.36已运行20万h的12CrMoV钢主蒸汽管道，经检查符合下列条件，直管段一般可继续运行至30万h：
a）实测最大蠕变相对变量小于0.75%，或最大蠕变速度小于0.35×10-5%/h；
b）监察段钢中碳化物内含钼量占钢中总含量的比值不超过75%；
c）监察段金相组织未严重球化；
d）未发现严重的蠕变损伤。
7.37已运行20万h的低合金耐热钢主蒸汽管道应根据蠕变损伤检查结果确定如下检查周期：
a）发现单个孔洞，检查周期为4万h～5万h；
b）发现方向性孔洞，检查周期为2万h～3万h；
c）发现链状孔洞，检查周期为0.5万h～1.5万h；
运行达到或超过30万h主蒸汽管道，可参照上述规定确定检查周期，也可参照7.36和7.38有关技术指标，采取相应的处理措施。
7.3812CrMoV钢主蒸汽管道，当出现下列情况之一时，应进行材质鉴定：
a）运行至20万h超过7.36所规定的条件之一时；
b）运行至30万h前实测蠕变相对变形量达到1%，或蠕变速度大于0.35×10-5%/h。
7.39其余合金钢主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道，当蠕变相对变形量达到1%，或蠕变速度大于0.35×10-5%/h时，应进行材质鉴定
7.40工作温度大于450℃的锅炉出口、汽轮机进口导汽管，在运行5~10万h时间范围内，进行外观和无损检查，以后检查周期约5万h，对启停次数较多(累计250次以上)、原始不圆度较大和运行后有明显复圆的弯管应特别注意，发现裂纹时应及时更换。
8.受热面管子的技术监督
8.1对受监范围内的受热面管子，应根据能源电[1992]1069号文《防止火电厂锅炉四管爆漏技术导则》的规定，把好在设计、监造、安装、运行、检修各个环节的技术关。
8.2受热面管子安装前，应根据装箱单和图纸进行全面清点，核对制造单位出具的出厂说明书及其质量保证书是否齐全，其内容包括技术条件编号、化学成分、力学性能（高温和常温）、供货状态及协议书中规定项目的全面检查结果。
8.3受热面管子安装前应对其管子质量和制造厂焊口进行如下检查：
a）注意检查表面有无裂纹、折叠、龟裂、压扁、砂眼和分层等缺陷。表面缺陷深度超过管子规定厚度10%以上，或咬边深度大于0.5mm时，应采取处理措施。
b）对受热面管子的外径和壁厚，应使用游标卡尺等工具，随机抽查。对于装配好的管排，壁厚测量应不少于组装件根数的5%，且每根至少测量两个截面，每个截面至少测两点，测量结果应符合图纸要求。
c）受热面管子的弯管按10%进行抽查，其拉伸面实测壁厚不得小于计算壁厚，压缩面不应有明显的皱褶，以及不圆度应符合有关标准要求。
d）对制造厂焊口质量抽查应按DL/T5047规定进行。
e）用于受热面的合金钢管及其手工焊缝，均应进行100%的光谱和硬度抽查分析。
8.4受热面管子检修时，应进行如下检查：
a）进行外观检查，是否存在磨损、腐蚀、刮伤、鼓包、变形（含蠕变变形）氧化及表面裂纹等情况，并做好记录；
b）对垢下腐蚀严重的水冷壁，应定期进行腐蚀深度的测量；
c）大修时，在高温过热器和高温再热器管壁温最高处，必要时割管取样进行检查。
8.5为了解壁温大于450℃的过热器管和再热器管材质性能变化规律，可选择具有代表性的、在壁温最高处设监察管。取样周期为5万h。监督壁厚、管径、组织、碳化物成分和结构、脱碳层和力学性能变化。
8.6对Cr-Ni奥氏体钢管，在制造、运输、库存、安装运行等各个环节中应采取如下防止应力腐蚀措施：
a）Cr-Ni奥氏体钢管弯管后应进行固溶处理；
b）Cr-Ni奥氏体钢锅炉排管应涂防锈漆和管口密封；
c）应采用除盐水做水压试验，严禁用生水，试验溶液应满足DL/T561的要求，氯离子应低于200µg/L。水压试验后应及时把水放净，用压缩空气吹干；
d）锅炉酸洗时所选择的酸洗介质和缓蚀剂应有利于防止应力腐蚀。
8.7当发现下列情况之一时，应及时更换：
a）合金钢管外径蠕变变形大于2.5%，碳素钢管外径蠕变变形大于3.5%；
b）高温过热器管和再热器管外表面氧化皮厚度超过0.6mm，且晶界氧化裂纹深度超过5个晶粒；
c）管子外表面有宏观裂纹；
d）微观检查发现蠕变裂纹；
e）管壁减薄到小于强度计算壁厚，或减薄量大于壁厚的30%；
f）腐蚀点深度大于壁厚的30%；
g）石墨化达4级(对碳钢和钼钢)。
8.8高温过热器或高温再热器的高温段如采用18-8不锈钢管，其异种钢焊接接头应在运行8~10万h时进行宏观检查和无损探伤抽查，抽查比例为20%。
8.9受热面管子整体或大面积更换时，应对钢管逐根进行无损探伤检查。
9.锅筒的技术监督
9.1根据锅监委[1995]001号文《电力工业锅炉压力容器安全性能检查大纲》的要求，安装锅筒前应重点进行下列检查：
a）查阅制造厂所提供的质量证明书及质量检验记录等技术资料，如资料不全或对质量有怀疑，应进行复查，必要时应要求制造厂参加复查；
b）对合金锅筒的每块钢板、每个接头均进行光谱检查；
c）对焊缝表面100%进行宏观检查；
d）对集中下降管座、给水管座角焊缝的100%和筒体纵缝的25%、环缝的10%（含全部T形接头）进行超声波探伤检查；
e）对其他管座每种至少抽查1个作无损探伤，对人孔加强圈焊缝和返修过的部位应重点抽查；
f）对筒体、焊缝及热影响区进行硬度抽查。
管座角焊缝无损检验可参照JB4730的规定方法进行。
9.2锅炉投入运行5万h时，应对锅筒进行第一次检查，以后检查周期结合大修进行。检查内容：
a）集中下降管管座焊缝应100%的进行超声波探伤，分散下降管管座焊缝进行抽查；
b）对筒体和封头内表面去锈后尽可能进行100%目视宏观检查；
c）筒体和封头内表面主焊缝、人孔加强焊缝和预埋件焊逢、封头过度区及其他接管座角焊缝表面除锈后，进行100%宏观检查；
d）对主焊缝（含纵、横焊缝的T形接头）应进行无损探伤抽查(即纵缝至少抽查25%，环缝至少抽查10%)；
9.3根据检查结果采取如下处理措施：
a）表面裂纹和其他表面缺陷可磨除，磨除后对该部位锅筒壁厚进行测量，按GB9222规定或设计采用的强度计算标准进行强度校核；
b）缺陷磨除后，剩余壁厚小于强度计算壁厚时应进行补焊。补焊前应报主管单位批准，若进行重大处理，应报国家电力公司和劳动局备案，补焊应按DL440的要求实施；
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CVDA-1984的规定进行安全性和剩余寿命评估。如评估结果为不可接受的缺陷，则必须进行补焊，或采取降参数运行和加强监督等措施。
9.4对按基本负荷设计的现已调峰的机组，按GB9222的要求，应对锅筒的低周疲劳寿命进行校核。采用国外引进材料制造的锅筒，可按生产国规定的疲劳寿命计算方法进行。
9.5对碳钢或低合金高强度制造的锅筒，安装和检修中严禁焊接拉钩及其它附件。
9.6锅炉水压试验时，为了防止锅炉脆性破坏，水温不应低于锅炉制造厂所规定的试验水压温度。一般以30℃～70℃为宜。
9.7在启动、运行、停炉过程中要严格控制锅筒壁温度上升和下降的速度。高压炉应不超过60℃/h。中压炉不超过90℃/h，同时尽可能使温度均匀变化。对已投入运行的有较大超标缺陷的锅筒，其温升、温降速度还应适当减低，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.联箱和给水管道的技术监督
10.1联箱安装前应做如下检查：
a）宏观检查是否存在表面缺陷；
b）合金钢箱体、封头、管接头以及这些元件的焊缝，必须逐个进行光谱分析；
c）每个合金钢联箱母材及焊缝各1处进行硬度抽查；
d）每个联箱一条环焊缝进行超声波探伤，每种管座角焊缝至少抽一个作无损探伤，手孔管座角焊缝100%进行表面探伤；
e）检查联箱（尤其是蒸汽联箱和减温器联箱）内部钻孔时有无杂物遗留。如果有，应彻底清除。
10.2高温联箱的箱体蠕变监督，按DL441的规定进行。
10.3对运行时间达到10万h的联箱，应进行全面检查，以后检查周期为5万h。
10.3.1集汽联箱应进行如下检查：
a）箱体进行宏观、硬度、壁厚和金相检查；
b）安全门接管座100%的探伤检查；
c）变径管焊缝进行100%的宏观和探伤检查。
10.3.2高温过热器和高温再热器出口联箱应进行如下检查：
a）箱体进行宏观、硬度和复膜金相检验，壁厚进行测量；
b）封头焊缝进行100%的宏观和探伤检查；
c）排管管座及管孔间宏观和探伤抽查。
其他联箱可根据实际情况进行抽查。
10.3.3减温器联箱应进行如下检查：
a）封头焊缝进行宏观和无损探伤检查；
b）内套管、喷头和内壁进行内窥镜检查，必要时对箱体进行超声波探伤。
10.3.4水冷壁、省煤器联箱封头焊缝应进行宏观和无损探伤抽查。
10.4根据检查结果采取如下处理措施：
a）较浅的表面缺陷应磨除；
b）磨除缺陷后，剩余壁厚小于强度计算壁厚，应采取补焊措施；
c）发现蠕变裂纹时，应采取更换措施；
d）套筒、喷头发现裂纹时，应更换。
10.5受监范围的主给水管道，投产运行5万h时，应做如下检查，以后检查周期为5万h。
a）对三通、阀壳进行宏观检查；
b）对弯头进行宏观和厚度检查；
c）对焊缝和应力集中部位进行宏观和无损探伤检查；
d. 对阀门后管段进行壁厚测量。
10.6100MW以上机组的给水管道，运行10万h时，应对管系及支吊架情况进行检查和调整。检查和调整的具体实施措施按DL/T616规定进行。
11汽轮发电机转子的技术监督
11.1汽轮机大轴、叶轮、叶片和发电机大轴、护环等部件，必须有制造厂合格证书，在安装前应查阅制造厂提供的有关技术资料。若发现资料不全或质量有问题时，应要求制造厂补检或采取相应处理措施。
11.2汽轮发电机转子安装前应进行如下检查：
a）根据DL5011的要求，对对设备的完好情况和是否存在制造缺陷进行外观检查，对常有缺陷的部位和部件应重点检查，对汽轮机轴、调节级叶轮突角处和热槽等部位进行硬度检查；
b）带轴向键槽的套装叶轮，应对键槽底部R处进行超声波检查；
c）对容量大于或等于200MW的汽轮发电机大轴中心孔部位和焊接转子焊缝，若制造厂未提供完整的检查报告或对其所提供的报告有怀疑时，必须进行无损探伤检查。
11.3机组投运后第一次大修时，根据机组情况应对如下部件（或部位）进行宏观和探伤检查，以后检查周期为5万h。叶片超声波检验方法按DL/T714进行。
注：末级叶片检查周期为每次大修
a）汽轮机叶片根部和中部；
b）末级叶片；
c）叶片拉筋、拉筋孔和复环等部位
d）轮缘小角及叶轮平衡孔部位；
e）套装并用轴向键固定叶轮的键槽部位；
f）调节级叶轮根部的变截面的R处和热槽等部位；
g）发电机护环，尤其是内表面；
h）发电机风扇叶。
11.4对100MW及以上机组投运后第一次大修时，应对本体外表面进行如下检查：
a）对汽轮机转子进行硬度检查；
b）对发电机转子进行宏观和探伤检查；
运行10万h时进行第二次检查，以后检查周期为5万h。
11.5运行10万h时汽轮发电机大轴中心孔部位进行如下检查，以后检查周期为10万h。
a）采用内窥镜对表面状态进行宏观检查；
b）采用磁探等方法对表面缺陷进行检查；
c）超声波探伤检查，重点是近表面区。大轴中心孔超声波检验方法及验收标准按DL/T717规定进行。
11.6对运行10万h的汽轮机焊接转子的大轴对接焊缝进行超声波探伤检查，以后检查周期为5万h。超声波检验方法及验收技术标准按DL505规定进行。
11.7根据检查结果采取如下处理措施：
a）对表面较浅缺陷，应磨除；
b）热槽和变截面R过度区失效层应去除；
c）叶片产生裂纹时，应更换；
d）叶片产生严重冲蚀，应修补或更换；
e）对存在超标缺陷的转子，应进行安全性评定和寿命评估，此项工作必须由上级单位认可的单位承担。带缺陷、需监督运行的转子，应根据情况制定安全运行技术措施，并报上级单位批准执行。
11.8大型机组超速试验时，大轴温度不应低于该大轴材料的脆性转变温度。
12高温螺栓的技术监督
12.1高温合金钢新螺栓和重新热处理螺栓的力学性能应符合GB3077和DL439的要求。
12.2根据螺栓使用温度选择钢号。螺母材料应比螺栓材料低一级，硬度值HB20～HB50。
12.3在螺母下应加装平面弹性或塑性变形垫圈、球面变位垫圈、套筒等，以补偿螺杆或法兰面的偏斜，消除附加弯曲应力，提高抗动载能力，保证紧力均匀。
12.4为了改善螺栓的应力分布状态，新制螺检要采用等强细腰结构和国际新制螺纹。螺纹、螺杆粗糙度不低于 6.3 ～　3.2　　
12.5高温螺栓安装前，应查阅制造厂出具的出厂说明书和质量保证书是否齐全，其中包括材料、热处理规范、力学性能和金相组织等技术资料。
12.6对大于或等于M32的高温螺栓，安装前应进行如下检查：
a）螺栓表面应光洁、平滑、不应有凹痕、裂口锈蚀毛刺和其他引起应力集中的缺陷；
b）100%的光谱检查，高合金螺栓检查部位应在两端；
c）100%的硬度检查；
d）100%的无损探伤检查；
e）20Cr1Mo1VNbTiB钢金相抽查。
12.7高温螺栓的紧固和拆卸按DL439要求实施。
12.8检修时更换的新螺栓（含经过恢复热处理后的螺栓），应按本标准的12.6要求进行检查。
12.9对大于或等于M32的高温螺栓，运行后应进行如下检查：
a）大修时100%无损探伤。
b）100%的硬度检查（检查部位在中间）；
c）对硬度不合格的螺栓进行金相检查，必要时做冲击韧性抽查；
d）按蠕变变形量