1000MW超超临界火电机组设计、施工、调试、运行问题分析、改进成果和经验教训
1000MW超超临界机组建设和运行情况及当前存在的主要问题
1000MW超超临界机组建设和运行情况及当前存在的主要问题周志明 戴天将 谷双魁 顾正皓 茅建波建设大容量、高参数的1000MW超超临界机组是转变电力发展方式、调整电力结构、优化电力布局的重要举措，符合国家能源产业政策，但由于单机容量较大，一旦故障跳闸可能会对电网安全运行、电力可靠供应、发电设备安全带来不利影响。
为全面掌握我省1000MW超超临界机组建设期和投产后的安全生产情况，认真总结经验和教训，日前，我办对浙江省1000MW超超临界机组安全生产情况进行了专题调研，形成了本报告。
一、浙江省1000MW超超临界机组基本情况（一）机组建设情况截止2011年底，浙江统调装机容量达到3967.9万千瓦。
其中：火电装机容量3771万千瓦，占总装机容量的95.04%；核电装机容量32万千瓦，占总装机容量的0.8%；水电装机容量164.9万千瓦，占总装机容量的4.16%。
截止2011年底，浙江省统调最高负荷5061万千瓦。
截止2011年底，浙江省共有10台1000MW超超临界机组投产并转入商业运行，占省统调装机容量的25.20%。
1、工程建设工期和总投资额浙江省已建成并投入运行的10台1000MW超超临界机组建设工期最短为22月6天，最长为40个月28天，平均为30个月2天；已竣工结算的8台1000MW超超临界机组平均每千瓦投资为0.3649万元。
详见附表1。
宁海电厂#5、#6机组受线路送出因素影响，其建设工期延长了半年左右,相对较长；嘉华电厂#7、#8机组受全省用电负荷紧张因素影响，建设工期控制的非常紧，较其它1000MW超超临界机组建设工期减少了3～4个月；宁海电厂#5、#6机组由于采用塔式锅炉、建造冷却水塔等设计，使得总投资额较其它工程增加。
2、工程项目采取的优化设计浙江省1000MW超超临界机组建设工程不断优化设计，详见附表2。
各工程均在总平面与主厂房布置、厂房内桩（地）基、给水泵系统、四大管道以及循环水系统等方面,结合工程本身特点，吸取已投产机组在建设、调试、运行中的经验教训,通过有针对性的优化设计，减小了用地面积，节省钢材及建材，降低了投资。
1000MW超超临界机组集控运行故障及处理措施田杰
1000MW超超临界机组集控运行故障及处理措施田杰发布时间：2023-06-15T00:52:42.144Z 来源：《中国电业与能源》2023年7期作者：田杰[导读] 1000MW超超临界机组集控技术指的是对1000MW超超临界发电机组的集中控制技术。
该技术的目的是实现对发电机组的自动化控制、优化运行和故障监测，提高机组的效率和可靠性，减少能源消耗和环境污染。
主要针对1000MW超超临界机组集控技术应用背景下遇到的特殊异常和故障进行解析，并且指出相应的故障解决策略。
山西省长治市晋控电力长治发电有限责任公司 046000摘要：1000MW超超临界机组集控技术指的是对1000MW超超临界发电机组的集中控制技术。
该技术的目的是实现对发电机组的自动化控制、优化运行和故障监测，提高机组的效率和可靠性，减少能源消耗和环境污染。
主要针对1000MW超超临界机组集控技术应用背景下遇到的特殊异常和故障进行解析，并且指出相应的故障解决策略。
关键词：超超临界；集控技术；研究与应用1电除尘系统异常事故1.1电除尘系统异常事故分析原因机组满负荷出力时，电除尘出力异常（效率骤降或进水导致电场跳闸）。
1.2电除尘系统异常事故处理措施（1）机组满足吹灰条件时，联系化环人员，及时投入吹灰。
吹灰时机控制在整点开始十五分钟内。
若电除尘出力异常时，立即停止吹灰，并立即汇报值长。
（2）锅炉烟尘排放浓度偏高时，进行引风机出力偏置设置，减少故障侧电除尘烟气量，但两台引风机电流偏差控制不超过50A，同时注意监视引风机本体运行，防止引风机失速。
（3）当单侧电除尘因故障造成吸收塔入口烟尘大于80mg/Nm3（3min均值）或净烟气烟尘浓度折算值超过10mg/Nm3（3min均值），存在小时均值超过10mg/Nm3的风险，应降负荷处理，通过降负荷等措施短时间内如无法将烟尘控制到合格范围内，应快速停运对应侧风组，保证烟尘小时均值不超限。
2机组调峰启动异常范例2.1异常概况2020年10月01日平海电厂1号机组调峰停运，经公司领导批准，与中调沟通后，启动1号机组。
1000MW超超临界机组运行问题及解决方案探析
1000MW超超临界机组运行问题及解决方案探析摘要：现今社会经济进一步发展，带动了国家整体工业技术水平的提高。
而由于新一代技术的出现，国内超超临界机组的实践也能够表现出国家整体的技术水平正在不断地提升。
通过进行超超临界机组技术的升级，可以提高其材料的耐高温和抗压的水平，借由相关内容的升级可以促使国内的技术装备革新率进一步提升。
针对1000 MW超超临界机组运行当中存在的问题进行了进一步的研究，并提出了相关的解决办法。
希望能对后续的电力工程发展提供有效的帮助。
关键词：1000MW超超临界机组；运行问题；解决措施引言：愈来愈多火电机组提高效率就是随着电力技术和材料科学的发展而使用大容量和高参数，亚临界机组比同等容量亚临界机组增加4%到5%。
大容量超超临界机组在国内大型火电机组中占据主流发展方向，是因为其经济性和负荷适应性等优势，同时其直流运行，变参数控制和多变量耦合等特性使得超超临界机组控制方案复杂且控制策略各异。
一、1000MW超超临界机组的问题（一）在安装工艺中易出现的问题第一，在锅炉和管道外面出现了超温的情况。
当前锅炉及管道外表超温的问题也是超超临界机组学校面临的一个重要问题。
由于锅炉处于一个较为特殊的地方。
如果在这个位置当中折烟角的拼缝没有进行良好的焊接，或者是出现了漏焊的状况，都会导致锅炉的水冷壁区域出现超温的情况。
同时如果折烟角没有进行良好的焊接造成拉裂，致使锅炉运行时，漏烟严重，使保温外表温度过高。
此外，因为蒸汽管道没有达到规范化要求的要求，外护板的长度比较小，会使保温外护板出现脱开的现象，致使锅炉工作时，保温材料损坏，无法起到隔热的作用。
第二，锅炉在运行中出现漏粉问题。
锅炉发生漏粉主要有两方面原因，一种是未考虑锅炉运行过程中膨胀后影响以及未把握延伸性设计、计算距离存在误差等因素，致使锅炉燃烧器和送粉管道连接部位发生故障，使连接部位受热膨胀形成间隙而漏粉。
二是因所用密封材料达不到要求以及锅炉燃烧器及送粉管道膨胀节装设不当，达不到耐高温标准而不能起到膨胀吸收效果，因而发生缝隙造成漏粉[1]。
1000MW超超临界机组设计总结
5 四大管道材料及规格
5.2 四大管道规格 •管道系统阻力不超过允许值； •如果蒸汽流量发生变化，在不改变主、支
管规格的情况下，可通过调整主、支管 的长度比例来满足压降要求； •高压给水管道管径按流速不超过6 m/s控制。
高压加热器采用卧式、单列或双列。
4 主要系统配置
• 凝结水系统 采用3×50％容量凝结水泵。
• 汽轮机旁路系统 根据主机特点，采用高、低压两级串联 旁路系统或一级大旁路系统。
5 四大管道材料及规格
5.1 四大管道材料 • 主蒸汽管道
采用A335P92 • 热再ห้องสมุดไป่ตู้蒸汽管道
采用A335P92 • 冷再热蒸汽管道
欢迎
1 概述
我院目前开展的1000MW超超临界机组设计有4 个电厂，8台机组，即： •国华绥中发电厂二期2×1000MW超超临界机组 扩建； •大唐东营2×1000MW超超临界机组新建； •华电哈尔滨第三发电厂三期2×1000MW超超临 界机组扩建； •华能鹤岗三期2×1000MW超超临界机组扩建。 目前4个项目均做到可研阶段并通过审查，绥 中项目刚启动初步设计
A672B70CL32或A691Cr1-1/4Gr22 值得注意的是，在德国，所有超临界及以上参 数机组，冷再热蒸汽管道材料全部采用低合金 钢材料。
5 四大管道材料及规格
5.1 四大管道材料 • 给水管道
采用15NiCuMoNb5-6-4 执行标准为EN 10216－2 材料牌号： 德国曼内斯曼：WB36 DIN标准(已被377／2 取代)： 15NiCuMoNb5
5 四大管道材料及规格
1000MW超超临界塔式锅炉典型问题及解决方案综述
1000MW超超临界塔式锅炉典型问题及解决方案综述1000MW超超临界塔式锅炉是目前国内燃煤发电厂中普遍采用的一种主要设备。
作为发电厂的核心设备之一，它在能源生产中发挥着至关重要的作用。
随着设备运行规模的不断扩大和工作环境的不断变化，一些典型的问题也随之而来，这些问题给设备的安全稳定运行带来了一定的影响。
本文将围绕1000MW超超临界塔式锅炉的典型问题及解决方案进行综述，以期为相关工程技术人员提供一些有益的参考和帮助。
一、问题一：超临界高温水冷壁温差问题在1000MW超超临界塔式锅炉中，一些运行人员反映，锅炉的超临界高温水冷壁存在温差问题，表现为管面温差过大，甚至出现局部过热现象。
这个问题一方面会影响到锅炉的热效率，同时也可能对设备的安全运行构成一定的威胁。
解决方案：针对这一问题，首先需要对锅炉的管道结构进行全面检测和评估，找出存在问题的节点并进行及时修复和加固。
可以适当增加管道的冷却水量，以减少管面温差。
也可以通过优化锅炉的控制参数，调整燃烧风量和出口烟气温度，以降低冷却壁面的温度差异，从而解决这一问题。
二、问题二：过热器管膨胀问题在锅炉的正常运行过程中，过热器管膨胀是一个普遍存在的问题。
特别是在1000MW超超临界塔式锅炉这样大型设备中，过热器管的膨胀问题更为突出。
如果管膨胀过大，就会导致管道的撑裂和震动，从而影响到整个设备的正常运行。
解决方案：解决过热器管膨胀问题的关键在于管道的设计和安装。
首先需要对过热器管道进行合理的设计，确定管道的膨胀量和膨胀方向，确保管道在运行中不会产生过大的膨胀应力。
可以采用一些特殊的管道材料，以提高管道的抗膨胀性能。
对过热器管道的支吊架也需要进行加固和优化，确保管道能够正常膨胀而不会造成意外事故。
三、问题三：燃烧器磨损问题燃煤锅炉的燃烧器是直接暴露在高温高压燃烧气体中的设备，长期运行后很容易出现磨损问题。
在1000MW超超临界塔式锅炉中，燃烧器的磨损问题一直备受关注。
1000MW超超临界机组的先进设计与经济运行分析
1000MW超超临界机组的先进设计与经济运行分析作者：李虎引言华能玉环电厂安装4×1000MW超超临界燃煤发电机组，在全国首次采用国际先进的超超临界燃煤发电技术，是国家“863计划”中引进超超临界机组制造技术的依托工程，也是我国“十五”重点建设项目。
经过精心安装与调试，1、2号机组已经于2006年提前实现双投，运行半年来，设备稳定，机组各项指标达到设计要求。
经测算，额定负荷下的锅炉效率为93.88%，汽轮机热耗为7295.8kJ(kW.h)，发电煤耗为270.6g/(kW.h)，氮氧化物排放量为270mg/m3，供电煤耗为283.2g/(kW.h)，机组热效率高达45.4%，达到国际先进水平，二氧化硫排放浓度为17.6mg/m3，优于发达国家排放控制指标。
3、4号机组也将力争于2007年投产。
一、1000MW机组特点玉环电厂超超临界机组主要设计参数见表1。
1.1 汽轮机特点机组汽轮机由上海电气集团联合西门子公司设计，为单轴四缸四排汽；所采用的积木块是西门子公司近期开发的3个最大功率可达到1100MW等级的HMN型积木块组合：1个单流圆筒型H30高压缸，1个双流M30中压缸，2个N30双流低压缸。
汽轮机4根转子分别由5只径向轴承支承，除高压转子由2个径向轴承支承外，其余3根转子，即中压转子和2根低压转子均只有1只径向轴承支承，提高了轴承稳定性，也缩短了轴向的长度，使轴总长度仅为29m。
整个高压缸静子件和整个中压缸静子件由它们的猫爪支承在汽缸前后的2个轴承座上。
而低压部分静子件中，外缸重量与其他静子件的支承方式是分离的，即外缸的重量完全由与它悍在一起的凝汽器颈部承担，其他低压部件的重量通过低压内缸的的猫爪由其前后的轴承座支承。
所有轴承座与低压缸猫爪之间的滑动支承面均采用低摩擦合金，具有良好的摩擦性能，不需要润滑，有利于机组顺畅膨胀。
盘车装置采用液压电动机，采用顶轴油驱动，安装在机头位置，位于1号轴承座内。
1000mw等级超超临界机组运行导则
1000mW等级超超临界机组运行导则1. 引言本文档旨在制定1000mW等级超超临界机组的运行导则，以确保机组运行安全、高效稳定。
本导则适用于超超临界机组的设备运行和操作管理人员，旨在提供指导和规范机组的操作和管理。
2. 超超临界机组的特点和工作原理超超临界机组是一种新型的高效节能发电机组，采用超超临界工质进行蒸汽循环，具有较高的效率和较低的排放。
其工作原理如下：1.超超临界机组以高温高压下的水作为工质，在超过临界点的温度和压力下形成超超临界状态，蒸汽的浓度和温度均达到很高的水平。
2.超超临界机组在蒸汽循环中加入再热和再生装置，能够充分利用蒸汽的热能，提高发电效率。
3.超超临界机组采用先进的控制和监测系统，可以实时监测运行参数，并采取相应的控制措施，确保机组的安全稳定运行。
3. 机组运行前的准备工作在机组正式运行之前，需要进行以下准备工作：3.1 设备检查和调试•对机组的各项设备进行全面检查和调试，确保设备运行正常、无故障。
•检查并清理燃烧系统，确保燃料供应正常，并调试燃烧过程。
3.2 系统测试和调整•进行机组系统的静态和动态测试，包括水循环系统、蒸汽循环系统、控制系统等。
•对机组的安全保护系统进行测试，确保系统能够及时响应异常情况。
3.3 运行参数设定和调整•设定机组的运行参数，包括温度、压力、流量等，确保与设计要求相匹配。
•根据实际情况，对运行参数进行必要的调整，以确保机组的高效稳定运行。
4. 机组运行中的操作管理4.1 运行监测和参数调整•对机组的运行参数进行实时监测，并根据监测结果进行必要的调整。
•关注机组的热力参数，如压力变化、温度偏移等，及时采取相应的控制措施。
4.2 事故处理和应急措施•在机组运行过程中，如发生事故或异常情况，要及时采取应急措施，确保人员安全和机组的正常运行。
•完成事故记录和事故分析，及时消除故障和做好相应的故障排查工作。
4.3 机组检修和维护•定期对机组设备进行检修和维护，保持设备良好的运行状态。
1000MW超超临界机组协调控制系统运行与优化设计
1000MW超超临界机组协调控制系统运行与优化设计摘要：随着国民经济和电力负荷的迅速增长，电网容量也随之增长，我国越来越多采用大容量、高参数机组。
本文对1000MW超超临界机组协调控制系统存在问题进行分析，并根据存在的问题提出相应的改进策略，旨在提高1000MW超超临界机组协调控制系统的运行安全性和效率。
关键词：1000MW超超临界机组；协调控制系统；问题；改进1 1000MW超超临界机组协调控制系统存在问题1.1主蒸汽压力波动大（1）主蒸汽在出现压力升高的情况时，系统可根据压力情况自行做出相应的调节。
在系统调节的过程中，主要通过对燃料进行减少的方式来实现，这样一来就极易发生甩主气温问题。
（2）在对机组进行定压运行之后，由于需要承担较大的负荷，主汽压力实际值与所设定值发生较大的偏差，甚至偏差会超过1MPa［1］。
（3）在主汽压力出现上升时，锅炉给水流量会出现明显降低，还可能引导主蒸汽温度发生明显升高。
反之，当主汽压力出现下降时，锅炉会加大给水的流量，使得主蒸汽温度出现明显下降。
1.2正常运行中的调节问题（1）烟气挡板的调节动作较为缓慢，经常需要通过减温水的方式来帮助其进行气温的调节。
（2）减温水的调节门动作非常缓慢，导致超温和甩汽温问题。
（3）供氨的压力调节门质量较差，经常出现较大摆动的情况，致使供氨的压力升高，发生脱销跳闸的现象。
（4）在机组运行的过程中，锅炉炉膛负压波动非常显著，使得供氨的压力出现明显升高，会出现脱硝跳闸的情况。
（5）在机组运行的过程中，锅炉炉膛负压波动会明显增大，机组的安全稳定性会受到非常大的影响。
1.3大幅度加减负荷时蒸汽汽温变化较大（1）在出现大幅度的调整负荷时，再热蒸汽气温会出现非常显著的升高，引起事故减温水投入。
再热器事故减温水在投入之后，再热蒸汽气温会逐渐恢复到设定值，但此时烟气挡板并不会关小，并且动作减缓，使得事故减温水的投入时间延长。
（2）在进行加负荷的过程中，主蒸汽气温会出现显著下降，在进行减负荷的过程中，主蒸汽气温表现为非常明显的升高。
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1000MW超超临界火电机组设计、施工、调试、运行问题分析、改进成果和经验教训——华电莱州一期工程建设经验及教训【摘要】莱州公司在一期工程（2×1000MW级）建设过程中，把握“安全、质量、工期、造价”四大核心要素，于2012年实现一期工程圆满“双投”，#2机组被授予“中国华电集团公司发电装机突破1亿千瓦标志性机组”，各项经济技术指标均达到国内同类型机组先进水平。
#2机组实现了168试运后不停机直接进入商业运行，连续运行191天，创国内百万机组高水平，实现了“投产即达标、投产即稳定、投产即盈利”的预定目标，并在工程设计、施工、调试、运行方面积累了宝贵的经验。
【关键词】百万机组工程设计施工调试运行经验引言莱州一期工程的工程建设，坚持高起点、高标准，全程从严管理，取得了优异的基建管理成绩，在基建全过程中赢得了高度评价和荣誉，列举如下：1、2010年，莱州一期工程被中国电力规划设计协会评选为“2010年度电力行业优秀工程咨询成果一等奖”。
2、2010年，莱州一期工程被中国施工企业联合会、中电建协共同确定为“国家重大工程全过程质量控制试点工程”。
3、2011年，莱州一期工程被国家电监会、中电建协共同确定为“电力建设安全生产标准化试查评项目”。
4、2011年，《降低影响混凝土结构耐久性的缺陷率》获得全国工程建设QC成果一等奖。
5、2012年，《电焊气割防火罩的研制与应用》获得中电建协成果发布一等奖。
本文重点论述莱州一期工程在工程设计、施工、调试及运行方面积累的经验，并介绍其在试运和运行中所遇到的重要设备问题及解决情况。
1 华电莱州一期工程基本情况1.1莱州一期项目简介华电莱州发电有限公司成立于2010年8月，由华电国际电力股份有限公司和山东省国际信托投资有限公司按照75%和25%的比例合资组建。
项目规划容量8×1000MW，一期工程建设2台1000MW级国产超超临界燃煤机组，配套建设2×3.5万吨级通用泊位和3.5万吨级航道工程，是集团公司首家以百万机组起步的发电企业，也是华电国际首个电港一体化项目，属于“节能、节水、占地少、环保型”的港口大型电站项目。
莱州一期工程于2010年1月29日获得国家发改委核准，2010年3月20日全面开工建设，#1、#2机组分别于2012年11月4日和12月6日通过168小时满负荷试运行。
1.2莱州一期工程主要参建单位建设单位华电莱州发电有限公司设计单位主体设计单位国核电力规划设计研究院脱硫设计单位上海龙净环保科技工程公司厂前区设计单位杭州国美建筑装饰设计院监理单位施工监理山东诚信监理有限公司设计监理西北电力工程监理公司施工单位A标段山东电力建设第三工程公司B标段山东电力建设第二工程公司C标段中交一航局第二工程有限公司D标段中铁十九局第一工程有限公司三大主机中国东方电气集团公司1.3 莱州一期工程三大主机选型主机型式主要参数锅炉超超临界、变压运行直流炉、单炉膛、一次再热、П型布置最大蒸发量3033t/h；出口蒸汽压力26.25MPa；热效率≥93.8%汽轮机超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式、八级回热抽汽主蒸汽温度：600℃；再热蒸汽温度：600℃；主蒸汽压力：25MPa发电机隐极式、两极、三相同步交流发电机、冷却方式：水氢氢额定电压：27kV1.4 莱州一期项目的主要经济技术指标序号项目指标#1机组#2机组1 机组铭牌出力1020MW 1020MW2 项目动态投资69.2亿元（执行概算）3 项目静态投资64.9亿元（执行概算）4 单位容量静态投资3246元/kW（执行概算）5 发电煤耗（168期间）269.89g/kWh 269g/kWh6 厂用电率（168期间） 3.65% 3.6%7 综合供电煤耗（168期间）279.7g/kWh 278.7g/kWh8 脱硫效率（168期间）98.3% 97.2%9 除尘效率（168期间）99.8% 99.8%10 汽轮机最大轴振（168期间）55μm 53μm11 汽机真空严密性（168期间）0.098 kPa/min 0.0702 kPa/min12 发电机漏氢量（168期间）10Nm3/d 4.23Nm3/d2 工程建设管理经验作为华电集团公司首个以百万机组起步的发电企业，莱州公司坚持“建精品、夺金奖”的工程建设目标，以发挥项目法人主导作用为主线，始终贯彻“基建生产一体化”、“基建经营一体化”两大理念，牢牢把握“组织、协调、控制”三大要素，坚持“目标引导、过程管控、创新管理、超前策划”四大法宝，突出“人、机、料、法、环”五大要点，努力营造“思想统一、目标一致、和谐共赢、规范有序”的工地文化氛围，全力打造优质工程。
从工程管理中，深入总结了基建管理经验。
2.1 创新工程管理模式：莱州公司通过创新工程管理模式，使工程管理各个环节都处在可控、能控、在控、优控的状态中。
2.1.1实施AC策划，努力实现景观式电厂的建设目标。
“AC”即Architecture Color，即建筑艺术与色彩。
莱州公司积极践行“美丽中国”和“幸福华电”的理念，将美学理念和建筑艺术融入厂区建筑物的设计中，努力做到工业建筑与自然环境的有机结合，力求“内饰和外观兼美、实用和景观兼顾”，注重建筑色调与功能区分的匹配，注重色调搭配与周围自然环境的协调，努力实现生产工艺与自然环境的和谐统一。
2.1.2 建立完善工程管理制度，确保工程建设规范有序进行。
认真贯彻落实基建“五制化”管理，按照“凡事有章可循”的要求，持续完善规章制度，印发了《工程建设管理制度汇编》、《基建物资管理制度汇编》、《安全管理制度汇编》等一系列管理制度，基建期管理制度总数达到77项，逐步形成了纵向到底、横向到边、责任明确，奖罚严明的制度体系，做到了岗位职责和工作流程清晰，尽可能的消除了职责的重叠和缺失，提高了管控效率。
同时，强化制度宣贯，连续三年组织开展冬季培训，累计285人次参加了基建管理制度考试，考试合格率达到100%，使每位工程管理人员能够对工程管理制度达到熟知掌握、灵活应用。
2.1.3 自主开发工程巡检平台，提升全过程管控能力。
利用信息化技术，丰富工程管控手段，自主开发了工程巡检管理系统。
该系统主要包括两大部分：巡检日志和整改通知单，用电子巡检日志替代了纸质巡检日志，方便检索和归档整理。
对于现场巡检发现的问题，及时填写问题整改单，确定整改期限，逾期未完成的整改项目，直接生成电子考核单，考核到各参建单位。
通过巡检管理系统的应用，累计下发整改单4125余项，实现了100%闭环管理，实现了对参建单位问题整改的刚性约束，极大的强化了质量工艺管控手段，有力的提升了过程管控水平和成效。
2.1.4 实施自主设备监造，大幅降低了设备到厂后的缺陷率。
改变传统监造模式，在新建企业人员少的情况下，克服一切困难，实行自主设备监造模式，充分调动工程技术人员的主人翁责任感，从源头上控制设备制造缺陷率。
公司累计派出62人次赴三大主机厂和主要辅机厂，全过程参与设备投料、生产、质量监督、检验试验的各个环节，对关键项目实行现场见证与旁站式监督，累计见证关键项目680余项，发现并及时消除质量缺陷，同时实现了设备监造、催缴催运和业务培训的有效结合，最大限度发挥了自主设备监造的作用。
2.1.5 强化技术管理，发挥技术决策和顾问委员会作用。
借鉴生产技术管理先进经验，成立工程建设技术决策委员会，定期或不定期组织召开技术决策专题会议，研究工程建设中的重大技术问题和技术方案，充分发挥集体聪明才智，最大限度的避免了决策失误。
成立工程技术顾问委员会，先后邀请多名国内电力行业知名的专家教授，在工程前期策划、设计、建设、调试、创优等各个阶段进行咨询、检查和指导，站在巨人肩膀上高起点推动各项工作。
累计开展创优咨询活动12次，提出并整改了135条现场提升项目，对工程质量的提升发挥了重要作用。
2.2 充分发挥设计的龙头作用，深入开展设计优化，尽可能建设完美无憾工程。
2.2.1 采用三维设计，最大限度的减少了设计变更。
在全国火电厂首家采用三维立体化工程设计，最大限度的避免了管道、钢架、桥架在系统布置方面的冲突，减少工程设计反复和不必要的变更，有效提高了设计效率和施工效率；充分优化设备和管道的立体空间，降低工程造价，为全寿期三维数字化电厂建模奠定了良好基础。
通过数字化火电模型碰撞测试，累计发现并解决了206处设计缺陷，大幅提升了设计的准确性。
2.2.2 持续优化设计，最大限度的提升项目相对竞争力。
认真贯彻落实集团公司《技术创新及节能减排设计优化实施意见》，坚持“以设计为龙头，向优化要效益”的理念，以“提高性能、提高效率、降低造价”为指导思想，建立设计优化专项奖励基金，充分调动参建各方的积极性和主动性。
广泛开展调研，博采众家之长，先后进行了总平面布置优化、空预器柔性密封、四大管道弯头改弯管、电除尘高频电源等54项设计优化，厂区布置更加紧凑合理，机组经济技术指标显著提升，设计发电煤耗268.5 g/kWh，是全国同期百万机组设计煤耗最低的项目之一，主要经济技术指标均达同类型机组先进水平；通过设计优化，实现累计降低投资1.42亿元，工程静态投资64.9亿元，单位造价3246元/kW，是全国同期百万机组造价最低的项目之一。
在工程建设中广泛开展“设计完善项”活动，系统排查设计缺陷，不断优化工艺流程，提出并实施设计完善项110条，使现场布置更加合理，工艺系统更加优化，系统运行更加安全，检修操作更加方便。
2.3 加强施工管理，强化过程管控。
2.3.1 实施监理人员授权，充分调动监理工程师的工作积极性。
坚持“强业主、大监理”的理念，为充分发挥监理单位“四管、两控、一协调”的职能，严格控制监理人员的资质，调动工作积极性，莱州公司制定下发了《监理人员资质审查与授权及监理人员测评管理办法》，监理人员入场时，由建设单位对其技术资格、业务水平、工作经验等方面进行资质审查，通过审查后方可进入现场工作。
同时，建设单位、施工单位定期对监理人员进行综合考评，对评分低于70分的给予一次警告，低于60分的撤消授权，两次低于70分的撤消授权，提高了监理人员尽责履责的压力感和紧迫感。
2.3.2 对质量节点进行超前控制，确保建设质量可控在控。
将质量控制节点关口前移，超期制定控制措施，落实施工方案，充分发挥项目法人主导作用，严格进行过程管控，使质量节点的每一个环节都始终处于“可控、在控”的良好状态。
例如：在锅炉保温管理上，莱州公司超前制定了详细、周密的《锅炉保温控制措施》，力求保温表面温度不超过50℃，通过工程技术人员的全过程监督，#1、#2机组均实现了锅炉保温无超温点。
为降低汽轮机热耗，莱州公司与东方汽轮机厂共同成立了“汽轮机降低热耗”工作组，对安装数据和测量标准进行量化，通流间隙按照设计值下限调整，力争在设计热耗7297kJ/kW的基础上再降低48kJ/kW，实现汽轮机热耗7249kJ/kW的同类型机组最优值。