《通辽霍林河坑口发电有限责任公司2号机组b级检修后评价报告》

通辽霍林河坑口发电有限责任公司2号机组B级检修后评价报告蒙东能源发电部2013年11月通辽霍林河坑口发电有限责任公司2号机组B级检修后评价报告2013年月日发电部组成专家组，依据蒙东能源发电【2013】53号关于开展2013年度火电机组A/B级检修后评价工作的通知的文件要求，对通辽霍林河坑口发电有限责任公司2号机组B级检修开展后评价工作。评价主要内容主要是根据检修前/后的机组性能试验报告、机组修后实际运行性能指标、检修后实现的目标以及修后设备状况等。评价范围主要包括汽轮机、锅炉、电气和热工等专业。1检修总体情况概述霍林河坑口发电组于公司2号机2008年07月23日15时完成168H试运开始投产发电，累计进行A级检修1次，（2009年07月14日09月10日），级检修0次，C级检修1次（2008年10月05日11月01日），本次是第1次B级检修。2号机组B检计划于2013年04月27日开始，2013年07月15日结束，计划工期80天；受抢发电量影响，实际开工日期为2013年05月13日，于2013年07月09日转为备用，2013年07月13日并网发电；实际工期58天。2号机组B级检修在蒙东能源集团公司发电部，B级检修指挥部的指导下，由于组织得力，严格控制主节点工期，主要检修工作人员实行两班轮换，加班加点，备品备件配合到位，参修单位认真执行机组A/B级检修管理规定要求，克服了人员少、工期长等一系列困难，圆满完成了检修任务，使实际总工期比计划工期提前22天。本次B级检修计划检修项目376项，实际完成404项；执行文件包272份，执行停工待检点（H点）371点，质量见证点（W点）525点；计划检修费用765万元，实际发生775万元；重大隐患治理计划5项，消除5项；消除较大缺陷44项；消除不符合项113项；检修过程中发现缺陷89项，消除89项；检修设备系统变更15项；机组运行中（168H试运期间）发生四类缺陷5项，消除5项，未发生二、三类及以上缺陷，至09月26日机组修后连续运行76天。检修总体情况统计表名称名称计划2013年04月27日到2013年07月15日计划5检修起止日期实际2013年06月13日到2013年07月09日重大隐患治理情况实际5计划80发现缺陷数89检修工期天实际58处理缺陷数89计划31938检修缺陷处理情况遗留缺陷数0检修工日实际32866完成的设备及系统变更15计划0修后连续运行天数76用工（本厂）实际0计划项目数376计划31938项目调整情况增加28项用工（外用）实际32866未完成项目数0计划765实际完成项目数404检修费用（万元）实际775文件包数272计划99338H点数371外用工费用（万元）实际99338W点数525种类零类一类二类三类四类发生00005修后缺陷发生及处理情况处理000052检修目标完成情况21安健环目标2号机组B级检修中认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的工作方针，牢固树立“任何风险都可以控制，任何违章都可以预防，任何事故都可以避免”的安全理念。B检期间设备部进一步规范检修现场安全、文明生产及标准化作业管理，按照2号机组B检安全文明生产准备策划工作的要求，在B检开工前专业对检修维护及外委承包队伍的检修策划准备情况、技改、非标、重大检修项目编报的安全措施审核情况、B检前的安全考试情况、B检现场所使用的安全防护用品、起重和电动机具、标准化作业用品等安全设施进行了一次详细检查。在整个B检期间专业人员对B检现场加大了监督、检查、考核的力度，对检修作业现场进行不间断监督，及时进行指导检查，纠正违章行为及不文明施工行为。多次组织检修单位管理人员对B检现场的安全文明施工、违章情况进行联合检查，2机B检中共查出各类违章74次，考核45100元。保证检修作业在受控范围内。为2号机组B级检修过程中的安全奠定坚实的基础，做到了尽职尽责。各参修单位能够全面贯彻执行B检期间安全管理规定，强化安全风险控制，认真组织召开每周一次的班组安全活动，做好各项作业危险点分析，严格落实管理人员现场巡视和安全监督制度，严格执行标准化作业规定，定置工业垃圾存放地点，坚持“工完料净场地清”。同时，把防止人身伤害作为工作重点，对炉内检修、汽轮机检修、发电机检修等复杂的施工作业和大型构件起吊工作制定专项安全措施，重点把关，杜绝各作业点、各施工区域的违章行为的发生。对解体期间的危险点控制作为重点工作来抓，保证安全防范措施落到实处。强化安全管理，利用每天下午的协调会议，对外委单位的设备、人身安全管理、工期进度、标准化作业管理、人员储备、文明施工等方面进行讲评。B检期间，未发生人身轻伤及以上、设备损坏、火灾、环境污染事故事故；未发生严重集体违章事件；工作票合格率9961；操作票合格率100；安全性评价问题整改完成率100；电除尘效率9996；除尘器出口粉尘浓度平均值为21MG/NM3；脱硫系统效率94。安健环目标完成情况统计表序号指标单位目标完成情况1人身轻伤及以上事故起002设备损坏事故起003火灾事故起004严重集体违章事件起005无票作业起006环境污染事故起007工作票、操作票合格率100工作票合格率9961；操序号指标单位目标完成情况作票合格率100。8安全性评价问题整改完成率1001009电除尘效率999610除尘器出口粉尘排放浓度MG/NM3302111脱硫系统效率959422检修指标2号机组B级检修计划工期80天，实际完成58天，为提前启机以抢发电量，各参修单位加班加点、汽轮机检修实行两班倒制度，较计划工期提前22天，至09月26日修后连续76天。本次检修计划技术改造项目及检修特殊项目完成100；技术监督项目计划完成100；设备缺陷消除计划完成100；仪表装置检查校验率达100；检修项目验收优良率达100；修后试验一次成功率100；汽轮机冲转两次，机组整套启动一次成功率100；修后主设备完好率达100。发电机修后漏风率（486）221技术改造、检修特殊项目汽机专业一是高中压缸、低压缸缸效率低，严重制约二号机组经济指标。本次通流间隙调整数值综合考虑了汽缸变形量及蒙东能源公司对通流间隙数值规定采取了以下措施（1）将高、中压缸及低压缸叶顶汽封进行改造，更换了间隙值符合设计标准下限的阻汽片。（2）将高、中压缸及低压缸隔板汽封径向间隙调整至设计标准下限。（3）将低压缸原来的平齿式轴端汽封改造成阻汽效果更好的接触式汽封，目前机组运行稳定。二是二号机组运行中盘车从动齿轮出现碰磨现象，导致齿轮损坏严重，本次B级检修对盘车大齿轮及对轮销子进行更换，机组启动时盘车运行正常。三是二号汽轮机主油泵短轴由于安装时晃度值超标达到014MM，本次B级检修将二号汽轮机主油泵短轴返厂检修，进行弯曲超标处理，使其晃度、瓢偏值合格，并完成短轴动平衡试验；二号机组启动后，完成转子动平衡试验，现运行正常。锅炉专业一是2号锅炉顶棚包罩内由于基建施工安装质量差，且锅炉运行周期较长，导致顶棚密封浇注料发生开裂及脱落情况严重，导致顶棚漏风、漏灰严重，另外顶棚管部分无保温，导致顶棚管散热量较大，顶棚密封温度较高，本次对顶棚密封浇注料拆除重新进行了浇筑，对顶棚联箱、导管等无保温设备进行了保温处理，改造后顶棚密封及保温情况得到了改善。二是对低氮燃烧器SCR烟气脱硝改造更换原燃烧器为低氮燃烧器，增加了燃烬风，在省煤器与空气预热器之间加装SCR烟气脱硝反应器，在不牺牲锅炉效率的前提下，首先通过低氮燃烧器将NOX排放浓度由750MG/NM3降低到350MG/NM3，再利用SCR反应器控制到约100MG/NM3，使整体脱硝效率为87。三是锅炉脱硝改造同时，在保证原空预器正常安全运行及性能参数的情况下，对原空预器的传动方式、支撑形式、空预器壳体、烟风道接口等原则上保持不变，更换所有换热元件，将空预器高温段和中温段传热元件全部更换为新型板提高换热量，将低温段换热元件镀搪瓷提升抗腐蚀能力，将原硬密封改为软性密封降低漏风率，改造后一年内在满负荷工况（600MW）漏风率控制在5。四是现有引风机不能满足电除尘器改造后的风压要求。取消脱硫2台增压风机，重新安装两台100BMCR容量的动叶可调轴流式风机，基础在原有基础上进行加强处理，对原引风机进、出口管道不做变动，改造后2台引风机各项震动最大值22MM,达到优值。五是本次B检中保持原电除尘器1、2电场不变，将原电除尘器3、4、5电场改造为布袋式，力争将烟尘排放浓度达到排放标准，投运后从烟尘排放量看，与改造前对比等到了明显的改观。电气专业一是1、2号发电机封闭母线微正压装置改造改造后气源取自厂内仪用气源，空压机作为后备气源，二者亦可同时供气。压缩空气通过过滤器、冷冻式干燥器、微雾分离器后已达到了干燥、洁净的要求，通过电磁阀充入到封闭母线中，解决了原母线内的空气只是利用简单的吸附原理进行处理、空气湿度监测点安装位置不合理无法保证空气干燥的问题，消除了穿墙处盘式绝缘子结霜、结露现象，保证了发电机封闭母线的安全可靠运行。二是2号机10KV母线室穿墙共箱母线隔离解决了2号机10KV、6KV母线室内外连通，导致进线电源开关柜温度过低（14左右），造成保护装置及开关误动作，酿成事故的隐患。三是2号主变高压侧电压互感器二次和三次N600二次接线在端子箱内连接在一起。不符合继电保护二次反措要求。采取措施是校验接线，查清电压互感器二次、三次N600二次线所带负荷；在端子箱内将电压互感器二次、三次N600二次线分开，并分别在500千伏继保小室内接地；机组启动试验，利用机组与500千伏进行核相和假同期试验，测量电压互感器二次幅值、相位。判断电压互感器二次接线正确性。机组启动试验，核相和假同期试验合格，测量幅值、相位、相序正确。机组启动后参数显示正常。通过整改，提高继电保护二次回路抗干扰能力，保证可靠运行。热工专业一是2号机组原、净烟气环保测点移位技术改造，改造前系统状态坑口公司1号、2号脱硫系统上传给环保局监控测点的CEMS仪表安装在烟囱上，在两台机组同时运行时，无法进行两台脱硫系统分别计量氮氧化物、烟尘、湿度、CO、烟气排放量等参数。同时我厂烟气环保监测仪表已连续运行5年，设备老化腐蚀严重，日常维护量大，维护费用增加。改造后系统状态本次利用2号机组B级检修对我厂2号机组原、净烟气分析仪表及烟尘仪表进行改造。满足国家环保局、自治区环保局对我厂环保要求；二是磨煤机出口门就地电磁阀控制柜移位改造，改造前系统状态目前磨煤机出口插板门就地电磁阀控制柜安装在磨煤机顶部，磨煤机运行时的振动经常发生气源管与控制电磁阀接头的连接部分脱落。同时由于磨振动，电磁阀接头穿过控制箱部位与控制箱表面发生摩擦，使接头漏气，气源压力不足造成磨煤机出口插板门不能及时打开或关闭，不利于磨煤机的安全稳定运行。磨煤机运行时温度较高，高温环境下将使电磁阀使用寿命减少，也不便于检修人员维护。改造后系统状态本次改造将磨煤机出口门就地电磁阀控制柜从磨煤机顶部移位至锅炉零米，使振动减小以及温度降低，大大改善控制柜电磁阀的运行环境，便于检修人员日常维护；减少气源管脱落的几率，保证设备稳定运行；三是2号机组上层二次风门执行器器改造，改造前系统状态2号机组上层二次风门现用的执行器是哈尔滨锅炉厂成套提供分体式气动执行器，共72台，2008年7月投入正式运行，气缸及位置变送器安装靠近喷嘴，控制柜内气源采用塑料软管连接，环境温度高，气动执行器位置变送器经常被烤坏，控制柜内软管经常爆管，造成二次风门调节经常失灵，影响自动系统投入，影响机组安全经济运行，并且维护的备件及其昂贵，供货周期长维护量增加。改造后系统状态改造后的执行器为分体式执行器，控制部分远离高温热源，并且该执行器定位器为智能型定位器，故障率较少，调节精度高，大大提高执行器动作的可靠性、灵活性，从而进一步提高机组的自动化水平保证机组的安全稳定经济运行。输煤除灰专业一是二号炉7台原煤斗内衬微晶板均有不同程度脱落，影响原煤斗正常运行，本次B检将脱落部位的微晶板全部修复，确保了原煤斗安全稳定运行。二是脱水仓所属阀门内漏治理，阀门内漏的原因主要是渣浆在流经阀门时会对阀门内的密封面及阀板产生冲刷导致磨损，磨损后在阀门处于关闭状态时仍有介质流过，致使设备检修时无法实现隔离，系统运行中造成介质再循环流动而增加设备电耗，甚至造成系统运行参数达不到设计值，利用本次B级检修机会，对阀门解体检查，对磨损的门板及密封面进行补焊、车削（外委加工），保证了阀门没有内漏现象发生。脱硫专业一是2号吸收塔搅拌器密封型式改造2号吸收塔搅拌器所处石膏浆液环境，含有的大量CL和SI02、AL2O3、FE2O3等硬质颗粒导致了轴封的磨损、失效和泄漏。将原有搅拌器整机更换为无泄漏永磁传动搅拌器，改造后的搅拌器，不改变原有搅拌器的参数和性能。将原轴一分为二，一根为外磁子相连，并偶数布满瓦片型的永磁体；一根为内磁子相连，安装在密封套内。他们隔着密封套相互产生力矩作用，内磁转子在外磁转子磁力的作用下同步旋转，搅拌器也同步旋转，完成对罐体的介质的搅拌，中间密封套将内转子包裹起来，同外界隔离，从而起到密封作用。目前运行电流稳定、无漏泄、异音等现象。二是2号脱硫GGH吹灰器改造2号脱硫装置GGH吹灰器采用压缩空气、高压水及低压水进行冲洗，在线冲洗采用压缩空气，其压力在05MPA左右，冲洗效果不够理想，经常出现GGH压差大，增压风机电流升高，电耗增加的现象，GGH堵塞严重时需停运脱硫装置进行人工冲洗，改造后采用蒸汽吹扫可将吹扫压力提高至10MPA、300蒸汽作为吹扫介质，明显改善了吹扫效果，虽然不能完全解决GGH堵塞问题，但可减轻GGH堵塞，减低GGH压差，减少电耗以达到节电的目的。三是2号脱硫取消旁路烟道改造脱硫装置装有旁路烟道时，在锅炉启动或脱硫装置出现故障时，旁路烟道挡板门打开，烟气通过旁路烟道进入烟囱排放，从而不影响锅炉运行。取消旁路烟道改造，即引风机增容，取消增压风机，增压风机与引风机合并，由引风机克服FGD阻力；增加事故喷淋系统及吸收塔溢流设备。使脱硫装置与主机将成为一个串联系统而必须同步启停，要求脱硫装置的投运率必须达到与主机一致的水平，尤其是锅炉启动时，烟气必须通过脱硫后再进行排放。改造后的FGD装置完全适应主机0100BMCR变负荷工况，同时满足了环保要求，二氧化硫排放浓度降低到200MG/NM3以下。四是2号吸收塔喷淋层母管断裂，部分喷嘴、支管脱落；吸收塔塔壁漏泄严重；吸收塔导流板腐蚀严重；2号吸收塔除雾器模块部分变形。采取措施停机之后即向事故浆液罐排浆。浆液液位排至石膏排出泵或地坑泵无法排出时，打开吸收塔人孔门进行人工清理，清理浆液过程中将脱硫的喷淋层支管及喷嘴取出清洗干净。在吸收塔内搭设满堂脚手架，在作业层底部满铺跳板，搭设安全网，从底部到顶搭设回转型通道走廊，两侧绑扎维护栏杆。在各层作业时，再挪动跳板，底部用脚手架生根固定。脚手架底部与吸收塔接触部位采用木板或其它材料隔离，以免损伤底板防腐。喷淋层修复，由上至下对四层喷淋层管道及喷嘴连接部位进行逐一检查,粘结不牢固的必须重新粘接。对二、三、四层主管道断裂进行更换，对主管道与支管连接部位进行加固，靠近塔壁部位喷嘴进行检查、扶正。吸收塔喷淋层所有管道及喷嘴粘接时，塔内温度必须5。喷淋层粘接材料是SW901环氧树脂固化剂促进剂（必须严格安装比例标准进行配置，100353,设专人配置），配置完成后涂刷在玻璃丝布进行粘接，玻璃丝布必须用环氧树脂均匀刷透，将玻璃丝夹层内空气赶净。将粘接管道和喷嘴打磨，用清洗剂清洗干净，采用三层树脂二层玻璃布方式粘接，主管道粘结宽度为700MM,支管粘结宽度为300MM,喷嘴粘结宽度为150MM。对除雾器模块的间距进行修正，必须保证其间距均匀。对吸收塔内壁防腐层进行全面仔细检查，对于损坏的部位必须按防腐工艺要求进行防腐。吸收塔做防腐层时，塔内温度必须控制在5以上。吸收塔及烟道防腐底涂时，均匀、无漏涂及杂物等；底涂应采取两遍相互垂直的涂刷方式。玻璃鳞片防腐时，应涂刷两遍，厚度在1830MM，两次防腐间隔时间为12小时。防腐光滑均匀，无漏涂，无气泡等缺陷。吸收塔及塔内钢构架修复后的防腐表面平整、洁净。无翘起及开裂等缺陷。222技术监督与反措项目2号机组B级检修前制定了技术监督项目208项，完成208项，完成率100。落实反措项目6项。其中金属监督计划检验项目49项，实际完成49项，项目完成率100；汽机监督7项，实际完成7项，完成率100；电气三项监督计划130项，实际完成130项，完成率100；热工监督12项；化学监督10项。2号机组B检监督项目发现的主要问题金属专业一是汽机69米主汽管道弯头焊口一道裂纹缺陷缺陷长度150MM质量评定为三级；二是锅炉炉顶再热蒸汽管道有三道焊口裂纹缺陷质量评定为三级；三是主蒸汽两个堵阀阀体裂纹存在多处裂纹缺陷；四是再热蒸汽炉顶处两个堵阀阀体多处裂纹；五是高压给水闸板阀阀体存在一处裂纹缺陷，质量等级为级，裂纹挖除补焊后检验合格；六是汽机137米两个中压调速气门阀体裂纹质量等级为级；七是1、2主汽门阀座裂纹。上述七项缺陷处理后经过金属检验全部合格。汽机专业一是在2号机组B检期间完成盘车大齿轮更换工作。二是2号机组汽轮机主油泵短轴弯曲超标处理完成。三是2号机组发电机调、电端密封瓦解体检查，发现密封瓦径向间隙（垂直、水平）超过标准值上限值015MM（标准值为020025MM），外委专业厂家对密封瓦进行补焊车削处理。四是2号机热耗较高，修前性能试验值83143KJ/KWH,设计值80114KJ/KWH。本次B级检修期间主要进行了通流间隙调整、轴端汽封改造、叶顶汽封更换、转子表面结垢处理及中压缸变形处理，来降低2号机组热耗值并达到节能降耗目的。通过电科院专家和电规总院评审本次汽轮机设备的各类检修热耗下降约150200KJ/KWH，修后设备实际下降了2042KJ/KWH。五是在本次2号机组B级检修期间，将主油箱两台垂直安装事故放油门改为水平安装。消除了易发生门柄脱落隐患，起到了事故放油作用。电气专业一是2B、2C给水泵电机检测的问题（如图）采取措施是将转子抽出后，用高压水枪将定子表面灰尘、油污清洗干净，进烘箱干燥（15024小时）；将松动的绑带去掉重新绑扎，并将定子绕组线棒间添加绝缘适型粘加固；完毕前置泵侧下部绕组槽口处绝缘磨损两侧端部绕组绑带断裂两侧端部绕组层间软端箍未进行绑扎固定后进行真空浸漆，干燥，目前隐患已处理。二是2号发电机转子引线槽楔松动采取措施是解开发电机与励磁小轴间对轮，测试修前转子绕组绝缘、直阻数据将导电螺钉备帽、压圈、大钉拆下将第一节槽楔端头外侧不锈钢板“L”型弯用紫铜棒校直退出转子引线第一节槽楔在不锈钢压板下方加垫0205MM厚的绝缘垫条将转子引线第一节槽楔重新打紧用扁铲将不锈钢压板弯成“L”型弯将槽楔挡住形成止退结构用涤玻绳浸环氧胶在不锈钢压板外侧进行缠绕、固化，形成止退结构更换转子导电螺钉密封圈及压圈旋入导电螺钉大钉锁紧导电螺钉备帽复测转子绕组绝缘与直阻数据与修前数值进行比较应无变化进行转子气密试验，在06MFA下保压24小时压力无变化。三是两台送风机电机端部连线存在电晕腐蚀现象（如图）转子引线压板串出拉紧楔垫片松动采取措施是打开引线重新包扎刷绝缘漆。四是2号机组故障录波器没有采集5022断路器电流，影响2号机组故障分析整体性。在机组检修过程中重新敷设电缆接至5022断路器电流互感备用卷；并进行通流试验，检查回路完好。保证系统设备故障分析全面性，为分析故障原因提供依据；五是2号发变组变送器屏18块变送器、1块发电机出口负序电流表电流二次线在变送器本体串接、电压线在变送器本体并接，并未经过端子排串并接。对单体设备故障更换带来安全风险。启动后对发变组运行参数检查正常，各变送器输出指示与一次系统运行参数一致；六是2号机组快切装置开入量启动功率小，易在二次系统受到干扰情况下发生装置误动作。在检修过程中积极联系厂家拿出解决方案，厂家技术人员结合现场实际在开入量接线端子并接大功率启动继电器。保证在受到扰动情况下装置不误动，正常启动时正确动作。热工专业一是引风机电机油站就地控制箱回路检修时多芯线未打卡子，已整改完毕；二是2B给水泵电机前后轴承电晕腐蚀部位温度接线不够紧固，保护导管活动卡套安装不紧，已整改完毕；三是一次风机及送风机振动探头安装时紧固螺钉不是内六角螺钉，部分探头未加弹簧垫，已整改完毕；四是DEH系统GV4调门LVDT引线插接不牢固，已整改完毕；化学监督按照火力发电厂机组大修化学检查导则相关规定对锅炉、汽轮机、除氧器、油系统设备、冷却器等设备进行了化学检查，并按要求对水冷壁、省煤器、过热器、再热器割管检查并送至电科院分析，对汽轮机高中低压缸叶片进行垢样分析，掌握发电设备的腐蚀、结垢或积盐等状况，建立有关档案。化学检查发现的问题有一是汽包、除氧器内部设备表面有浮锈，原因是未作停用保护，金属表面形成保护膜；二是汽轮机高、中压缸叶片有微量积盐，与机组负荷调整及机组启动初期汽水品质有关，已打磨完毕。检修指标完成情况统计表序号指标单位目标完成情况1检修工期58天按内部控制工期完成，网络图进度得到完全执行。计划80天，实际58天完成。2重大技改及修理项目完成率1001003技术监督项目完成率1001004机组缺陷消除计划完成率1001005修后试验一次成功率1001006修后系统试运一次成功率1001007机组整套启动一次成功率1001008检修项目验收优良率98100序号指标单位目标完成情况9修后主设备完好率10010010仪表装置检查校验率10010011机组修后外表工艺保温、油漆、标识牌、介质流向清晰美观对破损保温全部进行了修补；标识有不完善处，计划12月30日前逐步完善。12修后机组达到“四无”主、辅设备、系统无影响机组正常运行方式和正常运行参数的设备缺陷；无主、辅设备、系统的安全隐患；无24小时不可消除的一般性缺陷；整套机组达到无渗漏标准主、辅设备、系统无影响机组正常运行方式和正常运行参数的设备缺陷；无主、辅设备、系统的安全隐患；无24小时不可消除的一般性缺陷；设备泄漏率小于03。13修后无非计划停运连续运行15076天（9月14日自治区环保厅对我公司2号机组脱硝工程进行整体验收，提出了氨逃逸率大、满负荷时脱硝效率达不到设计值、减排量可能达不到预期等问题。并告知原则上同意通过脱硝环保验收，但需要将以上问题整改完毕并经环保部门复查后，才出具验收报告。所以需要利用停机机会，对喷氨格栅、导流板、催化剂、热解炉进行检查，分析存在问题的原因及制定整改方案。9月25日接到网公司通知，坑口需停一台机备用，26日停止2号机组运行，查找、分析、解决环保验收存在的问题。）14检修竣工、总结及评估情况完成检修总结、提交了机组检修竣工报告，组织检修效果配合电科院进行2号机组热力试验，针对问题制定整改措施。组织专业进行冷热态验收，对存在的问题，进行序号指标单位目标完成情况评估工作、机组修后热力试验工作、机组热态验收工作考核。编制完成检修总结。15修后资料整理和归档情况检修资料整理分工明确，整理及归档符合要求8月份，完成相关技术资料归档和修编工作。16修后资料修编情况文件包、规程、图纸及时组织修编，设备台帐录入及时文件包、规程、图纸及时组织修编，设备台帐录入及时。213经济技术指标2131主要开展的工作及取得的效果针对机组热耗率指标偏高和预热器漏风率较大等实际情况，组织实施了改造治理。一是针对高中、低压缸缸效率低，热耗高，严重制约二号机组经济指标问题。本次检修根据蒙东能源公司及通流间隙调整数值综合考虑汽缸变形量及对通流间隙数值规定采取了以下措施（1）将高、中压缸及低压缸叶顶汽封进行改造，更换了间隙值超设计标准的阻汽片并调至下限减025MM。（2）将高、中压缸及低压缸隔板汽封径向间隙调整至设计标准下限减015MM。（3）将低压缸原来的梳齿式轴端汽封改造成密封效果较好的接触式汽封，机组真空严密性试验较好，并实现了历史最好水平的96PA/MIN,为机组提高经济运行带来了保证。（4）针对高中压、低压转子、隔板套表面结垢严重现象，汽机专业采用压缩空气喷丸除锈工艺进行处理，清扫至出现金属光泽，保证了动、静叶片的通流面积。（5）测量中压缸1号、2号隔板套发现存在变形现象，其中，第5级隔板变形量最大（变形量453MM）。将1、2隔板套返厂，研磨处理。（6）二号机组高压旁路减温减压阀严重内漏，阀芯、阀座冲刷严重，阀芯、阀座密封面冲刷多处沟痕，补焊及车削加工，压红丹粉检查密封线良好后回装，启动后阀门内漏情况已经消除。二是锅炉脱硝改造同时，在保证原空预器正常安全运行及性能参数的情况下，对原空预器的传动方式、支撑形式、空预器壳体、烟风道接口等原则上保持不变，更换所有换热元件，将空预器高温段和中温段传热元件全部更换为新型板提高换热量，将低温段换热元件镀搪瓷提升抗腐蚀能力，将原硬密封改为软性密封降低漏风率，改造后一年内在满负荷工况（600MW）漏风率控制在5。2132修后主要参数对比情况分析供电煤耗2号机组供电煤耗性能考核试验值33913G/KWH，修前值3394G/KWH，修后值3285G/KWH，修后与修前相比供电煤耗下降109G/KWH，与修后目标值（设计值）相比降低811G/KWH，达到了预期效果。锅炉效率2号锅炉效率设计值9261，修前值9251，通过治理锅炉空预器漏风、蒸汽吹灰器缺陷及本体漏粉、散热损失治理，预热器漏风率修前值74，修后值469，较修前降低271个百分点，综上，锅炉效率修后完成9265，与修前相比提高014个百分点，与修后目标值（设计值）相比提高004，达到了预期效果。锅炉排烟温度设计值144，修前值1477,修后值1407，较修前降低了7。厂用电率2号机组厂用电率设计值1072，修前值917，修后值844，厂用电率降低073。原因2号机技改引风机容量增加使厂用电率增加03，脱硝系统增加两台脱硝变使厂用电率增加025；脱硫增压风机取消使厂用电率降低08，电除尘改为布袋除尘取消2个电场使厂用电率降低005，10月份性能测试因环境温度影响空冷风机耗电量降低043；最后综合厂用电率降低073。汽轮机热耗率2号汽轮机热耗率设计值80114KJ/KWH，修前值83143KJ/KWH，修后值81101KJ/KWH。主要通过实施2号汽轮机汽封改造，将高、中压缸及低压缸叶顶汽封进行改造，更换了间隙值超设计标准的阻汽片并调至下限减025MM。将高、中压缸及低压缸隔板汽封径向间隙调整至设计标准下限减015MM。将低压缸原来的梳齿式轴端汽封改造成密封效果较好的接触式汽封，机组真空严密性试验较好，并实现了历史最好水平的96PA/MIN,为机组提高经济运行带来了保证。针对高中压、低压转子、隔板套表面结垢严重现象，汽机专业采用压缩空气喷丸除锈工艺进行处理，清扫至出现金属光泽，保证了动、静叶片的通流面积。测量中压缸1号、2号隔板套发现存在变形现象，其中，第5级隔板变形量最大（变形量453MM）。将1、2隔板套返厂，研磨处理。对二号机组高压旁路减温减压阀严重内漏，阀芯、阀座冲刷严重，阀芯、阀座密封面冲刷多处沟痕，补焊及车削加工，阀门内漏消除。使汽轮机热耗率较修前降低了2042KJ/KWH，与修后目标值（蒙东值）相比高387KJ/KWH。汽水损失率2号机组汽水系统外漏阀门治理取得明显效果。根据修前、修后性能试验报告中系统隔绝三阀全开工况,修前损失0295，修后损失025，不明系统泄漏量修后较修前明显减少，使汽水损失率较修前降低0847，达到了修后预期目标。凝汽器真空度机组修前真空1564PA/MIN，机组修后真空1083PA/MIN，设计值为11PA/MIN。主要是真空系统内漏阀门解体研磨或更换、对真空泵叶轮损坏缺陷进行了处理、对低压轴端汽封进行更换并按隙设计下限减010MM进行调整、验收、空冷设备及负压系统灌水检查和真空系统各阀门盘根、法兰接合面是否漏泄并对漏泄部位进行处理等项目取得效果，减少漏气量，使机组真空严密性达到94PA/MIN，较修前降低107PA/MIN。给水温度机组修前给水温度为2684，机组修后为2736，较修前升高52，较设计值272升高16。经济技术指标完成情况统计表综合指标序号名称单位目标值修前值修后值效果简要分析1供电煤耗G/KWH3366133943285汽封改造、通流间隙调整及汽水系统内外漏阀门、炉侧保温、空预器漏风治理。2厂用电率10729178442号机技改引风机容量增加使厂用电率增加03，脱硝系统增加两台脱硝变使厂用电率增加025；脱硫增压风机取消使厂用电率降低08，电除尘改为布袋除尘取消2个电场使厂用电率降低005，10月份性能测试因环境温度影响空冷风机耗电量降低043；最后综合厂用电率降低073。3汽水损失率030295025补水率下降0236。对机炉两侧阀门治理，减少漏气量，补水率下降4脱硫效率9593941对喷淋层管道、喷嘴检查修复。2治理烟道漏风，控制氧量，保证折算后SO2不超标。5脱硫系统投运率951001001对吸收塔搅拌器进行改造。2氧化风机返厂大修。汽机主要指标序号名称单位标准修前值修后值效果简要分析1汽轮机热耗KJ/KWH8011483143811011、对高中压前后轴封进行改造。2、低压缸结合面补焊研磨，并在低压缸结合面开槽加密封胶条，减少漏泄，提高汽缸效率。3、主机通流间隙调整，采用扣全实缸方法、按照标准下限调整通流间隙，最大限度减少汽封漏汽损失。4、对汽轮机转子进行喷丸处理，提高叶片的表面光洁度，减少蒸汽紊流损失，同时减少转子质量。5、对汽水系统阀门进行治理，减少阀门的内、外漏现象。6、加大对设备和管道保温的检查与处理，减少热耗损失。2汽轮机效率449443294339通流间隙调整3高压缸效率872383738571高缸通流间隙调整4中压缸效率924289239029中缸通流治理5低压缸效率9126低缸通流间隙检查调整、汽封治理6凝结器真空度879真空严密性治理、凝汽器清扫冲洗7真空严密性KPA/MIN013302010094对真空系统灌水查漏并长时间浸泡，认真处理漏点后，二次灌水检查，确认无漏点。8过冷度05过冷度高于设计值12；由于6台阀门内漏造成，利用停机机会处理。9凝结器端差凝汽器采用高压水冲洗，虽然有一定效果，但存在脏污现象。10给水温度27226842736加热器除锈、除垢等处理11高加投运率10010010012汽轮机各轴系振动M125847613润滑油等级744对油系统清理彻底，有计划的提前油循环滤油14抗燃油等级522对抗燃油系统清理彻底，有计划的提前油循环滤油锅炉主要指标序号名称单位标准修前值修后值效果简要分析1锅炉效率926192519265相对持平2空预器漏风率674469预热器密封改造3排烟温度1440014771407除尘器入口增装了低温（压）省煤器4飞灰可燃物0801015达设计值5炉渣含碳量0803185达设计值6烟气含氧量46346335预热器及尾部烟道漏风治理。7主汽压力MPA175175175达设计值8主汽温度541541541达设计值9再热器压力MPA362327332达设计值10再热器温度54152977533未达设计值11锅炉排污率0202560198达设计值12过热器减温水量T/H291126112低过受热面减少375。13再热器减温水量T/H000低过受热面减少375。热工专业主要指标序号名称单位标准修前值修后值效果简要分析1热控自动投入率100100100对控制逻辑进行优化，保证了自动投入率。2热工保护投入率100100100对所有热控保护连锁装置进行检查、试验，保证了保护投入率。3主要仪表准确率100100100对所有热控仪表进行校验，保证了仪表投入率。4DCS控制器负荷率604745指标下降2，主要是对控制器运行周期进行优化，效果明显。5DCS操作站负荷率404038指标下降2，主要是对控制系统进行了更新维护，效果明显。6DCS通讯负荷率301310指标下降3，主要是对控制系统进行了更新维护，效果明显。7DCS可用率9999999998SOE分辨力MS1119CRT画面响应时间S221指标下降1S，主要是对控制系统进行了更新维护，效果明显电气专业主要指标序号名称单位标准修前值修后值效果简要分析1继电保护投入率100100100达到标准2继电保护正确动作率100100100达到标准3仪表投入率100100100达到标准4仪表准确率100100100达到标准5发电机风压漏风量为立/天26232228效果较好214经营指标2号机B检严格控制材料计划领入和发放，库存材料、备件储备较合理。采购计划严格执行超前预控的原则，采购网络较通畅。严格执行费用集约管理，费用结算、出帐正确，设备专业部以及脱硫专业坚持厉行节约的原则，总预算费用控制在计划之内。经营指标完成情况统计表序号指标单位目标完成情况1物资到货及时率951002计划物资领用率921003急采率874检修费用万元不超过预算超过预算10万元5库存检修后库存不增加库存不增加3存在主要的问题、原因分析及建议采取的措施一是汽轮机热耗率较修前降低2042KJ/KWH，但较设计值高987KJ/KWH，较集团目标值高487KJ/KWH。主要原因是高压缸效率比设计值低152，热耗率升高2321KJ/KWH；中压缸效率比设计值低214，热耗率升高4988KJ/KWH；高压缸至中压缸冷却蒸汽量占中压缸进汽量比例为1167，比B检前（214）低，但与设计值0985比仍高0182，热耗率升高3458KJ/KWH；另外过热汽和再热汽减温水量以及初参数、终参数影响。主要措施1）在机组正常运行时，加强主、再热蒸汽参数控制、调整，通过指标竞赛、考核形式，提高值班员指标意识和压线运行水平；2）做好内漏阀门台帐统计工作，特别是在每次机组启动后、停机前，用测温仪等方式查找、统计好内漏阀门明细，利用机组停机机会解体内漏阀门，进行研磨或更换；能处理的及时进行处理，对暂时处理不了的，制定整改措施进行处理，减少阀门内漏对机组经济指标的影响；3）做好高压加热器、低压加热器、汽封冷却器、除氧器、空冷凝汽器及附属设备检修过程的全过程监督和验收把关，保证各压力容器时刻正常投入运行，避免因设备系统退出运行影响机组热效率；4）在下次A/B级检修前要求热力性能试验单位对影响机组热耗率原因进行全面分析，修前2个月要求电科院出具机组性能试验报告初稿，组织本厂专业、电科院及哈汽厂专家综合分析查找原因，逐项制定措施，并分解落实检修、验收责任，力争机组等级检修后汽轮机组热耗率达到设计值。5回热系统存在3、4号低加和1、2、3号高加抽汽压损（包括除氧器）均高于设计值，总计使机组热耗率上升280KJ/KWH；1号高加和2、3号低加的上端差高于设计值，说明加热器换热效果不好；4号低加旁路门存在最大达106吨的内漏流量。6热力循环系统漏泄热力循环系统不明漏泄量为319T/H，不明漏泄率为052，高于国家标准02的规定。主要是以下阀门存在内漏3号高加危急疏水甲门（1537）；西防腐主汽门疏水导扩容器甲门（2027）；三抽逆止门前疏水导扩容器门（1961）；高压前轴封一漏疏水乙门（913）；冷段逆止门后疏水导扩容器甲门（110）；高压轴封供汽母管疏水导扩容器旁路门（98），对有走近路现象的隔板密封面进行补焊打磨处理，消除漏泄点。二是锅炉脱硝改造，更换原燃烧器为低氮燃烧器，增加了燃烬风，在省煤器与空气预热器之间加装SCR烟气脱硝反应器，设计在不牺牲锅炉效率的前提下，首先通过低氮燃烧器将NOX排放浓度由750MG/NM3降低到350MG/NM3，再利用SCR反应器控制到约100MG/NM3，使整体脱硝效率为87。改造后未达到理想的预期效果，还需进一步分析查找原因，以待解决。4检修管理取得的良好经验一是超前策划，切实做好机组等级检修准备工作，发挥质量保证体系的作用，认真落实创全优方案的要求，为确保质量目标优质如期的完成，使机组修后达全优目标，及时成立了2号机组B检组织机构、质量保证和质量监督体系、保全优措施和B检期间管理考核办法。对重大检修项目和非标项目制定了周密详细的的施工方案，项目从设备专业部、参修单位专业都设有专人负责，由于责任明确、奖惩分明、措施得当，使职工的责任感和质量意识明显增强，检修质量从根本上得到了保证。二是加强文件包执行情况检查管理，不定期组织点检员、监理进行联合检查。对文件包执行中存在问题及时进行纠正并利用B级检修会议进行通报，整个B检期间，参修单位能够按照文件包所制定的维修程序执行，质量见证点、停工待检点的验收通知、联络基本及时、到位，真正从检修质量上得到有效控制。在检修过程中，加强安全文明施工管理，严格推行标准化作业，检修现场文明整洁，安全高效，为顺利完成本次B级检修提供了良好的施工环境和安全氛围。同时，科学组织，合理布置，结合工期和自身情况，指定了切合实际的施工措施及方案，确保了工程质量及进度。三是本次B检各专业与检修单位进行了良好的沟通与配合，针对施工单位对设备安装部位不熟悉，点检人员进驻检修单位各作业组，指导其进行设备拆装，极大地提高了工作效率，同时防止了设备回装时的错误安装、接线，保证了检修质量和检修工艺。同时根据作业现场的实际情况，在遵循主体工期不变的情况下，及时调整检修项目进度，避免了因技改造成设备安装不及时导致检修工期严重滞后现象的发生，确保了施工进度。四是重视修前机组性能试验和设备状况分析诊断工作。机组具备进行性能试验条件后完成机组的各项性能试验工作。同时，根据机组修前的各项试验报告对机组设备运行状态进行评估，外请制造厂家、电科院等单位专家共同进行分析研究影响机组安全和经济技术指标问题，制定出能解决根本问题的技术措施。5检修后评价总体得分情况按照蒙东能源B级检修后评价评分表内容，组织专业逐项打分、评价，评价结果为安全性指标总分150分，实得113分；经济性指标总分300分，实得257分；可靠性指标总分161分，实得161分；检修综合管理总分90分，实得90分。指标评价总分701分，实得分总计621分，得分率8859。附件一坑口电厂2号机组B级检修后评价评分表附件一坑口电厂2号机组B级检修后评价评分表序号指标项目单位分数修前值目标值实际值评分办法实得分安全性指标（150分）考核期为机组修后并网150天1131修后连续运行天数天15010076机组连续运行天数达到150天得满分，连续运行30天得40分，后每增加1天加05分，未连续运行30天不得分。632一类障碍次20000每出现一次不得分203设备障碍及异常次30000030备注经济性指标（300分）257一总体指标100961供电煤耗G/KWH303394336613285每超目标值05G/KWH扣2分302厂用电率309171072844每超目标值005扣2分303补水率（不明泄漏率）3006550500354每超目标值005扣2分304脱硫效率5939594每低设计值05扣2分15脱硫系统投运率5100100100每低设计值05扣2分5备注二汽机专业指标100691汽轮机热耗KJ/KWH20831438011481101每超目标值10KJ/KWH扣2分02汽轮机效率5432944944439每超目标值05扣1分33高压缸效率5837387238571每超目标值05扣1分14中压缸效率5897392429029每超目标值05扣1分1序号指标项目单位分数修前值目标值实际值评分办法实得分5低压缸效率5未做8886未做每超目标值05扣1分56凝汽器真空度5838798823每超设计值02扣1分57真空严密性KPA/MIN10020101330094每超设计值10PA/MIN扣1分108过冷度50805075每超目标值05扣1分49凝结器端差10每超目标值05扣1分1010给水温度1026842722736每超目标值05扣2分1011高加投运率5100100100未达目标值不得分512汽轮机轴承振动M9104（轴振动最高值）12576（轴振动最高值）每轴承超标扣1分913润滑油等级34不低于NAS标准7级4不合格不得分314抗燃油等级32不低于NAS标准5级2不合格不得分3备注三锅炉专业指标100921锅炉效率20925192619265每超设计值05扣2分202空预器漏风率15746469每超设计值05扣2分153排烟温度151477144001407每高于设计值1扣1分154飞灰可燃物50108015每超设计值05扣1分55炉渣含碳量50308185每超设计值05扣1分06烟气含氧量53464335每超设计值05扣1分57主汽压力MPA5175175175每超设计值01MPA扣1分58主汽温度5541541541每超设计值1扣1分59再热器压力MPA5327362332每超设计值01MPA扣1分210再热器温度552977541533每超设计值1扣1分5序号指标项目单位分数修前值目标值实际值评分办法实得分11锅炉排污率50256020198每超设计值05扣1分512过热器减温水量T/H5126291112每超设计值1T/H扣1分513再热器减温水量T/H5000每超设计值1T/H扣1分5备注可靠性指标（161分）161一总体指标1051051非停次40000出现非停全扣，其它停机扣20分402等效强迫停运率40000考核值为0，每上升01，扣5分403缺陷条25000出现一条零类缺陷全扣；出现一条一类缺陷扣5分；出现一条二类缺陷扣2分，未按发电管理要求进行登录的全扣25备注二汽机专业指标11111各主轴承轴振动/温度值包括发电机M/51号轴承84/78/57；2号轴承40/19/61；3号轴承50/37/62；主机4号轴承78/57/61主机5号轴承34/35/61主机6号轴承30/28/65主机7号轴承69/73/60主机8号轴承58/40/57主机17号轴承轴振动不大于761号轴承60/76/56；2号轴承37/19/60；主机3号轴承48/36/61；主机4号轴承76/55/61主机5号轴承32/34/60主机6号轴承27/26/64主机7号轴承69/71/55主机8号轴承55/37/56主机9号轴承48/46/44X/Y每1点大于修前值扣1分，任1点大于报警该轴承不得分。瓦温大于修前值扣1分5序号指标项目单位分数修前值目标值实际值评分办法实得分主机9号轴承55/53/492各给水泵轴承轴振动/温度值M/22A号给水泵组主泵腰瓦垂直15/42、水平10/42、轴向12/42，主泵端瓦垂直14/43、水平10/43、轴向12/43。2B号给水泵组主泵腰瓦垂直15/43、水平15/43、轴向8/43，主泵端瓦垂直14/43、水平10/43、轴向9/43。2C号给水泵组主泵腰瓦垂直14/45、水平13/45、轴向9/45，主泵端瓦垂直14/47、水平10/47、轴向9/47。2A号给水泵组主泵腰瓦垂直13/42、水平8/42、轴向10/42，主泵端瓦垂直13/42、水平9/42、轴向11/42。2B号给水泵组主泵腰瓦垂直15/41、水平13/42、轴向9/41，主泵端瓦垂直12/42、水平10/42、轴向8/42。2C号给水泵组主泵腰瓦垂直13/43、水平12/43、轴向7/43，主泵端瓦垂直