1机组A级检修总结(总结版)

1、 20092009 年年 绥中绥中 发电公司发电公司 #1#1 机组机组a a 级级 检检 修修 总总 结结北京国华电力有限责任公司北京国华电力有限责任公司 绥中绥中 发电公司发电公司 2009 年 6 月 26 日 目目 录录第一部分 a 级检修管理总结一、a 级检修总结概述二、检修工期完成情况总结三、安健环管理总结四、质量管理总结五、物资管理总结六、监理制执行中的亮点和不足七、人力资源使用情况分析八、费用管理总结第二部分 机组主设备 a 级检修总结（一）# （设备）a 级检修总结一、主要参数值表二、人工三、费用四、检修项目完成情况五、质量验收情况六、a 级检修前后主要运行技术指标总指标七、

2、设备评级八、简要文字总结（二）主变压器 a 级检修总结一、主要参数二、概况三、简要文字总结（三）热工专业检修总结一、主要参数二、概况三、简要文字总结第三部分 专业总结 一、检修项目完成情况二、发现的主要缺陷及处理情况三、检修项目验收情况四、检修工机具准备与使用情况五、检修工作评语六、简要文字总结第四部分 重大设备缺陷总结一、缺陷名称1、缺陷简介2、原因分析3、处理方案4、处理结果5、应采取的措施和吸取的经验第五部分 机组试验、试运总结一、试运概况二、试运主要内容及时间安排三、试运中发现的缺陷四、试运存在问题五、应吸取的经验和教训第六部分 重大项目总结一、重大项目名称1、重大项目简介2、重大项目

3、的工日投入情况3、重大项目的费用发生情况4、重大项目的进度情况5、重大项目在实施中存在的问题及遗留的问题6、重大项目效果评估7、重大项目的总体评价第七部分 a 级检修经验及教训总结第八部分 a 级检修结论一、检修目标完成情况二、热态评价三、取得的经验四、存在的问题五、总体结论附件：外部监理总结第一部分第一部分 a a 级检修管理总结级检修管理总结一、一、a a 级检修总结概述级检修总结概述（生技部）（生技部）1、机组简介_发电企业_号机组 mw 机组投运时间_年_月_日 停用日数： 计划：_年_月_日到_年_月_日，共计_d。 实际：_年_月_日到_年_月_日，共计_d。 人工： 计划：_工时

4、，实际：_工时，外用工_工时。检修费用： 计划：_万元，实际：_万元，外用工_万元。由上次 a/b/c 级检修结束至此次 a 级检修开始运行小时数_，备用小时数_。 上次 a/b 级检修结束到本次 a 级检修开始 c/d 级检修_次，停用小时_数。 上次 a/b/c 级检修结束到本次 a 级检修开始非计划停用_次，_h，非计划停运系数_，其中：强迫停运_h，等效强迫停运系数_。 上次 a/b 级检修结束到本次 a 级检修开始日历小时：_，可用小时_，等效可用系数_，最长连续可用天数_，最短连续可用天数_。 2、机组修前状况：（简述） （所有单位）（所有单位）修前设备状况，存在的主要问题和重大缺

5、陷。 （只说重大缺陷及结论性描述）（1） 高压缸调节级阻汽片脱落（2） 汽轮机中压转子弯曲超标（3） 中压缸胀差长期超过报警值，目前在 4.4mm 左右（正常范围：-3mm 至 3mm，运行中需根据胀差变化情况，不定期投入法螺加热系统）（4） 中压缸东北、西北侧排汽管与缸体相连法兰处保温滴水（5） #1 机汽机#2 轴承巴比合金温度超过 85（6） 7、10 瓦轴承箱结合面渗油（7） #1 汽轮机轴振 10x165（8） #1 汽轮机瓦振 8y4.5mm(低负荷时)（9） #1 机 列#8 高压加热器 1rd12w01 北侧膜片开裂（10）12 密封油泵驱动端轴承水平振动超标达 7.0mm/s

6、（11）eh 油再生泵轻微渗油（12）2 中调门门杆与油动机活塞杆不同心（13）3 低压加热器疏水不畅（14）抽汽器海水罐水位计看不清水位，且下部排水管细有堵塞现象（15）#1 机#11 主抽气器水侧入口电动门 1vc637a 内漏（16）#1 抽气器气侧门不严（17）#1 炉 侧再热器#5 安全门脉冲阀 1rb043 内漏（18）#1 锅炉 侧再热器#1 安全门脉冲阀 1rb035 漏汽（19）#1 锅炉 侧再热器#3 安全门脉冲阀 1rb040 内漏（20）#1 锅炉 侧再热器#4 安全门脉冲阀 1rb041 内漏（21）#1 机高加疏水导凝汽器电动门 1rn570 门杆弯曲（22）热段至

7、辅汽供汽逆止门 1rq51k03 阀体裂纹（23）#1 机#4 低加疏水至#2 低加电动门 1rn574 门盖砂眼（24）#1 机 0 米尖峰加热器水侧出口管道放水门 1uu14k07 门前管路有砂眼（25）#1 机 p-20 排水至凝汽器管路有砂眼（26）#1 机热段至自用 1.6mpa 母管供汽逆止门 1rq51k03 门体存在裂纹（27）#1 机热段至自用 1.6mpa 母管减温减压器母材存在裂纹（28）#1 机中压主汽门前疏水电动门 1rt926/928 内漏（29）#1 机 a 列#6 高加入口放水二次门 rl84k02.b 列#8 高加出口放水二次门 rl99k02(就地牌 rn5

8、57)内漏（30）#1 机 a 列#6 高加壳体放水二次门 rt21k02.#7 高加壳体放水二次门 rt21k04 内漏（31）#1 机 b 列#6 高加壳体放水一二次门 rt22k01.rt22k02.b 列#8 高加壳体放水二次门 rt22k06 内漏（32）#1 机 b 列#6 高加壳体放水二次门(就地位号 rt22k01)内漏（33）#1 机尖峰加热器水侧入口门 1uu670 供汽电动门 1rq755 盘根漏（34）#1 汽泵再循环电动门 rl505 门前手动门内漏（35）#1 机#2 小机导管疏水电动门 1rt920 内漏（36）#1 机 列高加出口电动门旁路手动门 1rl72k0

9、3 盘根漏（37）#1 机高加抽空气总管导凝汽器弯头砂眼（38）#1 机 p-20 排汽管道减温水调节门 1rl783 盘根漏汽（39）#1 机启动旁路调节门 rc045 密封面有裂纹（40）#1 炉 侧#1 再热器安全门泄汽管活结丝扣损坏（41）#4 低加水位调门 1rn571 调节不好（42）#11 气泵再循环电门内漏（43）#1 机组 a 列#8 高加疏水调节门开度偏大（44）#1 机组热段至辅汽供汽管路安全门正常运行时漏泄，安全门排汽管道在 28 米处有较明显的排汽声（45）凝结水系统调节门 048、049 连接件频繁故障（46）#12 汽动给水泵驱动端供油管路活节渗油（47）#11

10、氢冷泵出口逆止门不严（48）#1 机#11 汽泵平衡盘给水温度测点处漏水（49）#11 汽泵驱动端渗油（50）#12 汽泵大负荷时振动大、轴端两侧甩水（51）#1、#2 海水循环泵泵壳底部汽蚀（52）#11 定子水泵轴端渗水（53）#1 机组两台汽泵挡泻水至疏水箱手门内漏3、本次检修中检修项目完成情况统计（检修单位、设备部各点检组）（检修单位、设备部各点检组）汽机专业-专业-专业合计计划项目数416检修增加的项目数6未完成项目数14实际完成项目数4084、未完成（包括取消）项目清单及未完成原因（检修单位、设备部各点检组）（检修单位、设备部各点检组）序号未完成项目专业未完成原因备注1.#11 柴

11、油发电机组解体检修汽机#1 机组 a 修项目优化及停机前盘点会研究取消2.#1 机 0 米尖峰加热器水侧出口管道放水门 1uu14k07 门前管路有砂眼汽机因夏季热网暂不能停用3.定子水冷却器入口门 2 台汽机因供水总门及其旁路门，工业水滤网旁路门不严运行措施做不下来4.密封油冷油器水侧供水总门汽机因供水总门及其旁路门，工业水滤网旁路门不严运行措施做不下来5.#1、#2 工业水滤网出、入口门检修（4 台）汽机因供水总门及其旁路门，工业水滤网旁路门不严运行措施做不下来6.#1、#2 工业水滤网旁路门检修 1台汽机因供水总门及其旁路门，工业水滤网旁路门不严运行措施做不下来7.润滑油冷油器水侧供水总

12、门检修(1 台)汽机因供水总门及其旁路门，工业水滤网旁路门不严运行措施做不下来8.工业水系统放水门、管路检查汽机因供水总门及其旁路门，工业水滤网旁路门不严运行措施做不下来9.#11、#12 氢冷泵入口电动门解体检查汽机因供水总门及其旁路门，工业水滤网旁路门不严运行措施做不下来10.发电机氢系统氢盘阀门国产化改造汽机不具备条件11.#1 机润滑油冷却水调节门汽机因供水总门及其旁路门，工业水滤网旁路门不严运行措施做不下来12.#1 机润滑油冷却水调节门旁路门汽机因供水总门及其旁路门，工业水滤网旁路门不严运行措施做不下来13.电泵冷却水来水总门（vg24k01、vg24k17）解体检查汽机因供水总门

13、及其旁路门，工业水滤网旁路门不严运行措施做不下来14.#11、12 小机危急保安器解体检修汽机需要在实验台上进行5、未达到优良项目清单及处理方式（检修单位、设备部各点检组）（检修单位、设备部各点检组）序号项目名称原因说明处理方式备注1.#1 汽轮机检修个别通流间隙、轴封间隙超标由于缸体变形个别通流间隙超标，无法调全部调整至合格范围维持原状，让步验收 2.#1 汽轮机高压转子对轮晃度超标实测高压后对轮0.06（标准0.03mm)维持原状，让步验收3.#1 汽轮机中压转子弯曲超标外委修复后轴弯曲0.07mm(标准0.06mm)让步验收4.#1 汽轮机#1 低压转子晃度超标后对轮晃度 0.07mm，

14、短轴自由端晃度 0.1mm（标准0.03mm）让步验收做动平衡5.#1 汽轮机#2 低压转子晃度超标转子前对轮连接处晃度分别为 0.22m,0.23mm;后对轮自由端晃度 0.08mm(标准0.03mm）让步验收做动平衡6.#1 汽轮机#2 低压转子对轮晃度超标实测最大弯曲值0.22mm(标准0.03mm）让步验收做动平衡7.#1 汽轮机#3 低压转子晃度超标转子前对轮连接处晃度分别为 0.16mm,0.08mm;后对轮自由端晃度0.08mm(标准0.03mm）让步验收做动平衡8.#1 汽轮机#3 低压转子弯曲度超标实测最大弯曲值0.10mm(标准0.06mm）让步验收做动平衡9.#1 汽轮机

15、低发对轮组合晃度超标低发对轮组合晃度实测0.12mm(标准0.12mm）让步验收10.#1 汽轮机发励对轮组晃超标实测发励对轮组晃0.14mm(标准0.03mm)让步验收11.#1 汽轮机主机盘车轴窜及齿侧间隙超标蜗轮、蜗杆侧部间隙0.06（标准 0.650.9）让步验收12.#1 汽轮机#1 瓦间隙超标瓦顶 0.84 mm（标准0.500.65 mm）让步验收13.#1 汽轮机#2 瓦间隙超标瓦顶 1.3mm（标准 0.550.75 mm）让步验收14.#1 汽轮机#3 瓦间隙超标瓦顶 1.11mm（标准0.600.75 mm）让步验收15.#1 汽轮机#5 瓦间隙超标瓦顶 1.13 mm（

16、标准0.951.1 mm） ；瓦口最大 1.2mm（标准 0.850.95mm）让步验收16.#1 汽轮机#7 瓦间隙超标瓦顶 1.12 mm（标准0.951.1 mm）让步验收17.#1 汽轮机#8 瓦间隙超标瓦顶 1.26 mm（标准 11.15 mm）让步验收6、检修中发现的主要缺陷及处理情况统计（检修单位、设备部各点检组）（检修单位、设备部各点检组）汽机专业-专业-专业合计发现的缺陷数187187处理的缺陷数166166遗留缺的陷数21217、检修期间完成的设备及系统重大变更（生技部、检修单位、设备部各点检组）（生技部、检修单位、设备部各点检组）序号项目变更内容变更后效果备注1#11、

17、12 小机凝汽器加装检修平台#11、12 小机凝汽器加装检修平台节约检修成本，提高工作效率2#1 发电机定子护环冷却水管路取消#1 发电机定子护环冷却水管路取消#1 发电机定子改造要求3#11、#12 汽泵供油管路变更改为软连接提高油管抗震性能，提高设备安全性4#1 机零米地面，除盐水放水、汽泵密封水回水、尖峰加热器疏水至疏水箱管道改为负米#1 机零米地面，除盐水放水、汽泵密封水回水、尖峰加热器疏水至疏水箱管道改为负米便于通行,避免跨越5#1 机组主机凝汽器平台安装#1 机组主机凝汽器平台安装提高安全性二、检修工期完成情况总结二、检修工期完成情况总结（检修单位、设备部各点检组）（检修单位、设备

18、部各点检组）1、通过计划工期和实际工期的比较，分析各项目进度偏差的原因，主要是查找进度管理上的问题和制约进度的因素，并就如何提高计划的准确性提出改进措施。由于本次 a 级检修计划比较充分，检修工作开展比较顺利。但仍有多个检修项目超过网络工期时间完成，具体分析原因如下：一、解体后缺陷较多：设备解体后发现缺陷较多，如#2 循环泵密封环断裂、汽轮机中压转子 13、22 级围带脱落、汽轮机喷嘴冲刷严重、重要阀门密封面冲刷严重等问题，缺陷的发现涉及后续工作较多，制定处理方案、外委、采购备件等原因是设备不能按网络工期进行的一个重要原因。二、备件质量原因造成工期延误。#11、#12 汽前泵机械密封到货后发现

19、径向间隙较大，有可能造成机封泄漏，与厂家沟通后厂家也积极配合、处理，但处理的时间较长，延误汽前泵回装。三、现场吊车交叉作业时较多，影响部分项目会装进度。两台汽动给水泵、小汽机、汽前泵的检修都需要频繁使用吊车配合，为确保汽轮机主线进度这些项目无条件的让步，对工期滞后有影响；三台高加的检修几乎是检修后期完成的，就是由于吊车的原因导致。四、个别项目试运时间较长，影响检修进度。两台海水循环泵电机修后近 10 天才试运，导致循环泵后续工作不能进行，使循环泵的整体工期滞后。五、外委承包项目不能按时完成，导致后续工作增加，影响整体的检修进度。我公司阀门外包漳泽电力进行检修，但阀门的检修进度始终上不来，尽管期

20、间多次开会、要求，但效果不明显。后期为保证酸洗进度，部分阀门又拿回来我公司自行完成，使很多其余工作不能按计划展开，影响进度。六、配合工种人员紧张。设备检修过程中需要电焊、起重、电气等人员配合，由于现场项目几乎同时开工，优先分配主设备班组使用，也是影响进度的一个原因。总结今年的实际检修进度，再次制定检修进度时实事求是的制作，工期压缩过多不可避免会出现命中率不高的情况；另外，在奖惩机制的完善和执行上应加大力度，按期完工的项目给予奖励，理由不充分的项目延期要有考核。2、取得的经验和存在的问题，下一步的提高措施1）检修初期以解体设备暴露缺陷为主，从而集中确定解决方案、采购备件，为设备后续回装奠定基础。

21、2）及时召开协调会，集中专业的力量解决问题。阀门检修的进度从初期就发现明显滞后，期间设备管理部组织承包商多次磋商解决问题的方法，尽管没有如期完成阀门的检修进度，但我公司整个专业和承包商的人员能协调一致的解决问题，包括后期漳泽电力额外协调人员、研磨机到厂，对整体的检修进度起到了十分积极地作用。存在的问题：现场检修过程中突发缺陷较多，处理时间偏长，对网络工期进度的执行带来困难；另外，长时间的检修作业使人员心理疲劳，工作效率后期下降明显。下一步提高措施：1) 制定网络图更贴近实际。2) 承包商的选择要科学、谨慎。三、安健环管理总结三、安健环管理总结（安健环部、检修单位、设备部各点检组、企业文化部）（

22、安健环部、检修单位、设备部各点检组、企业文化部）1、安健环管理完成的主要工作1.1 对机组检修过程中外来人员进行三级安健环培训：点检组没有1.2 对机组检修现场进行安全文明生产布置：汽机项目部能够按照#1 机组检修定置管理，对检修现场进行安全文明检修布置，初期汽机零米位置摆放混乱，经过提示后能快速整改，符合定置图要求;两台机组间的警示隔离有效，拆卸的零部件摆放整齐，安全生产布置整体如下：1.3 检修过程中对高危和重点检修项目加强管控：本次检修高位项目主要在起重、容器内作业还有油区动火作业，点检组签发工作票能做到认真仔细，确保措施完善、正确的执行；施工过程中能按要求监督作业过程，发现有习惯性违章

23、的项目及时提醒、制止；对集团公司重视的容器内作业与检修人员共同检查确认，确实符合安全要求才允许开工作业。汽机专业检修高危重点项目：1）汽轮机高、中、低压转子吊装2）a、b 列高加检修3）#3、4 低加解体检修4）海水管道内衬胶及容器内防腐5）凝结水泵大修6）#12 小机揭扣缸7）#11、 #12 汽泵解体检修8）#1、#2 海水循环泵检修9）自用快排调节阀 rc045、046 解体检修加强行为观察。1.4 检修过程中严格执行三票管理制度：汽机项目部所有检修项目三票齐全,汽机点检组共签发发生热力机械工作票 246 份，发生一级动火票 4 份，二级动火票 33 份，签发的工作票票面措施完善，合格率

24、为 100%；检修过程中抽查工作负责人随身携带工作票情况，工作负责人能做到随身携带工作票、文件包，技术交底比较到位，重要工作项目有三措、施工方案。1.5 对#1 机组生产现场检修造成的装置性违章整改完善1)拆卸阀门过程中出现的盖板装置性违章整改 17 处。2)临时吊点出现的盖板装置性违章整改 5 处。3)平台梯角板装置性违章整改 1 处。4）#11、#12 小机凝汽器东西两侧搭设固定平台 4 处。2、a 级检修中现场联合检查情况在联合检查中，点检组重点检查现场中文件包的执行和作业文件的携带情况，多数工作负责人能按要求随身携带文件包，验收过程中能严格执行三级验收制度，使设备的检修质量得到保证；但

25、个别工作负责人填写作业文件时比较随意，存在越点施工的情况，现场已纠正。3、 检修中未遂和事故统计序号内 容班组日期性质1工作负责人未办理检修分公司工作负责人授权书 。 工作负责人到现场未及时佩带安全监护标识。主机5.11违章21 名漳泽电力检修人员在冷油器上盖进行检修作业中没系安全带（冷油器高度超过 2 米） ，漳泽电力5.16违章3作业组将乙炔瓶虚绑在电缆桥架下的支架附近管阀5.16违章4#3 低加检修作业组和零米的#4 导#3 低加疏水旁路电动门检修作业组同时进行，上下交叉作业。管阀5.31违章5在 6.5 米平台焊接作业中，造成焊接作业中产生的大量火星焊渣溅落在零米附近的塑料布及保温棉上

26、，无人监护。沈阳安装公司6.3违章6泵班工作负责人擅自误将冷却水至#22 电动给水泵母管总门关闭。 泵班6.5违章4、检修中安健环管理的成绩和不足、本次#1 机组 a 级检修安安健环管控到位，尤其在习惯性违章及容器内作业、起重管控方面做得较好，店面结合，杜绝了人身、设备事故的发生。4.1 检修中安健环管理的成绩4.1.1 本次#1 机组 a 级检修过程中聘用了安全监理。#1 机组检修现场大，作业人员多，作业点多，管控难度较大，本次作业聘请了安全监理，安全监理的上位对现场文明生产、安全管控起到了积极地作用，多次发现并制止习惯性违章，对现场存在的风险隐患及时提示、要求整改，在安全的管理上起到的作用

27、是毋庸置疑的。4.1.2 动员工作负责人以上的人员共同进行现场管理。本次检修所有的现场管理人员佩戴“现场监察”牌，工作负责人佩戴“现场监护”牌，佩戴标牌意味着承担责任，由以往的安全人员管理安全变为全员管理安全，管理面的扩大提升了安全指数。4.1.3 人员培训到位，随时有新人来随时培训，保证了现场检修用人的要求。4.1.4 特殊区域实行挂牌制。本次检修与以往检修不同的地方还有挂牌制，进入电气作业区的人员要携带电气牌，进入汽轮机作业区的人员要携带汽机牌，典型的认牌不认人，并且牌上都有照片，不存在冒用的情况发生，这也保证了现场的有序施工和无关人员的随意流动。4.1.5 整个检修现场布置比较规范合理，

28、相邻专业间的隔离有效：主机本体和发电机检修场地架设全封闭高架围栏，零米高中低压转子检修场地竖立全封闭围栏，其它检修场地采取伸缩性围栏和临时性三角旗绳方式，所有检修的地面及平台首先采用铺设塑料布后再铺设厚胶皮，狭小检修场地铺设薄胶皮方式，在检修过程经常对检修现场围栏进行规范性整改，为此本次整个检修现场比较规范合理。4.2 检修中安健环管理的不足：4.2.1 夜间作业时安全管理人员较少。4.2.2 检修作业过程中装置性违章较多，井坑孔洞多，给现场人员带来风险。4.2.3 对外委承包商的管控还需要加强。承包商在检修过程中高处作业不带安全带、物品摆放乱，工器具不合格仍在使用，在本次检修中多次发生，在对

29、承包商的管理上如何管还需要下功夫探讨。4.2.4 设备试运时措施不完善，导致设备试运延期。#2 海水循环泵电机修后试运过程中发生水进入电机内部现象，导致试运延期，在恢复措施时风险预控不到位，存在随意现象。四、质量管理总结四、质量管理总结1、验收评价总结（生技部、检修单位、设备部各点检组）（生技部、检修单位、设备部各点检组）评价检修项目三级验收优良率和 h、w 点检查情况，重点评价质量验收网络运作是否有效，如何落实责任等。本次#1 机组 a 修汽机专业项目三级验收优良率 100%，h 点共计 2070 点，w 点共计 2751 点全部完成，三级验收网络运作有效，使设备的检修质量得到有效保证。但个

30、别作业点人员存在越点施工现象，发现问题后能积极整改。责任的落实还要从责权利的均衡上来考虑，出现问题应该考核，但做的好的也应该嘉奖，最主要还是完善并执行制度。2、试运中暴露的问题（发电部、生技部、检修单位、设备部各点检组）（发电部、生技部、检修单位、设备部各点检组）1）#2 循环泵电机试运进水。#2 循环泵电机修后首次试运已通过，所有相关人员已签字，但后期又要求再试运，试运前操作不当使水进入电机中，导致工期延误，暴露出设备试运过程中随意性较强，恢复措施时考虑不全面。2）#11、#12 小机启动油泵试运 3 台振动大，1 台机械密封漏油。后期经过重新找中心消除了振动的问题，解体机械密封重新修复消除

31、了渗漏的问题，暴露出启动油泵的检修质量不高，工作不细，责任心还需要加强。3）#11、12 密封油泵机封漏油。#11、#12 密封油泵机械密封都是新更换的备件，发生漏油的主要原因为油泵启动过程中油质不合格，油中杂质影响了机械密封工作性能。该事件暴露出我们在工作中急于赶进度，密封油在备用油箱中滤油不彻底而提前将油导入密封油箱，从而造成以上事件；并且暴露出我们在设备回装过程中对细节的把握不足。4）#11 润滑油冷油器出口门漏油、#12 润滑油冷油器出口短接法兰漏油。润滑油试运过程中发现#11 润滑油冷油器出口门门盖法兰漏油严重、#12 润滑油冷油器出口短接法兰漏油，该事件暴露出作业人员责任心不强、从

32、业技能较差，验收人员对细节把关不严。5）射水泵试运时压力表无显示，检查发现压力表管堵塞造成。该事件暴露对可能影响设备试运的部位检查不够全面。6）试运中#4 低加水侧旁路门 1rm536 发生门盖漏泄的问题，经检查发现是由于紧固偏斜造成的，后来将门盖垫片进行了更换。3、技术管理总结（生技部、检修单位、设备部各点检组）（生技部、检修单位、设备部各点检组）#1 机组 a 修中汽机专业技术管理比较规范、到位，所有重要缺陷能及时填写不符合项，遇到重大的疑难问题整个专业能团结起来，群策群力想办法解决问题。本次检修技术文件齐全，手续完备，在资料收集、整理、归档工作进展有序，遇有程序上的管理问题可以在生技部每

33、周五组织的技术协调会上提出并解决，保证了问题在第一时间被消除。本次#1 机组 a 修 a 修共发生变更报告申请五项，#11、12 小机凝汽器加装检修平台、#1发电机定子护环冷却水管路取消；#11、#12 汽泵供油管路变更；#1 机零米地面，除盐水放水、汽泵密封水回水、尖峰加热器疏水至疏水箱管道改为负米；#1 机组主机凝汽器平台安装，五项变更报告已全部封闭。4、新设备、新技术选用正确性、设备状态诊断的正确性、设备健康状况和设备性能试验评价、设备主要存在问题及今后的技术措施；（发电部、生技部、检修单位、设备部各点检组）（发电部、生技部、检修单位、设备部各点检组）1）汽泵大端盖磨损后涂镀处理，保证了

34、配合尺寸在标准范围内；2）汽轮机叶片铆钉头修复，采用激光熔覆焊的方式进行加固、恢复；具体效果还要待机组再次 a 修时解体检查。3）#1、#2 海水循环泵壳腐蚀区域涂抹贝尔做那修补剂，使泵壳得到有效防护。5、修前质量计划准备评估（生技部、检修单位、设备部各点检组）（生技部、检修单位、设备部各点检组）从项目制定、施工技术文件、技术交底是否合理、完备、充分进行总结本次 a 修项目 408 项，全部完成。本次#1 机组 a 修是我公司准备最全面、最完善、准备时间最长的一次检修，从项目制定到编制方案，反复的讨论、论证，使施工技术文件完善、齐备，技术交底透彻、细致。项目的制定在火力发电厂 a/b/c 级检

35、修导则的基础上，结合设备日常运行状况，综合整个专业意见制定的，并且严格按照国华公司大修管理办法要求，对重点项目编制三措及施工方案，施工前对所有项目进行安全技术交底，尤其对大件吊装、容器能作业等高危项目指定详尽的预控措施，保证各项工作安全、高质量完成，项目的书面安全分析程序做的比较全面，能够列出整个检修中存在的各类危险源及控制措施。五、物资管理总结五、物资管理总结（物资部、生技部、检修单位、设备部各点检组）（物资部、生技部、检修单位、设备部各点检组）材料备件到货及时性、验收合格率、领用率、库存降低率等，并分析偏差原因，进一步分析库存材料、备件储备是否合理；采购计划的正确性、采购网络通畅、供货商评

36、估、采购周期是否满足需要；本次物资采购使用的经验和存在的不足本次#1 机组 a 修物资计划提请较早，早期的备件材料到货及时；本次早期物资计划中没有提汽轮机螺栓的计划，该项物资在#1 机组解体后提请，保证了螺栓既不多定又能满足现场使用的要求，节约了资金；由于#1 机组 a 修设备解体发现的缺陷较多，导致临时纸介质的屋子计划增多，但经物资人员的积极采办，没有发生由于物资原因延误机组启动的事件发生；所有物资计划都是在使用库存的基础上提请的，保证了领用率和库存率；备件验收合格率较高，保证了现场的生产要求；不足：物资采购应该以满足现场需求为宗旨，物资采购制度、审批流程繁琐、效率低下，制约了物资采购及时性

37、和可操作性。尤其是汽轮机本体检修中发生以前未采购过的备件，物流编码的维护浪费了大量时间和精力，尤其是审批到国华物流层面，暴露出管理人员不足的现象。六、监理制执行中的亮点和不足六、监理制执行中的亮点和不足（生技部、检修单位、设备部各点检组）（生技部、检修单位、设备部各点检组）对监理工作简要评价，说明重要作用与管理上的不足（简述） 。将外部监理报告作为整个总结的附件。汽机专业本次检修只有主机的汽轮机本体和水泵专业聘请了监理，所聘监理技术水平过硬，能够对设备检修过程中的关键点进行把关和指导，对于提高检修质量、提高设备健康水平起到了积极作用；对检修过程中出现的问题能够提出建设性意见，为问题的解决起到了

38、不可忽视的作用。对不合格现象能够坚持原则。不足：主机专业监理在夜班的跟踪上需要加强。下次检修聘请监理做好也实行三班倒。七、人力资源使用情况分析七、人力资源使用情况分析（生技部、检修单位、设备部各点检组）（生技部、检修单位、设备部各点检组）工时计划正确率；超时和节约工时分析；各技术工种配备合理性；等级工、辅助工配备的合理性；紧缺人员培训计划制定。 （通过人力资源报表、工时实际发生与计划工时对比进行分析，评估计划准确性，结合施工质量情况重点评估承包商投入人力是否合理、工种是否齐全，指出在承包商选择上的经验与不足，有检修公司的单位，评估本单位检修公司在应对计划性检修上的人力储备合理性等等）外借技工、

39、力工从数量上看能够满足现场实际需要，但技工水平也参差不齐，责任心也不尽相同，总体来说水平高的责任心也强，水平低的责任心也差，对低水平的技工建议下次检修时不再聘用。力工人员基本没有从事过机械检修工作，对现场环境陌生，工器具认知不足，随意性强，不好管控。在承包商的选择上，尤其是阀门专业，建议再招聘时聘用对我公司阀门状态熟悉、有过成功检修经验的队伍。八、费用管理总结八、费用管理总结1、a 级检修预算执行情况（生技部、检修单位、设备部各点检组）（生技部、检修单位、设备部各点检组）序号项目名称预算（万元）实际发生（万元）备注1标准项目2非标项目3重大技改项目4外包项目5外委修理、外委加工6外用工7其它合

40、 计2、费用发生明细（生技部、检修单位、设备部各点检组）（生技部、检修单位、设备部各点检组）项目内容汽机锅炉电气除灰燃料综合金相合计预算材料计划实际发生其中备件标准项目材料预算材料计划实际发生其中备件非标项目材料材料费用合计外委修理、加工外用工外包工程机械费其它总计3、外委项目统计（生技部、检修单位、设备部各点检组）（生技部、检修单位、设备部各点检组）序号项目外包原因合同金额备注1.2009 年#1 机组 a 修 p-20 排汽至除氧器电动门 1nc700 密封面外委修复自身无资质与能力0.92.2009 年#1 机组 a 修高中压缸连接管路支吊架检查自身无资质，人员不足33.2009 年#1

41、 机组 a 修主机轴封供汽调节门 1sg707 阀座修理自身无资质和能力1.84.2009 年1 机组 a 修外委项目 225台人员不足1055.2009 年#1 机组 a 修阀芯外委研磨自身无设备0.56.2009 年1 机组 a 级检修酸洗项目外委施工自身无资质和能力，人员不足57.2009 年1 机组 a 修外委申请表格（第一次研磨机修理）自身无资质与能力1.58.2009 年1 机组 a 修外委申请表格（第二次研磨机修理）自身无资质与能力29.#12 汽泵大端盖涂镀不具备技术，不具备设施1.410.阀门密封面修复不具备技术，不具备资质0.6序号项目外包原因合同金额备注11.#1 机组

42、a 修保温维护工程不具备技术能力12.汽轮机部件修理往返运输不具备技术，不具备设施2.13.#12 小机隔板及高中压隔板、中压内缸阻汽片恢复不具备技术，不具备设施2214.#1、#2 海水循环泵及附属设备检修不具备技术，不具备设施25.15.#1 机组 a 修启动快排阀 1rc045 更换阀座不具备技术，不具备设施216.#11 汽前泵#2 滤网出口门 1rl503密封面修复不具备技术，不具备设施0.617.#1 机组 a 修补充搭拆脚手架不具备技术，不具备设施13.518.#1 机配汽阀门执行机构运输不具备技术，不具备设施5.519.#1 汽轮机高压缸内缸运输不具备技术，不具备设施220.#

43、1 机组 a 级检修阀门检修工程不具备技术，不具备设施105.821.#1 机组 a 修高加安全门外委修理及压力定值整定不具备技术，不具备设施422.#1 机调速系统设备检修不具备技术，不具备设施2023.#1 机组汽轮机本体 a 级检修工程不具备技术，不具备设施20024.主厂房内冷却水系统部分阀门检修不具备技术，不具备设施825.主机和小机配汽机构阀门密封面修复研磨不具备技术，不具备设施34.126.主机、小机凝汽器铜管高压清洗及转子叶片和隔板清洗不具备技术，不具备设施2427.#1 汽轮机轴瓦垫铁磨削不具备技术，不具备设施0.528.#1 汽轮机部件运输不具备技术，不具备设施329.#1

44、 机组 a 修现场设备封条制作不具备技术，不具备设施0.9930.#1 机高压转子第二级叶片叶根及锁叶销子磨削不具备技术，不具备设施231.中压转子直轴不具备技术，不具备设施8032.#1 机高压转子第二级围带车削不具备技术，不具备设施633.#11 汽前泵#2 滤网出口门 1rl503密封面修复不具备技术，不具备设施0.634.#1 汽轮机转子对轮瓢偏超标处理不具备技术，不10序号项目外包原因合同金额备注具备设施35.#1 机组 a 修启动快排阀 1rc045 的 拆装(切割)不具备技术，不具备设施336.#1 汽轮机中压缸喷嘴叶片及#12 小机后轴颈修复不具备技术，不具备设施3037.高压

45、转子三至六级叶片围带阻汽片修复不具备技术，不具备设施538.#1 机主机及小机轴瓦修理不具备技术，不具备设施1239.定子水泵泵壳及水轮修复不具备技术，不具备设施1.540.#2 循环泵泵壳修复(大修)不具备技术，不具备设施341.#1 炉主机轴封供气旁路门 1gs708阀座修理不具备技术，不具备设施1.842.#1 汽轮机高压内缸 2 至 6 级隔板阻汽片修复不具备技术，不具备设施843.#1 机主机及小机循环水管道衬胶修复不具备技术，不具备设施3.3644.#1 炉主汽电动门 1ra761、1ra762阀瓣密封面修复不具备技术，不具备设施345.#1 汽轮机轴瓦油挡修复不具备技术，不具备设

46、施846.高压缸调节级阻汽片恢复不具备技术，不具备设施1847.#12 汽泵轴瓦修理(大修项目)不具备技术，不具备设施1.548.顶轴油泵乌金修复不具备技术，不具备设施1.2合 计4、费用发生情况分析（生技部、检修单位、设备部各点检组）（生技部、检修单位、设备部各点检组）费用结算情况；各项目预算超支和节约原因分析；各费用出帐正确；总预算费用控制等情况描述，重点讲述费用控制管理是否有效，还需改进哪些方面（制度、方法等） 。点检组主要对设备的备件进行管控，在检修过程中能按照现场实际要求发放备件，对不需要更换的备件能够坚持原则，在满足设备安全稳定运行的前提下尽量减少备件的更换；替换下来的备件具有修复

47、价值的要求项目部全部退库代保管，降低了备件成本。 第二部分第二部分 机组主设备机组主设备 a a 级检修总结级检修总结（主设备包括：汽轮机、发电机、主变压器、锅炉） （检修单位、设备部各点检组，涉及到设备试验数据（检修单位、设备部各点检组，涉及到设备试验数据由上述由上述 2 2 个总结单位负责向试验室查询，填写完整）个总结单位负责向试验室查询，填写完整）# #1 1 汽轮机汽轮机（设备）（设备）a a 级检修总结级检修总结绥中发电有限责任公司 发电公司 #1 汽轮机 （设备） a 级检修时间 ： 2009 年 4 月 18 日制造厂： 列宁格勒金属工厂 型号： k-800-240-5 一、主要

48、参数值表序号参 数参数值备 注1.额定功率800mw2.最大功率850mw3.额定进汽量2432t/h4.最大进汽量2650t/h5.额定转速3000r/min6.主蒸汽压力23.54mpa7.主蒸汽温度5408.高压缸排汽压力3.75mpa9.高压缸排汽温度28310.中压主汽门前蒸汽压力3.32mpa11.中间再热蒸汽温度54012.再热蒸汽流量2016.2t/h13.长期允许最低负荷240mw14.进入凝汽器蒸汽流量1426.8t/h15.凝汽器一级压力0.00357mpa16.凝汽器二级压力0.00454mpa17.循环冷却水温度16.418.循环冷却水流量80000m3/h19.给水

49、温度27220.机组热耗率8038.66kj/kwh21.发电煤耗303g/kwh22.汽轮机总长39.818m23.汽轮发电机组总长59.5m24.高压转子长(带危急保安器)7.087m25.中压转子长7.47m26.#1 低压转子长7.54m27.#2 低压转子长8.17m28.#3 低压转子长7.21m29.汽轮机总重1300t30.高压转子总重14.352t31.中压转子总重35.183t32.#1 低压转子总重36.370t33.#2 低压转子总重37.14t34.#3 低压转子总重36.2t35.末级叶片高度960mm36.末级叶轮平均直径2480mm37.末级叶片环形排汽面积67

50、.48m238.高压缸出力260mw39.调节级出力45mw40.中压缸出力304mw41.3 个低压缸出力236mw42.轴系临界转速：第一阶：发电机转子阶748r/min第二阶：中压、#3 低压转子1700r/min第三阶：高压、#3 低压转子1853r/min第四阶：#2、#3 低压转子1910r/min第五阶：发电机转子阶2282r/min第六阶：中压、#2 低压转子4326r/min二、人工二、人工计划 4578 工日，实际 6400 工日，外用工 31200 工时。（注：仅指主设备实际发生费用）（注：仅指主设备实际发生费用）三、费用：三、费用：计划： 276.16 万元，实际： 4

51、49 万元，外用工 151.97 万元。（注：仅指主设备实际发生费用）（注：仅指主设备实际发生费用）四、检修项目完成情况四、检修项目完成情况内容合计标准项目特殊项目技术改造项目增加项目减少项目备注计划数104995000实际数107995030注：文字简要描述检修实际完成项目与计划项目之间的差别，包括项目数、项目的深度注：文字简要描述检修实际完成项目与计划项目之间的差别，包括项目数、项目的深度和广度、项目设置是否需要改进等等。和广度、项目设置是否需要改进等等。五、质量验收情况五、质量验收情况h 点w 点不符合项通知单三级验收内容合计合格不合格合计合格不合格合计计划数20420419119173

52、实际数20420419119173质量点设置较为合理，能够在检修过程中起到有效的质量控制作用。注：文字描述质量点设置是否需要改进，执行文件是否需要修编、质量验收是否能够达到质量控制注：文字描述质量点设置是否需要改进，执行文件是否需要修编、质量验收是否能够达到质量控制目的。目的。六、六、a a 级检修前后主要运行技术指标（总指标、汽轮机和锅炉列）级检修前后主要运行技术指标（总指标、汽轮机和锅炉列）总指标总指标序号指 标 项 目单 位修前修后1机组修正热耗kj/kw.h2机组效率%3机组厂用电率%4机组发电煤耗g/kw.h317.87317.685机组供电煤耗g/kw.h汽轮机汽轮机序号指 标 项

53、 目单 位修前修后11.在额定参数下最大出力800mw各主轴承(或轴)振动值(包括发电机)#1 轴瓦瓦振mm/s0.81.60.81.2#2 轴瓦瓦振mm/s1.01.10.80.9#3 轴瓦瓦振mm/s2.31.11.40.92#4 轴瓦瓦振mm/s0.50.51.00.4#5 轴瓦瓦振mm/s1.90.31.80.3#6 轴瓦瓦振mm/s3.00.82.30.8#7 轴瓦瓦振mm/s1.21.12.41.1#8 轴瓦瓦振mm/s4.01.43.01.1#9 轴瓦瓦振mm/s4.01.92.90.6#10 轴瓦瓦振mm/s1.71.93.02.4#11 轴瓦瓦振mm/s3.12.63.82.

54、1#12 轴瓦瓦振mm/s1.80.73.91.8#13 轴瓦瓦振mm/s1.32.31.23.3#14 轴瓦瓦振mm/s1.33.21.93.8#1 轴瓦轴振m6261112101#2 轴瓦轴振m20378749#3 轴瓦轴振m88858961#4 轴瓦轴振m896699122#5 轴瓦轴振m50624340#6 轴瓦轴振m105978182#7 轴瓦轴振m60436177#8 轴瓦轴振m148139119102#9 轴瓦轴振m102156100109#10 轴瓦轴振m9917378169#11 轴瓦轴振m689985128#12 轴瓦轴振m137113119111#13 轴瓦轴振m6881

55、7778#14 轴瓦轴振m115108137120效率%(1)汽耗值kg/(kwh)3.06863.0552(2)热效率%38.6438.666(3)高压缸效率%82.43未进行3(4)低压缸效率%未进行未进行凝结器特性(1)凝结水流量t/h42.825.1(2)循环水入口温度11.3/12.327.8/28.44(3)排汽压力kpa(绝对压力)3.9/3.69.19/8.594(4)排汽温度与循环水出口温度差142.15真空严密性(在 800mw 负荷下)pa/min0.18未进行调速系统特性(1)速度变动率%未进行未进行6(2)迟缓率%未进行未进行锅炉锅炉序号指 标 项 目单 位修前修后1

56、蒸发量t/h2过热蒸汽压力mpa(表压)3过热蒸汽温度4再热蒸汽压力mpa(表压)5再热蒸汽温度6省煤器进口给水温度7排烟温度过量空气系数(1)锅炉出口8(2)空气预热器出口9飞灰可燃物%10细灰可燃物%11灰渣可燃物%12锅炉总效率%13蒸汽含盐量mg/l14蒸气钠和二氧化硅含量mg/l15空气预热器一次风温16空气预热器二次风温17空气预热器漏风率%18空气预热器烟气阻力pa七、设备评级：七、设备评级： a a 级检修前级检修前 ，a a 级检修后级检修后 。八、简要文字总结八、简要文字总结（仅指主设备检修情况）仅指主设备检修情况）1、施工组织与安全组织情况我公司#1 汽轮机本体检修外委给

57、中电投章泽电力进行，施工组织比较合理、紧凑，能按甲方要求进行施工，人员技能水平不一、自检验收把关不严，对汽轮机检修进度有一定影响；安全组织得力，没有发生人身及设备伤害、损坏事件。2、检修控制文件应用情况能按照#1 机组 a 修策划书要求完成相关文件，检修过程中严格执行文件包，实行三级验收。3、a 级检修发现的设备重大缺陷及采取的主要措施序号设备名称缺陷内容发现时间采取的措施处理结果备注01#1 汽轮机高压缸高压转子第二级叶片一组围带脱落2009.4.27对高压转子第二级叶片及围带进行更换完成02#1 汽轮机高压缸高压缸调节级及内缸其他各级阻汽片磨损严重2009.4.27重新镶嵌阻汽片完成03#

58、1 汽轮机高压缸高压缸调节级喷嘴叶片局部磨损2009.4.30打磨、过渡修复完成04#1 汽轮机中压缸中压转子弯曲超标2009.4.30直轴处理完成05#1 汽轮机中压缸第 22 级叶片围带有 4 组局部损坏2009.4.30对损坏围带进行更换完成06#1 汽轮机中压缸调节级喷嘴叶片磨损严重2009.4.30采用激光熔铸修复完成07#1 汽轮机中压缸中压转子正反各3 级叶片围带铆钉头磨损严重2009.4.30对磨损的铆钉头进行补焊修复完成08#1 汽轮机中压缸中压内缸及隔板套阻汽片磨损严重、局部脱落2009.4.30重新镶嵌阻汽片完成09#1 汽轮机低#3 低压转子正2009.4.25打磨、过

59、渡修复完成压缸向第 1 级有 58处叶片有伤痕10#1 汽轮机低压缸#1、#2 低压内缸严密性超标2008.5.5补焊后研磨完成11#1 汽轮发电机轴系#1-14 瓦共有 12 组油挡间隙超标2009.5.1镶嵌铜齿后间隙调整至合格完成12#1 汽轮发电机部分轴瓦间隙超标、局部脱胎2009.5.7补焊后修刮完成13#1 汽轮发电机部分螺栓、螺母抱死2009.4.28对罩帽进行破坏性切割，并重新加工备件；重新装配过程中，严格螺栓装配工艺，包括螺纹配合.防咬合材料的使用等。完成4、设备的重大改进内容及效果：1）高压缸调节级阻汽片采用单齿恢复，效果需要再次解体后检修时检验。2）中压转子铆钉头冲刷后采

60、用激光熔覆焊的方式修复，效果需要再次解体后检修时检验。5、a 级检修后尚存的主要问题及准备采取的对策主要问题：#14 瓦瓦振波动大，最大值达到 4.97mm/s。采取的措施：加强监视力度，优化机组运行方式。6、a 级检修人工、费用使用情况及分析：本次#1 汽轮机检修整体外委进行，人工部分费用151.97 万元，比预计 200 万元的费用节约较多；汽轮机检修过程中发现问题较多，全部进行处理，总体花费约 450 万元。（注：仅指主设备人工和费用，如主设备有重大非标技改和修理包含在内）（注：仅指主设备人工和费用，如主设备有重大非标技改和修理包含在内）7、试验结果简要分析：#1 汽轮机检修后，效率略有