火电厂机组A级检修(大修)总结

XXX公司201X年二号机组A级检修总结201X年12月~~目录TOC\o"1-4"\h\z\u第一部分A级检修管理总结 5一、A级检修总结概述 5（一）机组简介 5（二）机组修前状况 6（三）机组修后指标 8（四）本次检修中检修项目完成情况统计 8（五）未完成项目清单及未完成原因 8（六）未达到设计值项目清单及处理方式 8（七）检修中发现的主要缺陷及处理情况统计 8（八）检修期间完成的设备及系统重大变更 9二、检修工期完成情况总结 9三、大修安全专项管理总结 12（一）安全专项管理完成的主要工作 12（二）A级检修中现场联合检查情况 15（三）大修安全专项管理中的亮点和不足 15四、质量管理总结 18（一）验收评价总结 18（二）试运中暴露的问题 18（三）技术管理总结 19（四）修前质量计划准备评估 21五、物资管理总结 21六、大修工作的亮点和不足 22（一）工作中亮点 22（二）工作中不足 23七、劳务用工使用情况分析 25八、费用管理总结 25（一）A级检修预算执行情况 25（二）费用发生明细 26（三）外委项目统计 26（四）费用发生情况分析 26第二部分机组主设备A级检修总结 28一、主要参数值表 28二、人工 29三、费用 29四、检修项目完成情况 29五、质量验收情况 29六、2号机组A级检修前后主要运行技术指标 30（一）总指标 30（二）汽轮机本体部分主要指标 30七、本体检修管理总结 30（一）施工组织与安全组织情况 30（二）大修作业指导书和检修文件包执行情况 31（三）A级检修发现的设备重大缺陷及采取的主要措施 32（四）设备的重大改进内容及效果 33（五）A级检修人工、费用使用情况及分析 33（六）试验结果简要分析 33（七）A级检修总体评价 34一、主要参数值表 35二、人工 35三、费用 36四、检修项目完成情况 36五、质量验收情况 36六、2号炉A级检修前后主要运行技术指标 37（一）总指标 37七、本体检修管理总结 37（一）施工组织与安全组织情况 37（二）大修作业指导书和检修文件包执行情况 37（三）A级检修发现的设备重大缺陷及采取的主要措施 38（四）设备的重大改进内容及效果 39（五）A级检修后尚存的主要问题及准备采取的对策 39（六）A级检修人工、费用使用情况及分析 39（七）A级检修总体评价 40一、主要参数值表 41二、人工 41三、费用 41四、检修项目完成情况 42五、质量验收情况 42六、2号发电机修前修后试验指标 42七、本体检修管理总结 42（一）施工组织与安全组织情况 42（二）大修作业指导书和检修文件包执行情况 42（三）A级检修发现的设备重大缺陷及采取的主要措施 43（四）A级检修后尚存的主要问题及准备采取的对策 44（五）A级检修人工、费用使用情况及分析 44（六）试验结果简要分析 44（七）A级检修总体评价 45第三部分大修设备缺陷总结 46一、汽机专业缺陷 461.缺陷描述 462.原因分析、处理方案结果 503.应采取的措施和吸取的经验 51二、锅炉专业缺陷 521.缺陷描述 522.原因分析、处理方案结果 58三、电气专业缺陷 591.缺陷描述 592.原因分析、处理方案结果 68四、热工专业缺陷 701.缺陷描述 702.原因分析、处理方案结果 71第四部分机组试验、试运总结 72一、试运概况 72二、试运主要内容及时间安排 72三、试运中发现的缺陷 73四、试运存在问题 73五、应吸取的经验和教训 73第五部分重大项目总结 75一、重大项目简介 75二、重大项目的工日投入情况 75三、重大项目的费用发生情况 75四、重大项目的进度情况 76五、重大项目在实施中存在的问题及遗留的问题 76六、重大项目效果评估 76七、重大项目的总体评价 78第六部分A级检修经验及教训总结 79一、本次检修工作中亮点 79二、本次2号机A级检修工作中存在的不足之处 80三、针对不足下一步工作重点 82第七部分A级检修结论 86一、检修目标完成情况 86二、热态评价 87三、取得的经验 88四、存在的问题 88五、总体结论 89第一部分A级检修管理总结一、A级检修总结概述（一）机组简介XXX公司2号汽轮机采用的是美国GE公司生产的型号为D5TC2F42的亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、冲动凝汽式汽轮机组，锅炉为哈尔滨锅炉有限责任公司制造自然循环汽包锅炉，型号为HG—1170/17.4—YM1，采用平衡通风、固态排渣方式，最大连续蒸发量是1170t/h,发电机为TAB型发电机,控制系统为HOYWELL控制系统。2号机组于2002年07月17日由基建移交试生产，已投运16年，机组于2011年进行了首次揭缸提效大修，本次大修为第二次大修。本次A级检修计划停运时间，从201X年8月7日至201X年9月30日，共计55天，实际201X年8月7日至201X年9月25日，共计50天。计划用工15550工日，实际用工13050工日。预算费用1452万元，实际发生2457万元。大修完成检修项目1505项，其中标准检修项目1356项，非标项目22项，重点反措项目6项，技术监控项目195项，问题库项目3项,重大危险源2项,落实集团公司及省公司隐患排查文件20项。大修中处理修前可靠性问题31项，处理修前节能问题21项，大修中发现重大隐患22项，其中两项厂家确认暂不影响运行的隐患2项（发电机铁芯个别松动问题）。（二）机组修前状况修前机组状态较为稳定，修前2号机组在考核工况（THA）修正后热耗率为8105kJ/kWh，比设计值7825kJ/kWh高出359.58kJ/kWh。修前2号锅炉在考核工况（THA）修正后效率为88.89%，比设计值92.9%，高出4.01%。2号机组2011年进行揭缸提效大修，至201X年已达到规定大修周期。公司各专业通过缺陷统计、点检分析、运行状态评估、修前性能试验分析、专项分析等手段，诊断出机组运行中存在的主要问题和重大缺陷。1.2号机存在低压缸末级叶片水蚀，2010年至今年监测年平均最高水蚀0.7083mm，七年累计水蚀值3.255mm。2.2汽轮机高压主汽阀、高压调节阀和中压主汽阀、中压调节阀、平衡阀、高低旁、VV阀、BDV阀门由于长周期运行，阀芯、阀杆及底口表面易出现锈蚀，机械损伤和麻点，在运行期间，出现卡涩现象。3.2机组A、B闭冷器自2001年投入使用至今，板片每次检修都有部分损耗，从原始数量210片分别降至174、178片，随着检修次数的增加，变形板片已无法修复；影响闭冷水换热。4.2号机主汽、给水、辅汽、循环水系统由于阀门质量不良，运行期间内漏现象十分普遍，严重影响机组运行经济性。5.2号机加装密封油提纯装置；电动给水泵偶合器、凝汽器、真空系统、胶球系统、高低加系统漏泄进行检查处理，对开式循环冷却水泵、闭式循环冷却水泵、凝结水泵的轴承、轴封、叶轮进行检查。6.凝汽器内部抽气管道膨胀节、管道支撑、凝汽器疏水联箱内管路进行全面检查，凝汽器管束全面检查，凝汽器泡水查漏，相连内漏阀门及疏水管路检修。7.汽水内漏阀门治理，愤懑解体修复，阀芯与阀座的配合用红丹粉做接触检查，密封线应完整、无断线，密封面上无凹坑、冲蚀痕迹和其它硬伤。8.自2005年以来，2号机组3号高压加热器内漏情况开始出现，且有逐渐扩大的趋势，出入口侧水室共计堵管束92根。管束漏泄检修记录：（2005年7月堵管32根；2011年01月堵管10根；2013年堵管36根且原补焊区域有穿孔，挖补深度140mm，将该挖补区域管束用钢堵封堵堆焊；2016年4月堵管4根，2017年5月堵管并挖补10根）。历次加热器的管束检修均向管板内挖补，介质冲刷管板造成管束、管板腐蚀泄漏，且有逐渐扩大趋势；已影响机组的安全稳定运行和经济性。9.性能指标方面，锅炉效率偏低（3-4%），煤粉偏粗，均匀性差，空预器漏风率偏大（A侧8.66%，B侧10.40%），再热器气温低于设计值25℃以上，C磨煤机分离器阻力偏大，磨煤机单耗较高。10.2号机发电机、高厂变达大修期，2B凝结水泵变频装置故障频繁，2A、2B一次风机变频装置运行状况不佳，故障频繁。11.2号机励磁装置运行年限超限，运行安全风险较大。12.IC岛等PC、MCC段电气设备原件运行时间超限，稳定性不佳。（三）机组修后指标2号汽轮机修后100%THA状态下热耗率7974千焦/千瓦时，较修前热耗降低131千焦/千瓦时，折供电煤耗降低5.1克/千瓦时。锅炉效率试验数据正在计算中。（四）本次检修中检修项目完成情况统计序号专业项目总计完成项目未完成项目完成率开工率1汽机55154699.09%99.09%2锅炉3673670100.00%100.00%3电气167165298.81%98.81%4热工2242240100.00%100.00%5灰水1961960100.00%100.00%总20%99.20%（五）未完成项目清单及未完成原因序号未完成项目专业未完成原因备注12号机发电机冷氢1号温度测点故障电气需要发电机解体更换测点，本次不具备条件22号机发电机定子端部温度测点TC_044故障电气需要拆除发电机线棒进行测点更换，本次检修不具备条件（六）未达到设计值项目清单及处理方式序号项目名称原因说明处理方式备注12号汽轮机高低对轮中心下张口0.06mm修前值0.36mm，2瓦符合分配已达到要求，（标准≤0.058mm）让步验收，考虑1瓦及前箱主油泵间隙。22号机组高中压隔板汽封及叶顶汽封退让间隙汽封调整过程尤其是叶顶汽封几乎无退让间隙让步验收，建议1号机组改造（七）检修中发现的主要缺陷及处理情况统计检修中发现主要缺陷84项，全部处理完毕；其中重大缺陷23项具体见专业总结部分中详细介绍，全部处理完毕。项目汽机锅炉电气热工合计发现缺陷112540884处理缺陷112540884遗留缺陷00000（八）检修期间完成的设备及系统重大变更序号项目变更内容变更后效果备注12机主机前箱压力表主油泵出口压力表，回油温度表等更换位置，利于检修实现在线检修维护22号机密封油增加提存装置密封油增加提存装置提升了氢气纯度32号机A、B闭冷器增容更换闭冷器换热片和密封胶圈，每台闭冷器换热片从180片增加至240片。提高闭冷器换热效率42号机3号高压加热器技改更换3号高压加热器提高机组可靠性5MARKV升级系统运行年限太长组态及曲线更方便6火检改造该型号产品已停产功能更多，运行情况良好7TSI升级系统运行年限太长运行情况良好8定冷水箱氢气分析仪改造原来没有，二十五项反措要求有仪表没有问题9燃油调门、热风调门更型原有调门动作后易过热运行情况良好102号炉燃烧器B1\B2层燃烧器更换为无烟煤燃烧器，相邻3层二次风喷嘴标高改变。待试验后评估112号机励磁系统改造原励磁系统拆除，安装NEC6100励磁系统各项试验结果合格，运行稳定122号机UPS改造原设备拆除，安装NMP31020UPS装置改造后UPS装置电压质量合格，运行稳定132号机B凝结水泵变频，A、B一次风机变频装置改造原设备拆除，安装新变频设备运行稳定二、检修工期完成情况总结检修工期参照集团公司机组A级检修标准和其它电厂同类型机组检修经验，由专业组根据检修项目确定，并形成施工网络图和重要节点工期。本次2号机组大修克服了厂家资料不全、机组运行年限增加陆续发现新问题、新隐患等不利因素，大修检修工作提前5天完成，关键节点工期均满足大修检修进度要求，其过程中滞后网络节点共25个，超前网络节点68个，持平网络节点321个。1.大修指挥部横向控制重要节点工期，协调推进大修整体进度；2.专业组纵向控制二级网络工期和项目完成率，全面推进专业检修进度。通过检修协调会，协调影响检修进度的急采件、返厂件等，提前部署安排检验项目、实验项目等关键环节，把关键因素落实时间、落实到人。3.在检修协调会上由检修部门盘点通报，设备部监督检修进度与施工网络图差异并通报，监理公司监理分专业点评，对于滞后项目明确下一步关键工序及完成时间。4.对于检修过程中发现的工序和工时不合理之处，及时进行修正，确保大修工序工期具有客观的指导性。5.重点项目滞后情况：一是辅机阀门检修。阀门检修厂家到厂较晚，8月7日机组检修开工，9月5日确定阀门检修厂家，9月8日阀门检修工作正式开展。且检修人员技能水平整体较低，导致辅机阀门检修整体进度滞后，预计影响工期10天至15天。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。我公司阀门外包临时易主进行检修，导致阀门的检修进度始终上不来，尽管期间多次开会、要求，但效果不明显。后期为保证进度，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。二是汽轮机低压转子末级叶片修复。叶片修复厂家选择存在滞后，暴露出前期项目调研准备工作不充分，在通流间隙调整前此项工作一点没有进行，影响汽轮机本体通流间隙调整工作，造成调整低压通流间隙时工期十分紧张，检修工作十分被动，预计影响本体检修工期4天至5天。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。三是汽轮机转子、隔板喷砂。转子、隔板喷砂厂家选择存在滞后，暴露出前期项目调研准备工作不充分，在通流间隙调整前此项工作没有进行，影响汽轮机本体通流间隙调整工作，预计影响本体检修工期2天至3天。6.大修工期控制取得的经验和存在的问题（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。（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，期间与多圆公司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，但汽机专业人员积极筹措，主动承担重任解决问题，对整体的检修进度起到了十分积极地作用。（3）提前谋划，提高相关外委项目队伍资质能力审查；加强过程监督管理，科学研究，合理安排工序；加强人员及团队作风建设，提高责任心，打造高执行力团队。（4）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。三、大修安全专项管理总结（一）安全专项管理完成的主要工作2号机组A级检修期间，安监部对整个大修工作进行了全过程的安全管控,检修部安全管理作为协管部门执行安监部的大修安全监督管理要求,大力开展现场反违章检查，对重点工程进行了全天候、无死角现场安全监督管理，在安监部的监管下,部门安全主要针对3号高加更换工作、2号高厂变检修、2号炉本体检修四管检查升降平台的搭设、拆除进行过程监督管控,对发电机抽转子、汽轮机揭缸大修2号炉送风机检修、2号炉空预器清灰等各作业组进行全程监控,并执行双值班制度对夜间工作也无死角的进行安全监督。同时，检修部对各个班组工作票执行情况进行了高质量的把控，发现问题，严肃追责整改，保证安全措施的全面落实，确保工作票的合格率更是保证安全生产强有力的措施。另一方面，通过此次2号机检修，检修部严抓检修期间安全文明生产的情况，努力达到提升班组标准化作业能力的目标。下面是我对检修部安全管理实施的具体内容的总结。1.对机组大修过程中外来人员三级培训随着大修工作的全面开展，外来施工人员大量进入生产现场，由于外来人员整体安全意识与安全观念不足，对一线安全管控提出挑战，为了保证检修期间作业安全，防止事故发生，针对外委人员做好安全教育培训与深度开展“三讲一落实”工作尤为重要。检修部各专业2号机组大修现场共接待外委单位及设备厂家人员总计408人次，全部经过公司、部门和班组三级安全考试合格入厂，并经过安全交底后，配合开展现场工作。同时，部门积极承担安全生产主体责任，严肃执行“业主带班”制度，制定检修部内部外委人员危险点告知卡，由业主带班负责人及工作负责人进行安全交底，外委服务人员随身携带，每次开工前工作负责人进行“三讲一落实”学习，确保施工过程安全。2.对机组大修现场进行安全文明标准化检查在大修期间对重点工作区域场所进行了全封闭式的管理,与运行机组及设备进行了安全有效的隔离,如汽轮机检修区域及锅炉四管检修区域进行了全封闭管理,进入该区域必须执行门禁制度,确保非此项检修工作人员随意进入产生安全隐患，确保大修期间人员及设备安全得到有效的把控。同时2号机组大修期间，检修部在确保检修任务高质量完成的前提下，对现场的安全文明提出了更高的要求，检修部设立现场标准化作业奖惩机制，促进提升各个班组标准化作业的业务水平，以2号机组检修为契机将检修部安全文明生产能力提升至一个新的高度。3.检修过程中对高危和重点检修项目管控大修期间对重点工作项目进行了专项检查的同时,还对重点检修项目进行了专项监督,如对汽轮机、发电机检修试行定期进行安全监督,对2号高厂变、3号高加更换进行实时跟踪监督,对锅炉四管、磨煤机检修、风机检修、空预器检修实行了过程监控,对有限空间、交叉作业、高空作业等实行抽查进行监督控制,确保大修检修作业安全得到有效的控制,确保人身安全。大修期间工作任务艰巨，涉及危险系数高的工作很多，如何保证工作人员的安全需要更高等级的监护与管理，检修期间检修部加强对高危和重点项目的管控，深入现场，严抓违章行为，提升管控等级与考核力度，确保无违章行为与人身事故发生。4.检修过程中严格执行两票管理及三措两案制度大修期间检修部共发生工作票1262张,其中一种工作票458张,二种工作票394张,动火408张,不合格工作票为4张,合格率为99%,没发生无票作业情况，没发生高类低挂票种情况，大修期间检修部更加注重提升两票监督检查水平，深挖问题隐患，力求两票执行合格率百分之百。工作票制度是保证安全生产的重要内容，大修期间检修部对工作票执行情况严格把关，安全措施做到全方位掌控，工作班成员对危险点分析落实到位，确保了检修工作的安全完成。类别名称总计电气汽机锅炉热控一种工作票21024237687二种工作级动火95975101二级动火1361354654动土工作票00000合计624138185194107（二）A级检修中现场联合检查情况在联合检查中，重点检查现场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。检修部大修期间反违章内部考核通报8期；2号机组A级检修综合检查通报4期；两票“6查”通报3期；班组建设检查通报2期；库房检查通报2期，嘉奖1期；领导交办任务考核1期，生产现场批评教育23起（有据可查）；专业管理人员抓现场违章共计39起（汽机10起，锅炉27起，电气1起，热控1起）。有效的控制了四不伤害的发生,杜绝了生产事故的发生。（三）大修安全专项管理中的亮点和不足本次2号机组A级检修安全管理监督管控到位，尤其在习惯性违章、高空作业、有限空间作业及起重管控方面做得较好，点面结合，杜绝了人身、设备事故的发生。1.本次2号机组A级检修过程中，现场作业面大，作业人员多，作业点多，管控难度较大，因此对习惯性违章，重拳打击铁腕整治，发现一起，处理一起，并在现场张贴违章通报全方位曝光，营造了浓厚的大修安全氛围，整个大修期间未发生人身轻伤及设备事故，为铸就精品奠定了安全基础。2.对大修中的工器具进行全面检查，对其中工具进行试验，确保大修中能够可靠使用。成立专门的电气小组实行临时电源台账式管理，负责照明，电气工具接线，对检修专用配电箱进行统一管理，杜绝了私接乱改电源隐患触电事故的风险。3.以作业组为核心单元，以工作负责人主导共同进行现场管理。本次检修所有的现场管理人员佩戴袖标，佩戴袖标意味着承担责任，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.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，同时强制安全培训和危险点因素控制点的学习，对考试不合格的人员一律不准参加大修工作。5.特殊区域实行硬隔离。本次检修与以往检修不同的地方实施全封闭门禁管理，进入作业区的人员要提前准入，并输入个人信息采用人脸识和指纹识别，典型的“任人唯亲”，杜绝了以往冒牌情况的发生，这也保证了现场的有序施工和无关人员的随意流动。6.整个检修现场布置比较规范合理，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。7.安全管理中存在的不足（1）夜间作业时安全管理人员较少，人员存在麻痹侥幸心理，图省事，怕麻烦，自觉“艺高胆大”，特别是为了突击完成任务，仓促上阵而不顾安全时有发生。

（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。（3）对外委人员管控还需要加强。外委单位人员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，在对外委但闻的管理上如何管还需要下功夫探讨。（4）设备试运时措施不完善，导致设备试运延期。闭冷水泵、汽泵前置泵修后试运过程中发生机封漏水，螺栓断裂等现象，导致重复性检修，在密封油系统试运及发电机风压试验中恢复措施时风险预控不到位，导致发电机进油现象。四、质量管理总结（一）验收评价总结本次2号机组A修各专业项目三级验收优良率100%，监理、点检员、检修专业三级验收体系各级质检点1797项全部完成，三级验收程序规范，各流程运作有效，使设备的检修质量得到有效保证。为保证机组运行安全性及经济性。整个检修工作按照机组大修管理标准，严格执行检修作业文件包和检修工艺卡，严格控制质检点，严格质量验收制度，有效保证了重要质检点的检修质量。根据设备厂家汽封间隙标准，确定机组检修汽封间隙调整方案，检修期间严格按标准执行，有效保证了各级汽封间隙调整值的真实有效性；自始至终坚持工期服从于质量的原则，对于质检过程中发现的不合格项，坚决返工绝不姑息迁就，通过上述措施有效保证了整个过程检修质量可控在控。（二）试运中暴露的问题在此次机组大修设备修后试运工作中，汽机专业能够按照省公司关于设备试运工作的相关要求，全面执行设备修后验收制度，对需要试运的设备，在设备检修后全部进行设备验收工作。通过设备试运提前检验设备的检修质量，为保证机组正常运行提供有力的保障。但通过此次试运工作，也暴露了部分问题；1.2号机组A、B闭冷水泵机封甩水，检查过程记录，所有相关人员已签字，但后期带水启动试运，就地发现泵体机封大量甩水，导致工期延误，随后检查发现地漏反水所致，暴露出设备启动前检查不彻底，随意性较强，恢复措施时考虑不全面。2.锅炉空气动力场试验过程中3处二次风门卡涩及故障；炉侧电动门传动过程中，7台阀门存在卡涩、反转、未接线情况；燃烧器摆角试验，3处燃烧器摆角卡涩。3.定冷水流量孔板改造时由于未采用溶解纸，导致孔板后滤网堵塞，影响定冷水试运10多个小时。4.调试工作与机务专业沟通配合不好，出现了安装后设备试运异常情况。2C磨煤机油站电机检修后回装时发生对轮脱落情况，没有与机务专业共同确认，造成了运行重新停送电，重复性连接对轮情况发生。（三）技术管理总结2号机组A修中各专业技术管理比较规范、到位，所有重要缺陷能及时反馈并合力攻坚，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每周两次的大修协调会上提出并解决，保证了问题在第一时间被消除。1.汽轮机低压末级叶片水蚀、3号高加泄漏、闭冷水温度高治理、空预器阻塞、省煤器深层治理、无烟煤改造、励磁系统改造、MARK-V控制系统改造、TSI改造等处理22项，解决了长期遗留的涉及安全性、经济性、适应性的隐患，恢复了机组性能。2.处理技术隐患23项，处理的重大隐患中有再热器热段三通裂纹、水压门裂纹、主变低压封闭母线A项绝缘低、汽机VV阀反馈电缆绝缘低等引起机组非停的重大隐患。3.有小机轴瓦温度引线绝缘低、循泵电机中性点电缆街头过热、小机转速探头损坏循泵叶轮裂纹等引起主设备跳闸的二类障碍的隐患。4.高中压隔板汽封磨损、高旁调门阀笼阀芯磨损严重、低压内缸变形、低压转子轴径沟痕影响经济性、安全性，长期不处理造成重大损失的隐患。5.没处理的隐患为发电机励侧、汽侧端部铁芯个别松动，厂家确认暂不影响运行的隐患2项。6.落实集团公司及省公司隐患排查文件20项中发现问题2项，分别是水压堵阀裂纹和主变低压侧封闭母线A相灰尘大绝缘低的问题，全部得到处理。7.小汽轮机更换石墨接触式油挡后，消除漏油现象；8.密封油提纯装置投入使用，提高了氢气纯度，减少了补氢量；9.燃油供油调节阀、供汽调节阀、B、C磨热风调节阀由于设备型号比较老，备件已停产多年，如果运行中设备故障，问题都无法分析查找，可能影响机组安全，本次大修将这四台电动执行器全部更换为最新型号，设备安装后试运正常，提高了机组自动投入率。10.电气专业所选1套励磁系统，3台高压变频装置及UPS装置运行状态良好。采购电气元件及耗材质量过关，安装后运行效果良好。（四）修前质量计划准备评估本次A修项目1505项，全部完成。本次2号机组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，经过反复讨论、论证，使施工技术文件完善、齐备，技术交底透彻、细致。项目制定严格遵照修导则，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XX集团公司大修管理办法要求，对重点项目编制三措两案，施工前对所有项目进行安全技术交底，尤其对大件吊装、有限空间作业等高危项目制定详尽的预控措施，保证各项工作安全、高质量完成，项目策划及安全技术分析做的比较全面，能够列出整个检修中存在的各类危险源及控制措施。五、物资管理总结本次2号机组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计划，该项物资在2号机组解体后提请，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2号机组A修设备解体发现的缺陷较多，导致急采计划增多，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；不足之处。首先是专业计划形成，虽然经过了详细的梳理和盘点，但在班组层面执行上，还是存在打折扣现象，尤其是仓库库存物资在账面上有一定数量，2号仓库内账面不清晰而库存备件依然可用，还是发生重复性采购，导致库存上涨的情况。另外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和可操作性。尤其是本体检修过程中发生以前未采购过的备件，需要测绘等工作，在物资公司流程程序很繁琐，最低价中标而致使质量不合格问题，给生产带来了不小的障碍。六、大修工作的亮点和不足（一）工作中亮点1.汽轮机检修现场准入管理规范。汽机专业认真按照集团公司、龙江公司创精品工作方案要求，严格施工过程管控，汽轮机本体检修区域使用门禁加LED显示屏幕系统，对进入汽轮机检修现场人员类别、数量、时间均在LED屏幕上准确显示，可直观、方便、准确掌握进入汽轮机检修现场人员情况。2.汽轮机现场视觉管理、物理隔离等安装摆放合理到位。汽轮机检修现场采用全封闭隔离，且相关检修目标、组织机构、工期网络图等展示清晰，安全标语、漫画等直观易懂，警示效果突出，通道隔离布置合理。3.二十四小时倒班作业，集全专业之力完成机组大修工作。一、二期检修人员齐心协力，共度难关，在保证运行机组安全稳定的基础上，专业安排全员参与2号机组大修工作，两个班组紧密团结，通力合作，最终顺利完成本次检修工作。4.每日一会，有效控制检修工期，提前完成大修全部工作。大修工作开始后每天召开检修会议，盘点工作完成情况，点评工作完成质量，确定下一步工序及完成时间。在低压末级叶片修复工期长、任务重的紧张局面下，专业人员及时发现问题，合理安排工序，保障了大修整体工作提前完成。5.201X届毕业生全程参与大修工作。刚从校园毕业的他们不怕苦，不怕累，在收获知识的同时，完满完成专业交给的各项工作。他们渴望学习知识的表情俨然成为大修现场的一道风景。（二）工作中不足1.安全管理方面。大修期间汽机专业共发生违章15起，其中公司通报2起，部门自查13起。脚手架验收不合格即使用，使用前未进行每日验收等严重性违章问题还没有得到有效制止。“三讲一落实”工作负责人交底不认真、工作班成员接受交底后签字不规范，存在涂抹现象。业主带班管理不规范，工作过程中还存在习惯性违章行为，部分人员还没有养成遵章守纪的良好习惯。2.技术管理方面。检修过程中个别作业组长对检修作业文件包执行不及时，个别设备检修工艺执行不到位。日常检修随机检查发现，部分检修工作的作业文件包执行不好，完成的工序未能及时确认，检修记录不详细，不完善；同时检修过程中，个别检修工艺执行不严导致重复性检修现象发生。3.施工管理方面。现场标准化作业水平不高，部分作业人员标准化作业意识差，对物品摆放、成品保护、场地布置等方面工作不够重视，现场杂物异物长时间不进行清理，电源线未做到有效的防护或架空，现场还存在人员踩踏保温、地面不做防护等作业现象。4.人员培训方面。检修人员技术水平参差不齐，亟待提高。学技术的意愿不强烈，对检修工艺、设备原理等基础知识不懂不学不问，你让我干啥我就干啥，这种现象老员工存在，新员工也存在。被动地开展工作，造成工作效率偏低。5.发生重复性检修，检修工艺、质量有待提高。2A循环水泵电机检修后试运出现了异常情况，重新调整瓦块后仍未消除问题，最终找到机务专业人员进行调整后解决问题，事件表现出专业对检修工艺掌握不好，发现问题后上报不及时，没有及时确定正确方案，寻求专业人员协助解决问题，从技术水平、管理流程上都暴露出较大问题，专业需要认真反思。七、劳务用工使用情况分析外借技工、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，对低水平技工下次检修不再聘用。现场力工有部分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，安全管控风险大。在外委施工队伍选择上，尤其是阀门检修，出现了不和谐因素，同时对配气机构阀门和重点阀门检修，在无人监督的情况下存在施工瑕疵，因此建议招标对我公司阀门状态熟悉、有过成功检修经验的队伍为主。本次A级检修各专业共计使用外委劳务用工人123人，外委人工费用202万，其中汽机专业94万，用工42人，2080个工日；锅炉专业90万，用工67人，3000个工日；电气专业15万，用工11人，500个工日；灰水专业3万元，用工3人，100个工日。八、费用管理总结（一）A级检修预算执行情况本次大修费用合计2457万，比定额1452万超支1005万。其中修理费847万，材料费290万，合同修理费782万，人工合同202万，试验费用152万，其他费用184万，其他费用项目主要包含检修现场脚手架，同时包括施工过程中破损修复保温铁皮及油漆粉涮，还涉及监理费用等。（二）费用发生明细项目专业汽机锅炉电气热工灰水项目合计修理费15027077126224847材料费70150192229290修理合同40430247.828782人工费用9490153202试验费用54（金属）3068152其他费用184总合计2457（三）外委项目统计序号项目外包原因合同金额备注1低压转子末级叶片修复、喷涂施工专用工具、配件材料、喷砂工艺受限882汽轮机配汽系统阀门大修维修车床、配件加工、修后试验受限28.43一期小汽轮机油动机伺服阀检修维修车床、配件加工、修后试验受限2.524机、炉高压阀门维修维修车床、配件加工、修后试验受限71.451号、2号主厂房桥吊载荷试验特种设备维修资质受限14.56A、B闭冷器大修增容及清洗配件材料受限137.57A汽动给水泵芯包、电动给水泵芯包大修专用工具、配件加工、修后试验受限36.328电动给水泵偶合器大修维修车床、专用工具、配件加工、修后试验受限11.789汽轮机主机及小汽轮机配汽阀门油动机大修维修车床、配件加工、修后试验受限31.810高中低压缸汽封调整专业人员技术能力不足1811汽轮机转子、隔板喷砂专用工具、配件材料、喷砂工艺受限12.212高中低压缸汽封采购及安装专业人员技术能力不足425省煤器深层治理人员力量6水压门更换特殊工艺P917发电机大修专业技术实力受限合计（万元）782（四）费用发生情况分析1.特殊修理合同项目费用782万，其中汽机专业404万，主要为电泵芯包、配气阀门、叶片修复、阀门检修等项目；锅炉专业302万，主要为省煤器深层治理、水压阀门更换、空预器堵塞处理、锅炉防磨等项目；电气专业47.8万元，主要为发电机大修；灰水专业28万元，为电除尘器检修。2.外委人工费用202万，其中汽机专业94万，用工42人，2080个工日；锅炉专业90万，用工67人，3000个工日；电气专业15万，用工11人，500个工日；灰水专业3万元，用工3人，100个工日。3.急采费用126万元，其中汽机专业36万，主要为缸内备件及阀门；锅炉专业80万，主要为四管材料；灰水专业10万，主要为除尘器本体备件及脱硫塔内备件。4.其他费用为脚手架保温合同144万，监理合同40万。第二部分机组主设备A级检修总结汽轮机本体A级检修总结XXX公司2号汽轮发电机组，A级检修检修时间：201X年8月7日至201X年9月25日。制造厂：美国通用电气公司（GE）型号：D5TC2F42一、主要参数值表名称单位规范制造厂美国通用电气公司（GE）汽机型式一次中间再热、亚临界、单轴、双缸、双排气、冲动凝汽式汽机型号D5TC2F42出力经济连续功率（ECR）MW352.75调阀全开功率（VWO）MW383.566MW蒸汽参数主汽门前压力（绝对）Mpa16.67主汽门前温度℃538再热汽门前压力（绝对）MPa3.38再热汽门前温度℃538蒸汽流量ECR工况下t/h1054.8MCR工况下t/h1170额定排汽压力MPa0.0049冷却水温度℃20额定凝汽量t/h637.714额定转速rpm3000转向(面向机头)逆时针抽汽级数级8排汽缸安全膜破裂值（绝对）MPa0.136级数高压(包括单列双复环调节级)级9中压级6低压级2×6末级叶片长度mm1067调速系统型式MARK--V电液调节主轴承型式1号、2号、3号瓦双可倾瓦4号、5号、6号瓦短椭圆瓦推力轴承型式单独安装球座跨骑式斜面推力瓦临界转速高中压转子一阶rpm1653二阶rpm低压转子一阶rpm1194二阶rpm2728发电机转子一阶rpm1159二阶rpm3520盘车装置摆臂齿轮啮合传动式几何尺寸汽轮机总长度（包括发电机）mm31814汽轮机高度（自运转层至连通管中心）mm5346.7汽轮机宽度mm3975高中压转子轴承间距mm6016.6低压转子轴承间距mm6934.2重量高中压外缸上半(含CV)kg38556高压内缸上半kg9072低压外缸上半kg59875低压内缸上半kg36741高中压转子kg22952低压转子kg68199连通管kg9072二、人工本次A级检修汽机专业共计使用劳务用工42人，合计工时2161小时，共计发生劳务用费用101万元。三、费用本次汽机本体大修费用772万元包含部分辅机费用，外用工实际发生101万元，修理费150万元，材料费70万元。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55145851实际数55145851五、质量验收情况内容H点W点不符合项通知单三级验收合计合格不合格合计合格不合格合计计划数242242018118100423实际数242242018118100423六、2号机组A级检修前后主要运行技术指标（一）总指标2号汽轮机修后100%THA状态下热耗率7974千焦/千瓦时，较修前热耗降低131千焦/千瓦时，折供电煤耗降低5.1克/千瓦时。锅炉效率试验数据正在计算中。（二）汽轮机本体部分主要指标序号指标项目单位修前修后在额定参数下最大出力350MW各主轴承(或轴)振动值⊥—⊙⊥—⊙1号轴瓦瓦振mm/s0.0210.0140.0230.0202号轴瓦瓦振mm/s0.0420.0300.0360.0143号轴瓦瓦振mm/s0.0610.0580.0420.0384号轴瓦瓦振mm/s0.0350.0290.0620.0355号轴瓦瓦振mm/s0.0120.0110.0610.0356号轴瓦瓦振mm/s0.0220.0180.0380.0141号轴瓦轴振μm211423202号轴瓦轴振μm423036143号轴瓦轴振μm615842384号轴瓦轴振μm352962355号轴瓦轴振μm121161356号轴瓦轴振μm22183814七、本体检修管理总结（一）施工组织与安全组织情况我公司2号汽轮机本体检修是严格意义上的自主检修，依托公司党委和工会的大力支持，汽机专业上下联动，团结一心，同时将部分外委人员编如班组统一管理，统一协调，统一指挥，整个大修施工组织比较合理、紧凑，完全按照大修网络图要求进行施工，顺利完成各项检修任务。汽轮机本体、调速系统、辅机和水泵等主要设备检修施工组织得当，安全监督，齐抓共管，成立大修安全纠察大队，安全组织得力，没有发生人身及设备伤害、损坏事件。（二）大修作业指导书和检修文件包执行情况专业即根据公司要求结合2号机设备实际情况，制订了大修项目，重要项目施工“三措两案”，每天开工前由负责人带领作业组成员进行“三讲一落实”。大修期间共执行检修作业文件包、工艺卡150余份。一是“三措两案”、检修作业指导书执行较好，对重要作业项目均制定了“三措两案”；二是作业指导书均经过审批程序；三是焊接作业制订焊接审批单；四是设备变动严格执行设备异动申请审批。检修过程中严格控制质检点，关键项目管理人员全程跟踪，并与监理积极协调沟通，有效地保证了设备检修质量验收。（三）A级检修发现的设备重大缺陷及采取的主要措施序号缺陷内容发现时间措施和方案后续措施和经验备注12号机高中压缸过桥汽封下隔板压板双侧螺栓断裂、结合面冲刷约2mm沟痕。对断裂螺栓材质进行校核，分析判断材质是否变化，金属硬度是否超标，对其进行提高等级更换；排查高中压隔板所有压板螺栓，举一反三；排查过桥汽封隔板是否发生变形；沟痕挖补后补焊。1.运行期间严密监视各相关参数有无异常，机组大修期间严格进行检查，发现缺陷及时处理，严格按照工艺进行检修及验收，保证检修质量。2.汽缸结合面螺栓、隔板螺栓紧固及拆卸严格按照顺序及达到紧力要求。完成22号机高压缸第一级隔板结合面内六角螺栓螺帽损坏。对断裂螺栓材质进行校核，分析判断材质是否变化，金属硬度是否超标，对其进行提高等级更换，并处理螺纹。1、运行期间严密监视各相关参数有无异常，机组大修期间严格进行检查，发现缺陷及时处理，严格按照工艺进行检修及验收，保证检修质量。2、汽缸结合面螺栓、隔板螺栓紧固严格按照顺序及达到紧力要求。完成32号机B小机第一级叶片受到冲刷。联系厂家测绘，定做备件，具备条件择机安装。1、加强运行水平，杜绝小机超负荷运行工况，保证蒸汽品质；2、机组大修期间严格进行检查，进行相应金属检验及强度校核，发现缺陷及时处理，严格按照工艺进行检修及验收，保证检修质量。完成42号机高旁调节门阀笼、阀芯冲刷严重。对阀笼、阀芯返厂进行补焊、修复。1、运行期间加强阀后温度参数监视，发现温度异常及超标时结合机组停机等机会进行检查、消除缺陷。完成52号机VV阀阀芯冲刷严重。对阀瓣返厂进行补焊、研磨。1、运行期间加强阀后温度参数监视，发现温度异常及超标时结合机组停机等机会进行检查、消除缺陷。完成62号机低压调节端第二级隔板静叶损伤。对损坏静叶金属检验后补焊并打磨修复。运行期间严密监视各相关参数有无异常，机组大修期间严格进行相关金属检查，发现缺陷及时处理，严格按照工艺进行检修及验收，保证检修质量。完成72号机高中压部分隔板汽封磨损严重大库核实备件后进行了汽封更换。1、机组启停严格按照规程进行，防止碰磨现象发生，运行期间严密监视各相关参数有无异常；2、机组大修期间严格进行检查，发现缺陷及时处理或更换新汽封，严格按照工艺进行检修及汽封间隙等验收。完成82号机小机汽封体膨胀间隙超标大库核实备件后进行了汽封更换。机组大修期间严格进行汽封体膨胀间隙检查，对照标准不合格的及时进行处理更换。完成92号机低压转子4瓦轴颈处磨损由专业修复厂家对磨损部位补焊并打磨修复。1.运行期间加强油质监督检验，发现油质问题及时处理。2.加强轴瓦运行期间相关参数监视，大修期间认真进行转子各个项目检查。完成10低压内缸结合面间隙超标，最大处1.4mm。对汽缸结合面开槽添加盘根密封。1、汽缸结合面螺栓紧固及拆卸严格按照顺序及达到紧力要求。严格验收。2、机组大修期间严格进行汽缸空口缸结合面间隙检查，发现缺陷及时处理，严格按照工艺进行检修及验收，保证检修质量。完成（四）设备的重大改进内容及效果1.小汽轮机更换石墨接触式油挡后，消除漏油现象；2.密封油提纯装置投入使用，提高了氢气纯度，减少了补氢量；3.汽轮机更换汽封，消除间隙偏大无法调整现象，提高了机组经济性与运行安全稳定性；4.低压内缸水平中分面开槽加填料密封，消除中部结合面泄漏蒸汽现象；5.更换3号高压加热器，解决了管束泄漏的问题。（五）A级检修人工、费用使用情况及分析本次2号汽轮机检修整体以汽机专业为主，外围队伍编入班组内部管理为辅，实际发生费用772万元，人工部分费用101万元，汽轮机检修过程中发现重大缺陷，全部进行处理，发生的急采备件等总体花费约150万元。（六）试验结果简要分析汽机专业修前进行了热效率试验、经济性评估试验、真空严密性试验、安全门排汽试验等，修中进行了汽机转子频率试验，修后进行了主机调速系统静止试验、主机飞锤压出试验、汽门关闭时间试验、模拟甩负荷试验、超速试验、机组轴系振动检测（动平衡）等试验。整体试验设备可靠，结果优良。（七）A级检修总体评价2号汽轮机检修总体来说是成功的，从设备解体发现缺陷到缺陷处理后的回装，基本都是按照大修导则要求执行的，手续齐全、规范，修后机组运行数据良好，解决了机组前箱在机组启停过程中膨胀受阻难题；低压缸末级叶片水蚀、高中压缸中部吹损以及2瓦载荷不均，机组热耗偏大等问题。美中不足的是4号瓦瓦振波动大，最大值达到80μm，经过动平衡测算加装了平衡块，不影响机组长期稳定运行；若机组再次停运可通过进一步做动平衡的方式加以改善。尤其是本次2号汽轮机检修中发现了大量缺陷，全部精心做了处理，为机组的长期稳定运行奠定了良好的基础。锅炉本体A级检修总结XXX公司一期工程2×350MW机组锅炉是哈尔滨锅炉有限责任公司制造的。该锅炉为自然循环汽包锅炉，型号为HG—1170/17.4—YM1，采用平衡通风、固态排渣方式，最大连续蒸发量是1170t/h。一、主要参数值表序号项目单位最大负荷经济负荷备注蒸发量t/h11701054汽包工作压力MPa19.218.79过热器出口压力MPa17.4617.32再热器进口压力MPa3.973.6再热器出口压力MPa3.773.42再热蒸汽流量t/h961.4873.6过热蒸汽温度℃541541再热蒸汽进口温度℃336324再热蒸汽出口温度℃541541给水温度℃280273给水压力MPa19.2218.78热一次风温度℃324322热二次风温度℃337333排烟温度℃126124计算燃料消耗量t/h177.1163.7过剩空气系数1.21.241省煤器出口计算效率%92.8892.75炉膛容积热负荷106kJ/hm30.3610.334炉膛截面热负荷106kJ/hm218.1716.81总风量kg/h12669761325407二次风风量kg/h95662908334实际循环倍率3.153.541烟气量kg/h14388721371864炉膛出口烟温℃10331021二、人工本次大修锅炉专业共计产生外部用工2371工日，其中力工238工日、铁工1327工日、焊工603工日、高压焊工203工日。三、费用费用方面本次2号机组大修检修部共计产生费用681.1万元，其中修理费158万元，材料费63万元，机加费用29万元，维修合同261.3万元，无烟煤技改170万元。四、检修项目完成情况锅炉专业2号炉组停机检修项目共346项（其余20项为实验检验项目），完成346项，完成率100％。本次检修重点工作共计57项，常规检修共97项，技术监控116项，配合工作18项，节能项目节能项目40项，完成率100％。内容合计标准项目特殊项目技改项目增加项目减少项目备注计划数36531728100实际数36631728110增加原煤斗放煤工作五、质量验收情况本次大修锅炉专业执行文件包18份，工艺卡269张，各级验收人员严格把关，按照技术要求逐步落实，保证设备检修质量。质检点一次合格率90%以上，二次验收合格率100%。一次不合格点的工作内容主要为本体受热面焊口检验及阀门研磨后验收。不合格原因主要为人员业务能力不足。内容H点W点不符合项通知单三级验收合计合格不合格合计合格不合格合计计划数349349042420实际数3493490424203618次六、2号炉A级检修前后主要运行技术指标（一）总指标本次2号机组A级检修后的汽机、锅炉试验报告东北院汽机所、锅炉所正在计算和编制中。2号锅炉效率受东北院煤质化验报告未出无法进行炉效计算。七、本体检修管理总结（一）施工组织与安全组织情况本次大修锅炉专业共计4个班组，4只外委队伍参与大修工作，日均开工人数在120人左右。4只外委队伍中，3只外委队伍有本专业具备资格人员进行业主带班，其余1只与汽机专业共用一个带班负责人。大修期间专业成立由各班组安全员组成的安全检查小组，每日对现场开工安全情况进行检查，专业内部考核通报11期，累计自查违章30余起。大修期间未发生人员轻伤及以上事件，保证了大修工作的顺利开展。（二）大修作业指导书和检修文件包执行情况部门专业文件包工艺卡H质检点数不合格点数一次合格率检修部锅（三）A级检修发现的设备重大缺陷及采取的主要措施1、2号机组热段再热蒸汽管道三通焊缝裂纹，裂纹长度700mm,最大深度15mm。对该项缺陷进行了打磨及焊补，全过程热处理保证质量。工作完成后经东北所检验合格。序号缺陷内容发现时间措施和方案后续措施和经验备注12号机高中压缸过桥汽封下隔板压板双侧螺栓断裂、结合面冲刷约2mm沟痕。对断裂螺栓材质进行校核，分析判断材质是否变化，金属硬度是否超标，对其进行提高等级更换；排查高中压隔板所有压板螺栓，举一反三；排查过桥汽封隔板是否发生变形；沟痕挖补后补焊。1.运行期间严密监视各相关参数有无异常，机组大修期间严格进行检查，发现缺陷及时处理，严格按照工艺进行检修及验收，保证检修质量。2.汽缸结合面螺栓、隔板螺栓紧固及拆卸严格按照顺序及达到紧力要求。完成22号机高压缸第一级隔板结合面内六角螺栓螺帽损坏。对断裂螺栓材质进行校核，分析判断材质是否变化，金属硬度是否超标，对其进行提高等级更换，并处理螺纹。1、运行期间严密监视各相关参数有无异常，机组大修期间严格进行检查，发现缺陷及时处理，严格按照工艺进行检修及验收，保证检修质量。2、汽缸结合面螺栓、隔板螺栓紧固严格按照顺序及达到紧力要求。完成（四）设备的重大改进内容及效果2号机组进行无烟煤改造，以适应新煤种掺烧。目前掺烧效果尚未进行评估。（五）A级检修后尚存的主要问题及准备采取的对策空预器漏风率检修标准不清晰，主要因该空预器为柔性接触式密封，密封间隙无法调整，本次主要对失效的密封进行了清理及更换。对扇形板径向密封等部位进行了检修。但是由于扇形板长期运行磨损减薄，热态空预器密封片的实际间隙目前无法掌握，导致以上措施无法保证机组启动后漏风率合格。（六）A级检修人工、费用使用情况及分析费用方面，本体班管材采购、机加护瓦加工累计花费近100万元，其余主要费磨煤机大瓦、辅机润滑油、空预器密封片等费用约50万元。因本次大修烟风系统只进行了两台送风机的大修，其余风机改造或大修的时间较短，只进行了检查项目，并未进行大范围的更换检修，制粉系统除磨煤机进行大瓦更换外，其他检修工作为常规性，以上两项工作产生费用较低。人工方面，本次大修本体班用工最多，主要因2号机组进行了分隔屏、后屏过、后屏再及低温过热器的管屏检修，大范围的开展了管排出列变形治理及技术监控检查问题整改工作，产生的人工较多。制粉系统人工主要产生在2号炉原煤斗放煤及原煤斗内衬补焊、磨煤机端部大瓦更换、磨煤机螺旋输送器整体返修方面，烟风系统人工主要为2号炉空预器元件盒清理、烟风道无渗漏治理、空预器挠性密封更换工作。防磨费用方面，本次大修防磨花费总计34.23万元，较之往年机组年度检修产生的费用稍低，主要因近几年制粉系统、本体系统防磨工作一直深入开展，所需防磨量整逐步下降。目前主要防磨区域为制粉系统风管、烟风道无渗漏、低温省煤器，本体系统防磨量逐步降低。（七）A级检修总体评价大修总体评价为良，总体工期能够控制要要求范围内，检修过程中人员管理、技术管理水平还有提升空间，整体大修筹划时间较早，但是未能做到检修过程的全覆盖，存在部分检修项目工具、备件、技术服务不能及时到位的情况。检修工期控制不准，检修计划的准确性较低。检修项目存在重复性检修的情况，人员水平有待提高，队伍需要磨练。发电机本体A级检修总结XXX公司2号发电机为美国GE公司生产的ATB-2型350MW汽轮发电机，2010年并网运行至今，根据350MW汽轮发电机设备检修规程及电力系统检修规程要求，A级检修抽出转子进行常规检查。一、主要参数值表设备名称2号发电机制造单位美国GE公司设备型号TAB-2出厂序号280T368制造日期2001年5月技术参数容量：415MVA额定有功功率：352.75MW最大有功功率：391MW额定电压：23000V额定电流：10417A功率因数：0.85额定励磁电压：430V额定励磁电流：4233A额定频率：50额定转速：3000绝缘等级：F相数：3接法：Y效率：98短路比：0.58二、人工本次发电机检修施工形式为整体外包，班组配合开展。厂家人员共计12人，班组提供3人进行配合施工。试验由电气专业人员及东北所试验人员共同进行。三、费用2号发电机检修38万，专用工器具49万，发电机铁损试验10万。共计97万。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47407000实际数47407000五、质量验收情况内容H点W点不符合项通知单三级验收合计合格不合格合计合格不合格合计计划数8822实际数8822六、2号发电机修前修后试验指标本次发电机大修形式为抽转子检修，经过对发电机各项检查、维护及相关实验，发电机修后各项试验数据合格，发电机运行状态良好。七、本体检修管理总结（一）施工组织与安全组织情况我公司2号发电机检修形式为整体外包检修，电气专业进行配合施工，同时进行组织、安全监督、管理。没有发生人身及设备伤害、损坏事件。（二）大修作业指导书和检修文件包执行情况部门专业文件包工艺卡H质检点数不合格点数一次合格率检修部电气8989421091%（三）A级检修发现的设备重大缺陷及采取的主要措施序号缺陷内容发现时间措施和方案后续措施和经验备注12号发电机铁芯有松动，脏污清理脏污，并进行铁损试验验证铁芯特性状态良好。1.运行期间监视铁芯温度情况。2.下次检修对本次发现问题位置进行重点检查，通过铁损试验等方法监控铁芯状态是否完好。完成22号发电机1号氢冷器上结合面漏氢结合面清理，更换密封垫，重新进行注胶密封。1、开展发电机漏氢试验。2、使用手持式漏氢测试仪进行测量漏氢状况。完成（四）A级检修后尚存的主要问题及准备采取的对策1.2号发电机冷氢1号温度测点故障，由于需要解体发电机本次检修未进行测点更换，已经与运行专业进行确定通过相邻测点对冷氢温度进行监视，并通过铁芯、线圈等温度变化情况判断冷氢温度是否合格，在条件允许时进行处理。2.2号机发电机定子端部温度测点TC_044故障，该测点更换需要进行线棒拆除，本次检修未进行处理，通过相邻测点可以判断该处温度是否异常，另外通过电流变化情况对发电机端部温度进行综合判断，如有发电机解体检修机会进行测点更换。（五）A级检修人工、费用使用情况及分析本次发电机大修工作外包队伍共12人，电气专业3人全程跟踪，另外开展相关实验工作，人工与预期计划出入不大，未造成人工浪费情况。费用方面，2号发电机检修38万，专用工器具49万，发电机铁损试验10万，共计97万。本次发电机大修工具在1号机大修及以后检修工作中均可以利用，发电机检修未发现重大问题，没有额外开支，总体费用在计划范围内。（六）试验结果简要分析内冷水流量试验、水压试验、气密试验均合格；发电机手包绝缘试验结果合格；转子通风试验合格；发电机铁损试验合格；发电机修后各项绝缘试验合格。通过各项修前、修中、修后试验结果看，2号发电机总体状态良好，本次大修未对发电机本体结构进行大规模处理。通过大修内部清理等工作能够保证2号发电机稳定运行。（七）A级检修总体评价本次发电机抽转子检修共开展检修项目47项，发电机解体检查项目共70项。整个检修流程严格按照检修方案开展，检修流程较为顺畅，工期得到有效控制，修后各项试验结果合格，发电机目前运行状态良好。班组人员通过对发电机检修的参与对大修流程有了清晰的认识，并在检修过程中对重要参数及流程做好记录，制作了发电机检修作业指导PPT课件，为以后机组检修奠定了坚实基础。第三部分大修设备缺陷总结一、汽机专业缺陷1.缺陷描述序号问题描述处理前照片整改措施处理后照片汽机2号机高中压缸过桥汽封下隔板压板双侧螺栓断裂、结合面冲刷约2mm沟痕。1、对断裂螺栓材质进行校核，分析判断材质是否变化，金属硬度是否超标，对其进行提高等级更换；2、排查高中压隔板所有压板螺栓，举一反三；3、沟痕挖补后补焊。2号机高中压部分隔板汽封磨损严重更换磨损严重汽封。2号机小机汽封体膨胀间隙超标对间隙超标汽封进行调整。2号机低压转子4瓦轴颈处磨损磨损处进行补焊、研磨。低压内缸结合面间隙超标，最大处1.4mm。对间隙超标部位进行缸体结合面开槽密封处理。2号机高压缸第一级隔板结合面内六角螺栓螺帽损坏。对断裂螺栓材质进行校核，分析判断材质是否变化，金属硬度是否超标，对其进行提高等级更换，并处理螺纹。已完成2号机B小机第一级叶片受到冲刷。1.联系东北院对叶片冲刷成都进行评估；2.联系小汽轮机生产厂家测绘、制作叶片。已完成2号机高旁调节门阀笼、阀芯冲刷严重。进行补焊、修复。（外委项目）已完成2号机VV阀阀芯冲刷严重。补焊后研磨。（外委项目）已完成2号机低压调节端第二级隔板静叶损伤。补焊后打磨修复已完成2号机中压第六级隔板静叶损坏对损坏部位进行打磨处理。已完成2.原因分析、处理方案结果序号问题名称原因分析处理方案处理结果12号机高中压缸过桥汽封下隔板压板双侧螺栓断裂、结合面冲刷约2mm沟痕。过桥汽封处于汽轮机高中压缸中部、汽轮机主蒸汽首级进汽位置，缸体变形中部垂弧最大区域，缸体变形导致下隔板固定螺栓应力超标断裂，蒸汽从结合面处冲刷汽缸结合面造成冲刷沟痕。对断裂螺栓材质进行校核，分析判断材质是否变化，金属硬度是否超标，对其进行提高等级更换；排查高中压隔板所有压板螺栓，举一反三；排查过桥汽封隔板是否发生变形；沟痕挖补后补焊。对断裂螺栓材质完成校核，金属硬度检验，完成更换高等级更换；沟痕挖补后补焊磨平完成。22号机高压缸第一级隔板结合面内六角螺栓螺帽损坏。第一级隔板汽轮机位于主蒸汽首级进汽位置，缸体变形中部垂弧最大区域，缸体变形导致隔板变形产生应力，造成固定螺栓应力过大而损坏。，对断裂螺栓材质进行校核，分析判断材质是否变化，金属硬度是否超标，对其进行提高等级更换，并处理螺纹。完成对断裂螺栓材质进行校核，金属硬度检验及更换。32号机B小机第一级叶片受到冲刷。运行过程中，叶片过负荷。联系厂家测绘，定做备件，具备条件择机安装。叶片满足运行条件至至下一大修期。42号机高旁调节门阀笼、阀芯冲刷严重。高旁调门在启停机包括运行过程中，长时间接受高压蒸汽冲刷导致阀笼、阀芯冲刷严重。对阀笼、阀芯返厂进行补焊、修复。完成对阀笼、阀芯补焊、修复，运行正常。52号机VV阀阀芯冲刷严重。在机组运行过程中，长时间接受高压蒸汽冲刷导致阀芯冲刷严重。对阀瓣返厂进行补焊、研磨。完成对阀瓣补焊、研磨。62号机低压调节端第二级隔板静叶损伤。1、叶片存在原始缺陷，运行过程中蒸汽品质不良及长时间冲帅均可导致叶片损伤。对损坏静叶金属检验后补焊并打磨修复。完成对损坏静叶金属检验后补焊及修复。72号机高中压部分隔板汽封磨损严重机组运行过程中高压蒸汽长时间冲刷，包括安装、启停机期间发生碰磨等原因导致汽封齿磨损变形严重。大库核实备件后进行了汽封更换。汽封更换完成，运行正常。82号机小机汽封体膨胀间隙超标汽封存在原始缺陷。大库核实备件后进行了汽封更换。汽封更换完成，膨胀间隙合格。92号机低压转子4瓦轴颈处磨损润滑油品质不良存在杂质或小颗粒硬物，在运行过程中磨损转子。由专业修复厂家对磨损部位补焊并打磨修复。由专业修复厂家对磨损部位补焊并打磨修复完成，光洁度及晃度合格。10低压内缸结合面间隙超标，最大处1.4mm。低压内缸中部垂弧处变形，导致出现间隙。对汽缸结合面开槽添加盘根密封。3.应采取的措施和吸取的经验序号问题名称应采取的措施和吸取的经验2号机高中压缸过桥汽封下隔板压板双侧螺栓断裂、结合面冲刷约2mm沟痕。运行期间严密监视各相关参数有无异常，机组大修期间严格进行检查，发现缺陷及时处理，严格按照工艺进行检修及验收，保证检修质量。汽缸结合面螺栓、隔板螺栓紧固及拆卸严格按照顺序及达到紧力要求。2号机高压缸第一级隔板结合面内六角螺栓螺帽损坏。1、运行期间严密监视各相关参数有无异常，机组大修期间严格进行检查，发现缺陷及时处理，严格按照工艺进行检修及验收，保证检修质量。2、汽缸结合面螺栓、隔板螺栓紧固严格按照顺序及达到紧力要求。2号机B小机第一级叶片受到冲刷。1、加强运行水平，杜绝小机超负荷运行工况，保证蒸汽品质；2、机组大修期间严格进行检查，进行相应金属检验及强度校核，发现缺陷及时处理，严格按照工艺进行检修及验收，保证检修质量。2号机高旁调节门阀笼、阀芯冲刷严重。1、运行期间加强阀后温度参数监视，发现温度异常及超标时结合机组停机等机会进行检查、消除缺陷。2号机VV阀阀芯冲刷严重。1、运行期间加强阀后温度参数监视，发现温度异常及超标时结合机组停机等机会进行检查、消除缺陷。2号机低压调节端第二级隔板静叶损伤。运行期间严密监视各相关参数有无异常，机组大修期间严格进行相关金属检查，发现缺陷及时处理，严格按照工艺进行检修及验收，保证检修质量。2号机高中压部分隔板汽封磨损严重1、机组启停严格按照规程进行，防止碰磨现象发生，运行期间严密监视各相关参数有无异常；2、机组大修期间严格进行检查，发现缺陷及时处理或更换新汽封，严格按照工艺进行检修及汽封间隙等验收。2号机小机汽封体膨胀间隙超标机组大修期间严格进行汽封体膨胀间隙检查，对照标准不合格的及时进行处理更换。2号机低压转子4瓦轴颈处磨损运行期间加强油质监督检验，发现油质问题及时处理。2、加强轴瓦运行期间相关参数监视，大修期间认真进行转子各个项目检查。低压内缸结合面间隙超标，最大处1.4mm。1、汽缸结合面螺栓紧固及拆卸严格按照顺序及达到紧力要求。严格验收。2、机组大修期间严格进行汽缸空口缸结合面间隙检查，发现缺陷及时处理，严格按照工艺进行检修及验收，保证检修质量。二、锅炉专业缺陷1.缺陷描述锅炉2号炉省煤器飞灰磨损严重，截止到目前已发行磨损缺陷437处1、下放省煤器管排进行检查，对磨损的管子进行更换或加装防磨护瓦。2号炉水平低温过热器被吹灰蒸汽吹损问题严重，本次检查发现329根管存在吹灰蒸汽吹损缺陷。1、对吹损部位加装防磨护瓦；2、减少吹灰器投入频率；3、降低吹灰蒸汽压力；前包墙过热器原始焊口射线检查，发现4处焊口存在缺陷，其中2处存在气孔缺陷，1处裂纹缺陷，1处内凹缺陷。换管2号炉捞渣机减速机轴承存在缺陷更换捞渣机减速机轴承2号炉B送风机液压缸漏油1、液压缸漏油导致轮毂内积油。更换新液压缸，漏油液压缸联系厂家进行返厂修复。2号炉B送风机轴与轮毂内径破损进行修复，并打磨抛光。2号炉空预器冷端密封片限位杆与弹簧结垢1、限位杆磨损，导致弹簧脱落。另有部分弹簧积灰及其磨损。更换限位杆20个，弹簧70个。2、运行期间控制喷氨量，均匀烟气流场，降低氨逃逸率，避免ABS现象的发生。3、提高冷端综合温度。2号炉再热蒸汽管道三通焊口裂纹在加固打磨后进行焊补处理2号炉再热器热段管道三通发现裂纹约400mm长1、对裂纹区域进行打磨，消除裂纹。2、对打磨部位进行热处理及焊补。3、对焊补部位进行探伤检验。已完成2号机组水压阀门存在缺陷更换为直管段，在其他位置安装新阀门。已完成2号机组省煤器深层管磨损1、对磨损超标的管段进行更换，并加装防磨护瓦。2、调整管排间距，降低局部吹损。已完成2号炉空预器冷端密封片堵塞对空预器元件盒进行解体清理。已完成2号炉空预器挠性密封弹簧失效更换了挠性密封片弹簧及铰链已完成2号炉末级再热器机械磨损缺陷对管段进行了更换，并加装了抱箍式防磨瓦。已完成2.原因分析、处理方案结果序号问题名称原因分析处理方案处理结果12号炉热段再热蒸汽管道三通裂纹缺陷裂纹位置存在交变应力，检查三通两侧支吊架，位于裂纹侧的支吊架存在过载情况。1、对裂纹区域进行打磨，消除裂纹。2、对打磨部位进行热处理及焊补。3、对焊补部位进行探伤检验。4、对失载支吊架进行调整，保证其处在正常范围内。1、裂纹区域处理后，探伤检验合格。2、支吊架调整后处于规定位置。2省煤器深层管磨损超标缺陷累计1000余处，管排缺陷主要集中在飞灰磨损及管排出列变形方面。管排弯曲变形，管排间距不均，导致风粉磨损不均，管排局部磨损超标。1、更换缺陷管道。2、调整管排间距。3、对磨损严重区域增加防磨措施。4、具备条件时对省煤器整体进行更型改造。1、更换的所有管段检口合格。2、管排间距调整基本符合要求。3、加装的护瓦及胶泥能够满足防磨要求。32号炉空预器蓄热元件积灰严重，柔性密封结垢严重。空预器蓄热元件堵塞与空预器柔性密封片结垢原因基本相同，为空预器冷端综合温度低，在脱硝投入的情况下，加重了综合温度低导致的冷端结垢现象。对空预器蓄热元件进行拆包清理，对结垢进行拍打清灰后回装。对于柔性密封进行了清理及更换。主要对空预器底层原件进行了清理，清理后外层无结垢挂壁。柔性密封更换了部分弹簧，其余弹簧进行了清理。就地手动推拉，功能完好。三、电气专业缺陷1.缺陷描述电气2号机UPS检修空开与UPS出口开关并接线损坏1、本次对UPS进行改造，连接线及UPS整体整体更换。2、举一反三对新UPS装置内部线进行排查，避免出现类似情况，造成UPS装置运行异常。2号机同期合闸电压输入继电器2202GTZJ继电器线圈存在短路现象，动作电压5V明显小于规定值。更换新备件2B段低电压信号继电器复归旋钮损坏。更换新的复归旋钮。2号高厂变至IIB段封母抱箍损坏更换抱箍后正常2号发电机端部铁芯有松动，有脏污清理脏污，进行铁损试验，确定发电机无发热不均匀现象。已完成2号高厂变低压侧引线绝缘木板夹件螺丝松动紧固螺丝后正常2号高厂变夹件螺丝松动紧固螺丝后正常2号炉长杆吹灰器电机插件内端子绝缘老化对其接线端子进行蜡管套装绝缘处理2号炉电除尘211高压柜风扇装反对其控制柜风扇进行修正2号炉电除尘振打电机存在电源线绝缘破损，共5处对其外部灰尘进行清扫，对其电缆破损处进行绝缘处理2号炉2A2给煤机控制柜PLC电源变压器烧损对2号炉2A2给煤机控制柜PLC电源变压器进行更换2号机I&CMCC段一次插件