#2机组大修总结报告(一)
详细内容
#2机组大修概况
我公司#2机组大修系该机组自基建投产以来第一次大修。该机组1997年7月29日开始锅炉钢架吊装，1998年12月20日首次并网发电，1999年1月13日通过168小时满负荷试运行，共发电量19.02708亿KWH，运行8231小时，其中连续运行最长时间为53.54天，强迫停运小时：230.6h。该机组大修前主要存在以下重大缺陷：汽轮机轴封漏汽大，高中压外缸中分面漏汽，锅炉PCV阀严重泄漏，输粉绞龙无法使用，主变油枕漏油严重，等等。
#2机组这次大修计划60天，经电网调度批准工期为59天，于2001年8月21日开始至10月18日结束。但由于大修开始后解体发现汽轮机#4轴颈严重磨损，低压隔板反6级破损残缺，排粉风机电机定子线圈存在严重缺陷等重大问题，致使#2机组于2001年11月3日10：16'并网总工期74天。
本次大修我们采取分岛邀请招标的形式，聘请监理，成立了大修指挥部，编制了网络进度图，制定了《#2机组大修质量、进度考核办法》。公司党委动员了公司各部门服务到现场，摄制了大修录像片，举全公司之力完成了这次大修任务。
国电华中公司对本次大修予以了极大的关注和支持，在大修现场召开了各控股公司的观摩会，进一步促进了大修过程的安全文明生产管理，整个大修现场安全措施有力，文明生产有序，没有发生任何人身、机械及设备损坏事故。
本次大修中发现主要设备的一些重大缺陷，都进行处理消除：
1、汽轮机#4轴颈严重磨损，圆周共13条沟痕，最大沟痕为2.2×2.2mm，我们采取电刷镀的工艺在现场予以处理；
2、汽轮机低压隔板反向6级在中分面螺孔处破损残缺，我们采用堆焊后消除应力的工艺，予以消除；
3、低压旁路压力调节阀阀芯，阀座密封面成坑凹状，损坏严重，采用补焊后研磨的工艺处理；
4、#2炉#2角水冷壁鳞片裂开20多米，采用加补偿节焊接的方案及工艺处理；
5、#2炉微量喷水减温器喷咀断裂，重新焊接后进行现场热处理；
6、#3磨煤机高速轴齿面磨损严重，选用更换方案处理，小牙轮轴颈磨损6mm，采用嵌套工艺处理；
7、排粉风机电机槽楔脱落，端部绑线松驰，磨损严重，用涤固绳加固，刷环氧树脂处理；
8、6KV电缆与电机和开关侧连续处均为铝鼻子，这次全部更换为铜铝过渡鼻子。
本次大修工期关键节点完成时间：
正式开工： 2001年8月21日
汽轮机揭缸： 2001年8月30日
发电机抽转子： 2001年9月9日
发电机穿转子： 2001年9月22日
汽轮机扣盖： 2001年10月16日完成
锅炉水压试验： 2001年10月2日13：09-13：14
锅炉空气动力场试验： 2001年10月12日16：30完成
锅炉点火： 2001年11月1日6：05
汽轮机冲转： 2001年11月1日20：45
发电机并网（第一次） 2001年11月3日10：16
168小时试运行： 2001年11月8日18：10300MW2001年11月15日18：10完成
本次大修共完成标准项目 项，非标准项目（含技术改造项目）项，总工日 。
本次大修费用万元，其中
1、大修人工费用为 万元，其中大修技术监督费用 万元。
2、备品材料费用为 万元；
3、燃油费用 万元；启动试验耗油共522.1t；
4、外协加工及外协修理费用 万元。
#2机组大修总体评价
一、本次大修中完成的重大技术改造和非标准项目如下：
1、锅炉制粉系统输粉绞龙的更新改造。？？工程自基建投产开始，四台锅炉的输粉绞龙均不能正常投运，经常发现跑粉及着火现象，大修前绞龙本体均已烧坏，停止使用。为了改变锅炉制粉系统被动的运行方式，决定在这次大修中彻底更换绞龙。我们拆除了原？？宜都运输机械厂生产的埋刮扳式绞龙及上部的三通改装宁波镇海九龙电力设备厂的齿索式绞龙，改造后运行情况良好，改造费用约30万元。
2、原煤仓加装空气炮。每台炉四个原煤仓，在运行中经常出现堵煤现象，每次大修中都要采用人工清斗的方式，清除仓内积存原煤。在这次大修中我们在原煤仓上加装了空气炮，每个仓10只，试验效果较好，在#2炉#2煤仓上做了试验，用空气炮打后，仓内积煤全部清除干净，每次上煤时间由清仓前的7-8分钟延长至18分钟。改造费用约20万元。
3、锅炉PCV阀改造。原进口的PCV阀在运行中泄漏严重，多次处理无法消除，现改为二只电动阀门。
4、汽轮机#1瓦换成可倾瓦，东方汽轮机厂生产的30万KW机组，机组振动问题一直困扰各运行厂家，经设计院推荐，将#1瓦改装成可倾瓦可改善机组的振动状况，这次我们将#1瓦改成可倾 瓦后，效果很好，300MW的负荷下，1、2#瓦轴振均在0.05mm以内，达优良值、改造费用约20万元。
5、#2汽轮机高中压缸中分面漏汽，四个M76倒栽螺栓改为M90。为解决中分面漏汽问题，这次大修中我们采取了两个措施：①中分面卸载槽分段烧焊及电刷镀；②四个M76倒栽螺栓改为M90，改造后目前效果尚好。
6、为解决#2汽轮机汽封漏汽，提高机组效率，这次大修中我们将#2机低压缸汽封更换为铜汽封，高中缸汽封更换为铁素体汽封。
7、顶轴油泵改造。东汽厂原配顶轴油泵运行中多次发生断轴现象，为彻底解决这个技术难题，我们在#1机组大修时更换成进口油泵，这次#2机组大修我们又将原来3台顶轴油泵取消，改为2台进口的顶轴油泵，效果较好。
8、干除灰仓泵系统饲料机改造。我公司1、2#炉干除灰系统是采用无锡华星电力修造厂的双仓泵、带饲料机系统，长期以来，由于饲料机经常过载使干灰系统无法正常投运。为了解决饲料机堵灰问题，我们大胆地提出了取消饲料机改为中间仓的方案，这次大修中，我们在华星厂的指导下，由？？二公司进行改造，经运行考验已达到较好的效果，运行基本稳定。
9、发电机主变压器油枕改造。沈阳变压器厂生产的220V、370MVA的变压器油枕结构上存在不完善的地方，运行时间不长发生漏油，并发现油中含H2，为彻底解决这一问题，更换新型带气囊的油枕，运行效果好。
10、电气6KV开关改造。华通开关厂生产的6KV、KYN开关柜存在先天不足，开关帘板安全距离偏小，BA1柜内氧化锌避雷器根据反措要求，需更换。这次大修中我们对以上2个缺陷都进行了处理，金属窜扳加了绝缘，避雷器进行了更换。
11、给煤机滑差调速改为变频调速。公司四台炉十六台给煤机滑差调速部分在运行中经常发生故障。这次大修为彻底解决这一问题，将四台给煤机全部更换为变频调速方式，效果很好。改造费用约10万元。
12、两台翻车机煤篦子改造。我公司两台翻车机及其煤篦子均由武汉电力设备厂生产，投运后煤篦子频繁堵煤，经调研，学习外厂先进经验决定将平煤篦子改造斜煤篦子，可达到较好的效果，改造费用约2×30万元。
二、本次大修遗留的项目
本次大修基本按原计划完成大修标准项目，非标准项目，技术改造项目、反事故措施项目，以及全部试验项目，金属和化学监督项目，但由于某些原因或客观条件，尚有极少数项目没有完成，如汽机专业11只疏水门未修，电气专业6KV电缆中间接头加防爆盒封闭未进行，输煤专业#2重调车调车机立式减速机3、4、5、6#四台未解体检修。
三、本次大修启动后存在的重大缺陷：
1、调试系统挂闸不正常；
2、发电机密封油系统试运中大量漏油至发电机膛内；
3、汽轮机高压启动油泵漏油；
4、锅炉甲、乙侧空颈器均存在不同程度的磨擦现象；
5、#3磨煤机减速机高速轴咬合不良有异音（因无备品，是用的旧高速轴）；
6、大修后主机、主要辅机存在较多的漏油现象。
四、本次大修应总结的经验：
？？电厂#2机组大修工作是在国电华中公司的关怀下，在公司党委集体领导下开展的，公司各部门为这次大修做了充分的准备，周密地编制了项目及工时计划，提出了详细的物资备品配件计划，采用了招标方式选择大修单位，大修中主动协调配合，党政工团齐抓共管，做到了思想政治工作到现场，后勤服务到现场，物资供应到现场，技术决策到现场，取得了锅炉水压试验一次成功，锅炉点火一次成功，汽轮机冲转一次成功，发电机并网一次成功，带满负荷一次成功。机组轴系振动全部达到优良值的好成绩。其应该总结的经验如下：
1、举全公司之力，党政工团齐抓共管，是这次大修成功的保证。
机组大修历来是发电企业生产工作的重中之重，大修伊始，公司即成立了#2机组大修指挥部，并提出本次大修工作的总体思路是在保证大修安全、质量的基础上，减少浪费，控制工期，控制成本，并通过此次大修找出机组在设计、施工、调试生产后还存在的问题，并指导后面机组的大小修，为检修维护工作提供依据。大修的目标是：全面提高#2机组大修质量，确保一次启动成功、带满负荷和连续运行100天以上。大修指挥部下设五个工作小组，即安全保卫组、综合协调组、质量监督组、资金供应及保障组，思想动员及后勤保卫组，各工作组各司其职，公司工会还开展以“四赛四比”为主要内容的“#2机组大修劳动竞赛”活动，在保证大修的安全、质量、进度和不浪费上把好关，为这次大修的成功提供了组织保证。
2、引进竞争机制，选好大修队伍，挑好精兵强将。
在#1机组大修的基础上，这次大修我们按区域分了不同的标段，采取邀请招标的方式选择大修队伍，原则是在#1机组大修中质量不佳的谢绝投标，表现好的可以多竞标。在此基础上几个大标段定为：锅炉岛：？？二公司；汽机岛：？？二公司；电气岛：？？二公司；化学岛：荆门电厂；锅炉六大风机和电气6KV系统：？？电厂等。以上各单位均选配了精兵强将来参加我公司#2机组大修工作。大修中各单位在我公司的统一协调指挥下，互相配合，同场竞技，基本上完成了大修的预定和追加项目，取得了较好的成绩。
3、抓两票、抓安措、抓定置、搞好安全文明大修。
确定大修单位以后安监部、保卫处，分别审查各单位的安全资质，开展全员的安全教育，制订了《#2机组大修安全文明管理规定》、《#2机组大修分部试运安全组织措施》与#2机组大修单位签订《#2机组大修安全合同》明确了大修中的安全责任，绘制了大修场地平面布置图，大修工具、设备实行定置管理，汽机、锅炉都搭建了安全检修通道，从大修的第一项工作开始，始终强调大修工作票制度，整个大修现场秩序井然有序，没有发生人身伤害和设备损坏事故，得到了国电华中公司领导的好评，还主持召开了由各控股发电公司领导、安监部主任、检修负责人参加的大修现场观摩会。
4、大修实行监理制，实行双重三级验收，严格执行质量标准，大修总体质量良好。
？？电厂是严格按国电公司有关规定建立起来的一个新厂，人员编制受到严格控制，4×300MW总定员只有469人，实际生产人员不足320人，其中检修人员70人，生产技术管理人员不足20人，即要管维护，又要管大修，点多面广，要认真的把好大修的质量关有一定难度。本次大修，公司成立了质量监督组，聘请了久源公司为大修监理单位，成立了三级质量监督网，确定了W·H质量见证点。我们制定了《2#机组大修质量，进度考核办法》、《质量监督管理实施细则》，分别与大修单位签定了各标段的大修技术协议，编制下发了各类设备的检修工艺卡，坚持重大的检修、试验项目开工前召开安全质量标准交底会。
我们坚持每周一次的大修质量监督例会，每周一版的大修监理简报，使大修中的每一项工作都处于受控状态。
大修中我们对低压旁路压力调节阀阀芯、阀座的处理，6KV高压电机检修的工艺要求，锅炉安全门的研磨，汽轮发电机轴系找中心等工作的严格把关，都体现出我们对大修质量的重视和对大修工艺的要求，正因为这样，2#机组大修取得了锅炉水压试验一次成功，锅炉点火一次成功，汽轮机冲转一次成功、发电机并网带满负荷一次成功，机组轴系振幅达到一流发电企业标准的好成绩。
五、本次大修也有不尽人意的地方，值得我们从中吸取教训。
1、在大修标段的划分上还存在不科学和遗漏的地方，给后来的大修带来诸多不利。如电气岛的划分没有分得很清楚，有的与机务部分分开了，有的又夹杂在一起；化学岛中的电气设备检修，而机务部分没有安排检修；电动阀门的检修，电动头及其控制设备遗漏了，等等。
2、在队伍的选择上也有不足之处，个别单位由于领导不重视，大修人员七拼八凑，人力不足，技术力量不强，素质低下的民工太多，造成工期的延误，也给技术监督工作带来了很大的难度，这个教训应该认真吸取。
3、工期有所延误。#2机组大修公司是作了充分准备的，按照大修项目（包括非标和技改项目）只要认真去组织可以按期完成，甚至提前完成，但是我们在汽机岛这个大修主线上多个关键节点失控。这次大修，一些外协项目，即使是大修开始后发现的问题，如4#轴颈处理等，都配合很好，抓得很紧，没有耽误一小时的工期，而我们在发电机的修前试验项目上，在汽轮机本体中分面的处理上，汽机主汽门、高调门、中联门、中调门的修研上拖延了工期，使总工期加长了十五天，这个教训是深刻的。
4、大修专用工具准备不足。通过这次大修，我们发现，在大修专用工具的配备和保管上还存在一定的问题，如发电机转子通风试验设备，定子水流量试验设备，炉内平台等保管不善，有些专用设备我们也需要添制一些，如发电机预防性试验设备，汽轮机转子支撑铁马功能不完善等。
5、大修中质量监督仍有失控之处。本次大修我们虽然实行了严格的双重三级验收制，但在质量监督上仍有失控之处。如
①在做锅炉水压试验措施时，锅炉堵板阀装反，而且上盖未扣就开始上水；
②水压试验过程中，电动给水泵推力瓦因油管有堵塞造成温度高，使锅炉水压只达到18.3Mpa，未达到试验压力18.93Mpa；
③发电机膛内进油没有及时发现和处理，造成开机后膛内仍大量存油；
④中低对轮联结后晃度值超标。
⑤大修后的主机，主要辅机的漏点多。
#2锅炉大修总结报告
？？？？有限责任公司，#2锅炉 2001年11月3日
制造厂：上海锅炉厂，型式：亚临界中间再热自然循环煤粉炉
额定蒸发量 :1025t/h， 出口蒸汽压力:17.53MPa
过热蒸汽温度 :540℃
(一)停用日数：
计划：2001年8月21日到 2001年10月18日，共计59 d。
实际：2001年8月21日到 2001年10月12日，共计53d,提前6d。
（二）人工：
计划：工时，
实际：工时。
（三）大修费用：
计划： 万元，
实际： 万元。
（四）由1998年12月20日首次机组并网开始到本次大修开始运行小时数8231，备用小时数12998.78；
上次大修结束到本次大修开始小修 0 次，停用小时数 0，
上次大修结束到本次大修开始非计划停运48次，2174.24小时，非计划停运系数9.29%，其中：强迫停运230.6小时，等效强迫停运率 3.19%。
上次大修结束到本次大修开始日历小时23404.02，可用小时数21229.78，可用系数90.71%。最长连续可用天数73.7，最短连续可用天数1.1。
（五）大修前后主要运行技术指标：
序号
指标项目
单位
大修前
大修后
1
蒸发量
T/h
968
2
过热蒸汽压力
MPa(表压)
16.9
3
过热蒸汽温度
℃
541
4
再热蒸汽压力
MPa（表压）
3.68
5
再热蒸汽温度
℃
539
6
省煤器进口给水温度
℃
271
7
排烟温度
℃
158.5
8
过剩空气系数
（1）锅炉出口
1.468
（2）空预器出口
9
飞灰可燃物
%
4.96
10
细灰可燃物
%
11
灰渣可燃物
%
21.01
12
锅炉总效率
%
90.44
13
蒸汽含盐量
Mg/L
（六）设备评级：
大修前：一级；
大修后：一级（见大修后设备评级表）。
设备名称
#2锅炉
技术状况
1．持续达到铭牌出力，能随时投入运行；
2．锅炉效率能达到；
3．运行平均P主= MPa ，T主= ℃，P再= Mpa，T再= ℃，蒸汽品质合格；
4．汽包、联箱及受热面磨损轻微，管子蠕胀正常；
5．主要表记完好准确；
6．安全门、防爆门、灭火保护装置完整可靠；
7．自动调节系统投入正常，调节性能达到设计要求；
8．炉墙保温完好，无重大缺陷；
9．电除尘装置运行正常，除尘效率达到99%；
10．辅助系统运行情况良好，能保证设备安全稳定运行
11．锅炉管道支吊架正常，未出现金属监督范围内缺陷；
12．锅炉设备环境整洁，照明完好，标牌齐全清楚，泄漏情况基本消除。
评级标准
SD230—87《发电厂检修规程》“主要设备评级参考标准”
设备等级
一级
评定部门
生产技术部
（七）检修工作评语：
本次#2机组大修锅炉岛分三部分，本体部分、六大风机、湿除灰系统，分别由？？电建二公司、？？？？电厂检修公司、江苏沛县检修公司承担检修工作。各检修单位严格按照公司《#2机组大修管理办法》、《#2机组大修质量监督实施细则》《#2机组大修施工进度网络图》及有关规程组织完成检修工作。检修工作认真贯彻“应修必修，修必修好”的原则，严格执行检修工艺及相应检修规程之要求，控制工期，保质保量完成整个锅炉岛的检修任务。大修过程按程序进行安全、文明施工，检修质量达到验收标准，检修项目经有关专业人员检验合格，三级验收项目严格履行验收手续。在大修过程中同时完成相关金属、化学监督项目，落实相关技术改造项目和 “安措”“反措”要求项目，并经验收合格。大修后锅炉水压试验达到优秀水平，在水压升压至18.3 Mpa稳定后，检查未发现泄漏，稳压5分钟后，系统压降0.03 Mpa，试验完成。
大修过程中加强安全生产、文明检修管理，达到相关管理办法要求，未出现人身事故及一类障碍以上的安全事故。
同时，大修工作存在检修前期准备不充分，大修部分备品配件准备不充分，检修单位对部分设备检修程序不熟悉等现象，整体检修工作过程中出现部分工作僻重就轻、偏离检修网络计划的情况，将在以后的检修工作中解决，总结和积累经验，不断完善。
（八）简要总结：
1．大修中消除的设备重大缺陷及采取的主要措施
1．1锅炉汽包
打开汽包配合化学、金相及锅检人员进行全面检查，清理内部积垢和杂物。对内部旋风分离器全部拆除清理，除锈。其中发现：
1）乙侧靠前从端部数第23号旋风分离器挂钩及耳板缺损，耳板约20*30mm，挂钩断损（展开长度）约220 mm，固定螺帽M12缺一个。
2）甲侧靠后从端部数第2、3个，乙侧靠前第3、4个旋风筒上固定小钩用螺帽各缺1个，共4个（M12）。
3）汽包加药管道中间活接头破裂。破损物件已全部清理干净。
4）锅检发现人孔门螺栓损坏，内部有部分明显腐蚀凹坑。
针对以上缺陷进行处理，挂钩、耳板、螺帽进行完善，加药管活接头进行更换，并按化学要求将喷口方向改为向炉前下45°，内部凹坑缺陷进行打磨处理，人孔门螺栓进行更换。检修完毕后经严格验收后回装、封门。
1．2 水位计