2号机C级检修总结报告(新)

2号机C级检修总结报告(新)

工程总结报告封面

第B版第0次修改生效日期201*年08月01日第1页共1页编号：Q/SEPGCJBGZ1501

档号档案馆号缩微号

工程总结报告

工程企业名称上海外高桥发电责任有限公司工程名称#2机组c级检修

编制王勇审核钱康审定批准曹维平编制日期

上海上电电力工程有限公司

1.概况

本次2号机C级检修杨树浦检修公司热工专业公司主要承接项目：压力开关变送器及气动门的校验工作；闵行检修公司热工专业公司主要承接项目：电动门、就地仪表校验工作

从总的检修情况来看，我专业的检修进度紧随主设备的进度，从201*年1月25日至201*年2月15日止，正常的检修工作已全部完成。所有效验点均按甲方提供的质量监督计划表的要求全部完成。本次检修项目完成率100%，设备消缺率100%，整机启动一次成功。

2.工程工期

计划工期：201*年1月25日~201*年2月15日实际工期：201*年1月25日~201*年2月14日

3.工程主要项目实际进度

压力变送器和开关及气动门的校验从1月25日开始，至2月7日全部完成。电动门和就地仪表校验从1月25日开始，至2月7日全部完成。

4.工程中消除的主要缺陷

4.1锅炉侧一、二级减温水、再热喷水气动门（4只）更换ABB定位器。小风门（44

只）根据点检要求，更换气缸并重新校验。磨煤机A热风隔绝门在校验中发现气缸有内漏现象，根据点检要求，更换气缸后重新校验。在校验2#高加正疏气动门过程中发现其龙门架底座开裂，汇报点检后，重新更换并校验合格。

4.2BMS系统安全门压力开关在校验过程中出现无法回座的现象，经查为就地控制箱

坏，汇报点检经点检确认后，更换控制箱，校验合格后装复。小风门压力开关在校验过程中发现其中一只触点不动作，经点检确认后，更换并校验合格后装复。

5.工程总体总结5.1检修情况详介5.1.1标准项目完成情况

压力变送器校验216台压力开关校验159台差压开关校验65台气动门校验240台电动门校验192台

就地仪表校验296只

5.1.3检修过程介绍

本次外高桥发电有限责任公司2号机C级检修，我们杨树浦检修公司热工专业承接了开关变送器及气动门检修效验工作。闵行检修公司热工专业公司承接电动门、就地仪表检修校验工作。虽然我们多次进行300MW机组的检修工作，但是我们检修人员还在检修之前做了大量的准备工作，包括技术资料的收集、熟悉检修现场、向点检了解情况等等。为这次顺利完成检修任务奠定了良好的基础。此次检修为C级检修，工期为二个星期，但工作量大，为了确保检修进度，我们从杨厂和外三厂借了部分人员来参加外一厂检修工作，我们每天的工作相当饱满，还要配合电厂参加调试工作，这是考验我们的一道难题，对我们的检修工作提出了更高的要求。针对这种情况，我们从做好职工的思想工作入手，要求他们在思想上高度重视，严把安全和质量关。在工程指挥部领导的动员下，我们的检修人员都自觉加班加点，毫无怨言，以紧抓工程进度为目标，当天的工作当天完成，确保每个工程节点有条不紊地完成。整个检修过程，我们始终紧随主设备的进度，尤其是在与机务的配合工作方面，我们努力做到接到配合工作任务，立即完成，决不影响主设备的进度。主设备检修完成，我们立即装复校验，以保证设备试运转的按时进行。在我们全体检修人员的共同努力下，最终圆满完成了这次检修任务，为机组的顺利启动贡献了一份力量。

值得一提的是本次检修热工点检给我们提供了莫大的帮助。从每天的工作安排、进度控制、技术难点的解决乃至工作票的签发等工作，都是全程帮助我们，这对于我们能顺利完成本次检修起到了很大的作用。

5.2技术准备工作5.2.1文件资料准备

在检修开始前，根据甲方提供的设备清单，及时进行人员分工。由各细胞组人员对自己所管辖的设备范围进行整理分类。对于一些未接触过的设备进行集中归类。检修开始后，针对外一厂提供的检修文件包，以及《火电施工质量检验及评定标准》热工仪表及控制装置篇、《电力建设施工及验收技术规范》、《火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定》、《热工仪表和控制设备的安装》、《热工及控制装置检修运行规程》等国家检修规范、标准文件，组织参加检修的工作人员全面进行学习，特别是对个别细小环节进行了强调。对保证检修安全进行，起到了重要的保障作用。

5.2.2工器具准备

针对本次检修设备校验数量较大的实际情况，在检修开始前，共准备了FLUKE多功能过程校验仪、DRUCK数字压力校验仪、DRUCK-UPSⅡ信号源、FLUKE便携式温度校验炉、石英电子秒表、FLUKE万用表等热工检修的常用工器具。通过对以往检修的经验，工器具和校验设备（包括辅料）都准备得相当充分，有力的保证了工作的顺利开展。

5.3内部技术管理工作

本次外一厂2号机C级检修的内部技术管理工作由专人负责。内部技术管理工作主要包括内部三级验收制度的执行和对甲方提供的《开关和变送器检修文件包》的学习与贯彻执行。

5.3.1内三级验收工作

本次外一厂2号机C级检修，我们严格执行内三级验收制度，在组织上明确内三级验收人员。我们根据热工设备校验的实际工作情况，采取校验过程与验收相结合的形式，从而，既保证了检修工艺与质量，又避免了重复劳动，提高了劳动生产率。

本次三级验收标准，我专业严格遵照甲方提供的质量程序文件执行。做到现场验收，现场签章，全部一次通过验收。

5.3.2技术标准的执行情况

本次检修工作开始后，我专业根据甲方提供的检修作业指导书组织参加大修的全体工作人员进行了学习。强调了对检修标准执行的严肃性对保证检修工艺的重要性，从而确保了本次检修的质量。

5.3.3技术档案的管理工作根据外一厂对技术档案记录的要求。在对热工设备的检修过程中，工作人员认真做好校前、校后的校验记录，并对更新和增加的项目先在工作手册上进行记录。工作结束后，及时在甲方提供的技术卡片上进行填写，做到实事求是，不编写数据，不写回忆录。汇总的技术卡片以及技术总结已全部交甲方审核通过。（技术记录卡片见附页，电子版卡片已交点检）

5.4与业主质量管理体系配合工作

在与业主质量管理体系的配合工作方面，虽然与业主是多次合作，但是双方都是具有较强的专业素质，因此在合作方面水到渠成，越来越有默契。业主方专门指派相关的点检对我们每个细胞组的工作进行全过程的监督与抽查。当我们检修中遇到难题，我们协同点检一起进行解决，通过翻阅技术资料、向点检请教等方式，最终使难题迎刃而解。

5.5与监理质量管理体系配合工作

本次检修业主请了安徽电建的维护人员对我们检修中的16个监理项目进行旁站监验。在整个检修过程中，我们始终认真积极地配合监理人员做好每个监理点的验收工作，得到了监验人员的认可。

5.6重大项目管理、技术、安全等措施5.6.1项目管理措施

5.6.1.1针对生产项目及时合理地分配生产任务，并落实到人，采取细胞组长负责制，

对完成任务所需要的工具、材料进行准备，并列出清单，交项目负责人统一安排准备；

5.6.1.2工器具的借用由专人统一负责，并有详细的记录；

5.6.1.3根据检修项目及时制定材料计划，做到实事求是，不漏报，不浪费；5.6.1.4根据实际工作情况，制订安全措施，并在开工前，组织参加检修的全体工作

人员进行学习；

5.6.1.5工作全面展开后，由项目负责人针对工作中遇到的实际情况，对人员、材料

等进行合理安排，确保工作能够合理、及时地进行；

5.6.1.6制定合理的奖惩制度，对由于工作态度不认真造成或尚未造成一定后果的，

根据情况不同，均给予一定的处罚。5.6.2技术管理措施

工作开始前，对承接项目的实际情况应有全面的了解。掌握技术资料，对情况不明的项目，应及时搜集资料进行技术培训。开工后，根据现场实际工作情况，有效地进行实地培训，使工作人员全面掌握检修工艺。对技术档案和技术记录，由专人统一管理。技术记录要求准确及时，不写回忆录。并做好与甲方技术管理体系的配合工作。

5.6.3安全管理措施

5.6.3.1开工前，制定好安全措施，并组织工作人员进行学习；5.6.3.2每天坚持两交一查站班收工制度；

5.6.3.3每周坚持一次安全活动，加强职工安全意识；

5.6.3.4做好现场巡查，看到不安全苗子，及时指出，防患于未然;5.6.3.5严格技术纪律，检修工艺必须遵照技术程序文件执行。

扩展阅读：大唐国际张家口发电厂1号机组C级检修总结报告

大唐国际张家口发电厂

1号机组C级检修总结

批准：

审核：

编制

张家口发电厂设备部

201*.11

张家口发电厂1号机组小修总结张家口发电厂1号机组小修总结

_一_号机组检修类别：C级检修

计划检修时间：201*年9月28日至201*年10月15日共18天。实际检修时间：201*年10月16日至201*年11月2日共18天。

上次检修至本次检修运行小时数11646小时，备用小时数198小时，非停1次。检修完成情况：

计划：标准项目626项特殊项目195项其中局控项目6项。实际：标准项目626项特殊项目231项其中局控项目5项。一、施工组织与安全情况

本次1号机组小修计划工期18天，实际历经18天。由检修公司工程技术处统一协调指挥检修工作，设备部、检修车间共同组成小修期间的质量验收各级机构。小修组织机构包括：指挥协调组；安全监督小组；质量验收、监检小组；文明生产检查、宣传报道小组；后勤保障组；运行传动启动组，将责任分解细化，落实到人。

本次1号机组小修重点项目主要有：13号瓦更换空气密封油挡；高、中压主汽门大修、阀芯阀座研磨；2号高调门大修；2号循环泵大修，电机大修；更换左电动主闸门；加装抽汽冷却装置；凝汽器循环水回水膨胀节更换；汽前泵大修；电前泵大修；空气预热器支撑更换；6台磨煤机排渣管改造；2号、5号给煤机大修；6台磨煤机空心轴补焊处理，制作联轴器；1号、5号磨煤机大修；4台6kV工作电源少油开关改造；3台风机电机大修；1台凝结泵电机大修等。检修全过程管理中，各点检专业、检修车间根据机组的运行状况以及所掌握存在的设备缺陷，有条不紊、认真细致的完成了小修项目编制、作业文件的审核下发、外委招标、过程控制、修后总结等各项工作。

本次小修期间正是保“十七大”政治用电期间，小修前设备部召开了1号机小修会，制定并组织学习了《1号机小修安全文明生产措施》。在检修过程中严格对车间管理，要求工具、设备“三清”、“三净”，“上不着天下不着地”，设备、工具、材料以及脚手架等任何与地面接触的物品全部铺胶皮防护，特别是对电源线进行吊挂，防止漏电而造成人员伤害。安全文明检修方面都有了全面的、较大幅度的提高，未

第1页张家口发电厂1号机组小修总结发生人身轻伤以上事故。

在控制检修质量方面认真落实各级验收工作，检修记录清楚、详细、规范。设备部各相关点检员及检修车间专工负责各专业的技术把关、质量验收等工作，质检组对检修作业文件执行情况进行定期检查。为了保障小修中人身、设备的安全，特成立了以安监部、各车间安全员组成的小修安全监督小组，负责对小修全过程的安全监督检查及考核。二、检修完成情况

表1项目完成情况统计

内容项目数合计857计划数标准项目626特殊项目19541变动情况增加项目减少项目5备注1.、本次小修实际完成局控项目5项，技措5项，反措5项。2.、本次小修计划项目中有5项没有完成：

（1）配合电气2号循环泵电机改双速，原因：由于上导瓦乌金脱胎原因，不能实施。（2）高压厂用汽系统过渡，原因：2号机组大修时过渡。

（3）1号循环泵电机电缆更换，原因：由于脱硫施工在电缆沟上修路，电缆沟间隙

狭小，电缆不能敷设。

（4）2号循环泵电机改双速，原因：由于上导瓦乌金脱胎原因，不能实施。（5）1号机组小机瓦温测量回路改造，原因：原准备将J型热电偶换为PT100热电

阻，现因为新测点探头较长，需在瓦上增加孔深约5mm，故不能使用新测点。3.、外委项目计划57项，计划项目中有0项没有完成，检修过程中又增加6项，全部完成外委项目计划63项：三、检修作业指导书应用情况

本次1号机组小修实行每一个检修项目都有对应的检修作业指导书制度，其中一般性的检修工序节点由项目负责人验收签字，较重要的检修工序节点由车间项目负责人验收签字，重要的检修工序节点由厂部项目负责人验收签字，使我们的检修质量验收工作能够做到从上到下层层把关，层层负责。在检修作业指导书执行过程中，对作业指导书内容发现有问题的都在后页附有修改意见。小修期间共计执行作业指导书423份，停工待检点验收（H点）349点，见证点验收（W点）1331点，其中有汽机专业的不符合项1项，为2号循环泵泵轴弯曲0.16mm，让步接收。四、检修中消除的设备重大缺陷及采取的主要措施

第2页张家口发电厂1号机组小修总结1、9号工作推力瓦块温度测点处乌金轻微塌坑，更换新瓦块，对检修前温度高的7号、8号瓦块进行了修刮，修刮量0.02～0.04mm。2、＃7、＃8段抽汽膨胀节变形严重，更换新膨胀节。

3、一段抽汽管座经金属光谱检查，为炭钢管座，对其进行了更换处理，更换后的一段抽汽管座材质为1Cr18Ni9Ti。

4、1号、2号轴承箱后油档集炭严重，几乎将下油档中间槽道填满，处理＃1箱后油档原浮动油档，更换为铜齿密封油档，重新镶铜齿，机加工到标准尺寸，＃2箱后油档下半中间槽道清理干净后，回装。

5、发电机密封瓦处轴颈原刷镀部位有磨损，再次进行了刷镀处理，重新刷镀后，密封瓦处轴颈光洁度明显提高，并对密封瓦进行了更换（2套）。

6、小修停机过程中发现高压、中压主汽门均有不严密缺陷，停机后对4个主汽门进行了解体检查，发现阀芯密封型线均有断裂，由此判断阀门确实不能关闭严密，外委对阀芯进行运至厂家研磨，阀座现场进行研磨，经验收合格后回装。7、2号高调门在机组进行调门活动试验时经常发生关闭至15%开度时卡涩，解体大修时确认阀座、阀芯无问题，发现操纵座上定位轴承损坏，滚珠落入操纵座弹簧底座和配合套中，造成底座和配合套磨损严重，形成沟痕，是调门卡涩的主要原因。经打磨抛光后合格，回装。

8、主机危机遮断器2号滑阀密封面有较严重锈蚀，修复困难，更换新滑阀。9、主机冷油器解体发现管束方向装反，导至主机冷油器冷却效率降低20％，回装时进行更正。

10、危急遮断器杠杆回装验收时发现其位置偏前约5mm，这也是停机时喷油试验不成

功的原因，重新加工垫片及销孔进行调整。

11、超速限制集成块状态不对，将导至超速限制电磁阀不能进行在线活动，威胁机

组安全运行，将低压侧的节流孔由φ1.2mm更换为φ0.8mm后状态正常。12、在汽泵小修时发现驱动端径向轴瓦磨损严重，更换。

13、在汽泵平衡管兰盘检查工作中发现兰盘有一处汽流冲刷沟槽，对兰盘进行更换

处理，并更换平衡管。

14、低加疏水泵大修发现轴弯曲最大0.08mm，更换新轴。15、左电动阀座开焊，阀芯裂纹，此次小修进行更换。16、高旁热备用手动门密封面损坏严重无法修复更换

第3页张家口发电厂1号机组小修总结17、汽泵再循环调节阀阀芯损坏严重购买备件更换。

18、汽包东数第四、五、六根补水管上部弯头的焊口开裂现象进行了补焊处理。19、水冷壁管左墙前数第28根有一深坑，约5-6mm。（最上层左前角喷燃器齐平处）（因位置不好焊接，已做挖补处理），冷灰斗前侧右数第1根距下弯头5米处砸伤凹坑约3mm。（已补焊）

20、对过热器系统的管段检查发现有44根管出现重皮或损伤现象，都进行了割取更

换；部分管段测厚超标也进行了割取更换。

21、再热器系统发现有21根管出现重皮或损伤现象，都进行了割取更换。22、省煤器系统发现有3根管出现严重弯曲现象，都进行了割取更换。23、1号吸风机动叶片磨损，由于不严重未作处理。

24、电除尘器阳极振打杆断裂2个，更换焊接振打杆2个；阳极振打砧断裂40个，

更换,焊接阳极振打砧40个；外部振打帽脱落，焊接气流分布板振打外帽9个。25、检查发现#1、2碎渣机转子齿板磨损严重，磨损最大值为37mm，磨损超标，更

换齿辊。

26、发电机励侧端部59号线棒严重磨损，对内部线棒进行重新包扎干燥处理。27、2号凝升泵电机解体后发现前轴套部分螺栓磨损，后轴套松，对前后轴套进行了

更换。

28、1号低加疏水泵电机直阻不合格，将电机拉至电机厂更换线圈。

29、1号送风机2号控制油站电机直阻不合格，拉至电机厂处理后合格回装。30、1号吸风机1号控制油泵电机轴承套松，更换新电机。

31、1号吸风机2号控制油泵电机空试电流不合格，拉至电机厂进行了处理。32、光纤及火检探头有5个损坏，均已更换。33、2号吸风机油站开关坏，已更换。34、电泵润滑油压力低开关坏，已更换。

35、大机真空低开关及大机润滑油压低停排烟风机开关坏，已更换。36、检修发现1号机组HM接点电源装置坏，均已修复。

37、检修发现高旁减温隔离阀两台阀驱动器损坏，厂家来人确认后已更换，并重新

布置了装置的接地线，现运行正常。

第4页张家口发电厂1号机组小修总结38、检修过程中小机更换3500系统后，原隔离器型号不匹配，导致输出异常。更换

新隔离器后正常。

39、发现汽轮机右中压主汽门开和DEH活动试验开行程开关坏，更换后正常。40、检修时汽机将杠杆向机尾侧移动约3mm，杠杆前后移接近开关位置相应做了调整。41、检修发现DM201*数采箱主板坏，现已与2号机更换，换下主板待修。42、检修中发现1号机组调速级压力信号有一个和立盘显示表串联使用同一变送器，

这样容易导致信号衰减，因为此信号参与协调，调速级压力立盘表实用价值不大（运行人员一般只从CRT上查看），故已将调速级压力立盘表退出使用。43、此次锅炉专业在检修中对一次风道进行了抬高，在检查中发现磨煤机入口温度

测点都损坏严重，由此，对所有磨煤机出入口温度测点均进行了更换。44、缸壁温度检查：高压缸缸壁温度测点出现破损和接地现象严重，热电偶外皮及

内线均有不同程度的损坏，用石棉包布包扎后现显示正常。

45、汽机轴承金属温度检查：4瓦、7瓦温度检查时发现测点损坏已更换。46、热控24VDC电源装置坏，更换后正常。47、#1吸风机低电压继电器坏，更换。48、#5磨煤机事故按钮电缆绝缘低，更换电缆。49、380V工作IB段PT1ZJI继电器坏，更换。

50、#1氢侧交流密封油泵、＃1火焰检测冷却风机、＃1、3、5磨煤机油站电源CT

二次无接地点。已在接地增加了接地点

51、一号一次风机电度表A、C相电压二次线接反。已改正。五、设备的重大改进内容和效果

1、主机＃1、＃2箱油档，＃3箱前油档，小机前油档改进为气密封油档（＃1箱后油档，＃3箱前油档铜齿重新镶嵌加工），即：在不改变油档原结构的基础上，在油档中间处通人空气，形成一道空气密封，阻挡油档漏油和轴封漏气的进入和漏出。

2、小机透平油双联滤油器改造，提高滤油精度，降低滤油器压差，改造后设备无任何异常，且滤油效果良好。

3、主机密封油系统滤油器（氢侧、空侧）的改造，提高滤油精度，降低滤油器压差，

第5页张家口发电厂1号机组小修总结保护密封瓦，改造后设备无任何异常，且滤油效果良好。4、对汽泵机械密封水装置进行了改进。

5、小机冷油器加装冷却水调节阀实现自动调节减轻了运行的工作量。6、水源地至水塔补水管道加装电动门实现了电动操作。

7、凝汽器加装了抽气冷却装置。由于冬季机组真空高，效果不明显；明年夏季测试对机组真空提高的数值。

8、对1-6号磨煤机的风道进行改造，消除了石子煤在风道内自燃的隐患。9、对1-6号磨煤机内外气封改造，消除了外气封处的泄漏煤渣的隐患。

10、对1-6号磨煤机的弹簧加载装置检修，提高了弹簧的预紧力，增大了对原煤的研

磨能力。

11、对1-6号磨煤机风环的更换和调整，减少了石子煤的排放量。

12、2号送风机电机轴瓦式更换为轴承式，电机空试正常，目前处于试用阶段。13、6KVIA段、380V段部分母线裸露进行分相包裹绝缘

14、6KV1号电源开关、9、34、35号磨煤机开关进行了无油化改造。15、发电机加装封母微正压装置改造。六、检修费用支出情况

表2检修材料费用统计

序号12345678费用名称汽机专业材料锅炉专业材料电气专业材料热控车间材料继电保护处材料综合点检材料外围车间材料修配车间材料合计计划费用127.1154.470.952.330.510.731449.9单位：万元实际支出费用111.66（点检）+2.96（车间）=114.62147.32（点检）+3（车间）=150.3258.31（点检）+1.9（车间）=60.2152.2630.1210.42.990420.92注：上表费用不包含锅炉专业183万元磨煤机外围设备检修费用，汽机专业外委工

程费用62.02万元，锅炉专业外委工程费用112万元，电气专业外委工程费用19.5万元。七、试验结果及分析1、锅炉水压试验合格。

2、主机危急遮断器喷油试验、远方打闸、挂闸试验合格。

第6页张家口发电厂1号机组小修总结3、主汽门、调速汽门传动试验合格。4、小机调节保安系统传动试验合格。

5、发电机试验项目：定子绕组绝缘、直阻、直流泄漏、出线及端部电位外移、转子绝缘电阻，试验合格。

6、主变压器试验项目：高、低压绕组的绝缘、直阻、介损、直流泄漏；高低压套管绝缘电阻、介损及电容量，试验合格。

7、高厂变试验项目：高低压绕组的绝缘电阻及直流电阻，试验合格。8、干式低压变试验项目：高、低压绕组的绝缘、直阻，试验合格。9、高压电缆试验项目：绝缘电阻，试验合格。

10、高、低压电机均按照检修标准以及《电力设备预防性试验规程》规定进行电气

试验。在本次小修中所作的电气试验项目，结果全部合格，试验合格。11、发变组保护、励磁系统、6KV及380V负荷二次回路绝缘合格、仪表符合精度要

求、定值符合定值单要求、传动试验正确。开机试验正确；发变组CT相量试验正确。

八、小修后主要指标完成情况1、指令性任务全部完成。2、修后机组达到可调定额出力。

3、汽轮机振动：轴振最大0.1mm，瓦振最大0.028mm。（指标中要求：轴振≤0.07mm，瓦振≤0.03mm）

4、高加月投入率达到100％。（指标中要求≥99%）

5、真空系统严密性达到280Pa/min。（指标中要求≤300Pa/min）6、汽轮机油颗粒度达到NAS8级（指标中要求≤9NES1638）7、凝汽器月均端差4.5℃。（指标中要求≤7℃）8、热工自动装置投入率达到98%。9、热工、电气主保护投入率达到100%。

10、发电机补氢率达到22m3/d。（指标中要求＜14.5m3/d）11、锅炉漏风系数修后为8.5％。

12、锅炉吹灰器月投入率达到100％。（指标中要求≥95%）13、锅炉排烟温度满负荷时159℃。（设计值151）九、检修后尚存在的主要问题及准备采取的对策

第7页张家口发电厂1号机组小修总结1、机组小修后开机，在高负荷（250MW以上时）＃7、＃8工作推力瓦块温度与检修前基本相同（修前、修后最高温度均在92度左右），需继续观查运行，查找原因，待有停机机会处理。

2、发电机补氢率高，发电机西南侧结合面及下部漏氢（本次小修时下端盖没有拆卸），经检测最大漏氢量为1.2％，但未达到报警值（2％），鉴于大盖螺栓紧力已达极限，需停机时处理，目前需加强漏氢量的监视，同时其他相关专业非常有必要进行查漏工作，以查找其他漏点。

3、5号给煤机出口门电机无法使用，需等锅炉专业购置备件进行更换。

十、其它

无

张家口发电厂设备部201*年11月20日

第8页

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