1、 1號機組a級檢修后評價報告通遼霍林河坑口發電有限責任公司2號機組b級檢修后評價報告蒙東能源發電部2013年11月通遼霍林河坑口發電有限責任公司2號機組b級檢修后評價報告2013年 月 日發電部組成專家組，依據蒙東能源發電【2013】53號關于開展2013年度火電機組a/b級檢修后評價工作的通知的文件要求，對通遼霍林河坑口發電有限責任公司2號機組b級檢修開展后評價工作。評價主要內容主要是根據檢修前/后的機組性能試驗報告、機組修后實際運行性能指標、檢修后實現的目標以及修后設備狀況等。評價范圍主要包括汽輪機、鍋爐、電氣和熱工等專業。1.檢修總體情況概述霍林河坑口發電組于公司2號機2008年07月2

2、3日15時完成168h試運開始投產發電，累計進行a級檢修1次，（2009年07月14日09月10日），級檢修0次，c級檢修1次（2008年10月05日11月01日），本次是第1次b級檢修。2號機組b檢計劃于2013年04月27日開始，2013年07月15日結束，計劃工期80天；受搶發電量影響，實際開工日期為2013年05月13日，于2013年07月09日轉為備用，2013年07月13日并網發電；實際工期58天。2號機組b級檢修在蒙東能源集團公司發電部，b級檢修指揮部的指導下，由于組織得力，嚴格控制主節點工期，主要檢修工作人員實行兩班輪換，加班加點，備品備件配合到位，參修單位認真執行機組a/b級

3、檢修管理規定要求，克服了人員少、工期長等一系列困難，圓滿完成了檢修任務，使實際總工期比計劃工期提前22天。本次b級檢修計劃檢修項目376項，實際完成404項；執行文件包272份，執行停工待檢點（h點）371點，質量見證點（w點）525點；計劃檢修費用765萬元，實際發生775萬元；重大隱患治理計劃5項，消除5項；消除較大缺陷44項；消除不符合項113項；檢修過程中發現缺陷89項，消除89項；檢修設備系統變更15項；機組運行中（168h試運期間）發生四類缺陷5項，消除5項，未發生二、三類及以上缺陷，至09月26日機組修后連續運行76天。檢修總體情況統計表名 稱名稱檢修起止日期計劃2013年04月

4、27日到2013年07月15日重大隱患治理情況計劃5 實際2013年06月13日到2013年07月09日實際5 檢修工期(天)計劃80檢修缺陷處理情況發現缺陷數89 實際58處理缺陷數89 檢修工日計劃 31938遺留缺陷數0實際 32866完成的設備及系統變更 15用工（本廠）計劃 0修后連續運行天數76實際 0計劃項目數376 用工（外用）計劃31938項目調整情況增加28項實際32866未完成項目數0檢修費用（萬元）計劃765實際完成項目數404實際775文件包數272外用工費用（萬元）計劃993.38 h點數371實際993.38 w點數525修后缺陷發生及處理情況種類零類一類二類三類

5、四類發生00005處理000052.檢修目標完成情況2.1安健環目標2號機組b級檢修中認真貫徹“安全第一、預防為主、綜合治理”的工作方針，牢固樹立“任何風險都可以控制，任何違章都可以預防，任何事故都可以避免”的安全理念。b檢期間設備部進一步規范檢修現場安全、文明生產及標準化作業管理，按照2號機組b檢安全文明生產準備策劃工作的要求，在b檢開工前專業對檢修維護及外委承包隊伍的檢修策劃準備情況、技改、非標、重大檢修項目編報的安全措施審核情況、b檢前的安全考試情況、b檢現場所使用的安全防護用品、起重和電動機具、標準化作業用品等安全設施進行了一次詳細檢查。在整個b檢期間專業人員對b檢現場加大了監督、檢查

6、、考核的力度，對檢修作業現場進行不間斷監督，及時進行指導檢查，糾正違章行為及不文明施工行為。多次組織檢修單位管理人員對b檢現場的安全文明施工、違章情況進行聯合檢查，2機b檢中共查出各類違章74次，考核45100元。保證檢修作業在受控范圍內。為2號機組b級檢修過程中的安全奠定堅實的基礎，做到了盡職盡責。各參修單位能夠全面貫徹執行b檢期間安全管理規定，強化安全風險控制，認真組織召開每周一次的班組安全活動，做好各項作業危險點分析，嚴格落實管理人員現場巡視和安全監督制度，嚴格執行標準化作業規定，定置工業垃圾存放地點，堅持“工完料凈場地清”。同時，把防止人身傷害作為工作重點，對爐內檢修、汽輪機檢修、發電

7、機檢修等復雜的施工作業和大型構件起吊工作制定專項安全措施，重點把關，杜絕各作業點、各施工區域的違章行為的發生。對解體期間的危險點控制作為重點工作來抓，保證安全防范措施落到實處。強化安全管理，利用每天下午的協調會議，對外委單位的設備、人身安全管理、工期進度、標準化作業管理、人員儲備、文明施工等方面進行講評。b檢期間，未發生人身輕傷及以上、設備損壞、火災、環境污染事故事故；未發生嚴重集體違章事件；工作票合格率 99.61%；操作票合格率100%；安全性評價問題整改完成率100%；電除塵效率99.96%；除塵器出口粉塵濃度平均值為21mg/nm3；脫硫系統效率94%。安健環目標完成情況統計表序號指標

8、單位目標完成情況1人身輕傷及以上事故起002設備損壞事故起003火災事故起004嚴重集體違章事件起005無票作業起006環境污染事故起007工作票、操作票合格率%100工作票合格率99.61%；操作票合格率100%。8安全性評價問題整改完成率%1001009電除塵效率% 99.9610除塵器出口粉塵排放濃度mg/nm3302111脫硫系統效率%95942.2檢修指標2號機組b級檢修計劃工期80天，實際完成58天，為提前啟機以搶發電量，各參修單位加班加點、汽輪機檢修實行兩班倒制度，較計劃工期提前22天，至09月26日修后連續76天。本次檢修計劃技術改造項目及檢修特殊項目完成100%；技術監督項目

9、計劃完成100%；設備缺陷消除計劃完成100%；儀表裝置檢查校驗率達100%；檢修項目驗收優良率達100%；修后試驗一次成功率100%；汽輪機沖轉兩次，機組整套啟動一次成功率100%；修后主設備完好率達100%。發電機修后漏風率（4.86%）2.2.1 技術改造、檢修特殊項目汽機專業：一是高中壓缸、低壓缸缸效率低，嚴重制約二號機組經濟指標。本次通流間隙調整數值綜合考慮了汽缸變形量及蒙東能源公司對通流間隙數值規定采取了以下措施：（1）將高、中壓缸及低壓缸葉頂汽封進行改造，更換了間隙值符合設計標準下限的阻汽片。（2）將高、中壓缸及低壓缸隔板汽封徑向間隙調整至設計標準下限。（3）將低壓缸原來的平齒式

10、軸端汽封改造成阻汽效果更好的接觸式汽封，目前機組運行穩定。二是二號機組運行中盤車從動齒輪出現碰磨現象，導致齒輪損壞嚴重，本次b級檢修對盤車大齒輪及對輪銷子進行更換，機組啟動時盤車運行正常。三是二號汽輪機主油泵短軸由于安裝時晃度值超標達到0.14mm，本次b級檢修將二號汽輪機主油泵短軸返廠檢修，進行彎曲超標處理，使其晃度、瓢偏值合格，并完成短軸動平衡試驗；二號機組啟動后，完成轉子動平衡試驗，現運行正常。鍋爐專業：一是2號鍋爐頂棚包罩內由于基建施工安裝質量差，且鍋爐運行周期較長，導致頂棚密封澆注料發生開裂及脫落情況嚴重，導致頂棚漏風、漏灰嚴重，另外頂棚管部分無保溫，導致頂棚管散熱量較大，頂棚密封溫

11、度較高，本次對頂棚密封澆注料拆除重新進行了澆筑，對頂棚聯箱、導管等無保溫設備進行了保溫處理，改造后頂棚密封及保溫情況得到了改善。二是對低氮燃燒器+scr煙氣脫硝改造：更換原燃燒器為低氮燃燒器，增加了燃燼風，在省煤器與空氣預熱器之間加裝scr煙氣脫硝反應器，在不犧牲鍋爐效率的前提下，首先通過低氮燃燒器將nox排放濃度由750mg/nm3降低到350mg/nm3，再利用scr反應器控制到約100mg/nm3，使整體脫硝效率為87%。三是鍋爐脫硝改造同時，在保證原空預器正常安全運行及性能參數的情況下，對原空預器的傳動方式、支撐形式、空預器殼體、煙風道接口等原則上保持不變，更換所有換熱元件，將空預器高

12、溫段和中溫段傳熱元件全部更換為新型板提高換熱量，將低溫段換熱元件鍍搪瓷提升抗腐蝕能力，將原硬密封改為軟性密封降低漏風率，改造后一年內在滿負荷工況（600mw）漏風率控制在5%。四是現有引風機不能滿足電除塵器改造后的風壓要求。取消脫硫2臺增壓風機，重新安裝兩臺100%bmcr容量的動葉可調軸流式風機，基礎在原有基礎上進行加強處理，對原引風機進、出口管道不做變動，改造后2臺引風機各項震動最大值：22mm,達到優值。五是本次b檢中保持原電除塵器1、2電場不變，將原電除塵器3、4、5電場改造為布袋式，力爭將煙塵排放濃度達到排放標準，投運后從煙塵排放量看，與改造前對比等到了明顯的改觀。電氣專業：一是1、

13、2號發電機封閉母線微正壓裝置改造: 改造后氣源取自廠內儀用氣源，空壓機作為后備氣源，二者亦可同時供氣。壓縮空氣通過過濾器、冷凍式干燥器、微霧分離器后已達到了干燥、潔凈的要求，通過電磁閥充入到封閉母線中，解決了原母線內的空氣只是利用簡單的吸附原理進行處理、空氣濕度監測點安裝位置不合理無法保證空氣干燥的問題，消除了穿墻處盤式絕緣子結霜、結露現象，保證了發電機封閉母線的安全可靠運行。二是2號機10kv母線室穿墻共箱母線隔離: 解決了2號機10kv、6kv母線室內外連通，導致進線電源開關柜溫度過低（-14左右），造成保護裝置及開關誤動作，釀成事故的隱患。三是2號主變高壓側電壓互感器二次和三次n600二

14、次接線在端子箱內連接在一起。不符合繼電保護二次反措要求。采取措施是：校驗接線，查清電壓互感器二次、三次n600二次線所帶負荷；在端子箱內將電壓互感器二次、三次n600二次線分開，并分別在500千伏繼保小室內接地；機組啟動試驗，利用機組與500千伏進行核相和假同期試驗，測量電壓互感器二次幅值、相位。判斷電壓互感器二次接線正確性。機組啟動試驗，核相和假同期試驗合格，測量幅值、相位、相序正確。機組啟動后參數顯示正常。通過整改，提高繼電保護二次回路抗干擾能力，保證可靠運行。熱工專業：一是2號機組原、凈煙氣環保測點移位技術改造，改造前系統狀態：坑口公司1號、2號脫硫系統上傳給環保局監控測點的cems儀表

15、安裝在煙囪上，在兩臺機組同時運行時，無法進行兩臺脫硫系統分別計量氮氧化物、煙塵、濕度、co、煙氣排放量等參數。同時我廠煙氣環保監測儀表已連續運行5年，設備老化腐蝕嚴重，日常維護量大，維護費用增加。改造后系統狀態：本次利用2號機組b級檢修對我廠2號機組原、凈煙氣分析儀表及煙塵儀表進行改造。滿足國家環保局、自治區環保局對我廠環保要求；二是磨煤機出口門就地電磁閥控制柜移位改造，改造前系統狀態：目前磨煤機出口插板門就地電磁閥控制柜安裝在磨煤機頂部，磨煤機運行時的振動經常發生氣源管與控制電磁閥接頭的連接部分脫落。同時由于磨振動，電磁閥接頭穿過控制箱部位與控制箱表面發生摩擦，使接頭漏氣，氣源壓力不足造成磨

16、煤機出口插板門不能及時打開或關閉，不利于磨煤機的安全穩定運行。磨煤機運行時溫度較高，高溫環境下將使電磁閥使用壽命減少，也不便于檢修人員維護。改造后系統狀態：本次改造將磨煤機出口門就地電磁閥控制柜從磨煤機頂部移位至鍋爐零米，使振動減小以及溫度降低，大大改善控制柜電磁閥的運行環境，便于檢修人員日常維護；減少氣源管脫落的幾率，保證設備穩定運行；三是2號機組上層二次風門執行器器改造，改造前系統狀態：2號機組上層二次風門現用的執行器是哈爾濱鍋爐廠成套提供分體式氣動執行器，共72臺，2008年7月投入正式運行，氣缸及位置變送器安裝靠近噴嘴，控制柜內氣源采用塑料軟管連接，環境溫度高，氣動執行器位置變送器經常

17、被烤壞，控制柜內軟管經常爆管，造成二次風門調節經常失靈，影響自動系統投入，影響機組安全經濟運行，并且維護的備件及其昂貴，供貨周期長維護量增加。改造后系統狀態：改造后的執行器為分體式執行器，控制部分遠離高溫熱源，并且該執行器定位器為智能型定位器，故障率較少，調節精度高，大大提高執行器動作的可靠性、靈活性，從而進一步提高機組的自動化水平保證機組的安全穩定經濟運行。輸煤除灰專業：一是二號爐7臺原煤斗內襯微晶板均有不同程度脫落，影響原煤斗正常運行，本次b檢將脫落部位的微晶板全部修復，確保了原煤斗安全穩定運行。二是脫水倉所屬閥門內漏治理，閥門內漏的原因主要是渣漿在流經閥門時會對閥門內的密封面及閥板產生沖

18、刷導致磨損，磨損后在閥門處于關閉狀態時仍有介質流過，致使設備檢修時無法實現隔離，系統運行中造成介質再循環流動而增加設備電耗，甚至造成系統運行參數達不到設計值，利用本次b級檢修機會，對閥門解體檢查，對磨損的門板及密封面進行補焊、車削（外委加工），保證了閥門沒有內漏現象發生。脫硫專業：一是2號吸收塔攪拌器密封型式改造：2號吸收塔攪拌器所處石膏漿液環境，含有的大量cl-和si02、al2o3、fe2o3等硬質顆粒導致了軸封的磨損、失效和泄漏。將原有攪拌器整機更換為無泄漏永磁傳動攪拌器，改造后的攪拌器，不改變原有攪拌器的參數和性能。將原軸一分為二，一根為外磁子相連，并偶數布滿瓦片型的永磁體；一根為內磁

19、子相連，安裝在密封套內。他們隔著密封套相互產生力矩作用，內磁轉子在外磁轉子磁力的作用下同步旋轉，攪拌器也同步旋轉，完成對罐體的介質的攪拌，中間密封套將內轉子包裹起來，同外界隔離，從而起到密封作用。目前運行電流穩定、無漏泄、異音等現象。二是2號脫硫ggh吹灰器改造：2號脫硫裝置ggh吹灰器采用壓縮空氣、高壓水及低壓水進行沖洗，在線沖洗采用壓縮空氣，其壓力在0.5mpa左右，沖洗效果不夠理想，經常出現ggh壓差大，增壓風機電流升高，電耗增加的現象，ggh堵塞嚴重時需停運脫硫裝置進行人工沖洗，改造后采用蒸汽吹掃可將吹掃壓力提高至1.0mpa、300蒸汽作為吹掃介質，明顯改善了吹掃效果，雖然不能完全解

20、決ggh堵塞問題，但可減輕ggh堵塞，減低ggh壓差，減少電耗以達到節電的目的。三是2號脫硫取消旁路煙道改造：脫硫裝置裝有旁路煙道時，在鍋爐啟動或脫硫裝置出現故障時，旁路煙道擋板門打開，煙氣通過旁路煙道進入煙囪排放，從而不影響鍋爐運行。取消旁路煙道改造，即引風機增容，取消增壓風機，增壓風機與引風機合并，由引風機克服fgd阻力；增加事故噴淋系統及吸收塔溢流設備。使脫硫裝置與主機將成為一個串聯系統而必須同步啟停，要求脫硫裝置的投運率必須達到與主機一致的水平，尤其是鍋爐啟動時，煙氣必須通過脫硫后再進行排放。改造后的fgd裝置完全適應主機0100bmcr變負荷工況，同時滿足了環保要求，二氧化硫排放濃度

21、降低到200mg/nm3以下。四是2號吸收塔噴淋層母管斷裂，部分噴嘴、支管脫落；吸收塔塔壁漏泄嚴重；吸收塔導流板腐蝕嚴重； 2號吸收塔除霧器模塊部分變形。采取措施： 停機之后即向事故漿液罐排漿。漿液液位排至石膏排出泵或地坑泵無法排出時，打開吸收塔人孔門進行人工清理，清理漿液過程中將脫硫的噴淋層支管及噴嘴取出清洗干凈。 在吸收塔內搭設滿堂腳手架，在作業層底部滿鋪跳板，搭設安全網，從底部到頂搭設回轉型通道走廊，兩側綁扎維護欄桿。在各層作業時，再挪動跳板，底部用腳手架生根固定。腳手架底部與吸收塔接觸部位采用木板或其它材料隔離，以免損傷底板防腐。 噴淋層修復，由上至下對四層噴淋層管道及噴嘴連接部位進行

22、逐一檢查,粘結不牢固的必須重新粘接。對二、三、四層主管道斷裂進行更換，對主管道與支管連接部位進行加固，靠近塔壁部位噴嘴進行檢查、扶正。 吸收塔噴淋層所有管道及噴嘴粘接時，塔內溫度必須5。 噴淋層粘接材料是：sw901環氧樹脂+固化劑+促進劑（必須嚴格安裝比例標準進行配置，100：3-5：3,設專人配置），配置完成后涂刷在玻璃絲布進行粘接，玻璃絲布必須用環氧樹脂均勻刷透，將玻璃絲夾層內空氣趕凈。將粘接管道和噴嘴打磨，用清洗劑清洗干凈，采用三層樹脂二層玻璃布方式粘接，主管道粘結寬度為700mm,支管粘結寬度為300mm,噴嘴粘結寬度為150mm。 對除霧器模塊的間距進行修正，必須保證其間距均勻。

23、對吸收塔內壁防腐層進行全面仔細檢查，對于損壞的部位必須按防腐工藝要求進行防腐。 吸收塔做防腐層時，塔內溫度必須控制在5以上。 吸收塔及煙道防腐底涂時，均勻、無漏涂及雜物等；底涂應采取兩遍相互垂直的涂刷方式。 玻璃鱗片防腐時，應涂刷兩遍，厚度在18-30mm，兩次防腐間隔時間為12小時。防腐光滑均勻，無漏涂，無氣泡等缺陷。 吸收塔及塔內鋼構架修復后的防腐表面平整、潔凈。無翹起及開裂等缺陷。2.2.2 技術監督與反措項目2號機組b級檢修前制定了技術監督項目208項，完成 208項，完成率100%。落實反措項目6項。其中：金屬監督計劃檢驗項目49項，實際完成49項，項目完成率100%；汽機監督7項，

24、實際完成7項，完成率100%；電氣三項監督計劃130項，實際完成130項，完成率100%；熱工監督12項；化學監督10項。2號機組b檢監督項目發現的主要問題：金屬專業：一是汽機6.9米主汽管道彎頭焊口一道裂紋缺陷;缺陷長度150mm質量評定為三級；二是鍋爐爐頂再熱蒸汽管道有三道焊口裂紋缺陷質量評定為三級；三是主蒸汽兩個堵閥閥體裂紋存在多處裂紋缺陷；四是再熱蒸汽爐頂處兩個堵閥閥體多處裂紋；五是高壓給水閘板閥閥體存在一處裂紋缺陷，質量等級為級，裂紋挖除補焊后檢驗合格；六是汽機13.7米兩個中壓調速氣門閥體裂紋質量等級為級；七是#1、#2主汽門閥座裂紋。上述七項缺陷處理后經過金屬檢驗全部合格。汽機專

25、業：一是在2號機組b檢期間完成盤車大齒輪更換工作。二是2號機組汽輪機主油泵短軸彎曲超標處理完成。三是2號機組發電機調、電端密封瓦解體檢查，發現密封瓦徑向間隙（垂直、水平）超過標準值上限值0.15 mm（標準值為0.200.25 mm），外委專業廠家對密封瓦進行補焊車削處理。四是2號機熱耗較高，修前性能試驗值8314.3kj/kwh,設計值8011.4 kj/kwh。本次b級檢修期間主要進行了通流間隙調整、軸端汽封改造、葉頂汽封更換、轉子表面結垢處理及中壓缸變形處理，來降低2號機組熱耗值并達到節能降耗目的。通過電科院專家和電規總院評審本次汽輪機設備的各類檢修熱耗下降約150-200kj/kwh，

26、修后設備實際下降了204.2kj/kwh。五是在本次2號機組b級檢修期間，將主油箱兩臺垂直安裝事故放油門改為水平安裝。消除了易發生門柄脫落隱患，起到了事故放油作用。 電氣專業：一是2b、2c給水泵電機檢測的問題：（如圖）兩側端部繞組層間軟端箍未進行綁扎固定兩側端部繞組綁帶斷裂前置泵側下部繞組槽口處絕緣磨損采取措施是：將轉子抽出后，用高壓水槍將定子表面灰塵、油污清洗干凈，進烘箱干燥（150-24小時）；將松動的綁帶去掉重新綁扎，并將定子繞組線棒間添加絕緣適型粘加固；完畢后進行真空浸漆，干燥，目前隱患已處理。二是2號發電機轉子引線槽楔松動拉緊楔墊片松動轉子引線壓板串出采取措施是：解開發電機與勵磁小

27、軸間對輪，測試修前轉子繞組絕緣、直阻數據;將導電螺釘備帽、壓圈、大釘拆下;將第一節槽楔端頭外側不銹鋼板“l”型彎用紫銅棒校直;退出轉子引線第一節槽楔;在不銹鋼壓板下方加墊0.2-0.5mm厚的絕緣墊條;將轉子引線第一節槽楔重新打緊;用扁鏟將不銹鋼壓板彎成“l”型彎將槽楔擋住形成止退結構;用滌玻繩浸環氧膠在不銹鋼壓板外側進行纏繞、固化，形成止退結構;更換轉子導電螺釘密封圈及壓圈;旋入導電螺釘大釘;鎖緊導電螺釘備帽;復測轉子繞組絕緣與直阻數據與修前數值進行比較應無變化;進行轉子氣密試驗，在0.6mfa下保壓24小時壓力無變化。三是兩臺送風機電機端部連線存在電暈腐蝕現象（如圖）電暈腐蝕部位采取措施是

28、：打開引線重新包扎刷絕緣漆。四是2號機組故障錄波器沒有采集5022斷路器電流，影響2號機組故障分析整體性。在機組檢修過程中重新敷設電纜接至5022斷路器電流互感備用卷；并進行通流試驗，檢查回路完好。保證系統設備故障分析全面性，為分析故障原因提供依據；五是2號發變組變送器屏18塊變送器、1塊發電機出口負序電流表電流二次線在變送器本體串接、電壓線在變送器本體并接，并未經過端子排串并接。對單體設備故障更換帶來安全風險。啟動后對發變組運行參數檢查正常，各變送器輸出指示與一次系統運行參數一致；六是2號機組快切裝置開入量啟動功率小，易在二次系統受到干擾情況下發生裝置誤動作。在檢修過程中積極聯系廠家拿出解決

29、方案，廠家技術人員結合現場實際在開入量接線端子并接大功率啟動繼電器。保證在受到擾動情況下裝置不誤動，正常啟動時正確動作。 熱工專業：一是引風機電機油站就地控制箱回路檢修時多芯線未打卡子，已整改完畢；二是2b給水泵電機前后軸承溫度接線不夠緊固，保護導管活動卡套安裝不緊，已整改完畢；三是一次風機及送風機振動探頭安裝時緊固螺釘不是內六角螺釘，部分探頭未加彈簧墊，已整改完畢；四是deh系統gv4調門lvdt引線插接不牢固，已整改完畢； 化學監督：按照火力發電廠機組大修化學檢查導則相關規定對鍋爐、汽輪機、除氧器、油系統設備、冷卻器等設備進行了化學檢查，并按要求對水冷壁、省煤器、過熱器、再熱器割管檢查并送

30、至電科院分析，對汽輪機高中低壓缸葉片進行垢樣分析，掌握發電設備的腐蝕、結垢或積鹽等狀況，建立有關檔案。化學檢查發現的問題有：一是汽包、除氧器內部設備表面有浮銹，原因是未作停用保護，金屬表面形成保護膜；二是汽輪機高、中壓缸葉片有微量積鹽，與機組負荷調整及機組啟動初期汽水品質有關，已打磨完畢。檢修指標完成情況統計表序號指標單位目標完成情況1檢修工期58天按內部控制工期完成，網絡圖進度得到完全執行。計劃80天，實際58天完成。2重大技改及修理項目完成率%1001003技術監督項目完成率%1001004機組缺陷消除計劃完成率%1001005修后試驗一次成功率%1001006修后系統試運一次成功率%10

31、01007機組整套啟動一次成功率%1001008檢修項目驗收優良率%981009修后主設備完好率%10010010儀表裝置檢查校驗率%10010011機組修后外表工藝保溫、油漆、標識牌、介質流向清晰美觀對破損保溫全部進行了修補；標識有不完善處，計劃12月30日前逐步完善。12修后機組達到“四無”主、輔設備、系統無影響機組正常運行方式和正常運行參數的設備缺陷；無主、輔設備、系統的安全隱患；無24小時不可消除的一般性缺陷；整套機組達到無滲漏標準主、輔設備、系統無影響機組正常運行方式和正常運行參數的設備缺陷；無主、輔設備、系統的安全隱患；無24小時不可消除的一般性缺陷；設備泄漏率小于0.3%。13修

32、后無非計劃停運連續運行15076天（9月14日自治區環保廳對我公司2號機組脫硝工程進行整體驗收，提出了氨逃逸率大、滿負荷時脫硝效率達不到設計值、減排量可能達不到預期等問題。并告知原則上同意通過脫硝環保驗收，但需要將以上問題整改完畢并經環保部門復查后，才出具驗收報告。所以需要利用停機機會，對噴氨格柵、導流板、催化劑、熱解爐進行檢查，分析存在問題的原因及制定整改方案。9月25日接到網公司通知，坑口需停一臺機備用，26日停止2號機組運行，查找、分析、解決環保驗收存在的問題。）14檢修竣工、總結及評估情況完成檢修總結、提交了機組檢修竣工報告，組織檢修效果評估工作、機組修后熱力試驗工作、機組熱態驗收工作

33、配合電科院進行2號機組熱力試驗，針對問題制定整改措施。組織專業進行冷熱態驗收，對存在的問題，進行考核。編制完成檢修總結。15修后資料整理和歸檔情況檢修資料整理分工明確，整理及歸檔符合要求8月份，完成相關技術資料歸檔和修編工作。16修后資料修編情況文件包、規程、圖紙及時組織修編，設備臺帳錄入及時文件包、規程、圖紙及時組織修編，設備臺帳錄入及時。2.1.3 經濟技術指標2.1.3.1 主要開展的工作及取得的效果針對機組熱耗率指標偏高和預熱器漏風率較大等實際情況，組織實施了改造治理。一是針對高中、低壓缸缸效率低，熱耗高，嚴重制約二號機組經濟指標問題。本次檢修根據蒙東能源公司及通流間隙調整數值綜合考慮

34、汽缸變形量及對通流間隙數值規定采取了以下措施：（1）將高、中壓缸及低壓缸葉頂汽封進行改造，更換了間隙值超設計標準的阻汽片并調至下限減0.25mm。（2）將高、中壓缸及低壓缸隔板汽封徑向間隙調整至設計標準下限減0.15mm。（3）將低壓缸原來的梳齒式軸端汽封改造成密封效果較好的接觸式汽封，機組真空嚴密性試驗較好，并實現了歷史最好水平的96pa/min,為機組提高經濟運行帶來了保證。（4）針對高中壓、低壓轉子、隔板套表面結垢嚴重現象，汽機專業采用壓縮空氣噴丸除銹工藝進行處理，清掃至出現金屬光澤，保證了動、靜葉片的通流面積。（5）測量中壓缸1號、2號隔板套發現存在變形現象，其中，第5級隔板變形量最大

35、（變形量4.53mm）。將1#、2#隔板套返廠，研磨處理。（6）二號機組高壓旁路減溫減壓閥嚴重內漏，閥芯、閥座沖刷嚴重，閥芯、閥座密封面沖刷多處溝痕，補焊及車削加工，壓紅丹粉檢查密封線良好后回裝，啟動后閥門內漏情況已經消除。二是鍋爐脫硝改造同時，在保證原空預器正常安全運行及性能參數的情況下，對原空預器的傳動方式、支撐形式、空預器殼體、煙風道接口等原則上保持不變，更換所有換熱元件，將空預器高溫段和中溫段傳熱元件全部更換為新型板提高換熱量，將低溫段換熱元件鍍搪瓷提升抗腐蝕能力，將原硬密封改為軟性密封降低漏風率，改造后一年內在滿負荷工況（600mw）漏風率控制在5%。2.1.3.2 修后主要參數對比

36、情況分析供電煤耗：2號機組供電煤耗性能考核試驗值339.13 g/kwh，修前值339.4 g/kwh，修后值328.5 g/kwh，修后與修前相比供電煤耗下降10.9 g/kwh，與修后目標值（設計值）相比降低8.11 g/kwh，達到了預期效果。鍋爐效率：2號鍋爐效率設計值92.61%，修前值92.51%，通過治理鍋爐空預器漏風、蒸汽吹灰器缺陷及本體漏粉、散熱損失治理，預熱器漏風率修前值7.4%，修后值4.69%，較修前降低2.71個百分點，綜上，鍋爐效率修后完成92.65%，與修前相比提高0.14個百分點，與修后目標值（設計值）相比提高0.04%，達到了預期效果。鍋爐排煙溫度：設計值14

37、4，修前值147.7,修后值140.7，較修前降低了7。廠用電率：2號機組廠用電率設計值10.72%，修前值9.17%，修后值8.44%，廠用電率降低0.73%。原因：2號機技改引風機容量增加使廠用電率增加0.3%，脫硝系統增加兩臺脫硝變使廠用電率增加0.25%；脫硫增壓風機取消使廠用電率降低0.8%，電除塵改為布袋除塵取消2個電場使廠用電率降低0.05%，10月份性能測試因環境溫度影響空冷風機耗電量降低0.43%；最后綜合廠用電率降低0.73%。汽輪機熱耗率：2號汽輪機熱耗率設計值8011.4kj/kwh，修前值8314.3kj/kwh，修后值8110.1kj/kwh 。主要通過實施2號汽輪

38、機汽封改造，將高、中壓缸及低壓缸葉頂汽封進行改造，更換了間隙值超設計標準的阻汽片并調至下限減0.25mm。將高、中壓缸及低壓缸隔板汽封徑向間隙調整至設計標準下限減0.15mm。將低壓缸原來的梳齒式軸端汽封改造成密封效果較好的接觸式汽封，機組真空嚴密性試驗較好，并實現了歷史最好水平的96pa/min,為機組提高經濟運行帶來了保證。針對高中壓、低壓轉子、隔板套表面結垢嚴重現象，汽機專業采用壓縮空氣噴丸除銹工藝進行處理，清掃至出現金屬光澤，保證了動、靜葉片的通流面積。測量中壓缸1號、2號隔板套發現存在變形現象，其中，第5級隔板變形量最大（變形量4.53mm）。將1#、2#隔板套返廠，研磨處理。對二號

39、機組高壓旁路減溫減壓閥嚴重內漏，閥芯、閥座沖刷嚴重，閥芯、閥座密封面沖刷多處溝痕，補焊及車削加工，閥門內漏消除。使汽輪機熱耗率較修前降低了204.2kj/kwh，與修后目標值（蒙東值）相比高38.7 kj/kwh。汽水損失率：2號機組汽水系統外漏閥門治理取得明顯效果。根據修前、修后性能試驗報告中系統隔絕三閥全開工況,修前損失0.295%，修后損失0.25，不明系統泄漏量修后較修前明顯減少，使汽水損失率較修前降低0.847%，達到了修后預期目標。凝汽器真空度：機組修前真空15.64 pa/min，機組修后真空10.83 pa/min，設計值為11 pa/min。主要是真空系統內漏閥門解體研磨或更

40、換、對真空泵葉輪損壞缺陷進行了處理、對低壓軸端汽封進行更換并按隙設計下限減0.10 mm進行調整、驗收、空冷設備及負壓系統灌水檢查和真空系統各閥門盤根、法蘭接合面是否漏泄并對漏泄部位進行處理等項目取得效果，減少漏氣量，使機組真空嚴密性達到94pa/min，較修前降低107pa/min。給水溫度：機組修前給水溫度為268.4，機組修后為273.6，較修前升高5.2，較設計值272升高1.6。經濟技術指標完成情況統計表綜合指標序號名稱單位目標值修前值修后值效果簡要分析1供電煤耗g/kwh336.61339.4328.5汽封改造、通流間隙調整及汽水系統內外漏閥門、爐側保溫、空預器漏風治理。2廠用電率

41、%10.729.178.442號機技改引風機容量增加使廠用電率增加0.3%，脫硝系統增加兩臺脫硝變使廠用電率增加0.25%；脫硫增壓風機取消使廠用電率降低0.8%，電除塵改為布袋除塵取消2個電場使廠用電率降低0.05%，10月份性能測試因環境溫度影響空冷風機耗電量降低0.43%；最后綜合廠用電率降低0.73%。3汽水損失率%0.30.2950.25補水率下降0.236%。對機爐兩側閥門治理，減少漏氣量，補水率下降4脫硫效率%9593941.對噴淋層管道、噴嘴檢查修復。2.治理煙道漏風，控制氧量，保證折算后so2不超標。5脫硫系統投運率%951001001.對吸收塔攪拌器進行改造。2.氧化風機返

42、廠大修。汽機主要指標序號名稱單位標準修前值修后值效果簡要分析1汽輪機熱耗kj/kwh8011.48314.38110.11、對高中壓前后軸封進行改造。2、低壓缸結合面補焊研磨，并在低壓缸結合面開槽加密封膠條，減少漏泄，提高汽缸效率。3、主機通流間隙調整，采用扣全實缸方法、按照標準下限調整通流間隙，最大限度減少汽封漏汽損失。4、對汽輪機轉子進行噴丸處理，提高葉片的表面光潔度，減少蒸汽紊流損失，同時減少轉子質量。5、對汽水系統閥門進行治理，減少閥門的內、外漏現象。6、加大對設備和管道保溫的檢查與處理，減少熱耗損失。2汽輪機效率%44.9443.2943.39通流間隙調整3高壓缸效率%87.2383

43、.7385.71高缸通流間隙調整4中壓缸效率%92.4289.2390.29中缸通流治理5低壓缸效率%91.26-低缸通流間隙檢查調整、汽封治理6凝結器真空度%87.9-真空嚴密性治理、凝汽器清掃沖洗7真空嚴密性kpa/min0.1330.2010.094對真空系統灌水查漏并長時間浸泡，認真處理漏點后，二次灌水檢查，確認無漏點。8過冷度0.5-過冷度高于設計值 1.2 ；由于6臺閥門內漏造成，利用停機機會處理。9凝結器端差-凝汽器采用高壓水沖洗，雖然有一定效果，但存在臟污現象。10給水溫度272268.4273.6加熱器除銹、除垢等處理11高加投運率%10010010012汽輪機各軸系振動 m

44、125847613潤滑油等級744對油系統清理徹底，有計劃的提前油循環濾油14抗燃油等級522對抗燃油系統清理徹底，有計劃的提前油循環濾油鍋爐主要指標序號名稱單位標準修前值修后值效果簡要分析1鍋爐效率%926192.5192.65相對持平2空預器漏風率%67.44.69預熱器密封改造3排煙溫度144.00 147.7140.7除塵器入口增裝了低溫（壓）省煤器4飛灰可燃物%0.80.10.15 達設計值5爐渣含碳量%0.80.31.85達設計值6煙氣含氧量%4-6 3.463.35預熱器及尾部煙道漏風治理。7主汽壓力mpa17.517.5 17.5達設計值8主汽溫度541541541達設計值9再

45、熱器壓力mpa3.62 3.27 3.32 達設計值10再熱器溫度541529.77 533 未達設計值11鍋爐排污率%0.20.2560.198達設計值12過熱器減溫水量t/h29.1 12611.2 低過受熱面減少37.5%。13再熱器減溫水量t/h0 00低過受熱面減少37.5%。熱工專業主要指標序號名稱單位標準修前值修后值效果簡要分析1熱控自動投入率%100100100對控制邏輯進行優化，保證了自動投入率。2熱工保護投入率%100100100對所有熱控保護連鎖裝置進行檢查、試驗，保證了保護投入率。3主要儀表準確率%100100100對所有熱控儀表進行校驗，保證了儀表投入率。4dcs控制

46、器負荷率%604745指標下降2%，主要是對控制器運行周期進行優化，效果明顯。5dcs操作站負荷率%404038指標下降2%，主要是對控制系統進行了更新維護，效果明顯。6dcs通訊負荷率%301310指標下降3%，主要是對控制系統進行了更新維護，效果明顯。7dcs可用率%99.999.999.98soe分辨力ms1119crt畫面響應時間s221指標下降1s，主要是對控制系統進行了更新維護，效果明顯電氣專業主要指標序號名稱單位標準修前值修后值效果簡要分析1繼電保護投入率%100100100達到標準2繼電保護正確動作率%100100100達到標準3儀表投入率%100100100達到標準4儀表準確

47、率%100100100達到標準5發電機風壓漏風量為立/天2.62.32.228效果較好2.1.4經營指標2號機b檢嚴格控制材料計劃領入和發放，庫存材料、備件儲備較合理。采購計劃嚴格執行超前預控的原則，采購網絡較通暢。嚴格執行費用集約管理，費用結算、出帳正確，設備專業部以及脫硫專業堅持厲行節約的原則，總預算費用控制在計劃之內。經營指標完成情況統計表序號指標單位目標完成情況1物資到貨及時率%951002計劃物資領用率%921003急采率%874檢修費用萬元不超過預算超過預算10萬元5庫存檢修后庫存不增加庫存不增加3.存在主要的問題、原因分析及建議采取的措施一是汽輪機熱耗率較修前降低204.2kj/

48、kwh，但較設計值高98.7kj/kwh，較集團目標值高48.7kj/kwh。主要原因是：高壓缸效率比設計值低1.52，熱耗率升高23.21kj/kwh；中壓缸效率比設計值低2.14，熱耗率升高49.88kj/kwh；高壓缸至中壓缸冷卻蒸汽量占中壓缸進汽量比例為1.167%，比b檢前（2.14%）低，但與設計值0.985%比仍高0.182%，熱耗率升高3.458kj/kwh；另外過熱汽和再熱汽減溫水量以及初參數、終參數影響。主要措施：1）在機組正常運行時，加強主、再熱蒸汽參數控制、調整，通過指標競賽、考核形式，提高值班員指標意識和壓線運行水平；2）做好內漏閥門臺帳統計工作，特別是在每次機組啟動

49、后、停機前，用測溫儀等方式查找、統計好內漏閥門明細，利用機組停機機會解體內漏閥門，進行研磨或更換；能處理的及時進行處理，對暫時處理不了的，制定整改措施進行處理，減少閥門內漏對機組經濟指標的影響；3）做好高壓加熱器、低壓加熱器、汽封冷卻器、除氧器、空冷凝汽器及附屬設備檢修過程的全過程監督和驗收把關，保證各壓力容器時刻正常投入運行，避免因設備系統退出運行影響機組熱效率；4）在下次a/b級檢修前要求熱力性能試驗單位對影響機組熱耗率原因進行全面分析，修前2個月要求電科院出具機組性能試驗報告初稿，組織本廠專業、電科院及哈汽廠專家綜合分析查找原因，逐項制定措施，并分解落實檢修、驗收責任，力爭機組等級檢修后

50、汽輪機組熱耗率達到設計值。5 )回熱系統：存在3、4號低加和1、2、3號高加抽汽壓損（包括除氧器）均高于設計值，總計使機組熱耗率上升 28.0kj/kwh；1號高加和2、3號低加的上端差高于設計值，說明加熱器換熱效果不好；4號低加旁路門存在最大達106噸的內漏流量。6 )熱力循環系統漏泄：熱力循環系統不明漏泄量為 3.19t/h ，不明漏泄率為 0.52% ，高于國家標準0.2%的規定。主要是以下閥門存在內漏：3 號高加危急疏水甲門（ 153.7 ）；西防腐主汽門疏水導擴容器甲門（ 202.7 ）；三抽逆止門前疏水導擴容器門（ 196.1 ）；高壓前軸封一漏疏水乙門（ 91.3 ）； 冷段逆止

51、門后疏水導擴容器甲門（ 110 ）；高壓軸封供汽母管疏水導擴容器旁路門（ 98 ），對有走近路現象的隔板密封面進行補焊打磨處理，消除漏泄點。二是鍋爐脫硝改造，更換原燃燒器為低氮燃燒器，增加了燃燼風，在省煤器與空氣預熱器之間加裝scr煙氣脫硝反應器，設計在不犧牲鍋爐效率的前提下，首先通過低氮燃燒器將nox排放濃度由750mg/nm3降低到350mg/nm3，再利用scr反應器控制到約100mg/nm3，使整體脫硝效率為87%。改造后未達到理想的預期效果，還需進一步分析查找原因，以待解決。4.檢修管理取得的良好經驗一是超前策劃，切實做好機組等級檢修準備工作，發揮質量保證體系的作用，認真落實創全優方

52、案的要求，為確保質量目標優質如期的完成，使機組修后達全優目標，及時成立了2號機組b檢組織機構、質量保證和質量監督體系、保全優措施和b檢期間管理考核辦法。對重大檢修項目和非標項目制定了周密詳細的的施工方案，項目從設備專業部、參修單位專業都設有專人負責，由于責任明確、獎懲分明、措施得當，使職工的責任感和質量意識明顯增強，檢修質量從根本上得到了保證。二是加強文件包執行情況檢查管理，不定期組織點檢員、監理進行聯合檢查。對文件包執行中存在問題及時進行糾正并利用b級檢修會議進行通報，整個b檢期間，參修單位能夠按照文件包所制定的維修程序執行，質量見證點、停工待檢點的驗收通知、聯絡基本及時、到位，真正從檢修質量上得到有效控制。在檢修過程中，加強安全文明施工管理，嚴格推行標準化作業，檢修現場文明整潔，安全高效，為順利完成本次b級檢修提供了良好的施工環境和安全氛圍。同時，科學組織，合理布置，結合工期和自身情況，指定了切合實際的施工措施及方案，確保了工程質量及進度。三是本次b檢各專業與檢修單位進行了良好的溝通與