12冷灰斗联箱泄漏全部补焊,对联箱进行加层，疏通

　　13#21、#22捞渣机箱体焊口开裂漏水加固焊缝70m

　　14#21捞渣机头部限位板磨穿全部更换

　　15#22捞渣机头部限位板磨穿全部更换

　　16捞渣机主动轴轴承磨损严重全部更换，共4盘

　　16#21.#22捞渣机主动轴导向轮磨损严重更换1个

　　17#21、#22碎渣机轴承损坏更换损坏的轴承3盘

　　18#21、#22碎渣机轮毂磨损严重更换轮毂2个

　　19#21捞渣机尾部导向轮轴承损坏,更换损坏的轴承4盘

　　20#2炉零米地沟杂物多清理地沟，并对地沟进行改造

　　第五部分：机组大修前后技术指标对比及分析

　　一、指标比较

　　序号项目指标值单位备注

　　修前修后

　　1.机组负荷500500MW

　　2.排烟温度143.73137.40℃

　　3.飞灰含碳1.26/1.2%

　　4.给水温度248.35249.68℃

　　5.给水温差44℃

　　6.空预前氧量3.8/4.2℃

　　7.再热器减温水量35．724T/H

　　8.主汽温度540539℃

　　9.再热器温度542538℃

　　10.主汽压力1616．1MPa

　　11.凝汽器端差6.708.00℃

　　12.循环水温升10.4911.30℃

　　13.#1缸真空80.383.6-kpa

　　14.#2缸真空77.782-kpa

　　15.主汽流量1625(向外供汽9T／H)1565T/H

　　16.再热器流量14331386T/H

　　17.汽机汽耗8739.108568.83Kj/kwh

　　18.除盐水补水率0．890．92%

　　19.汽机效率41.1541.97%

　　20.锅炉效率91.3691.93%

　　21.#11空预漏风系数0.230.10%

　　22.#12空预漏风系数0.300.094%

　　23.11电除尘漏风系数0.0550.025%

　　24.12电除尘漏风系数0.050.023%

　　25.主保护投入率100100%

　　26.自动投入率100100%

　　27.供电煤耗359.9352.1g/kwh

　　28.主要辅机保护投入率99.6100%

　　29.DAS信号投入率99100%

　　二、主要参数分析

　　1）真空度：在相同负荷一抬泵运行的情况下，提高了0.3-0.9%，是因为环境温度降低，水塔进行了整治。凝汽器铜管进行清洗，大修后大机约有60根铜管、小机有30根铜管打通，大机收球率在99%以上，小机收球率在75%左右。

　　2）高加三通门不严密问题得到有效的处理，大修前温度差为3--5℃，大修后分别为0℃。

　　3）#2低压加热器水侧进出口温差小得到很好处理,机组负荷500MW时，大修前温差为1℃,大修后温差为18℃,

　　4）主机串轴值比大修前减小很多，在机组负荷500MW时，大修前为0.49mm,大修后为0.057mm。

　　5)风烟系统进行了堵漏工作，成效显著,大修后同比负荷下比大修前的六大风机挡板开度下降了3%以上。

　　6)磨煤机电流#12、#13、#14修前较大，平均为85--95%之间，修后下降为70--80%之间，#14磨煤机电流也下降了20%。

　　7）锅炉排烟温度比大修前有所降低，省煤器前烟温比大修前同负荷下下降了3-6℃，排烟温度也下降了5-8℃，与锅炉酸洗和大修后燃烧调整的努力有关。

　　8）大修后四级过温升明显升高，大修前在三级过出口温度达到495℃以上时且三级减温水门全部关闭的情况下才能勉强保证四级过温度。大修后，在三级过出口温度只有480℃时，就可以保证四级过的出口温度，而且司机减温水也可以投入正常使用。

　　9）低再出口温度尽管仍然存在超温现象，但比大修前下降了大约10℃，现在可以维持在470℃以下，还有待于观察调整。

　　第六部分：重大项目的专题分析总结（见附件2）

　　第七部分：重大改进项目完成情况及效果

　　一、汽机部分

　　序号重大项目内容完成情况效果

　　1主汽轮机检修及配合发电机检修1）针对高中压缸轴承箱基础下沉，对主机前、中轴承箱进行抬箱处理；2)对高压2A、3A、4A级隔板汽封块进行了更换；3)对部分由于金相检查不合格的缸体及导管螺栓进行了更换；对高压喷嘴室、高压上隔板套、低压隔板及#1、#2低压转子叶片金相探伤检查发现的多处裂纹进行打磨消除;4)对低压叶片进行补焊处理。5)对所有的主机及汽泵汽轮机油档铜齿进行重新镶嵌并重新调整油档间隙;6)发电机氢侧密封瓦径向间隙均达0.35mm对发电机氢侧密封瓦进行更换并重新修研密封瓦径向间隙（0.18mm）。1）并取得了预期效果；2)提高了机组的热效率;3)避免了机组的运行中产生断裂现象;5)保证了油档不发生漏油现象，能够运行一个大修的周期。6)通过调整使发电机有一个良好的密封的环境，保证了设备的长周期运行。

　　2Ⅰ组＃3高加更换见专题总结

　　3交流回油泵换型已完成运行状况良好

　　4＃2水塔改造1）水塔防腐，对水塔支柱、底座、横梁、配水渠进行防腐，防腐面积1200平米；2）制作更换4根小泥小梁、1根小泥大横梁3）更换喷嘴65个，淋水层15m31）确保＃2水塔安全运行；2）效果较好3）保证了水塔有效换热

　　二、电气部分

　　1更换＃２发电机滑环已完成改善了换向条件

　　2氢干燥器改造已完成减少了设备故障，降低了发电机的氢气湿度，提高了设备运行的可靠性

　　3循环泵电机冷却水系统改造已完成消除了渗漏，保证了运行中设备的冷却

　　4电气控制系统通过改造已完成提高了电气控制系统的自动化水平和设备运行可靠性

　　5同期系统通过改造已完成提高了机组并网的成功率及设备运行的可靠性

　　6逆变器改造已完成提高了设备运行的可靠性，确保了逆变段的可靠供电

　　75021开工液压机构大修改造加装防慢分机构已完成提供了运行可靠性

　　8电气DCS改造已完成运行效果良好

　　9380V2CA段配电柜改为抽屉式配电柜已完成运行效果良好

　　10神雁线路保护改造见专题总结

　　三、锅炉部分

　　1#24#26磨热风隔绝门更换已完成开关灵活密封严密

　　2磨分离器出口处及煤粉管贴陶瓷已完成耐磨性明显提高

　　3#21给煤机从动轴改外置式已完成密封性好、转动灵活

　　4＃21、＃22一次风机基础改造已完成风机振动得到控制

　　5＃21一次风机对轮联轴器改造已完成风机与电机的振动互不影响，效果优良

　　6＃21、＃22送风机回油管改造已完成可以观察到前轴承回油情况

　　7＃21一次风机电机油系统改造已完成提高了系统可靠性，便于调节压力及流量

　　8两台空预落灰斗加装滤网已完成落灰斗全部畅通

　　932m#21空预一次风出口加装导流板已完成效果明显

　　10#21—#26热风挡板改造已完成开关灵活，关闭严密

　　11吹灰器功能组DCS改造已完成提高了吹灰器的可靠稳定运行，提高了吹灰效果

　　12#21燃油泵更换已完成振动，轴承温度都超标不符合标准要求，退货。

　　13高再联箱、省煤器联箱部分进行更换已完成减少联箱管座的泄漏确保机组的长周期运行

　　14低再弯头更换已完成减少四管的泄漏及停炉次数

　　15吹灰器让位管更换已完成减少四管的泄漏及停炉次数

　　16分离器内套筒恢复已完成恢复设备的完整性及汽水的分离效果

　　四、热控部分

　　DCS改造已完成运行正常

　　磨一次风总门电磁铁改造完成#3磨试运

　　增加空予转速模拟测量装置完成运行正常

　　增加风粉检测系统完成运行正常

　　循环泵导向叶片角度测量装置改进完成运行正常

　　更换部分电动截门执行器完成运行正常

　　更换部分测量表管及变送器完成运行正常

　　炉膛火焰摄象机改造完成运行正常

　　高旁疏水电动门实现远方控制完成运行正常

　　五、输煤部分

　　1斗轮机大修见专题总结

　　2B碎煤机大修见专题总结

　　六、化学部分

　　1#6砂滤池进行了大修三种滤料全部掏出，重新进行筛选和级配，部份损坏的滤帽进行了更换滤帽的结垢进行了酸洗，滤料回装按照肠家说明书的要求和图纸要求运行情况很好

　　2除盐站、脱碳站气动五通阀进行了国产化改改造换下了腐蚀严重、动作迟缓的旧五通阀提高了控制系统的可靠性和稳定性

　　3旁流加药泵出入口管道更换完成没有渗漏点

　　4除盐站、脱碳站气动五通阀进行了国产化改改造换下了腐蚀严重、动作迟缓的旧五通阀进一步提高了控制系统的可靠性和稳定性。

　　5#1采样间部分阀门更换完成没有渗漏点

　　七、除灰部分

　　1电除尘器高压电源控制器见专题总结

　　第八部分：遗留问题及措施

　　序号遗留问题采取措施备注

　　14级、4a级叶片叶片腐蚀严重叶顶有9处打穿或腐蚀穿，在此次大修中对此9处进行了补焊，但是如果腐蚀进一步加剧，穿孔现象还会进一步增加，所以必需对此预以高度重视，加强分析，防止穿孔现象扩展。对此的初步分析见附件2#机4级、4a级叶片腐蚀情况的分析。

　　2低压末级叶片汽水冲蚀严重未做处理，拟在下次大修更换叶片。

　　3疏水器老化失效运行期间关闭疏水器前后手动门，定期放水。待订购回质量优良的疏水器后，找机会进行更换。

　　4给煤机从动轴改处置式后定期检查维护确定可靠性数据

　　5#22空预电流偏大（最大7.0A）加强监视因密封片磨察而引起电流摆动

　　6#21燃油泵振动大，轴承温度高退货长春水泵厂新泵

　　749米及61米密封箱内0级、1级减温器减温器支管通过计算原管壁设计厚度不足且在运行中冲刷减薄加强监护，准备备件材料停炉检修更换。

　　8省煤器管的焊口有缺陷进行部分更换

　　9I组#3高加水位指示不能显示真实水位原因是高加改造没有考虑水位测量问题，正在进行进一步探讨

　　10氧表探头备件短缺

　　11RB36S001机械紧，远方操作有时不动

　　12二次风罗托克执行器无备件且捷制电动执行器备件严重缺乏（厂部库房仅剩两台）尽快提出改进计划或订购备件，

　　13＃21送与＃22送两台西门子SA55型执行器抗干扰能力差，存在摆动隐患，在今后的机组运行中加强巡检，发现问题及时处理。

　　14液动执行器密封老化，尤其是给水门渗油，另液动门从整体来看，其核心控制部件伺服阀也老化且目前无备件，需加强检查，及时加注液压油，以满足正常运行要求。急需解决备件问题或对液动门进行改造

　　15给水、减温等系统参数需要进一步优化调整进一步优化调整

　　16操作员站元件是容易故障的物件，特别是远传的接收端拟订购备件

　　17操作员站鼠标与远传适配不好，重新启动主机时鼠标不能很快正常工作

　　18SE83P01、RA30P01变送器坏无备件拟订购备件

　　1921、23、26强循泵马达室温校验不合格，降级使用

　　20水塔上水电动门控制盘配件缺乏，很难维护,拟订购备件

　　21设备启动/停止操作前，首先操作功能组的H/A按钮，以清除记忆运行操作人员必须按此规定执行

　　226KV/380V电机控制方式只有一种：手动，操作前不需要切换其控制方式运行操作人员必须按此规定执行

　　23电动截门控制方式只有两种：手动/自动；，操作前需要切换其控制方式为手动运行操作人员必须按此规定执行

　　24空预吹灰控制方案有A/B两种，在操作前必须先选择方案；在功能组投自动时不允许切换方案运行操作人员必须按此规定执行

　　25B侧斗轮机回转轴承V型滚道局部损坏。定期对回转轴承检查加油，申请轴承备件，到货后立即更换

　　26电除尘阳极板磨损严重进行了补焊,拟进行更换

　　27冷灰斗联箱因腐蚀，管壁变薄，经常发生拉裂漏水的现象。冷灰斗联箱及联接水管内淤泥较多，有的已经堵死．疏通冷灰斗联箱及联接水管,拟进行更换

　　28电除尘器3台阴极振打电机未更换未更换,拟订购备件进行更换

　　第九部分：大修费用统计

　　本次大修计划：

　　材料费用万元，备件费用万元,人工费用万元，工程费用万元，四项合计万元。

　　本次大修实际：

　　材料费用万元，备件费用万元,人工费用万元，工程费用万元，四项合计万元。

　　第十部分：技术监督总结

　　一金属监督

　　在省公司和厂领导的支持和关心下，#2机组的大修工作从去年下半年开始就着手准备了。由于非典的原因，从4月20日推迟至8月1日。整个大修历时59天，至9月28日点火。大修期间共检设备部件5680多件，发现缺陷230多处，全部处理。下面就将本次大修的监督检验情况小结如下：

　　（一）、#2炉酸洗监督检验工作

　　#2炉酸洗前委托西安热工研究院对炉内受热面管材进行了状态评定；酸洗小型试验后由西安热工研究院进行了对比分析。按照检验结果厂部决定切除三、四级过热器及再热系统，进行半系统酸洗。在二至三级过热器导管上进行切口。系统要隔离彻底，特别是减温水系统、疏放水系统。阀门要严密，杜绝酸洗液渗漏，串系统，造成不必要的腐蚀。酸洗过程中要严格按照可行的试验方案进行，并对相关药品进行检验复查。洗后割管取样进行管材质量评定。系统恢复焊口严格按照焊接热处理规范进行，并进行无损检测和硬度测试。酸洗、水压及运行中发现，本次酸洗对一些缺陷进一步加速暴露，如54米取样表管焊口，二级过热器出口联箱管座，42米前墙减温水变径管，61米包墙疏水管焊口及四处丝堵泄漏。但省煤器厂家焊口的圆形孔状缺陷的泄漏有待进一步论证。

　　（二）、大修中的设备部件检验情况

　　1．六大部件检验

　　1分离器：#2分离器在安全评定期内，2本次大修只定检#1分离器（西）并消除异音振动。定检合格，3缺陷彻底消除，4安全评级为二级，5六年后复6检。

　　7护环：着色检查两个，8未见缺陷显示。

　　9对轮螺栓：检查72条，10着色检测未见缺陷显示，11硬度测试有部份螺栓（高—中对轮螺栓）硬度偏高。在头部往下打磨硬度就降下来了，12属渗氮处理保护不13好所致，14继续使用。

　　15除氧器：两台都在安全评定期内，16本次大修打开人孔门只作内部宏观检查。

　　17大轴：大轴共检查6根（含小机），18主要对轴颈部分进行了检查，19未发现缺陷显示。大轴中心孔本次大修没有安排。

　　20主汽管道：本次大修主要对管道中的化学、压力取样、疏放水、排空管座进行了检查，21并进行了蠕胀测量，22其它焊口、三通等部件下次大修再作安排。

　　2．容器定检

　　计划检验情况分离器1台高加2台并更换1台氢罐3台备注

　　实际完成情况完成完成1台由山西电科院负责检验

　　检验结果：合格，安全评定为二级，六年后复检。

　　3．受热面“四小管”焊口检验

　　1炉内焊口抽检情况

　　名称省煤器包墙二过三过四过低再高再内悬吊

　　计划检验数量6040301010607060

　　实际检验数量7346351212629469

　　不合格数000000121

　　从上述抽检情况看：404道焊口有13道不合格，且高再12道为群孔，集中在6-7排，其它部位没有超标缺陷，内悬吊焊口缺陷为大焊瘤。与#1炉相比情况好的多。

　　2更换焊口检验情况

　　名称水冷壁省煤器辐过低再二过高再

　　检验数量11324861672259211

　　不合格数量71127133

　　从上述情况看：检查2383道焊口，不合格52道，一次合格率为：97。81%。其余返修合格。

　　4．炉外管焊口及角焊缝检验

　　炉外管焊口共检513道，从检验情况来看，表面缺陷较多，打磨处理圆滑过渡。结合去年中修及本次大修#2机组管座基本上检查完，存在的问题都得到了处理。从减温器的抽检来看，安装遗留的问题较多，内套筒不是整体的，喷头装反的，喷嘴装的不到位的，都要导致附近筒体管材疲劳开裂，这次又发现右后三级减温器有一个喷头装反，致使二级过热器联箱管座多处纵向开裂。对去年中修发现存在根部不透的外悬吊至包墙管焊口及省煤器三通焊口进行了复查，未发现有裂纹产生，监督运行下次大修复查。

　　5．紧固件检验

　　高温紧固件共检1497条，超声检查发现8条断裂。硬度测试结果与#1机组情况相似，螺栓硬度普遍较低。对低于200HB高于300HB的少数螺栓进行了更换。

　　6．缸体、隔板叶片检查

　　对低压转子4级、4A级叶片根部超声波探伤未发裂纹反射信号。#2低压转子次末级发现3处缺口开裂，补焊处理。射线、着色检查合格。

　　7．其它

　　厂减系统焊口、弯头、三通抽检等。

　　（三）、发现并处理的问题

　　1．水冷壁让位弯更换

　　近两年内水冷壁泄漏次数“四小管”占了一大半，且水冷壁全发生在让位弯处，缺陷的形式为密封撕裂穿透母材，为单一裂纹。本次更换过程中发现延伸到管材上的裂纹七六处多。

　　2．分离器异音振动处理

　　#2机组#1分离器（西）异音振动一段时间后没有了。#1机组#2分离器（东）又有了异音振动。经过大修前的观察分析，厂部决定本次大修中对#2机组#1分离器（西）异音振动分析处理。发现三条顶丝螺栓有一条断裂，其它两条弯曲；内套筒八条悬吊螺丝全部断裂，内套筒掉下。在更换十一条螺丝的基础上恢复原结构；并对内套筒焊上加强筋来固定，确保不会再发生以上现象。然后重新焊接封头，按照厂家的焊接热处理工艺进行。射线、超声、硬度检验合格。对缺陷进行了根治，避免了一次返厂检修。

　　3．高温再热器出口联箱短件更换

　　由于凝结水返流使高温再热器排空管座附近母材内壁龟裂、管孔放射状裂纹。扩孔超过200mm，但还留有裂纹。所以利用大修更换，共更换三个短件；先恢复大口后焊接小口，焊接热处理按照焊规规范执行。射线、超声、硬度检验合格。

　　4．省煤器入口联箱短件更换

　　省煤器入口联箱排空管座由于存在裂纹，去年中修进行了挖补处理，本次大修对其进行短件更换。焊接热处理按照焊规规范执行。射线、超声、硬度检验合格。

　　5．低温再热器弯头更换

　　低温再热器内部腐蚀严重，外部又有烟气的磨损，所以本次大修决定更换部分弯头。更换弯头351个，焊口检验672道，返修27道。

　　6．二级过热器出口联箱管座裂纹处理

　　二级过热器出口联箱管座酸洗后发现多处纵向裂纹，经过检验分析认为属应力开裂，且由里向外发展，主要集中在5——7排附近，现场查证由左侧三级减温器一个喷头装反引起。厂部决定对其管座更换25排。考虑到现场的实际情况我们对联箱进行了消氢处理。检验焊口259道，返修13道。抽检管座6个，未发现裂纹等线性缺陷。由于许多客观原因不能返家修理，有待于实际运行的进一步检验。

　　7．#2低压转子次末级叶片裂纹处理

　　#2低压转子次末级叶片有三处缺口开裂。缸体进入东西引起。由于没有备件，采用挖补处理。将裂纹全部消除干净，采用全氩弧焊接，选用焊丝H1CR13。预热100℃，焊后600℃回火，然后缓冷。打磨修处复后进行射线和着色检查。未发现裂纹等缺陷。该方法可以推广利用。

　　8．Ⅰ组3号高压加热冷却器更换

　　Ⅰ组3号高压加热冷却器由于堵管率高报废，更换由上海电力设备厂生产的新高加。更换过程中严格按照容规要求编写焊接热处理作业指导书，并由相应资格人员进行焊接热处理。更换后检验合格。

　　9．再热堵板螺丝断裂处理

　　再热热段堵板螺丝由于紧力太大有8条发生断裂，全部更换并配用液压力矩扳手操作。

　　10．中压联合调汽门裂纹处理

　　中压联合调汽门裂纹为铸造过程中产生，长度约150mm，打磨过程中发现内部不规则的小裂纹很多，打磨消除干净后进行补焊处理。选用A507焊条冷焊修复，着色检验合格。

　　11．低压末级隔板静叶裂纹处理

　　低压末级隔板静叶裂纹多处，多数沿焊缝产生，打磨消除干净后进行补焊处理。选用A507焊条冷焊修复，着色检验合格。

　　12．高压旁路门喷嘴环向裂纹处理

　　高压旁路门喷嘴环向裂纹是由里向外产生的，打磨过程中发现内壁龟裂，打磨到20mm深度处进行补焊，选用A507焊条冷焊修复。下次大修更换。

　　13．三级减温器喷头装反处理

　　在二级过热器出口联箱管座裂纹的原因查找过程中发现左侧三级减温器有一个喷头装反，使减温水喷射到联箱附近处，冷热交变产生应力集中。所以把它恢复回来。焊接采用氩弧打底电焊盖面的方法，焊前预热，焊后热处理。

　　14．水冷壁吊耳割除

　　水冷壁吊耳属安装过程中遗留物，在十年的运行中，由于高温的作用产生了大量的横向裂纹，有的已经延伸到管材上，为此本次大修对其进行割除。一边割除一边检验，延伸到管材上的进行挖补处理。

　　（四）、设备遗留问题

　　1．2台低压转子4级、4A级叶片拉筋孔至顶部区域内密密麻麻针状小蚀坑，2．局部腐蚀严重。虽然与哈尔滨汽轮机厂采取了打磨补焊试验，3．但选用A302焊条冷焊，4．试样中发现三条裂纹，5．效果不6．好，7．最终放弃，8．现监督运行。