电气#6机组A级检修总结
#6机组A级检修电气专业总结报告
电气分公司高压输变电班
6号发电机201*年3月20日
制造厂东方电机厂，型号QFQS-200-2，冷却方式水氢氢，容量235MVA，额定电压15.75kV6号主变压器
型号：IEC－76－1976电压：550/15.75kV结线组：YN，d11制造厂：日本日立公司
出厂号：701403-2（A、B、C三相）出厂日期：1986年月
变压器投入运行日期：1988年10月日变压器上次A级检修日期：201*年3月18日高压套管：型3只（三相）低压套管：型3只（三相）中性点套管：型1只（三相）冷却装置：型4组（三相）
励磁分接开关：厂型一、概况
(一)停用日数：
计划：201*年3月20日至201*年5月20日，共计60日。实际：201*年3月20日至201*年5月22日报竣工，共计62日。(二)人工：
计划：1560工日，实际：1612工日。（三）检修项目完成情况
标准项目60特殊项目3技术改造项目0增加项目0减少项目0内容计划数合计63备注实际数63603000（四）质量验收情况1.电气一次设备验收：序号名称份数不合格项通知单一级二级三级验收验收验收1134114221#6机出线系统A级检修作业文件包；12#6高厂变A级检修作业文件包；3#6主变A级检修作业文件包；455006断路器A级检修及CT更换作业文件包；1111100005006-3隔离开关A级检修作业文件包；5006-4隔离开关A级检修作业文件6包；7厂控非标项目8分公司增加非标项目2.电气二次设备验收：序号12300011113名称不合格项通知单一级验收二级三级验收验收4
二、简要文字总结：
1.施工组织与安全情况1.1施工组织
序作业组名称作业组长作业组员
变压器李俊亮王思革、熊肖飞、郭建光、马小盼、李小东王宏勤、王永峰、姚小亮、蔡超、郭军马宾、陈治国、开关、CT、刀闸郭东发电机出线系统袁兆华1.2安全及文明生产（NOSA治整）情况1.变压器渗漏油清处理；2.断路器SF6气体回收；3.废旧物品回收和分类存放。2．#6机组主要设备检修、试验情况
2.1#6发电机及封闭母线按照《华北电网有限公司电力设备交接和预防性试验规程》的规定做了电气预防性试验未发现任何问题，试验数据完全符合标准。进行清扫检查时也未发现问题。#6发电机出线PT由于设备不符合保护要求，进行PT的更换。其为大连北方电器有限公司产的型号为：1、2YH为JDZX3-15型；3、4YH为JDZX4-15型电压互感器，经试验全部合格。完成厂里安排的非标项目。
2.2#6主变、#6高厂变按照《华北电网有限公司电力设备交接和预防性试验规程》的规定做了电气预防性试验未发现任何问题，试验数据完全符合标准。进行清扫检查、消除附属设备缺陷。配合保变对#6主变C相高压套管升高座密封垫进行更换，消除了渗漏缺陷。；同时对主变进行了放油和内检，完成了主变大修所有检修项目。主变间隔悬式绝缘子清扫、检查、侧零，销子检查更换。
2.3#6发-变组保护及控制回路按照《继电保护和电网安全自动装置校验规程》的要求对其进行了清扫、检查、紧螺丝、测绝缘，；CT直阻、绝缘测试；对保护装置进行了部分效验，定值报告打印、核实、存档；对发-变组保护的控制回路进行了传动均符合要求。
2.4#6主变、#6高厂变消除渗漏油，室外穿管电缆检查、封堵。2.5对5006-3、5006-4隔离开关按照《华北电网有限公司电力设备交接和预防性试验规程》的规定做了电气预防性试验未发现任何问题，试验数据完全符合标准。进行清扫检查、消除附属设备缺陷。刀闸间隔悬式绝缘子清扫、检查、侧零，销子检查更换。
2.6对5006断路器及CT按照《华北电网有限公司电力设备交接和预防性试验规程》的规定做了电气预防性试验未发现任何问题，试验数据完全符合标准。进行清扫检查、消除附属设备缺陷。由于5006断路器电流互感器不符合保护及线路安全要求，随将其更换为瑞典ABB公司生产的IMB550型电流互感器。断路器SF6密度继电器校验、微水测量，电流互感器喷涂RTV、加装防污闪伞裙。断路器间隔悬式绝缘子清扫、检查、侧零，销子检查更换。
2.7对就地控制箱、盘柜、照明箱、检修电源箱等按照NOSA标准进行治整，对室外电气设备进行防寒防冻检查，消除不安全的隐患。3．#6机组A级检修非标项目完成情况（包括3项厂控非标项目）#6机组检修厂里下达的3项非标项目完成3项。
3.1#6发电机出线系统电压互感器更换，加装接地地线，箱体改造。3.2#6主变C相高压套管升高座密封垫更换，套管本体、CT及引线导流面检查、清理。
3.35006电流互感器更换，外绝缘喷涂、加装防污闪辅助伞裙完成。4．#6机组A级检修中发现和消除的缺陷及采取的措施
4.1在5006断路器检修中发现C相分闸阀线圈接线端子断裂，为防止运行中发生缺陷，全部进行更换。
4.2#6高厂变C相高压套管有油污，为防止运行中由于油温和油压变化出现渗漏，擦拭后紧固套管压紧螺母。
4.35006-3隔离开关B相分控箱内合闸接触器线圈在操作中发热烧损，将其线圈进行更换。
5.#6机组A级检修完成的异动项目
类别名称流水号标题完成情况文件编码设备异动申请报告DQ-BD-09-01#6发电机（1、2）YH更换设备异动申请报告DQ-BD-09-02#6发电机（3、4）YH更换设备异动申请报告DQ-BD-09-03#6发电机5006CT更换设备异动竣工报告DQ-BD-09-04#6发电机（1、2）YH更换设备异动竣工报告DQ-BD-09-05#6发电机（3、4）YH更换设备异动竣工报告DQ-BD-09-06#6发电机5006CT更换完成完成完成完成完成完成6.检修文件包及工序卡应用情况
本次检修执行检修作业指导书6份，这次A级检修对作业指导书由分公司专工与班组技术人员共同协商进行了较大的修改，改成符合现场实际需要精简明了的作业指导书。
7.设备的重大改进的内容及效果
8.人工和费用的简要分析(包括重大特殊项目人工及费用)。
9.检修后尚存在的主要问题及准备采取的对策
10.试验结果的简要分析11.其他
11.1外委项目
11.1.1#6主变出线间隔、5006断路器间隔、5006-3-4隔离开关间隔悬式绝缘子清扫检查、串瓶销子检查更换，零值检测完成。
11.1.25006断路器电压互感器外绝缘喷涂RTV、加装防污闪伞裙完成。11.1.3#6主变C相高压套管升高座密封垫更换完成。
11.2201*年厂、公司反措计划#6机组A级检修项目完成情况
序号12技术措施及工作内容完成情况负责人备注
扩展阅读：_1机组A级检修总结(总结版)
201*年绥中发电公司#1机组
A级检修总结
北京国华电力有限责任公司绥中发电公司
201*年6月26日
目录
第一部分A级检修管理总结一、A级检修总结概述二、检修工期完成情况总结三、安健环管理总结四、质量管理总结五、物资管理总结
六、监理制执行中的亮点和不足七、人力资源使用情况分析八、费用管理总结
第二部分机组主设备A级检修总结（一）#（设备）A级检修总结一、主要参数值表二、人工三、费用
四、检修项目完成情况五、质量验收情况
六、A级检修前后主要运行技术指标总指标七、设备评级八、简要文字总结
（二）主变压器A级检修总结一、主要参数二、概况三、简要文字总结（三）热工专业检修总结一、主要参数二、概况三、简要文字总结第三部分专业总结一、检修项目完成情况二、发现的主要缺陷及处理情况三、检修项目验收情况四、检修工机具准备与使用情况五、检修工作评语六、简要文字总结
第四部分重大设备缺陷总结一、缺陷名称1、缺陷简介2、原因分析3、处理方案4、处理结果
5、应采取的措施和吸取的经验第五部分机组试验、试运总结一、试运概况
二、试运主要内容及时间安排三、试运中发现的缺陷四、试运存在问题五、应吸取的经验和教训第六部分重大项目总结一、重大项目名称1、重大项目简介
2、重大项目的工日投入情况3、重大项目的费用发生情况4、重大项目的进度情况
5、重大项目在实施中存在的问题及遗留的问题6、重大项目效果评估7、重大项目的总体评价
第七部分A级检修经验及教训总结第八部分A级检修结论一、检修目标完成情况二、热态评价三、取得的经验四、存在的问题五、总体结论附件：外部监理总结第一部分A级检修管理总结
一、A级检修总结概述（生技部）1、机组简介
__________发电企业_______号机组MW机组投运时间____年____月____日
停用日数：
计划：_____年____月_____日到______年____月____日，共计________d。实际：_____年____月_____日到______年____月____日，共计________d。
人工：
计划：___________工时，实际：__________工时，外用工__________工时。
检修费用：
计划：____________万元，实际：__________万元，外用工__________万元。
由上次A/B/C级检修结束至此次A级检修开始运行小时数___________，备用小时数________________。
上次A/B级检修结束到本次A级检修开始C/D级检修_________次，停用小时__________数。上次A/B/C级检修结束到本次A级检修开始非计划停用____________次，_________h，非计划停运系数______________，其中：强迫停运_____________h，等效强迫停运系数___________。
上次A/B级检修结束到本次A级检修开始日历小时：______________，可用小时__________，等效可用系数______________，最长连续可用天数__________，最短连续可用天数________________。
2、机组修前状况：（简述）（所有单位）
修前设备状况，存在的主要问题和重大缺陷。（只说重大缺陷及结论性描述）
（1）高压缸调节级阻汽片脱落（2）汽轮机中压转子弯曲超标
（3）中压缸胀差长期超过报警值，目前在4.4mm左右（正常范围：-3mm至3mm，运行中需根据胀差变化情
况，不定期投入法螺加热系统）
（4）中压缸东北、西北侧排汽管与缸体相连法兰处保温滴水（5）#1机汽机#2轴承巴比合金温度超过85℃（6）＃7、＃10瓦轴承箱结合面渗油（7）#1汽轮机轴振10X>165
（8）#1汽轮机瓦振8Y>4.5mm(低负荷时)
（9）#1机Б列#8高压加热器1RD12W01北侧膜片开裂（10）＃12密封油泵驱动端轴承水平振动超标达7.0mm/s（11）EH油再生泵轻微渗油
（12）＃2中调门门杆与油动机活塞杆不同心（13）＃3低压加热器疏水不畅
（14）抽汽器海水罐水位计看不清水位，且下部排水管细有堵塞现象（15）#1机#11主抽气器水侧入口电动门1VC637A内漏（16）#1抽气器气侧门不严
（17）#1炉а侧再热器#5安全门脉冲阀1RB043内漏（18）#1锅炉а侧再热器#1安全门脉冲阀1RB035漏汽（19）#1锅炉б侧再热器#3安全门脉冲阀1RB040内漏（20）#1锅炉а侧再热器#4安全门脉冲阀1RB041内漏（21）#1机高加疏水导凝汽器电动门1RN570门杆弯曲（22）热段至辅汽供汽逆止门1RQ51K03阀体裂纹（23）#1机#4低加疏水至#2低加电动门1RN574门盖砂眼
（24）#1机0米尖峰加热器水侧出口管道放水门1UU14K07门前管路有砂眼（25）#1机P-20排水至凝汽器管路有砂眼
（26）#1机热段至自用1.6MPa母管供汽逆止门1RQ51K03门体存在裂纹（27）#1机热段至自用1.6MPa母管减温减压器母材存在裂纹（28）#1机中压主汽门前疏水电动门1RT926/928内漏
（29）#1机A列#6高加入口放水二次门RL84K02.B列#8高加出口放水二次门RL99K02(就地牌RN557)内漏（30）#1机A列#6高加壳体放水二次门RT21K02.#7高加壳体放水二次门RT21K04内漏
（31）#1机B列#6高加壳体放水一二次门RT22K01.RT22K02.B列#8高加壳体放水二次门RT22K06内漏（32）#1机B列#6高加壳体放水二次门(就地位号RT22K01)内漏（33）#1机尖峰加热器水侧入口门1UU670供汽电动门1RQ755盘根漏（34）#1汽泵再循环电动门RL505门前手动门内漏（35）#1机#2小机导管疏水电动门1RT920内漏
（36）#1机Б列高加出口电动门旁路手动门1RL72K03盘根漏（37）#1机高加抽空气总管导凝汽器弯头砂眼
（38）#1机P-20排汽管道减温水调节门1RL783盘根漏汽（39）#1机启动旁路调节门RC045密封面有裂纹（40）#1炉Б侧#1再热器安全门泄汽管活结丝扣损坏（41）#4低加水位调门1RN571调节不好（42）#11气泵再循环电门内漏
（43）#1机组A列#8高加疏水调节门开度偏大
（44）#1机组热段至辅汽供汽管路安全门正常运行时漏泄，安全门排汽管道在28米处有较明显的排汽声（45）凝结水系统调节门048、049连接件频繁故障（46）#12汽动给水泵驱动端供油管路活节渗油（47）#11氢冷泵出口逆止门不严
（48）#1机#11汽泵平衡盘给水温度测点处漏水（49）#11汽泵驱动端渗油
（50）#12汽泵大负荷时振动大、轴端两侧甩水（51）#1、#2海水循环泵泵壳底部汽蚀（52）#11定子水泵轴端渗水
（53）#1机组两台汽泵Ⅰ挡泻水至疏水箱手门内漏
3、本次检修中检修项目完成情况统计（检修单位、设备部各点检组）
计划项目数检修增加的项目数未完成项目数实际完成项目数汽机专业416614408-----专业-----专业合计4、未完成（包括取消）项目清单及未完成原因（检修单位、设备部各点检组）序号未完成项目专业汽机汽机汽机汽机汽机汽机汽机汽机汽机汽机汽机汽机未完成原因1.#11柴油发电机组解体检修2.#1机0米尖峰加热器水侧出口管道放水门1UU14K07门前管路有砂眼#1机组A修项目优化及停机前盘点会研究取消因夏季热网暂不能停用因供水总门及其旁路门，工业水滤网旁路门不严运行措施做不下来因供水总门及其旁路门，工业水滤网旁路门不严运行措施做不下来因供水总门及其旁路门，工业水滤网旁路门不严运行措施做不下来因供水总门及其旁路门，工业水滤网旁路门不严运行措施做不下来因供水总门及其旁路门，工业水滤网旁路门不严运行措施做不下来因供水总门及其旁路门，工业水滤网旁路门不严运行措施做不下来因供水总门及其旁路门，工业水滤网旁路门不严运行措施做不下来不具备条件因供水总门及其旁路门，工业水滤网旁路门不严运行措施做不下来因供水总门及其旁路门，工业水滤网旁路门不严运行措施做不下来因供水总门及其旁路门，工业水滤网旁路门不严运行措施做不下来需要在实验台上进行备注3.定子水冷却器入口门2台4.密封油冷油器水侧供水总门#1、#2工业水滤网出、入口门检修（4台）#1、#2工业水滤网旁路门检修16.台润滑油冷油器水侧供水总门检修7.(1台)5.8.工业水系统放水门、管路检查#11、#12氢冷泵入口电动门解体检查发电机氢系统氢盘阀门国产化改10.造9.11.#1机润滑油冷却水调节门12.#1机润滑油冷却水调节门旁路门13.电泵冷却水来水总门（VG24K01、汽机VG24K17）解体检查14.#11、12小机危急保安器解体检修汽机5、未达到优良项目清单及处理方式（检修单位、设备部各点检组）
序号项目名称1.#1汽轮机检修个别通流间隙、轴封间隙超标2.#1汽轮机高压转子对轮晃度超标3.#1汽轮机中压转子弯曲超标4.#1汽轮机#1低压转子晃度超标5.#1汽轮机#2低压转子晃度超标原因说明由于缸体变形个别通流间隙超标，无法调全部调整至合格范围实测高压后对轮0.06（标准≤0.03mm)外委修复后轴弯曲0.07mm(标准≤0.06mm)后对轮晃度0.07mm，短轴自由端晃度0.1mm（标准≤0.03mm）转子前对轮连接处晃度分别为0.22m,0.23mm;后对轮自由端晃度0.08mm(标准≤0.03mm）实测最大弯曲值0.22mm(标准≤0.03mm）转子前对轮连接处晃度分别为0.16mm,0.08mm;后对轮自由端晃度0.08mm(标准≤0.03mm）实测最大弯曲值0.10mm(标准≤0.06mm）低发对轮组合晃度实测处理方式维持原状，让步验收维持原状，让步验收让步验收备注让步验收做动平衡让步验收做动平衡6.#1汽轮机#2低压转子对轮晃度超标7.#1汽轮机#3低压转子晃度超标让步验收做动平衡让步验收做动平衡8.#1汽轮机#3低压转子弯曲度超标9.#1汽轮机低发对轮让步验收做动平衡让步验收10.11.12.13.14.15.组合晃度超标#1汽轮机发励对轮组晃超标#1汽轮机主机盘车轴窜及齿侧间隙超标#1汽轮机#1瓦间隙超标#1汽轮机#2瓦间隙超标#1汽轮机#3瓦间隙超标#1汽轮机#5瓦间隙超标0.12mm(标准≤0.12mm）实测发励对轮组晃0.14mm(标准≤0.03mm)蜗轮、蜗杆侧部间隙0.06（标准0.650.9）让步验收让步验收16.17.瓦顶0.84mm（标准0.500.65mm）瓦顶1.3mm（标准0.550.75mm）瓦顶1.11mm（标准0.600.75mm）瓦顶1.13mm（标准0.951.1mm）；瓦口最大1.2mm（标准0.850.95mm）#1汽轮机#7瓦间隙瓦顶1.12mm（标准0.95超标1.1mm）#1汽轮机#8瓦间隙瓦顶1.26mm（标准1超标1.15mm）让步验收让步验收让步验收让步验收让步验收让步验收6、检修中发现的主要缺陷及处理情况统计（检修单位、设备部各点检组）
发现的缺陷数处理的缺陷数遗留缺的陷数汽机专业18716621-----专业------专业合计7、检修期间完成的设备及系统重大变更（生技部、检修单位、设备部各点检组）
序号123项目#11、12小机凝汽器加装检修平台#1发电机定子护环冷却水管路取消#11、#12汽泵供油管路变更#1机零米地面，除盐水放水、汽泵密封水回水、尖峰加热器疏水至疏水箱管道改为负米#1机组主机凝汽器平台安装变更内容#11、12小机凝汽器加装检修平台#1发电机定子护环冷却水管路取消改为软连接#1机零米地面，除盐水放水、汽泵密封水回水、尖峰加热器疏水至疏水箱管道改为负米#1机组主机凝汽器平台安装变更后效果节约检修成本，提高工作效率#1发电机定子改造要求提高油管抗震性能，提高设备安全性便于通行,避免跨越备注45提高安全性二、检修工期完成情况总结（检修单位、设备部各点检组）
1、通过计划工期和实际工期的比较，分析各项目进度偏差的原因，主要是查找进度管理上的问题和制约进度的因素，并就如何提高计划的准确性提出改进措施。
由于本次A级检修计划比较充分，检修工作开展比较顺利。但仍有多个检修项目超过网络工期时间完成，具体分析原因如下：
一、解体后缺陷较多：设备解体后发现缺陷较多，如#2循环泵密封环断裂、汽轮机
中压转子13、22级围带脱落、汽轮机喷嘴冲刷严重、重要阀门密封面冲刷严重等问题，缺陷的发现涉及后续工作较多，制定处理方案、外委、采购备件等原因是设备不能按网络工期进行的一个重要原因。二、
备件质量原因造成工期延误。#11、#12汽前泵机械密封到货后发现径向间隙较大，有可能造成机封泄漏，与厂家沟通后厂家也积极配合、处理，但处理的时间较长，延误汽前泵回装。
现场吊车交叉作业时较多，影响部分项目会装进度。两台汽动给水泵、小汽机、汽前泵的检修都需要频繁使用吊车配合，为确保汽轮机主线进度这些项目无条件的让步，对工期滞后有影响；三台高加的检修几乎是检修后期完成的，就是由于吊车的原因导致。
个别项目试运时间较长，影响检修进度。两台海水循环泵电机修后近10天才试运，导致循环泵后续工作不能进行，使循环泵的整体工期滞后。
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。我公司阀门外包漳泽电力进行检修，但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。后期为保证酸洗进度，部分阀门又拿回来我公司自行完成，
三、
四、五、
使很多其余工作不能按计划展开，影响进度。
六、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。总结今年的实际检修进度，再次制定检修进度时实事求是的制作，工期压缩过多不可避免会出现命中率不高的情况；另外，在奖惩机制的完善和执行上应加大力度，按期完工的项目给予奖励，理由不充分的项目延期要有考核。2、取得的经验和存在的问题，下一步的提高措施
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，期间设备管理部组织承包商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，但我公司整个专业和承包商的人员能协调一致的解决问题，包括后期漳泽电力额外协调人员、研磨机到厂，对整体的检修进度起到了十分积极地作用。
存在的问题：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。
下一步提高措施：
1)制定网络图更贴近实际。2)承包商的选择要科学、谨慎。三、安健环管理总结（安健环部、检修单位、设备部各点检组、企业文化部）1、安健环管理完成的主要工作
1.1对机组检修过程中外来人员进行三级安健环培训：点检组没有1.2对机组检修现场进行安全文明生产布置：
汽机项目部能够按照#1机组检修定置管理，对检修现场进行安全文明检修布置，初期汽机零米位置摆放混乱，经过提示后能快速整改，符合定置图要求;两台机组间的警示隔离有效，拆卸的零部件摆放整齐，安全生产布置整体如下：1.3检修过程中对高危和重点检修项目加强管控：
本次检修高位项目主要在起重、容器内作业还有油区动火作业，点检组签发工作票能做到认真仔细，确保措施完善、正确的执行；施工过程中能按要求监督作业过程，发现有习惯性违章的项目及时提醒、制止；对集团公司重视的容器内作业与检修人员共同检查确认，确实符合安全要求才允许开工作业。
汽机专业检修高危重点项目：1）汽轮机高、中、低压转子吊装2）A、B列高加检修3）#3、4低加解体检修
4）海水管道内衬胶及容器内防腐5）凝结水泵大修6）#12小机揭扣缸7）#11、#12汽泵解体检修8）#1、#2海水循环泵检修
9）自用快排调节阀RC045、046解体检修加强行为观察。1.4检修过程中严格执行三票管理制度：
汽机项目部所有检修项目三票齐全,汽机点检组共签发发生热力机械工作票246份，发生一级动火票4份，二级动火票33份，签发的工作票票面措施完善，合格率为100%；检修过程中抽查工作负责人随身携带工作票情况，工作负责人能做到随身携带工作票、文件包，技术交底比较到位，重要工作项目有三措、施工方案。1.5对#1机组生产现场检修造成的装置性违章整改完善1)拆卸阀门过程中出现的盖板装置性违章整改17处。2)临时吊点出现的盖板装置性违章整改5处。3)平台梯角板装置性违章整改1处。
4）#11、#12小机凝汽器东西两侧搭设固定平台4处。2、A级检修中现场联合检查情况
在联合检查中，点检组重点检查现场中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。3、检修中未遂和事故统计
序号12工作负责人未办理《检修分公司工作负责人授权书》。工作负责人到现场未及时佩带安全监护标识。1名漳泽电力检修人员在冷油器上盖进行检修作业中没系安全带主机漳泽5.115.16违章违章内容班组日期性质（冷油器高度超过2米），34作业组将乙炔瓶虚绑在电缆桥架下的支架附近#3低加检修作业组和零米的#4导#3低加疏水旁路电动门检修作业组同时进行，上下交叉作业。在6.5米平台焊接作业中，造成焊接作业中产生的大量火星焊渣溅落在零米附近的塑料布及保温棉上，无人监护。电力管阀管阀沈阳安装公司6.5违章6.3违章5.165.31违章违章56泵班工作负责人擅自误将冷却水至#22电动给水泵母管总门关闭。泵班4、检修中安健环管理的成绩和不足、
本次#1机组A级检修安安健环管控到位，尤其在习惯性违章及容器内作业、起重管控方面做得较好，店面结合，杜绝了人身、设备事故的发生。
4.1检修中安健环管理的成绩
4.1.1本次#1机组A级检修过程中聘用了安全监理。#1机组检修现场大，作业人员多，作业点多，管控难度较大，本次作业聘请了安全监理，安全监理的上位对现场文明生产、安全管控起到了积极地作用，多次发现并制止习惯性违章，对现场存在的风险隐患及时提示、要求整改，在安全的管理上起到的作用是毋庸置疑的。
4.1.2动员工作负责人以上的人员共同进行现场管理。本次检修所有的现场管理人员佩戴“现场监察”牌，工作负责人佩戴“现场监护”牌，佩戴标牌意味着承担责任，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。
4.1.3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。
4.1.4特殊区域实行挂牌制。本次检修与以往检修不同的地方还有挂牌制，进入电气作业区的人员要携带电气牌，进入汽轮机作业区的人员要携带汽机牌，典型的认牌不认人，并且牌上都有照片，不存在冒用的情况发生，这也保证了现场的有序施工和无关人员的随意流动。4.1.5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。4.2检修中安健环管理的不足：4.2.1夜间作业时安全管理人员较少。
4.2.2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。
4.2.3对外委承包商的管控还需要加强。承包商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，在对承包商的管理上如何管还需要下功夫探讨。
4.2.4设备试运时措施不完善，导致设备试运延期。#2海水循环泵电机修后试运过程中发生水进入电机内部现象，导致试运延期，在恢复措施时风险预控不到位，存在随意现象。四、质量管理总结
1、验收评价总结（生技部、检修单位、设备部各点检组）
评价检修项目三级验收优良率和H、W点检查情况，重点评价质量验收网络运作是否有效，如何落实责任等。
本次#1机组A修汽机专业项目三级验收优良率100%，H点共计2070点，W点共计2751点全部完成，三级验收网络运作有效，使设备的检修质量得到有效保证。但个别作业点人员存在越点施工现象，发现问题后能积极整改。责任的落实还要从责权利的均衡上来考虑，出现问题应该考核，但做的好的也应该嘉奖，最主要还是完善并执行制度。
2、试运中暴露的问题（发电部、生技部、检修单位、设备部各点检组）
1）#2循环泵电机试运进水。#2循环泵电机修后首次试运已通过，所有相关人员已签字，但后期又要求再试运，试运前操作不当使水进入电机中，导致工期延误，暴露出设备试运过程中随意性较强，恢复措施时考虑不全面。
2）#11、#12小机启动油泵试运3台振动大，1台机械密封漏油。后期经过重新找中心消除了振动的问题，解体机械密封重新修复消除了渗漏的问题，暴露出启动油泵的检修质量不高，工作不细，责任心还需要加强。
3）#11、12密封油泵机封漏油。#11、#12密封油泵机械密封都是新更换的备件，发生漏油的主要原因为油泵启动过程中油质不合格，油中杂质影响了机械密封工作性能。该事件暴露出我们在工作中急于赶进度，密封油在备用油箱中滤油不彻底而提前将油导入密封油箱，从而造成以上事件；并且暴露出我们在设备回装过程中对细节的把握不足。4）#11润滑油冷油器出口门漏油、#12润滑油冷油器出口短接法兰漏油。润滑油试运过程中发现#11润滑油冷油器出口门门盖法兰漏油严重、#12润滑油冷油器出口短接法兰漏油，该事件暴露出作业人员责任心不强、从业技能较差，验收人员对细节把关不严。5）射水泵试运时压力表无显示，检查发现压力表管堵塞造成。该事件暴露对可能影响设备试运的部位检查不够全面。
6）试运中#4低加水侧旁路门1RM536В发生门盖漏泄的问题，经检查发现是由于紧固偏斜造成的，后来将门盖垫片进行了更换。
3、技术管理总结（生技部、检修单位、设备部各点检组）
#1机组A修中汽机专业技术管理比较规范、到位，所有重要缺陷能及时填写不符合项，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生技部每周五组织的技术协调会上提出并解决，保证了问题在第一时间被消除。
本次#1机组A修A修共发生变更报告申请五项，#11、12小机凝汽器加装检修平台、#1发电机定子护环冷却水管路取消；#11、#12汽泵供油管路变更；#1机零米地面，除盐水放水、汽泵密封水回水、尖峰加热器疏水至疏水箱管道改为负米；#1机组主机凝汽器平台安装，五项变更报告已全部封闭。
4、新设备、新技术选用正确性、设备状态诊断的正确性、设备健康状况和设备性能试验评价、设备主要存在问题及今后的技术措施；（发电部、生技部、检修单位、设备部各点检组）1）汽泵大端盖磨损后涂镀处理，保证了配合尺寸在标准范围内；
2）汽轮机叶片铆钉头修复，采用激光熔覆焊的方式进行加固、恢复；具体效果还要待机组再次A修时解体检查。
3）#1、#2海水循环泵壳腐蚀区域涂抹贝尔做那修补剂，使泵壳得到有效防护。5、修前质量计划准备评估（生技部、检修单位、设备部各点检组）
从项目制定、施工技术文件、技术交底是否合理、完备、充分进行总结
本次A修项目408项，全部完成。本次#1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，反复的讨论、论证，使施工技术文件完善、齐备，技术交底透彻、细致。项目的制定在火力发电厂A/B/C级检修导则的基础上，结合设备日常运行状况，综合整个专业意见制定的，并且严格按照国华公司大修管理办法要求，对重点项目编制三措及施工方案，施工前对所有项目进行安全技术交底，尤其对大件吊装、容器能作业等高危项目指定详尽的预控措施，保证各项工作安全、高质量完成，项目的书面安全分析程序做的比较全面，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（物资部、生技部、检修单位、设备部各点检组）
材料备件到货及时性、验收合格率、领用率、库存降低率等，并分析偏差原因，进一步分析库存材料、备件储备是否合理；采购计划的正确性、采购网络通畅、供货商评估、采购周期是否满足需要；本次物资采购使用的经验和存在的不足
本次#1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的计划，该项物资在#1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#1机组A修设备解体发现的缺陷较多，导致临时纸介质的屋子计划增多，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：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。尤其是汽轮机本体检修中发生以前未采购过的备件，物流编码的维护浪费了大量时间和精力，尤其是审批到国华物流层面，暴露出管理人员不足的现象。
六、监理制执行中的亮点和不足（生技部、检修单位、设备部各点检组）对监理工作简要评价，说明重要作用与管理上的不足（简述）。将外部监理报告作为整个总结的附件。
汽机专业本次检修只有主机的汽轮机本体和水泵专业聘请了监理，所聘监理技术水平过硬，能够对设备检修过程中的关键点进行把关和指导，对于提高检修质量、提高设备健康水平起到了积极作用；对检修过程中出现的问题能够提出建设性意见，为问题的解决起到了不可忽视的作用。对不合格现象能够坚持原则。
不足：主机专业监理在夜班的跟踪上需要加强。下次检修聘请监理做好也实行三班倒。七、人力资源使用情况分析（生技部、检修单位、设备部各点检组）
工时计划正确率；超时和节约工时分析；各技术工种配备合理性；等级工、辅助工配备的合理性；紧缺人员培训计划制定。（通过人力资源报表、工时实际发生与计划工时对比进行分析，评估计划准确性，结合施工质量情况重点评估承包商投入人力是否合理、工种是否齐全，指出在承包商选择上的经验与不足，有检修公司的单位，评估本单位检修公司在应对计划性检修上的人力储备合理性等等）
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，对低水平的技工建议下次检修时不再聘用。力工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，不好管控。
在承包商的选择上，尤其是阀门专业，建议再招聘时聘用对我公司阀门状态熟悉、有过成功检修经验的队伍。八、费用管理总结
1、A级检修预算执行情况（生技部、检修单位、设备部各点检组）
序号项目名称1标准项目234567非标项目重大技改项目外包项目外委修理、外委加工外用工其它合计预算（万元）实际发生（万元）备注2、费用发生明细（生技部、检修单位、设备部各点检组）
项目内容预算材料计划标准实际发生项目其中备件材料预算材料计划非标实际发生项目其中备件材料材料费用合计外委修理、加工外用工外包工程机械费其它总计汽机锅炉电气除灰燃料综合金相合计
3、外委项目统计（生技部、检修单位、设备部各点检组）
序号1.2.3.4.5.6.7.8.9.10.11.12.13.14.项目201*年#1机组A修P-20排汽至除氧器电动门1NC700密封面外委修复201*年#1机组A修高中压缸连接管路支吊架检查201*年#1机组A修主机轴封供汽调节门1SG707阀座修理201*年＃1机组A修外委项目225台201*年#1机组A修阀芯外委研磨201*年＃1机组A级检修酸洗项目外委施工201*年＃1机组A修外委申请表格（第一次研磨机修理）201*年＃1机组A修外委申请表格（第二次研磨机修理）外包原因自身无资质与能力自身无资质，人员不足自身无资质和能力人员不足合同金额0.931.81050.551.521.40.62.2225.备注自身无设备自身无资质和能力，人员不足自身无资质与能力自身无资质与能力不具备技术，不具#12汽泵大端盖涂镀备设施不具备技术，不具阀门密封面修复备资质#1机组A修保温维护工程不具备技术能力不具备技术，不具汽轮机部件修理往返运输备设施#12小机隔板及高中压隔板、中压内不具备技术，不具缸阻汽片恢复备设施#1、#2海水循环泵及附属设备检修不具备技术，不具序号项目#1机组A修启动快排阀1RC045更换15.阀座#11汽前泵#2滤网出口门1RL503密16.封面修复17.#1机组A修补充搭拆脚手架18.#1机配汽阀门执行机构运输19.#1汽轮机高压缸内缸运输20.#1机组A级检修阀门检修工程21.#1机组A修高加安全门外委修理及压力定值整定22.#1机调速系统设备检修23.#1机组汽轮机本体A级检修工程24.主厂房内冷却水系统部分阀门检修主机和小机配汽机构阀门密封面修25.复研磨主机、小机凝汽器铜管高压清洗及26.转子叶片和隔板清洗27.#1汽轮机轴瓦垫铁磨削28.#1汽轮机部件运输29.#1机组A修现场设备封条制作30.#1机高压转子第二级叶片叶根及锁叶销子磨削31.中压转子直轴32.#1机高压转子第二级围带车削#11汽前泵#2滤网出口门1RL503密33.封面修复34.#1汽轮机转子对轮瓢偏超标处理#1机组A修启动快排阀1RC045的拆装(切割)#1汽轮机中压缸喷嘴叶片及#12小36.机后轴颈修复37.高压转子三至六级叶片围带阻汽片35.外包原因备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具合同金额20.613.55.52105.8420201*34.1240.530.9928060.6103305备注序号修复项目38.#1机主机及小机轴瓦修理39.定子水泵泵壳及水轮修复40.#2循环泵泵壳修复(大修)#1炉主机轴封供气旁路门1GS708阀座修理#1汽轮机高压内缸2至6级隔板阻42.汽片修复#1机主机及小机循环水管道衬胶修43.复#1炉主汽电动门1RA761、1RA762阀44.瓣密封面修复41.45.#1汽轮机轴瓦油挡修复46.高压缸调节级阻汽片恢复47.#12汽泵轴瓦修理(大修项目)48.顶轴油泵乌金修复合计
外包原因备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施不具备技术，不具备设施合同金额121.531.883.3638181.51.2备注4、费用发生情况分析（生技部、检修单位、设备部各点检组）
费用结算情况；各项目预算超支和节约原因分析；各费用出帐正确；总预算费用控制等情况描述，重点讲述费用控制管理是否有效，还需改进哪些方面（制度、方法等）。
点检组主要对设备的备件进行管控，在检修过程中能按照现场实际要求发放备件，对不需要更换的备件能够坚持原则，在满足设备安全稳定运行的前提下尽量减少备件的更换；替换下来的备件具有修复价值的要求项目部全部退库代保管，降低了备件成本。
第二部分机组主设备A级检修总结
（主设备包括：汽轮机、发电机、主变压器、锅炉）（检修单位、设备部各点检组，涉及到设备试验数据由上述2个总结单位负责向试验室查询，填写完整）
#1汽轮机（设备）A级检修总结
绥中发电有限责任公司发电公司#1汽轮机（设备）A级检修时间：201*年4月18日制造厂：列宁格勒金属工厂型号：K-800-240-5一、主要参数值表
序号1.2.3.4.5.6.7.8.9.10.11.12.13.14.15.16.17.18.19.20.21.22.23.24.25.26.27.28.29.30.31.32.33.34.35.36.37.38.39.40.41.42.参数额定功率最大功率额定进汽量最大进汽量额定转速主蒸汽压力主蒸汽温度高压缸排汽压力高压缸排汽温度中压主汽门前蒸汽压力中间再热蒸汽温度再热蒸汽流量长期允许最低负荷进入凝汽器蒸汽流量凝汽器一级压力凝汽器二级压力循环冷却水温度循环冷却水流量给水温度机组热耗率发电煤耗汽轮机总长汽轮发电机组总长高压转子长(带危急保安器)中压转子长#1低压转子长#2低压转子长#3低压转子长汽轮机总重高压转子总重中压转子总重#1低压转子总重#2低压转子总重#3低压转子总重末级叶片高度末级叶轮平均直径末级叶片环形排汽面积高压缸出力调节级出力中压缸出力3个低压缸出力轴系临界转速：第一阶：发电机转子Ⅰ阶第二阶：中压、#3低压转子第三阶：高压、#3低压转子第四阶：#2、#3低压转子第五阶：发电机转子Ⅱ阶第六阶：中压、#2低压转子参数值80085024322650300023.545403.752833.32540201*.22401426.80.003570.0045416.4800002728038.6630339.81859.57.0877.477.548.177.21130014.35235.18336.37037.1436.296024806×7.482604530423674817001853191022824326备注MWMWt/ht/hr/minMPa℃MPa℃MPa℃t/hMWt/hMPaMPa℃3m/h℃kJ/kWhg/kWhmmmmmmmttttttmmmm2mMWMWMWMWr/minr/minr/minr/minr/minr/min二、人工
计划4578工日，实际6400工日，外用工31200工时。
（注：仅指主设备实际发生费用）
三、费用：
计划：276.16万元，实际：449万元，外用工151.97万元。
（注：仅指主设备实际发生费用）
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计划数104995000实际数107995030备注注：文字简要描述检修实际完成项目与计划项目之间的差别，包括项目数、项目的深度和广度、项目设置是否需要改进等等。
五、质量验收情况
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20420419119173实际数20420419119173内容质量点设置较为合理，能够在检修过程中起到有效的质量控制作用。
注：文字描述质量点设置是否需要改进，执行文件是否需要修编、质量验收是否能够达到质量控制目的。
六、A级检修前后主要运行技术指标（总指标、汽轮机和锅炉列）总指标
序号12345指标项目机组修正热耗机组效率机组厂用电率机组发电煤耗机组供电煤耗单位kJ/kW.h%%g/kW.hg/kW.h修前317.87修后317.68汽轮机
序号1指标项目1.在额定参数下最大出力各主轴承(或轴)振动值(包括发电机)#1轴瓦瓦振#2轴瓦瓦振#3轴瓦瓦振#4轴瓦瓦振#5轴瓦瓦振#6轴瓦瓦振#7轴瓦瓦振#8轴瓦瓦振#9轴瓦瓦振单位800MWmm/smm/smm/smm/smm/smm/smm/smm/smm/s修前⊥0.81.02.30.51.93.01.24.04.01.61.11.10.50.30.81.11.41.9修后⊥0.80.81.41.01.82.32.43.02.91.20.90.90.40.30.81.11.10.6⊙⊙34#10轴瓦瓦振#11轴瓦瓦振#12轴瓦瓦振#13轴瓦瓦振#14轴瓦瓦振#1轴瓦轴振#2轴瓦轴振#3轴瓦轴振#4轴瓦轴振#5轴瓦轴振#6轴瓦轴振#7轴瓦轴振#8轴瓦轴振#9轴瓦轴振#10轴瓦轴振#11轴瓦轴振#12轴瓦轴振#13轴瓦轴振#14轴瓦轴振效率(1)汽耗值(2)热效率(3)高压缸效率(4)低压缸效率凝结器特性(1)凝结水流量(2)循环水入口温度(3)排汽压力(4)排汽温度与循环水出口温度差真空严密性(在800MW负荷下)调速系统特性(1)速度变动率(2)迟缓率mm/smm/smm/smm/smm/sμmμmμmμmμmμmμmμmμmμmμmμmμmμm%kg/(kWh)%%%t/h℃kPa(绝对压力)℃Pa/min%%1.71.93.12.61.80.71.32.31.33.26261203788858966506210597604314813910215699173689913711368811151083.068638.6482.43未进行42.811.3/12.33.9/3.6140.18未进行未进行3.02.43.82.13.91.81.23.31.93.81121018749896199122434081826177119102100109781698512811911177781371203.055238.666未进行未进行25.127.8/28.449.19/8.592.1未进行未进行未进行56锅炉
序号1234567891011指标项目蒸发量过热蒸汽压力过热蒸汽温度再热蒸汽压力再热蒸汽温度省煤器进口给水温度排烟温度过量空气系数(1)锅炉出口(2)空气预热器出口飞灰可燃物细灰可燃物灰渣可燃物单位t/hMPa(表压)℃MPa(表压)℃℃℃%%%修前修后12131415161718锅炉总效率蒸汽含盐量蒸气钠和二氧化硅含量空气预热器一次风温空气预热器二次风温空气预热器漏风率空气预热器烟气阻力%mg/Lmg/L℃℃%Pa七、设备评级：A级检修前，A级检修后。八、简要文字总结（仅指主设备检修情况）1、施工组织与安全组织情况
我公司#1汽轮机本体检修外委给中电投章泽电力进行，施工组织比较合理、紧凑，能按甲方要求进行施工，人员技能水平不一、自检验收把关不严，对汽轮机检修进度有一定影响；安全组织得力，没有发生人身及设备伤害、损坏事件。2、检修控制文件应用情况
能按照《#1机组A修策划书》要求完成相关文件，检修过程中严格执行文件包，实行三级验收。
3、A级检修发现的设备重大缺陷及采取的主要措施
序号01设备名称#1汽轮机高压缸#1汽轮机高压缸#1汽轮机高压缸#1汽轮机中压缸#1汽轮机中压缸#1汽轮机中压缸#1汽轮机中压缸#1汽轮机中压缸#1汽轮机低压缸#1汽轮机低压缸#1汽轮发电机缺陷内容高压转子第二级叶片一组围带脱落高压缸调节级及内缸其他各级阻汽片磨损严重高压缸调节级喷嘴叶片局部磨损中压转子弯曲超标第22级叶片围带有4组局部损坏调节级喷嘴叶片磨损严重中压转子正反各3级叶片围带铆钉头磨损严重中压内缸及隔板套阻汽片磨损严重、局部脱落#3低压转子正向第1级有58处叶片有伤痕#1、#2低压内缸严密性超标轴系#1-14瓦共有12组油挡间发现时间采取的措施处理结果备注完成201*.4.27对高压转子第二级叶片及围带进行更换201*.4.27重新镶嵌阻汽片201*.4.30打磨、过渡修复201*.4.30直轴处理201*.4.30对损坏围带进行更换201*.4.30采用激光熔铸修复201*.4.30对磨损的铆钉头进行补焊修复020304050607完成完成完成完成完成完成08201*.4.30重新镶嵌阻汽片完成091011201*.4.25打磨、过渡修复201*.5.5201*.5.1补焊后研磨镶嵌铜齿后间隙调整至合格完成完成完成12#1汽轮发电机#1汽轮发电机隙超标部分轴瓦间隙超标、局部脱胎部分螺栓、螺母抱死201*.5.7补焊后修刮完成13对罩帽进行破坏性切割，并重新加工备件；重新装配过程201*.4.28中，严格螺栓装配工艺，包括螺纹配合.防咬合材料的使用等。完成4、设备的重大改进内容及效果：
1）高压缸调节级阻汽片采用单齿恢复，效果需要再次解体后检修时检验。
2）中压转子铆钉头冲刷后采用激光熔覆焊的方式修复，效果需要再次解体后检修时检验。5、A级检修后尚存的主要问题及准备采取的对策主要问题：#14瓦瓦振波动大，最大值达到4.97mm/s。采取的措施：加强监视力度，优化机组运行方式。
6、A级检修人工、费用使用情况及分析：本次#1汽轮机检修整体外委进行，人工部分费用151.97万元，比预计200万元的费用节约较多；汽轮机检修过程中发现问题较多，全部进行处理，总体花费约450万元。
（注：仅指主设备人工和费用，如主设备有重大非标技改和修理包含在内）
7、试验结果简要分析：#1汽轮机检修后，效率略有提高，热耗率略有降低，修后取得了一定的效果。
8、A级检修总体评价:#1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《#1机组A级检修策划书》要求执行的，手续齐全、规范，修后机组运行数据良好，美中不足的是#14瓦瓦振波动大，最大值达到4.97mm/s；#10瓦轴振波动大，不影响机组长期稳定运行；若机组再次停运可通过动平衡的方式加以改善。尤其是本次#1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
序号123456789101112指标项目蒸发量过热蒸汽压力过热蒸汽温度再热蒸汽压力再热蒸汽温度省煤器进口给水温度排烟温度过量空气系数(1)锅炉出口(2)空气预热器出口飞灰可燃物细灰可燃物灰渣可燃物锅炉总效率单位t/hMPa(表压)℃MPa(表压)℃℃℃%%%%修前修后131415161718蒸汽含盐量蒸气钠和二氧化硅含量空气预热器一次风温空气预热器二次风温空气预热器漏风率空气预热器烟气阻力mg/Lmg/L℃℃%Pa七、设备评级：A级检修前，A级检修后。八、简要文字总结（仅指主设备检修情况）1、施工组织与安全组织情况2、检修控制文件应用情况
3、A级检修发现的设备重大缺陷及采取的主要措施
序号设备名称缺陷内容发现时间采取的措施处理结果备注4、设备的重大改进内容及效果
5、A级检修后尚存的主要问题及准备采取的对策6、A级检修人工、费用使用情况及分析
（注：仅指主设备人工和费用，如主设备有重大非标技改和修理包含在内）
7、试验结果简要分析8、A级检修总体评价
主变压器A/B/C级检修总结
一、主要参数
______________发电企业______号主变压器_____年_____月___日型号：______________电压：______________结线组：______
制造厂______出厂号：______出厂日期：_____年_____月_____日变压器投入运行日期：_____年_____月_____日本站(厂)投入运行日期：_____年_____月_____日
变压器上次A/B/C级检修日期：_____年_____月_____日高压套管：_____型_____只中压套管：_____型_____只低压套管：_____型_____只冷却装置：_____型_____只有载分接开关：_____厂_____型
累计操作次数：_____无励磁分接开关：_____厂_____型二、概况1、人工：
计划______________：工时，实际：__________工时，外用工________工时。2、检修费用：
计划：___________万元，实际：____________万元，外用工________万元。3、检修项目完成情况
内容计划数实际数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注：文字简要描述检修实际完成项目与计划项目之间的差别，包括项目数、项目的深度和广度、项目设置是否需要改进等等。4、质量验收情况
内容计划数实际数H点W点不符合项通知单合计合格不合格合计合格不合格合计三级验收注：文字描述质量点设置是否需要改进，执行文件是否需要修编、质量验收是否能够达到质量控制目的。
5、检修原因
检修地点____，吊检天气____，环境温度____℃，相对湿度____%，吊罩（芯）检查于____月____日
____时____分至____月____日____时____分，参加吊罩（芯）人员：____。6、检修工作评语
三、简要文字总结（仅指主设备检修情况）1、施工组织与安全情况2、检修控制文件应用情况
3、检修中消除的设备重大缺陷及采取的主要措施4、设备的重大改进的内容及效果
5、人工和费用的简要分析(包括重大特殊项目人工及费用)6、检修后尚存在的主要问题及准备采取的对策7、试验结果的简要分析8、其他
热工专业检修总结一、主要参数
______________发电企业，________号机组控制系统______年______月______日汽轮机制造厂型式容量，锅炉制造厂型式蒸发量
发电机制造厂型式容量，自动控制型式制造厂汽轮机控制，给水泵汽轮机控制型式，锅炉控制型式，机炉协调控制
二、概况1、人工：
计划______________：工时，实际：____________工时，外用工________工时。2、检修费用：
计划：___________万元，实际：_______________万元，外用工________万元。3、检修项目完成情况
内容计划数实际数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注：文字简要描述检修实际完成项目与计划项目之间的差别，包括项目数、项目的深度和广度、项目设置是否需要改进等等。4、质量验收情况
内容计划数实际数的。
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注：文字描述质量点设置是否需要改进，执行文件是否需要修编、质量验收是否能够达到质量控制目
5、热工监督“三率”情况
内容修前修后备设计数量（套、块）投入或正确率%设计数量（套、块）投入或正确率%注仪表正确率自动投入率保护投入率6、检修工作评语
三、简要文字总结（仅指主设备检修情况）1、施工组织与安全情况2、检修控制文件应用情况
3、检修中消除的设备重大缺陷及采取的主要措施4、设备的重大改进的内容及效果5、自动、保护、连锁、定植变动情况
6、人工和费用的简要分析(包括重大特殊项目人工及费用)7、检修后尚存在的主要问题及准备采取的对策8、其他
第三部分专业总结（检修单位、设备部各点检组）
一、检修项目完成情况1、计划项目完成情况
计划检修项目416项，完成408项，取消项目14项，增加项目6项。2、增加项目完成情况
增加项目6项均按照检修质量标准及检修工期完成。3、取消项目情况说明及风险分析
序号未完成项目1.＃11柴油发电机解体检修2.3.#1机润滑油冷却水调节门专业风险分析汽机经过专业评估不影响机组正常运行隔离措施无法正常执行，不影响机组汽机正常运行隔离措施无法执行，不具备检修条件，汽机不影响机组正常运行解体存在安全风险，不影响设备安全汽机稳定运行隔离措施无法执行，不具备检修条件，汽机不影响机组正常运行汽机汽机汽机汽机汽机汽机汽机汽机汽机隔离措施无法执行，不具备检修条件，不影响机组正常运行隔离措施无法执行，不具备检修条件，不影响机组正常运行隔离措施无法执行，不具备检修条件，不影响机组正常运行隔离措施无法执行，不具备检修条件，不影响机组正常运行隔离措施无法执行，不具备检修条件，不影响机组正常运行隔离措施无法执行，不具备检修条件，不影响机组正常运行隔离措施无法执行，不具备检修条件，不影响机组正常运行隔离措施无法执行，不具备检修条件，不影响机组正常运行隔离措施无法执行，不具备检修条件，不影响机组正常运行备注取消取消取消取消取消取消取消取消取消取消取消取消取消取消#1机润滑油冷却水调节门旁路门#11、12小机危急保安器解体4.检修#1机0米尖峰加热器水侧出口5.管道放水门1UU14K07门前管路有砂眼6.定子水冷却器入口门2台7.密封油冷油器水侧供水总门8.润滑油冷油器水侧供水总门检修(1台)9.工业水系统放水门、管路检查10.11.12.13.14.#1、#2工业水滤网出、入口门检修（4台）#1、#2工业水滤网旁路门检修1台#11、#12氢冷泵入口电动门解体检查发电机氢系统氢盘阀门国产化改造电泵冷却水来水总门（VG24K01、VG24K17）解体检查4、重大技改和修理项目完成情况1）中压转子直轴
汽轮机解体后测量中压转子最大轴弯曲0.18mm(标准要求≤0.06mm),通过直轴处理轴直轴后最大弯曲为0.07mm。2)高压转子第二级叶片更换
高压转子第二级叶片围带损坏后聘请俄方制造单位专业人员现场进行安装，高压转子第二级叶片围带均更换为新备件。二、发现的主要缺陷及处理情况
序号设备名称缺陷内容高主、高调门油动机固定螺栓2条、螺帽6个，其油动机与阀芯连接螺母12个；中主门油动机固定螺栓4套；热排门油动机固定螺栓1套；#12小机主汽门固定螺栓螺母1个发生抱死，无法正常拆卸。轴封块（12块）尺寸短小，上次检修时在汽封块端部补焊，现存在较大间隙。4台门的阀芯、阀座密封面、阀芯上部发现有冲蚀沟痕共27处。阀板腐蚀严重，门体密封面衬胶有多处损坏。8台门阀芯密封面存在不同程度的锈蚀，3台锈蚀严重后轴封套轴封抽汽结合面不严密，蒸汽冲蚀形成沟痕。一个反冲洗挡板焊口开裂、脱落。驱动侧上瓦局部脱胎阀杆弯曲变形，阀瓣上挂耳断裂，无法修复上阀杆和连接套磨损变形阀杆弯曲，阀瓣和阀座密封面严重冲刷阀杆严重弯曲阀门出口侧阀瓣上有两道裂纹阀体与门架抱死，无法拆卸笼套上有多道裂纹，窗口处有3块砂眼阀杆断裂采取的措施处理结果备注1.配汽机构油动机切除后更换新备件已处理好2.3.4.#12小汽机更换新备件已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好高压调速汽门#11小机#1循环水入口电动门补焊、修理对阀板进行修理，门体重新衬胶对锈蚀的阀芯补焊后车削，最后精研修复补焊后刮研结合面重新焊接重新浇注更换新阀门更换新上阀杆和连接套更换新阀门更换新阀门挖补处理更换新阀门更换新笼套更换新阀杆更换新备件更换新备件更换新备件5.发电机氢冷器出入口阀门6.7.8.9.10.11.12.13.14.15.16.#12小机二次滤网#11汽泵主机轴封供汽系统阀门主汽电动门1RA761和1RA762P-20排水至凝汽器电动门1NC702P-20排汽至除氧器电动门1NC700主机轴封供汽旁路门1SG708抽汽疏水系统阀门3台自用1.6MPa母管至小机供汽调节门1RQ748P-20排水至凝汽器调节门1NC70117.主汽减温水调节门（8台）密封面磨损、冲刷，已无密封面（4台）密封面磨损、冲刷，已无密封面18.再热器减温水调节门19.20.21.22.P-20安全门炉给水逆止门#1\\#3\\#4\\#5安全门弹簧断裂阀瓣及拐臂连接销轴磨损严重，更换新备件已磨损超过1/3入口侧阀瓣密封面有两道裂纹，启动、自用减温水电动总门挖补、车光、研磨处理出口侧密封面有较重划痕汽交旁通阀1NE364法兰结合面有通沟补焊车光处理序号23.24.25.设备名称炉疏水二次门除氧器安全门主汽电动门缺陷内容1NC20K05、1NC10K05下阀杆冲蚀严重#3\\#5安全门弹簧断裂上阀杆及连接套磨损严重导向套磨损较重,阀瓣与导向套接触部分磨损,连接拉杆变形阀杆螺母T型螺纹严重磨损密封面划痕严重阀杆弯曲阀瓣及阀座密封面冲刷严重阀体内有深坑,深度约10mm阀瓣密封被严重冲刷轴承备母损坏阀杆螺母T型螺纹磨损严重阀瓣、阀杆和阀座都被冲刷变阀瓣和阀座密封面被严重冲刷和腐蚀，无法修复密封面严重冲刷采取的措施更换下阀杆更换新备件更换新备件均更换新备件更换阀杆螺母更换新阀门更换阀杆更换新阀门更换新阀门更换新阀瓣更换新备母更换新阀杆螺母阀瓣和阀杆等部件更换，阀座外委修理更换新阀门处理结果备注已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好26.除氧器水位调节门RM04927.28.29.30.31.32.33.34.Ⅱ级#1、#2、#3、Ⅲ级#1、#2、#3出口电动门Ⅲ级凝泵至自用0.6MPa母管减温水旁路手动门RM54K03Ⅰ级凝泵#2出口电动门RM805#4低加疏水至#3低加电动门RN573Ⅲ级凝泵至主机轴封减温水电动门RM858小机轴封供汽阀门SG949、SG948、SG968凝结水系统阀门RM843、RM844、RM871及Ⅴ段抽汽至#4低加供汽电动门RH548凝结水系统阀门RM87135.轴封供汽电动调整门SG707形，已经无法继续使用36.37.38.39.40.41.42.43.44.45.46.47.48.49.50.51.52.53.54.55.至低压疏扩疏水电动门SH911、SH912热段排汽管减温水调节门RL787至P-20排汽减温水阀门RL783热段至1.6母管减温水调节门RL794高压缸自密封热联箱压力调节门的旁路电动门SG7121.6MPa母管供主机轴封逆止门SG10K01#12汽泵#12汽前泵Ⅰ级#3凝结水泵Ⅱ级#3凝泵Ⅲ级#1凝泵#12汽泵#12汽泵#1旋转滤网#1循环泵#2循环泵#2循环泵主机高压转子主机中压转子主机中压转子更换阀体及阀杆组件或更换阀门更换阀体及阀杆组件或密封面严重冲刷,填料座圈冲没更换阀门密封面严重冲刷,填料座圈严重更换阀体及阀杆组件或冲刷,阀杆螺母磨损,轴承损坏更换阀门阀瓣卡死，挂耳处断裂，阀杆弯更换阀门曲加工导向杆并攻丝点焊阀瓣导向杆从根部断裂固定处理驱动侧上瓦脱胎两处叶轮出口流道有气孔上诱导轮汽蚀严重外委修理打磨、补焊更换新诱导轮盘根套磨损严重。水瓦铜皮起层更换盘根套，更换水瓦预启动轮叶片边缘汽蚀严重更换备件大端盖止口与通流体配合尺寸涂镀后车削处理超标通流体全窜值小，为7.8mm，标更换通流体准值为812mm。滤网底部钢结构框架腐蚀严重；腐蚀钢架更换，磨损严滤网链子部分链板、护板变形，重及间隙超标的已更换螺栓磨损，滚轮间隙超标。泵壳汽蚀泵壳汽蚀叶轮密封环断裂、脱落，橡胶瓦螺栓断裂，橡胶瓦抱在轴上第2级围带脱落1组第22级围带4组局部脱落轴弯曲超标达0.185mm（标准为不大于0.06mm）涂抹贝尔佐纳修补涂抹贝尔佐纳修补更换新密封环及橡胶瓦换叶片及围带更换新围带外委直轴处理已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好序号56.57.58.59.60.61.62.63.64.65.66.67.68.69.70.71.72.73.74.75.76.77.78.79.设备名称二次滤网反冲洗放水门（4台）门盖螺栓二次滤网反冲洗放水门VE1568（蝶阀）二次滤网反冲洗放水管道#12小机隔板压块，压块螺钉，轴封压块及螺钉#12小机后轴颈#12小机后下轴瓦#12小机调节级第2、3、4级三抽油动机节流孔小机减速机冷油器水侧出入口门润滑油压力调节器锈死缺陷内容采取的措施更换新备件更换新阀门管路重新衬胶更换新备件车削后激光补焊后修研金像检查未见异常，圆滑过渡处理更换新备件更换新备件修复、更换备件更换新备件处理结果备注已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好门体发现裂纹发现3处衬胶鼓起，6处管壁有较深的沟痕。由于氧化严重，不易拆卸，部分损坏，建议更换。多处磨损形成沟痕有乌金碾压痕迹，形成沟痕阻汽片有丢失的脱落，螺纹磨损门体锈蚀严重，个别阀杆底部固定槽锈蚀消失。活塞杆大面积锈蚀调速系统汽门启动快排阀1RC045门盖螺栓罩帽切除17个、螺杆3条，另有多个螺母损坏。#12更换新备件小机主汽门与油动机连接螺母切除一个。阀座密封面上有3道环向裂纹，阀座外委修理6道纵向裂纹凝结水系统阀门RM526А、RM526Б、RM526В热段至辅汽安全门自用快排安全门RC41K01、RC45K01RC41K01、RC43K01、RC47K01自用快排安全门P-20减温水手动门RL36K13至热段减温水电动门1RL786、手动门1RL36K05热段排汽电动门1RK703、1RK704主汽疏水总门1RT934主机轴封疏水至中扩疏水总门1SH918P-20减温水电动门门1RL782小机轴封供汽电动门1SG705高加疏水至凝汽器阀门1RN569轴承坏活塞环有3个无弹性活塞环卡涩或无弹性阀座导向块固定稳丝脱落,导向块转动更换新轴承更换新活塞环更换活塞环加稳丝固定门体被严重冲刷，深度达到4mm门体被严重冲刷两台阀门的4个阀瓣上都有裂纹轴承滚珠严重磨损阀体有较深的冲刷沟痕阀体被严重冲刷阀座密封面无法修复阀座和阀瓣密封面被严重冲刷，无法修复阀体密封面入口侧冲蚀严重，阀芯密封面与其对应位置冲蚀较严重阀瓣密封面多处冲蚀严重，最深处达3mm#12小机汽泵#2泵盘根冷却水供水管裂纹蓄能器内油侧垫圈损坏更换新阀体更换新阀体挖补处理更换新轴承更换新阀体更换新阀体更换新阀门998-20-з更换新阀门外委修复补焊后研磨重新加工冷却水管外管螺纹更换新垫圈80.RL50381.#12氢冷泵出口电动门82.小机启动油泵解体检修83.#1EH油泵出口蓄能器解序号设备名称体检修缺陷内容西侧进气管导流板断裂采取的措施章泽电力施工方案审批中，待更换的导流板材料在纸质计划中，已审批至公司刘总定位槽补焊处理定位键重新加工手动推拉离合器定位螺栓更换备件螺栓底扣重新攻丝。补焊。处理，达到标准。201*/5/8处理结果备注84.#1低压缸西侧进气管导流板断裂已处理好85.主机盘车盘车电机对轮机侧定位键损坏、定位槽损坏、手动推拉离合器定位螺栓滑扣。＃4轴瓦顶部间隙超标，顶部标准间隙；0.85——1.00mm。实测值；前1.05，后1.13＃5轴瓦顶部间隙和瓦口间隙超标；0.95－1.10，实测值；前1.05－后1.12，瓦口间隙标准；0.85－0.95，实测值；1.03，1.03，0.85，0.95（塞尺深度25－30）高压缸2－12级阻汽片冲刷严重，局部有脱落高压缸第2、3、8、9级隔板汽封齿脱落中压缸第13级阻汽片脱落，长度870mm，内上缸第22级阻汽片脱落，长度1120mm，第23级阻汽片脱落，长度1000mm，下缸也存在脱落情况。＃1－＃3低压缸汽封弹簧片大多数断裂，其余弹簧片弹性减弱高压内缸中分面有2条螺栓底扣咬死，无法拆卸；2条销子螺栓螺纹丝扣损坏，无法继续使用（M76、M64螺栓各2条）高压转子速度级进汽侧平衡槽有压痕高压内下缸调节级压力表管有压痕＃2低压转子正向第五级有10处叶片有伤痕，根部销钉有31个冲刷现象。正反向第五级上隔板左侧围带焊口有裂纹。中压缸第五级隔板左侧有10片静叶根部裂纹。＃3低压转子弯曲度超标，标准≤0.06mm，实测最大弯已处理好86.主机＃4轴瓦已处理好87.主机＃5轴瓦补焊后研修，达到标准。已处理好88.高压缸89.高压缸更换备件重新安装更换备件已处理好已处理好90.中压缸外委重新镶嵌阻汽片。已处理好91.低压缸更换备件已处理好92.高压缸更换备件已处理好93.高压转子94.高压缸95.＃2低压转子96.中压缸97.＃3低压转子打磨处理、圆滑过渡，金相检查复核材质、更换新的备件、焊口金属检查。1.对叶片伤痕处进行打磨圆滑过渡，着色检查。2.根部销钉冲洗维持原状3.正反第五级隔板围带焊口打磨补焊处理金属着色检查。打磨，补焊，研修后着色检查。维持原状。已处理好已处理好已处理好已处理好未处理序号设备名称缺陷内容曲值为0.10mm。＃1低压转子反向第五级有61处叶片伤痕，＃3低压转子正向第一级有58处叶片有伤痕。＃1瓦前后油挡间隙超标（见不符合项单）＃2瓦外油挡间隙超标（见不符合项单）＃5瓦内外油挡间隙超标（见不符合项单）采取的措施处理结果备注98.＃1低压转子对叶片伤痕进行打磨处理，圆滑过渡处理更换油挡铜条，间隙修刮至标准范围内。更换油挡铜条，间隙修刮至标准范围内。外油挡更换铜齿，间隙修刮至标准范围内，内油挡维持原状按标准调整。外油挡更换铜齿，间隙修刮至标准范围内，内油挡维持原状按标准调整。外油挡更换铜齿，间隙修刮至标准范围内，内油挡维持原状按标准调整。外油挡更换铜齿，间隙修刮至标准范围内，内油挡维持原状按标准调整。更换油挡铜齿，间隙修刮至标准范围内外请俄罗斯专家更换叶片0.03维持原状损坏深度的不大于3mm喷嘴采取圆滑过渡的方式处理，损坏深度大于3mm采用激光补焊修形方式处理。超标量较小，维持原状乌金补焊后进行修刮，并补焊后重新检查脱胎按专家建议进行更换，并在所有的（两侧导气管）导流板加装加强护板。已处理好已处理好已处理好已处理好99.＃1瓦油挡100.＃2瓦油挡101.＃5瓦油挡102.＃6瓦油挡＃6瓦内外油挡间隙超标（见不符合项单）已处理好103.＃7瓦油挡＃7瓦内外油挡间隙超标（见不符合项单）已处理好104.＃8瓦油挡＃8瓦内外油挡间隙超标（见不符合项单）＃14瓦外油挡间隙超标（见不符合项单）高压转子第2级围带脱离一组高压转子对轮晃度超标；标准≤0.03mm，实测值后对轮0.06mm。已处理好已处理好已处理好已处理好105.＃14瓦油挡106.高压转子107.高压转子108.中压缸中压缸第13级，第22级喷嘴有冲蚀减薄及破损情况。已处理好109.主机#2轴瓦110.主机#2轴瓦111.#1低压缸112.高压缸＃1轴瓦113.主机＃6轴瓦＃2瓦顶部间隙超标；标准间隙0.55－0.75，实测值前0.79，后0.82＃2瓦右侧下可倾瓦块边缘处有一长约20mm的轻微脱胎。＃1低压缸进气导流板上部焊口处有裂纹横向横向长约80CM，纵向有约70CM，上部有一处脱落面积约为20×15CM。#1轴瓦顶部间隙超标；顶部间隙标准；0.50－0.65mm实测值；前0.70，后0.75mm＃6轴瓦瓦口间隙超标标准；0.90－1.00mm已处理好未处理已处理好维持原状轴瓦乌金补焊，间隙修刮至标准范围内。未处理已处理好序号设备名称缺陷内容采取的措施处理结果备注114.主机＃13轴瓦115.#1低压转子116.＃1低压转子117.中压转子118.高压缸119.中压缸120.中压隔板121.中压缸隔122.高压转子实测值左前0.95，左后1.03右前1.15，右后1.20＃13轴瓦油挡间隙超标标准左0.30－0.50，右0.10－0.30，上0.60－0.80，下0－0.10更换油挡铜条，间隙测量值；前油挡左0.50，右修刮至标准范围内。0.55，上0.80，下0.30，后油挡左0.70，右0.25，上0.80，下0.15.低压＃1转子对轮晃度超标标准≤0.03mm，实测后对轮维持原状0.07，短轴自由端晃度0.10mm该油挡在轴承箱内，＃1低压转子对轮连接短轴磨损处不会导致向轴油挡处有磨损痕迹。承箱外漏油，维持原状。中压转子晃度超标，标准≤待中压转子直轴后重0.03mm，实测前对轮。006，新测量，瓢偏大于。后对轮0.11，瓢偏标准≤0.03mm进行处理，0.02mm，实测前对轮0.05，晃度不处理。后对轮0.075高压外缸结合面连接螺栓咬挖补，打磨，补焊研扣，割除螺母时割伤缸面。磨。中压缸第5级上隔板套结合面有冲刷痕迹，高压第1级挖补，打磨，补焊，上隔板套，第2级上隔板套研修。结合面有冲刷痕迹。中压隔板中分面销螺栓滑扣更换备品规格M30×200中压隔板套底键焊接处有裂挖补，打磨，焊接后纹（1——6级）进行着色检查。高压转子，第3级有9处围对围带处阻汽片修带变形，第4级有2处围带磨，圆滑过渡，变形变形，第5处级围带有3处围带咨询俄专家处理变形，第6级有2处围带变意见，增加对围带的形。着色检查。已处理好未处理已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好123.#7除氧器安全门124.RL84K02A列#6高加入口放水二次门安全门阀座密封面有2道1MM的通沟，已无研磨余地密封面严重冲刷出口侧阀座焊缝开焊约1/4圈,且出口侧阀体有数条纵向环向裂纹更换库存备件下阀杆车削,阀体研磨更换阀门已处理好已处理好已处理好热段至1.6MPa400/440℃125.蒸汽母管电动门调节门RQ746126.#1低压转子127.高压缸#1低压转子正向末级叶片有9处司太立合金脱落，反向末级有3处司太立合金脱落。＃3低压转子转子正向末级有1处司太立合金脱落。高压外缸做空缸严密性试验时，冷紧螺栓后，发现右侧第18条螺栓螺母与缸面密封处拉伤严重，M120×4.对司太立合金脱落部位进行着色检查，无裂纹未处理未处理螺母更换备品，缸面密封处打磨、补焊、研磨。已处理好序号设备名称＃12小汽机缺陷内容#12小机调节级喷嘴处阻汽片完全脱落，第二级、第三极内圈阻汽片缺失，第四级内圈阻汽片受损，呈齿状1、#12小汽机后下轴瓦发现乌金受碾压痕迹，形成沟采取的措施重新镶嵌阻汽片处理结果备注已处理好128.129.＃12小汽机轴颈磨损采用激光痕呈折线状，长约10cm。焊接后修复的方法轴瓦采用乌金2、转子后轴颈发生多处磨处理；补焊的方法处理。损，形成沟痕。下阀杆密封处腐蚀严重，凹坑成片状分布盘根螺栓螺纹磨损严重更换下阀杆更换新螺栓已处理好130.д2已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好已处理好131.д2132.#11顶轴油泵公用1.57MPA母管供汽133.联络门1RQ727泵轴乌金有一处脱落传动套内上、下两套轴承磨损严重蜗杆裂纹及磨损自密封面压圈严重变形,密封面冲刷严重入口侧密封面冲刷严重轴承坏轴承坏对脱落的乌金进行补焊处理更换新轴承更换蜗杆挖补后焊接、研磨焊补后车削处理更换轴承更换轴承134.135.136.137.#2汽泵出口电动门RL604.高加出入口电动门RL520.RL523.RL530.RL533A列#7高加进汽电动门RD543中压主汽门前疏水电动门RT926#1低加调节门前后电动门138.I级凝泵出口电动门
三、检修项目验收情况
实际项目总数408项，合格项目总数408项，合格率100%。优良项目总数：408项，优良率：99.5%。
优良项目中，标准项目348项，一般技改项目0项，重大技改及修理项目1项，技术监督项目1项，安评及“两措”项目0项，消除缺陷项目48项，节能项目5项，环保项目0项，试验项目0项。未达到优良的项目说明：
序号1.项目名称主机#10瓦检修原因说明轴振波动大影响机组负荷调整要求处理情况优化运行方式，加强监视优化运行方式，加强监视备注2.主机#14瓦检修瓦振波动大影响机组负荷调整要求四、检修工机具准备与使用情况
201*年#2机组A级检修后，现场使用的工器具准备，工具种类及数量得到了较大的完善，基本能够满足现场检修需要，但是还存在部分检修工器具数量不足，例如合像水平仪等高精密测量仪器、内径千分尺、大直径的外径千分尺（700800）数量少，有时不能满足现场需要；汽轮机使用的螺栓加热柜本次进行了更新，原加热柜频繁故障已严重影响现场拆卸和安装螺栓的进度。移动电源盘损坏快，后期紧缺。电动工器具较为缺少，有些时候很难借到。部分紧俏工具在个人手里不归还工具库，造成工具流动性低，不能得到充分利用，未能做到共享。
五、检修工作评语
本次#1机组A级检修，准备充分，管控得当。安全文明生产得到大幅度提高。机组启动后，设备运行平稳，汽机专业在本次#1机检修达到预期目标。六、简要文字总结（对本专业检修的全面总结）1、施工组织与安全情况
总体来说本次检修施工组织得当，相关人员各负其责；阀门检修进度从检修开始后一直显得比较紧张，后期酸洗前协调后满足了机组酸洗的要求，没有影响现场进度；汽轮机组始终24小时作业，进度及设备质量得到较好的管控。
安全文明生产在本次#1机组A修中得到大幅度的提高，不论是现场定置摆放、还是隔离区的设置做的比较到位，两台机组隔离措施有效，未发生#1机组的检修人员误入#2机组区域情况的发生；在安全方面，本次安健环部聘请的安全监理尽心尽责，工作负责人以上的人员挂牌实行现场安全监管，都对现场的安全检修起到了积极地作用，本次#1机组检修没有发生人身及设备损坏事故。2、检修控制文件应用情况
检修文件的应用状况良好。所有检修项目均填写文件包或三级验收单，日常办公能按《#1机组A级检修策划书》要求执行，检修过程管控有效。工作负责人能及时填写作业文件。3、检修中消除的设备重大缺陷及采取的主要措施
1）高压第二级叶片围带局部脱落；采取的措施：更换叶片及围带；2）中压转子轴弯曲超标；采取的措施：直轴处理，0.07mm；
3）中压转子正反三级叶片围带铆钉头磨损严重；采取的措施：氩弧补焊后修复；4）高中压内缸阻汽片脱落或损坏，采取的措施：重新镶嵌；
5）#12汽泵振动大处理。采取的主要措施：通流体更换，做4600r/min动平衡试验；滑销间隙重新调整；驱动侧轴瓦重新浇注、刮削；大端盖止口涂镀。
6）#2循环泵泵壳汽蚀，沿泵壳下方圆周分布，最深处达2mm;水瓦脱落，口环断裂，卡箍磨损；拆卸泵壳时，水瓦抱在轴上了。采取的主要措施：泵壳喷砂处理后涂抹贝尔佐钠修复；将脱落的水瓦、口环取下后，认真检查其有无磨损、变形等现象；更换水瓦、口环及卡箍。7）#1循环泵泵壳汽蚀。泵壳涂抹贝尔佐钠修复。
8）#11汽泵轴瓦脱胎。采取的主要措施：轴瓦修复，重新刮研。
9）#21汽泵通流体全窜值小；大端盖与通流体配合间隙超标。采取的主要措施：通流体解体检查，对损坏的零部件进行修复或更换，修后做4600r/min动平衡试验；大端盖止口涂镀修复。
10）旋转滤网滚轮、护板、链板、螺栓磨损，钢结构腐蚀严重。采取的措施：更换新备件，螺栓等点焊加固处理。最底层钢结构更换为不锈钢材质。
11）启动快排阀1RC045阀座密封面上有3道环向裂纹，6道纵向裂纹；采取的措施：将原阀座密封面挖除后，重新堆焊密封面；
12）主汽和再热器事故减温水调节门1RL380、1RL378、1RL474、1RL478、1RL374、1RL370、1RL376、1RL476和再热器事故减温水调节门1RL382、1RL384、1RL482、1RL484阀杆、阀座密封面以及节流套被严重冲刷；采取的措施：更换新阀瓣、阀座和节流套；
13）低加疏水系统阀门1RN573，阀座密封面沟深严重，无法研磨；采取的措施：更换新阀门；
14）主蒸汽电动主闸门1RA761、1RA762阀瓣密封面上有贯穿性裂纹；采取的措施：外委重新堆焊密封面；
15）热段至1.6MPa母管供汽调节门1RQ746，该阀门阀座上有裂纹，阀体有大面积裂纹，阀座焊缝脱落；采取的措施：更换新阀门；
4、设备的重大改进的内容及效果：#1机组主汽疏水门改造完成，该项目是201*年我公司的重大技改项目，在本次#1机组A修中完成，目前改造后效果良好，阀门密封有效。5、自动、保护、连锁、定植变动情况：无
6、人工和费用的简要分析(包括重大特殊项目人工及费用)：汽机专业本次检修人员相对来说比较充沛，外聘技工人员数量是检修以来数量最多的一次，能满足现场检修要求；建议对优良的技工下次检修外聘时点名聘用。
7、检修后尚存在的主要问题及准备采取的对策
主要问题：#14瓦瓦振波动大，最大值达到4.97mm/s；#10瓦轴振波动大。采取的措施：加强监视力度，优化机组运行方式。8、其他
第四部分重大设备缺陷总结（生技部、检修单位、设备部各点检组）
一、缺陷名称：高压转子第二级叶片围带脱落1、缺陷简介（包括图片）
高压转子第二级叶片顶部围带脱落一组（每组为五片叶片），围带间去重槽存在一处破损处，直径约10mm。
高压转子第2级围带脱落1组
围带去重槽破损
201*年#1机组大修
2、原因分析
围带脱落、铆钉头损坏激光熔铸焊接的铆钉头201*年#1机组大修
完好的铆钉头
201*年大修后激光熔铸焊接铆钉头26个，具体如下图所示：201*年大修解体后激光熔铸焊接铆钉头剩余16个，其中一组焊接围带脱落，具体如下图所示：原因：一是调节级阻汽片脱落打击该级围带、损坏所致；二是高压转子第二级叶片围带设计不合理。3、处理方案
1）对损坏围带进行修复；
2）整级更换高压转子第二级叶片及围带。4、处理结果
高压转子第二级叶片为整级更换，然后重新镶配围带。5、应采取的措施和吸取的经验
高压内缸阻汽片重新恢复，并且提高叶片及围带安装工艺。二、缺陷名称：中压转子弯曲超标1、缺陷简介（包括图片）
本次检修中压转子最大弯曲值达0.185mm，弯曲方向为4－14销孔。201*年A修时最大弯曲值为0.125mm，弯曲方向为4－14销孔。
中压转子弯曲（4－14方向）201*1614121086420201*年弯曲值（0.01mm）P1P2P3P4P5P6P7P8P9测量位置中压转子弯曲（4－14方向）弯曲值（0.01mm）14121086420201*年中压前轴封中压转子反向5级后中压转子中部中压转子正向5级后测量位置中压转子后轴封
2、原因分析中压转子中部运行工况恶劣，并且缺少冷却装置。3、处理方案外委直轴处理。4、处理结果
直轴后最大弯曲值0.07mm。5、应采取的措施和吸取的经验
优化运行方式，研究并实施中压转子加装冷却装置方案。三、缺陷名称：中压喷嘴冲蚀严重1、缺陷简介（包括图片）
中压喷嘴总共两圈，每圈42片叶片，40片静叶冲刷严重，中压缸喷嘴的叶片的进汽边冲蚀情况：
2、原因分析蒸汽冲蚀。3、处理方案
对冲蚀部位进行补焊修复。4、处理结果恢复正常使用性能。
5、应采取的措施和吸取的经验优化运行方式，提高蒸汽品质。
四、缺陷名称：中压转子反向第1级围带局部脱落1、缺陷简介（包括图片）中压内缸揭缸后，检查发现第22级4块围带存在局部脱落。脱落位置在围带进汽侧边角处，尺寸约40mm×40mm，如下图所示：
（一）中压转子反向第1级围带脱落
中压转子反向第1级围带脱落（二）
2、原因分析
原因为转子运行工况和机组运行方式造成，转子进汽中部缺少冷却装置。3、处理方案直轴处理。4、处理结果
中压转子直轴后弯曲达0.07mm。5、应采取的措施和吸取的经验
建议对中压转子进汽中部加装冷却装置。五、缺陷名称：#11汽泵驱动侧上瓦局部脱胎1、缺陷简介（包括图片）
#11汽泵驱动侧上瓦局部脱胎，面积约15mm*40mm。
中压转子反向第1级围带脱落（三）
中压转子反向第1级围带脱落（四）
2、原因分析
一是#11汽泵长时间振动导致驱动侧上瓦局部脱胎；二是轴瓦乌金与瓦枕附着力不够。3、处理方案
将驱动侧上瓦脱胎部位除掉后重新补焊；4、处理结果
着色探伤无气孔、裂纹。然后与下瓦一起车削至139.78mm（轴径尺寸），然后刮研至标准尺寸。
5、应采取的措施和吸取的经验
一是深层次研究汽泵振动原因，从根本上消除轴瓦损坏缺陷。二是加强轴瓦修复工艺。六、缺陷名称：#12汽泵驱动侧上瓦局部脱胎1、缺陷简介（包括图片）
#12汽泵驱动侧上瓦两处脱胎，面积程度分别为50×23平方毫米和20×20平方毫米，两侧轴瓦瓦口间隙有不同程度超标，超出标准值0.01mm0.04mm。见下图：
2、原因分析
检修前#12汽泵驱动侧轴瓦垂直振动大，造成驱动侧上瓦两处脱胎。3、处理方案补焊后研磨4、处理结果补焊后研磨合格5、应采取的措施和吸取的经验
深层次研究汽泵振动原因，从根本上消除轴瓦损坏缺陷。七、缺陷名称：#12汽泵大端盖止口与通流体配合间隙超标1、缺陷简介（包括图片）
解体#12汽泵，测量大端盖止口与通流体配合间隙，标准值为0.02mm0.05mm，实测值为1.06mm。2、原因分析
主要原因是修前#12汽泵自由侧振动大，振动造成大端盖止口表面金属损坏，然后拉毛、冲刷，最终造成止口处间隙超标。3、处理方案
大端盖止口处进行加热、涂镀，然后车削。4、处理结果间隙恢复至0.05mm
5、应采取的措施和吸取的经验
深层次研究汽泵振动原因，从根本上消除轴瓦损坏缺陷。八、缺陷名称：海水循环泵泵壳汽蚀1、缺陷简介（包括图片）
#1、#2海水循环泵解体，发现泵壳底部一圈150mm宽带状被海水汽蚀。2、原因分析
海水循环泵入口压力低，泵壳底部发生汽蚀。3、处理方案涂贝尔佐钠修复4、处理结果
恢复泵壳与叶轮间隙为1.195mm。5、应采取的措施和吸取的经验
建议对中压转子进汽中部加装冷却装置。
九、缺陷名称：#2海水循环泵叶轮密封环及橡胶瓦1、缺陷简介（包括图片）
#2海水循环泵解体发现叶轮密封环断裂，橡胶瓦螺栓断裂，橡胶瓦抱在轴上。
2、原因分析
#2海水循环泵橡胶瓦螺栓松动、断裂，导致橡胶瓦脱落，泵轴在橡胶瓦中发生偏心旋转；而口环处间隙较小，所以口环变成束缚泵轴的主要力量，摩擦力和撞击力共同作用，导致口环断裂。3、处理方案
确定口环材质为0Cr17Ni4Cu4Nb，重新加工口环，然后镶入叶轮上，在接触面对称用点焊方式分八点加固。同时更换橡胶瓦及其卡箍。4、处理结果
更换口环、卡箍、橡胶瓦。口环与叶轮对称八点点焊加固。5、应采取的措施和吸取的经验
循环泵各部件螺栓安装后做好防松措施。
十、缺陷名称：启动快排阀1RC045阀座密封面有多道裂纹1、缺陷简介（包括图片）启动快排阀1RC045阀座密封面2、原因分析
阀座密封面在堆焊过程中产生的内应力过大3、处理方案
将阀座密封面挖除后，重新堆焊密封面4、处理结果
堆焊后经金属渗透检验合格，阀门密封线符合要求。5、应采取的措施和吸取的经验
吸取的经验就是对于此种高温高压的阀门，经过现场处理密封可以提高延长的使用寿命，同时可以节约成本。
十一、缺陷名称：热段至1.6MPa母管供汽调节门1RQ746阀体存在大面积裂纹1、缺陷简介（包括图片）
热段至1.6MPa母管供汽调节门1RQ746出口侧阀体上有大面积裂纹，阀座焊缝脱落1/2、原因分析
由于该阀门后为减温减压器，所以在运行中对阀门存在较大的交变应力3、处理方案更换新阀门4、处理结果
更换的阀门结构为带预启阀的形式，根据分析可较原结构运行可靠5、应采取的措施和吸取的经验
由于此缺陷是在更换减温减压器时发现的，所以在今后检修过程中，也要对有问题设备附近的设备一并进行检查。
第五部分机组试验、试运总结（发电部、检修单位、设备部各
点检组）
一、试运概况
本次检修设备试运组织有序，检修能按试运要求完成相关的检修工作，保证了现场的试运进度；对试运发现的缺陷能积极处理，转动机械、阀门等设备的试运状况很好。二、试运主要内容及时间安排
试运前编制了试运计划，按计划执行顺利；系统设备先分部后整体，在试运过程中发现并处理了较多缺陷，达到是晕的预期目的。三、试运中发现的缺陷
序号123设备名称#4低加水侧旁路门1RM536В#12密封油泵#2润滑油冷油器缺陷名称门盖漏汽#12密封油泵机封甩油#2冷油器法兰漏油，停止循环，正在处理中。#12交流电机振动最大14道，两台直流润滑油泵电机振动最大50道左右。#1润滑油冷油器出口手动门门盖漏油，已经打堵板#3润滑油冷油器下法兰漏油，已经隔离。3台振动大（20道左右）、1台机封甩油压力表管堵塞发现时间消除时间所属单位备注201*.6.19201*.6.19汽机项目部201*.6.23201*.6.30汽机项目部201*.6.27201*.6.29汽机项目部4#12交流，直流润滑油泵电机201*.6.30201*.7.10汽机项目部5#1润滑油冷油器201*.7.1201*.7.5汽机项目部678#3润滑油冷油器小汽机启动油泵海水系统压力表管201*.7.1201*.7.5汽机项目部201*.7.11201*.7.20汽机项目部201*.7.10201*.7.15汽机项目部四、试运存在问题1、分步试转和大联锁分析分步试转一次成功率；大联锁一次成功率；试转设备健康状况等进行分析
汽机专业能分步试运的设备单独进行了试运，在设备试运过程中对盘根压盖螺栓进行了重新调整，调整后密封松紧适当，满足设备运行需求；从设备的各项参数，尤其是振动值和轴承温度等重要参数看，本次检修后转动机械健康状况较好。2、试验、试运分析
机组检修后的试运是对机组检修状况的一次考验和检查，绝大多数设备在试运过程中状况良好，没有大的缺陷发生，类似盘根渗漏类的缺陷发生后及时做了处理；但也有些设备在试运过程中出现了不该出现的问题，如小机的启动油泵，4台修后3台振动大，1台机封漏，发现缺陷后经过处理也能很快达到标准；再有就是类似于润滑油泵振动大的老大难问题，以往机组检修后启动也多次处理润滑油泵，试图降低振动，但效果都不理想，本次修后试运也发生了润滑油泵（包括直流的）振动大的问题，主机班人员能够不急不躁的耐心检查、处理，最终将4台油泵的振动全部处理至合格范围内，取得了良好的效果。
另外，在试运过程中技术人员坚持标准的做法也应该继续发扬。五、应吸取的经验和教训
1、设备试运是设备检修后的最后一道检验工序，试运时必须坚持原则，对标准外的设备坚决不验收，本次试运在这点做的比较到位。
2、试运前编制试运计划，提前发给检修人员，使检修人员提前做好准备，保证了试运过程的顺畅进行。
3、设备试运后每日的试运信息，对当天的试运情况进行总结，使现场人员对现场设备状况心中有数。
4、#2海水循环泵试运过程中电机进水已引起专业人员的高度重视，在操作时必须谨慎，试运人员数量充足，互相沟通好后再试运。
第六部分重大项目总结（技改、修理项目负责人）
一、重大项目名称（包括技改及修理）1、重大项目简介
2、重大项目的工日投入情况（包括计划工日、实际工日和外用工工日）3、重大项目的费用发生情况（包括预算费用、实际费用和外用工费用）4、重大项目的进度情况5、重大项目在实施中存在的问题及遗留的问题
6、重大项目效果评估（主要分析是否达到预期效果，如果没有为什么，如果达到了是怎么做的，要具体详细）7、重大项目的总体评价
第七部分A级检修经验及教训总结（所有单位）
主要是对A级检修准备、实施和总结阶段从组织管理、安全、质量等方面结合具体的实例进行的总结分析，包括应吸取的教训经验。
本次#1机组A修准备时间比较长，从检修项目的制定、物资采购、检修方案的编制、外委项目的确定等都比较充分，是准备比较完善的一次检修；
本次#1机组A修汽轮机和部分高温、高压阀门检修由漳泽电力承包，承包商能够按照甲方要求完成各项工作，在施工过程中能按《#1机组A级检修策划书》要求实施文件管控，发现问题及时与甲方技术人员沟通，大家群策群力想办法解决问题，使所有问题能在第一时间内得到解决；但阀门的进度从检修开始始终滞后工期要求，期间点检组多次协调起到了一定的督促作用，但仍然滞后，后期我公司自行将外包的部分阀门利用早晚加班加点抢修保证了酸洗的如期进行，缓解了承包商的压力。从工作主动性上看漳泽电力比较积极，但在我公司阀门的检修对他们来说还是比较有难度，建议阀门部分再有检修机会外包时寻找成功在我公司检修过阀门的单位检修。
本次#1机组汽机专业的项目在管控上比较到位，汽轮机本体检修几乎每天设备部点检组组织开会协调当日问题，盘点进度，使汽轮机本体检修的进度和质量得到了保证，机组启动后仅做了一次高速动平衡便顺利并网，这和整个专业的努力是分不开的。
承包商人员的素质参差不齐，在管理上给大家带来部分压力，主要表现在以下几个方面：1.个别外包队伍人员素质较差，对现场安全文明生产认识不足，不能够迅速实现与绥电公司安健环管理接轨。
2.部分承包商工作进展缓慢，不服从班组管理，致使部分项目工期延误。3.外借临时雇员素质太差，主要表现
①不爱惜工器具。许多临时雇员对使用的工具不爱惜，造成部分工具损坏。如移动电源盘。②行为不好。经常在现场发现有睡觉、玩手机的现象存在。
③不能坚持始终。部分临时雇员干几天就回家不干了，使检修后期人力缺少。
第八部分A级检修结论（所有单位）一、检修目标完成情况
序号一12345678910二11指标单位安健环目标人身轻伤及以上事故起设备损坏事故起火灾事故起严重集体违章事件起无票作业起环境污染事故起工作票、操作票合格%率安全性评价问题整改%完成率电除尘效率%脱硫系统效率%检修指标检修工期天目标00000100100高于修前高于修前按内部控制工期完成，网络图进度得到完全执行。100100100100100100≥98100100100100100保温、油漆、标牌、介质流向清晰美观主、辅设备、系统无影响机组正常运行方式和正常运行参数的设备缺陷；无主、辅设备、系统的安全隐患；无24小时不可消除的一般性缺陷；整套机组达到无渗漏标准≥180修前值00000100100修后值00000100100结论备注1213141516171819202122232425重大技改及修理项目完成率技术监督项目完成率机组缺陷消除计划完成率修后试验一次成功率修后系统试运一次成功率机组整套启动一次成功率检修项目验收优良率修后主设备完好率所有仪表装置指示正确率保护装置投入动作正确率自动装置投入动作正确率机、电、炉主保护投入率机组修后外表工艺修后机组达到“四无”%%%%%%%%%%%%26三修后无非计划停运连续运行经济指标序号2728293031323334353637四38394041五4243指标机组净效率汽轮机热效率锅炉热效率二类修正后热耗厂用电率供电煤耗高加投入率凝汽器端差温度月平均真空严密性锅炉漏风率锅炉排烟温度技术指标汽轮发电机组振动润滑油等级抗燃油等级发电机漏氢率经营指标计划物资领用率检修费用单位%%%kJ/kW.h%g/kW.h%℃kPa/min%℃μm目标高于修前高于修前高于修前优于修前低于修前低于修前≥99≯6优于修前修前值修后值结论备注低于修前低于修前低于修前或任一瓦轴振均达到优秀值不高于MOOG标准4级不高于MOOG标准2级%≯3%%≥92万元不超过预算二、热态评价
热态评价以修后可靠性、经济技术指标、环保指标完成情况为基准，结合修后设备发生的缺陷，渗漏率分析检修效果，检修后机组带满出力和调峰运行的技术参数，给出热态评价结论，说明设备存在的主要问题及今后的技术措施。
#1机组A修启动后设备运行平稳，汽轮机本体运行情况明显好于修前，两台汽动给水泵的振动大幅度降低，内漏阀门状况基本消除，设备的好转为机组的稳定运行奠定了良好的基础。
但是机组运行初期，也有缺陷发生，见下表：序号存在的问题采取的措施风险评估计划完成时间下次停机检修下次停机检修201*年8月13日专业
1主机#10瓦轴振波动大主机#14瓦瓦振波动大加强监视力度，优不影响机组正化运行方式常运行汽机
23加强监视力度，优不影响机组正化运行方式常运行汽机
B列#7高加解体检修（已完若阀门不严无盘管漏泄成）法布置措施#1机高压缸调速汽门本汽机
4体疏水电动弯头处砂眼带压门1SH902Б前管路弯头处有砂眼#1机#13主机抽气器水堵漏（已完成）不影响机组正常运行201*年8月13日汽机
若再有一台抽备用汽器失备，则没有备用的抽汽器下次停机检修汽机
5侧入口电动门1VC639A在关闭状态下仍通流。上述5条缺陷已处理好2条，另外三条目前不影响机组运行，但需要加强监视；现场文明生产较好，地面清洁卫生，保温基本完善（个别处还需要再处理）。总体来说，热态验收效果比较理想。
三、取得的经验（总述）
1、机组检修的准备工作要充分，“七分在准备，三分在执行”，准备工作的好坏对后期工作影响至关重要，修前准备工作要做全面，重点是准备好备件、工具、方案和人力资源等。
2、设备初期阶段的集中解体暴露缺陷很重要，为后续处理缺陷、备件采购赢得了时间。3、聘请监理，为设备的检修质量增加了保险绳，负责任的监理对现场能够起到积极地指导、协调作用，本次聘请的清河监理水平过硬。
4、点检人员尽量抽出时间在检修现场，了解设备状况，做到对设备的管控心里有数。5、修前设备评估要做好，对可能出现的重大缺陷做好评估，及时制订应对措施。四、存在的问题（总述）1、承包商的选择很关键，外委时必须考虑其检修能力。我公司阀门部分检修工作从一开始就给整个专业人员带来很大压力，在承包商的选择上应优先选择在我公司有成功检修经验的队伍，使设备的质量和检修进度得到有效地保证。
2、我公司技能人才储备不足，部分工作繁重的班组人力资源不足，没有采取好的措施吸引人才，留住人才，造成熟悉技能的人走了，新来的人对设备不熟悉，谈不上什么检修技能、技术，人才出现空档，设备检修质量难以控制。
3、公司的管理制度还需要完善，目前实际情况是能干活儿的干活多，收入跟不上；被考核时多数都落在能干的人身上，换句话说，少干活儿在收入上差不多，但干活儿多被考核的多，打消了大家的积极性，目前基层人员的心态也需要调整。五、总体结论附件：外部监理总结
第九部分机组启动后存在问题（所有单位）
第九部分机组启动后存在问题序号存在的问题采取的措施加强监视力风险评估计划完成时间下次停机检修专业
1主机#10瓦轴振波动大度，优化运行方式加强监视力可以维持机组正常运行汽机
2主机#14瓦瓦振波动大度，优化运行方式可以维持机组正常运行下次停机检修汽机
3B列#7高加盘管解体检修漏泄#1机高压缸调速汽门本体疏4水电动门弯头处砂眼1SH902Б前管带压堵漏路弯头处有砂眼#1机#13主机抽气器水侧入口5电动门1VC639A备用在关闭状态下仍通流。若阀门不严无法201*年8月布置措施13日汽机不影响机组正常201*年8月运行13日汽机可以维持机组正常运行下次停机检修汽机
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