2机组A级检修电气招标文件

2机组A级检修电气招标文件（共3篇）

2机组A级检修电气招标文件 篇1

鄂州发电有限公司#2机组电气岛A级检修招标技术文件

鄂州发电有限公司#2机组

电气岛A级检修

招标文件

编制：鄂州发电有限公司生技部 审核： 批准：

2013年5月 鄂州发电有限公司#2机组电气岛A级检修招标技术文件

一、概述

1、#2发电机采用东方电机厂生产的型号为QFSN-300-2-20发电机。本次大修#2发电机配合通流改造将发电机扩容至330MW,发电机扩容工作将由北京全四维动力科技有限公司进行，发电机定子膛内工作由北京全四维动力科技有限公司进行，但不含相关试验；#2发电机出线、中性点六支套管改造工作由东方恒运进行，但不含相关试验；发电机部分按外包项目的其它相关工作属本招标范围。

2、#2发电机励磁系统将进行AVR励磁调节系统改造，原东方产AVR励磁调节系统将换成南瑞电控产AVR励磁调节系统，改造工作由黄石电厂进行，另励磁系统6KV励磁小室励磁整流部分相关检修工作也由黄石电厂一并进行，该部分不属于本招标范围。

3、#2主变、#2高厂变油浸变压器系意大利ABB产变压器，按检修项目要求本次#2高厂变要求更换变压器以散热器下蝶阀为界，以上变压器本体部分所有密封垫子更换，含下蝶阀，不含大盖密封垫子的特殊检修项目。

4、厂用低压干式变有ABB产雷神型、SIEMENS产T15G型、顺德特种变压器厂产SC3型、天津市特变电工变压器有限公司产SCB9及SC9型干式变，另一次风机两套变频器及凝结水泵一套变频器的移相变压器为湖北三环公司提供的产品。

5、高压电机为ABB、SIEMENS、西屋、湘潭电机厂、哈尔滨电机厂等产品。

6、低压电机基本为国产品牌电机。7、220KV发变组出线E09间隔，开关为ABB产品，隔离及接地开关为平顶山高压开关厂产品。

#2机组6KV配电装置有ABB产品及天水长城产品，本次大修中ABB产VD4型开关柜内（ABB提供的部件）的检修工作由厦门ABB公司进行。6KV配电装置部分按外包项目的其它相关工作属本招标范围。

8、#2机组0.4KV配电装置有ABB、SIEMENS、GE、MOLLER、TCL、正泰、上海华通等产品。

9、电除尘电控配电系统为原装美国Lodge公司成套产品，其间经过改造部分控制部件已更换为龙净产品，此次电除尘电控配电系统由福建龙净环保进行检修，电除尘部分按外包项目的其它相关工作属本招标范围。

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二、总则

1、本技术规范书仅适用于鄂州发电发电有限公司2×300MW机组#2机组A级检修工作外委项目。

2、本技术规范书包括#2机组A级检修外委项目和设备的检修、改造、安装和试运等方面的技术要求。

3、本技术规范书提出的是最低限度的要求，并未对一切细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，投标方保证提供符合本技术规范书和有关附件的检修、改造、安装和试运等工作。

4、在商务合同签订生效之后，招标方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些补充要求，具体项目由投标方、招标方双方共同商定。

5、本技术规范书所使用的标准如遇与投标方所执行的标准不一致时，以较高标准执行。如投标方没有对本技术规范书提出书面异议，招标方则可认为投标方提供的检修工作完全满足本技术规范书的要求。

6、如招标方有除本技术规范书以外的其他要求，应以书面形式提出，经双方讨论、确认后，作为本技术规范的补充，与本技术规范书具有等同的法律效力。

7、要求投标方具有近5年内进行过2次及以上300MW机组检修的业绩。

8、本标段所有检修工程禁止转包或分包。

三、检修范围、要求和标准

（一）检修项目范围：

1、锅炉、汽轮机、发电机本体及部分辅机设备检修标准项目，机、炉、电及热控各专业部分技改、特殊项目施工，各监督、试验项目的配合工作，包括本标段内所有与检修项目相关的焊接和起重工作。具体参见招标方编制的《#2机组A级检修电气项目表》。

2、本标段界限划分 详见电气检修项目表

3、在履行合同期间，招标人有权增加或减少检修项目、内容，并办理额外工作量签证单。若投标报价中有相同综合单价的，按投标综合单价进行调整；若投标报价中没有相同综合单价，则按有关计算规定或定额计算，中标方必须无条件执行。只要增加或减少部分的总费用不大于所签合同价格的2%，则合同总价不变； 3 鄂州发电有限公司#2机组电气岛A级检修招标技术文件

如大于合同总价的2%，调整后的合同价为原合同价和变动价格之和，工程结束后统一结算。付款方式按照主合同付款方式。

4、随着工程进展的具体情况，招标方有重新确定界限划分的权力，施工单位必须无条件遵照执行。

5、设备检修后的首次给油脂由承包单位完成。

6、投标项目内相关的焊接、起重及热处理等工作。

7、所负责检修区域内的设备、地面、门窗、钢梁、平台等的卫生保洁清扫，对施工产生的废料和垃圾进行处理，其中报废的备件类物资返回公司物资库，其它垃圾由承包商负责运送到业主的垃圾场。

8、检修中对业主生产部要求重新油漆的设备，由承包商无偿进行刷漆，油漆由业主提供，工具和文明生产用具由承包商提供。

9、临时电源的电缆准备和铺设（电缆由承包商自备）。

10、检修用的脚手架搭设、保温的拆装由承包商完成。

11、配合完成检修中和检修结束后需进行的各种试验和调试（含机组启动时的动平衡及加装配重工作）。

12、承包商针对上述项目检修的所有技术资料在竣工验收后应移交业主。

（二）总体目标：

1检修中不发生破皮流血事件，杜绝人身轻伤。不发生火险现象，杜绝火灾事故。无设备损坏事故。

2在控制工期内完工。

3修后创全优，安全稳定连续运行180天以上，各项技术经济指标达到全国同类机组先进水平。

4标准、特殊、技改项目完成率100%，监督项目、节能项目完成率100%，安措、反措、安评整改项目完成率100%。

5设备缺陷消除率100%,设备完好率100%。6消除设备渗漏点。修后实现机组零缺陷启动、并网一次成功。

（三）标准要求

1、所有检修工作质量标准必须符合招标方提供的各专业的检修工艺规程和 4 鄂州发电有限公司#2机组电气岛A级检修招标技术文件

设备图纸及技术资料。

2、检修工作必须遵守和执行下列标准(如标准更新按新标准执行)： 鄂州发电发电有限公司检修工艺规程。

中华人民共和国电力行业标准《发电企业设备检修导则》DL/T838-2003 《火力发电厂焊接技术规程》DL/T 869-2004 《火力发电厂异种钢 焊接技术规程》DL/T 752-2001 《焊接工艺评定规程》DL/T 868-2004 《电力建设施工及验收技术规范(管道篇)》DL5031-94 《电力建设施工及验收技术规范(管道焊接接头超声波检验篇)》DL5048-95 《火电施工质量检验及评定标准(焊接篇)》(1996年版)《火电施工质量检验及评定标准(管道篇)》(1996年版)《火电发电厂保温油漆设计规程》DL/T5072-1997 《电业安全工作规程》(热力和机械部分)《火电发电厂保温材料技术条件》DL/T776-2001 《电力工业锅炉压力容器监察规程》DL612-1996 《火电发电厂金属技术监督规程》DL438-2000 《火电发电厂金属材料选用导则》DL/T715-2000 《火电发电厂耐火材料技术条件》DL/T777-2001 《火电发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》DL/T616-1997 《火力发电厂水汽化学监督导则》DL/T561-95 《焊工技术考核规程》DL/T679-1999 《发电厂检修规程》SD230 《发电企业设备检修导则》DL/T 838 《运行中氢冷发电机用密封油质量标准》DL_T 705 《大型汽轮发电机定子绕组端部》DLT--735 《汽轮发电机漏水、漏氢的检验》DLT--607 《氢冷发电机氢气湿度的技术要求》DLT--651 《氢气使用安全技术规程》GB4962 《东方电机厂300MW使用说明书及相关技术文件》

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《电力变压器检修导则》DL 573-2010 《变压器油》GB2536 《超高压变压器油》SH 0040 《电能计量装置安装接线规则》DL-T825 《电业安全工作规程_发电厂和变电所电气部分》DL_408 《电力设备预防性试验规程》DLT 596 《继电保护技术规程》GB14285 四、双方责任

1、招标方职责：

1.1 设备检修中需要更换的备品备件由招标方负责提供合格产品。包括设备用油（主要为齿轮箱等容器内部用油）、承压部件管子、轴承等。

1.2 招标方负责投标方与同时进行施工的其它队伍的工作协调，对投标方工作尽量提供便利，投标方检修人员食宿由投标方自行安排，且费用自理。

1.3投标方按照有关的质量要求，按照招标方的时间要求安全的完成检修任务；招标方依照投标方的检修进度，由质检人员负责检修过程中的配合、联系、质量验收等工作；检修中出现质量标准的争执，由招标方安全生产部专业主管决定。

1.4 检修项目的质量验收标准，应依据图纸要求及电力验收规范；验收标准及检修所用图纸由招标方出具和指定。

1.5 招标方对投标方工作人员进行技术交底和安全交底。

1.6 检修工作内容如需变更调整，由招标方负责办理调整手续后，交由投标方实施。

1.7 招标方负责提供检修场地，检修所用水源、气源、电源，以及必备的专用工具和现场具备的起吊设施。

1.7.1 检修场地

检修场地按设备、系统所在区域由招标方限定界限，中标方在此范围实行定置管理，不得擅自超出范围。

1.7.2 水源、气源

中标方应按招标方指定位置引接施工用水和用气，有关临时管路的引接由中 6 鄂州发电有限公司#2机组电气岛A级检修招标技术文件

标方负责。

1.7.3 电源

招标方负责提供电源接入点（指各母线室电源开关侧），临时电源及照明的接线工作及所用电缆由电源使用单位自行负责。

1.7.4通用工器具、专用工器具和起重设备

检修所需的通用工器具（包括量具）由中标方自行解决；必备的专用工器具(随机工具)及现场具备的起重设备由招标方提供，其它专用工具由中标方自行解决；起重工作由中标方负责，操作由中标方有资质人员自行操作，中标方在使用招标方提供的专用工具和设备时，应严格按操作规程操作；发生损坏，照原价赔偿，并承担由此造成的后果。

2、中标方职责：

2.1中标方应在检修开工前5天进入施工现场，接受招标方的安全考试，考试合格后方可开展工作。按照招标方的有关规定，中标方应与招标方代理人签订技术协议和安全协议，作为合同的附件一并执行。

2.2编写检修作业文件包（质检点和三级验收包含其中）；编制各标段检修进度计划和网络图；编制现场检修设备定置图。

组织检修人员学习A级检修文件包、检修工序卡和招标方编制的A级检修管理文件、技术措施。

2.3投标时投标方要编制总体质量保证目标和措施，对每一检修项必须编制有安全措施和技术组织措施，重大检修项目的每一个项目，必须有各分项的安全措施，如汽机吊缸、发电机抽转子等。如果中标，这些文件须经招标方审核后实施。

2.4 中标方承包的汽轮机油系统的润滑油（含小机油、电泵油）必须达到NAS7级，EH油必须达到NAS5级方可验收合格，在油系统设备检修时，各油箱的验收工作除经招标方的设备管辖部门质检人验收外，还必须经招标方的化学监督人员验收合格。

2.5 投标方中标后应提供参加检修人员的名单、工种、资质、相关的操作证等有关资料。

2.6 检修期间中标方应服从招标方指挥管理，必须遵守招标方各项规章制 7 鄂州发电有限公司#2机组电气岛A级检修招标技术文件

度，自觉接受招标方代表的监督检查。按照招标方要求安排参加招标方组织的会议，并执行会议的有关要求，中标方工作行为应符合招标方的有关规章制度。不得进入招标方生产区域活动，不准乱动和本次检修工作无关的任何设备，以防发生安全事故。

2.7中标方参与招标方#2机组A级检修，在检修过程中中标方应遵守相关的安全规定，应派专职安全员进行现场安全监督，委派的项目工作负责人应有中标方安监部出具的资质证明材料，并在招标方安监部认可备案，并承担由于自身安全措施不力等原因造成的责任和因此发生的全部费用。

2.8检修过程中如出现异常情况或发现重大缺陷，中标方应及在1小时内通知招标方确认，并逐级汇报。

2.9检修中招标方提出安全、质量问题，投标方应给予答复。对于重大安全、质量、文明、环保及不遵守检修工艺规程要求的问题，招标方有权停工复查，中标方必须无条件接受，并承担相应费用。

2.10投标方应按照招标方要求，填写质检验收单，并由双方验收人员签字生效，不得漏项。双方对质量有异议时，原则上协调解决，协调不成由招标方生产（副总）经理裁决，未经业主验收合格的设备不得投入运行或进行下道工序。

2.11本标段范围内机组检修所需的设备、备品备件等材料均由业主供应，其他消耗性材料（如氧气、乙炔和清洗剂等但不仅限于此）及工器具均由中标方自理，因特殊情况中标方需要在招标方物资部门领用材料时，需到招标方生产部办理相关的手续。所发生的费用将在中标方的人工费中扣除。

2.12 要求承标方在设备解体后3天之内向委托方提出损坏更换的备件计划（正式版）

2.13 要求承包方在施工前清点设备标牌的安装情况，并经委托方确认。在设备检修结束后，修前安装的设备标识牌不能有缺损，如有缺损，则由中包方负责安装完善，所以生费用由中包方自理。

2.14 要求承包方在起动试验前制定所有试验的技术方案。

2.15 要求承包方认真做好标准化作业，检修后的设备应做到标识齐全，设备缺损的油漆应由承包商自费补齐，检修过程中应保护好地面，使用电焊时应做好地面保护措施。

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2.16 汽机12米地面防护用品由招标方提供，其它地面保护用品由中标方负责，所有材料、工器具、防护用品、检修后的废旧物资的厂内运输（包括领出物资及返还物资）及装卸由中标方负责。

2.17 中标方进入现场前携带的工具必须是经中标方校验合格（现场使用的计量工器具，须有检验合格证及检验时间，过期未检验计量工器具严禁带入现场使用），并经过招标方现场抽查合格。中标方应将详细工具清单和检验报告报与招标方安生部、安监部。中标方保证在施工过程中使用的工器具是安全和可靠的，不会造成事故，否则，中标方承担由此引起的相应责任。出厂前要按照清单进行清点，并由招标方人员签字认可，确保现场无施工遗留工具。

2.18 现场检修中需要的外委加工零件，由中标方提供加工图（要求必须有A4纸版图纸），招标方安排外委加工，费用由招标方支付。中标方应提前列出需加工的物件计划，便于提高工作效率。相关专用工具的加工事宜由中标方自行解决。

2.19 中标方负责检修的项目施工进度，必须符合招标方网络计划。中标方所承担项目的检修进度应符合招标方总进度的要求，并向业主提供总体施工进度及各标段项目进度计划；中标方在检修过程中若发生不可预见的重大问题而影响工期时，应在总工期未过半前向业主提出延期申请，以便向上级主管部门申请延期；检修工期（机组解列至并网）暂定为 天，中标方应保质保量按期完成检修任务，无故延期将按合同中的考核条款进行考核。

2.20 中标方根据招标方提供的《#2机组A级检修标准项目表》和《#2机组A级检修特殊、技改项目表》，对承包的重大、特殊项目，应编制安全技术组织措施并报招标方审核备案。

2.21 中标方应制定出不符合项管理程序，中标方承包范围内的不符合项处理由中标方承担（需返厂处理的除外），直到验证合格，特殊情况下难以达到要求时，由双方协商做出变通决定并签署意见。

2.22 分部试运转按招标方制度执行，中标方应主动安排好试转计划并做好各标段间的协调平衡工作。

2.23 中标方应保证招标方A级检修期间人力和技术力量的投入，无条件服从招标方检修领导小组的安排（包括夜间加班等），不能出现因人力和技术力量 9 鄂州发电有限公司#2机组电气岛A级检修招标技术文件

不足等原因造成检修工期拖延、检修质量达不到标准要求等问题。如果因为中标方检修的工期和质量不能满足 天竣工的要求，招标方有权拿出部分项目重新外委，另委项目发生的费用由中标方承包费中扣除。

2.24 中标方的领料工作（包括在承包单位内部领用各种备件及各种专用工具），所需用的任何车辆由中标方自行负责。

2.25、中标方应加强本单位内部专业之间的协调工作，做到一个系统或设备进行检修时，相关专业应全部参与并负责通知承包方的相关专业，以提高劳动效率。（如进行机械设备检修时，相关的电气、热工设备应同时安排检修）

2.26 中标方承担的单项工程（指技改项目）应包括全部附属部分（指热工、电气部分），并根据热工专业需要将信号送入DCS中。

2.27 设备检修时需采取的临时措施，（如抽水工作，设备打压接临时管道、阻碍设备运入场地的设备临时拆除安装等）由中标方自行负责，由于设备检修等原因造成部件损坏而增加的临时工作量由中标方负责。

2.28中标方必须无条件承担招标方临时增加的工作，招标方按前面增减项目的有关条款相应增加工日，招标方临时增加的工作项目一并并入相对应的系统或设备，如中标方不能完成，则按下面2.30条处理。

2.29 中标方承担的各项检修工作包括解体后发现缺陷的处理工作。但不包括需要返厂处理或厂家处理的工作和需要进行特殊试验、检验的项目。但包括设备返厂时进行的配合工作（包括起重和焊接），返厂检修的费用由招标方承担。

2.30 中标方必须完成招标文件中要求的全部检修工作，如果在某一系统或设备检修中，其内部单项工作超过5项不能完成的，则按整个系统或设备没有检修处理。招标方除扣除中标方相应系统或设备的工日外，将对没有进行检修的系统或设备单独外委，单独外委项目发生的费用全部在中标方的工程款内扣除。同时按外委项目发生费用额度的一半对中标方进行处罚。

2.31 检修人员数量及素质要求

2.31.1 实施#2机组A级检修时，应根据检修项目、检修时间和招标方要求，配置足够人员，参加A级检修的人员数量和资格必须得到招标方同意、批准。

2.31.2 参与检修的人员必须身体健康，从事检修或安装工作3年以上。2.31.3 参与检修的女职工比例不得超过总人数的10%。

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2.31.4 参加检修的主要专业技术人员应不少于总人数的10%，其配备需经招标方认可，主要技术人员至少应具有中专学历，从事检修或安装工作至少5年以上，并具有相同或类似设备的检修或安装经验和管理经验。

2.31.5 中标方专业技术工人应不少于总人数的40%，从事检修或安装工作至少5年以上，并具有相同或类似设备的检修或安装经验。

2.31.6 中标方一般技术工人（不包括临时工）应不少于总人数的30%，从事检修或安装工作至少3年以上。

3.31.7从事特种作业的人员至少应有该工种实际操作经验3年以上，并必须持有经相关部门核发的证书，且从事特种作业的人员数量必须达到能保证24小时倒班作业的要求。

3.31.8 汽轮机、发电机等主设备检修禁止使用临时工。

3.31.9 投标方在全部工作结束后，清理干净现场，设备表面见本色。拆换下的零部件运到指定地点，垃圾由中标方运出招标方厂区并进行无害化处理；现场经招标方验收合格，方算竣工。

3.31.10 招标方提供合格的现场起吊设施（如行车）给中标方使用，中标方在使用前应进行认真检查，安全责任由中标方负责。

3.31.11 中标方承包的检修工作票由中标方填写，招标方负责工作票上安全措施的正确性，中标方除负责安全措施正确性以外，还要负责施工人员及现场的安全工作。

3.31.12 设备修后整组启动至机组并网后168小时内，中标方应安排维护人员值班，以便及时消除设备缺陷。

3.31.13 在保质期内出现检修质量问题后，中包方应在接到接到通知后24小时后赶到现场进行处理。所发生的费用全部由中包方承包，并按合同条款进行考核。

五、技术协议签订

凭中标通知书，并根据招标文件规定的主要条款，双方签订检修技术协议，作为经济合同的附件，与经济合同具有同等法律效力。

六、工期：

投标方承担的全部检修工作必须在招标方通知开工日（初步计划3月）后的

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天内完成，不能影响招标方的检修后总启动的各项工作。

七、施工验收程序

1、招标方提供的设备图纸、说明书及检修工艺规程等将作为验收标准。投标方检修时应执行上述标准，并根据上述标准申请验收。

2、投标方应按照招标方要求，严格执行H、W点验收计划，并由双方验收人员签字生效，不得漏项。投标方在执行H、W点验收计划申请见证时，应提前6小时通知招标方，以便于招标方人员安排验收时间

八、质量保证：

1、中标方对所检修的设备质量要保证一年。在保修期内出现检修质量问题由中标方免费处理，造成的重大损失由中标方承担。

2、中标方所检修的设备自机组启动后应保证180天不因检修质量问题而中断连续运行，在保修期间造成的重大设备缺陷应由中标方无偿进行处理，由此造成的设备损失由中标方承担。

3、修后设备无渗漏，主机、辅机一次启动成功，修后设备达正常出力,各项指标达到设计要求。

九、检修技术文件、竣工资料要求：

检修文件要求：

1、中标方在接到中标通知书1个月内，中标方将本次A级检修组织机构、质量措施、安全措施、组织措施等文件（不限上列内容）报业主方审核。在检修开始一周前将工作负责人及工作票签发人名单、工作人员安规考试成绩、特殊工种人员名单及资责材料报业主方审核。

2、中标方检修所做的各项检修技术记录、检查试验（校验）报告、安装调试文件、设计说明、测绘图纸及相关计算书等必须齐全准确、符合招标方归档要求，并及时提供给招标方。

3、检修竣工后7天内，中标方向招标方提供完整的竣工报告和检修总结及各标段总结。

检修竣工后，必须经过招标方验收合格。验收时提供竣工报告，竣工报告至少包括下列资料：

1、起重工、高压焊工等特殊工种人员的有效证件复印件。

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2、中间工序的H、W点见证验收单。

3、检修记录及检修文件包（包括检修前后的特征尺寸记录、测量工具、设备检修更换部件和检修负责人等）；

整个检修资料装订成册，整体移交，向招标方移交一式三份。同时提交电子检修资料一套。

十、说明

1、所有列出项目的内容包括外部清理，外观（包括设备固定螺栓、设备连接法兰螺栓及支架紧固情况）检查、补漆（不影响整体美观时）、设备标识的完整、清晰。

2、所有工作描述具有全面检查、解体检查等内容的项目，都包括清理、调整、装复及缺陷处理等要求。

3、原则上要求严格按照检修规程、设备说明书和设备图纸进行检修工作。如在检修过程中发现检修规程、设备说明书和设备图纸与实际有矛盾而无法执行时，应经业主安全生产部签署修改意见后方能继续实施检修。

4、如果中标方承包检修项目涉及到的设备界面划分不明确的，由招标方另行界定。

5、投标方承包项目检修过程中遇到的土建工作由招标方负责。

十一、附件：

附件一 《鄂州发电发电有限公司#2机组A级检修管理考核办法》 附件二 《#2机组A级检修电气招标项目表》 附件三 《＃2机组A级检修金属技术监督检验项目表》

2机组A级检修电气招标文件 篇2

京南电厂是一座以发电为主, 同时兼有航运、灌溉、水产养殖、旅游等综合利用效益的水利枢纽工程。该电厂装机容量为2×34.5MW, 采用奥地利灯泡贯流式机组, 设计多年平均发电量为2.881 3 亿kW·h, #1 机组于1997年6月并网发电, #2 机组于同年12 月并网发电。#2机组投运至今没有进行过大修, 部件锈蚀、密封件老化、漏油、漏水比较严重, 故计划在2014年冬至2015年春对#2机组进行A级修理。

1检修消除设备重大缺陷

1.1机组控制环及滑槽损坏修复

2014年8月, #2 机组控制环在运行过程中发出异响, 检查发现有碎铁粉从控制环滑槽内掉出。进一步检查发现, 导叶轴颈漏水流到控制环上, 冲走了滑槽内滚柱轴承的润滑油脂, 造成机组控制环滚柱轴承缺少润滑油, 控制环滑动不畅, 在开、关机组导叶时控制环压板、滑槽挤压坏滚柱轴承。为减小发电损失, 决定利用2014年10月#2机组A级检修机会进行处理。

拆除导水机构和控制环后检查控制环滑槽, 在其下半部4~8点钟位置和压板相应位置, 受滚柱轴承错位啃槽挤压变形磨损严重, 滑槽壁磨蚀呈大面积凹坑, 深度约为2~9mm。1台机组有560个滚柱轴承, 约2/3的滚柱轴承有不同程度破碎崩裂变形, 并夹有大量金属粉末混污油。受外配、调速环外形尺寸及工期要求等条件限制, 决定在现场实行手工电弧焊补焊填满, 再进行打磨。具体实施步骤:修补前清洁受损滑槽壁氧化皮、铁锈、水份及油污等杂物, 用角磨机打磨除渣除锈除油, 直至露出母材金属本色;修补时, 用J507焊条 (经过350~400℃烘干1~2h) 施焊, 同时对焊件进行预加热, 焊接过程需做好反变形措施;焊满被损坏部位后, 经粗磨满足样板尺寸后表面平整光滑, 再用抛光片和100目金相砂纸细磨表面, 使粗糙度达到Ra1.6;安装滚柱轴承并调整滑槽间隙, 转动控制环顺畅无阻无异响, 达到预期效果。

1.2机组轴承油板式冷却器与管路连接改造

机组轴承油板式冷却器进出油、 水管采用硬连接方式。机组运行时, 受流动介质压力和管道振动等因素的影响, 进出管口与冷却器通道板片间产生应力, 而钎焊工艺可承受的负载有限, 导致冷却器管口和本体出现裂纹并渗油。经过补焊和环氧树脂修补等处理, 均未能彻底解决渗油问题。

针对以上情况, 冷却器进出油、水管均通过法兰连接相同直径的单球橡胶软接头, 再通过法兰接入修正后的原输油、输水管路。这次配管采用软接头过渡方式, 彻底消除了管路对冷却器本体的破坏。对焊接管路进行耐水压试验, 试验压力为0.9MPa, 保持30min, 无渗漏和裂纹等异常现象, 达到了预期效果。

1.3水轮机导水机构导叶外端轴承套改造

水轮机导水机构导叶外端轴承套与密封环锈蚀严重, 间隙增大, O形圈槽边锈蚀碎裂缺损变宽, 再加上O形密封老化, 导致导叶外端轴颈处存在不同程度的漏水。漏水从导叶轴承套流到外配再流入机组控制环滑槽内以及下面的轴承油箱上设备。虽然采取了粘玻璃胶挡水、绑漏斗接排水管等引排水措施, 但是仍有不少漏水沿外配流入机组控制环滑槽内, 造成滚柱润滑油脂被冲刷流失, 导致滚柱轴承缺少润滑油而滑动不畅, 同时进水后的滚柱轴承容易生锈, 这是造成#2机组控制环啃槽磨蚀、滚柱碎裂故障的主要原因。

针对16个导叶外端轴承套漏水问题, 将原导叶轴承套只设置1 道200×7mm的O形圈改为设置2 道200×7mm的O形圈, 同时在轴承套内圈车出1 个内径为 Φ240×35mm的圆槽, 另加工1 个外径为 Φ240mm, 宽为35mm的环。鉴于密封环外径磨损变小, 为使环与套配合间隙达到设计要求, 同时满足止水和安装需要, 加工新密封环的内径由设计的Φ200H7改为Φ199.5H7, 新、旧密封环配合间隙为0.7~0.846mm。改造后运行, 导叶外端轴颈处未再漏水, 效果较理想。

1.4伸缩节密封改造

伸缩节、压板锈蚀严重, 致使密封槽变宽, 密封胶条老化, 造成伸缩节与尾水管连接处漏水严重。

转轮室、尾水管法兰的结合面、螺孔和销孔做除锈清理后, 按安装顺序回装伸缩节和压板。组装的4段伸缩节分为上部和下部, 先预装下部, 将其临时固定在尾水管法兰上, 再吊装上部与下部组合并转动至拆除时标识位置, 最后4段伸缩节结合面为 “米”字, 左上结合面组合缝错牙约0.05mm, 用0.05塞尺检查不能通过。在伸缩节与尾水管法兰结合面O形槽流道侧涂一层白厚漆, 错牙部位需涂厚些。伸缩节用O形槽更换O形条 Φ9 (自粘) , 转轮室用O形槽更换O形条 Φ12 (自粘) , O形槽为11.3mm, Φ12的O形条偏小。 在转轮室O形槽上下游侧涂2 道1596平面胶。组装的4段压板分为上部和下部, 先预装下部, 将其临时固定在伸缩节上, 再吊装上部与下部组合并转动至拆除时标识位置, 最后4 段压板结合面为 “十”字, 组合缝无错牙, 用0.05塞尺检查不能通过。

伸缩节密封改造:在压板、伸缩节、转轮室组合而成的三角形槽内装1道 Φ18的O形条 (自粘) , 在下游侧加装1道 Φ6的O形条 (自粘) , 在上游侧加装1道 Φ8的O形条 (自粘) (如图1所示) 。密封槽用密封胶条填满并有一定压缩量, 以达到密封不漏水的目的。调整压板与转轮室间隙均匀, 上紧连接螺栓。改造后投运, 伸缩节处不再漏水。

2结束语

#2机组大修后, 运行工况良好, 缺陷消除, 漏油、漏水现象未再出现。

摘要：针对灯泡贯流式水轮发电机组各部件锈蚀、磨损严重问题, 经大修消除机组运行过程中出现的缺陷, 同时加以改造完善, 使得机组运行状况更加良好。

12锅炉A级检修情况说明总结2 篇3

一、工作完成情况

1、标准项目：

按要求本次A级检修共计完成了十七个标准大项中的166个小项，各项目均已验收合格。

2、削减、追加、更改检修项目：

① 削减项目：汽包集中下降管管座焊缝进行100%的超声波探伤，因汽包下部集中下降管处安装有防漩涡装臵和外护板，探伤后无法恢复，故申请削减该项目并得到批准；

② 追加项目：㈠、一次风机风机驱动端、非驱动端轴承更换工作，因12号机组自2005年投产至今，一次风机风机轴承未进行过更换，轴承游隙超标（≥0.35mm），需要更换。㈡、一二次风机变频器改造，因原一二次风机液偶调节转差率大，耗电高，需要进行变频器换型改造。

3、技措项目：

⑴AB侧中心筒改造（外委）；

⑵AB侧冷渣机平台下降至3米，完成了C冷渣机的换型改造工作，ABCD冷渣机纵向布臵在锅炉两侧；

⑶烟气调节挡板分组改造，由原来的4分仓换型改造为12分仓；

⑷给煤机进口插板门改造，由内密封齿条式改造为外密封直通式SDM-510（与给煤机出口形式一致）电动插板门；1

⑸电除尘器三四电场极线改造（外委）；

⑹引风机变频器改造，拆除液偶、液偶冷油器、辅助油泵系统，自制油箱，保留部分油路管道，每台风机安装两路油路冷却系统，以此保证电机滑动轴承运行；

⑺高压流化风机换型改造，高压流化风机A由原来的XPL410型进口设备改造为国产RRF-290型罗茨风机；

以上项目均已验收合格

4、反措项目：

① 水冷壁管防磨喷涂；完成了162m2面积

② 锅炉内、外部检验；

以上项目均已验收合格

5、节能项目：

① 冷渣器改造，C冷渣器箱体式改造为水冷滚筒式冷渣机，并且冷渣机平台整体下降至3米。

以上项目均已验收合格

6、特殊项目：

① 空预器部分更换，B侧热段上组前往后数第二箱更换钢管292根，B侧热段下组前往后数第一箱更换钢管97根，共记389根。

② 空预器入口非金属膨胀节蒙皮更换；

③ 冷渣机抽负压系统改造；

④ 旋风分离器回料器斜管金属膨胀节更换；

⑤ 炉内风帽疏通校正；

⑥ 炉内给煤口改造；

以上项目均已验收合格

7、金属监督项目：

① 锅炉受热面管蠕胀检测：分离器出口拉稀管A往B数、B往A数2——11根（第1根和第12根因浇注料遮挡，无法测量）蠕胀测量最高值φ63.8，最低值φ63.5；高温过热器上平面B往A数第1、2、3、10、14、16、17、18、20根，蠕胀测量最高值φ51.9，最低值φ51.5；高温过热器上平面A往B数第2、3、5、7、9、11、13、15、17、20、21、23、25、27、30、32、33、38、40、45、46根，蠕胀测量最高值φ51.8，最低值φ51；高温过热器检修空间B往A数第21、22、23、25、27、29、30、32、34、36、38、40、42、45、46根，蠕胀测量最高值φ51.9，最低值φ51.2；低温过热器检修空间B往A数第1、2、4、7、11、14、20、22、23、27、30、36、40、42、46、48、50、60、64、71、74、77、80、84、90、91、92根，蠕胀测量最高值φ51.6，最低值φ51.1；低温再热器上平面B往A数第1、2、3、4、10、14、17、20、24、25、30、32、36、40、44、50、56、60、70、80、85、90、91、92根，蠕胀测量最高值φ57.5，最低值φ57.1；省煤器检修空间B往A数第1、2、5、10、15、20、22、25、29、41、44、48、50、60、65、70、76、88、89、95、100、105、110、115、116根，蠕胀测量最高值φ42.6，最低值φ42.1；屏式再热器A往B数炉前上中下第1屏、第2屏、第3屏、第4屏，炉后上中下第1屏、第2屏、第3屏、第4屏，蠕胀测量最高值φ76.4，最低值φ76.1；屏式过热器A侧A往B数炉前上中下第1屏、第2屏、第3屏、第4屏，炉后上中下第1屏、第2屏、第3屏、第4屏，蠕胀测量最高值φ43，最低值φ42.1；屏式过热器B侧B往A数炉前上中下第1屏、第2屏、第3屏、第4屏，炉后上中下第1屏、第2屏、第3屏、第4屏，蠕胀测量最高值φ42.3，最低值φ42.0；

8、化学监督项目：

㈠ 锅炉汽包内部检查：

① 检查汽水分离器各部完整无异常，补刷油漆。

② 下降管防旋装臵拆除，宏观检查无异常。

③ 加药管检查有一个洞进行了补焊处理。

④ 腐蚀片按要求进行了更换。

⑤ 环形焊缝和纵向焊缝进行了打磨、探伤检查无异常。⑥ 更换汽包人孔门垫子。

㈡ 炉内水冷壁管割管检查：

① 前墙B往A数第34根浇注料上方9米处，割管长度1米。② A侧墙前往后数第61根浇注料上方7米处，割管长度1米。③ 中隔墙前往后数第29根浇注料上方8米处，割管长度1米。④ 屏过B仓B往A数第3屏炉前第1根，炉底下方4米处，割管长度1.25米。

㈢ 高温过热器管割管检查：

① B往A数第35根处，割管长度250mm。

㈣ 省煤器管割管检查：

① A往B数第29根处，割管长度250mm。

㈤ 水冷壁下联箱检查：

① 炉后B侧B往A数第一联箱的手孔割除检查无异常。

二、检修中发现的问题和建议

① 水冷壁检查自查有明显冲刷的76点，其中A侧墙前往后数第50根有一2米的冲刷槽，全部进行堆焊处理，A侧墙前往后数第1、2、3根鳍片裂纹打磨堆焊，长度500mm；锅炉特检和我公司金属测厚需要补焊点65处（厚度低于5.0mm），以上全部打磨堆焊。

② 检查高温过热器后仓第一层B往A数第44根管子中部有一30×25mm不规则椭圆坑，测厚为4.4mm；全部打磨堆焊，焊后测得母材

7.8、7.6、7.4，硬度191，补焊部位测厚8.8、8.3、8.4，硬度144。③ 过热器向空排气A侧二次门，阀座有约深5mm的贯穿性裂纹8条，阀芯有深3mm的贯穿性裂纹12条，研磨后回装（裂纹未消除），B侧一次门，阀座有约3mm贯穿性裂纹6条，阀芯有裂纹7条，研磨后装（裂纹未消除）。

④ 过热器一级减温水调门A，运行中发现流量不够，结合本次特检，对减温器进行割管检查，经内窥镜检查发现有堵塞、结垢现象，全部进行疏通、吹灰处理。

三、水压试验结果的简要分析

1.水压试验：

① 在水压试验过程中发现汽包集中下降管第一根输水二次门不能开启，后经割管检查发现，系管内杂质堵塞造成；疏通、打磨后焊接，以上位臵经探伤检查全部合格。

② 升压在10.0MPa时，给水母管测量温度表库联接内螺纹丝牙处泄漏，后经打磨堆焊处理。

③ 汽水系统本体全面检查无异常，水压试验合格。

2.点火油系统冷态试验合格。

3.底渣系统运转试验合格。

4.锅炉辅机试运转（一、二次风机、冷渣机、吸风机、点火风机高压流化风机）试验合格。

5.电除尘升压试验合格。

检修部锅炉项目部