大唐华银金竹山发电厂机组监理工作总结.doc

大唐华银金竹山发电厂机组监理工作总结

大唐华银金竹山发电厂扩建（2×600MW）工程

#1机组监理工作总结

湖南电力建设监理咨询有限责任公司

大唐华银金竹山发电厂扩建工程项目监理部

二00六年五月二十日
46 / 46
合同编号：JDKJ2004-JL-001

监理资质证书 甲 级 证 书

编号：电建监资字第(020)号

编号：建(建)监资字第(98082)号

批 准：

审 核：

编 写：

大唐华银金竹山电厂扩建工程#1机组监理工作总结

大唐华银金竹山电厂(2×600MW)扩建工程属大唐华银公司独资建设项目，工程建设中在各级领导的关心与支持帮助下，经建设、设计、施工、调试、监理等单位的共同努力，从始至终围绕工程建设的总体目标全面开展工作，工程按合同工期进度目标推进。本工程于2004年6月主厂房浇第一罐砼开始建设，到#1机组于2006年1月10日点火冲管，共计19个月，于2006年2月9日首次并网至2006年4月12日168h试运完，并正式移交投产发电。现对#1机组监理工作简要总结如下：

一、 工程概况及特点：

大唐华银金竹山电厂2×600MW扩建工程为燃煤、亚临界机组，属金竹山电厂异地扩建工程。
工程设计单位：湖南省电力勘测设计院
主厂房土建施工单位：湖南望新集团建设公司
烟囱施工单位：湖南省第四工程公司
冷却塔施工单位：河南省第二建筑公司
设备安装单位：湖南火电建设公司
调试单位：湖南省电力建设调试所
监理单位：湖南电力建设监理咨询有限责任公司
大唐华银金竹山发电厂扩建工程建设2×600MW国产燃煤亚临界机组，同步建设烟气脱硫装置，本工程于2004年6月主厂房动工，1#机组于2004年8月20日锅炉钢架开始吊装，计划于2006年6月28日投产。
本工程为异地扩建，厂址位于冷水江市金竹山乡太坪村、坪塘村和振兴村，西北距冷水江市8.0km，距金竹山老电厂5.0km。厂区东临湘黔铁路，西靠S312省道和沙塘湾镇，西面1.3km处为资水，西南面1.7km处为湘黔铁路金竹山车站，电厂铁路专用线从该站接轨。
大唐华银金竹山电厂扩建工程是湖南省首期正式开工建设的600MW机组工程，也是目前全国最大的燃用劣质无烟煤的“W”火焰锅炉机组。主要设备为东方锅炉厂生产的DG2030/17.6—Ⅱ3亚临界一次中间再热、自然循环汽包炉，采用平衡通风、固态排渣、单炉膛“Õ”型布置，全钢架炉悬吊结构、三分仓回转式空气预热器、“W”型燃煤锅炉，汽轮机及发电机分别采用哈尔滨汽机厂生产的型号为：N600-16.7/538/538的单轴、三缸四排汽、亚临界、一次中间再热、双背压、凝汽式汽轮机及哈尔滨电机厂生产的型号为：QSFN—600—2YHG的静态励磁式、水-氢-氢汽轮发电机。本工程电气主接线采用一个半断路器接线， #1、#2机组都是以发电机——变压器组单元接线形式接入厂内500kV配电装置，两回发变组进线和两回线路出线形成四角形接线，本期缓上两台断路器，远期过渡为一个半断路器接线。本期暂不设置母差保护。热控系统采用炉、机电、辅集中控制方式，机组炉、机、电采用分散控制系统DCS实现监控。

二、 项目监理机构设置：

根据大唐华银金竹山发电厂扩建工程项目部与湖南电力建设监理咨询有限责任公司于2004年5月签订的关于大唐华银金竹山发电厂扩建工程2×600MW火电机组建设监理合同的要求及规定湖南电力建设监理咨询有限责任公司于2004年5月22日总监及土建监理师进场，开始覆行监理服务职责。实行以总监责任制，配备副总监、专责监理师的机制，本监理部高峰期人员附表如下：
人员配置
数量
人员配置
数量
总监
1
副总监
3
安全监理师
2
土建监理师
10
锅炉监理师
5
汽机、化学监理
4
电气监理师
2
热控监理师
2
焊接监理师
2
资料员
2
技经师
1

总计（高峰期）
34人
监理部依据监理合同和监理规划的要求，为业主提供施工阶段监理服务，本着公正、独立、自主的工作原则，各专业监理工程师的工作严谨、认真、扎实，各项工作做到了到位而不越位。
监理人员增加及工作范围调整情况见附表一。

三、 工程形象进度：

1、1#机组主要里程碑进度完成情况如下：
序号
主要控制点
完成时间
1
主厂房浇筑第一罐混凝土
2004年6月18日
2
主厂房框架基础开始浇筑混凝土
2004年8月16日
3
#1锅炉基础交安及基础划线
2004年8月10日—8月19日
4
#1锅炉钢架吊装开工
2004年8月20日
5
#1锅炉钢架整体验收
2005年1月30日
6
汽包吊装
2005年2月1日
7
水冷壁受热面地面组合开始
2005年2月6日
8
#1炉水压试验
2005年8月28日
9
炉前系统碱洗
2005年12月5--8日
10
锅炉本体酸洗
2005年12月11--16日
11
锅炉风压试验
2005年年12月17日
11
锅炉动力场试验
2005年12月26—31日
13
锅炉点火冲管
2006年1月7日23：42～
2006年1月15日0：28
14
汽轮机基础交安
2005年5月15日
15
汽机台板就位
2005年7月11日
16
发电机定子吊装就位
2005年5月27日
17
发电机穿转子
2005年9月15日
18
除氧器吊装就位
2005年6月9日
19
汽机三缸扣盖
2005年10月4～8日
20
汽机油循环开始
2005年11月5日
21
EH油油循环开始
2005年12月15日
22
厂用系统受电
2005年9月28日
23
机组整套启动,汽机转速升到300r.p.m
2006年2月8日
24
发电机首次并网
2006年2月9日
25
机组168h试运完
2006年4月12日
2、#1机组主要项目安装、调试进度完成情况见附表二。

四、 监理工作目标执行情况：

1、 项目开工伊始，总监负责组织编制了建设工程监理规划，并在工程实施过程中实行动态管理。根据公司质量目标和监理规划，各专业分别制定了相应的监理实施细则。本工程共制定监理实施细则21份。具体见附表三。
2、 根据审定的一级网络计划，认真审查了承包商的月、季度作业计划，并在施工中监督其实施；同时审核了施工单位提交的材料、设备供应计划并监督落实。
3、 每个施工单位进场前，按规定程序监理部认真组织审查了承包商提交的施工组织设计、施工技术方案、施工质量保证措施、安全文明施工措施；本工程任何一个项目开工前，监理部坚持审批三个报审表：①施工组织设计或专业施工组织设计/重大施工技术方案、作业指导书报审表；②重要工程开工报审表；③施工质量验评范围项目划分报审表。各专业监理师接到三个报审资料后，进行认真核查，提出监理意见。至2006年4月底共审核施工组织设计、专业方案及施工作业指导书274份。
4、 施工单位进场后，及时督促施工单位建立健全三级质检体系，配备齐全三级质检人员，制定完善的质量检验制度，有效地促进了质保体系正常运转，两年来共对施工单位质保体系组织检查17次，并对抽查不合格的施工单位要求限期整改。
5、 各专业工程师对工程现场每天进行巡视检查关键工序实行了跟踪旁站，同时对特殊工种持证上岗情况进行严格督促和检查等，要求各分项工程必须达到合格或优良标准，以确保分部、单位工程优良目标的实现，对发现的问题及时作出处理，能有效的促进工程进度、质量安全目标的实现。至2006年4月底共发出监理工程师通知单235份，监理工作联系单322份。
6、 参加了主要分包商的招、评标工作及合同谈判工作，为选择主要分承包商提出监理意见；认真审查承包商选择的分包单位，并对承包单位试验室的资质进行了确认。
7、 参加了主要设备的现场开箱检查并做了检查记录，对发现的设备缺陷提出处理建议，对一般设备缺陷要求厂家来人现场处理，并验收合格后加以封闭，对重要设备的缺陷，现场处理有难度才返厂处理。监理部规定，带有缺陷的设备在未经处理之前不允许使用在本工程中，检查出的设备缺陷及时写在设备开箱记录中。
8、 认真审查了承包商提交的开工申请报告，并对施工单位准备工作进行了检查、确认；定期召开了工程质量分析会，通报工程质量情况，分析存在问题，制定解决质量问题的措施；配合质监部门对工程质量进行监督检查工作。#1机组配合省质监中心站检查6次，省锅检委 3 次，金电质监分站22 次，对检查提出的整改项目督促整改，并及时封闭，现将省质监中心站及省锅检委提出的整改项目落实及封闭情况汇总，见附表四。
9、 参加了施工图会审和交底，认真核查工程变更；规定未经审核的图纸不得使用；无论项目大小，我们坚持召开技术交底、图纸会审会议，并形成纪要。本监理部共进行图纸会审272册，提出问题546条之多，并得到设计解答和采纳。
10、 坚持每周四由总监或副总监主持召开工地质量例会，（每月最少召开2-3次例会）。监理人员坚持每天工地巡视，实行监帮结合，在现场解决质量问题，凡带普遍性、全局性的质量问题提到质量例会上，大家共同探讨、解决，并形成会议纪要。到目前为止，共召开质量例会62期，期期都有会议纪要。属专业性的重要质量问题由总监、副总监或专业监理师组织召开专题会讨论解决，至2006年4月底各专业共召开的专题会议106次，见附表五。
11、 对施工现场原材料、构配件、入库、保管、领用等制度等执行情况进行了认真检查。对使用在本工程上的原材料、半成品、构配件和设备、器材等的质量控制从严，按照设计图及规范的要求，坚持材料报审制度,要求报审的资料要有产品合格证、说明书、出厂检验报告、质保证书等，同时还按规定进行抽检、取样及试验，经检验合格后才准许使用。两年来对原材料见证取样试验见附表六。
12、 按国家现行规范、规程和质量检验评定标准，对分项、分部工程、关键工程和隐蔽工程进行四级质量检查、验收、评定见附表八，认真组织了单位工程静态检查及评验和预验收见附表八，并参加了项目部组织的单位工程竣工验收。对承包商报送的工程进度款进行了认真、严格的审查，签证后及时报送业主。
13 监督施工合同的履行，较好的维护了业主和承包商的正当权益；协助业主制定了工程质量、文明施工、安全生产管理制度；参与文明施工管理，督促各施工单位搞好文明施工，安全生产。
14、 按照建设工程文件挡案归挡要求，及时督促施工单位整理、上报有关资料，同时认真、及时整理好监理内部的资料，保证能及时按要求向业主提交监理工作总结和监理归档资料。
15、 凡在本工地施工又属于我们监理的各单位，必须统一执行电力部颁发的施工规范和验评标准，并统一使用经业主、监理、施工方共同确认各类表格，这样做既促进了监理工作规范化、标准化、制度化、程序化，也有利于监理工作水平的提高。
16、 认真检查各施工单位用在本地工的重要计量器具、试验室资质，确认其检验有效时间和精度等级等；并对进场大型机具的工作状态、机具性能等进行了确认。
17、 在施工过程中抓好质量跟踪监控，监理工程师实施旁站、巡视和平行检验等形式开展监理工作，按作业程序跟班到位进行监督检查，对达不到质量要求的工序不得进入下道工序。对主厂房基础浇筑大体积砼、汽机扣盖、锅炉水压试验、厂用电受电、锅炉酸洗、点火冲管、球磨机试运等重要部位监理工程师执行旁站监理，并写出监理旁站记录。
18、 复核重要工程项目的坐标、中心线、标高，正确无误，方准开工，整个工程共进行此类复核77次。
19、 严格审核设计变更单和设计变更工程联系单，经项目法人会签批准后监理实施，监理还抓了设计图纸对应标识。至2006年4月底共收到设计变更单454份，设计变更类工程联系单182份。
20、 积极参加分部试运前的静态检查和分部试运后的检查验收以及分系统调试工作。派出副总监参加每天的分部试运和调试碰头会，协调分部试运和调试中有关问题和工作。对点火冲管、机组整套启动前及168h试运后各阶段消缺项目督促落实及验收封闭情况见附表九。

五、 安全控制：

1、 施工单位进场后，及时督促施工单位建立健全安全保证体系，各项目部均成立了以项目经理为第一责任人的安全领导小组，配备齐全专职安全员，有效的保证了施工单位的安全生产。
2、 督促施工单位执行三级安全教育制度，对新进场的工人必须进行安全教育培训，经考试合格后方能上岗作业，有效地杜绝了违章作业现象，促进了安全生产的良性循环。
3、 对于安全与文明施工工作，监理部要求与质量工作同等重要，承包单位应高度重视，定期参加工地安全文明生产大检查，对存在影响安全生产、文明施工方面的问题均书面通知承包商进行及时认真的整改。
4、 监理部做好了施工现场危险点、危险源的辨别及预控工作，监督施工单位高空作业必须张挂安全网、安全绳，施工人员扎安全带、戴安全帽。
5、 坚持定期召开安全例会，认真组织检查现场施工人员中特殊工种的持证上岗情况，对检查中遇到的威胁安全的重大问题时，及时发出《暂停施工》的通知，并和业主达成共识，确保了工程无一例安全事故。

六、 工程质量验评情况：

在大唐华银发电有限公司及项目部的正确领导下，经湖南火电公司和其他参建单位的顽强拼搏、艰苦努力，1#机组已经实现锅炉水压、汽机扣盖、厂用受电、锅炉点火吹管“四个”一次成功及168h试运移交生产各阶段质量验收评定，土建单位工程52个，合格2个，优良50个，优良率96.2%；分部工程342个，合格61个，优良281个，优良率82.2%；分项工程1477个，合格413个，优良1064个，优良率72.0%；安装单位工程53个，优良53个，优良率100%；分部工程301个，优良301个，优良率100%；分项工程498个，优良498个，优良率100%；机组调试项目分5个阶段，5 个专业，69个分系统，优良69个，优良率100%，空负荷调试25个，优良25个，优良率100%，带负荷调试27个，优良27个，优良率100%，168H满负荷调试5个，优良5个，优良率100%。有关#1机组单位、分部、分项工程及调试项目质量验评详见附表七、八、九。

七、 设备质量状况：

大唐华银金竹山电厂扩建工程#1机组设备制造质量总体是好的，能满足规程、规范的要求，但也存在不少质量问题，现将安装、调试各阶段设备缺陷处理情况汇总如下：

1、 安装阶段设备质量状况：

（1）锅炉设备质量问题：
1）#1锅炉厂家设备质量问题
序号
设备名称
设备质量问题
处理方案
1-1

#1炉大板梁挠度值大
MB1、MB2、MB3叠梁值超标，详见下表1、表2
1)2005年4月14日监理主持专题会意见明确①今后定期测量观察；②建议项目部与厂家联系对#2炉大板梁进行强度核算；③#2炉汽包在安装就位时作适当提高值，建议业主联系厂家定。
2)2005年4月28日金电项目部组织召开向华银公司汇报#1炉大板梁挠度值大及汽包水平标高个别值超标的专题会。
3）定期观察记录另附
2-1
#1锅炉受热面联箱
锅炉受热面联箱、集汽箱标高专题会确定
① 前、后、两侧上集箱标高在原设计标高基础上提高5 mm
② 前、后、两侧包墙及中隔墙过热器上联箱标高在原设计标高的基础上提高8 mm
③ 高再、高过、全大屏上集箱标高在原设计标高的基础上提高5 mm
1-3
#1炉燃烧区水冷壁质量题问((拱区下段管)
水冷壁对口折口超标及再热器管屏质量问题
2005年5月5日项目部周总组织召开专题会：确定有关水冷壁质量问题进行检查及处理方法，水冷壁质量专项检查内容部见项目部附表；
2005年5月8日项目部主持召开第二次专题会达成以下共认：①管子椭圆度不超标；②确定弯管壁厚小于7.6mm的更换；③对6根鼓包严重的管更换；④关于凹陷、擦伤、不平整度等问题的处理。内容详见项目部专题会议纪要；
2005年5月21日项目部陈总组织召开第三次专题会，内容见项目部专题会议纪要；
1-4
关于#1炉高再
管屏质量问题
高再管屏平整度严重度超标、弯头缩管及弯头管壁厚度减薄超标等质量问题
2005年6月日4由华银公司付总彭俊清主持召开再热器管屏设备质量问题专题会：会议达成共识详见项目部会议纪要；
2005年6月8日由华银公司付总彭俊清在长沙主持召开会议,达成共认为：①管壁减薄厚度≤3.8 mm更换；②对鼓包明显管子更换；③对不平整的再热器管屏进行校正。
1-5
关于#1炉中隔墙连接管焊口折口问题
#1炉中隔墙管座与连接管焊口折口超标等质量问题
2005年5月17日由项目部周总主持召开专题会达成共认为：中隔墙下集箱管座与中隔墙的连接管焊口折口超标严重，超标率达80%以上，造成该原因有设备厂家问题，主要还是火安施工人员的质量观念不强所至，由火安提出处理意见报监理和项目部审核后再作处理。2005年7月19日已报。

#1炉大板梁挠度监测记录如下：
序号
测量时间
MB1叠梁
MB2叠梁
MB3叠梁
1
制造出厂前预拱度
+ 8
+12
+ 13
2
安装就位后（空载）记录
23、22、23
+3
+ 1
3
2005．4．2省压力容器中心检查抽测记录
- 13
- 8
- 3
4
4月28日复测记录
-15
+ 3
- 2
5
5月28日复测记录

6
6月底复测量记录
- 19
- 7
- 13
7
8月20日复测量记录
- 25
- 21
- 27
8
8月29日测量(超水压验试时)
- 34
- 24
- 33
9
2006-1.7 测量(炉点火前)
- 27
- 17
- 23

DL647-2004标准5.11a
允许挠度不大于1/850 mm；大板梁跨度为41.5 m
可允许48.8 mm。未超标准，面且裕量很大。
因经多次测量值最大为34mm，均小于48.8 mm以内，观测暂结束。

#1炉汽包标高、水平度监测值如下
说明：汽包吊装时，在设计标高位置预提高5 mm
序号
测量时间
左前
左后
右前
右后
水平偏差
1
汽包吊装后初始记录
+ 2
+ 1
+ 2
+ 1
1
2
2005年4月2日省压力容器中心抽测记录
- 4
- 5．5
-4
- 3
2．5
3
4月28日复测记录
-7．5
- 9．5
- 7
- 7
2．5
4
5月28日复测记录

5
6 月30日测量
-13
-13
- 11
- 11
2

DL/T5047-95 3.1.6条
汽包允许偏差：①标高±5mm；②水平2mm
因经多观测值在2～2.5 mm以内，情况稳定，观测暂结束。
2）#1炉磨煤机设备质量缺陷：
①#1炉#6磨煤机轴径呈曲线波浪形，从在0～0.1 mm不等，压面宽约500 mm，超出规范要求，现场处理不了，返厂修复，更换新轴径；
②#2磨煤机大齿轮、小齿轮部位缺陷：各台磨煤机啮合间隙存在不平行度，其中#1磨最大不平行度有0.50 mm，但厂家意见不作处理，并承诺负责；
③#6磨煤机大齿轮定位销由于施工方丢失，并自已加工一轴销，材质不对后仍更换厂家轴销。
3）#1炉各风机设备质量缺陷：
①#1炉一次风机轴承温度高达75℃，厂家来人现场未处理好，后返厂处理好。
②#1炉B 一次风机内防磨护套接口间隙过小，由于风机连接紧固力不够，风机在运行中将密封橡胶吸入机壳内，使风机内防护套变形产生磨擦火花，经停磨检修处理内防护套等措施，问题已解决。
4）#1炉粉管耐磨弯头质量问题：
大唐华银金竹山电厂扩建工程制粉系统管道弯头采用稀土合金铸钢弯头（ZG40CrNiM0MnSiRe），生产该型弯头国内上规模、形成流水线生产厂家几乎没有，从已到货产品看，存在以下几个问题：①产品硬度低，达不到设计要求；②存在裂纹；③部份管子偏心达不到设计要求。原因有：A)时效时间短；B)铸钢材料硬高，脆性大，易裂纹；C)管子端部碳钢接头短，只有50 mm，焊接易产生裂等。处理的办法：A)对供货的产品检查时,只要存在一处硬度低于30HRC退货；B)对供货的弯头查出任何一处有裂纹的退货；C)后供货的弯头过渡段增长到100 mm，弯头弧段硬度应大于30HRC；D)生产厂家来技术人员现场指导安装，火电施工人员应提高施工焊接工艺，确保安装质量。
（2）汽机设备质量问题：
1) #1汽机#2低压内缸中心偏移处理情况：经专题会议确定处理底部立销，处理办法是：将立销炉侧磨去0.9～1.0mm，在立销另一侧（电侧）补焊后进行磨配，使#2低压缸中心符合厂家标准范围。
2) #1机主油泵短轴前端跳动值超标，即0.07 mm，此值不是汽机转子的真实弯曲度值，为不影响今后#1机组运行中误发错误信号，把测转子弯曲保护装置改到测高转子差胀处的位置。
3) #1发电机#7、#8轴承间隙大：即#7瓦顶隙为1.17 mm，#8瓦顶隙为1.26 mm，设计要求为0.97～1.05 mm。#8瓦顶隙超标0.11mm，#7瓦顶隙超标0.21 mm，经会议研究确定只处理#7瓦，将轴瓦的中封面磨去0.20 mm。处理后，顶隙为1.00 mm。但上瓦仍存在偏心，#7瓦向炉侧偏0.20 mm，#8瓦向炉侧偏0.30 mm。厂家2005年12月5日传真意见把上瓦瓦口间隙调整均匀后，重配定位销即可。
4) 金电#1、#2机组#1、#2轴承瓦块内孔尺寸，因厂家设计存在问题：到货的#1轴瓦内孔直径为φ3810—0.05 mm，应补加工到φ381+0.76—0.81 mm；#2轴瓦内孔直径为φ457.2+0.0-0.05mm，应补加工到φ457.2+0.91-0.96 mm。将#1、2轴承返厂补加工处理，满足设计要求。
5) #1机#2低压转子中间轴对轮的连接螺栓均低于螺母好几过毫米，数据附表如下：
螺栓编号
调端低于螺母值
电端低于螺母值
螺栓编号
调端低于螺母值
电端低于螺母值
1
3.70
7.20
13
5.00
5.80
2
5.10
5.21
14
6.80
4060
3
4.32
6.30
15
5.70
4.20
4
6.00
4.80
16
4.40
6.50
5
7.40
3.50
17
4.80
5.40
6
6.40
4.90
18
4.80
6.00
7
7.30
3.52
19
5.70
5.00
8
3.90
7.20
20
4.80
7.50
9
4.80
7.20
21
4.20
7.50
10
4.40
7.00
22
3.20
7.50
11
5.20
7.00
23
4.90
7.00
12
4.60
6.30
24
5.30
5.20
说明
哈汽厂设计研究中心于2005年12月9日传真答复 ：联轴器垫片比图纸理论厚度要厚，图中要求联轴器螺栓端面比螺母低1 mm，实际测量数值单边最大为7.5 mm，螺栓低于螺母端面平均值为6.15 mm，若测量值真实，不超过上述数据，则可以满足运行要求.。哈汽设计研究中心杜连庆批准，时间为2005年12月8日。

6) #1机凝汽器2005年4月28日开始安装，7月25日凝汽器组合完，9月15日管穿完，并进行胀管及施焊管口，11月11日对汽侧灌水查漏，发现有部份管口泄漏，处理方法：①对部份漏水管口气孔打磨后，重新补焊；②对21根管子进行更换(该21根管子本身就有质量问题)，11月30日再次灌水找漏，验收合格。
7) #1机A、B小汽机油管道内存在焊疤，2005年9月6日厂家来人与火安协商，由火安处理.。处理方法：对已施焊的每个焊口割除，打磨、清理干净后再用氩弧焊打底重新施焊，验收合格。
8) #1、#2循环水泵推力头严重锈蚀，与厂家协商后返厂修复合格。
（3）电气设备质量问题：
1) #1发电机出线端A相手包绝缘耐压不合格：2006年1月6日施工单位对#1发电机出线端进行交、直流耐压试验时，发现手包绝缘耐压不合格，重新包扎25层绝缘带后进行交、直耐压试验通过。
2) 厂区接地电阻值按设计图施工完后测量(由中试所测)为0.312欧姆，接地电势跨步电压符合设计要求，接地电阻值设计要求为0.192欧姆，原因是本厂区土让电阻低，2006年1月21日电力设计院发出变更修改单，措施如下：①将厂区接地网用两根-50×6镀锌扁钢与江边补水泵房的接地连接，埋深0.8m，二根可至同一沟内；②同时还将厂区内接地网用两根-50×6镀锌扁钢与干灰场接地网连接，埋深0.8m，一根沿电缆桥架敷设，另一根敷设在地下，埋深0.8m，此施工已完。

2、 分部试运阶段设备质量状况：

（1）#1机主油箱排烟风机于2005年10月28日～10月31日两次试运振动大：
#1风机(A)排侧 #2风机(B)排侧
水平 0.9(最大) 0.5 mm 0.2(最大) 0.13 mm
垂直 0.2(最大) 01 mm 0.03 0.05 mm
2005年11月6日厂家来人确认振动烈度符合要求，无须处理。
（2）除氧器试压：
1) 2005年11月10日除氧器及管系试压1.24Mpa，10分钟后压力掉到1.23PMa，试验压力为除氧器设计压力的1.17倍，为蒸汽管道工作压力的1.6倍，不符合厂家规定要求须再试；
2) 因水箱是现场焊接组合，2005年11月14日按除氧器制作要求1.75MPa试压，稳压10min后压力下降到1.70MPa，即掉压0.05 MPa，不符合规范要求，项目部希再试，但火安认为是除盐补水阀门内漏，该阀门压力等级为1.6MPa，考滤设备及人员的安全，不希望再试了，分析认为该阀内漏的可能性大，再试也难通过.。
（3）启动锅炉给水泵振动达0.09丝，试运4小时内，阀门开度都只有1/4丝扣，当开到1/2丝扣时电机电流达90A（设计为85A），原因查出.：2005年11月27日厂家来人更换新泵和电机后，振动只有0.03 mm以下，电机过流是测量表计不准所至。
（4）#2循环水泵润滑水不通，原因是在试运阶段中出现泵反转所至，2006年2月1日对该泵进行解体检查，发现循环水泵上导橡胶轴承被烧。更换轴承后#2循泵运行正常。
（5）2005年12月10日#2炉一次风机电机试运1小时左右因轴瓦温度高于75℃，停止试运，2005年12月15日对该风机再次试运，运转20 min后，电机轴承温度以高达75℃，将该轴承拿回家处理完好。.
（6）#1机#1、#2 EH油泵试运振动大于8丝，后将两台设备台板底部灌满砼，问题得到解决。
（7）制冷站各水泵（冷水泵、冷冻泵）振动超标，厂家来人后才处理好。
（8）循环水泵房液压蝶阀间被水淹，2005年12月29日19：55江边泵房开#3泵补水，20：24停泵共计补水29分，蝶阀间#3工业水泵20：21.跳闸，启#2工业水泵，21：57润泵跳闸，0：45蝶阀间已被淹，#1循环水泵跳闸，调试人员去现场才知液压蝶间被水淹，事后分析原因是冷却水池水位过高，水经电缆沟内（A排外马路电缆沟）流入循环水管切换井内，再流入循环泵房液压蝶阀间，由于流量过大，该事故排污泵排水不赢所致.
（9）2006年1月29日（正月初一）上午火安公司在#3甲带试运中造成设备损坏事件，从火安反应电机启动电流只有额定电流的一半，运行了半个小时后突然听到一声巨响，皮带损坏事件发生，事后对现场观察及分析，初步原因：是皮带尾部两滚轮被钢丝锁住（滚轴上看到有钢丝绳金属磨擦印），目前未找出其它原因之前，该理由可以站住脚。后对损坏设备进更换，重配皮带加重量，同时还改进皮带头锁定方式，把移动推车与轨道锁定，以防皮带机头部再次受额外作用力拔起事故，#3乙带也作同样改进。
（10）#1发电机耐压时“A”相不合格，对接头增包绝缘带25层后，耐压试验合格，并通过。

3、 调试阶段设备质量状况：

（1）燃油加热蒸汽管道因设计未考虑膨胀量，当投入蒸汽运行时，蒸汽吹扫连接管道油侧焊口被拉裂，油大量流出，位置发生在碎煤机室处，处理方法：把蒸汽管和油管的连接吹扫蒸汽管割断。从而蒸汽管膨胀与油管不发生关系。
（2）#1锅炉（第一次）爆管：2006年3月16日早晨5时左右全大屏右数第18根管爆管，当时机组负荷在300MW左右，四台制粉系统运行。爆管原因分析，运行的屏式过热管和高温过热管存在燃烧调整不当，常有超温现象，左侧比右侧严重。爆管发生在右侧，这可能是管内存在异物堵塞，使管内蒸汽流通不畅，管道不能得到有效的冷却而引起超温爆管。3月18日对爆管进行检查，右数第18根管距顶棚4米左右，朝炉左偏后管子有一个爆破大口，从爆口分析属超温，而第10、32根管金属变色及胀粗迹象。对18、10、32三根管进行更换，同时对全大屏11个分配集箱用窥视镜检查看出5屏及进口集箱有杂物，3月20日对11个分配箱、右侧连通管、进口集箱割开清理出9公斤多的杂物和锈皮，消除了不安全的隐患。
（3）2006年4月12 日2：00 #1机组168时试运进入第六天多，500KV升压站5022开关出口侧CT受雷击使机组跳闸，原因是5022开关侧电流互感器二次接地。为厂家设备质量不佳引起，厂家来人现场拆除该CT返厂修理并装复。2006年5月10日11：25 #1锅炉高再56、57、58、59、67管屏（第二次）爆破，5月13日管材到货当晚组织更换，共计换管29根。爆管的原因经金相分析属管材表面裂纹所致。处理办法：TP304管子用TP347管材代用（项目部与工锅炉厂协确定），更换第13、25、36、41-55、60-66、68-89、93、94、95共55片外2圈（从下弯头向上3.5米）,换管焊口共220个,并经100%射线探伤检查合格。
（4）锅炉本身存在问题：①排烟温度高，②减温水量大，详情如下：2006年4月30日检查减温水喷咀有堵塞情况，并清扫处理，同时在一级减温水调节门处增设DN20旁路阀，2006年5月10日机组带414MW，主汽压力15.3MPa，过热汽温536℃，再热汽温530.4℃ ,排烟温度：165℃ ,平均为145～165℃；一级减温水瞬间(左)侧106t/h，(右)侧86 t/h；二级减温水(左)侧17 t/h，(右)侧31 t/h，平均为240～310 t/h；①锅炉受热面布置欠合理，东锅厂意见在炉拱上下部位的卫燃带凿除202.7m2，经处理后对降低减温水量无作用，对锅炉燃烧稳定略有改善。②吹灰系统不完善，吹灰器供汽量不足，同时有的吹灰器未调试好，因此投运不规范，使受热面、烟道、设备积灰多，影响锅炉受热面吸热等原因。2006年5月10日机组带负运行时由省调试所与东锅厂共同测试出排烟温度可降低20℃多，但仍有145～165℃；减温水也可降低20 t/h多，还有240～310t/h。
（5）2006年4月23日华银公司在现场主持召开#1机组问题专题分析会意见，确认第一、二电场的除灰设备，满足除灰容量的要求，系统不变，须对第三、四、五电场除灰出力不够进行改造，加大其除灰容量，具体方案按电力设计院核定单内容施工：A）第三电场发送罐由原1 m3改为2.37 m3，并重新订货；B）原第三、四电场的设备改移到第四、第五电场用；C）该三个电场的输灰管径由原DN100改为DN200，并延伸到储灰库，改造的效果待后考验。同时对输灰管的膨胀受阻及管道支架损坏等作了设计修改，按设计修单修改完毕。
（62006年4月29日 #1汽轮发电机组翻瓦检查，#4瓦轴径磨损重，共磨有16道痕迹，其中有一道磨损沟槽宽约3 mm，深约0.1～0.3 mm，沟槽自成圆滑过渡，下瓦钨金上有少许夹渣。5月2日翻#6瓦时，该瓦轴径也存在磨擦痕迹，但比#4瓦磨擦轻，共有6道磨擦痕迹，其中有一道磨擦沟槽约1.5 mm，深度约0.1～0.15 mm。2006年5月17日4：30 #1汽机升速到2000r.p.m时#4瓦温高达120℃，当即停机，5月17日、18日由电厂田副总工程师主持召开两次分析会，初步确认：①事故发生在5月10日停机阶段造成，②烧瓦或磨瓦是由于油量少所至，③停机启动盘车转速定为200r.p.m不妥等5月18日下午翻瓦检查情况：上瓦块未见磨损 ，但下瓦两瓦口边缘处乌金磨损起壳，顶轴油口并未封堵，油口及油槽也未被乌金填满，轴承进油口未见异物，怀疑异物堵塞油管及法兰泄漏，使轴瓦供油不足不存在。而#4瓦磨损是发生在5月10日停机时，从5月10日电脑记录数据查出#1机组#4瓦转速降到300r.p.m时，该瓦瓦温升到115℃，说明该轴瓦已被损。处理办法：5月18日更换新瓦（只换瓦块），同时提高盘车退出转速为1000r.p.m，5月20 #1机组负荷升到400—540MW时，#4瓦X、Y向轴振最大为3.2丝，均好于本机其它各瓦， #4瓦缺陷处理完好。
（7）2006年5月11 日#1机组负荷在600MW时，运行人员进行调门活动试验，发现#2调门不能动作，当时人为用撬杠振打可在0.5S复位正常，2006年5月6日对该调门解体检查未发现机械渣滓。

4、 #1机组存在的主要问题：

（1）#1冷却塔的问题：
2006年5月10日调试所对#1机凝汽器进行严密性试验，试验值：A凝汽器0.276KPa，B凝汽器0.296KPa，试验结果为优良，但#1机组一直是三台真空泵运行，而且真空最好也只有-90kpa，可能是冷却水塔冷却效不好？项目部和设计院应急速组织对冷却塔进行试验和技术鉴定，①为机组过夏运行模索经验，②为湖南其它电厂使用冷却塔提供经验。
（2）锅炉受热面管材质量问题：
厂家管材设备到现场后,经宏观及仪器检查存在以下问题:①管材使用错误,低再热器二级管排的管子有19处,已更换；②燃烧区水冷壁管及再热器管及弯头壁厚度低于设计标准；③管子鼓包；④高过、高再管屏不平整度严重超标；⑤由于设备的制造质量差，造成现场安装困难大,在施焊中管子出现错口折口超标的现象等。使#1锅炉在整套启动及168小时试运中就发生两次爆管，与管内清洁度及调试运行中超温有关，今后是否再爆管还待考验。
（3）#1炉排烟温度高、减温水量大：
①锅炉排烟温度设计为（修正前/修正后）129/123℃，运行中大大超此值，现记录两次运行数据：
2006年5月10日机组负荷415MW时,锅炉排烟温度瞬间值165℃。
②锅炉减温水流量设计为：过热器一级减温水量： 19.22 t/h,过热器二级减温水量： 9.61 t/h, 共计 28.83t/h。
2006年5月10日机组负荷在415MW时,减温水瞬间记录值:过热器一级减温水量左侧106 t/h , 一级右侧89 t/h；二级左侧17 t/h, 二级右侧31 t/h, 共计243 t/h，高出设计水量8倍之多；
另#1机组整套启动试运行设备投运情况统计表见附表十。
八、 监理评价：

在各级正确领导、关心、支持、帮助下，经各参战方的共同努力，大唐华银金竹山电厂扩建工程#1机组已竣工投产，竣工资料已如期移交。在施工过程中，工程质量