大唐国际张家口发电厂2号机组A级检修总结报告.doc

2号机组A级检修总结报告发电企业生产负责人： 专 业 负 责 人： 编 写： 张家口发电厂设备部2008年 02月25日张家口发电厂 发电企业， 2 号机组整体A级检修 2008 年 2月 20 日 汽轮机制造厂 东方汽轮机厂 型式 N300-16.7/537/5373 容量 300 MW 锅炉制造厂 东方汽锅炉厂 型式 DG1025/18.2-4 蒸发量 1025 t/h 发电机制造厂 东方汽轮机厂 型式 QFSN-300-2-20 容量 300 MW 自动控制型式 分散控制系统 制造厂 日本日立公司 一、工程总概述（一）停运日期计划：2007 年 11月 5 日 至 2008 年 2月 1日，进行第 4次A级检修，共计 88日实际：2005 年 11月 5日 至 2008 年 1月 31日，报竣工，共计 87日（二）人工计划： 40500 工日， 实际：48600 工日。（三）检修费用(不含专项和四措费用)计划： 1334 万元， 实际：1341.36 万元。（四）运行情况上次A级检修至本次检修开始运行小时数49459.98小时，备用小时数4163.05小时。上次A级检修结束至本次A级检修开始C级检修：5次 停用小时数：2266.98小时。上次A级检修结束至本次A级检修开始非停： 12次 1242.25小时，非停系数：2.2% ，其中：强迫停运：824.88小时，等效强迫停运系数：1.44%。上次A级检修结束到本次A级检修开始日历小时57132.26小时：可用小时：53623.02小时可用系数：93.86%。最长连续可用天数：10372.99小时(198天)， 最短连续可用天数：68.58小时(3天) 。（五）检修完成情况内 容合 计标准项目非标项目四措项目金属检验增加项目减少项目计划数10296241298188967实际数110861814381881471（六）质量验收情况内 容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906906028332833000实际数9069060283328330119（七）检修前、后主要运行技术指标1. 汽轮机各个具体参数修前、修后变化序号指标项目单位检修前检修后1在额定参数下最大出力MW3003202各主轴承振动值m轴振瓦振轴振瓦振垂直水平垂直水平#1 轴承m78.228.26.225.427.93.5#2 轴承m97.758.53.180.7115.88.2#3 轴承m37.026.74.755.1138.721.6#4 轴承m92.276.014.122.444.616.2#5 轴承m83.268.516.025.736.817.6#6 轴承m29.520.219.460.963.235.6#7 轴承m38.747.533.866.582.315.1#8 轴承m105.298.517.355.352.18.2效率高压缸82.9387.52%中压缸90.191.78%低压缸83.486.34%汽耗率kg/kWh热耗率kJ/kWh8422.278068.353凝汽器特性凝结水流量T/h782.13767.31循环水入口温度1516排汽压力(绝对)kPa6.835.17端差554真空严密性Pa/min2722605调速系统特性(1)速度变动率%(2)迟缓率% 2. 锅炉各个具体参数修前、修后变化序 号指标项目单位检修前检修后1蒸发量 t/h9649452过热蒸汽压力 MPa(表压)16.616.63过热蒸汽温度 5405404再热蒸汽压力 MPa（表压）3.22.85再热蒸汽温度 5405406省煤器进口给水温度 2622657排烟温度 1421568过剩气系数锅炉出口 1.439飞灰可燃物 %3.110灰渣可燃物 %2.1211锅炉总效率 %91.0592.1212蒸汽纳和二氧化硅含量 mg/L13空气预热器出口一次风温 307.534614空气预热器出口二次风温 31235115空气预热器漏风率 %226.816空气预热器烟气阻力 Pa21001400（八）检修工作评语本次大修是2号机组投产以来第四次A级检修，也是张家口发电厂实施点检制以后本机组的第一次机组A级检修，本次A级检修计划于2007年11月5日停机，2008年1月23日机组检修施工阶段结束，1月24日锅炉整定安全门，1月25日汽轮机冲车，1月31日机组带满负荷320MW报检修完工，由于检修中设及汽轮机通流设备改造、锅炉壁式再热器改造以及热控DCS系统改造，所以历时87天。此次A级检修根据实际的检修情况对部分检修项目进行了修改，所有项目严格按照检修作业指导书进行检修和验收，所有数据来源为检修规程或者图纸技术要求。检修各个专业针对本次机组检修，工作任务繁重，检修项目较多的特点，检修前进行了详细的工作计划安排，并成立了以专业为单位的安全督察小组，负责2号机组大修的各项安全工作，并且制定了严格的安全组织措施。 检修前期对所有工作人员进行了电业安全工作规程知识的学习和考试，及格率达到100%。对参加检修的临时工进行了以车间和班组为单位的安全教育考试，对考试不及格的人员给以退回，保证了临时工在检修期间的安全意识和自我保护防范意识，工作负责人在检修过程中严格监督和指导临时工按照安全规范开展工作，对防范临时工违规操作起到了积极的作用，检修期间未发生轻伤、重大人身伤害和设备损坏事故。加强了检修现场的电源管理，杜绝私拉、乱拉现象，尤其是在临时电源线的布设方面。在检修现场拆除的楼梯、通道、平台栏杆和护栏都能够得到及时恢复，保证检修人员在检修中的人身安全。要求检修现场基本做到了“三无”“三齐”“三不乱”每天收工前清扫现场，做到工完料尽场地清。在此期间检修各专业技术负责人积极和中唐电设备监理公司各个专业的监理人员进行沟通，加强质量监督，对检修各个质检点进行认真验收，强化过程中细节控制管理等。各个专业在本次检修技，安，节，反，科技项目共81项，全部完成。金属检验项目88项全部完成。非标项目129项，完成143项，取消1项。标准项目624项完成618项，取消6项。二、简要文字总结 （一）设备的重大改进内容和效果1. 通过对汽轮机通流部分进行改造，使设备出力提高，额定出力由以前的300MW，提高到320MW，机组的热效率提高；通过对内漏阀门的治理及高低加的清洗，以及高中压疏水管道的更换，提高了机组运行的安全性同时起到了节能减排的良好效果，提高了高低加的换热效率，修后一次启动成功，设备健康水平又迈上了一个新的台阶。2. 锅炉壁式再热器整体更换。使机组在运行时安全系数大大增加具体为：（1）重新布置管排的膨胀节点，将顶棚和壁再进口集箱间原有的管排八层膨胀节点减少为七层膨胀节点，减少了壁再管沿其轴线自由膨胀的阻力。（2）增加管排膨胀的柔性，将炉内顶部壁再弯头与顶棚间距加长600mm，增加管排弯头膨胀的柔性，水冷壁与壁式再热器运行中出现多余的胀差。保证壁式再热器和出口联箱安全膨胀的要求，又能满足运行中的壁再管自由热膨胀。（3）膨胀节点的改进，改进活动节点结构，加大形圆钢的中间直段，直段长度增加55mm，确保波形板有足够的滑动空间，避免管排出线膨胀受阻的情况。适当加长第二、三层活动节点形圆钢的中间直段，抵消安装工艺中的误差保证管段在锅炉启、停和汽轮机甩负荷时能自由膨胀。3. 机组控制系统(DCS)的改进包括以下内容：HIACS-5000M型分散控制系统包括：闭环控制系统(CCS)、炉膛安全管理系统(FSSS)、汽机及锅炉侧顺序控制系统(SCS)、大机保护系统（ETS）、小汽机保护系统（METS）、数据采集系统（DAS）、电气公共控制系统(ESC)和电气顺序控制系统(ESU)等。改造后2号机组DCS控制系统共由四个操作员站、一台工程师站、一台历史站、一台值长站和34个机柜及2台打印机组成。35面机柜包括电子间的34面机柜以及分布于现场的2个远程控制柜。控制系统的彻底改造大大提高了机组运行的自动化水平。（二）施工组织情况1. 本次A级检修在检修前对所有安排检修的项目进行了现场实际设备健康状态的调查。严格恪守所有检修项目都必需有检修作业指导书的原则。在检修工期的实际掌控方面，各专业严格执行检修棒图所规定的检修工期，对未按工期完成的项目出具未完成项目处置工单，并说明其原因。2. 各部门在检修过程中时刻以“安全第一、预防为主、综合治理”为原则，将安全责任落实到每个人。对检修工作人员进行电业安全工作规程的培训和考核，组织班组人员对不同作业环境、不同工作性质进行了危险点分析并制定相应措施。对外包队伍进行安全培训，考核合格后才允许进入作业现场进行工作，在施工过程中加强监督管理，确保每一项外委工作都有专人负责监督管理。各级管理人员深入各个作业点进行不间断定期巡视，了解工作人员的精神、身体状况，发现不安全因素及时进行整改，对不安全行为坚决制止。在这次A级检修未发生任何人身、设备的不安全事件，圆满地完成了检修的各项安全指标。3. 本次A级检修汽机专业非标及技术改造项目较多，特别是汽轮机通流部分的改造，订货周期较长，需要现场加工、照配的部件多，检修工期和进度安排十分紧张。为了确保检修及通流改造工作保质保量地按期完成，厂部和汽机专业在2007年初就专门成立了2号机A级检修汽轮机通流改造工作组，专门针对汽轮机通流改造过程中可能出现的问题进行充分的困难预想准备，厂部、设备部技术人员和检修车间密切合作，提前两个月将大修网络计划、各类技术方案，施工工艺及施工进度制定完成。检修中合理地安排组织、调配人力，重要项目设立专人负责督办、协调，及时召开现场协调会，研究解决现场发生的重大实际问题，确保了检修的施工进度能够按照修前排定的网络计划顺利进行。为了保证检修质量，在现场检修中和东方汽轮机厂的制造过程中还专门聘请了北京中唐电设备监理有限公司4名监理工程师协助专业进行全过程的监造和改造过程质量监督。4. 电气专业在检修方、监理方、点检方的通力合作下，克服工期短、任务重、人员少等不利因素，在车间领导、点检人员的严密组织下，安全、优质、高效地完成了本次检修任务。在完成多个改造工程项目和1号机小修任务后，迅速的投入到2号机A级检修的工作中来，车间组织召开了由专工和班长参加的检修动员会，传达了厂领导对检修工作的要求，并对车间检修及安全工作做了具体安排。期间由车间主任全面负责检修工作，副主任全面负责A级检修检修工作进程和现场安全措施落实情况及安全监督工作，各位专工严把质量关，检修人员严格按标准化作业要求进行施工，确保检修质量，使得整个检修分工明确、各负其责、井然有序。尤其是发电机班在发电机通风系统改造、励磁系统改造等多个大小改造项目中，克服人员少任务重等不利因素，合理安排人员，安全优质的完成了2号机检修任务。5. 按照厂部要求，锅炉专业首先考虑以自身的技术力量能够完成的检修项目全部独立承担，与历史相比减少大量外委项目，针对2号炉大修项目，在各专业班组提前进行有目的的技术培训，使检修人员对各项目的工作范围、工作步骤、质量标准、安全注意事项有全面的掌握，作好前期技术准备工作。通过本次检修，对一些设备存在的重大问题进行了彻底地治理，计划检修非标项目33项，设备系统标准项目35项，完成设备系统非标项目33项，标准项目35项，因检修过程中发现特殊问题增加和扩大检修项目18项，分别为增加2号锅炉4、5号磨煤机减速箱轴头漏油，配合厂家更换更换轴封；汽包下降管割堵检查；一级减温水更换喷嘴；2号锅炉1、2号吸风机电机轴瓦加装油封 ；配合厂家对2号锅炉1、2号吸风机转子轮毂内部组件进行解体检修；2号锅炉1、2号一次风机电机刨台板；2号锅炉1、2号吸风机电机油站配合热控加保护；空气预热器尾部烟道配合热控车间加装氧量测点；左再排大汽二道门阀座有一裂纹更换；右连排电动门阀座有裂纹更换；左右侧壁再疏水一、二道电动门在改造过程中发现旧的阀门本体有许多砂眼更换；左、右连排调整门阀瓣严重损坏更换；邻炉加热电动门、手动门、阀座没有研磨量更换；右二减手动门、右三减电动门研磨后发现阀座有裂纹更换；供再热减温水反冲洗一、二道门发现本体内部有龟裂更换；连排到定排手动门在研磨过程中发现阀座堆焊层脱落更换。共发放作业指导书131份，收回作业指导书质量记录131份，其中“H”级质量监控点408点，“W”级质量控制点201点，所有质量控制点均验收合格。通过改造，使设备健康水平有了明显的提高。于2008年1月2日进行了首次风压实验，后对漏风点进行全面治理，于1月5日进行了第二风压试验；2008年1月19日锅炉再热器、过热器进行水压试验由于实验过程中发现渗漏点4处未获得一次性成功，后于2008年1月21日重新对锅炉再热器、过热器系统进行了第二次水压实验，实验全过程无渗漏获得成功；并于1月22日利用改造后的1号磨小油枪点火；24日整定安全门工作完成，标志锅炉专业检修全面结束。6. 热控专业在专业负责人的现场检修指挥、各项工作合理协调下，使各检修项目的技术方案、施工措施、安全措施等各项得到切实有效的落实，各专业之间及各检修班组之间的良好协调使检修工作得以顺利进行。检修全过程工作顺畅进行的关键在于热控专业所需物资的按期到位。DCS改造传动小组在DCS改造前期的软硬件的验收，后期DCS设备传动，检修质量认真监督，设备的调试、试验验收等工作有条不紊的进行，成为机组一次并网成功的关键。在工作票实施方面，严格执行工作票管理制度，检修开始前将计划开工的工作票统计上报运行协调组，及时督办工作票，检修期间未发生任何无票作业情况。加强对作业现场的安全管理，特别是高空作业，工作人员的安全意识的加强，使检修全过程未出现高空坠物等不安全现象的发生。严格遵循脚手架安装牢固后方可进行工作，使用的工具都用绳系好的工作理念。检修期间，未发生任何违反安全管理规定的事件，杜绝了人身轻伤及以上事故和重大设备损坏事故。本次检修DCS改造任务繁重，非标项目多，人员少任务重，但仍坚持每周四的安全学习活动，从根本意识上强化了职工的安全思想意识、提高了职工自我保护的能力。7. 设备部各专业点检在检修前就制定出2号机组大修质量管理分工制度，对检修项目、物资计划、外委检修等工作进行了认真细致的前期准备，在检修过程中不但作好检修项目所需技术、物资支持，而且严格进行技术把关、质量验收，对外委项目进行认真监督验收并控制检修工期，并自觉加强文明生产及安全生产等工作的监督，及时解决检修中遇到的问题。本次检修实行点检全员管理制度，由所有点检员参与本次检修任务，做到了万无一失，谁管理谁负责，极大地调动了同志们的积极性。检修紧张忙碌的现场到处都有点检员的身影，为本次检修取得最终胜利打下了坚实的基础。8. 监理人员每日深入生产现场，对施工现场进行质量控制，多次提出整改建议，当遇到难以解决的问题时及时与点检、车间技术人员进行沟通，有力地保证了设备检修质量。由于准备充足，组织得力，使检修各项工作得以按期、保质保量的完成。9. 安全情况在检修开始前厂部就成立了安全检查组，一级抓一级层层抓落实，从主管安全领导到车间领导和各班组安全第一负责人，始终把安全放在第一位，保证人身、设备安全，在布置工作的同时交代安全注意事项。安全检查组成员在检修中各负其责，每天深入检修现场，认真检查监督检修现场的安全措施执行情况。对各个检修作业组强调安全措施的落实，发现人员有违章作业和不安全行为都及时纠正，全部检修工作严格执行各项制度。车间专职安全员加强现场安全检查，对习惯性违章和威胁人身安全的情况进行严格考核。同时对参加检修改造的外委施工队伍，从施工组织、施工质量到安全教育都有专人的严格管理，并在工作中认真落实。从而在此次为期87天的检修中未发生人身伤害及设备损伤事故。（三）检修文件包及工序卡应用情况本次A级检修所有检修项目我们继续执行作业指导书验收制度，一般检修项目执行三级验收制度。检修期间各个专业共计执行作业指导书1060份，在检修项目见证点的签证上，专业严格按检修作业指导书执行，实行所有见证人员在场进行确认验收。对见证点实行高一级验收，对所有验收项目进行了升级处理，严把质量关。在班组、车间、点检员认真验收和中唐电监理工程师的监督下完成了所有项目的检修和验收。作业指导书各专业分布情况：序号班组作业指导书份数1汽机专业862锅炉专业1453电气专业2134热控专业675继电保护专业5216化学专业28总计1060份（四）设备的检修内容情况1. 汽机方面：（1）中压缸汽封改布莱登汽封高中压汽封原为铁素体汽封、径向间隙难以控制、间隙调节过小，会造成机组振动，过大会造成漏汽，油中带水，机组热效率偏低等问题。为了减少汽轮机级间漏汽损失，提高机组的热效率，本次检修更换了布莱登汽封。汽封改造情况：高、中压前后汽封最外4道为铁素体汽封；调节级叶顶汽封2道及叶根汽封1道，更换原型号新汽封块；中压第一级隔板汽封为原型号新汽封；其余各汽封全部更换为布莱登汽封，改造后通过机组运行，效果十分显著，漏气损失大大减少。（2）高压导汽管弯头（12个）更换2号机原高压导汽管弯头为铸钢弯头，不符合安全性评价的要求，本次检修将其全部更换为热压弯头，保证了机组的安全可靠运行。（3）主机及小机加装空气油档，可有效的减少油中水分，空气压力调整柜在6.5米处，每个油档都有一个压力调整门，可对进汽压力进行调整。（4）主油箱增加电加热装置在机组油循环方面达到了预想的目的，便于加速提高润滑油温，缩短启机和检后滤油时间，提高滤油过滤效果，减少滤芯消耗。(5) 小机润滑油双联滤油器改造原滤油器，精度25um，不能满足油质需要，且流量较小，改造采用高精度滤油器。(6) 循环水二次滤网由原来手动排污改为自动排污，2号循环水滤水器改为定时自动旋转排污式，1号低压加热器更换新换热管，小机油温手动调节改为自动调节，高中压轴封进汽手动门改为就地操作电动门，板式水冷器更换为管式水冷器，2号水塔大修更换填料步道栏杆等。(7) 小机调门提升杆密封改造彻底解决小机调门提升杆漏汽问题，取消门杆漏汽管道，调门灵活无卡涩，无渗漏。按照设计计算能 减少损失。(8) 高中压主汽阀阀套改造，原阀套材料易氧化，造成阀杆卡涩，将其材质进行改进，要求阀杆间隙0.30.4mm，目前未发生任何卡塞现象。(9) 机组运行超过十万小时的部分超标管道更换（主要为D76mm及以下管道），根据二十五项反措要求，对于易引起汽水两相流的疏水，空气等管道，应重点检查其与母管相连的角焊缝，母管开孔的内孔周围，弯头等部位，其管道，弯头，三通和阀门运行十万小时后，宜结合检修全部更换。目前我厂现安装的管道运行已达到十万小时。不符合安全性评价的要求，本次检修将其全部更换为热压弯头，保证了机组的安全可靠运行。2.锅炉方面：(1) 通过与化学检查内部结构及腐蚀情况：波形板箱的阻塞面积没有超过总面积的20%，腐蚀(分离器)厚度没有超过原厚的1/2，无开裂、无损坏现象。汽包内壁水位线下大部分为黑色,水线上及顶部基本呈灰色,汽包的东、西侧人孔门下部，有少量铁削好黑色沉积物，约40-50克左右，相对较为干净。将沉积物清理干净，对有沙眼的焊缝进行了补焊。拆除一次分离元件共108个，送出进行喷砂处理后安装。更换人孔门垫。校对汽包水位中心线，东南角、西南角为1.7mm，在汽包中心下100mm处标定水位线。汽包内部焊道金属检验全部合格。压力为1.0Mpa时热紧汽包门螺栓。(2) 燃烧设备（火嘴、风嘴、二次风门）炉内搭设炉膛架子，进行燃烧器火嘴及一次风管检查；二次风管及喷口检查。合计更换一次风火嘴12个，更换一次风管1个，二次风喷口5个。对除一号磨以外的其余轻度烧损磨损的一次风嘴、二次风嘴用不锈钢板进行了补焊。校对全部40个气动二次风门，焊接限位块，进行活动实验，消除原有部分二次风门犯卡不灵活的缺陷，修后达到全部二次风门活动灵活（350），指示正确，并配合热工车间人员对二次风门及一次风火嘴进行远方和就地传动，所有二次风门预开角度为50100，二次风箱内外部检查、补焊漏点；配合热工车间进行燃烧器、油枪、火检调整。进行炉膛火嘴内切圆。（内切圆数据无记录）。(3) 燃油系统的检修，炉前油系统整改进行锅炉受热面清焦，炉前燃油系统12.6米及A、B层油枪、蒸汽吹扫改造，在此之前2号锅炉油枪蒸汽吹扫一直不能投入，通过此次整改，油枪蒸汽吹扫可以正常投入。并充分利用2号锅炉A级检修时间对该炉的燃油系统管路及蒸汽吹扫系统管路进行重新整改，对原有的不合理管路进行重新铺设，使得整改后新的燃油系统管路更加简洁、美观。便于运行和检修操作。将8根油枪全部抽出进行彻底的清理，确保燃油系统稳定运行。并对油枪行程及位置校验等。(4) 小油枪改造，本机组2005年在启动、负荷稳燃中共使用了燃油5802多吨，机组的燃油节能潜力巨大。本炉共布置8只油枪（分两层），采用简单机械雾化方式，单只油枪出力为2000kg/h，点火采用二级点火方式，即高能点火器点燃轻油油枪，靠油燃烧产生热量加热炉膛后，再点燃煤粉燃烧，且一般需要一个完整的油层方可投煤粉运行。通过气化小油枪的改造，能较大程度地降低机组启动用油和低负荷稳燃处理缺陷时的用油。在机组检修后的各种试验也能体现其强大的优势，以前一次A级检修后机组耗油将近200吨，如果使用气化小油枪能节约90%，A级检修以后用油能降低到20吨左右，存在巨大的节能空间。近年很多电厂都采用节油比较多的气化小油枪和等离子点火技术。用微量燃油直接点煤粉，用煤粉来代替以往的大油枪进行锅炉点火、助燃等，可以节约大量的燃油。为我厂乃至全公司的各个机组启动点火燃油的节约提供了较为科学的手段。(5) 由于2号锅炉空气预热器是东方锅炉厂设计、生产的第一代24模数仓格单密封结构三分仓容克式空气预热器。此类型预热器在设计方面存在一定问题，造成预热器漏风率偏高，且漏风率稳定性差。近年来，随着科学技术的不断进步和设计方案的不断完善，对此类型预热器进行改造，已成为各电厂和制造厂家关注的焦点。经过1号锅炉的改造后的预热器，漏风率明显下降，吸、送、一次风机电耗明显降低，锅炉效率将明显提高。本次2号锅炉空气预热器改造由豪顿华工程有限公司委托江苏江都工程公司施工，豪顿华工程师现场指导。改造后热力试验正式报告虽未出台，但根据目前机组运行情况来看，基本证明效果良好。(6) 在2号炉A级检修防磨防爆检查中发现高温过热器和高温再热器之间顶棚过热器局部下沉约10根，西侧第1、2根管下沉最严重约为300毫米，其他部位顶棚管也有不同程度的下沉。如果顶棚管排下沉不处理，在运行中会导致顶棚管继续下沉，严重缩短顶棚管排的寿命，最终使管排与联箱的焊口开裂爆破，发生停机事故。为确保机组安全运行，必须对该隐患进行处理，具体处理情况如下：拆除炉顶高顶板安装吊耳处的所有保温。共6个通道，割除二次密封罩壳，清除耐火水泥。将管排调平后恢复吊耳，将开裂的鳍片补焊。更换了四根顶棚管。按本次消缺所涉及的保温的范围,将炉顶过热器联箱及挂钩处的保温及耐火材料拆除,露出密封板等。缺陷处理完毕后对炉顶过热器联箱及挂钩处的保温进行恢复。3.电气方面：(1) 转子汽侧线圈端部及定子线圈槽电位缺陷处理1）发电机更换转子汽侧护环时，经检查发现转子汽侧线圈端部，3号线圈最上层形接口处有轻微裂纹。由东方厂家处理，取下该线圈两侧扇形块、永久块及端部的紧固块，抬起该线圈表层上匝，下垫数层云母片及1mm复合纸一张后，对其裂纹进行焊接（小号焊枪、银焊料3025及氧气乙炔），焊接后对焊接线圈修复至表面平整、圆滑，并用吸尘器将锉削吸净，工作结束后恢复端部紧固垫块。2）发电机在拆除定子槽楔后，槽电位试验多数不符合规程规定（线棒对地不应大于10V），经在槽内刷环氧绝缘漆干燥处理后，达到规定要求。（2）发电机转子汽侧中心孔更换密封垫发电机转子气密试验时，对汽侧密封垫检查发现，密封垫已发硬变脆，对密封垫进行更换为耐油氟橡胶垫。更换后转子气密试验合格。（3）发电机端盖平面螺丝缺陷，大修中发现发电机端盖平面螺丝由于紧力过大，造成发电机平面螺丝拉长，螺丝损伤严重，致使端盖螺丝紧力不够容易发生发电机漏氢事故。此次更换端盖螺丝（42、长210mm），发电机螺丝紧固采用电动扭矩扳手，按东电技术出厂文件要求对螺丝紧固，平面螺丝紧力为1764Nm，立面螺丝紧力为1068Nm（原平面螺丝紧力为3000多Nm）。（4） 发电机定子出线短路点法兰密封垫更换，在对发电机定子出线密封检查发现，短路点法兰密封垫老化裂开的现象，拆开法兰后对密封垫进行仔细检查，发现由于#2机组运行时间太长，此密封垫已老化、变形严重。对其密封垫进行测量更换，保证了封闭母线的密封性。（5）个别高压电机轴承端盖磨损严重：1、2号凝结泵电机下端盖磨损，端盖轴承室内径2000.21mm、2000.11mm。汽动前置泵电机解体后测量电机前端盖的轴承室内径为230+0.17mm。1号凝升泵电机前后轴套磨损，前后轴承室内径2000.08mm、200+0.07mm, 以上磨损严重的轴套全部送往厂家进行刷镀处理，轴承室内径标准尺寸控制在0.02mm范围内。（6）低压电机发生由于过热等原因使绝缘度下降的现象较为普遍例如2号工业泵电机：由于电缆头曾发生过热，绝缘损坏严重，使电机引线过热长度不够，对其重新制作电缆头，更换电机引线及电机接线板工作。 1号2号射水泵电机引线由于铜铝引线接触不良，在运行中存在电缆头发热现象，多次造成事故。此次对其改造加装中间端子箱，使其铜铝在接线铜排上过渡，避免了铜铝直接过渡，造成的局部过热现象。2射水泵电机：由于电机长时间运行和制作工艺不良，导致定子槽楔松动脱落及线圈绑线开裂严重，已不能修复对其进行更换线圈。等等1号射水泵电机：线圈绑线开裂及槽楔松动，对其进行线圈重新绑扎并侵漆处理。1号轴抽风机电机：线圈直阻不合格，不能修复。电机厂重新更换线圈。2号密封风机电机解体后，由于运行时间较长，导致线圈绑线全部断裂，对线圈重新绑扎固定并做浸漆处理。 由于本机组低压电机使用时间较长，电机由于长时间端盖磨损严重，此次A级检修对其不合格的电机端盖进行更换，进行镶套处理。（7）本次A级检修涉及到3号、4号低压变及0号、2号公用变四台浸式低压电力变压器检修任务，它们均为福州变压器厂1989年的产品。设备型号：SL101000/6；额定容量：1000KVA；接线组别：Y，yn0。安装在锅炉房零米380V段内，供低压厂用电使用。3号、4号低压变及0号、2号公用变，低压电力变压器在出厂试验中就存在低压绕组直流电阻相间差超标的现象，咨询制造厂了解的情况是由于：早期的产品技术比较落后，造成C相引线过长，阻值增大，最终导致直阻相间差超标。经过现场的多次吊芯检修也发现是由于C引线过长造成的，现场也不具备检修改造的条件，经与制造厂联系认为，是制造技术原因，不会影响正常运行。3号低压变高压侧直阻不合格，在分接开关滑道加装绝缘夹件，对其加固处理后直阻合格。（8）本次A级检修对6KVIIA、B段母线清扫时发现，由于母线绝缘热缩套管已老化并脱落严重，由北京东方博飞电力技术责任有限公司进行对母线绝缘重新热缩工作。在对6KV少油开关小车进行检修时，发现有部分少油开关（如2号凝升泵、2号电泵给水泵、2号一次风机等）接触电阻不合格，对直阻大于100微欧以上的进行重新解体处理。 380V低压段进行清扫检查，未发现问题。由于公用段离近化学精处理间较近，对其进行加装隔墙做防腐处理，对公用段部分腐蚀严重地电气元件进行更换。4.热控方面：(1）在检修中发现汽轮机撞击子探头表面磨损，更换新探头，重新接线，做喷油试验正常；小机1、2瓦轴振探头损坏，更换后正常；小机MEH转速探头线损坏严重，更换后正常；MEH电源监视卡故障已更换，现已工作正常。主机TSI系统：配合汽机车间进行通流改造工程，更换了5X、6Y、超速3及中压缸胀差探头。（更换原因为：5X，6Y， 中压缸胀差探头外观损坏严重，超速3探头线性差），重做了2-5瓦轴振探头支架20个，机尾转速支架3个。更换了瓦振基座1个。因汽机通流改造励磁机后瓦更换，原8瓦有轴承振动测量点，现取消，只保留瓦振测点。(2) 主机缸壁温度：更换所有中压及高压缸内外缸热电偶测点。其中高压内缸温度测点采用新型防腐测点共12支，同时，为了防止测点腐蚀损坏，在汽机的配合下，安装了内缸测点防护筒，具体效果有待观察。主机轴承金属温度检查：更换全部1-8瓦瓦温及回油温度测点共15支，四管泄漏检测系统：更换XL-II型声波传感器3个（原测点损坏），分别为：10点、12点、16点。2号机组机侧Cu50热电阻全改换为Pt100，调试正常。右高排阀座温度测点装好后被架子压断重新安装新测点。(3) 检修发现2号炉二号吸风机动调装置损坏，精心修理后经实验正常，可以使用。2号机小机轴封温度调整门定位器不能保位，更换新的定位器后正常。1、2号一次风压表管断裂，已经更换。炉膛负压开关有3块损坏，已经更换。火检高清晰探头损坏5个，已更换。火检光纤坏了4根，已更换。油火检插头损坏2个，已更换。火检冷却风管断裂10根，已更换。密封风机出口门开关损坏3个，已更换。打火杆不合格8根，已更换。油枪电机损坏2个，已更换。打火杆电机损坏1个，已更换。点火系统就地电缆烧毁5根（A层2号角4根，A层3号角1根），已更换。氢冷升压泵压力开关损坏，已更换，等等。5.继电保护方面(1) 继电保护专业在本次检修中对以下的工作进行了认真的检查并发现较为重要的缺陷并予以处理。1) 励磁系统：检修中发现ECU程序错误，主页面“PSS投入”不激活，要求厂家重新更改程序，现已显示正确。保护误动，为光隔受长电缆干扰，现已将光隔更换为大功率继电器，正确动作。电气立屏同期切换回路多处错误，现已全部更正。发现发电机出口CT电缆部分严重老化，现已全部更换。励磁小间下接地线为非保护地线，现已从9.9米保护接地母排新拉地线到励磁小间下接地母排。2) 厂用系统：检修中发现380V工作段2YJ声音大，重新更换继电器。6KV工作IIB段母线PT谐振装置坏，已更换。6KV工作IIA、IIB段电源开关（71号开关、90号开关）及低压变多个防跳继电器太陈旧，现已全部更换（7个）。380V公用段母线PT信号继电器接点不好，已修理好。380V公用段母线PT低电压继电器3YJ（DJ-131/）接点犯卡，已更换。380V保安IIA段母线PT低电压继电器2YJ（DJ-131/60CN）接点不通，中间继电器1ZJ（DZ-15）动作特性不符合要求，已更换。3号低压变综合微机装置坏（上电后装置无显示），重新校验新装置已更换。6KV工作IIA、IIB段母线PT端子排陈旧且有损坏的，已更换为凤凰端子。6KV工作IIA、IIB段工作电源开关、分支PT端子排陈旧且有损坏的，已更换为凤凰端。6KV工作IIA、IIB段部分低压变二次插座坏，已更换（6个，包括2号电抗器24号开关的二次插座）。3) 仪表及远动：发电机CT C相缺螺丝,CT二次线圈出线与外接电缆焊接。发电机中性点、71号开关、90号开关测量用CT二次未加接地线。重新配线加接地线。4号低压变CT C相松动.紧固。4号除尘变 CT根部极性接反。重新改接线。2号循环泵 CT上没有铭牌标记,按1号循环泵参数。化学备用变电压A、C相接反。重新改接线。1号空预器主电机电源电流表表壳坏,已更换新表。除尘A段33号(除尘器2A段电源) CT根部A相的N和C相的C接反。空侧直流油泵控制箱电流表超差,调零器坏,已更换。3号采暖泵输出电缆坏,对芯不通,重新拉电缆等等。4) 直流系统：检修中发现2#机直流设备I段和II段盘位设计与实际不符并进行改正。2#浮充机熔断器熔断告警未接线。已接线。直流II段负荷屏I 207Z正负极性错误。改正。(2) 除以上在检修中发现缺陷并进行处理外本检修还对一些设备进行了改进。1) 励磁系统由原三机励磁改为自并励系统，接线正确，绝缘正确，信号、出口传动正确。反馈和操作回路接入DCS系统，接线正确，传动正确。2) 主变高压侧第2组PT新增B、C相，极性正确，PT核相正确。3) 发电机出口500KV侧5011-1、5011-2、5011-6、5012-1、5012-2刀闸位，5011、5012开关位接入DCS系统，接线正确，绝缘正确，回路传动正确。5011、5012开关位接入励磁调节系统，接线正确，绝缘正确，回路传动正确。根部CT接线端子盒密封胶圈更换，接线正确，试验正确。主变CT端子箱更换，接线正确，试验正确，信号回路传动正确。4) 发变组保护由原单套保护更换为双重化微机保护装置（A屏为南瑞RCS-985A，B、C屏为南自DGT-801），接线正确，绝缘正确，信号、出口传动正确。故障录波器更换为哈尔滨科力生产的FG-2型故障录波器装置，接线正确，传动正确。厂用6KV#0低压备用变、#2公用变和#3、#4低压工作变屏更换为新屏，定值校验正确，信号传动正确，并切入热工DCS。发变组接口屏改造，原阿继生产接口屏继电器外露，现更换为许继生产接口屏，接线正确，绝缘正确，控制、信号回路传动正确，并切入热工DCS。同期系统改造，同期系统单独安装许继生产一面新屏，接线正确，绝缘正确，同期回路PT核相正确，假同期试验正确。发变组保护A柜甲、丙PT电压量电缆分开，重新敷设电缆，接线正确，试验正确。5) 6KV厂用电源开关的备自投回路改为快切装置，接线正确，试验正确，并切入热工DCS。6) 主变控制箱更换为由沈变生产的新控制箱，回路有所变动，接线正确，传动试验正确。主变、高厂变瓦斯继电器更换，定值校验正确，信号传动正确。主变CT端子箱更换，接线正确，试验正确，信号回路传动正确。主变本体端子箱更换，接线正确，试验正确，信号回路传动正确。高厂变本体端子箱、就地CT端子箱更换，接线正确，试验正确，信号回路传动正确。高厂变冷却方式变为自然油循环风冷，相应控制回路进行变更，接线正确，试验正确，信号回路传动正确等等。(3) 试验结果的简要分析 ：发变组保护全部校验正确，6KV及380V负荷保护全部校验正确、定值符合定值单要求、DCS传动试验正确。励磁调节系统校验正确，励磁参数确定正确，励磁调节特性完全满足国标。开机做发电机短路试验、励磁空载试验、同期回路核相、假同期试验，并网后70负荷试验验证了保护装置及二次回路接线的正确性，开机试验正确。发变组、6KV、380V各段开关仪表、变送器、电度表校验合格，符合校验规程、DCS传动试验正确，DCS画面显示参数量称核对无误。开机做发电机、主变高压侧、高厂变、励磁变二次回路核相，验证了NCS交流采样装置、PMU功角测量装置、电度表及二次回路接线的正确性，开机后运行正常。直流设备全部校验正确，DCS传动试验正确。这些工作的逐一完成为机组稳定运行的保障得到了较为科学的条件。6.总体陈述通过以上陈述各个专业在本次检修中各个项目大致完成情况，可以详细的证明本次A级检修全过程在我厂各级领导和所有参修人员的共同努力下较好的完成了A级检修施工阶段、收尾阶段和试验阶段的各项任务。使机组运行后各项经济指标迈上了一个新的台阶。涉及到本机组的技措、反措、安措和节措及各个科技等特殊项目均已圆满完成，以上各个项目已在项目完成情况栏中写明。2月1日18点48分，机组首次升有功负荷至320MW,实现了汽轮机通流改造后机组增容的预期目标。为我厂今年的节能减排全年目标取得了开门红。（五）A级检修费用使用及完成情况1. 材料费用完成情况序号单位名称支出费用（万元）备 注1汽机专业369.42锅炉专业472.563电气专业81.74热控车间118.75继保处299 合计1341.362. 外委工程费用使用情况专业检修方式施工单位使用费用（万元）汽机250.383012号机凝汽器二次滤网两套改进修理无锡市寅业电力环保设备厂43.000022号机循环水滤水器更换修理无锡市寅业电力环保设备厂7.200032号机组#1低加修复修理张家口神力起重设备有限公司54.800042号机抗燃油系统大修修理德阳恒瑞液控技术有限公司27.000052号机组润滑油系统管道冲洗施工湖北洁达清洗工程有限公司18.200062号汽轮机高、中压主汽阀汽封套筒改进施工德阳东汽表面工程技术有限公司9.900072号机凝结泵安全省力型设备吊装口改进安装上海太比雅科技有限公司18.000082号机凝汽器高压水冲洗施工张家口发电厂建筑安装工程有限公司6.000092号机主汽阀、调速汽阀等阀芯、阀座研磨施工沈阳市北陵多元机电研究所26.0000102号号机84个阀门研磨修理保定市华沃机械有限公司8.9000112号机组凝汽器铜管涡流检验技服厦门涡流检测技术研究所12.8000122号机6、7瓦处轴颈修复修理合肥恒科电力技术开发有限公司7.5830132号机组主机、小机密封油挡改进修理铁岭科尔克热机有限公司11.0000电气227.4500142号高厂变冷却器改进施工保定天威变压器工程技术咨询维修有限公司28.0000152号主变压器大修修理沈阳市沈变变压器修试中心38.1500162号发电机励磁系统改造封闭母线安装施工北京电力设备总厂35.0000172号发电机励磁配电装置安装安装山西省电力公司电力建设第一公司9.0000182号机2台送风机电机轴瓦改进修理上海市一电机有限公司17.0000192号发电机转子动平衡试验试验北京北重汽轮电机有限责任公司经销部45.0000202号机2台一次风机电机轴瓦改进修理湘潭电机电城机电修造有限公司26.0000212号机2台送风机电机转子改进修理上海市一电机有限公司9.3000222号机组6KV工作A、B段母线包绝缘施工北京东方博飞电力技术有限责任公司20.0000锅炉169.8600232号锅炉磨煤机气封系统改进加工天津弘泰电站辅机制造有限公司26.172242号炉给煤机耐磨处理施工山西恒久实业发展有限公司40.3901252号炉电除尘器内部化学冲洗施工北京华能达电力技术应用有限责任公司8.8262号炉磨煤机空心轴检修修理张家口市恒益不锈钢制品厂5.442272号炉#1、2捞渣机铺设耐磨瓷砖施工宜兴市热管厂2.8282号炉吸风机转子轮毂叶柄组件修理修理上海华鼓鼓风机有限公司12.8292号炉磨煤机弹簧加载装置检修修理天津弘泰电站辅机制造有限公司9.88302号锅炉西侧更换磁悬浮水位计安装深圳市宏安磁能科技有限公司5.831#2炉高、中压再热出入口联箱管座焊口磁记忆检验技服天津甘德劳瑞电力技术有限公司5.776322号炉炉顶保温及密封修复修理江苏鼎力耐火材料有限公司52热控11.50332号机组本特利3300检测保护系统（TSI）校验调试技服北京华科同安监控技术有限公司4.5342号机组炉侧热控电动门配电柜改进安装张家口电力实业公司劳动服务公司7综合点检24.0000352号机凝汽器水室铜管管口管板防腐施工西安协力动力科技有限公司24厂部406.57362号机组机、电、炉、热部分项目检修修理山东电力建设第二工程公司105.4372号机组A级检修监理技服北京中唐电设备监理有限公司44.5382号机组锅炉零米保温检修施工张家口发电厂建筑安装工程有限公司30392号机组机、电、炉、热部分项目检修修理张家口兴唐电力检修有限责任公司98.5402号机组部分项目检修修理张家口兴唐电力检修有限责任公司60412号机安全设施标牌加工张家口嘉实经贸有限公司68.17（六）检修后尚存在的主要问题及准备采取的对策1.反映在设备上的问题（1）在锅炉打水压过程中电泵至除氧器再循环手动门发生泄漏，导致锅炉上水打压延误，对阀门进行解体，检查发现，阀门密封面的研磨量以严重不足，需更换阀芯和阀座。此类型现象在锅炉侧也发生多起，例如饱和安全门发生内漏情况等。建议在下次检修中予以更换阀门。（2）汽机2、3瓦振动偏大。可在适当的时间内研究出处理方案后进行处理。（3）锅炉定排电动支路门型号各异，导致电动头过渡盘不统一，不便于检修，备品备件和研磨工具不好准备。建议在以后的检修中，逐步统一成同一型号的阀门；锅炉邻炉加热疏水管