600MW火电机组检修重点检查的项目和内容

1、600MV火电机组检修重点检查的项目和内容（试行）一、汽机专业1汽轮机本体1.1 低发转子靠背轮检查（1）检修时应检查低 - 发对轮结合面， 保证结合面光洁、 无毛刺、无锈蚀，保证结合面的接触面积达到规定标准。（2）采用合适的对轮螺栓，让两侧轮结合面处对应螺 栓凸肩。（3）严格控制螺栓与螺栓孔间隙在检修标准范围内。（4）螺栓紧力或螺栓拉伸量严格控制执行安装标准。1.2 发励三支撑结构机组的稳定轴承（振动）检查（1）检修时重新调整发励中心，可与制造厂等单位 沟通，调整、改进此对轮找中心的工艺，严格控制各螺栓的 紧力分配。（2）建议每次大修全部更换此对轮的连接螺栓1.3上汽600MW超临界汽轮机调

2、节级蒸汽温度内缸套管 检查揭缸检修时，要对该测点的温度套管做专门的金属探 测，并与厂家联系是否有必要更换套管。1.4 高压缸穿缸管密封垫检查（1）第一次揭缸检修时，一段抽汽穿缸管密封垫进行 检查确认是否装反，如现场不能确认，及时与制造厂联系。（2）检查高压导汽管密封环，不符合质量标准的及时 更换。1.5 发电机油档检查 油档回装前要进行充分修刮，预留足够的动静间隙。1.6 转子对轮螺栓风挡检查 在安装对轮螺栓风档时紧固螺栓必须有足够的紧力，螺 栓的止退片必须装好。1.7 哈汽中低压连通管内导流叶栅检查 机组检修期间对此部位进行外观及金属检查，发现有缺 陷的叶栅要与制造厂联系更换。2润滑油、 E

3、H 油系统2.1 润滑油箱内部检查（1）对各逆止阀逐一检查，确认有无反装、卡涩等问 题，对逆止阀的门轴要仔细检查有无疲劳裂纹。（2）某些哈汽厂提供的润滑油泵出口逆止门为可调节 开度逆止门，如果调节开度调整不够，会造成润滑油母管压 力低，因此在逆止门回装时应注意做好调整标记。2.2 润滑油滤网检查（1）大小修期间必须检查清理润滑油滤网（2）润滑油滤网顶部设计必须有放油口，没有设计的， 在检修中增加。2.3 盘车装臵检查（1）对盘车机构进行彻底检查，如发现磨损，应更换盘车齿轮或铜套（2）对大齿轮上的磨痕进行打磨。3主机阀门及调节保安系统3.1 高中压主汽门、调节汽门及油动机检查（1）在大修过程中，

4、应对主汽门解体，检查汽门的密 封面，对磨损部位进行处理。（2）如果发现汽门在热态下关闭时间严重变慢，可能 是门杆及密封面上磨损严重，应及时解体处理，不局限于大 修。（3）各阀门阀杆与油动机活塞杆的安装要严格按照制 造厂要求进行，尤其注意对中、缓冲行程、阀杆连接螺纹是 否拧到底等方面是否符合要求，以避免出现断裂。（4）在机组大小修期间，对机组的高压主汽门、高压 调门和中压调门对照设计图纸及安装技术要求进行全面检 查，尤其是针对阀座、阀杆、油动机与阀杆连接等方面的检 查，对与实际不符之处尽快联系厂家，并取得厂家的书面回 复，对不符合要求的要立即整改。对各主汽门、调门等关键 部件进行金属检查。对各主

5、汽门和调门的机械行程进行测 量，并与设计、投产时的数据进行比较。3.2 扑板式中压主汽门检查 在检修期间对中压主汽门门杆进行金属检查，必要时更 换高等级材质。3.3 高低压旁路检查（1）运行中高旁后温度高于高压缸排汽温度20C以上的，检修中应对阀门进行解体、清理、研磨处理。(2) 运行中低旁后温度高于低压缸排汽温度20C以上的，检修中应对阀门进行解体、清理、研磨处理。3.4 调节保安系统检查( 1)在检修期间，对设计不当，不能正常使用的元件，如LVDT等，一定要更换，提前准备好备件。( 2)在元件回装完毕机组启动前，必须对初始的设臵作细致检查，对 GV的LVDT特别是在低阀位内的线性必须要 做

6、细致检查，直到达到要求为止。4疏水系统4.1 疏水管道连接检查( 1)要求在大修期间，严格按 25 项反措的要求，对疏 水系统进行检查。对疏水系统的有关改造，不应单纯考虑经 济效益，也要考虑到对机组安全可能带来的问题。( 2)不同压力等级的疏水管道，不应接到同一个疏水 集管。( 3)运行中压力等级相同，但启动时压力不同的疏水 管，如主、再热汽管疏水与缸体、导汽管疏水，高排逆止门 前后疏水，不应接到同一个疏水集箱上。4.2 疏水系统内漏检查( 1)机组运行中要对疏水系统进行检查，对应该处于 热备用状态的疏水管要进行摸管检查。( 2)检修期间，确认不能正常工作的疏水器，必须进 行修理或更换。( 3

7、)在机组检修期间，对所有不严的疏水阀门或进行 解体研磨，或调整阀门行程，或更换新的阀门，务必保证在 机组启动后阀门关闭严密。5轴封系统检查（1）低压轴封减温器后应保证足够的混合段，不足的 应在检修中改进。（2）低压轴封温度测点应装在混合段后，与轴封减温 器保持足够的距离，如不符合要求，应在检修中改进。（3）对凝汽器内部的低压轴封供汽和回汽管道加设防 护罩，避免低压缸喷水直接喷射到轴封管道。（ 4）轴封加热器的疏水应采用多级水封，如采用自动 疏水器的在检修时应改为多级水封。6回热加热系统检查（ 1）在检修期间，对于紧急疏水阀存在泄露的应该进 行解体研磨检修。必要时在调节阀前安装电动门（若为手动

8、门，需更换为电动门） ，调节阀逻辑修改为电动门和调节门 同时开启。（2）没有加热器疏水温度监视测点的必须在检修时增 加远传温度监测点。（3）运行中如发现加热器换热不够，检修期间应对加 热器解体清理。7辅机系统7.1 立式循环水泵检查（ 1）在检修时改造电机与泵的连接短节，增加短节金 属壁厚度，从而增加支撑刚度。（2）在检修中对水泵底部的进水管在入口根部进行加 固，加装支架，降低管道的晃度，从而从激振力的根源上控 制电机晃度。（ 3）在检修时复查转子中心，如中心达不到制造厂要 求必须调整到制造厂要求，在电机的垂直度、水平度方面必 须调整到制造厂要求。（如（4）如有条件，更换导轴承材料，减少导轴承

9、磨损 陶瓷导轴承 ） ，控制转子的晃度量。7.2 凝结水系统检查（1）如运行中存在凝结水再循环管路振动问题的，在 检修中可考虑在凝结水再循环调门后增加一个节流孔板，孔 板直径应保证凝结水最小流量。孔板的位臵应设在距离凝汽 器最近的部位。（2）未设计凝结水杂项用户滤网的系统在检修时应增 加滤网，并能做到一用一备，在线清洗。（3）对于设计有凝结水泵至除盐水箱再循环管路的系 统，在检修时取消该管路。二、锅炉专业1壁温测点异常及对应分析检查（1）出现过壁温测点报警，应对壁温测点和炉内管材 状态进行综合检查分析。（2）壁温测点指示偏低要利用大修机会检查分析。（3）对炉内受热面管材存在反复爆管、老化、氧化

10、皮 等问题，必须进行炉内状态与炉外温度测点的对应性检查，及时合理增加和纠正测点2过热器、再热器检查（1）检查管排错列、磨损减薄、以及腐蚀情况等。（2）超临界锅炉发生过超温现象，应进行易堵塞部位 检查和氧化皮专项检查。3燃烧器和炉膛检查 （1）检查燃烧器的外观是否存在变形，烧损。（2）检查各摆动燃烧器角度是否一致。（3）检查燃烧器是否可以灵活调节。（ 4）检查炉膛结渣和高温腐蚀状况。4. W型火焰锅炉的卫燃带及耐火材料脱落检查5锅炉受热面防腐、防磨涂料跟踪检查 大小修期间检查锅炉受热面防腐、防磨涂料脱落、磨损 情况。6. 空预器低温腐蚀、堵塞和密封系统检查（1）停炉前持续燃用过高硫煤，应进行低温

11、腐蚀检查（2）空预器阻力大于设计阻力，应利用停炉机会专门 检查；阻力达到设计阻力的 150，必须安排规范的水冲洗（3）空预器漏风率高的应进行密封系统检查并对密封 进行调整。7. 暖风器堵塞检查、打压查漏检查 大小修时检查暖风器堵塞情况、进行打压查漏工作8. 制粉系统风门严密性和中速磨煤机磨损检查9. 二次风挡板可靠性和一致性检查10脱硫增压风机入口烟道、增压风机叶片腐蚀检查 11支吊架检查 首次大修机组，请相关专业机构进行支吊架全面检查。三、电气专业 1发电机定子引线气堵引起的定子绕组烧损检查 对引进美国西屋公司技术生产的引线和出线套管冷却 水回路有单独的励侧至汽侧的外部管路的发电机，首次检修

12、 时，按照制造厂的设计要求校核外部管路的内径。2定子槽楔松动引起的定子绕组绝缘故障检查 在新机组投入运行一年后以及大修时，必须抽转子进行 仔细检查并重新打紧松动的槽楔。3定子绕组端部防晕层失效检查（1）新机出厂时应要求制造厂进行定子绕组端部起晕 试验，起晕电压不低于 1.0 倍线电压。（2）空冷发电机及绕组端部绝缘表面有变色甚至放电、 碳化现象等明显电晕特征的氢冷发电机，或者试验中有不明 原因的直流泄漏电流增大现象的电机，应进行起晕试验。4定子内冷水路堵塞过热检查机组大修时，按要求对定子线棒进行正反冲洗，应对水 内冷定子、转子线棒分路做流量试验，必要时应做热水流试 验。5定子绕组引水管裂纹漏水

13、引发绝缘事故检查（1）检修中应对绝缘引水管的布臵及完好性仔细进行 外观检查，绝缘引水管不得交叉接触，引水管之间、引水管 与端罩之间应保持足够的绝缘距离。（2）引水管表面不能有裂纹、磨损、电烧伤等现象， 并应清洁其表面的油污。 （3）大修中应按照制造厂的有关技 术要求，进行定子绕组水压试验。6转子接地故障检查（1）对于哈尔滨电机厂生产的600MW冰氢氢发电机，为防止转子引线槽楔下垫片断裂甩出造成的转子绕组接地， 应将其更换为 Q235 钢制垫条。同型号机组未更换的必须安 排更换。（ 2）大修中，应通过测量转子直阻或解体措施，重点 检查导电螺钉是否有由于与导电杆之间接触不良引起的过 热迹象。7发电

14、机定子铁心损坏检查（ 1 ）大小修时对定子铁心进行详细外观检查，有无铁 心松动、粉末或黑色泥状油污甚至断齿等异常现象。（ 2）有异常时应结合实际情况进行发电机定子铁心诊 断试验（ELCID）,或铁损试验，检查铁心片间绝缘有无短路 以及铁心发热情况。四、金属专业1 汽包内衬板焊缝（开裂）检查大小修期间对汽包内衬板对接焊缝进行宏观检查，如果 有开裂，必须补焊处理。2大型铸件（包括汽缸、主汽门、调速汽门、堵阀等） 缺陷检查大修期间对大型铸件内外表面、中分面进行磁粉检查3锅炉集箱三通与联络管对接焊缝（裂纹）检（1）第一次大修时对锅炉集箱与联络管对接焊缝进行 磁粉和超声检查，发现缺陷立即处理。（ 2）每

15、次大修都应把此类焊缝作为重点抽查部位。4锅炉受热面异种钢焊口（早期失效）检查 大小修期间，对异种钢制造焊口进行割管抽查，抽查重 点应放在高温、高应力区域。5异物堵塞造成锅炉受热面管爆管检查大小修期间（小修时间允许情况下） ，根据节流圈结构 进行 X 射线检查和窥镜检查， 重点检查节流圈部位、 过热器、 再热器下弯头部位。6P91、P92 高温管道硬度值（偏低）检查（1）对于运行阶段管道，每次大修进行焊缝、母材硬 度检查。（ 2）在运行 8-10 万小时后应进行解剖分析。7四大管道温度测点插入式管座（泄漏）检查（1）小修期间进行抽查。（2）第一次大修期间进行全面检查，采用磁粉（渗透） 和超声波方

16、法。8P91/P92 材料制作的主蒸汽管道、 再热蒸汽管道、 集 箱对接焊缝检查（1）小修期间进行抽查。（2）第一次大修期间进行全面检查，采用磁粉（渗透）和超声波方法。9集箱大管接头角焊缝（边缘开裂）检查机组大小修期间对集箱大管接头角焊缝进行磁粉检查， 重点检查焊缝与母材结合部位。10汽机高压喷嘴室外表面及中分面（裂纹）缺陷检查 大修期间对汽机高压喷嘴室外表面和中分面进行磁粉 检查。五、化学专业1亚临界机组蒸汽钠含量超标与汽轮机积盐检查（1）检查汽包夹层焊缝开裂、存在砂眼情况。（2）检查汽包内部旋风分离器情况，确定是否在运行过 程中发生倾斜情况，同时检查旋风分离器设计数量情况。（3）检查汽包顶

17、部波纹板分离器回水管是否满焊，防止 短路，导致炉水直接进入汽空间，引起饱和蒸汽严重带水。（ 4）检查过热器管积盐情况。大修后应对过热器进行反 冲洗，直至冲洗水的钠含量等于入口水的钠含量，从而彻底 清除过热器积盐。（5）对汽轮机叶片、隔板上的沉积物进行垢样分析，对 汽轮机积盐情况理化分析，从而综合评价机组运行期间的水 汽质量监控水平。2直接空冷机组凝结水溶氧含量高的问题检查（1）检查凝结水系统严密性，如凝泵入口负压区的法兰 不紧固等。（ 2）检查化学除盐水箱、 凝结水补水箱的浮顶密封情况（3）检查补水方式设计是否合理，补入凝汽器的水雾化 效果情况。（4）检查给水泵密封水封情况。3. 600MW机

18、组凝结水精处理存在的问题检查（1）检查混床、分床、再生系统防腐层的完整性，进行 电火花测试。（2）检查混床、分床水帽的安装是否牢固，水帽缝隙是 否合乎要求。（ 3）检查树脂捕捉器缝隙的均匀性和变化情况。（4）检查再生系统分离效果，进行树脂交叉污染的检查 试验。（5）检查树脂铁污染的情况。（6）检查树脂的性能，包括强度、交换容量等。（7）检查前臵过滤器滤元的污染情况。（8）检查粉末树脂过滤器滤元的污堵程度，滤元强度。（9）如果精处理系统入口没有安装树脂捕捉器，大修中 加装树脂捕捉器。（10）检查汽包沉积物碳含量。4. 600MW机组凝汽器泄漏检查（1）凝汽器管目视外观检查：停机后检查凝汽器管的垢

19、 量和垢层厚度。（2）凝汽器管的抽管检查：抽取泄漏的凝汽器管剖开检 查有无腐蚀泄漏情况。（3）停机时，清理凝汽器水侧水室、循环水塔池底、循 环水配水槽、循环水塔上喷头的淤泥。（4）检查铜管内应力情况。（5）检查已泄漏凝汽器管的堵头是否松动。（6）检查凝汽器水室及其管道的阴极（牺牲阳极）保护 情况，如果阳极损失较多，应在大修期间进行更换。5. 600MW机组停用期间的防腐检查（1）割管检查水冷壁、过热器、再热器、省煤器管的内 部状态，测量垢量、垢成份，计算结垢速率。（ 2）检查汽包（启动分离器） 、联箱、除氧器、空冷系 统排汽装臵的沉积物以及锈蚀情况。（3）大修后机组启动时，记录机组的用水量和水质变化 情况（含铁量、冲洗时间等） 。6. 600MW