大唐国际张家口发电厂1号机组C级检修总结报告

1、DTP张冢口疫电厂犬踵 国 Kji ZHANGJIAKCNU POWER PLANT大唐国际张家口发电厂1号机组C级检修总结批准：审核：编制张家口发电厂设备部2007.11张家口 发电厂1 号机组小修总结张家口发电厂1号机组小修总结一 号机组检修类别：C级检修计划检修时间：2007年9月28日至2007年10月15日 共18天。 实际检修时间：2007年10月16日 至2007年11月2日 共18天。上次检修至本次检修运行小时数 11646小时，备用小时数198小时，非停_1_次。 检修完成情况：计划：标准项目626项 特殊项目195项 其中局控项目_6_项。 实际：标准项目626项 特殊项目

2、 231项 其中局控项目_5_项。一、施工组织与安全情况本次1号机组小修计划工期18天，实际历经18天。由检修公司工程技术处统 一协调指挥检修工作，设备部、检修车间共同组成小修期间的质量验收各级机构。 小修组织机构包括：指挥协调组；安全监督小组；质量验收、监检小组；文明生产 检查、宣传报道小组；后勤保障组；运行传动启动组，将责任分解细化，落实到人。本次1号机组小修重点项目主要有：1 3号瓦更换空气密封油挡；高、中压主 汽门大修、阀芯阀座研磨；2号高调门大修；2号循环泵大修，电机大修；更换左电 动主闸门；加装抽汽冷却装置；凝汽器循环水回水膨胀节更换；汽前泵大修；电前 泵大修；空气预热器支撑更换；

3、6台磨煤机排渣管改造；2号、5号给煤机大修；6 台磨煤机空心轴补焊处理，制作联轴器；1号、5号磨煤机大修；4台6kV工作电源 少油开关改造；3台风机电机大修；1台凝结泵电机大修等。检修全过程管理中， 各点检专业、检修车间根据机组的运行状况以及所掌握存在的设备缺陷，有条不紊、 认真细致的完成了小修项目编制、作业文件的审核下发、外委招标、过程控制、修 后总结等各项工作。本次小修期间正是保“十七大”政治用电期间，小修前设备部召开了1号机小修会，制定并组织学习了1号机小修安全文明生产措施。在检修过程中严格对车 间管理，要求工具、设备“三清”、“三净”，“上不着天下不着地”，设备、工具、材 料以及脚手架

4、等任何与地面接触的物品全部铺胶皮防护，特别是对电源线进行吊挂，防止漏电而造成人员伤害。安全文明检修方面都有了全面的、较大幅度的提高，未发生人身轻伤以上事故。在控制检修质量方面认真落实各级验收工作，检修记录清楚、详细、规范。设 备部各相关点检员及检修车间专工负责各专业的技术把关、质量验收等工作，质检 组对检修作业文件执行情况进行定期检查。为了保障小修中人身、设备的安全，特 成立了以安监部、各车间安全员组成的小修安全监督小组，负责对小修全过程的安 全监督检查及考核。二、检修完成情况表1项目完成情况统计内容合计计划数变动情况备注标准项目特殊项目增加项目减少项目项目数8576261954151. 、本

5、次小修实际完成局控项目_5_项，技措_5_项，反措_5_项。2. 、本次小修计划项目中有5项没有完成：（1） 配合电气2号循环泵电机改双速，原因：由于上导瓦乌金脱胎原因，不能实施。（2）高压厂用汽系统过渡，原因：2号机组大修时过渡。（3）1号循环泵电机电缆更换，原因：由于脱硫施工在电缆沟上修路，电缆沟间隙 狭小，电缆不能敷设。（4）2号循环泵电机改双速，原因：由于上导瓦乌金脱胎原因，不能实施。（5）1号机组小机瓦温测量回路改造，原因：原准备将 J型热电偶换为PT100热电阻，现因为新测点探头较长，需在瓦上增加孔深约5mm,故不能使用新测点。3. 、外委项目计划_5乙项，计划项目中有_0_项没有

6、完成，检修过程中又增加 6项，全部完成外委项目计划_63_项：三、检修作业指导书应用情况本次1号机组小修实行每一个检修项目都有对应的检修作业指导书制度，其中 一般性的检修工序节点由项目负责人验收签字，较重要的检修工序节点由车间项目 负责人验收签字，重要的检修工序节点由厂部项目负责人验收签字，使我们的检修 质量验收工作能够做到从上到下层层把关，层层负责。在检修作业指导书执行过程 中，对作业指导书内容发现有问题的都在后页附有修改意见。小修期间共计执行作 业指导书423份，停工待检点验收（H点）349点，见证点验收（W点）1331点，其 中有汽机专业的不符合项1项，为2号循环泵泵轴弯曲0.16mm让

7、步接收。四、检修中消除的设备重大缺陷及采取的主要措施1、 9号工作推力瓦块温度测点处乌金轻微塌坑，更换新瓦块，对检修前温度高的7 号、8号瓦块进行了修刮，修刮量 0.020.04mm2、# 7、# 8段抽汽膨胀节变形严重，更换新膨胀节。3、一段抽汽管座经金属光谱检查，为炭钢管座，对其进行了更换处理，更换后的一段抽汽管座材质为1Cr18Ni9Ti。4、1号、2号轴承箱后油档集炭严重，几乎将下油档中间槽道填满，处理# 1箱后油档原浮动油档，更换为铜齿密圭寸油档，重新镶铜齿，机加工到标准尺寸，#2箱后油档下半中间槽道清理干净后，回装。5、发电机密封瓦处轴颈原刷镀部位有磨损，再次进行了刷镀处理，重新刷

8、镀后，密 封瓦处轴颈光洁度明显提高，并对密封瓦进行了更换（2套）。6小修停机过程中发现高压、中压主汽门均有不严密缺陷，停机后对4个主汽门进行了解体检查，发现阀芯密封型线均有断裂，由此判断阀门确实不能关闭严密， 外委对阀芯进行运至厂家研磨，阀座现场进行研磨，经验收合格后回装。7、 2号高调门在机组进行调门活动试验时经常发生关闭至15紡度时卡涩，解体大 修时确认阀座、阀芯无问题，发现操纵座上定位轴承损坏，滚珠落入操纵座弹簧 底座和配合套中，造成底座和配合套磨损严重，形成沟痕，是调门卡涩的主要原因。经打磨抛光后合格，回装。8、主机危机遮断器2号滑阀密封面有较严重锈蚀，修复困难，更换新滑阀。9、主机冷

9、油器解体发现管束方向装反，导至主机冷油器冷却效率降低20%，回装时 进行更正。10、 危急遮断器杠杆回装验收时发现其位置偏前约5mm这也是停机时喷油试验不成 功的原因，重新加工垫片及销孔进行调整。11、超速限制集成块状态不对，将导至超速限制电磁阀不能进行在线活动，威胁机 组安全运行，将低压侧的节流孔由© 1.2mm更换为© 0.8mm后状态正常。12、在汽泵小修时发现驱动端径向轴瓦磨损严重，更换。13、在汽泵平衡管兰盘检查工作中发现兰盘有一处汽流冲刷沟槽，对兰盘进行更换 处理，并更换平衡管。14、低加疏水泵大修发现轴弯曲最大 0.08mm更换新轴。15、左电动阀座开焊，阀芯

10、裂纹，此次小修进行更换。16、高旁热备用手动门密封面损坏严重无法修复更换17、汽泵再循环调节阀阀芯损坏严重购买备件更换。18、汽包东数第四、五、六根补水管上部弯头的焊口开裂现象进行了补焊处理。19、水冷壁管左墙前数第28根有一深坑，约5-6mm （最上层左前角喷燃器齐平处）（因位置不好焊接，已做挖补处理），冷灰斗前侧右数第1根距下弯头5米处砸 伤凹坑约3mm （已补焊）20、对过热器系统的管段检查发现有 44根管出现重皮或损伤现象，都进行了割取更 换；部分管段测厚超标也进行了割取更换。21、再热器系统发现有21根管出现重皮或损伤现象，都进行了割取更换。22、省煤器系统发现有3根管出现严重弯曲现

11、象，都进行了割取更换。23、1号吸风机动叶片磨损，由于不严重未作处理。24、电除尘器阳极振打杆断裂2个，更换焊接振打杆2个；阳极振打砧断裂40 个,更换,焊接阳极振打砧40个；外部振打帽脱落，焊接气流分布板振打外帽 9个。25、 检查发现#1、2碎渣机转子齿板磨损严重，磨损最大值为37mm磨损超标，更 换齿辊。26、发电机励侧端部59号线棒严重磨损，对内部线棒进行重新包扎干燥处理。27、 2号凝升泵电机解体后发现前轴套部分螺栓磨损，后轴套松，对前后轴套进行了 更换。28、1号低加疏水泵电机直阻不合格，将电机拉至电机厂更换线圈。29、1号送风机2号控制油站电机直阻不合格，拉至电机厂处理后合格回装

12、。30、1号吸风机1号控制油泵电机轴承套松，更换新电机。31、1号吸风机2号控制油泵电机空试电流不合格，拉至电机厂进行了处理。32、光纤及火检探头有5个损坏，均已更换。33、2号吸风机油站开关坏，已更换。34、电泵润滑油压力低开关坏，已更换。35、大机真空低开关及大机润滑油压低停排烟风机开关坏，已更换。36、检修发现1号机组HM接点电源装置坏，均已修复。37、检修发现高旁减温隔离阀两台阀驱动器损坏，厂家来人确认后已更换，并重新 布置了装置的接地线，现运行正常。38、检修过程中小机更换3500系统后，原隔离器型号不匹配，导致输出异常。更换 新隔离器后正常。39、发现汽轮机右中压主汽门开和 DEH

13、舌动试验开行程开关坏，更换后正常。40、检修时汽机将杠杆向机尾侧移动约 3mm杠杆前后移接近开关位置相应做了调整。41、检修发现DM2000数采箱主板坏，现已与2号机更换，换下主板待修。42、检修中发现1号机组调速级压力信号有一个和立盘显示表串联使用同一变送器， 这样容易导致信号衰减，因为此信号参与协调，调速级压力立盘表实用价值不 大（运行人员一般只从CRT上查看），故已将调速级压力立盘表退出使用。43、此次锅炉专业在检修中对一次风道进行了抬高，在检查中发现磨煤机入口温度 测点都损坏严重，由此，对所有磨煤机出入口温度测点均进行了更换。44、缸壁温度检查：高压缸缸壁温度测点出现破损和接地现象严重

14、，热电偶外皮及 内线均有不同程度的损坏，用石棉包布包扎后现显示正常。45、汽机轴承金属温度检查：4瓦、7瓦温度检查时发现测点损坏已更换。46、热控24VDC电源装置坏，更换后正常。47、#1吸风机低电压继电器坏，更换。48、#5磨煤机事故按钮电缆绝缘低，更换电缆。49、380V工作IB段PT1ZJ-1继电器坏，更换。50、 #1氢侧交流密封油泵、# 1火焰检测冷却风机、# 1、3、5磨煤机油站电源CT 二次无接地点。已在接地增加了接地点51、一号一次风机电度表 A、C相电压二次线接反。已改正。五、设备的重大改进内容和效果1、主机# 1、# 2箱油档，# 3箱前油档，小机前油档改进为气密封油档（

15、井1箱后 油档，#3箱前油档铜齿重新镶嵌加工），即：在不改变油档原结构的基础上，在 油档中间处通人空气，形成一道空气密圭寸，阻挡油档漏油和轴圭寸漏气的进入和漏出。2、小机透平油双联滤油器改造，提高滤油精度，降低滤油器压差，改造后设备无任 何异常，且滤油效果良好。3、主机密封油系统滤油器（氢侧、空侧）的改造，提高滤油精度，降低滤油器压差，保护密封瓦，改造后设备无任何异常，且滤油效果良好。4、对汽泵机械密封水装置进行了改进。5、小机冷油器加装冷却水调节阀实现自动调节减轻了运行的工作量。6水源地至水塔补水管道加装电动门实现了电动操作。7、凝汽器加装了抽气冷却装置。由于冬季机组真空高，效果不明显；明年

16、夏季测试 对机组真空提高的数值。8、对1-6号磨煤机的风道进行改造，消除了石子煤在风道内自燃的隐患。9、对1-6号磨煤机内外气封改造，消除了外气封处的泄漏煤渣的隐患。10、对1-6号磨煤机的弹簧加载装置检修，提高了弹簧的预紧力，增大了对原煤的研 磨能力。11、对1-6号磨煤机风环的更换和调整，减少了石子煤的排放量。12、2号送风机电机轴瓦式更换为轴承式，电机空试正常，目前处于试用阶段。13、6KV IA段、380V段部分母线裸露进行分相包裹绝缘14、6KV 1号电源开关、9、34、35号磨煤机开关进行了无油化改造。15、发电机加装圭寸母微正压装置改造。六、检修费用支出情况表2检修材料费用统计单

17、位：万元序号费用名称计划费用实际支出费用1汽机专业材料127.1111.66（点检）+2.96（车间）=114.622锅炉专业材料154.4147.32 （点检）+3 （车间）=150.323电气专业材料70.958.31 （点检）+1.9 （车间）=60.214热控车间材料52.352.265继电保护处材料30.530.126综合点检材料10.710.47外围车间材料32.998修配车间材料10合计449.9420.92注：上表费用不包含锅炉专业183万元磨煤机外围设备检修费用，汽机专业外委工程费用62.02万元，锅炉专业外委工程费用112万元，电气专业外委工程费用19.5万元。七、试验结果

18、及分析1、锅炉水压试验合格。2、主机危急遮断器喷油试验、远方打闸、挂闸试验合格3、主汽门、调速汽门传动试验合格。4、小机调节保安系统传动试验合格。5、发电机试验项目：定子绕组绝缘、直阻、直流泄漏、出线及端部电位外移、转子 绝缘电阻，试验合格。6主变压器试验项目：高、低压绕组的绝缘、直阻、介损、直流泄漏；高低压套管 绝缘电阻、介损及电容量，试验合格。7、高厂变试验项目：高低压绕组的绝缘电阻及直流电阻，试验合格。8、干式低压变试验项目：高、低压绕组的绝缘、直阻，试验合格。9、高压电缆试验项目：绝缘电阻，试验合格。10、高、低压电机均按照检修标准以及电力设备预防性试验规程规定进行电气 试验。在本次小修中所作的电气试验项目，结果全部合格，试验合格。11、发变组保护、励磁系统、6KV及380V负荷二次回路绝缘合格、仪表符合精度要求、定值符合定值单要求、传动试验正确。开机试验正确；发变组CT相量试验正确。八、小修后主要指标完成情况1、指令性任务全部完成。2、修后机组达到可调定额出力。3、 汽轮机振动：