设备部C修总结

1、辽宁大唐国际锦州热电有限责任公司1 号机组 C级检修总结报告批准：审核：编写：2012年 10 月 18日1 号机组 C 级检修总结报告辽宁大唐国 际锦州热电有限责任公司 1 号汽轮机是由哈 尔滨汽轮机厂制造的 300MW 亚临界蒸汽参数、一次中 间再热、单轴、二缸双排汽、单抽供 热、凝汽式机 组，型号为 C250N300-16.7/538/538。该机于2009 年 4 月 30 日通过 168 试运正式投入商 业运行。其主要配套辅机型号、参数如下：汽轮机哈尔滨汽亚临界、中间再热、两型式制造厂轮机厂缸、两排汽、凝汽式额定功300MW率亚临 界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉、锅炉制哈尔滨锅

2、型式采用平衡通 风、四角切圆造厂炉厂内燃方式、 设计燃料 为褐煤额定蒸1025t/h发量发电机哈尔滨电QNSF-300-2型号制造厂机厂容量353MVA1、循环水泵：型号64LKXI-23 ，由长沙水泵厂制造，2007 年 11 月出厂，设计出力高速 16920/低速 14508 吨/时，循环水泵旋转方向由电机向水泵看为逆时针（俯视），转速 495rpm/425rpm，扬程 23/17m，轴功率 1223/775.2kw。2、凝结水泵：型号C520-7，长沙水泵厂制造，额定流量 441T/h，额定扬程 259m，转速 1485r/min.3、汽动给水泵：型号DG600-240V，上海电力修造总

3、厂制造，额定流量 641 m3/h，扬程 2280 m。4、给水泵汽轮机：型号G6.6-0.8、单缸、单轴、冲动式、纯凝汽、下排汽给水泵汽轮机，东方汽轮机厂制造，额定功率 3106.2MW，最大连续功率 3395.3MW，调速范围 30006000r/min。一、 概况(一)停用时间计划： 2012年9月5日 至 2012年9月22日，进行标准性计划小修，共计18日；实际：2012年9月5日 至 2012年9月22日报竣工，共计18日。(二)人工统计序项目名称计划工时（单实际工时（单号位：工日）位：工日）汽机专业：1标准项目7168122非标项目1181183技改项目295295电气专业：1标

4、准项目5765822非标项目003技改项目4747锅炉专业：1标准项目6005832非标项目4504203技改项目700685热控专业：1标准项目3704242非标项目3023303技改项目8597继保专业：1标准项目85832非标项目14163技改项目3230综合专业：1电除尘器60602脱硝输灰75753干排渣系 统77774灰库系统2825(三 )检修费用统计序设备部专业计划费用（单实际费 用（单号位：万元）位：万元）1汽机专业2116.62电气专业2423.63锅炉专业600501.14热控专业108.55继保专业56.66综合专业3035.3合计690591.7(四 )运行情况1、汽

5、机专业：（1）1 号机 2 台小机自投入运行后，就一直存在轴封漏汽大 现象，油水分超 标时有发生，影响机组安全运行；外漏的蒸汽还容易窜入保温棉内，遇冷源凝 结成水，滴落至汽机房 6.3 米层的管道及地面， 给“ 6S整”顿工作带来难度。为解决轴封漏汽，2011 年 9 月对 2 号机 2 台小机进行揭缸 检修，轴封径向 间隙重新 进行了调整，均保证了轴封间隙的合格，但效果不理想。经过现场 排查，分析认为小机轴封漏汽大主要原因是 轴封回汽不 畅。（2）汽泵运行中卸荷水管活接 头多次发生泄漏，因系统不能隔离，只能采取 带压堵漏方式消缺，同时附带了带压堵漏作业的危险因素，还增加了消缺 费用、降低了设

6、备运行可靠性。汽 泵传动 端与自由端卸荷水管并 联至一根母管回流至前置 泵入口电动门上部接口，卸荷水管连接构件为活接头，活接头连接件特点是易于安装、拆卸，但抗压能力低。将活接头改造成带止口法兰连接，增大抗压能力，降低泄漏发生概率。（3）汽封冷却器在钢管爆漏 时，无危急疏水管道，容易造成汽 轮机进水。汽封冷却器排水至凝汽器 热水井容易造成凝 结水进空气，溶氧波动。（4）1 号机 2 台小机直流油 泵启泵后，就地出口压力表无压力显示，不利于运行人员判断油泵运行状况是否正常。（5）主机本体疏水管道上存在着插接 焊结构，由于该结构存在应力集中区，在运行中容易 产生裂纹而发生爆管事故。（6）1 号机主机

7、油系 统六通阀仍为改型前型号，其结构存在多 处安全隐患，如阀瓣易脱落、密封胶圈易松脱等，按集 团公司要求需更换成旋转式结构六通阀。（7）1 号机 3、4 号高压调门操纵座连杆在今年 1 月份供热期间均发生过断裂，由于机组处在运行状 态，无法及时进行更换，只是采取焊接的方式 临时进 行处理。此次 C 修准备对 3、4 号高调门操纵座连杆进行更换处理。2、电气专业：（1）发电机系统根据发电机反措要求，发电机存在以下 问题需要检查处理：1）运行过程中漏 氢量过大的情况 发生，虽进 行过处理且都到了有效地控制，但不排除密封性能差，各人孔密封 垫老化的情况，需结全小修进行全面检查处理。2）运行中检查水中

8、含 氢量超标，需结合小修 进行打水 压检查处理。3）励侧轴瓦绝缘测量引出线未引出，需结合小修处理。4）机内冷却水温度测量不准，需结合小修进行检测处理。5）发电机碳刷运行中有磨 损需检查更换。6）发电机氢干燥器解体 检查，有问题进行修理。（2）6KV 电机1）磨煤机电机 B 磨煤机 2011年检修过程中发现了转子内风扇页片损坏现象，小修再次进行检查 。E 磨煤机运行 过程中振动值偏大，水平 2.8丝，比其它磨煤机振动 1 丝左右偏大，进行检查重找中心 处理。2）1 号一次 风机电机运行 过程中有 轴向窜动现 象结合小修检查处理。3）浆液循环泵电机运行情况：浆液循环泵电机运行中多次出 现电机槽楔松

9、 动情况，另运行一年中，几台 电机运行中振 动较大，也需结合小修 进行定子槽楔检查。（3）380V 电机1）汽泵前置泵电机运行情况运行中 1 号前置 泵电机出现过轴 承发热，后加油后基本正常，结合小修需 对电机解体检查轴承磨损情况。2）开、闭式水泵电机运行情况运行中开 闭式水泵电机温度较高，电机轴承声音有 轻微异常，需结合小修进行轴承、电机引出线等部位的 检查。3）真空泵电机运行情况上回厂家返回新 电机已安装一台，还有一台新 电机未更换需结合小修进行更换。4）电机就地控制箱运行情况1 号机组运行时间长 ，就地控制箱多有粉 尘积附，电气元件动作不可靠 隐患，需结合小修对磨煤机油站控制箱、空 预器

10、就地控制箱、 变频器柜等重要 设备控制箱 进行一次全面的 卫生清扫，更换电气元件，并作联锁试验 ，同时对这 些电机进行一次全面检查。5）脱硫系统电机运行情况号吸收塔 1、2、3、4 号浆液循环泵电机，1、2、3 号搅拌器电机，1、2 号石膏排出 泵电机运行状况一般，需 结合小修进行检查处理，并视情况进行轴承更换，同时进行常规项检查 。（4）预试计划根据年度 预试计 划，需结合机组小修对下列项目进行预试，并通过本次小修 应对设备进 行全面的了解。1）发电机预防性试验2）高压电机预防性试验3）6kv 电缆预防性试验4）励磁变变压器试验5）封闭母线清扫检查及试验6）发电机出口 PT 试验（5）6KV

11、 开关运行情况根据一年来 6KV 开关运行情况，开关故障率十分 频繁，经常出现小车在滑道上卡 涩的情况，航空插 头也多次出 现接触不良的缺陷，需结合小修对开关本体机构 进行一次全面的 检查、清扫润滑，同时对开关电气接点 进行一次紧固检查。另根据预试计 划对开关进行常规项目的检修，以便对设备进 行全面了解。（6）380V 配电系统1）因我厂抽 屉开关有些插排及二次插座已损伤变 形错位有松脱、紧固不牢的情况；另MCC 、PC 段开并本体灰粉 积附也较为严 重。结合小修 对开并本体、母线进行一次全面清 扫，电气接点的紧固。（7）电除尘运行情况有一个 电场出现升压升不上的情况属延期缺陷需结合小修进行检

12、查处理。3、锅炉专业：（1）锅炉效率达不到 92.79%；（2）过热器减温水流量超 标，再热器温度低；（3）四个角连续排污调节门 内漏；（4）锅炉排烟温度高；（5）制粉系统电耗高；（6）锅炉排烟损失大；（7）锅炉补水率高；（8）脱硝系统压差大 ;（9）脱硫系统电耗高。4、热控专业：（1）1 号机组汽轮机 1 瓦、4 瓦振动坏.（2）1 号机组发电机定子冷却水PH 计无流量计.（3）1 号机组 2 号给水泵汽轮机推力瓦温度坏（4）1 号机组 1、2 号给水泵汽轮机温度测点漏油（5）1 号机组汽包下降管壁温元件脱落，无法正常反 应实际下降管温度，检查为集热块插孔顶丝脱落。（6）1 号机 组两台空气

13、 预热 器进出口 电动门 型号 为 ROTORKAWP 行机械行程开关 门，在机组运行时，此门一直保持常开 现象，导致开关 组套件出 现局部老化 现象，极有可能会影响到启停机及日常空预器运行。（7）1 号机组火检光纤外导管在低氮燃 烧器改造 时，安装调试出现角度上的 较大偏差，导致火检效果不理想，晃动较大，在断层燃烧时，更会出现严重的掉角 现象，仅仅通过外部调整及更换组件，已不能解决相关的重点 问题。（8）1 号机组的氨气逃逸率表一直是一个老大 难的问题，测量不准，且信号质量及其差，已失去 该设备的正常功能，不能反映脱硝系统的实际氨气逃逸率情况。（9）1 号机组 6 台磨煤机在启 动过程中经常

14、出现，取样管管路堵塞，导致一次风雨密封 风差压开关、一次风压力低开关 误报现象，而且在去年年底的 时候相当频繁，通过治理效果不是特 别明显，此次检修要彻底进行治理。（10）1 号机组的 PCV 主汽压力控制阀不能进行 DCS 盘前操作，检查为 控制电缆损 坏，备用芯也不能保 证安全系数，导致对重要阀门失去一种控制手段，在此次 检中要彻底治理。5、继保专业：（1）辅机低压变频 器处于没有抗 电网干扰的装置运行中，根据省公司要求必 须进行变频器防低电压穿越的装置改造；（2）我公司出线方式属于 单塔双回 线的模式，根据大唐国 际要求为了保证汽轮机运行安全必 须加装零功率保 护装置；（3）厂用PC 段

15、和公用段中有多台380V 保护装置使用的是万 龙的老型号保 护，有出现保护装置误动和设备自启动的隐患本次检修需进行更换；6、综合专业：至 2012 年 9 月 5 日，电除尘器累计运行小时数 9264 ，输灰系统累计运行小时数 9336 ，干排渣系统累计运行小时数 9240 。(五 )检修完成情况 统计内合标特技术改增减备容计准项目殊项目造项目加项目少项目注汽机专业：计864911划数4实163910182际数00电气专业：计65203划数0实6520350际数0锅炉专业：计529215划数5实52921500际数5热控专业：计5251213划数0实532121370际数7继保专业：计2212

16、2划数5实2212200际数5综合专业：计22210划数6实2221030际数6(六)质量验收情况统计汽机专业：不符合三H 点W 点内项通知单级验收容合合不合合不合 计计格合格计格合格计220220022323230101划数实220220026565652828际数电气专业：不符合三H 点W 点内项通知单级验收容合合不合合不合 计计格合格计格合格计660440061212122222划数实660440061212122222际数锅炉专业：不符合三H 点W 点内项通知单级验收容合合不合合不合 计计格合格计格合格计110330018989892424划数实110330018989892424际数

17、热控专业：内H 点W 点不符合项通知单三级验收容合合不合合不合 计计格合格计格合格计1103300111100划数实1133110000011际数继保专业：不符合三H 点W 点内项通知单级验收容合合不合合不合 计计格合格计格合格计33223800划数8857570实33223800际数8857570综合专业：不符合三H 点W 点内项通知单级验收容合合不合合不合 计计格合格计格合格计33330003划数66实33330003际数66(七 )办理工作票 汇总汽机专业：热力机热力机一级动二级动开票械第一种工械第二种工火工作票（份）火工作票（份）单位作票（份）作票（份）维护367400部电气专业：开票

18、电气一种单位工作票（份）电气二种工作票（份）二种动火票维护28526部锅炉专业：热力机热力机一级动二级动开票械第一种工械第二种工火工作票（份）火工作票（份）单位作票（份）作票（份）维护5226326部热控专业：热控第热控第一级动二级动开票一种工作票二种工作票火工作票（份）火工作票（份）单位（份）（份）设备403334部热控继保专业：电气第电气第继电保开票一种工作票二种工作票护措施票单位（份）（份）继电732保护综合专业：开票单位热力机械第一种工作票（份）二级动火工作票（份）一热66项目部(八 )检修前后主要运行技 术指标序单修修指 标 项目号位前后1蒸发量t/h10252过热蒸汽压力MPa(1

19、7.表压)53过热蒸汽温度5414再热蒸汽压力MPa(3.7表压)55再热蒸汽温度5286省煤器 进口给水275温度序单修修指标项目号位前后7排烟温度1498过剩气系数1.16(1)锅炉出口9飞灰可燃物%0.171灰渣可燃物%01锅炉总效率%92.1711蒸汽含盐量mg/L21空预器出口一次17风温1空预器出口二次27风温1空预器漏风率%6.55%序单修修指标项目号位前后1空预器烟气阻力Pa11060二、 简要文字总结(一 )施工组织与安全情况此次机组检修是我厂 1 号机组投产后的第四次 检修。检修施工方为锦州热电维护 部进行检修。根据人员的技术实力，合理分配工作任务，加强重点设备的检修，坚持

20、“应修必修，修必修好 ”的检修原则，严把质量关，加强组织 管理体系，落 实各项检修制度，严格执行检修项目作业指导书及检修技术记录规 定的有关程序和要求，保质保量的完成中修任 务。针对检 修虽然时间短，工作任务比较重，特殊项目较多的特点，设备部各专业检 修前进行了详细的安排，并制定了施工安全 组织措施、安全措施、技术措施及 应急预案。如继保零功率保 护改造、辅机变频器低电压穿越装置改造、热再疏水管疏水联箱改造方案、汽封冷却器水封筒至凝汽器排水口改造方案、壁式再热器改造方案等，备件提前进行了统计，及时上报物资计划，不因备件的到货时间影响检修工期。检修开始首先，严格审查标 准工作票，层层把关，完善安

21、全措施及危 险点分析，力争做到工作票合格率 100%。严格验收备品备件及施工 队伍的作 业器具，做到不合格件不使用，保 证了施工质量及施工安全。严格执行验收标准，明确各方验收职责，真正做到了工序全程有跟踪，关 键点有验收、有数据，不合格的工序不放 过。合理安排检修工序，充分结合系统工艺，按轻重缓急事先做好 检修工序；并根据其它专业进 度合理调整施工计划，保证了整个 检修工作的安全有序。电气专业做好临时电源的管理工作，杜 绝临时电 源的乱接乱放，确保检修的安全施工。在检修前对检修人员进行了电业安全工作 规程的学习，达到了预期目标，对参加检修的人员进行了安全教育和交底，保 证了检修人员在检修期间的

22、安全意 识和自我保 护意识，工作负责人在检修过程中严格监督和指 导检修人员按照安全 规范开展工作， 对防范违规操作起到了 积极的作用。在检修时间比较紧，任务重的情况下，坚持每天开工前 组织作业人员安全措施交底，作 业人员有针对性地对兄弟单位的事故通 报、不安全现象进行认真学习和分析，并举一反三，制定安全措施，保证各类事故不再 发生。对动火作业区、高空作业区进行重点监视，对脚手架的 验收、安全防护用品的佩戴进行重点 监管。在检修现场拆除平台的 栏杆和护栏都得到及 时恢复，保证检修人员在检修中的人身安全。检修现场基本做到了“三无 ”、“三齐”，每天收工前清扫现场，做到工完料尽场地清。在安全方面，由

23、于本次 检修主要是由 维护部承担进行，外委项目相对较少，因此整个 现场安全方面的状况是 历次检修做的最好的一次。这主要是由于 维护部人员都是公司 员工，对公司的各 项管理制度 较为熟悉，对公司的安全理念及 现场管理较为适应。因此，此次在 1 号机 C 修整个过程中，没有发生大的不安全事件， 现场违章现象也比前几次 检修大幅减少。检修文件包及工序卡 应用情况1、汽机专业：本次检修中汽机 专业共下发了 25 份作业指导书和 72 份质量监督计划卡，并全部收回，其中设“H”级质 量监控点 265 点，实际验收 265 点，设“W”级质 量控制点 228 点，实际验收 228 点。本次 C 修针对所有

24、项目都设置了 质检点，对较大检修项目或需进行解体 检修的设备均下发了作业指导书，对小疏水 阀类或只需简单处理的设备以质量监督卡的形式 进行质量验证。2、电气专业：本次检修所有 项目都有作 业指导书，确保质量受控，作到了检修工序有据可依，有据可 查。共发放作业指导书 56 份，收回作业指导书质量记录 56 份，其中“H”级质 量监控点 612 点，“W”级质 量控制点 422 点，所有质量控制点均 验收合格。3、锅炉专业：本次检修中所有 锅炉检修项目均执行作业指导书，质量受控。共发放作业指导书 46 份，收回作 业指导书质 量记录 46 份，其中“ H”级质 量监控点 189 点，“ W”级质

25、量控制点 324 点，不符合项 0 项，全部实行闭环。其他所有质量控制点均 验收合格。存在的 问题：本次检修的改造工作 较多，有部分工序没有考 虑到，造成检修作业指导书不全面的 现象。4、热控专业：热控专业共下发了作业指导书 23 份，收回作业指导书质量记录 23 份，其中“H”级质 量监控点 11 点，“W”级质 量控制点 30 点，所有质量控制点均 验收合格，实现闭环 管理。5、继保专业：继保专业共下发了作业指导书 43 份，收回作业指导书质量记录 43 份，其中“H”级质 量监控点 38 点，“W”级质 量控制点 257 点，所有质量控制点均 验收合格，实现闭环 管理。存在的 问题：检修

26、过程中，作业指导书编 写人员和检修人员的技术水平不高，对作业指导书中的要求理解不深。 应多加强检修人员培训学习，提高检修人员和作业指导书编 写人员的技 术水平及整体素质。6、综合专业：本次检修中对电除尘器、干灰输送系统、干排渣系统检修项目均执行作业指导书，质量受控。共发放作业指导书 3 份，收回作业指导书质量记录 3 份，其中“H”级质 量监控点 3 点，“W”级质 量控制点 36 点，所有质量控制点均 验收合格。存在的 问题：检修过程中，作业指导书编 写人员和检修人员的技术水平不高，对作业指导书中的要求理解不深。 应多加强检修人员培训学习，提高检修人员和作业指导书编写人员的技术水平及整体素质

27、。(二 )检修中消除的 设备重大缺陷及采取的主要措施1、汽机专业：1、主机本体疏水管道的插接 焊结构由哈汽公司供 货的本体疏水管道 经查看图纸，发现两侧导汽管疏水的集成 联箱及三通管件均采用的是插接 焊结构，这与集团公司下发的有关机炉外管管理文件中的要求相悖。由于插接 焊结构不容易 焊透，而且在焊接部位容易 产生集中应力区，运行时在温度和管道的振 动下，极易产生裂纹和发生机炉外管爆管事故。在集 团公司下发的案例中，存在着多起因插接 焊结构引起爆管停机的事故。此次，专业针对 排查出的插接 焊结构全部 进行了整改 处理，其中疏水集成 联箱外委 进行加工，将原插接的管座部位 车削干净，更换成对焊结

28、构管座，并回炉 进行热处理，检查硬度合格后重新装复。 对原插新焊三通全部 进行更换，根据现场的管道接口 规格，外委制作了 对焊结构的锻造三通进行安装。2、热再疏水管疏水 联箱改造我厂热再斜三通前疏水及低旁前疏水的疏水管 联箱结构不合理，其底部存在着急速 变径的部位，在与疏水管 对接后形成了一个 应力集中区，受机组运行中管道振 动和疏水 阀门自重的影响下，极易 产生裂纹。1、2 号机运行期 间，这两段疏水管已多次 发生根部出 现裂纹情况，严重地影响了机 组的安全运行。经专业 与金属专工讨论后，决定对原疏水管 联箱进行改造，将原变径管切除，更换成一根具有平滑 过渡段的异径管，并延 长出口侧的直管段

29、 长度，将阀门入口直接与 变径管出口 侧焊接，从而减少了一道变径管与疏水管的 焊口，提高了疏水管的安全可靠性。3、1 号开式水 泵主轴更换在对 1 号开式水 泵的解体 检修中，发现该泵 主轴的轴颈部位存在磨损，与轴承的配合 间隙达到了 0.4mm 以上。由于配合 间隙过大，决定进行更换新轴处理，测量新轴尺寸，配合间隙在 0.02mm 左右，达到质量要求。4、密封油自动补油阀浮球脱落在进行发电机气密性 试验时 ，运行反映密封油箱的自 动补油阀不起作用，无法 进行自动补油，油箱油位不能 稳定，需要频繁通过手动补油的方式来 维持密封油箱油位。后利用 处理发电机人孔门漏氢时，专业安排对密封油箱 进行开

30、人孔 检查，发现自动补油阀失去作用的原因为浮球脱落。后经仔细检查发现 浮球与 连杆的连接没有防止松脱的措施，而氢侧密封油回油 时是从顶部进入油箱，可能会 对浮球产生一个旋转力，使浮球发生转动，从而与连杆脱离掉落。此次由于 时间仓促，只是采用加 弹簧垫的方式进行了处理。待下次有机会 时，准备在连杆与浮球连接部位打孔穿 销的方式重新 进行处理。5、高排逆止阀前、后疏水管弯头磨损本次金属 监督检查中，重点对 1 号机的高温高 压疏水管安排 进行了抽检，特别是对过热及再热蒸汽疏水管 进行了 100检查 。检查发现高排逆止 阀前、后疏水管各有二个 453的弯 头减薄量超 过 30，达到更换标准。此次 C

31、 修对这 4 个弯头全部进行了更 换，为了保证使用寿命，经与金属 专工商量，决定将弯 头提高一个 标准，改用 455的弯头。2、电气专业：1、高压电机标准项目1）B 磨煤机电机检修过程中发现转子内风扇页损坏较为严重,有 5 个页片出现裂纹，重新购买原厂新 风扇页片安装，找动平衡后 问题解决。2）脱硫2.3 号浆液循环泵电动 机抽出 转子检查 。发现 有两根槽楔已不见，别有一根松 动十分明显，已更换，运行后情况良好。3）4 号循环水泵电机下轴承运行过程中温度 过高 68 度，相对其它三台 电机 52 度左右温度高十度左右，不正常， 经检查内套磨损十分严重，已更换轴承，另平时加油脂不正确，脏油脂没

32、排出，油脂都已硬化结块，全部进行更换后运行基本正常。2、6配电系统标准项目）B 磨煤机开关位置接点 经常出现错误，经检查为 机构卡涩引起，已进行了处理，现已正常投用。2）3 号热网循环泵电机开关一触 头接触不良，已调整触指，空试正常。3）4000A 备用进线开关高压试验 正常，就地传动正常，准备开机后更换到备用进线。4）高厂变 6KV 共箱母线清扫过程中发现二个支持瓷瓶有裂 纹，更换二个清的瓷瓶，通过耐压试验。3、发电机标准项目1）发电机腹部汽 侧第三个人孔 门胶皮有渗油 现象，重新更换。2）励侧氢冷器焊接处频繁渗漏，已重新打磨 焊口焊接，问题得到解决。3）发电机局放装置引入DCS 工作已完成

33、。4、380电机标准项目1）空气预热器电机检修过程中发现负 荷侧端盖比较松，外委镶套处理。试运正常。2）稀释风机电机平时运行过程中振动偏大，进行检查负 荷侧端盖比较松，外委镶套处理。试运正常3）1 号真空泵电机接线柱容易过热，更换新电机、厂家索赔的。5、电除尘检修1）电除尘保温箱内 检查 。加热器、电缆检查处 理。2）电除尘高压柜的电气检查 。控制柜清灰 检查，接点紧固，采样回路校验，缺陷处理。3）电除尘检修后空载试验 。4）电除尘阴极振打臂 检查 。振打控制回路 检查处 理，控制柜、端子柜清灰，接点紧固。5）电除尘整流变压器检查 。整流变检查处 理，测温表检查校验，变压器干燥器 检查更换，查

34、看其绝缘，三角采样板校验，缺陷处理。6）电除尘阳极振打 检查 。阳极振打电机清 扫检查，控制柜清灰，接点紧固，缺陷处理。7）电除尘灰斗加热器检查，电除尘灰斗加热器机控制回路 检查，控制柜清灰，接点紧固，缺陷处理。8）电除尘电场绝缘轴检查 ，绝缘轴检查处 理，雨裙检查处理3、锅炉专业：1、1 号炉防磨防爆 检查 。检查 管排积灰、管排平整度及外壁低温腐蚀情况，检查阻流板，防磨瓦有无脱落，歪斜及磨 损对 “四管 ”表面 飞灰及机械磨 损、管子蠕胀测量及穿 墙密封等项目的检查，而且重点检查了包墙、顶棚等易造成膨 胀不一致或膨 胀受阻的部位。1 号炉受热管排比较平整，变形情况较小。锅炉受热面较上次 C

35、 修吹损、磨损量增加很多，主要集中在吹灰器吹 损和机械磨 损。分隔屏、屏式再热器、屏式过热器结焦量较上次停炉大（与为了提高再 热蒸汽温度，火嘴上摆燃烧方式有关），另外末级过热器管屏出 现了轻微氧化层。具体情况如下：此次水冷壁因吹灰器吹 损减薄程度 较以前轻，未出现吹损超标的现象。过热器管排出 现了较多的机械磨 损，主要集中在管屏与固定管之 间。且包墙过热 器管多 处有蠕胀鼓包情况。水平低过处的吹灰器距管排 较近，在吊卡处流体急速 转变方向，冲刷受热面管，造成低过管吹损数量较多，吹损程度较大（采用屏蔽 该处吹灰器的方法，保 护受热面不再被吹 损，根据测结果看，吹损尚未超标，所以监督运行）。再热器

36、系统除屏再自 夹弯管磨损外，无重在缺陷。省煤器无重大缺陷。较大缺陷如下：冷灰斗右 墙水冷壁以人孔 门为中心向后数第 30 根与后墙斜坡夹角处凹坑深约 2.5mm。封堵漏风的水冷壁 缝隙，使用 GJ50 焊丝对 水冷壁 补焊处 理，且在其外部加装防磨瓦 进行防护。低温过热器一层出口垂直段从左向右数第 36 排从后向前数第 1 根距顶棚约 6 米处多处变色蠕胀，长约 500mm。换管处理，对变色蠕胀管做金属分析。低温过热器一层左包墙从后向前数第 14、15 根距低过一层水平管段 约 4 米处鼓包，换管处理，且对问题 管段做金相分析。高温过热器迎火面最下 层吹灰器位置左包 墙过热 器管段从前向后数第

37、 2、3、4、5、6、7 根距底部包 墙约 4 米处鼓包。根据问题 3 割开联箱封堵检查情况确定 处理方案。高温过热器迎火面最下 层吹灰器位置右包 墙过热 器管段从前向后数第 1、2、3、4、5、6、7 根距底部包 墙约 4 米处鼓包。根据问题 3 割开联箱封堵检查情况确定 处理方案。6) 过热器前排吊挂管从左向右数第 4 根距顶棚约 4 米处（低过一层位置）弯曲变形严重。割管校正处理前墙壁式再热器夹持弯（前屏过热器从左数第 2 大屏位置）从右向左数第 1 根下弯 头处省煤器出口 联箱引入管段从左向右数第 54 排从前向后数第 1 根的根部 补焊面积过大。对补焊的焊缝进行光滑打磨，圆滑过渡，消

38、除应力。后屏过热器横向定位管与左 墙水冷壁磨 损，水冷壁磨损深约 1mm。割管处理，恢复定位管与水冷壁 间隙。屏式再热器前侧横向定位管左 侧弯头与左墙水冷壁磨损，水冷壁磨损深约 1mm。割管处 理，恢复定位管与水冷壁间隙。屏式温再 热器后侧横向定位管右 侧弯头与右墙水冷壁磨损，水冷壁（2 根）管磨损深约 1.5mm。加装防磨瓦处理。2、汽包、再热器汽水取 样阀研磨多次，结合面受 损，更换新阀门（共计 7 台）其中4 台 DN15 不锈钢截止阀，2 台 DN1512Cr1MoVG 。1台 DN20 碳钢截止阀3、 8 米层、0 米层，再热器管道膨 胀指示器共 计 5 个膨胀指示器进行重新安装，并

39、对 6 楼再热器及主汽管道膨 胀指示器 处及 5 楼再热器膨胀指示器处加装平台。4、1 号炉 1、2、3、4 号下降管排 污电动 截止阀内漏严重进行更换共计 4台5、1 号炉右再 热器减温水 电动截止阀阀芯脱落进行更换，并将疏水管路恢复，并加装 2 道手动截止阀便于检修。水压试验发现 左侧再热器减温水 电动截止阀阀芯也存在脱落 现象，对此阀门也进行了更换并加装 2 道手动截止阀便于检修。6、炉本体 3 号角 5 层至 6 层漏灰严重，停炉后进行检查，发现折焰角处水冷壁鳍片多处开焊，进行补焊未到位，漏风试验时发现 多个鳍片未焊好处漏风。7、脱硝系统对脱销灰斗磨损的支撑 进行更换，加装护铁 。脱硝

40、灰斗漏点及与 仓泵连接处进行焊接。取出 3 个完整的催化 剂单体返厂进行检验。对堵灰严重的催化 剂进行疏通，摧毁的催化 剂取出后加装孔板。8、清洗大油枪 12 把，小油枪 4 把，风道油枪 1 把共计 17 把油枪雾化片。9、未级过热器入口向空排气手 动阀内漏，解体发现阀 瓣、阀座均有不同程度的麻坑、沟痕。措施：研磨阀瓣、阀座。10、右侧一、二次水位 计疏水 阀解体发现阀 瓣、阀座均有不同程度的麻坑、沟痕，左侧水位计一次疏水 阀解体发现阀座有贯穿性裂纹，二次疏水 阀阀座有极大深坑，对这 2 个阀进行更换。11、原飞灰取样装置损坏取不出灰 样，更换新飞灰取样装置12、吹灰器检修;1）更换长吹内管

41、填料、内管 垫片、缠绕垫 片，紧固长吹电机法兰螺栓和 边盖内六角螺栓。解体研磨提升 阀；更换油位计视孔：更换手柄油封：内管铜套、阀杆填料、阀瓣、2）更换空预器吹灰器 AH1 、AH2 内管填料、内管垫片、内管铜套、阀杆填料；解体研磨 AH1 、AH2 提升阀阀座、更换阀瓣、阀杆弹簧、弹簧压盖；更换空预器吹灰器 AH1 、AH2 油位计视孔、手柄油封；3）更换短吹驱动销 、大轴承高温润滑脂；清洗螺纹管、前端总成、导向杆、前后棘爪；拆卸短吹鹅颈阀阀 座。调整短吹起吹点；研磨短吹阀座。13、风机液压润滑油化验发现 2 号送风机、1 号引风机电机润滑油油脂不合格，更换；14、解体发现 2 号一次风机

42、2 号油泵转动有卡涩现象，更换；检查发现 1 号炉 2 号引风机液压油站 2 号油泵输入轴键槽磨损，已无法与联轴器配合，联轴器损坏，更换油泵和联轴器。15、检查发现 1 号、2 号一次风机、1 号送风机动调拉杆存在裂 纹，更换连杆。16、1、2 号送风机液压油站油位 计更换，消除漏油现象。17、检查 1 号、2 号空气预热器减速机 轴承，发现两台减速机上 轴承损坏，保持架已磨损成碎末，滚柱轴承散落轴承内外圈之 间，2 号空预器轴承内圈已将减速机 输入轴磨出深坑，补焊 2 号空预器输入轴，更换 1 号、2 号空预器减速机上 轴承，更滑减速机润滑油。检查发现 减速机电机联轴器内无尼 龙垫块，加装

43、4 块尼龙垫块 。18、1 号炉 1 号一次风机电机轴瓦渗油治理，检查电机轴承上部排气装置，清理内部杂物；19、1 号引风机动调油管渗油，更换一个液压油管；发现 1 号送风机动调室液压油管有渗油，复紧时发现 螺纹损坏，更换液压油管一根；20、1-6 号磨煤机 检查调整，检查油质，换油，消除渗漏点。其中 1、2、3 号磨煤机 润换油站换油，1 号磨煤机液 压油站换油，1、5 号磨煤机润滑油泵更换机械密封，1-6 号磨煤机 滤网清洗。1、3 号磨煤机加 载油缸外委 维修。16号磨 润滑油站 滤网清洗，更换密封 O 型圈，液压油站冷却器清洗；本次更 换 L-CKD320 润滑油共 17 桶，其中 2

44、、3 号磨煤机油位较低，应继续加油各 2 桶。L-HM46 号 4 桶，21、1-6 号给煤机检修，对给煤机所有 转动部件进行检查 。更换减速机润滑油，对漏点进行消除。22、16号给煤机进、出口电动门检查 、校对，针对给煤机出入口门经常发生卡 涩，特别立此 项目，通过观察孔进行了检查 ，并对轴承加油，并与热工共同将出入口 门开关位 进行校定。 2 号给煤机出口 门存在卡涩现象，其他给煤机出口 门开关正常。23、 磨煤机风门风 道检修：更换热风调门门轴盘 根，热风道漏点消除，补偿器导流板补焊，2 号磨煤机 热风隔绝门加装盘根，风门校队。24、本次检修在开启 1 号吸收塔人孔 门检查，发现喷 淋层

45、第一层东侧第二根支路管 顶部一小管件掉落，包含 2 个喷嘴，第二层西侧小梁上侧掉落一管件，包含 2 个喷嘴，第三层东侧 入塔第二根支路管中间部位破损，前端管道掉落缺失 喷嘴六个管道断裂 导致此喷淋层在运行时浆液直接喷射在塔壁上造成塔壁泄漏， 对泄漏吸收塔壁 进行挖补处理；检查喷淋层发现支路管与主管道 现场粘接连接部位有 轻微磨损，对现场所有接口 进行重新加 强粘接处理。25、喷淋层大梁在 检查时发现 第一层东侧第一根支路管塔壁小托梁有破损，进行挖补处理并重新 调整小托梁上方 喷嘴角度；四层喷淋层主管道下方小托梁防腐脱落严重，对小托梁进行挖补并重新防腐 处理。26、除雾器检查发现 一、二级除雾器

46、靠近 边缘堵塞缝隙中有大量石膏结晶，除雾器上部因无冲洗水管道 结晶较为严重；对除雾器利用高压水对波形板 进行人工清洗，下 层塔设架子，进行人工清理， 对除雾器冲洗水管道 进行检查加固，喷嘴全部拆下疏通，冲洗水分路 门进行检查校对。27、氧化风支路管第二、三、四掉落在吸收塔内，氧化 风管大梁处风管有处腐蚀破损，腐蚀破损位置主要集中在氧化 风管大梁下 侧与氧化风管道结合部，安排打磨清理冲洗， 进行补焊，做防腐并进行加固处理。吸收塔搭设满堂脚手架，高度 18 米，直径 12 米需搭设一层脚手板。4、热控专业：1、标准项目:1）1 号机组汽轮机 1 瓦、4 瓦振动 X 方振动损坏，已及时更换2）1 号

47、机组 1、2 号给水泵汽轮机温度测点漏油，已处理3）在1 号机组的蛇皮管政治 过程中，对炉侧大分部重点位置蛇皮管都进行了治理，从而保 证了各个控制 设备 、测量设备、运行设备等的运行 稳定，状态正常，动作合理，故障率小，进行保证了整台机 组的稳定运行，提高了机组的运行的安全系数。4）在1 号机组 1 号密封风机调节门的检查过 程中发现，该调节门的执行连杆有松 动现象，经常导致门体行程变化，导致电动执 行机构经常过力矩动作，既不利于机组运行，也很大程度影响了 执行器寿命，在此次 C 级检修过程对该连杆进行了彻底紧固治理，保证了阀门动作的正常无 误。2、技改、非标、四措项目1）轴封加热器增加远传液

48、位2）发电机定子冷却水 PH 计改造3）在1 号机组制粉系统和炉膛压力吹扫系统的拆除项目中，通过对所有取样及吹扫管路的 紧固及密封 处理，从而保证了各个易堵 测点没有泄露点的出 现，使得各测点在机 组的运行 过程中，能够准确测量并及时进行应有的响应。4）在1 号机组 1-6 号磨煤机的口 门行程开关接 线进行彻底更换并进行密封处理，由于磨煤机出口 门带跳磨煤机保 护，所以进行治理是十分有必要的，部分行程开关动作迟钝，封堵不严，容易出现进水误动等事件，在这次 C 级检修过程中已 经得到了 彻底的整改，保证制粉系统的稳定运行。5、继保专业：1、1 号机组 6KV 检修时发现：零序CT 绝缘低原因分

49、析：零序 CT 的二次电缆是由开关柜厂家 进行安装的，在屏柜安装 时就随屏一同来厂，而一次 电缆安装时需要做 电缆热缩头 ，在做热缩头 的时候，高温将之前就已 经安装好的 CT 二次电缆绝缘损 坏。采取措施：经继保专业讨论 研究，将零序 CT 二次电缆进行更换，并对其他间隔进行拆解 检查，如果发现有类似情况的 进行更换。2、1 号机 C 级检修期间，本专业对小汽轮机 A、B 电磁阀电源进行改造原因分析：2011 年 7.25 事件，2 号机组因小汽 轮机电磁阀电源失去而造成非停事故采取措施：将原来同取自 2 号机 220V 直流 II 段母线的四路电源改成分别取自 2 号机 110V 直流 I

50、 段及 2 号机 110V 直流 II 段，实现了 2 号机 A 小汽轮机、B 小汽轮机电磁阀的可靠供电，保障了 2 号机组的安全稳定运行。3、1 号机组测量屏检修时发现：负序电流变送器测量偏差大原因分析：正在使用的 负序电流变送器使用的是 A、C 两相电流进行的测量计算的，一则不能反应三相准确的 负序电流，二则采用移相原理的 变送器误差大。采取措施：对两台机 组的负序电流变送器进行更换，更换为采用三相电流采样的负序电流变送器，解决误差大和反 应数据不全的情况。6、综合专业：1、电除尘器标准项目：1）阳极板调整：将变形阳极板及框架分 别调整，下坠的调整调节螺栓。顶板海波轮检修调整。2）阴极线检

51、修：更换阴极线连接防摆板及连接螺栓。3）电除尘内部：1 电场 1 号气流分布板、 1 号灰斗钢支架回装（因脱落）。4）出入口喇叭口：出入口喇叭管支撑补焊加固。铁板、槽钢加固处理。气流分布板 6 平方米损坏，更换气流分布板。5）气化系统：气化系统管路清洗吹 扫。2、干灰输送系统标准项目：1）圆顶阀：DN200 入口圆顶阀检 修，调整间隙为 0.7mm。（更换密封圈、O 型圈 10 套）。2）灰管：输送灰管磨 损（更换 DN100 灰管 3 米）、耐磨弯头更换（DN175 耐磨弯头 2 个，DN150 耐磨弯头 2 个, DN100 耐磨弯头 3 个，脱销泵间管道 5 组）。3）仓泵：流化管老化（

52、更换 90 米），流化系统喷头组 件更换 4 套。（刷坏）4）止回阀：止回阀阀片老化更 换（装有104 个，更换阀片 40 个）。5）控制气源：控制气源管更换老化。3、干排渣系统标准项目：1）干渣机：导轨磨损（更换 4 个），刮板磨损变形（更换 10 块），接手变形（更换 226 个），托辊损坏（更换 8 个），1 号锂基脂 2 捅（1 捅 18 升），J422 焊条 20kg，氧气20 瓶，乙炔 10 瓶。2）液压系统：液压系统检查3）减速机：箱体裂纹补焊，检查更换齿轮油，牌号为 VG460 150 升。(三 )重大非 标、技改项目改造后的效果1、汽机专业：1、主机冷油器六通阀更换1 号机主

53、机冷油器 为哈汽厂提供仿波 尔公司制造切 换式六通阀，采用橡胶 软密封，存在胶圈容易脱落的重大 隐患，在金竹山电厂和调兵山先后出 现过胶圈脱落和端盖螺栓松 动，造成六通阀漏油事件，造成机组断油烧瓦事件。分析原因：哈汽提供六通 阀阀座密封胶圈靠自身 紧力固定在 阀板上，无压盖螺栓 进行固定，在油温高 长期运行 时，胶圈容易老化后 紧力消失，在油 压波动和油流冲刷 时，可能产生脱落 现象，进入轴瓦底部时，会堵住轴承进油口，造成断油烧瓦事故。采取措施：引进东方汽轮机厂配套公司德阳 钰鑫公司制造的旋 转铜质合金密封切 换阀，在保证机组润滑油量和 压力的同 时，消除了原六通阀软密封 隐患，在阀门 更换完

54、毕后，经试运润滑油压正常，阀门切换操作方便，使用效果 较好。2、汽封冷却器水封筒至凝汽器排水口改造改造原因：1 号机自投 产以来凝结水溶氧量 频繁波动，是有超标现象发生。分析其原因为 1 号机汽封冷却器水封筒排水管道疏水点在凝汽器热水井底部，在汽封冷却器水位波 动时，疏水带空气进入凝结水中，导致凝结水溶氧波 动。改造方案：由于 2 号机组已经改造完毕，从使用效果来看，改造非常成功。1 号机组仍将沿用 2 号机的改造方案 进行改造，即将轴加水封筒排水增加一路疏水管至凝汽器运行水位上部，利用凝汽器的除氧能力脱去轴加疏水带入的不凝 结气体，降低凝结水的含氧量。3、2 台小机轴封回汽管道改造：我厂小机

55、 轴封回汽管原 设计是和小机 门杆漏汽 汇合后回到主机的轴封回汽管，最后 进入到 轴加内。由于主机的 轴封漏汽量 较大，同时门杆漏汽的 压力也较小机轴封的回汽 压力高，因此小机轴封存在着回汽不 畅现象，在小机前轴封处有漏汽 产生，导致小机油中含水量屡有超标。为解决小机前 轴封漏汽，专业经过讨论 决定对小机轴封回汽单独布置。将小机轴封回汽管 单独引出接至 轴加入口处，而门杆漏汽管仍接入到主机的 轴封回汽管内。 2 号机小机在 C 修中按此方案 进行了改造，从改造后的 实际效果来看，小机 轴封漏汽量明 显得到改善，说明此方案确 实可行。此次 1 号机仍将采取此方案 进行改造。2、电气专业：1、吹灰

56、器控制改造本次吹灰器控制改造达到了改造 预期目的，新增设的行程开关可以反映吹灰器 实际运行位置，当出 现传动 杆柱销断后，可以及时反映吹灰器故障状 态，以通知相关人 员进行处理，避免长期吹扫引起锅炉爆管。本次改造同 时对 PLC 逻辑、上位机画面进行了优化，设备故障描叙详细，如启动失败，前行超时、后退超时、过载故障、过流故障等，不同的故障在上位机画面均有不同的 报警状态，故障报表也十分 详尽；吹灰器运行各 阶段如等待吹 扫、前行中、前行到位、后行中、后行到位、只扫完毕等各种状 态一目了然，方便运行人 员及检修人员排查故障。2、380V 开关柜内接触不良的二次插件更 换、柜内接触器辅助触点更换。

57、针对近二年来重要 辅机二次回路故障造成的降 负荷情况，电气专业重要辅机开关柜内二次插件、接触器 辅助触点进行了全面 检查，共更换二次插件 2 套，接触器辅助触点 32 个，提高了机组运行可靠性能，减少了因二次回路 电接点接触不良、 误发信号等造成机 组降负荷、隐患。3、1 号机炉侧电机蛇形管整改结合机组停机时机，对 2 号机、炉侧电机蛇形管 进行了全面整治，设备健康状况、外观有了显明提高。3、锅炉专业：本次小修的技 术改造项目，主要有几项：1、壁式再热器改造为了提高 锅炉低负荷时，再热蒸汽的温度， 经领导 批准，对壁式再热器进行改造，增加辐射吸热量，改善再热蒸汽温度的汽温特性。由于再 热器改造

58、 设备制造项目工期 较紧，为了保证设备 制作精度，设备及时供货，公司决定对其监造。东昌电力锅炉厂是一家民 营企业，具有一定的生产能力，曾多次为 300MW 机组锅炉做配件，员工业务较精，且很敬业。采用滚压的方法制作 变径管，该方法制的 变径管精度高，误差小，异径管同心偏差可控制在 0.5mm 以内，甚至可达到0mm管壁均匀，无明显薄厚变化，壁厚范围 4.64.7mm，完全可满足我公司对变径管的要求。制作焊口机械性能 试验、物理性能试验样品，以检验异种钢焊接(12r1MoVG 与 20G 对接)的综合性能指 标。焊接采用机械自 动焊 (东昌具有 该焊接的评定)，该焊接方式，焊口合格率高，可达到

59、98以上，无咬边、焊接不均匀等表面缺陷 焊接后马上进行全角度射 线检验 ，不合格的焊口，立即通知焊工，马上返修，并且重新射线检验 返修焊口数量为 8 个，焊口合格率 98.1焊口出厂合格率为 100弯管的制作采用自 动弯管机弯制，由于我公司的再 热器管排端部为异管接头，且弯制的方向不在同一平面内，所以弯制 时角度与精度控制较难，经过计算、试弯，使管排的平整度、尺寸精度都控制在 2mm 以内，达到了 现场安装的技 术要求，由角度或水平度不准， 现场共处理了 12 件，其中 2 件由于火把加 热面积大，令其作废，重新加工弯管一次性合格率 97.1，通知管件 报废率 0.46弯头减薄值为 0.40.

60、5mm，减薄量为 10 11，低于该管径与弯曲半 时的标准要求 15 且减薄后的壁厚 4.5-0.5 4.0mm，可完全满足壁式再 热器压力的要求弯管内弧波浪率 为 0.内弧管壁平整，无波浪弯管 椭圆度小于 7，远低电力标准的 10水压试验的压力为 6Pa，高于我公司的 1.5 3.95.85Pa，水压试验 100合格通球 试验采用直径 35.6mm 的球，大于电力标准的33.6mm通球结果 100通过。再热器改造 设备安装过程中，东电三公司 对该项 目重视不足，未能派来 专业的技术人员，导致壁式再 热器改造标高与图纸标 高尺寸不一致，由于工期紧，未令其全部处理，重新加工固定卡，对新装管排加固