大唐国际张家口发电厂号机组C

XX厂

1号机组C级检修总结

张家口发电厂设备部

2007.11

厂1号机组小修总结

张家口发电厂1号机组小修总结

号机组检修类别：

计划检修时间：20__年9月28日至20__年10月15日共18天。

实际检修时间：20__年10月16日至20__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：标准项目项特殊项目项其中局控项目项。

实际：标准项目项特殊项目项其中局控项目项。

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；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

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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

1.、本次小修实际完成局控项目

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，让步接收。

四、检修中消除的设备重大缺陷及采取的主要措施

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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0.02～0.04mm。

2、＃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，更换为铜齿密封油档，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%开度时卡涩，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φ1.2mm更换为φ0.8mm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

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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、电除尘器阳打杆断裂2个，更换焊接振打杆2个；阳打砧断裂40个，

更换,焊接阳打砧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

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。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。

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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活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，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—I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（＃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，形成一道空气密封，阻挡油档漏油和轴封漏气的进入和漏出。

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，

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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、6KVIA段、380V段部分母线裸露进行分相包裹绝缘

14、6KV1号电源开关、9、34、35号磨煤机开关进行了无油化改造。15、发电机加装封母微正压装置改造。六、检修费用支出情况

表2检修材料费用统计

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。

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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：轴振最大0.1mm，瓦振最大0.028mm。（指标中要求：轴振≤0.07mm，

瓦振≤0.03mm）

4、高加月投入率达到100％。（指标中要求≥99%）

5、真空系统严密性达到280Pa/min。（指标中要求≤300Pa/min）

6、汽轮机油颗粒度达到NAS8级（指标中要求≤9NES1638）

7、凝汽器月均端差4.5℃。（指标中要求≤7℃）

8、热工自动装置投入率达到98%。

9、热工、电气主保护投入率达到100%。

10、发电机补氢率达到22m3/d。（指标中要求＜14.5m3/d）

11、锅炉漏风系数修后为8.5％。

12、锅炉吹灰器月投入率达到100％。（指标中要求≥95%）

13、锅炉排烟温度满负荷时159℃。（设计值151）

九、检修后尚存在的主要问题及准备采取的对策

厂1号机组小修总结

1、机组小修后开机，在高负荷（250MW以上时）＃7、＃8工作推力瓦块温度与检

修前基本相同（修前、修后最高温度均在92度左右），需继续观查运行，查找原因，待有停机机会处理。

2、发电机补氢率高，发电机西南侧结合面及下部漏氢（本次小修时下端盖没有拆卸），

经检测最大漏氢量为1.2％，但未达到报警值（2％），鉴于大盖螺栓紧力已达极限，需停机时处理，目前需加强漏氢量的监视，同时其他相关专业非常有必要进行查漏工作，以查找其他漏点。

3、5号给煤机出口门电机无法使用，需等锅炉专业购置备件进行更换。

十、其它

张家口发电厂设备部

20__年11月20日