某某国际张家口发电厂1号机组C级检修总结报告（DOC 9页）

某某国际张家口发电厂1号机组C级检修总结报告（DOC 9页） 大唐国际张家口发电厂 1C 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 _一_号机组 检修类别: C级检修 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 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。 张 家 口 发 电 厂 1 号 机 组 小 修 总 结 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 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 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 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;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 编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载 。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 1 第 页 张 家 口 发 电 厂 1 号 机 组 小 修 总 结 全监督检查及考核。 二、 检修完成情况 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 1 项目完成情况统计 计划数 变动情况 内容 合 计 备 注 标准项目 特殊项目 增加项目 减少项目 857 626 195 41 5 项目数 1.、本次小修实际完成局控项目 5 项，技措 5 项，反措 5 项。 计划项目中有5项没有完成: 2.、本次小修 (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 57 项，计划项目中有 0 项没有完成，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0.02,0.04mm。 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。 2 第 页 张 家 口 发 电 厂 1 号 机 组 小 修 总 结 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 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) 3 第 页 张 家 口 发 电 厂 1 号 机 组 小 修 总 结 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。 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。 4 第 页 张 家 口 发 电 厂 1 号 机 组 小 修 总 结 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， 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 5 第 页 张 家 口 发 电 厂 1 号 机 组 小 修 总 结 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 单位: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 127.1 111.66(点检)+2.96(车间)=114.62 2 锅炉专业材料 154.4 147.32(点检)+3(车间)=150.32 3 电气专业材料 70.9 58.31(点检)+1.9(车间)=60.21 4 热控车间材料 52.3 52.26 5 继电保护处材料 30.5 30.12 6 综合点检材料 10.7 10.4 7 外围车间材料 3 2.99 8 修配车间材料 1 0 合 计 449.9 420.92 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 6 第 页 张 家 口 发 电 厂 1 号 机 组 小 修 总 结 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?0.07 mm， 瓦振?0.03 mm) 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280 Pa/min。(指标中要求?300 Pa/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%。 3310、发电机补氢率达到22 m/d。(指标中要求,14.5m/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 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 值151) 九、检修后尚存在的主要问题及准备采取的对策 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。 7 第 页 张 家 口 发 电 厂 1 号 机 组 小 修 总 结 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 无 张家口发电厂设备部 2007年11月20日 8 第 页