1、二 八年度2 机组 B 级检修总结张家港沙洲电力有限公司二八年三月十六日一概况 （一）机组历年检修情况我公司2 机组于 2006 年 8 月 5 日转入商业运行，至 2008 年 2 月 4 日停机开始进行 B 级检修，2 机组共运行 11933 小时，停机前已连续运行 4808 小时，期间未进行计划检修。（二）B 级检修前工作准备1修前机组状况由于机组长时间服役未进行计划检修，使机组积累的缺陷较多，并存在着一定的安全隐患，影响了机组的正常运行，必须进行根治。修前机组存在的主要缺陷或隐患有：（1）锅炉捞渣机系统故障不断：前后导轮损坏、液压马达漏油、碎渣机卡死等缺陷频繁发生；埋刮板输送机与捞渣机
2、不匹配（出力小） ；溢流水含渣量过高，造成溢流水池和高效浓缩机经常堵满渣；渣仓排渣门不严漏水等设计或制造缺陷。已严重影响机组的安全运行，因此需对该系统进行改造。（2）热风隔绝门一直存在关不严的缺陷：磨煤机检查、检修时热风无法隔绝，只能采取将磨煤机出口快关阀打开，与炉膛连通，一旦炉膛负压波动，变成正压，存在极大的人身事故隐患，需进行改造。 （3）汽轮机系统润滑油压低：2 机组启动过程中两次发生主油泵工作后润滑油压仍然低，致使交流油泵无法停止运行，严重威胁到汽轮机组安全运行。 （4）高压调节阀与中压主汽阀：1 高压调节阀运行中卡涩在 100%全开位置，2 中压主汽阀也曾在机组启动过程中出现打不开的
3、情况，两项缺陷均威胁到汽轮机的安全运行。 （5）汽轮机9 瓦振动达到报警值，需彻底处理。 （7）循环水排水沟存在外漏的隐患，长期运行可能导致地面塌陷、循环水沟下沉等事故，需彻底解决。 （8）发电机定子槽楔可能存在部分松动的隐患，根据1 机组发电机检修时发现的槽楔松动的隐患，估计2 机组可能存在同样的隐患。其他存在的主要问题见2 机组B 级检修任务书 。2B 级检修的前期工作原计划 B 级检修安排在 08 年 1 月初进行，考虑到部分备品备件定货及到货周期影响，本次机组 B 级检修项目经过检修、运行、计生等部门共同讨论，于 2007 年 7 月初步定稿，并于 2007 年 8 月及 2007 年
4、 10 月进行了两次修订。2008 年 1 月出版了2 机组 B 级检修任务书 ，并下发各有关单位（部门） 。2007 年 10 月成立2 机组检修招标组织机构并编制完成招标文件，于 10月 16 日发出招标通知及招标文件。主标段的招标工作于 2007 年 10 月 26 日完成。徐州华苏集团热电工程有限公司中标一标段（汽轮机轴系检修、发电机本体检修、捞渣机与热风关断门改造等项目） 、二标段（汽轮机辅机设备与电气设备及锅炉阀门检修）三标段（锅炉本体、脱硫设备、除灰渣系统检修）工作。北京泰能信诚技术服务有限公司负责四标段（制粉系统检修） 、五标段（吹灰器检修）工作。循环水排水沟堵漏工作由江苏神龙
5、海洋工程有限公司中标。另外，电气专业的部分设备，热控、化学系统全部设备，锅炉风机（2B 一次风机除外） ，汽机油系统的检修工作由检修部自行完成。（三）检修项目计划及完成情况本次检修原计划完成标准项目 229 项，技改项目 15 项。在检修前根据机组新增缺陷及试验项目的安排又有所增加，共计划完成标准项目 239 项，技改及特殊项目 14 项。实际完成标准项目 252 项，特殊及技改项目 19 项，圆满完成了本次计划检修任务。（四）进度管理情况本次 B 级检修进度管理以发电机抽转子检查及捞渣机改造为主线，各专业工作并联进行。改造及重大特殊项目工期由计生部负责控制，其它项目进度由检修部负责控制，机组
6、分部试运及整体启动工期由运行部负责控制。检修计划于 1 月 23 日开工，2 月 21 日完工，工期计划 30 天。期间受天气及电网负荷因素影响，2 机于 2008 年 2 月 4 日 02：38 分打闸停机，检修工作 2008 年 2 月 10 日正式开工。因在检修过程中发现了发电机端部 C 相中性点并联环发热的重大设备隐患，检修工期有所延误，机组实际于 2008 年 3 月 8日 04：18 并网，总工期为 33 天。汽机专业 锅炉专业 电气专业 热控专业 化学专业 合计计划实际 计划实际 计划实际计划实际 计划实际 计划 实际标准项目 61 75 36 36 90 89 46 46 6
7、6 239 252特殊项目 1 1 1 1 2 2技改项目 1 1 3 3 1 1 7 12 12 17合 计 63 77 39 39 92 91 53 58 6 6 253 271专业项目（五）质量管理情况质量管理工作实行管理小组领导下的专业负责制，采取过程质量监督控制及三级质量验收控制相结合的方法。检修过程中力争做到修前有交底、修中有监督、修后有检验，机组启动后总体运行情况良好，基本实现了检修前制定的质量目标。1修后主机振动明显改观，9 瓦 X 向振动由 116m 降到 31.9m，最大瓦振 75.6m（5 瓦 Y 向） 。2高压凝汽器真空与检修前相当，低压凝汽器真空严密性有较大提高，达到
8、优秀标准。3高加投入率 100。4继电保护投入率 100。5仪表投入率 100%。6自动投入率 100。7消除了发电机 C 相并联环发热的重大设备陷患。（六）安全及文明施工情况本次 B 级检修整体安全情况较好，未发生人身轻伤及以上事故，无设备损坏事故，现场文明施工情况良好。二、各专业主要检修项目完成情况（一）汽机专业1检修概述汽机专业主要的检修项目有：主机#1-9 轴承翻瓦检查，并解决#9 瓦振动大的问题；1-4 高压调节汽阀检修，消除#1 高压调节汽阀门杆卡涩以及#1、3 高压调节汽阀门盖结合面漏气问题；#2 中压主汽门检修，消除门杆卡涩问题；#3、#4 循环水泵检修；循环水排水管伸缩缝漏泄
9、处理；主机油系统润滑油压低检查；电动给水泵轴瓦振动大及推力轴承温度偏高检修，目前仍在检修中；两台汽动前置泵消除两侧端盖密封面及底部放水管泄漏等缺陷；安全门检验；凝汽器及系统、定冷水系统，除氧给水系统、主蒸汽系统、凝结水系统，小汽轮机(AB)油系统、汽轮机旁路系统等检修。2本次参加汽机专业检修的单位徐州华苏集团热电工程有限公司负责除主机油系统之外的汽机侧和水工侧检修工作，为主体检修单位；检修部负责主机油系统和化学设备的检修工作；江苏神龙海洋有限公司负责检修循环水排水管伸缩缝检修；北京邦备机电技术有限公司：安全阀修理和校验。3主要检修工作及完成情况3.1.汽轮机本体部分3.1.1. 解体主机#1#
10、9 瓦，除#4、#5 瓦上瓦顶部有轻微磨损外，其余各瓦均无异常。各瓦紧力及顶部间隙均在标准范围内，各瓦紧力及顶部间隙如下表所示： 轴承编号 #1 #2 #3 #4 #5 #6 #7 #8 #9紧力 0.03 0.03 0.05 0.06 0.05 0.05 0.07 0.06 0.05顶部间隙 0.78 0.81 0.99 1.0 0.98 1.0 0.99 0.96 0.333.1.2. 解体#7、#8 密封瓦检查，有轻微磨损。径向间隙及轴向间隙均在标准范围内，具体数值如下：（单位：mm）#7 密封瓦空侧径向间隙 0.230.24 #8 密封瓦空侧径向间隙 0.230.25#7 密封瓦氢侧径
11、向间隙 0.230.25 #8 密封瓦氢侧径向间隙 0.240.25#7 密封瓦空侧轴向间隙 0.320.39 #8 密封瓦空侧轴向间隙 0.330.39#7 密封瓦氢侧轴向间隙 0.320.38 #8 密封瓦氢侧轴向间隙 0.310.373.1.3.修前低电中心，数值如下：右开口 0.045mm 下开口 0.345mm电偏低 0.315mm 电偏左 0.10mm经调整发电机定子以后，修后低电中心，数值如下： 右开口 0.02mm 下开口 0.16mm电偏低 0.055mm 电偏左 0.005mm3.1.4.修前低电对轮解体前联结晃度，数值如下：低转子晃度 0.07mm（#20 螺孔）电转子晃
12、度 0.02mm(#19 螺孔)修后低电对轮联结晃度均在标准范围内，更换两根联轴器螺栓。低转子晃度 0.02mm（#20 螺孔）电转子晃度 0.01mm(#24 螺孔)3.1.5. #16 瓦进油管法兰严密性检查（修前开交流润滑油泵检查） ，无漏油现象。3.1.6盘车装置整体吊出，检查各齿轮，无明显磨损，油管路各接头密封良好。3.1.7各段抽汽管膨胀节检查，#1 低压缸电端 8 抽膨胀节有痕迹，其余正常。3.1.8末级叶片检查，在钎焊司太立合金块的周围有轻微汽蚀现象；低压内缸表面遮热罩不锈钢板部分脱焊。3.1.9低压缸排汽喷水喷头检查无异常。3.1.10.低压缸水幕喷水喷嘴检查无异常。3.1.
13、11.两台轴加风机解体检查无异常。3.1.12.低压旁路疏水袋一次放水门前压缩空气管道活节漏气，活节漏气已消除。3.1.13.低压连通管顶部冷排气门堵板轻微漏气（原带压堵漏处） ，已更换新垫片。3.1.14.修后电励中心均在标准范内：右开口 0.03mm 下开口 0.105mm励偏右 0.03mm 励偏低 0.025mm3.1.15.修后电励对轮联结晃度均在标准范围内电转子晃度 0.02mm(#4 螺孔)励转子晃度 0.03mm(#3 螺孔)3.2.汽轮机调速部分3.2.1. #1 高压调节汽阀解体检查，套筒与阀套卡死在全开位置，原因为套筒和阀套氧化皮太厚，返制造厂进行解体处理。装复前打磨清理
14、氧化皮，复测#1调节汽阀阀蝶与阀套间隙为 0.42mm, 阀杆与阀套间隙为 0.34mm, 调节汽阀的行程为 54.60mm；更换调节汽阀门盖结合面密封垫片和门杆漏气法兰齿型垫片。3.2.2. #2 高压调节汽阀解体后发现套筒下部沿轴向向上有一条约 300mm 贯穿裂纹，返制造厂由制造厂进行了处理（更换了导向衬套） 。装复前打磨清理氧化皮，复测#2 调节阀阀蝶与阀套间隙为 0.40mm, 阀杆与阀套间隙为 0.35mm, 调节阀的行程为 55.62mm；更换调节阀门盖结合面密封垫片和门杆漏气法兰齿型垫片。#2 高压调节汽阀套筒裂纹图片3.2.3. #3、#4 高压调节阀吊出检修，装复前打磨清理
15、氧化皮清理打磨。#3 调节阀阀蝶与阀套间隙为 0.35mm, 阀杆与阀套的间隙为 0.30mm， 更换调节阀门盖结合面密封垫片和门杆漏气法兰齿型垫片。3.2.4. #2 中压主汽门解体后发现摇臂主轴与摇臂衬套间氧化层较厚，清理打磨氧化层，修后主轴与衬套间隙分别为 0.58mm、0.76mm。轴向间隙原为2.35mm，修后轴向间隙达到 2.81mm。 主轴疏汽端端面与疏汽端室内侧间隙为5.8mm。摇臂端刚性密封环修前密封面有较厚氧化层，清理打磨后密封面压线较差，研磨后密封面接触连续均匀，阀蝶与阀座密封面接触线连续均匀。#2 中压中汽门轴端氧化皮图片3.2.5.主机遮断油门整体拆下，遮断油门返制造
16、厂更换遮断滑阀并进行检查、检修、检验。拆前测量危急遮断器挂钩与飞锤的间隙为 1mm，修后调整到1.40mm。3.2.6.主机小轴头端部与遮断油门扭弹簧座架部分有碰磨痕迹，本次进行了打磨处理，原因为基建安装时未充分考虑高压差胀导致轴头端部与遮断油门扭弹簧座架部分碰磨所致。3.2.7.对主机注油试验装置进行了检查，将试验手柄卡涩缺陷处理好，缺陷原因为球形节连接处螺栓松动，同时对油管道进行了检查疏通。3.3.汽轮机油系统3.3.1. 清扫储油箱内部，将主油箱内油倒入至储油箱内，油位 2.5 米。主油箱内部工作结束清理验收合格后，重新将油打回主油箱，油位 2.15 米，开始滤油。对主油泵注油器进行了解
17、体大修，更换了吸入口控制盘。3.3.2. 交流润滑油泵经解体发现轴承有磨损，更换滚珠推力轴承 2 个，滚珠轴承 1 个。叶轮、叶轮口环、靠背轮连接螺栓及齿形密封环检查正常，出口逆止门检查正常。3.3.3. 解体润滑油滤网 3 台，较干净，清理后装复。解体回油滤网 1 台，较脏，清理后装复。3.3.4. 3 台顶轴油泵出口滤网更换。3.3.5. 冷油器打开检查孔检查水侧，未发现有油花。3.3.6. 冷油器切换阀经过解体，无卡涩现象，底部法兰面有渗油现象，已更换新密封垫片。3.3.7. 冷油器 B 底部放油门带压堵漏处打磨补焊。3.3.8. 主油箱内部管路法兰抽样解体检查合格，更换新垫片。3.3.
18、9. 主油箱内各法兰面螺栓紧固检查合格。3.3.10. 主油箱系统所有逆止门检查，发现主油泵注油器出口逆止门门芯脱落，更换整个逆止门，其余正常。主油泵注油器出口逆止门门芯脱落图片3.3.11. 润滑油冷油器出口温度测点套管更换垫片。3.3.12. 高压备用密封油泵因备件未到，解体检查项目未进行。3.3.13. 油净化器油泵因销子未到货，该缺陷未能处理。3.4. 发电机密封油系统3.4.1. 解体氢侧交流密封油 A、B 滤网及空侧交流密封油 A、B 滤网，解体清洗后装复。其中运行侧滤网较脏而备用侧清洁，说明在运行中未定期切换或清理。3.4.2. 空侧交流密封油泵解体大修，发现轴承、联轴器弹性块和
19、机械密封有磨损，均更换。3.4.3. 氢侧交流密封油泵 A、B 更换机械密封。3.4.4. 空侧、氢侧冷油器水侧清洗。3.5. EH 油系统3.5.1. 主机 EH 油系统蓄能器氮气压力检查充氮至 9.5Mpa 以上，符合要求。3.5.2. EH 油 B 泵出口门更换。3.5.3. EH 油系统冷油器清扫合格。3.5.4. 中压调节汽阀油动机滤网更换 4 个。主蒸汽调节汽阀和主汽门油动机滤网更换 6 只 。3.5.5. EH 滤油机接固定管道，滤油至合格。3.5.6. EH 油再循环泵更换机械密封项目因备件未到，未进行。3.6.汽动给水泵油系统：3.6.1. A 给水泵汽轮机润滑油滤网清洗，更
20、换两只调节油滤芯。冷油器解体清理，小机油箱放油清理检修。6 只回油滤网脏污清理，更换 2 只破损回油滤网。对蓄能器进行了检查，压力为 0.4MPa，充氮至 0.5MPa。对 A 给水泵汽轮机两台交流润滑油泵进行了解体检查，更换了轴承和密封件，泵的具体数据如下：A 泵叶轮上口环间隙 0.22mm B 泵叶轮上口环间隙 0.19mmA 泵叶轮下口环间隙 0.20mm B 泵叶轮下口环间隙 0.18mmA 泵转子晃动最大处 0.10mm B 泵转子晃动最大处 0.05mm3.6.2. 更换 B 给水泵汽轮机两只润滑油滤网，更换两只调节油滤芯。冷油器解体检修，小机油箱放油清理检修，清理回油滤网脏污。蓄
21、能器检查，压力为0.38MPa，充氮至 0.5MPa。B 给水泵汽轮机两台交流油泵解体检查，具体数据如下：A 泵叶轮上口环间隙 0.19mm B 泵叶轮上口环间隙 0.20mmA 泵叶轮下口环间隙 0.18mm B 泵叶轮下口环间隙 0.22mmA 泵转子晃动最大处 0.55mm B 泵转子晃动最大处 0.09mmB 给水泵汽轮机 B 润滑油泵由于泵轴晃动超标，更换新泵；原有油泵更换更换轴承和密封件后装复备用。3.6.3. A、B 给水泵汽轮机油箱液位计由背侧改造到前面，便于运行监视。3.6.4. A、B 给水泵汽轮机油箱的临时外挂真空式滤油机改接为正式管道。3.7.辅助设备3.7.1. 电动
22、给水泵3.7.1.1.电动给水泵解体大修，推力瓦块完好无裂纹，推力间隙为 0.40 mm，总窜 6.5mm。配合制造厂对芯包进行解体检修，由于备件及装配原因，检修工作目前仍在进行中。3.7.1.2. 检查电动给水泵进口滤网，电前置泵进口滤网，网布完好无破损，杂物较少，清理装复。3.7.1.3.耦合器油滤网清理检查，润滑冷油器清理检查。3.7.1.4.电动给水泵前置泵解体大修，机械密封磨损已更换。各部 O 型圈老化，更换。转子晃度最大处小于 0.05mm，符合标准。密封环间隙：传动端为 0.56mm, 自由端为 0.50mm。3.7.1.5.更换电动给水泵倒暖一、二次门。3.7.1.6.更换前置
23、泵体底部放水管路，加装放水门。3.7.2.汽泵前置泵3.7.2.1.轴承、机械密封磨损，更换；各部 O 型圈老化，更换。3.7.2.2.两台汽泵前置泵转子晃度均小于 0.05mm，符合标准。3.7.2.3. 密封环间隙：A 汽前泵传动端为 0.58mm, 自由端为 0.40mm。B 汽前泵传动端为 0.52mm, 自由端为 0.40mm。3.7.2.4. 两台汽泵前置泵及汽动泵进口滤网清理检查，网布完好无破损，杂物较少，清理装复。3.7.2.5. A 汽泵前置泵进口滤网法兰、出口法兰、B 汽泵前置泵出口法兰更换垫片（均为带压堵漏法兰） 。3.7.2.6. A、B 汽泵前置泵密封水磁性滤网清理检
24、查，无异常。3.7.2.7. 取消 A、B 汽泵前置泵冷却水观察窗，由管子代替。3.7.2.8. 更换 A、B 汽前泵机械密封冷却器放空气手动门。3.7.2.9. 更换 B 汽泵前置泵滤网底部放水一、二次门。3.7.2.10. 更换 A、B 汽泵前置泵泵体放水管路，加装放水门，底板加装排水系统。3.7.2.11.配合热工消除 B 汽动给水泵自由端推力轴承温度测点线路漏油。3.7.2.12.改造 A、B 汽动泵密封水回水至无压管道，更换 A、B 汽动给水泵泵体放空气门四只。3.7.2.13. A、B 汽动给水泵泄荷水法兰更换垫片（共 8 片） 。3.7.2.14. A、B 汽动给水泵中间抽头出口
25、弯头焊缝打磨，补焊。3.7.3. 定子冷却水系统3.7.3.1. 对两台定子冷却水泵进行了解体大修，轴承、油封、机械密封均有磨损，进行了更换。3.7.3.2. A 定冷水泵叶轮口环处磨损严重，与密封环配合间隙超标（达 3mm）,更换新叶轮。3.7.3.3. 两台定冷水泵晃度均小于 0.02mm, 在标准范围内。3.7.3.4. 定子冷却水回水管与水箱连接处法兰更换垫片。3.7.3.5. 定子冷却水系统管路按照设计图纸重新安装。3.7.3.6. 两台定冷水泵出口滤网更换滤芯，共 60 支。3.7.3.7. 定子冷却水进水管路锥形滤网干净无杂物，清理。3.7.3.8. 两台定子冷却水冷却器清理，查
26、漏无泄漏。3.7.3.9. 两台定子冷却水泵出口蝶阀更换。3.7.3.10. 定子冷却水离子交换树脂更换。3.7.3.11. 定子冷却水进水门更换，原阀门阀芯脱落，在强行关闭时导致密封面损坏严重，无法使用。3.7.3.12. 定子冷却水泵再循环节流阀铜套损坏严重，更换新门。3.7.3.13. 两台定子冷却水泵出口短管和逆止门更换位置，以便于在运行中的检查或更换。3.7.3.14. 将发电机出线套管冷却水出水口至发电机汽端底部的总汇流管的322.5 的管道更换为 382.5 的管道，管道的转角处采用弯头过度，弯头半径大于 1.5 倍的通径。3.7.4. 高、低压凝汽器真空泵3.7.4.1. 检查
27、四台真空泵轴承，换油，更换盘根。3.7.4.2. 四台真空泵冷却器清理检查，换热管无泄漏，但内部淤泥杂物较多，在水室壳侧涡流处有长江贝壳类动物滋生，清理。真空泵冷却器进水室脏污图片真空泵冷却器进水室贝壳类动物滋生图片3.7.4.3. 四台真空泵气侧入口门后滤网抽出检查，较干净。3.7.4.4. 四台真空泵水侧滤网检查清理，无异常。3.7.5. 闭式冷却水泵3.7.5.1. A、B 闭式冷却水泵机械密封、轴承均已磨损，更换。3.7.5.2. 两台闭式冷却水泵滤网解体检查，网布无破损较干净，清理。3.7.6. 开式冷却水泵3.7.6.1. 两台开式冷却水泵更换盘根。3.7.6.2. 两台开式冷却水
28、泵轴承检查无异常，轴承室清理换油。3.7.7.凝结水泵3.7.7.1. A、B 凝泵进口滤网检查，内部较脏，清理干净，网布无破损。3.7.7.2. 更换 B 凝结水泵推力轴承。3.7.7.3. B 凝结水泵轴承室内冷却水管有一段变形，呈扁平状，影响冷却水流量，已重新校正后焊好。3.7.7.4. A、B 凝结水泵轴承室清理，换新油。3.7.8.循环水泵3.7.8.1. #3 循环水泵解体大修：填料套，下轴套磨损严重，进行更换；水轴承和轴套及泵轴进行校圆，跳动 0.03mm；骨架密封损坏，更换。3.7.8.2. #4 循环水泵解体大修：填料套，轴套及水轴承轻微磨损，继续使用；骨架密封损坏，更换。3
29、.7.8.3. 修后： #3 循环水泵轴承间隙 0.65mm#4 循环水泵上轴承间隙 0.52mm 下轴承间隙 0.71mm#3 循环水泵中心：圆周 0.10mm 张口 0.07mm#4 循环水泵中心：圆周 0.03mm 张口 0.09mm3.7.8.4. 检修中对#3、4 循环水泵电机上轴瓦进行了检查，发现#3 循环水泵电机上轴瓦冷油器冷却水回水不畅，其中#3 循环水泵电机上轴瓦冷油器严重堵塞，更换新冷油器。同时对#3、#4 循环水泵电机上轴瓦冷却回水管进行加大，由DN25 更换为 DN50 的管道，并疏通扩大了回水口。3.7.8.5. #3、4 循环水泵冷却水管锈垢较多，疏通清理干净。3.
30、7.8.6. #3、4 循环水泵叶轮出口处有磨损现象。循环水泵叶轮磨损情况图片3.7.8.7.保护逻辑修改情况：#3、4 循泵泵阀联锁由原来出口蝶阀关 25S 后发停泵指令现改为出口蝶阀关至 15发停泵指令。3.7.9. 除氧器3.7.9.1.除氧器内部检查发现部分喷嘴损坏，部分淋水盘倾倒，一组淋水盘变形严重，本次共更换十只喷嘴和六组淋水盘。除氧器内部淋水盘倾倒图片3.7.9.2. 除氧水箱内部清理。3.7.9.3. 除氧器靠固定端的挡汽板反转，将其调整到正常位置。3.7.10.凝汽器3.7.10.1. 高压疏水扩容器打开人孔门后发现喷头缺少 1 只。凝结水喷水连接管经疏水长期冲蚀后有一处长约
31、 230mm、宽约 50mm 的破损, 更换连接管（1084.5）后，在原破损位置上方加装一块防冲用不锈钢板（200500） ，厚度 7mm。凝结水喷水连接管冲蚀孔洞图片3.7.10.2. 低压疏水扩容器、辅汽疏水扩容器打开人孔门后检查无异常，更换人孔门垫片。3.7.10.3. 凝汽器高位灌水查漏查轴封系统疏放水门（4 只）盘根漏水，三级减温器上 2 处闷头漏，三抽逆止门后疏水气动门盘根漏水，均已进行处理。3.7.10.4. 高、低压凝汽器前后水室污泥杂物较多，进行清理。后水室壳侧涡流处有长江贝壳类动物滋生，清理。凝汽器 A 侧进水室管板脏污图片3.7.10.5. 高、低压凝汽器汽侧杂物清理；
32、热井清理；汽侧雾化补水喷嘴检查无异常。3.7.10.6. 检查高、低压凝汽器不锈钢管结垢情况，无结垢。3.7.10.7. 凝汽器汽侧灌水查漏，有两根换热管泄漏，现已堵死。位置：低压凝汽器 A 侧，西侧从最顶向下数第 4 组的第 3 列，从上向下第 6 根，泄漏量很大；高压凝汽器 B 侧，西侧从最底向下数第 5 组的第 3 列，从上向下数第 1 根，泄漏量较小。原因为基建期间换热管过胀导致在管板处的管壁减薄，在长期运行中受气流激振后破裂泄漏。低压凝汽器 A 侧换热管泄露图片3.7.10.8. 更换低压凝汽器 A、B 侧循环水进水门后放水门各 1 只。3.7.10.9. 更换高压凝汽器 B 前水室
33、放水门 1 只。3.7.10.10. 低压凝汽器 B 侧循环水进口蝶阀伸缩节螺栓复紧。3.7.10.11. 四台凝汽器循环水进、出口电动蝶阀密封检查，其中低压凝汽器 A侧循环水进水门密封圈底部大约有 30cm 长的破损，进行了更换，其余正常。低压凝汽器 A 侧循环水进水门密封圈图片3.7.11.闭式水冷却器3.7.11.1. A、B 闭式水冷却器循环水侧杂物及污泥很多，后水室壳侧涡流处有长江贝壳类动物滋生，均进行了清理。3.7.11.2. A、B 闭式水冷却器循环水侧前后人孔门更换垫片。3.7.12. #3、#4 旋转滤网3.7.12.1. 喷嘴全部清理干净，其中#3 滤网更换喷嘴 3 只，#
34、4 滤网更换喷嘴 7只。3.7.12.2. 减速机清理后更换新润滑油。3.7.12.3. 滤网罩壳内和冲水槽清理干净，旋转滤网板框压条有部分松动已处理。3.7.12.4. 在冲水管道引接出一路沟道冲洗水（管道 DN60，装截止阀一只） ，以便于冲洗沟道内的垃圾。3.7.13. 开式水电动滤水器A、B 开式水电动滤水器解体大修，筒壁上有长江贝壳类动物滋生，清理。各滤网脏污严重，逐一清理。筒体内部打磨清理，更换垫片。开式水电动滤水器贝壳类动物滋生图片3.8. 管阀部分3.8.1. A 汽动给水泵再循环调门解体检查发现：阀体内存有较多焊渣，最大一块宽 20mm 左右，长 60mm 左右；门芯门座密封
35、面冲蚀成蜂窝状，深度约为 5mm 左右；笼罩被焊渣等杂物堵塞严重。本次更换了门芯、门座、笼罩及密封件。再循环调节阀阀座冲蚀及焊渣图片3.8.2. B 汽动给水泵再循环调门解体检查发现：门芯有一深 3mm 左右，宽 5mm左右冲刷痕迹；门座有一深约 5mm 宽约 5mm 贯穿凹槽。本次更换了门芯及门座及密封件。3.8.3. 电动给水泵再循环调门解体检查发现门芯及门座各有一个深 2mm 左右压痕，车削研磨处理，更换密封件。3.8.4. #1 高加正常疏水调门解体检查发现门芯及门座布满黑色硬质污垢，厚约 3mm 左右，导致调门卡涩，清理并更换密封件。3.8.5. #2、#3 高加正常疏水调门解体检查
36、发现门芯、门座、门杆有轻微拉伤痕迹（深约 0.5mm） ，并结有少量污垢，清理打磨并更换密封件。3.8.6. #2 高加危急疏水调门解体检查发现门芯及门座有冲刷痕迹（深约 1mm） ，更换门芯、门座及密封件。#3 高加危急疏水调门门芯门座车削研磨处理，更换密封件。3.8.7. A 汽动给水泵入口电动门解体检查发现门芯及门座有黑色污垢，清理后装复。3.8.8. B 汽泵及电泵入口电动门解体检查发现有轻微划痕，研磨处理后装复。3.8.9. 给水泵中间抽头门（三只）密封面均发现贯穿划痕（深 35mm 左右） ，更换。3.8.10. 更换#1 高压加热器出水电动门前后放水一、二次门（共四只） 。3.8
37、.11. A、B 汽泵前置泵出口流量孔板（二只）密封面发现多条贯穿沟槽，将流量孔板与法兰焊接成一个整体。汽泵前置泵出口流量孔板密封面贯穿沟槽图片3.8.12.高压旁路调节阀解体后发现内部氧化层较厚，阀芯阀座密封面研磨后发现阀座密封面上有两个贯穿性凹坑，其中一个长约 8mm, 宽约 5mm, 深约0.50.6mm, 另一个长约 6mm,宽约 5mm, 深约 0.30.4mm。 更换高压旁路调节阀阀芯与阀座，对新阀芯阀座研磨合格、更换了密封件后装复。高压旁路调节阀旁路阀芯密封面损坏图片3.8.13. 高压旁路减温水调节阀解体，四环卡涩，对各零部件清理打磨，更换密封件后装复。3.8.14. 高压旁路
38、减温水调节阀前隔离门解体后发现阀芯密封面有多处贯穿性轻微划痕，研磨处理，更换密封件后装复。3.8.15. A 低压旁路调节阀解体后发现门芯卡涩，出口笼罩多处网眼被异物（焊渣等）堵塞，进行了清理打磨。阀芯阀座密封面检查接触均匀，更换阀座及阀盖密封件。3.8.16. B 低压旁路调节阀解体后发现门芯卡涩，门座密封面有两处轻微汽蚀点，研磨处理，出口笼罩多处网眼被异物（焊渣等）堵塞，清理，更换密封件。3.8.17. 冷段到辅助蒸汽逆止门、电动门、手动门两侧法兰垫片更换（其中逆止门、电动门门前法兰均带压堵漏过） 。3.8.18. A、B 小机供汽逆止门解体检查阀芯活动自如，密封面接触良好。将 B小机供汽
39、逆止门阀板并帽螺栓点焊固定。3.8.19. 两只辅汽安全门拆下后发现出口通道内存有大量泥污、铁锈，安全门解体后发现门内亦存在较多泥污。A 安全门门芯密封面有多处轻微划痕及凹点；B 安全门门芯密封面发现有一道贯穿性裂纹，门座有多处轻微划痕及凹点。北京邦备对 A 安全门研磨后装复并校验合格；B 安全门需更换新门，因未到货加装了临时堵板。3.8.20. 汽轮机轴封滤网清理检查，网布完好无破损，网架牢固。3.8.21. A、B 小机高压供汽电动门解体后发现阀芯与阀座密封面有较厚氧化层，去除氧化层，研磨合格后装复。3.8.22. 电动给水泵出口电动门、汽动给水泵出口电动门更换盘根。3.8.23. 主蒸汽
40、、再热蒸汽、给水系统支吊架宏观检查无异常。3.8.24. 更换冷段至辅冷管道压力表一、二次门。3.8.25. 安装凝结水 ASME 流量喷嘴。3.8.26. A 凝结水泵电动出口门加装盘根。3.8.27. 凝结水主副调节阀解体检查无异常，更换垫片、盘根。阀笼网眼和阀座有冲蚀现象。凝结水主调节阀阀座冲蚀图片3.8.28. #5 低加正常疏水调节阀解体检查，无异常，更换密封件。3.8.29. #5、#6 低加危急疏水调节阀解体检查，无异常，更换密封件。3.8.30. #5、#6 低压加热器正常疏水管与低加筒体角焊缝打磨重新焊接加固。3.8.31. 凝结水系统及吊架检查，其中一处支吊架底部缺失螺栓，
41、已补齐。3.8.32. #6 低加启动排空气门更换。3.8.33. 两台汽动给水泵密封水至无压放水管路改造，将原排至放水管改为直接排至凝汽器排污泵坑。3.8.34. 两台汽动给水泵密封水回水至凝汽器管路加装流量孔板（性能试验用） 。3.8.35. 两台给水泵汽轮机排汽电动蝶阀加装旁路门及其管道。3.9. 循环水排水沟2 机组循环水排水沟共有 21 条伸缩缝，其中先对对应于1 机组中修时处理的3、4、5、6、7、11 伸缩缝进行了处理。另外又发现14、16、19、21 伸缩缝顶部有滴水现象，17、20 伸缩缝底部有漏沙现象。处理措施：3、4、5、6、7、11、17 依据设计院提供的方案，即采用钻
42、孔植筋粘贴橡皮的方案进行处理，同时对漏沙部位进行灌浆处理。14、16、19、20、21 伸缩缝进行灌浆处理。彻底解决了2 循环水排水管伸缩缝漏泄问题。（二）锅炉专业1检修概述锅炉专业本次检修工作的重点是：捞渣机、磨煤机热风隔绝门改造，氧化风机改型更换，炉本体受热面防磨检查及消缺，汽水系统部分阀门、电除尘、2B 一次风机及渣区水泵、脱硫系统、燃料系统 B 路设备、制粉系统设备检修等。通过精心组织，上述项目全部实施，机组启动合运行情况良好。2参加锅炉专业检修的单位捞渣机、磨煤机热风隔绝门改造、脱硫系统、除灰渣系统、燃料系统 B 路、炉本体受热面防磨检查及消缺，汽水系统部分阀门、电除尘、2B 一次风
43、机等检修工作由徐州华苏集团热电检修工程公司承担；制粉系统设备检修由北京泰能信诚技术服务有限公司承担；2A 一次风机、引风机、送风机的检修工作由检修部自行承担。3锅炉专业主要检修项目完成情况3.1. 本体部分3.1.1. 省煤器3. 1.1.1. 高温段炉前第一个出口联箱从右至左数第 90、100 排弯头护瓦上的卡子脱落，已整形。3. 1.1.2高温段炉前从右至左数第 3 个防震板与前包墙上的固定装置脱开，未进行处理，不影响运行。3.1.1.3高温段炉后从右至左数第 1、2、3 个防震板与后包墙上的固定装置脱开，未进行处理，不影响运行。3.1.1.4. 中温段炉后从左至右数第 42 排护瓦翻转，
44、已修整。3.1.1.5. 低温段炉前从左至右数第 64 排护瓦卡子脱开，已焊接。3.1.1.6. 低温段炉后从左至右数第 1 个防震板与第 25 排后弯头相碰，第 3 个防震板与第 81 排后弯头相碰造成机械磨损，已加护瓦。3.1.1.7. 低温段从左至右数第 41 排护瓦卡子脱开，已焊接。3.1.1.8. 省煤器进口联箱处从左至右数第 44 排下数第 1 根约 600mm 水平直管割管检查，无异常。3.1.2. 过热器：3.1.2.1. 前包墙上部从右至左数第 90 根管夹脱开，已焊接。3.1.2.2. 前屏宏观检查管排整齐无出列。3.1.2.3. 后屏从右至左数第 2、12、9、16 排最
45、下圈管子出列，未发现冲刷磨损，已整形。3.1.2.4. 末级过热器从右至左数第 6、9、10-14、16-20、20、22-28、30、31共计 21 排出口迎火侧第 1 根管子上的固定块与流体定位管的固定卡脱开（遗留问题中说明） ；其中 13、25 排上方形定位块脱落，已恢复。3.1.2.5. 末级过热器进口右侧流体定位管与右侧墙定位装置脱开，未进行处理，不影响运行。3.1.2.6. 末级过热器出口从右至左数第 45 排迎火侧第 1 根割管检查，长度约900mm，无异常。3.1.2.7. 末级过热器出口背火侧第 1 根，从右至左数，距下弯头 1.5m 处，进行蠕胀测量，记录如下：末级过热器测
46、厚，迎火侧第 1 根距下弯头 500mm（A 侧数）：第 排 测量值 第 排 测量值 第 排 测量值6 7.3mm 24 7.3mm 56 7.3mm12 7.2mm 31 7.3mm 68 7.1mm18 7.3mm 44 7.3mm 80 7.1mm3.1.3. 再热器3.1.3.1低温再热器上层前弯头从右至左数第 6 排的第 2、3 根，第 8 排的第3 根，第 11 排的第 2 根，第 12 排的第 3 根，第 27 排的第 2 根，第 31 排的第3 根，第 39 排的第 1、2 根，第 47 排的第 2、3 根，第 52 排的第 3 根，第 63排的第 2 根弯头出列，无冲刷磨损，
47、未进行处理，不影响运行。序号 测量值 序号 测量值 序号 测量值1 37.70mm 29 37.78mm 57 37.66mm3 37.50mm 31 37.68mm 59 37.56mm5 37.60mm 33 37.54mm 61 37.82mm7 37.70mm 35 37.58mm 63 37.74mm9 37.70mm 37 37.70mm 65 37.66mm11 37.68mm 39 37.48mm 67 37.78mm13 37.66mm 41 37.56mm 69 37.82mm15 37.66mm 43 37.50mm 71 37.70mm17 37.80mm 45 37.
48、50mm 73 37.62mm19 37.68mm 47 37.64mm 75 37.68mm21 37.72mm 49 37.80mm 77 37.80mm23 37.64mm 51 37.70mm 79 37.68mm25 37.60mm 53 37.66mm 81 37.70mm27 37.56mm 55 37.68mm3.1.3.2低温再热器上层从右至左数第 45、49 排出口垂直管段的管夹变形，已修整。3.1.3.3低温再热器上层从右至左数第14、16、18、42、44、46、48、50、52、54、56、58、60、70、74、76、78 出口垂直管排，因安装不到位造成变形，其中第
49、 24 排的水平管上的第 1 根安装时碰凹一处，未进行处理，不影响运行。3.1.3.4低再上层后弯头处阻流板与后包墙板的焊缝有 8 处脱焊，已焊接。3.1.3.5低再吹灰器区域检查，管子有被吹灰器吹损痕迹。3.1.3.6. 末级再热器宏观检查，管排整齐，无出列现象。3.1.3.7. 末级再热器从右至左数第 17 排迎火侧第 1 根割管检查，长度约1300mm，无异常。3.1.3.8. 末级再热器迎火侧第 1 根，从右至左数，距下弯头 1.5m 处，进行蠕胀测量，记录如下：末级再热器测厚，迎火侧第根距下弯头 800mm（A 侧数）：第 排 测量值 第 排 测量值2 4.4mm 20 4.3mm8 4.5mm 26 4.3mm14 4.6mm 31 4.3mm3.1.4. 水冷壁3.1.4.1. 水冷壁经宏观检查，无磨损、腐蚀、涨粗、变形、砸伤、凹坑、撕裂等现象。3.1.4.2. 化学和金属监督割管检查，无异常（炉后 39M 处，长度约 600mm） 。序号 测量值 序号 测量值 序号 测量值1 63.54mm 13 63.54mm 25 63.70
