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：汽轮机制造厂 哈尔滨汽轮机厂 型式亚临界、中间再热、两缸、两排汽、凝汽式额定功率 300MW锅炉制造厂 哈尔滨锅炉厂 型式亚临界参数、一次中间再热、自
2、然循环汽包炉、采用平衡通风、四角切圆内燃方式、设计燃料为褐煤额定蒸发量 1025t/h发电机制造厂 哈尔滨电机厂 型号 QNSF-300-2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
3、电力修造总厂制造，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)人工统计序号 项目名称 计划工时（单位：工日） 实际工时（单位：工日）汽机专业：1 标准项目 716 8122 非标项目 118 1183 技
4、改项目 295 295电气专业：1 标准项目 576 5822 非标项目 0 03 技改项目 47 47锅炉专业：1 标准项目 600 5832 非标项目 450 4203 技改项目 700 685热控专业：1 标准项目 370 4242 非标项目 302 3303 技改项目 85 97继保专业：1 标准项目 85 832 非标项目 14 163 技改项目 32 30综合专业：1 电除尘器 60 602 脱硝输灰 75 753 干排渣系统 77 774 灰库系统 28 25(三)检修费用统计序号 设备部专业 计划费用（单位：万元） 实际费用（单位：万元）1 汽机专业 21 16.62 电气专业
5、 24 23.63 锅炉专业 600 501.14 热控专业 10 8.55 继保专业 5 6.66 综合专业 30 35.3合计 690 591.7(四)运行情况1、汽机专业：（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）
6、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
7、）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
8、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
9、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
10、患，需结合小修对磨煤机油站控制箱、空预器就地控制箱、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1 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
11、 试验（5）6KV 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查处理。3、
12、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 号机组两台空气预热器进出口电动门型
13、号为 ROTORK AWP 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出现，取样管管路堵塞，导致一次风雨密封风差压开关、一次
14、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
15、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 容 合 计 标准项目 特殊项目 技术改造项目 增加项目 减少项目 备 注汽机专业：计划数 84 64 9 11实际数 100 63 9 10 18 2电气专业：计划数 60 52 0 3实际数 60 52 0 3 5 0锅炉专业：计划数 55 29 21 5实际数 55 29 21 5 0 0热控专业：计划数 50 25 12 13实际数 57 32 12 13 7 0继保专业：
16、计划数 25 21 2 2实际数 25 21 2 2 0 0综合专业：计划数 26 22 1 0实际数 26 22 1 0 3 0(六)质量验收情况统计汽机专业：H 点 W 点 不符合项通知单 三级验收内 容合计 合格 不合格 合计 合格 不合格 合 计计划数 223 223 0 201 201 0 0 223实际数 265 265 0 228 228 0 0 265电气专业：H 点 W 点 不符合项通知单 三级验收内 容合计 合格 不合格 合计 合格 不合格 合 计计划数 612 612 0 422 422 0 0 612实际数 612 612 0 422 422 0 0 612锅炉专业：H
17、 点 W 点 不符合项通知单 三级验收内 容合计 合格 不合格 合计 合格 不合格 合 计计划数 189 189 0 324 324 0 0 189实际数 189 189 0 324 324 0 0 189热控专业：H 点 W 点 不符合项通知单 三级验收内 容合计 合格 不合格 合计 合格 不合格 合 计计划数 11 11 0 30 30 0 0 11实际数 11 11 0 30 30 0 0 11继保专业：H 点 W 点 不符合项通知单 三级验收内 容合计 合格 不合格 合计 合格 不合格 合 计计划数 38 38 0 257 257 0 0 38实际数 38 38 0 257 257 0
18、 0 38综合专业：H 点 W 点 不符合项通知单 三级验收内 容合计 合格 不合格 合计 合格 不合格 合 计计划数 3 3 0 36 36 0 0 3实际数 3 3 0 36 36 0 0 3(七)办理工作票汇总汽机专业：开票单位热力机械第一种工作票（份）热力机械第二种工作票（份）一级动火工作票（份）二级动火工作票（份）维护部 36 7 40 0电气专业：开票单位电气一种工作票（份）电气二种工作票（份）二种动火票维护部 28 52 6锅炉专业：开票单位热力机械第一种工作票（份）热力机械第二种工作票（份）一级动火工作票（份）二级动火工作票（份）维护部 52 26 32 6热控专业：开票单位热
19、控第一种工作票（份）热控第二种工作票（份）一级动火工作票（份）二级动火工作票（份）设备部热控 33 34 4 0继保专业：开票单位电气第一种工作票（份）电气第二种工作票（份）继电保护措施票继电保护 7 3 2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）一热项目部 6 6(八)检修前后主要运行技术指标序号 指 标 项 目 单 位 修前 修后1 蒸发量 t/h 10252 过热蒸汽压力 MPa(表压) 17.53 过热蒸汽温度 5414 再热蒸汽压力 MPa(表压) 3.755 再热蒸汽温度 5286 省煤器进口给水温度 2757 排烟温度 1498 过剩气系数 1.16(1)
20、锅炉出口9 飞灰可燃物 % 0.1710 灰渣可燃物 %11 锅炉总效率 % 92.7112 蒸汽含盐量 mg/L13 空预器出口一次风温 1714 空预器出口二次风温 2715 空预器漏风率 % 6.5%16 空预器烟气阻力 Pa 1100二、 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“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
21、。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
22、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
23、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
24、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
25、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
26、”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
27、”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。(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
28、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
29、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
30、，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 1
31、00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 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
32、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
33、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。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
34、检查校验，变压器干燥器检查更换，查看其绝缘，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：1) 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。2) 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） 。3) 再热器系统除屏再自
36、夹弯管磨损外，无重在缺陷。4) 省煤器无重大缺陷。较大缺陷如下：1) 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。2) 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。3) 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。4) 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2、3、4
37、、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。5) 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7) 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，消除应力。8) 后屏过热
38、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。9) 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。10) 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，并对6 楼再热器及主汽管道膨
39、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。脱硝灰斗漏点及与仓泵连接处进行焊接。取出 3 个完整的催
40、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
41、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 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
42、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 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
43、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、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
44、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
45、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
46、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
47、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
48、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
49、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 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
