1号机组A级检修施工管理指南

█ 以安全为中心

█ 以质量为基础

█ 以计划为龙头

1号机组A级检修

施 工 管 理 指 南

批准：周红松

复审：李明成

审核：孙兆勇

编写：岳向力 董彬 邹鹏

刘金标 杨学武 张旭

大唐鲁北发电有限责任公司

二O一二年三月

目 录

一 编制目的 ......................................................................... 3 二 适用范围 ......................................................................... 3 三 设备规范 ......................................................................... 3

3.1汽机设备规范简介 .............................................................. 3

3.3电气设备规范简介 .............................................................. 5

3.4继保专业设备规范 .............................................................. 5

3.5热工设备规范简介 .............................................................. 6

3.6综合设备规范简介 .............................................................. 6 四 机组修前简介 ..................................................................... 7

4.1汽机专业： .................................................................... 8

4.2锅炉专业 ...................................................................... 8

4.3 电气专业 ...................................................................... 9

4.4 热工专业 ..................................................................... 9

4.5 综合专业 ..................................................................... 10

4.6 继保专业 ..................................................................... 10

4.7修前主要技术经济指标 ......................................................... 10 五 机组现存在的主要问题 ............................................................ 11

5.1汽机专业 ..................................................................... 11

5.2锅炉专业 ..................................................................... 16

5.3 电气一次专业 ................................................................. 23

5.4 继保专业 ..................................................................... 25

5.5 热工专业 ..................................................................... 29

5.6 综合专业 ..................................................................... 32

5.7 A修中需要解决的重点问题 .................................................... 35

5.8重大项目的检修方案 ........................................................... 37 六 检修工作管理目标 ................................................................ 46

6.1 管理思路及总体目标 ........................................................... 46

6.2 安全生产目标 ................................................................ 46

6.3 检修管理目标 ................................................................ 47

6.4 检修技术目标 ................................................................ 47

6.5 质量保证目标 ................................................................ 47

6.6 经济保证目标 ................................................................ 48

6.7 环保技术目标 ................................................................ 48

6.8 物资管理目标 ................................................................ 48

6.9 费用管理目标 ................................................................ 48 七、 检修组织机构及主要职责 ....................................................... 49

7.1 领导小组 ..................................................................... 49

7.2 检修指挥协调小组 ............................................................ 50

7.3 质量检查组 .................................................................. 50

7.4 安全检查组 .................................................................. 51

7.5 启动试运组 .................................................................. 51

7.6 物资保障组 .................................................................. 51

7.7 宣传报道组 .................................................................. 52

7.8 后勤保障组 .................................................................. 52

7.9 文明生产组 .................................................................. 52

7.10 保卫消防组 ................................................................. 53

八、检修管理制度（见附件） ......................................................... 53

九、检修项目 ....................................................................... 53

十、一般特殊检修项目 .............................................................. 109 十一、技术监督项目 ................................................................ 129 十二、检修项目统计 ................................................................ 155 十三、质量验收体系图 .............................................................. 157 十四、A修网络进度图 .............................................................. 158 十五、A修现场定置图 .............................................................. 159 十六、各阶段试验项目及试验大纲 .................................................... 160 十七、A修奖励考核管理细则 ........................................................ 172

一 编制目的

本次1号机组检修为该机组第一次检修，为进一步提高1号机组A级检修管理水平，规范基础管理工作，加强过程控制，确保安全、文明、高质量、按时完成A级检修工作，达到消除设备隐患，对设计、安装和运行中暴露的重大缺陷进行彻底治理，对不利于安全、稳定、经济、环保运行的设备和系统进行改造，提高机组健康水平，夯实机组健康基础，全面降低能耗指标，保证机组环保达标。修后机组一次启动并网成功并长周期安全稳定运行的目的，组织编写了《大唐鲁北发电有限责任公司2012年1号机组A级检修任务书》。

二 适用范围

2.1 编制依据：中国大唐集团公司企业标准《火力发电机组A级检修管理导则（试行）》。

2.2 适用范围：本任务书适用于大唐鲁北发电有限责任公司2012年1号机组A级检修。

三 设备规范

3.1汽机设备规范简介

汽轮机由北京重型电机有限责任公司引进法国阿尔斯通公司技术生产的，亚临界、一次中间再热、单轴、三缸、双排汽、凝汽式汽轮机，型号为：N330-17.75/540/540，具有较高的效率和安全可靠性。高、中压部分为分缸结构，具有独立的高压缸和中压缸。高、中压缸是头对头布置，低压部分为一只双分流双排汽的低压缸。高、中压转子汽流方向相反，低压缸由中间进汽通过导流环双向分流，因此轴向推力互相抵消，而且推力轴承的正、反向推力瓦块的面积是相等的，所以本汽轮机组推力轴承具有较大的承载余量。旁路系统都采用70%BMCR容量的高压、2×65%BMCR低压两级串联方式。该系统由瑞士苏尔寿公司制造，控制装置为上海新华控制工程有限公司的XDPS，能实现综合性调节控制、顺序控制和数据采集功能；执行机构采用电液执行系统，能适应大提升力和快速动作要求。

汽轮机主要技术规范及性能（THA工况）

3.2锅炉设备规范简介

大唐鲁北发电有限责任公司2×330MW机组锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司根据美国ABB-CE燃烧工程公司技术设计制造的，配330MW汽轮发电机组的亚临界、一次中间再热、燃煤自然循环汽包锅炉，型号为HG-1020/11.58-YM23。１号机组2009年9月投产，2号机组2009年12月投产。2号炉于2011年12月A修对燃烧器、低氮燃器、空预器进行了改造，在过热器再热器出、入口加装了堵阀。

锅炉燃烧系统采用摆动式燃烧器，燃烧器为四角布置，共5层分别对应5台磨煤机（由下往上依次是A、B、C、D、E）燃烧器四周通有周界风，在AB、BC、DE层布置由三层机械雾化油枪，燃用＃0轻柴油，按锅炉30％BMCR负荷设计，单支最大用油量1.68t/h。本燃烧器采用水平浓淡煤粉燃烧技术，以提高锅炉低负荷运行的能力，燃烧器可以上下摆动，其中一次风喷嘴可上下摆动20度，二次风喷嘴可上下摆动30度，顶部燃尽风喷嘴可向上摆动30度，向下摆动5度。正常运行时摆动燃烧器作为调整再热汽温的主要手段。

燃烧设备为四角布置，切向燃烧，水平浓淡分离煤粉燃烧器，每角燃烧器共布置 15层喷口，包括有 5 层一次风喷口（A、B、C、D、E 层），2 层 SOFA（OFA）喷口，3 层油风室二次风喷口，5 层二次风喷口，一次风喷口四周布置有周界风。设计燃料为烟煤。

锅炉容量和蒸汽参数：

3.3电气设备规范简介

发电机采用由北京北重汽轮电机有限责任公司生产的汽轮发电机组，型号为QFSN—330—2型。发电机的冷却方式为水、氢、氢。发电机的励磁型式为发电机出口接带励磁变的机端自并励静态励磁。转轴由整体优质合金钢锻件加工而成，汽端联轴器在锻件上一起车出,本体部分铣有分度不均匀的嵌线槽。这种不均匀分度可以减少电机的附加损耗。大齿上开有阻尼槽。转子槽楔由高强度镍铬硅铜材料做成，上面开有不同形状的进出风孔，沿整个转子全长与定子相应的形成“四进五出”九个风区。转子绕组由抗蠕变性能较好的含银铜线做成，每匝铜线铣有两排腰形孔。底匝的铜线有凹槽与腰形孔相通。端部导线侧面开有进出风口。槽部为斜流通风，端部为两路通风，使整个转子的温度分布趋于均匀。220Kv系统采用固定双母线方式，断路器采用西安西电的六氟化硫断路器屋外配电装置形式；另配有停机/备用变压器，取自220Kv升压站。

发电机设备规范：

3.4继保专业设备规范

发变组保护已按照反措要求实现保护双重化配置，目前使用四方公司两套发变组保护装置，配置有：2台CSC-300G数字式发变组保护，1台CSC-336C数字式非电量保护；同期装置采用国电南自生产的PSS-660数字式自动准同期装置；发变组故障录波器采用国电南自生产的WFBL-1型故障录波器装置。各装置目前运行正常。

发电机励磁系统控制装置采用的是四方公司生产的GEC-300型自动控制系统，可实现自动调压、

低励限制、V/F限制、强励限制等功能。目前励磁系统运行较稳定，各项性能满足要求。

6kV厂用系统各电源间隔保护装置采用的是南京东大金智公司的微机综合保护装置，母线PT间隔消谐装置型号是ZB-WXZ，电动机、变压器综合保护装置型号为WDZ-430和WDZ-440，电动机、变压器差动保护装置型号为WDZ-431和WDZ-441。6kV厂用电系统保护装置运行良好，没有发生误动、拒动事件。

直流系统是江苏扬州电力电源公司生产的KMD-1A系列智能型高频开关直流电源屏，装置运行良好，能够正确检测出接地支路数。

3.5热工设备规范简介

机组控制系统（DCS）采用新华公司的XDPS控制平台，主要包括模拟量控制（MCS）、炉膛安全监控（FSSS）、顺序控制（SCS）、数据采集（DAS）、电气控制（ECS）五个子系统。与DCS接口的控制子系统包括：汽机数字化电液控制系统（DEH）、汽机紧急跳闸系统（ETS）、发变组保护、停机备用变保护、发电机自动励磁调节系统（AVR）升压站监控系统（NCS）、电厂监控信息系统（SIS）。循环水DCS一体化配置操控。主要外围系统包括：除灰、除渣、电除尘、凝结水精处理、化学水、供氢、输煤、燃油、脱硫等，热控外围系统PLC采用欧姆龙、施奈德MODCON、西门子等产品。电动执行机构采用罗托克、奥玛、杨修、常州电站等产品。阀门定位器主要有ABB、SIEMENS等类型。现场压力变送器主要采用ROSEMENT3051系列产品。

3.6综合设备规范简介

鲁北发电有限责任公司一期工程为2×330MW机组，电除尘器采用双室四电场，每电场四个灰斗，为正压密相气力输灰系统。灰库、空压机房、电气与热控设计时考虑满足一期2×330MW机组灰系统的需要。一期工程2×330MW机组排灰总量为28t/h，考虑到系统的100%备用，系统出力为30t/h为充分利用原灰，输送到灰库区后粉煤灰达到国家ⅠⅡ级灰标准。

MODU-FLO“MT”型正压浓相气力除灰系统仓泵进料阀、 出料阀、排气阀、排堵阀及库顶切换阀为耐磨陶瓷双闸板式结构，结构独特、先进。磨损量小，因此密封性能良好。由于该阀阀板、阀座为高耐磨性材料制造，因此该阀寿命长。

另外,支线输送管线上的气动双闸板阀起隔离作用。气动双闸板阀开启时阀板避开物流, 从而避免飞灰与阀板的直接冲击，使磨损降到最低。为此，气动双闸板进、出料阀阀板寿命大于30000h,阀体不需更换。因此，本系统不需要经常维修和更换相应零部件。

飞灰输送系统初速度小于4.0m/s, 末速度小于12.0m/s。系统对于管道的磨损程度则降到最低。除了使用耐磨弯头外，直管均可采用20#钢。

系统具有高效，可靠，输送距离远（1200m以上）的特点:

本系统为正压浓相除灰系统，灰气比达到30～50:1；输送距离1200米以上；

系统出力不小于飞灰量的150%～200%。这样的运行状态保证整个系统每天运行时间只有50～70%左右。从而降低了系统功耗以及系统的磨损、降低了运行人员的劳动强度、减少了系统的维护。

控制系统功能强大、控制方式灵活

控制系统的程序控制系统是以先进的可编程控制器（PLC）为控制中心，以上位工业控制计算机为人机界面（HMI），并辅以就地I/O和就地操作箱构成。可以根据现场工艺的运行条件，可分别设置三种工作方式：具有自动、远方软手操及就地手操控制三种方式，每种方式相互闭锁。 因此，控制系统完全能够满足想要达到的控制目标。

气力除灰控制系统采用LCD操作员站和PLC程序自动控制，该系统中的所有设备除了灰库卸料设备外，均要求能在集控室内控制，灰库卸料设备现场控制，整个控制画面系统包括输灰系统、输送用空压机及冷干机、电除尘器灰斗气化风系统、电除尘器灰斗气化风电加热器、灰库共4子系统。

我厂捞渣机制造厂家为青岛四洲电力设备制造有限公司，型号为：GBL12A*45mm。主要运行参数如下表：

计脱硫效率不低于95%，脱硫系统不设置GGH，脱硫净烟气经烟囱排入大气，脱硫系统由制浆系统、吸收塔系统、烟风系统、副产品处理系统、电气系统以及控仪系统以及附属的管道、阀门等组成。

输煤系统为2台机组公用，年需燃煤约245万吨（设计煤种）。厂区内设2座斗轮堆取料机煤场通过式布置，煤场面积约150×350m，总储煤量约30万吨，能满足2台机组约50天的耗煤量。每个煤场设置1台带堆料功能的斗轮堆取料机，堆料出力Q=1500t/h，取料出力Q=1000t/h，悬臂长度30m；胶带输送机出力为1000t/h。另外煤场配置3台推煤机和2台单斗装载机作为煤场辅助作业机械。上煤系统设置两套事故煤斗和两台往复式给煤机出力为600t/h,输煤系统出力为1000t/h。

化学水处理系统根据水源水质特点，采用二级反渗透加混床的处理系统。超滤、一级反渗透、二级反渗透及混床均各为二组，正常处理时三用一备，按程序轮换运行，最大处理时二组全部投入运行。现有制水系统为一、二期水处理系统。总制水能力设计为：480t/h。一期水处理使用地下水（由于海水倒灌，地下水有10—20%海水），总制水能力为110 t/h。一期水处理系统工艺流程如下：原水池→多介质过滤器→活性炭过滤器→高效过滤器→反渗透（2*90 t/h）→阳离子交换器→阴离子交换器→混合离子交换器二期水处理系统工艺流程如下：原水箱→多介质过滤器→超滤→反渗透（2*90 t/h）→反渗透水箱→阳离子交换器→阴离子交换器→混合离子交换器除盐水箱及各种动力设备、加药装置等组成，提供满足2台机组运行所需的符合水质要求和水量的补给水。 2

四 机组修前简介

1号机组于2009年9月22日投产发电，至2011年主要处理4号瓦瓦温高、锅炉漏泄缺陷，进行的项目有：

4.1汽机专业：

2010年9月份进行B级检修，主要以消除4号瓦瓦温高为主，消缺完成的大项主要有：4号瓦温度高；6号高加正常疏水至除氧器气动调节门内漏；凝汽器钛管结垢；1B循环水泵大修；加装二次滤网；板式换热器清理、扩容。

4.2锅炉专业

2010年09月1号机组B级检修过程中，对1号机组机炉外及炉内受热面管道焊口进行射线探伤，情况如下：

1）锅炉侧：炉内受热面共探伤1421道（省煤器612道、省煤器悬吊管306道、水冷壁99道、低温过热器102道、低温过热器联箱102道、低温过热器悬吊管102道、过热器减温水管78道、末级过热器10道、末级再热器10道），检出不合格焊口28道，合格率98.03%；

2）炉外管共563道：（水冷壁下联箱32道、水冷壁下联箱疏水管35道、燃油管道46道、炉顶疏水（分隔屏过热器、末级再热器）/蒸汽吹灰管82道、汽包下降管40道、锅炉底部加热70道、炉顶取样管94道、炉顶排空管49道、蒸汽吹灰管21道、锅炉连排管道19道、过热疏水45道、汽包事故放水30道），检出不合格焊口74道，合格率86.86%；

2011年5月7日下午14:00，1号机组运行人员检查发现四管泄漏监测装置21点越上限。派人至就地检查发现1号炉省煤器处人孔门有蒸汽溢出，同时伴有明显泄漏声，立即汇报值长及生产领导。经设备部锅炉点检就地检查初步确认为该位置省煤器或后烟井前包墙过热器管发生泄漏，需停炉处理。

5月7日下午17:30，省调度中心安排鲁北电厂1号机组于5月8日调停备用，配合滨尚线线路检修。5月7日21:00，1号机组开始停机，00:33h 1号机组解列。

停炉后设备部与项目部锅炉专业对泄漏位置检查确认，为1号炉标高34.55米后烟道前包墙过热器右侧人孔门弯管左数第1、2根泄漏（规格：Φ42×5.5mm，材质：20G），同时确定处理方案：将泄露2根弯管直管段中间至上部焊口以上50mm进行更换，经过紧急抢修将泄露弯管更换完毕，焊口经探伤合格后，1号机组于05月09日20:45并列。

2011年7月11日下午15:00，1号机组运行人员检查发现四管泄漏监测装置21点越上限。

2011年7月12日03：00,1号炉标高48米折焰角下方空间处保温有滴水现象，就地检查未发现异音。07:00，打开左右侧人孔门发现内部漏水，并有泄漏声音，判断为水平烟道折焰角处水冷壁发生泄漏。

7月13日23:30，机组停运。经查标高48米折焰角下部支撑空间，由东向西数第15根支撑西侧第一根水冷壁管安装焊口部位发生泄漏。对附近冲刷区域水冷壁管测厚检查未发现减薄超标部位。

由于漏点位置紧挨支撑，若更换管子需割除支撑，可能影响整个折焰角的支撑，存在较大风险，且漏点附近弯管较多，管子的割除工作也较困难。经仔细测量，漏点尺寸较小（直径约2mm），在与焊工及金相专工商定后决定采用焊补处理。

7月17日01：15分焊补工作结束，锅炉上水正常启动。

2011年8月19日14：00分，1号机组四管泄漏监测装置15点、21点越上限（变黄），但未达到报警值（变红）。就地检查发现1号炉标高48米折焰角处有轻微泄漏声音。打开折焰角下部空间发现内部有水迹，判断为水平烟道折焰角处水冷壁发生泄漏。

8月22日00:30，机组解列停运。

8月23日16：00分水平烟道处清灰及架子搭设完成。经查发现标高48米折焰角处，屏式再热器下方从炉前向后数第一排凝渣管由东向西数第22根西侧第一根水冷壁管安装焊口部位发生泄漏，冲刷第22根凝渣管，第22根凝渣管泄漏后冲刷凝渣管西侧第二根水冷壁管，造成第二根水冷壁管冲刷减薄、泄漏。

经研究，将第22根凝渣管及西侧第一根、第2根、第3根水冷壁更换，并将凝渣管东侧第一根水冷壁减薄（4.0mm）更换。

对水平烟道处焊口进行全部探伤处理，检测不合格焊口并进行了修复。

利用本次A修对机组炉内、炉外焊口进行全面探伤。检查焊口质量，保证修后180天无非停。 2011年8月23日,1号机组停机检修，利用停机时间处理1A空预器电流摆动缺陷，打开导向轴承箱发现锁紧盘紧力不足，轴与轴承紧固套产生相对滑动并造成了轴被磨细，将导向轴承箱支架整体上移200mm，利用上部未磨损端轴与轴承紧固套锁紧盘配合、保证两者为过盈配合0.08mm。投入运行后，1A空预器主电机电流稳定。2012年2月15日，1A空预器主电机烧损，利用晚间低负荷时进行在线更换完毕。

4.3 电气专业

#1机组电气设备经过2010年机组B检修后，整体电气设备运行比较正常。目前#1机组电气主要存在以下几个问题。

1号机发电机出线封闭母线微正压装置投入运行，漏气比较大。大修时需进行检查密封处理。 株洲电机厂生产的高压电机出现过几起在启动时电机引线处烧断的事故，发现焊接工艺差，引线焊接不牢靠，不符合焊接工艺规范，电机大修时需彻底处理。

闭冷水泵电机停备期间出现绝缘降低，主要是因为环境太潮湿，没有加热装置所造成。此次需安装电加热器。

1号主变上层油温DCS显示不准，需进行更换。

1号机6KV1A段电源进线开关运行中温度高，需大修时彻底查明原因，处理完成。

4.4 热工专业

配合汽机处理汽轮机三瓦振动和四瓦温度高，多次拆装汽轮机轴系测点；配合汽机加装二次滤网装置、胶球清洗装置；加装对氧化铝和对氯碱厂供热流量计，并送淄博计量中心进行检定；海水泵房进出口电动门由于振动大多次出现问题，进行分体改造；增加空预器烟温测点；TSI环线错误存在大隐患，已在临修进行整改；脱硫电动门老化，陈旧，已更换大部分；风量测量装置已进行设备更新换代；通过改造，主辅机保护均能100%投入，且基本实现三取二保护，满足二十五项反措要求；对燃烧器摆

角进行改造，改造后摆角操作及功能基本满足要求；对磨煤机冷热风门进行移位，避免热风对冷热风门造成的损害；对磨煤机排渣门控制装置进行改造；利用小修机会对所有表计开关进行校验；多次对AGC、协调、自动、调门重叠度逻辑进行优化，现控制系统基本满足要求。

4.5 综合专业

输煤专业进行碎煤机大修、滚轴筛更换刮板、入炉煤采样检修、A斗轮机大修工作、输煤系统三通挡板更换、A斗轮机进行液压站保养维护工作。

除灰专业

捞渣机链条磨损严重，需要更换。全部四个内导轮更换。检查、紧固全部高压油管路接头。渣仓清空、检查渣仓析水板破损情况，冲洗堵塞的析水板。渣仓排渣门检修调试捞渣机自动补水门、控制柜上温度表（电气、热工配合）调试捞渣机断链报警连锁装置（电气、热工配合），捞渣机、灰库平台、爬梯、栏杆安全设施不完善消除等。

所有卡塞气动门解体检修，对废旧阀门解体检修，所有伴吹逆止阀解体检修，检查所有手动门，卡塞、关不到位的更换，并对所有手动阀门保养。#1布袋除尘器布袋清灰及更换，#1、#2、#3干灰散装机减速机换油，更换#1、#2、#3灰库干灰下料手动门盘根，库底气化风板检查，损坏的更换等。

脱硫1号吸收塔塔体内部衬胶检查、喷淋层、除雾器层、搅拌器等常规检查，以及1A、1B、1C浆液循环泵检修，脱硫区地沟地坑清理，高压工艺水泵、低压工艺水泵更换；部分管道、阀门抽检；1号吸收塔除雾器冲洗，浓缩池防腐。

化学系统进行设备正常检查，并在精处理加装恒温装、更换内冷水系统小混床树脂。

4.6 继保专业

根据集团公司反措要求要求，加装零功率切机保护装置，避免汽轮机超速；1号机6千伏厂用段二次电流、电压回路端子排质量存在接触不良的现象需更换；6KV厂用段直流单电源，无备用，当单路电源发生故障，将失去直流电源，需增加一路备用电源；1号机变送器屏电源回路之间的并接没有经过保险，电流回路从一个变送器流入后流出进入另一个变送器，而没有返至端子排，电压回路并接也同样没有经过保险，需完善；发变组保护二次回路检查、装置调试及202主开关传动；励磁系统二次回路检查、装置调试及功率柜带载情况下的小电流试验； 厂用6kV、400V系统二次回路检查、装置调试及开关传动；直流系统二次回路检查及蓄电池的充放电试验；远动、仪表二次回路检查及变送器、电能表校验；AVC、PMU、同期、快切及备自投等自动装置回路及通道检查，检查网络数据的上传是否正常。

4.7修前主要技术经济指标

五 机组现存在的主要问题

5.1汽机专业

5.1.1 设备及系统健康分析

5.1.1.1主机

1）、轴系振动比较大：#3瓦轴振较大110µm左右；

2）、#4瓦温度高：#1机组自商业运行以来，就存在着#4轴承乌金温度偏高的问题，最高达110度，并发生了擀瓦现象，经过修刮轴承乌金和瓦枕底部撤垫片以后，机组安全运行15个月，1号汽轮机4号轴瓦自2009年9月168 试运时发生轴瓦温度高的问题，因此聘请刮瓦专家对轴瓦油锲进行了修刮，并将4号轴瓦下瓦枕底部平垫铁斜磨去0.05㎜，恢复后机组投运，轴瓦温度正常。2010年夏季，由于主机油温高，4号轴瓦后温度有时超过报警值（95℃），达到100℃。2010年9月利用1号机B级检修时机，对4号瓦做了如下工作：

解体检查时发现下瓦接触角较大，乌金少许擀起，顶轴油槽边缘不清晰。对轴瓦下部重点修刮，开两侧油囊，开顶轴油油槽；轴瓦紧力由0.05㎜调整为0.04㎜（要求0～0.03㎜），轴瓦顶隙由0.55㎜调整为0.60㎜（要求0.35～0.55㎜），侧隙为0.60㎜（要求0.55～0.70㎜）。机组检修完毕投运时，发现4号轴瓦前温度最高达到108℃，轴瓦后温度81℃正常；进油压力0.12MPa正常，回油温度58℃正常，机组维持运行。

2010年11月机组临停时机，对4号瓦做了如下工作：解体检查时发现下瓦乌金擀起较多，最厚处有0.50㎜左右，且顶轴油孔全部被乌金堵住。修刮擀起的乌金，再次开大（深）两侧油囊，底部垫铁去掉垫片0.10mm，瓦枕紧力减小到0mm，顶部间隙0.62mm略有超标，回装时进行了红丹研磨，接触情况良好。开机时发现4号轴瓦前温度最高达到112℃，轴瓦后温度87℃正常；进油压力0.12MPa正常，回油温度56℃正常。加装一台轴流风机，将风向对准4号瓦与中压缸后轴封处吹风散热，发现轴瓦前温度可降低7～8℃左右，机组维持运行。

2011年1月份机组临停时机，对4号瓦做了如下工作：轴瓦解体检查没有发现大面积磨痕，顶轴油孔完好，接触情况正常；随决定修刮轻微磨痕，并适当开大了进、回油油囊；对底部垫铁进行了磨削找平磨掉0.40mm，加垫片0.35mm，即：将4号瓦标高降低0.05 mm；测量轴瓦两侧间隙0.55mm左右；因修刮后轴瓦顶部间隙超标，将上轴瓦结合面磨去0.20mm后,测量轴瓦顶部间隙0.52mm-060mm之间；调整轴瓦瓦枕紧力为0 mm，以上数值均符合设计值的高限值；并对中压缸后轴封处加装保温处理；开机后4号轴瓦乌金温度依然居高不下，而且还有所增长，轴瓦前温度有时最高达到130℃左右，温度达到120℃左右次数居多。温度每次爬升时间为30～50秒，降落时间为25～45秒。轴瓦后温度由开机时的80℃，缓慢的爬升到98℃左右。请山东电科院专家到公司分析认为主要问题是：中低压缸的过桥管刚度过硬，导致了中缸的偏移，拉伸4号轴承座，使整个轴承座发生了偏斜，引起4号轴瓦前扬所致；结论为机组设计和安装存在严重问题：造成机组轴系出现折点不是一条光滑曲线；滑销系统如纵横销、立销和死点的配合间隙不符合要求，造成机组膨胀滑动受阻，使局部抬起；抽汽管道的吊点、管道死点设计和布置不合理，造成汽缸偏斜，形成局部碰磨；基础台板下找平顶丝安装时没有固定或焊死，形成松动；固定地锚出现间隙，造成基础台板偏移。因本机滑销系统结构特殊，所有轴承箱不动；高、中压缸下缸挂在轴承箱上；高、中压缸均为上猫爪支撑结构，通过推拉装置连接，并以中压缸后下猫爪为死点向前膨胀；汽缸前、后中下部均有立键定中。所以利用本次大修，进行#1、#2、#3轴承箱的扬度调整工作，以及对#4瓦进行改造，将其改为可倾瓦，并在检修时测量整个轴系中心的数据，根据实际情况全面重新调整。

5.1.1.2发电机定冷水系统设备

定冷水泵轴承振动和温度都在合格范围内运行，轴承运转声音正常，机械密封无泄漏，泵出力满足额定工况运行要求，但由于运行时间已达一年之久，需更换轴承及机械密封以及联轴器弹性块，以及对出、入口门进行检查。

5.1.1.3发电机密封油系统设备

1）、密封油泵轴承振动和温度都在合格范围内运行，泵运转声音正常，机械密封无泄漏，泵出力满足额定工况运行要求，但由于运行时间已达三年之久，需更换机械密封，1B空侧密封油冷油器冷却效果不佳，密封油系统存在四个漏点，需要本次检修彻底处理。

2）、我公司1号机密封油泵位于汽机房0米平台，油泵出口压力为0.8MPa，密封油站位于汽机房12.6米平台。由于存在12.6米高度落差，平衡阀、压差阀进出压力存在约0.1MPa的压力损失，且平

衡阀标高高于发电机密封瓦标高，存在氢侧密封油无法放空气的情况，通过本次A修将密封油站由12.6米平台移至6.6米平台。

5.1.1.4调速系统设备

1）、1号机组主汽门滤网需要拆除；4台高调门油动机存在变径处强度不够的隐患，需进行改造，1号中压主汽门LVDT连杆倾斜，须重新定位、安装；各主汽门检查严密性，清理氧化皮，操纵座弹簧宏观检查，连接件检查，测量配合间隙，密封面清理，更换密封垫。

2）、1号机EH油2010年底电阻率超标，可能造成EH油产生胶状物，吸附在油箱底部，本次A修将对EH油箱进行清理。

3）、168期间由于工作量大，EH油自循环过滤系统一直没有投用，本次A修将对自循环系统进行冲洗，并投入备用。

4)、1A抗燃油泵轴封存在轻微漏油缺陷，需返厂更换密封件。

5）、2号高调汽门凸肩变径处断裂，停机后拆卸阀门更换阀杆。

5.1.1.5顶轴油系统

1）、1号机顶轴油系统自09年投运至今已运行3年，需进行探伤检查焊口合格情况，并对不合格焊口进行处理。

5.1.1.6主机润滑油系统

1）、1号机盘车滤网与高压主汽门漏气管道距离不符合25项反措，A修中将进行整改。

2）、前箱内低压安全油管道存在漏点，现遮断系统采取临时措施通过压紧试验电磁阀隔离前箱低压安全油系统，本次大修将彻底检查相关管道及其密封情况，更换隔离电磁阀弹簧。

3）、润滑油系统长期运行，反冲洗过滤器存在堵塞情况，本次大修将进行彻底清理。

5.1.1. 7给水系统设备

1）、1B给水泵端盖不同程度存在漏点，需要更换密封垫。

2）、给水温度低，大修时检查#6、#7高加水侧管子清洁程度，是否存在结垢、堵塞，引起传热效率低；检查水室隔板是否泄漏。

5.1.1.8凝结水系统设备

1）、两台凝结水泵运行状况良好，轴承振动和温度都在合格范围内运行，轴承运转声音正常，泵出力也满足额定工况运行要求。结合本次A修，对两台台凝结水泵抽掉末级叶轮，进行变频改造。

5.1.1.9闭式水系统设备

1）、两台闭式水泵运行状况良好，轴承振动和温度都在合格范围内运行，轴承运转声音正常，泵出力也满足额定工况运行要求，本次按标准项目大修。

2）对闭式水系统板式换热器加装反冲洗装置。

5.1.1.10抽真空系统设备

1）、两真空泵运行状况良好，轴承振动和温度都在合格范围内。但A泵出现过泵壳破裂问题，结

合本次A修对B泵进行大修。

2）、结合本次A修加装真空泵工作液冷却装置。

5.1.1.11循环水及开式水系统设备

1）、1A、1B循环水泵运行状况较好，轴承振动、温度和运转声音正常，但盘根轴套的磨损严重，造成盘根泄漏量较大，需借此次检修进行更换。

2）、结合本次A修检查胶球冲洗装置及电动滤水器。

5.1.1.12内漏阀门状况分析：目前共有8只疏、放水阀门存在内漏现象，具体统计见下表。

5.1.1.13主、辅设备存在的缺陷

5.1.1.14主、辅设备存在的隐患