1号机组B修管理手册.doc

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1、凤台发电分公司1号机组B级检修管理手册安全优质、高效环保、精细规范批准： 吕力行审定： 朱朝阳审核： 范海东 彭若谷 毛晓宇符官福 邹雪明 洪 旻 宋为明编辑： 设备部经 理 声 明精心组织、过程控制、优质高效完成1号机组B级检修任务致参加1号机组B级检修全体人员根据华东电网2013年发电厂检修计划安排，淮浙煤电凤台发电分公司1号机组将于2013年4月1日至2013年5月26日进行为期56天的B级检修，在此我谨代表凤台发电分公司向参加1号机组B级检修的各参修单位领导和全体检修人员表示热烈的欢迎和衷心的感谢，祝你们在整个检修期间工作顺利，身体健康！本次1号机组B级检修是2010年首次检查性A级检

2、修之后的一次重大检修，此次检修要让机组的设备状况得到明显改善，并且要完成汽机本体通流改造的前期测绘、脱硫旁路挡板取消、脱硝等一系列工作，能否很好完成本次1号机组B级检修任务，关系到1号机组今后能否长期安全稳定经济环保运行，更关系到凤台发电分公司2013年年度生产经营任务能否顺利完成。希望全体参修单位精心组织，强化过程控制，严格执行质量、职业健康安全、环境一体化管理体系文件要求和凤台发电分公司各类管理制度，踏实做好1号机组B级检修的每一项工作；更希望全体参修人员视安全为根本、质量为生命、速度为效益，强化检修工艺，规范作业标准，严格质量验收，履行环保职责，精细规范确保安全、优质、环保、经济、文明完

3、成1号机组B级检修任务。我们相信，在各参修单位的精心组织和严格管理下，在全体参修人员辛勤工作和通力合作中，1号机组B级检修一定能顺利完成，1号机组B级检修目标也一定能全面实现。让我们为圆满完成1号机组B级检修任务而共同努力！ 淮浙煤电凤台发电分公司 王学根2013年3月目 录一、概况1二、2号机组B级检修工期、要求及目标2三、2号机组B级检修网络图3四、2号机组设备状况及主要存在问题分析4五、2号机组B级检修质监点清单30六、2号机组B级检修技术文件清单63七、2号机组B级检修安全文明生产规定80八、2号机组B级检修组织机构103九、2号机组B级检修例会制度105十、2号机组B级检修现场定置图

4、106十一、2号机组B级检修服务及应急指南108十二、机组检修常用表格112一、概 况淮浙煤电凤台发电分公司位于安徽省淮南市凤台县，地处淮河之滨，是安徽省淮南市境内大型火力发电企业。淮浙煤电项目是浙皖两省为加强能源合作，实现资源优势互补的大型煤电一体化项目，是国家“皖电东送”战略规划的重要组成部分，由浙江省能源集团有限公司和淮南矿业（集团）有限责任公司均股投资兴建。凤台电厂的建成投产有利于华东电网电源结构的合理调整，变输煤为输电，为皖浙两省经济的持续协调发展发挥积极作用。淮浙煤电一体化项目规划建设一座装机容量为4台600MW机组（一期为2台630MW机组）的凤台电厂和一对年产600万吨煤炭的顾

5、北煤矿，并同步建设脱硫装置，电厂所发电量将全部送往浙江。2006年7月17日，凤台电厂一期（2台630MW机组）工程项目获得国家核准，2006年7月28日正式开工。在浙、皖两省各级政府及浙江省能源集团、淮南矿业集团、淮浙煤电公司的关心和支持下，在广大建设者的努力下，又好又快又省的实现了土建工程、安装工程的目标节点，1、2号机组分别于2008年8月6日、9月29日投入商业运行，实现了一年内“双投”的目标。2012年12月31日，凤台电厂二期（2台660MW机组）工程项目获得国家核准,目前二期工程正在紧锣密鼓地推进中。凤电提出要确保2013年内完成3号机组投产，4号机组并网发电的任务，争取年内实现

6、两台机组“双投”的目标。 淮浙煤电有限责任公司凤台发电分公司按照新型管理模式的要求，融合浙江能源集团和淮南矿业集团的企业文化，以安全、健康、节能、环保为安全生产理念，按照绿色环保电厂的标准，完善管理体系，加强制度建设，合理组织安全文明生产，有效利用人力物力，确保凤电整合型管理方针、目标的实现，为浙江和安徽两省的发展做出应有的贡献。二、1号机组B级检修工期、要求及目标一、检修工期：本次B级检修计划工期自2013年4月1日至2013年5月26日。二、检修要求：1、 全面完成计划检修标准项目和特殊项目；完成汽机本体检修、脱硫旁路挡板取消和脱硝改造项目；2、 完成检修过程中新增加的检修项目；3、 确保

7、安全、保证质量的前提下，尽量缩短检修工期、节省检修费用；4、 认真贯彻“修必修好、谁修谁保”、“质量第一”的原则；5、 严格执行职业健康安全管理、质量管理、环境管理体系文件。三、检修目标：1号机组B级检修的总体目标是：安全优质、高效环保、精细规范。1. 安全职业健康目标 不发生一般及以上设备损坏事故。 不发生人身轻伤及以上事故。 不发生误操作事故。2、质量目标 机组一次启动并网成功，确保检修后连续运行100天，争取检修后连续运行180天。 辅机一次试运合格率95%。3、环保目标： 检修过程不发生环境污染事件。 污染排放物符合国家标准。 节约原材料和能源，减少检修过程中的各种危险因素，选用少废、

8、无废工艺和高效检修设备，减少和避免污染物的产生。4、工期目标：在56天内完成检修和机组并网任务。 5、检修成本目标严格控制检修成本，杜绝浪费。三、1号机组B级检修网络图四、1号机组设备状况及主要存在问题分析1号机组自2010年6月首次A修并网发电运行至今，期间经历了一次C修、三次调停。目前各系统均能维持正常运行，现无重大安全隐患，但经历了2012年迎峰度夏及2号机组B修期间连续的长期满负荷运行。部分设备的隐患又暴露出来，如锅炉漏灰无法根治、汽轮机调节级压力偏高、机组经济指标下滑等问题，对机组的安全、文明生产有所影响，也在一定程度上影响了全厂的经济效益。同时为了配合国家环保要求的脱硝改造、脱硫旁

9、路挡板改造等大型改造项目，计划在2013年4月份对1号机组进行B级检修，以解决影响机组稳定运行的各类问题。现将各专业设备状况分析如下：一、锅炉（一）设备运行方面1号机组于2012年4月临修以来，机组运行基本正常，主要存在磨煤机故障率升高的问题。1. 运行参数变化：1) 2012年与2011年排烟温度同期对比：以上为1号炉2012年与2011年同期相比排烟温度平均下降5。原因一是提高磨煤机出口温度；二是优化磨煤机运行方式； 2) 汽水阻力变化以上数据为2012年3月和2012年12月时间段内600MW负荷，主给水管道阻力的趋势变化，从图中可以看出主给水管道阻力没有上升趋势。以上数据为2012年3

10、月和2012年12月时间段内600MW负荷，省煤器至分离器阻力的趋势变化，省煤器至分离器阻力在此时间段内上升近0.3MPa。根据厂家说明书在BRL工况下省煤器至分离器出口的汽水阻力为1.852 Mpa，目前阻力约2.3Mpa比厂家说明书规定阻力有较大的偏差，建议停机后对省煤器和水冷壁选取多根管道割管检查。以上数据为2012年10月和2012年11月时间段内，分离器至过热器出口阻力的趋势变化。根据厂家说明书在BRL工况下分离器至过热器出口的汽水阻力为1.827 Mpa，现为实际阻力为1.86 Mpa与厂家说明书规定值相差不大。风烟阻力变化以上数据为2012年7月至2012年12月时间段内，空预器

11、的烟气侧阻力的趋势变化。从图中可以看出空预器烟气侧阻力呈平稳趋势的。但根据厂家设计说明空预器烟气侧阻力为BMCR 1.046kPa、如果热工测点无误1号炉空预器的阻力约为1500KPa，而空预器阻力上升至高于设计值的500Pa左右，建议对空预器蓄热元件进行清理。低过区域烟气阻力有较大波动，目前阻力没有明显上升；省煤器区域烟气阻力B侧上升幅度大，烟气阻力增加约5060Pa；再热器区域的烟气阻力也有较大波动，总体上A侧烟气阻力有明显上升。 2. 1号炉目前运行方面存在的主要问题及措施：（1） 风烟系统1) 怀疑1号炉二次风量测量偏小100200t/h，建议邀请电科院冷态校对1号炉二次风量测点。2)

12、 2号炉尾部烟道漏风情况根据1号炉排烟温降情况分析，排烟温降随环境温度变化均有较大变化，证明1号炉存在较明显漏风现象，待停炉全面检查处理。3) 1号炉B引风机电机轴承温度多次大幅波动，停机后建议对B引风机电机轴承进行检查。4) 1号炉一次风机在夏季高负荷工况时频繁失速，停机后建议对一次风机动叶进行全面检查和相关试验。5) 火检风机出口软管出现老化裂纹，建议更换软管。（2） 制粉系统1) 建议对磨煤机出口管道弯头割管检查有无积粉现象。2) 建议对机组启动前后，磨煤机进行冷热态风速调平和煤粉浓度测量。3) 磨煤机风量与挡板开度、入口压力明显不对应，建议标定磨煤机入口风量，可降低一次风机电流，降低一

13、次风速和排烟温度。4) 磨煤机在大煤量时其冷风调节挡板开度接近最小，热风调节挡板全开（1B磨煤机最明显），建议停机后对所有磨煤机冷热风管道、挡板进行全面检查。5) 制粉系统漏粉较为频繁，建议对制粉系统相应弯管、接头进行全面检查。6) 磨煤机液压油系统故障频繁，建议停炉后对磨煤机液压油系统进行全面检查。（3） 汽水系统1) 锅炉吹灰大部分疏水电动阀有内漏现象。2) 吹灰系统有多只吹灰器损坏，建议停炉对其更换维护。3) 361阀前电动隔离阀故障率高，严重影响机组安全运行，建议更换工作压力在20MPa范围的驱动电机。（4） 锅炉本体1) 锅炉本体漏风及漏灰情况检查消缺，建议停炉后进行锅炉漏风试验。2

14、) 建议对捞渣机频繁故障查明原因，进行大修以降低故障率。3) 炉膛内部结渣情况检查，测量燃烧器中心倾斜角度。检查燃烧器烧损情况，更换烧损部件。根据2号炉动力场试验的经验，做好燃烧器改造的准备工作。（二）设备检修维护方面1. 锅炉本体目前1号炉本体运行情况基本稳定，但仍存在高再进口集箱T23-TP347H异种钢焊缝裂纹问题。同时，高温受热面管壁温也存在局部短时超温现象。另外，炉顶包厢内顶棚密封也存在一定的漏灰现象，在过去的几次检修中发现锅炉本体存在一些问题，主要包括以下几个方面：（1） 各高温受热面面（包括屏过、高过，高再）防磨罩存在不同程度的脱落现象，管屏滑动副也存在脱落现象及损伤受热面管的情

15、况； （2） 高温受热面（包括屏过、高过，高再）管排存在不同程度的变形情况，同一管屏中的受热面管有出列现象，由于管屏变形及管子出列一方面造成易挂焦，另一方面管屏在运行期间晃动造成受热面管碰撞引起机械磨损；（3） 锅炉本体管道吊架存在松动、过载等现象，部分吊架偏斜度超标；（4） 减温器喷管曾出现过根部裂纹现象，同时2号炉高再因减温器混合管工艺件的脱落而造成超温问题，1号炉是否也存在这样的问题，需在检修中进行彻底检查，并对安全性进行评估；（5） 燃烧器中心存在一定程度的偏斜现象，稳燃齿局部发生脱落，稳燃环局部过热损害现象存在；（6） 锅炉二次风箱人孔门存在漏灰现象；（7） 锅炉尾部竖井内受热面（低

16、再、低过、省煤器、吊挂管）受吹灰蒸汽吹损，局部减薄现象明显。受热面防磨瓦翻转现象较为常见，吹灰通道内吊杆及吊挂管吹损现象较为严重，需采取一定的防磨措施；（8） 冷灰斗水冷壁下方受热面管长期受掉落下来的结渣影响，存在不同程度的磨损。折焰角水冷壁弯头处受烟气冲刷，也会造成一定程度的磨损。同时凝渣管穿折焰角根部区域也必然存在磨损现象。对于以上磨损部位，应对其进行详细检查，并采取防磨措施；（9） 炉膛左、右侧墙水冷壁存在高温腐蚀现象，在以往的检修中已对高温腐蚀区域进行了防腐防磨喷涂处理。检修中需对该部位的情况进行检查。同时对前、后墙燃烧器区域水冷壁需进行高温腐蚀情况检查，并根据高温腐蚀情况，采取一定的

17、防腐处理。（10） 锅炉炉顶大罩内顶棚密封漏灰情况依然存在，需在检修中对其漏灰部位进行检查，并对漏点进行处理；（11） 锅炉本体局部存在漏灰及超温现象，影响文明生产工作的同时，也增加了锅炉的散热损失。停炉前通过漏风试验查找漏点，并在检修期间进行处理；（12） 高再进口集箱短接管T23异种钢焊缝易产生裂纹，从运行的安全可靠性考虑，需对T23短接管进行更换；（13） 1号炉保温超温现象较多，尤其是穿墙管处保温超温现象尤为突出，检修中需对其进行整改；（14） 1号炉本体膨胀指示器需进行检查，并对不符合要求及灵活性较差的进行处理，需要更换的予以更换；2. 锅炉本体阀门（1） 1号炉本体疏水阀内漏情况：

18、从DCS疏水管道壁温显示情况来看，内漏数量较多，但就地通过点温枪测温情况来看，内漏严重的疏水阀数量为8台；（2） ERV阀容易发生内漏现象，在以往的经验中即使未发生内漏的ERV阀若长期未进行检修一旦动作，也有很大的可能会发生内漏，因此，此次B修需对4只ERV阀进行解体检修；（3） 2012年1号炉4月份调停检修后，锅炉过热器A侧二级减温水调阀在运行期间盘根处发生飘汽、渗水现象，经带压堵漏后未出现飘汽现象。目前运行正常，但从长周期运行考虑，B修期间对各调阀盘根进行更换；（4） 1号炉给水管道阀门长期以来运行正常，此次检修可视情况对其进行填料更换；（5） 吹灰系统阀门存在不同程度的内漏现象，B修中

19、需对其进行解体检修并研磨密封面；（6） 对于锅炉汽水取样针型阀，因个别阀门选型不合理，在机组启动初期取样困难，建议对其更换；（7） 锅炉本体安全阀因长期未进行检修，目前虽未有内漏现象发生，但需对其进行解体检修。并对安全阀进行整定校验。3. 空气预热器空气预热器自4月份调停检修以来，运行基本稳定，目前存在的主要问题是：（1） 空预器导向轴承区域“”弧形板处漏风比较严重，一方面影响现场的文明生产工作，另一方面容易引起导向轴承油池内油温偏高；（2） 空预器本体存在局部漏灰现象，尤其是冷端扇形板区域及冷端中心筒，检修中需对其进行全面检查及处理；（3） 因脱硝改造，对空预器现有蓄热元件进行更换；（4）

20、空预器密封片损坏情况时有发生，检修中需对密封片进行检查和更换，并对密封间隙进行调整；（5） 空预器现有扇形板提升拉杆漏灰现象较多，检修中需对其进行处理；（6） 空预器各轴承润滑油使用时间较长，检修中需对其进行更换；（7） 空预器各油站滤网需进行清理，同时各油站接头需进行检查，防止接头渗油现象的发生。4. 吹灰系统1号炉吹灰器自2010年机组大修期间进行过一次全面解体检查，未进行过全面检修。到目前，吹灰器运行时间长达近4年，而且吹灰较为频繁，现场缺陷较多，枪管破损较多，个别枪管弯曲变形严重，吹灰器提升阀内漏现象也较为频繁发生。此次检修，将对锅炉本体吹灰器，包括炉膛吹灰器、长吹、半长吹及空预器吹灰

21、器进行大修，全面进行解体检修，以提高吹灰器的安全可靠性。5. 风烟系统（1） 1A、1B一次风机：1A、1B一次风机整体运行良好，轴承温度、震动等参数正常，主要需进行检查性检修。1) 1B一次风机轴承箱渗油，分析为轴承油封老化所致，需B修期间更换；2) 1A、1B一次风机叶柄轴承油脂老化，需清理加油脂；3) 1B一次风机曾多次失速，需对叶片角度、滑块、滑块间隙、风门挡板位置等重新检查标定4）1A、1B一次风机轴承箱轴承使用接近5年，现运行正常，但需进行检查。5）1A、1B一次风机液压缸密封件检查、中心复测及调整。（2） 1A、1B送风机：1A、1B送风机目前运行良好，状态正常，轴承温度、震动良

22、好，主要需进行检查性检修。 1）1A、1B送风机叶柄轴承油质老化，需清理加油质；2）1A、1B送风机叶片磨损情况需检查，测量；3）1A、1B送风机滑块、滑块间隙、风机轴承箱轴承需检查；4）1A、1B送风机液压缸密封检查、中心复测及调整。（3） 1A、1B引风机：1）1A、1B引风机轮毂、叶片、静叶等磨损，需检查；2）冷却风管路、轴承加油脂管路需检查清理；3）风机轴承运行将近5年，需进行检查；4）静叶调节机构需检查，清理，加油脂。1A、1B引风机运行正常，状态良好，因进行脱销改造更换新风机，不需对此风机进行检修。（4） 1A、1B密封风机：1）1B密封风机进口电动闸板卡涩，需解体检查，检修或更换

23、；2）1A密封风机无法自动切换，分析为激流间隙较大，需调整；3）风机进出口逆止门需进行检查，尤其是密封面；4）轴承箱对轴承进行检查，换油。1A、1B密封风机现运行良好，状态正常，缺陷需停机处理。（5） 火检冷却风机：1）1A、1B火检冷却风机出口换向挡板需检查更换；2）风机出口母管软连接需进行更换，橡胶件，时间长老化。火检冷却风机运行良好，状态正常。（6） 尾部烟道磨损严重1）自投运以来，锅炉尾部烟道便存在磨损严重的问题，而且烟道支撑管磨损问题也非常突出，在历次检修中均发现过支撑管因磨损而脱落的情况。虽然1号炉尾部烟道局部磨损严重的区域做了龟甲网防磨处理，但在后期的检查中仍然发现有局部烟道钢板

24、因长期磨损而破损的现象，检修中需对磨损部位进行修复，并做防磨处理；2）1号炉破损严重的膨胀节已进行了更换，检修中需对更换的膨胀节进行磨损检查，并对其他碰撞节进行漏点检查及修复，并对其进行防磨处理；（7） 烟风道风门挡板门轴漏灰1号炉烟风道挡板门轴处漏灰比较严重，如：空预器出口二次风挡板漏灰、空预器出口热一次风挡板门轴漏灰等，严重影响了现场的安全文明生产工作。检修中需对其进行检查、更换盘根；（8） 烟风道挡板定位检查对1号炉烟风道系统风门挡板开关位置进行定位检查，并进行处理。6. 制粉系统（1） 给煤机1）给煤机驱动辊、从动辊、称重辊轴承需进行检查，油封老化需进行更换；2) 给煤机皮的长时间运行

25、，有裂纹；3）给煤机减速机需进行清理检查，更换润滑油；4）原煤仓检查，壁厚磨损，需检查；（2） 磨煤机1）磨煤机出口粉管磨损，需进行检查、处理；2）磨煤机1C、1E已经到检修周期，需进行检修，更换易损件；3）磨煤机筒体、出口粉管弯头、支吊架处个别有磨穿；4）磨煤机液压缸密封件使用5年，有部分开始渗油，需更换；5）磨煤机润滑、液压油需检查或更换，油已经使用3年多，到换油周期；6）减速机高速轴油口需检查清理。给煤机、磨煤机整体运行良好，主要存在问题为粉管磨损，漏点较多；拉杆寿命到期，部分产生裂纹或断裂，磨煤机减速机高速轴轴承需加强关注，磨煤机油站油使用3年左右，基本到期，油质情况有待于进一步化验确

26、认。二、汽机（一）主机凤电一期工程1号机组为东汽生产的D600E燃煤发电机组，目前主机#1-8瓦瓦温正常，轴振、盖振均在75m以内，振动优良，但热耗一直偏高，超出设计值， 1号机组按照东汽给出的优化方案在2010年进行了首次大修，大修后热耗虽有所改善，但仍不能达到设计值。目前机组存在的主要问题有：1、凤台电厂1号汽轮机自投产以来调节级后压力一直偏高， A修后调节级后压力较修前又有明显上升，并在夏季工况610MW负荷以上调节级压力出现超限（19.2MPa）情况。调节级后压力在A修后较修前上升，在满负荷时高约0.6-0.7MPa，该压力至今无上升趋势。在A修时检查本体通流部分，除叶片存在结垢外其他

27、无异常，中低压缸联通管内的导汽片也正常，在A修时汽轮机进行过密封间隙改造工作，机组A修后振动、瓦温、轴向位移等参数均正常。综合上述情况，分析认为排除通流部分结后的可能性，调节级后压力较修前高主要是由于汽轮机高中压缸内外缸之间增加挡汽环、DAS汽封及围带汽封改造和通流密封间隙调小等原因所致。2、高中压缸内壁内外温度偏差较大，虽然在A修时在高中压外缸增加了阻汽片，目前1号机中压内缸内外缸偏差仍有80-100， 按照东汽标准，机组运行时内外缸温度偏差应在50以内。本台机组是东汽生产的D600E机型汽轮机首台第二次开缸检修的机组，检修中有可能出现高中压内缸变形等缺陷，3、轴封压力偏高，自密封后1号机6

28、00MW负荷时最高已达60Pa，现场排除辅汽及其它外部汽源进入的可能性，高中、低压缸轴封供汽温度正常，由于正常运行时考虑到经济性，现机组运行时轴封溢流至8A的溢流阀已全开无法调节，溢流至凝汽器存在风险，担心低加水位波动造成低加解列，比较东汽同机型机组，轴封系统基本相同，他们至8A轴封溢流阀只开到45%，就可将压力控制在30Pa，故怀疑DAS汽封漏汽加大，待日后开缸后重新调整DAS汽封间隙进行检查处理。1号机中联阀阀阀座螺栓由于设计材质问题，共72颗20Cr1Mo1VNbTiB螺栓需全部更换为新材质螺栓。汽机本体疏水的气动疏水阀运行时仍有部分内漏。 4、主机润滑油系统1B主机油冷却器从2012年

29、4月中旬开始运行，换热效率较为稳定，由于我厂开式水水质不稳定，板片可能结垢，需将1B主机油冷却器解体检查清理。主机冷油器板片的密封胶条厂家建议使用寿命2-3年，现已运行4年多，可能存在胶条老化、密封性能下降情况，解体后需进行检查更换。主机润滑油冷却器三通切换阀卡涩，停机时需解体检查，并更换O型圈。5、调节保安系统1号机调节保安系统的两台EH油泵、主机10台油动机和小机4台油动机自投产以来就未进行过全面清理和内部密封件检查更换，为保证调节保安系统的工作稳定，需对油泵、油动机、伺服阀进行返厂检查清洗。（二）汽机辅机1、胶球清洗系统CQM改造 凤电一期工程1号机组胶球清洗装置由上海达极有限公司提供，

30、目前的胶球系统主要存在胶球清洗效果差、收球率时高时低，收球网差压经常报警等问题。 故在B修时准备将原胶球清洗装置改造为CQM胶球清洗系统，改造完成后可提高凝汽器换热管的清洁度，保证98%的收球率，实现胶球清洗系统自动、间隙性投切的运行，减少了系统设备的故障率，提高了胶球系统运行可靠性。2、高加、除氧器由于1号机组高加换热效果较好，端差均在设计范围之内，但为了能及时发现高加的管口及焊缝存在的缺陷， 本次B修对1号高加进行管口及分流板PT检查，更换分流板垫片。1号机除氧器在以往检修时均发现焊缝裂开，本次检查同样对焊缝进行宏观检查，如有缺陷则补焊处理。3、真空泵1号机组4台真空泵运行状态良好，由于真

31、空泵密封水温度的高低直接影响真空泵的出力，所以定期清理4台真空泵板式换热器显得尤为重要，所以这次B修决定对4台真空泵的板换进行清洗打压，并拆除密封水进水管路进行清洗，保证管路清洁不堵塞。2B、2C真空泵运行时间已较长，轴承及轴套磨损较大，嗓音及出力有所下降，所以对这两台真空泵进行全检，保证真空泵设备运行的可靠性及安全性。4、凝汽器凝汽器检修包括例行的清理水室杂物及检查内壁腐蚀的剥离情况，并在机组启动前进行灌水查漏试验，由于凝汽器冷却水管的最高流速较低，所以本次B修时决定对凝汽器进行高压水冲洗，清除不锈钢管内的软垢及杂物，保证凝汽器不锈钢管的清洁度。5、凝结水泵 1A凝泵自2010年A修之后没有

32、再进行本体方面的检修工作，1B凝泵在2012年调停时更换机械密封和推力轴承的冷却盘管，两台凝泵的轴承温度、振动等参数正常；目前两台凝泵机械密封已经达到寿命，动静环有一定的磨损，需要在B修时进行更换，根据厂家建议凝泵大修可以和主机大修同步；因此2台凝泵计划进行小修，主要进行更换机械密封和推力轴承的工作。6、汽动给水泵目前1A、1B汽动给水泵运行情况良好，由于泵的设计原因其抽头组合件容易被冲刷导致损坏需要在B修时检查；目前2号机汽泵的机械密封都运行了2年以上，由于机械密封为易损件（美国API682标准机械密封保证寿命为3年，国产机械密封根据JBT 6614-2011 锅炉给水泵用机械密封技术条件运

33、行时间为8000小时）运行时间也较长，根据相关单位对大机组汽泵运行稳定性的分析，汽泵组故障主要就是发生的汽泵的轴封上，因此本次检修需整套更换机械密封；在2号机B修时发现喉部衬套连接螺栓被冲刷损坏，本次检修计划安排检查喉部衬套连接螺栓及冷却水室。给水泵芯包为原装日本荏原的进口芯包，大修周期为6年，目前运行良好，本次检修不进行抽芯检查工作。7、汽泵前置泵1A、1B汽前泵目前运行正常，但由于沈阳水泵厂此此型号的泵大盖与泵体的靠O型圈密封，工作环境恶劣O型圈容易老化且泵体与泵盖材质较差，普遍存在运行一段时间就产生大盖漏汽的现象，经过了解此缺陷为沈泵厂QG400/300C型泵的常见问题。目前沈阳水泵厂已

34、经总结出了优化改造方案（将大盖与泵体的密封形式由O型圈密封改为金属缠绕垫密封，在泵体与泵盖的止口处挖补不锈钢提高抗汽蚀的能力），2B汽前泵已经完成了改造目前运行良好，本次检修计划将1A、1B汽前泵返厂进行同样的改造。 8、电泵组目前电泵组无重大缺陷，并且正常运行时电泵为热备用状态，检修周期内运行时间极少，综合考虑经济等因素建议不安排检修项目。9、闭冷水泵目前闭冷水泵在2011年更换没有密封环的叶轮后一切运行正常，但由于闭冷水泵轴套与泵轴之间的密封为O型圈密封，在B级检修时进行解体检修。10、开冷水泵开冷水泵目前运行情况良好但由于其结构设计与闭冷水泵一样，轴套的一端在在泵里叶轮处另一端在轴承室内

35、，经过长时间的运行或备用之后，轴套与轴之间的O型密封圈老化容易导致泵侧的水渗入到轴承室，建议进行解体检修更换O型圈、轴承等易损件。11、循环水泵1号机循环水泵自2010年大修之后运行情况良好，根据循泵检修周期要求，本次1A、1B循环水泵全面解体检查。 12、开冷泵出口逆止阀开冷泵出口逆止阀经常发生拐臂、阀轴等阀瓣的连接部件磨损导致阀门关闭不严倒转等现象，计划进行换型（更换为缓闭式蝶形止回阀）（2号机已经在B修时更换，运行情况良好）。13、汽泵再循环调节阀汽泵再循环调节阀，由于此阀门工作环境极其恶劣（工作压力及压差最高，且为调节阀），既易损坏，本次检修进行解体检查。三、电气（一）发电机1. #1

36、发电机励侧B排氢冷器下结合面压板处有轻微漏氢，该处曾于2011年7月带压堵漏。目前当机组负荷450MW以上时，漏量很小，日漏氢量11m3；但当机组负荷长期处于400MW以下时，在该处位置氢气泄漏加剧，需在B修中安排四组氢冷器的下结合面密封条更换工作；2. 1号发电机在2010年4月至6月进行的机组大修工作中发现发电机汽侧、励侧端部线圈绑环的绑扎部位存在大量黄粉，后联系东方电机厂方人员来现场修复、处理；2011年C修期间曾对该问题进行跟踪检查，检查结果良好，本次B修继续跟踪检查；3. 1号发电机在2010年A修中层发生定子线棒过火事故，本次B修将打开发电机两侧上端盖，对过火部位进行检查；4. 在

37、2011年1号发电机C修结束起机后，其定冷水箱内漏氢报警测点CH8曾经一度报警很频繁（漏氢纯度1%触发），怀疑系定子线棒渗水，氢气大量进入定冷水中所致；但检查发现发电机日漏氢量却并不大，且通过发电机局部放电在线监视装置也未见异常。尤其自2011年12月31日至今CH8报警次数显著减少（原因不明）。本次B修计划对1号发电机定子线圈进行水压试验，验证定子线圈水回路严密性；5. 1号发电机氢冷器结垢，2012年迎峰度夏期间发电机冷氢温度曾一度达到49。从2012年2号机B修发电机氢冷器解体情况看，氢冷器内结垢为硬垢，且结垢比较严重。现化学专业仍在对1号机进行在线溶垢，但从氢冷器进出水温差看，效果不明

38、显。计划本次B修抽出1号发电机4只氢冷器酸洗，清洗完成后对氢冷器做水压试验；6. 1号发电机定子线圈出水温差自2011年以来一直维持在满负荷时7.5左右，本次B修将按要求对发电机定子线圈进行反冲洗，进行热水流试验时，将重点观察10号线棒和29号线棒出水温度温差；7. 碳刷电流定期检测和集电环的定期维护工作开展正常，运行状况良好；8. 碳刷小室进风滤网、6.9米励磁母线进、出风滤网脏，需在1号机B修安排滤网清理工作；9. 大轴接地刷辫脏，需在1号机B修安排清理工作。10. 2012年6月9日，1号发电机封闭母线A/B/C相温差10大屏报警。利用1号机B修机会，对1号机发电机出线仓温度探头进行检查

39、调整。（二）高压电机1. 我厂1A、1B汽前泵电机560kW，冷却方式为空冷。根据近几年运行情况看，当夏季高温时，由于空冷效率较低，且夏季汽前泵周边区域温度较高，导致电机线圈温度普遍较高，在105左右。为了缓解高温，目前采取的辅助冷却手段是在电机周围加轴流风机，增加电机表面空气流量，但效果不明显，只能使温度略降低约3左右，治标不治本。电机长时间运行在高温环境下，将对其绝缘水平造成不利影响，且轴流风机电源线无固定走向，影响现场文明生产。本次B修计划将1A、1B汽前泵电机由空冷方式改为水冷方式，以提高冷却效果，从根本上解决问题；2. 目前01B、01C、01D厂用仪用空压机电机，01A、01C输灰

40、空压机电机轴承振动较大，但运行温度及电流正常，且无异音。本次B修计划将上述电机解体大修、更换轴承；3. 2011年1号机C修期间，曾发现1C电泵返厂维修后仍有黄粉出现，后对电机端部进行绑扎加固。本次B修计划对1C电泵进行端部重点检查，并做高压试验。4. 2012年2号机组B修电机解体检查，发现部分电机定子槽楔少量脱落， 1号机B修需加强相关检查，并做好处理准备。（三）调度自动化系统我厂AVC系统运行需从NCS取现场实时数据，NCS传输至AVC有两路实时数据通道（AK1703A、AK1703B），分别传输至AVC两台上位机。现AK1703B实时数据通道数据偶发乱码，影响AVC上位机调节可靠性，经

41、检查初步判断为AK1703B 101板卡故障。本次B修计划对该板卡进行详细诊断和检测，如损坏则进行更换（四）直流系统目前#1机组区域直流系统普遍运行正常。网控#1、2蓄电池组，主厂房110V 1A/1B蓄电池组，主厂房220V 01A蓄电池组需安排核对性充放电试验。（五）UPS目前#1机组区域UPS设备普遍运行正常。需在B修中检查、清扫通风滤网。（六）高压变配1. 主变、高厂变、封闭母线设备，目前运行情况较好，将主要进行设备的清扫检查及预防性试验，对运行周期较长的主变冷却风扇电机进行全面解体大修；2. 500kV升压站设备已经达到预试周期要求，将对500kV 母线和500kV 母线设备，1号主

42、变避雷器、1号主变压变、50111闸刀、50112闸刀、50121闸刀、50122闸刀、50131闸刀、50132闸刀、50116闸刀、50136闸刀、5011开关、5012开关、5013开关、5320线路压变、5320线路避雷器、流变及相关绝缘子进行清扫检查及预防性试验，并对安评提出的构架爬梯接地进行整改，相关SF6气体试验联系安徽电科院进行检测；3. 励磁变、低压干式变设备，设备目前整体运行状况良好，此次检修重点检查变压器的冷却系统、校验温控器，对变压器整体进行清扫检查及预防性试验；4. 除尘整流变设备此次检修主要是设备的检查清扫试验和油样分析，对检查中发现的异常情况适时进行吊芯检查；5.

43、 主厂房高压开关柜设备目前整体运行情况良好，辅助厂房和脱硫高压开关柜设备在运行中多出现开关辅助触点接触不良和小车机构卡涩等现象，此次检修将在清扫检查及预防性试验的基础上重点检查小车操动机构，对熔丝熔断机构进行检查更换。另外配合做好联合风机改造中涉及的脱硫开关柜改造工作；（七）低压电动机1. 以下低压电动机运行工况较差,本次B修将安排检修：a) 1A空预器齿轮箱B润滑油泵电机、1B空预器齿轮箱B润滑油泵电机日常运行温度偏高。b) 1B磨煤机润滑油泵电机、1D磨煤机润滑油泵电机日常运行振动偏大。1B真空泵电机、1D真空泵电机历史故障率较高，2号机B修期间同类型电机引线过热返厂；2. 1B轴加风机电

44、机、1A小机A润滑油泵电机、1B小机A润滑油泵电机日常检修难度较大,本次B修将安排检修；3. 电除尘阴、阳打电机至投产以来一直未检修，连续运行时间较长，电机轴承运行状况不太好，需要解体检修；4. 除灰、渣水、脱硫区域低压电机运行环境较差，电机积灰、锈蚀严重，需要解体检查；5. 输煤系统叶轮给煤机电机、除尘器风机电机、工业水泵、原水升压泵、空气压缩机属于全厂公用系统，连续运行时间长，电机运行状况不理想，需要解体检查。6. 柴油发电机时常出现启动不成功现场， 1号机B修时应安排检查并处理。（八）低压开关柜及就地控制柜1. 因难以安排检修，本次B修检修段和照明段不安排检修。在B修前对照明段、检修段进

45、行清扫检查，对全厂检修箱进行检查保证检修箱大修期间正常使用；2. 1号机主厂房所有配电装置按检修规程要求进行清扫检查，各螺丝、接头紧固，做好低压厂变高低压侧开关的相关联锁试验，低压母线进线开关、联络开关联锁试验；3. 对框架断路器和带马达保护器开关进行远方就地分合试验，对重要负载进行保护定值核定；4. 输煤区域T1转运站MCC、碎煤机楼MCC、煤仓间MCC已在2012年2号机B修期间安排检修，但这些设备所属区域粉尘多，设备积灰严重，本次B修还将安排清扫检查；5. 1号机主厂房19套小电流选线装置，投产后未进行校验，本次B修对装置进行清灰检查，并进行低压启动报警、支路报警校验；6. 根据“逢停必

46、扫”原则,对就地控制柜进行清扫检查及相关传动试验。为提高系统运行可靠性，对个别控制柜内部分老化元器件进行更换；7. 1号机主厂房、工艺楼220V1号脱硫直流系统按照规程要求进行充放电试验、绝缘监测装置的校验（含核对定值）和支路报警核对、充电模块的稳压、稳流试验和纹波系数测量试验；8. 对给煤机MCC 1A/1B段双电源进行校验，记录波形图形分析切换过程，并核对相关定值；9. 因2号机出现过风机油站双电源切换装置大面积故障，故安排对1号机油站进行回路改造。考虑到1号机回路元器件质量较好，为降低成本1号机回路改造利用原元器件；10. 1A/1B UPS装置正常运行时风扇声音偏大，风扇运行寿命已到，需进行风扇更换。1A/1B UPS装置投运以来一直连续运行，本次B修安排对馈线柜进行停电清灰检查、切换试验，记录切换过程波形；11. 1号炉捞渣机动力油站目前只有一路电源，为了保证捞渣机的安全运行，本次B修增加一路电源，需要敷设电缆，安装一个双投闸刀；12. 1号炉捞渣机张紧液压油站就地控制柜设计不合理，不利于检修维护，本次B修进行整体更换；13. 1号GGH变频驱动装置受环境因素影响，不能保证安全运行，本次B修进行GGH驱动永磁改造；14. 电除尘高低压控制柜按低压配电柜检修要求进行检修，对可控硅进行全面检查，清除可控硅等各元