机组大修总结

机组大修总结（共11篇）

机组大修总结 篇1

工作负责人：葛忠续

工作时间：2007.3.5—2007.3.31

工作票号：20070305027

非标项目：无

标准项目：

1.发电机试验：定子绝缘电阻试验。定子直流耐压试验。转子绝缘电阻试验。出口、中性点PT、避雷器试验。给水泵、复水泵试验。

2.主变试验：绕组的直流电阻测量。绕组绝缘电阻的测量。绕组的直流泄漏试验。绕组的介质损失测量。7108避雷器、CT试验。

3.1号厂高变试验：绕组的直流电阻测量。绕组绝缘电阻的测量。绕组的直流泄漏试验。绕组的介质损失测量。电源电缆试验 结论：试验合格。

高压班

机组大修总结 篇2

“监理”的概念可从“监”和“理”两个层面来理解。“监”就是监督、约束, 即发挥约束的作用, “理”就是协调、理顺, 即对一些相互协作和相互交叉的行为进行周理, 避免这些行为之间出现抵触的现象。

电厂内部监理是指从电厂内部选拔出来的监理人员, 依据相关行政法规和技术标准, 综合运用经济、法津、行政和技术等多种手段, 对电厂内部工程建设参与者的行为以及他们的责、权、利进行必要的协调与约束, 从而保障电厂的相关工程建设井然有序, 顺畅运转, 从而达到电厂工程建设得预定目标。

电厂内部监理和独立第三方监理存在如下两点主要区别, 第一, 工作性质不同。在行政关系上, 电厂内部监理归电厂管辖, 而独立第三方监理则不归电厂管辖。第二, 工作目标不同。内部监易于充当裁判和运动员两种角色, 在具体监理工作中容易出现倾向性, 体现的是其所属电厂得利润最大化。而独立第三方监理是为了实现利益最大化, 在保障电厂合理利润的前提下, 在基于公正的理念下更加体现出监理的力度, 从而实现监理效果。

通过电厂内部监理和独立第三方监理的比较可知, 在电厂内部建立运转高效的内部监理制度, 还存在着许多阻力, 一是要理顺长期存在的电厂内部行政管理关系, 二是需要电厂高层领导的大力支持, 三是要通过运用良好的人员筛选机制, 使技术能力强、管理经验丰富、工作态度严谨的内部监理人员脱颖而出。监理制是我国改革开放的产物。改革开放至今, 三资工程逐年增长, 国外大量专业化、社会化的监理公司和咨询公司的专家们均按照国际惯例, 受业主委托或授权, 对工程建设进行管理, 体现出反应速度快、工作效率高的众多优势。这对我国诸如电厂等传统的工程建设管理体制是个巨大的威胁。要使电厂工程建设管理工作降本增效, 就有必要在电厂内部培养一批电厂内部监理人才队伍, 并在如下几个方面, 体现电厂内部监理职能的作用。

2 能够有力地掌控工作的进度

第一, 对于很多电厂而言, 以前的很多机组大修工作一般都依据检修规程进行, 大修项目随意性大, 常常出现漏项情况。可以在机组大修之前, 先编制出详尽完善的机组大修作业指导书, 再通过在电厂建立内部监理制度, 并由监理工程师结合工程实际, 从管理、组织、技术、成本等各方面进行全面分析, 在有效掌控大修进度的前提下, 确保施工方案在技术上可行、工艺上先进、经济上合理, 符合国家有关施工规范和质量检验评定标准, 从而确保整个工程质量。

第二, 内部监理人员有权对机组大修作业指导书的整个执行情况进行全过程跟踪, 对确实不便处理, 又不影响设备安全运行的项目, 可以按规定办理暂缓处理通知单, 由电厂总工程师签字认可, 这就可以有效杜绝漏项事项。

3 能够有效确保机组大修质量

要使机组大修工程质量得到有效保证, 内部监理应该着重针对机组大修过程中的人、材料、机械、方法、环境等五个主要方面进行全面监督管理。

第一, 在施工过程中, 每一名内部监理人员工程师都需要做到“五勤”:即眼勤、手勤、腿勤、口勤、脑勤, 从而对机组大修项目进行动态质量控制。对于重要部位或有特殊工艺要求的部位, 就需要监理人员在机组大修过程中, 通过全天候跟班来进行密切旁监, 一旦发现问题, 就应该及时要求整改, 从而消灭不必要的质量隐患。

第二, 内部监理人员通过现场巡视, 实地测量机组大修数据的测量和结果控制, 尤其要重视通过所测数据来评定等级, 一切以数据说话, 并以此判断工程质量和结果, 从而克服以往按经验办事的传统方式。

3.1 能够节约电厂日常生产成本

内部监理人员通过其较高水平的技术、丰富的大修管理经验, 对设备性能的深入了解以及认真、负责、严谨的工作态度和作风, 可以使绝大部分的项目大修质量得到事前或事中控制, 如此一来, 至少可以从三个不同的角度降低了电厂的日常生产成本。第一, 可以保证机组大修的工作质量, 高质量往往意味着日常工作的有效性, 同时也意味着电厂的成本节约。第二, 大大减少了返工次数, 在监理运行过程中的增量成本小于为电厂节约的增量浪费时, 或者节约了电厂日常不必要的成本开支时, 就能够降低电厂日常生产成本, 从另一个角度增加了电厂的效益。第三, 可以大大缩短项目维修时间, 即节约了电厂的时间成本。

3.2 能够体现机组大修监督工作的公正性

第一, 在电厂建立内部监理制度, 并保证其运转有效的一个重要前提在于, 要赋予内部监理人员在行为上的相对独立性。对于专门从事电厂大修工程监理和相关技术服务活动的内部监理以及被监理项目及其相关工作人员来说, 两者的工作关系是监督与被监督的关系, 也就是说, 要确保内部监理人员的个人得失和利益与被监理项目的相关利益无关, 只有这样, 才能有利于内部监理人员以“公正的第三方”的身份, 按照独立、自主的原则开展大修工程监理活。

第二, 内部监理人员为了履行工作职责, 并提高自身的监理权威性, 就必须严格按照相关制度要求, 认真执行检修规程和规范, 尽量杜绝各类检修质量下降情况的出现, 在这一要求下, 要赋予内部监理人员在不受其他各种干扰因素影响的前提下, 具备敢于提出问题的权威性, 这就离不开电厂高层领导的支持。

3.3 能够有效带动整个检修水平的进一步提高

如前文所述, 内部监理作为一个“独立的第三方”部门, 从人员构成的情况来看, 他们一般具有深厚得理论水平功底, 相对丰富的大修现场管理经验, 并通过不断积累机组大修监理经验获得了累积性的故障捕捉和探寻能力, 由此不断提高他们对有效的监理方法和最新的检修工艺能力。由于内部监理人员具有上述能力, 这就自然而然地激发了电厂的管理人员、技术人员提高自身管理能力、理论水平和技术操作水平等各方面欲望。在监理人和被监理人的双向正反馈中, 双方的机组大修能力也就能够不断得到强化, 这样就保证了电厂的整个检修水平的持续提高。

摘要：在阐述了电厂内部监理的相关概念之后, 分别从掌控工作进度、确保机组大修质量、节约电厂日常生产成本、体现监督工作的公正性和促进整个检修水平的进一步提高这五个方面, 探讨了电厂内部监理在机组大修中的作用。

关键词：电厂内部监理,机组大修,作用

参考文献

[1]龚秋霖.电厂化学技术监督模式的探索与发展[J].华东电力, 2009, (3) .

[2]张晓京.华能国际:攻坚克难保持领先——访华能国际电力股份有限公司总经理刘国跃[J].中国电力企业管理.2009, (1) .

汽轮发电机组本体大修技术探讨 篇3

摘要：目前，随着中国经济的发展，越来越多的电站设备制造商将设备销往海外，这就要求我们积累足够的海外检修经验以应对市场发展需求。文章主要介绍印度某电厂600MW汽轮发电机组本体检修，通过检修问题分析、检修方案确立及检修过程处理的阐述，期望能为公司或同行提供可参考的经验。

关键词：汽轮发电机组；检修基础；沉降转子；对轮中心

中图分类号：TM311 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）23-0129-02

1 检修前机组主要问题

汽机本体主要存在#2轴瓦温度高、个别轴承振动偏大等问题；掌握的数据分析，造成#2轴承瓦温高的主要原因应是机组轴系中心变化大、各轴瓦负荷不均所致。为了彻底解决以上问题，必须对汽轮机本体进行揭缸大修，将汽轮机轴系中心调整到合格要求，以降低#2轴瓦温度、消除轴系个别轴承振动偏大现象，保证机组良好经济运行。

2 检修中发现的主要问题及其处理方案、结果

2.1 汽缸中分面间隙问题

#1、#2低压内缸中分面间隙在未紧螺栓情况下检查最大间隙为2.45mm（正反一级处），在紧1/3中分机螺栓情况下检查最大间隙为0.45mm（正反一级处）。

原因分析：内缸热疲劳，应力释放。

处理方案及结果：因汽缸热变形局部间隙较大，在厂家代表现场见证后认为对机组的安全性和经济性影响不大，要求扣盖时在内缸中分面涂抹高性能汽缸密封脂，反复收紧中分面螺栓即可。

高中压外缸在未紧中分面螺栓情况下最大间隙为1.10mm，在紧1/3中分面螺栓情况下最大间隙为0.90mm。

原因分析：运行时上下缸温差大。

处理方案及结果：因汽缸热变形造成局部间隙过大，采用上、下半汽缸对磨的处理方法，研磨后外缸仍有两处局部间隙0.20mm，在该处堆焊研磨。堆焊区域长度约200mm，宽度约20mm。

2.2 汽机岛基础不均匀下沉，造成轴系中心变化问题

处理方案及结果：

根据《#1机大修轴系调整的报审方案》，各轴承调整理论数据如下：

图1

轴系中心调整合格后，#1轴承更换成厂家提供的偏心瓦，底部抬高2.0mm，#2-#6轴承底部最终抬升量如下（单位：mm，+表示抬高，-表示降低）：

#1：+2.00 #2：-1.50 #3：+0.80 #4：+1.78 #5：+2.10 #6：+2.13

2.3 高中压转子弯曲，晃度/瓢偏超标，转子中部晃度最大0.155mm，推力盘瓢偏0.03mm

原因分析：动静摩擦，热应力侵蚀。

处理方案及结果：厂家答复维持现状使用，扣盖前在转子中部加平衡块。现场已加装3块平衡块，共560克。

2.4 前轴承箱翘头，台板间隙最大约1.4mm

原因分析：基础不均匀沉降。

处理方案及结果：将高中压缸与前轴承座连接处脱开，拆除主油泵联系螺栓，使前轴承箱处于自由状态，清理轴承箱与台板间接合面。处理后台板间隙减小到0.7mm。

2.5 #1低压缸调端轴承箱台板前翘，与二次灌浆层分离，最大间隙2.5mm，#2低压缸电端轴承箱台板后翘，与二次灌浆层分离，最大间隙0.9mm

原因分析：基础不均匀沉降。

处理方案及结果：总承包方提出注浆填补空隙，由其联系土建单位实施。已处理完成。

2.6 动、静叶片机械损伤较严重，中压缸#1、#2隔板套静叶片（出汽侧）机械损伤

原因分析：异物撞击。

处理方案及结果：在变形处修复，裂纹处挖补并圆滑过渡，处理后着色检查无裂纹。均已处理合格。

2.7 高压内、外缸进汽短管与密封环结合处腐蚀严重

原因分析：汽水品质差。

处理方案及结果：对损坏的管壁和套管进行打磨处理，更换腐蚀严重的密封环。已按要求处理完成。

2.8 因轴系中心调整量大，造成#2～#6瓦油挡洼窝中心与设计值偏差较大

处理方法及结果：我们建议对#4～#6轴承底部油档洼窝偏大的问题进行处理，以便于今后翻瓦检修，但业主明确不做处理。

2.9 #2、#6轴承下半瓦块钨金磨损较严重，温度测点位置几乎融穿

原因分析：负荷过重，振动撞击。

处理方法及结果：更换瓦块。

2.10 #7轴承下半瓦枕绝缘垫片有较为严重的电腐蚀现象，造成#7轴瓦标高下降，低发对轮中心严重超标

原因分析：油质差，造成绝缘垫短路融毁，导致对轮中心发生变化。

处理方案及结果：更换绝缘垫，重新调整低发对轮中，使其满足设计值要求。

2.11 发电机转子局部弯曲，汽、励端靠背轮处的晃度、汽端靠背轮端面瓢偏超标

原因分析：#7瓦事故导致。

处理方案及结果：热校靠背轮，并进行动平衡配重

处理。

2.12 汽端转子风扇叶片与挡风圈下半有磨损现象

原因分析：#7瓦事故导致磨损。

处理方案及结果：对风扇叶片进行着色检查，无变形和裂纹现象继续使用。

2.13 发电机汽端密封座下半内、外油挡磨损较严重

原因分析：#7瓦事故导致磨损。

处理方案及结果：更换油挡梳齿，然后按油挡间隙值进行车削处理。已处理完毕。

3 机组运行情况

机组于2012年7月18日00时40分开始冲转，500r/min暖机半小时，01时33分升速至2300r/min暖机，02时21分升速至3000r/min定速，06时37分并网成功。汽轮机在运行各种状态下各轴承振动及温度均达到设计要求。

4 结语

大修后机组启动前试验项目汇总 篇4

发电部

大修后机组启动前试验项目汇总

一、汽机联锁保护项目 1 汽轮机ETS试验: 1)润滑油压低保护试验。2)EH油压低保护试验。3)低真空保护试验。4)轴向位移保护试验。5)胀差保护试验。6)轴振保护试验。

7)电超速保护试验(0PC超速、DEH电超速和TSI电超速)。8)紧急停机保护试验（就地/远方）。9)发电机故障保护试验。10)MFT跳机试验。11)DEH故障停机。

12)推力瓦温度高二值停机试验 13)机组的大联锁保护试验。

14)供热抽汽联锁保护试验（现在无联锁保护逻辑、定值）。2 辅助设备联动及保护试验：

1)润滑油压低联锁保护试验（高压启动油泵；交流、直流润滑油泵）。2)各级抽汽逆止门、高排逆止门、抽汽电动门关阀保护试验。3)EH油泵联锁试验 4)顶轴油泵联锁保护试验。5)主油箱排烟风机联锁试验。6)给水泵联锁保护试验。

7)各气动门、电动门、调整门开关试验。8)高、低压加热器、除氧器水位保护试验。9)空冷风机联锁保护试验。机组试验项目汇总

发电部

10)轴加风机联锁保护试验。11)水环真空泵联锁保护试验。12)凝结水泵联锁保护试验。13)高、低旁联锁保护试验。14)循环水泵联锁保护试验。15)主汽门、调门活动试验。

二、电气试验项目

1、辅机及厂用电系统联锁试验

1）机组各辅机电机保护联锁试验及事故按钮跳闸试验。2）厂用电系统低电压联锁试验。3）高压厂用电系统快切试验。

4）低压厂用电系统备自投试验。（低压厂用段和空冷段）5）机组UPS电源切换试验。6）事故照明电源切换试验。

2、发变组保护信号及联锁试验

1）发电机主断路器、自动灭磁开关、6KV进线分支开关拉合闸试验及事故按钮跳闸试验。

2）发变组保护传动及联锁试验，保护控制回路信号检查。3）机组大联锁保护试验。

3、发电机绝缘电阻测量

4、发变组特性试验

1）发电机转子交流阻抗试验。2）发电机短路试验。3）发电机空载试验。

4）发电机同期装置试验（假同期试验）。5）励磁调节器升压、通道切换试验。机组试验项目汇总

发电部

三、锅炉试验项目

1、电动门、调门（或挡板）行程试验。

2、辅机转动及转机事故按钮试验。

3、水压试验。

4、风板阻力特性试验（大修或风帽更换后）。

5、锅炉主保护试验。（水位保护按实际条件进行）

6、最小临界流化风量和流化质量试验。

7、点火装置及油枪雾化试验。

机组大修总结 篇5

摘 要：本文针对阿尔斯通330MW机组汽轮机本体的结构特点,结合达拉特发电厂三台机组A级标准性大修的实际经验,对大修网络进度主线上的几个重要关键工序如汽轮机轴系中心、通流间隙调整、扣缸、负荷分配、修后启动作了系统阐述，为同类型机组的大修提供借鉴和参考。关键词：汽轮机 大修 重要工序 控制

蒙达发电有限责任公司现装四台GEC ALSTHOM公司与北京重型电机厂合作生产的汽轮发电机机组，汽轮机型号T2A·330·30·2F1080，为单轴、三缸、两排汽、中间再热、凝汽冲动式汽轮机。该机组在结构上轴向长度短、滑销系统简单可靠、内外缸上猫爪支承对中性好、通流部分设计优化可靠、轴承座固定不动抗振能力强等特点。从汽轮机本体大修的角度出发，要达到保持、恢复或提高设备性能的目的，必须对工艺复杂的大修工序统筹安排，对网络进度主线上的关键工序和难点工序严格控制。根据蒙达公司＃

1、＃

2、＃4汽轮机本体三次A级标准性大修的实践，考虑重要性、难度、主从关系等因素，大修中要控制好的工序有：汽轮机轴系中心、通流间隙调整、扣缸、负荷分配及修后启动。汽轮机轴系中心1.1 汽轮机轴系中心的内容

在ALSTHOM汽轮发电机组大修涉及的中心有：汽轮机高、中、低转子中心、高压转子与盘车中心、高压转子与主油泵中心、盘车与偶合器及电机中心、发电机转子与低压转子中心、发电机转子与发电机定子空气间隙、发电机转子与励磁机转子中心。而这些中心按级别划分：基础中心只有汽轮机高中低转子中心，其他中心是在汽轮机转子中心确定后才进行，也就是在高中低对轮连接完成后才进行，汽轮机转子中心可以说是最重要的中心，其重要性还表现在：

1）汽轮机本体大修上，汽轮机转子中心是静止部件的基准，直接影响到动静间隙的准确性，是静止部件检修调整的依据；

2）汽轮机转子中心与机组振动密切相关。1.2 汽轮机轴系中心的质量标准

ALSTHOM汽轮机安装手册要求，本体大修轴系中心的质量标准为： 1）联轴器的圆周和端面偏差均要求控制在0.02㎜以下；

2）轴系扬度接近厂家给定的扬度标准。大修中，在确保两半对轮中心的情况下才考虑扬度，在对轮中心好的情况下不可强求扬度以使对轮中心破坏。本次珞璜大修中心调好后扬度未接近理想曲线。可以说，扬度是由转子静挠度而成，虽然关系到轴瓦负荷和瓦温，单在中心上也只供参考。出现轴瓦上的问题也只能调整轴瓦，不能调整转子。3）必须将低压转子调至水平。此标准与低压内缸水平标准一致，即0.05㎜以下。1.3 大修中有关汽轮机轴系中心方面的工序

根据ALSTHOM汽轮机的结构特点和安装要求，大修中汽轮机轴系中心工序贯穿整个过程，具体有：

1）联轴器解体后，复查转子中心。此时一定要测准，其结果将作为揭缸后中心调整的唯一依据。2）揭缸后，汽轮机转子中心调整。此时要选择最佳方案，以使静止部件调整量最小，负荷分配简单。并且要作准，避免扣缸后翻瓦调中心及动缸保持动静中心的一致性。

3）扣缸后转子中心的复查。此时的结果将直接面对对轮的连接，是汽轮机大修的最后一次中心调整，调整量因前面已做了许多工作而不会大，不折不扣地要做好。否则影响对轮连接，影响机组启动后轴瓦振动。

4）联轴器紧固。此时要求的是同轴度，其标准为0.02㎜以下。

5）转子扬度的测量及调整。每次中心的测量调整都要伴随扬度测量，低压转子必须放平，其余转子扬度要服从于中心。1.4 汽轮机转子中心的调整计算 1.4.1 汽轮机轴系中心的计算

汽轮机转子中心的计算必须以经确认准确无误的数据为依据，算法原理为相似三角形原理，在许多书籍上均有介绍不作论述。只是针对ALSTHOM汽轮机整个轴系来说，每调一个转子都要计算出其对下一转子的影响，包括圆周、端面、扬度三个方面。并以影响结果计算下一转子的调整量。另外，汽轮机转子中心的扬度计算一般在规程中不介绍，这里做一简单介绍。低压转子摆平公式

设#5轴颈扬度为A，#6轴颈扬度为B，A>B,#

5、#6间距为L1，#5轴瓦与中压侧对轮间距为L2（A、B用合像水平仪测出，单位为0.01mm/m）,若只动#5轴瓦，其公式为 P=1000（A－B）/2×L1×0.01（mm）

若考虑#5轴瓦温度高，可只动#5轴瓦；若考虑只动#5轴瓦对中低对轮圆周影响较大，可#

5、#6轴瓦同时动，设#5动P1，#6动P2，则有P=P1+P2，如此调后调整量对中低对轮的影响要分别计算，并求代数和。

若#5瓦调整P后，对中低对轮张口的影响为（设对轮直径为D）Y张口=P×D/L1（增加下张口）对圆周的影响为

Y圆=P×（L1+L2）/L1（低压转子对轮放低）

上面只是一个简单的计算过程，在实际中要繁琐的多。有时为了提出一个合适调整方案要进行五六次计算，以求对下一步工序影响最小。1.4.2 汽轮机轴系中心的调整

ALSTHOM汽轮机轴系中心的调整通过#1-#6轴瓦瓦枕平垫铁的改变调整垫片来实现。在垂直方向调整上，应以低压转子为基准，首先将低压转子的扬度调平，后进行下一步的调整；在水平方向上，根据实测数据以高中低任一转子为基准灵活调整。同时，调整要考虑对下一步工序的影响如通流间隙、负荷分配等，尽量做到调整量最小、调整合理；要考虑轴瓦的负荷及温度。1.5 影响汽轮机轴系中心的几个因素

1）由于理论与实际的差异，常有计算与调后不一致的情况。每次按计算调整都不会一次到位，要进行好几次，但最终最后一次调整会与最后一次计算相接近。

2）转子中心的测量有时会受环境温度的影响较大，有时差不多就是调不好，只有选同时同温测量。

3）转子中心受凝汽器水位影响较大，每次调整必须保证水位1.3m，但不可能绝对，上下允许0.1m波动。

4）低压转子与发电机转子中心调整上，考虑到运行中发电机定子铁芯和励磁机铁芯温度对中心的影响，低发联轴器要在端面调整上做到上张口0-0.02㎜，避免下张口出现。2 汽轮机的通流间隙调整2.1 汽轮机的通流间隙调整内容

ALSTHOM汽轮机通流间隙包括轴封汽封、隔板汽封、阻气片的径向间隙和轴向间隙。这步工序在转子揭缸调整中心后进行，不论高中低压缸通流间隙调整上具有一致性，做法基本雷同。其目的有两个，一是保证缸内不发生动静摩擦的前提下，隔板汽封尽量接近理论要求，轴封汽封不能大于允许最大值；二是调整后保证运行时保证动静间隙均匀，避免气流激荡导致动静振动。2．2 汽轮机的通流间隙调整应具备的条件

1）转子的轴向定位。定位要以推力盘工作面为基准，同时在高温和常温进行多次定位，并以常温为准。一般地，高压缸#2轴承座与#2转子轴颈处凸肩为20mm左右，中压缸#4轴承座处为30mm左右，低压缸在#6轴承座为500mm左右。

2）缸体的轴向定位。缸体的轴向定位只涉及高压缸，中压缸和低压缸一般不考虑。高压缸的轴向定位可在常温时进行测量，其数值应与安装记录对照，并恢复到安装位置，考虑高中拉杆的影响，二者数据之差不应大于0.2㎜。

3）缸体的支撑转换。缸体支撑转换直接影响通流径向间隙的准确性，必须要做到位 2．3 汽轮机通流间隙的调整原则

1）通流间隙的调整要先整体后局部。即先从整体上找出所测数据的共性，当绝大部分不符和要求且都在同一方向时要考虑动缸，但动缸的同时要谨慎的考虑到以后的负荷分配工作。当部分不符合要求时，要考虑动挂耳和底部键。当然，这是指通流间隙总值不超标的情况下。当通流间隙总值超标较多，就要考虑换汽封后再调整。

2）对于轴向通流间隙的调整要谨慎。必须核对转子定位和缸体定位后再做决定。要三缸统筹考虑，确定最佳方案。

3）调整通流间隙要综合考虑机组的经济性和安全性。如对于径向间隙为避免级间漏汽量大而降低机组效率，应尽量取下限，但考虑机组升速时的泊桑效应会减小径向间隙，综合考虑建议取中间值；轴向间隙由于正常运行转子与缸体差胀为正值，应必须保证级前间隙；轴封汽封考虑到泄露，在防止动静碰磨的情况下尽量取小值。2．4 通流间隙的调整方法

1）径向整体水平方向。方法有：外缸立销加减垫片、内缸纵销（或立销）加减垫片。应首选前者。

2）径向整体垂直方向。方法有：调整猫抓垫片、调整内缸支撑部位垫片。应首选前者。3）径向部分水平方向。方法有：调整隔板或轴封底部键，调整隔板或轴封挂耳。应首选前者。4）径向部分垂直方向。方法有：调整隔板或轴封挂耳、打磨或击汽封块背弧。应首选前者。5）单缸整体轴向调整。方法有：调整减力环、调整内缸横销、调整推理瓦拐轴、调整推力瓦拉杆销等。应首选前二种，后两种会造成其他缸轴向间隙的变化。

6）多缸整体轴向调整。方法有：调整减力环、调整推理瓦拐轴、调整推力瓦拉杆销。依据实际情况一种或几种结合。

7）单缸部分轴向调整。方法有：调整隔板幅向键或轴封幅向键。汽轮机扣缸汽轮机扣缸汽轮机本体大修的标志性工序。大修扣缸应有明确的要求和步骤。如应具备的数据、扣缸前的准备、扣缸工具人员的安排、扣缸的连续进行、扣缸的技术标准、扣缸的注意事项等。同时还应做到：

1）扣缸前一天应列出第二天所用工具明细，从工具确保扣缸工作顺利进行。2）扣缸前最好增加一道中心校核工序，以避免扣缸后调整量大，工作难度大。3）扣缸前最好完成滑销系统检修的所有工作，因外缸横销、立销检修扣缸后比扣缸前要难做。4）扣缸前要对所测数据做到心中有数，以避免扣缸遇到不必要的麻烦而影响扣缸工作的顺利进行。

5）扣缸时也需要进行必要的封堵，以确保不掉物件。4 汽轮机的负荷分配4．1 汽轮机的负荷分配的内容

汽轮机各汽缸是易变形部件，随着支撑点上负荷分布的变化，汽缸的几何外形均有相应的变化。通过负荷分配的检查，可以检查修后汽缸各支撑点上的受力分布。通过负荷分配的调整，可以保证来自汽缸及内部零件自重和连接管道外力在各支撑点上的受力均匀分布，进而保证汽缸几何外形的稳定性和内部间隙的正确性。ALSTHOM汽轮机对负荷分配要求严格，对于高中压缸以纵向轴线对称左右偏差值控制在5%之内，对于低压缸要求四周对称偏差值控制在5%之内。大修中汽轮机的负荷分配要在连接完导汽管后进行，一般只进行一次。4．2 汽轮机的负荷分配的方法及注意事项

汽轮机负荷分配采用液压称重法，从汽缸猫爪部位的零位开始，利用液压千斤顶以间隔0.10㎜进行升降称重，通过汽缸猫爪的调整达到各支撑点上的受力均匀分布。在现场操作中，考虑到调整垫片的厚度，汽缸的负荷分配标准控制在0.05㎜之内。汽轮机的负荷分配需注意以下几点：

1）荷分配前应保证各滑销无卡涩，汽缸能正常升降。

2）确认汽缸放升起装置拆除，汽缸及附属管道上无附加重量。检查千斤顶正常防止升降过程中突然卸压而损坏缸内部件。

3）在正式负荷分配前要预升降几次以保证负荷分配顺利进行，减小测量误差。

4）在调整过程中，有可能出现效果不明显、变化幅度大的情况，可考虑适当调整相应位置的管道支吊架。汽轮机修后启动ALSTHOM汽轮机大修后启动是对大修质量的全面检验。在启动中要对机组的振动、瓦温、膨胀、泄漏等进行全方位监控，以保证汽轮机的安全。重点有以下几个方面： 1）在大修后的启动前要保证电动盘车连续运行24小时以上，随时检查顶轴油压、盘车电机电流是否正常。并检查相关系统如轴封供汽系统、润滑油系统、高低压旁路系统、本体疏水系统、抽汽系统、控制油系统、DEH系统、低压缸喷水减温系统、真空系统等正常。

2）在机组冲车及带负荷时严格ALSTHOM汽轮机冷态启动曲线操作，避免升降速过快而导致不正常的膨胀、振动、轴窜等现象发生。3）为监视机组的膨胀可在高中压缸前猫爪轴向装设百分表、在DCS操作盘上记录差胀和轴向位移。当出现问题时要对滑销系统及相应测点进行检查。

4）汽轮机振动要从DCS操作盘和就地同时监视，发现振动超标立即采取措施。从动静碰摩、凝汽器真空、轴瓦安装、膨胀、启动操作方式、轴系平衡等放面找出原因并处理。

5）轴瓦金属温度的监视包括单个测点的温度和轴瓦前后测点温差两个方面，当出现异常情况时要立即采取措施。对于轴瓦金属温度异常情况，通常出现在＃

4、＃

5、＃6轴瓦上，要从单个轴瓦的负荷、轴瓦杨度与转子扬度的匹配、润滑油压及流量等方面进行分析处理。

6）在机组进汽后到额定负荷间段对汽轮机本体、轴承箱、导汽管、汽阀、油系统等设备的泄漏，对威胁机组运行和人身安全的要及时采取相应措施。结束语在蒙达＃

1、＃

大修检修总结 篇6

2015年5月13日，根据公司计划，BDO系统按计划停车检修。对系统缺陷进行整改、消除。这次停车时间短、任务重，在部门领导的多方支持下本次检修工作圆满结束，现就对此次大修进行以下几个方面总结：

机械四室本次检修项目共计79项，其中主要项目15项，技改项目8项，零星检修项目56项。从前期的物资备件已通过供应部在停车前已全部落实到位，所以在本次检修中没有因材料物资方面而影响项目检修。通过这次系统检修，大大提高了设备稳定，系统的改造及缺陷也进行了有效的处理，在这里将本次检修做以下几方面总结：

一、项目落实

经过与生产岗讨论研究，确定检修项目，材料物资逐项落实到位，并领到现场，做到一切检修准备。在落实过程中，与生产技术人员沟通，能代用的代用，能改造的改造使用。确保物资能提前预装的，也做足准备工作，确保施工工期不受影响。

二、项目检修

1、甲醛装置：检修项目共计8项，大项目2项。其中以甲醛循环风机、装置区内安全阀拆检校验为主。其他项目包括：一二期E003/E005换热器化学清洗；循环风机进口过滤器清理及出口消音器检查、出口管线漏点补焊等。检修后一次开车顺利，8项检修任务全部圆满完成。

2、炔化装置：计划检修项目18项，大项目,6项，主要项目有：（1）对乙炔压缩机进行预防性拆检，对轴承、机封、叶轮进行全面检查。（2）一期六台浓缩过滤器拆检疏通喷头清洗滤盘（3）一二期C104塔拆检清洗塔盘。（4）将做好防腐处理的六台三级乙二醇换热器更换至二级换热器。（5）61P410多级离心泵拆检更换轴承机封。（6）二期脱离子阳床水帽改造。主要技改项目有：

(1)对凝液管线进行整体换管，彻底治理之前凝液管线到处漏的问题。

(2)新增浓缩过滤器热水管线，对后期滤盘的清洗提供了方便。

3、加氢装置：检修项目26项，主要项目3项，技改项目2项。主要项目有（1）一期C305塔成品塔中段规整填料更换（2）一二期高压加氢反应器催化剂更换（3）二期05P203低压加氢给料泵五台泵拆检（4）一二期903单元三十余台换热器高压水清洗。其他项目有中压蒸汽阀门泄露更换、903离心泵进口过滤器清洗、真空塔C301隔离板修补焊接等。技改项目主要有：（1）

一、二期903蒸汽喷射器技改，通过技改提高了903真空系统的真空度、提高了BDO产品纯度。

（2）电磁过滤器油系统技改增加油泵及过滤器，通过技改大大提高了电磁过滤器的运行周期。

4、乙炔装置：检修项目25项，取消1项。其中两项外协清洗换热器，五处技改项目已安排外协施工，此次乙炔检修项目大项有（1）三台发生器及洗涤塔人孔拆卸清洗。（2）FU输送机链条、滑道及支架更换（3）乙炔沉降槽高效浓缩机拆检。重要技改项目如下：

（1）总管换热器加装旁路。技改后保证了乙炔装置总管换热器的在线冲洗，避免因为冲洗清理 换热器而影响乙炔装置停。（2）乙炔四台气相管洗涤泵加装过滤器。技改后，保证管道及泵体内的杂物在过滤器内被拦截，喷头不在堵塞，减少气相管、洗涤塔填料及洗涤塔顶部列管冷却的清理，避免单套系统的停车检修次数，降低人员劳动强度。

（3）细料斗提机互备。在1#、2#细料斗提机中间制作小型缓冲料仓（DN1000mm），1#、2#细料斗提机的料先分别引至此小型缓冲料仓内，然后从小型缓冲料仓底部引至1#、2#、3#缓冲料仓，分别给三台发生器上料。所有的下料管道为DN300的碳钢耐磨管道。技改后，实现两台细料斗提机互备，从根源上提高乙炔装置的连续运行抗风险能力。

（4）乙炔气相管更换进出口阀门。由于原设计为蝶阀，不能满足生产运行时的检修切换工作，现将其进行更换为闸阀，保证了快捷高效的运行。

5、PSA装置：检修项目2项。其中一项为更换装置区119台液压程控阀的填料。另一项为装置区的安全阀校验。这两项都在规定时间内完成了检修工作。另外对 3台解析气压缩机以及2台氮气压缩机的活塞环和支撑环进行了检查更换。

三、人员组织协调

本次检修时间短任务重，特别是903蒸汽喷射器技术改造，时间紧、任务重，机械四室会同外协单位精心落实材料，晚上加班加点，每天工作时间平均在14小时以上，最晚加班至第二天凌晨1点以后，第二天仍然正常上班，加班。这次检修外协施工项目多，包括化学、机械清洗，搭脚手架，设备管道安装等。机械四室合理组织协调，保证修工作顺利完成。

四、安全防范

在安全方面，大的项目在检修作业前，制定安全检修方案，并组织有关人员进行了学习，每天在安排工作的同时强调安全注意事项，规范票证办理管理，白天临近下班前交予办公室，并进行审核检查。外协施工派专人进行安全监护监督。在本次检修过程中，安全方面的主要检修项目如下：（1）对BDO厂区的全部到期安全阀进行拆卸校验。（2）对前期测量管线壁厚磨损严重的乙炔气、硫酸、蒸汽等介质管线弯头等进行集中治理更换。从而保证了装置开车的安全连续运行。

五、不足之处

这次检修因时间紧迫，外协施工项目较多，点多面广。在施工组织方面仍不够好，在以后的检修中，应把组织协调能力进一步提高。

机组大修总结 篇7

关键词：汽轮机,汽封,膨胀间隙,径向间隙

汽轮机是发电厂的主要设备之一, 是发电机的原动机, 是利用高温高压的蒸汽对转子的叶片喷射, 来推动汽轮机转子旋转。汽轮机是由静止部分和转动部分组成。影响汽轮机内效率的因素有:叶型、漏汽率、蒸汽参数、通流布置、叶片结垢、真空等, 其中漏汽率在影响汽轮机效率的因数中占到6%左右。扬州电厂330MW#7机组汽轮机大修通过设置高压缸硬齿汽封重新镶嵌以调整间隙、高压进汽平衡盘汽封更换蜂窝汽封、低压缸正反向前5级汽封该刷齿汽封、汽轮机叶片喷珠除垢、汽封间隙的合理配置等技术改造项目, 极大地提高了汽轮机内效率, 汽轮机热耗由修前的8207k J/KWh下降到修后的8044k J/KWh。汽封间隙的合理配置起了重要的作用。笔者就#7机大修中如何合理配汽封间隙做了总结和探讨。

1 对汽封径向间隙的要求

第一, 在冷态时, 配置合理的径向间隙, 保证组装时该间隙在标准范围内。第二, 在冷态启动或过临界时, 动静部分不发生严重碰磨, 保证机组能顺利启动并安全运行。第三, 在事故状态下, 虽然密封间隙可能发生变化, 但是, 配置的标准间隙仍有一定富裕度, 从而避免设备受到损坏。第四, 在启动过程中, 机组中速暖机时, 允许机组汽封碰磨, 但必须在各轴承震动跳机值之下。

汽封径向间隙在横截面上配置可分为正圆、偏心圆、立椭圆三种类型。偏心圆型为下部间隙大于上部间隙 (考虑垂弧) , 左侧间隙大于右侧间隙 (蒸汽的反作用力) ;立椭圆型为左右两侧间隙小而上下间隙大 (考虑汽缸垂弧) , 它适用于转子平衡良好而汽缸的热敏感性较大的机组。

2 汽封径向间隙运行时的变化原因

2.1 转动部分

第一, 由于盘车时间不足、大轴材料热处理不当或加工不良面有热敏感性, 大轴存在残余应力, 引起动静部分摩擦而造成热弯曲, 使汽封径向间隙发生偏差。

第二, 由于转子存在残余不平衡、热弯曲, 通过临界转速时, 发生共振, 从而引起轴的动弯曲, 使汽封径向间隙发生偏差。

第三, 由于中心不正、轴承检修质量不良或滑销系统卡涩、油膜振荡等引起转子振动, 使汽封径向间隙发生偏差。

2.2 静止部分

第一, 由于汽封保瀑不良, 造成汽缸横截面上的瀑差过大, 使汽缸发生挠曲。

第二, 汽封弹簧无弹性。

第三, 转子、隔板、汽封块膨胀系数不同, 隔板 (套) 、汽封套的支承方式不同, 汽缸支承方式不同, 引起动静之间间隙发生变化。如:哈尔滨汽轮机厂200MW机组为下猫爪支承, 运行时猫爪温度一般为180℃, 相应部分的轴承座温度为80℃, 线膨胀系数为α=1.2×10-5, 猫爪厚度为200mm, 则轴封洼窝中心被抬高ΔH= (180-80) ×1.2×10-5×200=0.24mm。

因此, 冷态与热态相比较, 汽缸被上抬0.24mm, 这变化直接反应在汽封径向间隙上, 产生上大下小的现象。

第四, 转子动挠度及轴心偏移造成径向间隙变化。首先, 转子轴心偏移是由于轴承形成油膜后, 转子中心发生偏移而造成的。其次, 汽封膨胀间隙调整不当造成偏移。

3 汽封径向间隙合理配置所采取的措施

合理配置汽封径向间隙可以有效地防止动静发生碰磨, 避免事故发生。一般采取以下措施:

3.1 尽量减少组合偏差

汽封块安装在隔板或轴封套上, 隔板或轴封套靠两侧挂耳和底部键定位, 装配时均有配合间隙, 因此首先确保部件装配间隙在标准值内, 避免出现组装时的间隙偏差。

3.2 提高轴系的平衡质量和热态下对轮的中心不对中程度

汽轮机转子是一个高速旋转体且质量巨大, 转子微量的残余不平衡可能引起轴承的振动。热态下, 受汽缸支承方式的影响, 汽缸采用下猫爪支承在轴承座上 (如哈尔滨汽轮机厂330MW机组) , 猫爪的支承表面比汽缸水平法兰面低, 运行时, 该处的温度比较高, 造成轴封洼窝中心向上移动, 即下小上大。

3.3 汽封膨胀间隙偏差

汽封膨胀间隙分径向和轴向膨胀间隙, 汽封间隙调整合格后, 汽封块周长方向要留有0.10~0.25mm的间隙, 利于消除由于温差引起的膨胀, 轴向间隙是防止汽封圈受高温后卡涩设置的, 间隙过大, 易漏汽, 过小, 易卡涩。

3.4 油膜厚度的影响

检修时, 轴颈与轴瓦乌金表面相接触, 在工作转速下, 轴颈在轴瓦中被油膜抬高并移向一侧, 造成轴颈中心发生变化, 该位移量的大小与很多因素有关, 如轴瓦上单位面积的负荷减小、轴颈圆周速度增加、润滑油黏度提高、轴承温度降低等, 都会使位移加大。

3.5 凝汽器的影响

大修工作总结 篇8

一：进行35KV倒10KV保安电源倒闸操作，填写操作票-现场指导.协调和操作，对保安电源的可靠性进行确认，对各车间变压器和高压电缆进行定检和做耐压试验。大修完成后10KV倒35KV的倒闸操作。二：配合赤那思电容补偿柜厂家对制罐.原料.煤气.还原一.二.三.精炼等车间的无功补偿柜存在的问题进行处理，主要是对原料和煤气主电源回路的恢复。

三检修期间对各片区人员安全的巡检，对各片区反映出问题的现场指导。

四：对精炼连铸机变频器系统和行车进行改造和维修

五：对还原一.二.三车间煤气流量变送器系统的改造

六：配合中电电能计量系统的现场改造

七：配合对各车间煤气流量计的校验和检查

八：各车间开机调试

九：为硅铁架设低压线路

十：对煤气站1号电源故障点的排查和确定

十一：对回餐损坏电缆故障点的排查.确定和处理

十二：对35KV-10KV高压系统及各车间配电室的检修

十三：配合煤气对电捕焦系统的技改和调试

十四：配合竖罐的电气安装

此次大修因工作量大，人员少-准备工作不充分，不够精细化等原因。造成有些工作未彻底解决，同时也反映出我部门技术力量薄弱，特别

是仪表这块。与资财部对备品.备件的跟踪和对接今后要加强。从这次检修中增加了阅历.经验.和加强了锻炼。为经后检修打下了基础。

大修工作总结 篇9

一、检修组织工作

11月初公司组织系统停窑检修前开了一次动员大会，明确了各个部门职责分工。参加本次停窑检修部门包括：行政部、采购部、财务部、环安部、机务科、电务科、仓库、中控室、制造部等部门参与。并对检修工作进行了详细的分工，各司其职、各负其责。由于分工明确、职责清晰，各有关人员无论是在检修准备，还是在检修过程中都能够清楚的、有条不紊的完成好自己的本职工作，由于工作流程顺畅，在发生问题时能够及时的解决问题。

但是系统停窑检修组织工作还存在如下的问题，有待于在今后的系统停车检修工作中加以注意：

1、系统停窑检修各个部门组织、协调、交叉作业比较混乱及不足，部门内部再次分工不够明确细致。

2、各部门的职责及负责人，全体维修员工、外来维修人员还有很多人不知道，有事后到处找人，耽误时间，影响了正常的检修工作。

3、外来维修人员管理还有不足地方，公司相关技术人员与外来维修人员之间的配合、协调、监督、检查不到位。

二、项目编报及完成情况

1、项目编报：11月初公司组织召开了检修项目确定大会，这次大修主要项目是烧成系统和原料系统两大系统的检修，主要以烧成系统为主，设备维修项目主要由机务工程人员制定，大项目主要有2630拉链机两台、2633拉链机一条、篦冷机检修、窑头更换冷风套、窑尾密封更换、窑第二档托轮更换、窑尾回料勺更换、C5下料管更换、原料磨喷水管更换、2102和2112回转下料器补焊、选粉机叶片更换和壳体破洞补焊等项目。

2、项目完成情况：本次停窑检修整体完成情况还是比较好的达到预期效果，烧成系统维修工作完成情况比较好，原料系统完成情况大概只有60%，时间短也是没有完成好因素之一;从中可以看出来检修项目的过程中还存在着很多问题：第一，维修项目表没有充分的考虑与讨论及准备;第二，工艺与机务之间没有充分的沟通好，第三，机务派工人员没有充分遵照停窑维修计划表规定要求严格执行，没有给予足够的重视。

3、由于停窑检修前整体准备的时间也较短，所以项目的检修工时、备品备件、消耗材料及费用均编报不不够完整细致。

三、方案准备

1、检修项目确定后，公司也积极组织了多次开会讨论确定检修方案，并做检修的各项准备工作。但也存在方案考虑不周、检修准备工作不到位的现象。

2、停窑检修计划表填写也较以前有了很大进步，基本上能够按照华润水泥停窑检修计划要求认真的填写。但是也存在检修内容不够具体、技术要求、质量标准、安全措施不全的现象。

四、备品备件、工具准备

11月检修时间和项目确定后，车间技术人员立即行动起来，根据项目列出所需的备品备件、工具，并逐项的到仓库去落实，库里没有的及时联系采购部立即紧急采购，保证了检修工作的需要。

虽然本次检修比较突然，但工具、零部件与消耗材料比较均已做了比较好的准备;检修过程中虽然有些备品备件没有及时回来，但由于采购部积极配合与支持，检修过程中没有发生因备品备件准备不到位而影响检修工期的现象。

五、检修质量

本次停窑检修计划的编写质量较以前有了很大进步，技术要求、质量标准大部分项目都提出来了，这样为提高检修质量提供了可靠的依据。检修现场，机、电、工艺按照检修质量方案的要求，做到科学文明检修，安全检修、按标准、规范检修，在进度与质量发生冲突时，进度服从质量，检修过程中机、电、工艺技术员认真负责的履行职责、严把检修质量关，本次系统停窑检修虽然在点火过程中出现一些状况，但没有发生返工、泄漏等检修严重的质量事故。

六、检修总结

20xx年11月23日系统停窑检修工作即将落下帷幕，本次检修是我们公司比较系统有计划的较大规模的系统停窑检修，本次检修比以往的系统停窑检修有了明显的进步。全体员工都参加了这场“无声的战斗”，大家在参与的过程中对华润水泥系统停窑检修工作有了深刻的认识。在9天检修当中，全体参战员工在公司领导的正确领导下，在车间领导的带领下，不怕苦、不怕累，发扬连续作战的精神，每天加班加点，昼夜兼程，克服了重重困难，保质保量按时安全地完成了预定的检修任务。本次检修无论是在准备过程中，还是在检修过程中都产生了很多严谨认真的工作态度，以及表现非常出色的员工，但也还存在着很多不容忽视的缺点和不足，望全体员工对本次检修工作反复的进行反思和总结，希望公司今后尽快可能对表现优秀的员工和出色的检修项目进行表扬，对表现较差的员工和检修项目进行批评和总结经验，并从中吸取经验教训，保证在今后停窑检修过程中各方面工作做的更加出色，确保公司的停窑检修工作安全、优质、按时完成。

七、下一步的工作重点

本次检修前公司提出的要求是：“检修一次，保运一年。”设备检修工作严格的遵照公司要求，认真的落实每项检修工作，圆满的完成了本次检修工作。

当前的工作重点是一次点火成功，满负荷、高效的让设备运行。在水泥市场行情较好的情况下，开足马力的生产，使得公司早见效益，尽量减少今年的亏损。

下一步的工作重点是按照公司要求将设备保养好，保证设备到达最佳状态运行，降低设备维修成本，其它费用的支出;使公司早日见到效益，让公司实现赢利目的。

这一切成绩的取得要靠公司全体员工的共同努力才能取得的，望大家再接再厉、同舟共济，将我们的工作推上一个新的台阶，取得更多、更大的成绩。

谢谢

大修总结 篇10

(一)停用日数：

计划： 20xx 年 07 月 22 日 至 20xx 年 09 月 22 日，共计 63 天 实际： 20xx 年 07 月 22 日 至 20xx 年 09 月 22 日，共计 63 天

（二）人工：

计划： 1800 工时，实际（概数）： 1820 工时。

（三）大修费用：

计划： 142946 元，实际（概数）： 171782 元。

（四）简要文字总结：

1、 项目执行情况。

10号主变于20xx年9月进行首次大修，修后运行状况一直较好。为配合10号机组增容改造工程，特此进行大修。本次10号主变大修工作中，配电班严格按照规程要求进行控制，认真执行检修工艺纪律和标准化作业要求，对标准及非标准项目，本着应修必修、修必修好的原则，充分调动参加大修职工的积极性，克服了时间紧、任务重等诸多困难,做到不丢项，不漏项，确保了检修质量和检修工期，保证了人身和设备安全，一次通过验收合格。

标准项目：

1） 吊钟罩检修器身。

2） 绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修。

3） 铁芯、铁芯紧固件(穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等)、压钉、压板及接地片的检修。

4） 油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等。

5） 阀门及管道等附属设备的检修。

6） 安全保护装置的检修。

7） 油保护装置的检修。

8） 测温装置的校验。

9） 操作控制箱的检修和试验。

10） 无励磁分接开关的检修。

11） 全部密封垫的更换和组件的试漏。

12） 变压器油处理。

13） 清扫油箱并进行喷涂油漆。

14） 修后配合试验。

非标准项目：

1） 10号主变低压套管通流部分改造，每相增加铜片32片，规格120×0.3mm。

2） 部分油管路改造焊接，冷却器上下集油联管及变压器本下部进油管由DN150改为DN200。

3） 更换压力释放阀2个，型号YSF4Ⅱ―55/130KJTH。

4） 更换本体全部蝶阀，其中ZPF-80蝶阀3个、ZPF-100蝶阀8个、ZPF-150蝶阀2个、ZPF-200蝶阀4个。

5） 更换闸阀4个，其中Φ25闸阀2个，Φ80和Φ50闸阀各1个。

6） 更换冷却器8组，型号YF4-250。其中包括油泵8台，型号6B135-5/3V；流量指示器8个（配波纹管），型号BLZ4-150-135/70；ZPF-150蝶阀16个；分控箱8个。

7） 冷却器主控箱更换，型号XKFP-5/8。

8） 冷却器工备电源电缆更换，型号VLV22-3×95+1×50。

9） 10号主变低压封闭母线绝缘子更换，型号DMC-20共432只。

2、 检修中消除的设备主要缺陷。

10号主变低压套管渗油，进行涂胶处理。

3、 设备的重大改进及效果。

更换冷却器8组，型号YF4-250，由于该冷却器容量大，除能够满足变压器增容所需冷却条件外，还具有如下优点：

1） 冷却器散热管直径及间距大，不易堵塞，利于空气流通。同时冷却器取消净油器，油回路采用直通式设计，减小了油流阻力，使得油流速度加快，增加了散热能力。

2） 冷却器采用低转速、低噪声风扇电机，由于转速降低，减轻电机轴承磨损程度，不但延长了电机使用寿命，还降低了对周围环境的噪声污染。

3） 冷却器管路安有高强度可伸缩波纹管，不仅方便设备的安装，还可以缓解油流产生的冲击力对变压器造成的损害。

4） 采用新型真空偏心蝶阀，该蝶阀不仅密封好，还可承受真空。另外限位槽内装有限位定位件及密封件，起到二次密封作用的同时，又能使阀板得到定位，防止阀板在油流冲击下自由关闭。

4、 人工和费用简要分析（包括重大特殊项目的人工、费用概数）。

本次10号主变大修，计划费用142946元，实际费用171782元，超支费用主要用于新冷却器管路堵板加工及150吨吊车检修等项目。

5、 检修后尚存在的主要问题及准备采取的对策。

无

6、 其它

4号炉大修总结 篇11

计划工作时间：2008年5月5日——2008年5月22日。实际工作时间：2008年5月6日 ——2008年5月19日。2

检修标准项目：

2.1 4号炉甲乙引风、甲乙送风、甲乙磨煤、甲乙排粉共计8台高压开关解体检修及相关二次回路试验，清扫，检查工作结束。

2.2.4号炉甲乙引风、甲乙送风、甲乙磨煤、甲乙排粉共计8台高压开关框架，外壳无损坏，动静触头无烧损，灭弧室无烧损变形，各转动轴销检查，清扫无异常及一次接线端子清扫，螺栓紧固。开关接触电阻，启动，返回电压，触头开距满足开关检修规程规定。

2.3.4号炉甲乙引风、甲乙送风、甲乙磨煤、甲乙排粉共计8台高压开关二次接线端子无灰尘，物见本色，开关及相关二次回路接线、电缆标志清楚。2.4.4号炉1－8号给粉电机，甲乙给煤电机，甲乙油泵电机，4号炉加药泵电机甲、乙给水闸门，点火门、主汽门电机回路电源对地，电机操作线线间绝缘测试合格，用500V兆欧表测量绝缘电阻阻值均大于50兆欧以上。

2.5.4号炉1－8号给粉电机，甲乙给煤电机，甲乙油泵电机，4号炉加药泵电机甲、乙给水闸门，点火门、主汽门电机直流电阻测试合格，实测数值与铭牌标注数值误差均小于±2％，满足电机检修规程规定。

2.6.4号炉1－8号给粉电机，甲乙给煤电机，甲乙油泵电机，4号炉加药泵电机甲、乙给水闸门，点火门、主汽门电机解体检查定子线圈，槽楔，绑线良好无松动，并更换上述电机轴承。

2.7.4号炉1－8号给粉电机，甲乙给煤电机，甲乙油泵电机，4号炉加药泵电机甲、乙给水闸门，点火门、主汽门，1C, 2C ,3C,开关，电机及相关二次回路接线检查正确，接线柱及端子排螺钉压接可靠无松动。

2.8.4号炉甲乙引风、甲乙送风、甲乙磨煤、甲乙排粉,1C, 2C, 3C ,总联锁，甲，乙制粉小联锁事故信号开关，转动把手传动试验良好，对应动作流程及信号指示正确；传动试验结束后，对开关，转动把手逐一外观检查良好。2.9.4号炉1－8号给粉电机，甲乙给煤电机，甲乙油泵电机，4号炉加药泵转动把手传动试验良好，对应动作流程及信号指示正确；传动试验结束后，对开关，转动把手逐一外观检查良好,电机试转30钟无异音，转动方向正确，温度及振动不超过修前。

检修非标准项目：

3.1.更换4号炉甲，乙引风、甲，乙送风、甲，乙磨煤、甲，乙排粉，甲，乙给煤，甲，乙油泵，1C, 2C, 3C ,总联锁，甲，乙制粉小联锁，甲、乙给水闸门，点火门、主汽门，事故信号共计23台操作开关控制线更换706米。

3.2.更换4号炉甲，乙引风、甲，乙送风，甲，乙排粉共计6台高压开关各部密封垫圈及更换绝缘油。

3.3.4号炉电缆夹层水冲洗，废旧电缆清理及桥架，电缆整理。4

工作结论：

4号炉甲，乙引风、甲，乙送风、甲，乙磨煤、甲，乙排粉共计8台高压开关，回路，1－8号给粉电机，甲，乙给煤电机，甲，乙油泵电机，4号炉加药泵电机甲、乙给水闸门，点火门、主汽门电机1C, 2C, 3C，事故信号回路工作于2008年5月19日全部结束，各项试验数据及传动试验项目全部合格，可以投入运行。

电气分场