2009年机组消缺
内部资料
国电靖远发电有限公司
检修部
2009 年6月22日
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2009年机组消缺
目 录
一、小修中重点解决的问题： ..................................... 3 1、标准项目完成情况： .......................................... 3 1.1汽机专业 ................................................... 3 1.2锅炉专业 ................................................... 5 1.3电气专业 ................................................... 9 1.4热工专业 .................................................. 12 1.5化学专业 .................................................. 17 2、非标项目完成情况： ......................................... 17 2.1汽机专业 .................................................. 17 2.2锅炉专业 .................................................. 18 2.3电气专业 .................................................. 18 2.4热控专业 .................................................. 19 3、设备缺陷消除方面： ......................................... 19 3.1汽机专业 .................................................. 19 3.2锅炉专业 .................................................. 19 3.3电气专业 .................................................. 20 3.4热控专业 .................................................. 21 二、消缺遗留问题： ............................................ 21 三、试验、启动过程中存在问题： ................................ 21 四、今后需要努力的方向： ...................................... 21 附：压力容器金属监督检查情况 .................................. 22
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工程概况：
本次#1机组小修工作是公司2009年机组防暑过夏前的一次全面的设备检查与检修。检修工期自2009年5月16日开始，至2009年6月10日结束。利用本轮小修，检修部认真落实公司节能减排项目,全过程推行“深度检修”管理理念。按照零缺陷启动等相关要求，做好项目质量和安全控制，按小修任务书要求全面完成所有标准项目、非标项目及消缺项目。现将小修情况总结如下： 一、小修中重点解决的问题： 1、标准项目完成情况： 1.1汽机专业
1.1.1. ＃1、＃2、＃3、＃6、＃8、＃9、轴瓦解体检查，对＃3、＃6、＃8、＃9轴瓦翻瓦检查，发现＃6轴瓦下瓦有局部轻微磨损且一侧定轴油囊定轴油空有被磨损的乌金堵实，经修刮下瓦乌金经修刮较重部位验收合格后回装。其余各轴瓦无脱胎、裂纹等缺陷；检查乌金完好，经测量轴瓦各部间隙合格后回装。＃2轴瓦解体后检查发现靠高压侧外油档上下有局部脱落现象经生技部决定联系厂家更换#1、2轴瓦新的接触式油档，油档间隙调整入下；内侧左右；0.25－0.30；上下；0.25－0.30；外侧左右；0.25－0.30；上下；0.25－0.30。
1.1.2. #1、2、3高加打压无泄漏，水室隔板均有不同程度焊缝拉裂，经打磨后进行了补焊处理，经完工清扫检查合格后进行了回装。＃3高加打压找漏发现有一根钢管补焊处有泄漏现象，进行了补焊处理。系统阀门检查合格。
1.1.3. 本体疏水系统，检查研磨高压缸左、右侧高压导管疏水一次门，左、右侧高压调门疏水一次门，高压联合疏水总门共5只疏水门。
1.1.4. 除氧头内的喷嘴，淋水盘检查，消除夹渣等。除氧头、除氧水箱东、西侧及连排扩容器安全门解体检查合格，经检查高加疏水逆止门导向杆开焊进行补焊处理合格；结水再循环逆止门完好；除氧器系统各阀门盘根检查。炉定排至连排管两处弯头测厚合格，稳压水箱检查清理水箱底部存水、沉淀泥沙，检查内部防腐状况良好，稳压水箱检查防腐合格。系统所属阀门检查无缺陷。除氧器系统各阀门盘根检查。除氧水箱磁浮式水位计排污门渗漏更换阀门。
1.1.5. 发电机内水冷系统对滤网进行了清扫检查。虑网内有杂质，系统阀门盘根检查。
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反冲洗滤网更换为激光打孔滤网，更换后，为保证系统清洁，对切割管道进行了除盐水冲洗。
1.1.6. 发电机氢气系统与发电机本体连接法兰进行探伤检查，对氢气系统隔膜阀进行解体检查，#12、8、9、25门更换隔膜，#21、22、24门检查阀完好无破损现象。对系统滤网进行了检查清理。对发电机氢气系统甲、乙侧氢气除湿机进行了充氟工作，氢气管道检查无缺陷。 1.1.7. 发电机风压合格。 1.1.8. 调速系统：
1）、蓄能器充氮压力检查合格
2)、危急遮断器试验平台调整动作转速：NO.1：3272r/min；NO.2：3276r/min 1.1.9. 密封油系统：
1）、差压阀前、后截门、空侧滤油器前截门漏油，更换新阀。 1.1.10.
凝汽器：
1）、水侧检查清理，有少量胶球，进行清理，高压水冲洗铜管。 2）、检查发现丙凝汽器出入口水室隔板有一砂眼，进行补焊。 1.1.11.
润滑油系统；
1）、检查主油箱较脏，清理干净。
2）、检查一道滤网有一破损，更换新滤网。 3）、高压水冲洗铜管。 1.1.12. 1.1.13. 1.1.14. 1.1.15. 1.1.16.
#1机甲、乙循环水泵润滑水、冷却水滤网清扫。 #1机甲、乙、丙给水泵润滑油滤网清扫。 #1机甲氢冷泵大修。 #1机乙氢冷泵大修。
甲、乙、丙正倒暖门、前置泵出口暖泵门检查；甲、丙倒暖门冲蚀，更换新
门，其余吃线合格。 1.1.17. 1.1.18. 1.1.19.
乙射水泵底阀密封检查正常。 #1机甲、乙凝结泵清扫滤网。
乙水冷泵检查正常，乙水冷泵对轮弹性块裂，更换；甲、乙水冷泵入口门开
关检查、出口逆止门检查正常。 1.1.20.
乙循环泵导瓦检查合格
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1.1.21. 1.1.22. 1.1.23. 扫； 1.1.24. 1.1.25. 1.1.26. 1.1.27. 1.1.28. 1.1.29. 1.1.30.
乙循环水泵润滑水滤网清理。
丙胶球泵检查正常，更换盘根，润滑油。乙胶球泵大修。
甲射水泵轴承检查、填料更换合格；乙射水泵自由端轴承更换。乙滤水器清
乙凝结泵检查正常，滤网清理。 乙收球网传动杆消漏。
甲、乙、丙收球网检查，行程调整； 乙给水泵主泵传动端轴瓦脱胎，更换新瓦。 给水泵密封水滤网清理。
塔池填料部分更换，喷头检查，淤泥清理，滤网清理，自流沟检查正常； 甲、乙、丙前置泵检查，甲、乙泵传动端轴瓦磨损，更换，机械密封更换（4
只），乙泵对轮齿套端盖破碎，更换；丙前置泵推力轴承损坏，更换，对轮更换；其余正常。 1.1.31. 1.1.32. 1.1.33. 1.1.34.
甲、乙、丙给水泵工作冷油器清扫、打压正常 热水回流门、上水门开、关检查正常。 乙循环水泵入口抽水检查
丙给水泵主泵传动端轴瓦检查正常。
1.2锅炉专业
1.2.1. 大、小屏过热器：检查更换大小屏定位装置。大屏第一屏、第四屏后片两处弯头，小屏第三屏、第十四屏两处弯头取样，更换新管恢复。 小屏第10屏夹管与定位管磨损减薄超标，更换了超标管段
1.2.2. 高、低温、包墙过热器：高温过热器管排检查无乱排、变形、烧损、磨损、过热等超标管子。部分定位装置脱落，进行恢复。
1.2.3. 省煤器：省煤器第一排吊挂管、前包墙管测厚发现有不同程度的烟气磨损，管壁最薄4.5mm。对烟气磨损处加装了防磨护瓦；省煤器第四排吊挂管与低过入口段水平管之间有4处轻微机械磨损，进行了绑扎固定。
1.2.4. 水冷壁：水冷壁检查发现：水冷壁拉稀管乙侧数第1根管变形严重，进行了更换管段处理。水冷壁冷灰斗部位有8处砸坑，进行了打磨补焊处理。
1.2.5. 捞渣机、碎渣机检修 ：捞渣机导轮、链轮、轴检查完好，加足润滑脂。
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更换甲侧捞渣机链条刮板。检查捞渣机减速机双排链，检查三角皮带张紧适宜，减速机添足润滑脂。清洗、检查捞渣机承力侧轴承完好，加足润滑脂回装。清理箱体内积渣，消除箱体渗水。现场清理后试运正常。
1.2.6. 碎渣机：对甲乙侧碎渣机承力侧及推力侧轴承清洗检查，未见异常，加润滑脂回装。更换减速机润滑油至正常油位。紧固地脚螺栓。更换电机与减速机连接销。 箱体内清除积渣。对渣沟进行清理。现场清理，试运转合格。
1.2.7. 预热器检修：空预器二次风管箱上中层更换：拆除原上中层空预器旧管箱32个及相连膨胀节，安装上中层空预器新管箱32个；加装防磨套管41212个。 预器各落灰斗、灰管畅通，各喷嘴检查畅通。
1.2.8. 炉本体管座：49米甲侧墙水冷壁上联箱管座角焊缝3个。49米乙侧墙水冷壁上联箱管座角焊缝3个。49米汽包加热管座角焊缝1个。49米汽包加药管座角焊缝1个。49米甲侧汽包省煤器导气管管座角焊缝3个。49米乙侧汽包省煤器导气管管座角焊缝3个。对以上角焊缝进行了打磨，着色探伤，未发现裂纹等缺陷。
1.2.9. 燃烧器：检查各层风道、喷口。贴壁风导流条脱落恢复； 更换B、C、D层全部一次风喷口共12只，耐火水泥浇铸完好。
1.2.10. 磨煤机：A、B磨煤机油粗细滤网清洗。A、B磨煤机分离器内部清理杂物。A、B磨煤机螺旋输送器检查，更换A磨DE端输送器。其余输送器检查完好。为解决磨煤机瓦温夏季温度高的问题，A、B磨煤机DE、ODE端大瓦进行了酸洗。A磨一次风关断档板更换气缸密封圈，B磨校正一次风关断档板汽缸活塞杆。A，B磨小齿轮与减速机联轴器检查，加油。A、B磨煤机主轴承冷却室酸洗。
1.2.11. 给煤机：更换A1，A2，B2给煤机刮板链条。B1给煤机链条磨损轻微未更换。A1、A2、B1、B2给煤机底板检查焊补。A1、A2、B1、B2给煤机内部杂物清理。A1、A2、B1、B2给煤机轴承清洗，检查。加油
1.2.12. 煤粉管道：本次一次风风管检修范围#2、#3角从伸缩节至炉膛喷燃器，保温铁皮全部拆除检查，更换φ480×90°弯头8件，φ480×48°16弯头1件，φ480耐磨直管7件，检查共陶瓷贴补55.22平方米。
1.2.13. 密封风机：甲、乙密封风机对轮检查完好。轴承、轴承箱检查完好。出口挡板检查完好。对轮中心复查，找正，
1.2.14. A1、A2、B2原煤斗：A1、A2、B2原煤斗从插条门上第七节开始全部更换，并打磨刷油漆。
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1.2.15. 甲乙吸风机：轴瓦检查：甲乙吸前瓦上瓦均有龟裂现象，更换各自前瓦1付，甲乙吸后瓦磨损轻微，修刮处理。轴瓦配合瓦口顶部间隙均在0.16-0.24mm之间，瓦顶与大盖间隙均小于0.03mm，符合要求，轴瓦修刮接触角为600-900之间，接触点为2-3点/cm2。轴承检查:解体甲乙吸推力、承力轴承箱检查轴承完好，装配游隙均小于0.30mm,无锈蚀、脱皮、斑点、麻坑、变色等缺陷。更换轴承箱润滑油。叶轮检查：甲乙吸叶轮轮毂螺栓齐全紧固无松动，叶片护瓦及根部焊缝磨损严重，进行焊补加固；叶轮静平衡复查，静不平衡明显，分别加配重块420g，620g后，叶轮静不平衡小于100g。稀油站检修：清洗疏通甲乙吸稀油站粗细滤网，冷油器；消除各接头渗漏点；油箱油位不足，分别补充约20公斤。更换乙吸锈蚀破裂的冷却水来水管约4米。风道检查:风道内部撑杆完好无磨损，开裂现象；甲乙吸出口风道磨损破裂，拆除保温进行焊补加固。出入口挡板检查调试：出入口挡板轴、销、轴承完好，开关灵活、同步、无卡涩，能在0-900范围内全开全关。冷却水系统检查：甲乙吸电机空冷器来回水总门开关灵活，闭合严密；推力、承力轴承箱冷却水来回水门开关灵活，闭合严密，管路畅通无渗漏。对轮中心找正合格；并更换甲乙吸所有对轮压板螺栓（M26×25）。配合电气调整电机气隙合格。保温检查恢复齐全完整，表面油漆完善。
1.2.16. 甲乙侧送风机：对#1炉甲侧送风机转子总成进行了更换新备品。更换#1炉甲侧送风机液压缸一台；复查中心合格。更换甲侧送风机轴承箱回两根。更换甲侧送风机液压缸来回三根。稀油站检修，更换甲乙侧送风机冷却器各1台；清洗滤网；消除渗漏点；化验油质合格；试运行合格。乙侧送风机液压缸检查完好，无渗漏。动叶片检查完好，磨损轻微，动叶开度-30°~+10°开关灵活。出口挡板检查完好，调节合格。风箱及围带无漏风现象。送风机试运行合格。
1.2.17. 甲乙侧一次风机：甲乙侧一次风机揭盖清洗检查推力、承力轴承磨损轻微，测量各部间隙，更换润滑油。叶轮检查磨损轻微。复查中心合格。出入口挡板检查完好，调节合格。甲乙侧一次风机试运行合格。
1.2.18. 甲乙侧电除尘：内部清理积灰。甲乙侧Ⅰ电场顶部波纹板，拆除甲乙Ⅰ电场上下阴极L型螺栓。对甲乙侧Ⅰ电场各35块阳极板进行了安装加固板共计70对。更换甲乙Ⅰ电场上下阴极L型螺栓。对甲Ⅰ电场上下阴极大框架进行调整。对甲乙Ⅰ电场阴阳极同极异极间距进行了重新调整。检查阴阳极振打轴系，更换磨损严重的阴阳极振打锤，阴极拨叉。检查卸灰器叶轮磨损轻微。揭甲乙侧Ⅱ电场顶部波纹板，拆除甲乙Ⅱ电场上下阴极L型螺栓。对甲乙侧Ⅱ电场各35块阳极板进行了安装加固板共计70对。更
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换甲乙Ⅱ、Ⅲ电场上下阴极L型螺栓。对甲乙侧Ⅱ、Ⅲ电场上下阴极大框架进行调整。对甲乙Ⅱ、Ⅲ电场阴阳极同极异极间距进行了重新调整。检查阴阳极振打轴系，更换磨损严重的阴阳极振打锤，阴极拨叉。检查卸灰器叶轮磨损轻微。升压试验合格。带电场对电除尘进行升压试验，数据如下表。
#1炉电除尘升压试验数据（2009年6月12日） 电场 甲I 甲II 甲III 乙I 乙II 乙III
1.2.19.
A、B火检风机：主要进行了入口滤网清洗和盘车检查灵活无卡涩，风箱
I1（A） U1(V) 283 239 276 197 220 停运 254 197 272 237 230 I2(mA) 807 680 808 500 650 U2(KV) 50 48 69 59 50 检查无漏风；检查叶轮无磨损；检查出口翻板门完好。
1.2.20.
管道、阀门：＃1炉主给水调整门解体检查，门杆、拨叉和阀芯连接部
位金属监督检查合格。#1炉过热器减温水甲I，甲II.乙I.乙II级电动门及电动总门，调整门解体研磨处理。更换甲I级电动门。#1炉再热器减温水甲乙侧电动门及电动总门，调整门解体研磨。I单元#2疏水箱液位计玻璃破损更换处理。＃1炉定排系统手动、电动分总门解体研磨处理.#1炉定排反冲洗二次门门杆断裂更换新门。＃1炉＃1－6号集中下降管底部排污一，二次门解体研磨管道疏通。＃1炉各系统阀门，管道标准项目检查，电动门调试。＃1炉取样系统阀门格兰检查 。一单元疏水泵房锅炉上水及除氧器上水门压力等级升级，更换新门。I单元#2，1疏水箱放水门，至疏水泵供水总门更换。#1炉甲乙侧再热蒸汽疏水管座打磨探伤检查合格。#1炉过热器对空排，安全门接管座角焊缝打磨探伤检查合格。#1炉再热器对空排，安全门接管座角焊缝打磨探伤检查合格。#1炉定排扩容器连通管检查合格。
1.2.21.
甲乙侧轴抽风机：＃1机甲、乙轴抽风机主要进行了入口阀门更换，出
口阀门拆除；轴承清洗检查、油脂更换。2、叶轮检查完好无蹭磨现象。对轮中心复查及其橡皮圈、对轮销的检查更换。
1.2.22.
甲乙侧循环泵冷却风机：#1机甲、乙循环泵冷却风机轴承清洗检查轴承
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完好、油脂更换。两对轮中心距调整，检查更换甲侧三角皮带。
1.2.23.
滑环冷却风机：主要进行了轴承清洗检查、油脂更换。检查更换破裂的
对轮销橡皮圈。 1.3电气专业
1.3.1. ＃1机6KV高压辅机及厂低变保护二次回路清扫检查。保护装置定值检查核对、定值校验，传动试验合格。
1.3.2. ＃1机6kV11M、12M快切装置检查试验合格。
1.3.3. ＃1机380V工作1A、1B段电源开关及母线PT二次回路检查试验合格，BZT试验合格。
1.3.4. ＃1机保安段电源开关及母线PT二次回路检查试验合格,低电压联锁试验合格。
1.3.5. ＃1机公I段负荷开关二次回路清扫检查、定值校验及传动试验合格。 1.3.6. ＃1机380V机、炉侧辅机二次回路检查试验合格。
1.3.7. ＃1炉电除尘及脱硫电除尘高压控制柜控制回路检查试验合格。 1.3.8. 发变组保护装置及二次回路:
1.3.8.1. 检查清扫继电器，继电保护及自动装置外壳，箱体灰尘，清扫盘、柜及端子排灰尘。
1.3.8.2. 检查、紧固所有二次回路接线，图纸核对。
1.3.8.3. #1主变、厂高变、机端、中性点本体CT及各端子箱接线清扫、检查。 1.3.8.4. #1机PT本体及端子箱接线清扫、检查。 1.3.8.5. 各保护插件检查。
1.3.8.6. 检查核对#1发变组保护A、B、C柜定值。 1.3.8.7. 保护压板核对。
1.3.8.8. 做保护联锁、传动试验。
1.3.8.9. #1机DCS#11机柜检查、紧固所有二次回路接线，图纸核对，更换柜门风扇 1.3.9. 励磁调节器及二次回路: 1.3.9.1. 励磁调节柜、二次回路清扫检查 1.3.9.2. 二次电缆线紧固，接点检查 1.3.9.3. 励磁调节器冷却部分检查，试转风机
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1.3.9.4. 励磁调节器静态试验 1.3.9.5. 继电器检查
1.3.9.6. #1、#2整流柜清扫、检查 1.3.9.7. 励磁手动柜清扫检查 1.3.9.8. MK柜清扫检查 1.3.9.9. 保护联锁试验 1.3.9.10. 开机试验
1.3.10. 2201开关、2201甲、2201乙刀闸及二次回路
1.3.14.1 检查清扫继电器，继电保护及自动装置外壳，箱体灰尘，清扫盘、柜及端子排灰尘。
1.3.14.2 检查、紧固所有二次回路接线，图纸核对。 1.3.14.3 2201开关操作箱插件检查。 1.3.14.4 电压、电流二次回路接线检查。 1.3.14.5 检查核对各保护装置定值。
1.3.14.6 检查2201开关至热工DCS、DEH刀闸及远动装置的辅助接点回路完好。 1.3.14.7 72201开关跳、合闸、同期试验。 1.3.14.8 保护带开关传动试验。 1.3.11. ＃1发变组故障录波器
1.3.14.1 检查清扫故障录波器装置外壳，箱体灰尘，清扫盘、柜及端子排灰尘。 1.3.14.2 检查、紧固所有二次回路接线，图纸核对。 1.3.14.3 电压、电流、开关量二次回路接线检查。 1.3.14.4 检查核对故障录波器定值。 1.3.14.5 故障录波器电源风扇检查。 1.3.12. 一单元＃1浮充装置
1.3.14.1 检查清扫＃1浮充装置外壳，箱体灰尘，清扫盘、柜及端子排灰尘。 1.3.14.2 检查、紧固所有二次回路接线，图纸核对。 1.3.14.3 检查核对浮充装置定值。 1.3.14.4 浮充装置空载升压试验。 1.3.13. 11机同期装置
1.3.14.1 检查清扫＃1机同期装置外壳，箱体灰尘，清扫盘、柜及端子排灰尘。
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1.3.14.2 检查、紧固所有二次回路接线，图纸核对。 1.3.14.3 电压二次回路接线检查。 1.3.14.4 检查校验＃4机同期装置定值。 1.3.14. 整流柜及灭磁开关柜
1.3.14.1 检查清扫整流柜及灭磁开关柜及端子排灰尘。 1.3.14.2 检查、紧固所有二次回路接线，图纸核对。 1.3.14.3 电压、电流二次回路接线检查。 1.3.14.4 检查整流柜风机运转正常。 1.3.14.5 KQD1、KQD2、MK开关分合试验。
1.3.14.6 检查#1-#2整流柜二极管、快熔保险、阻容回路完好，接线可靠。 1.3.15. 发电机部分：完成了发电机出线套管检漏和氢冷器灌水找漏工作，并检查套管密封件紧固情况。汽、励两侧端部检查，清理积油并擦拭端部线棒，检查定子端部线棒及引出线绝缘、绑绳及夹紧件等部位无松动磨损现象；配合热工人员核对发电机定子出水温度测点，通水检查端部绝缘引水管无损伤和渗水情况，更换发电机顶部和侧人孔门密封垫，进行发电机整体风压试验0.301MPa，经24小时检查无渗漏点，压力无下降，开机前测量定、转子绝缘电阻合格，励磁系统完成了主、副励磁机引线检查；对发电机滑环和励磁机滑环、整流柜、开关柜内进行清扫，检查母线连接点的紧固情况和冷却风机试运等工作；检查励磁调节柜各开关完好，跳合闸试验操作正常。 1.3.16. 电机部分：检查凝结泵、送风机、一次风机和磨煤机电机轴承完好，添加润滑油脂，对电机接线盒引线进行了清扫检查无发热现象，甲乙吸风机电机消缺中已对气隙重新进行了调整，空载试运正常；对A、B磨煤机电机冷却器进行了水清洗；吸风机空冷器、给水泵、循环泵电机空冷器进行了水冲洗，更换了送风机、一次风机电机电缆，电机及电缆试验合格，同时，对低压电机进行了引线检查，风扇清扫，控制回路接触器、热偶等进行了清灰检查和螺丝紧固，测量电缆绝缘合格，电机直阻和绝缘试验合格。
1.3.17. ＃1主变、厂高变小修预试：清扫各套管、检查其有无放电、裂纹等异常情况；清扫油箱外壳，清理油迹、消除渗漏点，对主变本体及冷却系统进行吹灰检查；检查本体及套管油色油位并做油化学试验；各附件检查、检修；冷却系统试转、消缺、测量绝缘电阻；配合预防性试验拆装引线。封闭母线绝缘子抽检、硅胶检查并更换；共箱母线清扫检查；发电机出口PT、避雷器小修预试。
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1.3.18. 完成#1机出口2201开关、CT及甲刀闸的春检； 清扫瓷件，检查瓷件无裂纹及放电痕迹，动触刀检查，导电接触面杂质、氧化模打磨清理，电动操动机构检查、清扫，传动部位加润滑油，防误闭锁装置检查；开关本体SF6气体微水监测（36ppm）；开关机构检查；主变高压侧避雷器、2201开关、CT的预试试验；
1.3.19. ＃1机6KV工作电源开关及6KV11M、12M所有辅机开关小修预试： 开关本体、机构检查、清扫，消除渗漏油，对油位低的进行补充；开关一、二次插头接触情况检查，测量开关分.合闸线圈及合闸接触器线圈直阻；真空开关预防性试验。＃1机6KV 11M、12M母线及所属开关小修预试；母线柜、开关柜、电缆柜清扫，开关柜内地刀、避雷器、电缆接头等各元件检查；开关本体、机构检查、清扫，消除渗漏油，对油位低的进行补充；开关一、二次插头接触情况检查，测量开关分.合闸线圈及合闸接触器线圈直阻；小车开关进车柜体配合、活动隔板检查；母线各固定螺丝紧固检查，柜内照明检查修复、配电室通风风机试转检查；真空开关预防性试验。
1.3.20. #1机所属厂低变10B、11Ｂ、21B、31B、41B、51B、53B、61B、81B小修预试：变压器吹灰清扫，紧固各部位螺丝，检查瓷瓶有无裂纹及放电痕迹；消除各部位渗漏点；本体油色油位、硅胶检查；取油样做化学、电气试验；10B高压侧电缆配合预试；变压器测温装置及测温电阻检查完好；变压器中性点接地电阻检查测试；配电室通风风机试转检查；配合预防性试验拆装引线；
1.3.21. #1机6KV11M、12M备用间隔及所属开关小修预试；
开关柜、电缆柜清扫，电缆接头等各元件检查；开关本体、机构检查、清扫，开关一、二次插头接触情况检查，测量开关分.合闸线圈及合闸接触器线圈直阻；小车开关进车柜体配合、活动隔板检查；各固定螺丝紧固检查，柜内照明检查修复；所属真空开关及备用间隔电缆（#01备高变低压侧至#1机6KV配电室）预防性试验。 1.3.22. 380V厂用电源系统检修预试。 1.3.23. 380V低压电动机小修预试。 1.3.24. #1炉电除尘检修检查。 1.4热工专业
1.4.1 项目完成情况
1.4.1.1 热工DCS系统、DEH装置、自动调节系统及设备：
完成自动调节系统伺服放大器、操作器、继电器盒的清灰、检查及校验工作；部分
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操作器更换按钮；
完成二次风就地盘表头及按钮的清灰、检查工作；
对伺服放大器柜、控制盘的二次回路进行了清灰、检查、绝缘测试及整理紧线；对就地接线盒进行了清灰、检查、绝缘测试及整理紧线；
完成对二次风执行器、重油回油执行器、送风动叶及出口挡板执行器、引风机出/入口挡板执行器、一次风机出/入口挡板执行器、给水泵勺管及给水系统执行器、减温水及再热微喷水执行器、连排执行器、烟道挡板执行器、磨煤机系统执行器、密封风机入口挡板执行器及机侧角行程执行器/直行程执行器的检查、测试及调校工作；与机务各班配合完成对三大风机及磨煤机的各风门挡板、烟道挡板、给水泵勺管的定位调试；
完成纯电调DEH装置的小修工作，包括： 项目软件备份，包括EWS与OIS；
#1/#2控制柜切电、清灰、卡件检查、继电器检查、接线端子紧固整理、接插件检查；
操作员站、工程师站关机，清灰检查、连接线整理检查；
就地各压力开关拆回校验、回装，就地油站液位开关接线及浮球检查； 就地转速头，接近开关拆卸检查、校验、回装；
就地各电磁阀、伺服阀、行程开关、LVDT检查及绝缘测试，包括连接电缆绝缘测试；
DEH控制柜接地网测试；
DEH控制柜电源测试、上电投运；
OIS操作员站、EWS工程师站开机，数据通讯检查；
DEH装置试验：包括挂闸打闸、阀门校验、电源切换试验等； 完成主机DCS系统的小修工作，包括： DCS系统硬件检查、风扇、滤网的检查与清灰； 电源回路的检查； 端子检查及紧线；
DCS系统FCS参数保存及软件备份工作； FCS双侧CPU切换试验及通讯冗余切换试验； DCS系统接地线检查及测试； 部分流程图画面修改；
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ICS操作员站检查及关开机的定期工作； ICS操作员站画面检查及画面切换试验；
完成热控不停电UPS装置及DCS系统UPS装置检查、清灰、蓄电池检查，切换试验及充放电试验的定期工作；
完成24V电源柜及装置的清灰检查，切换试验；
完成A/B磨煤机吹扫盘检查及对料位测量回路进行检查，在打风压期间对料位进行了校准；
对压力容器检验所涉及的自动调节系统回路进行了详细检查，DCS内部逻辑及仪表功能块正常，二次回路检查正常，执行器全行程调校正常。 1.4.1.2 热工保护设备 机侧保护：
对主保护压力开关、继电器进行校验；电磁阀、行程开关及电缆进行全面检查；二次回路检查并进行自检试验。对机侧继电器柜联锁保护开关、继电器进行校验；抽汽逆止门电缆检查；就地设备检查；接线紧固并进行自检试验。对30％旁路装置的真空开关进行校验、控制回路检查、限位开关、各阀位进行调试。
炉侧保护：
FSSS装置：此次检修中火检探头是重点检修项目，对所有探头进行解体检修、校验、对性能不好，不符合技术要求的设备进行更换。检修后的探头通过校验，各项技术数据都能达到标准。并对炉膛正负压开关、输入输出隔离继电器进行校验；对所有输入通道进行测试；二次回路检查；柜内端子紧线并做自检试验。安全门控制回路，行程开关全面进行检查。点火装置控制回路继电器进行校验；打火杆、打火变压器及二次回路进行全面检查；对炉侧继电器柜中信号扩展回路继电器进行校验；二次回路检查；；电磁阀阻值及绝缘测量；档板行程开关检查、调整。送、引风机油站控制回路进行二次回路检查；对引风机油站转换开关，接触器重点进行检查；并做自检试验等标准项目的检修工作。 DCS系统：
对继电器柜电源进行检查、报警及切换试验；对接线端子紧线；对部分零乱的接线进行整治；并对输入通道进行测试；事故顺序计录仪进行自检。 1.4.1.3 热工仪表
表计校验：在这次小修期间共校验各类表计 151块，其中电接点压力表23 块，
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保护压力开关 74块，变送器综校14台，普通压力表 26台,转速表1台,转速探头10支 ,压力式温度计3 块，综校主汽、再热器热电偶10支，校验合格率100%，各类仪表校前合格率98.8％ ,电接点压力表及压力开关全部抽检，抽检合格率100%； 在小修中，配合#2、＃3、#6、#8、#9瓦拆接温度测点,检查测点，绝缘测试 ，汽机
前箱转速探头以及撞击子探头进行拆装检查,检查安装间隙、阻值及绝缘； 在小修中，对所有仪表接线紧固，特别是带保护以及重要仪表的接线以及回路进行
检查；
配合发电机定子线圈出水管温度测点核对点序，点序正常；
#1炉乙侧氧量计氧化锆头连结线更换，#1炉甲、乙侧氧量表进行标定； 等离子点火系统风速测量系统检查，压缩空气过滤器更换； 主变、厂高变温度计拆回校验，套管加油； #1炉中重油母管压力变送器仪表管路整治； 加装#1机真空破坏门前真空表； 等离子点火系统压力开关校验； 更换甲吸轴承温度双金属温度计；
#1机高、低加电缆检查，#1高加疏水温度测点电缆整治。 1.4.2 发现的问题及解决情况
在DEH系统进行了如下工作：
根据生技部的要求，在11206号逻辑图中增加一DO点，输出到8R8继电器，做为“一次调频投入”信号送到RTU装置；在11415号逻辑图中增加频率信号运算回路，输出到1-5-6位置的ASO卡，电缆接线位置为2-7B的TB4-3，4。放置电缆及完成接线；
20YV、22YV电磁阀原控制线圈坏，在控制柜内接线甩开，在本次小修中调速班将上述电磁阀更换处理好，测试电磁阀线圈阻值正常，在控制柜内恢复接线；
在试验中出现右中主门杆上的全开行程开关压接件原焊点开焊松动，联系从新焊接。
在DCS系统进行了如下工作：
应试验班工作联系单的要求，将#1交流润滑油泵的电流量程进行了修改，由100/5修改为140/5；
将转速信号SP1由FCS002控制柜原通道%Z034202修改到FCS002控制柜单点卡APM11通道%Z051108，量程设置为0~5000rpm。从新放置电缆接线。将原转速信号SP1
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通道%Z034202修改定义为偏心SE1，量程为0~375μm，并在汽机大轴系统的流程图中做了相应修改，在各操作员站的TG0026趋势画面上加入了偏心趋势。对上述两个仪表块的drawing图做了相应的修改；
在操作员站主机清扫过程中发现#60操作员站柜门风扇坏，更换好；#63主机箱内一风扇叶片裂开，更换好；
对A、B磨一次风总门进行了移位，执行器箱体部分采用原箱体，将控制部分由LU系列更型为MU系列。执行器底座固定，输出臂加工、安装焊接，连杆安装焊接，控制电缆移位及重新接线，原控制部分拆除，与制粉班配合定位调试；
对A、B磨密封风差压调门执行器进行了更型，更型后的执行器为PSQ502-MAT。执行器底座安装焊接，执行器安装、接线、调试，制粉班在密封风管上开孔，重新定位调试正常；
校验时发现A、B磨一次风总门手操器“开”按钮坏、主给水调门手操器“开”、“关”按钮坏，更换新按钮后校验正常；
校验时发现乙吸入口伺放左侧可控硅接线松动，从新配线恢复正常； 检查发现乙I级减温水调门阀位板上一焊线松动，从新焊接处理正常；
检查发现甲I级减温水调门执行器的“就地/远控”操作把手松动，从新固定好； 检查发现丙给水泵电机抱闸不起作用，电机惰走严重，系抱闸片与电机轴联接松动所致，后紧固后处理正常；
旁路给水调门执行器随门体更换为2SB3512执行器，控制部分为MD系列，根据执行器的控制要求，将现场的控制方式进行了变更，由原开关量控制方式更改为模拟量控制方式，取消伺放及继电器盒，保留了手操器，但手操器只做为控制指令及阀位显示的功能，不具有“手动/自动”切换及“开/关”功能；
检查发现4-3二次风执行器箱体部分卡涩，更换了备用执行器。对1-7、2-9、4-7二次风执行器阀位重新进行了调整；
检查发现稳压水箱水位调门阀位显示不准，从新进行了调整；
检查发现乙吸出口档板电机抱闸稍紧，在远控方式下有偶然操作不动的现象，现将电机抱闸调整处理正常；
FSSS系统：B4光纤严重内缩严重，已更换正常；D3,N1火检探头品质差，已更换正常；N3火检探头头平镜镜片裂，已更换正常；
安全门控制系统：甲再热器出口1关行程开关坏，已更换正常。
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TSI系统：＃2，＃3，＃5轴振延伸电缆1米接头处未作绝缘处理，为避免干扰信号对系统影响，对其延伸电缆接头处进行处理，处理后正常；
机侧继电器柜控制系统：抽汽逆止门电磁阀接线软管塑料带脱落，已重新处理正常； #1炉甲吸轴承温度双金属温度计坏，更换表计；
#1炉等离子点火系统风速测量，压缩空气过滤器漏，更换过滤器； #1炉乙侧氧量计氧化锆头连结线断，更换连接线；
#1高加疏水温度测点电缆绝缘破损，对穿线管及电缆整治处理。 #6低加-500点、-50点电极脏污，更换电极。 1.5化学专业
一单元化验#1氨、联胺加药泵更换损耗部件、组装、试运，加药系统检查清理，更换润滑油。
一单元化验#1磷酸盐加药泵检查、更换损耗部件、组装、试运，加药系统检查清理，更换润滑油。
一单元化验#1氨、联胺搅拌器开启容器、内部检查、转动部件检查、消除偏差、内部防腐检查。
一单元化验＃1取样冷却塔冷却风机、取样塔、填料、布水装置、管道、阀门检查,补水器轴承更换．
＃1循环水加药系统管路、阀门检查，浮子流量计检查清扫，喷水试验。 #1机给水加氨、联胺加药门各阀门阀芯、阀座检查，填料检查。
#1汽水取样架系统根据运行缺陷，部分阀门解体检修研磨，阀门填料检查，部分填料更换。冷却器及管路污堵、腐蚀检查、清理．更换。
2、非标项目完成情况： 2.1汽机专业
2.1.1. ＃1机EH系统滤芯更换。 2.1.2. 凝汽器真空偏低，灌水找漏 2.1.3. 密封油差压阀更换，浮球阀解体检查
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2.2锅炉专业
2.2.1 #1炉二次风上中层管箱更换已完成 2.2.2 受热面扩大检查已完成 2.2.3 空预器漏风点扩大检查已完成 2.2.4 #1炉电除尘完善化检修已完成
2.2.5 #1炉甲乙侧送风机转子总成返厂大修已完成 2.2.6 #1炉原煤仓更换已完成
2.2.7 送粉管道加装关断门设备未到货，未执行 2.2.8 B1、A2给煤机刮板链条组检查更换已完成 2.2.9 磨煤机轴瓦冷却水室酸洗已完成 2.2.10 给水主调整门解体检查已完成
2.2.11 过热器、再热器减温水系统阀门解体检查已完成 2.2.12 主给水旁路调整门换型已完成 2.2.13 #1炉电除尘冲灰水总门更换。 2.3电气专业
2.4.1 6KV11M快切装置切换不正常，已处理，试验正常。
2.4.2 380V8111B开关电流显示不正常，更换电缆及CT 处理正常。 2.4.3 二次回路图实核对.
2.4.4 主变中性点与地网连接的接地引下线改接；（此项符合要求）
2.4.5 主变总烃含量超标脱气处理,更换#4、#6冷却器潜油泵；（此项#1机消缺时已完成）
2.4.6 主变#4冷却器油流继电器检查（必要时更换）；（此项#1机消缺时已完成） 2.4.7 完成#1主变第4、6组冷却器潜油泵更换；（此项#1机消缺时已完成） 2.4.8 厂高变换油枕；（此项#1机消缺时已完成）
2.4.9 完成6KV 11M工作电源开关11开关不能实现快切功能的处理。（此项#1机消缺时已完成） 2.4.10 2.4.11 2.4.12
#2门型架爬梯加锁（安评项目）；（此项#1机消缺时已完成） 完成2201电流互感器A相油标渗油处理； 10B、41B、51B、53B底部加装取样阀；
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2.4.13 51B低压侧直阻超标，吊芯处理。
2.4热控专业
2.4.14 甲乙吸入口档板执行器位发更换完成 2.4.15 磨煤机一次风门执行器换型和移位完成
2.4.16 DEH系统调门特性曲线修改生技部意见，在机组运行中修改完善 2.4.17 配合电气过负荷切机投入装置接入生技部意见，暂不执行 2.4.18 TSI系统改造完成
2.4.19 密封油站差压开关换型完成 2.4.20 汽机主保护系统逻辑修改完成 2.4.21 真空系统加装就地压力表完成 2.4.22 重油压力表管整治完成
2.4.23 高低加旁控制电缆检查整治完成 2.4.24 核对发电机测温点序完成
2.4.25 配合二次风管加装关断门组态控制逻辑生技部意见，暂不执行 3、设备缺陷消除方面： 3.1汽机专业
3.4.1 ＃1机盘车观察窗渗油已处理
3.4.2 #1机真空系统压力表一次门前漏已处理。 3.4.3 #1机平衡阀渗油已处理
3.4.4 #1机密封油箱强补强排阀怀疑内漏已处理 3.4.5 #1机#1、2、3高调支架断裂已处理 3.4.6 #1机凝汽器真空低已处理
3.4.7 #1机密封油差压阀故障已处理 3.2锅炉专业
3.4.8 B磨一次风挡板不严已处理 3.4.9 D层喷燃器挡板关不严已处理
3.4.10 乙一、二级减温水调门、甲、乙再微量喷水调门泄漏量大已处理
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3.4.11 B3辅助风调整门位置不对应已处理 3.4.12 饱和蒸汽取样管一次门前漏，打卡子已处理
3.4.13 A2、B2给煤机下煤闸门汽源电磁阀漏气，长期解列，下煤闸门不能正常开启、关闭 制粉班
3.4.14 甲侧送风机运行中有异音已处理
3.4.15 甲侧电除尘除尘效果差，吸风机磨损严重已处理 3.4.16 甲侧吸风机叶轮磨损严重，水平振动超标已处理 3.4.17 #1炉B磨煤机B2、B3燃烧器关断档板关不严内漏已处理 3.4.18 #1炉A31送粉管道缩孔处漏粉已处理 3.4.19 #1炉A2分配器围堰下短管漏粉已处理 3.4.20 甲乙吸出口风道漏灰已处理
3.4.21 乙吸油站冷却水来水管锈蚀破裂已处理 3.3电气专业
3.4.22 甲火检风机电机检查发现风扇有裂纹，后更换电机新风扇。
3.4.23 试验时发现A2给煤机电机直阻超标，后打开接线盒引线检查完好，发现V1V2相引线鼻子压接不紧，重新压接后测直阻合格。
3.4.24 发电机内冷水系统密封垫全面检查更换, 发电机氢冷器排空管漏斗疏通固定已完成。
3.4.25 给水泵、循环泵、磨煤机、吸风机电机冷却器全面检查清洗。
3.4.26 高低压电机引线及电缆接头进行全面检查,高低压电机接线盒处电缆铜接头镀锡、进线侧电缆整理，已完成。 3.4.27 部分高低压电机轴承检查。
3.4.28 #1机 DCS#11机柜柜门风扇损坏,已处理 3.4.29 ＃1机组#1、#2整流柜信号灯更换 3.4.30 #1机励磁调节器A、B柜CPU风机更换 3.4.31 2201CT油位低，补油；
3.4.32 乙碎开关进车拐臂外套掉，已安装；
3.4.33 #1机A磨煤机辅助开关连杆卡销变形，已处理；
3.4.34 甲一次风机、丙给水泵（1KK）、6151开关柜内工作位置位置开关坏，已处理；
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3.4.35 611PT刀闸分、合闸操作不可靠，已处理； 3.4.36 012－22开关A相传动杆一卡销变形，已处理；
3.4.37 10B瓦斯继电器；31B分接开关；41B高、底压侧套管、瓦斯继电器滲油处理； 3.4热控专业
3.4.38 #1炉A/B磨煤机密封风差压调整门坏无备品已处理正常 3.4.39 等离子点火风速测量，系统空气过滤器气杯漏更换过滤器处理 3.4.40 乙侧氧量计故障更换连接线
3.4.41 ＃1炉A磨A3燃烧器关断挡板开行程开关接触不良
3.4.42 #1机甲循环泵电机线圈温度T601-3D点元件坏需返厂大修处理 3.4.43 #1机高压外缸上半内温度测点热偶坏需揭缸处理,未处理 二、消缺遗留问题：
1、 B1原煤斗由于积煤太多、且未烧空，未更换。 2、 对低压阀门要有计划的进行升级更换。
3、 对主再热蒸汽、给水系统管道弯头接管座要有计划的进行扩大检查更换。 4、 现场的文明生产还有待于进一步的提高，锅炉保温有待进一步治理。 5、 高压缸5支热偶铠甲破损，已包扎处理，因小修不揭缸，无法处理；
6、 丙给水泵电机线圈温度，TE403-5A;TE403-5C;TE403-5E温度元件坏，需电机大修处理；
7、 密封油站压力表因管路未恢复好，压力表未装； 三、试验、启动过程中存在问题：
#1机组启动过程中，＃1转速320转/分以下显示正常，继续升速中该探头故障，原因为探头运行时间长，性能差；＃2转速通道故障，原因该板件信号处理能力差，信号衰减严重。
四、今后需要努力的方向： 1、 工作人员责任心还须加强；
2、 结合检修项目加大技术培训力度、提高工作人员检修技艺和解决问题的能力等方面
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入手，做好班组管理工作和检修维护工作。
3、 个别工作场所破布，胶皮铺设,工具放置不规范, 定置管理和文明生产还需加强 4、 修前设备性能的摸底工作不够扎实，检修的深度还需加强。
5、 在填写监督卡、验收单时，部分项目还存在不规范现象，三级验收制度执行不彻底，要加强对“三标”文件的学习、培训。
6、 检修现场习惯性违章行为还存在，需加强监督和考核力度。 附：压力容器金属监督检查情况 序号 1 2 监督项目 顶棚过热器（大屏、高再部位）宏观检测抽查。 前包墙下联箱两侧管子鳍片部位应力拉裂或变形情况检查。 前、后包墙下联箱与后竖井水冷壁下联箱四角联接处膨胀情况检查。 前包墙、省煤器吊拉管、水冷壁吊拉管烟气磨损检测。 中隔墙、后包墙与低过蛇形管之间接触磨损检查。 低温过热器管出口端胀粗检测。 大屏、后屏过热器取样材质试验分析，夹管与管排的磨损检查。 高温过热器宏观检测抽查。 低再、高再宏观检测抽查。 炉膛水冷壁贴壁风吹损、冷灰斗斜坡灰焦砸伤磨损、四角及人孔门周围鳍片焊接等部位检测抽查。 责任单位 炉本班 炉本班 处理结果 已完成 已完成 3 炉本班 已完成 4 5 6 7 8 9 10 炉本班 炉本班 炉本班 炉本班 炉本班 炉本班 炉本班 炉本班 炉本班 管阀班 已完成 已完成 已完成 已完成 已完成 已完成 已完成 已完成 已完成 已完成 11 炉膛水冷壁四角（10米及以下）弯管检测。 12 省煤器管排宏观检测抽查，省煤器联箱管座焊缝检查。 13 高再、高过对空排及安全门管座角焊缝检测。 - 22 -
2009年机组消缺 序号 14 监督项目 汽包、联箱、管道疏放水管、排空管、表管连接管座检查。 饱和蒸汽取样管一次门前焊缝以前泄漏点重新处理。 责任单位 炉本班 管阀班 炉本班 检修部 生技部 检修部 炉本班 管阀班 相关班组 管阀班 生技部 检修部 生技部 检修部 生技部 处理结果 已完成 15 已完成 16 高、低加及除氧器疏水管（直管和弯管）测厚检查。 17 高、低加及除氧器水位计连接管座角焊缝检查。 18 汽机和锅炉所属压力容器及其联络管道外部检查。 19 汽机、锅炉主要附机叶轮探伤检查。 20 主蒸汽、再热蒸汽管道支吊架检查。 21 5米层主蒸汽、再热蒸汽管道疏水管座探伤检查。 高压加热器的水室隔板缺陷情况检测处理。 刘克明 刘克明 已完成 已完成 已完成 刘克明 22 刘克明 刘克明 23 机侧所属路焊口、弯管等抽查 锅炉外部检验报告热控部分 序号 项目 合 格 要 求 ①至少装设两只彼此的就地水位表和两只远传水位表，分段蒸发锅炉每 无 一蒸发段至少装一只就地8 水位表 水位表 ②汽侧连接管向表侧倾斜，水侧连接管向汽包方向 无 倾斜；汽水连接管保温良存在的问题 处理结果 责任 班组 电接点水位表和电子水位表两支 热仪班 符合要求 热仪班 炉本班 - 23 -
2009年机组消缺 好，可以冲洗 ③水位清晰，高低水位标记明显，支撑牢固，有保护 无 罩，照明良好 ④远传、就地水位表每班至少校对一次，有校对记录 ①有定期校验记录和铅封，并在有效期内 无 水位表指示正常 表计校验 无 合格，在有热仪班 效期内 精确度1.5级、 ②精确度不低于1.5级 9 压力表 无 1.6级，符热仪班 合计量标准 ③量程为正常压力值的1.5～2倍，有高低压力限红 无 线；表盘刻度清晰 ④照明或采光良好 ①炉膛火焰监视装置良好 ②汽温、汽压、给水流量、10 其他监蒸汽流量、水位等自动记录测仪表 仪表运行正常，记录曲线连续清晰 ③按规定装设温度表，运行良好，校验合格 自动调 ①设计规定的保护、联锁11 节及保装置应正常投运，无随意退 无 护装置 出或停用 符合要求 无 表计合格 热仪班 无 记录曲线热仪班 在DCS 热控班 无 无 压力容器表计已划热仪班 红线 符合要求 热仪班 符合要求 热保班 符合要求 热仪班 炉本班 热仪班 热控班 热保班 - 24 -
2009年机组消缺 ②保护、联锁装置电源可靠 ③保护、联锁装置定期校验，有记录及校验人签字 1. 其他压力容器检查相关部分
一、锅炉
安全附件和保护装置完好。 二、压力容器
无 符合要求 热控班 热保班 热控班 热保班 无 符合要求 1、除氧器的压力调节和保护，以及水位调节和保护应符合要求，高压加热器的保护装置应符合有关要求；投入运行时，该保护装置应保持完好。
2、同一系统的各压力表读数应一致，量程和精确度符合有关规程要求，压力表在校验有效期内使用。
3、．水位表液位波动正常，指示清晰，有最高最低液位标示，水位表无破损、无泄漏。
三、安全附件 1．压力测量装置
（1）已由有资格的计量单位校验合格，并贴校验合格证和铅封。 （2）炉顶传压管无过热胀粗。
（3）传压管水压无泄漏，经冲洗，无阻塞。 （4）压力变送器经校验，量值正确。 2．水位表
（1）水位表解体检修时，云母片(板)、玻璃管已调新，水压试验合格。 （2）汽水侧阀门、快关阀、自动闭锁珠已检修调整好，保护罩整修过。 （3）电接点水位表电极已调新，与就地水位表校对指示一致。 （4）平衡容器及接管座角焊缝外观检查无裂纹等超标缺陷。 （5）就地水位表汽水连通管保温良好。 （6）汽包两侧水位表水位经校验一致。 3．温度测量装置
（1）不合格的测温元件已更新。新测温元件有合格证、产品质量证明书，表袋射
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线探伤合格。
（2）温度表经检验单位校验合格，精确度符合国家计量法。 4．保护装置
（1）压力开关和继电器接点接触良好，其动作值校验正确。
（2）检验火焰探头能区分实际火焰和背景火焰信号的真伪性，已在火嘴的实际投停情况下得到检测。
（3）开关量仪表的动作值正确、可靠，符合运行要求。 （4）电气设备信号机构提供的信号值正确无误，符合运行要求。 （5）用于保护的微机或可编程序控制器已静态调试合格。 （7）用于保护的“不间断”电源可靠。
（8）连锁系统内各判据信号正确，逻辑元件的功能和时间元件的整定值符合运行要求。
（9）连锁系统进行分项和整套联动试验，动作正确可靠。 （10）音响、灯光、保护装置的动作和逻辑功能，符合设计规定。 （11）分项保护装置和整套保护装置，动作均正确可靠，无拒动、误动。
检修部 2009.6.22
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