汽轮机A级检修技术总结
汽轮机检修总结报告
汽轮机检修总结报告一、引言汽轮机是一种重要的能源转换设备，广泛应用于发电、工业生产等领域。
为确保汽轮机的安全运行和高效性能，定期进行检修是必要的。
本次报告旨在总结汽轮机检修的经验和教训，以期提高检修工作的质量和效率。
二、检修前的准备工作1. 检修计划的制定在检修前，必须制定详细的检修计划，包括检修的时间安排、人员配备、所需材料和工具等。
合理的检修计划能够提高工作效率，避免不必要的延误。
2. 安全措施的落实汽轮机检修涉及到高温、高压和旋转部件等危险因素，必须严格执行安全措施，包括佩戴个人防护装备、设置警示标志、确保施工现场的通风和照明等。
三、检修过程中的关键工作1. 清洗和检查在检修过程中，首先要对汽轮机进行清洗和检查，清除积聚的污垢和杂物，检查各部件的磨损和损坏情况。
特别要注意叶片和叶片间隙的检查，确保叶片的完好和间隙的合理。
2. 部件更换和修复根据检查结果，对需要更换或修复的部件进行相应的操作。
对于磨损严重的部件，应及时更换，以保证汽轮机的正常运行。
对于损坏较轻的部件，可以考虑进行修复，延长其使用寿命。
3. 润滑和维护在检修过程中，要对汽轮机的润滑系统进行维护和检修，确保润滑油的质量和供应。
同时，还要对各部件的维护进行检查，及时补充润滑剂和清除杂质，以保证汽轮机的正常运行。
四、检修后的工作1. 检测和试运行在完成汽轮机的检修后，必须进行相应的检测和试运行工作。
通过各项检测指标的监测和测试，确保汽轮机的性能符合要求，并消除潜在的故障隐患。
2. 总结和反馈对本次检修工作进行总结和反馈，及时发现和纠正存在的问题，以提高下次检修工作的质量和效率。
同时，将本次检修的经验和教训进行总结，形成检修标准和规范，为今后的工作提供参考。
五、结论汽轮机检修是一项重要而复杂的工作，需要严格执行安全措施，合理制定检修计划，认真进行清洗、检查、更换和维护工作。
通过本次检修的总结和反馈，我们不仅提高了工作水平和效率，还为今后的工作积累了宝贵的经验和教训。
C1-2010A级检修总结(2010.11.1-2011.1.17)
C1－2010汽机A级检修总结1．前言：C厂＃3汽轮机是ALSTOM机组，型号为T2A—650—30—4—46，该机为一次中间再热、八段抽汽、单轴、四缸四排汽冷凝式汽轮机，全机有一高、一中、两低四个汽缸，高、中、低压缸都采用双层缸结构，为减少转子轴向推力，高压缸倒装及低压缸反向分流对称布置。
整机共有38级叶片，高、中压缸各9级，低压缸2*2*5（20级）。
整个轴系5条转子，采用10个支持轴承（其中汽机的#1--#8瓦为可倾瓦，发电机的#9--#10瓦为椭圆瓦）和1个推力轴承，推力轴承与高压转子相配合安装于中箱，该机组采用的润滑油主油泵为低速齿轮油泵，盘车为中速盘车（48r/min），主油泵、盘车安装于前箱。
该汽轮机采用喷嘴调节，共有4个高压主汽门、4个高压调门、4个中压主汽门、4个中压调门，16个汽门全部卧式布置于高中压缸两侧。
本次A修是一次常规计划性检修，2010年11月1日0：00至2011年1月19日24：00，共80天，控制工期75天，即2011年1月14日24：00前移交中调。
#1机于1月8日22：30一次冲转成功。
1月13日17：16分，#1炉爆管，减负荷停机；1月17日2:28分，#1机冲转；3:15分，#1机并网；1月19日19：19分，#1机正式移交中调，#1机A级检修结束。
2．检修情况综述：2.1汽轮机检修前状况：2.1.1 在650MW负荷下，高压缸效率低于设计值1.8个百分点左右。
中压缸效率平均值为91.78%，低于设计值1.57个百分点。
2.1.2 用试验专用仪表测量数据，真空严密性试验结果为150pa/min，严密性合格。
2.1.3 凝汽器的循环水温升基本正常，出水温差为2.3℃，对应低压缸平均排汽压力为8.8kpa,凝结水过冷度为0.4℃。
2.2 汽轮机检修要解决的主要问题和措施：2.3汽机分部检修项目完成表：2.5．检修发现主要缺陷及处理情况：4．开机情况简介：2011年1月8日晚20：30，#1机开始冲转，至22：30，机组冲转成功，轴系振动、温度情况如下：1000rpm:油泵无异常，重新启动主密封油泵运行，停AC和DC密封油泵。
汽轮机检修工作总结
汽轮机检修工作总结1. 在本次汽轮机检修工作中，我们完成了对所有关键部件的检查和维护工作。
2. 我们及时发现和处理了一些潜在的故障问题，避免了机组故障的发生。
3. 通过对汽轮机的清洗和修复，提高了机组的运行效率。
4. 检修期间，我们对汽轮机的润滑系统进行了全面检查和维护，确保了润滑油的质量和流动性。
5. 我们对汽轮机的控制系统进行了更新和优化，提高了机组的稳定性和自动化程度。
6. 在检修期间，我们对汽轮机的排放系统进行了排查和改进，确保了机组的环境保护要求。
7. 我们对汽轮机的高温烟气排放系统进行了疏通和修复，保证了机组的安全运行。
8. 在检修期间，我们对汽轮机的烟气净化系统进行了维护和更换，提高了机组的环保效果。
9. 我们对汽轮机的蒸汽循环系统进行了清洁和修复，提高了热能回收效率。
10. 在本次检修中，我们及时更换了一些老化的部件，延长了机组的使用寿命。
11. 我们对汽轮机的发电机进行了全面检查和维护，确保了机组的稳定供电。
12. 检修期间，我们对汽轮机的压力控制系统进行了调试和优化，保证了机组的安全和稳定运行。
13. 在这次检修中，我们对汽轮机的遥控和监视系统进行了升级和更新，提高了机组的操作便捷性。
14. 我们对汽轮机的机械密封系统进行了调整和维修，保证了机组的密封性能。
15. 在本次检修中，我们对汽轮机的轴承系统进行了润滑和更换，提高了机组的运行平稳性。
16. 我们及时对汽轮机的冷却系统进行了检修和维护，避免了过热和冷却不足的问题。
17. 在检修期间，我们对汽轮机的仪表系统进行了校准和修复，保证了机组的准确监测。
18. 我们对汽轮机的燃烧系统进行了调试和改进，提高了机组的燃烧效率。
19. 在本次检修中，我们对汽轮机的振动控制系统进行了调整和优化，降低了振动幅度。
20. 我们对汽轮机的传动系统进行了润滑和保养，延长了机组的使用寿命。
机组A修工作总结
机组A修工作总结一、工作内容及情况：自去年9月份开始至今年1月份止，我所在的机组A共完成了10台辅助发电机的大修工作。
具体工作内容包括机组的检修、维护和更换部分关键部件。
在整个大修过程中，我们按照工作计划进行了有条不紊的工作，最终圆满完成了所有任务。
1.检修工作：针对每一台辅助发电机，我们首先进行了全面的检查和评估。
通过仔细检查零部件，检测仪器以及电缆线路等，我们能够发现并及时解决潜在问题。
这些问题包括电缆线路老化、标准件损坏和润滑油污染等。
在检修过程中，我们还参考了各种技术手册和标准，确保了每一项检查都准确无误。
2.维护工作：根据检查结果，我们进行了相应的维护工作。
这些工作包括清洗零部件、更换老化的附件、调整机组的配件和测试机组的运行情况等。
我们高度重视每一项维护工作，确保机组的每一个部件都能正常运转。
3.更换关键部件：对于那些已经严重损坏或过于老化的部件，我们进行了及时的更换工作。
这些部件包括主轴承、齿轮、气缸和活塞等。
通过更换这些关键部件，我们能够有效地提高机组的性能和寿命。
二、工作成果和经验：通过我们的努力和密切合作，我们成功地完成了10台辅助发电机的大修工作。
这些机组的性能和可靠性得到了显著的提高，可以满足公司的电力需求。
同时，我们还积累了一定的工作经验和技术知识，为今后的工作打下了良好的基础。
1.提高机组性能：通过定期的检修和维护工作，我们有效地提高了机组的性能。
通过更换关键部件，我们能够保证机组能够长时间稳定运行，减少了故障和维修时间。
2.优化工作流程：通过这次大修工作，我们深入了解了机组的结构和工作原理。
我们在工作中总结出一套科学、高效的工作流程，能够更好地指导今后的维护和修理工作。
3.学习新技术：在进行检修工作中，我们接触到了一些新的技术和设备。
例如，我们学习了怎样使用新型的检测仪器来检测电缆线路的老化和损坏。
这些新技术提高了我们的工作效率和准确度。
三、存在的问题和改进措施：虽然我们在大修工作中取得了一定的成绩，但也存在一些问题需要改进。
_1机组A级检修总结(总结版)
（35）#1机#2小机导管疏水电动门1RT920内漏
（36）#1机Б列高加出口电动门旁路手动门1RL72K03盘根漏
（37）#1机高加抽空气总管导凝汽器弯头砂眼
（38）#1机P-20排汽管道减温水调节门1RL783盘根漏汽
（39）#1机启动旁路调节门RC045密封面有裂纹
让步验收
16.
#1汽轮机#7瓦间隙超标
瓦顶1.12 mm（标准0.95—1.1 mm）
让步验收
17.
#1汽轮机#8瓦间隙超标
瓦顶1.26 mm（标准1—1.15 mm）
让步验收
6、检修中发现的主要缺陷及处理情况统计（检修单位、设备部各点检组）
汽机专业
-----专业
------专业
合计
发现的缺陷数
187
三、试运中发现的缺陷
四、试运存在问题
五、应吸取的经验和教训
第六部分 重大项目总结
一、重大项目名称
1、重大项目简介
2、重大项目的工日投入情况
3、重大项目的费用发生情况
4、重大项目的进度情况
5、重大项目在实施中存在的问题及遗留的问题
6、重大项目效果评估
7、重大项目的总体评价
第七部分A级检修经验及教训总结
（46）#12汽动给水泵驱动端供油管路活节渗油
（47）#11氢冷泵出口逆止门不严
（48）#1机#11汽泵平衡盘给水温度测点处漏水
（49）#11汽泵驱动端渗油
（50）#12汽泵大负荷时振动大、轴端两侧甩水
（51）#1、#2海水循环泵泵壳底部汽蚀
（52）#11定子水泵轴端渗水
（53）#1机组两台汽泵Ⅰ挡泻水至疏水箱手门内漏
汽轮机检修总结报告
汽轮机检修总结报告汽轮机检修总结报告摘要:本文对汽轮机检修进行了总结,分析了检修过程中出现的问题和解决方法,并对检修后的运行情况进行了评估。
通过对检修过程的记录和分析,总结了汽轮机检修的经验,为后续的检修工作提供了参考和指导。
正文:一、检修目的汽轮机检修的目的是为了保证正常运行,延长设备的使用寿命,降低能源消耗,并确保生产安全和环境保护。
检修包括定期检修和故障检修,定期检修通常每隔15年或25年进行一次,故障检修则根据实际情况进行。
二、检修流程检修流程包括前期准备、检修、调试和上线运行等环节。
1. 前期准备在检修前,需要对汽轮机进行详细的检查和测试,以确保设备处于良好的工作状态。
还需要对检修人员进行培训,确保他们具备必要的知识和技能。
2. 检修检修分为机械检修和电气检修两个方面。
机械检修主要检查汽轮机的叶片、轴、轴承、转子等部件是否存在磨损、裂纹等问题。
电气检修则检查汽轮机的控制系统、照明系统、保护系统等是否正常。
3. 调试在检修过程中,需要进行调试,以确保设备能够正常运行。
调试包括对设备进行参数调整、平衡测试、运行测试等环节。
4. 上线运行在调试完成后,可以将汽轮机上线运行。
在运行过程中,需要对设备进行监测和检查,及时发现并解决问题。
三、检修遇到的问题和解决方法在检修过程中,可能会遇到各种问题,如设备故障、电气故障、操作不当等。
针对这些问题,可以采用以下解决方法:1. 找到问题的根本原因,制定相应的检修计划,并及时进行修复。
2. 对设备进行监控,及时发现异常情况,并采取相应的措施。
3. 加强检修人员的培训,提高他们的技术水平和责任心。
四、检修后运行情况在检修后,汽轮机的运行情况得到了改善,设备运转稳定,噪音低,能耗低,排放低,运行可靠。
同时,检修人员也记录了设备的运行数据,为设备运行状态的分析提供了依据。
300MW4机组A级检修总结详解
黔北发电厂300MW #4机组A级检修总结一、本次检修情况概述（一）检修工期计划情况计划检修时间：自2015年05月01日起到2015年07月10日结束，共计70天。
实际检修时间：自2015年05月05日起到2015年06月20日结束，共计50天。
（二）主要指标完成情况（只填有的项目）1.总体指标考核内容考核项目单位设计值或核定值修前修后一、安全指标1.人身轻伤及以上事故次0 0 02.人为责任设备损坏事故次0 0 03.不发生误操作事故次0 0 04.不发生其它责任性安全事故次0 0 05.不发生环境污染事故次0 0 0二、主要技术经济指标1.发电煤耗g/kW.h 2.供电煤耗g/kW.h3.厂用电率%4.补水率%5.汽轮机热耗kJ/k.Wh6.凝汽器真空度%7.锅炉效率%8.漏氢量Nm3/d三、环保指标1.电除尘效率% 982.电除尘投运率% 1003.脱硫效率% 954.脱硫投运率% 98四、可靠性指标1.A、B修后整套启动一次成功次 1 12.A、B修后机组连续运行天数天120五、检修管理指标1.修前准备情况项按公司火力发电机组A、B级检修质量控制管理办法要求2.检修文件包执行情况项按修前资料要求3.标准项目完成情况项按修前资料要求4.检修工期完成情况天按公司下达目标5.检修质量完成情况次6.标准项目检修费用完成情况万元按标准定额7.特殊项目检修费用完成情况按公司下达目标8.修后技术资料完成情况项按修前资料要求合计2.电热专业：序号指标名称评价标准和检查内容修前修后修后与目标值差值评价意见1.电气、热控监测仪表投入率、准确率100％2.DCS系统投入率、准确率≥99％3.热控保护投入率、正确动作率100％（列出机组主保护明细）4.热控自动投入率、调节品质≥95％，调节品质达优良（列出主要自动调节系统明细）5.电气保护投入率、正确动作率100％6.电气自动装置投入率、正确动作率100％3.锅炉专业：序号指标名称评价标准和检查内容修前修后修后与目标值差值评价意见1.蒸发量设计值2.过热蒸汽压力设计值3.过热蒸汽温度设计值4.再热蒸汽压力设计值5.再热蒸汽温度设计值6.排烟温度核定目标值7.飞灰可燃物核定目标值8.灰渣可燃物核定目标值9.空气预热器漏风率核定目标值10.除尘器投入率100% 4.汽机专业：序号指标名称评价标准和检查内容修前修后修后与目标值差值评价意见1.汽轮机汽耗率核定目标值2.补水率核定目标值3.给水温度（机侧）核定目标值4.真空严密性核定目标值5.高压加热器投入率100％6.汽水合格率100%7.汽轮机胀差≤规定值8.高中缸效率核定目标值9.高低旁后温度泄露为零10.发电机额定功率设计值11.高排压力设计值12.高排温度设计值13.给水温度设计值14.1段抽汽压力设计值15.1段抽汽温度设计值16.2段抽汽压力设计值17.2段抽汽温度设计值18.3段抽汽压力设计值19.3段抽汽温度设计值20.4段抽汽压力设计值21.4段抽汽温度设计值22.5段抽汽压力设计值23.5段抽汽温度设计值24.6段抽汽压力设计值25.6段抽汽温度设计值26.1轴承振动X向（μm）国家标准优良范围27.1轴承振动Y向（μm）国家标准优良范围28.2轴承振动X向（μm）国家标准优良范围29.2轴承振动Y向（μm）国家标准优良范围30.3轴承振动X向（μm）国家标准优良范围31.3轴承振动Y向（μm）国家标准优良范围32.4轴承振动X向（μm）国家标准优良范围33.4轴承振动Y向（μm）国家标准优良范围34.5轴承振动X向（μm）国家标准优良范围35.5轴承振动Y向（μm）国家标准优良范围36.6轴承振动X向（μm）国家标准优良范围37.6轴承振动Y向（μm）国家标准优良范围38.7轴承振动X向（μm）国家标准优良范围39.7轴承振动Y向（μm）国家标准优良范围5.化学专业：序号指标名称评价标准和检查内容修前修后修后与目标值差值评价意见1.（大小机）透平油油质技术监督标准2.发电机内冷水指标技术监督标准3.炉水指标技术监督标准4.凝结水指标技术监督标准5.给水指标技术监督标准（三）检修目标中重点工作响应情况3.1锅炉3.1.1、安全门检修：安全门放汽试验（全部）；泄漏的再热器进口安全门解体检修；汽包#1、#2、#3安全阀，过热器出口#1、#2安全阀，再热器出口安全阀，再热器进口#1、#2、#3安全阀开机后热态校验；已完成。
汽机大修总结
#2机汽机大修总结批准：审定：审核：复审：初审：编制：汽机分场2009年7月28日#2汽轮机组A级检修报告1.修前运行数据从上次大修结束至此次大修开始运行小时数25903.45小时，备用7958.4小时，从上次大修结束到本次大修开始小修 2次，停用小时数650小时。
从上次大修结束至本次大修开始非计划停用 0次0小时，非计划停运系数 0 ，其中，强迫停运 0小时。
从上次大修结束至本次大修开始日历小时数34680，可用小时33861.99小时，可用系数 98.12% 。
2.修前设备状态2.1主汽轮机效率低，真空低且严密性不合格。
2.2高压调节门阀头及阀座在机组多次大修期间对其进行研磨，致使阀座密封线下沉及阀头磨损严重，导致高压调速汽门行程改变，造成阀门关闭不严。
2.3水塔膨胀节腐蚀严重，无法修补。
2.4 #4、#5给水泵流量不足。
3.大修主要目标3.1本次大修所要解决的问题3.1.1主机热效率低。
3.1.2真空严密性不合格。
3.1.3 #5、6给水泵流量偏低。
3.1.4水塔膨胀节改造。
3.1.5给水温度低。
3.2本次大修所要完成的主要工作3.2.1高压调速汽门阀头及阀座更换。
3.2.2水塔膨胀节改造。
3.2.3真空泵返厂。
3.2.4 #4、5给水泵返厂校泵。
3.2.5油动机、压差阀、平衡阀返厂做实验。
3.2.6疏放水管和空气管换厚壁管，进口阀门修复。
3.2.7配合化学和金属监督专业完成监督检查项目。
3.3本次大修所要达到的主要目的3.3.1大修后机组一次启动成功，按时接带负荷，120天内不发生非停事件或连续运行120天以上。
3.3.2在BMCR工况下，汽轮机热耗率≦8496.6KJ/Kwh，机组供电煤耗<360g/kwh.3.3.3大修后主机各轴承振动≦0.076mm,温度≦85℃，真空度达到95%以上。
3.3.4不发生人为责任的设备损坏事故和人身轻伤事故。
4.主要检修对策4.1 #6瓦下瓦宏观检查发现层补焊区域有Φ6mm左右脱胎痕迹。
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# * 机A级检修技术工作总结
班组：*****班
日期：201*.*.**
201*年**班#*机A级检修技术总结
一、简要文字说明：
此次****班本着上级部门下发的生产任务，检修不漏项，不简化工序，不降低质量标准，严格执行检修工艺规程，严格质量标准，严格履行验收制度，坚持自检为主，坚持现场三级验收制度，做到应修必修，修必修好的态度进行此次#4机A级检修工作。
本次#*机组A级检修，**班#*机A级检修工作于201*年**月**日正式开始，于201*年**月**日所有检修项目均已结束。
二、项目完成情况：
#*机A级检修计划安排标准项目11项，共完成10项（1项因场地无法完成，汇报分场同意）；增加标准项目4项，完成4 项；计划安排非标准项目1项，完成1项；增加非标准项目7项，完成7项，完成消缺项目2项
主要完成标准项目
1、励磁机机械部分大修；
2、低负荷喷水系统喷头、阀门大修，滤网清扫
3、凝结水泵甲、乙小修，入口滤网清扫，系统消缺
4、转子冷却水泵甲、乙小修，水箱清扫，系统消缺
5、定子冷却水泵甲、乙小修，水箱清扫，系统消缺
6、转子冷却器甲、乙及滤网清扫，系统消缺
7、定子冷却器甲、乙、丙及滤网清扫，系统消缺
8、工业水回收水泵甲、乙小修，系统消缺
9、除氧循环小修，滤网清扫，系统消缺
10、汽加热系统阀门检查、盘根更换
增加完成标准项目：
1、除氧循环大修；
2、乙小机盘车导齿更换，防爆门检查
3、甲小机盘车导齿检查，防爆门检查
4、凝结水甲电机更换调整中心
主要完成非标准项目：
1、大修现场铺设防滑橡胶板；
增加完成非标准项目：
1、主机#11轴承更换；
2、定冷水箱加热装置安装；
3、励磁机基座打磨；
4、加装汽缸绝对膨胀机械指示装置
5、励磁机与发电机连接波形节绞孔
6、汽轮机#1--#3轴承座回油槽加装盖板。
7、乙工回泵出口门更换门杆
完成消缺项目：
1、发电机转子冷却水回水盒水档紧固螺栓滑丝；
2、甲小机均压箱调整门泄漏；
三、检修过程中发现的问题及处理：
1、励磁机大修
1）励磁机前轴瓦（#11瓦）上瓦脱胎严重；进行更换新瓦。
2）励磁机与发电机连接波形节晃动达0.30mm.：将波形节与发电机对轮连接（未安装销子螺栓）在百分表监视下紧固，使其紧固完成后晃动0.04mm，重新校绞销子螺栓孔并配置销子35CrMo Φ27.+0.04mm。
3）通流增容改造后由于主机轴系调整，致使发电机后轴承（#10轴承）调整量大，因而励磁机底部相对调整较大，抽完底部所有垫片后，励磁机偏高0.31mm.下张0.07mm；经研究决定进行打磨基础垫铁处理。
2、主机发电机转子冷却水回水盒
1）发电机转冷水回水盒前后水档严重磨损进行更换水档密封圈。
2）发电机转冷水回水盒前后水档共5条紧固螺栓底孔滑丝；为保证密封效
果在原底孔两侧90mm处重新打孔攻丝进行加固。
3、除氧循环泵大修
1）解体时发现浮动密封环间隙均超标，支撑弹簧弹性不足；更换浮动密封环3件、浮动密封套3件及支撑弹簧3件，并调整端部轴向间隙为零。
2）解体时发现轴承室进水；疑冷却水室裂纹，对冷却水室打压
0.6Mpa进行5小时观察，压力稳定，无渗漏，清理油室更换润滑油。
3）解体时轴承损坏；更换轴承36316两幅、轴承32616一副。
4）入口滤网紧固螺栓腐蚀，且牙距严重变形：经上级批准更换所有螺栓，螺母。
四、主要检修数据情况：
1、励磁机大修
1）#11轴承组装：顶隙：前：0.26mm 后：0.24mm
瓦口间隙：A前：0.14mm A后：0.15mm
B前：0.13mm B后：0.13mm
球面紧力：0.015mm
2）#12轴承组装：顶隙：前：0.35mm 后：0.30mm
瓦口间隙：A前：0.15mm A后：0.13mm
B前：0.15mm B后：0.15mm
球面紧力：0.03mm
3）励磁机与发电机中心找正：励磁机偏低：0.005mm 偏A：0.04mm
上张：0.04mm B张：0.01mm 4）发电机转冷水进水管（波形节）晃动度：0.04mm
5）#11轴承油档间隙：
前外油档：顶部：0.22mm A侧上半：0.14mm B侧上半：0.13mm
底部：0.03mm A侧下半：0.15mm B侧下半：0.13mm 后外油档：顶部：0.20mm A侧上半：0.15mm B侧上半：0.12mm
底部：0.03mm A侧下半：0.15mm B侧下半：0.14mm 前侧内油档：顶部：0.30mm A侧上半：0.25mm B侧上半：0.20mm 底部：0.05mm A侧下半：0.22mm B侧下半：0.20mm 后侧内油档：顶部：0.30mm A侧上半：0.25mm B侧上半：0.20mm 底部：0.05mm A侧下半：0.25mm B侧下半：0.18mm
6）#12瓦外油档间隙：
前外油档：顶部：0.22mm A侧上半：0.15mm B侧上半：0.15mm 底部：0.03mm A侧下半：0.15mm B侧下半：0.12mm 后外油档：顶部：0.20mm A侧上半：0.15mm B侧上半：0.13mm 底部：0.03mm A侧下半：0.15mm B侧下半：0.13mm 前侧内油档：顶部：0.35mm A侧上半：0.35mm B侧上半：0.25mm 底部：0.25mm A侧下半：0.30mm B侧下半：0.25mm 后侧内油档：顶部：0.30mm A侧上半：0.30mm B侧上半：0.25mm 底部：0.10mm A侧下半：0.25mm B侧下半：0.20mm
2、主机抬轴试验：
3、转冷水回水盒
前：顶部：0.30mm 底部：0.03mm
A侧上半：0.25mm B侧上半：0.20mm
A侧下半：0.18mm B侧下半：0.15mm
后：顶部：0.35mm 底部：0.03mm
A侧上半：0.25mm B侧上半：0.20mm
A侧下半：0.22mm B侧下半：0.18mm
4、除氧循环泵
1）叶轮与轴配合间隙：0.03mm
2）叶轮瓢偏：0.05mm
3）叶轮晃动度：0.04mm
4）轴套与轴间隙：0.02mm
5）密封环与口环间隙：0.68mm
6）滚动轴承与轴配合紧力：0.01mm
7）浮动密封环径向间隙：0.17mm
8）轴窜：0.12mm
9）对轮间隙：3.5mm
10）中心调整：圆周：偏B侧0.02mm
端面：上张口0.03mm
5、凝结泵甲
1）工作轴窜
组装：总窜9.88—对轮间隙5.15=4.73mm
2）中心调整数据
电机：偏B 0.015 mm 偏固定端0.02 mm
扩建端张0.01 mm A侧张口0.005 mm
五、设备投运情况：
7月21日启动，盘车投运正常；电流21A，供热抽汽管膨胀节产生不均匀性收缩变形最大460mm,最小310mm,滑动支座向缸测位移263mm. 7月23日回复正常位置。
，在机组冲转过程中#8轴承X向振动最大达166um升速平稳后为112um。
#9 温度94.6℃，随后缓慢降至81.5℃，#10轴承X向振动最大达178um升速平稳后为121um，7月24日16:00机组负荷324.6MW各参数均正常。
六、遗留问题
1、凝结水回收水泵小修，水箱清扫，阀门检修因检
修场地限值未能实施。
2、主机#10轴承油档外壳变形较大，铜齿加工尺寸不精确。
（待采用铜齿双面加工）
******班
201*-0*-**。