7 调速系统及保护装置
7.1 检查主油泵轴承并测量间隙； 7.2 检查油泵组的进出油管路；
7.3 解体检查油动机、危急保安器、危急遮断油门、喷油试验装置及复位装置； 7.4 测量调速系统及保安装置各滑阀的间隙和行程，必要时修理和更换零件； 7.5 调速系统静态特性、汽门严密性、危急保安器灵敏度等修后常规试验及调整； 7.6 各高压主汽门、高压调门、中压主汽门、中压调门解体检查； 7.7 解体检查磁力断路油门的电磁阀； 7.8 油源、油动机各滤网检查，必要时更换。 7.9 EH油系统检查检修及试验。（油动机返厂处理） 7.9.1 伺服阀及各滤网检查处理，高、低压蓄能器压力检查；
7.9.2 油缸解体清洗、修磨、镀涂，更换活塞杆衬套和所有密封圈，活塞环；
7.9.3 活塞杆、油缸筒表面检测，若有损伤拉毛或变形，在可修范围内进行退镀修复，否则更换
7.9.4 控制块修磨、检测螺纹修正，上超声波清洗机清洗，更换所有的密封圈； 7.9.5 截止阀、逆止阀、快速卸荷阀清洗、更换密封件； 7.9.6 电磁阀清洗，更换密封件；
7.9.7 测试合格后，清洁油动机，有漆面的地方表面喷漆（耐抗燃油腐蚀油漆）。
8油系统
8.1 透平油过滤或更换新油；
8.2 清洗主油箱及其滤油器；滤网进行清洗或更换； 8.3 检查清洗冷油器； 8.4 交、直流润滑油泵检查； 8.5 射油器检查； 8.6 检查并清洗油管路。
9抽汽系统
9.1 解体检查一抽至六抽逆止门； 9.2 一、二抽进汽电动门检查检修。
10汽机辅机及汽水系统检修项目
10.1 高排逆止门解体检查、检修；
16
10.2 给水泵检查、冷油器清洗、除垢； 10.3 清理凝汽器汽水室并灌水查漏；
10.4 解体研磨高旁蒸汽压力调节阀、低旁蒸汽压力调节阀； 10.5 循泵液控蝶阀油站及蓄能器压力检查。
二、汽机本体及辅机需主要处理项目
2.1 高排温度高； 2.2 高压缸底部漏汽； 2.3 低胀指示不准确；
2.4 高中压轴封改造；（高、中压轴封共计15道，均改为DAS汽封）
三、修后试验项目（乙方配合完成）
3.1 汽轮机喷油试验； 3.2 自动主汽门严密性试验； 3.3 调速汽门严密性试验； 3.4 调速系统静态试验； 3.5 汽轮机超速试验； 3.6 真空严密性试验； 3.7 机组大小联锁试验； 3.8 甩负荷试验。
四、汽轮发电机标准项目
4.1 发电机拆除引线； 4.2 发电机修前试验；
4.3 打开小端盖，测量风扇与导风环间隙； 4.4 打开大端盖，测量定、转子间隙； 4.5 拆下发电机刷架，吊走环隔音罩； 4.6 抽出发电机转子；
4.7 检查端盖、护板、导风板、衬垫等； 4.8 检查和清扫定子绕组引出线及套管；
4.9 检查紧固螺栓和清扫端部绕组绝缘、绑线、隔木（垫块）等；
4.10检查和清扫通风道及通风道处的槽部线棒绝缘，清理定子通风孔，检查槽楔的紧度； 4.11铁芯检查；包含检查定子铁芯固定螺栓的紧度。
17
4.12 检查及校验温度表计（包括埋入式）；
4.13 清扫转子，检查通风孔有无堵塞，转子通风试验。
4.14 检查和测量套箍有无位移、变形，分段套箍的接缝处间隙有无变化； 4.15 检查清扫两端风扇、轴颈及平衡块，并进行叶片探伤；
4.16 检查及清扫刷架、滑环、引线，调整电刷压力，更换电刷（包括接地电刷），必要时打磨滑环；
4.17 检修励磁系统及励磁回路；
4.18 检查及清理冷却器及冷却系统，进行冷却器的水压试验； 4.19 修后试验。
五、热控检查项目
5.1 本体测温及TSI系统检查检修及调试；
5.2 TSI系统：转速、鉴相、轴向位移、振动、偏心、高压缸胀差、低压缸胀差、热膨胀等探头的校验、拆装及调试，TSI探头要求送有资质单位鉴定，并取报告；
5.3 本体测温系统：本体测温元件的校验、拆装及调试（如推力瓦温度、轴承金属及回油温度、缸壁温度、法兰温度、抽汽温度等）。
六、汽轮发电机修前、后试验项目
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
项 目 定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数 定子绕组的直流电阻 定子绕组泄漏电流和直流耐压 定子绕组交流耐压 转子绕组的绝缘电阻 转子绕组的直流电阻 发电机的励磁回路所连接的设备（不包括发电机转子和励磁机电枢）的绝缘电阻 发电机的励磁回路所连接发电机的设备（不包括发电机转子和励磁机电枢）的交流耐压。 发电机和励磁机轴承的绝缘电阻 转子绕组的交流阻抗和功率损耗 检温计绝缘电阻和温度误差 汽轮发电机定子绕组端部固有振动频率测试及模态分析 周期 大修前、后 大修时 大修前、后 大修前 转子清扫前、后 大修时 大修时 大修时 大修时 大修时 大修时 大修时（配合电18
科院） 13 14 15 轴电压 空载特性曲线 发电机转子叶片及转子护环探伤 大修时 大修后 大修后
2 A级检修承包范围、工期及承包方式
2.1 检修工期要求：
本次#1机组A级检修计划于5月25日开工，6月25日竣工，目标工期31天。 2.3 承包方式
本次检修实行包工、包消耗性材料（见附表一）、包中标总价、包检修质量、包工期、包安全的固定总价包干方式。
3 承包方（乙方）技术资质要求
乙方应具有独立承包135MW及以上机组的A级以上检修能力，并且有良好的信誉和业绩。起重、热处理、无损检测、理化检验等特种作业人员应该具备国家或电力行业颁发的资质证。
乙方因客观原因，需要将部分标段项目分包时，应选择具有相应资质、良好信誉和业绩的合作方，经发包方确认。
4 质量、进度考核
总目标：汽机冲转一次成功、并网一次成功；运行130天不因检修质量问题解列和影响出力；总工期为31天。
4.1 在停机前10天，甲方通知乙方派出人员到现场进行技术交底和测试有关技术数据，并且甲方测试的结果乙方必须承认。
4.2 乙方应严格按照招标方的检修工期计划和里程碑工期要求，按期完工，由于乙方原因拖延一天工期，扣工程款5000元。
4.3 乙方应严格按照甲方的检修计划项目施工，不得漏项、缺项，如果发生漏项、缺项，扣除该项目的检修工时费用外，再视项目酌情扣除工程款3000－10000元。
4.4 检修结束后， 30天内因检修质量问题机组被迫解列，扣除乙方承包合同款的15%；120天内因检修质量问题机组被迫解列，扣除乙方承包合同款的10%，且乙方应负责无偿处理检修质量问题或者承担相应的处理费用，直到验收合格。
4.5 检修结束后， 30天内因检修质量问题机组被迫降低出力运行，酌情每次扣乙方承包合同款3－5%，130天内因检修质量问题机组被迫降低出力运行，酌情每次扣乙方承包合同款
19
1－3%。因降低出力不能及时恢复，造成机组解列，按4.4条处理。
4.6汽机冲转、电气并网一次成功，否则每增加一项次扣乙方工程款10000元。 4.7参数考核：（135MW机组满负荷运行） 4.7.1 #1－5轴承振动：
瓦振不得大于修前值，每超过修前值0.001mm，扣2000元； 实测值>0.0４mm，停机处理, 并按第4.4条执行。
轴振不得大于修前值，每超过修前值0.01mm，扣2000元 ；实测值>0.125mm，停机处理, 并按第5.4条执行。 4.7.2 支持轴瓦温度：
支持轴瓦温度不得大于修前值，每超过修前值２℃，扣2000元；实测值≥90℃,停机处理,并按第四条执行。 4.7.3 推力轴瓦温度：
推力轴瓦温度不得大于修前值，每超过修前值２℃，扣2000元;实测值≥90℃,停机处理,并按第5.4条执行。 4.7.4 系统渗漏点：
机组检修后不允许有严重泄漏点，否则每发生一处视情节酌情扣5000－10000元；影响出力或造成机组解列，按第5.5和5.4条执行。 4.7.5主要转机温度与振动标准：
4.7.6 设备保温：超温一处视情况扣200～10000元并重新做。 4.7.7 焊口探伤一次合格率98%，每降低1%扣2000元。
4.8 #1－5轴承振动以检修前、后的试验正式报告为准；支持轴瓦温度、推力轴瓦温度的实测值以检修后的DEH和有关仪表显示为准；其余的实测值以有资质测试单位按国家有关规定的试验、测量方法进行实际测量结果为准； 漏点数量以检修竣工验收时为准，以上各种参数达不到要求，由乙方无偿处理并承担所需费用，在规定时间内处理合格不予罚款。 4.9机组热耗要求：修前由安徽省电科院、东方汽轮机厂、新庄孜电厂三家共同测量热耗值并确认，检修后在相同工况及方法下进行测量，THA工况下机组净热耗应达到8350kJ/kWh，汽轮机在THA工况时热耗率升高￥500,000/（4.18kJ/kW·h）进行处罚。汽轮机在TRL工况时出力降低￥500,000/MW进行处罚。
5物资供应
5.1 设备解体、修复过程中涉及的备品配件、材料（消耗材料除外），由甲方向乙方提供，
20