水电厂机组大修总结

1、水电厂机组大修总结 水电厂机组大修总结 凌津滩1#机组a修总结 4月9日晚8时1#机组开机成功，标志1#机组a级检修主要工作圆满完成，整个1#机组检修从3月2日开始，包括铜套厂家加工10天，至4月9日并网报完工历时39天，检修过程中未发生人身和设备的不安全事件，检修过程中的各项检修记录和测量数据、试验结果均得到监理的监督和确认，机组检修后开机并网一次成功。1#机组检修的提前完成为电厂的汛期大发和安全生产提供了有力的保证，为今后几台机组的同类工作积存了成功的经验，也为今后策划和组织其他大型检修进行了一次有益的演练。现在我就本次检修做个简单的总结： 一、保证检修安全这块基石： 检修伊始，厂部就提出

2、保证检修安全、质量、工期的要求，鉴于次此检修起重作业多，高空作业多，夹杂着多层作业等特点，事业部又重未进行过，事业部高度重视安全，从检修前思想动员到实际工作，以及历次碰头会无一不强调和提醒，与生产部、监理一起全方位、全过程的对现场安全进行监管，力争作到及时发现问题，对存在的问题及时进行整改不留隐患，如：现场脚手架甲板不够，及时予以添，第一次转轮吊装方案中副钩起升重量不够，停工修改方案等；现场设立的专职安全员认真负责，对待安全问题能保持原则安全员因故离开也另外指定安全员：脚手架的搭设，工器具的完好与摆放，临时用电等进行检查；重大和关键工作前进行讨论和交底，责任分工明确，人员安排到位如：转轮吊装、

3、铜套冷却、操作油管的拆装。正是由于这些措施保证了检修人身和设备的安全 二、检修质量控制严密： 为保证检修质量，检修组织开始就明确了技术负责及验收程序，此次检修质量控制真正作到了：全过程、全方位的控制，1从技术方案的编制、另部件的拆装到分部试验和调试等无一不经过严格把关，每项拆装均要有记号和记录，甚至做图表示；改换的密封或另部件均经厂部和监理确认；对检修中重要设备的安装先进行预装或在其他设备上试验；2强化检修人员质量意识，检修质量的好坏，关键在工作人员的质量意识，事业部在检修开始就作出相关明确规定，严禁盲目施工，在这点上都已作到，整个检修过程中未发生质量不良事件，特别是未发生与验收人员因为质量控

4、制方面原因的争吵等说明员工对待检修质量的优良态度；3质量跟踪到位，点检的24小时跟班，包括早、晚班的工作状况总指挥、生产部、监理赵工都及时掌握，质量监管不失控。 三、检修进度超预期提前： 在马上进入汛期时发现1#机组漏油，厂部决定进行a修，事业部真正的检修准备就一周左右时间，厂部和公司领导提出奋战40多天完成1#机组a修的目标，压力不小，主要是事业部以前从未进行过此类大型检修，关于检修的难度和工期等均无把握，比较洪江1、2#机组在备品到位、有日本专家指导的状况下分别用了52和45天。对整个a修进行了认真的策划，特别是进度计划依据工序、工艺要求和厂部提出的目标进行多次优化、修改；检修过程中以进度

5、计划为指导，严格执行，合理修改，特别是检修中不能出现返工象这样的项目施工，一旦出现重大返工都将导致工期无法保证，整个检修在总指挥的指导下作到了：1开工准备短，检修方案、工器具、材料、现场等准备仅一周，有的是边施工边准备，备品备件也是另时清理和采购；2检修时间短3月2日开工到4月9日发电并网共39天；3整个检修完成基本上以凌津滩工地人员自主完成请石勇来了2天。 四、现场文明施工优良： 在这样短的工期内要完成这些任务，要保证现场的文明施工确有难度，好在厂领导有高的要求，事业部也有些好的传统，认真起来也基本能作好：从检修现场的设备定管理、场地保护、现场的表示标语、检修区域围拦的装设、拆卸设备的保护、

6、废旧物质的收集清理等基本到位，检修接近尾声时正好集团公司来此进行检查，郭延秋处长就对检修现场及检修有关方案给以了肯定。 总结1#机组a修成功的因素有这么几点：1、厂部和公司领导的高度重视，潘厂长在08年工作会上、 1#机组a修作为8项重点工作之一，在动员会上激励大家所说的：其他电厂能做的凌厂也能作，其他事业部能做到的凌津滩事业部也应该作到。并多次宣布举全厂之力搞好1#机组a修，对检修给以了最大的指导和支持，潘厂长、张厂长还常常现场检查指导，鼓劲加油，公司丁总、向总也亲临现场并多次过问。 2、指挥正确有力，此次检修以徐总亲任总指挥，对检修全 过程进行指导和指挥，特别是有段时间身体不适，仍加班保持

7、，始终把握现场状况，一旦有变化，及时作出调整，带病保持对大家也是激励。 3、密切配合、团结协作，从检修开始厂属各部门就给以有 力支援，特别是生产部在检修紧张阶段，自己人手不够的状况下抽调精兵强将支援检修，既保证了验收及时可靠，又加快了检修进度，有的还志愿参加如在浆叶轴颈打摸时刘军看到我们电气的忙不过来，就主动安排人支援，联系运行操作反应也很及时，包括食堂的师傅们对我们多次变化的用餐都非常支持。此次检修监理要求比较严格，但仍然与之配合非常优良。 4、检修队伍比较过硬，特别是机械分部的同志，作为检修 的主力，主要表现在队伍作风较好：工作热情高、能吃苦、能连续作战王章军病了还保持，天天晚班到点以后，

8、我几次抽检人到现场后他们都不知道，因为正顾做事；守纪律、视大局赵敏、何建国小孩病了也不顾，电气、土建只要机械有要求、事业部有安排均全力支援；有一批专业技术水平较高的技术骨干，在一些关键工作中发挥了作用。 1#机组a修的成功，消除了设备的重大隐患，为汛期大发创造了条件，对其他机组的铜套磨损状况心中也有了底，对设备的熟悉和了解又进了个层次，特别是对检修队伍的锻炼和提升都非常有益，很多同志都没有见过，从一开始的紧张到后来的逐步提升，从专业水平和施工组织等方面锻炼和提升了一批人包括我。通过此次检修也暴露和发现一些问题，如：检修中方案合计不细，导致临时修改方案转轮吊装时钢丝绳穿的不对、葫芦链条太短，一些

9、基础工作不扎实，有关技术标准要求等准备不充分；安全管理不到位之处，特别是工作忙起来就把安全放在一边流道上工作不系安全带，脚手架不稳就开展工作；施工组织有待优化，进度计划安排欠合理，现场的调度有待提升；检修计划性不够，导致被动应付等。接下来事业部将着手检修记录进行整理，技术方案的修编，完工资料的编制，对存在的问题认真分析、总结，力争在以后的检修中提升。本人对检修的简单总结，不对之处，敬请批评指正 扩大阅读：电厂机组大修总结(6) 目录 第一部分概述。3 一大修概况。3 二主设备型号及主要参数。3 第二部分大修前状况分析。4 一修前状况分析。4 二修前设备存在的主要问题。12 第三部分项目完成状况

10、。15 一项目统计。15 二未完项目及原因。15 三新增项目。16 第四部分大修后发现和消除的重大缺陷及采用的措施。18第五部分大修前后主要运行技术指标比较及分析。34第六部分大修重大项目专题总结。第七部分重大项目完成状况及效果。35 第八部分大修后遗留主要问题及采用的措施。39 第九部分大修费用统计。42 第十部分技术监督总结。42 一金属监督。42 二化学监督。54 三绝缘监督。66 四电测监督。66 第十一部分启动受阻项目及原因。67 第十二部分安全工作总结。67 第十三部分大修技术类文件。68 一试验报告电气、热控、锅炉、汽机、运调、金属二技术方案 三作业指导书或验收卡四系统变更说明第

11、十四部分#1机大修后主设备评级。68 第十五部分大修管理。68 #1机组大修总结第一部分：概述一、#1机组大修概况 本次#1机组大修从201*年9月9日开始至201*年11月26日正式并网发电，历时79天。第67天大修后第一次点火，第68天汽轮机冲车至3000rpm，电气开始做试验，后因热工中压胀差传感器等问题打闸灭火。处理好中压胀差、锅炉泄漏等问题后，于11月26日启动正式并网发电。 本次大修以汽轮机本体大修、热控dcs改造、锅炉受热面整治及酸洗为主线。共完成检修项目2196项，其中标准项目1582项，非标项目155项，技术监督项目309项，安反措项目62项，节能项目28项，发现并处理设备缺

12、陷隐患293条，为#2机组稳定运行奠定了坚实的基础。二、主设备型号及主要参数 #2机组于1993年10月10日投产发电，锅炉系斯洛伐克托尔马其锅炉厂出品、汽轮发电机系捷克斯柯达皮尔森汽轮机厂出品。汽轮机主要参数：型号：k500-16.18; 型式:亚临界一级中间再热、单轴、四缸、四排汽、双背压、冲动凝汽式汽轮机额定功率：500mw最大出力：525mw 汽轮机最大进汽量：1650t/h额定主汽压力：16.18mpa主汽温度：535 高压缸排汽温度、压力：380、3.6-4mpa再热汽温度、压力：535、3.6mpa 中压缸排汽温度、压力：280-300、0.55mpa 低压缸排汽温度压力#1/#

13、2：30-40、7.72/6.07kpa汽轮机转速：3000rpm2、锅炉主要参数型号：1650-17.46-540/540 型式：亚临界低倍率强制循环固态排渣塔式锅炉额定蒸发量：1650t/h 过热蒸汽温度/压力：540/17.46mpa再热蒸汽进/出口压力：4.211/4.003mpa再热蒸汽进/出口温度：333/540再热蒸汽量:1480t/h给水温度:255排烟温度:142锅炉效率:90.5%循环倍率:1.25-1.43、发电机主要参数型号：2h670960/2vh额定视在功率588mva额定有功功率500mw功率因数0.85额定频率50hz额定电压20kv额定电流17ka额定转速30

14、00rpm绝缘等级f 定子绕组接线方式yy冷却方式水氢氢4、主变主要参数 型号：teq-205a44d9k-99制造厂家:奥地利elin公司ue=550/3-2*2.5%kv/20kvie=66.1-678.5-696a/10500afe=50hzuk=13.4% 冷却方式odaf(强油风冷)空载损耗96kw负载损耗412kw5、电除尘主要参数 型号ekg2-70-15-8-4-250-6-入口含灰量烟气30g/m3除尘效率999% 阳极振打4×0.045kw:380v阴极振打32×0.045kw:380v 灰斗加热(三四电场)8×14×0.3kw:22

15、0v绝缘子加热32×1kw:380v输入380v442a50hz 输出50kvvmax=88kv201*ma工作电压44-54kv控制电压220v 第二部分：大修前状况分析 一、上次大修结束至本次大修之间的状态分析一可靠性主要指标分析 电厂#1机组1992年10月9日首次并网,1993年10月10日正式投产,其间在1995年5月31日00:00开始进行了首次大修,历时1737小时.于1995年8月11日9:10顺利结束,于1999年7月19日0:00至1999年9月27日15:00进行了第二次大修,历时1695小时。从1999年9月27日15:00第二次大修并网开始统计到201*年8

16、月1日0：00为止,主要可靠性指标如下:运行小时:sh=29989.36小时备用小时:rh=1348.7小时可用小时:ah=31338.06小时非停次数:uot=13次非停小时:uoh=812.1小时强停次数:fot=8次强停小时:foh=491.69小时等效可用系数:eaf=87.54%等效强迫停运率:eror=1.61%起停次数:37/37次 期间共进行了一次小修一次中修,时间为: 201*.11.29.19:00-201*.12.11.18:15历时287.25小时201*.05.08.09:17-201*.06.07.02:50历时713.55小时 在此期间共发生非计划停用13次,其中

17、强迫停用8次,分别为:年度序号事件开始时间事件终止时间时间事件原因一九九九1112708：0012.0312：41148.6821空预卡212.0413:5212.0919:34125.7021空预卡 二105.0802:4005.0905:5127.18电气去热工并网信息消失211.2110:0711.2419:3081.3821空预传动装置故障312.1308:2512.1509:2549.0021空预传动装置故障 二一105.2106:2105.2109:255.55380v炉房保安负荷盘fx低电压故障误动“失电二二112.1509:0012.1706:1745.28软电缆短路 二一10

18、10419：10010504：05892给水泵差压小掉二、#2机组大修前设备状况分析汽机分析： 2、1主机状况分析：21.1#2汽轮机自1999年9月大修后，运行至今，从运行的状况看，主机高、中、低+低汽缸目前运行状况虽然优良，通流部分结垢，级内效率下降，低压缸端部轴封漏汽，前、中轴承箱下沉，#4瓦轴承温度偏高，#8轴承振动在0.05mm左右，振动偏大，因而高、中压内缸螺栓假设比照99年7月大修时中压内缸螺栓有8条断裂的状况看，损坏可能性不能排除，为此本次大修中必须对其螺栓进行严格的检验，确认为万无一失后方可持续使用，否则改换。 调速系统由于种种原因致使：1偶有有甩负荷现象，其中的主要原因是高

19、压调汽门门杆锁母有磨损和脱扣现象造成的，高中压调汽门由于长期运行、汽流冲刷等原因使门芯与门座的密封性能下降，打闸停机阀门严密性差，转子惰走时间长。因此有必要对各部件进行检查改换。2#3高调门行程不够36mm。3、高压旁路站经长期运行后，门体密封面严重漏汽，致使高旁站后温度高，机组在正常运行过程中旁路站疏水门处于常开状态，使机扩运行环境恶化。4、高压主汽门由于在运行中处于长期开启状态，定期活动周期长，运行中时有犯卡现象，且严密性下降。#4高压调汽门伺服机活塞与缸筒偏磨，将缸筒拉下深槽，运行中从拉伤部位呲油。因此大修中将对各门伺服机进行检查。22主要辅机： 221#2机组高加于1993年8月投入运

20、行后，频繁泄漏，高加投入率一直处于较低水平。经过多年的不懈努力，通过改善检修工艺，改善高加的运行状况，使高加的运行可靠性得到很大的提升。但是因高加本身在制定、制造上存在一定的缺陷，高加的泄漏并没有得到彻底解决。且随着高加堵管率的逐年上升，高加的加热效率大大降低，组#3高加累计堵管率已达13%，超过高加报废标准，介于组#3高加改换后的运行稳定性，因此从机组的经济性角度出发，改换组#3高加势在必行，以便进一步提升高加的长周期运行水平及机组的热效率。 222高旁站后温度高现象自投产以来，一直未能彻底解决，由于制定方面的原因在无法改变结构形式的前提下，只能进行一些弥补措施涮镀，为此本次大修对左、右侧高

21、旁关断阀以及右侧调节阀解体检查，改换易损件以及涮镀门体密封圈，研磨门芯与门座使其接触优良，降低旁路站后温度，右侧高旁关断阀在运行中不能关闭，在大修过程中对门体和伺服机进行大修处理。 223两台循环泵出口蝶阀有时犯卡，#22循环泵在单泵运行状态下出口蝶阀摆动严重，经分析认为其主要原因是由于蝶阀转轴与重锤杆间的间隙大所造成的，其次原因是蝶阀开度不当造成水流对门饼的冲击严重造成，对以上原因在本次大修中将做彻底的处理。224#22电泵前轴承机械密封水温度高的主要原因是1、冷却水不畅或冷却水管堵塞造成密封水温度高；2、机械密封间隙大，密封效果差造成漏水量大导致密封水温度升高。同时22#电泵油档漏油现象严

22、重，多年未能解决 225汽泵交流回油泵在几年的运行中存在以下问题：泵轮裂痕；振动一直偏高；出口压力低使直流回流泵联启；机械密封漏油；泵轮键槽常常损坏等。鉴于以上问题，当小机交流回油泵故障停运时，直流回油泵运行又很不可靠，已严重影响小汽轮机的正常运行。 226小机安全油压低，虽在多次检修中采用了一定的措施，但一直没有解决。226针对机组运行时间较长，需对各油水滤网、油箱进行清理，以保证油质优良。 227、密封油系统z1差压阀在运行中时有犯卡或堵塞现象，使密封油系统工作不正常，因此对z1差压阀进行系统改善。历次改造主机改造： 95年2月28日在第#2机抢修过程中，在改换#2低压转子同时#2低压转子

23、4级、4a级共四级叶片顶部分别打三个减荷孔，提升了叶片自振频率，避开共振区，运行至今状况优良。 95年5月31日95年8月3日对#1低压转子进行了减荷调频工作，对#1低压缸转子顶部钻5.5、4.8两个深度55mm。 99年7月16日9月25日在#2机大修过程中，由于#1、2低压转子4级、4a级原焊接接筋断裂以及叶片自振频率不合格，将#1、2低压转子4、4a级拉筋改为松拉筋。2辅机改造 11999年7月16日9月25日#2机大修期间，由于#2机组#3高加堵管率达11%，已超过10%的报废标准，故改换一台由上海电站辅机厂制造的#3高加。运行至今，仍没有发生泄漏。2)、工业泵改型：由于工业泵腐蚀严重

24、，且设备检修不方便，厂部决定于201*年4月对两台立式工业泵改型为两台卧式工业泵。改造后的两台泵运行状况优良，提升了设备的可靠性。发变组状态分析 在大修开工前，我们积极组织全体职工对#2机组的所有设备进行全面检查分析，设备运行基本正常，但从上次大修至今曾不同程度地发生过一些故障。具体分析如下：#2机组1995年5月31日0首次大修，于8月11日结束；于1999年7月19日00：00进行了第二次大修，于9月27日结束；于201*年11月29日进行了历时16天的小修，于12月15日18：15顺利并网，并连续运行了6个月；于201*年5月27日进行了历时25天的又一次小修，在此期间发电机完成了抽转子

25、及改换线绑等工作；于201*年6月18日顺利并网，连续运行至8月份机组备用停机检修；于8月6日并网后，连续运行至201*年2月12日，共计188天，由于负荷因素停机备用；于2月27日6：30并网，运行3月5日因引风机档板故障掉机发电机受到冲击，于3月7日9：45并网，运行至5月8日进行了为期28天的中修工作，于6月6日并网运行至201*年7月31日。#2机组设备运行周期较长，主机及其重要辅机已到期检修周期。 在大修准备阶段，车间认真组织全体职工，结合设备的运行状况、参数变化、存在的问题以及设备的自动化程度等对#2机组的所有设备进行全面细致的摸底和技术分析，以保证大修检修工作有的放矢，消除影响机

26、组稳定运行的各类缺陷。具体分析如下：1#2发电机于二oo一年五月二十五日由于绕组口部垫块松动，将线棒绝缘和导水管磨损，导致漏水、漏氢机组被迫停运，#2机组转入小修，进行临时处理。2由于原汇水环和中性点聚四氟乙烯绝缘水管因振动磨损曾多次发生水管泄漏现象，所以水管故障和线棒磨损均会严重影响机组的安全运行。3轴瓦绝缘不合格，曾导致发电机轴电流频发。 4曾发生过由于励磁刷架绝缘电阻低，导致转子接地信号频发。5由于滑环与碳刷接触不良，曾导致发电机滑环环火，机组被迫停运。锅炉运行状况分析 上次大修至今#2锅炉运行状况：上次大修时间：1999/6/4-1999/7/241锅炉启动状况：99201*201*2

27、01*201*合计4426420 锅炉运行时间小时 99大修后201*201*201*201*大修前合计1766.307790.378218.997415.374792.8329983.86上次大修至今锅炉主设备整改状况：序号设备名称201*年201*年201*年201*年 1本体1、#2炉二级过疏水管座焊口裂痕2、#2炉四级过疏水管座焊口裂痕3、#2炉高再异种钢接头泄露1、#2炉水冷壁+24米前墙泄漏1、#2炉高再穿墙管泄漏2、#2炉低再入口泄漏 2一次风机22一次风机电机油系统滤网改造21、22一次风机电机油系统加水冷却器22一次风机电机轴承油封改造改换21一次风机做动平衡#22一次风机改

28、造3引风机油系统油箱联通管加粗21、22引风机出口软联接改换 4送风机句22送风机电机油系统滤网改造油系统油箱联通管加粗21送内联轴器改换为鼓齿式联轴器 5空预#21-11月28日12月14日临修转小修：1、传动装置损坏改换2、#2、#4上部弧形板向外放出10mm#22-6月5日6月19日临修1、中心筒间隙调整2、传动装置损坏改换11月28日12月14日临修转小修：1、传动装置检修2、内部检查3、外壳漏风处理#21-5月28日6月14日小修转大修：1、传动装置检查2、中心定位和转子下调3、上轴承检查4、环向密封改造5、各密封改换6、上轴封盘根改换#22-5月28日6月14日小修转大修：1、传动

29、装置检查2、中心定位和转子下调3、上轴承检查4、环向密封改造5、各密封改换6、上轴封盘根改换#21-5月8日6月6日中修：1、传动装置改换以前替下的传动装置2、外壳漏风处理3、转子焊补加固4、冷端支撑加固5、弧形板挖补10月10日晚10月11日由于传动装置内部有异音，电流增大到9.8a，改换为唐工12月15日晚12月17日传动装置内部有异音电流增大改换为进口#22-5月8日6月6日中修：1、传动装置检修2、外壳漏风处理3、转子焊补加固4、冷端支撑加固5、弧形板挖补#21-8月1日9月28日大修：传动装置改换2、上、下轴承检查3、各密封改换调整4、中温端清理5、转子径板加固6、外壳漏风处理7、冷

30、端支撑加固8、烟道支撑加固9、落灰斗加滤网#22-8月1日9月28日大修：1、传动装置检修2、上轴承检查，下轴承改换3、各密封改换调整4、中温端清理5、转子径板加固6、热端14环传热元件改换7、冷端支撑加固8、烟道支撑加固9、外壳漏风处理10、落灰斗加滤网 6风烟道档板11月28日12月14日临修转小修：一次风热风挡板卡涩问题处理。5月28日6月14日小修：一次风道联系风道检修、尾部烟道检修。5月8日6月6日中修：喷燃器二次风道、档板，一次风道档板、烟道档板、54m天园地方处贴补。各落灰斗及管路疏通。各风烟道普遍测厚、炉出口烟道检修、54m天园地方处挖补、各喷燃器风道、档板检修、一次风热风挡板

31、改换。尾部烟道检修，1空预一次风出口处加导流板。44m空预入口伸缩节护板改换、各落灰斗及管路疏通。各风烟流程中的伸缩节检修，尾部烟道导流板挖补。102m炉出口梯形护面处理、流程中各支吊架检查。7暖风器11月28日12月14日临修转小修：1、疏水联箱焊补5月28日6月14日小修：1、两台暖风器换管2、疏水联箱焊补5月8日6月6日中修：1、两台暖风器换管2、疏水联箱焊补1、管排固定2、疏水联箱焊补8磨煤机#25磨煤机大修#22#24磨煤机大修#21#25磨煤机大修 9给煤机#24#26给煤机大修#21#22#25给煤机大修#21#22#23#24#26给煤机大修10吹灰系统水吹灰耐热电缆改换空予吹

32、灰器改造80米声波吹灰联箱改外置式64支枪头护套改换，水吹灰枪头改换44支，声波头改换shc-60型50个，吹灰顺功能组dcs改造 11工业水系统32m前墙工业水管改换 12给水及阀门无无#2炉中修给水及强循泵系统进行了解体检修大修前未进行检修热工技术监督分析 #2机组热控系统的机炉主保护系统pis、数据采集系统das、协调控制系统ccs、汽轮机电调系统deh、汽动给水泵电调系统meh、磨煤机功能组于1999年采纳美国infi-90设备进行了改造。热控的辅机程控系统、辅机保护系统、汽轮机保护终端电磁阀柜、油枪控制系统、炉膛吹灰等控制系统仍使用落后的捷制diamo-k、s系列插件控制，包括热控功

33、能组53套,其插件可靠性差、故障率高，常造成功能组不能投自动、设备不能正常启停联动、保护误动。集控室控制台盘为炉、机、电独立布置，与控制系统的控制方式不协调，不便于运行人员操作监视,另外由于盘台信号繁多使得盘台内接线混乱，常造成信号误发。机侧单回路调节系统共42套回路仍然独立于ccs系统之外。测量系统信号回路有捷制插件构成的中间转换环节，可靠性差，常使信号误发、指示错误。化学技术监督分析 现对#1机组本运行周期的化学技术监督分析如下：#2机组运行简况：表一 设备简况机组编号#2额定出力500mw主蒸汽压力17.46mpa主蒸汽温度540 本次大修工期75天本次大修开始时间201*年8月1日5时

34、30分 本次大修结束时间201*年10月15日5时30分大修完工启动并网时间201*年10月14日9时00分 两次大修间运行状况两次大修间隔时间33710.5小时两次大修间运行时间29989.36小时 两次大修间停用时间3721.14小时两次大修间机组启停次数共启停20次平均补水率1.626%凝汽器端差5.92 与化学监督有关的异常状况#2机组于上次大修后(99年7月19日至201*年10月15日)至本次大修期间，锅炉水冷壁管共泄漏5次。经化学监督检查，均不是因化学水汽质量不好造成锅炉结垢腐蚀引发的泄漏。从未发生与化学监督有关异常或障碍。 停用保护状况两次大修期间，机组停运均采纳了sw-odm

35、防腐，对热力设备水汽系统全面进行了保护。 两次大修间运行水汽合格率统计状况：表二项目单位最大值最小值合格率%除盐水电导率s/cm0.20.05100二氧化硅g/l151.0100给水ph值9.59.0100溶解氧g/l302.099.83铁g/l401.099.69铜g/l5.01.0100 凝结水溶解氧g/l1005.099.73硬度mol/l00100 蒸汽二氧化硅g/l190.5100钠g/l100.5100 循环水碱度mmol/l3.40.598.97总磷mg/l2.01.0100除灰除尘专业2.1、修前状况分析 设备系统名称存在问题采用措施备注 #2炉电除尘器1.#2机组上次大修后，

36、电除尘器一直未揭顶检修，上次大修时，顶部保温只改换1/2，顶板由于锈蚀磨损，有局部磨穿现象，顶部箱梁漏风严重。2.电除尘器长期运行，阳极板积灰严重，严重影响放电及收尘。从最近临修检查状况来看，阳极板的积灰分别为：一电场：4-6mm,二电场：8-10mm,三电场：12-16mm,四电场：14-18mm3.阴、阳极板振打锤自投产以来，一直未作大量改换。4.阳极板由于运行时间太长，部分部位已磨穿，变形严重，电晕线在运行过程中由于磨损、腐蚀等造成强度不够，常常发生断裂现象，造成电场内部短路。5.灰斗落灰管磨损严重，去年以来就磨损8次，水封箱磨损严重，泄漏3次。6.水封箱内的喷嘴磨损严重,一电场水封箱内

37、的喷嘴磨损严重更为严重。7.冲灰水管存在结构现象,水封箱内的冲灰水普遍水小。8.箱梁漏风严重。9.小地沟积灰多，水位高10.有10个绝缘子不同程度有裂痕。11.#21、#22电除尘东、西墙有漏风现象。12.电除尘器入口气流均布板磨损约60m2。1.冲洗电除尘器电场内部积灰2.改换失效、断裂的阴极丝3.改换磨穿的阳极板4.改换磨损的阴、极板振打锤5.调整阴、阳极大、小框架6.调整变形的阳极板7.调整电场内部间距8.调整阳极振打中心9.改换损坏的绝缘子10.处理电除尘器漏风11.补焊磨损的灰斗12补焊磨损的水封箱13改换磨损的水封喷嘴 #2炉捞渣机1.#2机组锅炉冷灰斗从投产以来，一直未作大的检修

38、，由于制定、运行工况不良等原因，冷灰斗悬吊焊口常常发生开焊，冷灰斗联箱常常发生拉裂漏水现象，漏风也十分严重；#21冷灰斗曾发生悬吊装置脱落，冷灰斗下沉。2.渣井焊口因掉焦，焊口开焊比较多，部分钢板向外大面积彭鼓，变形严重；#21渣井损坏严重。3.捞渣机箱体由于受炉膛掉焦水爆力的影响，部分箱体向外彭鼓，变形，焊口开焊，强化筋脱落，箱体漏水;轨道磨损严重。1.冷灰斗复位，加固、整治。2.改换渣井。3.补焊冷灰斗联箱。4.捞渣机箱体整形，加固。5.改换轨道。6.检修、改换主动轮与轮毂 #2炉碎渣机1.碎渣机因轴密封不好，存在漏灰现象。2.碎渣机轴承箱密封不良，常有灰水窜入，轴承损坏。3.碎渣机的齿辊

39、因磨损部分焊口有开焊，齿辊窜动。4.碎渣机轴承有6盘损坏。5.碎渣机齿辊窜动。6.齿辊的衬套有开焊现象。7.零米地沟杂物多，水位偏高。1.碎渣机轴封处密封装置改造。2.改换损坏的轴承、轴套、锁母。3.焊接、固定齿辊的衬套。5.合理调整齿辊的啮合间隙，焊接、固定齿辊。6.清理地沟内杂物。灰渣泵1.#1灰渣泵过流部件磨损严重，出力偏低；轴承损坏。2.灰渣泵入口门关闭不严。1.改造#1灰渣泵。2.改换灰渣泵入口门 回收泵#1、#2、#3、#4回收泵的填料轴套、上轴承体磨损；过流部件、出口阀门、截止阀结垢。1.对#1、#2#、#3、#4回收泵进行检修，改换损坏的备件，除垢二、修前设备存在的主要问题 1

40、、#2汽轮机自1999年9月大修后，运行至今，通流部分结垢，级内效率下降，低压缸端部轴封漏汽，前、中轴承箱下沉，#4瓦轴承温度偏高，#8轴承振动在0.05mm左右，振动偏大。 2、旁路、配汽机构有时出现阀门犯卡现象，#3高调门行程不够36mm，右侧高旁关断阀不能全部关闭，高压旁路站门体密封不严； 3、组#3高加堵管率超标，已达15%，此次大修中准备改换；除组#3高加1999年大修时改换外，其余4台高加都存在频繁泄漏状况，机组在长周期运行中，影响高加的投入率；4、#22电泵前轴承机械密封水温度高；漏油严重 5、水塔立柱、小横梁、配水渠等水泥构件腐蚀严重，部分淋水层、喷嘴脱落；6、2台循环泵出口蝶

41、阀有时犯卡，22循环泵出口蝶阀摆动；7、机组在二次油压达到338kpa时，有甩负荷现象；8、两台工业水冷却器内部隔板及铜管腐蚀严重。9、交油回油泵振动大，运行不正常10、水冷壁密封撕裂及吊耳烧裂 11、喷燃器弧形板部分脱落喷燃器风筒有磨损12、高再和省煤器联箱有裂痕 13、#22、#23、#24磨煤机磨辊磨损严重；磨分开器出口处受风粉混合物冲刷，大部磨损严重；#23磨煤机减速机输入轴异音 14、给煤机上底板铸石板牢固性差破碎，#21#22#24#25给煤机三排链磨损拉长,#21#24给煤机链轮及靠背轮配合间隙大,25给煤机大链磨损拉长15、空预内漏且堵灰严重16、空预油系统油管和滤网堵塞 17

42、、空预出口烟道档板门,32m去磨一次热风门挡板，磨损严重，部分板片磨穿，框架磨掉。部分轴磨损超过2/3 18、暖风器喷燃器二次风挡板热风挡板变形、磨损严重 19、风烟道磨损严重，部分板片磨穿，框架磨掉。部分轴磨损超过2/320、32m至54m烟道落灰管多数地方磨穿，大部分磨损严重落灰管堵塞21、水吹灰配电盘及功能组部分控制元件控制失灵，动作不可靠，功能组程序常常故障 22、风烟道水吹灰电缆多处出现断路，短路现象23、声波吹灰电动门铜套磨损7个，电动控制头故障1个 24、安全门ra22j301、ra23j301、ra25j301、rb22j301关闭不严，稍微内漏25、厂减减温器100%、30%

43、厂减减温减压站减温器减温效果差，噪音大26、厂用汽安全门100%、30%厂减减温减压站安全门起座压力不准27、厂减100%调整门盘根老化 28、给水系统阀门nb15s101、rl70s101门杆腐蚀损坏超过标准 29、疏放水门nc14s101、nc16s101、nc18s101、nc45h101、nc35h101内漏30、减温水系统盘根老化 31、水吹灰母管54米水吹灰来水电动门上部水吹灰母管管壁减薄32、风烟道水吹灰电缆绝缘降低，有接地和短路现象33、工业水箱内污泥和积油较多 34、声波吹灰器86m-90m有50个shc-60的声波吹灰器功能部分不合格35、#22一次风机后轴承轴向振动不稳定

44、36、送风机油系统前轴承回油流量不能监视37、#2发电机中性点水管已到改换周期38、发电机氢系统阀门有内漏现象 39、#2机组所用的氢干燥器为进口装置干燥除湿效果显然降低。另一台氢干燥器为国产f6.3型干燥器，技术含量低，运行不稳定，属淘汰产品，现已报废。 40、#2发电机滑环的表面凸凹不平，经常引起发电机流过滑环碳刷的电流分布不均匀最大的能达到100a，最小的几乎为0a，从而导致碳刷冒火，使滑环工况进一步恶化，加速了滑环的磨损。自从投产至今，曾多次发生过滑环故障，刷握烧红损坏等现象。#2机曾发生过一次因滑环损坏而导致停机的事故。大风机电机存在的问题：41、风机电机曾发生过槽板松动和轴承损坏现

45、象，现21引风机电机后轴承磨损严重，需进行改换。其它电机也需仔细检查轴承，视磨损状况决定是否改换轴承。一次风机电机转子断条曾严重影响机组稳定运行，在此次大修中应重点检查，对存在的问题及时处理。 42、#2机组强循泵电机一些构件已严重磨损，如：反向推力盘、辅助叶轮、转子轴套等，且这些磨损件直接浸泡在水中，以水作为润滑剂，长时间运行后电机内水中的一些杂质可能堵塞滤网，引起电机温度升高，冲刷电机内部结构件及绕组，加速磨损。电机长时间运行绕组绑线松动，也会引起绕组绝缘层磨损，引起短路，严重影响机组稳定运行。 43、循环泵电机存在的问题：1电机冷却器曾发生漏水现象2曾发生定子槽板松动故障 3轴承的损坏率

46、较高，多次发生轴承损坏事故，尤其是下轴承44、#2机组低压电机回路存在的问题： 1由于长期运行及人为等因素，保护器的定值有偏差； 2大型接触器经过国产化改造后，因国产接触器的接点质量不理想，接触不良，导致发热严重。 45、低压电动机存在的问题及采用的措施：1直流油泵电机 直流油泵运行以来，碳刷磨损严重，备件质量较差。1998年6月，曾发生#21直流润滑油泵的刷架短路，刷架损坏，电机损坏。检修时着重检查刷架和改换高质量的碳刷。2小油泵电机 小油泵电机为铸铝外壳，运行以来，端盖跑套已发生多次，必须检查振动状况，端盖的磨损程度。如端盖已磨损，必须改换。再者由于小油泵转速低，电机冷却效果不好，电机长期

47、发热，故检修时还应注意其线圈老化状况。3密封风机电机密封风机电机由于没有加油嘴，长时间的运转引起轴承缺油、润滑油变质。检修时应仔细检查轴承的磨损状况，换新轴承时应注意加n-2润滑脂。4火焰监视器冷却风机电机 火监冷风机由于电机基础不牢固，风机磨损严重及几台风机间的共振。使得电机运转起来振动严重超标，电机各部件及电机的寿命大大缩短，检修时对磨损严重的部件要及时的改换，同时要研究如何减小振动。5定子冷却水泵电机 两台定冷泵在上次大修时就发现有端盖跑套的迹象，由于当时无备件且状况不是很严重而未改换，在此次检修中要及时联系定做备件将其改换，保证发电机系统的安全稳定运行。 6给煤机电机 在以前的检修中，

48、发现给煤机电机多个出现电机轴内跑套现象，在此次大修中要仔细检查，电机轴与轴承之间的配合应为+0.03mm左右，假设小于+0.005mm，则必须改换电机轴。 46、#2机组电气控制系统的现役设备为捷克的功能组,其插件可靠性差、故障率高，常造成设备不能正常启停联动。集控室控制台盘为炉、机、电独立布置，与控制系统的控制方式不协调，不便于运行人员操作监视。另外由于盘台信号繁多使得盘台内接线混乱，常造成信号误发。测量系统信号回路由捷制插件构成的中间转换环节，可靠性差，常常误发信号、指示错误。 47、原低电压继电器接触电阻大，影响380v厂用系统连锁切换。 48、神雁线7sl32、wxb11a保护插件老化

49、，常常引起故障，保护装置无法正常工作。 49、主变及高厂变温度表曾发生过远方温度指示与就地温度指示不一致的现象。50、2#主变瓦斯继电器法兰处和止回阀的密封垫存在微渗油现象，6kv开关各别开关也存在渗漏油现象。 51、#2主变在去年夏季曾发生过一次由于环境温度较高、主变负荷高而散热器散热不良引起的温度高报警现象。52、部分500kv开关5021、5023、5031、5033无防慢分装置，易导致开关爆炸。 53、原西德aeg公司产g220d380/121/2rfg-v80逆变器，属于带部分集成电路的晶体管型逆变设备，21逆变器在201*年检修中发现控制脉冲的插件a6存在严重的质量问题，无法产生正

50、常的触发脉冲，造成可控硅的一次保险熔断。现21、22逆变器开始频繁发生设备停运事故。且不能并列运行对机组的稳定运行具有很大威胁。54.机侧测量系统： 1)氢水差压sp30p81变送器可靠性差；2)高、中压缸体及法兰温度一次件腐蚀严重；3)热氢热风温度信号电缆线径细可靠性差； 4)差压变送器小五通阀排污门关不5)严需换成针形门； 6)部分gh、gc系列变送器损坏如：rb54p01、rq78p01、rb45p01、vg39p01、rc83p01等； 7)汽器水位变送器和#3低加水位变送器是三线制不8)适应dcs改造要求,需改换；9)部分信号由于变送器和二次门的问题导致信号不10)准如：sp30p8

51、1rm40f01、02、rm40f11等。55.炉侧测量系统： 1)#2再热器压力两路信号有偏差 2)22、24、26强循泵马达室温一次件热电偶校验不3)合格4)#2炉暖风器蒸汽压力rq09p02无变送器、表管5)#2炉一次风机轴温电缆中间有接头。6)#2炉空预轴温电缆线太细。 7)强循泵马达外壳、入口水温度补偿电缆中间有接头。8)#2炉接线盒端子排端子排损坏的较多，9)端子脱扣10)gh型变送器不11)可靠，12)机组启停过程中，13)尤其损坏的较多，14)须改换的变送器：ng75、85p01，15)rj26p01，16)rj21p01，17)rq26p01，18)nv11p01，19)rq

52、09p01 20)#2炉部分双回路信号偏差大。 21)锅炉吹灰器疏水nv72t01、nv53t012补偿电缆断。22)锅炉吹灰器疏水一次件 23)#2炉压力信号静压力零位未迁移56.程控系统： a)罗托克执行器ng25s006、ng27s001、ng36s006、ng38s006、ng46s001、ng65s001故障 b)磨煤机一次风电磁铁总门故障c)2dd13配电柜故障 d)捷制电动头齿轮缺润滑，e)减速箱易坏f)循环泵导向电机滑环、刷架等问题多57.主保护系统： 1)电磁铁控制系统设备2)可靠性差，3)故障率高4)飞利蒲就地设备5)损坏严重6)负压取样表管泄露7)部分位返显示不8)正确9

53、)安全门控制系统可靠性差58调节系统： 1)一次风入口调整挡板执行器nl02/04s001存在摆动隐患2)给水门rl70/71、rl80/81s001如进行行程调整，3)可能引起振荡4)22引执行器nr32s001固定螺丝有一条串口 5)罗托克执行器ng25s011、ng27s011、ng36s011、ng38s011、ng46s011、ng65s011、ng68s011、ng56s011故障6)捷制执行器齿轮缺润滑，7)减速箱易坏59.电调系统： 1)炉膛火焰摄象机故障频繁2)氧量测量系统探头磨损严重3)主同4)步器控制电缆老化 5)sg25s001、sg62s001、sg83s001、rb36s001电动头性能不6)好，7)特别是sg62s001投自动调节品质不8)好 9)轴封门控制电缆老化，10)由此引发的故障较多。60.das系统： 1)bottom服2)务器死机较频繁。 3)bottom服4)务器较容易发生事件丢失现象一台服务器死机会