中国大唐集团公司2016年04月技术监督月报

~~技术监控月度报告2016-04中国大唐集团科学技术研究院制签发人：金安2016-05-08一、重点反措针对近期因凝汽器内抽汽管道膨胀节破裂导致的停机事件，集团公司科研院编制了《防止汽轮机凝汽器内抽汽管道膨胀节破裂损坏的要求》，请分子公司按照反措要求组织基层企业进行隐患排查和治理。反措内容如下：1.有关问题汽轮机凝汽器喉部布置的抽汽管道因安装工艺、质量、排汽冲刷等原因可能导致抽汽管道上的膨胀节破裂，造成机组停机，甚至引发设备损坏，抽汽管道膨胀节破裂的现象：（1）抽汽压力下降；（2）排汽温度升高；（3）凝汽器喉部靠近泄漏部位的外壳可能温度升高；（4）可能导致低压缸变形，引起机组振动值异常。系统内已出现两台机组因凝汽器内抽汽管道膨胀节破裂导致的停机事件，为此，近期安排检查了几台停备机组。检查中也发现了膨胀节在设计、安装、运行中存在安全隐患，如膨胀节错位、限位拉杆螺栓没有并帽、螺母松脱、螺母与膨胀节碰磨、膨胀节上的限位拉杆固定耳板焊脚断裂、膨胀节过度拉伸，凝汽器的支撑钢架开焊断裂。图1凝汽器内抽汽管道膨胀节错位破裂图2凝汽器内抽汽管道膨胀节错位破裂图3凝汽器内抽汽管道膨胀节错位图4凝汽器支撑钢架开焊图5抽汽管道膨胀节限位拉杆螺栓没有并帽图6抽汽管道膨胀节限位拉杆螺母松脱图7抽汽管道膨胀节限位拉杆螺母与膨胀节碰磨2.工作要求企业要将凝汽器内支撑钢架、抽汽管道、轴封管道、管道支架等项目列入机组检查、检修项目。检查凝汽器内支撑钢架无变形、焊口无开裂；检查凝汽器内管道支架无变形、焊口无开裂；各管道的膨胀节无错位；检查管道膨胀节波纹膨胀正常，无过度拉伸与压缩，膨胀节外观完好；限位拉杆固定耳板无变形、焊口无开裂，限位拉杆限位在安装要求范围，限位螺母要有防止松脱的措施，限位拉杆、螺母与波纹膨胀节无碰磨；（4）检查凝汽器内蒸汽管道应有防止冲刷的隔热套，并完整，隔热套内不得遗留异物，隔热套与蒸汽管道外壁要留有一定的间隙，除具备防冲刷的功能外，还要降低管道散热损失；（5）检查、检修时，要对凝汽器内抽汽管道、轴封管道灌水查漏，防止蒸汽泄漏，影响回热效率及凝汽器真空。另外，通过轴封管道查漏及加装隔热套，能加强低压缸轴封的密封，防止轴封蒸汽带水引起管道振动损坏及机组振动。二、生产异常事件1.甘谷1号机EH油压低保护动作停机4月14日15时16分，巡检发现1号机EH油箱顶部EH油管路低油压在线试验模块接头处漏油，立即汇报值长，同时联系检修人员到现场进行处置。模块上带有四个EH油压保护动作开关，为防止EH油压力低保护动作，热控人员退出EH油压低主保护，在执行保护退出工作后通知检修人员关闭模块入口隔离阀。15时25分1号机组跳机，跳闸首出：EH油压力低。原因分析：（1）1号机EH油箱顶部在线试验模块与EH油管接头处O形氟橡胶密封圈（20×2）老化挤压变形（2016年3月21对EH油在线试验模块接头处O形圈进行更换，事后检查此O形圈为2010年库存过期备品，O形圈已老化变质），造成EH油在线试验模块接头处泄漏，是造成本次非停的诱因；（2）1号机EH压力低保护设置为串并联结构，逻辑为：(63-1or63-3)and(63-2or63-4),接线端子：43、45、47、49分别对应63-1、63-2、63-3、63-4压力低开关，热控人员在解除逻辑中43和45对应的保护开关为对侧开关，解除后的保护逻辑变为：63-3and63-4。当EH油压力在线实验模块进油门关闭后，压力开关中的压力从漏油处迅速泄掉，触发了63-3和63-4开关的动作，导致EH油压力低保护动作是造成本次非停的直接原因。2.景泰2号机EH油泄漏油压低保护动作停机4月21日23时36分2号机组负荷680.20MW，主汽压力22.96MPa,主汽温度566℃，给水量1958t/h，燃料量306t/h，EH油油位突然开始急速下降（此时油箱油位503mm）。23时43分EH油油箱油位下降至450.99mm，DCS发油箱油位低报警，运行人员立即就地检查发现3号高调门卸荷阀结合部漏油，汇报值长，并联系汽机点检员处理，同步快速降负荷至330MW。23时57分，EH油箱油位低至350mm，EH油A泵跳闸，EH油母管低至8.5MPa，机组跳闸。机组停机后，解体3号高调阀卸荷阀，更换破损密封圈。10时39分，汽轮机开始冲转。11时10分，汽轮机转速升至3000rpm。11时15分，机组并网。原因分析：（1）3号高调阀卸荷阀O型圈断裂引起EH油泄漏，是本次非停引发原因；（2）工作人员未能及时隔离，造成EH油位低跳EH油泵，是本次非停的主要原因。三、技术监控预警1.EH油系统油压低造成机组非停4月14日、4月21日甘谷、景泰先后因EH油压低机组跳闸，原因均为EH油系统泄漏，在处理过程中处置不当造成停机。暴露出电厂对EH油系统的管理不够细致，对EH油系统的备件管理、培训不到位。要求各电厂对EH油系统进行排查，包括各伺服阀、卸荷阀等结合部位，利用停机机会对胶圈进行更换；对库存橡胶密封件的备品备件进行排查和清理；对正在运行机组做好事故预案和防范措施，针对各保护的设置进行核查和培训。2.薄膜阀膜片破裂导致机组停机近期发生因汽轮机保安系统隔膜阀漏油造成停机的事件。停运机组为上海汽轮机厂生产，故障现象为隔膜阀垫片漏油，但油压维持1.5MPa，不能通过隔膜阀卸掉AST母管油压，后手动打闸停机。经检查原因为泄压阀卡涩，进油节流孔松动所致。要求各电厂利用停机或停备期间对隔膜阀及其系统进行检查，检查内容包括：泄压阀是否卡涩，并按设计校验其压力；进油节流孔是否松脱；进油节流孔是否有防松措施；回油节流孔是否有堵塞；隔膜阀膜片定期更换。并根据厂家说明书定期更换隔膜阀膜片。四、目前存在严重问题1.龙岗3号机组门杆漏汽制造焊缝质量问题龙岗3号机组2个高压主汽门门杆二漏4道厂家焊缝和4个高压调门门杆二漏4道厂家焊缝裂纹，公司均按制造厂家方案使用原镍基焊材修复处理，由于厂家的处理方案不符合相关规程要求，存在再次裂纹的安全隐患，应进行彻底处理。目前为监督运行，公司办理了监督运行的相关手续，制定了相关安全措施和事故预案。目前情况：4月份3号机组停机期间对裂纹焊口进行割口重新焊接，金相探伤检查合格。2.信阳3号机高中压外缸进汽插管对接焊缝问题信阳3号机组高中压缸上、下导汽插管管座对接焊缝各8道，无损检测发现焊缝表面普遍存在无规律分布小裂纹，金相检验发现焊缝组织晶粒粗大，并存在微观裂纹。对裂纹深度超过5mm的，由哈汽厂派人按照临时处理工艺进行补焊处理，其余表面裂纹进行了打磨处理。华中电力试验研究所认为高中压导汽插管制造焊缝组织异常、存在微观裂纹，属于制造时焊接工艺不当所致，焊缝表面打磨处理根本无法消除微观裂纹，因此存在再次开裂泄漏等安全隐患，应择机进行彻底处理，在隐患未消除前，机组监督运行，信阳电厂已经按要求制定了防范措施及事故应急预案。目前情况：4月份3号机组临修，对高中压进汽插管异种钢对接焊缝PT复检，检出该机组4号高导接管与缸体管座对接焊缝的缸体侧熔合线部位有一处长约10mm浅表裂纹，打磨约1mm后复检消除。3.湘潭4号机组主蒸汽、再热热段管道弯头硬度低问题湘潭4号机组主蒸汽管道第15-16号焊口间弯头硬度最低值127HB、再热热段管道第2-3号焊口间弯头硬度最低值126HB，远低于DL/T438-2009《火力发电厂金属技术监督规程》标准中P91管件硬度范围为180～250HB的要求，且金相组织均异常，有可能造成管件失效，存在重大安全隐患，应尽快结合机组检修对相应管件进行热处理或更换。目前情况：计划2016年机组检修期间进行更换。4.大唐国际宁德3号机组高压导汽管与进汽插管对接焊缝错用焊材问题在3号机组停备期间，开展了3号机上、下缸高压进汽插管和上缸中压进汽插管焊缝的金属检验检测工作，检验中发现高压进汽插管与高压导汽管的对接焊缝（共4道）存在错用焊材的严重问题。高压进汽插管与高压导汽管的对接焊缝属于P91同种钢焊接，应选用与P91相匹配的焊材施焊，安装单位采用与ZG15Cr2Mo1钢相匹配的TIG-R40焊丝和R407焊条做为填充材料，属于严重的错用焊材，存在极大的安全隐患，另外对焊缝进行金相组织检验，焊缝组织均老化3级。为保证3号机组的安全运行，要尽快对高压进汽插管与高压导汽管的现场安装焊缝进行处理；在未处理前，应做好监督运行相关审批手续和采取必要的安全措施。目前情况：宁德电厂已对3号机组高导管道４道错用焊材焊缝进行处理，并复检合格。5.株洲4号机励磁系统过励限制器与励磁变后备保护反时限定值不能完全配合株洲4号机励磁系统过励限制器反时限定值设置不当，与对应的励磁变后备保护定值不能完全配合，在1.05～1.2IeN时，励磁变后备保护动作延时小于过励限制器动作延时。要利用停机机会对励磁系统软件版本进行升级，并对励磁过励限制器反时限特性动作值进行实测。五、异常指标分析1.绝缘1.1信阳4号发电机检修中发现手包绝缘存在漏点信阳4号发电机停机前内冷水箱中含氢量达到2%（报警值为1%），在机组检修中通过检查发现16处手包绝缘存在漏点并进行了彻底处理，机组启动后内冷水箱中含氢量已正常。2.化学2.1安阳9、10号机组给水、蒸汽氢导异常安阳9、10号机组给水、蒸汽氢导数据较上月有所下降，但仍随除盐水补水有波动，部分时段短时超标。目前，正在进行锅炉补给水系统水质TOC、COD等指标查定、分析。2.2三门峡3号发电机定子内冷水电导率和Ph值不合格三门峡3号发电机定子内冷水电导率最低值0.28μS/cm（标准要求0.4～2.0μS/cm），Ph最低值7.53（标准要求8.0～9.0），不合格。应加快推进内冷水处理装置改造，使内冷水水质尽快合格。2.3耒阳4号机炉水硅超标，经调整后合格4月18日晚，耒阳4号机炉水硅升至210μg/L，超标，检查精处理运行正常。查看SIS系统，发现4号机连排流量仅1.8t/h，将连排流量调整为9t/h，并开启定排2次。4月19日早班，硅降至119μg/L，数值合格。2.4宁德1、2号机凝结水、主蒸汽氢电导率仪表示值超标处理宁德1、2号机凝结水、主蒸汽氢电导率仪表示值超标，经更换氢离子交换树脂后恢复正常。电厂应加强对氢离子交换柱的更换管理，记录更换时间和使用周期，以便及时更换失效树脂。2.5大坝6号机组凝结水溶解氧存在超标情况大坝6号机组凝结水溶解氧存在超标情况，经初步分析认为凝结水系统存在漏点。目前正在查漏，要求发现漏点，及时进行消除缺陷。3.热控3.1阳城国际机组保护投入率未达规定要求阳城国际1～6号机组保护投入率为98%，未达到保护投入率100%的要求。其中，锅炉火检冷却风压低保护由于系统设计原因目前不具备投入条件，应结合机组检修进行系统完善；进口西门子机组锅炉主保护中未设置全燃料丧失保护，应结合机组检修进行逻辑功能完善。3.2麒麟寺水电站自动投入率未达规定要求麒麟寺水电站1、2、3号机组自动投入率均为85.7%，未达到自动投入率≥95%的要求，应结合机组检修对自动调节系统进行完善。4.节能4.1双鸭山供电煤耗完成301.49g/kWh，同比升高23.48g/kWh主要原因为：①锅炉效率完成91.84%，同比升高0.17个百分点，影响供电煤耗降低0.68g/kWh；②热电比完成18GJ/万kW.h，同比降低14GJ/万kW.h，同比影响供电煤耗升高22.64g/kWh；③厂用电率完成6.03%，同比升高0.43个百分点，影响供电煤耗升高1.52g/kWh。4.2鸡西2号机组主、再汽温度偏低问题鸡西热电2号锅炉主再热汽温分别完成523.6℃和504.5℃，较设计值偏低11.4℃和30.5℃，主要受过热器壁温超温影响，减温水投入量较大以及受热面积灰影响。主汽温度偏低也影响再热汽温。应加强燃烧调整和配煤，合理投入乏气量，加强尾部受热面的吹灰，尽量提高蒸汽温度。4.3长春二热排烟温度偏高问题长春二热综合排烟温度完成169.36℃，同比升高11.63℃。主要原因：各台炉脱硝改造后，排烟温度控制难度较大，针对锅炉排烟温度偏高问题，公司已成立专题攻关组，制定综合治理方案，采取治理漏风、增加受热面、增加吹灰器等方法，降低锅炉排烟温度。预计1-5号炉排烟温度可降低12.3℃，6号炉可降低15.3℃。长春三热：1号锅炉排烟温度分别完成147.53℃，同比分别升高19.71℃，主要原因为复合相变换热器部分漏泄，目前解列运行，造成排烟温度升高。4.4黄岛公司3号炉锅炉效率偏低问题黄岛公司3号炉锅炉效率完成87.91%，较设计值偏低2.59%，主要原因为排烟温度排烟损失和固体未完全燃烧热损失增大影响。由于3号炉是前苏联设计的老旧机组，设计改造比较困难，应加强燃烧调整和配煤。4.5发耳公司锅炉再热汽温偏低问题发耳公司3号炉再热汽温完成491.63℃，较设计值低46.37℃。由于发耳公司各台机组原设计不合理，自投产以来再热汽温均偏低；3号炉已进行墙再改造，但由于进行低氮燃烧器改造时将上三层煤粉燃烧器下移，在负荷600MW时仍达不到设计值，2016年A修将继续对受热面进行改造。4.6首阳山4号机组脱硫耗电率同比上升0.30%主要原因是机组进行了超低排放改造，排放指标大幅降低，脱硫耗电率上升。4.7信阳4号机组引风机耗电率同比上升0.34%主要原因是机组进行了超低排放改造烟气系统阻力增加、近期空预器阻力升高引起。4.8湘潭3号机组除尘耗电率同比上升0.30%主要原因是机组负荷率同比降低21.9%。4.9株洲4号机组制粉系统耗电率同比升高0.35%主要原因是机组负荷率同比降低15.02%。4.10信阳4号机组供电煤耗同比升高8.43g/kWh机组负荷率62.89%，供电煤耗299.19g/kWh，同比大幅升高，主要原因是循环水入口温度同比升高5.09℃、凝汽器端差同比增大2.81℃，导致机组背压升高2.29kPa。电厂应对冷却塔淋配水设施进行检查处理，并对凝汽器进行清洗，做好度夏准备工作。4.11许昌龙岗2号机组真空严密性差许昌龙岗2号机组本期真空严密性270Pa/min，同比升高120Pa/min。机组真空系统严密性已接近节能监督临界值，应尽快组织查找并处理泄漏点。4.12安阳2号机组主、再热蒸汽温度偏低安阳2号机组平均负荷率54.67%，主蒸汽温度550℃，再热蒸汽温度548℃，比设计值分别低15℃、17℃。应加强对燃烧的调整，维持主再热蒸汽温度在设计值附近运行。4.13八〇三主汽温度偏低、排烟温度偏高八〇三主汽温度偏低，其中1、3、4号机偏低分别为22.03℃、12.52℃、39.37℃。4号机主蒸汽温度达不到设计值是机组投产时就存在的问题，属于设计问题。应加强锅炉燃烧调整，并进行吹灰优化，尽量提高蒸汽温度。2、3、5号锅炉排烟温度均较设计值高31.13℃、20.24℃、17.75℃，应加强空预器的检修维护，降低排烟温度。4.14西固飞灰含碳量偏高西固1、2、12、13、14号锅炉飞灰含碳量分别为8.53%、8.75%、5.56%、5.52%、5.93%，均大于设计值2.5%。12、13、14号锅炉飞灰高的主要原因为低氮燃烧器改造后为控制NOx排放，维持炉膛氧量较低，使主燃区氧量偏低，造成飞灰含碳量偏高。应进行锅炉燃烧优化调整及配煤掺烧，降低飞灰含碳量，提高主汽温度；1、2号锅炉飞灰含碳量高的主要原因为锅炉燃烧器喷口磨损及变形严重，空预器堵塞造成风压波动较大，影响锅炉燃烧，应利用停炉机会检修燃烧器喷口，进行空预器水冲洗。4.15大坝5、6号炉排烟温度偏高、空预器漏风偏大大坝5、6号锅炉排烟温度较设计值高5.37℃和2.95℃，主要原因为低氮燃烧器改造后火焰中心上移，虽然在空气预热器改造后排烟温度已经下降很多，但仍高于设计值。应加强锅炉燃烧调整，降低锅炉排烟温度。5、6号锅炉空预器漏风率分别为9.36%、10.06%，设计值为7%；应加强空预器密封装置的维护。4.16太二10、12、13号锅炉飞灰含碳量偏高太二飞灰含碳量分别为4.6%、3.9%、4.1%，均大于设计值3.7%，主要原因为低氮燃烧器改造后主燃区氧量偏低，火焰中心上移，燃料在炉膛内停留时间偏短。应加强配煤掺烧及燃烧优化调整，降低飞灰含碳量，提高锅炉效率。4.17略阳7号锅炉飞灰含碳量偏高略阳7号锅炉飞灰含碳量4.23%，大于设计值(3.5%)。主要原因为煤粉细度偏粗，导致燃烧滞后；应根据不同煤种进行制粉系统优化调整，保持合理的煤粉细度，降低飞灰含碳量。4.18渭河1、2号锅炉排烟温度偏高、空预器漏风率偏大渭河1、2号锅炉排烟温度较设计值高14.2℃、12.02℃；1、2号锅炉空预器漏风率分别为6.86%、7.11%，均高于6.06%设计值；主要原因为空预器蓄热元件存在破损现象，影响空预器换热及漏风，应对破损的蓄热元件进行更换。目前2号机组已于2016年4月8日停机进行C修，预热器换热元件的更换工作正在实施中。4.19阳城6台锅炉排烟温度偏高阳城1、2、3、4、5号锅炉排烟温度较设计值高10℃左右，7号锅炉排烟温度较设计值高6.97℃，7号锅炉排烟温度较设计值高6.01℃；主要原因为火焰中心偏高，炉膛出口温度偏高。应加强锅炉配风调整，加强尾部受热面吹灰，降低排烟温度。5.环保5.1锦州热电2号机组SO2和NOX小时均值超标锦州热电2号机组因仪表故障导致SO2小时均值浓度超标2小时，NOX小时均值浓度超标1小时。5.2长春二热5、6号炉吸收塔内壁结晶长春二热5、6号炉吸收塔内壁结晶，经取样化验分析，晶体主要组分为CaSO4·2H2O占81.82%,结晶体为石膏晶体,成因为脱硫运行中存在浆液密度控制过高的情况，浆液较长时间处于过饱和状态，导致石膏晶体过饱和析出。应该清除结晶物，增加吸收塔浆液密度化验项目，并且按照《中国大唐集团公司石灰石-石膏湿法脱硫定期工作指导意见》每天进行吸收塔浆液密度和吸收塔浆液pH化验,与在线监测数据比对，发现异常应及时作出调整。5.3石柱2号机组启动烟温低，脱硝系统非同步运行两次，造成氮氧化物排放浓度分别超标3小时、2小时石柱电厂2号机组4月5日、4月18日因机组启动烟温低脱硝不能同步运行，分别造成氮氧化物排放浓度超标3小时、2小时。石柱电厂应严格执行《中国大唐集团公司脱硫脱硝系统安全稳定运行重点要求》及《关于加快实施脱硝低温退出问题治理的通知》（集团安生〔2015〕32号文）中对脱硝系统退出运行的相关要求。针对脱硝不能全负荷投运的情况，电厂应抓紧制定设备改造计划并在超低排放改造期间实施，确保不发生因低负荷脱硝退出运行造成氮氧化物超标排放的环境事件。5.4石柱2号机组因CEMS仪表标定造成总排口烟尘小时均值超标1小时4月6日石柱电厂2号机组总排口CEMS仪表标定期间烟尘排放浓度小时均值超标1小时，期间烟尘浓度实测值最大为14.49mg/m3，具体原因为CEMS标定期间氧量过大（20.71%）引起烟尘浓度折算值超标。对于机组标定期间不能设置数据保持功能的情况，电厂应根据地方环保部门要求，做好CEMS维护及校准期间的记录，做到有据可查；另一方面可选择合适量程的标气来对CEMS仪表进行标定，避免氧量过大导致折算值超标。5.5八〇三未安装脱硫、脱硝设施八〇三电厂除尘器设备老化，除尘效率低，氮氧化物、烟尘均全时段超标排放，二氧化硫部分时段超标排放。6.励磁6.1山西、陕西、甘肃、宁夏、新疆区域电厂励磁系统存在问题经对山西、陕西、甘肃、宁夏、新疆区域23个火电厂57台机组及7个水电厂22台机组的励磁系统进行排查，存在以下几点问题：（1）韩二、户二、彬长、灞桥、甘谷、803、连城、碧口、麒麟寺、苗家坝、呼图壁、临汾等电厂的备品备件中未含转子过电压保护元件，存在损坏后无法及时更换的问题，须进行整改。（2）西固1、2号机的灭磁开关分、合闸电压不符合DL/T650-1998《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》“在80%额定工作电压的可靠合闸，在30%～65%之间应能可靠分闸”的要求，须进行整改。（3）因灭磁开关触头和辅助触点在开关内部，目前大坝电厂不具备拆卸开关的技术力量，未能进行检查。须委托有能力的单位进行检查。（4）略阳6号机、韩二1、2号机、户二1、2号机、灞桥11、12号机、喜河2、3号机、连城3、4号机、甘谷1、2号机、太二10、11号、阳城7、8号机、运城1、2号机等机组励磁调节器投运时间已超过或接近10年，需要对励磁调节器进行改造升级。7.振动7.1鸡西热电2甲、2乙排粉机振动处理4月6日，大唐鸡西热电2甲排粉机驱动侧水平振动在100μm、垂直振动值在110μm，通过振动测试分析判断该风机存在质量不平衡，对其进行现场动平衡，驱动侧加重316g，经过配重后该风机水平振动值下降为50μm、垂直振动值下降为40μm，振动值处于优秀范围内。乙排粉机驱动侧水平振动在110μm、垂直振动值在140μm，经过振动测试分析判断该风机存在质量不平衡，对其进行动平衡试验加重270g，经过配重后该水平振动值下降为50μm，垂直振动值下降为60μm，处于合格范围内。7.2武安公司2号炉1号氧化风机振动分析诊断4月13日，武安公司2号炉1号氧化风机驱动端侧水平振动最大值达到110μm，经过现场振动测试分析，该风机基础四角存在差别振动，最大差值达到33μm，存在基础支撑刚度不足现象，应加固差别振动最大处基础刚度。7.3鲁北公司1号机组2瓦振动分析诊断4月14日，鲁北公司1号机组启动后2瓦X向振动存在波动，最大波动至115μm，现场分析2号轴承处存在轻微摩擦和汽流激振，同时高压转子存在一定质量不平衡。由于机组运行，无法对机组进行振动处理，应利用下次检修机会复查2瓦轴系标高，并根据制造厂数据适当减小2瓦轴瓦顶隙，增加2瓦稳定性。7.4马头分公司7号机组启动振动监测4月17日，马头分公司7号机组启动，通过对启动过程进行振动监测，发现额定转速下机组振动合格，但在盘车过程中2、3瓦轴振存在较大波动，最大波动达到40μm左右，且波动频率与盘车转速频率相当，判断转轴表面光洁度不够，建议机组下次检修时检查转轴表面光洁度，同时应排查振动探头的准确性。7.5七台河4A引风机振动分析处理4月15日，七台河4A引风机电机振动超标，现场实测电动机腰瓦水平振动达到220μm，遂进行振动测试分析，经过分析判断风机及电机连接空心轴处存在较大的质量不平衡，在空心接长轴上配重3500g，该风机腰瓦水平振动降至40μm，达到优秀水平。7.6宝鸡1号机组振动超标宝鸡1号机组3、4瓦振动在100-120μm，经过多次测试，可以确诊中压转子平衡状态较差。应利用停机机会，进行动平衡试验消除该故障。7.7神头汽动给水泵、送风机振动超标神头4号机组汽动给水泵振动超标，3瓦振动最大10.46mm/s。经稳定工况下的振动测试，给水泵在3900～4000rpm时3瓦振动出现很明显的高次谐波振动，查阅振动历史处理记录，此现象自设备投产以来就存在，虽经过多次测试处理，效果不明显。须检查3瓦下瓦与瓦枕接触情况，减小3瓦顶隙，并进一步检查给水泵相连接管道支吊架是否设计合理。31、32送风机振动超标，经现场测试分析发现：（1）测点在风机轴承处壳体中分面，所测数据与电厂就地仪表显示数据差异较大，须利用检修机会，检查振动传感器安装是否合适，传感器灵敏度设置是否合适；（2）振动特征主要表现在2倍频分量较大，且从降速过程波德图来看，存在2倍频峰值，应利用检修机会，检查叶轮与转子的固定键是否存在过度磨损，检查叶轮压盘把合螺栓和销子连接情况。7.8八〇三辅机振动超标1B引风机、1A排粉机、2B排粉机、5A、5B引风机振动超标，须检查各风机相应轴瓦基础连接情况，有检修机会进行动平衡试验消除振动超标故障。六、发现或解决的主要问题1.清苑1号发电机定冷水箱氢超标治理清苑1号发电机定冷水箱氢超标。本次小修进行了定子水回路水压试验，4号槽上层线棒汽侧水电接头锥形手包绝缘处存在渗漏滴水现象，剥开绝缘发现焊接处存在砂眼，补焊后水压试验合格。重新手包绝缘并干燥后，电位外移试验合格。2.长春二热5号发变组绝缘低处理长春二热5号发变组绝缘低，分段检查发现高厂变分支封母内盆式绝缘子表面结露，擦拭干燥后绝缘合格。3.龙江公司热工主保护问题机炉电大连锁保护多为单信号、锅炉灭火保护不能全程投入、重要保护系统电源缺少报警监视、发电机断水保护测点共用一个取样管，延时点火、多次点火失败保护逻辑设计不合理。东北所将针对发现的问题进行专题讨论，提出整改建议，督促服务区企业完成问题整改，进而提高热工保护系统可靠性，保证机组安全运行。4.保定电厂8号机高压导气管发现焊接缺陷4月7日保定电厂8号机组C修期间，东北所金属室对8号机导气管焊缝和主汽焊缝超声波检测，发现自动主汽门门体（材质：ZG15Cr2Mo1，规格：Φ325mm×30mm）与主蒸汽管件焊缝(材质：12Cr1MoV,规格为:Φ273mm×40mm)在深度22.63mm处产生回波反射，缺陷反射最高波幅超过判废线6dB,缺陷反射最高波幅距离探头前沿33.96mm,缺陷反射最高波幅距离探头前沿约16.43mm,缺陷指示长度50mm。根据《管道焊接接头超声波检验技术规程》（DL/T820-2002）缺陷应评定为IV级，属于超标缺陷。保定电厂对存在缺陷的焊缝进行了打磨，在20mm左右深度发现一处坡口未熔合缺陷。随后电厂对打磨的位置进行补焊和热处理。东北所金属室工作人员对补焊后的焊口进行了超声波检查，确认缺陷已经消除，焊缝合格。5.长春二热6号机组排污扩容器发现母材裂纹4月25日长春二热6号机组压力容器金属检验，对定期排污扩容器进汽管加强板母材处经渗透检测发现长约150mm裂纹。东北所专业人员对缺陷进行了扩大性检查，并编制了修复方案，由长春二热对缺陷进行了焊接修复，复检合格。6.潮州3号机组金属监督发现的主要缺陷（1）高温紧固螺栓：编号9的高压外缸螺栓存在镍基焊丝补焊区域，显微组织铸态胞状晶，该螺栓应进行更换。规格为M80×63.5的编号11的低-中对轮螺栓调端螺纹损坏，已更换。（2）轴瓦：6、7号上瓦检测发现巴氏合金脱层现象，应进行修复或更换。（3）压力管道：对3号机组288道高温高压管道焊缝及54个弯头进行理化检验和无损检测。理化检验发现80处焊缝及两侧母材区域存在硬度不合格，显微组织异常；超声波检测发现16道焊缝存在超标缺陷；磁粉检测发现60道焊缝存在表面裂纹。上述管段发现的表面裂纹均已处理，硬度、金相组织异常及超声检测的缺陷处理了一部分，下次机组检修应列计划进行处理。7.宝昌7号机组大修金属监督发现的主要缺陷（1）8号汽轮机转子首级叶轮根部的变截面R处经渗透检测发现一周存在断续线性显示，已返厂处理。（2）7号炉侧高压主蒸汽管道管座角焊缝经渗透检测发现有圆形显示，打磨发现为深孔缺陷，已返修。（3）7号炉侧高压主蒸汽集箱疏水管道经测厚检验发现1弯头外弧面壁厚减薄严重，厚度为2.8-3.0mm(高压主蒸汽集箱疏水管道规格为OD57×5mm)，应更换。（4）7号炉侧高压主蒸汽管道经硬度检验发现多处焊缝两侧热影响区硬度偏低，部分焊缝热影响区硬度偏高，其中焊缝热影响区硬度最低HB125，硬度最高HB221，材质为12Cr1MoVG；DL/T438-2009及相关标准规定12Cr1MoVG的硬度范围为HB135-HB179。对硬度值偏低区域和偏高区域进行金相检验抽查，检验结果表明硬度值偏低区域组织中部分珠光体已经分散，碳化物沿铁素体晶界呈链状分布，球化3级左右；硬度值偏高区域组织为铁素体+珠光体，珠光体区域明显，球化2级左右。应进行处理；如暂不处理应监督运行，逢停必检，密切关注管道硬度和组织变化趋势。（5）7号燃机、8号汽轮机多只轴瓦、推力瓦存在巴士合金表面磨损、开裂以及结合面开裂现象，建议对巴士合金层进行修补。（6）8号汽轮机15-18级隔板经渗透检验和目视检测，发现叶片角焊缝普遍存在开裂、孔洞等缺陷，隔板腐蚀严重。建议：对隔板本体与叶片角焊缝熔合线附近腐蚀严重区域进行打磨并圆滑过渡，必要时进行补焊；严格控制汽水品质，防止隔板发生腐蚀。（7）7号燃气机压缩空气机转子叶片经涡流检测发现第2级第24根（现场编号）叶片存在贯穿裂纹，约15毫米，该裂纹距离端部约45毫米，应更换。（8）7号锅炉高压循环水进口管道焊缝经超声波检测发现2道焊缝存在超标缺陷，应进行返修。8.吕四港3、4A循泵冷却水泵泵轴断裂吕四3、4A循泵冷却水泵泵轴发生断裂，泵轴材质为2Cr13，泵轴最大处轴径为39.4mm，轴承处直径为35mm，泵轴长度为525mm，断裂位置为机械密封与轴承压盖之间，断裂位置至联轴器长度为332mm，距叶轮锁母处长度为193mm。原因分析：泵轴表面在腐蚀介质的作用下局部形成化学腐蚀坑，泵轴服役过程中承受较大的交变应力，一定深度的腐蚀坑在交变应力的作用下成为疲劳源。长期运行，腐蚀坑底部应力集中产生裂纹，裂纹不断扩展并最终导致泵轴发生腐蚀疲劳断裂。9.信阳4号炉高再入口12Cr1MoVG+TP347HFG异种钢焊缝开裂分析信阳4号机组小修期间，发现高再入口管12Cr1MoVG+TP347HFG异种钢接头的厂家焊缝，沿12Cr1MoVG侧熔合线出现宏观裂纹。该焊口为再热器联箱T23管座改造时锅炉厂家供新焊口，仅累计运行400多天。经实验室检测分析，认为造成4号炉高再入口管12Cr1MoVG+TP347HFG异种钢焊缝裂纹的原因是：焊接时采用了较大的线能量，焊缝在12Cr1MoVG侧熔合线及附近出现晶间腐蚀裂纹；在12Cr1MoVG侧焊接热影响区粗晶区出现了再热裂纹。因裂纹的出现与焊接工艺有关，所以采用相同工艺的焊接接头都有可能出现相同的裂纹，因此电厂应对3、4号锅炉相关焊缝进行检测检验。10.龙岗3号锅炉检修期间检查发现246个炉顶吊杆存在不受力或者受力不均情况龙岗3号锅炉检修期间，经过对炉顶吊杆检查，发现有246个炉顶吊杆存在不受力或受力不均情况，另有3个吊杆出现弯曲变形等情况，根据检查情况电厂应开展锅炉炉顶支吊架的冷、热态检查与调整工作，使其满足设计要求。11.林州1号机组A修金属检验发现缺陷及处理情况（1）发现1号锅炉低温再热器水平段局部壁厚减薄超标，全部进行了更换，共计更换41根，82道焊口射线检验合格。（2）抽查末再基建安装焊口，发现存在不合格焊口，扩大至100%复检，共检验安装焊口1600道，55道存在严重缺陷（未熔合、密集气孔、针状气孔、未焊透），正在进行处理。（3）受热面TP347管道弯头100%氧化皮检测，发现42个末级再热器管排下弯头有异常，进行内窥镜、割管抽查，并对异常弯头100%射线检测确认，有20个弯头内氧化皮堆积厚度达到10mm，正在进行处理。（4）炉侧给水电动关断门阀体磁粉检测发现大量网状铸造裂纹，打磨后消除。（5）发电机侧低压缸末二级上隔板静叶焊缝，发现左数第5片静叶进汽侧焊缝存在3处表面裂纹，进行打磨补焊处理合格。（6）低压缸内缸结合面无损检验发现5处表面裂纹，对其中一处缺陷进行打磨，发现是厂家焊缝沿缸体整圈根部缺陷，对打磨的缺陷进行补焊，其他缺陷打止裂孔处理。（7）1号机组2号高加正常疏水管已更换为20G材质管子。（8）完成1号机组高低旁阀门后管道材质的升级改造，已更换为12Cr1MoVG材质的管道。12.安阳1号机B修金属检验发现问题及处理情况（1）主蒸汽堵阀表面发现两处裂纹，一处打磨约5mm后裂纹消失圆滑过度不需处理，一处打磨约20mm后复检裂纹消失，进行了补焊处理；（2）再热热段堵阀发现两处裂纹，打磨约5mm后裂纹消失圆滑过渡不需处理；（3）无损检测再热冷段温度管座焊缝发现四处裂纹：炉右冷段堵阀后第一温度计管座裂纹4mm，炉右冷段堵阀后第二温度计管座裂纹8mm，炉左冷段堵阀后第二温度计裂纹7mm，炉左冷段堵阀后第二温度计裂纹11mm。打磨处理后裂纹消失，不需补焊；（4）磁粉探伤高导管焊缝中发现主汽门下高压导气管西数第一根大小头至第一道焊口之间短节母材疑似纵向裂纹显示，长约340mm。打磨处理过程中发现属于管道生产过程中的折叠，打磨约2mm后折叠全部消失，不需处理；（5）硬度测试主蒸汽第1弯头（材质12Cr1MoV）硬度偏低（12Cr1MoV硬度范围为135～179HB；主蒸汽第一弯头背弧和中性面硬度均为118HB），金相组织珠光体球化4级，监督运行，择机更换。13.宁德3、4号机组临修金属监督检验发现的问题（1）完成3号机组高导管道４道错用焊材焊缝进行处理，处理后检验合格。（2）完成4号机下缸高压导汽管插管焊缝裂纹处理，已整体环切并重新进行焊接修复。（3）完成4号机上缸左、右两侧高压导汽管45°弯头的更换。14.株洲3号机组C修金属监督检验发现的主要缺陷（1）对主蒸汽管道编号为#14的焊口进行硬度检测，发现被检焊缝硬度高于标准规定上限，电厂计划本次检修期间处理。（2）对入厂金属管材进行涡流检测，共检测约4.5吨，共发现存在局部超标缺陷9处，电厂使用前切除不合格部位后使用。15.湘潭4号机仪用压缩空气带水导致精处理阀门无法正常开关湘潭4号机组停备时间较长，仪用压缩空气带水严重，精处理混床树脂输送门汽缸进水，导致阀门无法正常开关。建议电厂采取以下措施，提高仪用压缩空气品质，防止类似事件发生：（1）定期检测压缩空气质量或设置在线湿度监测仪器，以掌握仪用压缩空气质量；（2）加强压缩空气系统的排污；（3）根据干燥器出口空气质量情况，及时再生或更换失效的干燥剂。16.部分电厂直流电源系统绝缘监测装置不符合标准要求首阳山、安阳、金竹山、湘潭、林州电厂直流电源系统绝缘监测装置无检测交流电窜入直流电并发出报警的功能，不符合2014版《防止电力生产事故的二十五项重点要求》中第22.2.3.23.3“直流电源系统绝缘监测装置，应具备交流窜直流故障的测记和报警功能”相关要求；存在问题的电厂应尽快对该装置进行技改完善。目前情况：金竹山2号机组已按反措要求完成直流系统新增交流窜直流监视模块改造工作。17.信阳3号机运行中主机3、4、5、6瓦振异常分析4月6日信阳3号机组5抽压力突降，随后主机3、4、5、6瓦轴振开始增大并波动，检查发现Ⅰ号低压外缸左侧在低压进汽管附近外壁温度明显升高，停机对低压内缸详细检查，发现内缸5段抽汽管道竖直方向膨胀节开裂，水平方向膨胀节也有一定量的变形。分析主机振动异常的原因为3号机I号低压内缸5段抽汽管道竖直方向膨胀节在基建安装时，没有按照工艺标准施工，强行对口且未按照工艺进行焊接，焊后存在应力，机组运行中膨胀节受到较大拉力而开裂，开裂后泄露的蒸汽对I号低压缸左侧內缸及外缸加热，引起左、右侧汽缸壁温产生差异使得汽缸变形，造成#3、4、5、6轴承振动增大并波动。目前已对I号低压缸5段抽汽管道膨胀节进行修复处理：截断水平段抽汽管道，按照垂直方向上、下两管道的同心度重新进行焊接，新膨胀节焊接工艺严格按照哈汽厂要求进行，对变形的水平段膨胀节进行更换；同时按照哈汽厂方案和图纸对低压缸内抽汽管道增加支撑。目前处理工作已全部结束。18.部分电厂检验人员检验资质证书到期或超期现象龙岗、信阳、首阳山、安阳、洛热、林州、湘潭存在电测或热工检验人员检验资质证书到期或超期现象。19.渭河1号发电机停机期间转子绕组绝缘受潮4月1日，渭河1号发电机准备启动，用500V摇表测量发电机转子绕组绝缘低，后用万用表测量仅为0.3兆欧。经现场检查、测试