水电厂机组大修总结.docx

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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#机组开机胜利，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日开头，包括铜套厂家加工10天，至4月9日并网报竣工历时39天，检修过程中未发生人身和设备的担心全大事，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视和确认，机组检修后开机并网一次胜利。1#机组检修的提前完成为电厂的汛期大发和安全生产供应了有力的保证，为今后几台机组的同类工作积存了胜利的阅历，也为今后筹划和组织其他大型检修进展了一次有益的演练。现在我就本次检修做个简洁的总结： 一、确保检修安全这块基石： 检修伊始，厂部就提

2、出确保检修安全、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，事业部又重未进展过，事业部高度重视安全，从检修前思想发动到实际工作，以及历次碰头会无一不强调和提示，与生产部、监理一起全方位、全过程的对现场安全进展监管，力争作到准时发觉问题，对存在的问题准时进展整改不留隐患，如：现场脚手架甲板不够，准时予以添，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仔细负责，对待安全问题能坚持原则（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，临时用电等进展检查；重大和关键工作前进展争论和交底，责任分工明确，人员安排到位如：转轮

3、吊装、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、检修质量掌握严密： 为保证检修质量，检修组织开头就明确了技术负责及验收程序，此次检修质量掌握真正作到了：全过程、全方位的掌握，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；更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展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，事业部在检修开头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大事，特殊是未发生与验收人员

4、由于质量掌握方面缘由的争吵等说明员工对待检修质量的良好态度；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、监理赵工都准时把握，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觉1#机组漏油，厂部打算进展A修，事业部真正的检修预备就一周左右时间，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展过此类大型检修，对于检修的难度和工期等均无把握，比拟洪江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修进展了仔细的筹划，特殊是进度规划依据工序、工艺要求和厂部提出的目标进展屡次优化、修

5、改；检修过程中以进度规划为指导，严格执行，合理修改，特殊是检修中不能消失返工（象这样的工程施工，一旦消失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）开工预备短，检修（方案、工器具、材料、现场等）预备仅一周，有的是边施工边预备，备品备件也是另时清理和选购；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）整个检修完成根本上以凌津滩工地人员自主完成（请石勇来了2天）。 四、现场文明施工良好： 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，仔细起来也根本能作好：从检修现场的设备定治理、场地爱护、现场的表示

6、标语、检修区域围拦的装设、拆卸设备的爱护、废旧物质的收集清理等根本到位，检修接近尾声时正好集团公司来此进展检查，郭延秋处长就对检修现场及检修有关方案给以了确定。 总结1#机组A修胜利的因素有这么几点：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，在发动会上鼓舞大家所说的：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当作到。并屡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、向总也亲临现场并屡次过问。 2、指挥正确有力，此次检修以徐总亲任总指挥，对检修全 过程进展指导

7、和指挥，特殊是有段时间身体不适，仍加班坚持，始终把握现场状况，一旦有变化，准时作出调整，带病坚持对大家也是鼓舞。 3、亲密协作、团结协作，从检修开头厂属各部门就给以有 力支援，特殊是生产部在检修紧急阶段，自己人手不够的状况下抽调精兵强将支援检修，既保证了验收准时牢靠，又加快了检修进度，有的还志愿参与（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），联系运行操作反响也很准时，包括食堂的师傅们对我们屡次变化的用餐都特别支持。此次检修监理要求比拟严格，但仍旧与之协作特别良好。 4、检修队伍比拟过硬，特殊是机械分部的同志，作为检修 的主力，主要表现在队伍作风较好：工作热忱高、能吃苦、

8、能连续作战（王章军病了还坚持，每天晚班到点以后，我几次抽查人到现场后他们都不知道，由于正顾做事）；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修的胜利，消退了设备的重大隐患，为汛期大发制造了条件，对其他机组的铜套磨损状况心中也有了底，对设备的熟识和了解又进了个层次，特殊是对检修队伍的熬炼和提升都特别有益，许多同志都没有见过，从一开头的紧急到后来的逐步提高，从专业水平和施工组织等方面熬炼和提高了一批人（包括我）。通过此次检修也暴露和发觉一些问题，如：检修中方案考虑不细，导

9、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），一些根底工作不扎实，有关技术标准要求等预备不充分；安全治理不到位之处，特殊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，进度规划安排欠合理，现场的调度有待提高；检修规划性不够，导致被动应付等。接下来事业部将着手检修记录进展整理，技术方案的修编，竣工资料的编制，对存在的问题仔细分析、总结，力争在以后的检修中提高。（本人对检修的简洁总结，不对之处，敬请批判指正） 扩展阅读：电厂机组大修总结(6) 名目 第一局部概述。3 一大修概况。3 二主设备型号及主要参数。3 其次局部大修前状况分析。4 一

10、修前状况分析。4 二修前设备存在的主要问题。12 第三局部工程完成状况。15 一工程统计。15 二未完工程及缘由。15 三新增工程。16 第四局部大修后发觉和消退的重大缺陷及实行的措施。18第五局部大修前后主要运行技术指标比拟及分析。34第六局部大修重大工程专题总结。第七局部重大工程完成状况及效果。35 第八局部大修后遗留主要问题及实行的措施。39 第九局部大修费用统计。42 第十局部技术监视总结。42 一金属监视。42 二化学监视。54 三绝缘监视。66 四电测监视。66 第十一局部启动受阻工程及缘由。67 第十二局部安全工作总结。67 第十三局部大修技术类文件。68 一试验报告（电气、热控

11、、锅炉、汽机、运调、金属）二技术方案 三作业指导书（或验收卡）四系统变更说明第十四局部#1机大修后主设备评级。68 第十五局部大修治理。68 #1机组大修总结第一局部：概述一、#1机组大修概况 本次#1机组大修从201*年9月9日开头至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，电气开头做试验，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。共完成检修工程2196项，其中标准工程1582项，非标工程15

12、5项，技术监视工程309项，安反措工程62项，节能工程28项，发觉并处理设备缺陷隐患293条，为#2机组稳定运行奠定了坚实的根底。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

13、压缸排汽温度、压力：280-300、0.55MPa 低压缸排汽温度压力（#1/#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50

14、0MW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3000rpm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40.045KW:380V阴极振打320.045KW:380V 灰斗

15、加热(三四电场)8140.3KW:220V绝缘子加热321KW:380V输入380V442A50Hz 输出50KVVmax=88KV201*mA工作电压44-54KV掌握电压220V 其次局部：大修前状况分析 一、上次大修完毕至本次大修之间的状态分析（一）牢靠性主要指标分析 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开头进展了首次大修,历时1737小时.于1995年8月11日9:10顺当完毕,于1999年7月19日0:00至1999年9月27日15:00进展了其次次大修,历时1695小时。从1999年9月27日15:00其次次

16、大修并网开头统计到201*年8月1日0：00为止,主要牢靠性指标如下: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 期间共进展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

17、间共发生非规划停用13次,其中强迫停用8次,分别为:年度序号大事开头时间大事终止时间时间大事缘由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”信息消逝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

18、:1745.28软电缆短路 二一1010419：10010504：05892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良好，通流局部结垢，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、中压内缸螺栓若比照99年7月大修时中压内缸螺栓有8条断裂的状况看，损坏可能性不能排解，为此本次大修中必需对其螺栓进展严格的检验，确认为万无一失前方可连续使用，否则更换。 调速系统由于种种缘由致使：

19、（1）偶有有甩负荷现象，其中的主要缘由是高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、汽流冲刷等缘由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展检查更换。（2）#3高调门行程缺乏（36mm）。（3）、高压旁路站经长期运行后，门体密封面严峻漏汽，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展检查

20、。22主要辅机： 221#2机组高加于1993年8月投入运行后，频繁泄漏，高加投入率始终处于较低水平。经过多年的不懈努力，通过改良检修工艺，改善高加的运行状况，使高加的运行牢靠性得到很大的提高。但是因高加本身在设计、制造上存在肯定的缺陷，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高加更换后的运行稳定性，因此从机组的经济性角度动身，更换组#3高加势在必行，以便进一步提高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，始终未能彻底解决，由于设计方面的缘由在无法转变构造形式的

21、前提下，只能进展一些弥补措施涮镀，为此本次大修对左、右侧高旁关断阀以及右侧调整阀解体检查，更换易损件以及涮镀门体密封圈，研磨门芯与门座使其接触良好，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展大修处理。 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摇摆严峻，经分析认为其主要缘由是由于蝶阀转轴与重锤杆间的间隙大所造成的，其次缘由是蝶阀开度不当造成水流对门饼的冲击严峻造成，对以上缘由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缘由是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

22、成漏水量大导致密封水温度上升。同时22#电泵油档漏油现象严峻，多年未能解决 225汽泵沟通回油泵在几年的运行中存在以下问题：泵轮裂纹；振动始终偏高；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，当小机沟通回油泵故障停运时，直流回油泵运行又很不行靠，已严峻影响小汽轮机的正常运行。 226小机安全油压低，虽在屡次检修中实行了肯定的措施，但始终没有解决。226针对机组运行时间较长，需对各油水滤网、油箱进展清理，以确保油质良好。 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差压阀进展系统改良。历次改造主机改造： 95年2月28

23、日在第#2机抢修过程中，在更换#2低压转子同时#2低压转子4级、4A级共四级叶片顶局部别打三个减荷孔，提高了叶片自振频率，避开共振区，运行至今状况良好。 95年5月31日95年8月3日对#1低压转子进展了减荷调频工作，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 （1）1999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，故更换一台由上海电站辅机厂制造的#3

24、高加。运行至今，仍没有发生泄漏。（2)、工业泵改型：由于工业泵腐蚀严峻，且设备检修不便利，厂部打算于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良好，提高了设备的牢靠性。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机组的全部设备进展全面检查分析，设备运行根本正常，但从上次大修至今曾不同程度地发生过一些故障。详细分析如下：#2机组1995年5月31日0首次大修，于8月11日完毕；于1999年7月19日00：00进展了其次次大修，于9月27日完毕；于201*年11月29日进展了历时16天的小修，于12月15日18：15顺当并网，并连续运行了6个月；于201

25、*年5月27日进展了历时25天的又一次小修，在此期间发电机完成了抽转子及更换线绑等工作；于201*年6月18日顺当并网，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日进展了为期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。 在大修预备阶段，车间仔细组织全体职工，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机组的全

26、部设备进展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，消退影响机组稳定运行的各类缺陷。详细分析如下：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，进展临时处理。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屡次发生水管泄漏现象，所以水管故障和线棒磨损均会严峻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

27、大修时间：1999/6/4-1999/7/241锅炉启动状况：99201*201*201*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纹2、#2炉四级过疏水管座焊口裂纹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

28、电机油系统加水冷却器22一次风机电机轴承油封改造更换21一次风机做动平衡#22一次风机改造3引风机油系统油箱联通管加粗21、22引风机出口软联接更换 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送内联轴器更换为鼓齿式联轴器 5空预#21-11月28日12月14日临修转小修：1、传动装置损坏更换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、传动装置损坏更换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

29、密封改造5、各密封更换6、上轴封盘根更换#22-5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、各密封更换6、上轴封盘根更换#21-5月8日6月6日中修：1、传动装置更换（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，更换（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更换（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：

30、传动装置更换2、上、下轴承检查3、各密封更换调整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，下轴承更换3、各密封更换调整4、中温端清理5、转子径板加固6、热端14环传热元件更换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：一次风道联络风道检修、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

31、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、一次风热风挡板更换。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更换、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#2

32、1#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更换空予吹灰器改造80米声波吹灰联箱改外置式64支枪头护套更换，水吹灰枪头更换44支，声波头更换SHC-60型50个，吹灰顺功能组DCS改造 11工业水系统32m前墙工业水管更换 12给水及阀门无无#2炉中修给水及强循泵系统进展了解体检修大修前未进展检修热工技术监视分析 #2机组热控系统的机炉主爱护系统PIS、数据采集系统DAS、协调掌握系统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设备进展了改造。热控的辅机程控系统、辅机爱护系统、汽轮机爱护终端

33、电磁阀柜、油枪掌握系统、炉膛吹灰等掌握系统仍使用落后的捷制DIAMO-K、S系列插件掌握，包括热控功能组53套,其插件牢靠性差、故障率高，常造胜利能组不能投自动、设备不能正常启停联动、爱护误动。集控室掌握台盘为炉、机、电独立布置，与掌握系统的掌握方式不协调，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。机侧单回路调整系统（共42套回路）仍旧独立于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，牢靠性差，常使信号误发、指示错误。化学技术监视分析 现对#1机组本运行周期的化学技术监视分析如下：#2机组运行简况：表一 设备简况机组编号#2额定出力500

34、MW主蒸汽压力17.46MPa主蒸汽温度540 本次大修工期75天本次大修开头时间201*年8月1日5时30分 本次大修完毕时间201*年10月15日5时30分大修竣工启动并网时间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 与化学监视有关的特别状况#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。经化学监视检查，均不是因化学水汽质量不好造成锅炉结

35、垢腐蚀引发的泄漏。从未发生与化学监视有关特别或障碍。 停用爱护状况两次大修期间，机组停运均采纳了SW-ODM防腐，对热力设备水汽系统全面进展了爱护。 两次大修间运行水汽合格率统计状况：表二工程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 凝聚水溶解氧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/L2.01.0

36、100除灰除尘专业2.1、修前状况分析 设备（系统）名称存在问题实行措施备注 #2炉电除尘器1.#2机组上次大修后，电除尘器始终未揭顶检修，上次大修时，顶部保温只更换1/2，顶板由于锈蚀磨损，有局部磨穿现象，顶部箱梁漏风严峻。2.电除尘器长期运行，阳极板积灰严峻，严峻影响放电及收尘。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，始终未作大量更换。4.阳极板由于运行时间太长，局部部位已磨穿，变形严峻，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

37、路。5.灰斗落灰管磨损严峻，去年以来就磨损8次，水封箱磨损严峻，泄漏3次。6.水封箱内的喷嘴磨损严峻,一电场水封箱内的喷嘴磨损严峻更为严峻。7.冲灰水管存在构造现象,水封箱内的冲灰水普遍水小。8.箱梁漏风严峻。9.小地沟积灰多，水位高10.有10个绝缘子不同程度有裂纹。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.更换失效、断裂的阴极丝3.更换磨穿的阳极板4.更换磨损的阴、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.更换损坏的绝缘子10.处理电除尘器漏风11.补焊

38、磨损的灰斗12补焊磨损的水封箱13更换磨损的水封喷嘴 #2炉捞渣机1.#2机组锅炉冷灰斗从投产以来，始终未作大的检修，由于设计、运行工况不良等缘由，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，漏风也非常严峻；#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，焊口开焊比拟多，局部钢板向外大面积彭鼓，变形严峻；#21渣井损坏严峻。3.捞渣机箱体由于受炉膛掉焦水爆力的影响，局部箱体向外彭鼓，变形，焊口开焊，加强筋脱落，箱体漏水;轨道磨损严峻。1.冷灰斗复位，加固、整治。2.更换渣井。3.补焊冷灰斗联箱。4.捞渣机箱体整形，加固。5.更换轨道。6.检修、更换主动轮与轮毂

39、#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.碎渣机的齿辊因磨损局部焊口有开焊，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.更换损坏的轴承、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峻，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.更换灰渣泵入口门 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

40、口阀门、截止阀结垢。1.对#1、#2#、#3、#4回收泵进展检修，更换损坏的备件，除垢二、修前设备存在的主要问题 1、#2汽轮机自1999年9月大修后，运行至今，通流局部结垢，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、配汽机构有时消失阀门犯卡现象，#3高调门行程缺乏（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%，此次大修中预备更换；除组#3高加（1999年大修时更换）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

41、前轴承机械密封水温度高；漏油严峻 5、水塔立柱、小横梁、配水渠等水泥构件腐蚀严峻，局部淋水层、喷嘴脱落；6、2台循环泵出口蝶阀有时犯卡，22循环泵出口蝶阀摇摆；7、机组在二次油压到达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峻。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、喷燃器弧形板局部脱落喷燃器风筒有磨损12、高再和省煤器联箱有裂纹 13、#22、#23、#24磨煤机磨辊磨损严峻；磨分别器出口处受风粉混合物冲刷，大部磨损严峻；#23磨煤机减速机输入轴异音 14、给煤机上底板铸石板坚固性差破裂，#21#22#24#25给煤机三排链磨损拉长,

42、#21#24给煤机链轮及靠背轮协作间隙大,25给煤机大链磨损拉长15、空预内漏且堵灰严峻16、空预油系统油管和滤网堵塞 17、空预出口烟道档板门,32M去磨一次热风门挡板，磨损严峻，局部板片磨穿，框架磨掉。局部轴磨损超过2/3 18、暖风器喷燃器二次风挡板热风挡板变形、磨损严峻 19、风烟道磨损严峻，局部板片磨穿，框架磨掉。局部轴磨损超过2/320、32M至54M烟道落灰管多数地方磨穿，大局部磨损严峻落灰管堵塞21、水吹灰配电盘及功能组局部掌握元件掌握失灵，动作不行靠，功能组程序常常故障 22、风烟道水吹灰电缆多处消失断路，短路现象23、声波吹灰电动门铜套磨损7个，电动掌握头故障1个 24、安

43、全门RA22J301、RA23J301、RA25J301、RB22J301关闭不严，稍微内漏25、厂减减温器100%、30%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

44、油较多 34、声波吹灰器86m-90m有50个SHC-60的声波吹灰器功能局部不合格35、#22一次风机后轴承轴向振动不稳定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更换周期38、发电机氢系统阀门有内漏现象 39、#2机组所用的氢枯燥器为进口装置枯燥除湿效果明显降低。另一台氢枯燥器为国产F6.3型枯燥器，技术含量低，运行不稳定，属淘汰产品，现已报废。 40、#2发电机滑环的外表凸凹不平，经常引起发电机流过滑环碳刷的电流分布不匀称（最大的能到达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，曾屡次发生过滑环故障，刷握烧红损坏等现象。#2机曾发生