20xx年浙江发电厂节能技术监督迎峰度夏检查小结

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浙江省电力试验研究院

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2010年浙江发电厂

节能技术监督迎峰度夏检查小结

二○一○年八月

2010年浙江发电厂

节能技术监督迎峰度夏检查小结

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1 迎峰度夏工作情况概述... 1

2 技术监督指标情况... 2

3 各单位存在的共性问题及改进建议... 5

4 各单位存在影响安全生产的重要问题及处理意见或建议... 9

5 存在的问题与建议（根据第六部分内容，按下表统计）... 12

6 各单位存在问题及处理意见或建议汇总表（按单位列出）... 12

摘要本文总结了20##年度省内各发电厂（公司）迎峰度夏检查评估中，针对节能、锅炉和汽机专业，各单位存在的问题及建议；并着重就各单位存在的共性问题和影响安全的重大问题，提供了详细的解决措施建议。

主题词节能监督锅炉汽机迎峰度夏小结

2010~~年浙江发电厂节能技术监督迎峰度夏检查小结~~

一 1 迎峰度夏工作情况概述

为了确保各发电公司（厂）的机组在夏季用电高峰期间的安全生产和经济运行，在20##年5月中旬至7月上旬期间，热机专业人员及节能专职对浙江省内25个火力发电公司（厂）进行了迎峰度夏检查。检查内容和检查结果概况简要如下：

1 1.1 检查内容

顺应节能监督向锅炉监督和汽机监督方向延伸的要求，本次检查评估的内容涵盖了节能、锅炉和汽机三方面，具体如下：

（1）节能

20##年度重点工作的开展情况；20##年度上半年主要能耗指标，包括供电煤耗、厂用电率、补水率的完成情况；20##年度上半年统计数据及现场实时的机组运行指标情况，包括主蒸汽温度、再热蒸汽温度、锅炉排烟温度、飞灰可燃物和高加投入率等参数；定期试验开展情况；20##年上半年燃煤管理情况，包括入炉厂与入炉煤的低位发热量之差是否在502kJ/kg范围之内、入炉煤机械采样装置投入率是否达到90％。

~~（2）~~ （2）锅炉

20##年度上半年因锅炉原因引起非正常停运、MFT及减出力情况；发生汽温超温、壁温超温、四管爆泄、结渣和因燃料原因影响燃烧的情况。风机故障、制粉系统故障及爆燃情况。运行中燃烧控制情况，包括蒸汽温度、管壁温度、排烟温度、减温水流量、氧量及飞灰含碳量等参数以及配风方式；吹灰系统运行情况，包括吹灰频率、吹灰控制参数及吹损；三大风机性能情况，包括电流、流量、压头、风机振动、轴承温度等参数；磨煤机运行情况，包括电流、通风量、温度、出力、煤粉细度等参数；空预器运行情况，包括温度、阻力、漏风率等参数。

~~（3）~~ （3）汽机

20##年度上半年因汽机原因引起非正常停运及减、限出力情况；检修中机组存在的重要问题，检修后机组安装情况，机组A修或DEH改造后DEH阀门关闭时间；机组定期试验情况；高压抗燃油、润滑油油质的定期化验情况；主机振动、瓦温、轴向位移、缸胀、高压差胀、低压差胀、进口油温以及主要辅机振动、瓦温等有关数据；加热器故障情况，凝汽器泄漏情况，轴封漏汽、抽汽、旁路、凝结水溶氧、发电机漏氢、管道振动、真空、端差等故障或异常情况；各台机组热力性能试验结果分析。

2 1.2 检查结果概况

技术监督指标方面，除空预器漏风率、排烟温度和高加投入率三项指标外，省内各机组在机侧主蒸汽温度、机侧再热蒸汽温度、飞灰可燃物、真空严密性和机组补水率的五项指标上有超标，在“二技术监督指标情况”中详述。

同等级机组辅机耗电指标间的差异、风机A/B侧动静叶（液偶）偏差、夏季真空偏低和凝结水溶氧超标等九项问题为机组共性问题，在“三各单位存在的共性问题及改进建议”中详述。

另在“四各单位存在影响安全生产的重要问题及处理意见或建议”中罗列了涉及17个发电企业的有关机组安全的28项重要问题及建议。

二 2 技术监督指标情况

1 2.1 主蒸汽温度和再热蒸汽温度。

与汽温考核值（设计值-3℃）相比较，省内有22台机组存在机侧汽温偏低情况；其中，再热蒸汽温度偏低情况尤为突出，占偏低总数的67％。

再热汽温偏低情况集中在省内上海锅炉厂生产的四角切圆300MW和600MW等级机组上，特别是省调加强了对AGC响应的考核后，此炉型的汽温欠温问题突出。

各机组经多年稳定运行，也尝试过多项优化调整，但负荷变动和吹灰投用对汽温的影响还是非常大。要彻底解决再热汽温不能达到设计值的问题，电厂应考虑和锅炉厂家联系，探讨增减受热面面积以提高汽温的可行性方案。

主蒸汽温度偏低的机组：舟山朗熹#1/2机组、华能玉环#1~4机组、北仑第三#7机组、浙能镇海#6机组和浙能温州#3/5机组。

再热蒸汽温度偏低的机组：华电半山#4机组、舟山朗熹#1机组、国华宁海#1~6机组、华能玉环#1~4机组、浙能镇海#6机组、浙能长兴#1机组、浙能温州#1/3/5机组、嘉华发电#5/6机组和浙能乐清#3机组。

2 2.2 空预器漏风率。

与空预器漏风率考核值（设计值+1％和10％取小值）相比较，多年持续改造和检修的成果明显，省内各机组的空预器漏风率指标已无超标现象。值得一提的是：

¨ 省内东锅和哈锅的百万机组空预器，在投用初期的漏风率控制状况不佳，性能试验的漏风率测试值均超8％的保证值；在其后的运行检修中，各电厂依托自身经验进行了相应的改造，目前已能将空预器漏风率控制在6％左右。

¨ 宁海百万塔式炉配置的是上锅空预器，电厂技术人员在保持原有固定密封的基础上加装了柔性密封，且保持LCS系统的正常运行；目前，机组运行周期已达到9个月，空预器漏风率仍保持在3％的水平上。此3％的省内新低空预器漏风率值，将因减小烟气量而进一步提高炉侧效率，同时有效降低一次风机和引风机耗电率，并为其它机组降低该项指标探明了方向和目标。

3 2.3 飞灰可燃物。

20##年上半年统计数据显示，省内有10台机组的飞灰可燃物在2.5％以上，另外，因煤质原因，另有机组短时间内飞灰异常偏高情况。飞灰可燃物偏高的可能原因如下：

¨ 锅炉改造原因，炉内煤粉燃烧轨迹偏短。

¨ 煤粉偏粗，直吹式制粉系统对煤粉细度缺乏监测手段。

¨ 四角切圆燃烧方式中，四角的燃烧器摆角角度以及二次风风量存在不一致可能；机组运行期间，对冲燃烧锅炉调节方式相对偏少。

¨ 燃烧配风方式上有进一步优化可能。

¨ 燃用煤质中可能含有少量的类似无烟煤的难燃成分。

电厂应主要在加强检修管理，定期检测煤粉细度，优化投磨、配风方式，以及磨煤机改造以平衡出力和细度等方面有所改善。

另外，建议在机组煤种合适、燃烧工况正常情况下，测量炉膛温度，以应对煤质原因导致飞灰异常情况出现时，作为基础数据来测量比对。

飞灰可燃物偏高的机组：华电半山#4机组、舟山朗熹#1/2机组、大唐乌沙山#1机组、北仑第一#2机组、浙能北仑#3机组、台州发电#6/9机组、浙能长兴#2机组和浙能温州#2机组。

4 2.4 排烟温度。

受机组负荷率不高的影响，上半年排烟温度的统计数据，全省各机组无超设计值情况。但有关排烟温度的问题有二：

¨ 因设计原因，排烟温度绝对值高，一定程度上降低了锅炉效率，对煤耗产生不利影响。此类排烟温度高的机组主要为早期设计投运的各容量等级机组，比较突出情况：125MW等级机组原设计排烟温度均高于140℃；台州发电#7/8机组（330MW）排烟温度设计值为141℃；北仑二期600MW机组的排烟温度设计值为133℃。

¨ 目前电厂统计的排烟温度值不一定能反应真实值。如关于排烟温度测点开设：因单侧空预器出口烟温分布并不均匀，是由两侧向中间递增的；因此，排烟温度测点应沿空预器出口烟道左右向等间隔布置，且排烟温度的统计值应为多点温度的平均值，而非多点中的中值。

5 2.5 真空严密性。

20##年起省内真空严密性考核值由400Pa/min降至270Pa/min，监督指标趋于严格，使近两年来该项指标超标情况突出。20##年上半年有9台机组有超标现象，目前相关的查漏消缺工作正在进行中。

真空严密性指标超标现象多集中在投运多年的300MW及以下机组和年度新投运机组上，具体如下：台州发电#6机组、浙能镇海#3/5/6机组、浙能长兴#3机组、浙能温州#4/5/6机组和浙能乐清#3机组。

6 2.6 机组补水率。

相对300MW等级以下机组2％和以上机组1.5％的考核值，省内超标机组不多。除浙能温州#1/2机组外，超标均为机组利用小时数急剧下降的联合循坏机组：金华燃机、镇海联合和温州燃机。

7 2.7 高加投入率。

高加投入率指标考核值为95％，20##年度上半年无机组超标。

8 2.8 供电煤耗和厂用电率。

20##年上半年度全省火电机组发电量、供电煤耗和厂用电率均因统计中新加入的8台百万机组数据而呈大幅下降趋势。

和年初重点工作中的目标值相比，除保养状态非正常运行的燃油联合循环机组以外，各电厂各台机组的供电煤耗和厂用电率均低于目标值，处于受控状态。

二季度的供电煤耗数据显示：得益于超超临界机组的新投运、对稳定热用户的连续供热、小机组的关停，以及大批量节能改造项目和运行优化等举措的实施，使各发电公司（（厂）机组煤耗同比下降趋势明显；特别是浙能乐清、浙能钱清、华电半山、北仑第三、台州发电、浙能镇海和浙能温州，机组煤耗同比下降达到17.1～5.1g/kWh；另一方面，近年来煤耗持续大幅下降的国华宁海和大唐乌沙山，在供电煤耗指标上仍保持1.5 g/kWh左右的下降趋势。

三 3 各单位存在的共性问题及改进建议

1 3.1 同等级机组辅机耗电指标间的差异。

本次迎峰度夏前对省内各等级机组的辅机电耗值进行了梳理。在各电厂开展迎峰度夏期检查期间，以省内较优值为依据，对比各机组统计电耗情况，提出相应改进措施。其中，比较集中的辅机电耗差别表现在：

¨ 风机耗电率。

风机选型配置为风机耗电率差别的首要原因，其次是运行控制。如600MW亚临界机组的送风机本体和电机改造后，耗电率降至0.10％，较同类型风机下降50～100％。

¨ 电除尘耗电率。

研究省内电除尘耗电率情况的结果标明：电除尘系统改造前后的耗电率差别很大；同时，改造后，不同机组间的差别也非常大。经优化改造，省内125MW、600MW和1000MW超临界机组的电除尘耗电率均能达到0.10％以下。

¨ 凝泵耗电率。

凝泵的调速改造被验证为经济性和安全性俱佳的成熟技改项目，但部分经变频改造后的凝泵，因受限于凝泵出口压力用户的低限值，尚未能完全达到最优节能效果。目前，以低负荷工况下，以减少凝泵出口节流损失为目的的改造和优化能达到的较优指标值为0.20％。

¨ 循泵耗电率。

剔除开/闭式循环配置的区别，不同机组间循泵耗电率的差异，不仅仅是冷端优化的问题，细致的分析工作还应深入对泵本身性能的研究中去。

在各项指标方面，尚有一定节能潜力的电厂包括：浙能北仑、浙能温州、温州特鲁莱、嘉华发电、浙能钱清、国华宁海A、国华宁海B、浙能兰溪和浙能乐清。

2 3.2 百万机组情况。

百万机组投入运行不久，通过燃烧调整等优化手段，基建期的各项遗留问题有所改善，但尚存在汽温达不到设计值、二次风箱各燃烧器同开度风量非均布，以及磨煤机运行电流异常等各项亟待解决的问题。

如东锅机组的二次风箱，同层各燃烧器二次风量开度，按氧量均布的要求，为中间小和两边大；而中间燃烧器的二次风开度小，可能出现因旋流强度过强而恶化结焦情况，是一组矛盾。是否可采取在二次风箱内加装导流板等方式，以改善氧量均布情况下，各燃烧器之间旋流强度的差别。

另外，一次风量低致炉侧MFT事件中，存在风机进入不稳定区域的可能。相关以掌握风机特性为目的试验应及时开展，重点确定风机实际运行的不稳定区域及对应的机组负荷工况，并验证风机实际工作点距离风机理论失速线的距离是否符合相关的标准的裕度要求。

相关问题电厂：北仑第三、国华宁海B和华能玉环。

3 3.3 空预器阻力冬季异常问题。

随着煤源紧张的缓解，以及电厂技术人员多年对空预器堵塞控制经验的摸索和实践，目前，空预器阻力异常情况集中发生在冬季。在经济性方面，主要影响风机耗电率；在安全性方面，则会引起炉膛压力的波动异常。

对空预器阻力异常情况的研究表明，相关的影响因素首先为空预器冷端波型的配置，其次是冷端温度的控制和吹灰效果。另外，煤质中含灰量高，以及配置脱硝系统的机组会因为氨逃逸率的失控，加剧空预器堵灰速度和程度。

因此，建议非海运的内陆电厂首选空预器冷端波型改型，以彻底解决空预器阻力异常问题。

相关问题电厂：浙能兰溪、大唐乌沙山和浙能长兴。

4 3.4 风机A/B侧动静叶（液偶）偏差。

省内风机A/B侧动静叶（液偶）间，在同电流状况下存在5～12％偏差的情况仍普遍；其中更有多台风机还存在进（出）口风压不平衡的情况，或以出口风压一致、调节风机运行工况，而使相应的电机电流偏差15A以上。

应该说，此种不平衡对机组在负荷变动时的风机自动控制不利。相关建议：

¨ 在机组检修期间作进一步调整，特别是消除两侧风机动叶的实际角度偏差。

¨ 应关注A/B侧管道布置或风道积灰等原因引起的阻力不平衡，造成风机实际运行管网阻力间的差别，即为保证出口风压的一致，两台风机运行在不同的风量工况下；必要时通过试验，掌握两台风机的运行特性，为进一步调整提供依据。

¨ 关注确认两侧风机液偶间的性能差别。

相关问题电厂：台州发电、浙能长兴、浙能嘉兴、国华宁海A、浙能兰溪和浙能乐清。

5 3.5 EH油质问题。

省内电厂EH油油质总体情况不容乐观，主要表现为水份、酸值、颗粒度与氯含量超标，这些指标有的是长期超标，有的是偶尔超标，多数机组在进行相关处理后不合格指标逐步恢复正常。

EH油指标超标对EH油系统造成的不良影响有一定滞后性，大部分机组还没有表现出运行异常，为此提出以下建议：

¨ 继续加强EH油质检测与管理，将氯含量作为日常监测内容；加强在线滤油，将滤油设备投入连续运行；

¨ 加强对EH油系统运行监测，重点监视各EH油泵电机电流、伺服阀电压、EH油温度、EH油管路振动情况、调节汽门晃动情况等，出现异常及时处理；

¨ 对EH油长期不合格的机组，择机对该系统进行彻底冲洗并更换新油；

¨ 在机组检修期间，进行伺服阀的清洗与测试；在检修后启动前，与油动机一起进行相关功能测试，以确认其工作正常；

¨ 增加伺服阀备品备件数量，以备不时之需。

相关问题电厂：金华燃机和北仑电厂。

6 3.6 凝结水溶氧超标。

一般说来，凝结水存在过冷度是造成热井中凝结水溶氧存在或升高的必备条件，这是因为氧气不可能溶解到饱和或过热的水中；在凝结水存在过冷度的前提下，凝汽器中存在空气，其中部分氧气就有可能溶解到凝结水中去，造成溶氧升高；另外，如果凝结水存在过冷现象，含氧量很高的凝补水也可能造成热井中的凝结水溶氧量升高。如果排除凝补水的影响，造成热井中凝结水溶氧升高的两个基本条件是凝结水存在过冷度和凝汽器存在漏点。

结论与建议：

¨ 管路存在漏点，建议在检修以进行检查确认检查。

¨ 凝补水对凝结水溶氧有一定影响，建议通过措施减小凝补水用量，并在检修时检查该凝补水管路接入凝汽器的部分，必要是采取措施增加凝补水的雾化效果，以加强除氧。

¨ 凝结水过冷度的存在是造成凝结水溶氧超标的根本原因，随着天气转暖，海水温度会上升，凝结水过冷情况会逐渐消失，凝结水溶氧会明显下降。

¨ 凝汽器真空严密性相对较差也是一个影响凝结水溶氧量的重要因素，需要进行凝汽器真空综合治理工作。

相关问题电厂：华能玉环、大唐乌沙山和宁海A厂。

7 3.7 阀门内漏。

部分疏水阀门、管道阀门内漏，容易造成高品质的蒸汽损耗。热力系统及疏水、管道系统内漏，使得这一部分工质消耗了热量，不但做功减少，还会引起凝汽器热负荷增加，真空变差，造成煤耗升高；疏水集管与扩容器的温差增大，甚至会造成疏水集管与扩容器连接处拉裂，致使空气漏入凝汽器，影响凝汽器真空；工质的非正常流动，如工质通过疏水管道倒流至汽轮机，造成汽缸进水或冷蒸汽，特别是上汽的机组，在别的电厂也出现过启、停过程汽缸温差增大，甚至造成打闸停机后机组转速不能至零的现象发生。对于一些工作压力、温度较高，比较容易出现内漏的主蒸汽管道、高压导汽管、中压导汽管等疏水阀可以考虑合并比。对于已经发现的内漏管道阀门加强监视，有机会隔离处理的，可以考虑采取阀门研磨或者更换等手段，以消除阀门内漏造成的经济性下降。机组热力系统中，若是如主蒸汽、再热蒸汽等高压、高温管道的疏水阀出现严重内漏问题，则有可能造成锅炉来汽无法去汽轮机做功，而被旁通进入凝汽器，形成高品质热量的无端损耗。泄漏的工质如果是新蒸汽，则其对机组热耗的影响较大。电厂应该加强检修力量，尽快消除系统内漏，提高运行经济性。所以在机组长期运行过程中，需加强对一些重要阀门严密状况的跟踪监测，及时发现并消除阀门内漏问题。

判断阀门内漏一个比较简单的方法就是记录进入凝汽器疏水扩容器疏水集管的温度变化状况，这些集管中汇集了大量的疏水支管，所以若是集管中测得的温度上升了，则表明某些疏水支管中可能存在着阀门内漏。若是在热力系统中一些重要的疏水阀门后增加相应的温度测点，对其温度变化情况进行连续跟踪记录，并将温度监测结果与阀门解体检查结果相对照，建立检修管理档案，则可为这些疏水阀的状态检修积累有益的经验。

相关问题电厂：华能长兴、浙能钱清、浙能温州、浙能乐清和舟山朗熹。

8 3.8 夏季真空偏低。

夏季循环水温升偏大，影响机组真空，降低了机组运行经济性。夏季气温条件下，机组循泵采用单泵供单机运行方式时，在满负荷工况下，凝汽器循环水进出水温升在14℃左右，明显高于设计值，引起低压缸排汽压力达10kPa左右，对机组运行经济性产生了明显不利影响。而当采用三泵两机运行方式时，同样负荷下，每台机组循环水温升可下降至10℃以下，与设计值相当，机组运行背压降低近2kPa。由此可增加每台机组出力近2%，或降低煤耗近2%，而增投一台循泵引起厂用电增加约0.5%，分摊到每台机组仅0.25%。由此可见，当前气温情况下满负荷工况增投一台循泵可使每台机组煤耗下降约1.75%，超过5g/kWh。由此可见，增加循环水流量是夏季工况减少供电煤耗上升幅度的有效手段。因此，在夏季气温环境下，应采用三泵两机的运行方式。而当气温进一步上升时，可在对比三泵两机和四泵两机运行经济性情况下，确定合理的循泵投运数量。建议循泵优化可作进一步考虑，可作一系列试验在机组经济性和厂用电率之间寻优。

相关问题电厂：华电半山、浙能长兴、萧山发电、浙能钱清和华能长兴。

9 3.9 轴系振动。

各发电厂机组振动大都能满足机组的长周期的运行。但仍存有个别机组振动超过优秀范围运行，另有个别机组过临界时振动超标的情况。

目前，部分机组存在过励磁机临界振动大问题，恶劣情况下，需强制振动保护才能开机，影响机组的安全性。建议电厂有停机机会通过动平衡来处理。

相关问题电厂：大唐乌沙山、宁海B厂、浙能钱清、舟山朗熹、金华燃机、华电半山、嘉兴电厂、台州发电、浙能镇海和华能玉环。

四 4 各单位存在影响安全生产的重要问题及处理意见或建议

1 4.1 华电半山：#51粉仓粉位G/C点和#42粉仓南/北侧下层温度>80℃，瞬间高值132℃。相关建议：（1）挥发份高的煤种必须进行掺配后燃烧；（2）针对高挥发份燃用煤种，完善定期降粉制度；（3）加强燃料和运行部门间的沟通；（4）消除粉仓的泄漏点；（5）规范对吸潮管等设备的开启和关闭要求。

2 4.2 浙能镇海：1月，#3机组因高温过热器材质老化爆管停机。目前，电厂4台200MW机组的锅炉高过材质接近设计寿命，爆管风险增加。建议有机会更换高过部分管材。

3 4.3 浙能镇海：2月，#4机组在吹灰过程中塌焦致炉膛压力高炉MFT。建议电厂加强煤质管理，尤其今年较去年煤质下降，可以考虑提高炉膛区域局部吹灰器的吹灰频率。

4 4.4 浙能温州：二/三期机组并网升负荷初期，炉膛出口温度易超温。相关建议：（1）设法进一步降低磨煤机最小出力；（2）关小磨煤机折向门，以降低煤粉细度；（3）以燃烧器不结焦为前提，控制喷口一次风速；（4）在可能范围内提高微油的油压，以增加雾化效果和油量；（5）增加辅汽用量，以提高磨煤机出口温度。

5 4.5 嘉华发电：600MW对冲炉存在一系列问题，#3炉的掉焦，烟温偏差，水位波动，尾部烟道积灰和二级减温水较设计高10～30t/h等。考虑到旋流燃烧器的特殊性，建议从冷态试验开始全面调整，以改善风平衡和煤粉平衡。

6 4.6 舟山朗熹：#3制粉系统细粉分离器出口至排粉机入口连接管弯头处积粉，自燃，致管材变质。建议更换局部弯头，改变曲度，避免积粉。

7 4.7 国华宁海B：#5机组在负荷变动时，因风量低MFT保护动作。建议以掌握风机特性为目的开展相关试验，重点确定风机实际运行的不稳定区域及对应的机组负荷工况，验证风机实际工作点距离风机理论失速线的距离是否符合相关的标准的裕度要求。

8 4.8 浙能兰溪：炉侧有高温腐蚀现象。相关建议：（1）U字型配风方式；（2）适当提高送风机出口二次风压力和增大锅炉通风量；（3）适当加强吹灰频率。

9 4.9 华能玉环：燃用印尼煤的磨煤机存在爆燃问题。建议印尼煤分类管理，和降低动态分离器转速，和适当提高磨煤机出口温度到70℃，另外建议固定磨煤机燃烧优混煤，可以将磨煤机出口温度提高到85℃。

10 4.10 华能玉环：#2炉尾部受热面吹灰器区域，水冷壁吹灰区域吹损等问题较为突出。建议进行相应的防磨工作。

11 4.11 华能玉环：#3炉小修发现局部有结焦和防高温腐蚀情况。需要相应的检修和调整工作。

12 4.12 萧山发电：#4机组在20##年8月和20##年3月，发生过ACC报警并引发机组减负荷。ACC代表燃烧室内部的燃烧稳定性，和天然气成分，天然气/空气混合比例，以及燃烧室内部故障有关。应引起重视，逐步排除各项可能的原因。如果ACC经常报警，应进行燃烧调整，并检查燃烧室内部是否发生裂纹。

13 4.13 大唐乌沙山： #1机组小修后，#9瓦在较低负荷时振动较大，300MW时达114 mm，#3机#8瓦轴振偏大。建议密切监视，待有机会时处理。

14 4.14 国华宁海B：#6机#3瓦振超标建议尽快与专业单位协商制定处理对策，并利用近日停机机会落实解决。

15 4.15 浙能钱清：#2机组#1轴承在供热抽汽投入后振动加大。负荷130MW，高排抽汽20t/h，三抽10t/h的情况下，振动值达140um。建议多积累试验数据，找出规律。比如相同负荷下变化抽汽量，观察振动变化。

16 4.16 舟山朗熹：#1机AST模块的中间油压ASP偏低2MPa。分析认为其中的一个电磁阀存在内漏，请电厂密切监视该油压，寻找机组检修的机会修理或更换电磁阀。这可能是09年主汽门异常关闭的原因。

17 4.17 舟山朗熹：#2机#4Y轴振达110um，接近报警值125um。建议电厂关注振动的变化趋势，如果振动加大和我院振动专家联系，寻找解决方案。

18 4.18 金华燃机：6B汽机在冷态开机中，振动大，可达70μm，须拍机后再启，或延长暖机时间，且各值开机方式也有差异，均导致启动时间偏长。在4月份#1联合循环机组B修中#2汽机通过割开凝汽器接颈，在其保持自由状态下恢复接颈，使排汽缸在启动过程中能够自由膨胀。在修后首次启动最大振动 30μm。下次开机继续观察#2机组冷态启动过程中的振动情况，如果情况良好可对#3机组进行同样的处理。另外，进行一系列冷态开机试验，以规范冷态开机方式，缩短冷态开机时间。

19 4.19 温州燃机：#1燃机B修期间发现透平一级动叶和三级动叶由被硬物碰撞的痕迹，并发现二级喷嘴密封片掉落，但一级动叶撞击的原因不明。目前已全部更换一级动叶，对三级动叶撞击处进行打磨处理。建议在机组启动运行后缩短对燃烧器喷嘴和燃烧筒内部进行内窥镜检查的时间间隔。对被撞击的透平三级动叶同时加强检查，注意可能应力集中产生裂纹。

20 4.20 华电半山：原#4、5机6瓦瓦振时有超标，现已处理，目前#4机6瓦瓦振100MW时46μm。建议加强监视，观察变化趋势。

21 4.21 嘉华发电：6号机主机8号瓦温度偏高，DCS上显示达到96℃，11号瓦振动105μm。5号机主机9号瓦X、Y方向振动大，各为113μm和102μm左右。3号机推力瓦工作面温度10个点仅第5点显示正常。建议加强监视，关注趋势变化。

22 4.22 台州发电：#7机组#4瓦大修前不定期出现振动较大情况，大修后振动稳定但仍较大，最高达125um，且随负载提高而变大，初步判断靠背轮连接可能有滑移现象。建议加强监视，有待下次检修时处理。

23 4.23 台州发电：#9机高旁阀阀芯有裂纹，存在安全隐患。原有选型存在缺陷，电厂外加工后更换，后又发现裂纹，现已换原厂备件，有待观察。建议联系制造厂家提出整改措施。

24 4.24 浙能兰溪：#2机组#4高调门开度超过50%， #1、#2轴承振动会增大，而且振动呈现波动无法稳定状态，机头前轴承箱中有异音。进行一系列试验，确定采用1-2-3-4的高调门阀序，同时将#4高调门的开度在DEH设定高限在40%。同时根据厂家说明书将#1、#2轴承温度报警值从100℃修改为107℃。建议有检修的机会检查轴瓦，调整间隙，提高其承载力。#2机调节器设定在93%左右，前箱处有间歇性异音，5月底停机前通过试验发现#2机#4高压调节阀开至17.6%~20.6%异音，对#2机#4高压调阀解体检查，预启阀完好，阀杆与阀套间隙正常，阀杆与十字头顶部有一定间隙，加了0.8mm垫片后消除。开机后，重做试验，#4调阀在16%左右开度时，仍发出异响，目前已修改阀序，同时保持40％上限，异音消失。需继续加强监视。

25 4.25 浙能乐清：#3机油动机漏油。建议联系制造厂家提出消缺方案。

26 4.26 浙能镇海：#4机#4/5/6轴承振动较大，基本在150um左右。建议检查轴瓦间隙，提高轴承稳定性，有机会进行动平衡。

27 4.27 华能玉环：#3机在冬季真空偏高的工况下，#3瓦振动偏高。电厂增加2个真空针形破坏阀，适当降低真空后，振动好转。现#3瓦瓦振4.6μm，偏高。在目前振动情况下，可以运行而不用处理，但要密切监视振动变化，包括轴振、瓦振。

28 4.28 华能长兴：#4机润滑油压偏低，3、4号瓦轴承回油温度报警。建议有检修机会时清洗润滑油管路，并对冷油器进行壳侧清洗。