机组大修总结

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 项目完成情况。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。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取的措施。。。。。。。。。。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。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。35 第七部分 重大项目完成情况及效果。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。35 第八部分 大修后遗留主要问题及采取的措施。。。。。。。。。。。。。。。。。。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）

二三

作

业

指

四技导

书

系

术（

或统

验变

方收更

卡说

案 ） 明

第十四部分 #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20xx年9月9日开始至20xx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19xx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/#2）： 30-40℃、7.72/6.07KPa

汽轮机转速： 3000rpm

2、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: 1.25-1.4

3、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 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/20KV

Ie=66.1-678.5-696A/10500A

Fe=50HZ

UK=13.4%

冷却方式 ODAF(强油风冷)

空载损耗 96KW

负载损耗 412KW

5、电除尘主要参数

型号 EKG2-70-15-8-4-250-6-2

入口含灰量（烟气） 30g/ m3

除尘效率 99．9%

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:220V

绝缘子加热 32×1KW:380V

输入 380V 442A 50Hz

输出 50KV Vmax=88KV 2000mA

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19xx年10月9日首次并网,19xx年10月10日正式投产,其间在19xx年5月31日00:00开始进行了首次大修,历时1737小时.于19xx年8月11日9:10顺利结束,于19xx年7月19日0:00至19xx年9月27日15:00进行了第二次大修, 历时1695小时。从19xx年9月27日15:00第二次大修并网开始统计到20xx年8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:

2000.11.29. 19:00 - 2000.12.11.18:15 历时287.25小时

2002.05.08. 09:17 - 2002.06.07.02:50 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 1 11．27 08：00 12.03 12：41 148.68 21空预卡

2 12.04 13:52 12.09 19:34 125.70 21空预卡

二 ○ ○○ 1 05.08 02:40 05.09 05:51 27.18 电气去热工”并网”信息消失

2 11.21 10:07 11.24 19:30 81.38 21空预传动装置故障

3 12.13 08:25 12.15 09:25 49.00 21空预传动装置故障

二○○一 1 05.21 06:21 05.21 09:25 5.55 380V炉房保安负荷盘FX低电压故障误动“失电” 二○○二 1 12.15 09:00 12.17 06:17 45.28 软电缆短路

二○○一 1 01．04 19：10 01．05 04：05 8．92 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：

2．1 .1 #2汽轮机自19xx年9月大修后，运行至今，从运行的情况看，主机高、中、低+低汽缸目前运行状况虽然良好，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、中压内缸螺栓若比照99年7月大修时中压内缸螺栓有8条断裂的情况看，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继续使用，否则更换。 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更换。（2）#3高调门行程不足（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。

2．2 主要辅机：

2．2．1 #2机组高加于19xx年8月投入运行后，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，通过改进检修工艺，改善高加的运行状况，使高加的运行可靠性得到很大的提高。但是因高加本身在设计、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，Ⅰ组#3高加累计堵管率已达13%，超过高加报废标准，介于Ⅱ组#3高加更换后的运行稳定性，因此从机组的经济性角度出发，更换Ⅰ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。

2．2．2 高旁站后温度高现象自投产以来，一直未能彻底解决，由于设计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、右侧高旁关断阀以及右侧调节阀解体检查，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行大修处理。

2．2．3 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。

2．2．4 #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重，多年未能解决

2．2．5汽泵交流回油泵在几年的运行中存在以下问题：泵轮裂纹；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；泵轮键槽经常损坏等。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。

2．2．6小机安全油压低，虽在多次检修中采取了一定的措施，但一直没有解决。

2．2．6针对机组运行时间较长，需对各油水滤网、油箱进行清理，以确保油质良好。

2．2．7、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差压阀进行系统改进。

历次改造

主机改造：

95年2月28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级共四级叶片顶部分别打三个减荷孔，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

（1）19xx年7月16日—9月25日#2机大修期间，由于#2机Ⅱ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，且设备检修不方便，厂部决定于20xx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情况良好，提高了设备的可靠性。

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19xx年5月31日0首次大修，于8月11日结束；于19xx年7月19日00：00进行了第二次大修，于9月27日结束；于20xx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20xx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及更换线绑等工作；于20xx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20xx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20xx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

㈠上次大修至今#2锅炉运行情况：

上次大修时间：1999/6/4-1999/7/24

1．锅炉启动情况：

99 2000 2001 2002 2003 合计

4 4 2 6 4 20

锅炉运行时间（小时）

99大修后 2000 2001 2002 2003大修前 合计

1766.30 7790.37 8218.99 7415.37 4792.83 29983.86

上次大修至今锅炉主设备整改情况：

序号 设备 名称 20xx年 20xx年 20xx年 20xx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： 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1—4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 #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SHCψ-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19xx年采用美国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 20xx年8月1日5时30分

本次大修 结束时间 20xx年10月15日5时30分 大修竣工启动 并网时间 20xx年10月14日9时00分

两次大修间运行情况 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情况 #2机组于上次大修后(99年7月19日至20xx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。

停用保护情况 两次大修期间，机组停运均采用了SW-ODM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情况： 表二

项 目 单 位 最大值 最小值 合格率（%）

除盐水 电导率 μs/cm 0.2 0.05 100

二氧化硅 μg/L 15 1.0 100

给 水 PH值 9.5 9.0 100

溶解氧 μg/L 30 2.0 99.83

铁 μg/L 40 1.0 99.69

铜 μg/L 5.0 1.0 100

凝结水 溶解氧 μg/L 100 5.0 99.73

硬度 μmol/L 0 0 100

蒸 汽 二氧化硅 μg/L 19 0.5 100

钠 μg/L 10 0.5 100

循环水 碱度 mmol/L 3.4 0.5 98.97

总磷 mg/L 2.0 1.0 100

除灰除尘专业

2.1、修前状况分析

设备（系统）名称 存在问题 采取措施 备注

#2炉电除尘器 1.#2机组上次大修后，电除尘器一直未揭顶检修，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。从最近临修检查情况来看，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：14-18mm 3.阴、阳极板振打锤自投产以来，一直未作大量更换。 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，经常发生断裂现象，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，一直未作大的检修，由于设计、运行工况不良等原因，冷灰斗悬吊焊口经常发生开焊，冷灰斗联箱经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，加强筋脱落，箱体漏水;轨道磨

损严重。 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

#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.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.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、出口阀门、截止阀结垢。 1.对#1、#2#、#3、#4回收泵进行检修，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19xx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高调门行程不足（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、Ⅰ组#3高加堵管率超标，已达15%，此次大修中准备更换；除Ⅱ组#3高加（19xx年大修时更换）外，其余4台高加都存在频繁泄漏情况，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纹

13、#22、#23、#24磨煤机磨辊磨损严重；磨分离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、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2/3

20、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，功能组程序经常故障

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，轻微内漏

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油较多

34、声波吹灰器86m--90m有50个SHCψ-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

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机组所用的氢干燥器为进口装置干燥除湿效果明显降低。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，常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象，现21引风机电机后轴承磨损严重，需进行更换。其它电机也需仔细检查轴承，视磨损情况决定是否更换轴承。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取的措施：

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。19xx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更换高质量的碳刷。

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，必须检查振动情况，端盖的磨损程度。如端盖已磨损，必须更换。再者由于小油泵转速低，电机冷却效果不好，电机长期发热，故检修时还应注意其线圈老化情况。

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情况，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坚固，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更换，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，由于当时无备件且情况不是很严重而未更换，在此次检修中要及时联系定做备件将其更换，确保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，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，若小于+0.005mm，则必须更换电机轴。

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，经常误发信号、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、WXB－11A保护插件老化，经常引起故障，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开关个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20xx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,需更换；

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：SP30P81 RM40F01、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) 须更换的变送器：NG75、85P01，15) RJ26P01，16) RJ21P01，17) RQ26P01，18) NV11P01，19) RQ09P01

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) 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

一台服务器死机会导致2台操作员站异常

61、捞渣机箱体向外彭鼓，变形，焊口开焊，加强筋脱落，箱体漏水;轨道磨损严重。

62、渣井焊口开焊比较多，部分钢板向外大面积彭鼓，变形，损坏严重。

63、冷灰斗悬吊部分焊口发生开焊、下沉，漏风十分严重；联箱多次拉裂漏水。

64、电除尘器阳极板排变形严重，电场内部积灰严重。积灰情况分别为：一电场：4-6mm,二电场：8-10mm,三电场：12-16mm,四电场：14-18mm

65、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、回收水管道结垢。

66、#1灰渣泵过流部件磨损严重，出力偏低；轴承损坏。

67、砂滤池出力减少

68、旁流加药管泄漏

69、精处理树脂磨损严重

第三部分：项目完成情况

一、大修项目统计

项目 部门 标准项目 非标项目 技术监督项目 安 反 措项目 节能项目

计划实际计划实际计划实际计划实际计划实际汽机1871971xxxxxxxxxxxx88电气423xxxxxxxxxxxx101000锅炉2392xxxxxxxxxxxx13222热工241141121266131311化学2326121218184411输煤43433412122211除灰414149440211合计11xxxxxxxxxxxx6436983761414

二、未完项目及原因

#1机组大修未完项目汇总

一、汽机专业

序号 项目名称 原因 备注

无

二、电气专业

无

三、锅炉专业

1. 空预扇形板更换 原有扇形板损坏不严重 厂部定

2. 声波吹灰疏水电动门2NV33S101、2NVS101更换，水吹灰系统疏水电动门2NW39S101、2NW64S101 备件厂部未批 厂部定

3. 工业水管更换 厂部未批准 厂部定

4. 32米暧风器来汽管电门前加8个手门 经论证无加装必要

四、热控专业

1 22#送风机电机槽板松需紧固处理 电机解体后检查槽板紧固良好，无松动现象

五、化学专业

无

六、输煤专业

无

七、除灰专业

无

三、新增主要项目

1、I组3#高加疏水管增设一路放水管

2、高、中压导管疏水管全部更换

3、缸体疏水管更换

4、主油泵出入口管法兰解体、回装

5、1瓦，2、3瓦润滑油管法兰解体、回装

6、高压暖管回汽管弯头切割、焊接

7、2台直流润滑油泵对轮找中心

8、四台低旁关断阀解体、检修

9、中压配汽回油软管更换

10所有高压焊口打磨、检查

11、小机交流回油泵更换新泵和电机

12、密封油R4差压阀更换新的差压阀

13、21循环泵拆电机，导向电机加油

14、#21、#22、#23射水泵更换伸缩节

15、发电机冷却水系统阀门盘根更换6

16、#21、#22工业水泵A级检修

17、旧立式#21、#22工业水泵拆除

18、砂滤器换沙

19、配合电气更换循环泵房两台排污泵

20、#3水封泵入口手动门更换

21、汽泵密封水管接除盐水管路加装手动门。

22、#2汽泵平衡室回水管加管座

23、21-Ⅱ级凝结泵冷却水管更换。

24、21主机胶球泵基础浇灌

25、22主机胶球泵基础浇灌

26、工业水供电泵泵冷却水手动门更换（12个）。

27、二段抽汽供#2低加逆止门大修（2台）

28、左右侧高旁疏水电动门大修（2台）

29、21引风机大修

30、#21空预中温端清理

31、#21空预转子径板加固

32、#21空预冷端支撑加固

33、#21空预烟道落灰斗加装滤网

34、#22空预传热元件部分更换

35、#22空预下轴承更换

36、#22空预转子径板加固

37、#22空预冷端支撑加固

38、#22空预烟道落灰斗加装滤网

29、#22空预中温端清理

40、64支水吹灰器枪头护套更换

42、0米厂用汽分汽联箱疏水系统改造

43、0米地沟内水冷壁放水系统总管更换40米

44、6米前后墙强循泵放水排空系统改造

45、100%、30%厂减减温减压站安全门起座压力校定。 46、102米汽水分离器化学取样门更换10个。

47、分离器内套筒恢复

48、二级过联箱管座有裂纹进行更换

49、吹灰器让位管进行更换

50、增加#21、#22空预转速测量回路；

51、改造＃２１―＃２６磨煤机一次风门电磁铁及控制回路

52、空预油压改为模拟量信号

53、增加空预吹灰控制回路Ａ／Ｂ方案

54、送风机油流量开关更换

55、增加#21、#22循环泵导向叶片角度模拟量测量装置

56、#2炉火焰摄象机改造

57、增加飞灰含炭量信号两点。

58、二凝泵入口压力加变送器

59、机扩温度一次件移位

60、转换箱改造

61、增加风粉监测系统

62、再热器冷端压力 变送器移位

63、LA柜内部改造及地线改造

64、24V电源柜组装

65、小机飞利蒲电缆更换

66、真空移位接线、拉电缆

67、#2澄清池大修

68、旁流#3过滤器大修

69、废水回收池清泥

70、B侧碎煤机大修

71、回收管PIG清洗

72、#2炉电除尘器冲灰水系统改造

73、#2炉排渣沟改造

74、#2炉电除尘器控制插件改造

75、#1灰渣泵改造

第四部分：大修发现并消除的重大缺陷

汽机专业

序号 发现问题 负责人 措施 完成时间 备注

1 前箱、中箱下沉 庞占雄 已抬箱前箱抬0.75mm、中箱各抬0.65mm 8、12

2 高中低压汽封磨损量均超标 庞占雄 共修复、更换汽封 8、17

3 中压内缸变形 庞占雄 待定 8、19

4 2#低压转子5A级叶片进汽侧有一处击伤缺口直径约8mm，存在环向裂纹１６mm 杜和 补焊两处 8、15

5 高压缸隔板套裂纹三处，高压喷嘴室24处裂纹 庞占雄 补焊 8、14

6 汽泵汽轮机5级下隔板有一处长约20mm的裂纹 魏清 补焊 8、12

7 2#低压转子5级叶片进汽侧有一处击伤缺口直径约10mm，存在环向裂纹８mm 杜和 补焊一处 8、20

8 2#低压转子1a级叶片有明显击伤痕迹 杜和 探伤 8、15

9 2#低压转子6a级叶片有多处汽蚀缺角约长10mm 杜和 打磨840mm 97*4片补硬质合金 8、15 制定处理方案，贴硬质合金

10 Ⅰ、Ⅱ低压转子出口末级叶片背弧汽蚀严重 杜和 打磨 8、15

11 高压汽封磨损严重 庞占雄 更换及修理 9、8

12 高压缸内缸５＃螺栓内螺扣各一条有裂纹 庞占雄 更换 8、18

13 Ⅰ、Ⅱ低压转子４级、４A级叶片叶顶打空穿透9处 庞占雄 银焊补焊 8、12 14 中压外缸螺栓4条硬度超标 庞占雄 更换 8、14

15 高压上喷嘴右侧立筋有三个裂纹高压上喷嘴右出汽侧裂纹丝15处，打止裂孔 庞占雄 、

补焊 8、15 挖27mm消除裂纹

16 Ⅰ、Ⅱ低压转子4级、4a级背弧距叶顶约60mm处带状坑腐蚀 庞占雄 化学进行分析类 8、25

17 高压缸隔板套裂纹三处 庞占雄 挖补焊 8、28

18 低压缸隔板裂纹较多，约217处 杜 和 打磨、挖补焊 9、2 见附页

19 #1、#2、#3、#4高调门门杆和门杆锁母扣咬死，门杆锁母上部磨损成球面，马蹄销磨损 罗元君 更换门杆、马蹄销、门杆锁母 8、29

20 #1、#3高调门门杆与门体密封环配合部拉下15 mm的深槽 罗元君 更换门杆、门杆密封环 8、29

21 #1、#2高调门传动杆导向部分偏磨80 mm，深5mm 罗元君 导向杆磨损部分补焊、车削 8、25

22 #1、#3高调门溢汽导向套平面磨损6mm 罗元君 更换备件 8、24

23 #1、#3高调门门体内门杆导向套有裂纹 罗元君 更换备件，重新进行装配 8、21 24 #1高调门门体压盘螺丝运行中断三根 罗元君 更换备件 8、29

25 #1、#3高调门门杆锁母销断 罗元君 更换备件 8、27

26 右侧高旁喷嘴外法兰运行中振掉两个螺帽 罗元君 更换备件 8、23

27 #3中压调汽门内门体有裂纹 罗元君 打磨后补焊 8、25

28 左侧高旁调节阀底座有裂纹 罗元君 打磨后补焊 8、30

29 #1、#2、#3、#4高压主汽门预启阀芯卡涩，门杆导向部分犯卡，门杆弯曲 罗元君 更换门杆、清理打磨导向套 8、28

30 左、右侧高压阀室回电汽门门杆导向键磨损严重 罗元君 配制新键 8、30

31 右侧高旁调节阀柱形护套松动快脱落 罗元君 重新装配销子、配合部位点焊处理 8、30 32 左、右侧高压导管法兰螺栓有5条硬度不合格 罗元君 更换备件 8、27

33 小机七段主汽门、调汽门有5条合金螺栓硬度不合格 罗元君 更换备件 8、28 34 滤油机心轴下轴承损坏 罗元君 更换备件 8、29

35 4台高压主汽门门体密封刷镀层均有脱落现象 罗元君 密封面堆焊、车削 8、27

36 左右侧高旁调节阀门杆、左侧Ⅰ级低旁关断阀门座有较深的汽蚀坑 罗元君 找平后车削并重新研门 8、27

37 左、右侧高压暖管回汽手动门门套轴承损坏 罗元君 更换轴承、加注二硫化钼脂 8、26 38 主机前箱危急保安器有一套碟阀漏油 罗元君 更换备件 8、25

39 小机前箱旋转阻尼润滑油管接头断裂 罗元君 更换接头后重新焊接 8、23

40 #2汽泵密封水腔室的密封环与腔室不同心。 徐义巍 重新加工。

41 #21、22胶球泵盘根套磨损严重。 徐义巍 更换轴套。

42 电泵工业水系统阀门腐蚀严重。 徐义巍 更换阀门12个。

43 #21电泵前置泵推力轴承珠架磨损，滚珠脱落 徐义巍 已取出更换。

44 #23、21-Ⅱ级凝结泵盘根套磨损，无法继续使用 徐义巍 更换。

45 定子冷却水泵轴承况动。 徐义巍 更换轴承。

46 #23-Ⅱ级凝结泵前轴承甩油环挡圈损坏。 徐义巍 更换

47 #2汽泵前轴承轴颈有划伤痕迹。 徐义巍 用麻绳拉光。

48 #2汽泵下瓦架水平面与泵轴线不平行 徐义巍 上瓦盖径向结合面上部加垫

49 21主机胶球泵主轴损坏 徐义巍 更换

50 29 #2电泵自密封冷却器冷却水回水手动门门芯脱 郭世新 换门 8、25

51 30 #1、#2电泵自密封冷却器排空门堵 郭世新 清理 8、9

52 31 电泵、汽泵工业水系统部分管路腐蚀 石学峰 换管 8、21

53 32 #22夏冷循环水侧出口手动门门饼腐蚀严重 王 跃 研门 8、25

54 33 小机低压轴封供汽电动门门饼、门座冲刷 郑 军 研门 8、24

55 34 主机低压轴封供汽电动门门饼、门座冲刷 郑 军 研门 8、20

56 1#、#3主汽滤网有裂纹 牛 涛 挖补焊 8、21

57 #2、#4主汽滤网有裂纹。 戴生明 补焊 8、23

58 #1再热汽滤网损坏严重。 戴生明 更换 8、24

59 二段抽汽管路伸缩节疏水管脱落 戴生明 重新加装疏水管并增加通流面积 8、26 60 再热汽滤网疏水至炉扩管路有裂纹5cm 戴生明 更换 8、18

61 I组2#高加进汽电动门铜套磨损严重 戴生明 更换 8、19

62 热网零时补水零点压力旁路门UM43H101 门饼损坏 更换阀门

63 #1凝汽器到时#1射水抽气空气门 门套损坏 更换

64 #2凝汽器到时#1射水抽气空气门 门套损坏 修复

65 #1机#2冷凝泵 轴头损母脱 重新加工安装

电气专业

序号 重大缺陷内容 采取的主要措施 备注

1 #2发电机中性点绝缘水管老化、磨损严重 更换了二根绝缘水管

2 #2发电机绕组放水门漏水 重换放水门

3 #2发电机屏蔽环螺丝松动 重新紧固

4 21一次风机电机C相引线绝缘损坏 重新绑扎

5 21、25强制循环泵电机定子绕组绑绳松动 重新绑扎

6 21送风机电机绕组绝缘损坏 更换备用电机

7 2FA01、2FB01、2FU06开关储能皮带坏。 已更换

8 2FV01开关储能电机电阻大400欧姆。 已处理

9 2FF03开关灭弧栅有裂纹。 已处理

10 2FL01A S4接点位置移位 已调整

11 2FL06A S4接点位置不到位 已调整

12 2BA02、2BA03、2BB02开关限位接点坏。 已处理

13 2DA01 B开关线圈烧 已处理

14 2CC13开关储能圆盘不到位 已调整

15 2FX01B开关机械闲锁不起作用 已处理

16 发变组PT F25C相引线鼻子有裂纹。 已更换

17 发变组PT F23B相、F24C相高压尾绝缘低 已处理

18 主变避雷器B相底部瓷瓶有损坏。 已处理

19 5021开关C相本体南柱五联箱SF6微漏 已处理

20 5021开关A、C、南北柱、B相北柱SF6滑动密封渗漏。 已更换密封垫

21 5021开关A、C、B相工作缸渗漏处理。 已处理

22 2BA02、2BB02、2BB30、2BA03、2BB03动触头、静触指烧伤。 已更换

23 2BB12、2BB20、2BB18、2BB13、2BA22、2BA17、2BB29、2BA15、2BA13渗漏 已更换密封垫

24 低压电机轴承共108盘损坏 已更换

25 低压电机端盖跑套6个 已处理

26 380V低电压继电器接触电阻大 全部进行打磨、校验和更换

27 15台6KV开关二次插座损坏 全部进行更换

28 #2发变组电源插件有5块发生故障 全部进行更换

29 #2机励磁系统2HN04柜的风机振动大 进行更换

30 6KV开关动作电压不合格 全部进行试验调整。

31 380V、6KV开关辅助接点接触电阻大 全部进行打磨

32 #2主变A相绕组远方测温传感器未安装

33 #2主变、高厂变远方测温传感器本次大修校验有7只不合格（共9只），#2主变A相绕组远方测温传感器未回装，准备留待定做备件使用。 因绕组测温传感器的技术资料及参数不能确定，国内传感器生产厂也无办法生产。需定做备件 订购备件需使用原传感器测试数据。

34 #2保安变A相电缆预试中击穿 已查找到接地点并处理

35 21#电除尘电缆高压磁套爆 已更换

36 #2机组三台Ⅰ级凝结泵支持瓷瓶绝缘受潮 进行干燥处理

37 F23B相、F24A相绝缘为零，经检查确定为PT下部接地连接网的部分绝缘破损所致。 在其下部加一层绝缘护垫

38 #2发电机转子绝缘受潮 进行干燥处理

39 #2发变组进线避雷器A、C相底座绝缘低 更换底座绝缘

锅炉专业

序号 检修项目 发现问题 采取措施

1 #22磨大修 磨辊胎磨损60mm 更换

2 磨盘衬瓦磨损60 mm 更换

3 上喷嘴磨损>1/2 更换

4 迷宫密封条磨损>3 mm 更换

5 中部筒插接式护板磨损6 mm，局部破损 更换

6 液压拉杆锁母根部处磨损严重 更换

7 杂物刮板机构扭曲变形、刮板磨损严重 更换

8 润滑油泵轴承磨损异音 更换

9 #23磨大修 磨辊胎磨损68 mm 更换

10 磨盘衬瓦磨损55 mm 更换

11 迷宫密封条磨损大于3 mm 更换

12 液压拉杆护套处磨损5 mm深 更换

13 杂物刮板机构扭曲变形、刮板磨损严重 更换

14 减速机输入轴异音 推力轴承对换

15 #24磨大修 磨辊磨损78mm 更换

16 杂物刮板机构扭曲变形、刮板磨损严重 更换

17 上喷嘴磨损大于1/2，局部磨破 更换

18 压条、扇形护板磨损严重，局部破损 更换

19 迷宫密封条磨损大于3 mm 更换

20 #21给煤机大修 上底板铸石板牢固性差 加装轨道换铸石板

21 三排链磨损拉长 更换

22 驱动轴承裂纹（1盘） 更换

23 内外销套、保险销变形 更换

24 煤闸板密封老化变形 更换

25 从动轴磨损、轴承损坏 改外置式

26 煤层隔板、煤位信号板磨损严重 更换

27 链轮及靠背轮配合间隙大 更换

28 煤粉管道 磨分离器出口处受风粉混合物冲刷大部磨损1.5mm，局部磨损3 mm 贴耐磨陶瓷36平米

29 #13磨煤机煤粉管弯头外弧背受风粉混合物冲刷，磨损严重，局部有磨损现象 贴耐磨陶瓷53平米

30 #21、#22、#24、#25磨煤机煤粉挡板出口小天圆地方大部磨损1.5mm，局部有磨破现象。 贴耐磨陶瓷20平米

31 #245煤粉管月牙挡板大部磨损10 mm 更换

32 #21—#24磨煤粉分配器分流挡板支撑磨损严重 补焊加固

33 导杆闸阀密封老化变形 更换

34 #21引风机小修 前轴承游隙0.44mm 更换前轴承及推力轴承

35 #21引风机小修 入口调整挡板蜗轮损坏 更换蜗轮5个

36 ＃22送风机大修 入口调整挡板万向节损坏 更换万向节6根

37 #22空预 下轴承损坏 更换下轴承

38 传动装置侧端盖轴承损坏，大蜗杆推力轴承卡圈断裂 更换轴承和卡圈

39 转子径板断裂 加固

40 冷端支撑损坏严重 加固

41 #21空预 转子径板断裂 加固

42 冷端支撑损坏严重 加固

43 102M烟气出口烟道 支撑磨损严重 更换、加固

44 32M一次风热风挡板 卡涩 更换

45 93M主烟道 撕裂 补焊

46 54M天园地方 磨损严重 挖补

47 32M一次风异径弯头 磨损严重 贴补

48 水吹灰器检修 水吹灰枪头烧损变形44支 尾部密封盘根磨损严重 更换 彻底清理，更换 49 声波吹灰器检修 炉内声波吹灰器磨损严重50个 更换

50 #22燃油泵大修 入口级第一级定子，入口级第六级转子磨损严重 更换

51 #21燃油泵大修 定子、转子磨损严重 更换新泵

52 过热器减温水 RL86S001 门杆腐蚀严重 更换

53 过热器减温水 RL86S101 铜套与门杆抱死 更换

54 过热器减温水 RL73S001 门杆腐蚀严重 更换

55 过热器减温水 RL78S001 门杆腐蚀严重 更换

56 过热器减温水 RL76S001 门杆腐蚀严重 更换

57 再热器减温水系统 RJ41S102 铜套腐蚀严重 更换

58 再热器减温水系统 RJ41S102 门杆腐蚀严重 更换

59 再热器减温水系统 RJ32S102 铜套腐蚀严重 更换

60 蒸发段放水 NC16S101 阀座结合面严重损坏 更换阀门

61 蒸发段放水 NC45H101 阀座结合面严重损坏 更换阀门

62 蒸发段放水 NC46H101 阀座结合面严重损坏 更换阀门

63 给水系统 RL70S101 门杆腐蚀严重 更换

64 强循泵系统 NB15S101 门杆腐蚀严重 更换

65 46米再热器减温水电动门 RJ31S101、RJ32S101、S102 阀体本身铸造不良，运行8年，冲刷严重 更换

66 32米再热器减温水电动门 RJ42S102 阀体本身铸造不良，运行8年，冲刷严重 更换

67 93米左面三通阀 阀门自密封体损坏 更换

68 低温再热器 86中平台从左向右数第23排上数第一根材质错用 进行更换

69 四过入口联箱手孔（前侧） 68米左数第一个手孔轴向裂纹二处，最长20MM 打磨消除 70 四过入口联箱手孔（前侧） 68米左数第二个手孔轴向裂纹一处，长20MM 打磨消除 71 省煤器出口联箱疏水管座 99米左数第一个轴向裂纹2处，最长150MM 打磨消除 72 省煤器出口联箱疏水管座 99米左数第二个轴向裂纹2处，最长40MM 打磨消除 73 包墙入口联箱手孔（前侧） 61米左数第六个轴向裂纹一处，长20MM 打磨消除 74 三过入口联箱管座（前侧） 66米左数第二个轴向裂纹多处，最长30MM 打磨消除 75 三过入口联箱管座（前侧） 66米左数第三个轴向裂纹一处，长20MM 打磨消除 76 三过入口联箱管座（前侧） 66米左数第一个轴向裂纹多处，最长30MM 打磨消除 77 三过入口联箱管座（前侧） 66米左数第八个轴向裂纹一处，长20MM 打磨消除 78 三级喷水减温器 68米炉左侧左减温器轴向多处裂纹，最长25MM 打磨消除

79 三级喷水减温器 68米炉右侧左减温器轴向裂纹长约150MM 打磨消除

80 三级喷水减温器 68米炉右侧右减温器环向裂纹长约600MM 打磨消除

81 0、1级混合减温器 49米前墙筒体轴向裂纹多处，最长150MM 打磨消除

82 五级减温器 炉右侧上减温器筒体环向裂纹深度1-2MM，长度350MM+150MM 打磨消除 83 五级减温器 74米炉左侧上减温器筒体轴向裂纹深度2MM，长度350MM 打磨消除 84 外悬吊入口联箱管座 117米后侧从左向右数第7个轴向裂纹长度250MM 打磨消除 85 外悬吊入口联箱管座 117米后侧从左向右数第10个环向裂纹长度200MM 打磨消除 86 外悬吊入口联箱管座 117米后侧从左向右数第11个轴向裂纹长度50MM 打磨消除 87 外悬吊入口联箱管座 117米前侧从左向右数第7个轴向裂纹长度25MM 打磨消除

88 外悬吊入口联箱管座 117米后侧从左向右数第1个轴向裂纹多处，最长20 打磨消除 89 外悬吊入口联箱管座 后侧从左向右数第2个轴向裂纹2处，长15MM 打磨消除 90 外悬吊入口联箱管座 117米后侧从左向右数第3个轴向裂纹长度20MM 打磨消除 91 外悬吊入口联箱管座 117米后侧从左向右数第5个轴向裂纹长度25MM 打磨消除 92 外悬吊入口联箱管座 117米后侧从左向右数第6个轴向裂纹长度20MM 打磨消除

93 外悬吊入口联箱管座 117米后侧从左向右数第12个轴向裂纹多处，最长15 打磨消除 94 外悬吊入口联箱管座 117米后侧从左向右数第13个轴向裂纹多处，最长20 打磨消除 95 外悬吊入口联箱管座 117米后侧从左向右数第14个轴向裂纹长度15MM 打磨消除 96 外悬吊入口联箱管座 117米右侧从左向右数第1个轴向裂纹多处，最长25 打磨消除 97 外悬吊入口联箱管座 117米右侧从左向右数第3个轴向裂纹多处，最长20MM，环向裂纹1处，长度30MM 打磨消除

98 外悬吊入口联箱管座 117米右侧从左向右数第4个轴向裂纹3处，最长30 打磨消除 99 外悬吊入口联箱管座 117米右侧从左向右数第5个轴向裂纹长度20MM 打磨消除

100 外悬吊入口联箱管座 117米右侧从左向右数第6个轴向裂纹多处，最长15 打磨消除 101 外悬吊入口联箱管座 117米前侧从左向右数第1个轴向裂纹多处，最长15 打磨消除 102 外悬吊入口联箱管座 117米前侧从左向右数第2个轴向裂纹长20MM 打磨消除 103 外悬吊入口联箱管座 117米前侧从左向右数第3个轴向裂纹长10MM 打磨消除

104 外悬吊入口联箱管座 117米前侧从左向右数第4个轴向裂纹多处，最长15 打磨消除 105 外悬吊入口联箱管座 117米前侧从左向右数第5个轴向裂纹多处，最长25 打磨消除 106 外悬吊入口联箱管座 117米前侧从左向右数第9个轴向裂纹2处，最长15 打磨消除 107 外悬吊入口联箱管座 117米前侧从左向右数第10个轴向裂纹3处，最长25 打磨消除 108 外悬吊入口联箱管座 117米前侧从左向右数第11个轴向裂纹多处，最长15 打磨消除 109 外悬吊入口联箱管座 117米前侧从左向右数第12个轴向裂纹多处，最长20 打磨消除

110 外悬吊入口联箱管座 117米前侧从左向右数第13个轴向裂纹多处，最长15 打磨消除 111 外悬吊入口联箱管座 117米前侧从左向右数第14个轴向裂纹多处，最长15 打磨消除 112 外悬吊入口联箱管座 117米左侧从前向后数第1个轴向裂纹长度25MM 打磨消除

113 外悬吊入口联箱管座 117米左侧从前向后数第2个轴向裂纹2处，最长15 打磨消除 114 外悬吊入口联箱管座 117米左侧从前向后数第3个轴向裂纹多处，最长15 打磨消除 115 外悬吊入口联箱管座 117米左侧从前向后数第4个轴向裂纹多处，最长15 打磨消除 116 外悬吊入口联箱管座 117米左侧从前向后数第5个轴向裂纹2处，最长20 打磨消除 117 外悬吊入口联箱管座 左侧从前向后数第6个轴向裂纹3处，最长15 打磨消除 118 外悬吊入口联箱管座 前侧从左向右数第1个轴向裂纹1处，长50MM 打磨消除 119 水冷壁 +49米左后角吊挂管弯头有裂纹（三个） 进行更换

120 省煤器 107米钢丝绳磨损管子（三根） 进行更换

121 外悬吊 107米半道口未焊接 进行挖补

122 低再 86大平台机械伤 进行更换

123 低再 93上平台从左向右数第1、2排，从上向下13根 进行更换

124 低再 从左向右数第5排，从上向下数1根 进行更换

125 水冷壁 +32米左墙后数第1个吹灰器上部有32根管磨损 进行更换

126 分离器 内套筒掉下、顶丝断裂 内套筒恢复、顶丝进行更换

127 二级过 二级过联箱管座的根部焊口有裂纹 进行更换

热控专业

序号 重大缺陷内容 采取的主要措施 备注

1) SB91T01,SB10T01,SB60T01,RL10T11,RL50T02一次件坏 更换一次件

2) 变送器VJ62P01、VG39P01坏 更换变送器 （0——1Mpa）

3) RL10T16一次件误差大 更换合格一次件

4) RL10T09、SB92T11、12、SB20T22、31、32一次件坏 更换合格一次件

5) RL30T312、VC25T012、SA10T21、22、SA30T21、22、23一次件坏 更换合格一次件

6) SC80P02,UA25P02,SA54P01,SP03T02信号电缆接地 对电缆进行检查，有问题的进行更换

7) RL10T21、22、23一次件坏 更换合格一次件

8) SB70T01、SA90T02、SA90T04一次件坏 更换合格一次件

9) RH10P01线性差 更换变送器 无备件

10) RC81F11、RC83P01变送器坏 更换变送器 无备件

11) RL33F01阻尼大 阻尼大 无备件

12) RB54P01变送器坏 更换变送器 无备件

13) SA90P01、RA30P01二次门坏 更换二次门

14) ＃２１磨煤机油压Ｐ０６信号电缆短路； 更换备用线

15) ＃２１一次风机油压开关损坏 更换变送器

16) 空预油压开关损坏 更换变送器

17) ＃２１――＃２６磨煤机一次风门电磁铁就地无防护罩 加装防护罩

18) INFI-90系统原环路电缆有断的迹象 及时更换

19) 操作员站有一SCSI卡故障 从其他CLIET上更换后恢复正 常，同时准备通知ABB及时的进行处理。

20) 有一个远传的接收器坏 通知ABB进行处理

21) 热应力一次件损坏 更换

22) 中压胀差电缆损坏 更换

23) 安全门压力开关坏两个 更换

24) 真空压力开关坏一个 更换

25) 负压取样处漏 更换取样管

化学专业

序号 发现问题 采取措施 责任班组 负责人

1 #1澄清池刮泥机滚轮脱落一个 更换新品 检修一班 王生悦

2 #6砂滤池部份滤帽损坏 更换 检修一班 庞善雁

3 #1软化水泵轴出现麻点 更换 检修二班 张廷森

4 #1联氨泵活塞杆弯曲 加工新品 检修二班 杨勇

5 #1酸泵中间隔膜坏 更换 检修二班 杨勇

6 #2机精处理5个五通阀漏 更换 程控班 张涛

输煤专业

发现问题 采取的措施 备注

1 B侧斗轮机斗轮减速机一级行星齿圈齿面存在严重点蚀现象、输出套地板裂纹、高速轴3507轴承损坏、高速轴轴端油封80×105×12损坏、直齿轮轴油封60×85×12损坏；回转减速机一、二级行星架轴承跑套、回转减速机输出轴轴承保持架损坏、输出轴油封处磨损、回转减速机地脚螺栓部分脱扣；俯仰减速机二级减速齿轮啮合不良；东北侧行走减速机输出轴平键损坏。 更换B侧斗轮减速机高速轴3507轴承损坏、高速轴轴端油封80×105×12损坏、直齿轮轴油封60×85×12损坏偶合器透平油，减速机更换润滑油；回转减速机一、二级行星架轴承外套刷镀、输出轴轴承更换、输出轴镶套、地脚螺母更换；俯仰减速机二级减速齿轮调整；行走减速机输出轴平键更换。

2 A侧碎煤机筛板架多处裂缝、开焊、变形严重、上、下悬挂轴轴肩损坏，无法转动、叉头、三角连接块、铰接轴损坏、间隙调整机构损坏、上拨料板支撑架圆管磨损严重、侧衬板磨损严重、前机壳转轴锈蚀、前机壳弃铁室处鼓出一大包窄筛板有一处断 更换A侧碎煤机窄筛板、大筛板、小筛板、护板、筛板架、上、下悬挂轴、叉头、三角连接块、铰接轴损坏、间隙调整机构。上拨料板支撑架圆管修复、前机壳弃铁室整治。

3 7Pa拉紧滚筒窜轴；7Pa电机端子箱端子发热严重 更换7Pa拉紧滚筒轴锁套，更换7Pa电机端子箱端子。

4 7Pa减速机内轴承22228磨损，间隙大，减速机高速轴伞锥齿轮磨损严重；7Pa减速机高速轴伞锥齿轮磨损严重。 更换7Pa减速机内轴承22228两盘，调整7Pab减速机高速轴伞锥齿轮间隙。

5 B侧碎煤机筛板架多处裂缝、开焊、变形严重、上、下悬挂轴轴肩损坏，无法转动、叉头、三角连接块、铰接轴损坏、间隙调整机构损坏、上拨料板支撑架圆管磨损严重、侧衬板磨损严重、前机壳转轴锈蚀。 更换B侧碎煤机窄筛板、大筛板、小筛板、护板、筛板架、上、下悬挂轴、叉头、三角连接块、铰接轴损坏、间隙调整机构。上拨料板支撑架圆管修复、前机壳弃铁室整治。 B侧碎煤机出料漏斗钢板更换，钢筋混凝土结构重新处理。

6 B采样器缩分机蜗轮磨损严重，采样盘包闸皮磨损严重 更换B采样器缩分机蜗轮，采样盘包闸调整，包闸皮已做备件

7 #6A路除铁器滚筒轴承损坏。 更换#6A路除铁器滚筒轴承

8 #9A皮带机拉紧改向滚筒窜轴 更换9Pa拉紧滚筒轴锁套

9 料斗仓B侧漏斗钢板焊口开 补焊料斗仓B侧漏斗钢板

10 A侧斗轮机斗轮减速机高速轴损坏严重、YOX487型偶合器键槽挤压损坏严重、斗轮减速机一级行星臂浮动接头连接套螺栓的防松装置焊点有两处开焊、悬皮减速机高速轴轴承间隙大。 更换A侧斗轮机斗轮减速机高速轴、YOX487型偶合器，斗轮减速机一级行星臂浮动接头连接套螺栓的防松装置焊接，调整悬皮减速机高速轴轴承间隙

除灰专业

序号 重大缺陷内容 采取主要措施 备 注

1 电除尘阳极振打锤损坏严重 更换损磨损超标、损坏的阳极振打锤295个

2 绝缘子损坏7个 全部更换

3 #21、#22电除尘器共计有26条阴极振打拉链损坏 更换所有损坏的阴极振打拉链26条 4 阳极变形、超标达108排 调整变形的阳极板排108排

5 电晕线变形、失效达294根 更换变形、失效的电晕线94根

6 气流均部板磨损严重 更换损坏的气流均布板85m2

7 水封箱喷嘴磨损严重 更换喷嘴

8 电除尘器电场内部积灰多 冲洗电场内部积灰

9 阳极振打有窜轴现象 调整窜轴部位7处

10 #21、#22电除尘器东、西墙顶部磨穿 更换磨穿部分的钢板8处

11 渣井的加强筋焊口大部分开焊，钢板变形严重 更换渣井

12 冷灰斗联箱泄漏 全部补焊,对联箱进行加层，疏通

13 #21、#22捞渣机箱体焊口开裂漏水 加固焊缝70m

14 #21捞渣机头部限位板磨穿 全部更换

15 #22捞渣机头部限位板磨穿 全部更换

16 捞渣机主动轴轴承磨损严重 全部更换，共4盘

16 #21.#22捞渣机主动轴导向轮磨损严重 更换1个

17 #21、#22碎渣机轴承损坏 更换损坏的轴承3盘

18 #21、#22碎渣机轮毂磨损严重 更换轮毂2个

19 #21捞渣机尾部导向轮轴承损坏, 更换损坏的轴承4盘

20 #2炉零米地沟杂物多 清理地沟，并对地沟进行改造

第五部分：机组大修前后技术指标对比及分析

一、指标比较

序号 项目 指标值 单位 备注

修前 修后

1. 机组负荷 500 500 MW

2. 排烟温度 143.73 137.40 ℃

3. 飞灰含碳 1.26/1.2 %

4. 给水温度 248.35 249.68 ℃

5. 给水温差 4 4 ℃

6. 空预前氧量 3.8/4.2 ℃

7. 再热器减温水量 35．7 24 T/H

8. 主汽温度 540 539 ℃

9. 再热器温度 542 538 ℃

10. 主汽压力 16 16．1 MPa

11. 凝汽器端差 6.70 8.00 ℃

12. 循环水温升 10.49 11.30 ℃

13. #1缸真空 80.3 83.6 -kpa

14. #2缸真空 77.7 82 -kpa

15. 主汽流量 1625(向外供汽9T／H) 1565 T/H

16. 再热器流量 1433 1386 T/H

17. 汽机汽耗 8739.10 8568.83 Kj/kwh

18. 除盐水补水率 0．89 0．92 %

19. 汽机效率 41.15 41.97 %

20. 锅炉效率 91.36 91.93 %

21. #11空预漏风系数 0.23 0.10 %

22. #12空预漏风系数 0.30 0.094 %

23. 11电除尘漏风系数 0.055 0.025 %

24. 12电除尘漏风系数 0.05 0.023 %

25. 主保护投入率 100 100 %

26. 自动投入率 100 100 %

27. 供电煤耗 359.9 352.1 g/kwh

28. 主要辅机保护投入率 99.6 100 %

29. DAS信号投入率 99 100 %

二、主要参数分析

1）真空度：在相同负荷一抬泵运行的情况下，提高了0.3-0.9%，是因为环境温度降低，水塔进行了整治。凝汽器铜管进行清洗，大修后大机约有60根铜管、小机有30根铜管打通，大机收球率在99%以上，小机收球率在75%左右。

2）高加三通门不严密问题得到有效的处理，大修前温度差为3--5℃，大修后分别为0℃。

3）#2低压加热器水侧进出口温差小得到很好处理, 机组负荷500MW时，大修前温差为1℃, 大修后温差为18℃,

4）主机串轴值比大修前减小很多，在机组负荷500MW时，大修前为0.49mm,大修后为0.057mm。

5)风烟系统进行了堵漏工作，成效显著,大修后同比负荷下比大修前的六大风机挡板开度下降了3%以上。

6)磨煤机电流#12、#13、#14修前较大，平均为85--95%之间，修后下降为70--80%之间，# 14磨煤机电流也下降了20%。

7）锅炉排烟温度比大修前有所降低，省煤器前烟温比大修前同负荷下下降了3-6℃，排烟温度也下降了5-8℃，与锅炉酸洗和大修后燃烧调整的努力有关。

8）大修后四级过温升明显升高，大修前在三级过出口温度达到495℃以上时且三级减温水门全部关闭的情况下才能勉强保证四级过温度。大修后，在三级过出口温度只有480℃时，就可以保证四级过的出口温度，而且司机减温水也可以投入正常使用。

9）低再出口温度尽管仍然存在超温现象，但比大修前下降了大约10℃，现在可以维持在470℃以下，还有待于观察调整。

第六部分：重大项目的专题分析总结（见附件2）

第七部分：重大改进项目完成情况及效果

一、汽机部分

序号 重大项目内容 完成情况 效果

1 主汽轮机检修及配合发电机检修 1）针对高中压缸轴承箱基础下沉，对主机前、中轴承箱进行抬箱处理； 2)对高压2A、3A、4A级隔板汽封块进行了更换； 3)对部分由于金相检查不合格的缸体及导管螺栓进行了更换；对高压喷嘴室、高压上隔板套、低压隔板及#1、#2低压转子叶片金相探伤检查发现的多处裂纹进行打磨消除; 4)对低压叶片进行补焊处理。

5)对所有的主机及汽泵汽轮机油档铜齿进行重新镶嵌并重新调整油档间隙; 6)发电机氢侧密封瓦径向间隙均达0.35mm对发电机氢侧密封瓦进行更换并重新修研密封瓦径向间隙（0.18mm）。 1）并取得了预期效果； 2)提高了机组的热效率; 3)避免了机组的运行中产生断裂现象; 5)保证了油档不发生漏油现象，能够运行一个大修的周期。 6)通过调整使发电机有一个良好的密封的环境，保证了设备的长周期运行。

2 Ⅰ组＃3高加更换 见专题总结

3 交流回油泵换型 已完成 运行状况良好

4 ＃2水塔改造 1）水塔防腐，对水塔支柱、底座、横梁、配水渠进行防腐，防腐面积1200平米； 2）制作更换4根小泥小梁、1根小泥大横梁 3）更换喷嘴65个，淋水层15m3 1）确保＃2水塔安全运行； 2）效果较好 3）保证了水塔有效换热

二、电气部分

1 更换＃２发电机滑环 已完成 改善了换向条件

2 氢干燥器改造 已完成 减少了设备故障，降低了发电机的氢气湿度，提高了设备运行的可靠性

3 循环泵电机冷却水系统改造 已完成 消除了渗漏，保证了运行中设备的冷却

4 电气控制系统通过改造 已完成 提高了电气控制系统的自动化水平和设备运行可靠性 5 同期系统通过改造 已完成 提高了机组并网的成功率及设备运行的可靠性

6 逆变器改造 已完成 提高了设备运行的可靠性，确保了逆变段的可靠供电

7 5021开工液压机构大修改造加装防慢分机构 已完成 提供了运行可靠性

8 电气DCS改造 已完成 运行效果良好

9 380V2CA段配电柜改为抽屉式配电柜 已完成 运行效果良好

10 神雁线路保护改造 见专题总结

三、锅炉部分

1 #24#26磨热风隔绝门更换 已完成 开关灵活 密封严密

2 磨分离器出口处及煤粉管贴陶瓷 已完成 耐磨性明显提高

3 #21给煤机从动轴改外置式 已完成 密封性好、转动灵活

4 ＃21、＃22一次风机基础改造 已完成 风机振动得到控制

5 ＃21一次风机对轮联轴器改造 已完成 风机与电机的振动互不影响，效果优良 6 ＃21、＃22送风机回油管改造 已完成 可以观察到前轴承回油情况

7 ＃21一次风机电机油系统改造 已完成 提高了系统可靠性，便于调节压力及流量 8 两台空预落灰斗加装滤网 已完成 落灰斗全部畅通

9 32m#21空预一次风出口加装导流板 已完成 效果明显

10 #21—#26热风挡板改造 已完成 开关灵活，关闭严密

11 吹灰器功能组DCS改造 已完成 提高了吹灰器的可靠稳定运行，提高了吹灰效果 12 #21燃油泵更换 已完成 振动，轴承温度都超标不符合标准要求，退货。

13 高再联箱、省煤器联箱部分进行更换 已完成 减少联箱管座的泄漏确保机组的长周期运行

14 低再弯头更换 已完成 减少四管的泄漏及停炉次数

15 吹灰器让位管更换 已完成 减少四管的泄漏及停炉次数

16 分离器内套筒恢复 已完成 恢复设备的完整性及汽水的分离效果

四、热控部分

DCS改造 已完成 运行正常

磨一次风总门电磁铁改造 完成 #3磨试运

增加空予转速模拟测量装置 完成 运行正常

增加风粉检测系统 完成 运行正常

循环泵导向叶片角度测量装置改进 完成 运行正常

更换部分电动截门执行器 完成 运行正常

更换部分测量表管及变送器 完成 运行正常

炉膛火焰摄象机改造 完成 运行正常

高旁疏水电动门实现远方控制 完成 运行正常

五、输煤部分

1 斗轮机大修 见专题总结

2 B碎煤机大修 见专题总结

六、化学部分

1 #6砂滤池进行了大修 三种滤料全部掏出，重新进行筛选和级配，部份损坏的滤帽进行了更换滤帽的结垢进行了酸洗，滤料回装按照肠家说明书的要求和图纸要求 运行情况很好 2 除盐站、脱碳站气动五通阀进行了国产化改改造 换下了腐蚀严重、动作迟缓的旧五通阀 提高了控制系统的可靠性和稳定性

3 旁流加药泵出入口管道更换 完成 没有渗漏点

4 除盐站、脱碳站气动五通阀进行了国产化改改造 换下了腐蚀严重、动作迟缓的旧五通阀 进一步提高了控制系统的可靠性和稳定性。

5 #1采样间部分阀门更换 完成 没有渗漏点

七、除灰部分

1 电除尘器高压电源控制器 见专题总结

第八部分：遗留问题及措施

序号 遗留问题 采取措施 备 注

1 4级、4a级叶片叶片腐蚀严重 叶顶有9处打穿或腐蚀穿，在此次大修中对此9处进行了补焊，但是如果腐蚀进一步加剧，穿孔现象还会进一步增加，所以必需对此预以高度重视，加强分析，防止穿孔现象扩展。对此的初步分析见附件2#机4级、4a级叶片腐蚀情况的分析。

2 低压末级叶片汽水冲蚀严重 未做处理，拟在下次大修更换叶片。

3 疏水器老化失效 运行期间关闭疏水器前后手动门，定期放水。待订购回质量优良的疏水器后，找机会进行更换。

4 给煤机从动轴改处置式后 定期检查维护确定可靠性数据

5 #22空预电流偏大（最大7.0A） 加强监视 因密封片磨察而引起电流摆动

6 #21燃油泵振动大，轴承温度高 退货 长春水泵厂新泵

7 49米及61米密封箱内0级、1级减温器减温器支管通过计算原管壁设计厚度不足且在运行中冲刷减薄 加强监护，准备备件材料停炉检修更换。

8 省煤器管的焊口有缺陷 进行部分更换

9 I组#3高加水位指示不能显示真实水位 原因是高加改造没有考虑水位测量问题，正在进行进一步探讨

10 氧表探头备件短缺

11 RB36S001机械紧，远方操作有时不动

12 二次风罗托克执行器无备件且捷制电动执行器备件严重缺乏（厂部库房仅剩两台） 尽快提出改进计划或订购备件，

13 ＃21送与＃22送两台西门子SA55型执行器抗干扰能力差，存在摆动隐患， 在今后的机组运行中加强巡检，发现问题及时处理。

14 液动执行器密封老化，尤其是给水门渗油， 另液动门从整体来看，其核心控制部件伺服阀也老化且目前无备件， 需加强检查，及时加注液压油，以满足正常运行要求。 急需解决备件问题或对液动门进行改造

15 给水、减温等系统参数需要进一步优化调整 进一步优化调整

16 操作员站元件是容易故障的物件，特别是远传的接收端 拟订购备件

17 操作员站鼠标与远传适配不好，重新启动主机时鼠标不能很快正常工作

18 SE83P01、RA30P01变送器坏无备件 拟订购备件

19 21、23、26强循泵马达室温校验不合格，降级使用

20 水塔上水电动门控制盘配件缺乏，很难维护 拟订购备件

21 设备启动/停止操作前，首先操作功能组的H/A按钮，以清除记忆 运行操作人员必须按此规定执行

22 6KV/380V电机控制方式只有一种：手动，操作前不需要切换其控制方式 运行操作人员必须按此规定执行

23 电动截门控制方式只有两种：手动/自动；，操作前需要切换其控制方式为手动 运行操作人员必须按此规定执行

24 空预吹灰控制方案有A/B两种，在操作前必须先选择方案；在功能组投自动时不允许切换方案 运行操作人员必须按此规定执行

25 B侧斗轮机回转轴承V型滚道局部损坏。 定期对回转轴承检查加油，申请轴承备件，到货后立即更换

26 电除尘阳极板磨损严重 进行了补焊,拟进行更换

27 冷灰斗联箱因腐蚀，管壁变薄，经常发生拉裂漏水的现象。冷灰斗联箱及联接水管内淤泥较多，有的已经堵死． 疏通冷灰斗联箱及联接水管,拟进行更换

28 电除尘器3台阴极振打电机未更换 未更换,拟订购备件进行更换

第九部分：大修费用统计

本次大修计划：

材料费用 万元，备件费用 万元, 人工费用 万元，工程费用 万元，四项合计 万元。

本次大修实际：

材料费用 万元，备件费用 万元, 人工费用 万元，工程费用 万元，四项合计 万元。

第十部分：技术监督总结

一 金属监督

在省公司和厂领导的支持和关心下，#2机组的大修工作从去年下半年开始就着手准备了。由于非典的原因，从4月20日推迟至8月1日。整个大修历时59天，至9月28日点火。大修期间共检设备部件5680多件，发现缺陷230多处，全部处理。下面就将本次大修的监督检验情况小结如下：

（一）、#2炉酸洗监督检验工作

#2炉酸洗前委托西安热工研究院对炉内受热面管材进行了状态评定；酸洗小型试验后由西安热工研究院进行了对比分析。按照检验结果厂部决定切除三、四级过热器及再热系统，进行半系统酸洗。在二至三级过热器导管上进行切口。系统要隔离彻底，特别是减温水系统、疏放水系统。阀门要严密，杜绝酸洗液渗漏，串系统，造成不必要的腐蚀。酸洗过程中要严格按照可行的试验方案进行，并对相关药品进行检验复查。洗后割管取样进行管材质量评定。系统恢复焊口严格按照焊接热处理规范进行，并进行无损检测和硬度测试。酸洗、水压及运行中发现，本次酸洗对一些缺陷进一步加速暴露，如54米取样表管焊口，二级过热器出口联箱管座，42米前墙减温水变径管，61米包墙疏水管焊口及四处丝堵泄漏。但省煤器厂家焊口的圆形孔状缺陷的泄漏有待进一步论证。

（二）、大修中的设备部件检验情况

1． 六大部件检验

1 分离器：#2分离器在安全评定期内，2 本次大修只定检#1分离器（西）并消除异音振动。定检合格，3 缺陷彻底消除，4 安全评级为二级，5 六年后复6 检。

7 护环：着色检查两个，8 未见缺陷显示。

9 对轮螺栓：检查72条，10 着色检测未见缺陷显示，11 硬度测试有部份螺栓（高—中对轮螺栓）硬度偏高。在头部往下打磨硬度就降下来了，12 属渗氮处理保护不13 好所致，14 继续使用。

15 除氧器：两台都在安全评定期内，16 本次大修打开人孔门只作内部宏观检查。

17 大轴：大轴共检查6根（含小机），18 主要对轴颈部分进行了检查，19 未发现缺陷显示。大轴中心孔本次大修没有安排。

20 主汽管道：本次大修主要对管道中的化学、压力取样、疏放水、排空管座进行了检查，21 并进行了蠕胀测量，22 其它焊口、三通等部件下次大修再作安排。

2． 容器定检

计划检验情况 分离器1台 高加2台并更换1台 氢罐3台 备注

实际完成情况 完成 完成 1台 由山西电科院负责检验

检验结果：合格，安全评定为二级，六年后复检。

3． 受热面“四小管”焊口检验

1 炉内焊口抽检情况

名称 省煤器 包墙 二过 三过 四过 低再 高再 内悬吊

计划检验数量 60 40 30 10 10 60 70 60

实际检验数量 73 46 35 12 12 62 94 69

不合格数 0 0 0 0 0 0 12 1

从上述抽检情况看：404道焊口有13道不合格，且高再12道为群孔，集中在6-7排，其它部位没有超标缺陷，内悬吊焊口缺陷为大焊瘤。与#1炉相比情况好的多。

2 更换焊口检验情况

名称 水冷壁 省煤器 辐过 低再 二过 高再

检验数量 1132 48 61 672 259 211

不合格数量 7 1 1 27 13 3

从上述情况看：检查2383道焊口，不合格52道，一次合格率为：97。81%。其余返修合格。

4． 炉外管焊口及角焊缝检验

炉外管焊口共检513道，从检验情况来看，表面缺陷较多，打磨处理圆滑过渡。结合去年中修及本次大修#2机组管座基本上检查完，存在的问题都得到了处理。从减温器的抽检来看，

安装遗留的问题较多，内套筒不是整体的，喷头装反的，喷嘴装的不到位的，都要导致附近筒体管材疲劳开裂，这次又发现右后三级减温器有一个喷头装反，致使二级过热器联箱管座多处纵向开裂。对去年中修发现存在根部不透的外悬吊至包墙管焊口及省煤器三通焊口进行了复查，未发现有裂纹产生，监督运行下次大修复查。

5． 紧固件检验

高温紧固件共检1497条，超声检查发现8条断裂。硬度测试结果与#1机组情况相似，螺栓硬度普遍较低。对低于200HB高于300HB的少数螺栓进行了更换。

6． 缸体、隔板叶片检查

对低压转子4级、4A级叶片根部超声波探伤未发裂纹反射信号。#2低压转子次末级发现3处缺口开裂，补焊处理。射线、着色检查合格。

7． 其它

厂减系统焊口、弯头、三通抽检等。

（三）、发现并处理的问题

1． 水冷壁让位弯更换

近两年内水冷壁泄漏次数“四小管”占了一大半，且水冷壁全发生在让位弯处，缺陷的形式为密封撕裂穿透母材，为单一裂纹。本次更换过程中发现延伸到管材上的裂纹七六处多。

2． 分离器异音振动处理

#2机组#1分离器（西）异音振动一段时间后没有了。#1机组#2分离器（东）又有了异音振动。经过大修前的观察分析，厂部决定本次大修中对#2机组#1分离器（西）异音振动分析处理。发现三条顶丝螺栓有一条断裂，其它两条弯曲；内套筒八条悬吊螺丝全部断裂，内套筒掉下。在更换十一条螺丝的基础上恢复原结构；并对内套筒焊上加强筋来固定，确保不会再发生以上现象。然后重新焊接封头，按照厂家的焊接热处理工艺进行。射线、超声、硬度检验合格。对缺陷进行了根治，避免了一次返厂检修。

3． 高温再热器出口联箱短件更换

由于凝结水返流使高温再热器排空管座附近母材内壁龟裂、管孔放射状裂纹。扩孔超过200mm，但还留有裂纹。所以利用大修更换，共更换三个短件；先恢复大口后焊接小口，焊接热处理按照焊规规范执行。射线、超声、硬度检验合格。

4． 省煤器入口联箱短件更换

省煤器入口联箱排空管座由于存在裂纹，去年中修进行了挖补处理，本次大修对其进行短件更换。焊接热处理按照焊规规范执行。射线、超声、硬度检验合格。

5． 低温再热器弯头更换

低温再热器内部腐蚀严重，外部又有烟气的磨损，所以本次大修决定更换部分弯头。更换弯头351个，焊口检验672道，返修27道。

6． 二级过热器出口联箱管座裂纹处理

二级过热器出口联箱管座酸洗后发现多处纵向裂纹，经过检验分析认为属应力开裂，且由里向外发展，主要集中在5——7排附近，现场查证由左侧三级减温器一个喷头装反引起。厂部决定对其管座更换25排。考虑到现场的实际情况我们对联箱进行了消氢处理。检验焊口259道，返修13道。抽检管座6个，未发现裂纹等线性缺陷。由于许多客观原因不能返家修理，有待于实际运行的进一步检验。

7． #2低压转子次末级叶片裂纹处理

#2低压转子次末级叶片有三处缺口开裂。缸体进入东西引起。由于没有备件，采用挖补处理。将裂纹全部消除干净，采用全氩弧焊接，选用焊丝H1CR13。预热100℃，焊后600℃回火，然后缓冷。打磨修处复后进行射线和着色检查。未发现裂纹等缺陷。该方法可以推广利用。

8． Ⅰ组3号高压加热冷却器更换

Ⅰ组3号高压加热冷却器由于堵管率高报废，更换由上海电力设备厂生产的新高加。更换过程中严格按照容规要求编写焊接热处理作业指导书，并由相应资格人员进行焊接热处理。更换后检验合格。

9． 再热堵板螺丝断裂处理

再热热段堵板螺丝由于紧力太大有8条发生断裂，全部更换并配用液压力矩扳手操作。

10． 中压联合调汽门裂纹处理

中压联合调汽门裂纹为铸造过程中产生，长度约150mm，打磨过程中发现内部不规则的小裂纹很多，打磨消除干净后进行补焊处理。选用A507焊条冷焊修复，着色检验合格。

11． 低压末级隔板静叶裂纹处理

低压末级隔板静叶裂纹多处，多数沿焊缝产生，打磨消除干净后进行补焊处理。选用A507焊条冷焊修复，着色检验合格。

12． 高压旁路门喷嘴环向裂纹处理

高压旁路门喷嘴环向裂纹是由里向外产生的，打磨过程中发现内壁龟裂，打磨到20mm深度处进行补焊，选用A507焊条冷焊修复。下次大修更换。

13． 三级减温器喷头装反处理

在二级过热器出口联箱管座裂纹的原因查找过程中发现左侧三级减温器有一个喷头装反，使减温水喷射到联箱附近处，冷热交变产生应力集中。所以把它恢复回来。焊接采用氩弧打底电焊盖面的方法，焊前预热，焊后热处理。

14． 水冷壁吊耳割除

水冷壁吊耳属安装过程中遗留物，在十年的运行中，由于高温的作用产生了大量的横向裂纹，有的已经延伸到管材上，为此本次大修对其进行割除。一边割除一边检验，延伸到管材上的进行挖补处理。

（四）、设备遗留问题

1． 2台低压转子4级、4A级叶片拉筋孔至顶部区域内密密麻麻针状小蚀坑，2． 局部腐蚀严重。虽然与哈尔滨汽轮机厂采取了打磨补焊试验，3． 但选用A302焊条冷焊，4． 试样中发现三条裂纹，5． 效果不6． 好，7． 最终放弃，8． 现监督运行。

9． 省煤器酸洗后厂家自动焊焊口发生5处泄漏，10． 均在焊缝接头处，11． 为圆形孔状缺陷。初步分析认为焊接接头不12． 良酸腐蚀导致泄漏。全部更换不13． 太现实。射线检测、水压试验效果又不14． 好。加速腐蚀，15． 使问题充分暴露，16． 进而17． 达到消除，18． 但炉子升温，19． 有很大难度，20． 又不21． 太可靠。只好在运行中暴露，22． 停炉后处理。用时间来换取，23． 逐渐趋于稳定。

二 化学监督总结

一．#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 20xx年8月1日5时30分

本次大修 结束时间 20xx年10月15日5时30分 大修竣工启动 并网时间 20xx年10月14日9时00分

两次大修间运行情况 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情况 #2机组于上次大修后(99年7月19日至20xx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。

停用保护情况 两次大修期间，机组停运均采用了SW-ODM防腐，对热力设备水汽系统全面进行了保护。

二. 两次大修间运行水汽合格率统计情况： 表二

项 目 单 位 最大值 最小值 合格率（%）

除盐水 电导率 μs/cm 0.2 0.05 100

二氧化硅 μg/L 15 1.0 100

给 水 PH值 9.5 9.0 100

溶解氧 μg/L 30 2.0 99.83

铁 μg/L 40 1.0 99.69

铜 μg/L 5.0 1.0 100

凝结水 溶解氧 μg/L 100 5.0 99.73

硬度 μmol/L 0 0 100

蒸 汽 二氧化硅 μg/L 19 0.5 100

钠 μg/L 10 0.5 100

循环水 碱度 mmol/L 3.4 0.5 98.97

总磷 mg/L 2.0 1.0 100

三．锅炉设备割管化学监督检查： 表 三

序号 割管位置 标高（m） 检 查 情 况 沉积量(g/m2) 沉积率(g/m2a)

1 水冷壁前墙 标高: 42m 从左向右数第 210根 向火侧内壁呈灰褐色，沉积一薄层沉积物，并分布有直径0.5-1mm的腐蚀产物突起。酸洗后内壁呈钢灰色。背火侧内壁呈灰褐色，沉积一薄层腐蚀产物，并分布有少量点状腐蚀产物突起，有明显的拉拔沟槽。酸洗后内壁呈钢灰色,局部区域有少量针状麻坑，并测定其沉积量。 336．79 31.09

背火侧内壁呈灰褐色，沉积一薄层腐蚀产物，并分布有少量点状腐蚀产物突起，有明显的拉拔沟槽。酸洗后内壁呈钢灰色,局部区域有少量针状麻坑。并测定其沉积量。 227.93 21.04

2 水冷壁后墙 标高: 42m 从左向右数第218根 向火侧内壁呈灰褐色，沉积一薄层腐蚀产物，并分布有直径0.1-2.5mm的腐蚀点状产物突起。酸洗后内壁均呈钢灰色，有零星腐蚀坑。测定其沉积量。 269.00 24.83

背火侧内壁呈灰褐色，均匀沉积一薄层腐蚀产物，无腐蚀产物突起。酸洗后内壁均呈钢灰色。测定其沉积量。 159.60 14.73

3 省煤器入口标高： 107m从左向右数第59排悬吊管5至6之间 内壁呈棕红色，沉积一薄层腐蚀产物，并有较密布的颗粒状腐蚀产物突起。酸洗后内壁均呈钢灰色，有较均匀的针状腐蚀坑点。测定其沉积量。 337.64 31.17

4 省煤器出口标高：99m 从左向右数第25排悬吊管2至3之间 内壁呈灰褐色，沉积一薄层腐蚀产物，并有不均匀的针状腐蚀产物突起。酸洗后内壁均呈钢灰色，有不均匀的针状腐蚀麻坑，测定其沉积量 329.30 30.40

5 二级过入口标高: 86m 从左向右数第22排悬吊管2至3之间 内壁呈灰褐色，沉积一薄层腐蚀产物，有一处直径约3cm黑色斑点腐蚀产物突起，有零星的腐蚀产物。酸洗后内壁均呈钢灰色，有数条明显的拉拔沟槽及零星腐蚀坑，测定其沉积量。 126.31 11.66

6 二级过出口标高： 81m 从左向右数第28排悬吊管2至3之间 内壁呈灰褐色，沉积一

薄层腐蚀产物，并有不均匀的针状腐蚀产物突起。酸洗后内壁均呈钢灰色，有不均匀的针状腐蚀麻坑，测定其沉积量。 545.20 50.33

7 三级过入口 标高： 66m 从左向右数第34排悬吊管1至2之间 内壁呈褐灰色，有一薄层不均匀色腐蚀产物，有数条明显的拉拨沟槽。酸洗后内壁呈钢灰色，有一半管内壁有密集直径约位置： 0.5-1.5mm，坑深约0.1mm腐蚀坑，测定其沉积量。 337.01 31.11

8 三级过出口 标高： 68m 从左向右数第34排悬吊管1至2之间 内壁呈褐色，有一薄内壁呈褐色、致密、平整少量沉积物。酸洗后内壁均呈黑色，光滑、平整，无明显腐蚀，测定沉积量。 90.00 8.31

9 低再入口 标高：99m 从左向右数第41排悬吊管2至3之间 水平管下部呈锈红色，有大小不等片状腐蚀产物突起，上部内壁呈锈红色，较下部颜色浅，有细小的腐蚀产物突起。酸洗后内壁均呈钢灰色，局部区域有较大、小不等的腐蚀坑，直径约有5-0.5mm，测定其沉积量 222.60 20.55

10 低再出口 标高：87m 从左向右数第18排悬吊管2至3之间 内壁呈灰黄色，沉积一薄层沉积物，有较多的腐蚀产物呈鼓包状突。酸洗后内壁呈钢灰色，有较多的直径约0.1-3mm、坑深约0.1mm左右，测定其沉积量。 393.89 36.36

11 高再入口 标高：76 m 从左向右数第13排悬吊管2至3之间 内壁呈灰色，有一薄层沉积物，有脱皮现象。酸洗后内壁呈钢灰色，部分内表面呈花纹状，测定其沉积量。 378.83 3

4.97

12 高再出口 标高：80m 从左向右数第13排悬吊管2至3之间 内壁呈钢灰色，部分区域呈黑色，疏松，手摸涂黑。其余部分有一薄层沉积物，光亮。酸洗后内壁呈黑灰色，有明显腐蚀区域，表面不平整。内壁呈灰色，沉积一薄层沉积物，有部分脱落现象。酸洗后内壁呈光亮黑灰色，测定其沉积量。 94.24 8.70

13 锅炉启动 扩容器 内壁基本呈钢灰色，无明显腐蚀，底部排水管周围有一圈锈红色积水。

四.汽机设备大修化学监督检查情况： 表四

序号 检 查 部 位 检 查 情 况 验收 情况

1 除 氧 器 水箱检查情况：内壁水位线以上呈锈红色，水位线以下基本呈灰兰色。内表面有微薄一层锈色产物，底部有积水、少量焊渣、砂砾、填料丝、树脂等杂质。#1、#2水箱底部杂质约有2-3公斤，再沸腾管喷嘴完好无损。 除氧头检查情况：内壁、管道等设施呈灰蓝色，填料层呈钢灰色，内部装置完好、无明显腐蚀现象。 杂质清理干净同意封口 2 凝 汽 器 入口水侧检查情况：水侧内壁附着一层黑色软泥，部分铜管口堵有少量石块，有少量蜂窝纸等杂质，铜管口处防腐层基本完好，除去软泥呈褐红色，铜管内壁目视无明显腐蚀、无结垢现象。 水侧出口检查情况：水侧内壁附着一层黑色软泥，管板防腐层基本完好，除去软泥呈褐红色，铜管内壁目视无明显腐蚀、无结垢现象。 热水井检查情况：热水井底部较清洁，有少量杂质。 汽泵凝汽器检查情况：水侧入口铜管口有少量蜂窝纸、褐色软泥、管板表面防腐层基本完好。 出口水侧铜管口有少量褐色软泥，铜管内壁无明显腐蚀现象，无结垢现象。管板防腐层基本完好。 本次大修用100公斤高压水对铜管进行了冲洗，并对主凝汽器管板和水室全面进行了防腐，并对汽泵凝汽器的水室进行了防腐。 同 意 封 口

3 凝 汽 器 抽 铜 管 检 查 抽铜管位置：#1凝汽器入口水侧中部抽铜管1根。 #2凝汽器出口水侧中部抽铜管1根。 #2凝汽器出口空抽区抽铜管1根。 抽铜管检刨开检查情况：出、入口水侧铜管内壁呈棕褐色，均有一薄层 褐色氧化铜保护膜，表面较光滑，无明显无明显腐蚀现象。 空抽区铜管内壁呈棕褐色，内壁较光滑，有一薄层褐色氧化铜保护膜， 内壁无明显腐蚀蚀现象。铜管外壁无明显氨蚀现象。

序 号 检 查 部 位 检 查 情 况 验 收 情 况

4 低 压 缸 叶 片 及 隔 板 检 查 低压缸叶片检查情况： 一级向汽侧呈钢灰色，有大量砸坑，基本无积盐，背汽侧有大量的呈突起的积盐，坚硬，表面粗糙。 二级向汽侧呈微锈红色，弯穹处积盐较多，有大小不等麻坑，背汽侧边缘、背弧处有粗糙突起的积盐，尖硬。 三级向汽侧呈锈红色，表面有微量积盐，弯穹、叶片边缘有一条积盐带，背汽侧有大量突起物，呈灰白色。 四级向汽侧呈钢灰中微锈红色，表面较光滑，叶片拉筋周围有微量积盐，背汽侧叶片拉筋外侧有一圈大量突起物，尖硬，根部有一层锈红色积盐。水冲洗后叶片拉筋外侧布满密集腐蚀坑。 五级向汽侧呈钢灰色，表面较光滑，背汽侧呈钢灰色，叶片边缘呈锈黑色，基本无积盐，叶片根部有少量积盐。 六级向汽侧呈钢灰色，有大量锈斑，表面较光滑，背汽侧呈钢灰色，基本无积盐，叶片边缘有明显冲蚀带，呈尖齿状，长约40-50cm，宽约2-3cm。 低 压缸 叶片用高压水基本冲洗干净， 同意回装 隔板检查情况： 一级向汽侧基本呈钢灰色略带锈色，手感较光滑；背汽侧呈钢灰色略带锈色，叶片上有大量砸，手感粗糙，无明显积盐。 二级隔板基本呈钢灰色，向汽侧表面较光滑，背汽侧表面不光滑，叶片上有不同程度针状尖硬腐蚀产物突起，无明显积盐。 三级隔板表面基本呈钢灰色，向汽侧手感较光滑，背汽侧表面外半片叶片不光滑，有涩感，有一薄层锈色积盐。 四级级隔板叶片呈锈黄色，向汽侧手感光滑，背汽侧有涩感，有较多腐蚀产物突起，有一薄层锈黄色积盐。 五级隔板呈锈色，向汽侧手感较光滑，背汽侧有涩感，有不同程度腐蚀产物突起，有一薄层锈黄色级盐。 六级向汽侧呈锈黄色，用手摸较光滑，背汽侧有涩感，锈蚀较严重，内根不有不同程度的锈色腐蚀产物突起，无明显积盐。 隔板用高压水冲洗，基干 净，同意回装

序号 检 查 部 位 检 查 情 况 验 收 情 况

5 中 压 缸 叶 片 及 隔 板 检 查 中压缸叶片检查情况： 一级：向汽侧呈灰蓝色，有大小不等麻坑，手模光滑，背汽侧呈灰蓝色，有锈色麻坑，基本无积盐。 二级：向汽侧呈灰蓝色中微锈红色，表面较光滑，有大小不等麻坑，有微量积盐 ，背汽侧呈均匀锈红色，有一薄层积盐。 三级：向汽侧呈钢灰色中微锈红色，表面有微量积盐，有大小不等麻坑，背汽侧呈均匀锈红色，积盐较二级多，颜色较二级深。 四级：向汽侧呈钢灰色中微锈红色，表面有微量积盐，有大小不等麻坑，背汽侧呈均匀锈红色，积盐较三级多，颜色较三级深。 五级：向汽侧呈钢灰色中微锈红色，表面有微量积盐，有大小不等麻坑，背汽侧呈均匀锈红色，特征同四级。 六级：向汽侧呈钢灰色中微锈红色，表面有微量积盐，有大小不等麻坑，背汽侧呈均匀锈红色，积盐较五级多，颜色较五级深。 七级：向汽侧呈钢灰色中微锈红色，表面有一薄层积盐，有大小不等密集麻坑，背汽侧呈锈红色，有一层较厚积盐。 八级：向汽侧呈钢灰色，背汽侧呈均匀锈红色，有一层锈色积盐，颜色较七级浅。 中压缸叶片用高压水冲洗，基干净，同意回装

中压缸隔板检查情况： 一级：隔板呈钢灰色，向汽侧手感较光滑，背汽侧有色感，有较多的小麻坑，无积盐。 二级：隔板表面呈钢灰色，向汽侧手感光滑，背汽侧有涩感，有较多小麻坑，无积盐。 三级：三级隔板表面呈锈色，向汽侧手感光滑，背汽侧有较多小麻坑，无明显积盐。 四级：本级隔板整体呈锈黄色，向汽侧手感光滑，背汽侧用手摸有涩感，有少量麻坑，有微量积盐。 五级：隔板叶片呈锈红色，向汽侧手感该后光滑，背汽侧有涩感，有一薄层铁锈红色积盐。 六级：隔板叶片呈锈红色，向汽侧手感均较光滑，背汽侧稍有涩感，有一层积盐。 七级：隔板叶片呈锈黄色，向、背汽侧用手摸稍有涩感，有一薄层积盐。 八级：隔板叶片呈锈黄色，向、背汽侧用手摸有涩感，有少量积盐。 中压缸叶片用高压水冲洗，基本干净，同意回装

位号 检查部 位 检 查 情 况 验 收 情 况

6 高 压 缸 叶 片 缸 隔 检 查 高压缸叶片检查情况： 1级：向汽侧呈钢灰色，表面光滑，基本无积盐，有少量大小不等麻坑，背汽侧呈钢灰色，有一薄层积盐，表面光滑。 1级：向汽侧呈微锈红色，表面光滑，有一微薄层积盐，分别有大小不等麻坑，背汽侧呈锈红色，有一薄层均匀积盐。 3级：向汽侧呈微锈红色，表面光滑，有一薄层积盐，有大小不等麻坑，背汽侧呈锈红色，有一薄层均匀积盐。 4级：向汽侧呈微锈红色，表面光滑，有一薄层积盐，有大小不等麻坑，背汽侧呈锈红色，有一薄层均匀积盐。 5级：向汽侧呈钢灰中微锈红色，表面有一薄层积盐，布满大小不等麻坑，背汽侧呈锈红色，有一薄层均匀积盐，较三四级相似。 6级：向汽侧呈钢灰色中微锈红色，表面光滑，有大小不等麻坑，背汽侧呈锈红色，有一层较厚积盐，呈波浪状，背弧处根部积盐较多，手模有涩感。 7级：向汽侧呈钢灰色中微锈红色，表面不光滑，有一薄层积盐，背汽侧呈锈红色，有一层锈色波浪状积盐，用手模呈片状脱落，背弧处有不均匀积盐，手模有涩感，根部较多。 高压缸叶片用高压水冲洗基本干净，同意回 装

高压缸隔板检查情况： 1级：整体隔板呈钢灰色，向、背汽侧手感光滑，无明显积盐。 2级：二级隔板叶片呈钢灰略带锈黄色，向汽侧用手摸均较光滑，背汽侧手感较光滑，外根部有少量砸坑，有微量积盐。 3级：整体隔板叶片呈锈黄色，向汽侧表面较光滑，背汽侧稍有涩感，有一薄层积盐。 4级：整体隔板叶片呈锈黄色，向汽侧表面较光滑，背汽侧稍有涩感，有一薄层积盐。 5级：隔板叶片呈灰锈色，向汽侧手感光滑，背汽侧稍有涩感，有不同程度的小麻坑，有五处0.5-1.5cm坑，有一薄层褐色积盐。 6级：整体隔板呈锈黄色，向汽侧手感较光滑，背汽侧有涩感，有一薄层褐色积盐。 7级：隔板叶片呈锈黄色，向汽 侧手感较光滑，背汽侧有涩感，有一薄层褐色积盐。 高压缸隔板用高压水冲洗基本干净，同意回 装

7 夏季冷却 器 铜管内壁无明显结垢现象，管板有少量腐蚀鼓包，本次大修对其管板进行了清理。

8 砂滤器 内壁附着油状粘泥，无法看清内部所填的砂粒。金属结构表面附着油膜，本次大修全部更换石英砂滤料。 同 意回 装

9 密封冷油 器 空、氢侧密封油冷油器管板有大量腐蚀鼓包，铜管内壁沉积黄色粘泥， 手摸光滑。水侧进行清理和水冲洗。 同意回 装

10 主 冷 油 器 循环水侧管板上覆盖一圈黑色粘泥，三号冷油器最多，厚约20cm左右，管板有不同程度的腐蚀鼓包，直径约2-3cm，铜管口有腐蚀现象。本次大修彻底进行了清理。 同意回 装

11 汽泵入口滤网 检查情况：入口滤网及导向头呈锈红色，用手摸有滑腻感，滤网网眼中有少量杂质，滤网有三处破损，汽机人员对滤网进行更换。 同意回 装

12 电泵入口滤网 电泵入口滤网呈均匀锈红色，有微量杂质，基本干净，滤网完好无破损。汽机人员进行清理。 同意回 装

13 一级凝泵入口滤网 一级凝泵入口滤网有手量杂质，滤网完好无破损。汽机人员进行清理。 同意回 装

五．其它设备系统监督检查情况： 表五

序号 检 查 部 位 检 查 情 况 验收情 况

1 循环水系 统 循环水前池入口滤网挂有塑料纸、石块、软泥等杂质，滤网完好无损。 凉水塔底部环形管周围有大量淤泥，上面生长绿色青苔。水泥支撑梁底座有成片脱落现象。本次大修对部分损坏的淋雨层蜂窝纸及波纹板、喷嘴进行补修及更换。配水渠进行了清理，

滤网清理干净。

2 工业水 冷却器 入口侧：管板防腐层有少量腐蚀鼓包，铜管口处堵有少量蜂窝纸，管口处有大量蓝绿色和白色粉末状铜腐蚀产物，用手可摸去除。无结垢现象。 出口侧：管板防腐层有少量腐蚀鼓包，管口处有白色和蓝绿色粉末状铜腐蚀产物，用手可摸可去除。无结垢现象。 出、入口反水侧：管口处有少量兰色和白色铜腐蚀产物，无明显结垢现象。杂质清理干净，并对铜管进行了水冲洗。 同意回 装

3 工 业 水 箱 水箱内壁水位线以上呈灰白色，水位线以下基本呈棕褐色，挂有油泥。底部有一薄层似布状黑褐色软泥。水箱内壁防腐层完好，部分区域有鼓包突起，但未顶破防腐层，本次小修将水箱软泥杂质清理干净。基本无油迹。 同意回 装

4 工 业 水 池 水池地面有少量污泥、锈渣等杂质，防腐层完好损，水池杂质清理干净。 同意回 装

六．油设备系统检查情况： 表六

序号 检 查 部 位 检 查 情 况 验收情况

1 主油箱 主油箱内壁呈钢灰色，顶部有一片锈迹，油箱底部有一薄层油泥。本次大修将主油箱内部彻底清理干净。 同意封口

2 汽泵回油箱 回油箱内壁呈钢灰色，底部有少量油泥，无锈迹。油泥清理干净。 同意封口 3 高位油箱 高位油箱内壁呈钢灰色，无锈迹，比较干净。 同意封口

4 油处理及油循环监督 本次#2机大修系统退油71 m3,化学全部进行了过滤处理合格。大修后的系统共补油86.51m3。油循环过程中加强取样监督，并进行了油质颗粒度送检分析，#2启动前汽轮机油的颗粒度合格。 油质合格

七、汽轮机积盐成分分析

#2机组大修汽轮机低压缸积盐成分分析 表七

名 称 低 压 缸 叶 片 低 压 缸 隔 板

分析项目 化 学 符 号 单 位 （%） 二、三级叶片混样 四级叶片 三级 隔板 四级 隔 板 水 份 % 0.24 0.35 1.48 0.72

灼烧减（增）量 % -1.59 5.44 6.66 5.73

PH（25C） 7.47 7.32 7.42 7.24

氢氧化钠 NaOH % 0 0 0 0

碳酸钠 Na2CO3 % 0 0 0 0

重碳酸钠 NaHCO3 % 0.84 0.91 1.27 0.66

氯化钠 NaCL % 1.52 1.52 1.73 1.52

氧化钠 Na2O % 0.12 0.15 0.34 0.17

氧化铁 Fe2O3 % 86.41 53.05 66.33 41.47

氧化铝 Al2O3 % 0 7.86 0 2.67

氧化铜 CuO % 1.49 1.86 0.92 1.12

氧化钙 CaO % 0 0 0 0

氧化镁 MgO % 0 0 0 0

硫酸酐 SO3 % 1.46 0.83 1.88 0j

二氧化硅 SiO2 % 6.87 24.5 15.83 40.42

五氧化二磷 P2O5 % 0.75 0.81 0.82 0.87

总 计 % 98.13 97.28 97.26 95.35

#2机组大修汽轮机中压缸积盐成分分析 表八

名 称 中 压 缸 叶 片 中 压 缸 隔 板

分析项目 化学符号 单位 （%） 六、七级叶片 八 级 叶 片 中四、五、六级隔板 中七、八级 隔板

水 份 % 0.34 0.40 0.26 0.16

灼烧减（增）量 % -0.20 7.47 -0.14 1.05

pH（25C） 6.94 6.57 7.41 7.49

氢氧化钠 NaOH % 0 0 0 0

碳酸钠 Na2CO3 % 0 0 0 0

重碳酸钠 NaHCO3 % 1.26 1.05 1.68 1.89

氯化钠 NaCL % 1.53 4.66 1.52 1.53

氧化钠 Na2O % 14.30 10.98 11.21 11.61

氧化铁 Fe2O3 % 35.25 30.2 34.00 37.44

氧化铝 Al2O3 % 15.47 17.61 14.48 15.5

氧化铜 CuO % 7.82 8.26 11.51 7.05

氧化钙 CaO % 0 0 0 0

氧化镁 MgO % 0 0 0 0

硫酸酐 SO3 % 6.47 0.83 9.76 3.13

二氧化硅 SiO2 % 14.77 13.34 10.11 16.77

五氧化 二磷 P2O5 % 1.13 0.81 1.00 1.00

总 计 % 98.14 95.61 95.39 97.13

#2机组大修汽轮机高压缸积盐成份分析 表九

名 称 高 压 缸 叶 片 高 压 缸 隔 板

分 析 项 目 化 学 符 号 单位% 六级叶片 七级叶片 四、五级 隔板 六级 隔板 七级 隔板 水 份 % 0.16 0.04 0.12 0.40 0.12

灼烧减（增）量 % -4.68 -3.89 -5.01 -5.07 -4.58

PH 25C 25 7.80 7.93 6.57 6.25 7.65

氢氧化钠 NaOH % 0 0 0 0 0

碳酸钠 Na2CO3 % 0 0 0 0 0

重碳酸钠 NaHCO3 % 0.63 0.83 0.42 0.63 0.83

氯化钠 NaCL % 3.03 3.03 3.05 1.53 3.05

氧化钠 Na2O % 9.33 7.45 2.20 3.90 6.58

氧化铁 Fe2O3 % 28.37 34.01 37.44 38.52 31.50

氧化铝 Al2O3 % 0 0 0 0 0

氧化铜 CuO % 54.15 43.75 53.80 57.15 51.35

氧化钙 CaO % 0 0 0 0 0

氧化镁 MgO % 1.84 2.30 2.32 1.85 2.78

硫酸酐 SO3 % 0.83 4.13 0 0.83 0.63

二氧化硅 SiO2 % 0.31 3.22 0.25 0.19 2.68

五氧化 二磷 P2O5 % 1.12 0.99 1.25 1.25 0.94

总计 % 95.09 95.86 95.84 101.18 95.88

八．#2机组大修化学技术监督检查总结分析：

1．本次#2机组大修对锅炉的水冷壁、省煤器、过热器及再热器共十二根管样进行了割管检查及沉积量分析，沉积率按#2机组基建锅炉酸洗时间至本次大修间隔时间计算（九二年九

月三十日至二00三年八月一日），为10.833年。水冷壁前墙向火侧沉积量为336.79g/m 2，沉积率为31.09g/m 2·a,小于60g/m 2·a部颁标准。

2. 本次#2机组大修对汽轮机高、中、低压缸叶片和隔板全面进行了化学监督检查，汽轮机各叶片和隔板积盐较前次大修明显减少。对可能刮到盐垢叶片和隔板共十三个样进行了积盐成分分析。

3. 本次#2机组大修对热力水汽系统、工业水系统、循环水系统、汽轮机油系统等近三十台容器设备进行了监督检查、清理，详细做了台帐记录，并对清理后的容器设备进行了严格验收。

4. 本次#2机组大修厂部委托省局晋能酸洗公司对锅炉水冷壁、省煤器、二过热器系统进行了化学清洗，我部参与了#2炉酸洗试验的配合工作。

酸洗后割管部位：水冷壁前墙、省煤器入口、二级过出口割管3根。并进行了水冷壁下联箱割堵检查。

检查情况：二级过出口内表面有少量氧化皮垢残留物外，其它内表面基本清洗干净。酸洗后形成钝化膜比较完整，并做了酸洗后钝化膜的点滴试验均合格。水冷壁下联箱割堵检查，比较干净。

九. 发现的问题、采取措施和建议：

1.本次#2机组大修化学监督检查，发现两台汽轮机低压缸四级叶片拉筋外侧叶片腐蚀，其它低压级叶片均有不同程度的腐蚀现象，厂部委托西安热工院进行了分析，系沉积物下阴离子腐蚀。建议今后机组启动时要严格执行冷态冲洗、热态冲洗水质控制标准，不许在水质不合格情况下进行下一步操作，运行要和化学做好联系协调工作，确保水汽品质。

2.2#机组三台精处理混床树脂运行多年，树脂磨损、污染比较严重，本次#2机组大修，化学对三台精处理混床树脂全部进行了更换，进一步提高热力系统水汽质量，保证了机组的安全运行。从更换下的旧树脂发现，树脂表面油污染严重，杂质含量多。建议优化机组运行工况，消除充油设备渗漏点，提高机组启动期间的水汽品质。

3、从抽铜管检查发现，主凝汽器入口黄铜管及出口白铜管有点蚀现象，建议加强胶球定期清洗工作，保证内表面的洁净，同时要认真执行循环水的指标超标排污制度。

4、工业水系统因密封油冷油器泄漏被汽轮机油污染，本次大修虽进行了清理，但部分管道内仍有残留油。建议今后运行要加强控制，保证油系统的严密性。

总之，本次#2机组大修，我们及时对热力设备系统全面进行了化学技术监督检查和分析，针对发现的问题，提出相应的措施和建议，圆满完成了本次#2机组大修化学监督任务。

三 绝缘监督

大修项目完成情况：

本次#2机组大修，本班组标准项目完成20项，项目完成率为100%，完成非标项目4项，完成率100%。

㈠．标准项目完成如下：

1．380V厂用2CA、2CB段指示仪表、电能表校验，共计校验指示仪表37块，校验率100%，合格率100%；电能表28块，校验率100%，合格率100%。

2．380V除灰2CC、2CD段指示仪表、电能表校验，共计校验指示仪表34块，校验率100%，合格率100%；电能表16块，校验率100%，合格率100%。

3．380V汽机专用盘2DA指示仪表校验，共计校验指示仪表3块，校验率100%，合格率100%。

4．380V汽泵专用盘2DB指示仪表校验，共计校验指示仪表8块，校验率100%，合格率100%。

5．380V磨煤机专用盘2DC指示仪表校验，共计校验指示仪表3块，校验率100%，合格率100%。

6．380V炉房专用盘2DD指示仪表校验，共计校验指示仪表9块，校验率100%，合格率100%。

7．380V炉水吹灰专用盘2DE指示仪表校验，共计校验指示仪表3块，校验率100%，合格率100%。

㈡．非标（改造）项目完成如下：

1．2单元DCS改造（含变送器改造）电测部分。

2．发电机转子测量回路改造。

3．#2发电机、#2高厂变电能表改造。

4．2CA段改造（数显表校验、电能表校验）。

二、发现的主要问题及设备仍存在的问题

1．#2主变A相绕组远方测温传感器未安装。

#2主变、高厂变远方测温传感器本次大修校验有7只不合格（共9只），#2主变A相绕组远方测温传感器未回装，准备留待定做备件使用。因绕组测温传感器的技术资料及参数不能确定，国内传感器生产厂也无办法生产。订购备件需使用原传感器测试数据。

通过＃２机组大修，对电测设备进行了技术改造，校验了全部表计和变送器，提高了设备的准确性和可靠性，为＃２机组的稳定运行打下了坚实的基础。

四 电测监督

在#2机组大修中，对#2机组所属设备进行了全面的绝缘试验。全部完成了大修监督项目，大大提高了设备的健康水平，为 #2机的长周期安全稳定运行打下了坚实的基础。

一、#2机大修预试高压电气设备统计：

本次大修共试高压电机28台，6KV变压器8台，电除尘升压变16台，6KV开关 42 台，6KV电缆108条，2BA、2BB、段母线、20KV封闭母线耐压，母线PT4组，#2发电机定子、转子、励磁机定转子，#2主变、#2高厂变预试，神神线开关、进出线PT、开关CT试验等。 配合山西电科院对#2主变进行了局部放电试验

本次大修完成标准试验项目89项，项目完成率100％；

本次大修完成非标试验项目1项，项目完成率100％；

本次大修共检出缺陷6项，全部消除，缺陷消除率100％；

#2机高压电气设备预试率100％。

二、大修项目完成情况

项目 序号 计划项目 新增项目

标准项目 非标项目 标准项目 非标项目

1 #2发电机修前、修后试验 5根线棒修前、修后试验

2 #2励磁机预试

3 #2主变预试 #2主变局放试验

4 #2高厂变预试

5 6KV厂用段2BA、2BB母线预试

6 8台6KV变压器预试

7 4台大修高压电机修前、修后试验 7台大修高压电机修前、修后试验

8 16台电除尘升压变压器预试

9 16台小修高压电机试验

10 1台高压电机预试

11 42台6KV大、小车开关试验

12 4台6KVPT预试

13 5台20KVPT预试

14 #2高厂变两分支封闭母线试验

15 #2发电机封闭母线试验

16 #2发电机出口避雷器试验

17 #2发变组进线避雷器试验

18 两台整流变试验

19 5011、5012开关CT试验

20 神神线出线PT试验

21 5011、5012开关试验

3、 发现及处理的缺陷：

序号 重大缺陷内容 采取的主要措施 备注

1 #2机组三台Ⅰ级凝结泵支持瓷瓶绝缘受潮 进行干燥处理

2 #21一次风机引线绝缘开裂 重包绝缘

3 F23B相、F24A相绝缘为零，经检查确定为PT下部接地连接网的部分绝缘破损所致。 在其下部加一层绝缘护垫

4 #2发电机转子绝缘受潮 进行干燥处理

5 #2发变组进线避雷器A、C相底座绝缘低 更换底座绝缘

6 #2保安变电缆A相在作直流耐压试验时，当电压升至7.5KV时发生击穿。 重新做头 通过此次大修，对#2机组高压电气设备进行了全面的预防性试验，检出并消除了缺陷，锻炼了队伍，提高了职工的安全素养及技术水平，为#2机组的安全稳定运行打下了坚实的基础.

第十一部分：启动受阻项目及原因

序号 项 目 名 称 原 因 备 注

1 22送风机电机造成电机转子和定子轻微扫膛 在机组启动过程中轴承座因地脚螺丝固定不紧移位，经检查处理后投入运行。

2 #14给煤机销子断 煤层厚度调整挡板距底板间隙小，煤块走不了，造成卡涉断销。 3 ＃21、＃22送风机后轴承漏油 轴封间隙大，供油压力、流量调整不当

4 ＃22送风机电机动静部分磨擦 前轴承座地脚螺栓孔径大，绝缘垫变形严重，致使螺栓松动

5 #21燃油泵 振动和轴承温度超标 新泵退货

6 #2炉49米前墙0级减温器减温水支管裂纹 长期受冷热交变应力

7 #2炉61米左前墙过疏水管裂纹 长期受冷热交变应力

8 省煤器 省煤器管泄漏

第十二部分：安全总结

大修开工前，厂部成立了大修安全文明监督组，各检修车间也成立了以车间主任为组长的安全领导组，制定了详细的安全技术措施，大修过程中还组织所有参加大修的人员多次学习有关通报、快报，并结合我厂实际情况，对检修现场存在的隐患和安全防护设施进行了认真的整改，采取了下列措施：

1、作为大修准备工作之一，开工前进行了“两规”的学习和考试，针对每个人在大修中所干的具体项目进行长时间的安全培训和危险因素控制点的学习，对考试不合格者一律不准参加大修工作。

2、大修开工前，厂部与检修总公司签定了总承包协议，承包方式为包安全，包项目，包工期，包质量，包费用，并在承包协议中明确规定了安全方面的奖罚金额，要求班组把项目分解到各专责人，专责人对该检修项目的人身和设备安全负全部责任。

3、对检修中所需的工器具进行了全面检查，如对电动工具、起重工具等进行检查试验，机、电、炉三个主要车间对所有的倒链进行检修，共计90余台，确保大修中能够可靠使用。

4、大修期间厂部成立了电工组，负责照明、电气工具的接线工作，对检修专用配电箱进行统一管理，上锁，杜绝了乱接电源的现象。

5、加大反违章力度，对习惯性违章事件发现一例，处罚一例，如安监部门对现场搭设的脚手架进行跟踪检查，对不合格者进行挂黄牌，标出该项目负责人的姓名，不准使用，限期整改。

6、要求班组利用班前会对作业项目进行安全和技术交底，布置安全措施，出工时检查安全用具的携带情况，安全用具不全或不符合要求不准进入现场。

7、对外包工和临时工加强安全教育，进入现场前进行安规考试，，考试不合格者不于录用，并签定了安全协议。对于外委项目，开工前则要求办理安全抵押金手续，发生违章或不安全事件，在合同款中扣除。整个大修期间未发生人身轻伤以上的人身事故和二类障碍以上的设备事故。

通过采取上述一系列措施，保证了大修工作的顺利完成。

第十三部分 大修技术类文件

一 试验报告（电气、热控、锅炉、汽机、运调、金属）（见附件）

二 技术方案（见附件）

三 作业指导书（或验收卡）（各检修部保存）

四 系统变更说明（见附件）

第十四部分：#1机大修后主设备评级

#1机组大修后主设备评级表

序号 设备名称 评定类别 存在缺陷及升降级原因 评定时间 评定人 备注

评前 评后

1 #1汽轮机 I I 12.10 厂部

2 #1发电机 I I 12.10 厂部

3 #1锅炉 I I 12.10 厂部

4 #1主变 I I 12.10 厂部

5 #1电除尘 I I 12.10 厂部

大修后主设备评级状况：主设备完好率100%，一类率100%.

第十五部分 大修管理

20xx年2月厂部就成立了大修准备工作领导组，包括以生产副厂长为组长的大修组织准备领导组和技术准备组，以经营副厂长为组长的大修物资准备组，各负其责，精心做好每一项准备工作，为大修准备工作的顺利进行提供了有力的组织保证。大修开工前，成立了大修领导组、大修指挥部、协调组、质量验收组、安全文明组、启动试运组、消防保卫组、后勤宣传报道组、物资保障组，同时明确各组成员职责，为大修的顺利进行提供了有力的组织保证体系。

大修准备过程中，在大修准备工作组的领导下，召开了大修准备动员会，安排了大修准备工作进度，认真组织了大修调研和研讨，精心确定大修项目及工艺方案，编制了《#1机组大修任务书》和《#1机组大修施工计划报告》，明确了大修项目、技术监督项目、节能项目、安反措项目、以及大修进度等。对历次修后非停和质量问题进行了统计，分析了停运原因，有针对性地提出了预防措施。在明确项目的基础上，进行了主要材料和备品配件的供应和储备工作。为了更好的落实检修责任制，推行全面质量管理，厂部和参加检修的部门签定

承包协议，各检修部与班组、班组与个人签定承包协议，实行层层承包，使参加检修的人员人人编制了“三明确书”（ 即任务、标准和奖金明确，）,大修的任务、检修质量与奖金挂钩。同时，针对本次大修的项目，组织检修人员学习检修工艺规程，大力开展岗位练兵，有针对性地制定重大项目的技术措施、安全措施，并进行修前规程考试等等。为保证大修工作做到安全好、质优、工效高打下了坚实的基础。

本次大修以“超常规管理”为重点，“三明确书”为保证。从大修准备阶段到大修实施阶段，技术质量保证体系和组织指挥体系的完善和有效运作，保证了高效优质地完成#1机组大修工作。

1、质量技术保证体系的完善，是保证和提高大修质量的关键。

为保证高效优质完成#1机组的大修任务，在大修准备阶段就完善了质量技术保证体系，进一步明确了大修中技术人员的有关技术职责、义务、权限。大修的重大项目进行明确管理，包括检修副总在内的职能部门管理人员对重大项目进行了工，对检修的质量负责，同时了每位技术人员应对大修项目、方案、检修质量、质量验收负责，并在大修中和大修后严格执行直接考核和牵连考核。二是成立了厂部、车间、班组三级质量控制、验收网，并明确验收人员的职责。三是制定了“#1机组大修技术责任制规定”，进一步明确了专家工程师和星级检修工应对#1机组大修中的关键性的技术问题负责，对关键性技术问题所涉及到的重大项目、方案的确定、施工负责，大修时厂部对其实行动态考核。四是大修项目确定后明确检修专责人和技术负责人，对检修的全过程进行质量把关，跟踪验收，对项目检修后出现的问题负全面责任，与经济挂钩。这样，质量技术保证体系的完善，为保证大修工作高效优质完成提供了有力组织保证。

2、实行过程控制，确保检修质量

2.1 做到“该修必修”是保证和提高大修质量的关键。在大修项目的确定上，主要是按照省公司标准化大修的有关规定，依靠运行分析、可靠性分析、技术监督分析来制定。在设备的改造项目主要以经济分析为主，结合技术分析和一些诊断结果，确定设备是否改造，这样既可避免检修，又能降低大修费用。

2.2 精心组织施工，力保“修必修好”

大修项目和技术方案的组织实施，对保证和提高大修质量至关重要。为此，我们严格按省公司标准化大修管理办法执行，并采用了目标管理法、定置管理法和网络技术等一些现代管理办法。

2.2.1以目标管理实行大修项目、质量、工期、奖金承包制。按照省电力局的精神，严格落实大修标准化管理，厂部对各检修部，根据大修标准项目的定额工时以及非标项目的费用，核定大修项目的工作量和奖金额，明确规定过程要求和修后指标及考核办法，然后签定大修承包合同。各车间对班组，班组对各检修人员亦然。在大修前，各检修人员应明确自己的工作项目、工艺过程、质量标准、工期修好应得的奖金数额和若出现差错应承担的责任、扣罚的金额等。这样，实行了包括大修项目、质量、工期、奖金等在内的大修目标、任务承包制，并做到了层层分解，责任到人。为加大考核力度，在大修期间职工的岗位工资和月度考核奖也一并纳入大修奖金中参与考核。

2.2.2引入质量工时。在大修项目原有的定额工时的基础上，引入质量保证金制度，即凡参加#1机组大修的所有检修人员和管理人员都扣除20xx年9、10月份月度综合考核奖金，作为大修质量保证金对大修质量的考核。这样，对保证大修后机组连续长周期运行起到了积极的影响。

2.2.3 以定置管理促进安全和规范化检修。定置管理是以生产现场为主要对象，通过分析人、物、场所的状况，科学地利用场所，向空间要效益；促进人与物的有效结合，向时间要效益。为保持大修现场整齐、合理利用场地，大修开工前就完成了定置图的设计和绘制，

在大修中严格实施并进行定置考核。这样既防止了物品的乱堆乱放，使施工现场清洁有序，又防止零部件磕碰划伤和挤压变形现象，提高了检修工效。

2.3 实行全过程质量控制，做到“修必修好”

2.3.1高标准、严要求，责任到人。严格遵守技术规范和工艺标准的要求，落实作业指导书中各项规定，努力把ISO9002质量管理体系的作法应用到检修过程中。各检修部认真落实、整改ISO9002监督审核发现的问题，力争达到没有不符和项。每个检修项目都按作业指导书严格执行，持卡检修，不能偷工减料，不按程序检修造成的返工严格考核。如果检修人员不持卡，或不按工艺卡规定执行，严格考核。检修项目结束后严格按要求验收，不合格决不迁就。设备检修结束后，由工作负责人向试运组提出试运申请，设备试运由运行副总负责，运行人员进行把关，检查检修卡、验收卡的完成情况，确认无误后方可进行设备的试运。设备试运实行动态验收，从控制系统到机械设备进行综合试验。凡是在试运中不符合试运卡规定标准，一律返工，直至合格为止，绝不降低标准。

2.3.2 质量验收实行全过程的动态管理，实行班组、车间、厂部三级验收、逐级负责制。大修项目在明确工作负责人的同时，也同时明确了验收人，实行个人负责。验收人员严格按大修质量验收管理办法执行，从设备解体、检修、回装，直到动态试运进行全过程跟踪、监督、把关，享有质量一票否决权。验收的设备努力做到“三无”，即无锈蚀、无渗漏、无脏污。这样，有效地保证了大修的过程检修质量。严格质量考核，把好质量关。质量管理实行追溯制，认真执行三级验收制度，并逐级向上负责和向下监督检查考核。停工待检点H点必须由厂部验收人员亲自验收，不得跨越，既必须亲自测量、计算，合格后签字，未进行签字的不准进行下一步工序。

2.3.3 充分发挥我厂技术管理体系的作用。各级技术人员，包括专业工程师、专家工程师、星级检修工、工程项目负责人、技术监督专责人等全部深入检修现场，真正在技术方案、技术规定、技术工艺标准上负责、把关，运用技术诊断方法，使用能工巧匠的“绝活”来解决设备技术难题。认真抓好技术监督项目，对有关技术监督项目的执行和验收，同样实行全过程的动态管理。

2.3.4 试行重大项目工程质量监理。按照省局关于今年大修的有关规定和要求，对于一些重大项目的检修，试行工程监理，如除灰系统改造等，进行全过程监理，有力的保证了大修工程质量。

2.3.5认真把好物资供应质量关。从大修物资供应方面，所有的材料、备件从选型定货到进货、入库、出库、使用，全过程都有相应的质量监督人员，检修项目负责人对所使用的材料、备件进行现场复查，并规定了明确的责任分工。凡使用前发生的质量问题由物资部门承担，并严格考核，力度较大，扭转了以往机组启动后设备故障高的局面（特别是阀门、轴承等易损件）；大修备件外委、加工由车间提出申请，设备部专工及车间技术人员负责把关，保证了加工件的质量。

3、提前准备，确保大修按期完成

大修开工前，对#1机炉房及检修间的行车和电动葫芦进行了彻底整治，并对各车间的起重倒链进行了检查检修，保证了整个大修期间所有起重设施安全、可靠地使用，基本未因此延误检修工期。

4、运行人员紧密配合

4.1停机过程采用滑参数停机，将原煤仓拉空,为制粉系统的检修创造了良好的条件。

4.2严把办票关，对工作票内容逐项检查，大修中未发现一张错票，其中锅炉办票168张，汽机办票301张，电气办理一种工作票71张，电气二种工作票316张，操作票247张，执行两票合格率100%。

4.3完成了各种启动前的试验和试运工作。

5、 存在的不足之处：

本次大修，首次使用ISO-9002作业指导书，对保证检修质量起到了很重要的作用，但还存在许多不足，如内容不够完善，C点、W点、H点确定有的不太恰当，有的关键点还未列入，有的设备还没有编制出作业指导书，部分职工对ISO-9002作业指导书认识不够等问题，以后在这方面还须做大量的工作。