纳雍电厂二厂4号机组大修工作成效显著（精选5篇）

第一篇：纳雍电厂二厂4号机组大修工作成效显著

纳雍电厂二厂4号机组大修工作成效显著近日，从一份由贵州电力试验院对纳雍电厂二厂4号机组大修前后所做的试验报告上可以清楚地看到，通过大修后的二厂4号机组，其锅炉热效率和汽轮机热效率都有不同程度的提高，供电标煤耗下降了15.04 克/千瓦时。笔者从二厂的专业技术人员处了解到，经过近3个月的运行实践表明，大修后的二厂4号机组，各项经济技术指标均明显优于大修前。

本次机组大修工作，主要是对汽轮机部分汽封和空预器密封装置进行了节能降耗改造，消除了机组运行中不能处理的缺陷隐患，完成了汽包水位变送器三阀组更改等，为机组的长周期稳定运行打下了良好的基础。

在大修工作中，纳雍电厂按照集团公司“加快节能技改，走技术创新之路，提高机组经济效益，降低单位电量成本”的要求，引进新技术、新产品，在确保安全的基础上，加大技改力度，以提高机组技术经济指标，达到降低发电成本的目的。

为保证大修工作取得好的成绩，该厂要求各参与检修部门努力做好四个阶段的工作，即准备阶段、过程实施、分步试转试验和总结对比分析。紧紧抓住处理汽机振动超过规定范围和加快节能技改这条主线来开展工作。检修人员要熟悉设备现状，检修时做到心中有数，要提前准备好作业卡、隔离系统，要执行标准检修作业卡、三级验收卡，做好三级验收工作。

大修工作结束后，该厂还对此项工作进行了全面的总结。并会同金元集团公司通过生产营运部对二厂4号机组的大修情况进行了评审，对纳雍电厂今后机组的检修工作提出了具有建设性的意见和建议。

第二篇：电厂机组大修总结(6)

目录

第一部分概述。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。3

一大修概况。。。。。。。。。。。。。。。。。。。3

二主设备型号及主要参数。。。。。。。。。。。。。3

第二部分大修前状况分析。。。。。。。。。。。。。。。。。4

一修前状况分析。。。。。。。。。。。。。。。。。4

二修前设备存在的主要问题。。。。。。。。。。。。12

第三部分项目完成情况。。。。。。。。。。。。。。。。。。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）

二技术方案

三作业指导书（或验收卡）

四系统变更说明

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2001年9月9日开始至2001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1993年10月10日投产发电，锅炉系斯洛伐克托尔马其锅炉厂出品、汽轮发电机系捷克斯柯达皮尔森汽轮机厂出品。

汽轮机主要参数：

型号：K500-16.18;

型式:亚临界一级中间再热、单轴、四缸、四排汽、双背压、冲动凝汽式汽轮机

额定功率：500MW

最大出力：525MW

汽轮机最大进汽量：1650T/H

额定主汽压力：16.18MPa

主汽温度：535℃

高压缸排汽温度、压力：380℃、3.6-4MPa

再热汽温度、压力：535℃、3.6MPa

中压缸排汽温度、压力：280-300℃、0.55MPa

低压缸排汽温度压力（#1/#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380V442A50Hz

输出50KVVmax=88KV2000mA

工作电压44-54KV

控制电压220V

第二部分：大修前状况分析

一、上次大修结束至本次大修之间的状态分析

（一）可靠性主要指标分析

电厂#1机组1992年10月9日首次并网,1993年10月10日正式投产,其间在1995年5月31日00:00开始进行了首次大修,历时1737小时.于1995年8月11日9:10顺利结束,于1999年7月19日0:00至1999年9月27日15:00进行了第二次大修,历时1695小时。从1999年9月27日15:00第二次大修并网开始统计到2003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:

序号事件开始时间事件终止时间时间事件原因

一九九九111．2708：0012.0312：41148.6821空预卡

212.0413:5212.0919:34125.7021空预卡

二○○○105.0802:4005.0905:5127.18电气去热工”并网”信息消失

211.2110:0711.2419:3081.3821空预传动装置故障

312.1308:2512.1509:2549.0021空预传动装置故障

二○○一105.2106:2105.2109:255.55380V炉房保安负荷盘FX低电压故障误动“失电”

二○○二112.1509:0012.1706:1745.28软电缆短路

二○○一101．0419：1001．0504：058．92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1999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1993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）1999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2002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1995年5月31日0首次大修，于8月11日结束；于1999年7月19日00：00进行了第二次大修，于9月27日结束；于2000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2001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2001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2002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2003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：

***003合计

4426420

锅炉运行时间（小时）

99大修后***3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情况：

序号设备名称2000年2001年2002年2003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1999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2003年8月1日5时30分

本次大修结束时间2003年10月15日5时30分大修竣工启动并网时间2003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2003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/cm0.20.05100

二氧化硅μg/L151.0100

给水PH值9.59.0100

溶解氧μg/L302.099.8铁μg/L401.099.69

铜μg/L5.01.0100

凝结水溶解氧μg/L1005.099.73

硬度μmol/L00100

蒸汽二氧化硅μg/L190.5100

钠μg/L100.5100

循环水碱度mmol/L3.40.598.97

总磷mg/L2.01.0100

除灰除尘专业

2.1、修前状况分析

设备（系统）名称存在问题采取措施备注

#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：14-18mm3.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1999年9月大修后，运行至今，通流部分结垢，级内效率下降，低压缸端部轴封漏汽，前、中轴承箱下沉，#4瓦轴承温度偏高，#8轴承振动在0.05mm左右，振动偏大。

2、旁路、配汽机构有时出现阀门犯卡现象，#3高调门行程不足（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（1999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。1998年6月，曾发生#21直流润滑油泵的刷架短路，刷架损坏，电机损坏。检修时着重检查刷架和更换高质量的碳刷。

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2000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：SP30P81RM40F01、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******电气***9101000锅炉2392394***3222热工***311化学***1输煤43433412122211除灰414149440211合计11971210122***761414

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

122#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0.65mm8、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

42#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

72#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

82#低压转子1a级叶片有明显击伤痕迹杜和探伤8、15

92#低压转子6a级叶片有多处汽蚀缺角约长10mm杜和打磨840mm97*4片补硬质合金8、15制定处理方案，贴硬质合金

10Ⅰ、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

13Ⅰ、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

16Ⅰ、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15mm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80mm，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

354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

4921主机胶球泵主轴损坏徐义巍更换

5029#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

5130#

1、#2电泵自密封冷却器排空门堵郭世新清理8、9

5231电泵、汽泵工业水系统部分管路腐蚀石学峰换管8、21

5332#22夏冷循环水侧出口手动门门饼腐蚀严重王跃研门8、25

5433小机低压轴封供汽电动门门饼、门座冲刷郑军研门8、24

5534主机低压轴封供汽电动门门饼、门座冲刷郑军研门8、20

561#、#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

61I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

421一次风机电机C相引线绝缘损坏重新绑扎521、25强制循环泵电机定子绕组绑绳松动重新绑扎

621送风机电机绕组绝缘损坏更换备用电机

72FA01、2FB01、2FU06开关储能皮带坏。已更换

82FV01开关储能电机电阻大400欧姆。已处理

92FF03开关灭弧栅有裂纹。已处理

102FL01AS4接点位置移位已调整

112FL06AS4接点位置不到位已调整

122BA02、2BA03、2BB02开关限位接点坏。已处理

132DA01B开关线圈烧已处理

142CC13开关储能圆盘不到位已调整

152FX01B开关机械闲锁不起作用已处理

16发变组PTF25C相引线鼻子有裂纹。已更换

17发变组PTF23B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

195021开关C相本体南柱五联箱SF6微漏已处理

205021开关A、C、南北柱、B相北柱SF6滑动密封渗漏。已更换密封垫

215021开关A、C、B相工作缸渗漏处理。已处理

222BA02、2BB02、2BB30、2BA03、2BB03动触头、静触指烧伤。已更换

232BB12、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

26380V低电压继电器接触电阻大全部进行打磨、校验和更换

2715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

306KV开关动作电压不合格全部进行试验调整。

31380V、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

3521#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

37F23B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60mm更换

3上喷嘴磨损>1/2更换

4迷宫密封条磨损>3mm更换

5中部筒插接式护板磨损6mm，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68mm更换

10磨盘衬瓦磨损55mm更换

11迷宫密封条磨损大于3mm更换

12液压拉杆护套处磨损5mm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3mm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3mm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10mm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

43102M烟气出口烟道支撑磨损严重更换、加固

4432M一次风热风挡板卡涩更换

4593M主烟道撕裂补焊

4654M天园地方磨损严重挖补

4732M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

6546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

6632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

6793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810、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

1B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。

2A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。

37Pa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。

47Pa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。

5B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。

6B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

10A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500500MW

2.排烟温度143.73137.40℃

3.飞灰含碳1.26/1.2%

4.给水温度248.35249.68℃

5.给水温差44℃

6.空预前氧量3.8/4.2℃

7.再热器减温水量35．724T/H

8.主汽温度540539℃

9.再热器温度542538℃

10.主汽压力1616．1MPa

11.凝汽器端差6.708.00℃

12.循环水温升10.4911.30℃

13.#1缸真空80.383.6-kpa

14.#2缸真空77.782-kpa

15.主汽流量1625(向外供汽9T／H)1565T/H

16.再热器流量14331386T/H

17.汽机汽耗8739.108568.83Kj/kwh

18.除盐水补水率0．890．92%

19.汽机效率41.1541.97%

20.锅炉效率91.3691.93%

21.#11空预漏风系数0.230.10%

22.#12空预漏风系数0.300.094%

23.11电除尘漏风系数0.0550.025%

24.12电除尘漏风系数0.050.023%

25.主保护投入率100100%

26.自动投入率100100%

27.供电煤耗359.9352.1g/kwh

28.主要辅机保护投入率99.6100%

29.DAS信号投入率99100%

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。

2Ⅰ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15m31）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

75021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

9380V2CA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

932m#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

2B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

14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

第三篇：2009年2号机组大修工作计划书

2009年2号机组大修工作计划书

(2009/09/02 17:37)

第一章 2号机组大修工作安排

桑植县水电设备安装维修服务中心，韦飞跃 为了充分发挥水轮发电机组机电设备效益，保证机组安全、经济、高效运行，按公司计划，决定由检修部及有关科室技术骨干组成2号机组大修队伍，公司要求全体参加大修工作人员，按精细化管理要求，齐心协力、团结协作，开拓进取，努力克服大修中人员减少、任务重等诸多因素，坚持科学发展观，求真务实，迎难而上，做到统一指挥、分工负责，确保2号机组大修工作安全、高效、优质、有序地完成。大修工作具体安排如下：

一、2#机组大修工作领导机构及分工 总指挥：韦飞跃；公司副总指挥：公司副总经理、总工程师 周如林 安全指导：公司副总经理钟傲强大修安全监督检查：人力资源科 大修工作总负责人、工作调度：林江 大修工作机修负责人：钟高泉 大修工作电气负责人： 王志文 水轮机械大修及转轮、转轮室补焊质量监督检查: 韦飞跃；电气大修质量监督检查: 王志文；大修设备吊卸、吊装的桥式天车司索指挥: 谭平； 技术资料整理：机械——黄胜桥； 技术资料整理：电气——裴行民； 领料员： 机修 — 孙宝；电气—王忠 安全员： 机修 — 孙宝；电气—王忠 大修工作人员：韦飞跃周如林 谭平王志文 郭军郑刚林江 张祥 王 忠 孙怀文 王海 李继会孙宝裴行民黄胜桥

二、2号机组大修准备工作会（10月9日）

1.组织召开2号机组大修动员大会。

2.有关机组大修安全规程的学习。

3.机组大修现场安全教育。

三、2号机组大修安全工作规定

1.大修期间必须加强协调配合，服从统一调度。

2.大修全体工作人员进入大修现场，必须按要求戴好安全帽。

3．大修工作人员进入大修现场，必须穿符合要求的长身工作服及防护鞋。

4.每日由大修工作总负责人召开全体大修人员参加的工作前准备会，交代当天工作安排及注意事项。

5.安全员负责大修安全工作，各项工作负责人同时兼职安全员，负责本项工作的人员及设备安全，人人协同监督安全，大修各项工作必须安全、安全才能工作。

6．严禁非大修工作人员进入大修现场，请到大修场地外会客，并注意会客人员安全。

7．大修物件吊卸其重物下，严禁站人，天车司机、司索指挥一定注意起重用具及起重环境各方面安全，天车司机必须服从天车司索指挥，司索发出信号方可吊起。

8．电焊、气焊操作按规程进行，填写动火申请，得到批复后再进行动火作业，持证上岗，注意明火监督，安全用电。注意电焊、切割操作环境动火隐患，防止火星复燃。

9．电气人员工作拆装设备必须两人进行，注意检修场所周边带电设备的安全距离，工作中必须有人监护。检修场所零件摆放整齐，注意环境卫生。

10.除锈、打磨注意不要伤到别人和自己，电源板用带漏电保护器的，注意防尘，防止短路。安全使用气爆工具。

11．大修用易燃、易爆物品设专人负责保管，存放地方必须安全。大修现场考虑到有易燃、易爆物品，禁止吸烟!

12．进入检修人孔、上下转轮室、高压柜清扫等工作需要梯櫈的，梯櫈脚一定安放稳定，检查无问题后，方可进行工作。

13.大修工具专人保管，每项工作到一段落，及时收回码放好，注意清点数目，防止工具误放设备内及丢失。

四、大修工作技术要求

1.严格按检修的规程及图纸要求拆解、安装、进行大修，作好技术记录、测试工作。

2.需改进的技术项目必须通过公司主管领导、总工程师同意，并用文字或图纸说明方可改进。

3.大修物料按精细化管理要求整齐摆放，注意运行人员进入现场工作的方便，大修不能防碍运行设备的操作及安全巡视。

4．大修后，所有大修资料及时整理、入档。

五、大修工作时间 上午7：30—11：45，下午1：30—18：00。

六、大修工作纪律要求

1.大修期间严格执行公司的请销假制度，按要求上下班。

2.不得迟到早退、中途私自退出。极特殊情况请假，须由周副总经理批准。

3.工作期间不得与非大修人员闲聊。大修场区严禁打斗。

4.工作中途外出，必须请假，严格遵守公司各项规定。

5.大修期间严禁酒后上班。

6.在机组大修工作中，不遵守大修有关规定及要求的罚款20元。

第二章 水轮发电机组大修内容

一、电气设备大修内容：

1.发电机组电气一次、定子测温接线的拆解及安装，发电机定转子吊装配合，发电机定转子吊装前后大修试验等。

2.Ⅰ段母线电气一次设备的拆解、检修、机械调试、清污、清扫、各机械转动点加油、油开关拆解组装前后电气试验等工作

3.发电机定转子清污、清扫、各机械螺丝紧固点检查加固、发电机定转子用涤特纯-1清洗后喷漆、组装配合工作。

4.2号机组电气二次设备的清扫、继电保护、调试、校验、电气二次设备检修、各接线点、线路检查等。

5.励磁系统的校验、电气检修、各接线点、线路检查等。

二、机械设备大修内容：

1.水轮机与发电机主机拆解及组装，转轮室尾水管拆解及安装，水轮机检修人孔拆解及安装，导流罩拆解及安装，睡到密封部分拆解及安装，水轮机和尚头、水导轴承甩油罩拆解及安装。

2.导叶、发电机轴承、水导轴大修前后间隙测量。

3.发电机主机定转子吊装，穿转子。

4.水轮机主轴与转轮拆解与安装，水轮机盘根密封部分拆解与安装，水导密封及转轮拆解与安装，穿主轴，吊装转轮、主轴。

5.水轮机转轮桨叶及转轮室空蚀（打磨、补焊、磨平）处理，刷漆。

6.水轮机、发电机轴承部分检修及测试，主轴除锈、刷漆。

7.水导轴承体拆解安装，吊装水导轴承体，导叶间隙调整，水轮机主机安装，水轮机发电机组装等工作。

第三章 2＃机组大修项目及时间安排

一、水轮机大修

1． 工具准备、现场布置 10月10日

2.机组拆解、发电机定转子修前间隙测量 10月10-12日

3． 转轮室及转轮汽蚀检查 10月10-11日

4． 转轮室与转轮叶片、导叶与导叶、导叶端间隙修前测量 10月13日前结束

5.拆转轮室，吊到13.5平台，10月14日前结束

6.拆和尚头、水导密封及主轴与转轮连接部位的导流罩 10月15日前结束

7.拆和尚头、水导密封及主轴与转轮连接部位的连接大螺丝 10月15日前结束

8.吊拆和尚头、水导密封、转轮及主轴 10月16日前结束

9.水轮机转轮室及转轮汽蚀打磨 10月20日前结束

10．水轮机转轮、转轮室补焊、磨平10月25日前结束

11．各结合面清扫、垫制作，大螺丝除锈上油 10月30日前结束

12．水轮机主轴除锈、刷漆 10月30日前结束

13．转轮、转轮室除锈刷漆 10月30日前结束

14．导叶间隙及端面间隙调整 11月3日前结束

15．空气围带、水导橡胶密封检查 11月3日前结束

16．导叶、导叶座环除锈刷漆 11月3日前结束

17．水轮机主轴法兰与发电机法兰连接 11月6日前结束

18．机组油气水管路检查清扫 11月9日前结束

19．刹车制动系统检查清扫 11月9日前结束

20.导叶拐臂及连杆、调速环检查、上油 11月10日前结束

二、机组三部轴承大修

1.水导瓦刮研检修 10月31日前结束

2.推力径瓦刮研检修 10月31日前结束

3.座式轴承径瓦及反推力瓦刮研 10月31日前结束

4.轴颈及镜板检查研究 10月31日前结束

5.各轴瓦间隙调整 11月14日前结束

三、发电机大修

1.大修前定转子高压试验 9月25日前进行

2.发电机组吊卸计划 10月16日前结束

3.定子铁芯及绕组清扫 10月31日前结束

4.转子及转子绕组清扫检查 10月31日前结束

5.定子线圈绝缘检查、线棒加固 11月5日前结束

6.转子及转子绕组喷漆 11月5日前结束

7.碳刷架、集电环检查，碳刷清扫更换 11月10日前结束

8.定、转子引线检查 11月14日前结束

四、继电保护校验

1.保护柜接线检查 10月31日完成2.继电器保护效验 10月31日前完成3.二次回路绝缘测量 10月31日前完成4.电压、电流互感器及二次线路检查 11月5日前完成五、励磁装置大修调试 励磁装置检查清扫、励磁变压器检查测量、励磁调节部分检查、测试，励磁主回路检查测试 11月14日前完成。

六、断路器及刀闸检查

1.602开关动、静触头检查；

2.602开关灭弧室清洗检查；

3.602开关更换新油；

4.1—4＃高压室刀闸检修；

5.Ⅰ、Ⅱ段母线接线检查、清扫；

6.602开关断路器实验；

7.611、612开关断路器检查检修；

8.602、603、604开关断路器油位检查； 以上工作在11月12日前结束（4-8项根据系统停机情况决定）

七、机旁柜、辅机柜接线检查 接触器、空气开关、继电器、接线端子、各种指示灯、光子牌检查检修 11月13日前结束

八、电气传动 电气元器件大修后，检验是否工作正常，各技术要求动作值是否正确，故障、事故报警音响光子牌是否工作正常等。

第四章 大修后开机试验 大修开机试验，计划在11月18日进行。

一、充水实验；检查盘根止水情况，水轮机各个接触面无渗水现象；

二、水轮机、发电机空载实验，检测记录各技术测位数值；

三、励磁部分实验，监视手自动建立励磁电压情况；

四、调速器实验，调速环打开正常，监视机组并网是否正常，锁定工作是否正常；

五、带负荷实验，按技术要求记录负荷在50﹪、75﹪、100﹪发电出力时水轮发电机组运行情况；

六、甩负荷实验，按技术要求负荷在75﹪发电出力时，在指挥员一声哨响之后中控室电气值班员速切602油开关，记录甩负荷瞬间各部技术数值；

七、72小时试运转，主要观测各部轴承油温温升是否正常，各部分电气元器件工作是否正常。

第四篇：对新型电厂机组大修规范化安全管理的探讨

对新型电厂机组大修规范化安全管理的探讨

2009-11-19 18:33:25 来源:安全管理网 作者:吴金土 邬意慧 【大 中 小】 浏览:9次 评论:0条

目前，我国陆续引进了一批大容量、高参数、新技术的发电机组及配套设备，因此，一批现代化的新型电厂相继建成投产。这类电厂有着技术装备新、人员配备少、员工素质高之特点，在内部管理上瞄准国际一流电厂的管理方式，实行了“新厂新办法”的新型电厂的管理思路和管理模式。如没有配备专业的机组检修队伍和相应检修人员，机组的检修项目主要依靠外包、外委来完成。因此，如何保证机组大修的安全、质量、进度等则是一个全新的课题，需要加以研究和探索。笔者从4个方面谈谈对新型电厂机组大修规范化安全管理问题，望能起到抛砖引玉的作用。

1大修前的准备

不打无准备之仗，不打无把握之仗，机组大修尤如一大战役，因此，事先应认真细致地准备和筹划，并进行检查，这也是保证大修工作安全、准时、有序进行的必备条件。

1.1安全用具检查试验

应对在大修中需用的安全工器具逐一进行检查和试验检测，检查其使用周期是否在允许范围内，对检验不合格的安全工器具应及时处理，数量不足的应及时补齐，以保证机组大修时的使用。安全工器具检查试验一般在大修前30天完成。

1.2锅炉炉内平台、吊篮、吊笼等起重设备机械的预检

要对炉内平台、吊篮、吊笼等起重设备机械进行预检，以确保这些起吊设备符合安全使用的要求。特别是炉内升降平台，既要对组装件事前进行严格的检测和检查，又要审核、落实安装单位的资质合格证书和安装、验收文件包的传递到位。

1.3作业人员的合理安排

外委检修项目和自营检修项目确定后，在项目开工一周前根据检修班人员的力量，落实好外委项目负责人和自行检修项目的负责人，并进行必要的接触和交流，以便于检修项目的协调管理。

1.4作业人员安全教育

开工前应对外包单位的作业人员进行入厂安全教育和规章制度学习，以保证所有参加机组大修人员的安全素质。

1.5检查作业环境

检修前应对作业环境进行安全检查，排除不安全因素。

1.6确定临时电源

确定大修用临时电源箱配置方案(包括容量、数量、地点)。

1.7确定大修用气

确定检修用氧气、乙炔危险品的使用、配备和安全管理方案(包括放置位置、数量、安全距离、应急措施等)。

1.8确定脚手架用量

确定脚手架架设的总数量及分布位置，以保证充裕备料和保证搭设用料的材质。

1.9明确大修安全责任

要确定机组大修时的安全管理重点并明确各自的安全责任。

1.10审定大修安全作业指导书

审定机组大修安全作业指导书，并制作现场用指示牌、警示牌和安全围栏等。

2大修开工前准备

机组大修开工前的准备工作一般应在机组停役前一周内进行全面检查，停机大修前全部完成。

2.1大修现场用安全设施和辅助安全设施的配置

机组大修前应根据事先确定的检修项目，按照检修区域“封闭作业”的原则，准备好足够的安全围栏、安全网、隔离层、检修通道指示牌、零部件堆放区域牌、安全警示牌、警戒灯(线)等，为保证检修人员有一个良好的工作环境创造条件。

2.2编制现场定置管理图

大修现场定置图的编制，不仅能使大修现场整洁有序，而且更重要的是保证了大修过程的安全和文明生产。因此，定置图一旦编制、审定生效后，检修过程中应严格按图进行检修项目，这样既保证了检修作业过程的有序管理，而且更重要的是规范了机组大修的程序化、标准化，确保了大修过程人身和设备的安全。

2.3大修用脚手架准备

机组大修开工前，应根据大修的项目内容，按事先统计出需搭设脚手架的数量、面积和搭设地点，依据项目检修的进展，合理安排搭设时序，以保证大修进度不受影响，从而避免“临时上轿”打乱仗而派生事故。

2.4起重设备、设施、人员的检查和落实

在大修工作开工前，一定要对大修起重用的行车、单轨吊、吊篮、卷扬机、手拉葫芦、液压千斤顶、钢丝绳、吊环、吊扣等作全面的检查和确认，保证安全可靠，并对操作人员的资质进行核查。特别是新型电厂，自身配置的设备和人员有限，这些起重工作外委的占大多数，因此，对这些特殊作业人员的素质检查尤为重要，以保证机组大修过程不发生起重事故。

2.5临时检修电源的敷设和配置

机组大修开工前应根据大修项目的要求，配置检修电源到检修点，从容量、数量、有利于切换操作等方面布置检修电源，为大修工作的顺利进行创造条件，从而避免由于检修电源管理不善而发生人身、设备、火灾等事故。

2.6建立氧气、乙炔管理区域，做好重点防火、防爆的安全技术措施

机组大修时，氧、乙炔气耗量较大，因此，在机组大修开工前应事先划定氧、乙炔气瓶放置的区域和位置，并对进入大修现场使用的电、气焊设备进行严格的检查，必要的防护装置(如乙炔气瓶的止火装置)和防护手段要认真检查落实，以避免火灾等事故的发生。

2.7对特种作业人员进行认证检查

对参加机组大修的焊工、起重工、行车工、电工、架子登高工等特殊工种，必须事先进行认证检

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0 对新型电厂机组大修规范化安全管理的探讨

2009-11-19 18:33:25 来源:安全管理网 作者:吴金土 邬意慧 【大 中 小】 浏览:11次 评论:0条

查，确认合格后书面公布告示，便于对照和检查，并在开工后的实际检修过程中进行跟踪对照检查，当发现人、证不相符时，应立即进行处理，保证特殊作业的安全。

2.8对大修现场的安全保卫工作进行检查

机组大修时间长，重点部位和重点区域应派专职人员值班和巡查，防止设备零部件遗失和非检修人员进入重点检修区域而发生意外事故。因此大修开工前必须确定保卫专职人员的司职责任，如汽机开缸至扣缸应全过程实施安全保卫工作，对检修人员、上缸检查人员进行严格的检查，并登记在册，以确保安全。

2.9大修工作票的准备

机组大修应根据事先确定的检修项目，在开工前按照设备的系统归属签发系统工作票。一般热机典型工作票的签发可以按以下属性进行，即机、炉两个专业，两个专业分为两个系统，如图示：

2.10系统工作票安全措施的编制和执行

根据上述系统分类，一个大系统(如B1)采用一张总工作票，列出系统停运后安全措施的要点，总工作票同时附上子系统具体的分项检修项目清单，分项检修项目则使用规范制作的系统隔离/恢复操作卡，其安全措施除总工作票中共同的安全措施外，还有与其它分项工作无关而本检修项目必须采取的安全措施，只有在所有的系统隔离/恢复操作卡上的安全措施执行完后，才准予许可总工作票。同样，只有在所有的系统隔离/恢复操作卡上的安全措施恢复后，才能终结总工作票，以避免安全措施执行过程中出现重复、漏项，并提高操作效率。

2.11大修开工前的技术和安全交底

每项检修项目在检修开工前必须进行技术和安全方面的交底，特别是外包项目。所以，在认真做好检修项目合同会签、外包单位资质审查、工作票负责人资格审核的基础上，在开工前组织一次对外包单位工作负责人全方位的、面对面的座谈交底是很有必要的。技术上可按作业文件包的要求进行对^***底，对于技术复杂、危险性大的或有特别要求的作业应重点指出和提示。安全交底最好实施《外包工程(项目)安全、文明施工现场交底备忘录》，提倡到检修现场进行交底，有利于实物指证。在《备忘录》中明确写明交底的内容和要求，明确甲、乙双方的安全职责，最后在现场确认后所有人员签名，各执一份备查。

3大修过程动态安全管理

在机组大修的整个过程中，由于检修项目分布面广，所涉及的专业较多，参加大修的外包单位和人员素质参差不齐，且对新厂的规章制度在认识和执行上又存在偏差，因此，应有重点、有选择地加强4个方面的现场动态安全管理工作。

3.1重点部位监督检查

重点部位即机组在大修中确定的危险性大、安全风险系数大的检修部位或区域，以及在检修过程中容易发生设备损坏和人身伤害事故的部位或区域。如高空区域、空预器区域、炉膛及压力容器内、电气高压试验、汽机扣缸、发电机抽转子等。对重点部位的安全管理工作，除了在开工前进行认真、详细的技术和安全交底外，还必须制订有关的安全作业技术方案，如在压力容器内工作必须遵守使用12V电压的行灯、电源开关及行灯变压器放在容器外的规定，并设专人监护。而且对确定的重点部位应在整个检修过程加强监督检查。

3.2区域项目安全责任制的落实

一台大修机组的工作面一般可分成5大区域：锅炉、汽机、电气开关站(室)、输灰、燃煤。在每个区域作业面应明确一名项目安全责任人(由相应的检修项目负责人担任)，并强调和明确本项目的检修安全责任，落实好安全责任制，以保证本部位或区域整个检修作业过程的安全，从而保证整台机组检修的整体安全。

3.3重大检修项目实施事前检查和过程监督

重大检修项目如汽缸揭(扣)缸、电气大型试验、发电机抽(穿)转子、锅炉水压试验等都应有技术方案，事先必须检查方案中组织体系是否健全、分工是否明确、人员安排是否合理，并在检修过程中重点对危险点进行督查。

3.4现场动火的监督和管理

机组大修过程中，会有大量的动火作业，由于大修现场放置的零部件、检修工具、检修电源线、油桶及各种易燃杂物较多，所以在动火前必须注意周围的环境，特别是对有易燃物品、大型脚手架、电缆密集布置区域更要做到安全措施到位、消防设施到位、监督检查到位。

为保证动态安全管理的实施效果和质量，事先应建立机组大修的现场安全监督网络，明确各现场安全监督员的责任和责任区域，做到安全管理无盲区。

4大修现场的协调管理

大修工作进入中、后期，在主观上和客观上会暴露出许多问题、矛盾。这时，做好现场的协调工作，理顺各方面的关系，及时消除影响大修安全、质量和进度的障碍显得越来越重要。

4.1交叉作业

一个区域计划检修的项目多，必定有交叉作业，一旦失去有效的管理，作业面就容易出现混乱。如在空预器区域内，在对受热面清理后装复工作的同时又要进行漏风系统间隙调整工作，且在受热面的装复中又要调整转子的转动，稍有不慎就会发生人身事故，因此，必须做好现场的协调管理工作。

4.2立体作业

立体作业容易发生人身伤 对新型电厂机组大修规范化安全管理的探讨

2009-11-19 18:33:25 来源:安全管理网 作者:吴金土 邬意慧 【大 中 小】 浏览:14次 评论:0条

害事件，如炉本体内上部过热器管子的更换同时穿插受热面规范性检查工作，中部有燃烧器检修工作，底部又有渣斗检修工作，过程中还有炉内平台运送人员和材料。这时就要注意高空坠物伤人、机械伤害和电焊花引起火灾等事故，必须做好可靠的安全技术防范措施，作业点之间应加强联系，在时空上进行充分的调控，以控制不安全因素。

4.3同一检修系统内不同单位的不同项目作业

同一检修系统内遇有不同单位的不同项目作业时，必须严格按照机组大修网络进度合理安排工序，工作结束后各项试验、设备分步试运转工作必须按照《大修设备试转调试程序》有计划、有准备、有顺序的展开。此时，应注意出现处理临时缺陷时的无票作业、电气误操作等。

4.4安全通道

现场的安全通道在整个检修过程必须始终保持畅通，不能被各种杂物堵塞。所以，对拆下的脚手架、废料等杂物要及时清理，发现有杂物堆积影响安全通道，应责令有关单位立即处理。

4.5文明卫生

保持文明、卫生的作业环境，是为现场作业人员创造良好劳动条件和保证安全作业的一个重要方面。对于粉尘浓度高的区域，如输煤层等区域，在检修开工前应通过使用吸尘器、水冲淋等方法，减少作业区域内的扬尘，保证一定的空气清洁度；当确定需在粉尘浓度超标环境中进行作业的，工作人员应严格配戴防尘口罩或防尘面罩，以保证接尘人员的身心健康；大修现场设置的临时吸烟点、公厕、工业垃圾暂存处等应定置管理。

机组大修是个系统工程，必须环环相扣，严密管理，只有按照标准化、规范化的管理要求，才能保证机组检修过程的安全。

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第五篇：机组大修后启动工作要求及时间安排

10号机组大修后启动工作要求

及时间安排

生 产 厂 长：于圣波

总 工 程 师：于万春

检修副总工程师：陈广志

生 产 部 主 任：陈广志 值 长 组 组 长：王 毅

生产部副 主 任：王国旭 赵永洁

生 产 部 专 责：李春光 付志军 张林广 马 涛 张绍志 宁晓南 王 强

分场 大修 专责：马福江 李万岭 韩 放 王 岩

运 行 二 分 场：官民建 荣庆善

国电环保研究院：肖宝恒

国电吉林热电厂 2008年9月22日

10号机组大修后启动工作要求和时间安排

本次10号机组大修从2008年7月22日0时开始，计划工期10月2日24时结束。由于改造项目较多，各项调试试验时间较长，为按照省调批准的计划大修工期完成大修工作，保证机组安全启动，顺利并网，特作如下具体要求和安排。

一、10号机组大修后启动条件和要求

1.9月24日16时检修工作全部结束，工作票收回，机组冷态验收合格。

2.9月24日16时设备、系统检查完毕处于良好运行和备用状态。3.生产技术部副主任王国旭负责启机前、启机过程中向东北公司安全生产部、龙华公司安全生产部汇报10号机组大修后启动工作。

4.值长组组长王毅负责启机前、启机过程中向省调联系10号机组大修后启动工作。

5.生产部马涛负责联系电科院苏秦9月24日12时到10号机安装汽轮机找动平衡相关表计和接线，9月25日10时具备汽轮机检测动平衡条件。

6.生产部王强负责联系环保部门，说明10号机组大修后启动时影响环保事宜。

7.生产部李春光负责联系14号炉电袋除尘器在9月24日24时前预涂灰完毕。点火前电除尘器导旁路运行。

8.汽机、锅炉、电气、热工分场大修专责负责落实厂家调试人员到厂，并且做到随叫随到。随时跟踪掌握10号机组大修后启动情况及变化，提前安排分场工作人员进入现场开展工作。9.10号机组单元控制室内除参与机组启动的运行人员、专业人员、工作人员、临时消缺人员外，其它人员禁止入内。所有人员除必须原因外不得进入单元控制室警戒线内。

10.运行二分场主任官民建负责机组启动现场指挥。涉及系统的操作，由当班单元长联系和汇报当班值长，在当班值长指挥下操作，其它人员的任何合理建议必须通过现场指挥下达。现场指挥官民建不在现场时必须亲自委托运行二分场副主任荣庆善代负其责。

11.值长组负责联系燃料管理部9月24日12时前准备充足的14号炉大修后锅炉启动用煤。9月24日白班在第二遍上煤时开始一直向15号炉1号原煤斗输送收到基低位发热量应达到13381kJ/kg（3200大卡/公斤）以上、干燥无灰基挥发分应达到45％以上的锅炉燃用煤。9月24日15：00分启动15号炉1号磨煤机制粉，并启动绞龙向14号炉送粉，保持粉位不低于4.5米。

二、10号机组大修后启动及试验时间安排

1.9月25日3：00分前14号炉用等离子点火、升压。2.9月25日9：00分进行8个安全门定鉈试验，预计用6小时，到9月25日15时结束。若某个安全门试验不合格或存在缺陷，该安全门试验后延，将主蒸汽参数降至汽轮机冲转条件，进行汽轮机找动平衡试验工作。

3.9月25日16时汽轮机冲转、暖机至定速预计时间3.5小时，到9月25日20时定速。找动平衡加平衡块（预计2次，每次5小时）。

4.9月26日6时汽轮机动平衡试验结束后，保持汽轮机3000r/min，电气进行试验，预计12小时，9月26日18时完成。各分场可利用此机会消缺。电气试验项目有

调节器开环特性试验及手动组跟踪特性试验 主励磁机空载试验

发电机-厂高变系统三相短路试验 发电机-主变压器短路试验 发电机空载试验

发电机空载调节器闭环试验 发电机同期定相、假同期并列试验

5.9月26日18时电气试验结束后，进行汽轮机各项试验。预计时间2小时。

汽机试验项目有: 手打危急保安器试验

汽门严密性试验:主汽门严密性试验、调速汽门严密性试验

超速保护试验： “103％”超速试验、“110％”超速试验、“机械超速”试验

6.9月26日20时汽轮机试验结束后，机组并网发电。7.机组并网后带20％额定负荷电气做发动机并网后试验 8.预计9月26日23时大修后启机试验全部结束，10号机组继续升温、升压、接带负荷。