201*年2号机组精品检修安全总结

201*年2号机组精品检修安全总结

201*年2号机组精品检修安全总结

在本次安全监督管理上，安监部按照“紧盯现场、从严考核”的工作思路，以防止高处坠落为监督重点，以强化高风险作业的安全监督为切入点，使现场的安全管理做到可控在控，全局掌握。在从严考核上，现场监督检查共考核违章32起，总计考核13700元；在奖励激励上，共开展安全嘉奖两期奖励外委队伍12400元；在安全培训上，共计培训260多人；在规范管理上，严格按照《机组检修安全管理规定》进行对标管理。通过紧张有序的现场监督管理，实现了机组精品检修的安全目标。

在本次检修中，为强化现场的安全监督，分厂还抽调维护部的四名人员组成了临时的安全监督班。针对这一有利条件，安监部采取“点对点”监督和“点对面”监督相结合的方式，专职安监人员划分监督区进行“点对面”监督，监督班人员对高危作业进行“点对点”监督，使现场监督做到了分区管理、突出重点、责任明确，有效防止了安全监督的流于形式。

为使安全监督实现全方位、无漏洞，安监部重点加强了晚间值班人员的现场检查监督，要求不少于三次，通过晚间的违章考核，有效规范了晚间加班人员的安全行为。为加强安全监督的质量，安监部还每日召开总结会，总结一天的现场监督情况及违章情况，做违章趋势分析，有重点的布置第二天的工作，使现场的安全监督管理做到清楚有数，可控在控。在外委队伍培训上，安监人员不仅每天早上参加检修公司的班前会，培训安全知识，讲解事故案例，重点介绍前一天的违章情况，做到警示与教育并重；还积极参加检修公司周四的安全学习，针对一周的现场安全情况进行重点培训教育，并分别组织检修公司的正式工和外协工进行了安全座谈会，使教育、沟通、监督、考核、奖励贯穿于2号机组精品检修的全过程。

在本次检修中，安全方面也有不足的地方。（1）由于2号机组检修紧接1号机组检修，根据入厂培训有效期三个月的规定，本着以人为本的考虑，安监部只是要求未参加过1号机组检修的人员进行入厂培训，但工作负责人必须重新培训并办理申请手续。但实际执行中部门未培训过的人也冒充参加过1号机组培训，尤其是检修公司所有人员未到分厂办理培训手续及工作负责人申请手续就直接开工，直到分厂安监部和塔电公司安监部交涉要求明确安全培训责任后才在机组停运第二天进行了培训，在今后的管理中应吸取教训，一次机组检修的安全培训和负责人培训只限于本次检修，下台机组检修必须全部重新培训。（2）对机组停运前的现场风险考虑不足。未考虑到机组停运前可能有检修人员进入现场进行一些准备工作，晚间对现场的安全监督处于缺位，盲目以为检修人员须到分厂安监部办理手续后才能开工，疏忽了其直接通过甲方后开工的可能性，暴露了主动性不够，未提前询问检修公司人员的培训开工情况。（3）对起重设备的监督检查不够。由于起重设备的维保是其他项目部负责，同时起重设备在高处，在下边能检查到的方面只是外观，关键部位的检查不仅需要爬钢梁上去，也需要一定的专业知识。目前只能是举一反一，要求维保人员统一在电动葫芦的钢丝绳固定端增加一个卡子，安监人员监督检查。（4）2号机组修前发生了吊运炉膛架子时钢丝绳脱落的情况，当时一次吊运了46块（据说还是检修公司戴红帽子的人要求），而通常安监人员要求是不超过20块，可以说如果当时安监人员知道现场有工作，去检查一趟提出要求或许就可以避免，不知道是一个方面的原因，但也暴露了我们的主动性不够。

总结2号机组的检修，在安全上借鉴了1号机组安全监督的成功经验，在机组检修期间现场的监督上比较到位，但在培训、修前监督、特种设备监督上暴露了不足，我们将吸取教训，确保做好今后机组检修的安全监督工作。

塔山分厂安监部

201*.11.

扩展阅读：2号机组201*年A级检修技术总结

大唐鲁北发电有限责任公司设备部2号机组A级检修技术总结

一、机组简介

汽轮机型号N330-17.75-540/540限责任公司

锅炉型号HG-1020/18.58-YM23制造厂家哈尔滨锅炉厂

发电机型号QFSN3302限责任公司制造厂家北重汽轮电机有330201*200额定容量（MW）额定电压（KV）额定电流(A)额定容量（MW）330额定蒸发量（t/h）1020制造厂家北京重型电机有33017.75540额定容量（MW）进汽压力（MPa）进汽温度（℃）二、A级检修概况（一）停用日数

计划：201*年12月01日至201*年01月23日进行第1次大修。

共计55日；

实际：201*年12月01日至201*年01月19日竣工。

共计50日。

（二）检修项目完成情况

专业汽机实际数锅炉计划数851875315122241

内容计划数合计标准项目非标项目技改项目增加项目减少项目8153226612/4//0/备注

实际数计划数电气实际数计划数热工实际数计划数综合实际数计划数继保实际数19875675614014063639292151744744112112444488882311111515121233121111117711122200/1300（三）质量验收情况

H点专业内容合计合格不合格合计合格不合格计划数497汽机实际数497计划数285锅炉实际数285计划数800电气实际数843计划数216热工实际数216计划数125综合实际数103计划数继保实际数888805135130881038800124513121513002161250018614218614201*43216001099109918618600285800003713710010921092497285006903716903710049706906900通知单W点不符合项备注（四）技术监督完成情况

名称计划热工监督电气监督化学监督电测仪表监督9106142

金属监督77压力容器监督9

实际81051410779（七）锅炉检修前后主要技术指标

序号12345技术指标1号炉锅炉热效率排烟温度1A空预器漏风率1B空预器漏风率磨煤机最大出力单位%℃%%T/H修前92.781476.367.1940/30(C)修后93.10125.674.755.4245（八）汽轮机检修前后主要技术指标

序号12345678

3

技术指标额定参数下最大出力各主轴承（或轴）振动值1号轴承（或轴）2号轴承（或轴）3号轴承（或轴）4号轴承（或轴）5号轴承（或轴）6号轴承（或轴）7号轴承（或轴）8号轴承（或轴）汽耗率热耗率循环水入口温度排汽压力（绝对压力）排汽温度与循环水出口温度差单位MWumumumumumumumumumKg/kwhKj/kwh℃KPa℃⊥214511022241110173修前--3753503733301111272.7877861.429.511.321670⊙⊥2765702740327787修后--2462653819992812.7867834.806.61.512.5230⊙真空严密性（在80％负荷以上测定）Pa/min

（九）发电机检修前后主要技术指标

序号1234技术指标额定参数下最大出力热氢温度（最高）冷氢温度（最高）漏氢量单位MW℃℃(m/d)3修前3304555424050修后34541-524012（十）电除尘检修前后主要技术指标

序号123456技术指标电除尘器出口粉尘浓度阻力损失本体漏风率效率同极间距电场投入率单位mg/NmPa%%mm%3修前1502803.699.6737094修后322602.5799.86385100（十一）检修工作评语

本次2号机组大修准备工作非常充分,在做好各项检修计划、备品备件计划及相关作业指导书准备工作的同时，对重要设备的改造项目进行了全程跟踪,修前制订相应的检修进度、技术方案，严格按照计划工期准时完工。标准项目、非标项目在检修中严格执行既定的检修计划、方案、作业指导书，合理地安排工期，对检修的设备进行全方位严格监督和验收，并做好现场技术指导，比预定工期提前5天报竣工，安全、优质、高效、文明地完成了本次2号机组大修任务。

（十二）机组修前存在的主要问题

汽机专业：

4

1、#4瓦温度高；2、机械超速试验不合格；3、#6、7高加端差较设计值偏高；4、凝汽器无胶球冲洗装。锅炉专业

1、空预器换热能力不足；

2、制粉系统多处发生漏粉，需进行防磨处理；3、锅炉整体安装焊接质量不高，存在严重隐患。电气专业

1、发电机漏氢率超标；

2、6KV电源进线开关触头温度高。综合专业

1、一期水处理#1、#2反渗透膜壳渗漏；2、吸收塔集冷烟道多处泄漏；3、#1、#2熟化罐结垢严重；4、电除尘效率低；

5、捞渣机链条、刮板磨损严重；6、水平烟道侵蚀较重，需整改。热控专业

1、主辅机存在单点保护，存在较大隐患。2、锅炉汽包水位测量方式不合理。继保专业

5

1、400V油泵及部分辅助设备二次回路设计不合理。2、保护屏电缆屏蔽接地不规范，三、简要文字总结

（一）、施工组织与安全情况

公司召开大修动员会前组织进行了专项的安全培训和危险点因素控制点的学习。大修开始后，每天利用班前会对作业项目进行危险点分析及安全和技术交底，布安全措施。

本次检修中，各专业严格按照网络图组织施工，并在检修中认真执行了《安全措施票》，所有检修使用的电动工具全部通过了检验；高空作业人员均执行《安规》扎安全带；检修现场使用的临时脚手架全部经过验收，并悬挂“验收合格”标识牌；施工现场要求6S管理，现场所用工器具严格按照规定摆放，排列有序，检修垃圾堆放到指定地点，没有发生乱扔乱倒现象，做到了文明检修。截止本次检修结束，未发生人身伤亡和设备损坏事故。

（二）、检修文件包或工序卡或作业指导书应用情况

本次检修重大项目都编制了检修作业指导书。检修作业指导书包含了检修方案、安全技术措施、开工会签单、异动申请、异动竣工、图纸、工作票、工作任务、工器具和材料表、检修总结等内容，真正起到了对检修工作的指导监督作用，加强了检修工作的全过程管理，提高了检修工作的总体质量。

（三）检修中消除的设备重大缺陷及采取的主要措施1、汽机专业：1）汽轮机大修：

6

解体发现#1、#2、#3轴承箱扬度已严重偏离设计值，且#1、#2、#3、#4瓦油挡中心左右值严重偏差。通过调整台板顶丝重新调整各轴承箱扬度，左右调整各轴承箱，使各油挡中心左右值相符，各轴承箱扬度与相应轴颈扬度相符；#1-#6油挡间隙均超标，为防止油挡积炭#1-#4油挡更换为气密式油挡，#5、6号油挡更换新油挡；复查轴系中心，各对轮中心偏差较大：高压转子比中压转子高0.77mm，中压转子比低压转子低0.45mm，低压转子比发电机转子高0.40mm，通过调整各对轮中心和对轮晃度都在0.02mm之内；密封瓦径向间隙超设计标准较大，更换新密封瓦；高压外缸拆防提升装卡死，销子变形，调整至合格范围内；测量高、中压缸径向汽封间隙后，与设计标准对比，发现部分已偏离设计值，重新按照设计标准调整汽封间隙合格。

2）给水泵：2A、2B给水泵端盖密封垫老化，导致漏水、漏汽严重，更换密封垫；2B前泵泵体前后水室冲刷贯通，进行补焊处理；2A给水泵与耦合器中心偏差较大，重新找正合格。

3）循环水泵：2A、2B循泵叶轮、轴套、密封环汽蚀严重，进行修补更换。

4）解体危机遮断油门滑阀卡涩，经精心处理后动作灵活、无卡涩。5）#6、#7高压加热器水室隔板脱落，固定螺栓冲刷严重，更换#6、#7号高加隔板及固定螺栓。

6）凝汽器水室有8根钛管胀口穿孔，将其封堵。2、锅炉专业：

1）炉内受热面防磨检查发现并处理以下问题：

7

水冷壁：炉膛第四层吹灰器后墙从左数第1个吹灰器位向右数第2、3、4、5、6、7根水冷壁管有2mm深度的吹损；水冷壁折焰角上斜坡左数第1根、18、25根前拉稀管处有吹损减薄现象。过热器：低过一层前侧蛇形弯左数第64、65、66、68排向前数第1根上弯头处硬伤，深约1mm；低过三层后排吊挂管处左数第31、32、47、56、89、90排向下数第1根磨损，低过管磨损深度分别约1mm、2mm、2mm、2mm、2mm、4mm。省煤器：省煤器一层后排吊挂管左数第20根与吹灰器磨损，吊挂管磨损深约1mm；低过三层后排省煤器吊挂管左数第32根与吹灰器磨损，吊挂管磨损深约10mm；省煤器一、二层前后包墙处导流板大部分脱落，从根本上解决了受热面焊口大量不合格的安全隐患。

2）2B空预器标准项目检修过程中，对支承轴承解体发现支承轴承滚珠及滑道有大量坑点，对其进行更换并重新调整水平度。

6）省煤器出口至空预器入口烟道非金属膨胀节破损严重，且该处烟道支撑磨损严重，更换膨胀节，并对烟道支撑加装防磨护板。

8）磨煤机检修：检查发现磨煤机内锥体外壁有磨损，为防止造成不可修复的损坏，已进行防磨处理；2号炉磨煤机出口可调锁孔指示尺坏，已进行修复；5台磨煤机内椎体都存在不同程度磨损，已进行防磨。

3、电气专业：

1）对发电机内端盖检查工作中，发现励侧上下内端盖及汽侧上下内端盖缺少6个联接螺栓，并且内端盖螺栓很多锁片未锁定，端部螺栓有松动现象，发现大端盖4个人孔门边缘有很明显的磨痕，易导致漏氢，及时进行处理。

8

2）在2A凝结泵电机做直流耐压工作中，当直流耐压升到9000V时对铁芯放电，用5000V摇表绝缘摇不住。为此对线圈打高压使线圈短路点暴露，及时对引线进行焊接和绝缘处理。

3）在磨煤机电机解体检查过程后，发现电机引线之间无固定并且引线与电机定子固定筋直接接触，易引起引线松动，绝缘下降，导致引线放炮、放电现象，为此对引线用热缩管进行热缩，并且用绦泊绳固定，消除了设备隐患。

4）在2A送风机电机解体检查过程中，发现A相绝缘破裂对电机外壳放电痕迹，铜线芯断2/5，此电机启动运行过程中，极易导致引线放炮、放电现象。对此进行更换电机引线，并用热缩管进行热缩，增加绝缘强度，避免了影响机组安全运行中发生重大缺陷。

5）在二号机组封闭母线查漏工作中，发现所有盘式绝缘子处漏气量大，经过更换密封垫及紧固盘式绝缘子处压紧螺栓，使用密封胶重新进行封堵后，封闭母线压力维持时间正常。3、

热工专业：

1）加装汽机轴向位移3测点，实现轴向位移大跳机保护三取二配。2）发现2号机组氢气纯度分析仪取样管路取样点位错误，且氢气纯度分析仪样气外排，造成机组漏氢量大问题，重新进行整改达到安全运行要求。

3）对发电机定子冷却水保护流量孔板进行改造，定子冷却水流量保护跳机实现单独取样，避免当任一开关管路、阀门发生故障或误操作时，均会造成三个开并同时动作，发电机误跳闸隐患。

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4）改造脱硫CEMS出入口温度元件、吸收塔入口温度元件，更换防腐防磨温度套管，解决温度元件保护套管为普通套管，不能防腐防磨，容易造成元件损坏问题。

5）对燃烧器摆角进行改造，解决燃烧器摆角四角合用一个IP，且不稳定，四角开度不一致，容易烧偏，影响炉膛安全及温度调节缺陷。4、

综合专业：

1）对吸收塔内的衬胶层进行了全面检查，将脱落的衬胶进行了修补；对磨损严重的喷嘴、喷淋管进行了更换。

2）清理#1、#2熟化罐、浆液罐、回水箱、废水箱、中和箱、#1、#2滤布冲洗水箱、吸收塔区地坑、副产品区地坑。

3）捞渣机检修：捞渣机链条磨损量超出可控范围，刮板耐磨条全部损坏，对其进行更换；涨紧导轮轴承偏离正常角度，更换涨紧导轮；清理渣仓吸水板、吸水管；更换尾部导轮，关断门油站高压软管；渣仓顶部加装踢脚板，消除不安全因素。

4）输灰系统：一、二电场进料阀5个内漏，对除灰存在重大隐患，进行了维修；#2、#3灰库布袋除尘器多数损坏，进行更换；将除灰系统四电场仓泵拆除，安装新仓泵，将1、2电场的原除灰管道截断，安装一条新管线，通至灰库。

5）2号机电除尘改造成电袋复合除尘器，出口烟尘排放浓度为30mg，达到国家环保要求。6、继保专业：

1）发变组变送器屏、公用变送器屏所有变送器共用一路电源供电，

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各变送器的电源均为并接，且没有经过保险。存在一个变送器出现电源短路时，所有电源掉电的隐患，将影响到机组的稳定运行。针对以上问题，及时在各变送器电源回路前加装带保险的端子，排除相互影响的隐患。

2）给水泵、引风机、一次风机由两根6千伏电缆供电，每根电缆上都套有一个零序CT，零序CT的二次接线为串联方式，当其中一根电缆发生单相接地时，流入保护装的电流将为实际故障电流的一半，达不到保护整定定值，零序保护会拒动，存在发生保护越级跳闸的严重后果。已将零序CT的二次接线改为并联方式。

3）220千伏系统安全稳定装动作后按预定策略切掉鲁北厂2号发电机，现切机方式为直接接入发电机并网开关跳闸回路。这种方式，没有考虑跳掉发电机并网开关后，汽轮机超速的问题。现将切机保护的跳闸回路接入发变组保护的外部重动保护，经过跳闸矩阵整定，启动发变组保护全停出口，在解列的同时关闭主汽门，保护了汽轮机不超速。7、金属监督工作：

此次是2号机组自投产以来首次A级检修，因机组安装期间的焊接质量不高，工程结束后移交的检测报告不完整，金属台帐不全，使得机组投运期间出现多次四管爆管。本次A级检修对机炉外管、炉内四管安装焊口进行全面普查工作，进一步了解掌握安装焊口质量情况，建立健全金属监督台帐，使机组健康水平有一个质的提高，保证机组安全稳定运行。主要检测量如下：

汽机侧915道焊口，合格焊口493道，不合格焊口422道，一次透照合格率54%；锅炉侧14405道焊口（炉内四管13352道），合格焊口13328

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道，不合格焊口1077道，一次透照合格率92.5%；对以上问题焊口进行了挖补、断口处理。

(四)设备主要改进/改造的内容和效果1、汽机专业

1）汽轮机#1-#4轴承油挡更改为气密式油挡，不仅可以达到油挡零泄漏的密封效果，同时该气密式油挡还可以阻止轴封漏汽和灰尘杂质的进入，避免了油中进水和油中带杂质等情况的出现。由于油和高温蒸汽被压缩空气隔开，所以不会发生碳化现象，内部也不会形成黑色碳化物，不会引起机组震动，也不会损伤转子轴颈。

2）汽轮机4号轴承由椭圆瓦更改为可倾瓦，能够使轴瓦在运行中，能沿轴向上下在一定的范围内能自由晃动，以适应机组在运行中由于轴瓦沿轴向倾斜造成轴瓦乌金与汽轮机轴接触面不稳定的现象，瓦块能自由活动；无卡涩；不会增加振动风险；瓦温应在安全范围内；能经得起长期运行无故障。

3）密封油站改造：将密封油站由12.6米平台移至6.6米平台，消除平衡阀无法放空气的缺陷，现平衡阀跟踪灵活、准确。

4）启动排汽改造：由于原设计为机组启动时对空排汽，造成了蒸汽的大量浪费，并危及邻近的封闭母线，利用本次检修新加装了一台扩容器，主汽、热段、冷段疏水经扩容器接至凝汽器。对主汽A/B支管、热段A/B支管疏水阀进行更换，控制部分气动改电动。改造完成后彻底解决疏水气动门开关不畅、阀门内漏、噪音高等问题。

5）加装胶球清洗装：加装了胶球清洗装，包括收球网，胶球泵，

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装球室及相关管路阀门。定期对凝汽器进行加胶球清洗，使钛管内的污垢能够及时清除，保证了凝汽器的换热效果。

2、锅炉专业：1）空预器脱硝改造：

本次2号锅炉空气预热器检修工作主要内容是拆除内部换热元件，拆除中温端栅格板，原中温层和冷端换热元件改为一层脱硝专用镀搪瓷元件，清洗并安装原热端换热元件；冷端蒸汽吹灰器更换为高压水和蒸汽双介质吹灰器；加装高压水冲洗系统；三向密封片全部更换，并调整密封间隙，环向密封进行改造；空预器出口一次风道加装隔离门。改造后可有效适应脱硝装运行，漏风率及出入口压差明显下降，空预器一次风可有效隔绝。

2）水平烟道增加长伸缩吹灰器：

针对机组运行过程中水平烟道折焰角处吹灰效果不佳，积灰严重的问题，大修过程中在折焰角两侧各加装两台长伸缩式蒸汽吹灰器；截止目前判断吹灰效果较明显。

3）引风机改造：

拆除原有引风机及脱硫风机利用原有基础，将原有基础重新加固，将原有风道入口部分加固满足风机入口负压9000Pa的要求。另外将原有静叶可调风机改为双级动叶可调风机，提高了风机的性能，将原有引风机风道出口布不对称的缺陷消除。重新布引风机出口风道。实现引风机代替原有引风机与脱硫风机的功能，满足了脱硝改造与电袋除尘器改造所需的风机出力要求，安装后保证了风烟系统的稳定运行。

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4）低氮燃烧器改造工作：

将锅炉最下层燃烧器，对应A磨煤机，改造为具有等离子体点火功能的燃烧器。其余层保留大油枪。在锅炉点火和稳燃期间，等离子体燃烧器具有等离子体点火和稳燃功能，并配以大油枪进行辅助。在锅炉正常运行过程中，等离子体燃烧器具有主燃烧器功能。

机组启动时实现了无油点火，节约了燃油，降低了电厂运行成本，等离子设备投运后已经燃油系统压力由原来2.5MP降压至1.5MP，降低了燃油系统管路泄漏的机率，而且对以后的脱硫、脱硝、电除尘、风机改造有益。

5）过热器再热器加装堵阀

过热器出口、再热器出入口加装共4台水压试验专用堵阀。由于堵阀体积大、重量大，与锅炉钢结构及支吊架系统冲突较严重，锅炉专业与锅炉厂、施工队伍商讨吊装方案，咨询电科院支吊架相关资料，完成堵阀加装工作，并对四大管系所有支吊架重新调整，解决了加装堵阀后的管道震动问题。水压试验中堵阀运行正常，未发生泄露，标志着加装堵阀工程圆满成功。并且水压试验堵阀安装后，通过水压试验检验了本次锅炉汽水系统检修工作。

3、电气专业：

1）2号发电机在检修前，平均每天漏氢量在40-50立方。超出了每天12立方的国家标准。本次检修仔细查找了发电机漏氢点，并及时处理，使漏氢量在每天小于12立方，达到合格标准。

2)二号机组2B段进线电源开关检修前，开关触头温度达到75度，

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大修期间，对开关更换动触头导电杆及梅花触头，加装无线测温装及强制通风装。检修完成后，开关温度在58度左右，大大减低了因触头发热而出现开关熔断的安全隐患。

3）凝结水泵变频改造：此次大修加装:2号机组凝结水泵变频器，采用1拖2变频。在加装变频以前，机组满负荷运行，凝结水泵电机运行电流一般在94A左右。技改后，凝结水泵电机运行电流一般在65A左右，降低了近30A运行电流，在保护电机的同时，起到很大程度节能作用。

4）UPS技改，主机房通过增加一套备用UPS，采用2+1的运行模式，实现了2台机UPS的可靠备用。网控楼增加一套UPS，实现了网控楼控制电源的可靠、稳定。

5）B循环水泵电机更换。原2B循环水泵电机更换为新型号电机，在解决了电机运行中发热的安全隐患的同时，电机运行电流由195A左右降到165A左右，节省了大量的厂用电。

4、热工专业：

1）磨煤机热、冷总风关断门因受高温烘烤，控制柜损坏严重，全部无状态显示，经过改造后，远离热风道，避免高温损坏设备，关断门运行正常。

2）磨煤机入口一次风量及热二次风量堵塞严重，测量经常因管路堵塞导致不准，经过改造后风量测量更准确，管路堵塞现象大大减少，减少了维护量，保证了机组的安全稳定运行。

3）锅炉主蒸汽出口PCV阀控制用压力开关，原使用爱特双作用压力开关，控制回路及压力定值都存在较大隐患，极易造成PCV阀误动，此次

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改造将使用SOR双压力开关，提高了设备的稳定性，防止开关误动，保证机组稳定运行。

4）对汽包取样管路进行改造，解决我厂锅炉汽包水位测量管路水侧比汽侧高造成的汽包水位不准缺陷，并进入汽包内进行实际汽包水位核对。

5）定子冷却水流量孔板改造，实现定子冷却水流量保护跳机实现单独取样，避免当任一开关管路、阀门发生故障或误操作时，均会造成三个开并同时动作，发电机误跳闸隐患。

6）改造脱硫CEMS出入口温度元件、吸收塔入口温度元件，更换防腐防磨温度套管，解决温度元件保护套管为普通套管，不能防腐防磨，容易造成元件损坏问题。

5、继保专业：

400伏油泵二次回路改造：本次2号机A级检修400伏油泵改造共安装10台敞开式分体控制柜，改造了25台油泵、辅机电机的二次回路。设备原来状态：二次回路在MCC抽屉柜内，当发生合、跳闸回路故障，开关位、电流指示异常等情况时，必须先将设备停运，然后将抽屉开关全部抽出后进行处理，由于内部布局极为紧凑，消缺工作极为困难和繁琐。另外当抽屉柜内有积灰、积粉无法进行带电清扫。经过此次改造，上述问题均已解决，回路更加安全可靠，达到了预期的效果。

6、综合专业

1）改造水处理离子交换器内部结构及设备，将中间排水装更换为不锈钢缠绕式装，增加进水配水装，提高树脂处理复苏水平并减少跑

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树脂现象的发生。

2）改造2号机高温取样架冷却装，增加三级冷却装，提高在线仪表投用率并使来水样达到在线仪表可用温度，保证了各路高温样水线监测。

3）电除尘改造：电除尘器内部阳极定位板安装工艺、材质都存在问题更换新阴、阳极板，改为电袋复合除尘器，增加高频电源，一电场保留电除尘，二、三、四电场改为布袋除尘，增加除尘效率，出口浓度达到国家要求标准。

4）捞渣机大修：捞渣机链条磨损超出可控磨损量，刮板耐磨条全部损坏，关断门油站高压软管接近使用寿命，厂家技术员指导，检修捞渣机，保证捞渣机的稳定运行。

5）干输灰系统检修：对干输灰系统的卡涩阀门进行了检修，1、2电场的进料阀5个出现内漏情况，返厂重新研磨阀盘，消除内漏情况。将除灰系统四电场仓泵拆除，安装新仓泵，将1、2电场的原除灰管道截断，安装一条新管线，通至灰库，库顶安装管道进入灰库内部，增加了干输灰系统的输灰能力。

6）水平烟道改造后取消了增压风机，配合锅炉专业的三合一引风机改造，使脱硫运行系统简化，稳定性增强。同时将原有引风机抢风现象消除，使烟道系统更为简化。

（五）改造效益简要分析（包括重大非标准项目和技改项目）1、汽机专业

1）汽轮机1-4号轴承油挡更改为气密式油挡，其不仅可以达到油挡

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零泄漏的密封效果，而且防止碳化现象不会引起机组震动造成机组非停。

2）汽轮机4号轴承由椭圆瓦更改为可倾瓦，瓦温应在安全范围内；能经得起长期运行无故障，避免因瓦温高造成机组非停。

3）发电机密封瓦更改为由原来间隙30丝更改为15-20丝的新密封瓦，密封瓦间隙减小后发电机漏氢明显减小，达到优良范围内，每天节约氢气30方。

4)通过对开式泵的改造，降低了日常维护及更换备件的费用，增加了机组运行的安全性。

5)加装胶球清洗装及通过对凝汽器钛管进行高压水清洗，按同期相比，机组真空比修前大约提高3.5Kpa左右，由300MW机组小指标对机组效率影响量参考表：真空每变化1Kpa，影响煤耗3.2g/kWh计算，按现有负荷每天平均600万千瓦时计算，每天节煤67.2吨，即节约发电成本：67.2×750＝5.04万元

6)通过修复高加水室隔板，提高了高加的换热效率，给水温度提高了提高18.3℃。

2、锅炉专业

1）空预器运行经济性改善

空预器改造后，漏风率为5.1%，达到了优良标准；另外，通过对空预器蓄热元件及暖风器的水冲洗，得出空预器烟气侧出入口差压由修前1.8kpa降至1.3kpa；排烟温度及空预器出口热一二次风温也有明显改善。

2）磨煤机出力

检修前磨煤机最大出力均低于设计值，尤其是2C磨煤机最大出力低

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于30t/h；大修后磨煤机出力可达到设计值，目前五台磨在30T/H出力运行下，即可带满负荷；且制粉单耗也有明显下降，大大降低了厂用电率。

3）低氮燃烧器及改造

改造后，省煤器出口处氮氧化物含量显著下降，改造过程中加装了等离子点火装，机组启动时实现了无油点火，节约了燃油，大大降低了电厂运行成本；

4）水压试验堵阀加装

在过热器出口、再热器热端出口和再热器冷端加装共4台水压试验堵阀，并加装了8套支吊架及水压试验排气系统，改造后机组大小修后可进行水压试验，方便对受热面检修质量进行检查，保证了检修质量。

3、电气专业

1）凝结水泵变频改造。此次大修加装2号机组凝结水泵变频器，采用1拖2变频。在加装变频以前，，凝结水泵电机运行电流一般在94A左右。技改后，凝结水泵电机运行电流一般在63A左右，降低了近30A运行电流。预计年节能130万Kwh。

2）2B循环水泵电机更换为新型电机，在解决了电机运行中发热的安全隐患的同时，电机运行电流由195A左右降到165A左右，考虑到循环水泵电机A\\B两台不定期切换运行，预计年节能60万Kwh。4、综合专业：

1）水处理酸碱再生系统改造、更换一二期阴阳混床中排及树脂，保证了各个阴阳混床再生效果及再生次数。有效的减少了酸碱用量及节约除盐水用量。

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2）充分利用脱硫系统进行系统性检查、清理的机会，完成了吸收塔及脱硫公用系统各罐箱的检查清理工作，以及高低压工艺水泵、地坑泵（6台）的检查检修，吸收塔的衬胶，集冷烟道的检修工作，较好地完成了脱硫大修任务，使脱硫效率稳定在95%以上。

3）干输灰阀门内漏治理：维修内漏阀门5只，减少了输灰压缩空气的损失，避免干灰进入仓泵堵灰，提高了输灰效率。并将干输灰增加一条新输灰管道，由原来的两条输灰管道变成三条，增强了输灰能力，提高输灰效率。保证了干灰系统的稳定运行，最大程度减小干灰系统对电除尘的影响。

4）电除尘器一直存在运行工况不稳定，缺陷率高，维护量大，除尘效率低的情况。现改为电袋复合除尘器后，运行稳定，除尘效率能够达到国家粉尘排放标准。

（六）检修后机组总体能耗指标

根据修前、修后热力性能试验数据对比，在额定负荷工况下，大修后汽轮机高中压缸效率都有一定提高，高压缸效率提高1.41%，中压缸效率提高1.11%，使汽轮机热耗率降低约50kJ/kW.h；给水温度由226.74℃提高到245.07℃,#7高加出口端差由28.45℃降低到10.35℃，#6高加出口端差由27.48℃降低到9.60℃，使热耗率比A修前降低约30kJ/kW.h；凝汽器端差由11.4℃降低到6.6℃，使机组热耗率有一定降低；2号炉修后在额定蒸发量情况下锅炉效率提高0.68%，达到93.24%；空预器漏风率下降1.7%，达到5.1%；A修后热力性能试验，测定机组在额定参数330MW工况下，标准供电煤耗率降低6.29g/kW.h，达到309.83g/kW.h。通过本

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次大修有效地提高了机组运行经济性,达到了预期的效果。

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