201*年检修部锅炉专业工作总结
201*年检修部锅炉专业工作总结
201*年是我公司经受严峻考验的一年，第一台300MW机组单机运行，不仅要完成“迎峰渡夏”、“迎峰渡冬”等发电使命，还要肩负着全市供热的重任。第二台300MW机组安装目前已进入调试阶段，让淮电人满怀希望，又充满挑战。面对新形势，检修部锅炉专业全体职工继续发扬艰苦奋斗的主人翁精神，不计个人得失，顽强拼搏，勤奋工作，圆满完成了各项生产任务。现简要总结如下：
一、安全生产情况
1、分解安全考核目标，签订安全责任书
自201*年伊始，检修部就制定了详细的安全规划，确定了安全目标，并进行目标分解，层层落实，部门与班组，班组与个人，签订了安全生产责任书，责任的细化落实，使安全生产工作得到了有效的保证。
2、健力健全各项管理制度
检修部成立了以主任为首的安全领导小组，健全和全面落实安全生产责任制，层层分工，层层落实。对检修部制定的安全生产规章制度措施，进行了全面审核和校订，对不完善的进行了修订完善，并加大了执行力度和检查力度，保证了规章制度的科学性、完整性、严肃性和可造操性。
3、对特种设备和压力容器规范管理，加大检查监督力度
检修部锅炉专业加大了对特种设备的日常维护保养，定期进行检查，对安全附件、安全保护装置、测量调控装置及有关附属仪器仪表进行了检查，发现的问题及时汇总报检。加大了对特种设备的隐患排查治理力度，有针对性地制定了防范措施，通过治理，达到了安全保护齐全、可靠，主要仪器、仪表能正常投入运行。201*年6月江苏省电监办委派方天科技有限公司对#3炉进行外部检验，压力容器和受热面磨损、蠕变在正常值内。同年11月淮安市特种设备检验院，对锅炉特种设备进行了检测。对压力容器和压力管道进行检查，并使之制度化，对压力容器和存压管道的治理和防范有了科学的依据。
4、突出抓好工作票管理工作
检修部严格按照《电业安全工作规程》中规定的工作票制度的有关规定执行。从工作负责人、工作票签发人、工作票许可人层层把关，现场认真落实安全措施，工作中认真执行安全措施，做到有落实有检查。在工作票管理上，实行三方负责制，对检查不合格的工作票，对工作负责人、工作票签发人、工作票许可人进行处罚，并通报批评，对安全措施不严格执行的，除对工作人进行处罚外，对工作负责人、工作票签发人也进行逐加处罚。在工作票的管理集中整治后，工作票合格率达到了100％。
二、检修改造情况
#3炉自投运2年来，一直未能进行首次检查性大修，因此我们锅炉专业利用每一次调停机会，经常性进行24小时连续作业，对锅炉存在的缺陷、隐患进行整制。每次停机检修都是锅炉专业的工作重点，检修质量将直接影响到公司的整体效益，锅炉专业高度重视，合理安排计划，积极筹备、精心部署、统筹兼顾、认真落实，部门成立了以专业主任为首的安全管理体系，以技术员为首的技术指导监督体系，有效的保证了设备检修的安全、质量。
201*年春节期间，在有效检修工期只有5天的情况下，锅炉专业在独立完成检修项目142项的同时，还配合监督北京嘉克新兴科技有限公司对#3炉5台磨煤机辊套及衬板进行在线堆焊，有效的延长了磨煤机运行周期。
201*年5月，在#3机组C级检修期间对汽包连续排污热水、锅炉吹灰疏水、电除尘灰斗保温蒸汽疏水、脱硫GGH吹灰疏水、降温池热水等系统进行改造，回收余热。利用原有50m3的空预器碱冲洗水箱作为余热汇集箱，并新建一个200m3余热水箱。余热汇集箱主要收集汽包连续排污热水等余热，并起中间水箱作用，沉淀热水，在余热汇集箱设置排污口，定期排污，保证水质良好；新建的余热水箱收集主要收集附近烟厂供热回水的余热等，并作为余热汇集箱的热水接收水箱，最后通过管道泵输送到水罐车中，对外供应热水。
为减少升停、炉时的用油量，在201*年5月，#3机组C级检修期间进行微油点火装置改造，拆除#3机组原等离子点火装置，在A层喷燃器处安装微油点火装置。
#3炉空预器烟风阻力大一直是锅炉专业心头的痛，经过两次在线冲洗仍未有明显好转。201*年5月，在#3机组C级检修期间，锅炉专业群策群力，将空预器热端及热端中间层换热元件盒拆出打散清灰，烟气阻力降低了500Pa，辅机单耗也有所降低，使#3炉机组安全经济运行迈上一个新台阶。
三、锅炉专业内部检修管理情况每次锅炉停炉检修期间，我们专业都要专门召开检修班长会，分别安排检修部署工作。在停炉前要一一排查现场隐患、设备缺陷，并做好详细的记录。针对排查的隐患缺陷进行分类，及时落实整改，能够在运行期间处理的尽量在停炉之前处理，涉及到公共系统和机组运行安全的作好充分的准备。部门管理人员和检修人员根据缺陷情况认真编制材料计划，落实检修所需备品备件。技术员编制、审阅施工安全技术措施，每个项目都落实工作安全负责人、工作技术负责人。专业主任、技术员分别担当了工作安全、技术负责人，向检修人员传达学习，确保了锅炉专业生产任务的顺利完成。
四、存在不足及今后努力方向
锅炉设备在检修人员的不断努力和精心维护下，设备健康状况显著提高，但其中仍存在着不足：#3炉电除尘器由于设计上存在问题，自机组投产运行以来，运行效果一直不太理想，虽然每次停机检修，电除尘器检修工作都被列为重中之重。但由于工期关系，内部故障未能得到彻底处理。下一次机组大修中，要对电除尘器进行全面改造，彻底解决目前因扰电除尘运行的一切问题。
检修部锅炉专业201*-12-
扩展阅读：201*年锅炉专业大修总结1
宁夏大坝发电有限责任公司
一号机组A级锅炉专业总结
编制：陈祥审核：批准：日期：
宁夏大坝发电有限责任公司
一号机组A修锅炉专业总结
一号机组A级锅炉专业总结
一、检修项目完成情况
1、检修项目完成情况：
1.1标准项目：按照公司《一号机组A机检修任务书》及《检修部一号机A级检修任务书》,计划应完成104个大项，实际完成了108个大项的所有工作。增加了炉顶大罩壳消漏、捞渣机渣仓反冲洗水管路安装增压泵、炉底加热前后墙联箱移位、石膏浆液缓冲箱顶入式搅拌器减速机及轴承座大修、C浆液循环泵基础灌浆、A-E磨煤机一次风入口检修人孔改造、制粉系统楼梯、栏杆、平台装置性违章整改、磨煤机煤粉取样装置预留孔加装、燃油母管移位改造、火检风机出口母管改造。受热面喷涂（主要是水冷壁两侧墙）工作因工期原因未进行。
1.2非标、更改项目：按照公司《一号机组A机检修任务书》及《检修部一号机A级检修策划书》,计划应完成9项，实际完成了10项。增加A、B氧化风机驱动端油箱改造制作加装冷却水系统。1.3技术改造、节能项目：按照《华能集团公司300MW汽轮机及辅助设备节能导则》及公司《一号机组A机检修任务书》，计划应完成18项，实际完成18项。
1.4技术监督项目：按公司《一号机组A机检修技术监督计划》及检修部《一号机A级检修任务书》，计划应完成1个大项，实际完成1个大项。
2、取消项目情况说明及风险分析
2.1主给水电动闸阀，因201*年1月份大修中已检修，本次不解体但对填料密封检查更换。2.2汽包（#1、#3）安全阀及过热器、再热器出入口安全阀共10台，因201*年1月份大修中已
检修，本次不检修，停机前进行了排放试验，大修后进行了热态检验。
2.3炉顶空气阀，因201*年1月份大修中已检修，本次不解体但对填料密封检查更换。2.4一级、二级减温水及再热器事故喷水电动阀、调节阀及管道放水阀，因201*年1月份大修中
已检修，本次不解体但对填料密封检查更换。
2.5包墙疏水阀及省煤器放水电动阀，因201*年1月份大修中已检修，本次不解体但对填料密封
检查更换。
2.6省煤器再循环电动阀，因201*年1月份大修中已检修，本次不解体但对填料密封检查更换。2.7分集箱放水电动阀，因201*年1月份大修中已检修，本次不解体但对填料密封检查更换，对
电动执行机构检修，检查推力轴承、阀杆螺母、盘根。
2.8炉底加热来汽一二次阀、止回阀，因201*年1月份大修中已检修，本次不解体但对填料密封
检查更换。
一号机组A修锅炉专业总结
2.9＃1FGDA、B氧化风机，A风机于201*年3月因叶片裂纹、主轴弯曲已大修，B风机于201*
年2月困整机损坏，将＃2FGDB氧化风机整机拆来安装。
2.10根据捞渣机、二过更换工期情况，申请将受热面、烟道防磨防腐、防磨超音速电弧喷涂工作调
整为下次C修时进行。
3、重大技改和修理项目完成情况
3.1电除改造项目：主要内容：将原电除改造为电袋复合式除尘器，改造方案为保留一电场，将二、
三电场阴、阳极系统和振打装置及高低压设备拆除，并将第二、三电场壳体、立柱等加高2米，作为二、三布袋区，拆除原出口烟箱，利用此位置将电除尘器的壳体加长3～4m布置布袋，作为四布袋区，此部分不设灰斗，采用斜板将布袋收集的灰流入现在除尘器布袋第三灰斗。改造后保证效率≥99.9%、除尘器出口含尘浓度≤30mg/Nm、本体阻力（包括电场和布袋部分）≤1000Pa、本体漏风率≤3%等，达到环保和脱硫的要求。
3.2回水渡槽改造：主要内容：拆除原有回水渡槽(共约30m3)、修复支墩、预留预埋件，支柱防
腐，架设钢管代替原渡槽回水渡槽(架设ф820管道190米)，将#13浓缩池溢流水管引至渡槽（钢管）内。改造后解决灰水溢流，冬季易结冰等问题。
3.3除渣方式改造：主要内容：原采用排渣门加碎渣机的水力排渣方式，渣经碎渣机粉碎后经过渣
沟激流喷嘴输送至渣池，经抓渣机抓至脱水仓脱水后用拉渣车运走。本次改造在＃1锅炉下设置1台刮板捞渣机，南北方向布置，刮板捞渣机头部提升一定角度，将渣提升到渣仓顶部进入渣仓，渣仓下留有运渣汽车通道，汽车在渣仓下装渣外运。渣仓的脱水、捞渣机的冷却水及渣井的密封水经管道及溢水堰溢出后，沿原有渣沟进入一期灰浆池，经1台灰浆泵输送至＃1浓缩池，浓缩后的水进入一期回水池，经一期1台冲灰泵升压后沿电除至炉侧的冲灰水管道，然后接入渣井密封水母管作为捞渣机的冷却水及渣井密封水。现有的渣井密封水作为补水及捞渣机转动机械轴承的密封水用。
3.4二过更换：主要内容：对原二级过出口管组(共46排，每排14根、长11400mm，主要材质为
12Cr1MoV、管径Ф51×12，SA－213T22、管径Ф51×12，SA－213TP304、管径Ф51×7，总重量约为88.415吨）进行更换。提高管组寿命。
3.5D、E磨变加载改造：主要内容：将原磨煤机定加载方式改造为变加载方式，使磨煤机最小出力
降到６Ｔ/h，扩大磨煤机的调节范围，磨煤机出力可由定加载的40％--100％扩大到变加载的25％--100％，适应电厂调峰需要。
3.6D磨微油改造：主要内容，将D层4只煤粉燃烧器改造成气化微油点火煤粉燃烧器，在实现锅
炉气化微油冷炉启动和低负荷稳燃的前提下，确保原主燃烧器的动量不变、炉内空气动力场不
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一号机组A修锅炉专业总结
变以及基本性能不变，同时兼具主燃烧器的功能。
3.7吸风机改造：主要内容：为配合电除改造改造后，烟道阻力增加的情况，经现场测试，将原吸
风机改造为功率为201*KW的高效风机。
二、发现的主要缺陷及处理情况
序号设备名称123456高再高温过热器屏式过热器大罩壳一级减温水再热器出口联箱再热器冷缺陷内容部分“S”弯磨损严重入口管排水平支撑管与垂直管相交处相互磨损水平支撑管与垂直管相交处相互磨损顶部及侧墙漏点较多A、B侧手动阀阀座冲刷磨损严重北侧疏水管座角焊缝有裂纹，裂纹长30mm采取的措施及处理结果行更换，共更换14根“S”弯对23排入口管排水平支撑管处管子添加防磨护瓦对16屏支撑管处管子添加防磨护瓦补焊侧墙、顶部漏点备注对高再“S”弯进行测厚，对磨损严重的进更换一级减温水A、B侧手动阀共2台，型号为：J61Y-320-DN100.制定方案进行打磨补焊，并进行热处理。制定方案进行打磨补焊，并进行热处理7端至辅汽焊缝有20mm裂纹联箱三通D、E磨煤机E磨煤机分离器C磨燃烧器平台FGD静环磨损严重出口短管内衬磨损严重89101112对D、E磨煤机静环进行挖补更换E磨煤机分离器出口短管内衬，并进行防磨处理补焊磨煤机内椎体且进行防磨处理更换磨损严重的弯头，规格型号：φ530-R650-90°共4个清理吸收塔内喷淋层喷嘴结垢，疏通所有喷嘴率低D磨煤机内椎体磨损严重弯头磨损严重喷淋层大量喷嘴严重堵塞脱硫效13FGD喷淋层支撑系统钢梁防磨垫严重脱落防腐层磨损加剧，危重新制作钢梁防磨垫险因素大A泵叶轮有170mm长裂缝，B泵叶轮有100mm长裂缝；C泵14浆液循环泵制定焊接工艺，打磨后补焊；更换C泵机叶轮有150mm长裂缝，机械密械密封，更换全套轴承，更换密封前轴套；封动静环磨损严重，轴承间隙C地基罐浆。过大，前轴套变形。C浆液循环泵地基未罐浆固定叶片螺栓松动A减速机22319轴承损坏调整垫片重新恢复好固定叶轮螺栓更换轴承151617C侧入式搅拌器空预器A空预器一次风与烟气侧热端扇形板、将吹薄处及损坏处进行了挖补（图19），弧形板吹损严重造成漏风扇形板与密封片结合处的焊镏进行了打一号机组A修锅炉专业总结
序号设备名称缺陷内容采取的措施及处理结果磨，使之平整，弧形板进行挖补。靠近中心筒处扇形板吹漏，进行了补焊备注18A空预器一次风与二次风侧热端扇形板吹损进行补焊处理将吹薄处及损坏处进行了挖补，扇形板与19密封片结合处的焊镏进行了打磨，使之平一次风与烟气侧热端扇形板、B空预器整，弧形板进行挖补。冷端扇形板局部吹弧形板吹损严重造成漏风损严重，进行了补焊。靠近中心筒处扇形板吹漏，进行了挖补水平烟道支撑管33米A、B侧水平烟道支撑管进行更换，开焊处进行了加固。墙皮开裂吹损严重以及吹损处进行了补焊20三、自动、保护、连锁、定值变动情况
1GL（#1）保护定值修改GL(#1)-201*-08吸风机保护定值（风机轴承温度、电机轴承温度、轴承振动、油站油温、油站油压、站油压差、油站油位低、机壳震动、失速差压值）。2
GL（#1）保护定值修改GL(#1)-13D、E磨煤机保护定值(加载油压、给煤机煤量、变加载油站油温、点火时变加载油压、运行时变加载油压、运行时、变加载最大油压)。3
GL（#1）保护定值修改GL(#1)-28#1炉捞渣机保护定值(液压驱动系统油温开关、液压驱动系统油位开关、捞渣机水温、渣仓料位计、液压张紧压力开关)。4
GL（#1）保护定值修改GL(#1)-29#1炉电袋除尘器保护定值(气包喷吹压力低、气包喷吹压力高、电袋除尘进出口压差)。
四、机组运行情况
1、开机情况：7月9日09：24微油点火。10:08启D磨变加载，10:50主汽压力0.34MPa，11:50停炉底加热。15:59冲转。16:05因电泵大差压阀盘根泄露严重，机打闸，炉灭火。19:06重新微油点火。20:35冲转，21:37转速升到3000rpm，做电气试验。10日00:35电气试验结束，01:13并网，低负荷暖机。06.10做甩负荷试验。08:21做机械超速试验。09:50并网。12:40洗硅，14:15洗硅结束。14:36负荷200MW安全门校验，20:45#1炉汽包、过热器、再热器出入口安全门检验工作结束。本次A修后机组启动共计29小时12分钟。共计燃油24.7吨。
a)机组启动成功率：实现了锅炉打压一次成功、辅机试转一次成功的目标。
b)07月05日24时，一次风机、送风机、吸风机、空预器、密封风机、火检风机等辅机试转
一次成功。（送风机由于试转时轴承箱有异音，经厂家确定正常）。
c)实现了脱硫系统一次启动成功，增压风机、浆液循环泵、氧化风机运行稳定。吸收塔各参
数均在标准值内。
2、安全门校验情况：安全门校验值均在合格范围内：汽包#1、2、3安全门起座压力分别为19.38MPa、
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19.3MPa、19.9MPa；过热器#1、2安全门起座压力分别为17.7MPa、17.76MPa；再热器出口#1、2安全门起座压力分别为3.79MPa、3.96MPa；再热器入口#1、2、3、4安全门起座压力分别为4.15MPa、4.127MPa、4.19MPa、4.27MPa。序号1234567891011设备名称汽包＃1安全阀汽包＃2安全阀汽包＃3安全阀过热器＃1安全阀过热器＃2安全阀再热器出口＃1安全阀再热器出口＃2安全阀再热器入口＃1安全阀再热器入口＃2安全阀再热器入口＃3安全阀再热器入口＃4安全阀型号1740WB1740NB1740NB1730WD1730WD1766WD1766WD1786WA1786WA1706RWA1706RWA设计值（MPa）19.419.119.717.617.73.823.934.124.164.204.25设计误差(%)11111111111热态调试值（MPa）19.3819.3019.917.717.763.793.964.154.1274.194.27实际误差(%)-0.1+1.0+1.0+0.6+0.3-0.8+0.8+0.7-0.8-0.2+0.5备注合格合格合格合格合格合格合格合格合格合格合格3、缺陷情况：从7月9日至8月31日#1炉共计发生缺陷（包括脱硫、灰水系统）172项。共放行9项缺陷，其中7项已好、2项未处理好。主要有：7月12日D磨变加载北侧油缸渗油(更换新密封圈，漏油消除，已处理好)、7月12日A磨煤机密封风压低(已处理好)、7月13日#1炉捞渣机冷却风扇不联停(已处理好)、#1炉捞渣机转速旋钮无刻度指示(已处理好)、#1炉捞渣机调速旋钮调至65度以下时捞渣机不跳闸(已处理好)、7月30日#1炉C磨煤机稀油站油泵异音(已处理好)、7月30日＃1炉D磨比例溢流阀指令与阀位偏差大（指令50％.阀位90％）(已处理好)、7月16日＃1炉乙侧二级过减温水调门阀位开度大（100％）流量小（22吨）(未处理)、8月1日#1炉渣斗补水碟阀故障(未处理)主要是等备品。
设备渗漏率：截止201*年8月23日一号锅炉及其附属设备无未消除渗漏点，渗漏率为0。
主要缺陷3项：8月12日由于#1捞渣机链条6处断裂进行处理；#1炉乙侧二级过减温水流量小，需停机后处理；#1炉甲侧送风机由于试转时轴承箱有异音，经厂家确定正常。
4、影响机组带负荷的缺陷发生一次，是8月12日4：50捞渣机链条断，机组负荷由270MW降到最低50MW，12;30捞渣机链条处理好，共处理7小时40分钟。5、重点改造项目经济性情况
5.1D磨微油改造，本次A修后机组启动共计29小时12分钟。共计燃油24.7吨，比201*年1月#1机组大修后启动节约燃油249.2吨。节油率90.95%。
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#1炉微油点火改造后与上次大修后启动油情况
机组#1#1启动时间201*年7月9日201*1月22日点火时间用油量29小时38小时24.7吨节油量折合用油量209.1吨折合节油量184.4吨节油率88.19%274吨249.3吨5.2对D、E磨煤机进行了液压变加载和D、E磨煤机变加载改造扩大磨煤机的调节范围，磨煤机出力可由定加载的40%～100%扩大到变加载的25%～100%，适应电厂调峰需要。同时适应了锅炉微油启动对煤量的需要，磨煤机最小出力可降至到6.5T／h，最高出力达到43t/h,；另一方面提高煤粉细度均匀性，确保机组运行的经济性。
5.3捞渣机改造后，将水力除渣系统，改为水浸式刮板捞渣机，与去年8月份相比平均每天除灰渣用电量为1.11万，下降了1.23万千瓦时，节电率为52.56%。同降低了渣的含水率，减少了环境污染。
5.4电除改造后，烟尘排放浓度由967.2mg/Ndm3可降低至20.8mg/Ndm3，实现了环保的要求，满足了脱硫系统的需要，大大降低了除雾器频繁发生堵，而进行水冲洗的次数。同时每月可节约电量28.8万千瓦时(与去年8月份相比平均每天电除用电量为0.27万，下降了0.96万千瓦时，节电率为78.05%)，但由于电除改为电袋式后，增加了烟气阻力，造成吸风机出力增加，与去年8月份相比平均每天吸风机用电量为6.1万，平均每天增加了1.4万千瓦时。
5.5二过更换：将二过出口管排全部更换，提高了锅炉炉管的换热效果和管组的整体寿命，保证了机组的安全可靠运行。
5.6汽包南北侧双色水位计改造为无盲区双色水位计，改造后汽包水位显示没有盲区，清晰准确，
便于运行人员观察。
5.7将A、B空预器热端径向密封片改为双密封，T型钢上加装补隙片。减少了空预器的漏风。5.8冷风道加装冷缝隔绝门:由于空预器转向,一次风温在满负荷时从350℃左右降低到310℃左右,
由于一次风温的降低,严重影响着磨煤机的干燥出力,磨煤机出口温度在负荷低时只能达到50℃多度,为此为了不影响机组的经济运行,在冷风道加装冷缝隔绝门,在磨煤机运行时杜绝冷风进入磨煤机,,提高了磨煤机运行的经济性.
5.9对氧化风机驱动端油箱改造制作铜管冷却器加装，降低轴承温度，对氧化风减温水系统优化，
安装过滤装置，减少喷嘴堵塞次数。大大减少了氧化风机的停运次数，提高了脱硫效率。
五、其他
1试验压力情况：一次系统5分钟压降2.5Mp，不合格，原因主要是电动主闸门自密封泄漏。二次系统5分钟压降0.05Mp，合格。承压部件严密情况：锅炉受热面无渗漏，锅炉汽水系统阀门无渗漏。2设备异动11项，已全部执行完毕，主要有：#1炉电除尘器改造、#1炉湿式水封除渣改造、#1炉
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D磨燃烧器、#1炉二级过热器更换、#1炉D磨变加载改造、#1炉E磨变加载改造、#1炉吸风机改造、#1炉吸风机增设稀油站、＃1炉火检风利用密封风改造、＃1炉汽包南北侧双色水位计、#1炉捞渣机反冲洗水管路安装增压泵。3、重大设备缺陷消除情况：
3.1A级检修前存在的重大设备缺陷、隐患的消除情况：共消除19项。3.2A级检修过程中发现的重大设备缺陷消除情况：共消除21项。
六、大修前后经济性比较
序号1234567891011121314151617181920212223242526272829项目负荷甲空预器漏风率乙空预器漏风率空预器漏风率修正后排烟温度原煤低位发热量炉渣可燃物飞灰可燃物再热器减温水流量甲侧再热器减温水流量乙侧再热器减温水流量一级减温水流量甲侧一级减温水流量乙侧二级减温水流量甲侧二级减温水流量乙侧过减温水流量表盘氧量（甲）表盘氧量（乙）表盘氧量甲侧空预器入口氧量乙侧空预器入口氧量甲侧空预器出口氧量乙侧空预器出口氧量排烟热损失机械不完全燃烧热损失锅炉散热损失灰渣物理热损失修正后的锅炉热效率A磨B磨煤粉细度R88C磨D磨E磨单位MW%%%℃kJ/kg%%大修后3218.5988.7668.68145.3193395.125.170003832166923.33.53.4大修前316.76.939.598.26145.56180834.054.171.8415.1216.9610.577.251.734.0123.562.722.72.714.53.915.865.567.161.870.460.2089.79停运20.422.822.414.8差值4.301.67-0.820.40-0.26-1256.001.071.00-1.84-15.12-16.9627.4324.7514.271.9968.440.580.80.69-0.700.19-0.56-0.04-0.720.51-0.04-0.021.180.00-1.0010.00备注t/ht/ht/ht/ht/ht/ht/ht/h%%%%%%%%%%%%3.84.15.35.66.442.380.420.1890.972620.4停运21.424.8一号机组A修锅炉专业总结
三种工况下的锅炉效率
工况效率试验修正后设计值与大修前差值（试验/修正）与设计值差值320MW（320MW）280MW240MW90.95%（89.87%）90.73%（90.1%）90.49%（90.31%）90.97%、（89.79%）90.78%（90.19%）90.51%（90.4%）91.76%1.08/1.18-0.02%91.76%0.63/0.59-0.98%91.76%0.18/0.11-1.25%说明：括号内数据为检修前的试验数据。
6.1从320MW负荷热力试验报告数据看，修正后的锅炉热效率为90.97%，比大修前升高了1.18%，但比设计值低0.7%。排烟热损失为6.44%，比设计值(5.5%)高0.94%，机械不完全燃烧热损失为2.38%比设计值(0.97%)高1.41%，锅炉散热损失0.48%，比设计值0.19%)高0.29%。影响锅炉效率的主要因素是排烟温度偏高、飞灰可燃物偏大、保温效果不佳等。
6.2飞灰可燃物比大修前升高了1%，影响锅炉效率0.34%左右，煤粉细度仍偏大，在20-26%之间。6.3空预器漏风率仍较高比要求的6%仍高2.68%，影响锅炉效率0.12%左右。6.4过减温水流量偏大，比大修前高了68.44吨/小时，影响锅炉效率0.13%左右。6.5修正后的排烟温度仍比设计值高3.3℃，影响锅炉效率0.15%左右。
七、遗留的问题和资料移交情况：
7.1目前遗留的问题：
a)锅炉本体存在的问题：乙侧二级过减温水流量小。
b)锅炉电除尘器：已组织发电部、检修部、电控部、热控部五个部门共同进行了初步验收，存在
问题较多，已向西安热工院正式提交了整改通知单。同时环保效率验收试验未进行。c)捞渣机：还未进行组织验收，但已与厂家进行了交涉，对目前存在的问题整改完成后，组织验
收。
d)炉A送风机：轴承箱内有异音，已与厂家交涉，可以运行，但检查部、发电部加强巡视。7.2技术资料移交情况：电除改造、捞渣机改造、变加载改造的资料还未移交。
八、检修技术评价：根据以上情况同意检修部本次＃1锅炉A修结果评为优。
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重大设备缺陷总结
1.重大设备缺陷消除情况：
1.1A级检修前存在的重大设备缺陷、隐患的消除情况：
1.1.1锅炉效率低，措施落实情况：更换空预器三大密封，降低空预器漏风；进行D、E磨煤机变
加载改造，检查其它磨煤机磨辊磨损及加载情况，及时调整加载力检查调整磨煤机分离器挡板，保证煤粉细度；消除炉膛及尾部烟道漏点，消除漏风；检查喷燃器内外二次风挡板，确保挡板开度一致，调节灵活。
1.1.2水冷壁前后墙12-30米存在严重高温腐蚀，且继续在腐蚀减薄；受热面短杆及声波吹灰器枪
孔附近管子磨损、吹损现象。计划对水冷壁前后墙12-30区域进行防磨防腐喷涂；对受热面吹灰器枪孔附近的管子进行防磨防腐喷涂。在本次检修中因工期问题喷涂工作未进行，水冷壁管测厚结果最薄5.1mm，经公司同意受热面喷涂工作延至下一个C级检修喷涂。
1.1.3二过出口管组T22管子组织有倾向性球化，组织达2级，处理情况更换二过出口管组。1.1.4受热面磨损，管壁减簿；管排夹板等附件有烧损、脱落。处理情况：检查更换超标的管子并
更换加固脱落的附件。（图1、2）
图1修前屏过管排
图2修前屏过管排
1.1.5除渣方式为水力排渣，排渣方式落后，现已经改造为刮板捞渣机。
1.1.6磨煤机负荷调节的范围小，磨煤机辊套和衬瓦的使用寿命较短，高煤粉细度均匀性差，不能
适应锅炉微油启动。现已经对D、E磨煤机进行变加载改造。
1.1.7E磨煤机减速机异音长时间消除不了。已经更换减速机。
1.1.8电除尘器除尘效率低，烟尘浓度超标达不到脱硫要求。已经改造为电袋复合除尘器。1.1.9电除改造后阻力增大，现有吸风机出力无法满足运行要求。已经对2台吸风机进行改造，更
换电机、扩压器，叶轮、轴承组。
1.1.10锅炉启动时耗油量大。已经对D磨进行气化微油点火改造。
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1.1.11水封插板发生变形、开裂，运行中向炉内漏风影响炉膛燃烧稳定。已更换两侧墙及后墙水封
插板。
1.1.12声波吹灰器膜片已使用过长，声波吹灰器都安装在炉膛高温区，现喇叭已炭化。在检修过程
中已经更换
1.1.13空预器本体及风烟道膨胀节有多处漏点、空预器漏风率大、阻力大。已经对空预器进行高压
水冲洗并对三大密封进行检查更换，消除壳体各磨损漏点。
1.1.14一次风管弯头背弧面磨损严重，运行中有漏粉频繁。已经对部分弯头割开贴陶瓷作防磨处理。
为配合一次风管道防磨贴陶瓷，在其易磨损处开孔120处，并在施工结束后全面恢复，其中A3、A4、B1、EI煤阀出口弯头为铸钢弯头，火焊不能切割，故将弯头整体拆下后防磨处理。
1.1.15燃烧器入口一次风直管段及其内部导向器、均流器磨损严重。处理情况：对一次风直管段内
部导向器、均流器进行更换；对一次风直管段及大风箱直管段进行挖补并贴耐磨陶瓷及高温焊接陶瓷做防磨处理。
1.1.16锅炉大罩壳、汽包下降管、省煤器落灰斗、33米水平烟道、磨煤机一次风等部位，保温破损
脱落严重、原保温为微孔硅酸钙，保温效果差。导致散热损失增加、现场环境恶化。已经进行保温更换改造
1.1.17一次风机运行时间较长，轴承需进行检查更换。B一次风机冷油器需要检查疏通。已经对A、
B侧一次风机前后轴承进行检查更换及电机轴瓦刮削，冷油器清理
1.1.18A送风机冷油器存在发热现象，冷却水进口调节阀门头脱落，油滤网有压差增大现象；送风
机液压头及反馈轴承已到运行周期。处理情况：A侧送风机轴承箱进行解体检修；A、B侧送风机液压头及反馈轴承进行检查更换。
1.1.19浓缩池回水渡槽经过多年运行，混凝土接缝多处渗漏，浓缩池回水渡槽及混凝土立柱脱皮剥
落面积较大。现已将混凝土渡槽更换为φ820钢管，目前正在对混凝土立柱进行修补、防腐。
1.1.20增压风机运行启动时入口静叶在开度%35至42%间发生卡涩故障，有一静叶不同步。处理措
施：检查卡涩故障的静叶，将静叶根部卡涩位置修复校正；松开不同步静叶的锁紧套螺栓，校正同步后锁死锁紧套。
1.1.21吸收塔除雾器差压大。处理措施：清理除雾器栅格上结垢；冲洗除雾器栅格。
1.1.22A、B、C浆液循环泵入口压力低,石膏排出泵入口压力低。处理措施：清理吸收塔内浆液循环
泵入口滤网上严重结垢；清理吸收塔内石膏排出泵入口滤网上严重结垢。（图3浆液循环泵入口滤网结垢）
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（图3：浆液循环泵入口滤网结垢）（图4泄漏点）
1.1.23净烟道、旁路烟道、烟囱入口冷凝液排放漏酸液（图4泄漏点）。处理措施：在烟囱入口改
造加装膨胀节，在膨胀节前制作酸液集流槽及引流管：在净烟道、旁路烟道挡板前制作酸液集流槽及引流管。
1.1.24B一次风机轴承座漏油。处理措施：
对一次风机轴承座的毛毡加工提出了严格的要求：δ＝10mm厚的毛毡，裁成13.2mm宽的长条，要求一刀裁成，防止出现局部高点或线，安装毛毡时使密封面形成“凸”型。
对A一次风机电机轴瓦进行检查检修，消除油站及供油管局部渗漏，更换轴承座毛毡密封，对油挡进行改造加工。（图5、6、7）
对B一次风机电机轴瓦进行检查刮削，消除驱动端轴承座密封渗漏，更换非驱动端轴承座铝制油封、毛毡密封，对A、B一次风机轴承座油挡进行改造加工。
图5改造前油挡与油封的配合图6改造前油挡与油封的配合
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图7改造后油挡的加工图纸
1.2A级检修过程中发现重大设备缺陷的处理情况：
1.2.1高再检查中发现部分“S”弯磨损严重，处理情况：对高再“S”弯进行测厚，对磨损严重的
进行更换，共更换14根“S”弯。
1.2.2高温过热器检查中发现入口管排水平支撑管与垂直管相交处相互磨损，处理情况：对23排
入口管排水平支撑管处管子添加防磨护瓦。
1.2.3屏式过热器检查中发现水平支撑管与垂直管相交处相互磨损，处理情况：对16屏支撑管处
管子添加防磨护瓦。
1.2.4大罩壳顶部及侧墙保温拆除后发现漏点较多，补焊侧墙、顶部漏点。
1.2.5一级减温水A、B侧手动阀阀座冲刷磨损严重，无法修复（附图8）。处理情况：更换一级减
温水A、B侧手动阀共2台，型号为：J61Y-320-DN100.
图8图9
1.2.6再热器出口联箱北侧疏水管座角焊缝有裂纹，裂纹长30mm，（附图9），打磨发现裂纹贯穿管
壁。处理情况：按照生技部方案进行打磨补焊，并进行热处理。
1.2.7再热器冷端至辅汽联箱三通处焊缝有20mm裂纹（附图5）。处理情况：严格按照生技部方案
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进行打磨补焊，并进行热处理。
图10
图11
1.2.8D、E磨煤机静环磨损严重。对D、E磨煤机静环进行挖补。
1.2.9E磨煤机分离器出口短管内衬磨损严重。处理情况：更换E磨煤机分离器出口短管内衬，并
进行防磨处理。
1.2.10D磨煤机内椎体磨损严重（图12）。处理情况：补焊磨煤机内椎体且进行防磨处理。
图12
图13
1.2.11C磨燃烧器平台弯头磨损严重（图13）所采取的措施：更换磨损严重的弯头，规格型号：φ
530-R650-90°共4个
1.2.12喷淋层大量喷嘴严重堵塞脱硫效（图14）。处理情况：清理吸收塔内喷淋层喷嘴结垢，疏通
所有喷嘴率低。
图14
-14-
图一号机组A修锅炉专业总结
1.2.13喷淋层支撑系统钢梁防磨垫严重脱落（图15），防腐层磨损加剧，危险因素大。重新制作钢
梁防磨垫。
1.2.14A浆液循环泵叶轮有170mm长裂缝，B浆液循环泵叶轮有100mm长裂缝；C浆液循环泵叶轮有
150mm长裂缝（图16、17），机械密封动静环磨损严重，轴承间隙过大，前轴套变形。C浆液循环泵地基未罐浆。处理情况：金属实验室确认焊接工艺，打磨后补焊；更换C浆液循环泵机械密封，更换全套轴承，更换密封前轴套；C浆液循环泵地基罐浆。
图16
图17
1.2.15C侧入式搅拌器检查中发现固定叶片的螺栓松动,不停塔会造成叶轮掉落事故。处理情况：
检查调整垫片重新恢复好固定叶轮螺栓。
1.2.16空预器A减速机22319轴承损坏（图18）。处理情况：更换轴承。
图18
图19
1.2.17A空预器一次风与烟气侧热端扇形板、弧形板吹损严重造成漏风。处理情况：将吹薄处及损
坏处进行了挖补（图19），扇形板与密封片结合处的焊镏进行了打磨，使之平整，弧形板进行挖补。靠近中心筒处扇形板吹漏，进行了补焊。
1.2.18A空预器一次风与二次风侧热端扇形板吹损，进行补焊处理。
1.2.19B空预器一次风与烟气侧热端扇形板、弧形板吹损严重造成漏风，处理情况：将吹薄处及损
坏处进行了挖补，扇形板与密封片结合处的焊镏进行了打磨，使之平整，弧形板进行挖补。冷端扇形板局部吹损严重，进行了补焊。靠近中心筒处扇形板吹漏，进行了挖补。
1.2.2033米A、B侧水平烟道支撑管吹损严重，进行更换，开焊处进行了加固。墙皮开裂以及吹损
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处进行了补焊。
1.3检修中发现问题的处理情况：
1.3.1捞渣机改造过程中发现安装质量问题，已责令施工方进行了整改。1.3.21.3.3
电除改造安装质量问题，已责令施工方进行了整改。
电除卸灰器解体过程中发现B11主轴磨损严重，叶轮缺损，更换B11叶轮及主轴；发现B41主轴磨损严重，更换B41主轴及叶轮。发现A31和B61减速机损坏，更换A31和B61减速机。
1.3.4
短杆吹灰器检修发现部分鹅颈阀、螺纹管、内管磨损严重。处理情况：更换鹅颈阀14台，其余鹅颈阀研磨修复并作渗油试验；更换螺纹管8根，其余打磨修复；更换内管18根，其余打磨修复。
1.3.5
长杆吹灰器检修发现部分自身阀磨损严重，枪墙密封老化。处理情况：更换自身阀6台，其余研磨修复，并作渗油试验。更换枪墙密封14个。
1.3.6
声波吹灰器检修发现3台声波喇叭烧裂、8个发声器磨损严重，无法修复。处理情况：更换声波喇叭3台，发声器8个。
1.3.7
吹灰蒸气减温减压站安全阀最高使用温度为350℃。不符合现场使用条件。处理情况：更换工作温度为540℃的安全阀一台。
1.3.8
吹灰蒸汽系统阀门出现问题：吹灰蒸气减温水电动阀阀座裂纹；空预器吹灰来汽电动阀阀座密封面磨平无法保证密封效果；吹灰器2台疏水阀阀座密封冲刷严重无法修复。处理情况：更换5台电动阀。
1.3.9
给煤机皮带老化、部分轴承磨损。处理情况：在检修过程中，更换皮带5条、204轴承30盘、209轴承40盘；更换所有骨架油封。
1.3.10针对给煤机皮带频繁划伤现象，认真分析原因，对给煤机落料口档煤侧板进行改造，由以前
金属钢板改为高度可调胶皮挡板（图20、21）。
图20划伤的皮带图21高度可调胶皮挡板
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1.3.11分离器挡板部分损坏：更换分离器挡板57块，D磨24块挡板、E磨18块挡板，A磨6块
挡板，B磨4块挡板，C磨5块挡板，并对D、E分离器内磨损区域做防磨处理。
1.3.12一次风道漏点多。处理情况：补焊风道泄漏点49处，更换调节挡板轴头盘根、更换一次风
各人孔门密封盘根。
1.3.13＃1石膏排出泵机封磨损严重、个别轴承间隙大，轴承靠轴肩有一压盖有裂纹。处理情况：
重新加工轴承后压盖安装。
1.3.14增压风机拔叶轮无专用顶丝、9米长夹轴无专用可调支架,对轮调节板无吊点,电机桥轨不在重
心位置,25吨电机找正吊不到位。处理情况：制作夹轴专用可调升降支架；加工4个M27专用顶丝拆卸叶轮；制作对轮调节板专用吊架；制作8个M36专用顶丝与加厚多钢板焊接在电机地脚四周，解决电机吊不到位及找正调节作用。
1.3.15吸收塔取样管磨损严重，冲洗隔膜阀安装位置不合理造成管路频繁堵塞。处理情况：割除原
破损所有管路，重新布局制作焊接不锈钢管路。
1.3.16B侧入式搅拌器机封冲洗水回水管路内部结垢堵死。处理情况：割除原回水所有管路，重
新布局焊接回水管路并将回水管路加粗。
1.3.17＃1炉A送风机轮毂检查检修：发现轮毂靠轴承箱侧扩压槽存在拉伤现象（旧伤）共3道，
回装时可能存在泄漏油量大，靠轴承箱侧打压油泵打不起压，影响轮毂的安全回装，进行补焊修磨处理，轮毂安装时平稳，无明显跳动。
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