机组检修技术工作总结(标准格式)A

机组检修技术工作总结(标准格式)A

#3机C级检修技术工作总结

班组：

日期：

调速班201*年3月25日

#3机C级检修技术总结

一、简要文字说明：

201*年3月5日～3月20日我们调速班完成#3机组的C级检修，设备试运一次成功。同时积极开展技术革新、技术讲课、技术培训等技术工作。并从以下方面予以总结。

二、项目完成情况：

#3机C级检修计划安排标准项目8项，共完成8项，增加项目1项，完成1项。计划安排非标准项目1项，完成1项，增加项目0项，完成0项。完成消缺项目8项

主要完成标准项目：

1、主机润滑油、保安油系统、顶轴油系统小修，冷油器、滤网清扫，系

统阀门消漏。

2、EH油系统小修，冷油器及辅助冷却器清扫。3、主油泵推力瓦检查。（停机后2月10日已检查）4、交流润滑油泵、直流润滑油泵大修，阀门检修。5、主机油净化装置小修。

6、甲、乙小机调节保安油系统、润滑油系统小修，冷油器及滤网清扫。7、甲小机主油箱及滤网清扫。

8、甲、乙小机主油泵、辅助主油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵小修，

冷却水系统检查更换。

增加完成标准项目：

1、油净化装置聚结罐排空软管至油泵入口加装二次门（铜球阀1/2＂）。

未完成标准项目：无。主要完成非标准项目：

1、主机交流、直流润滑油泵机械密封更换。

增加完成非标准项目：无。

未完成非标准项目：无。完成消缺项目：

1、#2、#4、#7高调支架冷却水进、回水接头更换加固。

2、检查#8高压蓄能器进油接头奶嘴密封线处有通槽，进行更换，含接头

底座O型圈。

3、压缩线油门盘根微渗，盘根压盖紧固后检查无渗漏。4、手拍危急遮断手柄底板与前箱结合面渗油处理。5、主机喷油实验手柄与前箱结合面渗油处理。6、主机乙顶轴油泵更换一台。

7、主机交流润滑油泵出口门盘根渗油处理。8、甲小机主油泵机械密封更换，型号：YH680-34。

三、检修过程中发现的问题及处理：

1、2、3、

主机甲冷油器润滑油滤网破损更换。

甲小机主油泵机械密封损坏，共更换一付，型号：YH680-34。由于主机交流润滑油泵机械密封及轴套为YH680-50与#4机及本机组直流油泵不一致，更换为统一型号YH680-34；轴套更换为不锈钢：2Cr13。油泵上盖两侧钻孔（M10×1），加装冷却油管。4、

2月3日#3机停机，2月10日对主油泵检查，推力间隙实测为0.30mm。油泵推力盘靠在推力瓦工作面时热工轴移显示值为-0.011mm，靠在推力瓦非工作面时热工轴移显示值为-0.305mm（集控室仪表主油泵轴移显示值），计算结果推力间隙为0.316mm；解体检查发现主油泵推力瓦非工作面有轻微磨损。对主油泵推力瓦非工作面进行修刮后推力间隙实测为0.30mm；热工重校零位，油泵推力盘靠在推力瓦工作面时热工轴移显示值为-0.003mm，靠在推力瓦非工作面时热工轴移显示值为-0.304mm（集控室仪表主油泵轴移显示值），计算结果推力间隙为0.307mm。

四、设备及系统变更：无。

五、设备检修后尚存在的问题拟采取的对策：无。

六、试验结果的简要分析：

1、

3月19日试运，9：20分作主机挂闸试验，#1危急遮断油门无法复位，挂不上闸。10：00分办理工作票进行检查。

1）检查发现#3机#1危急遮断油门打击板立销（圆锥销φ5×25）脱

落，扭弹簧失去扭力无法工作。

2）重新冲铆圆锥销后装复，复查脱口间隙：#10.95mm；锤头低于轴

面0.70mm；打击板与轴间隙0.20mm。#21.00mm；锤头高于轴面0.45mm；打击板与轴间隙1.40mm。

3）15：30分配合热工作主机挂闸试验，设备工作正常。

调速班

201*年3月25日

扩展阅读：1号机组201*年A级检修技术总结

DTLB

大唐鲁北发电有限责任公司设备部1号机组A级检修技术总结

审批：周红松

审定：李明成

审核：孙兆勇

编写：岳向力

大唐鲁北发电有限责任公司设备部

二一二年八月十二日

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大唐鲁北发电有限责任公司设备部1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04月22日至201*年06月15日进行第1次大修。

共计55日；

实际：201*年04月22日至201*年06月13日竣工。

共计53日。

（二）检修项目完成情况

专业汽机实际数锅炉计划数927976070327872

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926027557//////备注

实际数计划数电气实际数计划数综合实际数计划数环保实际数计划数热工实际数计划数继保实际数79767667623237676422423929270366366319196161411411878787131322101011114470022550011////////1/////////////（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493汽机实际数493计划数757锅炉实际数757计划数874电气实际数874计划数综合实际数计划数环保实际数热工实际数158计划数继保实际数878704823

W点不符合项备注通知单49349375775787487460606262158158870000000000000609609856856622622585847471711714826096098568566226225858474717117148248201*0000000000060606262计划数158

（四）技术监督完成情况

名称计划实际热工监督电气监督化学监督电测仪表监督1313117117141477金属监督7878压力容器监督1212（七）锅炉检修前修后主要技术指标

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93.18138.979.438.1940/30(C)修后93.671355.716.8245（八）汽轮机检修前修后主要技术指标

序号123456

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）单位MWumumumumumumumumumKg/kwhKj/kwh℃KPa4

修前⊥38386830171236102--20398627151134442.817973.919.34.51⊙⊥2590351410123157修后--148222208818272.807731.99304.1（循环水温度修⊙

正到9.3℃）78

排汽温度与循环水出口温度差℃11.31269.9120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℃℃(m3/d)修前3454555424050修后34541-52409（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/Nm3Pa%%mm%修前2241752.498.68400100修后346152.799.85400100（十一）检修工作评语

本次1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

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做好现场技术指导，比预定工期提前2天报竣工，安全、优质、高效、文明地完成了本次1号机组大修任务。

（十二）机组修前存在的主要问题

1、汽机专业：

1）#1汽轮机3瓦、8瓦振动偏大、#4瓦温度偏高；2）#1发电机密封瓦漏氢大；3）#1汽轮机注油试验不合格；4）#6、#7高加端差较设计值偏高；

5）#1机循环水泵叶轮汽蚀严重，出力小，振动大；6）#1机开式水泵轴承频繁损坏；2、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；4）烟气中氮氧化物含量超标；5）#1机组无法进行水压试验；6）引风机出力不足。3、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；3）多台6KV电机引线绝缘薄弱。4、综合专业

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1）A斗轮机液压系统经常故障，减速机渗油；2）A碎煤机内部筛板破损，震动较大；3）水处理转动设备出力不足；

4）水处理一期设备多介质过滤器滤料失效。5、环保专业

1）#1吸收塔排污门堵塞；

2）#1机混凝土烟道腐蚀渗漏严重，不能保证引风机改造后的经济安全运行；

3）捞渣机链条、刮板磨损严重；4）电除尘一电场三台阳极振打无法投运；5）干输灰系统多个阀门漏灰；6）渣仓关断门漏水。6、热控专业

1）定冷水孔板只有一个取样口，带三个流量开关（发电机保护用），不符合保护测点单独取样的要求；

2）按照要求DCS系统备用通道需要达到总测点数量10%，但是目前我厂#1机组DCS系统备用通道不足5%；

3）氢气纯度分析仪设计缺陷，对空排尾气，致使漏氢量大；

4）主汽、再热器温度元件现为E分度热电偶元件，高温运行时间长已发生漂移，准确度降低；

5）因设计不合理，电子间照明严重不足。7、继保专业

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1）无零功率切机保护装，不符合集团公司反措要求；

2）#1机6千伏厂用段二次电流、电压回路端子排质量存在接触不良的现象；

3）6KV厂用段直流单电源，无备用，当单路电源发生故障，将失去直流电源；

4）#1机变送器屏电源回路之间的并接没有经过保险，且没有返至端子排，电压回路并接也同样没有经过保险，需完善。

（十三）机组修后存在的主要问题

1）1号汽轮机润滑油压较低2）1B侧空预器漏风率较大三、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

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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）汽轮机调速汽门：4个高调阀有3个阀杆密封环损坏；1号中压调节阀阀碟2道密封环磨损严重，失去弹性，且密封环与阀盖保护套配合处有长约50mm、深约1-2mm的圆形磨损带；返厂更换密封环和保护套处理；（2）主油泵：驱动轴轴向窜动和轴瓦间隙严重超标，轴向窜动量标准值0.5mm，现场实际测量3mm；轴瓦间隙标准值为0.35mm，测量1.2mm，并且轴瓦钨金和轴颈磨损严重，更换轴瓦与泵轴处理；

（3）汽轮机前轴承箱（1瓦）前扬2.35mm，#2轴承箱（2、3瓦）前扬0.86mm，#3轴承箱（4瓦）后扬0.65mm，严重超标，通过调整轴承箱底部调整螺钉使轴承箱扬度达到标准值，为保证机组以后运行中轴承箱扬度不发生变化，另加工24块可调垫铁放于轴承箱下部；

（4）汽轮机#1～#4瓦油挡间隙偏大且油挡积碳严重，更换气密性油挡；（5）汽轮机推力轴承解体后发现推力瓦块表面有划痕，推力盘工作面有一道微小划痕，约为0.05mm深，无影响。测量推力间隙为0.11mm，小于设计值（0.25～0.35mm），通过调整非工作瓦侧垫片，推力间隙调整到0.28mm合格范围内；

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（6）发电机密封瓦间隙超标，且有磨损现象，汽侧密封瓦间隙0.44mm，励侧密封瓦间隙0.45mm（间隙标准值为0.30mm），更换备用新密封瓦处理。

（7）汽轮机各缸轴向通流间隙严重超标，其中高压缸超出标准范围值上限约1.2mm；中压缸通流间隙比标准范围值下限小约1mm；低压缸正向通流间隙比标准范围值下限小约2mm。将轴系整体向后移动1.5mm，同时将发电机定子向后移动1.5mm。另中压缸前轴封体共11圈轴封全部磨损，已经更换备用新轴封；

（8）1A、1B循换水泵叶轮汽蚀严重且叶轮表面有裂纹，泵轴、轴瓦乌金磨损严重。修复叶轮、泵轴，更换轴瓦处理；

（9）高压加热器解体发现#6、#7高加水室隔板螺栓脱落，隔板被冲刷严重且隔板固定框焊口开裂。更换隔板，对固定框焊口补焊处理。2、锅炉专业：

1）炉内受热面防磨检查发现并处理以下问题：

水冷壁：DD8吹灰器从左向右数第5根吹损测厚4.93mm、第6根吹损测厚4.92mm、第7根吹损测厚4.70mm；DA13吹灰器从右向左数第4根吹损测厚4.58mm；已全部更换。

过热器：低温过热器从上向下数第一层前侧出口垂直段从左向右数第12排从前向后数第1根距下弯头约4米处弯曲变形；低温过热器从上向下数第一层前侧出口垂直段从左向右数第40排从前向后数第1根距下弯头约0.3米处划伤，深约0.5mm；低温过热器从上向下数第一层前侧出口垂直段从左向右数第41排从前向后数第1根距下弯头约5米处划伤，深

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约0.5mm；低温过热器从上向下数第一层前侧出口垂直段从左向右数第42排从前向后数第3根距下弯头约5米处蠕胀变形；低温过热器从上向下数第一层前侧出口垂直段从左向右数第52排从前向后数第1根距下弯头约5米处划伤，深约1mm；低温过热器从上向下数第二层前排省煤器吊挂管后侧水平段，从左向右数第3排从上向下数第2根轻微吹损；低温过热器从上向下数第二层前排省煤器吊挂管后侧水平段，从左向右数第14排从上向下数第1根硬伤，深约0.5mm；低温过热器从上向下数第二层前排省煤器吊挂管后侧水平段，从左向右数第78排从上向下数第1根轻微吹损；

再热器：前墙壁式再热器从右向左数第25根距下弯头约3米处挤伤，深约4mm；中温再热器背火侧从左向右数第9排从后向前数第1根从下向上数第1、2层滑块脱开。

末级过热器出口联箱吊杆断裂，已更换新吊杆，并调整吊架。2）1B空预器导向轴承滚珠接合面磨出沟槽、大量划痕，同时保持架与滚珠轴向间隙过大，已更换新轴承；

3）5台磨煤机内椎体都存在不同程度磨损，已进行防磨；更换磨煤机煤粉弯头72只，保证机组安全运行。3、电气专业：

1）对发电机全面进行漏氢检查，发现发电机出线罩、底部人孔门各有一处漏氢点。对出线罩漏氢点进行补焊，对13个人孔门、手孔门进行全部更换密封垫；

2）#1发电机定子线棒绝缘引水管多根交叉且没有绑扎处理，在机组运行中，线棒的振动易使绝缘水管相互振动、摩擦，加快绝缘引水管的磨损，

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导致绝缘水管漏水，破坏发电机绝缘，导致发电机烧坏.已对绝缘引水管进行绑扎固定，消除了重大隐患。

3）两台6kV凝结水泵电机解体检修过程中发现电机轴伸端均出现不同程度轴承内跑套。针对此问题对转子进行修复，保障转子与轴承的有效配合；4）对6KV1A段进线电源开关及母排全面解体检查，将2次运行中开关损坏的原因彻底查明。原因为开关静触头与6KV母线连接面中间夹层的铜板不平，造成动静触头接触面发热，导致动触头弹簧过热变形，最终动静触头拉弧放电。处理投入运行后，温度由以前70度降至50度彻底消除隐患。4、综合专业：

1）对A斗轮机各个减速机进行解体大修，更换密封圈，轴承磨损超标的进行更换；对液压系统老化的压力软管进全部更换，电磁阀有卡涩情况的进行更换；头部轮斗减速机位进行移位，避免运行过程中在发生碰撞问题；头部导料槽进行局部改造，避免了在上煤过程中的撒煤情况；下部导料槽进行改造，避免大块卡涩划伤C3A皮带；

2）更换了C3A通C5皮带的三通挡板，原挡板为手动翻板式挡板，控制室无法进行操作和监护，改造后集控可远程控制，船式三通不会发生卡涩的情况发生；

3）滚轴筛刮板更换，原滚轴筛刮板已经磨损不能起到任何作用，在雨季到来前进行更换，可避免因煤种水分较大造成滚轴筛堵煤情况的发生；5、环保专业：

1）脱硫吸收塔系统检修：发现多处衬胶脱落鼓泡，部分喷嘴、喷淋管、法兰磨损泄漏严重，集冷烟道内多处鳞片开裂，集冷水管磨损断裂，部分

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除雾器变形损坏严重。对问题衬胶及鳞片进行了修补，对磨损严重的喷嘴、喷淋管、法兰、集冷水管、变形损坏除雾器进行了更换；三台浆液循环泵轴承、机封损坏严重，且蜗壳、吸入口短管磨损腐蚀严重，对问题轴承、机封、蜗壳、吸入口短管、护板进行更换。

2）脱硫副产品系统检修：#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、1、2、3号真空皮带机集水池淤积严重，对其进行彻底清理；1号真空皮带机摩擦带、滑台磨损严重、机驱动端轴承座损坏，对磨损及损坏部件进行更换；1、2、3号真空皮带机滤布喷嘴大量堵塞、部分丢失，对其进行清理、增补；

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；尾导轮轴承及轮缘磨损超标，更换尾部导轮；内导轮轮缘磨损超标，更换全部四个内导轮；渣机斜升段上槽体部分铸石板脱落且磨损严重，将斜升段上槽体部分铸石板进行了更换；清理渣仓析水板、析水管；更换关断门油站高压软管；加装渣仓蒸汽半热管道；

4）输灰系统：对内漏及磨损严重气动阀门进行了返厂维修；#1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电场的原除灰管道改造，并安装一条新管线，通至灰库；5）#1机电除尘改造成电袋复合除尘器，使烟尘排放达到国家环保要求。6、热工专业：

1）5台磨煤机分离器出口温度、2台空预器入口烟气温度元件拆除后发现磨损严重，个别已有磨穿现象，已进行更换；

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2）温度表、压力表、变送器、开关校验过程中发现部分带调节保护逻辑的开关及变送器校验不合格，以及部分温度表、压力表校验不合格，已逐一进行修复，不能修复的更换新设备；

3）汽轮机轴承温度元件3、4、5航空插头检查发现均出现开焊现象，已进行重新焊接加固；

4）DEH热工标准项目中，发现AST4电磁阀阻值异常，已更换新备件；5）SOR液位开关检修中，共发现4个液位开关出现问题，已逐一进行修复好；

6）AST在线试验中，发现真空3电磁阀卡塞，解体进行重新清洗后试验动作正常；

7）1号机大修喷油试验过程中，发现撞击子飞出距离不够，导致开关量信号不能触发，现取复位行程开关信号做撞击子飞出信号。7、继保专业：

1）脱硫6kV工作电源测量CT是0.5级的，抗饱和能力弱，在大电流时无法满足保护的采样精度，易造成保护拒动；保护CT二次回路接入综保装的测量回路CT是5P20级的，用于测量时采样精度会达不到要求。已将测量和保护CT的二次接线正确接入综保装。

2)#1机主变高压侧201开关马达控制和储能回路用了2路不同的直流电源：在储能回路直流电源未送电时，一旦先送电#1机电子间发变组保护C屏操作箱的控制直流，30s内将会发储能失败信号，如果此时传动开关的话，将会出现201开关在未储能的情况下合闸，将会导致合闸线圈烧损，影响开关的正常送电，耽误机组开机的时间。已将201开关马达控制和储

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能回路取自同一路直流，有效保证了开关操作的安全性；

3）在对#1发电机机端和中性点CT二次回路检查时发现CT根部电缆有破损现象，且有滴油滴落在CT电缆上，以致于电缆线变硬，加速了老化的进度，目前已对破损电缆进行了包扎，对有油迹的电缆进行了清洗，表面已经塑料袋、绝缘胶带及自粘带进行了包扎，保证了二次回路的可靠和机组的稳定运行。8、金属监督工作：

本次A修金属监督专业在面临大包罩内积灰严重，工作强度大等困难，超前完成了全部检修工作任务。

其中本次大修机炉外管及炉内四管焊口检验从4月24日至5月25日共31天全部完成，共检验焊口14323道，不合格焊口738道，全部返修合格。

标准项目总计119项，经过6月3日水压试验的验证，金属监督专业所检验焊口、压力容器等全部合格，满足机组运行要求。(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，使瓦块能自由活动，能够使

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轴瓦在运行中，适应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，并且瓦温在安全范围内，使汽轮机安全长周期运行。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，消除差压阀、平衡阀无法放空气的缺陷，现差压阀、平衡阀跟踪灵活、准确。4）开式泵改造：开式水泵自运行以来，经常发生轴承损坏的重大设备故障，给机组安全运行带来重大安全隐患，分析原因为泵选型为单吸泵存在问题，改造更换为双吸离心泵，运行安全性高，日常维护方便，大大增强了机组运行的安全性。2、锅炉专业：1）空预器脱硝改造：

本次空气预热器改造主要内容是拆除内部换热元件及中温端栅格板，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并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。可有效适应脱硝装运行，漏风率及出入口压差明显下降。2）水平烟道增加长伸缩吹灰器：

#1机组水平烟道在运行中发现积灰严重，导致过热器超温、排烟温度高等问题，严重影响机组安全运行。针对该情况通过与哈锅厂沟通确定在#1炉折焰角两侧各加装四台长伸缩式蒸汽吹灰器。加装后吹灰低过壁温下降明显。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

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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。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。

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3、电气专业：

1）#1发电机检修前，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10立方，达到合格标准。

2)#1机组6KV1A段进线电源开关检修前，触头温度达到75度，对6KV1A段进线电源开关及母排全面解体检查，将开关发热原因彻底查明。检修完成后，开关温度在50度左右，彻底消除开关熔断的安全隐患。3）凝结水泵变频改造：#1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。4）对1、2号机负4米排污泵的自动控制系统进行了改造，更换为使用寿命更长的不锈钢探针，并采用配套的控制系统。通过目前运行情况，能大大减低设备故障率以及节约维护资金。4、综合专业

1）在C3AB头部加装盘式除铁器，多一级除铁可增加除铁率，避免碎煤机中进入铁块造成碎煤机故障。

2）加装了#1机高速混床出水水样冷却装，使所出水样温度达到适宜温度，提高了在线仪表及人工取样的准确度。5、环保专业

1）厂控非标：更换1号低压工艺水泵、3号高压工艺水泵，使工艺水泵的流量、扬程更加合理，整个工艺水系统出力得到改善，保证了脱硫系统正常、稳定运行。

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2）浆液循环泵过流件改造：对1号脱硫三台浆液循环泵过流件进行检查更换，并更换1A、1B循泵轴承、机封，1A、1B浆液循环泵更换蜗壳、吸入口短管，1B浆液循环泵更换护板，1C浆液循环泵更换叶轮，恢复了浆液循环泵良好的运行状态，保证脱硫系统稳定、有效运行。

3）电除尘改造：原电除尘器内部阳极定位板安装工艺、材质都存在问题，现更换一电场阴、阳极，改为高频电源供电，二、三、四电场改为布袋除尘，增加除尘效率，使出口浓度满足国家环保要求。

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，邀请厂家技术员指导，对刮板、链条、内导论、尾导轮、关断门高压软管进行了更换，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，共13台阀门内漏及磨损严重，进行了返厂维修处理，消除隐患。更换四电场仓泵，并改造原有两条输灰管线，增加一条新管线，通至灰库，库顶安装管道进入灰库内部，提高输灰系统的输灰能力。

6）水平烟道改造：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，消除烟道腐蚀、泄漏现象，使烟道系统更为简化。6、热工专业：

1）加装汽轮机轴向位移3测点，实现轴向位移大跳机保护三取二配。2）完成脱硫旁路挡板电动执行机构加装电源监视项目,保证旁路挡板电源失去时能及时发现，保证机组安全。

3）完成定子冷却水流量孔板改造项目，现定冷水流量保护取样管路已实

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现单独取样，既保护机组安全，提高机组保护动作准确性稳定性，又满足了二十五项反措要求。

4）供热电动门更换新电动门并实行分体改造，彻底消除因供热管道振动大而造成对电动调门频繁出故障的隐患，维持供热系统稳定性，对机组供热系统持续盈利能力做出贡献。。

5）主汽、再热器改造完成，并进行在线校验合格，K分度温度元件能长期稳定运行，偏差飘逸量小，为公司经济性评价和正反平衡测算提供可靠准确依据。

6）完成电子间电源切换开关改造，提高了DCS系统电源供电系统可靠性。7）完成高低加水位改造，取消原双室平衡容器取样方式，因冷凝管冷凝效果差，造成水位不准，改为单室平衡容器冷凝方式，效果良好，为自动调节提供基准。

8）完成输灰气源管路改造项目，取消原PU管，更换为不锈钢管，彻底消除了PU管长期使用老化漏气现象。7、继保专业：

结合此次大修#1机加装了零功率切机装。满足了反措的要求，进一步有效的防止了汽轮机损坏事故的发生。

（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轴承油挡更改为气密式油挡，其不仅可以达到油挡零泄漏的密封效果，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轴承由椭圆瓦更改为可倾瓦，瓦温应在安全范围内；能经得

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起长期运行无故障，避免因瓦温高造成机组非停。

3）发电机密封瓦更换为新型密封瓦，并将密封瓦间隙由0.30调整为0.23，密封瓦间隙减小后发电机漏氢明显减小，达到优良范围内。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)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20.6℃。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6.26%，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2.0kpa降至1.2kpa；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1C磨煤机最大出力低于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。对每台磨煤机进行改造，极大减少了磨煤机石子煤排放量。3）低氮燃烧器及改造

改造后，根据山东电力研究院的1号机组做修后性能试验报告NOx排放平均值在167.82mg/Nm以下，锅炉效率93.67%以上。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。

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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。3、电气专业

1）凝结水泵变频改造：此次大修加装1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。4、综合专业：

1）A斗轮机大修后，可提高设备使用率，降低维护费用。设备稳定性能提高的同时上煤量可达到额定的负荷率，缩短上煤时间，较大的减低输煤系统的用电率。5、环保专业

1）#1脱硫三台浆液循环泵过流件改造，提高了设备运行可靠性，保证了脱硫系统的稳定运行。

2）充分利用脱硫系统检查、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、各地坑搅拌器的检查、检修，吸收塔的衬胶，集冷烟道的检修工作，内漏阀门治理工作，圆满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：减少了输灰压缩空气的损失，提高了输灰效率。同时增加一条新输灰管道，由原来的两条输灰管道变成三条，提高输灰能

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力。保证了干灰系统的稳定运行，最大程度减小干灰系统对除尘器的影响。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

序号123456指标名称汽轮机热耗率（kJ/kW.h）给水温度（℃）锅炉热效率（%）发电机漏氢量(m3/d)供电煤耗（g/kW.h）电除尘效率（%）设计标准781225393.4512修前值7973229.393.1840修后值7732250.0693.679提高值24120.760.4931（减少）4.191.17316.73（额定327.07（负322.88（负工况）荷率73%）荷率73%）99.798.6899.85

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3.4%，中压缸效率提高0.21%，使汽轮机热耗率降低约61kJ/kW.h；给水温度由229.3℃提高到250.06℃,#7高加出口端差由27.19℃降低到7.64℃，#6高加出口端差由21.67℃降低到7.96℃，使热耗率比A修前降低约54kJ/kW.h；凝汽器端差由12.82℃降低到8.76℃，使机组热耗率有一定降低；1号炉修后在额定蒸发量情况下锅炉效率提高0.49%，达到93.67%；空预器漏风率下降2.54%，达到6.26%；A修后热力性能试验，测定机组在平均负荷率73%工况下，标准供电煤耗率降低4.19g/kW.h，达到322.88g/kW.h。通过本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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