201*年#5机组A修安全总结
201*年#5机组A修安全总结
4月29日，自备电厂#5机组A级检修工作圆满结束。此次检修为期37天，检修项目多，人员交叉作业面广，技术要求高，是#5机组投产以来的第一次A级检查性大修，下面我就安健环部大修安全工作情况做如下总结汇报，以便使我厂能够不断总结本次大修经验，不断提高大修安全管理水平。
一、A级检修安全文明生产中的工作措施：
1、作为大修准备工作之一，A级检修开工前安健环部对检修维护部、运行二部和三大外委施工单位进行了“两规”的学习和考试。针对个别外协施工单位安全管理松散，在大修中从事高危险作业（如：装、拆脚手架、清理炉膛）的队伍，进行了专项安全培训和危险因素控制点的学习，组织观看了安全教育培训录相。
2、大修开工前，厂部与外协施工单位签订了安全协议书，在安全协议中明确规定了业主与施工单位的职责和义务，设备技术部、检修维护部班组把项目分解到各主管或负责人，对该检修项目的人身和设备安全负责。
3、针对06年#4机组A修期间手动葫芦断裂的事件，检修维护部对#5机组A修中所需的工器具进行了全面检查和更新，确保了大修中工器具的安全可靠。
4、#5机组A修期间厂部成立了专业工作、检查小组，其中动力班组，由检修维护部B级主管王磊负责，对检修现场照明、电气工具的接线基本能按照“临时电源管理制度”执行，有效防制了乱拉乱接电源的现象，做到规范化管理。
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：安健环部对现场搭设的脚手架进行跟踪检查，对不合格者，不准使用，限期整改；严查劳动保护用品使用佩带情况；严查违反厂规厂纪的行为。A修期间共下发考核通报12份，分别对检修维护部、西电一公司、天津蓝巢、无锡钢玉、现场保洁人员和外委临散工进行了考核，总计考核金额3800元，同时奖励水泵班500元。
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。现场保安负责检查劳动防护用品的配带情况，不符合要求不准进入检修现场。
7、对外协工和临时工加强安全教育培训，并签订安全协议书。对于外委项目，开工前则要求办理安全审批手续，发生违章或不安全事件，进行安全教育和考核。整个大修期间实现了无任何设备事故、无人身轻伤以上事故的安全目标，安全标识、围栏设施齐全，现场文明生产、设备检修零部件基本做到三不落地，是列次检修安全文明状况较好的一次大修。
8、各部门和施工单位严格按要求建立了安全保障体系，逐级落实安全责任制。
一是各检修施工队伍设立专职安全员，定期发布安全文明生产简报，指出工作中的不安全现象；二是每日召开大修协调会，总结本日安全文明生产工作，提出整改措施，并负责督促检查，直到取得显著效果。
三是要求外协施工单位建立项目经理、班长、工作小组长三级安全网，明确各级人员的安全责任，对工作中的不安全现象，做到违规必咎，决不姑息；
四是在机组A修过程中，重大危险点得到了有效控制，安健环部编制了《5#机组A修安健环组织管理及风险控制措施》。
9、将安全常态化管理融入大修安全管理中。
一是安健环部每天深入现场，进行监督检查，及时发现纠正违章违纪现象，对于重大的检修操作实行跟班作业；例如汽轮机发电机揭缸、吊转子、翻缸、发电机抽穿转子等，本部相关人员全部到达现场监督检查；
二是A修期间每天安排人员值班，不断进行现场检查，以防安全隐患现象的存在。对现场存在的安全隐患、不文明施工现象及时进行曝光，提醒检修现场工作人员注意危险源的辩识。对外委人员加强了安全监督，要求在施工中严格执行安全规程。
三是对现场的防火工作每天由驻厂消防队和安健环专职消防主管进行检查。
四是每天对工作票措施与现场实际情况是否符合检修工作进行检查：真正落实非工作负责人不得办理工作票；工作负责人必须随身携带好工作票。
二、取得的效果本次A修实现了安健环控制目标，未发生人身轻伤事故，非人为责任的一般设备损坏事故，火灾事故，一般环境污染事故以及严重误操作事故；检修现场基本能做到三不落地（工器具与量具、设备零部件、油污不落地）、三无（无污迹、无水、无灰）、三齐（拆下部件（含保温化妆板等）摆放整齐、检修（施工）机具摆放整齐、材料备品堆放整齐）三不乱（电线不乱拉、管道部件不乱放、杂物不乱丢）
三、存在不足或需要改进的地方
由于5机A修工作存在点多面广的特点，现场安全文明生产，现场检查监督工作力度和深度还存在问题，具体如下：
1、劳动保护用品使用时有违规。突出表现在部分外委施工单位（如无锡宜刚公司施工人员未戴安全帽、吸烟；蓝巢电力检修公司项目部未戴安全帽作业等）。
2、部分外委施工单位，现场管理混乱，习惯性违章较多，文明检修方面较差。
3、工作票执行中，仍存在不按工作票的执行程序，为了赶时间进度，有提前开工、无票工作的现象；
4、外委临散雇佣人员安全意识淡薄，安全还没有成为部门和员工的自觉行为；各部门应坚持安全自查为主，及时发现随时自觉整改，克服安全管理上以查代管现象。
5、检修现场加装临时围栏、警示标志等安全设施，还未形成工作习惯。安全组织措施和危险点分析，不能认真遵照执行，流于形式。
6、“重制订，轻落实”的观念和习惯性违章。大修时，文明生产和习惯性违章落实不到位。主要表现在，一是制订《5#机组大修安健环注意事项》与检修过程的文明生产脱节。例如：部分检修临时电源线从地面连接、电源柜门不关闭、设备中的积水不回收等。我们的制度有，标准有，但不认真执行。二是安健环部监督与专业部门、主管部门、各级领导监督严重失衡。安健环部监督检查固然重要，但不能代替专业管理部门和各级领导的监督检查，安全工作要齐抓共管。
今后改进措施和目标：1、继续加大现场安全管理检查和考核力度，严格执行“两票三制”。2抓好安全培训，建立安全培训
的长效机制和强制学习机制，要求生产人员熟练掌握《安规》，《操作规程》及《二十五项反事故措施》。3、组织好特殊工种的培训和
取工种取证工作，实行特殊工种持证上岗。4、从抓班组建设入手，
抓好企业安全生产管理。5、认真落实安全生产责任制,学习行业
管理的先进经验，吸收和借鉴先进的管理理念，使安全生产工作再上一个台阶。
各级人员从本次大修暴露出的安全隐患中认真吸取教训，加强安全意识，再以后的大修工作中严格遵守和执行有关安全规定，认真落实安全生产责任制,各级部门对所属员工进行严格管理和考核，真正全面实现安健环目标。
扩展阅读：_8机组A修启动总结201*1123
#8机组A修启动总结
一、机组启动情况：
201*年9月30日#8机组正常调停A修。201*年11月17日A修结束机组启动，10:53抽真空，11:52锅炉点火，17:40主蒸汽母管至启动疏水扩容器疏水管弯头处破漏，18:00锅炉熄火，破坏真空，交检修处理。18日07:15抽真空，08:05锅炉点火，10:10冲转，10:15升速至500r/min暖机，11:04升速至1000r/min暖机，#5、6、7瓦随暖机时间延长振动逐渐增大，降速至800r/min暖机，振动下降趋于正常，11:50升速至2311r/min时，高缸保护动作，机组跳闸，重挂闸，12:18定速，打闸试验、注油试验、低油压在线试验正常，机组维持3000r/min，交电气做发电机短路试验、同期系统定相试验，22:41并网运行，19日04:00负荷减至20MW时高缸保护动作，机组跳闸，重挂闸机组维持3000r/min，04:30做电气超速试验：103%、110%动作正常，机械超速试验3347r/min动作正常。调门严密性试验合格，试验参数：主汽压力9.6MPa，主汽温度451℃，再热汽压1.5MPa，再热汽温452℃，凝汽真空-96.3KPa。主汽门严密性试验合格，试验参数：主汽压力9.4MPa，主汽温度407℃，再热汽压1.5MPa，再热汽温444℃，凝汽真空-96.7KPa。09:13打闸停机处理#9瓦甩油缺陷，09:39汽轮机转速降至54rpm盘车不能自投，09:45转子静止，手动连续盘车，14:08盘车装置自投处理好，投入电动盘车，15:50冲转，转速升至1509r/min因#1瓦振动大，打闸检查，16:40盘车自投成功，17:30冲转，18:07定速，18:30并网运行，18:57切缸过程中机组跳闸，检查为抽真空阀关不到位，重挂闸机组维持3000r/min，检修处理抽真空阀缺陷，20:31机组并网运行，20:37切缸（抽真空阀人为强制关到位，问题没有解决），20日04:21高加投入运行。
二、设备异动与运行注意事项：
1、机组A修过程，各系统阀门状态变化较大，启动前系统检查，各值班组要认真执行检查卡制度，做到不漏项、错项，对设备阀门标志牌损坏、丢失的进行记录，以便检修及时补上，对挂错的设备阀门标志牌及时纠正。
2、为提高机组效率，进一步降低发电能耗，对部分高中低压汽缸通流汽封及轴端汽封进行了改造，高低齿汽封改为蜂窝式汽封。运行注意事项：机组启动过程中要严格控制各点金属温升、温差在规程值内，注意监视高压差胀及轴系振动变化。
3、原顶轴油泵为手动变量柱塞泵。当工况变化时，顶轴油压跟随变化,需通过人工调节泵的流量来保持恒压，且该型泵密封件经常损坏漏油，影响机组正常盘车。现改型为恒压变量柱塞泵，流量依据外负载的变化而变化。运行注意事项：A、C泵进口滤网前各加装一道球阀，系统检查时不要漏顶。滤网差压报警不进入DCS，需运行人员定期检查，当差压大红色报警柱弹出时，联系检修清洗滤网。调速阀用来调整各轴承的顶轴油压，正常情况下不得随意进行调整。回油截止阀常开状态、溢油阀由厂家现场整定后，禁止操作，以免油压过低影响盘车正常投入或油压过高造成系统泄漏，（详细内容请阅所下发的厂家说明书）。机组启动前三台顶轴油泵出力必须调整至正常状态，以确保异常情况下互为备用。
4、主机润滑油管道6米层处加装一组双筒式油滤器（冷油器出口后）。运行注意事项：①每组滤油器内装有数个一次性滤芯，运行中滤网差压报警、润滑油压下降，在主油泵工作正常、系统无泄漏情况下，说明滤网已堵塞，应及时报检修处理；②机组A修后油循环时，要求将双筒式油滤器进出口隔离门关，旁路门开，油质合格后再投入双筒式油滤器运行（或将滤芯抽出，油质合格后回装）；③油滤器投入操作步骤：检查滤芯放油门（中间位置，打开该门没有油排出即可对滤芯进行更换）、油滤器底部放油门、上部空气门关将三通阀置中间位置（或一组油滤器投入后通过注油门向另一组注油排空气）缓慢开启进油隔离门分别对两组油滤器充油排空气缓慢开启出油隔离门；④在两组油滤器通油排空气正常后，退出一组油滤器备用；⑤12米层自动反冲洗油滤器在油循环合格，双筒油滤器运行2-3小时后，抽出滤芯，由6米层油滤器替代其功能。
5、密封油系统差压阀、平衡阀改型（说明书、使用要求已下发班组），差压阀氢压信号取自氢侧密封回油管阻尼器前。运行注意事项：差压阀氢压信号由氢压取代油压后，密封油系统监视盘处的阀门操作应使用铜钩子，并定期对差压阀附近进行漏氢检测，差压阀检修时，应检查确认氢压信号管考克关严，无漏氢现象。
6、汽励端两差压阀后加装一连通管，当汽端（或励端）差压阀退出检修时，由励端（或汽端）差压阀调节两侧油氢差压：运行注意事项：正常情况下连通管隔离门关，当一侧差压阀退出检修时，先将连通管隔离门缓慢开足，后缓慢将差压阀进油门关，两侧油氢差压正常后，关需检修差压阀其它阀隔离，否则仍用旁路门进行调整。
7、原密封油箱补、排油系统分开设置，现改装为两套不同型号的一体化自动补、排油阀，当一套补排油阀故障时，另一套能保证系统正常工作，并可手动补油，其中YKF-2型补排油浮球阀上具有动力自动排油功能，当发电机气压低的情况下自动调整密封油箱油位，防止发电机进油。运行注意事项：①检查两套自动补排油浮球装置补、排油门全开，手动补油门关，动力排油门开（发电机气压≥0.18MPa关）；②按密封油启动操作票进行检查，密封油置外循环（要求泵出口滤网、12米层滤网全投），不允许密封瓦直接进油，先启动空侧密封油泵运行，同时氢侧密封油箱自动补油，油位1/3启动氢侧密封油泵运行，检查动力排油阀工作正常，能够维持密封油箱油位稳定，否则用12米层低氢压排油门控制油位，油质合格后要求检修对滤网进行检查清洗；③启动空、氢侧密封油泵运行，调整泵出口油压在0.7-0.8MPa（差压阀、平衡阀进口油压0.6-0.7MPa，12米层有表计指示）④缓慢开启汽励端空侧进油门，控制空侧密封油压大于发电机气压0.05MPa，对汽励端差压阀油信号管进行排空气（氢信号管不排空气），正常后将差压阀信号门打开，分别缓慢开启汽励端差压阀进出油门，逐渐关空侧密封油外循环门，差压阀自动跟踪发电机气压，油氢差压0.05MPa；⑤缓慢开启汽励端氢侧进油门，调整氢侧油压与空侧油压相等，对汽励端平衡阀信号管排空气，正常后将平衡阀信号门打开，分别缓慢开启汽励端平衡阀进出油门，逐渐关氢侧密封油外循环门，平衡阀自动跟踪空侧密封油压，差压1KPa范围内；⑥向发电机充氮气，氮气瓶充气压力控制在1-1.5MPa，发电机气压上来后，检查差压阀、平衡阀跟踪正常。
8、除氧器水位测量筒重新定位，与运行规程值一致。运行注意事项：保护校验时注意确认。
9、真空泵热交换器面积增加10%，运行中注意检查同等条件下的工作水温变化。10、二次滤网差压反冲洗定值根据厂家意见整定为：120mPa二次滤网自动清洗，150mPa报警，运行巡检中注意差压变化，白班必须按规定手动清洗一次，以检查二次滤网工作情况是否正常。
11、主机润滑冷油器从一组切换到另一组运行，三通阀需旋转8圈。
12、辅汽供轴封汽母管电动门前（6米层暖缸阀处）加装至低压疏水扩容器疏水点，通过两道手动隔离门控制。运行注意事项：机组启动前，轴封汽暖管全开该处疏水门，在确认向大气疏水管无水排出，暖管结束，向轴封供汽后关闭。机组低负荷运行，辅汽温度低时可将该疏水点适当开启，防止轴封汽带水导致机组振动发生。
13、主油箱油位1100mm高报警；750mm正常油位；650mm低一报警；550mm低二报警。14、发电机定子冷却水系统正冷进出水管道上各加装一道滤网，作停机后反冲洗用。15、针对发电机定冷水PH值偏低，铜损增大，危及发电机安全运行情况，对定冷水系统进行了改造（见系统图新增部分），增加一套定冷水智能净化装置，使用规定如下：
一）、原定冷水系统检查及投用方法不变。
二）、智能净化装置系统投用检查：化学两路加药管至凝结水精处理出口母管门开→精处理出口母管至定冷水箱化学加氨前进水隔离门1、3开，2关→加氨后进水隔离门1开、2关→加氨后进水电动门前隔离门开，加氨后进水电动门后隔离门开，加氨后进水电动门旁路门关→加氨进水电动门自动调节（根据电导率）→智能净化装置至定冷水箱进水门开→中间水箱放水门关→定冷水箱至中间水箱进水门缓慢开启→中间水箱至凝汽门隔离门1、2开→智能净化装置放水门关→流量计进出水门开，流量计旁路门关→各热工表计一次门开。
三）、使用规定及注意事项：使用规定：
①、机组启动并网运行正常后，先缓慢打开加氨后进水隔离门2，后打开加氨前进水隔离门2。
②、关闭定冷水至离子交换器进水截止阀，定冷水智能净化装置投用。
③、机组停后，在发电机定冷水停止运行前，关加氨后进水隔离门2、加氨前进水隔离门2，开启定冷水至离子交换器进水截止阀
注意事项：
①、定冷水电导率正常值为0.5-1.5us/cm，加氨后进水电导率大于2.0us/cm时，电动门自动关闭。加氨前进水电导率大于2.0us/cm时，流量计出水门前电磁阀自动关闭，停止进水。
②、智能净化装置自动排水标高整定为500mm，运行中定冷水箱水位应保持在520-560mm，使之恒定补排水，以达到提高水质的目的。
③、当进水电导率大于2.0us/cm，加氨前后两路进水均关闭，定冷水箱水位下降时，原系统补水电磁阀自动打开补水。
④、中间水箱浮球卡涩，水位低导致凝汽器真空下降时，关闭中间水箱至凝汽门隔离门。⑤、智能净化装置至定冷水箱进水压力通过减压阀控制在0.6-0.8MPa范围内，流量200-400L/H。
16、根据华能集团热工技术监督要求，对高加、低加、除氧器水位计进行了改造，水位显示由原液位开关改为差压变送器以模拟量方式实现（开关量改为模拟量），并引一路凝结水至#6、7高加水位测量筒处作注水用。运行注意事项：机组启动前，分别打开注水门向#6、7高加测量筒注水2-3min，水位显示正常后关注水门。
17、#8机组振动保护定值及保护形式改动，机组启动、运行全过程振动保护投入，报警值125um，跳机值250um，保护形式为：X1+Y2或X2+Y1。
18、原主油箱事故放油门设置不合安评要求，两道门相距过远，且不方便操作，现在事故放油管道零米层处加装一道隔离门，正常情况关状态，主油箱处事故油门保持常开。
19、管道疏水扩容器加装就地水位计，检查水位计一次门投入，水位翻板无卡涩现象。20、针对系统设备异动及调试存在的问题，对定冷水系统、凝结水系统、密封油系统、润滑油系统、给水系统、轴封供汽系统等检查卡、操作票进行了修改补充，要求熟悉掌握。
三、机组启动参数：
#8机A修后启动参数项目轴承序号#150#370#560#760#2100#490#660#860转子顶高值（mm）盘车前项轴油压（MPa）盘车状态项轴油压（MPa）油膜压力（MPa）盘车状态润滑油压（MPa）运行状态润滑油压（MPa）汽机转速（rpm）X最大轴振值（um）汽机转速（rpm）Y最大轴振值（um）大轴偏心（um）26备注：59101061112.5116.599.51061112.61151.5444.86.25.54.8115747115769.3158442.2158449.21000611000852164632164137.7300079231188.3120634.3120661.4100051.7100085.6237971.62379150.3顶轴油泵电流(A)盘车电流（A）润滑油压（MPa）29.30.162A35.0B34C37四、机组启动分析及存在问题：
1、机组启动至切缸参数控制：主汽压力3.19MPa，主汽温度354℃，再热汽压1.5MPa，再热汽温423℃，润滑油温39℃，凝汽真空-96.6KPa，低缸轴封汽温度161℃。
2、机组整体启动情况：从冲转至800rpm暖机，速率为100r/min，800rpm暖机结束至定速，速率为300r/min，整个启动过程，除临界转速7Y、8Y达到报警值外，各轴承振动情况良好，机组启动至带负荷高缸差胀最大值：3.3mm，中缸差胀最大值：5.9mm，低缸差胀最大值：7.5mm，高压内缸内壁上下温差54℃，高压内缸外壁上下温差-74℃，高压外缸中壁上下温差16℃，中压内缸内壁上下温差7℃，中压外缸中壁上下温差4℃。
3、高压内缸外壁上下温差达91℃，修前温差为53℃，与#9机接近，温度测点有待检查校验。4、A、BEH油泵修后运行电流23.5A，较修前大3A，影响因素：自动变量调整过大、过压阀定值过低动作或系统泄油量增大。
5、在手动盘车轻松情况下，电动盘车不能正常投入，启动电流高达308A，正常情况启动电流应不大于200A，经检查电机与耦合器联轴器部分螺栓松动脱落，转子中心不平衡，阻力增大引起，处理后最大启动电流160A。
6、挂闸电磁阀存在卡涩现象。挂闸时电磁阀带电不动作，人工强制挂闸安全油压能正常建立，报检修处理后基本正常。
7、17日17:40，机组挂闸准备冲转时，机本体处突然有刺耳漏汽声，将主、再热蒸汽管疏水门关闭后漏汽声消失，检查发现主蒸汽母管至启动疏水扩容器疏水管弯头处有一破洞，停机停炉处理。
8、低压缸轴封漏气增大。机组A修前启动，低压轴封汽压力一般控制在10-15KPa，轴封无吸气、冒汽现象，A修后低压轴封汽压力低于21KPa时，低压缸轴封处有明显吸气声，且凝汽器真空掉至-89KPa仍有下降趋势，机组负荷加至180MW，轴封汽压力10KPa时，低压轴封向外冒汽大，轴封汽压力调至8KPa时，凝汽器真空开始下降，而此时低压轴封仍在冒汽，从上述现象来分析，汽封间隙园周上存在调整不均或汽封块卡涩的可能。
9、机组挂闸后，#3高调门有3%的开度输出，就地检查指示全关位置，打闸后门关到位，重挂闸时问题再现，但开度输出有所减小，多次打闸后正常，原因有待分析。
10、机组冲转至500r/min时，检查发现A侧主汽门后预留的压力测点一次门门杆向外冒汽，检修更换密封垫片后正常。
11、A循泵修后振动偏大，东西向振动值20um，南北向振动值160um，转子中心不一致或质量不平衡引起。
12、机组A修中开式水管道全面进行更换，调试阶段，在开式泵不运行情况下，所有管道连接法兰都存在漏水，经多次处理并打压试验后基本正常。
13、低旁减压阀改造，将原阀笼上的调节流量节流孔移到阀芯下部，和阀芯一起运
动，原阀芯侧面的节流孔取消后，低旁长期泄漏问题在此次A修得以解决。
14、低旁减温水量不足。随着低旁减压阀开度增大，低旁后温度升高，接近闭锁值。A修前，机组热态启动或跳闸情况下，减温水量明显不足，多次导致低旁闭锁，再热器超压安全门动作，此次A修中低旁加装减温水雾化装置后，与修前比较确有所改善，并消除了减温水管强烈振动这一问题，但减温水量仍显不足，机组热态启动能否满足要求，有待观察。低旁减压阀低旁减温阀低旁后温度（℃）113107106主汽压力（MPa）4.33．488.5再热汽温（℃）328328454凝结水压力（MPa）3.13.13.3开度（100%）开度（100%）50444110010010015、厂家设计要求在1000rpm处暖机，至高压外缸下法兰中壁温度190℃时暖缸结束，机组可升速，但#8机在该转速下暖机，#5、6、7瓦随暖机时间延长振动显现逐渐增大趋势，机组投产以来的经验表明，#8机的暖机转速点只能取在800rpm处。
16、19日15:50，机组冲转至1509r/min时，#1瓦轴振达到153um并有上升趋势，打闸投盘车检查处理，17:30再次冲转，振动有所下降，18:07定速，18:30并网运行。之前，09:13打闸停机处理#9瓦甩油缺陷时盘车不能自投，采用人工手动连续盘车，14:08投入电动盘车后大轴偏心达到60um，冲转时大轴偏心30um（正常值为26um）。原因：盘车时间不够，大轴存在一定的热弯曲。
17、低油压在线试验复位后，低油压信号不消失仍在报警。原因分析：试验电磁阀不严或润滑油压低，油压建立时间过长。将润滑油压由0.156MPa调高至0.188MPa，低油压在线试验正常。
18、做主汽门严密性试验时，主汽门没有关闭，高调门没有打开。检查结果：热工信号电源未送，此试验延误时间近3个小时，静态调试工作没有做好。
19、机组负荷加至180MW时，#7高加疏水调整门已处于全开状态，危急疏水门参与水位调节，影响机组经济性，报检修处理。执行机构故障引起。
20、#7高加过热段自动疏水器在工作，管道温度特别高，A修中对自动疏水器进行了更换。机组正常运行中，高加过热段应无饱和水存在，初步分析影响因素有：过热段疏水档板短路；自动疏水器金属球槽内有异物，膨胀后没能将疏水口封严；管道保温差。
21、辅汽联箱温度测点失准。#8、9机组辅汽联箱结构、温度测点、疏水点位置相同，当轴封汽调整门开度随负荷变化时，#9机辅汽联箱温度与电动隔离门后轴封汽温度变化一致，而#8机辅汽联箱温度却无任何变化，该问题已存在多时，未能解决。
22、高缸漏汽量大。18日11:50，机组800rpm暖机结束，在升速过程中高缸保护动作，机组跳闸，19日04:00，机组开始减负荷解列做超速试验，20MW切缸过程中高缸保护再次动作，机组跳闸，后经领导批准，将高缸保护退出，才完成相关试验及机组并网运行操作。暖缸阀检查正常，无泄漏现象，主、调门全关，同时不严密的可能性可排除，初步分析：高排逆止门不严影响。
23、19日19:00，切缸过程中，抽真空阀关信号超时未发出，机组保护动作跳闸，检查为限位器故障，缺陷暂时处理不了，再次切缸时人为强制到位。
24、发电机密封油系统A修后，差压阀、平衡阀跟踪正常，油氢差压稳定，日补氢率小于6M3、氢纯度合格。密封油系统不能正常投用，发电机漏氢量大及氢纯度下降快这一长期难题在这次A修中得到很好的解决。。
25、机组180MW时，发电机励端氢侧密封瓦回油温度高达71℃，负荷至325MW时，励端73.3℃，汽端70.4℃，此时的闭式水温度28.4℃，氢侧密封油冷油器出口油温41℃。而夏季工况时，闭式水温度为36℃，冷油器出口油温48℃，以此推断密封瓦回油温度将高于80℃，在此温度下长期运行，氢纯度下降快，排污及补氢量增加，并可能造成密封件、密封瓦损坏，密封油系统工作失常。修前#8机密封瓦回油温度最高值为68℃，从密封油流量及回油情况分析，为密封瓦间隙调整过小，不足以带走所产生的热量所致。26、真空严密性修后58Pa/min，达到优良水平，修前140Pa/min。
27、机组定速后，#9瓦端面处甩油大，加装回油管后甩油现象消除，此问题存在多时。28、8A循泵出力不足，电流169A，同等条件下，循环水温升大，真空低。机组序号#8#929、凝汽器A侧二次滤网调试阶段一直故障报警，正反转不动，至机组启动正常运行后，问题仍未处理好。
30、A、B轴加风机启动时存在过载跳闸现象，修前存在的问题没有消除。
31、主、再热蒸汽系统多个疏水电动门存在内漏现象，需关手动隔离门（见缺陷记录），属于非正常运行状态，该问题一直是#8机的顽症，多次检修没有见效。
32、辅汽供除氧器调整门后排大气疏水门内漏大，汽水损失及影响厂房环境。
33、机组负荷加至180MW时，#6瓦径向轴承金属温度2高达94℃，远高于其它轴瓦温度，机组投产以来一直偏高，两次A修均没有任何改善。
34、机组负荷260MW，低压缸轴封汽减温水门开度100%，轴封汽温180℃，已无调节余地，320MW负荷轴加压力由修前的0.23KPa上升至修后的0.79KPa，高压轴封漏汽量大。
发电部汽机专业
负荷（MW）185185凝汽器进水温度（℃）2323凝汽器出水温度（℃）33.531.5凝汽器端差（℃）2.53凝汽真空（KPa）95.295.7循泵电流（A）168.91二一年十一月二十三日
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