1、机组大修总结目 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
2、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
3、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
4、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
5、/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=50
6、HZ 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 999% 阳极振打 40.045KW:380V 阴极振打 320.045KW:380V 灰斗加热(三四电场) 8140.3KW:220V 绝缘子加热 321KW:380V 输入 380V 442A 50Hz 输出 50KV Vmax=88KV 2000mA 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
7、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:F
8、OH=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:年度 序号 事件开 始时间 事件终 止时间 时间 事件原因 一九九九 1 1127 08：00 12.03 12：41 148.68 21空预卡 2 12.04 13:52 12.09 19:34 12
9、5.70 21空预卡 二 1 05.08 02:40 05.09 05:51 27.18 电气去热工”并网”信息消失 2 11.21 10:07 11.24 19:30 81.38 21空预传动装置故障 3 12.13 08:25 12.15 09:25 49.00 21空预传动装置故障 二一 1 05.21 06:21 05.21 09:25 5.55 380V炉房保安负荷盘FX低电压故障误动“失电” 二二 1 12.15 09:00 12.17 06:17 45.28 软电缆短路 二一 1 0104 19：10 0105 04：05 892 给水泵差压小掉 （二）、#2机组大修前设备状况分
10、析汽机分析：2、1主机状况分析： 21 .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
11、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。22 主要辅机：221 #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
12、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，组#3高加累计堵管率已达13%，超过高加报废标准，介于组#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。222 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
13、，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。223 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。224 #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 225汽泵交流回油泵在几年的运行中存在以
14、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。226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。226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。227、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，
15、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
16、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
17、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
18、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。锅炉运行状况分析上次大修至今#2锅炉运行情况：上次大修时间：1999/6/4-1999/7/241锅炉启动情况：99 2000 2001 2002 2003 合计 4 4 2 6 4
19、20 锅炉运行时间（小时）99大修后 2000 2001 2002 2003大修前 合计 1766.30 7790.37 8218.99 7415.37 4792.83 29983.86 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 2
20、1一次风机做动平衡 #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
21、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
22、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14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
23、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
24、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SHC-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
25、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
26、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
27、#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 s/cm 0.2 0.05 100 二氧化硅 g/L 15 1.0 100 给 水 PH值 9.5 9.0 100 溶解氧 g/L 30 2.0 99.83 铁 g/L 40 1.0 99.
28、69 铜 g/L 5.0 1.0 100 凝结水 溶解氧 g/L 100 5.0 99.73 硬度 mol/L 0 0 100 蒸 汽 二氧化硅 g/L 19 0.5 100 钠 g/L 10 0.5 100 循环水 碱度 mmol/L 3.4 0.5 98.97 总磷 mg/L 2.0 1.0 100 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
29、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：14-18mm 3.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。 1
30、1#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
31、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
32、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，
33、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、组#3高加堵管率超标，已达15%，此次大修中准备更换；除组#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
34、，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
35、磨掉。部分轴磨损超过2/318、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2/320、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
36、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SHC-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
37、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
38、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
39、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
40、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
41、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、WXB11A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
42、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
43、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：SP30P81 RM40F01、02、RM40F11等。55.炉侧测量系统：1) #2再热
44、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) RQ09P0120) #2炉部分双回路信号偏差大
45、。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
46、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，
