2012上半年技术监督总结

芜湖发电有限责任公司 2012 年上半年度技术监督工作总结 芜湖发电厂五期扩建工程#2 发电机组建设，2011 年 12 月 12 日顺利通过 168 小时试运行。至此，我公司两台 660MW 超超临 界发电机组全部投入生产运 行。在努力抓好#1 机组稳 定运行管理同时，各部 门对 #2 机组新投运设备加强基 建尾工、遗留缺陷的消除工作。各监督网围绕新机稳 定运行， 结合机组检修和定 期工作计划，扎实开展各项监 督活动和技术攻关，技术监督工作开展取得了实效， 取得了#1 机组长周期连续运行 220 天，#2 机组 168 小时试运行后连续运行 100 天的成绩。 现对 2012 年上半年技术监督工作总结如下 。 1上半年技术监督工作完成情况 1.1 制度建设及组织体系、监督台帐维护及监督网络活动开展的情况。 2012 年上半年度，各监督网技术监督活动开展正常，积极参加电科院组织的 各专业监督年会和技术交流活动，收集行业信息，加强新标准的学习宣贯。各 监 督网按期完成集团公司、电 科院的月度、季度的各 项 技术监督报表的分析、 统计 上报工作。 通过#1 机组一年多来的运行管理，各监督网对照制定的标准、管理制度， 认 真开展监督工作。水、电、煤、油、气（汽）、环保、金属等技术监督管理台账初步 建立。 继续修订完善各项管理制度。上半年制定了“灰渣和煤粉 细度定期检测的管 理规定（暂行）” 、“芜湖发电公司石子煤管理办法”， “发电机冷却部分试验管理办法” 等管理办法，加强机组的运行管理。 重新核对了热工联锁保护定值，出版了第三版的定值清单，并发放到相关部 门。汇总 了两台机组自投产 以来至 2011 年底时所有的热控逻辑修改单，并对逻 辑修改单的执行情况进行检查梳理。结合两台机组运行的实际情况，编写了两台 机组的内部组态逻辑的功能说明，以方便运行检修技术人员尽快掌握。编制了热 工保护联锁投退标准化作业操作卡。 根据年度电气预防性试验计划、 继电保护校验计划和热工仪器仪表检 验计划对厂用电设备、保 护回路进行检查校验。 结 合机组运行方式，合理 调整安 排输变电检修计划，对 220KV 设备投运后的运行状况进行首次全面普查，完成 220KV 升压站开关、互感器、避雷器等电气设备预 防性试验、保 护装置、二次回 路的检修消缺等工作。完成#2 机组出线建设工程。 继续开展机组性能试验工作，1 月 3 日，由西安 热工院完成#2 机组性能考核 试验。 #2 机 组脱硝系统安装调试完毕，2012 年 5 月 19 日通过 168 小时试运行。 6 月 3 日，完成#2 机组脱硝性能考核试验。 继续进行“五期工程 ”两台机 组建设相关验收工作，3 月 5 日至 3 月 9 日，顺 利通过华东电监局#1、#2 机组并网安全性评价检查，取得并网安评合格证书， 为两台机组正式转商业运行奠定基础。五期工程防雷接地装置由市气象主管单 位芜湖市防雷中心进行了雷电灾害风险评估，并对全厂 21 个单体建筑及生产 区域进行现场检测，颁发防雷 检测合格证书。 继续完成#2 机组环保竣工验收工作，2011 年 12 月 2 日向省环境保护厅提 交#2 机组试生产申请，12 月 19 日环保部华东督查中心以华东环试函201152 号 文同意#2 机组进行试生产。 12 月 26 日，安徽省 环境保 护厅以环建函20111421 号文同意#2 机组进行试生产。2012 年 1 月 10 日，向中国环境监总站递交#2 机组 竣工环保验收委托监测函和相关资料， 2 月 20 日中国环境监测总站组织省环境 监测中心站共同完成#2 机组竣工环保验收监测现场勘查，形成勘查会议纪要。 1.2 试验标准室建设，人员配备、培 训和取换证情况。 各专业积极联系电科院、设备厂家等，加 强试验设备定期检验、校 验工作。 根据生产需要，对部分专业试验仪器设备进行适当补充。试验室、 标准室建立方 面，化学试验室基本建立，环保监督实验室归口化学部管理。2011 年受办公场地 限制，电 气高压试验室、电测标准室、热工标准室、金属试验室等建设工作未能 与机组投运同期建设投用。 2012 年上半年生产检修楼建成后，办公场地具备条件， 上述试验室、标准室建设工作已进行建设实施阶段。 1.3 上半年技术监督指标完成情况 1.3.1 热工监督指标完成情况：全厂数据采集系统共 24117 点，投入率 99.98%， 合格率 100%。自 动调节系统共 112 套，投入率 100%。联锁保护系统共 320 套， 投入率 100%。仪表抽检、保 护校验均按计划在 U201C 修中完成。上半年保护动 作二次，2 月 20 日#2 炉 B 送风机跳闸，故障显示失速跳 闸。 5 月 12 日, #2 炉空 预器 B 卡阻跳 闸 ， 导致 辅机 RB 动作后，引起 锅炉 MFT 动作； 13.2 绝缘监督指标完成情况： 芜湖天门山电厂：甲类电气设备 86 台，计划试验 86 台，1-6 月份，完成甲 类 设备预试 56 台，预试完成率 65.12%；乙类电气设备 68 台（含脱硫 8 台），计划试 验 63 台， 1-6 月份，完成乙 类设备预试 45 台，预试 完成率 71.42%；厂管设备 319 台套（含脱硫 41 台套）。计 划试验 115 台， 1-6 月份，完成厂用电设备预试 79 台， 3 预试完成率 68.69%。发现并消除存在绝缘缺陷的设备台、件数 11 件，消缺率 100%。 老厂设备： 甲类电气设备 0 台，2012 年 1 月 29 日，老厂 220KV 开关站停役。乙 类电气 设备 21 台，计划试验 21 台，1-5 月份完成 0 台。2012 年 2 月 21 日，老厂厂用电 改造完工后，对 110KV 开关站及厂用电运行方式进行调整优化。 1.3.3 金属监督指标完成情况：1-6 月份金属监督完成焊口检验数 1100 只，焊 口检验率 100%，完成 监督设备部件检验数 1800 件，监督设备部件检验率 100%，消除缺陷 设备台、件数 39 件，缺陷消除率 100%。 1.3.4 化学监督指标完成情况：全厂水汽品质合格率为 99.77%，其中各单项 指标：给水 99.96%,凝结水 99.14%，蒸汽 99.98%,补给水 100%。影响指标的原因 是机组凝结水系统的真空严密性差，凝结水溶氧合格率略低。 1.3.5 环保监督指标完成情况：1-6 月份，电除尘器投运率达 100%；烟气在线 监测系统联网在线率达 98%以上，脱硫设施投运率为 99.29%，1-6 月份平均脱硫 效率为 95.16%，综合脱硫效率 94.48%；各项污染物排放指标均符合国家标准。 1.3.6 继保监督指标完成情况：继电保护投入率 100%，未发生保护误动、拒 动情况，保护动作次数 0 次，正确动作率 100%。 1.3.7 电测监督指标完成情况：计量标准检验合格率 100%；主要仪表检验率 100%； 1.3.8 电能质量监督指标完成情况：电压合格率 100%，频率合格率 100%，没 有因电压不合格而扣罚电量。 1.3.9 节能监督指标完成情况：上半年累计发电量完成 30.16 亿 kwh，完成年 度计划（76 亿 kwh）的 39.69%，滞后时间进度 10.04 个百分点。比省网公司计划电 量（32.58 亿千瓦时）少发 2.42 亿千瓦时，完成计划的 92.58%；折合发电利用小时 为 2285（台平均），低于省 调 60 万级机组平均利用小时 348 小时，主要原因是上 半年电网侧线路改造， #1 机组停备接将近 3 个月。 上半年累计上网电量 28.6 亿千瓦时，完成发电上网率 94.83%。累计完成综 合厂用电率 4.31%。累 计完成发电厂用电率完成 3.83%。 上半年累计完成正平衡供电煤耗 298.31g/kwh，高于年度目标值 0.31 g/kwh； 累计完成发电补给水率 1.0%。 上半年累计完成设备等效可用系数 99.32%。 1.3.10 振动监督指标完成情况：#1、2 机组各振动均在合格范围内，其中#2 机 轴承刚度不够，振动较大，轴承盖上加支撑。 #1 机轴 振正常，#3 瓦振轴向略微偏 大。 1.3.11 计量监督指标完成情况：电子秤投入率 100%；检斤率 100；校验合格 率 100%；实物料斗秤抽检合格率 100。 1.4 与电科院的技术监督合同签订和技术支持情况 1.4.1 技术监督合同签订情况表 总容量 (MW) 监督服务费总额（万元） 单价（元/千瓦） 合同签订日期 1320 264 2.0 2012.03 1.4.2 电科院技术服务情况和评价（定期检查、专项检查、技术支持咨询、 发 现并跟踪解决的实际问题） 2012 年 5 月 26、27 日，安徽省电科院来厂开展 2012 年技术监督动态检查， 通过查阅资料、现场检查及 专业交流， 对芜湖发电厂技 术监督工作开展以及设备 管理中存在的不足提出整改建议。针对专家组提出的问题，各监督网进行了归类 整理，制定整改计划、整改时间，并落实责任人限期整改。 电测监督方面，省电科院每季度对电测关口表进行校准工作。 环保监督方面，省电科院先后完成脱硫系统烟气排放连续监测系统（CEMS） 的验收监测，监测结论均为 ：#1、#2 机组脱硫设施运行正常，监测系统基本配备 完整的 CEMS、RTU 侧信号监测与转换设备，数据通信正常， 监测数据通道及传 输正常， CEMS 系统监测数据比对合格，真实有效。在安徽省电力科学研究院指 导下，严 格按照火电厂环 境监测技术规范开展各项日常监测工作，部分监测项 目委托安徽省电力科学研究院进行。 绝缘监督工作根据外绝缘监督要求，3 月 28 日配合省电科院完成 220KV 升 压站瓷绝缘抽检，抽检率 53%，全部合格。6 月 17 日，完成等值盐密布点采样送 检。 化学监督定期送样到电科院进行检验，对我厂的化学监督中，不能检测的项 目进行分析检查，对我厂的水汽监督和油气监督提供技术支持。 金属监督上半年送检安徽电科院共 3 批次，均出具了检验报告。 1.5 结合本单位生产情况，针对如何防止锅炉“四管”泄漏、优化调整锅炉燃 烧、脱硫 设备管理、空预器治漏、真空治理（包括但不限于）等重点 难点问题，组 织本单位、中电国际的内外部 专家进行技术攻关和收到实效的情况。 1.5.1“四管”检查： 1.5.1.1 根据设备监督项目，继续完善金属监督台账建设，分门别类地建立了 相关的技术档案，包括:施工所依据的 “受监部件”范 围内的全套管道系统图与布 5 置图、注明蠕变测量、监视段、膨胀指示器、焊口位置、支吊架位置的主汽管、再 热器管及给水母管系统的单线立体图、属安装监督检查项目中的有关资料、详细 的检查试验报告、射线探伤底片及与金属监督有关的设备的缺陷处理、主、再 热 蒸汽管道等蠕变监测、汽机高压缸高温紧固件蠕变测量的档案情况等资料。 1.5.1.2 结合#2 机组 U201C 级检修完成各项金属监 督项目； 1、完成了锅炉“四管”的检查、测厚工作，从 实际检查 的情况看， #1 炉的“四 管”工况较好，未见有管壁超标减薄现象发生； 2、完成了分离器出口蒸汽母管 A 侧安全阀管座角焊缝的着色探伤检查，未 发现有危害性缺陷存在； 3、完成了主、再热蒸汽管道的小管道（总 32 路）管座角焊缝 20%探伤抽查 （共抽查了 6 路），未发现有危害性缺陷存在； 4、#2 炉后屏、屏过、末 过、高再部分或全部使用 TP347H、super304H 等奥氏 体不锈钢的管材，其产生的氧化皮在机组停炉（或启动）期间易剥落并堆积在弯 头部位，极易造成堵塞爆管，本次检修中请来西安热 工院的专业人士对上述管屏 进行氧化皮的检测，检查结 果良好； 5、#2 炉汽水管道支吊架在调停期间发现部分支吊架存在卡死、过载、欠 载 状况，本次对主要汽水管道的支吊架进行复核、 调整。 6、锅炉 6 只“堵阀”阀体经 MT、PT 检测发现有多条裂纹，其中最深有 40mm 左右，经 厂家人员多次打磨和多次着色检查，直到消除裂纹现象后补焊处理完成。 1.5.1.3 消除的重大设备缺陷隐患 #1 炉 1) 后侧大灰斗水冷壁（标 高约 8 米）中间靠 B 侧方向有一根从下往上的挤压 硬伤，打磨后补焊； 2) 水平烟道炉底管与前包墙结合部脱落的耐火骨料修补； 3) 水冷壁冷灰斗斜坡面检查发现大灰斗处水冷壁#1 角（前墙与 A 侧墙）， #2 角（A 侧墙与后墙），#3 角（后 墙与 B 墙），#4 角（前墙与）水冷壁弯管均出现不同 程度的磨损，其中#2 角和 #4 角较严重， 经测厚最小可 测壁厚为 6.6mm（正常壁厚 为 7.3mm），生技部立项对 #2 角和#4 角水冷壁进行金属喷涂处理； 4）主蒸汽、再热蒸汽管道堵阀检查：堵阀厂家来人对主蒸汽、再热蒸汽管道 堵阀阀体打磨检查，过热器出口堵阀发现 2 处局部裂纹，对发现的局部裂纹进行 挖补后补焊； 5）后屏过热器和末级过热器有少量的防磨瓦变形，更换变形的防磨瓦约 15 只； 6）尾部烟道中隔墙的密封鳍片板（低过中间层）炉宽中间处缺少一段，予以 补焊； 7）疏水扩容器及疏水箱开门检查，厂家来人对扩容器顶部百叶窗分离器叶 片脱落的予以补齐，中心筒周向支撑板加固； #2 炉 1)分离器出口蒸汽母管 B 侧安全阀（右）运行中泄漏，解体后检查发现阀座 密封面存在表面裂纹，将阀 座密封面进行现场车削加工和研磨，验收后装复； 2)主蒸汽 A、B 侧 PCV 阀运行中主阀阀体上部的疏水孔有水滴出，其中 B 侧先导阀漏汽严重，解体后 发现 2 只主阀阀芯与阀座密封面均有吹损痕迹，将主 阀阀芯与阀座密封面进行研磨处理，A 侧先导阀检查 清理更换新密封垫，经验收 后装复； 3)末级过热 器检查发现有 10 根定位板的管夹脱落或脱焊，另有 1 根定位板 脱落；本次对脱落和脱焊的管夹进行补齐和更换，另加装 1 根新定位板； 4）后屏、屏式过热器部分防磨瓦烧损、 变形、脱落或滑脱，本次因工期关系 未进行彻底的处理，只将部分缺陷严重的防磨瓦进行处理，共计补齐、更 换长度 500mm 的新防磨瓦 38 根， 长度 750mm 的防磨瓦 21 根。 6）过热器减温水调门运行中频繁发生卡涩现象，电动执行器丝母损坏更换 多个，本次解体检查未发现阀 体内部及阀杆有任何影响阀门开关灵活性的缺陷， 只在阀头和阀笼上发现积碳现象，尤其阀头上积碳较严重，参照#1 炉打磨清理后 装复。 7）过热器 B 侧三级减温水调整门阀体泄漏（此缺陷在机组未正式投运前就 一直存在），解体后联系厂家来人处理，在 现场按照厂家的处理方案（渗透检验、 打压检验）均未发现漏点，但 检查发现调整阀内部 3 只密封垫有压偏现象，同一 只密封垫的压缩量不均匀，偏差 0.6mm 左右，后 经 同意更换密封垫后清理、装复。 8）381 管线调整门在停炉前发生电动执行器支架固定螺栓断裂，固定压板变 形现象，本次检修中固定螺栓和压板进行重新更换处理，另外对支架进行临时加 固处理，同 时要求苏州热工院（本次汽水系统支吊架复核调整项目承包商）对 381 管线进行全面检查、复核，消除或减小管道的振动现 象。 1.6 在与技术监督密切相关的领域，如 25 项反措落实、安全性评价、涉网 专 项监督检查、设备隐患治理、春季安全大检查、机组计 划性检修等工作中，技术 监督工作发挥作用的情况。 7 1）#1#2 机组两次 C 级检修中，均 发现机组给水系统 流动加速腐蚀和省煤器、 水冷壁的结垢速率高的问题， 经公司研究和综合评估后，决定对#2 机组给水处理 工况由 AVT（O）向 OT 转换 ，在西安热工研究院的技术支持下，#2 机组于 2012 年 5 月完成加氧处理转换。 2）对#1、#2 机组水汽系统进行全面查定。加氧 试验期间，利用西安 热工研究 院的离子色谱仪，分别对两台机组水汽系统进行全面查定，分别检测 F-、Cl- 、SO42-、Na+、铜、铁等，结 果表明，各项数据均在期望值以下，两台机组水汽品 质优良。 3）制定全厂油质监督计划，使油质监督工作按计划开展。油质监督中发现 EH 油颗 粒度超 标、启 备变氢气超注意值、小机 润滑油水分超 标、 电除尘硅变绝缘 油含有乙炔等问题，通过相关 设备专业的及时分析处理，各项监督参数很快合格， 提高了设备运行可靠性。 4）对照发电机定子冷却水的最新标准，将原设计的定子冷却水系统中离子 交换柱中的树脂更换为专用树脂，提高了定子冷却水的水质，目前定冷水的含铜 量完全符合标准要求。因设计遗漏，定冷水未配 备在 线 PH 表，影响定冷水的水 质监督，利用机组 C 修时 机， 补充安装了定冷水在 线 PH 表，保证化学在线仪表 的配备率达到 100%。 5）进入三月份以来，两台超滤装置的出力明显下降及透膜压差明显增大，#2 反渗透出水电导和透膜压差显著上升，及时联系设备厂家来我厂指导进行化学 清洗，清洗后的超滤装置和反渗透装置出力基本恢复到设计值。但#1 反渗透装置， 自 2011 年 10 月在厂家的指导下进行第一次化学请洗后，出水电导较高，并存在 逐步上升趋势，目前正在进 行分析处理。 5）对凝结水精处理进行优化运行。今年上半年，分别对两台机组 7 套凝混床 树脂，在不同出水比导下进 行运行试验， 检测出水阴、阳离子漏出量，在确保水 质条件下，选出最优运行工况。试验表明，控制凝混床出水比导在 0.3s/cm 以下， 分别检测 F-、Cl-、甲酸根、SO42-、 Na+、NH4+等，离子漏出量均在安全范 围内。 为确保安全，我们实行更严 格一级控制，最 终确定，凝混床失效控制终点，由比 导 0.15s/cm，调高至 0.2s/cm。每台凝混床周期制水量可提高 35 万吨。 6）核对#2 机组机侧、炉测所有电动阀、气 动执行机构电磁阀电源。基建 时电 源空气开关标牌错误较多， 现根据设备电源实际情况，进行核对更改。 7）#1 机组小机电缆故障问题查找。发现是轴封溢流至#8 低加的热力管道距 离电缆桥架太近，高温烤坏 电缆。 现机务专业重新敷 设了热力管道，小机 电缆也 重新进行了更换。 8）#1 机组 CP1027 两块 CP 同时离线，造成#1 机组 A 小机控制模拟量输出 到 0，经检查系统日志发现 副控 CP 频繁死机自启，现已更换副控 CP，并联系 FOXBORO 厂家对 CP 同时离线故障进行分析。 9）#2 机组协调控制系统优化：由于脱硝 168 负荷要求，#2 机组早上负荷变 化大，连续 快速上升，导致主汽压力偏差大， 协调品 质不好，根据以上现象，对协 调系统进行优化：（1）增加连续变负荷压力偏差大时，压力设定值闭锁功能，即压 力设定值大于实际值 1.5MPA 时闭锁压力设定值增， 压力设定值小于实际值 1.5MPA 时闭锁压 力设定 值减；（2）增加连续变负荷 时负荷动态前馈压力增益。优 化后，连续变负荷时压力偏差减小，协调品质持续跟踪中。 10）为解决定冷水 PH 值偏低， 频繁换水仍达不到要求情况，分别对1、2 发电机定冷水箱原补水管路进行改造：在原管路上增加一路高 PH 值的凝结水 从7、 8 低加进水母管 处引至原杂母去定冷水箱总门后引入定冷水系统，保证 了定冷水品质。 11）加强了火力发电厂停备用热力设备防锈导则执行力度，对汽轮机停机 期间容器保养：凝汽器、除氧器、高低压加热器等保养措施的实施，提高了 设备的 使用寿命。 12）根据#2 机#1、#2 高加正常疏水调门堵塞，将两只阀门内笼套通流孔由原 来 3.5 隔行 钻孔扩大到 8，流道经车削将每两道合并为一道，两只外 笼套通流 孔由 3.5 隔行 钻孔扩大到 6.5，保证了高加的经济 运行。 13）#2 机 A 侧真空严密性试验不合格，溶氧超 标，因泄漏量不大，查找困难， 一直影响凝汽器安全经济运行。经多次分析、排 查及凝汽器汽侧灌水查漏， 发现 轴封汽溢流调整阀出口法兰（保温内）泄漏，原因为螺栓紧力不够导致，更换螺栓 重新紧固，提高了凝汽器真空。 14）利用 U201C 修，对2 机高、中压主汽门临时滤网进行拆除，提高了机组 热效率。 15）机密封油排油烟风机，在运行中一直排油烟不畅，造成发电机#7、 8 轴承 内无法形成微负压，使#7、8 轴承油档甩油。 经查找 发现排油烟管安装时，管道的 走向标高出现错误，使管道中位置较低的部分存在积油，响影排烟， 对排烟管道 进行改造，升高排烟管的水平，使排烟通畅。 16）结合#2 机组出线工程和一季度输变电检修，联系电科院 2 月 17 日和 3 月 28 日， 对 220KV 开关站瓷 绝缘设备进行支柱绝缘子超声探伤抽检。完成 2800 流变、28011、28002、 28006、28392、28393、28402、28403 闸刀支柱绝缘子超声波 探伤。 9 17）检修 220KV 隔离开关（28393、28403）时， 发现隔离开关（ 电动、手 动）均 无法分、合到位。检查后发现，两台隔离开关垂直 传动 无缝钢管固定抱箍无法锁 紧，致使操作机构的输出角度不够，分合不到位。加装定位螺栓，有效的防止连 杆打滑造成的闸刀无法分合到位的状况。 18）配合#2 机组出线建设，2012 年 1 月 2 至 3 月 29 日，#1 机组调停。 对发 电机定子进行吹水保养，绝缘 跟踪测试。启 动前通过 定冷水加温提升线圈温度， 驱除线圈内部潮气，提高发电 机绝缘。 对发电机定子 线圈进行反冲洗， 结合热水 流试验， 检验定子线圈通流情况良好。 19）2012 年 1 月 29 日，老厂 220KV 开关站停役后，2 月 21 日召开专题会， 对 110KV 开关站运行方式进行调整。110KV 芜尖 522 线路倒送电（芜尖 521 线 路备用）， 经 522（521 备用）开关110KV母505 开关#0 高备变6KV段 厂用电负荷。500 开关单 元、 510 开关单元、110KV 段母线停运。6KV 备用 段、备用 段停运、6011 开关停役，原主厂房 6KV 系统停役。 20）根据国家环保部关于火电企业脱硫设施旁路烟道挡板实施铅封的通知 （环办201091 号）及安徽省 环保厅安徽省火电企业脱硫设施旁路烟道挡板铅封 管理工作办法（试行）（环察函2010792 号）文件要求，规范脱硫旁路挡板的铅封 和启封工作，确保主机及脱硫系统的安全稳定运行。 1.7 从设备管理以技术监督为基础的角度，说明本单位上半年技术监督取得 的成绩。 2012 年上半年，围绕#1 机长周期运行及#2 机组新机投产，各技术监督网开 展大量工作，积极开展机组 运行性能试验， 围绕运行 设备积极开展定期工作，在 机组检修项目和设备检修过程中积极开展技术监督活动，消除大量隐患，保证机 组经济、 稳定运行。通过开展定期试验工作，发现和消除一批基建尾工和 设计缺 陷，提高了运行设备的可靠性。 继续加强管理制度建设，根据生产实际，制定、修订 部分管理制度，使生产 管理工作有序开展。 2012 年较 2011 年机组运行暴露出的问题增多，在生产管理、运行优化、技 术改进等方面还需开展大量工作，有待提高。 1.8 本单位设备上存在的主要问题和对策 专业 今年发现和历史遗留的主 要问题 处理情况、整改措施或存 在的困难 计划整改 时间 备注 化学 目前使用的给水加氧装 需要进行技术改造，采购 2013 置，其加氧调整门在调试 过程中发现线性非常差， 阀门调整幅度小时，无法 精确的控制加氧量，且加 氧自动程控不完善，不能 实现自动加氧，特别是目 前采用低加氧量的控制方 式，无法实现准确的调整。 安装可以实现自动控制加 氧量，并动作可靠的加氧 设备。 化学 定冷水更换专用离子交换 树脂后，含铜量符合标准， 但水质 PH 值仍然无法达 到 89 的标准，特别是机 组启动时，水质合格的时 间偏长，影响机组的正常 启动。 收集资料，进行设备技术 改造。 2013 热工 #2 机推力瓦温度有 4 点 坏点。 U201C 修前有 4 点坏 点，U201