2014年#4机组A修技术交底N.doc

广州珠江电厂4机组A修技术交底批 准： 审 核： 编 写： 珠东电设备部二一四年三月二十七日4机组A修技术交底 根据年度检修计划，#4机组在2014年1月28日开始进行A级检修。为了使生产人员尽快了解本次检修中发现的主要问题及处理情况，特对#4机组A级检修作如下技术交底： 一、机组侧设备技术交底 1、汽机专业 1.1 技术改造项目1.1.1 发电机氢纯度下降较快，排补氢量偏大处理 #4机组A修前发电机排补氢约30m3/d，分析可能原因有：一是平衡阀设计及其生产工艺不能杜绝阀杆处内漏影响调节精度；二是氢侧密封油箱排补油阀存在同时排补问题。导致空氢侧密封油长期连续大量交换，从而影响氢侧纯度。1）分析认为氢侧密封油平衡阀内部串油至氢侧油信号管，导致平衡阀氢侧油信号室不能反映实际的氢侧密封油压力且存在一定的正偏差，影响平衡阀的正确调节。#4机A修中从空侧密封油母管加装一路信号取样管，分别引至汽、励端平衡阀的空侧油信号室并加装手动门（作调节用），通过微调该手动门给平衡阀空侧油信号产生一定的正偏差以抵消氢侧油信号管串油的影响，提高平衡阀调节的准确性。2）解体氢侧密封油箱进行排补油浮球阀行程调整：为确保排油阀、补油阀不会同时打开，同时考虑减小油位波动。补油阀全开时阀杆长度由200.5mm调整至208mm，浮球全关位置由108mm调整至68mm，排油阀全关时阀杆由210mm调整至205mm、浮球由150mm调整至103mm。排补油浮球阀底部高低差由原来的42mm调整到35mm（排油阀高），设备投运后观察氢侧油箱油位维持在2/5位置且稳定。（#3发电机密封油系统投运后，通过运行主管的精心调试和跟踪调整，油系统运行稳定，减小了密封瓦空氢侧窜油，氢纯度较稳定。#3发电机投运20多天，查阅平均排补氢为7.11m/d，处于优良水平。）1.1.2 氢冷泵检修 A氢冷泵更换了叶轮、泵轴、轴承等部件，轴两端由盘根密封改为机械密封。B氢冷升压泵由于长期海水腐蚀，泵体腐蚀严重，转子部件与静止部件中心严重偏离，造成轴套、轴承、轴等转动部件明显地磨损、损坏，本次检修更换了新泵，并安装了机械密封，密封效果优于盘根密封，运行中如发现漏水应联系检修及时调整。1.1.3 B小机轴承箱油挡更换小机轴承箱与轴封距离近，轴封漏汽容易进入轴承箱导致油中带水严重，本次检修将B小机前、后轴承箱油挡更换为新型全周进气的气幕油挡，压缩空气进气管上增加了调整门、过滤器和压力表，运行中可根据实际情况调整，原则是在投运油系统和排烟风机后，调大压缩空气量至空气能沿轴少量冒出便可，防止轴封漏汽漏入轴承箱。此项改造视评价效果再实施推广。1.2 检修中发现的主要问题及处理1.2.1 主机检修1）主机解体发现高压缸汽封电侧间隙偏大较多，低压缸顶部汽封磨损严重，底部汽封间隙偏大较多。检修中更换了高压隔板套死汽封，并调整了高压隔板套洼窝中心使汽封间隙均匀；将低压内缸抬高减小汽缸洼窝中心偏差；所有汽封间隙按标准要求的偏下限值调整。应该能较好的提高汽缸效率，有待开机验证。2）低压转子反向第一级叶片松动、#2轴承下瓦块温度测点处穿孔缺陷：已由哈汽厂派人现场拆装、补焊修复。3）解体时发现高压调门门盖螺栓断裂10根，中压主汽门和调门门盖有5根螺栓断裂、10根螺栓无法拆出，检查该批螺栓普遍存在晶粒粗大情况，为确保运行安全，经审批同意更换了高压调门、中压主汽门调门门盖所有螺栓（M33）。4）高压内缸炉侧有一根螺栓M48630断裂，更换。5）高压进汽平衡环电侧有一个螺母M72损坏，更换。6）修前B侧高压主汽门关不严，经车削阀芯密封面，并检验密封线良好，锅炉水压试验中已检验过关闭严密。7）修前A侧高压调门底部有水滴落，检查为高压主汽门门杆漏汽法兰泄漏，已更换密封垫片。1.2.2 A汽泵大端盖密封面存在泄漏，经返原厂修补加工处理好。1.2.3 循泵检修修前#7循泵一直存在轴晃动大问题，是由于泵轴弯曲度超标引起，本次A修#7循泵更换了制造厂赔付的整套新轴，检修后泵试运已正常。#8循泵解体后发现导流体、泵轴、叶轮存在不同程度的腐蚀，本次检修腐蚀部件返回制造厂修复处理，导流体更换了法兰，泵轴使用了#7泵换下的轴，经校直处理弯曲度合格，叶轮经打磨补焊修复。#8泵回装后试运正常。1.2.4 为了防止#7、#8循泵出口蝶阀卡涩，两台蝶阀及其控制油站整体返原厂检修，修后试运情况良好。1.2.5 发现A侧二次滤网内部排污管穿孔严重，最大孔径约40，影响二次滤网正常排污，检修更换了腐蚀的排污管道。1.2.6 煤码头四周9块垃圾挡板更换：煤码头底部水面四周共有26块拦污网板，经检查有9块已完全损坏，垃圾容易进入码头底部区域，导致大量垃圾进入循泵前池，影响循泵正常运行。本次检修更换了9块网板，其余网板补加锌块、更换破损的钢塑网。1.2.7 二期循环水电动联络门（#1）开至30%就开不了（阀门开关过程中热偶跳），经检查为控制箱内热继电器容量偏小，热工专业更换热继电器后正常。1.2.8 辅汽至轴封供汽调整门阀体阀座位置吹损出一条长10深5宽6的沟槽，由于该调整门为美国莱斯利调节阀，无备件，将该调整门阀体外送加工修复后回装。1.2.9 #2高加水室分流隔板吹损减薄严重，无法修复，加工水室分流隔板一套，材质为#45钢。2、 锅炉专业 2.1技术改造项目2.1.1 A/B一次风机油站冷油器改造为了提高#4炉A/B一次风机油站的冷却效果和可靠性，在#4机组A修中将原A/B一次风机油站风冷式单用油冷器改造为一运一备的双列管水冷式冷却器，水冷式冷却器采用上海穆戈液压润滑设备有限公司生产的型号为W100-T-6/55的冷却器。改造内容：1、冷却器位置不变，将原风冷却器拆除换上水冷却器；2、增加冷却水系统，冷却水从B一次风机出口挡板上6米处，与现有的空预器轴承油系统冷却水进/回水母管接入，用764的无缝钢管作为冷却器进/回水母管，再用424的无缝钢管作为A、B侧油站冷却器进/回水支管，每条支管在油站冷却器前安装进、回水总门，总门后再分两路分别进入两个冷却器。3、拆除原冷却风扇电源线路，取消DCS原冷却器风扇控制画面及相关保护。本次油站冷却器改造后可提高油站冷却效果和可靠性。2.1.2 冷渣斗水封槽及环形母管加装冲洗用水管 我厂锅炉自渣水系统改造后，由于冲灰水含淤泥和结垢等原因导致锅炉冷渣斗水封槽及内衬冷却管在运行中经常出现堵塞，造成冷渣斗水封槽及内衬因缺水冷却被烧坏等现象，严重影响机组的安全运行。根据2012年10月8日锅炉冷渣斗专业会议要求，本次A修在渣斗水封槽及内衬环形母管一侧加装一路冲洗水管，运行中对水封槽及内衬管进行定期冲洗，以解决水封槽及内衬环形母管的堵塞问题。（#1、#2、#3锅炉已加装，效果较理想） 水封槽冲洗时通过阀门与法兰管道连接，平时不冲洗，法兰管段是断开的，当要冲洗时，首先申请消防水使用，经批准后接上法兰管段即可。冲洗完毕，关闭阀门，并将连接的法兰管拆开，让消防水系统与渣斗冲灰水系统分开，不再连接。加装后的消防水管路以定期工作的方式对水封槽及渣斗环形母管进行清洗，暂定操作方式（以后依冲洗效果进行相应的调整）为：每月对各管路冲洗一次，每次冲洗时间为20分钟。冲洗程序：先关闭水封槽母管冲灰水进口手动门，打开消防水到水封槽母管手动门，冲洗20分钟后关闭，然后打开水封槽冲灰水进口母管手动门，即完成一次对水封槽环形母管的冲洗。内衬母管及水封槽冲洗工作亦如此。除了定期工作外，消防水至渣斗管路阀门是始终保持并闭状态。2.1.3 空预器导向端轴密封改造空预器热端导向端轴因原设计原因，端轴密封风盒与端轴之间的间隙没有严密的密封，机组运行时存在漏风情况，加上设备长期运行磨损后，漏风就更加明显。漏风不但会造成环境卫生污染，而且所漏的热风造成导向轴承油温过高，影响轴承及空预器运行安全。改造内容：本次A修将旧结构的密封风盒形式改造为新结构的迷宫式铜环空气密封装置，多层铜环与端轴在径向方向同步移动，密封效果好，使用寿命长，改善了中心筒处的漏风，降低了对轴承系统产生的影响及污染预热器周围的环境。#2、#3炉已改造，效果较理想。2.1.4 密封风机出口风管加装手动门#3、#4炉A/B密封风机出口风管由于设计上未安装手动门，机组运行期间密封风机消缺时因无法得到有效隔离，对密封风机的日常消缺工作极为不利。本次A修在#4炉A/B密封风机出口风管处各加装一台手动蝶阀。改造内容：在A、B密封风机出口风管加装DN700手动衬胶蝶阀，蝶阀安装位置布置在磨煤机入口水平热风道上方水平管道，蝶阀与密封风管采用法兰焊接。在正常运行中A/B密封风机出口风管手动门保持全开，在密封风机消缺时关闭任一蝶阀即可。2.1.5 汽包云母水位计改造 本次A修配合热控汽包水位计改造，将汽包原云母双色水位计改型为HDSC-WDP低偏差云母水位计。改造主要内容及运行操作方式如下：2.1.5.1该水位计为联通管式原理水位计的一种，它在传统双色水位计的基础上对表体进行改装设计，加入了一套伴热循环系统，提高了测量精度。该系列水位计主要由光源箱、水位计表体、平衡管、排污管、水连接管、汽侧取样管、水侧取样阀门、汽侧取样阀门、饱和汽伴热管、排水管、冷凝罐等组成。2.1.5.2饱和汽伴热管在安装时将排水管接至汽包下降管距离汽包零水位-15m处。进入饱和汽伴热管的饱和蒸汽在其中冷凝后流到下降管中，因排水管与汽包下降管的连接处标高选择适当，所以排水管中的水位不会上升到水位计表体内部，使得饱和汽伴热管中始终充满饱和蒸汽，起到对云母水位计表体内的水进行加热的目的。2.1.5.3改造后汽包云母水位计操作a、投入云母水位计u 逆时针开启汽包双色水位计放水一二次门2-3圈，确保水位计投运前放水一二次门处于开启位置，以免投运初期系统憋压。u 逆时针缓慢开启水位计汽侧一次隔绝门。u 逆时针缓慢开启水位计水侧一次隔绝门。u 逆时针微开水位计汽侧二次门1/5圈，向水位计内徐徐导入蒸汽。在此过程中，汽阀不能开的过大，否则会导致安全球动作，堵死汽侧管路，从而导致水位计停止工作。如果安全球已经动作，那么可以先关闭该阀门，再重新慢慢开启，即可使安全球恢复到正常状态。应对水位计进行暖管预热30分钟。注意暖管时间必须足够，否则水位计容易因受热不均导致云母片爆裂。u 将补偿调整门一二次门缓慢打开，向伴热管中徐徐导入热水。此过程中，补偿调整门起初不能开得太大，避免伴热管激振。u 慢慢将补偿调整一二次门打开至全开状态。u 水位计暖管预热结束后，顺时针缓慢关闭水位计放水二次门，在关闭放水二次门，系统憋压过程中操作人员应时刻观察水位计情况，如听有异音、见有蒸汽等异常应立即开启放水门泄压后远离水位计。u 观察水位计憋压正常后缓慢关闭放水一次门。u 最后逆时针全开水位计汽侧二次门和水侧二次门。 b、停运云母水位计u 关闭补偿调整一、二次门。u 关闭汽、水侧一、二次门。u 缓慢打开排污一、二次门，泄压至零。2.1.6 炉膛火焰工业电视冷却水泵及其管道阀门取消 为配合热控炉膛火焰工业电视系统改型，冷却方式由原先的水冷改为风冷。机务将原炉膛火焰工业电视冷却水泵及其阀门、管道取消，并在锅炉6米层闭式水管道上加装堵板。改造对运行方式无影响。2.2 检修中发现的主要问题及处理2.2.1磨煤机冷风调整门加装密封片 #4机组制粉系统改造后，#1#6磨煤机冷风调整门内漏严重，影响制粉系统干燥出力，风门内漏主要由于冷风调整门阀板与阀体间隙过大引起，为减少磨煤机入口冷一次风内漏，提高磨煤机入口粉温，本次A修在#1#6磨煤机调整门阀板的边缘焊接了密封片，减小了阀板与阀体间隙，并且针对部分调整门关闭不到位现象，重新对调整门行程进行了校正。冷风调整门加装密封片后，从#3炉运行情况来看，效果良好。2.2.2 A/B一次风机转子返上鼓厂做动平衡针对#4炉A、B一次风机运行中振动偏大，本次A修将A/B一次风机转子返回上鼓厂做动平衡及返修液压缸和轴承箱检修，更换120块动叶滑块，轴承箱骨架油封及推杆铜套。一次风机试运时振动明显下降。2.2.3 主给水逆止门、主给水电动门、汽包事故放水门等高压阀门阀体裂纹A修金属磁粉探伤检查发现锅炉主给水电动门、主给水逆止门、省煤器放水二次电动门、汽包事故放水一/二次电动门阀体表面有裂纹。锅炉专业会议讨论决定对裂纹进行打磨处理，其中主给水电动门阀体打磨最深处约6mm，阀体厚度约80mm，打磨后裂纹消失，不予补焊；主给水逆止门阀体打磨最深处约7mm，阀体厚度约80mm，打磨后裂纹消失，不予补焊；省煤器放水电动门及汽包事故放水二次门阀体打磨最深处约3mm，阀体厚度约40mm，打磨后裂纹消失，不予补焊；汽包事故放水一次门阀体打磨最深处约7mm，阀体厚度约40mm，打磨后裂纹消失，对打磨部位进行预热后补焊，并对补焊部位加热后用多层保温包裹处理。2.2.4 汽包#4下降管对接焊缝裂纹 #4炉A修广东电网公司电力科学研究院锅炉压力容器检验中心对锅炉汽包下降管对接焊缝进行超声波检测，发现汽包左数第4根下降管对接焊缝存在超标裂纹缺陷：深度为24.8mm，长度为5mm。经锅炉专业会议讨论认为，该焊缝缺陷表面没有，存在于里面，应是安装遗留所致。根据检验缺陷通知单要求，本焊缝缺陷暂不作处理，监视运行。待下次检修时再次进行超声波检测，根据缺陷是否扩大确定处理方案。2.2.5 A/B空预器热端漏灰 #4炉A/B空预器热端在运行中漏灰较严重，本次A修中发现空预器导向端轴及热一次风出口挡板门等处漏风较严重。A修对导向端轴进行密封改造，处理热一次风出口挡板门漏风缺陷，并对一次风机试运时发现的6个漏点也进行处理。预计空预器热端漏风情况会有明显改善。2.2.6 四角燃烧器煤粉喷嘴磨损、开裂 本次A修发现锅炉A、C、D角燃烧器煤粉喷嘴存在磨损、开裂。对磨损严重的喷嘴隔板进行更换，并对开裂部位进行修复。3、 电气专业 3.1 设备变更、技术改造3.1.1 #4发电机出口断路器及控制柜回路改造将原瑞士ABB公司ELFSP4-1型SF6开关，更换为西门子高压开关有限公司（杭州）3AP1 FG 型三相联动 SF6开关，控制柜、机构箱更换配套，装置功能不变。新旧开关额定负载电流均为4000A，额定开断电流50kA。开关相间距离由原来4米变更为3.5米，开关基础及支架重新制作，连接管母及固定金具相应更换，管母及固定金具的型号参数与旧管母相同。断路器由分相电气联动变更为机械联动方式，断路操动机械由液压弹簧储能方式变更为电机弹簧储能方式，分相机械箱变更为集中操作机构箱，并通过相间传动连杆实现机械联动分、合闸操作。机构箱内装有六氟化硫压力表供巡检、监察用，在环境温度20条件下，标准压力为6bar，压力指示为5.2bar时，SF6泄漏报警压力，发光字牌“SF6气压低报警”信号，压力指示为5.0bar时，SF6泄漏闭锁压力，发光字牌“SF6总闭锁”信号，闭锁开关操作。断路器报警光字牌变更为“SF6气压低报警”、“机械合闸闭锁”、“马达运行延时”、“SF6总闭锁”、“弹簧未储能”、“马达、照明加热回路失电”。 断路器控制柜加热照明交流电源回路、马达直流电源回路由环网形式改为辐射供电方式，其电源分别取自220kV升压站交、直流电源自动切换分配箱。保护定值不变。运行操作方式不变。3.1.2 #4机备励系统改造。3.1.2.1、取消原备励柜，新安装的备励系统由NES-5100+型励磁调节器、可控硅装置和隔离变压器组成，备励柜内配置接地检测装置，具有主励磁场接地检测功能。备励交流输入不变，仍采用400Hz的中频电源。备励系统手动增减磁的功能不变，增加了自动跟踪增减磁的功能，备励自动跟踪和手动跟踪方式可以手动切换。备励系统手动增减磁操作和直流输出开关的操作方式不变，可以采用就地和远方DCS操作两种方式。备励、主励和灭磁开关之间的联锁方式不变。3.1.2.2、改造后备励系统的功能及操作方式如下：备励开机过程2ZKK开关在分闸位，备励交流侧刀闸在合闸位，备励系统处于热备用状态，41E开关在分闸位，发电机转速升至3000转/分。检查发电机灭磁开关FMK、励磁整流柜交流输入开关1ME、2ME、3ME已合闸。合2ZKK开关，观察到备励有输出电流，增、减磁调整备励输出，缓慢将定子电压升压至额定值，投“FMK联跳41E/备励”联锁开关。备励停机过程检查备励系统在正常工作状态，手动减磁调整备励输出，缓慢降低发电机定子电压，观察备励输出电压、电流均缓慢降低，当发电机定子电压降到10%额定以下时，断开2ZKK开关。退出“FMK联跳41E/备励”联锁开关，将备励系统转为“冷备用”状态。主励手动倒换至备励过程（并列转移负荷法）检查主励在正常工作，备励系统处于热备用状态，“备励自动跟踪”把手已投入。退出“41E联投备励”和“AVR故障联跳41E”联锁开关、“备励自动跟踪”把手，将备励减磁，降低备励输出电压至0V，合上2ZKK开关，观察此时备励输出电流应接近0A。然后备励手动缓慢增磁，主励手动缓慢减磁，维持发电机无功功率恒定。当主励输出减为0A时，观察备励输出电流达到切换前的主励输出电流，此时断开41E开关。备励手动倒换至主励过程（并列转移负荷法） 检查备励在正常工作，主励系统处于热备用状态，备励“自动跟踪把手”已退出。合41E开关，主励手动缓慢增磁，备励自动调节减磁，维持发电机无功功率恒定。当备励输出电流减为0A时，主励输出电流达到切换前备励的输出电流，此时断开备励2ZKK开关，投入“备励自动跟踪”把手，备励自动跟踪主励运行。投入“41E联投备励”和“AVR故障联跳41E”联锁开关。主励故障自动倒换至备励过程主励工作，备励系统处于热备用状态，“备励自动跟踪”把手已投入。主励故障时，41E开关分闸，联锁合2ZKK开关，此时备励跟踪电压值维持发电机正常运行。2ZKK 开关合上3秒后，手动缓慢增减磁调整备励柜输出，调整发电机无功功率，退出“备励自动跟踪”把手。3.1.2.3、增加一个变压器箱，用于安装隔离变压器，箱体前后共有四个冷却风扇，电源空开安装在箱体前门，一个总电源开关，取两路电源，一路电源取自原#4备励电动机电源；另一路电源取自集控交流电源箱AVR风机电源，四个分电源开关分别为四个冷却风扇电源空开。3.1.2.4、可控硅整流柜配备完整的辅助控制回路，包括：风机控制回路测温元件风压低报警脉冲控制空气开关跳闸报警回路。3.1.3、220KV升压站配电装置二次交直流电源回路变更。3.1.3.1在220kV升压站靠近220KV2、6母分段开关（2026）间隔南侧安装交、直流电源自动切换分配箱各一个，型号规格为DJXM 1300*600*650户外不锈钢防雨防潮防尘防腐电源箱，分别命名为“220KV升压站配电装置二次交流电源箱”和“220KV升压站配电装置二次直流电源箱”。由原来环网供电方式变更为辐射供电方式。3.1.3.2 交流电源自动切换分配箱内配WHK125N/3P-DSU 64A型双电源自动切换开关1个、C65N-3P D20A小型断路器20个、配置智能型温湿度控制器及加热器；双电源输入回路一路取自网控楼动配箱（三）#7间隔，命名“升压站交流电源配电箱电源（二）”；双电源输入回路二路取自网控楼动配箱（四）#6间隔，命名“升压站交流电源配电箱电源（一）”；两路电源动力保险选择63A保险。取消220kV各间隔端子箱原交流电源回路、改取自220KV升压站配电装置二次交流电源自动切换分配箱对应间隔， 220kV各间隔端子箱原交流电源回路各处接线随开关改造过程分步拆除。3.1.3.3. 直流电源分配箱内配双路电源手动切换开关、直流C65N-2P D10A小型断路器20个、配置智能型温湿度控制器及加热器；直流双电源输入回路一路取自网控室直流系统#1馈电柜I-30支路，间隔命名为“220kV开关储能马达电源一”，直流双电源输入回路二路取自网控室直流系统#2馈电柜II-30支路，间隔命名为“220kV开关储能马达电源二”。取消220KV各间隔断路器控制箱原马达直流电源回路220kV各间隔断路器控制箱原马达直流电源回路、改取自220KV升压站配电装置二次直流电源自动切换分配箱对应间隔， 220kV各间隔断路器控制箱原马达直流电源回路各处接线全部拆除。3.1.4、#4机220kV开关、刀闸遥信回路变更。将#4机远动装置220kV开关、刀闸遥信回路改接自220kV升压站开关、刀闸常开辅助接点。分别敷设一条ZRKVV22P7*1.5控制电缆至220kV间隔端子箱，常开辅助接点三相在端子箱串联后接入远动装置。不改变设备操作方式。3.1.5、外同期装置改造。将#4发电机外同期装置更换为SID-2CM型微机同期控制器，其并网操作方法不变与原来相同。面板如下图，新装置主要功能说明如下：面板的左上方为一个12864点阵带背光的液晶显示器，用于显示菜单及设置参数，显示并列点代号、系统频率、系统电压、发电机频率、发电机电压、断路器合闸时间及其它信息。左下方为发光管构成的同步指示器，指示待并侧与系统侧电压在并网过程中的相位差。“频差/功角”及“压差”指示灯在差频并网时越上限为绿色，越下限为红色，如出现同频时频差灯也为红色，不越限时熄灭。同频并网时如果功角或压差越限，指示灯为橙色。“合闸”指示灯在控制器发出合闸命令期间点亮（红色），点亮时间为断路器合闸时间tk的二倍。面板右方有一向下可翻开的盖板，翻开盖板后可见到左面有工作方式选择开关及工作方式指示灯，用于设置控制器的三种工作方式，即“工作”、“测试”及“设置”方式。工作方式选择开关上方的工作（红色）、测试（绿色）、设置（黄色）指示灯分别与之对应。“工作”方式用于发电机或线路并网；“测试”方式用于现场试验或对控制器本身的硬件测试；“设置”方式用于整定参数和数据查询。在工作方式选择开关上方有7个按键，左键w、右键8、上键t、下键u、确认键、退出键、复位键。左、右键用于选择待设置参数，上、下键用于选择菜单项或改变参数值，“确认”键用于选择功能或存贮参数，“退出”键用于退出目前操作程序，“复位”键用于使程序复位。面板右方为测试模块的操作及指示部件，测试模块用于产生待并点两侧的TV电压、模拟有关的输入开关量信号，和指示控制器输出有关控制信号的状态。“远方复位”键用于模拟来自控制台的远方复位命令，引起控制器程序复位。“辅助接点”键用于模拟并列点断路器的辅助接点，反映断路器是否已合上,及实测断路器合闸回路时间。面板上方有8个继电器状态指示灯，用以显示相应输出控制继电器状态，降压继电器（绿色）, 升压继电器（红色）, 减速继电器（绿色），加速继电器（红色），合闸继电器（红色），报警继电器（黄色），合闸闭锁继电器（黄色）,功角越限继电器（黄色）。3.1.6、380V公用II段电源、联络开关改造。3.1.6.1、取消原电源开关461A、461B（DW15-1600）及联络刀闸4613、4614（HD13-1500/3），新安装的电源及联络开关为施耐德MT系列抽出式开关，型号为MT25H2/3P，额定电流2500A，极限分断能力100KA（150KA），使用分断能力100%，短时耐受电流80KA/1S（50KA/3S），同时取消4611、4612、4613、4614刀闸，并用铜排直接将母线与开关上、下端头连接。461A、461C开关进线侧加装三相电流互感器，A、C相各装一个变比2500/5，容量10VA/10P级电流互感器，作为继电保护用；B相装一个容量10VA/0.5级，变比2500/5电流互感器，作为电流测量用。461C联络开关外配微机保护，保护装置选用东大金智生产的LPC1-510型产品，保护定值按厂部批准定值单执行。联络开关保护控制电源取自#3机直流馈电屏#10备用间隔。改造后相应开关的二次回路图按厂部批准版本执行。3.1.6.2、改造后的461A、461B开关的功能及远方操作方式不变,增加就地分、合闸操作按钮及指示灯。联络开关461C操作方式为就地电动分、合闸操作，配东大金智LPC1-510型微机保护。以上三台开关变更为施耐德MT系列抽出式开关，操作方式有变更，开关分“工作”、“试验”、“检修”三个位置，通过用放在开关外框底座的操作把手对开关小车进行进、出车操作。进车过程有闭锁合闸功能，防止误操作。3.1.6.3、改造后原接在4613、4614刀闸上的期“空调b段电源”将转接到380V公用b段备用间隔上（直接接于母排上），原4613、4614刀闸取消。3.1.7、22045、22046隔离刀闸辅助开关变更。将原ZKF6-24K/WB真空辅助开关拆除，在原安装位置通过安装底板（辅助开关厂家提供）安装西门子SHVC 12HO12NC型（中外合资）辅助开关。西门子SHVC 12HO12NC型（中外合资）辅助开关参数：AC380V/220V、DC220V、5A，改造后刀闸辅助开关工作性能可靠。不改变设备的功能及操作方式。3.1.8、一次风机油站电源切换装置（施耐德）功能变更。#4机原一次风机油站电源切换装置（施耐德WATSW系列A型）功能为自投自复的工作方式，根据我厂2013年二季度技术监督工作会会议纪要（5.2点）的要求，需要电源切换装置功能实现为互为备用工作方式以避免主路电源送电时自动切换。该电源切换装置有自动和手动两种操作方式。1） 当在手动方式时，电气操作机构的控制电路开路，自动控制功能无效，需用手柄手动操作。2）自动方式时有以下三种方式选择：自投自复工作方式:两路电源供电，一路电源为工作电源、一路电源为备用电源，两路电源正常情况下由工作电源供电，当工作电源故障，自动切换至备用电源供电，当工作电源恢复正常后自动返回工作电源供电方式。互为备用工作方式：两路电源没有优先权，互为备用电源。正常情况下，一路电源合闸，运行过程中该路电源故障时，自动切换到另一供电电源，故障路电源恢复正常时，开关仍维持原路供电，直到下次运行路电源故障时再切换。 自投不自复工作方式：两路电源正常情况下工作电源工作，如果工作电源故障自动转换到备用电源，装置控制器停止转换，即使工作电源恢复正常，开关不返回。按下复位键控制器恢复正常。本次A修将一次风机油站电源切换装置(施耐德) 原工作方式（自投自复工作方式： K1：OFF、K2：OFF）调整为（互为备用工作方式： K1：OFF、K2：NO）功能，实现电源切换装置功能为互为备用工作方式。电源切换装置功能变更后不改变装置的操作方式。3.2 修前缺陷消除情况3.2.1 发电机部分测温元件损坏。 定子线圈出水温度GEN102-06、GEN102-33测温元件直阻开路。更换测温元件，在静态下检查正常。定子铁芯GEN103-18测温元件直阻比其他元件直阻高约3，对应温度高约15。检查发电机测温元件膛内回路无异常，直阻偏高的测温元件估计元件内焊接故障。定子线圈GEN101-02、GEN101-03、GEN101-12、GEN101-28测温元件直阻开路。检查发电机测温元件膛内回路无异常，可判断上述测温元件已损坏。定子线圈GEN101-19、GEN101-36、GEN101-45、GEN101-48、GEN101-53、GEN101-5直阻比其他测温元件高约1，对应温度高约5。咨询哈电技术人员，对线圈和铁芯处以损坏的测温元件无法修复，机组投运时需加强监视已损坏的测温元件附近的测点温度，线圈对应的出水温度，氢温的部分发电机参数。现已强制损坏的元件测点，对阻值偏高的测点保留显示作用，对比监视，解除其与其他测点的温差报警。3.2.2 根据技术监督异常项目整改通知单进行一次风机电机解体大修。对电机定子绕组用专用清洗剂清洗干净，烘干，经电气试验个合格。对电机内循环风扇固定螺栓紧固检查。机务对上下轴瓦座间加密封胶。3.2.3 #4主变第四组冷却器潜油因卡涩引起热偶动作，不能投入运行缺陷。影响主变冷却效果，结合本次A修，对第四组冷却器潜油泵更换，并对5组冷却器蝶阀更换，解决因冷却器蝶阀关不严，不能在线处理冷却器缺陷问题。更换第一、四组冷却器油流继电器，解决油流继电器指示不对缺陷。经试运五组冷却器潜油泵、蝶阀、油流继运行正常。3.2.4 因为#4主变、#4高厂变油枕胶囊运行年份超10年，存在胶囊破损做成变压器呼吸器喷油安全隐患，结合本次A修，对#4主变、#4高厂变油枕胶囊及油位表更换，确保设备可靠运行，消除安全隐患。3.2.5 220kV升压站5、6母母联挂6母刀闸C相存在发热点。结合本次A修，6母母线停电检修条件进行发热点处理。处理后，跟踪设备运行正常，三相刀闸温度均在21左右。3.3 检修中发现的主要问题及处理3.3.1 #4机ECS#18、38DPU风扇不转，查为DPU电源模块故障，更换其电源模块及风扇后正常。3.3.2 #4机FMK就地分闸正常一次后第二次分闸不成功，查为FMK常开辅助接点始终通不变位导致分闸按钮触点灼伤接触不良所致，检修辅助接点后正常。3.3.3 #4发变组传动试验发现保护跳闸出口后操作箱TA/TB/TC灯不亮，查为断路器改造成三相联动没有三相常开接点在三相跳闸信号回路、原A/B/C相跳闸信号继电器TXJ并接有分流无法启动点亮TA/TB/TC灯所致，更改操作箱TXJ继电器回路跳线-由0.5A改为1.5A后试验正常。3.3.4 #4发电机封母小室内B、C相出线套管定冷水密封垫有渗水；中性点C相套管定冷水密封垫有渗水，中性点B、C相定冷水引水管（白管）接头有渗水。外委哈电人员更换发电机出线及中性点六个套管内的密封垫，处理有渗漏的引水管，重新焊接水接头。定冷水系统气密试验合格。中性点C相铜板导电部分送外镀银。3.3.5 发电机转子汽端护环内两块极间隔板有不同程度损坏，其中一块有贯穿性裂纹。外委哈电人员拔下发电机转子汽端护环，更换新极间隔板。3.3.6 发电机定子风区隔板断裂、老化。更换新发电机定子风区隔板并涂抹YQ胶固化。3.3.7 发电机内护板有部分螺孔崩裂。外委厂家对螺丝孔崩裂处进行修补后正常。3.3.8 发电机汽端端部，在12点钟位置有一端部固定螺丝的放松垫块脱焊松动；汽端端部端环处4、10、11、12、13、15支撑架固定螺杆，励端端部2、4、14、17支撑架固定螺杆表面有油泥，螺杆有不同程度松动；励端端部引线固定夹板11、12、13、14、15表面有油泥，摇动引线有松动。外委哈电人员把脱焊的放松垫块补焊固定好；在汽励两端拆除2-3根引水管，施工人员进入发电机两次端部，清理干净螺杆表面油泥，将有松动的支撑架固定螺杆更换锁片重新上紧锁好；松开励端端部引线固定夹板固定螺丝，清理干净引线表面油泥，在有松动的引线下垫涂YQ胶涤纶毡，重新固定好，并通过电气试验机端部振动试验合格。3.3.9 #4发电机定冷水系统汽励两侧上汇水管法兰弯头处各有一个沙眼，外委哈电人员打磨清理弯头处沙眼，重新补焊，焊接处经着色探伤合格，恢复表面绝缘，定冷水系统充气，气密试验合格。3.3.10 FMK开关辅助触头接触电阻超标。更换备用辅助开关，试运正常。3.3.11 两台凝泵电机下端盖轴承室孔过小。打磨后尺寸符合标准，电机试运正常。3.3.12 B一次风机电机部分槽楔松动。外委电机维修厂家处理，更换全部槽楔为环氧胶木槽楔（原为磁性槽楔）并经真空浸漆，处理后电机试运正常。3.3.13 #6磨煤机电机风扇叶焊缝有裂纹。重新处理焊口后补焊，经着色探伤合格，电机试运正常。3.3.14 A胶球泵电机后端盖有裂纹，已更换新端盖，试运正常。3.3.15 A机房排污泵电机、主机交流润滑油泵电机端盖尺寸超标，端盖送外喷镀后合格，电机试运正常。3.3.16 主机油输送泵电机、空预器导向轴承电机风叶损坏，更换备品，试运正常。3.3.17 库顶风机电机、循泵房期蝶阀间排污泵电机B定子绕组损坏，已更换同型号备品电机，时运正常。3.3.18 B小机排烟风机电机A接线柱损坏，更换接线柱，试运正常。3.3.19 B真空泵电机引线电缆头发热，更换线耳并重新压制，试运正常。3.3.20 氢侧交流密封油泵电机地角断裂，更换新电机，试运正常。3.3.21 #7循环水泵通风机电机A端盖跑外圈严重；#8循环水泵通风机电机定子过热，有焦糊味。更换上述两台电机，试运正常。3.3.22 热循环泵电机、EH油加热器热偶损坏，更换备品，试运正常。3.3.23 密封油排烟风机电机B就地控制箱复位按钮损坏，更换复位按钮，试运正常。3.3.24 #4磨煤机油站控制柜内接触器2KM、3KM烧坏，更换接触器，试运正常。3.3.25 6kV厂用IV段真空开关（编号为：D047、042、001）合闸缓冲器坏，更换后经机械试验合格及试运正常。3.3.26 6kV厂用IV段真空开关（编号为：D031、051、053）二次插座有裂纹，更换二次插座，开关回路经过传动试验正常。3.3.27 380V工作IVB段B真空泵电源开关电动合闸不可靠，更换合闸线圈后正常。4、 热控专业 4.1 设备变更、技术改造4.1.1二期集控室大屏幕设备改型变更（RK-12042-X）二期大屏幕改造后效果与一期大屏幕类似，五块屏幕分配为#3机组两块，#4机组两块，分别分布在两侧，电气公用系统一块，布置在中间。另外，增加LED状态显示条，可用于显示机组预先设置好的状态参数或用于有参观时显示欢迎词等。详细变更描述如下：4.1.1.1 取消原二期集控室大屏幕设备及显示墙面，单元机组大屏幕后的 1 个转接柜保留，放置DCS 公用系统服务器及交换机用。4.1.1.2 大屏幕显示屏更换为彩色显示器，采用澳大利亚AKAOL 公司的65 寸工业级液晶大屏幕显示器，与原布置位置基本相同。4.1.1.3 汽包水位电视、炉膛火焰电视更换为AKAOL 公司的37 寸工业级液晶大屏幕显示器，与原布置位置基本相同。4.1.1.4 在大屏幕显示墙上方安装 LED 数据显示屏，可自动显示功率、频率、主汽温度、主汽压力等信号，其他显示信息可通过大屏幕后的专用电脑手动配置。4.1.1.5 应急按钮及箱体更换为同类型带罩按钮，安装在汽包水位和炉膛火焰液晶显示器下方，按钮布置保持原位置不变。4.1.1.6 从#3、#4 机组厂用UPS 电源柜QF5开关取电源（电源容量为65A），#3机组一路UPS电源、#4 机组一路UPS 电源，接到大屏幕电源切换装置，互为备用。4.1.1.7 原采用电视进行声音报警，改到操作员台面用音箱进行声音报警，运行人员可以根据实际情况调整音量。4.1.2 #4炉等离子暖风器电动门控制装置回路改进（RK-13001-X）将原一体化电动门改为常规电动门，就地操作可在锅炉6m层左侧平台控制配电箱上进行开、关操作，DCS系统操作方式不变，电动门的配电方式不变。4.1.3 #4机给水泵汽机轴封蒸汽温度测点移位变更（RK-13030-X）变更了测点的取样位置，由原汽机房6米层的辅汽供小机轴封进汽管道上取样点变更为汽机房6米层的主机后轴封至小机轴封供汽总门后约1米处管道开孔取样，DCS系统测点显示及功能不变（沿用原测点名：TPS114给水泵汽机轴封蒸汽温度）。4.1.4 #4机组轴加风机入口门电动执行机构改型（RK-12019-S）4.1.4.1 #4机A、B轴加风机入口门电动执行机构改型为ROTORK品牌产品，型号为IQTC125。 (最大力矩125Nm，内部供电控制电压24VDC,执行器工作电源220VAC。)4.1.4.2 A、B轴加风机入口门DCS控制部分维持原控制方式不变，运行人员可以通过执行机构切换开关切至就地电动操作或通过就地手轮进行手动操作。4.1.4.3 A、B轴加风机电动执行机构从机组DCS#40柜A、B轴加风机入口门配电开关取电。4.1.5 #4炉磨煤机出口排放阀就地控制装置取消变更（RK-14004-X）4.1.5.1取消#4炉磨煤机出口排放阀就地控制装置，保留就地控制柜及其柜内接线端子排，接线端子排做磨4个出口排放阀指令及反馈信号转接用。4.1.5.2磨出口排放阀指令在DCS机柜DO接线端子排配电，原DCS配电开关及控制逻辑保持不变。4.1.5.3在停磨且出口排放阀停电检修时，如运行人员需对出口排放阀进行操作，可通过手动机械操作电磁阀体开关去控制磨出口排放阀开或关。4.1.6 #4炉炉膛火焰工业电视系统改型变更（RK-12020-S）取消原就地MB 型炉膛火焰工业电视系统设备，原集控室电视机改为液晶显示屏。改为风冷YD-NQ 型电站锅炉炉膛火焰工业电视监视系统（FTV）；原火焰电视冷却水管道及冷却水泵，及相关控制回路，拆除冷却水泵控制柜；并取消DCS 部分炉膛工业电视冷却水流量低、温度高光字牌报警。运行在DCS 及就地操作方式不变。4.1.7 #4炉汽包水位计改造及其逻辑变更（RK-12045-X） #4炉汽包水位改造效果及功能与#1、#2、#3炉汽包水位改造相同，改为内置平衡容器测量，水位测量包括电接点水位计测量（左、右侧各一路）及变送器测量三路（左侧一路，右侧两路），控制逻辑上采用三选二，满足安评要求。详细改造描述如下：4.1.7.1取消原锅炉汽包电接点水位计、云母水位计及外置平衡容器及其管路设备。4.1.7.2增加三台汽包水位内置平衡容器、两台高精度外置电接点水位测量筒、一台低偏差云母水位计及其取样管路、阀门；右侧新增一路变送器测量回路。4.1.7.3在汽包的下降管上开10孔3个，并分别安装管路至电接点水位计测量筒和云母水位计测量筒。4.1.7.4 三台差压变送器信号引入DCS控制及显示； 2套高精度电接点水位计信号引入BTG盘电接点二次表控制及显示，电接点二次表输出的水位信号、报警信号、高值和低值MFT信号接入DCS系统控制。4.1.7.5云母水位计视频信号引入集控水位电视显示。4.1.7.6 汽包水位光子牌报警功能4.1.7.6.1三路汽包差压水位计有2路测点信号变坏点，或任意两个差压变送器测点偏差大于150mm时，触发汽包水位品质坏声光报警；三路汽包差压水位计任一路测点信号变坏点，触发对应汽包水位测量故障声光报警；4.1.7.6.2任意两个差压变送器测点偏差大于120mm或左右侧汽包电接点水位模拟量信号偏差大于120mm时，触发汽包水位偏差大声光报警；4.1.7.6.3三路差压变送器信号的平均值大于+75mm或左右侧汽包电接点任一水位高I值信号发出，触发汽包水位高I值声光报警；三路差压变送器信号的平均值小于-75mm或左右侧汽包电接点任一水位低I值信号发出，触发汽包水位低I值声光报警；4.1.7.6.4三路差压变送器信号的平均值大于+150mm或左右侧汽包电接点任一水位高II值信号发出，触发汽包水位高II值高声光报警；三路差压变送器信号的平均值小于-150mm或左右侧汽包电接点任一水位低II值信号发出，触发汽包水位低II值声光报警；4.1.7.6.5三路差压变送器信号的平均值大于+300mm或左右侧汽包电接点任一水位高III值信号发出，触发汽包水位高III值声光报警；三路差压变送器信号的平均值小于-330mm或左右侧汽包电接点任一水位低III值信号发出，触发汽包水位低III值声光报警；4.1.7.6.6左、右侧汽包电接点水位计二次仪表电源失电时，分别触发左、右侧汽包电接点水位计电源失去声光报警。4.1.7.7汽包水位调节功能：4.1.7.7.1在给水自动控制中，运行人员选择三路差压水位计平均值做调节用。在某路汽包水位故障检修时，运行可选择单路差压水位做调节用；出现三台水位计测量偏差大报警时，根据现场工况判断可选择退出三选平均方式，改用三个测点中测量相对准确的一个水位测点作为水位调节信号进行调节；4.1.7.7.2在给水自动控制中，三台差压水位计经过压力补偿后的水位信号“三选平均”逻辑运算，将选平均后的水位信号送至水位调节器进行水位调节。当仅有一台差压水位计（变坏点）故障时，自动切至“二选平均”逻辑运算，将运算后的水位调节信号送至水位调节器，同时发相关水位计故障报警；当出现两台差压水位计同时（变坏点）故障时，自动切至“一取一”逻辑运算，汽包水位调节退出自动，将唯一的正常水位信号送至水位调节器；当三台差压水位计全部变坏点，汽包水位信号将保持在坏点前的数值；出现任意两个差压变送器测点偏差大于150mm时汽包水位调节退出自动。4.1.7.8 汽包水位MFT功能：4.1.7.8.1汽包水位高高高MFT信号由三路水位信号三选二输出实现：一路为三台差压水位计经过压力补偿后的水位信号“三选平均”输出值大于+300mm信号；一路为左侧汽包电接点水位高III值信号；一路为右侧汽包电接点水位高III值信号；4.1.7.8.2、汽包水位低低低MFT信号由三路水位信号三选二输出实现：一路为三台差压水位计经过压力补偿后的水位信号“三选平均”输出值小于-330mm信号；一路为左侧汽包电接点水位低III值信号；一路为右侧汽包电接点水位低III值信号；4.1.7.8.3、电接点水位计二次表外部供电电源失电时，内部电池可供电1小时左右，维持表计工作。两侧电接点水位计二次表完全失电时，相关联锁、报警信号输出保持常开，汽包水位MFT保护存在拒动情况，此时运行人员需密切监视其它相关汽包水位；4.1.7.9汽包水位计改造后联锁功能：4.1.7.9.1、汽包事故放水门控制由三路汽包水位信号三选二输出实现：一路为三台差压水位计经过压力补偿后的水位信号“三选平均”输出值信号；一路为左侧汽包电接点水位信号；一路为右侧汽包电接点水位信号；4.1.7.9.2、汽包水位高I值三选二输出信号联开汽包事故放水门A；汽包水位高II值三选二输出信号联开汽包事故放水门B；当汽包水位高II值三选二输出信号复归时联关汽包事故放水门B，汽包水位高I值三选二输出信号复归时，联关汽包事故放水门A。4.1.7.9.3、当差压水位计模拟量信号故障时，汽包事故放水门控制由电接水位信号二选一判断实现联锁。 4.1.7.10 改造后汽包电接点水位计二次表电源：BTG盘左、右侧汽包电