1机组A修总结2016.7.30剖析

1、2016年#1机组A修总结审核：_初核：_编制：_2016年7月2、设备概况及检修前存在的主要问题（一）设备概况华能铜川照金电厂一期工程2 X600MW机组汽轮机为东方汽轮机厂引进日本日立公司的技术设计和制造的，型号为NZK60016.67/538/538，型式为亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。锅炉为哈尔滨锅炉厂采用美国ABBCE燃烧工程公司引进技术设计和制造的HG-2070/17.5-YM9型锅炉。发电机采用东方电机股份有限公司引进日本日立公司（HITACH）技术制造的，型号为QFSN-600-2-22D，发电机为汽轮机直接拖 动的隐极式、二极、三相同步发电机，

2、采用水氢氢冷却方式，定子绕组采用水内冷方式，转 子绕组和定子铁芯采用氢内冷方式。一期建设2X600MW燃煤发电机组，锅炉已增设SCR装置。尾部原配备两台卧式四电场电除尘器。机组原配置上海鼓风机厂有限公司生产的两台 动调轴流式引风机以及一台动调轴流增压风机，已进行“引增合一”改造。烟气脱硫工程采 用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，设计脱硫效率96%，采用回转式气气再热器加热，烟囱入口烟气温度保证80C。#1机组于2007年11月8日正式投产，至本次C修已运行8年。这8年间#1机组进行了2次B修（2009/2012年）以及4次C修。表1:机组检修概况一览表2014 年 5 月 23 日2015 年

3、4 月 1 日上次 A修后至本次修前累计运行小时数 上次 A修后至本次修前最长连续带负荷运行天数（二）检修前存在的主要问题汽机专业：1、 主机冷油器冷却水进回水电动门及手动门内漏需要检修，以便运行期间隔离系统便 于进行在线换热器清洗。2、#1机组轴封溢流调节阀指令与反馈偏差大，需要解体检查。3、#1机辅汽至暖风器供汽电动门门杆漏汽，需要更换盘根与格兰螺栓。4、#1机汽机侧低旁内漏，需要进行密封面研磨，并打水压试验。上次 A 修结束时间本次 A 修实际开工时间本次 A 修实际竣工时间2015 年 5 月 27 日（ 29 日 并网）上次 A 修后至本次修前主设备非计划停用情况0 小时非停系数69

4、44 小时35、#1机组W阀内漏，且2014年外委修复未成功，备用W阀已由修理厂家经过修理,并通过水压试验、渗煤油试验合格，已到货，在检修时更换。6、#1机组四抽至小机逆止门存在异音，需要进行更换高等级阀门。7、#1机A、B小机润滑油滤网排空观察窗存在渗漏油，需要更换。8、#1机定冷水箱整体晃动大，导致水箱水位波动大，需要对支架进行加固。9、 6瓦顶轴油管部分变形需要更换。10、#2机组辅汽至A小机供汽电动门内漏，需要更换，保留原有电动头。11、#2机组辅汽至B小机供汽电动门内漏，需要更换，保留原有电动头。12、1机A、B前置泵出口管路支吊架松动，且无止推阻尼，每次启停水泵时，造成 管路冲击引

5、起大幅摆动， 支架螺母崩落， 检修期间对支架进行加固，增加止推限位，防止管 路摆动。锅炉专业：1、受热面在检修期间应加大检查力度，尤其是屏再部位，还有水冷壁斜坡段及各人孔 门附近、吹灰器附近，炉膛短吹周边、低过管卡部位、水平低过弯头部位、顶部穿墙管等地 方应全面、细致排查。对炉膛、烟道区域漏风的地方进行整治，以降低锅炉漏风率；对炉膛 二次小风门、燃烧器摆角进行校对检查。2、#1机组机炉侧再热器温偏差5-7C，需要利用检修机会彻底排查原因解决该问题。 此次热工计划将温度测点移位，由弯头处移至直管段处。3、 空预器压差大，漏风率高，换热元件吹损严重，#1机组目前空预器差压在满负荷时 为1400Pa

6、,计划对空预器整体改造。4、 干式排渣系统一、 二级清扫链刮灰能力差， 高负荷时需要开启底部小风门进行抽灰，影响锅炉排烟温度上升约3C,需外出调研，利用检修机会进行技改，确实提高清扫链的刮 灰能力。5、引风机动叶长时间停运，存在静态情况下操作灵活，但在动态情况下操作不动的现 象，需利用检修机会对动叶叶柄部分进行除锈处理。6、检查低过水平段受热面，发现低过水平段上层下部，中层上、下部管道有不同程度 局部磨损，必须进行倒排更换磨损严重管道，补焊磨损不严重的钢管。7、 磨煤机入口混合风道保温内部有泄点、造成保温内积灰较多，检修期间进行查漏并补焊。48、干式排渣系统一、二级清扫链刮灰能力差，高负荷时需

7、要开启炉底小风门靠炉膛负压进行抽灰， 造成炉底漏风率升高引起锅炉排烟温度上升， 建议利用检修机会降低清扫链坡 度，提高清扫链刮灰能力。9、机组正常运行中，炉内受热面防磨瓦容易脱落，极易引起碎渣机或渣仓给料机卡涩 故障，需要利用检修机会处理该问题。10、锅炉本体及风烟系统， 包括空预器出口至电除尘入口漏风较严重，检修期间进行内部补焊。11、过热器A侧一级减温水调节阀门杆泄漏，前墙事故放水一次电动门门杆外漏。12、除灰流化风管及弯头磨损快，计划更换管道，并对内壁进行防磨处理； 电除尘地面存在塌陷现象，建议择机整体处理。13、炉侧风机、 磨煤机油站液压润滑油系统存在渗漏油情况，需要利用检修机会彻底进

8、行整改治理。（三）脱硫专业（四）化学专业二、本次机组检修确定的安全、工期、质量、节能目标及实际完成情况安全：本次A修及超低排放改造未发生人身轻伤及以上不安全事件，未发生设备损坏事 件，未发生严重违章事件，未发生检修现场火灾，未发生交通事故，未发生环境污染事件。工期：本次A修及超低排放改造计划控制工期65天内，实际工期为57天（4月15月27日），按计划工期完成。质量：本次A修质量整体达到预期目标，检修特殊项目、技改项目全部完成，阀门内漏 治理情况较好，主设备完好率100%，主要辅机及公用系统无影响全厂综合出力缺陷。修后机组启动实现汽机冲转、发电机并网一次成功。环保： 超低排放改造后，6月8日、

9、9日陕西省环境监测中心站对#1机组改造后的排放 效果进行了实时监测评估验收，监测结果显示，100%机组负荷下，#1机组主要污染物二氧化硫、烟尘、氮氧化物的排放浓度最大值分别为12mg/Nnm、3.8mg/Nm3、11mg/Nnm,远低于35mg/Nnm、5mg/Nni 50mg/Nnm的燃气轮机组排放限值， 验收结论为:#1机组二氧化硫、烟尘、 氮氧化物最大排放浓度符合 火电厂大气污染物排放标准 （GB132332011）规定的以气体 为燃料的燃气轮机组排放标准的限值要求。三、主要检修项目及完成情况（一）汽机专业：1、重大检修项目：主蒸汽部分管道及弯头更换、机力通风冷却塔大修、空冷岛122片风

10、机叶片修复及6个叶片更换、空冷岛减速机油接头整治、B汽动给水泵大修、A凝泵大修、 两台汽前泵大修、两台小机真空泵大修、高旁阀低旁阀检修、 高加涡流探伤、四大管道支吊5架检查调整，厂外供水管线泄漏点管道更换。2、 技改项目：汽轮机供热接口改造、空冷岛尖峰喷淋优化改造、#1#2机空冷岛散热器清洗装置改造、辅汽至轴封减温水调阀更改、#2导汽管加装节流孔板。3、金属监督项目：#3高加涡流探伤、高低旁后管道金属检验、本体及蒸汽管道疏水调阀前管道测厚、焊口、弯头检验，高低加正常疏水事故疏水、EH油管道、密封油管道焊缝弯头检验。4、重大隐患处理：主机油辅助油泵启动油泵事故油泵轴端无防松垫圈且螺纹旋向错误、高

11、调门操纵座拉杆防松装置易松脱导致拉杆旋转伸长、6片空冷岛风机叶片断裂严重、AB排汽装置各有1根七抽压力表管断裂，以上缺陷已处理。（二）锅炉专业：1、 完成的重大检修项目有：BCDEF磨煤机大修、更换脱硝上层催化剂、水平低过检修、燃烧器更换、A一次风机返厂检修、 支吊架调整、炉内受热面检查处理、 烟道内部检查消漏。2、 完成的主要技改项目有：AB空预器改造，AB引风机改造，MGGI及热媒循环泵安装。3、完成的金属监督项目有：配合锅炉检修进行锅炉受热面防磨、防爆检查，锅炉管阀 更换后的射线、超声波或表面探伤。部分主蒸汽管道进行硬度检验以及热处理。4、 重大隐患处理：屏式再热器检查发现磨损超标管道3

12、7根，水平低过上组上下部、中组上下部、下组上部靠炉前第一个管卡处磨损严重，F喷燃器磨损严重，以上重大缺陷已处理。（三）脱硫专业（四）化学专业四、结合检修开展的技改项目及完成情况表2:重大更改项目执行统计表费用（万元）项目名称批准费用实际完成费用施工单位完成情况及实施效果简述项目性质 （集团 项目/自定项目#1 炉 A侧送一次风 机噪音治理198157.82郑州静邦噪声振动控制工程技术有限公司主要是对 A 侧一次风机、送风机本体和电机加装隔声 间，风道隔声包扎处理（包括检修人孔的隔音处理）， 更换 A侧一次风机、 送风机入口消音器， 保证风机噪 音小于 85 dB（A）。目前风机如果消音器已安全

13、完毕， 其它施工待后续实施。陕西公司#1 炉空预器改造23002114.8哈尔滨锅炉厂预热器有限责任公司主要是对空预器半径增大，对换热元件增高，采用大 通道、易清洗、易输灰的搪瓷换热元件。目前观察改 造后排烟温度降低 8.3C，一二次风温升高 13C。具集团6体详细性能参数待性能考核试验。#1EDI 制水系统改造195137.5北京英诺格林科技有限公司将原有的#1EDI 拆除（包含机务、电气和热工设备的 拆除、改造工程土建部分），增加一套 EDI 制水装置， 成套装置上应配备满足出水水质及水量要求的全部 的模块、 整流器、仪表、控制及管道、阀门等。已全 部改造完毕，投运正常。每小时制水能力增加

14、70 吨，保证了除盐水用水安全，满足了尖峰喷淋的需要。陕西公司#1 机组辅机冷却器 改造280274.68西安瑞华电力科技有限公司主要是将#1机组 14类辅机的 52台冷确器更换为不锈 钢材质冷却器。目前电气专业的全部完成，锅炉一次 风、送风机液压油站 4 台，引风机润滑油站 2 台。磨煤 机液压油站6 台，共 12 台因到货迟未更换。目前从最 重要的发电机氢冷器运行看，冷却效果满足要求。待 后续包括#2 机组的全部辅机冷却水冷却器更换完后 即可使用中水。集团#1 机组空冷喷淋优化改造9897.26西安智源电气有限公司本工程主要由高压水泵装置、管路、喷淋装置、控制 装置四个部分组成，目前已竣工

15、验收，试投正常。经 初步试投，尖峰喷淋经优化后喷淋雾化效果良好，下 方淋水减少，降低背压明显，机组满负荷下比背压比 以前降低 2KPa 达到了改造效果。自定#1#2 空冷岛高压清洗水改造190160.66江苏科能电力机械有限公司改造方案由高压水泵装置（留用）、管路、清洗装置、 控制装置四个部分组成，包括支吊架，阀门，进、岀 口压力表等热控、电气设备，在原来空冷清洗装置的 基础上进行改进优化，恢复、完善、优化原有清洗装 置的清洗功能。实现每台机组可以全自动运行、两面 同时冲洗。就地一键启动，无需远方启动、停机。能 达到就地只需安排 1 人进行管道及电缆的看护和辅助 工作。目前改造工作已完毕，试运

16、行中，冲洗水枪穿 透力增强，冲洗喷头增加，冲洗效果比以前好，冲洗 效率提高，但自动化还未达到合同要求，无法实现全 自动冲洗，待进一步完善。陕西公司#1 炉等温线接入 DCS燃烧优化280324艾默生过程控制有限公司“燃烧优化系统”利用机组已有的 Ovation 控制系统 的数据，利用历史数据和当前运行数据，通过优化方 法，进行智能化建模。燃烧优化系统利用在线运行数 据，根据所建的模型对当前运行工况进行优化，实时 计算，分析锅炉当前的运行状态的各二次风门和燃尽 风门的理想状态，将优化结果输岀到操作员指导画面 和 DCS 勺控制逻辑，实现当前运行工况的开环燃烧调 整指导和闭环燃烧优化控制，达到节约

17、能源、降低污 染物排放，提高机组运行安全性的目的。目前所有接 线及硬件设备安装完毕，正在进行软件调试。集团一期超低排放改造（#1 机组部分）3502817016西热锅炉环保有限公司监测结果显示，100%机组负荷下，#2 机组主要污染物 二氧化硫、烟尘、氮氧化物的排放浓度最大值分别为12mg/Nm、3.8mg/Nm3、11mg/Nm,远低于 35mg/Nnn、集团75mg/Nm 50mg/Nrr的燃气轮机组排放限值。五、检修中发现的重大问题及采取的处理措施（一） 汽机专业1、 修前汽轮机存在气流激振与3Y振动大，经过轴瓦检修及供热连通管改造后，目前在600MV情况下未出现气流激振，并且轴承振动均

18、有减小。2、 汽机侧低旁阀、W阀内漏较为严重，B汽泵再循环调阀冲刷内漏严重，对上述阀门 更换阀芯阀座并渗煤油试验，目前运行观察无内漏。3、 对空冷岛56台风机280个叶片裂纹情况进行全面排查，发现并修补122个叶片，更 换比较严重的6个叶片。4、 对#3高加内部管束进行涡流探伤，检查出减薄的管道，堵住减薄最严重的2根管。5、 原辅汽至轴封减温水调门调节特性差，本次检修更换为微小流量调节阀，运行观察 效果较好。6、A前置泵解体发现，密封环两侧中分面上，均有不同程度冲刷，并且上下泵盖中分面存在受热后膨胀，长时间运行形成一定的永久变形量，这次对中分面进行了补焊与研磨处理。7、 小机真空泵叶轮中心汽蚀

19、坑较多，进行了打磨补焊处理。8、 三抽逆止门门板阻涩，不灵活，经过喷洒松动剂，并敲击活动后恢复到很灵活的状态。经热工院对抽汽逆止门的关闭时间测定，一抽二抽关闭时间达标，三四五六抽关闭时间超标，机务检查汽缸无漏气，开关灵活，但电磁阀存在漏气，已经更换处理正常。9、 对B汽泵芯包在上海KSB厂进行检查检修，未发现重大问题，只更换部分密封件。10、机力塔大修检查，收水器、填料、配水管均存在老化现象，表面污垢较多，底部角铁支架锈蚀严重，内部钢制回水管与化冰管存在表面腐蚀，水泥支撑梁等基础表面防腐层脱落，对内部元件进行了更换，对支撑梁及基础进行防腐处理。11、A凝泵大修解体检查各部间隙未超标，只更换导向

20、轴承及O型圈。12、 空冷减速机油泵接头太多并多余，易脱落松动渗漏油，为彻底解决漏油现象，本次 检修对油泵管路接头改造，采用平面密封接头，整合了多余的接头，运行观察效果很好。13、检修发现发电机汽端及励端大端盖密封环槽胶通过密封瓦座中分面缝隙流入到密封瓦座油环内，相当于形成了缓慢泄压作用，导致大端盖漏氢，本次检修已将此孔用橡胶条堵死。14、 高压缸轴封2段漏气管法兰垫片为石棉垫，长期在350C的高温作用下老化，并且 由于管道内孔高出法兰面约2mm相当于热胀冷缩后把法兰面支住了，发生泄漏，导致运行中高压缸后轴封处滴水，已对内孔高出部分进行了修平，并更换成齿形垫片或缠绕垫，改用双头螺栓，便于拆卸。

21、815、#2高调阀停机后，盘上显示关不到零位。检查阀门行程大于图纸给定的行程，出 现偏差的原因是高调阀杠杆机构中的拉杆由于设计的防松装置为并帽，隐患，拉杆松脱后随即旋转，会导致长度发生变化近而影响到阀门反馈机构LVDT所反馈的位置也发生变化。已对防松脱机构进行改造。16、精处理进口电动总门前大小头材质问题造成此处裂纹较多，此处已更换大小头处理。17、主油箱顶部启动油泵、辅助油泵、事故油泵轴承锁母处由于制造疏忽，造成此处无键槽， 防松用的止动垫圈无法锁死轴承圆螺母，导轴圆螺母松脱，已重新外委加工键槽，并 安装止动垫圈。(二) 锅炉专业1、受热面检查：水冷壁管前墙一层#1短吹右数第5、6根磨损超标

22、，后墙水冷壁管一层#4短吹右数第5、6根磨损超标，屏式再热器磨损超标管道37根，已更换管子。分隔屏B-A数#2屏第9根管子弯曲严重，屏再冷却流体夹管靠A侧墙焊口折扣严重，已割开后重新 对口校正。屏再冷却间隔管迎风面A侧有6处左右与屏再管子卡槽出位，已换管归位。屏再冷却间隔管背风面B侧有7处左右与屏再管卡槽出位，已换管归位。水平低过上组ATB第23、24、25、26外数第一、第二圈鼓包现象，已更换。水平低过上组上下部、中组上下部、 下组上部靠炉前第一个管卡处磨损严重，已全部进行更换。2、喷燃器外壳在低氮改造时，护板焊缝是花焊，没有满焊，导致运行中喷燃器向外漏 粉；喷嘴调节连杆弯曲变形、烧断，无法

23、利旧，在装新喷嘴时已更换新连杆，防至运行中无 法调节。本次对#1炉B-F燃烧器进行了整体更换，更换完成后进行了四角切圆测试。对#2角损坏的栏杆进行了更换。低氮改造燃尽风风箱四周，漏灰点多，已进行补焊处理。3、炉外阀门：(1)汽包A侧云母水位计疏水二次门，解体发现门头裂纹，更换新门头，B侧云母水位计疏水一二次门内漏，已更换新阀门。(2)炉顶主汽、再热蒸汽取样门、省煤器至汽包联络管疏水门解体检修，没有发现大 的缺陷，阀门阀座研磨，阀头外委修复后验收安装正常。(3)再热器减温水调门解体检修，发现再热器减温器调节阀阀座、吹损严重，出现凹 坑、沟槽，加工新备件，用国产代替进口备件，正观察运行效果。(4)

24、前墙放水一次门电动门、连排扩容器入口电动角阀外委修理，在厂内做煤油渗透 试验无泄漏。(5)炉顶A侧EBV阀解体检修，发现阀座、阀芯密封面均冲刷严重，针对此问题，更 换新阀芯组件。(6)连排扩容器入口调阀阀座、阀芯密封面均冲刷严重，阀芯组件更换新备件，阀座外委修理。4、BCDEF磨煤机大修：磨煤机磨辊、衬板、导向板、动环、密封风金属软管、石子煤刮板、防磨板、透盖、密封环、拉杆密封、各部分紧固螺丝等常规件磨损严重，进行磨损件 及密封件更换。蓄能器氮压校验过程中，发现A磨煤机#3蓄能器、E磨煤机#1蓄能器内部存在振动后易松脱的#2机已经泄露，9皮囊损坏，更换新皮囊后正常。C磨煤机发现一个磨辊轴承NU

25、3192内圈跑道表面脱皮，形成麻坑，影响轴承安全运行，进行轴承更换处理，更换NU3192 24156B轴承各一盘。发现B磨煤机筒体内部冲刷严重，针对此问题，采用对剩余未贴陶瓷的B、D、E磨煤机筒体贴陶瓷的办法进行防磨处理，已进行了切陶瓷防磨的办法。A-E磨出口煤粉上短管，610X10X300双金属管，长期运行已磨损严重，耐磨涂层脱落处经常泄漏，本次检修计划全部更换为内贴陶瓷短管。A-E磨落煤管，因煤块冲刷磨损严重，在运行中经常发生泄漏，局部钢管 厚度从10mm磨损到4mm本次已进行更换，共约30米630X10不锈钢管。A-E磨落煤管 与插板门处天方地圆处磨损严重， 运行中泄漏频繁， 本次检修已

26、进行全部更换， 给煤机出口 异径管加工材质为KmTBCr26既防磨又可以进行焊接处理。磨煤机冷却水阀门检查，发现 阀门阀芯有掉落现象，阀座腐蚀严重，本次检修已全部更换为不锈钢阀门。5、A一次风机送至车间进行解体大修，拆除夹紧环发现滑块磨损，更换磨损的滑块。拔出推杆时发现，推杆与推杆衬套接触面均有磨损，而且推杆工作面处直径不合格，推杆尺 寸71.1 mm左右， 与标准尺寸 72mm相差甚远，直径过小会导致两工作面中间部分非工 作部分与主轴内孔产生摩擦， 导致工作面磨损加剧， 严重时会导致风机振动， 采取喷涂工作 面的方法来修复推杆， 另外与之对应的推杆轴衬工作面也磨损变形， 更换新的符合标准的推

27、 杆轴衬。 一次风机轴承箱端盖处骨架油封与间隔衬套相互磨损，并且积灰较多。 这是由于轮毂未安装到位造成的磨损， 间隔衬套需更换新零件， 否则影响风机参数， 主轴轴承全部更换。 叶柄解体过程中积灰与锈蚀较严重， 用没有清洗后装复使用， 更换所用的密封件及支撑轴承 滚珠， 更换导向轴承 （角推力轴承） 。 对所有的风机叶片进行清灰，并对清理干净的叶片进 行探伤，风机做动平衡试验。6、 电除尘及烟道：电除尘内部阳极板及阴极线上积灰较往年严重，主要原因为脱硝改造后空预器转成蒸汽吹灰， 灰尘湿度大导致阳极板和阴极芒刺线挂线较多， 清理阳极板及阴 极线上的积灰。电除尘及省煤器仓泵内部检查发现一电场#1#4

28、仓泵、#5#8仓泵输灰管线磨损严重，已进行全部更换；一电场#1#8仓泵流化风逆止阀生锈严重，已进行更换；一电场#2.367.8仓泵内硫化喷头磨烂，已进行更换；一.二电场A, B列输送气气动门磨 损严重，已进行更换。7、 对#1炉脱硝SCF反应器A、B侧一、二层催化剂进行了检查，发现共计有61块有破 损现象，其中A侧上部23块，下部12块；B侧上部15块，下部11块，对下侧损坏的催化 剂进行了更换，对催化剂上层进行整体更换处理。（三）脱硫专业（四）化学专业10六、检修前后额定工况下试验数据比较（运行中统计参数）表3：锅炉检修前后主要运行技术参数序号项目单位修前 600MW修后 600MW1负荷M

29、W6006002环境温度C17.625.53一次风压KPa8.869.264一次风机电流AA:147 /B:151A:148.7/B:144.15一次风机动叶开度%A: 68/B: 63A:66.1/B:58.86锅炉总风量t/H179219737送风机电流AA:85 /B:77A:96.7/B:90.88送风机动叶开度%A:60 /B: 59A:67.5/B:64.49引风机电流AA:402 /B:409A:521.6/B:524.210引风机动叶开度%A:64 /B:59A:66.6/B:65.711锅炉总煤量t/H276287.412排烟温度（A 侧）C109/129/140100.1/

30、109.6/11913排烟温度（B 侧）C113/127/139118.6/128.7/139.114氧量（A 侧）%1.9/1.92.2/2.115氧量（B 侧）%1.9/1.92.0/1.316A 空预器入口烟温C348/346/342341/340/33417B 空预器入口烟温C352/352/350348.8/349/34418热一次风温CA:302 /B:302A:308.6/ B:322.819热二次风温CA:300 /B:311A:315/ B:32420A 侧二次风量t/H65873221B 侧二次风量t/H64369122空预器烟气侧差压KPaA: 1.54 /B:1.76A

31、:1.74/B:1.6923一次风侧差压KPaA: 1.1 /B:1.3A:0.83/B:1.0524二次风侧差压KPaA:0.83 /B:0.83A:0.8/B:0.7625AC 炉水泵电流AA: 43/C: 46A:44.1/C:49.926炉水泵差压KpaA: 193/C: 189A:187/C:18027A 引风机油温C液压:39/润滑:38液压:41.6/润滑:43.828B 引风机油温C液压:45/润滑:35液压:40.4/润滑:37.729A、B 送风机油温CA:40/B:45A:49.1/B:4830A 一次风机油温C液压:40/润滑:29液压:50/润滑:3331B 一次风机

32、油温C液压:53/润滑:28液压:59/润滑:28.532A 引风机振动mm/s1.0 / 0.60.96/0.5633B 引风机振动mm/s1.4 / 0.70.9/0.8134A 送风机振动mm/s0.39 / 0.360.53/0.3935B 送风机振动mm/s0.7 / 0.420.83/0.5136A 一次风机振动mm/s1.5 /0.91.39/0.3637B 一次风机振动mm/s0.66 / 0.280.98/0.4638MGGI 烟气冷却器差压Pa/614/542/544.7/569.91139MGGI 烟气再热器差压Pa/410/40240MGG 烟气冷却器入口烟温C/100

33、.8/111.8/130.5/116.241MGG 烟气冷却器出口烟温C/91.2/90/89.7/87.842MGG 烟气再热器入口烟温C/47/47.243MGG 烟气再热器出口烟温C/74.9/7744A 侧催化剂差压Pa140 /98163/116/32545B 侧催化剂差压Pa102/83140/104/41046尿素耗量mVh0.440.5447氨逃逸PPm1.7 /0.31.4/2.548A 磨煤机电流（48t/h ）A4449.349B 磨煤机电流（53t/h ）A4741.950C 磨煤机电流（50t/h ）A4047.851D 磨煤机电流（51t/h ）A4649.252E

34、 磨煤机电流（50t/h ）A4744.653F 磨煤机电流（35t/h ）A4239本次为A级检修，检修前后未做机组性能考核试验， 修前修后运行参数仅为参考性对比。从空预器改造后参数看， 排烟温度降低8.3C,一二次风温上升13C，烟气侧差压基本持平。表4:汽轮机检修前后主要运行技术参数A 修前（600MV 环温 13C）X 方向（um）Y 方向（um）盖振（um）瓦温（C）回油温度（C）#1 瓦33.135.15.973.2/75.749.5#2 瓦39.548.513.680.9/87.351.3#3 瓦42.232.39.868.657.4#4 瓦34.666.79.1869.958.

35、3#5 瓦59777.675.662#6 瓦4152.58.8784.559.5#7 瓦409231.868.549#8 瓦30.331.319.167.746.6#9 瓦/5.4/A 修后（600MW 环温 25C）#1 瓦31335.872.5/74.149.1#2 瓦39.141.113.775/8149.5#3 瓦42.342.39.972.357.5#4 瓦26.6657.872.658.9#5 瓦62794.872.560.4#6 瓦42.655.19.284.458.8#7 瓦4396.832.66954#8 瓦20.623.523.168.547.1#9 瓦/5.1/12与A修

36、前相比2015年C修后汽轮机#1-#4轴承振动值几乎无变化，#5、#6、#7轴承振动值增加约3-5um,#8轴承振动值减小约8umo本次A修机组启动后，接带高负荷600MW且机组背压23.8KPa、环境温度为25C时，汽轮机#3轴承振动值最大为63um稳定，同时也 未发生汽流激振；随着夏季环境温度的继续升高，仍需严密监视#1机组汽流激振问题和#3轴承振动情况。表5:阀门内漏处理效果内漏阀门名称A修前内漏情况A修后内漏情况备注汽机侧低压旁路阀77110C,需开启减温水进行降温5565C汽机侧低压旁路阀内漏消 除。电机侧低压旁路阀77110C,需开启减温水进行降温5565C电机侧低压旁路阀内漏消

37、除。高排通风阀（W阀）门杆温度120C左 右，排汽装置疏水集 管温度N11管为110150C左右门杆温度105C,排汽装置疏水集管温度N11管为5565CC修时对W阀进行更换， 内漏消除。#1机组#2高加水侧 安全门大里漏水无漏水漏汽#1机组#2高加水侧安全门 内漏消除。#1机#1高加水侧放水一、二次门内漏（门杆温度126C）不漏（门杆温度60C）本次检修对该门进行研磨处理后已不漏水。#1机高压缸排汽口 处靠东侧轴封管道 滴水滴水（1滴/2分钟）不滴水A汽前泵驱动端机封 装置处泵体结合面漏水漏水暂未进行处理，需有机会停 运A汽前泵时处理。B汽前泵驱动端机封 装置本体螺栓缺失不漏大量毗水现已用木

38、棒将其螺栓孔封 堵，目前暂不呲水。七、检修后调试、启动、试验和运行情况本次C修主线工作为超低排放改造及AB空预器改造，C修工作工期按45天控制，原计 划6月5日并网，为赶开机窗口，实际在5月27日全部完工，进入机组启动阶段。C修工作工期相对较为宽裕， 后期试运及调试也按部就班完成。此次空预器改造进展顺利， 各环节节点紧凑，提前完成全部改造。 供热接口改造到货及开工晚，但施工后期安排紧凑，进展顺利，在开机前完成改造工作。由于提前开机，超低改造后期收尾时较为紧张，但整个调试、 启动、试验工作较为顺利。 从5月29日凌晨点火至29日20:03机组并网成功，本次整套启 动较为顺利，汽机冲转、发电机并网

39、都是一次成功。但锅炉专业由于燃烧不稳定发生了2次灭火，以及A一次风机电机轴承烧损事件；汽机专业对汽机平台卫生监督管理不到位，导致影响了主机润滑油质以及凝结水质。八、费用完成情况分析13本次C修，陕西公司批复费用1895万元，其中标准项目812万元，特殊项目11项共计1083万元。截止目前，C修总费用全部发生1857.23万元（其中所有项目人工1183.2万元， 备品备件674万元）。本次C修，按实际工作量来看，实际上已达到了B修的级别，故整个费用较大。 由于主要有水平低过检修、主蒸汽部分管道更换、 燃烧器更换等大项目，故检修 人工费占比相对较大。九、本次检修效果评价1、施工单位及施工质量情况：本次检修， 各施工单位及施工质