专业监督工作总结

1、专业监督工作总结2008-12-52007 年，在上级行业有关部门、技术监督机构的大力支持和帮助下， 通过技术监督检查中所发现问题和公司安评工作中存在问题的逐步整改， 结 合公司“星级”企业创建的巩固提高活动和标准化管理的内部审核工作，使 我公司的技术监督工作得到了进一步改进和完善。较好地贯彻了电力生产 “安全第一、预防为主”的工作方针。尤其在及时发现设备隐患及事故分析 处理、反措制订、督促检查及执行考核方面发挥了重要的作用，保障了公司 设备的安全经济运行。一、主要指标完成情况1 .绝缘监督：6KV以上变压器、6KV以上断路器、6KV以上PT、6KV 以上CT、避雷器、高压电机、高压电缆、地网

2、测试、配电母线、绝缘工具 等监督指标的实际完成值均为 100% 。2.热工监督： 自动投入率 100% ；保护投入率 100% ，保护动作次数 45 次，保护正确动作率 100% ；热工仪表校验合格率 98.8% ，主要仪表综校合 格率 1 00 ，标准仪器送检 45 台（块），送检率 100% ，标准仪器校验合格 率 100% 。3 .全年度无功、电压运行稳定，未出现电压越限现象，电压合格率均 为 100% 。电压质量技术监督指定的设备无异常情况，电压表计及与电压测 量相关回路校验在春检期间进行全面检查和校验，无不合格项目4 环保监督：实现工业废气达标率100 、工业废水排放达标率98.88

3、 （总排水） 、工业固体废物处置率 100 ，污染防治设施运行率 99.02 （不含 #2 炉脱硫工程和冲灰水回收） ，上交二氧化硫、氮氧化物、 烟尘、废水污染物排污费 865.56 万元，完成了各项污染治理和污染控制指 标。5金属及锅炉压力容器监督：承压部件焊口检验率达到 100% ，共检 焊口 1240 个，一次合格率为 98% ；合金部件光谱分析率为 100% ，共分析 1520 件，其中有 8 件不符；缺陷处理率在 98% 以上，到期压力容器定检率 为 100% 。6 化学监督：汽水品质合格率为 99.68% ，化学主要仪表投入率为 99.36% ，油质合格率率为 99.28% ，油质

4、检测率、热力设备保养率、氢气检 验合格率及化学补给水合格率均达到 100% 。7继电保护：保护投入率、自动投入率均为 100% ，保护及自动装置 的完好率、计划校验完成率、缺陷消除率和正确动作率均达到 100% 。8励磁监督：励磁系统设备完好率和自动投入率为 100% ，励磁系统 保护投入率和系统消缺率均达到 100% 。9.电测监督：全年共校验 0.5 级以下电测仪表 1382 块，合格率 93.4 ； 全年 0.5 级及以上标准计量器具送检 12 块，送检率 100% ，合格率 100% 。10.水工监督：冷却塔塔体沉降观测全年观测 6 次，完成率 100 ；坝体变形(垂直、水平位移)全年

5、观测 6 次，完成率 100 ；坝体浸润线观测 全年观测 6 次，完成率 100 。二、主要工作完成情况及处理的重点问题1绝缘监督方面(1) 完成了 #1、#3、#4机组C修电气设备预试，110KV、220KV、 330KV 电气设备春检预试， #2 发电机增容改造 A 修前后的电气设备试验等 工作。( 2 ) 330KV 升压站处理了 3340 开关操作机构空压机密封垫老化损坏、 3341开关压缩空气安全阀动作值不准、3341开关C相SF6气压偏低等11 项问题或缺陷。( 3 ) 220K 升压站处理了 2001 开关 A 相蓄压筒氮气预充压力低( 135Kg/cm2 )、 2216 开关

6、A 相合闸线圈断裂、 2200 开关 B 相蓄压筒活 塞杆处渗油等 6 项问题或缺陷。(4) 水源变方面处理了 1100开关、CT油位偏低、水源变#1主变B 相高压套管油位低、水源变 #1 主变有载调压绝缘油色谱不合格 H2 3442ppm (标准 150 ) C2H2 37 (标准 5)等 6 项问题或缺陷。( 5)变压器方面处理了 #1 主变含烃量超标、 #1 厂高变油枕假油位、 #02 备高变有载调压油样不合格等 11 项问题或缺陷。(6)发电机方面处理了 #1 发电机励侧定子端部下侧中性点 A 相过桥引线(时钟 5、 6、 7 点处)与固定夹板垫块磨损严重、 #3 发电机励侧定子 端部

7、下侧出线 B、 C 相过桥引线之间松动磨损（时钟 5 点位置）磨损、 #4发电机C相上层引线定子线棒引线（27槽）渗水等问题或缺陷。（ 7 ） #2 机组增容改造中处理的主要缺陷1）对发电机定、转子部分及发电机端部出线罩、转子集电环和主励转 子集电环等部位实施了改造， 对发电机出线套管进行了解体 A 修和试验，解 决了发电机出线罩及出线罩排污管长期发热、 集电环冒火和套管漏氢等重大 问题。2）按照安评及反措要求， #2 发电机、变压器安装了绝缘在 线检测装置和主变色谱在线检测装置。3）对乙循环泵、甲送风机、乙一次风机电机定子线圈绝缘进行了升级 改造，甲乙吸风机电机定子槽楔更换，乙凝结泵电机转子

8、轴颈喷涂，甲、丙 给水泵电机定子槽楔加固处理，重新埋设测温元件，并对 3 台给水泵电机、 2 台吸风机电机冷却器实施了 A 修改造。解决了循环泵、送风机、一次风机 电机线圈绝缘存在老化和给水泵、吸风机电机冷却器腐蚀结垢等问题。4）对#2 炉电除尘改造（电气部分） ，它包括电除尘原有高压硅整流变 压器、硅整流高压设备、两点式开关柜、高低压控制柜、保护联锁柜、所有 的控制电缆、所有的振打加热动力电缆以及原有其他设备的拆除、安装、调 试和运行，使电除尘器电气系统满足了电除尘安全、稳定可靠运行要求。5）#2 机组 6kV 高压电动机电缆全部为普通油浸式电缆，该型号电缆由于受温度影响，经常出现渗油、局部

9、电缆温度过高等不安全情况； 在A修 中对#2 机组高压电机更换为 ZR 阻燃型电缆，满足了消防防火和安评要求6）#2 机甲乙射水泵、甲乙密封风机电源开关油原来的DW-15 型换为 M-PACT 型，彻底解决了运行中开关发热问题，确保机组安全稳定运行。7）6KV21 、22M 重新进行热缩由于，原热缩绝缘材料老化，存在安 全隐患，彻底杜绝母线短路故障事故的发生。8）#2 机组汽机、锅炉专用屏改造，原汽机、锅炉专用屏负荷通过刀 熔保险取自母线，检修维护安全性差；电源开关不能自动切换，事故状态下 不符合安评要求；刀闸发热严重，不利于夏季安全运行。重新订购新专 用屏，柜体采用抽屉式结构，便于检修维护，

10、电源开关选用 ABB 开关并实 现自动切换，加强了电源系统的可靠性。9）主变、厂高变检修中发现：主变器身及油箱底部有细沫铁销、焊杂 及油泥杂质，进行彻底清理；主变低压侧内引线（铜片）固定铜螺丝有发热 迹象，螺杆后加平垫处理；主变低压侧在进行套管检查时发现A、B 两相密封垫外翻漏油，三相套管返厂A修；主变高压侧E、C相引出线有部分断股 现象，经厂家技术人员将断股引线用火焊逐个焊接处理；主变低压侧升高座 底部渗油进行了处理。10）2202乙刀闸2007年3月11日检查发现B相南静触座（53.9 C）、C相南静触座（52.8 C）发热，对其静触座进行了改造换型。11 ）6KV 配电室设备检修中处理的

11、问题： 21M 、 22M 母线热缩套破损严重，重新进行了热缩；部分开关直阻超标，已处理合格；部分开关导电 杆、导电条、滚动触头、动触头及触指划（烧）伤、变形严重，均进行了更 换。12 ）#2 机组密封油、润滑油系统电缆根据安评及反措要求， 该设备电源电缆必须是阻燃型电缆。13）#2 炉电除尘硅变在交接试验时油样全部不合格 （六台 ）分析油品内 有杂质及水份，进行滤油处理合格。2.热工监督方面（ 1 ）随着运行时间的增加， #1、#2 机组 DCS 系统操作员站主机硬盘 故障较多，机组检修期间检查处理了多台操作员站主机。（2）利用机组检修机会，修改了 DCS 系统电气顺控并网的参数；改进 了#

12、1 、#3 机 DEH 系统直流电源回路；改造了三台炉吸风机油站控制柜内 电源。（3 ）在各机组检修中，实施了多项安评整改问题：进行了 #1 炉水位测 量设备换型和补偿公式修改完善，各水位计之间的偏差进一步缩小，达到历 史最好水平；分开 #1 炉膛负压测量管理取压回路，达到了独立测量的要求。（4 ）通过一系列的检查、研究及处理，解决了 #4 机 DEH 系统负荷调 节摆动大的问题，同时完善了该系统一次调频、协调控制、喷油试验、 AST 试验功能，完善了就地设备接线防磨问题。（5）机组热力管道、风箱保温效果差，磨煤机系统、炉二次风系统的 穿线管电缆、分支电缆桥架、电动执行器受高温影响，运行中故障

13、多，针对 问题进行了整改。(6) 完善了试验室管理制度。(7) 修订#2、#4 机 DEH 检修规程；修订热控检修规程中 FSSS、TSI 系统及热工信号等有关内容。(8) 配合中试所对四台机组的一次调频功能进行全面试验，相关指标 达到了调度要求。(9) 配合网调对#2、#3机组AGC功能进行动态试验，至此，四台机 组 AGC 功能达到了电网调度要求。( 10 ) #2 机组大修期间，实施了多项技术改造工作，效果良好： #2 机 DEH 纯电调装置、 FSSS 上位机部分、 TSI 系统、热工信号系统。同时根据 安评要求，加装了汽包水位远方监视、 TSI 具备了振动投跳机保护的条件； 配合励磁

14、调节器的改造，对 DCS 系统顺控并网逻辑程序做了相应的修改、 调试，并投入运行。3 金属及压力容器监督方面( 1 )锅炉防爆工作仍是金属监督的重点，本年度监督检查工作中共处 理零星缺陷管 266 根，其中更换管段 217 根，补焊、加护瓦等处理其它缺 陷 49 处。( 2)加强了炉外小管座整治工作，共探伤检查管座 235 个。发现并配 合处理了 11 处危害性缺陷。3)针对高温再热器管排的局部长期过热管壁氧化减薄问题，对 #3 炉 内四圈管排进行了整体更换，并对 #1、#2 、#4 炉内四圈管排进行了扩大检测和取样分析，基本掌握了高再管排局部管壁氧化减薄的使用状态。（4）针对锅炉近期煤质差的

15、的情况，对尾部受热面管进行了测厚普查。 发现低温过热器入口段普遍存在轻微烟气磨损痕迹； 前包墙两侧管段管壁烟 气吹损减薄明显，其上联箱接管座对接焊口迎火面部位有烟气吹损凹坑；个 别水冷壁拉稀管烟气吹损减薄超标。以上缺陷均进行了及时处理。（5）完成了#2 锅炉定期检验工作。 发现并处理了减温器联箱网状裂纹、 汽包局部环焊缝上存在的浮焊和咬边、汽包旋风子与内壁连接角焊缝开裂、 省煤器给水管弯管部位的贯穿性裂纹、主给水阀门及管道弯管背弧裂纹、过 热器对空排汽管座焊缝开裂等 12 处危害性缺陷。（6）完成了 #2 机组主蒸汽、再热蒸汽管道和高、中压导汽管道及连接 附件的普查检测。发现并处理了甲侧再热蒸

16、汽管道疏水管座角焊缝裂纹、主 给水管道疏水管座角焊缝严重开裂、 主蒸汽电动主闸门上多处裂纹等 7 处严 重缺陷。（7）完成了 #2 机组汽水管道支吊架应力核算和维修调整，结果有 174 组支吊架存在缺陷和问题，进行了更换和调整。消除了存在的缺陷和安全隐 患，使管道受力均衡、膨胀自如，达到了有效延长管道使用寿命的目的。（8）完成了#2 机组及外围的 23 台压力容器定期检验。发现并处理了 定排进汽联箱管座角焊缝开裂、除氧器内部加强圈连接焊缝开裂、高压加热 器水室管管座角焊缝裂纹等 8 处隐患缺陷。9）完成了 #2 机组汽轮机、发电机转子大轴， 缸体等部件的监督检查；对 #2 机组给水泵叶轮、 风

17、机叶片等各种辅机零部件共探伤检验 22 件，其中 有5 件存在裂纹缺陷进行了处理； #2 机组高温螺栓硬度共检测和探伤检查 432 件，其中不合格 32 件，进行了更换处理，对老化严重的高压主汽门、 调速汽门螺栓进行了全面检测更换。（10 ）按安评要求，对 #3、#4 机组汽轮机油管路焊口进行了探伤抽查 检验，未发现超标缺陷和异常情况。4化学监督方面（1）完成了 #2 机发电机内冷水系统超净化装置改造，使内冷水水质达 到安评要求。（2）完成了#4 除盐设备大修，进行了树脂、内部装置、阀门的更换。（3）完成了#2 凝汽器管板，水室涂胶、 #2 凝汽器铜管补膜工作。（4）完成了春、秋检油质分析工作

18、。春检中分析发现水源变#1 、#2主变、有载调压器局部放电现象，油中乙炔、氢气含量超注意值。#3 电抗器 B 相乙炔超注意值 （没有增长趋势 ），在#1 4 检修期间，其中分析出 #4 炉硅整流器乙H油中氢气、乙炔超注意值；其余各台机组的电除尘硅整流变， 每台机组均有#1炉甲皿、乙皿硅整流变存在放电现象，油中的乙炔含量超 过注意值，2216CT, B相、C相氢气超注意值。秋检中分析发现 #02备高 变有载调压器氢气、乙炔超过注意值，2209CT A相、B相、C相氢气超过注意值,09 联变有载调压器 A 相、 B 相、 C 相乙炔、总烃量均超过注意值。在#1 4检修期间，其中分析出#4炉硅整流器

19、乙皿油中含气量偏大；其余各台机组的电除尘硅整流变，每台机组均有 1 3 台硅整流变存在放电现象， 油中的乙炔含量超过注意值。（5）锅炉进行了 7 次防腐工作，其中 #1 、#3、#4 采取十八胺和热炉 放水-负压抽相结合防腐， #2 大修期间采取热炉放水 -负压抽干法防腐。发 现采取十八胺防腐的机组， 除氧器、高加、给水调门等表面憎水性都比较强， 且浮绣较以前相对有减轻。5.环保监督方面（ 1 ）按照公司年初制订的环保技术监督计划，认真安排实施，已完成 计划的 94.7 。（2）完成了 #4 炉脱硫除尘一体化改造工程主体安装，项目进入调试阶 段工作。（3 ）根据甘肃省开展环境监督员制度试点工作

20、，制定和完善了公司环 境监督员实施方案。（ 4 ）结合白银市污染源普查，配合完成了公司废水污染物普查，同时 配合安装了 #1 、#3 炉静电除尘器在线监控设施。（5）加强冲灰水加酸达标排放工程监督管理，设施投入率 100 ，排 水合格率 1 00 ，但由于冲灰水系统结垢严重， 加之附近农民强行用水灌溉， 冲灰水回收设施未运行。6）生活污水处理设施投入率 100 ，全年实现达标排放 21 万吨（7）结合 C 修对静电除尘器进行了检修， 同时对 #2 炉静电除尘器进行 了技术改造，使 #2 炉除尘器效率达到 99.12 ，实现电场投入率 99.98 。（8）依据电力企业工业卫生监督要求，在全面完成

21、重点部位环境噪声、 粉尘监督的同时， 及时调整安排， 将铁运卸煤沟进行粉尘， 机组大 C 修现场 粉尘和噪声纳入监督计划，并认真组织落实。6继电保护方面（ 1）全面完成了电气设备的春、秋检工作。今年共完成 11 条线路、六 条母线保护装置的春、秋检工作。在整体工作中，继续以二次回路的整治、 图纸与实际核对为主线， 发现和处理了 10 多项隐患缺陷。 并利用检修机会， 将原来保护、控制电源使用的交流开关全部更换为直流开关，提高了电源的 可靠性，并符合安评、反措的要求。（2）3903靖银I线PT二次电缆更换，执行反措两套保护各取一个绕 组。（3）对#1、#3、#4 机组进行两轮 B、C 级标准化检

22、修。在机组 C 修 中，将密封风机、射水泵开关更换为 GE 开关，保护装置更换为 M-PRO-30 型综合保护器，对保护、控制回路全部重新配线，完善了开关防跳功能。（4）在春检中330KV I、母加装分段断路器，完成了分段断路器3304、 3305 辅助保护的安装、接线、调试、投运工作，使 330kV 母线一次、二次 改造工作面板结束，恢复了 330kV 升压站正常运行方式。5）配合网调完成系统大扰动试验(6) 完成了 #2发变组标准化A修工作。在A修中对#2发变组定值进 行重新计算，将 #2 主变、厂高变端子箱更换为密封良好的不锈钢端子箱。( 7)完成了 #2 机组厂用系统保护及二次回路 A

23、 修工作，对所有厂用系 统定值进行校核，对快切装置定值进行计算，更换了部分辅机保护出口继电 器底座，对锅炉大联锁回路继电器全部进行更换。(8) 完成#2 机励磁调节器改造换型工作。在今年 #2 机通流改造中， 将 #2 机机励磁调节器进行更换为 ABB 生产的 AFT-O/C7P3-D250 型调节 器。对所有试验全部进行带负荷试验，并对定子电流限制器、 PQ 限制器进 行校核，优化调节器参数，使调节器运行在最佳调节状态。(9) 完成#2机6kV快切装置改造换型工作。6kV21、22M原为电科 院生产的MPW-1BZT备自投装置，在本次A修中更换为南京东大金智生产 的 MFC2000-3A 型

24、微机厂用电快速切换装置。在现场进行装置全面静态校 验、静态带开关试验，装置动作可靠，切换平稳。在 #2 机组带负荷后分别 做了 21 、 22 开关切换至备用 021 、 022 开关、备用切换至工作带负荷切换 试验，切换成功，辅机无明显冲击，机组运行稳定。(10 )完成了靖安I线保护装置及3310 >3312开关辅助保护改造换型， 并加装了一套光纤失灵远跳装置，使靖安 I 线远跳实现双重化配置。(11)完成了#2 机甲凝结泵变频器改造工作。根据图纸进行二次回路 电缆敷设、配线、调试，完善了变频器与 DCS 连接回路，使变频器改造后 顺利投运12 ）完成了 #2 发变组开关量交直流共用一

25、根电缆，根据反措要求，重新敷设电缆，将交直流回路分开。（13 ）完成了靖银 I、II 线高频收发信机改造换型。（14 ）全面开展继电保护规程、制度修编和重大技术措施、方案的编写 和图纸设计审核工作， 2007 年度完成了 9 项规程修编、 9 项措施、方案的 制定和 5 项图纸设计审核工作。7励磁监督方面（1）对#1 、#3 、 #4 机组进行两轮 B、C 级标准化检修。在机组 C 修中 对励磁调节器手动柜、整流柜、灭磁开关柜等回路进行详细检查，对A 、 B柜柜顶风机及 CPU 小风扇进行更换检查，对各联锁回路进行试验，回路完 好。（2）完成 #2 机励磁调节器改造换型工作，将 #2 机机励磁

26、调节器进行 更换为 ABB 生产的 AFT-O/C7P3-D250 型调节器。在调节器动态试验中， 对励磁调节器励磁调节器手动负载特性、自动开环负载特性进行检验，满足 调节器要求；在调节器手动通道中，发电机端电压在 80%-100% 之间逐步 做阶跃响应试验，并在试验过程中优化了 PI 参数；在自动运行通道中，根 据发电机空载励磁电压设定强励因子，在手动运行通道起励后，检查自动与 手动运行模式间的跟踪情况良好， 切至自动通道运行， 逐步做阶跃响应试验， 并在试验过程中优化了 PID 参数，验证设定值上下限限制动作正常； 进行本 通道中自动运行模式与手动运行模式之间的切换并录波， 切换平稳。在

27、CH1 调试完成后，拷贝参数到CH2，从CH1起励后，检查两通道间的跟踪情况, 进行两个通道间的切换， 确认切换过程无冲击； 在发电机空载时对 PT 断线、 伏/ 赫限制、励磁电流反时限保护等保护进行检验。 在发电机带 50MW 负荷 后对上述试验全部进行带负荷试验，并对定子电流限制器、 PQ 限制器进行 校核，优化调节器参数，使调节器运行在最佳调节状态。8水工监督方面（1 ）按计划完成了灰坝、冷水塔、工业蓄水池和供水公司水工 构、建筑物的监测监督任务。（2）全面完成了贮灰场扩容改造工作，在扩容一期工程的基础上，对 贮灰场进行了扩容改造二期（扩容二期和主坝坝体防渗加固）工程；贮灰场 经过一二期

28、扩容改造不但新增 350 万立方米库容，并对主坝坝体进行了防渗 加固，增强了坝体防渗强度和坝坡稳定性， 提高了坝体安全等级和防汛能力。9. 电测监督方面（1）在春秋检期间，按计划完成了 220KV 、330KV 母线及线路电气（2）仪表的校验及二次回路的检查、 清扫工作（包括 #9 联变及旁路）； 完成了水源变 110KV 母线、线路、净化站、取水口电气仪表的校验及二次 回路的检查、清扫工作。（3）在机组大检修期间，按计划完成了 #1-#4 发变组 6KV 、380V（4）系统电气仪表的校验及二次回路的检查、清扫工作。5）配合电科院完成每季度关口电能表定期校验工作及开关站220K 、 330K

29、V PT 二次压降测试， CT 二次负荷测试。（6）申请并配合电科院对电测计量装置进行现场整体检定。（7）对电测人员组织结构进行调整，加强了电测计量管理。组织人员 对电测计量台账进行补充、完善。（8）由于 2216 、2217 线路 CT 及 1111 线路 CT 介损超标进行更换， 跟踪监督计量绕组的精度测试，测试合格并投运正常。10. 振动监督方面（1）#1汽轮机#1#11瓦振动值均在0.04mm 以下；#3机#6瓦、#4 机#7 瓦振动偏大，定速 3000rpm 下在 0.03mm 以下，随负荷升高，逐 渐增大； #3 机#6 瓦最大达 0.068mm ，#4 机#7 瓦最大达 0.06

30、4mm 。与 无功关系密切，与风温也有一定关系，需进一步研究解决； #2 机在 2007 年12 月 19 日停机消缺后，启动时 3 瓦振动随负荷、新蒸汽温度的升高及 抽汽量的变化而增加， 升负荷过程中最大 0.105mm 。带额定负荷时， #3 瓦 振在 0.017 0.057 mm 之间波动，周期 50 分钟，但随着机组运行时间的 延长（工况保持不变）振动逐渐减小，稳定在 0.019mm ，开机过程中中压 缸膨胀缓慢，初步分析是由于中压缸膨胀不均匀造成的。（2）吸风机、送风机、一次风机、给水泵、凝结泵、循环泵及其电机 进行点检测振，全年主要辅机均运行正常，未发生振动超限情况。（ 3）#3

31、、 #4 汽轮发电机组 #6 、 #7 瓦振动维持去年水平； #3 机组 #6 瓦振动为 5丝，#4 机组#7 瓦振动较大为 4.8 丝，原因是发电机增容改造后， 存在电磁激振现象，目前不影响机组安全运行，待下次 A 修彻底解决。（4 ）#2 机#3 瓦周期性振动，定性分析后，确定解决方案，目前不影 响机组安全运行。三、目前存在主要问题与解决问题的设想2007 年我公司技术监督工作虽然取得一定的成绩，但也暴露出了不少 问题和不足。针对工作中存在的问题和不足，今后重点要做好设备缺陷和监 督管理问题的改进提高，进一步加强监督检查和计划的执行。各专业存在主 要问题与解决问题的设想如下：1环保监督方面

32、： #2 炉脱硫设施未能正常运行，正在积极争取环保 电价支持， 保证设施投入； #4 、#5 、#6 输煤皮带头部、 尾部粉尘浓度超标， 已列入明年计划； #1-4# 炉烟尘排放浓度超标，已列入计划，逐台进行改 造。2 热工监督方面： #3 机 DEH 装置运行中调门故障较多，需要在明年 的机组检修中彻查处理；炉磨煤机一次风管道保温效果差，附近电缆多次故 障短路，严重影响机组稳定运行，需要治理保温、普查高温区电缆并治理敷 设路线；为保证磨煤机的稳定运行，磨煤机一次风关断挡板控制电磁阀由单 电磁阀改为双电磁阀较好；#1、#3机菲利普装置、FSSS装置运行时间长, 设备老化，故障较多；电动执行器位

33、发、电机老化严重，运行中故障多。计 划明年在机组检修中对二次风执行器、给水泵勺管执行器等检修更换，提高 可靠性；热工标准装置的复查认证由于原上级单位管理职能变动而暂时搁 置；标准室的管理还得加强；检修人员技术水平有待提高，工作责任心有待 加强。针对日常工作中出现的问题， 要坚持举一反三， 防微杜渐， 强化培训。3.化学监督方面：锅炉停运后负压抽干防腐效果的好坏，没有合适的检 测方法；根据启动过程中的水汽查定分析，汽轮机冲转时水汽中的铜、铁严 重超标，且水汽导电度不合格时间持续较长；酸碱系统酸罐、计量箱腐蚀比 较严重。4绝缘监督方面：由于集团公司项目下发较迟、公司订货较晚，原计划 3330CT

34、更换项目未完成，需明年春检时更换； 2001 乙刀闸由于运行方式 关系而未进行检修； #2 电抗器小抗介损超标，滤油后无明显变化，需跟踪 观察分析；#01 备高变中性点放电间隙保护柜， 由于春检时未到货而未安装； 3913靖银H线PT二次绕组为单绕组，无法执行反措；330kV I、皿母PT二次电压切换开关由于春检时未到货未更换；靖固线B、 C 相 PT 断线各一次，线路停电两次进行更换处理，因二公司购买 PT 到货迟精度试验未做， 没有安装；靖银 III 线、靖台线、靖永线因调度未批，未进行春秋检；开关 站6KVI段母线和6KV福利I回线路，因停不下来，未秋检；在 2008年C 修中重点对 #1-#4 发电机端部绝缘磨损情况等重大缺陷进行全面检查。5继电保护方面：加强继电保护人员理论与实际操作能力的培训， 进 一步完善现