【正文】 在低壓缸結合面開槽加密封膠條，減少漏泄，提高 1 號機組 A 級檢修后評價報告 汽缸效率。 修。 ，控制氧量，保證折算后SO2不超標。 3 汽水損失率 % 補水率下降 %。 經(jīng)濟技術指標完成情況統(tǒng)計表 1 號機組 A 級檢修后評價報告 綜合指標 序號 名稱 單位 目標值 修前值 修后值 效果簡要分析 1 供電煤耗 g/kWh 汽封改造、通流間隙調(diào)整及汽水系統(tǒng)內(nèi)外漏閥門、爐側保溫、空預器漏風治理。主要是真空系統(tǒng)內(nèi)漏閥門解體研磨或更換、對真空泵葉輪損壞缺陷進行了處理、對低壓軸端汽封進行更換并按 隙設計下限減 mm 進行調(diào)整、驗收、空冷設備及負壓系統(tǒng)灌水檢查和真空系統(tǒng)各閥門盤根、法蘭接合面是否漏泄并對漏泄部位進行處理等項目取得效果，減少漏氣量，使機組 真空嚴密性 達到 94Pa/min，較修前降低 107Pa/min。 根據(jù)修前、修后性能試驗報告中系統(tǒng)隔絕三閥全開工況 ,修前損失 %，修后損失 ，不明系統(tǒng)泄漏量修后較修前明顯減少 ，使汽水損失率較修前 降低 %， 達到了修后預期目標。 使汽輪機熱耗率較修前降低了 ，與修后目標值（蒙東值）相比高 kJ/kWh。 1 號機組 A 級檢修后評價報告 將 2隔板套返廠，研磨處理。針對高中壓、低壓轉子、隔板套表面結垢嚴重現(xiàn)象，汽機專業(yè)采用壓縮空氣噴丸除銹工藝進行處理，清掃至出現(xiàn)金屬光澤，保證了動、靜葉片的通流面積。將高、中壓缸及低壓缸隔板汽封徑向間隙調(diào)整至設計標準下限減 。 汽輪機熱耗率： 2 號汽輪機熱耗率設計值 ，修前值 ，修后值 。 廠用電率： 2 號機組廠用電率設計值 %，修前值%，修后值 %，廠用電率 降低 %。 鍋爐效率： 2 號鍋爐效率設計值 %，修前 值 %，通過治理鍋爐空預器漏風、蒸汽吹灰器缺陷及本體漏粉、散熱損失治理，預熱器漏風率修前值 %， 修后值 %， 較修前降低 個百分點，綜上，鍋爐效率修后完成 %，與修前相比提高 個百分點，與修后目標值 （設計值） 相比提高 %，達到了預期效果 。 二是 鍋爐脫硝改造同時， 在保證原空預器正常安全運行及性能參數(shù)的情況下，對原空預器的傳動方式、支撐形式、空預器殼體、煙風道接口等原則上保持不變 ，更換所有換熱元件，將空預器高溫段和 中溫段傳熱元件全部更換為新型板提高換熱量，將低溫段換熱元件鍍搪瓷提升抗腐蝕能力，將原硬密封改為軟性密封降低漏風率，改造后一年內(nèi)在滿負荷工況（ 600MW）漏風率控制在≤ 5%。將 2隔板套返廠，研磨處理。（ 4）針對高中壓、低壓轉子、隔板套表面結垢嚴重現(xiàn)象，汽機專業(yè)采用壓縮空氣噴丸除銹工藝進行處理，清掃至出現(xiàn)金 屬光澤，保證 了動、靜葉片的通流面積。（ 2）將高、中壓缸及低壓缸隔板汽封徑向間隙調(diào)整至設計標準下限減。 一是 針 對 高中、低壓缸缸效率低，熱耗高， 嚴重制約二號機組經(jīng)濟指標問題。 16 修后資料修編情況 文件包、規(guī)程、圖紙及時組織修編，設備臺帳文件包、規(guī)程、圖紙及時組織修編，設備臺帳錄入及時。 編制完成檢修總結。 ） 14 檢修竣工、總結及評估情況 完成檢修總結、提交了機組檢修竣工報告，組織檢修效果評估工作、機組修后熱力試驗工作、機組熱態(tài)驗收工作 配合電科院進行 2號機組熱力試驗，針對問題制定整改措施。所以需要利用停機機會，對噴氨格柵、導流板、催化劑、熱解爐進行檢查，分析存在問題的原因及制定整改方案。 13 修后無非計劃停運連續(xù)運行 ≥ 150 76天（ 9月 14日自治區(qū)環(huán)保廳對我公司 2號機組脫硝工程進行整體驗收，提出了氨逃逸率大、滿負荷時脫硝效率達不到設計值、減排量可能達不到預期等問題。 2 重大技改及修理項目完成率 % 100 100 3 技術監(jiān)督項目完成率 % 100 100 4 機組缺陷消除計劃完成率 % 100 100 5 修后試驗一次成功率 % 100 100 6 修后系統(tǒng)試運一次成功率 % 100 100 7 機組整套啟動一次成功率 % 100 100 8 檢修項目驗收優(yōu)良率 % ≥ 98 100 9 修后主設備完好率 % 100 100 10 儀表裝置檢查校驗率 % 100 100 11 機組修后外表工藝 保溫、油漆、標識 牌、介質(zhì)流向清晰美觀 對破損保溫全部進行了修補；標識有不完善處，計劃12月 30日前逐步完善。 檢修指標完成情況統(tǒng)計表 序號 指標 單位 目標 完成情況 1 檢修工期 58天 按內(nèi)部控制工期完成，網(wǎng)絡圖進度得到完全執(zhí)行。 熱工專業(yè)： 一是 引風 機電機油站就地控制箱回路檢修時多芯線未打卡子，已整改完畢； 二是 2B 給水泵電機前后軸承溫度接線不夠緊固，保護導管活動卡套安裝不緊，已整改完畢； 三是 一次風機及送風機振動探頭安裝時緊固螺釘不是內(nèi)六角螺釘，部分探頭未加彈簧墊，已整改完畢； 四是 DEH 系統(tǒng) GV4調(diào)門 LVDT 引線插接不牢固，已整改完畢； 1 號機組 A 級檢修后評價報告 化學監(jiān)督： 按照《火力發(fā)電廠機組大修化學檢查導則》相關規(guī)定對鍋爐、汽輪機、除氧器、油系統(tǒng)設備、冷卻器等 設備進行了化學檢查，并按要求對水冷壁、省煤器、過熱器、再熱器割管檢查 并送至電科院分析 ，對汽輪機高中低壓缸葉片進 行垢樣分析 ，掌握發(fā)電設備的腐蝕、結垢或積鹽等狀況，建立有關檔案。在檢修過程中積極聯(lián)系廠家拿出解決方案，廠家技術人員結合現(xiàn)場實際在開入量接線端子并接大功率啟動繼電器。對單體設備故障更換帶來安全風險。在機組檢修過程中重新敷設電纜接至 5022 斷路器電流互感備用卷；并進行通流試驗，檢查回路完好。 三是兩臺送風機電機端部連線存在電暈腐蝕現(xiàn)象（如圖） 轉子引線壓板串 出 拉緊楔墊片松動 電暈腐蝕部位 1 號機組 A 級檢修后評價報告 采取措施是：打開引線重新包扎刷絕緣漆。復測轉子繞組絕緣與直阻數(shù)據(jù)與修前數(shù)值進行比較應無變化 。旋入導電螺釘大釘 。用滌玻繩浸環(huán)氧膠在不銹鋼壓板外側進行纏 繞、固化，形成止退結構 。將轉子引線第一節(jié)槽楔重新打緊 。退出轉子引線第一節(jié)槽楔 。將導電螺釘備帽、壓圈、大釘拆下 。 電氣專業(yè)：一是 2B、 2C 給水泵電機檢測的問題：（如圖） 采取措施是：將轉子抽出后，用高壓水槍將定子表面灰塵、油污清洗干凈，進烘箱干燥（ 150℃ 24 小 時）；將松動的綁帶去掉重新綁扎，并將定子繞組線棒間添加絕緣適型粘加固；完畢后進行真空浸漆， 干燥，目前隱患已處理。 五 是 在本次 2 號機組 B級檢修期間，將主油箱兩臺垂直安裝事故放油門改為水平安裝。本次 B 級檢修期間主要進行了通流間隙調(diào)整、軸端汽封改造、葉頂汽封 更換、轉子表面結垢處理及中壓缸變形處理，來降低 2號機組熱耗值并達到節(jié)能降耗目的。 三是 2 號機組發(fā)電機調(diào)、電端密封瓦解體檢查，發(fā)現(xiàn)密封瓦徑向 1 號機組 A 級檢修后評價報告 間隙（垂直、水平）超過標準值上限值 mm（標準值為 ～ mm），外委專業(yè)廠家對密封瓦進行補焊車削處理。 汽機專業(yè)： 一 是 在 2 號機組 B 檢期間完成盤車大齒輪更換工作。缺陷長度 150mm 質(zhì)量評定為三級； 二是 鍋爐爐頂再熱蒸汽管道有三道焊口裂紋缺陷質(zhì)量評定為三級； 三是 主蒸汽兩個堵閥閥體裂紋存在多處裂紋缺陷； 四是 再熱蒸汽爐頂處兩個堵閥閥體多處裂紋； 五是 高壓給水閘板閥閥體存在一處裂紋缺陷，質(zhì)量等級為Ⅲ級，裂紋挖除補焊后檢驗合格； 六是 汽機 米兩個中壓調(diào)速氣門閥體裂紋質(zhì)量等級為Ⅲ級 ； 七是 2主汽門閥座裂紋。 其中：金屬監(jiān)督 計劃檢驗項目 49 項，實際完成 49 項，項目完成率 100%； 汽機監(jiān)督 7 項，實際完成 7 項，完成 率 100%； 電氣三項監(jiān)督計劃130 項，實際完成 130 項，完成率 100%；熱工監(jiān)督 12 項；化學監(jiān)督 10 項。 技術監(jiān)督與反措項目 2 號機組 B 級檢修前制定了技術監(jiān)督項目 208 項，完成 208 項， 完成率 100%。⑾ 吸收塔及塔內(nèi)鋼構架修復后的防 1 號機組 A 級檢修后評價報告 腐表面平整、潔凈。⑽ 玻璃鱗片防腐時，應涂刷兩遍，厚度在1． 83． 0mm，兩次防腐間隔時間為 12 小時。⑻ 吸收塔做防腐層時，塔內(nèi)溫度必須控制在≥ 5℃以上。⑹ 對除霧器模塊的間距進行修正，必須保證其間距均勻。⑸ 噴淋層粘接材料是： SW901 環(huán)氧樹 脂 +固化劑 +促進劑（必須嚴格安裝比例標準進行配置， 100： 35： 3,設專人配置），配置完成后涂刷在玻璃絲布進行粘接，玻璃絲布必須用環(huán)氧樹脂均勻刷透，將玻璃絲夾層內(nèi)空氣趕凈。對二、三、四層主管道斷裂進行更換，對主管道與支管連接部位進行加固，靠近塔壁部位噴嘴進行檢查、扶正。腳手架底部與吸收塔接觸部位采用木板或其它材料隔離，以免損傷底板防腐。⑵ 在吸收塔內(nèi)搭設滿堂腳手架，在作業(yè)層 1 號機組 A 級檢修后評價報告 底部滿鋪跳板，搭設安全網(wǎng)，從底部到頂搭設回轉型通道走廊，兩側綁扎維護欄桿。采取措施：⑴ 停機之后即向事故漿液罐排 漿。改造后的FGD 裝置完全適應主機 0～ 100％ BMCR 變負荷工況，同時滿足了環(huán)保要求，二氧化硫排放濃度降低到 200mg/Nm3 以下。取消旁路煙道改造，即引風機增容，取消增壓風機，增壓風機與引風機合并，由引風機克服 FGD 阻力；增加事故噴淋系統(tǒng)及吸收塔溢流設備。 二是 2 號脫硫 GGH 吹灰器改造： 2 號脫硫裝置 GGH 吹灰器采用壓縮空氣、高壓水及低壓水進行沖洗，在線沖洗采用 1 號機組 A 級檢修后評價報告 壓縮空氣，其壓力在 左右，沖洗效果不夠理想，經(jīng)常出現(xiàn) GGH 壓差大，增壓風機電流升高，電耗增加的現(xiàn)象， GGH堵塞嚴重時需停運脫硫裝置進行人工沖洗，改造后采用蒸汽 吹掃可將吹掃壓力提高至 、 300℃蒸汽作為吹掃介質(zhì)，明顯改善了吹掃效果，雖然不能完全解決 GGH 堵塞問題，但可減輕 GGH 堵塞，減低 GGH 壓差，減少電耗以達到節(jié)電的目的。他們隔著密封套相互產(chǎn)生力矩作用，內(nèi)磁轉子在外磁轉子磁力的作用下同步旋轉，攪拌器也同步旋轉，完成對罐體的介質(zhì)的攪拌，中 間密封套將內(nèi)轉子包裹起來，同外界隔離，從而起到密封作用。將原有攪拌器整機更換為無泄漏永磁傳動攪拌器，改造后的攪拌器，不改變原有攪拌器的參數(shù)和性能。 二是 脫水倉所屬閥門內(nèi)漏治理，閥門內(nèi)漏的原因主要是渣漿在流經(jīng)閥門時會對閥門內(nèi)的密封面及閥板產(chǎn)生沖刷導致磨損，磨損后在閥門處于關閉狀態(tài)時仍有介質(zhì)流過，致使設備檢修時無法實現(xiàn)隔離，系統(tǒng) 運行中造成介質(zhì)再循環(huán)流動而增加設備電耗，甚至造成系統(tǒng)運行參數(shù)達不到設計值，利用 本次 B級檢修機會， 對閥門解體檢查，對磨損的門板及密封面進行補焊、車削（外委加工），保證了閥門沒有內(nèi)漏現(xiàn)象發(fā)生 。改造后系統(tǒng)狀態(tài)：改造后的執(zhí)行器為 分體式執(zhí)行器，控制部分遠離高溫熱源，并且該執(zhí)行器定位器為智能型定位器，故障率較少，