【正文】 1 號機組 A 級檢修后評價報告 有換熱元件，將空預(yù)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%。取消脫硫 2 臺增壓風機，重新安裝兩臺 100%BMCR 容量的動葉可調(diào)軸流式風機，基礎(chǔ)在原有基礎(chǔ)上進行加強處理，對原引風機進、出口管道不做變動， 改造后 2 臺引風機各項震動最大值： 22mm,達到優(yōu)值。 電氣專業(yè)：一 是 2號發(fā)電機封閉母線 微正壓裝置改造 : 改造后氣源取自廠內(nèi)儀用氣源，空壓機作為后備氣源，二者亦可同時供氣。 二是 2 號機 10KV 母線室穿墻共箱母線隔離 : 解決了 2 號機 10KV、 6KV 母線室內(nèi)外連通， 導(dǎo)致 進線電源開關(guān)柜溫度過低（ 14℃ 左右），造成保護裝置 及開關(guān) 誤 1 號機組 A 級檢修后評價報告 動作，釀成事故 的隱患 。不符合繼電保護二次反措要求。判斷電壓互感器二次接線正確性。機組啟動后參數(shù)顯示正常。 熱工專業(yè)：一是 2號機組原、凈煙氣環(huán)保測點移位技術(shù)改造，改造前系統(tǒng)狀態(tài)：坑口公司 1號、 2 號脫硫系統(tǒng)上傳給環(huán)保局監(jiān)控測點的 CEMS 儀表安裝在煙囪上，在兩臺機組同時運行時，無法進行兩臺脫硫系統(tǒng)分別計量氮氧化物、煙塵、濕度、CO、煙氣排放量等參數(shù)。改造后系統(tǒng)狀態(tài)：本次利用 2 號機組 B級檢修對我廠 2 號機組原、凈煙氣分析儀表及煙塵儀表進行改造。同時由于磨振動，電磁閥接頭穿過控制箱部位與控制箱表面發(fā)生摩擦，使接頭漏氣，氣源壓力不足造成磨煤機出口插板門不能及時打開或關(guān)閉，不利于磨煤機的安全穩(wěn)定運行。改造后系統(tǒng)狀態(tài)：本次改造將磨煤機出口門就地電磁 閥控制柜從磨煤機頂部移位至鍋爐零米，使振動減小以及溫度降低， 大大改善控制柜電 磁閥的運行環(huán)境，便于檢修人員日常維護；減少氣源管脫落的幾率，保證設(shè)備穩(wěn)定運行； 三是 2 號機組上層二次風門執(zhí)行器器改造，改造前系統(tǒng)狀態(tài)： 2號機組上層二次風門現(xiàn)用的執(zhí)行器是哈爾濱鍋爐廠成套提供分體式氣動執(zhí)行器，共 72 臺， 2021 年 7 月投入正式運行，氣缸及位置變送器安裝靠近噴嘴，控制柜內(nèi)氣源采用塑料軟管連接，環(huán)境溫度高，氣動執(zhí)行器位置變送器經(jīng)常被烤壞，控制柜內(nèi)軟管經(jīng)常爆管，造成二次風門調(diào)節(jié)經(jīng)常失靈，影響自動系統(tǒng)投入，影響機組安全經(jīng)濟運行，并且維護的備件及其昂貴，供貨周期長維護量增加。 1 號機組 A 級檢修后評價報告 輸煤除灰專業(yè)： 一是 二號爐 7 臺原煤斗內(nèi)襯微晶板均有不同程度脫落，影響原煤斗正常運行，本次 B 檢將脫落部位的微晶板全部修復(fù)，確保了原煤斗安全穩(wěn)定運行 。 脫硫?qū)I(yè)： 一是 2 號吸收塔攪拌器密封型式改造： 2號吸收塔攪拌器所處石膏漿液環(huán)境， 含有的大量 Cl和 Si0 Al2OFe2O3 等硬質(zhì)顆粒導(dǎo)致了軸封的磨損、失效和泄漏。將原軸一分為二，一根為外磁子相連，并偶數(shù)布滿瓦片型的永磁體；一根 為內(nèi)磁子相連，安裝在密封套內(nèi)。目前 運行電流穩(wěn)定、無漏泄、異音等現(xiàn)象。 三是 2 號脫硫取消旁路煙道改造：脫硫裝置裝有旁路煙道時，在鍋爐啟動或脫硫裝置出現(xiàn)故障時，旁路煙道擋板門打開，煙氣通過旁路煙道進入煙囪排放，從而不影響鍋爐運行。使脫硫裝置與主機將成為一個串聯(lián)系統(tǒng)而必須同步啟停，要求 脫硫裝置的投運率必須達到與主機一致的水平，尤其是鍋爐啟動時，煙氣必須通過脫硫后再進行排放。 四是2 號吸收塔噴淋層母管斷裂，部分噴嘴、支管脫落；吸收塔塔壁漏泄嚴重；吸收塔導(dǎo)流板腐蝕嚴重； 2 號吸收塔除霧器模塊部分變形。漿液液位排至石膏排出泵或地坑泵無法排出時，打開吸收塔人孔門 進行人工清理，清理漿液過程中將脫硫的噴淋層支管及噴嘴取出清洗干凈。在各層作業(yè)時，再挪動跳板，底部用腳手架生根固定。⑶ 噴淋層修復(fù)，由上至下對四層噴淋層管道及噴嘴連接部位進行逐一檢查 ,粘結(jié)不牢固的必須重新粘接。⑷ 吸收塔噴淋層所有管道及噴嘴粘接時，塔內(nèi)溫度必須≥5℃。將粘接管道和噴嘴打磨，用清洗劑清洗干凈，采用三層樹脂二層玻璃布方式粘接，主管道粘結(jié)寬度為 700mm,支管粘結(jié)寬度為 300mm,噴嘴粘結(jié)寬度為 150mm。⑺ 對吸收塔內(nèi)壁防腐層進行全面仔細檢查，對于損壞的部位必須按防腐工藝要求進行防腐。 ⑼ 吸收塔及煙道防腐底涂時，均勻、無漏涂及雜物等；底涂應(yīng)采取兩遍相互垂直的涂刷方式。防腐光滑均勻，無漏涂，無氣泡等缺陷。無翹起及開裂等缺陷。落實反措項目 6 項。 2 號機組 B 檢監(jiān)督項目發(fā)現(xiàn)的主要問題： 金屬專業(yè)： 一是 汽機 米主汽管道彎頭焊口一道裂紋缺陷 。上述七項缺陷處理后經(jīng)過金屬檢驗全部合格 。 二 是 2 號機組汽輪機主油泵短軸彎曲超標處理完成。 四 是 2號機熱耗較高，修前性能試驗值 ,設(shè)計 值 kJ/kWh。通過電科院專家和電規(guī)總院評審本次汽輪機設(shè)備的各類檢修熱耗下降約150200KJ/KWh，修后設(shè)備實際下降了 。消除了易發(fā)生門柄脫落隱患，起到了事故放油作用。 二是 2號發(fā)電機前置泵側(cè)下部繞組槽口處絕緣磨損 兩側(cè)端部繞組綁帶斷裂 兩側(cè)端部繞組層間軟端箍未進行綁扎固定 1 號機組 A 級檢修后評價報告 轉(zhuǎn)子引線槽楔松動 采取措施是：解開發(fā)電機與勵磁小軸間對輪，測試修前轉(zhuǎn)子繞組絕緣、直阻數(shù)據(jù) 。將第一節(jié)槽楔端頭外側(cè)不銹鋼板“ L”型彎用紫銅棒校直 。在不銹鋼壓板下方加墊 厚的絕緣墊條 。用扁鏟將不銹鋼壓板彎成“ L”型彎將槽楔擋住形成止退結(jié)構(gòu) 。更換轉(zhuǎn)子導(dǎo)電螺釘密封圈及壓圈 。鎖緊導(dǎo)電螺釘備帽 。進行轉(zhuǎn)子氣密試驗，在 下保壓 24 小時壓力無變化。 四 是 2 號機組故障錄波器沒有采集 5022 斷路器電流，影響 2 號機組故障分析整體性。保證系統(tǒng)設(shè)備故障分析全面性，為分析故障原因 提供依據(jù)； 五 是 2號發(fā)變組變送器屏 18 塊變送器、 1 塊發(fā)電機出口負序電流表電流二次線在變送器本體串接、電壓線在變送器本體并接，并未經(jīng)過端子排串并接。啟動后對發(fā)變組運行參數(shù)檢查正常，各變送器輸出指示與一次系統(tǒng)運行參數(shù)一致； 六 是 2 號機組快切裝置開入量啟動功率小，易在二次系統(tǒng)受到干擾情況下發(fā)生裝置誤動作。保證在受到擾動情況下裝置不誤動，正常啟動時正確動作?；瘜W(xué)檢查發(fā)現(xiàn)的問題有： 一 是汽包、除氧器內(nèi)部設(shè)備表面有浮銹，原因是未作停用保護，金屬表面形成保護膜； 二是汽輪機 高、 中壓缸葉片有微量積鹽，與機組負荷調(diào)整及 機組啟動初期 汽水品質(zhì)有關(guān) ，已打磨完畢 。 計劃 80天，實際 58天完成。 12 修后機組達到“四無” 主、輔設(shè)備 、系統(tǒng)無影響機組正常運行方式和正常運行參數(shù)的設(shè)備缺陷；主、輔設(shè)備、系統(tǒng)無影響機組正常運行方式和正常運行參數(shù)的設(shè)備缺陷；無主、輔設(shè)備、系統(tǒng)的安全隱患；無24 小時不可消除的一般性 1 號機組 A 級檢修后評價報告 序號 指標 單位 目標 完成情況 無主、輔設(shè)備、系統(tǒng)的安全隱患；無 24 小時不可消除的一般性缺陷；整套機組達到無滲漏標準 缺 陷； 設(shè)備 泄漏 率小 于%。并告知原則上同意通過脫硝環(huán)保驗 收，但需要將以上問題整改完畢并經(jīng)環(huán)保部門復(fù)查后，才出具驗收報告。 9月 25日接到網(wǎng)公司通知，坑口需停一臺機備用， 26日停止 2號機組運行，查找、分析、解決環(huán)保驗收存在的問題。組織專業(yè)進行冷熱態(tài)驗收，對存在的問題，進行考核。 15 修后資料整理和歸檔情況 檢修資料整理分工明確，整理及歸檔符合要求 8 月份，完成相關(guān)技術(shù)資料歸檔和修編工作。 1 號機組 A 級檢修后評價報告 序號 指標 單位 目標 完成情況 錄入及時 經(jīng)濟技術(shù)指標 主要開展的工作及取得的效果 針對機組熱耗率指標偏高和預(yù)熱器漏風率較大等實際情況， 組織實施了 改造治理。本次檢修根據(jù)蒙東能源公司及 通流間隙調(diào)整數(shù)值綜合考慮汽缸變形量及對通流間隙數(shù)值規(guī)定采取了以下措施：（ 1）將高、中壓缸及低壓缸葉頂汽封進行改造，更換了間隙值超設(shè)計標準的阻汽片并調(diào)至下限減 。（ 3）將低壓缸原來的梳齒式軸端汽封改造成密封效果較好的接觸式汽封，機組真空嚴密性試驗較好，并實現(xiàn)了歷史最好水平的 96Pa/min,為機組提高經(jīng)濟運行帶來了保證。 （ 5） 測量中壓缸 1 號、 2 號隔板套發(fā)現(xiàn)存在變形現(xiàn)象，其中，第 5級隔板變形量最大（變形量 ）。（ 6）二號機組高壓旁路減溫減壓閥嚴重內(nèi)漏，閥芯、閥座沖刷嚴重，閥芯、閥座密封面沖刷多處溝痕，補焊及車削加工，壓紅丹粉檢 1 號機組 A 級檢修后評價報告 查密封線良好后回裝，啟動后閥門內(nèi)漏情況已經(jīng)消除。 修后主要參數(shù)對比情況分析 供電煤耗： 2 號機組供電煤耗性能考核試驗值 g/kwh，修前值 g/kwh，修后值 g/kwh，修后與修前相比供電煤耗下降 g/kwh，與修后目標值 （設(shè)計值） 相比降低 g/kwh， 達到了預(yù)期效果 。 1 號機組 A 級檢修后評價報告 鍋爐排煙溫度：設(shè)計值 144℃，修前值 ℃ ,修后值℃，較修前降低了 7℃。 原因 ： 2 號機技改引風機容量 增加 使廠 用電率增加 %， 脫硝系統(tǒng) 增加兩臺脫硝變 使廠用電率增加 %； 脫硫 增壓風機取消 使廠用電率降低 %， 電除塵改為布袋除塵 取消 2 個 電場 使廠用電率降低 %， 10 月份性能測試因環(huán)境溫度影響空冷風機耗電量降低 %； 最后綜合廠用電率降低 %。主要通過 實施2 號汽輪機汽封改造，將高、中壓缸及低壓缸葉頂汽封進行改造，更換了間隙值超設(shè)計標準的阻汽片并調(diào)至下限減 。將低壓缸原來的梳齒式軸端汽封改造成密封效果較好的接觸式汽封，機組真空嚴密性試驗較好，并實現(xiàn)了歷史最好水平的 96Pa/min,為機組提高經(jīng)濟運行帶來了保證。測量中壓缸 1號、 2 號隔板套發(fā)現(xiàn)存在 變形現(xiàn)象，其中，第 5級隔板變形量最大（變形量 ）。 對 二號機組高壓旁路減溫減壓閥嚴重內(nèi)漏，閥芯、閥座沖刷嚴重，閥芯、閥座密封面沖刷多處溝痕，補焊及車削加工，閥門內(nèi)漏消除。 汽水損失率： 2 號機組汽水系統(tǒng)外漏閥門治理 取得明顯效果。 凝汽器真空度： 機組修前真空 Pa/min，機組修后真空 Pa/min，設(shè)計值為 11 Pa/min。 給水溫度： 機組修前給水溫度為 ℃，機組修后為℃，較修前升高 ℃，較設(shè)計值 272℃升高 ℃。 2 廠用電率 % 2 號機技改引風機容量增加使廠用電率增加 %，脫硝系統(tǒng)增加兩臺脫硝變使廠用電率增加 %；脫硫增壓風機取消使廠用電率降低 %，電除 塵改為布袋除塵取消 2 個電場使廠用電率降低 %， 10 月份性能測試因環(huán)境溫度影響空冷風機耗電量降低 %；最后綜合廠用電率降低%。對機爐兩側(cè)閥門治理， 減少漏氣量，補水率下降 4 脫硫效率 % 95 93 94 、噴嘴檢查修復(fù)。 5 脫硫系統(tǒng)投運率 % 95 100 100 行改造。 汽機主要指標 序號 名稱 單位 標準 修前值 修后值 效果簡要分析 1 汽輪機熱耗 kJ/kWh 對高中壓前后軸封進行改造。 主機通流間隙調(diào)整，采用扣全實缸方法、按照標準下限調(diào)整通流間隙，最大限度減少汽封漏汽損失。 對汽水系統(tǒng)閥門進行治理，減少閥門的內(nèi)、外漏現(xiàn)象。