目录

　　第一部分概述。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。3

　　一大修概况。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。3

　　二主设备型号及主要参数。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。3

　　第二部分大修前状况分析。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。4

　　一修前状况分析。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。4

　　二修前设备存在的主要问题。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。12

　　第三部分项目完成情况。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。15

　　一项目统计。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。15

　　二未完项目及原因。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。15

　　三新增项目。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。16

　　第四部分大修后发现和消除的重大缺陷及采取的措施。。。。。。。。。。18

　　第五部分大修前后主要运行技术指标比较及分析。。。。。。。。。。。。。。34

　　第六部分大修重大项目专题总结。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。35

　　第七部分重大项目完成情况及效果。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。35

　　第八部分大修后遗留主要问题及采取的措施。。。。。。。。。。。。。。。。。。39

　　第九部分大修费用统计。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。42

　　第十部分技术监督总结。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。42

　　一金属监督。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。42

　　二化学监督。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。54

　　三绝缘监督。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。66

　　四电测监督。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。66

　　第十一部分启动受阻项目及原因。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。67

　　第十二部分安全工作总结。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。67

　　第十三部分大修技术类文件。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。68

　　一试验报告（电气、热控、锅炉、汽机、运调、金属）

　　二技术方案

　　三作业指导书（或验收卡）

　　四系统变更说明

　　第十四部分#1机大修后主设备评级。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。68

　　第十五部分大修管理。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。。68

　　#1机组大修总结

　　第一部分：概述

　　一、#1机组大修概况

　　本次#1机组大修从2001年9月9日开始至2001年11月26日正式并网发电，历时79天。第67天大修后第一次点火，第68天汽轮机冲车至3000rpm，电气开始做试验，后因热工中压胀差传感器等问题打闸灭火。处理好中压胀差、锅炉泄漏等问题后，于11月26日启动正式并网发电。

　　本次大修以汽轮机本体大修、热控DCS改造、锅炉受热面整治及酸洗为主线。共完成检修项目2196项，其中标准项目1582项，非标项目155项，技术监督项目309项，安反措项目62项，节能项目28项，发现并处理设备缺陷隐患293条，为#2机组稳定运行奠定了坚实的基础。

　　二、主设备型号及主要参数

　　#2机组于1993年10月10日投产发电，锅炉系斯洛伐克托尔马其锅炉厂出品、汽轮发电机系捷克斯柯达皮尔森汽轮机厂出品。

　　汽轮机主要参数：

　　型号：K500-16.18;

　　型式:亚临界一级中间再热、单轴、四缸、四排汽、双背压、冲动凝汽式汽轮机

　　额定功率：500MW

　　最大出力：525MW

　　汽轮机最大进汽量：1650T/H

　　额定主汽压力：16.18MPa

　　主汽温度：535℃

　　高压缸排汽温度、压力：380℃、3.6-4MPa

　　再热汽温度、压力：535℃、3.6MPa

　　中压缸排汽温度、压力：280-300℃、0.55MPa

　　低压缸排汽温度压力（#1/#2）：30-40℃、7.72/6.07KPa

　　汽轮机转速：3000rpm

　　2、锅炉主要参数

　　型号：1650-17.46-540/540

　　型式：亚临界低倍率强制循环固态排渣塔式锅炉

　　额定蒸发量：1650T/H

　　过热蒸汽温度/压力：540℃/17.46MPa

　　再热蒸汽进/出口压力：4.211/4.003MPa

　　再热蒸汽进/出口温度：333/540℃

　　再热蒸汽量:1480T/H

　　给水温度:255℃

　　排烟温度:142℃

　　锅炉效率:90.5%

　　循环倍率:1.25-1.4

　　3、发电机主要参数

　　型号：2H670960/2VH

　　额定视在功率588MVA

　　额定有功功率500MW

　　功率因数0.85

　　额定频率50Hz

　　额定电压20KV

　　额定电流17KA

　　额定转速3000rpm

　　绝缘等级F

　　定子绕组接线方式YY

　　冷却方式水氢氢

　　4、主变主要参数

　　型号：TEQ-205A44D9K-99

　　制造厂家:奥地利ELIN公司

　　Ue=550/3-2*2.5%KV/20KV

　　Ie=66.1-678.5-696A/10500A

　　Fe=50HZ

　　UK=13.4%

　　冷却方式ODAF(强油风冷)

　　空载损耗96KW

　　负载损耗412KW

　　5、电除尘主要参数

　　型号EKG2-70-15-8-4-250-6-2

　　入口含灰量（烟气）30g/m3

　　除尘效率99．9%

　　阳极振打4×0.045KW:380V

　　阴极振打32×0.045KW:380V

　　灰斗加热(三四电场)8×14×0.3KW:220V

　　绝缘子加热32×1KW:380V

　　输入380V442A50Hz

　　输出50KVVmax=88KV2000mA

　　工作电压44-54KV

　　控制电压220V

　　第二部分：大修前状况分析

　　一、上次大修结束至本次大修之间的状态分析

　　（一）可靠性主要指标分析

　　电厂#1机组1992年10月9日首次并网,1993年10月10日正式投产,其间在1995年5月31日00:00开始进行了首次大修,历时1737小时.于1995年8月11日9:10顺利结束,于1999年7月19日0:00至1999年9月27日15:00进行了第二次大修,历时1695小时。从1999年9月27日15:00第二次大修并网开始统计到2003年8月1日0：00为止,主要可靠性指标如下:

　　运行小时:SH=29989.36小时

　　备用小时:RH=1348.7小时

　　可用小时:AH=31338.06小时

　　非停次数:UOT=13次

　　非停小时:UOH=812.1小时

　　强停次数:FOT=8次

　　强停小时:FOH=491.69小时

　　等效可用系数:EAF=87.54%

　　等效强迫停运率:EROR=1.61%

　　起停次数:37/37次

　　期间共进行了一次小修一次中修,时间为:

　　2000.11.29.19:00-2000.12.11.18:15历时287.25小时

　　2002.05.08.09:17-2002.06.07.02:50历时713.55小时

　　在此期间共发生非计划停用13次,其中强迫停用8次,分别为:

　　年度序号事件开始时间事件终止时间时间事件原因

　　一九九九111．2708：0012.0312：41148.6821空预卡

　　212.0413:5212.0919:34125.7021空预卡

　　二○○○105.0802:4005.0905:5127.18电气去热工”并网”信息消失

　　211.2110:0711.2419:3081.3821空预传动装置故障

　　312.1308:2512.1509:2549.0021空预传动装置故障

　　二○○一105.2106:2105.2109:255.55380V炉房保安负荷盘FX低电压故障误动“失电”

　　二○○二112.1509:0012.1706:1745.28软电缆短路

　　二○○一101．0419：1001．0504：058．92给水泵差压小掉

　　（二）、#2机组大修前设备状况分析

　　汽机分析：

　　2、1主机状况分析：

　　2．1.1#2汽轮机自1999年9月大修后，运行至今，从运行的情况看，主机高、中、低+低汽缸目前运行状况虽然良好，通流部分结垢，级内效率下降，低压缸端部轴封漏汽，前、中轴承箱下沉，#4瓦轴承温度偏高，#8轴承振动在0.05mm左右，振动偏大，因而高、中压内缸螺栓若比照99年7月大修时中压内缸螺栓有8条断裂的情况看，损坏可能性不能排除，为此本次大修中必须对其螺栓进行严格的检验，确认为万无一失后方可继续使用，否则更换。

　　调速系统由于种种原因致使：（1）偶有有甩负荷现象，其中的主要原因是高压调汽门门杆锁母有磨损和脱扣现象造成的，高中压调汽门由于长期运行、汽流冲刷等原因使门芯与门座的密封性能下降，打闸停机阀门严密性差，转子惰走时间长。因此有必要对各部件进行检查更换。（2）#3高调门行程不足（36mm）。（3）、高压旁路站经长期运行后，门体密封面严重漏汽，致使高旁站后温度高，机组在正常运行过程中旁路站疏水门处于常开状态，使机扩运行环境恶化。（4）、高压主汽门由于在运行中处于长期开启状态，定期活动周期长，运行中时有犯卡现象，且严密性下降。#4高压调汽门伺服机活塞与缸筒偏磨，将缸筒拉下深槽，运行中从拉伤部位呲油。因此大修中将对各门伺服机进行检查。

　　2．2主要辅机：

　　2．2．1#2机组高加于1993年8月投入运行后，频繁泄漏，高加投入率一直处于较低水平。经过多年的不懈努力，通过改进检修工艺，改善高加的运行状况，使高加的运行可靠性得到很大的提高。但是因高加本身在设计、制造上存在一定的缺陷，高加的泄漏并没有得到彻底解决。且随着高加堵管率的逐年上升，高加的加热效率大大降低，Ⅰ组#3高加累计堵管率已达13%，超过高加报废标准，介于Ⅱ组#3高加更换后的运行稳定性，因此从机组的经济性角度出发，更换Ⅰ组#3高加势在必行，以便进一步提高高加的长周期运行水平及机组的热效率。

　　2．2．2高旁站后温度高现象自投产以来，一直未能彻底解决，由于设计方面的原因在无法改变结构形式的前提下，只能进行一些弥补措施——涮镀，为此本次大修对左、右侧高旁关断阀以及右侧调节阀解体检查，更换易损件以及涮镀门体密封圈，研磨门芯与门座使其接触良好，降低旁路站后温度，右侧高旁关断阀在运行中不能关闭，在大修过程中对门体和伺服机进行大修处理。

　　2．2．3两台循环泵出口蝶阀有时犯卡，#22循环泵在单泵运行状态下出口蝶阀摆动严重，经分析认为其主要原因是由于蝶阀转轴与重锤杆间的间隙大所造成的，其次原因是蝶阀开度不当造成水流对门饼的冲击严重造成，对以上原因在本次大修中将做彻底的处理。

　　2．2．4#22电泵前轴承机械密封水温度高的主要原因是1、冷却水不畅或冷却水管堵塞造成密封水温度高；2、机械密封间隙大，密封效果差造成漏水量大导致密封水温度升高。同时22#电泵油档漏油现象严重，多年未能解决

　　2．2．5汽泵交流回油泵在几年的运行中存在以下问题：泵轮裂纹；振动一直偏高；出口压力低使直流回流泵联启；机械密封漏油；泵轮键槽经常损坏等。鉴于以上问题，当小机交流回油泵故障停运时，直流回油泵运行又很不可靠，已严重影响小汽轮机的正常运行。

　　2．2．6小机安全油压低，虽在多次检修中采取了一定的措施，但一直没有解决。

　　2．2．6针对机组运行时间较长，需对各油水滤网、油箱进行清理，以确保油质良好。

　　2．2．7、密封油系统Z1差压阀在运行中时有犯卡或堵塞现象，使密封油系统工作不正常，因此对Z1差压阀进行系统改进。

　　历次改造

　　主机改造：

　　95年2月28日在第#2机抢修过程中，在更换#2低压转子同时#2低压转子4级、4A级共四级叶片顶部分别打三个减荷孔，提高了叶片自振频率，避开共振区，运行至今状况良好。

　　95年5月31日—95年8月3日对#1低压转子进行了减荷调频工作，对#1低压缸转子顶部钻∮5.5、∮4.8（两个）深度55mm。

　　99年7月16日—9月25日在#2机大修过程中，由于#1、2低压转子4级、4A级原焊接接筋断裂以及叶片自振频率不合格，将#1、2低压转子4、4A级拉筋改为松拉筋。

　　2）辅机改造

　　（1）1999年7月16日—9月25日#2机大修期间，由于#2机Ⅱ组#3高加堵管率达11%，已超过10%的报废标准，故更换一台由上海电站辅机厂制造的#3高加。运行至今，仍没有发生泄漏。

　　（2)、工业泵改型：由于工业泵腐蚀严重，且设备检修不方便，厂部决定于2002年4月对两台立式工业泵改型为两台卧式工业泵。改造后的两台泵运行情况良好，提高了设备的可靠性。

　　发变组状态分析

　　在大修开工前，我们积极组织全体职工对#2机组的所有设备进行全面检查分析，设备运行基本正常，但从上次大修至今曾不同程度地发生过一些故障。具体分析如下：

　　#2机组1995年5月31日0首次大修，于8月11日结束；于1999年7月19日00：00进行了第二次大修，于9月27日结束；于2000年11月29日进行了历时16天的小修，于12月15日18：15顺利并网，并连续运行了6个月；于2001年5月27日进行了历时25天的又一次小修，在此期间发电机完成了抽转子及更换线绑等工作；于2001年6月18日顺利并网，连续运行至8月份机组备用停机检修；于8月6日并网后，连续运行至2002年2月12日，共计188天，由于负荷因素停机备用；于2月27日6：30并网，运行3月5日因引风机档板故障掉机（发电机受到冲击），于3月7日9：45并网，运行至5月8日进行了为期28天的中修工作，于6月6日并网运行至2003年7月31日。#2机组设备运行周期较长，主机及其重要辅机已到期检修周期。

　　在大修准备阶段，车间认真组织全体职工，结合设备的运行状况、参数变化、存在的问题以及设备的自动化程度等对#2机组的所有设备进行全面细致的摸底和技术分析，以保证大修检修工作有的放矢，消除影响机组稳定运行的各类缺陷。具体分析如下：

　　1）#2发电机于二OO一年五月二十五日由于绕组口部垫块松动，将线棒绝缘和导水管磨损，导致漏水、漏氢机组被迫停运，#2机组转入小修，进行临时处理。

　　2）由于原汇水环和中性点聚四氟乙烯绝缘水管因振动磨损曾多次发生水管泄漏现象，所以水管故障和线棒磨损均会严重影响机组的安全运行。

　　3）轴瓦绝缘不合格，曾导致发电机轴电流频发。

　　4）曾发生过由于励磁刷架绝缘电阻低，导致转子接地信号频发。

　　5）由于滑环与碳刷接触不良，曾导致发电机滑环环火，机组被迫停运。

　　锅炉运行状况分析

　　㈠上次大修至今#2锅炉运行情况：

　　上次大修时间：1999/6/4-1999/7/24

　　1．锅炉启动情况：

　　992000200120022003合计

　　4426420

　　锅炉运行时间（小时）

　　99大修后2000200120022003大修前合计

　　1766.307790.378218.997415.374792.8329983.86

　　上次大修至今锅炉主设备整改情况：

　　序号设备名称2000年2001年2002年2003年

　　1本体1、#2炉二级过疏水管座焊口裂纹2、#2炉四级过疏水管座焊口裂纹3、#2炉高再异种钢接头泄露1、#2炉水冷壁+24米前墙泄漏1、#2炉高再穿墙管泄漏2、#2炉低再入口泄漏

　　2一次风机＃22一次风机电机油系统滤网改造＃21、＃22一次风机电机油系统加水冷却器＃22一次风机电机轴承油封改造更换＃21一次风机做动平衡#22一次风机改造

　　3引风机油系统油箱联通管加粗＃21、＃22引风机出口软联接更换

　　4送风机句22送风机电机油系统滤网改造油系统油箱联通管加粗＃21送内联轴器更换为鼓齿式联轴器

　　5空预#21-----11月28日——12月14日临修转小修：1、传动装置损坏更换2、#2、#4上部弧形板向外放出10mm#22-----6月5日——6月19日临修1、中心筒间隙调整2、传动装置损坏更换▲11月28日——12月14日临修转小修：1、传动装置检修2、内部检查3、外壳漏风处理#21-----5月28日——6月14日小修转大修：1、传动装置检查2、中心定位和转子下调3、上轴承检查4、环向密封改造5、各密封更换6、上轴封盘根更换#22-----5月28日——6月14日小修转大修：1、传动装置检查2、中心定位和转子下调3、上轴承检查4、环向密封改造5、各密封更换6、上轴封盘根更换#21-----5月8日——6月6日中修：1、传动装置更换（以前替下的传动装置）2、外壳漏风处理3、转子焊补加固4、冷端支撑加固5、弧形板挖补10月10日晚——10月11日由于传动装置内部有异音，电流增大到9.8A，更换（为唐工）12月15日晚——12月17日传动装置内部有异音电流增大更换（为进口）#22-----5月8日——6月6日中修：1、传动装置检修2、外壳漏风处理3、转子焊补加固4、冷端支撑加固5、弧形板挖补#21-----8月1日——9月28日大修：传动装置更换2、上、下轴承检查3、各密封更换调整4、中温端清理5、转子径板加固6、外壳漏风处理7、冷端支撑加固8、烟道支撑加固9、落灰斗加滤网#22-----8月1日——9月28日大修：1、传动装置检修2、上轴承检查，下轴承更换3、各密封更换调整4、中温端清理5、转子径板加固6、热端1—4环传热元件更换7、冷端支撑加固8、烟道支撑加固9、外壳漏风处理10、落灰斗加滤网

　　6风烟道档板11月28日——12月14日临修转小修：一次风热风挡板卡涩问题处理。5月28日——6月14日小修：一次风道联络风道检修、尾部烟道检修。5月8日——6月6日中修：喷燃器二次风道、档板，一次风道档板、烟道档板、54M天园地方处贴补。各落灰斗及管路疏通。各风烟道普遍测厚、炉出口烟道检修、54M天园地方处挖补、各喷燃器风道、档板检修、一次风热风挡板更换。尾部烟道检修，＃1空预一次风出口处加导流板。44M空预入口伸缩节护板更换、各落灰斗及管路疏通。各风烟流程中的伸缩节检修，尾部烟道导流板挖补。102M炉出口梯形护面处理、流程中各支吊架检查。

　　7暖风器11月28日——12月14日临修转小修：1、疏水联箱焊补5月28日——6月14日小修：1、两台暖风器换管2、疏水联箱焊补5月8日——6月6日中修：1、两台暖风器换管2、疏水联箱焊补1、管排固定2、疏水联箱焊补

　　8磨煤机#25磨煤机大修#22#24磨煤机大修#21#25磨煤机大修

　　9给煤机#24#26给煤机大修#21#22#25给煤机大修#21#22#23#24#26给煤机大修

　　10吹灰系统水吹灰耐热电缆更换空予吹灰器改造80米声波吹灰联箱改外置式64支枪头护套更换，水吹灰枪头更换44支，声波头更换SHCψ-60型50个，吹灰顺功能组DCS改造

　　11工业水系统32m前墙工业水管更换

　　12给水及阀门无无#2炉中修给水及强循泵系统进行了解体检修大修前未进行检修

　　热工技术监督分析

　　#2机组热控系统的机炉主保护系统PIS、数据采集系统DAS、协调控制系统CCS、汽轮机电调系统DEH、汽动给水泵电调系统MEH、磨煤机功能组于1999年采用美国INFI-90设备进行了改造。

　　热控的辅机程控系统、辅机保护系统、汽轮机保护终端电磁阀柜、油枪控制系统、炉膛吹灰等控制系统仍使用落后的捷制DIAMO-K、S系列插件控制，包括热控功能组53套,其插件可靠性差、故障率高，常造成功能组不能投自动、设备不能正常启停联动、保护误动。集控室控制台盘为炉、机、电独立布置，与控制系统的控制方式不协调，不便于运行人员操作监视,另外由于盘台信号繁多使得盘台内接线混乱，常造成信号误发。机侧单回路调节系统（共42套回路）仍然独立于CCS系统之外。测量系统信号回路有捷制插件构成的中间转换环节，可靠性差，常使信号误发、指示错误。

　　化学技术监督分析

　　现对#1机组本运行周期的化学技术监督分析如下：

　　#2机组运行简况：表一

　　设备简况机组编号#2额定出力500MW

　　主蒸汽压力17.46MPa主蒸汽温度540℃

　　本次大修工期75天本次大修开始时间2003年8月1日5时30分

　　本次大修结束时间2003年10月15日5时30分大修竣工启动并网时间2003年10月14日9时00分

　　两次大修间运行情况两次大修间隔时间33710.5小时两次大修间运行时间29989.36小时

　　两次大修间停用时间3721.14小时两次大修间机组启停次数共启停20次

　　平均补水率1.626（%）凝汽器端差5.92℃