1 国电**发电限公司2011年#1机组B级检修总结
检修概况
国电**发电限公司#1机组国产300MW超界参数燃煤汽轮发电机组锅炉**锅炉厂制造HG1913254PM th型超界参数变压直流炉单炉膛燃烧次热固态排渣汽轮机海汽轮机限公司制造N600242566566型超界次中间热三缸四排汽凝汽式汽轮发电机海汽轮发电机限公司制造QFSN6002型设备型式水氢氢励静止励磁系统#4机组2008年6月正式投入商业运营截止2010年3月27日已运行4765时
#4机组A级检修3月27日开工计划工期62天环保求公司2010年实施2×600MW机组脱硫增容改造增加烟气脱硝装置工程必须引风机实施增容改造引风机增容改造工作拟机组计划检修中步实施#4机组引风机增容改造备品配件6月初货安装工期12天鉴原公司申请#4机组A级检修工期延长2010年06月20日总工期86天
次#4机组A级检修项目分行实施外委实施两部分热工电气二次检修工作**公司组织行实施汽机锅炉电气化学灰等专业工作外委实施中机炉电化学专业检修工作外委国电山东检修公司实施灰检修工作外委金泽电力检修公司实施
集团公司安生部华中分公司正确指导**公司精心组织周密策划施工单位努力6月 11日完成#4机组设备试运冷态验收工作6月24日机组整套启动进行热态调试工作网试验工作（机组网带60MW负荷运行4时解列）实现锅炉水压汽轮机转发电机网次成功
7月1日#4机组网机组进行满负荷运行热力性试验
机组检修严格贯彻应修必修修必修原坚持安全文明检修杜绝切安全事严格计划检修项目进行施工严格执行项检修工艺质量监督检验标准丢项漏项现象全面完成A修项目设备试运状况较达预期检修目标A修中没发生身轻伤事设备损坏事实现机组检修安全目标质量目标通检修机组运行中检修解体中发现设备缺陷进行较全面彻底处理
二 检修准备工作
**公司#4机组A级检修严格集团公司分公司检修工程理求成立总理组长修指挥组全面负责机组修准备实施启动总结工作重点抓修安全质量进度
加强修质量理公司成立质量监理组安生部检修副担总监生产部门抽调专业技术员专门事质量验收工作严质量验收关
项目理防止丢项漏项盲目立项修前公司组织检修运行部门修机组设备状况进行全面摸底分析科学准确掌握设备实际状况摸清设备缺陷隐患基础针性制定检修项目精心编制机组A级检修项目表非标项目技改项目编制行性研究报告技术方案
规范加强机组A修安全理确保检修施工程身设备安全公司成立机组A修安健环工作组成员部门安监专工公司安监工作验丰富员工组成明确安全监察保障体系监督体系理流程制定安全技术措施（包括重设备起吊措施）安监组成员分区负责重点施工区域做施工员施工安监员现场巡视监督
加强外委单位安全理公司明确外委单位进入检修现场施工必须配备专职安全监察理员加强安全理接受公司安全监督外委单位签订承包合必须签订安全承包合明确安全责体交纳合总承包额3作安全生产风险抵押金
做检修物资准备工作公司制定检修项目时着手准备检修物资部分定货周期长物资提前进行采购求专业员认真核实库存情况落实材料备件位情况物资货逐项验收时发现部分物资质量问题求厂家予更换保证检修物资时供应工作
全面规范理机组A修公司制定修安全技术组织措施编制检修网络进度图质检计划质量验收标准专门汽轮机体检修汽封间隙调整技术方案检修中全面贯彻检**件包制度修前公司检**件包进行认真审查组织修施工员修项目踪质量验收员认真学修中严格执行检**件包制度公司组织员检**件包执行情况定期进行检查发现问题时通报
切实做检修施工组织工作机组检修前制定发机组A级检修手册保证检修质量核心提出检修项目标规范检修组织措施落实项目负责制明确级验收项目程序机组检修项目利实施提供基础
三 检修前运行技术指标
31 汽机专业
序号
指标项目
单位
修前值
修值
**续出力(TMCR)
MW
64732
64732
二
辅机振动值
mm
21
#4A引风机振动值
0052
0035
22
#4B引风机振动值
009
0045
23
#4A送风机振动值
0025
0021
24
#4B送风机振动值
0035
0033
25
#4A次风机振动值
0035
0037
26
#4B次风机振动值
0045
0067
三
辅机轴承温度值
℃
环境温度16
环境温度32
31
#4A引风机轴承温度值
34
65
32
#4B引风机轴承温度值
35
59
33
#4A送风机轴承温度值
43
50
34
#4B送风机轴承温度值
38
49
35
#4A次风机轴承温度值
46
60
36
#4B次风机轴承温度值
58
62
注 ：检修前应负荷进行
四 项目执行情况
针#4机组A修项目检修工作开工前公司安生部组织施工单位进行详细技术交底工作技术交底程中全面介绍机组运行情况设备存缺陷发生质量问题提示施工单位注意提出检修工作中验收标准验收程序资料整理求求检修单位明确职责做检层层严质量关检修资料整理提出明确求开工前认真仔细审查施工单位开工报告（施工组织技术安全环保措施特殊工种岗证等容）具备开工条件方准予开工
检修项目实施程中求施工单位严格执行检修项目A修中时发现问题求施工单位先施工合规定办理增补单 做漏项丢项整检修程中认真履行四事事章循事查事负责事监督规定时间较完成检修项目检修中发现缺陷积极组织专业技术员讨提出佳方案予解决
级专业技术员根负责检修项目进行现场巡视检查认真监督监督容：检修员检修工作否图纸检修工艺规程逐件分解否做设备解体时原始记录否详细检查设备存问题缺陷否处理否工艺求质量标准进行施工否做检修中记录重缺陷处理工艺技术资料收集否开工容器设备阀门道法兰等加盖加封条检修中材料设备配件检查验收合格方调试试验否符合相关规程规范求停工检点（H）检查签证方转工序整体冷态验收分系统进行发现问题积极进行整改检查验收检查设备检修试运状况检查发现缺陷否规范规程标准进行处理检测技术数试验数否齐全准确记录否完整真实规范检修程中时办理关验收签证检修完工根资料理规定检修单位检修资料进行认真审查合求技术资料坚决求检修单位重新修改整理做检修资料齐全规范完整程序时予移交整验收程中级验收员职责检修设备未发现重质量问题
次A修目标揭缸提效汽轮机体检修投入力物力较仅低压缸汽封进行改造汽封调整进行量工作高中压缸低压缸汽封均进行少3次全实缸压胶布调整验收采全实缸验收汽封间隙均标准值接限值总体取满意结果
次检修全面完成标准项目节项目技术监督项目隐患治理项目消缺项目两措项目安评项目等检修项目质量计划完成情况统计：
41汽机专业项目完成情况
1 真空泵检修： A真空泵：解体着色检查转子发现1处裂纹总长约120mm已焊接修补复检合格更换226轴承30226轴承二轴套2件注意事项：注意轴承定期加油试运振动轴承温度正常
B真空泵：解体未发现问题更换226轴承30226轴承二轴套2件转子中心拆前测量合格注意事项：注意轴承定期加油试运振动轴承温度正常
2 #1循环水泵：修检查清扫液控蝶阀控制油箱面团清扫干净更换#46汽轮机油清扫空冷器压检漏注意油箱油质试运蝶阀开关
3 A冷水泵：拆前测量泵中心合格机械密封件损坏已更换油封磨损已更换轴承晃动更换轴承2已更换注意轴承油位试运振动轴承温度正常
4 B冷水泵：油封磨损已更换轴承晃动更换轴承2已更换注意轴承油位试运振动轴承温度正常
5 B前置泵检修：解体前复查轮中心偏差较解体程中未发现问题更换O型圈试运压力轴承温度正常振动正常
6．C电动水泵前置泵检修：解体前复查轮中心偏差较解体程中发现推力瓦块磨损已更换驱动端轴瓦瓦磨损已更换O型圈全部更换试运压力轴承温度正常振动正常
7 A开式水泵检修：解体程中发现非驱动端轴承严重损坏已更换前端轴套磨损严重已更换试运压力轴承温度正常振动正常
8 B开式水泵检修：解体程中发现非驱动端驱动端轴套严重损坏已更换前端轴承晃动已更换试运压力轴承温度正常振动正常
9 C电动水泵油系统检修：修前入口水处杂物冷污泥清扫完更换端盖垫片气压检漏发现润滑油冷油器根铜泄漏已更换
10．A凝结水泵检修：修前复测轮中心合格圆距偏差05mm解体转子发现橡胶轴套磨损严重已更换试运压力轴承温度正常振动正常
11 B冷油器供水泵检修：解体程中发现驱动端非驱动端轴承损坏已更换轴套磨损严重已更换试运压力轴承温度正常振动正常
12．A汽泵检修：解体程中发现驱动端非驱动端轴瓦瓦口间隙均匀抽芯包未发现问题需更换芯包密封垫解体芯包发现第四级叶轮气孔直径约2mm第五级叶轮两气孔直径约3mm第六级叶轮6气孔直径约8mm第四级导叶两气孔直径约6mm第五级导叶气孔直径约2mm已气孔磨补焊出厂做动衡实验试运压力轴承温度正常振动正常
13 B汽泵检修：解体程中发现非驱动端推力瓦瓦块两已烧瓦已更换推力瓦抽芯包发现芯包高压水侧密封面刷严重泵体高压水侧密封面刷痕迹已外委处理芯包解体发现第三四五六级叶轮气孔衡盘间隔环刷严重已气孔磨补焊出厂做动衡实验衡盘间隔环已更换试运压力轴承温度正常振动正常
14．EH油系统检修：拆开EH油箱孔门发现油箱少量杂质已清理机机汽门调门油动机拆16台未返厂已复装EH油系统滤芯已更换道支架检查发现两处螺栓松动已禁固
15 润滑油系统检修：开油箱孔发现油箱杂质已清理机润滑油交流直流油泵解体检查未发现问题油泵试转轴承温度振动正常
16 洗水泵检修：解体发现洗水泵轴磨损严重已更换试运压力轴承温度正常振动正常
17 阀门检修：解体阀门91试运外漏漏现象
18 二次滤网改造：设备试运正常
6 设备重改进效果
机组真空水夏季时较差单台真空泵运行时难达设计真空真空泵冷水系统进行改造增加冷冻水确保夏季真空达设计水
7 工费简分析（包括重特殊项目工费概数）
#4机组A级检修工日统计表
序号
专业
工日（天）
备注
1
锅炉专业
7232
2
汽机专业
7822
3
电气次
3870
4
化学专业
710
5
脱硫专业
6
热工专业
1868
行完成
7
电气二次
788
行完成
8
灰渣
2238
9
架子保温
3000
合 计
27528
#4机组A级检修修理费统计表
序号
专业
发生费（万元）
备注
标准般非标项目
85272
1
调试油
2104
2
磨煤机钢球
853
3
汽机备品
15009
包括4326万元未出帐备品
4
汽机材料
5315
5
锅炉备品
1336
包括3万元未出帐备品
6
锅炉材料
4181
7
电气次备品
3101
8
电气次材料
1271
9
化学备品
142
10
脱硫备品
084
11
脱硫材料
282
12
热工备品
6997
13
热工材料
175
14
电气二次备品
792
15
电气二次材料
105
16
制粉备品
133
17
制粉材料
382
18
灰渣备品
1278
19
灰渣材料
998
20
综合材料
3728
包括171万元未采购油漆
21
备品加工
4189
二
重非标项目
1078
均未含税费
1
#4炉水冷壁高温腐蚀治理
6182
2
#4发电机联环引线更换
46
计划项目
#4机组A修外委工费明细表
序号
项 目
合编号
费（万元）
备注
1
2010年#4机组（600MW）提效节改造（A标段）
YDG201018
698
2
#4机（600MW）提效节改造（电尘器灰标段）
YDG201022
45
3
#4炉燃烧器风筒防磨施工
YDG201031
9086
4
4号锅炉耐火材料修补
YDG201035
285
5
#5678旋转滤网底部清渣
YDG200948
072
6
4号机组磨煤机钢球筛选
YDG201049
30838
7
5号旋转滤网等设备外委检修
2137
外委山东国电
8
4#机机高压缸返厂维修
122
海汽轮机厂
9
4#机机汽封片修复
75
**迈鑫热电成套技术限公司
10
执行机构控制板等外送修理
9268
**市嘉辉仪表发展限公司
11
风粉流速取样装置等外送修理
27
江苏江河机械限公司
12
#4机油动机清洗修理
1888
海茂盛电站机械限公司
13
油漆
169
14
外委工费合计：
8475578
8检修尚存问题准备采取策
81汽机专业尚存问题
82锅炉专业尚存问题
83电气专业尚存问题
84热工专业尚存问题
85灰渣专业尚存问题
9次检修吸取验教训
次A修公司第次组织实施600MW机组A级检修安全工期质量理等方面工作具探索性检修程中暴露问题验教训：
91次检修方专业技术员#4机组设备状况解深入部分项目清单检修容明确低压电机阀门等设备名称未写全检修程中易施工单位产生分歧
92次检修中部分般技改非标项目施工方案详细施工材料准备充分项目施工正常进行存定影响
93技术资料准备充分：图纸资料理善造成部分图纸资料缺失设备结构清楚设备规格型号清楚零部件尺寸清楚检修物资准备位备品验收工作执行位
94检修物资准备足：#4机组A修已正式开工A修材料计划货时率高95 #2#4机组时进行A级检修项目踪质量验收存遗漏处次检修中存金护表面变形卫生死角等问题次检修须加强工作理
96 继保班次发变组转定子接保护屏改造中发现老回路排查检查项目中显相重发现部分前工程阶段遗留问题寄生回路发现寄生回路全部拆常规校验中发现少问题均时解决
97 修前设备研究透彻检修项目制定全面设备油漆恢复江边循泵出口液控蝶阀水泵检修等项目没列入检修项目中导致设备检修油漆规范整体外观差液控蝶阀常出现卡涩运行稳定等
98 设备备品备件计划制定科学易损件计划全导致检修程中备件足影响修进度
99 检修技术交底特修前设备交底充分导致检修单位抓住检修重点影响设备检修质量
910 质量理规范重W点H点时踪检修单位没通知质量理员私越检修单位通知质检员质检员工作忙时验收设备检修质量进度造成定影响
911 修前检修项目质量验收标准修理制度学力度够检修开工部分项目负责知道具体项目计划质检员清楚质检点运行员清楚试验方案影响检修利进行
912 次检修公司首次成立监理组理检修质量新理模式确实提高次检修质量次检修监理成员第次监理身份理检修质量验方法等方面尚欠缺
913 安全文明生产方面整体情况尚离公司求定差距表现：工器具拆零部件摆放够规范甚直接落放置施工产生垃圾时时清现场检修隔离栏整齐时意搬动跨越时恢复现象发生
10 #4机组修前修分析
1 总体评价
4号汽轮机A级检修前分进行热力性试验两次试验结果表11示：
表11 4号机组修前修性表
序号
项目名称
单位
修前
修
差值
试验热耗
kJKWh
80284
8075
466
修正热耗
kJKWh
797979
76773
30249
高压缸效率
8215
857
255
中压缸效率
8856
9097
241
低压缸效率
86118229
8799
379
汽耗率
gKWh
3046
3043
0003
（注：低压缸效率均估算值）
表中出修高压缸效率提高255中压缸效率提高241低压缸效率提**显均较修前提高379修正热耗较试验前降低30249kJKWh折算节约标煤1157gKWh修试验热耗修前试验热耗原试验时机组状态样造成差距机组真空修前试验真空值946kPa修8985kPa真空机组热耗变化明显根热力性计算书推算机组真空变化1kPa机组热耗应变化 7093kJKWh显然试验时真空试验热耗值影响
2 修机组性评价
4号机组7月1日入系统运行正值夏季高温季节机组运行真空偏低长期90kPa机组时性设计THA工况（设计背压539kPa热耗7556kJKWh）难机组项参数做出评价4号汽轮机铭牌工况（TRL）时设计背压
118kPa(气压力1013kPa时)应凝汽器真空895kPa机组运行真空该值较接机组时运行参数铭牌工况参数具实性更准确找机组前设计差距表21机组运行参数铭牌参数表
表 21 4号汽轮机运行参数铭牌工况表
序号
参数名称
单位
铭牌工况设计值
实验值
备注
1
汽压力
MPa
242
244
2
汽温度
℃
566
56515
3
蒸汽流量
th
1810552
182352
4
段抽汽压力
MPa
6336
658
5
段抽汽温度
℃
3582
37375
6
抽流量
th
119493
1203
7
高排压力
MPa
4272
4265
8
高排温度
℃
3073
31711
9
热蒸汽流量
th
1493445
156341
10
热压力
MPa
3845
4056
11
热温度
℃
566
56184
12
二段抽汽压力
MPa
4144
4334
13
二段抽汽温度
℃
3073
31282
14
二抽流量
th
16907
14712
15
三段抽汽压力
MPa
1919
2055
16
三段抽汽温度
℃
4547
46735
17
三抽流量
th
6686
7831
18
四段抽汽压力
MPa
09823
1091
19
四段抽汽温度
℃
3578
36752
20
五段抽汽压力
MPa
04022
04022
21
五段抽汽温度
℃
2479
27141
22
六段抽汽压力
MPa
01229
01363
23
六段抽汽温度
℃
1232
17235
24
七段抽汽压力
MPa
0060
温度测点
25
七段抽汽温度
℃
8596
26
八段抽汽压力
MPa
00179
27
八段抽汽温度
℃
578
28
凝汽器压力
kPa
118
1145
29
凝结水流量
th
1421029
141216
30
热耗率
kJkWh
8010
8075
31
修正热率
kJkWh
7556
76773
32
机进汽压力
MPa
09331
0993
33
机进汽流量
th
112722
1045
两台
34
机排汽压力
kPa
1318
1071
35
桥汽封漏汽量
th
23083
实验中没测取
36
中排压力
MPa
09626
1001
37
中排温度
℃
36953
计算书中仅列出焓值
38
中排流量
th
125103
39
水温度
℃
2788
28267
表出机组运行热耗设计热耗值极接相差65kJKWh折算影响标煤2487gKWh说夏秋季节时机组似达设计水根表凝结水流量实验值设计值低8869th汽轮机蒸汽流量实验值设计值低822th设计水原运行真空设计真空蒸汽流量实验值设计值高1296th（根热衡计算值）说明氧器系统抽汽量设计值水温度试验值设计值高387℃
抽气参数机组抽汽点均存程度超温超压情况中低压缸严重六段抽汽温度设计值高4915℃五段抽汽温度设计值高2351℃抽汽点焓值偏说明级做功力降缸效率偏低
方面高压缸排汽压力设计压力相差0007MPa排汽温度相差981℃抽流量设计流量高081th温度相差1555℃二抽流量设计流量低2195th温度高552℃三抽流量设计流量高1145th温度相差1265℃三抽流量设计值高1145th抽汽点温度级中高二段抽汽量排挤明显
整体说4号机组修接设计水修前相明显改善中明显6段抽汽温度修前降低22℃说明低压缸级做功力明显增强焓降较修前提高低压缸效率幅提高379正种综合改善表现外4号机组A修额定负荷时中压缸排汽温度较修前提高3℃左右表面中压缸效率降低实际测中压缸效率较修前提高241说明A修高压缸排汽衡活塞中压缸进汽衡活塞漏入中压缸排汽蒸汽减少中压缸实际效率更接名义效率机组性改善种表现
3 转动机械评价
4号机组A级检修汽轮机AB机AB前置泵B开式水泵AB闭式水泵冷水泵等进行解体检修试运中均进行测量数表明辅机振动均合格范围（表31示）
表31 辅机振动表
4A汽动水泵组：运行转速： 4906rmin
振 动 标 准
前置泵电机
汽轮机水泵轴振瓦振
优 良
合 格
优 良
合 格
40
70
2040
4070
测 点
测量数
测 点
测量数
前置泵端
轴承振动
⊥
19
前置泵传动端
轴承振动
⊥
10
→
24
→
20
前置泵电机输
出端
⊥
7
前置泵电机
端
⊥
6
→
8
→
7
机端
轴振
X
58
机传动端
轴振
X
10
Y
48
Y
20
水泵传动端
轴振
X
9
水泵端
轴振
X
15
Y
10
Y
13
机端
轴承振动
⊥
6
机传动端
轴承振动
⊥
4
→
8
→
5
水泵传动端
轴承振动
⊥
4
水泵端
轴承振动
⊥
6
→
4
→
7
评价：机端轴振合格范围余轴振轴承振动均处优良水
4B汽动水泵组：运行转速 4402rmin
振 动 标 准
前置泵电机
汽轮机水泵轴振瓦振
优 良
优 良
优 良
合 格
40
70
2040
4070
测 点
测量数
测 点
测量数
前置泵端
轴承振动
⊥
6
前置泵传动端
轴承振动
⊥
6
→
7
→
5
前置泵电机输出端
轴承振动
⊥
3
前置泵电机端
轴承振动
⊥
9
→
4
→
5
机端
轴振
X
24
机传动端
轴振
X
17
Y
18
Y
21
水泵传动
端轴振
X
10
水泵
端轴振
X
23
Y
8
Y
25
机端
轴承振动
⊥
9
机传动端
轴承振动
⊥
6
→
6
→
8
水泵传动端
轴承振动
⊥
5
水泵端
轴承振动
⊥
8
→
6
→
5
评价：轴振轴承振动均处优良水
4A凝结水泵
振动标准（优良合格）
4070
测 点
测量数
测 点
测量数
凝泵轴承
振动
⊥
12
电机轴承
振动
⊥
27
→
8
→
24
评价：4A凝结水泵电机轴承振动均处优良水
6号循环水泵：电流425A 出口压力 022 MPa
电机轴承振动
⊥
4
电机轴承
振动
⊥
26
→
3
→
17
评价：6号循环水泵电机轴承振动均处优良范水
7号循环水泵：电流403A 出口压力 022 MPa
电机轴承振动
⊥
7
电机轴承
振动
⊥
50
→
14
→
121
评价：7号循环水泵电机轴承振动处优良范水电机轴承振动超标
8号循环水泵：电流429A 出口压力 023 MPa
电机轴承振动
⊥
3
电机轴承
振动
⊥
→
4
→
评价：8号循环水泵电机轴承振动均处优良范水
（注：5号循泵检修未测量）
4 解决实际问题
1号机组B修中循环水系统进行治理安装二次滤网
5 存问题足
1 试验结果数分析
111试验煤质：试验期间煤质分析数见表6
表6 煤质分析数
试验工况
负荷
（MW）
氢
Had
硫
Sad
全水分
Ｍar
水分
Ｍad
灰分
Ａad
挥发分
Vdaf
低位发热量
QnetarkJkg
1
360
346
105
89
233
3302
3086
19010
2
420
346
105
89
233
3302
3086
19010
3
480
369
062
89
255
2945
3190
20100
4
540
312
089
89
232
3758
2381
17490
5
600
352
092
89
238
3102
2972
19750
6
630
340
061
89
325
3471
3272
18010
数电厂化验
112混合样元素分析：混合样元素分析数见表7
表7 试验混合样元素分析 （单位 ）
名称
Cad
Had
Oad
Nad
Sad
Aad
Mad
数值
5539
299
324
196
076
3313
253
113飞灰炉渣分析结果：试验期间飞灰炉渣分析数见表8
表8 飞灰炉渣分析数
工况
负荷
（MW）
锅炉左侧
飞灰燃物（）
锅炉右侧
飞灰燃物（）
均飞灰燃物（）
炉渣燃物（）
1
360
166
289
228
287
2
420
311
287
299
684
3
480
119
182
151
425
4
540
316
291
304
746
5
600
366
318
342
287
6
630
490
429
460
960
数电厂化验
114空预器漏风试验结果
满负荷进行空预器漏风率测试试验结果见表9左侧空预器漏风率479右侧空预器漏风率409
表9 空预器漏风率试验结果
名称
单位
试验结果
机组负荷
MW
600
引风机开度（AB）
％
730720
引风机电流（AB）
A
2834728287
送风机开度（AB）
％
573565
送风机电流（AB）
A
82528592
次风机开度（AB）
％
781913
次风机电流（AB）
A
1402412984
A空预器进口氧量
％
278
A空预器进口量空气系数
115
A空预器出口氧量
％
370
A空预器出口量空气系数
121
B空预器进口氧量
％
190
B空预器进口量空气系数
110
B空预器出口氧量
％
273
B空预器出口量空气系数
115
A空预器漏风率(左)
％
479
B空预器漏风率(右)
％
409
风机开度电流值电厂DCS
115排烟温度标定
排烟温度标**果见表10
表10 排烟温度标**果
左侧排烟温度（℃）
右侧排烟温度（℃）
负荷
360MW
480MW
600MW
360MW
480MW
600MW
测量
11492
1223
13127
11382
12467
12897
DCS采集均
11347
12122
12599
11558
12671
13158
测量DCS
145
108
528
176
204
261
左DCS排烟温度实际低260℃
右DCS排烟温度实际高214℃
116热效率试验结果
热效率试验结果见表11
表11 热效率试验结果
工 况 编 号
单位
1
2
3
4
5
6
试验负荷
MW
360
420
480
540
600
630
汽流量
th
101784
123217
137094
159888
174532
186423
水温度
℃
29416
29772
30436
30342
31119
31439
汽温度
℃
56603
56550
56731
56445
56731
56769
热蒸汽汽温
℃
56487
56282
56081
56187
56326
56378
总煤量
th
15502
18311
20414
23126
26661
28604
炉渣燃物
％
287
684
425
746
287
96
飞灰燃物
％
228
299
151
304
342
46
环境温度
℃
256
253
248
303
248
307
排烟温度
℃
11437
12167
12348
1361
13012
14351
排烟氧量
％
606
456
505
278
275
268
机械完全损失
％
133
2033
0908
2615
1707
3481
排烟损失
％
4920
4867
5159
4910
4820
5228
散热损失
％
0608
0502
0451
0387
0354
0332
工 况 编 号
单位
1
2
3
4
5
6
物理显热损失
％
02519
02605
02225
03346
02449
03120
锅炉效率
％
9289
9234
9326
9175
9287
9065
修正设计煤质锅炉效率
％
9307
9258
9330
9261
9286
9140
2 结建议
11 检修评价
次检修较贯彻执行集团公司分公司B级检修关规定安全全面完成检修工作收预期效果
次修始终安全工作放总重中重充分做作业风险预控分析注重现场理程理坚持安全督查制度整体安全情况良检修中未发生设备损伤事件身伤害事件
次B级检修实现水压试验汽机转机组网次成功
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检修概况
国电**发电限公司#1机组国产300MW超界参数燃煤汽轮发电机组锅炉**锅炉厂制造HG1913254PM th型超界参数变压直流炉单炉膛燃烧次热固态排渣汽轮机海汽轮机限公司制造N600242566566型超界次中间热三缸四排汽凝汽式汽轮发电机海汽轮发电机限公司制造QFSN6002型设备型式水氢氢励静止励磁系统#4机组2008年6月正式投入商业运营截止2010年3月27日已运行4765时
#4机组A级检修3月27日开工计划工期62天环保求公司2010年实施2×600MW机组脱硫增容改造增加烟气脱硝装置工程必须引风机实施增容改造引风机增容改造工作拟机组计划检修中步实施#4机组引风机增容改造备品配件6月初货安装工期12天鉴原公司申请#4机组A级检修工期延长2010年06月20日总工期86天
次#4机组A级检修项目分行实施外委实施两部分热工电气二次检修工作**公司组织行实施汽机锅炉电气化学灰等专业工作外委实施中机炉电化学专业检修工作外委国电山东检修公司实施灰检修工作外委金泽电力检修公司实施
集团公司安生部华中分公司正确指导**公司精心组织周密策划施工单位努力6月 11日完成#4机组设备试运冷态验收工作6月24日机组整套启动进行热态调试工作网试验工作（机组网带60MW负荷运行4时解列）实现锅炉水压汽轮机转发电机网次成功
7月1日#4机组网机组进行满负荷运行热力性试验
机组检修严格贯彻应修必修修必修原坚持安全文明检修杜绝切安全事严格计划检修项目进行施工严格执行项检修工艺质量监督检验标准丢项漏项现象全面完成A修项目设备试运状况较达预期检修目标A修中没发生身轻伤事设备损坏事实现机组检修安全目标质量目标通检修机组运行中检修解体中发现设备缺陷进行较全面彻底处理
二 检修准备工作
**公司#4机组A级检修严格集团公司分公司检修工程理求成立总理组长修指挥组全面负责机组修准备实施启动总结工作重点抓修安全质量进度
加强修质量理公司成立质量监理组安生部检修副担总监生产部门抽调专业技术员专门事质量验收工作严质量验收关
项目理防止丢项漏项盲目立项修前公司组织检修运行部门修机组设备状况进行全面摸底分析科学准确掌握设备实际状况摸清设备缺陷隐患基础针性制定检修项目精心编制机组A级检修项目表非标项目技改项目编制行性研究报告技术方案
规范加强机组A修安全理确保检修施工程身设备安全公司成立机组A修安健环工作组成员部门安监专工公司安监工作验丰富员工组成明确安全监察保障体系监督体系理流程制定安全技术措施（包括重设备起吊措施）安监组成员分区负责重点施工区域做施工员施工安监员现场巡视监督
加强外委单位安全理公司明确外委单位进入检修现场施工必须配备专职安全监察理员加强安全理接受公司安全监督外委单位签订承包合必须签订安全承包合明确安全责体交纳合总承包额3作安全生产风险抵押金
做检修物资准备工作公司制定检修项目时着手准备检修物资部分定货周期长物资提前进行采购求专业员认真核实库存情况落实材料备件位情况物资货逐项验收时发现部分物资质量问题求厂家予更换保证检修物资时供应工作
全面规范理机组A修公司制定修安全技术组织措施编制检修网络进度图质检计划质量验收标准专门汽轮机体检修汽封间隙调整技术方案检修中全面贯彻检**件包制度修前公司检**件包进行认真审查组织修施工员修项目踪质量验收员认真学修中严格执行检**件包制度公司组织员检**件包执行情况定期进行检查发现问题时通报
切实做检修施工组织工作机组检修前制定发机组A级检修手册保证检修质量核心提出检修项目标规范检修组织措施落实项目负责制明确级验收项目程序机组检修项目利实施提供基础
三 检修前运行技术指标
31 汽机专业
序号
指标项目
单位
修前值
修值
**续出力(TMCR)
MW
64732
64732
二
辅机振动值
mm
21
#4A引风机振动值
0052
0035
22
#4B引风机振动值
009
0045
23
#4A送风机振动值
0025
0021
24
#4B送风机振动值
0035
0033
25
#4A次风机振动值
0035
0037
26
#4B次风机振动值
0045
0067
三
辅机轴承温度值
℃
环境温度16
环境温度32
31
#4A引风机轴承温度值
34
65
32
#4B引风机轴承温度值
35
59
33
#4A送风机轴承温度值
43
50
34
#4B送风机轴承温度值
38
49
35
#4A次风机轴承温度值
46
60
36
#4B次风机轴承温度值
58
62
注 ：检修前应负荷进行
四 项目执行情况
针#4机组A修项目检修工作开工前公司安生部组织施工单位进行详细技术交底工作技术交底程中全面介绍机组运行情况设备存缺陷发生质量问题提示施工单位注意提出检修工作中验收标准验收程序资料整理求求检修单位明确职责做检层层严质量关检修资料整理提出明确求开工前认真仔细审查施工单位开工报告（施工组织技术安全环保措施特殊工种岗证等容）具备开工条件方准予开工
检修项目实施程中求施工单位严格执行检修项目A修中时发现问题求施工单位先施工合规定办理增补单 做漏项丢项整检修程中认真履行四事事章循事查事负责事监督规定时间较完成检修项目检修中发现缺陷积极组织专业技术员讨提出佳方案予解决
级专业技术员根负责检修项目进行现场巡视检查认真监督监督容：检修员检修工作否图纸检修工艺规程逐件分解否做设备解体时原始记录否详细检查设备存问题缺陷否处理否工艺求质量标准进行施工否做检修中记录重缺陷处理工艺技术资料收集否开工容器设备阀门道法兰等加盖加封条检修中材料设备配件检查验收合格方调试试验否符合相关规程规范求停工检点（H）检查签证方转工序整体冷态验收分系统进行发现问题积极进行整改检查验收检查设备检修试运状况检查发现缺陷否规范规程标准进行处理检测技术数试验数否齐全准确记录否完整真实规范检修程中时办理关验收签证检修完工根资料理规定检修单位检修资料进行认真审查合求技术资料坚决求检修单位重新修改整理做检修资料齐全规范完整程序时予移交整验收程中级验收员职责检修设备未发现重质量问题
次A修目标揭缸提效汽轮机体检修投入力物力较仅低压缸汽封进行改造汽封调整进行量工作高中压缸低压缸汽封均进行少3次全实缸压胶布调整验收采全实缸验收汽封间隙均标准值接限值总体取满意结果
次检修全面完成标准项目节项目技术监督项目隐患治理项目消缺项目两措项目安评项目等检修项目质量计划完成情况统计：
41汽机专业项目完成情况
1 真空泵检修： A真空泵：解体着色检查转子发现1处裂纹总长约120mm已焊接修补复检合格更换226轴承30226轴承二轴套2件注意事项：注意轴承定期加油试运振动轴承温度正常
B真空泵：解体未发现问题更换226轴承30226轴承二轴套2件转子中心拆前测量合格注意事项：注意轴承定期加油试运振动轴承温度正常
2 #1循环水泵：修检查清扫液控蝶阀控制油箱面团清扫干净更换#46汽轮机油清扫空冷器压检漏注意油箱油质试运蝶阀开关
3 A冷水泵：拆前测量泵中心合格机械密封件损坏已更换油封磨损已更换轴承晃动更换轴承2已更换注意轴承油位试运振动轴承温度正常
4 B冷水泵：油封磨损已更换轴承晃动更换轴承2已更换注意轴承油位试运振动轴承温度正常
5 B前置泵检修：解体前复查轮中心偏差较解体程中未发现问题更换O型圈试运压力轴承温度正常振动正常
6．C电动水泵前置泵检修：解体前复查轮中心偏差较解体程中发现推力瓦块磨损已更换驱动端轴瓦瓦磨损已更换O型圈全部更换试运压力轴承温度正常振动正常
7 A开式水泵检修：解体程中发现非驱动端轴承严重损坏已更换前端轴套磨损严重已更换试运压力轴承温度正常振动正常
8 B开式水泵检修：解体程中发现非驱动端驱动端轴套严重损坏已更换前端轴承晃动已更换试运压力轴承温度正常振动正常
9 C电动水泵油系统检修：修前入口水处杂物冷污泥清扫完更换端盖垫片气压检漏发现润滑油冷油器根铜泄漏已更换
10．A凝结水泵检修：修前复测轮中心合格圆距偏差05mm解体转子发现橡胶轴套磨损严重已更换试运压力轴承温度正常振动正常
11 B冷油器供水泵检修：解体程中发现驱动端非驱动端轴承损坏已更换轴套磨损严重已更换试运压力轴承温度正常振动正常
12．A汽泵检修：解体程中发现驱动端非驱动端轴瓦瓦口间隙均匀抽芯包未发现问题需更换芯包密封垫解体芯包发现第四级叶轮气孔直径约2mm第五级叶轮两气孔直径约3mm第六级叶轮6气孔直径约8mm第四级导叶两气孔直径约6mm第五级导叶气孔直径约2mm已气孔磨补焊出厂做动衡实验试运压力轴承温度正常振动正常
13 B汽泵检修：解体程中发现非驱动端推力瓦瓦块两已烧瓦已更换推力瓦抽芯包发现芯包高压水侧密封面刷严重泵体高压水侧密封面刷痕迹已外委处理芯包解体发现第三四五六级叶轮气孔衡盘间隔环刷严重已气孔磨补焊出厂做动衡实验衡盘间隔环已更换试运压力轴承温度正常振动正常
14．EH油系统检修：拆开EH油箱孔门发现油箱少量杂质已清理机机汽门调门油动机拆16台未返厂已复装EH油系统滤芯已更换道支架检查发现两处螺栓松动已禁固
15 润滑油系统检修：开油箱孔发现油箱杂质已清理机润滑油交流直流油泵解体检查未发现问题油泵试转轴承温度振动正常
16 洗水泵检修：解体发现洗水泵轴磨损严重已更换试运压力轴承温度正常振动正常
17 阀门检修：解体阀门91试运外漏漏现象
18 二次滤网改造：设备试运正常
6 设备重改进效果
机组真空水夏季时较差单台真空泵运行时难达设计真空真空泵冷水系统进行改造增加冷冻水确保夏季真空达设计水
7 工费简分析（包括重特殊项目工费概数）
#4机组A级检修工日统计表
序号
专业
工日（天）
备注
1
锅炉专业
7232
2
汽机专业
7822
3
电气次
3870
4
化学专业
710
5
脱硫专业
6
热工专业
1868
行完成
7
电气二次
788
行完成
8
灰渣
2238
9
架子保温
3000
合 计
27528
#4机组A级检修修理费统计表
序号
专业
发生费（万元）
备注
标准般非标项目
85272
1
调试油
2104
2
磨煤机钢球
853
3
汽机备品
15009
包括4326万元未出帐备品
4
汽机材料
5315
5
锅炉备品
1336
包括3万元未出帐备品
6
锅炉材料
4181
7
电气次备品
3101
8
电气次材料
1271
9
化学备品
142
10
脱硫备品
084
11
脱硫材料
282
12
热工备品
6997
13
热工材料
175
14
电气二次备品
792
15
电气二次材料
105
16
制粉备品
133
17
制粉材料
382
18
灰渣备品
1278
19
灰渣材料
998
20
综合材料
3728
包括171万元未采购油漆
21
备品加工
4189
二
重非标项目
1078
均未含税费
1
#4炉水冷壁高温腐蚀治理
6182
2
#4发电机联环引线更换
46
计划项目
#4机组A修外委工费明细表
序号
项 目
合编号
费（万元）
备注
1
2010年#4机组（600MW）提效节改造（A标段）
YDG201018
698
2
#4机（600MW）提效节改造（电尘器灰标段）
YDG201022
45
3
#4炉燃烧器风筒防磨施工
YDG201031
9086
4
4号锅炉耐火材料修补
YDG201035
285
5
#5678旋转滤网底部清渣
YDG200948
072
6
4号机组磨煤机钢球筛选
YDG201049
30838
7
5号旋转滤网等设备外委检修
2137
外委山东国电
8
4#机机高压缸返厂维修
122
海汽轮机厂
9
4#机机汽封片修复
75
**迈鑫热电成套技术限公司
10
执行机构控制板等外送修理
9268
**市嘉辉仪表发展限公司
11
风粉流速取样装置等外送修理
27
江苏江河机械限公司
12
#4机油动机清洗修理
1888
海茂盛电站机械限公司
13
油漆
169
14
外委工费合计：
8475578
8检修尚存问题准备采取策
81汽机专业尚存问题
82锅炉专业尚存问题
83电气专业尚存问题
84热工专业尚存问题
85灰渣专业尚存问题
9次检修吸取验教训
次A修公司第次组织实施600MW机组A级检修安全工期质量理等方面工作具探索性检修程中暴露问题验教训：
91次检修方专业技术员#4机组设备状况解深入部分项目清单检修容明确低压电机阀门等设备名称未写全检修程中易施工单位产生分歧
92次检修中部分般技改非标项目施工方案详细施工材料准备充分项目施工正常进行存定影响
93技术资料准备充分：图纸资料理善造成部分图纸资料缺失设备结构清楚设备规格型号清楚零部件尺寸清楚检修物资准备位备品验收工作执行位
94检修物资准备足：#4机组A修已正式开工A修材料计划货时率高95 #2#4机组时进行A级检修项目踪质量验收存遗漏处次检修中存金护表面变形卫生死角等问题次检修须加强工作理
96 继保班次发变组转定子接保护屏改造中发现老回路排查检查项目中显相重发现部分前工程阶段遗留问题寄生回路发现寄生回路全部拆常规校验中发现少问题均时解决
97 修前设备研究透彻检修项目制定全面设备油漆恢复江边循泵出口液控蝶阀水泵检修等项目没列入检修项目中导致设备检修油漆规范整体外观差液控蝶阀常出现卡涩运行稳定等
98 设备备品备件计划制定科学易损件计划全导致检修程中备件足影响修进度
99 检修技术交底特修前设备交底充分导致检修单位抓住检修重点影响设备检修质量
910 质量理规范重W点H点时踪检修单位没通知质量理员私越检修单位通知质检员质检员工作忙时验收设备检修质量进度造成定影响
911 修前检修项目质量验收标准修理制度学力度够检修开工部分项目负责知道具体项目计划质检员清楚质检点运行员清楚试验方案影响检修利进行
912 次检修公司首次成立监理组理检修质量新理模式确实提高次检修质量次检修监理成员第次监理身份理检修质量验方法等方面尚欠缺
913 安全文明生产方面整体情况尚离公司求定差距表现：工器具拆零部件摆放够规范甚直接落放置施工产生垃圾时时清现场检修隔离栏整齐时意搬动跨越时恢复现象发生
10 #4机组修前修分析
1 总体评价
4号汽轮机A级检修前分进行热力性试验两次试验结果表11示：
表11 4号机组修前修性表
序号
项目名称
单位
修前
修
差值
试验热耗
kJKWh
80284
8075
466
修正热耗
kJKWh
797979
76773
30249
高压缸效率
8215
857
255
中压缸效率
8856
9097
241
低压缸效率
86118229
8799
379
汽耗率
gKWh
3046
3043
0003
（注：低压缸效率均估算值）
表中出修高压缸效率提高255中压缸效率提高241低压缸效率提**显均较修前提高379修正热耗较试验前降低30249kJKWh折算节约标煤1157gKWh修试验热耗修前试验热耗原试验时机组状态样造成差距机组真空修前试验真空值946kPa修8985kPa真空机组热耗变化明显根热力性计算书推算机组真空变化1kPa机组热耗应变化 7093kJKWh显然试验时真空试验热耗值影响
2 修机组性评价
4号机组7月1日入系统运行正值夏季高温季节机组运行真空偏低长期90kPa机组时性设计THA工况（设计背压539kPa热耗7556kJKWh）难机组项参数做出评价4号汽轮机铭牌工况（TRL）时设计背压
118kPa(气压力1013kPa时)应凝汽器真空895kPa机组运行真空该值较接机组时运行参数铭牌工况参数具实性更准确找机组前设计差距表21机组运行参数铭牌参数表
表 21 4号汽轮机运行参数铭牌工况表
序号
参数名称
单位
铭牌工况设计值
实验值
备注
1
汽压力
MPa
242
244
2
汽温度
℃
566
56515
3
蒸汽流量
th
1810552
182352
4
段抽汽压力
MPa
6336
658
5
段抽汽温度
℃
3582
37375
6
抽流量
th
119493
1203
7
高排压力
MPa
4272
4265
8
高排温度
℃
3073
31711
9
热蒸汽流量
th
1493445
156341
10
热压力
MPa
3845
4056
11
热温度
℃
566
56184
12
二段抽汽压力
MPa
4144
4334
13
二段抽汽温度
℃
3073
31282
14
二抽流量
th
16907
14712
15
三段抽汽压力
MPa
1919
2055
16
三段抽汽温度
℃
4547
46735
17
三抽流量
th
6686
7831
18
四段抽汽压力
MPa
09823
1091
19
四段抽汽温度
℃
3578
36752
20
五段抽汽压力
MPa
04022
04022
21
五段抽汽温度
℃
2479
27141
22
六段抽汽压力
MPa
01229
01363
23
六段抽汽温度
℃
1232
17235
24
七段抽汽压力
MPa
0060
温度测点
25
七段抽汽温度
℃
8596
26
八段抽汽压力
MPa
00179
27
八段抽汽温度
℃
578
28
凝汽器压力
kPa
118
1145
29
凝结水流量
th
1421029
141216
30
热耗率
kJkWh
8010
8075
31
修正热率
kJkWh
7556
76773
32
机进汽压力
MPa
09331
0993
33
机进汽流量
th
112722
1045
两台
34
机排汽压力
kPa
1318
1071
35
桥汽封漏汽量
th
23083
实验中没测取
36
中排压力
MPa
09626
1001
37
中排温度
℃
36953
计算书中仅列出焓值
38
中排流量
th
125103
39
水温度
℃
2788
28267
表出机组运行热耗设计热耗值极接相差65kJKWh折算影响标煤2487gKWh说夏秋季节时机组似达设计水根表凝结水流量实验值设计值低8869th汽轮机蒸汽流量实验值设计值低822th设计水原运行真空设计真空蒸汽流量实验值设计值高1296th（根热衡计算值）说明氧器系统抽汽量设计值水温度试验值设计值高387℃
抽气参数机组抽汽点均存程度超温超压情况中低压缸严重六段抽汽温度设计值高4915℃五段抽汽温度设计值高2351℃抽汽点焓值偏说明级做功力降缸效率偏低
方面高压缸排汽压力设计压力相差0007MPa排汽温度相差981℃抽流量设计流量高081th温度相差1555℃二抽流量设计流量低2195th温度高552℃三抽流量设计流量高1145th温度相差1265℃三抽流量设计值高1145th抽汽点温度级中高二段抽汽量排挤明显
整体说4号机组修接设计水修前相明显改善中明显6段抽汽温度修前降低22℃说明低压缸级做功力明显增强焓降较修前提高低压缸效率幅提高379正种综合改善表现外4号机组A修额定负荷时中压缸排汽温度较修前提高3℃左右表面中压缸效率降低实际测中压缸效率较修前提高241说明A修高压缸排汽衡活塞中压缸进汽衡活塞漏入中压缸排汽蒸汽减少中压缸实际效率更接名义效率机组性改善种表现
3 转动机械评价
4号机组A级检修汽轮机AB机AB前置泵B开式水泵AB闭式水泵冷水泵等进行解体检修试运中均进行测量数表明辅机振动均合格范围（表31示）
表31 辅机振动表
4A汽动水泵组：运行转速： 4906rmin
振 动 标 准
前置泵电机
汽轮机水泵轴振瓦振
优 良
合 格
优 良
合 格
40
70
2040
4070
测 点
测量数
测 点
测量数
前置泵端
轴承振动
⊥
19
前置泵传动端
轴承振动
⊥
10
→
24
→
20
前置泵电机输
出端
⊥
7
前置泵电机
端
⊥
6
→
8
→
7
机端
轴振
X
58
机传动端
轴振
X
10
Y
48
Y
20
水泵传动端
轴振
X
9
水泵端
轴振
X
15
Y
10
Y
13
机端
轴承振动
⊥
6
机传动端
轴承振动
⊥
4
→
8
→
5
水泵传动端
轴承振动
⊥
4
水泵端
轴承振动
⊥
6
→
4
→
7
评价：机端轴振合格范围余轴振轴承振动均处优良水
4B汽动水泵组：运行转速 4402rmin
振 动 标 准
前置泵电机
汽轮机水泵轴振瓦振
优 良
优 良
优 良
合 格
40
70
2040
4070
测 点
测量数
测 点
测量数
前置泵端
轴承振动
⊥
6
前置泵传动端
轴承振动
⊥
6
→
7
→
5
前置泵电机输出端
轴承振动
⊥
3
前置泵电机端
轴承振动
⊥
9
→
4
→
5
机端
轴振
X
24
机传动端
轴振
X
17
Y
18
Y
21
水泵传动
端轴振
X
10
水泵
端轴振
X
23
Y
8
Y
25
机端
轴承振动
⊥
9
机传动端
轴承振动
⊥
6
→
6
→
8
水泵传动端
轴承振动
⊥
5
水泵端
轴承振动
⊥
8
→
6
→
5
评价：轴振轴承振动均处优良水
4A凝结水泵
振动标准（优良合格）
4070
测 点
测量数
测 点
测量数
凝泵轴承
振动
⊥
12
电机轴承
振动
⊥
27
→
8
→
24
评价：4A凝结水泵电机轴承振动均处优良水
6号循环水泵：电流425A 出口压力 022 MPa
电机轴承振动
⊥
4
电机轴承
振动
⊥
26
→
3
→
17
评价：6号循环水泵电机轴承振动均处优良范水
7号循环水泵：电流403A 出口压力 022 MPa
电机轴承振动
⊥
7
电机轴承
振动
⊥
50
→
14
→
121
评价：7号循环水泵电机轴承振动处优良范水电机轴承振动超标
8号循环水泵：电流429A 出口压力 023 MPa
电机轴承振动
⊥
3
电机轴承
振动
⊥
→
4
→
评价：8号循环水泵电机轴承振动均处优良范水
（注：5号循泵检修未测量）
4 解决实际问题
1号机组B修中循环水系统进行治理安装二次滤网
5 存问题足
1 试验结果数分析
111试验煤质：试验期间煤质分析数见表6
表6 煤质分析数
试验工况
负荷
（MW）
氢
Had
硫
Sad
全水分
Ｍar
水分
Ｍad
灰分
Ａad
挥发分
Vdaf
低位发热量
QnetarkJkg
1
360
346
105
89
233
3302
3086
19010
2
420
346
105
89
233
3302
3086
19010
3
480
369
062
89
255
2945
3190
20100
4
540
312
089
89
232
3758
2381
17490
5
600
352
092
89
238
3102
2972
19750
6
630
340
061
89
325
3471
3272
18010
数电厂化验
112混合样元素分析：混合样元素分析数见表7
表7 试验混合样元素分析 （单位 ）
名称
Cad
Had
Oad
Nad
Sad
Aad
Mad
数值
5539
299
324
196
076
3313
253
113飞灰炉渣分析结果：试验期间飞灰炉渣分析数见表8
表8 飞灰炉渣分析数
工况
负荷
（MW）
锅炉左侧
飞灰燃物（）
锅炉右侧
飞灰燃物（）
均飞灰燃物（）
炉渣燃物（）
1
360
166
289
228
287
2
420
311
287
299
684
3
480
119
182
151
425
4
540
316
291
304
746
5
600
366
318
342
287
6
630
490
429
460
960
数电厂化验
114空预器漏风试验结果
满负荷进行空预器漏风率测试试验结果见表9左侧空预器漏风率479右侧空预器漏风率409
表9 空预器漏风率试验结果
名称
单位
试验结果
机组负荷
MW
600
引风机开度（AB）
％
730720
引风机电流（AB）
A
2834728287
送风机开度（AB）
％
573565
送风机电流（AB）
A
82528592
次风机开度（AB）
％
781913
次风机电流（AB）
A
1402412984
A空预器进口氧量
％
278
A空预器进口量空气系数
115
A空预器出口氧量
％
370
A空预器出口量空气系数
121
B空预器进口氧量
％
190
B空预器进口量空气系数
110
B空预器出口氧量
％
273
B空预器出口量空气系数
115
A空预器漏风率(左)
％
479
B空预器漏风率(右)
％
409
风机开度电流值电厂DCS
115排烟温度标定
排烟温度标**果见表10
表10 排烟温度标**果
左侧排烟温度（℃）
右侧排烟温度（℃）
负荷
360MW
480MW
600MW
360MW
480MW
600MW
测量
11492
1223
13127
11382
12467
12897
DCS采集均
11347
12122
12599
11558
12671
13158
测量DCS
145
108
528
176
204
261
左DCS排烟温度实际低260℃
右DCS排烟温度实际高214℃
116热效率试验结果
热效率试验结果见表11
表11 热效率试验结果
工 况 编 号
单位
1
2
3
4
5
6
试验负荷
MW
360
420
480
540
600
630
汽流量
th
101784
123217
137094
159888
174532
186423
水温度
℃
29416
29772
30436
30342
31119
31439
汽温度
℃
56603
56550
56731
56445
56731
56769
热蒸汽汽温
℃
56487
56282
56081
56187
56326
56378
总煤量
th
15502
18311
20414
23126
26661
28604
炉渣燃物
％
287
684
425
746
287
96
飞灰燃物
％
228
299
151
304
342
46
环境温度
℃
256
253
248
303
248
307
排烟温度
℃
11437
12167
12348
1361
13012
14351
排烟氧量
％
606
456
505
278
275
268
机械完全损失
％
133
2033
0908
2615
1707
3481
排烟损失
％
4920
4867
5159
4910
4820
5228
散热损失
％
0608
0502
0451
0387
0354
0332
工 况 编 号
单位
1
2
3
4
5
6
物理显热损失
％
02519
02605
02225
03346
02449
03120
锅炉效率
％
9289
9234
9326
9175
9287
9065
修正设计煤质锅炉效率
％
9307
9258
9330
9261
9286
9140
2 结建议
11 检修评价
次检修较贯彻执行集团公司分公司B级检修关规定安全全面完成检修工作收预期效果
次修始终安全工作放总重中重充分做作业风险预控分析注重现场理程理坚持安全督查制度整体安全情况良检修中未发生设备损伤事件身伤害事件
次B级检修实现水压试验汽机转机组网次成功
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