中國大唐集團公司2016年04月技術(shù)監(jiān)督月報

~~技術(shù)監(jiān)控月度報告2016-04中國大唐集團科學(xué)技術(shù)研究院制簽發(fā)人：金安2016-05-08一、重點反措針對近期因凝汽器內(nèi)抽汽管道膨脹節(jié)破裂導(dǎo)致的停機事件，集團公司科研院編制了《防止汽輪機凝汽器內(nèi)抽汽管道膨脹節(jié)破裂損壞的要求》，請分子公司按照反措要求組織基層企業(yè)進行隱患排查和治理。反措內(nèi)容如下：1.有關(guān)問題汽輪機凝汽器喉部布置的抽汽管道因安裝工藝、質(zhì)量、排汽沖刷等原因可能導(dǎo)致抽汽管道上的膨脹節(jié)破裂，造成機組停機，甚至引發(fā)設(shè)備損壞，抽汽管道膨脹節(jié)破裂的現(xiàn)象：（1）抽汽壓力下降；（2）排汽溫度升高；（3）凝汽器喉部靠近泄漏部位的外殼可能溫度升高；（4）可能導(dǎo)致低壓缸變形，引起機組振動值異常。系統(tǒng)內(nèi)已出現(xiàn)兩臺機組因凝汽器內(nèi)抽汽管道膨脹節(jié)破裂導(dǎo)致的停機事件，為此，近期安排檢查了幾臺停備機組。檢查中也發(fā)現(xiàn)了膨脹節(jié)在設(shè)計、安裝、運行中存在安全隱患，如膨脹節(jié)錯位、限位拉桿螺栓沒有并帽、螺母松脫、螺母與膨脹節(jié)碰磨、膨脹節(jié)上的限位拉桿固定耳板焊腳斷裂、膨脹節(jié)過度拉伸，凝汽器的支撐鋼架開焊斷裂。圖1凝汽器內(nèi)抽汽管道膨脹節(jié)錯位破裂圖2凝汽器內(nèi)抽汽管道膨脹節(jié)錯位破裂圖3凝汽器內(nèi)抽汽管道膨脹節(jié)錯位圖4凝汽器支撐鋼架開焊圖5抽汽管道膨脹節(jié)限位拉桿螺栓沒有并帽圖6抽汽管道膨脹節(jié)限位拉桿螺母松脫圖7抽汽管道膨脹節(jié)限位拉桿螺母與膨脹節(jié)碰磨2.工作要求企業(yè)要將凝汽器內(nèi)支撐鋼架、抽汽管道、軸封管道、管道支架等項目列入機組檢查、檢修項目。檢查凝汽器內(nèi)支撐鋼架無變形、焊口無開裂；檢查凝汽器內(nèi)管道支架無變形、焊口無開裂；各管道的膨脹節(jié)無錯位；檢查管道膨脹節(jié)波紋膨脹正常，無過度拉伸與壓縮，膨脹節(jié)外觀完好；限位拉桿固定耳板無變形、焊口無開裂，限位拉桿限位在安裝要求范圍，限位螺母要有防止松脫的措施，限位拉桿、螺母與波紋膨脹節(jié)無碰磨；（4）檢查凝汽器內(nèi)蒸汽管道應(yīng)有防止沖刷的隔熱套，并完整，隔熱套內(nèi)不得遺留異物，隔熱套與蒸汽管道外壁要留有一定的間隙，除具備防沖刷的功能外，還要降低管道散熱損失；（5）檢查、檢修時，要對凝汽器內(nèi)抽汽管道、軸封管道灌水查漏，防止蒸汽泄漏，影響回?zé)嵝始澳髡婵?。另外，通過軸封管道查漏及加裝隔熱套，能加強低壓缸軸封的密封，防止軸封蒸汽帶水引起管道振動損壞及機組振動。二、生產(chǎn)異常事件1.甘谷1號機EH油壓低保護動作停機4月14日15時16分，巡檢發(fā)現(xiàn)1號機EH油箱頂部EH油管路低油壓在線試驗?zāi)K接頭處漏油，立即匯報值長，同時聯(lián)系檢修人員到現(xiàn)場進行處置。模塊上帶有四個EH油壓保護動作開關(guān)，為防止EH油壓力低保護動作，熱控人員退出EH油壓低主保護，在執(zhí)行保護退出工作后通知檢修人員關(guān)閉模塊入口隔離閥。15時25分1號機組跳機，跳閘首出：EH油壓力低。原因分析：（1）1號機EH油箱頂部在線試驗?zāi)K與EH油管接頭處O形氟橡膠密封圈（20×2）老化擠壓變形（2016年3月21對EH油在線試驗?zāi)K接頭處O形圈進行更換，事后檢查此O形圈為2010年庫存過期備品，O形圈已老化變質(zhì)），造成EH油在線試驗?zāi)K接頭處泄漏，是造成本次非停的誘因；（2）1號機EH壓力低保護設(shè)置為串并聯(lián)結(jié)構(gòu)，邏輯為：(63-1or63-3)and(63-2or63-4),接線端子：43、45、47、49分別對應(yīng)63-1、63-2、63-3、63-4壓力低開關(guān)，熱控人員在解除邏輯中43和45對應(yīng)的保護開關(guān)為對側(cè)開關(guān)，解除后的保護邏輯變?yōu)椋?3-3and63-4。當(dāng)EH油壓力在線實驗?zāi)K進油門關(guān)閉后，壓力開關(guān)中的壓力從漏油處迅速泄掉，觸發(fā)了63-3和63-4開關(guān)的動作，導(dǎo)致EH油壓力低保護動作是造成本次非停的直接原因。2.景泰2號機EH油泄漏油壓低保護動作停機4月21日23時36分2號機組負荷680.20MW，主汽壓力22.96MPa,主汽溫度566℃，給水量1958t/h，燃料量306t/h，EH油油位突然開始急速下降（此時油箱油位503mm）。23時43分EH油油箱油位下降至450.99mm，DCS發(fā)油箱油位低報警，運行人員立即就地檢查發(fā)現(xiàn)3號高調(diào)門卸荷閥結(jié)合部漏油，匯報值長，并聯(lián)系汽機點檢員處理，同步快速降負荷至330MW。23時57分，EH油箱油位低至350mm，EH油A泵跳閘，EH油母管低至8.5MPa，機組跳閘。機組停機后，解體3號高調(diào)閥卸荷閥，更換破損密封圈。10時39分，汽輪機開始沖轉(zhuǎn)。11時10分，汽輪機轉(zhuǎn)速升至3000rpm。11時15分，機組并網(wǎng)。原因分析：（1）3號高調(diào)閥卸荷閥O型圈斷裂引起EH油泄漏，是本次非停引發(fā)原因；（2）工作人員未能及時隔離，造成EH油位低跳EH油泵，是本次非停的主要原因。三、技術(shù)監(jiān)控預(yù)警1.EH油系統(tǒng)油壓低造成機組非停4月14日、4月21日甘谷、景泰先后因EH油壓低機組跳閘，原因均為EH油系統(tǒng)泄漏，在處理過程中處置不當(dāng)造成停機。暴露出電廠對EH油系統(tǒng)的管理不夠細致，對EH油系統(tǒng)的備件管理、培訓(xùn)不到位。要求各電廠對EH油系統(tǒng)進行排查，包括各伺服閥、卸荷閥等結(jié)合部位，利用停機機會對膠圈進行更換；對庫存橡膠密封件的備品備件進行排查和清理；對正在運行機組做好事故預(yù)案和防范措施，針對各保護的設(shè)置進行核查和培訓(xùn)。2.薄膜閥膜片破裂導(dǎo)致機組停機近期發(fā)生因汽輪機保安系統(tǒng)隔膜閥漏油造成停機的事件。停運機組為上海汽輪機廠生產(chǎn)，故障現(xiàn)象為隔膜閥墊片漏油，但油壓維持1.5MPa，不能通過隔膜閥卸掉AST母管油壓，后手動打閘停機。經(jīng)檢查原因為泄壓閥卡澀，進油節(jié)流孔松動所致。要求各電廠利用停機或停備期間對隔膜閥及其系統(tǒng)進行檢查，檢查內(nèi)容包括：泄壓閥是否卡澀，并按設(shè)計校驗其壓力；進油節(jié)流孔是否松脫；進油節(jié)流孔是否有防松措施；回油節(jié)流孔是否有堵塞；隔膜閥膜片定期更換。并根據(jù)廠家說明書定期更換隔膜閥膜片。四、目前存在嚴重問題1.龍崗3號機組門桿漏汽制造焊縫質(zhì)量問題龍崗3號機組2個高壓主汽門門桿二漏4道廠家焊縫和4個高壓調(diào)門門桿二漏4道廠家焊縫裂紋，公司均按制造廠家方案使用原鎳基焊材修復(fù)處理，由于廠家的處理方案不符合相關(guān)規(guī)程要求，存在再次裂紋的安全隱患，應(yīng)進行徹底處理。目前為監(jiān)督運行，公司辦理了監(jiān)督運行的相關(guān)手續(xù)，制定了相關(guān)安全措施和事故預(yù)案。目前情況：4月份3號機組停機期間對裂紋焊口進行割口重新焊接，金相探傷檢查合格。2.信陽3號機高中壓外缸進汽插管對接焊縫問題信陽3號機組高中壓缸上、下導(dǎo)汽插管管座對接焊縫各8道，無損檢測發(fā)現(xiàn)焊縫表面普遍存在無規(guī)律分布小裂紋，金相檢驗發(fā)現(xiàn)焊縫組織晶粒粗大，并存在微觀裂紋。對裂紋深度超過5mm的，由哈汽廠派人按照臨時處理工藝進行補焊處理，其余表面裂紋進行了打磨處理。華中電力試驗研究所認為高中壓導(dǎo)汽插管制造焊縫組織異常、存在微觀裂紋，屬于制造時焊接工藝不當(dāng)所致，焊縫表面打磨處理根本無法消除微觀裂紋，因此存在再次開裂泄漏等安全隱患，應(yīng)擇機進行徹底處理，在隱患未消除前，機組監(jiān)督運行，信陽電廠已經(jīng)按要求制定了防范措施及事故應(yīng)急預(yù)案。目前情況：4月份3號機組臨修，對高中壓進汽插管異種鋼對接焊縫PT復(fù)檢，檢出該機組4號高導(dǎo)接管與缸體管座對接焊縫的缸體側(cè)熔合線部位有一處長約10mm淺表裂紋，打磨約1mm后復(fù)檢消除。3.湘潭4號機組主蒸汽、再熱熱段管道彎頭硬度低問題湘潭4號機組主蒸汽管道第15-16號焊口間彎頭硬度最低值127HB、再熱熱段管道第2-3號焊口間彎頭硬度最低值126HB，遠低于DL/T438-2009《火力發(fā)電廠金屬技術(shù)監(jiān)督規(guī)程》標(biāo)準中P91管件硬度范圍為180～250HB的要求，且金相組織均異常，有可能造成管件失效，存在重大安全隱患，應(yīng)盡快結(jié)合機組檢修對相應(yīng)管件進行熱處理或更換。目前情況：計劃2016年機組檢修期間進行更換。4.大唐國際寧德3號機組高壓導(dǎo)汽管與進汽插管對接焊縫錯用焊材問題在3號機組停備期間，開展了3號機上、下缸高壓進汽插管和上缸中壓進汽插管焊縫的金屬檢驗檢測工作，檢驗中發(fā)現(xiàn)高壓進汽插管與高壓導(dǎo)汽管的對接焊縫（共4道）存在錯用焊材的嚴重問題。高壓進汽插管與高壓導(dǎo)汽管的對接焊縫屬于P91同種鋼焊接，應(yīng)選用與P91相匹配的焊材施焊，安裝單位采用與ZG15Cr2Mo1鋼相匹配的TIG-R40焊絲和R407焊條做為填充材料，屬于嚴重的錯用焊材，存在極大的安全隱患，另外對焊縫進行金相組織檢驗，焊縫組織均老化3級。為保證3號機組的安全運行，要盡快對高壓進汽插管與高壓導(dǎo)汽管的現(xiàn)場安裝焊縫進行處理；在未處理前，應(yīng)做好監(jiān)督運行相關(guān)審批手續(xù)和采取必要的安全措施。目前情況：寧德電廠已對3號機組高導(dǎo)管道４道錯用焊材焊縫進行處理，并復(fù)檢合格。5.株洲4號機勵磁系統(tǒng)過勵限制器與勵磁變后備保護反時限定值不能完全配合株洲4號機勵磁系統(tǒng)過勵限制器反時限定值設(shè)置不當(dāng)，與對應(yīng)的勵磁變后備保護定值不能完全配合，在1.05～1.2IeN時，勵磁變后備保護動作延時小于過勵限制器動作延時。要利用停機機會對勵磁系統(tǒng)軟件版本進行升級，并對勵磁過勵限制器反時限特性動作值進行實測。五、異常指標(biāo)分析1.絕緣1.1信陽4號發(fā)電機檢修中發(fā)現(xiàn)手包絕緣存在漏點信陽4號發(fā)電機停機前內(nèi)冷水箱中含氫量達到2%（報警值為1%），在機組檢修中通過檢查發(fā)現(xiàn)16處手包絕緣存在漏點并進行了徹底處理，機組啟動后內(nèi)冷水箱中含氫量已正常。2.化學(xué)2.1安陽9、10號機組給水、蒸汽氫導(dǎo)異常安陽9、10號機組給水、蒸汽氫導(dǎo)數(shù)據(jù)較上月有所下降，但仍隨除鹽水補水有波動，部分時段短時超標(biāo)。目前，正在進行鍋爐補給水系統(tǒng)水質(zhì)TOC、COD等指標(biāo)查定、分析。2.2三門峽3號發(fā)電機定子內(nèi)冷水電導(dǎo)率和Ph值不合格三門峽3號發(fā)電機定子內(nèi)冷水電導(dǎo)率最低值0.28μS/cm（標(biāo)準要求0.4～2.0μS/cm），Ph最低值7.53（標(biāo)準要求8.0～9.0），不合格。應(yīng)加快推進內(nèi)冷水處理裝置改造，使內(nèi)冷水水質(zhì)盡快合格。2.3耒陽4號機爐水硅超標(biāo)，經(jīng)調(diào)整后合格4月18日晚，耒陽4號機爐水硅升至210μg/L，超標(biāo)，檢查精處理運行正常。查看SIS系統(tǒng)，發(fā)現(xiàn)4號機連排流量僅1.8t/h，將連排流量調(diào)整為9t/h，并開啟定排2次。4月19日早班，硅降至119μg/L，數(shù)值合格。2.4寧德1、2號機凝結(jié)水、主蒸汽氫電導(dǎo)率儀表示值超標(biāo)處理寧德1、2號機凝結(jié)水、主蒸汽氫電導(dǎo)率儀表示值超標(biāo)，經(jīng)更換氫離子交換樹脂后恢復(fù)正常。電廠應(yīng)加強對氫離子交換柱的更換管理，記錄更換時間和使用周期，以便及時更換失效樹脂。2.5大壩6號機組凝結(jié)水溶解氧存在超標(biāo)情況大壩6號機組凝結(jié)水溶解氧存在超標(biāo)情況，經(jīng)初步分析認為凝結(jié)水系統(tǒng)存在漏點。目前正在查漏，要求發(fā)現(xiàn)漏點，及時進行消除缺陷。3.熱控3.1陽城國際機組保護投入率未達規(guī)定要求陽城國際1～6號機組保護投入率為98%，未達到保護投入率100%的要求。其中，鍋爐火檢冷卻風(fēng)壓低保護由于系統(tǒng)設(shè)計原因目前不具備投入條件，應(yīng)結(jié)合機組檢修進行系統(tǒng)完善；進口西門子機組鍋爐主保護中未設(shè)置全燃料喪失保護，應(yīng)結(jié)合機組檢修進行邏輯功能完善。3.2麒麟寺水電站自動投入率未達規(guī)定要求麒麟寺水電站1、2、3號機組自動投入率均為85.7%，未達到自動投入率≥95%的要求，應(yīng)結(jié)合機組檢修對自動調(diào)節(jié)系統(tǒng)進行完善。4.節(jié)能4.1雙鴨山供電煤耗完成301.49g/kWh，同比升高23.48g/kWh主要原因為：①鍋爐效率完成91.84%，同比升高0.17個百分點，影響供電煤耗降低0.68g/kWh；②熱電比完成18GJ/萬kW.h，同比降低14GJ/萬kW.h，同比影響供電煤耗升高22.64g/kWh；③廠用電率完成6.03%，同比升高0.43個百分點，影響供電煤耗升高1.52g/kWh。4.2雞西2號機組主、再汽溫度偏低問題雞西熱電2號鍋爐主再熱汽溫分別完成523.6℃和504.5℃，較設(shè)計值偏低11.4℃和30.5℃，主要受過熱器壁溫超溫影響，減溫水投入量較大以及受熱面積灰影響。主汽溫度偏低也影響再熱汽溫。應(yīng)加強燃燒調(diào)整和配煤，合理投入乏氣量，加強尾部受熱面的吹灰，盡量提高蒸汽溫度。4.3長春二熱排煙溫度偏高問題長春二熱綜合排煙溫度完成169.36℃，同比升高11.63℃。主要原因：各臺爐脫硝改造后，排煙溫度控制難度較大，針對鍋爐排煙溫度偏高問題，公司已成立專題攻關(guān)組，制定綜合治理方案，采取治理漏風(fēng)、增加受熱面、增加吹灰器等方法，降低鍋爐排煙溫度。預(yù)計1-5號爐排煙溫度可降低12.3℃，6號爐可降低15.3℃。長春三熱：1號鍋爐排煙溫度分別完成147.53℃，同比分別升高19.71℃，主要原因為復(fù)合相變換熱器部分漏泄，目前解列運行，造成排煙溫度升高。4.4黃島公司3號爐鍋爐效率偏低問題黃島公司3號爐鍋爐效率完成87.91%，較設(shè)計值偏低2.59%，主要原因為排煙溫度排煙損失和固體未完全燃燒熱損失增大影響。由于3號爐是前蘇聯(lián)設(shè)計的老舊機組，設(shè)計改造比較困難，應(yīng)加強燃燒調(diào)整和配煤。4.5發(fā)耳公司鍋爐再熱汽溫偏低問題發(fā)耳公司3號爐再熱汽溫完成491.63℃，較設(shè)計值低46.37℃。由于發(fā)耳公司各臺機組原設(shè)計不合理，自投產(chǎn)以來再熱汽溫均偏低；3號爐已進行墻再改造，但由于進行低氮燃燒器改造時將上三層煤粉燃燒器下移，在負荷600MW時仍達不到設(shè)計值，2016年A修將繼續(xù)對受熱面進行改造。4.6首陽山4號機組脫硫耗電率同比上升0.30%主要原因是機組進行了超低排放改造，排放指標(biāo)大幅降低，脫硫耗電率上升。4.7信陽4號機組引風(fēng)機耗電率同比上升0.34%主要原因是機組進行了超低排放改造煙氣系統(tǒng)阻力增加、近期空預(yù)器阻力升高引起。4.8湘潭3號機組除塵耗電率同比上升0.30%主要原因是機組負荷率同比降低21.9%。4.9株洲4號機組制粉系統(tǒng)耗電率同比升高0.35%主要原因是機組負荷率同比降低15.02%。4.10信陽4號機組供電煤耗同比升高8.43g/kWh機組負荷率62.89%，供電煤耗299.19g/kWh，同比大幅升高，主要原因是循環(huán)水入口溫度同比升高5.09℃、凝汽器端差同比增大2.81℃，導(dǎo)致機組背壓升高2.29kPa。電廠應(yīng)對冷卻塔淋配水設(shè)施進行檢查處理，并對凝汽器進行清洗，做好度夏準備工作。4.11許昌龍崗2號機組真空嚴密性差許昌龍崗2號機組本期真空嚴密性270Pa/min，同比升高120Pa/min。機組真空系統(tǒng)嚴密性已接近節(jié)能監(jiān)督臨界值，應(yīng)盡快組織查找并處理泄漏點。4.12安陽2號機組主、再熱蒸汽溫度偏低安陽2號機組平均負荷率54.67%，主蒸汽溫度550℃，再熱蒸汽溫度548℃，比設(shè)計值分別低15℃、17℃。應(yīng)加強對燃燒的調(diào)整，維持主再熱蒸汽溫度在設(shè)計值附近運行。4.13八〇三主汽溫度偏低、排煙溫度偏高八〇三主汽溫度偏低，其中1、3、4號機偏低分別為22.03℃、12.52℃、39.37℃。4號機主蒸汽溫度達不到設(shè)計值是機組投產(chǎn)時就存在的問題，屬于設(shè)計問題。應(yīng)加強鍋爐燃燒調(diào)整，并進行吹灰優(yōu)化，盡量提高蒸汽溫度。2、3、5號鍋爐排煙溫度均較設(shè)計值高31.13℃、20.24℃、17.75℃，應(yīng)加強空預(yù)器的檢修維護，降低排煙溫度。4.14西固飛灰含碳量偏高西固1、2、12、13、14號鍋爐飛灰含碳量分別為8.53%、8.75%、5.56%、5.52%、5.93%，均大于設(shè)計值2.5%。12、13、14號鍋爐飛灰高的主要原因為低氮燃燒器改造后為控制NOx排放，維持爐膛氧量較低，使主燃區(qū)氧量偏低，造成飛灰含碳量偏高。應(yīng)進行鍋爐燃燒優(yōu)化調(diào)整及配煤摻燒，降低飛灰含碳量，提高主汽溫度；1、2號鍋爐飛灰含碳量高的主要原因為鍋爐燃燒器噴口磨損及變形嚴重，空預(yù)器堵塞造成風(fēng)壓波動較大，影響鍋爐燃燒，應(yīng)利用停爐機會檢修燃燒器噴口，進行空預(yù)器水沖洗。4.15大壩5、6號爐排煙溫度偏高、空預(yù)器漏風(fēng)偏大大壩5、6號鍋爐排煙溫度較設(shè)計值高5.37℃和2.95℃，主要原因為低氮燃燒器改造后火焰中心上移，雖然在空氣預(yù)熱器改造后排煙溫度已經(jīng)下降很多，但仍高于設(shè)計值。應(yīng)加強鍋爐燃燒調(diào)整，降低鍋爐排煙溫度。5、6號鍋爐空預(yù)器漏風(fēng)率分別為9.36%、10.06%，設(shè)計值為7%；應(yīng)加強空預(yù)器密封裝置的維護。4.16太二10、12、13號鍋爐飛灰含碳量偏高太二飛灰含碳量分別為4.6%、3.9%、4.1%，均大于設(shè)計值3.7%，主要原因為低氮燃燒器改造后主燃區(qū)氧量偏低，火焰中心上移，燃料在爐膛內(nèi)停留時間偏短。應(yīng)加強配煤摻燒及燃燒優(yōu)化調(diào)整，降低飛灰含碳量，提高鍋爐效率。4.17略陽7號鍋爐飛灰含碳量偏高略陽7號鍋爐飛灰含碳量4.23%，大于設(shè)計值(3.5%)。主要原因為煤粉細度偏粗，導(dǎo)致燃燒滯后；應(yīng)根據(jù)不同煤種進行制粉系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整，保持合理的煤粉細度，降低飛灰含碳量。4.18渭河1、2號鍋爐排煙溫度偏高、空預(yù)器漏風(fēng)率偏大渭河1、2號鍋爐排煙溫度較設(shè)計值高14.2℃、12.02℃；1、2號鍋爐空預(yù)器漏風(fēng)率分別為6.86%、7.11%，均高于6.06%設(shè)計值；主要原因為空預(yù)器蓄熱元件存在破損現(xiàn)象，影響空預(yù)器換熱及漏風(fēng)，應(yīng)對破損的蓄熱元件進行更換。目前2號機組已于2016年4月8日停機進行C修，預(yù)熱器換熱元件的更換工作正在實施中。4.19陽城6臺鍋爐排煙溫度偏高陽城1、2、3、4、5號鍋爐排煙溫度較設(shè)計值高10℃左右，7號鍋爐排煙溫度較設(shè)計值高6.97℃，7號鍋爐排煙溫度較設(shè)計值高6.01℃；主要原因為火焰中心偏高，爐膛出口溫度偏高。應(yīng)加強鍋爐配風(fēng)調(diào)整，加強尾部受熱面吹灰，降低排煙溫度。5.環(huán)保5.1錦州熱電2號機組SO2和NOX小時均值超標(biāo)錦州熱電2號機組因儀表故障導(dǎo)致SO2小時均值濃度超標(biāo)2小時，NOX小時均值濃度超標(biāo)1小時。5.2長春二熱5、6號爐吸收塔內(nèi)壁結(jié)晶長春二熱5、6號爐吸收塔內(nèi)壁結(jié)晶，經(jīng)取樣化驗分析，晶體主要組分為CaSO4·2H2O占81.82%,結(jié)晶體為石膏晶體,成因為脫硫運行中存在漿液密度控制過高的情況，漿液較長時間處于過飽和狀態(tài)，導(dǎo)致石膏晶體過飽和析出。應(yīng)該清除結(jié)晶物，增加吸收塔漿液密度化驗項目，并且按照《中國大唐集團公司石灰石-石膏濕法脫硫定期工作指導(dǎo)意見》每天進行吸收塔漿液密度和吸收塔漿液pH化驗,與在線監(jiān)測數(shù)據(jù)比對，發(fā)現(xiàn)異常應(yīng)及時作出調(diào)整。5.3石柱2號機組啟動煙溫低，脫硝系統(tǒng)非同步運行兩次，造成氮氧化物排放濃度分別超標(biāo)3小時、2小時石柱電廠2號機組4月5日、4月18日因機組啟動煙溫低脫硝不能同步運行，分別造成氮氧化物排放濃度超標(biāo)3小時、2小時。石柱電廠應(yīng)嚴格執(zhí)行《中國大唐集團公司脫硫脫硝系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行重點要求》及《關(guān)于加快實施脫硝低溫退出問題治理的通知》（集團安生〔2015〕32號文）中對脫硝系統(tǒng)退出運行的相關(guān)要求。針對脫硝不能全負荷投運的情況，電廠應(yīng)抓緊制定設(shè)備改造計劃并在超低排放改造期間實施，確保不發(fā)生因低負荷脫硝退出運行造成氮氧化物超標(biāo)排放的環(huán)境事件。5.4石柱2號機組因CEMS儀表標(biāo)定造成總排口煙塵小時均值超標(biāo)1小時4月6日石柱電廠2號機組總排口CEMS儀表標(biāo)定期間煙塵排放濃度小時均值超標(biāo)1小時，期間煙塵濃度實測值最大為14.49mg/m3，具體原因為CEMS標(biāo)定期間氧量過大（20.71%）引起煙塵濃度折算值超標(biāo)。對于機組標(biāo)定期間不能設(shè)置數(shù)據(jù)保持功能的情況，電廠應(yīng)根據(jù)地方環(huán)保部門要求，做好CEMS維護及校準期間的記錄，做到有據(jù)可查；另一方面可選擇合適量程的標(biāo)氣來對CEMS儀表進行標(biāo)定，避免氧量過大導(dǎo)致折算值超標(biāo)。5.5八〇三未安裝脫硫、脫硝設(shè)施八〇三電廠除塵器設(shè)備老化，除塵效率低，氮氧化物、煙塵均全時段超標(biāo)排放，二氧化硫部分時段超標(biāo)排放。6.勵磁6.1山西、陜西、甘肅、寧夏、新疆區(qū)域電廠勵磁系統(tǒng)存在問題經(jīng)對山西、陜西、甘肅、寧夏、新疆區(qū)域23個火電廠57臺機組及7個水電廠22臺機組的勵磁系統(tǒng)進行排查，存在以下幾點問題：（1）韓二、戶二、彬長、灞橋、甘谷、803、連城、碧口、麒麟寺、苗家壩、呼圖壁、臨汾等電廠的備品備件中未含轉(zhuǎn)子過電壓保護元件，存在損壞后無法及時更換的問題，須進行整改。（2）西固1、2號機的滅磁開關(guān)分、合閘電壓不符合DL/T650-1998《大型汽輪發(fā)電機自并勵靜止勵磁系統(tǒng)技術(shù)條件》“在80%額定工作電壓的可靠合閘，在30%～65%之間應(yīng)能可靠分閘”的要求，須進行整改。（3）因滅磁開關(guān)觸頭和輔助觸點在開關(guān)內(nèi)部，目前大壩電廠不具備拆卸開關(guān)的技術(shù)力量，未能進行檢查。須委托有能力的單位進行檢查。（4）略陽6號機、韓二1、2號機、戶二1、2號機、灞橋11、12號機、喜河2、3號機、連城3、4號機、甘谷1、2號機、太二10、11號、陽城7、8號機、運城1、2號機等機組勵磁調(diào)節(jié)器投運時間已超過或接近10年，需要對勵磁調(diào)節(jié)器進行改造升級。7.振動7.1雞西熱電2甲、2乙排粉機振動處理4月6日，大唐雞西熱電2甲排粉機驅(qū)動側(cè)水平振動在100μm、垂直振動值在110μm，通過振動測試分析判斷該風(fēng)機存在質(zhì)量不平衡，對其進行現(xiàn)場動平衡，驅(qū)動側(cè)加重316g，經(jīng)過配重后該風(fēng)機水平振動值下降為50μm、垂直振動值下降為40μm，振動值處于優(yōu)秀范圍內(nèi)。乙排粉機驅(qū)動側(cè)水平振動在110μm、垂直振動值在140μm，經(jīng)過振動測試分析判斷該風(fēng)機存在質(zhì)量不平衡，對其進行動平衡試驗加重270g，經(jīng)過配重后該水平振動值下降為50μm，垂直振動值下降為60μm，處于合格范圍內(nèi)。7.2武安公司2號爐1號氧化風(fēng)機振動分析診斷4月13日，武安公司2號爐1號氧化風(fēng)機驅(qū)動端側(cè)水平振動最大值達到110μm，經(jīng)過現(xiàn)場振動測試分析，該風(fēng)機基礎(chǔ)四角存在差別振動，最大差值達到33μm，存在基礎(chǔ)支撐剛度不足現(xiàn)象，應(yīng)加固差別振動最大處基礎(chǔ)剛度。7.3魯北公司1號機組2瓦振動分析診斷4月14日，魯北公司1號機組啟動后2瓦X向振動存在波動，最大波動至115μm，現(xiàn)場分析2號軸承處存在輕微摩擦和汽流激振，同時高壓轉(zhuǎn)子存在一定質(zhì)量不平衡。由于機組運行，無法對機組進行振動處理，應(yīng)利用下次檢修機會復(fù)查2瓦軸系標(biāo)高，并根據(jù)制造廠數(shù)據(jù)適當(dāng)減小2瓦軸瓦頂隙，增加2瓦穩(wěn)定性。7.4馬頭分公司7號機組啟動振動監(jiān)測4月17日，馬頭分公司7號機組啟動，通過對啟動過程進行振動監(jiān)測，發(fā)現(xiàn)額定轉(zhuǎn)速下機組振動合格，但在盤車過程中2、3瓦軸振存在較大波動，最大波動達到40μm左右，且波動頻率與盤車轉(zhuǎn)速頻率相當(dāng)，判斷轉(zhuǎn)軸表面光潔度不夠，建議機組下次檢修時檢查轉(zhuǎn)軸表面光潔度，同時應(yīng)排查振動探頭的準確性。7.5七臺河4A引風(fēng)機振動分析處理4月15日，七臺河4A引風(fēng)機電機振動超標(biāo)，現(xiàn)場實測電動機腰瓦水平振動達到220μm，遂進行振動測試分析，經(jīng)過分析判斷風(fēng)機及電機連接空心軸處存在較大的質(zhì)量不平衡，在空心接長軸上配重3500g，該風(fēng)機腰瓦水平振動降至40μm，達到優(yōu)秀水平。7.6寶雞1號機組振動超標(biāo)寶雞1號機組3、4瓦振動在100-120μm，經(jīng)過多次測試，可以確診中壓轉(zhuǎn)子平衡狀態(tài)較差。應(yīng)利用停機機會，進行動平衡試驗消除該故障。7.7神頭汽動給水泵、送風(fēng)機振動超標(biāo)神頭4號機組汽動給水泵振動超標(biāo)，3瓦振動最大10.46mm/s。經(jīng)穩(wěn)定工況下的振動測試，給水泵在3900～4000rpm時3瓦振動出現(xiàn)很明顯的高次諧波振動，查閱振動歷史處理記錄，此現(xiàn)象自設(shè)備投產(chǎn)以來就存在，雖經(jīng)過多次測試處理，效果不明顯。須檢查3瓦下瓦與瓦枕接觸情況，減小3瓦頂隙，并進一步檢查給水泵相連接管道支吊架是否設(shè)計合理。31、32送風(fēng)機振動超標(biāo)，經(jīng)現(xiàn)場測試分析發(fā)現(xiàn)：（1）測點在風(fēng)機軸承處殼體中分面，所測數(shù)據(jù)與電廠就地儀表顯示數(shù)據(jù)差異較大，須利用檢修機會，檢查振動傳感器安裝是否合適，傳感器靈敏度設(shè)置是否合適；（2）振動特征主要表現(xiàn)在2倍頻分量較大，且從降速過程波德圖來看，存在2倍頻峰值，應(yīng)利用檢修機會，檢查葉輪與轉(zhuǎn)子的固定鍵是否存在過度磨損，檢查葉輪壓盤把合螺栓和銷子連接情況。7.8八〇三輔機振動超標(biāo)1B引風(fēng)機、1A排粉機、2B排粉機、5A、5B引風(fēng)機振動超標(biāo)，須檢查各風(fēng)機相應(yīng)軸瓦基礎(chǔ)連接情況，有檢修機會進行動平衡試驗消除振動超標(biāo)故障。六、發(fā)現(xiàn)或解決的主要問題1.清苑1號發(fā)電機定冷水箱氫超標(biāo)治理清苑1號發(fā)電機定冷水箱氫超標(biāo)。本次小修進行了定子水回路水壓試驗，4號槽上層線棒汽側(cè)水電接頭錐形手包絕緣處存在滲漏滴水現(xiàn)象，剝開絕緣發(fā)現(xiàn)焊接處存在砂眼，補焊后水壓試驗合格。重新手包絕緣并干燥后，電位外移試驗合格。2.長春二熱5號發(fā)變組絕緣低處理長春二熱5號發(fā)變組絕緣低，分段檢查發(fā)現(xiàn)高廠變分支封母內(nèi)盆式絕緣子表面結(jié)露，擦拭干燥后絕緣合格。3.龍江公司熱工主保護問題機爐電大連鎖保護多為單信號、鍋爐滅火保護不能全程投入、重要保護系統(tǒng)電源缺少報警監(jiān)視、發(fā)電機斷水保護測點共用一個取樣管，延時點火、多次點火失敗保護邏輯設(shè)計不合理。東北所將針對發(fā)現(xiàn)的問題進行專題討論，提出整改建議，督促服務(wù)區(qū)企業(yè)完成問題整改，進而提高熱工保護系統(tǒng)可靠性，保證機組安全運行。4.保定電廠8號機高壓導(dǎo)氣管發(fā)現(xiàn)焊接缺陷4月7日保定電廠8號機組C修期間，東北所金屬室對8號機導(dǎo)氣管焊縫和主汽焊縫超聲波檢測，發(fā)現(xiàn)自動主汽門門體（材質(zhì)：ZG15Cr2Mo1，規(guī)格：Φ325mm×30mm）與主蒸汽管件焊縫(材質(zhì)：12Cr1MoV,規(guī)格為:Φ273mm×40mm)在深度22.63mm處產(chǎn)生回波反射，缺陷反射最高波幅超過判廢線6dB,缺陷反射最高波幅距離探頭前沿33.96mm,缺陷反射最高波幅距離探頭前沿約16.43mm,缺陷指示長度50mm。根據(jù)《管道焊接接頭超聲波檢驗技術(shù)規(guī)程》（DL/T820-2002）缺陷應(yīng)評定為IV級，屬于超標(biāo)缺陷。保定電廠對存在缺陷的焊縫進行了打磨，在20mm左右深度發(fā)現(xiàn)一處坡口未熔合缺陷。隨后電廠對打磨的位置進行補焊和熱處理。東北所金屬室工作人員對補焊后的焊口進行了超聲波檢查，確認缺陷已經(jīng)消除，焊縫合格。5.長春二熱6號機組排污擴容器發(fā)現(xiàn)母材裂紋4月25日長春二熱6號機組壓力容器金屬檢驗，對定期排污擴容器進汽管加強板母材處經(jīng)滲透檢測發(fā)現(xiàn)長約150mm裂紋。東北所專業(yè)人員對缺陷進行了擴大性檢查，并編制了修復(fù)方案，由長春二熱對缺陷進行了焊接修復(fù)，復(fù)檢合格。6.潮州3號機組金屬監(jiān)督發(fā)現(xiàn)的主要缺陷（1）高溫緊固螺栓：編號9的高壓外缸螺栓存在鎳基焊絲補焊區(qū)域，顯微組織鑄態(tài)胞狀晶，該螺栓應(yīng)進行更換。規(guī)格為M80×63.5的編號11的低-中對輪螺栓調(diào)端螺紋損壞，已更換。（2）軸瓦：6、7號上瓦檢測發(fā)現(xiàn)巴氏合金脫層現(xiàn)象，應(yīng)進行修復(fù)或更換。（3）壓力管道：對3號機組288道高溫高壓管道焊縫及54個彎頭進行理化檢驗和無損檢測。理化檢驗發(fā)現(xiàn)80處焊縫及兩側(cè)母材區(qū)域存在硬度不合格，顯微組織異常；超聲波檢測發(fā)現(xiàn)16道焊縫存在超標(biāo)缺陷；磁粉檢測發(fā)現(xiàn)60道焊縫存在表面裂紋。上述管段發(fā)現(xiàn)的表面裂紋均已處理，硬度、金相組織異常及超聲檢測的缺陷處理了一部分，下次機組檢修應(yīng)列計劃進行處理。7.寶昌7號機組大修金屬監(jiān)督發(fā)現(xiàn)的主要缺陷（1）8號汽輪機轉(zhuǎn)子首級葉輪根部的變截面R處經(jīng)滲透檢測發(fā)現(xiàn)一周存在斷續(xù)線性顯示，已返廠處理。（2）7號爐側(cè)高壓主蒸汽管道管座角焊縫經(jīng)滲透檢測發(fā)現(xiàn)有圓形顯示，打磨發(fā)現(xiàn)為深孔缺陷，已返修。（3）7號爐側(cè)高壓主蒸汽集箱疏水管道經(jīng)測厚檢驗發(fā)現(xiàn)1彎頭外弧面壁厚減薄嚴重，厚度為2.8-3.0mm(高壓主蒸汽集箱疏水管道規(guī)格為OD57×5mm)，應(yīng)更換。（4）7號爐側(cè)高壓主蒸汽管道經(jīng)硬度檢驗發(fā)現(xiàn)多處焊縫兩側(cè)熱影響區(qū)硬度偏低，部分焊縫熱影響區(qū)硬度偏高，其中焊縫熱影響區(qū)硬度最低HB125，硬度最高HB221，材質(zhì)為12Cr1MoVG；DL/T438-2009及相關(guān)標(biāo)準規(guī)定12Cr1MoVG的硬度范圍為HB135-HB179。對硬度值偏低區(qū)域和偏高區(qū)域進行金相檢驗抽查，檢驗結(jié)果表明硬度值偏低區(qū)域組織中部分珠光體已經(jīng)分散，碳化物沿鐵素體晶界呈鏈狀分布，球化3級左右；硬度值偏高區(qū)域組織為鐵素體+珠光體，珠光體區(qū)域明顯，球化2級左右。應(yīng)進行處理；如暫不處理應(yīng)監(jiān)督運行，逢停必檢，密切關(guān)注管道硬度和組織變化趨勢。（5）7號燃機、8號汽輪機多只軸瓦、推力瓦存在巴士合金表面磨損、開裂以及結(jié)合面開裂現(xiàn)象，建議對巴士合金層進行修補。（6）8號汽輪機15-18級隔板經(jīng)滲透檢驗和目視檢測，發(fā)現(xiàn)葉片角焊縫普遍存在開裂、孔洞等缺陷，隔板腐蝕嚴重。建議：對隔板本體與葉片角焊縫熔合線附近腐蝕嚴重區(qū)域進行打磨并圓滑過渡，必要時進行補焊；嚴格控制汽水品質(zhì)，防止隔板發(fā)生腐蝕。（7）7號燃氣機壓縮空氣機轉(zhuǎn)子葉片經(jīng)渦流檢測發(fā)現(xiàn)第2級第24根（現(xiàn)場編號）葉片存在貫穿裂紋，約15毫米，該裂紋距離端部約45毫米，應(yīng)更換。（8）7號鍋爐高壓循環(huán)水進口管道焊縫經(jīng)超聲波檢測發(fā)現(xiàn)2道焊縫存在超標(biāo)缺陷，應(yīng)進行返修。8.呂四港3、4A循泵冷卻水泵泵軸斷裂呂四3、4A循泵冷卻水泵泵軸發(fā)生斷裂，泵軸材質(zhì)為2Cr13，泵軸最大處軸徑為39.4mm，軸承處直徑為35mm，泵軸長度為525mm，斷裂位置為機械密封與軸承壓蓋之間，斷裂位置至聯(lián)軸器長度為332mm，距葉輪鎖母處長度為193mm。原因分析：泵軸表面在腐蝕介質(zhì)的作用下局部形成化學(xué)腐蝕坑，泵軸服役過程中承受較大的交變應(yīng)力，一定深度的腐蝕坑在交變應(yīng)力的作用下成為疲勞源。長期運行，腐蝕坑底部應(yīng)力集中產(chǎn)生裂紋，裂紋不斷擴展并最終導(dǎo)致泵軸發(fā)生腐蝕疲勞斷裂。9.信陽4號爐高再入口12Cr1MoVG+TP347HFG異種鋼焊縫開裂分析信陽4號機組小修期間，發(fā)現(xiàn)高再入口管12Cr1MoVG+TP347HFG異種鋼接頭的廠家焊縫，沿12Cr1MoVG側(cè)熔合線出現(xiàn)宏觀裂紋。該焊口為再熱器聯(lián)箱T23管座改造時鍋爐廠家供新焊口，僅累計運行400多天。經(jīng)實驗室檢測分析，認為造成4號爐高再入口管12Cr1MoVG+TP347HFG異種鋼焊縫裂紋的原因是：焊接時采用了較大的線能量，焊縫在12Cr1MoVG側(cè)熔合線及附近出現(xiàn)晶間腐蝕裂紋；在12Cr1MoVG側(cè)焊接熱影響區(qū)粗晶區(qū)出現(xiàn)了再熱裂紋。因裂紋的出現(xiàn)與焊接工藝有關(guān)，所以采用相同工藝的焊接接頭都有可能出現(xiàn)相同的裂紋，因此電廠應(yīng)對3、4號鍋爐相關(guān)焊縫進行檢測檢驗。10.龍崗3號鍋爐檢修期間檢查發(fā)現(xiàn)246個爐頂?shù)鯒U存在不受力或者受力不均情況龍崗3號鍋爐檢修期間，經(jīng)過對爐頂?shù)鯒U檢查，發(fā)現(xiàn)有246個爐頂?shù)鯒U存在不受力或受力不均情況，另有3個吊桿出現(xiàn)彎曲變形等情況，根據(jù)檢查情況電廠應(yīng)開展鍋爐爐頂支吊架的冷、熱態(tài)檢查與調(diào)整工作，使其滿足設(shè)計要求。11.林州1號機組A修金屬檢驗發(fā)現(xiàn)缺陷及處理情況（1）發(fā)現(xiàn)1號鍋爐低溫再熱器水平段局部壁厚減薄超標(biāo)，全部進行了更換，共計更換41根，82道焊口射線檢驗合格。（2）抽查末再基建安裝焊口，發(fā)現(xiàn)存在不合格焊口，擴大至100%復(fù)檢，共檢驗安裝焊口1600道，55道存在嚴重缺陷（未熔合、密集氣孔、針狀氣孔、未焊透），正在進行處理。（3）受熱面TP347管道彎頭100%氧化皮檢測，發(fā)現(xiàn)42個末級再熱器管排下彎頭有異常，進行內(nèi)窺鏡、割管抽查，并對異常彎頭100%射線檢測確認，有20個彎頭內(nèi)氧化皮堆積厚度達到10mm，正在進行處理。（4）爐側(cè)給水電動關(guān)斷門閥體磁粉檢測發(fā)現(xiàn)大量網(wǎng)狀鑄造裂紋，打磨后消除。（5）發(fā)電機側(cè)低壓缸末二級上隔板靜葉焊縫，發(fā)現(xiàn)左數(shù)第5片靜葉進汽側(cè)焊縫存在3處表面裂紋，進行打磨補焊處理合格。（6）低壓缸內(nèi)缸結(jié)合面無損檢驗發(fā)現(xiàn)5處表面裂紋，對其中一處缺陷進行打磨，發(fā)現(xiàn)是廠家焊縫沿缸體整圈根部缺陷，對打磨的缺陷進行補焊，其他缺陷打止裂孔處理。（7）1號機組2號高加正常疏水管已更換為20G材質(zhì)管子。（8）完成1號機組高低旁閥門后管道材質(zhì)的升級改造，已更換為12Cr1MoVG材質(zhì)的管道。12.安陽1號機B修金屬檢驗發(fā)現(xiàn)問題及處理情況（1）主蒸汽堵閥表面發(fā)現(xiàn)兩處裂紋，一處打磨約5mm后裂紋消失圓滑過度不需處理，一處打磨約20mm后復(fù)檢裂紋消失，進行了補焊處理；（2）再熱熱段堵閥發(fā)現(xiàn)兩處裂紋，打磨約5mm后裂紋消失圓滑過渡不需處理；（3）無損檢測再熱冷段溫度管座焊縫發(fā)現(xiàn)四處裂紋：爐右冷段堵閥后第一溫度計管座裂紋4mm，爐右冷段堵閥后第二溫度計管座裂紋8mm，爐左冷段堵閥后第二溫度計裂紋7mm，爐左冷段堵閥后第二溫度計裂紋11mm。打磨處理后裂紋消失，不需補焊；（4）磁粉探傷高導(dǎo)管焊縫中發(fā)現(xiàn)主汽門下高壓導(dǎo)氣管西數(shù)第一根大小頭至第一道焊口之間短節(jié)母材疑似縱向裂紋顯示，長約340mm。打磨處理過程中發(fā)現(xiàn)屬于管道生產(chǎn)過程中的折疊，打磨約2mm后折疊全部消失，不需處理；（5）硬度測試主蒸汽第1彎頭（材質(zhì)12Cr1MoV）硬度偏低（12Cr1MoV硬度范圍為135～179HB；主蒸汽第一彎頭背弧和中性面硬度均為118HB），金相組織珠光體球化4級，監(jiān)督運行，擇機更換。13.寧德3、4號機組臨修金屬監(jiān)督檢驗發(fā)現(xiàn)的問題（1）完成3號機組高導(dǎo)管道４道錯用焊材焊縫進行處理，處理后檢驗合格。（2）完成4號機下缸高壓導(dǎo)汽管插管焊縫裂紋處理，已整體環(huán)切并重新進行焊接修復(fù)。（3）完成4號機上缸左、右兩側(cè)高壓導(dǎo)汽管45°彎頭的更換。14.株洲3號機組C修金屬監(jiān)督檢驗發(fā)現(xiàn)的主要缺陷（1）對主蒸汽管道編號為#14的焊口進行硬度檢測，發(fā)現(xiàn)被檢焊縫硬度高于標(biāo)準規(guī)定上限，電廠計劃本次檢修期間處理。（2）對入廠金屬管材進行渦流檢測，共檢測約4.5噸，共發(fā)現(xiàn)存在局部超標(biāo)缺陷9處，電廠使用前切除不合格部位后使用。15.湘潭4號機儀用壓縮空氣帶水導(dǎo)致精處理閥門無法正常開關(guān)湘潭4號機組停備時間較長，儀用壓縮空氣帶水嚴重，精處理混床樹脂輸送門汽缸進水，導(dǎo)致閥門無法正常開關(guān)。建議電廠采取以下措施，提高儀用壓縮空氣品質(zhì)，防止類似事件發(fā)生：（1）定期檢測壓縮空氣質(zhì)量或設(shè)置在線濕度監(jiān)測儀器，以掌握儀用壓縮空氣質(zhì)量；（2）加強壓縮空氣系統(tǒng)的排污；（3）根據(jù)干燥器出口空氣質(zhì)量情況，及時再生或更換失效的干燥劑。16.部分電廠直流電源系統(tǒng)絕緣監(jiān)測裝置不符合標(biāo)準要求首陽山、安陽、金竹山、湘潭、林州電廠直流電源系統(tǒng)絕緣監(jiān)測裝置無檢測交流電竄入直流電并發(fā)出報警的功能，不符合2014版《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項重點要求》中第22.2.3.23.3“直流電源系統(tǒng)絕緣監(jiān)測裝置，應(yīng)具備交流竄直流故障的測記和報警功能”相關(guān)要求；存在問題的電廠應(yīng)盡快對該裝置進行技改完善。目前情況：金竹山2號機組已按反措要求完成直流系統(tǒng)新增交流竄直流監(jiān)視模塊改造工作。17.信陽3號機運行中主機3、4、5、6瓦振異常分析4月6日信陽3號機組5抽壓力突降，隨后主機3、4、5、6瓦軸振開始增大并波動，檢查發(fā)現(xiàn)Ⅰ號低壓外缸左側(cè)在低壓進汽管附近外壁溫度明顯升高，停機對低壓內(nèi)缸詳細檢查，發(fā)現(xiàn)內(nèi)缸5段抽汽管道豎直方向膨脹節(jié)開裂，水平方向膨脹節(jié)也有一定量的變形。分析主機振動異常的原因為3號機I號低壓內(nèi)缸5段抽汽管道豎直方向膨脹節(jié)在基建安裝時，沒有按照工藝標(biāo)準施工，強行對口且未按照工藝進行焊接，焊后存在應(yīng)力，機組運行中膨脹節(jié)受到較大拉力而開裂，開裂后泄露的蒸汽對I號低壓缸左側(cè)內(nèi)缸及外缸加熱，引起左、右側(cè)汽缸壁溫產(chǎn)生差異使得汽缸變形，造成#3、4、5、6軸承振動增大并波動。目前已對I號低壓缸5段抽汽管道膨脹節(jié)進行修復(fù)處理：截斷水平段抽汽管道，按照垂直方向上、下兩管道的同心度重新進行焊接，新膨脹節(jié)焊接工藝嚴格按照哈汽廠要求進行，對變形的水平段膨脹節(jié)進行更換；同時按照哈汽廠方案和圖紙對低壓缸內(nèi)抽汽管道增加支撐。目前處理工作已全部結(jié)束。18.部分電廠檢驗人員檢驗資質(zhì)證書到期或超期現(xiàn)象龍崗、信陽、首陽山、安陽、洛熱、林州、湘潭存在電測或熱工檢驗人員檢驗資質(zhì)證書到期或超期現(xiàn)象。19.渭河1號發(fā)電機停機期間轉(zhuǎn)子繞組絕緣受潮4月1日，渭河1號發(fā)電機準備啟動，用500V搖表測量發(fā)電機轉(zhuǎn)子繞組絕緣低，后用萬用表測量僅為0.3兆歐。經(jīng)現(xiàn)場檢查、測試