信阳华豫电厂#1机监理总结.docx
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信阳华豫电厂#1机监理总结
信阳华豫发电有限责任公司#1机组第一次大修
监理工作总结
（初稿待过完春节、机组运行正常后订正）
批准：
审定：
审核：
周远喜
编写：
徐奇焕
武汉久源电力有限公司监理项目部
二OO三年一月二十八日
一、概况
二、大修情况简介及评价
三、大修监理项目部的机构设置
四、大修前监理的准备工作
五、大修过程中的质量监理
六、大修的进度
七、大修标段执行情况
八、大修中发现的主要缺陷及处理措施
九、设备重大改进的内容及效果
十、大修后尚存在的主要问题及需采取的对策
十一、对各施工队伍在大修中的情况介绍和评价
十二、监理工作的经验与不足
信阳华豫发电有限责任公司#1机组第一次大修
监理工作总结
一．概述
武汉久源电力有限公司受信阳华豫发电有限责任公司委托，对该公司#1机组首次大修进行质量监理。
为此，武汉久源电力有限公司成立了“华豫电厂#1机组监理项目部”来承担此项工作。
为实现华豫电厂提出的“科学管理，精心组织，安全、优质、高效，确保#1机大修顺利完成”大修目标，监理项目部在#1机组大修指挥部的领导下，本着“监督、服务、协调”的宗旨，通过强化自身的内部管理，坚持规范化的质量预控，严格验收程序，积极与业主和检修单位配合，认真按《质监实施细则》深入现场进行全过程的质量跟踪和监控，为加强机组大修管理，保证“安全、优质、准点、高效”完成大修任务，作出了不懈的努力和应有的贡献。
二．大修情况简介及评价
信阳华豫发电有限责任公司#1机组为东方汽轮机厂生产的N300-16.7/535-535-6型汽轮机，上海锅炉厂生产的SG1025/17.53-M482锅炉，东方电机厂生产的QFSN-300-2-20发电机和西安变压器厂生产的SFP10-37000/220变压器。
该机组于2001年5月10日正式并网投产发电，截止2002年12月1日停机准备首次大修为止，已运行10363.92小时。
#1机组大修，其范围包括汽机、锅炉、电气、热控、化水及部分公用设备检修，并且是对#1机组投产以来的首次全面的检查性大修。
#1机组本次大修将汽机岛、锅炉岛、电气岛和化学岛的大修标准项目和非标项目通过招标确定检修单位。
现将大修承包单位及标段内容介绍如下：
●汽机岛、电气岛——姚孟电厂
●锅炉岛（不含制粉系统）——河南第一火电建设公司
●制粉系统——焦作电厂
●电除尘器、水源地——联达公司
●电气二次——华豫电厂检修部
●热控——华豫电厂检修部、河南第一火电建设公司
●化学岛——姚孟电厂
●输煤系统——武汉电力设备厂、长春电力设备厂、久源公司
机组大修从2002年12月1日正式开工，至2003年1月日并网发电，历时天。
在信阳华豫发电有限责任公司大修指挥部的领导下，指挥得力、管理到位、措施有效、协调到位、规范严谨、验收严格、安全良好，并经过检修单位的日以继夜的辛勤劳动和有关单位的密切配合，圆满完成了大修任务。
在大修中，不但使计划内的所有标准项目、非标准项目和技改项目得以保质保量的完成；而且发现不少较大设备缺陷和隐患，并得到相应的处理，使机组健康水平有了明显提高。
据统计，在这次大修中，完成大修标准项目1672项，非标项目及技改项目54项，发现和消除设备缺陷95项。
（其中：
汽机43项，锅炉19项，电气22项，热控4项，化学七项。
）
大修后水压试验一次成功，锅炉点火一次成功，机组启动并网带负荷一次成功，大修后各项质量指标优于大修前的水平，从而很好地实现了“应修必修，修必修好”的预定目的。
三．大修监理项目部的机构设置
为搞好本次大修监理工作，根据信阳华豫发电有限责任公司#1机组大修领导小组的统筹安排，武汉久源电力有限公司成立了由11人组成的监理项目部，总监一名，副总监二名，汽机监理两名，锅炉监理两名，电气监理两名，热工监理二名，化学监理（兼任）一名。
监理项目部在#1机组大修指挥技术质量监督组的直接指导下，按大修管理制度和《监理实施细则》的要求，对其机组大修质量进行有效的监理和开展工作。
四．大修前监理的准备工作
为顺利完成业主委托的#1机组大修的质量监理工作，监理项目部在组建初期，主要做了两项准备工作。
一是编写并审定了质监大纲，在大纲中规定了监理的目标、范围和监理工作的依据、主要人员的配备及职责、监理项目部内部规章制度、监理工作的主要服务内容、监理工作的方法及主要工作程序；二是与业主商定了监理人员的任用条件，并据此对拟聘用的监理人员的素质进行了严格的审查。
在此基础上，于该机组大修前两个月组建了由11人组成的大修监理项目部。
根据质监大纲的基本要求，监理项目部编制了《信阳华豫发电有限责任公司#1机组大修监理实施细则》，明确了质量预控、监督和验收各个环节的方法和程序，强调了对大修资料的要求。
本《细则》经业主主要技术负责人审定后，发至各检修单位、全体质监人员及大修管理人员，并组织了学习和讨论，使其大修质量管理有章可循。
大修开工前，监理项目部将其编制的《检修工艺卡》、《大修验收表格》和有关大修技术资料送到各检修单位，并反复宣讲了验收资料的填写、收集和整理的程序。
监理项目部反复要求各检修单位建立科学的质量保障体系，明确专职质检人员，认真做好本单位的自检工作，严把“一级验收”质量关，为大修质量管理的顺利开展起到了良好的作用。
五．大修过程中的质量监理
加强#1机组大修过程中的质量预控、监督和验收等三个环节的监理，是严格监理项目部内部的程序化管理、发挥监理功能、保证监理工作质量、提升监理层次的重要举措。
为此，一是加强对监理工作的管理。
对监理自身的工作认真做到有布置、有检查，使其工作井然有序、扎实有效地进行。
例如：
每天上午8：
30总监或副总监参加华豫电厂及大修指挥部联合召开的生产早会，以及每周二、五下午3：
00参加大修指挥部召开的大修协调会议，掌握大修动态，反映质监情况；每天下午5：
00～5：
30，由总监召开监理人员碰头会，传达协调会议有关精神，检查当天的监理工作，布置下一天的工作任务。
二是积极准备资料参与大修指挥部召开的专题会议。
监理人员按专业汇报一周来的质检情况、分析检修工艺上出现的毛病，指出检修过程中存在的问题，提出需要改进的建议。
三是定期编印《大修监理简报》，及时报导大修动态。
《大修监理简报》坚持每周编印一期，在整个大修过程中，共出8期《大修监理简报》。
主要报导华豫电厂公司领导的指示和要求、通报大修动态和质监动态，指出在质量方面和检修工艺上存在的问题和应注意的事项；此外，“简报”还开辟《检修小常识》和《经验交流》专栏，介绍一些检修工艺上的小常识和检修经验，目的是提醒检修人员在检修中应遵循的工艺要求，以有利于提高检修质量。
四是从严监理。
质量监控的准则就是按标准办事。
在监理过程中，依据监理细则，对违反检修工艺、随意降低检修质量标准等不良行为，在口头警示无效的情况下，监理人员通过《质监工作联系单》或《整改通知单》的形式，督促检修单位及时整改，由业主方给于适当处罚。
五是按《设备检修工艺卡》的要求，对大修中的关键项目和关键工序，监理人员进行全过程的旁站，为保证检修质量、杜绝质量事故起到了很好的作用。
六是分不同检修阶段组织监理人员对标段项目的检查、清理。
由于严格检查标段范围内的大修项目，及时督促检修单位认真检查设备解体后的缺陷，并积极为其缺陷处理出主意、想办法、提措施，从而有效地保证了检修不漏项，消缺较彻底，为提高检修质量发挥了应有的作用。
七是积极参加业主组织的专题会议，口头或书面提出自己的见解和建议，为业主对重大技术问题的决策当好参谋。
八是认真负责地进行设备检修的验收工作。
对其验收内容一丝不苟，对其检修标准执行有力。
实践证明，凡经监理参加验收的检修项目，均保证了质量。
监理项目部还进一步加大对大修资料的管理力度。
在大修前，监理项目部发出通知，对大修资料提出了明确的要求，如资料编目、主要内容、建档等均作了规定和详细说明。
同时，在大修过程中，及时办理有关签证，注意积累资料，并利用各种场合，强调了大修资料的收集、整理、装订和移交程序。
大修完工后，根据业主资料管理部门的规定，对各检修单位的检修资料进行了认真审查，如有不合要求的大修资料，坚决要求检修单位重新修改和整理。
这样，很好地做到了大修资料齐全、规范、完整，并且按程序按时予以移交。
此外，监理项目部还应业主要求，对大修中的安全进行监控。
一方面各专业监理在现场凡遇到违章、违律，不按安全规程、规定作业的行为，及时予以制止；另一方面，派出一名副总监作为兼职安全员，协助电厂安监部的安全监察工作。
监理们严格履行自己的职责和敬业精神得到业主的认可和好评；监理们的辛勤劳动和认真监理工作，也得到检修单位的理解和尊重。
监理项目部将这次#1机组的监理工作为契机，认真总结经验，为进一步提高监理水平继续努力。
六．大修的进度
#1机组大修网络进度为2002.12.01～2003.01.，工期52天。
实际检修工期为天，比计划工期提前天。
大修关键工期控制点的实际完成日期为：
2002年12月1日，停机大修。
2002年12月5日，拆汽轮发电机组化妆板。
2002年12月8日，拆保温。
2002年12月16日，揭汽缸。
2002年12月18日，吊汽轮机低压转子。
2002年12月19日，抽发电机转子。
2002年12月28日，穿发电机转子。
2003年1月9日，锅炉做水压试验。
2003年1月13日，扣低压缸。
2003年1月14日，锅炉空气动力场试验。
2003年1月15日，扣高中压缸。
2003年1月16日，大小机润滑油及大机抗燃油整体油循环。
2003年1月21日，锅炉上水。
2003年1月22日，锅炉点火。
2003年1月23日，汽机启动达3000r/min。
2003年1月24日，发电机试验完。
2003年1月24日，机组并网发电。
此次大修于2002年12月1日开工，2003年1月24日完工，实际工期55天，比大修网络计划工期52天推迟了3两天，与中调批准工期55天持平。
注：
按大修网络进度图要求，锅炉空气动力场节点应于2003年1月12日完成；因锅炉小油枪的改进厂家技术力量投入不足以及引风机叶片作防磨改进等致使锅炉空气动力场的试验推迟到1月14日进行。
按大修网络进度图要求，高中低压缸节点应于1月7日完成，但在对高中压隔板的检查中，发现5、6、7级隔板上的根部汽封对应处的隔板局部磨损后由东汽厂派员到现场对高中压隔板的此类缺陷用铆接的方法进行加固处理；又因高中压及低压转子的联轴器在修前检查时，发现下张口达0.20mm，严重超标，故在检修中对其轴系中的#1—#6轴承进行了调整的工作量大；此外，低压转子中心孔堵头在装复过程中，因工艺措施不到位，上述三种原因使原定高中低压缸扣缸工期共拖后6天，直到2003年1月15日，才扣完高中低压缸。
七．大修标段执行情况
这次汽机岛、锅炉岛、电气岛、化学岛及热控系统的大修，均已按华豫电厂公司制定的大修计划和议标文件中所规定的标准项目、非标项目、反措项目、技改项目完成。
大修过程中新增项目、经过分部试运前清理出的项目，以及冷态和热态验收中漏掉的项目，除个别项目，如给水最小流量阀等因无现成设备而未予更换外，都进行了检修和验收。
经检修部、生技部和监理部确认，没有遗留未修项目。
检修工作量均按业主的计划全部完成。
八．大修中发现的主要缺陷及处理措施
大修过程是一个发现缺陷和处理缺陷的过程，消除设备中所存在的隐患，提高设备的健康水平，是机组大修的重要目的。
这次华豫电厂#1机组大修，由于各检修单位及所有参加大修的人员工作认真、检查仔细、工艺严谨，从而发现和消除了设备缺陷95项。
现按专业分列如下。
（一）．汽机专业
A.本体
1．汽缸
1.1高中压汽缸解体后，内外缸未发现汽缸裂纹现象。
1.2高压外缸解体后对中分面进行严密性检查。
外缸中分面未紧1/3螺栓的情况下，最大间隙为0.80㎜左右。
紧1/3螺栓后（并经加热）局部小片仍有间隙为0.10㎜左右。
1.3高中压内缸紧1/3螺栓后，内张口最大间隙值0.10㎜左右。
1.412.6m层高压导汽管两只法兰螺栓因锈蚀难拆卸，故将其氧焊割去17只螺栓，更换新的后装复。
1.5低压内缸扣空缸结合面间隙较大，未紧结合面螺栓时最大处达2.5㎜，紧1/3螺栓后仍有间隙为0.5㎜。
在低压缸进汽径向两侧处，未作处理，属变形。
考虑正式扣缸螺栓全紧后会消除。
1.6低压内缸中分面有16个M36的罩螺母，因汽缸变形及锈蚀无法拆卸而割除，更换为新螺母。
2．转子
2.1高压转子解体后发现部分叶顶围带和叶根围带有被静叶隔板汽封磨擦痕迹。
未作处理。
2.2高压转子中心孔探伤，在回装堵头时，因措施不力导致堵头有42㎜长未进到位。
东汽厂同意车削处理。
2.3低压转子解体后发现正、反第2级隔板对应处轴段被汽封片磨损约0.6㎜深，总宽50㎜有7道沟痕，划痕深约0.2㎜正向。
未作处理。
2.4低压转子1～5级正、反向轴段叶轮根部圆弧处方向出现不同程度的峰状带腐蚀痕迹，未作处理。
2.5低压转子中心孔堵头在车削取出时，由于措施不当，造成一条长约130㎜、宽约1.5㎜、深约3㎜的沟槽，东汽厂代表同意只作钨金焊填处理。
3.轴系中心情况
修前对高低、低发两对轮进行中心测量时，发现其值与厂家标准相差甚远。
特别是高低对轮下张口为0.2㎜，后调至为：
高低对轮中心、低压转子高0.10㎜，电侧张口0.03㎜，下张口为0.0275㎜，低发对轮中心、低压转子低0.0025㎜，低转偏电侧为0.015㎜，电侧张口0.02㎜，下张口为0.02㎜。
4.隔板
高压隔板第5、6、7级用于装设根部汽封的槽道边缘（内弧）局部损伤，使汽封不能可靠的定位。
否则汽封片在运行中出现因掉落而损坏动静部套的大事故。
针对此情况，厂家派员现场将所有高中压隔板全部作了打销钉加固处理。
5.轴承
5.1发电机密封瓦间隙偏大，#5瓦上下为0.38㎜、左右为0.32㎜，#6瓦上下为0.39㎜、左右为0.33㎜，将上下中分面各磨去相应值，使其符合0.25㎜标准的修复处理。
5.2#4轴承瓦枕与球面配合测量紧力0.06mm，标准应为0.05—0.10mm的间隙。
后修理、调整，使其留有0.05mm的间隙，符合标准要求。
5.3#6轴承外油挡上端盖内圆侧顶部有一道裂纹，长×深各约60mm及63mm，采取对裂纹钻“止延孔”后装复。
6.通流间隙
6.1由于轴承中心的调整，各轴瓦加垫使转子抬高，故高中压缸和低压缸内的隔板径向汽封的间隙也进行了调整，最高抬了1.2㎜。
6.2高中压缸和低压缸前后轴封段汽封片因间隙偏大约1.00㎜左右，故将其车削其背弧，达到了0.4～0.73mm的标准。
7.小汽轮机
7.1A小机#1推力联合轴承因油挡断落原因，将其轴颈磨出7道深约0.3㎜环形槽，后用电镀方法进行了“填平”处理。
7.2AB小机前后轴封汽封片径向间隙，因业主提出有漏汽现象，故均调小在0.30㎜左右。
7.3A小机的推力瓦（工作面）的铜质挡油环有约108㎜长的铜片断落到油室中，将其推力盘工作面磨损宽约3㎜、深约0.6㎜的环形槽。
检修中重新配置挡油环，并采用加固措施，至于推力盘表面伤痕未作处理。
8辅机
8.1A给水泵解体检查时，发现平衡盘磨损严重，姚孟检修人员想更换新备件。
监理认为此件可经过加工并研磨后方可再用，检修人员据此进行了处理。
8.2C给水泵出口门门杆和配合螺母均损坏严重。
因无备品更换（进口门），建议修复后可暂用一个周期，待备品有了后更换，检修人员据此进行了处理。
8.3A循环水泵电机推力头与转子配合下端间隙严重超标达0.30㎜。
故建议处理，后经业主与厂家要求返厂处理后装复，运行正常。
8.4A凝结水泵解体检查时，发现叶轮与轴配合间隙过大，最大值达到0.20㎜。
后与制造厂家代表反映，认为不影响安全，方同意回装。
8.5高排逆止门圈解体后发现原漏汽缺陷不是因为螺杆问题，而是门盖变形引起的。
经处理后消除了漏汽现象。
8.6凝汽器灌水试验时，发现其外部连接管段有5处滲漏点，已进行了处理，将改善机组真空。
8.7闭式冷却器铜管泄漏严重，检修中，对B冷却器作了更换部分铜管处理装复；对A冷却器有厂家将管束全部更新为不锈钢管。
8.8密封油箱两台排油烟机，其中一台叶轮有裂纹，已更换为新叶轮。
（二）．锅炉专业
A.本体
1．锅炉水压大修中发现主要问题
1.1再热器微量喷水调节门2只，再热器事故喷水调节门2只，过热器减温水调节门左、右各1只，共6只阀，属于进口阀门。
既无图纸资料也无材质和技术资料，检修中发现门座、阀芯磨损严重，不能继续使用，需外协加工。
2002年12月10日，与生技科专工商议协定，提出处理方案：
（1）加工单位先打阀芯硬度和材质。
（2）选择与材质接近的焊条进行施焊。
（3）上车床加工成型。
（4）上磨床细磨合格。
（5）再对门芯进行调质，使其达到原来硬度。
（6）加工后与门座研磨配合，达到原产品的技术要求。
经过半个月在河南省找加工单位，无法达到要求，只好送东北厂家处理。
于2003年1月3日加工完毕返厂，保证水压试验控制点。
1.2运行中，空预器、引风机进出口挡板严重卡死，无法调节。
在大修中采用轴套代替原来轴承。
经研究，采用紫铜加工轴套，其优点：
质轻、对轴无磨损、使用寿命长。
但甲方为了节约资金，改用铸铁轴套，轴套内加工盘根槽，安装时装进盘根，防止漏灰，此项工作已在大修中完成。
1.3化学人员在检查汽包内垢量时，发现加药管小孔大部分堵塞，将加药管割断，拉出汽包，发现加药管通流面积堵塞三分之一，严重影响加药，后果将影响蒸汽品质，使汽轮机叶片结垢，经清理干净，重新安装，确保蒸汽品质。
1.4捞渣机两个减速机因转速慢，油带不起来，至使轴承长期无油润滑，造成16只轴承全部损坏。
为解决此问题，提出多种方案，但大修周期短，几个方案无法实现，只好将轴承润滑方式改为二硫化钼润滑，确保大修按期完成。
2．河南省电力工业锅炉压力容器中心检查出#1炉的重大缺陷有：
2.1高再迎烟面部分防磨瓦变形，需调校。
2.2低温过热器有一层受热面个别防磨瓦脱焊（东数第30根，49根距后墙吊管约400㎜处）需重新焊上。
2.3冷灰斗前斜坡墙西数第73根在6.5M标高，人孔门层以上1.2M处有两处伤痕，面积约8×10㎜深约1～1.5㎜。
第69根有一处划痕长约120㎜宽约3㎜深约1～1.5㎜，需进行补焊处理。
2.4省煤器入口联箱西侧封头环焊缝超声波探伤，发现在深度方向约200㎜，16㎜及12㎜处整个圆周方向存在问题，需要割开重焊。
2.5主汽管道出口第一个双杆支吊架炉前吊杆上部螺母未拧紧。
2.6高过吊杆口上部发现一深度7～8㎜长约35㎜超标需割掉重焊。
B.辅机
1.A、B、C、D磨煤机大齿轮均有挤压和不同程度的磨损，硬度远低于小齿轮，决定大齿轮淬火。
淬火后，大齿轮硬度HB500～580，比小齿轮HB400～450高一个等级。
2.排粉机入口管道磨损较严重，作喷涂处理。
磨煤机出口料斗，粗粉分离器，木屑分离器磨损严重，（位置略）作耐磨胶泥防磨处理。
3.一次风管所有≤90º的弯头受力面，做局部防磨处理。
4.C、D磨煤机小齿轮轴承磨损严重，各有一个轴承保持架已损坏，各更换1个。
5.电除尘器阴、阳极板间距严重不符合技术标准，有的<130㎜，20多根鱼骨刺没有安装，积粉严重。
积粉用水冲洗，20多根阴极鱼骨刺线全部接上，极板全部调到186㎜～188㎜。
6.A、B引风机油温过高，冷油器冷却水管改为Φ57无缝钢管，油温明显降低5℃～10℃左右。
7.A、B一次风机轴承外圈与轴承盖之径向间隙过大，（10～15丝）加紫铜片，使其间隙在0～3丝之间。
8.A、B、C、D排粉机叶片全部磨损，集流器受力面部分磨穿。
更换四个叶轮，二个集流器。
叶片和三个集流器受力面全部作喷溶防磨处理。
9.给煤机（A、B、C、D）下料斗全部变形，更换（A、B、D）不锈钢料斗。
（三）．电气专业
A.一次部分
1．#1发电机定子C相泄漏电流在修前、修后都反映比其他二相大，且三相泄漏电流不平衡，超过100％的标准，说明该机C相端部存在局部绝缘缺陷，此次大修中虽经多次清扫和烘烤表面，问题未得到根本好转。
建议电厂投运后加强以下方面的工作：
①合理调整密封瓦间隙及氢油差压阀，尽量避免向发电机内漏油。
②运行中严格监视氢气温度。
③缩短试验周期，观测泄漏电流的变化情况，再作决定。
2．＃1机盘车电机定子直流电阻三相不平衡达19％以上（标准为不大于2％），检修中查明为引线连接线与线圈焊接处有一股线圈引线脱焊（该线圈为二股并绕），重新焊接好后合格，差值为0.6％。
3．＃1炉A送风电机轴承珠架已垮，轴承损坏严重，此次检修中予更换。
4．6kv真空接触器共42台，三相分闸不同期在2.5～2.7ms之间，超差较大（标准为不大于2ms），经天水开关厂来人调整后合格。
5．#1除尘变压器检修中发现变压器8个地脚螺栓全部松动，检修后已全部紧固。
6．＃1励磁变上铁芯中间的一个穿心螺栓绝缘为0，经处理后合格。
7.#1机封母B相耐压时放电经查明为高压厂变分支拐弯处有一支柱绝缘子绝缘不好所致，更换备品后试验合格。
8.#1主变本体表面油漆严重脱落，系厂家原因。
此次大修中由西安变压器厂大面积处理后大有好转。
9.#1机C工业水泵电机定子直流电阻三相不平衡达20％以上（标准为不大于2％）。
检修中查明为线圈中有一焊接头焊接不良，重新焊接好后合格，差值为1.2％。
10.#1柴油发电机启动蓄电池两只，因长期使用，容量已下降，单个电池端电压已降至8伏，达不到柴油发电机启动电压，此次检修中已更换。
B.二次部分
1.针对发电机出口PT端子箱中的端子质量不能满足现场需要，借此机会将发电机出口PT柜的端子全部更换。
2.针对6kv开关CT回路的A、C相的N连接片在运行中容易被真空开关分合闸的振动振松。
造成6kv综合保护的误动。
对N连接片进行了紧固处理，保证了设备的正常运行。
3.发变组保护在静态试验中，发现保护A柜的交流回路的滤波电容没有接地，造成装置采样异常，已处理正常。
4.发变组故障录波器回路检查时，发现其转子电压接线错误，造成装置录波异常，已处理正常。
5.发现#1机DCS#23柜中－MFP模件故障，现已处理正常。
C.电除尘器部分
1.电除尘极板调整是最大工作量之一。
消除安装遗留下来的大量缺陷。
共调整极板600多处；电场中少安装了20根阴极线，造成部分阳极无收尘作用，大修中全部补齐；调整极板间距偏差值，使空载电压平稳升至7.20kv，确保了收尘效率。
2.电除尘顶部阴阳极系统框架安装缺陷：
固定螺丝1000多个松动点，彻底进行了焊接紧固。
3.彻底调整振打器垂直度，振打频率，消除了部分不振打现象，恢复了矩阵振打运行方式。
4.高压隔离开关消除了动静触头接触不良现象。
保证了除尘器的安全运行，避免事故抢修。
5.控制柜可控硅全面调试，重新匹配，解决了因参数不匹配而导致快熔保险熔断现象。
减少了控制柜故障。
6.对DAVC自动电压调节器进行了全面调试，提高了电压控制系统的运行可靠性。
7.检修中发现12台整流变中有8台的阻尼电阻虚装。
（一端未固定）致使运行电压不稳定，进行了彻底消除。
8.保温箱加热器100％恢复自动，保证了电除尘运行中高压瓷瓶的绝缘值合格。
（四）．热控专业
1.发现的主要缺陷及处理措施
2002年12月10日，在拆高中压上缸缸壁测温元件—铠装热电偶时，发现较多铠装热电偶的不锈钢（1Cr18Ni9Ti）皮，不同程度被腐蚀，部分绝缘填料散开，热电偶丝外露（据说运行中已有三点无指示）。
为防止上述问题发生，对主机高中压缸缸壁测温元件的回装提出了两点要求及一条建议（见大修监
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