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1、04月份技术监督总结报告,发电有限公司,报告人,开滦协鑫发电有限公司由开滦集团、香港保利协鑫公司共同投资建设，位于河北省唐山市古冶区唐林南路，距唐山市中心26km。装机容量2300MW发电机组及配套供暖设施等。2015年9月两台机组通过168小时试运，实现并网运行，并实现为1200万平方米供暖。 该公司锅炉由东方锅炉（集团）股份有限公司制造的循环流化床、亚临界参数、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、汽包锅炉, 汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造的300MW亚临界、单轴、双缸双排汽、一次中间再热、直接空冷、供热凝汽式汽轮机。发电机为上海电气集团股份有限公司制造的300MW双水内冷汽轮
2、发电机，采用自并励静止励磁系统。,发电有限公司,汽轮机本体监督 汽轮机油系统监督 汽轮机定转子水监督 三大辅机监督 空冷岛监督 汽轮机凝结水氢电导监督 设备异动情况 停服役情况 技改情况 专业重复缺陷、设备异常及技术攻关,发电有限公司,一、汽轮机本体监督： 1、汽轮机振动 1.1、3号机组2月28日停机，3月8日转小修.4月10日08：00分启动并网,发电有限公司,负荷：300MW 时间：2017年04月22日 单位：m,振动方向,1.2、4号汽轮机组振动合格，参数如下表 负荷：300MW 时间：2017年3月27日,发电有限公司,发电有限公司,2、汽轮机主机设备监控 2.1、4月8日4号机停
3、机，于05：36分汽轮机打闸，07：46转速到0，全程惰走时间为2小时10分钟，检查左侧主汽门后温度下降明显低于右侧主汽门，可以基本确认左侧主汽门存在内漏现象，右侧主汽是否泄漏待启机过程中进行确认。,发电有限公司,2.2、4月9日14：05分，3号机盘车装置运行，偏心值由0.038mm突增至0.095mm，20：30分开始暖缸，4月10日03：57分，主蒸汽温度284，偏心0.091mm，开始冲车，升速至600r/min偏心下降至0.069mm，升速至915r/min偏心下降至0.026mm，继续升速至2450中速暖机，偏心值维持正常。,发电有限公司,原因分析： #3机汽轮机在停机过程中转子温
4、降不均匀，导致汽轮机转子局部弹性变形，冷态连续盘车无法消除转子弹性变形，机组启动过程中转子受热均匀，通过连续盘车消除转子不平衡后偏心值恢复正常。,发电有限公司,二、汽轮机油系统监督：,3.1、本月化验班对3、4号机主机润滑油、A、B小机润滑油、EH油系统油质进行了化验，油质全部合格，如下表：,发电有限公司,4号机抗燃油颜色较深 1、403-02C检查发现4号机EH油颜色相比新油较深，联系西安热工院对我厂油质进行化验检查，西安热工院现场取油样化验发现油中含油泥较高，对油泥进行分析了处理，用对应的吸符进行处。由下表结果可知，再生处理后，随着吸附剂量的增大，油的颜色变浅，电阻率提高，酸值达到新油水平
5、，且油中油泥被全部去除。,发电有限公司,发电有限公司,#4机EH油再生前后的颜色对比,左-4号机EH油中-4号机EH油2%再生处理右-4号机EH油4%再生处理,发电有限公司,4号机运行EH油再生处理前、后油泥析出结果对比,左-4号机EH油中-4号机EH油2%再生处理右-4号机EH油4%再生处理,1、实验室使用2%剂量的吸附剂，对应现场KZTZ-2型抗燃油在线再生净化装置的1套再生滤芯，4%剂量的吸附剂，对应现场KZTZ-2型抗燃油在线再生净化装置的2套再生滤芯（ZX-80型，2支/套）。 2、针对4号机运行EH油颜色深的问题，需要进行排查调速系统热源，避免EH油快速、深度氧化。另外继续使用KZ
6、TZ-2型EH油滤油机，去除油品中的油泥。颜色色级的降低以及其他指标的提高。,发电有限公司,3号机转子水铜离子超标治理： 利用本次#3检修的机会，对转子冷却水进行铜离子超标的治理。主要的工作内容为把转子冷却水箱的凝结水和除盐水补水的针型阀更换为手动调节阀，方便控制两路补水源的补水量的调节控制，调整两路水源的补水的配比量来控制转子水的铜离子含量和电导值在合格的范围内。把转子水箱的溢流管原加装的节流孔板拆除后加装截止阀方便溢流水量的调节控制。经过运行人员对凝结水和除盐水供给转子水箱的补水量的调节，观察监测目前#3机组的转子冷却水的水质控制在铜离子含量40g/L，电导值5s/cm，PH值在7-9.0
7、之间，满足转子冷却水水质的要求。,发电有限公司,三、汽轮机定转子水监督,3号机定转子水质化验结果：,4号机定转子水质化验结果：,4号机4月6日调停,3号机4月10日开机,四、三大辅机监控,1、3号机A汽动给水泵前置泵振动温度记录：,2、3号机B汽动给水泵前置泵振动温度记录：,3、3号机A汽动给水泵振动温度记录：,4、3号机B汽动给水泵振动温度记录：,5、3号机B凝结水泵振动温度记录：,6、A辅机循环水泵振动温度记录：,6、C辅机循环水泵振动温度记录：,发电有限公司,目前辅机循环水泵振动不合格，主要原因为循环水泵叶轮腐蚀严重，导致转子质量不平衡振动较大，现已经采购叶轮，等待叶轮到货后进行更换。,
8、发电有限公司,五、空冷岛及真空系统监控 4.1、#3机本月小修如果启动做真空严密性试验，泄漏率为9KPa/min.真空严密性优良。 4.2、 4月3日做4号机真空严密性试验，平均泄漏率为206.8KPa/min.真空泄漏率不合格，对主机低压缸防爆门、人孔门、真空破坏门进行了检查，发现主机低压缸右侧电端人孔门有泄漏，通过紧固螺栓进行处理，4月6日做真空严密性试验，平均泄漏率为133KPa/min ，真空严密性合格。 5、空冷系统监控 5.1、本月对#3空冷岛管束进行了冲洗，,在#3机组停机检修期间进行了空冷岛管束的冲洗工作，在4月10日#3机组启机后空冷凝汽器的背压还是高，4月份正是柳絮增多的时
9、候，影响空冷岛管束的换热效果，汽机专业采取在夜间温度低时停一台空冷风机进行#3机组空冷岛管束的清洗工作。利用一周的时间把#3机组的6列管束进行冲洗一遍，根据空冷岛管束冲洗的前后效果对比，在空冷岛管束冲洗后空冷凝汽器的背压降低了3KPa，空冷岛管束冲洗效果显著。,发电有限公司,空冷岛管束冲洗前：,发电有限公司,空冷岛管束冲洗后：,空冷岛管束冲洗前运行状态：,发电有限公司,空冷岛管束冲洗后运行状态：,发电有限公司,六、汽轮机凝结水氢电导监督,1、3号机凝结水氢电导超标 3号机4月8日304-03C检修后启机发现凝结水氢电导超标，重新铺膜后氢电导检查氢电导还是超标现象，热控人员检查离子交换柱树脂选用
10、有误，现已经通知更换新离子交换柱树脂，待树脂到货后进行更换后进一步确认检查。 2、4号机凝结水氢电导超标 已经采取的措施： （1）对在线仪表进行检查，将3号机仪表与4号机仪表进行对换，对换后检查凝结氢电导无变化，排除表计故障问题； （2）对凝结水、给水氯离子进行检验，检测结果为氯离子均小于2.5 mg/l,技术指标合格。,发电有限公司,通过多方排查分析可能与凝结水精处理氢电导在线仪表离子交换柱树脂质量有关，现计划更换离子交换柱树脂，待停机后验证，是否为桶脂问题。,发电有限公司,七、设备异动情况 1、空冷岛冲洗改造 异动原因：本厂空冷岛ACC翅片管束在夏季来临时，有大面积柳絮飘洒污染堵塞翅 片，
11、影响散热，在此期间空冷岛冲洗工作的效率很低，冲洗一台机全程需要9天左右 ，冲洗周期较长且清洗工作非常困难，在夏季大负荷期间严重影响机组运行的经济性和安全性。 改造前：目前本厂空冷岛ACC翅片管束有24侧，水平移动装置及轨道共24套，已全部配满；冲洗小车、传动齿形带、高压软管共有8套与实际缺口为16套；移动电源控制柜4套，目前的冲洗方式是每次冲洗完一列后拆下冲洗小车、传动齿形带、垂直行走机构和移动电源安装到下一列，然后对下一列进行冲洗，每台机组冲洗全部冲洗一遍需要9天.,改造后达到效果： 从4号机空冷岛冲洗水泵房新安装一台20T/h的高压柱塞泵出口接4号机空冷岛爬梯27米平台，分配至#3、#4机
12、组空冷岛冲洗水系统，该套系统完成后可以同时冲洗三列，相比以前冲洗效率提升3倍，一台机组冲洗时间约3天可以完成，该系统可以根据空冷岛污染程度对#3、#4机组冲洗进行合理的切换。,八、停复役情况,1、3B开式泵机封漏水 停役时间：2017年04月24日 08时00分至 2017年 04 月24 日23时 30 分 检查处理过程：3号机小修时发现3B开式泵轴套有磨损，导致机封处漏水。本次检修更换轴套后，试运正常。,发电有限公司,2、3号机B主机真空泵汽水分离器异音检查。 停役时间：2017年04月25日 13时00分至 2017年 04月25日15时00分 检查过程处理：检查发现3B主机真空泵和气水
13、分离罐有间断性的震动大和较大的噪音，观察发现3B主机真空泵的气水分离罐的液位一直处于高水位220mm，而真空泵的出口管底部的高度为180mm，气水分离罐的水位高于真空泵的出口管，判断真空泵的出口管内部一直存有水，在真空泵出口管排出气水混合物时排放不畅，造成真空泵体和气水分离罐的震动和杂音。在4月25日#3机组主机真空泵倒3A真空泵运行时，汽机专业人员开3B主机真空泵停复议和工作票，检查3B主机真空泵气水分离罐内部溢流管，溢流管的高度为220mm，采取把气水分离罐内溢流管的高度降低为170mm，保证真空泵从排汽装置内抽出的气水混合物经过气水分离罐及时的排出。经过3B主机真空泵气水分离罐内溢流管的
14、调整，降低了真空泵和气水分离罐的震动和噪音，现设备运行状况良好。,发电有限公司,九、技改情况,2.3、3号机主汽疏水主汽疏水合并改造。 目前汽机侧高温高压疏水系统系统庞大，与其配套的疏水系统就比较复杂。布置凌乱，不便于运行操作、检修及维护，系统内漏大，损失热效率，又加大了排汽装置的热负荷，影响机组真空。在日常的点检中发现主再热蒸汽疏水门有多个阀后温度高，阀门有内漏现象。基于以上原因，借鉴进行疏水改造机组的成熟经验，我厂热力系统疏水进行优化。,主要改造内容： a、取消主蒸汽管道至左侧、右侧高压主汽门前母管疏水，对取消点加 装焊接封头，对疏水扩容器侧加焊接封头。 b、将主蒸汽管道至左侧、右侧高压主
15、汽门前管道疏水合并为一路疏水， 取消气动疏水阀一个，对疏水扩容器侧加焊接封头。 c、将再蒸汽管道至左侧、右侧中压主汽门前管道疏水合并为一路疏水， 取消气动疏水阀一个，对疏水扩容器侧加焊接封头。 d、将左侧高压主汽门至#2、#3高压调门前管道疏水与右侧主汽门至#1、 #4高压调门前管道疏水合并，取消气动疏水阀一个，对疏水扩容器侧 加焊接封头。 e、将左侧中压主汽门至#1中压调门前管道疏水与右侧中压调门前管道 疏水合并，取消气动疏水阀一个，对疏水扩容器侧加焊接封头。,发电有限公司,主再热蒸汽疏水管道改造前状态：,发电有限公司,主再热蒸汽疏水管道改造后状态：,发电有限公司,目前主、再热蒸汽疏水管道合
16、并改造后运行良好，无其他异常情况,3号机直补水系统喷淋改造。 我厂排汽装置补水在机组启动前和锅炉定排排汽过程中使用量大，凝补水管路补水量不足，需开启除盐水直补门直接补水，因为直补水管路没有喷淋装置，凝结水溶氧量增大，降低机组安全性能。所以增加一路直补水到排汽装置喉部的管路钻5mm圆孔若干，形成喷淋效果，利用低压缸排汽加热除氧。 改造内容： 在标高3m位置的除盐水直补水管路进入排汽装置内部管段上增设一路到排汽装置喉部6.3m位置的219mm直补水母管，母管在6.3水平管段上轴向布置，长度5500mm。在6.3m母管水平管段上焊接8根长3000mm管径108mm的喷淋支管，支管为4列径向对称布置管距1733mm。每根108mm的喷淋支管上均钻有两排5mm圆孔作为喷淋孔，两排圆孔距管径中心夹角为90，孔距67mm，共计700个，圆孔喷淋方向为垂直向上45角。母管及支管管段均加装固定支架，母管两侧管头8根支管管头加装堵板封堵。 目前3号机改造完成后直补水调门开度50%时，补水流量达到150
