上半年技术监督总结

1、芜湖发电有限责任公司2012年上半年度技术监督工作总结芜湖发电厂五期扩建工程#2发电机组建设，2011年12月12日顺利通过168小时试运行。至此，我公司两台660MW超超临界发电机组全部投入生产运行。在努力抓好#1机组稳定运行管理同时，各部门对#2机组新投运设备加强基建尾工、遗留缺陷的消除工作。各监督网围绕新机稳定运行，结合机组检修和定期工作计划，扎实开展各项监督活动和技术攻关，技术监督工作开展取得了实效，取得了#1机组长周期连续运行220天，#2机组168小时试运行后连续运行100天的成绩。现对2012年上半年技术监督工作总结如下 。1上半年技术监督工作完成情况1.1制度建设及组织体系、监

2、督台帐维护及监督网络活动开展的情况。2012年上半年度，各监督网技术监督活动开展正常，积极参加电科院组织的各专业监督年会和技术交流活动，收集行业信息，加强新标准的学习宣贯。各监督网按期完成集团公司、电科院的月度、季度的各项技术监督报表的分析、统计上报工作。通过#1机组一年多来的运行管理，各监督网对照制定的标准、管理制度，认真开展监督工作。水、电、煤、油、气（汽）、环保、金属等技术监督管理台账初步建立。继续修订完善各项管理制度。上半年制定了“灰渣和煤粉细度定期检测的管理规定（暂行）”、“芜湖发电公司石子煤管理办法”，“发电机冷却部分试验管理办法”等管理办法，加强机组的运行管理。重新核对了热工联锁

3、保护定值，出版了第三版的定值清单，并发放到相关部门。汇总了两台机组自投产以来至2011年底时所有的热控逻辑修改单，并对逻辑修改单的执行情况进行检查梳理。结合两台机组运行的实际情况，编写了两台机组的内部组态逻辑的功能说明，以方便运行检修技术人员尽快掌握。编制了热工保护联锁投退标准化作业操作卡。根据年度电气预防性试验计划、继电保护校验计划和热工仪器仪表检验计划对厂用电设备、保护回路进行检查校验。结合机组运行方式，合理调整安排输变电检修计划，对220KV设备投运后的运行状况进行首次全面普查，完成220KV升压站开关、互感器、避雷器等电气设备预防性试验、保护装置、二次回路的检修消缺等工作。完成#2机组

4、出线建设工程。继续开展机组性能试验工作，1月3日，由西安热工院完成#2机组性能考核试验。 #2机组脱硝系统安装调试完毕，2012年5月19日通过168小时试运行。6月3日，完成#2机组脱硝性能考核试验。继续进行“五期工程”两台机组建设相关验收工作，3月5日至3月9日，顺利通过华东电监局#1、#2机组并网安全性评价检查，取得并网安评合格证书，为两台机组正式转商业运行奠定基础。五期工程防雷接地装置由市气象主管单位芜湖市防雷中心进行了雷电灾害风险评估，并对全厂21个单体建筑及生产区域进行现场检测，颁发防雷检测合格证书。继续完成#2机组环保竣工验收工作，2011年12月2日向省环境保护厅提交#2机组试

5、生产申请，12月19日环保部华东督查中心以华东环试函201152号文同意#2机组进行试生产。12月26日，安徽省环境保护厅以环建函20111421号文同意#2机组进行试生产。2012年1月10日，向中国环境监总站递交#2机组竣工环保验收委托监测函和相关资料， 2月20日中国环境监测总站组织省环境监测中心站共同完成#2机组竣工环保验收监测现场勘查，形成勘查会议纪要。 1.2试验标准室建设，人员配备、培训和取换证情况。各专业积极联系电科院、设备厂家等，加强试验设备定期检验、校验工作。根据生产需要，对部分专业试验仪器设备进行适当补充。试验室、标准室建立方面，化学试验室基本建立，环保监督实验室归口化学

6、部管理。2011年受办公场地限制，电气高压试验室、电测标准室、热工标准室、金属试验室等建设工作未能与机组投运同期建设投用。2012年上半年生产检修楼建成后，办公场地具备条件，上述试验室、标准室建设工作已进行建设实施阶段。1.3上半年技术监督指标完成情况 热工监督指标完成情况：全厂数据采集系统共24117点，投入率99.98%，合格率100%。自动调节系统共112套，投入率100%。联锁保护系统共320套，投入率100%。仪表抽检、保护校验均按计划在U201C修中完成。上半年保护动作二次，2月20日#2炉B送风机跳闸，故障显示失速跳闸。5月12 日, #2炉空预器B卡阻跳闸 ， 导致辅机RB动作

7、后，引起锅炉MFT动作；13.2绝缘监督指标完成情况：芜湖天门山电厂：甲类电气设备86台，计划试验86台，1-6月份，完成甲类设备预试56台，预试完成率65.12%；乙类电气设备68台（含脱硫8台），计划试验63台，1-6月份，完成乙类设备预试45台，预试完成率71.42%；厂管设备319台套（含脱硫41台套）。计划试验115台，1-6月份，完成厂用电设备预试79台，预试完成率68.69%。发现并消除存在绝缘缺陷的设备台、件数11件，消缺率100%。老厂设备：甲类电气设备0台，2012年1月29日，老厂220KV开关站停役。乙类电气设备21台，计划试验21台，1-5月份完成0台。2012年2月

8、21日，老厂厂用电改造完工后，对110KV开关站及厂用电运行方式进行调整优化。金属监督指标完成情况：1-6月份金属监督完成焊口检验数1100只，焊口检验率100%，完成监督设备部件检验数1800件，监督设备部件检验率100%，消除缺陷设备台、件数39件，缺陷消除率100%。化学监督指标完成情况：全厂水汽品质合格率为99.77%，其中各单项指标：给水99.96%,凝结水99.14%，蒸汽99.98%,补给水100%。影响指标的原因是机组凝结水系统的真空严密性差，凝结水溶氧合格率略低。环保监督指标完成情况：1-6月份，电除尘器投运率达100%；烟气在线监测系统联网在线率达98%以上，脱硫设施投运率

9、为99.29%，1-6月份平均脱硫效率为95.16%，综合脱硫效率94.48%；各项污染物排放指标均符合国家标准。继保监督指标完成情况：继电保护投入率100%，未发生保护误动、拒动情况，保护动作次数0次，正确动作率100%。电测监督指标完成情况：计量标准检验合格率100%；主要仪表检验率100%；电能质量监督指标完成情况：电压合格率100%，频率合格率100%，没有因电压不合格而扣罚电量。节能监督指标完成情况：上半年累计发电量完成30.16亿kwh，完成年度计划（76亿kwh）的39.69%，滞后时间进度10.04个百分点。比省网公司计划电量（32.58亿千瓦时）少发2.42亿千瓦时，完成计划

10、的92.58%；折合发电利用小时为2285（台平均），低于省调60万级机组平均利用小时348小时，主要原因是上半年电网侧线路改造， #1机组停备接将近3个月。上半年累计上网电量28.6亿千瓦时，完成发电上网率94.83%。累计完成综合厂用电率4.31%。累计完成发电厂用电率完成3.83%。上半年累计完成正平衡供电煤耗298.31g/kwh，高于年度目标值0.31 g/kwh；累计完成发电补给水率1.0%。上半年累计完成设备等效可用系数99.32%。振动监督指标完成情况：#1、2机组各振动均在合格范围内，其中#2机轴承刚度不够，振动较大，轴承盖上加支撑。#1机轴振正常，#3瓦振轴向略微偏大。计量

11、监督指标完成情况：电子秤投入率100%；检斤率100；校验合格率100%；实物料斗秤抽检合格率100。1.4与电科院的技术监督合同签订和技术支持情况技术监督合同签订情况表总容量(MW)监督服务费总额（万元）单价（元/千瓦）合同签订日期13202642.02012.03电科院技术服务情况和评价（定期检查、专项检查、技术支持咨询、发现并跟踪解决的实际问题）2012年5月26、27日，安徽省电科院来厂开展2012年技术监督动态检查，通过查阅资料、现场检查及专业交流，对芜湖发电厂技术监督工作开展以及设备管理中存在的不足提出整改建议。针对专家组提出的问题，各监督网进行了归类整理，制定整改计划、整改时间，

12、并落实责任人限期整改。电测监督方面，省电科院每季度对电测关口表进行校准工作。 环保监督方面，省电科院先后完成脱硫系统烟气排放连续监测系统（CEMS）的验收监测，监测结论均为：#1、#2机组脱硫设施运行正常，监测系统基本配备完整的CEMS、RTU侧信号监测与转换设备，数据通信正常，监测数据通道及传输正常，CEMS系统监测数据比对合格，真实有效。在安徽省电力科学研究院指导下，严格按照火电厂环境监测技术规范开展各项日常监测工作，部分监测项目委托安徽省电力科学研究院进行。绝缘监督工作根据外绝缘监督要求，3月28日配合省电科院完成220KV升压站瓷绝缘抽检，抽检率53%，全部合格。6月17日，完成等值盐

13、密布点采样送检。化学监督定期送样到电科院进行检验，对我厂的化学监督中，不能检测的项目进行分析检查，对我厂的水汽监督和油气监督提供技术支持。金属监督上半年送检安徽电科院共3批次，均出具了检验报告。1.5结合本单位生产情况，针对如何防止锅炉“四管”泄漏、优化调整锅炉燃烧、脱硫设备管理、空预器治漏、真空治理（包括但不限于）等重点难点问题，组织本单位、中电国际的内外部专家进行技术攻关和收到实效的情况。“四管”检查：.1根据设备监督项目，继续完善金属监督台账建设，分门别类地建立了相关的技术档案，包括:施工所依据的“受监部件”范围内的全套管道系统图与布置图、注明蠕变测量、监视段、膨胀指示器、焊口位置、支吊

14、架位置的主汽管、再热器管及给水母管系统的单线立体图、属安装监督检查项目中的有关资料、详细的检查试验报告、射线探伤底片及与金属监督有关的设备的缺陷处理、主、再热蒸汽管道等蠕变监测、汽机高压缸高温紧固件蠕变测量的档案情况等资料。.2结合#2机组U201C级检修完成各项金属监督项目；1、完成了锅炉“四管”的检查、测厚工作，从实际检查的情况看，#1炉的“四管”工况较好，未见有管壁超标减薄现象发生；2、完成了分离器出口蒸汽母管A侧安全阀管座角焊缝的着色探伤检查，未发现有危害性缺陷存在；3、完成了主、再热蒸汽管道的小管道（总32路）管座角焊缝20%探伤抽查（共抽查了6路），未发现有危害性缺陷存在；4、#2

15、炉后屏、屏过、末过、高再部分或全部使用TP347H、super304H等奥氏体不锈钢的管材，其产生的氧化皮在机组停炉（或启动）期间易剥落并堆积在弯头部位，极易造成堵塞爆管，本次检修中请来西安热工院的专业人士对上述管屏进行氧化皮的检测，检查结果良好；5、#2炉汽水管道支吊架在调停期间发现部分支吊架存在卡死、过载、欠载状况，本次对主要汽水管道的支吊架进行复核、调整。6、锅炉6只“堵阀”阀体经MT、PT检测发现有多条裂纹，其中最深有40mm左右，经厂家人员多次打磨和多次着色检查，直到消除裂纹现象后补焊处理完成。.3消除的重大设备缺陷隐患#1炉1) 后侧大灰斗水冷壁（标高约8米）中间靠B侧方向有一根从

16、下往上的挤压硬伤，打磨后补焊；2) 水平烟道炉底管与前包墙结合部脱落的耐火骨料修补；3) 水冷壁冷灰斗斜坡面检查发现大灰斗处水冷壁#1角（前墙与A侧墙），#2角（A侧墙与后墙），#3角（后墙与B墙），#4角（前墙与）水冷壁弯管均出现不同程度的磨损，其中#2角和#4角较严重，经测厚最小可测壁厚为6.6mm（正常壁厚为7.3mm），生技部立项对#2角和#4角水冷壁进行金属喷涂处理；4）主蒸汽、再热蒸汽管道堵阀检查：堵阀厂家来人对主蒸汽、再热蒸汽管道堵阀阀体打磨检查，过热器出口堵阀发现2处局部裂纹，对发现的局部裂纹进行挖补后补焊；5）后屏过热器和末级过热器有少量的防磨瓦变形，更换变形的防磨瓦约15只

17、；6）尾部烟道中隔墙的密封鳍片板（低过中间层）炉宽中间处缺少一段，予以补焊；7）疏水扩容器及疏水箱开门检查，厂家来人对扩容器顶部百叶窗分离器叶片脱落的予以补齐，中心筒周向支撑板加固；#2炉1)分离器出口蒸汽母管B侧安全阀（右）运行中泄漏，解体后检查发现阀座密封面存在表面裂纹，将阀座密封面进行现场车削加工和研磨，验收后装复；2)主蒸汽A、B侧PCV阀运行中主阀阀体上部的疏水孔有水滴出，其中B侧先导阀漏汽严重，解体后发现2只主阀阀芯与阀座密封面均有吹损痕迹，将主阀阀芯与阀座密封面进行研磨处理，A侧先导阀检查清理更换新密封垫，经验收后装复；3)末级过热器检查发现有10根定位板的管夹脱落或脱焊，另有1

18、根定位板脱落；本次对脱落和脱焊的管夹进行补齐和更换，另加装1根新定位板；4）后屏、屏式过热器部分防磨瓦烧损、变形、脱落或滑脱，本次因工期关系未进行彻底的处理，只将部分缺陷严重的防磨瓦进行处理，共计补齐、更换长度500mm的新防磨瓦38根，长度750mm的防磨瓦21根。6）过热器减温水调门运行中频繁发生卡涩现象，电动执行器丝母损坏更换多个，本次解体检查未发现阀体内部及阀杆有任何影响阀门开关灵活性的缺陷，只在阀头和阀笼上发现积碳现象，尤其阀头上积碳较严重，参照#1炉打磨清理后装复。7）过热器B侧三级减温水调整门阀体泄漏（此缺陷在机组未正式投运前就一直存在），解体后联系厂家来人处理，在现场按照厂家的

19、处理方案（渗透检验、打压检验）均未发现漏点，但检查发现调整阀内部3只密封垫有压偏现象，同一只密封垫的压缩量不均匀，偏差0.6mm左右，后经同意更换密封垫后清理、装复。8）381管线调整门在停炉前发生电动执行器支架固定螺栓断裂，固定压板变形现象，本次检修中固定螺栓和压板进行重新更换处理，另外对支架进行临时加固处理，同时要求苏州热工院（本次汽水系统支吊架复核调整项目承包商）对381管线进行全面检查、复核，消除或减小管道的振动现象。1.6在与技术监督密切相关的领域，如25项反措落实、安全性评价、涉网专项监督检查、设备隐患治理、春季安全大检查、机组计划性检修等工作中，技术监督工作发挥作用的情况。1）#

20、1#2机组两次C级检修中，均发现机组给水系统流动加速腐蚀和省煤器、水冷壁的结垢速率高的问题，经公司研究和综合评估后，决定对#2机组给水处理工况由AVT（O）向OT转换，在西安热工研究院的技术支持下，#2机组于2012年5月完成加氧处理转换。2）对#1、#2机组水汽系统进行全面查定。加氧试验期间，利用西安热工研究院的离子色谱仪，分别对两台机组水汽系统进行全面查定，分别检测F-、Cl-、SO42-、Na+、铜、铁等，结果表明，各项数据均在期望值以下，两台机组水汽品质优良。3）制定全厂油质监督计划，使油质监督工作按计划开展。油质监督中发现EH油颗粒度超标、启备变氢气超注意值、小机润滑油水分超标、电除

21、尘硅变绝缘油含有乙炔等问题，通过相关设备专业的及时分析处理，各项监督参数很快合格，提高了设备运行可靠性。4）对照发电机定子冷却水的最新标准，将原设计的定子冷却水系统中离子交换柱中的树脂更换为专用树脂，提高了定子冷却水的水质，目前定冷水的含铜量完全符合标准要求。因设计遗漏，定冷水未配备在线PH表，影响定冷水的水质监督，利用机组C修时机，补充安装了定冷水在线PH表，保证化学在线仪表的配备率达到100%。5）进入三月份以来，两台超滤装置的出力明显下降及透膜压差明显增大，#2反渗透出水电导和透膜压差显著上升，及时联系设备厂家来我厂指导进行化学清洗，清洗后的超滤装置和反渗透装置出力基本恢复到设计值。但#

22、1反渗透装置，自2011年10月在厂家的指导下进行第一次化学请洗后，出水电导较高，并存在逐步上升趋势，目前正在进行分析处理。5）对凝结水精处理进行优化运行。今年上半年，分别对两台机组7套凝混床树脂，在不同出水比导下进行运行试验，检测出水阴、阳离子漏出量，在确保水质条件下，选出最优运行工况。试验表明，控制凝混床出水比导在0.3s/cm以下，分别检测F-、Cl-、甲酸根、SO42-、Na+、NH4+等，离子漏出量均在安全范围内。为确保安全，我们实行更严格一级控制，最终确定，凝混床失效控制终点，由比导0.15s/cm，调高至0.2s/cm。每台凝混床周期制水量可提高35万吨。6）核对#2机组机侧、炉

23、测所有电动阀、气动执行机构电磁阀电源。基建时电源空气开关标牌错误较多，现根据设备电源实际情况，进行核对更改。7）#1机组小机电缆故障问题查找。发现是轴封溢流至#8低加的热力管道距离电缆桥架太近，高温烤坏电缆。现机务专业重新敷设了热力管道，小机电缆也重新进行了更换。8）#1机组CP1027两块CP同时离线，造成#1机组A小机控制模拟量输出到0，经检查系统日志发现副控CP频繁死机自启，现已更换副控CP，并联系FOXBORO厂家对CP同时离线故障进行分析。9）#2机组协调控制系统优化：由于脱硝168负荷要求，#2机组早上负荷变化大，连续快速上升，导致主汽压力偏差大，协调品质不好，根据以上现象，对协调

24、系统进行优化：（1）增加连续变负荷压力偏差大时，压力设定值闭锁功能，即压力设定值大于实际值1.5MPA时闭锁压力设定值增，压力设定值小于实际值1.5MPA时闭锁压力设定值减；（2）增加连续变负荷时负荷动态前馈压力增益。优化后，连续变负荷时压力偏差减小，协调品质持续跟踪中。10）为解决定冷水PH值偏低，频繁换水仍达不到要求情况，分别对1、2发电机定冷水箱原补水管路进行改造：在原管路上增加一路高PH值的凝结水从7、8低加进水母管处引至原杂母去定冷水箱总门后引入定冷水系统，保证了定冷水品质。11）加强了火力发电厂停备用热力设备防锈导则执行力度，对汽轮机停机期间容器保养：凝汽器、除氧器、高低压加热器等

25、保养措施的实施，提高了设备的使用寿命。12）根据#2机#1、#2高加正常疏水调门堵塞，将两只阀门内笼套通流孔由原来3.5隔行钻孔扩大到8，流道经车削将每两道合并为一道，两只外笼套通流孔由3.5隔行钻孔扩大到6.5，保证了高加的经济运行。13）#2机A侧真空严密性试验不合格，溶氧超标，因泄漏量不大，查找困难，一直影响凝汽器安全经济运行。经多次分析、排查及凝汽器汽侧灌水查漏，发现轴封汽溢流调整阀出口法兰（保温内）泄漏，原因为螺栓紧力不够导致，更换螺栓重新紧固，提高了凝汽器真空。14）利用U201C修，对2机高、中压主汽门临时滤网进行拆除，提高了机组热效率。15）机密封油排油烟风机，在运行中一直排油

26、烟不畅，造成发电机#7、8轴承内无法形成微负压，使#7、8轴承油档甩油。经查找发现排油烟管安装时，管道的走向标高出现错误，使管道中位置较低的部分存在积油，响影排烟，对排烟管道进行改造，升高排烟管的水平，使排烟通畅。16）结合#2机组出线工程和一季度输变电检修，联系电科院2月17日和3月28日，对220KV开关站瓷绝缘设备进行支柱绝缘子超声探伤抽检。完成2800流变、28011、28002、28006、28392、28393、28402、28403闸刀支柱绝缘子超声波探伤。17）检修220KV隔离开关（28393、28403）时，发现隔离开关（电动、手动）均无法分、合到位。检查后发现，两台隔离开

27、关垂直传动无缝钢管固定抱箍无法锁紧，致使操作机构的输出角度不够，分合不到位。加装定位螺栓，有效的防止连杆打滑造成的闸刀无法分合到位的状况。18）配合#2机组出线建设，2012年1月2至3月29日，#1机组调停。对发电机定子进行吹水保养，绝缘跟踪测试。启动前通过定冷水加温提升线圈温度，驱除线圈内部潮气，提高发电机绝缘。对发电机定子线圈进行反冲洗，结合热水流试验，检验定子线圈通流情况良好。19）2012年1月29日，老厂220KV开关站停役后，2月21日召开专题会，对110KV开关站运行方式进行调整。110KV芜尖522线路倒送电（芜尖521线路备用），经522（521备用）开关110KV母505

28、开关#0高备变6KV段厂用电负荷。500开关单元、510开关单元、110KV段母线停运。6KV备用段、备用段停运、6011开关停役，原主厂房6KV系统停役。20）根据国家环保部关于火电企业脱硫设施旁路烟道挡板实施铅封的通知（环办201091号）及安徽省环保厅安徽省火电企业脱硫设施旁路烟道挡板铅封管理工作办法（试行）（环察函2010792号）文件要求，规范脱硫旁路挡板的铅封和启封工作，确保主机及脱硫系统的安全稳定运行。1.7从设备管理以技术监督为基础的角度，说明本单位上半年技术监督取得的成绩。2012年上半年，围绕#1机长周期运行及#2机组新机投产，各技术监督网开展大量工作，积极开展机组运行性能

29、试验，围绕运行设备积极开展定期工作，在机组检修项目和设备检修过程中积极开展技术监督活动，消除大量隐患，保证机组经济、稳定运行。通过开展定期试验工作，发现和消除一批基建尾工和设计缺陷，提高了运行设备的可靠性。继续加强管理制度建设，根据生产实际，制定、修订部分管理制度，使生产管理工作有序开展。2012年较2011年机组运行暴露出的问题增多，在生产管理、运行优化、技术改进等方面还需开展大量工作，有待提高。1.8本单位设备上存在的主要问题和对策专业今年发现和历史遗留的主要问题处理情况、整改措施或存在的困难计划整改时间备注化学目前使用的给水加氧装置，其加氧调整门在调试过程中发现线性非常差，阀门调整幅度小时，无法精确的控制加氧量，且加氧自动程控不完善，不能实现自动加氧，特别是目前采用低加氧量的控制方式，无法实现准确的调整。需要进行技术改造，采购安装可以实现自动控制加氧量，并动作可靠的加氧设备。2013化学定冷水更换专用离子交换树脂后，含铜量符合标准，但水质PH值仍然无法达到89的标准，特别是机组启动时，水质合格的时间偏长，影响机组的正常启动。收集资料，进行设备技术改造。2013热工#2机推力瓦温度有4点坏点。U201C修前有4点坏点，