创一流工作方案-铁岭公司

1“创一流”第一阶段工作方案——辽宁华电铁岭发电有限公司为深入贯彻《沈阳金山能源股份有限公司关于开展“创建一流能源公司”工作的通知》（沈金能源计[2012]359号）精神，持续推进管理创新，全力提升企业效益，结合辽宁华电铁岭发电有限公司（以下简称“铁岭公司”）生产经营实际，特制定铁岭公司“创建一流能源公司”（以下简称“创一流”）活动第一阶段工作方案。二、生产管理1、汽机专业存在问题解决措施一期各台机组已运行15年以上，主辅设备均已进入老化阶段，虽然主机进行了通流改造，但由于改造的较早，技术仍存在不成熟之处，能耗水平仍偏高。二期机组投入运行时间较短，一些设备缺陷未彻底解决，仍存在着影响机组经济性的问题，主要包括：#5、#6机#1、#2瓦无顶轴油系统。#5、#6机高中压转子重量近50吨，与300MW机组低压转子重量相当，但却未配备顶轴油系统，机组启停机时极易造成轴瓦、轴颈损伤，影响机组安全运行及使用寿命。#5机#1瓦轴颈已多次发生磨损，轴颈已车削两次。#5、#6机凝结水泵坑积水无法排出。凝结水泵坑原设计采用地埋管道排出积水，因地埋管道堵塞无法疏通，造成泵坑长期积水。给水泵汽轮机的润滑油泵跳闸，备用泵联启时给水泵汽轮机跳2闸。给水泵汽轮机的主油泵为交流油泵，当工作油泵运行中跳闸时，由于备用油泵联启并达到工作油压需要一定的时间，在这个过程中保安油压和润滑油压均会降低，其中保安油压降低迅速，在备用油泵还未恢复到工作油压时，保安油压已降低到隔膜阀动作油压以下，导致隔膜阀打开，给水泵汽轮机跳闸。我们多次进行试验，均无法避免该情况，个别时候润滑油压也降到跳闸值。6A给水泵汽轮机启动时振动大，需解保护。6A给水泵汽轮机在试运时就存在着升速过程中#2瓦振动大的情况，电科院动平衡也无法解决该问题。联系贵公司，也没有更好的解决方法。在振动分析会议上，决定在机组大修时返厂处理。目前，启动过程中的振动在逐渐增大，需要解除振动保护才能启动。一期机组高、低加端差超标严重一期机组#1—#3高加及#5、#6低加经过水位调整试验后疏水端差均在20℃左右，超出设计值（5.7℃）较多，影响机组经济性。一期机组低旁经过多年运行后老化，低旁内漏严重，阀后温度最高已达149℃，多次修研后，情况略有改善，但无法彻底解决。主机热耗较高一期主机热耗均在8200KJ/KWh，二期主机热耗均高出设计值200KJ/KWh。一期机组疏水阀内漏，#5、#6机汽机厂供球阀内漏。针对以上问题，主要采取以下措施：#5、#6机#1、#2瓦无顶轴油系统咨询哈汽增设一、二瓦加装顶轴油。#5、#6机凝结水泵坑积水增设地坑排水泵将积水排至循环水排水坑。给水泵汽轮机的润3滑油泵跳闸，备用泵联启时给水泵汽轮机跳闸，在润滑油管道上增设大容量蓄能器。6A给水泵汽轮机启动时振动大，需解保护，待条件具备时由哈汽处理。#5、#6机汽机厂供球阀内漏，更换其他品牌的秋阀。一期机组高、低加端差超标严重建议有计划的更换。一期机组低旁经过多年运行后老化，低旁内漏严重，更换阀座及阀芯密封面，在低旁阀前增设电动隔离阀。主机热耗较高，对汽封间隙按设计下限调整，咨询更优良可靠的汽封型式，采取可靠的通流改造方案。一期机组疏水阀内漏，更换其他品牌的球阀。2、锅炉专业存在问题及解决措施铁岭公司共有6台发电机组，一期4×300MW机组于1991—1994年相继投产，二期2×600MW机组于2008年同时投产，锅炉均为哈尔滨锅炉厂生产，一期锅炉型号HG-1021/18.2-YM1，亚临界一次中间再热自然循环汽包炉；二期锅炉型号HG-1795/26.15-YM1，超超临界变压运行直流锅炉。目前，机组存在的问题有：二期锅炉水冷壁频繁漏泄、掺烧褐煤后制粉系统出力不足、锅炉排烟温度高、按国家节能减排需要上脱销装置等。（1）二期锅炉水冷壁频繁漏泄：截至2012年7月我公司#5、#6锅炉四管漏泄共发生17次，其中水冷壁漏泄发生14次，占发生总数的82.35%，是四管漏泄发生几率最大的部位。经统计分析，发生水冷壁漏泄的原因主要有：焊接原始缺陷3次、水冷壁鳍片鳍片焊缝拉裂7次，节流孔异物堵塞或流动不畅过热漏泄2次，吹灰器吹损2次。此外，#5、6号炉水冷壁变形严重，主要变形位置为水冷壁中间联箱4下部48米至燃烧器上部39米之间，垂直方向呈S状，里外相差最大达200mm。针对这一情况我们多次与哈尔滨锅炉厂技术人员开专题会进行交流、深入分析认为，水冷壁水动力循环存在问题，引起水冷壁受热面内介质分配不均，热偏差较大，引起水冷壁严重变形，甚至造成水循环不畅过热发生漏泄情况。哈锅技术人员重新对锅炉热力计算进行了校核，提出了改善水动力方案，即对下联箱的196个节流孔圈进行更换。我们利用#5炉小修及#6炉大修期间，对水冷壁下联箱的196个节流孔圈进行了更换，同时对刚性梁变形部位完善了保温，利用γ射线对所有节流孔圈进行了探伤检查，发现异物割管取出；利用磁粉探伤方法对部分焊口进行了检查，利用超声探伤方法，对水冷壁高温区域的焊口进行了抽检；利用宏观检查方法对水冷壁进行了普查。机组启动后，我们对水冷壁各测温点进行了记录、统计分析，目前每面墙最大壁温差没有超过39.1℃，（标准为100℃），相邻管壁温差没有超过50℃的情况。水冷壁水动力循环有了很大程度的改善。但同时发现平均温度在高负荷区还是超过了其设计温度，因此下一步仍需进行的工作有：与哈锅继续落实过热度控制、节流孔圈调整的合理性、水冷壁临界压力点的避让等问题。达到过热度的精细控制，控制在30℃，不允许超过35℃。避免水冷壁汽液相变化位置的频繁移动，减小其热应力。进而控制主汽温度。调整负荷与主汽压力曲线，避免水冷壁在临界压力下长期停留，进而避免水冷壁的传热恶化。通过对壁温测点报警值的重新调整，满足了再热汽温温度。避免再热汽温过低的现象。5针对600MW超超临界锅炉特性，制定受热面检查、预控措施。启动过程中升温升压速度的控制，干湿态转换过程的控制。（2）制粉系统出力不足：一期4×300MW机组锅炉制粉系统共配有型号为MP2116A型中速磨煤机20台，每台炉配5台磨，磨煤机由沈阳重型机械厂按80年代引进的德国技术制造。二期2×600MW机组锅炉制粉系统共配有型号为MPS235—II型中速磨煤机12台，每台炉配6台磨，磨煤机由长春发电设备总厂制造。近年来，由于电煤价格和供应等问题，使机组运行的经济性受到严重影响。为改善机组运行的经济性、适应电煤市场的特点、降低运营成本，铁岭公司已开始在电煤中参烧褐煤，因褐煤煤质可磨性低、燃点低、发热量低、水分高的特点，导致现磨煤机出力严重不足，自掺烧褐煤起，运行中存在经常需要全部磨煤机同时运行的情况，不利于磨煤机的维护、检修及稳定运行。目前掺烧褐煤水分增加的存在，引起磨煤机的出力不足、煤粉变粗、导致灰渣中的可燃物含量超标、锅炉热效率降低，制粉系统通风阻力大，干燥出力不足、出口风粉混合物温度偏低、煤粉残余水分偏高，导致锅炉排烟温度偏高。磨煤机碾磨部件寿命降低，更换频繁。解决上述问题的关键是：提高磨煤机的碾磨出力和干燥出力，降低通风阻力，具体措施如下：提高磨煤机的碾磨出力，改变辊子和磨盘瓦的形状，增加有效碾磨面积；增加碾磨压力和碾磨比压，提高研磨效率；加大磨盘转速，提高物料通过能力。6提高磨煤机的干燥出力，提高一次风温度和一次风流量，增加热源能量暨空气预热器出口温度，提高干燥效果。降低通风阻力，增加磨煤机主要部位的通流面积，控制风粉流速在合理的范围之内，减轻磨损。合理控制褐煤的参烧比例，为保证改造后锅炉运行效果，混煤的全水分应控制在20%以内。目前一期机组空气预热器一次风出口在290℃左右，二期空气预热器在315℃左右，除需要对回转式空气预热器进行较大范围技术改造，达到提高一次风温目的；稳定燃烧一次风系统良好的状态，从烟风系统上还需采取以下完善措施：对一次风热风道保温材料进行更换，提高保温绝热措施；对磨煤机出口一次风管道完善保温使磨煤机出口至燃烧器之间温度变化较小。（3）锅炉排烟温度高：我公司对锅炉除排烟温度超标问题十分重视，多次例会分析排烟温度高的影响因素，并逐步采取合理措施进行查找，但是省煤器出口温度在接近设计值范围内，没有大数值超出设计值，而排烟温度高始终是困扰机组煤耗指标的较大因素。空气预热器因素：#5、#6号锅炉空气预热器型号32—VI（T）—1950—SMR，利用#5、#6锅炉临检机会对锅炉空气预热器传热元件进行称重抽查，发现空预器实际重量与设计重量相比减少6.25%，说明在重量上换热元件相差较大，烟气换热效果与实际存在一定差异。尾部吹灰器因素：锅炉尾部吹灰器采用激波脉冲吹灰器，设备由哈尔滨新世纪电站设备有限公司生产。由于原设计采用一拖三的方7式，设计不合理，吹灰效果一直无法满足现场需要，严重影响尾部受热面的吹灰效果，降低了受热面的换热效果，增加了排烟温度。针对上述情况，我公司在#5、#6炉大、小修期间采取了如下改造措施：更换了空预器传热元件，由于原DU3板型实际换热效果与理论计算有较大出入，因此将原有热端DU3板型传热元件改为换热能力更高的FNC板型，高度从150+900mm加高到1100mm。并对密封片进行改造，将空预器漏风率由修前的12%降低到5%以内，为此修补了冷、热端扇形板并调整到合理位置；冷、热端密封片更换为柔性密封装置；并对空预器进行了反转改造，提高了一次风温。对尾部吹灰器进行了改造，增加了16套控制柜，将原一拖三形式改为一拖一和一拖二，确保了设备的可靠投入及使用效果。（4）机组脱硝的配合：集团公司以及国家环保部门要求2014年锅炉脱硝工作全部成，6台锅炉全部在两年内实施脱硝，工作量大，难度较大，在发电形势紧张情况下，铁岭公司如何解决生产施工矛盾，如何协调施工与发电的矛盾，做好科学管理。妥善安排现场施工时间。如何保证现场设备正常生产，确定明确技术措施，做好防范措施，落实烟气系统接引科学安排在小修期间完成。针对华电工程在脱硫项目中的问题，做好方案审核工作，完善整体项目的合理性，完成国家脱硝要求指标，降低污染物排放。3、电气专业工作（1）利用春检时机，加强配电、变电设备治理。包括：500KV8高压设备、铁东I、II线路保护、220KV高压设备、铁调甲线及公用380VPC、MCC、公用变、补给水甲乙线路、开关等，以及各片区所有的电缆桥架、电动机、控制箱、检修箱的卫生清理、螺丝紧固、防雷设施和接地装置试验、缺陷消除和预防性实验等。期间对2台变压器油面低补油，消除隐患抽屉开关2处，消除渗油变压器1台，消除高压开关柜接地刀闸机构故障及梅花接头松动3处，更换空气开关3套，更换按扭开关5套。输煤变压器综合保护合闸指示无显示处理，空压站2#干式变压器温控仪操作失灵及一组冷却风扇线圈坏处理，还包括500KV悬式绝缘子清扫及零值测试、铁东II线阻波器拆除等，消除了安全隐患，保证设备长周期运行。（2）高压电机精心组织检修、严把质量关。利用500KV系统停电的机会，对我厂公用系统的高压电机进行检查，重点为脱硫岛湿式球磨机电机、输煤胶带机、碎煤机电机。内容包括：定转子各部分及电机端盖检查，电机解体前测量定子绕组绝缘电阻、直流电阻，电机转子抽芯，电机内外各部位卫生清扫，电机轴承清洗检查，电动机检修后的回装，电机检修后测量定子绕组泄露电流及直流耐压、交流耐压试验、绝缘电阻及吸收比、直流电阻，电机的空载、负载试车。此外，完成32台低压电机的保养工作。（3）重视#6机组大修的质量控制，深入细致地做好大修前的准备工作，查阅设备运行记录和有关技术档案。包括运行日志、缺陷记录、事故和障碍异常记录与报告、出口短路的次数和情况等，统计分析电气设备在长期运行中负荷、压力、温度、温升和有关参数的超9标和异常变化情况，发电机和变压器出口短路发生后对设备进行检查试验的报告。对质量监督人员进行必要的培训，除了学习检修工艺规程、质量标准、安全工作规程和技术组织措施外，对没有参加过同类设备大修的人员，组织专门培训，掌握设备构造原理和检修工艺等。强化对检修质量的监督，严格执行验收制度。检修开始后，设备部、生技部电气专业“分工把关，