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DFP-变压器匝间轻微短路故障电流计算
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变配电试题2
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电力职业技能鉴定题库问答题小抄.doc 33页
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电力职业技能鉴定题库问答题1、 油浸变压器有哪些主要部件?
　　答：变压器的主要部件有：铁芯、绕组、油箱、油枕、呼吸器、防爆管、散热器、绝缘套管、分接开关、气体继电器、温度计、净油等。
2 、什么叫全绝缘变压器？什么叫半绝缘变压器?
　　答：半绝缘就是变压器的*近中性点部分绕组的主绝缘，其绝缘水平比端部绕组的绝缘水平低，而与此相反，一般变压器首端与尾端绕组绝缘水平一样叫全绝缘。
3、变压器在电力系统中的主要作用是什么?
　　答：变压器中电力系统中的作用是变换电压，以利于功率的传输。电压经升压变压器升压后，可以减少线路损耗，提高送电的经济性，达到远距离送电的目的。而降压变压器则能把高电压变为用户所需要的各级使用电压，满足用户需要。
4、套管裂纹有什么危害性?
　　答：套管出现裂纹会使绝缘强度降低，能造成绝缘的进一步损坏，直至全部击穿。裂缝中的水结冰时也可能将套管胀裂。可见套管裂纹对变压器的安全运行是很有威胁的。
5、高压断路器有什么作用?
　　答：高压断路器不仅可以切断和接通正常情况下高压电路中的空载电流和负荷电流，还可以在系统发生故障时与保护装置及自动装置相配合，迅速切断故障电流，防止事故扩大，保证系统的安全运行。
6、阻波器有什么作用?
　　答：阻波器是载波通信及高频保护不可缺少的高频通信元件，它阻止高频电流向其他分支泄漏，起减少高频能量损耗的作用。
7、电流互感器有什么作用?
　　答：电流互感器把大电流按一定比例变为小电流，提供各种仪表使用和继电保护用的电流，并将二次系统与高电压隔离。它不仅保证了人身和设备的安全，也使仪表和继电器的制造简单化、标准化，提高了经济效益。
8、电流互感器有哪几种接线方式?
　　答：电流互感器的接线方式，有使用两个电流互感器两相V形接线和两相电流差接线；有使用三个电流互感器的三相Y形接线、三相Δ形接线和零序接线。
9、电力系统中的无功电源有几种?
　　答：电力系统中的无功电源有：①同步发电机；②调相机；③并联补偿电容器；④串联补偿电容器；⑤静止补偿器。
10 、为什么要在电力电容器与其断路器之间装设一组ZnO避雷器?
　　答：装设ZnO避雷器可以防止电力电容器在拉、合操作时可能出现的操作过电压，保证电气设备的安全运行。
11、电能表和功率表指示的数值有哪些不同?
　　答：功率表指示的是瞬时的发、供、用电设备所发出、传送和消耗的电功数；而电能表的数值是累计某一段时间内所发出、传送和消耗的电能数。
12、对并联电池组的电池有什么要求?
　　答：并联电池中各电池的电动势要相等，否则电动势大的电池会对电动势小的电池放电，在电池组内部形成环流。另外，各个电池的内阻也应相同，否则内阻小的电池的放电电流会过大。新旧程度不同的电池不宜并联使用。
13、中央信号装置有什么作用?
　　答：中央信号是监视变电站电气设备运行的一种信号装置，根据电气设备的故障特点发出音响和灯光信号，告知运行人员迅速查找，作出正确判断和处理，保证设备的安全运行。
14、为什么电缆线路停电后用验电笔验电时，短时间内还有电?
　　答：电缆线路相当于一个电容器，停电后线路还存有剩余电荷，对地仍然有电位差。若停电立即验电，验电笔会显示出线路有电。因此必须经过充分放电，验电无电后，方可装设接地线。
15、什么是内部过电压?
　　答：内部过电压是由于操作、事故或其他原因引起系统的状态发生突然变化将出现从一种稳定状态转变为另一种稳定状态的过渡过程，在这个过程中可能对系统有危险的过电压。这些过电压是系统内电磁能的振荡和积聚志引起的，所以叫内部过电压。
16、220kV阀型避雷器上部均压环起什么作用?
　　答：加装均压环后，使避雷器电压分布均匀。
17、何谓保护接零？有什么优点?
　　答：保护接零就是将设备在正常情况下不带电的金属部分，用导线与系统进行直接相连的方式。采取保护接零方式，保证人身安全，防止发生触电事故。
18、中性点与零点、零线有何区别?
　　答：凡三相绕组的首端（或尾端）连接在一起的共同连接点，称电源中性点。当电源的中性点与接地装置有良好的连接时，该中性点便称为零点；而由零点引出的导线，则称为零线。
19、直流系统在变电站中起什么作用?
　　答：直流系统在变电站中为控制、信号、继电保护、自动装置及事故照明等提供可*的直流电源。它还为操作提供可*的操作电源。直流系统的可*与否，对变电站的安全运行起着至关重要的作用，是变电站安全运行的保证。
20、为使蓄电池在正常浮充电时保持满充电状态，每个蓄电池的端电压应保持为多少?
　　答：为了使蓄电池保持在满充电状态，必须使接向直流母线的每个蓄电池在浮充时保持有2.15V的电压。
21、为什么要装设直流绝缘监视装置?
　　答：变电站的直流系统中一极接地长期工作是不允许的，因为在同一极的另一地点再发生接地
正在加载中，请稍后...技 术 监 督 简 报TECHNICAL SUPERVISION BRIEFING内部资料 注意保密中国华电集团公司2010． 1总第 09 期TECHNICALSUPERVISIONBRIEFING华 电 电 力 科 学 研 究 院 编2010 年第 1 期TECHNICAL SUPERVISION BRIEFING（ 总 第 09 期 ）目【领导讲话】录姜家仁副总工程师在集团公司火电厂金属监督技术交流会上的讲话 1【监督管理】2010 年一季度技术监督工作总结……………………………………………………72010 年一季度各单位技术监督资料报送情况统计表……………………… 66 集团公司 2010 年一季度重大设备缺陷统计分析……………………………682010 年一季度环保实时监管总结……………………………………………………77【技术交流】管道支吊架失效及其对电厂安全运行的影响…………………………………83 600MW 机组锅炉侧节能降耗措施研究…………………………………………93【简讯】集团公司火电厂金属监督技术交流会在杭州召开…………………………98【法规标准】火电机组寿命评估技术导则…………………………………………………………99技 术 监 督 简 报TECHNICAL SUPERVISION BRIEFING【领导讲话】 姜家仁副总工程师 在集团公司火电厂金属监督技术交流会上的讲话（根据录音整理）大家好！ 很高兴参加这次会议，和大家进行一次技术监督方面的深入交流。这次由集团公 司安全生产部组织、华电电科院承办的技术交流会开得很及时、会议的针对性很强， 宣讲了金属监督新规程、支吊架验收规程，这也是当前我们存在问题比较多的两个方 面。电科院代表集团公司对 2009 年技术监督工作情况作了发布，这个总结是客观的、 全面的，指出了我们所做的工作、取得的成效、存在的问题和下一步需要进一步开展 的工作。这次会议请的专家档次很高、经验很丰富，对我们提出的问题都做了详细的、 精准的解答。 参加这次会议的有我们分支机构、还有一些电厂的技术监督管理人员，也有我们 金属监督专业人员，会议安排的这些内容肯定会对大家今后的工作实践起到很好的指 导作用。 我一直认为技术监督工作对于我们发电厂是十分重要的，我对技术监督工作也一 直在思考，我也想借这次会议的机会，和大家面对面地交流一下，谈谈我个人对技术 监督工作的认识和思考。一、技术监督工作现状大家知道，我国发电企业技术监督体系、工作方法基本是承袭了原苏联的监督体 系和工作方法，直到现在仍然有大部分还在延续，还没有根本性的、颠覆性的改变。 大家一方面对既成的方法比较习惯，另一方面至今尚未找到特别好的、推陈出新的监 督模式和办法，所以我们现在只能边摸索边改进，根据发展情况改进技术监督工作、 进行体系和制度建设。 改革之前和改革之后这二十几年，我们国家发生了天翻地覆的变化，但技术监督 体系没有大的改变。电力体制改革后，厂网分开，对我们技术监督工作影响最大的，1应该说是把原来负责技术监督工作的电科院分到了电网公司，这给我们的技术监督工 作带来了一定的冲击，发电企业对电科院失去约束力，但依赖性还很强，所以即使对 某些工作不满意，也无处诉说，无法根本改变现状。 集团公司成立后，对这个问题的认识逐渐清晰，也在抓、也在喊，但工作效果比 以前没有根本转变，这里面的原因是多方面的。一是，集团公司成立之后的较长一段 时间，主要忙于资产接收、自身发展、扭亏增盈等工作，在一定程度上影响了技术监 督工作的有效开展；二是，集团公司成立以后发展速度非常快，已经由成立时的 2500 万，发展成现在的 7600 多万，比原来增加了两倍多，这样就带来技术力量分散和流失 的问题，集团和集团之间、集团和地方企业之间，都存在一定数量的人员流动，虽然 我们也收购了一些电科院等单位和人员，但总的来说，还是流失的更多一些，技术力 量分散和流失，再加上新进人员的培训滞后于集团发展速度，总的来看我们的技术力 量被削弱了，这样就对技术监督工作肯定有一定负面影响。三是，随着容量的发展， 新技术、新材料、新工艺的应用也越来越多，接受、研究这些新技术、新材料、新工 艺需要一个过程，比如这次新实行的金属监督规程有很多我们原来没接触过的新材料， 象 T91、P91、P92 等等，这方面我们吃了不少亏，对它们的研究还有差距，对规律性 的东西还没有把握。四是，现行的机制存在不足。从各级领导签的责任书来看，最关 键的是利润、是效益，接下来才是安全。作为企业来说，抓效益没有错，突出效益也 没有错，但作为基层企业的领导应衡量这个问题，思考效益是怎么产生的，产生效益 的关键是要靠我们的物质基础，电厂赖以生存、发展壮大的物质基础主要是发电设备， 物质基础不雄厚，基础不牢，效益从何而来？所以对导向问题要有一个全面的认识， 不能单方面的抓效益，就效益论效益肯定是没有效益的。 上面这些原因使我们的技术监督工作受到了一定影响。但是从集团公司成立到现 在，集团公司、分支机构、电厂在力所能及的范围内还是发挥了各自作用，没有出现 因为技术监督工作不到位而发生重大的恶性事故。为此，应该向我们的技术人员、管 理人员表示感谢，感谢大家八年来在技术监督方面所做的工作以及为集团公司所做的 贡献。二、集团公司成立后在技术监督方面所做的一些工作厂网分开改革之后，集团公司十分重视技术监督工作，安全生产部一直在抓这项 工作，在推动这项工作；我们各分支机构、电厂也都十分重视这项工作，在现行标准2技 术 监 督 简 报TECHNICAL SUPERVISION BRIEFING下，大家也在积极开展这项工作，取得了一定成效。 根据当前的体制、面临的形势，集团公司一直在探讨技术监督最优的工作方法， 也一直在改进工作方法。我们摸索出的一个基本方法是按现行标准、以电厂为主、借 助社会力量来开展技术监督工作。具体如下： 1、集团公司在发布工作要求、健全相关组织方面做了大量工作，成立了各级监督 网络，明确了岗位和职责要求；在培训、人员到位、行使职能方面也都提出了相关要 求；组织了技术监督方面的检查，象环保监督检查、节能评价等，效果较好；举办技 术培训、交流，通过培训、交流，对大家素质的提高起到了很好的促进作用。 2、完善技术监督体系，开展技术监督工作的监督和指导。根据公司系统技术监督 现状，集团公司认为需要加强对技术监督工作的监督、指导，需要有更高层次的专业 机构对技术监督工作的开展情况进行监督。集团公司分管领导和安全生产部经过认真 的思考和反复探讨，还是决定成立一个监督机构，这个机构就设在华电电科院DD技 术监督部，这个技术监督部就代表集团公司安全生产部行使技术监督工作的监督与指 导的职能。经过两年多的运行，对技术监督工作的监督与指导作用还是有成效的，效 果比较好，这种方法是值得肯定的。同时，随着形势的发展和大家对我们工作期望的 提高，我们会进一步完善这个机构。三、下一步如何开展技术监督工作技术监督工作要解决的问题和其它许多工作的方法是一样的，我们要弄清楚为什 么要开展技术监督工作？怎么开展这项工作？谁来推动执行这项工作？什么时候开 展？按什么标准开展？由谁来监督开展？ 1、开展技术监督工作首先应坚持一个原则。 集团公司目前情况下开展技术监督工作要坚持的原则，就是要坚持“依法监督、 行业归口、发电企业自主监督为主、集团公司统一管理” ，这里所谓的统一管理实际就 是“一是监督、二是指导” 。具体来说就是“四个凡事” 。 （1）凡事有法可依。我们搞技术监督就是按标准、法规、细则办事，这是我们的 行事准则。 （2）凡事有人来做。监督标准，涉及设计、制造、安装、生产等过程，设计有设 计的规范，制造有制造的标准，安装有安装的要求，生产也有生产的规定，要做的事3很多，都由谁来做？做得怎么样？目前情况下，设备的制造缺陷很多，监造问题也很 多，安装问题也很多，虽然都验收了，但有些工作做没做、做的效果如何值得怀疑， 所以我们一方面要监督人员早到位、早监督，同时还要监督这些监督工作开展的如何， 电厂是业主，是技术监督的主体。 （3）凡事有据可依。规程要求做的试验、计划、执行情况、总结等都应归档，实 际上就是全过程质量管理。发现问题，一定要有据可查，谁干的？依据是什么？结果 怎么样？ （4）凡事有人监督。监督是必不可少的，监督就是要帮助我们少犯错、少出漏洞， 我们对此要有一个正确认识，要真正发挥监督的作用。 2、继续完善技术监督体系。 为进一步开展技术监督工作，需要继续完善技术监督体系，具体如下： （1）完善组织体系。集团公司宏观管控模式为三级管理，我们技术监督的组织体 系也应是三个层次：集团公司、分支结构、电厂。电厂里面还应该有自己的网络体系， 没有就是不健全，大家回去以后要认真对比，尽快完善。 （2）完善标准体系。技术监督工作中，标准体系建设至关重要。每年都有作废的 标准、新发布的标准，有强制标准、推荐标准，究竟怎么执行？我觉得这个问题很关 键，这是以后技术监督工作的重点，集团公司内部单位在标准执行上应统一，健全标 准体系。技术监督机构每年要把执行的标准体系通报给大家。 （3）完善管理体系。关键是要解决好什么时候做什么事、谁来做的问题，这些都 是靠制度来约束的，要根据集团公司八年发展经验和教训完善管理体系。 （4）完善评价体系。干了一年工作，干了一项重要工作，不能没有结果。工作过 程应予以监督，工作结果应给以评价，要弄清工作成效是什么、问题是什么、怎么整 改，监督评价体系是必不可少的。 3、明确定位和职责 技术监督工作也要明确 “由谁干？怎么干？” 集团公司宏观管控模式为三级管理， 。 最基础的一级是发电厂。要对技术监督工作做出计划、工作安排，要监督过程的执行， 然后是对结果的确认和总结。我们还有一个帮手，目前来看就是各省的电科院。 第二级是分支机构。分支机构要按照集团公司的有关要求，指导、监督、协调本 地区的技术监督工作。协调我们区域内电厂之间的技术力量、社会力量，对整个区域4技 术 监 督 简 报TECHNICAL SUPERVISION BRIEFING内的技术监督工作进行计划和安排。 第三级是集团公司。集团公司的工作分为两块：一块是代表集团公司来行使监督 与指导工作的电科院（技术监督部） ，代表集团公司对各区域及所属电厂技术监督工作 行使监督与指导职能，监督计划的制订、完成的质量、总结，并进行统计、分析、归 纳、整理，发现问题，提出改进意见，在有能力、电厂有需求的情况下，电科院（技 术监督部）也可以代表集团做一些具体的工作；另外，就是配合集团公司对发电厂进 行检查、指导、评价。这两年，电科院（技术监督部）做了许多工作，发现了许多问 题，也积累了很多经验。第二块是集团公司，就是制定原则、统一标准，监督评价， 督促改进。 4、具体谈一下怎么做好技术监督工作。 （1）各级技术监督人员一定要端正态度。态度决定一切，我们一定要认识到技术 监督工作是一项严谨的、科学的工作，绝不是儿戏，能产生明显的安全和经济效益， 这项工作是很重要的，我们搞技术的必须严谨对待，不能自以为是，一定要按照有关 的制度、标准办事。 （2）进一步加强执行力。我们技术监督工作要按现行的标准、制 度办，标准、制度没有改之前，大家就必须执行。我们的执行力有差异，表现最突出 的就是技术监督计划、总结的报送，刚才报告中收列的火电厂一共 62 家，技术监督简 报中收列了 80 多家（含水电厂） ，其中有的电厂还全是空白，而目前集团公司内发电 企业一共有 115 家，其中火电厂 74 家、水电厂 41 家，大家可以看出还有多少家电厂 没有报送。计划和总结的及时报送，是集团公司开展技术监督工作的一种有效手段， 报送材料必须全面、及时。计划、总结没有报送的单位，要么是没有做、要么是不愿 意让人看、要么是不愿意被监督，这些就是突出的执行力不够。 （3）合理的机制导向。集团公司生产部要考虑这个事，把技术监督工作的完成情 况列入对分支机构、电厂的考核（如在星级企业评定中） ，技术监督内容要有，评分的 比重要加大，考核一定要量化，电科院要想个办法，拟定考核量化标准。 （4）创新方法手段。大家都看到了，这几年超（超）临界机组投产很多、很快， 我们集团现在已经有 600MW 级 18 台超临界、5 台超超临界机组，还有 2 台 1000MW 级 超超临界机组，有的技术、有的材料，制造厂都没消化，就大量地出来了，这就要求 我们必须针对新问题创新方法手段。 我们要坚持整体重视、突出重点的原则，抓重点问题、突出问题，深入研究深层5次问题。当前的重点问题是金属、绝缘、化学监督，象化学仪表投入率、废水排放合 格率给我们报的指标都很高，我觉得有必要进行检查，对事件的真实性进行现场求证。 （5）提高专业人员的素质。专业人员一定要有职业道德，一定要爱岗敬业。一是 责任心，二是能力，一定要通过自学、实践、虚心请教和相关培训、交流，提高自身 的技术能力。在专业培训和指导上，我们的机构和专家要发挥作用，电科院应承担起 责任，充分发挥自身作用。 另外，国资委最近一直在要求我们这些央企进行风险管理，而且是强制性的，我 们今后也要琢磨琢磨，我们这个技术监督工作也是一种风险管理。在方法上和风险管 理结合起来，通过风险管理促进我们的技术监督工作。 我今天说的都是我自己的一些认识、思考，希望以后有机会再与大家共同探讨。谢谢大家！二一年四月一日6技 术 监 督 简 报TECHNICAL SUPERVISION BRIEFING【监督管理】 2010 年一季度技术监督工作总结2010年一季度，技术监督工作围绕集团公司工作会议和安全生产专题会议提出的 工作目标,紧紧抓住影响发电厂安全、经济运行的热点和难点，拓展监督范围，加大监 督力度，规范监督行为，各项监督工作卓有成效地开展，为设备的运行、维护和检修 水平的不断提高，为机组经济技术指标的持续向好提供了保障，公司总体设备健康水 平平稳提高。一、技术监督总体情况1. 技术监督主要指标完成情况 指标名称 发电量 发电厂用电率 主保护正确动作率 热工保护投入率 “四管” 泄漏强迫停运 废水排放合格率 电除尘效率 脱硫效率 水汽 品质 合格 率 600MW 300MW 200MW 100MW 完成值 779.98亿千瓦时 6.34% 99% 100% 33次 100% 99.67% 92.81% 97.94% 98.59% 99.78% 97.27% 指标名称 供电煤耗 电气主保护投入率 继电保护误动 热工自动投入率 机、 炉外管泄漏次数 电除尘设备投入率 脱硫设施投入率 燃煤检斤检质 油质监 督合格 率 汽轮机油 抗燃油 绝缘油 完成值 328.37g/kwh 100% 2次 98% 1次 99.67% 97.97% 100% 99.86% 97.79% 100%从以上主要指标看，技术监督体系运转和主要工作开展情况良好： （1）系统各单位对技术监督工作整体认识较好，基本上建立了监督体系，以自我 监督为主，或依托地方电科院认真开展技术监督工作，机制完善，职责明确，体系运 转良好。7（2）各单位能够按照监督规程和集团公司有关要求把12项监督工作纳入到日常生 产、技术管理和设备检修、维护等实际工作中，对检查出的缺陷和问题，积极制定整 改计划和反事故措施，认真落实，注重实效。 （3）技术监督工作能够做到有计划、有措施、有检查、有总结。 （4）技术监督重点监控指标完成较好。电气主保护投入率100％、水汽品质合格 率97.27％以上、油质监督合格率97.79％以上，有力的保证了设备的安全运行。 （5）节能监督和节能管理成效突出。集团公司2010年一季度完成供电煤耗328.37 克/千瓦时，同比下降3.36克/千瓦时。 （6）环保监督工作得到加强。废水排放合格率 100％、脱硫设施投入率97.97% 、 脱硫效率92.81%，环保重视程度显著提高。 （7）充分利用生产与营销实时监管系统，监控机组运行情况，督促各发电厂对于 不安全事件认真分析原因，制定措施，重点分析典型事件。一季度共编发技术监督简 报1期、缺陷分析月报3期、环保监管周报13份、耗差分析月报3份，有力的指导了生产。 2. 机组强迫停运情况 一季度，运行机组共发生重大设备缺陷87项，其中停机类缺陷66项、降出力类缺 陷21项。停机类缺陷66项中，锅炉原因47项、汽机原因8项、电气原因6项、热控原因4 项、其他1项；降出力类缺陷21项，锅炉原因18项、汽机1项、电气1项、热控1项。 3. 技术监督总结报送情况 一季度应报送技术监督总结、报表的电厂98家，实际报送电厂共94家，其中火电 厂67家，水电厂27家，详见“2010年一季度各单位技术监督资料报送情况统计表” 。 4. 技术监督培训。 集团公司高度重视规程规范的宣贯工作和技术监督人员的培训工作，于3月底召开 了火电厂金属监督技术交流会，会上发布了集团公司2009年技术监督报告，宣贯了火 力发电厂金属监督和管道支吊架验收两个新规程，并就锅炉“四管泄漏” 、超超临界机 组管材应用特点以及电厂金属监督管理要求等热点问题做了讲解。二、各专业技术监督工作(一) 金属监督 2010 年一季度集团公司系统内电厂共发生承压部件泄漏 47 次，与上年同比增加 26 次；其中锅炉过热器、再热器、水冷壁、省煤器等四种受热面管共发生泄漏 42 次，8技 术 监 督 简 报TECHNICAL SUPERVISION BRIEFING与上年同比增加 26 次；机、炉外管等共发生泄漏 5 次，比上年同期持平（注： “四管” 泄漏次数增加较多与加强生产实时监管后掌握的数据更加完整有较大关系） 。 1. 锅炉“四管”泄漏情况统计分析 2010 年一季度集团公司系统内电厂“四管”泄漏 42 次，其中直接造成停机 33 次， 与上年同比增加 25 次，增加明显；600MW 及以上机组“四管”泄漏 15 次，占 2010 年 一季度“四管”泄漏总数的 35.71%，其中 14 次是 2006 年以后投产的超、超超临界机 组；循环流化床锅炉“四管”泄漏 11 次，占 2010 年“四管”泄漏总数的 26.19%；投 产不到一年的新机组“四管”泄漏共 3 次（其中直接造成停机 1 次） ，占 2010 年一季 度“四管”泄漏总数的 7.14%。 邹县、哈三、宿州、长沙、新乡、铁岭、广安、包头、池州、齐热、六安等 35 家 火电厂本季度未发生“四管”泄漏。截止 03 月 31 日，池州#1 炉“四管”连续 856 日 无泄漏非停，#2 炉“四管”连续 1017 日无泄漏非停。 2010 年一季度“四管”泄漏按泄漏部件分：过热器 14 次，再热器 11 次，水冷壁 13 次，省煤器 4 次。 2009 年一季度与 2010 年一季度“四管”泄漏按泄漏部件分类统计图2009 年一季度与 2010 年一季度“四管”泄漏按泄漏原因分类统计图92010 年一季度 “四管”泄漏按泄漏原因分： ① 磨损 15 次（其中：飞灰磨损 13 次、吹灰器吹损 2 次） ； ② 过热或材质老化 9 次 （其中： （超） 超 临界机组超温、 异物堵塞引起过热 5 次） ； ③ 拉裂（鳍片拉裂、固定块焊缝拉裂）5 次； ④ 与焊口有关的 10 次（其中：制造焊口质量 3 次、安装焊口质量 3 次、检修焊 口质量 3 次、焊口老化裂纹 1 次） ； ⑤ 管子制造质量 2 次； ⑥ 设计原因 1 次； 从泄漏原因看，飞灰磨损和蒸汽吹损、焊口缺陷、受热面超温过热或老化是造成 “四管”泄漏的三个主要原因，占了 2010 年一季度“四管”泄漏总数的 80.95%。 因此， “四管”防磨防爆的重点应该是：加强运行管理和燃煤管理，优化燃烧调整 和吹灰方式，以减少飞灰磨损和蒸汽吹损；适当增设壁温测点，严格监控锅炉各运行 参数及汽、水品质，防止超温、超压；加强超临界机组锅炉管蒸汽侧氧化皮的防治工 作；加强焊接质量的全过程控制和检验工作；做好停炉期间的防磨防爆检查。 2．机和炉外管泄漏情况统计 2010 年机、炉外管泄漏 5 次，按泄漏部件分： EH 油管破裂 2 次、低过联箱到前 大屏母管与小管连接处焊缝开裂 1 次、主汽管流量取样管座角焊缝裂纹 1 次、对空排 汽管根部角焊缝开裂 1 次。 机、炉外管道及 EH 油管、高温高压疏水管、温度压力表管等小管道的泄漏，不仅 会导致机组非停，还存在人身伤害的重大隐患。各单位金属监督工作应有明确的责任 人、到位的管理与考核制度、详细的滚动检查计划与验收规程、规范的检查与监督台 账，要做到有的放矢、防治结合，下大气力建立并形成符合本单位实际的长态机制。 3．其他重要金属部件失效情况 2010 年一季度，其他重要金属部件失效现象较多，主要有如下几类： （1）新机组首次检查性大修中，发现高中压汽缸存在裂纹、变形的较多，应引起 相关电厂的高度重视。如可门#3 机组首次检查性大修，发现高压内上、下缸喷嘴室进 汽套管内侧均有多条径向裂纹，且重点集中在右侧；高压内缸静叶持环顶部发现多条 环向裂纹，呈连续性分布，经对裂纹区打磨，裂纹最深的 14mm，还发现存在有些裂纹 表面短，打磨下去后变长，内部还有分岔的现象；可门#4 机组高中压缸也存在裂纹现10技 术 监 督 简 报TECHNICAL SUPERVISION BRIEFING象。芜湖#1 机组高中压汽缸变形；长沙#2 机组高中压汽缸变形。 （2）汽机叶片断裂或发现裂纹。如戚墅堰机组备用期间发现#2 燃机 S0 静叶 5 张 存在裂纹； 贵港 2A 小机末级叶片有一片断裂，另两片经探伤检查发现有裂纹；贵港 2B 小机末级叶片有一片已开裂， 计划 2010 年 6 月#2 机组小修期间返厂更换新型叶片； 宿 州 2A 小机末级叶片第 26 根断裂，返厂由生产厂家（与贵港小机同一厂家）免费更换 新型叶片及拉筋。 （3）个别承重结构或支吊装置失效。如毕节#1 炉石灰石粉仓倒塌，#2 石灰石粉 仓支架变形，原因为设计选用的钢材强度等级低，不宜做承重支架，现#1 石灰石粉仓 重建（大体结构完成） ，#2 石灰石粉仓支架加固处理（已完成） ；长沙#2 机组#3 高压导 汽管吊架埋铁脱落，设计要求预埋钢筋 9 根，但实际只有 4 根；部分电厂的少量支吊 架出现断裂、存在松脱或受力不正常现象和个别电厂发生多根高温紧固件断裂现象。 4．各发电厂金属监督计划及完成情况 截至 2010 年 4 月 20 日，报送 2010 年一季度金属监督总结的电厂共 87 家，其中 火电厂 65 家（含燃机电厂 5 家） 、水电厂 22 家，比上季度增加 14 家，从这 87 家发电 厂的金属监督总结、报表看，存在如下特点： （1）金属监督项目计划基本能够得到实施，邹县、襄樊、潍坊、蒲城、贵港、滕 州、内江、淄博等金属监督计划项目(不含因设备检修计划变更取消的计划项目)完成 率达到了 100％，重大设备缺陷处理率达到了 100%,机组检修时新焊口检验率达到 100 ％，锅炉压力容器定期检验率达到 100%，金属监督工作落到了实处。大方公司未完成 压力容器定期检查，应尽快安排补检；大龙公司部分压力容器注册证更换未完成。 （2）日常监督工作得到了重视和加强，如新乡、可门、襄樊、贵港、广安、铁岭 等电厂发现机组超温超压运行时，及时进行了处理，并制定了进一步防止超温超压的 具体措施，建立了超温超压记录台账。 （3）少数电厂所报“四管”泄漏次数与我们掌握的数据有较大出入；少数电厂的 金属监督工作还流于形式；有的电厂一季度只是开了一个会，迎接一次检查，日常工 作不见开展；吐鲁番公司金属专业总结只有一句话，共十个字。 5．各发电厂金属监督工作中发现的问题及处理情况 一季度，各电厂安排大修项目的较少，主要是安排一些小修以及制订大修计划、 为大修做准备，从平时了解的情况和各电厂上报材料看，各电厂通过落实一季度金属11监督项目计划和日常监督工作，检查发现、处理了大量金属部件存在的缺陷，消除了 一些重大设备隐患，有力地保证了主设备的健康稳定运行。 （1）受监金属材料及其部件、焊接材料的入厂检验，是金属监督工作要把好的第 一道关口。如蒲城公司本季度受监金属部件、配件等共进行了 13 批次入厂验收，其中 3 批次不合格，不合格率为 23.07％，不合格项分别为热力系统用管件、高压阀门及修 复后转动轴等三批次。 （2） “四管”防磨防爆检查，是金属监督工作的重点之一。防止“四管”泄漏工 作，必须从受热面布置、材质选用、管材质量、焊接质量、运行调整、水汽品质、燃 煤品质、检修管理等多方面着手，管好每个环节，真正做到全过程控制。 如邹县在#1 炉小修中，重点对冷灰斗处水冷壁管鳍片进行防磨防爆检查，发现 14 根水冷壁管鳍片与管子形成的角焊缝存在表面裂纹，且裂纹有向水冷壁管延伸的趋势， 将产生裂纹的鳍片割开，打磨表面裂纹，做表面探伤，对伤及水冷壁管的打磨后进行 焊补，并探伤合格。 莱城在#3、#4 炉小修检查中，割管检查发现末级过热器管子内壁氧化比较严重， 氧化皮呈多层分布，应严密监视管子氧化的发展程度。 （3）对各种疏水管等机、炉外管小管道的检查，是金属监督工作中不容忽视的重 要一环。如半山公司对#2 机余热锅炉再热蒸汽减温水后管道的疏水管材质进行普查， 发现疏水管角焊缝熔合线附近有长度为 110mm 的表面裂纹。 （4）针对国内 9FA 机组压气机静叶多次发生静叶断裂和裂纹事故，各燃机电厂进 行了同类型机组的预防性检查。如望亭电厂在#2 燃机扩大性小修中，发现燃机一静所 有叶片都有裂纹，每片叶片都有几条裂纹，但未更换，继续使用；压气机 S14 级静叶 有一片被异物击伤，局部开裂，由美国 GE 确定暂时不换，继续运行；在美国 GE 公司 对开缸部位的叶片进行荧光检查未发现异常的情况下，电厂金属监督人员用强光灯检 查发现 R13 级有一叶片中上部的进汽边被异物击伤，形成一个三角形缺口，缺口宽 8mm，深约 6mm，电厂和美国 GE 公司共同研究分析认为该缺陷必须处理，并由美国 GE 公司派现场工程技术人员进行打磨处理。 （5） 水电厂金属监督。 棉花滩在汛前小修期间，对#1、2、3、4 号机转轮进行检查，发现 4 台机转轮叶片 （出水边与上冠结合根部靠近泄水锥、叶片出水边与下环焊缝正面）均存在表面裂纹。12技 术 监 督 简 报TECHNICAL SUPERVISION BRIEFING东风在#4 机组汛前小修中，探伤发现：上机架有 5 处焊缝有缺陷（包括上机架油 槽底板） ，转子中心体焊缝有 12 处缺陷，下机架有 8 处缺陷。 6. 存在的问题 （1）金属监督管理不严，在过程控制和闭环管理上做得不够。计划的制定不够全 面、准确，计划执行上存在打折扣的现象；防磨防爆检查过程控制不严，缺陷处理不 能完全做到闭环管理。 （2）金属监督基础管理工作不够细，有些工作还流于形式。主要表现在：设备技 术台帐建立、更新不及时，监督网成员对活动的参与还不够积极，活动内容针对性不 强，新标准、规程宣贯不够及时。 （3） 部分电厂监督过程中存在重机组大小修检查检验、轻日常监督的现象，如 有的电厂主汽、再热蒸汽超温严重，金属监督人员没能及时发现、督促整改；有的电 厂四大管道支吊架状态严重异常，金属监督人员视若无睹。 （4）近几年投产的大机组，尤其是超、超超临界大机组使用新型钢材种类多、异 种钢焊接接头多，大量应用了象 T23、T91/P91/F91、T92/P92/F92、HR3C、SUPER304H、 TP347HFG 等新型材料，而对这些新型材料的高温特性、裂纹产生扩展趋势、金相组织 分级等都还不是十分明确，给金属监督工作增加了技术难度。 （5）部分超临界机组锅炉末级过热器管和高温再热器管均有大面积的氧化皮脱 落，防止和治理氧化皮脱落是当前技术监督的重点和难点。 （6）燃机存在问题较多，如某电厂燃机一级动叶涂层局部脱落和叶顶开裂的情况 较普遍；一级动叶进出汽边有在运行中被烧损的倾向；一级静叶每一片都发生开裂， 有的静叶开裂很严重，有局部脱落的可能。 燃机作为调峰机组启停频繁，对金属部件的疲劳损伤较大，加上受知识产权等因 素影响，使相关电厂对燃机的金属部件的材质使用情况不甚明了，给监督、检查、评 判造成较大的难度。相关电厂应采取如下措施：一是通过检修中的监督检查，逐步摸 清材质使用情况；二是通过 GE 技术资料信函和收集国内同类机组事故信息，结合自身 实际情况进行预防性检查；三是对检查发现可疑的部件做好技术记录进行跟踪监督， 定期复查；四是通过技术改造逐步完善。 7. 下一步重点工作 （1）加强 DL438-2009 等新标准的宣贯工作，并按新标准的要求及时安排受监部13件的检验检查工作及对设备健康状况进行清理，尤其是近几年投产的超、超超临界机 组中运用到的一些新型耐热材料制作的部件，对于其中的锻件、异形件、焊缝，特别 是其中的异种钢焊缝要建立专门的技术台账，制定滚动检验计划。硬度值明显低于标 准要求的部件，应尽早更换；更换前，应制定、落实安全运行措施。 （2）针对近年来“四管”泄露次数较多、EH 油管泄漏呈上升趋势的实际情况，各 单位应制订行之有效的防磨防爆措施及实施细则，并把每一个环节做细做实，切实做 好“四管”及机、炉外管泄漏防治工作，加强对炉内同类型受热面中大量出现的高合 金异种钢接头的检查检验工作，大幅度降低“四管”泄漏次数。 （3）加强对高温高压管道、管件及焊缝、支吊架的监督检查和日常监视，完善相 关台账。并利用机组大、小修和停备用时机对高温高压管道、炉本体、汽缸本体、压 力容器等一次疏水门前管道及焊口（尤其是角焊缝）进行测厚和探伤检查,发现问题, 应及时处理。 （4）加强对检验工作的监督。一是每年大、小修及其他定期检验的检验项目的制 订要更加系统、合理，既要考虑金属监督、锅检规程和集团公司防止电力生产事故重 点措施补充要求，又要充分掌握设备实际情况，做到有的放矢，统筹安排，做到不漏 项、不重复；二是对检验人员的资质、所使用的仪器、检验过程和结果进行监督、检 查，防止因检验人员原因造成漏检、误判；三是对抢修过程中的金属检验项目，应安 排利用最近一次停机时间复查。 （5）加强对锅炉、压力容器、压力管道、钢结构、输电线塔等承重、支承件及焊 缝检查，防止发生设备损坏，尤其要防止出现人身伤害等恶性事件。 （6）加强遗留缺陷的跟踪检查、监督运行工作。 （7）部分新建电厂对备品监督职责不明确，无完整的备品材料管理制度，使得对 材料的监督不到位，备品临用时不知其材质，给检修工作带来影响。相关电厂应尽快 制订材料管理及领用制度，加强对现有备品备件的鉴别，分类摆放，且挂上牌号；对 入厂材料进行严格监督，避免厂家错售，公司错购，物资错放，检修错用等情况发生。 （8）加强培训。要通过培训和相互交流提高金属监督主管人员的业务水平，通过 外出培训和厂内培训相结合的方式提高金属检验人员的责任心和检测水平，通过厂内 培训提高相关专业人员对金属监督工作重要性的认识。 （9）有新投产机组的电厂要加强对竣工资料的审查，发现有异常或疑问时，应及 时安排复查，及时消除设备隐患。14技 术 监 督 简 报TECHNICAL SUPERVISION BRIEFING（二）化学监督2010 年一季度共收到 80 家电厂报送的化学监督总结或报表，其中 65 家火电厂， 15 家水电厂，比上季度增加 5 家。部分电厂能够根据新的报送要求报送化学监督的相 关内容，但仍有少数电厂化学监督总结过于简单，无实质内容，希望引起相关电厂的 重视。现就报送总结中的相关内容总结如下。 1.水汽监督 共有 44 家电厂报送了 2010 年一季度水汽监督指标完成情况， 600MW 以上机组 （含 1000MW）24 台，水汽质量平均合格率 97.94%。300MW 等级机组（含 350MW、330MW，不 含燃机）44 台，水汽质量平均合格率 98.59%。200MW 等级机组 26 台，水汽质量平均合 格率为 99.78%。100MW 等级机组 22 台，水汽质量平均合格率为 97.27%，燃机电厂机组 13 台，水汽质量平均合格率为 99.33%.具体情况见附图 1-5，图1：600MW以上机组水汽质量合格率120.00 100.00 80.00 60.00 40.00 20.00 0.00邹 #7 县邹 #8 县蒲 #5 城蒲 #6 城望 #3 亭潍 #3 坊潍 #4 坊芜 #1 湖芜 #2 湖新 #1 乡新 #2 乡包 #1 头包 #2 头长 #1 沙长 #2 沙广 #61 安广 #62 安宿 #1 州宿 #2 州铁 #6 岭武 #1 乡武 #2 乡邹 #5 县图2：300MW等级水汽质量合格率102 10098 969492 908886 84 蒲城#1 蒲城#2 邹县#1 邹县#2 邹县#3 邹县#4 蒲城#3 蒲城#4 潍坊#1 潍坊#2 西塞山#1 西塞山#2 扬州#6 扬州#7 池州#1 池州#2 大龙#1 大龙#2 大通#1 大通#2 东华#1 东华#2 佳木斯#1 佳木斯#2 石门#3 石门#4 十里泉#6 十里泉#7 铁岭#1 铁岭#2 铁岭#3 广安#31 广安#32 广安#33 广安#34 铁岭#4 巡检司#6 巡检司#7 望亭#11 望亭#14 章丘#315邹 #6 县100.00120.0020.0040.0060.0080.000.00100.00101.00100.00100.5093.0094.0095.0096.0097.0098.0099.0096.5097.0097.5098.0098.5099.0099.50半山#1毕节#1扬州#5 富拉尔基#1 富拉尔基#2 富拉尔基#3 富拉尔基#4 富拉尔基#5 富拉尔基#6 红雁池#1 红雁池#2 红雁池#3 红雁池#4 军粮城#5 军粮城#6 军粮城#7 军粮城#8 牡二#4 牡二#5 牡二#6 石热#5 石热#6 卓资#1 卓资#2 卓资#3 卓资#4 清镇 黄石209毕节#2 阜新#1 阜新#2 阜新#3 阜新#4 攀枝花#1 攀枝花#2 章丘#1 章丘#2 淄博#3 淄博#4 十里泉#5 半山#4 半山#5 吐鲁番#1 吐鲁番#2 牡二#1 牡二#2 牡二#3 宜宾#11 宜宾#12半山#2半山#3戚墅堰#1戚墅堰#2望亭#1图3：200MW等级水汽质量合格率图4：100MW等级水汽质量合格率图5：燃机水汽质量合格率从水汽质量合格率来看， 总体合格率较高， 600MW 等级机组的水汽合格率相对低些。16望亭#2奉贤#1奉贤#2奉贤#3奉贤#4北热#1北热#2技 术 监 督 简 报TECHNICAL SUPERVISION BRIEFING山西武乡电厂机组的水汽质量合格率仅为 83%， 主要与机组刚投产， 水汽系统冲洗不彻 底有关，应加强机组启动前的冷态和热态冲洗，确保水汽品质合格，防止受热面结垢 和积盐。由于水汽质量合格率的统计的时段性和区域性，合格率不能完全反应各台机 组水汽质量情况，不能完全反应超标水质的运行时间和超标程度，因此各电厂在重视 合格率的同时要兼顾水汽指标的具体情况，防止“两高”现象出现，争取水汽品质达 到期望值。各电厂的具体情况如下。 邹县电厂#7 机凝水氢导一月份全部超标，最高 0.96μS/cm；钠超标共 571h，最高 55.76μg/L；硬度最高 3.90μmol/L，2 月份小修中发现 3 根换热管泄漏，封堵后开机 上述 3 项指标恢复正常。给水溶解氧超标 163h，小修检修除氧器开机后恢复正常。凝 结水溶氧超标共 413h 最高 95.67μg/L，调整后恢复正常。 包头公司热网交换器有轻微渗漏，导致给水、炉水、蒸汽电导率偏高。 哈三电厂600MW锅炉汽包内汽水分离器数量110个，只有其它电厂的一半，汽水分 离效果差，蒸汽带水严重，炉水中的磷酸根离子、氯离子等阴离子通过机械携带转入 蒸汽中，使蒸汽电导率升高。该厂通过调整运行参数，优化水汽质量等收到良好效果。 阜新煤电给水、凝结水溶解氧合格率偏低，主要原因是机组真空低，影响凝结水 除氧效果，此外，机组启动后负荷低，除氧器运行参数不稳定，影响给水除氧效果。 佳木斯公司一是凝结水溶解氧、给水溶解氧合格率偏低，由于#1、#2 机组凝汽器 严密性较差，空气漏入造成溶氧超标；热网疏水回收至除氧器造成给水溶解氧出现不 合格现象。二是凝结水、给水、蒸汽电导率合格率偏低，主要是由于热网疏水回收至 除氧器或是凝汽器造成凝结水、给水电导率出现不合格现象。 佳木期公司#1 机组汽水损失率为 2.74%， 机组汽水损失率为 2.85%； #2 影响汽水损 失率偏高的主要因素：部分热网疏水不合格不能够回收，造成了机组汽水损失率偏高。 灵武公司#1 机凝结水精处理#2 粉末树脂过滤器由于部分滤元端部出水孔裸露，在 铺膜后投运时，系统内氢导迅速超标，已更换不合格滤元。#2 混床失效后未及时停运， 除盐水箱水质二氧化硅污染造成了#1、#2 机组系统内二氧化硅超标。#1 炉包墙过热器 泄漏检修，启动时，锅炉负荷和压力变动较大造成系统内二氧化硅和氢导短时间超标。 齐热公司汽水损失较大的主要原因是锅炉定排门不严密漏流。 石门公司#1、 机组凝结水溶解氧经常达到 40 左右， #3 主要是因为凝汽器铜管存在 泄漏。#4 机组内冷水 PH 和铜离子出现超标现象，主要是因为#4 内冷水微碱化装置异17常退出运行，造成 PH 较低，影响铜离子的合格率。 广安公司二期发电机定冷水处理系统采用传统的小混床，其出水水质PH值低于7， 导致系统内存在微酸性腐蚀，铜离子有时超标。后改变阴阳树脂的配比能达到出水水 质在7以上，但由于原系统树脂储存罐容积仅50升左右，每次更换树脂后运行的周期较 短，基本上一个半月时间就须更换树脂一次，工作量大，运行费用高；且系统与大气 不隔离，受空气中的CO2影响较大，出水水质不稳定。 巡检司#6机凝结水溶解氧合格率较低，1、2月份分别为69.1％和51.9％，#7机内 冷水铜离子含量超标。目前，#6机凝结器空气管已进行了改造，3月份凝结水溶解氧合 格率已上升到91％，#7机内冷水系统已着手进行改造设计。 新乡公司 100%使用煤矿排水，因当地农民用水浇地，浓缩倍率合格率偏低。 西塞山电厂 3 月补给水处理#1 阴离子交换器树脂受到水中有机物污染，污染程度 为重度，经复苏处理后，恢复到轻度污染，出水水质、运行时间恢复正常。 2．酸、碱耗 本季度报送制水酸、碱耗的单位较少，从报送情况来看，各电厂的酸耗基本控制 在以 55.00g/mol 以下,碱耗控制在 65.00g/mol 以下，达到了集团公司达标要求。 黄石公司：2 月酸耗 70.1g/mol 碱耗 60.9g/mol，3 月酸耗 73.2g/mol 碱耗 61.2g/mol，酸耗偏高，可能是系统存在问题，碱耗正常。由于化学水处理系统改造后， 取消了前置设备，制水流程改变，从理论上，酸碱耗会增加 50％；新系统安装中存在 较多问题；新设备投运后还没有进行最佳运行工况试验，可能不是在最佳工况下运行； 树脂在装入阴阳床时带入了杂质，影响了出水水质，导致提前失效；由于管道质量问 题，系统存在腐蚀，腐蚀产物对树脂产生了铁污染，降低了周期制水量；设备启停频 繁，疏水量大，影响周期制水量；流量计不准，统计的制水量和实际的有差别；运行 人员缺乏经验，有些隐藏问题未发现，导致再生不合格，增加了酸碱耗。 3．在线仪表 有 28 家电厂报送了化学在线仪表 “三率” 情况， 化学在线仪表平均配备率 96.29%， 投入率 95.34%，平均准确率 95.767%。具体情况见下图。18技 术 监 督 简 报TECHNICAL SUPERVISION BRIEFING图6：化学在线仪表“三率”统计120.00 100.00 80.00 60.00 40.00 20.00 0.00 东华 军粮城 卓资 扬州 新乡 襄樊 西塞山 芜湖 潍坊 望亭 铁岭 广安 石热 武乡 蒲城 牡二 佳木斯 半山 北热 大方 大龙东华大通攀枝花富拉尔基邹县#1-4邹县#5-6邹县#7-8配备率投入率合格率从各电厂上报的数据来看，化学在线仪表的投入率和准确率处于较高的水平，但 从现场实际情况看，部分电厂对于仪表三率的统计缺乏规范的方法，报送数据存在失 真的问题。要特别强调的是，根据 DL/T677-2009《 火力发电厂在线工业化学仪表校验 规程》化学在线仪表应采取在线的方法来校验，但绝大多数电厂仍采用离线校验法， 对仪表的准确率有较大的影响。希望各电厂加强对仪表的在线校验工作。 4.油质监督 共有 32 家火电厂报送了油质监督方面的内容，汽轮机油、抗燃油、绝缘油油质常 规分析的平均合格率分别为 99.86%，97.79%，100%。具体情况见图 7。影响油质合格 率的主要因素有：汽轮机油的含水量、酸值超标、汽轮机油抗乳化时间超标、抗燃油 的酸值、电阻率、颗粒度超标等。各电厂的具体情况如下。图7：油质合格率统计105 100 95 90 85 80 包头 北热 长沙 大方 东华 吐鲁番 清镇 池州 邹县 淄博 卓资 扬州 西塞山 芜湖 潍坊 铁岭 广安 石热 蒲城 牡二 佳木斯 半山燃机 半山煤机 阜新煤电 望亭燃机 望亭煤机 富拉尔基 宿州 大龙汽轮机油变压器油EH油19阜新煤电攀枝花齐热公司#1 机组抗燃油水分超标原因为老式空气滤清器不能隔绝空气中的水分。 阜新公司#4 机组#1 给水泵油质颜色变化不正常，经过多次分析其他指标均正常， 目前正同厂家一起分析原因，同时增加分析次数，加强油质监督，确保设备安全运行。 襄樊公司各台机组主油箱油质水分超标次数较多，#2 机组 EH 油油质酸值超标， #3、#4 机组 EH 油水分超标， #3、#4 机组旁路油颗粒度为 8 级，#4 机组旁路油质酸值 超标，#5 机低旁、高旁油颗粒度为 8 级，已加强滤油。 西塞山公司#1 机抗燃油酸值超标，虽经滤油处理仍不合格，拟大修时换油。#1 汽 轮机油破乳化度曾超标达 47 分钟，经在线添加破乳化剂处理，破乳化度基本稳定。 铁岭公司#6 机组抗燃油酸值连续两月都超标，更换滤芯处理后，依然超标，最高 值达到 0.28mgKOH/kg,目前正在处理并继续跟踪分析。 邹县电厂邹鲁线电抗器 A 相的氢气和总烃一直在增长，至 3 月底分别达到 1192μ L/L 和 1710μL/L，原因为内部存在局部过热。 内江电厂#21、#22 机抗燃油中水分长期超标，且有不断上升的趋势，酸值偏大， 电阻率长期不合格，油质较差，影响机组安全运行。 普定电站：1 号绝缘油罐储油耐压不合格，原因是 PH 值超标，已严重劣化呈酸性。 电站已购买新油，计划换油。换油前加强对 22B 巡视检查和在上位机查看 22B 温度。 5.氢气、SF6 监督方面 25 家电厂报送了氢气质量情况，制氢站和发电机氢气纯度和湿度基本合格，其中 部分电厂氢气纯度和氢气湿度存在超标问题，导致氢气充放次数增加，补氢量增大。 潍坊公司#4 机氢气湿度合格率仅为 67.7%， 铁岭电厂#2、 机氢气纯度合格率仅为 65%， #3 85%，大龙公司#1、2 机的补氢率为 14.32%、31.26%，东华公司补氢率 24.5%。各电厂 要积极采取措施查找氢气质量不合格的原因，解决补氢率高的问题，保证发电机的安 全运行。各电厂的具体情况如下。 襄樊公司一季度出现了#4、 机氢气纯度相继偏低的情况， 5 已加强了对运行机组发 电机氢气纯度的的化验工作，发现氢气纯度偏低后及时联系充放氢至合格。#5 机因氢 气中含油，对在线和离线纯度分析仪表均有影响，人工用奥氏体分析仪分析合格，分 析纯度仪探头受油污染影响了分析的准确性。 铁岭公司#2、#4 机组发电机氢气纯度控制标准经过调整后合格率显著提高，但个 别机组还达不到相关标准。20技 术 监 督 简 报TECHNICAL SUPERVISION BRIEFING6.热力系统停备用保护 根据《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》 ，各电厂均在机组停、备期间 对热力系统进行了保护，采用的保护方法主要有：氨水碱化烘干法、热炉放水余热烘 干法、氨、联铵钝化法、充氮保护法、十八胺成膜法等。其中检修停用保护中比较成 功的有十八胺成膜法、拉真空保护法等。 上海奉贤公司机组为调峰机组， 1-3 月份大部分时间处于冷备用状态。 目前余热锅 炉 28 天左右进行一次热炉带压放水保养，存在保护间隔时间太长，效果不好的问题， 6-7 天左右热炉带压放水保养效果较好，但是因为天然气供应和上网调度等原因，6-7 天无法进行一次热炉带压放水保养。汽机 15 天进行一次抽真空保养，从去年机组大修 检查情况看，效果也不是太理想。今年准备进行热风干燥保养研究，该方法简单、使 用、保养方式灵活等特点，可以在冷备用期间进行烘干保养。建议电厂考虑采取更适 合调峰机组情况的停用保护方法，例如充氮法，抽真空法等。 戚墅堰公司#1 机组故障停机后，余热锅炉采用热炉放水后充氮保养方式，凝汽器 热井采用排空后通风吹干保养方式。化学监督对部分热力设备检查发现高压汽包、低 压汽包内部情况较好，中压汽包底部有积水，锈蚀情况较严重，检查发现是辅气一只 门内漏造成。凝器热井底部有积水、底部锈蚀情况严重，防腐层遭到不同程度破坏。 锅炉低省、高省内窥镜检查，低省管壁不光滑，有结垢腐蚀情况，联箱底部有少量垃 圾；高省管壁清洁，联箱底部有少量垃圾。 襄樊公司#1 机组停机时间近四个月，停机时因故没有进行化学加药保护，热力系 统腐蚀严重， 月 22 日 8： 3 43#1 炉锅炉点火后凝结水、 给水和炉水的 Fe 含量急剧升高， 严重超标，被迫大量排放高热焓水汽，点火后白中班就补水约 1000 吨。建议若以后机 组停机时间长且因故没有进行化学加药保护，应在锅炉点火前适当延长热力系统冷态 冲放时间，降低给水和炉水的 Fe 含量，减少点火后的热焓损失，在机组停机时间超过 7 天时应尽可能安排进行化学加药保护。 铁岭公司机组停炉均采用热炉放水，部分机组冲洗时间达到 30 小时以上至 4 天， 并网后水汽合格时间大于 8 小时。 7.机组检修中的化学监督 根据报送材料， 2010 年一季度共完成机组检修中的化学监督检查 台次， 重点检查 项目及发现的问题如下。21北京二热结合启动锅炉小修，对上下锅筒进行了检查，发现上汽包底部有少量积 水和泥，沉积物较少，汽包内壁表面呈红色，有轻微氧腐蚀，下汽包底部有少量锈渣。 经分析腐蚀主要原因为：停用期间保养不到位；启动时监督不及时，启动水质较差。 采取的措施为：利用本次小修机会，接压力水冲洗上、下汽包，冲洗后，清理汽包底 部；加强启动水质监督，加强停备用保养。 宿州公司#2 机小修：#2 机组小修自 2010 年 3 月 12 日开始至 2010 年 4 月 6 日结 束，化学监督人员对凝汽器、锅炉炉管、各类油系统进行了监督检查。检查发现的主 要问题有：炉侧#2A、#2D 磨煤机油质颗粒度不合格，#2 小机、EH 油颗粒度不合格，#2 电泵油水分不合格，脱硫系统增压风机油质运动粘度不合格；闭冷水系统#A、B 过滤器 内部整体清洁，滤芯整体完好无破损；凝汽器整体比较清洁，无异味，有少许遗留胶 球等杂物，进水室管板和管口呈不锈钢本色，无二次结垢、无腐蚀现象，出水室管板 和管口有轻微结垢，无腐蚀现象，水室金属内壁及拉筋防腐层腐蚀现象未加剧（对比 上次大修），各阳极板腐蚀较严重。 军粮城公司#7 机组小修于 2010 年 3 月 13 日开始至 2010 年 3 月 25 日结束， 对凝 结器和凉水塔检查的检查情况如下。 凝结器：甲、乙侧人口门处锌板腐蚀较重，水室内锌板腐蚀较轻 ；甲侧出口铜管 有 4-5 根管口内有沉积泥类物质（已照相） ，锌板腐蚀较轻 ；乙侧可见少数管口内有 少量杂物，锌板腐蚀较轻 ；其它部位未见腐蚀。 凉水塔：水池内有较厚的淤泥、部分填料，一次滤网附着许多杂物，二次滤网附 着少量杂物；塔内壁防腐膜有部分脱落，收水器较完整，有少部分没配齐气侧基本无 附着物 ，水侧有少量附着物，布水道有沉积淤泥。 望亭电厂#2 燃机扩大性 CI 小修化学监督情况：本次小修采用了热炉放水、加氨 ―联胺钝化烘干法对锅炉及给水系统进行保护，水汽系统检查未发现明显的水锈。 望亭电厂 14 号机组小修化学监督检查情况：本次小修采用十八胺成膜法对锅炉、 汽轮机和给水系统进行停用保护。汽包打开检查时，内部干燥无积水，表面无浮锈； 从割管内壁看，干燥无水迹、水锈。 存在问题：省煤器出口管、过热器管内壁有凹坑，深度均小于 1mm，为二类。 建议：加强除氧器运行的管理，确保除氧器的除氧效率；严格执行排污制度，确 保炉水质量；凝结水不合格要及时处理，严格执行水汽劣化三级处理；在用成膜胺进22技 术 监 督 简 报TECHNICAL SUPERVISION BRIEFING行机组停用保护的同时，确保及时进行热炉放水，以保证保护效果。 邹县#7 机组 2 月 1 日至 28 日小修，主要的检查情况： 水冷壁管：内壁呈灰色，氧化层较致密均匀。向火侧垢量 147.7g/ m2，沉积率： 46.6 g/（m2a） （从投产算起） 。2008 年大修时的垢量和沉积率分别为 132.9g/ m2 和 155.4g/ 2a） 沉积率已明显降低， （m ， 若仅从上次大修以来计算则沉积率为 8.46g/ 2a） （m ， 可见沉积率偏高主要与投产初期沉积量大有关。 闭式水冷却器和主机冷油器均使用循环水的板式换热器，其循环水侧均有淤泥沉 积，但淤泥量闭式水冷却器比主机冷油器明显要少。 凝汽器：进口水室整体较干净，仅底部及管端局部有少量小砂片、兰色填料、铁 丝等杂物；水室内壁及管板、管内无腐蚀无结垢，只有少许淤泥。出口水室内壁及管 板、管内较进口有稍多的淤泥，无腐蚀无结垢；底部、管内仅有零星杂物。进、出口 各水室内壁防腐层较完整。 邹县#1 机组小修：3 月 21 日起开始小修，主要的检查情况： 磨煤机、吸风机、送风机、增压风机、空气预热器等设备的油质，均合格。 凝汽器水侧：水室内壁及管板有薄层污泥，管头内有薄层污泥，基本无垢、无腐 蚀。出水室底部有少量杂物。进水管滤网上有少量碎填料。内部支撑和端盖局部有轻 微锈蚀。 定子水冷却器和主机冷油器;定子水冷却器管内、管板有较厚淤泥覆盖，而主机冷 油器循环水侧的淤泥量较少，发电机冷却器基本没有淤泥沉积。封头内壁及水室的腐 蚀情况较轻微。 8、技术改造和科技创新 邹县电厂：2010 年技改项目“#8 发电机加装内冷水微碱化装置”完成安装并投入 使用，水质指标符合相关的国家、行业标准。 9、存在的问题 （1）根据各电厂报送的技术监督总结的内容来看，火电厂中燃煤监督情况内容较 少，还需要引起各电厂重视，在下一次的报送中增加燃煤监督的内容。部分水电厂的 报送内容中缺少化学监督的内容或是内容太简单，需要加强。 （2）根据各电厂报送的水汽质量控制标准，部分电厂已根据 GB/T《火 力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》对本厂的水汽质量控制标准值和期望值进行了23修订，但有些电厂还在延用老标准，应及时修改相关标准。 （3）部分电厂提出化学监督人员的技术水平不高成为影响技术监督工作的一个因 素，需要加强相关人员的培训和取证工作。 （4）根据新 DL/T677-2009《火力发电厂在线工业化学仪表校验规程》要求，化学 在线仪表的校验应采取离线校验的方式进行，希望各电厂根据要求对化学仪表进行校 验，以提高仪表的准确率。 （5）从各电厂采取的停用保护方式来看，由于热炉放水处理方式的简单和方便， 大多数电厂均采用这种方式进行热力系统的停用保护，但是由于该方式仅适用于机组 的短期停运保护，对于长期停运机组保护效果不好，各电厂要根据机组停用情况采用 适合的停用保护方式。 （6）由于发电形式的原因，部分电厂在机组启动初期和水汽品质劣化时不能严格 按照相关规定进行处理，使得水汽品质下降，存在热力系统结垢和积盐的隐患。 （7）昆明公司#1、#2 机组投产以来，漏氢量一直超过厂家设计值 10 m3/d 标准， 需要进一步查找原因并采取有效措施处理。 （8）池州公司由于没有进行循环水加药量、加药种类及控制指标小型试验，加药 设备未投运。#2 机大修检查时已发现凝汽器内粘附了一些贝类、藻类，为防止、减少 凝汽器钢管的腐蚀及附着物的生成，增强其传热性能，需要对冷却水进行必要的处理， 尽快安排相关实验来确定循环水系统加药的种类、标准。 （9） 燃机化学监督方面还没有专门的国标、 行标， 尤其是检修时的监督是个盲点。 （10）近年颁发的化学监督新标准较多，包括燃煤采制化、汽轮机油、变压器油、 水汽质量等方面，需要进行及时通知和贯标。（三）节能监督1. 电厂经济及能耗指标 （1）2010 年一季度集团公司三大指标完成情况 截止 2010 年一季度末，集团公司总装机容量为 7608.58 万千瓦，较 2009 年同期 增加 702.62 万千瓦，增长率 10.17%，其中：火电 6239.00 万千瓦，增长率 4.35%；水 电 1263.96 万千瓦，增长率 42.14%。集团内电厂从 2008 年到 2010 年发电量、供电标 准煤耗以及发电厂用电率指标对比情况，见表 1。 2010 年一季度的发电量为
万千瓦时，比三年同期平均高 24技 术 监 督 简 报TECHNICAL SUPERVISION BRIEFING万千瓦时，比 2008 年同期高
万千瓦时，比 2009 年同期高
万千 瓦时；而 2010 年一季度的供电标准煤耗为 328.37 g/ KW?h，比三年同期平均低 5.06 g/ KW?h，比 2008 年同期低 11.82g/ KW?h，比 2009 年同期低 3.36g/ KW?h；2010 年一季度的发电厂用电率为 6.34%， 比三年同期平均低 0.03%， 2008 年同期低 0.15%， 比 比 2009 年同期高 0.07%。可见，集团内的各项经济能耗指标逐年改善，且改善幅度较 大。这主要体现在以下几方面：首先，是集团公司提出的“价值思维”先进理念引领 各电厂、个人的结果；其次，各电厂通过大力推进产业结构优化升级、推广高效节能 技术、推进循环经济发展及强化目标责任考核等。图100000? 0? 万千瓦时华电集团三年同期发电量比较图2008年 2009年 2010年 三年平均 图2 0000 0 万千瓦时华电集团三年同期供电标准煤耗比较图2008年 2009年 2010年 三年平均 25图3 华电集团三年同期厂用电率比较图6.6 6.5 6.4 6.3 6.2 % 2008年 6.49 2009年 6.27 2010年 6.34 三年平均 6.37表 1 一季度集团 公司火电 厂 经 济 及能耗指标 情况指标 发电量 (104KW?h) 供电标准煤耗 (g/ KW?h) 发电厂用电率(%) .93 340.19 6.49 .11 331.73 6.27 .58 328.37 6.34 三年平均
333.43 6.37 10 年与平均比
-5.06 -0.03（2）2010 年一季度集团公司供电标准煤耗情况 2010 年集团不同级别容量等级机组供电煤耗情况，见表 2。集团 1000MW 等级机组 共有 2 台，供电煤耗比 2009 年一季度低 3.61 g/KW?h；集团 600MW 等级机组共有 33 台，供电煤耗比 2009 年一季度低 7.30 g/KW?h；集团 600MW 超超临界机组共有 5 台， 供电煤耗比 2009 年一季度低 9.83g/KW?h； 集团 600MW 超临界湿冷机组共有 16 台， 供 电煤耗比 2009 年一季度低 5.41g/KW?h；集团 600MW 亚临界湿冷机组共有 8 台，供电 煤耗比 2009 年一季度低 8.70g/KW?h；集团 600MW 超临界空冷机组共有 2 台，供电煤 耗比 2009 年一季度低 16.36g/KW?h； 集团 600MW 亚临界空冷机组共有 2 台， 供电煤耗 比 2009 年一季度低 15.72g/KW?h； 集团 300MW 等级机组共有 73 台， 供电煤耗为 333.12 g/KW?h；集团 200MW 等级机组、135MW 等级机组供电煤耗见表 2。分析可知：淘汰小 机组，发展大容量、高参数机组是火电发展趋势，也是我国电厂节能一项主要措施。 表 2 2010 年一季度集团 不同容量等级 的供电 煤耗情况 表机组级别 1000MW 等级 600MW 等级 600MW 超 超 600MW 超 湿 600MW 亚 湿 台数 2 33 5 16 826容量(MW)
00供电煤耗(g/ KW?h) 290.01 314.41 305.44 309.37 317.41技 术 监 督 简 报TECHNICAL SUPERVISION BRIEFING600MW 超 空 600MW 亚 空 300MW 等级 200MW 等级 135MW 等级2 2 73 33 35590 331.47 331.01 333.12 357.45 362.79（3）2010 年一季度集团公司发电厂用电率情况 2010 年集团不同级别容量等级机组的厂用电率指标情况，详见表 3。2010 年一季 度集团公司完成发电厂用电率为 5.96％，同比增长 0.18％，其中：火电厂用电率完成 6.34%，同比增长 0.07％。 表 3 2010 年一季度集团 不同容量等级 的厂 用电 率情况 表机组级别 1000MW 等级 600MW 等级 600MW 超 超 600MW 超 湿 600MW 亚 湿 600MW 超 空 600MW 亚 空 300MW 等级 200MW 等级 135MW 等级 台数 2 33 5 16 8 2 2 73 33 35 容量(MW)
厂用电率(%) 5.35 5.58 5.49 5.10 5.01 8.44 8.06 6.19 8.64 8.18（4）2010 年一季度集团公司装机情况 集团公司火电机组 228 台，总容量 6239 万千瓦，平均单机容量 27.36 万千瓦。包 括：15 台燃机、2 台 1000MW 等级机组、33 台 600MW 等级机组，73 台 300MW 等级燃煤 机组、33 台 200MW 等级机组、44 台 100MW 等级（含 135MW 等级）机组、28 台 100MW 以下机组，详见图 4。272. 电厂节能工作 各电厂节能工作主要有：一方面，通过投资少周期短的措施――热力系统的检漏 和堵漏、改进机组的运行优化方式、预防性检修工作等；另一方面，通过机组性能试 验及设备技术改造等时间长、投资较多的措施。现将集团内部分电厂采用改善汽机效 率、锅炉效率、燃料管理、水油管理、用电管理等几方面的效果比较突出的节能技改 及新技术创新列举如下： （1）潍坊公司#3 机组冷却塔虹吸配水改造 改造前：#3 机冷却塔的配水管末段距塔壁还有一段距离，致使靠近塔壁的填料不 能有效利用，水塔冷却效率低于设计值；部分喷嘴安装距离偏大，有进一步增加喷嘴 布置的空间；部分管道设计不合理，无法实现全管段的均匀配水，造成配水不连续。 改造措施：增加冷却塔最外侧 PVC 管的数量，充分利用现有的冷却塔闲置空间； 在流量均匀分配的基础上增加最外侧喷嘴，以提高最外侧部分的淋水能力；增加部分 配水管流量分配器，达到连续配水，增加换热效果，提高冷却塔的出力，降低水塔的 出口循环水的温度。 改造后：采用闸板配水方式后，可有效地降低冷却塔出水温度，双泵运行时冷却 塔出塔水温能够降低 0.5℃左右，提高凝汽器真空 1kPa 左右，单泵运行方式下，真空 相比#4 机可提高 0.5-0.7KPa,循环水泵电流相对可以减少 40A 左右，节能效果明显。 （2）望亭电厂#14 炉高再加装声波吹灰器 改造前：2000 年改造时，由于安装位置不够使得高再处的吹灰器布置离高再管排 的距离仅有 250 毫米左右，吹灰时易将管子吹损减薄；历年检查发现多次吹损管子。28技 术 监 督 简 报TECHNICAL SUPERVISION BRIEFING改造后：经加装改进声波吹灰器后，低再处管子吹损情况明显好转。 （3）内江电厂改善真空 目前：机组负荷率高，热负荷较高；沱江河水位低，2 月份江边循环水泵房进水间 #1 旋转滤网，#7、#8 清污机故障，3 月份#1、#2 机清污机故障，造成循环水泵进水间 水位低，导致循环水量减小同时造成循环水母管进空气，2010 年#21、#22 机同时运行 时间相对较长， 使循环水量相对不足； 循环水质差， 端差较大， #22 机真空严密性较差。 改造措施：按定检制度做好水工设备定检工作，使设备处于良好状态；加强胶球 清洗，以减小凝汽器的端差；若停机时间长，则对凝汽器进行高压射流清洗；在停机 时，按规范的灌水找漏操作方法，坚持定期对真空系统进行高位灌水找漏，保持时间 尽量延长，认真消除发现的漏点；精心调整各低压轴封供汽压力。适当提高轴封供汽 母管压力，让每个低压轴封处向外冒汽，依次关小各低压轴封供汽分门，直到刚好不 冒汽为止，锁定分门开度，将轴封母管压力维持在试验值附近；运行人员对设备的巡 视检查精细到位，确保轴封冷却器有水位运行、轴封冷却器多级水封正常工作和真空 系统阀门开关位置正确。 （4）铁岭电厂建立、健全节能监督网 （5） 富拉尔基公司变频改造。 为了解决灰渣泵在不同工况下的经济运行问题， 二、 三月份先后对二期#2 灰渣泵、综合泵站#4 灰渣泵进行了高压电机变频调节技术改造， 目前二期#2 灰渣泵已经完成改造改造，正处于试运行阶段；综合泵站#4 灰渣泵改造改 造正在进行中。 （6）扬州公司 330MW 机组#62、#72 循环水泵电机改高低速。2010 年结合机组检 修，对两台循泵电机进行改造并进行优化运行试验确定合理组合，改造后预计可使循 泵电耗下降 20％，可使发电煤耗降低 0.8 克/千瓦时，节能效果明显 3. 节能工作中存在的问题 从各电厂总结及报表看，主要存在设备、专业人员的技术水平及管理方面的问题： （1）多数电厂存在燃煤问题，因受煤炭市场的影响――入炉煤质差，严重偏离设 计煤种，入炉煤热值低，导致磨煤机易卡涩、形成风粉短路，煤粉偏粗，这些因素都 会使着火推迟，火焰中心上移，燃烧不完全，飞灰和炉渣含炭量大。 （2）部分机组存在燃油用量上升问题。一方面是因为机组启停次数增多，使机组29启停用油量增加；另外，煤中水分含量高、粘度大，磨煤机入口易着火，致使在处理 过程中粉仓粉位难以维持，燃烧不好，稳燃耗油量大。 （3）多数机组存在厂用电率偏高问题。主要是由于制粉系统、风机及给水泵等辅 机的耗电率高而造成；另外，部分电厂由于电网用电量锐减，负荷经常带不满。 （4）多数电厂存在汽机热耗率偏高。主要原因有以下几点：高压缸效率低于设计 值；电除尘加热、轴封加热等辅助用汽损失；环境温度变化，造成冷端损失增加；设 备老化；系统内漏和外漏损失，如高压加热器、主蒸汽管道及定排门泄漏；冷端系统 中的凝汽器的清洁系数太低、凝汽器严密性不合格、凝汽器端差太大等。 （5）部分电厂存在机组负荷率低的问题。主要原因有外界负荷需求减少，机组利 用小时降低，停机备用时间较长。 （6）燃机机组存在问题：缺乏性能评估机制，对联合循环各部分的效率还不能量 化，无法对影响联合循环机组能耗的具体设备进行评价；燃机的天燃气供应不足。 （7）锅炉及风烟系统方面出现的问题：锅炉设计不合理，如再热器布置面太多， 导致再热器减温水量大；四管泄漏的非停事件比较多；锅炉的排烟温度高；风烟系统 如空预器漏风量大的现象比较多；锅炉制粉系统和燃烧系统存在缺陷。 （8）部分辅机故障，如脱硫系统 GGH、除雾器堵塞；一次风机、引风机变频故障。 （9）部分电厂节能意识还比较淡薄，节能的宣传和培训工作还需要进一步加强。 （10） 少数新厂没有节能降耗专项基金， 节能奖惩力度不够， 难激发职工节能热情。 4. 下阶段重点工作 下阶段重点工作主要有以下几方面： 1.持续改进节能制度，加大考核力度。不断改进节能管理和考核体制，结合实际 情况及时修订各项制度，强化执行力度，有效地促进节能管理水平提升。逐级层层细 化分解落实责任，促使监控指标压力层层下移，真正让考核制度管理来促进节能水平 管理的提升。 2.深入开展精细化管理，优化运行方式。一方面，持续做好单机运行方式优化、 启停机过程方式优化、主要辅机系统运行方式优化等工作，合理安排公用系统运行方 式，加强辅机用电运行监视，减少生产用电和提升发电效率，规范对外用电和非生产 设施用电的管理及检查，做到节约使用。以期提升发电效率，降低机组能耗；另一方 面，深入开展对标管理、节能评价，并对管理对标进行与设计指标的差距分析，拟定30技 术 监 督 简 报TECHNICAL SUPERVISION BRIEFING高效的整改措施和实施方案。 3.针对主、辅机设备存在的影响机组安全、经济、满发、稳发的问题实施技术攻 关，强化设备治理，提高设备运行的安全性和发电效率、降低能耗。 4.各电厂要配合集团、华电电科院做好节能技术监督工作，进行有关技术监督数 据整理、分析工作，并及时向集团及华电电科院。 5.尽量多的开展节能监督交流培训活动，不断更新节能监督管理技能、学习借鉴 集团内和集团外的先进管理经验。 6.加强技术监督指导，提升经济指标。积极开展节能技术监督网活动，加强节能 技术监督、指导、运用，及时应用和推广新技术，促进节能降耗深入开展；组织召开 专题研讨会，挖掘节能潜力，认真分析设备自身状况及运行工况，提高运行经济性。 7.结合集团公司节能评价整改工作，认真落实好各项节能整改项目；做好计量器 具的检查工作。 8.提高机组负荷率。要加强与电网公司沟通，努力提高机组负荷率。（四）环保监督2010 年一季度共有 51 个电厂报送了环保监督总结，其中 42 个火电厂，9 个水电 厂。多数单位可以根据新的报送要求填报技术监督总结，少数电厂对于监督总结不够 重视，报送的内容过时或是失真，希望相关电厂严格按照环保监督的有关要求执行， 加强指标管理，分析指标偏差的原因，制定整改措施，保证环保设施的正常高效运行。 现就一季度环保监督工作总结如下。 1．环保指标完成情况 共有 42 家火电厂报送了全部或部分环保指标完成情况， 根据报送单位的情况统计， 废水处理设施的投入率大于 98%，废水排放合格率 100%，有 12 家电厂实现了废水的零 排放；电除尘的投入率平均值达到 99.67%,除尘效率 99.41%；脱硫装置的投入率达到 97.97%，脱硫效率 92.81%；烟气污染物排放合格率 100%,CEMS 投入率 100%，准确率 96.38%；生产及工作区域噪声达标率 100%；电磁污染合格率 100%；粉煤灰的平均综合 利用率 66.95%，石膏的平均综合利用率 65.81%。 通过电厂报送的环保指标完成情况来看，电除尘和废水设施的运行情况较好，大 部分电厂的脱硫装置运行情况达到环保要求，在粉煤灰和石膏的综合利用上，不同区31域之间利用率差别很大，有些区域的利用率很低，比如北方地区冬季施工减少，部分 水泥厂停产或减产，导致利用率下降。希望这些区域采取有效措施，扩大粉煤灰和石 膏的利用率，减少固体废弃物污染，提高企业效益。 2、影响环保指标的原因分析 各电厂影响环保指标的主要原因有以下几种。 （1）受市场来煤波动大的影响，电厂的配煤掺烧工作困难，出现部分掺配不均， 导致短时间入炉煤含硫量偏高，使脱硫效率下降的现象。 （2）部分单位入炉煤偏离设计值较大造成锅炉负荷波动，电除尘和脱硫装置入口 烟气品质达不到要求造成脱硫装置短时间退出运行，使电除尘和脱硫装置投入率下降。 （3）安装有 GGH 的电厂，GGH 堵塞造成的脱硫装置出力不足或是停运也是造成脱 硫投入率、脱硫效率下降的主要因素。 （4）个别电厂燃煤灰份远高于设计煤种，造成电除尘超负荷运转，出口烟尘浓度 超过脱硫装置入口要求，造成脱硫 GGH 运行周期缩短堵塞严重、除雾器管易挂浆污堵、 浆液出现中毒现象等危害，影响脱硫装置的正常运行。 （5）环保设施的设备缺陷造成系统不能正常运行也是影响环保指标的一个主要因 素。主要设备缺陷表现为增压风机故障、吸收塔泄漏、浆液循环泵磨损、氧化风机出 力不足、喷咀堵塞、除雾器堵塞等。 （6）个别电厂反映，脱硫装置的防腐层破坏，吸收塔、烟道以及设备腐蚀情况严 重，影响系统正常运行。要求各电厂重视环保设施建设期间的防腐工艺验收，注意运 行过程的合理调整，防止出现大的腐蚀泄漏事件。 （7）脱硫剂的质量差也是影响个别电厂脱硫效率的一个因素。各单位要重视脱硫 剂的验收工作，根据标准要求对脱硫剂进行检验。 3、环保设施技改、检修和运行工作情况 根据本单位环保监督工作存在的问题，各电厂积极查找原因，寻求解决措施，全 面或是部分解决了存在的问题，保证了环保设施的正常运行。现将有关电厂的相关工 作总结如下。 半山公司环保技改项目“露天煤场加装防风抑尘网” ，已完成可研报告并报集团公 司。待集团公司审批后，将进行招标工作。 在烟囱上增装“脱硫烟气在线监测系统” 项目，集团公司已批准并下达技改费用。公司正在进行系统选型和安装调研工作。 石热公司针对采暖期煤质差，脱硫运行不稳定、出现二氧化硫短暂超标的问题，32技 术 监 督 简 报TECHNICAL SUPERVISION BRIEFING公司一方面从采购入手，尽量多进低硫煤，加大掺烧力度来降低入炉煤硫份；另一方 面公司组织多次召开了二氧化硫排放达标协调会，制定了并下发了《二氧化硫达标的 保障措施》 ，要求#21、#23 炉两台石灰石风机同时运行（原设计为一运一备，需热控修 改逻辑） ，取得明显效果，尤其在 3 月 16 日后，日均值达标率达 96.9%。 铁岭公司针对#3、 机组脱硫浆液循环泵减速机温度高、 #4 振动大问题将原有的#3、 #4 脱硫系统浆液循环泵减速机更换成 SEW-传动设备（天津）有限公司生产的 1C250N 型减速机。#3、#4 机组脱硫目前运行较好，但部分易泄漏、易腐蚀及易磨损的设备及 管路对脱硫投入率及效率有潜在影响。应进一步加强脱硫设施的运行、维护管理，加 强日常巡视，发现问题及时处理。 芜湖公司针对频繁的 GGH 堵塞问题，对 GGH 吹灰方式由压缩空气吹灰改为蒸汽吹 灰，正在检验实施效果，并制定了防范措施，每次根据停炉检查情况及时聘请专业清 洗队伍，对 GGH 传热片进行冲洗。#2GGH 上部轴承定位板脱落，已将上部轴承进行了更 换。针对运行过程中短时间出现严重超出设计出力问题，已通过环保技术监督通知单 的形式，通知各责任部门，采取措施。发电部根据入厂煤的煤质情况，加强入炉煤的 掺配掺烧； 维护各部门加强设备维护， 保证脱硫系统设备处于可控在控状态。 针对 CEMS 系统短时间出现数据异常现象，重新制定了《关于加强 CEMS 系统运行、维护管理补充 规定》 ，规定了每天详细的巡检内容等系列工作。针对斗提机链条频繁断裂事件，要求 发电部、物资部加强石灰石质量管理，锅炉维护部加强设备维护；发电部加大巡检力 度，准备 4 月份更换链条。 巡检司公司一季度石灰石粉氧化钙含量偏低，不仅影响脱硫效果，而且导致除尘 效率下降。电厂加大了对石灰石粉的检查力度，并要求供货单位进行整改。#6、#7 炉 烟气氧量时常出现波动，难以保证二氧化硫稳定达标排放，运行加强调整，保证烟气 含氧量稳定。由于受季节变化影响，煤场、灰库及灰场经常出现扬尘，生产部门充分 利用现有压尘设备进行治理，将扬尘污染降低到最小程度，避免发生环境污染事件。 扬州公司针对脱硫 GGH 压差大的问题，积极寻找合适的蒸汽吹扫气源。经过比较 筛选，最后选择了在供热管网上接入，确保了蒸汽品质。经过近 2 个月的运行，困扰 多时的 GGH 压差大现象得到了明显的好转。 阜新公司借鉴其他循环流化床机组脱硫经验，为了提高机组脱硫效率，在输煤系 统增建一套石灰石投加系统，目前尚在调试中。公司建立健全环保监督网络及相应的33环保监督制度并严格执行，公司各级人员高度重视环保工作，并将环保设施的检修及 运行维护纳入机组主设备管理范围，提高了设备运行可靠性。 大方公司出现吸收塔入口积垢现象：脱硫随机组停运期间，对吸收塔入口检查时 发现有大量的石膏结垢，严重时造成 GGH 换热面的堵塞。处理结垢时，分析认为有两 种原因，一是烟气在吸收塔内与石灰石浆液洗涤过程中产生大量的泡沫接触，造成入 口积灰；二是脱硫系统在启动过程中，增压风机程序控制未启动，烟气入口挡板门未 打开，还没有烟气进入脱硫反应塔时，循环浆液泵就过早启动，形成不了烟气和浆液 的干湿界面，同时脱硫系统停止过程中循环浆液泵停止程序是在增压风机、进出口烟 气挡板门操作结束后。改进的措施：根据脱硫效率一方面将吸收塔的运行液位设定值 降至 10 米以下运行，另一方面启动脱硫系统过程中首先运行一台循环浆液泵，待系统 正常后根据烟气量再启动备用循环泵，停止时根据增压风机的导叶开度、烟气流量、 入口 SO2 含量，停止一台或二台循环浆液泵运行，缩短吸收塔内由于没有烟气接触浆 液所循环的时间，同时调整吸收塔入口冲洗水的运行方式，经过一段时间运行，检查 吸收塔烟道入口没有发现严重积垢。 大方公司 GGH 换热面的阻力：#1、#2 脱硫装置旁路挡板门关闭，全烟气脱硫运行 中，增压风机导叶开度 95%时入口压力时常出现正压情况，GGH 差压上升到 1.0Kpa 以 上，对机组安全运行构成了一定的威胁。针对这种情况，我们利用脱硫系统停运期间 加大对 GGH 离线大流量冲洗水次数，另外对 GGH 的吹扫气源及吹扫方式进行改进，通 过观察 GGH 换热面的阻力明显降低，GGH 差压维持在 0.65KPa 左右。 大方公司真空脱水皮带、滤布运行中易跑偏：真空脱水皮带机是间断性运行工作， 运行中时常出现跑偏报警信号，脱水系统跳闸，严重影响脱水系统正常运行。分析原 因可能一是石膏旋流子内部磨损或浆液分配不均，使滤布受力不均，在行走中产生位 移；二是脱水滤布冲洗水喷嘴堵塞，冲洗不净，使脱水皮带机下口的托棍带有浆液黏 附，产生打滑跑偏；三是脱水皮带或滤布在接头处对接不好，产生错位等影响脱水皮 带机正常工作的因素。真空皮带机安装自动纠偏装置，运行中选择定期冲洗托棍可以 帮助改善跑偏现象。 北京二热#1、#2 余热锅炉的两台脱硝风机存在振动大问题，已联系设备供货商予 以更换，预计 6 月份解决。 长沙公司脱硫系统设备斗式提升机因传动链条老化、频繁出现断裂导致石灰石卸 料系统极其不稳定。因设备故障导致卸料量少，但日耗量又大，脱硫石灰石仓储料明34技 术 监 督 简 报TECHNICAL SUPERVISION BRIEFING显不足，影响脱硫设施的正常运行。公司采取紧急措施，通过吊车进行卸料，不分昼 夜，多次将斗式提升机链条断裂缺陷及时处理，并加强斗提机底部清料，逐步更换旧 链条，取得了阶段性的明显绩效，减轻了环保压力。 4、存在的问题： 通过对各电厂环保监督总结的汇总分析，主要存在一些共性和主要的问题。 （1）废水处理方面：个别电厂脱硫废水的处理系统不能正常运行，直接排入灰水 系统，虽然经过稀释后未超标排放，但仍存在环境污染隐患。 建议相关电厂重视脱硫废水处理系统设备的维护和保养，提高脱硫废水处理系统 的投入率，保证系统出水的合格率。 （2）烟气处理方面：电除尘效率偏低的问题。个别电厂反映由于入炉煤灰分含量 的增高，电除尘出口烟尘浓度高造成脱硫系统入口烟尘浓度超标，造成浆液起沫、中 毒等问题，降低脱硫系统的脱硫效率，引起除雾器及 GGH 堵塞，给脱硫设备的安全和 经济运行造成负面影响。 GGH 堵塞的问题。对于安装有 GGH 的脱硫电厂，GGH 堵塞仍是影响脱硫设施正常运 行的一个主要因素，个别电厂甚至已成为影响脱硫装置运行的制约因素。 入炉煤含硫量高于设计值导致脱硫效率下降，脱硫厂用电率上升。随着煤炭供应 市场化的加深，部分电厂，特别是煤资源缺乏或是高硫煤区域的电厂，入炉煤的含硫 量高或是入炉煤种多，造成配煤困难，煤质变化快，导致脱硫系统入口 SO2 浓度超过设 计值或是 SO2 浓度的变化频繁，使脱硫效率下降，出现间断排放超标、厂用电率升高、 石灰石用量增加等现象。 建议相关电厂认真组织诊断和分析烟气处理系统中存在的问题，制定整改措施， 切实提高除尘装置和脱硫装置运行的可靠性和经济性。制订规范的运行和分析规程， 确保入厂石灰石的纯度和活性达到要求，各种设备出力达到设计标准，定期进行 GGH 的吹灰和冲洗，参考相应电厂的有效经验，可考虑蒸汽吹灰等措施。定期对浆液和废 水进行分析，定期进行旁路挡板的开关试验，保证旁路挡板的正常开关，提高密封风 机的投入率，防止旁路挡板漏风造成湿烟气对烟道及增压风机叶片的腐蚀。积极改善 煤源，切实做好配煤掺烧工作，降低入炉煤的含硫量，保证脱硫设施的正常运行。 (3)粉煤灰及脱硫石膏综合利用方面： 从各电厂报送的综合利用情况来看， 个别电 厂的粉煤灰综合利用率及石膏的综合利用率很低， 甚至为 0， 不仅影响电厂的经济利益，35而且固体废渣的堆放也会对环境构成威胁。 建议相关电厂做好脱硫设施的运行调整，切实提高脱硫石膏的质量，积极开拓粉 煤灰及石膏的销售市场，提高企业的经济利益和环保效益。 （4）粉尘治理方面：个别电厂输煤系统的粉尘含量超标。主要原因是因为输煤系 统工作环境的影响，各类除尘器的投运率低，效率不足设备缺陷多，不能保证生产现 场粉尘的完全达标。 （5）CEMS 方面：个别电厂仍存在两台机组共用一套 CEMS 系统或是安装位置不符 合环保部门的要求的问题。建议各电厂根据相关标准和环保部的要求，及时整改。 （6）管理方面的问题：总结的报送问题。个别电厂报送的总结内容很少，有的只 有两句话，有的甚至是上个季度或是上一年的总结，反映了对技术监督工作的重视程 度不够。希望有关单位重视技术监督工作的总结，切实做好技术监督指标的总结和分 析工作，为安全经济运行打下基础。 部分电厂环保技术监督人员不固定，环保监督业务知识、仪器仪表操作技能有待 提高，监督人员还未实现持证上岗的目标。建议各电厂重视环保监督工作，确定环保 监督专责，并根据要求培训监测人员，做到持证上岗。 5、下一步主要工作 （1）加大环保设施的检修和维护力度，保证环保设施的投运率和效率。 （2）加快脱硫技改机组的改造进度。 （3）加强环保技术培训，完成在岗人员的取证工作。 （4）规范和完善集团公司环保监督总结的报送内容。 （5）各电厂根据环保部环保部正在修订的污染物排放标准，及时制订有效措施， 确保在标准实施后的达标排放。（五）锅炉监督在 2010 年 1 季度，通过实时监控系统监控到的锅炉专业非停事件共计 47 次，降 出力事件共计 28 次。引发原因绝大部分为四管泄漏，其次为煤质差。详见下图： 在 2010 年 1 季度，仅收到 16 家电厂锅炉专业的季度报表。 （详见附后的“2010 年 1 季度各电厂技术监督总结报送情况统计表” ）36技 术 监 督 简 报TECHNICAL SUPERVISION BRIEFING2010年1季度锅炉非停事件原因分类9% 17% 70% 4% 四管泄漏 煤质差 检修维护 设备质量2010年1季度锅炉降出力运行原因分类18% 煤质差 50% 32% 检修维护 设备质量本期还是按常规燃煤锅炉、燃气联合循环余热锅炉、循环流化床锅炉，分类介绍 各个电厂在生产过程中发生的问题和经验教训，望各电厂能相互借鉴和学习： 1．常规燃煤锅炉: 本季度共收到 14 家常规燃煤电厂锅炉专业的技术监督总结及报表，其中有山东滕 州新源、宁夏灵武、湖北襄樊完成得最为出色，四川广安、广西贵港、山东邹县、山 东莱城、江苏望