600mw机组大修措施（精选12篇）
要】：本文依据电厂设计的水质平衡，对电厂内部的水用户的用水情况进行统计分析，寻找问题“对症下药”。同时对全厂水资源和废水资源进行合理的调配，降低设备的耗水量，对全厂废水合理回用，尽量做到循环用水、梯级用水、一水多用。通过实施完善全厂水网监测系统，优化掌握全厂用水情况，提高水资源利用效率，把我们的电厂真正建设成为一个本质安全、资源节约、环境友好、具有一流竞争力的企业。
【关键词】：600MW火电机组，节水，研究
水务管理的思路和主要内容包括以下几点：
一、回归设计：按设计说明书中节水设计原则和方案调整各系统运行方式，达到设计标准和要求。
二、进行水平衡试验，找出潜在的节水效益点，减少不合理的用水方式和耗水，配备必要的用水计量关口表计，并定期校验。
三、优化运行，通过对全厂水资源和废水资源进行合理的调配，降低设备的耗水量，对全厂废水合理回用，尽量做到循环用水、梯级用水、一水多用。
四、提升管理，深挖潜力，采用新技术、新工艺，通过节能改造以及标准运行方式的制定、实施来降低可控耗水量。节水采取的措施及主要工作
几年来，沧东公司在深度节水方面采 取的措施和进行的主要工作如下： 1.1 回归设计
沧东公司的生产用水和生活用水按照系统划分成淡化水系统、生产水系统、化学水处理系统、除盐水及机组汽水循环系统、闭式冷却水系统、除灰渣水系统、煤场用水系统、脱硫用水系统、厂区生活水系统、消防水系统、废水处理系统、绿化用水系统12个子系统，自09年末实现4台机组商业运营后，对照设计说明，规范水系统运行方式，制定各系统用水标准和节水措施，逐步实现回归设计。
1.2 全厂水平衡试验
2010年09月份，四台机组全部投运近一年，为了查清全厂目前的用水状况，摸清全厂的取水量、用水量、排水量、耗水量及耗水分布，正确评价现在的用水状况，为对水资源的合理利用提供科学的数据，进行一次全厂水平衡试验，从平衡测试结果来看，在全厂总负荷率90.7%的情况下，全厂水系统取、用、耗等方面的整体水平不错，发电耗水率为0.203 m3/MW.h，但在本次测试过程中，发现了一些用水不合理之处：一期除渣系统用水方式运行不合理；煤场用水系统运行方式不合理，生产耗水量大；一期脱硫系统滤布冲洗水箱溢流量大、用水量分步不合理等，试验结束后均进行优化整改。2013年8月份，再次进行全厂水平衡试验，在90％平均负荷下，全厂发电耗水率为0.199，复用水率为96.2％，完全达到95％复用水率的要求，节水工作取得显著成效。
1.3 在实现回归设计基础上，根据全厂水平衡试验结果，对部分系统运行方式进行优化调整 1.3.1 一期亚临界锅炉连排方式调整 1、2号机组汽包锅炉连排按设计要求，连排流量为20t/h，平均每天排水达到960吨，锅炉补给水量相应增加，虽然设计考虑连排水回收至脱硫系统利用，但是汽包加热后的工质达到300℃排放，造成热源浪费，导致煤耗增加。公司对一期锅炉采用了固体碱化剂处理，连排方式进行优化。由原来粗放的连续排污方式，改为定期排污方式。根据GBT12145-2008标准要求控制：控制锅炉水质（炉水氢电导≤1.5us/cm）标准，平均每台锅炉每周连排开启一次，一次累积排放流量为300-400吨，每周节约除盐用水约6000吨。水价按6元折算，每周节约水费36000元。凝结水（压力3.5MPa，温度40℃）加热至汽包炉水（压力16MPa，温度300℃），忽略热损失，每吨水可节约标煤39kg，全年节约标煤约11147吨。
1.3.2 精处理运行方式细化
实现精处理混床氨化运行，短时间可提高处理水量，减少树脂再生酸碱消耗，考虑到在运行后期，易造成树脂吸附氯离子释放，造成炉水水质恶化，只能通过连排进行补救，增加了水耗，专业通过优化运行方式，监督炉水水质和混床出水水质，兼顾混床周期制水量，实现节水与安全兼顾。运行方式细化后，精处理混床周期制水量由原来18万吨，降至15万吨，运行周期由12天降至10天，混床再生次数由每月5次增加至6次，再生增加盐酸：2.5吨；液碱：1.6吨，再生水耗量300吨。对比两台机组连排损耗除盐水每周6000吨，每月近24000吨。两台机组精处理混床每月再生增加水耗600吨，实际每月减少水耗23400吨，扣除酸碱用量，不计降低煤耗，单节水费用一项，两台机组每月至少节约11万元。
1.3.3 辅汽供汽方式调整
沧东公司一期2×600MW亚临界机组，二期2×660MW超临界机组，为节省高品质蒸汽，规范了一、二期辅汽供汽，制定标准运行方式，正常情况下，一、二期辅汽联络门开启，全厂辅汽系统由一期四抽供汽，二期四抽、冷再管路备用。
1.3.4 海淡供汽标准运行方式
一期两台亚临界机组额定抽汽量250t/h，最大抽汽量400t/h，二期两台超临界机组额定抽汽量50t/h，最大抽汽量100t/h，为保证运行经济性，制定海淡供汽的标准运行方式并严格执行。正常由一期机组抽汽带海水淡化装置运行，二期机组供汽管路备用，特殊工况下由值长视机组实际情况，及时合理调整供汽方式。
1.3.5 针对脱硫系统水耗高情况组织专题会议，分析原因，采取对策
（1）由于净烟气带走的水蒸汽占脱硫水耗的绝大部分，增加入口含湿量和降低入口烟气量可以明显降低吸收塔蒸发水耗，是整个脱硫系统节水的有效手段。根据西安热工院燃烧调整试验结果，通过采取合理调整锅炉配风、降低锅炉氧量，系统运行方式优化等措施，明显降低脱硫系统水耗，目前一、二期脱硫耗水量为364 m3/h，较设计值（560 m3/h）低196 m3/h。
（2）海水淡化主要产品为淡水和蒸汽的凝结水，原设计海淡凝结水主要用于除盐后的锅炉补给水，但随着锅炉定连排方式的改变及海淡制水能力大幅提升，海淡凝结水量大幅增加，为合理利用，对脱硫供水系统进行改造，海淡凝结水在满足除盐制水前提下，其余全部用于脱硫补水，不足部分采用生产水，这样脱硫系统补水由原设计的一路生产水，变更为生产水和海淡凝结水两路。
1.3.6 灰渣系统用水优化
（1）一期两台机组为水力除渣，原设计两台渣仓析水全部排放至化学工业废水处理系统，现已直接回收至捞渣机补水。
（2）二期两台机组为干排渣系统，炉底密封原设计为水封，现全部改为机械密封。（3）二期灰库气化风机冷却水出口，原设计为外排地沟，现全部回收至脱硫工艺水箱。1.3.7 输煤系统深度节水
（1）输煤系统喷淋抑尘加湿装置实现自动功能，由煤流信号控制加湿抑尘装置，即减少运行人员操作量又大大减少了加湿水量，由设计的130m3/d，降低到目前50 m3/d。
（2）严格控制输煤系统冲洗用水量，煤场斗轮机行走站台冲洗由每天冲洗一次，改为三天冲洗一次；同时地面卫生不再进行水冲洗，采用擦洗方式，由原来的2次/天，优化为1次/天。
1.4 提升管理，深挖节水潜力 1.4.1 全厂水网监测系统实施完善
为优化全厂用水情况，达到节能降耗要求，多年来沧东公司一直持续开展水平衡优化工作，定期进行水平衡试验，通过对全厂水资源和废水资源进行合理的调配，降低耗水量。但由于以往系统运行方式未真正实现标准化、加之用水计量关口表记不全以及表记测量精准度差等基础因素影响，导致以往水平衡试验数据、报告存在一定偏差，对用水综合分析缺乏指导意义。沧东公司地下管网全部采用直埋式布置，受管材、沉降等因素影响，随着运营时间增长，地下管网泄漏情况时有发生，且不易发现。为深度节水，对水的使用进行全面统筹与管理，公司从12年年初，从全厂角度综合制定节水方案和水平衡的优化方案，针对地下管网泄漏，按排专业分区分片进行检查、盘点，有针对性的进行改造、完善，彻底杜绝地下管网漏泄，同时，针对以往水平衡试验报告及水网分布特点完善全厂水网监测功能，按系统分步、设置26处测点，全部加装远传超声波流量计，同时针对4台机组凝补水流量计低流量时显示不准情况，全部进行更换，并将所有水网监测系统流量测点全部引入PI系统，真正实现了实时监控，对制水、外供水、内部生产、生活水全覆盖，并增加了预警功能，通过全厂水网监测系统实施，使得大指标变小、小指标变细、细指标变实，制水、耗水、供水情况一目了然，2012年末水网不平衡率降至±3%以下，今年6月份达到1.34％。图1-图2为水网监测系统主要画面：
图1：全厂水网监测平衡图
图2：全厂水网监测数据统计
1.4.2 锅炉疏放水系统改造、高品质疏水回收
出于防寒防冻及管道运行正常疏水考虑，在设计时四台锅炉共有本体伴热疏水、燃油管道伴热疏水、蒸汽吹灰疏水、#1磨（等离子、微油）暖风器疏水等8项高品质蒸汽疏水，疏水汽源均引自机组辅助蒸汽联箱，以往疏水全部排入定扩容器或无压放水母管,为节能降耗，将以上高品质蒸汽疏水进行改造，直接引致暖风器疏水箱及凝汽器低压扩容器，回收利用。新增疏水管道与原疏水管道并列运行，在每道疏水管道上均装有截止阀，实现两套系统的可靠倒换，同时便于各疏水系统单独隔离系统进行检修，为减少渗漏点阀门全部采用焊接连接。目前#2、3、4机组已经全部改造完毕。
1.4.3 锅炉吹灰汽源改造
沧东公司一期600MW机组锅炉本体吹灰汽源取自过热器分隔屏出口集箱，汽源参数：压力P=18.2MPa，温度T=443℃。由于压力高，炉膛受热面吹损比较严重，同时目前调节门后压力设定值为1.6MPa，采用一次汽源，节流损失大，影响机组经济性。在经过可研和校核计算后，采用屏再入口蒸汽作为蒸汽吹灰汽源，蒸汽的压力、过热度完全能满足要求，目前#2机组在今年2月份C修中已经改造完毕，运行效果良好，可降低供电煤耗0.2g/kWh。#1机组计划今年大修中实施改造。同时二期660MW机组改造正在可研中。
1.4.4 开展无渗漏专项治理
为消除和减少设备或系统的跑、冒、滴、漏现象，公司制定《无渗漏治理方案》，开展无渗漏专项治理，对存在内漏的阀门彻底治理；对各种水泵进行了无漏泄综合治理；对地下管网分区、分片盘查，对经常漏泄管段制定可行性方案，进行改造治理；由于沧东公司室外供汽管路较多（四抽、冷再至海水淡化供汽管路、辅汽管路、神华港务公司供汽、海丰公司供汽管路），以往冬季防寒防冻期间大量疏水外排既不经济又不美观，针对此现象，公司制定可行疏水改造方案，从2012年开始进行专项治理，目前该项工作正在持续实施中，确保今年防寒防冻期间不疏水排汽，杜绝“小白龙”现象。
1.4.5 工业废水、生活污水回收利用：
工业废水回收处理的废水主要有：精处理再生废水、化学水处理排水、含油废水处理排水、以及#3锅炉疏水排放（未改造回收），目前废水回收再利用率达到100％，正常运行期间日均处理废水230吨，全部用于输煤系统。输煤系统冲洗水补水来源有：化学处理合格的工业废水、煤水处理装置回收的燃煤冲洗水、生产水，系统如图3所示，其中含煤废水处理系统经过两年来的治理，日处理含煤废水量已经达到200吨额定出力，现在输煤系统每天使用冲洗水500吨左右，其中自身处理200吨、工业废水补充230吨，生产水补水70吨，生产水补水量由以前近300吨/天得到大幅降低。
图3：工业废水回收利用系统
厂区生活污水系统经过近阶段优化、改造治理，目前系统自动运行正常，且处理后的中水指标已完全满足城市绿化用水要求，正在进行绿化试验，试验结束后，夏季厂区绿化用水将全部由中水替代生产水，冬季期间将用于煤场喷洒或捞渣机补水。
1.4.6 脱硫废水排放治理
脱硫废水处理系统是石灰石-石膏湿法脱硫系统的重要组成部分。
一、二期脱硫废水处理量分别为11.5t/h和13t/h。为保证脱硫系统的高效、经济运行，同时兼顾节能环保工作要求，沧东公司成立了脱硫废水综合治理小组，针对脱硫废水系统目前存在的问题，从系统设计、设备缺陷、运行调整等方面进行逐一盘查，制定整改计划和措施，有针对性的进行了治理。经过大力治理，目前脱硫废水处理品质已基本达到国家一级排放标准。为减少水源浪费，实现零排放目标，目前专业对脱硫废水综合利用正在进行积极研究，下一步将脱硫废水进行回收利用，真正实现“零排放”。
1.5 节水降耗成果
几年来，公司在节水节汽方面狠下功夫，精细管理，多措并举，取得显著成效，目前夏季大负荷期间，机组负荷率100％，四台机组生产耗水15876吨/天，与设计耗水量21594吨/天相比，下降5718吨/天。图4-图5为投产来发电水耗统计。(设计水耗：一期0.36kg/kwh；二期0.33kg/kwh。现在全厂水耗：0.24kg/kwh)
图4：发电量、制水量及发电水耗量统计图
图5：发电水耗率统计图 1.6 海淡制水能力提升
由于沧东公司生产和生活用水来源于海水淡化装置的淡化水，因此公司在海淡制水能力的提升上也高度重视，采取一系列措施，提高制水能力。
1.6.1 海水淡化设计规范
一期01、02海水淡化装置主要技术规范：（见表一）二期03海水淡化装置主要技术规范：（见表二）1.6.2 影响低温多效海水淡化装置制水能力的主要因素
主要影响因素包括：加热蒸汽供汽压力、海水温度、蒸发器换热管结垢、设备健康水平和可靠性等，公司围绕上述几方面深入开展各项工作，海淡制水能力得到大幅提升。
（1）加大设备检修维护力度，提升设备健康水平，提高海水淡化设备运行可靠性，将可靠性管理列入指标考核，高标准、严要求，海水淡化非停等同主机对待，2012年与2011年比较，1号海水淡化可用系数由86%提高到98%，2号海水淡化可用系数由96%提高到99%，3号海水淡化可用系数由94%提高至95%。
（2）回归设计，海水淡化运行参数参照热力平衡图调整，将海水淡化造水比、产水量列入小指标竞赛。
表一：一期01、02海水淡化装置技术规范 项目 单位 技术参数
单套的生产能力 蒸馏水产量 凝结水产量 额定蒸汽耗量 水质（TDS）产水率（GOR）
m3/d m3/h m3/h t/h ppm
10000 357.8 108.9 50 ≤5
kg/kg 8.33 耗功（不包括照明和电加热）kWh/m3 1.20 设计海水温度
蒸汽压变化范围（绝压）变工况能力
℃ MPa %
25（最大为30，最小为-0.5）0.30-0.55 50-100
项目 工艺方式 出力
造水比（GOR）效数
进水条件（TSS）产品水质量(TDS)产品水温度 额定产品水量 凝结水质量(TDS)凝结水温度 单位 技术数据
TVC－MED m3/d 12500 kg/k 10.2
6效，再循环效4效，直流效2效
mg/L 300（建议＜50）mg/L ≤5 ℃
＜35 t/h 456.2 mg/L ≤2.5 ℃
＜40 额定凝结水量 进料方式 额定蒸汽耗量 t/h 115.5
凝结水回热，一级平流进料
t/h 51 额定加热蒸汽压力（绝压）MPa 0.55 额定加热蒸汽温度 ℃
320 最低加热蒸汽压力（绝压）MPa 0.3 设计海水温度 负荷调节范围 ℃ %
25（最大为30，最小为-1.5）40～110
表二：二期03海水淡化装置技术规范
（3）提高制水能力，专业先后进行了一系列试验：通过CV阀调整提高抽汽压力试验，海水淡化制水对抽汽压力的需求试验，单机供汽海水淡化制水能力试验，积
累试验数据。通过调整EV阀，减少海水淡化针型阀的节流作用，可提高机组运行的经济性，自动调整在四抽供汽母管压力在0.52MPa恒压下运行，高于此压力，通过EV阀调节；当低于此压力时，可通过CV阀调节，兼顾海水淡化制水和机组运行的经济性要求。
（4）根据试验数据，制定了CV阀调整策略，并在机组检修过程中实施。后续将实现CV阀自动调节，满足海水淡化制水需求。沧东公司节水方面下一步主要工作
1、充分利用全厂水网监测系统平台，进一步加强了日常监督管理，发现生产、生活用水异常升高，相关部门及时分析查找原因并积极采取措施。
2、加强现场非生产用水方面管理，消防和非生产用水严格履行审批手续，实施有效监督，提高节约意识，杜绝能源浪费现象。
3、对脱硫废水综合利用进行积极探索研究，将脱硫废水进行回收利用，用于煤场喷洒、冲洗及一期捞渣机补水，真正实现废水“零排放”。
4、持续推行生活污水回收再利用试验、改造工作，处理后的中水全部用于绿化、煤场喷洒及一期捞渣机补水。
5、制定节水控制措施，并严格执行，提高全员节水意识。
6、深挖潜力，从运行方式进一步优化调整和项目改造入手，降低水耗。利用今年#
1、3机组检修机会，对两台锅炉疏水系统进行改造，将高品质疏水回收至暖风器、凝汽器；提升含煤废水系统处理能力，将日处理量由目前200吨/天提高到400吨/天以上，届时煤场用水全部为自身处理及工业废水补水，煤场实现生产水“零补水”。
7、地下管网泄漏治理，针对漏泄量较明显的系统，如一、二期热网系统、厂区生活水系统、消防水系统等进行彻底治理改造，根治泄漏。
目前沧东公司在全厂用水优化、制水能力提升方面已经迈出重要一步，但这只是一个良好的开端，在这方面仍有较大的提升空间，我们会以此为契机，进一步落实各项节能降耗措施，以实际行动践行“降本增效”的号召，行动上积极、措施上得力，为提高机组的经济运行水平而不懈努力。建议
1.1 汽缸效率偏低
而分析导致气缸的效率低的原因包括:通流部分结垢以及气封间隙大。如果在进行了相应的检修及调整后效率的增加不太明显, 此时可以考虑是否由于隔板的制造或者叶片的制造工艺没有达标所致。
1.2 背压偏高
汽轮机的热效率受到主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热蒸汽温度以及背压等参数影响, 而背压在其中的影响力最为明显。
而影响背压的因素包括凝汽设备、真空系统以及循环水系统, 具体包括:
1.2.1 冷却器的冷却水直接的取自循环
水而没有经过处理, 从而导致循环水中的水生物或者贝类堵塞了冷却器以及真空泵的出力;
1.2.2 循环水的管道没有设置二次滤网,
从而导致在聚水室以及钛管内滋生大量的水生物及贝类, 影响了循环的进行;
1.2.3 胶球的清洗系统效率低下以及循环水的优化空间小, 造成传热、凝汽循环不畅。
2 直接空冷汽轮机组存在的问题及其对策
2.1 空冷凝汽器的性能受沙尘的影响
这种现象在风沙现象严重的西北部地区尤为严重, 由于沙尘在翅片管的积聚, 导致了翅片管的热阻增加, 甚至会导致传热性恶化以及堵塞冷却通道的后果。
2.2 空冷凝汽器的性能受风的影响
如果在空冷器的吸入口的附近产生了负压区, 那么本该吸入风机的空气就会散入空气一部分, 从而导致了吸入的空气量减少。此外还会造成吸入口的温度高于周围环境的温度以及热气流动不畅的后果。
2.3 空冷凝汽器在冬季冻结
空冷凝汽器在冬季冻结的原因主要有:排汽的放热量小于管束的散热量、管排间流量不均、凝结水再冷却、不凝气体聚集形成死区。
2.4 凝结水溶氧超标
溶解氧的含量直接的影响到系统的真空状态、降低了换热的效率、加剧了设备及管道的腐蚀。因此可以采取以下的措施:控制凝结水的过冷度、提高机组的真空严密性、改进补水方式、提高凝结水箱的除氧效果。
3 电厂汽轮机机组节能改造措施
3.1 优化循环水泵运行方式
现今大型变电站的通常规划尽管已经使用了规划多台同等级的机组的方式, 但是在循环水的系统设计中依旧沿用单元制的方式, 因此极大的限制了机组的经济效益的提升。以某电厂为例, 一般为600m W的汽轮机组配备2台循环水泵, 除了在冬季使用一台外, 其它季节使用两台同时运行。由于循环水泵的耗能巨大, 几乎占据电厂用电的7%, 因此可见循环水系统与节能、经济之间的关系。为了优化循环水泵的系统、提高效益, 可以在循环水的各单元之间增设联通管。这样的设计有两个优点:不仅可以实现各单元的独立的运行, 同时还可以实现机组间的协同工作。实际的应用中可以冷端的实验以及凝汽器理论计算来获得不同的负荷以及不同的水温条件下的最佳适用循环水的用量。从而可以在调整水泵的运行方式的基础上达到既满足实际的需求又可以降低能耗。
3.2 合理使用减温水
当今的电厂汽轮机组常使用减温水来进行再热、主蒸汽温度。当减温水从省煤器的出口提供时对于机组的经济效益没有明显的作用, 但是当减温水从给水泵的中间抽头或者出口提供时, 就会由于缺少了高压加热器的作用而降低经济性能。并且随着机组的负荷的降低, 减温水带来的经济效益越小, 对于热耗率的影响也越为明显, 因此要在低负荷时慎用喷水减温。从节能的角度考虑, 应该在锅炉的烟气侧实施对于锅炉的调温, 尽量的减少减温水的使用。
3.3 检修系统内漏
系统的内漏不像系统外漏可以被及时的发现并消除。而且系统的内漏常常的发生于疏水系统。在这里有着较多的气动调节阀, 并且由于疏水阀的两边存在着较大的压力差, 从而造成无法闭合严密, 并且这种现象会随着停止与启动的次数增加, 于是内漏不可避免的要发生。因此如果汽轮机厂可以利用大小的检修机会进行阀门的检修、更换, 达到阀门闭合的良好, 那么就可以有效的避免内漏的发生。
3.4 合理选择配汽方式
我国国产的大型汽轮机组一般在刚投入使用中采取单阀的控制方式运行, 但是经过一段时间的磨合就会转为顺序阀的控制方式。因为这样可以提高机组的经济性。但是实际中的使用情况却非这样。因此为了考察单阀控制和顺序阀控制对于机组的耗热率的影响, 经过对国产引进型600m W的性能测验得出结论:在低参数或者冷启动下的变负荷运行的过程中适于使用单阀的控制方式, 以达到加快机组的热膨胀、减小应力以及缩短启动时间的目的;相对的在额定参数不变的条件下可以使用顺序的控制方式以达到减小节流损耗、提高汽轮机效率的目的。
此外如果使用的是空冷器时还可以将空冷的废气输送到锅炉的送风机, 做好防尘、防风、防冻的工作等。
结语
大型的汽轮机在国民的生产生活中发挥着巨大的基础作用, 为推动者我国的经济的发展提供了能源保证。因此探讨电厂汽轮机面临的困难有着重要的现实意义。这里主要以我国的600m W的汽轮机组为主要对象, 还探讨了常用的空冷在实际的使用中所面临的问题, 但是并没有给出行之有效的解决方案。同时在节能减排的大背景下, 作为耗能的大户的电厂更要从基础做起, 在生产的各个环节注重节能的理念。
参考文献
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关键词：汤河电厂 3200 kW 检修 主要项目 技术措施
中图分类号：TM7文献标识码：A文章编号：1674-098X（2014）01（c）-0041-01
湯河水库管理局电厂1982年建厂，1984年4月开始发电运行，1号3200 kW机组为结合农业灌溉和汛期弃水为季节性发电，每年按计划发电量为700～1000万度，可创造出100～300万元的经济效益。电厂每年都对1号3200kW机组进行一次小修，三年对机组进行一次大修。2013年汤河水库除险加固工程施工到引水出口的改造，电厂的发电水源关闭，利用这段时间两台机组分别进行了自动化改造和建厂以来1号机组的全面大修。此次大修对1号机组的水轮机密封圈、可控硅励磁部分、乌金推力轴瓦进行了更换，并进行各个部分的全面拆解、清洗及老旧配件的更换。大修完毕后要想实现顺利的开机发电、安全平稳的运行就要在开机前做好相关主要的技术准备，如发电机的干燥处理、发电机的电器试验、塑料瓦推力轴承试验等。
1 大修的主要项目
1.1 水轮机密封圈的全套更换
由于机组运行时间较长，水轮机虽然每年都进行一次小修，但其内部导水叶的密封圈无法更换，而其又是易受泥沙损坏的部件，所以这几年导水叶的漏水现现越来越严重，给机组运行带来安全隐患，同时也加重了积水井排水的工作频率，加重了值班人员的工作负担。在这次大修过程中把水轮机所有部件全部进行了拆解、除锈；对磨损、气蚀严重的转轮进行焊补或更换；对所有旧的密封圈、密封件及其紧固进行更换，主要是漏水最严重的导叶轴套。
1.2 发电机合金推力轴瓦更换为聚四氟乙烯塑料推力轴瓦
1号机组建厂至今一直使用巴氏合金制造的金属推力轴瓦，由于本身在材质上的缺陷，推力瓦烧坏的情况时有发生，而且要定期进行刮研。瓦基为钢质，将聚四氟乙烯塑料热压在瓦基的铜丝垫层上，作为摩擦面，不仅在运行中具有耐磨、抗裂、摩擦系数小、轴瓦运行温度低等优点，同时还具有在安装和检验时无需刮瓦，冷热态起动不受限制，可减少制动闸块的磨损和线圈端部的污染，并可以停机30 d不顶转子开机，以及运行中允许一定时间的冷却水中断等很多优点。因此，把合金瓦更换为聚四氟乙烯塑料推力轴瓦，这样既降低了推力瓦温度过高引起的事故停机的概率，又减轻了工作人员运行和检修的工作强度，提高了工作效率和设备利用小时率，为电厂更好更多地创造经济效益。
1.3 发电机励磁机更换为可控硅励磁系统
1号机的励磁原来为发电机自带的励磁系统，属于旋转励磁，由于有整流子、集电环、电刷等装置，其运行的可靠性较差，出现碳刷烧毁、励磁引线短路烧断等多次安全事故，而且需要工作量较大的检修和维护。可控硅励磁系统利用整流变压器和复励变流器两个系统保证发电机的供电，可靠性更高，而且可与发电机相分离，调节方便更适合与1号机自动化系统的相融合。拆除原有的励磁装置，使立式水轮发电机更显得安全可靠。
2 大修后的技术措施
大修的质量如何，安全性和吻合度如何，是否达到开机和运行的技术标准等，这些都要求我们工作人员进行进一步的技术措施。
2.1 发电机的干燥处理
在检修过程中发电机暴露在空气中的面积增大，线圈可能吸入大量水气，通过定子三相绕组短路法去除绕组内的潮气而又不损坏绝缘，保证水轮发电机具有正常的电气性能。
2.2 发电机的电器试验
水轮发电机大修后，要通过铁损试验、空载特性试验、短路特性试验、温升试验等电器试验来检验大修的质量。
2.2.1 铁损试验
通过定子绕组三相短接并接地的方法来进行发电机铁损试验，检测发电机定子铁芯有无异常发热或局部高温的现象，以此来检验铁芯内部是否有损坏的部位，主要是硅钢片的漆膜厚度不够而导致叠片绝缘不合格，造成硅钢片的铁损试验不合格。如果出现试验结果不合格应拆出叠片运回电机厂重新加涂漆膜。
2.2.2 空载特性试验
空载特性试验是通过1号机组在手动开机转速缓慢达到额定转速50%时，观察发电机各部温度变化情况，机组振动情况，上导、法兰及集电环摆度，有无异响等运行参数，来对机组各项性能进行全面的动态检查和鉴定。通过试验来验证机组是否具备开机运行的技术性能，为开机并网发电做好可靠的前提准备。
2.2.3 短路特性试验
短路特性试验是发电机在三相短路下运转时，测量定子电流与转子电流关系的试验。通过三相电流平均值、励磁电流和转速绘制短路特性曲线，与安装时的原始数据比较，差值较大时应对发电机作进一步检查，排除短路故障点。短路试验可以检查定子三相电流的对称性，结合空载特性试验可以决定发电机参数和主要特性，以保证发电机的安全运行。
2.2.4 温升试验
为了验证发电机的检修质量，了解发电机各部分温度变化情况，为发电机的平稳运行提供依据，我们对1号机进行温升试验。选择机组在额定负荷60%、75%、90%、100%的负荷状态下采集各部温度，结合发电机定子、转子电流的平方与定子、转子额定电流的平方之比，绘制出温度试验曲线。从而推测出任何负载时定子线圈、定子铁芯、转子线圈等的温升值，作为自动化监控的设定范围。
2.3 塑料瓦推力轴承试验
塑料瓦推力轴承试验可分为现场一般性验收试验和现场型试验，通过试验来确定塑料推力瓦的可使用性和原始数据参数。
2.3.1 现场一般性验收试验
为了确定塑料推力瓦的可使用性我们对1号机组新更换的推力轴瓦进行验收试验，按DL/T507规定的各种工况进行，测量瓦体温度、油槽油温的变化和稳定情况。试验合格并经过一段时间运行时间后，进行塑料推力瓦瓦面初期磨损量检查测定。
2.3.2 现场型试验
现场型试验是监测水轮发电机组在各种运行工况下，塑料推力瓦瓦面油膜厚度、压力、温度、推力油槽温度的变化过程，确定额定工况下瓦面油膜厚度、压力、温度的分布状态，正确评价塑料推力瓦的运行性能，检查轴瓦的磨损情况，并为以后机组运行、维护管理提供依据。
3 结语
600MW燃煤机组SCR脱硝工程设计特点
摘要：介绍了我国第一批烟气脱硝工程之一--山西阳城电厂600MW燃煤机组SCR工程的设计特点,包括反应器本体设计、催化剂选型设计和氨区设计等.结合实践经验,对脱硝系统设计提出了一些优化建议.作 者：王文选 赵继海 周建锋 陈海杰 作者单位：中国大唐集团科技工程有限公司,北京,100097期 刊：电力科技与环保 Journal：ELECTRIC POWER ENVIRONMENTAL PROTECTION年，卷(期)：2010,26(1)分类号：X701.2关键词：SCR 燃煤机组 设计
工作负责人：李志生
工作时间：2007.4.28—2007.5.28
工作票号：20070305073
非标项目：5号机定子铁损试验
标准项目：
1.发电机试验：定子绝缘电阻试验。定子直流耐压试验。转子绝缘电阻试验。PT、避雷器试验。给水泵、复水泵试验。
2.主变试验：绕组的直流电阻测量。绕组绝缘电阻的测量。绕组的直流泄漏试验。绕组的介质损失测量。避雷器试验。7505 CT试验。
结论：试验合格。
高压班
一、基本要求
1）、采用机械盘车方式，一般根据轴头大小设计自制圆盘式盘车工具，装于发电机推力头上。
2）、机组转动部分应位于机组中心，镜板已调好水平，并使每块推力瓦受力基本均匀。
3）、盘车用润滑脂为无水纯净的猪油，或二硫化钼润滑脂，或者专用盘车润滑脂。
4）、上导轴瓦间隙不大于0.05mm.，其余导轴承（下导、水导）退出。
5）、在镜板、上导轴承、下导轴承、水导轴承处按逆时针方向分成八等分，各部分的对应等分点应在同一垂直线上，并做出标记和X、Y座标之标识。
6）、在各测量部位的X、Y座标上各装设一块百分表，表测杆应与所测部位表面垂直。
二、盘车及记录
1）、盘动转子，刚刚转动时均匀地转动一周，然后一个等分点一个等分点的转动，同时记录各部位对应点的摆度值，并做好记录。
2）、盘车过程中应校核镜板水平。
三、摆度值分析与计算
1）、全摆度，将对面两测点的摆度值相减，计算出全摆度，即计算上导1－
5、2－
6、3－
7、4－8，下导1－
5、2－
6、3－
7、4－8，水导1－
5、2－
6、3－
7、4－8 之算术值。
2、净摆度，在垂直对应各点全摆度值上，同时加或同时减上导之摆度值（使上导摆度值为0）既为各点的净摆度值。
3）、根据各点的净摆度值，通过平面座标的形式，（横座标为测点，纵座标为净摆度值）可绘出各部位的净摆度座标曲线，一般情况下该曲线应近似正弦曲线，从曲线中可以看出最大摆度值和摆度位置。如果座标曲线不接近正弦曲线而是畸形的，应查找原因，并重新盘车。
四、摆度校正
1）、当摆度超出规范要求时(规范要求：0.10mm)，根据需要选择刮削推力头与镜板间的绝缘垫板，或是联轴螺栓之紧度问题。
2、绝缘垫板刮削厚度δ计算式为 ：δ=φD/2L（mm）;式中;D推力头与镜板配合直径（mm）;φ净摆度
（mm）;L对应净摆度的距离（mm）。
靖海电厂一期2台机组是600 MW超临界机组, 每台机组配有2个高压主汽阀、4个高压调节阀、2个中压联合汽阀。汽轮机调节系统为高压抗燃油型数字电液调节系统 (简称DEH) , 控制设备采用了ABB北京贝利控制有限公司的Symphony系统。
1 DEH阀门活动试验
DEH阀门活动试验是在机组正常运行期间, 为了确保阀门活动灵活, 而定期对阀门进行的试验。它能防止阀门卡涩或机组甩全负荷后造成的汽轮机超速。阀门活动试验允许条件包含: (1) 所有主汽阀全开; (2) 负荷在250~350 MW内; (3) 非CCS方式。
1.1 高压主汽阀活动试验
左侧和右侧的高压主汽阀不能同时试验。右侧主汽阀是可调节的, 在阀门活动试验开始时, 以10%/s的速度从全开位到全关位, 关到 (10±0.5) %时, 快关电磁阀带电;全关到零位后, 快关电磁阀失电。然后以10%/s的速度从全关位到全开位, 如果阀位没有落在 (10±0.5) %范围内, 则快关电磁阀不带电。左侧主汽阀是不可调节的, 在阀门活动试验开始时, 试验电磁阀带电, 从全开位到全关位, 当关到10%时, 快关电磁阀带电;全关到零位后, 试验电磁阀及快关电磁阀失电, 主汽阀从全关位到全开位。
1.2 高压调节阀活动试验
高压调节阀也是只能有一个在试验位。试验时, 试验位的高压调节阀锁定当前指令值, 然后以0.333%/s的速率关阀, 当阀位关到 (10±0.5) %左右时, 该阀的快关电磁阀带电;全关到零位时, 阀门活动试验过程结束。然后, 该阀的快关电磁阀失电, 高压调节阀以0.333%/s的速率从全关位开到之前锁定的指令位置, 同时切换到正常调节回路, 接受“手动参考指令”。如果阀位没有落在 (10±0.5) %范围内, 则快关电磁阀不带电。4个调节阀试验步骤相同。
1.3 中压联合汽阀活动试验
中压联合汽阀同样只能有一个在试验位。试验开始后, 中压调门以10%/s的速度从全开位到全关位, 当关到 (10±0.5) %时, 中压调门快关电磁阀带电;全关到零位;接着, 中压主汽门试验电磁阀带电, 从全开位到全关位;当关到10%时, 快关电磁阀带电;全关到零位后, 中压主汽门的试验电磁阀及快关电磁阀失电, 中压主汽门从全关位到全开位;然后中压调门快关电磁阀失电, 中压调门以10%/s的速度从全关位到全开位。如果阀位没有落在 (10±0.5) %范围内, 则中压调门快关电磁阀不带电。两侧活动试验相同。
2 阀门活动试验遇到的问题及应对措施
自靖海电厂一期2台机组于2007年相继投入运行后, 阀门活动试验过程中遇到过一系列问题, 轻则参数波动, 重则跳机跳炉。主要事件有如下几个:
2.1 事件1
#2机组分别在2008-01-23和2008-02-09做右侧中压联合汽阀活动试验, 当右侧调节阀关到位时, 左侧中压联合汽门的调节阀突然关闭, 持续1 s后又重新开启。2008-05-25, #2机组做左侧中压联合汽阀活动试验, 当阀门关到10%时, 右侧中压调节阀突然关闭, 1 s以后又重新开启, 阀门活动试验失败, 而且导致负荷大幅度波动, 严重影响到机组的安全稳定运行。除了这3次阀门活动试验失败外, 其他阀门活动试验都是成功的。由于中压调节阀试验时是以10%/s的速度来关闭阀门的, 阀位也以10%左右阶跃变化, 从而导致阀位反馈并不总是落在 (10±0.5) %范围内, 这样驱动快关电磁阀动作的指令也就不能随之产生。从#2机组3次阀门活动试验失败的报警趋势来看, 都有驱动快关电磁阀带电的指令出现:做左侧时, 右侧快关电磁阀带电;做右侧时, 左侧快关电磁阀带电。快关电磁阀不带电的现象在#1机组的中压联合汽阀活动试验中也时有出现, 但左右侧快关电磁阀动作正确, 并不影响阀门活动试验的正常进行。由此可以推断, 是由于左右侧快关电磁阀的线接反了, 才导致上述现象产生。
热控人员对DCS逻辑和就地接线进行了彻底的检查, 发现左右侧中压调节阀的快关电磁阀接线确实接反了, 这才导致阀门活动试验失败。因此, 热控人员对快关电磁阀的接线进行了对换, 并且对同侧电液伺服阀的接线进行了仔细检查和对线, 以确保左右侧中压调节阀的快关电磁阀和电液伺服阀接线分别在同一侧。后来在做中压调节阀的阀门活动试验时, 就没有再遇到过从一侧试验而另外一侧调节阀突然关闭的现象, 使得试验能够正常进行。
由于这是投入运行时间不长的机组, 基建时难免会有错接或漏接的信号、指令。从基建转到生产后, 一定要对信号, 特别是这种有时出现有时又不会出现的重要信号进行重新确认, 方可进行试验。
2.2 事件2
2009-02-16, #2机组于13:22—13:26做左、右侧中压联合阀门活动试验且动作正常。13:27开始做右侧高压主汽阀活动试验, 当右侧高压主汽门关到位时, 发电机跳闸, 导致汽轮机跳闸, 同时锅炉MFT动作。查看报警信息和趋势图, 首出是汽轮机已跳闸, 然后连跳发电机, 锅炉MFT动作。查看汽轮机跳闸信号的逻辑:汽轮机已跳闸 (DEH的EH油压开关3取2作为跳闸信号) , 任一中压主汽门关同时任一高压主汽门关。当上述任一信号触发时, 作为汽轮机已跳闸信号, 连跳发电机。跳机后跳闸信号消失, 由于对重要点缺少监视, 无法查出原因, 因此决定重新挂闸。汽轮机挂闸后, 发现A侧中压主汽门的关限位开关信号一直存在, 同时联系在13:27时做右侧高压主汽阀活动试验时关到位信号触发, 满足“任一中压主汽门关同时任一高压主汽门关”的触发逻辑:触发汽轮机已跳闸信号, 才导致发电机跳闸, 同时连跳汽轮机, 锅炉MFT动作。对A侧中压主汽门的关限位开关进行检查发现, 内部有水滴, 测量常开触点的电阻为240Ω, 不符合要求, 在更换新的限位开关后, 其工作正常。后来经过分析, 认为开关内部有水滴的原因是:该阀门旁边有BDV阀, 机组运行时此阀门在漏汽, 经长时间积累, 水蒸汽凝结, 导致开关触点误闭合。
经过这个事件, 我们对逻辑进行了研究, 发现中压主汽门和高压主汽门的就地开、关的限位开关分为2路, 分别到DCS系统和DEH系统。DEH系统的开、关反馈在画面上只作显示用, 而DCS系统的关反馈经过逻辑运算后作为汽轮机已跳闸信号, 同时也作为再热器保护中“主汽门关信号”, 但是在DCS画面中却没有显示, 这不利于运行人员的监视。因此, 要在DCS画面中增加监视点, 以便运行人员对每个阀门的状态进行监视。
2.3 事件3
2010-03-12T11:22:38, #1机组DEH高压调节门、高压主汽门突然关闭了一下, 约2 s后自动恢复正常, 对机组负荷未造成影响。但高压调节门及主汽门的关闭使机组CCS切除, AGC退出, VV阀打开。经查记录, 发现DEH的左侧高压主汽门指令由原来的98.15%关到-1.5%, REFERENCE、LOAD REFERENCE由原来的86%关到0%, 手动参考值指令MANUALREF由原来的86%关到0%, EH油压有微小的波动 (由11.29 MPa降为10.92 MPa) , 其他相关重要变量未查到任何记录。
由于可查到的记录太少, 无法直接判断原因, 因此通过排除法, 我们找到了一个可能原因, 就是RUN信号发生通讯翻转。在逻辑中, RUN信号由M4控制器通讯到M2时, 在M2控制器内用了2个DI/B块来取同一个RUN, 这种设计是不允许的, 因为可能会导致高压调节门、高压主汽门突然关闭。后来对这种用2个DI/B块来读取同一个RUN信号的逻辑进行了优化, 从而避免了信号翻转再次发生。
3 结语
从阀门活动试验的原理来看, 阀门活动试验的过程主要是试验电磁阀带电或失电带动电动机控制阀门的情况。针对阀门活动试验过程中遇到的各种事件, 我们发现, 硬件很少出现问题, 即使出现问题也很容易找出;而逻辑方面的不足是很难找出来的, 特别是当有些条件改变后, 如果没有对重要环节进行监视, 是根本找不到原因所在的。所以, 在逻辑方面, 我们应该做到对所有重要点进行监视, 这样在发生问题时就可以通过对历史趋势的检查分析来发现问题。
摘要：介绍了DEH阀门活动试验, 并就广东粤电靖海电厂在该试验过程中遇到的问题进行了分析, 同时提出了应对措施。
关键词：电厂,DEH,阀门活动试验,应对措施
参考文献
【关键词】直接空冷机组；单台电泵；深度优化
一.引言
为了进一步节约厂用电，减少生产厂用电量，完成厂用电目标。汽机运行专业在保证安全稳定的生产基础上，深入探究，不断挖掘设备潜能，最大程度发挥设备功效。在节能降耗方面推出单台电泵深度节能新思路，对电泵的进行最大接带负荷能力实验。
二.單台电泵最大负荷试验
为了电泵更好的节能优化运行，降低厂用电率，中、低负荷时运行一台电泵，首先须测试单泵最大带负荷能力，为此必须进行单泵最大负荷试验。
利用机组负荷380MW，将一台电泵降低出力直至勺管降至最小20%旋转备用，保持试验泵接待负荷，逐步增加负荷，负荷升至400MW开始记录数据，每增加10MW，记录一次，试验10分钟。逐步试验负荷升至430MW。430MW以上每增加5MW，记录一次，试验负荷升至450MW。在升负荷时密切监视电机温度、电机负荷、前置泵及主泵振动无异常情况，每个工况可稳定10分钟，最大负荷时稳定运行30分钟。
三.单台电泵大负荷试验数据
通过实验机组负荷440MW，单台电泵最大给水流量1430T/H（给水流量和减温水流量之和），电泵功耗10101KW（额定功率11000KW），最大接带负荷440MW（背压10.1KPa），电泵运行稳定参数在正常范围。受内水较大蒙煤影响，金属超温过热器减温水增至130T/H，燃用其他煤种减温水量下降仍然可以多接待负荷。依据试验数据凭证对600MW机组单电泵接待负荷进行由390MW放大至420MW，停运由360MW放大至390MW，实施早停晚启节能目的。
四.制定单台电泵深度优化运行措施
出台单台电泵深度优化运行措施。通过一个月运行统计分析，节能效益如下：
上表得出：在360MW-420MW负荷段之间，单泵比双泵运行平均功耗差2807KW/H。在390MW-420MW负荷段之间，单泵比双泵运行平均功耗差2664KW/H。
上表得出：九月份电泵耗电率环比下降0.1%，其中受负荷率影响。但九月份电泵耗电率最小2.71%、2.78%。
五.单台电泵深度节能优化节能核算（以漳山公司电价为准，计算节能效益）
单台电泵运行延长时间统计：通过一个月数据分析，月平均单台电泵每天运行时间延长1.8小时。
单机日节能量=单台电泵每小时节电量*延长时间*电价=2664KWH*1.8H*0.3937月/KWH=1887元。
单机月节能量=运行天数*单台电泵每小时节电量*延长时间*电价=30*2664KWH*1.8H*0.3937月/KWH=56636元。
单机年节能量=运行月数*运行天数*单台电泵每小时节电量*延长时间*电价=10*30*2664KWH*1.8H*0.3937月/KWH=566360元。（除去检修停运，机组按照运行10月核算）
双机年节能量=运行台数*运行月数*运行天数*单台电泵每小时节电量*延长时间*电价=2*10*30*2664KWH*1.8H*0.3937月/KWH=1132720元。
（由于受电网调峰，启停电泵时间不同，对单台电泵每天延长运行时间不是太准确，SIS系统采集数据时间较短等等种种原因影响，对评估结果精确性不高，只供参考）
六.最后总结
上述试验数据的成功应用，是直接空冷机组配置电动给水泵节能重大突破，解决了直接空冷机组大型辅机安全性和经济性运行难题，使其厂用电指标在历年运行基础上下降，机组效率大幅提高。优化理论适合投产300MW、600MW及以上配置电泵直接空冷机组，适应范围广，见效快。实际受电网负荷影响，不同负荷段节能量也存在一定变化。
参考文献
[1]马文智.现代火力发电厂高速电泵[M].北京：水利电力出版社，1984.
3#发电机组大修需注意的有关安全注意事项 为确保3#发电机组大修任务顺利完成，确保安全生产，杜绝各类事故发生，提出以下安全注意事项：
1.严格执行电力安全工作规程。
2.严格执行“两票三制加一卡”，做好设备检修前的技术交底和安全交底，做到未办理工作票不开工，工作票安全措施不全面或与实际安全措施不符不开工，但工作班成员不能依次为借口，拖延工作，应该及时提醒工作负责人完善安全措施。
3.每天工作前，工作负责人对自己所负责检修设备的各安全措施检查、核实，向工作班成员交待安全注意事项。
4.拆除的零配件和设备，按照检修部制定的“设备定置图”放置，目的就是文明施工、安全有序、整洁卫生。
5.做好检修设备与运行设备的隔离工作，3#发电机组要与1#、2#发电机组之间采取隔离围栏，悬挂标识牌，指定专门的路线供运行人员巡视和检修人员出入。
6.发电部各值班组，在当班期间要对检修设备各安全措施负责检查、核实，确保已采取的安全措施有效可靠。
7.凡进入检修现场的人员必须戴安全帽，禁止酒后上岗，检修现场禁止吸烟、打闹。
8.一切设备起吊前，要检查钢丝绳、钓钩、刹车等部件，必须指定一人统一指挥，禁止多人指挥。
9.重大设备起吊前，应提出起吊方案，并采取安全防范措施。任何人不得在起吊物下行走或停留。
10.对已揭开的盖板或打开的孔洞，必须设置围栏，并悬挂安全警示牌。
11.现场工作面，每日下班前做好清理、清扫工作，做到工完场清。
12.各工作面必须保证有足够的照明，防止因光线暗淡，发生人身意外事故。
13.对正在运行的设备，要设置安全警告标识牌，以防走错间隔，确保人身和设备安全。
14.禁止穿易打滑的鞋，防止滑跌，禁止戴手套或单手进行钻孔和抡大锤工作；抡大锤时，对端不得有人。
以上安全注意事项如遇实际执行过程中出现分歧，请及时向安生部提出，改进公司的安全生产管理工作。
议
纪
要
会议议题：一二期除灰渣系统改造、二期脱硫、灰管除垢施工 时
间：二O O七年七月三日 地
点：厂办公楼三楼会议室 参加人员：
淮南洛河电厂：*** 福建龙净环保工程公司：** 大唐环境科技工程公司：** 北京欧华薪机电有限公司：** 监理公司：**
2007年7月3日，在厂办公楼三楼会议室征对大唐淮南洛河发电厂一二期除灰渣系统改造、二期脱硫、灰管除垢工程召开了周例会，有关事宜记录如下：
一、除灰系统改造进展及需协调的事宜 A、工程进度情况
1、#3炉省煤器的仓泵及管道安装完成；
2、#3炉除尘器下0米清理完成，排水沟已开挖；
3、#3炉除尘器下气化风管道安装完成;
4、#1炉除尘器下排水沟盖板的制作完成；
5、从综合管架到二期灰库的管架开工；
6、从二期灰库到三期灰库的管架开工；
7、综合管架上输灰管道的开始安装。
B、需协调的事宜
无
二、除渣系统改造进展及需协调的事宜 A、工程进度情况
1、#3炉、#4炉渣仓安装正在进行中；
2、灰控楼控制柜底坐正在安装。B、需协调的事宜
无 三、二期脱硫系统改造进展及需协调的事宜 A、工程进度情况
1、#3吸收塔基础完成二次灌浆。B、需协调的事宜
无
四、灰管除垢进展及需协调的事宜 A、工程进度情况
1、机械除垢发刀直径已达到398mm。B、需协调的事宜
无
五、会议纪要
1、灰渣及脱硫改造工程提供的进度计划须经相关分场、监理、设备部及厂部审核签字后生效，如主要节点进度不能按计划执行，将对施工单位按有关规定进行考核；
2、近期天气雨水较多，请灰渣及脱硫改造工程施工人员注意防滑、防坠落、防雷击，做好相应的防护措施，保证自身的人身安全，安监部要加强这方面安全监督；
3、请大唐环境脱硫工程施工部尽快提供主要设备的到货计划及图纸到厂计划；
4、施工单位要注意设备的防护，要做好防风、防雨的措施，建筑垃圾要及时运走，防止对周围环境造成污染；
5、在下次周例会中，各施工单位要对照进度计划，对本周中实际进度进行汇报，对耽误的工期要说明原因，并提出相应的补救方案；
6、南路灰管除垢工作本周内必须完成，下周开始进行二期灰管的除垢工作，并于7月31日前全部完成；
7、监理有关的电子表格已经发至各施工单位，请各施工单位严格按照规定格式进行验收、整改、开工等的报批工作；
8、二期渣仓基础验收记录今天必须提供，如不能提供，将重新组织验收，以保证基础质量的合格性；
9、脱硫开工报告提供的资料过于简单，无分包合同、分包单位资质、使用工器具的合格证、特种作业人员的上岗证等，请及时补齐；
10、在验收工作中，各施工单位必须先自验，然后再请监理、相关分场及职能部门验收，验收人员必须专业对口，不能代验；
11、龙净公司灰控楼送电前的试验已经做完，请抓紧时间提交送电报告；
12、灰库区制浆水泵尽快组织验收；
13、灰库区复盛空压机拆除，康普艾空压机液晶显示屏按图号购买配件更换；
14、一期渣系统改造的电缆要尽快到货。
15、大唐环境脱硫施工土建排水要注意不能排至电缆沟，电缆沟的防护方案必须经监理
及设备部共同认可。
16、干渣的MCC柜必须在四天内到货。
【关键词】凝汽器；真空严密性；漏泄
0.简述
汽轮机真空是决定汽轮发电机组经济运行的主要指标，而真空系统严密性则是影响汽轮机真空的重要原因之一。真空严密性是行业内主要关心而又尚未得到彻底解决的一个问题，随着大型超高压超临界机组的日益增多，影响汽轮机真空严密性的环节和因素也越来越多，对真空系统进行研究，提高机组的真空严密性已成为改善机组运行状况、降低发电煤耗的一项重要工作。
1.提高真空系统严密性的意义
汽轮机真空是影响机组运行经济性的主要因素，凝汽器真空下降是汽轮机实际运行过程中常见的典型的故障。造成机组真空下降的原因很多，真空系统严密性差是最重要的因素之一。
1.1汽轮机真空系统严密性差，系统漏入空气，将直接导致排汽温度升高，背压增大，真空降低，凝结水温度升高。为了维持机组运行真空度，必须经常将备用真空泵也投入运行，严重影响机组运行的安全性和经济性。
1.2漏气量会随机组的负荷减少而增大，因为在低负荷时，处于真空状态下工作的区域增大，使漏气范围扩大。如汽轮机空转时，真空会一直延伸到调节级，此时漏气量大大增加。经有关实验证明，汽轮机负荷降低一半时，漏入的空气量将会增加30%～40%。
1.3空气集聚在铜管周围，还会使传热阻力增大，导致凝汽器端差升高、真空下降。
1.4空气漏入凝汽器，会使蒸汽分压力降低，引起凝结水过冷度增大和增加抽气器的负担等不利影响。
1.5漏入的空气会使低压缸因蒸汽温度升高而变形，造成机组振动，甚至因此使机组被迫减负荷或停机。
1.6空气分压力增大，增加了空气在水中的溶解度，使凝结水中的含氧量增加，加剧了低压管道和低压加热器的腐蚀，增加除氧器的负担，对机组安全运行有不利影响。
综上所述，提高汽轮机真空系统严密性对发电企业有着重要的意义。
2.导致真空系统漏泄的原因
2.1汽轮机高中压轴端漏泄
电厂一般较注意低压轴端汽封对真空系统的影响，但对高压前后轴端汽封、中压前端轴封对真空系统的影响认识不是很深，认为其属于正压部位。加上部分机组轴端汽封间隙偏大，即使泄漏也是向外漏汽，不会对真空系统造成影响。有些电厂为防止向外漏汽，将高压轴封供汽压力调整偏低甚至不供汽。因为轴加、低加的抽空气管道和疏水管道与真空系统相连，如果机组轴端汽封间隙正常，运行中轴封至轴加的阀门开度过大，高压轴端汽封供汽压力偏低，汽轮机高中压轴端将形成负压，空气经高中压轴端进入轴封冷却器并进入真空系统。
2.2低压缸水平结合面变形
低压缸中部水平结合面变形与真空有关,机组抽真空后张口出现,破坏真空后张口消失。其原因为：由于低压缸螺栓刚度或紧固力不够，当启停机过程中机组振动过大、受热不均时，都会导致结合面出现张口，漏入空气，真空降低。另外，机组抽真空后，低压缸中部负压部分在大气压力作用下产生较大的弹性变形，并以汽缸水平结合面法兰内缘为支点作用在螺栓上，造成螺栓拉长，低压缸中部负压部分水平结合面出现变形（外张口），空气经张口处进入真空系统。
2.3轴封冷却器疏水多级水封破坏
运行中轴封冷却器多级水封破坏，空气就会由汽轮机轴端、轴抽风机排汽口、轴抽风机外壳等处直接进入真空系统。有些机组低压轴封供汽压力很高，而在低压轴端检测还存在严重泄漏。主要原因为轴封冷却器疏水多级水封破坏，空气经高、中、低压轴端进入轴封冷却器，然后经多级水封管进入真空系统。
轴封冷却器疏水多级水封破坏的主要原因为水封高度不足，现场主要为多级水封安装高度不足，多级水封长期运行造成内部腐蚀短路，多级水封安装高度过大引起疏水不畅后加装短路管后造成短路。另外，多级水封投入运行前未进行注水或注水量偏小也是水封破坏的原因之一。
2.4负压部位管道出现漏泄
疏水扩容器汽水侧至凝汽器管路及低压旁路等负压部位管路，管距长、管径大，运行工况变化时，存在着汽水混合流动现象，在长期冲刷的情况下，当膨胀、支撑存在问题或出现振动时，易造成管路出现裂纹、砂眼漏泄，对真空系统造成影响。
2.5低压轴封供汽中断或降低
低压轴封供汽中断或降低时，空气会从轴封间隙出漏入排汽缸，使真空急剧降低。其原因可能是在负荷降低时未及时调整轴封供汽压力，致使供汽压力降低；或可能是汽源压力降低、蒸汽带水造成的；还可能是因轴封系统调整失灵所致。
2.6真空泵工作失常
真空泵故障时，会使真空泵工作失常，抽气量减少，真空降低；真空泵的工作水温应尽量接近设计值，因为水温过高时，对应该温度的水汽化压力就增大，从而限制了真空的提高。
2.7低压缸防爆门漏泄
低压缸防爆门结合面法兰、纸垫面积较大，一般不进行检修，当法兰面不平整或垫片出现裂纹、破损时，空气经防爆门进入真空系统。
2.8低压缸轴端漏泄
当低压缸轴端汽封磨损后，会导致轴封间隙过大，轴封供汽大量被抽至凝汽器。蒸汽在汽封腔室内不足，空气经轴封进入真空系统。另外，为防止油中带水，常将低压汽封供汽压力调至较小，空气也会经轴封进入真空系统。
2.9热工表计泄漏
机组长期运行中，真空压力表接点松动，电接点水位计接点松动，排汽缸温度计套管磨损等原因，也会造成真空系统泄漏。
2.10凝结水泵轴端漏泄
凝结水泵机械密封损坏或密封水不投入，也会造成真空系统泄漏。
2.11真空系统阀门漏泄
真空系统阀门如频繁操作或过开过关造成盘根损坏，以及法兰垫片破损缺失，也会使真空系统受到破坏。
2.12小机排汽系统漏泄
小机排汽系统严密性问题常常不被大家重视，实际运行中如果小机排汽系统不严，如轴端、法兰、焊口、阀门盘根等处漏泄，特别是小机防爆门漏泄，都会使空气进入主机真空系统，导致主机真空严密性降低。
以上原因多为影响机组真空严密性的常见现象，其它可能还会导致机组真空严密性受到破坏的一些原因还很多，欲使其系统更加完善，还有待于我们继续去探索分析。
3.真空系统严密性查漏方法
3.1要使真空系统在运行时不漏入空气那是不可能的，只能是尽量的减少它的漏入量
一般利用真空系统的严密性试验来检验真空系统的严密性。当机组带80%负荷时，切断真空泵入口的凝汽器抽气阀30秒后开始记录，记录8分钟，取其中后5分钟内的真空下降值计算每分钟的真空平均下降值。按照国家发改委2005年颁布实施的《DL/T932—2005凝汽器与真空系统运行维护导则》规定，机组容量＞100MW的，真空下降速度≤0.27KPa/min为合格。当机组正常运行时，如果循环水量水温正常，真空泵出力正常，而凝汽器真空仍偏低，就可以认定是受真空系统严密性的影响。
3.2通常检查真空系统的漏点有以下几种方法
3.2.1用蜡烛的火焰或香烟的烟雾来检查，看火焰和烟雾有无被法兰、接头等待检的部位吸入。但是目前大型汽轮机发电机组均为氢冷式机组，机组运行时厂房内是严禁烟火的，所以此种方法的使用受到一定的限制。
3.2.2用有特别刺激气味的物质如薄荷油来涂抹在可能漏气的部位，然后由人站在排气口处看能否闻到气味，据此来判断是否泄漏。这种方法的缺点是每次只能检查一个地方，而且检测手段是由人鼻嗅，轻微泄漏时不易察觉，可靠性较差。
3.2.3注水查漏，机组大小修或停机临检中真空系统上水至低压缸末级叶片底部，记录下漏泄部位，然后放掉凝汽器汽侧存水，处理漏泄点。漏泄点全部处理完毕后再次注水检查。此种方法的优点是简单直接、便于查找。但是由于大型机组的凝汽器尺寸庞大，注水、放水时间较长，而且注水的高度有限，并不能检查到所有的系统。此外给水泵小汽机的排气管道由于尺寸庞大，注水后重量增加过多，受管道支撑的限制，也不能利用注水的方法进行检漏。
3.2.4利用专用型氦质谱真空检漏仪进行检漏。具体方法如下：现场测试时，先把真空泵前空气管真空表阀门关闭，拆下真空表，接上检漏仪的连接管路，开启检漏仪，检漏仪经过自检过程，进入检漏的待检状态，将气流方式设置为大漏气流模式，这时分别打开测试口电磁阀和旁路电磁阀，打开真空表前手动门，控制调节阀开度，调整测试口的压强在100Pa左右，然后进行漏点漏率的测试。由于氦质谱仪的灵敏度相当高，既使微量的漏泄也能被检测到，所以目前该办法是成功率相当高的一种检漏手段。
检漏标准：漏率≥1×10-6为大漏点；2.0×10-7≤漏率＜1×10-6 为中漏点；漏率＜2.0×10-7为小漏点。
4.提高真空系统严密性的措施
4.1加强检修管理，提高检修工艺质量
4.1.1根据实际情况，明确与汽轮机真空严密性有关的设备、系统管道、阀门、焊口、接头及仪表一次门等范围。
4.1.2制定汽轮机真空严密性管理目标、计划和相应的技术措施。
4.1.3制定汽轮机真空系统设备的检修工艺标准和技术要求。
4.1.4真空系统阀门没有水封的应加装水封，有水封的应保证正常投入使用。
4.1.5把汽机真空系统设备纳入机组大小修标准项目，做到“应修必修，修必修好”。
4.1.6机组真空严密性试验长期不合格时，应列入机组大小修特殊项目。
4.1.7制定汽轮机真空严密性管理职责，确定各台机组真空系统专责人。
4.1.8制定汽轮机真空系统设备检修、消缺验收管理制度。
4.2加强真空系统严密性运行管理
4.2.1制定机组真空严密性运行管理人员及运行值班人员岗位职责。
4.2.2制定机组真空严密性工作目标与措施。
4.2.3专业人员要不断总结经验，加强分析，努力寻找漏气规律，若设备结构及系统不合理时，应提出改进方案。
4.2.4开展运行工况分析：如机组负荷、低加系统、凝结水泵切换，机组某系统操作，尤其是轴封供汽的调整等工作后引起真空变化时应进行分析。
4.2.5开展运行现象分析：如凝结水泵不打水，凝汽器水位计出现虚假水位，以及与凝汽器连接的系统管道出现冷、热和积露现象时应进行分析。
4.2.6根据真空下降情况先进行分析，然后进行分部试验来确定漏气部位。
4.2.7每月每台机组要定期进行真空严密性试验，要建立技术台帐，并严格管理。
4.2.8机组大小修投入运行后，应及时进行真空严密性试验。
4.3真空严密性的检查及治理
4.3.1机组运行时，可使用氦质谱真空检漏仪进行检漏，查找漏汽部位，查出缺陷后，先进行临时堵漏处理。
4.3.2运行中随时监视轴封供汽压力，并随负荷变化进行调整，按最佳运行工况保持供汽压力。另外，运行中要保证轴加、低加等水位在正常范围内。
4.3.3机组大、小修及停机临检时，应安排充分时间进行真空系统注水查漏或其它一些先进的找漏设备及方法进行查漏。#5、#6机利用几次停机临检的机会进行上水查漏，先后消除凝汽器喉部焊口漏泄、管道焊口漏泄、阀门法兰盘根漏泄、热工测点漏泄、压力表温度表漏泄、阀门内漏等缺陷90余处/次。
4.3.4积极吸取其它电厂先进经验，对真空系统存在的不合理结构、布局进行技术攻关和改造。我们将#5机低压缸轴封供、回汽的管道疏水进行了改造，把疏水点安装到轴封套下部最底点，以保证管道疏水能够及时排出，确保轴封供汽压力和温度。
4.3.5建议将轴封冷却器多级水封改为单级水封，并适当增加单级水封的高度。
4.3.6利用机组大修的机会在低压缸结合面加工密封槽，槽内添加耐高温密封胶条，这样即使低压缸结合面在运行中发生变形产生间隙，也不会导致空气漏入。
4.3.7低压缸原安装汽封为不锈钢梳齿型汽封，间隙调整困难，极易发生磨损漏泄现象，建议更换为微接触汽封，使低压轴端密封始终保持在良好状态。
4.3.8低压加热器疏放水门、凝汽器汽侧放水门、凝结水泵入口门、高压加热器紧急放水门至凝汽器的管路与凝汽器相连的各阀门取消连接法兰，改为焊接结构，盘根室加水封。
5.结束语
#5、#6机自投产以来，我们利用停机临检的机会对这两台机组的真空系统进行了一系列的综合治理和技术改造，#5机真空严密性试验数值从投产初期的560Pa/min下降到80Pa/min，#6机从590Pa/min下降到130Pa/min，距离同类电厂优秀标准还有一定的差距，还需要我们坚持不懈、持之以恒的继续努力，力争通过采取各种节能措施，确保我公司发电煤耗达到世界一流企业标准。
【参考文献】
［１］汽轮机设备及其系统，中国电力出版社．
［２］20万千瓦汽轮机的结构，水利电力出版社．
［３］大型火电机组检修实用技术丛书-汽轮机分册，中国电力出版社．
［４］电力工业标准汇编-汽轮机及辅助设备，中国电力出版社．
哈尔滨第三发电厂#3、4机组炉采用低磷酸盐处理。《火电厂汽水化学导则, 第2部分:锅炉炉水磷酸盐处理》中规定, 汽包压力在15.9-19.3MPa的机组, 采用低磷酸盐处理时, 磷酸盐含量在0.3~2毫克//升[1], 《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》中规定, 15.8以上机组炉水二氧化硅含量小于200微克/升[2]。在实际运行中, 哈尔滨第三发电厂#3、4机组炉水磷酸盐控制在0.4毫克/升左右, 二氧化硅含量在30-50微克/升之间, 可以说水质控制非常好。蒸汽各指标也都控制在国家标准范围内。为什么各个水汽指标都控制在国家标准范围内, 过热器内还能积盐如此严重, 并导致爆管呢?与此行对应的是哈尔滨第三发电厂的#1、2200MW机组, 这两台机组的磷酸盐控制在2~4毫克/升, 而过热器从没有出现因为磷酸盐积盐而产生爆管现象, 这让我们百思不得其解。直到运用离子色谱对蒸汽进行分析, 其原因才初露端倪。
2011年6月, 我们运用离子色谱对哈尔滨第三发电厂#1机组和#3机组的炉水、蒸汽进行磷酸盐分析, 表1是两台机组的实验数据。
通过以上数据, 可以发现, 尽管600MW机组炉水磷酸盐含量远低于200MW机组, 由于饱和蒸汽压力和汽包结构不同, 其饱和蒸汽的磷酸盐含量远远高于200MW机组。在饱和蒸汽中, 磷酸三钠溶解携带系数非常小, 当饱和蒸汽压力为17.64Mpa时, 磷酸三钠的溶解携带系数可以忽略不计, 其携带系数等于湿分;当饱和蒸汽压力超过19.6Mpa后, 磷酸三钠的溶解携带开始增大[3]。我厂#3机饱和蒸汽压力是18.27Mpa, 低于19.6Mpa, 所以, 其携带的磷酸盐主要为机械携带。在炉水中, 还有其他微量组分如氯化钠、硫酸钠、铜离子、铁离子、钙离子等。随着锅炉的蒸发这些可溶盐进入蒸汽中, 其中磷酸盐是机械携带, 其他组分以机械携带和溶解携带两种形式存在。
在过热器中, 饱和蒸汽的温度从379℃渐渐升到540℃。在此过程中蒸汽中组分开始发生变化, 共可分为三类。第一类是磷酸钠、硫酸钠, 它们在蒸汽中的溶解度随着温度的上升而降低, 在374℃以上, 它们在蒸汽中的溶解度几乎为零。也就是说在饱和蒸汽变成过热蒸汽, 饱和蒸汽中的水滴全部变成蒸汽后, 磷酸钠、硫酸钠便析出, 以固体小颗粒的形式存在。第二类铜离子、铁离子、钙离子, 它们在蒸汽中的溶解度随着温度的上升而上升。但是它们在蒸汽中的溶解度非常小, 饱和蒸汽中的小水滴蒸发的过程中, 所溶解的这些物质一部分转入过热蒸汽, 一部分以固体小颗粒形式析出。第三部分是各种硅化合物、氯化钠, 这部分溶解度随着温度的上升而升高, 例如硅酸钠在540℃的过热蒸汽的溶解度180微克/升, 氯化钠540℃的过热蒸汽的溶解度10毫克/升以上。饱和蒸汽中的小水滴蒸发后, 硅、氯化钠便溶解在蒸汽中。另外, 过热器本体的金属腐蚀产物, 在温度发生急剧变化时, 过热器管壁上的金属腐蚀产物因与管子金属本体的膨胀率不同, 而从金属表面上剥落下来, 以固体颗粒的形式存在蒸汽中[3]。
综上所述, 在饱和中的水滴蒸发后, 蒸汽中有以下固体小颗粒:磷酸钠、硫酸钠、铜、钙、铁离子 (有两部分来源:小水滴析出过热器管壁上的金属腐蚀产物) 。其中, 磷酸钠最多, 因为炉水中磷酸钠含量最多, 并且在饱和蒸汽的水滴全部转化成蒸汽后, 这些磷酸钠几乎全部以固体的形式析出。这些固体小颗粒便有一部分在过热器内沉积。但是它们在过热器内并不是均匀沉积, 主要集中在流通的弯道、节流处。
在机组停止运行时, 过热器内的水蒸气凝结成水。由于磷酸盐易熔于水, 沉积在过热器内的磷酸盐就溶解在水中。随着水汇集在过热器的下弯头处。水分蒸发后, 这些磷酸盐便在弯头处二次析出。这就是过热器下弯头积盐厚的原因。日积月累, 积盐越来越厚, 最后导致爆管。
汽包锅炉的运行经验证明, 尽管在保证蒸汽品质方面采取了许多措施, 但是往往不能保证过热器完全没有沉积物。为了防止沉积物积累过多, 危害过热器的安全运行, 当锅炉停炉或检修时, 应将这些沉积物除掉。在过热器的沉积物, 主要是易溶于水的钠盐, 采用水冲洗的办法就可以清除[4]。由于磷酸盐易溶于水, 哈尔滨第三发电厂采用热水冲洗过热器的方案进行处理。清洗的流程是:除盐水———凝汽器——低压加热器———除氧器———电动给水泵———再热器减温水调节门———再热器———再热器排污门。冲洗过程中有以下注意事项:
a.冲洗水标准:电导≤0.2μs/cm;钠离子≤10μg/L;PH 9.0-9.3
b.冲洗合格后, 出口水标准:电导≤3.0μs/cm;钠离子≤10 0μg/L
c.过热器用水浸泡1.5小时然后冲洗。
d.任何情况下再热器压力不应超过1MPa, 否则立即停止上水。
e.整个冲洗过程中密切监视高、中压缸温度, 防止水进入汽轮机内部。
f.整个清洗过程中, 始终保持触氧器水温90℃。
g.整个冲洗过程中密切监视中压调速门导汽管, 各疏水不应有水流过, 否则, 立即停止。
h.甲、乙侧屏式再热器入口一、二次空气门派人监视, 见水后关闭, 防止跑水事故。
i.冲洗水流量50~70吨/小时。
经过上述处理, 就可以清除过热器内的积盐, 消除过热器爆管的恶性事故, 保证机组安全运行。
参考文献
[1]DL/T805.2-2004年.火电厂汽水化学导则, 第2部分:锅炉炉水磷酸盐处理.
[2]GB/T12145-2008.火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量.
[3]肖作善.热力设备水汽理化过程[M].北京:水利电力出版社, 1987, 65, 86
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