浙能长兴发电有限责任公司2014年化学监督工作总结

浙能长兴发电有限责任公司2014年化学监督工作总结2014年，长兴发电有限公司根据能源集团对化学监督工作的要求，在省电力试验研究院的监督与指导下，通过公司上下及化学监督网络全体成员的共同努力与密切配合，开展了一些富有成效的工作。现将2014年度化学监督工作情况总结如下一、化学监督指标完成情况1、水汽指标水汽品质总合格率9957水汽品质期望值总合格率9708补给水合格率100凝结水合格率9891给水铜铁合格率9857炉水期望值合格率98172、油务指标变压器绝缘油油质合格率100汽轮机润滑油油质合格率9618EHC抗燃油油质合格率9286110KV及以上充油电气设备色谱检测率100110KV及以上充SF6设备微水检测率1003、燃煤指标按照GB4752008商品煤样采取方法要求对入厂煤按批次、按煤种进行采样，并进行工业分析、发热量、全硫值的检验工作。2014年完成776批次的到厂煤分析化验工作，到厂煤批次检验率100；入炉煤检验率100。5、制水情况共制取合格除盐水8018万吨合格利用城市中水9166万吨二、主要监督及管理工作1、超滤及反渗透膜元件更换由于超滤膜元件超寿命运行，且部分膜丝有断裂情况。其对浊度的去除能力有所下降，影响反渗透进水水质。反渗透膜元件同样超寿命运行，脱盐率、产水量均出现不同程度的下降，其中脱盐率已降至93以下，后续离子交换设备运行及树脂再生压力加大。针对以上情况，2014年安排对两套超滤膜元件和其中一套反渗透膜元件（另外一套已于2010年11月16日安排更换）进行更换，具体为将原有大连欧科SPES55内压式中空纤维超滤膜更换为加拿大SAVEYOR内压式超滤膜组件，材质为MPS；将原有陶氏BW30400反渗透膜元件更换为抗污染型BW30400FR。膜元件更换后，制水系统瓶颈得以消除，超滤与反渗透系统运行效果得到显著提升，脱盐率目前稳定在97以上。2、发电机氢气纯度提高发电机氢气纯度低一直为困扰公司安全生产的重大问题。长期以来，公司四台机组氢气纯度经常维持在9094区间内，究其原因为密封油系统运行效果不佳，机组安全稳定运行存在隐患。2014年5月初，公司邀请电试院有关专家到我厂现场指导和处理，对4台机组密封油系统运行工况进行优化调整，并通过深度排污补鲜将氢气纯度提升至96以上。目前4台机组氢气纯度基本维持在96左右，规避了这一生产隐患。3、板式换热器疏水回收长期以来，预脱盐板式换热器进行热交换后产生的疏水均被排入地沟并最终汇集到废水处理系统。由于其来源于机组辅气，品质与除盐水无异，因此将其直接排入废水系统造成资源的较大浪费。在2014年化学监督网络定期会议当中各成员对板换疏水回收进行讨论、研究，并最终形成回收改造方案，将疏水就近回收至中间水箱。2014年12月此项技改工作已经完成，目前系统运行正常。据估算，每年可回收疏水1500020000吨。4、炉水固体碱化剂处理自公司2009年开始执行GB/T121452008火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量新标准后，炉水PH期望值合格率一直不理想，原因在于新国标中将炉水PH下限期望值由90提高到了93，原有单纯磷酸盐处理工艺已不能满足新国标中的要求。经过咨询电试院专家以及至兄弟单位进行调研，2014年5月24日起对4台锅炉炉水进行固体碱化剂处理，即磷酸盐氢氧化钠的处理，效果比较明显。二期3、4机组炉水PH期望值合格率分别达到9822和9721，但一期1、2机组提升效果不明显。为此，2014年11月对一期锅内加药配比进行了调整，调整后2机组炉水PH期望值合格率有一定程度的提升，达到8683，但1机组仍然不见好转，具体原因还需进一步跟踪分析。5、1机组A修化学监督检查工作及炉本化学清洗工作2014年9月17日至11月5日，1机组停运进行A级检修，距离上次A修已有8年时间。机组检修中按相关规定进行停运前的停炉保护和启动时化学监督工作。在其他专业的配合下，完成了热力设备的化学监督检查评价工作。我们按照DL/T11152009火力发电厂机组大修化学检查导则的要求，对锅炉汽包及水冷壁、汽轮机本体、小机本体、除氧器、高低加、凝汽器汽侧及水侧的腐蚀结垢情况进行全面细致的检查，并对锅炉四管及凝汽器铜管进行割（抽）管垢量检查和腐蚀评价。锅炉水冷壁管向火侧平均检测垢量为292G/M2,依据DL/T7942011火力发电厂锅炉化学清洗导则中对汽包锅炉清洗条件标准，在本次A修过程中安排对锅炉本体进行了化学清洗。清洗方法采用省电试院有机复合酸清洗工艺，清洗工作于2014年10月18日800进岗开始，至2014年10月19日1800结束。清洗质量达到DL/T7942011优良水平，腐蚀速度为274G/M2H，腐蚀总量为2825G/M2，无点蚀及二次锈蚀。6、3、4机组C修化学检查工作2014年11月7日至11月22日，3机组停运进行C级检修，机组检修中按相关规定进行停运前的停炉保护和启动时化学监督工作。检修期间对锅炉水冷壁管进行例行割管分析，掌握两次检修期间水冷壁结垢情况。经测定，3机组水冷壁管向火侧垢量为242G/M2，折合结垢速率为2255G/M2A，属于一类设备。2014年11月12日，对3机组高加进行检查时发现1高加换热管水侧有松软垢状物质沉积，取样分析全部为氧化铁垢。后连续机务人员用高压水枪进行冲洗干净。考虑到3机组给水铁离子含量期望值合格率较其他3台机组偏低，结垢原因可能为系统腐蚀引起。2014年1月26日至2月16日，4机组停运进行C级检修。机组检修中按相关规定进行停运前的停炉保护和启动时化学监督工作。检修期间对锅炉水冷壁管进行例行割管分析，掌握两次检修期间水冷壁结垢情况。经测定，4机组水冷壁管向火侧垢量为168G/M2，折合结垢速率为1939G/M2A，属于一类设备。7、规章制度完善依据浙江省发电厂化学监督工作实施细则（2011版），对公司化学技术监督管理细则进行修订、完善；制定化学试验规程；化学运行规程、化学系统图修订、补充完善。8、二期精处理再生酸碱系统大修二期精处理系统泵体、管道、阀门等设备自投运以来至今未更换过，老化及腐蚀严重，近一两年频繁出现泄漏现象。今年针对此情况对二期精处理酸碱系统进行大修，将腐蚀管道进行更换，对高位酸、碱储罐进行定检，为二期精处理系统安全稳定运行夯实了基础。三、异常处理情况及遗留问题1、凝汽器铜管泄漏2014年7月27日，2机组B侧凝汽器发生泄漏。立即添加木屑进行堵漏，凝结水氢导等水质指标恢复正常，堵漏成功。10月12日，2机组B侧凝汽器再次发生泄漏。10月13日，对2机组B侧凝汽器进行半边隔离查漏，找到B侧凝汽器下水室泄漏铜管1根，两端用封头封堵，机组水质恢复正常。4机组凝汽器今年多次发生泄漏，因泄漏量太小，凝结水氢导上升幅度很小，运行中隔离未查到漏点，均通过添加木屑进行临时堵漏。期间凝结水精处理装置正常投运，有效保证机组给水水质不受影响。2014年11月17日，对4机组B侧凝汽器进行半边隔离查漏，找到泄漏铜管1根，两端用封头封堵，机组水质恢复至正常范围，但仍有细微泄漏存在。2012年当中将继续对此进行跟踪观察并择机处理。2、抗燃油油质超标2014年11月25日，化验分析发现2、3机组抗燃油体积电阻率和酸值均超标。安排维护人员进行滤油处理，后化验分析2抗燃油体积电阻率和酸值合格，但3抗燃油体积电阻率及酸值仍未合格。目前PALL滤油机酸值、体积电阻率专用滤芯备品已到货，计划立即进行滤油处理。3、汽轮机油油质超标2014年12月21日，分析发现2主机汽轮机油破乳化超标，超标幅度并不大。后经检修人员滤油处理，现已恢复正常。2014年12月21日，分析发现3A小机水份为8240MG/L、3B小机颗粒度为9级。立即安排检修人员进行滤油处理。，现已恢复正常。四、2014年重点工作完成情况序号重点工作内容完成情况1完成对两套超滤及2反渗透系统膜元件更换工作2反渗透膜元件于2014年5月18日更换完成；两套超滤装置膜元件于2014年12月27日更换完成。2进行循环水系统铜管结垢腐蚀1机组大修过程中对凝汽器铜管进行的评定工作，根据评定结果及时调整加药处理情况抽管检查，并送管样1份至电试院进行垢量测定与腐蚀评价。严格按照由西安热工院循环水试验报告形成的循环冷却水控制优化加药规定进行加药控制工作。31机组A修中对锅炉本体水冷壁管进行化学清洗1机组炉本化学清洗工作于2014年10月19日完成。腐蚀速度为274G/M2H，腐蚀总量为2825G/M2，无点蚀及二次锈蚀。五、2012年重点工作及计划1、3机组A修化学监督检查及炉本化学清洗计划在2012年3机组A修过程中，对3机组锅炉本体进行化学清洗。除此之外，按照DL/T11152009火力发电厂机组大修化学检查导则的要求对热力设备进行全面、规范的检查。2、2发电机定冷水系统碱化运行通过至集团兄弟电厂调研和学习，在对各种碱化运行工艺进行比较和权衡后，最终确定2发电机