国华电力600MW燃煤机组设备状态评价报告.doc

西安热工研究院有限公司技术报告 合同编号：TPRI/M3-CA-002-2005A报告编号：TPRI/T7-RA-005-2005国华电力600MW燃煤机组设备状态评价报告西安热工研究院有限公司二 五 年 四 月报告编号：TPRI/T7-RA-005-2005合同编号：TPRI/M3-CA-002-2005A项目负责单位：西安热工研究院有限公司课题起讫日期：2005年3月2005年4月项目负责人： 于新颖 吕怀安主要工作人员：热工研究院： 张安国 杜鲜明 陈志清周 明 李志刚 于新颖 国华电力公司： 陈寅彪 魏 星 平 恒陈 宏 王顶辉 赵炎钧 王兴中 朱绍慧 孙志春 孟林辉 报告编写人： 张安国 杜鲜明 陈志清周 明 李志刚 于新颖报告校阅人： 李耀君审核： 梁昌乾批准： 杨寿敏摘 要对国华电力公司先期投产600MW机组的主机、主要辅机、热工控制系统自试运、投产以来主要设备缺陷和安全隐患进行了统计分析与评价，查找设计、制造、安装和调试、生产准备及生产营运期间存在的主要技术及管理问题，对现存缺陷和隐患提出有针对性的解决思路和防范措施，同时为国华电力后续投产机组提供设计、制造、基建和生产管理经验。关键词： 状态评价 设备缺陷 可靠性 非计划停运 目 录1设备状态评价工作目的62评价范围及工作程序63设备运行状况分析73.1机组经济性83.2机组可靠性143.3机组非计划停运193.4机组缺陷及故障214设备重点问题评价254.1制粉系统故障254.2受热面管泄漏264.3锅炉全烧神华煤的结焦问题264.4冷却塔配水管断裂274.5真空泵叶轮断裂274.6汽轮机高压主汽门（TV2）关闭超时284.7台山2号机组高调门卡涩294.8发电机制造质量304.9电气安装质量334.10定洲电厂计算机死机问题344.11台山电厂循环水泵出口门全关造成停机事故364.12脱硫废水处理364.13锅炉结垢和腐蚀隐患375建议与提示385.1凝结水再循环管道振动消缺385.2低加低负荷疏水不畅问题385.3机组热耗率高问题385.4对后续项目汽轮机专业的建议385.5建立发电机寿命管理数据库，对发电机实施寿命管理395.6用好发电机射频监视器、绝缘过热监视器395.7把防止定子线棒水路堵塞作为一项重点反措来抓395.8对后续项目电气专业的建议和提示405.9热工控制系统必要的试验415.10保护回路与控制回路的设计原则435.11电厂热工人员参与调试435.12台山电厂循环水杀生剂加药装置增加备用加氯系统445.13定洲电厂凝结水精处理系统增加一台混床445.14定洲电厂改造补给水系统除碳器位置445.15审查设计院的设计方案456 设备缺陷统计分析456.1 锅炉专业456.2 汽轮机专业576.3 电气专业746.4 热工控制专业806.5 硫化专业99国华电力600MW燃煤机组设备状态评价报告国华电力公司所属的广东国华粤电台山发电有限公司（以下简称台山电厂）一期的2600MW机组和河北国华定洲发电有限责任公司（以下简称定洲电厂）的2600MW机组，分别于2003年12月9日、2004年4月9日和2004年4月26日、2004年9月10日完成了168小时满负荷试运行后交付商业运行。四台机组投运至今，基本实现了安全、稳定、经济运行的目标，但也逐步暴露出一些缺陷和隐患，其原因有设计、制造、施工、调试、运行管理和检修维护等多方面，这些缺陷和故障基本上已得到处理，但仍有一些问题需要进一步深入分析研究，彻底处理。为了采取有效的防范措施杜绝事故，保证在役机组安全可靠经济地运行，同时使国华电力公司续建机组借鉴经验、避免或者减少损失、保证顺利投产运行，也为了加强项目管理，提升科学管理水平，国华电力公司委托西安热工研究院有限公司对定洲电厂和台山电厂新投产的4台国产600MW机组自投产后发生的设备缺陷和隐患进行总结和评价。设备状态评价根据电厂提供的机组技术规范、障碍分析处理技术报告、可靠性统计数据、实际运行参数和维护资料等，通过现场核查与交流，经综合分析后提出了对机组故障的评价、重点问题的防范措施及建议。该评价报告是在现场提供的资料的基础上进行分析、归纳的，可能存在漏项、缺项或偏差，对于重点缺陷应开展专项研究。1 设备状态评价工作目的l 检查、评价和分析国华电力公司先期投产的600MW机组（定洲、台山）主机、主要辅机、热工控制系统自试运、投产以来主要设备缺陷和安全隐患，查找设计、制造、基建安装和调试、生产准备及生产运营期间存在的技术及管理问题，对现存缺陷和隐患提出有针对性的解决思路，同时为国华电力后续投产机组提供基建和生产管理经验。l 对已投产600MW机组的主要经济指标和环保设施运行情况检查、评估和分析其运行状态，推荐解决办法和防范措施。2 评价范围及工作程序l 国华电力台山和定洲的4台600MW机组的设备情况，包括锅炉（含除灰、燃料）、汽机、电气、热工、化学（含环保、脱硫）5个专业；l 主要工作进度：2005年3月30日4月2日，在台山电厂收资与调研；2005年4月4日4月7日，在定洲电厂收资与调研；2005年4月8日4月10日，完成报告初稿，提交讨论；2005年4月11日4月15日，讨论、修改、提交报告电子版；2005年4月30日之前，完成并提交正式报告。3 设备运行状况分析定洲电厂和台山电厂的国产600MW机组，其三大主设备均为上海电气集团公司产品。锅炉采用上海锅炉厂有限公司设计制造的亚临界、一次中间再热控制循环汽包炉，定洲电厂的型号为SG2008/17.47-M903，台山电厂的型号为 SG2026/17.5-M905；汽轮机为上海汽轮机有限公司按照美国西屋技术生产的亚临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机，型号均为N600-16.7/537/537；发电机由上海汽轮发电机有限公司设计制造，水氢氢冷却、静态励磁，型号均为QFSN-600-2。定洲、台山电厂600MW机组的DCS系统相似，均为(南京)西门子电站自动化有限公司的西门子(Siemens) TELEPERM XP数字式分散控制系统(简称TXP)。T-XP系统（一号机组含公用系统）采用一对容错的SINEC H1 FO工厂总线和一对容错的SINEC H1 FO终端总线，通讯介质为光纤，对于公用系统和一二号机组在终端总线上使用网桥相连，保证了在一、二号机组可以对公用系统的设备进行监控操作。烟气脱硫系统采用高效脱除SO2的石灰石石膏湿法工艺，用于处理机组在BMCR工况下100%的烟气，脱硫率大于等于95%。两厂主设备和设计、建设、调试、考核试验承担单位等情况见表3-1。表 3-1 国华定洲电厂、台山电厂基本情况名 称定洲电厂台山电厂1号机组2号机组1号机组2号机组锅 炉上海锅炉厂有限公司SG2008/17.47-M903SG2026/17.5-M905汽轮机上海汽轮机厂有限公司 型号N600-16.7/537/537发电机上海电机厂有限公司 型号QFSN-600-2设计单位河北省电力设计院广东省电力设计院安装单位河北电建一公司北京电建公司广东火电公司天津电建公司调试单位上海电建调试院河北电研院上海电建调试院考核试验单位西安热工院广东电研院交付生产日期2004.04.262004.09.102003.12.092004.04.093.1 机组经济性3.1.1 定洲电厂定洲电厂两台600MW机组在设计工况下，锅炉效率为93.61%，汽轮机热耗率为7795.6 kJ/(kWh)。在移交生产时对两台机组进行的热力性能考核试验结果为：1号、2号机组锅炉效率分别是93.76%和94.276%；汽轮机热耗率分别是7925.3 kJ/(kWh)和7966.0 kJ/(kWh)，高于合同保证值；试验条件下供电煤耗率分别为317.9 g/(kWh)和320.9 g/(kWh)，修正到设计条件下的供电煤耗率分别为305.4 g/(kWh)和305.5 g/(kWh)。设计的供电煤耗率为297.06 g/(kWh)，厂用电率为4.41%。机组考核试验主要性能结果见表3-2、表3-3。机组煤耗率高的原因是汽轮机热耗率高于设计水平，而汽轮机热耗率高的主要原因可能是汽轮机缸效率较设计值低。1号、2号机组高压缸考核试验效率分别85.01%和83.81%，较设计值88.53%降低了3.52和4.72个百分点；中压缸考核试验效率分别89.39%和89.09%，较设计值91.46%降低了2.06和2.37个百分点；低压缸效率也均降低了约2.35个百分点；主蒸汽流量分别为1814.5t/h和1893.92t/h，较设计值1774.807t/h高出2.23和6.71个百分点；高压缸排汽温度高出10。初步分析，汽轮机缸效率低，主要原因可能是设计、加工、或者安装问题。定洲电厂两台机组实际运行性能：1号机组，电厂达标复检报告中给出的2004年4月至2004年10月的统计数据表明,直接厂用电率5.16%,发电煤耗314 g/(kWh),供电煤耗331 g/(kWh)。 2号机组，根据2005年1月至3月份统计资料得出, 直接厂用电率5.45%,发电煤耗率310.33 g/(kWh),供电煤耗率328.22 g/(kWh)。表3-2 定洲电厂供电煤耗率考核试验结果项 目单 位100%额定负荷75%额定负荷50%额定负荷1号机组锅炉效率%93.7693.6393.51汽轮机试验热耗率kJ/(kW.h)8250.08378.58593.2厂用电率%4.65.637.32供电煤耗率（试验条件）g/(kW.h)317.9326.8341.72号机组锅炉效率%94.2794.5094.43汽轮机试验热耗率kJ/(kW.h)8369.18751.78925.4厂用电率%4.655.786.95供电煤耗率（试验条件）g/(kW.h)320.9338.7350.1表3-3 定洲电厂锅炉、汽轮机性能考核试验结果项 目单 位测试结果合同保证值1号机组锅炉效率（ECR）%93.7693.61锅炉给水+减温水量（BMCR）t/h2153.52008省煤器出口至汽包压降MPa0.380.392再热器进出口压降MPa0.190.20汽包至过热器出口压降MPa1.351.37空预器A侧一次风压降kPa0.830.804空预器B侧一次风压降kPa0.790.804空预器A侧二次风压降kPa0.991.046空预器B侧二次风压降kPa0.981.046空预器A侧烟气压降kPa0.991.13空预器B侧烟气压降kPa1.041.13空预器A漏风率%4.886.0空预器B漏风率%4.516.0主蒸汽流量(3VWO)t/h1814.51774.8高压缸效率(3VWO)%85.0188.53中压缸效率(3VWO)%89.3991.46低压缸效率(3VWO-UEEP)%87.6689.3汽轮机热耗率（THA）kJ/(kW.h)7925.37795.62号机组锅炉效率（ECR）%94.2793.61锅炉给水+减温水量（BMCR）t/h2038.92008省煤器出口至汽包压降MPa.03680.392再热器进出口压降MPa0.200.20汽包至过热器出口压降MPa1.251.37空预器A侧一次风压降kPa0.840.804空预器B侧一次风压降kPa0.820.804空预器A侧二次风压降kPa0.991.046空预器B侧二次风压降kPa0.981.046空预器A侧烟气压降kPa0.991.13空预器B侧烟气压降kPa1.041.13空预器A漏风率%6.3126.0空预器B漏风率%4.306.0主蒸汽流量(THA)t/h1893.921774.807高压缸效率(THA)%83.8188.53中压缸效率(THA)%89.0991.46低压缸效率(THA-UEEP)%86.0089.3汽轮机热耗率（THA）kJ/(kW.h)7966.07795.63.1.2 台山电厂台山电厂两台600MW机组在设计工况下，锅炉效率（按煤的高位发热量计算）为89.24%,汽轮机热耗率为7850.9 kJ/(kWh)。在移交生产时对两台机组进行的热力性能考核试验结果为：1号、2号机组锅炉效率分别是89.75%和89.96%；汽轮机热耗率分别是7845.4 kJ/(kWh)和7848.4 kJ/(kWh)；试验供电煤耗率分别为305.6 g/(kWh)和313.3g/(kWh)；修正到设计条件下的供电煤耗率分别为300.9 g/(kWh)和300.7g/(kWh)。机组考核试验主要性能数据见表3-4。电厂达标验收报告表明：1号机组2003年12月至2004年5的统计数据为,综合厂用电率5.15%（直接厂用电率应为4.75%），供电煤耗率336 g/(kWh)。2号机组，2004年4月至2004年10月的统计数据为，综合厂用电率5.47%（直接厂用电率应为5.07%）,供电煤耗率324.4 g/(kWh)。表3-4 台山电厂机组考核试验性能数据项 目单 位测试结果合同保证值1号机组锅炉效率（高位发热量）%89.7589.24锅炉效率（低位发热量）%93.27（92.76）A侧排烟温度136.3132.0B侧排烟温度134.7132.0A侧空预器漏风率%4.426B侧空预器漏风率%4.996高压缸效率%87.07中压缸效率%90.86低压缸效率%86.46汽耗率kg/(kW.h)3.022.99汽轮机热耗率kJ/(kW.h)7845.47850.9厂用电率%3.6695.61试验发电煤耗率g/(kW.h)294.4试验供电煤耗率g/(kW.h)305.6修正到设计条件的供电煤耗率g/(kW.h)300.9310.02号机组锅炉效率（高位发热量）%89.9689.24锅炉效率（低位发热量）%94.23（92.76）A侧排烟温度135.14132.0B侧排烟温度135.37132.0A侧空预器漏风率%5.576B侧空预器漏风率%5.486高压缸效率%86.86中压缸效率%91.33低压缸效率%85.04汽耗率kg/(kW.h)3.102.99汽轮机热耗率kJ/(kW.h)7848.47850.9厂用电率%4.5225.61试验发电煤耗率g/(kW.h)287.1试验供电煤耗率g/(kW.h)313.3修正到设计条件的供电煤耗率g/(kW.h)300.7310.0 注：煤耗率均根据低位发热量的锅炉效率计算。3.1.3 定洲与台山两厂对比台山电厂锅炉考核试验报告中给出的锅炉效率（1号、2号机组锅炉效率分别是89.75%和89.96%）为煤高位发热量计算值，如果按煤低位发热量计算，1号机组和2号机组锅炉效率分别是93.27%及93.23%，与定洲电厂的锅炉效率基本相当，但是定洲电厂的汽轮机热耗率却比台山高约80 kJ/(kW.h)118 kJ/(kW.h)，所以：试验条件下的供电煤耗率定洲较台山高约9.5 g/(kW.h)。修正到设计条件下的供电煤耗率定洲较台山高约4.6 g/(kW.h)。定洲电厂与台山电厂各机组性能考核试验得出的主要结果对比见表3-5。定洲电厂与台山电厂考核试验得出的主要性能数据全厂平均值对比见表3-6及图3-1。两厂达标验收的平均经济性指标见表3-7。国内部分600MW机组性能考核试验数据参见表3-8。关于两厂供电煤耗率差别的问题，根据两厂性能考核试验报告提供的数据计算分析后认为，主要原因可能在于两厂汽轮机热耗率、厂用电率不同所致。至于运行机组的实际水平，以及两厂实际煤耗率的差别，应该有待于进一步的试验和深入的分析后确定。这里需要强调说明供电煤耗率的几种概念：设计供电煤耗率，即为设计院根据设备制造厂合同保证的锅炉效率、汽轮机热耗率、厂用电率以及管道效率等计算得出的煤耗率。修正到设计条件下的供电煤耗率，即根据修正后的锅炉效率（考核验收值）、修正后的汽轮机热耗率（考核验收值，缸效率不参与修正）、和实际测量的厂用电率计算得出。应该说设计条件下的供电煤耗率是一个目标值，它表示机组的设计能力，便于同设计水平比较。试验供电煤耗率，即根据未经修正的锅炉效率试验值、未经修正的汽轮机热耗率、和实际测量的厂用电率计算得出的。试验供电煤耗率仅表示试验条件下机组的煤耗率，他完全取决于试验条件。其值大小介于设计条件下的供电煤耗率和运行供电煤耗率之间。运行供电煤耗率，是完全根据统计期间机组的实际耗煤量和供电量计算确定的。表3-5 定洲电厂与台山电厂各机组考核试验主要性能数据对比项 目单 位定 洲台 山台山与定洲之差考核值设计值考核值设计值1号机组锅炉效率%93.7693.6193.27（89.75）（89.24）0.47汽轮机热耗率kJ/(kW.h)7925.37795.67845.47850.979.9高压缸效率%85.0188.5387.07-2.06中压缸效率%89.3991.4690.86-1.47低压缸效率%87.6689.386.461.2厂用电率%4.64.413.6695.610.931供电煤耗率（试验条件）g/(kW.h)317.9305.612.3供电煤耗率（设计条件）g/(kW.h)305.3297.06300.9310.04.42号机组锅炉效率%94.2793.6194.23（89.96）（89.24）0.76汽轮机热耗率kJ/(kW.h)7966.07795.67848.47850.9117.6高压缸效率%83.8188.5386.86-3.05中压缸效率%89.0991.4691.33-2.24低压缸效率%86.0089.385.040.96厂用电率%4.654.414.5225.610.128供电煤耗率（试验条件）g/(kW.h)320.9313.47.5供电煤耗率（设计条件）g/(kW.h)305.4297.06300.7313.04.7表3-6 定洲电厂与台山电厂考核试验主要性能指标全厂平均值对比项 目单 位定 洲台 山两厂之差锅炉效率（煤低位发热量计算）%94.0293.750.27汽轮机热耗率kJ/(kW.h)7945.657846.9098.75高压缸效率%84.4186.97-2.56中压缸效率%89.2491.10-1.86低压缸效率%86.8385.751.08厂用电率%4.634.100.53供电煤耗率（试验条件）g/(kW.h)319.0309.59.5供电煤耗率（修正到设计条件）g/(kW.h)305.4300.84.6表3-7 定洲电厂与台山电厂达标验收全厂平均经济性指标对比项 目单 位定 洲台 山厂用电率%5.314.91供电煤耗率g/(kW.h)329.61330.2图3-1 定洲电厂和台山电厂考核试验主要性能指标平均值对比表3-8 国内600MW机组性能考核数据亚临界机组超临界机组电厂/机组单 位吴泾1号机吴泾2号机邹 县德州5号机机组（GE）石洞口二厂（ABB）机组热耗率kJ/(kW.h)78277809780878957547高缸效率%88.488.38688.32中压缸效率%91.891.99592.45设计热耗/高缸效率/中缸效率kJ/(kW.h)/ %/%7851/88.32/90.87851/88.32/90.87888/85/8977487595/87.1/94.63.2 机组可靠性3.2.1 定洲电厂根据电厂提供的两台机组从投产至2005年3月的可靠性指标统计资料，两台机组可靠性数据汇总于表3-9。1号机组投产至05年3月的12个月内，累计发电量3526.756GWh，累计运行5877.93小时，可用运行小时7638.8小时，非计划停运次数1次，非计划停运58.1小时，平均等效可用系数93.66，平均等效强迫停机率为0，其中4月至10月份平均等效可用系数为96.15%。2号机组投产至05年3月的7个月内，累计发电量2142.758GWh，累计运行3571.27小时，可用运行小时4659.3，非计划停运次数3次，非计划停运211.8小时，平均等效可用系数94.2，平均等效强迫停机率为0.28。表3-9 定洲电厂机组运行可靠性主要指标统计机 组1号机组2号机组统计时间段04年4-12月05年1-3月04年9-12月05年1-3月发电量（MWh）256087796587911768791002156利用小时（EFSH）4268.131609.81961.471670.26可用运行小时（SH）5478.82160.02499.32151.7备用小时0000计划停运次数1000计划停运小时445000非计划停运次数1021非计划停运小时58.10203.68.2强迫停运次数0011强迫停运小时004.228.27降出力等效小时1.970.712.140等效可用系数（EAF%)91.5699.9792.3999.62等效强迫停运率（EFOR%)000.250.383.2.2 台山电厂根据电厂提供的两台机组从投产至2005年3月的可靠性指标统计资料，两台机组可靠性数据汇总于表3-10。1号机组投产至05年3月的15个月内，累计发电量4371.28GWh，累计运行8624.52小时，利用小时数为7285.46小时，非计划停运次数8次，非计划停运163.4小时，等效可用系数81.74，平均等效强迫停机率为2.18，其中2004年1-12月等效可用系数为92.05%。2号机组投产至05年3月的11个月内，累计发电量3443.72GWh，累计运行7007.57小时，利用小时数为5739.53小时，非计划停运次数3次，非计划停运194.08小时，平均等效可用系数81.92，平均等效强迫停运率为2.58，其中2004年4-12月份平均等效可用系数为89.97%。造成台电1号、2号机组等效可用系数偏低的主要原因为机组进行了计划大小修，此外台电公司在2004年由于受送线路的影响，停机检修时间较多；台电1号、2号机组等效强迫停运率高的原因为机组非停次数较多。表3-10 台山电厂机组运行可靠性主要指标统计机 组1号机组2号机组统计时间段04年1-12月05年1-3月04年4-12月05年1-3月发电量（MWh）39147504565302733990709730利用小时（EFSH）6524.58760.884556.651182.88可用运行小时（SH）7863.64859.935752.231255.34备用小时255.57000计划停运次数3111计划停运小时508.761292.7613.57732.23非计划停运次数7122非计划停运小时156.037.3721.65172.43强迫停运次数7112强迫停运小时156.037.377.28172.43降出力等效小时29.9105.550等效可用系数（EAF%)92.0539.8189.9758.12等效强迫停运率（EFOR%)2.320.850.2212.8163.2.3 定洲与台山两厂对比由于定洲电厂和台山电厂的四台机组交付生产时间较短，简单根据电厂统计数据难以比较两厂的机组可靠性，所以，对其统计数据进行加权平均后得出各自的平均可靠性指标，见表3-11，两厂的可靠性比较见图3-2。由表可见，定洲电厂的可靠性指标高于台山电厂。表3-11 定洲电厂与台山电厂可靠性指标对比项 目单 位定 洲台 山年平均发电量GWh3603.6573473.333年平均利用小时h6006.15788.9年平均可用运行小时h7762.06991.6平均等效可用系数%94.3481.78平均等效强迫停运率%0.112.62图3-2 定洲电厂与台山电厂年平均可靠性指标对比3.2.4 国内600MW机组运行可靠性国内600MW机组1999年至2003年的运行可靠性指标见表3-12，其可靠性变化趋势见图3-3，从图3-3可以看出，600MW机组统计台数逐年增加，等效可用系数稳步提高，等效强迫停运率大幅度下降，非计划停运次数平稳下降，表明了大机组运行可靠性水平正逐年提高。国内600MW机组按主机制造厂家分类的主要可靠性指标见表3-13。锅炉、汽机、发电机的等效非计划停运小时及其对整机等效可用系数的影响见表3-14、表3-15、表3-16。表3-12 国内600MW火电机组近五年内主要可靠性指标年 度统计台数 （台）运行系数（%）等效可用系数（%）等效强迫停运率 （%）非计划停运次数（次/台年）19991273.4384.922.336.2520001478.0687.763.236.0520011880.6588.752.214.7820022080.0286.392.043.5020032286.5591.411.132.86图3-3 600MW机组可靠性指标趋势图表3-13 国内600MW机组按主机制造厂家分类的主要可靠性指标炉、机、电制造厂家统计台数（台）运行系数（%）等效可用系数（%）等效强迫停运率（%）非计划停运次数（次/台年）哈、哈、哈778.3688.502.234.14日4、日3、日3393.6595.790.090.33上、上、上294.6794.700.542.50美2、日1、日1287.9095.490.091.00美4、瑞1、瑞1291.4691.450.211.50美8、美5、美5290.6791.831.013.50美1、日3、日3193.5093.072.313.00英4、上、上179.2485.141.295.00德1、法2、法2178.2386.440.040.00加1、法2、法2194.0892.492.478.00表3-14 国内600MW机组的锅炉对整机可靠性的影响制造厂家统计台数（台）等效非计划停运小时（小时/台年）影响整机等效可用系数的百分点（%）总计其中设备因素总计其中设备因素哈尔滨锅炉厂7114.9459.751.3120.682日本石川岛播磨31.60.150.0180.002上海锅炉厂23.763.760.0430.043美国福斯特惠勒公司272.1535.670.8240.407美CE瑞SULZER公司226.5826.580.3030.303美国巴威公司2103.8601.1860美国燃烧工程公司1192.3502.1960英国三井巴布科克公司173.4462.930.8380.718德国斯坦繆勒公司10.330.330.0040.004加拿大巴威公司1131.9101.5060表3-15 国内600MW机组的汽轮机对整机可靠性的影响制造厂家统计台数（台）等效非计划停运小时（小时/台年）影响整机等效可用系数的百分点（%）总计其中设备因素总计其中设备因素哈尔滨汽轮机厂739.225.450.4470.291日本东芝41.400.0160上海汽轮机厂37.437.250.0850.083日本日立20.9600.0110美国西屋22.22.20.0250.025法国阿尔斯通25.9800.0680瑞士ABB20000表3-16 国内600MW机组的发电机对整机可靠性的影响制造厂家统计台数（台）等效非计划停运小时（小时/台年）影响整机等效可用系数的百分点（%）总计其中设备因素总计其中设备因素哈尔滨电机厂753.8653.860.6150.615日本东芝40.770.770.0090.009上海电机厂32.5800.0290日本日立20000美国西屋20000法国阿尔斯通2118.2301.350瑞士ABB200003.3 机组非计划停运3.3.1 定洲电厂根据电厂资料统计，投运至今，两台机组非计划停运共4次，其中1号机组非计划停运1次，2号机组非计划停运3次。1号机组非停发生于04年5月14日，原因为锅炉前包墙过热器泄漏；2号机组非停，第一次发生于04年12月8日，原因是发电机定子线棒出水温差大；第二次发生于04年12月13日，由于除氧器水位故障引发机组跳闸；第三次发生于05年2月3日，原因是锅炉炉膛负压低保护动作引起机组跳闸。非计划停机原因分析表3-17。表3-17 定洲电厂全厂非计划停机统计序 号事 故 及 原 因归 属1号机组104年5月17日，1号机组锅炉前包墙过热器泄漏。现场检查发现，爆漏的第6根管子在泄漏处是光管与鳍片管的过渡连接处，光管上剩余鳍片在切割的根部偏向母材，剩余高度仅为0.5mm，不满足设计要求的23mm的要求，剩余鳍片与原有鳍片在此处形成小于90度的锐角，造成局部的应力集中。运行中管子振动产生的交变应力作用在此处，在外表面产生细微裂纹，裂纹向管壁延伸到内壁导致管子泄漏。制造厂加工质量存在问题，没有满足设计要求。锅炉2号机组22004年12月8日，2号机组由于发电机定子线棒出水温差大(13K),超过25项反措规定的限值12K，停机处理。电气32004年12月13日，2号机组除氧器水位故障引发机组跳闸事故。其原因是除氧器供汽汽源由辅助蒸汽切至四段抽汽时除氧器内局部压力波动，导致同一取样点的除氧器水位第二路和第三路测量变送器正压侧取样平衡罐内的恒定压力降低，差压变小，出现虚假测量，第二路和第三路的测量水位瞬间升高，除氧器水位低于950mm保护动作值时，除氧器水位低保护动作，触发电动给水泵和22汽动给水泵跳闸，锅炉MFT动作，机组跳闸。热工汽轮机42005年02月03日，2号机组锅炉炉膛负压低保护动作引起机组跳闸。一次风压波动导致炉膛负压波动，整套烟风调节系统跟踪迟缓，导致炉膛负压大幅度波动使炉膛负压低二值保护动作，是事件发生的直接原因。炉膛负压大幅度发散状波动的原因，分析确定为脱硫增压风机入口压力调节系统和炉膛负压调节系统不匹配，在负压发生波动的情况下，两套调节系统同时参与调节，两套装置动作特性不统一，导致被调量炉膛负压过调，系统发生振荡，是导致炉膛负压保护动作的根本原因。热工锅炉3.3.2 台山电厂根据电厂资料统计，投运至今，1号机组非计划停运8次，其中由于汽轮机原因5次，锅炉1次，电气1次，热工3次，（有的非停属几方面原因）；2号机组非计划停运4次，其中由于汽轮机原因1次，锅炉1次，电气2次。非停统计见表3-18。表3-18 台山电厂机组非计划停机统计序 号事故名称原因归属1号机组12004年2月3日，DEH系统BCNET卡与VCC卡之间的MODBUS板有问题，在拔出一块VCC卡后调门大幅波动；导致A汽泵跳出手动、RB动作；运行操作人员手动快速减煤，给水泵RB结束后风量突变，致使炉膛燃烧工况恶劣，最后造成#2角火检信号失去，锅炉保护动作，机组跳闸。热工汽轮机22004年3月10日，1号机组并泵过程中，汽包水位高保护动作，锅炉MFT。汽轮机32004年4月18日，1号机组A一次风机动叶关闭，全部磨煤机跳闸，锅炉MFT。锅炉42004年10 月 3 日 ，3号机组施工导致1号机循环水管受损事故。汽轮机52004年 10 月 08日01时 20 分，1号机组高压密封备用油管排气节流孔板前法兰泄漏。汽轮机62004年10月20日16时43分，1号机组2瓦轴振超标跳闸。机组2瓦Y方向轴振由46um突升至232um，1瓦Y方向轴振突升至139um，轴振值超限时间维持3s，轴振保护动作，汽机跳闸，锅炉MFT。跳机原因为信号干扰，但干扰源问题尚需进一步查找与认定热工汽轮机72004年12月05日，1号发电机出口C相CT二次出线烧断，差动保护动作跳机。电气82005年3月4日，1号机组循环水泵出口门全关造成停机事故。热工2号机组92004年5月7日，2号机组汽包水位高保护动作掉闸事故。锅炉102004年8月25日， 2高调门振动大，要求停机检查。汽轮机112005年2月9日，2号发电机定子绕组遗留金属异物，使绝缘磨损，定子接地保护动作，机组跳闸。电气122005年3月21日，2号发电机中性点B相第三组匝间短路，差动保护动作跳机。电气3.4 机组缺陷及故障3.4.1 定洲电厂定洲电厂两台机组移交生产以来，共发现、处理缺陷和故障205件次，其中锅炉方面 41 件次，汽轮机方面34件次，电气方面9件次，热工方面47件次，硫化专业方面74件次。所有发现的缺陷和故障中，约62 %已得到处理，约38 %正在处理中，正在处理的缺陷也包括一些专家认为有必要深入研究的问题。所有发现及处理的缺陷和故障中，约有85%属于机组交付前诸因素引起，约15% 属于交付后生产管理等原因所致。投产以来发现及处理的重大故障和缺陷统计见表3-19。重大缺陷处理情况汇总见表3-20。投产以来发现及处理的故障和缺陷的专业组成见图3-4。故障和缺陷的类别见图3-4。注：由于一种故障可能有几种原因，所以表3-22、表3-23中的合计数据不完全等于各专业统计的故障数。表3-19 定洲与台山设备重大缺陷及故障统计汇总电厂专业设计制造选型安装调试生产管理其他合 计定洲锅炉32362741汽机7186334电气24219热工2165612647硫化555511572合计69665209286203台山锅炉62322235汽机3127628电气6951122热工230225291686硫化511214629合计2285615124416200总 计911511135217222403表3-20 重大缺陷处理情况汇总表电厂项 目锅炉汽机电气热工硫化合 计定洲已处理缺陷291194628123正在或待处理缺陷1214114472合 计4125104772195台山已处理缺陷1912198520155正在或待处理缺陷151531640合 计3427228626195注： 表示有待深入研究的问题。 图3-4 定洲电厂故障和缺陷的专业组成图3-5 定洲电厂故障和缺陷分类3.4.2 台山电厂台山电厂两台机组移交生产以来，共发现缺陷和故障195件次，其中锅炉方面35件次，汽轮机方面28件次，电气方面22 件次，热工方面86 件次，硫化专业方面24 件次。所有发现的缺陷和故障中，约80 %已得到处理，约20 %正在处理中，正在处理的缺陷也包括一些专家认为有必要深入研究的缺陷。所有发现及处理的缺陷和故障，其中约有76%属于机组交付前诸因素引起，约24%件属于交付后运行管理原因所致。投产以来发现及处理的故障和缺陷的专业组成见图3-6。故障和缺陷的类别见图3-7。图3-6 台山电厂故障和缺陷的专业组成图3-7 台山电厂故障和缺陷分类3.4.3 定洲与台山两厂对比两厂投产以来发现及处理的重大故障和缺陷的专业组成对比见图3-8。两厂投产以来发现及处理的重大故障和缺陷的分类对比见图3-9。图3-8 定洲与台山缺陷/故障专业组成对比 图3-9 定洲与台山缺陷/故障分类对比4 设备重点问题评价4.1 制粉系统故障台山电厂在2004年由于锅炉引起的两次非计划停机的事故皆由于制粉系统故障引起。一次是由于煤湿引起给煤机落煤管堵塞,因磨煤机堵煤突然下落与投油枪叠加造成的压力和负荷的急剧上升，运行人员由于经验不足，在汽压下降、汽包水位快速上升时，进行调门的手动控制不协调，导致汽包水位急剧变化，引发锅炉MFT。1、2号炉也多次发生给煤机落煤管堵煤的现象。这是由于无干煤棚煤过湿引起，但即使有了干煤棚，在来煤过湿的情况下也避免不了发生上述情况。在进口的机组中，给煤机落煤管口都安装有电动刮板可以很好的解决这一问题。因为南方的雨水较多，在以后的运行中如果仍有上述问题发生，可以考虑采用电动刮板的办法。另一次是由于1D磨煤机石子煤太多，引起石子煤排放管