(7)龙感湖生物质1#机组整启后质监督报告2014,01,22.doc

1#机组整套启动试运后质量监督检查报告（ 报审稿2014.01.22 14:55再次复）（ 再次复核2013.11.28 8:10再次复）工程项目 湖北龙感湖生物质能发电工程 工程规模 118MW 机组号 1# 监检机构 湖北省电力建设工程质量监督中心站 2014年 01 月22 日 一、监检简况： 根据湖北天勤能源开发有限公司 的申请，我中心站组织有关专业工程师及以上职称人员4名组成监检组（名单附后），于2014年 01月21日至2014年01月22日，按火电工程整套启动后质量监督检查典型大纲的要求进行质量监督检查，监检采用听取汇报、查阅资料、座谈评议、现场查看和抽查实测等方式，在此基础上编制本监督检查报告，现将监督检查结果报告如下。 二、工程概况： 承建方式 工程规模业主负责制主要单位项目法人湖北天勤能源开发有限公司监理单位安徽能建工程建设监理咨询有限公司设计单位保定华电电力设计研究院土建单位湖北雅华建筑安装工程有限公司，江苏新大高空工程有限公司安装单位江苏天目建设集团有限公司调试单位山东济宁博能电力服务有限公司生产单位湖北天勤能源开发有限公司主要设备型 号制 造 厂 家出 厂 日 期锅 炉DMG85-5.3/485；无锡东马锅炉厂汽轮机N18-4.9/470型中国长江动力发电机QF202，中国长江动力主变压器F11-25000/110山东鲁能泰山电力设备有限公司 主要形象进度（1）、2012年3月28日：工程开工；（2）、2012年11月13日：锅炉钢架开始吊装组合；（3）、2012年12月14日：汽机间混凝土结构施工到顶；（4）、2013年3月13日：汽轮机开始安装（汽轮机基础放线找平）；（5）、2013年3月27日：锅炉水压试验；（6）、2013年4月21日：汽轮机扣盖完成 ；（7）、2013年7月19日：厂用电受电；（8）、2013年8月15日：DCS受电；（9）、2013年9月16日：锅炉烘炉、煮炉完成；（10）、2013年9月18日：主蒸汽管吹管完成；（11）、2013年9月26日：锅炉、汽机、热控分系统调试结束；（12）2013年9月27日： 1#机首次冲转至3000rpm。（13）2014年1月2日11:30： 1#机首次并网。 （14）2014年1月8日22:30： 1#机开始72小时满负荷连续试运行。（15）2014年1月11日22:30： 1#机完成72小时满负荷试运行。（16）2014年1月12日： 1#机停机消缺。（17）2014年1月17日12:00： 1#机开始24小时满负荷试运行。（18）2014年1月18日12:00： 1#机完成24小时满负荷试运行。三、主设备的技术特点：（一）锅炉的主要技术特点：锅炉：型号：DMG 85-5.3/485。1台，次高温、次高压、单锅筒、自然循环、单炉膛、平衡通风、管外布置、固态排渣、钢构架悬吊结构型锅炉。锅炉最大连续蒸发量：85t/h；过热蒸汽压力：DMG85-5.3/485；过热蒸汽温度：485；给水温度：150，锅炉效率88.2%。（二）、汽机的主要技术特点：汽轮机本体由一级双列调节级和十二个压力级组成。其中末几级为扭叶片。在第3级后有非调整抽汽，第11级后有1级回热抽汽，供给水加热用。汽缸由前、中、后三段组成，相互由垂直中分面法兰螺栓相联，前汽缸采用耐热合金钢铸造，中汽缸采用碳钢铸造，后汽缸采用铸铁结构。前汽缸用猫爪型式支承在前轴承箱上。导叶环分成上下两半，与汽缸采用工型键固定。汽轮机主要技术参数：汽轮机型号：N18-4.9/470型；汽轮机额定功率：18MW，主蒸汽阀前主蒸汽额定压力：4.9 MPa，主蒸汽阀前主蒸汽额定温度：470，排汽压力：4.1 KPa,主蒸汽额定流量：76t/h，主蒸汽最大流量：85t/h；冷却水温度：设计20，最高33；额定转速：3000r/min。1#机组热力系统设计特点：给水系统采用一台100%容量电动给水泵和一台100%容量汽动给水泵；真空系统采用二台水环式真空泵。循环水系统采用凉水塔二次循环，冷凝器循环水入口布置有二次滤网。（三）、发电机的型号及主要参数：发电机：1台，型号：QF202，额定功率：20MW，额定电压：10.5kV；额定电流：1238A，额定转速：3000r/min，频率50Hz，功率因素0.8。（四）给水泵汽轮机：1、型号及主要参数：型号：B 0、51、0/0、2制造厂家：青岛华泰机械制造有限公司主要参数：汽轮机额定功率：18MW，前主蒸汽额定压力：4.9 MPa，主蒸汽阀前主蒸汽额定温度：470，排汽压力：4.1 KPa,2、技术特点：（1） 转子装一个叶轮，叶轮装置二排动叶片，如同大机组调节级；（2） 径向轴承为滑动轴承，采用抛油环润滑；（3）、轴端汽封，极少蒸汽经汽封漏至汽封腔室，经腔室管道引出；（4）、调节系统为电子式调节系统，有机祴式危急保安器，有速关阀（即自动主汽阀）（5）、排汽直接送入凝汽器；四、综合评价：（一）、汽机（1）查济宁博能电力技术服务有限公司调试报告：汽机做调门严密性试验，在机组主汽压力4.90MPa（额定4.90MPa）、主汽温度453（额定470）真空-91KPa，空负荷条件下进行，全开自动主汽门，关闭调门，试验开始480秒后，机组转速下降至820rpm；汽机做103%OPC超速试验：当转速上升至3090rpm, 即达额定转速103%时，调节汽门关闭，转速下降至3000rpm以下。汽机做110%电超速试验：因机械超速动作值在3328rpm，接近110%电超速试验的3300rpm，做试验时将110%电超速试验动作转速动作值更改为3250rpm，当转速上升至3250rpm，保护动作，全关自动主汽门、调节汽门，保护回路正确，然后将电超速动作值恢复为110%电超速试验动作转速动作值3300rpm；汽机做机械超速试验：第一次动作3328rpm，第二次动作3310rpm，二次相差18rpm，满足动作转速差不超过0.6%的要求。汽机做真空严密性试验：汽轮机带负荷试运行中，进行真空严密性试验。试验时，负荷稳定在4.9MW（额定负荷6.0MW的80以上），真空-91KPa，关闭连接真空泵的空气阀，30s后开始每半分钟记录机组真空值一次，共记录8 min，取后5 min的真空下降值为1977 Pa，平均每分钟下降值395Pa。不满足每分钟下降值小于300 Pa的要求。2014年1月8日22:30至2014年1月11日22:30完成#1机组72小时满负荷试运行。于2014年1月12日停机消缺，于1月17日12:00开始至18日12:00完成24小时连续运行。72小时满负荷试运期间，总发电量为662400KWh，平均负荷9200KW。（2）现场检查龙感湖生物质发电厂机组运行参数：2014年1月22日12:00，负荷12.8MW时（额定负荷18MW），各主要参数：主汽压力：4.55MPa（设计值：4.9MPa，控制范围4.6MPa至5.1MPa）主汽温度：467（设计值：470，控制范围455至480）主蒸汽流量：54t/h（设计值：76t/h）真空：-93.9KPa （设计值：-96KPa） 轴封均压箱压力：0.034MPa（设计值：0.003MPa至0.03MPa）轴封均压箱温度：305（设计值：不高于300）排汽温度：40. 1热井水温：39循环水进水温度：14.7#1机组各瓦瓦振：#1瓦8.8um， #2瓦18.2um，#3瓦17.6um，#4瓦10.2um，各瓦瓦振均小于20um，轴系振动优良。支持轴承轴瓦温度：#1瓦57.1，#2瓦61.6，#3瓦61.3符合厂家要求。轴承回油温度:#1轴承51.3，#2轴承62.1，#3轴承57.4，#4轴承49.8符合厂家要求。推力瓦工作瓦块温度：工作瓦块共10块，瓦块温度分别为53、65、58、56、58、60、62、63、56、64。推力瓦回油温度：55.7，符合厂家要求。（二）、电气整套启动试运中完成了：发电机空载励磁调节系统调试、发电机三相短路试验、发电机空载特性试验、发电机同期系统检查及试验，且由调试/监理/建设单位办理了签证手续。发电机于2014年元月8日22时30分至元月11日22时30分完成72小时满负荷连续试运行，停机消缺后又于元月17日12时到元月18日12时完成24小时满负荷试运行。72小时试运期间发电机及主变保护正常投用未发生保护误动、拒动。查看72小时试运期间“天勤发电机运行日报表”：元月9日2时发电机最小负荷为5.46MW，元月10日19时发电机最大负荷为14.46MW；发电机进风温度25、出风温度47、定子线圈温度61；72小时试运期间总发电量为662.4MWh，平均负荷为9.2MW，负荷率为51.11%。2014年元月22日11:10运行时察看：发电机有功11.83MW、进风温度27、出风温度41、定子线圈温度49；主变有功10.15MW、油温27.6、线圈温度28.6；设计的发电机保护、主变保护已全部投用。（三）、热控未见调试单位提供的热控专业整套启动原始调试记录，经查看机组分项调整试运质量检验评定表及热控专业调试总结报告等，#1机组在整启后热控DAS、SCS、DEH、ETS、TSI系统工作正常。2014年元月22日10：00现场检查，锅炉MFT保护有未投入项（炉膛压力高高、炉膛压力低低、汽包水位高高、汽包水位低低、主汽温度高高、引风机跳闸、一次风机跳闸），根据DL/T 1056-2007发电厂热工仪表及控制系统技术监督导则的要求，请业主单位立即查明原因，投入保护。现场检查模拟量自动控制系统均未投入（汽包水位、主蒸汽温度、炉膛负压、除氧器压力、除氧器液位、凝结器液位），根据DL/T 1056-2007发电厂热工仪表及控制系统技术监督导则的要求，请业主单位查明原因，检查相关系统，重新整定参数，提高自动调节系统投入率，且调节品质应基本达到要求。因未见调试单位提供的热控专业整套启动原始调试记录，请业主单位核实热控专业整套启动试验完成情况，并组织完善热控专业技术资料的收集、归档工作。五、应完成的整改项目及建议：（1） 、汽机(1)、目前汽动给水泵尚不能投入运行，请业主组织相关单位，分析原因，争取早日投运，以增加机组效益。(2)、目前5号轴瓦端部渗油严重，请业主与厂家联系，应尽快解决此渗油问题，防止火灾发生。(3)、2014年1月22日11：50分，在负荷12MW时，轴封均压箱送至汽机高压前轴封的蒸汽参数为P=0.030mpa, t=386.3。送至汽机低压轴封的蒸汽参数为P=0.020mpa，t=365.1。请业主查厂家运行说明书，按厂家要求供轴封参数。(4)、轴封均压箱应增设一个就地温度计，以便调整和巡检监视用。(5)、4.5米运行层，高加进汽管温度计距地平面仅约200mm，为防止损伤，建议在温度计周围设一金属围栏。(6)、汽机本体保温脱落严重，应择机完善本体保温。(7)、建议电动给水泵胶皮软管择机更换为钢丝软管。(8)、目前冷凝器循环水入口布置有二次滤网，建议运行中观察凝汽器循环水入口二次滤网前后压差情况，以判定二次滤网设置的必要性。（二）、电气(1)、业主应核实调试单位未能提供本次检监的，整套启动试运中发电机转子超速前后绝缘及轴电压等试验记录、报告的完整性和正确性。(2)、电气专业提出的整套启动前必须完成的整改项目，还有未完成或部分完成的项目应按要求整改完成。(3)、电气专业安装验评记录及签证、设备单体试验记录及报告，调试单位的分系统调试记录及报告、整套启动过程中调试记录、报告，应及时汇总装订成册，作为竣工资料移交。（三）、热控(1)、现场检查，锅炉MFT保护有未投入项（炉膛压力高高、炉膛压力低低、汽包水位高高、汽包水位低低、主汽温度高高、引风机跳闸、一次风机跳闸），根据DL/T 1056-2007发电厂热工仪表及控制系统技术监督导则的要求，请业主单位立即查明原因，投入保护。(2)、锅炉、汽机主保护设有运行人员可投切的按钮，不符合DL/T 5000-2000火力发电厂设计技术规程12.6.1的要求，需取消运行人员投切主保护按钮，改由热工人员根据相关保护投切管理制度进行投切保护。(3)、根据DL/T 1056-2007发电厂热工仪表及控制系统技术监督导则、原国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求的要求，完成保护投入（退出）管理制度的编审批，正式发布并严格执行,并做好相应的记录备查。(4)、现场检查模拟量自动控制系统均未投入（汽包水位、主蒸汽温度、炉膛负压、除氧器压力、除氧器液位、凝结器液位），根据DL/T 1056-2007发电厂热工仪表及控制系统技术监督导则的要求，请业主单位查明原因，检查相关系统，重新整定参数，提高自动调节系统投入率，且调节品质应基本达到要求。(5)、现场检查，发现DCS画面中部分参数信号超限，却未报警显示（例锅炉侧主蒸汽温度现场超过490，未报警），且热控参数定值表数据不全，建议完善热控报警、联锁、保护定值表的编、审、批后正式发布，对DCS系统进行定值报警、联锁、保护全面的清理并严格执行。(6)、现场检查，现场有漏油现象已污染到现场电缆，存在安全隐患，请业主单位检查相关系统，查明原因，消除泄漏点，清洁电缆。(7)、根据DL/T 659-2006火力发电厂分散控制系统验收测试规程，将电子设备间的温度保持在1528、湿度保持在4570。DCS电子设备间、工程师站、控制室等处均需加装温湿度计，并按照要求将DCS电子设备间、工程师站、控制室温湿度控制在合适区间。(8)、根据电力建设工程质量监督总站电建质监【2005】57号