托电600WM机组投产后发生的重要问题解决与效果

1、托电600WM机组投产后发生的重点问题解决方案及效果,尊敬的各位领导、各位同仁： 大家好！ 公司从2003年到2007年,每年投产两台机组,现有8台600MW机组和2台300MW机组。其中1-4号机组为亚临界湿冷机组，5-8号机组为亚临界空冷机组。 公司的8台600WM机组投产后，陆续在设备制造、运行管理、检修维护方面暴露出部分比较典型的技术问题。几年来，通过各方的共同努力，我们对问题的原因进行了深入地分析、对设备进行改造和治理，达到了预期的效果。现将部分重点问题的解决方案及效果汇报如下，供大家交流,目录,一、汽机专业： 1、汽轮机高压喷嘴室加强筋断裂 2、汽轮机高中压转子围带断落 3、汽轮机

2、低压转子第5级断叶片 4、伺服阀腐蚀泄漏 5、空冷机组凝结水溶氧不稳定、超标 6、空冷岛冲洗系统优化 7、空冷排汽管道防爆膜内爆 8、循环水泵振动,二、锅炉专业： 1、锅炉减温水用量大 2、锅炉主蒸汽管道晃动大 3、燃用低热值煤,提高等离子系统可靠性 三、化学专业： 1、配套哈尔滨产HG2008/17.5-YM5型锅炉的亚临界机组汽轮机通流部分积盐 四、除灰专业 1、气力除灰系统优化 2、电除尘器除尘效果提升,五、热工专业： 1、两个细则优化 2、托电3-8号机组汽轮机阀门冗余控制优化 六、运行管理： 1、托电机组滑压曲线优化 2、空冷机组安全渡夏,一、汽机专业： 1、汽轮机高压喷嘴室加强筋断

3、裂 1）存在问题：自嘉兴电厂D600B机型投产一年后检查性大修中发现，高压喷嘴组加强筋裂纹后2006年托电利用3号机C修机会揭缸检查，存在同类问题。其它机组后续揭缸检查中均发现高压喷嘴组加强筋存在不同程度断裂（其中两台同型日立组机）。（如下图所示） 喷嘴室外观 加强筋裂纹 加强筋断裂,一、汽机专业： 1、汽轮机高压喷嘴室加强筋断裂 2）原因分析： 导致汽轮机高压喷嘴室加强筋运行中断裂的原因主要是加强筋强度不足。 3）治理措施： 对高压喷嘴组进行改型，加强筋加粗，对应减少加强筋数量，提高其强度，机组检修期间逐台进行喷组组整体更换。 4）治理效果： 2-8号机组已完成改造。其中6号机于2006年实

4、施改造后，在2009年机组大修复查未发现问题,一、汽机专业： 2、汽轮机高中压转子围带断落 1）存在问题： 2007年4号机组检修中发现汽轮机高中压转子高压第6和第7级围带脱落，5号机组检修也发现汽轮机高中压转子高压第7级一组围带脱落。以5号机组为例： 围带脱落1 围带脱落2 更换的叶片,一、汽机专业： 2、汽轮机高中压转子围带断落 2）原因分析： 初步认定为设计制造原因,其它厂东汽同型机组也发生该类问题。 3）治理措施： 高中压转子返厂，将高压第6级和第7级整级更换为自带冠叶片。 4）治理效果： 07年相继完成更换叶片的4、5号汽轮机至今运行稳定, 振动无异常,一、汽机专业： 3、汽轮机低压

5、转子第5级叶片断裂 1）存在问题： 托电公司3号、4号机组为东汽生产的D600B型湿冷机组。3号机2005年发生一次A低压转子汽机第5级叶片断裂、4号机2009年发生一次A低压转子第5级叶片断裂问题,一、汽机专业： 3、汽轮机低压转子第5级断叶片 2）原因分析： 低压转子第5级处理干湿蒸汽过度区，叶片材质为1Cr12Ni2W1Mo1V。东汽厂同型机组已有5台次发生该类问题，初步认定为叶片材质问题. 3）治理措施： 东汽厂将对叶片形式和材质进行改进设计，2010年上半年完成新品下线。已发生问题机组整级叶片更换为原材质自带冠叶片。 4）治理效果： 09年4号机组处理完成后,机组运行正常,一、汽机专

6、业： 4、伺服阀腐蚀泄漏 1）存在问题： 托电7号机09年EH油泵电流从31A持续上升至53A、检查发现6个伺服阀（2个中调、4个高调）因腐蚀引起内漏，导致抗燃油温度偏高等问题。 阀芯外观 放大500倍 放大1000倍,一、汽机专业： 4、伺服阀腐蚀泄漏问题 2）原因分析： EH油体积电阻率指标偏低引起伺服阀腐蚀，造成内漏。电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则修订前体积电阻率指标 5 109 cm，酸值指标0.2mgKOH/g。实际检验体积电阻率7.6 109 cm，酸值0.122mgKOH/g，再生处理后体积电阻率1.2 1011 cm，酸值0.02mgKOH/g。 3）治理措施： 采用具有强极

7、性硅铝吸附剂的在线再生脱水装置对EH油进行处理，提高体积电阻率等指标，并在线对伺服阀进行更换,一、汽机专业： 4、伺服阀腐蚀泄漏问题 4）治理效果： 提高了EH油的体积电阻率，油泵电机电流恢复正常，有效避免了伺服阀腐蚀内漏的问题,一、汽机专业： 5、空冷机组凝结水溶氧不稳定、超标问题 1）存在的问题： 58号机组投产后，凝结水溶氧一直不稳定，长期处于超标状态，溶氧值最高在100g/L，急待解决,一、汽机专业： 5、空冷机组凝结水溶氧不稳定、超标问题 2）原因分析： 通过对机组真空、凝结水补水、小机凝结水等进行对比、分析、试验，确定溶氧超标的原因是排汽装置除氧效果差。 3）治理措施： 回水管重新

8、分配、降标高，凝结水补水及回热管系喷嘴优化，溢流管道隔断等。 4）治理效果： 目前溶氧控制在30g/L以下。 2009年获得全国电力职工技术成果三等奖,一、汽机专业： 6、空冷岛冲洗系统优化 1）存在问题： 原冲洗系统使用人工移动冲洗单元且只能单列冲洗,冲洗工作耗时、耗力，工作效率低,一、汽机专业： 6、空冷岛冲洗问题 2）原因分析：托电所处地区风沙较大，冷却管束脏污快；原设计冲洗装置自动化程度低，冲洗水压低(3MPa)。 3）治理措施：供水系统改造提高冲洗水压(8-13Mpa可调)，控制装置采用变速，冲洗单元水平移动方式改为自动型式等。 4）治理效果：实现了高效自动冲洗，单机冲洗时间由原来的

9、30天缩短至7天， 5、6、7三个月改造前后对比，如：5号机负荷率较同期提高2.84%、真空提高2.5KPa，6号机负荷率提高5.9%、真空提高5.3KPa，综合看效果显著,一、汽机专业： 7、空冷排汽管道防爆膜内爆的问题 1）存在问题： 2009年10月26日，托电6号机组发生一次因空冷排汽管道防爆膜内爆，破坏机组真空，引起其他防爆膜正常动作（外爆），机组非停的事件,一、汽机专业： 7、空冷排汽管道防爆膜内爆的问题 2）原因分析：从结构上分析，防爆膜片内爆的原因是原膜片防内爆挡圈压接不均匀，防爆膜片安装孔内部无支撑骨架。 3）治理措施： 在防爆膜片安装孔内部贴近挡圈处加装骨架支撑，同时将防爆

10、膜检查列入标准项目。 4）治理效果：目前治理措施已经在3台机组实施完成，从结构上消除了空冷排汽管道防爆膜片内爆隐患,一、汽机专业： 8、循环水泵振动问题 1）存在问题： 一期循环水泵型号2000HTEX，由沈阳水泵厂生产，存在振动突增、电流突升、流量突降的问题（2号机A循泵09年发生）。 二期循环水泵型号88LKXA-24，由长沙水泵厂生产，存在投产后长期振动大的问题。 损坏的套筒联轴器 导流栅裂纹 锥套法兰螺栓脱落 半圆卡环损坏,一、汽机专业： 8、循环水泵振动问题 2）原因分析：一期循泵主要是由于轴护管各连接点对中精度不足，导致导叶体和螺栓脱落。二期循泵主要是泵实际转速与最小淹深不匹配。

11、3）治理措施： 一期：原护管(370mm)及过渡锥管取消改造为强度更高的直管(800mm) ，并对导叶体与外筒体配合部位补焊修磨提高配合精度等。 二期：电机改造，级数由14极改为16极，泵转速由425rpm降至375rpm 以适应泵最小淹深;泵轴缩短400mm，提高运行稳定性。对应叶轮、导流体改型。 4）治理效果：解决了循泵振动大的问题,二、锅炉专业： 1、锅炉减温水用量大的问题 1）存在问题： 托克托发电公司18号机组锅炉自投产以来，锅炉过热器、再热器减温水实际用量都远远大于设计值，这样造成一是锅炉运行不安全，二是锅炉运行不经济,二、锅炉专业： 1、锅炉减温水用量大的问题 2）原因分析： 锅

12、炉设计时炉膛结构尺寸、辐射和对流受热面分配比例设计不合理，引起炉膛辐射受热面吸热量的不足，锅炉蒸发段出力不足，使得实际炉膛出口烟温高于设计值，致使对流受热面吸热量增加，减温水量大、排烟温度偏高,3）治理措施： 2007年以来，托电公司提出了锅炉受热面改造的技术思路，其方法为将部分低温过热器受热面和部分低温再热器受热面面积减少，适当增加省煤器面积，增加省煤器使锅炉排烟温度控制在设计值以内，增加了锅炉蒸发出力，达到降低锅炉减温水的目的。具体根据不同炉型确定了相应的改造方案,4）治理效果： 托电公司利用机组检修机会先后对6台锅炉受热面进行了改造，取得了良好的效果，节能效果明显。 机组改造后，各负荷下

13、锅炉再热器减温水量降为0t/h，机组负荷450MW时，过热减温水量减少150T/H左右，按平均负荷率70%考虑，综合影响供电煤耗2.05 g/kw.h。 省煤器受热面积增加、吸热增加使得空预器入口烟温下降，最终使得修正后的排烟温度下降约10，改造后450MW负荷下锅炉效率约提高0.5%。供电煤耗降低1.83g/kw.h,二、锅炉专业： 2、锅炉主蒸汽管道晃动大 1）存在问题： 托电公司5-8号机组投产后，在试运行阶段就发现主蒸汽管道炉侧管段存在间歇性管道振动，机组稳定运行时管道无异常现象，在机组变负荷运行时段发生不定时低频大幅摆动，对管道结构的稳定性具有明显的冲击破坏,二、锅炉专业： 2、锅炉

14、主蒸汽管道晃动大的问题 2）原因分析： 针对这种状况，我们对主蒸汽管道的振动状态进行了评估分析，得到以下结论：主蒸汽管道系统刚度较小，导致其响应的振动位移幅度较大，这是主蒸汽管道晃动大的主要原因。也就是说主蒸汽管道热位移较大，振动主要是由负荷变化及管系刚度较小引起的,二、锅炉专业 2、锅炉主蒸汽管道晃动大的问题 3）治理措施： 安装阻尼器，有效耗散冲击振动的能量，达到消减振动的目的；增设限位装置，在保证管系二次应力合格的前提下，安装限位装置提高管系刚度. 4）治理效果： 通过对机组主蒸汽管道增加阻尼器及限位装置，并对整个主蒸汽管道支吊架进行调整，管系刚度得以提高，管道晃动现象消失,二、锅炉专业

15、 3、燃用低热值煤,提高等离子系统可靠性 1）存在问题： 托电公司1-8号机组安装等离子燃烧系统以来，不能实现稳定投入，存在等离子拉弧不稳定和易断弧、阴阳极头损坏频繁、点火效果差、煤种适应性差、故障率高、维护保养工作量大等问题。 2）原因分析： 等离子载体风管道压缩空气含油水过大；等离子燃烧器设计不合理,等离子对煤值适宜性差,二、锅炉专业 3、燃用低热值煤,提高等离子系统可靠性 3）治理措施： 对等离子燃烧器进行技术改造，取消了等离子燃烧器的分叉管结构。在作为载体风的压缩空气气源与等离子发生器之间增设减压阀，在用于载体风的压缩空气气源上加装了油水过滤器. 4）治理效果： 通过改造治理，等离子系

16、统设备可靠性大幅提高，等离子系统稳定投入，今年实现了无油点火。 但在启动第二台、第三台磨时仍需用少量的助燃油，没有实现全程无油启动,三、除灰专业 1、输灰系统优化 1）存在问题： 煤质偏离设计煤种，燃煤的灰份大于设计要求。干除灰输送系统适应性不强，多次发生堵灰、放灰事件。核算平均灰气比为17.99kg/kg低于设计平均灰气比42.1：1Kg/ Kg，系统输灰能耗大。 2）原因分析： 系统配气和安装位置不能满足实际需要。 压缩空气品质及压缩空气压力得不到保证。 各电场输灰设置周期裕量大，造成不必要的耗气量增加,3）采用措施： 逐步试验和研究系统配气的数量及安装位置. 空压机系统综合治理，提高气源

17、品质。设置输灰压缩空气低压停系统的保护程序，避免压力不足引起的输灰系统堵管。 对各电场收尘和对应仓泵的输送能力校核制定合理输灰循环周期。 4）治理效果： 输灰系统优化后达到了高灰气比、低流速输灰状态。输灰达到设计出力，理论计算平均灰气比约为35kg/kg，接近设计值。输灰优化在8台机组推广实施，平均输灰能耗降低0.4125 kWh/t煤节能效果显著。提高可靠性，减少了检修维护量，降低生产成本，文明生产状况明显提升,三、除灰专业 2、除尘系统提效优化 1）存在问题： 托电燃用的准格尔烟煤，煤中硫的含量较低只有0.5%左右，灰样中SiO2和AI2O3含量高，几乎占90%，比电阻高达1012-101

18、3cm，尽管设计为双室五电场卧式电除尘器，总集尘面积120120m2，比集尘面积111.5 m2/m3/s， 但烟尘排放浓度达到200 mg/Nm3左右，高于即将出台的30 mg/Nm3标准。 2）采取措施： 采用电除尘+烟气调质+ 先进电控的技术手段，优化运行参数提高电除尘收尘效率,三、除灰专业 2、除尘系统提效优化 3）治理效果： 托电公司通过运用电除尘+烟气调质+先进的电控及运行参数优化，在5、6号机组进行多次试验，提高了电除尘效率，使降低烟尘排放浓度，可以达到低于30mg排放标准,四、热工专业 1、两个细则优化控制 1）存在问题： 自2009年5月1日起华北区域发电厂并网运行管理实施细

19、则（试行）正式进入考核阶段 。发现以下问题： 电网公司统计的机组性能指标KP值低、一次调频动作合格率偏低,但机组实际性能指标并不低，上传的数据并不能反映机组的真实情况。 托电AGC投运率统计与网调统计数据存在偏差，且调节精度较低，响应时间较长，影响了AGC性能指标,四、热工专业 1、两个细则优化控制的问题 2）原因分析：DCS和NCS对机组数据信息采集的设备相互独立，不同源,造成两系统最根本的基础数据不一致。DCS系统根据收到的AGC指令进行机组有功调节，但是由于远动工作站转发至华北网调主站的机组有功为NCS的测量值，因此造成了托电与网调侧统计的AGC调节性能统计不一致。 3）治理措施： 进行

20、负荷信号的数据同源工作，使DCS系统的被调量与上传电网公司的负荷信号是同一信号； 针对性的逻辑优化： 在机组变负荷初期增大机组的负荷升速率，使机组负荷快速的脱离调节死区，以提高机组的响应时间,3）治理措施： 优化协调控制系统中汽机主控的压力校正回路，在变负荷时减弱压力偏差对负荷的影响，提高机组的负荷跟踪能力； 滑压曲线设定点后增加惯性延迟环节，减小压力设定点的变化速率，在机组变负荷时充分利用锅炉蓄热，已提高机组的调节速度； 一次调频电调侧与协调侧的触发信号均使用汽轮机转速信号，使两侧能完全同时动作，消除了两侧一次调频动作不同时相互干扰的影响； 一次调频触发条件中增加一个0.5秒的延时，可以减少

21、一次调频的无效动作次数,3）治理措施： 在DCS和NCS两个系统之间架起沟通的桥梁，让它们协同工作，步调一致，就可以完全解决以上问题，所以需要增加这两个系统共用的基础数据源，并通过先进的通信手段连接DCS和NCS，用改进的软件和逻辑做出正确的判断并下达到两个系统。 4）治理效果： 经过优化后，各台机组的KP值均有大幅度的提高，一次调频动作合格率均能达到标准要求。 机组AGC调节的响应速度提高50%，响应时间缩短一半，机组综合调节性能Kp值从0.81.1提高到23的水平,四、热工专业 2、汽轮机阀门冗余控制优化 1）存在问题： 托电3-8号机组汽轮机高、中压液动调门在机组运行过程中，阀门控制卡故

22、障、位反装置故障、信号线路故障均会导致调门失控，设备故障后，难以在不停机的情况下，更换备件。 2）原因分析： 原汽轮机厂配置的阀门控制装置由一套阀门控制卡（VP）、单支阀位反馈装置（LVDT）、双线圈油动机伺服阀构成，当阀门控制卡或阀位反馈装置故障，更换备件后，需对阀门进行重新定位操作，阀门要进行全开、全关多次操作，在机组运行期间，这种操作是无法进行的,3）治理措施： 对每个调门增加冗余VP卡和冗余LVDT，两VP卡件同时接受接受DEH控制器输出的阀门指令，两个冗余LVDT反馈分别接到主、备VP卡，主、备VP卡的输出分别接至油动机伺服阀的两个线圈。 当其中任一个VP卡、LVDT装置故障，以及外

23、部信号接线短路或断路时，控制系统直接无扰切换到冗余后备系统，确保调门正常控制，保证机组安全。 4）治理效果： 冗余控制切换过程对阀门的扰动小于1%，冗余LVDT偏差小于0.5%，阀门控制精度保持和改造前相一致，改造前后运行情况一致，无操作上的变化。经机组的实际运行证明完全合理、可靠，极大的提高了DEH控制系统的安全性,五、化学专业 1、配套哈尔滨产HG2008/17.5-YM5型锅炉的亚临界机组汽轮机通流部分积盐 1）存在问题： 08年1号机组大修时发现汽轮机高中压转子积盐严重。 2）原因分析 汽包旋风分离器数量少，是其他自然循环锅炉数量的一半，分离器负荷重，导致汽水分离效果差，蒸汽带水严重。

24、 磷酸盐加药量不合适，导致蒸汽携带使蒸汽钠超标引起汽轮机叶片积盐,3）采取措施： 在现有锅炉结构不能改造的情况下，通过改变炉内水处理手段来改善蒸汽品质。根据现有炉内几种处理方式的特点，确定使用炉水全挥发AVT(O)处理方式并加少量氢氧化钠调节炉水pH值。 控制汽包压力不超过18.5MPa。 炉水电导率控制在15S/cm以下。 4）治理效果： 采用AVT（O）工况后，蒸汽品质优于低磷酸盐处理工况，蒸汽含钠量大大降低，根据2号机组大修检查情况表明在AVT（O）工况不但没有新的盐分沉积在叶片上，就连原先沉积在叶片上的盐分也被蒸汽携带逐渐脱落,六、运行管理 1、托电机组滑压曲线优化 1）存在问题： 投产以来滑压曲线未达到厂家设计曲线要求，滑压运行下拐点偏高，实际曲线与设计曲线差异较大。设计滑压曲线与实际滑压曲线对比见下图,另外汽轮机配汽方式设计采用复合配汽方式，在实际滑压曲线运行下调门的节流损失大，运行经济性差，于2006年9月对阀门配汽方式进行改造，改为顺序阀控制方式，虽然降低了调门的节流损失，提高了机组的经济性，但调节级应力增大，存在安全隐患。 2）原因分析： 主