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1、报告编号： GHYJYJS-JS-11-舟山发电公司设备评估报告神华国华（北京）电力研究院有限公司2011年11月2日舟山发电公司设备评估报告 神华国华（北京）电力研究院有限公司批 准： 审 定：复 审： 审 核：编 写：毕春海 高 增 秦 禄 张俊珍 谢建文 何志永 张广文 孙 标2011年11月2日目 录第一篇 舟山发电公司 #1、#2机组设备评估报告1第一章 设备目前存在的问题及处理建议1一、机组概况1二、汽机专业2三、电气专业4四、锅炉专业9五、热工专业12六、金属专业13七、环化专业13八、燃除专业13九、土建专业14第二章 建议列入重大项目及隐患项目15一、建议列入重大技改项目15
2、二、建议列入重大修理项目15三、建议列入隐患项目15第二篇 舟山发电公司 #3机组设备评估报告16第一章 设备目前存在的问题及处理建议16一、机组概况16二、汽机专业17三、电气专业20四、锅炉专业23五、热工专业24六、环化专业25七、燃除专业25第二章 建议列入重大项目及隐患项目25一、建议列入重大技改项目25二、建议列入重大修理项目26三、建议列入隐患项目26第三篇 #1、#2、#3机组存在的共性问题27一、汽机专业27二、锅炉专业27三、热工专业27四、环化专业28五、燃除专业29 舟山发电公司设备评估报告为充分掌握舟山发电公司目前的设备状况，受国华公司的委派，由技术中心主管生产的副总
3、经理带领技术研究中心专业人员一行共8人组成设备评估组于2011年10月27日至11月2日对舟山发电公司设备进行了评估，本次评估依据神华国华公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求，技术标准、现场的实际状况、同类型设备缺陷等方面全面及系统的进行评估，通过专业深度评估，对专业的问题进行梳理。本次评估本着客观负责的态度，认真对设备进行了现场实地调查和分析，客观地、实事求是把评估中发现的问题提出来并有针对性的提出整改建议，且分别与发电公司领导和专业人员进行了交流和交换了意见，并取得了共识。第一篇 舟山发电公司 #1、#2机组设备评估报告第一章 设备目前存在的问题及处理建议一、机组概况1、#1机组概况
4、#1机组容量125MW，于1997年9月1日成功投产。#1机组汽轮机由上海汽轮机有限公司制造，型号：N125-13.24/535/535，凝汽式，两缸两排汽超高压，汽轮机。热耗率保证值为8499kJ/kWh，设计供电煤耗381.78 g/(kWh)；设计厂用电率7.80%。#1发电机组采用上海电机厂生产的QFS-125-2型水水空冷却发电机，#1主变为常州变压器厂生产的SFP8150000/110三相强迫油循环风冷无载调压变压器，#1机组采用发电机-变压器组单元接线接入110KV母线；110KV配电系统采用户内管形双母线单列布置，通过6条线路与系统连接；#1高压厂变高压侧经少油断路器和隔离刀闸
5、接于#1发电机出口，低压侧带6kV厂用一、二段；6kV断路器为真空断路器。#1锅炉采用上海锅炉厂设计制造的超高压参数汽包炉，单炉膛、四角切圆燃烧、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型锅炉。锅炉型号为SG420/13.7M417A，设计排烟温度为156，设计效率91%；锅炉的设计煤种为大同混煤、校核煤种为淮北烟煤2、#2机组概况#2机组容量135MW，2004年3月25日投产机组。#2汽轮机由上海汽轮机有限公司制造，型号：N135-13.24/535/535，凝汽式，两缸两排汽超高压，汽轮机。热耗率保证值为8114kJ/kWh，设计供电煤耗370.93g/(kWh)
6、；设计厂用电率7.80%。#2发电机组采用上海电机厂生产的QFS-135-2型水水空冷却发电机，额定功率135MW，定子额定电压15.75KV，定子额定电流5822A，额定功率因数0.85，额定励磁电压280V，额定励磁电流1750A，额定频率50HZ，额定转速3000转/分，绝缘等级F，相数：3，接线：Y；中性点接地方式：不接地。#2锅炉采用上海锅炉厂设计制造的超高压参数汽包炉，单炉膛、四角切圆燃烧、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型锅炉。#2锅炉型号为SG420/13.7M770，设计排烟温度为136.19，设计效率91.5%；锅炉的设计煤种为大同混煤、校核
7、煤种为淮北烟煤。二、汽机专业 1、汽机本体#1、#2高中压外缸及低压内缸汽缸变形量较大，紧1/3螺栓后还存在0.5mm间隙。可能造成级间漏流，降低机组效率。外缸如产生泄漏不但造成热能损失，而且威胁人身、设备的安全。另外如螺栓预紧力过大容易造成螺栓产生裂纹，同样会威胁人身、设备的安全。原因分析：机组经过长期运行，在高温情况下产生变形。 处理措施：目前采取的加厚涂料的措施。处理建议：建议采取补焊、喷涂、激光补焊、刷镀、返厂等方法。依据以上提出的处理建议，进行所用工期、费用比较，并组织评审，方案通过后尽快择期进行彻底处理。2、热力性能试验未见#1、#2机组A级检修前后的热力性能试验数据，建议按国华公
8、司标准进行修前、修后的性能试验，以便有针对性的检修和对修后的质量进行综合评价。3、设备参数与设计值对比 #1机组运行现场参数概况（2011-10-28)序号参数名称单位设计值目前运行值备注1机组负荷MW125125.232主蒸汽压力MPa13.2413.43主蒸汽温度535534.24再热蒸汽压力MPa2.442.255再热蒸汽温度535538.36真空KPa4.94.767轴振#1Xm23.18轴振#2Xm58.89轴振#3Xm13.310轴振#4Xm41.2#2机组运行现场参数概况（2011-10-28)序号参数名称单位设计值目前运行值备注1机组负荷MW135135.262主蒸汽压力MPa
9、13.2413.453主蒸汽温度535532.24再热蒸汽压力MPa2.372.335再热蒸汽温度535532.66真空KPa4.94.767轴振#1X/Ym18.6/17.38轴振#2X/Ym21.5/25.79轴振#3X/Ym18.9/15.710轴振#4X/Ym95/74.5分析：通过以上数据分析除#2机组#4瓦轴振只X方向大于75m（小于75m为良好，小于127m为合格）。其余良好。 三、电气专业1、发电机（1） #1发电机组采用上海电机厂生产的QFS-125-2型水水空冷却发电机，额定功率125MW，定子额定电压13.8KV，定子额定电流6150A，额定功率因数0.85，额定励磁电压
10、265V，额定励磁电流1650A，额定频率50HZ，额定转速3000转/分，绝缘等级F，接线Y，中性点接地方式：不接地。励磁方式为旋转式三机励磁，励磁系统主要由永磁副励磁机、主励磁机、整流柜、ABB UNTROLF微机励磁调节器等。#1发电机运行参数表序号项目单位设计值目前值定子冷却水出入口温差5015.1定子线圈出水温度9043.3定子线圈出水允许温升K4018.3定子线圈出水温差84.6定子线圈层间温度9057.3定子线圈层间温升K4017.3定子线圈层间温差156.7定子冷却水电导率s/cm53.89定子冷却水PH值7-97.2注：数据为发电机有功125.11MW，无功28.7MW，定子
11、电流5470A，功率因数0.98，工况，环境温度21时的数据 问题分析：从目前运行情况看，发电机、励磁系统及发变组保护装置运行状态良好。#1发电机定子线棒曾发生2次不同程度的结垢堵塞，造成线棒温差超标，被迫在机组检修时进行定、转子单根线棒的反冲洗。目前由于水质问题仍存在线棒堵塞逐步加剧的风险，需要加强水质控制，改善水处理工艺，详细建议见化学专业。#1发电机转子刷架设计结构不够合理，更换和调整碳刷存在安全风险，而且恒压簧的压力超过制造厂的要求范围，会加速滑环和碳刷的磨损，建议调整恒压弹簧的压力符合制造厂的要求，并研究改进方案。#1发电机曾因励磁机滑环打火停机处理，后因滑环打火严重无法消除在200
12、4年返厂更换滑环。建议：进一步加强发电机及励磁机滑环和碳刷的定期点检和维护工作，落实发电机滑环及电刷的点检、维护责任分工及点检维护周期，以防滑环烧损事故的发生；制定发电机滑环打火时的处理方法和应急预案，并定期进行培训和演练。#1发电机至主变压器引线采用架空组合导线，安全防护效果差且不美观，曾发生由于台风造成发电机出口母线短路事故。因此，在台风季节应做好防范措施，对变压器区域易被大风刮落或刮起的物件、杂物及时进行固定、清理，以防造成高压设备短路故障或设备损坏事故。必要时可改造为封闭母线出线。（2）#2发电机组采用上海电机厂生产的QFS-135-2型水水空冷却发电机，额定功率135MW，定子额定电
13、压15.75KV，定子额定电流5822A，额定功率因数0.85，额定励磁电压280V，额定励磁电流1750A，额定频率50HZ，额定转速3000转/分，绝缘等级F，相数：3，接线：Y；中性点接地方式：不接地。励磁方式为旋转式三机励磁，励磁系统主要由永磁副励磁机、主励磁机、整流柜、ABB UNTROLF微机励磁调节器等。#2发电机运行参数表序号项目单位设计值目前值2定子冷却水出入口温差5016.63定子冷却水电导率s/cm53.7044定子线圈出水温度9044.85定子线圈出水允许温升K4018.36定子线圈出水温差86.67定子线圈层间温度9048.38定子线圈层间温升K408.39定子线圈层
14、间温差154.3注：数据为发电机有功134.47MW，无功38.87MW，定子电流5330A，功率因数0.96工况，环境温度21.5时的数据 问题分析：从目前运行情况看，发电机、励磁系统及发变组保护装置运行状态良好。#2发电机线棒曾发生1次定子线棒不同程度的结垢堵塞，造成线棒温差超标，被迫在机组检修时进行定、转子单根线棒的反冲洗。目前由于水质问题仍存在线棒堵塞逐步加剧的风险，需要加强水质控制，改善水处理工艺。#2发电机转子刷架设计结构不够合理，更换和调整碳刷存在安全风险，而且恒压簧的压力超过制造厂的要求范围，建议调整恒压弹簧的压力符合制造厂的要求，并研究改进方案。#2发电机曾因励磁机滑环打火停
15、机处理，后因滑环打火严重无法消除在2009年返厂更换滑环。建议：进一步加强发电机及励磁机滑环和碳刷的定期点检和维护工作，落实发电机滑环及电刷的点检、维护责任分工及点检维护周期，以防滑环烧损事故的发生；制定发电机滑环打火时的处理方法和应急预案，并定期进行培训和演练。2、主变压器（1）#1主变系常州变压器厂生产的SFP8150000/110三相强迫油循环风冷无载调压变压器，接线组别YN，d11，额定容量150MVA，额定电压12122.5%/13.8KV，短路阻抗10.54%，额定电流715.7/6276A。2001年进行吊罩大修，目前运行情况良好。#1主变设备运行参数项目运行值注意值氢气H2 L
16、/L6.69150甲烷CH4 L/L54.22乙烷C2H6 L/L5.65乙烯C2H4 L/L3.18乙炔C2H2 L/L0.005总烃 L/L63.05150一氧化碳CO L/L455.25二氧化碳CO2 L/L8318.66微量水分 mg/L)7.815顶层油温温升（K）23.7535线圈温度温升（K）34.575注：色谱数据为2011年7.18日取样数据，油温数据为机组120MW工况时，环境温度31时数据问题分析：#1主变运行参数正常，油化验结果正常，变压器油位正常，声音正常，目前运行状态良好。变压器油色谱分析周期为1年1次，周期过长，不符合规程要求，变压器内部如有异常不能及时发现。建议
17、厂内配置色谱分析仪器，开展变压器油色谱分析工作，并缩短油色谱检测周期至1-3个月。#1主变多处存在渗漏情况，建议定期进行微水检测，以防变压器油中水分严重超标。在主变检修时对渗漏点进行处理。（2）#2主变系常州变压器厂生产的SFP10170000/110三相强迫油循环风冷无载调压变压器，接线组别YN，d11，额定容量170MVA，额定电压12122.5%/15.75 kV，短路阻抗13.12%，额定电流811.2/6232 A。#2主变色谱数据与运行参数项目运行值注意值氢气H2 L/L40.81150甲烷CH4 L/L55.63乙烷C2H6 L/L11.69乙烯C2H4 L/L5.24乙炔C2H
18、2 L/L0.005总烃 L/L72.56150一氧化碳CO L/L370.03二氧化碳CO2 L/L3113.51微量水分 mg/L)7.815顶层油温温升（K）24.7335线圈温度温升（K）36.8275注：色谱数据为2011年7.18日取样数据，油温数据为机组130MW工况时，环境温度32时数据问题分析：#2主变运行参数正常，油化验结果正常，变压器油位正常，声音正常，目前运行状态良好。变压器油色谱分析周期为1年，周期过长，不符合规程要求，变压器内部如有异常不能及时发现。建议厂内配置色谱分析仪器，开展变压器油色谱分析工作，并缩短油色谱检测周期至1-3个月。3、高厂变（1）#1高压厂变为常
19、州变压器厂生产的SF816000/15三相风冷双绕组无载调压油浸式变压器，额定容量16MVA，额定电压13.822.5%/6.3KV，额定电流669.4/1466A，接线组别：Y/y0。2001年进行吊罩大修，目前运行情况良好。#1高厂变绝缘油色谱数据序号项目运行值注意值1氢气H238.911502甲烷CH40.903乙烷C2H60.294乙烯C2H40.495乙炔C2H20.0056总烃1.681507一氧化碳CO118.268二氧化碳CO2379.029微量水分mg/L11.635问题分析：1、#1高压厂用变压器运行参数正常，油化验结果正常，变压器油位正常，声音正常，目前状态良好。2、变压
20、器油色谱分析周期为1年，应缩短检测周期至1-3个月。（2）#2高压厂变为常州变压器厂生产的SF1016000/15.75三相风冷双绕组无载调压油浸式变压器，额定容量16MVA，额定电压15.7522.5%6.3 kV，额定电流586.5/1466 A，接线组别：Y/y0#2高厂变绝缘油色谱数据序号项目运行值注意值1氢气H218.561502甲烷CH49.73乙烷C2H63.724乙烯C2H41.265乙炔C2H20.3556总烃15.031507一氧化碳CO1145.868二氧化碳CO25343.079微量水分mg/L15.135问题分析：#2高压厂用变压器运行参数正常，变压器油位正常，声音正
21、常，目前状态良好。变压器油色谱分析周期为1年，应缩短检测周期至1-3个月。变压器微水达到注意值，建议在机组检修时对变压器进行滤油处理。4、#01高压备变 #01高压备变作为6KV厂用电系统的备用电源，额定容量为160MVA。#01高压备变绝缘油色谱数据序号项目运行值注意值1氢气H23.021502甲烷CH44.053乙烷C2H60.74乙烯C2H41.115乙炔C2H2056总烃6.531507一氧化碳CO29.218二氧化碳CO2631.619微量水分mg/L8.635问题分析：#01高压备变运行参数正常，油化验结果正常，变压器油位正常，目前状态良好。变压器油色谱分析周期为1年，应缩短检测周
22、期至1-3个月。5、高压电动机。电动机烧损，影响机组的出力和安全原因分析：高压电机绝缘老化，绝缘性能下降。#1机组共计10台6KV高压电动机，出厂时间均为1996年8月，运行时间近15年，历年电机大修呈现绝缘电阻不断下降的趋势。从2010年3月至2011年7月，相继有#1、#2送风机（电机型号：JSQ1512-6，电动机额定功率780kW，制造厂为上海电机厂，出厂日期1996年6月）；#2引风机（电机型号为Y630-8，电动机额定功率800KW，制造厂为上海电机厂，出厂日期1996年7月）在运行过程中因绝缘老化发生击穿短路烧损故障，造成机组被迫降低出力运行。处理措施：考虑到电机的连续运行时间较
23、长，绝缘存在老化现象，为提高其绝缘性能，计划在2011年至2012年，将#1机组的共计10台高压电机分批送制造厂对定子绕组真空浸漆保养，以提高其绝缘性能。建议电机在真空浸漆前，电厂专业人员要对电机端部的绑扎、槽楔的紧固情况进行检查，发现问题处理要彻底。6、110kV SF6高压断路器。9台开关进入大修年限110KV SF6高压断路器共有14台，其中主变等9台110KV开关（型号为LW6-110型SF6断路器，制造厂：河南平高集团，出厂时间均为1996年6月）于1997年6月投运，至今已经连续运行超过14年，断路器直流电阻、SF6气体的微水含量历年预防性试验数据有上升趋势，多台机构出现渗油、漏油
24、的情况，按照制造厂大修运行年限(12年至15年以上应进行大修)要求，断路器进入大修年限。处理措施：目前电厂已编制了110KV断路器年度大修计划和方案，并已上报国华公司，计划从2011年11月开始至2013年底完成共计9台LW6-110型SF6断路器的大修工作。处理建议：选择开断故障电流次数最多的1台开关进行返厂大修，根据解体检修情况，再确定后续开关的检修时间和检修方案。7、电缆隧道及夹层 #1、#2机组电缆隧道、夹层电缆敷设混乱，防火措施不完善、电缆沟道积水积泥，存在较大安全隐患。 处理建议：建议列入隐患管控项目，进行全面治理，首先应对防火及积水进行全面治理。四、锅炉专业1、汽水系统（1）低温
25、再热器磨损原因分析：1、2号锅炉在进入国华系统前长期煤质较差、高负荷运行，由于低温再热器位于尾部竖井的首层，长期运行后防磨瓦磨损严重，且局部形成烟气走廊，造成部分管子磨损减薄。同时由于低温再热器部位未设置吹灰器，为保证再热汽温，曾将尾部烟道省煤器侧的调温挡板完全关闭，导致低温再热器烟速大幅提高、飞灰磨损严重，#1炉采取换管方式进行治理，#2炉为保证电力供应、缩短检修时间，采取临时堵管方式治理。处理建议：查找局部形成烟气走廊的原因，改善优化烟气通道；更换磨损严重的防磨瓦；利用明年检修机会全面检查、检测低再管子减薄情况；对封堵管段和磨损超标管段予以更换。（2）末级过热器氧化膜脱落、堆积导致爆管。原
26、因分析：根据末级过热器强度计算书数据，其出口段材料采用钢研102，最高壁温达到599，钢研102与T23的抗蒸汽氧化性能相当，最高壁温不应超过570，在设计壁温水平下采用T91管材较为合适。因此钢研102管材的抗蒸汽氧化性能与使用温度不匹配是主要原因，其次是微油启动过程中升温速度较快，对氧化膜脱落起到了促进作用。处理建议：#1炉已将末级过热器全部管屏原材质整屏更换，但由于钢研102焊接性能不佳，频繁发生焊口泄漏，建议开展#1炉的更换后的评估工作。同时建议在#2炉检修期间割样检查管子内壁氧化皮形成的情况；对管子回弯处进行RT检测，检查氧化皮的堆积情况；针对检查和检测的情况，同时结合对#1炉评估后
27、的结果，在确定氧化皮的治理方案。由于蒸汽吹扫方式对高温受热面氧化膜的清除效果不佳，吹管费用较高，不建议明年A修期间进行蒸汽吹扫；同时建议控制好机组启停机的参数。（3）尾部低温受热面沾污加剧原因分析：神华煤具有易沾污特性，尾部烟道设计风速较高，但未配置吹灰器。采取措施：建议对尾部受热面沾污情况加强监视和检查，避免严重积灰。2、制粉系统存在爆破危险原因分析：目前舟山电厂来煤主要为热值较高的神华煤和热值稍低的准格尔煤、石炭煤，神华煤具有易结渣和易自燃、爆炸的特点。#1、#2炉设计煤种为大同烟煤，锅炉容积热负荷较高，不能满足完全燃用神华煤要求。煤场掺混条件较差，因此，#1、#2炉主要燃用低热值准格尔煤
28、和石炭煤，根据煤场存煤情况，#1、#2炉也短期全部燃用神华煤。此种燃煤方式可以避免锅炉严重结渣现象的出现，但采用中储式热风送粉系统使得完全燃用神华煤时制粉系统爆破风险加剧。处理建议：在#1、#2炉燃用神华煤时，其比例最高为7080%，其余采用地斗上煤方式掺烧准格尔或石炭煤；采取降低热风温度（280以下）、磨煤机出口温度（75以下）、出口温度高跳磨定值（95）、一次风粉混合物温度等运行措施防止制粉系统爆破；开展制粉系统磨损和积粉情况检查，避免积粉自燃导致制粉系统爆破；加强煤场管理，对神华煤采取分堆存放、碾压堆实、去旧存新、定期测温、消除自燃等措施，防止过火煤进入煤仓。3、微油点火系统存在氧化膜剥
29、落、空预器烧损和灰斗自燃等隐患原因分析：冷炉状态下煤粉被小油枪直接点燃后，进入炉内的煤粉火焰温度较低，导致煤粉燃尽度较低且屏底烟温较高，因此导致锅炉温升速度升高，减温水投用提前，蒸汽温度的大幅波动导致氧化膜剥落，同时可燃物含量较高的飞灰在堆积状态下极易发生自燃，导致空预器烧损和灰斗自燃。处理建议：建议在微油启动过程中采取提高给水温度（100以上）、增加送风量或常规油枪暖炉等措施，避免过热器超温和低负荷投用二级减温水。同时在微油启动期间，空预器应连续吹灰，电除尘灰斗应连续放灰，避免自燃现象发生。4、燃烧系统存在问题：2011年5月，烟台龙源公司对#1炉实施了低氮燃烧器改造，氮氧化物排放浓度保证值
30、为350mg/Nm3、锅炉效率不低于90.7%，但改造后出现了一次风喷口烧损、氮氧化物排放浓度达到450mg/Nm3的问题。原因分析：主要原因为SOFA系统阻力较大导致分级风量不足，一次风喷口设计不合理等。处理建议：目前龙源公司正在制定再次改造的方案，建议进行充分的可行性研究。并根据当地环保要求和#2机组可能的运行年限，确定#2机组是否进行改造。5、设备参数与设计值对比序号参数名称单位#1/#2炉设计值(BMCR)#1炉目前值(125MW)#2炉目前值(135MW)1蒸发量t/h420399.73358.42过热蒸汽压力MPa13.713.3813.533过热蒸汽温度540529.2531.9
31、4再热蒸汽进口压力MPa2.502.272.515再热蒸汽出口温度540533.58533.776省煤器进口给水温度240/243235.2241.477排烟温度156/136.19152.0145.58锅炉总效率%91/91.589.3(1999年9月浙江电科院测试数据)/9空预器出口热风温325.5/321.7352.5327.010空预器漏风率%6/7.87/6.29（2004年6月浙江电科院测试数据）11NOX排放浓度mg/m3/500700从以上主要的设计与实际运行数据比较分析可知，目前舟山公司#1、#2锅炉的蒸汽温度偏低，锅炉效率下降，空预器漏风率升高，NOX排放浓度超过环保标准。
32、本次评估工作未收集到#1、#2锅炉的近期试验数据，且完全燃用神华集团供应的煤种以来，尚未进行过系统的燃烧调整工作，建议结合明年机组检修，进行锅炉热效率试验、漏风率试验和燃烧调整试验，评估锅炉经济、环保运行水平，确定锅炉最佳运行工况。五、热工专业1、DCS控制系统（1）备件较少，无法采购备件，无法满足今后维护、扩容和后续技改的需要。原因分析：英国欧陆控制系统NETWORK-6000和DEH采用美国FOXBORO I/A控制系统是原装进口的产品，目前两个厂家已经停止生产这批硬件产品，其控制系统的产品已经进行了更新换代，新的产品与电厂目前使用的老产品不能兼容；而且原设计的控制系统机柜备用的卡件和插槽
33、都已经用完，而且欧陆控制系统不是原电力部推荐的六大家控制系统（西门子、西屋、MAX、日立等），在国内电厂中应用较少，因此电厂购买备品、备件非常困难。处理措施： 趁着现在还能采购到部分卡件，建议尽早采购备件；另外寻找国内可提供维修服务的维修单位，例如二炮的、民航总局的维修单位建立联系，以解决卡件的维修、维护为题。（2）SOE是分散在3块卡件中，只能单独显示，不利于事件的分析。原因分析：SOE是由3块独立的卡件进行采集，每块卡件是64通道，即可以记录64个点的事件，每一个卡件现实的事件得顺序能够满足精度和时间顺序的要求。但是3块卡件不能按照时间顺序统一显示，只能分卡件分页面显示，即不能在一个页面集
34、中显示，如果发生了跳闸事件，需要在三个SOE分页面进行切换来查找数据分析原因，带来不便，因此不利于事件的分析。处理措施：鉴于目前机组计划在十二五计划拆除，且不影响机组的安全运行，只是不利于机组事件的分析，建议暂缓进行处理。六、金属专业1、机炉外管、燃油及EH油管道存在问题：机炉外管中的小径管（疏水、排汽等）已全部更换，但机炉外管的中径管、受热面联箱、管件、阀门等受监部件未能按照DL/T438-2009金属监督规程中要求完成相关的检验、检测项目。这些部件在长期运行后，容易出现基体组织老化、焊接或母材缺陷扩展、壁厚减薄、内壁腐蚀失效等安全隐患。同时，燃油、EH油管道也是重要的金属监督部件，应对焊口
35、和管件等重要部位安排检查。处理建议：在最近一次定修中，安排机炉外管、燃油及EH油管道（未查部分）按照DL/T438-2009以及国华公司防止汽轮机润滑油套装油管焊口开裂预防措施要求进行普查。2、#1机组汽机转子存在问题：机组运行10万小时后未按照DL/T438-2009的要求对汽机转子表面、中心孔进行相关项目检验及无损检测，违反二十五项反措第9.2.3条的要求。处理建议：加强转子运行监督，按DL/T438-2009、二十五项反措第9.2.3条尽快安排相关项目检验及无损检测。七、环化专业1、#1、#2机组内冷水水质问题#1、#2机组采用添加三乙醇胺及BTA的处理水质方式，易造成系统堵塞问题，事实
36、上两台机组已发生过不同程度的堵塞。内冷水铜离子超标，测试值为40-60ug/L（标准应小于40 ug/L），但因目前换水频繁，甚至每天都在换水，因此系统铜腐蚀的程度比监测值要大，频繁换水的做法有助于防堵，但仍无法解决腐蚀问题。处理建议：采用凝结水与除盐水协调配比自动补水的方法进行处理，增设自动调节装置，系统排水排至凝汽器，以保证PH值在7.59范围内。2、锅炉垢量监测问题#1机组2011年5月A修，水冷壁垢量为289.4g/m2,已接近酸洗标准（标准300-400 g/m2）；#2机组04年投产，08年监测水冷壁垢量为120 g/m2（标准300-400 g/m2）,但08年至今没有垢量监测数
37、据。处理建议：#1炉在机组检修时扩大割管检查范围；#2炉应尽快适时进行割管检查，为锅炉有计划酸洗积累数据，以防被动。3、数据采集系统的治理及现场监督报表的规范工作 数据采集系统采集的数据与在线仪表指示值不一致，现场监督报表需要整理规范。如#2机组内冷水PH在线仪表指示值为7.25，数据采集系统显示7.06，现场报表记录的是实验室试验数据7.02，报表记录应改为在线仪表指示值。处理建议：对数据采集系统进行治理，对现场监督报表的进行规范。八、燃除专业1、#1斗轮机 斗轮机1997年投入使用，由于斗轮机基础沉降，造成斗轮机中心偏移，使回转齿轮磨损现磨损10mm（原齿轮厚度为58mm，标准为磨损量不大
38、于25%，14.5mm），同时悬臂梁变形（原因为调试时卡住主车落料口所致）。 根据99年提供的数据看，斗轮机轨道左右高低差（标准1/300）有17点超标（共测量35点），直线度（标准60mm）共测量2点，全部超标。鉴于目前的基础沉降情况不清楚，建议恢复观测基础沉降情况，待基础沉降趋于稳定后，在进行处理，但要加强设备的检查及治理，同时根据沉降量要开展治理方案的制定。2、#8皮带机腐蚀问题#8皮带机为室外皮带，由于基础沉降，造成皮带架变形，需要对其皮带架调整，而调整后焊口、工字钢等没有技术防腐，同时整体防腐在06年进行，目前已经5年。建议皮带架调整后的基础钢结构及时进行腐蚀处理。3、干除灰系统 #
39、1、#2机组干除灰系统已经运行10左右，存在局部磨损问题，另外除灰管道经过的河道政府废弃，存在管道改道的问题。建议鉴于目前的情况，请对除灰管道进行全面的测厚，针对磨损情况进行全面的修理。同时要跟踪河道的具体废弃时间，提到做好管道改道的工作。4、#1机组碎渣机问题由于上煤系统还没有严格执行配煤，如上煤的灰熔点低于1250，锅炉将结焦，从而造成碎渣机处理不足。建议应制定配煤方案，并严格执行，如再出现碎渣机出力不足的问题，应对碎煤机增容改造，碎渣机原设计出力为30-35吨。九、土建专业 1、烟囱问题目前#1、#2机组的烟囱，在2008年海水脱硫改造后，混凝土筒身发生渗漏，目前临时烟囱运行。 建议处理
40、前应采取措施，保证混凝土烟囱不通烟气，同时开展烟囱的安全评估及方案的制定工作，并在11月中旬前制定完成烟囱的修理方案，并向国华公司技术委员会汇报。 第二章 建议列入重大项目及隐患项目一、建议列入重大技改项目序号专业项目名称原因简要处理措施费用建议处理时间备注1锅炉专业#2炉低氮燃烧系统改造燃烧系统设计水平已落后，单纯采用SCR技术经济性差。采用分级送分技术，同时保证锅炉安全、经济指标不降低。待定待定需综合考虑地方环保要求和运行年限2化学专业 #1、#2机组内冷水水质不合格#1、#2机组采用添加三乙醇胺及BTA的处理水质方式，易造成系统堵塞问题，事实上两台机组已发生过不同程度的堵塞。内冷水铜离子
41、超标，测试值为40-60ug/L（标准应小于40 ug/L），但因目前换水频繁，甚至每天都在换水，因此系统铜腐蚀的程度比监测值要大，频繁换水的做法有助于防堵，但仍无法解决腐蚀问题。采用凝结水与除盐水协调配比自动补水的方法进行处理，增设自动调节装置，系统排水排至凝汽器。60万立即二、建议列入重大修理项目序号专业项目名称原因简要处理措施费用建议处理时间备注1汽机专业#1机组汽缸变形修理变形量大补焊、喷涂、刷镀50万A修2汽机专业#2机组汽缸变形修理变形量大补焊、喷涂、刷镀50万A修3锅炉专业#2炉低温再热器磨损治理煤质含灰量高和运行调整不当导致严重的飞灰磨损开展低温再热器磨损情况全面检查，对封堵管
42、段和磨损超标管段予以更换。90万2012舟山公司已提交修改后的可研报告4热工专业DPU卡件2块左右、各种I/O卡件8块左右生产厂家已停止生产购买备件、修复20立即三、建议列入隐患项目序号专业项目名称原因简要处理措施费用建议处理时间备注1土建专业烟囱渗漏安全评估并防腐待定20122汽机专业#1机高压缸进汽短管右侧法兰开机后微漏汽，目前焊接该法兰及螺栓。拆除焊接的法兰，恢复原设计3万C修中进行3锅炉专业#2炉末级过热器氧化皮治理钢研102使用温度较高，抗蒸汽氧化性能不足。对出口侧钢研102管段进行割管检查，待定201211月5日#2机组停运后，舟山公司根据割管取样分析结果制定方案4锅炉专业#1、#
43、2锅炉制粉系统磨损和积粉治理神华煤爆炸特性较强，中储式制粉系统爆破风险加剧。全面进行系统检查，消除积粉和磨损严重部位。待定20125电气专业#1、#2机组电缆隧道、电缆夹层治理电缆敷设杂乱、防火措施不完善、沟道渗漏积水等按照电缆防火要求，加装防火门、灭火器材、刷防火涂料；治理渗漏点，整理凌乱电缆及桥架等80万2012年做好安全技术措施第二篇 舟山发电公司 #3机组设备评估报告第一章 设备目前存在的问题及处理建议一、机组概况#3机组300MW，于2010年10月21日投产。#3汽轮机由上海汽轮机有限公司制造，型号：N300-16.67/538/538，凝汽式，两缸两排汽、超高压汽轮机。#3发电机组采用上海电机厂生产的QFS-300-2型水水空冷却发电机，额定功率300MW，定子额定电压20KV，定子额定电流1018
