工作计划总结汽机专业.docx

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工作计划总结汽机专业

2017年度工作总结

（点评：

此处应有总体情况描述，总结不能等同周报格式，不能写成工作简述，要有自己观点和思考、感受、措施及产生的效果的陈述，不记流水账）

一、2017年工作总结

（一）安全生产情况（点评：

风险预控为汽机专业一重点工作，应好好总结，#2机水压试验引起前置泵密封漏水问题为责任异常，没体现）

截至2017年12月底，汽机专业未发生责任性一、二类障碍事故。

2017年全年,#1机组启动3次，停机3次，#2机组启动3次，停机3次,汽机运行专业均较好的完成了启停操作任务，未发生误操作及推迟发电机并网的情况。

1.异常情况统计

2017年汽机运行发生的主要异常情况为：

（1）05月21日晚班，16:

40#2机A汽泵前置泵非

驱动端机械密封液温度升至95.2C,启#2电泵并入运

行，检修对机械密封水滤网清洗无效，22日0:

05#2机

负荷降至460MW退出2A汽泵，01:

01许可热机票No：

RJ201705307《#2机A汽泵前置泵非驱动端机械密封冷

却交换器添加排空门》，03:

45检修结束，06:

10并入2A汽泵运行，检查2A汽泵前置泵非驱动端机械密封液温度稳定在61.7C,06:

25停运#2机电泵列备用。

（2）5月23日晚班，#2机B汽前泵驱动端机械密封液温度稳定在95C，晚峰后停2B汽泵检查汽前泵机械密封液冷却器。

23:

00启动#2机电泵逐步退出2B汽泵，24日3:

30检修结束，5:

10并入2B汽泵，停运#2电泵，检查2B汽前泵驱动端机械密封液温度运行正常。

（3）08月份,#2机投运胶球清洗装置时收球网差压负值

大，频繁开启收球网，清点#2机胶球全部跑掉了，经热工冲洗差压变送器后正常。

11月再次发生胶球全部跑光异常，查

为收球网差压显示变坏点误开，联系热工专业对收球网差压变送器信号管进行疏通一次无效，12月开始暂时停止#2机

胶球装置的投运，待热工采购新的差压变送器后再投运胶球

清洗装置。

（4）11月3日白班，9:

25就地调整#1机主机#5瓦处轴封汽手动门过程中主机#4、5瓦复合振动跳变，X/丫向振动无异常，经设管部热控检查疑为对讲机使用时造成信号干扰。

11月04日热工将#1机汽机#4、#5轴瓦盖振探头更换为新型探头，在#4、#5瓦处使用对讲机观察振动无跳变。

2.反事故演习

（1）4月20日白班，16:

10—17:

00组织运行三值进行#2机组EH油系统泄漏反事故演习。

（2）9月14日白班，16:

10—17:

00组织运行五值进行#1机B汽泵前置泵故障跳闸事故处理。

3.针对现场异常情况及时制定运行控制措施

（1）9月24日，针对#2机轴封加热器水位异常升高情况制定了轴加钢管泄露运行注意事项。

（2）10月9日，制定#1机组辅汽联箱焊缝泄漏运行风

险预控措施，将辅汽联箱温度控制在280C以上，辅汽联箱

焊缝渗漏未再扩大。

（3）11月23日白班，制定#1机主机AST电磁阀模块油管接头渗漏运行注意事项，发至集控运行各值执行。

（2）经济指标方面

1.截至2017年11月底，对比2016年同期汽机主

要经济指标完成情况:

时间

主汽压

力

主汽温

度

再汽温

度

排汽温

度

真空

过冷

度

循环岀

水温

塔池水

温

端差

给水温

度

2016年11月底

21.54

563.24

557.55

36.62

95.2

-1.73

35.51

24.42

3.94

261.42

2017年11月底

21.47

564.55

558.16

36.45

95.48

-1.29

34.82

24.05

4.4

263.27

2.主要指标对比分析

（1）截至11月底全厂主蒸汽温度完成564.55C,较去年同期563.24C上升1.31C,影响煤耗下降0.144g/kwh。

预计全年情况会更好。

（2）截至11月底全厂再热蒸汽温度完成558.16C,

较去年同期值557.55C上升0.61C,影响煤耗下降

0.034g/kwh。

预计全年情况会更好。

（3）截至11月底全厂真空完成95.48Kpa,较去年全年值95.20Kpa上升0.28Kpa,影响煤耗下降0.619g/kwh。

预计全年情况会更好。

（4）截至11月底全厂凝汽器端差完成4.4C，较去年同期值3.94C上升0.46C,影响煤耗上升0.304g/kwh，主要原因为今年循泵两机三泵和两机四泵

运行时间较多，端差有所上升

（三）技术管理方面（点评：

开机冲转参数的控制，避免振动影响带负荷问题，特别是3000转时间过长后的暖机，应进行总结）

1.小机油中含水问题解决：

6月份开机以来，#1机组

A/B小机出现润滑油含水严重超标问题，采取调整轴封汽和隔离冷油器均无效，07月25日白班，对#1机组A/B小机油中进水原因进行排查，检查发现A/B小机汽缸进汽端轴封与

#1轴承箱之间间隙被保温铁皮封住，轴封汽无法向外排出，

外漏的轴封汽被小机油箱排烟风机的负压吸入轴承内带入油中。

通知设管部汽机专业拆除封挡的铁皮，26日和27日

贵溪维护上票先后拆除A/B小机#1轴承处的封挡铁皮。

后检查小机油净化装置脱水次数逐步下降，A/B小机油中含水量

逐步下降至正常。

2.闭式水漏水大排查：

#1机组6月份B修后开机时闭式水补水量大，针对#1机组闭式水补水量大进行查漏，发现#1机闭式水母管放空气门内漏严重，联系设管部安排处理，

8月15日14:

30许可工作票《#1机闭式水母管排空气门后管道加装二次门》，16:

26检修结束，终结工作票。

检查闭式水箱补水调门已由36%开度关至0%内漏消除。

3.尝试高负荷情况下凝汽器单流道胶球清洗装置投运：

2016年12月30日和31日零班，#1机组负荷620MW试投胶球清洗装置运行一次，机组真空上升1.0Kpa,凝汽器端差

下降2.0C；1月5日投运#1/2机A流道胶球清洗装置，1月6日投运#1/2机B流道胶球清洗装置。

4.汽机典型操作票的完善：

09月07日，根据现场情况修改EH油净化装置投运热机操作票，增加发电机氢气提纯装置启、停及其真空泵倒换热机典型操作票，发给各值组织学习，使操作票跟现场相符，跟实际贴近，使汽轮机运行操作的安全性得到了进一步的提高。

5.真空严密性下降排查：

7月19日白班，11:

23对#1机进行真空严密性试验：

试验结果，HP342pa/min

（合格），LP:

102pa/min（优）。

21日将低压缸轴封进回汽管道疏水加关一次，09:

21重新做真空严密性试验结果，HP302pa/min（合格）,LP:

75pa/min（优）。

检查B低压缸调阀端轴封回汽管疏水器旁路门内漏，阀体温度70C,部分轴封汽被直接抽回凝汽器，造成轴封

汽量不足，影响高压凝汽器真空严密性，联系汽机专业停机机会消除内漏，提高#1机高压凝汽器真空严密性。

6.敏感性参数分析：

每月进行敏感性参数分析，

根据分析结果督促设管部汽机专业利用停机机会对汽泵再循环进行检修，保障了全年再循环调整门基本上不发生内漏，保证了机组长期连续带630MW负荷运行。

7.双机真空联络节电：

双机运行时及时投入真空

系统联络运行，停运两台真空泵节约厂用电，统计2017年累计停运真空泵时间1272小时，节电40.70万Kwh。

&循泵优化运行：

根据环境温度变化及负荷情况，及时倒换循泵运行方式，4月6日白班，11:

22环境温

度高，将C循泵低速倒为D循泵高速运行；10月4日白班，9:

35环境温度下降，将#2机D循泵倒为C循泵运行（低速）。

9.技术管理总结提高：

根据现场工作经验撰写的

论文《发电厂凝结水溶解氧轻微超标治理》，获得中国

电力技术市场协会举行的2017年电力行业节能技术研

讨会论文三等奖。

《发电厂凝结水溶解氧轻微超标治理》

课题，10月底参加集团公司2017年创新创意大赛复赛，获得第二十名的成绩。

10.精益运行优化：

组织运行人员讨论汽机深度节能措施,根据讨论意见重新修改汽机节能措施。

（四）技术培训方面

2017年加强了专业技术培训，首先是配合部门每季度开展一次岗位动态管理考试，不定期进行值班员岗位培训及现场考问活动，针对10月份#2机组水压试验时出现的一些异常情况,12月份对集控运行人员分批进行了汽机系统相关性影响及风险控制措施专题讲课。

解决了部分运行人员对现场设备情况的一些模糊概念，提高了运行人员现场操作的风险意识。

通过这些培训，不断的提高运行人员的专业技术水平，为公司两台机组的安全运行打下了坚实的基础。

（五）公司标准化建设方面

1.在公司安全文明生产标准化创建过程中，我积极投身于创建的整个过程，从设备标志标牌的策划、安装、验收方面严格把关，确保了验评过程汽机设备的标识完整，整齐划一，亮点区域标识统一，在江西公司和集团公司验评期间。

我负责全厂油系统的迎检，我虚心向专家学习，态度诚恳，得到验评专家的认可。

2.积极配合要素负责人做好汽机设备阀门标牌及管道

介质流向牌的完善统一。

完成对汽机所有设备、阀门、管道色标和流向牌的全面排查，累计制作阀门牌3000块，介质

流向牌1600块，设备标识牌420块，2017年6月下旬开始标牌大量到货，在时间紧安装任务重，安装人员素质低的情况下，不等不靠，整天呆在现场跟踪督促安装工作，对现场不合安装规范的亲自进行整改，确保安装规范统一，符合标准化要求，在集团公司检查来临前一天全面完成了现场的标牌安装。

在集团公司的验评检查中，汽机的标牌整齐规范，取得了无扣分项的好成绩。

3.在自查评过程中严格要求，督促责任单位及时整改。

自查评中我负责油系统的查评，我认真仔细的查找我们油系统的渗漏点，对全厂的渗漏点做到心中有数，对能处理的渗漏点督促责任单位及时完成整改。

使整改后现场的渗漏情况有了较大的改观。

4.迎检过程中态度诚恳，积极配合，取得专家的谅解。

江西公司和集团公司验评时我都是负责无渗漏组油系统的迎检，我虚心向专家请教学习，不断提高自己对渗漏标准的认识，检查的过程我全程陪检，引导专家尽量避开大的渗漏点，检查结果全厂油系统无严重漏点和一般漏点，取得了较好的成绩，对专家提出的问题我耐心解释，及时回复，专家需要的资料及时提供，迎检态度得到了专家的肯定。

比较顺利的完成了油系统的迎检任务。

二、存在问题

1.#2机组发电机励端密封瓦进油压力只有0.42Mpa左右，油压偏低（汽端0.48Mpa）,致使氢压高时氢气从励端密封瓦泄漏，发电机运行中漏氢量偏大，

超过11.3立方/日的标准。

2.#1机主机ETS通道1跳闸指示红灯亮，就地ASP油压13.2Mpa，设管部汽机专业初步判断为节流孔板堵塞引起，机组运行中无法处理。

3.辅汽联络管容易积水，疏水设置不合理，积水

难以排除，每次辅汽联络运行前疏水几个小时仍不能疏尽，造成受汽的辅汽联箱温度急剧下降，对主机轴封及小机安全运行构成威胁。

4.#1机组左侧中压导汽管法兰飘汽，#2机右侧中压导

汽管法兰飘汽，存在漏点突然扩大，蒸汽泄漏喷出伤人的风险。

三、2018年工作计划

（一）节能方面

1.坚持“日分析、旬小结、月总结”开展好供电煤耗分析工作。

2.督促检查胶球清洗装置的定期投运，保证凝汽器的清洁，控制凝汽器端差在较低的水平。

3.每月开展机组的真空严密性实验，发现真空严密性不合格及时查漏，保证机组真空严密性达到优秀值。

4.