舟山电厂设备评估报告.docx
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舟山电厂设备评估报告
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
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
#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/kW·h，设计供电煤耗381.78g/（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SFP8—150000/110三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Π型锅炉。
锅炉型号为SG－420/13.7－M417A，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/kW·h，设计供电煤耗370.93g/（kWh）；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Π型锅炉。
#2锅炉型号为SG－420/13.7－M770，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①补焊、②喷涂、③激光补焊、④刷镀、⑤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
MW
125
125.23
2
主蒸汽压力
MPa
13.24
13.4
3
主蒸汽温度
℃
535
534.2
4
再热蒸汽压力
MPa
2.44
2.25
5
再热蒸汽温度
℃
535
538.3
6
真空
KPa
4.9
4.76
7
轴振#1X
μm
23.1
8
轴振#2X
μm
58.8
9
轴振#3X
μm
13.3
10
轴振#4X
μm
41.2
#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
MW
135
135.26
2
主蒸汽压力
MPa
13.24
13.45
3
主蒸汽温度
℃
535
532.2
4
再热蒸汽压力
MPa
2.37
2.33
5
再热蒸汽温度
℃
535
532.6
6
真空
KPa
4.9
4.76
7
轴振#1X/Y
μm
18.6/17.3
8
轴振#2X/Y
μm
21.5/25.7
9
轴振#3X/Y
μm
18.9/15.7
10
轴振#4X/Y
μm
95/74.5
分析：
通过以上数据分析除#2机组#4瓦轴振只X方向大于75μm（小于75μm为良好，小于127μm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、ABBUNTROL@F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
℃
≤50
15.1
定子线圈出水温度
℃
≤90
43.3
定子线圈出水允许温升
K
≤40
18.3
定子线圈出水温差
℃
≤8
4.6
定子线圈层间温度
℃
≤90
57.3
定子线圈层间温升
K
≤40
17.3
定子线圈层间温差
℃
≤15
6.7
定子冷却水电导率
μs/cm
≤5
3.89
定子冷却水PH值
7-9
7.2
注：
数据为发电机有功125.11MW，无功28.7MW，定子电流5470A，功率因数0.98，
工况，环境温度21℃时的数据
问题分析：
①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#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。
③#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。
④#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2004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。
⑤#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、ABBUNTROL@F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
℃
≤50
16.6
3
定子冷却水电导率
μs/cm
≤5
3.704
4
定子线圈出水温度
℃
≤90
44.8
5
定子线圈出水允许温升
K
≤40
18.3
6
定子线圈出水温差
℃
≤8
6.6
7
定子线圈层间温度
℃
≤90
48.3
8
定子线圈层间温升
K
≤40
8.3
9
定子线圈层间温差
℃
≤15
4.3
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：
①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#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。
③#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。
④#2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SFP8—150000/110三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121±2×2.5%/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[µL/L]
6.69
≤150
甲烷CH4[µL/L]
54.22
乙烷C2H6[µL/L]
5.65
乙烯C2H4[µL/L]
3.18
乙炔C2H2[µL/L]
0.00
≤5
总烃[µL/L]
63.05
≤150
一氧化碳CO[µL/L]
455.25
二氧化碳CO2[µL/L]
8318.66
微量水分[mg/L）]
7.8
≤15
顶层油温温升（K）
23.75
≤35
线圈温度温升（K）
34.5
≤75
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#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。
②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#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SFP10—170000/110三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121±2×2.5%/15.75kV，短路阻抗13.12%，额定电流811.2/6232A。
#2主变色谱数据与运行参数
项目
运行值
注意值
氢气H2[µL/L]
40.81
≤150
甲烷CH4[µL/L]
55.63
乙烷C2H6[µL/L]
11.69
乙烯C2H4[µL/L]
5.24
乙炔C2H2[µL/L]
0.00
≤5
总烃[µL/L]
72.56
≤150
一氧化碳CO[µL/L]
370.03
二氧化碳CO2[µL/L]
3113.51
微量水分[mg/L）]
7.8
≤15
顶层油温温升（K）
24.73
≤35
线圈温度温升（K）
36.82
≤75
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：
①#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。
②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高压厂变为常州变压器厂生产的SF8—16000/15三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13.8±2×2.5%/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H2
38.91
≤150
2
甲烷CH4
0.90
3
乙烷C2H6
0.29
4
乙烯C2H4
0.49
5
乙炔C2H2
0.00
≤5
6
总烃
1.68
≤150
7
一氧化碳CO
118.26
8
二氧化碳CO2
379.02
9
微量水分mg/L
11.6
≤35
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SF10—16000/15.75三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15.75±2×2.5%／6.3kV，额定电流586.5/1466A，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H2
18.56
≤150
2
甲烷CH4
9.7
3
乙烷C2H6
3.72
4
乙烯C2H4
1.26
5
乙炔C2H2
0.35
≤5
6
总烃
15.03
≤150
7
一氧化碳CO
1145.86
8
二氧化碳CO2
5343.07
9
微量水分mg/L
15.1
≤35
问题分析：
①#2高压厂用变压器运行参数正常，变压器油位正常，声音正常，目前状态良好。
②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。
③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H2
3.02
≤150
2
甲烷CH4
4.05
3
乙烷C2H6
0.7
4
乙烯C2H4
1.11
5
乙炔C2H2
0
≤5
6
总烃
6.53
≤150
7
一氧化碳CO
29.21
8
二氧化碳CO2
631.61
9
微量水分mg/L
8.6
≤35
问题分析：
①#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。
②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。
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、110kVSF6高压断路器。
9台开关进入大修年限
110KVSF6高压断路器共有14台，其中主变等9台110KV开关（型号为LW6-110Ⅰ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LW6-110Ⅰ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：
①查找局部形成烟气走廊的原因，改善优化烟气通道；②更换磨损严重的防磨瓦；③利用明年检修机会全面检查、检测低再管子减薄情况；④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①割样检查管子内壁氧化皮形成的情况；②对管子回弯处进行RT检测，检查氧化皮的堆积情况；③针对检查和检测的情况，同时结合对#1炉评估后的结果，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70～80%，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/h
420
399.73
358.4
2
过热蒸汽压力
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