寿光技术支持组周工作汇报04分析.docx
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寿光技术支持组周工作汇报04分析
寿光技术支持周报
（2016.5.28--6.3）
1、寿光项目本周调试试运工作及下一步计划
1号机组调试情况：
1.启动EH油系统，对主机主汽门、高压调节门EH油管路进行冲洗。
2.闭式水系统恢复运行。
3.1A、1B引风机油站冷油器更换为大容量冷却器。
4.1B脱硝变工作结束，送电。
5.27日10KV1A段转检修，10KV工作1A段测温元件检查。
6.锅炉吹扫清灰。
7.汽机房主、再热蒸汽管道焊接。
8.主机凝汽器灌水查漏。
9.机组排水槽厂区管道增加至雨水井排水管路。
10.小机汽源四抽供汽切换逻辑传动，除氧器加热汽源四抽供汽切换逻辑传动，抽汽管道疏水逻辑传动，正常。
11.抽汽系统逻辑传动正常。
12.将送引风机送试验位，逻辑传动正常。
13.主机凝汽器汽侧灌水查漏（灌至8.2米）。
14.5月30日10KV工作1A段测温元件检查工作结束，恢复送电正常并恢复1A锅炉变、1A汽机变、1A电除尘变、1A脱硫变、1A脱硝变及其PC运行。
15.5月30日10KV工作1B段停电（测温元件检查）。
31日10kV工作1B段测温元件检修工作结束，恢复正常运行方式。
16.1号汽机保安MCC段抽屉开关检查工作结束，措施恢复。
17.主机凝汽器灌水查漏至10米，低压侧凝汽器人孔门、低压侧凝汽器一焊缝漏水，处理完毕后继续上水。
18.进行主机主汽门、调门传动，正常。
19.1号发变组定子接地保护调试。
20.1号机闭式水系统APS方式启动，正常。
21.1号机主机润滑油系统各轴瓦进油节流阀进行调整。
22.1号机试转1A、1B低加疏水泵。
23.1号机大机凝汽器灌水查漏（水位17米）发现漏点后，放水。
2号机组调试情况：
1、2号小机投运连续盘车。
2、因处理漏点，2号机循环水系统放水，循环水系统泄漏点查找。
3、2B空预器主、副电机启、停试验，正常。
4、2A、2C循环水泵出口液控蝶阀传动。
5、2B空预器导向轴承油站逻辑传动，正常。
6、2A、2B空预器主电机变频、工频切换试验，正常。
7、FSSS中的油枪点火条件逻辑和煤层点火条件逻辑传动，正常。
8、一次风机、送风机、引风机运行时，进行油泵切换联锁试验，正常。
9、27日19:
29启动六大风机试运，正常。
28日01:
10停运。
10、闭冷水系统换水降温。
11、锅炉用临时酸洗泵上水冲洗。
12、小机调门开关试验。
13、锅炉上水冲洗，投辅汽加热。
14、2D、2E、2F磨煤机逻辑传动。
机组排水槽废水输送泵2A、2B、2C试运，2A、2C泵有较大异音，2B泵运行正常。
15、小机疏水逻辑传动正常。
16、2A/2B脱硝变及其PC送电正常。
17、锅炉酸洗：
a）30日08:
42酸洗加热器供汽。
21:
00锅炉加酸完毕，省煤器入口温度83℃。
b）21:
00-05:
30锅炉酸洗，省煤器入口温度维持在95℃左右。
31日05:
30锅炉酸洗结束,开始退酸。
18、2A、2B闭式水升压泵试运，电流均超限，试运不合格。
19、传动主机抽真空系统顺控，正常。
20、炉前燃油管道蒸汽吹扫工作，完成。
21、因2台酸洗用清洗泵均故障，低温省煤器酸洗工作暂停。
22、锅炉酸洗、水冲洗、漂洗、钝化工作结束，已放尽存水。
23、投入2号炉电除尘灰斗加热。
24、小机循环水管道内部防腐。
25、2号机2A、2B闭冷水升压泵联锁试验，正常。
26、2号机大机凝汽器灌水查漏，现水位9米。
27、2号机低温省煤器冲洗。
28、再热器减温水管道蒸汽吹扫，正常。
2、技术支持工作综述
1、5月30日至6月1日国华寿电技术支持组配合国华检查组对寿电1号机组整套启动前进行了生产准备管理检查评价，本次生产准备管理检查评价，按照寿光生产准备会议精神，在以往核查前期问题闭环及生产准备管理检查评价的基础上，进一步细化增加了检修维护生产准备评价部分，并对班组建设及承包商管理进行了细化。
评价内容共包含10个方面33条考核内容，总分1000分，最终评价得分951分，得分率为95.1%，整体评价为优。
2、5月31日至6月2日寿电技术支持组参加了神华国华寿光发电厂一期工程第三次DCS逻辑审查会，本次会议审查了1号机组汽机保护逻辑、锅炉保护逻辑、脱硫控制逻辑、调试期间修改过的控制逻辑等，并形成了会议纪要。
3、继续到基建现场检查调试、安装质量情况，发现缺陷后提供给相关专业进行消除。
4、继续参加各专业会议，均进行了缺陷盘点，并对近期工作安排提出建议。
5、继续跟踪#1机组热控、电气二次二次回路接线紧固检查情况。
并建议寿光电厂对定值进行现场检查核对，该项工作也在准备中。
6、支持组内部各专业进行整套启动前及启动中项目及关注点盘点。
对机组启动前应开展的工作进行9项风险辨析并提供相应建议；对机组进行整套启动后的控制提了14条建议。
见附件1。
3、存在的问题及下一步的建议：
1.加快代保管工作，特别是三大油系统，要尽快接收。
2.加强消缺工作，现在消缺率比较低。
同时建议缺陷分类管理。
3.尽快进行支吊架检查工作。
4.启动前完成重点特殊部位保温检查。
5.加快备品备件和材料的采购，特别是易损易磨材料备件的采购。
6.要制定试运期间的油质化验工作标准。
7.#1机励磁系统需要加快调试试验；
8.继续做好二次回路接线紧固检查；
9.400V配电室目前只有化水配电室已代保管，供水，淡海水、综合水泵间以及输煤进行了检查，应推快代保管工作。
10.部分电缆和盘柜的防火封堵，及电缆刷防火涂料、电缆桥架内电缆没绑扎等问题，工作量还很大，应加快工作进程。
11.燃料区域不带电机保护器的28个MCC抽屉开关，目前还没有定值，开关保护的过流定值在最大值上，需电气二次下定值，施工单位现场调整定值。
同时建议按定值通知单对全厂的定值进行复核。
12.寿光目前10KV电动机低电压保护时间大部分为9秒，时间定值必须改为0.5秒，电压定值不变。
空压机、冷却水泵低电压建议取消。
13.热工RB、协调逻辑、重要MCS审查会未完成。
14.建议对工程师站实施密码管理、保护投退实行双签制度、逻辑强制在有监护下执行。
15.建议在设备试运条件允许的情况下，多进行APS试运。
16.高厂变高公变复合电压过流，灵敏度高抗干扰能力差，建议分支复合电压过流用进线开关反时限取代，高压侧复合电压过流直接取消，因为本身高压侧的差动保护已经双重化。
4、支持组下周工作计划
1.推动400V配电室代保管工作，推动代保管区域的巡检点检定期工作定期维护的执行，安健环部及生产技术部的检查评价工作。
2.继续督促RB、MCS及旁路调节的热工逻辑审查，督促工程师站电子间的管理。
3.督促整套启动时运期间重大风险的防范措施的落实及预案学习演练。
重点做好机组跳闸、厂用电全失、汽机大轴抱死、发电机漏氢、机组超速及断油烧瓦的事故防范。
4.按照整套启动节点安排人员值班技术支持，并监督启动期间风险的控制；重点做好汽水油品质监督、机组及锅炉膨胀、阀门内漏及盘根泄漏、锅炉金属壁温、发电机温度、燃烧调整等工作。
5.继续安装和调试工作的跟踪，发现缺陷并跟踪消缺情况。
6.继续参加专业会议，了解安装调试的情况及存在的问题缺陷，提出解决建议。
7.核查现场支吊架检查、接线紧固情况。
8.跟踪2#机组调试工作。
5、工作汇总：
技术支持提出问题及建议汇总
序号
时间
专业
问题及建议描述
提出人
整改人
闭环情况
1
5.13
热控
化学水处理系统流量不准
吴铭治
已闭环（逻辑块内部进行了两次开方）
2
5.14
热控
重要辅机有很多单点保护
吴铭治
未闭环
3
5.14
热控
精处理系统内气动门气源没有各自安装隔离门，易发生误操作
吴铭治
已经提供台山整改方案
4
5.14
汽机
循环水升压泵房中的真空泵补水管采用“热溶PVC管”，容易发生焊口开裂，建议泵房内的外漏“热溶PVC管”改为带内衬层的金属管并增加补偿器。
郭万才
5
5.15
汽机
发电机氢冷器冷却水供、回水管影响氢冷器抽出，建议加装法兰，
郭万才
6
5.15
汽机
除氧器在屋顶露天布置，应考虑冬季停机后的防冻问题，建议封闭和考虑采暖。
郭万才
7
5.15
电二
励磁室东墙百叶窗雨雪天气存在进水隐患，建议封堵
李正兴
8
5.15
电一
400V配电室尽快完成代保管，一是有利于运行人员熟悉设备，发现命名等错误问题，有利于防止误操作及走错间隔；二是便于早些发现问题利于施工单位整改
王雄翔
已安排整改
9
5.15
电一
发电机测量等管道绑扎处应用橡皮垫隔离
王雄翔
已安排整改
10
5.15
电一
盘柜、电缆坚井、电缆桥加防火封堵缺失很多，工作量很大，应把能封堵的尽快封堵起来
王雄翔
已安排整改
11
5.15
电一
2号汽机房电缆竖井内的电缆没有绑扎，重力对电缆损伤大
王雄翔
已安排整改
12
5.16
汽机
室外管道水平布置的化学取样、放水、排空气一、二次门尽可能改装在垂直管段布置，否则就应考虑可靠防冻措施。
郭万才
13
5.16
热控
8.2米电子间内各种控制柜已经投运，但是中央空调还没有投入，马上进入夏季，应考虑使用应急空调
赵永康
未闭环
14
5.16
热控
机炉侧电动门电源柜内，接线处理工艺差，线鼻子之间距离过近，易发生短路和触电
赵永康
未闭环
15
5.16
热控
锅炉金属壁温测点名称不正确
王英强
未闭环
16
5.16
热控
进水站远程控制柜没有独立房间和空调
王英强
未闭环
17
5.16
电二
凝结水泵变频器室排风为内循环，室内温度高，建议改为向室外排风方式
陈健
18
5.16
电一
1号机组现场临时（如引风机电机等）标识应尽快更换为正式标识，有的设备临时标识也没有,应补上临时标识
王雄翔
已安排整改
19
5.16
电一
变压器排污管没有阀门，也没有引下来
王雄翔
已安排整改
20
5.17
热控
2号机DEH柜上电过程中绝缘不合格，监理工作（见证、验收）不积极
吴铭治
绝缘问题已经解决
21
5.17
汽机
部分支架未加固满焊，管道系统弹簧支架固定销未拆除
郭万才
周国庆
22
5.17
汽机
部分设备、管道保温未包完的抓紧完善。
郭万才
周国庆
23
5.17
汽机
油、汽、水系统设备、管道、阀门缺少标示牌及临时标示牌。
郭万才
周国庆
24
5.17
汽机
汽轮机及泵等转机类设备安装技术记录卡整理归档交业主保管。
郭万才
周国庆
25
5.17
电一
1号发电机滑环间地面有水
王雄翔
已安排整改
26
5.18
热控
汽轮机平台所有回油温度表压力表安装位置不规范，无法观察示数。
吴铭治
未闭环（基建单位主动提出整改，目前跟踪观察）
27
5.18
电一
气密试验方案中不超过5.2MPa,应改为5.0MPa,上海发电机厂曾要求不能超过5.2MPa,否则氢油系统密封垫会损坏
王雄翔
已安排整改
28
5.19
热控
8.2米电子间目前仍没有应急空调，卫生较差
吴铭治
20160526已经确认闭环
29
5.19
电一
1号机发电机下部励磁变平台很多电缆槽盒没有盖
王雄翔
已安排整改
30
5.19
电一
风机电机底座、接线盒、振打电机等腐蚀较严重，要做好防腐
王雄翔
已安排整改
31
5.21
电一
部分电缆管没有封堵
王雄翔
已安排整改
32
5.22
电一
一次风机油站控制箱门锁坏
王雄翔
已安排整改
33
5.23
电一
电除尘振打控制箱带电气设备的门没有接地
王雄翔
已安排整改
34
5.23
汽机
现场管道膨胀指示器指针未安装到位，整套启动前必须调整到位。
郭万才
周国庆
35
5.23
汽机
凝结水系统的橡胶垫必须在整套启动前更换成聚四氟垫
郭万才
周国庆
37
5.23
热控
1至3号高加液位使用差压式变送器，液位罐上部没有安装注水门，不方便维护，建议增加
吴铭治
已经提出给维护部热控专业，由他们负责提出整改
38
5.24
汽机
部门级预案必须尽快完善。
郭万才
39
5.24
热控
汽轮机8瓦温度接线端子裸露并且安装在地板上，易造成误碰，建议增加端子盒固定在安全位置
吴铭治
已经提出给维护部热控专业，由他们负责提出整改
40
5.25
现场支、吊架必须在整套启动前在认真核实一次，不合适的部分尽快整改。
郭万才
周国庆
41
5.25
热控
8.2米电子间热控控制柜全部进行了防火材料封堵
吴铭治
王英强
已闭环
42
5.25
热控
8.2米电子间公用系统服务器柜内网线凌乱、光纤交换机使用铁丝固定，及其不牢固
王英强
未闭环
43
5.25
热控
脱硝CEMS取样管存在U型弯，容易积水
王英强
未闭环
44
5.25
电二
PMU与省调通信存在丢包现象。
建议调试部门检查并与对侧确认一下到底是计算机通信层面的问题还是PMU数据采集系统通信的问题而导致了丢包现象。
李正兴
45
5.26
电一
燃料区域大部分电缆蛇皮管没有金属接头，用胶带包扎的不严密、不美观也不符合要求
王雄翔
已安排整改
46
5.26
电气
给煤机变频器控制电源为了防止穿越低电压造成给煤机变频器停运，需外接UPS电源。
李安民
建议
47
5.26
电气
建议：
将DCS手动解列发电机回路解除，防止人员误分保留硬手操按钮一路就足够。
李安民
建议
48
5.26
电气
建议具备条件的话，将400V母线进线开关保护跳闸信号改至高压开关，先跳高压侧开关，联跳低压侧，利用10KV开关灭弧，保护低压开关。
李安民
建议
49
5.26
电气
柴发控制回路用继电器返回电压需保留足够的可靠性，返回电压不能大于40%，防止启动时蓄电池电压低引发启动不成功，建议对继电器实校。
李安民
建议
50
5.26
电气
保安电源双切开关，切换时间较长，时间大概在15秒，相应自保持控制回路用时间继电器需匹配需具备15秒时间设定能力。
李安民
建议
51
5.26
电二
发变组保护屏柜端子排接线和设计图纸有不一样的地方。
建议持图纸与现场实际接线比对，记录好正确合理的接线，留待以后出竣工图。
陈建
52
5.26
电二
转子接地保护的通信电缆到现在还没有铺放。
建议基建施工单位考虑工期问题尽快铺放。
陈建
53
6.2
汽机
建议立即代保管汽机“三大油”系统并加强优质监督
郭万才
54
6.2
电气
高厂变高公变复合电压过流，灵敏度高抗干扰能力差，建议分支复合电压过流用进线开关反时限取代，高压侧复合电压过流直接取消，因为本身高压侧的差动保护已经双重化。
李安民
建议
（寿光确认定值）
参加技术会议
序号
时间
专业
会议主要结论
参加人
闭环情况
1.
5.11
吹管盘点会
陆成骏郑瑞金
2.
5.12
二次
发变组定值评审
陈建
李正兴
3.
5.13
热工
热工深度调试会
王英强
4.
5.15
汽机
汽泵在极端工况下振动，设计院和厂家分别进行分析
郭万才
5.
5.16
电一
电气专业调试问题协调会
王雄翔庄建民
6.
5.18
电一
电气专业调试问题协调会
王雄翔庄建民
7.
5.19
热控
逻辑讨论会
吴铭治
王英强
讨论旁路、轴封方案，初步确定
8.
5.20
汽机
参加周专业例会（吹管后专业缺陷和问题盘点会）
郭万才
周国庆
9.
5.23
电一
电气专业调试问题协调会
王雄翔庄建民
10.
5.24
电一
电二
并网安评首次会
王雄翔
陈健
11.
5.24
电一
电气、热控专业盘点会
王雄翔
12.
5.24
热控
涉网信号APS逻辑讨论会
吴铭治
王英强
讨论一键并网、APS部分问题
13.
5.24
电二
国华寿光一键启动讨论会
李正兴
陈健
14.
5.25
电一
燃料缺陷盘点会
王雄翔庄建民
15.
5.25
电一
电气缺陷盘点会/“实现机组一次并网成功”预控措施讨论会
王雄翔
16.
5.25
锅炉
锅炉专业会、给水加氧会
闫廷庆
17.
5.30
汽机
参加生产准备检查会
郭万才
周国庆
18.
5.31
汽机
机组主保护审核会
郭万才
19
6.2
电气
电气专业会，讨论启机试验
王雄翔
李安民
陈健
解决现场问题汇总
序号
时间
专业
解决现场问题情况
支持人
闭环情况
1
5.16
电二
注入式定子接地保护CT安装位置错误。
李正兴
陈健
已完成
附件2：
寿电1号机组整套启动风险辨析控制
5月27日寿光技术支持组成员对寿光1号机组整套启动的过程进行了风险辨识，提出问题及建议。
1、在机组启动前应开展的工作
1、汽机侧热熔管存在由于冲击及震动带来泄漏的风险。
建议：
应按照专业会议要求整改完成，并关注回填情况，尽早试运，整套启动后加强对易泄漏部位巡检。
2、汽泵组低转速下振动大。
建议：
尽早厂家及设计员参加的专业会议，分析原因，辨析风险，确定试运方案，拟定防范措施；检查再循环阀是否存在堵塞；具备条件早转汽泵组，作升负荷带载测试；请振动监测分析专家进行分析。
3、启动锅炉排烟温度高，参数达不到设计值
建议：
尽早安排两启动炉同时启动，具备条件时投入启动炉除氧器加热，提高温度，核对运行方式，对比两炉参数。
4、防止炉管四管泄漏
建议：
做好吹管后联箱内异物检查及锅炉防磨防爆检查；落实公司防磨防爆对运行控制的要求。
5、完善主要预案并进行演练，重点进行全厂停电、机组跳闸处理、消防灭火演习，断油烧瓦演习、发电机漏氢处置。
6、组织整套启动方案措施学习及模拟预演
7、防止运行人员、热工、电二人员出现误操作
8、防止保护逻辑不完善
建议：
热工逻辑审查、严格工程师站电子间管理，保护投退及强制管理，启动前进行强制点核查及变更的核查
9、还需进行的其他工作：
试验：
凝汽器灌水查漏、发电机热水流试验、UPS切换、保安电源切换、柴发满载试验、热工电源切换试验、控制器切换试验、正常运行期间需进行的定期试验、切换试验、定期维护、滤网换热器切换
检查：
支吊架、CT,PT极性、热工电气二次设备清扫及端子紧固、电气负荷对应核查、机组隔离、标识及警示标志核查.
核对：
电气一次设备、二次回路绝缘检查、保护报警定值核查、逻辑保护核对、管材管号阀门材质核对、变压器分接头位置核查.
准备：
日常报表、运行及维护台账、整套启动期间巡检安排、整套启动操作票、电气试验操作票、甩负荷、超速试验及RB试验的方案及交底、启动过程中所需签证文件
2、机组进行整套启动后控制
1、强化试运组织：
所有工作必须得到现场调总许可；所有设备启动必须得到值长命令；所有操作及作业必须使用操作票或工作票；所有操作调整必须由运行操作，调试监护指导；所有设备启动必须人员到现场，必须远方启动，必须投入全部保护，尽量使用APS启动；设备巡视按照重点设备施工单位及设备人员蹲点监视，正常巡视分组轮巡并做好记录，结合设备状态安排特巡；发现缺陷立刻汇报，白板上安排通报缺陷处置；明确生产施工的应急值班人员及职责。
2、加强汽水油质化验，化验单单独存放备份；
3、投油时防止漏油着火，升温升压安排人员膨胀检查完毕再升压，密切关注升压过程中高压阀门盘根（包括炉侧及给水侧，机本体）；阀门内漏检查；
4、提前测发电机绝缘，注意检测轴瓦绝缘，确定好安装碳刷时间，提前磨好，运行后测量轴电压，注意检查火花风温情况
5、关注漏氢情况，氢气湿度、定冷水水质，。
6、短路试验时热成像仪检查短路点，封母接地线、发电机各点温度等温度，首次随负荷上升继续监测一二次系统温度。
7、在假同期试验时走APS子组，验证逻辑正确；在超速试验前解列时进行励磁系统通道切换，模式切换，做汽门关闭时间测试及惰走曲线测量。
8、建议电气试验完成后做主汽门调门严密性试验；
9、早确定高低加投入时间及启动期间是否投入2号高加，低温省煤器投入等影响，安全门校验方式（是否实校），超速试验（是否实作）；RB试验的手动干预条件等
10、阀门松动试验、ETS在线试验等风险较高需要带负荷做的定期试验必须安排进行。
11、单侧风机最大出力，磨煤机最大出力试验，低负荷稳燃试验，高加切除等试验必须做安排。
12、燃烧初调整作好一二次风量、氧量、煤粉细度、飞灰大渣含碳量等测量，并注意强化50%负荷点的优化调整。
13、按照负荷确定最优运行方式，记录典型工况参数，保证达到设计值。
在满负荷状态下进行一次保温超温点测量，打印典型工况主机参数及环保参数。
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