电厂机组长周期运行措施概要.docx
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电厂机组长周期运行措施概要
神华亿利能源有限责任公司电厂
机组长周期运行控制措施
批准：
朱宏
审核：
杨明喜
编制：
设备技术部
2012年1月1日
通过2011年电力公司提升运营效率锅炉燃烧优化调整活动，神华亿利电厂燃烧小组成员针对各阶段调整试验的不足，不断完善参数控制。
在继续保持机组低床压、低氧量、控制总风量运行基础上，为了保证我厂机组长期经济运行，现制定如下措施：
一、目的：
为了确保神华亿利电厂1、2、3、4号机组安全稳定运行，预防非计划停运。
保证机组连续运行大于120天，实现180天最终目标（调停机组无检修累计计算）。
二、时间：
2012年1月1日—2012年12月31日
三、组织措施：
组长：
刘利平
副组长：
朱宏李宝明
成员：
杨明喜、夏传弟、李永红、李亚祥、边银
四、工作重点：
严格执行各项措施，各部门巡检员、点检员增加现场设备点巡检次数，对所有转动机械严格执行设备定期轮换制，加强各转动设备轴承温度、冷却水温度、油温的检查力度，发现温度有异常时，立即进行处理，做到重点设备重点检查。
五、控制措施：
（一）锅炉专业措施
1、燃煤粒度调整：
加强入炉煤煤质、粒度管理，运行人员根据锅炉燃烧情况及时调整入炉煤变化；在燃煤发热量3800大卡以上时尽量采用最大15mm粒径的筛板上煤，当发热量小于3800大卡时，采用最大粒径10mm上煤，并且10mm粒径比列小于5%。
同时低床压、低负荷运行时采用最大粒径10mm的筛板上煤。
2、二次风门比例调整：
在机组负荷140MW内，上二次风开度增大时，锅炉主再热蒸汽温度能提高2-5℃，二次风开度定为上下风门开度为1:
2；调整左右侧油枪助燃风分门开度，炉内床温偏差减小3℃，但尾部烟道两侧氧量偏差增大，为了控制氧量偏差，暂时规定左右侧油枪助燃风分门以调节氧量为主；调整前后墙二次风分门开度，炉内燃烧参数未见明显变化。
3、低氧量燃烧：
锅炉在高低负荷时氧量在1-3%之间燃烧良好，飞灰含碳未有明显增加，运行中进一步降低氧量，控制锅炉总风量，降低各风机电流。
4、风机运行方式：
继续保持单台高压流化风机、二次风机运行。
5、给煤机运行方式：
机组正常运行中，各给煤机煤量尽可能均匀调整，禁止两侧给煤量偏大，以防水冷壁磨损。
6、返料器松动风与返料风阀门开度调整：
在单台高压流化风机运行状况下，松动风阀门开度保持20%、返料风阀门开度在25%；当两台高压流化风机运行时，松动风阀门开度保持30%、返料风阀门开度在45%。
这样既保证锅炉返料正常，又能降低高压流化风机电流2A，同时有利于炉内循环灰蓄积。
7、一二次风量比列调整：
在保证一次流化风量前提下，增加负荷时先增加二次风量，当二次风量不足时，增加一次风量补充燃烧氧量；降负荷时，先降一次风量，当一次风量降至160KNm³/h，降低二次风量，运行中逐渐降低一次风速率，减小锅炉磨损。
8、风帽改造后锅炉运行方式：
我厂#2、4炉一次风机改为变频方式运行、风帽更换后已经不漏渣，继续深度调整低床压、低一次风量运行，合理控制一、二次风配比；对#1、3炉风帽未更换前，在控制风帽漏渣量基础上，维持恒定一次风量运行，机组尽可能保持高负荷经济运行。
9、锅炉暖风器运行调整：
进入冬季后，各锅炉暖风器随机组运行及时投入，提高一、二次风空预器入口风温至30℃，机既保证空预器低温腐蚀，又提高了一二次风进入炉膛温度，提高锅炉燃烧效率。
10、锅炉床温高调整：
我厂#4炉夏季以来锅炉床温一至偏高，锅炉满负荷运行时，床温在965℃，采取以下措施：
1）锅炉正常运行时，炉膛负压保持在0—-50pa，在流化良好、床温允许范围内尽量降低一次风风量。
2）在锅炉中部差压降低时，稍增加料层厚度（运行中一次风量在300km³/h时，保持风室压力在15.0—16.0kpa）。
3）分配机组负荷时，无特殊原因优先降低#4机组负荷，降低总风量，减少细料夹带。
4）堆煤场煤质进行化验，掌握煤场各处煤质情况，当#4炉中部差压低于800Kpa时，#4炉需要上灰分大于20%煤质。
11、冬季机组低负荷特殊方式运行调整：
我厂进入冬季以后，由于受到电网负荷限制，机组长期在低负荷运行，夜间负荷最低在60MW，锅炉燃烧不稳定，燃烧调整小组针对该情况进一步优化了锅炉运行参数及安全运行措施，确保机组安全稳定运行。
1）机组负荷分配情况：
#1炉由于风帽未改造，低负荷燃烧不好，漏渣量大负荷最低带至120MW。
其它机组在夜间分别可以带至60MW。
2）由于#1炉漏渣量大要求#1炉一次流化风量不低于270Km3/h，#2炉在6-8万负荷时一次流化风量维持在170Km3/h，#4炉在60-80MW负荷时一次流化风量维持在160Km3/h（#2、4炉低风量运行是为了维持床温）；当入炉煤粒度明显偏大时，注意一次风量不要小于170Km3/h，以防炉内流化不良发生结焦事故，机组在低负荷运行期间，每班通过各燃烧器及二次风管道观察孔对炉内燃烧、流化情况检查两次并做记录。
3）负荷低于100MW时，#1炉床压维持在11.5-12.5kpa，#2、4炉尽量维持在10-12kpa。
4）负荷100MW以下时，值长派值内锅炉专业熟练人员对水汽盘监盘，发现自动跟踪不好时立即解至手动调整；如主汽压力低于7MPa时，水位不得投自动，必须人为手动调整。
5）各值注意入炉煤煤质变化，运行中负荷60MW及以上时加强对主汽压力监视调整，主蒸汽压力不得低于10Mpa，以防主蒸汽压力过低造成水位波动难以调整。
12、运行参数控制指导卡制定：
燃烧调整小组成员根据优化调整结果制定运行操作卡（见附页），规定不同工况各运行参数,指导运行人员操作调整，同时不断总结运行中存在问题，及时修订完善“运行操作卡”。
13、机组参数调整监督与考核：
燃烧调整小组成员专人监督各值运行人员参数控制情况，保证操作人员在规定参数范围内调整，对偏离参数控制值要给予考核。
14、开展机组之间对标工作：
燃烧优化调整小组成员充分利用SIS系统资源，每半月对其它单位好的调整方法、经验进行总结学习，找到自己不足，不断改进。
以单台机组为单位，对运行部各班组之间开展参数优化调整对标活动，树立标杆机组、标杆操作人员，逐渐达到对标、创标、再对标循环。
（二）汽机专业措施
1、在夏季环境温度较高情况下，由于散热面积不够导致空冷系统真空低是制约机组运行的一大问题，运行部根据机组真空运行状态及时做好空冷喷淋系统的投切工作并进行定期冲洗。
检修部需定期的进行真空查漏，对散热器表面进行清理，定期进行高压水冲洗。
检修、运行部加强对空冷风机点巡工作，尤其是投入喷淋后，加强点检频率，如减速机有异常及时处理，保证机组安全运行。
2、加强润滑油、抗燃油质监督，定期进行水分及颗粒度化验，有针对性进行滤油，保证润滑油系统和调节系统的稳定运行。
运行部根据油质情况及时投切滤油机，检修部及时消缺并更换滤芯。
3、做好设备的定期工作，尤其是夏季高温期间，利用检修及设备轮换机会，及时清理润滑油冷油器、闭式水热交换器、真空泵冷却器、给水泵冷油器的清理工作，保证各转机安全、稳定运行。
4、定期进行主汽门、调门及各段抽汽止回阀、高排止回阀活动性试验，保证汽机停机时汽轮机进水。
5、加强油系统的检查、治理工作。
从运行维护方面来讲，运行人员应认真进行巡回检查，注意监视油压、轴承回油、轴承挡油环处是否正常，当调节系统大幅度摆时，或机组油管发生振动时，应及时通知检修处理。
6、检修部对给水泵、凝结水泵等重要转动机械的易损件如机械密封、轴瓦、密封圈、密封垫等备品备件及时填报齐全，保证设备故障时能及时进行处理。
7、加强汽轮机主机振动及重要转机的振动监督，做好记录，发现异常，及时分析处理。
8、针对暂时不具备条件处理的重要缺陷，运行部、检修部做好预控措施。
9、运行、检修、设备部间要针对设备的运行状况和存在的问题及时、有效的勾通，经达成共识的问题及时处理。
（三）热工专业措施
1、加强对设备的巡视工作。
尤其对电子间、PLC远程站设备、要加强巡视检查，力争及早发现异常情况并及时处理。
2、加强对重要电动执行器电路板的监视和检查，做好通风、防尘工作，发现电路板异常报警时要及时采取措施进行处理。
3、加强对DCS系统巡视检查和定期试验工作，定期切换DPU冗余设备，确保DCS系统处于健康的运行、备用状态。
并配合公司其他部门做好空调投运工作。
4、加强对汽包水位电视摄像头的巡视检查工作，确保冷却空气以一定的流量正常投入，并在2#炉上加装冷凝装置，确保设备处于健康的状态。
5、加强对中央空调及相关设备的巡视检查工作，及时清理入口滤网、冷风出口滤网，确保电子间、集控室等区域设备的正常运行。
6、注意检查电子间控制柜、输煤PLC控制柜冷却风扇的运行情况，保证100%的投入和运行，打开电子间所有柜门，保持良好的通风，防止室温过高影响设备正常运行。
7、加强对烟气在线检测装置的巡视检查工作，确保其正常运行。
8、炉内加药化学仪表取样管做好保温设施，以免室内温度过高影响化学仪表的稳定运行。
（四）电气专业措施
1、提前预防：
有计划地安排检修，通过电气设备春查和预防性试验、保护传动检验等手段，做到对主要设备的健康状态和性能有较深入的了解，及时排查和消除设备存在的安全隐患，避免因电气设备性能下降引起的设备停运。
2、了解并检查全厂配、变电设备、继电保护室内的通风系统（装置）运行状况，发现存在不良或缺陷的安排及时消除，保证配、变电设备、室内的通风装置运转正常，从而提高配、变电设备和继电保护设备的运行可靠性。
3、运行部对发电机、变压器等主要设备的温度测点进行定期核对，要求DCS与就地温度不应相差30C，必要时需要检修和设备部确认，对存在问题的及时通知处理，确保设备温度的准确。
运行部做好发电机、变压器等主要设备温度高时的事故演练。
4、定期并及时清理变频器、励磁整流柜进风滤网，确保设备通风良好。
5、对全厂UPS、直流电源模块、通讯和远动机的通风扇进行定期检查，定期清理通风滤网，保证设备通风良好。
6、检查全厂避雷器、避雷针接地良好、可靠。
雷雨季前对变电站和#1-4主变侧的避器需做带电测试，验证性能良好。
7、防微杜渐，发现设备存在缺陷或异常，及时安排处理、分析，执行小缺陷不过班，大缺陷不过天的原则。
对于原因不能确定，但暂时不影响设备运行的缺陷，制定定人、定时、定点检测，根据所测数据制定处理方案，并安排在机组低负荷时实施。
8、做好定期试验和轮换工作，确保运行、备用设备在良好状态。
9、加强技术监督工作，电气试验和检修工作逐步推进标准化作业式。
（五）、燃运专业措施：
1、输煤专业组织好燃煤的储存、掺烧工作，合理配煤，保证入炉煤煤质，并将煤质变化情况及时汇报值长。
2、运行人员要经常检查设备，发现问题及时联系输煤检修人员，输煤检修人员接到通知或缺陷单时要及时消除缺陷，保证上煤量大时皮带可双侧运行。
3、加强对煤场的监督管理，增加巡检测温次数，加强水喷淋次数，同时也要防止喷水过多使湿煤进入锅炉。
4、输煤上煤前，班长、斗轮司机巡视煤场煤堆情况，根据天气情况及煤场实际情况使用喷淋装置对煤场洒水降温、降尘，发现煤场自燃要及时灭火。
5、输煤运行人员要经常检查煤堆边坡温度，当温度升高到600C以上时，应查明原因，采取措施，发现自燃现象及时处理及汇报，不得将带有火种的煤送入原煤仓。
6、采取“烧旧存新”原则，减少煤场自燃的发生。
7、及时向物资部门反馈煤场存煤情况，想法设法保证机组的电煤供应。
（六）、化学专业措施：
1、厂外补水：
1）值长与亿利化学调度勤联系，保持厂外供水量满足生产使用；
2）化学运行人员保持化学水池、工业水池、消防水池高水位；
2、厂内排水：
1）值长应全面把握当班用水、排水情况，避免大流量冲击式排水，以防止废水处理系统短时间来水量过大；
2）化学运行班长应掌握当班用、排水情况，统一协调水处理、废水处理设备启停和排水情况，保证用水、排水量平衡。
3、水处理制水：
1）化学运行人员保持两除盐水箱高水位，保证机组正常补水和空冷喷淋冲洗用除盐水；
2）化学运行人员应密切监视，精心调整，保证水处理设备出水水质合格；
3）化学运行人员应按规定进行定期工作，保证水处理设备连续稳定运行；
4）化学运行班长在雨天应增加巡检次数，重点检查所辖范围内各室外水沟、排水井排水是否畅通，发现异常情况立即逐级汇报；
5）化学运行人员应根据用水、排水情况，及时启停水处理设备，保证除盐水量充足和用、排水基本平衡。
4、废水处理系统运行：
1）废水处理值班员应根据来水量，及时启动设备，保证调节池低水位；
2）化学废水处理值班员应及时调整设备运行参数和加药量，保证废水处理出水水质合格；
3）废水处理值班员应按规定做好各项定期工作，保证废水处理设备连续稳定运行。
5、汽水化验站值班人员：
1）化验站值班人员应按规定执行定期工作，保证汽水样品采集有代表性，分析化验结果准确，报表填报及时，发现异常及时逐级汇报；
2）化验站值班人员应根据化验结果及时调整给水、炉水、凝结水加药量，控制各汽水指标在合格范围；
3）化验站值班员应根据化验结果监督锅炉排污工作，保证汽水品质合格；
4）化验站值班员发现缺陷及时登录，保证缺陷消除及时。
6、化学试验人员：
1）按规定周期取样分析化验汽水、油、煤样品，发现不合格时跟踪监测，直至合格；
2）及时校验各分析仪表、仪器，保证分析结果准确性；
7、发电运行部：
1）及时计划水处理、废水处理、化验站、辅机冷却水用各种药剂，保证药剂质量合格，数量充足；
2）督促部门人员发现缺陷及时填写缺陷单，保证缺陷发现率；
3）按时巡检，重点检查各转动机械油位、油温、油质，缺少时及时补充。
8、检修维护部：
1）及时充分的填报备品备件计划，为消缺奠定物质基础；
2）及时组织人员消除发生的缺陷，保证设备运行状态良好；
3）按时巡检，重点检查各转动机械油温、油质，发现劣化及时更换。
9、设备技术部：
1）设备技术部负责尽快更换超滤膜，保证超滤连续满出力制水；
2）设备技术部负责尽快更换反渗透膜，改善其运行参数，提高水处理反渗透运行经济性；
3）重点监测水处理设备超滤、反渗透运行参数，保证其连续稳定运行；
4）分析汽水、煤、油监测报告，发现问题迅速查找原因。
附1：
机组高负荷各工况参数操作卡
附2：
各机组低负荷运行操作卡
附1
机组高负荷各工况参数操作卡
机组负荷工况
机组参数及单位
#1—4机组负荷
160
180
200
过热汽压力（机侧）
MPa
12.75-13.38
过热汽温度（炉侧）
℃
540±3
非特殊情况禁止用事故喷水调整再热汽温
再热汽温度（炉侧）
℃
屏过热段出口温度
℃
≤497
炉膛下部平均温度
℃
920—960
920—960
≤960
风室差压
Kpa
13.0±0.5
13.5±0.5
14.0±0.5
当入炉煤发热量小于3600大卡时，取床压上限值，入炉煤最大粒度≤10mm；当入炉煤发热量在4000大卡时，取床压下限值，入炉煤最大粒度可以≤15mm；
一次风量
kNm3/h
235±5
255±5兼顾床温调节
270±5及以调节床温为主
备注：
由于#1炉风帽漏渣比较严重，#1炉一次风量暂时维持在270Nm3/h以上。
二次风量
kNm3/h
以氧量调节为主
（床温高或二氧化硫超标，此项不做考核）
二次分门
Kpa
保证二次风压≮5.0，上下二次风分门按照1:
2开度保持，风量不足后逐渐开大上二次风分门。
主给水电动门前后压差
Mpa
#3炉主给水电动门前后压差在0.5—1.0Mpa，#1、2、4炉减温水量满足条件下，主给水电动门尽量保持全开
氧量
%
1.5—2.0
1.5—2.0
1.5—2.0
炉膛出口负压
pa
0—-50
高压流化风机
台数
1
1
1
一次风机
台数
2
2
2
二次风机
台数
1
引风机
台数
2
2
2
附2
各机组低负荷运行操作卡
机组负荷工况
机组参数及单位
#1机组
#2机组
#3机组
#4机组
110
130
150
100
120
130
100
120
140
100
120
140
过热汽压力（机侧）
MPa
12.75-13.38
主再热蒸汽温度（炉侧）
℃
正常运行中主、再热蒸汽温度540±3℃；当低于540℃时，控制屏过热段出口温度在490—497℃之间；非特殊情况禁止用事故喷水调整再热汽温。
炉膛下部温度
℃
尽量提高至920℃
920—960
尽量提高至920℃
920—960
尽量提高至920℃
920—960
尽量提高至920℃
920—960
一次风量
kNm3/h
由于#1炉风帽漏渣比较严重，#1炉一次风量暂时维持在270Nm3/h以上。
165±5
175±5
165±5
200±10
165±5
200±10
风室差压
Kpa
12.0±0.5
12.0±0.5
12.5±0.5
12.0±0.5
12.5±0.5
12.0±0.5
12.5±0.5
二次风量
kNm3/h
以氧量调节为主
二次分门
Kpa
保持二次风风压≮5.0，负荷小于140MW时，上下二次风分门开度比例1:
2，高负荷时开度比例适当增加。
炉膛负压
pa
0—-50
主给水电动门前后压差
Mpa
#3炉主给水电动门前后压差在0.5—1.0Mpa，#1、2、4炉减温水量满足条件下，主给水电动门尽量保持全开
氧量
%
2.5—3.0
2.5—3.0
2.0—2.5
2.5—3.0
2.5—3.0
2.0—2.5
2.5—3.0
2.5—3.0
2.0—2.5
2.5—3.0
2.5—3.0
2.0—2.5
高流风机
台数
1
一次风机
台数
两台变频一次风机运行
二次风机
台数
1
引风机
台数
2
升级会员 