《2016年江苏省发电企业迎峰度冬技术监督情况通报》印发

9.3.5 发电机内冷水

某热电厂两台300MW亚临界机组发电机内冷水系统PH值在6.5左右，电导率在2.0us/cm左右，已经超出发电机冷却水运行标准的要求，究其原因是内冷水小混床未投运，因小混床内全部配置钠型树脂，投运后出水电导率会超标，建议近期尽快进行安排系统换水工作，并重新配比小混床内氢/钠型树脂，及时投运混床处理系统，有条件时进行水箱顶部带压充氮保护。

9.3.6 油务监督方面

某电厂油化验室破乳化仪已经使用十多年，仪器元件已经老化，无法正常使用。建议购置新的破乳化仪。

某热电厂2号600MW超临界机组电除尘器高频整流变绝缘油气相色谱数据存在异常现象，乙炔等指标持续升高。建议加强监测，尽快查明原因，消除隐患。

某电厂10号300MW机组EH油酸值长期超标不合格，建议适当时候更换处理。

某电厂6、7号300MW机组汽轮机油颗粒度虽经过油质处理仍然会存在超标现象，建议投运在线油净化装置，确保汽轮机油油质合格。

某抽水蓄能电站2016年4月2号主变有载开关油质化验报告中击穿电压26.7KV，不满足标准《运行变压器油维护管理导则GB/T 14542-2005》要求大于30KV要求，建议利用检修期间进行换油工作。

某燃机热电厂燃机润滑油检测项目没有包含破乳化度、旋转氧弹值等指标，建议开展这些指标的化验。

9.3.7 凝结水及其精处理系统

某燃机电厂凝结水和给水加氨目前皆为人工手动控制，不利于水汽品质的精准监控。建议考虑进行PLC技改，改为自动加氨。

某自备电厂凝结水精处理混床树脂失效指标为二氧化硅和钠离子含量，不符合相关标准的要求。此外，精处理混床出水在线电导率表显示明显偏高。希望严格执行行业标准，将精处理混床出水电导率作为监控树脂失效的主要指标，并且确保在线电导率仪表的准确性;凝结水泵出水电导率高达0.5μS/cm，显然凝汽器存在泄漏。目前采用的对策是加锯末，这么大的泄漏量，加锯末并不能起到预期的效果。建议安排查漏，必要时应申请停机捉漏;给水pH目标值控制在9.4~9.6，凝结水精处理树脂周期制水量夏季只有5万吨，冬季为7万吨左右，偏低。建议优化给水处理方式，抑制给水系统流动加速腐蚀，并且有效增加凝结水精除盐混床周期制水量。

9.3.8 循环水和工业水系统

某电厂MGGH水系统双相钢存在腐蚀问题，目前加25ppm DMKO，pH值控制在9.0~10.0。问题是这样的处理方式并没有有效抑制系统铁基金属的腐蚀。建议进一步优化处理方式，有效抑制系统金属腐蚀。

某电厂未开展过循环水动态模拟试验。建议根据循环水动态模拟试验报告调整循环水的阻垢剂加药量及控制合理的浓缩倍率。

某燃机电厂循环水冷却塔填料存在结垢污堵出现偏流现象，影响循环水冷却效果，建议适时更换内部填料。

某燃机热电厂9E燃机循环水冷却系统存在藻类滋生情况，建议在春夏季冲击性投用杀菌剂。

9.3.9 燃机余热锅炉存在的问题

某燃机电厂9F燃机余热锅炉已经投运十年时间，建议利用机组检修机会对水冷壁进行内窥镜检查，如垢量较多，应考虑安排化学清洗。

9.3.10 预处理及除盐系统

某电厂反渗透膜已运行15年左右，脱盐率有所下降，已达不到设计参数。建议更换全部旧反渗透膜。

某电厂反渗透前的ORP仪表显示值约为440mv，明显偏高。据了解，原因可能是仪表不准确。建议对ORP表定期进行校验，提高该仪表的准确性。

某电厂预处理系统在多介质过滤器入口投加了非氧化性杀菌剂，在此之前又投加了次氯酸钠，两者功能重合且相互冲突，原因是设计不合理。建议将非氧化型杀菌剂的投加点改到活性炭过滤器出口。

某电厂水处理次氯酸钠目前堆放在水处理加药间地面，不符合危化品管理要求。建议设置专用的危化品库房。

某电厂化水制水量低于设计值，超滤产水流量不足是制约水处理系统出力的原因，建议进行技术改造，增大超滤进水泵出力。

某电厂化学预处理沉淀池出水浊度仪不能正常测量，现场检查无样水，建议改进取样管路，保证样水充足，满足仪表测量要求，并加强仪表维护工作。

某电厂目前在一级反渗透入口投加非氧化性杀菌剂，反应时间较短。建议将非氧化性杀菌剂投加点改在超滤出口(超滤水箱入口)。

某电厂1期和3期混床树脂使用时间已超过十年，可能存在老化问题。建议取样送有条件的实验室进行性能检测，特别是要关注树脂水溶性浸出物。

某电厂存在反渗透污堵问题，EPC承包商认为其主要原因是碱液中含有酚类有机物。但检测表明，反渗透入口水中酚类有机物的含量远远低于RO进水标准(3 ppm，即3000ppb)。建议检讨清洗方案的科学性和清洗配方的合理性。

某电厂一级反渗透装置前的在线ORP表显示氧化还原电位值高达440~480mv,化学仪表存在较大误差。建议加强在线ORP表的维护和校验工作，提高在线化学仪表的准确率。

据了解，某电厂曾经发生过因反渗透膜结垢影响制水的情况。原因应该是阻垢剂质量不合格。希望对供货厂商进行诫勉谈话，今后要对阻垢剂到货质量进行严格的抽检。

某电厂活性炭过滤器出口COD值与进口数值接近，且运行周期已近三年时间，说明活性炭填料已接近失效，建议适当时候进行更换。

某电厂反渗透保安过滤器进出口压差大。建议根据进出口压差情况，及时更换保安过滤器滤芯。

某电厂采用在超滤进水中投加次氯酸钠进行杀菌灭藻处理。在反渗透前在投加亚硫酸钠进行还原处理，防止过量游离氯损伤反渗透膜。从反渗透入口保安过滤器经常污堵的实际情况看，反渗透前存在微生物滋生的问题。建议考虑在超滤出水中投加适量非氧化性杀菌灭藻剂。兄弟电厂的经验证明，加入适量非氧化性杀菌灭藻剂有利于消除反渗透前微生物滋生污染问题。

某电厂因新扩建及老厂化水系统全部采用离子交换树脂进行除盐，制水量大，宜密切关注活性炭性能的变化，并定期进行机组水汽系统的TOC指标查定工作。

某电厂化水反渗透系统前ORP值32mV，控制值偏低，建议重新调整还原剂加药量，控制ORP值在100-250mV左右。

某电厂反应沉淀池清水区斜管空隙存在污堵情况，建议定期对反应沉淀池进行排空，对泥斗及斜板进行压力水冲洗。

某电厂原水预处理系统无阀滤池由于设计原因，无法实现自动反洗，目前基本旁路运行，达不到细砂进一步过滤降浊的目的，建议择时更换系统控制阀门及增设控制回路PLC，以实现强制反洗，恢复滤池的过滤功能。

某电厂化水系统反渗透膜已经运行5年，运行压差上升(约0.3MPa)，脱盐率有所降低，建议定期进行反渗透膜的离线化学清洗工作，有条件时更换新膜。

9.3.11 机组水汽品质

某燃机电厂1号9E燃机余热锅炉饱和蒸汽时有钠离子超标现象，建议联合热机专业进行汽包水位比对及内部装置检查，最终确定最佳运行工况。

某热电厂9E燃机运行期间曾出现高过蒸汽电导率增大现象，建议增加水汽系统TOC查定工作，利用检修间隙检查超滤膜是否出现断丝情况。

某电厂8号600MW超临界机组迎峰度冬检查前刚完成C修并网。检查时尚未施行给水加氧处理，但蒸汽在线溶氧表显示值高达近40μg/L,而省煤器入口给水在线溶氧表显示值只有8μg/L左右。显然，这些数据不符合逻辑。建议查清原因，在这些数据恢复正常前且慢加氧。

某电厂2号1000MW机组除氧器入口溶解氧含量高达100μg/L以上，而同一时刻凝结水泵出口溶解氧含量在20μg/L以下。经查趋势曲线，确认凝结水泵出水溶解氧含量一直处于正常水平。希望尽快查明原因。

某电厂1号1000MW机组主蒸汽氢电导率比较小，只有0.056μS/cm，但再热进口蒸汽氢电导率比较大，为0.11μS/cm，两者相差将近一倍。再热蒸汽氢电导率为什么比主蒸汽高出这么多?究竟是什么离子在影响?需要搞清楚。建议取样进行微量离子检测。

从化验班台账看，某电厂1000MW超超临界机组水汽TOC测定值普遍偏大(150~200μg/L)，不符合实际情况。建议取样送检进行比对，并对analytikjena TOC测定仪进行真正校调。

9.3.12 机组大修化学监督检查方面

某电厂水处理设备投运年代久远，部分设备存在老化问题。建议将化学设备列入主机检修周期，定期安排必要的或者全面的检修。

国电集团某电厂1号300MW锅炉的水冷壁向火侧垢量的检测数据去年有一个达到251 g/m2，国电研究院有关专家认为：已经超过了行业标准(250g/m2)，应该安排化学清洗。因此对1号锅炉进行了化学清洗。但从该电厂1号锅炉的水冷壁管样看，向火侧垢量似应在250g/m2以下，判断达不到250g/m2的化学清洗标准。必须指出，水冷壁管样向火侧垢量检测是可以存在一定误差的(比如不扣空白值，就会使得检测结果偏高)，不能认为只要有个别管样向火侧垢量超过250g/m2，哪怕只是超过1 g/m2都必须进行化学清洗。建议严格按照标准的要求进行垢量检测，必要时应进行外委检测。根据全面检测结果，慎重安排锅炉化学清洗。如确实需要进行化学清洗，则应在锅炉化学清洗前做好周全的预案，清洗过程中做好精细化操作，不留死角，杜绝隐患。

某电厂两台30万机组至今运行已有十余年，受热面垢量和运行年限已经达到《火力发电厂锅炉化学清洗导则》(DL/T794-2012)化学清洗要求，建议利用检修期间安排进行一次化学清洗工作，受限于清洗废液处理困难的现状，推荐采用EDTA介质进行化学清洗，清洗后采用两步法进行EDTA回收。

9.3.13 机组启动期间水汽品质化学监督存在的问题

某电厂2号600MW超临界机组从检查前一天投运至检查当天，水汽氢电导率一直显著超标。至检查时，主蒸汽氢电导率仍然高达0.358μS/cm。究其原因，是因为机组在检修期间有少量密封油进入系统中。建议跟踪监测水汽TOC含量，在机组并网72小时之内水汽氢电导率应降低至正常范围内。否则，蒸汽氢电导率长时间严重超标，将可能会对蒸汽通道氧化皮及汽轮机低压缸产生不良后果。

9.3.14 机组停备用保养问题

机组停备用保养今后将是一项经常性的工作对于计划长期停运的机组，应制定长期停运保养方案;对于非长期停运的机组，建议采用碱化烘干法保养，但不建议加入联氨。

10 锅炉专业

10.1 总体情况

各电厂均能够按有关国家标准与行业标准进行锅炉技术监督工作，并逐步完善锅炉技术监督细则。锅炉技术监督网络比较健全，网络活动比较正常，电厂锅炉设备安全状况较2015年有所改善。下半年市场燃煤供应状态趋向紧张状况，电厂掺烧不适合锅炉燃烧的劣质煤比例存在明显地上升趋势，部分锅炉还掺烧较高比例的高硫煤;大部分电厂锅炉燃煤普遍进行了燃煤掺配工作，虽然褐煤及进口低价煤、泥煤等的掺烧比例明显上升，经掺配后煤质仍比较稳定;锅炉性能与辅机耗电率指标维持在较好水平，锅炉及其辅机设备基本不存在明显的不安全因素。为达到火电厂锅炉大气污染物超低排放要求，各电厂积极进行锅炉脱硝、脱硫与烟气除尘的改造，大部分电厂已完成锅炉超低排放改造，根据电厂改造计划，全部机组都能按时完成超低排放的环保改造;目前锅炉超低排放的环保改造任务还很紧张，工作量很大，仍是电厂锅炉检修的主要工作，投入的人力、物力较大。

10.2 工作亮点

今年全省并网电厂锅炉运行安全性总体较好，截至2016年12月20日受监的165台锅炉中共发生因锅炉原因引起的异常停机20次，其中四管爆漏11次，分别为高过1次，原因为异物堵塞;高再爆管1次，原因为中间弯头固定块焊缝开裂，低再1次，原因为长期过热;水冷壁爆管4次，原因分别为母材原因3次，二次风磨损1次;省煤器爆管3次，原因是1次吹灰器吹损，2次烟气磨损;其它再热器减温器原因1次，安装焊口开裂。引风机出口烟道撕裂1次，原因为环保改造时烟道加固不完善，烟道强度不足;风机原因5次，增压风机1次，失速后处理不当导致风机跳闸;一次风机2次，原因分别为变频器跳闸后处理不好，一台跳闸导致另一台过流;引风机2次，原因分别为轴承温度高，动叶叶片断裂;燃油管道冻裂漏油导致电缆烧毁1次;脱硫烟气挡板突然关闭1次。因锅炉原因引起的异常停机次数维持稳步下降的趋势。

各电厂对锅炉技术监督工作都非常重视，设备维护较好，锅炉运行经济性较好，锅炉效率在92~94%(因锅炉容量、炉型与煤种差别)，除个别锅炉外排烟温度基本在设计水平，锅炉低氮燃烧器改造后飞灰含碳量稍有升高，锅炉飞灰含碳量仍处正常水平。锅炉出口蒸汽温度基本达到设计要求，锅炉再热器减温水流量很低。在繁重的环保改造工作中，很多厂还配套进行了大量的节能改造工作，如空预器密封方式改造，低低温省煤器改造等。

全省大部分电厂已接近完成锅炉超低排放的改造工作，及配套进行的低温省煤器、WGGH改造。大部分机组已完成锅炉超低排放改造，经验收测试，改造后锅炉大气排放SO2、NOx与烟尘排放浓度均达到了超低排放标准要求。锅炉超低排放的改造内容一般有脱硫系统增容改造;增加低温省煤器改造，取消GGH、改装WGGH;增装湿式电除尘，有的采用脱硫除尘一体化设施;加装备用层脱硝催化剂，部分机组进行了锅炉低氮燃烧器改造。

国电谏壁对13号炉一次风机振动大进行了专项攻关，分析清除了振动大的原因，准备进行改造彻底消除振动大的问题;塔式锅炉再热器减温器调节阀的调节铜套环磨损严重，设备部对调阀进行了结构优化，减少了铜套环的动作频率，明显地减少了铜套环磨损;节能与先进水平机组对标、分析指标偏差及原因全面，在机组燃煤煤质较差的状况下，机组性能指标处于优秀水平。

华电句容在锅炉超低排放改造时，改造电除尘蒸汽加热疏水管道接至大气扩容器，回收疏水;锅炉吹灰蒸汽管道疏水阀关闭时改为微开状态，在吹灰时可以连续疏水，减轻吹灰时的蒸汽射流吹损，在水冷壁吹灰频次较高时，水冷壁吹损控制在不太严重的程度。

华能金陵进行了锅炉水冷壁横向裂纹生成机理研究，对减轻横向裂纹发展起好的作用;控制了分离器进口蒸汽过热度，使得水冷壁壁温分布比较均匀;锅炉三过、四过换热管进口的TP347H材料更换为S30432材料，对内壁氧化皮的生成与脱落控制都有好处。

苏通电厂锅炉排烟温度处于正常状态，在安装干态除渣机的锅炉中处于优良水平;空预器漏风率维持在5%以内。

国华徐州锅炉支吊架标上了冷热态位置，有利于分析膨胀及支吊架受力状态;定期对石子煤进行化验，可以及时判断石子煤排放状况是否正常。

利港电厂与其他专业单位合作进行催化剂在线再生，有利于脱硝的催化剂寿命管理;600MW机组锅炉多台进行增容提效改造，有效地降低了机组的供电煤耗;二期锅炉在水冷壁后墙或侧墙后部加装贴壁风，降低水冷壁区域的烟气还原性气氛，降低了高温腐蚀的风险。

戚墅堰电厂对余热锅炉减温器结构进行了改进，增加了固定块结构，改变内套筒与减温器的焊接结构。

华能太仓在进行低温省煤器改造时，将烟气热量分开利用，低温段热量回用至空预器进口暖风器，降低排烟温度，提高了热量利用效率;空预器改造时冷段与热段都采用直波纹换热元件，可以有效地吹灰清除沉积的NH4HSO4，防止空预器堵塞。

国华陈家港锅炉放空气管、疏水管一次门前移至集箱附近，避免管道内蒸汽冷凝堵塞及凝水回流;对锅炉送风机与一次风机消音器进行检查，发现消音框架腐蚀，更换新消音器，消除了风机运行隐患。

射阳港电厂锅炉水冷壁防腐防磨喷涂工艺质量控制较好，有效地控制了高温腐蚀速率;水冷壁吹灰蒸汽管道在布置空间很小的状况下，保证了疏水坡度。