《2016年江苏省发电企业迎峰度冬技术监督情况通报》印发

10.3.28 受热面材料老化

锅炉经过较长时间运行后，换热管材料存在老化。设计时换热管材料选择抗蒸汽氧化裕度不足，长期运行中导致内壁氧化皮厚度大，换热管下弯头区域材料老化速度加快;B&W型锅炉高再与低再换热管直接相连，出口壁温偏差大，高再换热管材料老化严重;运行时间较长的亚临界锅炉，高温受热面(高过、高再)炉外管材料采用12Cr1MoVG，钢研102材料，存在运行时间过长，管材老化严重的状况;后屏过热器采用12Cr1MoVG材料，存在4级以上球化。有的材料球化等级在4级以上，有的已引起性能下降，过热泄漏。个别锅炉低温再热器垂直段壁温分布偏差大，运行时间不长即存在长期过热泄漏。电厂应对高温受热面换热管进行内壁氧化皮厚度抽检，对高温区管增加抽样进行金相分析与力学性能分析;运行时间过长的锅炉对高过、高再炉外连接管进行抽样检查，分析材料老化状况，力学性能指标下降状况;对炉外管道的检查，人行通道处管子应作为检查重点。

10.3.29 烟气外泄

塔式锅炉与部分炉膛压力测点安装位置偏下的锅炉存在烟气外泄问题，外泄烟气与灰尘影响锅炉环境，对吹灰器枪管产生腐蚀。原因是炉膛压力测点安装在较低位置，而炉膛压力电厂最高点在炉顶位置;炉膛负压按正常值控制时难以保证炉顶处烟气处于负压状态。对于炉膛压力测点安装位置较低的，电厂应提高炉膛控制的负压值，确保炉膛内烟气不外泄。

10.3.30 掺烧污泥

目前电厂锅炉掺烧污泥的现象比较多，对解决污水处理厂污泥的二次污染有很大的意义。但污泥中CL-对不锈钢材料存在较严重腐蚀，掺烧对锅炉受热面腐蚀存在不利影响;特别锅炉不锈钢换热管下弯头制作时不进行固溶处理，掺烧污泥可能加剧弯头处裂纹发展。同时对污泥进行干燥时产生的干燥排出气体存在腐蚀性，携带污泥等杂质。电厂在掺烧污泥时应摸清污泥成分，特别是CL-含量;应尽可能进行均匀掺烧，减轻氯离子的腐蚀影响;干燥时排出气体宜直接引入炉膛燃烧，不宜经过送风机与空预器，以免产生腐蚀与结垢。

11 汽机及节能专业

11.1 总体情况

本次迎峰度冬技术监督检查，共对30家电厂进行了抽查。包含了1000MW至60MW，纯凝、抽汽供热、燃机联合循环及抽水蓄能等多种容量和型式的汽(水)轮机。

通过现场查看、资料检查以及和专业人员的交流，基本掌握了各厂机组一年来的运行状况，以及缺陷检修情况，对当前全省汽轮机的运行状态也有了较大的了解。检查中，首先对上次查出问题的处理情况进行逐项了解，再指出当前存在的缺陷和隐患，提出处理改进措施。同时，通过了解汽轮机系统及设备的运行情况，分析各项经济指标，提出节能降耗方面的改进建议。

大部分电厂对上次查出的问题，能认真对待，积极整改，对一时无法处理或缺少备品备件的，则根据检修计划进行了安排。也有个别电厂不够重视，对前次缺陷基本没作处理，短期内也未有计划。当前，汽轮机设备运行状况总体良好。全年情况看，虽然发生过一些问题，但基本得到了有效处理。

全省机组本年度非计划停运次数较上年有所增加,其中属于汽机设备原因的也相应增加。其中，有年初极寒天气引起的设备故障的原因，但也有汽机设备本身的特别问题，发生了多次非典型的较为罕见的故障，值得引起注意。在运行经济指标上，虽然面临着发电量减少负荷率降低等不利因素，但各厂通过大力实施技术改造、检修提效、优化运行，总体上经济性较上年有所提高。

11.1.1 安全生产情况

全省汽轮机及辅机设备的运行情况基本正常。上半年(截止2016年6月30日，135MW及以上统调机组共发生33次非计划停运，较2015年增加2次。其中汽机原因有11次，占机组非停总次数的33.30%。汽机非停次数比同期增加6次，总非停次数仅增加2次，因此汽机非停率上升17.2个百分点。上半年汽机系统的可靠性有所下降。上半年汽机11次非停，原因比较复杂和分散，出现了几次以往较少发生的辅机系统故障，值得重视和防范。其中，年初1次由极端严寒天气引起，有 2次振动大跳机，2次燃机燃气压力低停机，有1次定冷水系统漏水，1次凝升泵故障，1次导汽管漏汽，1次EH油系统漏油，1次燃机通道温度高，1次调门故障。

下半年，7月1日至12月20日，全省非停33次(去年32次)，汽轮机系统发生非停10次，较去年增加7次，占比为30.3%，较去年(9.38%)明显增加。下半年，汽轮机非停次数和非停占比与上半年基本持平。

下半年10次非停，2次是振动大跳闸，2次EH油系统漏油， 2次燃机天然气系统故障停机，2次定冷水系统漏水，1次凝水系统故障，1次给水系统故障。详细情况如下：

振动大停机(2次)：①某300MW机组，大修后第一次并网，2～3万负荷，4y轴振大跳机。主要原因是大修中汽封换新，通流间隙较小，产生了碰摩。再次启机在2800rpm维持长时间暖机磨间隙后，带负荷振动正常。②某台9E型燃机汽机，启动后带负荷，投用补汽时，汽轮机振动大，机组跳闸。

油系统故障停机(2次)：①某台1000MW核电机组，检修搭脚手架时误碰油系统手动门,高压油泄压,油压下降,主汽门关闭, 恢复时，主汽门快速开启，主汽集管压力低导致保护动作，机组跳闸。②某台300MW机组，运行中EH油管有压回油接头密封垫破损漏油，无法严密隔离，主动申请停机消缺。更换密封垫后正常。

天然气系统故障停机(2次)：发生在同一电厂的两套9E型机组。因天然气总进气阀故障关闭，天然气压力低，分别手动解列。

定冷水系统故障停机(2次)：①某台350MW机组，运行定冷水泵跳闸后连锁备用泵启动，但由于运行泵出口逆止门不严，导致定冷水母管压力低，定冷水流量低保户动作。初步判断定冷水运行泵电气自保持回路异常，引起定冷水泵跳闸。对泵出口逆止门维修后，系统恢复正常运行。②某660MW机组，启动初期定冷水温度气控门未投自动，初始开度较小。负荷升高后，水量不足水温上升，最高到90℃，导致水处理树脂上塑料接头受热烫松漏水。定冷水箱水位下降，到报警值之下，两台定冷泵启动，流量仍不足，巡检发现漏水，紧急补水不及，定冷水流量低保护动作停机。

凝水系统故障停机(1次)：某台300MW机组，精处理在倒罐操作时，由于旁路手动门没有打开，造成凝结水瞬间中断，除氧器水位低，机组跳闸。

给水系统故障停机(1次)：某台300MW机组，因高加泄漏，运行人员后续一系列操作，引起给水量减小，导致汽包水位低保护动作。

总体看，全省全年非停总次数有所上升，一方面是与省内在运机组增多有关，另一方面也与年初出现的极寒天气有关。归属汽机的非停次数增加，所占比例提高，一个重要原因是燃机天然气系统的故障归于汽机。全年来看，有以下特点：一是燃机非停较多。上半年11次非停中，有5次是燃气机组非停。其中，9F型机组4次，9E机组1次。有3次发生于新投产的9F机组，可见新建机组设备可靠性、运行稳定性均有待提高。下半年10次非停中，有3次燃机非停。近年来，我省每年都投产数台(套)燃气机组，还有前几年建成但长期停运的机组，也在这两年正常运行。全省2015年底在运燃气机组达到31台(套)，2016年至今又有3台(套)新建机组投入商运。在运机组的增加，尤其是新建机组比例较多，增加了燃机的非停次数。另一方面，全年8次燃机非停中， 1次EH油泄漏、2次振动大、1次燃机叶片通道温度高，其它4次均与天然气压力低有关。对于燃机，天然气既是燃料又是工质，其进气系统和燃烧系统是非停的多发原因，应引起高度重视。 二是多起非频发故障：21次非停中，真空泵故障、定冷水泄漏、和中调门油动机杆断裂3次故障，近年在我省较少出现，而油动机活塞杆断裂甚至没有发生过，值得大家注意。三是定冷水系统故障多。以往很少发生的定冷水系统故障，全年有3次导致非停。一次是法兰垫损坏漏水;一次是运行泵跳闸后出口逆止门不严内漏，备用泵启动后流量低;一次是运行中水温升高，塑料接头松动漏水。定冷水系统通常运行比较稳定，也不需要频繁地调整，以往故障率不高，因此电厂普遍不够重视。但2016年的3次非停表明，该系统故障率显著上升，且一旦发生故障导致流量降低，立刻会引起主保护动作，机组跳闸。因此需引起各厂高度重视。四是，启动阶段故障多发。机组检修后，设备经过修理调整，可能存在新的不适应，如动静间隙较小碰摩等。在启动带负荷阶段操作切换，容易产生异常。全年4次振动停机就均发生在该阶段，包括加负荷过程振动大1次，带负荷投用补汽过程振动大1次，大修后首次并网碰摩振动大1次，开机后小机汽源切换导致小机振动大1次。此外，启动阶段操作多，当前各厂运行人员偏少，运行监视不足，导致异常发生。如上述定冷水系统故障，定冷水温度升高，就是启动初期气控门未投自动且开度较小，负荷升高水温上升又未能及时发现。因此，机组启动阶段需特别加强监视，应做好全面详细的检查卡，不遗漏任何一个系统。五是，规范操作运行管理需加强。全年非停中，上半年有1次下半年有4次与操作不当、调整不及时或误动有关。这一方面需要不断提高运行水平，加强应急培训和事故演练;另一方面也需要加强运行管理规范操作，用全面详细的制度、技术措施，规范运行操作，避免误操作、不当操作和系统监视不到位。

11.1.2 经济性情况

本次检查共30家电厂，涉及89台机组。其中300MW等级机组34台，600MW级14台，1000MW级10台，其余均为300MW以下机组。机组类型包含了超临界、超超临界、燃机(9F型和9E型)、供热机组等各种型式。

检查情况显示，机组经济指标基本正常，总体继续向好。大部分机组煤耗同比降低。2016年全省大部分时间电力供需平衡，新增机组投产运行，全省装机容量增加，外部来电较多，导致机组平均负荷率下降，发电小时减少，对机组经济运行产生不利影响。同时，机组排放要求严格，全省大部分机组完成超低排放改造，脱硫脱硝和除尘耗电增加。今年以来，煤价快速上涨供应紧张，在成本压力下各厂增加劣质煤掺烧，也带来了经济指标的不利。在此形势下，各厂积极推进技术改造、精细检修消缺、优化运行方式，克服诸多不利因素，取得了煤耗降低的良好效果。部分电厂供热量的增加也降低了煤耗。

2016年，天然气价格维持低位，下半年供气方又推出优惠用气政策，多台E级燃机连续运行，供汽量稳中有升，主要指标变好。多数燃气机组，设计阶段充分考虑了节能配置，凝泵、给泵、循泵、闭式泵和机力塔冷却风机等都配置了变频装置或双速电机，但是，实际运行中仍存在诸多不合理现象，运行优化需要加强，同时也有部分辅机有较大的节能潜力，可以通过技术改造进一步降低能耗。

江苏南通电厂，2016年1～9月供电煤耗280.69g/kWh，同比降低0.65g/kWh。主要影响因素，一是低温省煤器改造，排烟温度下降至90℃，降低煤耗约0.5g/kWh;二是改进了汽温控制，提高了变负荷响应速度，正常再热汽温由585℃提高到595℃;三是主机调门优化，改进了一次调频控制系统，主调门开度由38～40%，提高到40～45%，减小了调门压损;四是通过大用户直供电和替代发电，维持了出力系数略有升高为73.37%，同比增加0.57个百分点。1～9月厂用电率2.58%，同比降低0.18个百分点。除了受负荷系数升高影响外，经过调整完善，凝泵深度变频运行，耗电率由0.25%降至0.17%，同时轴加旁路开启、2号机调门通径加大，都降低了凝泵电耗。

天生港电厂，预计全年煤耗会有明显下降。主要因素，一是2016年收购了新星热电，下半年开始全厂供热增加100t/h，年供热量预计增加40万吨。二是，上半年完成了1号机改造性B修。更换了部分汽轮机通流汽封，凝汽器增加了在线清洗装置，有效提高了汽轮机运行效率。

华能南通电厂，2016年未有揭缸检修，也没有大的技改。1～9月累计供电煤耗同比升高2.06g/kWh。主要原因：一是煤质下降，热值同比低747kJ/kg;二是厂用电率同比增加0.42个百分点，使煤耗增加1.27 g/kWh;三是燃用褐煤增加，锅炉排烟温度同比上升7.98℃，使煤耗增加1.27g/kWh;四是机组长期运行汽机排汽压力同比上升使煤耗增加。

江阴苏龙热电，2016年1～9月，全厂供热量同比大幅增加，今年前三季度供热量达258.5万吨，同比增加176.3万吨。主要是去年四季度开始替代了滨江热电供热。全厂热电比由20.4%提高到46.6%，带动供电煤耗下降4.9g/kWh，厂用电率降低0.62个百分点。

利港电厂，2015年下半年和2016年上半年分别完成了5号机、6号机通流提效改造，供电煤耗下降10～12g/kWh。上半年又进行了3号机大修，并完成3号、4号机供热改造，增加了一段抽汽、中排和冷热再混合供热，优化了全厂供热，提高了供热经济性。上述有利因素作用下，全厂经济指标向好。

华能金陵电厂，2106年克服供热量下降的不利因素，通过积极增加替代电量，提高机组负荷率，1～9月负荷系数77.98%，同比增加4.13个百分点。同时深入推进运行优化，发挥设备潜力。实现1～9月供电煤耗276.77g/kWh，同比降低1.08g/kWh，厂用电率3.96%，同比降低0.03个百分点。

华能太仓电厂，全厂1～10月负荷率与去年基本持平，供电煤耗308.02g/kWh,同比降低0.6g/kWh，预计全年降低0.8～0.9g/kWh。厂用电率4.51%，同比升高0.03个百分点。主要影响因素，一是3号机组2～4月进行大修，同时实施低温省煤器改造，修后试验热耗下降81kJ/kWh，煤耗下降4～5g/kWh，影响全厂煤耗降低;二是供热量较去年有所增加;三是2号机去年6月完成通流改造性能效果好，今年全年受益。

国华太仓电厂，去年底完成7号机通流改造，额定工况供电煤耗289g/kWh，比改造前下降17g/kWh。2016年1～10月，7号机累计煤耗296.48g/kWh，同比降低9.75g/kWh。全厂1～10月负荷率76.69%，同比降低1个百分点，供电煤耗297.98g/kWh，同比下降6.09g/kWh。厂用电率4.25%，同比降低0.48个百分点。

华电句容电厂，2016年1～10月，全厂供电煤耗278.42g/kWh，同比降低0.86g/kWh;厂用电率4.23%，同比降低0.09个百分点。主要原因是，全厂负荷率较高达到82.59%，同比增加6.65个百分点。

谏壁电厂，2016年1月和11月，分别完成了10号机、8号机的高效检修，实施调节级喷嘴优化改造，提高了高压缸效率;实施三缸汽封综合改造，提高了机组综合效率。2016年2～4月进行14号机中修，实施了汽动引风机改造，提高了机组经济性能。全厂供热量显著增加，全年预计达180万吨，增加20万吨。全年300MW机组电量替代较多，电量和供热大部分转移到百万机组。提高了全厂的经济性能。 1～10月，1000MW机组负荷率80.02%，供电煤耗277.63g/kWh，厂用电率2.97%，均好于去年同期。330MW机组负荷率72.14%，供电煤耗323.10g/kWh，厂用电率5.22%，比去年略差。