1、 技术监督总结新乡豫新发电有限责任公司2009 年度技术监督总结生产管理部二九年十二月十八日技术监督评价报告- 1 -一、节能监督2009 年，公司各级领导和干部职工，认真贯彻执行中电投集团公司及河南分公司有关节能降耗文件精神，紧紧围绕“ 质量效益年” 活动，在安全生产和节能降耗方面做了大量工作，现将 2009 年节能监督方面的主要工作总结如下：（一） 2009 年年主要经济指标完成情况（截止到 11 月 30 日）1、发电量：完成 26776 万千瓦时。2、供电煤耗：完成 346.7 克/千瓦时。3、发电厂用电率：完成 7.18。4、燃油：完成 481.1 吨。5、水资源：完成 612.1
2、万吨。（二） 2009 年节能监督主要工作1、为了扎扎实实地做好节能降耗工作，针对机构改革和人员变动，及时调整了我公司三级节能监督网，为加强节能工作管理提供了组织保证。2、每月按时上报节能监督各项报表；按时完成月度节能及经济分析；及时完成非生产用电和燃油的统计、分析和考核工作。3、为了进一步宣传和贯彻节能法及集团公司节能管理规定等配套法规，强化全厂职工的节能意识，进一步提高职工节能的自觉性，使我厂节能工作提高到一个新的高度。公司开展了“世界水日” 、 “中国水周”活动。根据河南省发改委等七部门和中电投集团公司发出的“关于开展2009 年节能宣传周活动的通知”，新乡豫新 发电有限责任公司于 6
3、月 14日至 20 日在全厂开展了多种形式的节能宣传周活动。3.1 充分利用厂广播站宣 传工具，宣传我公司节能工作的成绩和努力技术监督评价报告- 2 -方向。号召全公司职工从小处做起，节约一度电、一滴水，缓解社会发展面临的资源瓶颈制约，为社会经济发展和提高人民的生活水平作出贡献。3.2 制作了十余幅（块）节能宣传条幅和黑板报，大造节能宣传周声势，渲染气氛。积极宣传节能法规、 节能新技术及在节能工作中的好人好事和先进事迹。3.3 节能宣传周期间，在全公司范围内对节水、节电情况进行了一次节能检查。通过本次节能、节水宣传周活动，我们不仅要利用科技进步，完成大的节能攻关项目，也要注意在平时工作中节能，
4、下大力气治理“ 跑、冒、滴、漏”，消除长流水、长明灯，降低公司发电成本。4、积极做好机组各项热力试验工作，为机组的安全经济运行提供技术依据。配合分公司技术中心圆满完成了#6 炉热效率试验、漏风试验；配合电力试验院对节能监督检查项目进行检查，对检查出的问题及时安排落实。5、 配合电力试验院完成了#6、7 机组诊断性热力试验，查找影响煤耗高的主要原因。为机组的安全经济运行提供技术依据。6、9 月份进行了全厂水平衡测试工作。7、11 月份完成非生产用汽改造工作，减少非生产用汽量约 30%。8、非生产用电的改造工作正在进行，目前已完成配电室现有表计的校验工作（接在 6KV 母线的各配 电室总表及部分表
5、计没有校验）。9、对阀门内漏进行治理。目前#6、 7 机组各有两个阀门微漏外，其它阀门均无内漏现象。10、进行现场表计正确性的检查，对两台炉氧量测点进行校验。对水源地全部深井流量计进行校验。对澄清器进水流量计进行校验。对厂区外配电技术监督评价报告- 3 -室内电度表进行校验。11、完成#6、 7 机循环水泵改高低速；#7 炉一次风机、引风机改为变频运行。利用#7 机组大修机会，对锅炉内部喷燃器、（三） 发现和解决的重大问题针对在技术监督检查中查出的问题，认真制定措施，布置落实。1、利用#7 机检修机会，解决#7 机汽轮机高中压缸效率低的问题，调整了汽封间隙。2、对冷水塔配水母管、喷嘴缺陷进行处
6、理，使循环水进水温度下降。3、水源地各深井流量计、澄清器来水流量计不显示或不准，已在 9 月 22日前完成全部流量计的校验工作。4、通过水平衡测试， 发现水源地来水至厂区沿途水量流失 300 吨/小时的重大问题，找出漏点并堵漏。（四） 监督体系运转情况及存在问题节能工作涉及到生产环节许多方面，与检修公司和辅业公司都有着密不可分的联系，需要人人参与，共同做好节能工作。因此在签订合同及协议时，要将节能工作考虑进去，以便管理。非生产用能管理涉及到各个方面，豫新公司属于老厂新机制，目前非生产用电、非生产用汽等问题涉及到和辅业公司的分摊等诸多问题不好协调，影响到指标完成。（五）目前存在问题1、非生产用电
7、量较大且收费工作困难很大。2、脱硫增压风机没有完成变频改造工作。（六）2010 年工作计划及重点：2010 年节能工作要更深入的展开，在指标化管理基础上朝精细化管技术监督评价报告- 4 -理迈进。1、深入开展设备节能技术改造，做好脱硫风机变频改造工作。2、积极推进#6、 7 炉小油枪正常使用， 节约启动燃油。加强燃煤管理，提高入炉煤质量，降低助燃油耗油量。3、做好制粉系统经济运行工作。开展制粉运行经济性、电除尘器效率专题性工作。4、做好月度机组热效率试验、真空严密性试验、空预器漏风试验工作；5、做好机组低负荷优化运行工作，设法降低综合厂用电率，降低机组供电煤耗。6、加强非生产用能管理，按时对供
8、电、供汽、用水各计量表计进行校验与维护。完善检修分公司和辅业公司用电及用汽的计量收费工作，进一步降低综合厂用电率。7、继续开展值际效益电量竞赛和小指标竞赛活动，使各项经济指标保持在最佳值，努力提高发电量，降低供电煤耗。8、做好生产运营各项指标分析工作，找差距，查原因，制定措施，使各项指标趋于良好。二、环保监督（一）09 年环保工作总体情况：09 年在公司各级领导支持及领导下，环保各项工作都按照各级行政环保部门要求分别开展，通过公司系列举措的实施，公司环保工作得到了各级环保部门的肯定。（二）09 年工作总体分析：09 年公司对包括脱硫系统在内的各种环保设施进行了加强监督和治理方面的工作，各种环保
9、设施运行质量都得到了较大幅度提升，特别是脱硫系统投运率有了显著提高，各项污染物排放浓度和排放量都按照国家技术监督评价报告- 5 -要求达标排放，各级环保报表均按要求及时上报。（三）09 年工作解决问题：1、 脱硫系统设备国产化改造开始实施。2、 完成电除尘输灰系统增容改造3、按照省环保厅要求，对#6、 7 机组脱硫系统 CEMS 进行了标定。4、 脱硫废水项目进行中。(四）上半年环保工作遗留问题：1、脱硫系统 pH 计准确性和可靠性有待提高。2、脱硫废水项目未进入建设期。3、渣水回用系统可靠性不足。4、脱硫化验室未完全规范化运作。(五)2010 年 环保工作计划1、加大电除尘设备治理力度，提高
10、电除尘投运率及除尘率。2、从煤源出发，限制高灰分燃煤进入锅炉，从而提高电除尘除尘率及投运率，并最终减少对脱硫系统堵塞的影响。3、对 GGH 设备进行改造 调研，解决 GGH 堵塞 问题。4、加大脱硫系统设备治理力度，提高脱硫率，减少脱硫系统停运次数。5、提高脱硫系统 pH 计准确性和可靠性。6、脱硫废水处理项目建设投运。7、对渣水回用系统进行治理，提高其可靠性。8、脱硫化验室规范化投入运作。三、金属与压力容器监督2009 年，公司金属技术监督和锅炉及压力容器管理工作按照集团公司和分公司安全生产工作会议精神的要求，在分公司领导和河南电力试技术监督评价报告- 6 -验研究院指导下，汲取 2008
11、年工作经验，严格执行中国电力投资集团公司技术监督管理办法有关规定，认真贯彻执行各项规范标准，努力提高业务技术水平，对公司安全生产和机组检修工作实施全过程、全方位的监督，开展了一系列工作，保证了机组安全经济运行。以下是 2009 年金属技术监督和锅炉压力容器管理所做主要工作的具体总结。（一）、加强基础建设，管理制度化、 规范化为做到对受热面逢停必查，逢查必有重点，细化了防磨防爆工作的标准化作业， 编制了防磨防爆作业卡，使公司的防磨防爆工作上了一个新的台阶。规 范了锅炉水压试验报告，明确了安全阀校验周期，使公司锅炉压力容器管理的基础工作更一步扎实。（二）、本年度技术监督指标及分析至 11 月底本年
12、度发生 1 次泄漏事件。与去年同期 12 次（其中#1 机组 3 次、#2 机组 3 次、#6 机组 3 次、 #7 机组 3 次）相比下降 11 次。#1 机组于 2009 年 7 月 19 日 22：03 因回料阀撕裂停运转入 D 级检修，后 备用至今。#2 机 组于 2008 年 11 月 5 日消缺备用至今。现两台机组已经关停。135MW 机 组的停运是造成指标下降的直接原因，其次，加 强对 300MW机组的防磨防爆检查，也是造成指标下降的主要原因之一。（三）、08 年度遗留问题处理针对受损部件的监督运行，公司制定了#6 炉主蒸汽出口第二弯头更换前的监督检验方案、 #7 炉受损联箱更换
13、前的监督检验方案，有效保证受损部件的安全运行。并于#7 机组 B 级检修期 间对#7 炉包墙过热器环形集箱的受损段进行了更换。技术监督评价报告- 7 -（四）、开展的重点工作1、积极认真搞好机组维护工作，确保机组安全稳定运行。#1、2 机组处于停机备用状态，指导发电运行部、化水部等部门做好机组的保养工作，特别是对汽包、 “四管”等受监金属部件和锅炉压力容器。#6 机组停运 4 次。2009 年 1 月 9 日 22：10- 17 日 20：08#6 机组停机备用进行 D 级检修，期 间对 受热面进行了全面 检查，发现低再下联箱北侧第 1 排管子西数第 1 根第 1、2 弯头之间磨损严重（2.0
14、mm），要求更换。2009 年 1 月 18 日 23：56 至 2009 年 2 月 14 日 6：12 又因缺煤停运。7 月8 日#6 机组因低再泄漏转入 D 级检修。低再漏点确定 为：低温再热器 B 组甲侧数第 1 排上数第 12 根，将上数第 11 根内弯和甲侧侧包墙过热器从分隔墙向前数第 5 根吹损。根据管子泄漏情况，初步确定为烟气磨损。总计更换低再 6 根(上数第 2 组内 1、2 圈和第 3 组 4 圈)15CrMo634，侧包墙 6 根 15Mo3516.5并全部 进行射线探 伤。低再 B 组甲侧第 1 排上数第 12 根 低再 B 组甲侧第 1 排上数第 11 根技术监督评价
15、报告- 8 -甲侧包墙过热器从分隔墙向前数第 5 根#6 机组于 2009 年 9 月 1 日 22：00-10 月 6 日停运进行 C 级检修。C修期间对受热面进行了全面检查，共计查处 58 项缺陷。其中#6 炉后屏过热器出口联箱有一管座角焊缝有裂纹，进行了焊补处理；二次汽打水压时发现高再炉前侧北数第 1、11、12 排外 1 圈与顶棚密封盒连接处焊缝泄漏或有裂纹， 进行了换管处理，并对炉后侧高再处的顶棚密封盒进行了割开处理，9 月 25 日启动并网后于 27 日发现高再泄漏，随即停运。10 月 2 日对高再所有与密封盒连接的焊缝进行着色探伤，发现炉前侧南数 15 排外1 圈，北数第 24
16、排外 2 圈，炉后侧南数第 9、10 排外 1、2，南数第 29 排外1 有泄漏，进 行了换管处理。#7 机组于 2009 年 5 月 21 日-29 日#7 机组 D 级检修，期间对受热面进行了全面检查，共计发现 26 项问题，并进行了全面处理。对#7 机组更换的高温高压阀门 9 个进行了光谱复查，并对更换焊口进行了探伤跟踪检查。除氧器、#2 高加、#5 低加计 3 个安全 阀进行了校验。2、逐渐规范作业的标准化。为保证防磨防爆检查的效果，公司逐步完善防磨防爆相关方面的各项制度，同时编制了锅炉逢停必查的锅炉受热面专项检查卡和机组 A 修期间的受热面检查 作业指导书。在 #7 机组 D技术监督
17、评价报告- 9 -检期间公司首次启用锅炉受热面专项检查卡，验证和完善检查卡的适用性和可行性，同时也把公司防磨防爆工作推上了一个新台阶。3、认真开展#7 机组 B 修受监金属部件检验检测和锅炉压力容器定检工作#7 机组 B 修是#7 机组投运以来的第一次完善性大修。本次大修通过大家的共同努力，对受监金属部件和锅炉压力容器（压力容器 12 台进行了定期检验和外部检验，发现和解决的重大问题有：1）、对#7 炉包墙过热器环形联箱损坏段进行了更换，消除了重大隐患；2）、发现受热面管子多处缺陷，总计更换焊口 56 处，并全部进行了跟踪检验；3)、发现汽机主汽门前分支管前疏水管角焊缝 存在表面裂纹缺陷，进行
18、了打磨消除；4)、发现#1 高加进出水管角焊缝分别存在 1 条和 3 条表面裂纹，进行了打磨消除。5)、针对高压内缸下半 BDV 阀开裂情况，制订了汽机高压内下缸缸体开裂修复方案；6)、为优化再热器系统水压试验，制订了再热 器系统水压试验用管道加装方案，并监督实施；7)、针对中压一级动静叶机械损伤情况，制订 了中压隔板静叶矫形、补焊工艺方案；8)、制订了中压主汽滤网补焊修复工艺方案；技术监督评价报告- 10 -9)、制订了主给水管道（WB36）加装流量计的焊接工艺。10)、结合#6、7 机组投产以来的四管泄漏情况在防磨防爆 检查的基础上，重点对 高温过热器下弯内一二圈弯头处、高温再热器穿顶棚处
19、进行了检查，并扩 展至低温再热器穿顶棚处进行了检查。通过采用表面渗透的方法进行了检查，未发现裂纹等缺陷。根据奥氏体不锈钢管内壁易产生氧化皮铁锈，造成管子堵塞的现象，对高温再热器下弯处进行割管检查其中的氧化皮铁锈情况，未发现氧化皮铁锈堵塞管子或造成管壁明显减薄的情况。对受热 面进行了全面检查，发现问题百余项，并进行了跟踪处理。11）、对机炉外管道进行了专项检查。12）、对本次大修中使用的合金阀门、合金管道、焊接材料进行了全程跟踪，保证 了源头的正确性。对#7 机组中修所开展的详细工作，详见附件 1#7 机组 B 修总结金属和压力容器部分4、为加强安全阀的在役管理，公司编制了安全门定期实验方案，加
20、强了安全阀的定期排放试验和在线校验管理。为贯彻集团公司关于电站锅炉安全阀整定压力偏差有关情况的通报文件精神，公司于 6 月 1 日10日对公司两台 300MW 机组锅炉安全阀和其它 压力容器的安全阀的整定值进行了核查， #6 机组锅炉安全阀在 08 年 A 级检修期间进行了全部整定，#7 炉安全 阀在投运时进行了整定。在安全阀管理方面，台帐已建立，制度健全，但在部分一类容器安全阀的管理上还有点欠缺，存在超期检验的问题，以后 应杜绝。没有整定值偏差现象。5、根据中电投豫安生【2009】20 号传真（关于加强对阀门等金属高温部件技术监督评价报告- 11 -技术监督的通知），公司迅速开展了专项活动。
21、对公司内高温高压阀门进行了梳理，台帐进行了核实，对 300MW 机组阀门 等高温承压部件进行了专项检查：规章制度、设备台帐健全，进一步明确了物资采购、验收程序，除严格审查出厂检验等各项报告外，加大设备解体检查的工作力度。对所有高温承压阀门：#6、7 炉炉侧各 99 个，机侧各 70 个（不全是高温承压）进行检查，外观无泄漏现象，对内漏阀门按计划进行整改。6、贯彻 2009 年 3 月和 8 月份河南试验院举办的河南省电力企业金属技术监督暨锅炉检验技术培训研讨班的相关培训信息，并传达会议精神。（五）、2010 年工作计划1、认真做好#6、 7 机组的日常监督和维护工作。2、两台锅炉和所有压力容器
22、的外部检验工作。3、#6 炉主蒸汽出口第二弯头的监督检验。4、300MW 机组压力容器登记工作。5、人员的培训和取换证工作。四、电气技术监督2009 年度内，针对 2008 年技术监督动态检查以及 2009 年上半年专项检查发现的问题进行了重点落实整改，同时也圆满完成了公司安排的其它各项工作。（一）、电气技术监督工作开展情况1、继电保护专项监督检查措施落实情况（1）分别利用起备变停电防污闪、#6 机组 C 检和#7 机组 B 检，完成了腾 2202、腾 226、腾 227、腾 220 开关就地端子箱内电流回路中性线、电缆屏蔽接地线改接到继电保护专用的接地铜排上。技术监督评价报告- 12 -（2
23、）利用#7 机组 B 检完成了#7 机蓄电池组的核对性充放电。2、保护定检完成了#6 机组 C 检和#7 机组 B 检相关的继电保护定检和端子排清扫检查紧固工作。3、绝缘监督工作情况（1）、雷雨季节前完成了避雷带、避雷针的检查。（2）、完成#7 机 D 检中的试验工作。（3）、腾达变电站春检喷涂 RTV 防污闪涂料及预防性试验。（4）、腾 2202、腾 220、腾 227、腾鲲 1、腾鲲 1 开关 SF6 气体微水测试。（5）、#02 启备变有载分接开关动作特性试验及其绝缘油试验。（6）、在#7 机 B 检工作中，除完成#7 机正常标准项目外还增加了一次腾 220 开关、 CT 的预试。（7）
24、、腾达变电站腾 226 间隔悬式绝缘子测试。（8）、完成#6 机 C 检中的 试验工作。（9）、#02 起备变及腾 2202 开关、CT、避雷器预防性试验。4、电能质量监督情况（1）针对 110KV、220KV 母线电压合格率问题时有被中调考核事项，刘红卫副总带领发电部相关人员到中调进行联系和沟通，发现问题存在于远动传输方面，豫新发电公司的 AVC 自动统计 的电压合格率全部合格，而通过远动传输到中调接受到的合格率异常偏低，并低于考核值而被处罚。 经中调 方面查找原因，下半年未发生因电压合格率偏低被考核的现象。（2）、加强 110KV、220KV 母线电压质量日常监督，发现异常及时调整，调整无
25、效 时报告调度，并做好相关记录。技术监督评价报告- 13 -（3）、发电部经常与中调保持联系和沟通。（4）、生产管理部通讯远动专业积极协调解决远动传输信号失真问题。（二）、电气技术监督工作发现和解决的主要问题（1）#7 机组 B 检中， 发现 6KV7B 段生 1 开关下口并接的环保脱硫剂厂分支电缆未穿越零序电流互感器，一旦该支路发生接地故障，会造成生 1 开关零序保护拒动和越级跳闸，及时安排设备维护部申报采购零序电流互感器交检修公司进行安装并投入使用，确保开关保护正常动作的可靠性。（2）哈尔滨电机厂新火电机修造厂的 6KV 高压电机试验电源开关，原来接在新中益 200MW 机组小电流接地系
26、统的 6KV 厂用电母线，在其转移并接至 300MW 机组大电流接地系统的 6KV 非生产用电生 1 电缆上后，未考虑安装零序 CT 及相应的零序电 流保护。一旦被试验电机存在接地故障，将越级至 6KV7B 段生 1 开关跳 闸。 设备维护部从关停的135MW 机 组拆移功能齐全的保护器和零序 电流互感器为其安装调试正常投入使用，确保#7 机组 6KV 厂用电安全运行。（三）、二九年度电气技术监督指标完成情况继电保护监督1、指标完成情况保护投入率 % 保护校验率 % 保护正确动作率 %继电保护装置总数投入继电保护装置数保护投入率 %继电保护装置校验数保护校验率 %保护装置动作次数保护装置正确动
27、作次数保护正确动作率 %179 179 100 89 100 4 4 100112 月份，继电保护技术监督指标优良。共发生 35KV 及以下继电保护动作事件 4 次，事件经过如下：技术监督评价报告- 14 -（1）、2009 年 3 月 21 日 1:49，300MW 机组水源变水 1 开关跳闸，查为三段过流保护动作（二次侧电流动作值 9A），就地 检查#2 水源变三相高压跌落保险正常，初步分析原因为 20KV 线路末端遭雷击造成。因外界环境雷电频繁无法对线路进行测绝缘，经全面巡线检查未发现明显异常故障点，6:55 合水 1 开关对线路送电正常。（2）、2009 年 4 月 6 日 16:59
28、，300MW 机组水源变 I 水 1 开关跳闸，查 I 水 1 开关柜上发 I 段过流保护动作信号，二次侧电流 59.7A，#1 水源变电缆出线与架空线路连接处有短路痕迹。原因为线路挂线盗电过负荷，电缆头绝缘过热损坏短路。（3）、2009 年 7 月 3 日 4:34，#7 机负荷 200MW，7 炉 D 磨煤机运行中跳闸， DCS 发“6KV 工作 7B 段系统接地 ”报警信号，就地检查 D 磨煤机开关发 I 段过流保护动作、PT 信号继电器掉牌，经检查发现电机烧坏，更换电机后送电运行正常。（4）、2009 年 8 月 29 日 22:24， #7 炉 B 磨煤机运行中跳闸，就地检查电机外观
29、无异常，检查保护为 I 段过流保 护动作,经试验发现电机烧坏，更换电机后送电运行正常。2、全年开展的重点工作（1）、元月份，300MW 机组 220KV 腾达变电站母差保护 A 屏定检。（2）、执行 300MW 机组继电保护压板投退情况核 查。（3）、制订保护与自动装置投退管理规定，并认真落实执行。（4）、完成本专业与二十五项反措相关的实施细则修订。（5）、新版本的继电保护与自动装置国标规程购买发放。技术监督评价报告- 15 -（6）、5 月份，完成 220KV 腾达变电站母差保护 B 屏定检。（7）、完成继电保护标准试验室仪器采购计划申报。（8）、#7 机组 B 检保护 装置定检及传动试验。
30、电能质量监督1、全年技术监督指标及分析（1）、110KV 母线电压低谷点平均 kV 高峰点平均 kV 波动值 kV 电压逆调系数 电压合格率厂站母线名称 当季 去年同期低谷最高 kV 当季 去年同期高峰点最低 kV 当季 去年同期 当季去年同期 当季累计110KV 变电站西 母114.7 115.7 116.3 114.3 114.8 112.8 3.8 3.6 0.9957 0.9949 100% 100%（2）、220KV 母线电压低谷点平均 kV 高峰点平均 kV 波动值 kV 电压逆调系数 电压合格率厂站母线名称 当季 去年同期低谷最高 kV 当季 去年同期高峰点最低 kV 当季 去年
31、同期 当季去年同期 当季累计220KV 腾达变电站西母 230.8 231.1 232.4 229.4 230.1 228.5 3.9 3.10.9943 0.9960 100%100%本年度内 110KV、220KV 母线电压在正常范围内。绝缘监督1、全年技术监督指标及分析绝缘监督指标完成情况预试 完成率 % 缺陷消除率 % 计划应完成预试设备台、件数实际完成预试设备台、件数预试完成率 % 发现存在绝缘缺陷设备台、件数实际已消除绝缘缺陷设备台、件数缺陷消除率 % 24 24 100 3 3 100本年度绝缘技术监督指标优良。共发生电气设备绝缘缺陷 3 次，其中：技术监督评价报告- 16 -（
32、1）、2009 年 2 月 4 日，300MW 机组#1 水源 变因其高压侧 20KV 线路沿线农民挂线盗电，造成严重过负荷，绝缘过热使油质总烃超标。3 月10 日，完成了#1 水源变滤油和换油工作，目前取样分析油质正常。发电运行部采取了在挂电高峰负荷期间拉闸停电措施，严格控制水源变超负荷运行。（2）、2009 年 3 月 21 日 1:49，300MW 机组水源变水 1 开关跳闸，查为三段过流保护动作，原因为 20KV 线路末端遭雷击时，水源地升压泵站终端塔避雷器 A 相接地极锈蚀接触不良，雷 电过电压造成该相绝缘瞬间击穿短路故障。经全面巡线检查未发现明显异常故障点，6:55 合水 1开关对
33、线路送电正常。设备维护部已对线路终端塔避雷器进行了预防性试验和更换，并对杆塔瓷瓶进行检查和测绝缘。（3）、2009 年 4 月 6 日 16:59，300MW 机组 水源变 I 水 1 开关跳闸，I水 1 开关 I 段过流保护动作， #1 水源变电缆 出线与架空线路连接处有短路痕迹。原因为线路挂线盗电过负荷，电缆头绝缘过热损坏短路。经设备维护部连夜抢修制作新的电缆头，于 4 月 9 日 11:00 恢复送电。2、上年度遗留问题无。3、本年度发现的问题（1）、300MW 机组水源地 20KV 线路沿线农民挂线盗电，造成严重过负荷，使#1 水源变绝缘过热使油质总烃超标，3 月 10 日，完成了#1
34、 水源变滤油和换油，使油质恢复正常；4 月 6 日，又造成#1 水源变 20KV 出线电缆头绝缘过热损坏事件。发电运行部采取了在挂电高峰负荷期间拉闸停电措施， 严格控制水源变超负荷运行。公司也正在积极与新乡市政府部技术监督评价报告- 17 -门联系和沟通，寻求支持和帮助解决水源地线路挂线盗电问题。（2）、5 月 25 日， 腾 220 开关 CT 预试发现电容量值偏大，介损 tg偏高（三相分别为 91.1%，暂未超出标准的 0.3%），怀疑可能是由于刚喷涂过的防污闪涂料未干引起，11 月份#7 机组 B 检中又安排对其进行预试，各项指标正常。（3）腾 2202 开关 B 相和腾鲲开关 C 相
35、CT 渗油，经咨询厂家需返厂维修。设备维护部已申报备件计划准备进行更换后返厂处理。电测计量监督1、电测监督指标完成情况计量标准检验合格率 %主要仪表检验率 %主要仪表调前合格率 %关口表检验合格率 %无 100 100 100本年度，电测仪表未发生重大设备缺陷，技术监督指标优良。 2、上年度遗留问题无标准间，未进行建标。3、上半年度发现的问题无。4、本年度开展的重点工作（1）、300MW 机组#6、#7 主变，、 腾鲲线路关口电度表校验。（2）、脱硫石灰石浆液泵、烟道挡板密封风机电流测点进 DCS 改造。（3）、#7 机组 B 检期间 校验启备变关口电度表。（4）、#7 机组 B 检电流 变送
36、器及仪表进行校验。励磁管理1、本年度自动励磁调节器运行情况统计技术监督评价报告- 18 -机组号发电机运行小时数AVR 运行小时数AVR 自动投入率（%）励磁强迫停机小时励磁系统故障次数限制环节 1动作情况限制环节 2动作情况#1 394 394 100% 0 0 0 0#2 停运 停运 停运 0 0 0 0#6 5892 5892 100% 0 0 0 0#7 6393 6393 100% 0 0 0 02、上年度遗留问题无。3、本年度发现的问题2009 年 3 月 26 日 1:02:，#7 机组励磁系统发 出#146、 #147 报警，经维护部对#7 机组励磁调节器内部检查无异常，对于调
37、节器通道 1 内报警信号无法手动消除，已在#7 机组 D 检停机解列之前 处理好。4、本年度开展的重点工作（1）、3 月 18 日，在 #7 机组计划 B 检之前，东方电机厂家来人进行回访，就 ABB 自动励磁 调节装置存在运行中发报 警信号不易消除问题进行了沟通，在 10 月份的#7 机组 B 级检修中已解决。（2）、5 月 21 日28 日#7 机 D 检，对励磁回路 进行了清扫和检查。（3）、#7 机组 B 检励磁系 统静态和动态特性试验。（四）、目前存在的问题及下一步工作思路（1）电测、保护、高 压试验无标准间，未 进行建标。试验室已进行了选址，目前所需部分试验仪器设备已招标，正在签订
38、合同采购购中。（2）腾 2202 开关 B 相和腾鲲开关 C 相 CT 渗油，经咨询厂家需返厂维修。目前 备用 CT 已采购入库，计划利用 2010 年腾达变电站春检防污闪和#6 机组 B 检中进行更换后返厂家处 理。技术监督评价报告- 19 -五、热工技术监督总结2009 年度，我公司热工技术监督工作按照集团公司和分公司安全生产工作会议精神的要求，在分公司领导和河南电力试验研究院技术指导下，吸取 2008 年的工作经验，严格执行中国电力投资集团公司技术监督管理办法有关规定，认真贯彻执行各项规范标准，努力提高业务技术水平，深入现场 ，认真了解 设备的运行状况， 对 全厂安全生产和机组检修工作实
39、施全过程、全方位的监督，开展了一系列工作，保证了机组安全经济运行。（一）09 年技术监督工作开展情况1. 认真贯彻执行上级的监督指示和规定，建立健全热工各项标准和规程。按照热工监督考核细则要求，结合 2009 年的等级检修项目，对300MW 机组热工保护定值进行了修编， 对技 术改造、设备异动项目进行资料整理、归档、总结， 对设备台帐进行了补充、完善。2. 档案管理：建立健全各项技术资料档案，试验报告、设备台帐、三率抽查记录档案完整规范。上级下发的各种文件、简报齐全。3. 三率报表：按时上报各种报表，三率报表中仪表准确率 100%，保护投入率 100%，自动投入率 90%以上，保护动作正确率
40、100%。围绕三率工作, 每月进行一次仪表抽查工作，每月进行一次缺陷统计考核工作，每月进行一次自动投入率的检查工作，利用停机临检和辅机停运等尽可能的机会进行保护联锁的试验工作，每季度组织综合三率的统计分析，找出存在的问题及时改正，并对以后的工作提出预防和改进的意见和建议。技术监督评价报告- 20 -4、人员培训：热工专业按照全年培训计划，加大培训力度。除了定期开展热工人员的岗位技术培训外，还派专人去设备厂家学习培训。此外，加大了职工内部互相学习的力度，利用工作空余时间讲技术课，取长补短。（二） 、2009 年技术监督工作发现和解决的问题1、#6、#7 炉氧量测点不准确#6、#7 炉氧量计自机组
41、投运以来一直运行，使用时间较长，锆头老化。利用#6 机组 C 检、 #7 机组 B 检的机会对老化的氧量 计进行更换、校验，并在#7 炉空预器入口甲乙侧各增加一台氧量计，提高了氧量测量的准确性。2、#7 机疏水门内漏检测为方便运行中对机侧气动疏水门内漏情况的监测，#7 机组 B 检中在气动门后管道上加装了双金属温度表，节省了使用温度元件所需的电缆、增加 DCS 卡件的费用。3、#7 炉烧坏的电缆及设备更换。#7 炉烧坏的测点集中在风烟系统，主要是风机进出口压力、温度、空预器系统执行机构。电缆更换难度较大，因电缆桥架已布满，需先将旧电缆抽掉再敷设新电缆。更换电缆、烧坏的就地元件后，DCS 画面风
42、烟系统测点已恢复正常显示，执行机构动作正常。4、#7 炉一、二次 风量将#7 炉甲侧一次风量、甲乙侧二次风量测量装置进行更换，风量变送器校验，解决了甲乙侧风量偏差大的问题。技术监督评价报告- 21 -5、高、低加逐级疏水调整门机组运行中负荷高时，经常有高、低加疏水调整门全开后疏水量大造成水位高、危急疏水门频繁动作。汽机专业对高、低加逐级、危急输水门解体检修后，热工专业与机械配合将各阀门重新定零位、满度，根据机械阀位情况对阀门阀位进行了调整，解决了高负荷时疏水门开度不够的缺陷。（三） 、2009 年技术监督标完成情况1. #6、7 机组保护投入 100%2. #6、7 机组仪表准确率 100%3
43、. #6、7 机组自动投入 98%（四） 、目前存在的问题及下一步工作思路1、目前存在的问题(1) 技术监督人员水平参差不齐，给技术监督工作高质量开展造成了一定的难度，需要进一步加强技术监督人员素质。(2) 标准试验室的设备配备还远远不够，有些项目不能完全满足本厂技术监督的需要，需借助于外部力量。2、下一步工作思路1 建立、健全与点检相关的管理制度，并全面实施。严格按照分公司关于发电企业中推行点检定修制的决定执行。2 加强对点检员的培训工作，实行作业流程制度化和标准化。3 组织提出生产性重大更新改造、技术革新、技术措施和安全措施等项目的技术方案及其技术经济论证，针对当前煤价高，全行业亏损技术监
44、督评价报告- 22 -的不利局面，提出明显控亏节能措施。4 做好每月、每季定期工作。5 提高热工自动投入率。6 定期监督检查主要热工仪表、模拟量调节系统，重要保护装置及数据采集系统的各项考核指标。7 督促建立健全热工设备技术档案，并进行微机化、网络化管理。8 参加热工设备事故调查分析，组织制定反事故措施，参加有关热工设备的监测、维护、修理以及技术监督全过程的质量验收工作，发现问题及时分析处理，重大问题如实上报。六、振动技术监督总结（一）、2009 年主要指标完成情况1、本年技术监督指标标准 m 实测振动 m 评价 备注序号 项目名称优良 合格 名称 数值1 1#机轴承最大振动 30 50 3瓦
45、 42 合格2 2#机轴承最大轴振动 30 503 6#机轴承最大轴振 80 120 4瓦 45 优良4 7#机轴承最大轴振 80 120 1瓦 100 合格5 1#机给水泵轴承最大振动 30 40 2 给水泵 7瓦 27 优良6 2#机给水泵轴承最大振动 30 407 6#机给水泵轴承最大振动 80 120 A 给水 泵 4瓦 26 优良8 7#机给水泵轴承最大振动 80 120 B 给水泵 4瓦 68 优良9 1#机凝泵轴承最大振动 6080 #1 凝结水泵 25 优良10 2#机凝泵轴承最大振动 60 8011 6#机凝泵轴承最大振动 60 80 A 凝结水泵 23 优良12 7#机凝泵
46、轴承最大振动 60 80 A 凝结水泵 20 优良技术监督评价报告- 23 -序号 项目名称标准 m 实测振动 m 评价 备注13 1#机循环泵轴承最大振动 70 100 #2 循环水泵 33 优良14 6、7#机循环泵轴承最大振动 70 100 #6 机 B 循环水泵 23 优良15 1#炉一次送风机轴承最大振动 6080 2 炉甲侧一次风机 60优良16 1#炉二次送风机轴承最大振动 6080 1 炉甲侧二次风机 45优良17 1#炉引风机轴承最大振动 70 100 1 炉乙侧引风机 46 优良18 6、7#炉送风机轴承最大振动 70 100 #7 炉 A 送风机 29 优良19 6、7#
47、机引风机轴承最大振动 70 100 #6 炉 B 引风机 16 优良20 6、7#机一次风机轴承最大振动 60 80 #6 炉 A 一次风机 33 优良2、2009 年技术监督指标分析：1）、6机 A 修后启动 6A 汽动给水泵，3瓦轴振 255m，瓦振 25m ，转速增加振动频率增加，轴振基本不变；经试验所、上海给水泵厂家现场试验研究分析认为，轴振超标是由 3瓦轴颈刷镀，光洁度下降，引起测振误差。5 月 3瓦轴振 285m，瓦振不变。（二）、2008 年存在问题整改情况1）2008 年 2 月 27 日由于电磁信号干扰发生#6 瓦轴振突变跳机异常情况，闭锁了#6 瓦轴振保护节点。处理方法：热
48、工检查线路。结果：待检查。2）#1 瓦多阀运行最大轴振 130um，单阀运行最大轴振 89um。原因分析为#1 瓦负荷较轻引起。处理方法：按设计上限中低对论找中心，加大#1 瓦负荷，减轻#2 瓦负荷。结果：308MW 负荷，#1 瓦多阀运行最大轴振 100um。3）7 机4、5、 6 瓦轴颈轻度磨损。技术监督评价报告- 24 -处理方法：#5、6 瓦、励侧密封瓦轴颈冷焊、研磨处理，#4 瓦轴颈研磨处理。结果：较好。4）#2 瓦运行中轴瓦温度较高，最高温度 103。原因分析为#2 瓦负荷较重引起。处理方法：按设计上限中低对论找中心，加大#1 瓦负荷，减轻#2 瓦负荷。结果：309MW 负荷，#2
49、 瓦运行中轴瓦最高温度 93.40。（三）、2009 年发现问题及建议。1） 、6机 A 修后 6A 汽动给水泵 3瓦最大轴振 276m，是由 3瓦轴颈刷镀，光洁度下降引起。2） 、7 机组1 瓦因调门单阀运行最大轴振 130m，改为多阀运行最大轴振 89m.经试验院鉴定为瓦负荷较轻，大修中加大1 瓦负荷。3）#7 机组 B 修，通流部分间隙调整为设计下限至-0.01mm ，汽缸效率较好，开机三次冲转进行磨检，开机后， #1 瓦多阀运行最大轴振100m，#2 瓦最高温度 93.4，#6 瓦开机中 电磁信号干扰轴振突变跳机，护节点闭锁。待热工效验信号放大器。（四）、2010 年计划1）加强对6、7汽轮机轴承振动检测监督，由运行部负责。2）加强对6、7机给水泵、凝结水泵、循 环水泵 、轴承振动检测监督，由运行部负责。3）加强对6、7炉风机轴承振动检测监督，由运行部负责。4）7 机组6 瓦轴振电磁信号干扰突变保护节点闭锁。热工效验信号放技术监督评价报告- 25 -大器。5）、7 机组1 瓦最大轴振 100m，分析
