1、2015 年度技术监督工作总结批 准： 审 核： 编 写： 2016 年 01 月 日2发电厂 2015 年技术监督工作总结一、基本情况概述二、各专业 2015 年技术监督工作开展情况（一）2015 年技术监督指标完成情况扎实做好各项技术监督常规工作，完成继电保护、电测、绝缘、励磁、电能、金属、化学、热工、环保、节能、汽机等技术监督日常管理工作，定期组织召开技术监督会议、上报华北公司技术监督报表，全年共编辑出版国电霍州发电厂技术监督月报12 期。2015 年各项技术监督指标完成情况见表一：32014 年各项技术监督指标完成情况专业 指标名称指标标准（%）合格率（%）未达标原因说明继电保护及安自
2、装置投入率保护装置正确动作率继电保护故障录波完好率预试完成率绝缘缺陷消除率调前合格率电测缺陷消除率励磁 AVC 投入率电能 电压监视点合格率金属 缺陷消缺率水汽品质合格率在线仪表投入率油质合格率化学入厂煤质检验率4主要保护投入率自动设备投入率顺序控制设备投入率热工检测参数抽检合格率测量仪表校前合格率热工DAS 测点完好率电除尘器电场投入率脱硫设备投入率脱硝设备投入率环保烟气在线监测系统投运率发电厂用电率综合厂用电率节能供电煤耗（g/kwh）5（二）2015 年机组可靠性数据统计项目 #1 机组 #2 机组 平均 备注容量 600MW 600MW 600MW统计期间小时 PH发电量 GAAG利用
3、小时 UTH运行小时 SH备用小时 RH可用小时 AH计划停运小时 POH强迫停运小时 FOH非计划停运小时UOH备用降低出力等效小时 ERFDH前三类降低出力等效停运小时 EFDH降低出力等效停运小时 EUNDH备用次数 RT计划停运次数 POT强迫停运次数 FOT非计划停运次数UOT损失电量运行系数（%）SF可用系数（%）AF不可用系数（%）6UF等效可用系数（%）EAF降低出力系数（%）UDF出力系数（%）OF毛容量系数（%）GCF利用系数（%）UTF强迫停运率（%）FOR等效强迫停运率（%）EFOR非计划停运率（%）UOR启动可靠度（%）SR运行暴露率（%）EXR强迫停运发生率（% ）
4、FOOR平均启动间隔MTBS平均连续可用小时CAH平均计划停运小时MPOD千瓦装机发电量7发电小时 GEH（三）2015 年技术监督亮点工作1) 针对 #2 机组顺序阀投运后中、高负荷下振动超标现象， 通过一系列试验，确定机组顺阀阀序为 GV1&GV2-GV4-GV3（GV1 与 GV2 单侧进汽） 。自 2015 年 2月份投运，经一年技术监督，高压缸效率恢复，额定负荷运行时，汽轮机#6 轴振X 向最大振值为 65.8m，Y 向最大振值为 46.3 m，达优良标准，其它各参数正常。2）针对一号机组由于主机低压缸轴封蒸汽温度无法正常调节，减温调节阀与喷嘴调节性能不良等原因，无法投入凝泵深度变频
5、。上半年 2 月份，与检修汽机、热工专业共同进行了原因分析，采取了后移温度测点，更换减温调节阀与喷嘴，并会同运行人员对喷嘴喷雾情况进行了停机在线投入试验，确认喷雾状态良好。#1 机启机投运后，经过多次专业会讨论后顺利投入#1 凝泵深入变频。目前凝泵深度变频仍处试验状态，要求运行人员做好低负荷下凝泵及凝泵电机各项参数记录，重点记录凝泵推力轴承温度，推力轴承振动，凝泵电机轴承温度，凝泵电机推力轴承、下轴承振动，为下一步降低转速试验做准备。3）2 月 28 日，#2 机正常运行期间主油泵出口油压瞬间由 1.45MPa 降至0.95MPa 联启交流润滑油泵，润滑油压第 2 点由 0.31MPa 降至
6、0.2MPa ，主油泵出口油压、润滑油压第 2 点分别在 1s 后恢复正常，一直保持交流润滑油泵运行至 3月 1 日 23 时 18 分停备。利用技术监督分析，分析了油压突变可能的原因；总结汇报了#2 机停机过程中采取的试验措施以及停机后对主油泵、主油箱、油涡轮及附属管路的检查结果；肯定了此次油压波动后各部门人员采取的积极措施。针对此次油压异常波动，前往使用同类型机组厂家进行调研，由于该厂已发生了润滑油系统异常引发的严重事故，调研期间获取了相关资料，并组织运行、检修汽机专业人员进行学习。（四）2015 年技术监督检查发现问题整改完成情况2014 年 03 月 20 日至 27 日，科学技术研究
7、院组织检查评价组对我厂进行了82014 年技术监督检查评价工作，检查评价的项目包括：绝缘、电测、继电保护与自动装置、励磁、节能、环保、金属、锅炉压力容器、化学、热工、电能质量、汽轮机共 12 项专业技术监督及 1 项技术监督综合管理。各专业对提出的问题进行整改，整改完成情况如下：1、技术监督综合管理1)2、继电保护技术监督1)3、绝缘技术监督1)4、励磁技术监督1)5、电能质量技术监督1)6、金属技术监督1)7、压力容器技术监督1)8、化学技术监督1)9、热工技术监督1)10、环保技术监督91)11、节能技术监督1)12、汽机技术监督1) 依据 发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则 （DL/T10
8、55-2007 ）的要求，将主汽门、调节汽门、中压主汽门、中压调节汽门、抽汽逆止门严密性试验列为每季度定期工作项目，发电部按时完成并做记录。2) 针对 #1 机 #3 瓦轴振坏点问题，已利用机组停机机会对该点探头进行更换，现显示正常且机组运行稳定。3) #1、#2 机组热力系统阀门内漏治理，已利用#2 机组中修、#1 机停备消缺进行了阀门维修或阀门更换，目前#2 机组重点热力系统内漏阀门消除，#1 机组待机组启机后进行热态验证。（五）2016 年技术监督其余重点工作完成情况2015 年各专业按照集团公司发电企业技术监督管理制度要求，认真学习集团公司下发的各专业技术监督实施细则，开展各项技术监督
9、工作，及时发现并处理了大量缺陷和生产中存在的技术难题，各专业监督工作汇总如下：1、继电保护技术监督1)2、绝缘技术监督1)3、电测技术监督1)4、励磁技术监督1)5、电能质量技术监督101)6、金属技术监督1)7、化学技术监督1)8、热工技术监督1)9、环保技术监督1)10、节能技术监1)11、汽机技术监督1) #1 机、#2 机 4 台给水前置泵安全、节能改造利用停备消缺期间，通过对#2 机前置泵进行安全节能优化改造，彻底消除泵体结合面，泵冷却腔与泵体结合面的泄漏，消除中、低负荷下泵轴窜动，消除泵轴径向跳动防止油挡磨损漏油，对泵流道，叶轮进行改造提高泵效率。2）自投产以来，#2 机#1、#2
10、 给水泵汽轮机轴封侧向外漏汽严重，尤其是高压侧轴封端大量外漏蒸汽，由于紧靠前轴承箱，造成#1、#2 给水泵汽轮机润滑油中带水，严重影响润滑油质，威胁机组运行安全与经济性。近年来，汽机专业已采取多项措施，如改造轴封回汽管道，增加移动式大流量滤油机（24 小时不间断运行）等，消除漏汽效果不明显，只能维持机组日常运行。通过在运行中进行多项试验，收集数据、异常症状，利用停备消缺期，根据试验结果对轴封系统进行针对性检查。消除两台给水泵汽轮机轴封漏汽，减少机组外漏点，利于我厂创建两个标准化建设；保证润滑油油质水分合格，避免发生乳化现象破坏油质，利于两台给水泵汽轮机安全稳定运行；降低人力成本，运行无需定时对
11、滤油机放水，检修无需更换滤芯，延11长维护周期3）两台机四台小机真空泵技改。将原来的 2BW4253OEK4 型单级水环式真空泵更换为 TFVP 250D-OEK4 型双级锥体水环式真空泵。技改后，水泵的轴承振动和温度较之前下降很多，水泵电机电流平均下降 13A，小机凝汽器背压平均降低0.5KPa.（六）2015 年保护投退及动作情况1、继电保护投退及保护动作情况1)2、热工保护投退及保护动作情况全年因各种原因，热工主机及重要辅机保护共退出 X 次，保护动作 X 次，详细如下。1)三、各项监督存在的问题（含 2014 年技术监督检查各专业未整改问题）1、继电保护技术监督1)2、绝缘技术监督1)
12、3、电测技术监督1)4、励磁技术监督1)5、电能质量技术监督1)126、金属技术监督1)7、化学技术监督1)8、热工技术监督1)9、环保技术监督1)11、汽机(振动) 技术监督1) 目前，根据#1、#2 机组汽轮机热力性能试验，机组自投产以来经过 3 年多的运行，高、中压缸之间的汽封间隙有所增大，导致高、中压缸之间轴封漏汽量增大。#1 机高压缸效率较设计值低 5.18 个百分点，中压缸效率较设计中压缸效率低1.87 个百分点。#2 机测得的高压缸效率为 82.41%，较设计值（ 86.80%）低 4.39 个百分点；实测中压缸效率为 91.73%，较设计中压缸效率（ 93.07%）低 1.34
13、 个百分点。2) #1 机 1 号、2 号和 3 号高压加热器的上端差均较设计值偏大，1 号和 2 号高压加热器下端差较设计值偏大。与考核试验值相比，各高压加热器的上端差均有所增大，1 号和 2 号高加的下端差也稍有增大。四、各项监督 2016 年工作计划（本条如与之前上报的年度计划无出入，可不再上报）1、继电保护技术监督2、绝缘技术监督1)133、电测技术监督1)4、励磁技术监督1)5、电能质量技术监督1)6、金属技术监督1)7、化学技术监督1)8、热工技术监督1)9、环保技术监督1)10、节能技术监督1)11、汽机技术监督1）利用#1 机大修及#2 机中修，对两台机主机真空泵进行改造，彻底消除真空泵噪音大缺陷以及汽蚀现象严重导致叶片断裂隐患。目前#1、#2 机#1、#2 小机真空泵改造后运行状况良好。2）利用#1 机大修对高中压缸过桥汽封间隙进行调整，通过汽缸通流间隙调整，揭缸提效改造提高汽轮机效率。四、2016 年工作重点：14
