中国大唐集团公司2016年03月技术监督月报解读

宁德1号机组供电煤耗完成291.06 g/kWh，同比升高6.26 g/kWh，同比升高的主要原因是：机组负荷率同比降低20.58%，汽机热耗率升高 134.83 kJ/kWh；锅炉低省B列泄漏，退出运行，影响机组热耗升高40 kJ/kWh。

3.12八〇三主汽温度偏低、排烟温度偏高

八〇三主汽温度偏低，其中1号机偏低15.93℃，3号机偏低8.51℃，4号机偏低32.79℃。4号机主蒸汽温度达不到设计值是机组投产时就存在的问题，属于设计问题。加强锅炉燃烧调整，并进行吹灰优化，尽量提高蒸汽温度；2、3、5号锅炉排烟温度均高于设计值，应加强空预器的检修维护，降低排烟温度。

3.13 大坝5号炉排烟温度偏高

5号炉排烟温度较设计值高5.37℃；6号炉排烟温度较设计值高2.95℃；主要原因为低氮燃烧器改造后火焰中心上移，虽然在空气预热器改造后排烟温度已经大幅下降，但仍高于设计值。加强锅炉燃烧调整，降低锅炉排烟温度。

3.14 太二锅炉飞灰含碳量偏高

10、12、13号锅炉飞灰含碳量分别为6.5%、6.2%、6.2%，设计值为3.8%；主要原因为低氮燃烧器改造后主燃区氧量偏低，火焰中心上移，燃料在炉膛内停留时间偏短。加强配煤掺烧及燃烧优化调整，降低飞灰含碳量，提高锅炉效率。

3.15 阳城锅炉排烟温度偏高

1-6号锅炉排烟温度设计值为116℃，实际运行值在125℃左右，7、8号锅炉排烟温度设计值为125℃，实际运行值在131℃左右，主要原因为火焰中心偏高，炉膛出口温度偏高。建议加强锅炉配风调整，加强尾部受热面吹灰，降低排烟温度。

4. 环保

4.1 武安公司2号机组烟尘浓度小时均值超标

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2号机组锅炉BT导致氧量高,烟尘浓度折算值超标2小时。 4.2 鸡西二热1号机组烟尘小时均值超标

1号机组因烟尘仪故障导致累计烟尘浓度超标16小时。 4.3 鸡西热电1号机组烟尘小时均值超标

1号机组在线监视设备故障，导致烟尘浓度超标3小时。 4.4 鸡西热电1号机组氮氧化物小时均值超标

由于低氮燃烧器改造工程性能试验和超低排放改造前脱硝系统试验要求停止脱硝系统，导致1号机组氮氧化物超标16小时。

4.5 株洲电厂4号机组3月份石灰石实际耗量（2314吨）较理论值（1762.5吨）高31.3%

初步分析原因：1）脱硫装置整体性能下降，导致脱硫效率偏低，查阅历史曲线发现脱硫塔浆液pH值长期维持在6.0左右，因此可以推断运行人员经常采用大量补入新鲜石灰石浆液的方法实现达标排放；2）喷淋层出现了堵塞及部分新更换喷嘴本身设计喷淋角未达要求，造成脱硫塔喷淋覆盖率较低，喷淋效果不佳，为保证脱硫出口达标排放而增大喷淋量，导致石灰石消耗增加；3）因煤样采制化不规范导致硫份不能代表入炉煤实际硫份，导致石灰石理论消耗量误差较大；4）球磨机下料口、制浆区管道泄漏严重，导致石灰石浪费。

处理建议：1）利用机组停机机会，重点检查喷淋层，消除支管及喷嘴堵塞问题，并对喷淋角未达设计值及损坏的喷嘴进行更换。超低排放改造期间，应加强喷嘴验收管理，防止因喷嘴雾化角未达设计值而引起的脱硫整体性能下降；2）规范煤样采制化，确保入炉煤含硫量的代表性和准确性；3）加强石灰石浆液管路维护与消缺，防止漏浆。此外，还应按规定校准皮带秤等石灰石计量装置，加

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强入厂石灰石和出厂石膏等台账管理工作，通过以上措施彻底消除石灰石实际耗量与理论耗量偏差大的问题。

4.6 八〇三未安装脱硫、脱硝设施

除尘器设备老化，除尘效率低，氮氧化物、烟尘均全时段超标排放，二氧化硫部分时段超标排放。

5. 振动

5.1 长春二热2号机组2号排粉机电机振动

3月3日，2号机组2号排粉机电机驱动端水平振动在40～80μm之间摆动，电机非驱动端水平振动20μm。经过现场振动测试分析，电机驱动端存在一定的质量不平衡，通过在联轴器上配重400g，启动后电机驱动端水平下降为30μm。

5.2 哈一热1A引风机振动

3月10日，1A引风机驱动端水平振动最大值达到120μm，经过现场振动测试分析，1A引风机驱动端叶轮存在不均匀磨损，引发质量失衡。现场对引风机进行动平衡处理，在引风机驱动侧加装配重350g后，引风机水平振动最大值降低到35μm。

5.3 辽源厂4B变频凝结水泵振动

3月15日，4B凝结水泵电机顶端东西、南北振动在凝结水泵变频运行时，南北振动最大达到200μm。经过现场测试分析，电机由工频改造为变频形式，当凝结水泵工作转速在1000r/min～1150r/min、1300r/min～1370r/min之间时落入电机共振区间，造成4B凝结水泵产生结构共振。在凝结水泵变频运行过程中尽量避免共振区域，对支撑进行加固，最大限度提高结构刚度。

5.4 长山厂1A一次风机电机振动

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3月25日，1A一次风机电机驱动端水平振动达到50μm，垂直振动40μm左右，轴向振动110μm。经过现场电机单转试验测得的振动数据分析，其电机存在一定的质量不平衡。通过对电机进行动平衡处理，驱动端加重580g后驱动端径向振动最大约20μm，轴向振动40μm，风机振动在合格范围内。

5.5 清苑热电1、2号机组供暖抽汽调门反馈间歇摆动

1、2号机供热抽汽调门原控制油使用EH油，EH油颗粒度要求小于NAS6级。改造后，控制油采用46号液压油。2015～2016年采暖期间，该调门在指令不变的情况下，偶尔出现不同程度的摆动；在阀门指令变化过程中，反馈存在过调现象。通过对故障曲线的分析及对现场设备的检查，分析主要原因为：1）抗磨液压油油质达不到要求，颗粒度超标（油样经东北所化验，1号机供暖抽汽调门油站液压油颗粒度为NAS8级，2号机供热抽汽调门油站液压油颗粒度为NAS11级）；2）阀门反馈装置内电位器性能不佳，导致阀门产生波动；3）反馈装置内齿轮组存在局部磨损。

处理措施：1）加强油质过滤，保证油质满足NAS6级标准，如条件允许，可尝试更换液压油；2）与设备厂家联系，实现与PLC通讯，掌握PLC实时运算数据，了解设备的运行状态，便于问题分析；3）对反馈装置内齿轮组进行检查，确认齿轮组咬合情况有无异常；4）对控制回路屏蔽接地情况进行检查，消除信号干扰因素的影响；5）更换反馈装置内电位器后，进行开关试验。

5.6 当涂2号机1X、1Y方向轴振部分负荷下超过报警值

2号机1Y方向轴振部分负荷下超过报警值（600MW时达149um）。分析主要原因是1瓦自由端负载较轻，目前以加强监视为主，辅助以手持表日常监测，待今年A修通流改造机会进行整改。

5.7 洛河2号机组1号轴承X方向振动波动大

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