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合山电厂2003年化学技术监督工作总结

发布时间：2009/6/20 阅读次数：8128 字体大小: 【小】【中】【大】

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合山电厂2003年化学技术监督工作总结

2003年合山电厂化学技术监督工作在厂长、总工程师的直接领导下，在国电集团公司及广西电力试验研究院等上级单位和部门的关心支持下，以“三个代表”的重要思想为指导，以质量为中心，以标准为依据，以计量为手段，坚持“安全第一、预防为主”的方针，倡导实事求是的科学态度，依靠科技进步，采用先进、成熟的化学检测技术和科学的管理方法，积极稳妥地开展发电机组充油设备的防劣处理以及热力设备的防腐防垢和水、汽、油、煤的化学技术监督与分析监测工作。

一年来，在以总工程师为组长的技术监督领导小组的领导和在厂生产技术部的监督下，合山电厂化学技术监督网能够正常有序地运作，化学技术监督活动与技术监督管理工作得到了进一步加强。

回顾过去的一年，我们在不断提高热力设备水汽品质，提高机组充油设备油质防劣技术，防止和减缓热力设备腐蚀、结垢、积集沉积物等方面，做了大量艰苦细致的工作，较好地完成了全年度化学技术监督工作和各项化学技术经济指标，有效地保证了全厂发电机组的安全与经济运行。具体工作情况总结如下：

一、 化学技术监督经济指标完成情况

1、2003年全厂发电机组水汽品质年平均合格率为：97.7%，与去年同期相比下降了0.2% ，合格率下降的主要原因仍然是给水中铜、铁含量超标，合格率低而引起。

2、2003年全厂年发电量为：2531892.8WM.h，锅炉总蒸发量为：976.50万吨，化学除盐水补充量为：38.40万吨，年平均补充水率为：3.93%，年汽水损失率为：3.56%,锅炉排污率为：0.37%；补充水率与汽水损失率均达到技术考核指标要求。

3、2003年化学水处理设备可用率达100%；化学水处理除盐系统全年总制水量为：555915吨，全年共向发电机组供水量为：38.40万吨。离子交换树脂的再生酸耗平均值为：50.96g/mol，再生碱耗平均值为：53.52g/mol；酸、碱耗指标均达到技术考核要求。2003年化学制水生产用工业盐酸量为368.85吨，用工业烧碱量为108.82吨。

4、2003年汽轮机透平油检验率与油质合格率均达100%。汽轮机组透平油年补充油耗为：5.28%。全厂充油电气设备绝缘油的检验率与油质合格率均达到100%。绝缘油年补充率为：1.64%。六氟化硫检验率与合格率均达100%。

5、2003年入炉煤与入厂煤质的检验率和检验合格率均达到100%。

二、 热力设备水、汽品质化学监督与机组防腐防垢工作

1、合山电厂锅炉给水铜、铁合格率长期以来都很低，均无法达到国家规定标准及技术指标考核要求。给水铜、铁合格率长期达不到标准，影响和制约着全厂锅炉热力设备的安全运行及影响着全厂总的汽水品质合格率的全面提升。为此，必须采取必要的手段，找出影响给水铜、铁含量高的主要原因与次要原因后，制定相应的处理对策，使全厂锅炉给水铜、铁合格率达到国家标准和考核标准要求。

从2003年3月份起，我们对所有涉及和影响给水铜、铁含量超标的水质、化学水处理药品都进行了全面的分析普查；经过全面系统的普查分析，找出了影响给水铜、铁含量超标的主要与次要原因，并根据分析普查结果，制定了相应的处理对策。

2、十多年来，合山电厂锅炉炉水的处理均系采用协调磷酸处理工艺，但锅炉的结垢与腐蚀问题并没有得到有效的控制，多年来锅炉运行时间均达不到部颁规定的清洗年限，却都由于结垢量已经达到清洗规定，而不得不提前进行化学清洗[这主要是由于凝汽器经常泄漏生水，协调磷酸盐处理工艺无法保证和满足Na/PO₄比值达到控制要求]。为防止锅炉热力设备运行中结垢与腐蚀的发生，从2002年5月起在广西电力试验研究院的指导下，进行了《高压锅炉炉水超低磷酸盐处理》试验与应用的研究；经过一年多的运行实践证明：超低磷酸盐处理工艺，能有效防止高压锅炉炉水盐类“隐藏”现象，避免了因磷酸盐“隐藏”而引起的腐蚀与结垢的发生，有利于提高炉水水质与机组的水汽品质。

3、认真贯彻执行《机组启动期间水质监督管理办法》，加强对机组启动期间水汽质量的监督，当发现机组启动过程水、汽品质异常时，均能采取积极有效的措施进行处理。机组启动前一般都是凝结水带硬度，为此采取换水冲洗、降低凝结水的硬度，缩短了机组水、汽品质超标时间，有效提高了机组启动期间水汽品质合格率。

4、我厂机组凝汽器在运行中经常发生不同程度的泄漏，期间虽然多次组织进行堵漏，仍未能彻底解决（特别是#6机组泄漏比较严重）问题。实际运行中当凝结水硬度≤3.0umol/L时，采用往循环水中添加木糠的办法进行堵漏；在此情况下我们加强对运行机组水、汽品质的跟踪分析监督，并根据水汽品质变化情况，及时调整炉水的处理方式和增加锅炉的排污量，以确保运行机组水、汽品质的合格率。此外，长期以来我们对运行中的凝汽器铜管，一直采用硫酸亚铁成膜工艺进行保护。

5、2003年2月至10月，在#8、5、4机组进行大修中，凝汽器全部都更换了新铜管（型号为：70-1B，B71-1、H402-15、H1352-8、H402-12，H325、H504、H402、H614）；为了提高凝汽器新铜管运行初期的耐腐蚀能力，减缓铜管运行中腐蚀的发生，我们对#8、5、4机组凝汽器新更换的铜管，全部都进行了硫酸亚铁一次成膜保护工作。在本年度大修中，#4、5机凝汽器内也安装了铜管阴极保护装置。

6、2003年我们对进行大修的#5、4机组的热力系统设备，进行了详细的化学检查和取样分析；在检查与分析中发现：#4炉水冷壁管的面积结垢量为367.71g/m²，腐蚀速率为24.89g/m².r ，属于一类腐蚀；#5炉水冷壁管面积结垢量为429.18g/m2，腐蚀速率为50.10g/m².r ，属于二类腐蚀。#5锅炉水冷壁管的结垢量，已经达规程规定需要进行化学清洗标准；因此，建议#5炉在下年度大修时，必须安排进行化学清洗。

7、配合做好新改建的#8CFB锅炉冲管、试运行启动期间的化学制、供水和化学监督工作。完成了#8炉脱硫剂---石灰石的物理与化学成份分析的各项准备与实施工作。

8、认真做好对化学水处理生产所使用的工业盐酸、工业烧碱及大宗水处理化学药品，进行了入厂前的质量检验与分析工作。

9、按规定完成了每季度进行一次的红水河原水全分析工作；完成了#5、4机组大修热力设备与水冷壁管垢样的化学分析工作。每月坚持进行化学分析准确率的抽查、检验工作和每周一次的机组水汽品质定期抽检分析工作。

10、加强洪水季节化学水处理制水与供水工作，保证和满足了全厂发电生产和2×330MW机组工程建设以及厂区与生活区生活用水的需要。

三、煤、油质量分析与监督工作

1、继续严格认真抓好对入厂与入炉煤质的分析监督工作。一年来，共完成了5718个煤质样品的制样、6738个煤样的工业分析、5718个煤样热值的测定、4764个煤样含硫量的分析及4597个锅炉飞灰可燃物的分析。为保证煤质热值分析的准确性，按规定完成了对量热仪热容量的定期标定工作和煤质分析仪器仪表的定期校对工作。

2、为配合锅炉燃烧分析和及时了解锅炉燃烧煤质的变化情况，每月定期分析入炉煤和编号煤的灰熔点，并做好分析报告工作，为保证锅炉的稳定正常燃烧及为煤质合理掺配提供参考依据。配合完成了#4~#7炉燃烧调整试验的煤质分析工作及配合完成了锅炉正平衡煤耗计算试验所需要的煤质分析测定工作。

3、严格把好新油入厂的质量验收监督关。一年中，共验收了4.26吨新汽轮机透平油；对新入厂的#16、#32及#68液压油、#32抗燃油、#68齿轮油和#220重负荷齿轮

油均进行了抽样化验。此外，对新入厂的#0助燃柴油也都进行抽样检验，有效地保证了入厂油质的质量关。

4、认真开展对发电机组充油设备的化学监督工作。一年来，按规定完成了#4~#7汽轮机透平油每年二次的油质分析普查、每半年一次的#4~#8主变压器油质普查和气相色谱分析工作。完成了厂高变绝缘油、220KV互感绝缘油质的常规分析。对运行中存在内部故障点的#5、#7厂高变及#02备高变油质进行跟踪分析，并及时向有关部门提供和报告油、气分析监督情况。

5、继续做好汽轮机运行与检修过程中的油质化学监督与油质防劣工作。一年中，配合机组的大修，完成了#8机组更换新透平油及#5、#4机组透平油质的过滤处理工作；完成了全厂汽轮机透平油的抗老化试验，并对抗氧化剂含量达不到规定值的原#8、#5、#4机透平油，进行T501抗氧化剂的添加工作。一年来，每周坚持对汽轮机主油箱的油质进行检查和放水工作；对油中带水严重的#5机透平油，加强了跟踪监督；仅9月份，从#5机主油箱中排出的水达188.8升，有效地保证了机组油质的安全运行。

四、基础管理与环境监测工作

1、化学技术监督工作涉及化学、锅炉、汽机、电气、热工和燃料等部门，专业面广，技术性强。为切实搞好我厂的化学技术监督工作，在厂总工程师的领导下，认真开展化学监督网活动。一年来，我们完成了《化学运行规程》、《化学监督规程》的修订、审核工作，并已作为企业标准于2003年3月和5月颁布实施。为做好330MW机组运行的前期准备工作，完成了《330MW机组化学运行规程》的编写工作。

2、认真贯彻执行《中国国电集团公司技术监督管理制度》和《广西电力化学技术监督工作办法》（暂行）、《广西电力化学技术监督考核办法》（暂行）；并根据本厂的实际情况，及时修改、完善相应的化学管理办法和规章制度。

3、继续开展环境的监测工作。一年来，按规定每月定期采样分析灰场回水的PH值、悬浮物、COD和氟化物的含量及厂区内大气降尘量；完成了#5、#7炉烟气除尘效率的分析工作。

五、技术改造与技术培训工作

1、配合武汉大学完成了#6机凝汽器铜管阴极保护装置的调试、投运以及#5、#4机凝汽器铜管加装阴极保护装置工作。

2、会同广西电力试验研究院完成了高压锅炉超低磷酸盐处理的试验与应用工作。

3、为了加强和提升化学监督的分析手段，购置了煤质自动工业分析仪一套、振筛机和电子天平各1台；购置了柴油凝点测定仪、闪点测定仪和馏程分析仪各一台。

4、为适应企业改革与发展的需要，加强了对职工的安全教育与技术培训工作。一年来，针对2×330MW机组改扩建工程发展的需要，分期对职工进行了凝结水精处理、制氢生产知识的技术讲课和技术培训，使职工初步了解和掌握这两个系统的生产流程和基本工作原理。此外，在12月下旬派出15位班组长和技术员，参加广西电力系统举办的“凝结水精处理及电力化学除盐水研讨会”；经过学习培训，使参加职工进一步了解了凝结水精处理的基本知识和生产流程，为2004年2×330MW机组的投产运行打好良好的基础。

5、2003年是化学技术专业考证与换证年。为做好职工的考证与换证工作，认真做好组织领导工作；对参加考、换证的职工进行了理论和实践操作的培训。在本次考、换证过程中，共有9人参加了燃煤化验员岗位的理论与实践考核，12人参加了水化验员和水处理值班员岗位的考试，所有参考职工均全部取得了岗位合格证书。此外，加强了对职工的化学基础理论和操作技能的培训教育，11月份派出23名职工参加了广西电力行业职业技能鉴定中心举办的化学专业高级工理论考试，所有参考职工全部合格。

6、加强对化学生产班组的建设管理。组织职工认真学习《中华人民共和国安全生产法》、《电力安全工作规程》、《安全生产工作规定》等有关管理制度，坚持开展班组安全学习活动和劳动安全互保活动，增强了职工的安全防范意识，从而实现了化学生产全年无事故的安全目标。

六、主要存在问题与改进措施

1、给水铜、铁含量超标，是影响和制约机组安全运行及水汽品质合格率提高的主要因素。其中：凝结水铜、铁的含量、磷酸三钠铁的含量和氨水铜、铁的含量高，是造成给水超标的要因。而凝结水铜、铁含量的主要来源于：汽轮机低压汽缸受到高温高压蒸汽的冲刷、汽蚀产物及凝汽铜管外壁受到腐蚀。磷酸三钠和氨水药品铜、铁含量高，主要由于药品的纯度达不到所至。此外，热力设备在运行与停用期间金属材料受到溶解氧和二氧化碳的腐蚀，也是造成给水铜、铁含量超标的主要原因之一。因此，解决上述问题的结症所在，就可以使给水铜、铁含量大幅度的降低，汽水品质合格率将会大幅度的提高。

2、目前，正在使用的化验室水汽品质分析仪表和在线化学分析仪表，已经无法保证和满足机组运行时水、汽品质化学分析与化学技术监督工作的要求，已经影响和制约着化学技术监督工作的发展与分析水平的提高。主要表现为：化验室分析仪表的分析准确率可信程度低，仪表的日常维护与故障修理也无法得到保障；在线化学分析仪表除电导率可用外，其它表计已经全部瘫痪；就连刚运行不到二年的新化水车间的在线钠离子等分析仪表，也无法起到指导生产运行与分析监督的作用。因此，加强和充实化学分析仪表检修维护的力量是当务之急，更新和改造现有的在化学分析仪表，是提升化学技术监督与化学监测分析水平、保证机组安全健康运行的关键。

3、#4~#7锅炉磷酸盐与联氨加药泵使用年限已超过规定年限，加药设备存在着安全隐患，现已经影响着锅炉水处理工作的正常开展。由于现仍在使用的锅炉加药泵已超期服役，加药设备在运行中故障频繁发生（几乎每天都有故障发生），给化学生产与监督工作带来困难，给锅炉热力设备的安全运行带来隐患。因此，建议将现仍在用且已超期服役的锅炉加药设备进行更新改造，以保证锅炉热力设备的安全可靠运行。

七、2004年化学技术监督主要工作计划

1、继续贯彻执行国电集团公司《技术监督管理制度》、广西电力《化学技术监督工作办法》、广西电力《化学技术监督考核办法》，落实各项规程、规范与制度，继续做好发电机组运行与停用期间的化学技术监督与分析监测工作。

2、采用新技术、新工艺、新方法，解决给水铜、铁含量高的问题，提高给水品质的合格率及全厂机组汽水品质的合格率。

3、做好2×330MW机组化学监督与运行生产人员的技术培训；配合做好330MW机组投产试运期间的化学技术监督工作和有关化学设备的调试与运行接管生产工作。

4、继续做好#8CFB锅炉投产运行期间的化学技术监督工作和化学运行管理工作。

5、化学水处理一级除盐系统运行与再生工况的调整试验，降低制水酸、碱耗。

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