2017年工作总结(汽机专业).pdf

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1、20172017 年度工作总结年度工作总结（点评：此处应有总体情况描述，总结不能等同周报格式，不能写成工作简述，要有自己观点和思考、感受、措施及产生的效果的陈述,不记流水账）一、2017 年工作总结(一一)安全生产情况安全生产情况（点评：风险预控为汽机专业一重点工作,应好好总结，#2 机水压试验引起前置泵密封漏水问题为责任异常，没体现)截至 2017 年 12 月底，汽机专业未发生责任性一、二类障碍事故。2017 年全年，1 机组启动 3 次，停机 3 次,2 机组启动 3 次，停机 3 次,汽机运行专业均较好的完成了启停操作任务，未发生误操作及推迟发电机并网的情况。1.异常情况统计2017

2、年汽机运行发生的主要异常情况为：(1）05 月 21 日晚班，16:40 2 机 A 汽泵前置泵非驱动端机械密封液温度升至 95。2，启#2 电泵并入运行,检修对机械密封水滤网清洗无效，22 日 0：05#2 机负荷降至 460MW，退出 2A 汽泵，01:01 许可热机票 No：RJ2017053072 机 A 汽泵前置泵非驱动端机械密封冷却交换器添加排空门，03:45 检修结束，06：10 并入 2A 汽泵运行，检查 2A 汽泵前置泵非驱动端机械密封液温度稳定在 61.7，06:25 停运2 机电泵列备用。(2）5 月 23 日晚班,#2 机 B 汽前泵驱动端机械密封液温度稳定在 95，晚

3、峰后停 2B 汽泵检查汽前泵机械密封液冷却器。23:00 启动#2 机电泵逐步退出 2B 汽泵，24 日 3:30检修结束，5：10 并入 2B 汽泵，停运#2 电泵，检查 2B 汽前泵驱动端机械密封液温度运行正常.(3）08 月份，#2 机投运胶球清洗装置时收球网差压负值大,频繁开启收球网,清点#2 机胶球全部跑掉了，经热工冲洗差压变送器后正常.11 月再次发生胶球全部跑光异常，查为收球网差压显示变坏点误开，联系热工专业对收球网差压变送器信号管进行疏通一次无效，12 月开始暂时停止2 机胶球装置的投运，待热工采购新的差压变送器后再投运胶球清洗装置。(4）11 月 3 日白班，9:25 就地调

4、整#1 机主机5 瓦处轴封汽手动门过程中主机4、5 瓦复合振动跳变,X/Y 向振动无异常，经设管部热控检查疑为对讲机使用时造成信号干扰。11 月 04 日热工将#1 机汽机#4、#5 轴瓦盖振探头更换为新型探头，在#4、5 瓦处使用对讲机观察振动无跳变。2反事故演习（1）4 月 20 日白班，16：1017：00 组织运行三值进行2 机组 EH 油系统泄漏反事故演习.（2）9 月 14 日白班,16：1017：00 组织运行五值进行1 机 B 汽泵前置泵故障跳闸事故处理。3针对现场异常情况及时制定运行控制措施（1）9 月 24 日，针对#2 机轴封加热器水位异常升高情况制定了轴加钢管泄露运行注

5、意事项.（2）10 月 9 日，制定1 机组辅汽联箱焊缝泄漏运行风险预控措施，将辅汽联箱温度控制在 280 以上，辅汽联箱焊缝渗漏未再扩大。(3）11 月 23 日白班，制定#1 机主机 AST 电磁阀模块油管接头渗漏运行注意事项,发至集控运行各值执行。(二）经济指标方面二）经济指标方面1截至 2017 年 11 月底，对比 2016 年同期汽机主要经济指标完成情况：主汽压力主 汽 温度再 汽 温度排汽温度过冷度循环出水温塔池水温给 水 温度时间真空端差2016年 11月底2017年 11月底21.47564。55558。1636.4595.48-1。2934.8224。054。4263。27

6、21.54563。24557.5536.6295。21.7335.5124.423.94261.422。主要指标对比分析（1）截至 11 月底全厂主蒸汽温度完成 564。55，较去年同期 563。24上升 1。31,影响煤耗下降 0。144g/kwh。预计全年情况会更好。（2）截至 11月底全厂再热蒸汽温度完成558.16，较去年同期值 557.55上升 0.61，影响煤耗下降 0.034g/kwh。预计全年情况会更好。（3）截至 11 月底全厂真空完成 95。48Kpa,较去年全年值 95。20Kpa 上升 0。28 Kpa，影响煤耗下降0.619g/kwh。预计全年情况会更好。（4)截至

7、11 月底全厂凝汽器端差完成 4。4，较去年同期值 3。94上升 0.46，影响煤耗上升 0。304g/kwh，主要原因为今年循泵两机三泵和两机四泵运行时间较多，端差有所上升。（三）技术管理方面（点评：开机冲转参数的控制，避免振动影响带负荷问题，特别是 3000 转时间过长后的暖机，应进行总结）1小机油中含水问题解决:6 月份开机以来，1 机组A/B 小机出现润滑油含水严重超标问题，采取调整轴封汽和隔离冷油器均无效，07 月 25 日白班,对#1 机组 A/B 小机油中进水原因进行排查，检查发现 A/B 小机汽缸进汽端轴封与#1 轴承箱之间间隙被保温铁皮封住，轴封汽无法向外排出，外漏的轴封汽被

8、小机油箱排烟风机的负压吸入轴承内带入油中。通知设管部汽机专业拆除封挡的铁皮，26 日和 27 日贵溪维护上票先后拆除 A/B 小机#1 轴承处的封挡铁皮。后检查小机油净化装置脱水次数逐步下降，A/B 小机油中含水量逐步下降至正常。2闭式水漏水大排查：#1 机组 6 月份 B 修后开机时闭式水补水量大,针对#1 机组闭式水补水量大进行查漏，发现1 机闭式水母管放空气门内漏严重，联系设管部安排处理，8 月 15 日 14：30 许可工作票#1 机闭式水母管排空气门后管道加装二次门，16:26 检修结束，终结工作票。检查闭式水箱补水调门已由 36开度关至 0，内漏消除.3尝试高负荷情况下凝汽器单流道

9、胶球清洗装置投运：2016 年 12 月 30 日和 31 日零班,#1 机组负荷 620MW，试投胶球清洗装置运行一次，机组真空上升 1。0Kpa,凝汽器端差下降 2.0；1 月 5 日投运#1/2 机 A 流道胶球清洗装置，1 月 6 日投运1/2 机 B 流道胶球清洗装置。4汽机典型操作票的完善：09 月 07 日，根据现场情况修改 EH 油净化装置投运热机操作票，增加发电机氢气提纯装置启、停及其真空泵倒换热机典型操作票，发给各值组织学习，使操作票跟现场相符，跟实际贴近，使汽轮机运行操作的安全性得到了进一步的提高。5真空严密性下降排查:7 月 19 日白班，11：23对#1机 进 行 真

10、 空 严 密 性 试 验：试 验 结 果，HP:342pa/min（合格），LP：102pa/min（优)。21 日将低压缸轴封进回汽管道疏水加关一次,09：21 重新做真空严密性试验结果，HP：302pa/min（合格），LP：75pa/min(优).检查 B 低压缸调阀端轴封回汽管疏水器旁路门内漏，阀体温度 70，部分轴封汽被直接抽回凝汽器，造成轴封汽量不足,影响高压凝汽器真空严密性,联系汽机专业停机机会消除内漏，提高1 机高压凝汽器真空严密性。6敏感性参数分析：每月进行敏感性参数分析,根据分析结果督促设管部汽机专业利用停机机会对汽泵再循环进行检修,保障了全年再循环调整门基本上不发生内漏,

11、保证了机组长期连续带 630MW 负荷运行。7双机真空联络节电:双机运行时及时投入真空系统联络运行，停运两台真空泵节约厂用电，统计 2017年累计停运真空泵时间 1272 小时，节电 40.70 万 Kwh。8循泵优化运行：根据环境温度变化及负荷情况,及时倒换循泵运行方式，4 月 6 日白班，11：22 环境温度高，将 C 循泵低速倒为 D 循泵高速运行；10 月 4日白班，9:35 环境温度下降，将#2 机 D 循泵倒为 C 循泵运行(低速)。9技术管理总结提高：根据现场工作经验撰写的论文发电厂凝结水溶解氧轻微超标治理，获得中国电力技术市场协会举行的 2017 年电力行业节能技术研讨会论文三

12、等奖.发电厂凝结水溶解氧轻微超标治理课题，10月底参加集团公司 2017 年创新创意大赛复赛，获得第二十名的成绩。10 精益运行优化:组织运行人员讨论汽机深度节能措施,根据讨论意见重新修改汽机节能措施。(四）技术培训方面四）技术培训方面2017 年加强了专业技术培训,首先是配合部门每季度开展一次岗位动态管理考试，不定期进行值班员岗位培训及现场考问活动，针对 10 月份#2 机组水压试验时出现的一些异常情况，12 月份对集控运行人员分批进行了汽机系统相关性影响及风险控制措施专题讲课.解决了部分运行人员对现场设备情况的一些模糊概念，提高了运行人员现场操作的风险意识。通过这些培训，不断的提高运行人员

13、的专业技术水平，为公司两台机组的安全运行打下了坚实的基础。（五（五)公司标准化建设方面公司标准化建设方面1.在公司安全文明生产标准化创建过程中,我积极投身于创建的整个过程,从设备标志标牌的策划、安装、验收方面严格把关，确保了验评过程汽机设备的标识完整,整齐划一,亮点区域标识统一，在江西公司和集团公司验评期间。我负责全厂油系统的迎检，我虚心向专家学习，态度诚恳，得到验评专家的认可。2。积极配合要素负责人做好汽机设备阀门标牌及管道介质流向牌的完善统一。完成对汽机所有设备、阀门、管道色标和流向牌的全面排查，累计制作阀门牌 3000 块，介质流向牌 1600 块，设备标识牌 420 块，2017 年

14、6 月下旬开始标牌大量到货,在时间紧安装任务重，安装人员素质低的情况下，不等不靠，整天呆在现场跟踪督促安装工作，对现场不合安装规范的亲自进行整改，确保安装规范统一,符合标准化要求,在集团公司检查来临前一天全面完成了现场的标牌安装.在集团公司的验评检查中，汽机的标牌整齐规范，取得了无扣分项的好成绩。3。在自查评过程中严格要求，督促责任单位及时整改.自查评中我负责油系统的查评,我认真仔细的查找我们油系统的渗漏点，对全厂的渗漏点做到心中有数，对能处理的渗漏点督促责任单位及时完成整改。使整改后现场的渗漏情况有了较大的改观。4.迎检过程中态度诚恳，积极配合，取得专家的谅解。江西公司和集团公司验评时我都是

15、负责无渗漏组油系统的迎检,我虚心向专家请教学习，不断提高自己对渗漏标准的认识，检查的过程我全程陪检，引导专家尽量避开大的渗漏点,检查结果全厂油系统无严重漏点和一般漏点，取得了较好的成绩，对专家提出的问题我耐心解释，及时回复，专家需要的资料及时提供，迎检态度得到了专家的肯定.比较顺利的完成了油系统的迎检任务。二、存在问题1.2 机组发电机励端密封瓦进油压力只有0.42Mpa 左右，油压偏低（汽端0.48Mpa），致使氢压高时氢气从励端密封瓦泄漏，发电机运行中漏氢量偏大,超过 11。3 立方/日的标准。2.1 机主机 ETS 通道 1 跳闸指示红灯亮，就地ASP 油压 13。2Mpa，设管部汽机专

16、业初步判断为节流孔板堵塞引起,机组运行中无法处理。3.辅汽联络管容易积水，疏水设置不合理，积水难以排除，每次辅汽联络运行前疏水几个小时仍不能疏尽，造成受汽的辅汽联箱温度急剧下降，对主机轴封及小机安全运行构成威胁。4。1 机组左侧中压导汽管法兰飘汽，#2 机右侧中压导汽管法兰飘汽，存在漏点突然扩大,蒸汽泄漏喷出伤人的风险。三、2018 年工作计划(一）节能方面一）节能方面1.坚持“日分析、旬小结、月总结”开展好供电煤耗分析工作。2.督促检查胶球清洗装置的定期投运，保证凝汽器的清洁，控制凝汽器端差在较低的水平。3。每月开展机组的真空严密性实验，发现真空严密性不合格及时查漏,保证机组真空严密性达到优

17、秀值。4.双机运行时及时投入真空系统联络运行，停运两台真空泵节约厂用电。(二二)安全方面安全方面（点评：1.如何保证汽机系统设备检修时隔离到位，不产生因人员技术问题或隔离不到位产生工质伤人，确保人身安全为重点工作，应有具体应对措施；2。汽机很多操作对主管有依赖性，认为主管不到现场解决不了或不能保证安全，应解决此问题;3.要强化对现场发现问题的考核）1。加强“两票”的检查及考核，杜绝现场违章，确保“两票”合格率 100，持续开展安全文明生产标准化工作。2。加强自身学习及专业技术培训工作，提高业务水平能力。3。安全文明生产标准化持续跟踪检查，持续改进。四、工作建议1。目前我厂的给水控制逻辑存在一些

18、漏洞,在并第二台汽泵操作时，待并汽泵转速大于 3000rpm 时不管待并汽泵是在遥控还是 OA 状态,待并汽泵转速变化都会引起运行汽泵（遥控自动状态）转速的同步反向变化,即参与了给水控制，在正常并汽泵时只要控制转速变化缓慢给水调节不会有问题，但在异常情况下，冲转的汽泵转速如果发生突升至 3000rpm 以上时,运行汽泵将快速降转速，给水流量急剧下降，可能造成 MFT 动作。建议热工专业优化给水控制逻辑，将待并汽泵转速大于3000rpm 默认为汽泵已正常运行附加汽泵遥控投入条件，避免可能发生的锅炉熄火事故.2。汽机轴加的水位过高影响机组的安全性，轴加的水位过低影响机组的安全性和经济性,目前采用的 U型管自动控制水位受机组真空的影响不可避免发生波动,每年都要发生多次轴加水位高旁路切除的异常情况，对机组的安全构成一定的威胁，这在其他电厂也存在这个问题,部分电厂已经对轴加 U 型水封进行了改造,建议设管部汽机专业要收集其他厂的改造资料，及时进行改造，保证机组的安全运行。（以上所述问题作为隐患排查问题报送）发电部汽机专业2017 年 12 月 19 日