第六节设备改造

-设备超出力1960年3月,山东省电业管理局召开全省发电企业提高出力会议,传达全国电业提高出力情况、水电部关于发电设备提高出力的基本技术总结、会后应注意的若干技术问题,要求各发电单位将提高出力正式计划于4月中旬报省电力局。黄台发电厂根据会议精神,对2、3号汽轮发电机进行了提高出力试验,2号机最大出力为3万千瓦,3号机为2.7万千瓦。两次试验结果均向山东省电业管理局做了书面报告,6月,批复同意该数据,并提出相应的技术要求和注意事项。因当时黄台发电厂的发电机组只有一炉二机,不具备超出力条件运行。1960年8月至1965年12月,2、3号炉和1、4号机相继投产,使发电综合出力增至12.5万千瓦。进入七十年代,济南地区“四五”计划时期电力负荷大幅度增长,最高可达44万千瓦。为适应国民经济发展的需要,根据上级的要求精神,从1970年开始,先后对主机设备进行了改造,经过一年半的时间,全厂综合出力比铭牌提高32%。

六十年代末、七十年代初,随着“工业学大庆”和贯彻《鞍钢宪法》精神的深入开展,黄台发电厂认真制订“学大庆规划”,并号召广大职工以大庆人“宁愿少活二十年,也要拿下大油田”的铁人精神为榜样,实行“两参一改三结合”,以“有条件要上,没有条件创造条件也要上”的艰苦创业、自力更生、敢想敢干,知难而进,永攀高峰的大无畏精神,打响了改造设备提高出力的攻坚战。

1970年,在提倡提高出力,一厂变一厂半的形势下,黄台发电厂组织工程技术人员、班组骨干先后4次去石家庄热电厂学习,开始对主机设备进行改造。1970年4月,对1号发电机进行改造后,因线圈过热而烧毁。是年10月,进行二次改进,发电机由空冷改制B级胶水内冷线棒,转子大齿槽封焊通水,转子线圈由 18匝改为19匝,转子大轴水槽镀镍,励磁机加103千伏安硅整流装置;2、3、4号氢冷发电机,将氢气压力由0.03兆帕提高至0.1兆帕。为解决炉膛结焦,降低炉膛出口烟温,将1、2号炉的2、5号燃烧器下移1.97米,并加装吹灰器,改进风机设计参数,1、2、3号炉改进汽包的汽水分离装置;汽轮机扩大压力级喷嘴面积,增加进汽量,1段抽汽堵死,改为2、3、4、5 段抽汽分别供5、4、3、2号加热器,末级排汽加装导流环;主变压器加装强迫油循环和导向装置等。1、2号炉由170吨/时提高到220吨/时,3号炉由230吨/时提高到295吨/时,相当于增加了1台170吨/时的锅炉;1 号机由2.5万千瓦提高到3.3 万千瓦,2、3 机由 2.5万千瓦提高到3.5万千瓦,4号机由5万千瓦提高到6.2万千瓦,相当于增加了1台4万千瓦的汽轮发电机,使全厂综合出力由12.5万千瓦提高到15万千瓦,最高达16.5万千瓦。1970年与1966年相比,平均发电设备利用小时由 7565 小时增加到8639小时,增加1074 小时;发电量由9.456亿千瓦·时增加到 10.799 亿千瓦·时,增长14.2%;发电标准煤耗由 382克/千瓦·时降为 381克/千瓦·时,降低1克/千瓦·时。1971年发电量由1969年的10.069亿千瓦·时增加到 12.196 亿千瓦·时,1972 年达到12.988亿千瓦·时。1970年至1976年平均发电设备利用小时 9271 小时,7年总共发电 81.123 亿千瓦·时,经折算,7年发了10年的电,多发电24.23亿千瓦·时,为缓和山东电网供电紧张局面起到了积极的作用,为济南地区实施“四五”计划做出了贡献。

1976年12月15日,山东省委授予黄台发电厂“大庆式企业”奖旗,山东省电力工业局授予黄台发电厂“工业学大庆红旗单位”奖旗;1977年12月,山东省电力工业局授予黄台发电厂“工业学大庆先进单位”,并提出“学大庆、赶黄台”的口号;1978年10月31日,水力电力部授予黄台发电厂“全国中型电厂排头兵”称号,12月26日,济南市委、山东省电力工业局授予黄台发电厂“大庆式企业”称号,水力电力部授予黄台发电厂“全国电力工业大庆式企业标兵”。

1 锅炉设备及运行操作的改进提高出力前,1、2号炉因燃用煤种改变曾作过下述改进:一是由于燃用贫煤后汽温超值,曾分别将1、2号炉低温过热器受热面割去 300平方米、360平方米。二是为了解决因燃煤含硫高而引起的尾部受热面堵灰腐蚀,先后在3台锅炉上加装了前置式空气预热器。

1970年5月,对3台锅炉进行超铭牌出力运行,首先碰到的困难是:随着锅炉负荷的提高,当容积热强度提高到接近现代化锅炉的标准时(150-160x10 焦/立方米·时),在弗斯顿管处结焦严重,以致无法连续运行。其次是蒸汽带水,导致汽机进汽温度低和叶片严重结垢。

针对上述问题,先后对锅炉设备进行了如下改进:一是为了降低燃烧中心,改善炉膛火焰充满系数,降低炉膛出口烟温,将 1、2号炉 2、5号燃烧器下移-1.97米,将原为“一”字形布置的燃烧器,改为“倒三角”形布置;二是根据运行中和停炉后

的观察分析,弗斯顿管底部积灰是形成弗斯顿管结焦的重要原因之一,因此在高温过热器和弗斯顿管两侧之间各加装了1台0IIK-型吹灰器,同时在弗斯顿管的下部加装排污水吹灰装置;三是根据1、2号炉的实践,针对3号炉的结构特点,为增大给粉量,在炉后加装2只直吹式主燃烧器,喷口截面为300x400毫米,两燃烧器之间夹角为80度,以满足超铭牌出力运行的要求。

·为改善提高出力后的蒸汽品质,先后对3台锅炉汽包内件作了改进。一是短路部分给水,减薄洗汽水层厚度。锅炉给水均由省煤器出口管从汽鼓前側引入,送至配水槽内,其中约90%给水经清洗装置溢流至水室。仅约10%的给水由给水分配槽下部孔板的管子直接引入水室。

经去掉原有的短路管和将进水管的一半直接引入水室的改进后,用50%左右给水洗汽,50%左右的给水直接短路至汽鼓水室,较好地减薄了水层厚度。二是针对3号炉蒸汽带水的问题,将原钟罩式(淹没式)洗汽装置改为平板式洗汽装置,不仅可以增大洗汽面积,同时解决了负荷分配不均的问题。为使洗汽板上配水均匀,将原配水槽改为分段配水母管。为增加自然分离空间,将顶部百叶窗上抬20毫米。百叶窗与顶部孔板之间距离由45毫米缩小为25毫米。为防止提高出力后下降管口上部炉水形成“漏斗”状,使下降管带汽而造成抽空,在每根下降管口上加装了“十”字状格栅。

超出力运行初期,锅炉上部(弗斯顿管)及燃烧器附近严重结焦,几乎将炉膛上部的出口堵死,导致被迫停炉。针对这一问题,组织“三结合”燃烧调整小组,改进运行操作。一是根据负荷适时加大风量,使二氧化碳值保持在15至16%左右。二是开大风速挡板,降低出口风速。

由于锅炉超出力后,燃烧器负荷加大,使出口处火焰温度高达1500℃以上,因回流区过大,造成燃烧器周围温度过高,结焦严重,减弱了炉膛下部吸热,使炉膛出口烟温高达1200℃以上,这是弗斯顿管结焦的重要原因。对此,采取把两侧墙中部燃烧器(2、5号)风速挡板开大,靠前后墙的四个燃烧器(1、3、4、6号)风速挡板略小于中部的开度,将火焰推向炉膛中心,缩小热回流区,使火焰中心下移,降低了燃烧器周围温度,减少了炉膛四周和弗斯顿管处的结焦。三是开展“三稳､四勤、两统一”活动,充分发挥炉组会的作用,改变过去在操作上“各自为政”的被动局面,使锅炉设备在超铭牌出力的工况下,运行周期可达4至5个月。

通过一年的运行实践和在水电部西安热工研究所的帮助下所作的一系列实验证明,上述改进是有效的,基本上满足了锅炉超铭牌出力运行的需要。其效果一是对Tn−21型锅炉,采取将中部燃烧器下移,由“--”字形布置形式改为“倒三角”形布置形式,对降低汽温和防止炉膛结焦是有效的。二是在弗斯顿管处加装回转式蒸汽吹灰器和加装排污水吹灰装置,可以有效地防止弗斯顿管沾污和结焦,同时使排烟温度也相应有所降低,对提高经济性也是有益的。三是通过热化学试验证明,汽鼓内件改进后,可以满足锅炉在超铭牌出力运行工况下对蒸汽品质的要求。(1、2 号炉最大出力可达240吨/时,3号炉最大出力可达315吨/时)。通过几次电负荷的实践证明,在负荷大幅度变动下,没有因蒸汽带水而造成掉汽温的现象。四是在运行操作上,适当地增加风量,降低燃烧器出口风速,可以使炉膛火焰中心下移,使弗斯顿管结焦情况得到改善。

通过设备改造及运行操作的改进,锅炉设备在超铭牌出力工况下基本上达到了稳定连续运行。但是随着出力的提高,受热面的磨损,尤其是低温过热器和高溫省煤器的磨损日益严重。在一般情况下,运行半年磨损量约0.6至0.7毫米左右,其原因主要是超负荷后,烟气及飞灰量增大,在没增加通流面积的情况下,流速加快,对管壁造成严重冲刷。据资料介绍,在一定条件下,飞灰速度的增加与管子磨损的快慢是3次方的关系,也就是说,当流速提高一倍时,其磨损速度就加快8倍。经过两年的运行,通过10余次大小修,共发现严重磨损的管子 137根,其中在2毫米以下的有22根,最严重的1根过热器管子,壁厚仅有0.6毫米。为解决这一关键性的难题,立即开展了金属监督工作,把最易磨损的部位查清,针对不同情况,采取相应措施,降低磨损速度,延长设备寿命,提高健康水平。负责金属监督这项工作的全体人员,冒着六七十度的高温,经过一段时间的艰苦摸索,积累了一套“眼看,手摸､仪测、尺量”的检查方法。党委主要领导和车间负责人在大小修中深入生产第一线和金属组及锅炉防磨组的人员一起,冒高温,钻炉膛,检查受热部件的磨损情况,深入金属组了解金属监督情况,及时解决在工作中遇到的问题,车间领导始终指挥战斗在一线。

在摸清磨损部位,掌握磨损规律的前提下采取了割管、焊补和加防磨套三种有效的方法。一是对过热器、省煤器管经飞灰磨损其壁厚在3毫米以下者割去旧管换新管,水冷壁管在3毫米以下者更换新管。

二是对局部磨损严重的管子用电焊进行焊补(堆焊),以增加壁厚。三是对低温过热器和省煤器壁厚在3至3.5毫米之间者加装由直径 50x3.5毫米的接缝管刨开的防磨套,再用铬镍不锈钢丝绑住,对水冷壁管在磨损面上焊上防磨钢筋或铁板。采取以上措施后,有效地减缓了磨损速度,提高了设备健康水平。1971年,在全厂综合出力提高32%的情况下,创造了217天的安全记录。

在对 1、2、3 号炉的12台吸送风机改高效的过程中,首先将1号炉2台送风机进行改造。根据兄弟厂风机改造和使用的经验,在自力更生的原则下,自制叶片､前盘、集流器上下模等。为保证加工的弧面,又自制高溫反射炉,叶片采用热压一次成型。前盘和集流器用2个25吨千斤顶分四分之一园压制后拼成整园焊接磨光而成。经试验后的4-72型风机比原 BI-15.5型,效率由54%提高到83%,成功后相继推广到2、3炉送风机及3台炉的吸风机。

2 汽轮机设备的改进要适应超出力多发电,就必须加大汽轮机的通流面积以获得更多的热能转化为机械能。首先增加进汽喷嘴,扩大压力级

喷嘴面积,末级排汽加装导流环,一段抽汽堵死改为二、三、四、五段抽汽分别供5、4、3、2号高低压加热器。1号机原蒸汽管道长,弯头多,压降大,满足不了超出力的需要。经过严密计算,在汽轮机本体加装了15 个喷嘴,1号主蒸汽管道去掉4个弯头,使管道长度缩短了35米。同时,更换了总汽门(由原直径 175毫米改为直径 225 毫米)并扩大电动闸门的直径(由124 毫米扩大为132毫米),使管道总阻力损失比改前降低 0.03 兆帕,满足了超出力的需要。

主机设备改进后,其矛盾又集中在辅机设备上,如1号机凝汽器由双流程改为单流程进水,降低了系统阻力,增大了循环水流通量,提高了真空度。将1至4号机的1、2、3号低压加热器由凝结水的六流程改为双流程,降低了凝结水系统的阻力,使凝结水泵满足了提高出力的需要。冷水塔的冷却装置由淋水板改为蜂窝纸,使冷却水温度下降3至4℃;3号高压脱氧器,在原水箱上增加了1个 225 吨的脱氧头,满足了提高出力后的用水。原4台给水泵,有3台是前苏联进口的Jg10型给水泵和1台DE270-150型给水泵。由于原供备品用完,新制备品质量不能保证,因而以淮南电厂西德产 HDV150×5型高效给水泵的动、静叶轮为模型,对3台进口给水泵进行了改造,其效率由67%提高到80%,出力由310吨/时提高到400吨/时,满足了锅炉超出力运行的需要。

3 发电机设备的改进1970年4月,对1号发电机进行改造,第一次因发电机线圈烧毁,没有成功。同年10月,进行第二次改造,将静子空冷改为通水内冷。方案确定后,组成“三结合”会战指挥部,坚持把埋头苦干和科学态度结合起来。如搞静子空芯线棒模,在一无图纸又无经验的情况下,经过7次合模,8次修补,48天的奋战,制造出合乎工艺标准的线棒模子。在整个机组改造中,先后经过 2000 多次试验,取得了2200 多个数据,实现了 24 项技术革新,做到一次启动成功。使这台铭牌出力2.5万千瓦,实际只能达到2.3万千瓦的发电机,提高到3.8万千瓦,提高出力50%。

在未提高出力前,2、3号发电机出线套管发热,有时高达130℃,造成绝缘烧焦和大量漏氢,严重威胁安全运行。经过周密调查研究后,找出了发热的根本原因是磁场涡流造成的,于是将原来的铁法兰换成无磁性不锈钢法兰,并加不锈钢隔缝,解决了涡流发热,根治了漏氢,温度由 130℃降到60℃,仅此一项改造,就可使2、3号机提高出力 5000千瓦。

4 主变压器的改造为适应发电机组提高出力的需要,将两台主变压器先后加装了强油水冷导向循环装置,改后运行情况证明,效果显著,方法简单,投资少。

1号主变压器于1960年8月投入运行,在负荷接近额定出力时,夏季上层油温经常到 80℃。1969年加装1台2.8千瓦潜油泵和1台冷却面积为14平方米的冷油器,改为强油水冷,在有功负荷 2.8万千瓦,功率因数为0.8,空气温度 36 至37℃时,上层油温维持在71至73℃。改为强油循环水冷以后,破坏了原来的自然循环,由于高压线卷和油箱之间有 165 至205毫米的空间,铁芯、线卷的油道比较狭窄,阻力比较大,有一定压力的“冷油”,从油箱底部进入变压器后,大部分油通过油箱和高压线卷间的空间直接流向变压器上部,因此,铁芯、线卷内部的热量带出很少,冷却效果比较差。为使大部分油从变压器底部进入油箱后流入铁芯线卷的油道,把内部的热量带出来,使铁芯线卷平均溫度降低,自行设计了一种比较简单的导向装置,即在变压器下油道入口上部,加装厚3毫米的环氧头玻璃布档油板,将线卷与油箱内壁之间的空间截断,使进入变压器底部的油,强迫流入下油道。为了吊装变压器芯子时方便,环氧玻璃布板与油箱内壁间留有20至30毫米的间隙,并压接上厚5毫米、宽100毫米的耐油胶皮(或聚氯乙烯板),以形成一圈油封。在档油板上部,高压线卷外侧,加装厚 1.5 毫米,高1500毫米的绝缘纸板围成的3个导向油筒,分别套在3个线卷外围,使从下油道进入线卷和铁芯的油继续沿油道上升,直至变压器顶部。其导向油筒和线卷之间用5根30x35x1500毫米的木条固定,导向油筒用环氧纤维板制成的绝缘螺丝和尼龙绳固定在木撑条上。另外,为了加强油的循环,又加装了2台7.5千瓦潜油泵相互联动备用和1台冷却面积为60平方米的冷油器,并设有联动信号及油温高信号(在上层油温70℃时发出信号)。对原有散热器的去留,进行了比较分析后,认为保留原有散热器,其总的散热面积大,同时还起到一种“副油箱”的作用，增加变压器的蓄油量，有利于变压器冷却。为使进出油分布均匀，将 $2\text{、}4\text{、}8\text{、}10$ 号散热器下部油门关闭，从散热器上部联箱开孔，联到出油母管进入冷油器。把 $1\text{、}3\text{、}5\text{、}7\text{、}9$ 号散热器上部油门关闭，在下联箱开孔联成母管，作为变压器的进油。为了准确测量上层油温，在变压器 $\text{B}$ 相上压环垫片上安装 $100$ 欧姆铂热电阻只。为了减少油道阻力，增加进油量，把 $\text{A}\text{、}\text{C}$ 相下油道上层纸环切去 $4$ 片，$\text{B}$ 相切去 $3$ 片，并将调分头分接开关、套管导电杆及套管与引线的联接等也做了相应的改进，使油温由 $87^\circ\text{C}$ 降至 $40^\circ\text{C}$，从根本上解决了超温问题，使其出力提高了 $50\%$ 以上。

主变压器改进后，于 $1971$ 年 $5$ 月 $2$ 日正式投入运行，效果较好。改造前后运行试验记录如表所示。

主机超出力运行后，又暴露了制水设备供水不足的问题，化学车间对澄清器进行改造，在经过 $10$ 多次进出水试验，摸清了设备运行规律后，割去内筒，使这台原设计 $100$ 吨/时，而实际只能达到 $75$ 吨/时的苏联进口设备，提高到 $135$ 吨/时，比较好的解决了供水问题。对于其它辅助设备，如燃料的输煤上煤及锅炉冲灰排灰，热工的仪表监测等等，也进行了相应的改进。

二 锅炉烧煤改烧油及由烧油改烧煤

六十年代末，随着石油工业的不断发展，国家燃化部调整了能源政策，此时，座落在济南北部 $60$ 公里处的临邑县（胜利油田）至济南炼油厂的输油管道已经立项，为适应炼油厂投产后原油处理过程中产生的重油、腊油和渣油的应用，解决山东煤炭供应紧张和黄台发电厂排灰困难（小清河灰场已饱满），根据上级的指示和当时的能源政策，经多方调研后，$1969$ 年 $11$ 月，锅炉改为全烧油工程作为黄台发电厂重大技改项目正式立项，成立了专门班子进行搜资学习和初设。在各方面条件具备后，即向山东省电力工业局提出由烧煤改为全烧油的正式报告并得到同意。此后的 $4$ 年间，由于燃油和煤炭供应情况的变化，曾几次变更设计方案和几度停止施工。$1972$ 年 $4$ 月一期燃油工程全部竣工，后经过设备完善，于 $1973$ 年 $8$ 月开始烧油。$1973$ 年 $11$ 月 $12$日,山东省电力工业局向水电部、燃化部提出《关于申请济南黄台发电厂全部改烧原油的报告》,并得到批准。同时指出:“改烧原油后原有的烧煤系统应继续保留,不要拆除,以便做到有油烧油,有煤烧煤,或油煤混烧,有利生产”。整个烧油过程主要是烧重油和腊油,大部分时间煤油混烧,个别月份全烧油。1973年8月至1975年5月,共烧油 26.88万吨,烧油最多的1个月达2.261 万吨。1975年,随着煤炭形势的好转,煤产量回升,铁路运输日趋畅通,原油出口量的增加和粉煤灰的开发利用,同年5月,遵照上级有关能源利用的批示,黄台发电厂由烧油改为全烧煤,重新启用了输煤､制粉、除灰和排灰系统。其烧油系统仍保留至今,做为锅炉的启停及助燃之用(四期扩建工程时,建了2座300立方米的小油罐,另2座大油罐被拆除)。

全部烧油工程共分五部分:

1 卸油站台根据现场实际情况,本着节约的精神,不再新建铁道油站台,而利用我厂北股卸煤站台,为缩短卸油时间,考虑1 次 36个车皮同时卸油,在北股铁路基础北面设1 根直径377 x 8毫米,长432米的卸油母管,每隔12米接出1支橡胶软管并装有阀门,可接入火车油罐。为防止凝固卸不出油,在卸油母管下部敷设1根直径 200毫米蒸汽加热管以备油罐加热。为使卸油工作方便安全,根据兄弟厂加装与火车油罐同等高度的卸油平台,由于黄台发电厂装有绞龙卸煤机,此平台无法装设。全体参加施工人员开动脑筋想办法,因地制宜,巧妙地在绞龙卸煤机上面加上卸油平台做为活动卸油用,西部90米没有卸煤机的部分加装卸油平台。

2 卸油泵房根据厂内地下水位线(挖下3米左右就出水)的实际情况,油罐不能建在地下,而只能设在地面上,这样油不能直接流入油罐内,因此必须设有卸油泵房。泵房内装有电动离心泵和往复泵各2台,在开始卸油时用电动离心泵,卸完后再用吸力大的往复泵将火车油罐内的油抽净。

3 储油罐3台锅炉全部改为烧油后,每天烧油量约需 850 吨左右,需安装3座 3000 吨储油罐以储存 10天左右的燃油量。水电部建议建2座5000吨的水泥罐,因考虑建水泥罐施工时间长,又不便于油种的分类储存,因此在北股铁路北30米,干煤棚西50米,卸油泵房的北侧安装了1座3000 吨钢体罐,在铁路专用线南侧安装1座 5000 吨钢体罐。内部装有加热设备、出入口管及阀门等附件,2座油罐经母管连在一起,可以单独运行,也可以并连在一起运行。为了安全起见,在油罐顶部装有蒸汽消防设施。另外,为防止油罐发生意外,在四周砌有挡油墙,地面用石子铺平,以防在油罐破裂后,墙内能全部容纳油罐内的油。

4 压力雾化泵房雾化泵是锅炉安全燃烧的关键设备,万一跳闸停运断油,即可造成锅炉灭火和全厂停电。为此,经过周密计算和论证,需装4台30吨/时,出口压力为3兆帕的电动离心泵,正常情况下2台运行,1台联动备用,1台轮换检修,并装有双电源。泵的入口由油罐出口经联络母管及过滤器接入,出口经母管及浮头式加热器使油溫由80至90℃升至 120至130℃后经管道进入炉内油枪雾化燃烧。为控制燃油温度,从汽机房装设1根由2段抽汽引出的直径为200×6毫米的母管,分别引入锅炉房及油泵房,作为油罐内部和火车油罐内加热及泵体、管道、油枪的吹扫之用。

5 燃烧部分在原燃烧器的中心管内装上油枪,并连接在进回油管上,使保持有一定压力和温度的油经油枪的雾化片喷于炉内进行燃烧。根据油枪雾化和燃烧情况,运行中可以随时卸下并抽出油枪进行维修。为便于调整锅炉负荷的变化,在回油管上装有远方操作的阀门,利用该门的开大或关小来控制喷入炉内的油量。另外还装设相应的燃油管道、蒸汽吹扫管道、电气设备及消防设施,同时还制订了相应的燃油规程及防火措施,保证了烧油期间的安全经济运行。整个烧油工程共耗资190万元。

三设备完善化改进六十年代,黄台发电厂针对“大跃进”时期搞简易发电遗留的设备安装问题,进行了“填平补齐”工作。自己动手,土法上马改制上煤机,后相继增加了滚筒上煤机、推煤机和新建干煤棚,扭转了因上煤设备

不足造成生产上的被动局面。为提高经济效益,1963 年至1968年,主要改造1、2、3号炉的吸送风机,选用并自行制造了具有机翼形叶片的高效风机,使效率由60%提高到91.1%,用电单耗下降了15%。1968年至1973年,在提倡一厂变一厂半的形势要求下,为提高设备出力,对主辅设备进行了改造。“四五”计划时期,国家能源政策提倡火电厂烧油,新建了油罐、雾化泵房、卸油泵房及相应的油管路、燃油装置等。

1975 年改回烧煤,保留燃油系统,作为1至6号炉的启停及助燃之用。1974年,对1、2、3号炉的 3 台给水泵进行了更新,使效率由68%提高到80%;1975年至1976 年在2、3、4号机凝汽器上加装胶球冲洗装置,使端差由 9℃降至7℃,真空提高0.5至1%。

八十年代,黄台发电厂四、五、六期工程相继完成,其设备的完善化改进情况主要有:

1 锅炉1号炉。1985年6月,因低温省煤器磨损严重泄漏频繁而全部更换;1988年1月,因面式减温器法兰经常泄漏,由螺栓连接改为焊接;点火管路改为对空排汽并加装消音器,减少噪音污染。1990年7月,因高温过热器使用年久泄漏而更换;主安全阀由单排汽改为双排汽,加大排汽速度,提高了安全系数;1997年1月,在恢复性大修时,在低温过热器中间联箱处加装2台喷水式减温器,提高了过热蒸汽温度的调节幅度;同时,将水膜式除尘器拆除,更换为静电除尘器,使除尘效率80%提高到99%以上,减少了烟尘排放量,改善了厂区周围的环境。

2号炉。1983年5月,7、8号燃烧器预燃室改用直径为2毫米的小口径油枪,节约了点火用油;1986年9月,点火管路改为对空排汽,1988年9月,加装消音器;1990年9月,炉顶保温加厚500毫米并进行堵漏,减少了散热损失;1994年大修时,加装2台喷水减温器;1997年4月,在恢复性大修时,将水膜式除尘器拆除,更换为静电式除尘器;更换低温段空气予热器,减少了漏风;粗粉分离器进行更新,降低了制粉电耗。

3号炉。1986年3月,更换低温省煤器,点火管路改为对空排汽;1987年9月加装消音器;送风机加装液力偶合器,便于运行调整,消除了出口风道振动,节约了厂用电;1990年9月,8米层给水管道的放水管及阀门全部更换,解决了泄漏;同年11月,炉顶保温加厚 500毫米;1997年8月,在恢复性大修时,将水膜式除尘器拆除,更换为静电式除尘器;同时加装喷水减温器;燃烧器由双蜗壳型改为旋流浓淡型,实现了锅炉出力在150吨/时低负荷运行时,不投油而达到稳定燃烧。

5、6号炉。1987年5月和1988年4月,先后将排粉机由7-29型改为5-36型,延长了使用寿命,节电55万千瓦·时;同时,将送风机叶片割去40毫米,年节电近80万千瓦·时。1987年,5号炉在炉内折焰角下方加装燃烧带,使主蒸汽温度提高10℃。1992年5月,5号炉燃烧器改为浓淡型,提高了低负荷运行时的稳定燃烧能力,达到70%额定出力时不投油,主蒸汽温度由520℃提高至 530℃,降低了煤耗。1994年8月,5号炉因高温腐蚀管壁减薄,更换18根水冷壁,消除了爆管隐患。1997年8月至12月,5、6号炉在恢复性大修时,将水膜式除尘器拆除,更换为静电除尘器;回转式予热器调整轴向间隙、彻底清理积灰、扇形板热端改为一体和加装电动提升装置,使漏风率由30至35%降至15至18%,节约了厂用电;同时将燃烧器到冷灰斗间的水冷壁管上喷涂高温远红外线 JDU−4型涂料,调整一、二、三次风口角度,水冷壁四角鳍片重新进行密封,使主蒸汽温度达到541℃的设计值,提高了机组的热效率,降低了煤耗。同时,实现了在7万千瓦负荷下单吸、送风机运行,节电 200万千瓦·时。

7、8号炉。1994 年10月,加装1台仪用空气压缩机,增大了运行自动调节的安全系数。1996年2月,7号炉大修时对回转式空气予热器进行间隙调整,并彻底清理更换波纹板,对燃烧器喷口进行更新,使每层喷口角度达到一致,有利于煤粉在炉内完全燃烧,降低了排烟温度和飞灰可燃物,使锅炉效率由87.04%提高至91.96%,提高4.29%,可降低供电煤耗19.68克/千瓦·时。8号炉因设计不合理,热膨胀受限,投产后在冷灰斗水冷壁管梳形板处运行中多次拉裂泄漏被迫停炉,1992年5月,采取每隔500毫米跳割1条2至3毫米的膨胀间隙,使拉裂泄漏基本上得到了解决。

1991年11月,8号炉一次风机更换叶轮后,风压由 7000 帕升至7500至8000 帕,满足了锅炉燃烧的要求,同时,对调整火焰中心,防止高温腐蚀都有一定益处。1997年1月,8号炉在恢复性大修时,将磨煤机入口风道抬高150毫米和改变孔板型式、缩小磨碗均风口截面、一次风箱、集流器及风道进行相应的改进,提高了风速,一次风压升高 2000 帕,减少了石子煤带粉和石子煤进入风道,提高了磨煤机出力。同时,针对设计问题造成过热器和再热器管壁超温、减温水量大、易爆管等,将壁式再热器管割掉60 根、二级再热器管割掉30根、燃烧器倾角下调 10 度､过燃风喷口反切15度更换烧坏变形的燃烧器等,减少了锅炉两侧的烟气偏差和再热器管壁超溫,提高了机组的安全经济性和调峰能力。2000 年 4月,在7号机组改造性大修中,对锅炉燃烧器进行了改造,将一次风小反切外加二次风、部分二次风同向大切角、过燃风改为反切、恢复燃烧器倾角摆动功能,使执行气缸保持在任一位置时均能固定住,且四角动作一致,摆动误差不超过3度。有效地提高了水冷壁面氧量,解决了水冷壁高溫腐蚀问题,使再热器减温水量降至0;通过对油枪和点火器改进,确保了一次点火成功。

2 汽机1963年8月和1964年4月,1、2号自然通风冷却塔先后建成投产,至此,黄台发电厂的汽轮机供水改为全密闭再循环方式,提高了冷却效率,降低了水耗。1968年上半年,安装了山东省内第一台汽动给水泵,使厂用电率由8%降到6.5%。1977年,在运行中发现小汽轮机汽耗大,且拼凑的设备不匹配,省电不省煤,将其拆除。为

便于给水压力调整和给水泵运行方式安排,1986年,安装1台调速给水泵,不但降低了锅炉在启动和低负荷运行时因节流压降对给水门及管道的冲刷程度,同时节约了厂用电。

5、6号汽轮机。1984年10月,5号汽轮机大修期间与山东省电力中心试验所合作,对高压缸通流面积进行了调整,使汽耗率下降 183.92千焦/千瓦时。1985 年 3月,6号汽轮机大修时,将末级叶片用氩弧焊加装硬质合金片,延缓了水冲刷腐蚀。

1985年7月,对5号汽轮机主油泵推力瓦进行改进,瓦片油楔增大、主油泵前后密封环间隙进行调整,将其转子由原来靠在非工作面改为靠在工作面上,避免了推力瓦的严重磨损,使主油泵运行达到正常,调速系统也处于稳定工作状态。此项技术改进被作为北京重型机械厂汽轮机设计标准,并向全国 10万千瓦机组的改造项目进行推广。1988年1月,5号汽轮机1、3 号调速汽门门座因在运行中自动活动上移,增加了调速汽门进汽节流损失而带不满负荷,经过加装横销固定后,解决了上移问题,减少了节流损失,在相同汽压下达到满负荷运行。1988年4月,6号汽轮机在大修时,将凝汽器的黄铜管改为合金铜管,同时将抽空区由单侧改为双侧,基本上解决了铵腐蚀问题。1997年8月和12月,在恢复性大修时与山东省电科院合作,分别对5、6号汽轮机通流部分进行了技术改造,使热耗分别下降167千焦/千瓦·时和 121千焦/千瓦·时。1997年5月和1999年 8月,分别将5、6号汽轮机的乙循环水泵改为双速变频泵,以利于在不同季节运行方式的安排,年节电25万千瓦·时。

7、8号汽轮机。7号机是东方汽轮机厂制造的第一台机组,在设计和质量方面都存在不少问题,影响安全经济运行。

1988年,因2、3、4号低压加热器进汽管和疏水管原设计不合理,运行中疏水排不出去,低压加热器不能正常投入运行进行了改进,恢复正常后,年节煤6000吨。减温减压站汽源由5、6号汽轮机的新蒸汽改为二段抽汽供汽,年节煤1856吨,节软化水87600 吨。7、8号汽轮机加装快速冷缸装置,可使大修工作提前4天开工。同年5月,因7号机高压11级叶片出厂时震频不合格,造成部分断裂和多只裂纹,经更换后达到运行正常,消除了隐患。1989年2月,在大修期间,因低压内缸制造质量不良,內张口5毫米,将其更换后达到了正常。同时将末级叶片拉筋进行了全部更换,基本上解决了断裂和开焊现象,保证了安全。

1994年,8号汽轮机因疏水扩容器装在凝汽器内部,由于温差大,导致疏水箱与凝汽器连接处焊缝经常开裂,使高温汽水漏入凝汽器,造成真空下降、端差上升,将其移至外面后,真空提高了1.8千帕,端差由 10至20℃下降至8℃以下,年节煤 12160 吨。

1995年7月,8号汽轮机因高压加热器旁路泄漏,导致给水温度达不到设计值,不仅影响机组的经济性,而且使锅炉过热器和再热器管壁超温,严重危及安全运行,将其堵截后解决了泄漏问题,给水温度提高25℃,年节煤 3380吨,消除了安全隐患。

1996年6月,7号汽轮机在恢复性大修时,对通流部分和给水回热系统进行全面检修后,使负荷由28万千瓦恢复到30万千瓦,汽耗由3.48千克/千瓦·时下降至3.29千克/千瓦·时,加之锅炉效率的提高,年节煤12000 吨。1997年,8号汽轮机在恢复性大修时发现低压内有较大变形和多处裂纹,部分螺栓断裂,致使蒸汽短路,经彻底处理和引进美国布莱登可调汽封专利技术,安装在高中压缸隔板汽封和端部轴封上,使汽轮机热耗下降174千焦/千瓦·时,年节煤 10525 吨。2000年4月,7号汽轮机在改造性大修时,将低压缸及其动叶和隔板进行了更换,消除了安全隐患,使内效率由79%提高至89%,标准煤耗下降约 15克/千瓦·时,同时消除了1号高压加热器水室短路,降低了端差;甲乙循环水泵改为双速变频高效泵,优化了在不同季节的运行方式,年节电 600多万千瓦·时,节煤 570吨。

3 电气随着山东电网布局的改变及电网容量的增加,黄台发电厂的升压站及1、2、3 号主变压器已不适应电网的要求,1988 年初,将35千伏母线及相关设备拆除,改造成为110千伏母线,从此其升压站成为110千伏及220千伏双电压等级的变电站。因1号主变压器 35千伏级已不能并网运行,1号机组随之停运。原2、3号变压器为110千伏/35千伏级三圈变压器,在拆除 35千伏出线后,继续并网运行。随着电网的需求,1号主变压器停运及2、3号主变压器高耗能所造成的损失越来越明显,对此,1992年9月,将1号主变压器由原 SF -31500/35 型更换为SF-31500/110 型,1号机组并网运行;1993年9月和1996年12月,分别将 2、3号主变压器由 SFSL,- 31500/100型更换为SF7-40000/110型,提高了效率,降低了损耗,节能效果明显,同时也提高了安全性。5、6号主变压器因风扇冷却不能满足安全过夏,分别于1984年10月和1985年3月,加装了强制冷油器循环冷却,解决了变压器油温高的问题。

后因冷油器内的冷却水管被灰堵塞,又更换2组PZ-255 冷风器进行冷却。5、6号发电机因7、8号机组投产后增加了系统短路容量,其引出线动稳定不能满足要求,分别于1990年2月和1995年大修时,将引出线增加支持瓷瓶并进行加固,满足了要求。

1987年5月,因扩建7、8号机组的需要,将220千伏I母线由ZXLGJQ-300型更换为ZXLGJQ-400型。1991年3月,7、8号发电机因封闭母线不严密,自投产以来正压保护投不上,对此,将室内部分每相加装1只呼吸器,解决了母线受潮而放电的问题。

1993年10月和1994年7月,7、8号发电机各加装1台制冷式氢气干燥器,对保护发电机线圈绝缘发挥了良好的效果。1995年3月,因7号发电机6千伏段工作及备用电源开关遮断容量不足,更换为ZV28- 3150/40型真空开关6台。1996年以来,对变电站所有阀型、磁吹式壁雷器更换为氧化锌避雷器,并加装在线检测仪,实现了避雷器带电监测,支持瓷瓶及刀闸更换为防污瓷瓶,保证了变电站在雷雨季节的安全运行。

四设备自动化改造黄台发电厂的设备自动化改造,主要

是在九十年代后随着计算机的推广应用而进行的。八十年代只是对主要设备加装部分自动保护装置,如锅炉灭火自动保护,汽轮机低真空自动停机保护,发电机漏水自动报警等。1990年12月,8号机组的 PDP-11/83 计算机监控系统,经山东电力科学试验所、山东电力设计院、黄台发电厂和机电十五所共同攻关的电力工业重点科技项目投入使用,1991年4月,通过部级鉴定。1996 年和 1997年,在大小修时,分别将7、8号发电机东方电机厂生产的 DQLT−2型励磁调节装置,更换为南京自动化生产研究院生产的具有自动调节、控制及限制功能的 SJ - 820型微机励磁调节装置,提高了励磁系统安全运行的可靠性。

1997年1月,在8号机组恢复性大修时,对空气预热器密封装置的自动跟踪系统进行改进,使漏风率下降至8至10%。1997年5月至10月,对1至4号机组的控制室进行了移位改造,先后将炉、机分散的6个小控制室改为1个集中控制室。1至3号炉和1至4号机加装DAS 热控系统,变送器由DDZ-II型改为ST-3000型,所有测量仪表均改为Ⅲ型仪表。1至3号炉加装炉膛保护系统、火焰电视监视系统和自动点火油枪;1至4号汽轮机停机保护进行了较大改动。通过改造,使黄台发电厂的老机组的控制室面貌焕然一新,充分展现了老厂不老的风貌。

集中控制既便于炉机运行人员的联系和操作,又利于全能值班员的培训。同时通过对控制系统加装和改造,提高了机组的自动化水平和运行参数测量的准确性,增强了运行人员的监控和机组安全保护手段,提高了机组的安全运行系数,为顺利通过一流电厂的验收创造了良好的条件。1998年1月,电力部副部长陆延昌到厂视察时,高度评价了这一工作,称之为“革命性改造”。2000年4月至6月,对7号机组的热工控制系统进行了改造,主要包括: DCS系统的改造、加装DEH 控制系统､改造锅炉空气预热器漏风自动控制系统,实现了机组数据的真正共享,提高了机组的自动化水平和设备的健康水平。

DCS 改造涉及面广、改造范围大,内容涵盖DAS、MCS、BFPT、SCS系统以及与FSSS、联锁盘、DEH、旁路、MIS等系统的接口问题。原控制盘台、控制机柜全部拆除,更换为 FOXBORO 公司的I/ASERIES 系统,该系统配置1台工程师站,5台操作员站,6对CP及时224块现场采样模板。I/A系统具备强大的数据处理能力和通迅功能,它将现场数据采集与参数控制融为一体,真正实现了信息共享、控制分散功能。配合 DCS 改造,还对锅炉燃烧器的执行器､定位器进行了改造,机侧7套二型调节器进入 DCS控制,气动执行机构电气定位器位置反馈更换,2号低压加热器水位改变频调节等,为设备投自动奠定了基础。新装 DEH控制系统配置1台工程师站和1台操作员站,4DPU,其中1对用于 ATC 控制,1对用BTC控制。ATC 控制功能包括:转子应力计算及寿命管理、自动升速控制、自动负荷控制等功能。

BTC 控制功能包括:启停升速控制、转速控制、负荷控制、OPC保护、阀位控制、超速限制、负荷限制、提升转速试验、阀门活动试验,与其它系统的接口、阀门严密性试验、主汽压力限制等12项功能。另外,还具备手自动无扰切换、超速保护、监视、自诊断、双机冗错等功能,从而大大提高了设备的安全性和经济性。

锅炉回转式空气预热器密封间隙调整系统更换为南京大陆华能中电产业有限公司生产的 ZD/LCS-II型空气预热器漏风自动控制系统,该装置采用可靠性高､耐恶劣环境的声波探测间隙,采用工控机 IPC代替传统的继电器控制逻辑,引用专家系统的思想,实现在现有基础上的最优漏风控制,采用多种切实有效的保护措施,提高整套设备的安全可靠性。同时经过不同负荷下的入口烟温与转子热态变形量的关系,建立专家系统模型,实现智能模糊控制,大大降低了锅炉的漏风率,使设备的安全经济性更加可靠。

此次热工改造的范围之广、涉及面之大是建厂以来之最,除FSSS、INT 机保护、炉报警装置外,几乎全部进行了重新设计、安装和调试。

2000年11月,5号机组在改造性大修时,将八十年代北京重型机械厂生产的GLT-5型励磁调节器更换为南京自动化研究院的 SAVR-2000型微机励磁调节器,该调节器除具备调节、控制、限制功能外,在计算速度､抗电磁干扰和可靠性上又有提高。其采用DSP(32位)作为控制计算核心,功能包括:起励控制、电压、电流､无功闭环 PID控制,PSS控制、主备励无扰动切换等,最大限度地满足了运行的需要,从而大大的提高了其安全可靠性。

-设备超出力1960年3月,山东省电业管理局召开全省发电企业提高出力会议,传达全国电业提高出力情况、水电部关于发电设备提高出力的基本技术总结、会后应注意的若干技术问题,要求各发电单位将提高出力正式计划于4月中旬报省电力局。黄台发电厂根据会议精神,对2、3号汽轮发电机进行了提高出力试验,2号机最大出力为3万千瓦,3号机为2.7万千瓦。两次试验结果均向山东省电业管理局做了书面报告,6月,批复同意该数据,并提出相应的技术要求和注意事项。因当时黄台发电厂的发电机组只有一炉二机,不具备超出力条件运行。1960年8月至1965年12月,2、3号炉和1、4号机相继投产,使发电综合出力增至12.5万千瓦。进入七十年代,济南地区“四五”计划时期电力负荷大幅度增长,最高可达44万千瓦。为适应国民经济发展的需要,根据上级的要求精神,从1970年开始,先后对主机设备进行了改造,经过一年半的时间,全厂综合出力比铭牌提高32%。

六十年代末、七十年代初,随着“工业学大庆”和贯彻《鞍钢宪法》精神的深入开展,黄台发电厂认真制订“学大庆规划”,并号召广大职工以大庆人“宁愿少活二十年,也要拿下大油田”的铁人精神为榜样,实行“两参一改三结合”,以“有条件要上,没有条件创造条件也要上”的艰苦创业、自力更生、敢想敢干,知难而进,永攀高峰的大无畏精神,打响了改造设备提高出力的攻坚战。

1970年,在提倡提高出力,一厂变一厂半的形势下,黄台发电厂组织工程技术人员、班组骨干先后4次去石家庄热电厂学习,开始对主机设备进行改造。1970年4月,对1号发电机进行改造后,因线圈过热而烧毁。是年10月,进行二次改进,发电机由空冷改制B级胶水内冷线棒,转子大齿槽封焊通水,转子线圈由 18匝改为19匝,转子大轴水槽镀镍,励磁机加103千伏安硅整流装置;2、3、4号氢冷发电机,将氢气压力由0.03兆帕提高至0.1兆帕。为解决炉膛结焦,降低炉膛出口烟温,将1、2号炉的2、5号燃烧器下移1.97米,并加装吹灰器,改进风机设计参数,1、2、3号炉改进汽包的汽水分离装置;汽轮机扩大压力级喷嘴面积,增加进汽量,1段抽汽堵死,改为2、3、4、5 段抽汽分别供5、4、3、2号加热器,末级排汽加装导流环;主变压器加装强迫油循环和导向装置等。1、2号炉由170吨/时提高到220吨/时,3号炉由230吨/时提高到295吨/时,相当于增加了1台170吨/时的锅炉;1 号机由2.5万千瓦提高到3.3 万千瓦,2、3 机由 2.5万千瓦提高到3.5万千瓦,4号机由5万千瓦提高到6.2万千瓦,相当于增加了1台4万千瓦的汽轮发电机,使全厂综合出力由12.5万千瓦提高到15万千瓦,最高达16.5万千瓦。1970年与1966年相比,平均发电设备利用小时由 7565 小时增加到8639小时,增加1074 小时;发电量由9.456亿千瓦·时增加到 10.799 亿千瓦·时,增长14.2%;发电标准煤耗由 382克/千瓦·时降为 381克/千瓦·时,降低1克/千瓦·时。1971年发电量由1969年的10.069亿千瓦·时增加到 12.196 亿千瓦·时,1972 年达到12.988亿千瓦·时。1970年至1976年平均发电设备利用小时 9271 小时,7年总共发电 81.123 亿千瓦·时,经折算,7年发了10年的电,多发电24.23亿千瓦·时,为缓和山东电网供电紧张局面起到了积极的作用,为济南地区实施“四五”计划做出了贡献。

1976年12月15日,山东省委授予黄台发电厂“大庆式企业”奖旗,山东省电力工业局授予黄台发电厂“工业学大庆红旗单位”奖旗;1977年12月,山东省电力工业局授予黄台发电厂“工业学大庆先进单位”,并提出“学大庆、赶黄台”的口号;1978年10月31日,水力电力部授予黄台发电厂“全国中型电厂排头兵”称号,12月26日,济南市委、山东省电力工业局授予黄台发电厂“大庆式企业”称号,水力电力部授予黄台发电厂“全国电力工业大庆式企业标兵”。

1 锅炉设备及运行操作的改进提高出力前,1、2号炉因燃用煤种改变曾作过下述改进:一是由于燃用贫煤后汽温超值,曾分别将1、2号炉低温过热器受热面割去 300平方米、360平方米。二是为了解决因燃煤含硫高而引起的尾部受热面堵灰腐蚀,先后在3台锅炉上加装了前置式空气预热器。

1970年5月,对3台锅炉进行超铭牌出力运行,首先碰到的困难是:随着锅炉负荷的提高,当容积热强度提高到接近现代化锅炉的标准时(150-160x10 焦/立方米·时),在弗斯顿管处结焦严重,以致无法连续运行。其次是蒸汽带水,导致汽机进汽温度低和叶片严重结垢。

针对上述问题,先后对锅炉设备进行了如下改进:一是为了降低燃烧中心,改善炉膛火焰充满系数,降低炉膛出口烟温,将 1、2号炉 2、5号燃烧器下移-1.97米,将原为“一”字形布置的燃烧器,改为“倒三角”形布置;二是根据运行中和停炉后

的观察分析,弗斯顿管底部积灰是形成弗斯顿管结焦的重要原因之一,因此在高温过热器和弗斯顿管两侧之间各加装了1台0IIK-型吹灰器,同时在弗斯顿管的下部加装排污水吹灰装置;三是根据1、2号炉的实践,针对3号炉的结构特点,为增大给粉量,在炉后加装2只直吹式主燃烧器,喷口截面为300x400毫米,两燃烧器之间夹角为80度,以满足超铭牌出力运行的要求。

·为改善提高出力后的蒸汽品质,先后对3台锅炉汽包内件作了改进。一是短路部分给水,减薄洗汽水层厚度。锅炉给水均由省煤器出口管从汽鼓前側引入,送至配水槽内,其中约90%给水经清洗装置溢流至水室。仅约10%的给水由给水分配槽下部孔板的管子直接引入水室。

经去掉原有的短路管和将进水管的一半直接引入水室的改进后,用50%左右给水洗汽,50%左右的给水直接短路至汽鼓水室,较好地减薄了水层厚度。二是针对3号炉蒸汽带水的问题,将原钟罩式(淹没式)洗汽装置改为平板式洗汽装置,不仅可以增大洗汽面积,同时解决了负荷分配不均的问题。为使洗汽板上配水均匀,将原配水槽改为分段配水母管。为增加自然分离空间,将顶部百叶窗上抬20毫米。百叶窗与顶部孔板之间距离由45毫米缩小为25毫米。为防止提高出力后下降管口上部炉水形成“漏斗”状,使下降管带汽而造成抽空,在每根下降管口上加装了“十”字状格栅。

超出力运行初期,锅炉上部(弗斯顿管)及燃烧器附近严重结焦,几乎将炉膛上部的出口堵死,导致被迫停炉。针对这一问题,组织“三结合”燃烧调整小组,改进运行操作。一是根据负荷适时加大风量,使二氧化碳值保持在15至16%左右。二是开大风速挡板,降低出口风速。

由于锅炉超出力后,燃烧器负荷加大,使出口处火焰温度高达1500℃以上,因回流区过大,造成燃烧器周围温度过高,结焦严重,减弱了炉膛下部吸热,使炉膛出口烟温高达1200℃以上,这是弗斯顿管结焦的重要原因。对此,采取把两侧墙中部燃烧器(2、5号)风速挡板开大,靠前后墙的四个燃烧器(1、3、4、6号)风速挡板略小于中部的开度,将火焰推向炉膛中心,缩小热回流区,使火焰中心下移,降低了燃烧器周围温度,减少了炉膛四周和弗斯顿管处的结焦。三是开展“三稳､四勤、两统一”活动,充分发挥炉组会的作用,改变过去在操作上“各自为政”的被动局面,使锅炉设备在超铭牌出力的工况下,运行周期可达4至5个月。

通过一年的运行实践和在水电部西安热工研究所的帮助下所作的一系列实验证明,上述改进是有效的,基本上满足了锅炉超铭牌出力运行的需要。其效果一是对Tn−21型锅炉,采取将中部燃烧器下移,由“--”字形布置形式改为“倒三角”形布置形式,对降低汽温和防止炉膛结焦是有效的。二是在弗斯顿管处加装回转式蒸汽吹灰器和加装排污水吹灰装置,可以有效地防止弗斯顿管沾污和结焦,同时使排烟温度也相应有所降低,对提高经济性也是有益的。三是通过热化学试验证明,汽鼓内件改进后,可以满足锅炉在超铭牌出力运行工况下对蒸汽品质的要求。(1、2 号炉最大出力可达240吨/时,3号炉最大出力可达315吨/时)。通过几次电负荷的实践证明,在负荷大幅度变动下,没有因蒸汽带水而造成掉汽温的现象。四是在运行操作上,适当地增加风量,降低燃烧器出口风速,可以使炉膛火焰中心下移,使弗斯顿管结焦情况得到改善。

通过设备改造及运行操作的改进,锅炉设备在超铭牌出力工况下基本上达到了稳定连续运行。但是随着出力的提高,受热面的磨损,尤其是低温过热器和高溫省煤器的磨损日益严重。在一般情况下,运行半年磨损量约0.6至0.7毫米左右,其原因主要是超负荷后,烟气及飞灰量增大,在没增加通流面积的情况下,流速加快,对管壁造成严重冲刷。据资料介绍,在一定条件下,飞灰速度的增加与管子磨损的快慢是3次方的关系,也就是说,当流速提高一倍时,其磨损速度就加快8倍。经过两年的运行,通过10余次大小修,共发现严重磨损的管子 137根,其中在2毫米以下的有22根,最严重的1根过热器管子,壁厚仅有0.6毫米。为解决这一关键性的难题,立即开展了金属监督工作,把最易磨损的部位查清,针对不同情况,采取相应措施,降低磨损速度,延长设备寿命,提高健康水平。负责金属监督这项工作的全体人员,冒着六七十度的高温,经过一段时间的艰苦摸索,积累了一套“眼看,手摸､仪测、尺量”的检查方法。党委主要领导和车间负责人在大小修中深入生产第一线和金属组及锅炉防磨组的人员一起,冒高温,钻炉膛,检查受热部件的磨损情况,深入金属组了解金属监督情况,及时解决在工作中遇到的问题,车间领导始终指挥战斗在一线。

在摸清磨损部位,掌握磨损规律的前提下采取了割管、焊补和加防磨套三种有效的方法。一是对过热器、省煤器管经飞灰磨损其壁厚在3毫米以下者割去旧管换新管,水冷壁管在3毫米以下者更换新管。

二是对局部磨损严重的管子用电焊进行焊补(堆焊),以增加壁厚。三是对低温过热器和省煤器壁厚在3至3.5毫米之间者加装由直径 50x3.5毫米的接缝管刨开的防磨套,再用铬镍不锈钢丝绑住,对水冷壁管在磨损面上焊上防磨钢筋或铁板。采取以上措施后,有效地减缓了磨损速度,提高了设备健康水平。1971年,在全厂综合出力提高32%的情况下,创造了217天的安全记录。

在对 1、2、3 号炉的12台吸送风机改高效的过程中,首先将1号炉2台送风机进行改造。根据兄弟厂风机改造和使用的经验,在自力更生的原则下,自制叶片､前盘、集流器上下模等。为保证加工的弧面,又自制高溫反射炉,叶片采用热压一次成型。前盘和集流器用2个25吨千斤顶分四分之一园压制后拼成整园焊接磨光而成。经试验后的4-72型风机比原 BI-15.5型,效率由54%提高到83%,成功后相继推广到2、3炉送风机及3台炉的吸风机。

2 汽轮机设备的改进要适应超出力多发电,就必须加大汽轮机的通流面积以获得更多的热能转化为机械能。首先增加进汽喷嘴,扩大压力级

喷嘴面积,末级排汽加装导流环,一段抽汽堵死改为二、三、四、五段抽汽分别供5、4、3、2号高低压加热器。1号机原蒸汽管道长,弯头多,压降大,满足不了超出力的需要。经过严密计算,在汽轮机本体加装了15 个喷嘴,1号主蒸汽管道去掉4个弯头,使管道长度缩短了35米。同时,更换了总汽门(由原直径 175毫米改为直径 225 毫米)并扩大电动闸门的直径(由124 毫米扩大为132毫米),使管道总阻力损失比改前降低 0.03 兆帕,满足了超出力的需要。

主机设备改进后,其矛盾又集中在辅机设备上,如1号机凝汽器由双流程改为单流程进水,降低了系统阻力,增大了循环水流通量,提高了真空度。将1至4号机的1、2、3号低压加热器由凝结水的六流程改为双流程,降低了凝结水系统的阻力,使凝结水泵满足了提高出力的需要。冷水塔的冷却装置由淋水板改为蜂窝纸,使冷却水温度下降3至4℃;3号高压脱氧器,在原水箱上增加了1个 225 吨的脱氧头,满足了提高出力后的用水。原4台给水泵,有3台是前苏联进口的Jg10型给水泵和1台DE270-150型给水泵。由于原供备品用完,新制备品质量不能保证,因而以淮南电厂西德产 HDV150×5型高效给水泵的动、静叶轮为模型,对3台进口给水泵进行了改造,其效率由67%提高到80%,出力由310吨/时提高到400吨/时,满足了锅炉超出力运行的需要。

3 发电机设备的改进1970年4月,对1号发电机进行改造,第一次因发电机线圈烧毁,没有成功。同年10月,进行第二次改造,将静子空冷改为通水内冷。方案确定后,组成“三结合”会战指挥部,坚持把埋头苦干和科学态度结合起来。如搞静子空芯线棒模,在一无图纸又无经验的情况下,经过7次合模,8次修补,48天的奋战,制造出合乎工艺标准的线棒模子。在整个机组改造中,先后经过 2000 多次试验,取得了2200 多个数据,实现了 24 项技术革新,做到一次启动成功。使这台铭牌出力2.5万千瓦,实际只能达到2.3万千瓦的发电机,提高到3.8万千瓦,提高出力50%。

在未提高出力前,2、3号发电机出线套管发热,有时高达130℃,造成绝缘烧焦和大量漏氢,严重威胁安全运行。经过周密调查研究后,找出了发热的根本原因是磁场涡流造成的,于是将原来的铁法兰换成无磁性不锈钢法兰,并加不锈钢隔缝,解决了涡流发热,根治了漏氢,温度由 130℃降到60℃,仅此一项改造,就可使2、3号机提高出力 5000千瓦。

4 主变压器的改造为适应发电机组提高出力的需要,将两台主变压器先后加装了强油水冷导向循环装置,改后运行情况证明,效果显著,方法简单,投资少。

1号主变压器于1960年8月投入运行,在负荷接近额定出力时,夏季上层油温经常到 80℃。1969年加装1台2.8千瓦潜油泵和1台冷却面积为14平方米的冷油器,改为强油水冷,在有功负荷 2.8万千瓦,功率因数为0.8,空气温度 36 至37℃时,上层油温维持在71至73℃。改为强油循环水冷以后,破坏了原来的自然循环,由于高压线卷和油箱之间有 165 至205毫米的空间,铁芯、线卷的油道比较狭窄,阻力比较大,有一定压力的“冷油”,从油箱底部进入变压器后,大部分油通过油箱和高压线卷间的空间直接流向变压器上部,因此,铁芯、线卷内部的热量带出很少,冷却效果比较差。为使大部分油从变压器底部进入油箱后流入铁芯线卷的油道,把内部的热量带出来,使铁芯线卷平均溫度降低,自行设计了一种比较简单的导向装置,即在变压器下油道入口上部,加装厚3毫米的环氧头玻璃布档油板,将线卷与油箱内壁之间的空间截断,使进入变压器底部的油,强迫流入下油道。为了吊装变压器芯子时方便,环氧玻璃布板与油箱内壁间留有20至30毫米的间隙,并压接上厚5毫米、宽100毫米的耐油胶皮(或聚氯乙烯板),以形成一圈油封。在档油板上部,高压线卷外侧,加装厚 1.5 毫米,高1500毫米的绝缘纸板围成的3个导向油筒,分别套在3个线卷外围,使从下油道进入线卷和铁芯的油继续沿油道上升,直至变压器顶部。其导向油筒和线卷之间用5根30x35x1500毫米的木条固定,导向油筒用环氧纤维板制成的绝缘螺丝和尼龙绳固定在木撑条上。另外,为了加强油的循环,又加装了2台7.5千瓦潜油泵相互联动备用和1台冷却面积为60平方米的冷油器,并设有联动信号及油温高信号(在上层油温70℃时发出信号)。对原有散热器的去留,进行了比较分析后,认为保留原有散热器,其总的散热面积大,同时还起到一种“副油箱”的作用，增加变压器的蓄油量，有利于变压器冷却。为使进出油分布均匀，将 $2\text{、}4\text{、}8\text{、}10$ 号散热器下部油门关闭，从散热器上部联箱开孔，联到出油母管进入冷油器。把 $1\text{、}3\text{、}5\text{、}7\text{、}9$ 号散热器上部油门关闭，在下联箱开孔联成母管，作为变压器的进油。为了准确测量上层油温，在变压器 $\text{B}$ 相上压环垫片上安装 $100$ 欧姆铂热电阻只。为了减少油道阻力，增加进油量，把 $\text{A}\text{、}\text{C}$ 相下油道上层纸环切去 $4$ 片，$\text{B}$ 相切去 $3$ 片，并将调分头分接开关、套管导电杆及套管与引线的联接等也做了相应的改进，使油温由 $87^\circ\text{C}$ 降至 $40^\circ\text{C}$，从根本上解决了超温问题，使其出力提高了 $50\%$ 以上。

主变压器改进后，于 $1971$ 年 $5$ 月 $2$ 日正式投入运行，效果较好。改造前后运行试验记录如表所示。

主机超出力运行后，又暴露了制水设备供水不足的问题，化学车间对澄清器进行改造，在经过 $10$ 多次进出水试验，摸清了设备运行规律后，割去内筒，使这台原设计 $100$ 吨/时，而实际只能达到 $75$ 吨/时的苏联进口设备，提高到 $135$ 吨/时，比较好的解决了供水问题。对于其它辅助设备，如燃料的输煤上煤及锅炉冲灰排灰，热工的仪表监测等等，也进行了相应的改进。

二 锅炉烧煤改烧油及由烧油改烧煤

六十年代末，随着石油工业的不断发展，国家燃化部调整了能源政策，此时，座落在济南北部 $60$ 公里处的临邑县（胜利油田）至济南炼油厂的输油管道已经立项，为适应炼油厂投产后原油处理过程中产生的重油、腊油和渣油的应用，解决山东煤炭供应紧张和黄台发电厂排灰困难（小清河灰场已饱满），根据上级的指示和当时的能源政策，经多方调研后，$1969$ 年 $11$ 月，锅炉改为全烧油工程作为黄台发电厂重大技改项目正式立项，成立了专门班子进行搜资学习和初设。在各方面条件具备后，即向山东省电力工业局提出由烧煤改为全烧油的正式报告并得到同意。此后的 $4$ 年间，由于燃油和煤炭供应情况的变化，曾几次变更设计方案和几度停止施工。$1972$ 年 $4$ 月一期燃油工程全部竣工，后经过设备完善，于 $1973$ 年 $8$ 月开始烧油。$1973$ 年 $11$ 月 $12$日,山东省电力工业局向水电部、燃化部提出《关于申请济南黄台发电厂全部改烧原油的报告》,并得到批准。同时指出:“改烧原油后原有的烧煤系统应继续保留,不要拆除,以便做到有油烧油,有煤烧煤,或油煤混烧,有利生产”。整个烧油过程主要是烧重油和腊油,大部分时间煤油混烧,个别月份全烧油。1973年8月至1975年5月,共烧油 26.88万吨,烧油最多的1个月达2.261 万吨。1975年,随着煤炭形势的好转,煤产量回升,铁路运输日趋畅通,原油出口量的增加和粉煤灰的开发利用,同年5月,遵照上级有关能源利用的批示,黄台发电厂由烧油改为全烧煤,重新启用了输煤､制粉、除灰和排灰系统。其烧油系统仍保留至今,做为锅炉的启停及助燃之用(四期扩建工程时,建了2座300立方米的小油罐,另2座大油罐被拆除)。

全部烧油工程共分五部分:

1 卸油站台根据现场实际情况,本着节约的精神,不再新建铁道油站台,而利用我厂北股卸煤站台,为缩短卸油时间,考虑1 次 36个车皮同时卸油,在北股铁路基础北面设1 根直径377 x 8毫米,长432米的卸油母管,每隔12米接出1支橡胶软管并装有阀门,可接入火车油罐。为防止凝固卸不出油,在卸油母管下部敷设1根直径 200毫米蒸汽加热管以备油罐加热。为使卸油工作方便安全,根据兄弟厂加装与火车油罐同等高度的卸油平台,由于黄台发电厂装有绞龙卸煤机,此平台无法装设。全体参加施工人员开动脑筋想办法,因地制宜,巧妙地在绞龙卸煤机上面加上卸油平台做为活动卸油用,西部90米没有卸煤机的部分加装卸油平台。

2 卸油泵房根据厂内地下水位线(挖下3米左右就出水)的实际情况,油罐不能建在地下,而只能设在地面上,这样油不能直接流入油罐内,因此必须设有卸油泵房。泵房内装有电动离心泵和往复泵各2台,在开始卸油时用电动离心泵,卸完后再用吸力大的往复泵将火车油罐内的油抽净。

3 储油罐3台锅炉全部改为烧油后,每天烧油量约需 850 吨左右,需安装3座 3000 吨储油罐以储存 10天左右的燃油量。水电部建议建2座5000吨的水泥罐,因考虑建水泥罐施工时间长,又不便于油种的分类储存,因此在北股铁路北30米,干煤棚西50米,卸油泵房的北侧安装了1座3000 吨钢体罐,在铁路专用线南侧安装1座 5000 吨钢体罐。内部装有加热设备、出入口管及阀门等附件,2座油罐经母管连在一起,可以单独运行,也可以并连在一起运行。为了安全起见,在油罐顶部装有蒸汽消防设施。另外,为防止油罐发生意外,在四周砌有挡油墙,地面用石子铺平,以防在油罐破裂后,墙内能全部容纳油罐内的油。

4 压力雾化泵房雾化泵是锅炉安全燃烧的关键设备,万一跳闸停运断油,即可造成锅炉灭火和全厂停电。为此,经过周密计算和论证,需装4台30吨/时,出口压力为3兆帕的电动离心泵,正常情况下2台运行,1台联动备用,1台轮换检修,并装有双电源。泵的入口由油罐出口经联络母管及过滤器接入,出口经母管及浮头式加热器使油溫由80至90℃升至 120至130℃后经管道进入炉内油枪雾化燃烧。为控制燃油温度,从汽机房装设1根由2段抽汽引出的直径为200×6毫米的母管,分别引入锅炉房及油泵房,作为油罐内部和火车油罐内加热及泵体、管道、油枪的吹扫之用。

5 燃烧部分在原燃烧器的中心管内装上油枪,并连接在进回油管上,使保持有一定压力和温度的油经油枪的雾化片喷于炉内进行燃烧。根据油枪雾化和燃烧情况,运行中可以随时卸下并抽出油枪进行维修。为便于调整锅炉负荷的变化,在回油管上装有远方操作的阀门,利用该门的开大或关小来控制喷入炉内的油量。另外还装设相应的燃油管道、蒸汽吹扫管道、电气设备及消防设施,同时还制订了相应的燃油规程及防火措施,保证了烧油期间的安全经济运行。整个烧油工程共耗资190万元。

三设备完善化改进六十年代,黄台发电厂针对“大跃进”时期搞简易发电遗留的设备安装问题,进行了“填平补齐”工作。自己动手,土法上马改制上煤机,后相继增加了滚筒上煤机、推煤机和新建干煤棚,扭转了因上煤设备

不足造成生产上的被动局面。为提高经济效益,1963 年至1968年,主要改造1、2、3号炉的吸送风机,选用并自行制造了具有机翼形叶片的高效风机,使效率由60%提高到91.1%,用电单耗下降了15%。1968年至1973年,在提倡一厂变一厂半的形势要求下,为提高设备出力,对主辅设备进行了改造。“四五”计划时期,国家能源政策提倡火电厂烧油,新建了油罐、雾化泵房、卸油泵房及相应的油管路、燃油装置等。

1975 年改回烧煤,保留燃油系统,作为1至6号炉的启停及助燃之用。1974年,对1、2、3号炉的 3 台给水泵进行了更新,使效率由68%提高到80%;1975年至1976 年在2、3、4号机凝汽器上加装胶球冲洗装置,使端差由 9℃降至7℃,真空提高0.5至1%。

八十年代,黄台发电厂四、五、六期工程相继完成,其设备的完善化改进情况主要有:

1 锅炉1号炉。1985年6月,因低温省煤器磨损严重泄漏频繁而全部更换;1988年1月,因面式减温器法兰经常泄漏,由螺栓连接改为焊接;点火管路改为对空排汽并加装消音器,减少噪音污染。1990年7月,因高温过热器使用年久泄漏而更换;主安全阀由单排汽改为双排汽,加大排汽速度,提高了安全系数;1997年1月,在恢复性大修时,在低温过热器中间联箱处加装2台喷水式减温器,提高了过热蒸汽温度的调节幅度;同时,将水膜式除尘器拆除,更换为静电除尘器,使除尘效率80%提高到99%以上,减少了烟尘排放量,改善了厂区周围的环境。

2号炉。1983年5月,7、8号燃烧器预燃室改用直径为2毫米的小口径油枪,节约了点火用油;1986年9月,点火管路改为对空排汽,1988年9月,加装消音器;1990年9月,炉顶保温加厚500毫米并进行堵漏,减少了散热损失;1994年大修时,加装2台喷水减温器;1997年4月,在恢复性大修时,将水膜式除尘器拆除,更换为静电式除尘器;更换低温段空气予热器,减少了漏风;粗粉分离器进行更新,降低了制粉电耗。

3号炉。1986年3月,更换低温省煤器,点火管路改为对空排汽;1987年9月加装消音器;送风机加装液力偶合器,便于运行调整,消除了出口风道振动,节约了厂用电;1990年9月,8米层给水管道的放水管及阀门全部更换,解决了泄漏;同年11月,炉顶保温加厚 500毫米;1997年8月,在恢复性大修时,将水膜式除尘器拆除,更换为静电式除尘器;同时加装喷水减温器;燃烧器由双蜗壳型改为旋流浓淡型,实现了锅炉出力在150吨/时低负荷运行时,不投油而达到稳定燃烧。

5、6号炉。1987年5月和1988年4月,先后将排粉机由7-29型改为5-36型,延长了使用寿命,节电55万千瓦·时;同时,将送风机叶片割去40毫米,年节电近80万千瓦·时。1987年,5号炉在炉内折焰角下方加装燃烧带,使主蒸汽温度提高10℃。1992年5月,5号炉燃烧器改为浓淡型,提高了低负荷运行时的稳定燃烧能力,达到70%额定出力时不投油,主蒸汽温度由520℃提高至 530℃,降低了煤耗。1994年8月,5号炉因高温腐蚀管壁减薄,更换18根水冷壁,消除了爆管隐患。1997年8月至12月,5、6号炉在恢复性大修时,将水膜式除尘器拆除,更换为静电除尘器;回转式予热器调整轴向间隙、彻底清理积灰、扇形板热端改为一体和加装电动提升装置,使漏风率由30至35%降至15至18%,节约了厂用电;同时将燃烧器到冷灰斗间的水冷壁管上喷涂高温远红外线 JDU−4型涂料,调整一、二、三次风口角度,水冷壁四角鳍片重新进行密封,使主蒸汽温度达到541℃的设计值,提高了机组的热效率,降低了煤耗。同时,实现了在7万千瓦负荷下单吸、送风机运行,节电 200万千瓦·时。

7、8号炉。1994 年10月,加装1台仪用空气压缩机,增大了运行自动调节的安全系数。1996年2月,7号炉大修时对回转式空气予热器进行间隙调整,并彻底清理更换波纹板,对燃烧器喷口进行更新,使每层喷口角度达到一致,有利于煤粉在炉内完全燃烧,降低了排烟温度和飞灰可燃物,使锅炉效率由87.04%提高至91.96%,提高4.29%,可降低供电煤耗19.68克/千瓦·时。8号炉因设计不合理,热膨胀受限,投产后在冷灰斗水冷壁管梳形板处运行中多次拉裂泄漏被迫停炉,1992年5月,采取每隔500毫米跳割1条2至3毫米的膨胀间隙,使拉裂泄漏基本上得到了解决。

1991年11月,8号炉一次风机更换叶轮后,风压由 7000 帕升至7500至8000 帕,满足了锅炉燃烧的要求,同时,对调整火焰中心,防止高温腐蚀都有一定益处。1997年1月,8号炉在恢复性大修时,将磨煤机入口风道抬高150毫米和改变孔板型式、缩小磨碗均风口截面、一次风箱、集流器及风道进行相应的改进,提高了风速,一次风压升高 2000 帕,减少了石子煤带粉和石子煤进入风道,提高了磨煤机出力。同时,针对设计问题造成过热器和再热器管壁超温、减温水量大、易爆管等,将壁式再热器管割掉60 根、二级再热器管割掉30根、燃烧器倾角下调 10 度､过燃风喷口反切15度更换烧坏变形的燃烧器等,减少了锅炉两侧的烟气偏差和再热器管壁超溫,提高了机组的安全经济性和调峰能力。2000 年 4月,在7号机组改造性大修中,对锅炉燃烧器进行了改造,将一次风小反切外加二次风、部分二次风同向大切角、过燃风改为反切、恢复燃烧器倾角摆动功能,使执行气缸保持在任一位置时均能固定住,且四角动作一致,摆动误差不超过3度。有效地提高了水冷壁面氧量,解决了水冷壁高溫腐蚀问题,使再热器减温水量降至0;通过对油枪和点火器改进,确保了一次点火成功。

2 汽机1963年8月和1964年4月,1、2号自然通风冷却塔先后建成投产,至此,黄台发电厂的汽轮机供水改为全密闭再循环方式,提高了冷却效率,降低了水耗。1968年上半年,安装了山东省内第一台汽动给水泵,使厂用电率由8%降到6.5%。1977年,在运行中发现小汽轮机汽耗大,且拼凑的设备不匹配,省电不省煤,将其拆除。为

便于给水压力调整和给水泵运行方式安排,1986年,安装1台调速给水泵,不但降低了锅炉在启动和低负荷运行时因节流压降对给水门及管道的冲刷程度,同时节约了厂用电。

5、6号汽轮机。1984年10月,5号汽轮机大修期间与山东省电力中心试验所合作,对高压缸通流面积进行了调整,使汽耗率下降 183.92千焦/千瓦时。1985 年 3月,6号汽轮机大修时,将末级叶片用氩弧焊加装硬质合金片,延缓了水冲刷腐蚀。

1985年7月,对5号汽轮机主油泵推力瓦进行改进,瓦片油楔增大、主油泵前后密封环间隙进行调整,将其转子由原来靠在非工作面改为靠在工作面上,避免了推力瓦的严重磨损,使主油泵运行达到正常,调速系统也处于稳定工作状态。此项技术改进被作为北京重型机械厂汽轮机设计标准,并向全国 10万千瓦机组的改造项目进行推广。1988年1月,5号汽轮机1、3 号调速汽门门座因在运行中自动活动上移,增加了调速汽门进汽节流损失而带不满负荷,经过加装横销固定后,解决了上移问题,减少了节流损失,在相同汽压下达到满负荷运行。1988年4月,6号汽轮机在大修时,将凝汽器的黄铜管改为合金铜管,同时将抽空区由单侧改为双侧,基本上解决了铵腐蚀问题。1997年8月和12月,在恢复性大修时与山东省电科院合作,分别对5、6号汽轮机通流部分进行了技术改造,使热耗分别下降167千焦/千瓦·时和 121千焦/千瓦·时。1997年5月和1999年 8月,分别将5、6号汽轮机的乙循环水泵改为双速变频泵,以利于在不同季节运行方式的安排,年节电25万千瓦·时。

7、8号汽轮机。7号机是东方汽轮机厂制造的第一台机组,在设计和质量方面都存在不少问题,影响安全经济运行。

1988年,因2、3、4号低压加热器进汽管和疏水管原设计不合理,运行中疏水排不出去,低压加热器不能正常投入运行进行了改进,恢复正常后,年节煤6000吨。减温减压站汽源由5、6号汽轮机的新蒸汽改为二段抽汽供汽,年节煤1856吨,节软化水87600 吨。7、8号汽轮机加装快速冷缸装置,可使大修工作提前4天开工。同年5月,因7号机高压11级叶片出厂时震频不合格,造成部分断裂和多只裂纹,经更换后达到运行正常,消除了隐患。1989年2月,在大修期间,因低压内缸制造质量不良,內张口5毫米,将其更换后达到了正常。同时将末级叶片拉筋进行了全部更换,基本上解决了断裂和开焊现象,保证了安全。

1994年,8号汽轮机因疏水扩容器装在凝汽器内部,由于温差大,导致疏水箱与凝汽器连接处焊缝经常开裂,使高温汽水漏入凝汽器,造成真空下降、端差上升,将其移至外面后,真空提高了1.8千帕,端差由 10至20℃下降至8℃以下,年节煤 12160 吨。

1995年7月,8号汽轮机因高压加热器旁路泄漏,导致给水温度达不到设计值,不仅影响机组的经济性,而且使锅炉过热器和再热器管壁超温,严重危及安全运行,将其堵截后解决了泄漏问题,给水温度提高25℃,年节煤 3380吨,消除了安全隐患。

1996年6月,7号汽轮机在恢复性大修时,对通流部分和给水回热系统进行全面检修后,使负荷由28万千瓦恢复到30万千瓦,汽耗由3.48千克/千瓦·时下降至3.29千克/千瓦·时,加之锅炉效率的提高,年节煤12000 吨。1997年,8号汽轮机在恢复性大修时发现低压内有较大变形和多处裂纹,部分螺栓断裂,致使蒸汽短路,经彻底处理和引进美国布莱登可调汽封专利技术,安装在高中压缸隔板汽封和端部轴封上,使汽轮机热耗下降174千焦/千瓦·时,年节煤 10525 吨。2000年4月,7号汽轮机在改造性大修时,将低压缸及其动叶和隔板进行了更换,消除了安全隐患,使内效率由79%提高至89%,标准煤耗下降约 15克/千瓦·时,同时消除了1号高压加热器水室短路,降低了端差;甲乙循环水泵改为双速变频高效泵,优化了在不同季节的运行方式,年节电 600多万千瓦·时,节煤 570吨。

3 电气随着山东电网布局的改变及电网容量的增加,黄台发电厂的升压站及1、2、3 号主变压器已不适应电网的要求,1988 年初,将35千伏母线及相关设备拆除,改造成为110千伏母线,从此其升压站成为110千伏及220千伏双电压等级的变电站。因1号主变压器 35千伏级已不能并网运行,1号机组随之停运。原2、3号变压器为110千伏/35千伏级三圈变压器,在拆除 35千伏出线后,继续并网运行。随着电网的需求,1号主变压器停运及2、3号主变压器高耗能所造成的损失越来越明显,对此,1992年9月,将1号主变压器由原 SF -31500/35 型更换为SF-31500/110 型,1号机组并网运行;1993年9月和1996年12月,分别将 2、3号主变压器由 SFSL,- 31500/100型更换为SF7-40000/110型,提高了效率,降低了损耗,节能效果明显,同时也提高了安全性。5、6号主变压器因风扇冷却不能满足安全过夏,分别于1984年10月和1985年3月,加装了强制冷油器循环冷却,解决了变压器油温高的问题。

后因冷油器内的冷却水管被灰堵塞,又更换2组PZ-255 冷风器进行冷却。5、6号发电机因7、8号机组投产后增加了系统短路容量,其引出线动稳定不能满足要求,分别于1990年2月和1995年大修时,将引出线增加支持瓷瓶并进行加固,满足了要求。

1987年5月,因扩建7、8号机组的需要,将220千伏I母线由ZXLGJQ-300型更换为ZXLGJQ-400型。1991年3月,7、8号发电机因封闭母线不严密,自投产以来正压保护投不上,对此,将室内部分每相加装1只呼吸器,解决了母线受潮而放电的问题。

1993年10月和1994年7月,7、8号发电机各加装1台制冷式氢气干燥器,对保护发电机线圈绝缘发挥了良好的效果。1995年3月,因7号发电机6千伏段工作及备用电源开关遮断容量不足,更换为ZV28- 3150/40型真空开关6台。1996年以来,对变电站所有阀型、磁吹式壁雷器更换为氧化锌避雷器,并加装在线检测仪,实现了避雷器带电监测,支持瓷瓶及刀闸更换为防污瓷瓶,保证了变电站在雷雨季节的安全运行。

四设备自动化改造黄台发电厂的设备自动化改造,主要

是在九十年代后随着计算机的推广应用而进行的。八十年代只是对主要设备加装部分自动保护装置,如锅炉灭火自动保护,汽轮机低真空自动停机保护,发电机漏水自动报警等。1990年12月,8号机组的 PDP-11/83 计算机监控系统,经山东电力科学试验所、山东电力设计院、黄台发电厂和机电十五所共同攻关的电力工业重点科技项目投入使用,1991年4月,通过部级鉴定。1996 年和 1997年,在大小修时,分别将7、8号发电机东方电机厂生产的 DQLT−2型励磁调节装置,更换为南京自动化生产研究院生产的具有自动调节、控制及限制功能的 SJ - 820型微机励磁调节装置,提高了励磁系统安全运行的可靠性。

1997年1月,在8号机组恢复性大修时,对空气预热器密封装置的自动跟踪系统进行改进,使漏风率下降至8至10%。1997年5月至10月,对1至4号机组的控制室进行了移位改造,先后将炉、机分散的6个小控制室改为1个集中控制室。1至3号炉和1至4号机加装DAS 热控系统,变送器由DDZ-II型改为ST-3000型,所有测量仪表均改为Ⅲ型仪表。1至3号炉加装炉膛保护系统、火焰电视监视系统和自动点火油枪;1至4号汽轮机停机保护进行了较大改动。通过改造,使黄台发电厂的老机组的控制室面貌焕然一新,充分展现了老厂不老的风貌。

集中控制既便于炉机运行人员的联系和操作,又利于全能值班员的培训。同时通过对控制系统加装和改造,提高了机组的自动化水平和运行参数测量的准确性,增强了运行人员的监控和机组安全保护手段,提高了机组的安全运行系数,为顺利通过一流电厂的验收创造了良好的条件。1998年1月,电力部副部长陆延昌到厂视察时,高度评价了这一工作,称之为“革命性改造”。2000年4月至6月,对7号机组的热工控制系统进行了改造,主要包括: DCS系统的改造、加装DEH 控制系统､改造锅炉空气预热器漏风自动控制系统,实现了机组数据的真正共享,提高了机组的自动化水平和设备的健康水平。

DCS 改造涉及面广、改造范围大,内容涵盖DAS、MCS、BFPT、SCS系统以及与FSSS、联锁盘、DEH、旁路、MIS等系统的接口问题。原控制盘台、控制机柜全部拆除,更换为 FOXBORO 公司的I/ASERIES 系统,该系统配置1台工程师站,5台操作员站,6对CP及时224块现场采样模板。I/A系统具备强大的数据处理能力和通迅功能,它将现场数据采集与参数控制融为一体,真正实现了信息共享、控制分散功能。配合 DCS 改造,还对锅炉燃烧器的执行器､定位器进行了改造,机侧7套二型调节器进入 DCS控制,气动执行机构电气定位器位置反馈更换,2号低压加热器水位改变频调节等,为设备投自动奠定了基础。新装 DEH控制系统配置1台工程师站和1台操作员站,4DPU,其中1对用于 ATC 控制,1对用BTC控制。ATC 控制功能包括:转子应力计算及寿命管理、自动升速控制、自动负荷控制等功能。

BTC 控制功能包括:启停升速控制、转速控制、负荷控制、OPC保护、阀位控制、超速限制、负荷限制、提升转速试验、阀门活动试验,与其它系统的接口、阀门严密性试验、主汽压力限制等12项功能。另外,还具备手自动无扰切换、超速保护、监视、自诊断、双机冗错等功能,从而大大提高了设备的安全性和经济性。

锅炉回转式空气预热器密封间隙调整系统更换为南京大陆华能中电产业有限公司生产的 ZD/LCS-II型空气预热器漏风自动控制系统,该装置采用可靠性高､耐恶劣环境的声波探测间隙,采用工控机 IPC代替传统的继电器控制逻辑,引用专家系统的思想,实现在现有基础上的最优漏风控制,采用多种切实有效的保护措施,提高整套设备的安全可靠性。同时经过不同负荷下的入口烟温与转子热态变形量的关系,建立专家系统模型,实现智能模糊控制,大大降低了锅炉的漏风率,使设备的安全经济性更加可靠。

此次热工改造的范围之广、涉及面之大是建厂以来之最,除FSSS、INT 机保护、炉报警装置外,几乎全部进行了重新设计、安装和调试。

2000年11月,5号机组在改造性大修时,将八十年代北京重型机械厂生产的GLT-5型励磁调节器更换为南京自动化研究院的 SAVR-2000型微机励磁调节器,该调节器除具备调节、控制、限制功能外,在计算速度､抗电磁干扰和可靠性上又有提高。其采用DSP(32位)作为控制计算核心,功能包括:起励控制、电压、电流､无功闭环 PID控制,PSS控制、主备励无扰动切换等,最大限度地满足了运行的需要,从而大大的提高了其安全可靠性。