设备部C修总结.docx
- 文档编号:8652976
- 上传时间:2023-02-01
- 格式:DOCX
- 页数:33
- 大小:50.38KB
设备部C修总结.docx
《设备部C修总结.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《设备部C修总结.docx(33页珍藏版)》请在冰豆网上搜索。
设备部C修总结
辽宁大唐国际锦州热电有限责任公司
1号机组C级检修
总结报告
批准:
审核:
编写:
2012年10月18日
1号机组C级检修总结报告
辽宁大唐国际锦州热电有限责任公司1号汽轮机是由哈尔滨汽轮机厂制造的300MW亚临界蒸汽参数、一次中间再热、单轴、二缸双排汽、单抽供热、凝汽式机组,型号为C250N300-16.7/538/538。
该机于2009年4月30日通过168试运正式投入商业运行。
其主要配套辅机型号、参数如下:
汽轮机制造厂
哈尔滨汽轮机厂
型式
亚临界、中间再热、两缸、两排汽、凝汽式
额定功率
300MW
锅炉制造厂
哈尔滨锅炉厂
型式
亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉、采用平衡通风、四角切圆内燃方式、设计燃料为褐煤
额定蒸发量
1025t/h
发电机制造厂
哈尔滨电机厂
型号
QNSF-300-2
容量
353MVA
1、循环水泵:
型号64LKXI-23,由长沙水泵厂制造,2007年11月出厂,设计出力高速16920/低速14508吨/时,循环水泵旋转方向由电机向水泵看为逆时针(俯视),转速495rpm/425rpm,扬程23/17m,轴功率1223/775.2kw。
2、凝结水泵:
型号C520Ⅲ-7,长沙水泵厂制造,额定流量441T/h,额定扬程259m,转速1485r/min.
3、汽动给水泵:
型号DG600-240V,上海电力修造总厂制造,额定流量641m3/h,扬程2280m。
4、给水泵汽轮机:
型号G6.6-0.8、单缸、单轴、冲动式、纯凝汽、下排汽给水泵汽轮机,东方汽轮机厂制造,额定功率3106.2MW,最大连续功率3395.3MW,调速范围3000~6000r/min。
一、概况
(一)停用时间
计划:
2012年9月5日至2012年9月22日,进行标准性计划小修,共计18日;
实际:
2012年9月5日至2012年9月22日报竣工,共计18日。
(二)人工统计
序号
项目名称
计划工时(单位:
工日)
实际工时(单位:
工日)
汽机专业:
1
标准项目
716
812
2
非标项目
118
118
3
技改项目
295
295
电气专业:
1
标准项目
576
582
2
非标项目
0
0
3
技改项目
47
47
锅炉专业:
1
标准项目
600
583
2
非标项目
450
420
3
技改项目
700
685
热控专业:
1
标准项目
370
424
2
非标项目
302
330
3
技改项目
85
97
继保专业:
1
标准项目
85
83
2
非标项目
14
16
3
技改项目
32
30
综合专业:
1
电除尘器
60
60
2
脱硝输灰
75
75
3
干排渣系统
77
77
4
灰库系统
28
25
(三)检修费用统计
序号
设备部专业
计划费用(单位:
万元)
实际费用(单位:
万元)
1
汽机专业
21
16.6
2
电气专业
24
23.6
3
锅炉专业
600
501.1
4
热控专业
10
8.5
5
继保专业
5
6.6
6
综合专业
30
35.3
合计
690
591.7
(四)运行情况
1、汽机专业:
(1)1号机2台小机自投入运行后,就一直存在轴封漏汽大现象,油水分超标时有发生,影响机组安全运行;外漏的蒸汽还容易窜入保温棉内,遇冷源凝结成水,滴落至汽机房6.3米层的管道及地面,给“6S”整顿工作带来难度。
为解决轴封漏汽,2011年9月对2号机2台小机进行揭缸检修,轴封径向间隙重新进行了调整,均保证了轴封间隙的合格,但效果不理想。
经过现场排查,分析认为小机轴封漏汽大主要原因是轴封回汽不畅。
(2)汽泵运行中卸荷水管活接头多次发生泄漏,因系统不能隔离,只能采取带压堵漏方式消缺,同时附带了带压堵漏作业的危险因素,还增加了消缺费用、降低了设备运行可靠性。
汽泵传动端与自由端卸荷水管并联至一根母管回流至前置泵入口电动门上部接口,卸荷水管连接构件为活接头,活接头连接件特点是易于安装、拆卸,但抗压能力低。
将活接头改造成带止口法兰连接,增大抗压能力,降低泄漏发生概率。
(3)汽封冷却器在钢管爆漏时,无危急疏水管道,容易造成汽轮机进水。
汽封冷却器排水至凝汽器热水井容易造成凝结水进空气,溶氧波动。
(4)1号机2台小机直流油泵启泵后,就地出口压力表无压力显示,不利于运行人员判断油泵运行状况是否正常。
(5)主机本体疏水管道上存在着插接焊结构,由于该结构存在应力集中区,在运行中容易产生裂纹而发生爆管事故。
(6)1号机主机油系统六通阀仍为改型前型号,其结构存在多处安全隐患,如阀瓣易脱落、密封胶圈易松脱等,按集团公司要求需更换成旋转式结构六通阀。
(7)1号机3、4号高压调门操纵座连杆在今年1月份供热期间均发生过断裂,由于机组处在运行状态,无法及时进行更换,只是采取焊接的方式临时进行处理。
此次C修准备对3、4号高调门操纵座连杆进行更换处理。
2、电气专业:
(1)发电机系统
根据发电机反措要求,发电机存在以下问题需要检查处理:
1)运行过程中漏氢量过大的情况发生,虽进行过处理且都到了有效地控制,但不排除密封性能差,各人孔密封垫老化的情况,需结全小修进行全面检查处理。
2)运行中检查水中含氢量超标,需结合小修进行打水压检查处理。
3)励侧轴瓦绝缘测量引出线未引出,需结合小修处理。
4)机内冷却水温度测量不准,需结合小修进行检测处理。
5)发电机碳刷运行中有磨损需检查更换。
6)发电机氢干燥器解体检查,有问题进行修理。
(2)6KV电机
1)磨煤机电机B磨煤机2011年检修过程中发现了转子内风扇页片损坏现象,小修再次进行检查。
E磨煤机运行过程中振动值偏大,水平2.8丝,比其它磨煤机振动1丝左右偏大,进行检查重找中心处理。
2)1号一次风机电机运行过程中有轴向窜动现象结合小修检查处理。
3)浆液循环泵电机运行情况:
浆液循环泵电机运行中多次出现电机槽楔松动情况,另运行一年中,几台电机运行中振动较大,也需结合小修进行定子槽楔检查。
(3)380V电机
1)汽泵前置泵电机运行情况
运行中1号前置泵电机出现过轴承发热,后加油后基本正常,结合小修需对电机解体检查轴承磨损情况。
2)开、闭式水泵电机运行情况
运行中开闭式水泵电机温度较高,电机轴承声音有轻微异常,需结合小修进行轴承、电机引出线等部位的检查。
3)真空泵电机运行情况
上回厂家返回新电机已安装一台,还有一台新电机未更换需结合小修进行更换。
4)电机就地控制箱运行情况
1号机组运行时间长,就地控制箱多有粉尘积附,电气元件动作不可靠隐患,需结合小修对磨煤机油站控制箱、空预器就地控制箱、变频器柜等重要设备控制箱进行一次全面的卫生清扫,更换电气元件,并作联锁试验,同时对这些电机进行一次全面检查。
5)脱硫系统电机运行情况
1号吸收塔1、2、3、4号浆液循环泵电机,1、2、3号搅拌器电机,1、2号石膏排出泵电机运行状况一般,需结合小修进行检查处理,并视情况进行轴承更换,同时进行常规项检查。
(4)预试计划
根据年度预试计划,需结合机组小修对下列项目进行预试,并通过本次小修应对设备进行全面的了解。
1)发电机预防性试验
2)高压电机预防性试验
3)6kv电缆预防性试验
4)励磁变变压器试验
5)封闭母线清扫检查及试验
6)发电机出口PT试验
(5)6KV开关运行情况
根据一年来6KV开关运行情况,开关故障率十分频繁,经常出现小车在滑道上卡涩的情况,航空插头也多次出现接触不良的缺陷,需结合小修对开关本体机构进行一次全面的检查、清扫润滑,同时对开关电气接点进行一次紧固检查。
另根据预试计划对开关进行常规项目的检修,以便对设备进行全面了解。
(6)380V配电系统
1)因我厂抽屉开关有些插排及二次插座已损伤变形错位有松脱、紧固不牢的情况;另MCC、PC段开并本体灰粉积附也较为严重。
结合小修对开并本体、母线进行一次全面清扫,电气接点的紧固。
(7)电除尘运行情况
有一个电场出现升压升不上的情况属延期缺陷需结合小修进行检查处理。
3、锅炉专业:
(1)锅炉效率达不到92.79%;
(2)过热器减温水流量超标,再热器温度低;
(3)四个角连续排污调节门内漏;
(4)锅炉排烟温度高;
(5)制粉系统电耗高;
(6)锅炉排烟损失大;
(7)锅炉补水率高;
(8)脱硝系统压差大;
(9)脱硫系统电耗高。
4、热控专业:
(1)1号机组汽轮机1瓦、4瓦振动坏.
(2)1号机组发电机定子冷却水PH计无流量计.
(3)1号机组2号给水泵汽轮机推力瓦温度坏
(4)1号机组1、2号给水泵汽轮机温度测点漏油
(5)1号机组汽包下降管壁温元件脱落,无法正常反应实际下降管温度,检查为集热块插孔顶丝脱落。
(6)1号机组两台空气预热器进出口电动门型号为ROTORKAWP行机械行程开关门,在机组运行时,此门一直保持常开现象,导致开关组套件出现局部老化现象,极有可能会影响到启停机及日常空预器运行。
(7)1号机组火检光纤外导管在低氮燃烧器改造时,安装调试出现角度上的较大偏差,导致火检效果不理想,晃动较大,在断层燃烧时,更会出现严重的掉角现象,仅仅通过外部调整及更换组件,已不能解决相关的重点问题。
(8)1号机组的氨气逃逸率表一直是一个老大难的问题,测量不准,且信号质量及其差,已失去该设备的正常功能,不能反映脱硝系统的实际氨气逃逸率情况。
(9)1号机组6台磨煤机在启动过程中经常出现,取样管管路堵塞,导致一次风雨密封风差压开关、一次风压力低开关误报现象,而且在去年年底的时候相当频繁,通过治理效果不是特别明显,此次检修要彻底进行治理。
(10)1号机组的PCV主汽压力控制阀不能进行DCS盘前操作,检查为控制电缆损坏,备用芯也不能保证安全系数,导致对重要阀门失去一种控制手段,在此次检中要彻底治理。
5、继保专业:
(1)辅机低压变频器处于没有抗电网干扰的装置运行中,根据省公司要求必须进行变频器防低电压穿越的装置改造;
(2)我公司出线方式属于单塔双回线的模式,根据大唐国际要求为了保证汽轮机运行安全必须加装零功率保护装置;
(3)厂用PC段和公用段中有多台380V保护装置使用的是万龙的老型号保护,有出现保护装置误动和设备自启动的隐患本次检修需进行更换;
6、综合专业:
至2012年9月5日,电除尘器累计运行小时数9264,输灰系统累计运行小时数9336,干排渣系统累计运行小时数9240。
(五)检修完成情况统计
内容
合计
标准项目
特殊项目
技术改造项目
增加项目
减少项目
备注
汽机专业:
计划数
84
64
9
11
实际数
100
63
9
10
18
2
电气专业:
计划数
60
52
0
3
实际数
60
52
0
3
5
0
锅炉专业:
计划数
55
29
21
5
实际数
55
29
21
5
0
0
热控专业:
计划数
50
25
12
13
实际数
57
32
12
13
7
0
继保专业:
计划数
25
21
2
2
实际数
25
21
2
2
0
0
综合专业:
计划数
26
22
1
0
实际数
26
22
1
0
3
0
(六)质量验收情况统计
汽机专业:
内容
H点
W点
不符合项通知单
三级验收
合计
合格
不合格
合计
合格
不合格
合计
计划数
223
223
0
201
201
0
0
223
实际数
265
265
0
228
228
0
0
265
电气专业:
内容
H点
W点
不符合项通知单
三级验收
合计
合格
不合格
合计
合格
不合格
合计
计划数
612
612
0
422
422
0
0
612
实际数
612
612
0
422
422
0
0
612
锅炉专业:
内容
H点
W点
不符合项通知单
三级验收
合计
合格
不合格
合计
合格
不合格
合计
计划数
189
189
0
324
324
0
0
189
实际数
189
189
0
324
324
0
0
189
热控专业:
内容
H点
W点
不符合项通知单
三级验收
合计
合格
不合格
合计
合格
不合格
合计
计划数
11
11
0
30
30
0
0
11
实际数
11
11
0
30
30
0
0
11
继保专业:
内容
H点
W点
不符合项通知单
三级验收
合计
合格
不合格
合计
合格
不合格
合计
计划数
38
38
0
257
257
0
0
38
实际数
38
38
0
257
257
0
0
38
综合专业:
内容
H点
W点
不符合项通知单
三级验收
合计
合格
不合格
合计
合格
不合格
合计
计划数
3
3
0
36
36
0
0
3
实际数
3
3
0
36
36
0
0
3
(七)办理工作票汇总
汽机专业:
开票单位
热力机械第一种工作票(份)
热力机械第二种工作票(份)
一级动火工作票(份)
二级动火工作票(份)
维护部
36
7
40
0
电气专业:
开票单位
电气一种工作票(份)
电气二种工作票(份)
二种动火票
维护部
28
52
6
锅炉专业:
开票单位
热力机械第一种工作票(份)
热力机械第二种工作票(份)
一级动火工作票(份)
二级动火工作票(份)
维护部
52
26
32
6
热控专业:
开票单位
热控第一种工作票(份)
热控第二种工作票(份)
一级动火工作票(份)
二级动火工作票(份)
设备部热控
33
34
4
0
继保专业:
开票单位
电气第一种工作票(份)
电气第二种工作票(份)
继电保护措施票
继电保护
7
3
2
综合专业:
开票单位
热力机械第一种工作票(份)
二级动火工作票(份)
一热项目部
6
6
(八)检修前后主要运行技术指标
序号
指标项目
单位
修前
修后
1
蒸发量
t/h
1025
2
过热蒸汽压力
MPa(表压)
17.5
3
过热蒸汽温度
℃
541
4
再热蒸汽压力
MPa(表压)
3.75
5
再热蒸汽温度
℃
528
6
省煤器进口给水温度
℃
275
7
排烟温度
℃
149
8
过剩气系数
1.16
(1)锅炉出口
9
飞灰可燃物
%
0.17
10
灰渣可燃物
%
11
锅炉总效率
%
92.71
12
蒸汽含盐量
mg/L
13
空预器出口一次风温
℃
17
14
空预器出口二次风温
℃
27
15
空预器漏风率
%
6.5%
16
空预器烟气阻力
Pa
1100
二、
简要文字总结
(一)施工组织与安全情况
此次机组检修是我厂1号机组投产后的第四次检修。
检修施工方为锦州热电维护部进行检修。
根据人员的技术实力,合理分配工作任务,加强重点设备的检修,坚持“应修必修,修必修好”的检修原则,严把质量关,加强组织管理体系,落实各项检修制度,严格执行检修项目作业指导书及检修技术记录规定的有关程序和要求,保质保量的完成中修任务。
针对检修虽然时间短,工作任务比较重,特殊项目较多的特点,设备部各专业检修前进行了详细的安排,并制定了施工安全组织措施、安全措施、技术措施及应急预案。
如继保零功率保护改造、辅机变频器低电压穿越装置改造、热再疏水管疏水联箱改造方案、汽封冷却器水封筒至凝汽器排水口改造方案、壁式再热器改造方案等,备件提前进行了统计,及时上报物资计划,不因备件的到货时间影响检修工期。
检修开始首先,严格审查标准工作票,层层把关,完善安全措施及危险点分析,力争做到工作票合格率100%。
严格验收备品备件及施工队伍的作业器具,做到不合格件不使用,保证了施工质量及施工安全。
严格执行验收标准,明确各方验收职责,真正做到了工序全程有跟踪,关键点有验收、有数据,不合格的工序不放过。
合理安排检修工序,充分结合系统工艺,按轻重缓急事先做好检修工序;并根据其它专业进度合理调整施工计划,保证了整个检修工作的安全有序。
电气专业做好临时电源的管理工作,杜绝临时电源的乱接乱放,确保检修的安全施工。
在检修前对检修人员进行了《电业安全工作规程》的学习,达到了预期目标,对参加检修的人员进行了安全教育和交底,保证了检修人员在检修期间的安全意识和自我保护意识,工作负责人在检修过程中严格监督和指导检修人员按照安全规范开展工作,对防范违规操作起到了积极的作用。
在检修时间比较紧,任务重的情况下,坚持每天开工前组织作业人员安全措施交底,作业人员有针对性地对兄弟单位的事故通报、不安全现象进行认真学习和分析,并举一反三,制定安全措施,保证各类事故不再发生。
对动火作业区、高空作业区进行重点监视,对脚手架的验收、安全防护用品的佩戴进行重点监管。
在检修现场拆除平台的栏杆和护栏都得到及时恢复,保证检修人员在检修中的人身安全。
检修现场基本做到了“三无”、“三齐”,每天收工前清扫现场,做到工完料尽场地清。
在安全方面,由于本次检修主要是由维护部承担进行,外委项目相对较少,因此整个现场安全方面的状况是历次检修做的最好的一次。
这主要是由于维护部人员都是公司员工,对公司的各项管理制度较为熟悉,对公司的安全理念及现场管理较为适应。
因此,此次在1号机C修整个过程中,没有发生大的不安全事件,现场违章现象也比前几次检修大幅减少。
检修文件包及工序卡应用情况
1、汽机专业:
本次检修中汽机专业共下发了25份作业指导书和72份质量监督计划卡,并全部收回,其中设“H”级质量监控点265点,实际验收265点,设“W”级质量控制点228点,实际验收228点。
本次C修针对所有项目都设置了质检点,对较大检修项目或需进行解体检修的设备均下发了作业指导书,对小疏水阀类或只需简单处理的设备以质量监督卡的形式进行质量验证。
2、电气专业:
本次检修所有项目都有作业指导书,确保质量受控,作到了检修工序有据可依,有据可查。
共发放作业指导书56份,收回作业指导书质量记录56份,其中“H”级质量监控点612点,“W”级质量控制点422点,所有质量控制点均验收合格。
3、锅炉专业:
本次检修中所有锅炉检修项目均执行作业指导书,质量受控。
共发放作业指导书46份,收回作业指导书质量记录46份,其中“H”级质量监控点189点,“W”级质量控制点324点,不符合项0项,全部实行闭环。
其他所有质量控制点均验收合格。
存在的问题:
本次检修的改造工作较多,有部分工序没有考虑到,造成检修作业指导书不全面的现象。
4、热控专业:
热控专业共下发了作业指导书23份,收回作业指导书质量记录23份,其中“H”级质量监控点11点,“W”级质量控制点30点,所有质量控制点均验收合格,实现闭环管理。
5、继保专业:
继保专业共下发了作业指导书43份,收回作业指导书质量记录43份,其中“H”级质量监控点38点,“W”级质量控制点257点,所有质量控制点均验收合格,实现闭环管理。
存在的问题:
检修过程中,作业指导书编写人员和检修人员的技术水平不高,对作业指导书中的要求理解不深。
应多加强检修人员培训学习,提高检修人员和作业指导书编写人员的技术水平及整体素质。
6、综合专业:
本次检修中对电除尘器、干灰输送系统、干排渣系统检修项目均执行作业指导书,质量受控。
共发放作业指导书3份,收回作业指导书质量记录3份,其中“H”级质量监控点3点,“W”级质量控制点36点,所有质量控制点均验收合格。
存在的问题:
检修过程中,作业指导书编写人员和检修人员的技术水平不高,对作业指导书中的要求理解不深。
应多加强检修人员培训学习,提高检修人员和作业指导书编写人员的技术水平及整体素质。
(二)检修中消除的设备重大缺陷及采取的主要措施
1、汽机专业:
1、主机本体疏水管道的插接焊结构
由哈汽公司供货的本体疏水管道经查看图纸,发现两侧导汽管疏水的集成联箱及三通管件均采用的是插接焊结构,这与集团公司下发的有关机炉外管管理文件中的要求相悖。
由于插接焊结构不容易焊透,而且在焊接部位容易产生集中应力区,运行时在温度和管道的振动下,极易产生裂纹和发生机炉外管爆管事故。
在集团公司下发的案例中,存在着多起因插接焊结构引起爆管停机的事故。
此次,专业针对排查出的插接焊结构全部进行了整改处理,其中疏水集成联箱外委进行加工,将原插接的管座部位车削干净,更换成对焊结构管座,并回炉进行热处理,检查硬度合格后重新装复。
对原插新焊三通全部进行更换,根据现场的管道接口规格,外委制作了对焊结构的锻造三通进行安装。
2、热再疏水管疏水联箱改造
我厂热再斜三通前疏水及低旁前疏水的疏水管联箱结构不合理,其底部存在着急速变径的部位,在与疏水管对接后形成了一个应力集中区,受机组运行中管道振动和疏水阀门自重的影响下,极易产生裂纹。
1、2号机运行期间,这两段疏水管已多次发生根部出现裂纹情况,严重地影响了机组的安全运行。
经专业与金属专工讨论后,决定对原疏水管联箱进行改造,将原变径管切除,更换成一根具有平滑过渡段的异径管,并延长出口侧的直管段长度,将阀门入口直接与变径管出口侧焊接,从而减少了一道变径管与疏水管的焊口,提高了疏水管的安全可靠性。
3、1号开式水泵主轴更换
在对1号开式水泵的解体检修中,发现该泵主轴的轴颈部位存在磨损,与轴承的配合间隙达到了0.4mm以上。
由于配合间隙过大,决定进行更换新轴处理,测量新轴尺寸,配合间隙在0.02mm左右,达到质量要求。
4、密封油自动补油阀浮球脱落
在进行发电机气密性试验时,运行反映密封油箱的自动补油阀不起作用,无法进行自动补油,油箱油位不能稳定,需要频繁通过手动补油的方式来维持密封油箱油位。
后利用处理发电机人孔门漏氢时,专业安排对密封油箱进行开人孔检查,发现自动补油阀失去作用的原因为浮球脱落。
后经仔细检查发现浮球与连杆的连接没有防止松脱的措施,而氢侧密封油回油时是从顶部进入油箱,可能会对浮球产生一个旋转力,使浮球发生转动,从而与连杆脱离掉落。
此次由于时间仓促,只是采用加弹簧垫的方式进行了处理。
待下次有机会时,准备在连杆与浮球连接部位打孔穿销的方式重新进行处理。
5、高排逆止阀前、后疏水管弯头磨损
本次金属监督检查中
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 设备 总结