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1机组C级检修总结
#1机组C级检修总结
编号:
JL201.04.02-10-01.2007.1
国电靖远发电有限公司
检修部
2007年4月5日
概况.............................................................................................................
3
1汽机设备检修总结................................................................................
3
1.1
标准项目完成情况及解决的问题:
...................................................
3
1.2
非标准项目完成情况及解决的问题:
.............................................
7
1.3缺陷处理情况....................................................................................
7
1.4
遗留问题及解决的思路.................................................................
7
1.5
小修管理中存在的不足及改进建议...............................................
8
1.6
试验、启动过程中存在问题及原因分析.........................................
9
1.7
汽机设备金属监督开展情况...........................................................
9
2锅炉设备检修总结..............................................................................
9
2.1
标准项目完成情况.........................................................................
10
2.2
锅炉主要非标项目完成情况.........................................................
10
2.3
缺陷处理情况.................................................................................
12
2.4
遗留问题及解决思路.....................................................................
14
2.5
小修管理中存在的不足及改进建议.............................................
15
2.6
锅炉设备金属监督开展情况.........................................................
15
3电气设备检修情况............................................................................
16
3.1标准项目完成情况及解决的问题...................................................
16
3.2
非标准项目完成情况及解决的问题...........................................
20
1
3.3缺陷处理情况22
3.4遗留问题及解决的思路23
3.5小修管理中存在的不足及改进建议23
3.6#1机组小修中处理的重大缺陷:
23
4热工设备检修总结24
4.1标准项目完成情况及解决的问题24
4.2非标项目完成情况及解决的问题27
4.3缺陷处理情况28
4.4遗留问题及解决的思路29
4.5小修中存在的不足及改进的建议29
5化学设备检修总结30
5.1标准项目完成情况及解决的问题30
5.2非标准项目完成情况及解决的问题:
31
5.3缺陷处理情况31
5.4小修管理方面31
5.5遗留问题及解决的思路31
6运行指标及分析31
2
概况本次#1机组C级检修于2007年3月11日0:
00开工,3月28日完工,3月31日并网投运。
检修完成了全部标准项目和67项非标准项目,较好了完成了锅炉受热面普查换管、磨煤机更换衬板、#1主变总炔含量超标处理、凝汽器真空低检查处理、主蒸汽流量大和原煤斗磨损检查处理等重点项目。
本次#1机组C级检修总体上完成了预定的目标,各项经济技术指标有了一定程度的提高,消除了影响机组经济稳定运行的各项缺陷。
为#1机组安全经济地防暑过夏做好了准备。
下面分别就汽机、锅炉、电气、热工和化学设备的检修情况进行总结。
1汽机设备检修总结
1.1标准项目完成情况及解决的问题:
1.1.1汽机本体解体检查#2、#3、#6、#7、#8、#9、#10、#11瓦,其中#3轴瓦翻瓦检查,钨金无脱胎、裂纹,轴颈无磨损;#2、#3、#6、#7、#9、#10、#11瓦钨金无脱胎、裂纹,轴颈无磨损,推力瓦块无磨损。
发现#8上瓦钨金掉渣,经现场修刮,各技术参数合格,轴承箱清理干净,轴瓦回装。
1.1.2发电机氢气系统虑网进行了清理,更换#8、#9、#27、#29隔膜垫。
氢干器检修时,发现储液灌铜管破裂,压缩机振动大,更换铜管、压缩机。
发电机风压试验合格。
3
1.1.3#1高加水室隔板焊后,打压找漏合格,恢复高加。
附件检查:
#2高加疏水器有砂眼,补焊处理;解体检查#1、#2、#3高加、蒸冷器危机疏水电动门。
#2高加、蒸冷危机疏水电动门门芯拉毛,研磨处理。
1.1.4除氧头内的喷嘴,淋水盘检查,消除夹渣。
解体检查高加疏水逆止门、轴封供汽逆止门、凝结水逆止门、甲乙丙再循环逆止门检查;除氧器系统各阀门盘根检查。
除氧水箱、稳压水箱清理检查,水箱底部存水、沉淀泥沙清扫,检查内部防腐状况良好。
高加疏水逆止门门芯脱落,门体磨损严重,无法修复,更换处理。
1.1.5发电机内水冷系统清扫滤网、水冷器,系统阀门盘根检查;发电机氢冷器进出口门检查。
1.1.6本体疏水系统所属阀门检查,疏水管弯头壁厚检查合格.
1.1.7调速专业本次小修共完成标准项目44项,其中2项为安评项目,项目完成100%。
小修标准项目共发现问题11项,完成100%。
发现如下问题并逐条处理:
1.1.8蓄能器充氮压力检查:
测得十米南:
9.0Mpa、8.6Mpa;北:
7.8Mpa,7.5Mpa,五米油站南9.0Mpa,北6Mpa。
均充至10Mpa。
1.1.9危急遮断器试验平台试验动作转速调整为#1:
3256r/min;#2:
3258r/min。
1.1.20密封油系统:
空侧冷油器出口油门门座断裂,更换新门。
检查空、氢侧冷油器发现淤泥较多,对铜管进行疏通。
更换空、氢侧密封油压力表一次门4个。
4
1.1.21低加系统:
检查发现#8低加钢管漏9根,轴加漏1根,
进行封堵,电焊焊死。
检查#6低加疏水器一弯头有焊疤,进行更换。
#5、#8加至凝汽器疏水门内漏,更换新门处理。
#7加汽侧放空气门
内漏,更换新门处理。
轴加密封垫运行中有过泄漏,更换密封垫处理。
1.1.22凝汽器:
水侧检查清理,胶球及碎填料较多,进行清理。
1.1.23给水泵:
甲、乙、丙给水泵前置泵安全门校验后回装;
乙给水泵泵主泵传动端轴套退出,乙、丙给水泵主泵传动端轴套点焊,乙泵接头咬丝,修复后抹胶,更换密封垫圈;甲、乙、丙给水泵偶合器推力瓦检查,丙给水泵偶合器推力瓦磨,修刮后恢复,乙给水泵偶合器解体检查未发现异常。
甲、乙、丙给水泵偶合器辅助油泵检查,更换弹性圈。
乙给水泵主泵传动端轴瓦乌金裂纹,更换轴瓦。
甲、乙、丙给水泵前置泵推力轴承滚珠有麻点、弹架裂,均更换。
丙主泵传动端上轴瓦乌金有少许裂纹,未更换,刮削处理。
给水泵密封水箱端盖车削,消漏,密封水滤网破损更换。
甲给水泵正、倒暖泵门,乙给水泵倒暖泵门、前置泵出口管排空门,丙给水泵正、倒暖泵门更换,其余各门均合格。
甲、乙、丙给水泵各进回油管更换为金属软管,油管检查,发现5处漏点,补焊处理。
1.1.24乙射水泵叶轮汽蚀,进行大修处理,甲射水泵叶轮汽
蚀,轴承跑内套,进行大修处理,甲、乙底阀密封胶圈破裂,更
换密封胶皮;甲、乙泵注水门检查正常。
1.1.25甲循环泵更换上导瓦冷油器。
甲、乙循环泵入口检查,
5
甲循环泵防蚀板脱落两块,更换处理,乙循环泵正常。
甲、乙滤
水器清扫,乙滤水器较脏。
1.1.26甲、乙、丙胶球泵检查,更换盘根,润滑油。
1.1.27甲、乙氢冷泵揭盖检查,轴承损坏,乙传动端填料压
盖螺栓断,均进行大修处理。
1.1.28
#1机I级旁路减压阀内漏,解体研磨处理。
1.1.29
#1机有压回水至甲循环泵入口蝶阀操纵座裂,更换阀
门。
1.1.30#1机轴封一档泄汽至#6低加供汽门门盖漏。
更换门盖
垫。
1.1.31#1机门杆泄汽至除氧器手动门门盖换垫。
1.1.32
#1机甲凝结泵出口逆止门门体内有异音。
解体检查。
1.1.33
#1机厂用二段逆止门有异音。
解体检查完好。
1.1.34
#1机轴封供汽压力变送器一次门更换。
1.1.35
#1机轴封供汽至#5低加门门盖漏,更换垫子。
1.1.36#1机二级旁路前疏水一次门及至疏水扩容器电动门内
漏。
解体检查无法研磨,更换阀门处理。
1.1.37#1机电动主闸门前后疏水电动门格兰检查更换。
阀门
解体研磨处理,#1机再热热段疏水门后疏水管砂眼。
补焊处理。
1.1.38#1机循环水泵出口母管伸缩节砂眼,补焊处理
1.1.39#1机#3高加进汽电动门格兰、门盖、法兰漏。
解体更换密封垫。
6
1.1.40#1机门杆泄汽至#5低加疏冷门格兰漏。
更换填料。
1.2非标准项目完成情况及解决的问题:
1.2.1汽机本体#1高加水室检修人孔安装,完成。
1.2.2氢气系统加装CO2至发电机汇流置换隔膜阀,完成。
1.2.3高加水测安全门更换,未完成。
原因是所定安全门不是法兰连接,无法在线打压定砣;由于动作压力高21Mpa,没有条件定期整定。
1.2.4调速专业非标准项目共7项,完成6项,完成85.7%。
其中:
#1机主油箱进油管、排油管移位。
因管道放油影响,未进行。
1.2.5甲循环泵更换上导瓦冷油器,完成。
1.2.6#1机给水泵油系统进、回油管更换为金属软管,完成。
1.2.7#1机轴封减温减压器拆除,完成。
1.2.8#1机射水池补水管道加长1米,完成。
1.2.9#1机给水泵冷却水回水至甲循环泵入口蝶阀更换,完成。
1.2.10#1塔池补水手动门更换为电动门,完成。
1.2.11#1机五段母管上更换流量孔板,完成。
1.3缺陷处理情况
1.3.1本次小修共有缺陷4项,全部完成,完成100%。
1.3.2高加至除氧器疏水管振动,已固定消除了管道振动。
1.4遗留问题及解决的思路
1.4.1高加水测安全门更换,未完成。
(安评项目)。
定购法兰连
接安全阀,出厂整定合格。
四台机备1只整定合格的安全阀,小修中
7
直接更换上,将拆下来的返厂重新整定。
1.4.2级旁路减压阀已多次研磨,阀芯,阀座材质已软化,达不
到密封的效果,建议及早改造处理。
1.5小修管理中存在的不足及改进建议
1.5.1在本次小修后,机组启动做超速试验,试验结果为:
就地:
#1飞锤:
3235rpm#2飞锤:
3224rpm联合:
3221rpm
集控#1飞锤:
3229rpm#2飞锤:
3227rpm联合:
3224rpm
试验结果表明#1、#2飞锤动作转速偏低约30rpm左右。
而试验平台试验结果为:
#1飞锤:
3256rpm#2飞锤:
3258rpm
1.5.2两次试验结果偏差较大,分析原因有以下三点:
1.5.2.1对机组危机保安器冷态与热态时转速变化偏差经验总结不足,没有充分掌握机组的技术特性;
1.5.2.2危机保安器在冷态试验和热态试验时的升速率偏差较
大,冷态时为为人为手动升速,升速率难掌握是造成偏差大的另一原
因;
1.5.2.3上次小修中#1、#2危急遮断器飞锤更换了新弹簧,动
作转速偏高,#2动作正常,#1未动,所以本次调整时稍微调低了一
点,但按经验应该在动作转速范围之内,但实际未达到。
本次上试验
台整定时,考虑:
宁可叫它提前动,也不能叫它在动作转速范围内不
动,运行中失去保护作用。
1.5.3改进措施:
今后在试验平台调整动作转速时,建议在试验
8
台上调整在3270——3285rpm之间,确保动作转速正确。
1.6试验、启动过程中存在问题及原因分析
1.6.1#1机给水高加大旁路脱扣,已处理。
1.6.2#1积甲给水泵传动端密封水回水接头处刺汽大,原因为
更换的接头材质不当,焊接后出现裂纹,更换接头处理。
1.6.3甲给水泵电机冷却器回水门门芯脱落,原因本次小修中未
检查该阀门,修复处理。
1.7汽机设备金属监督开展情况
1.7.1对#1机组所属压力容器进行了外部检验,对压力容器范围内的管路进行了普查,其中高低加、除氧器疏水管路中有3条壁厚超标进行了更换管段处理。
1.7.2针对高加疏水冷却器以前存在的进水管部位汽水冲刷减薄问题,进行了全面普查测厚,未发现超标缺陷和异常情况。
1.7.3对主蒸汽、再热蒸汽管道疏水管座进行了探伤检查,未发现超标缺陷和异常情况。
1.7.4对汽缸体下部疏水管弯头进行了普查测厚,未发现超标缺陷和异常情况。
1.7.5按安评要求,对汽轮机油管路焊口进行了检测,未发现超标缺陷和异常情况。
1.7.6对#1机组所属压力容器的安全阀进行了维修和重新校验。
2锅炉设备检修总结
9
2.1标准项目完成情况
本次小修完成了汽包、受热面、空预器、锅炉支吊架、长吹、炉
前油系统、捞渣机、碎渣机、给煤机、磨煤机、一次风管、甲乙密封
风机、甲乙侧送、引、一次风机、电除尘、炉侧管道、阀门的全部标
准项目,没有遗漏项目,完成率达到100%。
2.2锅炉主要非标项目完成情况
2.2.1受热面扩大检查共发现水冷壁超标管9根、大小屏过热器超标管6根、高温再热器超标管56根、低温过热器超标管32根,共计103根管子。
2.2.2空预器漏风点扩大检查。
2.2.3送粉管道检查焊补更换(出粉管V型挠性连接器及V型挠性连接器上下直管更换):
锅炉送粉管道V型挠性联接器在1998年安装,运行至今磨损严重,运行过程中频繁泄漏,本次小修时进行了更换、并更换了联结器的出入口短管,焊接质量良好,磨煤机运行和没有发生泄漏。
2.2.4AB磨煤机筒体衬板更换:
小修开工之前编制了详细的施工作业指导书,工作准备充分、措施具体、计划工期合理,机组停运后及时组织发电部门清理了大罐内的积油,化工公司筛选钢球工作进度快,为检修部门更换衬板工作赢得了时间。
更换过程中两班倒、两台磨同时进行并连续工作,按三措要求严格的执行了质量标准,按计划工期、保质保量的完成了工作。
2.2.5磨煤机分离器顶部及分离器出口顶部防磨处理:
AB磨煤机
10
分离器的磨损不可避免,运行时间长,其顶部在运行中多次出现泄漏情况,根据点检定修要求列为非标项目,小修之前卷制防磨护板,小修时进行挖补处理。
2.2.6磨煤机密封石棉垫更换:
A磨煤机耳轴密封石棉垫小修之前运行中风量泄漏大,密封风损失耗能,小修时拆除检查石棉密封垫基本失效,所以进行了更换,机组启动后核实密封风机的电流较小修之前下降了20安。
2.2.7AB磨煤机钢球筛选:
AB磨煤机钢球在2004年#1机组大修时筛选,自2005年底开始每次小修检查发现钢球内石块较多,造成磨煤机衬板磨损加剧、钢球耗量增大、送粉管道磨损泄漏。
本次小修时将AB磨煤机钢球全部倒出进行筛选,根据筛选结果分析,共筛选出合格钢球78吨,筛选出石头近30吨。
每台磨煤机增加钢球15吨、两台磨共30吨,通过钢球筛选有效的解决了磨煤机处理不足的问题,并对延缓磨煤机衬板和送粉管道的磨损起到了有效的作用,而且对今后磨煤机钢球的耗量起到下降的作用。
2.2.8给煤机链条及防磨底板更换:
小修中更换了A1、A2、B1、
B2给煤机的底板、防止给煤机刮板对箱体的磨损,并更换了A1给煤机刮板链条组,调整刮板链条张力至适当,试转和运行和没有发生质量问题。
2.2.9甲乙侧电除尘阴极振打锤磨损严重,对无法使用的87只阴极振打锤进行了更换。
试转后,发现阴极振打效果明显增强。
2.2.10对电除尘内部阴阳极框架通过人工手动清灰。
使用临工
11
4人,8天时间,对六个电场的框架进行了清理。
试转时发现清理效
果明显,一二次电流均有提高。
2.2.11对电除尘钢梁系统进行检查,没有发现重大缺陷。
2.2.12对甲1西、甲3西电除尘卸灰器进行更换。
修前,这两
台卸灰器均存在内漏现象。
本次解体后发现,两台卸灰器的叶轮均出
现了叶片断裂,轴端密封间隙超标的现象,对这两台卸灰器进行更换。
目前运行中无内漏现象。
2.2.13由于乙侧送风机液压缸使用时间已经超过3年,运行过
程中内漏大,为保证送风机长期运行,对该液压缸进行更换。
试转正
常。
2.2.14对定排系统阀门全部解体,发现有7只阀门门座缺陷严
重,进行更换。
2.2.15对减温水系统阀门全部解体检查,发现有6只阀门存在
缺陷,无法修复,进行更换。
2.2.16对定排扩容器联箱进行打磨检查,没有发现重大缺陷。
2.3缺陷处理情况
2.3.1水冷壁炉内#2角下层切壁风喷口将后墙水冷壁管吹损6根、40m甲侧墙水冷壁有两根管子与低温过热器U型弯机械磨损、冷灰斗部位有一根管子机械磨损超标,超标管共计9根,进行了更换。
2.3.2低温过热器:
低温过热器后包墙出口联箱后水平段管子烟气机械磨损管壁超标32根管子,进行了更换。
2.3.3高温再热器:
高温再热器出口第一根管子高温氧化管壁减
12
薄超标严重,共计发现55根超标管,出口第二根管子取样1根,进行了更换。
2.3.4大小屏过热器:
大小屏过热器检查发现超标管6根,进行了更换。
2.3.5燃烧器:
燃烧器喷口检查时发现一次风喷口及内部连接管磨损破裂严重,检修中对破损严重的8只一次风喷口进行了更换,同时对其它磨损部位进行了补焊处理。
2.3.6汽包水位计:
检修中全部更换云母水位计组件20组。
2.3.7空气预热器
1)一次风烟道档板部位墙皮破损严重,检修进行了补焊处理。
2)上水平烟道下部磨损破裂严重,补焊后补灌了耐火水泥。
3)四米层烟道破损严重,检修共计补焊破损部位28处。
4)上中层二次风管箱边部换热管破损严重,检修中对边部换热管进行了封堵。
5)检修中检查封堵泄漏管30根,打风压检查发现一次风侧管箱泄漏12根、二次风侧管箱泄漏15根,全部用堵头进行了封堵;
6)打风压检查发现一次风转角风箱有两个人孔门漏风,检修在风压试验结束后重新进行了密封。
2.3.8甲、乙侧捞渣机、碎渣机:
1)甲、乙侧捞渣机刮板链条松,检修重新调整链条;
2)甲、乙侧捞渣机刮板链条张紧装置锈死,检修修复处理;
3)甲、乙侧碎渣机破碎齿磨损严重,检修进行了补焊;
13
4)乙侧碎渣机承力侧轴承磨损超标严重,进行了更换;
2.3.9对A磨煤机内部检查,发现DE侧螺旋输送器中心风筒磨损比较严重,进行挖补焊接;
2.3.10针对A、B磨煤机在停机之前主轴承冷却水浑浊,冷却效率低,导致轴承温度高,小修时对主轴承冷却室进行了5%微酸冲洗,机组磨煤机启动后主轴承温度在正常范围之内。
2.3.11AB磨煤机ODE端螺旋输送器磨损严重,小修中进行了更换,保证磨煤机长周期安全稳定运行不出现故障。
2.3.12AB磨煤机润滑油站和减速机润滑油化验指标不符合标准,按点检计划更换周期小修时进行了更换。
2.3.13小修中检查更换了A1和B2给煤机下煤闸门,更换后开关灵活,关闭严密无泄漏。
2.3.14小修中发现甲侧吸风机电机千瓦的上瓦脱胎,无法进行使用,更换该轴瓦。
2.3.15小修中发现乙侧吸风机叶轮静不平衡量为700克,对重新加装配重后检查,叶轮静不平衡量保持在70克以内。
2.3.16小修中发现甲侧引风机出口水平烟道内部墙体坍塌,重新进行了修复。
2.3.17检查发现汽包水位计汽侧一次门内漏严重,进行更换。
2.4遗留问题及解决思路
2.4.1钢球内石块较多,通过目测小钢球内至少有1/3为石块,石
块的增多使磨煤机的无功负荷增加和钢耗电耗上升,并且加剧钢球和衬
14
板的磨损,而且对一次风管的磨损也影响较大。
应该加强燃煤管理提高
燃煤质量;
2.5小修管理中存在的不足及改进建议
2.5.1安全质量监督验收卡不能按时认真填写。
2.5.2检修场地文明生产保持不好、未能做到自觉随时清扫卫生,保
持检修现场整洁。
2.6锅炉设备金属监督开展情况
2.6.1针对高温再热器管排的局部长期过热管壁氧化减薄问题,进行了扩大测厚检查,发现内圈出口第一根管壁厚减薄超标55根,进行了更换管段处理。
同时对内圈出口第二根进行了割管取样分析,结果取样管亦有过热氧化减薄现象,担未超标决定监督运行。
2.6.2针对锅炉近期煤质差的的情况,对尾部受热面管进行了测厚普查,发现低温过热器入口联箱部位有32根管壁厚减薄超标进行了更换管段处理,并加装了防磨护瓦。
2.6.3在炉膛水冷壁检测中发现喷口贴壁风处有9根管段由于吹损壁厚减薄超标,进行了更换管段处理;冷灰斗处有14出小坑点、前墙水冷壁有1处较严重的鰭片焊接咬边进行了补焊修磨处理。
2.6.4针对大、小屏过热器夹管磨损情况进行了普查检测,结果有6根壁厚减薄超标,进行了更换管段处理,并对烧损的夹管固定卡进行了更换和加固处理。
2.6.5针对低温过热器出口直管段的以前超温过热现象进行了管径检测,结果有个别管段胀粗明显,但未超标,决定监督运行。
15
2.6.6针对顶棚过热器存在腐蚀小坑点的情况,进行了复查,结果
无明显扩大现象,须继续观察监督。
2.6.7对锅炉49M层的各种接管座共检测24个,发现甲侧过热器对
空排管座开裂125mm,通过分析主要原
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