新乡豫新7机组B修总结.docx
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新乡豫新7机组B修总结
豫新#7机组09年B级检修
总结报告
新乡豫新发电有限责任公司#7号机组B级检修,实际于2009年10月07日,由备用转入B修,至2009年12月05日22:
45并网,共60天。
主机设备:
汽轮机制造厂上海汽轮机厂型号C300/273-16.7/0.4/537/537容量300MW
发电机制造厂东方电机厂型号QFSN-300-2-20B容量300MW冷却方式:
氢-水-氢_
锅炉制造厂武汉锅炉股份有限公司_型号WGZ1025/17.5-6额定蒸发量1025t/h
自动控制型式DCS控制系统制造厂上海新华控制工程有限公司
汽机控制DEH、MCS;小机控制MDEH;
锅炉控制MCS;机炉协调控制CCS。
机组基建投产日期:
2006年6月20日通过168小时,2006年7月24日投入商业化运行,已经累计运行25438.7小时;备用1113.2小时。
一、概况
(一)停用日数
计划:
2009年10月7日至2009年11月29日,进行首次B级检修,共计54天
实际:
2009年10月57日至2009年12月05日报竣工,共计60天
(二)人工
计划:
_工时(只含标准项目),实际:
__工时(全部项目)。
(三)检修费用:
计划:
2100万元,实际:
1800万元。
(四)检修项目完成情况
序号
专业
汽机项目(项)
锅炉项目
(项)
电气项目
(项)
热工项目
(项)
金属焊接
(项)
合计
1
计划项数
65
48
24
54
33
2
增加项数
3
3
3
7
18
3
取消项数
2
9
3
0
0
14
小 计
66
42
24
61
51
4
未完项数
0
0
0
0
0
0
5
完成项数
66
42
24
61
51
(五)质量验收情况
汽机专业
电气专业
锅炉专业
热工专业
合计
文件包设置数
76
144
44
33
文件包关闭数
75
144
44
33
非标项质检卡
358
325
3
12
质检卡关闭数
358
325
3
12
W点设置
166
2793
480
135
W点签证累计
164
2793
480
135
H点设置
497
838
236
80
H点签证累计
493
838
236
80
注:
未完质检卡、及W、H点签证情况为:
1、给水泵耦合器文件包中2个W点、4个H点因项目取消未验证;
(六)汽轮机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
1.在额定参数下最大出力
MW
300
300
2
各主轴承振动值(包括发电机)
um
⊥(瓦振)
X(轴振)
Y(轴振)
⊥(瓦振)
X(轴振)
Y(轴振)
#1号轴承
21.5
70
61
15.6
82.00
88.60
#2号轴承
17.9
24
13
13.5
33.70
22.00
#3号轴承
8.1
31
30
19.7
48.60
14.70
#4号轴承
13.1
40
34
27
71.30
41.20
#5号轴承
18.8
43
27
19.3
59.10
33.20
#6号轴承
14.4
70
41
25
85.40
53.88
3
效率
(1)汽耗率
kg/(kW·h)
查不到
此项需要热力试验出结果
(2)热耗率
kJ/(kW·h)
修正后8128.129(根据大修前试验报告)
此项需要热力试验出结果
4
凝汽器特性
(1)凝结水流量
t/h
820.776(根据大修前试验报告)
(表盘)
(2)循环水入口温度
℃
30.1(2009年8月份)
18.3(表盘)
(3)排汽压力
kPa(绝对压力)
8.94(根据大修前试验报告)
表盘上无此测点
(4)排汽温度与循环水出口温度差
℃
4.6(2009年8月3日)
6(表盘)
5
真空严密性(在——MW负荷下)
Pa/min
340
110
6
调速系统特性
(1)速度变动率%
4
此项需要试验出结果
(2)迟缓率%
0.6(设计值)
此项需要试验出结果
(七)锅炉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
984.5(表盘)
953(表盘)
2
过热蒸汽压力
Mpa(表压)
16.7(表盘)
16.7(表盘)
3
过热蒸汽温度
℃
540
540
4
再热蒸汽压力
Mpa(表压)
3.57(表盘)
3.2(表盘)
5
再热蒸汽温度
℃
540(表盘)
540(表盘)
6
省煤器进口给水温度
℃
283.34(表盘)
283.7(表盘)
7
排烟温度
℃
141.9/130.4(表盘)
118/121(表盘)因空预器出口测点不均匀,此测点取自引风机出口,同时因环境温度下降,应请中试所做试验出结果。
8
过剩气系数
(1)锅炉出口
此项需要试验出结果
9
飞灰可燃物
%
1.92/3.74/6.26
2.52修前取值为山西煤,河南煤,山西煤三个工况
10
灰渣可燃物
%
14.44/10.32/24.12
13.1(煤质不好,发热量低)
11
锅炉总效率
%
88.32(河南煤)
91.75(山西煤)
此项需要试验出结果
12
蒸汽含盐量
Mg/L
13
空预器出口一次风温
℃
337.7/339.2
333.3/331.1(表盘)
14
空预器出口二次风温
℃
329.9/317.5
330.5/325.5(表盘)
15
空预器漏风率
%
6.13、6.55
此项需要试验出结果
16
空预器烟气阻力
Pa
618/887(表盘)
715/605(表盘)测点问题,正在处理
(八)热工监督“三率”情况
内容
修前
修后
备注
设计数量
(套、块)
投入或正确率
%
设计数量
(套、块)
投入或正确率
%
仪表正确率
1201
95%
1201
100%
自动投入率
96
98.5%
96
100%
保护投入率
26
100%
26
100%
(九)检修工作评语
此次B级检修是我公司#7机组自投产以来进行的第一次检修,修前主机和主要辅机设备状况良好,但存在#1调门故障,电除尘效率低,热耗率高及高、中压缸效率偏低问题。
本次A修全面推行“三制一化创全优”的要求,周密策划安全、进度、质量、费用目标及相关检修要求,同时受到了集团公司、河南分公司各级领导的高度关注,期间,河南分公司派专家组多次适时地对安全及检修质量进行了督导,通过全体参与检修工作员工的齐心协力,除标准项目外,完成了重大非标26项,技术改造10项,并实现了一次点火、一次冲转、一次并网成功,主要经济技术指标达到预期目标,热工“三率”达100%,缺陷消除100%,安全隐患得到彻底排除,为机组安全经济可靠运行夯实了坚定基础。
二、简要文字总结
(一)施工组织与安全情况
豫新发电有限责任公司#7机组原计划于2009年3月20日—5月13日进行B级检修。
前期策划的准备工作比较充分,组织机构、各工作组已建立;检修目标已确定;检修项目、改造项目、技术监督项目已确定;检修、监理队伍已确定;项目到人、改造措施、材料申报、费用额度已准备完毕;三级验收体系已建立并组织了三级质量监督(检验)人员培训;网络进度、检修文件包(并完成了文件包的培训)已审核下发设备维护部;安全工器具、量具已校验;检修人员资格审查、安规考试已完成;B检管理规定已经制定;外协单位合同已基本签订完毕;B检动员会已召开。
但由于电网运行方式原因,使#7机组检修工作未按计划实施停机检修工作。
此次B级检修分公司领导非常关注,安环部领导多次询问指导#7B检准备工作。
此项工作也是豫新公司和检修公司合作开展的第二次300MW机组检修,两公司领导高度重视。
豫新发电公司将此次#7机组B级检修列入本年度亮点工作,公司生产副总经理在2008年12月份就#7机组检修再次进行了具体安排(2008年已作了一些准备工作),生产管理部于2009年元月份制定了#7机组B级检修准备工作进度表。
为了确保#7机组检修后达全优,在此次策划中围绕对标管理要求重点对#7机组热力性能试验、运行过程的小指标分析、机组存在的问题等进行了全面诊断,并结合#6机组A检的经验和不足,完成了检修项目确定。
针对300MW机组设备的结构和现场系统的划分,精心细致地修编了300MW机组设备检修文件包,并且从设备运行状况和分析上,对特殊项目的检修做好了充分准备,使得本次检修在程序上和检查设备上得以完整,2009年2月21日,各项工作准备基本按照检修准备工作进度表进行。
并按照分公司要求,对#7机组B级检修情况进行了自查,编制了检修策划书。
3月份,针对此次检修安排了质量监督检验人员培训。
2009年2月12日与检修公司确定了项目实施范围,2月26日召开与检修公司关于B检准备沟通协调会,3月3日召开豫新公司、监理公司、检修公司三方协调会。
3月18日召开#7机组检修动员大会。
但由于电网运行方式原因,使#7机组检修工作未按计划实施。
鉴于#7机组运行状况,经过多次向中调申请,于5月20日22时停运进行了D级检修,期间根据实际情况完成了一些B修项目。
7月16日对#7机组B修非标项目再次进行了梳理确定。
7月份要求设备维护部再次对材料进行核实盘点、补报。
目前,尚有部分非标项目的合作单位没有签订商务合同。
8月份的主要工作一是再次确定部分非标项目的合作单位并签订商务合同。
二是结合常熟学习经验及其他兄弟单位的先进经验,完善前期策划。
三是已用备品备件的补充。
2009年8月7日,豫新公司与检修公司进行了再次协调,重新启动#7机组B检各项工作,针对一些需要完善的工作达成了相关协议。
近期,省试验院和分公司技术中心分别对#7机组进行了热力试验,豫新公司和检修公司应结合试验结果完善提高锅炉效率和高、中缸效率的措施,以及降低煤耗的措施。
对检修项目进行重新梳理确定,完善检修文件包、重大项目措施、施工组织设计等各项资料。
检修公司成立了以检修分公司总经理为组长的A修指挥系统,安全体系、质量控制体系、A修指挥协调体系全部建立。
双方并认真实施其安全监察效能:
1、加大A修现场的安全监察力度。
安全监察人员每天始终紧盯现场,发现并纠正违章53项。
2、对炉膛架子、汽机揭缸、抽转子等重大的检修施工方案及安全措施进行严格审查并要求检修认真进行技术交底。
3、起重工具A修开始进行了检查,所要使用的工器具及试验设备逐一进行了检查和验收,对损坏的工器具及试验设备及时进行了修理,对孔洞围栏、脚手架等防护用具严格实行准用制度,不合格坚决不准使用。
4、对汽轮机本体及锅炉汽包检修人员严格执行连身工作服制度,无关人员不准进入作业区。
保证了设备的作业安全。
5、结合A修认真落实25项反措要求,对汽轮机主机、小机油箱放油门等不符合项进行整改落实。
6、对外包施工队伍和施工人员,严格资质准入制度和进入现场前的安全教育培训,实行安全风险抵押压金,加强现场安全监督管理,发现并纠正、考核违章25项。
7、严格执行文明生产有关管理制度,坚持“工完、料净、场地清”,坚持每日一清,对现场文明施工进行有效监督考核。
(二)检修文件包及工序卡应用情况
1、全面实施检修文件包,在监理的指导下认真执行检修文件包,规范填写,按照检修工序卡进行检修工作,并进行现场及时验收,记录数据。
2、文件包基本控制了B修主要项目的全过程,起到了较好的控制作用。
(三)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、汽轮机#4瓦上瓦前后沿周向各有不同深度的划痕,其轴颈对应位置处也有划痕。
已按要求打磨处理
2、低压转子反向第三级叶片围带沿周向有显著变形,上翘约8mm、长度约20mm,对变形围带进行复原铆钉焊接校正,并验收合格。
3、#3瓦后接触式油档上半有明显裂痕,更换油档并回装处理
4、低压缸前后轴封水平接合面有漏气痕迹,对漏气接合面刷镀处理
5、汽封、轴封间隙测量后发现高中压部分叶顶封间隙超标:
高压缸叶顶封标准间隙1-1.38mm,2、3、4、5、6、8、9级叶顶封修前实际间隙1.78-2.50mm;中压缸叶顶封标准间隙1-1.38mm,1-7级叶顶封修前实际间隙2.00-2.60mm。
以上隔板检修更换阻汽片,间隙控制在1.1-1.35mm之间。
6、#4高调门门杆与滑块间无销子连接,经长期运行后门杆与滑块咬死,导致解体时不得不破坏性取出,该处丝扣损毁。
该高调门已更换门杆,与门碟组装。
7、#1高调门滑块与门杆脱扣,造成门杆丝扣损毁。
该高调门已更换门杆。
(非标)
8、汽侧空密封瓦间隙超标,经对密封瓦各接触面研磨修复,测量各处总间隙符合标准要求。
9、#1、2、3、4高调门门杆与滑块连接处无销子,连接处重新安装新销子
10、中压缸1级叶片处发现异物,7个叶片有轻度损伤。
打磨成圆滑过渡。
11、高压缸调速级压力信号管断裂,确认材质后更换同材质管段
12、3、4、5、6瓦轴颈轻度磨损。
研磨处理。
13、#6A前置泵传动端、自由端轴瓦磨损严重,已进行更换并研磨。
14、#6A前置泵泵壳密封环处汽蚀,已进行补焊并修整圆弧后回装。
15、#6A循泵转子中间轴套及下导轴套磨损严重,已进行更换。
16、6B汽泵传动端轴瓦磨损较重、芯包卡死。
返厂处理。
2、锅炉专业
1、一次风喷口烧损严重,更换15台;
2、二次风喷口烧损严重,更换3台;
3、三次风喷口烧损严重,更换5台;
4、各风口风箱内部导流板磨损严重,全部更换;
5、A层燃烧器及微油点火小油枪拆除,更换为原设计的浓淡燃烧器;
6、一次风管弯头更换7台,补偿器更换8台,直管更换20米;
7、各风门、挡板不能全开全关,调整至全开全关状态;
8、更换新型的一次风、二次风流量计;
9、空预器与烟道间补偿器磨损严重,修补一台,更换3台;
10、空预器与烟道出口间管撑全部磨透,全部更换;
11、空预器密封片磨损严重,全部更换;
12、空预器烟气侧挡板磨损严重,修补、防磨;
13、捞渣机链条、刮板、导轮、主动轮磨损严重,涨紧装置损坏,全部更换;
14、加装主给水、过热器减温水流量孔板;
15、乙侧包墙过热器分隔墙处下联箱更换;
16、A、B送风机支力、推力、动叶轴承、各部密封全部更换;液压缸漏油回厂返修;
17、A、B引风机支力、推力轴承、各部密封全部更换;出口挡板轴承全部更换;叶轮磨损严重,外协修复、防磨;
18、A一次风机支力、推力轴承全部更换;B一次风机出口织物补偿器损坏,更换;
19、4台排粉机叶轮磨损,外协防磨;A、B排粉机推力轴承更换;
20、C3给粉机变速箱侧轴承损坏,更换新轴承;
21、16台混合器更换为新型混合器;
22、B磨煤机小牙轮轴承更换、翻面;大齿轮翻面;出口端盖更换,衬板更换6圈;进出口大瓦刮研;C磨煤机小牙轮轴承更换、推力轴承座更换,衬板更换,进出口大瓦刮研;D磨煤机小牙轮轴承更换,大齿轮翻面,进出口大瓦刮研;
23、4台给煤机箱底衬板更换为耐磨钢板,链条更换;
24、原煤仓小煤斗陶瓷板更换为不锈钢板;
25、北侧粉仓钢板与顶梁结合位置浇注料脱落,更换为钢制结构;
26、脱硫岛吸收塔除雾器喷嘴管道堵塞严重。
采用高压水进行冲洗。
3、电气专业
1、#7发变组一次设备的检修过程未发现特别重大的缺陷问题。
只是在抽出转子后发现:
励端密封瓦存在向发电机定子机壳内渗漏油现象,机壳底部存有积油;定子绕组引出线固定夹板有一条螺栓在基建安装过程中,由于螺帽锁片未锁止,致使运行中整套螺栓脱落,另外有两条螺栓螺帽锁片未锁止,但未发生脱落,检修人员对所有螺栓进行全面紧固和锁片情况检查锁止。
2、东方电机厂人员在处理#7发电机定子温度元件引出线接线板漏氢问题过程中,更换的接线板引线在定子膛内绑扎不规范,存在多余绑扎布头问题,在发电机打风压前实施了整改。
开机前发电机风压试验合格,机组并网带负荷氢气运行状态良好。
3、#7炉A引风机电机后端轴承及B引风机电机前端轴承磨损分别进行更新,将隐患排除在萌芽状态。
4、#7机A循环水泵电机在进行高低速改造后发现绝缘偏低,返电机厂进一步检查为引出接线盒内U相瓷瓶绝缘低,更新后正常。
5、#7发电机励侧上端盖在回装过程中密封圈安装不正确,中电投河南分公司检查组及时予以纠正,并要求检修公司返工重新安装正常。
6、#7机组同期装置检验中发现出口中间继电器底座断裂,进行更新。
7、#7主变就地端子箱内端子排锈蚀进行更新。
8、腾220开关、CT在2009年春检预防性试验中,由于当时刷涂防污闪涂料未完全干透,使部分数试验据接近超标,为确认其是否存在真正的问题,安排本次B检重新进行预试,试验结果数据正常。
9、腾227开关在开机电气试验过程中发生不储能现象,经调整处理后正常。
10、脱硫6KV段进线Ⅱ硫A2开关B相绝缘低,返厂家处理后正常。
11、#7机6KV7B段母线消谐装置故障,返厂家处理后恢复正常。
4、热工专业
1、#7炉烧坏的电缆及设备更换。
烧坏的测点集中在风烟系统,主要是风机进出口压力、温度、空预器系统执行机构。
电缆更换难度较大,因电缆桥架已布满,需先将旧电缆抽掉再敷设新电缆。
更换电缆、烧坏的就地元件后,DCS画面风烟系统测点已恢复正常显示,执行机构动作正常。
2、氧量计。
由于原氧量计老化,显示偏差较大。
B修中将炉膛出口氧量计进行更换,空预器进口氧量计安装位置由原来的空预器侧墙移位至正上方,并在每侧各增加一台氧量计,增加了测量的准确性。
3、一、二次风量。
将甲侧一次风量、甲乙侧二次风量测量装置进行更换,风量变送器校验,解决了甲乙侧风量偏差大的问题。
4、风压变送器。
变送器校验过程中,发现多台风压变送器不回零,手动清零后又恢复原状。
分析原因,可能为电缆烧坏时有强电串入变送器测量回路损坏变送器。
更换变送器后恢复正常。
5、配风系统分风门。
执行机构校验时,发现两台分风门执行机构开关不动作,经多次检修并更换控制板也无效,将这两台机构更换。
后又与锅炉专业联合对各分风门进行阀位进行零位、满度校验,保证了配风系统阀门调节的准确性。
6、机侧疏水门后加装双金属温度计。
为方便运行中检测疏水门是否内漏,在机侧主要疏水门后加装了双金属温度计,不仅方便监视温度,且节省了安装热电阻温度元件所需的电缆费用。
7、高、低加逐级疏水调整门。
机组运行中负荷高时,经常有高、低加疏水调整门全开后疏水量大造成水位高、危急疏水门频繁动作。
汽机专业对高、低加逐级、危急输水门解体检修后,热工专业与机械配合将各阀门重新定零位、满度,根据机械阀位情况对阀门阀位进行了调整,解决了高负荷时疏水门开度不够的缺陷。
(四)金属监督及“四管”防磨防爆检查
发现和解决的重大问题如下:
1)、对#7炉包墙过热器环形联箱损坏段进行了更换,消除了重大隐患;
2)、发现受热面管子多处缺陷,总计更换焊口56处,并全部进行了跟踪检验;
3)、发现汽机主汽门前分支管前疏水管角焊缝存在表面裂纹缺陷,进行了打磨消除;
4)、发现#1高加进出水管角焊缝分别存在1条和3条表面裂纹,进行了打磨消除。
5)、针对高压内缸下半BDV阀开裂情况,制订了汽机高压内下缸缸体开裂修复方案;
6)、为优化再热器系统水压试验,制订了再热器系统水压试验用管道加装方案,并监督实施;
7)、针对中压一级动静叶机械损伤情况,制订了中压隔板静叶矫形、补焊工艺方案;
8)、制订了中压主汽滤网补焊修复工艺方案;
9)、制订了主给水管道(WB36)加装流量计的焊接工艺。
10)、结合#6、7机组投产以来的四管泄漏情况在防磨防爆检查的基础上,重点对高温过热器下弯内一二圈弯头处、高温再热器穿顶棚处进行了检查,并扩展至低温再热器穿顶棚处进行了检查。
通过采用表面渗透的方法进行了检查,未发现裂纹等缺陷。
根据奥氏体不锈钢管内壁易产生氧化皮铁锈,造成管子堵塞的现象,对高温再热器下弯处进行割管检查其中的氧化皮铁锈情况,未发现氧化皮铁锈堵塞管子或造成管壁明显减薄的情况。
对受热面进行了全面检查,发现问题百余项,并进行了跟踪处理。
11)、对机炉外管道进行了专项检查。
12)、对本次大修中使用的合金阀门、合金管道、焊接材料进行了全程跟踪,保证了源头的正确性。
一)防磨防爆部分:
检修公司先对受热面进行了全面检查,共计发现问题22项,发电公司及时进行了回复,公司防磨防爆小组与试验院锅炉压力容器定检人员共同对受热面进行了全面复查,发现的问题及时下发了检验意见通知书,另外对受监金属部件和压力容器进行了检验检测,发现问题百余项,共计下发检验意见书21份。
检修公司进行了全部处理。
二)、金属检验部分:
金属检验按照检测项目进行了检查,其中发现:
1)汽轮机发电机部分:
1、汽机高温螺栓高中压内缸螺栓2条、高压外缸螺栓2条、中压外缸螺栓4条硬度超标,进行了全面更换。
2、轴瓦6组超声波探伤,发现#3瓦上瓦、#4瓦下瓦存在局部未结合缺陷,其余轴瓦未发现超标缺陷。
着色探伤检查轴瓦合金结合面位置,发现#3瓦上瓦、#4瓦下瓦结合面位置表面开裂缺陷,其余轴瓦未发现表面裂纹缺陷。
3、汽机主汽门前分支管三通焊缝及疏水管角焊缝磁粉探伤,疏水管角焊缝发现表面裂纹缺陷,其余未发现表面裂纹缺陷。
4、磁粉探伤检查主蒸汽管道上高旁三通东数第1个疏水管,发现存在1条裂纹,不合格,应处理
2)、容器检验部分:
共计检查了12台压力容器,其中发现磁粉探伤检查#1高加进、出水管均发现裂纹,不合格,应处理。
除氧器宏观检查发现缺陷:
水箱内蒸汽加热母管两道对接焊缝断开,应补焊;水箱内蒸汽加热母管的定位板脱落或开裂,应补焊;水箱内危急放水管与筒体焊缝开裂,应补焊;水箱内进水分配管的横支架与筒体焊缝个别开裂,应补焊;水箱内蒸汽加热母管上有两处焊缝开裂,应补焊;除氧头内B侧进汽管和连排至除氧器进汽管未加挡板,应安装;除氧头内筒体斜上45°处加强筋板与筒体焊缝开裂,应补焊。
(五)设备的重大改进内容和预期效果。
1、汽机专业
1、#6汽轮机加装快冷装置,加快汽轮机冷却速度,缩短停机过程。
(技改)
2、主机事故放油门移位(25项反措)
3、内冷水补水由高混前改为高混后,提高内冷水水质(非标)
4、高排逆止门后加装放水门,防止高排逆止门后积水
3、两台清污机修复,提高循环水品质,保证循泵正常运行(非标)
4、凝汽器和闭式水板冷器酸洗,提高真空。
(非标)
8、中低压连通管加固,提高安全性(非标)
2、锅炉专业
1、低温过热器进口联箱加装水压试验管道及放水管道,缩短了上水及放水时间。
2、对16台煤粉混合器进行改造,将原有双托板的煤粉混合器全部更换为单托板的煤粉混合器,投用后效果明显,为运行人员燃烧调整提供可靠保障。
3、电气专业
1、从1
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