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1、2016 年#1 机组 C 级检修总结2 2015 年#1 机组 C 级检修总结报告 批准: 审核: 编制:3 一、机组简介 汽轮机型号 制造 厂家 额定容 量(MW 进汽压 力(MPa 进汽温 度(C) N150/C135-13.24/535/535/0. 981 哈尔滨汽轮机 有限责任公司 150 13. 24 535 锅炉型号 制造厂家 额定容 量 / 最大连续蒸发量 (t/h ) WGZ480/13. 7-4 武汉锅炉厂 456. 18 480 发电机型 口,号 制造厂家 额定容 量(MW 额定电 压(KV 额定电 流(A) WX21Z-085LLT 山东济南发电设备厂 150 15.
2、 75 6468. 9 二、c级检修概况 (-)停用日数 #1机组本次C级检修计划于2015年10月09日开始,10月22 日结束,检修历时14天。本次#1机组C级检修共计项目223项(技改 项目3项、非标项目15项、标准项目171项、反措项目12项、技术监 督项目22项),其中汽机专业33项;锅炉专业34项;电气专业35项; 热控专业63项;脱硫专业24项。 本次检修的重点工作是:检查锅炉受热面,对锅炉受热面包括水冷壁管 排及联箱、过热器、再热管排及联箱管子磨损、胀粗、变形、高温腐蚀 情况检查、测量磨损部位壁厚,主燃烧区管子高温腐蚀情况检查,更换4 磨损超标的管段及弯头,检查防磨瓦、更换损坏
3、的附件等工作;对EH油 管道及三通进行检测,技改项目主要进行#1锅炉给煤机控制系统的改造, 通过改造确保改造后给煤机的安全可靠运行;#1机组EH油泵换型改造, 通过EH油泵的换型,解决“ EH ”油系统油压波动频繁和骨架油封处渗 油现象,降低设备维修成本,保证机组的安全稳定运行。 (二)锅炉检修前、修后主要技术指标 序 口 号 指标名称 单 位 设计值 修前 修后 评价 1 蒸发里 t/h 480 480 480 2 过热蒸汽压 力 MPa 13. 7 13. 7 13. 7 3 过热蒸汽温 度 C 540 544. 7 544. 3 4 再热蒸汽压 力 MPa 3. 99 3.6 3.61
4、5 再热蒸汽温 度 C 540 544 544 6 省煤器进口 给水温度 C 247.8 241. 8 241. 7 7 排烟温度 c 138.8 143. 2 136.8 J 6.4 10 飞灰可燃物 % 5. 28 4. 72 J 0. 56 5 11 灰渣可燃物 % 5. 3 4. 24 J 1.06 12 空预器出口 次风温 c 326 249 248 J 1 6 序口号 指标名称 单 位 设计值 修前 修后 评价 13 空预器出匚 次风温 335 297 296 J1 14 电除尘投运 率 % 100 100 (三)汽轮机修前、修后主要技术指标 参数名 称 单, 侍 THA 设 计值
5、 修前运行 数据 修后运行 数据 修前修后 对比值 功率 MW 150 138.2 136.9 、 J 1.3 主汽压 力 MPa 13.24 13. 3 13. 3 主汽温 度 C 535 536. 7 536.8 f 0. 1 再热压 力 MPa 3. 76 3.6 3.61 f 0.01 再热温 度 C 535 536. 97 537 f 0. 03 咼排压 力 MPa 4. 18 3.89 3.87 V 0. 02 咼排温 度 C 374. 6 372 371. 5 、 J 0.5 主给水 流量 t/h 456. 1 8 478 477 V 1 7 主蒸汽 流量 t/h 456. 1
6、8 476 475 V 1 厂用电 % 8. 5 9. 3 9.42 f 0. 12 率 三、机组修前存在的主要问题 (-)、汽机专业: 1#1机#3瓦轴承振动大。 2. #1机前轴承箱下部油管道焊口渗油。 3. #1机A、B电泵电机轴承渗油。 4#1机#4低加保温处漏水。 5. 凝汽器铜管泄露频繁。 6. 凝结水、给水硬度超标。 7. 热力系统部分阀门内漏。 8. B电泵主泵机封漏水大。 (二)、锅炉专业 1. 锅炉受热面系统 1-1由于#1锅炉低氮燃烧器改造后,水冷壁的高温腐蚀现象。 2受热面各部吹灰器处管排由于长期吹灰,其吹灰行角度处管排有磨 损,应重点检查。 1. 3水冷壁后墙下联箱排
7、污管座在运行中发生过泄漏,采取带压堵漏方式 暂时消除该缺 陷,本次检修需对堵漏的管座进行更换,并重点检查其他 管座的磨损情况。 1.4 B层#2角煤粉燃烧器喷嘴风箱有烧损,运行过程中做过临时修补, 8 本此检修要彻底消除隐患。 2. 空气预热器:空预器目前运行中主要存在的问题:空预器中心筒、一次 风锥形罩、一二次风夹角处漏风,漏风携带灰尘,造成空预器本体处环 境卫生较差,文明生 产工作难以保持。 3. 除渣、输灰系统:捞渣机主要存在的问题为:链条、刮板、链轮、导向 轮、张紧轮驱动轮磨损较严重,需进行更换处理。 4. 电除尘:一电场灰斗内隔板部分焊口有开裂并倾斜现象,需在本次检修中消除。 5.
8、混合风道及气动隔绝门:热一次风风道存在漏风现象,修前对缺陷进行 统计,统计主 要泄漏部位是磨煤机混合风道弯头处,热一次风道与和混合风道结合处,热一次风道各部连 接处,空预器岀口热一次风道膨胀节处,检修中对热一次风风道泄漏部位重点处理,并对风 道进行全面仔细 检查、测厚,补焊处理,并做好防磨工作。 6风机:A 一次风机转子两端轴有磨损现象,运行中振动大,存在隐患。 7.脱硝系统 根据#2炉检查经验可知,脱硝催化剂亦存在磨损现象,需重点检查 脱硝烟道、催化 剂的磨损、喷氨流量计、氨混合器以及管道结晶情况以及优化吹灰后催化剂的积灰情况。 三) 、电气专业 1. #1机封闭母线存在漏气现象,此次检修需
9、要进行检查、处理。 2. #1主变llOkV电缆屏蔽电流偏大(最大时近40A ),需检查处理。 3. 部分高压电机运行中出现过电机轴承过热现象,如循浆泵、循环水泵电机等。 四) 、热控专业9 1. 脱硫吸收剂密度计故障。 2. ftl炉汽包电接点水位计测量筒电极安装套管故障,需更换测量筒。 3. #1炉脱硝反应器调门前就地压力测量不准确缺陷。 4. 尿素车间#1水解反应器出口压力显示异常缺陷。 5. ftl机零转速探头测量值偏低缺陷。 6. DCS系统DPU冷却风扇性出现性能老化的现象。 五)、金属 1#1锅炉水冷壁存在局部点状高温腐蚀现象。 2. #1锅炉水冷壁下联箱接管座有渗漏情况。 3.
10、 #1汽轮机热工温度仪表管座有渗漏情况。 4. #1汽轮机EH油管三通存在缺陷。 5#1汽轮机调门螺栓部分硬度值低于标准下限。 四、简要文字总结 -)、施工组织与安全情况 公司召开大修动员会前组织进行了专项的安全培训和危险点因素控 制点的学习。大修 开始后,每天利用班前会对作业项目进行危险点分析及安全和技术交底,布置安全措施。 本次检修中,各专业严格按照检修网络图组织施工,并在检修中认 真执行了安全措 施票,所有检修使用的电动工具全部通过了检验;高空作业人员均执行安规扎安全 带;检修现场使用的临时脚手架全部经过验收,并悬挂“验收合格”标识牌;施工现场要求 6S管理,现场 所用工器具严格按照规定
11、摆放,排列有序,检修垃圾堆放到指定地点,10 没有发生乱扔乱倒现象,做到了文明检修。截止本次检修结束,未发生人身伤亡和设备损坏 事故。 二) 、检修文件包或作业指导书应用情况 本次检修重大项目都编制了检修作业指导书。检修作业指导书包含了检修作业程序、安 全技术措施、检修工序及质量标准、检修检查与评价 记录、设备试运、调试、试验记录、不 符合项通知单、完工报告单等内容,对重大检修项目编制了单独的检修方案,真正起到了对 检修工作的指导监督作用,加强了检修工作的全过程管理,提高了检修工作的总体质量。 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:1.1汽轮机本体 本次对汽机本体检
12、修对1-5瓦顶部间隙、瓦盖紧力、球面紧力、下瓦两侧垫铁间隙 值、瓦口间隙进行了复测及调整。机本体盘车检修,检 查各齿轮磨损情况及各间隙啮合情况 复测必要时调整。 1. 2调速系统 本次对调速系统检修对右侧高压主汽门、左、右侧中压主汽门阀盖 与壳体密封面检查、门杆外观检查打磨及弯曲度测量、 阀蝶外观压盖检 查、调整垫片检查、阀壳与阀座检查、阀蝶套筒检查、门杆漏汽接头检查。对EH油油 箱、冷却器清洗、#3高调门更换执行机构、左侧中压调 门更换执行机构、蓄能器氮气复查、油动机活动试验、 AST、OPC、伺 服阀、电磁阀等检修,同时按照技改方案更换#1机A、BEH油泵及连接 管路。 1.3循环水系统:
13、 本次进行凝汽器铜管高压水清洗后,通过对凝汽器汽侧进行灌水, 检测岀63根铜管出现泄露,泄漏点主要集中在真空管吸入口负压区, 采用堵头 进行封堵。 1. 4润滑油系统系统 高压启动油泵至前箱底部管道焊口处渗油缺陷,在本次机组 c级检 修 期 间 , 重 点 对 漏 泄 的 管 道 焊 缝 进 行 切 割 更 换 , 启 动 后 未 发 现 渗 漏 现 象 , 运 行 正 常 。 2.锅炉专业 2. 1受热面检修 受热面检修表 换管 加装护 瓦 焊口 备注 单位 根 片 道 过热器系统 22 190 44 取样管 3 根 省煤器 0 2 2 取样管 1 根 水冷壁 62 126 含取样管 4 根
14、, 其 中2 根管缺陷较 长,增加焊口 2 道 再热器系统 2 80 4 取样管 2 根 1 合计 86 272 176 本次检修对锅炉受热面严格按照检修方案进行了仔细的检查和检 修,检查内容:水冷壁下集箱管接头打磨检查,检查共计 562个,做无 损检测(要求:做100%磁粉检测、5%射线抽检),更换2个,并作 100%射线探伤;#1炉水冷壁管腐蚀:炉左(B层至上看火孔)左墙水 冷壁管29根氧化腐蚀严重长度为6米;炉右24根水冷壁管氧化腐蚀严重长度为3米;炉 前9根水冷壁管氧化腐蚀严重长度为6米。2015年10月20日水压试验,汽包压力 15. 15MPa,再热器压力4. 19Mpa ,稳压5
15、分钟,一次系统压降0. 22MPa ;二次系统压降 为0. 03MPa,水压试验一次合格,标志受热面检修工作圆满完成。 2. 2油系统检修,本此检修对锅炉燃油系统进行全面仔细的检修处理, 消除炉前 油系统渗漏点,更换所有油角阀密封垫,并对点火枪、大油枪、微油点火油枪及其附件进行 全面检查处理,排除燃烧系统所有隐患,彻底消除了点火枪卡涩缺陷。 2. 3制粉系统、烟风道漏点消除。对制粉系统的煤粉管道易磨损部位进行 防磨处理,主要部位是分离器上部直管、弯头,煤阀上部直管、弯头,喷燃器处入口弯头, 开孔检查部位157处,挖补40处,贴瓷防磨面积301 irT;烟道主要进行了风烟道漏点检 查消除,此次1
16、#炉C级检修锅炉风烟系统总计龟甲网防磨面积593. 4 m,锅炉启动后未 发现漏点。 2. 4刮板捞渣机检修。捞渣机作为本次综合治理重点,更换了驱动轮及、 张紧轮、后导轮、压链轮、拖轮、链条、刮板、驱动链条以及所有转动 部件的轴承,对捞渣 机箱体及底板进行加固焊接处理,消除了捞渣机运 行过程中存在的隐患;对溢流槽、澄清池 及箱体挡渣板进行清理。 25静电除尘器检修:检查发现一电场、三电场、六电场各有一块极板脱扌口,已校正;阳 极振打锤架、承击砧开焊的进行补焊加固;阳极板下部固定螺栓松动的进行补焊加固。 26锅炉本体所有阀门检修。对锅炉本体及所属系统的105台阀门进行解体检修,研磨门 头、门座并
17、处理存在缺陷,经过检查验收全部合格,锅炉水压试验未发现漏点。 2.7完成了#1炉风机的检查,更换了 A引风机更换驱动端轴承;A 一次风机转子,更 换后风机运行稳定,消除了 A 一次风机运行中振动大及A 引风机驱动端轴承的隐患。1 3. 电气专业3. 1#1机6kV凝结水泵、送风机等开关接触电阻、低电压试验不合格,调 整开关机构、对部分触点打磨后试验合格。 3. 2#1机400V进线开关有偷跳情况,经检查为开关机构磨损所致,更换后连续多次分合 试验正常。 3.3电除尘400V进线开关机构故障,无法正常摇进摇出,检查发现开关机构螺栓滑丝 所致,更换后正常。 3.4IA 一次风机电机非驱动端端盖磨损
18、,已外委刷镀处理正常,驱动端轴 承损坏,已更 换;IB送风机电机驱动端、IB磨煤机轴承磨损,已更换; IA循浆泵驱动端油脂变色,清洗后检查轴承正常,试转合格。 3. 5#1发电机出口 PT有三只熔断器阻值偏大,已更换。 4. 热工专业 4. 1利用#1机组停运检修时机对脱硫吸收剂密度计进行了更换,调试标定测量准确。 4. 2#1炉侧汽包电接点水位计运行过程中出现个别测点丝扣滑丝、堵死 缺陷,致使汽包电 接点水位计测量不准的故障,利用机组小修期对#1炉左右侧电接点水位计进行测量筒更 换,更换后的电接点水位电极安装方式为石墨密封,减少机组运行过程中电极刺汽的现象, 为机组安全稳定 运行提供准确的数
19、据和保障。 4. 3#1炉脫硝反应器调门前就地压力表显示不准,由于该压力表一次门内漏,运行过程中 蒸汽无法切除,压力表无法进行检查,利用机组检修 期间对压力表进行检查,检查发现压力 表隔膜腐蚀,更换一块新隔膜式 压力表,消除了此缺陷。 44尿素车间#1水解反应器出口压力2显示异常,由于该压力一次门内漏无法切除,利 用机组停机期间对压力变送器进行检查校验,检查确认由于压力变送器隔膜故障,导致测量 不准确,更换一块新隔膜式压力变 送器,消除了此缺陷。 4. 5#1汽轮机另转速测量值显示异常,利用机组检修对转速探头进行校 验,传感器线性超 差,转速探头校验不合格,更换此转速探头,同时对 转速探头卡件
20、进行模拟试验,确保卡件 的输入和输出通道正常。 4. 6对W1DCS控制柜内损坏的散热风扇进行了更换,根据技术监督要求, 对DCS控制柜散热风扇做了电源隔离措施,单独加装了隔离保险,保证 风扇电源和控制系 统电源单2 独控制,对DPU控制做了干扰试验,控制柜 抗干扰符合要求。1 47完成了 #1机各段抽汽逆止门限位开关及电磁阀的检查工作,并对旧抽汽逆止门限位 开关进行了优化改造,更换为感应式限位开关,保证了逆止门状态指示的可靠性。 48对#1机组汽水在线仪表及仪表盘进行检查。对仪表分别进行了标定,对锈蚀的浮子 流量计和失效的过滤器滤芯进行了更换,考虑到仪表盘部 分岀现锈蚀,对整个盘面进行除锈
21、刷防腐漆,仪表盘基础敷设瓷砖,防 止基础锈蚀。 49利用机组临停检修机会,对重点设备进行了消缺检查,并对脱硝、湿 除、脱硫技改遗 留缺陷进行了消除,配合完成了脱硝蒸汽吹灰压力调节阀的安装、调试,DCS逻辑组态制 作工作,确保了机组设备的安全、可 靠运行。 (四)、设备主要改进/改造的内容和效果 1. 汽机专业 EH油泵改造:#1机EH油泵己使用8年,不定期岀现油压波动现象,骨架油封 处渗油现象频发。而且现运行柱塞泵(美国丹尼逊 PV29-2R5D-CD )已停产,维修备件采购不到,外委维修成本高昂且时间很长,已严重影 响机组安全运行。按照2015年技改实施项目,本次对 #1机A、B两台EH油泵
22、进行换型改造,淘汰已停产的PV29-2R5D-CD 型柱塞式恒压变量泵安装新型的A10VS0140DRS/32R-VPB22U99力士乐柱塞式恒压变量 泵。 实施效果:提高机组EH油系统运行可靠性,避免因油压下降造成的系统停运,消 除机组安全隐患。 2. 锅炉专业 磨煤机石子煤排放系统改造:利用机组检修机会对#1炉4台磨煤机排渣门进行了 改造,改造后解决了原排渣过程中的二次污染问题,改善了锅炉厂房工作环境,达到了一定 预期效果。 3. 电气专业 4.热控专业 4. 1#1炉给煤机控制系统升级改造 我厂给煤机为重要辅机,现存在设备运行周期较长,电源板、主控 板电子元器件老化 现象,给1 机组安全
23、稳定运行带来较大的安全隐患,为保证机组的安全稳定运行将给煤机控制 系统进行升级改造,采用新型微机数字化一体控制柜,提高可靠性,更换电机测速装置的形 式和位置,使其更稳定和减少外部因素的干扰,杜绝给煤机因电子元器件老化出现 给煤机 跳闸事故的发生,技术升级改造后给煤机投入运行稳定,无故障。 4. 2DCS控制系统标准化检修 对#1机组、脱硫DCS柜进行了检查清灰,DPU、卡件、Be net卡、 电源做了切换试验。对损坏的散热风扇进行了更换,根据技术监督要求,对DCS控制柜散 热风扇做了电源隔离措施,单独加装了隔离保险,保证风扇电源和控制系统电源单独控制, 对DPU控制做了干扰试验,控制柜抗干扰符
24、合要求。 4. 3#1炉汽包电接点水位计测量筒更换 #炉侧汽包电接点水位计运行过程中出现个别测点丝扣滑丝、堵死1 缺陷,致使汽包电接点水位计测量不准的故障,利用机组小修期对#1炉左右侧电接点水 位计进行测量筒更换,更换后的电接点水位电极安装方 式为石墨密封,减少机组运行过程中 电极刺汽的现象,为机组安全稳定 运行提供准确的数据和保障。 4. 4抽汽逆止门开关限位信号回路优化改造 #1机侧抽汽逆止门系统开关限位由于长期高温环境运行,存在部分 开关限位老化损 坏,为进一步提高设备的安全稳定运行,利用本次检修对抽汽逆止门系统开关限位进行彻底 改造检修,更换更为可靠的限位开 关,对部分高温老化的电缆进
25、行更换,杜绝因设备老化出 现的故障。 4. 5利用本次机组检修时机,结合二十五项反措要求进行自查整改,在自查中检查出#1 锅炉二次风量风量#1、#2炉空预器A、B出口二次风量在同一块AI端子板,不符合非 同一板件冗余配置的相关要求,对其进行了整改,确保风量保住的可靠动作。检查发现#1 锅炉火检控制对电源不 满足要求,对火检控制柜电源进行了优化,增加一路UPS电源,确 保了火检控制柜的安全可靠运行。 4. 6#1除灰系统就地设备进行标准化治理 #1除灰系统在投入运行来,多次进行检修,热工部分气源管路敷设凌乱,就地一次 元件接线不符合标准,因此利用本次机组检修对就地设备进行标准化的治理,全面治理除
26、灰 系统热控设备的安全文明生产工作。 五)、人工和费用情况介绍 #1机C级检修耗费291.84 万元,其中:#1机宁夏银仪检修公司 检修合同价为144. 24万元,#1 机C级检修保温及脚手架搭拆74. 7万 1 元,#1炉磨煤机热一次风道龟甲网防磨28. 88万元,凝汽器、空预器清 洗、防腐17.3 万元,脱硫吸收塔、烟道及湿除烟道防腐、脚手架17.49 万元,冷却塔清理22. 23万元。 六)、检修后尚存在的主要问题及准备采取的措施 1#1机#3瓦轴承振动大缺陷的主要原因是#3、4轴承座支承刚度不足引起的#3轴 瓦振动大问题,与哈汽厂及周边电厂技术专家探讨,彻底消 除#1机#3瓦轴承振动大
27、缺陷,需提岀低发转子、 轴承座,工程量大, 本次c级检修不具备该项缺陷的消除时间和能力, 计划在2017年#1机 组A级检修期间进行。 2炉顶联箱、空气管、连通管长期运行,存在隐患。 因该部位存在隐患排 查难度及检修工作量大,存在安全隐患(2015年10月20日,#1锅炉检修后 打水压时发现再热器备用减温器有一定位螺栓焊口有裂纹发生泄 漏;2015年10月 22日,#1炉右侧低再岀口至高再入口连通管弯头出 现100mm左右裂纹刺汽), 在每次检修时,需对炉顶联箱、空气管、连 通管等扩大检查范围,消除隐患点。 4金属:4. 1#1锅炉C级检修水冷壁检查发现前、左、右侧有局部点状高温腐蚀 现象,检
28、查属于轻度高温腐蚀,根据检查结果及水冷壁强度要求,确定将壁厚检测厚 度低于5mm的管排进行更换,#1锅炉水冷壁高温腐蚀更换管道62根、焊口 129个,一次合格125个,一次合格率96.8% ,不合格焊口 4个,二次返修射 线探伤合格。 42#1锅炉水冷壁下联箱220个接管座磁粉探伤、5%射线探伤合格、泄漏的2 个接管座位已更换完成,焊口射线探伤合格。 4. 3#1机组69个温度元件母管、管座、焊缝材质检验合格,渗透、打磨检查不合 格更换8个、加强面补焊6个渗透探伤合格 44根据国电公司要求我公司对EH油系统管路三通现场检查为加强型焊 接三通根部有园滑过渡坡对#1机组三通、管道焊口处进行射线探伤
29、检查总数230 个,对不合格的1处焊口进行了重新焊接处理,射线探伤合格。 4. 5#1汽轮机主汽门、调门螺栓54个光谱、硬度检验合格,其中15个硬 1 度值超标,更换备品螺栓硬度、材质检验合格。 5 设备检修作业标准化、规范化执行力度不够。检修期间对检修项目过程、质量 控制上还存在不足之处,机组检修启动后“零”缺陷目标仍有差距。 虽然检修项目上都使用了检修项目作业指导书,但在实际运用中还存在 很多不足之 处,如检修作业指导书的编写达不到标准化检修作业的要求,内容不够完善,有的关 键点还未列进。在填写检修作业指导书时部分项目还存在不规范现象,个别人员在检 修过程中不能严格按照作业指导书的要求进行
30、检修工作。 6. 检修前设备状况的摸底工作不够扎实,班组在检修前期对个别设备的缺陷排查不 到位,不能全面的了解设备运行中存在的缺陷和隐患,检修期间部分员工对设备的了 解不够全面,出现问题时不能独立想办法进行解 决,缺乏自主解决问题的能力。 7. 安全文明生产标准化的实施不到位。现场设备的定制管理、文明检修不到位, 仍出现拆下的设备放置位置存在混乱现象,未能定置摆放,检修 间的定制管理和卫生 上比较差,拆下的仪器仪表、备品备件、废旧物资的堆放较乱。 8. 检修前物资材料计划申报不够全面,在检修期间存在多次补报物资计划的现象。 七)、检修过程、修后运行状况评价 1. 检修过程评价 本次#1机组检修各专业基本都能够按照国电集团和国电电力下发的 设备检修标准化规范和设备检修标准化作业实施细则进行设备 检修工作,加 强了检修现
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