固废余热发电机组检修方案分析

1、能源管控中心6X 180烧结余热电机组3日照钢铁控股集团肓跟公司检修技术方案RIZHAOSTEELHOLDINGGROUPCO.,LTD能源动力部余热作业区固废余热发电机组停机消缺方案编制：吕成广审核：设备室：主管厂长：检修技术方案余热作业区2014年8月28日固废余热发电机组检修方案、固废余热发电机组定修组织机构1 .总则固废余热发电机组因两台转底炉同时停炉检修计划9月4日-8日停机检修108小时，主要对锅炉安全阀校验、2#炉西侧双色水位计更换、汽轮机后汽缸喷水减温效果不好改造管道、电控油压波动检查1#电控油泵、一些内漏阀门更换、凝汽器西侧不锈钢管脏污清洗，电气设备维护保养等检修消缺，保证烧

2、结余热发电机组及辅机设备安全稳定运行。为保证固废余热发电系统停机消缺工作的顺利进行，特成立以下领导组织机构，对2014年8月固废余热发电系统的定修工作全面负责。2 .机构设置1）检修指导协调：胡彦笑（69088）负责机组定修项目的规划、启动、监督、管理工作，安排组织机构的相关人员实施消缺项目的全面管理工作。2）生产协调负责人：林太森（61176）负责制定检修作业期间生产工艺平衡方案，协调生产平衡。3）现场组织协调：沈玉冰（621787）负责组织、协调停、开机前的准备指导停工作，指导安全监护及现场开、机各项工4）检修总负责人：许崇江（69032）能源管控中心6X180烧结余热电机组负责检修项目、

3、检修方案的落实，保证检修工作按照检修方案、检修标准13能源管控中心6X180烧结余热电机组检修技术方案和质量监控实施。5）开、停机总负责人：王军（621739）负责在车间的领导下开展具体开机、停机指挥操作及备件准备等其他工作。6）现场安全责任人：韩阁（620154）负责现场安全、环保、综合治理监督考核。7）技术负责人：裴彦波（682520）杨胜猛（64504）耿树鹏（688912）吕成广（621593）具体解决检修作业中的技术问题，参与专业验收、资料汇总、审核。二、开、停机方案停机方案机组解列时间：2014年9月10日8:00（一）停机准备工作：1）对汽轮发电机组的各部分设备进行详细检查，确认

4、正常。2）检查所有热工仪表及其附件正常。3）试验高压油泵，润滑油泵以及直流油泵和盘车装置应正常；试验正常后将其处于联动备用状态；油泵不正常必须事先检修好，否则不允许停机。4）准备好停机所需的工具，如振动表，扳手，听音棒，操作票等。5）停机前应对设备进行全面检查，记录设备缺陷，以便停机后进行检修。6）对事故放水门、向空排汽门，进行可靠性试验，使其处在随时可用状态（二）停锅炉操作：1、锅炉停运前准备及停炉步骤：1）停炉前应对锅炉进行全面检查，记录设备缺陷，以便停炉后进行检修。2）对事故放水门、向空排汽门，进行可靠性试验，使其处在随时可用状态。3）接到停炉命令后，在班长监护下进行操作，通知转底炉并告

5、知锅炉停炉时间。4）逐步降低引风机频率，风机频率的控制需满足转底炉负压及停炉曲线的要求。5）锅炉进烟气量逐步减少，烟温逐步降低，蒸汽负荷及汽压逐渐降低。当蒸汽参数低于汽轮机工作最低要求时，关闭主汽门，锅炉解列，然后打开过热器出口疏水阀30-50分钟，并使水位保持在正常水位与正常高水位的三分之二处。能源管捽中心6X180烧结余热电机绢.检修技术方案6）锅炉解列进入冷却阶段后，应避免急剧冷却，并处于密封状态。此时不允许上水，放水。停炉4-6小时后可以自由通风冷却7)锅炉汽压未降到零时，必须保持对锅炉机组及附属设备的监视。(三)停机操作：1 )接停机通知后，联系好锅炉、电气运行。2 )各电动油泵试开

6、正常后停下，投入联锁，出口门开启；试开盘车电机正常后停下。3 )减负荷，平均压降速度0.04MPa/min，平均降温速度小于3C/min稍开抽汽管道疏水门，均压箱切换为主蒸汽。4 )退出一级抽汽。5 )及时调整均压箱供汽压力。6 )减负荷过程中，保证蒸汽过热度大于50C，蒸汽温度与前汽缸前端缸壁温度的温差小于30C。注意调速系统工作情况应正常。7 )低压缸排汽温度不超限，如超过65T，应开启后汽缸喷水降温。8 )根据凝结泵电流及时调节凝结水再循环门开度。9 )停#冷却塔风机。10 )负荷至零，解除发变组故障保护，通知电气解列。11 )接电气“解列”通知后，注意汽轮机应能维持空转，(如不能维持空

7、转，应立即手拍危急遮断装置停机)。12 )打闸，检查自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门关闭严密，启动交流辅助油泵。13 )记录转子的惰走时间。14 )关闭抽气器空气门，解除射水泵联锁，停#射水泵，关射水箱补水阀。15 )调整均压箱压力正常，并稍开破坏真空阀，使汽轮机转子静止时，真空到“0”,16 )开启本体疏水膨胀箱上的疏水门。17 )解除凝结水泵联锁，停用#凝结水泵，关凝结水再循环调节阀，关闭轴加出水门。18 )在转速下降过程中，倾听机组各部声音应正常。19 )注意各轴承油流正常，润滑油压正常，调整油温35E-40C。20 )联系锅炉截汽，关闭电动主汽门，开启蒸汽管道疏水门。能源管控中心6X1

8、80烧结余热电机组检修技术方案21 )真空到零，停均压箱供汽，转子静止后，投入盘车装置，停止电控油泵，投油泵，退出辅助油泵，并按规定进行盘车。22 )发电机进风温度降至30C左右时，停用空气冷却器，关闭进、出水门。23 )轴承回油温度降至35C以下，停用冷油器，关闭冷油器进、出水门。24 )转子静止后且排汽温度低于50C时，停供凝汽器循环水，停#循环水泵。25 )正确做好停机时的各项记录。26 )操作完毕，检查一切正常，汇报班长，盘车时专人监盘。开机方案；机组开机时间：2014年9月17日8:00(一)开机准备工作：1) 对汽轮发电机组的各部分设备进行详细检查，确认检修工作已全部结束，场地清洁

9、，工作票已收回，检查所有热工仪表及其附件正常。2) 检查各泵完好，盘动转子灵活，油位正常，油质良好，表计齐全，电动阀门验开关正常，油泵油压联动试验正常。3) 准备好启动所需的工具，如转速表，振动表，扳手，听音棒，操作票等。4) 联系电气运行人员确认电器设备良好后，根据需要送上电源。5) 做开机前的试验正常。6) 根据转底炉工况，烟温情况做好开炉准备。(二)开炉操作：1 ?启动应具备的条件1.1 机组检修工作已结束，现场清洁无杂物。工作通道畅通，现场照明齐备。1.3 加药装置等设备均以经试运行合格，具备启炉条件。1.4 管路系统阀门及水位压力等仪表均处于相应开启或关闭状态1.5 各辅助设备已完成

10、静态调试分系统试运并验收合格；1.6 系统所有电动门逆止门调整门等阀门静态调试完成。手动门开关动作灵活无卡涩现象。确认锅炉各阀门的开启状态。2 ?锅炉启动操作入润滑行程校检修技术方案能源管控中心6X180烧结余热电机组2.1 开启烟气挡板缓慢开启烟气挡板，启炉时挡板开度不宜大于5%,2.2 启动中应经常监视锅筒水位的变化，2.3当锅炉压力升到0.1?0.2MPa(表压)时关闭排空阀，冲洗锅筒水位计，校正水位计。2.4 当锅筒压力升至0.2?0.4MPa时，开启过热器出口集汽集箱的对空排汽阀，2.5 当蒸汽压力1.2-1.5MPa，蒸汽温度超过280-300C时，逐步进入汽轮机冲转工作.2.6

11、随后逐个关闭对空排汽阀疏水阀。3 ?注意事项：3.1 在启动过程中应控制：锅筒：升压速率：v0.1MPa/min，过热器集箱：升温速率：v5C/min其余部分最大升温速率：v3C/min。3.2 启动运行时，锅炉主蒸汽温度控制在380?400E，出现异常，转底炉中控及时通知固废余热人员及时调整，双方操作人员共同监管。4?暖管4.1 暖管当气压升至0.2MPa时，蒸汽管道的暖管工作已经开始。开启主汽门旁路门时应通知汽轮机人员开疏水门。要严格控制暖管的速度一般以每分钟温度升高2?3C为宜。如果温度上升过快，管内外温差大，就会产生温度应力而导致管子金属裂纹。在暖管过程中，如果发现异常，应立即停止操作

12、，加强疏水，待异常排除后再进行暖管工作。；4.2 当主汽温度压力满足汽机要求并稳定时，关闭向空排汽门，关各疏水门。4.3 锅炉升压过程的时间应控制在1.5?2h。4.4 运行正常后后，应当再次校对水位表，核查水位的变化情况。三)开机操作：1 )启动前的检查及准备操作2 )现场无杂物，机器设备整洁。对机组各系统进行全面检查一切正常。3 )试开交、直流油泵.交流高压油泵，做低油压油泵联动试验。4 )启动交流润滑油泵，检查各轴承油流正常，投入盘车装置，进行连续盘车。5)启动交流高压油泵.电控油泵，停止润滑油泵，检查系统无漏油现象.一切正常。能源管控中心6X180烧结余热电机组检修技术方案6)热工配合

13、做静态保护试验、各联锁试验：7)超速2.轴向位移3.轴承回油温度高4.轴瓦温度高5?低真空6.电超速7.低油压8.手动打闸9.机.电联跳10.阀位标定11.凝结水泵、射水泵、给水泵、循环水泵联动。8)启动循环水泵，向凝汽器送水。9)暖管(至电动主汽门前)：暖管时控制控制温升速度在1?2C/min,压力升高速度0.05MPa/min。10) 热井补水，启动#凝结水泵，开凝结水再循环阀，维持热水井水位。11) 检查射水箱水位正常，启动#射水泵，投#射水抽气器，抽真空至-50KPa以上，开启本体疏水膨胀箱上的疏水门。12) 主蒸汽压力达0.2MPQ温度150C左右时，开启电动主汽门进行暖管。13)

14、根据压力.温度升高情况，调整蒸汽管道疏水。14) 冲转前投均压箱送上轴封汽，投汽封加热器。15) 冲转及冲转条件：a.主蒸汽温度300C以上，主蒸汽压力1Mpa蒸汽温度有50C以上的过热度。b.润滑油压0.08?0.12MPa,油温不低于25C。c.真空一60KPs?-65KPa。d.各轴承油流正常。16) 复位各保护，投入汽机各ETS保护(低真空保护、发电机保护除外)。17) 危急遮断器合闸，主汽门开启，DEH显示已挂闸。开启所有疏水，低加随机启动。佝选择启机方式为“高调门手动启动”，设定转速500r/min.升速率100r/min,当转子冲动后，停盘车电机，使转速平稳升至500r/min。

15、19) 点“摩检投入”进行摩擦检查，听测汽轮发电机声音正常，摩检正常后点“摩检取消”退出摩检，设定转速500r/min.升至500r/min,暖机8分钟，各轴承油流正常。20) 检查汽缸温度及膨胀、振动情况应正常。21) 500r/min暖机后，用10分钟时间升速至1200r/min,暖机15分钟。温升速度应小于6C/min。22) 暖机期间要求锅炉维持主汽门前压力、温度符合汽机要求。23) 1200r/min暖机后，用5分钟时间升速至2500r/min,暖机20分钟。能源管控中心6X180烧结余热电机组检修技术方案242500r/min暖机后，用10分钟时间升速至3000r/min。升速时注

16、意调速汽门动作情况；做保护手动打闸试验正常，检查主油泵出口压力正常后，停用交流高压油泵。25检查机组振动，声音，轴承温度、油流，及各部位膨胀。26转速在500、1200、2500、3000r/min时测各轴承振动一次，并做好记录。27冲转后自动主汽门后汽温达100C以上的过热度时，关小直放疏水门。28当低压缸排汽温度升高至65C时，开后汽缸喷水降温。29通知化验凝结水水质，水质合格后送入凝结水母管。30升速过程中的注意事项：31).升速时真空应维持在80KPa以上，转速3000r/min时，真空应达到正常值。加速过程中，机组振动不得超过0.03mm一旦超过该数值，则应降低转速直至振动消除，维持

17、此转速运转达30min，再升速，如振动仍末消除，需再次降速运行120min,再升速，若振动仍末消除，则必须停机检查。.通过临界转速时，应平稳迅速越过临界转速(振动0.10mm,不得停留。32对机组全面检查，一切正常后，停辅助油泵。通知电气将机组并入电网。带1MW电负荷，暖机5min.33机组并网后，投入“低真空”保护及发变组故障保护。关小本体疏水膨胀箱上除补汽阀后疏水门外的疏水门。34当冷油器出口油温达40C时，投入冷油器，保持出油温度为38T?42C。35当发电机进风温度达30C时，投用空冷器，适当开启空冷器总出水门，保持进风温35?40C，出风温度v60C。36机组并网后，按规程规定带30

18、0r以上时关闭主蒸汽管道疏水。37以0.4MW/min速度升至3MW，暖机5min,投入三级抽汽，投入低加。38负荷升至5MW，投入一级抽汽。39 增负荷过程中注意调整均压箱压力.冷凝器集水井水位.油温.检查各轴承振动.40 开机工作完成，全面检查一切正常，汇报班长。、机组停运注意事项:.能源管控中心6X180烧结余热电机组检修技术方案锅炉注意事项1 .汽机不需要蒸汽时锅炉关闭主汽门截汽，然后打开过热器出口疏水阀30-50分钟，并使水位保持在正常水位。2 .锅炉解列进入冷却阶段后，应避免急剧冷却，并处于密封状态，此时不允许上水，放水。停炉4-6小时后可以自然通风冷却。3 .锅炉汽压未降到零时，

19、必须保持对锅炉机组及附属设备的监视。汽机注意事项1 .到停机命令，及时联系锅炉，电气以及水处理专业做好停机方面的工作，准备好停机操作票。2 .试验高压油泵，润滑油泵以及直流油泵和盘车装置应正常；试验正常后将其处于联动备用状态；油泵不正常必须事先检修好，否则不允许停机。3 .停机首先退出补汽，然后以每分钟0.5MW速度减负荷，当负荷减至额定功率的30%寸,打开全部疏水阀门。4 .负荷到“0”，联系解列发电机。在发出“解列”信号后，注意汽机转速的变化。5 .手拍危急遮断装置或按停机按扭，主汽门，调速汽门应迅速关闭。记录惰走时间。6 .关闭抽汽器空气门，停射水泵，调整真空破坏门及轴封压力，保证转速到

20、“0”时真空到“0”，并停止轴封供汽7 .转速到“0”，及时投入连续盘车。注意大轴偏心值，用听棒检查动静部分有无磨擦声。8 .油温降至35r时，关闭冷油器进出水阀，发电机进口风温降至35r时，关闭空冷器进出水阀，排汽温度低于50E不再上升时，停循环水泵。9 .汽缸内壁金属温度在120E以下时即可以停止盘车，待2小时后停润滑油泵，停排烟机。10 .打闸停机后打开本体所有的疏水门，使疏水经疏水膨胀箱排到凝汽器，保持凝结泵和循环水泵运行，直到疏水排空。11 .停机后保持真空破坏阀开启能源管控中心6X 180烧结余热电机组检修技术方案二、检修项目表：1 .检修时间：9月4日-9月8日（计划共计108小

21、时）2 .检修内容：详见检修项目明细表如下序号系统设备名称相序检修项目或消除缺陷检修等级备件要求检修时间施工单位检修人备注#1炉1-1主蒸汽电动门更换电动头D有机制维修部#1炉1-2#1炉主蒸汽集箱疏水阀门泄露需更换阀门D有机制维修部#1炉1-3对空排汽导管砂眼焊补D有机制维修部锅炉系统#2汽包1-4人孔门拆装、更换垫片D有外委1#2汽包1-5汽水分离装置检查，松动或松脱处固定D不需要计划9月机制维修部1#2#炉安全阀1-6安全阀拆装D有4日随转机制维修部#2汽包1-7西侧双色水位计更换D有底炉检修停机机制维修部1#2#炉安全阀1-8安全阀校验D不需要108小时外委凝汽器2-1进出口电动门关闭

22、不到位查明原因D不需要机制维修部2汽机凝汽器2-2西侧端盖清洗与安装（不锈钢管清洗）D有机制维修部系统汽轮机2-3后汽缸减温效果不好更换（因管道接错），改造管道D有机制维修部电控油泵2-4电控油压波动检查电控油泵D有机制维修部胶球冲洗装置2-5西侧收球阀卡死检查D有机制维修部19一抽至二抽减压阀2-6二抽压力太低将一抽至二抽减压阀更换为截止阀D有滤油器2-2润滑油、控制油滤油器滤网清洗D不需要电控油箱滤油器2-8更换D有电控油箱滤网2-9电控油箱滤网清洗D不需要滤油器滤网2-10滤油器滤网清洗及垫片更换D不需要3电气系统1#2懒寸水泵、1#2#3#凝结泵、1#2#冷却塔风机、1#2#3#给水泵

23、、1#2#电控油泵、排油烟风机3-1就地接线盒检查，就地控制盒、控制箱清扫、检查、紧固D不需要400V低压柜3-3低压柜抽屉清扫、检查、紧固D有许继电气后台3-3电脑通讯故障及开关状态修复D不需要工程师站测控屏、保护屏、直流屏、励磁屏3-4柜内端子检查性紧固、柜内清扫D有2#凝结泵电机3-5前后轴承更换并找正D有2#凝结泵电机3-6前后轴承更换并找正D有10KV开关柜3-7二次回路清扫、检查、紧固，一次电缆头检查、紧固，避雷器检查、紧固D不需要PT室、电抗器室区域检查、清扫3-8电抗器接头检查、紧固、绝缘子、母线清扫；PT母排紧固、检查；室内卫生清理D不需要发电机碳刷碳刷更换，绝缘清理D不需要

24、机制维修部余热作业区王军机制维修部机制维修部机制维修部余热作业区王军余热作业区王军机制维修部余热作业区机制维修部机制维修部余热作业区王军余热作业区王军余热作业王军发电机出线检查清理，瓦座绝缘清理D不需要空冷室空冷器检查，室内卫生清理D不需要#1炉减温器进口集箱1-1温度哀不准更换D不需要4仪给水系统1-2给水压力连锁值更改D不需要表仪控后台系统1-3清理D不需要仪控系统UPS1-4检测清理D不需要区余热作业区王军余热作业区王军机制维修部机制维修部机制维修部机制维修部253 .主要消缺项目检修方案：1）凝汽器铜管清洗、堵漏、空冷器清洗方案,1.1 循环水泵停止运行后，关闭凝汽器进水电动门，对电动

25、门挂牌并停电，对循环水泵电机停电，挂牌。在凝汽器西侧搭设铜管清洗作业平台。平台经安全负责人检查合格后，方可使用。打开前后水室圭寸头端盖板，后端人孔门，高压清洗机安装完毕，电源，水源已接通，运行正常。1.2 先清扫铜管表面附着物，然后用高压冲洗机对凝汽器铜管水侧逐根冲洗，冲洗至冲洗水清澈为止。1.3 清洗完毕，凝汽器铜管灌水检漏，灌水前用固定支撑顶住凝汽器、灌水后支撑弹簧不得受力，凝汽器汽侧灌水至凝结器喉部。灌水静压试漏并对于铜管内漏做好标记，确定铜管两侧漏点，给予用封头封堵。1.4 灌水检漏、堵漏完成后，系统全部放水。安装凝汽器端盖，拆除弹簧处必须采用固定支撑。1.5 冷凝器铜管清洗、检漏、堵漏安全措施，铺设的平台应安全可靠，避免人员坠落，冲洗过程中对相邻带电设备及仪器仪表应采取妥善的保护措施，.能源管控中心6X180烧结余热电机组检修技术方案防止水花飞溅和污物污染导致设备损坏。操作高压水枪应严格遵守相关规定，并有专人监护，30分钟一换人。1.6