1C级检修总结汽机.docx
《1C级检修总结汽机.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《1C级检修总结汽机.docx（19页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
1C级检修总结汽机
ChinaResourcesPower（Fuyang）Co.,Ltd.
阜阳華潤電力有限公司
＃2机组C级检修总结
（2010年05月26～06月17日）
批准：
审核：
汇编：
起草：
2010年06月
目录
1、机组检修前状况及检修目的:
2
2、检修主要项目：
3
3、检修工期:
5
4、检修准备情况:
5
5、检修组织情况:
5
6、设备/系统试运及启动:
16
7、热态验收情况及修后未解决的问题：
18
8、检修费用使用情况:
18
9、物资采购及供应情况：
18
10、检修安全管理情况:
18
11、质量管理情况:
21
12、文明施工情况:
21
13、检修队伍评价:
21
14、经验教训：
22
1、机组检修前状况及检修目的:
1.1机组基本情况及修前存在的主要问题：
阜阳华润电力有限公司装机容量为2×640MW，电厂三大主机分别为哈尔滨锅炉厂生产的HG-1980/25.4-YM1型超临界直流炉，东方汽轮机厂生产的N640-24.2/538/566型汽轮机和东方电机股份有限公司生产的QFSN-600-2-22C型发电机组。
#1机组于2006年3月30日168小时试运行结束机组投入商业运营。
2006年及2007年#1机组分别进行了D/B级检修。
于2008年3月及2009年4月分别进行过一次C级检修，目前，#1机组部分主辅设备带病运行，亟需停运消除，重要转机设备健康状况需要停机检查。
机组修前存在的主要问题见清单.
#2机组检修前存在的主要问题
序号
专业
设备存在的主要问题
1.
汽机
B低旁内漏
2.
汽机
高旁减温水隔离门内漏
3.
汽机
高旁减温水调节门内漏
4.
汽机
闭式水冷却器脏污且无法隔离
5.
汽机
热力系统存在内漏阀门较多
6.
汽机
中联门前疏水罐开裂
7.
汽机
两台汽前泵自由端轴承温度高
8.
汽机
胶球收球率偏低
9.
汽机
8B低加正常疏水调节门通流不足
10.
汽机
高加疏水调节门通流不足
11.
汽机
1B循泵出口液压蝶阀关闭时间过短仅7秒时间
1.2检修目的：
1）消除设备重大安全隐患，如消除电动给水前置泵机械密封冷却套及泵盖中分面泄漏等等；
2）实施技改，提高机组经济性及安全性，如汽动给水前置泵自由端轴承温度高、消除热力系统内漏阀门等；
3）实施重大非标项目，如锅炉防磨防腐、原煤仓衬板更换等；
4）消除设备缺陷；
5）实施安反措项目；
6）完成需定期进行的检查、试验、清扫等项目；
7）完成技术监督项目。
通过检修，使主辅设备出力得到恢复，设备可靠性巩固提高，机组运行经济性得到提升，为机组迎峰度冬及长周期安全、稳定、经济、环保运行奠定基础。
2、检修主要项目：
序号
专业
项目
备注
1.
汽机
B低旁阀内漏处理；
2.
汽机
高旁减温水隔离门内漏处理
3.
汽机
高旁减温水调节门内漏处理
4.
汽机
8B低加正常疏水门通流不足处理
5.
汽机
#1、#2高加正常疏水门解体检查
6.
汽机
1A、1B开闭式水热交换器进出口电动蝶阀更换（8个）DN500蝶阀更换
7.
汽机
A、B开式泵进出口电动蝶阀更换（4个）DN600蝶阀更换
8.
汽机
左、右侧中联门前疏水罐更换（P91）
9.
汽机
A、B闭式水冷却器清洗
10.
汽机
A、B主机润滑油冷却器清洗
11.
汽机
A、C真空泵解体检查
12.
汽机
主机推力瓦配合热控测点检查并加装温度线固定卡子。
13.
汽机
1B小机前后轴承及1B汽泵驱动端轴承检查
14.
汽机
主机盘车检查
15.
汽机
低压末级叶片检查
16.
汽机
A、B汽前泵自由端轴承温度高处理
17.
汽机
电前泵机械密封冷却套与泵盖中分面泄漏处理
18.
汽机
凝汽器射流冲洗
19.
汽机
#1、#2中联门疏水罐更换
20.
汽机
真空部位灌水查漏，水位灌至凝汽器喉部
21.
汽机
两台小机单独灌水查漏
22.
汽机
#1高加查漏
23.
汽机
1B循泵出口液压蝶阀液压缸更换
24.
汽机
冷却塔清污
3、检修工期:
#1机组解列时间：
#机组并网时间：
4、检修准备情况:
＃1机检修项目于年月份开始进行检修项目、材料计划的编制、讨论、审批工作。
各专业针对#1机组C检做了认真细致的准备工作，检修项目一一进行了论证，与检修单位就技术方案经过了认真讨论。
检修前备品准备较充分、全面，并逐个落实了备品配件。
月，与各维护项目部进行检修议标，未达成共识，公司决定对外发标。
本次检修项目分为A、B、C、D标段。
A标段-；
B标段—主厂房机侧的汽机、电气、热控项目；
C标段—；
D标段—；
月日，公司组织对4个检修标段进行招标，经过开标、阅标、澄清等环节后，招标组形成推荐意见。
招标领导组听取商务组、技术组汇报后确定预中标单位，董事会批准由承担本次检修主体任务。
整个检修投入的人力约人，其中B标段汽机机务投入人员约70人。
在质量控制方面实行三级验收制度，分别由检修单位、外委维护单位技术人员和公司专业专工负责完成。
标段内的技术监督项目由安徽电科院负责，检修单位配合实施，同时配合设备厂家来司进行设备消缺或改造。
我部积极与检修单位沟通，针对机组运行状况及检修工期，合理的确定了检修项目及检修网络计划。
编制印刷了检修组织方案书，组织检修单位办理入厂、安全教育、工作票、住宿、就餐、通讯、办公、脚手架等准备工作，使检修顺利开工。
5、检修组织情况:
5.1停机情况
5.1.1#机组停机过程：
5.1.2操作总结
5.2公用系统的隔离
5.2.1现场设备隔离
5.3安措布置
5.3.1工作票审核
5.3.2安措执行
5.3.3统筹协调
5.4检修项目完成情况
本次共完成各类检修项目共计项。
其中标准项目项、非标项目项，增补项目项，设备缺陷项。
其中：
汽机专业：
计划标准检修项目96项，非标检修项目4项。
实际完成标准检修项目92项，非标检修项目4项，增补项目5项，取消项目4项合计101项。
5.5检修中消除缺陷情况：
序号
专业
缺陷消除情况
1.
汽机
B低旁内漏（低旁后温度180℃），解体后发现阀芯与阀座密封面吹损较重，送至上海一核阀门制造有限公司进行修复，并更换阀盖、阀座密封圈及阀芯平衡密封圈。
装复后低旁后温度100℃左右，未达到目的。
2.
汽机
A、B汽前泵自由端轴承温度高处理，处理后A泵温度降低至70℃，B泵温度降低至60℃。
详见附件1
3.
汽机
A、B开闭式水热交换器及开式泵电动蝶阀不严，本次检修更换（8个）DN500蝶阀，（4个）DN600蝶阀换型为双偏心蝶阀，且密封圈改为聚四氟材质，提高了阀门关闭严密的可靠性。
4.
汽机
1B汽前泵自由端机械密封冷却套结合面泄漏，拆除机械密封冷却套后更换法兰密封垫并涂抹密封胶装复，泄漏消除。
5.
汽机
高旁减温水隔离门解体检查，阀芯与阀座密封面严重吹损，且阀套法兰存在变形，一并送至上海一核阀门制造有限公司进行修复作为备件使用，更换阀座、阀套密封垫及阀芯平衡密封圈及阀芯与阀座后装复，内漏与外漏消除。
6.
汽机
高旁减温水调节门解体检查，阀芯与阀座密封面严重吹损，且阀套与阀芯平衡密封圈接触部位存在吹蚀，一并送至上海一核阀门制造有限公司进行修复作为备件使用，更换阀座、阀套密封垫及阀芯平衡密封圈及阀芯与阀座后装复，内漏消除。
7.
汽机
1B循泵出口液压蝶阀液压缸更换，并将阀门关闭时间调整至约30秒。
8.
汽机
电泵机械密封冷却套结合面密封垫由原先高压纸箔垫换型为石墨增强垫了，泵体中分面清理洁净，更换高压纸箔垫装复后，泄漏消除。
9.
汽机
再热冷段供1A小机供气电动阀前无压疏水阀内漏，本次检修更换处理，内漏消除
10.
汽机
五抽电动阀后手动疏水阀内漏，本次检修更换处理，内漏消除
11.
汽机
#3高加正常疏水手动阀前放水一、二次门内漏，本次检修更换处理，内漏消除
12.
汽机
辅汽联箱端部无压疏水门内漏，本次检修更换处理，内漏消除
13.
汽机
辅汽联箱端部放气门内漏，本次检修更换处理，内漏消除
14.
汽机
辅汽联箱有压疏水一、二次阀内漏，本次检修更换处理，内漏消除
15.
汽机
辅汽联箱有压疏水旁路阀内漏，本次检修更换处理，内漏消除
16.
汽机
辅汽至1A小机逆止门前疏水旁路阀内漏，本次检修更换处理，内漏消除
17.
汽机
轴封母管有压疏水手动阀内漏，本次检修更换处理，内漏消除
18.
汽机
轴封母管无压疏水手动阀内漏，本次检修更换处理，内漏消除
19.
汽机
冷却塔排污门损坏，阀门操作不动，本次检修更换处理，缺陷消除
20.
汽机
两台小机轴封管路与小机汽缸缸体连接法兰处泄漏（8只法兰），本次检修更换法兰密封垫，泄漏消除。
5.6检修中发现的问题及处理情况:
序号
专业
问题及处理情况
1.
汽机
A真空泵解体检查，叶轮开裂多处返厂处理，更换柔性阀板与盘根后装复
2.
汽机
真空部位灌水查漏，查出较大漏点两处：
1、7B低加危急疏水管闷板法兰（更换法兰密封垫）；2、轴封溢流至8A低加靠近凝汽器处焊缝（打磨焊缝，进行补焊），启机后真空严密性试验为：
52/158Pa/min，达到优良标准。
3.
汽机
盘车吊出检查，测量各铜轴套间隙，5P轴及惰齿与挂齿轴套间隙超标，经过手盘，测量轴窜均小于1.5mm，且在清洗顶轴油系统滤芯时未发现大量铜屑，证明铜轴套磨损较轻微，能维持使用，待大修返厂彻底处理，清理洁净后装复，投运盘车正常
4.
汽机
#1高加正常疏水调节阀解体检查发现阀芯与阀座有轻微吹损痕迹，送至上海一核阀门制造有限公司进行修复，更换阀盖与阀座密封垫片装复。
5.
汽机
#2高加正常疏水调节阀解体检查发现阀芯与阀座密封线偏上密封角度偏差大，送至上海一核阀门制造有限公司进行修复，更换阀盖与阀座密封垫片装复。
6.
汽机
8B低加正常疏水门解体检查，发现阀笼安装位置有误，阀笼无孔眼处正对进、出水口，严重影响了阀门通流能力，变换位置将阀笼孔眼处正对进、出水口，更换阀盖与阀座密封垫及阀芯平衡密封圈后装复，运行中使用正常，无需打开危急疏水门来控制水位。
7.
汽机
#3高加至除氧器逆止门解体检查，发现阀芯固定螺母松脱，极易导致关闭时阀芯卡在阀座内无法关闭，重新调整阀芯固定螺母间隙约1.5mm，再利用电焊点焊，防止螺母松脱。
8.
汽机
凝汽器换热管较脏污，逐根射流冲洗洁净
5.7设备异动情况
5.7.1电气专业
5.7.2热控专业
5.7.3锅炉专业
5.7.4汽机专业
左右侧中联门疏水罐改动：
将原来的疏水罐更换为新的疏水罐，同时将无压疏水取消，液位控制取消，仅仅作为疏水管路用，原到凝汽器的有压管路未变，保留到凝汽器的手动阀和气动阀。
高低压侧真空破坏门溢流管整改：
将原先溢流直接排入凝汽器坑内，改为排入汽泵水封桶（高压侧排入A汽泵水封筒；低压侧排入B汽泵水封筒），同时保留原先直接排入凝汽器坑内管路，以防密封水回水不畅时，将真空破坏门溢流仍排入凝汽器坑。
6、设备/系统试运及启动:
6.1设备/系统试运
在做仿真试验时出现右侧中调门卡涩及右侧高主门卡涩，更换伺服阀后正常。
6.2机组启动
6.2.1机组启动过程
6.2.2启动总结
7、热态验收情况及修后未解决的问题：
7.1热态验收情况见《U204C检修热态验收报告》
7.2修后未解决的问题
序号
问题
原因分析及对策
1.
#1高加正常疏水门通流不足
阀门解体检查未发现明显异常，通流不足应是阀门通径选型过小，#2机之所以能保证正常运行，是因为#2机#1与#3高加正常疏水门均为快开流量特性，阀笼通孔为矩形，而#1机高加正常疏水门均为等百分比流量特性，阀笼通孔为三角弧形。
所以#1、#2机虽然高加正常疏水门通径一致但#2机正常疏水阀通流能力高于#1机。
建议大修时在#1机高加正常疏水门处加装一DN65小旁路，通过调整旁路开度，来减少疏水调门开度。
详见附件3
2.
B低旁内漏
详见附件2
8、检修费用使用情况:
9、物资采购及供应情况：
一、经验
1、与阀门厂商提前进行沟通，了解阀门库存状况，便于检修中紧急采购。
2、与加工厂方保持长期合作关系，定修前提前进行沟通，能否保证加工能力。
二、存在不足
10、检修安全管理情况:
10.1主要工作:
10.1.1检修工作开始前，从“五个到位”，即组织到位、责任到位、措施到位、应急预案到位、监管到位着手，编写《#1机组C级检修安全工作要求》发给所有参与检修单位，并要求认真执行。
10.1.2对参与检修的单位安全资质进行审查；对专职安全员的资质和特殊工种如：
焊工、热处理工、架子工、起重工和电工等资格进行审核并复印存档。
10.1.3及时组织了入场检修人员的安全学习和教育共计人次。
其中淮南电力检修公司人。
10.1.4对此次C级检修的工作票负责人进行了安规学习和考试，经考试最后确认具备工作票负责人资格。
10.1.5坚持每天上午9：
00-11：
00，组织各参加检修单位的专职安全进行检修现场的安全检查，发现违章及时给予制止和处罚。
本次检修共处违章单位和个人人次，其中。
10.1.6对炉膛升降平台、高空作业和脚手架搭设情况、安全用电情况、工作票上的安措落实情况和是否存在无票操作或无票作业情况组织了专项检查。
10.1.7检修结束后组织相关部门和检修单位对现场安全设施恢复及文明卫生情况进行检查，检查中发现的问题，技术支持部以文明生产检查通报形式下发整改。
10.2本次检修暴露的问题：
10.2.1检修队伍人员安全意识参差不齐，个别人员安全意识淡薄，在检修现场不按章行事，违章现象时有发生。
10.2.2#1机组于2010年06月17日22时30分，锅炉点火。
17日时分，顺利并网。
11、质量管理情况:
本次检修实行三级验收制度，由检修负责人自检、检修单位质检人员复检、技术支持部验收。
检修开工前，根据设备的实际情况，重要设备检修编制了检修作业指导书，其它设备检修编制审核了质量监督计划，检修单位对每项检修内容按照检修项目进行检修，确保检修过程的完整性。
加强H点的管理，关键设备打开后的检查和关键步骤验收均由专业工程师完成。
检修单位质检人员发挥的作用不充分，存在事后补签或质量标准不严的现象。
建议在A、B级检修考虑选择专业监理单位执行全面监理（目前仅为质量监理）。
12、文明施工情况:
本次检修实施定置管理，各检修单位基本按技术支持部制定的定置图开展检修工作，现场秩序较好。
部分检修区域文明生产较差，主要有磨煤机区域、锅炉0米、电除尘区域、锅炉13.7米。
原因为：
①交叉作业多，卫生责任很难界定，靠技术支持部专工现场协调难度大、时效性差。
②检修单位文明施工意识不足，防护措施不到位。
③停炉时，A磨未吹空。
④蒙皮更换、电除尘放灰、省煤器灰斗放灰、锅炉受热面防腐喷砂等工作污染严重。
13、检修队伍评价:
13.1淮南电力
淮南电力对本次检修比较重视，参修人员充足，技能水平高。
工作态度较好，工期控制超前，配合顺畅，检修任务完成情况良好。
但对内漏阀门检修缺乏重视，仅从设备安全运行考虑，节能意识较为淡薄。
部分阀门修后未彻底解决问题。
14、经验教训：
14.1检修项目确定及备件准备
经验：
Ø结合日常巡检的结果与维护与单位沟通确认设备健康状态，实行状态检修，做到检修项目有的放矢，不过修。
教训：
Ø检修前与维护单位针对各项目再盘查一遍，确保无漏项，需增加的项目提前与检修单位沟通，在检修过程中再增加项目（尤其是较费时的项目）易打乱检修方计划安排，不利于整个检修过程的控制。
14.2检修队伍选择及确定
经验：
Ø继续引入新的合作单位，拓宽合作视野；
教训：
14.3检修组织
经验：
Ø与检修单位每日收工前进行沟通，并现场巡查项目开展状况，保证关键进度点。
教训：
Ø在开式泵进出口更换项目中，由于管道是硬连接导致阀门无法拆除，只有采取割管，配管的方式，增大了工作量，检修单位持有异议。
建议以后在立项时，存在特殊状况应在项目中阐明表述，及招标方须到现场，根据检修项目了解工作量的大小。
14.4安全及文明生产
经验：
Ø较好执行了定置定位制度；
教训：
Ø闭式水清洗时，造成地面积水较多，建议在闭式水换热器机主机冷油器周围铺设围堰，预留排水口引入地沟，这样就避免了因无排水设施，导致积水过多。
14.5质量、进度、费用控制
经验：
Ø重点检修项目开工前，直接与工作负责人沟通，确认质量标准、检修工期，及需要重点注意的环节。
使工作负责人了解该检修项目需要解决的问题，及验收把关的重点。
教训：
附件1：
汽前泵自由端轴承温度高处理方案：
1、轴承压盖与推力轴承径向紧力为0.01-0.02mm（以前留的是0.05mm间隙）。
2、在轴承室筋板处转一派一列排三列ф15mm圆孔，加大两个腔室的循环，降低油温。
3、在轴承座与泵体连接法兰处车削一圈36╳5mm方形通风槽，来降低泵体与轴承室的热传导。
4、将甩油环直径加大为Φ190mm.
附件2：
低旁微漏分析：
因为此次检修将阀芯与阀座均进行了修复，并利用蓝油检查密封线良好，而且将阀盖、阀座密封圈及阀芯平衡密封圈全部更换，仍然出现微漏，现场测温，低旁阀底部与东半圈上部均无温度，只有在西半圈上部温度较高，泄漏方位固定。
应为密封组件泄漏。
此次密封组件均使用的为CCI原厂备件，产品质量问题可能性极小。
泄漏可能部位为两处：
一：
阀座密封处泄漏
1、组装时在阀座处进入异物，破坏了密封；
2、阀座变形，密封圈压缩量不足以弥补其变形量；
二：
阀芯平衡密封圈泄漏
1、阀笼内壁光洁度较差，与阀芯平衡密封圈接触部位光洁度不良，易引起泄漏蒸汽透过阀芯平衡密封圈，从平衡空中漏出；
2、阀笼变形，阀芯平衡密封圈压缩量不足以弥补其变形量。
（阀芯平衡孔）
（阀盖密封圈）
（阀芯平衡密封圈）
（阀笼）
（阀芯）
（阀座密封圈）
（阀座）
建议下次解体检修，利用内外径千分尺及平板，测量阀笼与阀座变形量，如存在变形，进行修复；阀笼内壁光洁度进行处理，必要时进行修复。
与厂方联系，打压测试需将阀芯平衡密封圈装复后，阀笼、阀芯、阀座一并进行打压。
注：
红色箭头为可能泄漏轨迹。
附件3
#1高加正常疏水门解体检查未发现明显异常，且#1高加打开水侧打压查漏未发现漏点。
通流不足应是阀门通径选型过小，1#高加疏水管道通径为DN200，疏水阀通径为DN80，2#高加疏水管道通径为DN300,疏水阀通径为DN100，3#高加疏水管道通径为DN350,疏水阀通径为DN150。
一般对调阀的通径选型均有相应要求：
调阀的选型通径须≥1/2管道通径。
而以上调阀的通径均达不到规范要求。
而且一般调阀厂针对高加系统的调阀容易将介质看成普通过冷水来计算选型，疏忽了介质为近似饱和水且有阻塞流工况出现，容易出现选型偏小。
有时抽汽压力会有不可控的波动，实际运行工况下高加疏水的过冷度一般都会小于设计值，所以疏水很接近饱和水，更容易形成气阻。
#2机之所以能保证正常运行，是因为#2机#1与#3高加正常疏水门均为快开流量特性，阀笼通孔为矩形，而#1机高加正常疏水门均为等百分比流量特性，阀笼通孔为三角弧形。
如图所示：
快开型线性型等百分比型
快开型
线性型
等百分比型
所以#1、#2机虽然高加正常疏水门通径一致但#2机正常疏水阀通流能力高于#1机。
建议大修时在#1机高加正常疏水门处加装一DN65小旁路，通过调整旁路开度，来减少疏水调门开度。
升级会员 