黄岛电厂600MW等级机组存在的突出问题0330最终版Word文档格式.docx

1、一期两台140MW机组已于2009年3月关停。目前在役4台机组，三期两台670MW机组是上海电气集团的产品，分别于2006年11月和2007年11月相继投产，是第一批国产超临界机组。由于是国产第一批超临界600MW等级机组，在设计、制造以及基建施工中，均存在很多问题。08年#5、6机组各安排进行了一次大修，09年10月份和今年2月份，各安排进行了一次小修，解决了大量问题。目前，机组运行状况良好。二、认真贯彻落实集团公司各项通知要求，对标排查，消除部分重大设备隐患我们按照集团公司有关文件要求，在省公司安生部的指导下，进行了专项检查，先后发现了很多重大隐患和影响机组安全生产的典型问题。通过梳理检查

2、和隐患治理，机组的安全可靠性得到了大幅度提升，下面就检查发现和解决的主要问题，汇报如下：1、#6机组再热器堵阀裂纹问题：按照中国大唐集团公司安生201010号文“关于开展水压堵阀检查的通知”的要求，我们在#6机组小修中，对#6炉再热器出、入口水压试验堵阀进行了金属探伤检验。再热器两个入口堵阀，经磁粉探伤检查，发现阀体存在多条裂纹：A、B侧堵阀分别有11条和6条表面裂纹。经技术人员现场鉴定为时效裂纹。因为采用浇铸工艺成型的铸造阀体，其自然时效期为1-2年。当时生产厂家将自然时效工艺改为人工代替，时效时间不足，阀体的残余应力无法释放，产生裂纹。该阀门长时间带温运行后，阀体的残余应力已彻底消除，按照

3、制定的修复焊补工艺措施，做了现场补焊处理，可保证堵阀长时间连续运行。#5机组计划今年4月份，利用线路春检机组停备的机会进行全面检查和处理。2、#5、6机组发电机全面检查按照集团公司安生200959号关于做好发电机定子铁芯松动检查治理工作的通知、安生200962号关于防止发电机转子引线螺栓烧损的反事故措施等系列文件，为防止发电机出现损坏事我们利用检修机会对#5、6机组发电机进行了全面检查。2009年10月份，黄岛电厂#5机组C级检修中，结合QFSN型水氢冷600MW等级发电机定子铁心现场检查及再收紧方案, 我们对#5发电机进行了全面检查。经检查铁心整体表面干净整洁，无掉齿或者齿面烧坏现象，只是汽

4、端端部有19处齿条有轻微松动情况，进行了相应补偿，按照工艺要求进行了收紧处理。修后进行了定子铁心绝缘电阻以及铁损实验，均合格。同时对发电机两侧端部固定情况，也做了详细的检查，固定压板和螺栓，均良好无异常。由于2009 年9 月，#6发电机发生了定子C 相线圈接地故障。虽然上海发电机厂在现场按照新工艺进行了彻底处理。但为确保安全，并确认检查处理后的情况。今年2月份，#6机组C级检修中，我们邀请上海发电机厂、山东电科院的专家一同对#6发电机进行了检查和鉴定。我们没有拆内、外端盖，只拆除出线盒一处人孔盖板，通过人孔进入励端端部，拆除励端阶梯铁心处挡风板进行了检查，汽端没有进行检查。检查发现：励侧端部

5、铁心局部挂有油珠，铁心有渗油现象，端部锥环背部存在少量油污，其它无异常。定子线棒、端部连接线、引出线、汇流管及绝缘引水管、绝缘胶木支架及支架螺钉、出线瓷套管、出线盒及中性罩盒等部件的连接、紧固、绝缘等均无异常。结合前期运行状况以及现场检查情况，专家一致建议：发电机设备状况良好，可不做抽转子检查。3、上汽600MW超临界汽轮机调节级蒸汽内缸温度套管问题：由于结构设计上不合理，上汽600MW超临界汽轮机调节级蒸汽内缸温度套管，容易在运行中出现泄漏、折断。上海汽轮机厂设计研究所于2008年1月3日，发出汽字第001号通知：鉴于部分电厂超临界600MW等级汽轮机，调节级蒸汽温度测点热电偶套管出现泄漏、

6、断裂，给机组运行带来负面影响，建议对超临界600MW等级汽轮机调节级蒸汽温度测点，做完善化处理。通知要求电厂，要择机进行检查确认。该问题在兄弟电厂曾出现过严重问题，集团公司检修重点内容中要求对上汽厂600MW机组的调节级温度套管进行检查。黄岛电厂#5机组于2008年5月8日，#6机组于2008年11月15日，高压缸解体后对该调节级温度套管进行了更换改造。将高压内上缸处的套管配合孔由63.5毫米扩大到67毫米；高压持环上半处的配合孔由40毫米扩大到42毫米，下部钻攻内螺纹M564并装焊保护套；热电偶外套管现场进行了更换并焊接。通过改进，彻底消除了设计制造中的重大设备安全隐患，确保了设备安全稳定运

7、行。 4、主油箱清理和内漏阀门治理按照中国大唐集团公司600MW机组检修中重点检查问题的要求，我们结合机组检修情况，对要求的具体内容，分专业采用对表排查的方式逐项进行了落实。汽机专业加大了汽轮机本体、轴系、润滑油、疏水管道以及调节保安系统的检查力度；锅炉重点关注了四管泄漏、空预器漏风以及支吊架的情况；电气重点进行了发电机的检查；金属专业安排进行了大规模的机炉外管管材普查和焊缝、管座的检查，发现了部分隐患。化学专业加大了汽、水、油、腐蚀和仪表的监控。对不符合项，利用检修机会全部进行了整改完善，有效规避了运行中的风险。#5、6机组小修中，我们将高低加危急疏水手动门全部更换为电动门，解决了高低加危急

8、疏水门频繁泄漏的问题，达到了阀门无泄漏目标，提高了机组经济性。阀门后新加装了温度测点，为运行人员提供了监视阀门内漏的手段，效果明显。在#5机组小修中，我们按照要求，对润滑油主油箱进行了检查清理，对滤网进行了改造，做了大量针对性工作。但由于工作不细致，检修中没有发现主油泵的注油器入口法兰泄漏，造成了修后开机中润滑油油压偏低，延误了两天开机时间。2010年2月#6机组小修中，发现主油箱内润滑油母管法兰石棉垫片出现了破损，全部更换为耐腐蚀改性四氟密封垫片。对所有的螺栓进行了紧固检查，避免了类似问题的发生。集团公司检修重点要求中，特别提出要加强对高低旁阀门的治漏。在检修中，我们严格按照要求，加大了高低

9、旁阀门的工作力度，与检修人员签订了责任状，采取了解体、研磨、更换密封件、改进控制器等一系列的措施。修后效果非常好，节省了大笔费用，避免了阀门冲刷，延长了检修周期，提高了机组的经济性。仅高低旁阀门内漏治理，机组降低煤耗约0.5克，成效非常显著。 #5、6机小修后，高低旁阀后温度均达到标准要求，#5机组低旁阀后最低温度只有30度左右。三、对照要求举一反三，黄岛电厂在检修中发现的典型问题。我们对照集团公司有关要求，特别是按照25项反措，修订了反措细则。结合安评、经评、重大危险源、技术监控和隐患排查治理活动，坚持从问题出发，从目标出发的原则，先后发现和解决了大批设备问题。有些典型问题，像汽轮机高调门阀

10、座脱出，双背压凝汽器真空低、发电机铁芯松动、锅炉四管泄漏等，很值得同类型机组借鉴。下面将黄岛电厂在检修中发现的典型问题进行重点介绍。1、高压调门卡涩、阀座脱出问题黄岛电厂汽轮机型号为N670-24.2/566/566，#5机组于2006年11月8日投产，#6机组于2007年11月14日投产。2009年9月，#5机组高压调门在顺序阀切换单阀运行时，发现#2高压调门反馈在46%卡住难以关下。检查发现，#1、3、4高压调门就地开度为18mm，#2高压调门就地开度为26mm。手动关闭#2高压调门，就地观察阀门不动，最终判断#2高压调门阀座浮起。2009年10月，#5机组B级检修中，解体高压#2调门，发

11、现该调门阀座确实浮起，阀座冲刷压偏痕迹明显。为彻底消除隐患，将四只调门全部割下返厂进行了彻底改造：重配了新阀座和定位销，阀座长度由原80mm加大到110mm，增大了配合紧力，彻底解决了阀座脱出的隐患。今年1月份，#6机组#4调门也出现了同样卡涩情况。小修检查确认#4高压调门阀座已脱出。参照#5机组的先例，我们将全部高压联合汽门返上汽厂进行了彻底处理。黄岛电厂两台机组的高压调门先后出现了同样情况，据了解部分同类型机组也出现类似情况（像省内的潍坊厂、滕州电厂等），说明上汽厂第一批国产超临界600MW机组的高压调门存在共性问题，应该引起同类机组的重视，有机会要进行彻底处理。2、高压导汽管弯头硬度不合

12、格、壁厚冲刷减薄较快问题。2008年11月#6机组大修中，对汽缸和高压导汽管金相检查，发现高压下缸左测和右侧，连接汽缸处的2只导汽管弯头，硬度达到293-302HB,硬度值大于ASME P91钢的硬度值应不大于250HB的标准。在检查中，还发现高压导管弯头存在冲刷减薄较快的情况。设计壁厚是47mm，测量高压上缸左侧导管弯头周围壁厚仅为40.8毫米，为确保机组的安全性，大修中对这3只弯头全部进行了更换。2009年10月，#5机组金属探伤检验中，发现#3高压调门后导汽管两只弯头硬度偏低；发现高压导汽管上缸和下缸弯头有5只弯头（规格27947.5）壁厚减薄较快，最小到了38.3毫米。将全部超标弯头进

13、行了更换。其他电厂的同类机组，也存在高压导汽管弯头壁厚减薄较快的问题。经研究和分析：厂家在高压导汽管上设计使用多个弯曲半径为90度弯头,只是为了布置紧凑，却忽略了汽流的冲刷问题。中压导汽管采用了弯管设计，目前没有发现异常。今年2月份，#6机组小修中，再次对高压导汽管弯头进行检测，壁厚，硬度均合格，没有发现超标情况。3、低温再热器频繁泄漏的情况。黄岛电厂低温再热器管排原设计采用的是固定筋板连接方式，定位筋板厚度为6mm，管子壁厚为4.21 mm，固定筋板直接焊在管壁上。由于焊接存在质量问题，焊缝和管子过渡不够，特别是筋板两端存在未焊透的情况。在筋板端部易形成较大的应力，咬边及应力集中的情况突出，

14、运行中膨胀受力，容易产生裂纹。另外，低再管排在厂家组装时，每根管子弯曲的角度存在差异，管排整形时，为使整体效果达到标准要求。管子与固定筋板存在强力焊接的情况。由于设计上存在不足，加上组装质量的问题，导致低再泄漏问题十分突出。在投产初期，2008一年内#5炉低再出现3次泄漏，#6炉出现了3次泄漏。泄漏点多在筋板端部未焊透部位，原因全部是膨胀受力将管子拉裂，严重威胁机组的安全运行。2008年，利用机组大修的机会，我们对#5、#6炉低温再热器进行了改造，将低再的管排定位固定筋板改为管夹固定。修后至今，设备运行稳定，没再发生再热器受热面泄漏的情况。4、双背压凝汽器回热系统滤网和喷淋孔堵塞问题。2009

15、年#5机组小修开机中，发生低背压侧凝汽器温度、背压异常升高等问题，反复排查发现是凝汽器回热系统滤网和喷淋孔堵塞，造成凝结水排水不畅，淹没钛管，导致真空下降。#6机小修前也发生过类似问题。双背压凝汽器滤网和喷嘴堵塞，导致真空不正常的情况，应引起双背压机组的注意。由于经验不足，首次遇到该情况，在问题处理中，我们走了较多的弯路，经过反复试验排查，最终确认是凝汽器回热系统出现了问题。检查清理后，效果非常明显，立竿见影。为根治发现的问题，今年2月份，利用#6机组小修的机会，我们采取了加装滤网溢流管、改进喷淋管材质和结构、加装水位监测手段、完善凝汽器水位报警等措施，彻底消除了隐患。5、高低加正常疏水不畅自

16、2008年3月份以来，黄岛电厂#5、6机组高低加频繁发生正常疏水不畅，危机疏水门频繁开启的情况，严重影响机组的经济指标。解体疏水阀门，发现主要原因是：高加凝结水的铁离子在疏水过程中析出，沉积在高加疏水调节阀处，导致阀笼通流孔堵塞。针对疏水调门出现的异常情况，我们一方面加强了水质监督，化学专业制定了防止除盐水铁离子超标的措施和监督手段。另一方面，汽机专业利用机组停备机会，对高加疏水调节阀阀笼扩孔，增大了通流面积，对低加疏水管路进行改造，至今没有再发生正常疏水不畅问题。四、遗留问题及下一步的工作思路黄岛电厂在机组检修中，通过抓重点环节，对照要求有针对性的做工作，杜绝和预防了很多重大隐患的发生，取得

17、了实效。但目前机组仍存在着的一些问题和隐患，有待我们继续深入研究，不断完善。需要进行重点治理和监控，突出表现在以下几个方面：1、黄岛电厂#5、#6锅炉末级再热器、末级过热器、分隔屏过热器以及后屏过热器等高温受热面，上锅厂设计使用了很多T23材质，所用材质耐热等级偏低，如果运行调整不当，长时间运行存在安全隐患。2008年，利用大修机会，我们将末级过热器向火侧U型弯，已经更换为T91材质。但是末级过热器背火侧U型弯、末级再热器和后屏等处的T23管子未更换；同类型锅炉的末级再热器（譬如省内的潍坊电厂），多次发生过热爆管的现象。小修时，黄岛电厂对末级再热器进行了取样分析，未发现明显过热现象。说明运行人

18、员对汽温的控制比较好。（为防止过再热超温，黄岛电厂制定了严格的控制措施，金属监督提出了明确的要求，将其作为重点监督和研究的对象，制定了完善的监督措施）。高温区域管段采用T23材质是否合适,安全可靠性能否得到保证，需要进一步研讨和实践。2、发电机的线棒分路流量试验，一直没有合适的手段进行。我们在发电机大修中，对发电机定子线棒进行了正反冲洗，在对内冷水定子线棒尝试做分路流量试验时，却找不到合适的流量测量装置和测试手段（尝试采用几种流量计均不成功），只简单进行了热水流试验，检查线棒的温升情况。我们非常希望借鉴兄弟电厂的成功经验，研究制定切实可行的测试方案进行全面测试。3、海水系统的防腐是个普遍“老大

19、难”问题。每年都要投入大量资金对管道和设备进行防腐。新技术和新材料的应用方面，我们进行了多种尝试，像将不锈钢管道更换为PPR材料；海水管道刷涂防污漆等，但效果都不是理想。#5、6炉小修期间，我们检查发现脱硫海水管道内部防腐层脱落严重，现采用环氧玻璃鳞片进行了喷砂防腐处理，效果有待验证。4、#6机组自2008年大修以后，一直存在#1轴承轴振超标问题，按照山东电科院的建议进行了多次调整。利用小修机会，两次对轴瓦进行垫高，效果不明显，有待于进一步分析处理。通过认真贯彻执行集团公司下发的中国大唐集团公司600MW机组检修中重点检查问题及相关文件，在大唐山东公司安生部的指导下，我们在600MW等级机组检

20、修维护的过程中，积累了一些经验，取得了一点成绩。但我们也清醒地认识到，搞好设备管理靠的不是一朝一夕，更不是一招一式，而是需要长期坚持不懈的努力，需要及时总结经验教训，拓宽工作思路和方法。黄岛电厂融入大唐大家庭的时间还较短，管理思路、方法、理念都与大唐的要求有一定的差距。今天集团公司为我们提供了交流的平台，大家共聚一堂，取长补短，共同探讨机组运行规律，总结成绩，交流不足，正是我们学习的好机会，恳请各位领导、各位专家将工作中好的做法和新的思路留给我们，对我们做好今后的检修维护提出好的建议。相信通过交流，大家对600MW机组的运行规律和特点，掌握的会越来越充分，认识越来越深刻，机组的管理水平肯定会更上一层楼。以上所述，不足之处，敬请各位专家批评指正。谢谢。