湘潭电机厂|湘潭电机集团有限公司
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发电设备缺陷管理档案

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

发电设备缺陷管理档案
 
 
 
 
 
 
 
 
发电事业
二○○九年二月十六日

编制说明:
为了解和掌握发电设备的健康状况,分析影响机组安全、稳定运行的根本原因,制定有针对性的治理措施,提高机组的健康水平,确保安全、稳定运行。发电事业部组织开展了发电设备安全隐患的排查工作,各单位结合《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》相关内容、技术监督管理要求及主辅设备非计划停运事件逐台机组进行了排查,制定了设备缺陷及安全隐患治理措施及预期目标,建立了发电设备缺陷管理档案,为确保发电设备安全、稳定运行提供了工作目标和方向。
本次排查,登记、建档安全隐患及重大设备缺陷459项。要求各单位要高度重视,落实责任,如期实现既定目标,每季度对完成情况进行小结、年度进行全面总结,上报发电事业部。
注:计划完成时间A代表(A、B检、技改);B代表(C、D检、临检);C代表(运行维护中解决)。

发电企业设备缺陷汇总表
序号
单位
机 组
锅炉设备
汽轮机设备
电气设备
热控设备
其它设备
合 计
1
元宝山发电公司
1号
7
8
3
2
4
24
2号
7
5
4
3
0
19
3号
3
7
3
6
0
19
4号
4
2
2
1
0
9
小计
21
22
12
12
4
71
2
通辽发电总厂
1号
5
8
2
3
1
19
2号
2
5
2
1
0
10
3号
4
6
4
7
2
23
4号
2
9
3
9
3
26
5号
8
3
4
6
3
24
小计
21
31
15
26
9
102
3
坑口发电公司
1号
9
5
10
7
16
47
2号
9
4
10
7
0
30
小计
18
9
20
14
16
77
4
自备电厂
1号
4
2
3
2
0
11
2号
4
1
1
2
0
8
3号
6
6
1
2
0
13
4号
6
4
1
2
0
13
5号
12
7
1
2
0
22
6号
12
4
3
2
0
23
小计
44
24
10
12
0
90
5
赤峰热电厂
1号
8
6
2
8
0
24
2号
3
0
1
6
0
10
4-7号
3
3
1
2
0
9
小计
14
9
4
16
0
43
6
盛发热电公司
1号
9
6
1
2
0
18
2号
10
6
3
2
0
21
小计
19
12
4
4
0
39
7
通辽热电公司
6-10号
15
5
4
1
12
37
 
总  计
 
152
112
69
85
41
459
 
发电企业设备缺陷管理档案
单位:元宝山发电有限责任公司
1号机组:
1号313MW机组锅炉为瑞士苏尔寿公司制造的低倍率循环复合锅炉。汽轮机系法国CEM公司制造的单轴、三缸、双排汽、亚临界、中间再热、反动凝汽式汽轮机,发电机系CEM公司制造的型号为WT23S—083AF3的水氢氢内冷发电机。机组自投产以来共经历了8次A、B级检修,最近一次大修时间为2002年。输煤系统由一期输煤系统、二期输煤系统、三期输煤系统和厂外输煤系统构成,一期输煤系统于1978年投入运行,主要完成火车运煤接卸到卸煤沟并输送到1号机组、2号机组原煤仓;二期输煤系统于1985年投入运行,主要完成火车来煤在翻车机进行接卸并输送到一期、三期输煤系统;三期输煤系统于1998年投入运行,主要完成二期输煤系统来煤,厂外输煤系统来煤、煤场接卸汽车来煤输送到3号机组、4号机组原煤仓;厂外输煤系统于2006年投入运行,主要完成元宝山露天煤矿来煤的输送任务。一期输煤系统共有十六台TD75型皮带机,四台HS1800×2500型碎煤机,四台YG1000/300叶轮给煤机,两台MDQ15050门式堆取料机,两台LX13.5型螺旋卸车机及输煤系统附属设备;二期输煤系统共有十台TD75型皮带机,两台ZFJ-100型翻车机,两台QGS1500叶轮给煤机;三期输煤系统共有二十台DTSII型皮带机,两台KRC12×14型碎煤机,两台MDQ15050门式堆取料机及输煤系统附属设备;厂外输煤系统共有9台DTS型皮带机,两台HG-1500型环式给煤机。
已完成的重大改造项目:
2002年,1号锅炉燃油系统由重油改为轻柴油。
2002年,1号机组进行了自动化改造,将原始的继电器逻辑控制回路更改为先进的日立H-5000M型DCS控制系统。
2002年将发电机转子护环更换为18Mn18Cr材质的新护环。
主变压器为薄绝缘变压器,于2008年10月6日改造为山东电力设备厂生产的油浸固定变比三相强迫油循环风冷变压器。
220kV变电所开关原始安装为少油断路器,自2002年7月开始开关改造换型,更换为平高电气股份有限公司生产的LW10B型SF6断路器。
2002年#1机组两台循环泵更换为沈阳水泵厂生产的HBCX1800型立式斜流泵。
2002年#1发变组保护改造为GE公司生产的UR系列微机保护,励磁调节器改造为北京吉思电气有限公司生产的GEC-1型微机励磁调节器。
2004年-2007年,将1号机组变电站监控系统改造为先进的微机自动监控装置,将全部220KV变电站保护改造为微机保护。
1991年,对一期输煤系统四台碎煤机进行改造,将原锤击式碎煤机改造为环式碎煤机,使提高了碎煤机的出力,消除了碎煤机轴承频繁过热缺陷。
1996年,在一期输煤系统卸煤沟加装两台螺旋卸车机,对火车来煤的接卸速度提高到十五分钟一辆,缩短了运煤火车的取重排空作业时间。
2002年,对二期输煤系统进行了改造,加装了14B皮带机,取消了原10P甲乙皮带机,保证了二期输煤系统能够可靠为三期输煤系统供煤。
机组主要设备健康状况描述:
目前,1号机组已经运行30年,达到了设计使用寿命,需要进行全面的寿命评估。
1号锅炉漏泄频繁,主要存在墙式过热器过热球化4级;二级过热器穿墙管腐蚀严重;末级过热器吹灰通道吹损减薄;一级再热器弯头内壁氧腐蚀;二级再热器出入口段过热球化4级;省煤器吹灰通道水平管吹损减薄;密封墙盒内水冷壁管腐蚀等缺陷。
锅炉排渣、除灰全部采用水力冲灰方式,耗水、耗电量比较高。
1号炉水冷壁和末级过热器结焦,每天需要吹灰器定吹两次,增加了四管漏泄风险。
1号炉启动油耗高达80t/次。
1号炉空气预热器漏风率高达14.04%。
1号汽轮机存在高压内缸变形 ,中压内缸进汽支撑柱断裂 ,三号轴颈处严重磨损,运行时温度高(最高达95℃),高压进汽装置裂纹等安全问题。
1号汽轮机各缸设计效率低于当前先进的设计水平。
1号汽轮机高、中压缸效率与设计值相比分别低1.06%和2.68%,因高中缸效率影响机组热耗率102.7kj/kWh,折合煤耗3.85 g/kWh,低压缸影响热耗约为84 kj/kWh(试验单位估算值),折合煤耗3.15 g/kWh,缸效偏低约影响煤耗180kj/kWh,折合煤耗约7 g/kWh。
1号机组平均供电煤耗达到352 g/kWh,较国产300MW机组平均供电煤耗338.79g/kWh高出13.21g/kWh,较进口300MW机组平均供电煤耗326.47g/kWh高出25.53g/kWh。
1号机三台电动给水泵设备老化,已到设计寿命,无进口备件,时常出现高负荷时转速调节不稳定的现象。
1号机组凝汽器铜管腐蚀严重,近年来铜管漏泄数量呈上升趋势。截止目前,#1水室共堵406根,#2水室共堵231根,合计669根,占总数(总共13000根)的4.9%。大量堵管使凝汽器换热效率降低,导电度超标,机组运行的安全经济性下降。
部分热力系统阀门老化严重,如冷再供辅汽联箱调节门阀体已出现裂纹,存在安全隐患。
1号高厂变超过30年的使用年限,有载开关直流电阻不平衡,目前无法调压运行。
1号机组DEH系统为法国ALSTOM生产的P320系统,控制程序设计不合理,与日立H-5000系统不兼容,经阿尔斯通公司技术人员多次完善和改进,仍没有彻底解决,导致1号机组机炉协调、一次调频、AGC重要控制功能不能投入。
1号炉电除尘器排放严重超标。
1号炉炉排故障频繁,影响锅炉稳定运行。
锅炉NOX排放超标。
目前输煤系统设备健康状况良好,存在较大的设备缺陷、隐患有:
一期输煤系统皮带机运行时间较长,皮带机架构磨损、腐蚀、强度降低,局部变形,运行时胶带跑偏。
1号、2号堆取料机滚轮机构滚圈强度不足,长期运行已经产生变形,频繁发生滚轮驱动机构联轴器、减速机、传动链轮损坏缺陷,不能稳定运行。
四座煤场均未设计建设防风抑尘挡墙,不能可靠防止煤场煤尘向四周扩散污染周围环境,不符合二十五项反措中防止重大环境污染事故的要求。
环式给煤机犁煤车不能稳定运行,由于设计结构存在不足,犁煤车驱动机构频繁发生行走车轮损坏、传动减速机地脚松动,传动齿销损坏缺陷。
厂外输煤系统传动滚筒结构不合理,频繁发生滚筒窜轴缺陷,影响厂外皮带机稳定运行。
输煤系统托辊由于长期运行已经达到寿命周期,频繁发生损坏缺陷。
三期输煤系统消防设备不能可靠投入自动运行,存在火灾隐患。
2号、3号机组原煤仓出现磨损漏洞,3号、4号原煤仓由于结构不合理,在雨季频繁出现粘仓棚煤缺陷。
 
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
省煤器
1、省煤器弯头磨损减薄(2008年普查共有235根在3.5mm以下);
2、吹灰通道的省煤器水平管吹损减薄超标严重(根据2008年普查记录上下各三层共有1304根在3.5mm以下),悬吊管涡流磨损超标严重。
2008年因省煤器漏泄而造成机组非停2次。
飞灰磨损及吹灰器吹损,加之1号机组锅炉受热面已经6年多未进行大修,已经到了更换周期。
1、更换磨损减薄超标的省煤器弯头,并对角部省煤器边排管防磨瓦进行整理;
2、更换八层上4层、下4层省煤器水平管、悬吊管、北侧弯头,同时对上下各2层悬吊管加装防磨瓦。
A
 
减少非停2次。
2
水冷壁
1、二级再热器出入口密封墙盒内水冷壁管腐蚀严重,普遍测量在3.0—3.8mm;
2、二级过热器出入口密封盒内水冷壁管腐蚀严重,普遍测量在3.0—3.8mm;
3、末级过热器出入口密封盒内水冷壁管腐蚀严重,普遍测量在3.0—3.8mm;
4、喷口附近水冷壁管腐蚀坑较严重;
5、水吹灰器区域水冷壁存在水击裂纹;
6、斜坡水冷壁存在硬物击伤坑及磨损超标管;
7、斜坡水冷壁“大鼻子”磨损减薄超标严重。
2008年水冷壁发生漏泄5次,造成机组非停2次。
二级再热器、二级过热器、末级过热器出入口密封墙盒内水冷壁管在受热面检修冲洗时,灰水进入密封墙盒,经过长时间侵蚀,产生腐蚀;
喷口附近水冷壁管长期运行,产生高温腐蚀;
水吹灰器区域水冷壁长期运行产生水击裂纹;
斜坡水冷壁经长期运行被灰渣磨损。加之1号机组锅炉受热面已经6年多未进行大修,已经到了更换周期。
1、更换二级再热器出入口穿墙管密封盒内水冷壁管,加装密封盒重新浇注捣打料(与二级再热器同时);
2、更换二级过热器出入口穿墙管密封盒内水冷壁管,加装密封盒重新浇注捣打料(与二级过热器同时);
3、更换末级过热器出入口穿墙管密封盒内水冷壁管,加装密封盒重新浇注捣打料(与末级过热器同时);
4、更换水吹灰器区域水冷壁裂纹管及膜式壁;
5、喷燃器处水冷壁检查更换,同时对处腐蚀水冷壁进行喷涂;
6、更换变形及减薄超标斜坡水冷壁管,恢复脱落的斜坡水冷壁防磨瓦,四角浇注捣打料;
7、更换斜坡“大鼻子”水冷壁。
A
 
减少非停2次。
3
过热器
1、墙式过热器:水吹灰区域围带管、墙式过热器焊口及大部分墙过管存在裂纹,同时墙式过热器已经过热球化4级;
2、二级过热器:二级过热器出入口穿墙管在密封盒内腐蚀严重(腐蚀坑1.0—1.5mm);
3、末级过热器:管排由于其下部悬吊管卡块烧损和开焊而下沉,最严重部位下沉超过1米;末过悬吊管由于受末过大面积结焦影响,部分水冷壁悬吊管(主要靠东西侧)长期处于高温运行状态。同时蒸汽吹灰器吹灰造成的悬吊管减薄(或涡流坑)也降低了悬吊管强度,加之以前多次出现小联箱节流孔堵塞、水冷壁放水门漏泄、下部水冷壁管漏泄和悬吊爆管等情况,均造成部分悬吊管长时或短时的流量不足,并经过长期积累,最终导致大面积悬吊管存在过热(个别管径涨粗)现象和金相组织变化等问题;末级过热器吹灰通道吹损减薄、涡流普遍1.5—2.5mm,上下表层管防磨瓦部分损坏。
2008年,过热器共发生漏泄1次。
墙式过热器处于高温端,长期运行墙式过热器已经过热球化,同时加之水吹灰器吹灰,导致墙式过热器焊口及大部分墙过管产生水击裂纹;
二级过热器出入口穿墙管在受热面检修冲洗时,灰水进入密封墙盒,经过长时间侵蚀,产生腐蚀;
末级过热器处于高温运行状态过热,加之以前多次出现小联箱节流孔堵塞、水冷壁放水门漏泄、下部水冷壁管漏泄和悬吊爆管等情况,均造成部分悬吊管长时或短时的流量不足,并经过长期积累,最终导致大面积悬吊管存在过热;同时末级过热器吹灰通道受吹灰器长期吹损,导致其磨损减薄。
1、更换墙式过热器及相应水冷壁;
2、更换二级过热器出入口穿墙管及密封盒内水冷壁管,加装密封盒重新浇注捣打料;
3、更换末级过热器出入口水平段(包括穿墙部分)及所有悬吊管,并将吹灰通道上下各四层水平管(应吹灰器侧)及悬吊管进行喷涂约160平方米。
A
 
减少非停1次。
4
再热器
1、一级再热器:一级再热器南北侧弯头内壁有腐蚀坑,个别深度达1.9mm;
2、二级再热器:
1)二级再热器出口段水平管腐蚀严重(测量壁厚4.0—6.0mm,原始壁厚8mm),2007年小修其间已更换23根;
2)二级再热器出入口密封墙盒内水冷壁管腐蚀严重,普遍测量在3.0—3.8mm;
3)二级再热器悬吊管有多处涡流磨损坑,涡流坑深1~2mm。
2008年,再热器共发生漏泄2次,造成机组非停1次。
一级再热器南北侧弯头内壁和二级再热器出口段水平管长期运行产生氧腐蚀;
二级再热器悬吊管受吹灰影响产生涡流磨损。
1、将一级再热器南北侧弯头全部更换;
2、二级再热器:
1)更换二级再热器出入口管排(包括穿墙部分)及悬吊管,同时对上下各二层水平管(应吹灰器侧)及悬吊管进行喷涂;
2)更换二级再热器入口段穿墙管及密封盒内水冷壁管。
A
 
减少机组非停2次。
5
电除尘器
1号机组电除尘器效率达不到设计值,加之电除尘器服役时间长,导致阴极线疲劳断裂,经常造成电场短路。
由于当时环保要求不高,原有电除尘器的单台设计烟气量为955000m3/h,总收尘面积只有13820m2,比集尘面积仅为52m2/ m3/s。理论上要达到除尘设计效率99.5%,粒子驱进速度要取到10cm/s,实际粒子驱进速度在7cm/s。而驱进速度取值过高,总收尘面积偏少,实际运行中除尘器效率不可能达到设计值,电除尘器除尘效率只能达到98.2%。
对电除尘器进行整体改造。
A
 
改造后烟尘排放达标,低于100mg/Nm3
6
炉排
炉排运行中故障频繁。
炉排链条和炉排板长期运行产生磨损。
对磨损的炉排链条和炉排板全部进行更换。
A
 
 
7
抽炉烟管道白钢内衬管
抽炉烟管道白钢管炸裂、错位
抽炉烟管道白钢管在磨煤机启停过程中,温度频繁变化,特别是在磨煤机定检时,由于磨煤机大门拉开,外部冷风吸入,白钢内衬管表面温度急剧下降,造成白钢管炸裂。
1、更换白钢管;
2、严格执行白钢管焊接工艺。
A、B、C
 
消除白钢管炸裂缺陷,增加运行安全性。
二、汽轮机设备
1
主机轴瓦
运行时3号轴承温度高,满负荷时最高达95℃。
3号轴承轴径圆柱度不好,轴瓦工作区中间直径大,向两端轴径渐小,最大直径相差0.10mm。
利用1号机大修高中缸整体返厂进行通流调整机会,对3号轴承处理轴径进行加工研磨处理。
A
 
3号轴承运行时温度小于80℃。
2
EH油系统
液压控制系统的控制液所使用的磷酸酯抗燃油酸值频繁超标。
液压控制系统的控制液所使用的Furquel EHC磷酸酯抗燃油运行年限已达11年,随着运行年限的延长油品老化现象日益突出,已有多项指标接近或达到控制标准。
一次性将控制液全部更换。
A
 
可以延长控制液的运行寿命以及液压系统各组件的使用寿命,从而实现了机组液压系统运行的安全可靠性。
3
给水泵
随机引进的三台苏尔寿给水泵设备老化,故障率和厂用电高,影响机组安全稳定运行;配件昂贵,维修很不经济,已经严重影响设备安全稳定运行。
设备老化比较严重,国外备件费用较高,液压联轴节勺管卡涩,多次出现调节迟缓现象。
计划在2009至2010年将电动给水泵换型改造为汽泵。
A
A
确保给水系统安全稳定运行,降低厂用电率,确保机组安全稳定运行。
4
高压调节阀
在1号、4号调速汽门上腔两筋板间存在裂纹。
由于设备在运行中筋板承受较大气流冲击,在筋板间存在较高的局部应力,长期运行中,产生热疲劳裂纹,另外在裂纹检查与处理过程中也注意到筋板中间开口根部有较大原始铸造楞角,未在出厂时处理,形成了较大的应力集中,这是筋板中间开口根部较其它部位首先开裂,并且裂纹较深的主要原因,因此高压调节阀的裂纹发生既有设计结构方面的原因,也有工艺方面的原因。
对四台高压调节阀整体更换。
A
 
保证设备安全、可靠。
5
1号高压旁路阀;1号、2号高旁出口管
1、1号高压旁路阀下葫芦体内壁表面上存在严重的大范围网状裂纹,现在裂纹深度最深达到11mm,排汽口过渡区圆角处也有条状裂纹,最深8mm,阀座平面上存在基本均匀分布的辐射状裂纹。高旁减温罩喷嘴体外部锥形表面上布满网状裂纹,裂纹深2~25mm;
2、1号、2号高旁出口管第一个弯头及弯头前10CrMo910管段、15Mo3管段内壁存在大面积龟状裂纹。
通过高压旁路阀下葫芦体与出口管裂纹出现的位置、特点与深度进行分析认为:由于高压旁路调节阀在系统中的功能、特点,决定了高压旁路阀与阀后一段距离的出口管在工作时将承受冷再和主蒸汽的冷热温差,在开启时承受减温水和主蒸汽汽水混合的热交换过程。这样阀体及阀内部件及阀后近距离管路受冷热交变应力的作用,随着运行时间增加逐渐出现裂纹。这是高旁阀体与出口管路出现裂纹的直接原因。
1、更换CCI进口阀门;
2、更换存在裂纹的管段及弯头。
A
 
消除高旁阀体及出口管路开裂事故发生的隐患,保证人身和设备的安全。符合《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》。
6
1号机组冷再供轴封调节阀
该阀门内漏,造成轴封蒸汽温度高于标准值(150℃)20℃,影响着机组的安全稳定运行
该阀门随机组投产运行至今,由于阀内件各部间隙增大,阀门内漏。
由于对阀体及阀内件的修复价格昂贵,维修很不经济,计划对该阀门进行重新选型、更换。
 
B
避免由于阀门内漏轴封温度升高,保证机组的安全稳定运行
7
1号机冷再供辅汽联箱调节门
阀体内部及阀内件冲蚀严重,经探伤检验发现阀体内部布满网状裂纹,成为阀体爆破、高温介质漏泄的隐患,影响着人身和设备的安全。由于阀内件各部间隙增大,阀门内漏频繁,阀后管路冲蚀减薄加剧。
该阀门工作环境具有介质温度高、压力大的特点,工作条件相对较差,故磨损率也较大,自随机组投产后经长时间运行出现了内漏现象。阀门经多次研磨处理后,其阀座与门瓦的密封合金面已研磨殆尽,失去了修复价值,特别是阀门阀体冲蚀相当严重,壁厚减薄,运行中经常出现阀体外漏现象,检修时虽进行多次补焊,但收效不大。
由于对阀体及阀内件的修复价格昂贵,维修很不经济,计划对该阀门进行重新选型、更换。
 
B
避免由于阀门内漏造成大量的汽水损失,消除高温高压管路爆破的隐患,保证人身和设备的安全。
8
凝汽器
近年来铜管漏泄数量呈上升趋势。截止目前,1号水室共堵406根,2号水室共堵231根,合计669根,占总数(总共13000根)的4.9%。大量堵管使凝汽器换热效率降低,凝结水导电度超标,机组运行的安全经济性下降。
凝汽器铜管腐蚀严重
更换漏泄的铜管
A
 
提高凝汽器换热效率,保证凝结水导电度。
三、电气设备
1
1号高厂变
1、超过30年的使用年限;
2、有载开关直流电阻不平衡已无法修理,也无可以替换的产品(厂家早已停产),目前已不调压;
3、变压器损耗较大;
4、本体严重渗油无备件;
5、本体及有载开关易发生突发性故障。
1、1号高厂变为早期进口产品,已运行31年,无备件;
2、有载开关直流电阻不平衡,经过了5次大修,已无法修理也无可以替换的产品(厂家早已停产),目前已不调压;
3、早期产品,工艺材质落后,变压器损耗较大;
4、本体及有载开关存在重大隐患,线圈曾经发生过短路过、撑条掉落、抗短路冲击能力差,器身易发生突发性故障。
更换为新型无励磁调压低损耗变压器。
 
A
变压器运行情况良好,安全稳定。
2
1号磨煤机电机
已服役30年,电机各方面均有不同程度损坏。
1号炉磨煤机电机由于服役时间长,电机不同程度出现了定转子铁芯松动,压指弯折、变形,转子短路环过热变形,电机端盖变形,定子铁芯槽口损伤,槽楔经常性脱落等问题,严重影响电机的安全稳定运行。
订购新电机,逐步更换取代现有的电机。
 
A
电机运行良好,避免由于电机故障而影响机组的安全稳定运行。
3
1号机6KV开关
1号机6KV开关为法国CEM公司随机产品,其中CB41型开关为8台,CB27型开关为41台。1975年投入运行,CB41型开关及CB27型开关为少油型断路器,开关已运行30多年,近几年来,故障频繁发生,操动机构损坏严重,经常出现开关储不上能、合不上闸、开关本体漏油、辅助接点通断不好、开关二次接插件损坏的故障,开关机械主轴拐臂出现断裂事故。
开关机械已到使用寿命,开关需要改造换型。
我厂3号、4号机6KV开关及改造后的2号机6KV开关皆为真空型断路器和真空型接触器,自投运以来,开关合断正常,反馈信号正确,日常检修维护工作量较小,运行效果非常好,工作可靠性较高,有利于机组的稳定运行。因此将少油型断路器改为真空型断路器。
A
 
改造后真空断路器稳定运行,不发生因开关故障导至跳机事故。
热控设备:
1
DEH系统
1、DEH系统一直在手动方式下运行,不能投入自动;
2、一次调频、AGC等重要功能不能实现,影响机组自动化水平的提高;
3、DEH系统唯一的一个操作员站经常死机,也不能进行操作员站的备份,一旦操作员站的硬盘故障或其它硬件故障,运行人员将无法进行操作,威胁到机组的稳定安全运行;
4、信号隔离器老化,线性已发生漂移。阀位变送器工作不稳定。
1、自系统投入使用以来系统的设计、软/硬件暴露出诸多问题,虽经阿尔斯通技术人员多次完善和改进,但存在的问题一直未能解决;
2、操作员站配置特殊,使用专用操作系统和应用软件,不能有效备份,如果配备冗余的操作员站,除需购买硬件外,还需支付全套的软件费和工程集成费,费用较高;
3、转换器、阀位变送器长期在高温环境下工作,致使电子老化、工作特性漂移。
DEH改造拟优先选用国内主流的分散控制系统,替代现在使用的P320控制系统,同时进行DCS系统的整体升级。
A
 
通过DEH改造和DCS升级,完成整个控制系统的优化,实现一次调频、协调、遥调等功能,提高机组的自动化水平。
2
火焰检测设备
6台磨煤机煤粉喷口未安装单火咀煤火检设备,违反二十五项反事故措施。
无煤火检使炉膛失去全炉膛火检保护,并且无法确定锅炉最低稳燃负荷,影响机组燃烧节油工作的进行。
机组从建设至今一直未设计单火咀煤火检。
在煤粉喷口处重新设计安装孔,安装煤火焰检测设备。
A
 
符合二十五项反措要求。
五、输煤系统
1
1P甲乙、2P甲乙、3P甲乙、4P甲乙皮带机
皮带机运行时跑偏严重。
1、皮带机架构支撑立柱,斜拉筋均出现磨损沟痕,最大磨损深度达到4毫米、8P甲乙立柱接近地面部分腐蚀厚度超过2毫米,导致皮带机架构强度降低、局部变形,胶带运行时频繁发生跑偏、撒煤、刮磨胶带缺陷。
2、皮带机调偏装置不能可靠运行,由于跑偏装置长期运行,调偏装置立轴锈蚀严重,不能灵活可靠动作,无法起到可靠调偏作用。
1、对皮带机整体架构进行位置校正,对皮带机支撑立柱磨损严重的部位进行补强,对立柱根部加补强筋板,并重新进行防腐。
2、对调偏装置进行改进,并根据调偏装置使用寿命定期进行修理,更换损坏部件,达到可靠调偏作用。
B
 
不发生由于胶带跑偏造成的胶带刮磨损坏影响上煤缺陷
2
1号、2号滚轮机构强度不足,频繁发生滚轮机构故障
滚圈椭圆变形,滚圈结合面螺栓频繁拉长松弛,料斗塌陷、传动链轮打齿,链条断裂缺陷频发,滚轮机构小车掉道。
由于1号、2号堆取料机原设计煤质粒度小于60毫米,滚圈整体强度较低,随着煤质变差,暴露出滚轮机构滚圈强度不足,料斗强度不足,滚轮传动机构强度不足问题,造成滚轮机构不能可靠稳定运行。
对滚轮机构整体进行改进,提高滚轮机构滚圈、料斗、传动机构强度,加装防止小车掉道装置,对活动梁进行加固,保证活动梁能够耐受取料冲击。
B
 
不发生由于滚轮机构故障造成的机组缺煤减负荷故障。
3
1号、2号环式给煤机
环式给煤机犁煤车频繁发生行走车轮损坏、轨道爬行、传动基座开裂、传动齿销松动脱落、犁煤车犁刀拉筋断裂。
由于原设计不合理,行走车轮频繁与轨道刮卡,造成车轮轮缘碎裂、轨道爬行,犁煤车犁刀拉筋处于煤流中,极易磨损,造成强度降低,犁刀拉筋开裂,传动机构基座刚度不足,经常出现基座地脚开裂,由于载荷过大,传动齿销过载松动脱落。
对犁煤车进行改造,改变行走部分支撑方式,采用固定支撑轮方式,使轨道与车体同步运转;对犁煤车驱动机构改造,降低基座高度,提高基座刚度;对犁煤车犁刀拉筋进行改造,在犁刀背向煤流侧加装支撑筋板,提高犁刀支撑强度;对传动齿销进行调整加固,提高传动精度。
 
B
不发生由于环式给煤机故障影响机组上煤缺陷。
4
101、102、103、104、105、106、107皮带机
频繁发生滚筒窜轴、轴承烧损缺陷。
由于厂外输煤系统设计安装滚筒为胀紧套结构和轴承无轴肩定位结构,滚筒轴承不能柯傲定位,造成运行时滚筒频繁窜轴,轴套与轴发生磨损,轴承过热。
对滚筒轴承两端加装定位挡板及定位隔套,对滚筒张紧套紧定螺栓进行紧定并做防松处理。
B
B
不发生滚筒轴承烧损缺陷。
 

发电企业设备缺陷管理档案
单位:元宝山发电有限责任公司
2号机组:
2号626MW机组锅炉为德国斯坦缪勒公司制造的本生直流锅炉。汽轮机系法国阿尔斯通—大西洋公司制造的600MW亚临界压力、中间再热、四缸、四排汽、冲动凝汽式机组。发电机系法国阿尔斯通——大西洋公司制造的型号为T264/640的水氢氢发电机。到目前为止,共进行了6次A、B级检修,最近一次大修为2006年完成。
已完成的重大改造项目:
1996年,2号锅炉电除尘器进行了电除尘内部改造,对振打系统,供电方式,灰斗加热及气流均布系统进行了改造,采用了分区供电形式。
1999年,#2机励磁调节器改造为北京吉思电气有限公司生产的GEC-1型微机双通道励磁调节器。2001年,2号锅炉电除尘器增加了2台280m2的除尘器并在原有电除尘器后加设了第四电场。
2006年,2号锅炉将重油系统改为轻油系统。
2003年,因低压末级叶片拉筋频繁断裂,在阿尔斯通公司指导下对#2机组低压末级叶片顶端进行切割250 mm,保留自由叶片长度为830mm。
2006年,更换了#2机组#3高旁阀体,解决了原阀体存在裂纹问题。
2006年,更换了#2机组空压机。
2002年,进行了#2机组DAS系统的改造。
2006年,对DEH系统进行了改造,换型为新华生产的DEH-V型控制系统。
2001年,发电机大修,更换7根定子线棒,对端部固定结构进行了改进。
机组主要设备健康状况描述:
2号炉锅炉受热面漏泄频繁。目前2号锅炉受热面主要存在水吹灰器、抽炉烟口、油燃烧器、人孔门附近水冷壁裂纹;斜坡水冷壁管磨损减薄;二过屏管排散排及水平管磨损减薄;省煤器弯头飞灰磨损等缺陷。
2号锅炉结焦较为严重,频繁投入吹灰器造成受热面管材磨损严重。
2号炉锅炉再热器减温水量偏高。设计为30.74t/h,实际运行中年均在55—60t/h左右,最高达到100t/h左右,造成热耗增加78 kj/kWh 。
2号炉启动助燃油耗高达120t/次。
2号炉空气预热器漏风率偏高。目前2号炉空气预热器漏风率为14.29%。
2号机组平均供电煤耗达到338 g/kWh,较国内亚临界600MW机组平均供电煤耗328.47g/kWh高出9.53g/kWh。
2号汽轮机高中压缸实际效率(545MW)与设计值相比分别低4.84%和0.84% ,缸效影响机组热耗率约为4.48kj/kWh,折合煤耗3.6 g/kWh。
2号汽轮机低压末级叶片因拉筋断裂,截短后经济性差,根据叶片截短后的效率试验,在额定负荷工况下,改造后比改造前机组出力下降6.2MW;65%额定负荷工况下,改造后比改造前机组出力下降16.4MW(90%额定负荷工况,由于截短后试验工况偏离较大,无法进行出力比较)。改造后比改造前的热耗高143.3 kj/kWh。目前低压缸影响热耗约296.6 kj/kWh,折合煤耗约为11.2 g/kWh。
2号汽轮机中压内缸死点销存在裂纹变形问题,高压喷嘴叶片多次出现裂纹,低压末级叶片截短后无拉筋,存在安全隐患。
2号机组热力系统存在影响机组热耗率的设计,部分热力系统阀门老化内漏。
2号发电机定子绕组励侧端部及引线固定结构松动,导致多处发生振动磨损,且振动对发电机安全运行构成严重危胁。
变电所500kV隔离开关产品老旧,性能不稳定;轴承及转臂经常发生锈死现象;操作时多次发生过卡滞而将传动主轴扭断的现象;刀闸上部平衡弹簧外露易产生锈蚀。
2号机组控制系统落后,采用西门子组装式控制仪表,控制程序不能灵活方便组态,致使调节手段单一,燃烧自动控制功能不完善,自动化程度不高,运行可靠性差。
受控制系统技术条件限制,机炉协调、遥调、快速甩负荷等必要的控制功能无法实现 。
锅炉排渣、除灰全部采用水力冲灰方式,耗水、耗电量比较高。
2号炉电除尘器虽然经过两次改造,但目前排放仍然超标。
2号炉炉排故障频繁,影响锅炉稳定运行。
锅炉NOX排放超标。
 
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
省煤器
省煤器弯头飞灰磨损、省煤器出排管与水冷壁及水冷壁钢梁附件碰撞磨损。
2007年省煤器发生漏泄1次。
飞灰磨损及吹灰器携带飞灰吹损所致。
对磨损的18层下南北侧省煤器弯头进行更换,恢脱落防磨瓦。
A
 
减少非停1次
2
再热器
1、17层一级再热器水平管在悬吊管处存在涡流坑、表层管在防磨瓦内存在腐蚀情况;
2、16层一级再热器上
下表层管腐蚀坑深
1.0—1.5mm。
飞灰磨损及吹灰器携带飞灰吹损所致。
1、更换减薄超标的一级再热器、二级再热器减薄超标水平管、悬吊管,并对防磨瓦进行整理;
2、更换16层一级再热器上下水平管。
B
A
减少非停1次
3
过热器
1、二级过热器出口管排存在老化过热现象,散排、脱排严重,水平管存在吹损减薄情况;2、18层部分二级过热器水平管磨损、防磨瓦脱落;
3、13层三级过热器水平管存在吹损减薄、防磨瓦脱落;
4、11层末级过热器水平管、悬吊管存在吹损减薄,防磨瓦脱落,同时存在掉排、脱排情况。
2008年,因过热器漏泄造成机组非停2次。
1、二级过热器出口管排处于高温区,造成管材过热,同时部分限位卡块脱落和错位,导致卡块与管材之间容易撕裂;
2、二级过热器水平管减薄为飞灰磨损及吹灰器携带飞灰吹损。
3、三级过热器水平管减薄为飞灰磨损及吹灰器携带飞灰吹损。
1、整体更换二级过热器出口管排南北共48排,包括穿墙部分;
2、对磨损超标的二级过热器水平管进行更换,恢脱落防磨瓦;
3、更换三级过热器、末级过热器减薄超标水平管、悬吊管,并对防磨瓦进行整理;
4、对末级过热器掉排、脱排管进行复位
B
A
减少非停2次
4
水冷壁
1、斜坡水冷壁管磨损减薄,东南角、西北角普遍测量值在2.5—3.5mm;
2、渣井覆盖角部分防磨瓦脱落;
3、水吹灰器附近水冷壁存在水击裂纹;
4、9层人孔门处水冷壁管与密封盒应力集中,容易产生裂纹;
5、抽炉烟口最里侧直角弯头存在内壁裂纹;
6、油燃烧器区域弯管水击裂纹严重普遍1.5—2.0mm;
7、竖直段水吹灰器弯管应力裂纹1.0—1.5mm。
2008年,水冷壁共发生漏泄6次,造成机组非停5次。
1、东南角、西北角斜坡水冷壁管磨损减薄为灰渣长期磨损所致;
2、水吹灰器附近水冷壁存在水击裂纹为吹灰器吹扫所致;
3、9层人孔门处水冷壁管与密封盒裂纹为结构应力集中;
4、抽炉烟口最里侧直角弯头存在内壁裂纹为结构应力集中;
5、油燃烧器区域弯管裂纹为吹灰器吹扫所致。
1、更换磨损减薄的斜坡水冷壁管磨,恢复渣井覆盖角防磨瓦;
2、东南角、西北角斜坡水冷壁弯管整体更换50片(带抓钉);
3、检查更换水吹灰器附近存在水击裂纹的水冷壁管,更换裂纹超标膜式壁;
4、更换9层8件人孔门、弯管组、密封盒组件;
5、更换1号—#8抽炉烟口最里侧直角弯管组(4根);
6、更换16台油燃烧器弯管组;
7、更换竖直段水吹灰器弯管及密封组件(24组)。
B
A
减少机组非停5次
5
炉排
炉排运行中故障频繁。
炉排板长期运行产生磨损。
对磨损的炉排板全部进行更换。
 
A
提高炉排运行的安全性和稳定性。
6
电除尘器
电除尘器除尘效率达不到设计值;原有两台电除尘器四电场投不上。
电除尘器入口烟道气流均布效果不好,导致各台除尘器烟气分配不均,影响了除尘效率;原有两台电除尘器四电场设计间距偏小,导致电场无法投运。
对电除尘器入口烟道气流均布装置和原有两台电除尘器四电场进行改造。
B
 
电除尘器出口粉尘排放达到100mg/m3
7
抽炉烟管道白钢内衬管
抽炉烟管道白钢管炸裂、错位。
抽炉烟管道白钢管在磨煤机启停过程中,温度频繁变化,特别是在磨煤机定检时,由于磨煤机大门拉开,外部冷风吸入,白钢内衬管表面温度急剧下降,造成白钢管炸裂。
1、更换白钢管。
2、严格执行白钢管焊接工艺。
B
 
消除白钢管炸裂缺陷,增加运行安全性。
二、汽轮机设备
1
主机轴瓦
5号轴承在机组启动冲转过程温度过高,最高达105.21℃;启动冲转过程中,5号轴承温度随转速升高而升高,最高升至105.21℃;机组带负荷后,5号轴承温度开始下降,而4号轴承温度开始升高,4号轴承温度最高升至107℃,而此时5号轴承下降至86℃;之后,4号轴承开始回落,而5号轴承温度开始升高,最后4号轴承温度回落至87℃,而5号轴承温度升至91℃后趋于稳定。
原因未查清。
加强跟踪监视,搜集参数,寻找规律,查明原因,利用2010年2号机大修机会,重新对轮找中心,检修滑销系统和轴承检修,进行治理。
 
A
启动过程中小于90℃。
2
中压内缸死点销
由于中压缸结构设计不合理,投产后的二号机组中压内缸定位销,运行中产生严重变形及根部裂纹,造成中压内缸轴向发生位移,成为汽轮机安全运行的重大隐患。93年机组大修,解体发现中压内缸两侧定位销变形严重,左侧后移2.85mm,右侧后移3.55mm,造成中压1至6级隔板汽封、叶顶汽封全部损坏,同时中压第1至6级隔板与转子叶轮均发生不同程度的轴向磨损。针对这一问题,我厂与法国阿尔斯通公司合作,对中压缸定位销进行了加长、加高的改造处理,增加了销子支撑面积和强度。2001年和2006年机组大修检查,发现中压内缸定位销根部与中压外缸定位销槽根部,均再次出现明显的裂纹和变形。纹长190mm。此问题一直未得到很好的解决。
中压内缸死点销设计不合理,中压内缸死点销处理高温环境下,强度达不到要求,同时材料的焊接技术要求高,焊接工艺和热处理不足。
利用通流改造,对中压内缸死点销进行结构改进和重新焊接处理。
 
A
无裂纹出现
3
 1号高压旁路阀
高压旁路阀下葫芦体内壁表面上存在严重的大范围网状裂纹,现在裂纹深度最深达到12mm,排汽口过渡区圆角处也有条状裂纹,最深9mm,高旁减温罩喷嘴体外部锥形表面上布满网状裂纹,裂纹深3~20mm。
通过高压旁路阀下葫芦体裂纹出现的位置、特点与深度进行分析认为:由于高压旁路调节阀在系统中的功能、特点,决定了高压旁路阀在工作时将承受冷再和主蒸汽的冷热温差,在开启时承受减温水和主蒸汽汽水混合的热交换过程。这样阀体及阀内部件受冷热交变应力的作用,随着运行时间的增加逐渐出现裂纹。
更换CCI进口阀门。
 
A
符合二十五反措要求,消除了高旁阀体开裂事故发生的隐患,保证人身和设备的安全,为机组的安全稳定运行提供了保障。
4
汽泵再循环调节阀
汽泵两台再循环调节阀由于所处的系统前后压差较大,在20余年的运行时间里,调节阀逐渐出现不严、内漏的现象,尤其在近七年的时间内,内漏现象愈加频繁。阀门内漏的存在,不但造成介质的大量损失而影响机组的热经济性,同时还将造成阀体及阀后管路的急剧冲蚀、减薄,严重威胁着人身和设备的安全。汽泵在调节阀内漏时无法满负荷运行,对机组的经济运行产生较大的影响。经过多年运行,阀体内部及阀内件已被严重冲蚀。
汽蚀是造成阀门损坏的主要原因。阀门前后压差高,运行工况恶劣,虽经阀门内部多级降压,依旧不能避免汽蚀现象。
重新选型更换两台调节阀
 
A
消除阀门内漏,确保汽泵经济运行。
5
冷再供辅汽联箱调节门
阀体内部及阀内件冲蚀严重,经探伤检验发现阀体内部布满网状裂纹,成为阀体爆破、高温介质漏泄的隐患,影响着人身和设备的安全。由于阀内件各部间隙增大,阀门内漏频繁,阀后管路冲蚀减薄加剧。
该阀门工作环境具有介质温度高、压力大的特点,工作条件相对较差,故磨损率也较大,自随机组投产后经长时间运行出现了内漏现象。这些阀门经多次研磨处理后,其阀座与门瓦的密封合金面已研磨殆尽,失去了修复价值,特别是部分阀门阀体冲蚀相当严重,壁厚减薄,运行中经常出现阀体外漏现象,检修时虽进行多次补焊,但收效不大。
由于对阀体及阀内件的修复价格昂贵,维修很不经济,计划对该阀门进行重新选型、更换。
 
A
避免由于阀门内漏造成大量的汽水损失,消除高温高压管路爆破的隐患,保证人身和设备的安全。
三、电气设备
1
发电机
1、定子励侧端部线棒与适形夹件之间、线棒与测试线之间有磨损点,线棒与鳄鱼板下适形垫块之间磨损点增多,线棒主绝缘损伤;
2、定子励侧端部鳄鱼板与外端环连接处磨损点增多;
3、定子励侧线棒出槽口绑环垫块与线棒间有一处磨损,绑环垫块之间有两处磨损;
4、定子励侧漏油增多,对线棒绝缘表面污染较重;
5、定子励侧密封小室B、C相绑测绝缘罩磨损粉末较多,绝缘罩粘接处开裂;
6、定子汽侧绕组和端部结构部件无磨损、油污。
由于定子励侧端部结构部件固有频率在100Hz左右(东北电科院报告),绕组支撑、固定方式刚性较差,绝缘拉杆和端头斜楔经过几次预紧后,产生疲劳,拉紧强度降低,造成励侧绕组鼻部整体支撑和固定结构振动幅值增大,磨损点增多,振动值向内传递,对局部线棒和垫块之间造成磨损,在运行中形成不良循环,隐患较大。目前,发电机安装的定子端部在线振动检测装置测量结果显示发电机励侧端部8个检测点(已有一点损坏)数值均超过500µm,有1-2点瞬时幅值达到毫米以上,并有增大趋势。
1、对发电机端部在线测振装置进行校验,更换部分元件(此项工作需专业生产厂协助完成);
2、对发电机励侧端部线棒之间、弓形引线之间、线棒与外部支撑环之间增加支撑垫块,改变结构振动频率,提高固定结构的刚性强度(此项工作需东北电科院、发电机生产厂协助完成);
3、研究和更换发电机励侧线棒端部固定支撑斜楔的绝缘拉杆为不锈钢材质(此项工作需发电机生产厂协助完成)。
 
A
1、发电机定子端部整体固有频率避开范围力争达到≤95或 ≥110Hz;
2、正常运行时,定子端部倍频位移峰-峰值小于250µm,报警值控制在400µm以内。
2
主变备用相
代3号主变B相运行期间,油色谱总烃含量超标并含有乙炔,变压器退出运行。
有过热故障点。
先现场排油内检大修,根据内检情况再决定是现场吊罩大修还是返厂大修。
 
A
色谱含量正常。
3
变电所500kV隔离开关
1、产品老旧,性能不稳定;
2、轴承及转臂经常发生锈死现象。操作时多次发生过卡滞而将传动主轴拧折的现象;
3、刀闸上部平衡弹簧外露易产生锈蚀。
1、1984年产品,产品老旧;
2、该产品头部裸露,主传动轴承没有加油孔,密封不严,转臂转轴没有自润滑性能,因此造成轴承经常发生锈蚀现象,操作时卡滞而将传动主轴拧折;
3、刀闸上部平衡弹簧外露。
进行改造,更换为新型隔离开关,2009年计划实施4组。
B
 
开关合断良好,信号正确。
4
6KVSF6断路器
单元6KV工作及备用电源开关工作可靠性降低严重,经常出现拒分及拒分故障。
2号机单元6KV FRUR-350型SF6断路器,因运行时间过长,操动机构磨损严重,经常出现开关合闸跳跃或拒合故障,另外,开关辅助接点通断不好,经常出现反馈故障及联动不好等情况,工作可靠性较低,严重影响机组的安全与稳定运行。
将单元6KV两段尚未进行改造的工作及备用电源进线开关、输煤I段及输煤II段电源开关、2台循环泵电源开关、2号水源变开关及PT车等SF6断路器进行改造,然后再增加两台脱硫变电源开关、1台凝泵变频器开关、两台备用开关,所有断路器及PT开关柜全部拆除,每段更换为9面KYN28Z型开关柜,柜内选用工作可靠性较高的VD4型真空断路器。
B
 
开关合断良好、信号正确、闭锁可靠。
三、热控设备
1
DCS系统
1、控制系统目前机组最基本的控制要求协调等均不能正常投入,无法满足机组自动化控制要求;
2、就地二次仪表发生瞬间坏质量的几率大大提高,受系统本身难以追忆的特点,给故障的处理分析带来不利;
3、多数设备的备件在市场上已经采购不到。
1、控制系统由组件式仪表搭接实现机组的整体控制,受该型仪表性能限制,不能实现较为复杂的控制功能;
2、就地二次仪表已严重老化。部分就地设备与控制系统配套,非标准信号产品,DCS改造前不能更换;
3、控制组件等设备运行了20多年,已被市场淘汰。虽然加大了组件国产化,但仍无法解决备件匮乏和设备不能完全匹配而造成的故障率高的问题。
选用当前主流分散控制系统,替代组件式仪表搭接的控制系统。更换非标准信号的变送器、执行器等就地设备。
 
A
自动投入率100%,实现一次调频、遥调等功能。
2
火焰检测设备
8台磨煤机煤粉喷口未安装单火咀煤火检设备,违反二十五项反事故措施。
机组从建设至今一直未设计单火咀煤火检。
在煤粉喷口处重新设计安装孔,安装煤火焰检测设备。
 
A
符合二十五项反措要求。
3
2号机组AGC控制系统、机炉协调控制系统、一次调频控制系统
AGC控制系统、机炉协调控制系统、一次调频控制系统不能完善和投入。
受控制系统硬件条件及系统功能制约,AGC控制系统、机炉协调控制系统、一次调频控制系统一直不能完善和投入。
DCS改造完成后,对整个控制系统进行优化,完善调节回路品质,实现自动控制装置100%的投入率。
 
A
自动投入率100%。
 

发电企业设备缺陷管理档案
单位:元宝山发电有限责任公司
3号机组:
元宝山发电有限责任公司3号机组于1997年末投入运行,发电机为哈尔滨电机厂制造的QFSN-600-2YH型水、氢、氢内冷发电机组,汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造的N600-16.7/537/537-I型600MW亚临界压力、中间再热、四缸、四排汽、单轴、冷凝式汽式机组。锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司生产制造的强制循环汽包炉。到目前为止,共进行了两次大修,最近一次大修为2004年完成。
已完成的重大改造项目:
3号炉电除尘器因排放超标,拆除后改造为两台双室五电场静电除尘器。
1999年,将励磁调节器改造为南瑞生产的WKKL型微机双通道励磁调节器。
2002年3号锅炉末级再热器和后屏再热器进行了材质升级技术改造。
2002年,INFI-90系统增加控制器,降低了整个DCS控制系统的负荷率。
2003年,3号锅炉实施了锅炉无油点火(等离子点火)技改项目并取得成功。
2004年,进行了3号机组主机DEH系统换型改造。
2004年,3号发电机大修,转子返厂,将原转子的凸风斗改为半隐风斗,提高了发电机效率。并对转子引线R部位进行车削,解决应力集中问题造成的转子断裂隐患。
2004年,大修期间对3号发变组保护进行了改造,采用GE公司生产的UR系列微机保护,保护实现了双重化配置。
2005年3号炉进行了超细化煤粉再燃技术改造。
2005年,主机6号7号轴瓦改造,轴瓦由原来的圆筒瓦改为4瓦块可倾瓦。
2006年,对3号机组汽轮机低压次末级叶片进行了更换,解决了次末级叶片围带断裂的问题。
2006年,对3号机组A/B汽泵MEH系统进行了改造。
机组主要设备健康状况描述:
目前3号机组健康状况良好,主要缺陷是锅炉水冷壁水吹灰器吹扫区域存在水激裂纹、末级过热器管屏G102材质存在重皮;9号轴承轴振动大(有时超过报警值);发电机密封小室与发电机接合面由于安装工艺等问题,一直存在渗漏问题,目前只能采取定期注胶的方式来消除渗漏;汽轮机顺序阀运行时,主汽压力与机组负荷不对应,被迫降低主汽压力运行,如果将主汽压力与机组负荷相对应,2号高压调门开度过小,因受力不均引起汽轮机1号2号瓦轴振动增大;燃煤灰份偏高,设备磨损速度较快,制粉系统、烟气系统、空气预热器漏风、漏粉现象比较严重。
 
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
水冷壁
炉膛水冷壁水吹灰器吹扫区域普遍存在大量热疲劳横向裂纹,主要集中在A、B、C、D、E层水吹灰区域和四角切角、折焰角拐点等部位。斜坡水冷壁存在磨损情况,尤其四角磨损较严重,并有大量划痕及硬物击伤坑。
2007年3号炉水冷壁发生漏泄1次
由于A、B、C、D、E层水吹灰区域和四角切角、折焰角拐点等部位受吹灰器吹扫影响,长期运行产生水击裂纹;
斜坡水冷壁受灰渣长期磨损所致。
对斜坡水冷壁磨损情况及拐点处裂纹进行全面检查,超标管进行更换,补齐斜坡防磨瓦并在四角重新浇注捣打料。对水吹灰器孔及附近焊口裂纹进行认真打磨检查和处理,对水吹灰区域(包括水冷壁切角部位)水冷壁的热疲劳裂纹进行全面检查,裂纹深度超过1.0mm的全部进行更换。对折焰角拐点处水冷壁进行全面检查,更换超标管。
B
 
减少非停1次。
2
过热器
末级过热器管屏G102材质部分存在重皮和过热等缺陷。
2008年末级过热器管屏漏泄2次,造成机组非停1次。
G102材质无法满足末级过热器运行要求,长期运行产生过热。
对末级过热器管屏材质进行升级。
 
A
减少非停2次。
3
风烟系统
风烟系统设备漏风、漏粉现象比较严重。
燃煤灰份偏高,灰份中SIO2导致设备磨损速度较快,
对风烟系统设备易磨损部位采取防磨措施进行处理。
B
B
消除风烟系统设备漏风、漏粉现象。
二、汽轮机设备
1
中压缸轴封
中压缸轴封漏汽量较严重。
中压缸轴封间隙偏大,汽封弹簧弹性失效,轴封回汽管不畅,轴封调节不良。
对中压缸轴封进行解体检查,对轴封回汽管进行检查,对轴封调节系统进行检查。
B
 
就地检查中压轴封无明显漏汽。
2
高压主汽门调速汽门
高压主汽门后封头频繁出现裂纹
由于设备出厂时的原始缺陷,导致后封头每隔几年就会出现裂纹。
对高压主汽门调速汽门进行解体,对内部进行探伤,必要时外委研磨补焊处理。
 
B
消除设备安全隐患,保证设备的安全稳定运行
3
主机润滑油冷却器
铜管大面积腐蚀,漏泄频繁,漏泄的铜管已超过总量的10%。
润滑油冷却器自1998年投入使用,至2008年已经运行10年,该冷却器采用铜管作为换热管,使用开式水进行冷却,开式水水源为疏矸水,水中淤泥含量较大,严重腐蚀铜管。
为避免冷却器在运行中大面积漏泄,必须更换两台冷却器管系为不锈钢管系。
B
 
消除主机冷油器频繁漏泄的缺陷,保证冷油器正常投入。
4
密封油冷却器
密封油四台冷却器堵塞严重,尤其是空侧A冷却器入口端几乎全部堵死,夏天高温天气时,导致密封油温持续高温。
密封油冷却器自1998年投入使用,至2008年已经运行10年,该冷却器采用铜管作为换热管,使用开式水进行冷却,开式水水源为疏矸水,水中淤泥石子含量较大,严重腐蚀铜管。
为保证密封油系统的安全运行,更换密封油系统四台冷却器
B
 
消除冷油器频繁漏泄的缺陷,保证冷油器正常投入。
5
真空泵
多次出现真空泵转子叶片断裂缺陷,严重影响机组安全稳定运行。
叶片设计不合理,制作工艺差。
对真空泵泵头进行更换。
B
B
避免发生重大设备损坏事故。
6
A汽动给水泵
2008年对B汽动给水泵分解下的内泵进行修复过程中发现叶片多处出现裂纹,严重威胁汽泵安全稳定运行。A汽泵与B汽泵为同期产品,需检修。
叶轮制作加工工艺较差。
对A汽泵全面解体检修,对分解下来的内泵转子解体检查,更换问题叶轮。
B
 
确保汽动给水泵安全稳定运行,避免机组跳闸事故的发生。
7
循环水二次滤网
循环水二次滤网传动机构腐蚀严重,各配合部件卡涩频繁,造成二次滤网卡涩无法转动,滤网排污性能大幅度降低,导致滤网频繁堵塞,影响凝汽器的热交换效果,阻碍机组负荷的提高,严重影响着机组的经济运行。
由于二次滤网水质较差,传动齿轮、传动轴、滤网各部件经过10余年的运行被严重腐蚀,传动机构各部件间隙增大,传动性能降低,同时,各配合间隙由于间隙增大而被石子等杂物堵塞、卡涩,这是造成滤网卡涩、无法转动而频繁堵塞的直接原因。
对滤网排污系统结构及滤网型式进行改造,对原滤网壳体尽量不做变动,只对滤网型式及排污方式进行改良。
B
B
提高滤网的传动效率,改善滤网卡涩、无法转动排污的状况,消除滤网堵塞的隐患,保证机组的安全经济运行。
三、电气设备
1
变电所500kV电流互感器
7组500kV电流互感器油色谱分析含有乙炔,严重威胁设备稳定运行。
沈阳变压器厂早期产品,产品质量问题,生产时两种油相混,制造工艺存在问题,全部返厂大修,后又有3组陆续第二次大修。
没有再次大修的价值,逐台更换为新型油浸倒立式电流互感器。2008年已更换完一组,2009年计划更换2组。
A
 
避免非停,避免发生重大设备事故。
2
变电所63kV开关
1、本体漏气,机构缺陷较多,经常渗漏油、泄压、停运,稳定性、可靠性较差
2、备件较难购买到,价格昂贵
1、沈阳高压开关厂早期质量最差产品,刚刚开发生产的液压机构。
2、产品停产多年,生产企业转制、改革。
更换为新的弹簧机构的SF6开关,具有较高的性价比(新开关约15万元一台,免维护,液压机构大修一次需3-5万元,且需大量的维护工作)
 
B
避免非停,避免发生一类设备障碍。
3
励磁系统
1、轴系长机组振动大。
2、无刷励磁系统在运行中发生整流轮烧毁事故,造成机组非停事故发生。
无刷励磁系统工作可靠性较低,存在严重的设备隐患,计划将其改造为高可靠性的自并励系统,在解决励磁系统可靠性的同时,可以取消主、副励磁机,从而消除11瓦振动超标问题。
采用技术成熟,原理先进的自并励励磁系统,满足二十五项反措要求。
 
B
提高设备可靠性并减小轴系的振动。
三、热控设备
1
火灾报警控制系统
因老化严重已退出使用。
运行10年以上,电子产品老化严重,现场感温元件消耗过量,现已退出使用。
由具备消防设计资质的设计单位设计,将原有火灾报警及控制系统进行换型改造。需要订购一套火灾报警控制系统并由具备施工资质的单位安装。
 
B
恢复机组各防火区域的火灾报警功能。
2
磨煤机防爆检测装置
整个系统老化、损坏严重,不能投入使用。
调试期间就未通过验收,现设备老化、损坏严重。
进行调研,选取能够正常检测CO含量的控制设备;订购并安装8套磨煤机防爆检测装置。
 
B
磨煤机CO等可燃气体监测灵敏,实现防爆预警功能。
3
摆角执行器
因设备老化严重,现摆角位置已经焊接固定,摆角动作功能已不能投入。
执行器因环境高温多尘原因,设备老化严重,执行器已不具备检修价值。
采取措施:更换摆角执行器。
 
 
B
锅炉燃烧器摆角动作功能投入。
4
二次风调节执行器
控制偏差比较大,正常运行过程中,无法调整,影响机组的经济运行,维护量大。
因环境高温多尘原因,设备老化严重,执行器已不具备检修价值。
采取措施:将二次风执行器控制方式修改为单一控制方式、更换二次风执行器。
 
B
恢复二次风调节执行器功能。
5
核心交换机系统
核心交换机系统老化严重,需换型改造。
核心交换机系统改造已经使用9年,设备已经老化,超出使用年限,设备出现过系统数据丢失、自动宕机等故障,使网络系统存在巨大安全隐患。
采取措施:对该交换机进行换型改造,选用适用于我厂当前网络数据容量和通讯处理速率的高性能交换机。
 
B
消除设备老化隐患,降低故障率;通过换型改造提升核心交换机性能。
6
DAS系统电源
可靠性低,几次发生控制柜电源故障,造成设备不能正确检测,严重威胁机组的安全稳定运行。
电源使用年限过长,已达12年;老式电源设计不合理,现供货商已经针对所发生的问题开发了新式电源。
更换4套新式电源模块。
 
B
降低DAS系统故障率,不影响机组安全运行。
 

发电企业设备缺陷管理档案
单位:元宝山发电有限责任公司
4号机组:
4号机组于2007年投入运行,发电机为哈尔滨电机厂生产的QFSN-600-2YHG型水、氢、氢内冷发电机组。汽轮机是哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的N600-16.7/538/538型600MW亚临界压力、中间再热、四缸、四排汽、单轴、冷凝式汽式机组。锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司生产制造的强制循环汽包炉。截止2008年共进行B级检修1次。               
已完成的重大改造项目:
2008年,对4号机组脱硫装置进行了增容改造,使脱硫装置处理能力能够适应煤种变化。
机组主要设备健康状况描述:
目前4号机组设备健康状况良好,主要缺陷:锅炉存在炉膛水冷壁水吹灰器吹扫区域水激裂纹缺陷;循环泵振动大,基础漏泄;发电机封闭母线漏气量大,微正压维持不住;燃煤灰份偏高,设备磨损速度较快,制粉系统、烟气系统、空气预热器漏风、漏粉现象比较严重;水吹灰器由于设计缺陷导致吹灰器漏水、枪管卡故障频繁发生;磨煤机下架体因设计结构不合理,频繁发生漏粉,存在火灾隐患。
 
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
水冷壁
炉膛水冷壁水吹灰器吹扫区域普遍存在大量热疲劳横向裂纹;斜坡水冷壁存在磨损情况,并有大量划痕及硬物击伤坑。
2008年4号炉水冷壁发生漏泄2次
 
水吹灰区域部位水冷壁受吹灰器吹扫影响,长期运行产生水击裂纹;
斜坡水冷壁受灰渣长期磨损所致。
对斜坡水冷壁磨损情况及拐点处裂纹进行全面检查,超标管进行更换;对水吹灰器孔及附近焊口裂纹进行认真打磨检查和处理,对水吹灰区域(包括水冷壁切角部位)水冷壁的热疲劳裂纹进行全面检查,裂纹深度超过1.0mm的全部进行更换。
B
 
减少非停2次
2
风烟系统
风烟系统设备漏风、漏粉现象比较严重。
燃煤灰份偏高,灰份中SIO2导致设备磨损速度较快,
对风烟系统设备易磨损部位采取防磨措施进行处理。
B
B
消除风烟系统设备漏风、漏粉现象。
3
水吹灰器
水吹灰器由于设计缺陷导致吹灰器漏水、枪管卡故障频繁发生
设计原因
对水吹灰器伸缩时间、阀门结构和吹扫行程进行改进。
B
 
消除水吹灰器存在缺陷。
4
磨煤机
磨煤机下架体因设计结构不合理,频繁发生漏粉。
设计原因
对磨煤机下架体进行改造,将固定式结构改为可调式结构。
B
 
消除磨煤机下架体频繁漏粉现象。
二、汽轮机设备
1
4号机组循环泵
4号机组循环泵自投产以来,设备运行不稳定,多次出现泵体振动、基础漏泄等重大设备缺陷,严重影响机组安全稳定运行。
泵设计、制作存在缺陷,设计结构不合理。
对循环泵进行设计改造,优化设计结构,确保泵运行平稳,降低缺陷率。
B
B
确保4号机组循环泵安全稳定运行,减少设备检修次数,降低检修成本,确保机组安全稳定运行。
2
真空泵
多次出现真空泵转子叶片断裂缺陷,严重影响机组安全稳定运行。
叶片设计不合理,制作工艺差。
对真空泵泵头进行更换。
B
B
避免发生重大设备损坏事故。
三、电气设备
1
发电机封闭母线
发电机封闭母线封闭不严,使微正压补气装置长期工作。
发电机封闭母线封闭不严,漏气量,微正压保持不住。
对发电机封闭母线进行密封,将补气装置改为定时补气,改造补气装置的干燥器。
 
B
使发电机封闭母线干燥清洁。
2
高压电机
除灰空压机电机温度高.
电机由于质量原因4台空压机电机均出现温度高跳闸现象。
联系厂家进行处理。
B
 
电机运行良好,温度正常。
四、热控设备
1
CO检测装置
CO检测装置不能投入使用。
取样伴热管线、探头因过热烧损。
更换烧损的伴热取样管线及探头,调试整个系统并投入。
 
B
磨煤机CO等可燃气体监测灵敏,实现防爆预警功能。
 

发电企业设备缺陷管理档案
单位:通辽发电总厂
1号机组:
通辽发电总厂1号机组是由原哈尔滨汽轮机、锅炉、电机厂制造,汽轮机铭牌:N200-130/535/535;锅炉铭牌:HG670/140-6;发电机铭牌:QFQS-200-2,于1985年8月投产发电,累计A检次数8次,累计B检次数6次,近年来,先后完成1号机高、中压通流、定速泵改调速泵、后屏过热器、2201开关、电除尘控制部分、气动执行器定位器、水力吹灰器、汽轮机热力系统优化等项目更换或改造。
机组主要设备健康状况描述:
1号机组经过等级检修以及临检、日常维护治理,锅炉、制粉设备健康状态良好。主要缺陷:汽封套晃度超标达0.11mm,超标准0.02mm,中压缸上结合面存在25mm裂纹;电气2号给水泵缺陷存在影响技术监督指标和主要辅助设备非计划停运的缺陷;1号锅炉前屏过热器管子珠光体球化已达5级,近年来虽未发生爆管事件但应加强金属监督工作,同时计划利用下次机组A级检修进行整体更换,1号锅炉再热器冷段管排管束间固定方式不合理,已在水压试验过程中发生过5次漏泄,拟计划利用下次A级检修进行整体更换,1号锅炉静电除尘器A检后电除尘器效率为99.19% ,没有达到≥99.75%设计值,1号锅炉自投产以来,排烟温度一直高于设计值,目前排烟温度已达到190℃以上,大大降低了锅炉运行的经济性。
 
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
前屏过热器
前屏过热器管子珠光体球化已达5级
机组长期运行,自1985年投产以来从未进行过更换。
近年来虽未发生爆管事件但应加强金属监督工作,同时计划利用下次机组A级检修进行整体更换。
 
A:2011年
彻底消除过热器管子存在的失效隐患
2
再热器冷段
1号锅炉再热器冷段管排管束间固定方式不合理,已在水压试验过程中发生过5次漏泄。
管束间固定方式采用垫铁焊接固定,无法释放管束间的膨胀应力造成管子漏泄。
拟计划利用下次A级检修进行整体更换
 
A:2011年
彻底消除再热器冷段存在的安全隐患
3
静电除尘器
1号锅炉静电除尘器A检后电除尘器效率为99.19% ,没有达到≥99.75%设计值。
1、振打系统损坏严重,影响收尘及除灰;
2、电气部分设备质量差,故障频发,运行中经常出现过流或短路报警跳闸等缺陷,同时控制系统落后影响除尘效率。
1、利用机组等级检修对振打系统进行彻底的修复;
2、利用机组A检对控制部分设备进行改造。
 
A:2011年
改造后除尘效率达到设计值
4
锅炉受热面
1号锅炉自投产以来,排烟温度一直高于设计值,目前排烟温度已达到190℃以上,大大降低了锅炉运行的经济性。
1、锅炉受热面原始设计存在不足;
2、尾部竖井烟道内受热面积灰较严重。
1、加强运行参数的调整;
2、利用机组A检在尾部竖井烟道加装吹灰装置。
 
A:2011年
A检后排烟温度下降15℃
5
省煤器
1号锅炉省煤器自1990年由光管式改造为膜式省煤器以来,由于制作工艺不良以及多年的运行,已经出现了12次鳍片拉裂、原始焊缝漏泄事件,近2年来又出现了弯头部位磨损漏泄的事件,同时还发现省煤器管内部已经出现了不同程度的内腐蚀,暴露出1号锅炉省煤器存在着具有不确定性的爆漏隐患。
1、由于投产初期检修管理比较粗放,重要锅炉部件由非专业厂家完成,使省煤器自安装起就存在质量隐患;
2、随着近20年的运行,省煤器的隐蔽部位也开始发现磨损减薄点,是造成今年来爆漏停运的重要原因。
利用机组A级检修进行整体更换
 
A:2011年
彻底消除膜式省煤器存在的设计和制造以及安装方面存在的爆漏隐患
二、汽轮机设备
1
中轴承箱
底部漏油。
滑动面改造使底部漏油。
刷专用涂料。
 
A:2011年
底部不漏油。
2
高压转子
1号汽封套晃度超标达0.11mm。
2003年换转子时此处晃度达0.11mm。
直轴。
 
A:2011年
达到出厂要求。
3
轴承
2瓦顶部间隙超标。
长期磨损。
返厂补焊。
 
A:2011年
达到设计要求。
4
轴颈
1-7瓦轴颈磨损。
投产初期油质不合格。
轴返厂处理。
 
A:2011年
光洁度符合要求。
5
1号给水泵主泵
推力瓦工作面、非工作面温度高报警(75度)。
由于主泵的轴向串动大,推力瓦回油不畅造成瓦温升高。
重新调整轴向分配尺寸,增加回油量。
 
A:2011年
确保A检后推力瓦温度恢复正常。
6
除氧器除氧水箱
局部内凹变形
长期运行引起
更换除氧器除氧水箱
 
A:2011年
达到设计要求
7
厂区、生活区热网泵。
盘根甩水严重设备老化
长期运行引起
更换水泵
 
A:2011年
达到设计要求
8
1号机循环水滤网
堵塞严重,经常清扫,影响机组真空。
当地风沙大,杂物多。
安装清污机
 
A:2011年
达到冷却效果
三、电气设备
1
2号给水泵
过流保护误动作
1、过流保护1LJ继电器(LL-11/10晶体管型)动作特性不稳定,误动作跳闸。
2、厂用电系统保护为电磁型及整流型保护,已运行二十多年,元件老化严重,没有事故记忆功能,备品备件难以采购。
1、LL-10系列晶体管型继电器动作特性不稳定,在保护定检中对同类型继电器要反复试验,确保其动作可靠性。
2、加强继电保护专业人员的技术培训,提高调试质量。
3、、利用机组A检机会进行改造,更换为微机型综合保护装置。
C
A
1、厂用电系统运行稳定,事故情况下保护正确动作跳闸。
2、易于维护、整定灵活、性能完善、检修方便,提高电气设备运行可靠性。
2
1号逆变机组励磁调节器
停电后出现两次投不上励磁及电源故障
逆变机励磁调节器已运行十多年,由于逆变机室运行环境恶劣,元件老化严重。
1、加强运行及检修维
护,停电后对电源进行测试。停电时间长时进行充磁,保证正常投磁及启动。
2、利用机组A检机会
更换新型励磁调节器,提高保安电源运行的可靠性。
C
A
保安电源系统运行可靠,真正起到事故保护电源作用。
四、热控设备
1
DCS系统设备
1、1号操作员站出现死机现象,造成2、3、4、5、6号操作员站CRT操作不好用,将1号操作员站退出运行后,其它操作员站CRT操作恢复正常。此缺陷已发生过三次,直接威胁到机组的安全运行;
2、DELL公司技术更新较快,目前生产的新机型已不适应1号机组的需要,无法购买备件,厂家人员建议进行软件升级。
CRT操作主站在1号站,造成1号站死机后没有自动切到2号站的原因为1号操作员站主机硬件故障造成的。
1、与厂家人员联系,更换主机;
2、死机时运行人员立即重新恢复1号操作员站系统;
3、检修维护人员每周对1-4号机组的操作员站主机进行重新启动操作,以确保机组的安全稳定运行。
C
 
加强维护,出现问题及时进行启机,确保机组的安全稳定运行。
2
一次调频控制系统
一次调频控制系统未投入。
一次调频控制逻辑完善已完成,但为进行试验。
计划B检后进行一次调频试验。
B
 
保证一次调频具备投入条件。
3
炉侧自动调节系统
除汽包水位和过热汽温二级减温长期在自动状态外,其余系统如引风、送风、过热汽一级减温、再热汽微量喷水、再热汽汽交换三通阀、磨煤机温风门、给煤机转速和协调都不能长期投入自动。
除受煤质影响及磨出力不够等一次设备存在问题,控制逻辑需要完善。
计划利用B检对控制逻辑进行优化
B
 
保证炉侧各自动调节系统均能长期投入。
五、水化处理设备
1
1号内冷水处理装置
1号机组内冷水铜离子超标。
由于1号机组PH值较低,对发电机定子线圈造成腐蚀,使发电机内冷水铜离子超标。
在1号机组安装内冷水净化装置。
B
 
改造后,内冷水水质合格。
 

发电企业设备缺陷管理档案
单位:通辽发电总厂
2号机组:
通辽发电总厂2号机组是由原哈尔滨汽轮机、锅炉、电机厂制造,汽轮机铭牌:N200-130/535/535;锅炉铭牌:HG670/140-6;发电机铭牌:QFQS-200-2,于1985年11月投产发电,累计A检次数7次,累计B检次数5次,近年来,分别完成对高、中压通流、对流过热器局部、电除尘控制部分、主机保护系统、凝汽器、纯电调等项目更换或改造。
机组主要设备健康状况描述:
2号机组经过等级检修以及临检、日常维护治理,锅炉、制粉设备健康状态良好。主要缺陷:主机高压转子3-6级之间轴封处弯曲值超标达0.055 mm,超标准0.02mm; 5号磨煤机启动合闸后即跳等;2号锅炉省煤器鳍片端部焊缝存在原始缺陷,减温水调整门有内漏现象。
 
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
省煤器
1、省煤器膜片端部焊缝存在原始缺陷;
2、管排弯头部位磨损严重。
省煤器管排制造质量不良、管排结构设计落后。
1、利用机组停检机会对鳍片端部焊缝进行检查和补焊;采取切割鳍片转移应力集中点的方法控制膜片端部裂纹的发生;
2、利用机组停检对弯头进行逐个测厚检验并加装防磨盖板;
C
 
消除管排原始缺陷。
2
减温水系统
减温水调整门有内漏现象。
设备长期使用;本企业缺乏进口阀门检修能力。
1、利用机组A级检修将调整门外委返厂修理;
2、更换内漏严重的阀门。
 
A:2011年
修后减温水系统阀门无内漏现象。
二、汽轮机设备
1
高压转子
3、4级之间轴封处弯曲值超标达0.06 mm。
机组长期运行。
A检直轴。
 
A:2012年
达到出厂要求。
2
高压转子
5、6级之间轴封处弯曲值超标达0.055 mm。
机组长期运行。
A检直轴。
 
A:2012年
达到设计要求。
3
轴瓦
3、6、7瓦顶部间隙超标。
长期磨损。
A检返厂补焊。
 
A:2012年
达到设计要求。
4
循环水滤网
堵塞严重,经常清扫,影响机组真空。
当地风沙大,杂物多。
安装清污机
 
A:2012年
达到冷却效果。
5
1号高压加热器
堵管率接近超标已赌管89根堵管率84.8%;影响给水温度。
机组长期运行冲刷
更换新型高压加热器
 
A:2012年
高加给水温度达到设计值。
二、电气设备
1
2号机直流系统硅整流充放电装置
在蓄电池组大充大放时,过热严重,不能按10小时充、放电进行检验蓄电池的性能。
1、现有直流系统充放电装置已运行十多年,整流变及电抗器容量小,在蓄电池组大充大放时,过热严重。
2、控制部分元件老化严重,备品备件已无法买到,一旦故障,将影响直流系统的正常运行。
1、加强运行及检修维护,调整充放电电流,确保不烧损设备;
2、逐步更换为新型模块化直流开关电源。
C
 
保证设备发生异常或故障时,保护正确而快速地动作,开关能够正确分合,保证机组及系统的安全运行。
2
厂用电保护
动作后没记忆功能
厂用电系统保护为电磁型及整流型保护,已运行二十多年,元件老化严重,没有事故记忆功能,备品备件难以采购。
1、加强继电保护专业人员的技术培训,提高调试质量。
2、逐步更换为微机型综合保护装置。
C
 
厂用电系统运行稳定,事故情况下保护正确动作跳闸。
三、热控设备
1
AGC及一次调频控制系统
AGC及一次调频均未投入
一次调频试验完成,等待电科院试验报告。AGC未进行试验。
电科院试验报告下发后按电网公司要求投入一次调频,与电网公司联系进行AGC试验。
B
 
保证一次调频及AGC具备投入条件
 

发电企业设备缺陷管理档案
单位:通辽发电总厂
3号机组:
通辽发电总厂3号机组由哈尔滨汽轮机、锅炉、电机厂制造,汽轮机铭牌:N200-130/535/535;锅炉铭牌:HG670/140-6;发电机铭牌:QFQS-200-2,于1989年12月投产发电,累计A检次数5次,累计B检次数3次,近年来,分别完成对对流过热器管排及联箱、凝汽器、主机保护、余热回收器等项目更换或改造。
机组主要设备健康状况描述:
3号机组经过等级检修以及临检、日常维护治理,制粉设备健康状态良好。主要缺陷:主机轴瓦1-7瓦顶部间隙超标;发电机西北角冷却器三根铜管漏泄漏氢超标,易造成主机非计划停运,影响机组稳定运行;3号锅炉空气预热器漏风率高达15%,堵管率以近30%;3号锅炉静电除尘器除尘效率低,影响脱硫系统的正常运行;3号锅炉减温水系统进口阀门内漏严重,影响运行参数的调整;3号锅炉余热回收器管排磨损严重,影响家属区冬季供热;3号锅炉冷灰斗和捞渣机箱体腐蚀磨损严重;3号锅炉喷燃器一次风口钢板有变形开裂现象。
 
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
减温水系统
减温水系统进口阀门内漏严重,影响运行参数的调整
设备长期使用;本企业缺乏进口阀门检修能力
1、利用机组A级检修将调整门外委返厂修理;
2、更换内漏严重的阀门
 
A
修后减温水系统阀门无内漏现象。
2
除渣系统
冷灰斗和捞渣机箱体腐蚀磨损严重
长期运行
利用机组A级检修进行整体更换
 
A
出力满足机组运行需要,无漏风及开裂现象。
3
喷燃器
一次风口钢板有变形开裂现象
长期运行
利用机组A级检修进行局部更换
 
A
一次风口完整、规范,满足运行调整需要。
4
静电除尘器
机械振打件损坏严重影响除尘效率
1、长期运行造成;
2、振打控制不合理。
1、利用机组停检进行振打件的修理;
2、利用机组A级检修彻底更换和检修振打系统部件。
C
A
率达到设计值。
二、汽轮机设备
1
中低导管
中压侧短接有一沙包。
出厂制造存在缺陷。
更换新短接。
 
A
消除缺陷。
2
轴瓦
1-7瓦顶部间隙超标。
长期磨损。
返厂补焊。
 
A
达到设计要求。
3
高压缸西侧汽柜
漏汽。
结合面不严。
补焊处理。
 
A
消除漏汽现象。
4
1号给水泵
偶合器有异音。
国产质量不过关。
更换新偶合器。
 
A
消除缺陷。
5
调速系统
3号机调速系统现为电液并存,目前电液并存已经满足不了机组自动化及安全运行要求。
凸轮配汽机构设计已落后,高压调节阀门节流损失大,运行高缸效率。
改DEH纯电调
 
A
高缸效率提高2.4%
6
油净化器
现油净化器油水分离效果及滤油效果差
原国产产品质量不过关
更换离心式磨片将油水分离
 
A
达到油质的标准要求
三、电气设备
1
发电机励磁调节器
1、启机时升不起压。
2、PSS不具备投入运行条件。
1、运行中出现死机,软件设计落后;
2、PSS试验反调现象严重,不具备投入条件。
利用机组A检机会进行改造。
 
A
1、运行可靠,软启励功能能顺利完成启机建压过程,避免出现过压现象,缩短起机并网时间;
2、按电网公司要求投入PSS功能。
2
2203开关
1、开关只有一组跳闸线圈,一旦跳闸回路出现问题,事故时将造成开关拒动,不符合反措要求;
2、已运行20年,设备日趋老化,隐患逐年增多。
1、由于当时设计原因,只设计一组跳闸线圈。
2、3号发电机开关为SW2-220IIIW型,配用机构为CY-A系列液压机构。该设备为沈阳高压开关厂70年代产品,已运行20余年,设备日趋老化,隐患逐年增多,威胁我厂的安全生产。
1、加强对现运行油开关的检修维护,确保机组安全稳定运行;
2、利用机组A检机会更换为六氟化硫开关。
C
A
满足二十五项反措要求。
3
2203开关南、北刀闸
刀闸刚分、刚合时受到的阻力比较大,增大了支持瓷瓶的转动力矩和扭矩,同类型的电通II线南刀闸曾发生支持瓷瓶断裂事故。
3号发发电机2203开关南、北刀闸为GW7—II型,该刀闸在刚分、刚合时受到的阻力比较大,增大了支持瓷瓶的转动力矩和扭矩,合闸不到位,经常出现刀闸触头过热现象,且易发生瓷瓶拆断事故。
1、提高检修质量,及时进行检修及定期加油,确保可靠操作;
2、A检中将2203开关南、北刀闸更换为GW27—252型刀闸。
C
A
刀闸将顺利分、合闸,真正实现远方操作,将彻底消除刀闸合闸不到位和刀闸瓷瓶损坏事故。
4
6kv公用系统负荷开关
漏油十分严重,检修费用高;曾出现拒分、拒合事故。
已运行二十多年,开关漏油十分严重,多次出现拒分、拒合事故。
1、每年对开关进行一次A检,对购进的备品备件加强质量验收;
2、改为真空开关。
 
A
彻底解决断路器故障频发问题,保证厂用系统的安全稳定运行。同时彻底解决了油开关因油黑而更换问题,费用大大降低,另外不存在设备渗漏点。
四、热控设备
1
DCS系统
DCS系统目前存在隐患较多,2008年就发生过因DCS系统通讯故障致使所有操作员站全部死机,造成运行人员对就地设备无法进行操作,直接威胁到机组安全稳定运行;由于该系统老化,已不能满足机组的经济运行,造成每KW/h的煤耗偏高;该系统运行时间较长,目前主要备件已老化,而生产厂家已不生产备件,当系统发生问题不能及时进行处理,威胁机组的安全运行。
DCS系统(H—3000)为1998年改造,由于当时改造存在着对DCS系统了解和掌握的局限性,以及限于当时的技术和设备状况,该套系统无论在设计思想上还是在可靠性和功能上都存在不完备之处。DCS系统规模较小,网络通讯速度慢,经常发生POC站死机现象;主从控制器之间的切换过程多次出现数据相互跟踪错误的现象;电源配置不完善,系统自诊断能力低,系统报警功能设计不完善;历史数据存贮容量小,存贮时间较短,当机组发生事故时,对查找事故原因有一定影响;与MIS系统之间的通讯功能不完善。
利用机组A级检修机会对DCS系统进行改造。
 
A
保证机组安全、稳定、经济运行。
2
DEH系统
DEH系统转速板件多次故障,发生两次电液切换阀线圈烧损。
电液切换阀卡涩,造成电液切换阀烧损,板件长期运行电子元件老化,造成转速板件的频繁故障。
利用机组A级检修机会对DEH系统进行改造。
 
A
保证机组安全、稳定、经济运行。
3
AGC及一次调频控制系统
AGC及一次调频均未投入
一次调频试验完成,等待电科院试验报告。AGC未进行试验。
电科院试验报告下发后按电网公司要求投入一次调频,与电网公司联系进行AGC试验。
B
 
保证一次调频及AGC具备投入条件。
4
1、2号给水泵勺管执行器
2号给水泵勺管执行器在给水泵运行当中突然失灵,远方操作不动,造成锅炉汽包水位无法控制,直接威胁到锅炉的安全稳定运行。
给水泵勺管执行器伺服放大板件及驱动板故障,板件质量差。
利用给水泵备用机会定期对执行器进行检查,计划机组A级检修机会更换为进口执行器。
 
A
在给水泵运行过程中,勺管执行器动作灵活、可靠。
5
自动调节系统执行器定位器
执行器缺陷发生频繁,经常出现卡涩或者拒动现象,直接影响自动调节系统的的投入,影响机组安全、稳定、经济运行。
执行器经过长期运行,电气转换器线性超差现象严重,特别是部分采用分体式定位器的执行器由于长时间运行,定位器内部阀芯经常卡涩,弹簧疲劳变形。
利用机组A级检修机会对执行器进行改造。
 
A
保证机组安全、稳定、经济运行。
6
3、4号低加及轴加水位自动调节系统执行器
执行器缺陷发生频繁。经常出现指令与阀位偏差大的缺陷,影响自动投入。
电动执行器为1989年随机组投产同步运行的设备,经过近20年的运行,执行机构电气转换器、定位器老化严重、空行程较大,直接影响低加及轴加水位自动调节系统的的投入。
利用机组A级检修机会对执行器进行更新改造。
 
A
执行器动作可靠,保证自动能正常投入。
7
汽轮机一、二级旁路减压调节系统
执行器指令与阀位偏差大,缺陷频发。
执行器(直行程电动执行机构)自1989年机组投产以来,一直未经过改造,由于受当时设备技术的限制,已不能满足生产现场的要求,该调节系统执行机构控制精度低、空行程较大,动作迟缓,对机组的经济、稳定运行造成一定影响。
利用A检机会进行改造
 
A
执行器动作可靠。
五、制粉系统设备
1
1至6号高温炉烟管干燥段
干燥段管路裂纹
长期运行烧损变形及裂纹所致
更换缺陷管路
 
A
保证达到机组一个A检周期内不发生较大检修工作量
2
1至6号磨煤机大门
内衬烧损脱落,表面过热变形。
长期运行烧损变形,振打所致。
更换内衬
 
A
保证达到机组一个A检周期内不发生较大检修工作量
 

发电企业设备缺陷管理档案
单位:通辽发电总厂
4号机组:
通辽发电总厂4号机组由哈尔滨汽轮机、锅炉、电机厂制造,汽轮机铭牌:N200-130/535/535;锅炉铭牌:HG670/140-6;发电机铭牌:QFQS-200-2,于1990年11月投产发电,累计A检次数4次,累计B检次数2次,近年来,分别完成对高中压通流、冷段逆止门、省煤器、余热回收器、28台6KV油开关、汽轮机主机保护系统等项目更换或改造。
机组主要设备健康状况描述:
目前,四号机组主机设备现存影响安全、稳定、经济等方面问题较多。主要缺陷:主机高压转子前一号汽封套处弯曲超过标准值厚度0.11mm,超标准0.02mm,主机串轴指示偏大(为0.77mm);锅炉对流过热器已超过10万小时运行,再热器热段腐蚀严重,容易发生“四管”漏泄;发电机西北角冷却器铜管多根漏泄; DCS系统为1999年改造的HIACS-3000控制系统;另外,部分辅机存在影响主要辅助设备非计划停运的缺陷,需要在09年机组 A、D检中治理。
 
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
对流过热器
对流过热器外一迎火面金属金相分析发现金相组织球化级别已达4级;对流过热器外二迎火面金相组织球化级别也已达4级;2006年检测发现有普遍涨粗现象,威胁着四号机组的安全稳定运行。
1、4号锅炉对流过热器经长期运行(已超过10万小时)发生管材性能下降现象;
2、投产初期粗放的运行管理使受热面存在超温运行的现象;
3、减温器联箱结构形式也存在局部超温的隐患。
1、利用4号机组A级检修将对流过热器进行整体更换;
2、对高温段局部管排进行材质升级;
3、对不合理的管座连接方式进行改进。
A
 
彻底消除对流过热器管排的过热爆管的设备隐患,保证4号机组能够保持长周期运行。
2
再热器热段
再热热段管排弯管底部存在内腐蚀现象,严重处深度达2毫米,直径6毫米且离散坑较多;虽然进行了局部更换处理,但是仍然未能彻底消除再热器爆管的设备隐患。
由于多年的运行,同时停炉期间防腐工作有漏洞,造成管内积水形成内腐蚀。
1、利用4号机组A级检修将再热器热段管排进行整体更换;
2、加强化学监督管理,做好停炉防腐工作。
A
 
全面消除再热器热段管排内腐蚀爆管的设备隐患,保证再热器热段受热面的安全稳定运行。
二、汽轮机设备
1
高压转子
前一号汽封套处弯曲超过标准值。
1994年高压缸进水直轴后弯曲超标。
直轴。
A
 
达到设计要求。
2
轴瓦
1-7瓦顶部间隙超标。
长期磨损。
返厂补焊。
A
 
达到设计要求。
3
汽轮机
串轴指示偏大。
推力瓦块有磨损。
更换调整环。
A
 
达到设计要求。
4
高压前汽封
漏汽量大。
汽封弹簧块刚度不够。
更换新件。
A
 
达到设计要求。
5
4号机调速系统
4号机调速系统现为电液并存,目前电液并存已经满足不了机组自动化及安全运行要求。
凸轮配汽机构设计已落后,高压调节阀门节流损失大,运行高缸效率。
改DEH纯电调。
A
 
高缸效率提高2.4%。
6
凝汽器隔
板腐蚀严重,铜管漏泄超标。
长期运行所致。
更换不锈钢管。
A
 
达到设计要求。
7
1号高加
堵管率9.8%。
长期运行所致。
更换新高加。
A
 
达到设计要求。
8
1号给水泵
运行中入口管振动大,流量摆动,偶合器有异音。
偶合器齿轮咬合不好。
更换新偶合器,管路进行加固。
A
 
使给水泵安全稳定运行。
9
射水器下降管
射水器运行中振动大、下降管焊口经常发生振裂。
射水器下降管影响运行机组真空。
改真空泵。
A
 
使射水泵安全稳定运行。
三、电气设备
1
发电机
发电机西北角冷却器铜管多根漏泄 ,致使机组停运,影响主机设备非计划停运。
冷却器制造质量及铜管材质存在问题。
1、严把设备质量验收关,对不合格的产品坚决不用,设备生产厂家应选质量信得过的单位;
2、购买冷却器,到货后更换。
C
 
保持设备安全稳定运行。
2
1号引风机高速开关合上即跳
1号引风机高速开关刀闸辅助接点合上即跳停运,影响主要辅助设备非计划停运。
刀闸防误辅肋接点接通,检查不到位的部位。
1、更换此接点;                               
2、检查其它类似设备是否存在相同问题,进行处理。
C
 
保持设备安全稳定运行。
3
2号给煤机运行中跳闸
变频器运行年限超期(说明书规定使用寿命10年以内,现运行13年以上),影响主要辅助设备非计划停运。
变频器电容元件老化。
1、更换变频器 ;将到期限变频器逐台更换;
2、加强班组技术培训,提高变频器维护质量。
C
 
保持设备安全稳定运行。
四、热控设备
1
1、2号给水泵勺管执行器
1号给水泵勺管执行器在给水泵运行当中突然失灵,远方操作不动,造成锅炉汽包水位无法控制,直接威胁到锅炉的安全稳定运行。
给水泵勺管执行器伺服放大板件故障,板件质量差。
利用给水泵备用机会定期对执行器进行检查,计划机组A级检修机会更换为进口执行器。
A
 
在给水泵运行过程中,勺管执行器动作灵活、可靠。
2
DCS系统
DCS系统目前存在隐患较多,2008年就发生过因DCS系统通讯故障致使所有操作员站全部死机,造成运行人员对就地设备无法进行操作,直接威胁到机组安全稳定运行;由于该系统老化,已不能满足机组的经济运行,造成每KW/h的煤耗偏高;该系统运行时间较长,目前主要备件已老化,而生产厂家已不生产备件,当系统发生问题不能及时进行处理,威胁机组的安全运行。
DCS系统(H—3000)为1999年改造,由于当时改造存在着对DCS系统了解和掌握的局限性,以及限于当时的技术和设备状况,该套系统无论在设计思想上还是在可靠性和功能上都存在不完备之处。DCS系统规模较小,网络通讯速度慢,经常发生POC站死机现象;主从控制器之间的切换过程多次出现数据相互跟踪错误的现象;电源配置不完善,系统自诊断能力低,系统报警功能设计不完善;历史数据存贮容量小,存贮时间较短,当机组发生事故时,对查找事故原因有一定影响;与MIS系统之间的通讯功能不完善。
利用机组A级检修机会对DCS系统进行改造。
A
 
保证机组安全、稳定、经济运行。
3
DEH系统
DEH系统微机输出与油动机行程偏差大。
功放长期运行,电子元件老化,出现功放输出漂移,并且电液转换器小滑阀卡涩。
利用机组A级检修机会对DEH系统进行改造。
A
 
保证机组安全、稳定、经济运行。
4
自动调节系统执行器定位器
执行器缺陷发生频繁,经常出现卡涩或者拒动现象,直接影响自动调节系统的的投入,影响机组安全、稳定、经济运行。
执行器经过长期运行,电气转换器线性超差现象严重,特别是部分采用分体式定位器的执行器由于长时间运行,定位器内部阀芯经常卡涩,弹簧疲劳变形。
利用机组A级检修机会对执行器进行改造。
A
 
保证机组安全、稳定、经济运行。
5
AGC自动调节系统及机组协调
AGC自动调节系统及机组协调未投入。
DCS控制系统存在问题,同时受磨出力不够等一次设备限制及煤质影响,3、4号机组不具备AGC投入条件。
利用机组A级检修机会对DCS系统进行改造;加强对磨煤机等一次设备的检修维护。
A
 
保证AGC自动调节系统及机组协调具备投入的条件。
6
炉侧电动执行器
执行器缺陷发生频繁。经常出现操作不动。
4号机组现场运行的电动执行器为1990年随机组投产同步运行的设备,经过近20年的运行,执行器老化现象严重,维护量增加。执行器阀位信号为0~10mA,无法适应DCS系统改造的需要。且现运行的电动执行器生产厂家已经停产,无法提供售后备件保证。
利用机组A级检修机会对执行器进行更新改造。
A
 
执行器动作可靠。
7
3、4号低加及轴加水位自动调节系统执行器
执行器缺陷发生频繁。经常出现指令与阀位偏差大的缺陷,影响自动投入。
电动执行器为1990年随机组投产同步运行的设备,经过近20年的运行,执行机构电气转换器、定位器老化严重、空行程较大,直接影响低加及轴加水位自动调节系统的的投入。
利用机组A级检修机会对执行器进行更新改造。
A
 
执行器动作可靠,保证自动能正常投入。
8
锅炉汽包水位测量系统
水位偏差较大,影响水位自动及保护投入
4号锅炉汽包水位测量系统平衡容器采用内置式平衡容器,由于在锅炉运行时,平衡容器(三套)内部水柱高度相差较大,造成三套汽包水位测量相差较大,既影响给水自动调节系统调节品质又影响汽包水位保护的投入。
利用A检机会进行改造
A
 
水位指示正常,保证水位自动及水位保护正常投入。
9
汽轮机一、二级旁路减压调节系统
执行器指令与阀位偏差大。缺陷频发。
执行器(直行程电动执行机构)自1990年机组投产以来,一直未经过改造,由于受当时设备技术的限制,已不能满足生产现场的要求,该调节系统执行机构控制精度低、空行程较大,动作迟缓,对机组的经济、稳定运行造成一定影响。
利用A检机会进行改造
A
 
执行器动作可靠。
五、制粉设备
1
1至6号高温炉烟管干燥段
干燥段管路裂纹。
长期运行烧损变形及裂纹所致。
更换缺陷管路。
A
 
保证达到机组一个A检周期内不发生较大检修工作量。
2
1至6号磨煤机大门
内衬烧损脱落,表面过热变形。
长期运行烧损变形,振打所致。
更换内衬。
A
 
保证达到机组一个A检周期内不发生较大检修工作量。
六、水化处理设备
1
4号内冷水处理装置
4号机组内冷水铜离子超标。
由于4号机组PH值较低,对发电机定子线圈造成腐蚀,使发电机内冷水铜离子超标。
在4号机组安装内冷水净化装置。
A
 
保证内冷水水质在合格范围内。

发电企业设备缺陷管理档案
单位:通辽发电总厂
5号机组:
通辽发电总厂5号机组总设备分别由哈尔滨汽轮机厂、锅炉、电机有限责任公司制造,汽轮机铭牌:NZK600-16.7/538/538;锅炉铭牌:HG-2080/17.5-HM12;发电机铭牌:QFSN-600-2YHG,于2008年7月21日投产发电,累计A检次数0次,累计B检次数0次,由于是新投产机组,未进行重大改造项目。
机组主要设备健康状况描述:
5号机组自2008年7月12日投入运行以来,虽然经过几次抢修,目前,依然存在影响设备安全、稳定的隐患。主要缺陷:汽轮机盘车装置中,主齿轮轴与啮合齿轮齿面磨损严重;锅炉后屏过热器管子存在晶间腐蚀及残余应力大的现象,08年曾发生锅炉屏过热器发生漏泄;锅炉静电除尘器效率未达到设计值,影响环保指标;电气部分辅机存在影响继电保护监督指标和主要辅助设备非计划停运的缺陷。
 
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
静电除尘器
除尘效率低。
阴阳极距存在偏差。
1、调整阴阳极距;
2、更换不合格的阴极线。
A
 
除尘效率达设计值。
2
一次风机
风机故障停运后返转,重新启动困难。
风机出口门不严。
在联络风道上加一道关断门。
A
 
保证一次风机正常启停。
3
后屏过热器
爆管漏泄。
管子存在晶间腐蚀及残余应力大。
取样分析后再制定措施。
A
 
提高过热器可靠性。
4
汽水分离器
排汽带水严重。
内部波纹板脱落。
更换波纹板。
A
 
排汽无带水现象。
5
空气预热器
空气预热器出口织物补偿器在运行过程中老化、爆裂,造成停炉一次。
安装工艺存在问题,保温层紧固不牢,脱落后热风直接接触蒙皮织物,造成织物补偿器老化、强度降低,最终爆裂。
1、停备期间严格按照工艺要求检查、更换在装补偿器
2、机组B检中更换金属补偿器。
A、C
 
杜绝因空预器出口织物补偿器爆裂原因造成的停运。
6
过热器减温水管道
东一、西一减温水管道振动较大,振幅5-10mm,频率约为2Hz;东三、西三减温水管道振动明显,振幅4-7mm,频率约为1Hz;东二、西二减温水管道振动较小。
该管道支吊架布置以刚性吊架为主,支吊架选型、布置不合理。
增加限位、导向支架的方法,增加管道刚度,改变管道固有频率。
A
 
消除振动。
7
刮板捞渣机
灰渣量大时捞渣机不能正常运行
液压马达选型小,在锅炉全吹灰时由于灰渣量大造成液压马达出力不够,捞渣机不能正常运行
1、在捞渣头部装一台20吨的牵引车,在灰渣量大捞渣机停运时协助液压马达将灰渣清除,使捞渣机恢复正常运行。
2、在捞渣机头部装两台双驱动电机减速机,在液压马达故障时及时投入保证捞渣机正常运行。
A
 
提高捞渣机运行的可靠性.
8
排污降温池升压泵
检修困难,影响脱硫系统运行。
排污降温池升压泵为两台立式长轴泵,为脱硫供工艺水,由于泵在降温池下方,故障时需将降温池内的水降到最低才能进行检修,造成另一台泵不能正常运行,脱硫系统停运。
将两台立式长轴泵改为潜入泵,当泵故障时通过滑道将泵提到地面就可进行检修,不会影响另一台的泵的正常运行。
A
 
提高脱硫系统运行的可靠性。
二、汽轮机设备
1
汽轮机盘车装置
盘车装置主齿轮轴与啮合齿轮齿面磨损严重,各部含油轴磨损严重,蜗杆推力轴承烧损,涡轮轴磨损严重。
各部含油轴承均为烧结多孔青铜材料,自润滑,在盘车装置连续运行时,容易出现轴承磨损的情况,情况严重时轴承断裂;蜗轮材质为青铜材料而蜗杆材质为钢制材料,蜗轮在与蜗杆啮合旋转的过程中存在磨损吊铜削的现象;属于设计问题。
联系哈汽对盘车装置进行优化完善:
1、采用耐磨性能好的涡轮蜗杆代替现有的涡轮蜗杆,已彻底杜绝盘车装置磨损吊铜削的问题;
2、采用滚动轴承代替盘车装置现有的轴承,已解决轴承磨损及断裂损坏的问题;
3、对蜗杆的轴承形式采用滚动轴承代替滑动轴承,已确保蜗杆运转平稳,最大限度的减小蜗杆对蜗轮的冲击和磨损问题。
A
 
杜绝盘车装置掉铜削,确保汽轮机在热态、极热态等事故状态下盘车装置安全可靠的投入。
2
A、B凝结水泵。
出力不足:根据西安院的性能试验报告在保证流量(1585m3/h)时扬程为309.19m,低13.81m,在保证扬程(340m)时流量为1324.77m3/h,低133.43m3/h。
水泵生产厂家(上海KSB)设计制造问题,凝结水泵出力未达到合同约定值。
增加一级叶轮或加大首级叶轮。
A
 
凝泵出力达到流量1585m3/h,扬程340m的合同约定值。
3
管道超温
机侧主汽管道、再热冷段热段管道在环境温度27℃以下时,管道外表面温度均大于50温度。汽机本体及热管道大多数位置均存在外表面超温现象,增加了机组设备本体及热管道的表面热损失,使机组热耗升高,从而降低机组的运行经济性。
施工质量不高,表面没有抹面层,使保温超温。
利用机组B检对机侧主汽管道、再热冷段热段管道保温完善治理,同时对汽轮机本体及热管道超温处保温进行完善补充处理。
A
 
在环境温度27℃以下时,管道外表面温度不大于50温度。
三、电气设备
1
厂用电系统保护
1、保护定值整定不合理,造成越级跳闸。
2、装置内定值与定值不符。
1、保护定值整定不合理,1A公用变高压侧开关保护和公用PC段进线开关限配合不合理,上一级1A公用变高压侧开关装有负序过电流保护,而下一级公用PC段进线开关没有负序过电流保护,当公用PC段设备接地时造成越级跳闸。
2、利用机组停机机会,已对5号机组系统继电保护定值进行核实,发现有装置内整定定值与定值单不符。
1、已责成东北电科院对5号机组系统继电保护定值进行全面校核,对存在问题的及时进行修改。
2、加强运行设备维护,防止电气设备短路事故的发生。
B
 
保证电气设备安全稳定运行。
2
二次回路
1、几次停机检查发现多处二次回路接线错误。
2、5号机组B凝结水泵开关柜内电流互感器二次开路,差动保护误动作跳闸。
1、委托整定计算单位责任心不强,基建调试验收把关不严;
2、基建安装调试质量差。
1、由检修继电保护专业人员对整定计算方案认真审核,对存在问题的及时进行修改。
2、利用机组停机及B检机会对继电保护二次回路及控制回路进行全面检查。
C、B
 
保持设备安全稳定运行。
3
空冷岛变频器室
夏季运行时室内温度过高。
设计不合理。
1、加强对在装4台空调的维护,保证正常投入运行。
2、对变频器室风道进行改进,加装通风道。
C、A
 
保证空冷岛系统可靠运行。
4
照明系统
机、炉厂房及空冷岛照明经常出现故障。
1、设计、安装、施工安装质量差,导线截面小,运行中经常发生过热烧损。
2、空冷岛照明灯具设计不合理,安装处风大,灯头大多刮坏,经常落在地上。
对照明系统进行改造。
A
 
确保照明系统正常投入及运行。
四、热控设备
1
锅炉摆动燃烧器气动执行器
摆动燃烧器调节经常失灵,影响摆动燃烧器自动系统投入,直接威胁到机组安全经济运行,并且维护的备件及其昂贵,供货周期长,影响机组锅炉燃烧和自动投入。
气缸及位置变送器安装靠近喷嘴,控制柜内气源采用塑料软管连接,环境温度高,气动执行器位置变送器经常被烤坏,反馈信号经常失灵,摆角有卡涩现象,控制柜内软管经常爆管。
利用机组B级检修机会,对定位器、位置变送器及控制箱进行改造。
A
 
保证改造后的摆动燃烧器自动调节安全可靠投入。
2
锅炉二次风气动执行器
锅炉二次风执行器阀位装置损坏严重,给运行人员对锅炉燃烧系统的调整造成一定影响,并且维护的备件及其昂贵,供货周期长,影响影响机组锅炉燃烧和自动投入。
执行器靠近锅炉本体,环境温度高,阀位装置经常被烤坏。
利用机组B级检修机会,对位置变送器、定位器及控制箱进行改造。
A
 
保证二次风执行器自动系统安全可靠投入。
3
锅炉FSSS油枪及点火枪
油枪及点火枪反馈开关经常损坏,影响油枪投入,影响保护联锁投入。
油抢及点火枪反馈开关靠近锅炉本体经常被烤坏。
利用机组B级检修机会,进行改造更换成耐高温的行程开关。
A
 
保证油枪及点火枪正常投入。
4
锅炉火检系统信号不稳定
火检不稳定,尤其是点火及低负荷时经常发生该处火焰检测器检测不到火焰, 或检测器的显示处于不稳定的闪烁状态,影响灭火保护投入。
目前采用的火焰检测器是进口的可见光火检装置,它是利用火焰着火区辐射能量的交流分量,火焰的脉动幅值和脉动频率来检测火焰着火与熄火。这种火检探头的视角比较小(一般是3°~5°),以便使探头对准火焰着火区,这样探头只能检测到火焰的脉动频率和脉动幅值,然而在锅炉运行过程中,由于锅炉负荷及配风的变化,尤其是当入炉煤种发生变化时,会引起着火区的位置发生漂移,致使火检探头很难对准着火区,容易造成火检发出错误信息。二是火检探头炉内安装角度位置也存在问题。基建施工时火检安装位置可能离煤燃烧器太近, 由于可见光火检视角小,不能正常判断炉膛火焰燃烧情况; 锅炉在点火阶段和低负荷运行时, 火检镜头视线落在1~ 2 m 的黑龙区, 经常发生该处火焰检测器检测不到火焰, 或检测器的显示处于不稳定的闪烁状态。
一是利用B检机会对火检系统的光纤组件安装位置在厂家的指导下进行全面检查,对安装位置不合适的要进行调整,但是由于可见光火检视角小,即使安装位置处理好,也不能彻底解决低负荷时火检信号处于不稳的状态;
二是考虑对现有的火检系统要进行彻底的改造,采用图像火检。通过广角长焦距工作镜头(视角约90°)和彩色CCD摄像机直接拍摄燃烧器喷口火焰图像,图像火检系统不受煤种和负荷变化影响。
A
 
保证火检系统正常投入。
5
减温水气动执行器没有闭锁装置
没有自锁装置,影响系统安全运行。
减温水气动执行器是哈锅成套提供的,没有提供断电及断气闭锁装置
利用B检进行改造。
A
 
保证减温水气动执行器安全投入。
6
高旁气动执行器运行中经常反馈出现震荡
高旁气动执行器运行中经常反馈出现震荡。
高旁调整门随高旁门成套提供,进口产品。气路复杂,漏气点多,难于查找。备件难买且昂贵。
利用B检进行改造。
A
 
保证高旁气动执行器安全投入。
五、水化设备
1
汽水取样监测装置
凝结水溶解氧超标
在排汽装置补水时,内置除氧装置除氧效果不好,造成溶解氧超标。
联系厂家对排汽装置中的除氧喷嘴进行改造。
A
 
溶解氧小于30μg/L,合格率100%。
2
水处理系统再生装置
再生液易进入混床,造成除盐水水质劣化。
现有再生系统大流量清洗通过床体正洗入口门进行,正洗入口门和酸碱再生管路相连,在阀门不严的情况下会使酸、碱再生液进入混床。
水处理再生系统抽子部位安装跨越管。
C
 
保证锅炉补给水合格。
六、制粉系统设备
1
磨煤机
A至G号磨煤机内部加载架、辊支架、定心支架及壳体筒壁磨损严重。
运行风速过高,磨损加剧。
磨煤机内部加载架、辊支架、定心支架及壳体筒壁加装耐衬板及耐磨陶瓷。
A
 
达到磨煤机一个A检周期内不发生磨损超标。提高磨煤机安全运行可靠性。
 

发电企业设备缺陷管理档案
单位:通辽霍林河坑口发电有限责任公司
1号机组:
1号机组为亚临界燃煤发电机组。锅炉为采用哈尔滨锅炉有限责任公司生产的HG-2080/17.5-HM型锅炉,亚临界参数,控制循环加内螺纹管单炉膛,一次再热、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型汽包锅炉。汽轮机采用哈尔滨汽轮机有限责任公司生产的NZK600-16.7/538/538型汽轮机,亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机,具有七级非调整回热抽汽,额定转速为3000r/min。发电机为由哈尔滨电机有限责任公司生产QFSN-600-2YHG型发电机, 采用水氢氢冷却方式,1号机组于2008年7月11日及7月14日并网,7月18日4:25分完成168h运行,正式转入商业运行。截止2008年12月,1号机组未进行A级和B级检修。
机组主要设备健康状况描述:
2008年7月11日1号汽轮发电机组运行以来,汽轮机运行稳定。锅炉设备设备健康状况较差,2008年9月19日曾发生右侧水冷壁吊挂管密封盒处右侧左数23根水冷壁管弯头鳍片焊缝处漏泄,12月3日前墙再热器入口联箱下约2200mm处水冷壁管排从左向右数,第125排发生过热爆管漏泄,另外,2008年8月28日1号锅炉B空气预热器锰皮膨胀节漏泄造成锅炉停运,一次风机频繁喘振、造成设备减负荷或影响机组稳定运行,一次风机出口门漏风严重,造成单侧风机运行时另一台风机倒转,威胁设备安全,1B空预器漏风率超标,影响锅炉的经济指标;制粉系统漏泄严重,主要漏泄部位为磨辊翻出门密封不严或门板磨穿, 磨煤机存在着运行中振动值较大和磨煤机异常磨损问题,磨煤机入口热风插板门漏风严重;电除尘灰斗无事故防灰装置,一旦气力输灰系统发生无法短期恢复的缺陷,将造成灰斗高料位,灰斗倒塌的隐患;发电机导电螺钉漏氢于2009年1月进行了处理好,1号主变压器中总烃含量超标2008年10月进行了处理。
 
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
空气预热器
1号锅炉B空气预热器出口织物补偿器在运行过程中老化,爆裂,造成停炉一次。
安装工艺存在问题,保温层紧固不牢,脱落后热风直接接触蒙皮织物,造成织物补偿器老化、强度降低,最终爆裂。
2009年1号机组B检中更换金属补偿器。
A
 
杜绝因空预器出口织物补偿器爆裂原因造成的停运。
2
水冷壁
部分管排鳍片焊接时咬边。
基建时施工队伍人员责任心及技术水平差、素质参差不齐,造成焊接咬边。
2009年1号机组B检中对水冷壁可疑焊口进行全面的检查。
A
 
杜绝水冷壁类似缺陷造成的锅炉停运。
3
一次风机
一次风机单侧运行时另一侧风机发生倒转。
一次风机出口挡板门不严。
2009年1号机组B检中,在两台风机的联络风道上加装电动门。
A
 
防止风机倒转。
4
磨煤机
1、运行中振动值大;
2、磨煤机内部异常磨损。
振动值大的原因:反作用力蓄能器充氮压力未达设计值;运行时磨煤机磨盘煤层厚度薄。
磨煤机内部异常磨损原因:一次风速过高,防磨措施不良。
振动处理措施:检查磨煤机反作用蓄能器充氮压力。
磨煤机异常磨损处理措施:改造磨煤机静环喷口角度,对磨煤机内部磨损异常部位采用防磨措施。
A
 
保证磨煤机良好备用,减少降出力。
5
汽包安全门
右中、右后汽包安全门阀座、阀瓣结合面冲涮漏泄。
锅炉投运初期,水质不良,造成启座后杂质卡在阀座阀瓣结合面间,冲涮产生贯通性沟痕。
2009年1号机组B检中,更换两台安全门的阀座、阀瓣。
B
C
消除漏泄,保证汽包安全。
6
制粉系统
磨煤机检查孔门及插板门漏泄、送粉管道补偿器漏泄。
磨煤机检查孔门及插板门填料损坏或变形;送粉管道补偿器设计选型不良。
检查更换磨煤机检查孔门填料,校正变形孔门。对送粉管道补偿器重新选型,改造。
B
C
保证设备安全稳定。
7
磨煤机入口热风门
运行中漏风严重,一是对磨煤机轮换检修人员带来极大的安全隐患、二是对磨煤机爆燃带来了较大的隐患。
磨煤机入口热风门密封型式不良,填料极易冲涮,造成漏风。
对磨煤机入口热风门进行重新选型,改造。
B
C
保证设备安全稳定。
8
引风机
引风机叶轮及后导叶磨损严重。
电除尘效率低,烟气中粉尘浓度超标。
对引风机后导叶、叶轮进行防磨处理。
B
C
保证设备安全稳定。
9
电除尘
电除尘效率低。
1、阳极板与阴极线积灰,振打效果不好;
2、阴极线固定不好,导致运行中极间距变化,电场电压低;
3、外聘专家深层次原因分析。
1、阳极板与阴极线积灰,利用停机进行清理,检查振打效果,对存在缺陷及时安排处理;
2、机组B检检查加固阴极线;
3、目前外请专家进行诊断,待专家鉴定后进行实施。
B
C
达到设计效率。
二、汽轮机设备
1
凝结水系统
凝结水溶解氧不合格,在系统运行方式不变的情况下,溶解氧波动较大,30~80微克/升。
1、凝结水大量补水情况下
2、凝结水泵机械密封漏水。
1、治理凝结水负压系统漏点;
2、更换凝结水泵机械密封;
A
C
≤50微克/升。
2
密封油系统
密封油自动补排油浮球阀不好用,现人为控制。
补排油阀内漏,制造工艺不良。
联系哈电机厂重新供货,供给质量合格的产品,利用停机机会更换
A
 
自动投入。
3
空冷岛系统
10列空冷单元整列单元散热器不换热。
空冷U型弯有水阻,造成回水不畅。
1、联系空冷联合体专家进行分析,提出治理方案;
2、天气转暖时取直空冷凝结水回水U型弯。
A
B、C
达到正常投入条件。
4
给水泵及系统
入口流量小于950T/H,主泵轴承振动大。
水泵特性决定。
1、积极联系上海KSB水泵厂专业人员或同类型的电厂专业人员,交流探讨该类型泵的同类问题处理方法;
2、目前,采用开再循环阀门的方法来保持大流量(>950T/H)运行方式。
A
B、C
消除振动。
5
启动汽源减温减压装置
辅助汽源系统阀门内漏及损坏。
长期运行造成阀体冲刷损坏。
1、定制阀门及附件;
2、待室外环境具备消缺时进行更换。
C
 
消除辅汽系统漏点.
三、电气设备
1
发电机
导电螺钉漏氢量超标。
安装质量问题。
检查更换导电螺钉密封垫,并进行转子气密性试验。
C
 
漏氢率≤5%。
2
高压电机
1A、1B 给水泵电机振动值超标。
制造质量问题。
做动平衡、在转子加平衡块
已完成
 
不发生类似事故。
3
主变压器
油中总烃含量超标。
分接开关托板与上横梁间隙过小,局部虚接过热,制造质量问题。
拆除原有夹件与上横梁高压侧短路线,在变压器低压侧用短路线将上横梁与托板(过热点)连接并接地,从而消除环流及过热情况。
已完成
 
不发生类似事故。
4
空冷岛电机电缆
电缆在竖井内敷设时绑扎固定不牢固,导致两台风机电机电缆接地故障。
安装质量问题。
利用机组停机机会进行整理、固定,处理接地故障电缆
B
 
通过治理确保电缆运行中不发生磨卡、受力造成损坏。
5
发电机转子不锈钢压板
此设计结构和材质的压板在其它厂的运行机组发生过断裂现象。
生产制造问题。
按照厂家要求更换合格压板
B
 
确保此部位不发生断裂故障。
6
1C空冷变
运行中高压绕组匝间短路烧损。
此设备夏季运行时绕组和铁心温度75-80度左右,说明变压器损耗大效率低。
返厂检修,加强环境温度的降温工作,保证其冷却风机可靠工作。
已完成
 
不发生类似事故。
7
1B一次风机
运行中定子绕组接地。
电缆太长安装在高压开关处的过电压保护器对其不起保护作用。
在电动机接线盒处加装过电压保护器。
已完成
 
不发生类似事故。
8
1A一次风机
运行中定子绕组接地。
电缆太长安装在高压开关处的过电压保护器对其不起保护作用。
在电动机接线盒处加装过电压保护器。
已完成
 
不发生类似事故。
9
01A启备变
运行中C相套管闪络。
01A启备变运行过程中发生雨闪事故。
加强套管表面清洁工作;加强空冷岛冲洗的管理;加强套管严密测试工作;加强变压器区地面清洁工作。
已完成
 
不发生类似事故。
10
保护定值
继电保护部分定值有误。
原设定定值部分设定有误或给定有误。
利用机组停机机会校定定值,对错误定值联系电科院修正错误。
A、C
 
保证定值准确,动作正确。
四、热控设备
1
给煤机控制系统
1、给煤机就地控制板件故障造成辅机非计划停运2次; 
2、给煤机煤量测量系统故障使给煤机容积方式运行,影响煤量测量。
1、设备安装在就地控制箱内,由于灰尘大,造成电子元器件短路,使得板件损坏;    
2、给煤机称重探头故障及皮带跑偏等原因造成煤量测量不准。
1、将就地控制箱孔洞进行封堵,并用密封条将柜门进行密封;
2、跟踪机务专业皮带处理过程,定期及时调整给煤机皮带秤;
3、加强维护,避免探头引线损坏。
C
 
1、最大限度减少此类事件发生、力争全年不因板件问题发生非停;
2、及时标定给煤机皮带秤,误差控制在允许范围之内。
2
火检系统
1、火检信号波动;
2、火检光纤有烧损情况,影响火检测量。
1、火检冷却风系统管路偶有漏泄、断裂及阀门误关现象,管路焊接存在薄弱点;
2、燃烧调整过程中有时正压或火焰位置变化,辐射热造成;
3、电缆有接地现象。
1、针对空气管进行治理,并加强巡视;
2、调整各阀门开度,保证全部火检探头冷却风压力;
3、加强对电缆的检查维护力度,靠近热源部分定期检查清扫;
4、火检探头单独供电,实现即使接地,开关量也不误发。
C
 
达到正常投入条件。
3
二次风门
风门执行器有操作不动现象。
1、环境温度高定位器膜片易损坏,反馈装置存在损坏情况;
2、控制器金属软管有漏泄现象;
3、工作气过滤器有损坏,漏气现象。
1、选择新型的执行器逐步进行更换;
2、对损坏的膜片,反馈装置,金属软管已进行了治理;
3、要求机务保证气源质量,专业内定期检查过滤器并清堵及治漏。
A
 
达到正常投入条件。
4
点火系统
点火过程中有点火枪不能投入现象。
1、由于就地环境温度高,高能点火器故障率高;
2、点火枪及油枪因燃烧器受热变形软管处有卡涩现象;
3、油枪雾化器有堵塞及不雾化现象。
1、每次停机对点火器进行检查试验,点火器引弧能量不够的及时更换;
2、及时处理设备卡涩现象,检查金属软管损坏的及时更换;
3、与机务配合调试雾化器。
A、C
 
达到正常投入条件.
5
减温执行器
减温执行器处环境温度高,造成板件频繁故障。
1、就地环境温度高;
2、执行器耐高温技术要求不够。
1、已针对就地温度高现象对执行器进行换型,需要经历高温时段考察新型执行器的耐高温性能;
2、对锅炉侧保温进行处理。
C
 
达到正常投入条件。
6
磨煤机出口插板
磨煤机出口插板经常操作不动,影响投磨。气动执行器关到位信号误来造成磨煤机跳闸2次。
1、插板卡涩是操作不动的主要原因,控制电缆敷设距热源较近,控缆易损坏、接地影响控制;
2、执行器行程开关因环境温度高,接点闭合,造成信号误发,磨煤机保护动作跳闸。
1、更换耐高温的接近式行程开关,避免高温下信号误发。停炉状态下对出口门进行检查,配合机务处理卡涩现象;
2、更换耐高温电缆,完善、治理电缆敷设方式;
3、更换耐高温的接近式行程开关,避免高温下信号误发。
B
 
达到正常投入条件、最大限度减少此类事件发生、力争全年不发生非停。
7
信号系统
没有独立于DCS系统的系统电源报警信号。
没设计。
安装设备。
B
 
正常投入使用。
五、燃脱设备
1
输煤二段皮带
输煤二段皮带发生两次接口部位断裂。
胶带质量差,粘接质量不合格。
将断裂的皮带接口重新粘接并检查和处理其他损坏的接口,更换质量合格的皮带。
C
 
安全可靠运行
2
输煤一段皮带
工作面靠近防溢裙板下部磨损严重已伤到线层。
皮带质量不合格,被防溢裙板下部安装的皮带牙子磨损。
将磨损的部位铺胶粘接,更换质量合格的皮带。
C
 
安全可靠运行。
3
输煤三段皮带
皮带边缘开裂。
皮带质量不合格,另外皮带运行时紧靠近皮带机架上的调偏立辊,被立辊挤压、时间过长老化损坏。
利用橡胶修补胶临时粘接,更换质量合格的皮带。
C
 
安全可靠运行。
4
输煤系统除尘器
输煤系统18台除尘器无法正常投入使用。
设备质量不合格,泄漏严重,设计也存在问题、除尘器回水不畅。
联系设备厂家消除设备问题;将输煤三段集水坑泵容量增加。
C
 
除尘器能够正常投入运行、无泄漏、供回水畅通。
5
浆液循环泵
有两台浆液循环泵发生联轴器螺栓及减速机地脚螺栓断裂,造成减速机及联轴器损坏。
螺栓质量不合格,安装质量不合格,地脚螺栓松动。
更换损坏减速机及联轴器重新安装。
C
 
确保浆液循环泵运行正常。
6
脱硫浆液管道
浆液管道经常发生冻结。
浆液管道采用电伴热,温度达不到使用要求。
与远达公司共同制定防冬措施并落实。
B
 
确保冬季浆液管道不发生冻结。
7
脱硫烟气系统挡板门
脱硫烟气系统挡板门室外布置,冬季不能正常投入使用、经常发生卡涩、冻结无法开启等。
设计存在问题,不适用与霍林河地区冬季最低环境温度下使用。
与远达公司共同制定防冬措施并落实。
B
 
确保在冬季烟气系统挡板门开关好用。
8
除雾器冲洗水电动门
除雾器冲洗水电动门室外布置,冬季无法正常操作,因环境温度太低,电动头执行机构内部元件损坏。
设计存在问题,不适用与霍林河地区冬季最低环境温度下使用。
与远达公司共同制定防冬措施并落实。
B
 
确保在冬季除雾器冲洗水电动门能够正常操作。
9
吸收塔搅拌器
吸收塔搅拌器无法实现带浆液更换机械密封。
设备质量问题。
要求搅拌器厂家解决。
B
 
无需停止脱硫系统运行即可更换搅拌器机械密封。
10
吸收塔搅拌器
2号吸收塔搅拌器机械密封频繁发生漏泄。
搅拌器的机械密封适用寿命未达到协议中要求的期限,设备质量存在问题。
更换漏泄严重的搅拌器机械密封。
C
 
搅拌器运行正常、机械密封无漏泄。
11
喷淋层
吸收塔内部喷淋层管道及喷嘴损坏严重。
喷淋层冬季最寒冷的季节时安装、导致安装质量不合格。
由远达环保工程有限公司重新对喷淋层管道及喷嘴检查和更换损坏部件。
C
 
喷淋层管道安装牢固不发生脱落和损坏。
12
GGH-烟气换热器
GGH-烟气换热器内部堵塞严重导致脱硫系统无法正常投入运行。
脱硫系统入口烟气粉尘浓度超标。
1、将GGH-烟气换热器内部换热元件上方面的积灰和杂物全清除;
2、加强GGH运行时进出口压差的监视,及时利用高/低压水对其进行冲洗冲洗。
C
 
保证GGH出入口压差在规定范围内。
13
除雾器
除雾器发生变形和移位现象。
1、GGH换热面堵塞换热效果不好导致原烟气温度过高使除雾器隔板受热变形;
2、喷淋层管道及喷嘴损坏,除雾器受到浆液的冲击;
3、除雾器上部积灰严重使除雾器变形。
1、处理变形和因为的隔板;
2、定期对除雾器检查清除上部积灰;
3、加强除雾器冲洗。
C
 
保证除雾器完整牢固,无变形和损坏现象。
14
氧化风机
氧化风机频繁发生振动、油箱和油管漏油。
设备质量不合格。
厂家技术人员现场指导处理漏油和振动问题。
C
 
油箱及油管无渗漏油现象、风机运行中振动值在规定的范围内。
15
脱硫系统烟道补偿器
脱硫系统烟道补偿器存在漏水现象。
烟道补偿器安装时与混凝土烟道连接部位密封不严密,搭接部位太窄。
更换烟道补偿器。
A
 
烟道密封严密,无渗漏水现象。
16
输灰系统
暖气系统无法正常运行。
设计问题,设计运行参数与实际运行所需参数相差甚大。
重新设计,重新施工。
C
 
输灰暖气系统正常运行。
 

发电企业设备缺陷管理档案
单位:通辽霍林河坑口发电有限责任公司
2号机组:
 2号机组为亚临界燃煤发电机组。锅炉为采用哈尔滨锅炉有限责任公司生产的HG-2080/17.5-HM型锅炉,亚临界参数,控制循环加内螺纹管单炉膛,一次再热、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型汽包锅炉。汽轮机采用哈尔滨汽轮机有限责任公司生产的NZK600-16.7/538/538型汽轮机,亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机,具有七级非调整回热抽汽,额定转速为3000r/min。发电机为由哈尔滨电机有限责任公司生产QFSN-600-2YHG型发电机, 采用水氢氢冷却方式,2号机组于2008年7月14日并网,7月23日5:00完成168h运行,正式转入商业运行。截止2008年12月31日,2号机组未进行A级和B级检修,9月30日至10月3日进行了一次C级检修。
机组主要设备健康状况描述:
2008年7月14日2号汽轮发电机组运行以来,发电机运行稳定。2008年9月27日2号汽轮机运行中低压A转子反向次末级叶片1片发生高周疲劳断裂,造成末级叶片和末级导叶损伤严重,损坏转子及导叶送至哈尔滨汽轮机厂更换了末级和次末级全部叶片,末级隔板更换3片静叶;锅炉设备设备健康状况较差,2008年7月15日曾发生水冷壁后侧斜坡墙外侧上数第二根横梁左起第 68 根管横梁固定卡块焊缝裂纹;2008年7月23日发生省煤器入口联箱左起29排外2管,在联箱管座根部焊口处断裂,并且在管座同一根管道距离1.3米高处有裂开迹象,裂口处达90mm以上,并且管子已经严重变形;2008年7月26日发生水冷壁4号角斜坡墙上部左起第3根水冷壁管接口下部150mm处鳍片焊口裂纹; 2008年8月3日发生辐射再热器右侧联箱(电梯口侧)引出管右数第8排外1、外2,第九排外1、外2、在炉膛水冷壁密封盒内部漏泄; 2008年10月23日再热器水压发现墙再穿墙管密封盒处5处漏点;另外,2008年9月8日2号锅炉空气预热器软连接膨胀节漏泄;同时存在隐患还有:一次风机频繁喘振、造成设备减负荷或影响机组稳定运行;一次风机出口门漏风严重,造成单侧风机运行时,风机倒转,威胁设备安全;空预器漏风率超标,影响锅炉的经济指标;磨煤机入口热风插板门漏风严重;制粉系统漏点较多。
 
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
空气预热器
2号锅炉B空气预热器出口织物补偿器在运行过程中老化,爆裂,造成停炉一次。
空预器中出口实际一二次风温约350度,风压平均在14-15Kpa,当热风通过隔热被的吹到织物补偿器上时,长时间耐受高温,高压,造成织物补偿器老化、强度降低,最终爆裂。
更换金属补偿器。
B
 
杜绝因空预器出口织物补偿器爆裂原因造成的停运。
2
水冷壁
部分管排鳍片焊接时咬边。
基建时施工队伍人员责任心及技术水平差、素质参差不齐,造成焊接咬边。
2009年2号机组C检中对水冷壁可疑焊口进行全面的检查。
B
 
杜绝水冷壁类似缺陷造成的锅炉停运。
3
再热器
2号锅炉再热器穿墙管密封盒处焊口咬边拉裂。
基建时施工队伍人员责任心及技术水平差、素质参差不齐,造成焊接咬边。
2009年C检中对再热器穿墙管与密封盒板焊口全部磨开,重新补焊。
B
 
杜绝再热器漏泄 造成的锅炉停运。
4
一次风机
一次风机单侧运行时另一侧风机发生倒转。
一次风机出口挡板门不严。
2009年C检中,在两台风机的联络风道上加装电动门。
B
 
防止风机倒转。
5
省煤器
省煤器管座焊口漏泄。
焊接质量不良。
等级检修中对省煤器连箱管座焊口进行全面检查。
B
 
杜绝因省煤器漏泄造成停运。
6
磨煤机
1、运行中振动值大;
2、磨煤机内部异常磨损。
振动值大的原因:反作用力蓄能器充氮压力未达设计值;运行时磨煤机磨盘煤层厚度薄。
磨煤机内部异常磨损原因:一次风速过高,防磨措施不良。
振动处理措施:检查磨煤机反作用蓄能器充氮压力。
磨煤机异常磨损处理措施:改造磨煤机静环喷口角度.对磨煤机内部磨损异常部位采用防磨措施。
B
 
保证磨煤机良好备用,减少降出力。
7
制粉系统
磨煤机检查孔门及插板门漏泄、送粉管道补偿器漏泄。
磨煤机检查孔门及插板门填料损坏或变形;送粉管道补偿器设计选型不良。
检查更换磨煤机检查孔门填料,校正变形孔门。对送粉管道补偿器重新选型,改造。
B
C
保证设备安全稳定。
8
磨煤机入口热风门
磨煤机入口热风门运行中漏风严重,一是对磨煤机轮换检修人员带来极大的安全隐患、二是对磨煤机爆燃带来了较大的隐患。
磨煤机入口热风门密封型式不良,填料极易冲涮,造成漏风。
对磨煤机入口热风门进行重新选型,改造。
B
 
消除漏泄。
9
空压机系统
1、2号锅炉至空压机闭冷水系统无法隔绝。
设计存有问题。
系统分开后增装联络门。
B
 
可实现有效隔离。
二、汽轮机设备
1
凝结水系统
凝结水溶解氧不合格,在系统运行方式不变的情况下,溶解氧波动较大,30~80微克/升。
1、凝结水大量补水情况下;
2、凝结水泵机械密封漏水。
1、治理凝结水负压系统漏点;
2、更换凝结水泵机械密封。
B、C
B、C
≤50微克/升。
2
密封油系统
密封油自动补排油浮球阀不好用,现人为控制。
补排油阀内漏,制造工艺不良。
联系哈电机厂重新供货,供给质量合格的产品,利用停机机会更换
B、C
B、C
自动投入。
3
空冷岛系统
10列空冷单元整列单元散热器不换热。
空冷U型弯有水阻,造成回水不畅。
1、联系空冷联合体专家进行分析,提出治理方案;
2、天气转暖时取直空冷凝结水回水U型弯。
B、C
B、C
达到正常投入条件。
4
给水泵及系统
入口流量小于950T/H,主泵轴承振动大。
水泵特性决定。
1、积极联系上海KSB水泵厂专业人员或同类型的电厂专业人员,交流探讨该类型泵的同类问题处理方法;
2、目前,采用开再循环阀门的方法来保持大流量(>950T/H)运行方式。
B、C
B、C
消除振动。
三、电气设备
1
电动给水泵电机
1号机3台给水泵电机有两台运行中发现振动超标,打开端盖后发现固定风扇的螺栓有断裂的。
产品制造时螺丝孔钻孔太浅造成螺栓把合不紧,螺栓磨损断裂。
对2号机的3台给水泵电机风扇固定螺栓进行紧固和检查。
C
 
更换长度合适的螺栓,不发生因此问题引发的设备停运和损坏事故。
2
全厂接地网
交接试验报告由没有资质的施工单位提供。
 
重新委托有资质试验单位进行测试。
C
 
不发生因接地网引发的相关事故。
3
发电机转子压板
此设计结构和材质的压板在其它厂的运行机组发生过断裂现象。
生产制造问题。
按照厂家要求更换合格压板。
B
 
确保此部位不发生断裂故障。
4
2号发电机中性点
2号发电机中性点爆炸引发其中性点外罩处发电机套管排污管损坏,氢气泄露着火
中性点至接地变的矩形母线截面不足,在发电机中性点出现零序电流时使其熔断,接地短路;中性点外罩多点接地,使与其相接触的氢气管道流过电流,被电弧灼伤,漏氢。
由原来5X50mm矩形铜母线更换成8X50mm矩形铜母线,通过治理将中性点外罩变成一点接地。
C
 
不发生类似事故。
5
2B高厂变
2B高厂变10KV段负荷电缆故障后重瓦斯保护动作。
产品存在质量问题,抗外部短路冲击能力差。
返厂检修另变压器制造厂家对其结构和工艺进行完善;加强继电保护工作,确保其动作可靠性,加强高压电缆的定期巡视测温工作,加强电缆的预防性试验工作。
C
 
不发生类似事故。
6
2C空冷变
运行中高压绕组匝间短路烧损。
此设备夏季运行时绕组和铁心温度75-80度左右,说明变压器损耗大效率低。
返厂检修,加强环境温度的降温工作,保证其冷却风机可靠工作。
C
 
不发生类似事故。
7
2B一次风机
运行中定子绕组接地。
电缆太长安装在高压开关处的过电压保护器对其不起保护作用。
在电动机接线盒处加装过电压保护器。
C
 
不发生类似事故。
8
2A一次风机
运行中定子绕组接地。
电缆太长安装在高压开关处的过电压保护器对其不起保护作用。
在电动机接线盒处加装过电压保护器。
C
 
不发生类似事故。
9
保护定值
继电保护部分定值有误。
原设定定值部分设定有误或给定有误。
利用机组停机机会校定定值,对错误定值联系电科院修正错误。
A、C
 
保证定值准确,动作正确。
10
500KV系统
500KVB相电抗器下部法兰渗油。
法兰密封不好。
1、检查法兰紧固件是否松动;
2、更换密封件。
C
 
消除渗油缺陷。
四、热控设备
1
给煤机控制系统
1、给煤机就地控制板件故障造成辅机非计划停运2次。
2、给煤机煤量测量系统故障使给煤机容积方式运行,影响煤量测量。
1、设备安装在就地控制箱内,由于灰尘大,造成电子元器件短路,使得板件损坏;
2、给煤机称重探头故障及皮带跑偏等原因造成煤量测量不准。
1、将就地控制箱孔洞进行封堵,并用密封条将柜门进行密封;
2、跟踪机务专业皮带处理过程,定期及时调整给煤机皮带秤;
3、加强维护,避免探头引线损坏。
C
C
1、最大限度减少此类事件发生、力争全年不因板件问题发生非停;
2、及时标定给煤机皮带秤,误差控制在允许范围之内。
2
火检系统
1、火检信号波动;
2、火检光纤有烧损情况,影响火检测量。
1、火检冷却风系统管路偶有漏泄、断裂及阀门误关现象,管路焊接存在薄弱点;
2、燃烧调整过程中有时正压或火焰位置变化,辐射热造成;
3、电缆有接地现象。
1、针对空气管进行治理,并加强巡视;
2、调整各阀门开度,保证全部火检探头冷却风压力;
3、加强对电缆的检查维护力度,靠近热源部分定期检查清扫;
4、火检探头单独供电,实现即使接地,开关量也不误发。
C
 
达到正常投入条件。
3
二次风门
风门执行器有操作不动现象。
1、环境温度高定位器膜片易损坏,反馈装置存在损坏情况;
2、控制器金属软管有漏泄现象;
3、工作气过滤器有损坏,漏气现象。
1、选择新型的执行器逐步进行更换;
2、对损坏的膜片,反馈装置,金属软管已进行了治理;
3、要求机务保证气源质量,专业内定期检查过滤器并清堵及治漏。
C
 
达到正常投入条件。
4
点火系统
点火过程中有点火枪不能投入现象。
1、由于就地环境温度高,高能点火器故障率高;
2、点火枪及油枪因燃烧器受热变形软管处有卡涩现象;
3、油枪雾化器有堵塞及不雾化现象。
1、每次停机对点火器进行检查试验,点火器引弧能量不够的及时更换;
2、及时处理设备卡涩现象,检查金属软管损坏的及时更换;
3、与机务配合调试雾化器。
B
 
达到正常投入条件。
5
减温执行器
减温执行器处环境温度高,造成板件频繁故障。
1、就地环境温度高;
2、执行器耐高温技术要求不够。
1、已针对就地温度高现象对执行器进行换型,需要经历高温时段考察新型执行器的耐高温性能;
2、对锅炉侧保温进行处理;
3、建议机务将减温水平台下移至17.5米平台。
C
 
达到正常投入条件。
6
磨煤机出口插板
磨煤机出口插板经常操作不动,影响投磨。气动执行器关到位信号误来造成磨煤机跳闸2次。
1、插板卡涩是操作不动的主要原因,控制电缆敷设距热源较近,控缆易损坏、接地影响控制;
2、执行器行程开关因环境温度高,接点闭合,造成信号误发,磨煤机保护动作跳闸。
更换耐高温的接近式行程开关,避免高温下信号误发。
C
 
达到正常投入条件、最大限度减少此类事件发生、力争全年不发生非停。
7
信号系统
没有独立于DCS系统的系统电源报警信号。
没设计。
安装设备。
A
 
正常投入使用。
 

发电企业设备缺陷管理档案
单位:自备电厂
1号机组:
汽轮机型号N50-8.83/535改造后FCC45-8.83/535  制造厂家:武汉汽轮机厂。锅炉型号:WGF220/9.8-2  生产厂家:武汉锅炉厂发电机型号:QF-50-2 ,武汉汽轮发电机厂生产。2005年8月13日投产发电。截至2008年12月份完成A级检修一次,未进行B级检修;完成主要技改项目:1、锅炉除尘脱硫系统改造,采用的是引进德国鲁奇能捷斯公司(LLAG)的烟气循环流化床(干法)脱硫技术;2、发电机轴瓦内油档改造成浮动环式,解决了向发电机内漏油的现象;3、抽汽供热改造,将汽轮机转子返厂,车削取消了第16级叶轮,在汽缸第6级隔板套后打孔抽汽,将原纯凝式N50-8.83/535型汽轮机改造为FCC50-8.83/0.98/0.245型非调整抽汽供热机组,改造后额定负荷由50MW变更为45MW。
机组主要设备健康状况描述:
2008年1号机组没有发生过非计划停运,机组运行稳定。存在的主要问题:锅炉省煤器设计存在问题,管排间距小,烟气冲刷磨损加剧,长期运行将会导致锅炉非计划停运,存在安全隐患;冷渣器、链斗机长周期运行,漏灰比较严重,且链斗机导轨及链接磨损严重,需要进行治理;凝结水溶解氧超标,负压系统存在漏点,经过2008年全年进行查找治理,效果不明显,存在隐患,另胶球系统收球率偏低,影响机组安全、经济运行;锅炉一次风量低保护没有投入,不符合技术监督要求,不利于锅炉的安全运行。
 
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
水冷壁
1、炉本体漏灰;
2、水冷壁管排磨损。
1、水冷壁鳍片磨损漏灰;
2、煤质达不到要求,灰量过大。
1、针对漏灰处进行补焊处理;
2、进行金属防磨喷涂。
B
 
炉膛无漏灰,
管排无明显磨损,减少锅炉非停次数。
2
省煤器
1、管排间距小;
2、堵管已达15排。
管排间距小,烟气冲刷加剧磨损,且无法进行有效检修。
省煤器管排局部更换,增加管排间距,降低烟气流速,减少磨损。
B
 
控制锅炉四管漏泄。
3
空气预热器
管箱下五层预热器管腐蚀磨损严重。
1、烟气中含灰量大
2、低温腐蚀严重
将预热器管箱下五层更换成耐磨耐腐蚀搪瓷预热器管。
B
 
漏风率低于5%。
4
冷渣器
端部动静部分漏灰。
冷渣器长时间运行造成磨损。
对冷渣器进行换型改造。
B
 
无漏灰点。
二、汽轮机设备
1
胶球冲洗系统
胶球收球率不合格。
系统内存有大量的竹质填料。
定期清扫塔盆滤网。
C
 
胶球收球率达到标准。
2
凝结水系统
凝结水溶解氧不合格。
负压系统存有漏点。
B检时查找漏点,并进行治理。
B
 
达到合格标准。
三、电气设备
1
接地网
全厂接地网评估测试未进行。
全厂接地网没有进行评估,基建完工时没有对全厂接地系统进行测试,再加上多处土建施工,造成多处接地网的破坏,有可能造成当大电接地系统发生接地及雷击接地时容量不足,扩大事故。
请专业单位进行测试。
C
 
满足系统运行稳定要求。
2
干式变压器温控器
运行中误报警。
温控器可靠性差。
选用质量可靠的温控器。
B
 
温控器可靠动作。
3
低压变压器保护装置
高压侧零序过流保护退出。
高压侧零序过流保护与低压侧接地过流保护作用于同一个出口继电器。
选用高压侧零序过流保护与低压侧接地过流保护分别作用于出口继电器。
B
 
高压侧零序过流保护作用于报警,低压侧接地过流保护作用于跳闸可以同时投入。
四、热控设备
1
FSSS系统
锅炉一次风量低停炉保护不够可靠、容易误动。
该保护所用的风量测量信号为单一信号,风量温度补偿用的温度信号也为单一信号,一旦温度信号故障,将导致风量信号减小很多,低于保护跳闸值,造成保护误动。
计划在2009年机组检修期间对一次风量低保护进行改造:将目前两个一次风量测量装置全部送入DCS系统,用作CRT画面一次风量的显示,同时将两个信号进行与逻辑运算后,再经风温的补偿,用于一次风量低保护跳闸;对于风温测量,计划在现有一支温度元件的基础上,再增加两支温度测量元件(一次风管路上增加温度测点是允许的,且加装容易),按三取中的方式进行处理后,形成温度测量值,用于对风量信号的补偿。
A
 
提高保护可靠性,降低误动的可能性。
2
主汽压力自动
炉主汽压力自动未投入。
由于流化床锅炉迟延较大,主汽压力自动跟踪不好。
聘请电科院进行控制策略进行分析,借鉴同类型机组相关经验对控制策略进行修改。
B
 
改造后使自动正常投入。
 

发电企业设备缺陷管理档案
单位:自备电厂
2号机组:汽轮机型号:
N50-8.83/535改造后FCC45-8.83/535  制造厂家:武汉汽轮机厂。锅炉型号:锅炉型号:WGF220/9.8-2  生产厂家:武汉锅炉厂发电机型号:QF-50-2 ,武汉汽轮发电机厂生产。2005年01月17日投产发电。截至2008年12月份完成A级检修一次,未进行B级检修;完成的主要技改项目:1、发电机轴瓦内油档改造成浮动环式,解决了向发电机内漏油的现象;2、抽汽供热改造,将汽轮机转子返厂,车削取消了第16级叶轮,在汽缸第6级隔板套后打孔抽汽,将原纯凝N50-8.83/535型汽轮机改造为FCC50-8.83/0.98/0.245型非调整抽汽供热机组;改造后原来额定负荷50MW变为45MW。
机组主要设备健康状况描述:
目前机组运行状态良好。存在的主要问题:锅炉省煤器设计存在问题,管排间距小,烟气冲刷磨损加剧,长期运行将会导致锅炉非计划停运,存在安全隐患;冷渣器、链斗机长周期运行,漏灰比较严重,且链斗机导轨及链接磨损严重,需要进行治理;胶球系统收球率偏低,影响机组安全、经济运行;锅炉一次风量低保护没有投入,不符合技术监督要求,不利于锅炉的安全运行。
 
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
水冷壁
1、2008年7月后墙水冷壁左数54.55排管在标高13.5M处发生泄漏;
2、水冷壁管排磨损。
1、漏泄处水冷壁管后焊鳍片稍高于其它鳍片,在高出部分产生紊流层,造成水冷壁管磨损漏泄。水冷壁鳍片磨损漏灰;
2、飞灰对水冷壁管冲刷严重。
1、对受热面进行全面检查,对发现磨损部位进行补焊处理;
2、利用B检期间进行金属防磨喷涂。
B
 
减少锅炉非计划停运次数。
2
省煤器
1、管排间距小;
2、堵管已达15排。
管排间距小,烟气冲刷加剧磨损,且无法进行有效检修。
省煤器管排整体更换,增加管排间距,降低烟气流速,减少磨损。
B
 
减少锅炉非计划停运次数。
3
空气预热器
管箱下五层预热器管腐蚀磨损严重。
1、烟气中含灰量大
2、低温腐蚀严重。
将预热器管箱下五层更换成耐磨耐腐蚀搪瓷预热器管。
B
 
漏风率小于5%。
4
冷渣器
端部动静部分漏灰。
冷渣器长时间运行造成磨损。
对冷渣器进行换型改造。
B
 
无漏灰点。
二、汽轮机设备
1
胶球冲洗系统
胶球收球率不合格。
系统内存有大量的竹质填料。
定期清扫塔盆滤网。
C
 
胶球收球率达到标准。
三、电气设备
1
低压变压器保护装置
高压侧零序过流保护退出。
高压侧零序过流保护与低压侧接地过流保护作用于同一个出口继电器。
选用高压侧零序过流保护与低压侧接地过流保护分别作用于出口继电器。
B
 
高压侧零序过流保护作用于报警,低压侧接地过流保护作用于跳闸可以同时投入。
四、热控设备
1
FSSS系统
锅炉一次风量低停炉保护不够可靠、容易误动。
该保护所用的风量测量信号为单一信号,风量温度补偿用的温度信号也为单一信号,一旦温度信号故障,将导致风量信号减小很多,低于保护跳闸值,造成保护误动。
计划在2009年机组检修期间对一次风量低保护进行改造:将目前两个一次风量测量装置全部送入DCS系统,用作CRT画面一次风量的显示,同时将两个信号进行与逻辑运算后,再经风温的补偿,用于一次风量低保护跳闸;对于风温测量,计划在现有一支温度元件的基础上,再增加两支温度测量元件(一次风管路上增加温度测点是允许的,且加装容易),按三取中的方式进行处理后,形成温度测量值,用于对风量信号的补偿。
B
 
提高保护可靠性,降低误动的可能性。
2
主汽压力自动
炉主汽压力自动未投入。
由于流化床锅炉迟延较大,主汽压力自动跟踪不好。
聘请电科院进行控制策略进行分析,借鉴同类型机组相关经验对控制策略进行修改。
B
 
改造后使自动正常投入。
 

发电企业设备缺陷管理档案
单位:自备电厂
3号机组:
汽轮机型号:N100-8.83/535改造后 C80/N100-8.83/535  制造厂家:武汉汽轮机厂。锅炉型号:WGF-410/9.8-13  生产厂家:武汉锅炉厂。发电机型号:QF-100-2,生产厂家:哈尔滨电机厂。2005年02月17日投产发电。截至2008年12月份完成A级检修一次,未进行B级检修;完成的主要技改项目:1、锅炉除尘脱硫一体化改造,采用的是引进德国鲁奇.能捷斯公司(LLAG)的烟气循环流化床(干法)脱硫技术;2、射水抽气系统改造成真空泵系统;3、前汽轴封改造成蜂窝式汽封间隙为0.45mm,低压缸前后轴封更改成接触式及蜂窝式混合密封;4、汽包水位保护系统改造,解决了水位偏差大的问题;5、发变组保护改造,提高保护的可靠性。
机组主要设备健康状况描述:
3号机组存在问题较多,2008年发生非计划停运5次,其中省煤器漏泄导致的机组非停4次。存在的主要问题:1、电除尘效率偏低,导致引风机叶轮飞灰磨损严重,发生减负荷次数较多;2、省煤器漏泄比较频繁,影响机组出力;3、空气预热器磨损严重,预热器漏风率偏大,不利于锅炉经济运行;4、前汽封漏汽量大,机组凝结水溶解氧不合格,存在安全隐患;5、DCS系统为MACSⅢ系统,目前此控制系统已经没有其它电厂使用,控制系统维护程序复杂,出现问题处理比较困难,系统操作员站经常出现退出现象,存在安全隐患。
 
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
省煤器
1、2008年3月左侧低温段省煤器下层前管箱后数第2排下数第2根泄漏补焊、第1根冲刷磨损减薄漏泄;
2、2008年6月右侧低温省煤器入口联箱上部漏泄;
3、2008年7月右侧低温省煤器弯头上部泄漏。
1、管排间距不均,形成烟气走廊;
2、烟气中含灰量大,管排间距小(11mm),烟气流速快,加剧省煤器管排磨损;
3、锅炉四管防磨防爆检查不认真。
1、将低温段省煤器由光管式结构更换成鳍片式结构,增大管排间距,降低烟气流速,减少磨损;
2、严格落实防止锅炉四管爆漏管理办法,落实责任,加强管理。
A、C
 
减少锅炉非计划停运次数。
2
引风机
叶轮磨损、风壳漏灰严重。
电除尘效率只能达到95%,除尘效率低,烟气含灰量大,对叶轮风壳磨损严重。
1、更换叶轮;
2、定期检查叶轮磨损情况。
A、C
 
保证不发生引风机叶轮损坏事故。
3
电除尘
电除尘除尘效率低(95%),电除尘振打器振打传递杆损坏。
阴阳极积灰严重,经常造成电除尘内部短路。
更换电除尘振打器,振打针,振打棒损坏,部分更换阴极线。
A
 
保证电除尘正常运行。
4
高温炉烟混合室人孔门
 
运行时经常发生人孔门浇注料脱落,导致高温下人孔门烧损。
原始设计不合理,采用碳钢材质内部敷设耐火料结构,耐火料经常脱落,造成人孔门烧损。
1、更换成310S材质人孔门;
2、将人孔门移至混合室侧部。
A
 
防止人孔门烧损。
5
高温炉烟干燥段管
经常发生管材裂纹、焊口开焊等现象,已经多次进行补焊处理,目前已经无法对干燥管进行修复。
原始材质不合格。
更换规格φ1250*14,材质为ZG30Cr24Ni14Si2Re耐热钢管共55米。
A
 
解决干燥段管频繁开裂问题。
6
喷燃器
喷口二次风附近捣打料部分脱落,喷口两侧水冷壁捣打料脱落,喷口一次风及二次风防磨耐热板部分烧损变形。
耐火料脱落、喷燃器喷口烧损。
更换及修复喷燃器喷口一次风及二次风烧损变形防磨耐热钢板、浇铸捣打料。
A
 
保证喷燃器正常投入运行。
二、汽轮机设备
1
主机轴瓦
3瓦处甩油。
原因是油档间隙超标。
解体后调整间隙。
A
 
无渗漏现象。
2
主机轴封
高压缸前轴封漏汽量大。
原因是前汽封间隙超标。
解体后调整汽封间、研磨汽封套结合面。
A
 
前汽封无漏泄。
3
主油箱
长期有水。
原因是汽封漏汽过大。
解体后调整汽封间、研磨汽封套结合面。
A
 
主油箱油质达标。
4
胶球冲洗系统
胶球收球率不合格
系统内存有大量的竹质填料
定期清扫塔盆滤网
C
 
胶球收球率达到标准。
5
凝结水系统
1、凝结水溶解氧不合格;
2、真空严密性不合格。
负压系统存有漏点
B检时查找漏点,并进行治理。
A、C
 
达到合格状态。
6
高压加热器
高加危急疏水电动门内漏。
原因是汽水冲涮。
解体研磨或更换阀门。
A
 
达正常工作状态。
三、电气设备
1
低压变压器保护装置
高压侧零序过流保护退出。
高压侧零序过流保护与低压侧接地过流保护作用于同一个出口继电器。
选用高压侧零序过流保护与低压侧接地过流保护分别作用于出口继电器。
A
 
保护正常投入。
三、热控设备
1
DCS系统
3号机组及3、4号机组公用系统DCS控制系统软件采用北京和利时公司SMARTPRO3.0.3+PATCH040715A控制系统,操作系统为WINNT4.0+SP6,网络结构为单层网结构。系统存在以下问题:由于操作员兼数据服务器,兼服务器的操作员站出现退出现象;偶尔出现通讯故障;在运行过程中部分修改下装操作复杂,容易出现主控器死机。
IO服务功能由3号机组中的两台操作员站(OP1、OP2)实现,3号 机组报警和历史数据服务由3号机组的1台PE1600SC服务器(称为3号机组趋势服务器)实现。公用系统IO服务功能由3号机组和4号机组的各1台操作员站实现,公用系统报警和历史数据服务功能在3号机组和4号机组的趋势服务器都可以实现。由于上述系统配置,导致系统存在问题。
1、经过和利时公司处理故障后,操作员站的退出、通讯故障、下装主控器死机频率大幅度降低,不影响正常的生产,但不能从根本上杜绝;
2、系统升级改造:在软件方面将工程师站、操作员站升级为和利时公司MACS V控制系统,操作系统由WINNT4.0+SP6升级到WINDOWS2000;
3、硬件方面,系统IO数据服务器由专用服务器实现,而不由操作员站兼任;
4、增加3对服务器,增加1台工程师站。
 
B
不出现主控器死机现象。
2
负压调节系统
1、2号引风机炉膛压力自动调节系统不能正常投入。
由于挡板特性不好,自动调节系统不能正常投入。
对挡板进行特性试验,利用检修机会对挡板进行检修。
C
 
保证自动正常投入。
 

发电企业设备缺陷管理档案
单位:自备电厂
4号机组:
N100-8.83/535改造后 C80/N100-8.83/535  制造厂家:武汉汽轮机厂。锅炉型号:WGF-410/9.8-13  生产厂家:武汉锅炉厂。发电机型号:QF-100-2,生产厂家:哈尔滨电机厂。2005年08月11日投产发电。截至2008年12月份完成A级检修一次,未进行B级检修;完成的主要技改项目:1、锅炉除尘脱硫一体化改造,采用的是引进德国鲁奇.能捷斯公司(LLAG)的烟气循环流化床(干法)脱硫技术; 2、锅炉汽包水位保护改造,解决了水位偏差大的问题,改造后汽包水位高低保护已经正常投入;3、射水抽气系统改造成真空泵系统;4、前汽轴封改造成蜂窝式汽封间隙为0.45mm,低压缸前后轴封更改成接触式及蜂窝式混合密封。
机组主要设备健康状况描述:
通过机组等级检修及日常维护,制粉系统及气力输灰系统运行正常。存在的主要问题:08年由于锅炉省煤器漏泄导致的非计划停运共计5次,省煤器需要进行彻底治理,减少锅炉非计划停运;电除尘效率偏低,导致引风机叶轮磨损严重,降出力处理引风机次数相对较多,存在安全隐患;汽轮机前汽封漏汽量大,真空严密性不合理,溶解氧超标,影响机组安全及经济运行; DCS系统为MACSⅢ系统,目前此控制系统已经没有其它电厂使用,控制系统维护程序复杂,出现问题处理比较困难,系统操作员站经常出现退出现象,存在安全隐患。
 
 
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
省煤器
低温省煤器管排因磨损经常发生5次泄漏:
1、2008年2月左侧省煤器泄漏,后侧管箱下层管排上弯头(左右两侧管排相对弯头)各有一处漏点;
2、2008年3月右侧低温省煤器下层后管箱前数第2排下数第3根漏泄;
3、2008年6月高温段省煤器烟气冲刷磨损泄漏;
4、2008年8月右侧高温段省煤器入口泄漏。
5、2008年11月29日左高省煤器漏泄。
1、管排间距不均,形成烟气走廊;
2、烟气中含灰量大,管排间距小(11mm),烟气流速快,加剧省煤器管排磨损;
3、锅炉四管防磨防爆检查不认真。
1、对高温段省煤器穿墙管及弯头处增加盖板;
2、利用锅炉停运机会对省煤器进行彻底检查,对超标点进行补焊及增加防磨盖板;
3、将低温段省煤器由光管式结构更换成鳍片式结构,增大管排间距,降低烟气流速,减少磨损;
4、严格落实防止锅炉四管爆漏管理办法,落实责任,加强管理。
A、C
 
减少锅炉非计划停运次数。
2
引风机
叶轮磨损、风壳漏灰严重。
电除尘效率只能达到95%,除尘效率低,烟气含灰量大,对叶轮风壳磨损严重。
1、更换叶轮;
2、定期检查叶轮磨损情况。
A、C
 
保证不发生引风机叶轮损坏事故。
3
电除尘
电除尘除尘效率低(95%),电除尘振打器振打传递杆损坏。
阴阳极积灰严重,经常造成电除尘内部短路。
更换电除尘振打器,振打针,振打棒损坏,部分更换阴极线
A
 
保证电除尘正常运行。
4
高温炉烟混合室人孔门
运行时经常发生人孔门浇注料脱落,导致高温下人孔门烧损。
原始设计不合理,采用碳钢材质内部敷设耐火料结构,耐火料经常脱落,造成人孔门烧损。
1、更换成310S材质人孔门;
2、将人孔门移至混合室侧部。
A
 
防止人孔门烧损。
5
高温炉烟干燥段管
经常发生管材裂纹、焊口开焊等现象,已经多次进行补焊处理,目前已经无法对干燥管进行修复。
原始材质不合格。
更换规格φ1250*14,材质为ZG30Cr24Ni14Si2Re耐热钢管共55米。
A
 
解决干燥段管频繁开裂问题。
6
喷燃器
喷口两侧水冷壁捣打料脱落,防磨耐热板部分烧损变形。
耐火料脱落、喷燃器喷口烧损。
更换及修复喷燃器喷口一次风及二次风烧损变形防磨耐热钢板、浇铸捣打料。
A
 
保证喷燃器正常投入运行。
二、汽轮机设备
1
主机轴瓦
6瓦处油档处渗油。
油档间隙超标。
解体后调整间隙。
A
 
油档无渗漏现象。
2
主机汽封
高压缸前轴封漏汽量大。
原前汽封间隙超标。
解体后调整汽封间、研磨汽封套结合面。
A
 
前汽封无漏泄。
3
胶球冲洗系统
胶球收球率不合格。
系统内存有大量的竹质填料。
定期清扫塔盆滤网。
C
 
胶球收球率达到标准。
4
凝结水系统
1、凝结水溶解氧不合格;
2、真空严密性不合格。
负压系统存有漏点。
B检时查找漏点。
A、C
 
达到合格状态。
三、电气设备
1
低压变压器保护装置
高压侧零序过流保护退出。
高压侧零序过流保护与低压侧接地过流保护作用于同一个出口继电器。
选用高压侧零序过流保护与低压侧接地过流保护分别作用于出口继电器。
A
 
保护正常投入。
三、热控设备
1
DCS系统
3号机组及3、4号机组公用系统DCS控制系统软件采用北京和利时公司SMARTPRO3.0.3+PATCH040715A控制系统,操作系统为WINNT4.0+SP6,网络结构为单层网结构。系统存在以下问题:由于操作员兼数据服务器,兼服务器的操作员站出现退出现象;偶尔出现通讯故障;在运行过程中部分修改下装操作复杂,容易出现主控器死机。
IO服务功能由3号机组中的两台操作员站(OP1、OP2)实现,3号 机组报警和历史数据服务由3号机组的1台PE1600SC服务器(称为3号机组趋势服务器)实现。公用系统IO服务功能由3号机组和4号机组的各1台操作员站实现,公用系统报警和历史数据服务功能在3号机组和4号机组的趋势服务器都可以实现。由于上述系统配置,导致系统存在问题。
1、经过和利时公司处理故障后,操作员站的退出、通讯故障、下装主控器死机频率大幅度降低,不影响正常的生产,但不能从根本上杜绝;
2、系统升级改造:在软件方面将工程师站、操作员站升级为和利时公司MACS V控制系统,操作系统由WINNT4.0+SP6升级到WINDOWS2000;
3、硬件方面,系统IO数据服务器由专用服务器实现,而不由操作员站兼任;
4、增加3对服务器,增加1台工程师站。
 
B
不出现主控器死机现象。
2
负压调节系统
1、2号引风机炉膛压力自动调节系统不能正常投入。
由于挡板特性不好。
对挡板进行特性试验,利用检修机会对挡板进行检修。
C
 
保证自动正常投入
 

发电企业设备缺陷管理档案
单位:自备电厂
5号机组:
汽轮机型号:N150-13.2/535、535制造厂家:东方汽轮机厂。锅炉型号:WGF-480/13.7-5  生产厂家:武汉锅炉厂。发电机型号:QF-150-2 ,生产厂家:东方电机厂。2006年12月27日投产发电。截至2008年12月份,未进行A、B级检修;完成的主要技改项目:1、锅炉进行了除尘脱硫一体化改造,采用的是引进德国鲁奇.能捷斯公司(LLAG)的烟气循环流化床(干法)脱硫技术。
机组主要设备健康状况描述:
经过机组C、D检及日常维护,制粉系统、气力输灰系统运行正常。主要缺陷是: 省煤器、过热器漏泄次数较多,存在安全隐患;由于电除尘振打锤脱落,振打效果不好,电场电压无法达到额定值,除尘效率偏低,导致引风机叶轮及风壳飞灰磨损严重,影响机组出力;捞渣机长期运行螺旋轴磨损严重,存在安全隐患;汽轮机真空严密性、溶解氧不合格,胶球系统收球率偏低,影响机组安全、经济运行;锅炉汽包水位由于测量系统偏差大,一直没有投入,不利于锅炉的安全、稳定运行,存在安全隐患。
 
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
省煤器
省煤器管排因磨损经常发生7次泄漏:
1、2008年1月省煤器低温段泄漏;
2、2008年3月低温省煤器管排原始砸伤,运行中强度不够导致泄漏;
3、2008年4月右侧低温省煤器泄漏
4、2008年7月右侧前管箱后数第2排上数第1根左侧吊卡右侧发生泄漏低温省煤器漏泄;
5、2008年8月右侧低温省煤器后侧上层漏泄停运;
6、2008年10月低温过热器漏泄;
7、2008年11月左高省煤器泄露。
1、管排间距不均,形成烟气走廊;
2、烟气中含灰量大,管排间距小(11mm),烟气流速快,加剧省煤器管排磨损;
3、管材存在安装缺陷;
4、锅炉四管防磨防爆检查不认真。
1、管排加装间隔铁,调整间距;
2、穿墙管部位焊补,加盖板及挡烟板;
3、严格落实防止锅炉四管爆漏管理办法,落实责任,加强管理。
B、C
 
保证安全生产,减少非计划停运次数。
2
过热器
1、2008年1月低温段过热器漏泄;
2、2008年2月低温段过热器漏泄。
安装焊口缺陷。
利用等级检修将此区域安装焊口全部检验,目前已完成50%。
B、C
 
保证安全生产,减少非计划停运次数。
3
引风机
叶轮磨损、风壳漏灰严重。
电除尘效率只能达到95%,除尘效率低,烟气含灰量大,对叶轮风壳磨损严重。
1、更换叶轮;
2、定期检查叶轮磨损情况。
B、C
 
保证不发生引风机叶轮损坏事故。
4
电除尘
电除尘除尘效率低(95%),电除尘振打器振打传递杆损坏。
阴阳极积灰严重,经常造成电除尘内部短路。
更换电除尘振打器,振打针,振打棒损坏,部分更换阴极线
B
 
保证电除尘正常运行。
5
给煤机尾部装置
轴承及轴承室损坏,尾轴经常发生断裂。
轴承与箱体密封结构不合理,经常造成轴承内部进灰,导致轴承损坏,主轴磨损。
1.将给煤机尾部箱体密闭结构改为开式结构。       2.箱体钢板加厚加强 。         3.轴承座与箱体间密封采用两级迷宫式密封结构。
B
 
确保给煤机能够长周期稳定运行。
6
一次风管路膨胀节
原膨胀节设计为卡箍式内部加装胶圈结构,经常发生胶圈老化错位漏粉。
原始结构设计不合理。
更换成金属补偿器。
B
 
杜绝一次风管漏粉。
7
送风机送风管道
预热器入口左右风道分别与布置在5号锅炉尾部0米甲乙侧送风机出口风道相连,构成锅炉左右侧预热器单独送风系统。单侧风机运行易造成另一侧预热器管低温堵塞。
原始系统设计不合理。
 配制连通风道达到两侧风道相互贯通的目的。
B
 
减少尾部烟道排烟温度的不均衡性,防止温差过大。
8
定排管路
由于5号锅炉定排联箱以及管路原始安装时设置在0米地面,无法对管路和阀门进行有效检修,冷灰斗溢流水经常造成管路浸泡腐蚀。
原始系统设计不合理。
将定排联箱以及管路整体抬高1米并加装检修操作平台。
B
 
便于检修和操作,避免管路和阀门锈蚀。
9
高温再热器法兰
左右高、低再热器出口法兰已经进行了焊接处理,但是由于采用角焊缝焊接,启停炉易造成焊口漏泄。
原始系统设计不合理。
将左右高、低再热器出口法兰割除进行打磨修整后,采用φ419×20 L=500mm 12Cr1MoV短管进行组对焊接。
B
 
避免高低再法兰泄漏造成机组非停事件。
10
省煤器落灰管、冲灰水箱
由于冲灰水箱设置在9米,冲灰水压力不足,经常发生冒灰现象。
原始系统设计不合理。
将新改制布置在0米层冲灰水箱加大,落灰管在炉15米层处相邻的两条进行和并成一条加粗的母管上,将4条落灰管和并成两条引至炉0米层。将原冲灰水箱及管路拆除。
B
 
避免冲灰水压力不足造成冲灰水箱阻塞和冒灰。
11
锅炉本体保温
由于本体设备保温厚度不足,造成导热系数大于0.84W/m.℃,使本体环境温度已达到65℃。
原始安装设计保温层厚度达不到要求。
在原保温不拆除情况下,用硅酸铝纤维毡整体加厚60mm,共需硅酸铝纤维毡100立方米。
B
 
减少炉本体散热损失
12
冷灰斗淋灰水
锅炉运行中产生的礁块经常砸坏侧墙冷灰斗水封板,淋灰水从近路流走,造成冷灰斗经常烧损。
原始设计不合理。
对侧墙冷灰斗水封板上部加装防护板,以及加装冷灰斗冲渣水补水管。
B
 
避免冷灰斗烧损和淋灰水中断。
二、汽轮机设备
1
主油箱
主油箱有水。
原因是后汽封间隙超标。
解体后调整汽封间隙。
B
 
主油箱油质达标。
2
主机轴封
高压缸后轴封漏汽量大。
原因是后汽封间隙超标。
解体后调整汽封间、研磨汽封套结合面。
B
 
前汽封无漏泄。
3
胶球冲洗系统
胶球收球率不合格。
系统内存有大量的竹质填料。
定期清扫塔盆滤网及收球网。
B
 
胶球收球率达到标准。
4
凝结水系统
1、凝结水溶解氧不合格;
2、真空严密性不合格。
负压系统存有漏点。
B检时查找漏点。
B
 
达到合格状态。
5
给水泵
1、2号给水泵最小流量阀不严。
汽水冲涮。
解体研磨或更换阀芯部套。
B
 
达到正常工作状态。
6
旁路系统
一级产旁路疏水管材质不合格采用碳钢管。
原始设计缺陷。
更换为10CrMo910合金管。
B
 
提高安全性。
7
再热系统
高压排汽逆止门经常卡涩。
执行机构不合理。
将原气动执行机构改造成油压执行机构。
B
 
达到正常工作状态。
三、电气设备
1
励磁调节器
励磁调节器投入运行以来没有调试。
没有调试人员。
请设备厂家和东北电科院调试。
B
 
励磁调节器工作稳定良好。
四、热控设备
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FSSS系统
汽包水位高三值、低三值保护均未投入
1、原水位测量中存在较大的测量偏差;
2、原水位保护控制逻辑不能满足反措要求。
汽包水位保护测量系统已经形成整改方案,利用2009年机组停运机会进行改造。
B
 
控制逻辑达到反措的要求,保护投入达到100%。
2
负压调节系统
1、2号引风机炉膛压力自动调节系统不能正常投入。
由于挡板特性不好,自动调节系统不能正常投入。
对挡板进行特性试验,利用检修机会对挡板进行检修。
B
 
保证自动正常投入。
 

发电企业设备缺陷管理档案
单位:自备电厂
6号机组:
汽轮机型号N150-13.2/535、535制造厂家:东方汽轮机厂。锅炉型号:WGF-480/13.7-5  生产厂家:武汉锅炉厂。发电机型号:QF-150-2 ,生产厂家:东方电机厂。2007年6月5日投产发电。截至2008年12月份未进行A、B级检修;完成的主要技改项目:1、锅炉进行了除尘脱硫一体化改造,采用的是引进德国鲁奇.能捷斯公司(LLAG)的烟气循环流化床(干法)脱硫技术。
机组主要设备健康状况描述:
经过机组C、D检及日常维护,制粉系统、气力输灰系统运行正常。主要缺陷是: 由于电除尘振打锤脱落,振打效果不好,电场电压无法达到额定值,除尘效率偏低,导致引风机叶轮及风壳飞灰磨损严重,影响机组出力;捞渣机长期运行螺旋轴磨损严重,存在安全隐患;汽轮机真空严密性、溶解氧不合格,胶球系统收球率偏低,影响机组安全、经济运行;高加导除氧器疏水管汽水冲刷严重,管壁及弯头存在不同程度的减薄,存在安全有隐患;锅炉汽包水位由于测量系统偏差大,一直没有投入,不利于锅炉的安全、稳定运行,存在安全隐患。
 
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
引风机
叶轮磨损、风壳漏灰严重。
1、电除尘效率只能达到95%,除尘效率低,烟气含灰量大,对叶轮风壳磨损严重。
1、更换叶轮;
2、风壳挖补;
3、对电除尘进行换型改造。
B、C
对电除尘进行换型改造
引风机一次试转成功,振动值达到优秀。
2
电除尘
阴阳极振打锤脱落.振打针脱落.万向节损坏.振打瓷瓶损坏.称重瓷套损坏.阴极线脱落。
造成电除尘短路。
更换阴阳极振打锤.振打针.万向节.振打瓷瓶.称重瓷套.阴极线。
B
 
保证电除尘正常投入。
3
捞渣机
捞渣机螺旋轴磨损,曾发生捞渣机螺旋轴磨损严重造成的锅炉非计划停运事件。
1、炉底漏风严重,运行中炉膛易结焦;
2、捞渣机定期检查、更换措施不完善。
1、等级检修彻底处理炉底漏风;
2、建立捞渣机定期检查、更换管理办法。
B
 
保证捞渣机正常运行,杜绝非计划停运事件。
4
灰渣泵
4号灰渣泵出力不足。
1、灰渣泵容量小;
2、渣量大。
更换大容量灰渣泵。
B
 
保证运行出力,保证灰渣系统正常稳定运行。
5
给煤机尾部装置
轴承及轴承室损坏,尾轴经常发生断裂。
轴承与箱体密封结构不合理,经常造成轴承内部进灰,导致轴承损坏,主轴磨损。
1.将给煤机尾部箱体密闭结构改为开式结构。       2.箱体钢板加厚加强 。         3.轴承座与箱体间密封采用两级迷宫式密封结构。
B
 
确保给煤机能够长周期稳定运行。
6
一次风管路膨胀节
原膨胀节设计为卡箍式内部加装胶圈结构,经常发生胶圈老化错位漏粉。
原始结构设计不合理。
更换成金属补偿器。
B
 
杜绝一次风管漏粉。
7
送风机送风管道
预热器入口左右风道分别与布置在5号锅炉尾部0米甲乙侧送风机出口风道相连,构成锅炉左右侧预热器单独送风系统。单侧风机运行易造成另一侧预热器管低温堵塞。
原始系统设计不合理。
 配制连通风道达到两侧风道相互贯通的目的。
B
 
减少尾部烟道排烟温度的不均衡性,防止温差过大。
8
定排管路
由于5号锅炉定排联箱以及管路原始安装时设置在0米地面,无法对管路和阀门进行有效检修,冷灰斗溢流水经常造成管路浸泡腐蚀。
原始系统设计不合理。
将定排联箱以及管路整体抬高1米并加装检修操作平台。
B
 
便于检修和操作,避免管路和阀门锈蚀。
9
高温再热器法兰
左右高、低再热器出口法兰已经进行了焊接处理,但是由于采用角焊缝焊接,启停炉易造成焊口漏泄。
原始系统设计不合理。
将左右高、低再热器出口法兰割除进行打磨修整后,采用φ419×20 L=500mm 12Cr1MoV短管进行组对焊接。
B
 
避免高低再法兰泄漏造成机组非停事件。
10
省煤器落灰管、冲灰水箱
由于冲灰水箱设置在9米,冲灰水压力不足,经常发生冒灰现象。
原始系统设计不合理。
将新改制布置在0米层冲灰水箱加大,落灰管在炉15米层处相邻的两条进行和并成一条加粗的母管上,将4条落灰管和并成两条引至炉0米层。将原冲灰水箱及管路拆除。
B
 
避免冲灰水压力不足造成冲灰水箱阻塞和冒灰。
11
锅炉本体保温
由于本体设备保温厚度不足,造成导热系数大于0.84W/m.℃,使本体环境温度已达到65℃。
原始安装设计保温层厚度达不到要求。
在原保温不拆除情况下,用硅酸铝纤维毡整体加厚60mm,共需硅酸铝纤维毡100立方米。
B
 
减少炉本体散热损失
12
冷灰斗淋灰水
锅炉运行中产生的礁块经常砸坏侧墙冷灰斗水封板,淋灰水从近路流走,造成冷灰斗经常烧损。
原始设计不合理。
对侧墙冷灰斗水封板上部加装防护板,以及加装冷灰斗冲渣水补水管。
B
 
避免冷灰斗烧损和淋灰水中断。
二、汽轮机设备
1
高压加热器
高加疏水管易冲涮减薄产生漏泄,2008年04月高加疏水至除氧器管路弯头破裂。
汽水冲涮。
1、更换白钢耐磨弯头;
2、将疏水管路整体
更换为不锈钢管。
B
 
高加疏水管无冲涮减薄,保证安全运行。
2
胶球冲洗系统
胶球收球率不合格。
系统内存有大量的竹质填料。
定期清扫塔盆滤网及收球网
C
 
胶球收球率达到标准。
3
凝结水系统
1、凝结水溶解氧不合格;
2、真空严密性不合格。
负压系统存在漏点。
C检时查找漏点。
B
 
达到合格状态。
4
旁路系统
一级旁路疏水管材质不合格采用碳钢管。
原始设计缺陷。
更换为合金管。
B
 
提高安全性
三、电气设备
1
高压开关
主变出口开关不是三相联动开关。
不符合反措要求,容易导致非同期合闸。
将开关改为三相联动开关。
B
 
满足反措要求,避免非同期合闸。
2
励磁调节器
励磁调节器工作中出现失励。
励磁调节器工作特性不稳定。
请设备厂家和东北电科院调试。
B
 
励磁调节器工作稳定良好。
3
6号主变和1、2号联变
220KV电压互感器二次相电压与零序电压共用一根电缆。
不符合反措要求。
重新敷设零序电压电缆。
B
 
满足反措要求。
四、热控设备
1
FSSS系统
汽包水位高三值、低三值保护均未投入
1、原水位测量中存在较大的测量偏差;
2、原水位保护控制逻辑不能满足反措要求。
汽包水位保护测量系统已经形成整改方案,利用2009年机组停运机会进行改造。
B
 
控制逻辑达到反措的要求,保护投入达到100%。
2
负压调节系统
1、2号引风机炉膛压力自动调节系统不能正常投入。
由于挡板特性不好,自动调节系统不能正常投入。
对挡板进行特性试验,利用检修机会对挡板进行检修。
B
 
保证自动正常投入。

发电企业设备缺陷管理档案
单位:赤峰热电厂
1号机组:
 1号机组是由哈尔滨汽轮机、锅炉、电机厂制造,汽轮机铭牌:CC100/N135—13.24/535/535/0.981/0.294;锅炉铭牌:HG 440/13.7-L.HM29;发电机铭牌:QF-135-2,于2006年12月投产发电,累计A检次数0次,累计B检次数1次。
完成的重大改造项目:1.更换返料腿4个非金属膨胀节;2.落煤管加装4个煤风混合器;3.给煤机落煤管由电动插板门改为了气动插板门;4.下二次风管加装了6个金属膨胀节,5、给煤机防暴措施落实,6、滚筒冷渣器防暴措施落实。
机组主要设备健康状况描述
1号机组自投运以来,锅炉经过一次B级检修以及临检、日常维护等治理工作,2008年中期受电煤市场紧张影响,入炉煤质得不到可靠保证,锅炉受热面运行中磨损严重,已经利用B级检修将后墙水冷壁管加了防磨瓦,对水冷壁起到了防磨的作用,但锅炉“四管漏泄”仍是影响机组安全稳定运行的主要原因。1号机组2008年水冷壁漏泄3次,锅炉省煤器2008年漏泄1次,旋风分离器返料腿膨胀节漏灰1次,导致机组停运;
2008年B检及日常停备检查处理,对省煤器悬吊管防磨瓦进行排查加固,防磨效果明显改观;2008水冷壁漏泄3次,2008年的B级检修对水冷壁浇铸料增高2.4米并在以上部位增加全周防磨梁,炉膛四角添打防磨浇注料,防磨效果较好,对旋风分离器检查,存在裂缝部位进行拆除打浇铸料;2008年对给煤系统和输渣系统转机进行设备治理,有效提高了可靠运行系数,仅此项较同期多发电量1250万千瓦时,2008年虽对锅炉吹灰器、风道燃烧器、脱硫系统、空压机及热工自动装置进行了整改,但仍存在不稳定因素,对供热量和发电量产生影响,预计在2009年的检修计划中逐一予以排除,提高机组的整体运行质量。
 
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
省煤器
省煤器悬挂管防磨瓦变形脱落严重:2008年4月漏泄1次,省煤器吊挂管东数第1排,北数第25根漏泄。
膨胀受阻。
将防磨瓦全部更换。
A
 
不发生非停事件。
2
水冷壁
17米后墙南北角和双面水冷壁四角磨损严重:2007年6月漏泄1次,7月1次,11月1次,2008年2月1次,3月1次,11月1次,12月1次,共7次;前墙水冷壁和23米处双面水冷壁漏泄。
1、飞灰磨损;
2、一次风量偏高,烟气涡流磨损;
3、锅炉四管防磨防爆检查不认真。
1、在磨损部位加防磨瓦;
2、一次风量调整控制13万以下;
3、严格落实防止锅炉四管爆漏管理办法,落实责任,加强管理。
A
 
供热期间不发生非停事件,非供热期机组连续运行时间达100天的目标。
3
过热器
42米顶棚过热器弯管磨损。
飞灰磨损。
在磨损部位喷涂。
A
 
不发生非停事件。
5
冷渣器
冷却水管漏。
灰渣磨损。
加强对冷渣器冷却水管路的检查维护,对出现磨薄磨漏冷却水管进行更换。
A
 
不发生因冷渣器冷却水管漏生成非停事件。
6
冷渣器落渣管
过热变形。
设计不合理。
加强对冷渣器落渣管检查检查,对出现变形落渣管进行更换。
A
 
保证排渣顺畅。
7
给煤机落煤管
落煤管漏泄。
磨损。
采用加厚偏心铸刚管。
A
 
无漏泄现象。
8
高压硫化风机
轴承损坏, 皮带更换频繁。
锁母松动, 调整紧度。
定期检查,计划做备用风机,或对风机进行改型。
A
 
保证稳定运行。
二、汽轮机设备
1
主蒸汽管道
主蒸汽管道顺序阀投运,蒸汽流量达到240T/H管道振动,导致顺序阀不能正常投入。
厂家设计管道有缺陷。
对管道支吊架进行调整,按照设计院给出的方案进行调整。
A
 
顺序阀投入,管道不震动。
2
低温给水管道
低温给水管道振动大。
厂家设计管道有缺陷。
对管道支吊架进行调整,按照设计院给出的方案进行调整,新加三组支吊架。
A
 
管道不震动。
3
热再管道
热再管道震动。
厂家设计管道有缺陷。
对管道支吊架进行调整,按照设计院给出的方案进行调整。
A
 
管道不震动。
4
主机轴瓦
振动增加,最高报警0.04mm。
分析轴瓦间隙存在偏差,轴瓦乌金部分脱胎。
A检轴瓦进行彻底检查。
A
 
轴瓦振动标准。
5
热再疏水罐
发生过两次裂纹现象。
疏水罐焊接工艺不合理,在焊口区域出现裂纹。
A检对疏水罐进行更换。
A
 
保证正常运行,在运行中不再出现裂纹现象。
6
热网疏水泵
经常断轴。
厂家生产的热网疏水泵存在设计缺陷,轴承支撑部分与叶轮距离较大,运行时压力在110-120%工作,导致断轴现象频发。
2009年停止供热后,把HPK-S100-315的泵头更换为DG155-67*3的泵头,原电机不动,DG155-67*3的泵能够完全符合现场实际要求。
A
 
供热期设备正常运行。
三、电气设备
1
发电机
发电机碳刷有过热现象。
厂家出厂原始缺陷。
更换新的碳刷。
A
 
使碳刷温度在65度以下。
2
2号一次风机电机
电机转子存在笼条断裂故障。
电机设计、制造及材料等方面原因,造成电机启动时转子笼条承受的转矩超过其承受能力,出现部分笼条断裂。
大修中对电机进行抽转子检查,对存在笼条断裂的采取返厂检修,更换笼条。
A
 
修后电机达到正常运行要求,振动、温升、电流各方面参数合格。
五、热工、化学设备
1
化学汽水取样装置在线仪表
给水、过热蒸汽SiO2表未投入运行。
给水、过热蒸汽Si O2表未投入运行,缺少配件厂家没有配制。
1、加强汽水化验站台面硅表的校验次数提高准确率,及时准确监督给水、过热蒸汽Si O2参数,保证汽水品质的合格率;
2、与厂家联系,尽快使在线Si O2表投入运行。
A
 
使化学在线仪表投入率达到100%。
2
化学汽水取样装置在线仪表
给水、过热蒸汽Si O2表;凝结水O2表未投入运行。
给水、过热蒸汽Si O2表;凝结水O2表未投入运行,缺少配件厂家没有配制。
1、加强汽水化验站台面硅表的校验次数提高准确率,及时准确监督给水、过热蒸汽Si O2参数,保证汽水品质的合格率;
2、汽水化验站加强对给水、凝结水溶解氧的监督,及时加入除氧剂;
3、与厂家联系,尽快使在线Si O2表、O2表投入运行。
A
 
使化学在线仪表投入率达到100%。
3
一次风量
一次风量测量指示不准。
更换高温型风量测量装置后未进行多点多角度多工况标定。
1、热控人员保证风量的测量仪表的准确性,遇到坏值,应立即进行检查处理;
2、机组启动前进行冷态标定;
3、请电科院、生产厂家及热试组对风量测量系统进行多点多工况标定。
A
 
测量准确。
4
点火系统
装置以常出现卡涩现象,远方无法进行操作,史能就地点火。
1、现场积尘,导致点火枪行进轨道卡涩,最终导致电机烧损;
2、部分行程开关损坏或调整不到位。
1对现有装置进行改造,使点火枪行进轨道通畅。
2、更换行程开关并调整到位。
A
 
远方操作正确可靠。
5
氧量
氧量测量指示不准。
1、部分氧化锆探头老化;
2、探头处还原性气体过多;
3、标定调整不合适。
1、热控人员保证氧量的测量仪表的准确性,遇到坏值,应立即进行校正或换表;
2、定期校验氧量表,确保表计准确;
3、购置便携式氧量测试仪,定期进行验证。
A
 
测量准确。
6
自动投入率
自动投入率低且一次调频、协调等主要自动未投。
1、热工测点指示不准,造成热控自动不能正常投入;
2、热工自动逻辑本身存在不足,不能满足系统要求;
3、管理制度不完善,热控自动不正常退出;
4、锅炉风机挡板不能真实反映系统动态情况,影响自动调节投入的响应特性和调节品质;
1、加强自动投退管理,不得无故退出;
2、对运行中的自动调节系统进行扰动试验。
3、及时进行PID参数调整,满足调节需要;
4、由电科院对自动逻辑进行优化,提高自动调节品质;
5、加强设备改造,提高自动执行机构的可靠性,计划对一次风机进行变频改造。
A
 
自动投入达到98%。
7
DEH转速测量装置
3个DEH转速都有丢转的故障发生。
1、转速探头安装松动,测量信号微弱,丢转;
2、信号电缆线间短路,相互干扰;
3、接线端子排端子间短路。
A检时检查探头和信号线,更换端子排。
A
 
转速可靠准确。
8
执行机构
部分进口执行机构编码器损坏,电源板烧损,并有故障发生率逐步频繁的趋势。
设备质量存在问题。
对该设备进行改型。
A
B
设备可靠运行,元件运行周期长,节约资金。
 

发电企业设备缺陷管理档案
单位:赤峰热电厂
2号机组:
赤峰热电厂2号机组是由哈尔滨汽轮机、锅炉、电机厂制造,汽轮机铭牌:CC100/N135—13.24/535/535/0.981/0.294;锅炉铭牌:HG 440/13.7-L.HM29;发电机铭牌:QF-135-2,于2007年08月投产发电,累计A检次数1次,累计B检次数0次。
    完成的重大改造项目:1.利用大修机会锅炉水冷壁加装了9531块防磨瓦;2.更换返料腿4个非金属膨胀节;3.落煤管加装4个煤风混合器;4.给煤机落煤管由电动插板门改为了气动插板门;5.下二次风管加装了6个金属膨胀节;6.再热器进行了改造,引风机变频改造。
机组主要设备健康状况描述:
2号机组自投运以来,锅炉经过一次A等级检修以及临检、日常维护治理,机组设备受设备缺陷、设计不足和燃煤质量等因素影响,机组的经济稳定运行水平降低,针对影响机组安全经济稳定运行的因素我厂对2号机组进行了水冷壁和省煤器防磨治理、再热器管壁超温治理、引风机变频器改造、给煤系统和输渣系统进行治理等重点工作;将后墙水冷壁加了9531块防磨瓦,对水冷壁起到了防磨的作用。2008年中期受电煤市场紧张影响,入炉煤质得不到可靠保证,锅炉受热面运行中磨损严重,已经利用A级检修将后墙水冷壁管加了防磨瓦,对水冷壁起到了防磨的作用,但锅炉“四管漏泄”仍是影响机组安全稳定运行的主要原因。1号机组2008年水冷壁漏泄2次,锅炉过热器2008年漏泄2次,导致机组停运;
2008年A检及日常停备检查处理,对省煤器悬吊管防磨瓦进行排查加固,防磨效果明显改观; 2008年的A级检修对水冷壁浇铸料增高2.4米并在以上部位增加全周防磨梁,炉膛四角添打防磨浇注料,防磨效果较好,对旋风分离器检查,存在裂缝部位进行拆除打浇铸料;2008年对给煤系统和输渣系统转机进行设备治理,有效提高了可靠运行系数,仅此项较同期多发电量1510万千瓦时,2008年虽对锅炉吹灰器、风道燃烧器、脱硫系统、空压机及热工自动装置进行了整改,但仍存在不稳定因素,对供热量和发电量产生影响,预计在2009年的检修计划中逐一予以排除,提高机组的整体运行质量。
 
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
过热器
 
42米顶棚过热器弯管磨损。
飞灰磨损。
在磨损部位喷涂。
B
 
不发生非停事件。
2
水冷壁
发生漏泄5次,2008年3月1次,6月1次,7月1次,11月2次;主要发生在18米处西北角水冷壁管。
1、飞灰磨损;
2、一次风量偏高,烟气涡流磨损;
3、锅炉四管防磨防爆检查不认真。
1、在磨损部位加防磨瓦;
2、一次风量调整控制13万以下;
3、严格落实防止锅炉四管爆漏管理办法,落实责任,加强管理。
B
 
达到供热期间不发生非停事件,非供热期机组连续运行时间达100天的目标。
3
热段再热器
浇注料抓钉根部裂纹。
管子材质。
将有裂纹部位管子更换。
B
 
不发生非停事件。
二、电气设备
1
高压电机
2号炉1号二次风机电机转子茏条共有29根断
在2006年10月15日机组试运过程中开关触头粘死两相,导致电机缺相运行烧损电机。外委处理后由于焊接工艺不合格,于2008年8月14日进行了重新处理,现运行正常,由于对转子绕组未进行转子茏条进行全部更换,存在再次断茏条的可能。
对二次风电机做备用电机,将原电机转子返厂进行彻底处理。
B
 
修后电机转子达到长期安全稳定运行水平。
三、热控设备
1
DCS
逻辑下装时系统故障,操作无法进行。
系统内部引用点超过设置数量。
1、对系统重新进行设置编译下装;
2、尽量减少不同控制器间引用点数量,避免控制器间点的传送。
B
 
不出现类似现象。
2
一次风量
一次风量测量指示不准。
更换高温型风量测量装置后未进行多点多角度多工况标定。
 
1、热控人员保证风量的测量仪表的准确性,遇到坏值,应立即进行检查处理;
2、机组启动前进行冷态标定;
3、请电科院、生产厂家及热试组对风量测量系统进行多点多工况标定。
B
 
测量准确。
3
点火系统
装置以常出现卡涩现象,远方无法进行操作,史能就地点火。
1、现场积尘,导致点火枪行进轨道卡涩,最终导致电机烧损;
2、部分行程开关损坏或调整不到位。
1对现有装置进行改造,使点火枪行进轨道通畅。
2、更换行程开关并调整到位。
B
 
远方操作正确可靠。
4
氧量
氧量测量指示不准
1、部分氧化锆探头老化;
2、探头处还原性气体过多;
3、标定调整不合适。
1、热控人员保证氧量的测量仪表的准确性,遇到坏值,应立即进行校正或换表;
2、定期校验氧量表,确保表计准确;
3、购置便携式氧量测试仪,定期进行验证。
B
 
测量准确。
5
自动投入率
自动投入率低且一次调频、协调等主要自动未投。
1、热工测点指示不准,造成热控自动不能正常投入;
2、热工自动逻辑本身存在不足,不能满足系统要求;
3、管理制度不完善,热控自动不正常退出;
4、锅炉风机挡板不能真实反映系统动态情况,影响自动调节投入的响应特性和调节品质;
1、加强自动投退管理,不得无故退出;
2、对运行中的自动调节系统进行扰动试验。
3、及时进行PID参数调整,满足调节需要;
4、由电科院对自动逻辑进行优化,提高自动调节品质;
5、加强设备改造,提高自动执行机构的可靠性,计划对一次风机进行变频改造。
B
 
自动投入达到98%。
6
执行机构
部分进口执行机构编码器损坏,电源板烧损,并有故障发生率逐步频繁的趋势。
设备质量存在问题。
对该设备进行改型。
B
B
设备可靠运行,元件运行周期长,节约资金。

发电企业设备缺陷管理档案
单位:赤峰热电厂

5号机组:
赤峰热电厂5号机组是由武汉汽轮机厂制造,汽轮机铭牌:B12—35/10;发电机是由武汉汽轮发电机厂制造,发电机型号为QF-15-2;于1988年9月投产发电,累计A检次数5次,累计B检次数6次. 5号锅炉由北京锅炉厂制造,锅炉铭牌:BG-130/3.82-M4,5号锅炉于1988年9月投产发电,累计A检次数6次,累计B检次数1次。
重大改造项目:水膜除尘器改造为电除尘器,一级过热器进行了增容改造。
机组主要设备健康状况描述:
5号汽轮机组自投运以来,经过等级检修以及临检、日常维护治理,设备运行正常,进行过增容改造。5号锅炉自投运以来已运行了20多年,设备腐蚀老化严重,省煤器漏泄严重,本体部分存在一定程度的漏风,及时进行了封堵,辅机运行稳定。
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
一、二级省煤器
管排腐蚀磨损严重,最深处已达1.2mm,省煤器管排实际壁厚已低于原壁厚1/3,导致锅炉安全性下降。
由于锅炉运行时间较长,烟气飞灰磨损。
利用锅炉大修机会整排更换。
A
 
运行安全不漏泄,减少锅炉非停。
2
喷燃器
磨损变形。
长时间磨损和高温。
利用锅炉大修更换。
A
 
燃烧稳定。
二、汽轮机设备
1
主机润滑油
油质不合格
汽封漏汽量大,进入轴承箱,使油中带水。
加强滤油,保证油质合格率,机组检修进行汽封间隙调整,保证标准值内。
A
 
油质合格。
三、热控设备
1
锅炉DCS主控单元
经常离线。
运行周期较长,元件老化,生产厂家已不再生产该备件。
联系生产厂家进行修复。
A
 
设备稳定运行。

发电企业设备缺陷管理档案
单位:赤峰热电厂
7号机组:
赤峰热电厂7号机组是由武汉汽轮机厂制造,汽轮机铭牌:FC24—0.98/0.294;发电机是由武汉汽轮发电机厂制造,发电机型号为QF-30-2;于1999年12月投产发电,累计A检次数3次,累计B检次数4次. 7号锅炉由杭州锅炉厂制造,锅炉铭牌:NG-130/3.82-M12,7号锅炉于2001年12月投产发电。
机组主要设备健康状况描述:
7号汽轮机自投运以来,经过等级检修以及临检、日常维护治理,设备运行正常。7号锅炉自投运以来,省煤器漏泄严重,喷燃器磨损和烧裂漏风粉,本体部分存在一定程度的漏风,及时进行了封堵,辅机运行稳定。
 
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
省煤器
省煤器管排腐蚀磨损严重,最深处达1mm,管排实际壁厚已低于原壁厚1/3。
由于锅炉运行时间较长,烟气飞灰磨损。
利用锅炉大修机会整排更换。
A
 
运行安全不漏泄,减少锅炉非停。
二、汽轮机设备
 
1
推力瓦
进气量达到170T/h时,推力瓦温度报警。
推力瓦块不平整,刮研不均,局部接触,造成升温。
在等级检修中重新刮研推力瓦。
B
 
温度达到标准。
2
润滑油压
润滑油压低0.067MPA。
主油泵出力,节流孔尺寸,射油器存在缺陷。
等级检修对主油泵检查,各瓦节流孔尺寸校核,对射油器进行检查。
B
 
油压达到标准。
三、电气设备
1
发电机
定子绕组在槽口处存在绝缘薄弱点,上、下层绕组各一根线棒;转子绕组存在转子绕组低转速接地现象。
7号发电机因定、转子绕组线棒外绝缘制造质量原因,2007年9月27日机组小修后启动前冷态下测定子绕组绝缘低,采取绝缘加热烘干等措施后,定子绕组绝缘仍很低,抽转子检查发现7根线棒在槽口处因电磁振动磨损外包绝缘,导致线棒与铁芯接触,对磨损严重的5根进行了更换线棒处理,对其它两根进行了槽口处绝缘处理;2008年9月7号机检修后启动时测转子绕组对地绝缘为零,转速达1500转后接地现象消失,属典型低转速接地。
机组停运后抽转子检查,视检查情况,确定处理方案。
C
 
保证机组在退役前达到稳定运行条件。
四、热控设备
1
锅炉DCS主控单元
经常离线。
运行周期较长,元件老化,生产厂家已不再生产该备件。
联系生产厂家进行修复。
A
 
设备稳定运行。

发电企业设备缺陷管理档案
单位:通辽盛发热电有限责任公司
1号机组:
于2006年12月31日投入商业运营,1号发电机型号QF-135-2,制造厂:哈尔滨电机厂有限责任公司。1号汽轮机型号CC100/N135-535/535/0.981/0.25,制造厂:哈尔滨汽轮机厂有限责任公司。1号锅炉型号HG-440/13.7LHM28,制造厂:哈尔滨锅炉厂有限责任公司。1号机组于2008年5月23日-7月1日进行了第一次B级检修。
完成重大改造项目:1、给煤机播煤系统改造。2、电除尘器输灰管线改造。3、吹灰器改造。4、给煤机防暴措施落实。5、滚筒冷渣器防暴措施落实。6、将高、中压缸35圈梳齿式汽封改造为可调整蜂窝式汽封。7、工业供汽电动门更换并加装旁路。8、疏水系统阀门管道移位。9、封闭母线微正压装置改造。10、热网系统改造。
机组主要设备健康状况描述:
1号机组投产前试运过程中省煤器漏泄5次,投产后锅炉省煤器2007年漏泄2次,旋风分离器耐火料脱落2次,导致机组停运。 2008年省煤器没有发生漏泄;2008水冷壁漏泄3次,2008年1号锅炉B级检修对水冷壁浇铸料以上部位增加3道全周防磨梁,炉后墙及四角增加7道延长600mm防磨梁,防磨效果较好;对旋风分离器存在裂缝部位进行拆除打浇铸料。2007年给煤机缺陷影响电量2750万千瓦时,2008年给煤机变频器移位后,故障减少,但目前仍然存在轴承损坏、轴拉断等缺陷频繁发生,2008年给煤系统缺陷共影响电量1916万千瓦时。1号机组于2008年11月5日投入运行,存在如下缺陷需要在今后等级检修及日常维护中解决:
 
序号
设备
名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
水冷壁
密相区水冷壁磨损严重;安装对接焊口磨损严重;08年因水冷壁磨损漏泄3次,严重威胁着锅炉的安全稳定运行。
1、设备运行密相区床料循环磨损;
2、对水冷壁磨损问题未能及时制定出有效的防磨措施。由于机构体制原因,检修人员少,对水冷壁磨损点查找存在着弊端,奖励机制无法落实。
1、对水冷壁浓相区磨损部位加装防磨梁并结合喷涂耐磨层,重点部位加装防磨盖板。
2、水冷壁对接焊口部位喷涂耐磨层。
3、建立完善的奖励机制,落实责任,奖励到人。
B
B
杜绝水冷壁磨损漏泄导致锅炉停炉事件的发生。
2
省煤器
省煤器在试运到投产后漏泄共7次,都属于焊口咬边,严重威胁着锅炉的安全稳定运行。
原始焊口咬边缺陷。
1、利用机组停运进行焊口、超标点检查,消除咬边严重部位;
2、  对弯头及烟气迎风面进行检查并加装防磨盖板;
3、  对省煤器管排加装间隔铁。
C
C
杜绝省煤器类似缺陷导致锅炉停炉事件的发生。
3
旋风分离器
旋风分离器内衬耐火料变型脱落,每次停炉检查都有不同程度的变型损坏,存在较大面积脱落的隐患,08年投产因耐火料脱落造成机组停机2次。
1、分离器锥体段耐火料为耐火砖砌筑,与筒体未设计拉紧件结构,如局部耐火砖损坏由于烟气冲刷会造成大面积脱落;
2、每层耐火砖及保温砖重量全部由底部托砖铁支撑,如托砖铁受力下沉变形使下层锥体段耐火砖膨胀间隙减小及无膨胀间隙,致使耐火砖膨胀受阻将托砖铁上下异型耐火砖挤压损坏,托砖铁上部异型耐火砖(异型耐火砖支撑上部上部耐火材料)损坏后使支撑点失稳,在机组启停膨胀变化下导致耐火砖脱落;
3、局部耐火砖损坏修复不及时造成缺陷扩大脱落。
1、将托砖铁上部耐火砖(高600mm)更换成耐磨耐火可塑料,使托砖铁与可塑料形成环形梁,可避免托砖铁受压变形耐火砖碎裂造成脱落现象;
2、对局部耐火料损坏进行及时修复,防止缺陷扩大。
B
B
杜绝旋风分离器类似缺陷造成的锅炉停运。
4
回料阀
回料阀斜腿与炉墙密封盒拉裂频繁,每次启停炉都会发生多处拉裂,运行中此裂口缺陷不能彻底处理,床料漏泄严重污染现场环境;如缺陷扩大还会造成被迫停炉,严重威胁机组安全运行。
衡力吊架选型不当,需对吊架重新调整选型。
吊架重新调整选型、布置。
B
 
减少炉墙密封盒拉裂而导致的漏泄及锅炉停运事件的发生。
5
给煤机
给煤机系统缺陷频发,2008年因给煤机缺陷机组被迫降出力消缺326小时,影响电量1916万KWh。
1、原始设计、设备存在问题,设计出力115t/h,实际运行中只能带50-60t/h,超过50、60t/h皮带经常发生打滑故障。
2、轴承损坏频繁,箱体内为正压运行,煤粉进入轴承内部磨损损坏。
3、三级给煤机传动链为单排链,运行不稳定,多次发生传动链损坏。
1、同设备厂家联系对皮带托辊进行改造。
2、轴承更换为带自密封装置的轴承。
3、对箱体内轴承支撑结构改造,将轴承移至箱体外部。
4、将单排传动链改为双排传动链结构。
B
 
减少给煤系统缺陷而影响电量事件的发生。
6
热再、二过管排耐火料
热再及二过管排下部耐火料减薄及损坏严重,检查修补不及时对管排造成磨损隐患较大。
长期运行床料循环磨损将热再及二过管排下部耐火料损坏严重。
耐火料磨薄及损坏后贴补及局部修补后运行较短时间重复发生脱落现象,新耐火料与原耐火料不能粘接为一体,修补质量不可靠,所以利用机组等级检修对管排下部耐火料拆除重新浇筑。
B
A
消除耐火料损坏床料磨损受热面管排隐患。
7
锅炉汽水系统小管系
锅炉汽水系统小管系管座安装质量较差,08年热再空气门管座、主汽流量取样管座发生过漏泄机组被迫降出力消缺。
1、原始安装质量较差;
2、管座未采用加强型;
3、部分小管系没有管座,只用管子直接焊接在母管上;
4、部分管座材质不符合要求。
利用机组等级检修机会对小管系进行检查,不符合要求的进行更换。
B
A
消除汽水系统小管系缺陷对机组安全运行造成威胁。
8
电除尘器灰斗
运行中灰斗经常出现下灰不畅,导致灰斗高料位运行,严重时造成灰斗满灰,严重威胁灰斗安全运行,易发生灰斗开裂、脱落事故。现靠输送发送器灰的压缩空气对灰斗反吹维持运行。
原设计中电除尘灰斗没有气化板装置。
利用机组A检加装灰斗气化板装置。
 
A
消除灰斗下灰不畅造成隐患。
9
刮板输渣机
刮板输渣机故障非常频繁,锅炉排渣经常处于事故排渣状态。
现刮板输渣机链节、托板材质不耐磨,造成链节90%销孔磨损严重或磨穿,托板磨损下沉链节与箱体摩擦,前后导轮磨损严重,造成链子运行过程中跑偏,箱体磨损漏灰。
将除渣机链节及连接销子更改为耐磨材质,更换前后导轮及导轨垫板。
B
B
消除刮板输渣机频繁故障缺陷,设备安全稳定运行。
二、汽轮机设备
1
循环水泵
叶轮汽蚀严重。
循环水泵必须汽蚀余量设计为9.4m,而水泵入口液位静高度为3m,远远低于必须汽蚀余量要求。
1、运行中注意监视循环水泵电流、出口压力变化情况;
2、特制不锈钢叶轮等过流部件并更换。
B
 
保证循环水泵一个大修期内安全稳定运行。
2
各段抽汽逆止门、高排逆止门
关闭时间超过设计值1S要求。
设计各段抽汽逆止门、高排逆止门气源压力为0.7~1.0MPa,而空压机正常运行压力为0.6MPa,气源压力达不到设计要求,使逆止门不能开启,据此,逆止门厂家已对各逆止门弹簧进行更换,但更换弹簧后使各逆止门关闭时间超过规定,不能保证汽轮机运行安全。
2011年利用机组A检机会更换5台抽汽逆止门和2台高排逆止门。
 
2011年A
使各逆止门关闭时间达到设计值1S范围之内,保证汽轮机安全运行。
3
循环水泵出、入口膨胀节和电动碟阀
循环水泵出、入口膨胀节没有限位装置,循环水泵出、入口电动碟阀关闭不严密。
循环水泵出、入口膨胀节设计没有限位装置,已造成水淹厂房事故,现用外部加固方式防止其脱开,存在外力过大脱开的隐患;循环水泵出、入口电动碟阀关闭不严密,机组运行时循环水泵无法进行检修。
更换循环水泵出、入口4台膨胀节和4台出、入口电动门。
 
A
保证循环水系统安全稳定运行。
4
EH油备用油箱及滤油机(成套)
EH供油系统没有备用油箱,系统油位降低需补油时,补入的新油造成EH油系统油质不合格。
两台机组原设计没有EH油备用油箱,系统油位降低时直接补入新油,造成油质不合格,易造成电调系统电磁阀、伺服阀卡涩,引起调速系统故障。
加装一套EH备用油箱和滤油装置。
 
B
保证随时向两台机EH油箱补入合格的EH油,从而保证调速系统动作正常。
5
循环水旋转滤网排污管道
排出污物不能排至系统外,进入水塔上部后堵塞喷嘴,致使水塔中央竖井溢流造成填料损坏,形成恶性循环。
设计不合理,未考虑污物堵塞水塔喷嘴造成机组不能安全经济运行的后果。
在两台循环水旋转滤网排污管道上加装滤网和前截门、后截门、旁路门。
 
A
保证机组安全经济运行。
6
低加疏水泵
夏季机组纯凝工况下运行,低加疏水泵出力不足。
低加疏水泵按供热机组设计,而夏季热用户用汽量很少(约10T/H),使机组在额定负荷运行时,疏水泵不能将疏水全部打入主凝结水管道,部分疏水直接进入凝汽器。
将两台原50T/H低加疏水泵更换为60T/H低加疏水泵。
 
A
保证机组在任何工况下经济运行。
三、电气设备
1
6kV厂用综合保护器
厂用综合保护器运行不稳定,出现远传电流不准,黑屏现象。
原设计采用通讯网线实现数据传输,集团公司要求用硬接线方式实现数据传输,因此加装了变送器。加装变送器以后装置出现了黑屏情况,分析为电源板温度过高。
2008年6月选用四台南京东大和珠海拓普的产品试运正常,计划2009年将重要设备的保护更换,换下来的设备作为备件。
B
 
保证电气设备安全可靠运行。
四、热控设备
1
DCS
机组自动投入率低
DCS控制系统EDPF-NT的控制策略满足不了循环流化床机组自动控制要求,致使锅炉燃烧自动及机组协调控制不能正常投入。
利用XD-APC先进控制软件对锅炉优化控制系统,从而达到锅炉引风、一次风、二次风、给煤、负荷协调等控制回路能投入自动运行。
B
 
自动投入率指标力争达到95%以上。
2
DEH
DEH没有历史站。
原设计没有历史站,造成无法查询历史纪录,不便于事故分析和技术监督。
增加历史站。
 
B
保证数据存储半年以上。
 

发电企业设备缺陷管理档案
单位:通辽盛发热电有限责任公司
2号机组:
于2006年12月31日投入商业运营,2号发电机型号QF-135-2,制造厂:哈尔滨电机厂有限责任公司。2号汽轮机型号CC100/N135-535/535/0.981/0.25,制造厂:哈尔滨汽轮机厂有限责任公司。2号锅炉型号HG-440/13.7LHM28,制造厂:哈尔滨锅炉厂有限责任公司。2号机组于2008年10月9日-11月5日进行了第一次B级检修,完成重大改造项目:1、三级给煤机播煤系统改造。2、电除尘器输灰管线改造。3、吹灰器改造。4、给煤机防暴措施落实。5、滚筒冷渣器防暴措施落实。6、封闭母线微正压装置改造。7、水源地至厂区来水4台DN400阀门更换。8、工业供汽电动门更换并加装旁路。9、疏水系统阀门管道移位。
机组主要设备健康状况描述:
, 2号机组投产前试运过程中省煤器漏泄2次,2008年省煤器没有发生漏泄;2008水冷壁漏泄3次;2008年一级过热器原始焊口漏泄一次。2008年2号锅炉B级检修对水冷壁浇铸料以上部位增加3道全周防磨梁,炉后墙及四角增加7道延长600mm防磨梁,防磨效果较好;对旋风分离器存在裂缝部位进行拆除打浇铸料。2007年给煤机缺陷影响电量2650万千瓦时,2008年给煤机变频器移位后,故障减少,但目前仍然存在轴承损坏、轴断裂等缺陷频繁发生,2008年影响电量1752万千瓦时,2号机组于2008年11月5日投入运行,存在如下缺陷需要在今后等级检修及日常维护中解决:
 
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
水冷壁
密相区水冷壁磨损严重;安装对接焊口磨损严重;07年因水冷壁磨损漏泄3次,严重威胁着锅炉的安全稳定运行。
1、设备运行密相区床料循环磨损。
2、对水冷壁磨损问题未能及时制定出有效的防磨措施。由于机构体制原因,检修人员少,对水冷壁磨损点查找存在着弊端,没有奖励机制和资金。
1、对水冷壁浓相区磨损部位加装防磨梁并结合喷涂耐磨层。
2、水冷壁对接焊口部位喷涂耐磨层。
B
B
杜绝水冷壁磨损漏泄导致锅炉停炉事件的发生。
2
省煤器
省煤器在试运到投产后漏泄共2次,都属于焊口咬边,严重威胁着锅炉的安全稳定运行。
原始焊口咬边缺陷。
1、  利用机组停运进行焊口、超标点检查,消除咬边严重部位。
2、对弯头及烟气迎风面进行检查并加装防磨盖板。
3、对省煤器管排加装间隔铁。
C
C
杜绝省煤器类似缺陷导致锅炉停炉事件的发生。
3
过热器
2008年一级过热器焊口缺陷漏泄,导致机组停运。
原始焊口缺陷。
利用机组等级检修对原始安装焊口进行超声检查。
B
B
杜绝过热器类似缺陷导致锅炉停炉事件的发生。
4
旋风分离器
旋风分离器内衬耐火料变型脱落,每次停炉检查都有不同程度的变型损坏,存在较大面积脱落的隐患,07年投产因耐火料脱落造成机组停机2次。
1、分离器锥体段耐火料为耐火砖砌筑,与筒体未设计拉紧件结构,如局部耐火砖损坏由于烟气冲刷会造成大面积脱落;
2、每层耐火砖及保温砖重量全部由底部托砖铁支撑,如托砖铁受力下沉变形使下层锥体段耐火砖膨胀间隙减小及无膨胀间隙,致使耐火砖膨胀受阻将托砖铁上下异型耐火砖挤压损坏,托砖铁上部异型耐火砖(异型耐火砖支撑上部上部耐火材料)损坏后使支撑点失稳,在机组启停膨胀变化下导致耐火砖脱落;
3、局部耐火砖损坏修复不及时造成缺陷扩大脱落。
1、将托砖铁上部耐火砖(高600mm)更换成耐磨耐火可塑料,使托砖铁与可塑料形成环形梁,可避免托砖铁受压变形耐火砖碎裂造成脱落现象;
2、对局部耐火料损坏进行及时修复,防止缺陷扩大。
B
B
杜绝旋风分离器类似缺陷造成的锅炉停运。
5
回料阀
回料阀斜腿与炉墙密封盒拉裂频繁,每次启停炉都会发生多处拉裂,运行中此裂口缺陷不能彻底处理,床料漏泄严重污染现场环境;如缺陷扩大还会造成被迫停炉,严重威胁机组安全运行。
衡力吊架选型不当,需对吊架重新调整选型。
吊架重新调整选型、布置。
C
 
减少炉墙密封盒拉裂而导致的漏泄及锅炉停运事件的发生。
6
给煤机
给煤机系统缺陷频发,2008年因给煤机缺陷机组被迫降出力消缺306小时,影响电量1752万KWh。
1、原始设计、设备存在问题,设计出力115t/h,实际运行中只能带50-60t/h,超过50、60t/h皮带经常发生打滑故障;
2、轴承损坏频繁,箱体内为正压运行,煤粉进入轴承内部磨损损坏;
3、三级给煤机传动链为单排链,运行不稳定,多次发生传动链损坏。
1、同设备厂家联系对皮带托辊进行改造;
2、轴承更换为带自密封装置的轴承;
3、对箱体内轴承支撑结构改造,将轴承移至箱体外部;
4、将单排传动链改为双排传动链结构。
B
 
减少给煤系统缺陷而影响电量事件的发生。
6
热再、二过管排耐火料
热再及二过管排下部耐火料减薄及损坏严重,检查修补不及时对管排造成磨损隐患较大。
长期运行床料循环磨损将热再及二过管排下部耐火料损坏严重。
耐火料磨薄及损坏后贴补及局部修补后运行较短时间重复发生脱落现象,新耐火料与原耐火料不能粘接为一体,修补质量不可靠,所以利用机组等级检修对管排下部耐火料拆除重新浇筑。
B
A
消除耐火料损坏床料磨损受热面管排隐患。
7
锅炉汽水系统小管系
锅炉汽水系统小管系管座安装质量较差,08年热再空气门管座、主汽流量取样管座发生过漏泄机组被迫降出力消缺。
1、原始安装质量较差;
2、管座未采用加强型;
3、部分小管系没有管座,只用管子直接焊接在母管上;
4、部分管座材质不符合要求。
利用机组等级检修机会对小管系进行检查,不符合要求的进行更换。
B
A
消除汽水系统小管系缺陷对机组安全运行造成威胁。
8
电除尘器灰斗
运行中灰斗经常出现下灰不畅,导致灰斗高料位运行,严重时造成灰斗满灰,严重威胁灰斗安全运行,易发生灰斗开裂、脱落事故。现靠输送发送器灰的压缩空气对灰斗反吹维持运行。
原设计中电除尘灰斗没有气化板装置。
利用机组A检加装灰斗气化板装置。
 
A
消除灰斗下灰不畅造成隐患。
9
刮板输渣机
刮板输渣机故障非常频繁,锅炉排渣经常处于事故排渣状态。
现刮板输渣机链节、托板材质不耐磨,造成链节90%销孔磨损严重或磨穿,托板磨损下沉链节与箱体摩擦,前后导轮磨损严重,造成链子运行过程中跑偏,箱体磨损漏灰。
将除渣机链节及连接销子更改为耐磨材质,更换前后导轮及导轨垫板。
B
B
消除刮板输渣机频繁故障缺陷,设备安全稳定运行。
10
回料阀补偿器
在08年B检发现回料阀补偿器结构件损坏变形严重,因检修工期受限在B检中只采取局部修补措施,此处补偿器工作温度及补偿量为最大,发生缺陷较多,在机组运行状态无法消除,严重威胁机组安全稳定运行。
补偿器原始设计及施工安装质量原因。
重新对补偿器进行选型设计在机组A检期间实施。
 
A
消除补偿器缺陷对机组安全稳定运行隐患。
二、汽轮机设备
1
循环水泵
叶轮汽蚀严重。
循环水泵必须汽蚀余量设计为9.4m,而水泵入口液位静高度为3m,远远低于必须汽蚀余量要求。
1、运行中注意监视循环水泵电流、出口压力变化情况;
2、特制不锈钢叶轮等过流部件并更换。
B
 
保证循环水泵一个大修期内安全稳定运行。
2
各段抽汽逆止门、高排逆止门
关闭时间超过设计值1S要求。
设计各段抽汽逆止门、高排逆止门气源压力为0.7~1.0MPa,而空压机正常运行压力为0.6MPa,气源压力达不到设计要求,使逆止门不能开启,据此,逆止门厂家已对各逆止门弹簧进行更换,但更换弹簧后使各逆止门关闭时间超过规定,不能保证汽轮机运行安全。
2011年利用机组A检机会更换5台抽汽逆止门和2台高排逆止门。
 
A(2011)
使各逆止门关闭时间达到设计值1S范围之内,保证汽轮机安全运行。
3
循环水泵出、入口膨胀节和电动碟阀
循环水泵出、入口膨胀节没有限位装置,循环水泵出、入口电动碟阀关闭不严密。
循环水泵出、入口膨胀节设计没有限位装置,已造成水淹厂房事故,现用外部加固方式防止其脱开,存在外力过大脱开的隐患;循环水泵出、入口电动碟阀关闭不严密,机组运行时循环水泵无法进行检修。
更换循环水泵出、入口4台膨胀节和4台出、入口电动门。
 
A(2011)
保证循环水系统安全稳定运行。
4
EH油备用油箱及滤油机(成套)
EH供油系统没有备用油箱,系统油位降低需补油时,补入的新油造成EH油系统油质不合格。
两台机组原设计没有EH油备用油箱,系统油位降低时直接补入新油,造成油质不合格,易造成电调系统电磁阀、伺服阀卡涩,引起调速系统故障。
加装一套EH备用油箱和滤油装置。
 
A(2011)
保证随时向两台机EH油箱补入合格的EH油,从而保证调速系统动作正常。
5
循环水旋转滤网排污管道
排出污物不能排至系统外,进入水塔上部后堵塞喷嘴,致使水塔中央竖井溢流造成填料损坏,形成恶性循环。
设计不合理,未考虑污物堵塞水塔喷嘴造成机组不能安全经济运行的后果。
在两台循环水旋转滤网排污管道上加装滤网和前截门、后截门、旁路门。
 
A(2011)
保证机组安全经济运行。
6
低加疏水泵
夏季机组纯凝工况下运行,低加疏水泵出力不足。
低加疏水泵按供热机组设计,而夏季热用户用汽量很少(约10T/H),使机组在额定负荷运行时,疏水泵不能将疏水全部打入主凝结水管道,部分疏水直接进入凝汽器。
将两台原50T/H低加疏水泵更换为60T/H低加疏水泵。
 
A(2011)
保证机组在任何工况下经济运行。
三、电气设备
1
6kV厂用综合保护器
厂用综合保护器运行不稳定,出现远传电流不准,黑屏现象。
原设计采用通讯网线实现数据传输,集团公司要求用硬接线方式实现数据传输,因此加装了变送器。加装变送器以后装置出现了黑屏情况,分析为电源板温度过高。
2008年6月选用四台南京东大和珠海拓普的产品试运正常,计划2009年将重要设备的保护更换,换下来的设备作为备件。
B
 
保证电气设备安全可靠运行。
2
输煤系统控制箱及部分设备
设计防护等级为IP54,满足不了实际环境条件,运行不稳定。
输煤系统设备控制箱设计为IP54、就地拉线开关、限位开关、继电器、交流接触器频繁由于受潮和积粉出现故障,严重影响输煤系统的接卸排工作。
根据输煤系统的环境条件,2010年结合辅机A检更换IP65控制箱壳体,更换拉线开关、限位开关等防护等级高的设备。
 
B
保证电气设备安全可靠运行。
3
斗轮机
斗轮机本体皮带没有实现与输煤皮带联锁,易造成斗轮机本体积煤。
斗轮机本体皮带设计没有实现与输煤皮带联锁,易造成斗轮机本体积煤。
2010年结合辅机A检加装载波或其他感应元件实现联锁。
 
B
保证电气设备安全可靠运行。
4
消防系统备用电源
按照消防系统验收意见,没有不同电源的第二路备用电源或柴油机。
按照消防系统验收意见,没有设计不同路径、不同电源的第二路备用电源或柴油机。
结合盛发公司的实际情况,2010年由热电厂厂用系统接引备用电源。
 
B
保证电气设备安全可靠运行。
三、热工设备
1
DCS
机组自动投入率低。
DCS控制系统EDPF-NT的控制策略满足不了循环流化床机组自动控制要求,致使锅炉燃烧自动及机组协调控制不能正常投入。
利用XD-APC先进控制软件对锅炉优化控制系统,从而达到锅炉引风、一次风、二次风、给煤、负荷协调等控制回路能投入自动运行。
B
 
自动投入率指标力争达到95%以上。
2
DEH
DEH没有历史站。
原设计没有历史站,造成无法查询历史纪录,不便于事故分析和技术监督。
增加历史站。
 
B
保证数据存储半年以上。
 

发电企业设备缺陷管理档案
单位:通辽热电有限责公司
5号汽轮机、6号锅炉简介:
5号汽轮机型号:武汉汽轮机厂   CC12-3.5/1.0/0.175   投产时间:1992.12.7   A级检修次数5次 机组改造情况:1、2001年进行一次循环水低真空供热改造。2、2003年机组A检时,对前汽封1、2、5、6、9环汽封改造为蜂巢汽封。3、2007年机组A级检修时,将2003年没有改造的前汽封3、4、7、8环和后汽封的四环全部改造蜂巢汽封。4、汽轮机组在2005年机组A级检修时,循环水系统进行了胶球清洗系统改造。
6号锅炉型号:NG-130/3.82-M2,杭州锅炉厂,1992年11月投产,1992年~2008年A检4次。重大技改项目有:1、1998年7月6号锅炉喷燃器由原来直吹挡块喷燃器更改为双通道浓淡喷燃器。2、2000年6月6号锅炉除尘器由原来水膜除尘器更改为电除尘器。3、2003年8月6号锅炉省煤器由原来光管式省煤器更改为稽片式省煤器4、2003年9月6号锅炉吹灰器由原来水利吹灰更改为高能脉冲吹灰。
机组主要设备健康状况描述:
5号汽轮机、6号锅炉锅炉:机组运行状况良好,能够在额定参数下稳定运行,没有重大设备缺陷。
 
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
省煤器
1、6号锅炉2007年7月由于一级省煤器西侧北数24排下数第一环弯头磨损严重发生漏泄;
2、长时间运行上下级省煤器穿墙管部位有轻微磨损现象,盖板有磨漏现象。
1、省煤器室内墙面保温脱落严重造成烟气流速不均;
2、穿墙管处炉墙有漏风现象;
3、长时间运行造成磨损。
1、对穿墙管处磨损超标的管子进行补焊并加装盖板;
2、对弯头磨损及盖板脱落进行补焊;
3、对穿墙管处炉墙进行密封;
4、对墙面重新进行处理。
B
 
保证安全生产,减少非计划停运次数。
2
水冷壁
1、2008年1月由于前墙水冷壁与钢梁焊口存在缺现漏泄;
2水冷壁尾燃带部分脱落。
1、原始焊口存在缺陷长期在应力作用下,导致裂纹;
2、喷燃器冲刷。
1、原始焊口补焊;
2、校正喷燃器喷口,重新浇注水冷壁尾燃带;
3、利用停炉期间对类似的部位进行宏观检查和金属检测。
B
 
消除焊口的原始缺陷和运行中产生的裂纹等缺陷,保证安全生产,减少非计划停运次数。
3
电除尘
支吊架极线脱落严重;极线、极针、极板有上锈现象;振打锤子脱落严重达不到出力。
由于长期没有更换内部物件及电除尘内部多次进行水冲洗造成极线、极针、极板上锈;支吊架经振打锤长期敲打将支吊架焊口或管子打断
对支吊架重新制作进行补焊。更换极线、极针及锤子。
B
 
达到设计标准。
4
碎渣机
对轮侧轴磨损。
磨损。
更换轴。
B
 
保证出力。
5
水位计
水位显示不清晰。
长期没有更换组件。
更换组件。
B
 
保证锅炉水位监视清晰。
6
制粉系统
1、干燥段底座有裂纹;
2、分离器出口管道磨损严重;
3、磨大门保温、前侧衬板、竖井衬板磨损严重。
1、材质及环境导致此缺陷;
2、磨损严重;
3、磨损严重。
 
1、需要更换;
2、需要更换;
3、需要更换。
 
B
 
保证制粉系统稳定运行。
二、汽轮机设备
1
油系统
一号冷油器,检查发泥沙杂物堵管83根,铜管总数462根,堵管率达到18%。现在无法疏通危及机组安全运行。
由于冷油器采用循环水冷却,我厂循环水对热用户供热,循环水中含有泥沙等杂物,运行中将铜管堵死,无法通开。
更换一台冷油器。
 
2010年C检
达到设计冷却面积。
三、电气设备
1
电除尘
1号整流变高压控制柜二次电压无显示。
控制柜板件故障。
已联系厂家处理。
C
 
电压显示恢复正常。
四、化学设备
1
6 号炉取样冷却装置
过热蒸汽取样器内漏
冲刷导致
停炉处理
B
 
正常取样。
2
6 号炉取样冷却装置
冷却水无截断门,两台门失灵。
 安装有误,年久失修。
取样冷却装置待全停处理,阀门进行更换。
B
 
取样冷却装置单独解列进行检修,取到准确水样,对生产起到指导作用。
3
6 号炉加药泵
无备用泵。
3台炉仅两台泵好用,其它泵无厂家,备件买不到。
更换1台泵。
C
 
保证安全生产。
五、公用设备
1
2号高备变互感器A、B、C、相
总烃、氢气含量超标。
低温过热。
每月化验一次。
C
 
停机后检查过热点,消除缺陷,保证设备安全运行。

发电企业设备缺陷管理档案
单位:通辽热电有限责公司
6号汽轮机、7号锅炉简介:
6号汽轮机型号: B12-3.5/10   武汉汽轮机厂  投产时间:1993.7.18  A级检修次数3次  机组改造情况:2005年机组A检时,对汽封进行了全部改造,将前汽封的11环和后汽封的6环和隔板汽封的4环全部改造成蜂巢汽封。
7号锅炉型号:NG-130/3.82-M2,杭州锅炉厂,1993年7月投产,1993年~2008年A检4次。重大技改项目1、1999年8月7号锅炉喷燃器由原来直吹挡块喷燃器更改为双通道浓淡喷燃器。2、2001年7月7号锅炉除尘器由原来水膜除尘器更改为电除尘器。3、2003年6月7号锅炉省煤器由原来光管式省煤器更改为稽片式省煤器。4、2003年6月7号锅炉吹灰器由原来水利吹灰更改为高能脉冲吹灰。
机组主要设备健康状况描述:
6号汽轮机、7号锅炉锅炉:机组运行状况良好,能够在额定参数下稳定运行,没有重大设备缺陷。
 
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
省煤器
1、2008年10月锅炉下级省煤器西侧南数一排中间管段漏泻,无法焊补停炉节育处理
2、长时间运行上下级省煤器穿墙管部位有轻微磨损现象,盖板有磨漏现象。
1、省煤器室内墙面保温脱落严重造成烟气流速不均;
2、穿墙管处炉墙有漏风现象;
3、长时间运行造成磨损。
1、对穿墙管处磨损超标的管子进行补焊并加装盖板;
2、对弯头磨损及盖板脱落进行补焊;
3、对穿墙管处炉墙进行密封;
A
 
保证安全生产,减少非计划停运次数。
2
水冷壁
1、曾因水冷臂上联箱与汽包导汽管西数第一根角焊缝缺陷漏泄;
2、水冷壁尾燃带部分脱落。
喷燃器冲刷。
1、校正喷燃器喷口2、重新浇注水冷壁尾燃带;
2、利用停炉期间对类似的部位进行宏观检查和金属检测。
A
 
保证安全生产,减少非计划停运次数。
2
喷燃器
1、四角喷燃器磨损漏粉;
2、喷口处有炸裂现象。
煤粉冲刷造成磨损。
1、停炉对喷燃器进行贴板补焊;
2、对喷口处进行修理。
A
 
达到设计值。
3
手动排汽门
门盖有沟痕。
磨损。
对门进行更换。
A
 
无泄漏。
4
电除尘
支吊架极线脱落严重;极线、极针、极板有上锈现象;振打锤子脱落严重达不到出力。
由于长期没有更换内部物件及电除尘内部多次进行水冲洗造成极线、极针、极板上锈;支吊架经振打锤长期敲打将支吊架焊口或管子打断。
对支吊架重新制作进行补焊。更换极线、极针及锤子。
A
 
达到设计标准。
5
碎渣机
对轮侧轴有磨损。
长时间运行造成磨损。
更换轴。
A
 
保证出力。
6
减温器
西侧减温器内部蛇行管磨损严重。
长时间运行造成磨损;
减温器与过热汽温差大造成金属疲劳。
更换减温器。
A
 
达到设计标准。
7
水位计
水位显示不清晰。
长期没有更换组件。
更换组件。
A
 
保证锅炉水位监视清晰。
二、汽轮机设备
1
油系统
一号冷油器,检查发泥沙杂物堵管58根,铜管总数为276根,堵管率达到21%。现在无法疏通危及机组安全运行。
由于冷油器采用循环水冷却,我厂循环水对热用户供热,循环水中含有泥沙等杂物,运行中将铜管堵死,无法通开。
更换一台冷油器。
 
B
达到设计冷却面积。
三、化学设备
1
7号炉取样冷却装置
冷却水无截断门,两台门失灵 。
 安装有误,年久失修。
取样冷却装置待全停处理,阀门进行更换。
C
 
取样冷却装置单独解列进行检修,取到准确水样,对生产起到指导作用。
2
7 号炉加药泵
无备用泵,
3台炉仅两台泵好用,其它泵无厂家,备件买不到。
更换1台泵。
C
 
保证安全生产。

发电企业设备缺陷管理档案
单位:通辽热电有限责公司
8号汽轮机、8号锅炉简介:
8号汽轮机型号:  CC24-3.43/0.98/0.196  武汉汽轮机厂  投产时间:2004.1.23   A级检修次数1次。机组改造情况:1、2006年进行胶球系统改造,循环水系统增加了一套胶球清洗系统设备。本次改造没有安装二次滤网,在运行时胶球系统的收球低,凝汽器无法实现胶球清洗。2、2007年进行循环二次滤网改造,通过增加二次滤网,提高了胶球系统的收球率,正常运行收球率在95%以上。
8号锅炉型号:NG-130/3.82-M11,杭州锅炉厂,2001年11月投产,2001年~2008年A检2次,B检1次。重大技改项目:
1、2007年5月8号锅炉喷燃器由原来直吹挡块喷燃器更改为双通道浓淡喷燃器
机组主要设备健康状况描述:
8号汽轮机、8号锅炉锅炉:机组运行状况良好,能够在额定参数下稳定运行,没有重大设备缺陷。
 
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2010
一、锅炉设备
1
省煤器
1、2007年8月由于一级省煤器东侧北数12排下数第一根穿墙管靠墙处磨损严重发生漏泄停炉。
2、长时间运行上下级省煤器穿墙管部位有轻微磨损现象,盖板有磨漏现象。
烟气冲刷。
1、穿墙管部位焊补,加盖板;
2、两侧弯头金属检测,更换盖板。
B
 
保证安全生产,减少非计划停运次数。
2
水冷壁
1、水冷壁尾燃带部分脱落;
2、6、7号炉水冷壁与钢梁连接处焊口存在漏泄问题。
1、喷燃器冲刷;
2、原始焊口处存在缺陷,长期在应力作用下,易导致裂纹。
1、校正喷燃器喷口2、重新浇注水冷壁尾燃带;
2、利用停炉期间对类似的部位进行宏观检查和金属检测。
B
 
消除焊口的原始缺陷和运行中产生的裂纹等缺陷,减少非计划停运次数。
二、汽轮机设备
1
主机轴瓦
推力瓦块4、5号偏高。
推力瓦块接触不好,引起瓦块温度偏高。
机组C检时检查4、5号推力瓦块,进行刮研处理。
B
 
处理后,4、5号推力瓦块温度低于95度。
三、电气设备
1
高压开关
8号发电机608隔离刀闸过热烧损。
动静触头接触不良,引起过热。
已经定制新的隔离开关,C检时更换。
B
 
保证设备安全稳定。
2
主变压器
8号主变氢含量超过注意值。
主变本体密封不好可能有进入空气的部位。
按月取油样化验监视,待8号机C检时处理。
B
 
氢含量不超标。
3
共箱封闭母线
8号机出口至主变本体处封闭母线绝缘低。
密封胶条风化导致密封效果不好潮气进入。
订购密封胶条,待C检时更换。
B
 
保证封闭母线绝缘合格。
四、化学设备
1
8号炉取样冷却装置
冷却水无截断门,3台门取样门存在缺陷 。
 安装有误,年久失修。
取样冷却装置待全停处理,阀门进行更换。
C
 
取样冷却装置单独解列进行检修,取到准确水样,对生产起到指导作用。
2
冷却水泵
无备用泵。
已经拆除,长期单台运行。
重新安装。
C
 
运行正常,保证检修。
3
8号炉集中取样
在线仪表指示不准。
维护不到位,年久失修。
修复在线仪表,更换已坏的仪表。
C
 
安装在线仪表,及时捕捉水质的异常变化,保证设备安全运行。
 

发电企业设备缺陷管理档案
单位:通辽热电有限责公司
9号汽轮机、9号锅炉简介:
9号汽轮机型号: B12-3.43/0.196  武汉汽轮机厂  投产时间:2004.1.22   A级检修次数1次  
9号锅炉型号: NG-130/3.82-M11,杭州锅炉厂,2003年12月投产,2003年~2007年A检1次。重大技改项目:1、2008年7月9号锅炉喷燃器由原来直吹挡块喷燃器更改为双通道浓淡喷燃器
机组主要设备健康状况描述:
9号汽轮机、9号锅炉:机组运行状况良好,能够在额定参数下稳定运行,没有重大设备缺陷。
序号
设备名称
存在的问题
原因分析
拟采取的治理措施
计划完成时间
达到目标
2009
2009
一、汽轮机设备
1
油系统
汽轮机油中带水
前汽封漏汽量大的原因是汽封圈卡涩,汽封磨损。
1、机组A级检修时,检查汽封进行调整,无法调整的进行更换;
2、坚强油质监督,及时滤油。
A
 
油质不超标。
2
主机汽封
前汽封漏汽大,致使油中含水。经常需要对汽轮机油进行滤油。
前汽封卡死,汽封间隙大。
更换汽封.
A
 
前汽封不漏汽。
二、热控设备
1
DCS系统
9号炉自动投入率低。
目前的控制方式及控制策略不能满足锅炉燃烧特性的要求。
对DCS系统应用程序进行升级。
A
 
提高9号炉自动投入率,达到90%以上。
三、化学设备
1
9号炉取样冷却装置
冷却水无截断门,1台门安全门存在缺陷。
 安装有误,年久失修。
取样冷却装置待停炉处理,阀门进行更换。
A
 
取样冷却装置单独解列进行检修,取到准确水样,对生产起到指导作用。
2
冷却水无备用泵
无备用泵。
已经拆除,长期单台运行。
重新安装。
C
 
运行正常,保证检修
3
9号炉集中取样
在线仪表指示不准。
维护不到位,年久失修。
修复在线仪表,更换已坏的仪表。
C
技改
安装在线仪表,及时捕捉水质的异常变化,保证设备安全运行。
 
 

公司名称:湘潭碳刷厂(代理正宗英国摩根碳刷、法国罗兰碳刷进口碳刷发电机碳刷、轧钢电机碳刷)

联 系 人:胡经理

联系电话:0731-58638583

公司网址:
http://www.xttsc.cn/ http://www.cbtob.com http://www.xtmotor.cn http://www.pe1688.com/

http://www.gxjndj.com/ http://www.hnxtdj.com/ http://www.hnxtdjc.com/

 

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