1号机组b级检修技术方案汇总

1号机组b级检修技术方案汇总内容摘要：

1 炉压水查漏试验 方案 编 写 : 俞浩伟 会 审：虞华生 梅光云 童红政 审 核：吴孚辉 批 准：潘志强 GL04003 B 类 5 月 27日 目 录 1. 项目概述 2．试验依据及标准 3. 试验目的 4．试验要求 5．试验组织分工 6．试验计划时间 7．试验步骤 8．试验安全注意事项及安全措施 9．其他 一、 项目概述 对＃ 1 炉进行压水查漏试验，通过比较全面的检查，找出设备存在的缺陷和隐患，提高锅炉健康水平，保证锅炉安全可靠的运行。 二、 试验依据和标准 试验根据《电力工业锅炉压力容器检查规程》 DL6121996之 第 3 规定，必须进行压水查漏。 三、 试验目的 经过中修后在冷态下检查各承压部件的严密性，以检验锅炉设备中修的质量情况，根据压水查漏的情况及时进行消缺处理。 四、 试验要求 围 锅炉压水查漏范围包括：一次回路和二次回路 、一次回路： 、锅炉本体及受热面： 水冷系统：汽包、下降管、汇合集箱、炉水泵、下水包、水冷壁、上升管。 过热系统：顶棚、包覆过热器、低温过热器、分隔屏过热器、后屏过热器、末级过热器、饱和蒸汽联络管、过热蒸汽联络管、定位管、减温器等。 省煤器系统：省煤器、省煤器再循环管、省煤器给水管道 、锅炉连接管道、减温水管及 5%旁路管、取样管、疏放水管、仪表管、空气管、排污管等。 、锅炉所有疏放水管 、空气管、排污管、取样管、加药管到二次阀 ,汽包连排到隔离总阀。 、电磁释放阀不参与锅炉压水查漏，汽水系统热工仪表在投入状态。 、水位计到一次阀；仪表管到一次阀；空预器及本体吹灰汽源管路到手动隔离总阀。 、汽机给水系统内的管阀 (高加解列 )。 、主蒸汽管道到水压试验电动隔离门。 、炉水泵参与锅炉压水查漏。 、二次回路： 、再热系统：墙再、屏再、末再、再热器连通管 、冷再到锅炉水压试验逆止阀。 、热再到水压试验隔离门。 、锅炉再热器系统的所有疏放水管、空气管、取样管、加药管等到二次阀；热工仪表在投入状态。 锅炉压水查漏压力 、一次回路压水查漏压力：以锅炉额定工况下工作压力（ ）作为查漏压力，一次回路以汽包就地压力表为准。 、二次回路压水查漏压力：以锅炉再热器额定工况下工作压力（ MPa）作为查漏压力，二次回路水压试验压力以 米层再热蒸汽管道上的就地压力表为准。 、达到查漏规定压力，维压时间为 20 分钟。 、承压部件的检修工作已全部结束。 所有的与水压设备有关的焊接工作结束并经外观检查、无损探伤合格；凡需作焊后热处理的焊口，热处理工作也全部结束，并检查合格。 、锅炉膨胀指示器检修结束，并调至零位。 、汽包内部汽水分离器等已安装牢固，汽包、下水包人孔门已封闭。 、锅炉压水查漏系统内的电动阀、气动阀等校验正常，电源已送。 、热控有关表计已经校验并投用。 汽包加装两只标准压力表，再热蒸汽管道上加装一只标准压力表。 、蒸汽管道有关支吊架已经临时加固。 、化学具备足够的除盐水， PH=10 左右。 、汽机闭式水系统、 凝结水系统、给水系统可以投入运行。 、 1 机辅汽系统可以投运，除氧器加热系统完好。 、一次回路和二次回路水压试验临时管路连接好，此临时管路为两路，一路为 1 炉分隔屏出口充氮阀至 1 炉墙再出口充氮阀，另一路为＃ 1 炉末过出口充氮阀至＃ 1 炉末再充氮阀。 、锅炉压水查漏水现场检查临时设施如脚手架、照明准备完毕。 、压水查漏的组织机构和人员分工已落实。 压水查漏用水温度 、上海锅炉厂对水压时的水温没有要求。 、《电力工业锅炉监察规程》规定水压试验时，环境温度不低于 5℃。 水 压试验水温按制造厂规定的数值控制，一般规定 30℃～ 70℃。 、美国 CE 公司规定水温不得低于 21℃。 、故此次 1 锅炉压水查漏，以除氧器水温加热到 60℃开始水压。 压水查漏技术要求 、蒸汽管道的支吊架加固要求如下： 主蒸汽管道在弹簧支吊架和恒力支吊架处加挂 8 只 5t 手拉葫芦受力。 （炉顶主蒸汽管道 2 只，垂直管道 2 只，水压试验隔离阀前 2只，水压试验隔离阀后 2 只。 再热蒸汽管道弹簧支吊架和恒力支吊架处加挂 8 只 5t 手拉葫芦受力。 （炉顶再热蒸汽管道 2 只，垂直管道 2只，热段水压试验隔离阀前 2 只，水压试 验隔离阀后 2 只。 五、 试验组织 本次试验已纳入＃ 1 机组检修整套启动试验范畴， 水压试验负责人由设备部 锅炉综合点检担任。 运行负责操作，运行部负责人和运行专工到场。 设备部综合点检、检修人员到场，具体负责检查工作。 锅炉监察工程师到场。 安监人员、质监人员到场。 六、 试验计划时间 ＃ 1 炉压水查漏试验计划在＃ 1 炉锅炉内部检修工作基本结束 ,具备压水查漏条件时进行。 七、 试验步骤 、由运行人员按《锅炉运行规程》或《本次水压操作手册》操作执行。 、上水过程：按照 水压试验要求检查各阀门位置正常， 电磁泄放阀在 OFF 位置，除氧器、凝汽器热井水质合格。 、汽机防水措施已做好，水压试验电动隔离阀后疏水打开，高旁打开。 、炉水泵注水结束，水质合格，当汽包压力达到 时，停止注水，各阀门按照炉水泵启动前状态操作，一次回路上水结束后，关闭省煤器进口电动阀。 、锅炉上水采用电动给水泵或者前至泵上水，用电动给水泵升压，上水速度要求不小于 3 小时，待锅炉充满水后，检查过热器空气门有水流出后关闭，同时确认 1 炉分隔屏出口放空气一次阀、充氮阀和墙 再出口放空气一次阀、充氮阀在关闭状态。 、升压过程： 、用二级减温水调节阀控制过热器减温水流量，使水压试验升压速度不大于。 、进行一次回路水压试验，当汽包压力 2MPa 时， 进行一次回路初步检查，发现无泄漏，再通知运行继续进行升压。 继续进行一次回路水压试验，当汽包压力在 a 时停止升压，维压 20 分钟检查无泄漏和异常情况后，方可降压，降压速度不大于。 、一次回路压水查漏结束后，一次回路泄压至零，降压速度不大于。 1 炉分隔屏出口放空气一次阀、充氮阀和 1 炉墙再出口放空气一次阀、充氮阀，使一、二次回路连通，用电动给水泵上水，待再热系统充满水后，检查再热器空气门有水流出后关闭。 用二级减温水调节阀控制过热器减温水流量，使水压试验升压速度不大。 、当二次回路压力在 a 时应停止升压，维压 20 分钟对二次系统进行检查，确认无泄漏和异常情况后，确认压水查漏符合要求时，方可降压，降压速度不大于。 压水查漏的合格标准： 受压元件金属壁和焊缝 没有任何水珠和水雾的泄漏痕迹；宏观检查，受压部件没有明显的残余变形。 、二次回路水压结束后由压水查漏负责人通知运行进行泄压，泄压速度不大于。 、一、二次回路水压查漏结束后，检修人员拆除支吊架加固所用的手拉葫芦，运行人员应对系统进行检查恢复，放尽冷再逆止门 A、 B 后积水，并开启冷再逆止门 A、 B；再打开热再水压实验隔离阀的疏水门，再打开热再水压试验隔离阀；开启过热蒸汽水压试验隔离阀并放净主蒸汽管内的疏水，确认阀门处于全开位置必须由设备、运行、检修三方人员签字认可，同时运行人 员确保锅炉具体点火条件，汽机拉真空的条件。 、一二次回路压水查漏结束。 八、 试验安全注意事项及安全措施 、水压前通知非参加试验人员一律离开试验现场，炉本体内停止一切作业。 、各岗位配备足够的对讲机，以便联络指挥。 、集控室与就地压力表监视人员保时联系，如有异常情况，应及时汇报。 、炉膛照明充分，阀门操作处、焊口检查处有牢固的脚手架。 、检查结束，检查人员应集中清点。 、锅炉压水查漏时，应开启汽缸疏水阀、高低旁路疏水阀，注意疏水情况，以防汽缸进水。 九、 其他 锅炉在最大连续负荷的工况（ BMCR）下： 过热蒸汽流量： 1025t/h 过热蒸汽出口压力： 过热蒸汽出口温度： 540186。 C 再热蒸汽流量： t/h 再热蒸汽进出口压力 ： 再热蒸汽进出口温度： 321/540186。 C 省煤器进口给水压力： MPa 省煤器进口给水 温度： 281186。 C 锅筒压力： MPa 在额定工况下： 过热蒸汽流量： 过热蒸汽出口压力： 过热蒸汽出口温度： 540186。 C 再热蒸汽流量： t/h 再热蒸汽进出口压力 ： 再热蒸汽进出口温度： 316/540186。 C 省煤器进口给水压力： MPa 省煤器进口给水温度： 273186。 C 锅筒压力： MPa JG04001 A 甲类 3月 16日 1汽轮机顶轴油系统改造方案 编 写： 何新有 会 审：胡伯勇、王亨海、吴华强 审 核：吴孚辉 批 准：潘志强 目 录 1．项目概述 2．项目依据及标准 3．项目实施计划 4．主要物资材料及技术规范 5．项目涉及范围 6．项目组织及专业分工 7．质量控制点、危险源 8．项目竣工须达到的要求 9．其他 1 汽轮机顶轴油系统改造方案 1． 项目概述 我公司 2机组为国产引进型 300MW燃煤发电机组，发电机、汽轮机分别由上海汽轮发电机有限公司和上海汽轮机有限公司生产。 汽轮发电机机组轴系共有七只径向轴承和一副推力轴承。 其中汽轮机有 4只径向轴承，高中压转子和低压转子各有两道轴承，高中压缸两只轴承为可倾瓦径向轴承；低压前轴承下部为可倾瓦，上部为圆柱形，低压后轴承为圆柱形轴承。 发电机前后轴承为椭圆形轴承，励磁机尾部有一道可倾瓦轴承。 该机组启动冲转前及停机 后在调节级金属温度低于 121℃之前采用 3r/min的低速盘车并配有顶轴油系统，顶轴油系统主要由三台顶轴油泵、顶轴油母管、油泵出口逆止阀、顶轴油进轴承带滤网逆止阀以及就地压力表和监控元件组成。 目前的顶轴油系统主要存在如下问题： 1． 各轴承进油无节流调节阀。 由于发电机转子较重目前将发电机的前、后轴承（现场编号为 6轴承）的顶轴油进口截止阀全开，低压转子前、后轴承（现场编号为 4轴承）顶轴油进油通过截止阀进行节流调节，截止阀的调节性能极差，进行油量分配调节时存在突变点，因此转子低速盘车时若由于滤网脏堵造成油压 下跌后调整油压困难，尤其是 3轴承下瓦为两块可倾瓦组成，有两路顶轴油，加之实际负荷较轻（上汽厂设计的顶轴油压为~，各轴承的顶轴油压分配从设计角度来说应该是均匀的），所需顶轴油压很低、阀门开度极小，因此调整时油压很难控制，调整不当会影响 6轴承的顶轴高度。 2． 由于发电机顶轴油母管与汽轮机顶轴油母管采用并联运行方式，同时发电机轴承和汽轮机低压转子轴颈表面有不同程度的拉痕造成各轴承顶轴油压的差距很大，对发电机转子顶轴油母管和低压转子顶轴油母管相互之间造成较大的影响。 3． 原采用的 顶轴油泵存在质量不稳定和出力相对偏小等问题。 4． 原系统在顶轴油泵出口每只轴承进油管道均设有滤网，由于滤网脏堵造成轴承顶轴油进油油压不稳定，原顶轴油泵需人工手动调整变量头进行油压流量的调整，无法响应转子投盘车后轴系受力发生波动后造成的各轴承供油量的变化，尤其是在汽机冲转后至机组额定转速及机组脱扣后惰走至投盘车前轴系的受力变化更为复杂，轴承顶轴油进油变化量非常大。 由于目前的顶轴油系统存在上述问题，造成汽轮机发电机组的顶轴油压不稳定，因此导致汽轮发电机组轴承损坏情况频繁。 2． 项目依据及标准 汽轮发电机组顶轴 油系统是汽轮机组的一个重要系统。 对于采用低速盘车方式的汽轮发电机组，由于低速时轴承与轴颈无法建立油膜，顶轴装置在汽轮发电机组盘车、启动、停机过程中起顶到起转子、防止轴承干摩擦的作用。 汽轮发电机组的圆筒形或椭圆轴承均设有高压顶轴油囊，顶轴装置所提供的高压油在转子和轴承油囊之间形成静压油膜，强行将转子顶起 ~ 左右，避免汽轮机低转速过程中轴颈和轴瓦之间的干摩擦，减少盘车力矩，对转子和轴承的。