哈汽600mw机组电厂调研及运行管理

哈汽600mw机组电厂调研及运行管理

通过对太仓变电站3、4号机、汕头变电站3号机、钦州变电站1、2号机、鹤岗油田3号机、伊敏油田3、4号机等哈汽600mw机组进行的调查，结果表明，哈汽600mv机组存在中学压导汽管邯郸泄漏、6号瓦振动超标、2.6号瓦油挤出、中压连通管漏油、连通管导线板断裂等问题。从设计、制造、安装及调试等方面进行分析,并提出了具体处理措施。1导汽管规范升级哈汽厂超临界机组普遍存在高、中压导汽管法兰漏汽。主要原因是螺栓强度不足,垫片规格(厚度)不当,使高压导汽管法兰设计热紧弧长过小,中压导汽管设计冷紧力矩过小。太仓电厂按原高压导汽管热紧弧长增加10%热紧,对中压导汽管将设计冷紧力矩增加10%冷紧后,仍有漏气;增加20%后,暂时消除泄漏。泌北电厂目前高、中压缸导汽管法兰更换的垫片采用高强金属缠绕垫片,厚度为4.5mm,紧固后保证法兰结合面间隙为0,有效消除了缺陷。鹤岗电厂现场168h运行期间高中压导汽管均出现漏汽,主要原因是法兰凸面与凹面配合间距大于垫片厚度,法兰紧固后密封垫片未受力,而外圆法兰受力。通过凸凹面深度测量,确定更换厚度为4.5mm垫片,法兰泄漏问题得以解决。26调整垫片平行度,提高液压系统的振动,实现循环定位,控制充放电太仓电厂3号机2号低压缸6号瓦振动超标,最大达0.13mm。主要原因是2号低压转子与发电机对轮间的垫片平行度超差(瓢偏),导致2个对轮同心度超标。更换垫片,将垫片平行度改为0.025mm,同心度调整为0.015mm后,振动消除。哈汽厂对垫片平行度设计允许±0.05mm误差,而对轮的瓢偏加工精度允许±0.03mm误差,要求不匹配。通过修订垫片平行度设计允许误差,与对轮瓢偏加工精度匹配,并严格控制2号低压转子与发电机对轮间的垫片平行度,解决了低压缸6号瓦振动超标问题。建议对低压缸6号瓦及其它瓦垫片加工精度进行监督。32外油挡间隙过大造成的热冲击哈汽超临界机组普遍存在的问题之一是主机外油挡漏油,尤其是2号瓦漏油严重,经常造成高中压缸保温着火燃烧。经分析认为,主要原因是2～6号瓦油挡径向间隙过大,导致2～6号外油挡有甩油现象。哈汽外油挡设计直径间隙2～5号为1.0mm,6号为1.8mm,鹤岗电厂将外油挡径向间隙调整为0.5mm时,漏油消除。对主机外油挡径向间隙过大问题建议哈汽进行设计改进。4石墨复合垫片制作汕头电厂3号机、太仓电厂3、4号机中低压连通管与低压缸连接处均有漏汽,主要原因是制造厂提供的密封垫加工粗糙。厂家提供垫片为08钢材料,因其直径较大在制造过程中采用对焊拼接的方式,对接焊缝很难保证平直,经常发生中低压连通管漏汽现象。在实际处理过程中,将石墨复合垫片应用到中低压连通管上,问题得到解决。表1为哈汽600MW超临界机组连通管垫片尺寸及分布情况。5连通管检测板的断裂5.1水泵运行情况伊敏二期工程3号机于2007年11月12日5:03并网,11月14日18:00,3号机负荷为600MW,2台循环水泵运行,发现6号低压加热器入口水温及出口水温均有不同程度升高,其它参数均较设计值有所升高(见表2)。通过现场听音检查,低压缸B声音正常,低压缸A入口导管有轻微振动,并有较大气流流动的声音。分析认为低压缸A进汽量大于低压缸B,中压缸排气有向低压缸A第7级抽汽漏汽的现象。为确保设备安全,决定停机检查处理。11月15日2:50,3号汽轮发电机组停运。5.2口均有变形破损,造成排汽管道无异常对低压缸进汽导管解体检查,发现3号汽轮机中压缸排汽弯管处的导流板脱落8根(见图1),1块附在低压缸A入口导流板上,7块附在低压缸B入口导流板上,低压缸A、B导流板分别有3片和6片变形损坏,导致2个低压缸进汽量分配不均。对1号低压缸内缸与导汽管承接短管法兰接合面垫圈进行检查时发现有部分破损。对凝汽器内的抽汽管道、轴封管道进行检查无异常。根据此检查结果,认为这是导致低压缸A存在从中压缸排汽漏汽到第7级抽汽的原因。5.3片损伤部分的处理哈汽厂在事故发生后提供了导流叶片的改造图纸,更换了中压缸排汽弯管及其导流叶栅,对低压缸导流叶片损坏部分进行了现场更换。哈汽负责提供的中压缸排汽弯管导流叶栅导流叶片加厚为9mm(原供货为6mm),用原设计没有的2根Φ60管进行加强筋补强(见图2)。对1号内缸与导汽管承接短管法兰接合面泄漏进行了密封焊处理。导流叶片强度不足、设计不合理是造成3号机组导流叶片损坏的直接原因。6其他错误6.1.1a/8a低加和7b/8b低压缸转子负荷偏差伊敏二期工程机组2007年11月20日7:18并网带负荷,12:04负荷升至300MW。7A/8A抽汽温度远高于设计值,7A/8A低加和7B/8B低加进出口凝结水温升偏差大,A、B低压缸转子承担的负荷偏差仍存在(部分运行参数见表3)。低压缸B听音正常,低压缸A有杂音并偶有撞击异音。11月20日12:30机组开始滑停,14:57汽机打闸。6.1.2前阀板下缸端壁板式焊接低压缸A揭缸后发现1号低压转子正、反向次末级叶片及正、反向末级叶片均有不同程度的机械损伤。1号内缸下半部隔热罩吹损严重,固定隔热罩的碰焊螺丝碰焊处焊口撕裂,导致大多数螺丝脱落。1号内下缸端壁盖板共6块,是设备厂家用于工艺孔的密封封堵,安装现场不使用,其中汽端端部盖板脱落2块,励端端部盖板脱落1块。通过解体检查判断,低压缸A内漏是由于厂家工艺孔3块端壁盖板脱落,使进入低压缸A的中压缸排汽通过3个工艺孔直接从1号内缸进汽室漏到2号内缸。6.1.3因事故发生损害,低压缸操作价值a.制造厂家的端壁盖板用紧固螺栓碰焊质量存在问题严重。根据现场检查情况,紧固螺栓焊缝不饱满,局部点焊较多,导致螺栓焊口处强度不够,端壁盖板在蒸汽压差作用下,使碰焊螺栓从焊口处拉开,是导致本次事故发生的直接原因。b.运行中由于中压排汽连通管内导流板脱落,堵住低压缸B入口导向格栅,使低压缸B进汽流量小,低压缸A进汽流量大,压力瞬间升高,低压缸A1号内缸端壁盖板承受压力超过机组正常工况压力,致使端壁盖板紧固件螺栓断裂,端部盖板脱落。c.1号低压缸内缸下半部隔热罩损坏是脱落的端壁盖板碰撞隔热罩及蒸汽直接吹到隔热板所致。d.1号低压转子次末级叶片及末级叶片(正反向)均有不同程度的机械损伤是脱落的隔热板、金属碎片、螺帽、螺栓损伤所致。6.1.4叶片更换、压降a.哈汽将正、反向次末级两级叶片进行全部更换。b.哈汽对末级反向叶片机械损坏较严重的12片进行更换,其余叶片现场修复。c.对低压缸A1号内缸上的厂家工艺孔端壁盖板全部进行焊接封堵处理。d.更换低压缸A1号内缸下缸用隔热板。e.将第5～8级抽汽管道割开,进行检查和清理。f.对低压缸B进行检查,并对1号内缸上的厂家工艺孔端壁盖板全部进行焊接封堵处理。6.2鹤岗变电站输送膨胀节断裂6.2.1不同部位抽排汽管管道泄漏鹤岗电厂3号机在168h试运期间,1号低压缸左侧进汽中心线侧温度过高,局部达95℃,1号缸其它部位仅为50～60℃,5抽抽汽逆止阀开度减小,最后需外力强制才能打开,5抽压力下降,真空降低(由94kPa下降到92kPa),168h试运结束后,外缸温度升高到110℃,真空下降到88kPa,7号低加汽侧温度超过标准值,怀疑5抽缸内管道泄漏。6.2.2表面保护罩节断裂机组停运后,打开凝汽器汽侧入孔门,发现5段抽汽管道膨胀节断裂,7号低加侧表面保护罩被5段抽汽吹走,2号内缸水平面螺栓部分松动。