发电公司降低600MW汽轮机组凝汽器背压QC成果.ppt

LOGO 降低＃1机组凝汽器背压 XXXX发电公司运行丙值QC小组 小组概况 小组名称 运行丙值QC小组 成立时间 XXXX年11月30日 小组人数 13人 注册时间 XXXX年1月20日 注册号 JD－XXXX－08 活动课题 降低#1机组凝汽器背压 课题类型 现场型 序号 姓名 性别 文化程度 小组分工 1 男 本科 组织策划（组长） 2 男 本科 组织协调（副组长） 3 男 大专 组织协调 4 男 本科 技术分析，资料整理 5 男 本科 技术分析 6 男 大专 数据收集 7 男 本科 数据收集 8 男 大专 分析实施 9 男 大专 分析实施 10 男 中专 分析实施 11 男 本科 分析实施 12 男 大专 分析实施 13 男 中专 分析实施 选题理由 厂部要求 生产现状 课题选定 XXXX年11月16日～12月15日#1机组小修启动后的凝汽器背压统计图 8 7 6 背压 kPa 7.4 7.5 7.3 7.2 7.2 11月 16~20 11月 21~25 11月 25~30 12月 01~05 12月 05~10 12月 10~15 时间 7.3 要求值 5.88kPa 实际平均值 7.32kPa 机组正常运行下凝汽器背压≤5.88kPa 降低＃1机组凝汽器背压 现状调查 负荷 （MW） 300 350 400 450 500 600 凝汽器背压（kPa） 7.8 7.6 7.0 6.4 6.4 6.6 表1 #1机组不同负荷下凝汽器背压统计表 表2 #2机组不同负荷下凝汽器背压统计表 负荷 （MW） 300 350 400 450 500 600 凝汽器背压（kPa） 4.3 4.6 5.1 5.5 5.6 5.8 从表1、表2数据可以看出，＃2机组满负荷凝汽器背压达到设计要求5.88kPa，而＃1机组达不到设计要求，且低负荷时凝汽器背压比高负荷时偏高。 现状调查 根据凝汽器的工作原理，在机组负荷相同的条件下，影响凝汽器背压的主要因素有：冷却水系统的工作状况、真空泵运行状况和真空严密性好坏。 经过几天检查确认，＃1机组循环冷却水系统及真空泵运行状况良好。 接着，本小组分别对＃1、2机组进行了真空严密性试验，试验结果如下。 表3 #1、2机组不同负荷下真空严密性试验值 300MW 500MW 试验标准 ＃1机组（kPa/min） 1.0 0.4 每分钟下降值： ≤0.399kPa/min为合格； ≤ 0.266kPa/min为良好； ≤ 0.133kPa/min为优秀。 ＃2机组 （kPa/min） 0.2 0.16 结论：＃1机组凝汽器真空严密性差！！ 确定目标 背压 kPa 8 6 4 2 0 活动前 活动后 7.32 5.88 确定目标 国内同类型机组，凝汽器真空严密性试验值大都可以达到优良水平，即真空下降值≤0.266kPa/min。 根据有关试验研究数据显示，600MW机组真空严密性试验值每降低0.1kPa/min，凝汽器背压将下降0.3kPa。 ＃1、2机组属于同类型、同参数的机组，两台机凝汽器背压及真空严密性应在相同水平。. 本小组成员理论水平高，实际经验丰富，曾在其他电厂协同解决过凝汽器真空严密性差的同类问题。 我们的目标一定能够实现！ Click to add Text Click to add Text Click to add Text 原因分析 凝汽器真空严密性差 A/B汽泵组系统漏空气 A/B小汽轮机轴端漏气 A/B小机轴封供汽压力低 A/B小机排汽管防爆膜破裂 A/B汽泵密封水回水水封破坏 A/B汽泵密封水回水带有大量空气 A/B小机与凝汽器连接处不严密 凝汽器焊缝及人孔门不严密 真空破坏门电动门关闭不严 真空系统阀门漏空气 高低压加热器危急疏水管道放水门未全关 轴加疏水水封破坏 轴加水位过低 主机低压缸漏空气 主机低压缸真空防爆膜破裂 主机低压缸轴端漏气 主机低压缸轴封供汽压力低 图1 真空严密性差原因分析树图 要因确认 表4 要因确认表 序号 末端因素 确认内容 确认方法 标准 负责人 确认结果 1 A/B小机轴封供汽压力低 A/B小机轴封供汽压力值 1.查阅历史曲线 2.现场调查确认 A/B小机轴封供汽压力大于12KPa 非要因 2 A/B小机排汽管防爆膜破裂 A/B小机排汽管防爆膜是否完好 将一张轻纸悬吊于防爆膜处，观察纸张变化。 A/B小机排汽防爆膜不应有裂纹 要因 3 A/B汽泵密封水回水带有大量空气 A/B汽泵密封水回水是否带有大量空气 将A/B汽泵密封水回水管道与凝汽器隔离，密封水回去排地沟。 凝汽器背压应该无变化 要因 4 A/B小机与凝汽器连接处不严密 A/B小机与