2009年QC成果材料

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1、#5、#6凝汽器水位测量改造2009年QC成果材料#5、#6机凝汽器水位测量改造广东省梅县发电厂自动保护QC小组2009年2月一、小组概况小组活动情况组名自动保护QC小组所在部门梅县发电厂热控分部成立日期1996年10月小组注册时间2000年2月类型攻关型活动时间2009年1月20日～2010年1月31日组长罗文元小组成员简介表姓名性别年龄文化程度职务(职称)组内分工参加TQC学习课时罗文元男41本科工程师组长48陈宇男42中专技师组织策划48陈姗女35本科工程师组员48汪裕杰男28本科助工组员48赖文昭男30本科助工组员48管仕超男52高中技师组员48刘文标男27本科助工组员48何小意

2、女31中专助工组员48第11页共13页#5、#6凝汽器水位测量改造二、选题理由保证机组安全稳定运行维修部要求厂部要求减少设备故障提高设备自动及保护的可靠性#5、#6机DCS上显示地水位与就地翻板式水位计偏差大,且DCS上凝汽器水位波动大，导致凝汽器水位自动调节不能投运#5、#6机凝汽器水位测量改造确定课题存在问题三、现状调查三、现状调查第11页共13页#5、#6凝汽器水位测量改造梅县电厂凝汽器水位测量采用的是就地翻板式水位计以及远传水位计。远传水位计采用的是EJA型差压变送器，根据测量液柱重量的方式反映液位。即测量正负压管内水位差压，转变为4～20mA信号送到DCS显示水位值及参与自动调

3、节。整套装置包括取样一次阀（两个）、平衡容器、引压管、平衡阀、排污阀（两个）和差压变送器。取样系统较复杂，容易发生泄漏或堵塞的现象，调试投用时应确保引压管中注满水或等水蒸气凝结充满引压管，才能正常反映凝汽器水位。测量连接示意图如下：查阅从2005年到2008年#5、#6机有关凝汽器水位的设备台帐,发现出现的缺陷一共有24次,现象都是DCS上显示地水位与就地翻板式水位计偏差大,且DCS上凝汽器水位波动大，导致凝汽器水位自动调节不能投运，运行人员还要不时到就地查看凝汽器水位。而且故障排查比较费时费力，需要对多个环节进行检查并一一摒除，严重影响自动调节的正常投运，如其中#5有一次检查了三天时间

4、,最后才发现是变送器汽侧一次门盘根较松,不够紧固引起。根据故障情况我们进行了总结，并制定了故障情况统计表故障次数故障情况#5汽机#6汽机总计故障次数第11页共13页#5、#6凝汽器水位测量改造正压管凝结水未充满6511变送器排空门有微泄漏224变送器平衡阀接头松动123取样一次门盘根松224变送器取样接头处垫片未压紧112合计121224统计时间2005年1月——2008年12月#5、#6机凝汽器水位故障情况统计表四、确定目标减少#5、#6机凝汽器水位测量的故障率，提高测量的准确性和稳定性，保证凝汽器水位的正常运行。根据现状调查的结果，我们制定了如下的课题目标：必要性：凝汽器热井的作用就

5、是聚集凝结水，有利于凝结水泵的正常运行。热井储存一定量的凝结水，保证甩负荷时不使凝结水泵马上断水。水位过高，淹没部分凝汽器管束，汽轮机排汽凝结的空间减小，换热空间减小，排汽温度升高，真空下降，机组的经济性下降。如果水位过低，凝结水泵耗电较少，但是容易使水泵产生汽蚀，对叶轮损坏严重，运行时使水泵产生一定的振动及出口压力摆动的现象。可见，凝汽器水位信号测量不准确会严重影响机组的安全运行。因此，对凝汽器水位测量进行改造，提高可靠性是当务之急。目标值论证第11页共13页#5、#6凝汽器水位测量改造可行性：1、上级部门领导对凝汽器水位测量多次出现故障的现象非常重视，对此次QC活动非常支持,曾多次过

6、问和参加小组活动2、我们拥有技术过硬，解决问题能力较强，团结协作的团队，每次均能顺利解决技术难题，进行技术改造，拥有丰富的实践经验。因此我们坚信这一目标是能够实现的！五、原因分析根据调查结果，小组展开了原因分析六、要因确认第11页共13页#5、#6凝汽器水位测量改造QC小组通过召开会议，对照因果图中的各项末端因素进行逐条分析论证，寻找要因：末端因素论证分析表序号末端因素论证过程要因确认1检修人员变送器参数设置不正确班组成员在检修维护中均能按照检修工艺，检修质量经过了验收，未发现因变送器内部参数设置不正确导致的测量失准否2运行人员操作不当通过详细了解，运行中并不存在操作失误否3微差压测量方

7、式影响因素多采用测量液柱重量的方式反映液位，环境温度和压力变化都影响到水位的正确测量，系统的轻微泄露及空气的渗入都会引起正负压管水位差的变化是4差压水位计与翻板水位计零位不一致经过测量对比，两者的水位计的零位在同一基准线上，且凝汽器水位计取样口中心距与变送器、DCS设置一致否5测点选取不合理经过现场勘察，水位取样点是合适的否6取样管路复杂漏点多整套装置包括取样一次阀（两个）、平衡容器、引压管、平衡阀、排污阀（两个）和差压变送器，各压