汽机大修总结.docx
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汽机大修总结
#2机汽机大修总结
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初审：
编制：
汽机分场
2009年7月28日
#2汽轮机组A级检修报告
1.修前运行数据
从上次大修结束至此次大修开始运行小时数25903.45小时，备用7958.4小时，从上次大修结束到本次大修开始小修2次，停用小时数650小时。
从上次大修结束至本次大修开始非计划停用0次0小时，非计划停运系数0，其中，强迫停运0小时。
从上次大修结束至本次大修开始日历小时数34680，可用小时33861.99小时，可用系数98.12%。
2.修前设备状态
2.1主汽轮机效率低，真空低且严密性不合格。
2.2高压调节门阀头及阀座在机组多次大修期间对其进行研磨，致使阀座密封线下沉及阀头磨损严重，导致高压调速汽门行程改变，造成阀门关闭不严。
2.3水塔膨胀节腐蚀严重，无法修补。
2.4#4、#5给水泵流量不足。
3.大修主要目标
3.1本次大修所要解决的问题
3.1.1主机热效率低。
3.1.2真空严密性不合格。
3.1.3#5、6给水泵流量偏低。
3.1.4水塔膨胀节改造。
3.1.5给水温度低。
3.2本次大修所要完成的主要工作
3.2.1高压调速汽门阀头及阀座更换。
3.2.2水塔膨胀节改造。
3.2.3真空泵返厂。
3.2.4#4、5给水泵返厂校泵。
3.2.5油动机、压差阀、平衡阀返厂做实验。
3.2.6疏放水管和空气管换厚壁管，进口阀门修复。
3.2.7配合化学和金属监督专业完成监督检查项目。
3.3本次大修所要达到的主要目的
3.3.1大修后机组一次启动成功，按时接带负荷，120天内不发生非停事件或连续运行120天以上。
3.3.2在BMCR工况下，汽轮机热耗率≦8496.6KJ/Kwh，机组供电煤耗<360g/kwh.
3.3.3大修后主机各轴承振动≦0.076mm,温度≦85℃，真空度达到95%以上。
3.3.4不发生人为责任的设备损坏事故和人身轻伤事故。
4.主要检修对策
4.1#6瓦下瓦宏观检查发现层补焊区域有Φ6mm左右脱胎痕迹。
纠正措施：
返回汽轮机厂重新挖补乌金补焊，补焊后进行超声检测和着色渗透检查合格。
4.2#2机右高压主汽门壳内壁铸造缺陷引起的开裂性裂纹。
纠正措施：
现场将右侧高压主汽门的裂纹打磨消除，在现场补焊，施工工艺严格遵照处理方案执行，已处理完毕。
4.3#5号给水泵涡轮乌金脱落。
纠正措施：
返厂重新浇注乌金，并调整间隙至合格，已处理完毕。
4.4前箱后油档、中箱前后油档、密封瓦内油档铜齿磨损严重。
处理措施：
重新镶铜齿，间隙调整至合格范围。
4.5四、五瓦外油档铜齿磨损严重。
处理措施：
更换接触式油档，三瓦外接触式油档部分损坏，更换新型接触式油档。
4.6再热管道和中压导气管部分弯管组织劣化。
处理措施：
更换弯管。
4.7#6号给水泵出口电动门无损检测发现外表面三处裂纹，阀门入口侧肩部裂纹长度约30mm两条，出口侧肩部裂纹长度约10mm一条，裂纹深度约到10mm。
纠正措施：
现场将门体外表面裂纹打磨消除，在现场补焊，施工工艺严格遵照处理方案执行，已处理完毕。
4.8#3、4凝结水泵首级导流壳汽蚀严重。
纠正措施：
更换新件。
5.实际检修效果
5.1.汽缸部分
5.1.1对高、中、低压外缸及高压内缸进行全面检查，未发现缺陷。
5.1.2对喷嘴、隔板及隔板套全面检查，其中高压第#6-#9隔板炉侧、#8、#9、#11隔板电侧叶顶汽封结合面及中压#3套结合面有蒸汽冲刷痕迹，经补焊研磨处理完毕，其它检查无缺陷。
5.1.3对轴封和各抽汽管道检查，未发现异物。
5.1.4检查各部套膨胀间隙，对不合格处打磨至符合要求。
5.1.5对滑销系统进行检查，其中后立键膨胀间隙超差无法恢复，已填写不符合项报告。
其余均已修整间隙至设计范围内。
5.1.6对汽缸结合面、各部套、导汽管等部件紧固螺栓清扫过扣，送金属校检，不合格螺栓全部更换完毕。
5.1.7合空缸紧1/3螺栓检查结合面间隙，0.05mm塞尺不入。
5.2转子部分
5.2.1转子进行全面检查，未发现异常。
5.2.2对转子跳动、瓢偏等进行检测，高压对轮处跳动0.055、瓢偏0.0175；中压前轮处跳动0.16、瓢偏0.025，中压后轮处跳动0.08、瓢偏0.03；低压前轮处跳动0.05、瓢偏0.005，低压后轮处跳动0.075、瓢偏0.0075；圆周跳动超差已填写不符合项报告。
5.2.3各转子中心孔金属监督专业宏观检查合格，NDT检验合格。
5.2.4对各对轮的销子孔和对轮螺栓进行清扫检查，未发现磨损拉毛现象。
5.2.5对中压转子短轴、低压转子前后短轴螺栓紧固。
5.2.6#1-#9瓦轴径检查未发现磨损。
5.2.7测量轴径椭圆度、圆锥度、扬度。
其数据均在设计范围内。
5.2.8测量并调整各瓦处转子相对油档洼窝中心。
5.2.9轴系中心：
对轮位置
上下高差
上下张口
左右偏差
左右张口
高中轮（修前）
高轮低0.245
下张口0.54
高轮偏炉0.525
炉张口0.02
中低轮（修前）
中轮高0.145
下张口0.01
中轮偏炉0.235
炉张口0.04
低发轮（修前）
发轮高0.10
上张口0.08
低偏电0.10
电张口0.01
高中轮（修后）
0
下张口0.47
0
0
中低轮（修后）
中轮低0.01
下张口0.01
中轮偏炉0.025
炉张口0.01
低发轮（修后）
发轮高0.10
上张口0.015
发偏电0.04
0
发励轮（修后）
0
下张0.01
0
0
5.3轴承部分
5.3.1分别对#1-#9轴承进行宏观检查，#6瓦下瓦发现一处脱胎痕迹，已处理完毕。
5.3.2中心调整后对各个轴瓦垫铁进行认真研磨，至接触面良好。
5.3.3#1-#9轴瓦顶隙超差，已填写不符合项；轴承紧力调整至合格。
5.3.4#1-#9轴瓦更换新的瓦温线。
5.3.5#1-#9轴承紧力调整合格。
5.4通流间隙
5.4.1测量轴向通流间隙。
其中中压缸通流间隙斜面值20级-22级数值偏小，最大超差为比设计值小2.5mm。
低压缸通流间隙斜面值29级、34级数值偏小，最大超差为比设计值小3.9mm，与上次大修数值基本相同。
中压缸通流间隙叶顶间隙２７级左侧数值偏小，最大超差为比设计值小０.９mm。
低压缸通流间隙叶顶与隔板间隙30级、34级数值偏小，最大超差为比设计值分别小1.15mm、0.6mm，已填写不符合项报告。
5.4.2对轴封和隔板汽封、叶顶汽封分别进行调整至设计值。
5.5保温、油漆部分
主机高中压缸及中低连通管检修项目结束后，对主机汽缸、高压进汽管、中压进气管及中低连通管级进行保温恢复。
上下缸粘贴保温要求为上缸粘贴3层硅酸铝，外包6层甩丝毯；下缸粘贴3层保温棉，外包8层甩丝毯；最终保温层厚度为上缸为上缸240mm，下缸为290mm。
高压进汽管、中压进汽管及中低连通管保温恢复过程符合设计要求。
所有更换阀门、管道及改造设备均以刷油漆完毕，汽缸油漆修复完毕。
所有保温及恢复过程均由验收人员验收合格。
5.6EH油系统
5.6.1油动机：
因我厂不能油动机进行试验及检修，必须返厂维修，油动机返厂做试验性能良好，更换油动机上的滤网及密封件并对伺服阀进行检测合格，在返厂做试验时检查发现有一条高压调速汽门油动机活塞杆磨损严重，更换新的活塞杆。
5.6.2EH油箱：
对EH油箱内部进行清扫，内部有少许杂质,全部清除后化学人员验收合格后回装,并且更换系统中的来回油滤网及密封圈。
5.6.3高低压蓄能器：
本次大修没有对高低压蓄能器胶囊进行检查,对其进行冲氮气检查压力都正常（高压0.91±0.2Mpa，低压0.21Mpa）。
5.6.4EH油冷油器：
清扫冷油器铜管并且打压0.3Mpa,管系无漏泄部位。
5.6.5EH油系统耐压试验合格,无漏点,安全阀动作压力为16.8Mpa,#1油泵出口压力为:
14.7Mpa，#2油泵出口压力为:
14.8Mpa。
并且更换EH油系统滤网。
5.7密封油系统
5.7.1压差阀、平衡阀、安全阀返厂调做试验，发现平衡阀阀芯磨损严重，安全阀阀芯卡涩对其进行更换新的备件并做试验合格。
5.7.2密封油箱清扫，浮球阀检查，经验收合格后回装,并对该系统漏点进行处理，更换滤网。
5.7.3密封油空氢侧冷油器水侧清扫,进行打压0.3MPA,发现空氢侧冷油器胀口处均有泄漏部位，返厂对胀口部位进行补焊处理合格。
5.7.4对压差阀、平衡阀等各个阀的信号管路进行清扫工作，以保证其内部清洁畅通。
5.7.5因在本次大修前，空氢侧密封油泵压力一直稳定，所以在本次大修期间不对其进行检查工作，只更换新的机械密封。
更换密封油系统排油烟风机出入口滤材。
5.8润滑油系统
5.8.1主机冷油器:
冷油器水侧清扫，并对冷油器进行打压0.3MPA,管系无漏泄部位,并对油水侧出入口门进行检查。
5.8.2交直流润滑油泵:
更换交流润滑油泵的轴承，解体检查发现交流润滑油泵的推力轴承磨损,油泵窜动0.32mm,更换新的推力轴承,重新调整油泵窜动间隙0.21mm合格。
5.8.3主油箱:
清扫主油箱及射油器附件,尺寸均符合要求回装,更换射油器出口法兰垫为聚四氟乙稀垫.在本次大修时发现回油滤网破损严重，利用本次机会更换新的编织滤网60＃。
5.8.4主油泵:
全面检查各个部件完好,油泵串动为0.22mm,重新补瓦处理调整间隙为0.15mm,油泵与高压转子高差为0.23mm.
5.8.5高压油泵:
全面检查各个部件尺寸在规定范围内,更换推力轴承46412（7416）回装油泵.
5.8.6顶轴油泵：
对其入口滤网进行清扫。
5.8.7更换润滑油系统排油烟风机入口滤材。
5.9保安系统:
5.9.1大修时对危急遮断器解体检查,各个部件尺寸符合要求
5.9.2解体保安操纵箱检查各个滑阀,各尺寸均符合要求,检查＃1、＃2滑阀上盖与主阀配合处K面密封面达到100%接触,其他各个部件尺寸数据合乎要求,清扫干净后回装.
5.9.3对高中压自动关闭器进行解体检查，密封环良好没有更换，测量各个部件尺寸均符合要求，更换高压自动关闭器油封。
5.10主机高中压主调门:
5.10.1高压调速汽门:
#2机组是1987年12月投产使用，至今已进行七次大修。
高压调节门阀头及阀座在机组多次大修期间对其进行研磨，致使阀座密封线下沉及阀头磨损严重，导致高压调速汽门行程改变，造成阀门关闭不严，严重威胁了机组的安全稳定运行。
如果不对高压调速汽门阀头及阀座改造将造成阀门关闭不严，严重威胁了机组的安全稳定运行，在本次大修期间进行改造,更换新的阀头和阀座，并对密封线进行检查接触100％合格，更换新的主调门螺栓74条.
5.10.2高压主汽门:
解体检查高压主汽门,各个尺寸均合乎要求,压密封线
检查其密封达到100％接触,没有进行外委研磨处理工作。
在对#2机右高压主汽门检查是发现壳内壁铸造缺陷引起的开裂性缺陷，现场将右侧高压主汽门的裂纹打磨消除，在现场补焊，施工工艺严格遵照处理方案执行，已处理完毕。
5.10.3中压主调速汽门：
清扫各部件氧化层，复查各个尺寸合格后进行回装。
阀门研磨使其密封面达到100％接触,更换调门螺栓46条。
5.10.4中压主汽门：
清扫各部件氧化层，检查发现预启阀行程为18mm，图纸要求为15mm，超差申请放行其他各个尺寸合格，对其进行研磨，处理使其密封面达到100％接触，更换主门螺栓24条。
5.11给水系统
5.11.1#4、#5给水泵解体，泵泵芯返厂检修。
5.11.2前置泵泵解体检修，更换机械密封、轴承，滤网清扫检查。
5.11.3给水系统各阀门解体检修，出口门、逆止门、抽头门研磨检修，#5给水泵再循环调整门外委修复，#6号给水泵出口电动门无损检测发现外表面三处裂纹，已处理完毕。
5.11.4高压加热器、除氧器内部清扫检查，各安全门整定校验合格。
5.11.5#5、#6给水泵冷油器改造更换新冷油器；#4给水泵冷油器清扫检修，打压试验合格，油滤网清扫检查。
5.12凝结水、真空系统
5.12.1、#3、#4凝结水泵、疏水泵解体检修，凝泵导叶体均汽蚀严重,已经更换,入口滤网清扫检修。
5.12.2、系统阀门解体检修，低压加热器内部清扫检查。
5.12.3、真空系统做高水位灌水试验，检查发现3号凝汽器西侧8米高位置存在1.5米长裂纹，已用槽钢扣焊处理完毕。
5.12.4真空泵返厂检修，返回后测量调整对轮中心，冷却器清扫，气水分离器、液位计检修。
5.13内冷水系统
5.13.1内冷水泵解体检修，水箱、滤网清扫，冷却器清扫打压试验。
5.13.2系统阀门解体检修，法兰垫片更换。
5.14循环水系统
5.14.1循环水泵解体检修。
5.14.2凝汽器出入口碟阀严密性检查，清污机检修。
5.15工业水系统
5.15.1工业水泵解体检修，更换轴承及机械密封。
5.15.2工业水泵出入口门及逆止门解体检修。
5.16清污机及水塔检修
5.16.1水塔膨胀节更换。
5.16.2清污机槽道加固、紧固螺栓更换为不锈钢螺栓。
6.标项及非标项目完成情况
内容
合计
标准项目
特殊技术改造项目
增加项目
减少项目
备注
计划
68
52
16
实际
65
52
13
3
项目减少原因：
1）高主门研磨：
解体高主门检查，阀门压线检查密封良好，此次大修不需要研磨。
2）主油箱加装滤油机：
大修期间设备未到货。
3）供热调整阀油站输油管改造:
原计划将原设计胶管改为不锈钢管道，考虑机组膨胀对管道焊口的影响，此次大修未进行。
7.检修质量控制
在#2机大修中，严格控制检修工艺质量管理工作，具体如下：
1．大修前认真编制检修作业指导书，共计73本，其中三级验收的共计44本，设立W点223个，H点208个，P点5个。
2．严格执行《检修作业指导书》，认真执行和落实每个检修进度的解体、检修、回装、调试中的每一个质检点（W、H点），只有三级人员验收合格后，方可进行下一步工作，从而避免经验主义，人为因素引起的不合格品发生。
同时对于部分重点项目的关键质检点设置P点，进行四级验收，以保证设备检修的质量。
3.认真执行不符合项报告，对于无法达到规定的检修质量标准要求时，该项目不影响设备的安全运行，经各级质检人员验收后，最后由检修副总或总工批准放行。
4.对于非标准项目和技改项目，大修前制定改造方案，并相应编制作业指导书和安全作业指导书。
5．主机回装时，执行扣缸申请及回装控制程序。
主机高、中、低压缸回装时，成立高、中、低压缸指挥机构，指定各级专职人员：
指挥长、三级验收员、备件员、上缸作业人员、材料工具员、专职清扫员，明确各级人员的责任和义务并实行签字制度，扣缸中断时必须由各缸的施工组长看缸，任何其他人员一律不准上缸。
6.针对#1机组A级检修过程中的重大技改项目,我们编制了施工组织技术措施,从技术文件准备、物资准备、检修施工阶段的工序及进度控制、安全措施、试运行阶段等方面进行全面质量控制，使每个阶段的质量管理都有效地落实，确保重大技术改造项目的圆满完成。
7.备品备件控制
大修前编写并提交《二号机组大修标准项目备件计划》，大修过程中先后编写并提交了QJ-096-023大修补报第一批计划、QJ-096-029大修补报第二批计划和QJ-096-024#2机高压螺栓更换计划，备件到货基本保证了设备的回装工期，所有到货备件均经过班组技术员宏观检查验收，验收合格后方可领取使用。
#2机组所有领用的备件经过设备试运后由使用班组上报备件管理评价表，除安装在#3凝结水泵上的沈阳昊源生产制造的机械密封试运不合格外，其他备件均符合使用标准，现运行状况良好，能否经受住机组长周期运行的考验需要进一步观察。
8.人工费用控制
9.工期、人工、费用分析
本次大修计划工期2009年05月21日——2009年07月09日。
实际工期2009年05月26日——2009年07月09日
计划工日：
13601
实际工日：
13381
计划费用：
161.992万元
实际费用：
万元
10.经济指标分析
1.大修后高中低压缸内效率
项目
高压缸内效率（%）
中压缸内效率（%）
低压缸内效率（%）
大修前
80.96
90.03
85.25
大修后
81.08
90.06
85.31
设计值
84.25
90.36
85.42
按机组高中低压缸在整机功率中所占比重分别为30.43%、37.87%、31.70%，通过小偏差方法分析可知，高中低压缸效率使热耗率上升44.90、6.86、2.90kJ/kW.h。
较大修前热耗分别下降15.96、5.76、2.40kJ/kWh。
从本次试验数据分析，高压缸内效率低的原因：
（1）由于高压缸排汽温度高于设计值，使有效焓降减小，理想焓降增。
（2）机组单阀运行，且#3高调门开度仅60%，节流损失大。
2.200MW试验工况监视段参数：
（1）#1高加运行端差比修前下降2.9℃，降低热耗5.02kJ/kWh；#2高加端差比修前下降1.71℃，降低热耗30.21kJ/kWh。
（2）八段抽汽量低于设计值10t/h，表明运行方式可能不合理，二段漏汽导入#1低加排挤八段抽汽，使#1低加温升不足。
（3）凝汽器端差4.5℃，循环水温升9.5℃，在合格范围内。
真空严密性试验不合格。
试验8分钟，取后5分钟计算，平均下降值为0.52kPa/min。
（4）试验期间给水泵、循环水泵单耗同时进行。
平均电负荷193.32MW时计算出给水泵单耗为6.87kWh/t,达到了全容量调速给水泵单耗曲线值。
循环水泵两台运行，平均电负荷193.32MW时耗电为1.17%。
凝结水泵变频自动运行，平均电负荷193.32MW时耗电率0.120%。
表
（1）试验数据及计算结果
项目名称
200MW工况
180MW工况
150MW工况
试验日期
2009-7-15
2009-7-15
2009-7-21
试验开始时间
unit
10:
00
13:
00
9:
00
试验结束时间
12:
00
15:
00
11:
00
主蒸汽压力
MPa
12.709
12.694
12.624
主蒸汽温度
℃
533.33
534.98
535.25
主蒸汽焓
kJ/kg
3429.0128
3433.4816
3434.9650
主蒸汽熵
kJ/（kg.K）
6.5671
6.5732
6.5773
高压主调门后压力
MPa
12.073
12.059
11.992
高压主调门后温度
℃
530.62
532.29
532.58
高压主调门后焓值
kJ/kg
3429.0128
3433.4816
3434.9650
高压主调门后熵值
kJ/（kg.K）
6.5888
6.5948
6.5990
调节级压力
MPa
9.454
8.714
7.219
调节级温度
℃
506.450
504.100
498.500
调节级焓
kJ/kg
3397.4758
3400.3799
3404.3867
调节级熵
kJ/（kg.K）
6.6528
6.6915
6.7779
主给水流量
t/h
598.400
554.600
468.400
主给水压力
MPa
14.7986
14.5986
14.0986
最终给水温度
℃
243.00
240.00
230.00
最终给水焓值
kJ/kg
1053.2034
1039.1714
992.8447
一段抽汽压力
MPa
3.619
3.349
2.759
一段抽汽温度
℃
393.50
388.10
387.30
一段抽汽焓
kJ/kg
3207.1212
3199.3688
3207.9074
#2高压加热器进汽压力
MPa
3.456
3.249
2.639
#2高压加热器进汽温度
℃
393.50
388.10
387.00
#2高压加热器进汽焓
kJ/kg
3209.9474
3201.1396
3209.3155
#2高压加热器进水温度
℃
212.20
208.90
198.50
#2高压加热器进水焓
kJ/kg
912.3799
897.5343
851.0954
#2高压加热器出水温度
℃
240.50
237.10
225.50
#2高压加热器出水焓
kJ/kg
1041.5361
1025.7024
972.2586
#2高压加热器疏水温度
℃
241.50
238.00
226.00
#2高压加热器疏水焓
kJ/kg
1044.7710
1028.0693
971.5452
一段抽汽量
t/h
36.4240
33.3780
25.8789
#2高压加热器进汽流量
t/h
36.4240
33.3780
25.8789
#2高压加热器疏水量
t/h
36.4240
33.3780
25.8789
一段抽汽能量
kJ/h
116816172.7
106788375
83017144.06
#2高压加热器温升
℃
28.30
28.20
27.00
#2高压加热器端差
℃
1.31
1.20
1.33
一段抽汽压损
%
4.493
2.986
4.350
二段抽汽压力
MPa
2.389
2.199
1.824
二段抽汽温度
℃
314.00
311.00
308.50
二段抽汽焓
kJ/kg
3047.2802
3045.2867
3049.4632
#1高压加热器进汽压力
MPa
2.219
2.059
1.689
#1高压加热器进汽温度
℃
245.50
235.30
230.00
#1高压加热器进汽焓
kJ/kg
2880.3181
2860.0917
2864.7997
#1高压加热器进水温度
℃
169.80
166.80
161.00
#1高压加热器进水焓
kJ/kg
726.1071
713.0476
687.7918
#1高压加热器出水温度
℃
212.20
208.90
198.50
#1高压加热器出水焓
kJ/kg
912.3799
897.5343
851.0954
#1高压加热器疏水温度
℃
215.30
212.20
203.00
#1高压加热器疏水焓
kJ/kg
922.0059
907.7891
865.9236
二段抽汽量
t/h
55.7975
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