300MW汽轮发电机揭缸提效工作情况总结.docx
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300MW汽轮发电机揭缸提效工作情况总结
大唐XXXXX发电有限责任公司
＃1#2汽轮机通流改造和揭缸提效工作汇报
一、情况介绍
石电公司#1#2机为哈汽厂生产的第16、17台73型亚临界300MW汽轮机.2007年5月开始进行#1机组通流改造，对所有36级动、静叶叶型进行了改造，但汽封仍保留传统的梳齿汽封，通流改造后热耗为8086kJ/kWh，与设计值7955kJ/kWh仍有一定差距，根据集团公司的要求，超过设计值100kJ/kWh则要求揭缸提效，我公司在2008年4月进行#1机揭缸提效工作。
而#2机在2008年8月#2机组大修中将通流改造和汽封改造同时进行。
#1机组整个揭缸提效工作从2008年4月15日开始,于5月22日结束，历时37天。
#2机组从2008年8月12日至10月21，共70天。
#1机组改造后进行了热力性能试验，308MW工况试验热耗为8183.3KJ/kwh，经过二类修正（参数修正）后的热耗为7941.8KJ/kwh，机组原设计热耗7955KJ/kwh，已经低于设计值13.2KJ/kwh，比汽封改造前降低144.2KJ/kwh，圆满完成改造任务。
#2机组大修后由于机组没有负荷，没机会进行热力性能试验，但在12月4日中调安排我们进行了大修后的其他相关试验，后面会有专门开机情况介绍。
二、前期准备与策划工作情况
由于2007年对＃1机进行了通流改造，热效率得到了提高，但热耗仍高出设计值131kJ/kWh。
为达到集团公司要求，我公司进行了大量的调研收资，发现两种方法可以更有效提高热效率，一是调整老式汽封的间隙，使其达到厂家设计标准；二是对汽封的密封形式进行改造，缩小汽封间隙。
我公司及时向上级汇报，并取得了分公司的支持，采取上述两种方法对＃1机进行改造提效。
#2机组则将通流改造和汽封改造整合在一次大修中完成，并且将#2机组布莱登汽封间隙进一步缩小。
（一）具体工作范围
1．高压隔板套更换全部隔板硬汽封齿并加工到符合厂家标准的汽封间隙；
2．高压12级叶顶汽封、中压前六级叶顶汽封和高中低压轴端外道汽封保留原梳齿弹性汽封，将汽封间隙调整到厂家标准范围内；
3．布莱登汽封的改造范围（单位：
圈）
机组
高中压缸轴封
高压缸
中压缸
调端内道
励端内道
进汽平衡持环
排汽平衡持环
进汽平衡持环
隔板
＃1
1
1
5
3
2
8（2～9级）
4．蜂窝汽封的改造范围（单位：
圈）
机组
高中压缸轴封
中压缸叶顶
低压缸
汽端
励端
机侧轴封
电侧轴封
叶顶（不包括末二级）
隔板
＃1
2（内二、三道）
2（内二、三道）
3（末三级）
3
3
2×5
2×6
说明：
中压缸后三级叶顶汽封（共3圈）以及低压缸正向、反向各6级隔板汽封（共12圈）、低压缸正向、反向前五级叶顶汽封（共10圈）、低压缸端部汽封除最外一圈（共6圈）、高中压缸端汽封除最里一圈和最外一圈外（共4圈）。
5．调节级汽封，间隙大的汽封更换汽封齿。
6.#2机组在上述汽封改造和调整的同时，进行了通流部分的改造，具体改造内容如下：
6.1调节级改造
6.1.1两侧喷嘴室（上半、下半）与内缸之间增加挠性补偿板。
6.1.2喷嘴组返回乙方，进行叶片型线检查及缺陷处理工作，更换汽封片。
6.2高压缸通流改造
6.2.1更换机组高压部分通流，高压1～12级动叶片、高压1～12级静叶片由73型汽轮机叶型改为73B型汽轮机叶型。
6.2.2更换高压缸的高压隔板套。
高压隔板套由73型改为73B改进型，中分面紧固螺栓的规格改为M72。
6.3中压缸通流改造
6.3.1更换中压部分通流，中压1～9级动叶片、中压1～9级静叶片由73型叶型改为73B型叶型。
6.4低压缸通流改造
6.4.1更换机组低压部分通流，低压2×7级动叶片、低压2×7级静叶片由73型叶型改为73B型叶型。
更改低压末级、次末级动叶片围带结构为自带冠的形式。
6.4.2将低压1#内缸上法兰螺栓孔处加工合理，工艺孔由现在的两孔形式改为一孔形式。
将中分面螺栓变短，螺栓采用热紧的形式，并消除中分面的变形，增加上下缸的紧力，消除法兰泄漏。
在#1内缸水平中分面增加密封键。
6.4.3改进低压1、2号隔板套螺栓，适当缩短，增大螺栓直径，并采用热紧螺栓。
6.4.4低压电端、调端隔板套更换。
6.5转子中心孔探伤。
高中压转子和低压转子中心孔堵头取下，对转子中心孔探伤后，重新加工堵头封好。
6.6增加高压内上缸测点的高压外缸改造部分。
6.7主汽阀、调节阀严密性处理。
哈汽负责＃1、2高压主汽阀预启阀的拆卸、安装，对＃1、2高压主汽阀以及预启阀严密性进行处理（包括阀座）；＃1、2中压主汽门以及#1、2、3、4、5、6高压调门、＃1、2中压调门接触型线、严密性处理。
（二）汽封间隙调整原则
根据集团公司和分公司的要求，结合我公司的实际情况，#1机组对布莱登汽封的间隙基本控制在0.45-0.50mm之间，远小于厂家0.75mm的标准，蜂窝汽封和传统汽封控制在设计值和设计下限制之间。
总体来说，高中压缸内汽封和轴端汽封间隙的误差要求在0.05mm以内，低压缸内汽封的间隙误差要求在0.10mm以内。
并将细化的间隙标准及时在我公司汽轮机检修作业验评手册中予以修改和审批，最后上报分公司。
#2机组根据#2机组改造的实际情况和布莱登汽封特性，将间隙调整至0.30-0.35mm之间。
（三）前期策划工作完成情况
1、#1机组
3月12日前完成#1机小修施工网络图和汽轮机详细施工节点，责任人喻友明。
3月14日前完成通流间隙标准的讨论，3月20日前完成汽轮机所有验评资料的审批，责任人付依甫。
3月20日前完成#1汽轮机揭缸提效的施工三措，即安全措施、组织措施、技术措施和作业指导书。
4月10前完成蜂窝汽封和布莱登汽封的制造跟踪和催货工作，责任人喻友明。
4月1日前完成汽轮机检修除改造汽封外的所有备品备件的到货，责任部门物资部。
2、#2机组
2.1、＃2行车大修、＃1＃3行车维护保养检查3月15日前完成，3台行车动静载试验3月20日前完成。
检修公司（黄华）
2.2、＃2炉电梯机组大修工作在4月15日前完成。
刘长明
2.3、大修前进行一次专项工具清理检查，3月15日前完成。
责任部门：
检修公司（黄华）
2.4、大修用脚手架管等专项检查，3月20日前完成。
责任部门：
检修公司（黄华）
2.5、大修质量验评表、作业指导书等质量管理技术文件准备，3月10日前完成。
责任人：
生技部首工（付依甫）
2.6、技术改造方案、重大非标施工三措专项清理，3月25日前完成。
责任人：
检修公司汽机专工（骆绍山）
2.7、大修备品配件及材料清理，3月20日前完成。
责任人：
生技部首工（付依甫）
2.8、大修手册编制，3月30日完成。
责任人：
生技部主任（彭洪涛）
2.9、停炉保养安排，3月30日完成。
责任部门：
检修公司（喻友明）
2.10、大修前热力试验安排，3月15日前完成。
责任人：
生技部主任（吴家祥）
2.11、大修施工队伍准备，4月20日前完成。
合同签订责任人：
周凌。
安全协议签订责任人：
吴忠恕
2.12、运输、起重车辆专项检查，3月20日前完成。
责任部门：
物业公司（陈文伟）
2.13、安监部编制并实施所有参加大修人员的安全培训与考试计划，3月17日前完成。
责任人：
吴忠恕
2.14、各检修部门大修安全措施的编写及前期开工的工作票准备，3月30日前完成。
责任人：
黄华、毛永忠
2.15、生技部编写本次检修目标任务书，3月28日前完成。
责任人：
尹小峰
（四）奖惩措施
#1#2汽轮机修后热耗达到集团公司要求8000kJ/kWh，分别奖励责任人喻友明10000元，超过8050kJ/kWh，分别考核责任人喻友明4000元。
三、汽轮机找中、间隙调整的方法与经验
（一）汽轮机找中心
1、#1机组根据以往检修的全实缸和半实缸数据，以及本次检修的修前全实缸和解体后的半实缸数据进行对比，基本找出了#1机全实缸和半实缸中心的变化规律。
因为本次汽封间隙调整值相对以往要小，为了慎重起见，在调整汽封前，我们进行了一次解体后冷态全实缸找中，发现与修前变化不大，基本合格，没有做大的调整。
2、#2机组大修前我们已和湖南试研院、湖南理工大共同进行了#1机组的标高试验，得出了比较详尽的机组各状态的轴系标高变化值和趋势，这对我们调整机组各轴瓦负荷提供了理论依据。
再加上日常运行长存在的#4瓦瓦温和油温偏高的情况，我们对轴系中心进行了调整。
修前中心数据：
上下圆周
左右圆周
上下张口
左右张口
低压转子与中压转子对轮
+0.29
左0.10
下张口0.05
左张口0.01
发电机转子与低压转子对轮
-0.06
左0.28
下张口0.12
左张口0.03
励磁机转子与发电机转子对轮
+.30
左0.07
下张口0.19
右张口0.14
修后中心数据：
上下圆周
左右圆周
上下张口
左右张口
低压转子与中压转子对轮
+0.26
左0.01
下张口0.10
左张口0
发电机转子与低压转子对轮
-0.16
左0.03
下张口0.13
左张口0.03
励磁机转子与发电机转子对轮
+.03
右0.01
下张口0.03
右张口0.02
各瓦垫片调整量如下：
#1瓦：
+0.15mm；#2瓦：
+0.10mm；#3瓦：
+0.20mm；#4瓦：
-0.20mm；#5瓦：
-0.30mm；#6瓦：
-0.20mm
（二）汽封间隙调整
1.汽封调整原则
此次通流改造，进行汽封改造和调整，首先确定原则：
先卸掉汽封块，将中心调整至合格；将部套的洼窝中心调整至合格，调整时考虑扣全缸后的各部套抬升量，使用压铅块的方法测量；然后进行汽封间隙测量，测量时由于是半缸，需要在部套下先加等同抬升量厚度的垫片；测量时底部和顶部使用压胶布的方法，而两侧还是采用塞尺测量；最后验收采用扣全实缸，冷紧1/3螺栓的方法进行，注意此时所有加的换算抬升量的垫片全部抽出。
2．汽封调整后验收原则
汽封调整后扣完缸，为了保证缸内间隙的真实性和准确性，需要全实缸验收汽封间隙。
3．汽封验收方法
（1）为了保证调整后汽封间隙的误差精确到0.05mm，在0.25mm厚的胶布夹上一层或两层0.1mm的纸进行贴胶布验收。
（2）为了保证汽封间隙数据的准确无误，我公司对于汽封间隙的验收要求是每道汽封弧段都在标准范围内，由专人统一组织验收，保证数据的一致性和准确性。
对于汽封弧段前进或后退量的控制，都有专人配合施工人员进行尺寸测量，要求记录处理前后的汽封背弧原始厚度，在最后的微调阶段，此方法非常有效。
4．汽封调整
（1）缸内部套上下位移量的测量
各缸内部套在全实缸状态，相对于半实缸状态有可能下沉，也有可能上抬，此现象在高中低压缸都存在，特别是低压缸内很复杂，可能每台机都不一样，之前没有认真考虑过，缸内部套的上抬量和下沉量少则0.2mm左右，多则1mm，找出这个值对于运行状态下汽封间隙的真实性非常重要。
我公司是通过半实缸和全实缸状态下放真转子分别压铅块来找的，虽然时间长一点，但数据比较真实，相对调整量要小一点。
我公司#1、#2机组高中压缸内部套变化量基本一致，数据如下：
部套
前内
高排
高隔
高进
中进
中#1
中#2
高内
后内
数值
0.15
0.20
0.20
0.25
0.35
0.35
0.20
0.35
0.10
（2）上下纵销的调整
由于以往的汽封间隙验收都是在不扣外缸的情况下进行的，汽封调整合格后再扣外缸，里面的情况就不知道了。
通过今年的实践，发现扣外缸后，对于缸内部套左右的偏移较大，主要是高中压缸，对于中分面有间隙的外缸，紧螺栓调整纵销和不紧螺栓调整纵销的偏移量和偏移方向又不一样，这些都需要进行全实缸压胶布检查。
如果有假轴，测量扣全实缸后的缸内部套的左右偏移量是很有好处的，能节省一些时间。
在后面进行的#2机组大修中，我们首先就进行了缸内部套在扣缸时顶销对部套影响的检测，尽早进行了校正，得出一个较好的基础。
这个经验可以在其它厂进行推广。
（3）硬汽封的调整
对于高压隔板套隔板硬汽封的加工和调整，以厂家设计值留出0.2mm左右的现场加工余量为宜，可以保证在现场调整时包含修刮齿尖等工作时不致于将间隙做大。
但每次修刮的量要小，要谨慎，宁愿多扣几次缸，也要将这个间隙调准。
此次#2机组做得非常好，总间隙控制在标准范围，而且其同心情况也很良好，相比较#1机组而言，减少了很多工作量。
（4）弹性汽封的调整
汽封间隙大时修刮背弧，要准备几套专用工具，多准备合金小铣刀，适当的时候可以上大型立车加工。
汽封间隙小，采用铆背弧方式调整，以铆冲量不超过0.4mm为宜，否则该汽封弧段就要修齿或更换。
铆冲的方式要求铆一个小长条比较合适，铆一个点对于汽封的稳定性和安全性都有影响。
建议出厂新汽封保证装复时间隙稍微大一点，现场修刮背弧可以保证背弧的密封性能，铆点量过高将导致汽封背部漏汽量增大。
四、其他应重点关注的几个亮点
（一）#2机高主门内漏治理成功
#2机高主门内漏问题已经是困扰我们3、4年的老大难了，因为直接影响到机组安全运行，所以公司内部一直高度重视。
此次和哈汽协议中专门提出作为重点解决难题攻关。
后面通过使用专用磨头和专用工具进行研磨，并不压其烦的一次次用真阀头进行检验修正，还积极纠正和解决处理过程中发现的问题，使其型线验收合格。
开机试验时，高主门严密性试验合格。
（二）#2机发电机转子调端对轮瓢偏处理合格
#2机发电机转子调端对轮在检修中发现超标至0.075mm，高于要求值0.045mm。
通过查看原来的检修记录，在1998年第一次大修中就发现这一缺陷，但只是将盘车齿轮表面进行了反方向的打磨，没有彻底处理。
此次我们和哈汽人员共同商议确定直接将其表面手工打磨至合格的办法，实施后获得了成功，解决了这10多年来的遗留问题。
（三）#2机A、B小机轴封改造为蜂窝汽封
由于小机轴封漏汽和小机油中带水等情况比较突出，在今年#2机组大修中，我们将#2机A、B小机轴封改造为蜂窝汽封，并且将其汽封间隙缩小，A小机控制在0.20-0.25mm，B小机控制在0.30-0.35mm。
通过小机开机冲转、超速、带负荷等，小机运转正常。
五、检修中发现的问题及处理措施
（一）调节级汽封
#1机组除一道叶根汽封由于原来转子处磨损过大，达到3mm间隙，本次检修给与更换，间隙控制在1.5mm以内。
其余两处汽封间隙均是2007年改造时更换新汽封调整为标准间隙1mm后磨出来的，约为1.8mm左右，经与哈汽厂协商并经分公司同意，没有继续处理。
#2机组基本上是处于磨出来的状态，局部间隙偏大的进行了新齿的更换再打磨，偏小的直接进行打磨，使汽封间隙控制在1.2~1.5mm.
（二）蜂窝汽封
蜂窝汽封在300MW及以上机组大规模进行改造，这在全国都是走在前列的，很多接口尺寸出现较大的偏差，特别是低压缸，即使在揭缸后现场测量完再加工，仍然有较大的现场加工量。
一是低压缸变形较大，测量左右不一定完全代表整圈的直径，再一个就是低压缸内汽封弧段太多，每调整一次就有几百块，没有足够的人力是很难短时间内调整完的。
今年如果没有火电公司和石电检修公司人员的大力协助，蜂窝汽封的调整将会非常困难。
中压部分的蜂窝汽封，弧段很长，一般都超过了800mm，加工过程中热处理变形较大，在中压缸这种温度较高的环境中运行，变形量会更大，而蜂窝汽封一旦摩擦，很难磨掉，对机组的安全性有较大影响。
建议中压部分以后不要改造蜂窝汽封。
蜂窝汽封还有相邻汽封块交界处的蜂窝带容易损坏的缺点，导致最后装复时汽封块交界处可能有较大的漏汽量。
轴端汽封是加垫块调整的，调整完后，背弧与汽封槽的径向间隙超过2mm，漏汽通道增大，可能效果不会很好。
（三）布莱登汽封
因为火电企业对节能降耗工作的重视，全国很多电厂在进行布莱登汽封改造，暴涨的业务量对于厂家的生产和现场安装都有较大的影响，修刮背弧的专用工具不能投入到每一个电厂，制约了现场调整汽封的进度。
（四）中心变化
由于5月12日四川发生地震，根据现场瓦振的波动记录，公司汽轮机受地震影响的时间达到一分半钟，#1机组在震前汽封调整前和震后扣完缸全实缸找中，低发对轮中心的高差变化达0.2mm，表现为#4瓦处低压对轮上抬0.2mm。
（震后#2运行机组在停运后启动，#4瓦出现了球面转动不回位导致瓦温升高的问题，这也是一个佐证。
）
#2机组修前的中心数据已经相对于前次调整时变化很大，而#4瓦瓦温偏高一直是个长期问题。
此次通过对轴系标高调整，减轻了#4瓦负载，通过12月的修后第一次开机，#4瓦温比较正常，此一问题可能已得到解决。
（五）端汽封
端汽封装复时不要紧死上半螺栓，因为端汽封一般都是单独验收，要求落外缸紧完螺栓后再来紧端汽封螺栓，以免发生变形。
六、经验总结
我公司#1#2机揭缸提效、通流改造和解体大修都在08年内完成。
我公司高度重视这几项工作，尽管前期准备工作较为充分，但在实际工作中依然遇到了不少困难，具体如下：
（一）困难估计不足，火电公司没有及时投入预期的足够人力和技术力量，即使排了两班倒，施工仍跟不上预计进度。
（二）新型汽封改造，新工艺不熟悉，调整困难较大，特别是蜂窝汽封，加工尺寸出现加大偏差，现场调整量很大，蜂窝汽封厂家人力投入不够，影响了整个汽封调整的工期。
（三）整体工作量偏大，要调整好汽封间隙必须有足够的时间做保障。
（四）高压缸调整走了一些弯路，隔板套加工没有留出现场需要的余量，导致局部汽封重新镶嵌。
高中压外缸纵销对汽封间隙的影响事先没有考虑周全，导致不扣外缸时合格的数据在扣完外缸后偏移量较大，但总间隙量基本合格。
另外，施工单位的检修人员有用砂轮机打磨齿尖的习惯，看见有点毛刺就打磨一下，原来合格的间隙被打磨变大，导致验收时部分硬齿汽封要重新更换，耽误了时间。
（五）现场施工单位太多，有四五家，协调、跟踪、检查和配合工作较难到位，很多时间就浪费在协调上。
再加上现场管理有不到位的地方，影响了进度。
七、开机过程中出现的问题及处理措施
#1机开机时比较正常，只有#4瓦瓦温还是偏高，下面介绍下#2机开机时出现的一些问题及处理方法：
1、第一次开机冲转至1200rpm时，#1瓦轴振由于高中压缸内汽封磨合造成振动大而停机，但下降至600rpm时，机头零转速探头误发零转速信号导致盘车误投，使盘车推力铜套过载烧毁，后连续加班抢修后恢复；
2、第二次开机冲转至1200rpm时，#2中主门油动机O型圈漏油，停机后连续加班抢修恢复；
3、第三次开机冲转至2300rpm暖机转速时，#8瓦振动大并伴随异音。
停机后抢修，分析为励磁机风挡碰磨导致#8瓦振动及异音。
#8瓦出现重载迹象，通过刮瓦并调整励磁机风挡间隙后恢复；
4、第四次开机冲转至3000rpm，并且瓦温、油温均正常，振动更是达到优秀范围。
前面几次停机已将缸内部汽封磨合得比较好。
八、下一阶段的工作安排
（一）#2机组大修后才开了一次机，并且很快就停了下来，汽封的磨合、新换部套的热力状态等都需要继续在运行中加强监视，并且根据相关要求，必须保证机组在运行状态时前6个月中为单阀控制。
（二）在机组有负荷的情况下，向分公司和中调申请进行#2机组的热力性能试验，掌握此次#2机组改造的效果如何。
（三）将#2机A、B小机的热力性能试验同时进行，查看小机轴封改造后对其热力性能提高的情况，看是否具有推广价值。
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