1、火力发电厂汽机专业A级检修修前技术分析火力发电厂汽机专业A级检修修前技术分析（一）汽机设备概况某热电有限责任公司6号机组为320MW 单抽供热式汽轮发电机组，汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的C250/N320-16.67/537/537/0.4 型亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、单抽供热式汽轮机。主蒸汽流量926t/h,再热蒸汽压力3.49 MPa，再热温度537。机组热力系统采用单元制方式，三级高压加热器（内置蒸冷却段和疏水冷却段），一级除氧器和四级低压加热器组成八级回热系统，各级加热器疏水逐级自流。汽轮机第四级抽汽用于加热除氧器和供汽动给水泵动力汽源。供热抽汽进入热网加热器，其疏水通过疏水泵
2、进入除氧器。2018年改造在热再抽出部分抽汽经减温减压后外供生产抽汽用，最大供汽量100T/H。（二）运行分析1、热耗率分析：THA工况下试验热耗率为8643.54kJ/kWh，参数修正后热耗率为8248.91kJ/kWh，比设计热耗率7958.00kJ/kWh高290.91 kJ/kWh。75%THA工况下试验热耗率为8559.41 kJ/kWh，参数修正后热耗率为8326.72 kJ/kWh。50%THA工况下试验热耗率为8673.23 kJ/kWh，参数修正后热耗率为8619.89 kJ/kWh。从试验结果来看，机组存在高、中压缸效率偏低等问题；在经济性运行方面，存在过热减温水流量偏大、
3、部分加热器端差超标等问题。以THA工况为例对机组进行热经济性分析，本次试验热耗率为8643.54 kJ/kWh，比设计热耗率7958.00 kJ/kWh高685.54 kJ/kWh，分析各因素影响热耗率数值。2、汽轮机缸效分析：（1）THA工况下，高压缸效率为83.24 %，比设计值低3.33%，计算影响机组热耗率50.92 kJ/kWh。THA工况下，中压缸效率为92.28%，比设计值低0.83 %，计算影响机组热耗率9.05 kJ/kWh。（2）THA工况下，一段抽汽温度为382.3，比设计值低10.9；四段抽汽温度为341.5，比设计值高10.1；二段抽汽温度为314.9，比设计值低15
4、.4。50%THA工况下，主汽温度为537.8，比设计值高0.8；再热汽温度为533.8，比设计值低3.2。建议检修中重点检查通流部分间隙、隔板汽封以及叶顶汽封，重点对通流部分各级动静叶片是否存在损伤或结垢情况进行检查；对缸内可能存在漏汽的部位进行重点检查并处理。缸效率及各段抽汽温度汇总表参数名称单位THA设计值THA75%THA50%THA高压缸效率%86.5783.2480.2178.51中压缸效率%92.2891.4491.4289.24主蒸汽温度537.0535.3535.9537.8一段抽汽温度393.2382.3369.0372.2二段抽汽温度330.3314.9303.8308.
5、2三段抽汽温度434.8434.7431.9431.8四段抽汽温度331.4341.5341.0343.6五段抽汽温度276.6277.4274.7275.9六段抽汽温度182.0206.9205.9210.13、回热系统性能影响分析回热系统性能分析以THA试验工况为例，从统计数据可以得出：主给温度偏低，比设计值低11.7；2号加热器温升不足，比设计值低6.6；2号加热器下端差比设计高4.4。建议重点对2号高压加热器水室分程隔板及疏水冷却段包壳密封情况进行检查，彻底消除内漏；并合理调整疏水液位。THA工况回热系统运行参数与设计值对比参数名称单位设计值THA工况本次试验偏差值主给水温度278.6
6、266.9-11.71号加热器温升29.833.84.01号加热器上端差-1.60.92.52号加热器温升43.236.6-6.62号加热器上端差03.53.52号加热器下端差5.59.94.43号加热器温升30.424.3-6.13号加热器上端差0.16-0.22-0.45号加热器温升31.733.21.55号加热器上端差2.8-2.9-5.76号加热器温升33.632.3-1.36号加热器上端差2.7-0.5-3.24、冷端系统性能分析该机组冷端系统主要参数如表9-7所示。从试验数据来看，该机组冷端系统整体性能良好。冷端系统主要参数汇总表参数单位THA工况75%THA工况50%THA工况排
7、汽压力kPa9.2947.8605.818排汽压力对应饱和温度44.441.235.6循环水入口温度32.732.028.0循环水出口温度43.440.535.2循环水温升10.78.57.2凝汽器端差2.41.61.0热井温度45.241.736.0过冷度0.20.40.65、减温水流量分析THA工况下，机组过热减温水流量为11.215 t/h，影响机组热耗率3.04 kJ/kWh；再热减温水流量为3.370 t/h，影响机组热耗率8.69 kJ/kWh，建议改善锅炉燃烧，加强运行调整。6、重大和频发的设备缺陷；6号机冷再供辅汽调整门在较大开度（40%以上），通流量较大时发生阀门突然关闭现象
8、，影响辅汽供汽安全。初步分析当辅汽大流量时，辅汽管路振动造成阀门门芯脱落所致。建议对辅汽阀门进行检修。6号机3号凝泵，频率45Hz以下，振动5mm/s以下，45Hz以上，振动变大。建议对6号机3号凝结水泵振动配重处理，消除45Hz以上振动偏大问题。频率(Hz)振动(mm/s)455.545.4946124712.2481248.311491049.79.7508.950.68.76号机1号循环水泵振动偏大，设备可靠性差，影响对循环水泵的经济调度。建议开展对6号机1号循环水泵检修，消除振动提高设备可靠性。6号机低压旁路关闭状态下 存在内漏，门后温度51.9，对应汽轮机低压缸排汽温度40，高于集团
9、公司低旁后温度与排汽温度偏差不超过5的标准。建议对6号机低旁检查研磨，A级检修中对内漏阀门重点处理。6号机汽轮机本体保温较差，机组停运后，高中压缸温差偏大 建议对6号机本体保温修复，重点修复下缸保温。7、设备的试验状况及设备健康水平。6号机运行中包括设备定期切换、危急保安器喷油不停机试验、抽汽逆止门活动试验、真空严密性试验开展情况正常，除中压主汽门不具备局部行程活动试验外，其余汽门活动试验满足试验要求，正常开展试验。存在问题1：6号机组存在四抽、六抽温度偏高现象。分析原因低压汽缸有热变形，低压内缸中分面出现张口。处理措施：检查隔板汽封、叶顶汽封及高中压缸过桥汽封是否存在磨损情况；调整通流间隙至
10、合格范围内，不要超标；检查通流部分各级动静叶片是否存在损伤或结垢情况；对缸内可能存在漏汽的部位进行重点检查。对可能存在泄漏的部位，如隔板与汽缸联结处的环形间隙、各隔板套上下半的水平结合面（尤其是各段抽汽口附近的水平结合面）以及隔板和动叶的环形汽封间隙进行检查调整。责任人：某存在问题2：6号机低压旁路关闭状态下 存在内漏，门后温度51.9，对应汽轮机低压缸排汽温度40，高于集团公司低旁后温度与排汽温度偏差不超过5的标准。处理措施：对6号机低旁检查，消除内漏。责任人：李康存在问题3：6号机冷再供辅汽调整门在较大开度（40%以上），通流量较大时发生阀门突然关闭现象，影响辅汽供汽安全。处理措施：解体检
11、查冷再供辅汽调整门。责任人：某存在问题4：6号机汽轮机本体保温较差，机组停运后，高中压缸温差偏大。处理措施：对6号机本体保温修复，重点修复下缸保温。责任人：某存在问题5：6号机3号凝泵，频率45Hz以下，振动5mm/s以下，45Hz以上，振动变大，最大为47 Hz时，振速12 mm/s。处理措施：对6号机3号凝结水泵检修后振动配重处理，消除45Hz以上振动偏大问题。责任人：某存在问题6：6号机1、2、3号高加上端差偏离标准值，6号机3号高加下端差偏大，并经水位调整试验无效，具体数值及标准见下表上端差上端差标准下端差下端差标准1号高加4.5-1.74.35.62号高加2.304.25.63号高加
12、2.5010.25.6处理措施：利用机组检修机会检查蒸汽冷却段及疏水冷却段包壳的完整性。对高加水室隔板检查，消除泄漏。检查是否存在换热面脏污现象。责任人：某存在问题7：6号机汽动给水泵性能下降，对比同样给水流量时，6号机汽泵转速同历史数据偏高100-200r/min，处理措施：对6号机汽动给水泵检修，恢复给水泵性能。责任人：某存在问题8：6号机工业抽汽出口电动门旁路门内漏关闭不严，检修措施隔离困难，疏水系统不合理。处理措施：6号机工业抽汽出口电动门旁路及疏水系统优化责任人：李康（三）点检分析主机点检分析：存在问题1：6号机汽轮机振动，各瓦振动良好，最大瓦振为4瓦在30um左右，其它各轴瓦瓦振都
13、低于30um，各轴承轴振都低于80um，轴承温度和汽缸膨胀量均符合规程规定。处理措施：结合汽轮机本体A修对各瓦进行例行检查，如果有缺陷，予以消除。测量轴瓦各配合间隙（紧力）不符合标准的进行调整。责任人：某存在问题2：汽轮机热耗及缸效偏低。处理措施：（1）将汽、轴封间隙按照间隙标准下限值调整；（2）更换磨损严重间隙超标的围带汽封，（3）两个低压内缸中分面研磨，消除低压内缸张口大缺陷；（4）研磨处理隔板中分面，确保中分面无间隙，贴合吃线良好；（5）汽轮机本体转子叶片、隔板叶片喷砂除垢；（6）检查处理隔板级间密封不良窜汽情况，减少级间漏汽及抽汽温度超温。责任人：某存在问题3：盘车只在机组启停时运行，
14、目前工作正常，轴承、齿轮润滑良好无异音。处理措施：在盘车解体后，测量各齿轮啮合间隙，检查齿面磨损情况，不符合标准的进行调整修理。责任人：某存在问题4：EH油系统，包括：EH油泵、EH油箱、溢流阀、EH再生装置、蓄能器、油动机及系统阀门。系统运行正常，油压正常，无内外漏。处理措施：EH油系统进行标准项目检修，油动机、控制块、蓄能器、外委检修。各部位滤芯进行更换。清扫EH油箱。油泵对轮缓冲垫检查，有老化破损的予以更换。责任人：某存在问题5：润滑油系统，包括：润滑油箱、交流润滑油泵、直流润滑油泵、附属阀门等。系统运行正常，油压正常、油质合格，无内外漏。1号排烟风机振动偏大，壳体有渗油现象。处理措施：
15、润滑油系统进行标准项目检修 油箱清扫、冷油器清扫、滤网清扫、油泵解体检查、射油器检查、1号排烟风机解体后检查轴径磨损情况和轴弯曲情况，消除振动和渗漏油。责任人：某存在问题6：顶轴油系统，包括：顶轴油泵、滤网、管道、分配调整装置等。系统运行正常，油压正常、油质合格，无内外漏。顶轴油系统自投运以来一直存在着流量偏小，在运行时工况不稳定，经常会造成出口油压波动，系统压力下降，影响正常顶轴和盘车，入口滤网采用缠绕钢丝网型，因滤网滤油后油质颗粒度大导致油泵频繁损坏。同时现用分油器组件零部件不够集成，布局不合理、外观很不美观，而且操作和维护不方便 。去轴瓦的顶轴油压力调节截止阀精确度和灵敏度不够高，系统压
16、力调节不够稳定，压力波动大，重复精度很差，工作人员需频繁调整。处理措施：在本次大修中，进行技术改造，更换顶轴油装置。责任人：李康存在问题7：密封油系统，包括：交流密封油泵、直流密封油泵、差压阀、密封油箱、附属阀门等。系统运行正常，油压正常、油质合格，氢侧交流油泵机械密封有渗漏油现象。油泵出现过对轮垫老化破损现象。处理措施：在本次大修中，检查更换氢侧交流油泵机械密封，检查更换各油泵对轮缓冲垫。责任人：某存在问题8：高压调速汽门 6号机高调门出现过连杆断裂现象。处理措施：宏观检查以及联系金相人员检查高调门连杆有无缺陷，必要时进行更换。责任人：某辅机点检分析：存在问题1：小汽轮机本体检修及小机调速汽
17、门油动机门杆漏油返厂进行恢复性检修工作。汽动给水泵前轴承温度偏高，对汽泵进行芯包检修。对汽泵前置泵进行解体A修，更换轴套、轴承、机封。采取措施：1、应结合小汽轮机本体A修及给水泵小机油动机门杆漏油返厂进行恢复性A修工作。对汽前泵进行解体A修，更换轴套、轴承、机封，保证前置泵安全运行。对小汽轮机进行揭缸A修工作。责任人：某未列入此次检修标准A修项目及其原因说明：2、3号电动给水泵主泵：该泵经检测振动、出力、电流均正常。机组2012年7月A修以来，只是定期试运，运行时间短达不到A修周期。以上项目降级检修。电泵及液力耦合器：6号机组电泵液力耦合器运行正常，电动给水泵各轴瓦、电机轴瓦、液藕轴瓦振动均处
18、于优良值，且长期处于备用状态，因此本次A修中只对电动给水泵进行C修。存在问题2：6号机2号高加上端差大，原因可能是加热器水室隔板漏泄；2高加疏水端差大，原因可能是疏冷段漏泄。机组运行期间回热加热器全部投入运行，投入率100%，各工况下给水温度达到设计值。6号机组320MW高压加热器运行参数表参数名称 单位 设计值 300MW 偏差 最终给水温度 273.2 271.0 -2.2 1号高加温升 28.9 35.6 6.7 1号高加上端差 -1.7 -0.9 0.8 1号高加下端差 5.6 5.1 -0.5 2号高加温升 42.4 37.8 -4.6 2号高加上端差 0.0 6.3 6.3 2号高
19、加下端差 5.6 7.1 1.5 3号高加温升 29.8 24.3 -5.5 3号高加上端差 0.0 2.8 2.8 3号高加下端差 5.6 5.6 0.0 5号低加温升 31.3 34.7 3.4 5号低加上端差 2.8 2.2 -0.6 5号低加下端差 5.6 8.0 2.4 6号低加温升 33.1 31.2 -1.9 6号低加上端差 2.8 6.9 4.1 6号低加下端差 5.5 5.0 -0.5 7号低加温升 24.4 18.3 -6.1 7号低加上端差 2.7 4.0 1.3 7号低加下端差 5.5 - - 采取的措施： 在机组检修中，排查水室隔板是否有泄漏，更换水室隔板垫子；在机组
20、检修中，制定2号高加疏水包壳冲刷孔洞、焊缝开裂等疏水包壳漏泄缺陷处理方案，本次A修中予以实施。重点检查1、2、3号高压加热器水室分程隔板是否变形，连接和密封是否良好，如有缺陷，应及时消除；责任人：某存在问题3：凝结水系统设备包括：凝结水泵、轴封加热器、5-8 号低加、出口调门、附属阀门等。凝结水系统无泄漏情况，泵出、入口门关闭严密。1、2、3号凝结水泵运行参数设备名称1号凝结水泵2号凝结水泵3号凝结水泵泵体振动m报警值实测值报警值实测值报警值实测值603060506070推力轴承温度报警值实测值报警值实测值报警值实测值905290459043机械密封无泄漏无泄漏目前6号机组1、2号凝结水泵运行
21、时泵的振动优良、轴承温度、声音均无异常，电机电流正常，本次A级检修进行常规解体检修。6号机3号凝泵，频率45Hz以下，振动5mm/s以下，45Hz以上，振动变大，最大为47 Hz时，振速12 mm/s。采取措施：对6号机3号凝结水泵检修后振动配重处理，消除45Hz以上振动偏大问题。6号机3号凝结水泵：该泵经检测振动、出力、电流均正常。机组2017年5月检修过，只在机组大负荷启动、达不到A修周期。2号机凝结水泵：该泵经检测振动、出力、电流均正常，只在机组大负荷下变频水泵检修启动、达不到A修周期。3号凝结水泵推力瓦冷却器运行周期长，冷凝管堵塞严重，更换冷却器。责任人：某存在问题4：小机润滑油系统
22、小机润滑油系统主要包括：交流润滑油泵、直流润滑油泵、附属阀门等，6号机1/2号交流油泵机封漏油，现场每天进行保洁。采取措施：对小机油系统进行标准项目检修，对1/2号交流油泵的机封进行更换。责任人某 存在问题5：真空系统包括：真空泵、真空泵入口阀门、气动蝶阀、逆止门等。自由端轴承振动m22171570驱动端轴承温度43454285自由端轴承温度413937856号2号真空泵运行中有异音，本次安排常规检修责任人：梁建伟1、2号真空泵运行参数设备名称A 真空泵B 真空泵标准值驱动端轴承振动m192070存在问题6：定冷水系统 定冷水系统设备包括：定冷水泵、定冷水箱、冷却器、树脂交换器、附属阀门等。
23、系统设备无外漏情况，附属阀门关闭严密。水泵振动、温度、电流等参数均正常，运转无异音。 定冷水泵运行参数设备名称项 目单 位实际值标准值1号定冷水泵垂直振动m1750水平振动m1550轴承室表面温度4775电 流A71842号定冷水泵垂直振动m1950水平振动m2150轴承室表面温度5375结论：结论：设备正常，本次A修开展标准项目检修。 责任人：某存在问题7： 开式水系统设备主要包括：开式冷却水泵、开式水滤网及附属阀门。开式冷却水泵设备名称轴承振动m出口压力MPa1号开式冷却水泵报警值实测值0.4050262号开式冷却水泵报警值实测值0.415023系统设备无外漏情况，附属阀门关闭严密。开式冷
24、却水泵振动、温度、电流等参数均正常，运转无异音。开式水系统进行常规项目A修项目。责任人：梁建伟闭式水泵设备名称驱动端轴承振动m驱动端轴承振动m出口压力MPa1号闭式水泵报警值实测值报警值实测值0.17502150232号闭式水泵报警值实测值报警值实测值0.16550195027闭式水泵：设备正常，本次A修开展标准项目检修。存在问题8：循环水系统设备主要包括：凝汽器、凝汽器出、入口蝶阀、胶球清洗系统、循环水泵、循环水冷却塔等。 循环水泵设备名称轴承振动m推力轴承温度出口压力MPa1号循环水泵报警值实测值报警值实测值0.245021100502号循环水泵报警值实测值报警值实测值0.24501910
25、040设备可靠性： 6号机1号循环水泵2021年1月份进行解体大修，不列入本次A修计划，本次将部分填料全部更换，更换破损托架及冷却塔附件；疏通喷头，使其通水正常；清理配水槽淤泥，增加水量。其他项目按常规项目检修。（四）缺陷分析存在问题1：主汽1号管疏水气动门旁路二道门内漏。处理措施：解体研磨责任人：某存在问题2：6号机轴封母管疏水排大气门手轮断裂。处理措施：更换阀门责任人：某存在问题3：高温辅汽母管联络门6号机侧放水一二道门内漏，管道焊缝处渗漏。处理措施：更换阀门、补焊焊缝泄漏处。责任人：某存在问题4：6号机1/4号导管疏水手动门轻微内漏。处理措施：解体研磨责任人：某 存在问题5：主油箱1号排
26、烟风机振动大，外壳渗油。处理措施：解体检查处理责任人：某存在问题6：6号机连通管漏汽处理措施：连通管外修责任人：李康存在问题7：6号2号真空泵运行中有异音.处理措施：1）清扫冷却器；2）检查泵体放水门；3）检查轴承和蛇形卡子。责任人：梁建伟存在问题8： 6号机6段抽汽逆止后疏水汽动阀内漏：处理措施：本次检修更换新阀门。工作负责人：某存在问题9：小机调速汽门油动机门杆漏油：处理措施：本次将油动机进行外委修理，更换轴套，密封等部件，消除泄漏。存在问题10：冷却塔填料老化损坏、淋水不均。处理措施：本次将部分填料全部更换，更换破损托架及冷却塔附件；疏通喷头，使其通水正常；清理配水槽淤泥，增加水量。责任
27、人：某（五）技术监控、重大危险源、两防分析存在问题1：哈汽13项问题第3项叶片、叶冠存在断裂的隐患排查及吸取许昌4A低压转子末二级叶根存在裂纹缺陷问题。处理措施：结合本次A修对高中压转子末1级，低压转子末1-3级叶片、叶根进行探伤检测。责任人：李康存在问题2：哈汽13项问题第4、7、10项缸体、隔板、阀座存在缺陷隐患排查及吸取许昌4A#4中调门阀体变截面存在裂纹问题。处理措施：对汽缸喷嘴室、隔板焊缝、阀门阀组进行隐患排查和对中调门变截面位置进行探伤检测。责任人：某存在问题3：吸取信阳1号机高中压外缸螺栓断裂技术通报。处理措施：对受监紧固件螺栓进行相关探伤检测，材质20Cr1Mo1VTiB高温螺
28、栓进行20%金相组织检查。责任人：某存在问题4：汲取许昌公司3号机组1号高导管焊口泄漏事件教训。处理措施：对6号机组2处高调门与弯头直接相连的焊缝进行隐患排查。责任人：某存在问题5：吸取安阳公司主汽管温度测点飞出事故问题。处理措施：对高压管道的温度测点焊缝进行探伤检测。责任人：梁建伟存在问题6：吸取信阳3号机高中压上缸平衡管插接焊缝裂纹和高调门、高主门门盖漏气管角焊缝裂纹问题。处理措施：对平衡管插接焊缝和高调门、高主门门盖漏气管角焊缝进行探伤检测。责任人：某存在问题7：汲取某汽轮机转子裂纹事故教训，防止汽轮机大轴损坏反事故措施补充重点要求。处理措施：对汽轮机、发电机转子大轴进行探伤检测。责任人：某存在问题8：汲取温度管座内壁冲刷教训，加强温度管座排查的重点要求。处理措施：对温度测点管座焊缝进行探伤检测，对温度测点套筒进行壁厚减薄情况排查。责任人：梁建伟存在问题9：汲取主蒸汽管道焊缝及三通
