#3号机A级检修汽机部分总结

1． 大修概况：

#3机为50MW凝汽式母管制机组此次大修主要涉及到机本体、调速、泵浦、管阀、辅机等项目。

#3机于11月19日停盘车，拆汽缸螺丝，11月20日正式揭开上缸，至11月24日汽机本体检修的部件全部解体，修前原始数据测量记录工作完成。12月05日正式盖缸及真空严密性试验。12月10日交直流油泵试转，凝泵、#1给水泵试转。12月12日轴承工作全部结束油循环开始，12月14日投盘车，现将工作情况汇总如下：

2. 汽机本体主要技术数据的测量和验收。

2.1 转子部分：

2.1.1 汽转子宏观检查情况良好。

2.1.2 汽转子最大轴弯曲0.05mm。

2.1.3 推力盘瓢偏0.0125mm。

2.1.4 测量推力间隙为0.42mm，符合标准。

2.2 通流部分间隙：

根据修前动静间隙的测量数据，基本情况正常，双方达成一致，决定不再进行调整。

2.3 汽封间隙检查：

汽封径向间隙按南汽厂设计标准调整，即隔板汽封（1~11级）径向间隙0.50~0。80mm，隔板汽封（12~17级）径向间隙0.40~0.60mm，前汽封径向间隙为0.50~0.80mm，后汽封径向间隙0.40~0.60mm。于12月01日开始滚橡皮胶方法进行检查、调整，其中隔板汽封贴三张

橡皮胶检查（一张橡皮胶0.25 mm），前汽封贴三张橡皮胶检查，后汽封贴三张橡皮胶检查。经检查，前后端部轴封间隙数据大部分达到标准范围，少量进行微调处理。

2.4 轴承部分：

2.4.1主油泵前后轴承全部更换

2.4.2#1瓦三块调整垫块修复，红粉检查大于70%验收合格，下半轴瓦的瓦枕与瓦壳接触，瓦枕与瓦胎接触，瓦胎乌金接触检查良好。

2.4.3 各道瓦衬球面均已修刮，并用红丹检查，着色检查无脱胎裂缝情况良好。

2.4.4 #1～＃4道轴承外油档清理、检查。

2.4.5 推力轴承瓦块清理、检查、修刮，瓦块厚度测量记录。

2.5 汽缸部分：

2.5.1 汽缸螺栓、隔板套螺栓、螺帽等经金相光谱检验均合格；硬度也符合标准。

2.5.2开缸发现排汽缸垂直结合面靠中分面处有漏汽痕迹。汽缸合缸严密性检查在空缸时最大间隙为0.60mm，位置在中压部分。紧1/3螺栓时间隙小于0.05mm，具体数值及位置见检修记录卡片。

2.5.3汽缸水平扬度数值见检修记录卡片。

2.5.4中低压缸垂直结合面南汽厂来人进行烧焊。

1.6 主机盘车装置检修，切换灵活。

3. 主要设备检修状况及缺陷处理情况：

3.1 转子部分

3.1.1 转子叶片清理检查，末级叶片着色探伤，情况正常。

3.2 汽缸部分

3.2.1 低压末几级隔板静叶片焊缝处肉眼观察有裂纹，清理后着色检查未发现异常。

3.2.3隔板与隔板套及隔板套与汽缸的配合面毛刺部分已经过打磨处理。

4. 其它部分主要设备检修状况：

4.1 高压油动机错油门活塞无卡塞，活塞与套筒间隙0.09mm，油缸检查良好活塞卡圈无磨损情况正常。

4.2 自动关闭器解体检修，错油门活塞活动自如无卡塞活塞与套筒间隙0.12mm,油缸检查良好。

4.3 危急遮断器#1、#2检查，弹簧良好销子无磨损

4.4危急遮断油门#1错油门活塞无卡塞，错油门活塞与套筒间隙0.10mm

4.5 #2错油门活塞无卡塞，错油门活塞与套筒间隙0.11mm

4.6 主油泵进口密封环间隙0.08mm出口密封环间隙0.06mm

4.7 手动危急遮断器活动自如，活塞与套筒间隙o.09mm,

4.8 电磁阀检查活塞与套筒间隙0.08mm

4.9 EH油箱解体检查，油泵进口滤网清洗，出口滤网更换

4.10 高压油泵更换基础灌浆，进出油管道配接

4.11主油箱滤网全部更换

4.12自动主汽门解体检查，为发现异常。

4.13 1-4号调门解体检修，对#1、#3、#4阀芯进行更换。

4.14 1-6级抽汽逆止门解体检修。

4.15 #5、#6循泵试转合格，#5循泵叶轮更换，#6循泵叶轮喷涂处理。

4.16 2台凝泵检修结束，疏泵检修已结束

4.17 2台射水泵试转合格

4.18 轴加风机试转合格

5. 大修项目完成情况：

5.1 标准项目

标准项目全部完成（具体内容根据股份公司50MW机组标准项目）。

5.2 特殊项目

5.2.1（具体内容见施工质量计划中特殊项目），全部完成经电厂设备部验收合格

5.3本次大修严格按照ISO9001-2000版标准执行。技术资料已经由电厂会签好，待主机正常运转后一并交于电厂。

6．大修中消除的设备重大缺陷及采取的主要措施：

6.1 后轴封中分面间隙大

合上缸紧1/3螺栓后检查中分面间隙，发现后轴封中分面间隙严重超标，将后轴封垂直面螺栓松掉，将水平中分面紧至无间隙后，重新紧固垂直面螺栓，并进行防松保险。

6.2 中低压缸垂直结合面南汽厂来人进行烧焊。

7.大修标准项目检修概况

7.1 本体标准项目包括高中低压缸部分及发电机和励磁机机务检修，无异常情况。

7.2疏水泵解体检查，更换轴套、轴承、盘根。

7.3射水泵#1、#2均更换轴套、轴承、盘根。

4.4 #5、#6循泵解体发现叶轮流道进口部分汽蚀严重，#5循泵更换叶轮，#6循泵叶轮喷涂处理。

7.5主蒸汽系统：解体自动主汽门，未发现异常。1-4号调门解体检修，对#1、#3、#4阀芯进行更换。对自动主汽门进行严密性试验，自动主汽门严密性合格，对调门进行严密性试验，调门严密性合格。

7.6 低加检修捉漏闷堵情况：#1—#4号低加捉漏，低加大盖垫床更换，进汽门、进出水门解体检查情况正常。

7.7 高加检修捉漏闷堵情况：#1—#2号高加捉漏，高加大盖垫床更换，进汽门、进出水门解体检查情况正常。

7.8除氧给水系统: 除氧器打开人孔门内部宏观检查，情况正常。

7.9调速系统：EH油箱揭盖清理，更换泵进出口滤芯

7.10主油泵解体检查，对前后轴承进行更换。

8．大修中发现的问题及处理方法

8.1低压末几级隔板静叶片焊缝处肉眼观察有裂纹，清理后着色检查未发现异常。

8.2中低压缸垂直结合面南汽厂来人进行烧焊

8.3汽缸合缸严密性检查在空缸时最大间隙为0.45mm，位置在中压部分。紧1/3螺栓时间隙小于0.05mm，具体数值及位置见检修记录卡片。

9.设备重大改进内容:

无

10.主要技术数据汇总

10.1 高中压转子大轴弯曲0.05mm。

10.2 推力盘瓢偏0.0125mm，。

10.3推力间隙0.42mm

10.4汽电转子中心

电转子高 0.175

电转子偏固 0.025

下开口 0.01

东开口 0.01

10.5发电机空气间隙.

东东10.6 发电机磁场中心

前：627.5 后：619.5

a=(627.5—619.5)/2=4mm

10.7 油挡洼窝

西

12.43

西 10.02 10.01

10.9 汽电转子扬度

0.29 0.23 0.25 0.92 调端#1 #2 #3 #4

11. 大修后尚存在的主要问题及准备采取的措施:

无

12. 大修试验结果及简要分析：

12.1 修后主机振动情况

n= 3000r/min 日期 2009/12/17 单位：丝

13. 大修总体评价（不足之处及努力方向）

本次3#机组A级检修是我们公司承接的沙钢电厂50MW机组第二台检修项目工程，主机大修后各方面的运行指标比较好，辅机方面情况也较好。但仍存在一些不足之处，诸如设备检修过程中考虑问题还不够全面，检修工艺上不够好，致使增加了一些工作量，多走了一些弯路，但在各方的共同努力下，终于准时完成了此次大修。我们争取在今后的检修工作中，认真总结机组大修过程中碰到的问题，理顺现有的工作思路和管理方法，规范大修技术管理，把我们所承接的检修项目做得更好。

江苏电建三公司电力检修公司

2009/12/28

 

第二篇：热电厂汽轮发电机组大修后的试验规定7 a

美利纸业热电厂汽轮发电机组大修后的试验规定 一、目的

为检验机组大修后调速保安系统的性能，为机组创造安全、可靠的启动

条件，特制定本试验规定。

二、引用标准：

DL5011—1992 电力建设施工及验收技术规范 汽轮机组篇

JB37—1990 汽轮机调节系统技术条件

JB1273—1986 汽轮机控制系统性能试验规程 DL/T 711－1999汽轮机调节控制系统试验导则

T9860型杭州汽轮机厂资料 三、试验项目

1、汽轮机调节系统静态特性试验(包括静止试验、空负荷试验、带负荷

试验)和保安系统试验。

2、汽轮机调节系统动态特性试验。

四、试验测量项目及仪表精度

表1 调节系统静态特性试验的测量变量和仪表精度

序 号 测 量 变 量 仪表精度

1 功率 ±0.2% 2 转速 ±0.1%

3 蒸汽流量 ±0.5%

4 主蒸汽压力 ±1% 5 主蒸汽温度 ±5℃

6 调节级后蒸汽压力 ±1% 7 抽汽蒸汽压力 ±1%

8 调速汽阀油动机行程 ±1%

9 可调整抽汽油动机行程 ±1%

10 抽汽速关阀行程 ±1%

11 调节系统主油压 ±0.5%

12 调节系统调节油压 ±0.5% 13 保护系统安全油压 ±0.5%

14 调节、保护系统油温度 ±1℃

15 同步器 ±1% 表9 调节系统动态特性试验的测量变量和仪表精度

序 号 测 量 变 量 仪表精度 1 发电机定子电流 ±2% 2 发电机有功功率 ±0.5%

3 转速 ±0.1%

4 同步器 ±1% 5 主蒸汽压力 ±1%

6 主汽调节汽阀油动机行程 ±1% 7 可调整抽汽油动机行程 ±1%

8 抽汽速关阀行程 ±1%

9 调节系统调节油压 ±0.5%

10 保护系安全油压 ±0.5%

五、试验 一、调节系统静态特性试验 ⑴ 静止试验

试验方法：

①将同步器(转速给定)分别设定在额定转速、105%额定转速和95%额定转速的位置上，连续变化(不得停留或反向操作)转速模拟信号，控制调节汽阀油动机开启至最大，再反向连续变化转速模拟信号，控制调节汽

阀油动机由最大关至最小，记录相关数据。

② 在无法实现模拟转速的情况下，也可以采用与转速相关的部套环节

量取代。 ③除进行凝汽工况的试验外，还要进行抽汽工况试验。连续变化抽汽压力模拟信号，控制抽汽调节阀油动机开启至最大，再反向连续变化抽汽压力模拟信号，控制抽汽调节阀油动机由最大关至最小。记录相关数据，

测取调压器特性、压力不等率和抽汽调节系统静态特性。 ④根据试验测量结果绘制特性曲线：

－部套相关特性曲线：X=f (n)，S=f (X)。

－静止无蒸汽条件下的调节系统静态特性曲线：S=f (n)。 ⑤根据特性曲线计算特征值： 调节系统转速不等率和调节系统迟缓率。

⑵ 空负荷试验 获取调节系统如下性能：

－调速器(转速敏感机构)特性；

－传动放大机构特性； －调节汽阀油动机行程与转速相关特性；

－同步器工作范围；

－调节系统转速不等率； －调节系统迟缓率；

－转速稳定性。

试验条件：发电机与电网解列、汽轮机在空负荷无励磁条件下运行。试验过程中蒸汽参数、真空尽可能保持在额定值上。保安系统试验完毕，

并符合要求。

空负荷试验方法： ① 将同步器分别设定在额定转速、105%额定转速和95%额定转速位置上，连续、缓慢、单方向减少蒸汽流量，使转速降低，控制调节汽阀油动机开至最大。之后，再连续、缓慢、单方向地增加蒸汽流量，使转速升高，

控制调节汽阀油动机由最大关至最小。记录相关数据。

②根据试验测量结果绘制特性曲线： －调速器输出与转速关系特性曲线，X=f (n)。

－传动放大机构(或其他变量)特性曲线，S=f (X)。

－调节汽阀油动机行程与转速关系特性曲线，S=f (n)。 ③ 根据特性曲线计算特征值：

－调速器迟缓率；

－调节系统迟缓率(忽略蒸汽作用力的条件下)；

－调节系统转速不等率(在已知油动机行程与发电机有功功率关系的

设计工况下)。

④ 同步器工作范围的测定

调整同步器(转速给定)从下限位置到上限位置，改变转速，记录空负荷

最高控制转速和空负荷最低控制转速。

⑶ 带负荷试验

－通过试验获取调节系统在有蒸汽作用下的特性： －配汽机构特性；

－调节汽阀重叠度特性； －调节汽阀提升力特性；

－调节汽阀油动机迟缓率；

－负荷稳定性。

试验条件：汽轮机在额定参数下稳定运行，主蒸汽压力偏差不超过额定值的±1%，主蒸汽温度偏差不超过±5℃； 给水回热系统正常投入运行；

电网频率尽可能保持稳定。

负荷试验方法：

① 负荷试验在初始负荷(或实际可能低的负荷)至额定负荷之间进行。负荷试验点的间隔不大于5%额定负荷，在最低负荷和额定负荷附近，要适当增加负荷试验点。尽可能选择每一只调节汽阀开启的位置作为负荷

试验点。 ② 在每一负荷试验点下，应稳定5min～10min，记录3次～5次。记录

间隔为2min～3min。 ③记录项目：负荷设定值、发电机有功功率、调节汽阀油动机行程、调

节汽阀开度、调节汽阀油动机油缸内油压、功率摆动值和蒸汽参数。

④ 根据试验测量结果绘制特性曲线： －调节汽阀油动机行程与发电机有功功率关系曲线(配汽机构特性)，

S=f (P)。 －调节汽阀油动机行程(负荷或蒸汽流量)与调节汽阀位移关系曲线(调

节汽阀重叠度特性)，h=f (S)。

⑤ 调节汽阀油动机提升力

在连续、单向、稳定的增加负荷的过程中，在每一负荷试验点上，记录调节汽阀行程和油动机活塞上、下油压差。根据油压差计算调节汽阀开启过程中的提升力，绘制调节汽阀升程与提升力关系曲线(调节汽阀

提升力特性)。 ⑥ 调节汽阀油动机迟缓率

在连续、单向、稳定的增加和减少负荷的过程中，在每一负荷试验点上，记录调节汽阀油动机位移，根据对应于某一负荷设定点的油动机位移差，按空负荷试验结果油动机行程与转速关系曲线，计算在有蒸汽作

用力影响下的调节汽阀油动机迟缓率。

⑷调节系统静态特性 ① 根据调节系统静止、空负荷、带负荷试验结果，绘制调节系统静态

特性曲线。

② 根据调节系统静态试验结果绘制调节汽阀重叠度特性曲线，h=f (S)。

③ 根据调节系统静态试验结果绘制调节汽阀提升力特性曲线，F=f (h)。

④ 根据调节系统静态试验结果计算特征值：

－调节系统转速不等率；

－局部转速不等率(为静态特性曲线上各负荷点的切线斜率)； －调速器迟缓率；

－油动机迟缓率；

－调节系统迟缓率。 二、调节系统动态特性试验

⑴常规法(甩电负荷)甩负荷试验

负荷试验方法：

①试验准备工作就绪后，由试验负责人下达试验开始命令，由运行值班

人员进行甩负荷的各项操作。

② 断开发电机主开关，机组与电网解列甩去全部负荷，记录有关数据，

测取汽轮机调节系统动态特性。

③背压式汽轮机甩负荷试验，一般按甩50%和100%额定负荷两级进行。当甩50%额定负荷后，转速超调量大于或等于5%时，则应中断试验，不

再进行甩100%额定负荷试验。

④可调整抽汽式汽轮机，首先按凝汽工况进行甩负荷试验，合格后再投

入可调整抽汽，按最大抽汽流量进行甩负荷试验。

⑤ 试验应在额定参数、回热系统全部投入等正常系统、运行方式和运行操作下进行。不得采用发电机甩负荷的同时，锅炉熄火停炉、汽轮机

停机等运行操作方式。 ⑥ 根据机组的具体情况，必要时在甩负荷试验之前，对设备的运行方

式和运行参数的控制方法等，可以作适当的操作和调整。 ⑦ 试验过程中应设专人监视转速的变化，注意锅炉汽温、汽压和水位

的变化。

⑧ 机组甩负荷以后，在调节系统动态过程尚未终止之前，不可操作同

步器。 ⑨ 甩负荷试验过程结束、测试和检查工作完毕后，应尽快并网接带负

荷。

安全措施

① 机组甩负荷后应使锅炉不超压、汽轮机不超速、发电机不过压，维

持机组空负荷稳定运行。 ② 机组甩负荷后，当转速飞升未达到危急保安器动作转速时，待甩负荷过程结束、测试工作结束后，速将转速降至3000r/min，进行如下检

查：

－主蒸汽母管压力上升及锅炉安全门动作情况。

－汽封压力、除氧器压力、除氧器水位和凝汽器水位。 －串轴、胀差和排汽压力。 －开启汽轮机本体及抽汽管道疏水。

－机组振动情况。

③ 机组甩负荷后，若转速飞升使危急保安器动作时，应及时作如下操

作和检查：

－操作同步器至空负荷位置。

－检查主汽阀、调节汽阀和抽汽逆止阀是否关闭。

－待机组转速降至挂闸转速时挂闸。

－若机组转速继续下降时，应及时启动高压油泵。

－设法恢复机组转速至3000r/min，并完成对有关项目的检查。 ④ 机组甩负荷后，转速飞升至危急保安器动作转速而未动作时， 应立即打闸停机。若转速仍继续上升时，则应采取一切切断汽源的措施，破

坏真空紧急停机。 ⑤ 机组甩负荷后，调节系统严重摆动，无法维持空负荷运行时， 应立

即打闸停机。

⑥ 机组甩负荷后，锅炉应迅速大幅降低给煤，维持低负荷运行。当机组恢复至空负荷运行时，维持燃烧，调整参数到额定值。机组甩负荷后，

若锅炉泄压手段失灵超压时，应紧急停炉。 ⑦ 试验过程中若发生事故，应由试验负责人下达命令停止试验， 试验

人员应立即撤离现场。 试验记录与监测

① 甩负荷试验过程中自动记录的项目有：发电机有功功率、转速、油动机行程和有关油压变量。可根据机组的具体情况增加记录内容。 ② 甩负荷试验过程中手抄记录的项目有：发电机有功功率、转速、油动机行程、有关油压变量、蒸汽参数、排汽压力和同步器行程。可根据机组的具体情况增加记录内容，也可以利用机组的数据采集装置自动记

录代替手抄记录。 ③ 手抄项目应记录甩负荷前的初始值，甩负荷过程中的极值(最大或最

小)和甩负荷过程结束后的稳定值。

④ 记录中若发生仪表显示异常时，也应一并记录在表格中，以便作为

分析的依据。

⑤ 在进行甩负荷试验的过程中，除设专人监视转速外，其他监视项目

均按运行规程中的有关要求设置。

⑥ 试验结果整理

三、保安系统试验

⑴超速试验

试验方法 ① 试验是在汽轮机空负荷状态下进行的。除被试验的危急保安器外，其他保护装置均应投入工作。超速跳闸指示装置动作，指示应正确。 ② 汽轮机冷态启动，应在带25%～30%额定负荷连续运行3～4h后再进

行试验。

③ 试验前应手操就地跳闸装置，主汽阀、调节汽阀油动机应能迅速关

闭，转速立即下降，确认工作正常。 ④若机组设有不提升转速也可以使危急保安器动作的装置(充油装置)，可先用此装置进行试验，当确认危急保安器动作正常后，再进行提升转

速试验。

⑤ 用为提升转速而设置的超速试验装置提升转速，或用同步器升速到3150r/min后再用超速试验装置继续提升转速，直到危急保安器动作。若转速达到危急保安器动作转速而未动作时，应立即手动停机。 ⑥ 提升转速过程应平稳、缓慢，不要在高转速下停留。升速率不大于

每秒0.2%额定转速。

⑦ 试验过程记录危急保安器动作转速和复位转速。

⑧ 危急保安器一般进行两次试验，两次动作转速差不应超过0. 6%额定

转速。

⑨ 试验过程应严密监视汽轮机转速、轴承振动。超过规定值应立即手

动停机。

⑵ 汽阀严密性试验 试验方法

①试验是在汽轮机空负荷状态下进行的。蒸汽参数和真空应尽量保持额

定。 ② 最大蒸汽泄漏量应不致影响转子降速至静止。

③ 在额定转速下调节汽阀(或主汽阀) 处于全开状态，迅速关闭主汽阀

(或调节汽阀)，记录降速过程时间和最低稳定转速。

④ 试验过程中应注意汽轮机胀差、轴向位移、机组振动和缸温变化。

⑤ 试验过程中应注意保持锅炉汽压、汽温、汽包水位。

动力事业部

二○○六年十二月十四日