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汽轮机检修规程
发布时间:2010/12/13  阅读次数:23562  字体大小: 【】 【】【
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汽轮机检修规程-1

  序 言
  Preface
  本《汽轮机系统维护手册》是根据330MW燃煤电站项目汽轮机主辅机设备制造厂提供的设备使用维护说明书和相关图纸编制的,仅适用于330MW 燃煤电站项目汽轮机部分的运行操作。
  由于资料不全、时间紧,该手册可能会存在不少错误,随着资料的逐步齐全,我们会不断地对该手册进行改进和完善。
  
  目 录
  2.1汽轮机设备检修的一般规定 错误!未定义书签。
  2.1.1检修的目的和原则 错误!未定义书签。
  2.1.2检修间隔和工期 错误!未定义书签。
  2.1.3检修检修项目和内容 2
  2.1.3.1 汽轮机本体检修标准项目 2
  2.1.3.1.1检修周期 2
  2.1.3.1.2大修项目 2
  2.1.3.1.3小修项目 4
  2.1.3.2汽轮机调节保安及油系统检修标准项目 4
  2.1.3.2.1EH油系统检修标准项目 4
  2.1.3.2.2液压调节控制系统检修标准项目 5
  2.1.3.2.3保安系统检修标准项目 6
  2.1.3.2.4润滑油系统检修标准项目 6
  2.1.3.2.5配汽机构检修标准项目 7
  2.1.4检修计划的编制 8
  2.1.5检修工作的组织和准备 8
  2.1.5.1检修工作的组织 8
  2.1.5.2检修工作的准备 8
  2.1.6 检修的安全措施与技术措施 8
  2.1.6.1安全措施 8
  2.1.6.2技术措施 9
  2.1.6.2.1汽机油系统防火 9
  2.1.6.2.2防止炉外管道爆破 9
  2.1.6.2.3防止压力容器超压 10
  2.1.6.2.4压力容器实行定期检验 10
  2.1.6.2.5压力容器投入使用 11
  2.1.6.2.6防止汽轮机超速和轴系断裂事故 11
  2.1.6.2.7防止汽轮机大轴弯曲和轴瓦烧毁事故 13
  2.1.6.2.8防止定、转子水路堵塞、漏水 16
  2.1.7检修施工管理 16
  2.1.7.1工作人员职责 16
  2.1.7.2检修现场要求 17
  2.1.7.4施工要求 17
  2.1.8主要检修工作的质量与验收项目 17
  2.1.8.1汽缸与轴承座安装 17
  2.1.8.2滑销系统 17
  2.1.8.3汽轮机转子检修 17
  2.1.8.4汽轮机组联轴器找中心 17
  2.1.8.5隔板检修 17
  2.1.8.6汽封及通流部分间隙 17
  2.1.8.7支持轴承和推力轴承 18
  2.1.8.8汽轮机扣缸 18
  2.1.8.9合金钢部件光谱检查报告 18
  2.1.8.10轴颈椭圆度和不柱度 18
  2.1.8.11联轴器、推力盘、转轮端面瓢偏 18
  2.1.8.12轴颈扬度 18
  2.1.8.13转子晃动度、弯曲度 18
  2.1.8.14减温减压装置及排汽管、管件、截止阀、控制阀、疏水阀 18
  2.1.8.15凝汽器蒸汽排放装置、管板、水室、喷水管及孔眼 18
  2.1.8.16油系统运行和油质化验 18
  2.1.8.17汽轮机调节系统的整定与试验 18
  2.1.8.18汽轮机自动保护连锁装置的整定与试验 18
  2.1.8.19自动主汽门、调节汽门的严密性 18
  2.1.8.20汽轮机整套启停运行(蒸汽参数、真空升速、带负荷情况、汽缸热膨胀、差胀、轴承振动、汽缸金属温度、轴瓦及推力瓦乌金温度等) 18
  2.1.8.21汽轮机惰走曲线、大轴晃度随时间变化曲线、高压缸调节级金属温度与时间曲线 18
  2.1.8.221冷态启动曲线,时间与转速、负荷、主汽压力、主汽温度、真空、差胀 18
  2.2 汽轮机主要设备规范 18
  2.2.1本体部分概述 20
  2.2.2 汽缸检修 21
  2.2.2.1汽缸结构概述 21
  2.2.2.1.1高压缸 21
  2.2.2.1.2中压缸 23
  2.2.2.1.3低压缸 24
  2.2.2.1.4进汽管 25
  2.2.2.2工艺方法、质量标准、注意事项 27
  2.2.2.3拆、装汽缸螺栓 32
  2.2.3汽轮机转子检修 33
  2.2.3.1转子结构概述 33
  2.2.3.1.1高压转子 34
  2.2.3.1.2中压转子 34
  2.2.3.1.3低压转子 35
  2.2.3.2工艺方法、质量标准、注意事项 35
  2.2.3.2.1测量轴颈扬度 36
  2.2.3.2.2 测量转子晃动度、弯曲度 36
  2.2.3.2.3 轴颈不柱度、椭圆度的测量 37
  2.2.3.2.4推力盘、联轴器、转轮端面瓢偏度测量 37
  2.2.3.2.5 汽轮机转子串轴测量 38
  2.2.3.2.6 动静叶间的间隙测量 39
  2.2.3.2.7 汽轮机转子找中心 40
  2.2.3.2.8 拆卸联轴器螺栓,转子起吊及转子就位 42
  2.2.3.2.9 叶片清理、转子检查及采取的一般措施 43
  2.2.3.2.10 复装阶段 44
  2.2.3.2.11 推力轴承检查、测量 44
  2.2.4喷咀、隔板和隔板套检修 45
  2.2.4.1概述 45
  2.2.4.2检修工艺方法、质量标准、注意事项 46
  2.2.4.2.1结构概述 45
  2.2.4.2.2隔板及隔板套检修工艺要求 47
  2.2.5汽封检修 50
  2.2.5.1 结构概述 50
  2.2.5.1.1 高压隔板汽封 45
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  2.1汽轮机设备检修的一般规定
  本手册适用于单机容量为330MW,主蒸汽压力为17.75MPa, 主蒸汽温度为540℃的火力发电厂汽轮发电机组本体及附属设备的检修及验收工作。汽轮发电机组的检修及验收工作必须以已经批准的设计和设备制造厂的技术文件为依据。如需修改设备或变更以上文件规定,必须具备一定的审批手续。该汽轮发电机组除按照本手册执行外,还应遵守国家及有关部门颁发的现行安全技术、劳动保护、环境保护、防火等规程。本手册各项技术要求和验收质量标准为基本要求,应首先按照设备订货合同技术协议的要求及制造厂的正式图纸规定执行,如无明确规定或规定不全面时,按本手册执行。
  2.1.1检修的目的和原则
  根据汽轮机检修管理水平和设备的实际情况,贯彻“预防为主,计划检修”的方针和“应修必修,修必修好”的原则。搞好调查研究,力求检修计划切实可行。检修人员严肃对待检修计划及项目不能随意变更,如必须更动,应提前报请上级主管部门。
  在规定期限内完成规定的全部作业,达到质量标准。及时采取先进工艺和新技术、新方法,积极推广新材料、新工具,提高工作效率,缩短检修工期。节约原材料并合理使用避免错用浪费,尽可能及时修好替换下来的轮换设备和零部件。搞好安全生产,防止发生人身伤亡和设备损坏事故。
  2.1.2 检修间隔和工期
  设备检修间各主要有设备技术状况确定。主要设备包括汽轮机本体、调速给水泵等及附属设备,辅助设备是指主设备以外的生产设备。一般情况下,主设备的检修间隔按照表1的规定进行。
  
  表1 检修周期
  设备名称 大修间隔 小修间隔
  汽轮发电机组 4年 4~8个月
  
  在执行表1的检修间隔时,应根据不同情况区别对待。对技术状况较好的设备,为充分发挥设备潜力,降低检修费用,应积极采取措施逐步延长检修间隔,但必须经过上级主管部门批准。为防止设备失修,确保设备健康,凡是设备技术不好的,必须经过技术鉴定并报上级部门批准,具体标准详见表2规定。
  
  
  表2 允许大修间隔超过或低于表1的参考条件
  技术状况满足下列全部条件,可超过表1的规定 技术状况有下列之一的,允许低于表1的规定
  1.能经常达到铭牌出力和较高效率,主要运行参数在规定范围内,机组振动合格,油质良好。 1.主要运行参数经常超过极限值,可能导致设备损坏通流部分有严重结垢必须通过大修处理机组热效率显著降低,机组振动不合格。
  2.主轴承和推力轴承工作正常,轴瓦乌金无脱胎等缺陷。 2. 轴瓦乌金有较严重裂纹或脱胎,小修不能处理。
  3.汽缸结合面严密,滑销系统滑动正常,无卡涩。 3.轴封漏汽严重,油质恶化,小修不能处理。
  4.汽轮机转子叶轮、推力盘、轴封套、叶片、拉筋、复环等物严重冲刷、变形、磨损、腐蚀、裂纹等缺陷,叶片频率合格或虽然不合格,但不影响安全。 4.台板松动,滑销系统工作不正常,影响机组膨胀,威胁机组安全运行。
  5.汽缸、喷嘴、隔板套等无裂纹、无严重冲蚀等缺陷或有轻微缺陷,但长期运行稳定,不影响安全。 5.汽缸内部经过重大改进,更换过重要部件或处理过重大缺陷,需要在大修检查和鉴定。
  6.调速及保安系统及执行机构动作可靠,动态性能符合要求。 6. 汽缸严重裂纹, 结合面漏汽,隔板严重变形、裂纹。
  7.汽轮机主变速装置无显著磨损。 7. 汽轮机转子有严重缺陷,如大轴夹渣,叶轮键槽裂纹,叶片频率不合格等,需要进行监视与鉴定处理。
  8.附属设备没有影响汽轮机安全运行的严重缺陷,一般缺陷能够在小修维护中处理。 8.凝汽器铜管腐蚀泄露严重,需要大修处理。
  9.重要部件(如各种高温高压紧固件)的使用寿命能满足延长检修间隔或能在小修中更换。 9.汽轮机组达不到铭牌出力,但经过大修后可以恢复。
  10.主要热工测量、保护装置能正常投入,或虽有缺陷,但能在小修中处理。 10. 主要热工测量装置、自动监测、保护装置不能保证机组正常运行,小修中不能排除着。
  
  在事故抢修中,若已处理了设备和系统的其他缺陷,经鉴定能继续较长时间的安全运行,允许报请主管上级部门批准,将其后的计划大修日期顺延。
  经主管上级部门批准,允许部分机组将两次小修合并为一次或一次小修分为两次进行,但小修累计时间不得超过年计划小修总停用日数,可在小修时安排其大修。
  2.1.3检修项目和内容
  2.1.3.1汽轮机本体检修标准项目
  2.1.3.1.1 检修周期
  一般情况下,小修一年一次,大修四年一次,特殊情况可申请停运检修。
  2.1.3.1.2大修项目
  
  表3 汽轮机本体大修标准项目表
  
  部件名称 标准项目 特殊项目 重大特殊项目
  轴 承 1、检查轴承、推力轴承及油挡有无磨损、钨金脱胎、裂纹等缺陷,以及轴瓦球面、垫铁的接触情况,测量轴承及油档间隙、轴承紧力,瓦盖紧力,桥规值,必要时进行修刮、调整、焊补。
  2、清扫轴承箱。 更换主轴承、推力轴承或重浇轴承钨金。 1、修刮轴承及台板,灌浆加固基础
  2、更换轴承座或改变轴承结构形式
   汽 缸 1、检查汽缸及喷嘴有无裂纹、冲刷、
  损伤及结合面漏汽痕迹等缺陷,必要时处理;清扫检查汽缸螺栓孔、疏水孔、抽汽孔、压力表孔及温度计套管等。
  2、清扫检查隔板套、隔板及静叶有无裂纹、冲刷、损伤、变形等缺陷,必要时处理。
  3、检查滑销系统。
  4、修补汽缸保温。
  5、执行金属监督有关规定。
  6、测量上、下汽缸结合面间隙及纵向水平。
  7、测量调整隔板套及隔板的洼窝中心。
  8、测量隔板弯曲(变形)。
  9、检查汽室联接螺栓,必要时更换。 1、检查基础台板松动情况,必要时二次灌浆。
  2、检查并焊补汽缸外壁裂纹。
  3、更换部分喷嘴。
  4、修刮汽缸结合面。
  5、更换汽缸全部保温。
  6、更换高压机组高压螺两个以上。 1、处理汽缸大量裂纹或更换汽缸。
  2、更换隔板套、三级以上隔板、喷嘴组。
  3、吊开轴承箱,检查修理滑销系统或调整汽缸水平。
  转 子 1、检查主轴、叶轮、轴封套、轴颈、推力盘、联轴器、和螺栓的磨损、松动、裂纹及加工质量等情况,测量及调整通流部分间隙,轴颈扬度及转子对、对轮中心。
  2、检查测量轴颈椭圆度及转子弯曲度,测量叶轮、联轴器、推力盘的瓢偏度。
  3、清扫检查叶片、复环、硬质合金片等有无结垢、腐蚀、松动、断裂、脱焊及损伤等缺陷,必要时处理。
  4、对重点监视的较长叶片(一般指100~150㎜高度以上的)做频率试验,必要时进行叶片、叶根探伤检查。
  5、对重点监视的叶轮的叶根槽进行探伤检查。
  6、对松装叶片松动情况进行检查。检查配重块牢固情况 1、叶片调频。
  2、对轮铰孔。
  3、修理研磨推力盘及轴颈。
  4、更换全部联轴器螺栓。
  5、转子高速动平衡。 1、直轴
  2、重装或整级更换叶片并进行动平衡校验
  
  汽封 清扫、检查各汽封、隔板汽封的阻汽片并测量其间隙,必要时对汽封梳齿、汽封块、弹簧等进行修理、调整及少量更换。 1、更换20%以上汽封片。
  2、大量调整轴封阻汽片间隙。
  盘车装置 检查更换测量齿轮、蜗轮、轴承、导向滑套等部件的磨损情况,必要时修理 1、更换盘车大齿轮
  2、更换整套盘车装置
  
  2.1.3.1.3 小修项目
  1.低压防爆膜检查及更换;
  2.盘车装置检查;
  3各轴承外油档检修;
  4.轴封系统阀门检修;
  5.各疏水门检修;
  6.#1~6瓦解体检修;
  7.#1~6段抽汽门检查;
  8.凝汽器疏水扩容器检查;
  9.消除设备现存缺陷;
  10.其它特殊项目临时制定。
  2.1.3.2汽轮机调节保安及油系统检修标准项目
  2.1.3.2.1 EH油系统检修标准项目
  1 检修周期
  一般情况下,小修一年一次,大修四年一次,特殊情况可申请停运检修。
  2 大修标准项目
  1油箱
  1.1箱体:放油清洗;
  1.2液位指示器:更换胶圈;
  1.3空气滤清器:检查清洗;
  1.4磁性滤器:检查清洗。
  2集成块组件
  2.1集成块:清洗;
  2.2溢流阀DB10:清洗检查更换密封圈;
  2.3直角单向阀:清洗检查更换密封圈;
  2.4截止阀SHV20:清洗检查更换密封圈;
  2.5各种接头堵头:更换密封圈;
  3主油泵:至少更换一台。
  4滤油器
  4.1回油滤油器:更换滤芯及密封圈;
  4.2循环回路滤油器:更换滤芯及密封圈;
  4.3泵入口滤油器:更换滤芯及密封圈;
  4.4泵出口滤油器:更换滤芯及密封圈。
  5油管路
  5.1截止阀: 清洗检查更换密封圈;
  5.2单向阀: 清洗检查更换密封圈;
  5.3各种接头: 清洗检查更换密封圈。
  6 ER端子箱
  6.1电磁阀:清洗检查更换密封圈;
  6.2截止阀:清洗检查更换密封圈。
  7低油压试验块
  7.1电磁阀:清洗检查更换密封圈;
  7.2截止阀:清洗检查更换密封圈;
  7.3集成块:清洗检查更换密封圈。
  8 再生装置
  8.1 硅藻土滤芯:运行油温在43~45℃之间,压力高达0.21Mpa或没有效果时更换;
  8.2纤维滤芯:运行油温在43~45℃之间,压力高达0.21Mpa时更换;
  8.3截止阀:清洗检查更换密封圈;
  8.4节流孔:清洗检查;
  9.冷油器及其电磁阀:清洗更换密封圈;
  10.蓄能器组件:
  10.1蓄能器:检查蓄能器压力,若压力不足则补充氮气;
  10.1.1高压蓄能器:充氮气压力为9.3Mpa;
  10.1.2低压蓄能器:充氮气压力为0.21Mpa;
  10.1.3 截止阀:清洗检查更换密封圈。
  3 小修标准项目
  1.清洗磁性滤芯;
  2.整定DB10溢流阀;
  3.更换滤油器滤芯;
  4.重新整定油泵压力;
  5.检查冷油器电磁阀。
  2.1.3.2.2 液压调节控制系统检修标准项目
  1 检修周期
  一般情况下,小修一年一次,大修四年一次,特殊情况可申请停运检修。
  2 大修标准项目
  1.油缸: 解体检查油缸和活塞杆是否磨损和漏油,解体检查活塞和活塞环是否磨损,若有磨损则更换;更换所有密封圈,清洗后装配,装配时应保持清洁。
  2.集成块组件:
  2.1.集成块: 清洗检查,更换密封圈;检查清洗节流孔;
  2.2 截止阀: 清洗检查更换密封圈;
  2.3 单向阀: 清洗检查更换密封圈;
  2.4卸荷阀DB20: 清洗检查更换密封圈;
  2.5 伺服阀: 更换密封圈;
  2.6 电磁阀: 清洗检查更换密封圈;
  2.7 过滤器: 更换滤芯及密封圈;
  2.8 操纵座: 解体检查,检查弹簧是否磨损,更换连接螺栓;
  3.安全装置
  3.1.电磁阀组件:
  3.1.1.AST电磁阀: 清洗检查,更换密封圈,更换半数一级阀;
  3.1.2.OPC电磁阀: 清洗检查,更换密封圈;
  3.1.3 集成块:清洗,检查节流孔和节流管接头,更换密封圈;
  3.2 隔膜阀: 清洗检查阀体,检查或更换膜片;
  3.3 空气引导阀:清洗解体检查。
  4 调速系统静态特性试验。
  3 小修标准项目
  1.更换滤芯及密封圈;
  2.检查位移传感器是否牢固,如有弯曲应加以校正;
  3.检查操纵座是否牢固,连接处是否松动。
  2.1.3.2.3保安系统检修标准项目
  1 检修周期
  一般情况下,小修一年一次,大修四年一次,特殊情况可申请停运检修。
  2 大修标准项目
  1.检查清洗危急遮断滑阀、试验滑阀,测量间隙及尺寸;
  2.检查危急保安器及弹簧,测量间隙及尺寸;
  3.检查测量复位装置;
  4.做喷油试验和超速试验。
  3 小修标准项目
  测量脱扣间隙。
  2.1.3.2.4润滑油系统检修标准项目
  1 检修周期
  一般情况下,小修一年一次,大修四年一次,特殊情况可申请停运检修。
  2 大修标准项目
  1.主油泵:检查密封环;测量密封环间隙;解体检查叶轮、泵轴;
  2.冷油器:清理水侧;水压试验;检查清理滤网;检查冷油器换向阀;
  3.主油箱:检查清理滤网;清理油箱内壁;解体检查注油器;解体检查11、12号排烟风机;检查油位计、加热器;
  4.顶轴油泵:检查油泵转动情况,如有问题进行更换;
  5.管道阀门:一般不解体检查,检查盘根;
  6.油净化装置:清理袋滤器、油水分离器、自动反冲过滤装置、精滤器;清理沉淀室、溢流室、贮油室;检查流量控制阀、流量观察器、进油电磁阀、浮球阀、自动排水器、化学吸附罐;检查输油泵、排烟机;
  7.贮油箱:清理净油室、污油室;
  8.油泵:性能能满足要求,一般不解体检查。
  3 小修标准项目
  1.冷油器检漏:清理水侧(视铜管结垢确定);
  2.检查油泵机械密封:消除渗漏点;
  3.检查主油泵密封环、测量密封环间;
  4.检查油箱清理滤网;滤油(视油质确定);
  5.检查排烟风机;消除渗漏点;
  6.检查顶轴油泵转动情况、油封及管节;
  7.油系统管道滤网清理,消除渗漏点,阀门消缺;
  8.清理油净化装置袋滤器、油水分离器、自动反冲过滤装置、精滤器,更换吸附剂。
  2.1.3.2.5配汽机构检修标准项目
  1 检修周期
  一般情况下,小修一年一次,大修四年一次,特殊情况可申请停运检修。
  2 大修标准项目
  1.所有进汽阀解体检查;
  2.管道弯头测厚;
  3.检查修理蒸汽滤网;
  4.各蒸汽阀法兰螺栓做金相检查。
  3 小修标准项目
  1.主蒸汽管道弯头测厚;
  2.导管疏水弯头测厚;
  3.门杆漏汽弯头测厚;
  4.渗漏点消除。
  2.1.3.2.6发电机密封油系统
  1检修周期
  一般情况下,小修一年一次,大修四年一次,特殊情况可申请停运检修。
  2 大修标准项目
  2.1 密封油泵解体检查。
  2.2 冷油器清理水侧、水压试验,清理油侧。
  2.3 差压阀、平衡阀、减压阀解体检查、调整。
  2.4氢侧回油控制箱内部清理,检查浮球阀、液位计。
  2.5 空侧回油密封箱、消泡箱内部清理,检查液位计。
  2.6 排油烟风机:解体检查。
  2.7滤油器清理检查。
  3小修标准项目
  3.1 密封油泵检查机械密封。
  3.2 密封油冷油器水侧清理、检漏。
  3.3 密封油滤油器清理。
  3.4 消除渗漏点,阀门滚动计划。
  2.1.4检修计划的编制
  下列标准所包含的条文,通过本标准中引用而构成本手册的条文,所有引用标准在本手册发布实施均为有效标准。
  中华人民共和国电力部安生(1994)257号 《电力安全工作规程》
  《电力工业技术管理规范》
  SD230—87 部颁《发电厂检修规程》
  DL50—94 部颁《电力建设施工及验收技术规范》
  制造厂图纸、技术文件
  电站设计系统图布置图、说明书
  2.1.5检修工作的组织和准备
  2.1.5.1检修工作的组织
  2.1.5.1.1组织全体检修人员学习安规,检查各项安全措施,确保设备和人身的安全。
  2.1.5.1.2严格执行各项制度和标准工艺措施,保证检修质量,并检查落实岗位责任。
  2.1.5.1.3随时掌握施工进度,加强组织协调,确保如期完工。
  2.1.5.1.4贯彻勤俭节约,爱护工具、器械,节约原材料。
  2.1.5.1.5搞好文明检修,培养踏踏实实,一丝不苟的工作作风。
  2.1.5.2检修工作的准备
  2.1.5.2.1针对汽机系统和设备的运行情况,存在的缺陷和小修检查结果,结合上次大修总结进行现场查对,根椐查对结果及年度检修计划要求,确定检修的重点项目,制定符合实际情况的对策和措施,并做好有关设计、试验和技术鉴定工作。
  2.1.5.2.2落实物质(包括材料、备品、安全工具和施工工具等)准备,布置检修施工场地。
  2.1.5.2.3制定实施大、小修计划的网络图。
  2.1.5.2.4制定检修技术组织措施、安全措施。
  2.1.5.2.5准备好技术记录数据。
  2.1.5.2.6确定需测绘和校核的备品配件加工图。
  2.1.5.2.7组织全体检修人员学习讨论检修计划、项目、工期、措施与施工质量要求等,并做好特殊工种和人力的安排,确定检修项目的施工和验收负责人。
  2.1.5.2.8大修前一个月,小修前半个月,检修工作负责人应组织有关人员检查各项工作的.准备情况,开工前还应全面复查,确保大、小修按期顺利进行。
  2.1.6 检修的安全措施与技术措施
  2.1.6.1安全措施
  2.1.6.1.1进入现场必须按《安规》规定着装和使用安全防护用具。
  2.1.6.1.2两人及以上工作时必须明确一名工作负责人。
  2.1.6.1.3现场应设有足够的照明,并符合《安规》要求。
  2.1.6.1.4使用电动工具必须使用漏电保护器,并遵守电动工具的使用规定。不得使用有缺陷的工器具。
  2.1.6.1.5清洗、油箱加油时,要防止火灾。严禁使用汽油清洗机件。
  2.1.6.1.6叶轮焊接时必须接地线,防止烧坏轴承。
  2.1.6.1.7高处作业必须正确使用安全带、工具,材料的传递应遵守安规规定。
  2.1.6.1.8认真遵守起重、搬运的安全规定。
  2.1.6.1.9工作结束应及时恢复工作过程拆除的栏杆、防护罩、沟盖板等防护设施。
  2.1.6.1.10工作结束清点人员、工具,收回剩余的材料,消除火种,清扫工作现场。
  2.1.6.1.11清理工作现场易燃易爆杂物。
  2.1.6.1.12电焊地线接在被焊件上,禁止远距离回路。
  2.1.6.1.13现场准备充足的消防器材。
  2.1.6.1.14动火工作期间设专人监护。
  2.1.6.1.15工作结束清理现场,不遗留任何火种。
  2.1.6.2技术措施
  2.1.6.2.1汽机油系统防火
  1油系统应尽量避免使用法兰连接,禁止使用铸铁阀门。
  2油系统法兰禁止使用塑料垫、橡皮垫(含耐油橡皮垫)和石棉纸垫。
  3油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火,必须明火作业时要采取有效措施,附近的热力管道或其他热体的保温应紧固完整,并包好铁皮。
  4禁止在油管道上进行焊接工作。在拆下的油管上焊接时,必须事先将管子冲洗干净。
  5油管道法兰、阀门及轴承、调速系统等应保持严密不漏油,如有漏油应及时消除,严禁漏油渗透至下部蒸汽管、阀保温层。
  6油管道法兰、阀门的周围及下方,如敷设有热力管道或其它热体,则这些热体保温必需齐全,保温外面应保铁皮。
  7检修时如发现保温材料内有渗油时,应消除漏油点,并更换保温材料。
  8事故排油阀应设两个钢质截至阀,其操作手轮应设在距油箱5m以外的地方,并有两个以上的通道,操作手轮不允许加锁,应挂有明显的“禁止操作”标志牌。
  9油管道要保证机组在各种运行工况下自由膨胀。
  10机组油系统的设备及管道损坏发生漏油,凡不能与系统隔绝处理的或热力管道渗入油的,应立即停机处理。
  2.1.6.2.2防止炉外管道爆破
  1加强对炉外管道的巡视,对管系振动、水击等现象应分析原因,及时采取措施。当炉外管道有漏气、漏水现象时,必须立即查明原因、采取措施,若不能与系统隔离进行处理时,应立即停炉。(汽机专业参照执行)
  2定期对导汽管、汽联络管、水联络管、下降管等炉外管道以及弯管、弯头、联箱封头等进行检查,发现缺陷(如表面裂纹、冲刷减薄或材质问题)应及时采取措施。
  3加强对汽水系统中的高中压疏水、排污、减温水等小径管座焊缝、内壁冲刷和外表腐蚀现象的检查,发现问题即使更换。
  4按照《火力发电厂金属技术监督规程》(DL438-2000),对主蒸汽管道、再热蒸汽管道、弯管、弯头、阀门、三通等大口径部件及其相关焊缝进行定期检查。
  5按照 《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》(DL/T616-1997)的要求,对支吊架进行定期检查。对运行达100kh的主蒸汽管道、再热蒸汽管道的支吊架要进行全面检查和调整,必要时应进行应力合算。
  6对于易引起汽水两相流的疏水、空气等管道,应重点检查其与母管相连的角焊缝、母管开孔的内孔周围、弯头等部位,其管道、弯头、三通和阀门运行100kh后,易结合检修全部更换。
  7加强焊工管理及完善焊接工艺质量的评定。杜绝无证(含过期证)上岗和超合格证允许范围施焊现象。焊接工艺、质量、热处理及焊接检验应符合《电力建设施工及验收技术规范(火力发电厂焊接篇)》(DL5007-1992)有关规定。
  8在检修中,应重点检查可能因膨胀和机械原因引起的承压部件爆漏的缺陷。
  2.1.6.2.3防止压力容器超压
  1各种压力容器安全阀应定期进行校验和排放试验。
  2压力容器内部有压力时,严禁进行任何修理或紧固工作。
  3压力容器上使用的压力表,应列为计量强制检验表计,按规定周期进行强检。
  4结合压力容器定期检验或检修,每两个检验周期至少进行一次耐压试验。
  5检查进入除氧器、扩容器的高压汽源,采取措施消除除氧器、扩容器超压的可能。推广滑压运行,逐步取消二段抽汽进入除氧器。
  6单元制的给水系统,除氧器上应配备不少于两只全启式安全门,并完善除氧器的自动调压和报警装置。
  7除氧器和其他压力容安全阀的总排放能力,应满足其在最大进汽工况下不超压。
  2.1.6.2.4压力容器实行定期检验
  1火电厂热力系统压力容器定期检验时,应对与压力容器相连的管系进行检查,特别应对蒸汽进口附近的内表面热疲劳和加热器疏水管段冲刷、腐蚀情况进行检查,防止爆破汽水喷出伤人。
  2禁止在压力容器上随意开孔和焊接其他构件。若必须在压力容器上开孔或修理,应先核算其结构强度,并参照制造厂工艺制定技术工艺措施,经锅炉监督工程师审定、总工程师批准后,严格按工艺措施实施。
  3停用超过2年以上的压力容器重新启动时要进行再检验,耐压试验确认合格才能启用。
  4在定购压力容器前,应对设计单位和制造厂商的资格进行审核,其供货产品必须附有“压力容器产品质量证明书”和制造厂所在地锅炉压力容器监检机构签发的“监检证书”。要加强对所购容器的质量验收,特别应参加容器水压试验等重要项目的验收见证。
  5对在役压力容器检验中,安全状况等级评定达不到监督使用标准(三级)的,要在最后一次检修中治理升级。检验后定为五级的容器应按报废处理。
  2.1.6.2.5压力容器投入使用
  必须按照《压力容器使用登记管理规则》办理注册登记手续,申领使用证。不按规定检验、申报注册的压力容器严禁投入使用。
  2.1.6.2.6防止汽轮机超速和轴系断裂事故
  1防止超速
  1.1在额定蒸汽参数下,调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行,甩负荷后能将机组转速控制在危机保安器动作转速以下。
  1.2各种超速保护均应正常投入运行,超速保护不能可靠动作时,禁止机组启动和运行。
  1.3机组重要运行监视表计,尤其是转速表,显示不正确或失效,严禁机组启动。运行中的机组,在无任何有效监视手段的情况下,必须停止运行。
  1.4透平油和抗燃油的油质应合格。在油质及清洁度不合格的情况下,严禁机组启动。
  1.5机组大修后必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静止试验或仿真试验,确认 调节系统工作正常。在调节部套存在有卡涩、调节系统不正常的情况下,严禁起动。
  1.6正常停机时,在打闸后,应先检查有功功率是否到零,千瓦时表停转或逆转以后,再将发电机与系统解列,或采用逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。
  1.7在机组正常起动或停机过程中,应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统,尤其是低压旁路;在机组甩负荷或事故状态下,旁路系统必须开启。机组在此起动时,再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。
  1.8在任何情况下绝不可强行挂闸。
  1.9机械液压性调节系统的汽轮机应有两套就地转速表,有各自独立的变送器(传感器),并分别装设在沿转子轴向不同的位置上。
  1.10抽汽机组的可调整抽汽逆止门应严密、联锁动作可靠,并必须设置有能快速关闭的抽汽截止门,以防止抽汽倒流引起超速。
  1.11对新投产的机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组必须进行甩负荷试验。对已投产尚未进行甩负荷试验的机组应积极创造条件进行甩负荷试验。
  1.12坚持按规程要求进行危急保安器试验、汽门严密性试验、门杆活动试验、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试。
  1.13危急保安器动作转速一般为额定转速的110%±1%。
  1.14进行危急保安器试验时,在满足试验条件下,主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。
  1.15数字式电液控制系统(DEH)应设有完善的机组起动逻辑和严格的限制起动条件。
  1.16汽机专业人员,必须熟知DEH的控制逻辑、功能及运行操作,参与DEH系统改造方案的确定及功能设计,以确保系统实用、安全、可靠。
  1.17电液伺服阀(包括各类型电液转换器)的性能必须符合要求,否则不得投入运行。运行中要严密监视其运行状态,不卡涩、不泄漏和系统稳定。大修中要进行清洗、检测等维护工作。发现问题及时处理或更换。备用伺服阀应按制造厂的要求条件妥善保管。
  1.18主油泵轴与汽轮机主轴间具有齿形联轴器或类似联轴器的机组,定期检查联轴器的润滑和磨损情况,其两轴中心标高、左右偏差,应严格按制造厂规定的要求安装。
  1.19要慎重对待调节系统的重大改造,应在确保系统安全、可靠的前提下,进行全面的、充分的论证。
  1.20严格执行运行、检修操作规程,严防电液伺服阀(包括各类型电液转换器)等部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动。
  2防止轴系断裂
  2.1机组主、辅设备的保护装置必须正常投入,已有振动监测保护装置的机组,振动超限跳机保护应投入运行;机组正常运行瓦振、轴振应达到有关标准的优良范围,并注意监视变化趋势。
  2.2运行100kh以上的机组,每隔3~5年应对转子进行一次检查。运行时间超过15年、寿命超过设计使用寿命的转子、低压焊接转子、承担调峰起停频繁的转子,应是当缩短检查周期
  2.3新机组投产前、已投产机组每次大修中,必须进行转子表面和中心孔探伤检查。对高温度段应力集中部位可进行金相和探伤检查,选取不影响转子安全的部位进行硬度试验。
  2.4不合格的转子绝不能使用,已经过主管部门批准并投入运行的有缺陷转子应进行技术评定,根据机组的具体情况、缺陷性质制定运行安全措施,并报主管部门审批后执行。
  2.5严格按超速试验规程的要求,机组冷太起动带25%额定负荷(或按制造要求),运行3~4h后立即进行超速试验。
  2.6新机组投产前和机组大修中,必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶片固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况,保证各联轴器螺丝的紧固和配合间隙完好,并有完善的防松措施
  2.7新机组投产前应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查。大修中应检查隔板变形情况,最大变形量不得超过轴向间隙的1/3。
  2.8防止发电机非同期并网。
  3建立和完善技术档案。
  3.1建立机组试验档案,包括投产前的安装调试试验、大小修后的调整试验、常规试验和定期试验。
  3.2建立机组事故档案。无论大小事故均应建立档案,包括事故名称、性质、原因、和防范措施。
  3.3建立转子技术档案
  3.3.1转子原始资料,包括制造厂提供的转子原始缺陷和材料特性。
  3.3.2历次转子检修检查资料。
  3.3.3机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态起停次数、起停过程中的汽温汽压负荷变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况的原因和处理。
  2.1.6.2.7防止汽轮机大轴弯曲和轴瓦烧毁事故
  1防止汽轮机大轴弯曲
  1.1应具备和熟悉掌握的资料:
  1.1.1转子安装原始弯曲的最大晃动值(双振幅),最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置。
  1.1.2大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动值(双振幅),最高点在圆周方向的位置。
  1.1.3机组正常启动过程中的波德图和实测轴系临界转速。
  1.1.4正常情况下盘车电流和电流摆动值,以及相应的油温和顶轴油压。
  1.1.5正常停机过程的惰走曲线,以及相应德真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。
  1.1.6停机后,机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。
  1.1.7通流部分的轴向间隙和径向间隙。
  1.1.8应具有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线,并应全部纳入运行规程。
  1.1.9记录机组起停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要数据,直到机组下次热态起动或汽缸金属温度低于150℃为止。
  1.1.10系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验,必须预先制定安全技术措施,经上机主管部门批准后在执行。
  1.2汽轮机起动前必须符合以下条件,否则禁止起动:
  1.2.1大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确,并正常投入。
  1.2.2大轴晃动值不应超过制造厂的规定值,或原始值的±0.02mm。
  1.2.3高压外缸上、下缸温差不超过50℃,高压内缸上、下缸不超过35℃.
  1.2.4主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃,但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50℃。
  1.3机组起、停过程操作措施:
  1.3.1机组起动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定,至少不得少于2~4h,热态起动不少于4h。若盘车中断应重新计时。
  1.3.2机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态,应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时,连续盘车不少于4 h才能再次起动,严禁盲目起动。
  1.3.3停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时,应查明原因及时处理。当汽封磨擦严重时,将转子高点置于最高位置,关闭汽缸疏水,保持上下缸温差,监视转子弯曲度,当确认转子弯曲度正常后,再手动盘车180°。当盘车盘不动时,严禁用吊车强行盘车。
  1.3.4停机后因盘车故障暂时停止盘车时,应监视转子弯曲度的变化,当弯曲度较大时,应采用手动盘车180°,待盘车正常后及时投入连续盘车。
  1.3.5机组热态起动前应检查停机记录,并与正常停机曲线进行比较,若有异常应认真分析,查明原因,采取措施及时处理。
  1.3.6机组热态起动投轴封供汽时,应确认盘车装置运行正常,先向轴封供汽,后抽真空。停机后,凝汽器真空到零,方可停止轴封供汽。应根据缸温选择供汽汽源,以使供汽温度与金属温度相匹配。
  1.3.7 疏水系统投入时,严格控制疏水系统各容器水位,注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水,严防水或冷汽进入汽轮机。
  1.3.8停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位,防止汽轮机进水。
  1.3.9 起动或低负荷运行时,不得投入再热蒸汽减温器喷水。在锅炉熄火或机组甩负荷时,应及时切断减温水。
  1.3.10汽轮机在热状态下,若主、再蒸汽系统截止门不严密,则锅炉不得进行打水压试验。
  1.4发生下列情况之一,应立即打闸停机:
  1.4.1机组起动过程中,在中速暖机之前,轴承振动超过0.03mm;
  1.4.2机组起动过程中,通过临界转速时,轴承振动超过0.1mm或相对轴振动值超过0.260mm,应立即打闸停机,严禁强行通过临界转速或降速暖机。
  1.4.3机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.080mm,超过时应设法消除,当相对轴振动值超过0.260mm应立即打闸停机;当轴承振动变化±0.015mm或相对轴振动变化±0.015mm,应查明原因设法消除,当轴承振动突然增加0.05mm,应立即打闸停机。
  1.4.4高压外缸上、下缸温差超过50℃,高压内缸上、下缸温差超过35℃。
  1.4.5机组正常运行时,主、再热蒸汽温度在10min内突然下降50℃。
  1.5应采用良好的保温材料(不宜使用石棉制品)和施工工艺,保证机组正常停机后的上下缸温差不超过35℃,最大不超过50℃。
  1.6疏水系统应保证疏水畅通。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。高、低压疏水联箱应分开,疏水管应按压力顺序接入联箱,并向低压侧倾斜45°。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下,其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点。防腐蚀汽管应不小于76mm。
  1.7减温水管路阀门应能关闭严密,自动装置可靠,并应设有截止门。
  1.8门杆漏汽至除氧器管路,应设置逆止门和截止门。
  1.9高压加热器应装设紧急疏水阀,可远方操作和根据疏水水位自动开启。
  1.10高、低压轴封应分别供汽。特别注意高压轴封段或合缸机组的高中压轴封段,其供汽管路应有良好的疏水措施。
  1.11机组监测仪表必须完好、准确,并定期进行校验。尤其是大轴弯曲表、振动表和汽缸金属温度表,应按热工监督条例进行统计考核。
  1.12排汽装置应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器应有水位报警和高水位自动放水装置。
  1.13严格执行运行、检修操作规程,严防汽轮机进水、进冷汽。
  2 防止汽轮机轴瓦损坏
  2.1汽轮机的辅助油泵及其自起动装置,应按运行规程要求定期进行试验,保证处于良好的备用状态。机组起动前辅助油泵必须处于联动状态。机组正常停机前,应进行辅助油泵的全容量起动、联锁试验。
  2.2油系统进行切换操作(如:冷油器、辅助油泵、滤网等)时,应在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作,操作中严密监视润滑油压的变化,严防切换操作过程中断油。
  2.3机组起动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超过标准要求时,应按规程规定的要求果断处理。
  2.4在机组起停过程中应按制造厂规定的转速停起顶轴油泵。
  2.5在运行中发生了可能引起轴瓦损坏(如:水冲击、瞬时断油等)的异常情况下,应在确认轴瓦未损坏之后,方可重新起动。
  2.6油位计、油压表、油温表及相关的信号装置,必须按规程要求装设齐全、指示正确,并定期进行校验。
  2.7油系统油质应按规程要求定期进行化验,油质劣化及时处理。在清洁度超标的情况下,严禁机组起动。
  2.8应避免机组在振动不合格的情况下运行。
  2.9润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵。为确保防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能,要求当润滑油压降至0.08MPa时报警,降至0.07~0.075MPa时联动交流润滑油泵,降至0.06~0.07MPa时联动直流润滑油泵,并停机投盘车,降至0.03Mpa时停盘车。
  2.10直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量,其各级保险应合理配置,防止故障时保险熔断使直流润滑油泵失去电源。
  2.11交流润滑油泵电源的接触器,应采取低电压延时释放措施,同时要保证自投装置动作可靠。
  2.12油系统严禁使用铸铁阀门,各阀门不得水平安装。主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌,对于平时不应操作的阀门应加锁,以防误操作。润滑油压管道原则上不宜装设滤网,若装设滤网,必须有防止滤网堵塞和破损的措施。
  2.13安装和检修时要彻底清理油系统杂物,并严防检修中遗留杂物堵塞管道。
  2.14检修中应注意主油泵出口逆止门的状态,防止停机过程中断油。
  2.15严格执行运行、检修操作规程,严防轴瓦断油。
  2.1.6.2.8防止定、转子水路堵塞、漏水
  1水内冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈全部更换成聚四氟乙烯垫圈。
  1安装定子内冷水反冲洗系统,定期对定子线棒进行反冲洗。反冲洗系统的所有钢丝滤网更换为激光打孔的不锈钢板新型滤网,防止滤网破碎进入线圈。
  2.1.6.2.9防止漏氢
  1大修后气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。
  2应按时检测氢冷发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的氢气体积含量,超过1%时,应停机找漏消缺。当内冷水箱内的含氢量达到3%时报警,120h内缺陷未能消除或含氢量升至20%时应停机处理。
  3密封油系统平衡阀、压差阀必须保证动作灵活、可靠,密封瓦间隙必须调整合格。若发现发电机大轴密封瓦处轴颈有磨损的沟槽,应及时处理。
  2.1.7检修施工管理
  2.1.7.1工作人员职责
  检修技术人员和工作负责人必须熟悉检修范围的有关技术文件和图纸,并应熟悉设备的工作原理和构造。一般工作人员应掌握检修工序工艺和有关精密测量技术。
  2.1.7.2检修现场要求
  2.1.7.2.1检修现场应按照施工要求合理布置;
  2.1.7.2.2场地、检修平台、运输通道应能承受纺织设备的重量和足够的周转余地;
  2.1.7.2.3检修场地具备充足照明,压缩空气、氧气和乙炔等设施。
  2.1.7.3起重运输机具管理
  2.1.7.3.1应遵守中华人民共和国原劳动部颁发的《起重机械安全管理规定》;
  2.1.7.3.2对起重机的起吊重量、行车速度、起吊高度、起吊速度及纵横极限范围等性能应认真检查,这些性能应满足设备检修的工艺要求;
  2.1.7.3.3特大件和超重起吊均应制定专门技术措施,经总工程师批准后执行;
  2.1.7.3.4禁止在不了解设备重物的情况下进行起吊工作或任意放置。
  2.1.7.4施工要求
  2.1.7.4.1汽轮机组在检修过程中及当天工作结束后,检修人员应负责彻底清理,保证检修质量;
  2.1.7.4.2所有部件经清理后必须做到加工面和内部清洁,无杂物;
  2.1.7.4.3解体、组装部套应依据图纸进行,弄清结构情况和相互连接关系,做好标记。当零部件拆装受阻时应找出原因,禁止盲目敲打;
  2.1.7.4.4拆下的零部件应分门别类,放置在专用的零件箱内,对于精密零部件应精心保护,并由专人保管;
  2.1.7.4.5重要结构和承压设备上的零部件和密封装置的焊接应由合格焊工按照工艺要求进行。
  2.1.7.4.6 汽轮机组设备及管道的水压试验除按照规定进行外,必须做到临时连接系统严密、无渗漏,表计经校验合格。
  2.1.7.4.7重要工作告一段落时,必须对内部进行检查,并符合下列要求:
  1设备及管道最后封闭前,必须指定专人检查,确信无杂物后才准封闭,必要时会同上级部门有关技术人员检查签证;
  2浸入设备内部清理和检查的人员应穿干净无钮扣和衣袋的专用工作服,鞋底无铁钉并擦净,严防在设备内部掉进杂物;
  3不允许在已经封闭好的设备管道上施焊、开孔或拆封,必要适应取得一定的批准手续。
  2.1.8主要检修工作的质量与验收项目
  2.1.8.1汽缸与轴承座安装
  2.1.8.2滑销系统
  2.1.8.3汽轮机转子检修
  2.1.8.4汽轮机组联轴器找中心
  2.1.8.5隔板检修
  2.1.8.6汽封及通流部分间隙
  2.1.8.7支持轴承和推力轴承
  2.1.8.8汽轮机扣缸
  2.1.8.9合金钢部件光谱检查报告
  2.1.8.10轴颈椭圆度和不柱度
  2.1.8.11联轴器、推力盘、转轮端面瓢偏
  2.1.8.12轴颈扬度
  2.1.8.13转子晃动度、弯曲度
  2.1.8.14减温减压装置及排汽管、管件、截止阀、控制阀、疏水阀
  2.1.8.15凝汽器蒸汽排放装置、管板、水室、喷水管及孔眼
  2.1.8.16油系统运行和油质化验
  2.1.8.17汽轮机调节系统的整定与试验
  2.1.8.18汽轮机自动保护连锁装置的整定与试验
  2.1.8.19自动主汽门、调节汽门的严密性
  2.1.8.20汽轮机整套启停运行(蒸汽参数、真空升速、带负荷情况、汽缸热膨胀、差胀、轴承振动、汽缸金属温度、轴瓦及推力瓦乌金温度等)
  2.1.8.21汽轮机惰走曲线、大轴晃度随时间变化曲线、高压缸调节级金属温度与时间曲线
  2.1.8.22冷态启动曲线,时间与转速、负荷、主汽压力、主汽温度、真空、差胀等
  2.2 汽轮机主要设备规范
  汽轮机由北京北重汽轮电机有限公司供货。
  
  表4 设备主要技术规范
  型号 N330-17.75/540/540
  型式 亚临界、一次中间再热、单轴三缸双排汽、直接空冷凝汽式
  额定功率 330 MW
  最大功率 346.57
  主蒸汽流量(VWO/TRL) 1050/969 t/h
  主汽门前额定蒸汽压力 17.75 MPa
  主汽门前额定蒸汽温度 540 ℃
  再热蒸汽流量(VWO/TRL) 929.36/882.77t/h
  再热蒸汽温度 540 ℃
  热耗率TGNHR 8023.45 kJ/kWh
  额定功率下汽耗率 2.9328 kg/kWh
  额定背压(VWO/TRL) 8.5 KPa
  凝汽量(VWO/TRL) 688.06/650.09t/h
  额定冷却水温 30 ℃
  额定转速 3000 rpm
  高压缸排汽温度(VWO/TRL) 345.63℃/340.23℃
  高压缸排汽蒸汽压力(VWO/TRL) 4.5943MPa/4.3633 MPa
  中压主汽阀前再热蒸汽压力(VWO/TRL) 4.1348 MPa /3.9269 MPa
  中压主汽门前再热蒸汽额定温度(VWO/TRL) 540℃/540℃
  最高给水温度 282.1 ℃
  额定转速 r/min 3000
  转向(从汽轮机向发电机看) 逆时针
  抽汽级数 级 7(两高、四低、一除氧)
  设备运转层高度 m 12
  
  1各轴承处大轴垂直方向振动最大振幅不大于0.075mm(峰-峰值)。
  2允许长期连续运行的周波变化范围:48.5-51.5Hz。
  3盘车转速: 2.38r/min.
  4汽轮机总长:25m.
  5运行层相对零米标高为13.7m.
  6轴系临界转速(r/min)见表
  
  表5 汽轮发电机组临界转速
  轴 段 一阶临界转速r/min 二阶临界转速r/min
   设计值 试验值 设计值 试验值
  高压转子 2400 >4000
  中压转子 2440 >4000
  低压转子 1800 >4000
  发电机转子 1400 2350
  轴系 1800
  
  
  
  
  
  
  
  
  本体部分
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  编制人员
  审 核
  复 审
  
  2.2.1 概述
  汽轮机由高压、中压和低压三个缸组成,均为双层缸的模块结构。高、中压缸分缸布置,通流部分反向布置。低压缸为双排汽对称结构,内缸是流动通道,外缸为排汽部分并与凝汽器喉部相通。在低压外缸两端各设有喷水减温装置,其顶部装有两只安全膜。双层缸结构把单层缸受的巨大蒸汽总压力分摊给内、外两层汽缸,从而使汽缸的壁厚和法兰、螺栓尺寸都大大减小;这样内缸主要承受高温,蒸汽的高压由内、外缸共同承担,所以内缸壁可以较簿,大大降低了热应力。高、中压缸的两端分别是高压缸排汽和中压缸排汽,压力和温度都比较低,因此,两端外汽封漏汽小,轴承受汽封温度的影响也较小。
  通流部分选用冲动式汽轮机工作原理。高、中压缸均采用单流,标准化的具有高气动性能的冲动式叶片,通过动叶片根部所需要的压差很小,因而每级叶轮的轴向推力小。连续性整体围带不但能形成有效的叶片顶部之密封性,而且它的坚实性能安全地采用高展弦比叶片,为扩展单流提供了关键因素。末两级以前的所有各级叶片均为叉形叶根,自带围带,予扭装配,在工作转速下保证正圈联接,漏汽损失小,也降低了叶片的动应力和叶片共振的谐波数,提高叶片的安全可靠性。末级叶片为1055mm的长叶片,圆弧枫树形叶根,具有良好的气动性能,距根部875mm处,有一扁平鳍形拉筋,在工作转速下,形成整圈联接,可靠性高,为无事故叶片。
  高、中、低压转子都是整锻转子,均采用刚性联轴器联接。高压转子由一个单列调节级和10个压力级组成;中压转子由12个压力级组成;低压转子由2 × 5个压力级组成。
  高压缸进汽由两组联合阀控制,分别装在汽缸的两侧。甲高压主汽门控制#1、3调速汽门,乙高压主汽门控制#2、4调速汽门。各汽门由各自独立的单侧油动机操纵。中压缸进汽也由两组联合汽门控制,每组联合汽门包括一只主汽门和一只调速汽门,分别装在汽缸两侧,各汽门同样由各自独立的单侧油动机控制。蒸汽进入汽轮机首先经主汽阀,然后流到调节阀。调节阀控制通过高压进汽管进入高压缸的蒸汽流量。
  主汽门和调速汽门均套有4mm司太立合金套筒,阀杆采用同一组浮动环密封,不仅耐磨、抗氧化、也防卡涩,提高机组的可靠性。当主汽门和调速汽门全开时,焊在阀蝶根部的司太立合金与阀体紧密贴合,形成自密封,避免阀杆漏汽,也降低压降损失。
  蒸汽流经冲动式的调节级和高压缸压力级叶片,并通过高压外缸下半的两个排汽口流到再热器。蒸汽再热后通过两个再热主汽阀及再热调节阀返回到中压缸。调节阀的出口用滑动接合连接到中压缸的进汽室,蒸汽流经中压叶片后,通过中压缸连通管分别流到低压缸。
  高、中压缸轴向膨胀死点设在中压缸后轴承箱上。当缸体受热时,中压缸由死点向机头方向膨胀,同时通过联接高、中压缸之间左右两侧推拉杆推动高压缸,并由高、中压缸猫爪搭在1-#2轴承箱水平滑动板上滑动。低压外缸放置在支撑板上,支撑板放在固定于基础的台板上。外缸的绝对膨胀以汽机侧排汽口横销为死点向发电机侧膨胀。低压内缸以凝汽器中心线为死点向前、后膨胀。
  推力轴承设在#2轴承箱内,由两根推拉杆将推力轴承与高压外缸刚性联接,可随同高压缸一起膨胀移动,整根个汽轮发电机转子以推力盘为死点,分别向前、后膨胀。
  2.2.2 汽缸检修
  2.2.2.1汽缸结构概述
  2.2.2.1.1高压缸
  由外缸和内缸组成。每个缸分成两半并由水平结合面的螺栓进行合装。汽缸的结构形状及其支承方法都经过精心设计,使在温度变化时能自由和对称地移动,从而使变形的可能性减至最小。高压内、外缸由合金钢铸造而成,沿水平中分面分开,形成上缸和下缸。内缸在水平中分面处支承在外缸上,顶部和底部用定位销导向,以保持对汽轮机轴线的正确位置,同时允许随温度变化能自由的膨胀和收缩。高压缸喷嘴室进口焊在内缸上,靠喷嘴室上的键槽镶嵌在内缸上、下半的凸缘上定位。进汽套管用滑动接头连接到各个喷嘴室,使由于温度变化引起变形的可能性减至最小。拆卸外缸时,上缸用千斤顶或顶开螺栓升起,直到进汽套管脱离喷嘴室,然后以通常方式用行车吊起。拆卸内缸下半时,下缸用螺栓升起,直到进汽套管脱离喷嘴室,然后以通常方式用行车吊起。装配外缸上半及内缸下半时,各个喷嘴室进汽处的形状使密封环在汽缸放下时能同心。高压进汽平衡活塞汽封、高压隔板套在水平接合处受内缸所支承,并在顶部和底部定位销引导,其方式与外缸支承内缸相同。
  
  
  
  图1 中分面视图
  (A)转子 (G)汽封 (B)外缸 (I)结合面定位 (C)内缸 (J)止推轴承拉杆 (D)进汽短管 (K)中压缸拉杆
  
  图2 进汽室纵剖面图
  (A)转子 (E)装配用双头螺栓 B)外缸 (M)水平结合面 (C)内缸 (N)喷觜室 (D)进汽短管
  高压上半缸有四个支撑猫爪,上半汽缸悬撑在相邻的轴承座平台上,高压水平面沿汽轮机中心线轴向滑动,应与汽轮机上各部套的收缩或膨胀相一致。在滑动时所选结构保证接触面的绝对平行度,滑块表面硬化处理以减少摩擦系数。进汽短管焊接到位于进汽阀和高压缸之间的连接管上,它在高压部分端部,连续穿过外缸和内缸,直接把汽送到喷嘴室。进汽短管通过双头螺栓连接在外缸上,螺栓通过控制伸长来冷紧。它与内缸的密封,由密封环来保证,并能与内缸内壁保持紧密的接触。
  设置导向装置可保证外缸和转子的同心,内缸悬挂在水平中分面的两侧,底部亦设有导向装置,确保所有部套与转子同心。不同支撑点的分布要使热膨胀能自由进行。保证通流间隙和同心度。实际上,每个支撑处能按两个方向自由膨胀,并锁定在第三个方向。内缸悬挂在(F)上,上半外缸提供反向支撑(G),(间隙安装时确定)。纵向定位点按(H)调整锁定。如下图:
  
  
  
  
  
  
  
  
  图3 内缸支撑形式
  2.2.2.1.2中压缸
  由外缸、内缸、隔板套等组成。汽缸与隔板套分为两半,并由水平中分面的螺栓进行合装。上半缸有四个支撑猫爪,上半汽缸悬撑在相邻的轴承座平台上,中压缸水平中分面沿汽轮机中心线轴向滑动,应与汽轮机上各部套的收缩或膨胀相一致。在滑动时所选结构保证接触面的绝对平行度,滑块表面硬化处理以降低摩擦系数。内缸悬挂在水平中分面的两侧,底部设有导向装置,导向装置保证外缸、所有部套与转子的同心。
  图4 中分面视图
  (A)转子 (G)汽封 (B)外缸 (I)结合面定位 (C)内部隔板套 (K)高中压缸推拉杆 (D)进汽短管
  内缸悬挂在内缸支撑上,上半外缸提供反向支撑(间隙安装时确定)。纵向定位点按纵向固定支点调整锁定。中压缸进汽短管焊接在进汽阀和中压缸之间的连接管上,处于中压缸端部,穿过外缸、内缸直接把汽送到中压蒸汽室。进汽短管通过双头螺栓连接在外缸上,螺栓通过控制伸长来冷紧。它与内缸的密封,由密封环来保证,并与内缸内壁保持紧密的接触。
  图5 中压进汽短管
  (A)外缸 (B)内缸 (C)上部进汽短管 (D)下部进汽短管 (E)连接法兰
  2.2.2.1.3低压缸
  低压内缸两端装有导流环,与外缸组成扩压段以减少排汽损失。内缸下半水平中分面法兰四角上各有一个猫爪搭在外缸上,支持整个内缸和所有隔板的重量,水平法兰中部对应进汽中心处有侧键,作为内外缸的轴向相对死点,使内缸轴向定位而允许横向自由膨胀,内缸下半两端底部有纵向键,沿纵向中心线轴向设置,使内缸相对外缸横向定位而允许轴向自由膨胀。
  外缸上半项部进汽部位有带波纹管的低压进汽管与内缸进汽口联接,以补偿内外缸胀差并保证密封,它将中压缸排汽引入低压缸。顶部装有两个内孔500mm的大气阀,作为真空系统的安全保护措施。当异常升温(低负荷或空载)时,有喷水装置冷却低压缸,当压力忽然升高时,排大气阀保护低压部套。低压内缸装有“遮热罩”,用来限制低排、抽汽管道与内缸的蒸汽之间的热交换,减小内缸壁的温差。内缸接近中部位置设有对称的两个人孔门,用来检查缸内情况。低压外缸下半两端有低压轴承箱,四周的支承台板放在成矩形排列的基架上,承受整个低压部分的重量,底部排汽口与凝汽器采用弹性联接。
  
  图6 低压缸中分面图
  A 低压外缸 L 低压缸死点 B 低压内缸 O 一段抽汽
  D 转子 P 二段抽汽 H 轴承 Q 三段抽汽 G 轴封
  2.2.2.1.4进汽管
  通过进汽管,使蒸汽从高、中压阀进入汽缸,再从中压缸排汽进入低压缸。管子能随汽缸的相对死点的热位移而移动。在管子安装时,调整管子位置,使管子应力小于设计值。在管路低点有疏水口。如果无法按照管道焊接标准进行检查时,允许用无损探伤的方法代替。管子的保温允许有一定的热量损失。
  1高压进汽管
  管路一端与进汽阀门焊接,另一端与进汽法兰焊接,使蒸汽进入高压缸(如下图)。上部进汽管用法兰联接,以便于检修。法兰装配通过控制螺栓的伸长量来保证螺栓紧力。
  
  
  图7 高压进汽管布置图
  A下部进汽管 B上部进汽管(固定部分)C上部进汽管(可拆部分)
  D连接法兰 E进汽法兰F 压力平衡管
  2中压进汽管
  其设计、连接方式同高压进汽管。布置方式如下:
  图8 中压进汽管布置图
  (A)下部进汽管 (B)上部进汽管(固定部分)(C)上部进汽管(可拆部分)(D)连接法兰(E)进汽法兰
  3中、低压连通管
  低压缸有两根进汽管(连通管),内径Φ1400㎜,位于低压缸和中低压轴承箱上方,是整个机组的最高点。连通管由虾腰管和平衡补偿管两段组成,虾腰管接中压排汽口,平衡补偿管中部有一个向下的管口,接低压进汽管,均采用刚性法兰连接。为了吸收连通管和机组的轴向热膨胀,平衡补偿管的前端设有波纹管。为了平衡联通管内蒸汽的轴向作用力,在平衡补偿的后端设置有带波纹管的平衡室,平衡补偿管外有联接圆筒连接两端,蒸汽的轴向作用力由圆筒承受,不作用在波纹管上。布置方式如下:
  
  图9 中低压连通管布置图
  2.2.2.2工艺方法、质量标准、注意事项
  2.2.2.2.1 拆去轴承盖上的热工及仪表元件;
  2.2.2.2.2 拆去化妆板上连接螺栓,将化妆板解体后分别吊出;
  2.2.2.2.3 当高压外上缸内壁温度低于150℃时,逐层拆去保温层;
  2.2.2.2.4 拆高、中压导汽管及中低压连通管
  1清理保温后,当高压缸内上缸调节级外壁温低于100℃时,拆除导汽管与外缸法兰,导汽管与高中压调门出口法兰连接螺栓;
  2拆除中、低压连通管法兰螺栓;
  3用行车并在吊钩上另挂一倒链,吊出导汽管及中低压连通管;
  4吊出导汽管后及中低压连通管,立即用堵板将汽缸法兰口、管口堵好,并贴封条,将导管管口封闭。
  5 检查导汽管伸缩节各道焊缝应无裂纹砂眼等缺陷;
  2.2.2.2.5 高、中、低压外缸解体
  1拆除固定汽缸温度及压力测点;
  2拆除汽缸螺帽上的封盖,清理汽缸螺栓的加热孔;
  3加热汽缸螺栓,按顺序拆卸螺帽,并按左右顺序做上标记;
  4 拆开高中、低压缸端部外轴封结合面螺栓;
  5装入导杆,涂上少许润滑油并检查吊具;
  6用钢板尺或架设百分表一只,监视汽缸顶起的数值;
  7起吊高、中、低压外缸注意事项:
  7.1仔细检查汽缸水平中分面所有螺栓,销子确已全部拆除,与上汽缸连接的各汽管、疏水管法兰已全部拆开;
  7.2安装专用起吊工具,行车对准中心;同时在转子上架一百分表监视起吊情况。
  7.3用专用顶丝或专用的四角油压顶起装置将汽缸顶起10-15MM,在顶起的过程中应注意四角的升起均匀,不应有偏斜,如发现有的地方有问题应立即停止工作。用直尺测量顶起的结合面的距离如合格,就停止顶升工作,并启用行车起吊。起吊工作应有专人指挥,缸的前后左右应有人监视;
  7.4缓慢提升行车吊钩,检查汽缸前、后、左、右的情况,钢丝绳受力均匀;
  7.5在起吊过程中四角监视人员扶稳并监视螺栓与螺孔有无卡涩磨擦,检查汽缸盖四角起吊高度是否均匀,如发现任一部位未跟随行车吊钩上升或其他不正常的情况,应立即停止起吊,重新进行调整找正
  7.6吊缸时四角高度,用钢尺测量,前后相差不大于3mm,左右相差不大于5mm;
  7.7缸盖吊出后,放在指定的检修场地上,地面垫以枕木;
  7.8检查汽缸结合面漏汽痕迹,并作记录;
  7.9拆卸汽缸结合面的双头螺栓(以便拆卸内缸螺帽和隔板套),在双头螺栓旋入汽缸平面处的根部浇注煤油,然后用紫铜棒在螺杆顶部作必要的敲击并使用专用工具将螺栓旋出。
  2.2.2.2.6 拆除各上隔板套水平中分面螺栓,缓慢吊出各上隔板套并检查中分面。
  2.2.2.2.7 高、中、低压内缸解体
  1拆除内缸螺栓和缸壁上测温元件,拆除调节级测量压力温度引出线的接头;
  2 拆除高压蒸汽室上半部埋头管塞(2.5″),装入M39×3螺栓吊环拆除蒸汽室上半;
  3拆除内缸螺栓(方法同外缸);低压#1、2内缸应首先打开上缸人孔门,拆除内部结合面螺栓。
  4装好四角导杆(或对角2根)并在导杆上抹油;1) 用顶缸专用螺栓将汽缸四角均匀顶起3-5mm后,再用行车缓缓起吊汽缸至上下缸平面间隙达10mm时停止起吊,全面检查行车和钢丝绳捆绑情况,确认无误后,再用行车缓慢起吊(其它工艺要求同外缸);
  5检查内缸水平结合面漏汽痕迹,并做记录。
  6在起吊过程中四角由专人扶稳并认真监听汽缸内部有无磨擦声,检查导杆勿使其卡涩,当上汽缸吊离导杆时,注意拴上专用绳索调整防止其晃动旋转。
  2.2.2.2.8 翻缸
  1用行车双钩翻缸,翻缸时,钢丝绳吊在汽缸外缘的吊耳上,行车中心找正后,大钩先起吊约100mm,再起吊小钩,使汽缸离开枕木少许,然后全面检查所有吊具确认无问题后再继续起吊大钩。 吊起高度以保证小钩松开后汽缸不碰地面,逐渐松下小钩,使缸盖的全部重量由大钩承担。
  2全松小钩,取下钢丝绳将汽缸转过180°,再将钢丝绳挂到小钩上,并吊紧钢丝绳,再将大钩缓缓松下(必要时适当起升小钩),直到汽缸水平面放平后,用枕木垫实,安放稳妥后松下两吊钩。如图所示。
  2.2.2.2.9 汽缸的检查与测量
  1用砂纸将汽缸结合面清理干净,露出金属光泽;
  2测量下缸结合面水平:
  合像水平仪放置在安装或第一次大修作好的永久性记号上进行测量并做好记录。
  3汽缸结合面及内外壁检查
  3.1汽缸结合面清理后,进行宏观检查和磁粉探伤;
  3.2如有必要对汽缸外壁进行检查时,应打去保温并清理干净,再进行探伤;
  3.3如发现裂纹应查明其深度,汽缸结合面的裂纹深度可用超声波探伤仪测定;
  3.4汽缸结合面应光滑平整,无贯通性沟痕,水平测量值应与安装记录(或上次大修)基本相符,如发现汽缸裂纹、变形等缺陷,应汇报有关部门研究处理。
  2.2.2.2.10 清理检查隔板(套)、轴封套洼窝和汽缸螺栓支承面
  1用砂纸清理汽缸隔板和轴封套洼窝槽后作宏观检查;
  2汽缸螺孔上螺帽支承面清理干净,修整毛刺,并用小圆平板检查接触情况,必要时需刮研。
  2.2.2.2.11 清理、检查、修整汽缸螺栓螺帽
  1用钢丝刷将汽缸螺帽及螺栓的螺纹部分清理干净;
  2仔细检查螺纹,如有碰伤或毛刺可用三角油石或细锉刀修整,然后进行带帽检查,螺帽上可涂少许透平油后旋入螺栓,继续做必要修理,直到能用手拧到底(汽缸上内螺纹也应用螺栓对号拧入进行检查)。如螺栓与螺帽配合较紧而螺纹上确无毛刺时,可用细研磨膏作必要研磨并用煤油清理干净,涂上螺栓高温润滑剂。
  3测定全部合金钢汽缸螺栓硬度;
  4 M56以上螺栓应作超声波探伤;
  5抽查部分螺栓金相组织;
  6检查汽缸螺栓的球面垫圈有无毛刺,并作必要修理;
  7经清理、检查、整修后的螺栓、螺帽和垫圈用黑铅粉仔细擦抹螺纹和平面,使表面全部呈银黑色光泽,擦去残留黑粉,妥善保管待用;
  8对高、中、低压缸合金钢螺栓的要求:
  8.1螺栓及螺帽干净,螺纹无乱扣、毛刺,配合良子,无卡涩,螺栓无裂纹、损伤、弯曲等异常现象;
  8.2螺栓硬度值在HB240-270范围内,金相组织无明显网状组织;(由金属组鉴定)。
  8.3冲击韧性应达以下要求:M65以下螺栓:ak≥10kgM/cm2 ,M65-M100螺栓:ak≥8kgM/cm2 ,M100以上螺栓:ak≥6kgM/cm2
  8.4螺栓硬度值达下列条件的(硬度值>HB300,或  2.2.2.2.12 扣空缸检查汽缸结合面严密性:汽缸平面清理完毕,按需要植入部分汽缸螺栓后,将上缸吊上,打入定位销。在自由状态和冷紧1/3汽缸螺栓两种情况下分别用塞尺测量汽缸内外水平中分面的间隙,并做记录。结束后,拔去销子,松去螺栓,吊去上缸。
  高、中压内外缸扣空缸时,在自由状态下,结合面间隙为≤0.05mm,紧1/3螺栓时≤0.03mm,低压内缸结合面间隙在紧1/3螺栓时为≤ 0.05 mm左右,低压外缸无修补不需扣空缸,如修补结合面应扣空缸,并检查轴封间隙。
  2.2.2.2.13测量调整高、中、低压内外缸间的支承工作垫片间隙
  用深度尺或百分表测量外上缸的调整垫片与内缸中分面的相对高度;
  2.2.2.2.14低压汽缸内部检查
  1检查低压外缸导流板、加强筋、抽汽孔有无裂纹,如开裂应焊接加固;
  2检查清理低压缸内喷水管路及支架,检查管路无腐蚀,喷水孔无阻塞、损坏,喷射方向正确;
  2.2.2.2.15 汽缸部分复装:
  1汽缸复装前应达到以下要求:
  1.1所有缸内工作全部结束,相关记录资料齐全并全部通过验收;
  1.2缸内清扫干净,无杂物存留;
  1.3所有与汽缸连接的疏水、蒸汽管道应畅通;
  2扣内上缸:
  2.1缸内无杂物
  2.2装好导杆,并涂透平油;
  2.3用专用工具起吊汽缸离地面后,用框式水平仪调整中分面纵横向水平,使汽缸倾斜度<0.3mm/m;
  2.4用压缩空气吹净上缸,经检查后进行试扣,并与吊缸时同样检查钢丝绳和行车情况,确认汽缸座落在下缸上后,再将缸盖吊起200-300mm,四角垫以木块,在中分面均匀涂抹涂料后拿去木块,使汽缸下落,落至5-10mm时打入销子,旋出导杆,上内缸落至下内缸上;
  2.5将销子打紧后,旋上螺栓,按顺序冷紧汽缸螺栓。高、中压缸内缸须热紧汽缸螺栓。
  2.6将高压内缸与高压蒸汽室悬挂螺栓拆除,并旋入封头加以点焊;
  3扣高、中压外缸,先冷紧外缸螺栓,再热紧外缸螺栓;扣缸工艺同扣内缸工艺相同;
  4紧温度引出线花键螺栓;
  5装外缸螺帽上闷盖;
  6 装测温元件;
  7装复高、中、低压导汽管。
  2.2.2.2.16 保温
  1检查汽缸外壁上保温钩齐全;
  2装置保温层,汽缸保温层包扎应牢固紧密,当室温25℃时,保温层表面温度不大于50℃,保温材料可选用硅酸铝纤维毡。注意保温层压缝,外部罩铁丝网,并抹面。
  表1 高中压缸保温示意表
  保温部分 区域长度mm 区域温度℃ 主保温层厚度mm 面积m² 材料形式
   上缸 下缸
  汽缸 A 组块
   B 组块
   C 组块
  进汽套管 纤维状
  平衡漏汽管 纤维状
  说明:A:指从汽缸(电机端)到中压进汽管处。
  B:指汽缸中部。
  C:指从汽缸(调节端)到高压进汽管处。
  表2 主汽阀壳体及管道保温
  部位 管道外径mm 管道内径mm 温度℃ 保温层厚度㎜ 保温面积㎡ 保温形式
   内层 外层
  阀壳 540 组块
  管道 540 × × 管型
  表3 中低连通压管道保温
  管道外径(MM) 管道长度m 温度℃ 保温层厚度(MM) 保温面积(㎡)
   内层 外层
  ×
  表4 再热汽阀壳体及管道保温
  部位 管道长度mm 保温层厚度㎜ 保温面积㎡ 保温形式
   内层 外层
  阀壳 组块
  阀盖 纤维状
  管道 管型
  以上数据由北京北重汽轮电机有限公司提供,实际保温所需数量应适量加大。
  3汽缸保温的工艺规范
  保温块的长度和宽度应按汽缸实际外形切割分段。在汽缸体及法兰侧面保温不拆除部分,涂上湿的打底层材料厚10㎜,铺上一层不锈钢丝网再涂 10㎜厚打底材料,并将保温块敷在湿的打底层上,保温块应与中分面螺钉处保持足够的距离,应不影响中分面螺钉及其护罩的拆装。
  3.1保温块应相互牢固连接,所有间隙和空隙均用打底材料添满,用扎紧铁丝和固定钩把保温块固紧,然后铺上金属丝网以保护并裹紧保温块,同样亦用铁丝将其固紧在固定钩上。敷第二、三层保温时,亦应按其实际外形,切割长度和宽度并应与内层保温块结合面交错排列。
  3.2 在汽缸法兰中分面螺钉处,装上护罩,在其上端用螺钉固定在汽缸外壁上,然后,按上述类似的方法铺上第三层保温材料金属丝网等可在护罩上钻小孔以便用铁丝来扎紧保温块及金属丝网,装设完毕后用保温块和打底层材料添满护罩与缸体之间的空隙。在汽缸全部保温层表面上均匀地抹面层材料度约15mm,抹成光滑的外形,待其干燥后形成表面抹面层,然后在干燥的抹面层表面涂以厚约0.8mm的黏合剂立即铺上玻璃纤维布,最后再涂一层黏合剂以便将布全部覆盖。汽缸保温层可拆除和不该拆除的部位其金属丝网及表面玻璃纤维布,应该分开敷设,不能连成一体,并在可拆除部位应作出醒目的标记。
  17复装车衣,车衣组合后连接牢固,各螺栓拧紧。
  2.2.2.3拆、装汽缸螺栓
  2.2.2.3.1拆汽缸螺栓的顺序应以防止消除汽缸上下法兰间隙所引起的法兰变形的张力集中到最后拆卸的少数几个螺栓上为原则,合理的拆卸顺序,即先从间隙最大的中部螺栓开始,使间隙逐步恢复。高中、低压缸外缸螺栓拆卸示意图如下:
  
  
  
  
  
  
  
  图10 高中压缸螺栓紧拆顺序示意图 图11 低压缸螺栓紧拆顺序示意图
  2.2.2.3.2 一般使用不锈钢管状电加热器加热螺杆中心孔,使螺杆伸长,当螺栓加热到预定时间后,用专用板手松螺帽,当螺帽能稍转动就应停止加热,取出加热管后,将螺帽旋出;
  2.2.2.3.3在旋松螺帽或加热到予定时间,螺帽与垫圈平面脱空时,如发现螺帽卡涩或过紧,可用小锤或铜棒在螺帽四周和顶部轻轻敲击,同时,将螺帽来回转动以防止咬扣;
  2.2.2.3.4在松螺栓时,如发现咬扣现象,应停止拆卸,等螺栓温度降至室温,然后向螺丝内浇入煤油和螺栓松动液,用适当的力矩来回活动研磨螺帽,同时用大锤击振顶部,必要时,适当加热螺帽,逐渐使螺纹内的毛刺拉光后,旋出螺帽,当确已无法卸下螺帽时,可由熟练的气焊工用割把割下螺帽,保存螺杆;
  2.2.2.3.5汽缸扣盖后,打入销子,按标记放入球面垫圈,旋入螺帽,同拆卸顺序冷紧汽缸螺栓,冷紧力矩按螺栓名义直径每1cm施加10.8kgm力矩考虑。
  2.2.2.3.6高中压汽缸螺栓冷紧结合后即可热紧:根据热紧螺帽旋转弧长数值做好样板,在螺帽上划子记号。
  2.2.2.3.7使用加热棒加热螺栓,加热顺序同冷紧顺序,加热时间在15-30分钟,当加热至能用手旋螺帽达热紧弧长的一半时,即可停止加热,套上管子板至螺帽记号线与汽缸上基准对准为止。
  2.2.2.3.8各汽缸中分面螺栓需热紧的在热紧前需进行冷紧,冷紧采用力矩扳手,不得用锤击。
  2.2.2.3.9中分面螺栓热紧伸长量考核,允许误差±10%,如果用转角法,则在螺栓就位后,须用螺栓伸长测量装置测定其原始长度,待热紧后并冷却至室温后,再次测量螺栓,以求出伸长量,考核其伸长量是否达到要求,如超差,需再次加热,调整转角进行修正。
  表5 高压外缸螺栓热紧伸长量
  螺栓规格 螺栓长度(mm) 数量 热紧前冷紧力矩(N.M) 参考转角(°) 伸长量(mm)
  M ×
  M ×
  M ×
  M ×
  M ×
  M ×
  M ×
  M ×
  M ×
  M ×
  2.2.2.3.10螺帽全部热紧后,装复螺帽护盖。
  注:汽缸涂料配方
  1高中压内缸涂料配方:铁粉(Fe3O4)30%,红丹粉20%,二硫化钼粉50%,用精炼亚麻仁油调合适度(较为稀度为佳)。
  2低压内外缸和高中压外缸涂料配方:鳞状墨铅粉40%、氧化镁20%、红丹粉40%。用酚醛清漆调和适度,也可使用专用汽缸涂料(罐装MF—2型密封胶)。
  2.2.3汽轮机转子检修
  2.2.3.1转子结构概述
  汽轮机转子由高压转子、中压转子、低压转子组成,通过刚性联轴器联接。各转子各自支撑在2个轴承上,整个轴系通过位于#2轴承座内的推力轴承轴向定位,整根汽轮发电机转子以推力盘为死点,分别向前、后膨胀。各转子制造后须进行高速动平衡及超速试验。高速动平衡和超速试验均在制造厂专门的高速动平衡机上进行。若在电厂现场调换转子零件或其它原因而可能造成不平衡时,均可直接在电厂现场进行平衡。
  2.2.3.1.1高压转子
  高压转子系低合金钢整锻转子,在高温下有较高的强度。在转子的两端轮盘面上各设有一道平衡槽,用于加装配重块来补偿转子的不平衡量。
  高压转子的单列调节级和10级压力级叶片均设计为三叉型叶根,该种型式叶根密封性能好。轮盘间的转子外圆有一系列高低齿槽,以供装隔板汽封。各级动叶片用铆接围带连接成组,在围带处均装有径向汽封,在转子两端有成组高低槽用于安装汽封,以防各级间漏汽及蒸汽的外泄。
  图12 高-中、中-低联轴器型式
  (A)高压转子 (B)中压转子 (C)中间垫片 (D)螺栓
  (E)螺母 (F)滑动锥形套筒 (G)挡板 (H)标识孔 (K)轴销 (L)螺钉
  转子前端连接转子延伸轴,其上装有主油泵轮并与危急遮断器小轴相连。转子后端与中压转子刚性连接(如上图)。联轴器传递扭矩、轴向推力、横向剪切负荷与弯矩。两转子之间配有垫片,借助于改变垫片厚度,可调整各转子的相对位置,以保证所需的动静间隙。为拆去垫片,转子必须作轴向移动,使相邻转子之间两半联轴器分离,直至脱开定位凸缘,为此在两半联轴器中设有顶开螺栓孔。两个半联轴器之间的精确对中和正确的装配方法极其重要。转子就位前,需用平板检查半联轴器平面。如果发现有任何擦伤和毛刺,都应该将它修刮掉,但不得用锉刀来锉平,检查所有螺栓孔、刮面等,同时除去可能发现的任何毛刺。在正确对中后,应该洗净联轴器所有零件及配合螺钉孔。装上垫片,移动其中1根转子来使两个半联轴器端部联在一起。禁止用螺钉将它们拉在一起。装上螺钉并用常规方法逐步紧固。
  高压转子为单一、顺流结构,这种流程较调节级反流的布置减小了流动损失,提高了内效率。
  2.2.3.1.2中压转子
  中压转子系低合金钢整锻转子,在高温下有较高的强度。在第一级叶轮轮盘正面,四、八级叶轮轮盘反面设有一道平衡槽,第十二级叶轮轮盘反面设有两道平衡槽,用加装配重块的方法来补偿转子的不平衡。12级压力级叶片均设计为三叉型叶根,围带引导蒸汽沿着叶轮外周流动,减少叶片振动应力, 调整叶片频率在允许范围内,它与隔板组成径向汽封,以减少蒸汽泄漏。
  中压转子与高、低压转子均为刚性连接,联轴器型式不变。
  2.2.3.1.3低压转子
  低压转子系低合金钢整锻转子,设置为双流5级对称结构,保证了通流部分的推力平衡。在对称末级轮缘上加工有一道平衡槽,用来安装配重块。低压转子两端均设有刚性联轴器(如下图),它们与转子制成一体,分别与中压转子、发电机转子刚性联接。低压转子与发电机两联轴器间装有盘车大齿轮,该齿轮同时作为联轴器垫片,可调整低压转子与发电机转子的相对位置,以保证所需的动静间隙。各联轴器和垫片的端面加工成可相互配准的定位凸缘,如要把联轴器分开,就必须用顶开螺钉使转子沿轴向移动。
  转子在轴承座就位前,需用平板检查各联轴器端,其检查内容和工艺要求祥见高压转子联轴器有关内容。清洗所有联轴器并匹配好各螺钉孔,当各转子和盘车大齿轮吊装就位时,要确保正确对准整个部套的各匹配记号。安装时根据“轴系找中图”之要求,移动转子,使各半联轴器连在一起,禁止用螺钉将它们拉在一起,同时确认正确安装且各螺栓打印标记均应朝向联轴器的调阀端一侧。
  图13 低-发联轴器型式
  A低压转子 B发电机转子 D特制螺栓 E特制螺母
  F伸长螺栓用锥形孔 G堵板 H识别孔 I 螺栓
  各级之间装有隔板汽封,隔板上装有静叶。为减小由于蒸汽泄漏而降低效率,在隔板内、外环上装有汽封装置。隔板通过一系列键定位于内缸中,保证在三个方向上发生热膨胀时,隔板中心与转子中心保持一致。在低压转子末级轮盘的外侧有凸肩,用做转子端部位移行程计的测量平面,在机组初始启动或大修后,供确定低压转子和汽缸的相对位移之用。
  正反向第一、二、三级叶片系自带围带三叉型叶根,正反向第四级叶片系枞树形叶根,正反向第五级叶片系带鳍片的叶片。
  2.2.3.2工艺方法、质量标准、注意事项
  2.2.3.2.1轴颈扬度测量
  下列情况下应测量轴颈的扬度,通过转子扬度的测量,校验与安装记录是否相等,并记录机组的下沉情况,为转子找中心作参考。
  1修前、拆卸联轴器螺栓前及后的轴颈扬度;
  2推拉垫片抽出清理前及后的轴颈扬度;
  3修后、紧联轴器螺栓前及后的轴颈扬度;
  1 施工工序
  1.1 将需测量的轴颈表面擦拭干净,将合像水平仪放置在轴颈中央,使调整水平仪的横向水泡稳定在中间位置。
  1.2 调整水平仪的刻度盘使纵向水泡稳定在中间位置,并记录刻度盘上的读数。
  1.3 将水平仪掉转180°方向,放于原来的位置上,以同样的方法测量记录第二次读数。这时水泡偏移的方向即为轴颈扬起方向。
  1.4 依次方法测量其它各轴颈之扬度。见图9。
  图14 扬度测量
  2 技术要求及质量标准
  2.1 测量前应将转子盘动在第一飞环或第二飞环向上的固定位置上。
  2.2 使用水平仪前应将水平仪擦拭干净,放置平稳。
  2.3 测量计算方法:若两次测量相反,数值大的为扬起方向 ,扬度取其代数差的1/2,即: 两次读数之差的二分之一为轴颈扬度数值。即(a-b)/2 格。
  两次测量方向相同时,扬度取其代数和的1/2,扬起方向用箭头表示。
  如果水平仪读数两次相等,但刻度指示相反时水平仪准确。
  2.2.3.2.2测量转子晃动度、弯曲度
  1将被测表面打磨光洁;
  2 将被测部位的圆周八等分,用粉笔逆转向编上序号(第一点应设永久记号)。
  3顺转向(逆时针)盘动转子,记录各点读数,最后回到位置“1”,其读数应与起始时读数相符,否则应查明原因重新测量,最大值与最小值之差即晃动度。同直径两端读数差值的一半,即为该截面上的弯曲度,其中最大值,即为最大弯曲度。
  4高中、低压转子晃动度标准。
  
  
  
  
  
  
  
  
  图15高压转子延伸轴测量示意图
  e:高中、低压转晃动值标准:≯0.06㎜ 弯曲标准:≯0.03㎜
  f:高中压转子延伸轴晃动标准:≯0.05㎜
  测量中的注意事项:
  1 检查量具的精确度不得低于0.01mm;
  2 测量位置准确;
  3测量时轴颈应清理干净。
  2.2.3.2.3 轴颈不柱度、椭圆度的测量
  1测量锥度的方法:用外径千分尺测量,在轴颈同一纵断面内测得的最大值与最小值之差为锥度,其标准要求不大于0.02mm.。
  2椭圆度的测量方法:一种是在轴承座水平结合面上固定一只俜直恚蛊溲乖谥峋鄙喜浚院谩?”位,缓慢盘动转子一圈,百分表指示的最大跳动数即为该轴颈的最大椭圆度,其标准要求不大于0.02mm.。另一种测量方法是用外径千分尺在同一横断面内测得的最大值与最小值之差即轴颈的椭圆度。
  2.2.3.2.4推力盘、联轴器、转轮端面瓢偏度测量
  1装好转子临时限位装置,适当限制转子轴向串动。将被测部位的圆周八等分,用粉笔逆转向编上序号,第一点的位置应有一固定记号。
  2在距边缘相同距离的端面上对称转子同心固定两只百分表,把表的测量杆对准记号“1”和“5”点,并与盘面垂直调整好表面指针。
  3顺转向盘动转子,使百分表依次对准各点并记录两百分表的读数,最后使表回到“1”、“5”位置(测量过程中转子不可逆向盘动)。
  4计算推力盘瓢偏值,先算出两只百分表同一位置读数的平均值,然后求出同一直径上两数之差,即为推力盘在该直径上瓢偏度的绝对值,其中最大值为推力盘的最大瓢偏值。
  表6 平面瓢偏度测量记录表
  读
  数 Ⅰ表 1 2 3 4 5 6 7 8
   Ⅱ表 1’ 2’ 3’ 4’ 5’ 6’ 7’ 8’
  计算平均 (1+1’)/2 (2+2’)/2 (3+3’)/2 (4+4’)/2 (5+5’)/2 (6+6’)/2 (7+7’)/2 (8+8’)/2
  平均值 a b c d e f g h
  瓢偏值 a-e b-f c-g d-h
  6测量中的注意事项和质量标准
  5.1 检查量具的精确度不得低于0.01mm;
  5.2测量位置准确,松紧程度一样;
  5.3测量时轴颈应清理干净。
  5.4盘转子时应防止#2下瓦随转子翻出。
  5.5装设百分表时表杆相距推力盘边缘应
  有10mm距离,并使表杆与推力盘端面尽
  可能垂直。 图16 转子瓢偏的测量
  5.6推力盘端面应光滑无毛刺,百分表应装设牢固,表指针准确。
  5.7计算推力盘瓢偏值,最大不得超过0.02mm。
  5.8靠背轮最大允许瓢偏值为0.03mm。
  5.9叶轮(整锻的)允许瓢偏值为0.03mm。
  2.2.3.2.5 汽轮机转子串轴测量
  1 施工工序
  1.1 将推力瓦组合,盖上推力轴承的内盖,打入内销,拧紧水平中分面螺栓,并装好#1瓦。
  1.2 将一磁性百分表架固定在推力轴承外壳上,装上百分表使表杆支持在推力瓦球枕上且与轴平行,以测量瓦枕的轴向移动量。
  1.3 将另一磁性百分表架固定在轴承座结合面上,装上百分表使表杆支持在转子的某一平面上并与轴平行。
  1.4 用千斤顶将转子来回推向前后极限位置,读出百分表的最大、最小指示值。
  1.5 转子百分表的差值,便是总窜动量,此窜动量减去瓦枕移动量,即为推力间隙 。。
  1.6 本机推力间隙标准值为:0.25~0.38㎜。本机推力间隙的测量也可用移动推力轴承外壳的方法获得。
  2 技术要求及质量标准
  2.1 盘转子时应防止相邻支持轴承下瓦随转子翻出。
  2.2 推力瓦块的组装应按编号组合,并应清理干净。推力瓦清理后,应在组装时浇入少许透平油。
  2.3 百分表应装设牢靠、平稳,表针准确。
  2.4 推力间隙应在0.25-0.38mm范围内,否则应查明原因并作适当的调整。
  2.2.3.2.6 动静叶间的间隙测量
  测量动静间隙的目的主要是监视蒸汽入口侧最小间隙,不得低于原设计值,以监视隔板是否蠕变或固定阻汽片(叶顶汽封)幅向间隙过小,启动后发生动静摩擦,间隙过大则会影响机组效率。
  1测量要求
  1.1 将转子的零位向上(#1飞锤向上);
  1.2将转子推向工作面;
  1.3用塞尺、楔形塞尺测量动叶叶根和叶顶的轴向间隙。在测量时,用的塞尺片数不可太多,一般不超过三片,如使用楔形塞尺,不可用力过大,以免造成测量误差,测量的数值应以最小点为准。叶轮与隔板的轴向间隙,应在新装机组的第一次大修时,或有关部件更新后作原始记录,并在测量的位置做好记号以备复查校核。测量时的叶轮、叶片与隔板的轴向间隙应按叶轮的瓢偏度和隔板的汽缸内的垂直度及其位置偏差至最小值,当测得数据同原始数据偏差过大时,应进一步校对并检查原因,必要时做相应的处理。
  1.4测量完毕后,顺时针将转子转动90°,再对以上测量工作测量一遍(以上工作是在解体和复装阶段各测一次并作完整的记录)。
  2施工工序
  2.1 测量前将楔形塞尺上的指示滑尺拉向后面适当位置。
  2.2 将楔形塞尺的尖端塞入转子的测量部位。
  2.3 再将滑尺推至楔形塞尺前端与汽缸结合面位置,或与静叶端面处位置。
  2.4 用手固定好滑尺,慢慢取出塞尺。
  2.5 用外径千分尺测量楔形塞尺滑尺尖端所指部位的厚度,并作好记录。
  2.6 动、静叶间隙测量位置如图3、图4所示,标准如表5所示。
   表7 动、静叶间隙测量标准 单位:mm
  级数 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
  A ± ± ± ± ± ± ± ± ± ± ±
  B
   ± ± ± ± ± ± ± ± ± ±
  
  
  图17 第1级(单列速度级)通汽间隙测量位置 图18 2-11级通汽间隙测量位置
  3技术要求及质量标准
  3.1 测量前先将转子推向后侧,使其和推力瓦工作瓦块靠紧,并使第一飞环位置向上,进行第一次测量。
  3.2 再按转子转动方向将转子旋转90℃位置进行第二次测量。
  3.3 测量时,楔形塞尺插入测量部位不得用力过大。
  3.4 被测部位不得有凸凹不平或毛刺。
  3.5 在测量时,如个别数值变化较大时应查找原因。
  3.6 低压转子的测量:其转子位置与高压转子相同,分别在90°和180 °位置测量。
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