330MW汽轮机检修标准

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 22.1.3.1 汽轮机本体检修标准项目 22.1.3.1.1检修周期 22.1.3.1.2大修项目 22.1.3.1.3小修项目 42.1.3.2汽轮机调节保安及油系统检修标准项目 42.1.3.2.1EH油系统检修标准项目 42.1.3.2.2液压调节控制系统检修标准项目 52.1.3.2.3保安系统检修标准项目 62.1.3.2.4润滑油系统检修标准项目 62.1.3.2.5配汽机构检修标准项目 72.1.4检修计划的编制 82.1.5检修工作的组织和准备 82.1.5.1检修工作的组织 82.1.5.2检修工作的准备 82.1.6 检修的安全措施与技术措施 82.1.6.1安全措施 82.1.6.2技术措施 92.1.6.2.1汽机油系统防火 92.1.6.2.2防止炉外管道爆破 92.1.6.2.3防止压力容器超压 102.1.6.2.4压力容器实行定期检验 102.1.6.2.5压力容器投入使用 112.1.6.2.6防止汽轮机超速和轴系断裂事故 112.1.6.2.7防止汽轮机大轴弯曲和轴瓦烧毁事故 132.1.6.2.8防止定、转子水路堵塞、漏水 162.1.7检修施工管理 162.1.7.1工作人员职责 162.1.7.2检修现场要求 172.1.7.4施工要求 172.1.8主要检修工作的质量与验收项目 172.1.8.1汽缸与轴承座安装 172.1.8.2滑销系统 172.1.8.3汽轮机转子检修 172.1.8.4汽轮机组联轴器找中心 172.1.8.5隔板检修 172.1.8.6汽封及通流部分间隙 172.1.8.7支持轴承和推力轴承 182.1.8.8汽轮机扣缸 182.1.8.9合金钢部件光谱检查报告 182.1.8.10轴颈椭圆度和不柱度 182.1.8.11联轴器、推力盘、转轮端面瓢偏 182.1.8.12轴颈扬度 182.1.8.13转子晃动度、弯曲度 182.1.8.14减温减压装置及排汽管、管件、截止阀、控制阀、疏水阀 182.1.8.15凝汽器蒸汽排放装置、管板、水室、喷水管及孔眼 182.1.8.16油系统运行和油质化验 182.1.8.17汽轮机调节系统的整定与试验 182.1.8.18汽轮机自动保护连锁装置的整定与试验 182.1.8.19自动主汽门、调节汽门的严密性 182.1.8.20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） 182.1.8.21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 182.1.8.221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 182.2 汽轮机主要设备规范 182.2.1本体部分概述 202.2.2 汽缸检修 212.2.2.1汽缸结构概述 212.2.2.1.1高压缸 212.2.2.1.2中压缸 232.2.2.1.3低压缸 242.2.2.1.4进汽管 252.2.2.2工艺方法、质量标准、注意事项 272.2.2.3拆、装汽缸螺栓 322.2.3汽轮机转子检修 332.2.3.1转子结构概述 332.2.3.1.1高压转子 342.2.3.1.2中压转子 342.2.3.1.3低压转子 352.2.3.2工艺方法、质量标准、注意事项 352.2.3.2.1测量轴颈扬度 362.2.3.2.2 测量转子晃动度、弯曲度 362.2.3.2.3 轴颈不柱度、椭圆度的测量 372.2.3.2.4推力盘、联轴器、转轮端面瓢偏度测量 372.2.3.2.5 汽轮机转子串轴测量 382.2.3.2.6 动静叶间的间隙测量 392.2.3.2.7 汽轮机转子找中心 402.2.3.2.8 拆卸联轴器螺栓，转子起吊及转子就位 422.2.3.2.9 叶片清理、转子检查及采取的一般措施 432.2.3.2.10 复装阶段 442.2.3.2.11 推力轴承检查、测量 442.2.4喷咀、隔板和隔板套检修 452.2.4.1概述 452.2.4.2检修工艺方法、质量标准、注意事项 462.2.4.2.1结构概述 452.2.4.2.2隔板及隔板套检修工艺要求 472.2.5汽封检修 502.2.5.1 结构概述 502.2.5.1.1 高压隔板汽封 452.1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 48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100150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.#16瓦解体检修；7.#16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4345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4345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SD23087 部颁发电厂检修规程DL5094 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35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34h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24h，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。76mm。F1.6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0.070.075MPa时联动交流润滑油泵，降至0.060.07MPa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） 1050969 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/kW