东滩电厂汽轮机综合分析.docVIP

一、汽机历年大修中的重大检修项目、出现的较大设备故障；2014年大修机组存在的主要问题及解决方法；2014年大修对安维中心汽轮机修理工作提出的具体要求。 A汽机历年大修中的重大检修项目、出现的较大设备故障 2010年2#汽轮发电机组大修 对第一道支持推力联合轴承下瓦乌金重新进行了返厂浇注。 对自动主汽门阀芯、阀杆漏气进行了更换。 更换全部高低压轴封。 对油系统管路接头及法兰进行防渗漏处理。 更换了同型号的同步器。 按安全性评价要求，对机组转子进行探伤检验，对高强度螺栓进 行韧性冲击试验。 2011年1#汽轮发电机组大修 东滩矿电厂1#机组于4月17日开始进行大修，4月19日进行揭缸，揭缸后发现主要存在三个方面的问题：一是前汽封汽封齿有15道汽封环损坏；二是隔板及叶片氧锈蚀严重；三是末级叶片顶部存在凹坑。 1#机组上次大修时间是2008年，当时更换了全部的汽封环和弹簧片，同时对后汽封汽封齿进行了现场更换，当时末级叶片未见损伤。原因初步分析： 1、前汽封汽封齿损坏 从现场情况初步判断，由于前汽封汽封齿与汽封环的中间一道汽封齿轴向间隙过小，在运行过程中，机组振动大造成动静摩擦，导致汽封齿断裂，断裂后的汽封齿碎片导致周围汽封齿断裂，最终导致十五道汽封齿损坏。 2、末级叶片出现凹坑 从现场情况看，末级叶片的顶部均出现了不同程度的凹坑，可以判断曾经发生过水冲击，原因是蒸汽温度压力较低时，负荷调整不及时导致。 3、主汽门滤网内有大量的金属缠绕垫碎片 在主汽门拆检过程中发现，主汽门滤网内有大量的金属缠绕垫损坏后的碎片。蒸汽管道不应该再使用不带钢管的金属缠绕垫，以免碎片造成滤网或叶片的损伤。 2013年3#汽轮发电机组大修 对自动主汽门阀芯与阀体结合面垫圈进行了更换。 更换全部高低压汽封片。 对油系统管路接头及法兰进行防渗漏处理。 按检修技术措施、技术协议和检修规程对设备进行检修。 按安全性评价要求，对机组转子进行探伤检验。 B 2014年大修机组存在的主要问题及解决方法 2014年计划对2#机组进行大修，主要解决DEH系统密封部分泄漏油的；3#轴承南侧油档渗油；高压调门压盖多处漏汽；其它均属常规检修。 解决方法 DEH系统密封部分泄漏油，主要是DEH系统在机头位置，环境温度高，部分密封面使用橡胶密封圈，造成密封圈老化较快，弹性降低，在大修期间由厂家进行更换。 3#轴承南侧油档渗油计划在检修期间更换油档。 高压调门压盖多处漏汽，在大修期间检查漏汽原因，进行处理。 C 2014年大修对安维中心汽轮机修理工作提出的具体要求。 提高检修人员责任意识，对检修设备质量负责。 提高检修工艺水平，建议委派基础较好的人员进行检修工艺的学习，或在大修期间聘请权威的专家进行专业技术指导。 大修完毕出具设备大修报告。 二、汽机系统存在的制约生产、经营、公司生存的问题；目前存在的各种参数异常、故障缺陷进行分析； 1、3#汽轮机调速系统，目前机组调节系统经常卡死，同步器灵敏度低，负荷超过10ＭＷ，通过DCS无法升降负荷，需要手动操作，调整抽汽无法正常投入，供暖季无法备用，给机组安全运行、供暖的安全可靠性及职工的操作带来了影响。投入资金对3#机组进行DEH系统改造，解决了负荷升降卡涩的问题，以及抽汽无法投入的隐患。 2、三台凝汽器铜管已全部更换为不锈管，目前冷却效果良好，但是由于东滩矿电厂循环水使用东滩矿井下水，水质指标差，虽经过化学处理，但是容易结构，给清洗带来工作量。每年的清洗费用有限，机械清洗，维持时间较短。 加强对循环水水质的监控，改善循环水的水质，保证循环水水质参数在合格范围内。 3、3#汽轮机射水抽气器，根据1#、2#机运行情况，3#机组进汽量到达高限，抽气器大效率就达不到要求，形成抽气器侧与凝汽器侧基本平衡的状态，由于设计原因，射水箱冷却水“回流”造成机组真空降低，导致凝结水水质恶化。3#机原射水抽气器运行达不到设计标准，对射水抽气器进行更换。 4、3#机轴向位移遮断器，自2013年6月以来，轴向位移油压维持不住，经过反复试验，和汽轮机厂家专家判断，是由于轴向位移机械机构强度减弱，造成位移量的增加，导致轴向位移油压保持不住。3#机组轴向位移装置进行更换。 5、四台给水泵冷却水系统：现在1#给水泵使用的是独立的消防水；2#给水泵使用的是从2#汽轮机接入循环水进口的水源；3#、4#给水泵使用的是消防水源。给水泵冷却水系统可靠性差、管路布局不规范，无备用水源，如果冷却水出现问题，给水泵无法正常运行。重新布置给水泵冷却水管路，消防水、循环水两路互备，提高给水系统的可靠性。 汽机保护（含快关阀）试验情况及动作值 东滩电厂保护试验均已纳入操作票和定期试验中,动作值正常。 2013年汽机非计划停机统计及分析；设备利用小时、汽耗的设计和实际数据对比分析 2013年非计划停机