汽机专业#3机组大修总结 暨一季度检修分析汇报材料
一、#3机组大修工作总结
本次#3机大修汽机队以反措项目的实施、节能技改项目的实施、#3机主机汽封改造、#3机开式水系统改造、#3机#6低加正常疏水改造、#3机内漏阀门治理、#3机低压B转子末级叶片更换作为重点检查监督工作。共计完成标准项目25大项，122小项。阀门检修项目151项。炉外管道检验5大项，42小项。技改项目2项及特殊项目3项。汽机技术监督8项。化学监督项目9大项，21小项。金属监督项目11大项，58小项。反事故措施计划项目共15大项，31小项。本次#3机组汽机检修共完成质检点133项，其中W点5项，H点120项，P点8项。
本次大修汽机队施工组织较好，内部以及与相关专业紧密协调、配合，检修项目实施时间安排合理。针对低压B转子汽端末级转子叶片送制造厂更换工作，打乱了原有的施工、调整工序，造成检修工期延长的实际情况，汽机队在一方面同物资公司一道积极协调上电集团，优化衔接末级叶片更换工序组合，确保末级叶片顺利返厂。另一方面，汽机队多次进行施工工序的调整、优化，根据低压A转子和低压B转子外形尺寸大体相同的实际情况，提出了利用低压A转子代替B转子进行汽封间隙调整的思路，大大缩短了调整时间，另外，为方便发电机穿转子，又将A转子调端和电端对调的方式，保证了发电机转子的如期穿入。 #3机组第二次大修共发现缺陷23条，已全部处理。其中重大缺陷汇报如下：
1）低压B转子调端末级叶片磨损
低压B缸解体检查发现转子调端末级叶片共计24片（编号为：
1、
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3、
4、
6、
7、
8、
9、
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38、
53、
56、60、6
3、64）磨损变形。 原因分析：
（1）从现场实际测量末级叶片与排汽导流环间隙情况来看中上部间隙偏小（标准间隙为8.13mm），中分面部分冲刷较严重，上隔板左下角（间隙6.6mm处下方），有长度约15cm左右，宽度约8mm的磨损堆积物带，损坏叶片的围带上也附着磨损堆积物，经光谱检验确认该堆积物与叶片材质相同。
（2）由于汽缸及排汽导流环的变形，同时某些叶片运行状态下径向变形较大，在某些突变工况下，造成磨擦，导致叶片损坏。 综上所述：由于汽缸及排汽导流环的变形，同时某些叶片运行状态下径向变形较大，在某些突变工况下，造成磨擦，导致叶片损坏。 处理措施：低压转子返厂更换损坏的叶片，并对处理后的转子进行动平衡试验。对末级隔板洼窝中心进行调整，消除左右偏差，修后调整末级叶片与排汽导流环径向间隙8.5-9.0mm，对排汽导流环凸起的部位打磨过渡处理。
预防措施：本次#3机组大修，对所有汽缸连接的抽汽、疏水管道阀门进行检查， 保证阀门关闭严密，管道畅通。加强事故状态或汽轮机工况突变状态下的运行调节与处理，严格执行防止大轴弯曲和汽缸进水措施。
2）#1轴承下部瓦块钨金磨损
#1轴承下部瓦块钨金接触面积超出75%，钨金磨损严重。
原因分析因：因#1轴承无顶轴油管，转子在盘车及中低转速下轴承油膜无法形成，部分瓦块吃力不均匀，造成轴瓦的磨损。
处理措施：已更换#1轴承全部瓦块（共4块），更换后测量顶部间隙为0.71mm（标准值为0.71-0.81mm）。
防范措施：检查新瓦块的背部调整小球面应光滑、无毛刺。调整#1轴承的静态对中。在复装时将轴承顶隙调整到下限值，加大轴承压盖的紧力。
3）高压主汽阀、#1——#4高压调节阀阀座焊缝裂纹
原因分析：阀座与阀壳为套装过盈配合，焊缝作用仅是为了防止阀座松动后转动，原焊接时只焊接了一遍，阀座的焊接强度偏低，启动时阀座受热较快，与阀壳的膨胀不一致，造成焊缝拉裂。 处理措施：将裂纹挖除后进行补焊处理。
预防措施：焊接时将裂纹挖除干净，经金属监督认证后进行焊接。焊接时严格按照厂家提供的焊接工艺施焊。焊后进行热处理，防止阀座变形。所有焊缝金相检查合格。
4）对#3机凉水塔内部填料破损情况进行检查，发现部分位置的填料出现损坏塌陷现象（最大塌陷面积达到2平方米），直接影响凉水塔的冷却效果，影响机组的经济性。
原因分析：由于受设计、制造工艺和制造设备的限制，#3机凉水塔使用的部分填料质量不好，主要表现为：易碎、易风化、制造工艺不高、淋水和冷却效果不好，经过使用已经出现风化易碎的现象。直接影响凉水塔的冷却效果和机组的安全运行。 处理措施：对凉水塔破损的填料进行更换。
防范措施：为确保冷水塔的冷却效果，此次检修对凉水塔内部已经轻微风化的部分填料全部进行更换。此次更换面积大约为400m³-500m³。
5）对二期循环水出联络门一次门检查发现，阀蝶下半脱出掉落。 原因分析：循环水联络门直径为2000mm，门杆直径为150mm。由于循环水的腐蚀造成底部门杆断裂，在阀门开关时形成阀蝶脱出掉落。 处理措施：更换新的联络门。
预防措施：对新更换的蝶阀阀杆处进行防腐处理，在阀杆底部加装防冲蚀板，在蝶阀密封面处加装限位装置防止开关过度造成阀门损坏。
#3机组启动过程中汽机队发生设备异常2项：1）2012年3月17日12:45发电机消泡箱油位高，消泡箱油位报警，密封油由油档进入发电机。2）2012年3月20日13:00进行修后高调门严密性试验时，因#4高调门LVDT连杆固定端螺栓松动，引起#4高调门波动频繁，造成修后高调门严密性试验时间过长。异常现象的发生暴露出汽机队检修人员执行设备管理制度不严，检修人员操作运行设备。对处理密封油箱满油异常情况经验不足，处理不当。工作人员工作不认真，连杆装好后未再次进行检查以及消缺不及时等问题。针对暴露出来的问题汽机队将严格执行运行设备由运行人员进行操作的管理制度。加强工作人员的培训，提高业务素质。提高工作人员的责任心，设备安装后，需进行检查核实是否存在问题。缺陷检查要全面、仔细，及时消缺。
#3机组开机后，主机#1轴承振动得到很好地改善由修前的188.59um降到了100um以下，#6低加正常疏水系统投运正常，消除了高加三通阀内漏等修前缺陷14条。目前#3机组3A汽泵非驱动端密封泄漏正在进行抢修，其余机侧主机及辅机设备运行正常。
二、缺陷分析
汽机队一季度共发生缺陷88条，消除77条，缺陷延期11条。消缺率为87.5%。延期缺陷主要为阀门内漏及供热首战内设备缺陷。
今后我们将加大对
一、二期设备及供热首战设备的管理力度，加强内漏阀门的治理工作，重视对辅助设备的巡检同时也要加强设备巡检及设备治理力度,提高巡检质量及状态检测水平，减少设备缺陷，保持设备健康稳定运行。在停止对外供热后加大消缺力度消除对供热首站的设备缺陷。
三、技术监督报告
汽机队一季度共完成汽机技术监督项目10项（#3汽轮机主、辅机设备检修监督，主机汽封改造，#6低加疏水改造，#3机设备异动监督，#3机超速试验，#3汽轮机及给水泵汽轮机注油试验，#3汽轮机主汽门、调门严密性试验，#3汽轮机真空严密性试验，#1机1B循泵复装，一期真空系统漏点封堵）。
四、状态监测分析
一季度汽机队对#1-4机主机及45台辅机转动设备进行运行监测，设备运行无异常。运行机组各油箱油位正常，各油箱油质合格；机械转动设备轴承箱油位正常，外观目视透亮。
目前机组真空严密性完成较好：#1机组0.13kPa/min，#2机组0.26kPa/min，#3机组0.18kPa/min，#4机组0.14kPa/min。
五、费用使用情况
一季度的费用使用约为764万元，主要费用为#3机组大修费用，日常维护费用使用较少。
六、需要协调的问题
无
