电厂汽轮发电机组大修总结
第一部分：概述
一、#1机组大修概况
本次#1机组大修从2001年9月9日开始至2001年11月26日正式并网发电，历时79天。第67天大修后第一次点火，第68天汽轮机冲车至
3000rpm，电气开始做试验，后因热工中压胀差传感器等题目打闸灭火。处理好中压胀差、锅炉泄漏等题目后，于11月26日启动正式并网发电。
本次大修以汽轮机本体大修、热控DCS改造、锅炉受热面整治及酸洗为主线。共完成检验项目2196项，其中标准项目1582项，非标项目155项，技术
监视项目309项，安反措项目62项，节能项目28项，发现并处理设备缺陷隐患293条，为#2机组稳定运行奠定了坚实的基础。
二、主设备型号及主要参数
#2机组于1993年10月10日投产发电，锅炉系斯洛伐克托尔马其锅炉厂出品、汽轮发电机系捷克斯柯达皮尔森汽轮机厂出品。
汽轮机主要参数：
型号：K500-16.18;
型式:亚临界一级中间再热、单轴、四缸、四排汽、双背压、冲动凝汽式汽轮机
额定功率：500MW
最大出力：525MW
汽轮机最大进汽量：1650T/H
额定主汽压力：16.18MPa
主汽温度：535℃
高压缸排汽温度、压力：380℃、3.6-4MPa
再热汽温度、压力：535℃、3.6MPa
中压缸排汽温度、压力：280-300℃、0.55MPa
低压缸排汽温度压力（#1/#2）：30-40℃、7.72/6.07KPa
汽轮机转速：3000rpm
2、锅炉主要参数
型号：1650-17.46-540/540
型式：亚临界低倍率强制循环固态排渣塔式锅炉
额定蒸发量：1650T/H
过热蒸汽温度/压力：540℃/17.46MPa
再热蒸汽进/出口压力：4.211/4.003MPa
再热蒸汽进/出口温度：333/540℃
再热蒸汽量:1480T/H
给水温度:255℃
排烟温度:142℃
锅炉效率:90.5%
循环倍率:1.25-1.4
3、发电机主要参数
型号：2H670960/2VH
额定视在功率588MVA
额定有功功率500MW
功率因数0.85
额定频率50Hz
额定电压20KV
额定电流17KA
额定转速3000rpm
尽缘等级F
定子绕组接线方式YY
冷却方式水氢氢
4、主变主要参数
型号：TEQ-205A44D9K-99
制造厂家:奥地利ELIN公司
Ue=550/3-2*2.5%KV/20KV
Ie=66.1-678.5-696A/10500A
Fe=50HZ
UK=13.4%
冷却方式ODAF(强油风冷)
空载损耗96KW
负载损耗412KW
5、电除尘主要参数
型号EKG2-70-15-8-4-250-6-2
进口含灰量（烟气）30g/m3
除尘效率99．9%
阳极振打4×0.045KW:380V
阴极振打32×0.045KW:380V
灰斗加热(三四电场)8×14×0.3KW:220V
尽缘子加热32×1KW:380V
输进380V442A50Hz
输出50KVVmax=88KV2000mA
工作电压44-54KV
控制电压220V
第二部分：大修前状况分析
一、上次大修结束至本次大修之间的状态分析
（一）可靠性主要指标分析
电厂#1机组1992年10月9日首次并网,1993年10月10日正式投产,其间在1995年5月31日00:00开始进行了首次大修,历时1737
小时.于1995年8月11日9:10顺利结束,于1999年7月19日0:00至1999年9月27日15:00进行了第二次大修,历时1695小时。
从1999年9月27日15:00第二次大修并网开始统计到2003年8月1日0：00为止,主要可靠性指标如下:
运行小时:SH=29989.36小时
备用小时:RH=1348.7小时
可用小时:AH=31338.06小时
非停次数:UOT=13次
非停小时:UOH=812.1小时
强停次数:FOT=8次
强停小时:FOH=491.69小时
等效可用系数:EAF=87.54%
等效强迫停运率:EROR=1.61%
起停次数:37/37次
期间共进行了一次小修一次中修,时间为:
2000.11.29.19:00-2000.12.11.18:15历时287.25小时
2002.05.08.09:17-2002.06.07.02:50历时713.55小时
在此期间共发生非计划停用13次,其中强迫停用8次,分别为:
年度序号事件开始时间事件终止时间时间事件原因
一九九九111．2708：0012.0312：41148.6821空预卡
212.0413:5212.0919:34125.7021空预卡
二○○○105.0802:4005.0905:5127.18电气往热工”并网”信息消失
211.2110:0711.2419:3081.3821空预传动装置故障
312.1308:2512.1509:2549.0021空预传动装置故障
二○○一105.2106:2105.2109:255.55380V炉房保安负荷盘FX低电压故障误动“失电”
二○○二112.1509:0012.1706:1745.28软电缆短路
二○○一101．0419：1001．0504：058．92给水泵差压小掉
（二）、#2机组大修前设备状况分析
汽机分析：
2、1主机状况分析：
2．1.1#2汽轮机自1999年9月大修后，运行至今，从运行的情况看，主机高、中、低+低汽缸目前运行状况固然良好，通流部分结垢，级内效率下降，
低压缸端部轴封漏汽，前、中轴承箱下沉，#4瓦轴承温度偏高，#8轴承振动在0.05mm左右，振动偏大，因而高、中压内缸螺栓若比照99年7月大修时中
压内缸螺栓有8条断裂的情况看，损坏可能性不能排除，为此本次大修中必须对其螺栓进行严格的检验，确以为万无一失后方可继续使用，否则更换。
调速系统由于种种原因致使：（1）偶有有甩负荷现象，其中的主要原因是高压调汽门门杆锁母有磨损和脱扣现象造成的，高中压调汽门由于长期运行、汽流冲洗
等原因使门芯与门座的密封性能下降，打闸停机阀门严密性差，转子惰走时间长。因此有必要对各部件进行检查更换。（2）#3高调门行程不足（36mm）。
（3）、高压旁路站经长期运行后，门体密封面严重漏汽，致使高旁站后温度高，机组在正常运行过程中旁路站疏水门处于常开状态，使机扩运行环境恶化。
（4）、高压主汽门由于在运行中处于长期开启状态，定期活动周期长，运行中时有犯卡现象，且严密性下降。#4高压调汽门伺服机活塞与缸筒偏磨，将缸筒拉下
深槽，运行中从拉伤部位呲油。因此大修中将对各门伺服机进行检查。
2．2主要辅机：
2．2．1#2机组高加于1993年8月投进运行后，频繁泄漏，高加投进率一直处于较低水平。经过多年的不懈努力，通过改进检验工艺，改善高加的运行状
况，使高加的运行可靠性得到很大的进步。但是因高加本身在设计、制造上存在一定的缺陷，高加的泄漏并没有得到彻底解决。且随着高加堵管率的逐年上升，高加
的加热效率大大降低，Ⅰ组#3高加累计堵管率已达13%，超过高加报废标准，介于Ⅱ组#3高加更换后的运行稳定性，因此从机组的经济性角度出发，更换Ⅰ
组#3高加势在必行，以便进一步进步高加的长周期运行水平及机组的热效率。
2．2．2高旁站后温度高现象自投产以来，一直未能彻底解决，由于设计方面的原因在无法改变结构形式的条件下，只能进行一些弥补措施——涮镀，为此本次
大修对左、右侧高旁关断阀以及右侧调节阀解体检查，更换易损件以及涮镀门体密封圈，研磨门芯与门座使其接触良好，降低旁路站后温度，右侧高旁关断阀在运行
中不能封闭，在大修过程中对门体和伺服机进行大修处理。
2．2．3两台循环泵出口蝶阀有时犯卡，#22循环泵在单泵运行状态下出口蝶阀摆动严重，经分析以为其主要原因是由于蝶阀转轴与重锤杆间的间隙大所造成的，其次原因是蝶阀开度不当造成水流对门饼的冲击严重造成，对以上原因在本次大修中将做彻底的处理。
2．2．4#22电泵前轴承机械密封水温度高的主要原因是1、冷却水不畅或冷却水管堵塞造成密封水温度高；2、机械密封间隙大，密封效果差造成漏水量大导致密封水温度升高。同时22#电泵油档漏油现象严重，多年未能解决
2．2．5汽泵交流回油泵在几年的运行中存在以下题目：泵轮裂纹；振动一直偏高；出口压力低使直流回流泵联启；机械密封漏油；泵轮键槽经常损坏等。鉴于以上题目，当小机交流回油泵故障停运时，直流回油泵运行又很不可靠，已严重影响小汽轮机的正常运行。
2．2．6小机安全油压低，虽在多次检验中采取了一定的措施，但一直没有解决。
2．2．6针对机组运行时间较长，需对各油水滤网、油箱进行清理，以确保油质良好。
2．2．7、密封油系统Z1差压阀在运行中时有犯卡或堵塞现象，使密封油系统工作不正常，因此对Z1差压阀进行系统改进。
历次改造
主机改造：
95年2月28日在第#2机抢修过程中，在更换#2低压转子同时#2低压转子4级、4A级共四级叶片顶部分别打三个减荷孔，进步了叶片自振频率，避开共振区，运行至今状况良好。
95年5月31日—95年8月3日对#1低压转子进行了减荷调频工作，对#1低压缸转子顶部钻∮5.5、∮4.8（两个）深度55mm。
99年7月16日—9月25日在#2机大修过程中，由于#1、2低压转子4级、4A级原焊接接筋断裂以及叶片自振频率分歧格，将#1、2低压转子4、4A级拉筋改为松拉筋。
2）辅机改造
（1）1999年7月16日—9月25日#2机大修期间，由于#2机Ⅱ组#3高加堵管率达11%，已超过10%的报废标准，故更换一台由上海电站辅机厂制造的#3高加。运行至今，仍没有发生泄漏。
（2)、产业泵改型：由于产业泵腐蚀严重，且设备检验不方便，厂部决定于2002年4月对两台立式产业泵改型为两台卧式产业泵。改造后的两台泵运行情况良好，进步了设备的可靠性。
发变组状态分析
在大修开工前，我们积极组织全体职工对#2机组的所有设备进行全面检查分析，设备运行基本正常，但从上次大修至今曾不同程度地发生过一些故障。具体分析如下：
#2机组1995年5月31日0首次大修，于8月11日结束；于1999年7月19日00：00进行了第二次大修，于9月27日结束；于2000年11
月29日进行了历时16天的小修，于12月15日18：15顺利并网，并连续运行了6个月；于2001年5月27日进行了历时25天的又一次小修，在此期
间发电机完成了抽转子及更换线绑等工作；于2001年6月18日顺利并网，连续运行至8月份机组备用停机检验；于8月6日并网后，连续运行至2002年2
月12日，共计188天，由于负荷因素停机备用；于2月27日6：30并网，运行3月5日因引风机档板故障掉机（发电机受到冲击），于3月7日9：45并网，运行至5月8日进行了为期28天的中修工作，于6月6日并网运行至2003年7月31日。#2机组设备运行周期较长，主机及其重要辅机已到期检验周期。
在大修预备阶段，车间认真组织全体职工，结合设备的运行状况、参数变化、存在的题目以及设备的自动化程度等对#2机组的所有设备进行全面细致的摸底和技术分析，以保证大修检验工作有的放矢，消除影响机组稳定运行的各类缺陷。具体分析如下：
1）#2发电机于二OO一年五月二十五日由于绕组口部垫块松动，将线棒尽缘和导水管磨损，导致漏水、漏氢机组被迫停运，#2机组转进小修，进行临时处理。
2）由于原汇水环和中性点聚四氟乙烯尽缘水管因振动磨损曾多次发生水管泄漏现象，所以水管故障和线棒磨损均会严重影响机组的安全运行。
3）轴瓦尽缘分歧格，曾导致发电机轴电流频发。
4）曾发生过由于励磁刷架尽缘电阻低，导致转子接地信号频发。
5）由于滑环与碳刷接触不良，曾导致发电机滑环环火，机组被迫停运。
锅炉运行状况分析
㈠上次大修至今#2锅炉运行情况：