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汽轮机专业经验介绍第一节 邹县发电厂百万机组提高汽轮机真空严密性的经验介绍汽轮机真空系统是一个庞大而复杂的系统，为提高真空系统的严密性，需要早策划，早动手，抓好过程控制，邹县四期工程21000MW超超临界机组在提高汽轮机真空严密性方面主要从以下几个方面开展工作：1、 在安装阶段，加强焊接工艺控制，防止异物进入系统，督促施工单位一次完成焊口的焊接，避免出现漏焊及焊接不好的问题。2、 与设计院、制造厂进行沟通，结合老厂真空系统治理经验对设备系统布置、安装方式进行优化。与真空系统相连的外排疏放水管道尽量避免直接连接在无压放水母管，防止疏放水阀门内漏影响真空；对于安装在地沟内的管道阀门要认真统计、检查，防止位置隐蔽而漏查。3、 改进凝结水补水与凝汽器的接口位置，将补水口位置安装在汽侧热井水位不能淹没的位置，除盐水进入凝汽器后先除氧，防止凝汽器补水管直接通人凝汽器造成凝结水溶氧高。4、 考虑到轴封、密封水等系统一端与大气相通、一端排至凝汽器，在调整不及时或工况变化大时町能发生真窄泄漏，应在进入凝汽器前的管道中增设多级水封等，确保疏水畅通而不漏真空。5、 加强真空系统管道焊接过程的质量监督，发现焊接质量问题要及时通报考核，重点加强对小口径疏放水管道的监督检查。6、 真空系统注水查漏是检查系统漏点、提高真空严密性的主要措施。主要采取以下措施：6.1 选派责任心强、系统熟的监理、安装、运行和检修人员成立专门的查漏小组，由其负责凝汽器注水查漏期间的工作协调、漏点排查和消缺处理，做到统一指挥、协调配合。6.2 注水查漏分阶段进行：凝汽器内冷却水管焊接后注水，进行焊口查漏；凝汽器冷却管以下区域注水查漏；注水至汽轮机轴封瓦窝处查漏(或设计允许最大高度)等。6.3 注水过程中查漏人员要现场巡查，发现较大漏点应及时停止注水进行消漏处理。对于较小的渗漏点记录位置，待查漏结束后统一处理。6.4 每一次注水查漏，至少维持水位24h以上，充分暴露焊口砂眼、裂纹等细小漏点和保温内的小漏点。注水时间越长，查漏效果越好。6.5 重点排查凝汽器喉部以上膨胀节、膨胀节与低压缸连接焊缝、低压缸本体焊缝等无法进行其他方法查漏部位的注水检查，受汽轮机基础影响，该部位无法使用其他方法查漏。6.6 如果现场具备条件，尽可能采用50左右的热水注水查漏，凝汽器冷却管、管道焊缝和法兰受热膨胀后能充分暴露漏点。6.7 查漏过程中任何滴水现象都不要放过，重点检查保温、焊缝等部位，保温内的微小渗漏点需要很长时间才能渗透保温，只有长时间注水才能发现。6.8 在工期许可的条件下尽可能增加注水查漏次数和时间。7、 对于注水查漏无法查到的设备系统：给水泵汽轮机、汽轮机低压缸安全门等，可以在运行中采用氦质谱检漏仪进行查漏。机组运行后真空系统查漏也可以采用此方法。8、 加强轴封系统安装质量控制，运行中及时调整轴封压力。通过以上全过程的控制措施，邹县发电厂7号机组A侧凝汽器真空严密性为0.05kPa/min、B侧凝汽器真空严密性为0.06kPamin；8号汽轮机A侧凝汽器真空严密性为0.04kPamin、B侧凝汽器真空严密性为0.052kPamin。第二节 灵武公司空冷机组提高真空严密性的经验介绍华电灵武发电有限公司一期工程2600MW直接空冷机组，1号机组为华电集团首台空冷机组，也是宁夏地区首台600MW机组。灵武公司1号机组投运后，测试真空下降率为0.086kPamin，达到优秀标准，总结自安装以来的经验教训，主要有以下几点：1、 超前预防，对标管理，明确目标，落实人员责任制安装工程开始前，工程部派出技术人员赴空冷同类型电厂收资，对照外厂真空严密性最高标准，工程部分项工程责任人签订真空严密性确保优良责任状，增强技术人员旁站监督责任心。施工前召集施工单位、监理公司召开专题会，重点分析影响机组真空严密性的难点，组织施工单位编制上报机组真空严密性保证措施，对影响机组真空严密性的低压缸轴封、排汽装置连接管道阀门的安装重点监控。2、 提高安装工艺质量，减少泄漏点空冷机组真空系统，特别是空冷凝汽器为焊接结构，焊接工作量大。因此，焊接质量的好坏对机组的真空严密性起到决定性作用。空冷凝汽器排汽管道口径最大处达6m，全部采用气体保护焊接工艺。对于抽空气管、凝结水同水管等小口径管道采用氩弧焊。施工前进行安全和技术交底，并监督交底的落实情况。焊工应经培训合格，持证上岗。焊接工作进行过程中严格按照焊接规程检验要求，对焊口进行抽检，发现不合格项，坚决予以返工处理。l号空冷岛南侧排汽管道CU12管段安装完成后，经检验焊接质量不合格，施工单位曾以位置狭窄、工期紧张和吊装困难为借口拒绝更换，提出采用修补的办法处理。电厂工程部坚决要求整段更换，虽然空冷岛安装工期因此被延误了两天，但整段更换后焊接质量得到了保证。3、 采用奖励政策，提高真空系统检漏人员的积极性，最大限度地找出泄漏点空冷机组真空系统检漏与湿冷机组区别较大，两排汽装置出口分别焊接堵板，堵板前的部分查漏办法和湿冷机组相同，采用注水检漏法，堵板后的部分采用气体打压涂抹肥皂水法。对于采用风压法检漏的凝汽器部分，检漏前制定下发_对检漏人员的奖励办法，规定每发现1个漏点，当场奖励发现人50元现金，极大地提高了查漏人员的积极性。消漏过程安排专人旁站监督，每个漏点消除后办理验收手续，经过反复6次消漏、检验，共处理渗漏点106条，最终试验风压下降率仅为25mbar24h，远高于德国GEA允许下降100mbar24h的标准。对于堵板前注水检漏部分，检漏前下发检查卡，对照阀门、法兰等易泄漏部分列表逐条对照，发动运行人员、施工单位共同参与，反复3次检漏、消漏，直至无任何可疑漏点。4、 施工完成后对该工程进行可靠性评价，确保机组运行稳定空冷岛及排汽装置施工完成后，对涉及管道、阀门进行可靠性评价，分项工程责任人经分析可以确保稳定运行的签宁存档，对怀疑可能运行不可靠部分进行再次检查、确认，不存任何疑点带人机组启动运行。实施以上所列措施后，华电灵武发电有限公司1号机组真空严密性试验达到0.086kPamin，收到预期效果，保证了机组经济运行。第三节 青岛公司提高汽轮机真空严密性的经验介绍青岛公司二期扩建2300MW热电联产工程，3号、4号机组分别于2005年11月30日、2006年7月9日一次完成168小时满负荷试运移交试生产，三大主机均为上海三大动力厂生产，在整套试运过程中，3号机组真空严密性为0.106kPamin；4号机组真空严密性为0.0366kPamin。超过优良标准。1、 加强工程的全过程管理，质量管理成效显著工程质量管理是整个工程管理的核心，优良的工程来源于全过程的严格管理和监督。青岛公司提出并实施了“一切为了生产需求的工作理念，将其贯穿于工程设计、设备选型、施工安装、质量验收等各个环节之中，以施工标准和验收标准为依据进行全过程跟踪控制。充分发挥项目质监网络管理的作用，聘用有资质的技术人员担任工程质监员，明确了各级质监员的职责及检查、验收、监造等工作程序，加强质量监督检查和验收工作，完善过程控制，严格按照验评标准、规范和规程进行监督检查，以过程验收保工程质量，根治了基建施工过程的常见质量通病，有效地避免了返工现象。加大了生产系统参加质量监督的力度。公司专门下发了关于下发生产系统参与二期扩建工程质检等工作管理办法的通知，对工程设计、施工、安装、技术文件审核、设备监造、锅检和技术监督等方面都做了明确规定，要求生产人员提前介入、及早参与工程建设。工程建设中，生产人员会同各参建单位的质监人员严格过程质量控制，使得工程各项指标均实现了预定目标，汽轮机真空严密性等主要指标均达到全国同类型机组的优良水平。2、 试运阶段发现的问题及处理方案4号机组整体启动过程中，发现凝汽器真空系统运行状况不理想，组织参建各方对系统进行了大量、细致的工作，发现了如下异常情况并彻底进行处理。2.1 存在的主要问题。2.1.1 检查发现4号机组中低压连通管低压侧法兰处漏空气，虽然施工单位进行了热紧、高压密封脂临时堵漏处理，但仍有漏汽现象。2.1.2 检查轴封系统时，对低压缸电端轴封进汽滤网排污发现无蒸汽排出，分析为低压缸电端轴封进汽滤网堵塞。2.1.3 运行中发现真空泵入L4滤网存在堵塞现象。2.1.4 运行中发现凝汽器循环水二次滤网均存在前后压差大的现象，滤网前压力为0.10MPa，滤网后压力为0.03MPa，对两侧滤网进行手动排污后，效果不明显。2.1.5 检查真空系统时，发现7号低压加热器汽侧放水门漏空气。2.2 原因分析。2.2.1 连通管低压侧内外缸“”膨胀节处存在裂纹，造成空气漏人，真空降低。2.2.2 低压缸电端轴封进汽滤网堵塞，造成低压端部轴封进汽压力低，严密性减低。2.2.3 凝结器汽侧杂物被吸入真空泵，入口滤网堵塞，造成真空泵效率低，真空下降。2.2.4 凝汽器循环水二次滤网内，存在较大的杂物，利用排污冲洗等方法无法排出，造成滤网前后压差大。循环水流量低使凝汽器真空下降。2.2.5 7号低压加热器汽侧放水门存在内漏现象。2.3 处理措施。2.3.1 4号机组停机后，拆除中低压连通管，取出“”膨胀节，查找泄漏点，进行补焊处理，同时更换新密封垫片，并确保法兰螺栓紧固均匀。2.3.2 4号机组停机后，对低压缸电端轴封进汽滤网进行解体检查清理，确保了轴封系统运行正常。2.3.3 4号机组停机后，拆除了A、B真空泵入口滤网。2.3.4 4号机组停机后，对凝汽器二次滤网内部进行检查，清理杂物。在2007年3号、4号机组检查性大修时将凝汽器二次滤网改进，滤网由原4mm孔改为8mm孔，防止滤网堵塞，提高排污效果。2.3.5 将7号低压加热器汽侧放水门进行更换处理。为确保真空系统的严密性，停机消缺后对真空系统高水位上水检漏，发现隐蔽泄漏点进行消除，使汽轮机真空严密性达到较好的状态。3、 为确保汽轮机真空严密性达到优良标准，在设备安装、调试过程中，重点对如下关键点加强监督检查3.1 调整低压缸轴端汽封的径向间隙达到合格值，防止空气漏入而影响真空严密性。3.2 对大气排出阀下的垫片、低压缸联通管的垫片、低压汽封档的垂直结合面、凝结器胀缩节等部位，要重点监督检查。3.3 停机后，全面检查低压缸端部轴封供汽、回汽管道及排污水滤网情况，加强大、小机轴封进、回汽管道的疏水，特别在试运初期，因系统杂质较多，易造成疏水不畅形成水阻，使轴封进、回汽异常，影响真空严密性。3.4 机组整套启动前，对真空系统进行灌水检漏，发现泄漏点及时消除。3.5 在机组运行中，用氦质谱检漏技术对灌水试验不能检测的部位进行检测，发现泄漏点及时消除。3.6 机组运行中，加强轴封系统、给水泵密封水系统的调整及真空系统阀门状态的检查，防止空气漏人，影响真空严密性。第四节 邹县发电厂百万机组防止凝结水泵及给水泵滤网堵塞的经验介绍为保证机组在吹管及整套启动阶段因凝结水泵及给水泵入口滤网堵塞造成机组停运，需要在管道安装开始就加强工艺质量的控制，提高系统清洁度，并在吹管和总启动期间，做好人员组织，确保不因凝结水泵、给水泵滤网堵塞而发生影响机组试运的事情，主要措施包括如下几点：1、 在管道安装过程中，加强对管道的清洁度的控制，要求全部管道必须经过喷砂处理，然后进行管道内部清理，在安装前做好管口封堵的工作，对于57以下的管道在安装时要用压缩空气进行吹扫。2、 管道安装过程中除循环水、开式水系统的管道外，其他系统的管道焊口焊接时先用氩弧焊打底，防止焊渣进入系统内。3、 加强炉前化学清理和锅炉酸洗的管理，合理选择清洗方案，尽可能地扩大化学清洗范围，延长化学清洗后的管道冲洗时间，对每个支管都要清洗到位，并保证冲洗的流量和流速要求。重点做好高、低压加热器汽侧清洗，防止杂物在系统投入时污染水质。4、 在炉前化学清洗和锅炉酸洗结束后，进行管道清洁度抽查，如达不到清洗要求则进行第二次清洗。5、 系统投运前，应对凝汽器热井、除氧器水箱安排进行全面清理，冷凝管束及凝汽器喉部的加强筋全部用高压水枪进行清理，保证无杂物。6、 在真空系统、轴封系统、门杆漏汽系统的管道保温时，加强漏焊漏接管道的检查，防止在抽真空时，保温、粉尘等漏人凝汽器。系统抽真空前，一定要确保真空系统注水查漏结束，现场管道保温工作结束，系统临时管道严密无泄漏，防止杂物吸入凝汽器。7、 增加凝结水系统运行时间，对中低压管道进行充分冲洗。真空系统注水查漏和吹管间隔时间，应安排检查凝汽器热井和除氧器水箱内部清洁度，增加清理次数。8、 准备凝结水泵、给水泵入口滤网备品各一套，准备充足的垫片。9、 在锅炉吹管和总启动前，分别在凝结水泵、给水泵人口滤网处搭设用于滤网清理的平台，准备好高压水枪、电动扳手等用于滤网清理的工具，组织人员24h待命，一旦出现滤网前后差压大及时组织进行清理。10、 凝结水泵入口滤网堵塞主要发生在以下阶段：第一次拉真空、锅炉冷态冲洗合格后冲洗水回收、给水泵汽轮机冲转、旁路投入运行、汽轮机冲转和低压加热器系统投入运行。主要原因是：以上系统死角较多，例如高压加热器、低压加热器汽侧；启动前系统无法冲洗，例如汽轮机通流部分、小机通流部分及排汽管道；温度压力升高后，管道内部分氧化皮或较大焊渣剥离进入汽水系统。11、 汽轮机冲转后，应尽早对高、低压加热器汽侧暖管冲洗，通过汽侧检修放水等直接外排，对高、低压加热器汽侧进行充分冲洗后再正常投入系统，防止汽侧内杂物进入凝汽器、除氧器污染水质、堵塞滤网。12、 加强化学汽水监督管理，增加汽水品质取样、化验次数，水质不合格严禁执行下一步操作。13、 在锅炉吹管期间、机组启动初期，需用除盐水量较大，在水质满足要求的前提下可以尽早投入凝结水精处理前置过滤器，对过滤杂质、提高水质、节约用水起到很好的作用。应该注意的是，由于在此期问水质较差，应增加前置过滤器反洗次数和树脂再生次数，防止因污染严重造成滤元和树脂失效。第五节 潍坊公司采取“堵、冲、查、换”措施，防止凝结水泵及给水泵滤网堵塞的经验介绍新安装汽轮发电机组的汽水系统清洁程度，是锅炉吹管及机组整套启动期间，凝结水系统、给水系统能否正常连续运行的关键。针对目前集团公司新投产的部分机组在锅炉吹管及整套启动期间存在凝结水、给水滤网堵塞，导致系统不能连续运行的问题，潍坊公司为确保系统的清洁，保证锅炉吹管及整套启动期间系统及设备安全稳定连续地运行，在充分总结借鉴其他单位经验教训的基础上，分别在设备及系统的安装阶段、调试阶段、吹管过程中制定相应的措施，通过采取“堵、冲、除、换”的方式，有效地避免了锅炉吹管期间凝结水泵及给水泵人口滤网堵塞问题。详细过程如下：1、 “堵”即对管道开口的有效封堵，防止异物进入管道。汽水系统管道安装过程中，严格按照作业指导书的要求，对内部进行喷砂清理，以保证清洁，喷砂后对管口进行封堵，防止异物、灰尘进入；系统施工过程中，所有管道开口必须进行有效封堵；汽水系统所有焊口根据管径不同均采用氩弧焊打底或全氩焊接，管道坡口清理干净，防止焊渣进入系统，焊接前要对管道内部进行检查，取出封堵物，确认无杂质；设备、阀门安装时，对内部进行检查，防止设备运输时的防护、封堵物遗留在设备内部，并清理内部的灰尘、杂物，确保清洁。2、 “冲”即对管束进行彻底水冲洗，确保管道内部清洁度。凝汽器汽侧、疏水扩容器、除氧器等容器在进行封闭前，对内部进行彻底清理检查；凝汽器换热管束顶部防护层撤离后，及时进行清理，防止焊渣、隔热石棉布等施工遗留物进入管束部位，对凝汽器内部及管束进行水冲洗，彻底清理内部杂质、灰尘等，检查所有与容器相连接的汽水管道，确保干净无杂物。系统的化学清洗要全面，要做好系统除盐水冲洗的质量监督，保证各汽水管道冲洗干净，水质清洁，无机械杂质。化学清洗及酸洗结束后，系统除锈彻底，内部无杂物、油脂。3、 “查”即在调试前对系统进行彻底检查清理，确保万无一失。汽轮机侧凝结水系统、给水系统具备调试条件后，要提前进行系统运行调试，使汽轮机侧水系统、真空系统、蒸汽系统、疏水系统等投入运行，管道内部杂质经过汽水冲刷后及时清理凝结水、给水系统滤网，并对凝汽器汽侧进行清理检查，确保系统清洁度在锅炉吹管前符合要求。4、 “换”即采取措施及时轮换清理滤网，确保系统安全可靠运行。机组吹管期间，制定凝结水滤网定期清理、给水泵滤网轮换清理制度。系统开始投入运行时，凝结水滤网每2h切换清理1次，系统运行稳定后，根据每次凝结水滤网的清洁程度适当将切换清理时间延长至34h，运行过程中严格监视滤网前后压差变化；给水泵滤网同样采取轮换清理的方式，泵组始终保持1台汽动给水泵处于低转速备用状态，运行中如发现另一台汽动泵或电动泵滤网压差接近报警值，立即对泵组进行切换，对压差高的滤网进行清理，结束后将该泵迅速投入低速备用，以确保系统安全可靠运行。第六节 襄樊公司汽轮机不投盘车实现锅炉吹管的经验介绍襄樊公司二期(2600MW)工程5号机组由于受汽轮机设备交付滞后的影响，其低压工转子、低压转子中间短轴分别于2006年9月16日、9月23日发运现场，对高中压缸通流间隙调整工作影响较大；同时由于安装单位本体安装作业人员偏少，汽轮机安装严重滞后于锅炉岛安装进度。高中压缸扣盖于11月8口结束，此后进行导汽管、连通管安装，对轮中心复查调整及对轮连接等工作，在对轮连接过程巾又受锅炉酸洗(采用EDTA，需锅炉点火)过程中凝汽器温度变化影响，汽轮机油循环工作还未结束。通过对剩余安装、调试工作量综合分析及盘点，结合5号汽轮机安装的实际情况，为缩短机组安装到整套启动的时间，决定采取不投盘车进行锅炉吹管。为确保高中压缸以及凝汽器不进高温高压蒸汽，保证汽轮机的安全，采取如下补充措施：1、 主、再热汽门封堵及疏导措施1.1 高压主汽门临时堵板应确保封堵严密。根据厂家提供的冲管专用堵板阀，在正式装配前需检查密封部位接触情况，在堵板阀安装过程中，需重点注意堵板阀安装定位准确，堵板阀的固定拉杆与堵板阀之间的间隙处理。将主汽门的堵板密封垫(汽轮机厂家提供)改为由专业厂家定做的中间有钢带并带包边的高温高压石墨垫片，已保证其密封町靠。在系统安装完毕后锅炉吹管前，进行主汽门水压试验(压力维持在5MPa，30min)，检查临时堵板阀的严密性，观察门后疏水口不漏水即可。1.2 高压调阀腔室增加泄压点：将调门连杆进行钻孔，孔直径为20mm，用管道引至室外作为调节阀腔室卸压点。1.3 高中压缸导汽管及缸体各气动疏水阀开启。1.4 中压主汽门冲管临时门盖安装完毕，同时可考虑在中压主汽门外部连杆部位加机械制动；中压调节汽门油动机安装完毕，各调节汽门应确保关闭严密。2、 系统的其他隔离措施2.1 四段抽汽止回门应安装完毕，进行人工清理，四段抽汽电动门、四段抽汽至除氧器电动门关闭并断电，挂上禁操标志牌。2.2 二段抽汽电动门关闭后断电，挂上禁操标志牌。2.3 低压旁路减压阀前安装临时堵板。2.4 凝汽器真空破坏门应开启并断电，挂上禁操标志牌。2.5 高中压缸外缸，主、调节汽门保温应完成。主、调节汽门，高中压缸各温度测点安装接线完毕，DCS指示正确。2.6 主、再热蒸汽管道疏水接临时管道排大气，主再热蒸汽管道疏水至凝汽器应割断，高压疏水扩容器温度测点安装完毕，指示正确。汽轮机侧蒸汽管道吹扫时，至疏水扩容器各疏水阀关闭，疏水应排至地沟。主机轴封系统管道吹扫时，轴封溢流调节阀及其前后手动门应关闭，轴封溢流旁路电动门关严后断电，挂上禁操标志牌。2.7 高压主汽门、高压调节汽门门杆漏汽至冷再管道在冷再端断开，冷再端断口封堵。中压主汽门门杆漏汽至热再管道在热再端断开，热再端断口封堵。高压主汽门门杆漏汽接口封堵，暂不接管。调节汽门门杆漏汽接口排空。给水泵汽轮机速关阀门杆漏汽至给水泵汽轮机轴封进汽管道端用盲板封堵。2.8 冲管期间，除氧器水位高需放水时，应排放至炉侧大气式疏水扩容器。2.9 凝汽器循环水通水。3、 锅炉吹管过程在5号机组锅炉吹管相关系统进行全面检查验收后，于12月4日晚上进行堵板阀严密性检查，用电动给水泵上水进行堵板阀水压试验，发现左侧主汽门堵板阀泄漏，系统放水卸压，重新装配后进行水压试验，未见泄漏。于12月5日开始锅炉点火吹管，在初始锅炉降压吹管阶段，堵板阀泄漏较小，汽缸温度上升到50；在三套制粉系统投运正常后，进入稳压吹管阶段，调阀腔室内存有一定压力蒸汽，汽缸金属温度上升到105，主要为右侧主汽门泄漏，大量蒸汽从调门腔室的卸压口导出，带压蒸汽未能进入汽缸，热传导致汽缸温度上升，调门后导汽管最低部位疏水口有少量水滴出。到12月9日锅炉吹管完毕，为保转子安全定期进行翻转子1806次。4、 应急措施4.1 转子具备用行车盘转子要求：将中一低对轮、低一低对轮各留一螺丝不装正式螺栓，留作穿销子用。6号轴承箱上盖打开，用钢缆将联轴器缠好并挂在行车吊钩上以作备用，若高中压缸漏汽，高压调节级金属温度达到120以上或上下缸温差达到42，每2h用行车盘车180。4.2 若高中压缸漏汽严重，1号、2号轴承处轴颈表面温度达到90，应停炉泄压，消除漏汽缺陷。吹管期间严密监视汽轮机转子转速，若高中压缸漏汽使转子冲动，应立即停炉泄压，消除漏汽缺陷。(吹管前高中压缸绝对膨胀零位做好可靠标志)5、 组织措施5.1 吹管期间汽轮机不投盘车属于非正常方式，对汽轮机存在风险，要求各相关单位有足够重视，吹管前要求安装、监理、运行、调试等各单位针对上述各项进行逐条检查，落实。5.2 应急措施的各项准备工作落实到人，由施工单位做好安排。6、 结束语采取汽轮机不投盘车进行锅炉吹管措施，主要受汽轮机设备到货晚影响，汽轮机安装进度较机组整体工程安装进度滞后而安排，一定程度缩短等待油循环合格投盘车进行锅炉吹管。在锅炉吹管阶段，机组油循环工作可同时继续；在锅炉吹管的临时系统恢复过程中，可同步进行汽轮机轴系的安装工作。在6号机组安装调试安排中，提前做好不投盘车进行锅炉吹管的准备工作。将高导、中导管与高调门、中调门的所有8个焊口暂不施焊，在焊口中间加装薄钢板隔离。在吹管前进行堵板阀水压试验不漏；在6号锅炉吹管过程中8个焊口部位均不漏气，并在吹管完毕后二天内焊接完成此8个焊口，比较而言，该措施更为稳妥。注：襄樊电厂-期(2600MW)工程历程简介，自2005年5月28日5号机组主厂房浇筑第一盘混凝土，于2006年8月28日锅炉水压试验和厂用电受电，11月8日完成汽轮机扣盖，11月29日锅炉点火酸洗完成，于12月59日采用稳压、降压方式完成了点火吹管工作，12月13日机组油循环合格，于2006年12月23日首次整套启动，12月26日23时18分首次并网成功，并于2007年1月25日18时18分顺利完成168小时满负荷试运。第七节 灵武公司空冷系统试运经验介绍灵武公司配套的空冷凝汽器系统是采用德国GEA公司生产的机械通风直接空冷系统(ACC)。空冷系统对灵武公司和参建单位大多数人来说是陌生的，给空冷系统调试工作带来了相当大的难度。在各方共同努力下，灵武公司空冷系统各项调试工作完成的非常顺利，各项指标都达到优秀标准。一、 试运总结1、 空冷风机单体试运在空冷风机单体试转中，为了每台空冷风机试运合格并确保设备安全，除了试运每台空冷风机时，现场均有三方单位人员外，还制定了以下技术措施：1.1 首先确认减速箱油位正常。1.2 盘动风机的转子，确认转动灵活，无摩擦。1.3 确认风机及油泵电动机绝缘正常，并送上电源。1.4 将变频器调整到最低转速位置，启动风机。1.5 首次启动风机，应检查其动态工况，如声音情况(有无异常响声)、振动情况、仪表功能、润滑油系统有无泄漏点。1.6 如检查无异常，则调整变频器，使风机转速上升。1.7 转速上升以25、50、75、100为阶段进行。1.8 在试转过程I1注意监视风机轴承温度，转速等参数。1.9 依次试转每台风机。制定了以上技术措施后，首先对空冷风机逐台进行了连锁试验，检查其逻辑、接线无误；然后每台空冷风机在10、25、375、50Hz转速下，进行了转速指令与反馈偏差校对及在上述转速下对每台窄冷风机的线圈温度、油温、油压、轴承温度等参数进行检查记录，使各参数在正常范围内。通过大家的努力，56台风机的各项指标在5天的调试时间里都达到了设计要求。在单体试转中主要遇到的问题：开始由于空冷风机启动条件中有“空冷风机油压正常”；但空冷风机不启动，油压不能建立，这使空冷风机无法启动。经过与调试所协商，将空冷风机启动条件中“空冷风机油压正常”这一项去掉，保留“空冷风机油压低延时20s空冷风机跳闸”条件，这样既能使空冷风机正常启停又能保证空冷风机的安全。2、 空冷岛的热态冲洗2.1 为丫确保窄冷岛的热态冲洗达到预想效果，在空冷岛热态冲洗前，进行了充分的准备并制定了详细的技术措施。主要准备工作有：2.1.1 在封闭空冷凝汽器管束的凝结水收集管道的端板之前，采用水流将其中的尘垢冲洗干净。2.1.2 在热清洗过程中，凝结水通过排放临时管道被排放到废水收集池，再排放到雨水管道。由于空冷系统处于真空状态，热清洗开始之前应将废水收集池充好水并保持一定水位，排放临时管道必须浸入废水收集池的水面以下。废水收集箱必须能经受80以上的温度，考虑外壳保温；安装临时水位计。2.2 热态冲洗的技术措施：2.2.1 当安装工作接近完成时，通过排汽管道和配汽管道上的各个检修孔进入空冷系统，并对其进行机械清洁，之后才进行热态冲洗。2.2.2 将蒸汽引入凝汽器可以对管路和换热管束进行清洗，一些污垢，主要是氧化铁，会被从系统中清除掉，带有污垢的凝结水必须泄放掉，不得进入凝结水循环系统。要采用于净的补水。2.2.3 凝结水系统投入运行，凝结水箱应储存尽量多的水，因冲洗产生的凝结水要排放掉，所以要采用除盐水来补充，补水量约为120th。2.2.4 排汽管道第一、二、七、八排进汽阀门关闭，真空破坏阀关闭，凝结水回水至临时水箱阀门打开 2.2.5 启动真空系统，使凝汽器压力至少降低到150mbara以下。2.2.6 机组启动采用高中压缸联合启动方式，通过旁路将蒸汽引人凝汽系统，开始进行冲洗，此时应注意凝汽系统压力不得超过0.6bar。2.2.7 为了加强清洗作用，冲掉固体污垢，在联箱和管束内希望有较大的蒸汽和凝结水流量，根据旁路容量调整锅炉蒸汽量达到约额定负荷的30%。2.2.8 启动第三排蒸汽分配管的一台或几台风机，数量根据环境温度来决定，目的是使凝汽系统压力及温度保持在0.5bar80，保持风机运行一段时间。2.2.9 以上阶段完成之后停止正在运行的风机，启动另外的一台或几台风机，进行冲洗。2.2.10 按照此方式将风机循环运行，直到此周期结束。2.2.11 第一个清洗周期结束也就是说当所有蒸汽分配管的风机都运转过一段时间之后，对凝结水进行采样和分析固体悬浮物的含量。2.2.12 根据需要再重复清洗周期，直到凝结水的清洁度达到充分的清洁度。总的说来，当固体悬浮物的含量达到10pPm并趋向于进一步减少时，就可以考虑停止该排蒸汽分配管的清洗了。2.2.13 依此方法逐排进行第四、五、六排蒸汽分配管的冲洗。2.2.14 无进汽阀门的第三、四、五、六排蒸汽分配管冲洗完成之后，按照上述方法进行有进汽阀门的第一、二、七、八排蒸汽分配管的冲洗。2.2.15 随时从排放掉的凝结水中取样，检测污垢的含量。不断重复整个凝汽器系统的热清洗过程，直到凝结水达到运行所需要的足够的质量水平(固体悬浮物的含量小于l0ppm)。本次空冷岛热态清洗与机组冲转、并网带低负荷同时进行，在空冷岛冲洗前阶段，严格按照GEA厂家要求，进行空冷岛冲洗；在空冷岛冲洗后阶段，由于化学制水量设计达不到GEA厂家要求，空冷凝结水便直接进入排汽装置，根据供水情况，通过5号低压加热器出口排污阀进行排污。清洗结束时凝结水铁含量小于1000gL，水质合格，完全达到预想标准。3、 空冷系统的启动空冷系统的启动有着严格的规定，在系统进汽前，严禁启动空冷风机，只有在空冷系统进汽，并且凝结水温度达到35后，方可启动空冷风机。为了保证空冷系统安全经济运行，在空冷系统启动前，根据厂家规定，对空冷系统的启动制定了详细的步骤，并在实际工作中严格遵守此规定。以下是空冷系统的启动步骤与规定：3.1 当锅炉未点火之前，对空冷系统进行干抽空气，待其真空系统绝对压力达到30kPa，停止其余两台备用水环真空泵。3.2 当机组的绝对压力小于25kPa后，才能将设定值设为实际压力值，将空冷风机投入自动。否则将有残余空气形成，进而影响真空和造成腐蚀。3.3 旁路初始进汽应控制在10左右，只有当凝结水温度大于环境温度，且持续上升时，才能接纳全部蒸汽。3.4 在风机投入自动后，随着压力控制器的输出不断增加，观察顺逆流风机顺序启动状况。3.5 当旁路关闭，汽轮机并网带负荷后，汽轮机的排气压力可设定在1040 kPa之间变动。二、 直接空冷系统运行的注意事项经过空冷系统的调试和近一段时间的运行经验，总结直接空冷系统的运行注意事项及建议如下：1、 由于空冷系统真空受环境温度影响较大，提高空冷风机转速是调节真空的必要手段，在高转速运行中的变频风机，应注意变频器的温度控制，否则会因风机变频器温度超温致使风机形成停运故障。2、 在进行真空严密性试验时，将机组解除协调控制，保持阀位不变，使低压缸排汽量保持稳定。3、 低负荷阶段由于排气量较小，漏空气量相对较大，建议启动两台真空泵。4、 直接空冷机组在运行中对气象条件的变化及其敏感。在夏季高温大负荷时段，运行机组必须留出一定的背压裕量，防止在高温高负荷条件下气候突变使背压严重恶化，造成背压保护动作跳机。为保证机组夏季安全运行，应注意以下几点：4.1 机组在运行期间，必须严格按照背压控制曲线的要求进行负荷控制。当机组带高负荷且背压升高后，严密监视汽轮机两个低压缸的背压值，根据两个低压缸背压的高值作为限制机组负荷的依据。4.2 运行机组背压达到并超过40kPa后，密切监视背压的变化。同时应增开一台真空泵。迅速降低机组负荷，直至将机组背压控制在低于40kPa以内。留出一定的余地，防止气象干扰因素造成机组背压进一步恶化。4.3 机组因背压高限制负荷时，使用不低于2530MWmin的降负荷速率。直至机组背压开始下降后，方可将负荷稳定在当时的水平。4.4 机组负荷下降后及时对照“背压保护曲线”检查当时机组的工况点应位于运行区内。4.5 直接空冷系统在运行中，必须保持空冷岛各排冷却单元隔断门在关闭位置。4.6 直接空冷机组在夏季高负荷下运行，经常检查两个低压排汽缸的温度和背压的对应关系。发现排汽温度高于对应背压的饱和温度时，应及时投入排汽缸喷水。4.7 巡回检查时加强对空冷岛各冷却单元变频器、电机温度、变速箱油位及温度的检查监视。发现变速箱油位低时及时联系补油。4.8 高负荷、高背压运行期问，注意监视汽轮发电机组轴系振动情况，发现任一轴承盖振动或轴振有较大幅度的变化时，及时进行分析，必要时降低机组出力。4.9 高负荷、高背压运行期问，对推力轴承乌金温度及回油温度进行密切地监视。任何情况均不得超过运行规程规定的数值。4.10 机组在高背压运行期间，密切监视凝结水温度和流量的变化。凝结水泵出口水温达到6063时，做好预想，提前通知精处理值班人员对精处理保护退出时出入口门和旁路门的动作情况进行监控，防止发生凝结水断流事故。在凝结水精处理退出运行期间，应加强对凝结水水质的监控。4.11 夏季，机组在高背压区运行，应加强大气风速和风向对背压影响的监视。尤其应提高对炉后来风对背压影响的认识，逐步积累经验，防止大风来临时失去控制手段。4.12 机组在高背压运行期间，要注意对运行真空泵汽水分离器水位和工作液温度的监视。水位计满水时，必要时用分离器底部放水将水位降至正常。真空泵工作液温度升高时，应适当部分开启泵补水旁路门及分离水箱放水门，将工作液温度控制在60以内。第八节 青岛公司克服汽轮机组到货滞后，实现快速扣缸的经验介绍目前电力市场发展迅猛，汽轮机设备到货滞后，为确保汽轮机的安装在计划工期内提前或按期完成，青岛公司超前控制，全面参与，加班加点，尽量压缩安装工期，达到顺利完工的目的。1、 超前参与设备总装，缩短交货工期，积累安装经验为尽可能减少设备到货滞后对安装工期的影响，保证计划工期的顺利完成，青岛公司在汽轮机主设备的催交中，不是单纯地催交设备，而是采取了积极的措施，变被动为主动，公司组织技术人员和施工人员到上海汽轮机厂参加汽轮机总装、调试，多与上海汽轮机厂技术人员沟通、交流，营造和谐氛围，同时为现场安装积累经验，保证了关键路径的工期控制。2、 高标准做好准备5-作，保证安装工作顺利进行2.1 在汽轮机组设备到货前，机组基础、各预埋件包括地脚螺丝等已经完成，并已详细核对机组各中心线及与各预埋件的尺寸与标高无误，其垫铁标高均在范围内。这一点很重要，各尺寸的准确直接影响设备本体就位与安装周期。2.2 设备分批到货后(厂家一般按安装顺序发货)，对零件进行仔细清点、检查，包括零件名称、图号、规格及数量，检查主要分外观检查与各项试验、监督检查，确保无误。同时检查专用工具及技术资料图纸是否齐全。对配件应妥善保管，加强防护。对已检查过的精密加工面应保护好，必要时进行重新清理做好防锈工作。对于易丢失件及有色金属配件应专人看护，防止被盗事件的发生。各配件应做到定置管理，以保证安装过程的顺利进行。2.3 台板与相配支座到货后应进行预装，检查支座与各台板接触面之间的接触情况；轴承座与相配键的配合情况；台板螺孔与地脚螺丝位置是否一致。如接触面及相配键接触不良，修研至合格。部分配件内部残留加工后的铁削与金属毛刺，加派人员，重点进行仔细清理铁削与毛刺工作，以满足配件现场装配需要，同时能保证机组运行后的安全与稳定。2.4 对机组内、外缸及各持环除组合检查结合面间隙外，也对各静叶等是否存在机械损伤或加工、装配质量问题等进行认真检查。汽封逐级检查、清点，并注意每副顺序编号。各轴承座及轴瓦应检查材质是否存在缺陷，各进油孔是否畅通。可倾瓦全部进行解体检查。同时，检查、修正各垫铁或轴承壳体与轴承洼窝之间接触符合要求。3、 积极参与安装过程，实现质量、工期两控制3.1 汽轮机组安装过程根据厂家提供的安装说明书及相关图纸进行安装，所有配件都已经过试装合格，对于拼装、组合的设备，校对各接口尺寸准确无误，打磨有关焊接坡口合乎要求，从而夯实本体安装的基础工作。3.2 青岛公司高中、低压转子到货晚，加大现场安装难度，汽轮机高中、低压外缸到位后，检查、修研台板合格，组装就位。用拉钢丝法，调整各汽缸、持环、隔板刘中位置，尽量保证精确，可减小转子到货就位后的调整量，从而缩短安装周期。同时各轴瓦底部垫铁修研合格。以上工作包括汽缸及轴承座水平、扬度、相对标高、位置等均考虑在内。对高中、低压内外上缸进行试装重点检查结合面间隙；复测调整缸内部压板、挂耳间隙；静叶持环、隔板间隙等。3.3 转子到货后，本体安装工作进入高峰，安装人员相对不足，针对此情况，安装单位由其他工地调派3名本体安装人员，青岛公司由原10名加派至14名汽轮机检修人员负责低压缸安装工作，倒排安装工序网络，将参加安装人员分两班，每班12h，同时做好24h内的质量监督工作。以确保本体安装工作保质保量地顺利进行。4、 统筹安排工序，精准控制细节，完成汽轮机快速总装4.1 高中、低压缸总装。高中、低压缸总装前，缸内所有零部件都已进行试装完毕，无加工及制造缺陷，各部调整尺寸 已全部合格，各螺孔及配合面已彻底清理干净无损伤，并涂以防咬合剂。轴系中心已调整到标准范围。缸内所有疏水及热工测点等安装无误。轴承座、下缸与台板及底部垫铁接触无间隙，轴承箱内清理干净。封堵好外缸各抽汽口、排汽口及进汽口，防止异物进入缸内。青岛公司扣缸工作24h不间断进行，上缸人员严格遵守扣缸工艺纪律。为缩短扣缸时间，吊出的高中、低压缸内所有零部件按照装配工序，分两侧放置，两部行车同步交叉进行，人员分配合理，配合默契。扣缸过程按照正常顺序，按部就班地进行。同时复检重要装配数据及尺寸，一旦发现异常，尽快消除。4.2 扣缸后，确认汽缸螺栓紧固结束，进行轴系最终复测与连接，符合厂家标准要求。中低压联通管、轴承座各部套等缸上全部工作结束后，进行基础二次灌浆。灌浆前复查各对中固定板、台板等间隙均应符合要求，同时所有穿过二次灌浆层的管道、电缆均已敷设完毕。灌浆保养结束后，进行下一步进、排汽管路，抽汽管路，油管路以及疏水管路的安装工作。青岛公司通过积极全面参与、合理统筹安排、精准的细节控制，取得了在3号汽轮机供货滞后近50天的情况下，从低压转子到货到汽轮机扣缸仅用27天；在4号汽轮机低压转子供货滞后6个月的情况下，从低压台板就位到扣缸仅用46天的佳绩。第九节 可门公司科学管理，实现汽轮机快速扣缸的经验介绍可门公司一期工程2600MW机组汽轮机设备到货时间比原计划推迟了近5个月，可门公司认真研究完善并执行施工方案和技术措施，制订周密计划，加大设备监造催交力度，提高工程质量，科学合理地缩短工期，1号机从高中压转子到厂至汽轮机扣缸仅用了35天的时间；2号机从高压侧凝汽器模块到厂至汽轮机扣缸结束，仅用了45天的时间，确保了汽轮机扣缸节点目标的完成，保障了机组的整套试运。1、 设备质量是前提。可门公司在主要设备制造过程中，派出技术人员与监造单位一起，专门组织现场监造及进行质量控制。在材料、物资进场进库管理上，查验合格证，对规格、质量不合格材料、物资进行拒收或退货处理。对重要的设备及隐蔽工程进行重点监控，如油动机、EH油箱、主汽门、汽轮机转子等。可门公司还多次组织技术人员及监理到厂家见证装配过程，参与并提出设备制造缺陷的处理意见，对设备质量进行全过程管理。2、 设备催交是关键。设备催交是上程建设管理重要的一个环节。汽轮机主设备到货严重滞后，给汽轮机节点目标的实现造成了很大的难度。可门公司急现场之所急，充分发动各方力量，努力催交主设备，同时使设备缺件在最短的时间内到达现场。2.1 由于汽轮机组设备的部件多而杂，供货过程中出现设备缺件或缺陷是很平常的事情，但这些缺陷及缺件很多时候要等到安装到这一步才能够发现。如螺栓缺少及硬度不符、油档尺寸大、螺栓螺纹不符需攻丝等没备缺件及缺陷，汽轮机专业专人负责，均采用“盯人战术”，从缺件联系、缺件出厂、发货到机场、机场到货后接货等，密切联系设备到货的每一个环节。汽轮机专业缺件到货以小时计，均能以l2天内时间到达现场，确保了安装的顺利进行。2.2 针对现场实际情况，积极催交厂供遗漏设备图纸，及时联系厂家设计人员及技术人员共同处理现场缺陷。汽轮机专业每一份缺陷报告单及设计工作联系单均要求在2日内闭环并应用于现场。3、 质量管理是核心。由于设备到货迟，工期紧，安装过程中对每一节点工序，施工单位、电厂和监理均及时跟进，跟踪检查、第一时间配合验收，避免因验收而停工，有效地缩短中间验收时间。3.1 一期工程汽轮机设备安装的质量监督检查工作严格按照监检大纲的要求进行。积极配合省质量监督中心检查站完成1号、2号机组的扣盖前监检。3.2 要求施工单位编制施工组织总设计，强调单位工程施工组织中必须含有质量保证措施和质量通病防治措施，对重要的分部工程、关键或特殊的过程强调必须编写施工作业指导书，并在其中突出该部分的质量控制措施。3.3 在施工过程中认真执行全面质量管理，实行全天候、全过程的质量监控，对于不符合质量要求的坚决予以返工，做到以优良为标准完成各项目的施工。3.4 要求施工单位对直接影响工程施工质量的施工人员、质检员、试验员等关键人员全部执行持证上岗制度；对电工、电焊工、架子工等特殊工种人员上岗前要检查其上岗证，没有上岗证或上岗证过期的决不允许上岗，本工程特殊工种的上岗证持证率100。所有以上人员的有效证件必须向监理报验，质监站审核，现场进行不定期抽查。3.5 一期工程汽轮机专业所有单位工程、分部工程及分项工程的验收合格率为l00，工程质量等级为优良。4、 快速消缺是保障。在设备缺陷管理方面，施工人员和检验人员发现设备缺陷均以文件形式记录，处理措施以设备缺陷工作联系单进行签名确认，以设备缺陷检查跟踪报告进行闭环。可门公司精心组织、认真施工、及时发现并第一时间组织厂家、监理、施工单位等专业技术人员提出解决方案，并迅速处理缺陷。影响安装进程的主要问题如下：4.1 高中压转子延伸轴瓢偏与晃动偏大缺陷。经过提前试配和检测，现场发现1号汽轮机高中压转子延伸轴瓢偏与晃动偏大，最大达70m。处理方法是采用转子端面用平板多次研磨后达到制造厂要求，总共耗时7天。4.2 2号汽轮机1号、2号低压缸外缸上半中段下上半电机端、上半调阀端垂直中分面螺栓存在大部分严重错位问题，另电机端与调阀端的端部汽封面上半与下半也存在错位问题。针对缸面错位问题，现场采用的处理方法是，在确保端部汽封定位销的情况下，对错位的缸面中分面螺栓孔进行扩孔处理；对中分面定位销重新试配；对错位的端部汽封面，上下半用不同厚度的红纸板垫片找正，同时密封面要求用密封胶密封。此项缺陷消除总共耗时8天。4.3 l号瓦油挡处漏油缺陷处理。汽轮机安装过程中，专业人员发现汽轮机1号瓦部位设计有缺陷，存在容易漏油的现象。而机组轴承漏油极易引发火灾等安全隐患。经与汽轮机厂家协商，决定根据现场实际，对油挡进行改造，由汽轮机厂家提供所增加的挡油圈。4.4 解决了中压主汽门歼启困难缺陷。1号汽轮机组运行期间，中压主汽门经常出现打开慢或打不开的现象。经与上汽厂探讨后确认I号、2号机组(B1 91 1一l、B19112)再热主汽门出厂时由于疏水结构未进行改进，使再热主汽门在启动过程中出现打不开现象。2号机组安装过程中，及时采取措施，现场更改再热主汽门阀前、阀后疏水管路的管径，取消节流孑L板等