电厂汽轮机监督总结

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　　回顾即将过去的20xx年，华能玉环电厂的汽轮机监督工作在设备管理部技术监督组的领导下，以集团公司《汽轮机技术监督》、《节能监督标准》、《安全性评价标准》为依据，在坚持以自身技术力量为主体的前提下，充分发挥技术监督服务单位浙江省电力试验研究院的作用，利用电试院的先进设备和试验经验指导监督工作，全年未发生因汽轮机主辅设备故障而造成的机组非停。

　　一、汽机监督管理

　　没有规矩不成方圆。玉环电厂的汽机监督工作抓住厂部制度建设的契机，以行业和集团公司的各项技术监督标准为依据，积极修订汽轮机监督管理制度和汽轮机监督技术标准，逐步做到标准与实际设备相对应。及时根据岗位变动情况调整汽轮机监督网络成员，并将原来网络中的具体成员名单改为工作岗位，提高了技术标准的适用性和可持续性。

　　二、监督培训工作

　　在汽轮机监督培训方面，玉环电厂始终坚持“走出去、请进来”的方针。“请进来”就是通过定期组织与华东电力设计院、浙江电试院、上海汽轮机厂、各兄弟电厂进行技术交流，积极了解国内外汽轮机先进技术的发展方向，掌握汽轮机技术上的节能改造新动态。“走出去”就是有针对性的参加科研院所、生产厂家组织地技术论坛、专题讲座，通过跨区域、跨行业的交流学习完善监督网络成员知识结构和监督管理经验。全年汽轮机监督网络成员参加了力士乐公司组织液压技术培训；湖北流体控制中心组织地液控蝶阀技术培训；浙江电试院组织地全省汽轮机监督实施细则审查会、节能项目推进会等。20xx年汽轮机监督网加强了与兄弟电厂的技术合作，年内曾就主汽门、调门螺纹环的检修工艺改进选派技术人员赴华电望亭电厂、上海汽轮机厂调研，并根据调研成果自行制作专用工具，完善汽门检修项目技术方案。就抽汽逆止门试验问题赴浙能乐清电厂调研，以缩短抽汽逆止门的试验周期。

　　三、设备监督

　　良好的开端是成功的一半，在年初的监督计划制定之初，就着眼于技术上存在的重点、难点问题。20xx年汽轮机技术监督工作着重放在治理主辅机轴系振动、调速系统安全及汽机节能等方面，加强机组检修期间的技术监督工作，在多个方面取得了一定的突破。

　　1.推进振动监督工作，建立主机及重要辅机振动监督台账，充分利用TDM系统的强大功能指导振动监督工作。针对＃3机组＃5瓦轴振、＃3瓦瓦振偏大问题整理相关数据资料，组织专题分析会，提升振动分析、管理水平。并会同西安热工院、浙江电试院进行＃3机组＃3瓦瓦振、＃5瓦轴振变真空振动试验，试验真空在－94.8～－96.5KPa之间，在3C检修期间完成＃3机组轴系平衡块检查，按动平衡试验数据在B缸末级叶轮轮毂处增加平衡块865.2g（键相槽逆转向130°）。启动至满负荷振动监测，经3C检修实施＃3瓦瓦枕研磨及B缸末级叶轮轮毂处配重两项技术措施后，目前在满负荷工况下＃3瓦瓦振在3.5mm/s以下，＃5瓦轴振在60μm以下（真空－94KPa）。

　　2. 针对＃2机组漏氢偏大情况，组织召开专题分析会，梳理各种影响因素，春节调停、＃2机组B修期间两次对密封瓦进行检修，并同步进行发－励对轮配重，将发－励对轮键相槽逆时针∠25.7°的平衡块526g , ∠51.4°的平衡块306g调整为∠51.4°的平衡块526g，∠77.1°的平衡块530 g。启动后＃2机组＃6、7瓦轴振下降为76μm（合成值）以下，日漏氢量下降为12Nm3以下。

　　3. ＃4机组A侧高调门油动机L1渗油、＃2机组A、B侧高调门L1接口渗油判断为轴封轻微磨损，发现液压缸蝶形弹簧碎裂和主轴拉毛等问题。分别在4C、2B检修中完成高调门油动机的大修工作，珩磨油动机活塞杆，更换备件。

　　4. #4机3月7日发生汽机调门、EH油压、油泵电流波动现象，导致EH油管也有间歇性的振动。会同运行进行排查，退出一次调频后观察没有出现波动迹象。排查一次调频指令有发出，经仪控专业检查为一次调频参数过于灵敏，修改参数后正常。

　　5.加强了小机调速系统的监督。在＃2、3机组检修重发现小机调门油动机EG－3P输出轴损坏，引导阀阀芯、阀套腐蚀磨损等缺陷，严格进行小机高、低压油动机静态试验，全年未发生因小机调速系统故障引起的机组降出力事件。

　　6. 成功处理2A凝结水泵振动大问题。凝结水泵振动问题从基建开始一直未得到根本性解决，#2机凝泵A在运行过程中出现振动爬升现象。专业组织认真分析，与设备厂家和科研单位讨论振动原因和处理方案，利用检修机会对泵和电机进行解体检查，通过修后反复试验调整配重，使得调换后该凝泵振动明显好转，为处理类似缺陷积累了宝贵经验。

　　7．针对热段疏水罐筒体裂纹问题，召开专题会讨论热段疏水罐更换技术方案，并就疏水控制方式优化的问题向华东院及相关电厂调研。3C检修期间已完成＃3机组热再疏水罐更换、焊接热处理及检验。

　　8．注重检修期间主机轴瓦的检验。#3机C修＃1瓦揭瓦检查发现轴颈处有两道轻微划痕，翻下瓦发现下瓦承力面与油楔结合处乌金有蜂窝状、脱落及碎裂现象，返回轴瓦厂家修补；＃3瓦瓦枕球面接触面偏窄，考虑到＃3瓦瓦振偏大重新研刮瓦枕。

　　9．完成#3、4机组汽机补汽阀开启试验，补汽阀开度在15%以下时，#1、2瓦轴振最大为80um；补汽阀开度在20%时，#1、2瓦的轴振超过100um，最终将#3、4机组补汽阀开度限制在10%以下运行。

　　10． 积极推进汽机节能工作，开展节能对标管理，制订汽机设备和系统节能排查方案，积极完善各项节能措施。召开汽机节能专题会，在20xx年夏季工况优化运行的基础上，根据冷却水温度做进一步调整，以达到最经济的运行方式。最终确定今后夏季工况循环水系统运行方式。推进二期＃3、4机组凝结水系统降压运行技改项目的实施，设计并优化了给水泵密封水加升压泵系统及控制逻辑，年内一完成了二期＃3、4机组给水泵加装密封水泵的系统施工，待主泵到货安装后便可进入实施阶段。针对四台机凝汽器端差及凝结水过冷度大现象进行排查，发现原SIS系统监测显示数据与实际计算值存在较大偏差，经修正后，四台机凝汽器端差及凝结水过冷度均已正常。完成#3机三台机械真空泵密封水加装制冷装置，投用后经电试院试验分析，机组夏季工况凝汽器真空值上升0.2-0.3kpa左右，取得较好的经济效益。通过对系统改造，完成#2、#3机定冷水补水溢流水的全部回收。通过对加热器优化运行专项治理工作，利用#3C、#4C、#2B检修对加热器给水分隔板进行排查治理，并对高加进出口三通阀的阀位整定，使得高加端差大、给水温升不足的现象得到进一步改善。通过对凝补水系统进行改造，#3机组实现停运凝结水输送泵的目标，并逐步在其他机组上应用，目前已完成#3机和#2机的改造。通过对系统改造，完成#2、#3机定冷水补水溢流水的全部回收。通过对凝汽器真空泄漏不断排查治理，四台机严密性试验数据均达到优良水平。

　　11．按监督标准完成＃2、3、4机组检修试验方案编制及试验。主要有检修前、后抬轴试验；检修前、后汽机性能试验；密封瓦检修后发电机风压试验；并网前汽门严密性试验；汽机就地脱扣试验；超速保护通道试验；抽汽逆止门活动试验、小机超速通道试验；小机高、低压调门活动等试验。

　　12．按时完成汽机设备定期切换试验、ATT试验、真空严密性试验、蓄能器氮气压力测定等定期试验检验工作。

　　13．完成＃2、3、4机组汽机侧安全阀定期排放试验，配合金属专业完成＃2、3、4机组压力容器及安全阀年度检验工作。

　　14． 各机组两只低旁阀阀芯冲刷严重，阀芯密封面呈犬牙状吹损约3mm，由于车削量较大，返阀门厂重新对焊硬质合金。

　　四、技术监督服务单位管理支持情况：

　　本年度浙江电试院对玉环电厂汽轮机监督工作主要进行了迎峰度夏前监督检查、季度监督检查、召开了浙江省汽轮机监督实施及考核细则审查会。积极配合计划检修进行检修前、后的性能试验，为检修项目策划提供了试验数据，如发现2A高加端差大、给水温升不足的缺陷，及时增加了各台加热器水室分水隔板检查的项目。在试验中还发现各台机组凝结水流量偏差较大的问题，目前＃2机组已经加装标准流量孔板，其他机组将逐步完善。

　　在技术支持方面，本年度因我厂对＃2、3、4机组汽门及油动机均安排了检修，修后机组全部委托浙江电试院进行了汽门关闭时间测定，浙江电试院均能在我厂要求时间内完成测试。尤其在振动监督上，浙江电试院积极同我厂技术人员一起加班加点，解决了＃3机组＃5瓦轴振大、＃2机组＃7瓦轴振大振动、2B凝结水泵电机振动大等问题。

　　五、目前存在的主要问题

　　1. ＃1、2机组平衡活塞后温度偏高问题，我厂已经提供相关曲线，目前上海汽轮机厂未给出处理方案，答复还需与西门子公司沟通解决。

　　2．＃1机组再热热段中压主汽门前过渡段焊缝热影响区的A侧3处、B侧6处表面裂纹，进行了打磨处理。目前已将各台机组同区域列为C级以上检修的必检项目，并与西安热工院电站材料所合作进行裂纹形成原因分析，下一步持续推进寿命评估、防止措施制定等工作。

　　3.＃2机组B修中发现A侧主蒸汽管道25米垂直管焊口厂家焊缝（WA－15）存在1处8mm表面裂纹，A、B侧主汽门前水平管段各有一道厂家焊缝（WA－24、WA－57）存在16处表面裂纹，主汽至高旁管路四道厂家焊缝（WA－19、WA－27、WA－63、WA－69）存在13处表面裂纹，全部打磨处理。

　　4. ＃2机组2B高加水侧管束发现12根换热管管口部位有纵向裂纹，全部焊接封堵。6台高加的水室分水隔板部分角焊缝有裂纹，目前经打磨后补焊处理。需与高加制造单位共同分析裂纹产生的原因。

　　5. 玉环电厂针对#1 汽轮机#5 轴瓦X向轴振144.9μm，Y向轴振119μm的现象进行频谱分析，发现＃5瓦振动幅值与机组负荷成正比，主要表现为二倍频偏大，计划在12年#1机组A修时调整汽－发对轮中心。

　　6．根据＃2机组B修前性能试验结果，＃2机组2A/2B高加上端差为11.8/10℃，给水温升低于设计值10/8.1℃，重点安排B修更换高加分水隔板密封件，并考虑优化密封件的材质。

　　7.疏水等小管路的裂纹问题，20xx年汽机设备的疏水管共出现裂纹三次，分别是＃2机组热再压力测点管接座后焊缝裂纹、＃1机组A侧热再疏水罐至高压疏扩焊缝裂纹、4B小机低压主汽门油动机安全油管路厂家焊缝裂纹。

　　六、20xx年监督工作重点

　　1. 继续与宁海电厂等单位合作督促上汽调研、分析1000MW机组平衡活塞后温度偏高问题（我厂＃1、2机组偏高）。

　　2. 就＃1机组揭中、低压缸检查、汽门解体检查等问题与上海汽轮机厂进行技术交流。

　　3. 继续完善汽轮机主辅设备振动监督管理。确保我厂机组轴系振动在优良值以下。

　　4. 运行机组ATT试验等汽机监督定期试验。

　　5. 定期召开厂级汽机监督例会。

　　6. 检修机组修前、修后性能试验。

　　7. 运行机组振动监测、漏氢监测。

　　8. 配合化学进行运行机组油务监督及汽水品质监督。

　　9. 配合金属监督进行压力容器年度检验及安全阀校验。

　　10. 推进＃3、＃4机组凝结水降压运行技改。

　　11．推进＃1、4机组停运凝疏泵停运。

　　12．依托华东电力设计院技术平台，积极推进汽机抽汽调频、给水系统增加前置加热器等技改项目。

　　13. 协助金属监督与西安热工院电站材料所合作进行热再大小头裂纹形成原因分析，下一步持续推进寿命评估、防止措施制定等工作。