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1、1 600MW火电机组 检修重点检查内容 600MW等级火电机组专业技术研讨会 设备管理处 2010.04.01 2 600MW火电机组重点检查的项目和内容表 专业分项数内容数 汽机747 锅炉1119 电气712 金属1014 化学940 合计44132 2009年12月21日集团公司针对 600MW机组投产后运行及检修过程中 发现和暴漏问题，下发了600MW火 电机组检修重点检查的项目和内容 （以下简称“文件”）。 通过看下面对15台600MW大修机组和45 台维护检查发现的一些主要共性问题，反映 出我们在检修中应重点检查的内容。 3 1、汽机专业 4 高压缸穿缸管密封垫检查。某厂高压压缸
2、排汽温度高于汽轮机设计 值高，并随着投运的时间增长而不断升高。发现高压缸进汽插管部 位密封泄漏、喷嘴室蒸汽经喷嘴室4道汽封漏泄到平衡室，又经5道 平衡环汽封泄排到内外缸夹层，最终汇到高压缸排汽的泄漏蒸汽； 热耗损失明显。 低-发转子靠背轮检查。某电厂新投产机组在第1次定速3000 rmin 时，9号瓦的轴振已达到100m，相邻的8、10号瓦轴振都在规定的 76m以内。通过3次找平衡， 原因并不是简单的转子质量不平衡， 是在运行过程中联轴器发生了相对位移而导致9号瓦振动增大。 汽轮机动叶磨损、断裂检查。某厂#8机1号低压缸转子动叶围带磨损 ；某厂#1、2机小机#4级叶片断裂；某厂高压转子#6、7
3、级围带断落 ，低压转子次3级断叶片。 抗燃油管接头质量差、油管道连接强度不够问题。某厂#3、4机油动 机进油管、某厂#4机4号高调门抗燃油管锁母漏油。 5 汽泵前置泵密封损坏检查。某厂#7、8机前置泵叶轮键碎裂；某 厂前置泵低流量时串轴严重，机械密封泄漏。 真空泵叶轮裂纹、叶片断裂检查。某厂#3、4机真空泵叶片断裂 ，动静碰磨。某厂真空泵叶轮裂纹。某厂#1、2、6机真空泵叶 轮出现裂纹。 循环水泵叶轮气蚀检查。某厂循环水泵汽蚀余量未达到设计汽 蚀余量，水泵叶轮气蚀严重；某厂#5循环水泵叶轮非工作面出 水边严重气蚀；某厂#1、2机循泵叶轮气蚀严重。 高加水室螺栓松动检查。某4号机高加水室隔板大量
4、紧固螺栓松动， 螺帽脱落。将高加水室隔板紧固螺栓全部加配弹簧垫加强处理。某3 号机高加水室隔板密封垫片损坏，管道泄漏进行了堵管处理。 除氧器内部支架断裂检查。某3号机除氧器西侧3处供汽管支架焊缝开 裂。某厂3、4号机除氧器淋水槽有严重变形和断裂。 汽封弹簧折断、汽封磨损检查。某厂机组低压缸进汽分流环密封环弹 簧折断、高排平衡环汽封弹簧折断。原因是弹簧片材质不良。某厂机 组低压缸前轴封汽封块磨损严重。加工新汽封块更换磨损严重的汽封 块。 6 7 2、锅炉专业 一次风机、引风机叶轮裂纹、轴承振动检查。某厂#6机B一次风机二 级叶片#12、#18硬伤缺口；某厂1机 A非驱动端轴承水平振动超标， 经常
5、烧损轴承；某厂一次风机运行半年轴承振动大；某厂#3机#2一 次风机叶轮有两道裂纹，#1、2引风机叶轮裂纹。某厂#6机A、#2、 #1机组及潮州引风机振动。 壁温测点异常、壁温测点指示偏低检查。某机组末级再热器数个壁 温测点频繁报警，检修中检查末级再热器管材，超温迹象明显，属 于末级再热器第23圈管材所用等级偏低。某机组高温再热器壁温 指示偏低，管材明显超温，后发现壁温测点保温和补偿等不正确。 烟风系统不同部位漏风检查。严重影响机组运行经济和安全性。 燃烧器检查。某机组检修中检查发现，个别燃烧器烧损变形，个别燃 烧器中间隔板磨损严重。 某机组四角切园燃烧器摆动时四角的角度 偏差较大，严重影响炉内
6、空气动力场，造成炉膛结渣。 8 9 3、电气专业 哈电生产的发电机存在定子线棒端部径向可调绑扎环拉紧楔螺栓 磨断、楔螺栓垫片松动、定子线棒绝缘磨损、铁芯定位螺栓松动 检查。某厂#3、#4和某厂#4发电机均发现上述问题，其中某厂#4 机组铁芯定位螺栓4处松动、定子线棒绝缘共10处磨损。 上电生产的QFSN-600-2-2YHG发电机存在励侧气隙夹板螺杆松动和 螺母脱落检查。某厂#4发电机发现励端定子气隙隔板螺栓脱落5个 ，#3机发现励侧气隙夹板一螺母脱落，汽端、励端两侧均有一螺 杆松动。 哈电生产的发电机氢气冷却器存在支筋机械强度不足检查。某厂 #3机、某厂#3机氢气冷却器支撑采用钢管焊接方式，
7、焊缝集中， 支筋机械强度不足，均出现氢冷器渗漏。 发电机定子引线气堵引起的定子绕组烧损检查。某厂1号机（600MW 汽轮发电机）2006年2月投产，同年9月18日满负荷运行时因接地保 护跳闸，停机抽转子检查发现，C相分支W2引线局部过热熔断，使C 相电流全部加载到C1分支，造成该分支绕组线棒绝缘短时间内严重 过热损毁，为此更换大批线棒。在此时间前后国内多台发电机相继 发生类似事故，故障的根本原因是引线冷却水回路管径不符合设计 规范，造成水流量不足。 定子绕组端部防晕层失效检查。某厂2号机2005年底投产，2006年2 月7日运行仅1265h以后，机组利用临停机会检查发电机定子绕组端 部，发现汽
8、励两侧各有一点绝缘过热烧损痕迹，主绝缘碳化深度达 3mm，呈由外向内发展趋势。不久全国发电机行业为此制订了出厂 时应做起晕电压的检查试验，并规定单根线棒1.5倍线电压不起 晕、整机应在额定线电压下无明显电晕现象。 10 定子绕组引水管裂纹漏水引发绝缘事故检查。2005年某厂1号机（ 600MW汽轮发电机）安装时常规调试试验发现数根绝缘引水管裂纹 损坏。 定子内冷水路堵塞过热检查。某厂1、2号机均发生过定子线棒水路 堵塞故障。其中1号机在2004年2月168h试运期间即发现个别线棒温 度偏高，使线棒间温度互差达16，为完成168h试运，坚持带满负 荷，最高到620MW，结果在168h完成前几个小
9、时即发生定子绕组绝 缘短路接地事故，经检查为汽侧出水盒内有异物（餐巾纸）堵塞 3/4，导致局部过热和绝缘击穿。2004年9月2号机投产以后不久即 发现定子线棒温度互差较大（达到13）。反冲洗效果不大。后来 更换了相关的5根线棒才解决问题。经查属于水质不好和出厂前残 水引起的腐蚀。 11 转子接地故障检查。某厂3号机2006年9月投运，2007年春节低负荷 期停备，到2月27日正常启动，启动前转子绝缘1.5M，启动升速到 1300转时转子一点接地报警，转子中心引线槽楔的不锈钢锁片因强 度不够断裂，在离心力作用下顶到转子负极引线，现成金属性接 地。制造厂为此对该型多台发电机更换了此不锈钢锁片材料。
10、 发电机定子铁心损坏检查。某厂2号机（600MW汽轮发电机）2004年 投产，2005年因定子绕组接地故障大面积更换线棒，2006年7月大 修时抽转子检查发现定子铁心端部存在严重松动、磨损、断齿等故 障现象，为此返厂大修，修好后作为新机发运到该电力公司另一个 电厂，2007年5月通过168h，运行到2009年4月大修时发现铁心端部 存在严重松动、磨损故障，不得不返厂大修。 12 转子接地故障检查。某厂3号机2006年9月投运，2007年春节低负荷 期停备，到2月27日正常启动，启动前转子绝缘1.5M，启动升速到 1300转时转子一点接地报警，转子中心引线槽楔的不锈钢锁片因强 度不够断裂，在离心
11、力作用下顶到转子负极引线，现成金属性接 地。制造厂为此对该型多台发电机更换了此不锈钢锁片材料。 发电机定子铁心损坏检查。某厂2号机（600MW汽轮发电机）2004年 投产，2005年因定子绕组接地故障大面积更换线棒，2006年7月大 修时抽转子检查发现定子铁心端部存在严重松动、磨损、断齿等故 障现象，为此返厂大修，修好后作为新机发运到该电力公司另一个 电厂，2007年5月通过168h，运行到2009年4月大修时发现铁心端部 存在严重松动、磨损故障，不得不返厂大修。 13 14 4、金属专业 P91、P92高温管道硬度值偏低检查。对于P91、P92高温管道和集箱， 在基建检查和运行后检查，发现很
12、多金相组织异常、硬度偏低情况。 某厂#2锅炉高温再热管路运行一段 时间后产生裂纹泄露；某厂#1机组 后屏过热器管材缺陷引起受热面泄 漏；某厂顶棚管焊接缺陷，损伤了 管子母材，穿孔爆漏；某厂#5、6锅 炉末再、末过都存在T23耐热等级偏 低；同时发现再热器水压堵阀裂纹 ，在其他厂也出现过类似情况，具 有普遍性；某厂高温过热器材质为 SA-213TP347H，弯头内弯横向裂纹 爆管。 约运行万小时左右时，对接焊缝出现层间和表面开 裂现象，解剖发现这些缺陷都是裂纹缺陷。 再热器水压堵阀裂纹、P91/P92 材料制作的主蒸汽管道、再热汽管 道、集箱对接焊缝及压力容器、管 道设计安装工艺缺陷检查。 汽包
13、内衬板焊缝开裂检查。新机组在安装前内衬板的焊接质量 不良，运行热应力引起的。 15 大型铸件缺陷检查。大型铸件（包括汽缸、主汽门、调速汽门、 堵阀等）变形能力差，且壁厚较大，应力拘束度大，同时由于铸 件内部易存在铸造缺陷，高温运行后容易在内部缺陷处引起应力 开裂，严重时会扩展至表面。 锅炉集箱三通与联络管对接焊 缝裂纹检查。奥氏体耐热钢和 铁素体钢的异种钢接头在运行 4万小时左右常见沿铁素体钢 一侧的焊缝熔合线开裂，这是 由于在熔合线两侧由于Cr元素 的扩散造成熔合线两侧形成大 的硬度差，造成应力集中，从 而造成较短时间内开裂。 16 异物堵塞造成锅炉受热面管检查。对 于超（超）临界机组，由于
14、管径变细 、节流圈孔径减小，使得外来异物和 奥氏体耐热钢氧化皮的脱落物堵塞管 子，造成爆管，严重时机组不能正常 启动，频繁停机。故应安排检查。 四大管道温度测点插入式管座（泄漏 ）检查。年前四大管道温度表 管出现过爆破飞出的事故，原因是由 于管座角焊缝存在焊接缺陷带来的隐 患。 17 亚临界机组蒸汽钠含量超标与汽轮机积盐检查。某3号机组大修检 查中发现，锅炉汽包夹层焊缝开裂，汽包内少量旋风分离器未固定 牢固，发生倾斜，导致过热器积钠盐严重，大修后对过热器进行了 反冲洗；汽轮机叶片、隔板也积盐严重，眼观黄色，试纸显示pH在 1012左右。 汽包沉积物碳含量检查。某厂空冷机组，机组试运行期间，空冷
15、凝 汽器没有很好的冲洗干净。凝结水精处理采用PALL熔喷滤元，投运 后一段时间，受氧化铁和硅化物的污堵，造成新铺设的树脂粉膜后 初始压差就很大，运行很短的时间就压差升高到报警值。造成精处 理系统树脂粉过滤器投运时间很短，运行费用剧升高。 18 5、化学专业 凝汽器泄漏检查。某厂机组在投产后发生海水泄漏，致使炉水pH值偏 低；虽然持续时间较短，没有发生锅炉爆管。泄漏的海水进入水汽系 统最终的结果是化学反应对系统产生腐蚀破坏；某厂机组投产后发生 凝汽器泄露，曾长期运行，停炉割管发现，水冷壁严重结垢，内螺纹 管表面变成平面；某厂投产几年后发生凝汽器泄漏，在检查中发现凝 汽器管表面严重结垢，经过酸洗后
16、发现凝汽器管腐蚀严重，不得不大 量更换凝汽器管。 19 机组油系统和辅助系统检查。对 某机组主油箱冷却器检查发现， 主油箱冷却器的水室及管板腐蚀 较严重，金属表面有大量疏松的 鼓疱，大部分呈黄褐色（如下图 所示）。表明冷取水对冷却器材 质侵蚀比较严重。 20 发电机内冷水水质监控检查。 对某机组大修检查发现，氢冷 器的水室及管板腐蚀较严重， 大部分呈黄褐色。铜管内有一 层粘泥和锈蚀物，有较明显的 层状脱锌腐蚀现象。 小结结： 坚持“预防为主、计划检修”的方针；坚持“质量第一 ”的思想，遵循“应修必修、修必修好”的原则； 认真执行集团公司600MW火电机组检修重点检查的项 目和内容要求，严格执行
17、检修管理标准； 鼓励、监督并指导新机组投产后开展包括揭瓦检查在内 的彻底消缺工作。全面开展600MW机组重点部位检查。 21 研究问题。制定解决600MW机组共性、倾向性和重大技术 问题的措施。认真制定和开展隐患排查治理；从技术层 面制定设备事故的技术风险和措施； 对照事故、盯准问题、技术分析、查找原因、落实措施 、消除隐患、堵塞技术管理漏洞、劣化分析与控制、举 一反三形成制度、程序化。 22 采用“五确认、一兑现”的方法制定检修目标。不断丰 富完善检修标准，重点考虑非标项目，详细论证项目的 改造方案，高度重视检修前策划、过程中控制、检修后 验收； 加大对大修和提效治理机组的修前策划（大修开始
18、前 进行目标、内容、计划、工期、责任的确认工作）、修 中控制、修后评估全过程的技术排措施的监督。 23 鉴于新机组投产后发生的有关设计、制造问题，专业人 员要有问题库的概念，并积极加强与制造单位、技术支 持单位和其他同型机组电厂的协作，及时了解信息，利 用任何机会加强针对性的检查和检修，特别是首次大修 和检查的机组。 充分利用安全性评价等隐患排查治理活动的结果和技术 监控手段，充分利用大修和设备技术改造等机会，彻底 消除主机、重要辅机和其它重要设备发生设备损坏事件 的因素。 24 以人为镜、未雨绸缪、防范未然、举一反三，提高检修 质量和水平。加强反事故措施的能力，稳步推进技术措 施的落实。 25 26 谢谢！谢谢！ 二二一一年四月年四月