汽轮机大修总结图片

135MW汽轮机设备大修图解
1.汽缸法兰，螺栓加热装置
由于高温高压汽轮机的高压汽缸要承受很高的压力差，同时又要保证汽缸接合面有很好的严密性，所以汽缸的法兰做得又宽又厚。

汽轮机在启动时，沿法装兰的宽度方向会产生较大的温差，使汽缸变形，且法兰的平均温度低于对应段汽缸的平均温度，故制约汽缸的膨胀，使转子出现较大的正胀差，而在停机时相反。

另外，紧固法兰的螺栓，其温度变化滞后于法兰。

在被加热时，螺栓的膨胀量小于对应法兰厚度方向的膨胀量，使螺栓的拉应力增大；在被冷却时相反，拉应力减小。

为了使螺栓在被冷却时不致因其拉应力为零而使法兰水平结合面漏汽，安装时要使螺栓产生较大的预应力。

这样在被加热时，螺栓的拉应力更大。

因此，为了避免胀差变化过大和螺栓出现过大拉应力，我厂高中压内缸中有法兰，螺栓加热装置。

汽轮机大修总结图片 The manuscript was revised on the evening of 2021汽轮机大修总结图片目录汽轮机大修总结图片(上) 0汽轮机大修总结图片(中) (16)汽轮机大修总结图片(下) (24)汽轮机大修总结图片(上)这张价值比较高，叶根、平衡罗塞孔、配重块燕尾槽，，新老结合~~~~高压内缸，外缸表面全是保温，很恶心，就没发，好多发外缸的长相都差不多，可以参照中压内缸，看出来是两侧对称的吧短节~~~~这个没什么大用呵呵盘车短节，大齿轮明显是套装的~~~~之前承诺大家端午节过后更新，由于本人工作较繁忙，没有兑现，在这里给大家道歉~~~~~~~~暂时先更新部分，改天有时间将再次更新！末级叶片镶嵌“司太立合金”，很多人听说过没见过，这一条突起的部位就是，现在新型的机组末级叶片的合金镶嵌都采用内嵌式，外表看不出来，减小阻力。

末级隔板疏水孔，设计再好的机组，受真空等多种因素的影响，末级凝水的事肯定会有，开疏水孔、防止水积蓄过多，由鼓风作用再次撞击叶片。

对轮螺栓孔挡风板，看似不起眼的小东西。

对轮螺栓孔在3000转的情况下鼓风效果很强。

这东西装不好，运行中脱落那可就麻烦了。

上次没找到中亚转子的全貌，这次补上。

转子吊装，老式转子都有钢丝绳专用部位，新式的一半都没有，吊装的吊点一半都选用轴封与轴颈之间的一段距离内缸顶丝，这根顶丝显然有些歪斜了。

规程规定起吊外缸前顶起15mm，内缸也需要先顶起部分。

新机组有些有专用的顶点，可以安放千斤顶，老式机组一般都用顶丝。

轴瓦与轴颈，椭圆瓦，所谓的瓦口间隙就是轴瓦与轴颈接触部位，通常为前后两段。

之前发过门心的图片，这个是底口，也就是阀座，此图为小机调速汽门，平口。

主机阀门底口都为圆弧，下次找几张发出来。

缸体螺栓，中间的孔即为加热孔，最左边的螺栓是双头的，已经下去了部分，这个螺栓是销钉螺栓。

隔板套挂耳，图中两条小螺栓是用来固定下部垫块的，可以看到下部垫块与上部之间有几片垫片，此为调整垫片，当隔板套位置需要调整，则加减垫片，隔板挂耳与隔板套大同小异。

迁安中化3#汽轮机大修内容总结主要需要检修项目:1 汽轮机前汽封漏汽严重（调整轴封间隙）2 低压轴封汽封漏气漏水（改装管道后正常）3 主推力瓦2#瓦块超温处理（调整汽封间隙）5 高压抽气速关阀阀体漏汽（未处理）6 处理2#瓦甩油（更换油封套热装后正常）7 处理减温减压出口电动门法兰漏水漏气（更换法兰垫片）8 清洗更换速关组合装置。

9 循环水冷却效率不高。

（更换冷却塔填料，检查布水管喷头）10 胶球回收率低（检查收球网）11调速系统拆检、清洗（高低调门卡涩）缺陷消除项目1 3＃凝结泵电机异响（轴承支持架坏更换轴承）；2.2#反洗泵机封漏油（更换油封）3 3#循环泵进口膨胀节有裂纹（更换膨胀节）4 1#2#3#循环泵叶轮腐蚀及出口逆止门不回座（更换叶轮，逆止门）5 空冷器进出口手动门检查更换。

6 减温减压减温水阀门不严。

（更换一次二次门）7 反洗罐电动头指示不到位。

（更换电动头）8.清洗检查冷油器并进行水压试验。

（冷却水管漏水已打堵）9.凝气器管板刷防锈漆。

（未做）10.清洗滤水器的滤网。

（未做）。

11.检查射水抽气器的喷嘴和喷嘴室及逆止门检查。

12.射水箱内部的清理。

（未做）。

13高压抽气，减温减压出口，低压抽气出口安全阀校验。

（更换校验合格的安全阀）14凝汽器排大气安全膜板检查。

（未做）需要改造的项目1 0米凝结水排水管改造。

2 0米轴封供汽总门改造。

3 厂房东侧油污风机回收管改造。

4 减温减压减温器减温水阀门改造。

发电机组主要的检修内容：1拆卸化妆板及保温层。

（测量温度100度可以拆除保温85度可以拆卸螺栓）2拆卸汽缸导汽管法兰螺栓，拆卸汽缸结合面螺栓。

3翻转上汽缸，将汽缸洼窝和结合面清扫干净，全面检查上下汽缸及喷嘴有无裂纹、冲刷、损伤，修刮汽缸结合面，保证汽缸不漏汽。

4检修所有汽缸螺栓，有缺陷应更换。

所有汽缸螺栓进行硬度检测，不合格的进行更换。

5检修机组汽缸前后猫爪滑销、前后座架压板等所有滑销系统。

小机油箱内部交流油泵滤网出口可调逆止门与润滑油供油总管油压调节阀（下图）小机板式润滑油冷油器（黑色为密封垫）小机低压缸减温水环形通道及雾化喷口（滤网状为小机排汽缸就地真空表管）小机蜂窝式后汽封（共三道，为铜汽封齿可磨）小机蜂窝式前汽封带铜侧齿（共四道，为铜汽封齿可磨）高压主汽门(中心小阀芯为预启阀，外侧为主阀芯，外围为主汽门永久性滤网)小机静叶隔板内侧高低汽封齿小机转子（除末级叶片外叶轮平衡孔均五个）小机前箱内部进油管与套装回油管小机后轴承回油及小机后轴瓦下半主机中压缸轴封进汽与回汽管主机低压缸排汽导流环与环状低压缸减温水喷头小机油箱内部加装3mm厚不锈钢衬板开式水翻板式电动蝶阀小机板式冷油器压紧可调螺杆密封油冷油器冷却水回水闸阀内部密封油冷油器冷却水回水闸阀外部阀座低进高出式截止阀低进高出式截止阀内部主机推力轴承工作面与非工作面（靠调阀端为非工作面，靠发电机侧为工作面，轴向位移零点在中间，负向向前）7、8加热器内部水侧钢管5级加热器内部(下部为进水侧，上部为出水侧)冷水塔池排污门及溢流口冷水塔池内部潜水排污泵（接至冷水塔溢流口）冷水塔内部泥沙冷水塔淋水盘脱落填料小机油箱内部油泥小机油箱内部电加热器（共6组）小机交直流油泵吸入口及油泵出口逆止门（吸入口离油箱底部约40cm）小机进汽调阀与汽室（共五个）小机调阀后进汽喷嘴小机进汽调阀处疏水管小机主汽门内部及调阀连杆闭式水泵下部壳体（左右侧为双吸进水，中间为出水侧）小机静叶隔板前置泵叶轮主机摇板式再热主汽门小机回油滤网小机润滑油泵吸入口滤网小机交流润滑油泵泵体及油封管翻板式蝶阀内部密封真空泵冷却器双流式密封油环（内侧为氢侧、外侧为空侧、外带密封环）密封油旋转滤网内部（底部排污口处较脏）。

国产600MW汽轮发电机解体检查情况 #5发电机于9 月12日抽出发电机转子，解体检查的初步情况一、发现发电机汽励两端汇流环绝缘支架夹件有磨损现象如附图2且励端绝缘支架8点钟位置有一根螺栓脱落如附图1。

处理方案：1.清理干净绝缘夹件,绝缘套筒；2.重新安装绝缘夹件，拧紧螺栓并锁好锁片；3.安装完毕后检测汽励两端汇流环绝缘。

（1000V 1MΩ）。

图1：励端绝缘支架螺栓脱落情况图2：汇流环绝缘支架磨损情况二、9月13日对发电机定子铁芯进行铁损试验，检查发现汽端边段铁芯7点钟位置38槽第三段温升18K，温差17K，其余检查正常。

第一段、第二段铁芯松动磨损且通风槽支撑有一侧磨损现象如附图3,通风槽支撑损坏深度95mm。

已联系哈尔滨电机厂9月17日来人检查处理，处理方案待哈电回告。

图3：#5发电机汽端边段38槽第一至第二段铁芯损坏现象三、定子铁芯励端边段第三段17槽齿部，21槽齿部温度测点在铁损试验中出现测点温度随试验进行而温度下降。

结合#5发电机在运行中励端边段第三段17槽、21槽齿部测点温度较其他点偏高，发电机负荷稳定在加无功时此两测点温度呈下降趋势。

测点受铁芯电磁变化影响明显。

本次检修铁损试验时定子铁芯励端边段第三段17槽齿部，21槽齿部温度测点显示温度曲线如附图4，运行状态下与发电机有功及无功变化曲线如附图4、5、6。

(抓紧找出两点备用测点，恢复至备用端子。

)图4：铁损试验时铁芯边段齿部温度图5：20/8/10-21/8/10边段铁芯温度与负荷、无功变化曲线图6：20/12/08-24/12/08边段铁芯温度与负荷、无功变化曲线四、定子线圈流量试验，检测各支路流量正常。

五、发电机端部模态试验，试验合格。

汽侧图1模态振型如上图1所示，其中椭圆振型（1号）频率59.2Hz。

远离共振频率。

励侧图2模态振型如上图2所示，其中椭圆振型（1号）频率50.1Hz。

远离共振频率。

设备中心2010/9/16。

附件13SPNSPC国电宁夏石嘴山发电有限责任公司# 3 汽轮机大修总结填报单位：检修部单位负责人：刘金会填报人：付万斌05年8 月30 日＃3汽轮机大修总结设备编号：3号汽轮机设备型号：N330-17.75/540/540制造厂：北京汽轮电机有限公司设备参数：额定功率330MW，主蒸汽压力17.75Mpa,主蒸汽温度540℃,再热汽温540℃，再热汽压3.901 Mpa，额定转速3000rpm（一）停运日数：计划：2005年5月26日～2005年7月19日，共计55天；实际：2005年5月28日～2005年7月13日，共计48天。

（二）大修人工：标准工日计划： 6597工日，实际：6645工日；非标工日计划：4664工日，实际：4664工日。

（三）大修费用：标准费用计划：201.4480万元，实际：204.0761万元；非标费用计划：65.3575万元，实际：65.3575万元；标准人工计划： 187.24万元，实际：188.65万元；非标人工计划：142.6723万元，实际：147.3298万元。

（四）#3机组自2003年12月20日完成168小时试运，自投入运行到本次大修开始累计运行小时数：11092.20小时。

（五）设备大修前后主要运行技术指标：注：表中2、3、4、5应为额定负荷或可能最大负荷的试验数据。

大修前后的试验应在同一负荷下进行。

（六）设备评级：大修前没有评级，大修后一类。

评为一类设备主要原因：根据设备评级要求，#3机组大修后能够持续达到铭牌出力，在各种设计工况和负荷下运行正常，并能随时投入运行。

热效率达到设计的水平；机组的轴振，垂直方向达到“良”的标准，其它方向振动达到合格标准，轴承温度、调速油压、油质、真空系统严密性、上下汽缸温差等运行指标均符合运行规程规定，附属设备运行基本良好，没有影响主机出力、安全、经济运行的缺陷。

因此评为一类设备。

（七）检修工作评价：1.安全：在大修中专门对抓好检修现场的安全、文明生产制定了相关的管理制度，坚持“安全第一”的安全目标，事故为零，做到“三无”（无火警、无设备损坏、无人身轻伤）。

#2机汽机大修总结批准：审定：审核：复审：初审：编制：汽机分场2009年7月28日#2汽轮机组A级检修报告1.修前运行数据从上次大修结束至此次大修开始运行小时数25903.45小时，备用7958.4小时，从上次大修结束到本次大修开始小修 2次，停用小时数650小时。

从上次大修结束至本次大修开始非计划停用 0次0小时，非计划停运系数 0 ，其中，强迫停运 0小时。

从上次大修结束至本次大修开始日历小时数34680，可用小时33861.99小时，可用系数 98.12% 。

2.修前设备状态2.1主汽轮机效率低，真空低且严密性不合格。

2.2高压调节门阀头及阀座在机组多次大修期间对其进行研磨，致使阀座密封线下沉及阀头磨损严重，导致高压调速汽门行程改变，造成阀门关闭不严。

2.3水塔膨胀节腐蚀严重，无法修补。

2.4 #4、#5给水泵流量不足。

3.大修主要目标3.1本次大修所要解决的问题3.1.1主机热效率低。

3.1.2真空严密性不合格。

3.1.3 #5、6给水泵流量偏低。

3.1.4水塔膨胀节改造。

3.1.5给水温度低。

3.2本次大修所要完成的主要工作3.2.1高压调速汽门阀头及阀座更换。

3.2.2水塔膨胀节改造。

3.2.3真空泵返厂。

3.2.4 #4、5给水泵返厂校泵。

3.2.5油动机、压差阀、平衡阀返厂做实验。

3.2.6疏放水管和空气管换厚壁管，进口阀门修复。

3.2.7配合化学和金属监督专业完成监督检查项目。

3.3本次大修所要达到的主要目的3.3.1大修后机组一次启动成功，按时接带负荷，120天内不发生非停事件或连续运行120天以上。

3.3.2在BMCR工况下，汽轮机热耗率≦8496.6KJ/Kwh，机组供电煤耗<360g/kwh.3.3.3大修后主机各轴承振动≦0.076mm,温度≦85℃，真空度达到95%以上。

3.3.4不发生人为责任的设备损坏事故和人身轻伤事故。

4.主要检修对策4.1 #6瓦下瓦宏观检查发现层补焊区域有Φ6mm左右脱胎痕迹。

#2机大修工程总结莱芜发电厂汽机队2003.8.14汽轮机大修总结报告2003 年 8 月 14 日山东莱芜发电厂二号汽轮机制造厂哈尔滨汽轮机厂，型号 N135-13.24/535/535容量 135 ，进汽压力 13.24 ，进汽温度 535 ℃。

（一）停用日数：计划： 2003 年 4 月 25 日到 2003 年 7 月 23 日。

共计： 90 天。

实际： 2003 年 4 月 25 日到 2003 年 7 月 28 日。

共计： 95 天。

（二）人工：计划：6662工日。

实际：6512.5工日。

（三）大修费用：计划：323 万元。

实际：742 万元。

（四）由上次大修结束至此次开始运行小时数： 39875 h，备用小时数： 3134 h。

上次大修结束到本次大修开始共小修 8 次，停用小时数： 3930 h。

上次大修结束到本次大修开始非计划停用 11 次， 312 h。

非计划停运系数 0.66% ，其中：强迫停运 72 h，等效强迫停运率0.56% 。

上次大修结束到本次大修开始日历小时： 47256 ，可用小时 43010 ，可用系数 91.01% ，最长连续可用天数237 ，最短连续可用天数 22 。

（五）大修前后主要运行技术指标：注：表中2、3、4应为额定负荷或可能最大负荷的试验数字，大修后的试验数应在同一负荷下进行。

（六）设备评级：大修前一类；大修后一类。

升级或降级主要原因：。

（七）检修工作评语：本次#2机组大修，在党委、厂部以及大修指挥部的正确领导，厂有关职能部室的指导和各兄弟单位的配合下，汽机队全体干部职工经过90多天的奋斗，顺利完成了#2机通流部分改造、调速系统改造、#4给水泵更换、高加更换、凝结器更换等大修改造的所有非标准项目和标准项目。

检修工作总的评价为“优”。

（八）简要文字总结：1、大修中消除的设备重大缺陷及采取的主要措施。

（1）前箱台板地脚螺栓东南侧一只，螺纹下部光杆处焊缝存在焊接缺陷，已将焊缝缺陷挖除后重新焊补。