#1汽轮机设备台帐

设备台帐#1汽轮机组
二零零五年四月
设备规范：
制造厂家上海汽轮机有限公司 2005年5月14日投产
出厂编号： D151-18-34
机组型号 N135/13.24/535/535
结构型式超高压中间再热双缸双排汽反动凝汽式
额定工况（THA） 135.028 MW
最大连续工况（T-MRL） 143.19 MW
夏季工况（TRL） 135.067 MW
阀门全开工况（VWO） 149.456 MW
额定工况（THA）135.028 MW各参数：
汽机总进汽量： 396.204t/h
主蒸汽压力： 13.24MＰａ
主蒸汽温度： 535℃
高压缸排汽压力： 2.51 MＰａ
高压缸排汽温度： 313.6℃
再热蒸汽流量： 325.685 t/h
中压缸进口压力： 2.26 MＰａ
中压缸进口温度： 535℃
背压： 4.9KＰａ
排汽焓： 2395.1KJ/Kg
冷却水温度： 20℃
给水温度： 243.4℃
补水量： 0
流入凝汽器流量： 271.352 t/h
热耗： 8164.4 KJ/KW
汽耗： 2.934Kg/KW
额定转速：3000 rpm
进汽形式：喷嘴调节
叶片级数（级）： 39
给水回热系统（级）：7
调节系统形式： DEH-IIIA型低压数字电液调节系统
汽轮机总内效率（％）87.56 （技术协议）
高压缸效率(%) 81.75
中压缸效率(%) 90.94
低压缸效率(%) 87.56
冷却水温： 20 ℃（设计水温）
维持额定功率时的最高背压：11.8 KPa.a
高中压转子：材质： 30Ｃｒ1Ｍｏ1Ｖ-5+7（精锻转子无中心孔）总重量：22.4ｔ（包括叶片）加外伸轴22.5ｔ脆性转变温度（FATT）： 121℃转动惯量GD2(t·m2)： 3.1(摘自合同)
低压转子：材质：25Ｃｒ2ＮｉMｏＶ（焊接转子）总重量：18.173ｔ转动惯量GD2(t·m2)： 5.49（摘自合同）末叶片出汽边高度： 690ｍｍ
高中压外缸：材质：ZG15Ｃｒ2M ｏ1 上缸重量：25ｔ 下缸重量：26 高压静持环： 材质：ZG15Ｃｒ1M ｏ 总重量：5.303ｔ 中压#1静持环：材质：ZG15Ｃｒ1M ｏ 总重量：5.6ｔ 中压#2静持环：材质：ZG15Ｃｒ1M ｏ 总重量：2.775ｔ 中压#3静持环：材质：ZG15Ｃｒ1M ｏ 总重量：4.244ｔ
低压外缸： 材质：Q235-A 下缸重量：57.15ｔ 上缸重量26.5ｔ 低压内缸： 材质：ZG20ｇ 总重量：30.377ｔ
各轴承参数
各轴承处轴径的最大响应峰值转速（阻尼临界转速）rpm 2005年3月31日
23点42分第一次并网发电。

2005年4月16日顺利通过72+24小时试运行；5月14日进入商业化运营。

ІP —中压缸通流产生的轴向推力。

HP —高压缸通流产生的轴向推力。

＃1—高压进汽平衡活塞推力。

＃2—中压平衡活塞推力。

＃3—高压排汽平衡活塞推力。

P1—调节级后压力。

P2—高压缸排汽压力。

P3—中压缸进汽压力。

P4—中压缸排汽压力。

#1推力—3173.46KN 。

#2推力—116.63 KN 。

#3推力—783.42 KN 。

中排
检修经历：
2005年7月4日，因炉原因#1机组停运，停前#1瓦轴振XYL两方向均较刚投运时增大，7月12日，将其解体上瓦无磨痕，下瓦磨痕均匀，无偏斜现象。

2005年9月以来，#1机轴振#1X.#4X随运行工况出现波动.报警现象。

9月6日，负荷70MW下，#4X在120µm~160µm之间波动，开始约一分钟波动一次，之后间隔逐渐缩短，就地轴承振动正常。

根据以上情况，特邀请中试所来人监测。

祥见监测报告。

（共两份）
临修 2005年9月14日~2005年10月4日（停机过程中管式预热器烧工期延长）
因炉水冷壁管漏停炉，高中压上下缸温差达49℃，检查下缸保温有较严重的松脱现象如图：（桌面图）
通报火二项目经理张建，联系检修公司处理，效果待考验。

2005年10月4日9：06#1机并网。

负荷17MW轴振：µm
1 2 3 4 5
Y 34 51.7 35.7 43.7 19.2
X 67.6 70.8 42 65.8 152
油漠压力 5.0 3.7 3.5 4.0 4.0 （MPa）
2005年10月13日，
8:46 #1机真空下降较快，立即启动#1真空泵，就地检查#2真空泵水位低停运，真空仍未恢复。

降真空的同时，低压封汽温由92℃直线下降至62℃，关闭减温水有关阀门，温度上升较慢，真空最低降至-83KPa。

9:05 检查#2真空泵正常，启动。

真空升至-90KPa
13:00 #1机辅联备用汽源倒为#2机辅联供，提高汽封压力至80KPa，真空可达-95KPa
14:28 停运#1真空泵，真空基本正常，怀疑低压缸后汽封（西）滤网堵，查滤网后温度西侧较
东侧低20℃。

15:30 现汽封压力保持0.55MPa，真空可保持-93 KPa。

18:40 #1机负荷120MW，DEH上#1瓦轴振X、Y向均在127微米左右波动，就地测振正常，汇报值长，姬增加测振次数，加强观察。

2005年10月20日
4：01 #1机因#2瓦金属温度测量元件断线（似断非断），引起#2瓦金属温度突然从正常值70℃
突升至155℃。

（在1秒钟的时间里，该点温度上升幅度达85℃，与温度传递是一个惯性环节的飞
升特性不符。

造成此种现象只能是测温元件开始断线时所表现出的特征）。

轴承金属温度高（保护
定值113℃）保护动作跳机。

#1机在未投高加情况下，机组最大出力试验结果
光明公司有关领导：
#1机高加泄漏无法投运，同时检查发现高加注水门内漏，安全措施做不下来。

11月21日发
电运行部汽机及锅炉专业做#1机组高加未投运情况下，机组最大出力试验，现将试验结果汇报有
关领导：
负荷在132.6MW至133MW之间；炉侧主汽压力13.43/13.43 Mpa温度540/539℃；炉侧再热器进
口压力2.75/2.75 Mpa（锅炉规程额定压力2.75 Mpa）温度538/538℃；炉侧再热器出口压力2.52/2.52
Mpa（锅炉规程额定压力2.57 Mpa）；
调节级压力8.0Mpa（10.24Mpa规程最高允许压力）；一抽压力3.73 Mpa（3.88Mpa规程最高允许
压力）；二抽压力2.75 Mpa（3.0Mpa规程最高允许压力）；三抽压力0.72 Mpa（0.72Mpa规程最高
允许压力）；四抽压力0.41 Mpa（0.41Mpa规程最高允许压力）；五抽压力0.1 8Mpa（0.18Mpa规
程最高允许压力）；六抽压力-0.0269Mpa（-0.025Mpa规程最高允许压力）；七抽压力-0.0895Mpa （-0.0844Mpa规程最高允许压力）；真空95.42Kpa
汽机专业制定技术措施下发运行班组，要求运行人员加强对有关参数的监督，在机组监视段
压力及再热器进口压力不超过规程规定值的情况下，尽量带负荷。

发电运行部汽机专业
2005年11月22日
2005年11月25日
#1自投产以来，高压外缸上下内壁金属温度差较#2机大，近期，随着机组满负荷运行的时间增长，上下缸温差逐渐
拉大，11月25日，负荷126MW时，上缸温度升至417℃，下缸365℃，上下缸温差超过厂家和
25项反措的50℃标准
机组被迫限负荷（120MW）运行。

缸温情况见下表：
有蒸汽自裂纹处冒出，怀疑上缸有高温蒸汽管道泄漏自保温层内窜至测温导管将其加热，造成缸
温错误指示，商定将测温导管附近保温拆去观察。

2005年11月26日18：00 由检修公司将热偶引出管东侧保温打去300mm时，将导管向东撬动，
温度由390降至374℃，后又降至356℃（此时下缸温度为365℃）基本与#2机运行时的温差相吻合。

要求检修用高压石棉纸板垫将导管西侧遮挡后将保温材料回填，明天白班再恢复正式保温。

2005年11月27日
09:40 #1机负荷130MW，DEH高压上缸温度358℃、下缸温度358℃。

15:30 #1机负荷100MW，DEH高压上缸温度352℃、下缸温度349℃。

以上温差是否正确，还需热工矫正。

，
2005年11月29日
10:09 #1机负荷120MW，DEH#1瓦Y相振动最高摆至167微米，就地测振23微米。

10:20 DEH#1
瓦Y相振动127微米
12月3日因#1高调门杆止退销脱落，造成门杆下移，商定将该门退出运行。

退出后#1瓦轴振明显下降。

负荷129.5MW各高压油动机行程及轴振情况：
1 2 3 4
行程：mm X 100 102 42
轴振：µm 1 2 3 4
X 97.5 109 42.1 95.3
Y 98.8 77.4 47.3 59.3
查#1.3调门所对应的喷嘴组位置在汽缸下部，#2.4调门所对应的喷嘴组位置在汽缸上部，#1调门
故障前开度基本上与#2调门相同，#3调门开度与故障前#2调门开度一致，而#4原不开，现开42
与故障前#3开度一样。

整体看，故障后上缸进汽大于故障前，与原分析的#1瓦轴振大是由于下缸
进汽大于上缸造成转子向上浮动引起轴瓦载荷变化的原因是一致的。

2005年12月21日
利用炉压火停机机会，检查低压封进汽滤网，无堵塞现象。

后查出低压封回汽管疏水排大气门不
严，将其排大气管口用塑料布包上，正常。

（汽封压力40KＰａ可保证凝结器真空不降）
2006年1月2日~1月8日节日备用处缺项目：
1.为消除高中压上缸平衡管流量测量引出管漏汽，将其接头锯掉堵焊封死。

2.发电机转子进水盘根加了两道。

3.出设备变更通知，将低压封回汽管、门杆漏汽排轴加管疏水排大气门拆除堵死。

4.通知热工将高中压上缸温度计接头处保温整理，将接头露出。

#1机2006年1月8日
1. 7：05冲转前参数：主蒸汽压力：
2.7MPa 再热压力：主气温度：309\312℃再热温度：
244\245℃高压胀差：-0.40 mm 低压胀差：润滑油压：0.108MPa，调速油压：
1.21 Mpa上下缸温差：20℃大轴弯曲：50um
2.汽封压力40KＰａ能保证凝结器真空不降。

3.负荷137MW上缸温度371℃，下缸温度358℃。

4.负荷130MW测振：µm 1月10日
前箱 1 2 3 4 5
⊥ 19 12 9 21 7 18
⊙ 9 10 8 20 24 17
― 17 12 8 25 27 9
油漠压力：MＰａ 4.3 3.5 3.0 3.9 3.9
负荷137MW轴振记录：µm 1月10日
1 2 3 4 5
Y 92 49.8 54.7 50.4 27.4
X 94.2 77.9 63.5 87.5 （203）
负荷135.3MW时，凝结水温升：（）内为设计温差。

凝结水泵出口温度：31.3℃，#1低加出口温度47.2℃温升15.9℃（14.9℃）
#2低加出口温度77.9℃温升30.7℃（36.7℃）
#3低加出口温度119.5℃温升41.6℃（38.1℃）
#4低加出口温度145.7℃温升26.2℃（22.3℃）
临修（因炉漏）7月27~8月1日
1、盘车投运后跳闸，改手动盘车。

检查电机轴承有异音，更换电机轴承后，投入连续盘车，
机侧传动轴承有异音，温度高。

28日停盘车后，更换机侧传动轴承307 211 201各一套。

更换后正常。

2、利用此次临修，将三、四、五抽汽逆止门门杆汽封汽源取点由低压缸汽封母管减温器后改
接为减温器后（按制造厂图纸征得设计院同意）。

改后，消除了其门杆长期漏水缺陷。

2006年11月22日
11：04 DEH时间11:03:43，监盘人员发现＃1机＃1瓦轴振指示突然由X向102微米Y向90微米上升至X向125微米Y向122微米就地测振＃1最大振动20微米。

查历史趋势机组此时负荷由72MW瞬时减至63MW又瞬时加至73MW，同时查DEH转速值：A－2998转／分，B－2998转／分C－2998转／分，输出转速2998转／分，此时DEH下达关闭调门指令。

11:43:53，＃1机＃1瓦轴振指示再次突然上升至X向128微米Y向126微米。

查历史趋势机组此时负荷由66MW瞬时减至61MW又瞬时加至73MW，同时查DEH转速值：A－3000转／分，B－3000转／分C－2998转／分，输出转速3018转／分，此时DEH下达关闭调门指令。

之后多次出现以上情况。

查负荷摆动持续时间为1~2秒，#1瓦X、Y 向轴振摆动时间与负荷摆动时间相符。

即负荷稳定后振动恢复原值。

根据以上情况看，#1瓦抗振能力较差，因在负荷摆动过程中，其它各瓦轴振无明显变化，惟有#1瓦振动明显增加。

2006年12月30日~2007年1月9日#1机停机检修
一、停机前机组运行情况：
停机前#1机运行正常，存在缺陷：
1、高中压上缸有蒸汽冒出。

2、#1、2瓦金属温度失灵。

推力瓦外油档漏油。

3、#1瓦轴振偏大，抗振能力较差。

4、一段抽汽逆止门开度不足；三、四抽逆止门低负荷时自行关闭；二、五抽逆止门有卡涩
现象。

二、检修情况：
1、解体#1瓦，下瓦西侧顶轴油口至瓦边磨痕明显，其中有100×50ｍｍ面积，乌金出现裂
纹脱胎现象。

顶轴油口附近乌金有铁屑捻入，估计顶轴油系统有杂物进入。

其它部分也
有接触较重现象。

轴径有轻微磨损现象，不光滑。

检修将出现裂纹的乌金剔除，补瓦。

用假轴研磨修刮（两顶轴油口附近捻入铁屑的乌金表面修刮，将铁屑去除），修后接触
良好，符合要求。

更换新的测温电阻。

测量桥规：1.5ｍｍ；上瓦顶部间隙：0.42
ｍｍ；瓦盖紧力：0.10ｍｍ。

2、解体#2瓦，更换新的测温电阻，因其引出线与转子挡油台碰磨，为防止运行中断线，用
挂螺帽的方法将其拉脱离。

检查推力瓦非工作面档油圈，上下半连接螺栓松动，将其紧
固后，测量总间隙为0.10ｍｍ。

3、抽汽逆止门检修情况：
1）修前试验情况（更换为3.0ｍｍ节流孔后）：
（1）启动＃1机凝结水泵前，＃1～5段抽汽逆止门就地测取行程：
60mm 40mm. 75mm. 68mm. 50mm,
（2）启动＃2凝结水泵,凝结水母管压力1.9MPA,甲乙侧抽汽控制水滤网后
压力 1.0MPA,节流控板后压力0.025~0.03 MPA（节流孔更换前压力
0.05 MPA）。

逆止门就地测取行程无变化，
（3）开启甲乙侧控制水电磁阀,"DCS"＃1.3.5段状态显示开启状态，#2、4
段状态显示关闭状态,就地＃1～5段抽汽逆止门再次测取行程0mm.
25mm. 0mm .0mm. 50mm （控制水压力降至0.5 MPA）
根据以上试验情况。

决定对一抽逆止门及操纵座进行解体检查；对二、五
抽逆止门操纵座进行解体检查。

2）一段抽汽逆止门检查情况：
逆止门解体发现门杆汽封排汽管有异物堵塞其它未发现异常。

操纵座解体，活塞筒内有杂
物，活塞排水孔堵塞。

清理后后回装。

3）二、三、四段抽汽逆止门操纵座解体检查：
排水孔无堵塞，清理后回装。

3）五抽逆止门操纵座解体检查：
排水孔无堵塞，活塞与活塞筒配合间隙只有0.02ｍｍ且有椭圆，上床车活塞，最后配合间
隙为0.08ｍｍ。

动作灵活。

4）拆原控制水节流孔，节流孔板为0.5ｍｍ白跌皮，孔为5.0ｍｍ左右，且不规正，更换3.0ｍｍ铁板，节流孔为2.0ｍｍ。

4、检查高中压缸上部平衡管法兰完好，不漏汽。

5、#3瓦油杯漏油，拆不掉下座，将下座用密封胶堵漏。

6、更换发电机转子进水盘根，检查进水套管无磨损现象。

7、检查低压缸汽封进汽西侧滤网骨架有变形现象，内衬不锈钢网破损，测量后装复，下次停机
更换。

三、机组投运情况。

1、1月9日机组启动，1月10日机组振动情况：
负荷; 82MW，单位：µｍ
1 2 3 4 5
Y 100 58 38.1 59.6
X 121 101 33 97
金属温度：℃ 75.1 78.6 73.6 78 68.8
油膜压力；MＰａ 5.0 3.1 3.7 4.2 4.0
轴瓦振动最大#4瓦水平20µｍ。

#1、2瓦金属温度指示正常
2、各段抽汽逆止门开启正常。

3、#3瓦油杯漏油消除。

4、三抽电动门法兰焊接后不漏。

5、高中压上缸漏汽南侧减少，高压进汽导管中间及西侧仍有蒸汽漏出。

6、加强对振动的监督测量如下：
#_1_机___2007_年__1月 9_日__11_： _31_转速： __1500___r/m
#_1_机___2007_年__1月 9_日__16_： _40_转速： ___3000____r/m
主蒸汽压力： __3.1/3.1_____MPa 再热压力：_0.2/0.2______MPa 主气温度：390 ___\__392__℃再热温度：382____\__380___℃
高压胀差： _2.9____mm 低压胀差：3.6 __mm
润滑油压： _0.104____MPa，润滑油温： 40____℃
轴向位移：1 \_mm 总胀： _7.3__\__7.4____mm
#_1_机___2007_年_1_月 10_日_21__：10 __：__105_____ MW
主蒸汽压力： _13.4___/13.4___MPa 再热压力：_2.1__/2.1____MPa 主气温度： 536___\_536___℃再热温度：531____\__537___℃高压胀差： 0.16_____mm 低压胀差： 5.2__mm
润滑油压： 0.108_____MPa，润滑油温： _40___℃
轴向位移：0 \-0.01_mm 总胀： _18.0__\__18.8____mm 单位：um
轴振：（um）
负荷：__114.5____ MW 轴振：（um）负荷：__108_____ MW
轴振：（um）轴振：（um）
#1瓦X向：120 #1瓦X向：120
#2瓦X向：103 #2瓦X向：101
#3高调门开度：12mm #3高调门开度：8.04mm
#_1_机___2007_年_1_月 13_日_11__：36 __负荷：__137____ MW
括弧内为轴振
此时#3高调门在23.4---22.7之间摆动。

7、补做＃1机组真空严密性试验，结果如下：
负荷130MW
试验前95.86KPa
第1 分钟95.80KPa
第2 分钟95.74KPa
第3 分钟95.68KPa
第4 分钟95.62KPa
第5 分钟97.48KPa
结果0.07KPa (优秀)
2007年4月23日～2007年5月24日“A”级检修
此次“A“级检修为安装投产以来第一次检查性检修。

一、修前机组运行情况：
修前汽轮机能满负荷稳定运行，存在的问题如下：
1、轴振偏大X向：＃1瓦123～127µm；＃2瓦108µm；＃4瓦110µm。

Y向：＃！瓦107µm。

2、高中压外上缸有漏汽点。

3、＃2、3、5瓦外油档漏油。

二、解体检查发现的不符合项及处理情况。

1、低压转子左旋第六级动叶裂纹处理。

低压转子左、右旋第六级动叶由省电科院全部进行了着色检查，发现左旋＃52动叶（编号在叶根下轮毂处顺时针标的钢印号1、2、3）轮毂进汽侧迎汽面距叶顶180～200mm范围内有9条裂纹，最长的一条6mm。

（相见下图）
咨询上汽厂现场处理意见，答复：上汽厂不派人，不出书面处理意见，口头同意现场打磨处理。

提醒打磨处理后要倒角圆滑过渡。

并提供了广州东糖热电厂曾经现场处理过，联系东糖电厂：该厂共发现3片叶片出现裂纹，处理方法与上汽厂口头意见相同。

经研究，决定现场打磨处理方法：1）用磨
光机首先对裂纹进行打磨，直至裂纹消失。

2）着色检查确信裂纹消失后，将打磨处进行圆滑过渡。

然后进行表面抛光打磨。

处理结果：裂纹全部打磨消失后测量，沿叶片宽度磨掉4.1mm左右，平
滑过渡长度90mm，最深打磨处距叶顶180mm。

最深打磨处为叶片厚度。

打磨后情况见下图。

2、低压缸左旋6级左侧下隔板套螺孔断裂处理。

解体低压缸过程中，发现低压左旋6级左侧下隔板套螺栓孔处断裂（因隔板组合未脱掉），查断口
为老伤，断掉部分长度为20mm。

查该处螺栓为栽丝（M33×3深度为55）隔板螺孔残留丝扣8扣，
隔板套材质为铸铁。

处理：将脱掉块丝扣磨掉，借用新乡电厂用过的MM-1进口粘接剂将掉块粘接，
然后将上隔板装复用螺栓紧固（新加工一条用高压导管废掉螺栓加工，原为内六方，现为外六方）。

4、 对轮螺栓处理。

拆卸对轮螺栓时发现螺帽紧的很紧，但螺栓与对轮孔配合多条间隙大。

测量结果：
红字为更换，7条
检查间隙超过0.05mm的全部更换，并进行了配重。

3、低压缸隔板汽封调整。

测量低压缸洼窝中心，偏下较大，左右旋第一级偏下最大2.8mm，因工期不允许，采用调整汽封块的方法，将汽封间隙调整至合格范围以内。

4、＃2、3、5瓦油档漏油处理。

修前＃2、3、5瓦油档漏油，解体测量＃5瓦两侧浮动油档间隙为1.0mm，推力瓦非工作面挡油圈(右旋图号GA151.08.03.26)间隙1.2 mm，查标准是0.10～0.15 mm。

因无备品外委石家庄国源电力设备有限公司重新挂乌金，将间隙调整至0.12 mm（＃5瓦浮动油档中分面加0.10 mm 垫，因间隙过小）。

推力瓦非工作面挡油圈外委加工
有误：乌金面油槽应为螺旋槽，转子旋转时产生阻力阻止油外漏。

实际为圆周槽。

＃3瓦外油档测量调整至合格范围内。

5、高中压持环汽封偏大。

测量高中压持环汽封间隙偏大，超标0.2～0.4mm，因该汽封镶死在持环体上，不可调整。

未做处理。

6、＃1～＃4瓦球面接触不好。

应监理要求检查轴瓦球面接触情况，均达不到要求。

因工期紧和现场未能达到研磨条件，故同意让步不作处理。

7、中压转子第1、2、3、4级叶顶背弧处积有细焊渣和氧化物，清除干净。

8、高压导管螺栓处理。

拆卸高压导管螺栓时有12条烧死用火焊割掉，金相检查有四条硬度超标，此次共更换16条螺栓。

9、低压外缸前洼窝螺栓烧死处理。

低压缸前洼窝各有一条螺栓螺帽（M42）烧死，用气割割除螺帽，换新螺帽。

10、低压外缸前后洼窝漏汽处理。

低压外缸前后洼窝解体后发现有漏汽痕迹，扣缸时此处结合膏内掺入铁粉加固。

11、部分疏齿式汽封更换为蜂窝式汽封。

（技改项目）
更换位置：
1）高中压缸端部汽封（调阀端）2圈（图号：D151.06.01.04）
2）高中压缸端部汽封（电机端）2圈（图号：D151.06. 02.05）
3)高压平衡活塞汽封环4圈（图号：D151.06. 61.03）
4)中压平衡活塞汽封环2圈（图号：D151.06. 71.03）
5)低压轴封（调/发侧）2/2圈（图号：H151.06. 12.02）
6)高排平衡活塞汽封环2圈（图号：D151.06. 63.03）。

更换过程中发现的问题：
1）高中压缸两端轴封原准备更换内两圈，因对图纸标示理解错误，实际更换的时外圈。

2）高中压缸两端轴封（共4圈），厂家采用的是背弧圆柱形弹簧（原为弹簧片），改后出现问题：圆柱形弹簧安装时进入汽封体原弹簧片卡槽内，将来拆时需撬起弹簧后
才能拿出。

12、汽轮机中心情况。

1)刚性对轮中心。

（1）高低对轮解体后第一次中心复查，下张口0.165mm；南张口0.03mm；低压转子偏上0.12mm、偏南0.015 mm。

（2）研瓦后初找中心结果：下张口0.10 mm；北张口0.015 mm；高压对轮偏上0.035 mm、偏南0.015 mm。

（3）扣高、中压上缸后下张口为0.07 mm（与预计的下张口变大正好相反）。

调整中心，最后结果：高压转子高0.02mm；高压转子偏南0.015mm；北张口0.015mm 下张
口0.10mm。

调整过程中＃3瓦下落0.15 mm，假瓦下落0.05 mm。

2）甩头结果：0.05 mm。

3）低、发对轮中心。

第一次找中心完成后测量＃4瓦下垫铁间隙为0.20 mm。

加0.20 mm垫后，检查两侧垫铁间隙南垫铁间隙0.15 mm，北垫铁0.10 mm。

重新对下瓦垫铁进行研接触。

研磨合格后找中心结果：电机偏下0.015mm；电机偏北0.015mm；上张口0；北张口0.005mm。

13、推力间隙0.435 mm。

（安装为0.40 mm）
14、轴瓦检修。

1）＃1～5瓦下瓦有轻微磨痕，进行了表面轻微修刮。

2）＃1瓦下瓦南侧油囊处有一10 mm2见方的乌金裂纹脱胎，将其剔除补焊刮研。

3）全部下垫铁修研接触。

15、用高中压上缸剥保温后抽真空方法，查出漏汽点为高排平衡活塞平衡管流量测量管腐蚀
出孔洞，检查其它流量表管也有腐蚀现象，更换四只表门及腐蚀较重的管。

三、机组投运情况。

1、机组启动一次成功（5月25日11点55分冲转），启动过程中有一下异常情况：1）转速
1200rpm（临界）＃4瓦振轴反映明显（X向133µm Y向110µm），1300 rpm开始下降，1500 rpm＃4瓦 X向32µm Y向45µm。

2）缸温200℃以上时，高中压外缸总胀南侧为零，北侧为2.0 mm。

分析原因是前箱两侧角销（压板）检修中漏修，存在卡涩现象。

检修稍松角销压板螺栓，敲打后总胀正常。

2、12：08转速3000rpm 轴振单位µm
1 2 3 4
X 48.6 40.2 37.9 78.1
Y 29.3 25.7 46.3 67.5
#3瓦瓦振垂直 27µm其它各瓦小于25µm。

3、负荷135MW 2007年5月29日15：00 单位：µm
1 2 3 4 5
Y 36.4 41.17 51 71.9
X 66 69.2 37.5 97.7
⊥ 9 6 15 11 11
⊙ 9 7 23 24 19
― 9 8 20 13 10
ＭＰａ 3.0 3.0 3.0 4.0 4.10 （油膜压力）
4、机组投运后检查＃2、3、4、5瓦油档已不漏油。

5、高中压外上缸漏汽已消除。

6、真空严密性试验结果：0.065KPa/min优秀。

四、遗留问题。

1、高中压外缸检修垫片未找到，此次检修在解体上缸后重新找平，但未加工。

2、＃4瓦“X”向轴振98µm，超过优秀标准，应联系中试所配重。

3、高中压持环径向间隙偏大，影响高中压效率，因为是固定汽封齿，需返厂处理。

2007年7月5日～7月8日＃1机备用检修
因供煤紧张，停机备用。