火电工程质量通病控制措施全套.docx

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1、火电工程质量通病控制措施全套一、机组真空系统严密性控制主要原因 设计、设备、安装质量等问题造成真空系统静态严密性较差； 机组调试、试生产过程中没有实现对真空系统和密封蒸汽系统的运行参 数控制最优化。主要措施：L工程公司项目部（以下简称项目部）要针对机组特点，制订控制真 空系统严密性的工作目标，明确相关单位职责，监理单位应组织对真空 系统的施工、调试方案进行评审。2、在真空系统安装完毕后，施工单位必须进行真空系统灌水严密性检 查。各抽汽管道以及其他在主机启动时处于真空状态下的管道和设备均 应灌水。灌水水位高度一般控制在汽封洼窝以下IOOmm处，保持时间 应大于8小时以上，监理单位应参加过程的验收

2、。3、对汽封洼窝IOomm及以上部分，在保持低压缸灌水状态不变的基 础上，应采用向低压缸充压缩空气的方式进行严密性检查。4、机组试运过程中，调试单位应做到：启动前对水封注水并确认水封 水位正常，以保证轴封加热器投入的正常，不漏真空；确保真空系统的 压力表和轴封供汽压力表计的准确性，使运行人员能对机组真空系统的 状况进行正确的判断和分析；认真调整汽机轴封压力等热力参数以保证 汽机各轴端不漏真空。5、对于试运中真空严密度未达到标准的机组，应委托专业队伍采用真 空泄漏检测仪进行在线真空捉漏工作，消除真空泄漏点，直至机组真空 严密合格，建议采用氨质谱仪检漏。二.汽轮发电机组轴系振动超标控制主要原因：造

3、成汽轮发电机组轴系振动的因素较为复杂，主要包括：L转子不平衡。2、轴系同心度和平直度偏差。3、轴颈不圆。4、不对称电磁力。5、各轴承负载不合理。6、轴瓦油隙偏差大，或轴承进油油温过高或过低，油膜不稳。7、轴承座刚度不够。8、动静摩擦。9、发电机及励磁机冷却风温温差大，引起热态不平衡。10、运行中蒸汽带水，引起水击。主要措施：1、项目部应督促施工单位编制控制机组轴系振动的质量计划及施工措 施；调试单位编制防止机组轴系振动超标的反事故措施，并组织有关专 业人员参与设备监造和出厂验收，并参加转子高速动平衡、总装等质量 验收过程。2、监理单位应对预防机组轴系振动的施工、调试方案组织评审，加强 汽轮机安

4、装过程中的关键环节，包括轴系找中心、汽机扣盖、联轴器联 接、汽机基础罐浆等环节的验收质量控制。3、施工单位应参与设备的监造和出厂验收，并按照规程、规范及设备 制造合同、安装说明书的要求，进行施工。轴系找中心和联轴器联接应 在全实缸、凝汽器罐水承压等模拟运行工况下进行。4、汽轮发电机组第一次冲转前，由项目部协调，做好振动监测分析的 准备工作。5、机组整套试运过程中，调试及运行单位应确保汽缸疏水畅通、上下 缸温差在合格范围内，重视油温、轴封及各类运行参数对转子振动的影 响，每次冲转前应充分盘车、暖机，检查滑销系统，密切监视缸胀、差 胀等数据。7、项目部应及时组织有关单位和专业人员对机组调试、运行中

5、对轴系 振动过大问题进行技术分析和处理。三.发电机漏氢控制主要原因：L气体系统阀门内漏。2、管道焊接、法兰安装不规范，管道内部清洁度不够。3、密封瓦、发电机端盖安装不规范。主要措施：L在项目开工前，安装单位必须根据机组的实际情况编制发电机漏 氢控制措施、发电机定子单独气密性试验措施、发电机气体系 统管道气密性试验措施和发电机整套气密性试验措施等技术措施， 项目部和监理单位要组织评审，监理单位还需检查施工单位的技术交底 情况，使作业人员做到事先心中有数。2、密封油系统和气体管路的阀门，施工单位应逐个进行检查，保证每 个阀门不漏，并不得随意采用其它阀门替代。监理单位应对检查记录 进行确认。3、施工

6、单位必须对密封油管道和气体管道进行酸洗，监理单位应对现 场的管道进行100%的外观检查。4、施工单位在进行密封瓦（座）的预组装、组装过程中应对水平接合 面、垂直配合面、瓦座螺孑侨口定位销孔、密封瓦上下两半合并平板检查、 密封瓦与轴颈的间隙、密封瓦完全组装后在瓦座内状态进行重点检查, 监理单位应全部进行见证。5、发电机端盖在穿转子之前先进行试装，主要检查水平、垂直中分面 应接触良好无间隙；密封填料的密封槽应光滑、无错边；定子壳体上的 定位销和螺栓孑杯得有穿孔现象。监理单位要现场监督和见证。6、端盖装配完成后应进行密封胶的注填，注意必须从一个注胶孔开始 缓慢注入，在相邻孔流出，依次注入，直到全部注

7、满为止。7、油氢分离箱中的浮子控制调节阀必须进行密封和动作检查，要求密 封良好，动作灵活、无卡涩。监理单位和调试单位必须见证。8、气体管道法兰密封垫一律采用塑料王板加工。法兰焊接时要先将法 兰螺栓紧固，然后进行焊接，避免焊接变形出现法兰张口。监理单位应 对所有法兰IO0%检查。9、施工单位应严格按照制造厂图纸说明书和电力建设施工及验收技 术规范的有关要求进行试验工作，主要包括发电机定子绕组水压试验 （如果有）、发电机转子气密性试验、氢气冷却器压力试验、发电机定 子单独气密性试验、气体管路单独气密性试验、整套气密性试验，监理 单位和项目部应100%见证。四、汽机通流间隙控制主要原因：L通流部件在

8、厂内制造时没有加工到位（如各级隔板的间距、同心度、 垂直度不符合要求），同时，汽轮机在制造厂内总装时没有调整到规定 要求。2、在安装过程中，通流部件找正转子中心时偏差较大，通流间隙测量 调整时存在偏差。3、在汽轮机扣盖后的作业过程中，如导汽管连接、轴系中心复找连接 等作业，造成通流间隙的跑偏。4、汽机基础沉降对汽机通流部分间隙造成影响。5、施工单位为安全起见，人为地调大通流间隙。主要措施：L在工程准备阶段，施工单位、监理单位以及项目部要对同类型已投 产机组进行调研，确定通流部分间隙控制的质量标准和控制目标，原则 上在保证安全的前提下应适当向通流间隙允许范围内的小值靠近。2、监造单位应派责任心强

9、、技术水准较高的人员到设备制造厂进行设 备监造，确保设备的制造质量，尤其是汽机总装过程的监造，项目部和 施工单位必要时也需派人去制造厂参加监造。3、安装单位应明确本体安装、质量验收等方面的负责人和职责，监理 单位应检查安装单位的组织体制和运作情况。在转子中心、负荷分配、 通流间隙调整、*值的确立、推力轴承安装、滑销系统安装、扣缸、 二次灌浆、大口径管道连接、凝汽器连接等重要施工步序时，监理单位 和项目部专业技术人员应进行旁站并见证。4、项目部应明确责任单位负责定期监视汽机基础沉降情况，当基础沉 降量出现较大不稳定状态时，应增加基础沉降监视的频度，并与相关部 门共同协商暂停或调整通流间隙的调整量

10、等措施。五、油系统清洁度控制主要原因：火电工程主要油站式设备油质不合格 的主要原因有：1、制造厂设备、材料存在缺陷，内在清洁度不符合要求。2、没有严格按照质量标准和施工方案进行施工、冲洗。主要措施：L项目部要制订油系统清洁度的质量目标，明确参建单位责任。，实 施工单位编写优化施工及冲洗措施，并对其工作进行监督和检查。2、油系统管道施工过程中，施工单位应严格油系统管道施工工艺，做 到：管子、管件事先应进行彻底清理，酸洗时由化学人员配合试验，以 确保酸洗及钝化质量；焊接采用氧弧焊打底,Dg50以下油管应采用氮 弧焊接，无氮弧焊条件的，可用套管焊接代替对焊连接；油管清扫封闭 后，不得再进行钻孔、气割

11、或焊接等作业。3、施工单位应优化油系统冲洗、循环措施，做到向油箱灌油时，应经 过滤油机，循环油应始终通过滤油机。4、项目部在安排进度计划时应确保施工单位的油冲洗时间充足。【主 汽轮机润滑油（碳钢）的冲洗时间（按每天24小时计），不得少于45 天；主机润滑油（不锈钢油管路）、EH油、汽/电动给水泵油系统冲洗时 间，不得少于25天；其他油系统冲洗时间，不得少于7天。】5、监理单位应督促检查在机组点火冲管及整套启动阶段，大机、汽/ 电动给水泵油循环工作应保持连续不断进行。6、监理单位对己经冲洗合格的油系统应进行必要的质量验收确认。第 一次启动盘车前及整套启动前油质均应取样化验合格。7、监理单位应加强

12、对油系统管道焊接工艺、管道清洁度等过程控制； 并参加、跟踪油品取样，检查验收油质化验报告。8、调试单位应完成相关油系统的保护值整定、联锁确认等调试工作， 对重要的标定指示（油位、压力、温度、液位等）,须对照现场就地指示 值核定无误，确保CRT上显示正确。9、施工单位在油系统冲洗合格后，对汽机进行翻瓦检查时，必须做好 防尘和封堵措施。10、运行人员在锅炉冲管和整套启动阶段，应对重要油系统运行参数实 施定时记录监控。六、锅炉爆管控制问题：目前国内火电机组在整套启动和试生产过程中，经常发生锅炉屏 式过热器、屏式再热器、水冷壁折焰角以及省煤器等区域的爆管现象, 造成了不必要的停机和经济损失。主要原因：

13、1 .锅炉厂家焊口质量差，主要是未焊透。2、锅炉厂家联箱加工有问题，眼镜片未清理干净及冷态在联箱上未脱 落的眼镜片在运行过程中脱落，堵塞管道或使流量减少引起爆管。3、管道母材存在缺陷，包括存在砂眼泄漏冲刷临近管道，产生纵向裂 纹等问题而导致爆管。4、对锅炉系统清洁度控制不严，氧化皮、施工用水压堵头及通球试验 的用球等杂物，堵塞管道或使流量减少引发炉管超温爆管。5、运行中水质长期较差,使内管壁结垢严重导致传热变差,引起爆管。6、调试及运行方式不当造成管道超温，管道母材疲劳导致爆管。主要措施：1 .项目部和监理应切实加强管排通球、汽包及联箱清理和管口封堵的 旁站。2 .施工单位应加强受热面等设备外

14、观质量检查和金属监督,增加焊口 抽检探伤比例。在组合和安装前受热面管必须分别进行通球试验，试验 用球应采用钢球，且必须编号和严格管理，不得将球遗留在管内；通球 后应做好可靠的封闭措施，同时应加强受热面安装焊口的质量检查，确 保100%探伤检查合格。3、确保锅炉水压试验质量。水压前所有受热面焊接件应安装齐全；使 用合格水原则上要求水压时水温应大于20环境温度必须大于5; 水压结束后需排尽炉内剩水，并根据情况对锅炉进行保养。4、调试单位应编制锅炉化学清洗和冲管技术措施。化学清洗时应先进 行炉前系统碱洗，避免炉前系统内的杂质带入炉管内。锅炉冲管前应确 保减温器喷水系统正常、灵敏可靠；并防止过热器和再

15、热器管内因积水 而形成的水塞，造成局部区域的管壁过热。化学清洗及冲管后，应割开 联箱手孔检查清扫，要用内窥镜对联箱及汽水分离器进行彻底检查。5、运行单位应加强运行参数监视，有应急预案，发生过热器、再热器 超温时应及时调整，避免超温爆管。七、空预器漏风控制主要原因：L空预器设计不合理造成漏风偏大。2、安装质量未达到设计要求。3、锅炉运行工况不良。主要措施：L项目公司及工程公司在设备招标采购时应认真比对各设备投标方的 漏风系数，并判断其减少漏风量的措施及办法是否合理。2、设备监造单位应加强监造控制；在设备出厂检验时，应认真查验设 备的试验报告，如果漏风量达不到合同的约定，应要求制造厂采取措施 进行处理，合格后方可出厂，必要时项目部和施工单位可派人到制造厂 家参与验收。3、施工单位应针对本工程的空预器特点，确定空预器漏风控制的质量 目标，编制降低空预器漏风的措施方案，监理单位组织对此进行评审， 项目部、运行单位以及项目公司派人参加。4、项目部和监理单位要对空预器的施工加强监督和检查。空预器主要 漏风点为轴向密封、径向密封、旁路密封、LCS的扇形装置（若有）等 位置，在密封安装完成后，监理单位和项目部应对三向密封间隙进行检 查测量，确保密封安装、设定符合设计要求，不合格的地方要通过整改 达到设计要求。5、调试单位及运行单位应加强运行工况的调整和控制，尽量减少密封 片的磨损。重点是调整预热