#1机组A级检修管理工作报告Word下载.docx
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全面掌握和负责A修工作，包括A修的费用控制和平衡，安全文明施工、检修质量监督和工期控制等方面工作。
下设现场指挥部等各工作组，负责大修的各项具体工作的监督和管理，下设检修现场指挥部。
二现场指挥部
现场总指挥：
韩永刚
现场副总指挥：
辛祖成吕油库赵松鹏
在检修领导小组的领导下工作，做好大修的现场管理、施工协调、质量和工期控制工作。
负责主持大修协调会议，掌握、控制、平衡施工进度，处理和协调检修单位与部门，各部门之间的配合协作关系；
负责大修项目在安全、质量保证的前提下，根据施工网络图及项目工期进度控制表的要求，确保大修工期按要求完成；
指导和监督大修各个工作组开展工作，下设技术组、质量监督组、安全监察组、运行方式租。
（一）、技术组：
赵松鹏
李兴文李健焦爱玲李莹
杨孝国、韦仁能、张兴华、宁少博、洪辉、覃举宋、罗祖建
负责召集、组织有关技术人员研究解决检修过程中发生的设备问题和技术难题，并做好记录；
审批检修单位的施工方案及措施；
监督检查检修各项目标质量技术保证措施是否落实，及时组织纠偏，确保检修质量流程控制；
对发生的质量事件进行监督和跟踪，直至事件得到有效处理；
协调质量验收工作。
（二）、质量监督组
卢寅伟
李兴文李健
覃举宋、罗祖建、黎景宇、杨孝国、焦爱玲、李莹、韦仁能、张兴华、宁少博、洪辉
负责对质量有关的活动进行质量检查、监督、控制、验证及再鉴定工作，如“H”点和“W”点的验证和签字。
对检修活动中任何影响质量的事件或行为有权进行纠正、提出整改、停工处理；
负责设备缺陷、质量不合格项、不合格品处理和跟踪验证活动；
负责检修期间质量文件和资料的管理；
负责督促、监督整个检修过程中质量管理制度、考核文件得到贯彻执行。
（三）、安全监察组
组长：
吕油库
崔海军
张兴华宁少博洪辉李兴文李健覃举宋罗祖建
负责对整个检修活动进行安全监督及安全技术培训；
编制和实施检修活动中的安全规定及考核办法；
负责A修区域的安健环执行的监督和管理工作；
审查特殊项目、重大项目的“三措”（组织措施、安全措施和技术措施）完善情况；
对设备安全、安全工器具、安全工作环境和劳动保护实施情况进行监督检查、纠正及预防；
有权对习惯性违章、违反现场管理规定的人和单位出具罚款通知单和整改通知单。
（四）运行方式组
秦志辉
当值ON-CALL值长
负责检修期间，全厂设备运行方式更改及申请；
负责根据设备隔离计划组织人员准确及时办理工作票和隔离措施；
负责检修后设备恢复及现场验收工作；
协助安全监察组做好现场文明施工工作。
3 #1机组A级检修概况
一检修等级和进度
计划：
2014年2月17日至2014年5月17日，进行第1次A级检修，共计90日。
实际：
2014年2月17日至2014年5月16日，共计89日。
二运行参数
修前上游水位：
220.27m，修后上游水位：
206.84m。
自机组投产至本次检修开始运行小时数 27689.83h，备用小时数38601.40h。
三检修项目完成情况
检修项目完成情况见表A.1。
检修项目完成情况
内容
合计
标准项目
特殊项目
技改项目
增加项目
减少项目
备注
计划数
220
199
8
13
实际数
218
198
7
2
减少的项目：
⑴标准项目进水口快速闸门油压泵站油过滤
⑵特殊项目有#1机组调速器主配更换
四质量验收情况及评价
1、质量验收（标题序号与章节标题混淆）
主要主设备质量统计表见表A.2，。
主要设备及其辅助设备质量统计表（机械部分）
H点（过程见证点）
W点（过程控制点）
不合格（不符合）通知单
其中：
三级验收
合格
不合格
26
64
33
2、水轮发电机组检修前、后运行主要指标
水轮发电机组检修前、后运行主要指标表见表A.3。
水轮发电机组检修前、后运行主要指标表（负荷90MW）
试验时间：
2014-5-15上游水位：
220.27m（修前）206.84m（修后）
序号
项目
单位
修后值
修前值
1
振动（双幅值）
μm
1.1
水轮机顶盖水平振动
1.2
水轮机顶盖垂直振动
21
1.3
上机架水平振动
41
50
1.4
上机架垂直振动
11
10
1.5
定子机架水平振动
14
15
1.6
定子机架垂直振动
52
1.7
下机架水平振动
4
9
1.8
下机架垂直振动
31
1.9
上导X向摆度
79
85
1.10
上导Y向摆度
80
1.11
下导X向摆度
93
104
1.12
下导Y向摆度
107
1.13
水导X向摆度
206
259
1.14
水导Y向摆度
292
324
1.15
尾水管水平振动
19
温升
℃
3.1
各部轴承温升（平均值）
25.5
27.5
3.2
定子绕组温升（平均值）
76.8
77.2
3、检修质量评价
评价：
电厂认为此次A修质量为优良
评语：
本次#1机组A修工期紧、任务重、技术难度较大，但由于双方对施工进度提前筹划，并及时总结了#2机组大修经验，合理、妥善调整工期。
在双方的共同努力下，机组试运行数据良好，一次并网成功，证明本次大修质量好，工艺执行严，为机组长期稳定运行奠定了良好基础。
4 #1机组A级检修分析简述
一试验结果和分析简述
5月16日，机组开始动态试验。
机组稳定性、调速器动态、励磁系统动态试验均符合规程规范要求。
由于水头原因，甩负荷试验未能甩满负荷，最大负荷至120MW，转速上升至138%，蜗壳水压上升至139%，符合厂家提供的调保计算（转速上升率149%，蜗壳上升率142%）要求。
从机组各部振动数据及各部温升数据情况看，各数据均优于大修前数据，证明此次大修效果较为明显，满足机组长期稳定运行要求。
二检修中消除的设备重大缺陷及采取的主要措施（详见5主要缺陷处理情况）
1、#1机转子磁极键原安装过程磁极键存在问题，经公司决定，更换#1机组转子全部磁极键。
在此过程，发现有一个磁极有下落8毫米的迹象，于是对磁极水平度进行重新调整，直至全部合格，期间还发现26号磁极垂直度和圆度超过规范要求，经研究讨论后，将26号磁极拆下，测量磁轭圆度，发现是磁轭圆度超标，随即进行打磨0.5mm，回装磁极后，测量圆度均合乎规范要求。
2、#1发电机上端轴返厂彻底处理，根据回装后盘车数据，处理后的上端轴达到规范要求。
3、根据#2机组接力器改造经验，将接力器重新返厂处理用于更换损伤的左接力器，并在现场更换了接力器缸体后端盖，具体效果有待在今后的运行或检修中进一步观察。
4、在拆卸水轮机顶盖后，发现顶盖垫片不符合国家规范，且相邻垫片尺寸相差太大，根据规范，同一组垫片不能超过三个，而#1机组顶盖72组垫片介于2到5个之间。
分析是初始安装时，由于加工垫片偏薄，为保证导叶端面总间隙，施工单位累计加垫所致。
在本次大修时进行了处理，重新调整导叶端面间隙，根据数据新加工了72个垫片，安装完成后，检查导叶端面间隙，除一个导叶端面间隙偏小外，其余均达标。
5、对#1机组水发联轴处的加垫问题进行了检查，检查发现无法在现场对水轮机和发电机大轴进行较为精密的测量，无法准确判断问题所在，但垫片运行多年来无明显变形，大轴运行状态良好。
经研究决定按照原加垫位置和数据进行了回装，盘车数据满足规范要求。
6、针对机组励磁系统板卡断电后无法正常运行的设备隐患，对#1机组励磁系统调节器进行了整体更换，更换后各试验数据良好，可以满足以后机组长期稳定运行。
7、轴电流继电器测量电流偏大处理。
#1机组自投产以来，轴电流继电器测量电流一直偏大，为0.8A，超过设计报警值。
经本次大修同时根据厂家安装要求，重新调整轴电流互感器水平，圆度。
在机组试运行中，轴电流测量值为0.1A，满足设计要求。
8、#1机活动导叶有一块导叶气蚀磨损较大，用氩弧焊补焊后打磨光滑；
9、#1机8个导叶套筒有轻微磨损，用氩弧焊补焊后打磨光滑；
10、风洞内及水车室破损及老化电缆更换。
三重大设备更换及效果
1、整体更换#1机组励磁系统调节器。
由于励磁系统存在调节器各控制板卡断电后无法启动的现象，且控制板卡由于更新换代的原因，采购备品昂贵且困难，经公司同意，对#1机组励磁系统进行了整体更换。
更换后的励磁调节系统为广州科学研究院的EXC9000系统，经各项试验，试验数据良好，符合规范要求，可以满足机组长期运行。
四检修进度、安全、质量控制、现场管理
1、检修进度:
由于承包方开工后人员配置相对不足，专业结构也存在不合理的现象，导致工期中后半段检修任务开工不足，抢工期等现象。
检修指挥部在以“质量为先”为原则，多次对节点工期进行调整，确保了机组检修按计划如期完成。
在各方的共同努力下，转子于4月28日吊入机坑，机组于5月16日顺利交付电网。
2、检修安全：
严格要求施工单位遵守电厂检修有关安全规章制度。
检修现场各项管理制度执行较好，各项工作均能严格按“两票”规定执行，未发生大的安全事故及设备损坏事故，未发生各类人身伤亡事故；
对检修工作的重要节点、工作平台、脚手架等进行三级安全验收，共完成三级安全验收项目13项，安全验收均能一次通过。
在检修工作中遇到高空作业、起重作业、动火动作时，安全管理人员深入工作现场，严控工作人员的安全防护及安全防范措施情况，全面把控工作现场的安全，较好的完成了此次检修安全管理目标。
3、质量控制：
为了高效优质完成本次检修任务，根据#1机组检修指挥部安排，机械班成员全部划入检修指挥部质量及监督组，暂时不参与日常ON-CALL工作，要求各专责及时跟进检修现场，认真履行职责，并根据施工进度，将设备拆装的各注意事项及工艺要求、要点及时通报施工方，对检修活动中任何影响质量的事件或行为及时进行纠正、提出整改意见并将相关信息及时反馈到指挥部，使检修过程质量做到可控在控，认真执行质量检查、监督、控制、验证及再鉴定工作，如“H”点和“W”点的验证和签字。
整个检修过程质量控制良好，未出现大的返工或导致设备障碍事件发生。
4、现场管理方面：
厂部根据大修安排，成立了#1机组A修组织领导机构，明确了#1机组检修领导小组和指挥部机构及成员，对检修过程实行全程控制。
每天坚持检修例会制度，协调检修进度、质量、安全、技术、物资等存在问题，协调检修过程中发现的重大技术问题，并提出解决方案；
对于重大施工或起吊项目、缺陷处理实行报批制度，保证检修技术质量安全。
指挥部各成员深入检修现场，检查督促现场文明施工、检修制度执行、安全措施及防护等情况。
五存在的主要问题及考核
1、人员配置不足，安全管理经验有待加强。
施工方自开工后，一直存在人员偏少现象，在施工高峰期人员得不到保障，特别是在清明节假日，恰逢水轮机顶盖回装重要节点，问题特别突出，造成工期延后，人员窝工现象。
安全管理也存在人员监护不到位，现场安全防护不足等现象，安全管理有待进一步加强。
2、存在管理人员与技术人员沟通不及时，会议决定未及时传达现象。
每日检修协调会双方对一些技术要点，改进措施，重大专项研究做出相关要求与决定，但会后存在传达不及时，现场技术人员不了解或不清楚会议要求等现象，造成一定的工期延误或返工。
3、现场文明施工还有待进一步加强。
较#2机组大修，#1机组文明施工及现场管理有了很大提高，但也存在现场检查不够，工期任务重时垃圾未及时清理，工器具摆放凌乱等现象，有待进一步加强。
4、相关考核意见
1）检修进度按计划完成，质量目标控制较好，检修质量验收合格率100%；
调速器建压、流道冲水、开机并网均能一次成功；
修后机组达到了“四无”目标。
2）安全目标控制较好，未发生人身轻伤以上事故；
未发生设备损坏事故；
未发生检修现场火灾事故；
未发生重大交通安全责任事故。
3）根据双方签订的《安全文明施工协议书》，对于检修过程中出现的以下违章行为进行扣罚：
⑴4月7日，在接力器整体耐压试验时，施工方技术人员在有人监护情况下，将接力器试验压力6MPa打至30MPa。
幸亏我厂专责发现及时，没造成人员伤亡事故。
根据《右江水力发电厂#2机组A级检修项目安全文明施工协议书》的《安全违约罚款一览表》第3条，决定扣罚项目部200元。
5 主要缺陷处理情况
一转子磁极键更换处理
根据#2机组A修检修情况，对#1机组转子圆度及垂直度进行测量，发现也同样超标。
经公司同意，对#1机组转子全部更换磁极键处理，更换磁极键后转子圆度及垂直度符合要求。
原因跟#2机组一样，安装单位安装时将磁极键主副键装反，导致磁极键未能打到位，磁极下方约有30cm左右长度未能用磁极键锁紧，机组运行时在离心力的作用下导致磁极下部向外凸出。
二定转子油污清理
在#1机组推力轴承甩油技术改造前，#1机组风洞内油雾较大，本次机组A修前已完成推力轴承甩油技术改造，参照其它机组的最终改造方案，在本次检修中补加了6个呼吸器。
但因以前历次机组小修不具备清扫条件，在定子、转子表面及通风槽等处留有大量油污，此次检修用电机清洗剂全面清洗了发电机定转子。
清洗喷漆后发电机定转子各项试验符合要求。
三上端轴滑转子返厂处理
在本次机组A修前因上端轴滑转子相对中心轴有松动和轴向位移，曾联系厂家采用周向加垫的办法临时加固处理过，能满足短时运行要求。
本次机组A修时，将上端轴拆卸后，运回厂家进行全面处理。
根据盘车数据，处理后的上端轴达到规范要求。
四水轮机接力器缓冲装置损坏处理
参照#2机组检修经验，对#1机左接力器进行解体。
解体接力器后检查发现#1机左接力器缓冲盖板上的紧固螺钉（内六角螺钉，M6×
25）出现断裂现象，造成接力器缸体、活塞、调整垫及端盖不同程度的损伤。
根据#2机组技改方案做如下处理：
将#2机组损坏的接力器返厂做以下改造处理：
（1）缓冲盖板上的螺栓数量增加到12个，连接螺栓由M6加大到M8，
（2）缓冲盖板上Φ5的阻尼孔扩大到Φ7，（3）缓冲套外圆尺寸更改为277mm。
返厂回来后用于更换#1机组左接力器。
改造后应能避免缓冲装置损坏的情况再次出现，具体效果有待在今后的运行或检修中进一步观察。
五顶盖垫片处理
在拆卸水轮机顶盖后，发现顶盖垫片不符合国家规范，且相邻垫片尺寸相差太大，根据规范，同一组垫片不能超过三个，而#1机组顶盖72组垫片介于2到5个之间。
六水发联轴检查
根据#1机组A修计划，在拆机前及拆机回装后对下机架、推力轴承、大轴等安装数据进行检查复核，各数据检查无误后取消垫片尝试一次盘车。
但在机组拆装后，发现无法在现场对水轮机和发电机大轴进行较为精密的测量。
所以无法准确判断问题所在，取消垫片后盘车数据偏差很大。
考虑垫片运行多年无变形，证明加垫后对机组长期运行无影响，经讨论决定仍按照原加垫位置和数据进行了回装，盘车数据满足规范要求。
如需彻底处理，需将两大轴运回厂家，在车间进行全面测量检查，找到原因后进行精加工处理。
6 技术改造项目及改造效果
一励磁系统调节柜改造
二推力轴承冷却水管路及呼吸器技术改造
改造原因主要是推力轴承冷却水管在风洞下盖板处未采用法兰连接，在推力轴承检修时相比#3、#4机组极为不便。
本次机组检修时对推力轴承冷却器进出水管在风洞下盖板处割开，焊接法兰后采用法兰连接。
改造后在机组C修时推力轴承冷却器拆卸、安装管路更为可靠、便利。
三推力轴承呼吸器技术改造
改造原因是推力轴承甩油改造后仍有少量油雾，厂家建议在推力轴承盖板上增加呼吸器进一步改造。
本次机组检修时在推力轴承盖板上钻孔增加了两个呼吸器。
从近一月运行情况观察，改造后基本无油雾，长期效果有待在今后的运行进一步观察。
四机械制动管路技术改造
改造原因是原机械制动管路采用胀管式接头连接，反复拆装后容易造成泄漏，在本次检修时将胀管式接头连接改为法兰连接。
五#1机组技术供水蜗壳取水阀更换
原蜗壳技术供水取水阀为弹性座封暗杆楔式闸阀，因质量问题关闭不严，导致在进行机组技术供水系统上的检修工作时需要排空上、下游流道水。
本次机组检修更换为钢制楔式闸阀，根据机组运行情况看，钢制楔式闸阀封水严密，无漏水，并且可以根据螺杆位置知道闸阀开启的状况，方便运行人员操作。
六水轮机接力器缓冲装置技术改造
参照#2机组检修经验，解体接力器后检查发现#1机左接力器情况同#2机组，缓冲盖板上的紧固螺钉（内六角螺钉，M6×
联系厂家将备品接力器返厂至进行以下处理：
（1）、缓冲盖板上的螺栓数量增加到12个，连接螺栓由M6加大到M8，
（2）、缓冲盖板上Φ5的阻尼孔扩大到Φ7，（3）缓冲套外圆尺寸更改为277mm。
#1机组检修更换改造后的左接力器。
七增加主变冷却器故障报警信号
将主变冷却器“油流中断”、“水流中断”、“电机故障”、“冷却器渗漏”信号上传至监控，完善了主变冷却器故障报警信号，方便值守人员准确掌握设备运行工况。
八增加调速器回油箱测温点
调速器回油箱内增设PT100铂电阻，将回油箱温度信息由SJ-30温度巡检装置上传至监控主站，完善了调速器报警信号，方便值守人员准确掌握设备运行工况。
九更换水车室、发电机风洞内自动化元器件的老化电缆
水车室、发电机风洞内由于油污严重，导致大部分自动化元件的控制电缆绝缘层变硬老化，将其老化电缆更换为耐油电缆。
十更换导轴承油槽内测温电阻老化接头
发电机导轴承内测温电阻均侵泡在透平油中，测温电阻接头处电缆变硬老化，在受到震动及油流冲刷时，极易破损，将其更换为耐油产品。
十一发电机风洞内增加照明设备
发电机风洞内光线很暗淡，日常维护及检修中，均采用临时照明电源，但临时照明存在风洞内布置电源线、存在照明死角等因素。
在发电机风洞内的墙壁上，分上下层布置，分别安装4盏防爆灯，共8盏，基本满足工作要求。
7 检修后发现的主要问题及采取措施
一导叶端面间隙数据略偏小
在对#1机顶盖回装各顶盖螺栓按规范要求把紧后，检查导叶端面间隙数据，发现有个别端面间隙数据偏小。
经研究讨论后原因可能是顶盖在-Y方向上有轻微变形所致，试开关导叶如无碰刮可暂不处理。
在5月9日晚上进行导叶开关操作后，发现#4导叶和#15号导叶转动轨迹处的下端不锈钢面有轻微刮伤痕迹，随即对所有导叶的下端密封压板进行轻微的研磨处理，处理完后，开关导叶动作灵活，未见有刮伤痕迹。
在5月10日对导叶立面间隙进行复查，发现15号和19号导叶立面间隙超标，随即建压1.0MPa后，对15号和19导叶立面间隙进行调整，直至导叶立面间隙全部合乎规范要求。
二水导轴承和主轴密封供水不足
在机组冲水调试过程中，出现水导轴承和主轴密封供水严重不足现象，后拆看管路查看，发现大量死去的钉螺堵塞阀门，将死钉螺清理后，用高压水冲洗管路十分钟以上，又冲出许多死钉螺。
分析是机组检修期间，技术供水管路断水时间长，埋管中的钉螺无法存活，纷纷掉落。
由于水导轴承和主轴密封供水管路是细管，造成堵塞。
建议后期检修时，增加管路冲洗项目。
三故障录波装置故障
检修中发现#1机组故障录波装置故障。
目前电厂已经对故障录波装置改造项目已经进行立项，立项报告正在审批中。
八 结语
#1机组A级检修历时89天，经各方共同努力，克服了很多预想不到的诸多困难，终于顺利完成。
从检修前后试验数据对比看，本次检修取得了预期的效果，为以后机组长期安全稳定运行奠定了良好基础。
运行一个多月来，机组运行平稳，表明本次检修质量控制较好，电厂认为已经具备验收条件，可以对#1机组A修进行验收及评定。
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