#1机组A级检修管理工作报告.docx
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#1机组A级检修管理工作报告
广西右江水电厂#1机组A级检修
管理工作报告
批准：
审核：
编写：
二O一四年六月三十日
一、概述……………………………………………………….1
二、#1机组A级检修指挥机构……………………………..2
三、#1机组A级检修概况…………………………………….5
四、#1机组A级检修分析简述……………………………….8
五、主要缺陷处理情况…………………………………….13
六、技术改造项目及改造效果……………………………..16
七、检修后发现的主要问题及采取措施…………………..19
八、结语…………………………………………………….20
1 概述
#1机组投产至今已7年多，根据DLT838-2003《发电厂检修导则》和DLT817《立式水轮发电机组检修技术规程》等规范要求，机组大修间隔为3至6年；且根据#2机组大修检查情况，#1机组亦存在转子磁极键安装错误需紧急处理，结合#1发电机上端轴滑转子松动未彻底处理、水发连轴加垫运行多年未检查等隐患，因此，经批准，电厂于2014年2月17日开始对#1机组进行A级检修。
检修内容为规范要求内#1机组所规定的A级检修检测项目和上端轴返厂处理、转子磁极键更换、水发连轴检查等项目。
此次#1机组A修，电气部分为电厂自主完成，机械部分通过邀请招标方式确定由广西水电工程局负责完成。
为安全、高效、优质的完成此次检修任务，电厂专门成立了#1机组A修领导组织机构，负责A修施工安全、质量、进度、项目及验收等工作，以达到强化大修的组织、控制、协调和指挥功能；检修过程中，严格执行《右江水电厂外包工程管理规定》、《右江水电厂检修现场管理规定》、《右江水电厂工作票和操作票管理规定》等规章制度，并与检修单位签订了《右江水电厂#1机组安全文明施工施工协议》，对于施工过程中的不安全现象、不文明施工等进行考核。
机组于2014年5月16日正式交付系统，在整个检修过程中无安全事故、质量事故的发生；从交付系统至今一个多月时间，机组运行平稳，无影响机组正常运行的设备缺陷及安全隐患，检验了检修质量。
2 #1机组A级检修指挥机构
一检修领导小组
组长：
梁锋
副组长：
韩永刚辛祖成吕油库
成员：
赵松鹏、卢寅伟、秦志辉
主要职责：
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
主要职责：
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：
组长：
赵松鹏
副组长：
李兴文李健焦爱玲李莹
成员：
杨孝国、韦仁能、张兴华、宁少博、洪辉、覃举宋、罗祖建
主要职责：
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
组长：
卢寅伟
副组长：
李兴文李健
成员：
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
主要职责：
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
副组长：
崔海军
成员：
张兴华宁少博洪辉李兴文李健覃举宋罗祖建
主要职责：
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
组长：
秦志辉
副组长：
当值ON-CALL值长
主要职责：
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
13
0
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）
内容
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
合计
合格
不合格
合计
合格
不合格
合计
合计
计划数
26
26
64
64
0
0
33
实际数
26
26
64
64
0
0
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
13
7
1.2
水轮机顶盖垂直振动
13
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
50
52
1.7
下机架水平振动
4
9
1.8
下机架垂直振动
2
31
1.9
上导X向摆度
79
85
1.10
上导Y向摆度
79
80
1.11
下导X向摆度
93
104
1.12
下导Y向摆度
93
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
15
19
2
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。
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。
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
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。
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，M6×25）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。
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。
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。
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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