10号机大修安全技术组织措施改后.docx
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10号机大修安全技术组织措施改后
目录
前言¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨
（2）
一、开工申请¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨（3）
二、大修目标及大修要求¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨（4）
三、大修网络图及配合进度¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨（6）
四、大修组织机构
1.分公司组织机构¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨（7）
五、技术措施
1.质量管理措施¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨（8）
2.大修项目分工及三级验收明细表¨¨¨¨¨（8）
3.停工待检点明细表¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨（10）
4.九项技术监督计划¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨（11）
5.主要项目技术措施¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨（13）
六、安全措施
1.安全要求¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨（20）
2.主要项目安全措施¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨（21）
3.大修危险点控制明细表¨¨¨¨¨¨¨¨¨（24）
4.定置定位图¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨（25）
前言
根据本分公司与吉林热电厂签定的10号机大修工程合同，10号机大修将于2004年4月19日至6月18日实施，计划工期60天。
10号机大修是我分公司2005年在吉林热电厂第1台机组大修。
从2004年大修情况看，机组大修严格遵照ISO9002标准执行。
取得良好效果，大修达到了预期的效果，今年我们将再接再厉，继续修好10号机组，为全年检修工作奠定良好的基础，要求参加大修的各班组要立足本职，明确责任，坚持“质量第一，用户至上，精心检修，优质服务”的质量方针，修好10号机，做到大修后一次启动成功，主设备达到一类标准，无故障连续运行不少于30天，180天无临检，确保分公司质量目标的实现。
大修中严格按照“10号机大修安全、技术、组织措施实施方案”和检修过程程序控制的具体规定要求实施。
严格执行“停工待检”和“三级验收”制度，用好检修工序卡，大修现场定置管理和区域化作业要遵照规定执行，严格执行检修工艺纪律，技术监督工作要做实，管理工作要到位，确保检修质量，节能降耗，对物资消耗写实要做到准确无误，降低大修费用，参加大修的各班组要紧密配合，积极主动，为一线服务，党政工青要齐心协力，把这台机大修修好。
一、开工申请
吉林热电厂10号机为哈尔滨电机厂制造的QFQS-2型发电机机，于1988年投入运行，运行了17年多。
10号机于1988投运以来，经过了多次大、小修，修前对该机健康情况进行了全面分析，确定存在一定的问题在大修中进行彻底处理，例如：
10号机滑环运行中过热、励磁调节器特性不好。
10号机大修非标准项目已确定落实。
参加大修各班组的准备工作也陆续完成。
大修所需材料备件已准备齐全，具备开工条件，特申请开工。
工期60天。
二、大修目标及大修要求
1安全方面
1.1杜绝人身伤亡事故，确保无轻伤及破皮流血不安全现象。
1.2杜绝重大设备事故，确保无设备损坏及损伤现象。
1.3杜绝重大火灾,确保无火险现象。
2质量方面
2.1确保10号机大修一次启动成功，安全运行180天无临检。
2.2各项指标如下：
2.2.1继电保护装置100%。
2.2.2继电保护正确动作率100%。
2.2.3仪表校验率100%。
2.2.4绝缘试验率100%。
2.2.5开关正确动作率100%。
2.2.6发电机漏氢量不大于14.5m3/d。
3大修要求
3.1由分公司主任、分公司专责工程师负责大修的全面指挥和指导工作。
3.2开工前，各班组组织全体人员学习“检修工艺规程”和“10号机大修工程安全、技术、组织实施方案”及“检修工艺纪律”。
3.3大修要求员工按照检修过程控制程序进行施工。
3.4管理人员要尽职尽责，随时解决现场的问题，要在严细实上下功夫。
3.5各班组、各专业要互相协作，树立“一盘棋”思想，为大修做贡献。
3.6各班组在工作中要有超前意识，随时适应主线工期的变动，不影响整体工期进度。
3.7团组织要发挥党、团员模范带头作用，同时搞好宣传工作，发挥电视、广播、板报的宣传优势。
大肆宣传好人好事。
3.8工会要发挥自身优势，组织各种有益于大修的竞赛评比活动，激励现场的工作热情。
3.9各班组要组织好大修前的技术培训，有针对性地进行讲课，考试示范，保证工人对大修各项工作及程序的了解
三、大修网络图及配合进度
1、大修计划工期：
2004年4月19日~6月18日。
2、配合进度：
（1）第9天发电机抽转子
（2）第36天发电机穿转子
（3）内冷水系统留电至第16天
（4）第32天下班前内冷水系统恢复
（5）第46天油循环
（6）第47-48天打风压
3、网络图
四、大修组织机构
1、电气检修分公司组织机构
五、技术措施
1、质量管理措施
1.1落实物资到位情况。
1.2落实人员准备情况（培训、定员）。
1.3工序卡编制并获批准。
1.4检修过程中所有项目应按工序卡或工艺规程要求控制，做好记录。
1.5主要非标准项目按制订的技术措施实施。
1.6标准项目和非标准项目均不得漏项、减项和减少工艺程序，要干好，干彻底，确保运行周期。
1.7严格执行三级验收，以及停工待检点的要求，各级验收必须到位、签字。
1.8任何一级验收不合格，都要返工重干，设备问题要处理在大修中，不留后患，每个人都要心中有数，不符合标准不交工。
1.9各分公司员工检修工作中要严格执行检修工艺纪律。
2、大修项目分工及三级验收明细表
2.1大修项目工时汇总表
项目
标准项目
非标准项目
单项工程
合计工日
项目数
工日数
项目数
工日数
项目数
工日数
电气
9
2290
13
1410
0
0
3700
2.2电气检修分公司部分
2.2.1标准项目分工及三级验收明细表
三级验收用A.B.C表示
A:
为生产部.分公司.班组验收
B:
为分公司.班组验收
C:
为班组验收
序号
工程项目
分公司
审定工时
生产部
意见
施工
负责人
三级
验收
1
发电机检修
615
霍晓东
A
2
低压电机及回路大修
480
栗新
C
3
仪表校验
100
姜耀东
C
4
10号机变及回路试验
140
王殿军
B
5
10号机变及回路配电装置检修
150
袁建春
B
6
继电保护大修
105
苏建国
B
7
10号机复水泵电机大修
120
常铁军
A
8
10号机给水泵电机大修
180
王克伟
A
9
3号厂高变大修
400
黄嘉庆
A
10
11
12
合计
2290
序号
工程项目
分公司
审定工时
生产部
意见
施工
负责人
三级
验收
1
6114A、B开关改造
100
袁建春
A
2
发电机大盖车平
50
霍晓东
C
3
EH油泵系统安装
40
栗新
A
4
发电机内冷水流量试验
120
霍晓东
B
5
发电机滑环改造
500
霍晓东
A
6
发变组保护更换
160
苏建国
A
7
励磁调节器更换
130
石巍
A
8
给水泵电缆更换
120
李国恩
C
9
部分低压开关更换
100
栗新
C
10
排水泵电机更换
20
栗新
C
11
交、直流润滑盘更换
10
栗新
C
12
排空、排油管路移位
20
霍晓东
C
13
7110开关机构更换
40
袁建春
C
14
15
合计
2.2.2非标准项目分工及三级验收明细表
3、停工待检点明细表
序号
停工待检点
检查验收单位
备注
班组
分公司
生产部
1
发电机修前风压试验
√
√
2
发电机修前交直流试验时
√
√
√
3
发电机抽转子时
√
√
√
4
发电机定子槽楔加紧后
√
√
√
5
发电机定子槽楔加紧后高压试验时
√
√
6
发电机转子金属试验后
√
7
发电机转子通风和气密试验后
√
√
8
发电机装转子时
√
√
√
9
发电扣内护板前
√
√
√
10
发电机扣外大盖前
√
√
11
发电机修后高压试验时
√
√
√
12
主励磁机抽转子时
√
√
13
副励磁机抽定子时
√
√
14
主励磁机装转子时
√
√
√
15
副励磁机装定子时
√
√
16
继电保护传动试验时
√
√
17
冷却器解体刷漆后，组装前
√
√
√
18
10号主变预防试验后
√
√
19
3号厂高变吊芯后扣钟罩前
√
√
√
20
3号厂高变预防试验后
√
√
21
发电机及变压器各部上接头后
√
√
22
电流互感器二次回路通电
√
23
仪表校验后回装时
√
24
低压电机及回路检修试转时
√
25
1号给水泵转子回装前
√
√
√
26
2号给水泵转子回装前
√
√
√
27
3号给水泵转子回装前
√
√
√
28
1号复水泵转子回装前
√
√
√
29
2号复水泵转子回装前
√
√
√
30
3号复水泵转子回装前
√
√
√
31
发电机整体风压试验后
√
√
√
32
发电机联桥耐压试验时
√
√
33
发变组微机保护整组调试
√
34
发变组保护及励磁调节器投运试验
√
√
√
35
励磁调节器整组调试
√
36
发电机定子流量试验后
√
√
37
发电机旧滑环拆除时
√
√
√
38
发电机新滑环安装时
√
√
√
39
EH油泵系统安装后
√
√
√
4九项技术监督工作
4.1继电保护监督检验计划
序号
项目
检验部位及内容
达到标准
负责单位
协作
单位
1
交流继电器检验
接点间距离
轴向活动范围继电器定值
≥2mm
0.15-0.2mm
±5%整定值
继电
无
2
直流继电器检验
线圈直流电阻
≤±10%厂家铭牌值
继电
无
4.2仪表监督检验计划
序号
项目
检验部位及内容
达到标准
负责单位
协作单位
1
仪表校验
整体检修校验
达到JJG124-93电流、电压、功率表检定规程要求
仪表
无
2
变送器校验
整体检修校验
达到JJG01-94电测量变送器检定规程要求
仪表
无
4.3绝缘监督检验计划
序号
项目
检验部位及内容
达到标准
负责单位
协作单位
1
发电机及回路试验
定子绝缘电阻及吸收比试验
吸收比大于1.3
高压
发电
定子直流耐压试验并测量漏泄电流
修前2.5Un修后2.0Un试验电压下分段加压各相漏泄电流差别不大于最小值的100%，最大漏泄电流20μA以下相间差与历次比变化不应显著
定子绕组交流耐压
修前1.5U一分钟
定子绕组直流耐压
相间差不大于1%
转子绝缘电阻试验
大于0.5兆欧
转子绕组直流电阻
与初次比变化不大于2%
转子绕组交流阻抗
与初次比变化不大
电压互感器试验
自行规定
高压
配电
发电机联桥耐压
45KV1分钟
2
主变试验
主变高压侧各TPA下及低压侧绕组直流电阻
线间差不大于平均值1%
高压
配电
主变本体介损
20℃不大于0.8%
主变高压侧套管介损
20℃不大于0.8%
绕组绝缘电阻吸收比
自行规定吸收比>1.3
绕组泄漏电流
与前次比无明显变化
7110开关、CT介损
开关<0.5%，CT20℃不大于0.7%
3
厂高变试验
厂高变绕组直流电阻
线间差不大于平均值1%
高压
配电
厂高变高低压侧介损
20℃不大于1.5%
铁芯绝缘电阻
自行规定
穿芯螺栓、铁轭夹件、绑线钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽绝缘电阻
不低于500MΩ
5、主要项目技术措施
5.1发变组保护更换技术措施
5.1.110号机发变组保护更换前，将厂用6千伏备用电源开关6014A、6014B操作直流及二次回路,从3号高工变保护屏过渡到3号厂低备变保护屏，操作良好后投入运行。
5.1.210号机大修开工后，拆除10号机发变组保护、3号厂高变保护直流、操作直流、信号直流电源及交流电源回路。
5.1.3在原10号机发变组保护屏和220千伏保护楼220千伏母差保护屏、开关失灵保护屏分别拆除控制回路跳闸线（101、031、033、101、171、173、175、177、181、183）。
5.1.4在主盘220千伏母联7200开关操作盘将主变零序保护跳母联的（1、133线）拆除。
5.1.5拆除10号机发变组保护二次控制回路，注意将去DCS控制电缆与强电控制电缆分开处理，在保护屏和DCS控制柜两侧分别断开，查校正确，并做好标志。
5.1.6上述工作应经工作组负责人和班组验收后，方可进行以下工作。
5.1.7在220千伏变电所电压互感器箱，拆除220千伏南北母电压线（A630、B630、C630、L630、N630、A640、B640、C640、L640、N640）
5.1.8在220千伏变电所母保电流互感器端子箱内和10号主变7110CT端子箱两处将220千伏母线保护（A310、B310、C310、N310）拆除，用钳形表确认二次无电流，然后经电缆查线确认后拆除，同时做好记录。
5.1.9拆除10号发电机本体调速马达线（701、991、993）和大轴接地线。
5.1.10完成上述工作后，再次检查盘内所有回路，确定无电后，将所有电缆撤至电缆夹层，并用绝缘胶带包好。
注：
去10号机DCS系统为弱电控制回路，需用数字万用表实测，严禁用电笔测试判断有无电压。
5.1.11安装固定新10号机变保护屏2面、开关操作屏（备自投、非电量保护）1面，安装地点为原10号机发变组保护屏和3号高工变保护屏。
5.1.12安装好新保护屏上方PM及Ymb小母线。
5.1.1310号机变交直流回路电缆在微机保护屏、开关操作屏侧做头、查校、回路接引。
5.1.14新微机发变组保护屏交直流工作电源接引。
5.1.15电缆接引完毕，发变组微机保护装置上电，检查微机保护静态参数、各项技术指标应正确。
5.1.16新10号机发变组微机保护整组调试：
发电机差动、发变组纵差保护、专用匝间保护、定子100％接地保护、失磁保护、失步保护、转子一点接地、两点接地保护、阻抗保护、复合电压闭锁过流保护、定子过电压保护、转子过负荷保护、主变零序电流保护、主变间隙电流保护、主变零序电压保护、转子表层负序定时限、反时限保护，定子过负荷、过电流定时限、反时限保护及所有非电量本体保护（主变重瓦斯保护、主变轻瓦斯信号、发电机断水保护、主变全停保护、厂高变重瓦斯、厂高变轻瓦斯保护）功能测试，装置开入、开出传动试验（屏内部分）。
5.1.17二次交流电流回路通电检查试验（试验前再次检查10号机微机发变组保护中去220千伏母保盘启动母保和失灵盘启动开关失灵保护控制跳闸线全部断开）。
5.1.18由热工配合对10号机发变组保护（含3号厂高变）所有灯光及信号回路进行整体调试，全部进入DCS系统，并调试正确。
5.1.1910号机发变组直流部分传动试验及开入量、开出量回路正确性检查。
（试验前再次检查10号机发变组保护至母线保护和启动开关失灵保护全部断开）。
5.1.20将备用电源自动投入装置调试良好，确认试验数据和技术指标满足要求。
5.1.21分别停14A、14B母线，将备自投装置及二次回路接引完毕，传动试验良好，将备自投装置投入运行。
5.1.22由热工人员配合取消原DCS系统中备用电源自动投入功能。
5.2发电机大修技术措施
5.2.1内、外小车与轴颈接触面应垫以1毫米厚的绝缘纸板。
5.2.2采用φ42毫米专用钢丝绳作起吊用绳。
5.2.3当确认前侧轴颈吊离下瓦1毫米左右时，停止起吊，由汽机人员翻出前侧轴承下瓦。
5.2.4在滑环侧8米地面的转子轴线方向的适当地方挂一台5吨的链式起重机，通过φ12毫米的钢丝绳和5吨的卡扣系于外小车的适当位置。
5.2.5吊心钢丝绳两端的距离在1000毫米左右。
5.2.6吊心钢丝绳绕转子与垫条帘一周四端系于吊车大钩。
5.2.7采用15吨的卡扣和直径为25厘米的钢丝绳起吊端盖。
5.2.8钢丝绳须绕吊钩一圈挂好，起吊时吊车对中，且使钢丝绳缓慢吃力后，方可取下定位销。
5.2.9采用晃动法使端盖与结合面脱离，当端盖高于汽机轴瓦外壳10厘米时，至少两人在两侧扶持端盖，方可指挥吊车向外侧移动。
5.2.10测量导风筒与风扇间隙，最少取垂直、水平方向四点，作好记录。
5.2.11吊拆下大盖时两吊钩升降要配合好，待下大盖重量完全落在提升钩上时，方可解开另侧吊钩环。
5.2.12用专用工具测量汽机侧及滑环侧转子空气间隙（应在大齿处测量），并记录上、下、左、右四点的数值。
即：
（最大间隙—最小间隙）/平均值≤10%。
5.2.13冷却器及压圈拆前应作好定位标记编号。
5.2.14用3吨链式起重机将冷却器拉出机壳500毫米左右后，卸下起重机。
5.2.15冷却器后侧端部距机壳3/5冷却器长度时，冷却器后侧端部用预先准备好的支柱支撑，然后调整吊车和钢丝绳位置，使其系于冷却器中心位置，找好水平，指挥吊车后移，将冷却器吊出机壳，放于指定位置垫好。
5.2.16冷却器组装后应打压合格后回装
5.2.17认真做好现场检修技术记录，及时进行整理
5.3高压试验技术措施
5.3.1检修工序卡编制并获批准，严格执行三级验收及停工待检点的要求，各级验收必须到位并签字。
5.3.2试验前要进行技术培训，准备好试验仪器仪表及记录等。
5.3.3认真检查试验接线。
接试验电源前先验电，试验现场做好围栏。
5.3.4变更试验接线时先放电接地，再进行换线。
5.3.5严格执行试验标准，遇有特殊情况及时向上级汇报
5.43号厂高变大修技术措施
5.4.1开第一种工作票，负责人认真办好开工手续，向工作组成员交代安全注意事项并监护。
5.4.2开拆下的控制线要作好标记，包扎好，防止受潮拆除变压器本体的冷却器前，要关闭变压器本体上各蝶阀，然后在冷却器处放油，拆除冷却器，并在各蝶阀上加装死堵板。
5.4.3拆开人孔检查油位，油面应低于低压套管的下端面,露出端子箱，注意铁芯与油面的距离。
5.4.4变压器低压侧封闭母线要分段拆除。
拆下的封闭母线、压环、接线板、各部螺栓等要妥善保管，并将各段母线管口用塑料布包好，防止受潮。
5.4.5拆除变压器垫铁前要测量好变压器的准确运行地点及坡度，做好标记。
5.4.6分接开关机构及操作杆拆下后，所有零件要做好标记，做好防潮措施。
其孔洞用死堵板封好。
5.4.7打开低压套管手孔，拆除低压器管引线，拆除低压套管。
其孔洞加死堵板封好。
5.4.8在吊钟罩检查的前一天晚间，用ZJY-150型真空净油机对变压器本体的变压器油进行热油循环加温。
吊钟罩前，将变压器油打出至30吨、20吨油罐，保证变压器身温度较检修间室温高出10—15度。
器身检查应在晴天环境进行。
5.4.9器身充许在空气中暴露时间应不超过如下规定：
空气相对湿度≤75%为12小时；器身暴露时间是从变压器放油起至开始抽真空或注油时为止。
5.4.10低压套管复装时，要防止碰伤瓷瓶。
内部接线要可靠接触，防止运行中过热。
法兰螺栓应对角均匀紧固，保证密封垫圈压缩良好。
5.5发电机滑环更换技术措施
5.5.1对预更换的滑环及相关部分进行现场实际测绘，并尽可能收集有关原始技术资料。
5.5.2滑环拆装前后应做如下检测，并将检测结果填写在检查记录卡内。
5.5.2.1机械检测
5.5.2.1.1滑环更换前、后在轴上的振动值。
5.5.2.1.2滑环更换前、后盘车状态下的圆周和侧面跳动值。
5.5.2.2.3滑环更换前、后在轴上的轴向尺寸及相关尺寸
5.5.2.2电气检测
5.5.2.2.1滑环拆前测量转子绕组绝缘电阻、用1000伏级兆欧表检测。
5.5.2.2.2拆前测量转子绕组直流电阻、用双臂电桥检测、记录室温。
5.5.2.2.3转子引线与滑环连接拆除分离，对汽励两滑环分别进行对地绝缘电阻的测量，用1000伏级和2500伏级兆欧表分别进行测量。
5.5.2.2.4测转子绕组对地绝缘电阻，用1000伏兆欧表。
5.5.3旧滑环的拆除：
5.5.3.1旧滑环加热拆除前，应清除有碍滑环从轴上或绝缘套筒上退出的障碍，拆除滑环上的挡风板，并对不影响滑环拆除又不宜拆除的零部件，要隔离火焰，注意保护。
5.5.3.2用氧气焰均匀加热滑环，并用点温计控制加热温度（在150-180℃），并随时用手锤垫木板向外敲打，最好两人同时对称敲打。
5.5.3.3对拆掉的滑环及其他零部件做好对应标记，暂时妥善保管。
5.5.3.4对滑环部位的轴径进行清理，并修平表面凸痕。
5.5.3.5如有必要可对轴径尺寸进行最后测量或复查原测绘尺寸。
5.5.4新滑环的安装：
5.5.4.1先装汽端绝缘套筒，并用定位块对绝缘套筒进行轴向限位，定位块在轴上可用胶带固定。
5.5.4.2滑环加热，温度为：
180±5℃，如用火焰加热，滑环平放，下面用3个支点垫起，高度约100㎜，均匀加热，用点温计随时监测加热温度，注意磕碰。
5.5.4.3滑环加热到180℃后用吊装工具将其卡紧用细钢丝绳吊起,翻转90度,调整方向，将其装在绝缘套筒上，并注意滑环接线槽与连接片必须对正轴向位置尺寸,方向可用划线或滑环套在绝缘套筒后初步对正，滑环冷固前初装连接片。
5.5.4.4在冷到室温后，测量对地绝缘电阻（用1000伏级兆欧表）不得低于50兆欧,并进行对地耐压试验。
5.5.4.5励端绝缘套筒和滑环的安装与检测重复上述1、2、3、4项过程。
5.5.5将连接片清理干净，装绕组与滑环间连接片，经过清理后，在滑环两侧和露在滑环外的绝缘套筒表面刷绝缘漆，干燥3小时后，进行测量：
5.5.5.1用1000伏级兆欧表检测，其对地绝缘电阻不得小于5MΩ，且优于修值。
5.5.5.2滑环与转子绕组连接片对地耐电压试验值打1000伏，1分钟。
5.5.6转子装机后处理与检测：
5.5.6.1转子装机后对滑环外圆表面用手持抛光机进行抛光处理因火焰加的氧化膜要去掉，同时可适当提高滑环表面光洁度。
5.5.6.2检测滑环外圆的跳动及振动，并对原始值进行比较。
发电机装转子后，在盘车状
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