贯流式水轮发电机组C级维护检修施工组织方案.docx

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贯流式水轮发电机组C级维护检修施工组织方案

3#水轮发电机组C级维护检修

施工组织方案

批准：

审核：

编制：

一、工程概况

1、工程概述

xxxxxxx是以防洪为主，兼有航运、发电、供水、旅游等综合效益的水利工程。

电站装机4台×3.5万KW灯泡贯流机组，机组是通过国际竞争性招标采购的进口设备，水轮机、调速器系奥地利奥钢联（VA-MCE）公司供货，发电机、励磁系统、监控部分由奥地利伊林（ELIN）公司供货。

根据《发电企业设备检修导则》DL/T838—2003及3#机组目前的运行状况。

计划对3#机组进行2011年度C级检修。

本年度重点对机组进行检查、清扫、评估、缺陷处理和维护检修,并进行各项试验。

2、机组主要技术特征

1．水轮机：

型号:

KR4/700最大工作水头：

13.83m

转轮直径:

7.0m额定水头：

8.53m

额定功率:

35.69MW最小水头:

3.61m

最大出力:

39.97MW额定效率:

90.55%

额定转速:

83.3rpm最高效率:

95.79%

额定流量:

473m3/s轮机安装高程:

▽1.92m（主轴中心标高）

飞逸转速:

265rpm（非协联）额定比转速:

1080m.KW

电站空化系数:

2.6

2.发电机部分:

型号:

SV725/72-183额定容量:

39MWA

额定电压:

10.5KV额定电流:

2144.4A

额定转速:

83.3rpm额定效率:

98.07%

额定功率:

0.9额定频率:

50HZ

相数:

3定子绕组连接方式:

星形

励磁方式:

晶闸管自并励静止整流额定励磁电压:

178V

额定励磁电流:

1067A空载励磁电压:

88V

空载励磁电流:

500.4AGD2:

≥4500t.m

3.调速器

型号:

MIPREG.DGC600C数字式调速器

调速器液压部分参数:

额定操作油压:

55bar（1bar=1kg）

最低操作油压:

38.5bar压力油罐容积:

6200升

调速器集油箱容积:

5700升导叶接力器行程:

1860mm

导叶开度角:

00-840导叶接力器活塞杆直径:

350mm

轮叶直径:

7000mm轮叶接力器行程:

312mm

轮叶接力器活塞杆直径:

1200mm轮叶开度角:

60-380

导叶正常开启时间:

15s导叶正常关闭时间:

15s

导叶最短关闭时间（通过旁通阀快关）:

8s

轮叶正常开启时间:

30s轮叶正常关闭时间:

30s

调速器的比例、积分、微分常数能分别进行修正，参数范围如下：

加速时间常数：

Tn=0-10s暂态转差系数：

bt=0-750%

永态转差系数：

bp=0-15%缓冲时间常数：

Td=0-25s

频率给定调整范围：

±16%功率调整范围：

0-120%

开度限制调整范围：

-5-100%人工失灵区调节范围：

±1%

静态特性曲线最大非线性度不大于1%

4．桥机为电动双梁主副起重为150t/32t/10t，主梁设有10t电动葫芦。

二、3#机C级检修工作主要内容和依据

1、主要检修内容

本次检修重点对机组进行检查、评估、修理、清扫，消除运行中发生的缺陷。

重点清扫、检查和处理易损、易磨部件，各功能块进行实测和试验、预防性试验；各项技术监督规定检查项目。

2、检修主要工作项目

序号

项目及内容

验收

等级

1

机组检修前的准备工作

1.1

机组进水口检修闸门、尾水闸门检查及维护

1

1.2

坝顶门机检查

1

1.3

落进水口检修闸门、尾水闸门，打开流道放空阀进行流道排水

1

2

流道设备

2.1

检查前后闸门的密封情况

1

2.2

主支撑、侧向支撑螺栓紧固性检查

1

2.3

流道导流板螺栓检查更换

1

2.4

流道泵房取水口加装弯头栏栅

2.5

流道水工建筑物检查及维护

3

3

水轮机部分

3.1

导水机构拐臂压紧螺栓扭矩检查

1

3.2

导水机构调速环抗磨块磨损检查或更换

1

3.3

导水机构调速环连杆球轴承清扫外观检查

1

3.4

检查具有填充材料的区域，视情况进行补充

1

3.5

导叶及轮叶开关时间测定

2

3.6

轮叶密封漏油检查或处理更换

3.7

转轮室、尾水管里衬、转轮气蚀和磨损检查处理

1

3.8

伸缩节检查及密封改造

1

3.9

伸缩节接引水装置检查、补漏

1

3.10

水力测量系统检查及维护

2

3.11

水轮机导叶轴套密封检查或更换（有漏水的）

2

3.12

水轮机大轴螺栓等检查

2

3.13

水轮机大轴接地碳刷检查

4

发电机部分

4.1

定子、转子绕组油污、碳污局部清洗

3

4.2

转子滑环、碳刷检查清扫;更换励磁极性

1

4.3

组合轴承外观检查及清扫

1

4.4

组合轴承正推力瓦抽瓦（2块）检查

2

4.5

检查清扫除潮器

1

4.6

抽查定子与转子间气隙

1

4.7

检查定子排水管是否畅通

1

4.8

发电机转动部分联接螺栓、挡风板螺栓的检查及紧固

1

4.9

定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数

1

4.10

定子绕组泄漏电流和直流耐压试验

1

4.11

转子绕组的绝缘电阻

1

4.12

转子碳刷架滑环绝缘电阻测量

1

4.13

发电机出口PT一次绕组的绝缘电阻

1

4.14

发电机出口CT、母线的绝缘电阻

1

4.15

发电机出口避雷器绝缘电阻

1

4.16

发电机出口避雷器直流1mA电压（U1mA）及0.75U1mA下的泄漏电流

1

4.17

高低压电缆绝缘电阻测量

1

4.18

发电机中性点变压器清扫、试验

1

4.19

滑环室轴电流CT检查清扫、CT回路检查试验

1

5

调速器系统

5.1

调速器导叶、轮叶控制阀组的检查

1

5.2

检查油泵出口逆止阀、安全阀及泄压阀2103/1，2

1

5.3

检查各阀门及管路接头渗漏情况并处理好，特别是接力器上下联接法兰

1

5.4

检查油压开关的设定值

1

5.5

检查集油箱呼吸器

1

5.6

检查油水探测器

1

5.7

数字调速器开关量及模拟量输入/输出情况检查

1

5.8

比例阀及旁通阀功能检查;过滤器检查、维护

1

5.9

液压系统所有过滤器检查、维护或更换

1

5.10

旁通电磁阀及快关电磁阀功能及动作情况检查

1

5.11

电气过速保护装置的功能检查

1

5.12

导叶及轮叶位移传感器检验

1

5.13

导水机构的安全连杆限位开关检查

1

5.14

轮毂油箱油位开关的设定值检查

1

5.15

漏油箱呼吸器清扫

1

5.16

漏油箱油位开关检查

1

5.17

漏油箱油水探测器检查

1

5.18

导叶及轮叶协联关系检查

1

5.19

油泵电机绝缘电阻测量

1

5.20

比例阀放大器电气零位检查

1

5.21

调速器油泵卸荷阀动作压力检查

1

5.22

调速器油箱、回油箱油温控制器检查

1

5.23

电调出口继电器校验

1

5.24

电调电源模块校验

1

5.25

比例阀放大器输出输入特性及电气零位检查

1

5.26

数字调速器电路板清扫,检查.

1

5.27

调速器系统压力油罐安全阀送检

1

5.28

受油器对地绝缘电阻测量

1

5.29

转轮动作试验

2

6

油处理及油化验

6.1

轴承油系统排油

1

6.2

轴承油系统过滤

1

6.3

轴承油系统充油及系统油循环

1

6.4

调速器油系统排油、充油

1

6.5

调速器油系统过滤

1

6.6

3#机所有油箱清理

1

6.7

油样化验

7

轴承油系统

7.1

轴承油过滤器检查维护

1

7.2

高压油泵交、直流电机联轴器检查

1

7.3

高压油路过滤器检查维护

1

7.4

检查各管路接头渗漏情况，并处理好渗漏点

1

7.5

各轴承油泵及电机外观的检查

1

7.6

油泵电机绝缘电阻测量

1

7.7

高压油顶起功能检查

1

7.8

主供油电动蝶阀功能检查

1

7.9

示流器检查

1

7.10

油雾风机检查维护

1

7.11

油雾风机电机绝缘电阻测量

1

8

冷却系统

8.1

水泵电动机引出线检查

1

8.2

1#、2#冷却水泵检查

1

8.3

1#、2#冷却水泵的电机检查

1

8.4

8台轴流风机冷却风机支座螺栓及支架螺栓（与导风筒支架）的紧固检查

1

8.5

8台轴流风机的电机检查试验

1

8.6

对表面冷却器进行清扫以及打压试验

1

8.7

板式冷却系统1#、2#水泵检查

1

8.8

板式冷却系统1#、2#过滤器检查清洗

1

8.9

板式冷却系统冷却器进行清扫以及试验

1

8.10

板式冷却系统二次回路检查清扫及试验

1

8.11

所有电机绝缘电阻测量

1

9

制动系统

9.1

制动功能试验

1

9.2

检查制动闸瓦的磨损情况

1

9.3

检查制动闸的固定座螺栓紧固情况

1

9.4

打开制动气管最低点的球阀，排除冷凝水

1

9.5

制动机构添加润滑油

1

9.6

气水分离器清污检查及维护

1

9.7

油喷雾器检查及维护

1

10

3#机组所有端子箱

10.1

端子箱清扫

1

10.2

接线端子紧固

1

11

机组动力电源柜

11.1

机组动力电源柜清扫

1

11.2

机组动力电源柜进线开关动作试验

1

11.3

二次回路检查，继电器校验

1

12

机组出口开关柜

12.1

机组出口开关柜清扫

1

12.3

503开关回路直流电阻测量、绝缘电阻测量

2

12.4

机组出口开关动作试验

1

12.5

5031隔离开关检查、试验

1

12.6

接地刀闸检查、试验

1

12.7

二次回路检查，继电器校验

1

13

发电机AK1-AK10电气柜检查维护

13.1

AK1-AK3电气柜清扫

1

13.2

AK1-AK3电气柜内电气制动刀闸5003检查、试验

1

13.3

AK1-AK3电气柜内接地刀闸检查、试验

1

13.4

AK5-AK10电气柜清扫

1

13.5

AK1-AK10电气柜内二次回路检查，继电器校验

1

14

机组保护装置

14.1

机组保护装置清扫、端子紧固

1

14.2

CT、PT二次回路检查、绝缘测试

1

14.3

机组保护装置I/O点测试

1

14.4

机组保护装置定值检验

2

14.5

机组保护联动模拟试验

2

15

励磁系统

15.1

励磁变压器、制动变压器的清扫检查

1

15.2

励磁变压器、制动变压器的绝缘电阻测量

1

15.3

励磁系统一次设备、外回路清扫、检查、试验

1

15.4

励磁系统柜清扫、检查、试验

1

15.5

励磁系统I/O点检查及维护

1

15.6

励磁功能检查及试验

2

16

机组仪器、仪表及自动化元件

16.1

仪器、仪表及自动化元件检查及校验

1

16.2

发电机烟感、温感元件、水位计检查

1

17

14.72高程3#机组测温柜

17.1

测温柜清扫

1

17.2

所有毛细管温度计检查及维护

1

17.3

发电机热风、轴承油系统回油毛细管温度计校验

2

18

3#机同期装置

18.1

同期装置检查

1

18.2

同期回路检查、试验

2

19

3#机振动测量系统

19.1

大轴位移测量探头检查及维护

1

19.2

水导、发导振动测量探头检查及维护

1

19.3

振动测量装置检查、清扫

1

20

3#机监控系统维护（下位机系统）

20.1

模块检查、清扫

1

20.2

系统诊断、检查维护

1

20.3

逻辑程序检查

1

20.4

监控系统I/0点检查及维护

1

20.5

触摸屏检查维护

1

21

电气设备安全接地检查维护

21.1

电气一次设备安全接地检查维护

1

21.2

继保设备安全接地检查维护

1

21.3

自动化设备安全接地检查维护

1

22

机组试验

22.1

机组无水调试

2

22.2

机组充水试验

2

22.3

机组启动试验、功能试验、并网试验

3

3、检修依据

1）GBT8564-2003水轮发电机组安装技术规范

2）DL/T838—2003发电企业设备检修导则

3）DL/T-596—1996电力设备预防性试验规程

4）DL/T-587——1996微机继电保护装置运行管理规程

5）GB50194—93建设工程施工现场供用电安全规范

6）JGJ46-88施工现场临时用电安全技术规范

7）DL5061-1996水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范

8）GB2894-88安全标志

9）广东省飞来峡水利枢纽管理处《检修规程》和《试验规程》

10）飞来峡水利枢纽管理处编写的《2011年度3#水轮发电机组C级检修方案》

11）厂家技术文件

三、主要项目检修工艺

1、主轴密封检修

1）围带检修

（1）将密封座分解，用枕木垫好，清扫除蚀，喷刷防锈漆。

（2）取出空气围带，做0.05MPa气体试验，应无漏气，有漏气要更换。

2）主轴密封组装：

（1）将密封座吊入内支承体侧，套入梳齿密封。

（2）装上围带和压盖，未充气前与主轴上轴套有2mm间隙。

（3）装入柔性石墨密封圈及压盖，从内筒体侧调整压紧力，有少量漏水即可。

2、导叶间隙调整

1）导叶端面间隙调整

通过调整轴承座上的四个顶起螺栓，但要保证衬套法兰面与导叶室上配合面平行，使导叶端面间隙满足设计值。

2）导叶立面间隙调整

（1）用桥车将导叶关至全关位置，测量相邻两导叶立面上、中、下三点间隙，立面间隙应小于0.05mm，局部间隙≤0.15mm，其总长不超过导叶高度的25％。

（2）间隙过大调整连杆长度，局部过大要用砂轮机、锉刀等工具修复。

3、推力轴承检修

1）在发电机内用管架搭好检修平台；

2）拆除电气引线及油管等附件，并做好标记；

3）拆除端盖上半部螺栓，使用手拉葫芦将上半部端盖吊起。

4）拆除推力瓦挡板，并做好标记。

5）将推力瓦抽出检查，仔细观察正、反推力瓦瓦面上的磨损情况，瓦面上有无由于润滑油杂质颗粒，造成的磨损凹槽，作好记录。

6）根据瓦面磨损情况决定推力瓦是否研磨，研磨需对推力轴承解体，在研磨板上研磨出每平方厘米1－3个接触点后,正、反推力瓦应进行挑花处理。

7）轴承组装按解体的相反步骤进行。

4、导水机构轴头检修

1）导叶上轴套检修

（1）用工具拔出导叶上轴套

（2）轴套应清扫除锈，用内径千分尺测量轴套内径尺寸，应满足设计要求，否则用砂纸或锉刀修复或更换轴套。

（3）观察轴套上的O形密封圈是否老化、磨损，如有应更换。

2）导叶下轴套检修

（1）拆下导叶下端支承轴上的尼龙轴套和销轴，检查尼龙轴套有无损坏，销轴套应清扫除锈，里衬要求平整，如有破裂损伤应予修平。

（2）用内径千分尺测量轴套内径，如外径尺寸偏大，可补焊后修平或更换销轴。

（3）更换下轴套的O形密封圈

3）内支承体检修

（1）没有特殊要求，一般不吊出内支承体。

（2）清扫内支承体，除去前、后法兰上的刺、高点。

（3）更换法兰上密封圈。

5、伸缩节检修

1）拆除伸缩节压环螺栓并退出压环，抽出原橡胶密封条。

2）用清洗济清洗密封槽，更换Φ13mm橡胶密封条。

3）装配伸缩节压环并用螺栓或顶丝压紧。

四、组织管理

为了进一步明确责任，加强检修项目工作的组织管理，确保检修工作有序进行，由有关部门按部门职责对检修项目的后勤、财务、劳保等工作进行协调及对检修质量、进度和安全负责把关。

1、项目经理部组织机构图

项目经理：

项目副经理：

技术负责：

安全负责：

现场总负责：

起重负责：

2、劳动力投入计划

1）、管理人员13人

序号

名称

数量（人）

序号

名称

数量（人）

1

项目经理部

3

5

会计员

3

2

工程师

2

6

计划预算员

1

3

质检员

2

7

设备材料员

1

4

安全员

1

8

合计

11人

2）、施工班组人员17人

工种

主机

电气

配管

起重

电焊

试验

合计

人数

6

4

2

2

1

2

17

五、工程施工管理

根据国家标准和机组的有关技术规程要求，有针对性地编制项目质量标准、工艺和程序，控制和保证项目实施过程中各工序的检修质量。

严格按三级验收制度执行，即“班组——部门——局”三级质量验收体系。

1、过程验收

检修过程，应严格按照3#水轮发电机组C级检修项目表对应的验收等级分1级、2级、3级三个等级进行三级过程验收。

2、试运行

进行起动试运行试验，对机组检修的质量进行验证，对机组起动过程中出现的问题和存在的缺陷进行处理和消除。

试验合格后进入试运行，试运行期为72小时。

一、3#机组无水调试程序

（一）、无水调试准备条件

1）机组进水口闸门、尾水口闸门已落下，流道已排水。

2）流道检查工作已完成，并经验收。

3）水轮机检修工作按检修项目已完成，并经验收。

4）发电机检修工作按检修项目已完成，并经验收。

5）调速器系统检修工作按检修项目已完成，并经验收。

6）轴承油系统检修工作按检修项目已完成，并经验收。

7）冷却水系统检修工作按检修项目已完成，并经验收。

8）高压气系统检修工作按检修项目已完成，并经验收。

9）机组保护系统检修工作按检修项目已完成，并经验收。

10）机组监控系统检修工作按检修项目已完成，并经验收。

11）机组励磁系统检修工作按检修项目已完成，并经验收。

12）机组中性点设备安装试验已完成，并经验收。

13）机组自动化元件、仪表已检验合格；机组用油已化验合格。

14）发机组绝缘、出口电缆绝缘已测试合格。

（二）、无水调试程序

1．检查各系统无报警信号：

1）检查机组保护系统无报警信号。

2）检查机组励磁系统无报警信号。

3）检查监控系统无报警信号，现地LCU与远方控制中心通讯正常。

4）检查机组轴承油系统无报警信号。

5）检查机组冷却系统无报警信号。

6）检查高压气系统无报警信号。

7）检查调速器系统无报警信号。

8）检查机组消防系统无报警信号。

2．检查各开关、表计指示正确：

1）检查出口断路器在断开位置，出口隔离开关、在拉开位置。

2）检查励磁开关、三相短路刀闸在拉开位置。

3）检查调速器数字压力表、指针压力表指示正确。

4）检查高压气系统、制动气系统压力表指示正确。

5）检查控制屏交流电压表、直流电压表指示正确。

6）检查中控室操作站、现地触摸屏显示正确。

7）检查调速器油箱、压力罐、轮毂高位油箱油位均正常。

9）检查轴承低油箱、轴承高位油箱油位均正常。

10）检查冷却水水压、水位均正常。

3．调试

1）手动、自动起停1#、2#调速器油泵，检查其是否运行正常。

2）手动、自动方式起停1#、2#轴承油泵，检查其是否运行正常。

3）手动起停1#、2#高压顶起油泵，检查其是否运行正常。

4）手动起停1#、2#冷却水泵，检查其是否运行正常。

5）手动起停1#～8#冷却风机，检查其是否运行正常。

6）自动起停漏油箱油泵，检查其是否运行正常。

7）手动操作轴承主油阀分合，检查其是否操作正确。

8）手动操作机械制动、高压制动装置，检查其是否操作正确。

9）手动起动碳污清除器，检查其是否运行正常。

10）手动起动油雾风机，检查其是否运行正常。

11）手动起动调速器冷却油循环泵，检查其是否运行正常。

12）手动起动机组停机加热器，检查其是否运行正常。

13）检查自动补气阀和手动补气阀是否动作正确。

14）现地手动开机，模拟机组水轮机运行。

15）触摸屏分步自动开机，

16）触摸屏分步自动开机，模拟机组事故低油压动作停机。

17）触摸屏分步自动开机，模拟机组事故低油位动作停机。

18）触摸屏分步自动开机，模拟机组机械过速动作停机。

19）检查动力柜400VAC电源备自投是否动作正确。

二、3#机组起动试运行程序

飞来峡水电站机组经年度检修后，依照中华人民共和国电力行业标准（DL507-93）〈〈水轮发电机组起动试验规程〉〉及制造厂家调试方法，须做启动试运行试验。

（一）、起动水轮发电机组前的准备工作

1）机组机械设备所有检修工作已结束。

2）机组电气一次设备所有检修工作已结束。

3）机组电气二次设备所有检修工作已结束。

4）机组无水调试工作已完成并正常。

5）机组充水工作已完成并正常。

6）机组上、下游闸门已提起，事故闸门已处于正常工作状态。

（二）、手动起动水轮发电机组

1.起动前的检查

1）检查机组油、水、气、风各辅助设备能正常自动运行。

2）检查调速器系统、轴承油系统、冷却水系统无报警信号。

3）检查监控系统、继电保护系统、励磁系统无报警信号。

4）检查机组处于正常停机状态，具备开机条件。

2.手动缓慢起动机组试验

1）将调速器运行方式切为“手动”。

2）用短接线将快关阀回路短接。

3）手动开启主供油阀。

4）手动启动1#轴承油泵。

5）手动投1#轴承压油力泵。

6）手动退出机械制动。

7）手动开导叶至小开度，使机组转动3-5圈，关导叶。

（用调速器手动终端监视开度）

8）检查机械各转动部分无异常。

9）手动关闭导叶至全关位置。

10）手动投机械制动。

11）手动关闭轴承主供油阀。

12）手动停1#轴承压力油泵、1#轴承油泵。

13）上述过程重复两次，并做好记录。

14）拆除快关阀回路短接线

（三）、自动分部开机至水机运行试验

1）用调速器手动终端监视机组开度及机组转速。

2）用计算机手动终端监视机组启动过程。

3）用四通道记录仪记录机组启动过程。

4）将调速器控制方式切为“远方自动”。

5）将调速器油泵、轴承油泵、高压油泵、冷却水泵、油雾风机、碳污清除器控制开关切为“自动”。

6）将控制柜上的控制方式切为“现地”。

7）检查机组满足开机条件。

8）触摸屏上选择现地自动分步开机至水轮机运行工况。

9）监视机组启动过程正常。

10）10.每隔30min记录机组各部温度。

11）11.待机组稳定运行后自动停机检查，消缺。

（四）、中控室自动开停机至水机运行试验

1）用调速器手动终端监视机组开度及机组转速。

2）用四通道记录仪记录机组启动过程。

3）将调速器运行方式切为“远方自动”。

4）将控制柜上的控制方式切为“REMOTEAUTO”，在操