水电站机组A级检修报告.docx
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水电站机组A级检修报告
水电站机组A级检修报告
电站1发电机组A级检修报告批准：
审定：
审核：
编写：
二O—三年月日目录一、工程概
述
3
（一）设备参
数
3
（二）检修概
况
3二、简要文字总
结
3
（一）施工组织及安全管理（修前准备及检修过程、
设备定置管理情况说明）3
（二）检修质量管
理
3（三）主要检修项目及缺陷处
理
设备的重大改进内容及效
果
4
（五）遗留问题及整改措
施
4三、检修项
目
4
（一）水轮机部
分
4
（二）发电机部
分
5（三）调速器部
分。
5（四）电气一次部
分
6（五）电气二次部
分
6四、检修工作评
价
分.
7第一部分电气部
分..
•••7、电气一次部
分…
7—）
、电气二次部
分.
8二）
第二部分机械部
分.
.12、水轮机部
分.
12-）、发电机部
表.
13二）五、检修材料费用
151发电机组A级检修总结报告一、工程概述
（一）设备参数水电站1发电机制造厂，型式，冷却方式风冷。
容量，额定电压。
电站1水轮机制造厂，型式，转数。
调速器:
制造厂，型式。
油压装置:
制造厂，型式。
（二）检修概况1、停用日数：
计划：
年月日到年月日，共计d。
实际：
年月日到年月日，共计d。
2、人工：
计划：
人X天X小时工时。
实际：
检修：
人X天X小时工时。
民工：
共个工厂家：
人X天X小时人X天X小时工时3、检修费用：
计划费用万元。
实际发生万元。
其中人工费万元，消耗性材料费万元，备品备件0万元，工器具万元，试验费用万元。
二、简要文字总结
（一）施工组织及安全管理（修前准备及检修过程、设备定置管理情况说明）本次机组A级检修所列项訂参照检修导则所规定的机组A级检修标准项L1,结合电站设备实际运行情况制定。
本次检修分9个分部工程，30个单元工程，共计185项;开工前根据检修项目编制检修工序工艺卡，在开工前由电站对检修工序工艺卡进行审查，并对批准的检修工序工艺卡组织学习。
施工过程中按照计划工期进行控制，实行检修现场质量、安全分级负责，在施工过程中严格按照“个人无差错，班组无异常，电站无障碍”LI标进行控制，检修工作中严格执行工作票、操作票制度和工序工艺卡，检修过程中未发生不安全事件。
（二）检修质量管理，对施工管理、质量控制和本次检修成立由公司、电站、班组组成的检修组织机构，实施《检修文件包》监督、安全实行全面管理。
机组检修质量管理实行班组一级验收、电站二级验收、公司三级验收和质量评定管理，重大项LI及改造项、LI按照三级验收要求进行，对机组检修质量进行评定，依据《水轮发电机组安装技术规范》《海甸峡电站检修规程》和生产厂家技术说明书要求及相关技术标准;此次检修项U质量验收评定全部为合格。
（三）主要检修项口及缺陷处理1、本次检修主要进行了水轮机部分、发电机部分、调速器部分、电气一次部分及电气二次部分的清扫、检查及消缺处理。
按照计划项口全面完成，其间共完成计划检修项目185项，消缺项目13项。
2、共消除设备缺陷13项，其中消除已记录缺陷1项，检修中发现的缺陷12项。
1）发电机定子检修中发现发电机定子槽楔松动55槽，重新加半导体绝缘垫片并打紧；2）发电机定子检修中发现定子绕组表面对地电位大于10V的点较多，在靠近上下层线圈前槽口的侧面分别加半导体垫片，并加注低阻漆，共109处。
、线棒78（B）与定子上端箍之间绝缘损坏，造成A、B相间短3）发电机定子检修中发现线棒34（A）路，在对端箍处理过程中发现U2-1—U1-1（20—87）2-1—V1-1（24—91）的线棒上部的端箍绝缘损坏严，V重，共38处，厂家人员对损坏绝缘进行了处理，做绝缘试验合格；4）发电机定子检修中发现定子过桥母线相间有白色粉末，用酒精清洗后涂快速胶及玻璃丝带缠绕，并用环氧固定；5）发电机定子检修中发现定子母线与出口母线连接部分绝缘破损，用云
母带包缠14层，并涂环氧刷漆；6）发电机同期回路检查中发现DT-1/200同步检查继电器试验参数不合格，更换继电器恢复正常；7）励磁系统检修中发现励磁调节屏触摸屏通讯时好时坏，且有黑屏现象，拆开触摸屏发现电源模块老化严重，无法修复，更换触摸屏恢复正常；8）测温系统检修中发现下导测温电缆老化严重，绝缘橡胶开裂，且电缆非测温专用电缆，遂将下导测温电缆全部更换为测温专用电缆，并重新进行了端子排配线和航空头接线焊接丄作，检查测温系统显示仪表均显示正常；9）导水机构检修中检查导叶立面间隙过大，通过捆绑导叶、调整偏心销位置使导叶间隙在规定范圉内；10）在机组中心调整过程中，发现4、5>6、7楔子板厚度不够，同时1、2、9、10楔子板超厚，采取对4、5、6、7瓦背面止动快分别加2.20mm、2.55mm、2.55mm、2.55mm的钢垫，对1、2、9、10瓦背面止动块车削0.9mm、0.6mm、0.4mm、0.6mm后，上导瓦间隙调整到规范范围内;
11）检查空气冷却器时发现4冷却器阀门损坏，更换新阀门；12）导水机构检修中主接力器端部渗油检查发现端部密封破损，更换新密封圈后恢复正常；13）压油装置检修中发现1压油泵付杆轴套磨损严重，更换新轴套后恢复正常；（四）设备的重大改进内容及效果、线此次1机组A修在发电机定转子检查中，发现定子线棒34（A）棒78（B）与定子上端箍之间绝缘损坏，造成A、B相间短路，在对端箍处理过程中发现U2-1-U1-1（20-87）,V2-1—V1-1（24-91）的线棒上部的端箍绝缘损坏严重，共38处，联系厂家人员对端箍绝缘进行了重新处理，并做绝缘试验合格，消除了机组的重大隐患，提高了发电机组安全运行的可靠率；（五）遗留问题及整改措施无三、检修项目
（一）水轮机部分水轮机部分主要检修了以下项目：
1、水轮机轴承解体、清扫、检修了止水装置与轴承，清扫、检查并修整了轴承瓦面，清扫、测量了轴颈，清扫检查了油盆，无渗漏，测量轴承间隙符合规范要求；2、导水机构对导水机构润滑部分加注了润滑剂，测量导叶端、立面间隙中发现导叶立面间隙过大，通过捆绑导叶、调整偏心销位置使导叶间隙在规定范围内，对导叶汽蚀进行了检查，未见汽蚀情况。
3、转轮上下止漏环间隙测量，经检查上、下止漏环总间隙符合设计要求，对转轮叶片汽蚀进行了检查，未见汽蚀情况。
4、水轮机补气装置对真空破坏阀进行了解体、清扫、处理及试验调整，工作正常。
5、蝶阀对止水密封进行了严密性检查，密封良好，分解检查调试油泵、安全阀动作正常，检查、试验电气控制系统及整体系统操作均正常。
（二）发电机部分发电机部分主要检修了以下项口：
1、发电机定子检修对线圈端部及支持环绝缘进行了清洁，包扎密实，无过热及损伤现象，对铁芯通风沟进行了全面彻底清扫油垢和积灰，槽楔检查中发现定子槽楔松动55槽，重新加半导体绝缘垫片并打紧。
发现发电机定子绕组表面对地电位大于10V的点较多，在靠近上下层线圈询槽口的侧面分别加半导体垫片，并加、线棒78（B）与定子上端箍之间绝缘损注低阻漆，共109处。
定子线棒检查中发现线棒34（A）,V2-1—V1-1（24-91）坏，造成A、B相间短路，在对端箍处理过程中发现U2-1-U1-1（20-87）的线棒上部的端箍绝缘损坏严重，共38处，厂家人员对损坏绝缘进行了处理，做绝缘试验合格。
定子整体吸收比为3.26,试验数据均符合规范要求。
2、发电机转子检修对转子磁极进行了检查清扫，无变形及裂纹焊锡融化现象，接头拉杆螺丝与绝缘板完整紧固，固定螺丝紧固锁片锁紧。
检查磁极线圈表面绝缘完好，转子引线绝缘良好无破损，阻尼环连接良好螺丝紧固，对部分未锁死锁片进行了处理，对定转子空气间隙测量
检查，上部间隙最小值13.72mm,最大间隙19.22mm,平均间隙17.47mm,下部间隙最小值15.89mm,最大间隙19.42mm,平均间隙17.63mm。
测量转子绝缘电阻2GQ,转子直阻144.9MQ,试验数据均符合规范要求。
3、滑环及碳刷器具检修对滑环及刷架进行了清扫检查，滑环表面光滑，无麻点、刷印及凹凸，刷架、刷握螺丝固定牢靠，刷架上绝缘管无损伤，对磨损严重的碳刷进行了更换，共10个。
（三）调速器部分。
调速系统主要检修了以下项目：
1、调速柜机械部分检修对引导阀、主配压阀进行了分解清扫检查，阀体表面光洁无毛刺锈蚀，各遮程部件棱角保持完整，回装后用手上下提动动作灵活。
对滤油器进行了分解清扫，对滤芯进行清洗，滤芯无明显变形。
2、调速柜电气部分检修对柜内电气元器件进行了清扫检查，对端子排全部进行了紧固检查，中间继电器进行了效验全部合格，手自动切换转换开关检查时发现切自动有时切不过去，更换转换开关后恢复正常。
进行了外部输入开关量模拟实验，调速器触摸屏显示正确。
进行了电源切换实验，在单路直流或交流情况下调速器工作正常。
故障模拟实验结果均正常。
紧急停机电磁阀检查线圈直阻和原记录一直，回路绝缘试验合格。
3、接力器检修主接力器端部渗油检查发现端部密封破损，更换新密封圈后恢复正常。
对分段关闭拐点位置进行复查，拐点位置60,快关时间2.4s,慢关时间13.8s,符合设计要求；4、压油装置检修油压装置主要对对组合阀进行了解体检查，安全阀动作值1油泵4.ISMPa,对组合阀充压后进行参数调整，2油泵4.1MP&,符合定值要求。
对压油泵主副螺杆进行分解检查，轴套轴套合格，回装后运行平稳。
对集油槽管路及阀门进行整体检查，各阀门无渗漏;对集油槽油进行更换、过滤；对安全阀进行了效验，动作定值符合规定值，动作正确。
低油压试验，动作压力2.89MP&,符合定值要求。
（四）电气一次部分电气一次部分主要对1机组出口断路器及开关柜、1PT、2PT、3PT、10.5KV出口母线进行清扫检查，并进行预试，均符合规定。
对1机组励磁变进行清扫检查，螺丝端子紧固，并进行预试，均符合规定。
（五）电气二次部分电气二次部分主要检修了以下项口：
1、发电机保护主要对发电机主保护及后备保护动作逻辑进行了校验，保护定值进行核对及校验，各保护动作正确无误;并对继电器进行校验，均动作正确。
2、机组LCU柜对机组LCUA1进行清扫检查，对数据库进行备份，对LCU屏柜48个继电器进行校验，部分继电器返回系数不合格，其余均动作正确;对804电源插箱进行检查各插件正常。
对LCUA2屏星迳殽掠髯爸谩?
痰缙能髡〜?
3、机组测温制动屏对测温制动屏进行清扫检查，测温表计均校验合格。
水导1瓦温断线故障，检查发现水车室端子箱端子接触不可靠，重新接线后正常。
下导测温电缆老化严重，有开裂现象，将下导测温电缆进行更换，并重新进行端子配线及航空头接头焊接；4、励磁系统对励磁调节屏、灭磁屏、整流屏进行清扫检查，对调节器参数进行核对检查，中间继电器进行校验，发现两个继电器返回系数不合格，更换备件后恢复正常。
做小电流试验波形正确，各可控硅触均可靠触发。
5、同期装置对同期装置进行清扫检查，电源插件检查正常，交流采样插件校验采样准确，手准同步检查继电器校验不合格，更换DT-1/200同步检查继电器动作正常；6、自动化元器件自动化元件检查中，对剪断销信号器、冷却水四通换向阀控制回路、冷却水电磁总阀控制回路，主令开关、冷却水示流信号器等装置进行检查校验，均满足规范要求，
对继电器进行校验，均动作正常。
・（六）启动试验项目1、充水前试验充水前完成了以下项目：
1、调速
m
器静特性试验;2、接力器压紧行程测定;3、开关机时间及拐点测定;4、低油压动作试验;5、调速器电气机械开度对应核对;6、失磁保护动作联动试验;7、差动保护动作联动试验;8、励磁静特性试验;9、模拟机组开停机、及事故流程执行试验;10、保护电源80下开出试验；2、充水试验：
检查各部分管路无渗漏。
3、模拟转速160试验：
模拟160转速后，检查事故配压阀及蝶阀关闭正确动作。
4、空转试验：
检查调速器手自动开、停机正常，手动、自动切换正常。
监测各部瓦温无异常，机组机械部分无异响，机组各部运行正常。
停机后检查了各部位螺丝、销钉、锁片均无松动或断裂，转动部分检查焊缝、挡风板均正常。
5、空载试验：
自动开机正常后，检查机组监控系统、调速系统、励磁系统工作均正常。
做调速器“机频消失”试验正常;做机组空载频率给定试验，操作调速器机柜面板增、减按钮，改变频给值，观察频率变化方向均正确，速“电手动”度适当;做调速器空载扰动试验，空载扰动试验结果符合要求;做调速器“机手动”“自动”方式切换试验，调速器电源切换、消失试验，接力器均无明显抽动;进行手动逆变灭磁，能可靠逆变，没有颠覆现象;机组定子电压保持lOOUe进行A/B套跟踪及切换试验正常；6、机组负载试验：
在上位机分别设定机组的有功负荷和无功负荷，检查调速器和励磁调节器的响应速度和响应时间以及执行结果均正常;检查机组各部轴承温度及定子冷风温度变化均正常；负载扰动试验调速器动作正常；机组保护装置检查差动保护差流正常，各模拟量通道输入信号的相序、极性正确，负疗;、零序量正常;进行了三次甩负荷试验，机组振摆度、水压上升率、转速上升率等均符合规定；7、机组带负荷连续运行24小时试验：
机组经过24小时连续运行试验，经验证合格后办理了交接验收，归调运行。
四、检修工作评价本次检修全面推行项LI管理，严格按“质量、安全、进度、投资”控制检修工程，计划检修项LI全部完成，未发生安全、质量等事故，分部质量验收合格，整体项LI评定为良好，机组可以正常投入运行。
第一部分电气部分、电气一次部分一）
（一）励磁变压器检修项目序号检修（试验）项LI检修（试验）结果发现和处理的问题检修人员1变压器进行了清扫、擦拭合格无2变压器本体进行检查合格无3变压器高压侧电流互感器进行合格无检查。
二次接线进行紧固4变压器低压侧电流互感器进行合格无检查。
二次接线进行检查紧固；5变压器.
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