1#汽机恢复性大修技术协议.docx

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1#汽机恢复性大修技术协议

德清旺能环保能源有限公司

#1汽轮发电机组机恢复性大修

技术协议书

甲方：

德清旺能环保能源有限公司

乙方：

利德动力设备（浙江）有限公司

1#汽轮发电机组恢复性大修技术协议

1、汽机主要参数：

型号N6-35-2，额定功率6000KW。

进汽压力3.43MPa，进汽温度435℃，排汽压力8.012KPa，制造厂家：

南京汽轮机厂。

2、大修中乙方应严格执行各项技术监督管理。

3、大修中乙方不得影响运行中的机组安全运行。

4、大修中，汽机本体、辅机备件要求是新的。

5、转子动平衡乙方要通知甲方到现场监督。

6、大修工器具、氧气乙炔电焊机等由乙方自带

7、大修中不可预见的项目由乙方处理

8、所有项目验收按《电力建设施工及验收技术规范》DL/T5047-95进行。

9、大修中，乙方应严格按照《电力设备预防性试验规程》（DL/T596-1996）规定的项目和标准进行，对试验过程中的人身安全和设备安全负责，对试验数据的准确性和试验结论的正确性负责，试验中发生异常情况要及时向甲方报告。

10、机组各轴承振动应符合行业优良标准，小于3丝。

11、机组汽缸密封面无泄漏，机组无渗漏油点。

12、机组调速系统性能良好，无明显死区和滞区。

13、机组各项静态保护联锁试验合格，机组动态试验合格，辅机各项试验联锁合格。

各参数在正常范围内，报警合格。

各信号正确。

各设备远控就地控制正常好用。

主要实验：

包括自动主汽门严密性试验、调速汽门严密性试验，机械超速、电超速试验，真空严密性试验，磁力短路油门试验，抽汽速关阀联锁试验，自动主汽门关闭时间测定；汽机转速高停机，润滑油压低停机，真空低停机，轴向位移正向、负向大停机，轴瓦温度高停机，轴承回油温度高停机，发电机联锁保护停汽机，汽机停机联锁停发电机，主控室紧急停机按钮试验。

主油泵出口油压低联锁高压油泵，润滑油压低联锁交流油泵、直流油泵、停盘车；热井水位高联锁凝结水泵、射水泵母管压力低联锁射水泵，凝结水泵、射水泵电气故障互相联锁。

各换热器水压试验。

14、大修后乙方保证机组一次启动并网成功，接带满负荷成功。

15、大修后各项参数、指标、数据应符合制造厂技术规范要求。

16、大修后机组应进行168小时，满负荷连续试运行。

17、机组运行后，各辅机参数达到铭牌数据要求。

18、机组运行后，所有系统、设备不泄漏。

19、大修投运后，质量保证期为一年。

20、大修后10天内，乙方必须提供合格的大修总结、各种试验报告和技术监督报告。

21、工期：

75天

22、未尽事宜双方协商后补充。

大修项目

1、汽缸检修，汽缸中分面变形处理

2、汽机转子返厂检修

3、汽轮机转子做动平衡

4、转子弯曲处理、叶轮松动处理

5、隔板、喷嘴组检修

6、前后汽封套更换

7、轴封、汽封、弹簧片更换

8、转向导叶环检修

9、蒸气室检修

10、调速汽门检修

11、联轴器检修

12、轴承及轴承座、各轴瓦、推力瓦检修

13、盘车装置检修

14、主油泵检修

15、调速器检修

16、危急遮断器、危急遮断油门检修

17、电磁阀检修

18、轴向位移检修

19、错油门检修

20、油动机检修

21、同步器、压力变换器检修

22、自动主汽门及操纵座检修

23、抽汽速关阀检修

24、控制油门检修

25、汽缸前后出汽管检修

26、主油箱、油滤网检修

27、油管道更换

28、注油器检修

29、油滤网检修

30、油箱上油面指示器检修

31、冷油器检修

32、冷油器滤水网检修

33、滤油器检修

34、润滑油压调节阀检修

35、高压油泵检修或改造（同电液调节配套）

36、交流油泵及系统安装

37、直流油泵及系统安装

38、汽轮油泵拆除

39、安装事故放油、油箱取样放水、滤油机滤油系统

40、低加检修、改造

41、低加疏水器检修

42、射汽抽气器拆除

43、主蒸汽流量孔板检修

44、凝结水流量安装

45、空冷器检修、安装空气门

46、空冷器滤水网检修

47、主蒸汽电动门检修

48、主蒸汽手动隔离门更换

49、滤汽器更换，安装均压箱。

50、凝汽器本体检修、查漏

51、凝汽器人孔门检修

52、凝汽器防爆门检修

53、凝汽器排水管路安装

54、热井检修

55、疏水膨胀箱安装

56、主汽三通检修

57、主蒸汽管道检修后蒸汽吹管

58、所有支吊架更换

59、凝结水泵及系统安装

60、凝结水调节阀安装

61、再循环调节阀安装

62、射水泵及系统安装

63、射水箱1台安装

64、射水抽气器1套安装，设备厂家由甲方指定、乙方购置。

65、射水系统水、空气管路安装。

溢流水接到定排水池。

66、高低压蒸汽疏水管路安装，管路接到原高低压疏水母管。

67、凝结水到给泵、冷渣机管路安装（包括2#机安装隔离阀），管路接到原母管。

68、凝汽器喷淋、排地沟管路安装。

管路接到原排水母管。

69、除盐水补水系统安装

70、所有管道、弯头更换。

包括凝结水母管、抽汽母管、主蒸汽母管、循环水管道等所有管道。

71、所有阀门、法兰、垫片更换，垫片采用不锈钢金属缠绕垫片（油系统采用耐油垫，循环水系统可以采用橡胶垫）。

阀门压力温度等级符合要求，采用铸钢阀门。

72、调速系统改造南京科远SY8000（和原系统配套，并提供详细设计方案、图纸、资料、说明书，乙方负责培训甲方人员使用、维护）

73、乙方提供详细的所有设备的调试方案。

74、需要停2#汽机接口的项目：

循环水系统、凝结水系统、主蒸汽及疏水系统、2抽系统。

一、发电机部分

1、定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数

1）绝缘电阻值100MΩ

2）各相或各分支绝缘电阻值的差值不应大于最小值的100%

3）吸收比或极化指数：

沥青浸胶及烘卷云母绝缘吸收比不应小于1.3或极化指数不应小于1.5；环氧粉云母绝缘吸收比不应小于1.6或极化指数不应小于2.0；

2、定子绕组的直流电阻

汽轮发电机各相或各分支的直流电阻值，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后相互间差别以及与初次（出厂或交接时）测量值比较，相差不得大于最小值的1.5%超出要求者，应查明原因

3、定子绕组泄漏电流和直流耐压试验

1）试验电压如下：

全部更换定子绕组并修好后3.0Un，局部更换定子绕组并修好后2.5Un

2）在规定试验电压下，各相泄漏电流的差别不应大于最小值的100%；最大泄漏电流在20μＡ以下者，相间差值与历次试验结果比较，不应有显著的变化

3）泄漏电流不随时间的延长而增大

4、定子绕组交流耐压试验

1）全部更换定子绕组并修好后的试验电压如下：

2Un+1000但最低为1500

2）大修前或局部更换定子绕组并修好后试验电压为：

1.5Un

5、转子绕组的绝缘电阻：

绝缘电阻值在室温时一般不小于0.5MΩ

6、转子绕组的直流电阻：

与初次（交接或大修）所测结果比较，其差别一般不超过2%

7、转子绕组交流耐压试验

1）转子全部更换绕组并修好后，试验电压10Un，但不低于1500V

2）局部修理槽内绝缘后及局部更换绕组并修好后，试验电压5Un,但不低于1000V，不大于2000V

8、发电机和励磁机的励磁回路所连接的设备（不包括发电机转子和励磁机电枢）的绝缘电阻：

绝缘电阻值不应低于0.5MΩ，否则应查明原因并消除

9、发电机和励磁机的励磁回路所连接的设备（不包括发电机转子和励磁机电枢）的交流耐压试验：

试验电压为1kV

10、定子铁芯试验：

11、发电机组和励磁机轴承的绝缘电阻：

不得低于0.5MΩ

12、灭磁电阻器（或自同期电阻器）的直流电阻：

与铭牌或最初测得的数据比较，其差别不应超过10%

13、灭磁开关的并联电阻：

与初始值比较应无显著差别（电阻值应分段测量）

14、检温计温度误差检验：

检温计指示值误差不应超过制造厂规定

15、定子槽部线圈防晕层对地电位：

不大于10V

16、汽轮发电机定子绕组引线的自振频率：

自振频率不得介于基频或倍频的±10%范围内

17、轴电压：

发电机大轴对地电压一般小于10V

18、定子绕组绝缘老化鉴定

19、发电机定子开路时的灭磁时间常数：

时间常数与出厂试验或更换前相比较应无明显差异

20、检查相序：

应与电网的相序一致

21、温升试验：

应符合制造厂规定

22、转子动平衡较验

23、转子滑环切削，切削面平整光滑无毛刺，刷架、刷握及绝缘支柱应完好，刷握应垂直对正滑环，电缆及引线应完好，接头应紧固

24、发电机定子线圈刷绝缘漆，槽契镶嵌劳固，定子线圈在槽内无松动现象

25、中性点连接螺栓应紧固

二、电流互感器

1、绕组及末屏的绝缘电阻：

1）绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应有显著变化

2）电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000MΩ

2、tgδ及电容量：

1）主绝缘tgδ（%）符合要求，且与历年数据比较，不应有显著变化

2）电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值差别超出±5%范围时应查明原因

3）当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不大于2%

3、交流耐压试验：

1）一次绕组按出厂值的85%进行

2）二次绕组之间及末屏对地为2kV

3）全部更换绕组绝缘后，应按出厂值进行

4、局部放电：

试验按GB5583进行

5、极性检查：

与铭牌标志相符（更换绕组后应测量比值差和相位差）

6、各分接头的变比检查：

与铭牌标志相符（更换绕组后应测量比值差和相位差）

7、校核励磁特性曲线：

与同类型互感器特性曲线或制造厂提供的特性曲线相比较，应无明显差别（继电保护有要求时进行）

8、密封检查：

应无渗漏油现象（试验方法按制造厂规定）

9、一次绕组直流电阻测量：

与初始值或出厂值比较，应无明显差别

三、电压互感器

1、交流耐压试验：

1）一次绕组按出厂值的85%进行

2）二次绕组之间及末屏对地为2kV

3）全部更换绕组绝缘后按出厂值进行

2、局部放电测量：

试验按GB5583进行

3、空载电流测量：

在额定电压下，空载电流与出厂数值比较无明显差别

4、密封检查：

应无渗漏油现象（试验方法按制造厂规定）

5、联接组别和极性：

与铭牌和端子标志相符

6、电压比：

与铭牌标志相符（更换绕组后应测量比值差和相位差）

四、真空断路器

1、绝缘电阻：

1）整体绝缘电阻参照制造厂规定或自行规定

2）断口和用有机物制成的提升杆的绝缘电阻不应低于：

1000MΩ

2、交流耐压试验（断路器主回路对地、相间及断口）：

断路器在分、合闸状态下分别进行，试验电压值按DL/T593规定值

3、辅助回路和控制回路交流耐压试验：

试验电压为2kV

4、导电回路电阻：

应符合制造厂规定

5、断路器的合闸时间和分闸时间，分、合闸的同期性，触头开距，合闸时的弹跳过程：

应符合制造厂规定

6、操动机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压：

操动机构分、合闸电磁铁或合闸接触器端子上的最低动作电压应在操作电压额定值的30%～65%间在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流时的端电压为操作电压额定值的80%（关合峰值电流等于或大于50kA时为85%）时应可靠动作

7、合闸接触器和分、合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻：

1）绝缘电阻不应小于2MΩ

2）直流电阻应符合制造厂规定

8、检查动触头上的软联结夹片有无松动：

应无松动

五、隔离开关

1、有机材料支持绝缘子及提升杆的绝缘电阻：

1）用兆欧表测量胶合元件分层电阻

2）有机材料传动提升杆的绝缘电阻值不得低于：

1000MΩ

2、导电回路电阻测量：

不大于制造厂规定值的1.5倍

3、操动机构的动作情况：

1）手动操动机构操作时灵活，无卡涩

2）闭锁装置应可靠

六、高压开关柜

1、辅助回路和控制回路