水电站机组A级检修报告.docx

1、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

2、)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 15 1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

3、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

4、 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

5、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U2-1U 1-1 （2087） 2-1V 1-1（2491）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

6、 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

7、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

8、)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), V2-1V1-1 (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

9、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

10、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) , V2-1V1-1 (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3

11、8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、

12、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

13、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

14、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LC

15、U柜对机 组LCU A1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LCU A2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

16、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

17、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

18、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

19、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.