大修技术总结.docx

1、大修技术总结设 备 检 修 技 术 报 告编写： 校核: 审核： 批准：.发电工程有限公司二零壹零年十二月 目 录设备检修概况 3一号机组检修技术报告（机械部分） 13一号机水轮机检修技术报告 14一号机发电机检修技术报告 22一号机调速器检修技术报告 27一号机组检修技术报告（电气部分） 29附录1（1号机组继电器校验记录） 38附录2（1号机组各测温点温包检测记录） 39附录3（温度表（数字表）检定记录） 40附录4（仪表检定记录） 49附录5（工业用压力表（真空表）检定记录卡） 55一号机组发电机保护全部校验报告 71一号主变保护全部校验报告 82一号机组一次部分检修技术报告 109辅助

2、设备检修报告 111一号机修后试验 112二号机组检修技术报告（机械部分） 114二号机水轮机检修技术报告 115二号机发电机检修技术报告 123二号机调速器检修技术报告 128二号机组检修技术报告（电气部分） 130附录1（2号机组继电器校验记录） 139附录2（2号机组各测温点温包检测记录） 140附录3（温度表（数字表）检定记录） 141附录4（仪表检定记录） 150附录5（工业用压力表（真空表）检定记录卡） 156二号机组发电机保护全校 172二号机一次部分检修报告 183二号机修后试验 184.电站设备检修概况云南站2台立式的单机容量为29000KW混流式水轮发电机大修工作，由浙江瓯

3、发发电工程公司承包（以下简称施工项目部）。施工项目部本着工程验收一次合格，确保单位工程优良和施工质量责任“零”事故的质量目标开展工作。依据设备制造厂提供资料及技术说明书、技术要求，国家及部颁规程、规范、标准和有关实施细则，设计图纸、设计修改通知单及相关文件，以及安装监理工程师发出的通知单、业主和项目部双方商定的有关技术措施、技术要求和质量要求进行施工。对于关键工序，施工项目部按照设计规范的要求，并结合施工现场实际情况执行，及时检查施工质量控制情况和记录表格，发现问题及时和业主沟通并积极处理。关键工序控制点为：机组水平和中心线的调整，机组轴线调整和导轴瓦的间隙控制。施工现场严格执行电力安全工作规

4、程，特种施工人员都持证上岗。重要施工方案和特殊施工工序编制切实可行的施工技术措施，进行详细的技术交底和安全过程控制。一、工程施工进度：施工项目部于2011年1月6日进场，2号机于1月8日开工，3月25日通过修后试运行；1号机于3月26日开工，5月17日通过修后试运行。二、施工管理：1、质量管理1） 工作依据：设备制造厂提供资料及技术说明书、技术要求。国家及部颁规程、规范、标准和有关实施细则。设计图纸、设计修改通知单及相关文件。监理工程师发出的通知单、业主和项目部双方商定的有关技术措施、技术要求和质量要求。2） 关键工序的控制：关键工序为施工过程中对施工质量有显著影响的工序。对于关键工序，项目部

5、将按照设计规范的要求，并结合施工现场实际情况执行，及时检查施工质量控制情况和记录表格，发现问题要及时处理。根据以往施工经验，结合本工程实际情况，经业主和监理工程师协商后设置如下关键工序控制点：机组水平中心调整。机组轴线调整和导轴瓦间隙的控制。2、技术管理1） 施工前交底：各分项工程施工前，由各部负责人向班组施工人员进行开工前三交，即交质量、交安全、交进度，没有交底的不准开工。重要施工工序、危险作业及新设计、新设备、新器材、新工艺、新工机具、新规程，操作前由技术负责人亲自进行交底，并作好记录。2） 技术资料编写计划：针对施工实际情况，施工项目部编写了以下施工方案，使施工过程处于受控状态，确保了工

6、程质量：.电站设备A级检修方案。.电站机组启动方案。3） 施工技术记录管理（施工日记）：项目经理每天以书面日记形式对当天的施工进度、安全、质量、技术等与工程有关的情况作出记录，尤其对一些重大、关键施工技术记录以及一些重要施工等要详细记录。4） 各分项工程完成后，由现场监理检验后并提交项目签证单签字确认。3、 安全管理及环境保护：1） 施工方严格执行施工规范、安全操作规程、防火安全规定、环境保护规定。2） 检修现场文明施工，做到无油、无水、无灰，拆下零部件摆放整齐，不乱拉电线，做到工完场清。4、 最终检验和试验的控制：1） 分部试运行：各分项（单元）工程试运行按规范要求进行。每一分项（单元）工程

7、具备试运行条件后，由检修人员以口头或书面形式向监理或运行单位提出试运行申请，得到批准后方可试运行，并作好完整、规范的记录。2） 总体试运行：施工项目部技术负责人编制启动试运方案，交业主（或监理工程师）批准后执行。三、项目完成情况：1、 对照合同所签订的项目，项目完成情况如下：1） 完成1、2号水轮发电机组机械部分大修；2） 完成1、2号水轮发电机组调速器检查、维护；3） 完成1、2号水轮发电机组技术供水系统检查、维护；4） 完成两台机组设备及油、气、水管路刷漆。2、 主要试验结果及简要概况：1） 空转试验：机械开停机正常，三导瓦瓦温稳定后符合要求，机组各部振动和摆度符合要求。2） 带负荷试验：

8、试验结果表明：机组在各工况下运行，各处摆度、振动及三导瓦瓦温均正常； 3） 甩负荷试验：机组甩负荷时，各部无异常。4） 低油压事故停机试验：当压油槽油压降至12.5MPa时,导水叶紧急关闭,试验时机组其余各部无异常。水轮发电机组大修项目表一、大修非标准项目1、落进水口闸门。2、尾水门及门槽检查。3、吊转子、检查处理定子槽楔，检查清扫通风沟。4、转子圆度测量。5、镜板研磨处理。6、推力瓦找水平受力调整。7、电气转速信号测控装置加闸转速整定试验。8、机组轴线调整。二、标准项目（一）水轮机导轴承1、上油槽分解。2、油冷器分解、清扫、刷漆及耐压试验。3、轴承间隙测量。4、轴颈清扫测量。5、轴瓦解体检查

9、、清扫、修刮及修后组合测量。6、转动油盆分解检查及渗漏试验。（二）主轴密封1、密封装置分解检查、润滑水管拆卸、清扫。2、改造后主轴密封装置相关尺寸校核、检查、装复。3、各组合面清清扫并更换密封圈。4、空气围带进风管分解检查、处理，围带检查试验或更换。5、密封座与围带之间间隙测量调整。（三）导水机构1、导叶汽蚀情况处理及其开度测量（修前、修后各测试一次）。2、导叶端、立面间隙测量检查（修前、修后各测一次）。3、导叶拐臂拆装与检修。4、导叶套筒拆装、检修及更换“L”型密封圈。5、导水机构各部清扫、加注润滑油。6、导水叶捆绑及端、立面间隙调整。7、真空破坏阀分解检修，弹簧特性检查。8、控制环端、立面

10、抗磨板修刮或更换、立面间隙测量。9、支持盖、顶盖及底环清扫（露出部分表面刷防锈漆）。10、导水机构润滑部位清扫，加钙基黄油。11、上、下迷宫环间隙测量（修前、修后各一次）。12、导水机构双连、连臂解体检查、清扫、测量及更换磨损件。(四) 转轮与水轮机主轴1、大轴法兰分解、检查处理和安装。2、主轴与转轮分解、检查和安装。3、大轴螺栓测量保养。4、转轮体、转轮叶片汽蚀测量及处理。 (五) 蜗壳与尾水管1、尾水管汽蚀检查与处理。2、蜗壳排水阀解体检修。3、蜗壳排水口栏污栅检查处理。4、涡壳补气阀分解检修。5、各测量表计管路清扫。6、伸缩节漏水检查处理。(六) 2号机球阀及公用操作系统和控制系统1、修

11、前后开关时间测量及调整。2、止水密封泄漏试验，严密性检查。3、接力器解体检查、清洗，更换密封件。4、操作机构检查及更换损坏件。5、油泵、安全阀解体检查及调试。6、接力器锁定装置及旁通阀分解检查及修理。7、电气回路检修试验，调整及整体系统操作整定。8、油箱及管路清扫。9、球阀本体检查处理，检修密封检查、工作密封检查。(七) 定子1、定子机座、铁芯固定和压紧部件检查。2、挡风板及消防水管检查、通气检查。3、定子线圈检查、槽楔检查、处理。4、定子清扫及喷漆。(八) 转子1、转子空气间隙测量。2、转毂、轮辐等焊缝检查。3、转子各部检查清扫、喷漆。4、转子磁极、磁极接头、阻尼环、转子风扇等检查。6、组合

12、螺栓、磁轭键、磁极键检查。7、制动环及其挡块检查。 (九) 发电机轴承1、推力瓦瓦面检查及测量。2、推力头拆装、检查清扫及测量。3、轴承座、抗重螺拴和托盘检查处理。4、推力油槽及上、下导油槽清扫检查。5、各油冷器检查及水压试验、油管道、水管道清扫和水压试验。6、各导轴瓦修刮及轴承绝缘测量。7、导轴瓦间隙调整测量。(十) 机架1、上、下机架各部清扫检查。2、上、下风洞盖板刷漆。(十一)空冷器1、空冷器本体解体检修及水压试验。2、管路、阀门解体检修及水压试验。(十二)制动系统1、制动器闸板与制动环间隙测量和调整。2、制动器闸板检查或更换。3、制动器分解检修及耐压试验。4、制动系统油、气管路、阀门检

13、修及压力试验。5、制动系统模拟动作试验。 (十三)调速系统1、调速器本体各部解体、检修、清洗、更换密封件。2、接力器及锁定分解检修，做耐压试验及渗漏试验。3、接力器行程、导叶开度关系曲线测量及调整。4、接力器压紧行程测量、调整。5、调速机构加润滑油及调整。6、液压系统管路、阀门等漏油处理。7、电磁配压阀等检查、测量、及装复。8、事故配压阀分解、检查、测量及装复。9、导叶位置开关、位移传感器检查。（十四）压油装置和漏油装置1、油罐、集油槽清扫、检查、刷漆、滤过器清扫。2、油泵解体检修。3、安全阀、逆止阀、各类阀门检修、试验。4、管路及闸门检修。（十五）调速系统调整试验项目1、集油槽、压油罐、接力

14、器充油，耐压渗漏试验。2、安全阀初放、全放试验及压油泵输油量测定。3、接力器充油、操作油管充压试验。4、调速系统机械零位调整、开停机时间及紧停时间调整。5、接力器压紧行程调整及“ar”关系曲线测量。（十六）励磁系统1、励磁装置清扫。2、二次回路各元件校验，方向套部分更换，端子紧固。3、励磁变压器检查试验。4、风机检修。5、二次回路绝缘检查、耐压试验。6、二次回路图纸校对修改。7、回路模拟及空载、带负荷工况下试验。8、回路模拟及停机试验。（十七）自动装置和保护装置1、所有电气、热工变送器、电度表、仪表及传感器校验。2、所有表盘、柜清扫检查，二次回路接线方向套部分更换，端子紧固。3、机组保护装置及

15、元件检查，校验、调整及模拟试验。4、机组自动化元件检查、校验、调整和试验。5、自动化、保护二次回路图纸校对、修改。6、微机调速器柜清扫，各元件、集成块检查、调整及模拟试验。7、转子接地碳刷检查更换。8、调速器静特性试验。（十八）机组自动回路1、水车自动回路检查及继电器校验2、电调自动回路检查及继电器校验3、蝶阀控制回路检查及继电器校验4、调速器压油泵控制回路检查。（十九）电气一次部分1、机组开关及各接线端子检修、核对及电气预防性试验。2、各电动机分解清扫、检查及试验。 3、压变、流变、整流变、消弧线圈等设备检修及试验。4、电气预防性试验。5、转子磁极线圈及引线检查，滑环碳刷装置检查调整。6、定

16、子绕组、并头套及槽口部位检查，槽楔松动处理。7、机组照明回路检修。（二十）其它1、机组技术供水系统管路、阀门等分解、清扫及刷漆，更换密封件及整体试验（含球阀系统用油）。2、机组透平油过滤及油质化验。3、油、气系统工程管路、阀门等清扫及刷漆，更换密封件及耐压试验。4、上机架增加励磁电缆固定装置。（二十一）机组整体试验1、充水启动试验。2、空载扰动试验。3、机组过速试验。4、发电机定子短路干燥、耐压试验。5、发电机零起升压试验。6、同期并网、带负荷试验。7、甩负荷试验。8、事故低油压停机试验。9、24小时试运行。一 号 机 组 检修技术报告（机械部分）编写：校核：审核：批准：浙江瓯发发电工程有限公

17、司二零壹零年十二一 号 机 水轮机检修技术报告一、大修概况工期：2011年3月26日2011年5月17日大修负责人：二、大修主要项目详见“.电站设备A级检修项目表”三、主要检修内容1、 水导轴承检修：水导轴承经解体检查，发现瓦面接触点不合格，配合间隙偏大。对水导瓦进行了修刮、检修后，测量合格，测量数据如下： 一号机修前水导轴承内径测量记录 单位：mm测点12345610.440.430.480.450.440.4120.400.340.410.410.390.3530.360.330.410.400.400.3740.360.380.420.420.480.45测杆基数415平均值0.40主轴

18、外径415+0.03配合值0.37测量：李佳 记录：王兵 复测：王兵 测量时间：2010年10月30日 一号机修后水导轴承内径测量记录 单位：mm测点12345610.400.400.350.340.410.4020.380.320.340.320.370.3430.370.310.340.320.380.3540.370.360.330.330.450.43测杆基数415平均值0.34主轴外径415+0.03配合值0.31测量：李佳 记录：王兵 复测：王兵 测量时间：2010年11月3日水导轴承组合好，组合缝用0.05mm塞尺检查不过。安装间隙按主轴水导处摆度计算，具体间隙如下表所示： 一号

19、机检修前后水导间隙测量记录 单位：mm测点+Y+Y+X+X+X-Y-Y-Y-X-X-X+Y修前间隙0.160.350.300.160.180.250.250.23修后间隙0.200.200.200.200.200.170.130.17测量：王兵 记录：吴俊钱 测量时间：2010年11月10日水导轴承转动油盆组合后经4小时煤油渗漏试验无渗漏，水导油冷器及上油箱组合后，经试验无渗漏。水导油冷却器在更换密封垫后，经耐压试验正常、无渗漏。2、 主轴密封检修主轴密封检修，检查橡皮块与抗磨环，橡皮块磨损量不大，但抗磨环由于水质泥沙含量太高，被磨出的凹槽较为明显，考虑到不影响使用，用锉刀将高点修平后，按原位

20、装回。修后经运行试验，主轴密封运行正常。检修用空气围带经充气检查已破损，因现场无备品，经现场业主方监理人员同意按原位装回，但已不能投用。3、 导水机构检修1） 导水叶汽蚀检查处理：检查未发现汽蚀现象。2） 导水叶端、立面间隙调整：端面间隙调整：修前导水叶端面因夹杂物过多无法测量。安装前对顶盖和导水叶上下密封面进行了彻底清扫，并修去局部高点。具体测量数据如下：一号机修后导水叶端面间隙测量记录 单位：0.01mm检修后编号ABCD1101510122111012103202020184131012105101512106122015107151515158815101097677101066101

21、17771512101010121310101012141510151215101212101610101510测量：吴俊钱 记录：李佳 测量时间：2010年10月30日注：A-上端面大头、B-下上端面大头、C-上端面小头、D-下端面小头立面间隙调整：修后对导水叶进行了捆绑，连接双联臂。调好接力器行程后，复测立面间隙，各测量数据如下表：一号机导水叶立面间隙测量记录 单位：0.01mm检修前检修后编号上中下编号上中下1-20001-25552-33030302-35553-41010103-45554-50004-55555-60005-65556-7151506-75557-800157-85

22、558-900108-95559-100009-1055510-112520010-1155511-121010011-1255512-1300012-1355513-1410101513-1455514-1500014-1555515-1600015-1655516-100016-1555修前测量：李佳 记录：吴俊钱 测量时间：2010年10月27日修后测量：吴俊钱 记录：滕元恺 测量时间：2010年11月11日3）拐臂、双联臂与套筒检修：拐臂清扫后，检查各剪断销无异常。双联臂清扫后，检查销子与铜套无异常磨损。套筒清扫后检查，无异常。安装前更换所有“L”型和“O”型密封圈。测量导水叶轴颈与轴

23、衬配合间隙，超标部分更换轴衬，修后配合间隙如下：上部105（H8/f7）：最大为0.14mm，最小为0.07mm；中部 115（H8/f9）：最大为0.60mm，最小为0.39mm；下部100（H7/h6）：最大为0.42mm最小为0.27mm。满足公差配合的要求，具体测量数据如下表所示：一号机导水叶与套筒、拐臂、底环配合间隙测量记录 单位：0.01mm编号105（H8/f7）115（H8/f9）100（H7/h6）轴孔配合轴孔配合轴孔配合1-7310-53439-828362-5510-54247-720273-6612-43539-526314-9312-95160-731385-9514

24、-74249-624306-639-85260-932417-7411-73845-1025358-7411-84755-534399-549-65359-8273510-5510-54651-5323711-527-85260-10314112-8614-54752-8283613-7714-53944-8344214-6612-75259-9213015-6612-44751-8313916-6612-54348-92534测量：李佳 记录：陈伟军 测量时间：2010年11月3日 4） 控制环检修：控制环分解后，检查端、立面抗磨板无异常磨损，清扫除锈后安装。5） 顶盖与底环检修：顶盖修前测

25、量水平及顶盖与底环的距离后拆卸吊出，除锈清扫后检查，顶盖与导水叶上端部抗磨面有轻微磨损，对其进行适量打磨后正常。安装前对顶盖进行全面清扫、刷漆，并更换密封条。底环经检查无汽蚀及裂纹，紧固螺栓检查正常，未吊出机坑。待导水叶装入后，吊入顶盖安装，测量修后顶盖水平及顶盖与底环距离合格，检修前后测量数据如下：一号机顶盖与底环间距离测量记录 单位：mm测点+X-Y-X+Y修前457.36457.36457.37457.37修后457.37457.36457.38457.38修前测量：李佳 记录：吴俊钱 测量时间：2010年10月27日修后测量：李佳 记录：吴俊钱 测量时间：2010年11月3日一号机顶盖

26、水平测量记录 单位：0.02mm/m测点+X-Y-X+Y修前 无读数 1 无读数 无读数修后2 2 2 2修前测量：李佳 记录：吴俊钱 测量时间：2010年10月31日修后测量：李佳 记录：吴俊钱 测量时间：2010年11月3日4、 转轮与主轴1） 机组中心：大修前测量机组中心并记录，修后对机组中心进行了调整，上迷宫调整后最大值为1.10mm，最小值为1.05mm,平均值为1.06mm；下迷宫间隙调整后最大值为1.30mm，最小值为0.80mm，平均值为0.84mm。各测量数据如下表所示：一号机机组中心测量记录 单位：0.01mm测点+Y+Y+X+X+X-Y-Y-Y-X-X-X+Y修前上迷宫0.830.901.281.12下迷宫0.850.751.551.23修后上迷宫1.051.051.051.051.051.101.051.05下迷宫0.801.051.301.201.101.051.101.05修前测量：李佳 记录：吴俊钱 测量时间：2010年10月27日修后测量：滕元恺 记录：吴俊钱 测量时间：2010年11月9日