号机组B级检修总结报告.doc

-2号机组B级检修总结报告1主要参数-总装机容量 KW。额定水头 m，额定流量6.3m3/s。多年平均发电量为3800万kw.h，年利用小时数为 h，通过35kv输电线路在3号杆分送到武隆县木棕河三级站、桐梓变电站。电站属径流式电站，无蓄水调节能力。1.1 水轮机的主要技术特性1.1.1 基本参数：水轮机型号: HLA550-WJ-71转轮直径: 710mm额定水头: 143m额定出力: 2500KW额定流量: 2.1m3/s额定转速: 1000r/min旋转方向: 正视顺时针1.1.2 主要结构特点（1）转轮:采用重庆电机厂制造,有14只叶片。（2）轴承及冷却方式:推力、径向轴承,冷却方式为外循环水冷却。1.2 水轮发电机的主要技术特性1.2.1 基本参数 型式: SFWE-K2500-6/1430 卧式额定容量/功率:3125KVA/2500KW额定电压: 6.3KV额定功率因数:0.8额定转速:1000 r/min飞逸转速:1878r/min相数:3相频率:50HZ1.2.2 冷却方式:空气自冷却方式1.2.3 定子绕组绝缘等级:B1.2.4 励磁方式:自并励励磁2检修概况2.1检修等级和进度计划：2010年03月4日至2010年03月24日， B级检修，共计22日。实际：2010年03月4日至2010年03月0421日，共计8518日（含72小时试运行）。2.2工时:计划：528工时，实际：432工时。2.3检修费用。计划： 万元，实际： 万元。2.4 运行情况表L.1表L.1 机组运行情况统计表上次检修结束至本次检修开始运行小时数（h）15900备用小时数（h）103802.5检修项目完成情况表L.2表L.2机组检修项目完成情况统计表内容合计标准项目特殊项目技改项目增加项目减少项目备注计划数19190000实际数191900002.6质量验收情况统计表L.3表L.3 机组检修质量验收情况统计表内容H点W点不合格（不符合）通知单三级验收合计合格不合格合计合格不合格合计合计计划数88023230010实际数880232300102.7 检修前、后主要运行技术指标统计表L.4表L.4 检修前、后主要运行技术指标统计表序号指标项目单位检修前检修后1换算到设计水头下出力KW25002500开度%670700效率%0.80.9耗水量m3/(kw.h)2振动与摆度mm0.110.11发导径向振动位移mm0.110.11水导径向振动位移mm0.100.10大轴轴向位移mm0.100.103机组运行温升(记录最大值)1号推力轴承58571号径向轴承61602号径向轴承5857定子温度90862.8检修工作评价语：本次2号水轮发电机组大修，在施工期间，庆隆公司及-积级配合检修单位，本着“安全第一，质量第一” “应修必修，修必修好”的原则，严格按照作业规范及国家相关施工规范要求，精心组织、严密施工、规范作业、文明施工，工作职责到人，质量控制全过程跟踪控制，对每一个质量控制W点和H 点的质量均有详细而严格的质量控制流程和验证程序，由于公司及电站和施工单位严格细致规范的施工管理，使2号机组的大修工作质量得到充分保证。2.8 简要文字总结2.8.1 检修中消除的设备重大缺陷及采取的主要措施2.8.1.1 间隙调整转轮与座环间隙：设计要求：上、下、左、右0.6-0.7毫米。解体前：上、下、左、右0.5毫米塞尺划通。检修完毕回装后：上、下、左、右.5毫米塞尺划通，且均匀。导叶间隙：设计要求：导叶侧间隙0.08-0.28毫米，端面间隙为0，导叶最大开度670mm。检修后导叶最大开度：690-700mm导叶工作室设计宽度：99.4mm检修前导叶工作室宽度：99.3mm检修后导叶工作室宽度：99.5mm导叶间隙调整后，导叶不再发卡。2.8.1.2 转轮、尾水管汽蚀、磨损情况检查对转轮上寇、下环、叶片、流道、梳齿密封装配等进行了全面检查，转轮属不锈钢材料，没有出现蜂窝麻面、汽蚀孔洞等现象，叶片及流道光滑、流畅，无变形、严重划伤等异常情况，泥沙磨损也相当轻微，转轮总体完好无损。对尾水管、尾水盖板进行了检查，没有发现蜂窝麻面、汽蚀孔洞、泥沙磨损等严重现象，对补气装置进行了解体清洗，检查运行状况正常。2.8.1.3 转轮进水中心检查符合设计要求。2.8.1.4 机组调整、试验无水甩负荷试验：人为全开、全关、事故动作3次，导叶工作平稳，无卡阻、跳动现象，动作后再次对机组各方面数据进行检测、校核，没有发生变化现象。空载运行停机试验：人为事故动作1次，从空载到全关、再到空载，无异常现象，动作正常。满载甩负荷试验：人为事故动作1次，从满载到全关、再到空载，无剪断销剪断和其它异常现象出现，动作正常，动作时间满足设计要求。事故关机时间：6秒、开机时间：7秒。出力比较：检查前：2500kW导叶开度100%都发不满。检查后：2500kW导叶开度90.4%。2700kW导叶开度100%（短时间内）。2.8.1.5 2#主阀电机发热处理我们检修了水轮发电机组后，机组试运行时检查主阀电机发热故障，在开机过程中没发现电机发热故障，我们分析是由于检修前导水机构漏水过大、主阀前后两端水压不能平衡，导致主阀启动负载过大而引起的。2.8.1.6 调速器不能自动运行故障检修调速器电磁阀，更换油，开机试运行，调速器自动运行平衡、可靠，以前故障我们分析是由于导水机构与调速器行程不一致，导致调速器自动失灵。2.8.1.7 发电机组1#、2#推力轴承温度过高故障处理我们在检修过程中将瓦拆出后，一是发现瓦的接触面与设计要求相差甚远，是导致温度高的原因之一；二是水轮发电机轴水平度不够；三是冷却器没有装到位，经过检修后轴承温度运行正常，达到设计要求，轴承运行平衡。2.8.1.8 甩负荷试验第一次试验，负荷带到额定负荷50%甩负荷，转速1148转/分，水压上升0.8kg/cm2，调速器关闭时间4s。第二次试验，负荷带到额定负荷100%，甩负荷结果：转速1386转/分，水压上升1.4 kg/cm2，调速器关闭时间6s。都在设计范围内，正常。2.8.2 设备的重大改进的内容和效果2.8.2.1 发电机励磁集电环的加工处理。改造前机组励磁集电环磨损、拉槽严重，在机组运行过程中产生较大火花。本次检修对机组励磁集电环进行拆卸、机械加工处理，对整个励磁集电环进行清洁，绝缘处理。目前运行情况良好。2.8.2.2 更换转子至集电环励磁电缆。改造前经常发生转子一点接地保护动作，转子绝缘低。经检查转子至集电环励磁电缆绝缘老化，破裂。通过更换该励磁电缆，转子绝缘上升达200M以上。2.8.2.3 刹车制动装置制动、复归电磁阀无法正常工作的处理，改造前机组在停机时不能正常启动刹车制动装置进行制动，也不能正常复归。本次检修对2号机组气系统回路进行全面检查，同时对漏气部份进行了止漏处理；更换了制动、复归电磁阀；检查刹车制动装置自动启动回路。经以上处理，2号机组制动系统能正常运行。2.8.3 安全、质量、费用、现场管理、采购、沟通等分析2.8.3.1 安全本次2机组B修严格落实公司各部门及参加检修各单位、各级人员的安全责任制、按照电业安全工作规程及公司各项规章制度的要求，规范现场管理，不断改善作业环境，确保人身和设备安全。加强监督、加强风险分析，实现了“零违章、零伤害、零事故”2.8.3.2 质量本次2机组B修质量管理实行“责任追溯制”，严格做到“四个凡事”，即“凡事有人负责、凡事有人监督、凡事有章可循，凡事有据可查”。各专业负责人从每个项目、每项工作、每道工序、每个细节抓起，自始至终坚持质量标准。严格的管理保证了检修的质量，验收合格率达到100%，优良率达到95%以上。修后机组健康水平全面提升，达到检修质量目标。2.8.3.3 费用本次检修产生费用约 万元，外承包费用为 万元，材料费用为 万元。2.8.3.4 现场管理本次2机组B修严格按照鼎泰公司检修管理执行。根据检修作业指导书做好检修前的准备工作。检修工具、设备实行定置管理并设置安全检修通道。检修过程中产生的各类固体废弃物定点分类存放、定时清理，保证了检修现场的清洁和施工面的整洁。2.9 附件附件1-1： 2#机组大修电气一次部分竣工报告附件1-2： 2#机组大修电气二次部分竣工报告附件1-3： 2#机组大修水轮机部分竣工报告附件1-4: 2#机组大修竣工报告质量验收部分-2#机组大修竣工报告电气一次部分一、 概述明宇公司第六项目部电气一次班于2010年3月4日3月18日对枫香峡电厂2号发电机组定、转子部分的除尘清污、转子部分滑环及励磁电缆的更换处理、电气一次部分的年检预试。项目部电气一次班本着“安全第一，预防为主”的指导方针，遵照检修规程、电气试验标准化作业指导书、电力设备预防性试验规程DL/T 596-1996、庆隆水电开发公司有关规定，严格按照合同规定的检修项目完成了对2号发电机组的检修、年检预试工作及设备缺陷的处理。 二、 电气一次分项工程1、发电机组部分（1） 发电机定、转子的吊芯检查。（2） 发电机定、转子除尘清污处理。（3） 机组励磁集电环磨损严重，进行拆卸、机械加工处理。（4） 更换已破裂励磁电缆。（5） 发电机的年检预试（6） 刹车制动装置制动、复归电磁阀无法正常工作的处理，（7） 发电机定、转子及整机喷漆处理。三、检修相关数据资料（附后）。2号发电机（大修前）检测报告一、温度 12 湿度 55 % 其它： 无 二、设备名称:2F发电机 安装位置: 发电机层 三、技术数据制造厂型号额定功率额定电压额定电流重庆电机厂SFWE-K2500-6/14302500KW6300V286.4绝缘等级励磁电流励磁电压转速额定频率B31261V1000r/min四、 检测结果：1、定子绕组直流泄漏及耐压前绝缘电阻测试（G）：相别R15R60吸收比A耐压前367098502.68耐压后5080201003.95B耐压前343096102.80耐压后4400119002.70C耐压前331092902.80耐压后4090121002.952、定子绕组直流耐压及泄漏电流试验（A）：电压倍数0.5U1.0U1.5U2.0U电压值（kV）3.156.309.4512.6A相0024B相0135C相0123 3定子绕组工频交流耐压试验：由于未更换绕组，且运行20年以下者，实际耐压 9kV ，历时 1分钟。试验结果：A相、B相、C相 合格 。4、定子交流耐压后绝缘电阻测试（G）：相别R15R60吸收比A3.169.653.05B3.459.442.73C3.189.382.945、转子绕组绝缘电阻（M）： 用 500V 兆欧表测量转子绕组绝缘电阻 12 M。五、检测所用设备： KYORLTSU3125 绝缘检测仪TDM-25/60 泄漏试验测试仪交流耐压控制箱试验变压器六、检测依据：DL/T 596-1996电力设备预防性试验规程七、检测结论：合格八、日期：2010年3月4日 九、检测人：朱励平 赵元萍2号发电机（大修后）检测报告一、温度 17 湿度 43 % 其它： 无 二、设备名称:2F发电机 安装位置: 发电机层 三、技术数据制造厂型号额定功率额定电压额定电流重庆电机厂SFWE-K2500-6/14302500KW6300V286.4绝缘等级励磁电流励磁电压转速额定频率B31261V1000r/min四、 检测结果：1、定子绕组直流泄漏及耐压前绝缘电阻测试：(M)。相别R15R60吸收比A耐压前10500297001.96耐压后12900305002.36B耐压前11800296002.50耐压后9850321003.25C耐压前10900406003.74耐压后10300305002.912、定子绕组直流耐压及泄漏电流试验（A）：电压倍数0.5U1.0U1.5U2.0U电压值（kV）3.156.309.4512.6A相0125B相0224C相0123 3定子绕组工频交流耐压试验： 由于未更换绕组，且运行20年以下者，实际耐压 9kV ，历时 1分钟。试验结果：A相、B相、C相 合格 。1、 定子交流耐压后绝缘电阻测试（G）：相别R15R60吸收比A2.564.481.75B3.217.382.30C2.654.8731.845转子绕组绝缘电阻（M）： 用 500V 兆欧表测量转子绕组绝缘电阻 12 M。五、检测所用设备： KYORLTSU3125 绝缘检测仪TDM-25/60 泄漏试验测试仪交流耐压控制箱试验变压器六、检测依据：DL/T 596-1996电力设备预防性试验规程七、检测结论：八、日期：2010年3月16日 九、检测人：朱励平 赵元萍-2#机组大修竣工报告二次部分 一、概述-2#机组大修自2010年3月4日开始，保护及二次部分从2010年3月9日开始。按照枫香峡大修合同要求对-2#机组以及公用部分所属的保护装置、二次装置、二次元件表计进行试验检修工作。二、电气二次分项工程1、保护装置：主要对2#发电机保护装置进行了检查、试验。2、自动装置：主要对2发电机所属的二次装置，包括机组温度测量装置、转速装置进行检查、精度测试、定值校验。3、对各屏柜二次回路进行检查、端子紧固和屏柜清扫。三、检修相关数据资料（附后）。枫香峡 2 #发电机保护试验一、检测环境条件：温度 15 湿度 60 % 其它： 无 二、安装位置： 主控室 三、技术数据型号EDCS-6310主保护及EDCS-6320后备保护厂家重庆新世纪电气有限公司四、装置的外部检查：序号检 查 内 容检验结果备 注1保护装置的硬件配置、标注及接线等应符合图纸要求。2检查保护装置的背板接线是否有断线、短路、焊接不良等现象, 并检查背板上连线和元器件外观是否良好。3保护装置的各部件固定良好,无松动现象,装置外形应端正, 无明显损坏及变形现象。 4各插件插、拔灵活,各插件和插座之间定位良好,插入深度合适。5保护装置的端子排连接应可靠,且标号应清晰正确。6按钮、键盘等应操作灵活、手感良好。7各部件应清洁良好。8保护屏、外部端子箱电缆排放整齐、孔洞封堵良好、电缆屏蔽两端接地，电缆标牌、标号正确，压接可靠。五、绝缘电阻：序号检 验 项 目绝 缘 电 阻(M)检验结果1交流电压回路对地绝缘400合格2交流电流回路对地绝缘400合格3直流电源回路对地绝缘 300合格4跳闸和合闸回路对地绝缘300合格5开关量输入回路对地绝缘200合格7信号回路对地绝缘200合格六、精度测试：从相应端子上加入三相电压57.74V和三相电流1A，查看测量精度。输入电流显示值输入电压显示值备注差动中性点IA=0.98A母线电压输入57.74vUA=57.8.UB=57.9UC=57.7误差应不大于5。IB=0.98AIC=0.98A差动发电机侧IA=0.98AIB=0.98AIC=0.99A后备高压侧IA=0.99A母线电压输入57.74vUA=57.7UB=57.8UC=57.8IB=0.98AIC=1.00A结论：精度满足要求。七、保护试验：（一）发电机主保护调试1、发电机差动差动启动电流整定值测试 在发电机中性点侧三相电流、发电机机端侧三相电流端子中任一相加入电流，要发TA断线信号，且闭锁出口，外加三相电流达出口灯亮。相 别ABC整定值最小动作电流1.0A，比率制动系数0.2，制动电流4.5，二次谐波制动系数0.15 中性点侧(A)0.990.990.99发电机机端(A)0.990.990.99 在发电机机端侧电流端子加电流(0度)，在中性点侧电流端子A相（或B相、C相）加反向电流（180度），差流为两侧折算电流相加。A相比率制动特性定值最小动作电流1.0A，比率制动系数0.2，制动电流4.5，二次谐波制动系数0.15中性点侧电流(A)0.012.563.965.336.66发电机侧电流（A）146810比率制动系数K=0.2012B相比率制动特性定值最小动作电流1.0A，比率制动系数0.2，制动电流4.5，二次谐波制动系数0.15中性点侧电流(A)0.002.593.925.266.60发电机侧电流（A）146810比率制动系数K=0.1940C相比率制动特性定值最小动作电流1.0A，比率制动系数0.2，制动电流4.5，二次谐波制动系数0.15中性点侧电流(A)0.012.583.945.256.60发电机侧电流（A）146810比率制动系数K=0.1940二次谐波测试 在主变高压侧电流端加基波电流5A，增加二次谐波电流使差动出口灯可靠熄灭，记录A、B、C相二次谐波电流值分别为 单纯的发电机保护未设此项 A2、速断特性测试将启动电流暂时修改成大于速断定值，保证只有速断动作（注意高低压折算系数）整定值Isd =9.6A Kp=1相 别ABC低压侧（A）9.599.619.60高压侧（A）9.619.599.61出口方式是否正确（打“”表示）：正确 错误 信号指示是否正确（打“”表示）：正确 错误 保护调试完，将定值恢复。3、发电机低压记忆过流保护电流元件动作值测试整定值(A)6.8相别ABC保护动作值(A)6.826.826.82低电压元件动作值测试保护整定值(V)90保护动作值(V)89.90动作时间定值测试分别在A、B、C相加电流测试动作时间保护整定值(S)T1=2.2动作时间t（S）2.2109保护出口方式是否正确（打“”表示）：正确 错误 4、发电机过电压保护电压元件动作值测试整定值(V)过压1：135过压2：135保护动作值(A)134.37134.37动作时间定值测试分别在A、B、C相加电流测试动作时间保护整定值(S)T11= 0.2T12= 0.3动作时间t（S）0.20760.3081保护出口方式是否正确（打“”表示）：正确 错误 5、零序过电压保护电压元件动作值测试整定值(V)20保护动作值(V)20动作时间定值测试分别在A、B、C相加电流测试动作时间保护整定值(S)T11= 1.0动作时间t（S）1.0113保护出口方式是否正确（打“”表示）：正确 错误 （二）发电机后备保护调试6、后备保护过负荷保护电流元件动作值测试整定值(A)6.2相别ABC保护动作值(A)6.226.226.22动作时间定值测试分别在A、B、C相加电流测试动作时间保护整定值(S)T1=3.0动作时间t (S)3.0163保护出口方式是否正确（打“”表示）：正确 错误 7、后备保护复压启动过流保护电流元件动作值测试整定值(A)6.8相别ABC保护动作值(A)6.826.826.82 低电压元件动作值测试保护整定值(V)80保护动作值(V)79.95负序电压元件动作值测试保护整定值(V)8保护动作值(V)8.13动作时间定值测试分别在A、B、C相加电流电压测试动作时间保护整定值(S)T1= 2.2T2= 2.3动作时间t（S）2.20502.3069保护出口方式是否正确（打“”表示）：正确 错误 8、后备保护失磁保护电压元件动作值测试整定值空载励磁电压20V，发电机机端80V，凸极功率40W，斜率判据0.2，系统低电压定值80V。机端电压动作值（V）83.03励磁低电压动作值(V)11.0系统电压动作值（V83.03动作时间定值测试分别在A、B、C相加电流测试动作时间保护整定值(S)T11=0.2T2=0.6T12=0.5动作时间t（S）0.20600.6010.5056保护出口方式是否正确（打“”表示）：正确 错误 9、后备保护转子一点接地保护接地电阻动作值测试整定值（K）20保护动作值(K)19.87动作时间定值测试分别在A、B、C相加电流测试动作时间保护整定值(S)T1=3.0T2=1.0动作时间t（S）3.0101.033保护出口方式是否正确（打“”表示）：正确 错误 10、后备保护过励磁保护电压元件动作比值U/Un测试整定值过励磁系数1.35保护动作值1.345动作时间定值测试保护整定值(S)T1=0.5T2=2.0动作时间t（S）0.50132.0453保护出口方式是否正确（打“”表示）：正确 错误 八、联动试验： 联动试验动作正常。九、检测设备： PW31继电保护测试仪十、检测依据：DL40091继电保护和安全自动装置技术规程GB1428593继电保护和安全自动装置技术规程十一、 检测结论：装置动作正常，信号动作正常，动作结果正常，可以投入运行。十二、检测日期： 2010年3月12日十三、检测人：余秀英 石先伟-2#机组大修竣工报告水轮机部分一 、工程概况-工程位于重庆市武隆县木棕河上游河段，距武隆县城70km，-是木棕河流域上游第一级开发的水电站工程。该工程以发电为主，其工程由挡水建筑物、泄洪消能建筑物、引水系统和厂区系统组成。电站总装机容量7500KW。额定水头143m，额定流量6.3m3/s。多年平均发电量为3800万kw.h，年利用小时数为5000h，通过35kv输电线路在3号杆分送到武隆县木棕河变电站、桐梓变电站。-工程为径流式电站，无蓄水调节能力。水轮机的主要技术特性基本参数：水轮机型号: HLA550-WJ-71转轮直径: 710mm额定水头: 143m额定出力: 2500KW额定流量: 2.1m3/s额定转速: 1000r/min旋转方向: 正视顺时针6.1.2主要结构特点(1) 转轮:采用重庆电机厂制造,有14只叶片。(2) 轴承及冷却方式:推力、径向轴承,冷却方式为外循环水冷却。6.2水轮发电机的主要技术特性6.2.1基本参数 型式: SFWE-K2500-6/1430 卧式额定容量/功率:3125KVA/2500KW额定电压: 6.3KV额定功率因数:0.8额定转速:1000 r/min飞逸转速:1878r/min相数:3相频率:50HZ冷却方式:空气自冷却方式灭火方式:定子绕组绝缘等级:B励磁方式:自并励励磁6.2.2主要结构特点(1) 定子:整体到货。(2) 转子：整体到货。(3) 轴承：包括推力轴承、径向轴承，均为内循环冷却方式。(4) 制动装置：液压制动方式。2010年3 月4 日至2010年3月18日，我们对武隆-2号机组进行了大修。按照枫香峡大修合同要求对贵厂轴承温度较高、导水机构、调速器等主要缺陷予以了检修处理。二、水轮机分项工程1、主要检修项目（1）处理10、11、12、13号等多片导叶发卡导致调速器工作困难，拒绝动作，经常断剪断销；（2）处理10、11、12、13、14号导叶立面间隙过大；（3）导叶侧间隙过小调整；（4）检查转轮、尾水管汽蚀情况；（5）检查、效核水轮机其它一切工况；（6）处理1#、2#导轴承和1#推力轴承温度过高故障；（7）检查处理2#主阀电机发热故障；（8）处理调速器不能自动运行故障；（9）处理机组刹车制动装置故障。 2、导叶间隙调整转轮与座环间隙：设计要求：上、下、左、右0.6-0.7毫米。解体前：上、下、左、右0.5毫米塞尺划通。检修完毕回装后：上、下、左、右.5毫米塞尺划通，且均匀。导叶间隙：设计要求：导叶侧间隙0.08-0.28毫米，端面间隙为0，导叶最大开度670mm。检修后导叶最大开度：690-700mm导叶工作室设计宽度：99.4mm检修前导叶工作室宽度：99.3mm检修后导叶工作室宽度：99.5mm导叶间隙调整后，导叶不再发卡。3、转轮、尾水管汽蚀、磨损情况检查对转轮上寇、下环、叶片、流道、梳齿密封装配等进行了全面检查，转轮属不锈钢材料，没有出现蜂窝麻面、汽蚀孔洞等现象，叶片及流道光滑、流畅，无变形、严重划伤等异常情况，泥沙磨损也相当轻微，转轮总体完好无损。对尾水管、尾水盖板进行了检查，没有发现蜂窝麻面、汽蚀孔洞、泥沙磨损等严重现象，对补气装置进行了解体清洗，检查运行状况正常。4、转轮进水中心检查符合设计要求。5、机组调整、试验无水甩负荷试验：人为全开、全关、事故动作3次，导叶工作平稳，无卡阻、跳动现象，动作后再次对机组各方面数据进行检测、校核，没有发生变化现象。空载运行停机试验：人为事故动作1次，从空载到全关、再到空载，无异常现象，动作正常。满载甩负荷试验：人为事故动作1次，从满载到全关、再到空载，无剪断销剪断和其它异常现象出现，动作正常，动作时间满足设计要求。事故关机时间：6秒、开机时间：7秒。出力比较：检查前：2500kW导叶开度100%都发不满。检查后：2500kW导叶开度90.4%。2700kW导叶开度100%（短时间内）。6、2#主阀电机发热处理我们检修了水轮发电机组后，机组试运行时检查主阀电机发热故障，在开机过程中没发现电机发热故障，我们分析是由于检修前导水机构漏水过大、主阀前后两端水压不能平衡，导致主阀启动负载过大而引起的。7、调速器不能自动运行故障检修调速器电磁阀，更换油，开机试运行，调速器自动运行平衡、可靠，以前故障我们分析是由于导水机构与调速器行程不一致，导致调速器自动失灵。8、发电机组1#、2#推力轴承温度过高故障处理我们在检修过程中将瓦拆出后，一是发现瓦的接触面与设计要求相差甚远，是导致温度高的原因之一；二是水轮发电机轴水平度不够；三是冷却器没有装到位，经过检修后轴承温度运行正常，达到设计要求，轴承运行平衡。9、甩负荷试验第一次试验，负荷带到额定负荷50%甩负荷，转速1148转/分，水压上升0.8kg/cm2，调速器关闭时间4s，第二次试验，负荷带到额定负、10、荷100%，甩负荷结果：转速1386转/分，水压上升1.4 kg/cm2，调速器关闭时间6s。都在设计范围内，正常。-2#机组大修竣工报告质量验收部分在-2号机组大修过程中，我们坚持“安全第一，质量第一” “应修必修，修必修好”的原则，严格按照作业规范及国家相关施工规范要求，精心组织、严密施工、规范作业、文明施工、工作职责到人、质量控制全过程跟踪控制，对每一个质量控制W点和H 点的质量均有详细而严格的质量控制流程和验收程序，正是我们严格而细致规范的施工管理，使-2号机组的大修工作质量得到充分保证。在大修过程中，项目部专职质检全程控制，对于每一个质量控制点，我们首先要求各工作班完成自检，然后由班组技术人员质检，最后由各班组申请项目部质检的内控三级验收作业程序。对于业主要求的三组验收点我们全部列入停工待检点H点控制，除了我们内控三级验收外，还提申电站及运行部，相关专工参加的三级验收质控体系。无论是W点，还是H点，凡质量验收不合格均不得进入下一道工序作业施工，以保证工程质量。水轮发电机组检修分部工程验收情况质量控制W点验收汇总表序号质量控制点控制要求质量控制类别检验级别12号机大修工作准备按作业指导书要求完成各项准备W12级2拆机前的准备工作按作业指导书要求完成各项准备W22级3检修前技术测定数据测量准确,误差在规定范围内W32级4拆机前导叶间隙测量按表计测量,测量记录准备W42级5导水机构分解工序按作业指导书要求完成,作好各部件装配标记W52级6导轴承油冷却器及其冷却水管路检查和水压试验按作业指导书要求完成，水压试验合格W62级7导水机构维修、检查防护按作业指导书要求完成W72级8剪断销检查按作业指导书要求完成W82级9导叶套筒、轴承及止水装置检查维修按作业指导书要求完成，密封良好。W92级10蜗壳及尾水管一般性检查按作业指导书要求完成，满足修复工艺要求W112级11测量表计管路清扫表记校验合格W122级12定子机座和铁芯检修，W132级 13定子各部清洁W142级14磁极、磁极键、磁极接头、阻尼环检查按作业指导书要求完成W152级15转子各部清扫（包括：通枫沟等）按作业指导书要求完成W162级16滑环碳刷装置及引线检查、调整装置良好W172级17转子吊装准备工作应有详细起吊方案，技术、人员均应到位W182级18发电机集电环安装按作业指导书要求完成W192级19机组结尾工作按要求完成，密封良好W202级20终结相关工作票尾水及蜗壳充水正常W212级21作业指导书关闭项目实施完毕，所用项目质检合格W222级22调速器各零件和管路解体、检查、清洗清洗符合要求，无堵塞W232级23导水叶开度指示计调整误差在允许范围内W242级质量控制W点验收表01施工项目名称机组检修分部工程施工班组水机班质量控制W点2号机大修工作准备W点编码W1验收时间2010年3月 4 日 8 时 10 分验收相关规范及质量控制标准：按作业指导书要求。现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：1、工器具已按施工要求准备完毕，材料、备品已落实。2、检修地面已经铺设防护胶片，场地已经完善并隔离。3、作业文件已组织学习，工作组成员熟悉本作业指导书内容。4、以上准备工作均已完成，可进入下道工序作业。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（ ）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（ ），需作处理。工作负责人：签字： 班组自检：签字： 项目部质检：签字： 质量控制W点验收表02施工项目名称机组检修分部工程施工班组水机班质量控制W点拆机前的准备工作W点编码W2验收时间2010年3月 4日 9 时 30 分验收相关规范及质量控制标准：按作业指导书要求。现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：1、 将前、后轴承油槽内的油排干至油库。2、 发电机拆前预试、绝缘完毕。3、 电气人员拆除所有电气连线。4、拆机准备工作就绪,可进入下道工序作业。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（ ）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（ ），需作处理。工作负责人：签字： 班组自检：签字： 项目部质检：签字： 质量控制W点验收表03施工项目名称机组检修分部工程施工班组水机班质量控制W点检修前技术测定W点编码W3验收时间2010年3月 4 日 14 时 分验收相关规范及质量控制标准：按作业指导书要求。现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：1、 机组在25%、50%、75%、100%负荷时，测定机组振动、轴承摆度、导叶开度、涡壳压力等相关数据。2、 检修前机组开停机时间测量。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（ ）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（ ），需作处理。工作负责人：签字： 班组自检：签字： 项目部质检：签字： 质量控制W点验收表04施工项目名称机组检修分部工程施工班组水机班质量控制W点拆机前导叶间隙测量W点编码W4验收时间2010年 3 月 5日 时 分验收相关规范及质量控制标准：按作业指导书要求。现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：1、对机组导叶间隙测量。2、机组导叶间隙测量记录表：导叶序号导叶全开导叶全关端面间隙左（mm）右（mm）左（mm）右（mm）（mm）10.050.060.050.07020.050.060.060.050.0230.050.070.070.060.0340.050.080.080.040.0250.040.100.060.07060.050.070.050.060.0370.040.060.090.050.0580.040.050.050.05090.060.090.030.060100.060.080.040.050.03110.050.050.050.052.7120.060.050.060.062.5130.050.050.050.041.1140.040.070.040.061.3测量结果显示不符合要求，机组漏水量大。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（ ）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（ ），需作处理。工作负责人：签字： 班组自检：签字： 项目部质检：签字： 质量控制W点验收表5施工项目名称机组检修分部工程施工班组水机班质量控制W点导水机构分解工序W点编码5验收时间2010年3月6日 时 分验收相关规范及质量控制标准：按作业指导书要求。现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：导水机构分解工序本项作业工序符合作业要求。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（ ）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（ ），需作处理。工作负责人：签字： 班组自检：签字： 项目部质检：签字： 质量控制W点验收表6施工项目名称机组检修分部工程施工班组水机班质量控制W点导轴承油冷却器及其冷却水管路检查和水压试验W点编码W6验收时间2010年 3月 6日 时 分验收相关规范及质量控制标准：1、GB 8564-2003水轮发电机组安装技术规范。2、DL 455-91水轮机基本技术规范。3、DL/T507-2003水轮发电机组启动试验规程。4、DL/T10662007水电站设备检修管理导则现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：1、 用汽油清洗冷却器。2、 导轴承供、排水系统各阀门和管道检查正常。3、 更换导轴承冷却