1#汽机恢复性大修技术协议

1、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435C，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

2、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

3、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。1

4、6、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

5、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

6、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、

7、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，

8、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100 MQ2）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

9、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3.0 U,局部更换定子绕组并修好后 2.5Un2）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20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：2 Un +1000但最低为 15002）大修前或局部更换定子绕组并修好后试验电压为：1.5 Un5、 转子绕组的绝缘电阻：绝缘电阻值在室温时一般不小于0.5MQ6、转子绕

10、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10U,但不低于1500V2）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2000V8、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 0.5MQ，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 1kV10、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0.5MQ12

11、、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10V16、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10V18、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

12、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 1000MQ2、tg S及电容量：1) 主绝缘tg S (%)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10

13、00MQ时，应测量末屏对地 tg S ，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 2kV3） 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、

14、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 2kV3）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：1000MR2、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

15、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2kV4、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%5 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2MQ2) 直流电阻应

16、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：1000MD2、 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绝缘电阻：绝缘电阻不应低于2MQ2、 辅助回路和控制回路交流耐压试验：试验电压为 2kV3、断路器速度特性：试验电压为 2kV4、断路器的合闸时间、分闸时间和三相分、合闸同期性：应符合 制造厂规定5、断路器、隔离开关及隔离插

17、头的导电回路电阻：符合制造厂规6、操动机构合闸接触器和分、合闸电磁铁的最低动作电压：符合 制造厂规定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) 绝缘电阻应大于2MQ2) 直流电阻应符合制造厂规定8、绝缘电阻试验：符合制造厂规定9、交流耐压试验：试验电压值按 DL/T593规定七、套管1、主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻：1) 主绝缘的绝缘电阻值不应低于 10000MQ2) 末屏对地的绝缘电阻不应低于 1000MR2、主绝缘及电容型套管对地末屏tg 3与电容量：1)20 C时的tg 5 (%)值应不大于下表中数值：2) 当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000MD时，应测量末屏

18、对地 tg 5，大于 2%3、 交流耐压试验：试验电压值为出厂值的85%八、避雷器1、绝缘电阻：不低于1000MQ2、直流1mA电压(Um及0.75UU下的泄漏电流：1)不得低于GB11032规定值2）UmA实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化不应大于士5%3）0.75U1mA下的泄漏电流不应大于50卩A3、运行电压下的交流泄漏电流：测量运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比较，有明显变化时应 加强监测，当阻性电流增加 1 倍时，应停电检查4、 工频参考电流下的工频参考电压：应符合GB11032或制造厂规 定5、检查放电计数器动作情况：测试 35次，均应正常动作，测试后计数器指示应调到“ 0”九、电力电缆直流耐压试验：直流试验电压 47 kV1）试验电压值按GB11032规定，加压时间5min,不击穿2）耐压 5min 时的泄漏电流值不应大于耐压 1min 时的泄漏 电流值3）三相之间的泄漏电流不平衡系数不应大于 2十、励磁系统更换现有的同轴励磁系统为双通道微机励磁系统要求1 、硬件简单,可靠性高2、完善的自检功能 3、故障录波功能4、具有操作事件记忆功能5、超常的抗电磁干扰能力6、具有正、负调差及调差率大小设置7、具有过流限制及保护，最大电流保护8、具有低励限制及保护9、具