汉坪嘴2#机组B级检修工作报告

1、汉坪嘴水电站2#水轮发电机组B级检修工作报告 批准： 审定： 审核： 编写： 甘肃龙江电力有限责任公司二一六年三月七日目录一、设备概括.3二、检修标准及依据.5三、修前运行设备存在的缺陷统计.6四、B修总体要求.7五、施工组织措施.7六、施工方案.11七、检修类别.15八、施工组织措施.15九、电气部分.22十、B修后开展的相关试验情况.23汉坪嘴水电站2#水轮发电机组B级检修工作报告一、设备概括： 汉坪嘴水电站位于白水江下游甘肃文县境内，距碧口镇32km，其尾水与碧口水库白水江库区相接。电站设计水头44m，正常蓄水位755m，最大坝高57m，总装机容量3×24MW，设计多年平均发电

2、量为3.64亿KWh，年利用小时5052小时，保证出力19.2MW。发电机出口电压10.5kV，电站没有升压设备，发电机出口10.5kV直接就近送入玉垒变电所。电站以向电网提供电量为主，具有日高峰和有限的调频功能，由甘肃省调度通信中心调管。1.1水轮机主要技术参数项 目单 位技术参数型号HL（F595）-LJ-258额定水头m44最高水头m50.5最低水头m42额定流量m3/s61.69额定出力MW24.74额定转速r/min214.3额定/最高效率%92.9%/95.1%额定吸出高程m0尾水管进口最大真空度m4飞逸转速r/min450固定导叶个23活动导叶个24水导润滑油牌号L-TSA-32

3、1.2机组推力、上导、下导、水导参数名称轴瓦最高温度（）进水最高温度（）轴承瓦个数（个）轴承材料推力55288弹性金属氟塑料上导70286巴氏合金下导70288巴氏合金水导65284巴氏合金1.3发电机主要技术参数名 称单 位技 术 参 数型 号SF-J24-28/550额定容量MVA28.235额定出力MW24额定电压kV10.5额定电流A1553功率因数0.85滞后相 数相3频 率Hz50磁极对数对14绝缘等级（定子/转子）级F/F定子绕组接线Y空载励磁电压V75空载励磁电流A390额定励磁电压V135额定励磁电流A700额定转速r/min214.3飞逸转速r/min450短路比1.442

4、1飞轮力矩GD2t.m21500额定效率%97.88保梯电抗Xp标么值0.2305直轴同步电抗Xd标么值0.7825直轴瞬变电抗X,d标么值0.2679直轴超瞬变电抗X”d标么值0.2076横轴同电抗Xq标么值0.5340横轴超瞬变电抗X”q标么值0.2031零序电抗XO标么值0.0614负序电抗X2标么值0.2053定子漏抗Xe标么值0.1094定子绕组开路时励磁绕组的时间数T,d0秒8.8075定子绕组短路时励磁绕组的时间数T,d秒3.0153冷却水工作压力MPa0.4空气冷却器用水量m3/h120推力、上导轴承用水量m3/h50下导轴承用水量m3/h15灭火水管供水压MPa0.6润滑油牌

5、号L-TSA-46推力、上导轴承油水量m34下导轴承用油量m30.65顶起转子时油压MPa9.6制动时耗气量1/S1制动时间S120正常制动时气压MPa0.5二、检修标准及依据：汉坪嘴电站2号机组设备图纸及相关技术文件DL/T838-2003发电企业设备检修导则DL/T817-2002立式水轮发电机检修技术规程GB8564-2003水轮发电机组安装技术规范SD288-88水轮发电机推力轴承、导轴承安装调整工艺导则GB/T9652.1-1997水轮机调速器与油压装置技术条件GB/T9652.2-1997水轮机调速器与油压装置试验验收规程DL/T 563-95水轮机电液调节系统及装置技术规程DL

6、507-93水轮发电机组起动试验规程DL/T 619-1997水电厂机组自动化元件及其系统运行维护和检修试验规程SD 1029-1993三相同步电机试验方法GBJ148-90电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范DL40091继电保护和安全自动装置技术规程如果这些内容有矛盾时，应按较高标准的条款执。三、修前运行设备存在的缺陷统计：1.旁通阀全关指示灯不亮、过转矩；2.回油箱油位表无显示；3.巡检仪：13、23、24、28几个点显示错误，需要更换测温电阻4.空冷正冲进水阀无法打开、关闭（反冲）；5.上位机数据库：推理6#、7#、RDT无显示，其他温度量均显示“0”，需要更换

7、测温电阻；6.2F机、1F机组停机蠕动；7.2F接力器排油阀渗油。8.三台机组出线电缆耐压试验（型号：ZR-YJV22-8.7/15KV,3*185 mm2，1号机电缆长120米，2号机电缆长125米，3号机电缆长125米）。9.机组至厂用变10.5KV电缆耐压试验（型号：ZR-YJV22-8.7/15KV,3*50mm2²，长度是17米 。但不限于以上项目四、B修总体要求： 确保安全，不发生人身伤亡和设备损坏事故。检修合同范围内的相关设备，满足国家有关规范及合同的技术要求，机组启动试运行正常，设备评级一类率达到100%。五、施工组织措施项目经理项目经理安全负责人施工负责人技术负责人

8、项目经理电气检修人员机械检修人员5.1 项目经理（1） 项目全过程施工生产的组织者、指挥者和全权责任者，自觉维护项目法人及职工的权益，确保项目法人的要求和公司下达的各项工作的全面完成。（2） 科学组织和调配参加工程施工的人、机、物，保证工程进度按计划完成。（3） 贯彻有关安全的法规和条例，执行国家有关施工安全管理规定和有关安全规程，确保各项安全管理制度在本工程中的有效运行。（4） 协调好与业主关系，做好人力、物力和设备的供应工作，及时解决施工中出现的问题。（5） 组织制定项目经理部各类管理人员职责、权限和各项规章制度，并定期向公司汇报工程进展情况。5.2 技术负责人（1） 全面负责本工程的施工

9、技术工作，处理本工程的技术问题。（2） 执行有关施工技术和有关技术规范、规程和各项技术管理制度。（3） 负责施工现场的质量保证工作；负责施工过程的质量控制，确保质量体系有效运行，及时反馈施工动态。（4） 依据质量三级监检制度，组织工程质量检查验收工作。（5） 依程序文件规定对不合格品进行有效控制，防止施工过程中非预期安装和使用不合格品。5.3 安全负责人（1） 在项目经理的直接领导下，负责施工安全和质量。（2） 参与项目实施过程中的施工技术管理、安全管理、质量管理、质量保证；（3） 定期检查安全和质量，组织中间验收和竣工验收检查工作。（4） 对参加施工人员进行培训和安全教育；制定安全施工措施并

10、负责报上级部门批准。5.4 施工队长（1） 执行现场管理机构的决策和施工计划安排。（2） 合理组织本队的施工力量，安全优质完成施工队的生产任务。（3） 严格执行施工中的自检制度，坚持文明施工。（4） 负责施工人员现场管理和调配。6现场作业文明生产管理（1）在开工前，工程项目部应将检修工作所需的危险化学品清单提交给电厂（业主）安监部门，清单内容包括化学品名、数量、存放地方、用途等内容。（2）在机组检修过程任何人、任何情况下都不允许违章作业、违章操作、违章指挥，做到“不伤害自己，不伤害他人，不被他人伤害，保护他人不被伤害”。（3）进入现场作业人员应按安规规定配置安全劳保用品，并正确佩戴，禁止穿拖鞋

11、、凉鞋、高跟鞋及裙子进入生产现场，同一单位宜统一工作服装、安全帽。（4）作业人员在厂区内应按规定的行走路线行走，禁止打逗、吵闹。（5）生产场所地面、墙壁、通道、平台、栏杆、护板、盖板齐全完整，如在检修中需要拆除或移动，必须设立临时围栏和标志。检修工作结束前恢复。（6）检修现场应做好防护措施，做到“三不落地”。易受到电焊作业、重物等损坏的地面，工作前应重点保护，保证检修场所的地面完好无损。（7）生产场所、通道采光良好，照明充足。检修现场临时增设的照明电源和施工用电,其电缆摆设整齐,不影响行人及运输设备通过,须做到人走灯息。（8）特殊设备及特殊部位应按有关规定设置安全标志、消防标志、通道标志、道口

12、标志等。如因检修必须移动或拆除，检修结束前必须恢复。（9）施工现场推行定置管理，绘制合理工艺作业流程图和设备定置图，现场物、料、工具、拆除的零件定置摆放，物、料堆放整齐、平稳，有固定措施，防止倒塌、滑落、倾倒，不妨碍通行及正常作业，摆放地点要严格执行检修现场物品摆放的统一规定。（10）任何检修现场必须做到现场卫生随时进行清理，现场消灭四头(即电焊条头、木头、铁条头、线头)，做到无卫生死角。（11）检修现场应分类设置的垃圾箱，其密封性良好，防止液体外流，应存放在指定的位置，箱上贴有“垃圾箱”字样标识，下班时将箱内的垃圾带离工作现场，放在指定地点，摆放整齐。（12）检修现场临时使用的油、水、气管路

13、,应摆设整齐,不影响行人及运输设备通过，管路各接头密封应严密无滴漏。（13）对油类等易燃品要妥善保管，对清洗油、地面油污、油棉等要及时清除或放在指定地点，防止发生火灾。六、施工方案6.1检修前准备工作1）做好机组检修项目、进度、人员配置计划；2）常用施工工器具清点准备、检查、修理；3）补充材料、设备备件计划；4）购买必要消耗性材料、工具材料；5）大修专用工具核实、借用，根据机组检修的需要，核实大修专用工具（含电气试验专用工具），并办理相关手续；6）起重设备、上下游闸门、检修排水设备检查。6.1检修前的机组运行状况及参数测量机组停机检修前，了解记录检修前机组运行状况、缺陷、机组各部运行温度等情况

14、，完成机组检修前必要的参数测量，包括空气间隙测量、各部轴承间隙测量、震动摆度测量等工作，并根据检修项目的要求完成检修前相关检查试验。6.2水轮发电机组检修安全标识及记号标志机组检修前，提前开检修工作票，明确机组检修设备范围。根据设备的运行状况，严格划分检修区域和运行区域，悬挂安全警示标牌，防止走错间隔。并做好拆卸部件的记号标志，便于回装使用。6.3机组停机、下闸、流道排水（汉坪嘴人电站员配合）关闭蝶阀、落尾水门，启动检修排水系统排除机组流道中的水，尾水位排至距尾水管进人孔下端1.5m左右，并保持水位。排水完成后，检查闸门渗漏情况应无异常。6.4机组停机后各系统隔离及安全措施（汉坪嘴电站人员配合

15、）停机前，开具检修工作票，确定机组检修设备范围。做好检修前隔离措施，主要包括：油、气、水系统的隔离；厂用电400V及直流系统隔离；高压电气联系的隔离，电气二次及监控系统隔离等，待机组停机，各项安全和隔离措施执行检查确认，各种警示牌、警示标记悬挂完毕后，办理工作票相关手续，具备开始施工条件。6.5 各人孔门开启检查闸门渗漏情况无异常后，将尾水管水位保持至距尾水管进人孔下端1.5m左右，开启蜗壳人孔门，开启的安全技术措施如下：（1）现场工作由现场负责人指挥、负责，安全措施的实施由安全监督人员进行监督检查；（2）确认机组进水口工作闸门、尾水门已关闭；（3）检查确认蜗壳、尾水管测压表的压力指示为“0”

16、；（4）打开尾水人孔门旁的验水阀确认无水流出；（5）在进行闸门漏水查时，发现闸门漏水量较大或水封等异常情况，则人员撤出，关闭蜗壳人孔门，待进一步讨论关闭机组检修闸门等问题；（6）做好蜗壳人孔门随时封孔的准备，如遇闸门漏水突然增大，孔内人员要迅速有序地撤出，同时，启动检修水泵进行抽水；待全部人员安全撤出后，立即关闭人孔门；（7）进入机坑内检查的人员一律穿防滑耐油鞋；（8）人孔门开启后挂“非工作人员禁止入内”警示牌；（9）在机组检修期间至人孔门封闭恢复前，应定期监视水位及闸门漏水情况；流道排水工作应持续进行，将尾水管水位控制在尾水进人孔门下端1.5米以下。6.6机组各部排油 （1）调速系统管路排油

17、:关闭主供油阀,压力油罐排压至零，打开接力器排油阀,通过漏油泵排油到集油槽；（2）开启各部轴承盖，各部轴承抱瓦，测量轴承间隙完成后，排上导油槽、下导油槽、水导油槽内透平油。6.7设备分解、检修、回装工艺要求（1）部件拆卸前，对有关部件应做好动作试验，各部件动作灵活，拆卸时，应注意各零部件的相对位置和方向做好记号，记录后分解。（2）拆卸机械零部件时先检查各部件接合面标志是否清楚，不明显的应重新作记号标志，并作记录，同一部件拆卸的销钉、螺栓、螺母、垫圈需放在同一箱内或袋内，做好标签注明。螺栓、螺母要清点数目，妥善保管。（3）各部件的组合面、键和键槽、销钉和销钉孔、止口应仔细进行修理，使其光滑，无高

18、点和毛刺。但不得改变其配合性质。螺栓和螺孔亦应进行修理。所有组合配合表面在安装前须仔细地清扫干净。（4）设备组合面应光洁无毛刺。合缝间隙用0.05mm塞尺检查，不能通过，允许有局部间隙；用0.1mm塞尺检查，深度不应超过组合面宽度的1/3，总长不应超过周长的20；组合螺栓及销钉周围不应有间隙。组合缝处的安装面错牙一般不超过0.10mm。（5）部件分解拆卸时，应先拆销钉，后拆螺栓；装复时先装销钉，后装螺栓。（6）部件分解后，应及时清洗零部件，检查零部件完整与否，如有缺损应进行更换或修复。所拆零部件按系统分门别类，妥善保管。（7）拆卸的主要部件，如轴颈、轴瓦、镜板等高光洁度部件表面，以及联轴法兰和

19、销孔面应做好防锈蚀措施。应用白布或塑料布，包盖防护好。管路或基础拆除后露出的孔洞应割堵好，以防杂物掉入。（8）分解的零部件存放，用木块或其他物件垫好，以免损坏其加工面或发生变形。（9）机械加工面清扫后应涂以防锈油，且不得敲打或碰伤如有损坏应立即修好。（10）各零部件除结合面和摩擦面外，均应刷涂防锈漆，并按规定颜色及规定的油漆进行刷、涂、喷。（11）装复时，易进水的或潮湿处的螺栓应涂以防锈漆，各连接螺栓均应按规定拧紧，各转动部分螺母应点焊或采取其他防松动措施。（12）切割密封垫时，其内径应稍比管路内径大，不得小于管路的内径。若密封垫直径很大，需要拼接时，先削制接口，再黏结。（13）拆卸相同部件时

20、应分开进行（或做好记号）不得互换，禁止用肮脏的破布包装零件和多孔部件。（14）拆卸部件时不可直接锤击零部件精加工面，必要时，应用紫铜棒或垫上铅皮锤击，以免损坏部件。（15）起重用的钢丝绳、绳索、滑车等应事先检查、试验，钢丝绳的安全系数应按安全规程要求选用，不允许使用有缺陷的起重工具和断股或严重损伤的钢丝绳或绳索。（16）零部件起吊前，应详细的检查连接件是否拆卸完，起重工具的承载能力是否足够，起吊过程中应慢起慢落。拆卸下的零部件应安放妥当，放稳、垫平精密表面，严禁放在粗糙的垫木上，应用毛毡胶皮垫好或悬空放置，以免损坏精密表面。6.8机组全面恢复及启动试运行七、检修类别：主设备B级检修。八、检修过

21、程中主要缺陷处理及实施方案等情况说明：1、关于导叶： 检修过程中对导叶间隙进行检查，发现导叶里面间隙较大，最大为3.00mm，最小为0.00mm,累计将近为24.7mm，检修过程中将导叶利用钢丝绳捆紧，从新对偏心销进行调整，检修前后导叶间隙对比详见下表：1.1、水轮机导叶检修前立面间隙记录（表1） 单位：0.01mm 部位编号立面备注上中下1-23034402-36590703-412012124-50005-6012136-790100107-81701701708-98090909-1000010-1100011-1225354012-1330030030013-1414514514514

22、-1516516516515-1629029029016-1700017-185101018-1900519-2045455020-2111011011021-2220020020022-2390909023-2430030030024-1240240240 1.2、水轮机导叶复装后立面间隙记录（表2）单位：0.01mm 部位编号立面备注上中下1-200102-30003-40004-50005-62526306-70037-80008-90089-1000010-1100011-1200012-135101013-1400014-1500515-1600016-17051317-180001

23、8-1900019-20552020-2100021-2200522-2300023-2400524-10002、关于机组轴线调整： 拆机后对机组进行轴线检查，首先进行整体盘车，发现盘车摆渡值较大且严重大于规范要求，经过检查发现转轮上止漏环间隙存在卡阻现象，且磨损造成的铁屑将转轮上止漏环间隙卡死，使转轮不能处于自由状态，经过与业主方沟通后，一致决定分轴进行发电机部分单独盘车，分轴后对发电机部分进行单独盘车，发现镜板与推力头之间设置的为绝缘垫，机组在上一次安装时轴线调整未对绝缘垫直接处理，而是在绝缘垫上增加铜垫的方式进行轴线处理，经过检查发现增加的铜垫设置不规则且受力点为局部点，经过长时间的摩擦

24、导致铜垫已经破烂，同时导致镜板面及推力头底部面均出现锈蚀现象，综合以上原因，我部决定将原有铜垫全部去掉，同时将镜板面及推力头底部结合面在不拆除推力头的情况下清理干净至最佳状态，同时通过盘车数据直接对绝缘垫进行修磨，从而进行轴线调整； 在发电机与水轮机联轴前将转轮上环面磨损部位利用磨光机进行打磨，同时对上止漏环间隙进行清理干净，联轴后以转轮室为中心将转动部分调整至中心位置，确保上下止漏环间隙无卡阻现象，通过对法兰加垫及处理绝缘垫等方法将机组轴线摆渡调整至规范要求以内。最终盘车数据记录如下表： 单位：0.01mm绝对摆度部位轴线方向1#2#3#4#5#6#7#8#上导+X11331.510+1+Y

25、02332200下导+X30222001+Y02223301水导+X01592315+Y468108401相对点1#5#2#6#3#7#4#8#全摆度上导+X0034+Y2033下导+X5023+Y3121水导+X24614+Y42811净摆度下导+X5057+Y1154水导+X24310+Y2258 最终盘车数据分析：依据设备图纸发电机上导轴承中心至下导轴承中心距离为3955mm，发电机上导轴承中心至水导轴承中心距离8495mm，要求最大绝对摆度值不得超过每米0.03mm，以每米0.03mm计算水轮机轴摆度应为0.03×8.495=0.25mm,下导轴承摆度应为0.03×

26、3.955=0.12mm；最终盘车摆渡值下导为:0.05mm,水导为：0.14mm。且满足规范要求。3、转轮检查： 检修过程中对转轮叶片及外观进行目测，未发现气蚀显现，但在机组轴线调整时发现转轮上迷宫环间隙存在严重磨损及卡阻现象，针对此问题我部经过认真研究及分析，造成原因为：1、机组经过长期运行，轴线摆渡增大不满足运行要求，2、座环水平由于前期安装或沉降等原因导致上部迷宫环间隙分布不均匀；由于以上原因导致机组在运行过程中转轮与上迷宫环摩擦、卡阻。使其转轮上环面及上迷宫环表面出现凹凸不平的磨损形状，为便于机组轴线调整不受影响，将水轮机轴与发电机轴分离，使转轮落至平台上，然后利用磨光机将转轮上环面

27、露出部分进行局部表面打磨平滑，由于B级检修顶盖不拆除上迷宫环表面无法打磨平滑及彻底清除迷宫环内原有的铁销，现场只能将上迷宫环间隙环面内铁屑进行清理干净，从而保证各部位间隙进行轴线调整。设备隐患：如转轮上迷宫环各表面凹凸不平不进行有效彻底的处理：机组长时间运行极有可能造成机组无故停机或转轮卡死等现象；机组长期运行顶盖上腔压力可能出现压力增大导致推力瓦温过高；机组长期运行可能导顶盖排水压力增大。最终中心确定后迷宫环间隙实测值如下表：单位：mm部位+YY+XX备注迷宫环上部间隙0.951.051.050.95迷宫环下部间隙1.401.101.401.004、上导轴承检查： 对上导瓦进行检查，瓦面均无

28、刮痕及凹槽等，只存在局部瓦面接触面磨平现象导致瓦面整体接触，现场进行修刮，让其接触点均匀分布，处理完成后进行清扫，上导轴瓦安装间隙根据盘车摆渡调整记录如下表：编号1（-Y）逆时针旋转2#3#4#5#6#备注上导轴承瓦0.100.100.100.100.100.105、下导轴承检查：对下导瓦进行检查，瓦面均无刮痕及凹槽等，现场只简单进行修刮，让其接触点均匀分布，处理完成后进行清扫，下导轴瓦安装间隙根据盘车摆渡调整记录如下表：编号1（-Y）逆时针旋转2#3#4#5#6#7#8#备注下导瓦间隙0.100.120.130.140.140.120.110.116、水导轴承检查：对水导瓦进行全部解体拆除检

29、查，瓦面均无刮痕及凹槽等，复装时发现间隙偏小，对局部瓦面进行整体修刮，保证轴瓦间隙，处理完成后整体组装，安装就位后间隙调整记录如下表：编号1（-Y）逆时针旋转2#3#4#备注水导瓦间隙0.110.120.140.16九、电气部分9.1、测温电阻检查： 推力电阻8个，推力油槽2个；上导电阻6个； 水导电阻4个，水导油槽2个；下导电阻8个，下导油槽2个。以上为本次大修已更换的测温电阻，设备复装前，各部位测温电阻工作正常，信号传输良好。9.2、试验检测：完成定子、转子预防性试验，试验结论良好，相关试验内容详见试验报告内容。9.3、调速器：9.3.1调速器电柜内外清扫、检查消缺、端子紧固及回路检查正常。开关电源电压检查测试正常。机频及网频信号测量装置、齿盘测速装置校验及设备紧固正常。所有的模入、模出信号、开入、开出信号的检查与校验正常。变送器、传感器及电测表计等检查、校验正常。电柜中间继电器校验正常。机柜元器件