机电设备措施

机电设备措施

一、要紧检修项目

机械部份检修项目

标准项目

（一）、水轮机部分

1、水导轴承

1）修前、修后各工况下（空载有励、空载无励、带负荷4点）、振动测量、温度记录；

2）修前瓦隙测量，修后瓦隙调整；

3）轴颈检查，外径测量记录；

4）油槽及甩油盆分解、清扫、煤油渗漏试验；

5）清除轴承体及上下油盆内表面的耐油漆；

2、主轴密封

1）抗磨板、抗磨环清扫检查、测量、调整、处理，做好试验回装

2）更换各组合密封；对抗磨环进行模拟试验；

3）围带压环检查；空气围带更换；

4）检修密封、工作密封的管路及附件调整；

3、顶盖、底环、导水机构：

1）顶盖及抗磨板汽蚀检查、处理；

2）底环汽蚀检查；

3）基础环汽蚀检查；

4）活动导叶、固定导叶汽蚀及磨损检查、处理；

5）止推装置各螺栓检查，轴向间隙复测记录、调整；

6）导水叶端面、立面间隙测量，调整；

7）导水叶在10机20%、30%.40%.50%、60%、70%、80%.90%、100%测量全部导叶开度,

并绘制相应曲线；

8）机坑排水孔清扫；

9）顶盖各连接螺栓拆除前进行编号，按原回装，并记录各螺栓安装时的伸长值及相应

的压力值，并用丝锥清理螺孔；

10）回装后的顶盖螺栓及基础环联结螺栓需涂满黄油并增加螺栓保护罩（保护罩由业主

提供）；

11）顶盖各抗磨条检查，或者更换；

12）导叶的上、中、下轴颈测量、记录；

13）导叶的端而密封、轴颈密封更换；

14）拐臂连板长度测量，偏心套调整，偏心套限位块全更换；

15）拐臂磨擦装置的分解检查，各螺栓按图扭矩进行压紧；

16）操纵环各限位机构检查、动作可靠；

17）操纵环的耳柄关节轴承检查、注油；

4、转轮、止漏环、主轴

1）转轮汽蚀、裂纹检查；

2）各止漏环圆度、宽度、深度检查记录、处理；

5、过水部件

1）蜗壳、尾水、座环的焊缝、汽蚀、裂纹检查，排水阀及拦污栅检查；

2）进人门（蜗壳、尾水）检查、清扫、除锈、刷漆；

3）尾水流道检查；

（二）、发电机部分

1、发电机轴承

1）修前、修后各工况下（空载有励、空载无励、带负荷8点）、振动测量、温度记录;

2）修前各导轴承瓦间隙测量；瓦面检查；

3）各轴承清扫，检查；

4）各轴冷却器及油水管路分解清扫、耐压试验（1.25倍工作压力，30分钟）

5）导轴承抗重螺栓、锁紧螺母、衬块等各部配合精度检查、绝缘检测；

6）氟塑料推力瓦磨损检查，推力弹簧、弹簧支座清扫、检查、处理；

7）镜板工作面及与推力头接触面的磨损、锈蚀检查处理；

8）上导集油室检查、处理，间隙测量记录；

9）上导瓦座、螺栓及销子检查、处理；

2、上、下机架

1）上、下机架各部定位销，紧固螺栓检查；

2）上、下机架基础板组合面检查，二期混凝土检查；

3）下机架径向千斤顶检查；

4）上机架切向装置裂纹检查；

5）上下挡风板各螺栓、各支撑焊缝有无松动、裂纹；

3、空气冷却器

1）空气冷却器密封垫更换，分解、清扫及耐压试验（1.25倍工作压力，30分钟）

4、制动装置

1）制动器闸板与制动环间隙测量、调整；

2）制动器分解清扫，蜜蜂圈更换，单个耐压试验（1.25倍工作压力，30分钟）

3）制动系统油、气管路分解清扫；

4）制动系统模拟试验；

5）制动器行程开关检查，调整；

5、定子

1）定子、转子空气间隙测定；

2）顶子机座及铁芯检查，清扫，定位销检查；

3）定子端部及其支持结构检查，齿压板螺栓紧度、处理；

4）定子绕度及槽口部位检查，槽楔松动检查处理，线圈绑线检查；

5）灭火装置检查；

6）定子圆度、水平及中心复测；

7）基础螺栓检查、处理；

6、转子及主轴

1）磁极、磁极键、磁极挡块、磁极引线、引线各螺栓及绝缘套、磁极间撑块、阻尼环

检查；转子测圆；

2）转子各部清扫

3）磁极高度复测；

4）下导轴颈检查、清扫、研磨：

5）转子上下风扇，裂纹检查处理，螺栓、锁定片防松动检查处理；

6）制动环及联接螺栓检查

7、励磁系统

1）上、下集电环清洗、检杳、同心度调整，集电环表面抛光处理

8、机组中心调整

1）按照制造厂规定进行机组盘车，轴线处理；

5）所有油阀门渗漏检查、处理；

6）透平油过滤；

7）油管路分解清扫；

2、水系统

1）技术供水滤水器分解检查；润滑油更换；手动、电动排污阀清扫、检查；

2）推力、上导、下导、水导冷却水管路及阀门清洗、检查、渗漏处理；

3）各阀门、法兰渗漏处理；

4）水管路分解清扫；

5）供水转阀处理；

3、气系统

1）空气围带充气、排气电磁阀，手动阀检查，动作试验；

2）制动闸投入电磁阀、退出电磁阀、手动阀门检查，动作试验；

3）气管路分解清扫；

电气部份检修项目

1.1标准项目

1.1.1机组及附属一次设备清扫、检查、预试。

a.机组所有电气一次设备全面进行清扫、检查、处理。

b.发电机定子绝缘、直流电阻、直流泄漏（检修前热状态与检修后分别做）、交流耐压

测试。

c.转子绝缘、直流电阻、交流耐压、交流阻抗测试（交流阻抗在转子吊装就位前分别测

量单只、总体阻抗与转子绕组各磁极联结间的直流电阻，转子就位后测量总体阻抗）。

d.发电机轴承绝缘、轴电流过大检查处理。

。.发电机出口断路器清扫、检查、预试。

f.断路器操作机构检查、紧固。

g.机组PT检查预试，PT一、二次线圈直租测试。

h.机端、机尾CT检查预试。

i.机组400V电缆绝缘测试。

J.机组一次母线、隔离开关清扫、检查、预试。

k.隔离开关操作机构清扫、检查、螺丝紧固及传动部分润滑。

1.励磁变压器清扫、检查，预试、螺丝紧固

m.电气一次电联接接触面检查处理、螺丝紧固（主回路过流面全部检查、紧固）c

n.发电机中性点接地、隔离刀闸及CT清扫、检查、预试。

o.机组PT开关柜清扫。

P.发电机短路、空载特性试验。

LL2自动装置、同期装置、测速装置、水机自动化元件清扫、检查、校验。

a.调速器油压装置操纵屏、滤水器操作箱内外清扫；元器件检查、校验、端子紧固。

b.调速器油泵、漏油泵、滤水器电机及其二次电缆绝缘测试，电机直流电阻测试、端子

紧固

c.机组自用电配电屏及各接触器清扫、检查处理

d.压力开关整定值校验

c.压力表、压力传感器、位移传感器、差压变送器校验

f.电磁阀、示流信号/清扫检查。

g.顶盖水位传感器、水位开关检查。

h.更换机组测温元件并校验。（从常温至90℃校10个点，嵌入定子不更换与加温）。

i.同期装置清扫、检查、测试；回路检查。

j.测速装置检查、测试。

k.机组按启动试验程序执行启机试验。

1.1.3所有二次回路可靠性检查（所有接地点、回路功能、接线可靠性等）。

1.1.4机组所有一、二次盘柜、配电箱、手车、元器件、装置等清扫。

1.1.5机组励磁、调速器、LCU检修配合。

二、施工方案

2.1施工组织方案编制原则

水电站机组机电设备检修工程是电站检修中一项技术要求高、检修难度大、工期紧

的重要项目。我公司将以对业主高度负责的精神，严格按照合同技术条款的要求，精心

组织、精心检修，确保安全、优质、如期地完成全部检修任务。努力实现下列目标：

2.1.1安全目标：不发生因我方原因造成的人身伤亡、检修设备损坏事故。

2.1.2质量目标：确保重要检修工序不返工，分步投运设备一次验收合格投入使用，机

组整体启动一次成功。

2.1.3工期目标：严格按照检修进度安排表组织检修，确保机组按期并网发电，力争提

早。

为努力实现以上目标，我公司制定了全面的组织机构及职责、安全保证体系、质量

保证体系与文明施工及环境保护。

2.2工程验收管理

工序的检查与验收完全按照IS09000质量管理体系程序文件进行运作：按照检修质

量记录卡片，在每道工序完成后，检修小组先行自检，如不合格，不得进行下道工序。

自检合格，由检修方质量检查组检查，再由监理工程师确认合格后，方可进行下道工序。

机组检修后试运行结束，各项指标满足要求，及时填写竣工报告

2.3组织机构及职责

2.3.1组织机构

项目经理

项目总工程师安全工程师

电

机

试

气

验

械

检

检

检

修

修

修

组

组

组

2.3.2各机构要紧职责

项目经理：对整个工程全面负责，组织制定本项目的总体规划与施工组织、设计,

合理组织、调度、协调工程的正常进行，保证项目实施的安全、质量、工期、进度。

总工程师：负责工程的技术、质量、指导与监督，工程的阶段验收，进度、工期

操纵与质量监督。技术资料总结，竣工报告的编写。

安全工程师：对检修队伍的人身、设备与检修项目的安全监督工作负直接管理责

任，确保检修工程安全顺利进行，对项目经理负责。

各检修组：负责本工程机电设备的检修及试验作'也。

2.4机组检修人力资源配备计划

序号职务职称工作票签发人工作票负责人

序号职务职称工作票签发人工作票负责人

1项目经理工程师是是

2项目总工工程师是是

3安全员高级技师是

4发电机班长机械技师是

5发电机班员机械专责

6水机班长机械技师是

7水机班员机械专责

8起重班长起重技师是

9行车司机专责

10起重人员

11辅机班长机械专责是

12辅机班员

13电气班长电气专贡是是

14电气班员电气专责

15电焊电焊专责是

16试验室负责人自动化、保护是是

17试验人员高压是

2.5发电机层施工平面布置图

若我公司中标,到场根据实际而画。

2.6检修工期

检修工期：60天

三、检验及验收标准、要求

我公司承诺在执行本合同时，全部机电设备检修、试验、调试、验收全部遵照原水

利电力部与国家颂布的所有现行的技术规范、规程、标准执行，当国家或者部颁的标准

及规范作出修改补充时，则以修改后的新标准及规范为准。

3.1本合同务必遵照执行的要紧技术标准与规范有

1、GB8564-2002《水轮发电机组安装技术规范》。

2、DL455-91《水轮机基本技术规范》。

3、DL/T817-2002《立式水轮发电机检修技术规程》

4、DL/T507-2002《水轮发电机组启动试验规程》。

5、GB9652-88《水轮机调速器与油压装置技术条件》。

6、GB《大中型同步发电机励磁系统基本技术条件》。

7、DL/T573-95《电力变压器检修导则》。

8、DL/596-1996《电力设备预防性试验规程》。

9、《继电保护及电网安全自动装置检验条例》。

10、《继电保护及电网安全自动装置运行管理规程》。

11、DL/T587-1996《微机继电保护装置运行管理条例》。

12、DL/T578《水电厂计算机监控系统基本技术条件》。

13、国家经委《电网及电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防范规定》。

14、DL/T838-2003《发电企业设备检修导则》。

15、《龙潭水电站电站检修规程》。

16、《电业生产事故调查规程》2001-01-01实施。

17、《龙潭水电站安全生产管理制度》。

18、发包人技改方案及技术要求。

19、SDJ275—88水电站基本建设工程验收规程

20、水电机组达标投产考核评定办法（1999年版）

21、一流水力发电厂考核实施细则（水力发电厂安全文明生产达标考核实施细

则）

22、（GB50171-1992）《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规

范》。

3.2A修要紧检修项目技术要求

3.2.1水轮机部分大修技术要求

项目质量标准

1、叶片开口度检查及史理转轮进出口开口度的误差不超过厂家规定；

转轮

2、转轮检查修补

1、压紧行程测定及调整压紧行程在规定值在规程规范之内；

2、导叶间隙测量及调整端面间隙及立面间隙均在规定范围之内；

导3、剪断销检查无松动，不破坏。

4、摩擦装置摩擦片无严重磨损，螺栓预紧力符合要求。

水

5、轴套、导叶上、下轴承处

轴套不松动，不破旧；轴承间隙合格，转动灵活。

机理

在各类规定开度下，如从0、10%、20%.……100%递增,反过来

构6、导叶开度测量及处理递减，并在开度50%,100%两种情况下，测全部导叶开度，其

开度最大偏差符合设计要求；

7,各部轴承注油符合设计要求

盘根良好，不漏油。活塞与活塞缸无严重磨损，间隙与串油量

8、接力器分解检查

在规定范围内，各接头不漏油。

1、轴承间隙符合规定范围；

水4、油槽检查、冷却器清扫耐

符合有关规程要求

轮压试验

机5、保护罩、保护架去锈、刷干净、刷漆

导

管路通畅，接头不漏油，滤过器清洁，各阀门动作灵活，不漏、

轴6、管路及附件分解检查

指示准确。

承

7、表计校验

1、焊缝检查焊缝无裂纹

2、排水阀检查阀门操作灵活，阀口不漏，盘根不漏，盘根无破旧

蜗

克3、排气阀无漏水，操作灵活

4、进人孔不漏水，紧固螺栓不坏不缺。

补修后基本保持原形，焊后无裂纹，汽蚀补焊无夹渣、汽泡与

1、钢板检杳，里衬补修

尾裂纹；

水

2、伸缩节压紧螺栓很多不坏，盘根处不漏水；

管

3、进人孔人孔门不漏水，紧固螺栓很多不坏。

3.2.2发电机部分大修技术要求

项目质量标准

刮研挑花，前后两次的刀花应互相垂直，进油边的研刮应按图纸进

行。推力瓦要求2-3个/cm2接触点。分块式导轴承瓦有2个/cm2

1、轴瓦刮研

接触点，其不接触面积每处水大于轴瓦面积的2%,其总与不得超过

该轴瓦面积的8%«

2、推力轴承高程及水平高程应符合转子安装高程，水平应0.02mm/m以内

支柱式推力瓦抗重螺栓拧紧最后二、三遍时，用力应均匀，其位移

推力3、推力瓦受力调整

应一致；

轴承

轴承总间隙值按图纸要求确定，分块式单侧间隙应按轴线的实际位

与导

置及方位确定，调后误差不得超过±0.01mm。

轴承4、导轴承间隙调整

分块式导轴瓦下部托板与轴瓦间应无间隙；上部压板与轴瓦间保持

0.5mm左右间隙

5、轴承绝缘有绝缘的导轴承绝缘值在5DMQ以上

6、油槽检查、冷却器消

扫耐压试验

8、推力瓦温度计运行温度与大修前无较大偏差。

I、盘车测量轴线记录无误、计算准确

修刮推力头或者主轴法兰的位置与深度应正确，接触面要大于70%,

机组2、轴线处理

加垫位置应正确

轴线

3、轴线调整各部摆度不得超过规定值

1、发电机空气间隙各实测点间隙与实测平均间隙值偏差小于±10%

转子

2、清扫对所有吸附在转子上的污物清扫干净

1、铁芯及线圈检杳、定铁芯组合严密，无铁锈，齿压板不松动，线圈应完整，绝缘无破旧、

定子子温度计检查处理胀起及开裂等现象。线圈表面无油垢。定子温度计指示正确。

及机2、机架及定子振动振动应在规定范围之内

架3、检查定子绕组电晕情

注意观察变化规律，经处理后使之符合规范要求

况

1、风闸分解检查各零件无损坏，皮碗、盘根变质应更换

根据厂家标准进行，厂家如无规定，按顶转子最大油压的1.25倍耐

2、风闸及管路耐压试验

压30分钟

3、空气冷却器清洗及耐清洗干净，按工作压力的1.25倍进行通水试验，历时3C分钟应无

压试验渗漏

辅

4、油冷却器清洗及耐压清洗干净。按工作压力的1.25倍进行通水试验，历时3C分钟应无

助

试验渗漏

设

5、各油槽清洗清洗干净，并刷上耐油漆

备

按厂家标准进行，如无厂家标准，膨胀型温度计可按2—3次校验的

6、温度计校验、压力表、

平均值

转速表及转速继电器校

压力表、转速表及转速继电器的误差应符合厂家规定，如无规定，

验

应按2.5级计算

7、手动阀各手动阀拆卸检查，更换已汽蚀损坏的阀门。

四、技术措施

在本次机组设备检修工作中，检修前i天检修负责人提交工作票；检修前施工区

域地面铺设橡胶垫、胶合板、彩条布等；配备消防灭火器材；施工机具及材料准备就

绪；工作区域照明设施及安全设施准备完毕，作好与运行设备明显的隔离措施。完成

各项目施工技术交底工作等，为检修制造良好条件，确保检修工作的顺利开展。

4.1机组机械部分检修技术措施

4.1.1机械检修工艺要求

预先应安排好机组各要紧部件安放的检修场地，并考虑其承载能力应满足要求；

凡是放置于地面的部件，应垫上木板或者木方等，发生漏油的部件还应垫有塑料布

防护用品。以保持检修场地与厂房的整洁、文明、卫生；

部件拆卸时，应先拔箱钉，后拆螺栓；安装时应先打入销钉，后紧固螺栓；

拆卸部件不可直接锤击部件精加工面，必要时，应用紫铜棒或者垫上铅皮锤击，以

免损坏部件；

在进行部件拆卸、分解过程中，应随时进行检查，发现特殊与缺陷，作全面记录，

研究处理办法；

对需拆卸的部件，应作有清淅的编号与配合记号，并作下记录：拆下的螺钉、螺栓、

销钉等零件，应存放妥当，做好标签并注明；

各部件的组合面与配合面，如键与键槽、销与销孔、螺栓与螺孔、轴与孔、止口等,

应认真进行检查与修理；

部件分解后，拆开的管口应塞上木塞或者用布包孔上，拆下的零部件应及时清洗，

如有缺陷，应进行修复或者更新，拆下的零部件应按要紧部件与系统分类，妥善保管；

设备组合面应光滑无毛刺。合缝间隙用0.05nim塞尺检查，不能通过，同意有局部间

隙，用0.1mm塞尺检查，深度不应超过组合面宽度的1/3,总长度不应超过周长的20%,

组合螺栓及销钉周围不应有间隙。组合缝处的安装错牙通常不超过0.1mm；

对各组合面的垫片厚度及盘根大小，应做好记录，回装时应用同规格的垫片盘根；

零部件起吊前.应全面检查,确认其连接件已全部拆完.方可进行起吊.起吊过程

应慢起慢落，避免与固定部件磕碰；

检修场地应经常保清洁，汽油、酒精、抹布等易燃物品应妥善保管。

4.1.2水轮机部分

4.1.2.1拆机阶段

（1）打开蜗壳进人孔与锥管进人孔门，锥管段搭设脚手架。

（2）测量记录导叶端面、立面间隙；转轮密官环、止漏环间隙”

（3）拆除机械液压过速装置及有关油管路。记录水导油位，抽尽转动油盆内的润滑油，

拆除信号装置。拆除水导油槽，起吊水导瓦分解后分半放置水机室。拆除转动油

盆与主轴密封装置，运出水车室。

（4）拆除水机室盖板、支腿及均压排水管，拆除导叶剪断销装置，拆除导叶臂。拆除

套筒及顶盖把合螺栓。待发电机下风罩拆出后，起吊水导瓦放置安装间,

（5）起吊套筒放置安装间，起吊操纵环、顶盖放置安装问。

（6）吊出导叶、主轴及转轮；拆除底环把合螺栓，起吊底环放置安装间。

4.1.2.2检查测量阶段

（1）检查顶盖、底环、基础环、蜗壳、尾水管、吸水锥管、活动导叶、固定导叶气蚀

及裂纹情况，并处理。

（2）检查底环、下密宫环气蚀情况并处理，测量检查底环圆度。

（3）用平衡量测量座环水平度，并准确记录方位，根据结果确定座环是否进行处理。

（4）回装底环，对称把合所有螺栓，打入定位销，检查底环与座环合缝间隙符合规范

要求。

（5）更换转轮，连轴前与固定上止漏与固定下止漏合间隙是否符合设计要求，用测圆

架检查水机轴与转轮的同心度符合规程规范，合格后打螺栓伸长值（符合设计要

求），再复测同轴度合格即点焊螺母。

（6）检查顶盖迷宫环。

4.1.2.3回装阶段

（1）导叶回装，注意密封圈不要忘装或者者错装，与按照图纸要求磨润滑脂等。吊装

转轮基本处于下固定止漏环中心，按图纸要求制作顶盖止水盘根并粘贴在顶盖相应

的盘根槽内。吊装顶盖，插入定位销钉，把紧把合螺栓，顶盖各联接螺栓拆除前进

行编号，按原回装，并记录各螺栓安装时的伸长值及相应的压力值，并用丝锥清理

螺孔，回装后的顶盖螺栓及基础环联接螺栓须涂满黄油；按序号装入导叶中轴颈密

封附件，吊装套筒，插入定位销钉，把紧定位螺栓。按序号装入导叶臂。吊装操纵

环、接力器、水导瓦等。

（2）用精磨油石研磨水轮机主轴法兰面，清扫干净后用塑料布包扎好，待发电机回装

至推力头套装好后，用联轴工具将水轮机主轴提起，联轴螺栓按序装入后，对称把

紧，并测量其伸长值符合设计要求。

（3）待机组盘车轴线处理完毕，机组转动部分定中心抱轴后，回装主轴密封装置，按

发电机盘车时密封处的摆度值调整主轴密封固定部分与转动部分之间的间隙。回装

转动油盆。

（4）组合回装水导瓦，按发电机盘车水导轴颈处的摆度值调整水导瓦的间隙。回装上

油箱与冷却器及管路附件。

（5）蜗壳内用钢丝绳与手拉葫芦捆绑导叶，测其间隙符合规定，接力器回装完毕压紧

行程调整合格后,连接联板等.松开捆导叶钢的绳.（机组油床装置建床、接力器

等充油一切正常后）操作接力器全开至全关，测量10%、20%、30%、40%、50%、

60%、70%、80%、90%、100%开度下全部导叶的开度,作好记录,并绘制相应曲

线。

（6）水导轴承加油至设计油位，检杳尾水流道，检查蜗壳与尾水无异物即可封闭蜗壳

进人孔与锥管进入孔。

4.L3发电机部分

4.L3.1拆机阶段

（1）发电机拆机前对桥式起重机进行全面检查，检查大小车行走机构、起升机构无特

殊，各联结件紧固，焊缝无裂纹，钢丝绳卡紧固完好，大小钩抱闸制动灵活，安全

可靠，所有电气设备均无特殊。

（2）发电机盖板编号后拆除。拆除上导油槽盖与下导油槽盖，记录各轴承油位后排油。

（3）拆除机械过速保护装置，拆除刷架座，拆除上下导油盆盖及导轴瓦上部压板，测

量上下导瓦隙并作好记录。拆出上导瓦及瓦架，拆除推力油冷器。拆除推力轴承集

油盒及其管路。

（4）拆除主轴联接保护罩，拆除主轴联轴螺栓。

（5）抱出下导瓦，拆除〈导油冷器管路与下导集油盒，用千斤顶与专用工具落下导油

盆，用手拉葫芦落下导挡油圈放置于木方上拆除下导瓦托板。

（6）拆除推力头与镜板联接的定位销钉与把合螺栓，用顶转子高压油泵顶起转子脱开

主轴法兰止口，制动闸锁锭投入，油泵失压后将发电机转子重量全部落在制动闸

上。拆除卡环把合螺栓，将专用线圈吊装推力头上，用涡流加热法将推力头加热使

其下落后拆除卡环，用专用工具起吊推力头。吊出镜板。拆除上机加定位销钉及把

合螺栓，吊出上机架C

（7）行车检查确认能正常工作后，清扫干净转子支墩并在其上铺设一层缓冲石棉纸板,

装配转子吊具，由专人指挥吊出发电机转子放置于转子支墩上，把紧支墩紧固螺母。

（8）下挡风圈板编号记录后拆除。拆除制动器油、气管路，拆除下机架定位销钉与把

合螺栓，吊出下机架，吊出下风罩盖板。编号拆除下风罩支腿。

（9）编号拆除发电机空气冷却器。

4.1.3.2处理阶段

（1）制动器检修处理：分解制动器，检查活塞及缸的磨损情况，更换密封圈。制动器

各部件清扫干净后按与分解相反的步骤同装.逐个按规定进行试用合格后按原记号

安装于下机架支腿上，把紧把合螺栓，回装油气管路。

（2）空气冷却器与油冷却器的检修处理：将空气冷却器与油冷却器运出厂房，拆除空

冷器与油冷器端盖，清扫干净冷却器铜管内的泥沙及杂物后，装配冷却器端盖，并

按规定进行耐压试验合格后，运进厂房，按记号回装空气冷却器。

（3）镜板清扫检查保护，清扫干净镜板用透平油与白纸附着镜板表面保养。

（4）导轴瓦与推力轴瓦检查处理：清扫干净导轴瓦面，观察瓦面弓轴颈的贴合情况,

将瓦面较大的接触点刮削挑开，将刮削后的导轴瓦在轴颈上来回推动几次，再次检

查瓦面与轴颈贴合情况，反复进行研刮至接触点符合有关规定。检查推力轴瓦弹性

层与瓦坯之间的结合应良好，修刮进油边。

（5）清扫干净油槽及发电机其余管路附件。

4.1.3.3回装阶段

（1）按拆机时的编号回装下风罩支腿，吊装下风罩。吊装下导油盆、冷却器放置下风

罩上。吊装下机架，回装下挡风圈板及制动器油气管路。

（2）检查行车大小车行走机构与起升机构与电气各部正常后，由专业起重人员按事先

拟定的起吊方案吊装转子于下机架的制动器上。回装上机架，套装推力头，回装卡

环。待推力头完全冷却后，联接水轮发电机主轴。

（3）盘车：吊装发电机上导瓦架，将机组转动部分基本移至固定部分的中心后，装配

盘车支架，将钢丝绳缠绕在盘车支架上，以滑子导向，用桥式起重机大钩徐徐起升,

转动盘车支架的方法来测量机组转动部分各轴颈处的摆度值。依靠刮削推力头与镜

板之间的绝缘垫的厚度的方法来调整各轴颈处的摆度值在同意范围内。拆除盘车支

架。拆除上导瓦架。

（4）打受力定中心调瓦隙：机组盘车合格后，机组轴线处于自由状态下，用人工锤击

法打推力瓦的受力，在水导轴颈处互为垂直方向架设两只百分表，推力轴瓦受力调

整完毕后，水导轴颈处百分表读数应不发生变化。测量镜板水平并作好记录。吊装

上导瓦架，水导轴颈处顶轴测试并移动水轮机转动部分与固定部分同心后，上下导

轴瓦用抱轴小千斤顶将轴瓦顶紧，在抱瓦时监视主轴无位移现象。按发电机盘车上

下导轴颈处的摆度值调整上下导瓦隙在同意范恒内。

（5）回装下导挡油圈及油冷却器、下导集油盒，回装下导进排水管路，待水导轴瓦间

隙调整合格后，松开上下导抱轴小千斤顶，装回轴瓦压板。回装轴瓦温度计，各轴

承加油至设计油位.同装卜下导油盆盖.同装推力集油盒及管路°按拆机回装发电

机层盖板。

4.L4机组盘车、轴线中心及瓦隙调整

4.1.4.1先初步调整推力瓦受力，使大轴基本处于垂直状态，并检测推力头水平符合规

范要求。

4.1.4.2检查转轮上、下止漏环及空气间隙，使得转动部分基本处于中间位置

a、先抱紧上导瓦。

b、分别在上导、下导、发电机法兰、水导X、Y轴线相应位置架设百分表，同时对零。

C、先盘车一圈，在百分表回零情况下，再进行下一步盘车。假如回零差别大，重新抱

紧上导瓦，再盘车，直到上导百分表回零误差在0.02mm范围内。

d、进行第一次盘车，在各测点停顿，分别记录上导、下导、法兰、水导处百分表实际

读数。

e、按照以上步骤再盘车一圈，同样做好记录，并同时检测水轮机轴线在盘车过程中是

否有碰撞。

3对两次盘车记录做计算，根据图纸尺寸计算出加铜皮的方位与厚度。

g、重复步骤c〜f,直到各部摆度值符合规范要求。

4.1.4.3机组轴线中心调整定位

机组停机后，由于处于任意位置，需要重新检查转动部分的实际位置，应将其轴线

移到理想中心并固定下来（转动部分的理想中心也就是固定部分的中心位置）；再安装

导轴瓦并调整间隙；也称其“先推中，后调瓦”；

4.1.4.4轴线调整

A一在上导与水导轴领处，互成90。方向，即在X、Y方向设置百分表并调零。以监视主

轴的位移；

B一测量上导中心与水导中心，并与安装记录或者修前记录作比较，由于水轮机转轮间

隙远比发电机空气间隙小，因此通常情况下，首先应考虑将水轮机转轮中心移至中心，

亦即在适当考虑水导摆度的情况下，将这次测量的水导中心与转轮间隙与安装记录或者

修前记录作比较，从而确定这次大修应调整的水轮机转轮间隙（其间隙值最大不得大于

平均间隙的±20%）,由此确定轴线调整的平移数值（即轴线在X、Y方向的平移数值）；

C一主轴平移，可利用上导调节抗重螺栓来推动上导瓦，从而推动主轴进行调整，但调

整后，务必将上导瓦都松开，使主轴完全处于自由状态，这时，百分表的读数，才真实

反映了主轴平移的数值（其误差不能大于±0.02nm9；通常需经移动多次，百分表读数

已证明轴线调整到了确定的位置。但应检查上导与水导处百分表的读数差应不大于

0.05mm,这才证明了主轴是平移的。最后，还应测量上导中心与发电机空气间隙（其间

隙值不得大于平均气隙的±10%）,以检查机组轴线的调整质量；

4.1.4.5导轴瓦间隙调整

（1）分块式导轴瓦，安装前应先检查绝缘情况，再在瓦表面涂一层透平油，对号入座

的装在轴瓦支架内；为了使塞尺在轴瓦与调节螺栓之间准确测量间隙，务必先将轴瓦紧

紧贴在轴颈上，可用一对小的千斤顶将轴瓦顶在轴颈上，但不能造成轴颈移动；

（2）通常调整方法

A一由两个人在对称方向上操作；

B-在主轴轴颈处设两支百分表监视它是否位移，一支沿所调轴瓦的半径方向，另一支

与之相垂直；

C—在顶紧轴瓦，测量与调整间隙过程中，都务必保持主轴的原位置不变；

D一以调节调节顶丝或者抗重螺栓来调整导轴瓦间隙，按计算决定的间隙值用塞尺检查

实际间隙的大小，测量与调整都应力求准确，通常误差不得大于0.02nun；

E—调整好瓦隙以后锁紧抗重螺栓或者楔块螺栓，但又不能影响已调好的轴瓦间隙。

4.1.5转子吊装

水电站转子，是电站的最重件，在起吊出与回装时存在比较大的安全风险，特此制

定此方案。转子吊装时间根据工程实际进度决定。下列为吊装的技术措施

4.1.5.1转子吊装具备条件

（1）转子按照检修项目检修完毕，且每道工序符合规程规范与设计要求；

（2）转子耐压等试验符合规程规范；

（3）3转子清扫完全、喷漆；

（4）4定子检修完毕，且试验符合规程规范；定子完全清扫、检查、喷漆；

（5）水机导水机构预装完毕；操纵环、水导轴承座、水导瓦架、接力器等大件全部吊

入水机室；水机法兰清扫干净并覆盖白布，用布带栓好。

（6）下机架（含冷却器等附件吊入）吊入安装完毕并作好吊装转子的全部准备工作（包

含制动器、制动管路形成等）：

（7）桥机运行正常，与起重作好有关准备工作；

（8）保证转子吊装的整个施工过程中的动力电源，不得停电。

4.1.5.2吊装前有关工作

（1）桥机检查

A机械部分：对整个桥机的

机械部分进行仝面的检查，包含螺栓紧固、制动器、各部分的润滑油（包含钢丝绳）检

查；大车空车运行状况、制动状况检查；小车运行状况、制动状况与钩的起升制动状况

检查；运行机构各部分检查至少重复2飞次，声音正常与运行机构良好，方可进行下一

步工序。为了减少对中调整的时间，建议将桥机开至机坑上方，确定转子吊装时桥机大

车与小车的停放位置，并在小车与大车轨道上作好标记，以减少转子吊装时的对中调整

的时间。

B电气部分：所有电气回路正常，各电气接点动作灵敏、可靠；小车运行、制动速度、

钩的起升、制动速度正常,

4.1.5.3水机室搭设安装平台，用来联轴、盘车等用，可暂借用下机架回装时所用的架

子。

4.1.5.4转子吊装前用高压风、吸尘器等完全清扫并作完全的检查；定子在转子吊装前

用高压风、吸尘器等完全清扫并作完全的检查；并在上作好有关标记，以便检查高程的

正确性。

4.1.5.5工器具、木塞尺（一头系白布带，长约1m）、白布、酒精、破布等准备齐全。

4.1.5.6检查转子吊装路线、机坑内部，保证转子吊装畅通无阻。

★由于发机轴与下机架配合间隙小，当发机轴入下机架前、后直到位的整个过程中，

派有经验的起重人员与班组人员在下面监视，配合现场总指挥将发机轴安全的穿越下机

架，最后将转子安全落到制动器上。

★★水机轴吊入机坑与后来的取吊具等工序，一定要注意，严禁向主轴中掉东西，否

则后果不堪设想，施工人员施工时特别注意，每完成一道工序或者下班时一定要用白布

将整个法兰或者内外操覆盖并用布带栓牢靠。

参与工作全体员工收拾工器具、材料、废料等，将施工场地打扫干净。

4.1.5.7施工人员组织机构

4.L5.8安全措施

（1）坚持“安全第一,预防为主”的方针.

（2）转子吊装组织有关人员作技术交底，并作好交底记录。

（3）全体施工人员务必戴安全帽，劳动防护品穿戴整齐，高空作业务必系安全绳。

（4）转子吊装整个施工过程中听从现场总指挥统一指挥，严禁蛮干，严禁做与本工作

无关的情况。

（5）所有平台或者脚手架、支撑架搭设牢固，要焊接地方由专业焊工焊接牢靠。

（6）桥机司机对行车安仝起吊范围掌握正确，司机听从专人指挥，严禁一切误操作，

并派电气人员作监视员。

（7）施工中所用的电动设备运行正常可靠，严禁漏电，严禁带电操作，严禁用裸线及

严禁一切违章操作。

（8）转子吊装前，严格认真检查行车机械与电气部分，无任何问题，方可进行转子的

吊装；转子吊装整个过程中，由专人监视，严禁误操作，由专人指挥，专业起重司机开

行车。

（9）所有的起重材料与设备强度符合施工要求，安全系数至少达到5倍甚至更大倍数

的安全系数，所有挂钩稳妥，钢丝绳等挂装正确，严禁脱钩等现象发生。

（10）参与施工的全体职工各司其职，要有高度的责任心，对有危险的地相互之间互相

提醒，真正做到“三不伤害”，即“别人不伤害我，我不伤害别人，自己不伤害自己”。

（11）保证转子吊装的整个施工过程的用电，严禁停电。

（12）在施工中如有特殊（如桥机声音特殊等）立即停止操作，组织有关人员现场检查,

查清原因并处理完善后方可进行下一步工序。

（13）准备工作充分，严格按施工组织措施与规程规范施工，措施中不全的地方根据实

际及时增加或者补充。

（14）有孔洞的地方制作临时围栏或者用强度足够的木板等封盖，并挂警示标语

（15）听从业主、监理或者其它单位好的建议，注重安全。

（16）安全领导小构成员在转子的整个吊装过程中跟班督杳。

4.2电气部分检修技术措施

4.2.1电气设备的检查、检验、校核

1、要紧施工方法

A检查清扫发电机出口段母线并检查压紧螺栓的松紧度及支持绝缘子是否完好。

B检查断路器及各隔离手车柜触头是否接触良好，操作机构是否灵活。

C对发电机出口段母线，电压互感器，电流互感器，真空断路器，励磁变压器按《电

气预防性试验规程》所要求的项目进行定检试验。

D对发电机定、转子按《电气预防性试验规程》进行耐压试验，并测量转子磁极的交

流阻抗，用电流、电压法测量转子的直流电阻。

E对继电保护装置、自动化元件、测量表计进行定期检查，使其处于良好的工作状态。

F检查清扫机组各测温元件，使其保持良好的工作状态。

G检杳核对与微机监控系统、微机申调、微机励磁的各接口回路.保证其动作谡辑正确,

工作可靠。

4.2.2机组引线及辅助接线拆除

A断开发电机出口开关及励磁开关

停机后，跳开发电机出口开关，拉开出口隔离刀闸，解开出口压板。解开的二次电

压回路端子引线应做好记录，并用绝缘带包好，严禁试验电压反串。解开的二次电流回

路端子引线应做好记录，并用绝缘带包好，严禁电流反串，

并断开励磁屏内的交、直流开关。

B发电机出口、中性点连接线及励磁引线拆除

拆除发电机引线与发电机转子引出线，做好标志，并在头子处用塑料布包好，拆除

时要将螺栓放到规定位置C

发电机刷架拆除。做好标志，拆除后应用塑料布遮盖好。

C机组辅助接线拆除

断开有关屏柜电源，拆除机组辅助接线，做好标志。包含：

温度计

机组振动、摆度传感器

油位传感器

转子一点接地碳刷

轴电流互感器

行程开关

剪断销信号器

机坑加热器等

4.2.3电气一次

A刷架、集电环清扫检查

刷架卜绝缘垫与绝缘套管清洁、完好,螺丝紧固.滑环表面磨损沟槽不超过2mm.

接触面无过热变色，测量并记录刷架、集电环清扫前后绝缘电阻应合格。

刷架回装、刷握调整及电刷更换。弹簧有无过热或者弹性变形现象，如有就应用同

型号的更换，螺栓要紧固，刷握与滑环的间隙调整要符合规定，碳刷接触要良好。

螺栓紧固，刷握与滑环的间隙调整为3-5mm,均匀分布；碳刷接触不良或者磨损达

2/3以上、与刷辫断股、过热都应更换，电刷装入刷握中应能活动自如，其四周间隙为

0.1〜0.3mm,而且电刷与滑环的接触面应达到3/4以上；弹簧有过热或者弹性变形现象

应用同型号的更换；各刷握周向分布应均匀、合理。

有缺陷的应修复，不能修复的应更换。

B转子引线回装。

固定牢固无松动，引线绝缘包扎良好，表面涂刷阳干漆。励磁引线连接。连接时要

牢固，接触面要好。励磁引线绝缘应完好，接触面应清洁并涂导电膏，连接牢同，测量

并记录清扫前后绝缘电阻应合格。

C出口及中性点连接线连接

开关本体清洁无积尘，支柱绝缘子无损伤。开关动作可靠。

引线拆除时，应注意软连接弯曲幅度不可过大，恢复时接触面应清洁连接牢固c

D励磁变压器清扫检查

变压器本体清洁无积尘，环氧树脂绝缘无裂痕、过热等迹象。

引线连接牢固。

E出口电压互感器清扫、检查

互感器本体清洁无积尘，环氧树脂绝缘无裂痕、过热等迹象。

铁芯接地良好。引线连接牢固。

4.2.4变压器部分（主变年检、预试）

1）变压器本体、附件、套管及油标清扫；

2）变压器油位计、各阀门及塞子检查，油面调整；

3）油枕胶馔检查、清扫；

4）防爆筒及压力释放阀检查，呼吸溶及硅胶检查；

5）冷却系统检查，空气冷却器清洗，风扇叶片拆卸清扫，轴承加油；

6）器身接地点检查处理，保证接触面牢固无锈蚀；

7）瓦斯继电器检查、模拟动作试验；

8）变用器所属一次设备预试.清扫.连接螺栓检查并紧固（用扭力扳手）：

9）变压器附属电气二次设备年检预试，指示仪表及变送器校验并贴合格证，屏内端

子及电缆连接点紧固、屏内外清扫；

10）测温元件及装置检查、校验。（人工加温，从常温至90℃共10点记录）；两台

主变内绝缘油化验；绝缘油罐备用油干燥、过滤，并取样试验；

4.2.5电气二次

A对所有继电保护系统按规范或者设计要求进行检验校订；

B对所有计量回路检查、表计校验、变送器等自动化元件校验（包含励磁屏、调速

器柜、LCU屏内的仪表与交送器校验）；

C对机组所有自动装置、同期装置、测速装置、水机自动化元件清扫、检查、校验。

D对所有二次回路按规范与设计或者厂家要求进行可靠性检查（所有接地点、回路功

能、接线可靠性等）。

4.2.6励磁、调速器、监控设备检修

A励磁系统检修

1）励磁系统屏柜清扫、接线端子紧固；

2）机组消缺处理（检修前见缺陷清单）。

B调速系统检修（电气）

1）屏柜清扫、接线端子紧固；

2）行程传感器的非线性校正

3）送监控传感器与送调速器传感器校正

4）风扇电机清扫、检查、加油。

5）开关电源电压检查测试。

6）调速器电柜各元器件检查。

7）自动开停机试验

8）测定导叶全开、全关时间。

9）空载试验、负载试验。

10）在发电工况下应进行甩负荷试验。

11）调速器管路、滤芯分解检查、清洗。

12）导叶开度，跟踪开度，及其指针对应情况检查调整。

13）接力器行程，导叶开度关系曲线测量，调整。

14）辅助接力器与主配乐阀活塞.遮程杼向配合间隙测定.

4.2.7监控系统检修

1）各LCU监控屏清扫，接线端子紧固；

2）LCU柜内接地检查；

3）接地铜排对地电阻测定；

4）信号线屏蔽层对地电阻测定；

5）LCU一号屏与二号屏之间电阻；

6）监控系统测点定义校对；

4.2.8继电保护系统

A发变组保护装置

1）保护屏内外清扫、接线端子紧固；

2）工控机内外清扫、CPU风机检查；

3）电流回路检查、二次回路接地点检查；

4）计量回路检查、表计校验、变送器校验；

B线路、母线、安控、故障录波等装置

1）各保护屏内外清扫、接线端子紧固；

2）接线端子紧固；

3）电流回路检查及CT二次回路接地点检查；

4）计量回路检查、表计校验、变送器校验。

4.3试运行

（-）机组充水试验

1、尾水充水试验：

1.1确认具备充水条件后，投入机组机械制动，打开蜗壳及尾水排气阀，提起尾水

闸门至充水开度，利用尾水向机组充水。检查尾水进人孔、导水机构及主轴密封等部位

的漏水情况，应无特殊。

1.2等充水至与尾水平压，各部检查正常后，进行尾水闸门的静水启闭试验，试验

完成后提起尾水闸门，并锁定在门槽上。

2流道充水试验：

2.1现地手动操作旁通阀，记录流道充水平压时间，并检查流道排水阀的漏水情况。

2.2克水平压后，进行进水球阀的静水启闭试验，启闭各三次，检查及记录球阀及

其操纵系统的功能，记录开关时间。

2.3观察厂房渗漏水情况及渗漏排水泵排水能力，检查运转的可靠性。

2.4打开机组技术供水管路的阀门，并调整各部水压，检查管路、阀门、法兰等处

应无渗漏。

2.5检查完毕后，球阀至全开位置。

（-）机组空载试运行

1、启动前准备

1.1主机周围各层场地已清理干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，通讯指挥系统

工作正常，各部位运行人员已进入岗位，测量仪器、仪表已调整就位。

1.2各部位冷却水、润滑水投入，水压正常，润滑油系统、操作油系统工作正常。

1.3顶起发电机转子，油泵拆除后，检查确认制动闸已全部落下。

1.4漏油装置处于自动位置。

1.5水轮机主轴密封水投入，检修围带排除气压。

1.6调速器处于准备工作状态。

1.7水力机械保护及测温装置已投入。

1.8发电机主引出线接头已拆下。

1.9发电机转子集电环碳刷已拔出。

1.10机械制动气压正常。

2机组首次手动启动

2.1拔出接力器锁锭。

2.2在调速器机械柜上手动启动机组，待机组转速达到10〜15%Nr左右，监听机组

运行情况，不应有特殊声响，机组转速指示应正常。

2.3经检查无特殊后，机组缓慢升速，将转速操纵在25%Nr左右。

2.4机组启动过程中，监视各部位应无特殊后，才同意继续升速，如发现水轮机室

串水、轴瓦温度突然升高、机组摆度过大等不正常现象，则应立即停机。

2.5经检查无特殊现象后，手动将机组转速逐级升速至50%Nr,75%Nr与100%Nr,

在每级转速下检查记录轴瓦温度与机组振动值及摆度值。

2.6如升速过程中发现机组摆度超过轴承间隙或者振动超过标准值时，做好摆度与

振动记录，然后停机。

2.7记录机组的启动开度与空载开度°在额定转速时电气转速成为位干100%位置.

2.8在机组的升速过程中，应加强对各部轴承温度的监视。机组启动后，隔5min

记录一次瓦温，并绘制轴瓦的温升曲线，观察轴承油位的变化。待各部轴承温度稳固后,

标好各部油槽的运行油位线。记录稳固的温度值。

2.9监视水轮机主轴密封水的温度、流量及压差，监视机组其它部位的冷却水流量

值。

2.10记录水力测量系统表计读数与机组附加监测装置的表计读数。

3、手动停机及停机后的检查

3.1用开度限制全关导叶，转速下降到设计制动转速时，投机械制动直至机组全停。

3.2停机过程中检查下列各项：

3.3录制停机过程转速与时间关系曲线，制动时监视制动闸运行状态。

3.4检查各部位轴承油槽油位的变化情况。

3.5停机后投入接力器锁锭及主轴检修密封，关闭主轴密封润滑水，切除高压油减

载装置。

3.6停机后检查与调整：

a检查转动部分各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动或者脱落，焊缝是否有开

裂现象。

b检查风闸的磨擦情况及动作灵活性与粉尘收集情况。

c必要时调整各部轴承油位继电器整定值。

d检查上机架千斤顶及发电机定子基础情况。

4、机组自动开机与自动停机试验

4.1首次机组自动开停机试验在确认所有水力机械保护回路均已投入后在机旁由计

算机监控系统进行，检查自动开停机回路是否正确、协调。

4.2在自动开机过程中，检查下列各项：

a检查自动化元件能否正确动作；

b记录自发开机脉冲至机组达到额定转速的时间；

c检查调速器的工作情况。

4.3自动停机过程中及停机后的检查项目：

a记录自发出停机脉冲至机组全停的时间；

b记录自制动闸投入至机组全停的时间；

c检查转速继电器动作是否正确,调速器及自动化元件动作是否正确：

d当机组全停后能自动解除制动闸。

e在远方由计算机监控系统自动开停机试验可结合后续的各项试验进行。

5、发电机升压试验

5.1手动零起升压及空载特性试验

a投入发电机保护及励磁变保护，检查发电机出口断路器在“分”位置。

b调速器自动开机后，励磁调节器用手动方式零起升压至额定电压的30恭，检查

二次侧三相电压的平衡性，再升压至额定电压的50斩检查一次设备是否正常，检查电

压回路二次侧相序、相位及电压值是否正确。

c上述检查无误后，升压至额定电压值，重复上述检查，并检查同期回路应正确，

测量机组各部振动摆度应正常，测量发电机轴电压合格。

d发电机从零起升压至额定电压，录制发电机空载特性曲线。

5.2发电机带主变及高压配电装置的递升加压试验

a投入主变保护，合上发电机出口断路器。

b手动零起升压：分别在额定电压的30乐50虬100%下检查主变及一次设备的运

行情况。

c检查电压回路与同期回路的电压、相序与相位的正确性。

d发电机在额定电压下使用逆变灭磁停机。

e停机后断开发电机出口断路器。

6、机组并列及负荷试验

下列各项试验，发电机空气冷却器冷却水均投入运行。

6.1水轮发电机组空载并列试验

6.2主变高压系统带电运行情况正常。

6.3机组自动开机带电，稳固运行。

6.4机组用发电机出口断路器进行手自动准同期模拟并列试验。

7、机组带负荷试验

7.1在带负荷试验中使用的水力与电气测量仪表已安装调试好。

7.2机组逐级带负荷试验：

7.3机组有功负荷逐步增加，检查机组各部振动、摆度及温度变化情况。

7.4检查在当时运行水头下，机组产生振动的负荷区域。

7.5机组带负荷下的检查试验项目：

a定、转子一点接地试验。

b机组突变负荷试验。使机组突变负荷，记录机组转速、蜗壳水压、尾水管压力脉

动、接力器行程与功率变化等的过度过程，并选择各负荷工况的最优调节参数c

c发电机输出功率试验。用以检验机组按规范要求，在最大额定超前功率因数与滞

后功率因数条件下的运行能力。

8、机组甩负荷试验

8.1准备工作

a调速器及励磁装置的参数已选择在最佳值。

b所有继电保护、自动装置均已投入。

c测量机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速、接力器行程、发电机气隙等电量

与非电量的检测仪器已安装调试好。

d各部位通讯联络畅通。

e各部位运行监测人员己到位。

f机组甩负荷以发电机出口断路器作为解/并列开关。

8.2机组正常甩负荷

a机组分别带25%、50与、75%、100%额定负荷进行甩负荷试验。

b甩负荷时按规定测录各有关数据。

c甩25%额定负荷时，测定接力器不动时间。

d机组带一定负荷，模拟水力机械事故停机试验。

8.3低油压事故停机试验

机组开机并网带额定负荷稳固运行。人为降低调速器压油罐油压到事故停机油压

值，低油压保护动作事故停机卸负荷解列，监视停机全过程。记录接力器行程、试验前

后压油罐油压、油位，检查接力器全关及关闭时间是否正常。

9、机组24小时试运行

9.1完成要求的试验内容并经验证合格后，机组已具备并入电力系统带额定负荷连

续72小时试运行的条件。

9.2根据正式运行值班制度，全面记录运行所有有关参数。

9.3假如24小时连续运行时，由于机组或者附属设备的制造及安装质量原因引起运

行中断，经检查处理后，重新开始24小时的连续试运行。

9.424小时连续试运行后.停机检查并将机壳的水排空.消除并处理连续24小时

试运行中发现的缺陷。

五、质量保证体系

（一）、质量管理体系及组织机构

在主管部门的领导下，现场建立以项目经理、项目总工为首的质保体系。

1.1质量方针：科学管理、精心施工、从严求实、质量第一、持续改进、向用户

提供满意的产品。

1.2质量目标：工程质量按单元工程评定合格密100%,机电优良率90%,工程竣

工验收一次合格。

1.3质量管理体系组织机构图

项目经理

项目总工

质量安全组生产技术组设备材料组

材

现

料

场

设

质

安

备

员

操

纵

系

统

（二）、质量保证措施

1、质量保证目标

1.1机组一次启动成功，机组检修修后6个月内无强迫停运与重复消缺，机组检修

后综合评级达到一类设备水