发电机大修方案_湘电集团有限公司_湘潭电机股从限公司

一、大修总体安排
本次大修安排为常规大修，包括标准项目145项，非标准项目8项、技术改造项目6项。主要检修任务为解决发电机导轴承摆度、振动大的问题。
二、设备概况
1、1号机组主机由东方电机厂生产，由ZZ440-LH-850型水轮机，SF105-78/12800型发电机组成，配置SDT-150型微机调速器及SJ-821型微机励磁装置，2001年1月发变组保护改造，选用慧伦公司的WFB-01型发变组保护装置。主变型号为SSP8-120000/220，朝阳电力修造厂生产。2003年12月110KV GIS改造，发变组出口101DL断路器间隔更换为ABB公司的EXK-01型断路器间隔。
2、1号机从投产以来经过了3次大修，上次大修于2000年11月开始，2001年1月结束，今年进行第4次大修，期间小修7次（包括2003年11月份的GIS改造时专项消缺性检修）。从上次大修结束2001年1月13日至2004年9月30日，机组日历时间32856小时，共发电12.97435亿千瓦时，运行时间21168.90小时，备用时间9311.35小时，利用小时数12355.68小时，计划停运16次、时间2333.75小时，非计划停运次数7次、时间42小时。
3、2000年大修后至2004年10月20日设备主要异常情况

序号	时间	异常情况
1	2001年5月26日　22：00	110KV母线缺相引起1B中性点过电流，避雷器计数器引线烧伤。更换引线及避雷器计数器，同时在1B中性点加装一组接地扁铁。
2	2002年3月28日	导叶开度在80%，而监控系统报“导叶全关以下”，检查发现主令开关变位。
3	2002年5月13日	机组在发电运行中出现不定态。检查发现轮叶回复轴承座断裂，造成永磁机的转子与机组大轴脱离，机组转速信号器无信号。
4	2003年4月13日	机组停机后出现蠕动，导叶未关到位，修改调速器导叶全关定位值后正常。
5	2003年7月31	主轴密封烧坏，漏水大，更换密封。
6	2003年9月9日	在停机后，调速柜底部轮叶开腔操作油管爆裂，大量喷油。主要原因是补气电磁阀坏，油罐一直补气，造成油罐油位过低，主配进气，产生压力骤变。
7	2003年11月4日	101DL　在机组并网后模拟灯不亮，辅助开关转换不到位，调整辅助开关后，位置正常。
8	2004年6月11日	9101G　在停机后拒分，将操作杆加长焊接后正常。
9	2004年8月11日	发变组保护SEL-300G继电器死机。厂家更换新继电器后正常。

三、修前运行设备评估
1号机组运行存在发电机导轴承摆度、机架垂直振动大，特别在空载以及低负荷区经常超越高限，威胁机组的安全运行。经过试验和分析，机组存在较大的电磁不平衡力，可能与磁极的装配以及定、转子圆度有较大的关系。总体上1号机组可靠性较高，影响机组的安全和可靠性的缺陷已基本消除。
存在的主要缺陷及需要解决的问题：
（1）主轴密封在停机后有时回不到位。
（2）油压装置安全阀、卸载阀工作不可靠。
（3）调速器电气柜插件、元件老化，故障率高。
（4）励磁调节柜元件老化。
（5）导叶接力器尾座销子脱出，控制环存在隐患。
（6）发电机空冷器供水管锈蚀较严重，经常出现渗漏。
（7）定子线棒槽契有松动的现象，少数定子接线盒流胶。
（8）串联变在75%负载以上时噪音大。
（9） 101 DL气隔有漏点。
（10） 1B低压套管有渗漏。
四、大修目标
.确保安全，不发生人身伤亡和设备损坏事故。
.确保大修后一次启动并网成功。
.确保大修后180天内无临检。
.确保大修项目检修率、到位验收率100%。
.确保大修后设备为一类设备。
五、组织措施
为保证这次大修顺利进行，加强检修安全、技术、质量管理，确保安全、质量、工期，圆满的完成本次大修工作，成立1号发变组大修指挥领导小组，负责大修的指挥，协调等工作。
组长：陈垣熙
副组长：付小龙
成员：李圣田、陈孝兴、黄胜伟、肖晓东、刘晓龙、邓荣清、张志伟、肖小华、齐卫忠、赵锦江、黄正龙、匡明山、梁广芬、周建新
六、大修管理
1、1号发变组计划大修工期：2004年11月15日至2005年1月8日，控制工期55天。
2、每周一、四下午16：30召开检修工作协调会，主要检查、安排检修工作进度以及协调解决检修工作中存在的问题。
3、维护车间应在10月30日前对1号发变组所有设备进行全面检查，将存在的缺陷分别以书面形式报生技部、检修公司。
4、物资公司应在11月5日前保证大修物资入库，重要备件和材料严把质量关。
5、此次大修实行项目管理制，大修总负责人由检修公司担任，维护车间、检修公司承担各自检修项目。
6、检修公司根据大修方案制定整个大修进度网络图，各参修班组根据大修网络图制定本班组的工期计划。检修场地实行定置管理，由检修公司根据检修项目统一编制发电机层、风洞层、风洞内、水车层、水机室的检修现场定置图，技术供水定置由维护车间负责。
7、维护车间、检修公司应组织班组讨论大修方案，有质疑处尽快反馈到生技部。各有关班组应在大修前做好大修作业指导书、检修记录卡、试验记录表格等的准备工作。
8、维护车间、检修公司应组织班组学习检修、试验规程和大修作业指导书，掌握检修工艺和试验方法。大修前半个月有关的图纸、检修记录和试验记录表等应备齐。对新分配人员班组应指定专人指导。
9、大修中，维护车间、检修公司应做好检修风险和危险点分析，健全和完善安全互保体系。大修期间，检修公司每天应派一名安全员到大修现场，监督安全工作规程和各项安全措施的贯彻执行情况。安监部人员应经常到大修现场，发现问题，应及时指出，监督改正。
10、大修质量实行班组、车间、厂部三级验收制度和外协监理制，各级人员要验收到位，把好质量关。在大修中配合监理的验收工作。
11、主机本体的技改方案，由生技部在开工前一个月编制，报总工（生产厂长）审批，其余系统的异动，技改方案由维护车间在开工前一个月编制，并报生技部审批。
12、大修期间各有关部门必须坚决服从大修指挥部及相关管理部门的指令，不得推诿扯皮，树立服务意识，团结协作。
13、检修人员应达到“三熟、三能”，积极提高技术素质，提高检修质量，规范检修和试验记录。
14、各级管理人员要经常深入现场，了解检修情况，及时解决大修中的困难和问题。
15、大修后的启动试运行由大修指挥部组织指挥，维护车间、检修公司承担各自的试验项目并及时汇报试验情况。
16、大修结束后，检修公司、维护车间在15天内编制大修总结报告，整理好质量记录、试验记录，检修公司四份，维护车间三份交生技部审核后一份存档、一份留生技部、一份留检修单位（检修公司的大修资料一份留维护车间）。维护车间在修后一个月内把检修资料登录MIS台帐。
七、1号发变组大修项目
1号发变组大修包括标准项目、非标准项目、技术改造项目，具体项目见附表。
1、非标准项目
（1）磁极检测，拔部分磁极检查处理，重新挂装。
（2）发电机定子、转子清洗；部分定子槽楔松动处理。
（3）机组盘车，检查轴线。
（4）工作闸门喷锌防腐（视情况处理）。
（5）导叶接力器尾座销子脱出处理。
（6）导叶套筒漏水检查处理。
（7）控制环吊起检修。
（8）发电机导轴承瓦架损伤处理。
2、技术改造项目
（1）油压装置插装阀改造。
（2）励磁调节器改造。
（3）功率柜改造。
（4）调速器电气柜改造。
（5）1B主变潜油泵改造。
（6）发电机空冷器供水环管改造。
八、1号发变组大修安全措施
1、机械措施
（1）落进水口检修闸门，关5DF、6DF阀门。
（2）导叶开5%，待涡壳水位与下游水位平齐后，落尾水闸门。
（3）开1272、1274、1276排水盘型阀，检修排水泵排水。
（4）关制动总进气阀1300阀、围带进气阀1323阀。
（5）关调速系统1101、1139、1151、1197、1341、1349阀，开1344阀泄油压装置压力至零。
（6）关主轴密封进水阀1240、1245阀。
（7）关主变冷却供水阀1251、1256、1257、1259阀、1B和2B联络阀1255-1阀。
2、电气措施
（1）断开101DL、901DL，断开801DL并拉至检修位置，断开1F主励开关、备励开关、灭磁开关和启励电源开关，分别挂“禁止合闸、有人工作”标示牌，取下101DL、901DL、801DL断路器操作电源保险。
（2）拉开9101G、9011G、01G、9511G、9512G、9513G、9514G、1013G、1011G隔离刀闸，拉开10100D地刀，分别挂“禁止合闸、有人工作”标示牌；取下11YH、12YH、14YH电压互感器高、低压保险，取下13YH电压互感器高压侧保险。
（3）在9101G动触头、01G静触头9011G静触头侧各挂一组接地线，并挂“在此工作”和“已接地” 标示牌。
（4）投入10103D地刀，在1B主变、11B高压厂变分别挂“在此工作”和“已接地” 标示牌。
（4）断开1F保护电源，退出所有保护压板，取下保险，挂“禁止合闸、有人工作”标示牌。
（5）断开直流馈电盘FP2盘的2ZK、16ZK，断开交流馈电FP1盘的24ZK挂“禁止合闸、有人工作”标示牌。
（6）断开400V室1号机机旁动力盘电源开关4201、4103及其隔离刀闸，断开机旁动力盘进线开关1J401、1J402、拉开隔离刀闸1J4012、1J4022，分别挂“禁止合闸、有人工作”标示牌。
（7）断开1号主变冷却器汇控柜内电源空气开关1ZKK、1ZKK、3ZKK，并分别挂“禁止合闸、有人工作”标示牌。
实际措施以检修工作票为准！
九、1号发变组大修前后试验项目
（一）修前试验
1、机组退出运行前机组振动、摆度测量试验
（1） 100%、75%、50%、25%负荷下机组各部位振动、摆度测量记录。
（2）空载额定转速下100%、75%、50%、25%励磁电流（机端电压）下机组各部位振动、摆度测量记录。
（3）空转100%、75%、50%、25%额定转速下无励磁机组各部位振动、摆度测量记录。
2、自动停机试验，记录机组从空载到20%额定转速的时间和机组的制动时间。
3、机组在额定负荷下定子绕组温度、各部位轴承温度记录。
4、调速器无水试验。
5、发电机预防性试验
（1）发电机定子绕组的绝缘和吸收比测量。
（2）发电机定子直流耐压试验并测量泄漏电流。
（3）定子绕组交流耐压试验。
（二）修后试验
1、发电机预防性试验
（1）发电机定子绕组的绝缘和吸收比测量。
（2）发电机定子绕组直流耐压试验并测量泄漏电流。
（3）发电机定子绕组交流耐压试验。
（4）测量转子线圈、励磁回路绝缘电阻。
（5）测量转子磁极线圈直流电阻、交流阻抗值。
（6）转子线圈交流耐压试验。
（7）测量各操作回路绝缘电阻。
2、调速器无水试验
3、保护联动试验。
4、机组充水试验
（1）充水前确保引水系统、水轮机检查正常，水轮机主轴工作密封投入运行，调速器、油压装置工作正常。
（2）围带密封投入，调速器在手动位置，导叶在5%开度，提尾水门充水阀，充水至与下游水位平齐后，提尾水闸门。
（3）导叶全关，撤除围带密封，检查主轴工作密封漏水情况。
（4）围带充气，提进水口检修闸门平压阀，涡壳充水与上游水位平齐时，提进水口闸门，打开5DF，技术供水管路充水，检查各部位密封情况。
5、手自动开、停机试验
（1）手动打开调速器导叶开度限制机构，待机组开始转动后，将导叶关回，各部位检查正常和确认机组转动与静止部件之间无摩擦或碰撞情况。
（2）确认各部正常后，手动打开导叶启动机组，待机组转速接近50%额定转速后，暂停升速，检查无异常后将机组转速升至75%、100%额定转速（测量发电机残压）。在此过程中，检查记录机组导叶、轮叶开度，轴承油位、油温、瓦温、摆度、水压、受油器漏油、主轴密封漏水等情况。
（3）在开机过程中检查调整机组转速继电器5%、20%、95%信号接点。
（4）手动停机，记录机组制动时间、停机时间。
（5）检查LCU的开入、开出信号是否正确。
6、调速器空载扰动试验。自动停机检查机组制动时间、停机时间。
7、升速试验
（1）手动开机使机组转速达到115%、140%额定转速。
（2）检查调整机组转速继电器115%、140%额定转速信号及机械过速接点，模拟机组过速停机。
（3）测量机组各部位的摆度、振动。停机后全面检查机组转动部分。
8、机旁LCU自动开、停机试验
机旁LCU控制开停机（不启励），记录机组开、停机时间（开机-空载、空载-停机）。
9、上位机自动开停机、紧急停机试验
上位机控制开停机（不启励），记录机组开停机时间（开机-空载-停机）。自动开机，模拟各种机械与电气事故，检查事故停机回路与流程的正确性和可靠性。分别在现地、机旁、中控室检查紧急停机的动作可靠性。
10、短路升流试验
（1）分别做在发电机出口9101G动触头处、主变高压侧设置短路点两种短路试验，投入水机保护。
（2）手动开机，由备励供励磁电流。
（3）检查电流保护整定值，电流指示值和向量图。
（4）录取发电机短路特性，在额定电流时测量轴电压，必要时进行发电机短路干燥。
（5）测量记录在不同转子、定子电流下机组不同部位的振动、摆度。
11、励磁调节器空载试验
（1）起励试验和逆变灭磁试验，录取逆变波形。
（2）A、B套切换试验和V/F限制试验。
（3）50%、100%跳灭磁开关试验。
（4）±10%阶跃试验。
（5）PT断线试验。
（6）风机电源切换试验。
12、升压试验
（1）手动开机。
（2）用备励对发电机、主变由25%、50%、75%、100%额定电压递升加压，检查发变电系统，二次设备工作情况。
（3）电压保护整定值校验。
（4）额定电压时，测量各部位振动、摆度、轴电压。
（5）发电机空载特性试验。
13、灭磁试验
（1）定子50%、100%Vn灭磁，录取灭磁特性、时间、转子过压值。
（2）模拟发变组差动保护停机。
14、模拟主LCU故障试验
模拟主LCU故障，观察辅LCU能否正常维持机组和辅助设备的运行。
15、机组并列试验
101DL并列试验，检查同期装置的正确性。（先假并）
16、机组带负荷试验
（1）自动开机，自准并网。
（2）检查调速器、励磁调节器增减负荷情况，做调速器负荷扰动试验、励磁调节器负载阶跃和限制试验。
（3）分别在25%、50%、75%、100%额定负荷下测量记录机组接力器行程、轮叶开度、各部位的振动、摆度、温度的变化。
（4）满负荷下测量1FB保护向量图。
17、甩负荷试验
在机组负荷试验中，机组分别在25%、50%、75%、100%额定负荷下甩负荷，记录各部振动、摆度、转速、涡壳水压上升值、尾水管真空度，记录机组的调节时间、调节次数、超调量。
18、带最大负荷，24小时连续运行，检查记录机组的振动、温度等参数变化情况以及机组整体运行情况（记录发电机定子线圈温升）。

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