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1、电站#1发电机组A级检修报告审定：编写：二。一三年月日目录一、工程概述2（一）设备参数2（二）检修概况2二、简要文字总结2（一）施工组织及平安管理（修前准备及检修过程、设备定置管理情况说明）2（二）检修质量管理2（三）主要检修工程及缺陷处理2（四）设备的重大改良内容及效果3（五）遗留问题及整改措施3三、检修工程3（一）水轮机局部3（二）发电机局部4（三）调速器局部。4（四）电气一次局部5（五）电气二次局部5四、检修工作评价6第一局部电气局部6一）、电气一次局部6二）、电气二次局部7第二局部机械局部11一）、水轮机局部11二）、发电机局部12五、检修材料费用表14六、附件14#1发电机组A级检修
2、总结报告一、工程概述（一）设备参数水电站#1发电机制造厂，型式，冷却方式风冷。容量，额定电压。电站#1水轮机制造厂，型式，转数。调速器：制造厂，型式。油压装置：制造厂，型式。（二）检修概况1、停用日数：方案：年月日到年月日，共计do实际：年月日到年月日，共计d。2、人工：方案：人X天X小时工时。实际：检修：人天X小时工时。民工：共个工厂家：人X天X小时+人X天X小时工时3、检修费用：方案费用万元。实际发生万元。其中人工费万元，消耗性材料费万元，备品备件0万元，工器具万元，试验费用万元。二、简要文字总结（一）施工组织及平安管理（修前准备及检修过程、设备定置管理情况说明）本次机组A级检修所列工程参
3、照检修导那么所规定的机组A级检修标准工程，结合电站设备实际运行情况制定。本次检修分9个分部工程，30个单元工程，共计185项；开工前根据检修工程编制检修工序工艺卡，在开工前由电站对检修工序工艺卡进行审查，并对批准的检修工序工艺卡组织学习。施工过程中按照方案工期进行控制，实行检修现场质量、平安分级负责，在施工过程中严格按照“个人无过失，班组无异常，电站无障碍”目标进行控制，检修工作中严格执行工作票、操作票制度和工序工艺卡，检修过程中未发生不平安事件。（二）检修质量管理本次检修成立由公司、电站、班组组成的检修组织机构，实施检修文件包，对施工管理、质量控制和监督、平安实行全面管理。机组检修质量管理实
4、行班组一级验收、电站二级验收、公司三级验收和质量评定管理，重大工程及改造工程按照三级验收要求进行，对机组检修质量进行评定，依据水轮发电机组安装技术标准、海甸峡电站检修规程和生产厂家技术说明书要求及相关技术标准；此次检修工程质量验收评定全部为合格。（三）主要检修工程及缺陷处理1、本次检修主要进行了水轮机局部、发电机局部、调速器局部、电气一次局部及电气二次局部的清扫、检查及消缺处理。按照方案工程全面完成，其间共完成方案检修工程185项，消缺工程13项。2、共消除设备缺陷13项，其中消除已记录缺陷1项，检修中发现的缺陷12项。1）发电机定子检修中发现发电机定子槽楔松动55槽，重新加半导体绝缘垫片并打
5、紧；2）发电机定子检修中发现定子绕组外表对地电位大于IOV的点较多，在靠近上下层线圈前槽口的侧面分别加半导体垫片，并加注低阻漆，共109处。3）发电机定子检修中发现线棒34#（八）.线棒78#（B）与定子上端箍之间绝缘损坏，造成A、B相间短路，在对端箍处理过程中发现Ur-Um（20#87#）,V2-I-Vi-I（24#91#）的线棒上部的端箍绝缘损坏严重，共38处，厂家人员对损坏绝缘进行了处理，做绝缘试验合格；4）发电机定子检修中发现定子过桥母线相间有白色粉末，用酒精清洗后涂快速胶及玻璃丝带缠绕，并用环氧固定；5）发电机定子检修中发现定子母线与出口母线连接局部绝缘破损，用云母带包缠14层，并涂
6、环氧刷漆；6）发电机同期回路检查中发现DT-1/200同步检查继电器试验参数不合格，更换继电器恢复正常；7）励磁系统检修中发现励磁调节屏触摸屏通讯时好时坏，且有黑屏现象，拆开触摸屏发现电源模块老化严重，无法修复，更换触摸屏恢复正常；8）测温系统检修中发现下导测温电缆老化严重，绝缘橡胶开裂，且电缆非测温专用电缆，遂将下导测温电缆全部更换为测温专用电缆，并重新进行了端子排配线和航空头接线焊接工作，检查测温系统显示仪表均显示正常；9）导水机构检修中检查导叶立面间隙过大，通过捆绑导叶、调整偏心销位置使导叶间隙在规定范围内；10）在机组中心调整过程中，发现4#、5#、6#、7#楔子板厚度不够，同时1#、
7、2#、9#、10#楔子板超厚，采取对4#、5#、6#、7#瓦反面止动快分别加2.20mm、2.55mm、2.55mm、2.55mm的钢垫，对1#、2#、9#、10#瓦反面止动块车削0.9mm、0.6mm、0.4mm、0.6mm后，上导瓦间隙调整到标准范围内；11）检查空气冷却器时发现4#冷却器阀门损坏，更换新阀门；12）导水机构检修中主接力器端部渗油检查发现端部密封破损，更换新密封圈后恢兔正常；13）压油装置检修中发现#1压油泵付杆轴套磨损严重，更换新轴套后恢复正常；（四）设备的重大改良内容及效果此次#1机组A修在发电机定转子检查中，发现定子线棒34#（八）、线棒78#（B）与定子上端箍之间绝
8、缘损坏，造成A、B相间短路，在对端箍处理过程中发现U2-1-U1-1120#-87#）,V2-1Vl-I（24#-91#）的线棒上部的端箍绝缘损坏严重，共38处，联系厂家人员对端箍绝缘进行了重新处理，并做绝缘试验合格，消除了机组的重大隐患，提高了发电机组平安运行的可靠率；（五）遗留问题及整改措施无三、检修工程（一）水轮机局部水轮机局部主要检修了以下工程：1、水轮机轴承解体、清扫、检修了止水装置与轴承，清扫、检查并修整了轴承瓦面，清扫、测量了轴颈，清扫检查了油盆，无渗漏，测量轴承间隙符合标准要求；2、导水机构对导水机构润滑局部加注了润滑剂，测量导叶端、立面间隙中发现导叶立面间隙过大，通过捆绑导叶
9、、调整偏心销位置使导叶间隙在规定范围内，对导叶汽蚀进行了检查，未见汽蚀情况。3、转轮上下止漏环间隙测量，经检查上、下止漏环总间隙符合设计要求，对转轮叶片汽蚀进行了检查，未见汽蚀情况。4、水轮机补气装置对真空破坏阀进行了解体、清扫、处理及试验调整，工作正常。5、蝶阀对止水密封进行了严密性检查，密封良好，分解检查调试油泵、平安阀动作正常，检查、试验电气控制系统及整体系统操作均正常。(二)发电机局部发电机局部主要检修了以下工程：1、发电机定子检修对线圈端部及支持环绝缘进行了清洁，包扎密实，无过热及损伤现象，对铁芯通风沟进行了全面彻底清扫油垢和积灰，槽楔检查中发现定子槽楔松动55槽，重新加半导体绝缘垫
10、片并打紧。发现发电机定子绕组外表对地电位大于IOV的点较多，在靠近上下层线圈前槽口的侧面分别加半导体垫片，并加注低阻漆，共109处。定子线棒检查中发现线棒34#（八）、线棒78#(B)与定子上端箍之间绝缘损坏，造成A、B相间短路，在对端箍处理过程中发现U2-1-U1-1(20#-87#),V2-1VI-I(24#-91#)的线棒上部的端箍绝缘损坏严重，共38处，厂家人员对损坏绝缘进行了处理，做绝缘试验合格。定子整体吸收比为3.26,试验数据均符合标准要求。2、发电机转子检修对转子磁极进行了检查清扫，无变形及裂纹焊锡融化现象，接头拉杆螺丝与绝缘板完整紧固，固定螺丝紧固锁片锁紧。检查磁极线圈外表绝
11、缘完好，转子引线绝缘良好无破损，阻尼环连接良好螺丝紧固，对局部未锁死锁片进行了处理，对定转子空气间隙测量检查，上部间隙最小值15.72mm,最大间隙19.22mm,平均间隙17.47mm,下部间隙最小值15.89mm,最大间隙19.42mm平均间隙17.65mm。测量转子绝缘电阻2GQ,转子直阻144.9MC,试验数据均符合标准要求。3、滑环及碳刷器具检修对滑环及刷架进行了清扫检查，滑环外表光滑，无麻点、刷印及凹凸，刷架、刷握螺丝固定牢靠，刷架上绝缘管无损伤，对磨损严重的碳刷进行了更换，共10个。(三)调速器局部。调速系统主要检修了以下工程：1、调速柜机械局部检修对引导阀、主配压阀进行了分解清
12、扫检查，阀体外表光洁无毛刺锈蚀，各遮程部件棱角保持完整，回装后用手上下提动动作灵活。对滤油器进行了分解清扫，对滤芯进行清洗，滤芯无明显变形。2、调速柜电气局部检修对柜内电气元器件进行了清扫检查，对端子排全部进行了紧固检查，中间继电器进行了效验全部合格,手自动切换转换开关检查时发现切自动有时切不过去，更换转换开关后恢兔正常。进行了外部输入开关量模拟实验，调速器触摸屏显示正确。进行了电源切换实验，在单路直流或交流情况下调速器工作正常。故障模拟实验结果均正常。紧急停机电磁阀检查线圈直阻和原记录一直，回路绝缘试验合格。3、接力器检修主接力器端部渗油检查发现端部密封破损，更换新密封圈后恢复正常。对分段关
13、闭拐点位置进行复查,拐点位置60%,快关时间2.4s,慢关时间13.8s,符合设计要求；4、压油装置检修油压装置主要对对组合阀进行了解体检查,对组合阀充压后进行参数调整,平安阀动作值#1油泵4.18MPa,#2油泵4.1MPa,符合定值要求。对压油泵主副螺杆进行分解检查，轴套轴套合格，同装后运行平稳。对集油槽管路及阀门进行整体检查，各阀门无渗漏；对集油槽油进行更换、过滤；对平安阀进行了效验，动作定值符合规定值，动作正确。低油压试验，动作压力2.89MPa,符合定值要求。（四）电气一次局部电气一次局部主要对#1机组出口断路器及开关柜、IpT、2PT、3PT、10.5KV出口母线进行清扫检查，并进
14、行预试，均符合规定。对#1机组励磁变进行清扫检查，螺丝端子紧固，并进行预试，均符合规定。（五）电气二次局部电气二次局部主要检修了以下工程：1、发电机保护主要对发电机主保护及后备保护动作逻辑进行了校验，保护定值进行核对及校验，各保护动作正确无误;并对继电器进行校验，均动作正确。2、机组LCU柜对机组LCUAI进行清扫检查，对数据库进行备份，对LCU屏柜48个继电器进行校验，局部继电器返回系数不合格，其余均动作正确；对804电源插箱进行检查各插件正常。对LCUA2屏进行清扫检查，各装置、继电器均动作正常。3、机组测温制动屏对测温制动屏进行清扫检查，测温表计均校验合格。水导#1瓦温断线故障，检查发现
15、水车室端子箱端子接触不可靠，重新接线后正常。下导测温电缆老化严重，有开裂现象，将下导测温电缆进行更换，并重新进行端子配线及航空头接头焊接；4、励磁系统对励磁调节屏、灭磁屏、整流屏进行清扫检查，对调节器参数进行核对检查，中间继电器进行校验，发现两个继电器返回系数不合格，更换备件后恢复正常。做小电流试验波形正确，各可控硅触均可靠触发。5、同期装置对同期装置进行清扫检查，电源插件检查正常，交流采样插件校验采样准确，手准同步检查继电器校验不合格，更换DT-1/200同步检查继电器动作正常；6、自动化元器件自动化元件检查中，对剪断销信号器、冷却水四通换向阀控制回路、冷却水电磁总阀控制回路，主令开关、冷却水示流信号器等装置进行检查校验，均满足标准要求，对继电器进行校验，均动作正常。.（六）启动试验工程1、充水前试验充水前完成了以下工程：1、调速器静特性试验；2、接力器压紧行程测定；3、开关机时间及拐点测定；4、低油压动作试验；5、调速器电气机械开度对应核对；6、失磁保护动作联动试验；7、差动保护动作联动试验；8、励磁静特性试验；9、模拟机组开停机、及事故流程执行试验；10、保护电源80%下开出试验；2、充水试验：检查各局部管路无渗漏。3、模拟转速160%试
