达拉河水电站2#机组大修报告

1、达拉河水电站2#水轮发电机组A级检修报告 批准： 审定： 审核： 编写： 甘肃大唐检修运营有限公司 二一五年十二月二十五日目录达拉河水电站2#水轮发电机A级检修报告.3一、设备概括.3二、大修内容总体安排.3三、修前运行设备评估.8四、大修总体要求.8五、组织措施.9六、大修管理.14七、A级检修环保措施.16八、A级检修安全与文明措施.17九、大修技术措施.19十、检修类别.19国电达拉河水电站2#水轮发电机组A级检修工作总结.20一、设备概括.20二、大修内容总体安排况.20三、检修过程中主要缺陷处理及实施方案等情况说明.22四、大修过程情况总结.29五、大修后开展的相关试验情况.40达拉

2、河水电站2#水轮发电机组A级检修报告1、 设备概括： 根据达拉河水电开发有限公司2015-2016枯期检修检修计划，拟于2015年11月16日（本时间为电厂向调度申请时间，具体时间待调度批准后确定）开始进行2号水轮发电机组的大修工作。2015年 12 月 20 日机组大修工作结束并完成72小时试运行，总工期35天。达拉河水电站自 2007年 8 月份启动试运行以来，2#机组在近期基本正常，此次检修属于首次大修。为保证设备更加稳定、高效、安全、经济运行，特此对机组进行A级检修。二、大修内容总体安排：此次A级检修安排为常规大修，主要检修任务为解决处理机组轴线，下导轴承渗漏油检查，转子测圆及转、定子

3、耐压实验、空气冷却器清洗端盖水箱渗漏水检查处理，导叶漏水，机组转轮气蚀面处理、调速器缺陷处理，更换测温电阻以及导水机构磨损件。检修项目依据水电厂设备检修管理导则DL/T1066-2007、发电企业设备检修导则DLT 838-2003规定的全部水力发电机组、主变、计算机监控系统标准项目进行，试验调试依据水电厂机组自动化元件及其系统运行维护与检修试验规程DL/T619-1997以及电力设备预防性试验规程DL/596-1996规定的项目完成。发电机、高压一次设备及保护装置年检预试，拆机后例行检查试验项目均在本次大修项目内。检修过程中发现的缺陷在大修期间一并完成。2#水轮发电机组A级检修项目序号部件名

4、称项 目 名 称单位数量备注一水轮机台11水轮机轴承1、轴承间隙测量项12、止水装置及轴承的解体清扫、检修项13、轴颈清扫测量项14、合金轴瓦解体检查、清扫及修刮项15、检查轴瓦球面项16、油盆清扫，渗漏检查项17、油过滤器清扫检查、油冷却器水压试验项18、更换止水装置、膨胀密封的易损件项12导水机构1、顶盖排水检查及清扫项12、导水机构润滑部分加注黄油项13、部分导水叶端、立面间隙测量机调整（不超过1/4）项14、部分导水叶套筒拆装、检修、换轴承止水（不超过1/4）项15、部分导叶局部汽（磨）蚀损坏修补项16、接力器压紧行程测量与调整项17、接力器分解检查或更换活塞环、锁定装置解体检查、动作

5、试验项13转轮及主轴1、迷宫环间隙的测量项12、转轮及转轮室的汽蚀、磨损、裂纹检查及修补项13、泄水锥固定情况检查、汽蚀修补项14蜗壳及尾水管1、蜗壳及尾水管一般性检查项12、尾水管汽蚀修补项13、检查引水钢管伸缩节漏水及堵漏项14、空气阀、蜗壳排水阀、尾水排水阀、解体检查修理项15、补气十字架检查项16、测量表计管路清扫项15调速系统1、调速器各零件和管路解体检查清洗项12、主配压阀、辅助接力器、引导阀、液压阀、飞摆转动套、针塞杆等磨损检查项13、导水叶开度、轮叶转角指示计调整项14、缓冲器、启动装置、事故配压阀等调整试验项15、调速系统死行程测量调整项16、转速差机构整定值校验项17、电气

6、回路检查试验项18、接力器行程、导叶开度关系曲线测量机调整项19、调速器静特性试验项110、导叶关闭时间、测量和调整项16油压装置和漏油装置1、压油罐、贮油箱清扫、检查、刷漆项12、油过滤器的清扫、检查、修理或更换项13、油泵、安全阀、放空阀、逆止阀、补气阀等解体检查、试验及阀门研磨或更换项14、油冷却器清扫、检查、试验耐压或更换项15、透平油过滤、化验项16、调速系统泄漏试验项17、电气回路、元件的试验、校验、检修项17蝴蝶阀1、检修前后开关时间测量就调整项12、止水密封泄漏试验，严密性检查项13、操作机构解体检查更换零件项14、油泵、安全阀分解检查调试项15、接力器锁定装置及旁通阀分解检查

7、及修理项16、电气回路检修试验调整及整体系统操作整定项18机组辅助设备系统1、供水泵、排水泵分解检查项12、供水系统过滤器、减压阀及液压阀等分解检查项13、各类阀门分解检查及门座研磨项14、水泵轴承、轴封检查处理项19自动装置和保护装置1、仪表校验及修理项12、保护和自动装置及其元件的检查、修理、调整和试验项13、表盘清扫、检查项1二发电机11定子1、定子机座和铁芯检修，径向千斤顶及剪断销检查项12、定子端部及其支持结构检查，齿压板修理项13、定子绕组及槽口部位检查，槽锲松动处理（不超过槽锲总数的1/4）项14、挡风板、灭火装置检查修理项1、电气预防性试验1）定子绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数

8、项12）定子绕组泄漏电流和直流耐压试验项13）定子绕组交流耐压试验项14）定子绕组槽部线圈防晕层对地电位项15）定子和转子绕组的直流电阻项16）空载特性曲线项17）稳定短路特性曲线项16、测温元件校验，更换项17、定子清扫及喷漆项12转子及主轴1、空气间隙测量项12、轮毂、轮臂焊缝检查，组合螺栓、轮臂大键、轮环横键检查项13、磁极、磁极键、磁极接头、阻尼环、转子风扇检查、极间撑块检查项14、磁极键松动处理后对转子整体测圆项15、转子各部（包括通风沟）清扫项16、制动环及其挡块检查项17、滑环碳刷装置及引线检查、调整项1、电气预防性试验及轴电压测量1）转子绕组绝缘电阻、吸收比和极化指数项12）转

9、子绕组的交流阻抗和功率损耗项13）轴电压项14）转子绕组一点接地试验项15）转子绕组匝间绝缘短路试验项16）转子绕组的直流电阻项19、机组轴线调整项110、集电环碳刷装置及引线检查、调整项111、转子清扫及喷漆项13轴承1、推力轴承转动部分、轴承座及油槽检查项12、推力轴承支撑结构检查试验、受力调整项13、轴瓦检查及修刮及水管水压试验项14、导轴承间隙测量，调整，导轴承各部检查、清扫项15、轴承绝缘检查处理项16、润滑油处理项17、油冷却器检查和水压试验，油管道、水管道清扫和水压试验项18、高压油顶起装置清扫检查项19、轴承绝缘检查处理项110、镜板及轴领表面修理检查项14机架机架各部检查清扫

10、、径向千斤顶检查项15励磁系统（一）励磁机项11、空气间隙测量、调整项12、励磁机各部引线检查、清扫项13、碳刷装置检查、调整项14、励磁机整流子圆度测量，云母槽修刮项15、励磁回路各元件清扫、检查、电气性能试验项16、励磁机槽锲松动处理项17、励磁机摆度测量好调整项18、励磁机空载及负荷特性试验项1（二）可控硅励磁装置项11、装置清扫、外观检查项12、电压互感器、电流互感器、自用变压器、整流变压器、串联变压器、并联变压器等检查、试验项13、单元板、脉冲板、功率柜及整流元件等检查、试验项14、检查并校验各继电器，接触器，二次回路检查耐压试验项15、风机检查项16、回路模拟及在空载、带负荷工况下

11、试验项16空气冷却器1、清扫检查及水压试验（冷却器铜管清洗）项12、管道阀门检修及水压试验项17制动装置1、制动器闸板与制动环间隙测量与调整项12、制动器闸板更换项13、制动器分解检修及水压试验项14、制动系统油、气管路、阀门检修及压力试验项15、制动系统模拟动作试验项16、电气制动系统校验、开关检修项18其它1、自动控制元件和操作系统、保护盘检查、校验项12、各种表计检查、校验项13、转速继电器检查及试验项14、整流变、串联变、隔离变、消弧线圈、电压互感器、电流互感器等设备的预防性试验和检修，绝缘油简化分析项15、油水气管路系检修项19机组整体试运行、充水、空载及带负荷试验1）手动开机至空载

12、试验检测空载开度项12）空载下调速器试验项13）甩负荷试验（25%Pe、50%Pe、75%Pe、100%Pe）项14）手动加励磁至空载（100%Ue）项15）空载下励磁试验项16）空载下轴电压测量项17）额定负荷下调速器试验项18）额定负荷下励磁试验项12、机组空转、空载、额定负荷、超速、甩负荷各部及各状态下振动、摆度测量项13、导叶漏水量测定项14、励磁特性试验项15、过速试验（115%Ne、140%Ne）项1三、修前运行设备评估：自 2007年 8 月份启动试运行以来，二号机组在近期基本正常。此次检修属于首次常规大修，为保证设备更加稳定、高效、安全、经济运行，特此对机组进行A级检修。四、大

13、修总体要求： 确保安全，不发生人身伤亡和设备损坏事故。将水轮发电机组全部解体拆卸，检查，重新回装并调试，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、组织措施： 1、管理的模式 我公司拟在本标中实行项目部管理模式。此模式是将发电设备检修活动作为一个项目去进行管理，它是借鉴了项目管理的理论、方法，结合发电设备检修的特点建立起来的管理模式。管理过程按照计划（策划）、组织（领导）、控制（协调）、考核（评价）四个环节划分。1.1、计划（策划）管理 以目标定计划，以计划定工作，以时间和工作事项为触发，做好每个项目的策划工作，确定人力资源和

14、其它资源的配置。1.2、组织（领导）管理 建立质量技术体系，按照有关质量保证体系，配备专职工程师，组成健全的质量保证体系，并使其有效地运转。加强施工质量控制，认真执行达拉河水电厂2号机组大修工程质量管理的有关规定，确保施工质量。建立安全环保体系，加强安全生产、文明施工及环境保护意识，切实遵守和贯彻执行国家颁布的法律法规。1.3、控制（协调）管理 加强内部管理，以经电厂批准的总进度为依据做好计划、协调及监控指挥工作，实行分段目标责任制管理，使每道工序、每项目标都在计划控制之中。结合达拉河水电厂检修工程的特点，运用科学而严密的组织管理、先进的工程技术、合理的资源供应，对整个施工环节进行控制，使各个

15、环节的组织管理与具体实施方案形成有机的整体，保证检修工程的顺利进行。主动做好与电厂相关管理单位的协作配合，服从电厂的调度，以确保整体工程质量和进度。加强协调配合，减少施工干扰，利用先进的施工技术及工艺，加快施工进度，保证施工质量，确保达拉河水电厂检修工程总体进度。1.4、考核（评价）管理 严格执行项目管理的各项规定，以科学、先进的组织与施工手段进行管理，以分项负责的形式，制订细化、合理的激励机制，有力的促进工程的顺利进行和工程质量的达标。1.5、项目管理的目标 项目管理的根本目标是实现“发电设备检修项目的期望目标”即以最优的配置、最高的质量、最短的工期完成达拉河水电厂2号机组大修任务。1.6、

16、项目管理理念倡导“以安全为基础、以质量为核心、以计划为龙头、以程序为依据”的检修管理理念。 2、项目管理的机构配置2.1、项目管理机构达拉河水电厂机组检修工程，在施工现场设立“国电达拉河水电开发有限公司2号机组大修项目部”。2.2、现场主要人员表拟成立的检修工程项目组织机构及人员结构一览表姓名性别项目部职务资质或职称备注石国峰男项目经理工程师粟普能男项目总工程师工程师李江男质检工程师工程师粟普刚男水机班班长焊工李亮平男电机工程师工程师李友新男水机检修工粟国波男水机检修工朱新海男水机检修工张文龙男水机检修工向智文男水机检修工杨敏男行车工起重负责人潘丹学男电气一次试验工程师石俊林男电气二次试验工程

17、师大修项目部，具体分工如下：2.3、施工项目负责人：石国峰 （安全管理第一责任人）2.3.1、正确地和安全地组织施工工作；对工作人员给予必要的指导；随时检查工作人员在工作过程中是否遵守安全工作规程和安全措施。负责项目管理和施工组织工作，对施工进度、质量、成本、安全、服务进行全面管理和控制。2.3.2、编制施工方案和施工技术措施。2.3.3编制施工进度计划，并组织实施。2.3.4组织实施图纸会审和技术交底工作。2.3.5、负责现场的施工协调（内、外）及调度工作，组织并参加各种协调会。2.3.6、填写施工管理记录或检验试验报告，参加质量评定工作。2.3.7、负责竣工资料整理和交工组织管理工作 。2

18、.3.8、负责整理及检查整个施工过程中安全措施的落实和实施，现场全方位安全监护，杜绝习惯性违章，严格制止违规现象。2.4、项目部总工师：粟普能，负责各施工项目技术工作和现场安全监察工作。2.4.1、负责项目的工程技术管理和施工组织工作，对施工进度、质量、成本、安全、服务进行具体管理和控制。2.4.2、编制施工方案和施工技术措施。2.4.3、组织工程施工、提出工程用物资计划及标准。2.4.4、编制施工进度计划，并组织实施。2.4.5负责现场的施工协调（内、外）及调度工作，组织并参加各种协调会。2.4.6、填报工序检验和试验的检验通知单、委托单，参加质量检查，填写施工记录或检验试验报告，参加质量评

19、定工作。2.4.7、负责竣工资料整理和交工组织工作 。2.5、安监员：李亮平管理职责：2.5.1、认真贯彻执行国家颁布的有关安全规程及法律、法令，执行关于环境保护的政策和工程师在施工安全方面的规定。2.5.2、负责协调和检查安全工作，确保人身、设备和周边设备、建筑安全。负责施工人员安全教育及考核工作。2.5.3、检查施工人员进入施工现场时必须戴安全帽并按规定使用劳动用品。2.5.4、现场监督安全工作的正常实施，现场设立安全奖，将安全工作与个人效益挂钩，发现不符合安全规范规定的，应及时制止，不服从者有权停止其工作；同是行使相关奖惩条例；情节严重者上报公司请求处理。2.5.5、负责现场安全措施的编

20、写、组织实施。2.6、质检员：李江管理职责： 2.6.1、认真贯彻执行合同文件，贯彻执行国家和业主、公司和监理发布的各项技术规程、施工规范，负责项目工程质量的核定工作，并对其工作质量负责，保证其准确率。2.6.2、对施工项目进行隐预检及主体结构验收并签证，以纠正违章施工，必要时下达临时停工指令并及时报主管领导处理。2.6.3、参加施工项目工程质量的定期检查、施工中间检查以及工序间的交接检查。2.6.4、负责做工程项目的质量总结。2.6.5、检查工程材料质量，制止使用不合格材料。2.6.6、参加工程设计图纸会审及设计交底。2.6.7、参加工程质量事故的处理。2.6.8、保证工程质量评定的真实、准

21、确和及时性。六、大修管理：1、2号水轮发电机A级检修计划工期：2015年11月16日开始进行2水轮发电机组的大修工作。2015年 12月20日机组大修工作结束并完成72小时试运行，计划工期35天，开工时间提前和推后均作相应的提前和顺延。具体时间以调度部门批准的时间为限。2、每天下午17：30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、材料运输应在2015年11月16日前保证大修物资入库，重要备件和材料严把质量关。4、此次大修实行项目管理制，大修总负责人由甘肃大唐检修运营有限公司负责人担任，检修部根据各分管项目确定负责人承担质量监督工作。5、施工方根据大修

22、方案制定整个大修进度图，检修场地实行定置管理，提交达拉河公司。由检修部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。6、组织讨论大修方案，有质疑处尽快反馈到达拉河公司安生部。各项目负责人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。7、承包方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。8、大修中，施工方、发电部、检修部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，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

23、彻执行情况、发现问题，应及时指出。9、大修质量实行施工方、检修部、公司三级验收制度，各级人员要验收到位，把好质量关。10、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。11、施工方检修人员应达到“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。12、大修后的启动试运行由大修指挥部组织指挥，承包方、发电部、检修部承担各自的试验项目并及时汇报试验情况。13、大修结束后，施工方在30天内编制大修总结报告，整理好质量记录、试验记录。大修报告一式四份，检修部交安生部审核后一份存档、一份留安生部、一份留检修部、一份上报国电甘肃公司安生

24、部。七、A级检修的环保措施：A级大修是安全、环保事故的高发期，针对检修特点制定有针对性的控制措施，有效地保证检修期间的安全环保稳定。1、坚持重大检修项目安全环保过程控制管理工作，由检修部、安生部、公司采取三级安全环保监督控制。2、凡是没有进行预先危险分析，没有明确安全技术措施，不办理与检修任务相关的各类工作票，现场安全状况差(无安全通道、夜间无照明、立体交叉作业无安全保证等)，检修人员有权拒绝执行任务，无视现场状况强令员工执行任务的，按违章指挥处理，执行者按违章作业处理。3、在停机后对危险区域内(易燃、易爆、易中毒的容器、坑)必须设安全警戒标志，打开的人孔门必须贴封条，目的是任何人不得误入警戒

25、区。规定联系和报警方式以防事故发生。4、要求各级安全人员对危险检修项目做到重点监控，兼顾一般检修项目，做到全员、全方位、全过程不间断安全监控，按照规定格式做好安全过程控制记录。5、检修中产生的各类废弃物的贮存应按照要求放置在规定地点，并根据其性质采取防雨、防潮、防火等安全环保措施。6、如发生未遂等以上事故时，必须停止检修进行整顿，待事故原因查清、责任者受到处理、员工受到教育并制定了防范措施后方可复工。7、严格控制疲劳作业，杜绝员工每天工作超过10h。尽量减少夜间的检修工作，当必须安排夜间检修时，应提前做好夜间检修所需物资的准备工作，确保照明充足、防护用品齐全。8、检修后的现场及时清理干净。设备

26、的防护装置和安全设施，以及拆除的围拦等应恢复原来状态。检修所用的梯子、临时接线、临时警告标志等应拆除。检修过程中移动的消防器材、防护用具应恢复原状。八、A级检修的安全与文明措施：根据目前电站的实际情况，2#水轮发电机A级检修的安全措施如下：1、施工现场设置明显的标牌，标明项目名称、施工负责人、开竣工日期、监督管理人员名单等；2、施工用电布置合理、安全及消防设施完备；3、材料、设备、机械等堆（停）放合理，各种物资标识清楚、排放有序，并符合安全防火标准。进入作业现场的材料、设备、机械、施工器材及临时设施与作业需求和文明施工管理的要求相适应，控制进入场地的顺序、时间、数量，保持通道的畅通，施工完毕后

27、及时撤出。4、施工道路畅通，路面平整清洁，设置明显的路标，不应在路边堆放设备和材料等物品，因工程需要切断道路前，必须经主管部门批准，并采取相应措施后实施，以保证正常交通；5、施工区都应进行日常的清洁维护，保持环境整洁。各作业面都应做到“工完、料尽、场地清”。余下的材料要堆放整齐、可靠，废料及时清理干净；6、工程项目的工序安排应合理，连接紧密，配合得当，做到均衡施工；7、安装工程应采取措施，尽量减少立体交叉作业。如必须进行立体交叉作业时，应采取相应的隔离和防止高空落物、坠落的措施；8、施工时搭建的各平台及脚手架应牢固可靠；9、建筑和安装垃圾、渣土应在指定地点堆放，每日进行清理；10、施工现场和空

28、间应保持清洁，消除现场空气、粉尘、燥声、水源等污染，保证员工身体健康；11、施工现场禁止职工家属和小孩、非施工人员未经批准进入施工现场；12、各类废弃油品应到指定地点销毁。13、检修过程中认真执行“四个三”要求：三不落地（工器具与量具、设备零部件、油污不落地）；三无（无污迹、无水、无灰）三齐（拆下零件摆放整齐、检修机具摆放整齐、材料备品堆放整齐），三不乱（线不乱拉、管路不乱放、杂物不乱丢）九、大修技术措施： 1、对现场准备及工具方案。 2、机组分解工序及要求方案。 3、机组各部件检查、消缺及质量要求方案。 4、蜗壳及尾水管检查方案。 5、转子及主轴检修方案 6、机组回装工序及质量要求方案。 7

29、、机组调试试验方案。 8、转子吊装方案。9、机组轴线调整盘车方案。十、检修类别：主设备A级检修。国电达拉河水电站2#水轮发电机组A级检修工作总结1、 设备概括：1、设备参数2#水轮发电机2#水轮机制造厂家浙江富春江水电设备有限公司制造厂家浙江富春江水电设备有限公司形式立轴悬式型号HL（F613）-LJ-155规格型号SF17.5-10/3300转轮直径1.4m额定功率17500KW额定水头190m额定容量20.588MVA额定流量10.38m/s额定电压10.5kV额定转速600r/min额定电流1132.1A飞逸转速1170r/min额定励磁电压138V额定励磁电流488A 达拉河水电站2#

30、水轮发电机机组由浙江富春江水电公司生产。水轮机的型号为HLF(613)LJ155；发电机的型号为SF1750010/3300 组成，装机容量为17500KW，于2007年8月运行到目前已有8年了，已经到了大修的年限。根据国电集团设备检修管理办法规定，非多泥沙水轮发电机组每6年8年安排一次A级大修工作。二、大修开展过程及消缺项目简述：达拉河水电站2#水轮发电机组A级检修工作于2015年11月16日正式开工， 2015年12月20日首次启动，启动后发现导水机构漏水严重，经过检查及原因分析为管路材质较差、安装时焊接质量不过关且锈蚀严重，对管路拆除后进行漏洞补焊并回装，然后一次开机成功，完成所有开机试

31、验后并投入72小时试运行。 在72小时运行过程中发现推力瓦温度在满负荷运行下为60.4度，经过各方确认后需进行消缺处理，待试运行结束后于2015年12月25日进行消缺处理，处理过程为：1、 首先将上机架水平恢复到拆机时候状态，将之前整体高程增加的0.50mm铜垫全部去掉；2、 后将上导油盆以上拆除，将上导油排净，上导瓦拆除，利用盘车瓦将主轴抱紧顶起转子；3、 检查推力瓦高温点瓦编号7#（测温编号27）、1#（测温编号30）、9#（测温编号32），推力瓦受力情况，经过检查温度最高点与最低点推力瓦受力情况一致，故推力瓦整体受力情况没有问题，确认后清洗复装；4、 将上导瓦拆除后从新将之前增加的密封改

32、造，改造内容为：将瓦架底部圆环统一增加3mm厚密封耐油橡胶，整体宽度为子口外圆边延伸30mm,由上部向下压，同时将压板改为整体，使其整体密封效果达到最佳状态。然后进行复装。5、 油盆内清理干净后进行注油，根据我部技术人员的要求，将油位增加到上导轴瓦顶面往下10mm处，最后实际油位为从油盆底部至油面370mm，累计估计注油量为4桶。同时将油位计增高10mm确保油位计测量不受限制，以上已争取业主方同意。6、 同时为防止由测温电阻质量问题造成误差，争取业主同意后将7#与5#、1#与3#测温电阻对换，9#与11#由于接口线路不符无法对换，复装前所有测温电阻信号传输正常。7、 以上工作结束后将所有拆除设

33、备恢复。 缺陷处理完成后于2015年12月26日进行开机，开机后带负荷12mw后推力瓦温度为54.9，相比之前60.4下降5.5，上导油温24.7，相比之前29下降4.3，符合运行条件，满足要求，故此项消缺处理完成。通过原因分析，推力瓦温度过高主要原因为机组长期处于低油位运行状态，油温冷却循环效果不理想导致。三、检修过程中主要缺陷处理及实施方案等情况说明：1、关于导叶： 拆机前对导叶间隙进行检查，发现导叶里面间隙较大，最大为60.00mm，最小为0.06mm,累计为将近100mm,经过检查发现最大间隙的两块导叶为剪断销被截断，其他导叶为偏心销松动造成。导叶拆除后发现5#、6#、7#、13#、1

34、4#存在上下端面磨损并且导致底环抗磨面有2mm深的凹槽，通过对导叶及顶盖进行预装检查，原因分析为由于顶盖底部抗磨面经过气蚀凹凸不平、导叶安装间隙调整不符合要求、底环局部平整度、座环水平偏差等综合原因导致导叶运行过程中存在磨损现象；经过各方一直确认后处理意见为：复装前对导叶、底环、顶盖抗磨面及端面磨损部位进行打磨处理，平滑过渡，清洗干净更换上下轴套密封圈并涂抹润滑油，拆前及复装后导叶间隙详见下表：1.1、水轮机导叶拆前端面、立面间隙（表1） 单位：mm 编号部位上端面下端面立面备注小头大头小头大头上中下10.350.400.350.302.452.302.3520.400.400.000.073

35、.003.002.9030.400.400.040.063.403.403.4040.150.150.300.353.403.403.4050.200.200.100.102.953.053.0560.150.150.100.1060.0060.0060.0070.150.150.150.1060.0060.0060.0080.200.250.150.151.201.151.1590.150.150.300.302.952.952.95100.250.250.350.352.552.552.55110.200.300.300.300.060.060.0012130.200.350.250.15

36、1.201.251.25140.150.250.150.102.002.001.90150.200.250.150.051.201.251.25160.150.100.100.252.002.002.10 1.2、水轮机导叶复装后端面、立面间隙（表2）单位：mm 部位编号上端面下端面立面备注小头大头小头大头上中下1-20.300.350.300.300002-30.350.300.100.150003-40.350.300.100.160.150.0804-50.150.150.300.350.080.0505-60.200.200.100.100.1500.086-70.150.150.10

37、0.100.200.2007-80.150.150.150.100008-90.200.250.150.150.150.0809-100.200.200.250.2580010-110.250.250.350.3500011-120.250.300.250.3000012-1313-140.250.300.200.1000014-150.150.250.150.1000015-160.150.200.200.1000016-10.100.150.150.200002、关于机组轴线调整： 拆机前对机组进行整体盘车，检查机组摆渡情况，净摆渡水导处最大为0.36mm，下导处最大为0.34，摆渡值严重

38、超过规范及设计要求，设备复装后首先进行发电机部分单独盘车，盘车前利用推力瓦研磨平台将推力瓦调整至统一水平面，使其与推力头镜板面能完全接触及均匀受力，将上机架水平、中心恢复至拆机时状态，上机架高程调整在拆机时状态下整体增高0.50mm后进行发电机单独盘车，在盘车过程中发现发电机轴法兰面底部子口与水轮机轴法兰面已经接触且只有局部间隙，经过检查转轮已经落至设计位置，各方针对现场实际情况一致分析意见及结果为：1、机组设备安装时高程控制存在错误；2、发电机部分整体高程下沉；由于以上两种原因导致发电机部分不能单独进行盘车。根据现场实际存在的问题，各方同意将发电机部分利用制动器顶至一定高程后与水轮机部分进行

39、联轴，机组整体进行盘车及轴线摆渡处理。经各方同意后利用卡环底部加垫的办法进行轴线摆渡处理，在1#、2#、3#、4#点部位局部加垫最大0.05mm，最小为0.02mm；最终盘车数据分析：依据设备图纸发电机轴长5265mm，发电机上导轴承中心至下导轴承中心距离3295mm，水轮机轴长2990mm，水轮机联轴法兰面至水导轴承中心距离2075mm，水导轴承中心至上导轴承中心距离为6680mm；要求最大绝对摆度值不得超过0.24mm，以每米0.02mm计算水轮机轴摆度应为0.026.68=0.14mm,下导轴承摆度应为0.023.295=0.07mm；最终盘车摆渡值下导为:0.04mm,水导为：0.06

40、mm。相关数据对比详见下表：拆机解体前机组盘车记录（表3） 单位（0.01mm）绝对摆度部位轴线方向1#2#3#4#5#6#7#8#备注上导+X7881010100（8）7+Y0(11）118068100下导+X2024292915100（5）10+Y0（16）201615241358水导+X172925241360（9）1+Y0（27）217303835148相对点1#5#2#6#3#7#4#8#全摆度上导+X3203+Y53180下导+X35343419+Y87117水导+X4231623+Y1133322净摆度下导+X32323422+Y54117水导+X7211620+Y1636322

41、复装后机组整体盘车记录（表4）单位（0.01mm）绝对摆度部位轴线方向1#2#3#4#5#6#7#8#上导+X00111111+Y00000010下导+X0341010-1+Y02431320水导+X552-20212+Y0-1-2-4-610-1相对点1#5#2#6#3#7#4#8#全摆度上导+X-1-100+Y00-10下导+X0242+Y-1-123水导+X531-4+Y6-2-2-3净摆度下导+X1342+Y-1-133水导+X641-4+Y6-2-1-33、转轮气蚀处理： 转轮拆除后进行整体外观检查，发现叶片与下环连接处，均存在气蚀现象，总计11块叶片汽蚀程度均是蜂窝针孔形状且深度不

42、超过5mm，每块叶片均属同一位置；经过各方现场协商后，利用A302不锈钢焊条烘培至250度，恒温控制为200度进行焊接；气蚀部位焊接前利用直磨机及金属磨头进行清根处理，过程中利用榔头进行应力消除；焊接完成后利用磨光机进行打磨处理，且平滑过渡，没有裂纹等情况；处理完成后鉴于焊接工程量较小，各方一直认为可不进行静平衡试验。4、推力头及卡环间隙： 推力头拆去卡环后进行冷拔吊出，利用内径、外径千分尺对推力头内径及主轴外径进行测量，测量方法为平分45度，共测量4个点，实测读数如下表：测点部位1#2#3#4#推力头内径上部355.08355.08355.08355.09下部356.08356.10356.

43、11356.12主轴外径上部354.96354.95354.95354.96下部355.97355.95355.93355.95数据分析上部最大间隙0.14，下部最大间隙0.18 推力头加温至65度后进行热套复装，冷却后推力头与轴的最大间隙为0.09mm，在发电机单独盘车过程中出现转动卡阻现象，在检查原因过程中以为是推力头内部与上机架固定部分卡阻，经各方同意后直接冷拔推力头，经过内部检查后排除卡阻现象，然后直接进行冷套推力头，最终卡阻原因分析为发电机部分与水轮机部分法兰连接处卡阻。推力头及卡环安装完成后顶起转子，检查卡环与推力头间隙，最大间隙为0.25mm。建议业主方对推力头及主轴进行加工处理

44、及更换卡环，由于现场找不到推力头与主轴的配合间隙设计图纸，鉴于各方面综合原因经业主方同意各方一致决定不进行卡环更换及轴颈外径及推力头内径处理，清洗后按照原设备尺寸进行复装。5、机组固定部分中心、水平检查： 此次大修通过以底环为中心对顶盖、下机架、定子、上机架进行中心及水平复测检查，以底环为基准定位中心最大为X轴线，最大相差0.09mm，通过检查：5.1、顶盖中心、水平实测数据分析为：中心以底环为基准，X轴线中心相差0.08mm，Y轴线中心相差0.53mm；顶盖水平分析结果为：-X方向高于+X方向水平最大偏差值1.32mm，-Y方向高于+Y方向水平最大偏差2.20mm。5.2、下机架中心、水平实

45、测数据分析为：中心以底环为基准，X轴线中心相差1.86mm，Y轴线中心相差9.83mm;下机水平分析结果为：+X方向高于-X方向水平最大偏差值0.54mm，+Y方向高于-Y方向水平最大偏差1.17mm。5.3、定子中心、水平实测数据分析为：中心以底环为基准，X轴线中心相差4.37mm，Y轴线中心相差12.65mm，同时可以得出定子铁芯垂直度+X轴线为0.44mm、-X轴线为1.12mm、+Y轴线为0.28mm、-Y轴线为0.65mm。水平分析结果为：+X方向高于-X方向最大偏差值1.24，+Y方向高于-Y方向水平最大偏差4.55。5.4、上机架中心、水平实测数据分析为：中心以底环为基准，X轴线中心相差6.47，Y轴线中心相差17.62；水平分析结果为：+X方向高于-X方向水平最大偏差值1.8mm，+Y方向高于-Y方向水平最大偏差4.0mm。 根据现场实际情况及业主、各参见方意见，对固定设备中心及水平不做任何调整，复装按照原有中心、水平进行设备安装，同时上机架为便于盘车调整故整体加高0.50mm。四、大修过程情况总结：1、水轮发电机组设备拆装前检验及复装：水机设备首先按照水轮机及水轮发电机组通用技术条件中要求的型号、规格、数量进行了详细检查，经检查所有设备外观完好，型号、规格、数量符