号机组B级检修总结报告.docx
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号机组B级检修总结报告
------2号机组B级检修总结报告
1 主要参数
------总装机容量KW。
额定水头m,额定流量6.3m3/s。
多年平均发电量为3800万kw.h,年利用小时数为h,通过35kv输电线路在3号杆分送到武隆县木棕河三级站、桐梓变电站。
电站属径流式电站,无蓄水调节能力。
1.1水轮机的主要技术特性
1.1.1基本参数:
水轮机型号:
HLA550-WJ-71
转轮直径:
710mm
额定水头:
143m
额定出力:
2500KW
额定流量:
2.1m3/s
额定转速:
1000r/min
旋转方向:
正视顺时针
1.1.2主要结构特点
(1)转轮:
采用重庆电机厂制造,有14只叶片。
(2)轴承及冷却方式:
推力、径向轴承,冷却方式为外循环水冷却。
1.2水轮发电机的主要技术特性
1.2.1基本参数
型式:
SFWE-K2500-6/1430卧式
额定容量/功率:
3125KVA/2500KW
额定电压:
6.3KV
额定功率因数:
0.8
额定转速:
1000r/min
飞逸转速:
1878r/min
相数:
3相
频率:
50HZ
1.2.2冷却方式:
空气自冷却方式
1.2.3定子绕组绝缘等级:
B
1.2.4励磁方式:
自并励励磁
2 检修概况
2.1 检修等级和进度
计划:
2010年03月4日至2010年03月24日,B级检修,共计22日。
实际:
2010年03月4日至2010年03月21日,共计18日(含72小时试运行)。
2.2 工时:
计划:
528工时,实际:
432工时。
2.3 检修费用。
计划:
万元,实际:
万元。
2.4运行情况表L.1
表L.1机组运行情况统计表
上次检修结束至本次检修开始
运行小时数(h)
15900
备用小时数(h)
10380
2.5 检修项目完成情况表L.2
表L.2 机组检修项目完成情况统计表
内容
合计
标准项目
特殊项目
技改项目
增加项目
减少项目
备注
计划数
19
19
0
0
0
0
实际数
19
19
0
0
0
0
2.6 质量验收情况统计表L.3
表L.3机组检修质量验收情况统计表
内容
H点
W点
不合格(不符合)通知单
三级验收
合计
合格
不合格
合计
合格
不合格
合计
合计
计划数
8
8
0
23
23
0
0
10
实际数
8
8
0
23
23
0
0
10
2.7检修前、后主要运行技术指标统计表L.4
表L.4检修前、后主要运行技术指标统计表
序号
指标项目
单位
检修前
检修后
1
换算到设计水头下出力
KW
2500
2500
开度
%
670
700
效率
%
0.8
0.9
耗水量
m3/(kw.h)
2
振动与摆度
mm
0.11
0.11
发导径向振动位移
mm
0.11
0.11
水导径向振动位移
mm
0.10
0.10
大轴轴向位移
mm
0.10
0.10
3
机组运行温升(记录最大值)
1号推力轴承
℃
58
57
1号径向轴承
℃
61
60
2号径向轴承
℃
58
57
定子温度
℃
90
86
2.8 检修工作评价语:
本次2号水轮发电机组大修,在施工期间,庆隆公司及------积级配合检修单位,本着“安全第一,质量第一”“应修必修,修必修好”的原则,严格按照作业规范及国家相关施工规范要求,精心组织、严密施工、规范作业、文明施工,工作职责到人,质量控制全过程跟踪控制,对每一个质量控制W点和H点的质量均有详细而严格的质量控制流程和验证程序,由于公司及电站和施工单位严格细致规范的施工管理,使2号机组的大修工作质量得到充分保证。
2.8简要文字总结
2.8.1检修中消除的设备重大缺陷及采取的主要措施
2.8.1.1间隙调整
转轮与座环间隙:
设计要求:
上、下、左、右0.6-0.7毫米。
解体前:
上、下、左、右0.5毫米塞尺划通。
检修完毕回装后:
上、下、左、右.5毫米塞尺划通,且均匀。
导叶间隙:
设计要求:
导叶侧间隙0.08-0.28毫米,端面间隙为0,导叶最大开度670mm。
检修后导叶最大开度:
690-700mm
导叶工作室设计宽度:
99.4mm
检修前导叶工作室宽度:
99.3mm
检修后导叶工作室宽度:
99.5mm
导叶间隙调整后,导叶不再发卡。
2.8.1.2转轮、尾水管汽蚀、磨损情况检查
对转轮上寇、下环、叶片、流道、梳齿密封装配等进行了全面检查,转轮属不锈钢材料,没有出现蜂窝麻面、汽蚀孔洞等现象,叶片及流道光滑、流畅,无变形、严重划伤等异常情况,泥沙磨损也相当轻微,转轮总体完好无损。
对尾水管、尾水盖板进行了检查,没有发现蜂窝麻面、汽蚀孔洞、泥沙磨损等严重现象,对补气装置进行了解体清洗,检查运行状况正常。
2.8.1.3转轮进水中心检查
符合设计要求。
2.8.1.4机组调整、试验
无水甩负荷试验:
人为全开、全关、事故动作3次,导叶工作平稳,无卡阻、跳动现象,动作后再次对机组各方面数据进行检测、校核,没有发生变化现象。
空载运行停机试验:
人为事故动作1次,从空载到全关、再到空载,无异常现象,动作正常。
满载甩负荷试验:
人为事故动作1次,从满载到全关、再到空载,无剪断销剪断和其它异常现象出现,动作正常,动作时间满足设计要求。
事故关机时间:
6秒、开机时间:
7秒。
出力比较:
检查前:
2500kW导叶开度100%都发不满。
检查后:
2500kW导叶开度90.4%。
2700kW导叶开度100%(短时间内)。
2.8.1.52#主阀电机发热处理
我们检修了水轮发电机组后,机组试运行时检查主阀电机发热故障,在开机过程中没发现电机发热故障,我们分析是由于检修前导水机构漏水过大、主阀前后两端水压不能平衡,导致主阀启动负载过大而引起的。
2.8.1.6调速器不能自动运行故障
检修调速器电磁阀,更换油,开机试运行,调速器自动运行平衡、可靠,以前故障我们分析是由于导水机构与调速器行程不一致,导致调速器自动失灵。
2.8.1.7发电机组1#、2#推力轴承温度过高故障处理
我们在检修过程中将瓦拆出后,一是发现瓦的接触面与设计要求相差甚远,是导致温度高的原因之一;二是水轮发电机轴水平度不够;三是冷却器没有装到位,经过检修后轴承温度运行正常,达到设计要求,轴承运行平衡。
2.8.1.8甩负荷试验
第一次试验,负荷带到额定负荷50%甩负荷,转速1148转/分,水压上升0.8kg/cm2,调速器关闭时间4s。
第二次试验,负荷带到额定负荷100%,甩负荷结果:
转速1386转/分,水压上升1.4kg/cm2,调速器关闭时间6s。
都在设计范围内,正常。
2.8.2设备的重大改进的内容和效果
2.8.2.1发电机励磁集电环的加工处理。
改造前机组励磁集电环磨损、拉槽严重,在机组运行过程中产生较大火花。
本次检修对机组励磁集电环进行拆卸、机械加工处理,对整个励磁集电环进行清洁,绝缘处理。
目前运行情况良好。
2.8.2.2更换转子至集电环励磁电缆。
改造前经常发生转子一点接地保护动作,转子绝缘低。
经检查转子至集电环励磁电缆绝缘老化,破裂。
通过更换该励磁电缆,转子绝缘上升达200MΩ以上。
2.8.2.3刹车制动装置制动、复归电磁阀无法正常工作的处理,改造前机组在停机时不能正常启动刹车制动装置进行制动,也不能正常复归。
本次检修对2号机组气系统回路进行全面检查,同时对漏气部份进行了止漏处理;更换了制动、复归电磁阀;检查刹车制动装置自动启动回路。
经以上处理,2号机组制动系统能正常运行。
2.8.3安全、质量、费用、现场管理、采购、沟通等分析
2.8.3.1安全
本次2机组B修严格落实公司各部门及参加检修各单位、各级人员的安全责任制、按照《电业安全工作规程》及公司各项规章制度的要求,规范现场管理,不断改善作业环境,确保人身和设备安全。
加强监督、加强风险分析,实现了“零违章、零伤害、零事故”
2.8.3.2质量
本次2机组B修质量管理实行“责任追溯制”,严格做到“四个凡事”,即“凡事有人负责、凡事有人监督、凡事有章可循,凡事有据可查”。
各专业负责人从每个项目、每项工作、每道工序、每个细节抓起,自始至终坚持质量标准。
严格的管理保证了检修的质量,验收合格率达到100%,优良率达到95%以上。
修后机组健康水平全面提升,达到检修质量目标。
2.8.3.3费用
本次检修产生费用约万元,外承包费用为万元,材料费用为万元。
2.8.3.4现场管理
本次2机组B修严格按照鼎泰公司《检修管理》执行。
根据检修作业指导书做好检修前的准备工作。
检修工具、设备实行定置管理并设置安全检修通道。
检修过程中产生的各类固体废弃物定点分类存放、定时清理,保证了检修现场的清洁和施工面的整洁。
2.9附件
附件1-1:
2#机组大修电气一次部分竣工报告
附件1-2:
2#机组大修电气二次部分竣工报告
附件1-3:
2#机组大修水轮机部分竣工报告
附件1-4:
2#机组大修竣工报告质量验收部分
------2#机组大修竣工报告
电气一次部分
一、概述
明宇公司第六项目部电气一次班于2010年3月4日3月18日对枫香峡电厂2号发电机组定、转子部分的除尘清污、转子部分滑环及励磁电缆的更换处理、电气一次部分的年检预试。
项目部电气一次班本着“安全第一,预防为主”的指导方针,遵照《检修规程》、《电气试验标准化作业指导书》、《电力设备预防性试验规程》DL/T596-1996、庆隆水电开发公司有关规定,严格按照合同规定的检修项目完成了对2号发电机组的检修、年检预试工作及设备缺陷的处理。
二、电气一次分项工程
1、发电机组部分
(1)发电机定、转子的吊芯检查。
(2)发电机定、转子除尘清污处理。
(3)机组励磁集电环磨损严重,进行拆卸、机械加工处理。
(4)更换已破裂励磁电缆。
(5)发电机的年检预试
(6)刹车制动装置制动、复归电磁阀无法正常工作的处理,
(7)发电机定、转子及整机喷漆处理。
三、检修相关数据资料(附后)。
2号发电机(大修前)检测报告
一、温度12℃湿度55%其它:
无
二、设备名称:
2F发电机 安装位置:
发电机层
三、技术数据
制造厂
型号
额定功率
额定电压
额定电流
重庆电机厂
SFWE-K2500-6/1430
2500KW
6300V
286.4
绝缘等级
励磁电流
励磁电压
转速
额定频率
B
312
61V
1000r/min
四、检测结果:
1、定子绕组直流泄漏及耐压前绝缘电阻测试(GΩ):
相别
R15"
R60"
吸收比
A
耐压前
3670
9850
2.68
耐压后
5080
20100
3.95
B
耐压前
3430
9610
2.80
耐压后
4400
11900
2.70
C
耐压前
3310
9290
2.80
耐压后
4090
12100
2.95
2、定子绕组直流耐压及泄漏电流试验(μA):
电压倍数
0.5Un
1.0Un
1.5Un
2.0Un
电压值(kV)
3.15
6.30
9.45
12.6
A相
0
0
2
4
B相
0
1
3
5
C相
0
1
2
3
3定子绕组工频交流耐压试验:
由于未更换绕组,且运行20年以下者,实际耐压9kV,历时1分钟。
试验结果:
A相、B相、C相合格。
4、定子交流耐压后绝缘电阻测试(GΩ):
相别
R15"
R60"
吸收比
A
3.16
9.65
3.05
B
3.45
9.44
2.73
C
3.18
9.38
2.94
5、转子绕组绝缘电阻(MΩ):
用500V兆欧表测量转子绕组绝缘电阻12MΩ。
五、检测所用设备:
KYORLTSU3125绝缘检测仪
TDM-25/60泄漏试验测试仪
交流耐压控制箱
试验变压器
六、检测依据:
DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》
七、检测结论:
合格
八、日期:
2010年3月4日
九、检测人:
朱励平赵元萍
2号发电机(大修后)检测报告
一、温度17℃湿度43%其它:
无
二、设备名称:
2F发电机 安装位置:
发电机层
三、技术数据
制造厂
型号
额定功率
额定电压
额定电流
重庆电机厂
SFWE-K2500-6/1430
2500KW
6300V
286.4
绝缘等级
励磁电流
励磁电压
转速
额定频率
B
312
61V
1000r/min
四、检测结果:
1、定子绕组直流泄漏及耐压前绝缘电阻测试:
(MΩ)。
相别
R15"
R60"
吸收比
A
耐压前
10500
29700
1.96
耐压后
12900
30500
2.36
B
耐压前
11800
29600
2.50
耐压后
9850
32100
3.25
C
耐压前
10900
40600
3.74
耐压后
10300
30500
2.91
2、定子绕组直流耐压及泄漏电流试验(μA):
电压倍数
0.5Un
1.0Un
1.5Un
2.0Un
电压值(kV)
3.15
6.30
9.45
12.6
A相
0
1
2
5
B相
0
2
2
4
C相
0
1
2
3
3定子绕组工频交流耐压试验:
由于未更换绕组,且运行20年以下者,实际耐压9kV,历时1分钟。
试验结果:
A相、B相、C相合格。
1、定子交流耐压后绝缘电阻测试(GΩ):
相别
R15"
R60"
吸收比
A
2.56
4.48
1.75
B
3.21
7.38
2.30
C
2.65
4.873
1.84
5转子绕组绝缘电阻(MΩ):
用500V兆欧表测量转子绕组绝缘电阻12MΩ。
五、检测所用设备:
KYORLTSU3125绝缘检测仪
TDM-25/60泄漏试验测试仪
交流耐压控制箱
试验变压器
六、检测依据:
DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》
七、检测结论:
八、日期:
2010年3月16日
九、检测人:
朱励平赵元萍
------2#机组大修竣工报告
二次部分
一、概述
------2#机组大修自2010年3月4日开始,保护及二次部分从2010年3月9日开始。
按照枫香峡大修合同要求对------2#机组以及公用部分所属的保护装置、二次装置、二次元件表计进行试验检修工作。
二、电气二次分项工程
1、保护装置:
主要对2#发电机保护装置进行了检查、试验。
2、自动装置:
主要对2发电机所属的二次装置,包括机组温度测量装置、转速装置进行检查、精度测试、定值校验。
3、对各屏柜二次回路进行检查、端子紧固和屏柜清扫。
三、检修相关数据资料(附后)。
枫香峡2#发电机保护试验
一、检测环境条件:
温度15℃湿度60%其它:
无
二、安装位置:
主控室
三、技术数据
型号
EDCS-6310主保护及EDCS-6320后备保护
厂家
重庆新世纪电气有限公司
四、装置的外部检查:
序号
检查内容
检验结果
备注
1
保护装置的硬件配置、标注及接线等应符合图纸要求。
√
2
检查保护装置的背板接线是否有断线、短路、焊接不良等现象,并检查背板上连线和元器件外观是否良好。
√
3
保护装置的各部件固定良好,无松动现象,装置外形应端正,无明显损坏及变形现象。
√
4
各插件插、拔灵活,各插件和插座之间定位良好,插入深度合适。
√
5
保护装置的端子排连接应可靠,且标号应清晰正确。
√
6
按钮、键盘等应操作灵活、手感良好。
√
7
各部件应清洁良好。
√
8
保护屏、外部端子箱电缆排放整齐、孔洞封堵良好、电缆屏蔽两端接地,电缆标牌、标号正确,压接可靠。
√
五、绝缘电阻:
序号
检验项目
绝缘电阻(MΩ)
检验结果
1
交流电压回路对地绝缘
400
合格
2
交流电流回路对地绝缘
400
合格
3
直流电源回路对地绝缘
300
合格
4
跳闸和合闸回路对地绝缘
300
合格
5
开关量输入回路对地绝缘
200
合格
7
信号回路对地绝缘
200
合格
六、精度测试:
从相应端子上加入三相电压57.74V和三相电流1A,查看测量精度。
输入电流
显示值
输入电压
显示值
备注
差动中性点
IA=0.98A
母线电压输入57.74v
UA=57.8.
UB=57.9
UC=57.7
误差应不大于±5%。
IB=0.98A
IC=0.98A
差动发电机侧
IA=0.98A
IB=0.98A
IC=0.99A
后备高压侧
IA=0.99A
母线电压输入57.74v
UA=57.7
UB=57.8
UC=57.8
IB=0.98A
IC=1.00A
结论:
精度满足要求。
七、保护试验:
(一)发电机主保护调试
1、发电机差动
差动启动电流整定值测试
☐在发电机中性点侧三相电流、发电机机端侧三相电流端子中任一相加入电流,要发TA断线信号,且闭锁出口,外加三相电流达出口灯亮。
相别
A
B
C
整定值
最小动作电流1.0A,比率制动系数0.2,制动电流4.5,二次谐波制动系数0.15
中性点侧(A)
0.99
0.99
0.99
发电机机端(A)
0.99
0.99
0.99
☐在发电机机端侧电流端子加电流(0度),在中性点侧电流端子A相(或B相、C相)加反向电流(180度),差流为两侧折算电流相加。
A相比率制动特性
定值
最小动作电流1.0A,比率制动系数0.2,制动电流4.5,二次谐波制动系数0.15
中性点侧电流(A)
0.01
2.56
3.96
5.33
6.66
发电机侧电流(A)
1
4
6
8
10
比率制动系数
K=0.2012
B相比率制动特性
定值
最小动作电流1.0A,比率制动系数0.2,制动电流4.5,二次谐波制动系数0.15
中性点侧电流(A)
0.00
2.59
3.92
5.26
6.60
发电机侧电流(A)
1
4
6
8
10
比率制动系数
K=0.1940
C相比率制动特性
定值
最小动作电流1.0A,比率制动系数0.2,制动电流4.5,二次谐波制动系数0.15
中性点侧电流(A)
0.01
2.58
3.94
5.25
6.60
发电机侧电流(A)
1
4
6
8
10
比率制动系数
K=0.1940
二次谐波测试
☐在主变高压侧电流端加基波电流5A,增加二次谐波电流使差动出口灯可靠熄灭,记录A、B、C相二次谐波电流值分别为单纯的发电机保护未设此项A
2、速断特性测试
将启动电流暂时修改成大于速断定值,保证只有速断动作(注意高低压折算系数)
整定值
Isd=9.6AKp=1
相别
A
B
C
低压侧(A)
9.59
9.61
9.60
高压侧(A)
9.61
9.59
9.61
出口方式是否正确(打“√”表示):
正确□√错误□
信号指示是否正确(打“√”表示):
正确□√错误□
保护调试完,将定值恢复。
3、发电机低压记忆过流保护
电流元件动作值测试
整定值(A)
6.8
相别
A
B
C
保护动作值(A)
6.82
6.82
6.82
低电压元件动作值测试
保护整定值(V)
90
保护动作值(V)
89.90
动作时间定值测试
分别在A、B、C相加电流测试动作时间
保护整定值(S)
T1=2.2
动作时间t(S)
2.2109
保护出口方式是否正确(打“√”表示):
正确□√错误□
4、发电机过电压保护
电压元件动作值测试
整定值(V)
过压1:
135
过压2:
135
保护动作值(A)
134..37
134.37
动作时间定值测试
分别在A、B、C相加电流测试动作时间
保护整定值(S)
T11=0.2
T12=0.3
动作时间t(S)
0.2076
0.3081
保护出口方式是否正确(打“√”表示):
正确□√错误□
5、零序过电压保护
电压元件动作值测试
整定值(V)
20
保护动作值(V)
20
动作时间定值测试
分别在A、B、C相加电流测试动作时间
保护整定值(S)
T11=1.0
动作时间t(S)
1.0113
保护出口方式是否正确(打“√”表示):
正确□√错误□
(二)发电机后备保护调试
6、后备保护过负荷保护
电流元件动作值测试
整定值(A)
6.2
相别
A
B
C
保护动作值(A)
6.22
6.22
6.22
动作时间定值测试
分别在A、B、C相加电流测试动作时间
保护整定值(S)
T1=3.0
动作时间t(S)
3.0163
保护出口方式是否正确(打“√”表示):
正确□√错误□
7、后备保护复压启动过流保护
电流元件动作值测试
整定值(A)
6.8
相别
A
B
C
保护动作值(A)
6.82
6.82
6.82
低电压元件动作值测试
保护整定值(V)
80
保护动作值(V)
79.95
负序电压元件动作值测试
保护整定值(V)
8
保护动作值(V)
8.13
动作时间定值测试
分别在A、B、C相加电流电压测试动作时间
保护整定值(S)
T1=2.2
T2=2.3
动作时间t(S)
2.2050
2.3069
保护出口方式是否正确(打“√”表示):
正确□√错误□
8、后备保护失磁保护
电压元件动作值测试
整定值
空载励磁电压20V,发电机机端80V,凸极功率40W,
斜率判据0.2,系统低电压定值80V。
机端电压动作值(V)
83.03
励磁低电压动作值(V)
11.0
系统电压动作值(V
83.03
动作时间定值测
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