安城电站1#机组大修技术总结
安城电站检修工作自201*年11月15日开始，12月15日基本结束，历时31天。检修人员为电站运行及管理人员总共14人。本次1#机组大修，有解决1#发电机线圈绝缘问题的重要任务。机组轴承温度偏高，在拆卸过程中检查发现，转子引出线有一根与滑环的接线螺栓紧固螺母松脱；检查发现个别导叶活动连板有一端的尼龙套滑出，其中一只活动连板的限制螺栓松脱，尼龙套滑出，引起机组关机时漏水大，全出力运行时，开度达不到最大的情况。发电机定子清洗时检查发现B相绕组的一组线圈（三匝）表面有电弧烧浊痕迹，严重危及机组安全运行。检查发现发电机转子线圈绝缘过低。根据机组存在的不同问题，主要采取下列技术措施：
1、对发电机定转子线圈清洗后，对转子线圈加励磁电流升温，线圈表面刷绝缘烘干漆，冷却后喷绝缘愎盖漆处理，绝缘电阻明显提高。
2、对发电机定子线圈清洗后，对B相线圈局部进行包扎云母带处理，加励磁电流升温，线圈表面刷绝缘烘干漆二次，冷却后喷绝缘愎盖漆处理，绝缘电阻明显提高。经过富阳电机维修厂人员测试，测量线圈直流电阻正常，测量绝缘电阻达到4000M以上，介质损耗测量合格，取得很好效果。
3、对上机架油盆进行检查，在轴中心档油桶底部下面焊接缝处，用环氧树脂胶水封堵可能发生的渗漏点，解决上导油盆漏油问题。
4、机组制动块断裂，磨损严重，更换全部四块制动块。5、导叶活动连板二端的尼龙套变形和松动情况，影响导叶立面间隙的调整，决定更换更改为铜套，与加兴铜轴承厂家联系进行加工，安装使用效果良好。
6、机组轴承温度传感器损坏失效多，更新机组上导、推力、下导所有六个轴承温度传感器，温度显示全部恢复正常。
7、机组推力镜板固定螺栓的绝缘套有一只损坏不能使用，采取换绝缘垫片方法处理；上导瓦绝缘测量有一块降低到零，拆卸后更换绝缘垫处理，恢复绝缘性能。8、机组盘车比较顺利：先对上机架水平进行调理，机架加垫处理，保持机架和镜板水平满足检修标准要求；测量并记录每块推力瓦及绝缘垫的总厚度保持相等，误差在允许范围内；推力头安装正常，紧固主轴法兰，做好盘车准备工作。第一次盘车水导最大摆度24丝，紧固法兰螺栓和镜板，第二次盘车摆度最大17丝，效果明显，发现摆度个别点有跳动现象。检查镜板固定螺栓，对镜板固定螺栓的绝缘套进行处理，进行第三次盘车，最大摆度为11丝，下导法兰处8丝，上导2.5丝，基本满足机组检修的摆度要求，决定不进行刮垫工作，盘车工作结束。
9、针对水导瓦上、下瓦面出现受力不均匀问题，本次安装时特别注意，测量间隙时塞尺必须上下通到底，测量检查发现水导瓦存在水平问题，对二个点进行加垫处理，基本解决水导瓦上、下瓦间隙不均匀问题。
10、机组轴瓦间隙，上导瓦四周均匀放8丝，下导瓦根据摆度点放5-15丝，水导瓦根据摆度点放8-15丝。
机组检修基本结束，等待机组试车，检查机组运行时的摆度、振动，各轴承温度是否正常；检查油盆漏油情况，水导油盆运转情况，主轴密封运行情况，机组升压并网72小时满负荷试运行正常，机组各项技术指标达到正常水平，说明机组检修质量达到技术标准要求。
扩展阅读：柬埔寨王国基里隆一级电站大修总结
柬埔寨王国
THEKINDOMOFCAMBODIA
基里隆I级水电站大修工程
KIRRIROM-IHYDROPOWERPLANT
EXAMIEANDREPAIRPROJECTDOCUMENTATIONS
201*年大修
工作总结报告
中电技国际水电开发有限公司编制时间：201*年7月28日
目录
一慨述
二大修执行标准、目的三大修项目工作计划四项目完成情况五质量评定验收情况六大修控制过程七结论八大修遗留问题
九大修期间大事纪要十质量目标十一大修组织机构
一概述
基里隆I级水电站位于柬埔寨王国西南部，湄公河盆地边缘，距首都金边约120km，其厂房及升压站毗邻4号公路。该电站原为南斯拉夫于1968年提供资金和技术建成的，装机2×5MW。电站建成运行20个月后，就损坏于战乱。
1998年10月，经中国电力技术进出口公司（CETIC）组织专家对基里隆Ⅰ级水电站及其枢纽工程和输电线路进行了实地考察后，与柬工业矿产能源部（MIME）达成协议：以投资修复经营的方式修复基里隆Ⅰ级水电站工程，装机容量为2×6MW。工程于201*年4月2日开工，201*年5月29日竣工提前14个月投产发电。该电站修复竣工投运至今，已经运行两个发电年度。根据国家电力行业标准DL/T838201*《发电企业设备检修导则》和电站实际运行情况需要，为消除设备隐患，提高机组安全运行的可靠性，经运行承包商黄龙滩水电厂提出大修计划，中电技国际水电开发公司审批决定，在201*年3月至5月（枯水期），按照PDCA（计划-执行-检查-总结）的管理流程和过程控制原则，并按ISO9000质量保证体系的要求，对基里隆Ⅰ级水电站各项主、辅机设备进行全面大修工作。2月24日公司与黄龙滩电厂正式签订大修协议。计划大修时间60天，实际大修工作时间51天，比原计划提前9天完成检修任务，完成质量目标：
1．无重大安全事故，
2．设备检修合格率达到100%。
本次大修是《发电企业设备检修导则》（201*版）颁布后进行的首次大修工作，为做好本次检修工作。我们坚持“质量第一”的思想，切实贯彻“应修必修，修必修好”的原则，依据ISO9001质量管理体系的要求，以抓好过程控制为重点，在公司正确领导和监督、指导下，从检修计划，准备，实施、验收等各个环节入手，狠抓控制过程中的组织和技术工作，由于组织措施严密，施工方法得当，在整个检修过程中杜绝了重大安全、质量事故的发生，检修后设备经验收合格率达100%，水轮发电机组、110KV开关等主设备检修完毕均一次启动成功，达到了预期的目标。
二大修执行标准、目的
以国家经济贸易委员会发布的发电企业设备检修导则（DL/T838-201*）、和电力工业部发布的电力设备预防性试验规程（DL/T595-1996）为主并参照以下：标准执行
目的、在推行《导则》中发电设备检修应采用的PDCA（P-计划、D-实施、C-检查、A-总结）实行全过程管理的模式。并强调通过人的力量与控制过程的力量的结合，达到消除失误、减少浪费、避免重复劳动；推行设备点检定修制，使整个检修过程包括检修文件包、表格、网络图等在检修监理制授控下得到顺利进行。
2.1国家相关标准
1.DL/T838-201*发电企业设备检修导则（DL201*年最新版本）2.DL/T596-1996电力设备预防性试验规程
3.DL/T489-1992大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程4.DL/T491-1999大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置运行、检修规程
5.GB/T7261-201*继电器及装置基本试验方法
6.DL/T619-1997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7.DL/T496-201*水轮机电液调节器系统及装置调整试验导则8.DL/T761-1999微机发变组保护装置通用技术条件
9.DL/T618-1997气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程10.DL/T507-201*水轮发电机组起动试验规程
三大修项目工作计划
为了适应国家电力行业标准“DL/T838201*”所推行的最新检修理念，全过程质量管理标准化作业，实现检修管理现代化，引进监理制，从而提高设备检
修监理水平，我公司作为中电技在海外第一个BOT项目工程，对基里隆Ⅰ级水电站设备检修又一次进行了大胆的尝试决定在检修期间执行“设备检修监理制”。公司从201*年8月开始筹划，于201*年2月1日，制定了柬埔寨基里隆Ⅰ级水电站大修工作组织计划大纲，并提出了目标管理，即“三控、两管”，既“质量控制；进度控制；成本控制；”“安全管理；流程管理”以及大修工作采取的组织形式，大修时间，组织机构图，大修推荐的有关规程规范等。同时对大修计划，按前期、中期、后期三个阶段实施了部署；并对检修承包商黄龙滩电厂提交了有关大修支持的函件。
由于本次大修属基里隆I级水电站投运后的首次大修，是检验设备本身质量和施工单位安装质量优劣的必要环节，是摸清设备健康状况，确定今后设备检修周期的重要依据。因此，公司和大修承包商（黄龙滩电厂）对本次大修都十分重视，根据《柬埔寨基里隆I级水电站大修承包协议》和《柬埔寨基里隆I级水电站大修工作组织计划大纲》中的要求，我们经过长时间的精心组织准备，对大修工作所需要的大修备品备件、材料、工器具、仪器仪表等；在大修前已准备就绪并确定了组织机构;完成了对承包商提交的《基里隆I级水电站大修施工组织方案》、《基里隆I级水电站大修网络计划控制图》、受控表（实施过程中标准表格）、大修作业指导书等资料的审查工作；对大修承包商检修前召开了动员大会，并进行了《安全规程》和《发电企业设备检修导则》的学习；以及安全、技术措施的具体落实，同时对大修工作进行了全面的部署和安排。四项目完成情况内容合计标准项目计划数121101特殊项目14技术改造项目3增加项目3删减项目/备注实际数11910114332实际完成112+3+3+1
五质量评定验收情况
H类W类不符合项三级通知单验收合计合计合格不合合计合格格计划数实际数其中：1）水工部分2）主机部分3）变压器及电气部分4）监控.通讯及直流部分5）辅机部分
六大修控制过程
本年度大修于201*年3月4日正式进入前期工作，当天公司欧晓明总经理在现场主持召开了第一次现场工作会仪。参加会议的有公司委托组建的大修监理人员，公司现场代表以及大修承包商代表，会议上明确提出了本次大修以201*年“检修导则”和“试规”以及中国相关规程规范和“大修协议”为准则，委托监理第三方站在公正的立场执行检修监理制。并提出了本次大修质量目标：1．无重大安全事故，2．设备检修合格率达到100%。
43697169717291316//43466168104646不合格////合格内容监理和大修队双方对大修施工组织方案的审查意见，即“基里隆Ⅰ级水电站201*年A级检修计划控制方案”和“基里隆Ⅰ级水电站201*年电气检修/试验方案”进行了充分讨论协商。最后统一了意见，按照规程中规定对发电机电气一次设备检修项目中的“交流耐压试验”等破坏性试验项目根据设备实际情况做出适当调整。并根据现场实际情况对电气二次试验项目进行了适当删减，同时增加了部分必要的试验项目。通过讨论协商，双方人员对本次检修监理大纲和细则以及管理流程统一了认识，在这次检修过程中包括检修文件、表格等在检修监理受控下和质量管理体系制度控制下，使本公司人员在本次大修过程中如何科学地去实施监理管理工作，有了更充分的认识和提高。
公司在整个大修期间对大修承包商进行了以下几点有效控制：
1安全管理控制；在设备检修过程中始终贯彻安全规程落实，加强安全管理，采取定人明确安全责任，落实安全措施，确保了人身和设备安全。对承包商在大修期间考核安全落实情况，监督检查整个检修过程的安全组织措施及其执行情况；做到了文明施工，检修现场清洁有序；检修设备规定放置。
2流程管理控制；根据网络控制流程，掌握检修工期完成情况,随时掌握主要设备的拆卸、解体、复装工艺标准；严格按照工艺要求、作业指导书、质量标准、技术措施进行；设备解体后、检查、修理和复装的整个过程中，做到了有详细的技术检验和记录，字迹清晰，数据真实，测量分析准确，所有记录完整、正确、简明实用，并附有简图说明。设备解体后，及时做好清理工作，测量各项技术参数，并对设备进行了全面检查，对已掌握的设备缺陷进行了重点检查，分析原因。消除了隐患。设备的修理复装，做到了不损坏设备以及备品备件，不错装零部件和备品件，不将杂物遗留在设备内，复装的零部件做好防锈，防腐蚀措施等。3网络工序控制；根据网络控制掌握工期、工序与下一道工序的含接工作，以及相关工序人员的调配工作；制定了检修静（动）态试验以及检修验收总结等环节的每一管理物项，文件及人员等均处于受控状态。重点对检修项目完成情况和质量状况以及分段试验、分部试运和检修技术资料进行核查，并进行了现场检查。整体试运行时，严格制定并通过，对机组启动试验和试运行方案的审核工作；使
单体调试合格;分系统调试合格后以及保护校验合格后才允许批准进入试运阶段、并对防火检查已完成、设备名牌和标识正确齐全，设备异动报告和运行注意事项已全部交给运行部、试运大纲审批完毕，运行人员已做好运行准备工作。在试运行期间，检修人员和运行人员共同检查设备的技术状况和运行情况，发现异常情况立即采取相应技术措施，对设备缺陷进行了全面检查并进行了全部处理。
实践证明，公司的授权管理与设备管理上所推行的设备点检定修制（尽可能的根据实际情况延长设备使用寿命）、和检修监理制等制度是行之有效的。
在本次大修中，由于在整个大修过程中始终把检修工程质量放在一切工作的首位，对质量疑点哪怕是细枝末节的质量问题也要做到发现问题并及时解决改进。使设备质量的得到了较大提高。在质量检查与验收鉴定中，监理人员严格把关，坚持“质量第一”的思想切实贯彻“应修必修,修必修好”的原则,由于组织措施严密,监理过程规范,并坚持执行首先以检修和试验工作人员自检，项目部和验收组分级检查验收制度，对个别工序、分项工程不合格的，坚持要求检修人员返工，资料提交完整齐全后才予以检查验收签字通过。此次大修组织工作比较充分，监理工作比较完善，同时由于国内配合较好，在现场与乙方密切配合。在整个检修过程中杜绝了重大安全,质量事故的发生,各类设备检修后经过监理验收合格率达100%,水轮发电机组以及115KV开关等主要设备检修完毕经验收均一次启动成功,安全顺利的完成了本次大修监理任务。达到了预期的目的。（轴瓦改造除外）
但是在大修中也发现因设计不够完善和安装带来的一些缺陷和隐患；如：设计上1.空气冷却器安装在发电机机座下面（及发电机小室里面）鉴于机架和风筒的联体结构，在设计上由于检修吊点和检修场地考虑不周使本次大修无法对空气冷却器解体检查清理工作。2.在检修检查发电机风扇时,由于风扇安装在转子上且加工有子扣,而端部没有顶丝孔,如果强行拆卸将会造成线圈严重损坏的后果,固本次磁极键的焊点没有检查。3.在电气二次回路控制中,事故碟阀电气回路整流桥容量偏小致使经常在运行中发生烧毁现象;原外循环油泵电气二次控制因设计考虑不周,造成该装置一送电两台油泵就同时启动。（本次大修中已改进，经试验运行效果良好，外循环油泵电气二次控制回路图已修改并替换了原控制回路图）。
另外循环油泵装置从投入运行至今已更换油泵装置（电机和油泵）5台次由于油泵和电机不能互换这个问题提请厂家对该油泵进行技术改进。
在安装上：1.电气7.2KV一次系统图由于没有竣工图,本次大修中只能依据安装时的调试报告,但在报告中发现1P、2P、10P均有避雷器试验记录,实际现场由厂家提供的6.3KV高压柜上述柜体里面是没有避雷器装置的。这说明安装试验数据与实际情况有出入。2.压力钢管2#伸缩节下游第一支座钢支架由于安装缺陷使钢支架扭曲变形导致两个限位滑块翘起悬空。七结论
通过本次大修工作，圆满完成了预期的检修项目，检修过程管理科学规范，符合质量管理体系的要求，水轮发电机组、主变、出口开关等主要设备检修后一次投运成功率达100%，检修过程中未出现重大质量事故，未发生人身和设备安全责任事故，经机组启动前各项试验和实际试运行验证，本次大修中设备的检修工作完全达到检修管理质量目标要求，满足规程、大修协议以及业主现场管理的要求，检修质量优良。
八大修遗留问题序号工程项目名称1进水口拦污栅及塔架金属结构2345事故蝶阀上坝变压器YV3液压换向阀烧坏6.3kV避雷器的雷击损坏更换配件更换配件返厂修理待观察未吊出检修,水位太高原因处理办法备注下次定点检修LCU3工控机液晶显示器黑屏2#伸缩节下游侧两个支座钢支架扭曲变形6监控问题系统不稳定必要时可考虑升级7监控装置电源系统电源波形出现脉冲尖峰待南瑞提出建议8柴油发电机排温度太高气管烧穿更换配件
九大修期间大事纪要
201*年度大修期
3月4日基里隆Ⅰ级水电站会议室，公司总经理欧晓明主持关于大修准备工
作会议，并组建大修项目工程监理部。-聘请一位总监，其于专业工程技术人员由公司抽调。
3月6日三方第一次协调会议，并向乙方（黄龙滩）提交监理-------------------有关文件，如监理大纲及细则等文件。
3月7日乙方召开大修前动员大会，业主、监理均派出代表参加。3月9日监理部根据乙方提交的“大修开工报审表”发布大修开工令。3月10日机修单位工程质检验评验收。3月24日第一批油化验外检送出，共5个点。
3月26日中电工柳林、江河同辉何经理等二人来到现场对上坝-------------------水位计进行改造工作。
3月27日收到由国内带来的介损仪真空高压继电器JT-6/027-ZDC20kV。经
更换修复后，介损仪各项指标恢复正常。
3月31日第二批油化验外检送出，共8个点。
4月9日衡阳特变电工一人来到现场处理1#主变油箱底部渗油问题。江河同
辉何经理一人完成上坝水位计改造后离开现场回国。
4月14日衡阳特变电工处理1#主变渗油问题结束离开现场回国。同时西互厂
家一人来到现场处理2#主变间隔CT渗油问题。
4月15日收到MRT-03保护校验仪配件，经修复后基本能使用但A相仍无输
4月19日4月26日4月29日5月7日5月15日
出电压。
中电工柳林及西互厂家一行2人离开现场回国。第三批油化验外检送出，共11个点。大修工作全面结束。
南瑞公司王惠民一人来到现场，处理工控机，并进行-------------------现场技术服务工作。
南瑞公司王惠民离开现场回国。
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