灯泡贯流式水轮发电机组大修监理实施细则

1灯泡贯流式水轮发电机组大修监理实施细则总则1、本细则编制依据：1)(GB8564-88)水轮发电机组安装技术规范。2)(DL/T5038-1994)灯泡贯流式水轮发电机组安装工艺导则。3)(SD263-1988)焊接技术考核规程下福电厂水轮发电机组技术资料及图纸。4)(GB/T9652.2-1997)水轮发电机组调速器与油压装置试验验收规程。2、本细则适用于大、中型灯泡贯流式水轮发电机组大修。大修准备工作监理1、承修单位应在机组大开始前，对机组有关部件进行修前测量，并将测量数据上报3F大监督领导小组。2、承修单位应根据设计图纸，合同技术要求和有关的灯泡贯流式水轮发电机组安装、检修规范，并结合现场条件，编制大修组织设计，报3F大修监督领导小组审核批准。大修组织设计包括下列内容：1)大修项概况；2)大修进度计划；3)劳动力配置计划；4)重点机构检修的技术方案及措施；5)施工用电安全措施；6)安全及文明施工；7)管理层组织机构及人员安排。8)3、大修分项项目验收要求承修单位按有关设计图纸、合同技术要求和相关的技术规程、规范自检合格后，填写《报验收申请表》并附有关资料、数据呈报3F大修监督领导小组，小组在接到承修单位通知后在合同规定的时间内组织有关单位、部门进行检查、验收。大修过程监理1.承修单位应按照监督领导小组批准的大修组织设计按章作业、文明施工，2同时加强质量和技术管理，作好作业过程中资料的记录、收集与整理，并定期向监督领导小组报送。2.承修单位应对工序质量进行自检，在三检合格基础上填报单元工程验收评定表，并经监督人员验收合格后，方可进行下一道工序检修。3.重要部位的检修，承修单位应有技术人员、质检人员等在检修现场进行技术指导、质量检查，同时监督人员必须现场旁站监督。4.大修期间，承修单位必须每十天向监督小组报送详细的检修记录或原始检修记录复印件。5.对于检修过程中发生的质量事故，承修单位应立即填报事故报告单，分析产生质量事故的原因，提出处理措施，及时各监督机构报告，经监督小组批准后，方可进行处理。6.为了确保检修质量，承修单位必须按照有关检修规范和设计资料、图纸、合同要求进行检修，对发生的违规作业行为，监督人员可发出违规警告、返工处理、直至停工整顿。大修质量控制一、导水机构检修1、导水机构检修拆卸前，要对各导叶的端面间隙及立面间隙进行测量，并作好记录。2、要求导叶内、外轴(孔)每个孔同轴，以保证导叶转动灵活。3、导水机构的部件拆卸后，应进行清扫、清洗、检查和测量。4、检查导叶内枢轴轴套(FZ-1)，磨损过大，要求更换。5、检查导叶球轴承转动是否灵活。6、检查、测量项13套的内、外直径，有否变形，超过设计要求。7、导水机构各部件的安装应符合下列要求：a.要求正确安装所有“O”型橡胶密封圈及轴用YXd180型密封圈，无损伤和变形。b.导叶内、外端面间隙的调整是通过导叶球铰轴承组合端盖上的调整螺栓项28移动轴承来调整，并在轴承固定法兰面上加减垫片(项49)定位，调整结果应符合图纸设计要求。导叶内端面间隙为1.50～1.82mm；导叶外端面间隙为1.00～1.50mm。c.导叶立面间隙调整导叶在全关位置用0.05mm塞尺测量检查相邻导叶立面上、中、下三点之间隙，在总长度25%的范围内，允许局部最大间为0.2mm。二、受油器检修1、发电机转子侧操作油管经盘车检查符合GB8564—1988中3.4.4条要求后，3才能进行受油器安装。2、清扫、检查受油器浮动轴瓦和操作油管轴颈的配合尺寸，应符合图纸设计要求。3、按图装入受油器端盖、油封和挡油环，挡油不组合螺钉应图要求锁定。4、将受油器底座吊装就位。5、装入浮动轴瓦。套装时应防止密封圈出槽。找正并旋转浮动轴瓦，使其移至设计位置。6、调整受油器浮动轴瓦与底座内腔的间隙，按其左右间隙相等，上部间隙大于下部间隙，差值约为发电机侧导轴承间隙的要求。并结合操作油管实际摆度值进行调整。7、受油器找正符合图纸设计要求后，按底座与基础板之间的实际间隙安装钢垫板，安装时，要考虑绝缘垫板的厚度。8、安装钢垫板、绝缘垫板经，将带绝缘垫圈、绝缘套筒的连接螺钉紧固后复测浮动轴瓦和底座内腔的间隙，应符合要求。9、安装受油器端盖和油封。10、按图纸安装转轮接力器反馈装置。11、安装后应对各进、出油孔进行封堵，防止异物掉入。12、待油系统管路连接好后，再次检查受油器的绝缘应符合GB8564—1988要求。三、接力器检修1、接力器前端盖拆出后，应做好保护措施，防止异物掉入油缸内。2、前端盖密封的导向带、密封环、组合密封圈的安装要求正确，防止损伤。3、接力器锁定安装后，动作灵活，无发卡。4、接力器前端盖安装前应装入止动环。5、接力器试验要求：1)将调速环关至全关位置，检查推拉杆长度，测量套筒端面至前端盖的距离为C+设计压紧行程值。2)操作导叶在全关至全开过程中，检查推拉杆与套筒间间隙，使其符合设计要求。3)关闭重锤，测量导叶立面间隙和接力器套筒端面至前端盖的距离应符合全关的数值，同时导叶开度指示应在小于“0”的位置上。四、主轴密封检修1、主轴检修密封的检修应符合下列要求：1)、空气围带在更换装配前，应通0.05MPa的压缩空气，在水中作漏气试验，应无漏气现象。2)、检查空气围带应完好，无划伤、裂纹。3)、安装后，径向间隙应符合设计要求(2～2.25mm)，偏差不应超过设计间隙值的±20%。2、主轴工作密封的检修应符合下列要求：1)、转动密封橡胶板、L型密封圈应完好，无划伤、裂纹。2)、L型密封圈和压板、转动橡胶板和转动压盖的安装，应用垫片调整压盖与转动橡胶板的间隙达到图纸规定的设计要求(0.5～1.0mm)。4五、水轮机调速器与油压装置检修(一)、压油装置的检修与调试1、检查、清理集油槽，如槽内防锈漆脱落，应先处理，再进行刷耐油漆保护。2、各阀、阀组和油管路应无漏油现象3、检查油泵、电动机弹性联轴器，其偏心和倾斜值不应大于0.08ｍｍ，在油泵轴向电动机侧轴向窜动量为零的情况下，两靠背轮间应有1～3ｍｍ轴向间隙。4、油泵电动机试运转，应符合(GB5232—82)电气装置工程施工及验收规范的有关规定。5、检查油泵在空载、25%、50%、75%、100%额定压力下运行，应无异常现象。6、运行时，油泵外壳振动不应大于0.05ｍｍ，轴承处外壳温度不应大于60℃。7、检查油泵在额定压力下的输油量，不应小于设计值。8、压油装置各部件的调整，应符合下列要求：1)、各阀、压油罐的试验应严格执行下福电厂水轮调速器现场调试大纲及试验报告的有关规定。2)、安全阀、工作油泵压力信号器和备用油泵压力信号器的调整。应符合安全阀、压力信号器整定值要求，压力信号器的动作偏差不超过整定值的±2%。3)安全阀动作时，应无剧烈振动和燥音。4)、油压降至事故油压时，紧急停机的压力信号器应立即动作，其整定值应符合设计要求，其动作偏差不得超过整定值的±2%。5)、各油泵的溢流阀的动作压力，应符合下福电厂3#水轮调速器现场调试大纲及试验报告的设计要求。6)、压油罐自动补气装置及集油槽的油位发讯装置，应动作准确可靠。7)、压油泵及漏油泵的起动和停止动作，应可靠不应有反转现象。9、压油装置在工作压力下，油位处于正常位置时，关闭各连通阀门，保持8h，油压下降值不大于0.15MPa，并记录油位下降值。(二)、调速器检修1、按大修项目对调速器系统进行清扫、检查、处理。2、调速器的试检应严格应严格执行下福电厂3#水轮机调速器现场调试大纲及试验报告的有关规定。3、调速器系统第一次充油应缓慢进行，充油压力一般不超过额定油压的50%，接力器全行程动作数次，应无异常现象，同时压油装置各部位应符合设计要求。4、调速器调整试验项目。(1)、静态试验1).试验前的检查：电气柜、机械柜检查；线路检查；安全检查；上电检查。2).远方信号校验试验a.远方开机令、停机令、增减有功指令、紧急停机命令、急停复归命令等开入，触摸屏显示正确，与设计功能点对应。b.断路器接点从发电机出口辅助接点直接引入，不得从继电器转接获得此接点。c.锁锭投入、拔除信号可以直接从锁锭位置行程开关接线，也可以从监控开出扩展得到此信号。d.模拟实际机端电压频率测量试验e.齿盘测频试验5f.以上试验结果应满足下福电厂3#水轮机调速器现场调试大纲及试验报告的要求。3)、模拟操作试验a.机械开限增减试验动作机械开限电磁阀，观察机械开限开关方向是否正确。开限范围是否正确，开限刻度读数是否正确。b.将导叶开启到30%，按下“紧急停机”按钮，导叶应急关到全关，测量纪录导叶两段时间，同时测量开机时间，如果不符合要求，需要机械调整，记录最终的调整时间。c.要求整定时间(见下福电厂3#水轮机调速器现场调试大纲及试验报告的要求)。d.手自动切换试验，其动作应正常。将机械开限开启至80%，模拟开机至空载状态，模拟合断路器，此时为开度模式；操作按钮，切换导叶“自动”、“手动”，观察切换导叶前后实际开度，同时观察指示灯显示，继电器动作。切换前后，导叶开度无明显扰动。试验结论：转换时保证模拟机频信号为50±0.05HZ。4)、校正永态转差系数和暂态转差系数的方向，应正确。5)、缓冲装置特性应为指数衰减曲线，线性应来滑，时间常数偏差和两个方向输出值的偏差，应符合设计要求。6)、录制调速器的静态特性曲线，其试验方法和特性要求(转速死区、非线性度、永态转差系数)应符合(GB/T9652.2-1997)水轮发电机组调速器与油压装置试验验收规程和下福电厂3#水轮机调速器现场调试大纲及试验报告的要求。7)、模拟调速器各种故障，保护装置应可靠动作。(2)、充水后试验以手动、自动方式进行开机、停机、紧急停机、空载扰动检查试验、空载摆动模拟试验，调速器系统应正常。各项调试参数应应满足下福电厂3#水轮机调速器现场调试大纲及试验报告的要求。