1、发电公司小修（一）主要施工技术措施1汽机专业施工技术措施1.1汽轮机本体检修方案1.1.1 工程概况及工作量4机组为600MW凝汽式汽轮机，本次检修主要内容包括6*、8=轴承各间隙测量检查，连通管换垫片，汽缸台板注油脂，盘车装置解体检查，前箱内部机构及主油泵检修，主机末级叶片拉筋及司太拉合金片检查等。1.1.2 检修步骤及方法a.汽缸台板、角销注油脂1）清除前轴承座台板、角销四周异物及灰尘，清理干净外部注油管内残留油脂，确保润滑脂入孔及管路畅通。2）使用设备专用注油枪，注入专用油脂，在前箱四角架设百分表监视，复查角销间隙应与原始值一致。b.连通管换垫片（四处）1）拆下低压侧连通管法兰螺栓。2）
2、拆下连通管中间法兰垫片。3）更换低压侧连通管及中间法兰垫片，并按规定力矩进行冷紧固。4）机组热态进紧固法兰。c.低压缸打开人孔检查低压末级叶片、拉筋及检查抽汽伸缩节检查叶片是否有结垢、裂纹变形等缺陷，检查抽汽伸缩节是否有变形、裂纹等缺陷，按甲方要求进行处理。d.6二8轴承检查1）联系热工、电气专业人员拆除6、8轴瓦振动探头、热电偶接头，吊开68,轴承箱盖，检查轴承箱水平结合面有无漏油痕迹。2）用塞尺测量轴承两端挡油齿间隙，油挡间隙做为修前记录，不满足设计要求时，按甲方要求处理。3）拆下轴承结合面螺栓，拔下稳钉吊走轴承上半。4）使用压铅丝法测量轴瓦顶部间隙，测量次数不少于两次，并且两次读数基本一
3、致,才能确定其顶部间隙值。如测量间隙与原始值不符，并超出允许范围，按甲方要求进行处理。5）使用抬轴及翻瓦专用工具，将轴承下半翻出轴承座，进行鸨金检查和清理。用眼测、着色方法检查瓦块铺金有无磨损、裂纹、脱胎、剥落。如果铝金磨损严重，裂纹或脱胎占结合面的35%时应更换瓦块。如经超声波试验仅为表面缺陷可按甲方要求处理。检查鸨金与轴接触情况，接触不良时，应用手工修刮。轴承翻出时，油孔应及时用干净白布封好。6）清理轴承壳体及瓦块各部件，检查轴颈有无拉毛现象，如有用精细油石打磨，清理轴承座，将轴承下部分按照顺序回装就位，热工人员检查测温元件安装无误，要检查每个瓦块活动自如，不得卡涩。并浇上清洁透平油，待转
4、子落实后，检查调整瓦块与轴承座接触情况应良好，接触面积不小于75%,给、排油孔周围100%,用0.03mm塞尺检查应塞不入。7）复测6*、8*轴承顶部间隙、两侧间隙后，安装轴承上半部件，在不紧结合面螺栓，检查水平结合面应0.03mm塞尺塞不入，安装轴瓦壳体法兰螺栓并按顺序对称紧固，复测轴承两侧油挡间隙，应符合原始值。用压铅丝法检测6、8轴承紧力。8）在轴承上、下半翻出和固定时，应用临时螺栓压板，通过外壳与瓦块固定防止瓦块脱落，清洗轴瓦不准使用棉纱，轴瓦翻出时应在转子上架设百分表监视转子抬高值，一般不应超过0.50mm,转子回落后应恢复至零位。9）检测各轴承座与各轴瓦间绝缘电阻，要求用1000V
5、摇表测量时其值不小于0.5MQo10）按照检修规程对需要按力矩值紧固的螺栓对照给定值紧固。e.盘车装置解体检查，清理油路部件1）由热工和电气专业人员拆除热工接线和电动机接线。2）由运行人员配合手动盘车测量主轴大齿轮与盘车齿轮啮合接触情况，齿高方向不少于50%（着色法）。3）解体及测量各部间隙。4）检查盘车装置各传动部件应无裂纹、毛刺、变形等缺陷，各转动、传动部件应转动灵活无卡涩，否则进行处理，必要时进行零件更换，各滚动轴承加入油脂。5）清洗检查盘车装置上的润滑油路管孔，确保畅通，清洁无杂物，油喷嘴位置正确。6）检查液压机构活塞行程应满足要求，油管路畅通无异物，不泄漏。7）将清理检修后各部件按记
6、号回装。按拆卸时吊装方法，小心谨慎，将盘车装置吊入，结合面应清理干净，涂耐油密封胶，打入定位销紧固结合面螺栓。8）测量调整电动机与盘车对轮中心。f.前箱内部机构及主油泵解体检查1）对危急保安装置及挂闸机构进行解体检查，测量各部套间隙：由热工人员拆除滑阀动作信号及其它热工信号；拆卸各油管接头，拆卸壳体与底座的定位销及连接螺栓，取出该部套。测量大、小滑阀行程。解体进行内部各部套测量、检查，各油孔应畅通。机构检修质量标准应按检修规程执行。危急保安机构及挂闸装置回装。2）将前轴承箱大盖吊开后，松开主油泵水平结合面螺丝，拨下定位销，拆除联轴器外齿轮轴套连接螺栓，脱开两半联轴器，拆下各润滑油管。用吊车将主
7、油泵上半壳体吊下。3）测量并记录短轴（主油泵轴）各部位晃度，按调速短轴各部间隙图所示测量各部间隙及推力支持轴承各部间隙，主要有泵壳与轴同心度，叶轮密封环与泵壳体密封环间隙,轴套与轴承间隙，叶轮G侧油封环间隙，叶轮两侧轴向间隙，飞环（飞锤）与跳闸爪复位状态间隙等，上述各部间隙应满足检修规程和厂家图纸要求。4）根据检查结果，按照甲方要求进行进一步处理。并清理主油泵各部件，去除表面锈垢，对检查中发现的磨损部件应按甲方的要求进行处理，各排气孔和润滑油孔，应清洁、畅通、无堵塞。5）对轮找中心时，中心偏差值应符合检修规程要求。6）回装主油泵各部件，扣上主油泵上半后，打入定位销，拧紧水平结合面螺栓。危急保安
8、器端联轴器内齿圈靠近危急保安器，切忌装反。装配好泵后，转子应盘动灵活,才能连接联轴器。7）正确连接各润滑油管。1.2 润滑油系统检修方案1.2.1 工程概况及工作量本机组设置的润滑油系统可以在任何工况下，向机组所有的轴承及其它需供润滑油的装置连续提供温度适当的润滑油流和向保安系统提供一次压力油。本次检修工作主要包括主油箱清理、检查、消除漏点，冷油器清扫查漏等。1.2.2 检修步骤及方法a.主油箱检修清理按照甲方要求将油箱内润滑油放到指定容器（储油箱）内，并将该容器事先清理干净。用滤油机将主油箱内存油排往该容器内。打开人孔，取出回油篦子清洗干净，如有损坏进行更换。在油箱保持通风并设专人监护情况下
9、，使用海绵块和钢丝刷清扫主油箱内壁，消除死角积垢，并用白面沾洗干净。注意：不准在油箱内部使用易挥发液体清洁剂。拆除主油箱原液位计更换新液位计并调试；滤网清扫或更换；在人孔盖上增加主油箱加油口并加装阀门。b.冷油器清扫查漏1）拆水室端盖清扫冷油器水侧。2）冷油器抽芯清理。3）冷油器打压查漏、堵漏。4）检查合格后回装。c.排烟风机及油管改造1）用切割片切掉原管道法兰，根据甲方要求重新配管，采用氮弧焊打底焊接焊口。2）拆除原有风机，更换新风机，找正对轮中心。d.消除系统各漏油点缺陷1.3 抗燃油系统检修方案1.3.1 概况本次检修主要内容包括：滤网的更换，蓄能器检查等项目。1.3.2 检修步骤a.将
10、EH油系统所有滤网（23个）更换，油箱磁性滤网抽出检查清扫，必要时更换。b.EH油蓄能器检查1）用专用工具检查蓄能器压力；2）根据检查结果决定是否须要充氮。1.4 密封油系统检修方案1.4.1 概况密封油系统检修主要内容包括：滤网解体清扫、空-氢侧冷油器清扫查漏、差压阀更换等。1.4.2 检修步骤a.密封油滤网解体清扫，拆出滤网清扫网片及滤网壳体，检查合格后回装。b.空-氢侧密封油冷油器清扫查漏1）拆下水室端盖，清扫水室铜管；2）打压查漏；3）消漏检查合格后回装并更换密封垫圈。c.密封油差压阀更换，拆除旧差压阀，更换新差压阀。d.密封油排烟风机回油管改至主油箱1）用切割片切掉原法兰；2）重新配
11、管至主油箱；3）采用氢弧焊打底进行焊口焊接。e.系统渗漏消除。f.配合热工、电气工作。1.5 给水泵汽轮机油系统检修方案1.5.1 概况主要检修项目包括：油箱清扫（两台），冷油器水侧清扫打压查漏，调速油、润滑油滤网清扫，蓄能器检查等。1.5.2 检修步骤a.主油箱清扫检查按照甲方要求将油箱内润滑油放到指定容器（储油箱）内，并将该容器事先清理干净。用滤油机将主油箱内存油排往该容器内。打开人孔，取出回油篦子清洗干净，如有损坏进行更换。在油箱保持通风并设专人监护情况下，使用海绵块和钢丝刷清扫主油箱内壁，消除死角积垢，并用白面沾洗干净。注意：不准在油箱内部使用易挥发液体清洁剂。b.冷油器水侧清扫打压1
12、）拆下水室端盖，清扫水室铜管。2）使用专用打压工具打压查漏并处理。3）检查合格后回装并更换密封垫圈。c.调速油、润滑油滤网（8个）清扫1）拆下滤芯使用压缩空气吹扫，并用清洗剂清理。2）检查合格后回装，必要时更换滤芯。d.蓄能器检查，使用专用工具检查，并根据检查结果决定是否须要充氮。e.速关阀、高调阀消除漏油，更换接头及结合面密封。1.6 附属机械泵类检修方案1.6.1 给水泵检修本次检修的主要内容为：2#汽泵自由端大端盖消漏，机械密封水系统拆除堵漏卡具；1、2汽前泵轴瓦检查，处理端盖漏水；清理电泵、汽泵、电前泵、汽前泵磁性滤网及机械密封水冷却器；电动给水泵前置泵端盖更换密封圈，拆除堵漏卡具消除
13、漏点。其主要步骤如下：1）拆下所有防碍2#汽泵小修的辅助管道，包括密封水、油管，拆下联轴器护罩，解体联轴器。2）解体轴承室，用煤油清洗，检查轴承箱接合面无毛刺、变形。3）测量轴瓦紧力、间隙、推力间隙、油挡间隙；检查轴承及推力轴承鸨金情况，表面应无裂纹、脱胎、磨损情况，严重损坏时应更换。4）拆除轴封及平衡装置并做好测量，拆除端盖清理旧密封垫并检查结合面有无变形、划痕，更换新密封件并重新回装。5）彻底清理轴承及轴承室后回装各部件。6）检查各系统滤芯并清理干净，必要时更换。7）2汽前泵轴瓦检查，处理端盖漏水（两端）。解体轴承室，清理检查轴瓦，测量各部间隙，鸨金表面应无裂纹、脱胎、磨损情况，必要时更换
14、。解体泵体，更换损坏件及密封件。检查合格后回装。8）解体检查电前置泵轴承及轴承室，检查清理滚珠轴承，必要时更换。9）拆下前置泵两侧机械密封，解体检查动静环，必要时更换，清理后组装。10）更换电前置泵密封件后进行清理回装。11）按顺序恢复给水泵、前置泵各拆除管道及部件。12）检查系统各阀门应灵活、正常。1.6.2 凝结水泵检修a.清理全部凝结水泵旧盘根，活动检查水封环及轴套。b.填充新盘根，更换卡兰螺栓后回装。1.6.3 循环水泵检修a.清理全部循环水泵旧盘根，检查轴套。b.清扫干净后，填换新盘根。1.7辅助设备检修方案1.7.1 概况本次4*机组检修的辅助设备包括：凝汽器及胶球系统检修、定冷水
15、系统检修、汽封系统检修、除氧器检修等。1.7.2 检修步骤a.凝汽器检修1）凝汽器汽侧、水侧打开人孔，进行清理，检查淋水槽有无脱落，清扫凝汽器、热井及铜管，内壁清洁应无杂物，确认完好无损后封闭。2）拆卸胶球泵出入口管道，解开胶球泵与电机对轮。3）解体清扫、检查胶球泵，测量各部分间隙，经甲方确认后回装，并与电机连接。4）解体胶球系统阀门、清扫、检查、填盘根。5）装球室有机玻璃盖改造。6）经甲方检查合格后，恢复胶球系统设备及管路连接。b.定冷水系统检修1）对定冷水系统的滤芯进行检查，拆下滤网用凝结水冲洗干净，必要时更换。2）定冷水冷却器水室清扫查漏：拆下水室端盖，清扫水室铜管并打压找漏，消漏后回装
16、。c.汽封系统检修轴封风机检修：首先风机拆卸，按顺序依次取下端盖、风机叶轮、拆开对轮螺栓及电机、拆开轴承端盖及压盖将轴从电机侧取出。然后进行清理检查，检查风机轴弯曲度，叶轮有无变形损伤。检查轴承有无损伤，清理轴承座，更换油封毛毡，清洗各部件。将叶轮送指定厂家做动平衡试验，最后按顺序回装。d.除氧器检修1）拆下除氧器及除氧头的人孔盖，检查其内部部件有无变形及损坏。2）配合化学专业人员，检查其内部的锈蚀情况。3）清理除氧器内部的沉淀等污物。4）经甲方人员检查、确认后，封闭除氧器。1.8各系统阀门检修方案1.8.1 概况本次4机组小修需检修阀门的系统有给水系统、真空系统、加热器疏水系统、抽汽系统、油
17、系统等。1.8.2 检修步骤a.对要求检查的阀门进行全行程活动检查，并打开盘根压盖加填盘根，对于气动、电动阀门配合甲方调整阀门行程。b.对于检修的阀门根据现场情况决定就地解体或拆卸后解体检修。c.阀门解体前确认系统内压力全部泄放后方可进行，对于电动门、气动门应联系相关专业拆除电缆、气源管。d.阀门解体检修：对称松开门盖螺栓，按顺序依次取出压盖、门杆、导向套、门芯等部套；清扫阀门各部件，检查表面应无裂纹、机械损伤，必要时更换新件；检查阀芯与底口接触是否光滑、良好，否则进行着色研磨。e.阀门回装：回装前用细砂布彻底清扫各部件表面毛刺、锈蚀，经甲方确认后按顺序依次回装各部件,填加盘根并做阀门全行程活
18、动检查，最后安装就位，配合甲方进行调整。2电气专业施工技术措施2.1 工程概况天津大唐盘山发电有限责任公司4#机组小修一标段电气专业检修内容包括：发电机抽转子检修、励磁机检修、发电机出口断路器、避雷器、电压互感器检修及试验、发电机出口封闭母线检修、校验变送器26块、安装电流变送器2块、CT2个、安装采集装置盘1块、敷设电缆2200米并接线、引线差动保护装置安装并调试。2.2 4#发电机抽转子检修施工方案a.施工准备1）检查发电机的运行记录，安装试验记录以及上次检修记录，确定检修的重点项目。2）准备好施工机具、安全用具和试验设备，并经检验合格。3）组织施工人员做好安全技术交底。b.检修工序和内容
19、1）将发电机内不置换成空气。2）拆除励磁机部分外饰罩。3）拆除励磁机风室。4）拆除发电机外上端盖。5）拆除发电机内上端盖及上下导风筒。6）拆除发电机风扇叶。7）拆开发电机与励磁机和汽轮机的联轴器。8）拆开发电机与励磁机之间的转子励磁引线。9）将励磁机整体吊走。10）拆除发电机轴瓦及瓦枕。11）抽出发电机转子。12）清扫发电机定子和转子部分，在制造厂家人员指导下，检查定子槽楔压紧情况，端部线圈绑扎紧固度，定转子铁芯通风道情况并作转子通风试验，检查转子滑环表面有无锈斑和灼伤情况。13）第一组接头及中性点接头拆装，检查清扫，封闭母线部分检查、清扫，测量封闭母线的绝缘电阻。14）发电机电气预防性试验。
20、15）发电机定子内冷水系统正、反冲洗。16）发电机定子绕组内冷水回水绝缘引水管，出线导电杆内冷水回水绝缘引水管水流量试验。17）配合电科院做发电机定子端部线圈测频试验。18）发电机四组氢冷器捅刷。19）发电机穿转子。20）发电机轴瓦及密封瓦部分恢复。21）发电机风压试验。22）励磁机部分恢复。23）将发电机内空气置换成氢气。24）发电机整体清扫、喷漆。25）发电机短路、空载试验。2.3 励磁机检修施工方案a.检查所有电气及机械紧固件是否松动。b.在制造厂家技术人员指导下进行励磁机电气元件试验、测量。c.励磁机四组冷却器捅刷。d.励磁机部分整体清扫、喷漆。2.2.4发电机出口断路器检修施工方案a
21、.打开发电机出口断路器上盖。b.对断路器内部进行清扫。c.检查隔离开关的触指是否有损坏，在触指上涂抹凡士林。d.清扫电容器外绝缘表面，并检查电容器的连接情况。e.检查接地刀闸的连接情况。f.检查断路器的各连接紧固螺丝。g.检查断路器SF,的压力。h.测量各执行机构电动机的绝缘电阻，检查执行机构的连接情况。1 .测量SF$微水含量。j.测量断路器的绝缘电阻及接触电阻，测量电容器的绝缘电阻。2 .2.5发电机出口避雷器检修施工方案a.清扫避雷器绝缘外表面。b.检查避雷器小车是否顺畅。c.检查避雷器的连接螺栓是否松动d.检查避雷器的一次插头的连接情况。e.检查避雷器小车及避雷器的接地情况。f.清扫避
22、雷器柜及母线侧柜。g.测量避雷器的绝缘电阻和避雷器1mA下的直流电压及75%电压下的电流。2. 2.6发电机出口电压互感器检修施工方案a.清扫电压互感器外表面。b.检查电压互感器一次保险是否损坏。c.检查电压互感器接地是否良好，接地线是否断股。d.检查电压互感器的二次端子接线是否良好。e.检查电压互感器的小车运行是否顺畅。f.检查电压互感器的一次连接是否紧固。g.检查电压互感器的隔断门是否顺畅。h.电压互感器柜、母线柜清扫并检查各部连接是否紧固。1 .检查电压互感器柜接地是否良好。j.测量电压互感器的绝缘电阻，一次及二次的直流电阻和一次保险的直流电阻。2. 2.7引线差动保护装置以及电流变送器
23、、CT、采集装置盘安装调试应按电厂提供的图纸进行，严格执行“电气装置安装工程施工及验收规范”的规定。电缆敷设、电缆头制安、盘内二次配线应与原来一致，保证整齐、美观。3. 2.8发电机试验方案a.编制依据1）电力设备预防试验规程DL/T59519962）电力建设安全工作规程DL50093）厂家技术资料及设备说明书b.定子绕阻绝缘试验1）概述定子绕阻是发电机的关键部件，发电机运行的可靠性和寿命很大程度上取决于定子绕阻的绝缘。定子绕阻绝缘主要指股间、匝间、排间和对地主绝缘。定子绕组绝缘电阻，吸收比和极化指数是表征绝缘特性的基本参数之一。2）测量仪表测量定子绕阻绝缘电阻通常使用兆欧表。3）测量方法一般
24、情况下试验应分相进行，分别测量每相或每分支对地及对其余接地相的绝缘电阻。测量前被测绕阻要充分放电，否则所测量的绝缘电阻值将偏高，吸收比值将偏低。测量时，待兆欧表指针指到8位置后，再将相线和被测绕阻相接，同时记录时间，分别测量吸收比需要读取15秒和60秒的绝缘电阻值,测量极化指数则需要读取1分钟和10分钟的绝缘电阻。测量完毕后应在兆欧表仍保持在加电情况下断开相线,然后再使兆欧表停电，以防烧坏兆欧表线圈。4)吸收比和极化指数标准及分析判断吸收比和极化指数的标准。部颁DL/T5961996电力设备预防性试验规程中规定，沥青浸胶及卷云母绝缘吸收比不应不于1.3或极化指数不应小于1.5,环氧粉云母绝缘吸
25、收比不应小于1.6或极化指数不应小于2.0o若某一相或某一分支的绝缘电阻或吸收比值与余相或分支比较有显著差别，则说明该分支存在有某种缺陷，若三相绕阻绝缘同时降低，则表明定子绕阻绝缘表面全部受潮或脏污。由于测量绝缘电阻和吸收比时，施加在绝缘上的电压是比较低的，因此一般不能反映主绝缘的局部缺陷。而局部缺陷又恰恰是引起定子绝缘击穿最主要的问题，这一试验方法只能作为辅助试验方法，试验结果仅作为判断绝缘好坏的参考。c.直流耐压试验1) 直流耐压试验是用较高的直流电压来测量绝缘电阻，同时在升压过程中监测泄漏电流的变化，这不仅可从电压和电流的对应关系中判断绝缘状况，有助于及时发现绝缘缺陷。2) 在进行直流耐
26、压试验时，定子绕阻端部绝缘的电压分布较交流耐压时高，所以与交流耐压试验相比，直流耐压试验更易于检查出端部的绝缘缺陷。3)试验前所具备的条件定子绕组绝缘电阻经测量合格；定子绕组水冷却系统水质经化验合格，进行正常水循环，通水状态的水电导率不小于5X105/m、水温30左右；临时拆除汇水管法兰处的接地线；将转子绕组及定子绕组的测温元件短路接地；发电机出线CT及中性点CT二次端子短路接地；将发电机转子滑环及大轴用裸铜线短路接地；发电机安装工作全部结束；现场定子耐压应在定子绕组及连接处的绝缘包扎完毕后进行，并且先进行直流耐压后再进行交流耐压；试验现场应加遮拦，挂标示牌，并派人监护；d.定子绕组直流耐压及
27、泄漏试验：1）定子绕组直流耐压标准：Uzn=2.0Ue2）试验电压按每级0.5倍额定电压分阶段升高，每阶段停留1分钟并记录泄漏电流,在规定的试验电压下，泄漏电流应符合下列规定：各相泄漏电流之差不应大于其最小值的50%,当最大泄漏电流在20uA以下时各相间差值与出厂试验值比较不应有明显差别。3）试验接线见下图：R水电阻c-高压滤波电容器VI-交流电压表V2-高压静电电压表C1一低压触电容器LT流细TYT压器B-试验变压器-硅整流二极管A1一毫安表A2一微安表KI,K2、一单相刀阿G-保护球隙RC-限流保护电阻4）试验设备选择名称规格备注TY移圈变压器250KVA单相B试验变压器100KVA100
28、KV/380VR水电阻30KQ0.5Q/VD高压硅堆100KV1ACl滤波电容1UFV2阻容分压器电压表DC200KV/200V变比1000/1G放电铜球A1直流毫安表01000mAA2直流微安表0150uAL扼流圈可用调压器初级绕组代替5）试验顺序: 试验接线接好后，用万用表测量通水时汇水管对地绝缘电阻R2,正负极性各测一次，取平均值，测量时将A2回路连线拆开。以免烧坏表头。 由试验负责人按图复查接线无误，KI、K2开关在闭合位置（注：KI、K2直接接在刀闸的两柱之间，不能通过保险丝（片）连接）。空试升压，将球隙调整在隙.11.15Ue）范围内，记录电压在0.5&,LOUe,L5U“2.OU
29、e，2.5Ue，3.OU,时的空载泄漏电流。接上被试绕组，升高电压，在0.5Ue,1.0U,1.5U,2.OU,2.5U,3.OU。各点电压下各停留Imin,打开KI、K2读取毫安表及微安表的数值并做记录。试验结束后，将电压降至零，断开电源开关，用放电棒进行放电，随后将此相直接接地。放电结束后，复测被试绕组的绝缘电阻，与试验前测试的绝缘电阻值进行比较,应无明显差别。按上述方法，进行另外两个绕组的试验。试验过程中，若有击穿，闪络，放电声，微安表大幅度摆动等现象发生时，应立即降压，进行放电，并查明原因后再试。e.工频耐压试验：1）工频耐压试验的主要优点是试验电压和工作电压的波形、频率一致，作用于绝
30、缘内部的电压分布及击穿特性与发电机运行状态相同，所以工频耐压试验对发电机主绝缘的考验更接近运行实际，可以通过该试验检出绝缘在工作电压下的薄弱点，因此，工频耐压试验是发电机绝缘试验中的重要项目之一。2）定子绕阻交流耐压标准UJN=1.5U”3）试验接线见下图:4）试验前的准备工作：汇水管接地；总进出水管必须接地，总进出水管之间有水流通，流量接近额定值。通水状态下绝缘电阻大于1MQO其余见直流耐压的准备工作;5）试验设备选择：名称规格备注TY移圈变压器250KVA单相B试验变压器100KVA50KV/380VR1限流水电阻16KQP3KW0.5Q/VV2阻容分压器电压表DC200KV/200V变比
31、1000/1R2球隙保护电阻30KQP15KW1KQ/KVG放电铜球A安培表05A6）试验顺序：检查安全措施，准备就绪。发电机定子绕组经过直流耐压试验合格。交流耐压试验前再复测定子绕组的绝缘电阻和吸收比。发电机定子绕组已通水。对试验设备的低压侧保护装置进行整定（整定值按高压侧电容电流的L3倍计算），测量高压侧对地的电容后按公式L=2nfCUs计算。Us-试验电压值断开至发电机试验接线，合上电源开关K做回路升压试验并整定球隙的放电电压在（1.1-1.15）2击穿三次。接上被试分支，先升至试验值的1/2,并测量电容电流，然后15s内均匀升至全值，持续1分钟，记录各表计读数，然后迅速将电压降至零位切
32、断电源。试验结束，将被试绕组接地放电，并测量绝缘电阻和吸收比，与耐压前的数值相比较，不应有显著差别，然后轮流做其它两相。试验结束后，清理现场，拆除所有短接线，出具试验报告。f.定子绕阻的直流电阻汽轮发电机各相或各分支的直流电阻值，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后相互间差别以及与初次（出厂或交接时）测量值比较，相差不得大于最小值的L5%。在冷态下测量绕阻表面温度与周围空气温度之差不应大于3C。汽轮发电机相间或分支差别及其历年的相对变化大于现时，应引起注意。g.转子绕阻的直流电阻转子绕阻的直流电阻与初次（交接或大修）所测结果比较其差别一般不超过2%o在冷态下，进行测量。转子绕阻的绝缘电阻值在
33、室温时一般不小于0.5MG水内冷转子绕阻绝缘电阻值在室温时一般不应小于5KQ。h.工作危险点、危险源、及安全措施:1.工作危险源1 .现场试验区域及被试系统的危险部位及端头应设立临时遮拦或拉绳，向外悬挂“止步，高压危险！”的标示牌，并设立专人警戒。2 .合闸前必须先检查接线，将调压器调至零位，并通知现场人员离开试验区域。2.工作危险点1 .高压试验必须有监护人监视操作。加压过程中，工作人员应精神集中，监护人应大声呼唱，传达口令应清楚准确。操作人员应穿绝缘靴或站在绝缘台上，并戴绝缘手套。2 .试验用电源应有断路明显的双刀开关和电源指示灯。更改接线或试验结束时，应首先断开试验电源，进行放电（指有电
34、容的设备）并将升压设备的高压部分短路接地。3 .电气设备在进行耐压试验前，应先测定绝缘电阻。用摇表测定绝缘电阻时，被试设备应确实与电源断开。实验中应防止与人体接触，试验后被试设备必须放电。4 .高压试验设备高压电极，除试验时外均应用接地棒接地，被试设备做完耐压试验后应接地放电。在使用中的一切高压设备，其接地线或短路线拆除后即应认为已有电压，不得接近。5 .雷雨时应停止高压试验。6 .试验中发生异常情况，应立即断开电源，并经放电接地后方可进行检查。3.工作结束试验工作结束后，必须检查被试设备上是否有被遗忘的工具和导线等其它物件，拆除临时遮拦或拉绳，并将被试设备恢复原状。1. 3化学专业施工技术措
35、施2. 3.1凝汽器铜管取样检修方案3. 3.1.1概况本次检修需将凝汽器内白铜、黄铜管各1根取出，交发电部化学专业进行化验监督。2. 3.1.2检修步骤a.该方案应同凝汽器检修协调进行。b.准备拆卸凝汽器端盖螺栓专用工具，并搭设脚手架。c.将凝汽器端盖拆下，根据检修现场实际情况摆放。d.使用铜管取出专用工具，按甲方要求位置取出白铜、黄铜管各1根交化学专业进行化验。e.重新穿入两根铜管，穿入前应对凝汽器两侧管板进行打磨，并用酒精进行清扫，保证无油污，孔壁光洁。两根铜管应按甲方要求进行检查并将端部情理干净，装上引导头将铜管穿入。f.铜管穿入后，先将一侧胀管，另一侧根据实际需要长度进行切管并胀管，
36、使用专用焊机对两根铜管与管板间进行焊接。铜管的切、胀、焊应满足检修规程的要求。g.更换凝汽器端盖密封件，安装凝汽器端盖。2.3.2精处理设备加装及更换检修方案2. 3.2.1概况本次检修主要内容包括：加装1台混床，1*、2=混床更换树脂捕器，更换精处理取样架。3. 3.2.2检修步骤a.根据施工图纸对混床基础进行清理检查，基础中心线、标高、地脚螺栓孔尺寸应符合图纸要求，并对基础进行凿毛、凿平、清理。b.根据混床地脚实际位置及图纸要求布置垫铁。c.使用吊车及拖车将混床运至精处理间安装位置。进入精处理间应根据混床体积大小及安装位置确定进入方法，必要时将墙壁打通采用拖拉、挪运的方法将混床安装就位,并
37、找正、找平。混床中心线、标高、垂直度应符合图纸及规范要求。d.基础二次灌浆，待混凝土强度达到设计强度80%时，根据施工图纸进行管道、阀门安装。e.拆除1#、2#混床原树脂捕捉器，更换新捕捉器并连接管道。f.拆除原取样架，更换新加长取样架。2.4锅炉专业一般非标项目2.4.1 炉内检修平台组装、试用、拆除1）依据厂家的设备图纸及技术文件说明，组装、试用、拆除平台；2）对平台及其附件进行清点，按顺序摆放，根据厂家图纸在炉膛内安装，经安监部验收合格，交付检修使用；3）按厂家图纸拆除设备、清点装箱并做好记录。2. 4.2磨煤机入口一次风道加固1）依据设计院提供的设计方案，在加固部位搭设脚手架；2）拆除
38、加固部位的保温层，利用导链将风道吊装牢固，拆除原吊装23*、24*；3）安装吊架23,、24,拆除导链；4）需加固部位除锈，安装加固筋，经检验合格后，对加固件除锈、防腐；5）办理隐蔽工程签证，保温按设计恢复，拆除脚手架，清理现场。2.5循环系统改造施工技术措施2.5.1工程概况及工作量原循环水冷却系统为单元制二次循环供水系统，一机配一座自然通风冷却塔二台循环水泵一根循环水管，每两台循环水泵供一台发电机机组。本次循环水系统改造可达到两台机组运行三台循环水泵，降低运行费用。本次改造项目主要有循环水压力管连接方案、循环水沟连接方案。2.5.2施工步骤及方法a.循环水压力管连接循环水系统改造方案采用扩
39、大单元制供水系统，在循环水管（靠近循环水泵房）上增加联络管和电动阀门，采用双电动DN1800阀门联络，连通管中心标高为21.60m,阀门中间安装伸缩节。本次4#机检修只负责连通4机循环水压管加装电动阀门，3机侧待3机检修时完成。1）根据中南电力设计院F353S-S0101-02,F353S-S0101-04确定安装位置，进行必要的施工准备，如吊车、焊机、工器具等，同时将主材、阀门等设备材料运至施工地点。2）由于甲方提供DN1800直管段，根据施工图纸F353S-S0101-02,采用现场下料组合，8t汽车吊吊装就位的方法安装。3） 90钢制弯头应按图纸TD40S-1997-S40-06进行下料
40、组合，各节的纵向焊缝最小错开100nlm,根据图纸打磨焊接坡口，每道焊口在完成后应作透油试验。4） 90钢制弯头及下部直管段组合完成后进行除锈防腐工作，可以采用电动网刷进行除锈，合格后按甲方要求进行防腐并留出与母管接头处焊口位置约100mm。5）确认4#机循环水压力母管内部水已放尽后，除去母管接口位置防腐层，在母管上采用气割方式进行开孔，开孔后应将管内焊渣、杂物清理干净。6）使用8t汽车吊将组合管件吊装就位与母管对接，直至管壁平齐、管口间隙均匀，管口中心、标高、方向符合后点焊牢固，将管段垫稳后方可拆去吊具。由专业焊工施焊,施焊时需两名以上焊工对称施焊，以避免焊接应力变形，焊后焊口做透油试验。7
41、）安装DN1800电动闸阀，并加临时支撑。b.循环水沟连接在循环水沟顶部接入，采用单电动阀门连接，连通管中心线标高为21.60米。1）根据中南电力设计院F353S-S0101-03,F353S-S0101-04确定安装位置，进行必要的施工准备，如吊车、焊机、工器具等，同时将主材、阀门等设备材料运至施工地点。2）由于甲方提供DN1800直管段，根据施工图纸F353S-S0101-03,采用现场下料组合，8t汽车吊吊装就位的方法安装。3） 90钢制弯头应按图纸TD40ST997-S40-06进行下料组合，各节的纵向焊缝最小错开100mm,根据图纸打磨焊接坡口，每道焊口在完成后应作透油试验。4） 90钢制弯头及下部直管段组合完成后进行除锈防腐工作，可以采用电动网刷进行除锈，合格后按甲方要求进行防腐并留出与母管接头处焊口位置约100mm。5）确认4*机循环水沟内部水已放尽后，打磨水沟上部予留钢管焊口。6）使用8t汽车吊将组合管件吊装就位与循环水沟予留钢管对接，直至管壁平齐，管口间隙均匀，管口中心、标高、方向符合后点焊牢固，将管段垫稳后方可拆去吊具。由专业焊工施焊，施焊时需两名以上焊工对称施焊，以避免焊接应力变形，焊后焊口做透油试验。7）安装DN1800电动闸阀，并加临时支撑。
