2号机组检修总结
2号机组检修总结
塔山电厂二号机组自201*年9月26日05：10停机，到10月29日02：29分机组顺利并网，安全启动成功，标志着2号机组检修工作全面完工。在为期33天的C级检修中，共完成标准项目518项，非标项目109项。由于工期延长，又完成后增加的检修项目数十项。面对检修前期计划工期紧张、后期传动缺陷较多的不利局面，运行协调小组在发电部的领导下，按照厂领导主持的检修会议安排，依据左二级减温器检修工期，合理安排各个检修项目工期，圆满完成任务。
此次检修中，运行协调小组的任务是：全面负责检修期间2号机组相关工作票的办理，依据检修主线重要节点控制好检修工期，为检修做好安全措施，确保检修人员的人身安全，确保设备安全；全面进行各系统及设备的各项传动、试验，及时发现隐患，保证各项连锁、保护、设备、系统准时正确地投入运行，确保实现机组修后一次启动成功和能够安全、稳定、长周期运行。
此次检修中，发现了若干重大缺陷：1、除尘变变压器检修及母线清扫倒段中发现除灰水冷空压机冷却水泵控制电源接线不合理；2、锅炉变压器检修及母线清扫切换事故保安段过程中，主辅UPS失电，事故保安段不自投造成DCS失电；3、除尘变联络开关故障，备用无法自投；4、空冷MCCIIA段1476开关控制回路接线错误；5、汽机传动过程中，氢密封备用泵出口管安全阀连接管断裂；6、空侧交流密封油泵停运后自启，马达控制器故障等。
此次检修中，停机的当天上午即开始锅炉水冲洗，至28日下午水冲洗结束。期间，我小组克服了需参加集控上岗考试、小组人员不足的困难，借着手电微弱的光芒，踏着湿滑的地面，穿着被锅炉水冲洗流下的泥水浸透的衣衫，加班加点进行了锅炉放水、锅炉通风冷却、恢复锅炉房照明等工作。锅炉房水冲洗的工作一结束，我小组成员不顾身体的疲惫和辘辘饥肠，又投入了发变组检修措施执行，炉水泵电机腔室放水，六大风机、空预器、密封风机、油站停运及停电等工作当中。29日，锅炉侧工作票全面开始办理。机侧进行了除氧器放水，凝结水放水，电泵停电，辅汽隔离，排汽装置放水及设备停电等措施。10月2日，汽轮机氢气置换成二氧化碳再置换成空气完毕，停止盘车，主油箱退润滑油，开式水、闭式水停运放水等措施顺利执行，机侧检修全面开展。为不影响工期，系统、设备一旦具备了停运条件，就立刻做措施，通知检修开工，所有工作票截止到10月9日晚24点完工。由于左二减需要更换减温器，工期延期，运行协调小组在随后进行的传动过程中，就地放人反复传动，使设备由于工期短，检修质量差造成的缺陷及隐藏问题得以暴露。如2号开式泵厂家更换新机械密封后，需要恢复开式水试泵密封，结果密封不合格，开式水重新放水做措施，修理后恢复开式水系统再试，又不合格，再做措施，如此三次。加之开闭式水换热器泄露，影响了闭式水系统及电泵的投运和炉水泵电机腔室注水。通过与检修协调，利用金属探伤的间隙，完成了一系列设备试运，传动，以及各个系统的恢复运行。历经14个小时的连续奋战，成功恢复辅汽，除氧器投加热，最终完成了炉水泵电机腔室注水。25日，锅炉进行打风压及打水压试验，先后检查出磨密封不严，再热器水压不合格等问题。26日，再热器重新打水压，再次打风压，试验合格。炉膛开始拆除架子。27日，做机炉大联锁时，启氢密封备用泵，发现油压0.2MPa，检查发现氢密封备用泵出口管安全阀连接管断裂。随后紧急退氢，停盘车，退润滑油。由于修理氢密封备用泵出口管安全阀连接管需要在主油箱中进行焊接，为作好安全措施，厂领导李厂长，发电部刘部长亲自坐镇指挥，安监部及相关人员到场监督，在主油箱打开三个人孔、加装排风扇、用测氢仪和测燃气浓度仪器验证合格后，现场开票签字准许动火，保证了施工的安全进行。28日炉膛拆架子完工，标志着所有检修工作完成，锅炉开始准备点火。29日02：29分2号机胜利并网。
此次检修工期紧，任务艰巨，既是困难，也是一次难得的锻炼机会。检修期间出现了一些意想不到的异常情况，在大家同心协力之下，得以成功解决。在2号机运行协调小组中，有些人员刚到塔山电厂一年，还有几位新分配来的大学生，他们一起努力，克服自身力量比较薄弱的缺点。2号机运行协调小组许多成员主动放弃休息，加班加点，显示出极高的工作素养。2号机运行协调小组同塔山电厂项目部领导，检修公司人员力往一处使，圆满完成检修任务。
2号机运行协调小组201*年11月5日
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------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6.3m/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
-1-
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:B1.2.4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：201*年03月4日至201*年03月24日，B级检修，共计22日。实际：201*年03月4日至201*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
内容计划数
运行小时数（h）备用小时数（h）1590010380合计19标准项目特殊项目技改项目增加项目减少项目190-2-
备注00实际数191900002.6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
不合格（不符合）H点内容合计合格不合格合计合格不合格计划数实际数8888002323232300W点通知单合计00合计1010三级验收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
序号指标项目换算到设计水头下出力单位KW%%m/(kw.h)mmmmmmmm℃℃℃℃3检修前25006700.80.110.110.100.1058615890检修后25007000.90.110.110.100.10576057861开度效率耗水量振动与摆度2发导径向振动位移水导径向振动位移大轴轴向位移机组运行温升(记录最大值)1号推力轴承31号径向轴承2号径向轴承定子温度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、设备实行定管理并设安全检修通道。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201*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
制造厂重庆电机厂绝缘等级B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）：
相别耐压前耐压后耐压前耐压后耐压前耐压后R15"367050803430440033104090R60"9850201*0961011900929012100吸收比2.683.952.802.702.802.95型号SFWE-K2500-6/1430励磁电流312额定功率2500KW励磁电压61V额定电压6300V转速1000r/min额定电流286.4额定频率ABC2、定子绕组直流耐压及泄漏电流试验（μA）：
电压倍数电压值（kV）A相B相C相0.5Uｎ3.150001.0Uｎ6.300111.5Uｎ9.452322.0Uｎ12.64533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AR15"3.16R60"9.65吸收比3.05BC5、转子绕组绝缘电阻（MΩ）：
3.453.189.449.382.732.94用500V兆欧表测量转子绕组绝缘电阻12MΩ。五、检测所用设备：
KYORLTSU3125绝缘检测仪交流耐压控制箱TDM-25/60泄漏试验测试仪试验变压器六、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：201*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
制造厂重庆电机厂绝缘等级B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)。
相别耐压前耐压后耐压前耐压后耐压前耐压后R15"10500129001180098501090010300R60"297003050029600321004060030500吸收比1.962.362.503.253.742.91型号SFWE-K2500-6/1430励磁电流312额定功率2500KW励磁电压61V额定电压6300V转速1000r/min额定电流286.4额定频率ABC2、定子绕组直流耐压及泄漏电流试验（μA）：
电压倍数电压值（kV）A相B相C相0.5Uｎ3.150001.0Uｎ6.301211.5Uｎ9.452222.0Uｎ12.65433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AR15"2.56R60"4.48吸收比1.75BC5转子绕组绝缘电阻（MΩ）：
3.212.657.384.8732.301.84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：201*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201*年3月4日开始，保护及二次部分从201*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
型号厂家四、装置的外部检查：序号1检查内容保护装置的硬件配置、标注及接线等应符合图纸要求。检查保护装置的背板接线是否有断线、短路、焊接不良2等现象,并检查背板上连线和元器件外观是否良好。保护装置的各部件固定良好,无松动现象,装置外形应3端正,无明显损坏及变形现象。各插件插、拔灵活,各插件和插座之间定位良好,插入深4度合适。567保护装置的端子排连接应可靠,且标号应清晰正确。按钮、键盘等应操作灵活、手感良好。各部件应清洁良好。保护屏、外部端子箱电缆排放整齐、孔洞封堵良好、电8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1234检验项目交流电压回路对地绝缘交流电流回路对地绝缘直流电源回路对地绝缘跳闸和合闸回路对地绝缘绝缘电阻(MΩ)400400300300检验结果合格合格合格合格√√√√√√检验结果√√备注EDCS-6310主保护及EDCS-6320后备保护重庆新世纪电气有限公司57开关量输入回路对地绝缘信号回路对地绝缘201*00合格合格六、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IA=0.98A差动中性点IB=0.98AIC=0.98A差动发电机侧IA=0.98AIB=0.98AIC=0.99AIA=0.99A后备高压侧母线电压输入IB=0.98AIC=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
输入电压显示值备注误差应不大于±UA=57.8.母线电压输入57.74vUB=57.9UC=57.75％。UA=57.7UB=57.8UC=57.857.74v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。相别整定值中性点侧(A)发电机机端(A)ABC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0.150.990.990.990.990.990.99
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中性点侧电流(A)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0.150.012.563.965.336.66发电机侧电流（A）比率制动系数
B相比率制动特性定值中性点侧电流(A)发电机侧电流（A）比率制动系数
C相比率制动特性定值中性点侧电流(A)发电机侧电流（A）比率制动系数二次谐波测试
146K=0.201*810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0.150.002.593.925.266.60146K=0.1940810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0.150.012.583.945.256.60146K=0.1940810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）整定值相别低压侧（A）高压侧（A）A9.599.61Isd=9.6AKp=1B9.619.59C9.609.61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)相别保护动作值(A)低电压元件动作值测试保护整定值(V)保护动作值(V)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)动作时间t（S）T1=2.22.21099089.90A6.826.8B6.82C6.82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)保护动作值(A)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)动作时间t（S）T11=0.20.2076T12=0.30.3081过压1：135134..37过压2：135134.37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)保护动作值(V)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=1.02020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)相别保护动作值(A)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)动作时间t(S)T1=3.03.0163A6.226.2B6.22C6.22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)相别保护动作值(A)低电压元件动作值测试保护整定值(V)保护动作值(V)负序电压元件动作值测试保护整定值(V)保护动作值(V)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)动作时间t（S）T1=2.22.2050T2=2.32.306988.138079.95A6.826.8B6.82C6.82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机端电压动作值（V）励磁低电压动作值(V)系统电压动作值（V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)动作时间t（S）T11=0.20.2060T2=0.60.601T12=0.50.5056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。83.0311.083.03保护出口方式是否正确（打“√”表示）：正确□√错误□9、后备保护转子一点接地保护接地电阻动作值测试整定值（KΩ）保护动作值(KΩ)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)动作时间t（S）T1=3.03.010T2=1.01.0332019.87保护出口方式是否正确（打“√”表示）：正确□√错误□10、后备保护过励磁保护电压元件动作比值U/Un测试整定值保护动作值动作时间定值测试保护整定值(S)动作时间t（S）T1=0.50.5013T2=2.02.0453过励磁系数1.351.345保护出口方式是否正确（打“√”表示）：正确□√错误□
八、联动试验：
联动试验动作正常。九、检测设备：
PW31继电保护测试仪十、检测依据：
DL40091继电保护和安全自动装置技术规程GB1428593继电保护和安全自动装置技术规程十一、检测结论：
装置动作正常，信号动作正常，动作结果正常，可以投入运行。
十二、检测日期：
201*年3月12日十三、检测人：余秀英石先伟
------2#机组大修竣工报告
水轮机部分
一、工程概况
------工程位于重庆市武隆县木棕河上游河段，距武隆县城70km，------是木棕河流域上游第一级开发的水电站工程。该工程以发电为主，其工程由挡水建筑物、泄洪消能建筑物、引水系统和厂区系统组成。
电站总装机容量7500KW。额定水头143m，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5000h，通过35kv输电线路在3号杆分送到武隆县木棕河变电站、桐梓变电站。
------工程为径流式电站，无蓄水调节能力。水轮机的主要技术特性基本参数：
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6.1.2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。6.2水轮发电机的主要技术特性6.2.1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
冷却方式:空气自冷却方式灭火方式:
定子绕组绝缘等级:B励磁方式:自并励励磁6.2.2主要结构特点(1)定子:整体到货。(2)转子：整体到货。
(3)轴承：包括推力轴承、径向轴承，均为内循环冷却方式。(4)制动装置：液压制动方式。
201*年3月4日至201*年3月18日，我们对武隆------2号机组进行了大修。按照枫香峡大修合同要求对贵厂轴承温度较高、导水机构、调速器等主要缺陷予以了检修处理。
二、水轮机分项工程
1、主要检修项目
（1）处理10、11、12、13号等多片导叶发卡导致调速器工作困难，拒绝动作，经常断剪断销；
（2）处理10、11、12、13、14号导叶立面间隙过大；（3）导叶侧间隙过小调整；（4）检查转轮、尾水管汽蚀情况；（5）检查、效核水轮机其它一切工况；
（6）处理1#、2#导轴承和1#推力轴承温度过高故障；（7）检查处理2#主阀电机发热故障；（8）处理调速器不能自动运行故障；（9）处理机组刹车制动装置故障。2、导叶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。3、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。4、转轮进水中心检查
符合设计要求。5、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）。6、2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。7、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。8、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。9、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/cm，调速器关闭时间4s，第二次试验，负荷带到额定负、
10、荷100%，甩负荷结果：转速1386转/分，水压上升1.4kg/cm，调速器关闭时间6s。都在设计范围内，正常。
22#------2#机组大修竣工报告
质量验收部分
在------2号机组大修过程中，我们坚持“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收程序，正是我们严格而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。
在大修过程中，项目部专职质检全程控制，对于每一个质量控制点，我们首先要求各工作班完成自检，然后由班组技术人员质检，最后由各班组申请项目部质检的内控三级验收作业程序。对于业主要求的三组验收点我们全部列入停工待检点H点控制，除了我们内控三级验收外，还提申电站及运行部，相关专工参加的三级验收质控体系。无论是W点，还是H点，凡质量验收不合格均不得进入下一道工序作业施工，以保证工程质量。
水轮发电机组检修分部工程验收情况
质量控制W点验收汇总表
序质量控制点号123452号机大修工作准备拆机前的准备工作检修前技术测定拆机前导叶间隙测量导水机构分解工序记导轴承油冷却器及其冷却水管路6检查和水压试验789修10蜗壳及尾水管一般性检查11测量表计管路清扫12定子机座和铁芯检修，1314检查15转子各部清扫（包括：通枫沟等）按作业指导书要求完成16滑环碳刷装置及引线检查、调整17转子吊装准备工作18发电机集电环安装19机组结尾工作20终结相关工作票21作业指导书关闭调速器各零件和管路解体、检查、22清洗23导水叶开度指示计调整误差在允许范围内W242级清洗符合要求，无堵塞W232级装置良好应有详细起吊方案，技术、人员均应到位按作业指导书要求完成按要求完成，密封良好尾水及蜗壳充水正常项目实施完毕，所用项目质检合格W16W17W18W19W20W21W222级2级2级2级2级2级2级定子各部清洁磁极、磁极键、磁极接头、阻尼环按作业指导书要求完成W152级按作业指导书要求完成，满足修复工艺要求表记校验合格W11W12W13W142级2级2级2级导水机构维修、检查防护剪断销检查导叶套筒、轴承及止水装置检查维按作业指导书要求完成，密封良好。W92级按作业指导书要求完成按作业指导书要求完成W7W82级2级按作业指导书要求完成，水压试验合格W62级按作业指导书要求完成各项准备按作业指导书要求完成各项准备数据测量准确,误差在规定范围内按表计测量,测量记录准备按作业指导书要求完成,作好各部件装配标W52级控制要求制类别W1W2W3W4级别2级2级2级2级质量控检验
质量控制W点验收表01
施工项目名称质量控制W点验收时间机组检修分部工程2号机大修工作准备201*年3月4日8时10分施工班组水机班W点编码W1验收相关规范及质量控制标准：按作业指导书要求。现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：1、工器具已按施工要求准备完毕，材料、备品已落实。2、检修地面已经铺设防护胶片，场地已经完善并隔离。3、作业文件已组织学习，工作组成员熟悉本作业指导书内容。4、以上准备工作均已完成，可进入下道工序作业。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（√）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（），需作处理。工作负责人：签字：
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班组自检：签字：项目部质检：签字：质量控制W点验收表02
施工项目名称质量控制W点验收时间机组检修分部工程拆机前的准备工作201*年3月4日9时30分施工班组水机班W点编码W2验收相关规范及质量控制标准：按作业指导书要求。现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：1、将前、后轴承油槽内的油排干至油库。2、发电机拆前预试、绝缘完毕。3、电气人员拆除所有电气连线。4、拆机准备工作就绪,可进入下道工序作业。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（√）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（），需作处理。工作负责人：签字：班组自检：签字：项目部质检：签字：
质量控制W点验收表03
施工项目名称质量控制W点验收时间机组检修分部工程检修前技术测定201*年3月4日14时分施工班组水机班W点编码W3验收相关规范及质量控制标准：按作业指导书要求。现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：1、机组在25%、50%、75%、100%负荷时，测定机组振动、轴承摆度、导叶开度、涡壳压力等相关数据。2、检修前机组开停机时间测量。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（√）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（），需作处理。工作负责人：签字：班组自检：签字：项目部质检：签字：质量控制W点验收表04
施工项目名称质量控制W点验收时间机组检修分部工程拆机前导叶间隙测量201*年3月5日时分施工班组水机班W点编码W4验收相关规范及质量控制标准：按作业指导书要求。现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：1、对机组导叶间隙测量。2、机组导叶间隙测量记录表：导叶序号1234567891011121314导叶全开左（mm）0.050.050.050.050.040.050.040.040.060.060.050.060.050.04右（mm）0.060.060.070.080.100.070.060.050.090.080.050.050.050.07导叶全关左（mm）0.050.060.070.080.060.050.090.050.030.040.050.060.050.04右（mm）0.070.050.060.040.070.060.050.050.060.050.050.060.040.06端面间隙（mm）00.020.030.0200.030.05000.032.72.51.11.3测量结果显示不符合要求，机组漏水量大。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（√）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（），需作处理。工作负责人：签字：班组自检：签字：项目部质检：签字：
质量控制W点验收表5
施工项目名称质量控制W点验收时间机组检修分部工程导水机构分解工序201*年3月6日时分施工班组水机班W点编码5验收相关规范及质量控制标准：按作业指导书要求。现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：导水机构分解工序本项作业工序符合作业要求。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（√）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（），需作处理。工作负责人：签字：班组自检：签字：项目部质检：签字：
质量控制W点验收表6
施工项目名称质量控制W点验收时间机组检修分部工程施工班组水机班W点编码W6导轴承油冷却器及其冷却水管路检查和水压试验201*年3月6日时分验收相关规范及质量控制标准：1、GB8564-201*《水轮发电机组安装技术规范》。2、DL455-91《水轮机基本技术规范》。3、DL/T507-201*《水轮发电机组启动试验规程》。4、DL/T1066201*《水电站设备检修管理导则》现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：1、用汽油清洗冷却器。2、导轴承供、排水系统各阀门和管道检查正常。3、更换导轴承冷却器进出水法兰密封件。4、检修后，各部位应无渗漏，阀门操作灵活。控制点质量符合规范及相关要求，质量合格。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（√）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（），需作处理。工作负责人：签字：班组自检：签字：项目部质检：签字：
质量控制W点验收表7
施工项目名称质量控制W点验收时间机组检修分部工程导水机构维修、检查防腐201*年3月6日时分施工班组水机班W点编码W7验收相关规范及质量控制标准：1、GB8564-201*《水轮发电机组安装技术规范》。2、DL455-91《水轮机基本技术规范》。3、DL/T507-201*《水轮发电机组启动试验规程》。4、DL/T1066201*《水电站设备检修管理导则》现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：1、检查导叶拐臂，连杆各装配面对局部划伤及毛刺进行处理，无裂纹存在。2、对导水机构各部件进行了清洗，符合质量要求。3、导水机构各部件均已打磨除锈，符合《涂料前钢材表面锈蚀等级》GB8923-88手工除锈及电动工具除锈等级标准达到St3级要求。4、导叶拐臂连杆轴承无严重磨损和损坏。5、导叶套筒原钢背复合瓦部分磨损较多，本次根据业主要求已全部更换了其上、中、下全部轴瓦。6、套筒轴瓦安装质量符合规范。套筒密封橡胶圈已全部更换，密封良好。7、检查清扫顶盖，其过流抗磨面无气蚀（磨损）情况，并已除锈刷环氧漆。8、对顶盖抗磨面受损严重部分进行了补焊修复处理。9、导叶检查正常。10、底环由于原导叶全关行程挡块焊接在底环上，本次吊出机盖后发现已掉了一只，本次安装已恢复。导叶端面密封已全部更换，安装质量符合规范及质量控制要求。控制点质量符合规范及相关要求，质量合格。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（√）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（），需作处理。工作负责人：签字：班组自检：签字：项目部质检：签字：
质量控制W点验收表8
施工项目名称质量控制W点验收时间机组检修分部工程剪断销检查201*年3月6日时分施工班组水机班W点编码W8验收相关规范及质量控制标准：1、GB8564-201*《水轮发电机组安装技术规范》。2、DL455-91《水轮机基本技术规范》。3、DL/T507-201*《水轮发电机组启动试验规程》。4、DL/T1066201*《水电站设备检修管理导则》现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：1.对导叶剪断销进行了试力，加固检查。2.对剪断销进行了检查、清洗、处理，无油污、缺省。控制点质量符合规范及相关要求，质量合格。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（√）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（），需作处理。工作负责人：签字：班组自检：签字：项目部质检：签字：
质量控制W点验收表9
施工项目名称质量控制W点验收时间机组检修分部工程导叶套筒、轴承及止水装置检查维修201*年3月7日时分施工班组水机班W点编码W9验收相关规范及质量控制标准：1、GB8564-201*《水轮发电机组安装技术规范》。2、DL455-91《水轮机基本技术规范》。3、DL/T507-201*《水轮发电机组启动试验规程》。4、DL/T1066201*《水电站设备检修管理导则》现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：1检查导叶套筒本体无损伤，清扫干净，检查无渗漏。2导叶套筒除锈、清扫，符合《涂料前钢材表面锈蚀等级》GB8923-88手工除锈及电动工具除锈等级标准达到St3级要求，并按要求进行防腐着色。3检查止水装置，导叶端面密封在底环及顶盖上的80%以上已掉未起到密封作用4清理底环及顶盖上导叶止水装置，磨掉原导叶防翻转挡块焊点，密封条压块焊点，打磨底环密封面合格。5检查导叶轴颈无划痕，毛刺、裂纹、锈蚀等缺陷。。6导叶套筒全部回装完成，安装质量符合要求。控制点质量符合规范及相关要求，质量合格。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（√）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（），需作处理。工作负责人：签字：班组自检：签字：项目部质检：签字：
质量控制W点验收表10
施工项目名称质量控制W点验收时间机组检修分部工程蜗壳及尾水管一般性检查201*年3月7日时分施工班组水机班W点编码W10验收相关规范及质量控制标准：1、GB8564-201*《水轮发电机组安装技术规范》。2、DL455-91《水轮机基本技术规范》。3、DL/T507-201*《水轮发电机组启动试验规程》。4、DL/T1066201*《水电站设备检修管理导则》现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：1、目查涡壳、尾水管里衬发现只在尾水锥管进水段集水环处汽蚀严重。2、已对汽蚀部分进行了修补合格。3、补气架检查正常。4、没有空穴现象。5、除锈、清扫，按要求刷漆。控制点质量符合规范及相关要求，质量合格。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（√）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（），需作处理工作负责人：签字：班组自检：签字：项目部质检：签字：
质量控制W点验收表11
施工项目名称质量控制W点验收时间机组检修分部工程测量表计、管路清扫201*年3月8日时分施工班组水机班W点编码W11验收相关规范及质量控制标准1、GB8564-201*《水轮发电机组安装技术规范》。2、DL455-91《水轮机基本技术规范》。3、DL/T507-201*《水轮发电机组启动试验规程》。4、DL/T1066201*《水电站设备检修管理导则》现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：1、清扫检查油、水、气管路，检查各管路焊缝裂纹，各管路连接点无渗漏。2、对技术供水管路及蝶阀进行了防腐处理，管路着色符合规范要求、管道介质流向标示正确。3、所有仪表均已校验，除强检目录外。控制点质量符合规范及相关要求，质量合格。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（√）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（），需作处理。工作负责人：签字：班组自检：签字：项目部质检：签字：
质量控制W点验收表12
施工项目名称质量控制W点验收时间机组检修分部工程定子机座和铁芯检修检查201*年3月8日时分施工班组一次班W点编码W12验收相关规范及质量控制标准：1、GB8564-201*《水轮发电机组安装技术规范》。2、DL455-91《水轮机基本技术规范》。3、DL/T507-201*《水轮发电机组启动试验规程》。4、DL/T1066201*《水电站设备检修管理导则》现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：1、定子各瓣的组合焊缝无裂纹。2、以塞尺检查定子基础支墩组合缝的间隙合格。3、检查定子铁芯压板，拉紧螺栓等无裂纹、变形现象。点焊无松脱现象。4、检查齿部硅钢片无断裂。。控制点质量符合规范及相关要求，质量合格。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（√）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（），需作处理。工作负责人：签字：
班组自检：签字：项目部质检：签字：
质量控制W点验收表13
施工项目名称质量控制W点验收时间机组检修分部工程定子各部清洁201*年3月8日时分施工班组一次班W点编码W13验收相关规范及质量控制标准：1、GB8564-201*《水轮发电机组安装技术规范》。2、DL455-91《水轮机基本技术规范》。3、DL/T507-201*《水轮发电机组启动试验规程》。4、DL/T1066201*《水电站设备检修管理导则》5、《电力设备预防性试验规程DL/T596-1996》现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：1、整个定子彻底清扫完成，定了外壳喷漆完成。控制点质量符合规范及相关要求，质量合格。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（√）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（），需作处理。工作负责人：签字：班组自检：签字：项目部质检：签字：质量控制W点验收表14
施工项目名称质量控制W点验收时间机组检修分部工程施工班组一次班W点编码W14磁极、磁极键、磁极接头、阻尼环检查201*年3月8日时分验收相关规范及质量控制标准：1、GB8564-201*《水轮发电机组安装技术规范》。2、DL455-91《水轮机基本技术规范》。3、DL/T507-201*《水轮发电机组启动试验规程》。4、DL/T1066201*《水电站设备检修管理导则》5、《电力设备预防性试验规程DL/T596-1996）现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：1、磁极绕组表面绝缘完好，匝间主绝缘及整体绝缘良好，按试验规程测试，绝缘电阻。主绝缘耐压数据合格。2、磁极接头无松动、断裂、开焊，接头拉杆螺丝与绝缘夹板完整无缺，螺栓连接的磁极接头，固定螺栓紧固，锁片锁紧。3、磁极线圈匝间绝缘无干裂、脱落；4、磁极接头软铜片未见断裂，连接螺栓未见松动；5、磁极接头无过热现象。6、磁极接头连接，符合要求：控制点质量符合规范及相关要求，质量合格。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（√）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（），需作处理。工作负责人：签字：班组自检：签字：项目部质检：签字：质量控制W点验收表15
施工项目名称质量控制W点验收时间机组检修分部工程转子各部清扫（包括：通枫沟等）201*年3月8日时分施工班组一次班W点编码W15验收相关规范及质量控制标准：1、GB8564-201*《水轮发电机组安装技术规范》。2、DL455-91《水轮机基本技术规范》。3、DL/T507-201*《水轮发电机组启动试验规程》。4、DL/T1066201*《水电站设备检修管理导则》5、《电力设备预防性试验规程DL/T596-1996）现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：1、转子各部分已清扫，着色喷漆完毕。控制点质量符合规范及相关要求，质量合格。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（√）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（），需作处理。工作负责人：签字：班组自检：签字：项目部质检：签字：
质量控制W点验收表16
施工项目名称质量控制W点验收时间机组检修分部工程滑环碳刷装置及引线检查、调整201*年3月8日时分施工班组一次班W点编码W16验收相关规范及质量控制标准：1、GB8564-201*《水轮发电机组安装技术规范》。2、DL455-91《水轮机基本技术规范》。3、DL/T507-201*《水轮发电机组启动试验规程》。4、DL/T1066201*《水电站设备检修管理导则》5、《电力设备预防性试验规程DL/T596-1996）现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：1、滑环已更换。2、测量正、负极绝缘合格。3、刷架刷握及绝缘支柱完好，固定牢靠。4、刷握距离滑环表面应有3mm-～4mm间隙。刷握垂直对正集电环，弹性良好。5、电刷与滑环接触良好。6、电缆及引线完好，接头紧固。控制点质量符合规范及相关要求，质量合格。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（√）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（），需作处理。工作负责人：签字：
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班组自检：签字：项目部质检：签字：质量控制W点验收表17
施工项目名称质量控制W点验收时间机组检修分部工程转子吊入前检查准备工作201*年3月8日时分施工班组水机班、一次班W点编码W17验收相关规范及质量控制标准：1、GB8564-201*《水轮发电机组安装技术规范》。2、DL455-91《水轮机基本技术规范》。3、DL/T507-201*《水轮发电机组启动试验规程》。4、DL/T1066201*《水电站设备检修管理导则》5、《电力设备预防性试验规程DL/T596-1996）现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：1、转子吊装人员组织分工已明确，把责任落实到人，详见“转子吊装方案”。2、转子吊装前，厂房桥机已检查合格。3、检查发电机定子内已具备吊入条件。。4、对转子起吊场地进行清场，拆除支墩支架。5、桥机通过转子专用吊具与2#机转子挂接合格。6、吊具与转子的连接可靠；检查转子部位已清扫干净。发电机试验合格，满足《电力设备预防性试验规程》DL/T596-1996）要求，合格控制点质量符合规范及相关要求，质量合格。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（√）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（），需作处理。工作负责人：签字：班组自检：签字：项目部质检：签字：
质量控制W点验收表18
施工项目名称质量控制W点验收时间机组检修分部工程发电机集电环安装201*年3月14日时分施工班组水机班W点编码W18验收相关规范及质量控制标准：1、GB8564-201*《水轮发电机组安装技术规范》。2、DL455-91《水轮机基本技术规范》。3、DL/T507-201*《水轮发电机组启动试验规程》。4、DL/T1066201*《水电站设备检修管理导则》5、《电力设备预防性试验规程DL/T596-1996）现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：1、集电环清扫完毕，绝缘500MΩ。2、用铜棒均匀镐击集电环座套在集电环轴颈上，注意不要用力过大，不得损伤集电环。3、安装倒位后，再次检查。控制点质量符合规范及相关要求，质量合格。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（√）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（），需作处理。工作负责人：签字：班组自检：签字：项目部质检：签字：质量控制W点验收表19
施工项目名称质量控制W点验收时间机组检修分部工程机组结尾工作201*年3月17日时分施工班组水机班W点编码W19验收相关规范及质量控制标准1、GB8564-201*《水轮发电机组安装技术规范》。2、DL455-91《水轮机基本技术规范》。3、DL/T507-201*《水轮发电机组启动试验规程》。4、DL/T1066201*《水电站设备检修管理导则》5、《电力设备预防性试验规程DL/T596-1996）现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：1、机组安装完毕2、全面检查、清理各处场所已无杂物及安装遗留物。3、检查机组各电气连接线正常。4、机组各部充油正常。5、检查并关闭蜗壳，正常。6、检查并关闭尾水管，正常。7、清点工器具。8、已拆除检修地面铺设的防护胶片，以及各项安全隔离措施。9、已拆除各项临时安全措施。控制点质量符合规范及相关要求，质量合格。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（√）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（），需作处理。工作负责人：签字：班组自检：签字：张宗祥项目部质检：签字：邓树明
质量控制W点验收表20
施工项目名称质量控制W点验收时间机组检修分部工程终结相关工作票201*年3月17日时分施工班组水机班W点编码W20验收相关规范及质量控制标准：1、GB8564-201*《水轮发电机组安装技术规范》。2、DL455-91《水轮机基本技术规范》。3、DL/T507-201*《水轮发电机组启动试验规程》。4、DL/T1066201*《水电站设备检修管理导则》5、《电力设备预防性试验规程DL/T596-1996）现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：1、工作已全部完结，终结工作票,机组恢复备用。2、尾水管及蝶阀充水已正常。3、工作人员全部停止工作并撤离到发电机层。控制点质量符合规范及相关要求，质量合格。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（√）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（），需作处理。工作负责人：签字：班组自检：签字：项目部质检：签字：质量控制W点验收表21
施工项目名称质量控制W点验收时间机组检修分部工程作业指导书关闭201*年3月17日时分施工班组水机班W点编码W21验收相关规范及质量控制标准：1、GB8564-201*《水轮发电机组安装技术规范》。2、DL455-91《水轮机基本技术规范》。3、DL/T507-201*《水轮发电机组启动试验规程》。4、DL/T1066201*《水电站设备检修管理导则》5、《电力设备预防性试验规程DL/T596-1996）现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：201*年3月17日全部检修工作结束,2号机组作业任务按作业指导书要求工作完毕,由检检各班组终结工作，机组具备开机条件。控制点质量符合规范及相关要求，质量合格。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（√）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（），需作处理。工作负责人：签字：班组自检：签字：项目部质检：签字：
质量控制W点验收表22
施工项目名称质量控制W点验收时间机组检修分部工程施工班组水机班W点编码W22调速器各零件和管路解体、检查、清洗201*年3月13日时分验收相关规范及质量控制标准：1、GB8564-201*《水轮发电机组安装技术规范》。2、DL455-91《水轮机基本技术规范》。3、DL/T507-201*《水轮发电机组启动试验规程》。4、DL/T1066201*《水电站设备检修管理导则》5、《电力设备预防性试验规程DL/T596-1996）现场安装试验资料(以下根据具体情况填写)：11月29日对机组调速器进行了解体、清洗检查，拔出针塞对孔底部油污及渣子进行了清除。检查针塞无严重损伤及划痕，封边良好。控制点质量符合规范及相关要求，质量合格。验收结果概要：该控制点安装质量及技术数据符合验收规范，验收结果合格（√）该控制点安装质量及技术数据不符合验收规范，验收结果不合格（），需作处理。
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