2号水轮机检修报告
2号机转轮修复方案文档
/'///// 吐木秀克水电站水轮机转轮磨蚀、裂纹的处理方案转轮磨蚀、裂纹修补的处理方案一、人员配置：熟练有经验的焊工4人（从事过水电或火电2年以上且有焊工资格证）、熟练钳工2人、普通技工4人、厂家技术指导（或具有转轮修补经验的技术人员）1人二、工器具及材料：角向磨光机4台、砂轮机2台（内磨机）、烘箱1台、保温桶1个、交直流焊机2台、简易帐篷一个（修补转轮用）、碳弧气刨钳1个材料：不锈钢焊条400公斤（A237或308）碳弧气刨碳棒20支各类磨头（圆柱形、圆锥形、蘑菇头形等）各20个、磨光片50个、手锤2个、帆布手套20双三、补焊工艺措施：1, 转轮磨蚀、裂纹处的清理采用碳弧气刨，把裂纹处刨开，清理后认真检查，确保所有裂纹部分全部清除。
2，用角向磨光机和砂轮机（内磨机）对碳弧气刨清理过的表面进行打磨，清除气刨时产生的渗碳层。
3，由于裂纹的尾部内应力接近材料的极限强度，在外力或热应力的影响下还会继续延伸。
因此，在清除裂纹前需在裂纹的纹尾部位打止延孔截断裂纹，阻止裂纹的延伸。
钻直径为8 mm的孔，一般孔深比裂纹深度大4～6 mm。
、4，裂纹的铲除采用速度快、操作简便的碳弧气刨刨除裂纹的方法，防止因刨除裂纹时因温度影响原裂纹的延伸，应由止裂孔处向裂纹反方向清除裂纹，直到去除裂纹为止。
为了防止过热引起变形和裂纹扩展，碳弧气刨必须间断使用。
同时开出补焊的坡口，坡口的形式主要根据裂纹情况、部位和铲除及施焊方便而定。
凡未穿透的裂纹，深度在30 mm以内的可开“V”形坡口；深度在30 mm以上的可开“U”形坡口；靠近根部的采用“V”形坡口。
凡穿透的裂纹，深度在40 mm以内的可开“X”形坡口；靠近根部的开“K”形坡口；厚度在40 mm以上的需开“U”形坡口；靠近根部的开“K”形坡口。
对坡口的表面渗碳氧化层用蘑菇头式砂轮机进行打磨，磨掉氧化层露出母材的金属光泽。
5，为确保修复处的强度、刚度及材质的可焊性要求，施焊采用机械性能强、抗裂性好、塑性大的G367M及A237不锈钢焊条。
某水电站2号机组A级检修全过程管理及思考
某水电站2号机组A级检修全过程管理及思考摘要：本文介绍了某水电站2号机组A级检修的全过程管理及一些实用措施，对水电站完善机组标注化检修，提高劳动生产率等提出了一些自己的看法和使用案例，具有借鉴意义。
关键词：水电站，检修全过程管理，措施0引言某水电站2号机组A级检修计划检修时间为2018年11月1日-2019年1月29日，计划工期90天，检修于2018年11月1日00：00开工，2019年1月26日23：47，除涉网试验外的所有机组检修工作完工，实际检修工期87天，提前3天完成。
7月28日，2号机组顺利通过了180天考核期。
1机组概况某水电站2号机组于2008年5月15日投产发电，水轮发电机组制造商为通用电气水电设备（中国）有限公司，主变压器制造商为重庆ABB变压器有限公司制造，全封闭组合电器（GIS）制造商为西安西开高压电气股份有限公司。
机组投入运行达10年，截止2018年10月14日，累计运行41716.83小时，累计发电量113.186亿kW·h。
水轮机型号为HLF169A0–LJ-768，额定功率：355.4MW，发电机型号为SF350－70/15880，额定容量：388.89MVA。
2修前策划2.1成立了检修相关组织机构。
为确保机组检修顺利进行，公司成立了检修准备和检修实施组织机构，以总经理为领导组组长，下设指挥协调组、质量控制组、安全文明组、检修实施组、运行操作组、物资供应组、综合组及6S督查组等8个工作组，明确了检修中各项工作的责任部门、责任人，建立了以总经理为核心的全面责任管理体系，确保各项责任制的落实。
2.2制定了检修准备工作计划。
为确保2号机组A级检修各项准备工作有序进行，根据集团公司《水力发电机组A级检修管理导则》（Q/CDT21102002-2013）的相关要求，制定了2号机组A级检修准备工作计划，该计划将工作落实到了每个人，并规定了计划完成期限。
召开了多次检修准备推进会，对检修准备各项工作进行统筹安排，确保检修前一个月满足开工条件。
吐木秀克2号机组冷态检修验收总结资料
2号水轮发电机组A修冷态验收总结维护检修部2013年04月05日一、 机组检修计划时间2013年2月28日至2013年4月8日实际检修时间：2013年2月28日至2013年4月8日 二、 检修前设备的运行状态、存在的问题：2号机组此次A 修前运行基本正常，主要问题： 1. 机械部分：a) 水轮机转轮、顶盖 、底环、活动导叶磨损严重； b) 2号机蝶阀工作密封漏水；c) 2号机上、下游侧旁通阀手动检修阀漏水； d) 2号机组空冷、下导冷却水出水流量计无显示；e) 2号机组调速器油压装置自动补气出气阀2316漏气； f) 2号机组调速器油压装置压力表计阀K2105有渗油现象； g) 2号机组调速器1、2号油泵组合阀渗油；h) 2号机组调速器事故配压阀回油管路阀门有渗油现象； i) 2号机组调速器事故配压阀电磁阀有轻微渗油现象； j) 2号机组蝶阀液压站渗油；k) 2号机组蝶阀液压站蓄能器罐主管连接处有渗油现象； l) 2号机组蝶阀3号储能罐液压操作阀2123有渗油现象； m) 水车室右侧主接力器底柱漏水；n) 2号机组负荷在24MW 至25MW 时调速器油泵动作频繁； o) 2号机组水车室主轴密封漏水； p) 2号机组振动、摆度较大；q) 2号机组调速器油压装置自动补气装置不能正常投入使用。
2. 电气部分：a) 2号机组过机流量显示不正确，已进行技改； b) 2号机组停机过程中要手动制动；c) 2号机组空冷、下导冷却水出水流量计无显示；d) 2号机组开机过程中励磁建压失败，要就地逆变后，才开机正常； e) 2号机组碳刷打火；f) 2号机组调速器接力器锁锭不能投入；g) 2号机组调速器油压装置自动补气装置不能正常投入使用； h) 110kV 塔吐线1123断路器上位机上不能合闸；i) 400V Ⅰ段2号机旁动力屏4103-9电流表显示异常跳变； j) 保护时间与GPS 时间不一致。
3. 公用部分：a) 技术供水室润滑水至渗漏排水泵水管有沙眼渗水缺陷消除； b) 2号检修泵间歇性漏水；c) 2号尾水冷却器进水阀0212关不严，漏水； d)3号技术供水泵出水阀0222关不严，漏水；e)前池1号拦污栅减速器端盖结合处及右下边角渗油；f)1、2号技术供水泵联通阀0210关不严；g)2、3号技术供水泵联通阀0212关不严；h)1、2号渗漏排水泵电动机渗油；i)1、2、3号技术供水泵出口单向阀关不严；j)消防环管1号泄压阀X0229；k)消防环管2号泄压阀X0230；l)1号检修排水泵进口阀门关不严。
2号发电机由备用转为检修状态综述
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评价情况：经检查本票为票，存在
的问题，检查人于年月日已向指出。
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偏桥水电站2号机组振动、摆度过大的分析及处理
偏 桥 水 电 站 住 于 四 川 省甘 孜 州 东南部 九龙 县 境 内 ．电 站
装 ３台悬 式 混 流 式机 组 ．单 机 容 量 ７ ６ Ｍ Ｗ ． 总 装 机 容 量
２ ２ ８ ＭＷ 。 其 中 ２号 机 组 自 ２ ０ ０ ９年 电站 建 成 投 产 以来 一 直存 在
下 导 摆 度 随机 组 负荷 增 加 而摆 度 增 大 ， 顶 盖 振 动 过 大 等 问题 ，
额 定电流： ３ ７ ４ ０ ． ７ Ａ
设 计水 头 ： １ ９ ８ ｍ 额 定转 速 ： ３ ７ ５ ｒ ／ ｍｉ ｎ
下 止 漏 环 测 量数 据
（ ｍｍ） １ ４ ． ４ ８ １ ４－ ４ ７ １ ４ ． ４ １ １ ４ ． ４ ３ 测 点 ＋ Ｙ ＋ Ｘ — Ｙ — Ｘ
不 同心 会 造 成 导 轴 承 受 径 向 作 用 力 过 大 。 而使 在 机 组 运 行 一
段 时 间后 导 轴 瓦松 动 （ 瓦 隙 变大 ） ， 机 组 导轴 承 摆 度 增 大 。本 次
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
增， 其 中顶 盖 排 水 管 经 常破 裂 （ 每 个 月都 必须 处 理 一 次 ） 。 ２ ０ １ ３
额 定功 率 ： ７ ８ ３ ５ ０ ｋ Ｗ
额 定 电压 ： １ ３ ８ ０ ０ Ｖ
下部（ ｍｍ）９ ． ８ ８ １ ０ ． ４ ４ １ ０ ． ６ ４ １ ０ ． ７ ６ １ ０ ． ４ ９ １ ０ ． ８ ５ １ ０ ． ４ ３ １ ０ ． ２ ５
底 环 安 装 测 量数 据 测 点 ＋ Ｙ ＋ Ｘ — Ｙ — Ｘ
变化 ） 。 本 次检 修 结合 机 组 特 性 （ 机 组推 力 瓦为 复 合 塑 料 ） 将 定
葛洲坝电站2号水轮机转轮室中环修复
机组额定 出力为 １０ Ｗ， 目前世界上外形尺寸最大 ７ 是 Ｍ 的立 式 轴流转 桨 水 轮发 电 机 组 之 一 。 自 １８ 投 入 ９２年 运行以来 ， 水轮机转轮室在泥沙和空蚀 的联合作用下 ， 整体损坏严重 ， 尤其是 中环的损坏更为突出 ， 曾多次 出 现过 中环 局部撕 裂脱 落等现象 ， 中环局部 厚度 只有 ２ ｍ， ～３ｍ 导致 水 轮 机 叶 片 外 缘 与 转 轮 室 间 隙逐 渐 增 大， 进而造成水轮机水力损失剧增 ， 水能利用率大大降 低， 机组效率也 日渐下降。经统计 ， 葛洲坝电站水轮机 叶片 外 缘 平 均 间 隙 已 经 达 到 设 计 值 的 １２ ２ ～ ６ ．％ ２ １４ 此 外 ， 重 的 空 蚀 已经 开 始 造 成 转 轮 室钢 板 ２ ．％。 严 脱落 、 混凝土基础破坏 （ 图 １ 见 ～图 ３ 等严重 问题 ， ） 直 接 危及 机组 安全 运行 。 为此 ， 通过全 面比较各种修 复方 案 ， 结合历次修 复转轮室中环的经验 ， 综合考虑后确定水轮机转轮室 修复远期将采取整体更换 方案， 彻底解决中环的磨蚀
维普资讯
２Ｏ 年 第 ６期 Ｏ７
２ ０ ｍｂ ｒ６ Ｏ ７ Ｎｕ ｅ
湖 北 水 力 发 电
ＨＵＢⅡ Ｗ Ａ】 ， 【 ＥＲ （ＷＥＲ Ｐ）
总第 ７ 期 ３
Ｔ ｔｌＮ ｏ ａ ｏ．７ ３
文 章 编 号 ： ７ —３５ （／ ７ ０ —０ １ ０ １ １ ３４ ２０ ）６ ６ — ４ ６ ）
时间已经临近 ， 而转轮室中环制造 、 整体更换所需工期 较长 ， 另外还有拆卸等一些技术问题有待解决 ， 故本次 葛洲坝电站 ２ 号机组的转轮室中环修复采取现场修复 的方案。同时， 为便于对磨损较轻 、 无需整体更换的中
让步验收导叶间隙
已达到的技 术水平或试 验数据
导叶立面间隙值较大，端面几乎无间隙，不符合技术要求
申请“让步接 收”的原因及 防范措施
C修工期有限，无法对导叶间隙进行调整，建议A修时处理
申请人
工作负责人
验证
口接受 口拒绝
检修方技术负责人
口接受 口拒绝
设备管理部
审核意见
审核人
批准意见
批准人
防范措施实 施验证
检修技术负责人
设备检修（让步接收）异常/不符合项目报告
项目名称
江口 2号机组导叶间隙检查
报告单位
检修公司广源第二检修项目部
日期
2020. 1.12
设备名称
2号机组水轮机
工作票号
异常项/不符 合项描述
h2匕
『'f
而庇
二方
116
1
9
il上游
端面间隙
立面间隙
导叶号
A
B
CDBiblioteka 导叶号E1
0
0
0
0
16-1
270
2
0
0
0
0
1-2
15
0
0
0
0
14-15
320
16
0
0
0
0
15-16
305
单位：mm
导叶立面间隙值较大，端面几乎无间隙
应达到的标 准
导叶立面，最小间隙应低于0.05mm,允许局部间隙不大于0.15mm,其间隙总长度， 不应超过导叶高度的25%,最大间隙不能大于0.30mm。
导叶端面间隙,测量总间隙的30~40% （大头侧）；测量总间隙的60〜70% （小头侧）
乌鲁瓦提水电厂2号水轮机水导轴承温度异常处理
９ ．５ ４２％。其水导轴承采用 ０ ５ ４０稀油润滑筒式
轴承 ，轴瓦材 料 为 巴氏合 金材 料 ，轴 承体 内设
根据上述存在 的问题 ，对水导轴承的结构
和工作原理 进行 了认 真仔 细 的分析 ，认为 导致 水导轴承旋转 油盆甩 油的原 因大概有 以下情况 ：
（ ）瓦背螺丝松动及 瓦架有砂 眼； １ （ ）控制环磨损严 重 ； ２
２ １ 第 ６期 ０ ０年
新疆水利 ＸＮ ， Ｗ ＴＲ 麟 Ｉ Ｎ ￣ＡＧ Ａ Ｅ
Ｕ Ｓ ＩＥ ｃ
。７ ‘
乌鲁瓦提水电厂 ２ 号水轮机水导轴承温度异常处理
杨 正 晖
（ 疆 乌 鲁 瓦 提 利 枢 纽 工 程 建 设 管理 局 ，和 田 新 卜
８８０ ） ４ ０ ０
摘
要 ：本文主要针对鸟 鲁瓦提 水电厂 ２ 号水轮 机水导轴承温度异 常的 问题 ，分析原 因为
乌鲁 瓦提水 电厂 位 于新疆 和 田县 境 内和 田
４ ５ Ｗ，２号 水 轮 发 电 机 组 水 轮 机 型 号 为 ×１Ｍ
ｍ． １ —Ｉ 一１２ ｌ ＿ ６ ，设 计 水 头为 ７ｍ，最 高水 Ｊ ８
河支 流一喀拉喀什 河 中上 游 ，电站 总装 机容 量 检查 中发现 ２ 发 电机组水 导 轴承旋 转油盆存 号
行处理 。
直径约 ２ ｍ，另 一 个 在 其 旁 边 ，直 径 约 ｌ ｍ。 ｍ ｍ
经 过油压试验 确定砂 眼是水 导轴 承甩 油 的真正
原 因。
３ 水导轴承轴 瓦分解 过程
３ １ 固定 大 轴 ．
４ 处 理措施 及效果分析
４ １ 处 理 措 施 ．
在拆卸过程 中为 防止 机 组 中心 偏 移 ，在迷 宫 环、下导轴 承等部位 采取措施 ，即在 一Ｘ 一 、
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设备检修报告
设备名称：乌金峡水电站2号水轮机检修报告检修级别：C级检修
设备管理部：后战奎
检修管理部：李华栋
编制人：***
编制时间：二〇一七年二月二十七日
乌金峡水电站2号机组水轮机C级检修报告
发电企业：国投甘肃小三峡公司
电站名称：乌金峡水电站
设备名称：2号机组水轮机
一、检修时间
计划：2017年02月13日09时至2017年02月27日12时进行第7次C级检修，共计划15日
实施：2017年02月14日10时至2017年02月27日09时，共计14日
二、检修人员
项目组长：李华栋
作业组长：朱天华
作业组成员：戚晓涛
三、标准检修及试验项目
1、水导轴承外部清扫、螺栓检查紧固；
2、导水机构各部螺栓、销钉、螺帽检查、清扫，导叶偏心销定位情况检查；控制环注油
3、转轮各联接部位渗漏检查、叶片密封渗漏检查，叶片密封压板螺栓和泄水锥闷板螺栓紧固检查，转轮叶片汽蚀检查记录
4、转轮室组合面螺栓及转轮室与外配水环把和螺栓检查紧固，各部清扫，外配水环结合面螺栓及与管型座把和螺栓检查紧固
5、主轴工作密封检查检修，更换前两道GFO盘根，管路疏通检查，检修密封（空气围带）试验
6、过速装置间隙测量，必要时调整.
7、受油器各部清扫，管路、管卡检查紧固.
8、尾水管进人门开启封闭.
9、流道内各部件检查,测压管路检查疏通；
10、各部压力表计校验；
11、金属监督项目检查记录；
12、泡体内各部格挡清扫；
13、检修中新发现的缺陷处理；
四、非标准检修及试验项目
1、伸缩节分解密封更换
五、检修内容
1、水导轴承
水导轴承各部连接螺栓检查无松动，水导轴承外部已清扫干净。
2、导水机构
2.1导叶气蚀、磨损情况已检查,过流面未发现有气蚀磨损情况。
2.2控制环检查清扫，导水机构润滑部分已添加润滑剂，润滑良好。
2.3拐臂和连杆及弹簧、偏心销检查无异常，弹簧无裂纹，连杆及销子无变形。
2.4外配水环与管型座、内配水环与管型座的螺栓、销钉紧固检查无松动。
2.5导叶接力器及其连接销钉、螺栓检查无松动。
2.6重锤及连杆、螺母及联接处紧固检查无松动。
2.7导水机构外部卫生已清扫干净。
2.8对控制环进行加注黄油2～3杯,控制环动作良好。
3、转轮
3.1转轮叶片裂纹、气蚀检查，转轮叶片无裂纹、无明显汽蚀。
（附照片另
见后附页）
3.2转轮叶片在全开、全关动作过程中未发现异常。
3.3转子法兰面及受油器外操作油管无渗漏、转子与大轴连接法兰及销钉堵
板处检查无渗漏。
桨叶各叶片密封压板处经检查无渗漏现象。
检查泄水锥堵板处无渗漏现象，泄水锥堵板螺栓紧固检查无松动，堵板处点焊焊缝无开裂。
4、转轮室
转轮室組合缝及转轮室与外配水环把合螺栓、销钉已紧固检查，外配水环连接螺栓检查紧固完好无松动，各部无明显汽蚀现象，各部焊缝处经检查无开裂.
5、伸缩节密封更换
伸缩节密封更换结束，共更换3道盘根，分别是伸缩节与转轮室的盘根18mm，
伸缩节与尾水管的盘根10mm，伸缩节与压环的盘根18mm。
盘根更换后将间隙调匀，各部螺栓打紧，机组运行后检查漏水情况良好，
6、主轴密封
6.1分解检查主轴密封各管路，压垫水箱、及GFO密封盘根,检查GFO纤维
编织盘根，并逐一清扫各部件密封面，清扫各部件螺栓孔及螺栓。
6.2压垫水箱与软垫箱接合面处密封条已更换成新的密封条(密封条直径为7mm)。
6.3抗磨环无磨损。
衬套对口螺栓无松动。
6.4主轴密封更换两道GFO盘根,工字环检查完好。
压垫水箱安装后间隙调
整至13mm 。
主轴密封安装后通水试验检查,主轴密封各结合面处无渗漏
现象。
主轴密封水压力为:技术供水层压力值为0.18Mpa,炮体内压力值
为0.26Mpa.机组充水后主轴密封漏水量正常。
6.5检修密封（空气围带）通气试验，通入0.7Mpa工作气压检查围带无漏
气。
通主轴密封水，检查空气围带工作正常。
6.6主轴密封管路已疏通,检查各密封接头处无堵塞现象。
7过速装置间隙测量检查
过速装置间隙经测量检查为3mm(11mm-8mm=3mm)，符合要求。
8、受油器
受油器各部清扫，管路、管卡检查紧固，各部检查无渗漏，螺栓无松动。
9、尾水管进人门开启、封闭
尾水管进人门已封闭，机组充水后检查无渗漏(尾水管进人门盘根直径为10mm)。
10、各部压力表校验
流道各测压管已全部疏通。
各部压力表检查校验并回装到位。
回装后检查各部管路接头处无渗漏现象。
11、流道内各部件检查及测压管路检查疏通
流道内各部件检查，前流道导流板、技术供水系统取水口、灯泡头、灯泡体、主支撑、侧向支撑、转轮室、尾水管等部件完好，各部焊缝无开裂，无明显汽蚀。
12、金属监督项目检查记录
金属监督项目检查金属结构无裂纹，无明显锈蚀，金属结构紧固件无松动。
水轮机各部件金属结构无裂纹，无锈蚀,，金属结构紧固件无松动；
13、泡体内各部格挡清扫
泡体内各部格挡已清扫干净。
14、检修中未新发现的缺陷
六、设备技改或整治情况
无设备技改或整治
七、检修及试验项目概况
八、实耗工时统计
九、备品备件及材料消耗：
十、遗留问题：
无
十一、质量验收情况
十二、设备检修后总体评价
此次2号机组水轮机C级检修，工作组织合理，按照工期要求，统筹安排，制定了详细的“三项措施”，工作层层分解，逐条落实，严把质量关，材料消耗合理，顺利完成了此次定修工作。
（以下是附页照片）
1号叶片气蚀情况
2号叶片气蚀情况。
3号叶片正面外缘气蚀情况。
4号叶片正面外缘气蚀情况。