水电站机组检修报告记录
水电站机组检修报告记录
2
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*****水电站
水轮发电机组检修报告
***水电建筑安装工程公司
2014年3月
***水电站
2# 发电机组C级检修报告
设备所属单位：***水电开发有限责任公司
设备检修单位：***水电建筑安装工程公司
检修负责人： 魏 君
检修 人员：姚爱东 张 伟 王 伟 王志伟 陈 敏
胡丽丽 谌江华 梁建勋 于学贵 王金枝
阳乾海 陈文金 张寿银 魏 晗 刘建伟
2014年 3月
2# 发电机组C级检修总结报告
一、工程概述
（一）设备参数
叶塘水电站2# 发电机
制造公司：广东韶关众力发电设备有限公司，
型 号:SF12-18/3300，
额定励磁电压：231V，额定励磁电流422A
额定容量 15000KVA，额定电压10500V，额定电流824.8A
冷却方式:循环风冷
叶塘水电站 2#水轮机
制造厂：广东韶关众力发电设备有限公司
型 号：HLSGD267-LJ-186，
额定功率：12500KW,额定水头：55m,最大水头60.5m
额定流量：24.37m3，,额定转速333.3r/min。
叶塘2#调速器：
制造厂：武汉恒锐电气有限公司
型 号：BWT-80-4.0-HR
励磁系统：
制造厂：武汉联华电气有限责任公司
型 号：LH-WLT02
（二）检修概况
1、停用日数：
计划： 2013年 11月 15 日到1013 年11 月25 日，共计 11 d。
实际： 2013年11 月 14 日到2013 年11 月24 日，共计 11 d。
二、简要文字总结
（一）施工组织及安全管理（修前准备及检修过程、设备定置管理情况说明）
本次机组C级检修所列项目参照检修导则所规定的机组C级检修标准项目，结合电站设备实际运行情况制定。本次检修分7个分部工程，25个单元工程，共计117项；施工过程中按照计划工期进行控制，实行检修现场质量、安全分级负责，在施工过程中严格按照“个人无差错，班组无异常，电站无障碍”目标进行控制，检修工作中严格执行电业安全操作规程、检修规程、工作票、操作票制度和其它相关规程和制度，检修过程中未发生不安全事件。
（二）检修质量管理
本次检修成立由电站组成的检修组织机构，对施工管理、质量控制和监督、安全实行全面跟踪管理。
机组检修质量管理实行班组、电站二级验收和质量评定管理，重大项目及改造项目按照三级验收要求进行，对机组检修质量进行评定，依据GB/T8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》、《水轮发电机组启动试验规程》和生产厂家技术说明书要求及相关技术标准；此次检修项目质量验收评定全部为合格。
（三）主要检修项目及缺陷处理
1、本次检修主要进行了水轮机部分、发电机部分、调速器部分、电气一次部分及电气二次部分进行了清扫、检查及消缺处理。按照计划项目全面完成，其间共完成计划检修项目86项。
2、检修项目及缺陷处理。
1）机组上导、下导、水导轴承导轴瓦进行了间隙检查和调整、轴瓦刮削。
2）空气冷却器、轴承冷却器进行了检查。
3）水轮机转轮检查中发现转轮叶片中卡二段木头，已取出，消除了隐患；
4）尾水进人门更换了部分非不锈钢螺栓，消除了隐患。
5）导水机构严密性调整、更换加长的导叶连扳连接套二处，补焊二处导叶限位块，消除了安全隐患。
6）更换主轴端面密封抗磨环。
7）上导、下导、水导油池全部更换新油，调速器系统用油过滤处理
8）更换集电环碳刷3只、刷握2只，转子接地碳刷二只。
9）调速器滤网清洗，更换O型密封圈。
10）机组及调速器系统所有压力表、安全阀进行了校验。
（四）遗留问题及整改措施
无
三、检修项目
（一）水轮机部分
主要对导水机构检查，对导叶端立面间隙调整（立面间隙调整采用捆绑法）、上下止漏环间隙测量，经检查上、下止漏环总间隙均大于去年初始安装值（系由于机组运行中泥沙磨损而导致间隙增大），导叶轴颈在圆周上扭转角度最大达13°，导叶端立面间隙符合规范要求；对导叶汽蚀、转轮叶片汽蚀进行了检查，未见汽蚀情况、有轻微磨损。
（二）发电机部分
主要对定转子空气间隙测量检查，上部间隙最小值12.50mm，最大间隙13.0mm，平均间隙12.73mm；对发电机定、转子进行清扫并进行绝缘检查，测量转子绝缘电阻1GΩ，定子整体吸收比为3.04，试验数据均符合规范要求。
（三）调速器部分。
调速器部分主要对调速器滤油器、紧急停机电磁阀进行解体清洗，各部件动作灵活，实验正确；油压装置主要对组合阀进行检查，对组合阀充压后进行参数校核、符合定值要求；对集油槽管路及阀门进行整体检查，对渗漏点进行了处理；
（四）电气一次部分
电气一次部分主要对2#机组出口断路器及开关柜、PT柜、出口母线进行清扫检查，并进行电气预防性试验，均符合规定。
对2#机组励磁变进行清扫检查，螺丝端子紧固，并进行电气预防性试验，均符合规定。
（五）电气二次部分
1、主要对发电机主保护及后备保护动作逻辑校验及保护定值进行核对，定值正确无误；并对继电器进行校验，均动作正确。
2、对机组LCU 进行清扫检查，检查各插件正常，各装置均动作正常。
3、对测温制动屏进行清扫检查，测温表计均显示可靠。
4、对励磁调节屏、灭磁功率屏、进行清扫检查，对调节器参数进行核对检查，中间继电器进行校验。
5、对同期装置进行清扫检查，电源插件检查正常，同期装置精度参数符合要求。
6、自动化元件检查中，对剪断销信号器、冷却水示流信号器、电接点压力表。技术供水系统电蝶阀等装置进行检查校验，均满足规范要求。
（六）、电气传动模拟试验
1、机组正常空转下模拟机械过速信号能够正常动作蝶阀、调速器。
2、在机组空载状态下模拟差动事故信号能够正常跳断路器、灭磁开关、并正常停机。
四、检修工作评价
本次检修全面推行项目管理，严格按“质量、安全、进度、投资”控制检修工程，计划检修项目全部完成，未发生安全、质量等事故，分部质量验收合格，整体项目评定为良好，机组可以正常投入运行。
第一部分 电气部分
一、电气一次部分
（一）励磁变压器检修项目
序号 检修（试验）项目 检修（试验）结果 发现和处理的问题
1 变压器进行了清扫、擦拭 合格 无
2 变压器本体进行检查 合格 无
3 变压器高压侧电流互感器进行检查。二次接线进行紧固 合格 无
4 变压器低压侧电流互感器进行检查。二次接线进行检查紧固； 合格 无
5 变压器温度巡测仪进行清灰检查，紧固二次接线 合格 无
6 电气试验 合格 无
6.1 高压侧对地 合格 无
6.2 低压侧对地 合格 无
6.3 高压侧对低压侧 合格 无
6.4 铁芯对地 合格 无
6.5 高压侧电缆 合格 无
（二）发电机检修项目及检修情况
1、#1发电机出口母线检查
序号 检修（试验）项目 检修（试验）结果 发现和处理的问题
1 母线进行清扫，擦拭； 合格 无
2 所有母线绝缘子进行清灰检查 合格 无
3 对所有母线连接部分及绝缘子螺栓进行检查紧固 合格 无
4 母线上电流互感器进行检查清扫，二次接线进行紧固 合格 无
5 对电流互感器进行清扫，绝缘检查良好并紧固二次接线 合格 无
2、发电机消弧消谐柜、励磁PT柜、励磁变压器柜检查
序号 检修（试验）项目 检修结果 发现和处理的问题
1 分别进行清扫卫生 正常 无
2 检查核对三组电压互感器的二次接线，并紧固二次接线及柜内端子排接线 正常 无
3 对三组电压互感器进行了检查 正常 无
4 对柜内过电压保护装置进行检查 正常
（三）检修结论
1、检修结果：对所有检修、试验设备均进行了检修检查及卫生清扫。所检修设备符合检修工艺、规程要求，电气预防性试验达到相关规范标准，具备正常投运条件。详细试验数据见报告附件。
2、遗留问题和防范措施：无遗留问题。
3、结论意见：具备正常投运条件，可以正常投运。
二、电气二次部分
（一）水轮发电机组自动化元件
序号 检修（试验）项目 检修（试验）结果 发现和处理的问题
1 机组测温
1.1 仪表LCU到测温端子盒检查 测温线绝缘良好（阻值500MΩ），线路通断良好，仪表显示正常。 无
1.2 端子盒带测温电阻检查 测温线绝缘良好（阻值500MΩ），线路通断良好，测温电阻阻值在正无
水电站机组检修总结
水电站机组检修总结
我站从20XX年1月2日至25日进行#1机组B级检查性大修，水电站机组检修总结。#1机组从开机以来工况运行良好，没有发现重大缺陷和安全隐患。本次检修总体上没有发现较大问题，但在细节上还是存在小问题，现在我就对我专业发现的问题进行总结报告。
一、 强化现场管理，认真落实现场“6S”管理
本次检修按照大唐水电检修模式现场“6S”管理，检修前就积极准备检修标语和检修现场相关制度制作。在检修现场要求检修公司实行科学检修、文明施工、杜绝野蛮拆装、做到“三不落地”、“三条线”、“三不见天”、“三净”。检修过程中认真执行大唐“十条禁令”和“三讲一落实”
二、 认真落实责任，严格对WH点控制
在本次检修期间认真对本专业检修设备进行检查跟踪，包括拆机前相关数据记录和装机后数据核对。以参照《#1机组B级检修作业指导书》中的质量验收标准对检修设备W见证点和H停工待检点认真见证。
机组各个轴瓦间隙严格按照公司会议决定要求进行调试，上导总间隙24道，下导总间隙26道，水导总间隙36道。检修公司调试完毕后电站和安生部经过三级验收，确定是按照会议决定要求进行调试的，检修最后盘车数据相当完好（见附图）。检修后在导叶立面和端面间隙测量同样进行了三级验收，间隙验收都已合格。
在这次检修过程中一共技改了两个项目，技术供水电动蝶阀技改和下导增加油位观察计，本次技改都已达到目的。
三、 针对检修数据认真分析总结
本次其中一个主要目的就是处理上导振摆大问题，经过处理振摆值有了明显改善，特别是上导X和Y方向，原X方向平均为315um左右，检修后平均为138um，Y方向原为112um，检修后为84um，经过这段时间的观察振摆无明显上升趋势（见附图）。下导振值检修后要比检修前大，是由于保证机组平稳运行特意放大下导总间隙，所以振摆值检修后要比检修前大。
四、 认真总结，查找不足之处
在检修过程中总体上说还是比较好的，没有发生较大的安全事故，但是发生了一些意外。21日晚回装上机架空气补气管时，由于检修人员的不小心将空气管从上机架掉至风洞底部，在掉落过程时打坏了﹣X﹣Y方向的空冷却器、壁灯和压力表阀，对空冷器做0.6Mpa耐水压试验检测并未漏水。另外就是检修完后发现水导X方向振摆探头不能测量数据，已被损坏。这些只是意外，并未造成大的人事伤害事故和设备较大损失，但也是个教训，安全是需要随时防范的。
水电站机组检修总结范文
水电站机组检修总结范文
我站从2011年1月2日至25日进行#1机组B级检查性大修，水电站机组检修总结。#1机组从开机以来工况运行良好，没有发现重大缺陷和安全隐患。本次检修总体上没有发现较大问题，但在细节上还是存在小问题，现在我就对我专业发现的问题进行总结报告。
一、 强化现场管理，认真落实现场“6S”管理
本次检修按照大唐水电检修模式现场“6S”管理，检修前就积极准备检修标语和检修现场相关制度制作。在检修现场要求检修公司实行科学检修、文明施工、杜绝野蛮拆装、做到“三不落地”、”三条线”、“三不见天”、“三净”。检修过程中认真执行大唐“十条禁令”和“三讲一落实”
二、 认真落实责任，严格对WH点控制
在本次检修期间认真对本专业检修设备进行检查跟踪，包括拆机前相关数据记录和装机后数据核对。以参照《#1机组B级检修作业指导书》中的质量验收标准对检修设备W见证点和H停工待检点认真见证。
机组各个轴瓦间隙严格按照公司会议决定要求进行调试，上导总间隙24道，下导总间隙26道，水导总间隙36道。检修公司调试完毕后电站和安生部经过三级验收，确定是按照会议决定要求进行调试的，检修最后盘车数据相当完好（见附图）。检修后在导叶立面和端面间隙测量同样进行了三级验收，间隙验收都已合格。
在这次检修过程中一共技改了两个项目，技术供水电动
蝶阀技改和下导增加油位观察计，本次技改都已达到目的。
三、 针对检修数据认真分析总结
本次其中一个主要目的就是处理上导振摆大问题，经过处理振摆值有了明显改善，特别是上导X和Y方向，原X方向平均为315um左右，检修后平均为138um，Y方向原为112um，检修后为84um，经过这段时间的观察振摆无明显上升趋势（见附图）。下导振值检修后要比检修前大，是由于保证机组平稳运行特意放大下导总间隙，所以振摆值检修后要比检修前大。
长湖水电厂机组状态检修工作汇报
长湖水电厂机组状态检修工作汇报
第一篇：长湖水电厂机组状态检修工作汇报
机组状态检修工作汇报
--------长湖发电公司
长湖发电公司共装有两台水轮发电机组，一号机于1973年3月28日并网发电，一号机于1974年4月28日投入系统并网运行，机组投运时，装机是2*36MW。2003年对2号发电机进行增容改造，增容后发电机额定功率为40MW，最大功率为45MW，目前总装机为76MW。下面简单回顾我公司在开展发电机状态检修工作中的主要工作情况。
一、检修制度的建立、发展、完善和优化
制度的建立和完善是开展状态检修的基础，因此，首先是完善设备台帐的管理制度、检修制度、设备的预防性试验制度和档案管理制度，特别是经过企业“双达标”和申报“AA”先进企业以来，我们的基础管理更加完善，修改了设备检修规程、预防性试验规程、设备台帐，并认真做好设备的检修前后记录，认真编写检修报告，做到凡事有据可查、凡事有据可依，做到心中有数。
二、检修的内容、范围、计划、方式方法、实施效果
设备的检修工作是根据设备的运行状况、设备的健康状态而实施的。设备检修之前，由部门主管领导召集班长及专责以上的管理人员召开机组检修准备工作会议，各班班长及各级管理人员首先汇报机组运行中存在的问题、检修的内容、改造范围等，同时还根据机组存在的实际问题，召集相关的专业人员召开分析会，充分收集机组运行中的各种运行参数、试验数据等，通过综合分析确定机组的检修计划、检修范围、检修时间等。如：
1.2003年2号发电机增容改造是通过机组的健康状态和可行性论证而确定的。改造前因通风改造设计不周，发电机定子线棒受透平油的浸入腐蚀，油长期和空气接触，含有少量水份和杂质，绝缘材料受到浸蚀后，逐年老化，绝缘强度逐年下降，2001年9月15日由于发电机定子绝缘击穿导致单相接地和相间短路，造成铁芯严重烧损，利用机组抢修机会，对铁芯进行温升试验，在1T时最高温升为28.5K,最大温差为23.1K，结果均超过标准要求（铁芯试验标准为：1T时最高温升为25K,最大温差为15K）。2001年11月20日，对发电机进行直流耐压试验时，考虑到该发电机运行已经28年，绝缘已经老化，就降低了试验标准，仅做了2.0倍的直流耐压试验，但是线棒端部还是发生了放电，主绝缘被击穿。通过以上试验综合分析，说明发电机绝缘老化较严重，若不进行改造，机组运行中随时会有发生事故的可能。2003年1月我们结合机组大修的机会，对发电机进行了增容改造，更换了定子铁芯、线棒和转子线圈。经过改造后，机组至今运行稳定正常。
水电发电机组A级检修修前设备状况分析报告
水电发电机组A级检修修前设备状况分析报告
电厂＃ 机组
A级检修修前设备状况分析报告
（样本）
XXXX公司
XXXX年XX月
目录
一、 基本情况 .......................................................................... 3
二、 缺陷分析 .......................................................................... 3
三、 点检分析 .......................................................................... 3
（一） 机械专业 ........................................................................ 4 （二） 电气一次专业 .................................................................... 6
（三） 电气二次专业 .................................................................... 6
（四） 水工专业 ........................................................................ 6
四、 运行分析 .......................................................................... 6
（一） 主要运行参数和运行方式的安全性、合理性和经济性 .................................. 6
电厂检修维护记录
电厂检修维护记录
1. 检修维护记录概述
电厂是保障能源供应的重要设施，其正常运行对社会生产和人民生活至关重要。为了确保电厂的安全、稳定运行，定期进行检修维护工作是必不可少的。本文将记录电厂检修维护的相关内容，包括检修计划、检修过程、检修结果等。
2. 检修计划
为确保电厂检修工作的有序进行，提前制定详细的检修计划是必要的。检修计划包括检修的时间、地点、范围、工作内容等要素，以确保检修工作的全面、高效进行。在确定检修计划时，需要考虑电厂的运行情况、设备状态以及维护人员的实际情况，合理调配资源，确保检修工作的顺利进行。
3. 检修过程
3.1 设备停运
在进行安全检修时，首先需要停止相关设备的运行。为了确保停电操作的安全可靠，需要按照相关程序进行操作，切实保障维修人员的人身安全。
3.2 设备拆卸与清洁 在设备停运后，维修人员将根据维修计划对设备进行拆卸与清洁。在拆卸过程中，需要认真记录每一步的操作结果，并进行详细的检查和清洁，以确保设备的性能和功能得到有效修复。
3.3 设备维修与更换
根据设备的故障情况，维修人员会进行相应的维修和更换工作。在维修过程中，需要按照规范操作，使用专业工具，保证维修质量。同时，记录每一次维修的操作细节和结果，便于后续的检验和评估。
3.4 设备测试与调试
维修完成后，需要对设备进行测试与调试，以确保其运行正常。测试过程中，需要仔细记录各项指标和数据，以便后续分析和比对。对于测试结果不理想的设备，需要进一步进行调试和修正，直至达到预期的运行状态。
4. 检修结果
经过以上的检修工作，最终需要对检修结果进行总结和评估。根据检修记录和测试数据，综合分析设备的实际情况，对检修效果进行评价。如果设备修复合格，可以恢复其正常运行；如果未达到预期效果，则需要重新评估和确定后续的维修方案。
长湖水电厂机组状态检修工作汇报 2
第 1 页 共 16 页 长湖水电厂机组状态检修工作汇报
长湖水电厂机组状态检修工作汇报
机组状态检修工作汇报
--------长湖发电公司
长湖发电公司共装有两台水轮发电机组，一号机于1973年3月28日并网
发电，一号机于1974年4月28日投入系统并网运行，机组投运时，装机是2*36MW。20__年对2号发电机进行增容改造，增容后发电机额定功率为40MW，最大功率为45MW，目前总装机为76MW。下面简单回顾我公司在开展发电机状态检修工作中的主要工作情况。
一、检修制度的建立、发展、完善和优化
制度的建立和完善是开展状态检修的基础，因此，首先是完善设备台帐的管理制度、检修制度、设备的预防性试验制度和档案管理制度，特别是经过企业“双达标”和申报“AA”先进企业以来，我们的基础管理更加完善，修改了设备检修规程、预防性试验规程、设备台帐，并认真做好设备的检修前后记录，认真编写检修报告，做到凡事有据可查、凡事有据可依，做到心中有数。 第 2 页 共 16 页 二、检修的内容、范围、计划、方式方法、实施效果
设备的检修工作是根据设备的运行状况、设备的健康状态而实施的。设备检修之前，由部门主管领导召集班长及专责以上的管理人员召开机组检修准备工作会议，各班班长及各级管理人员首先汇报机组运行中存在的问题、检修的内容、改造范围等，同时还根据机组存在的实际问题，召集相关的专业人员召开分析会，充分收集机组运行中的各种运行参数、试验数据等，通过综合分析确定机组的检修计划、检修范围、检修时间等。如：
1.20__年2号发电机增容改造是通过机组的健康状态和可行性论证而确定的。改造前因通风改造设计不周，发电机定子线棒受透平油的浸入腐蚀，油长期和空气接触，含有少量水份和杂质，绝缘材料受到浸蚀后，逐年老化，绝缘强度逐年下降，20__年9月15日由于发电机定子绝缘击穿导致单相接地和相间短路，造成铁芯严重烧损，利用机组抢修机会，对铁芯进行温升试验，在1T时最高温升为28.5K,最大温差为23.1K，结果均超过标准要求（铁芯试验标准为：1T时最高温升为25K,最大温差为15K）。20__年11月20日，对发电机进行直流耐压试验时，考虑到该发电机运行已经28年，绝缘已经老化，就降低了试验标准，仅做了2.0倍的直流耐压试验，但是线棒端部还是发生了放电，主绝缘被击穿。通过以上试验第 3 页 共 16 页 综合分析，说明发电机绝缘老化较严重，若不进行改造，机组运行中随时会有发生事故的可能。20__年1月我们结合机组大修的机会，对发电机进行了增容改造，更换了定子铁芯、线棒和转子线圈。经过改造后，机组至今运行稳定正常。
关于4月26日耒中水电站因雷击设备损坏情况及检查处理的报告
关于4月26日耒中水电站因雷击设备
损坏情况及检查处理的报告
生技部：
4月26日零点左右，雷击造成厂房多个自动化控制元件失效，保护误动。零时45分，发电车间负责检修的副主任王伍云到达厂房，经过仔细检查，确认有6个自动化及保护元件存在问题：
1、 厂房水位仪显示错误。
2、 厂区排水泵手自不能启动。初步检查为PLC控制器损坏，当时通过改变接线，可手动启动。
3、 模拟屏显示错乱，不能恢复。
4、 模拟屏上1#主变温度计无温度显示。
5、 1#主变因主变温度过高保护动作跳闸。经检查系误发信号，只能临时把保护压板退出，投入1#主变运行。
6、 504线路保护“控制回路电源消失”信号动作。经查其PT二次回路空气开关跳闸，再仔细检查无问题后，合上该空气开关，信号消失。
4月26日9时，库区管理部反映船闸人字门开度仪出故障。4月28日，库区管理部又反映船闸左放水门主令控制器出故障。
根据以上情况，发电车间检修人员经过检查处理，已修复有以下2个问题：
1、504线路保护“控制回路电源消失”。系雷击引起空气开关跳闸，没有损坏设备。 2、船闸人字门开度仪故障。一传感器的解码器损坏，更换后恢复正常。
不能处理好的故障及原因如下：
1、 水位仪显示错误。经检查下游侧水位传感器和水位控制仪损坏，需送厂家修理。
2、 厂区排水泵手自不能启动。经检查确认PLC控制器损坏，需联系厂家处理。
3、 模拟屏显示错乱，不能恢复。电脑公司人员检查认为监控服务器的串口没有损坏，是模拟屏的信号接收和转换器损坏，需联系厂家处理。
4、 模拟屏上1#主变温度计无温度显示。经检查，温度计的测温电阻已损坏，其测温电阻与变压器本体上的膨胀型温度计温泡组在一起为一复合型温度传感器，需从厂家购买更换。
5、 1#主变因主变温度过高保护动作跳闸。经对变压器本体上的膨胀型温度计处理后，保护恢复正常，如要更换模拟屏上1#主变温度计的温度传感器，则此膨胀型温度计也要更换，因为两者合为一体，无法分离。
水电公司发电运营部水轮机巡检维护记录表
水电公司发电运营部水轮机巡检维护记录表
1.巡检项目
项目。| 巡检内容。| 结果。|
外观检查。| 检查水轮机外观是否有异常，如漏水、锈蚀等。|。|
润滑油检查。| 检查润滑油的油位和油质。|。|
温度检测。| 测量水轮机各关键部位的温度，排查异常情况。|。|
振动检测。| 检测水轮机的振动情况，判断是否超过标准范围。|。|
轴承检查。| 检查水轮机轴承的润滑情况和工作状态。|。|
校准检验。| 校准水轮机仪表和控制系统，确保准确性和可靠性。|。|
2.巡检维护记录
日期：2022年9月1日
巡检人员：___
外观检查：未发现异常情况。
润滑油检查：检查发现润滑油油位正常，油质清洁。
温度检测：各关键部位温度正常，未发现异常。
振动检测：振动情况在正常范围内。
轴承检查：轴承润滑情况良好，工作正常。
校准检验：仪表和控制系统校准良好，准确性和可靠性符合要求。
结论：本次巡检维护工作顺利完成，水轮机工作正常，未发现异常情况。
3.巡检维护建议
建议定期更换润滑油，维护润滑系统的正常运行。
建议关注水轮机的温度和振动趋势，发现异常及时排查和修复。
建议按照维护手册要求进行轴承维护，确保其工作正常。
建议定期对仪表和控制系统进行校准，以确保准确性和可靠性。
4.签名
巡检人员：_________________。日期：_________________
供电设备检修记录
供电设备检修记录
一、检修背景
随着用电需求的不断增长，供电设备长时间处于高负荷运行状态。为了预防潜在的故障，提高供电质量，保障电网的稳定运行，我们对相关供电设备进行了全面检修。
二、检修范围
本次检修涵盖了变电站内的变压器、开关柜、继电保护装置等主要设备，以及输电线路的杆塔、绝缘子、导线等部件。
三、检修时间
检修工作于具体日期开始，至具体日期结束，历时X天。
四、检修人员
本次检修由一支经验丰富、技术精湛的专业团队负责，包括电气工程师_____、高级技师_____、检修工人_____等共X人。
五、检修前的准备工作
在检修前，我们制定了详细的检修计划和安全措施。对检修所需的工具、仪器、材料进行了充分的准备和检查，确保其性能完好。同时，对检修人员进行了技术交底和安全培训，明确了每个人的职责和任务。
六、检修过程 1、 变压器检修
外观检查：检查变压器的外壳有无变形、锈蚀，散热片是否清洁。
油位检查：确认变压器油位在正常范围内，油质清澈，无杂质。
绕组检查：使用专业仪器测量绕组的直流电阻、绝缘电阻和吸收比，检查绕组是否有短路、断路等故障。
铁芯检查：检查铁芯的接地是否良好，有无多点接地现象。
2、 开关柜检修
操作机构检查：检查开关柜的操作机构是否灵活可靠，分合闸指示是否准确。
触头检查：检查触头的接触情况，有无烧蚀、磨损现象。
绝缘件检查：检查绝缘件的表面有无放电痕迹，绝缘性能是否良好。
3、 继电保护装置检修
定值校验：对继电保护装置的定值进行校验，确保其与设定值相符。
功能测试：测试继电保护装置的各项保护功能，如过流保护、速断保护、零序保护等，确保其动作准确可靠。
4、 输电线路检修
杆塔检查：检查杆塔的基础是否牢固，杆塔有无倾斜、变形。 绝缘子检查：检查绝缘子的表面有无裂纹、破损，绝缘子串的连接是否良好。
导线检查：检查导线有无断股、磨损、过热现象，导线的弧垂是否符合要求。
设备检修评价总结报告
设备检修评价总结报告
设备检修评价总结报告
贡川水电厂1#水轮发电机组A级检修冷、热态评价报告
贡川水电站有限公司1号机组21.5MW201*年2月10日一、停用日数
计划：201*年10月13日至201*年1月20日，共计100d。实际：201*年10月13日至201*年1月12日，共计92d。二、人工
计划：工时，实际：工时。三、检修费用
计划：85万元，实际：万元。四、检修与运行情况
由上次A/B级检修结束至此次A/B级检修开始运行小时数，备用小时数。
上次A/B级检修结束至本次A/B级检修开始C/D级检修次，停用小时数。
上次A/B级检修结束至本次A/B级检修开始非计划停用0次，0h，非计划停运系数，其中，强迫停运h，等效强迫停运系统。
上次A/B级检修结束至本次A/B级检修开始日历小时：，可用小时数，等效可用系数，最长连续可用天数，最短连续可用天数。五、检修后主设备冷态评价1、项目执行情况
项目完成情况：本次检修计划项目，包括主辅设备及技术更新改造共42项，检修部份分发电机、水轮机二个工作面进行，电气部份分一次和二次二个工作面进行。主要设备全面解体、清扫和检修处理，更换所有密封件，计划项目全部完成。
重大设备缺陷消除情况：⑴、#3桨叶裂纹处理：委托南平电机厂进行现场补焊打磨，处理后探伤检查未发现裂纹。⑵、导叶套筒、内配漏水处理：全面解体导叶套筒及内配，更换16个导叶套筒的内外密封，对1#、5#、10#、11#内轴颈磨损导叶送机械厂加工处理，调整端立面间隙。⑶、组合轴承漏油处理：更换“艾志”厂家密封件和耐磨环，更换各瓦垫。大修检查发现上甩油环、甩油箱有过热变形，现场进行变形校核，仍存在一定回复变形。⑷、机组调速器主配漏油处理：进行密封检查处理。⑸、导叶接力器漏油处理：对接力器进行研磨，更换密封件后正常。 不符合项的处理情况：组合轴承间隙不符合要求，重新解体测量各瓦高度和垫圈，打磨调整压板，满足正反推力瓦间隙要求（原间隙1.50mm偏大，调整为0.5mm）。