增容工作总结(共17页).doc

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1、精选优质文档-倾情为你奉上水轮机增容改造工作总结(机械部分)审定: 陈 旺审核: 丘俊华编写: 刘国章枫树坝发电公司2004 .10. 9专心-专注-专业#1水轮机增容改造(机械)总结0 概述我公司原#1水轮发电机组于1973年12月投产发电，水轮机型号为HL710-LJ-410,发电机型号为TS854/190-44,额定出力80Mw,机组为天津发电设备总厂生产, HL710是702改型产品,在当时技术条件下具较高参数,但机组投产发电已近30年,机组性能已整体下降,水轮机转轮空蚀较严重,叶片经多次补焊叶型变形较大,效率明显下降；在净水头58.5m时最高效率仅为84%,导水部件磨蚀较大,活动导叶

2、因制造原因翼型误差较大、三段轴套磨损严重等引起停机漏水量大；环形接力器因密封损坏漏油频繁临检。发电机磁极绝缘老化，定子铁芯老化锈蚀严重，整体绝缘等级不高。为解决机组设备客观存在的问题，提高机组的效率与出力，提升设备的安全可靠性，开始机组增容改造的各项工作。2000年8月始，我公司启动#2水轮机的增容改造工作，并于2000年10月委托天津发电设备总厂进行机组增容改造可行性论证（发电机部分）。2001年1月,完成发电机增容改造可行性论证报告, 确定了#2机组增容改造的基本目标，2001年10月粤电公司批准立项， 2002年11月，经招标方式确定了设备改造厂家并签订了改造合同， 2003年5月,因一

3、号机组上导、水导瓦运行温度偏高,导叶漏水量偏大造成停机蠕动等缺陷,须扩大性大修才能解决,遂将#2机组改造项目变更为#1机组，2003年12月20日至2004年6月30完成了现场安装施工并投入商业运行。第一部分：过程工作改造主要项目l 转轮更换l 尾水管锥段、基础环改造l 导水机构改造l 控制环（含抗磨瓦）、过渡支架更新l 环型接力器改造为直缸摇摆接力器l 联轴螺栓（包括发电机端）螺母、大轴补气阀更新l 径向传递力矩之增加过渡法兰与径向销l 发电机通风系统改造l 发电机空冷器改造l 机组加风闸系统改造扩大性大修特殊项目：u 蜗壳、尾水管脱空检查及处理u 压力钢管检查u 水导轴瓦更换u 技术供水系

4、统改造u 事故闸门及尾水门大修1可行性论证和立项11委托论证2000年10月，根据制造厂家原则，参考国内外设计制造新技术成果,借鉴了兄弟电厂改造的经验,2000年10月向天津发电设备总厂提交了枫树坝水电厂二号机组增容改造可行性论证委托书主要内容如下：水轮机部分1.1.1按水轮机模型试验的参数n=72.2r/min,Q=1100l/s,为基础,提出机组可行增容值。1.1.2对水轮机改造后的性能进行分析论证，主要包括：额定出力、设计流量、飞逸转速、轴向推力容量、接力器行程和操作容量、压油装置、调保计算1.1.3因下游尾水位大幅降低，增大流速造成过流部件空蚀加重的问题提出预见性意见。1.1.4对增容

5、后水轮机补气量做重新计算，并确定最佳补补气方式发电机部分1.1.5保持原cos=0.85、发电机端电压不变、转轴不动，发电机额定出力提高到90Mw及以上的可行性性分析，并提出改造方案。1.1.6为了减小增容后转子电流,降低转子绕组温度增加线圈温度,对缩小定转子空气间隙进行可行性分析.1.1.7提供增容后发电机电磁计算分析、温升计算,励磁参数。1.1.8磁轭应力不超过屈服点的3/4 时，机组最大飞逸限制值。1.1.9对不需要更换的有关部件进行强度校核，对不满足要求的部件提出改造方案。12可行性论证2001年1月，天津发电设备总厂提交了枫树坝二号发电机增容改造可性论证报告，其主要结论如下：22发电

6、机天津发电设备总厂在报告论证发电机额定出力提高至90Mw是可行的，并提供了三个方案，主方案为95Mw方案，关键部件强度是按95Mw进行刚度强度校核的，其结论如下：1 定子线棒及铁芯。定子线棒线规截面不够，须更换线棒和铁芯2 电机原主绝缘B级提升为F级,绝缘单边减薄3 电磁计算能满足增容100Mw要求,定、转子温升能满足要求。4 发电机机械部分刚度强度除大轴和磁轭热打键紧量外，其余均满足增容100Mw要求。建议增容值为95Mw。5 空冷器需改造6 通风系统需改造7 空气间隙可缩小至17mm8 定子机座、推力轴承、上机架改造后的强度、刚度能满足增容要求。13项目确立2001年8月我厂向原粤电资产经

7、营有限公司提交了关于二号机组增容改造工程立项的请示及技术改造项目申请书。从技术、经济分析、投资回报进行了分析，2001年9月，省公司生安部召开了水电厂增容改造工作会议，会上对枫树坝二号发电机增容幅度值进行了技术分析，经与哈尔滨电机厂咨询，原则上同意了95Mw方案。2001年10月我厂收到粤电公司关于枫树坝二号机组增容改造请示的批复，批复项目总预算投资2250万元，设备费用以招标价为准。2 项目招标21考察调研2002年3月，粤电公司组织长湖、枫树坝两个水电厂一行八人赴东方电机股份公司（东电）、上海希科水电设备制造公司（希科）、哈尔滨电机厂有限责任公司（哈电）、天津天重发电设备制造公司（天重）、

8、天津阿尔斯通水电设备制造公司（天阿）等五大设备制造商进行考察，主要内容为调研各制造商研发、设计、制造能力，企业管理水平、质量保证体系以及改造业绩等。调研结果为水轮机方面，除天重外，其余四家均具备模型研发能力，研发水平处在同一平台级别，但哈电较早介入我厂同型水轮机的研究。东电和哈电拥有自己的模型试验台，希科和天阿公司表示若要做模型试验须在国外。发电机改造方面，五家公司都具备设计制造能力，但天重在中大型机组改造经验方面稍欠缺。通过考察调研，推荐邀请招标单位为水轮机改造：天阿、东电、希科、哈电四公告司；发电机改造：东电、天重、哈电、天阿、希科五家公司。22招投标工作2.2.1委托中介我厂委托广东兰明

9、电力技术咨询公司为水轮机改造提供技术服务，参与标书编制、技术评标和谈判。委托由广东方能电力发展公司代理招标工作，合同范围包括：招（评）标组织、商务谈判、监督合同履行等。2002年7月，水轮机招标文件由我厂起草，经中介单位编制，8月底发出水轮机招标文件，邀请投标单位有东方电机股份公司、哈尔滨电机厂有限公司、上海希科水电设备有限公司、天津阿尔斯通水电设备有限公司。10月初,考虑到改造的设计难度,将招标书中水轮机额定出力93Mw改为88Mw。并发函至各投标单位。2.2.2评标2002年10月底，广东方能电力发展公司组织水轮机改造评标工作在广州举行，由于模型试验须在国外进行，投标价格较高缺少竞争力等原

10、因，上海希科水电设备有限公司和天津阿尔斯通水电设备有限公司弃标。通过评议，哈尔滨电机厂有限责任公司综合得分较优为预中标单位，合同报价548.96万元。3 合同签定 2002年11月，签定水轮机改造合同，供方为哈尔滨电机厂有限公司，合同总价625.92万元。4 设备制造2002年12月底，由粤电公司、枫树坝厂、专家组成验收组在哈尔滨大电机研究所通过了模型转轮的验收工作。用于二号水轮机的模型转轮HLA835a-35.3的能量特性、效率特性、飞逸特性、空化特性、压力脉动都满足合同要求，同意哈尔滨电机厂有限责任公司完全按模型转轮进行真机生产。2003年3月，第一次设计联络会在哈尔滨召开，会议对二号水轮

11、机设计、制及安装方案进行了讨论，形成会议纪要主要如下：改造图纸审查，水轮机摩擦传递改为销传递力矩：增订过渡支架、控制环、联轴螺栓等；转轮配合尺寸由哈电实测后加工：底环、轴承座加工由哈电负责加工；2003年5月，根据一号机组运行的技术状况，决定将二号机组增容改造项目移植到一号机组。因非典原因，原定在我厂4月底举行的第二次设计联络会未能召开。2003年10月，我厂上报枫树坝一号机组增容改造及扩大性大修工期项目，得到粤电公司的批复。2003年9月下旬，转轮叶片加工出现波折，外协加工单位首都钢铁集团设备五坐标数控龙门铣传动涡轮损坏，转轮叶片加工停工一个多月，随后与哈电的叶片加工合同被终止。哈电未及时通

12、报在我厂，11月初，因转轮叶片外协加工厂家仍未确定，哈电迟迟未明确答复延迟交货时间，由于合同供货期无法保证。致使一号机组增容改造开工日期一再推迟，12月初哈电书面答复转轮将延期交货两个月。2004年2月中旬，鉴于哈电水轮机改造设备生产中的管理混乱情况，再次延迟的交货期也无法保证。我公司领导亲自带队赴哈电协调制造交货事宜，双方签署了确保转轮等改造设备按期交货的会议纪要，就工序控制、分段发运、交货时间作出了规定，哈电高层对此进行了督促批示。2004年3月9日，水轮机改造第一批货到达施工现场。2004年4月17日，我公司派员到供方哈电进行转轮出厂验收。2004年5月11日，转轮装车出厂，因新的道路交

13、通安全法实施，路上办手续花费较多时间，5月产27日运抵厂房。5 现场施工5.1筹备通过借鉴兄弟电厂的改造经验，考虑到现场施工各单位交叉作业，设备到货时间，经过与水电检修公司协商，坚持科学合理安排，尽量缩短总工期，最终确定施工工期为155天。2004年10月，我公司向粤电公司提交了关于一号机组扩大性大修及增容改造的请示，枫电生200313号2003年11月11日，粤电公司生安部发出了关于枫树坝一号机组增容改造大修的批复粤电生2003211号在施工的前期筹备阶段,充分考虑了本工程施工的复杂性特点,主要抓了两个方面的问题:一是施工的监理,外聘机电监理,并成立本公司项目监理机构,二是做好施工保障,包括

14、交通、运输、后勤保障、人员调配等。由于工作匆忙，无更多时间调研联系，2003年10月，在省内确定广州键翔咨询监理公司负责本工程机电监理。由于哈尔滨电机厂有限公司延期交货，原定2003年10月20日的开工日期被迫推迟，经上报请示粤电公司和广电中调，一号机组延期开工。52施工过程2003年12月20日，一号机组增容改造工程开工。参与本工程的主要施工单位如下：施工单位负责项目内容粤电水电检修安装公司机组扩大性大修项目、含部分技改项目天津天重水电设备制造有限公司发电机部分改造哈尔滨多能电力高技术有限公司导水机构改造太原重工股份公司机电大修公司事故门大修、尾水门启闭机大修新丰江实业公司尾水锥管段改造土建

15、、灌化学浆蜗壳灌浆广州电力设备厂主变拆装广东电力试验研究所稳定性试验河南防腐公司珠海分公司事故门拉杆、压力钢管防腐处理枫树坝发电公司机组大修电气二次常规项目、技改二次部分、保护定值更改、机端变更换。施工情况详见各单位施工总结5.1拆机阶段主要由水检公司承担,2003年12月21日至2004年1月17日共计21天,因天车原因,误工4天,落检修门延期1天。厂房2200T天车2000年1月完成大修及改造后，由于电厂受条件的原因，当时未做带负荷试验（动载100%额定起重量）检测电气改造成果，当12月27日吊发电机转子时吊不起来，联系太原重工股份公司技术人员到现场处理，在更换可控硅过流触发板（85%Le

16、改为100%Le）后，天车在吊起转子约25cm后，起升电机转速逐渐下降至60%以下，起重总指挥遂下令落回原位停止吊转子工作，经分析为电机起升回路串接电阻设计值太大，电机电流过小而无法吊起转子，经重新计算裁减电阻后，2004年1月1日 顺利吊出转子。2004年1月5日，吊出转轮与大轴。2004年1月12日，以顶盖第三镗口引出机组中心线。2004年1月18日，发电机定子定位筋拆初完毕，整个机组拆出工作结束。52工程延期 2004年2月初，根据对设备制造进度追踪，水轮机改造设备哈电已无法按期交货，经过赴哈尔滨电机厂协调，双方就转轮等设备制造交货进度签署会议纪要，要求供方从管理上约束随意延期交货的行为

17、。2004年3月我公司向省公司上报了关于一号机组增容改造及扩大性大修工程延期的请示枫电生20044号，省公司发出关于枫树坝公司一号机组增容改造延期的批复粤电生200498号，批准工期为180天，同时向广东电力调度中心通报情况获得支持。2004年5月27日转轮到货，实际交货齐比合同迟了4个月，工程工期不得已再次向后延期。枫树坝改造项目制造是在哈电高层关心支持下完成的，暴露了哈电的管理中存在的诸多问题。在面临汛期和工期的巨大压力下，我公司与水检公司重新调整回装、调试进度工期，发扬拼搏精神,于 2004年6月30日结束工程，总工期194天。5.3水轮机改造 拆机结束后,首先进行尾水锥管改造施工,其中

18、土建施工时间约16天,施工中使用风钻,将原尾水测压管损伤,更换环管及测嘴段。考虑座环镗口锈蚀情况，机组中心以顶盖第三镗口实测中心引出。 尾水管锥管段焊接为不锈钢与碳钢焊接采用特种焊条,因哈电未按图纸加工而无法安装,后运至河源再加工安装顺利,基础环改造因旧基础环部分圆度较差,在与新基础环焊接时部分方向堆焊较大。下固定止漏环运至现场后发现存在质量隐忧，测量表现为椭圆较大,且有扭曲变形。现场安装通过用千斤顶顶定位并增加定位销，部分方向采用打磨等方法，使之达到圆度要求。以顶盖中心为基准进行下固定止漏环的预装。为配合转轮改造，底环须修型，原定大件加工由哈电就近解决，后因广重等企业生产任务十分紧张，底环、

19、轴承座等部件只得运至哈电加工，底环在吊出分半时产生严重变形，在哈电组合底环时，发现合缝面有间隙，其中内圆间隙达2.3mm,过流面有扭曲变形,表面及外圆腐蚀较严重,并表示不经修复可能出现导水机构、顶盖无法装配,为此哈电提出了四个修复方案,在监理组织的三方专题会上,分析研究了哈电提供的测量数据,同意底环上平面车削0.6mm,鼻端按修型图加工。监理组对底环的刚度强度提出疑问，要求哈电给出书面材料，但哈电未回复，底环亦未采取加强措施。底环于3月26日运回电厂，3月30日进行预装，各定位销钉及螺钉均能顺利安装。 导水机构改造的导叶、套筒运回哈尔滨多能公司加工，3月8日运回现场，顶盖和底环加装端面密封在现

20、场施工。导水叶在多能公司测量导叶高度时数值相差较大，端面铺焊不修钢加工高度按设计值并参考拆前数值加工，由于底环变形修复的不确定性，原顶盖把合处约0.75mm垫不予取消。导水叶立面密封压板宽度不够，验收时要求多能公司对不合格的导叶进行补焊、打磨处理。由于哈电修型底环工序不当造成过流面变形，安装下轴套时出现轴套上台阶面高出底环平面约0.40mm,多能公司施工人员对轴套孔台阶进行了磨削处理。 接力器改造自5月12日设备运至现场，供方项目管理部派姜国华为驻厂代表进行技术指导，耐压试验后测量了接力器的总行程、工作行程，根据压紧行程值、前后端盖行程余量要求对止推环进行加工。安装中发现止推环会碰阻控制环耳柄

21、叉头，遂切割耳柄叉头加工掉、止推环碰阻部分。详见水检公司一号机组增容改造竣工报告。接力器操作油管路进行了改装，因设计不合理和安装工期紧张，操作油管路布置不合理，留待下次大修改进。 5月7日过渡支架予装时，由于尺寸偏小无法装配，后运至韶关众力电力设备厂机加工得以解决，控制环由于设计原因，给锁锭、止推板安装带来一定难度，拖延了工期，装连杆时，因连杆销中心圆设计尺寸偏大15mm，三个连杆切短长度安装。 转轮安装阶段供方项目管理部派路俊国接替驻厂代表，因增加过渡法兰，设计将原销钉传递应力改为径向销传递应力，过渡法兰和水轮机主轴运至韶关众力设备厂配铰孔。转轮联轴采用液压板手打伸长，进度加快，联轴后转轮实

22、际安装高程比原来提高约6mm，镜板标高抬高1mm，基本消除了原转轮上冠与上止漏环的错牙情况。 按供方初设计算结论，增容改造后调保计算复核，导水叶关闭时间为8.8秒,转速上升率为43.6%,导水叶关闭时间通过减小调速机主配节流旋塞实现,转速上升率视情况对水机保护定值更改。 机组的回装阶段正式从5月27日转轮到货开始，至结束共30天，这是各方特别是水电检修公司努力奋斗的结果。为工程早日竣工争取了主动。5.4发电机2004年1月16日水检公司将机组中心线引出,由天重公司立中心柱。1月19日定子须改造部分全部拆除后，工作面移交后由天重公司开始对定子改造。通风系统改造，在定子机座壁板上下端开通风孔，由于

23、开孔尺寸较大，我方及监理对开孔后的定子钢度、强度提出质疑，3月监理发现定子下端开孔位置不对，经核实，确认开孔位置不对，进行了封堵，改在空冷器框架内开孔。定位筋1月23日进行安装，由于在大等分安装过程未按质量控制要求施工，抽检时28等分定位筋半径、弦距均严重超标，监理组要求重新处理，全部返工处理后合格，小等分摆焊完毕，2月28日84根定位筋安装质量验收符合技术要求。下齿压板安装，施工单位提出叠片最终压紧采用液压拉伸器拉紧，最终整个铁芯会有向上提升值，因此验收下压板至定自基础板按618（图纸620）mm验收。定子叠片采用三次预压，叠前复测中心柱中心、垂直，预压前后进行圆度测量，叠至要求高度后，安装

24、拉紧螺杆、压指和上压板，用6.7KN.m风动扳手压紧,进行铁损后试验后进行热压,所有拉紧螺杆压紧后点焊止动块,三方联合验收,各项目均优于国标。定子下线及电气试验详见天重公司施工总结及相关试验报告。发电机各安装高程都进行了实测复核，除定子中心高程降低约1.8mm外,镜板标高提高1.06mm,其余各高程数值与旧机基本相同。详见机组相关数据测量报告。6 配套技改、修理项目61导水机构改造承揽方为哈尔滨多能电力高技术有限公司，合同总价89万元，改造范围包括：三段轴套更新，顶盖、底环现场加装端面密封，导水叶、套筒运回承揽方工厂，导叶轴颈热套不锈钢，导叶上下端面装焊不锈钢板，翼型修整，立面密封改进。62压

25、力钢管(含蜗壳)检查灌浆由龙川二建三队和新丰江实业公司承揽，合同价25万元。63事故门、尾水门大修承揽方太原重工股份公司机电大修公司，包括启闭机、传动系统大修、密封更换、油漆防护等。合同价16.126万元。64风闸系统改造制动器更换为气复位，设备供方为天津发电技术设备有限公司，合同价15.7184万元，控制柜为南平万新水电自动化有限公司,合同价5.1625万元.6.5尾水管改造土建、基础环灌浆承揽方新丰江实业公司，合同总价共17.6548万元。6.6事故闸门、压力钢管防腐处理 承揽方为河南防腐公司东莞分公司，合同价7.80万元。6.7过渡法兰及联轴螺栓供货方为哈尔滨东亚电站设备制造有限公司,合

26、同价25万元。7 启动试验及试运行2004年6月26日，机组启动进行有关试验，详见一号机组增容改造启动试验方案，及各专项试验方案及报告。委托广东电力试验研究所进行稳定性试验，合同价4.00万元,试验过程及结果详见枫树坝一号机组稳定性试验大纲和枫树坝一号机组稳定性试验报告。在毛水头60.48米时,机组最大出力为81.7Mw,基本与水轮机运转特性曲线吻合.在此水头下,20-30Mw出力时,补气量比其他工况明显增大,有一小的振动区,除能量效率指标待评价外,总体运行指标较好。2004年6月30日,机组交系统投入商业运行。第二部分：技术部分1 水轮机改造前后主要技术参数对比:项 目改造前改造后型号HL7

27、10-LJ-410HLA835a-LJ-417设计水头 m6061最高水头 m7477最低水头 m5549设计出力 kW8200088000设计流量 m3 / s15516072额定转速 r/ min13641364（不变）飞逸转速 r/ min280280（不变）保证效率 0/0915尾水管形式4H加长4H加长（不变）转轮重量 t41342活动导水叶数 只2424（不变）导水叶高度 mm10241024（不变）设计导叶最大开口 mm294360(实际354)接力器直径 mm550400接力器行程 mm4804975（实际504）转轮直径 mm41004170转轮高度 mm21532165转轮

28、叶片数 只1413吸出高度 m-2+0.02紧急停机时间（秒）88811转轮改造鉴于#1水轮机增容改造的特殊性（同型机组第一台）:尾水池曾清挖及长年冲刷，造成各主要特征尾水位降低2米以上，实际吸出高度为+0.02m,原HL710-LJ-410在70年代已经挖潜改进为高参数指标机型,因此其能量与效率、空蚀、稳定性指标的提升技术难度较大，哈尔滨电机厂依托大电机研究所在多年研究基础上，采用先进设计手段，在已做过模型试验的基础上参加投标，各性能参数较优而一举予中标。发出予中标通知后，鉴于增容的幅度及其他性能指标，招标工作小组要求予中标方继续优化投标型号转轮。1.1.1模型试验2003年12月27-31

29、日，在哈尔滨大电机所进行了摸型验收，枫树坝、粤电公司及特邀专家见证了试验过程，确认此次试验满足水轮机模型验收试验规程和合同技术协议。主要试验技术数据有： 效率试验结果：模型A835转轮最高效率为92.88%，额定点效率为89.31%,换算至真机分别为95.08%和91.5%,满足合同要求。能量指标显示在最大水头、额定水头、最小水头的最大出力分别为102Mw、88 Mw、62.8 Mw，满足合同要求。 飞逸试验的结果：在a=28mm导叶开度的的单位飞逸转速为127.65r/min,换算至真机飞逸转速为268.61 r/min,满足合同要求. 空化试验的复试结果:额定点临界空化系数为0.127,不

30、大于0.13,满足合同要求。 压力脉动试验结果：在真机水头6177米，75%100%最大出力的尾水管压力脉动值均小于3%，其余工况（除个别低水头工况点）的尾水管压力脉动值均不大于7%，验收抽查12个典型点，有两点超标，但合同协议约束不严谨，可认为基本满足合同要求。 补气试验：经补压缩空气（0.3Mp）压力脉动明显减弱,可保证满足合同要求。 模型尺寸检查表明：模型转轮名义直径355.9mm,符合合同要求,但蜗壳进口偏心距真机与模型有差异，导叶分布圆真机与模型相比略小，这都是由于原真机设计进行了调整，可能带来对模型转轮性能产生影响。尾水管形式真机性能优于模型。总体定性分析，哈电保证按模型试验验收生

31、产的真机性能能满足合同要求。详见水轮机模型最终试验报告及水轮机模型验收会议纪要。1.1.2设计制造#1水轮机增容改造供方厂家-哈尔滨电机厂有限责任公司（以下简称哈电）根据我司#1水轮机的原有流道条件，采用CFD计算技术，重新设计了#1水轮机新转轮，并结合改造现场条件对流道进行了全模拟（蜗壳进口、导叶分布圆有微小差异）,新转轮较原转轮减少了一个叶片，下环往下延伸了12mm，以满足增容改造的需要。转轮为铸焊结构，叶片材料为抗空蚀性能优良的马氏体不锈钢材料00Cr13Ni4Mo(合同为00Cr13Ni5Mo)。上冠、下环叶片由首钢集团公司铸造，五坐标数控龙门铣加工，以保证叶片整体型线及厚度。联轴螺栓

32、采用高强度合金锻件35 CrMo制造。后续设计中，转轮与主轴采用径向销传递扭矩，转轮在厂内经过尺寸检查、材质确认及水力型线检查验收合格后出厂，详情见一号水轮机出厂检查记录，转轮静平衡试验进行了三次，因供方加工计算原因，转轮进行两次偏车以消除不平衡力，后因改造工期十分紧张，故当做试验静不平衡力为90kg.m时。为争取工期，改为配重39kg钢块，直接焊牢在转轮上冠靠迷宫出厂，配重结束后转轮静不平衡力小于5.1kg.m。12附属部件1.2.1尾水管及基础环为增大转轮过流能力，须改造基础环及尾水管进口段，尾水管进口段分8瓣制造，材质为0Cr13Ni5Mo，由于供方未按图纸加工及验收就出厂，运至工地后发

33、现不能就位，后重新热弯加工，因与旧尾水管及基础环因材值不同组焊较困难，采用哈焊研究所特种G367M焊固，再用J507和A237堆焊。 原供方提供的基础环安装高程有误，实测后要求其技术人员核算修正为87.7776米,吸环测压管环管重新敷设,环管用无缝管,测嘴采用不锈钢。基础环脱空检查存在较大面积的脱壳，在尾水管和基础环焊接完毕施工完毕后进行了化学灌浆。改造完毕后的圆度、落转轮平台水平、焊接验收均合格。1.1.2直缸摇摆接力器由于原环形接力器存在先天性缺陷：如加工精度、密封方式等造成盘根损坏大量漏油的障碍时常发生，；为了解决这一缺陷，将环形接力器改造为直缸摇摆接力器,考虑布置原因, 增加过渡支架和

34、接力器支座，重新设计控制环(含抗磨瓦为复合铜基自润滑材料)，接力器固定在控制环和支座之间，由于结构设计不合理, 设计尺寸（高度、厚度、外圆尺寸）偏大，给安装带来了很大困难， 止推环、锁锭及压板都进行了再加工，推拉杆耳柄进行了切割，加工并订购了铜垫、高压软管球阀、操作油管接头等材料设备，对运行检修不合理的设计在安装上进行了改进，保证了整个设备可靠投入运行，但存在布置美观度差、运行巡查不便等较多缺点。13导水机构改造 为了减少漏水量，解决原机组停机后蠕动性的缺陷，活动导水叶、导叶套筒进行了返厂处理，顶盖、底环过流端面开环行槽并加装密封，导水叶三段轴颈热套不锈钢，轴套更换为铜基镶嵌自润滑复合材料轴瓦

35、，套筒回转找正加装密封（轴瓦处三道密封圈），导叶型线修整，立面密封材料由橡胶改为软性聚氨酯。 立面密封改进时，由于压板宽度不够，承揽方将钢条压入加宽，造成接逢处有缝隙，验收时责成补焊打磨处理，对头部与密封靠接处不足6角的进行打磨。2发电机3 改造后的运行状况3.1 改造后的试验数据#1水轮机增容改造总装完成后，委托省电力试验研究所对其进行了稳定性、出力等性能试验（个别水头），试验结果表明：在当时的水头条件下，改造后的水轮机出力、效率及稳定性等指标都达到了合同要求，试验主要性能指标如下：1）动平衡试验结果将原2号轮臂已有上下各16Kg和27Kg配重块取下来,在6号偏7号轮臂加班18Kg和38Kg

36、。相当实际配重99Kg。2）工作水头58.5m时，水轮机最大出力84MW，机组最大出力81.7MW。尾水管最大压力脉动约为2.64%（此尾水管压力脉动变送器装在水轮机层可能有削阻尼）；蜗壳水压最大脉动5.8%,水车室内距踏脚板1m处的最大噪声小于95dB(待测定)，顶盖最大振动为50%Ue加励水平0.042mm,20 Mw垂直0.097mm,在正常工作范围内，机组各部位振动、摆度等稳定性指标符合标准要求。最大振动、摆度值如下表：部件摆度（）振动（）上导+x上导+y法兰+x法兰+y水导+x水导+y上机架+x 上机架+y上机架垂直顶盖水平顶盖垂直尾水管水平幅值121.1147.8405.8473.

37、7230.3228.4100.6108119.475.297.856.5发生工况20MW10 MW20 MW20 MW10 MW20 MW10 MW20 MW50%Ve10 MW50%Ve30 MW3.2 改造后的有关运行工况投运3个月多来，机组经历了57m65m毛水头下的稳定运行，机组出力及效率较改造前均有一定的提高，改造前、后一些有代表性的水头下的出力情况见表1、表2。表2 #1水轮机改造后部分水头下的出力日期时间上游水位m下游水位 m毛水头m机组出力MW备 注2004.06.2711:00150.6490.1660.4881总负荷161MW2004.08.0310:30152.8889.

38、3663.4285总负荷85MW2004.08.1020:00153.1089.6263.4885.5总负荷95MW2004.10.909：30154.0690.0464.0285.5总负荷165.5MW4 改造后遗留的问题4.1导叶开口尚未达到设计值 目前，#1水轮机导叶最大开口仅为353mm，只达到导叶设计最大开口360mm的98%，4.2 转轮出力不足问题#1机组改造施工完成后于2004年6月30日正式竣工。在毛水头63-64.1米,最大出力为85.5Mw，根据转轮运转特性曲线,对应出力应在86.5-88Mw之间,从数值分析略显不足,初步分析原因有:1)由于大轴中心补气阀未装,对效率有降

39、低作用。根据效率试验的经验规律，在高负荷时补气将降低出力，而在低负荷时补气将提高出力。2）CFD设计和模型试验的流道全模拟与真机存在差异，导致模型效率试验及能量试验误差值较大。3）导水叶、转轮叶片过流能力不足，最大流量难以达到设计值。具体数据及原因分析须待下次大修效率试验得出结论。4.3 机组停机时间过长问题由于尾水位降低,机组在三个多月的运行中曾出现单机运行（低负荷时）停机时间达30分钟以上。具体见一号机组停机时间过长测试分析报告。主要原因为尾水位降低，“X”型叶片流体阻力较小等。4.4纯机械过速保护定值问题 根据调节保证计算成果，净水头为68米时,机组运行甩100MW负荷时，转速上升率为4

40、4.3%,次值大于140%ne机械过速保护, 若视正常运行中甩负荷等同事故，则须改保护定值,若视为一般障碍则不需改定值。4.5 现场的有关验收试验尚未完成主要包括水轮机效率、出力试验、导水机构漏水量测试等。5小结 一号机组增容改造是本公司成立以来第一次完成的大型复杂系统工程，历时近四年，经历了“厂网分家”电力体制改革，公司内部“三项制度”改革发展过程，其间一度中断，工程得以顺利完成，一方面得到了省公司的大力支持和指导，另一方面公司认真组织实施，克服各种困难，使得工程施工确保了安全、质量、进度，总的来说增容改造工程是比较成功的,但是在改造过程中，也出现了一些疏忽和失误，这些都值得我们认真总结和反

41、思。5.1工程可行性论证方面由于大量的设计制造资料在设备制造厂，委托天津发电设备总厂做枫树坝二号机组增容改造可行性论证，但由于当时天津发电设备总厂因经营困难解体处于重组中，因此可行性论证科学严密性不够，如发电机增容容量结论为95Mw，关键受限点的大轴的材质样本无法找到，100MW容量的确定参照了哈电技术经验。同时水轮机改造在论证方面因天发水轮机设计试验技术已落后先进潮流，提出的可行论证实用价值较低，在评标时水轮机改造的额定容量值比招标文件中目标低。5工程项目组织管理机组增容改造工作涉及面广、范围宽，公司成立了专门的项目管理机构较晚，主要技术和项目负责人虽职责分明，但相关管理制度不规范。改造工作

42、仅靠少数人负责，没有调动公司应有的资源，由于个人的时间和精力有限，加之经验不足，给改造工作带来不利影响。如非典原因未召开第二（三）次设计联络会，未组织有效的技术审查工作。图纸资料审查把关、改造前的技术交底、方案准备欠缺等，日常的繁杂工作挤占了改造专项工作时间，项目管理机构要花大量的时间进行交货联系协调、制造质量处理、中间结果验收等工作，以便少出差错，减少不必要的返工，确保设备改造质量、进度等，成立改造工程项目管理机构，进行高效运作管理是非常必要的。53供方设计制造问题一号水轮机增容改造合同设备制造恰逢电力设备制造业急剧膨胀，哈电的各项管理的弊端逐渐显现出来，对一号机组增容改造工程产生了较大负面

43、作用，如项目管理、设计制造水平、按期交货等。在设备改造设计中，由于设计单位管理不尽人意，加之年轻新手多，现场经验缺乏等多方面的原因，出现考虑不周或设计不合理等现象，#1水轮机增容改造过程中，出现了大轴与转轮联结尺寸失误，控制环结构设计不合理、接力器安装布置困难等，同时设备制造交货工期一再拖延，在我公司领导赴哈电协调制造进度和派员驻厂监造的情况下，转轮交货仍比合同延期了4个月，使得工程工期进度陷于被动。53关于转轮与大轴配合失误及处理问题 3月初图纸施工复核发现用旧水轮机大轴与新转轮无法装配，经重新复核图纸实物及安装高程，转轮上冠把合平面差197.5mm高度，造成这一较大失误的原因为： 1）图纸

44、资料等档案管理存在问题：由于档案管理的图纸时间较长，档案管理不够规范，竣工图纸存在与实物尺寸不符的地方，因此提供给制造厂家个别图纸存在错误。2）项目变更审查和技术准备不足：由于原计划为二号机组增容改造, 2003年3月一号机组中修导水机构漏水较大机组蠕动、水导摆度偏大瓦温较高处理不太理想,一号机组仍须扩大性大修解决存在缺陷，遂把二号机组项目移至一号机组实施。由于工作繁多，未能对图纸与实物尺寸在两台机组上的不同之处进行复核。3）增容改造设计审查不足：由于“非典”原因，原定在我公司举行的第二、三次设计联络会没有召开，失去了各方技术会审发现错误的机会。4）供货方设计、技术服务人员的不足：哈电设计人员

45、存在经验不足、设计技术数据分析不严谨，虽然我方提供的个别图纸存在错误之处，但从其他正确的相关图纸分析应能发现错误，现场实测人员责任心不强，未将实测数据交给设计人员复核。 当发现此问题后，专业技术人员立即对有关图纸设备进行现场核实，并对相关数据核算，并与供方设计人员确定补救措施，通过增加过渡法兰、改变联轴螺栓尺寸和力矩传递方式，使问题得到顺利解决。54设备的监造#1水轮机增容改造设备制造由于正逢电力紧缺、电源建设一哄而上，哈电生产任务极为紧张,设备无法按合同交货,为确保交货期不再延期，特委派了监造人员驻厂监造，在保证设备质量、进度等方面发挥了积极的作用。他们在监造过程中协同制造厂家研究制订了转轮

46、静平衡、接力器制造尺寸等问题，为改造进度工期赢得了宝贵时间。由于供方制造厂内部出现设备分包及外协加工等问题，我司对供方内部管理控制和协调管理是值得我们认真总结和思考的问题。55项目监理在此次#1机的增容改造工作中，外聘请监理单位进行工程监理，既弥补了本厂技术管理工作的不足，又为大型技改工程的提出了很好的模式，从监理单位的工作来看，监理人员工作十分敬业，施工管理都比较规范。施工中遇到问题监理组定期或专题召开协调会议，在施工过程中发现并解决了不少重要技术问题，监理人员主要来自有增容改造经验的省外电厂，带来了很多好的经验做法。由于监理介入整个工程的时间较迟，而且提供给其的技术资料、图纸不完备，因此开工后一段时间在熟悉设计、方案等，我厂对监理的授权有限，遇到施工单位违反工程监理管理时，不敢管和不能管现象时有发生，须业主出面协调，未充分发挥监理工作的权威性。56设备数据实测 #1水轮机增容改造是对部分设备进行更新改造，因此就存在新旧部件的配合问题。而且改造部件都是上世纪七十年代的产品，受当时的设备加工条件限制，许多大部件的加工精度大都达不到图纸要求，通常这些大部件精配合尺寸大都是采用配车的方式加工的，图纸上