水电厂开展状态检修技术的探讨

范文一：水电厂开展状态检修技术的探讨

水电厂开展状态检修技术的探讨

黄忠生罗宏

(大唐岩滩水力发电厂)

摘要 : 水电厂机组检修是一项经常性的工作，是确保机组安全运行的基础，机组的大小修原来都根据过去的有关规定的去做，随着技术的不断进步，有必要对水电厂的检修进行研究，本文就水电厂开展状态检修技术作一些探讨。

关键词 :水电厂机组检修状态检修

一、前言

随着电力体制改革的深入，发电侧市场将首先建立，“网厂分开、竞加上网”将成为电力生产企业市场经济模式下经营管理的主要形势。即将和正在进入市场的水电厂加强企业内部成本管理的迫切要求进一步加强，占据水电厂主要成本的设备检修和技术改造成为企业内部管理重要内容。

水电厂是以生产和经营电力为主的工业企业。随着社会主义市场经济的不断完善和国有企业改革的不断深入，电力企业将成为“自主经营，自负盈亏，自我发展，自我约束”的法人实体和竞争主体。在市场经济中，要求企业以最小的投入获得最大的收益。转变观念、降低成本和技术革新是当前企业生存和发展的基本前提。

水电机组一经投产运行后，维修就成为电力生产的重要环节，维修费用是成本控制中的主要因素之一。只有更新当今维修观念，实施状态维修技术，提高维修质量和管理水平，才能降低维修成本，延长设施或贵重部件的使用寿命，提高机组的运行性能，有利于增加企业适应市场经济的内在发展动力。

二、状态检修的基本要求

1、科学规划成本目标，动态预测成本

电力生产企业的效益出自市场，对市场的了解决定我们的效益。电能作为特殊商品需要专业的评价体系来评定价格，更要接受市场的考验，接受输供电企业和用户的选择，毕竟价格是市场最敏感的要素。确定成本要根据电力体制改革的进程，经过市场调研、销售预测充分估计和把握电力市场的供求变化和发展趋势。通过细致广泛分析，综合电力生产设备技术进步和发展的方向，正确评估企业的生产能力和设备状况，合理界定企业更新改造的周期，确定企业在未来一段时期的成本目标及成本变化的趋势。随着电网建设的进一步完善，备用电源日臻完善，以季节安排水电厂检修的传统将逐步打破，以年度为时间周期进行成本核算的传统方式也可以相应的调整。

2、推行设备状态检修，给设备选择合适维护方式

1)分级管理，合理划定计划检修和状态检修。对设备划分等级，有利于确定不同的检修和维护的策略。根据设备的可靠性(安全地位)、检修成本(费用开支、检修性价比)划定A、B、C、D四个等级，确定检修策略:A级设备以计划检修为主，适当采用状态检修;B级设备以状态检修为主，适当采用计划检修;C级设备全部实行状态检修;D级设备实行故障检修。

设备划分示意

高性价比

C级 A级

高可靠性低可靠性

D级 B级

低性价比

2)加强监控，科学、动态组合计划检修、状态检修和故障检修三种检修方式。通过建立分级设备台帐，重点加强B、C级设备的监控，及时制订计划计划检修项目，组织有针对性的检修。在根据设备划分确定检修策略的基础上，不断积累监测数据资料，发现设备有劣化趋势，立即调整为监控重点，全面进行观察分析，选择合适时机实施检修，避免设备突然损坏事故和事故的扩大。

3)积极应用先进的检测技术和仪器设备，提高设备诊断能力。不断增强数据采集的科学性，不断积累数据分析经验，提高故障分析能力。

三、状态检修的基本思路

传统的单纯以时间周期为基础的定期预防性检修必然造成检修过剩或检修不足，其不经济性和不安全性是促使向状态检修过渡的起因。定期预防性检修作为历史的产物，在产品质量较差、设备状态检测技术较为落后、运行经验相对不足的历史条件下，有其存在的必然性，然而由于这种检修体制没有从根本上考虑各类设备质量的千差万别以及运行条件的千变万化，只是一味盲目地“到期必修”、“修必修好”，忽略了设备的实际状况，结果有可能造成人力、物力、财力的大量浪费，甚至由于过多的非恰当检修，而增加了设备的不安全性。同时，设备定期检修的停运时间过多，造成发电量降低，是不经济性的另一种表现。以岩滩电厂#l机组为例，从92年投运至今，定期检修共6次(其中大修3次)，累计投入资金约 500万元，累计停运运时间5000小时，占总统计时间的8.30%，停运损失电量12.5亿千瓦时，直接动用检修人员约l500人工。而在此期间该设备非计划停运共24次，非计划停运时间共1544小时，损失电量3.86亿千瓦时。该如此说来，频繁的定期检修并没有完全杜绝故障隐患，其投入产出效益显然是不成正比的。

因此，向状态检修过渡，实现设备预知性维护，根据设备状态对症下药，有病则医，无病运行，是电力设备检修改革发展的必然趋势。目前西方发达国家都已不同程度的地摒弃了传统的定期检修制，有的在局部已经实现纯粹的主动性维修。

实际生产中，常把设备的状态分为完好和故障两种，即使是在可靠性管理中也只把在使用设备分为“可用”和“不可用”两种状态，事实上在“可用状态”过程中，还存在着设备由健康完好向故障过渡的过程。把握好这个过程是开展状态检修的关键之所在，而如何界定这一过程，主要依赖于设备检测技术。由于我国设备状态检测技术比较落后，所以立即建立状态检修体制的条件尚不成熟，作为过渡阶段，目前国际上流行的不定期预防性检修，不失为是一种可选的向状态检修过渡的检修管理方法。这种方法的特点是设备大修的间隔不是固定的，而是根据机组累计

运行小时数和启停次数的变化而变动。其依据是机组在启动和调峰时的损伤是热疲劳，而连续稳定运行时的损伤主要是氧化、腐蚀、蠕动等，依此提出大修间隔时间的计算方法。

综上所述，根据我国目前电力生产的特点。采取以定期预防性检修为主，辅以改正性检修，在大修间隔上采用不定期预防性检修，是一个从经济性和安全性上可行的检修办法。同时，要不断完善和开发设备状态检测技术，为实现向状态检修过渡创造条件。

四、状态检修的作法

从定期检修制向状态检修制度转换，是设备维修制度和方法的根本性变革，实事求是思想路线在维修环节上的生动体现。在这场变革中，干部和职工在设备维修工作中的地位和作用将发生深刻变化，他们将从以往的设备维修的被动执行者变成自主决策者。怎样起步,起步后又怎样不断深化以取得实效,这是我厂一直在思索、探讨的一个主题。

l、扎实做好各项准备工作

1. 1加强领导

成立以生产副厂长为组长、副总为副组长以及由若干专业技术骨干参加的状态维修领导小组，负责组织、协调并指导全厂的状态维修工作;日常工作由状态维修办公室负责;领导小组下设机械、电气、继电保护和试验四个专业组。

l.2制订规章制度

就上述四个专业如何试行状态维修制订《以状态为依据进行设备检修试验的规定》。使上述专业开展状态维修有章可循，有据可依。同时，它对解放思想，消除顾虑，动员全员参与，把握状态维修的正确方向，顺利地迈出状态维修的第一步起到了决定性的作用。

1.3人员培训

实施状态维修不仅需要投入很多资源和管理时间，还需要大量人员的全心全意的合作。一个人甚至来自一个部门的一组人也不可能单独制定出一个可行的维修计划，因为所需的信息多种多样，信息的提供者也各不相同。这意味着只有在广泛咨询合作的基础上才能制定出维修大纲，特别是生产管理与运行、检修人员之间的合作。背景不同、专业不同的大多数人，对状态维修的概念还很生疏，他们还需要学习这些概念是什么以及如何配合在一起并得到相互的支持。因此，一开始就应该让他们有机会学习到什么是状态维修，评估一下要实施维修他们需要投入什么资源，判断一下自己职责范围内状态维修得到什么潜在利益。最有效的方法是将与维修项目有关的主要人员组成小组，然后对他们进行培训的需求分析，接着制定一个培训大纲，最后提交培训课程，并配有几种实例研究和实际运用，使参加的人了解到理论在实际中是如何运用的，给工程师、运行管理人员、检修技术人员讲与上述内容相同的课程，还要解释状态维修的顺利实施必须要作什么和如何做。

2、全力掌握设备“状态”

状态维修要求在普遍掌握所有设备健康状况的基础上确定极少数该维修的设备，进而对它们进行适度维修，显然，从这一意义上讲，状态维修应分为“掌握状态”与“针对性维修”两个重要环节，在通常情况下，每年该修的设备仅占设备总数的百分之十几到几，甚至更少。可见，与定期维修制相比，维修工作量将大幅度减少，但“掌握状态”所需的投入，特别是智力方面的投入反而有所增加。而且“掌握状态”是搞好状态维修的“先导”，是我们的着眼点和着力点，也是状态维修的难点。可通过下列途径来“掌握状态”的状态:

2. 1加强常规测试手段

电气设备预防性试验和继电保护及自动装置定期检验，是掌握设备和装置状态的常规测试

手段。试行状态维修后，这些常规测试手段不能削弱，而应加强。所谓加强，包含以下两层意思:

2.l.l要根据设备的原始状态及历年来的状态变化趋势合理确定设备的测试周期及测试项目，实施有针对性试验与检验。对大多数初始状态良好且运行状态稳定的设备，适当延长测试周期;对少数状态变差的设备，适当增加测试频度;对个别故障前兆的设备，则应跟踪测试。

2.1. 2对测试结果进行科学分析，就是将测得的数据同规程定的值比，看是否超标;与历次测试数据比，看状态变化趋势;还要与同类设备的测试数据比，最后做出综合分析、判断。在测试方面，应注重探讨测试项目对检出设备缺陷的有效性以及测试数据的可信度，同时注意纠正那种认为测试周期越短越好的糊涂观念。

3. 2开发与应用在线监测技术

在线监测的目的是通过对运行设备实时状态的测量，识别现有的或即将出现的问题，并预计故障修理的时机，以减少设备损坏的机率。这一概念的技术基础在于，大多数有故障的设备或部件都会预先暴露出它已处于失效边缘或正在恶化的信息。在线监测由于所施电压较高，因而能够比常规的停电测试方法更有效地发现设备早期缺陷。它部分地取代预试项目，减少设备停电次数和停电时间。

在线监测是现代维修的主要依据，是状态维修不可缺少的技术手段之一。在线监测的技术水平及其覆盖面在一定程度上反映了状态维修的深度。但到目前为止，国内在线监测技术仍处于开发阶段，实用化程度不高。因此，我们应注意克服对在线监测技术在阶段状态中的作用估计过高的倾向，结合生产实际，联合社会上的科技力量积极进行在线监测技术的开发。

2.3应用数理可靠性统计方法

常规的停电测试与在线监测各具优点，但也各有不足。

停电测试可掌握设备多方面的状态，且所需设备投资省。但停电因而影响发电可靠率，且所得数据只能反映测试时刻的“状态”，在尔后直至下一个测试期到来之前的长时间内，设备状态究竟如何变化是无法得知的。又由于外施电压低，使设备的某些缺陷难以充分暴露。在线监测可掌握设备的实时状态，但到目前为止，多数设备、设施和装置的状态信息还难以通过在线监测来获取。或虽能获取，但为此而付出的代价过于昂贵。至于遇到突发性事故，则任何测试手段都难以做出预报。

数理统计方法可以在更广泛的范围内帮助我们去掌握设备“状态”。事实上，常规测试周期的确定以及在线监测判据的制定通常也都是以数理统计为基础的。因此可以说，数理统计方法是状态维修的强有力工具。

通过对设备大量的历史资料包括出厂试验数据、历次试验数据、检修与运行记录以及事故情况等的综合统计分析，可以对某台或某类设备的状态做出评估，对其状态的变化趋势或规律做出预测。

3、提高维修质量

电力部门继提出“到期必修，修必修好”口号之后，又提出“该修必修，修必修好”的口号。这后一种提法，暂且不说其实施效果如何，单就其内涵而言，体现了状态维修的思想，而且对维修质量提出了高标准要求。

维修质量是整个维修工作的核心。提高维修质量是搞好状态维修的重要环节。人们通常认为，“到期不修”是“失修”，殊不知“修未修好”同样也是“失修”，而且后者常常比前者更遭。

建立维修后评估制度，对保障大型设备的检修质量无疑是有益的，应进行这方面的探索。

4、把住设备初始状态关

设备初始状态如何，对其尔后的运行状态及使用寿命有着决定性的影响，“优生”才能“优

育”，如果设备“先天”不足，带“病”运行，就会给机组的安全运行带来灾难，再好的维修制度和方法也将无济于事。因此，把住设备初始状态关，是成功开展状态维修的前提条件之一。

把住设备初始状态关，关键在于搞好包括规划设计、设备选型和安装调试环节在内的设备前期管理工作，这几个环节都很重要，一环扣一环。应当说，最为重要的是规划设计和设备选型这两个环节。因为安装调试中遗留下来的某些缺陷固然也影响，安全运行，不可忽视。但必竟还有弥补的。

由此可见，要搞好状态维修，仅靠生产部门参加是远远不够的，还须动员规划、设计、供应、安装等部门适时介入。只有全员参与，才能把住设备初始状态关，才能为状态维修奠定基础。

五、结束语

开展状态检修的目的之一是要提高设备的可靠性，只有设备确实需要时才进行检修，从而减少了传统的定期大小修频度，延长了检修间隔，设备不会因检修常常退出运行而使可用率下降，也不会因设备失修造成设备严重损坏，并减少了不必要的拆装和长期停运后再启动时的故障率，提高了设备可用率和机组的整体可靠性。

此外，在推行状态检修模式的同时，还应积极研究和探索先进的维修管理思想和方法，建立相应的维修管理体制，要重视维修标准、规范等技术基础工作建设，建立相应的组织机构与规章制度，加强珍断人员、运行人员、维修管理人员、计划人员和上层管理人员之间的协调，以实行计算机管理等。现代设备综合管理有三个方面的内容，即技术管理、经济管理和组织管理等。三者之间的关系是:技术是基础，经济是目标，管理是保证。

范文二：水电厂检修规程

第一章总则第 1 条发电厂的设备检修，是提高设备健康水平，保证安全、满发、经济运行的重要措施。各电厂必须把检修工作作为企业管理的一项重要内容来抓。根据电力工业特点，要掌握设备规律，坚持以预防为主的计划检修，不能硬撑硬挺带病运行;坚持“质量第一” ，贯彻“三老四严”的精神，发实做到应修必修，修必修好，使全厂设备经常处于良好状态。第 2 条检修工作要贯彻挖潜、革新、改造的方针，在保证质量的前提下，全面实现多、快、好、省。努力做到: 质量好经过检修的设备，能保持长期的安全、满发、经济运行，检修间隔长，临检次数少; 工效高用料省安全好多发电检修工期短，耗用工时少; 器材消耗少，修旧利废好; 不发生重大人身、设备事故，一般事故也少; 作到安全满发、稳发，经济运行。各电厂要按照以上的要求，对检修工作进行全面的评价，开展竞赛，表扬先进，努力创造新纪录，赶超国内外的先进水平。第 3 条检修工作在党委领导下，由厂长全面负责，并指定一位主管生产的副厂长事总工程师具体组织管理，各职能部门和车间(分场)、班组按职责分工，密切配合，共同搞好。工人要参加管理。干部要深入现场，调查研究，参加劳动，有时解决问题。职能部门要做到“三个面向”“五到现场” 、。第 4 条检修工作要以大庆为榜样，坚持“三老四严”的作风，建立明确的责任制，培养一支具有高度政治觉悟、严格劳动纪律、过硬技术本领、优良工艺作内的检修队伍，保证检修任务的顺利完成。第 5 条检修工作要依靠群众，实行干部、工人、技术人员三结合。生产人员要象战士受护武器一样受护设备。运行人员要用好设备，并且参加检修，熟悉设备;检修人员要熟悉运行，修好设备。两者要密切配合，加强协作。第 6 条要围绕竹产关键，积极开展技术革亲和技术革命，不断提高检修质量，改进设备，改进工艺，改进工具，提高检修机械化水平。第 7 条邻近的电厂，要积极创造条件，推行各种形式的集中检修。检修间隔、第二章检修间隔、项目和停用日数第一节主要设备的检修间隔第 8 条设备检修的间隔，应根据设备的技术状况和部件的磨损、腐蚀、劣化、老化等规律，以及燃料、运行、维修等条件慎重地确定。一般应按表 1 的规定安排检修。为了保证设备健康，合理安排检修，年运行小时在 6000 小进以下的，基设备大、小修，可参照下列条件掌握。

(一)年运行小时在 5000,6000 小时的锅炉、汽轮发电机组和水轮发电机组，如设备技术状况较好，可用运行小时间隔;技术状况较差的，可用日历间隔。 (二)开停机频繁或备用时间较多的机组(年运行小时在 5000 小时以下)，其检修间隔可根据设备技术状况和运行情况另定。 (三)单元制的机、炉应同时进行检修。机、炉检修间隔长短不一致时，可按间隔短的安排。第 9 条为了充分发挥设备效益，降低检修费用，各厂应积极采取措施逐步延长设备检修间隔。凡设备健康水平较好的，经过鉴定，并报主管局批准，其检修间隔允许超过表 1 规定的上限。第 10 条为了防止设备失修，确保设备健康，凡设备技术状况不好的，经过鉴定，并报主管局批准，其检修间隔可低于表 1 下限的规定。允许大修间隔超过表 1 上限和低于表 1 下限的参考条件见附录一。第 11 条新投产或迁装的主要设备，第一次大修的时间按下述规定执行。 (一)锅炉、汽轮发电机组、水轮发电机组:正式投入运行后一年左右。 (二)主变压器:正式投入运行后五年左右。第 12 条新型机组在未掌握其性能和积累一定的运行维护经验以前，大、小修间隔由主管局根据具体情况决定。第二节主要设备的检修项目第 13 条各发电厂应摸清设备情况，掌握规律，根据应修必修，修必修好的原则，合理确定大修项目。既要防止该修不修，影响设备的正常运行;也要防止不必要的大拆大换，造成浪费。大修项目分为一般项目和特殊项目两类。 (一)一般项目，主要工作内容如下: 1.进行较全面的检查、清扫和修理(对于已掌握规律的老机，可以有重点的进行); 2.清除设备缺陷; 3.进行定期的试验和鉴定; (一)般检修项目包括常修项目(即每次大修都需进行检修的项目)和不常修项目(即不一定每次都要检修的项目)。 (二)特殊项目，指一般检修项目以外的项目。其中重大特殊项目(如技术复杂、工作量大、工期长、耗用器材多、费用高，以及系统或设备结构有重大改变的项目)由电厂提出后，经主管局确定。第 14 条主要设备的小修内容: (一)消除运行中发生的缺陷; (二)重点检查易磨、易损部件，进行处理，或必要的清扫和试验; (三)大修前的一次小修，应做好检查，并核实大修项目。

小修项目由各发电厂根据设备实际情况自行决定。在规定的小修停用日数内，也可提前进行一部分大修项目。第三节主要设备的检修停用日数第 15 条在确保质量条件下，根据检修的人力、技术、物资准备、设备状况和检修工期等条件，合理地安排检修停用日数。设备大、小修的停用日数，一般不应多于表 2、表 3、表 4 和表 5 的规定。如果有特殊情况需要延长时，应经主管局审定。对电网供电影响较大的机组检修，要千方面计在保证检修质量的前提下，缩短工期。第 16 条新投产机组的第一次大修的停用日数由主管局确定。第 17 条单元制系统的主变压器及其断路器设备检修停用日数，应按不超过高设备检修的停用日数进行安排。第四节辅助设备检修第 18 条对辅助设备的检修，必须和主设备一样重视。对全厂正常运行有重要影响的辅助设备和公用系统(如火电厂的上煤设备、燃油系统、制粉系统、出灰设备、水处理系统、循环系统、给水系统、冷却水系统、排水系统、厂用电系统，水电厂的供水系统、压缩空气系统、进水口闸门设备等)必须经常保持良好状态。第 19 条发电厂应经常掌握辅助设备的技术状况，并参照第 8 条和第 15 条的原则，合理确定辅助设备的检修间隔和项目。为了减少主要设备的大修工作量，缩短停机、停炉时间，在保证全厂出国和安全经济运行的条件下，某些辅助设备的检修可以与主要设备的检修时间错开，有备用设备的，可以不在主设备在修期间进行检修。第 20 条高压断路器检修间隔。 (一)高压断路器切断故障电流多少次后需要检修，应根据安装地点的短路容量、断路器型式、遮断容量、制造质量和现场经验确定。 (二)操作频繁的断路器，可根据现场经验，按操作次数安排检修。 (三)操作次数较少的断路器，其检修间隔应根据设备的技术状况和制造质量等条件确定。一般可参照表 6 进行安排。表6 力电压等级 (千伏) 110 及以上 35-110 以上 2-35 以下多 3-5 年 3-4 年 2-4 年高压断路器检修间隔断油路少 2-4 年 2-3 年 1-3 年器油型式空 2-4 年 3-5 年 3-5 年气第五节生产建筑物的非生产设施的检修

第 21 条要重视发电厂厂房、建筑物、构筑物、水工建筑和重要非生产设施的维护和检修，除必须做好定期的检查和维护外，还应根据实际情况，安排必要的检修工作。注: 1.主要设备:锅炉、汽轮发电机组、水轮发电机组、主变压器及其附属设备。 2.辅助设备:主要设备以外的生产设备。 3.生产建

范文三：水电厂检修规程

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把检修工作作为企业管理的一项重要内容来抓。根据电力工业特点，要掌握设备规律，坚持以预防为主的计划检修，不能硬撑硬挺带病运行;坚持“质量第一”，贯彻“三老四严”的精神，发实做到应修必修，修必修好，使全厂设备经常处于良好状态。第 2 条检修工作要贯彻挖潜、革新、改造的方针，在保证质量的前提下，全面实现多、快、好、省。努力做到: 质量好经过检修的设备，能保持长期的安全、满发、经济运行，检修间隔长，临检次数少; 工效高检修工期短，耗用工时少; 用料省器材消耗少，修旧利废好; 安全好不发生重大人身、设备事故，一般事故也少; 多发电作到安全满发、稳发，经济运行。各电厂要按照以上的要求，对检修工作进行全面的评价，开展竞赛，表扬先进，努力创造新纪录，赶超国内外的先进水平。第 3 条检修工作在党委领导下，由厂长全面负责，并指定一位主管生产的副厂长事总工程师具体组织管理，各职能部门和车间分场、班组按职责分工，密切配合，共同搞好。工人要参加管理。干部要深入现场，调查研究，参加劳动，、有时解决问题。职能部门要做到“三个面向”“五到现场”。第 4 条检修工作要以大庆为榜样，坚持“三老四严”的作风，建立明确的责任制，培养一支具有高度政治觉悟、严格劳动纪律、过硬技术本领、优良工艺作内的检修队伍，保证检修任务的顺利完成。第 5 条检修工作要依靠群众，实行干部、工人、技术人员三结合。生产人员要象战士受护武器一样受护设备。运行人员要用好设备，并且参加检修，熟悉设备;检修人员要熟悉运行，修好设备。两者要密切配合，加强协作。第 6 条要围绕竹产关键，积极开展技术革亲和技术革命，不断提高检修质量，改进设备，改进工艺，改进工具，提高检修机械化水平。第 7 条邻近的电厂，要积极创造条件，推行各种形式的集中检修。第二章检修间隔、项目和停用日数第一节主要设备的检修间隔第 8 条设备检修的间隔，应根据设备的技术状况和部件的磨损、腐蚀、劣化、老化等规律，以及燃料、运行、维修等条件慎重地确定。一般应按表 1 的规定安排检修。为了保证设备健康，合理安排检修，年运行小时在 6000 小进以下的，基设备大、小修，可参照下列条件掌握。一年运行小时在 5000,6000 小时的锅炉、汽轮发电机组和水轮发电机组，如设备技术状况较好，可用运行小时间隔;技术状况较差的，可用日历间隔。二开停机频繁或备用时间较多的机组年运行小时在 5000 小时以下，其检修间隔可根据设备技术状况和运行情况另定。三单元制的机、炉应同时进行检修。机、炉检修间隔长短不一致时，可按间隔短的安排。第 9 条为了充分发挥设备效益，降低检修费用，各厂应积极采取措施逐步延长设备检修间隔。凡设备健康水平较好的，经过鉴定，并报主管局批准，其检修间隔允许超过表 1 规定的上限。第 10 条为了防止设备失修，确保设备健康，凡设备技术状况不好的，经过鉴定，并报主管局批准，其检修间隔可低于表 1 下限的规定。允许大修间隔超过表 1 上限和低于表 1 下限的参考条件见附录一。第 11 条新投产或迁装的主要设备，第一次大修的时间按下述规定执行。一锅炉、汽轮发电机组、水轮发电机组:正式投入运行后一年左右。二主变压器:正式投入运行后五年左右。第 12 条新型机组在未掌握其性能和积累一定的运行维护经验以前，大、小修间隔由主管局根据具体情况决定。第二节主要设备的检修项目第 13 条各发电厂应摸清设备情况，掌握规律，根据应修必修，修必修好的原则，合理确定大修项目。既要防止该修不修，影响设备的正常运行;也要防止不必要的大拆大换，造成浪费。大修项目分为一般项目和特殊项目两类。一一般项目，主要工作内容如下: 1.进行较全面的检查、清扫和

修理对于已掌握规律的老机，可以有重点的进行; 2.清除设备缺陷; 3.进行定期的

试验和鉴定; 一般检修项目包括常修项目即每次大修都需进行检修的项目和不常修

项目即不一定每次都要检修的项目.

范文四：水电厂检修排水系统在尾水抽空中的应用

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水电厂检修排水系统在尾水抽空中的应用作者:杨勇

来源:《科技创新与应用》 2015年第 18期

摘要:针对在某水电厂尾水排空过程中遇到的实际困难,从全厂设备结构进行分析,结合各种排水方法,大胆将检修排水系统参应用于尾水排空过程中,全面阐述了该方法在某水电厂尾水排空过程中的应用情况,详细介绍了该方法的具体实施过程,最后就检修排水系统在尾水排空过程中的应用实施效果进行了展望。

关键词:检修排水;尾水排空;水电厂

1 应用检修排水系统排空尾水的必要性

某水电站引水方式为一管三机方式,最大水头、额定水头、最小水头分别为 117m 、 102m 、 75m ,单机容量 95MW ,总装机容量为 285MW ,电厂在系统中主要承担基荷、腰荷和调峰任务,该厂采用 3台混流式水轮机,机组投产以来尾水内部存在如下问题:

(1)尾水渠局部裂缝,存在漏水现象。在尾水水位降低时可看到尾水渠裸露部分存在裂缝喷水现象,初步判断尾水渠在水力作用下可能已发生局部位移,但位移情况、受损情况有待确定。(2)三台机尾水检修闸门关闭不严,历年检修均需潜水员封堵。在历年的检修中发现,尾水检修闸门关闭不严,为满足检修条件,几乎每次都要请潜水员封堵,一方面增加了检修费用,另一方面严重耽误检修工期。(3)三号机尾水管钢板里衬脱落后阻塞尾水检修闸门关闭。在 2011年对 3号机组检修时发现尾水管里衬底部钢板脱落,已脱落的钢板大部分沉于尾水渠内部,随时影响着机组的安全运行。(4)基建期大量金属部件沉积于尾水渠和尾水管底部,急待清除。机组尾水管、尾水检修闸门门槽内存在大量废弃焊条、管件夹扣、焊接残余金属碎片等杂物,直接影响尾水闸门的关闭,对门槽和尾水检修闸门造成威胁。(5)投产后尾水渠迎水面受冲刷,受损程度需排水确定。该厂自 2007年机组投运后未检查过尾水渠迎水面受冲刷情况,其受损程度不明,需排水检查。

2 水电厂检修排水系统应用于尾水排空过程中的具体方法

水电厂检修集水井位于厂房最底部,用于检修时收集尾水管积水并用检修排水泵排至尾水河道,排水泵选用高扬程、高流量设备,工作可靠性高,排水速度较快。检修排水系统在尾水排空过程中的应用主要利用检修集水井处于整个厂房最底部、高程最低、排水泵流量大、排水泵吸水口高程低、水泵扬程高等优势,由检修集水井收集尾水渠、尾水管的水流,在检修排水管出口处安装法兰,采用轻型耐压管道将检修集水井排水管延伸至下游河床。当所有工作准备就绪后,打开检修集水井盘型阀,水流从尾水渠、尾水管进入检修集水井,检修集水井水位到达水泵启动值时自动控制系统启动水泵进行工作,尾水逐渐从检修排水泵排至下游河床。在尾

范文五：安康水电厂330_110kVGIS的运行及检修_崔建光

文章编号 :055929342(2000) 1120045202

安康水电厂 330、 110kV GIS 的运行及检修

崔　建　光

(安康水力发电厂 , 陕西　 )

关键词 :GIS (全封闭组合电器 ) ; 运行及检修 ;

摘　要 :安康水电站 330、 110kV (6(GIS ) 。 330kVGIS 主接线为双母线 , 共有 9个间隔 , 个 ; 110kVGIS 主接线为双母线 , 共有 9个间隔 , 其中进线 2个、出线 5。 10年来 , 通过对设备运行中出现的问题的处理和检修 , 积累了一定经验 , 如 :、 ,GIS 设备损坏等 , 并对设备的运行和检修工艺流程进行了总结。可供有关单位参考

中图分类号 :TM56113(241) 　　　文献标识码 :B

1　基本情况

安康水电站装有 200MW 水轮发电机组 4台 , 电站首台机组于 1990年 12月 12日发电 ,1992年 12月 25日 4台机组全部发电。电站 330、 110kV 高压电器设备均采用六氟化硫 (SF 6) 全封闭组合电器 (GIS ) 。

330kVGIS 主接线为双母线 , 共有 9个间隔 ; 其中进线间隔 4个、出线间隔 3个、母联间隔 1个、 PT 间隔 1个。 4个进线间隔采用单相分支母线经油气套管分别与 4台主变连接 ; 3个出线间隔用单相分支母线经 SF 6/空气出线套管与输电线路相连。

110kVGIS 主接线为双母线 , 共有 9个间隔 ; 其中进线间隔 2个、出线间隔 5个、母联间隔 1个、 PT 间隔 1个。 2个进线间隔用三相共箱式母线经油气套管与 2台主变连接 ;3个出线间隔用三相共箱式分支母线经 SF 6/空气出线套管与输电线路相连。 2个出线间隔采用 SF 6/电缆终端与输电线路连接。

330kVGIS 设备 , 由西安高压开关厂引进日本三菱公司技术 , 并与三菱公司合作制造 ;110kVGIS 设备 , 由西安高压开关厂制造。

330kVGIS 共装有 3002SF MT 250BSF 6落地罐式断路器 8台 , 其中用于机组和联络变高压侧的 5台断路器取消了合闸并联电阻。 110kVGIS 共装有 1202SF MT 232SF 6断路器 8台。 330、 110kVGIS 各装有隔离开关 20台 , 接地开关 8台 , 均配有手动操作机构 , 还装有日产氧化锌避雷器、电压互感器等。

　　收稿日期 :2000210220

作者简介 :崔建光 (1953— ) , 男 , 四川西昌人 , 安康水电厂生产技术部主任工程师 1

4台机引水板处理后都经受了 7个月以上运行时间的考验 , 其中 1号机已运行 115a 时间。各台机引水板再未出现异常情况 , 机组运行状况良好 , 说明处理引水板的方案是合理、有效的。

4　结　语

(1) 转轮引水板从表面上看不是主要部件 , 在设计、制造、安装过程中常常被忽视。但是 , 引水板一旦发生故障就可能造成严重后果 , 如导致水轮机止漏环损坏 , 水导轴承损坏 , 顶盖磨穿造成大量漏水等 , 且引水板损坏后修复比较困难。因此 , 水轮机制造和安装单位应对引水板给予足够的重视。现在有些新型转轮采用埋入式法兰 , 已取消引水板结构 , 应加以推广。

(2) 机组长期在不良工况下运行是造成引水板破坏的主要原因 , 对高效区较窄的机组 , 应尽量避免在 45%额定负荷以下运行。

(3) 割除引水板 , 在上冠处浇筑钢筋混凝土是一种较好的处理方案 , 具有工期短、费用少、效果好等优点。

水力发电? 2000年? 第 11期

2　 GIS 设备结构布置与技术特点

(1) 330、 110kVGIS 共用 1个开关大厅 , 长 150m 宽 1215m 总占地面积 1875m 2。 GIS 设备分 3层布置 , 从主变到出线套管的最大高度为 24m 。

(2) 330kVGIS 主母线为三相共箱式结构 , 母线为上下布置 , 每条母线由 9个罐体组成 , 长度为 3215m ; 在每条母线中部由气隔盆式绝缘子将母线气室隔开 , 形成两个独立气室 , 母线内部导体连接采用插入式结构 , 导体之间是通过梅花触头接触连接。分支母线采用分箱式结构 , 母线壳体分为直通式结构和三通式结构 ; 分支母线导电回路连接是采用插入式结构 , 分支母线中导电杆是通过表带形触头进行接触。主母线梅花触头固定在三相绝缘子上和支柱绝缘子上 , 分支母线表带触头固定在分支母线盆式绝缘子上。

(3) 110kVGIS

主母线布置形式为上下游布置 ,

结构 , 。主母线表带触头固定在三相绝缘子上和支柱绝缘子上 ; 分支母线梅花触头固定在分支母线盆式绝缘子上。

(4) 330kVGIS 断路器为分相布置 , 断路器采用双断口。

(5) 110kVGIS 断路器为三相共箱式 , 所有三相灭弧元件都封装在 1个公共的金属外壳内 , 每相灭弧室均用绝缘材料隔离 , 从而消除了邻相之间电弧的影响 ; 断路器采用单断口。断路器亦采用气动操作机构 , 可成功开断正常故障与非正常短路故障。

3　 GIS 运行及检修

安康水电站 330、 110kVGIS , 由水电三局安装处在西安高压开关厂指导下进行安装。其中 330kVGIS16、 17、 18、 19间隔由西安高压开关厂安装 , 于 1990年 12月 12日投产。 110 kVGIS 由水电三局安装处为主在制造厂家指导下进行安装 , 于 1992年 12月 25日投产。投入运行后最大的问题就是 SF 6的泄漏问题 , 经电厂与制造厂双方的多年努力 , 方将原年漏气率从 5%~10%降至目前的 1%。主要泄漏点及处理方法如下 :

311　充气阀泄漏

330、 110kVGIS , 充气阀和表阀在运行中出现泄漏。阀门出现泄漏的主要原因为 :阀体玻纹管材质和焊接不良 , 在运用中出现波纹管开裂和焊缝脱开。此类泄漏出现突然 , 尤其是在小气室出现 ,SF 6气压会很快下降 , 让人措手不及。近年利用各种机会对国产充气阀和表阀逐步更换为进口阀门。经过更换的充气阀和表阀泄漏大为减少。

312　 GIS 壳体泄漏

330、 110kVGIS , 出现过 2起 GIS 壳体泄漏事件。 330 kVGIS12间隔 G 3气室 2号主变高压套管 A 相气室法兰面 , 由于铸造缺陷法兰内部出现气孔 , 气孔将高压区与法兰螺孔连通 , 造成 G 3气室 SF 6泄漏 , 年漏气量为 500kg 。在 1997年 9月更换了高压套管 A 相气室后泄漏消除。 110kVGIS Ⅱ 母电压互感器隔离开关气室 , 由于铸造缺陷法兰内部出现气孔 , 气孔将高压区与法兰螺孔连通造成 Ⅱ 母电压互感器隔离开关气室 SF6泄漏 , 年漏气量为 40kg , 是该气室充气量的 3倍。 1999年更换该气室壳体后泄漏消除。

313　分支母线法兰泄漏

110kVGIS , 出现了多起分支母线钢法兰和主变十字罐手孔因焊接不良造成的 SF 6泄漏事件。 110kVGIS , 分支母线材质为普通钢 , 对此类泄漏 , 采用对气室减低 SF 6气压至 011 MPa 。

314　

, GIS 上布置了 6, 此类管道在 GIS 上为 , 出现了较大数 , 又由于充放气管道截面太小 , 造成设备抽真空困难。为此 , 利用检修机会对查出的泄漏管道进行焊补 , 并引进德国的乐公司生产的自封 SF 6充放接头配合带温度补赏 SF 6压力表 , 取消了部分间隔的测压管和压力表 , 消除了漏点。由于自封 SF 6充放接头截面大 , 检修中抽真空的速度大为提高。

通过对 GIS 设备泄漏的综合治理 ,330、 110kV GIS SF 6泄漏大为降低 , 基本达到制造厂年泄漏率 1%的指标。

315　 GIS 的设备损坏

安康水电站 330、 110kVGIS 运行 10a 来共发生设备损坏事故 4次 , 其中 330kVGIS 2次、 110kVGIS 2次。主要是 :① 330kVGIS 3002SF MT 250BSF 6落地罐式断路器绝缘拉杆拉断故障 ; ② 330kVGIS 安南 Ⅱ 线母线隔离刀闸气室盆式绝缘子放电故障 ; ③ 110kVGIS1、 5号主变分支母线短路故障。这 3次故障 , 经查明原因并分别采取相应措施处理后已恢复正常。

4　几点体会

(1) 严格 SF 6气体管理。 SF 6气体是 GIS 的重要绝缘介质 ,GIS 在运行中要严格控制 SF 6气体水份 , 做到定期、定点、定仪器的进行 SF 6气体微水分析 , 保证 GIS 其微水在预防性试验规程规定的范围内 , 新气的微水指标也必须在预防性试验规程规定范围内。

(2) 严格 GIS 的检修工艺。在 GIS 的检修工作中 , 必须严格遵守制造厂规定的工艺操作规程 , 使用规定的材料 , 抽真空的设备必须装有电磁阀和逆止阀 , 以防止抽真空过程中突然停电造成的回油污染 GIS , 这是 GIS 检修中的最重要的环节。同时 , 尽量将 GIS 的真空度降至物理最低 , 因为 GIS 的真空度的水平直接影响气室的 SF 6的微水。在回收气室 SF 6时 , 要注意将气隔盆式绝缘子另一侧气室的 SF 6回收至 0105 MPa , 以便在后续的检修和抽真空作业中保证气隔盆式绝缘子的安全。此外 , 在气室抽真空过程中 , 应严禁对 GIS 做一切电气试验 , 以保证盆式绝缘子的安全。

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