贯流式水轮发电机组C级维护检修施工组织方案.doc

3#水轮发电机组C级维护检修
施工组织方案

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一、工程概况1
1、工程概述1
2、机组主要技术特征1
二、3#机C级检修工作主要内容和依据2
1、主要检修内容2
2、检修主要工作项目2
3、检修依据7
三、主要项目检修工艺7
1、主轴密封检修7
2、导叶间隙调整7
3、推力轴承检修8
4、导水机构轴头检修8
5、伸缩节检修9
四、组织管理9
1、项目经理部组织机构图9
2、劳动力投入计划9
五、工程施工管理10
1、过程验收10
2、试运行10
3、总体验收15
六、安全生产措施15
1、安全管理15
2、安全组织措施17
3、检修过程应特别注意的几个安全问题18
七、工期及进度控制19
八、质量保证措施19
1、采购管理制度19
2、顾客提供产品管理规定19
3、产品标识和可追溯性的实施管理办法20
4、生产管理实施细则20
5、技术管理实施细则21
6、质量检验监督管理规定22
7、自检、复检与终检制度23
8、质量检验作业指导书24
9、计量器具管理制度24
10、检验和试验状态标识的规定25
11、仓库管理制度25
12、施工质量记录管理26
九、环境保护及文明施工27
1、环境保护27
2、文明施工27

一、工程概况
1、工程概述
xxxxxxx是以防洪为主，兼有航运、发电、供水、旅游等综合效益的水利工程。电站装机4台×3.5万KW灯泡贯流机组，机组是通过国际竞争性招标采购的进口设备，水轮机、调速器系奥地利奥钢联(VA-MCE)公司供货，发电机、励磁系统、监控部分由奥地利伊林（ELIN）公司供货。
根据《发电企业设备检修导则》DL/T838—2003及3#机组目前的运行状况。计划对3#机组进行2011年度C级检修。本年度重点对机组进行检查、清扫、评估、缺陷处理和维护检修,并进行各项试验。
2、机组主要技术特征
1．水轮机：
型号: KR4/700 最大工作水头：13.83m
转轮直径:7.0m 额定水头：8.53m
额定功率:35.69MW 最小水头:3.61m
最大出力:39.97MW 额定效率:90.55%
额定转速:83.3rpm 最高效率:95.79%
额定流量:473m3/s 轮机安装高程:▽1.92 m(主轴中心标高)
飞逸转速:265 rpm (非协联) 额定比转速:1080 m.KW
电站空化系数:2.6
2.发电机部分:
型号:SV725/72-183 额定容量:39MWA
额定电压:10.5KV 额定电流:2144.4A
额定转速:83.3 rpm 额定效率:98.07%
额定功率:0.9 额定频率:50HZ
相数: 3 定子绕组连接方式:星形
励磁方式:晶闸管自并励静止整流 额定励磁电压:178V
额定励磁电流:1067A 空载励磁电压:88V
空载励磁电流:500.4A GD2:≥4500t. m
3.调速器
型号:MIPREG.DGC600C数字式调速器
调速器液压部分参数:
额定操作油压:55bar(1bar=1kg)
最低操作油压:38.5 bar 压力油罐容积:6200升
调速器集油箱容积:5700升 导叶接力器行程:1860m m
导叶开度角:00-840 导叶接力器活塞杆直径:350 mm
轮叶直径:7000 mm 轮叶接力器行程:312 mm
轮叶接力器活塞杆直径:1200 mm 轮叶开度角:60-380
导叶正常开启时间:15s 导叶正常关闭时间:15 s
导叶最短关闭时间(通过旁通阀快关):8 s
轮叶正常开启时间:30 s 轮叶正常关闭时间:30 s
调速器的比例、积分、微分常数能分别进行修正，参数范围如下：
加速时间常数：Tn=0-10s 暂态转差系数：bt=0-750%
永态转差系数：bp=0-15% 缓冲时间常数：Td=0-25s
频率给定调整范围： ±16% 功率调整范围：0-120%
开度限制调整范围： -5-100% 人工失灵区调节范围：±1%
静态特性曲线最大非线性度不大于1%
4．桥机为电动双梁主副起重为150t/32t/10t，主梁设有10 t电动葫芦。
二、3#机C级检修工作主要内容和依据
1、主要检修内容
本次检修重点对机组进行检查、评估、修理、清扫，消除运行中发生的缺陷。重点清扫、检查和处理易损、易磨部件，各功能块进行实测和试验、预防性试验；各项技术监督规定检查项目。
2、检修主要工作项目
序号
项目及内容
验收
等级
1
机组检修前的准备工作

1.1
机组进水口检修闸门、尾水闸门检查及维护
1
1.2
坝顶门机检查
1
1.3
落进水口检修闸门、尾水闸门，打开流道放空阀进行流道排水
1
2
流道设备

2.1
检查前后闸门的密封情况
1
2.2
主支撑、侧向支撑螺栓紧固性检查
1
2.3
流道导流板螺栓检查更换
1
2.4
流道泵房取水口加装弯头栏栅

2.5
流道水工建筑物检查及维护
3
3
水轮机部分

3.1
导水机构拐臂压紧螺栓扭矩检查
1
3.2
导水机构调速环抗磨块磨损检查或更换
1
3.3
导水机构调速环连杆球轴承清扫外观检查
1
3.4
检查具有填充材料的区域，视情况进行补充
1
3.5
导叶及轮叶开关时间测定
2
3.6
轮叶密封漏油检查或处理更换

3.7
转轮室、尾水管里衬、转轮气蚀和磨损检查处理
1
3.8
伸缩节检查及密封改造
1
3.9
伸缩节接引水装置检查、补漏
1
3.10
水力测量系统检查及维护
2
3.11
水轮机导叶轴套密封检查或更换（有漏水的）
2
3.12
水轮机大轴螺栓等检查
2
3.13
水轮机大轴接地碳刷检查

4
发电机部分

4.1
定子、转子绕组油污、碳污局部清洗
3
4.2
转子滑环、碳刷检查清扫; 更换励磁极性
1
4.3
组合轴承外观检查及清扫
1
4.4
组合轴承正推力瓦抽瓦（2块）检查
2
4.5
检查清扫除潮器
1
4.6
抽查定子与转子间气隙
1
4.7
检查定子排水管是否畅通
1
4.8
发电机转动部分联接螺栓、挡风板螺栓的检查及紧固
1
4.9
定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数
1
4.10
定子绕组泄漏电流和直流耐压试验
1
4.11
转子绕组的绝缘电阻
1
4.12
转子碳刷架滑环绝缘电阻测量
1
4.13
发电机出口PT一次绕组的绝缘电阻
1
4.14
发电机出口CT、母线的绝缘电阻
1
4.15
发电机出口避雷器绝缘电阻
1
4.16
发电机出口避雷器直流1 mA电压（U1mA）及0.75 U1mA下的泄漏电流
1
4.17
高低压电缆绝缘电阻测量
1
4.18
发电机中性点变压器清扫、试验
1
4.19
滑环室轴电流CT检查清扫、CT回路检查试验
1
5
调速器系统

5.1
调速器导叶、轮叶控制阀组的检查
1
5.2
检查油泵出口逆止阀、安全阀及泄压阀2103/1，2
1
5.3
检查各阀门及管路接头渗漏情况并处理好，特别是接力器上下联接法兰
1
5.4
检查油压开关的设定值
1
5.5
检查集油箱呼吸器
1
5.6
检查油水探测器
1
5.7
数字调速器开关量及模拟量输入/输出情况检查
1
5.8
比例阀及旁通阀功能检查;过滤器检查、维护
1
5.9
液压系统所有过滤器检查、维护或更换
1
5.10
旁通电磁阀及快关电磁阀功能及动作情况检查
1
5.11
电气过速保护装置的功能检查
1
5.12
导叶及轮叶位移传感器检验
1
5.13
导水机构的安全连杆限位开关检查
1
5.14
轮毂油箱油位开关的设定值检查
1
5.15
漏油箱呼吸器清扫
1
5.16
漏油箱油位开关检查
1
5.17
漏油箱油水探测器检查
1
5.18
导叶及轮叶协联关系检查
1
5.19
油泵电机绝缘电阻测量
1
5.20
比例阀放大器电气零位检查
1
5.21
调速器油泵卸荷阀动作压力检查
1
5.22
调速器油箱、回油箱油温控制器检查
1
5.23
电调出口继电器校验
1
5.24
电调电源模块校验
1
5.25
比例阀放大器输出输入特性及电气零位检查
1
5.26
数字调速器电路板清扫,检查.
1
5.27
调速器系统压力油罐安全阀送检
1
5.28
受油器对地绝缘电阻测量
1
5.29
转轮动作试验
2
6
油处理及油化验

6.1
轴承油系统排油
1
6.2
轴承油系统过滤
1
6.3
轴承油系统充油及系统油循环
1
6.4
调速器油系统排油、充油
1
6.5
调速器油系统过滤
1
6.6
3#机所有油箱清理
1
6.7
油样化验

7
轴承油系统

7.1
轴承油过滤器检查维护
1
7.2
高压油泵交、直流电机联轴器检查
1
7.3
高压油路过滤器检查维护
1
7.4
检查各管路接头渗漏情况，并处理好渗漏点
1
7.5
各轴承油泵及电机外观的检查
1
7.6
油泵电机绝缘电阻测量
1
7.7
高压油顶起功能检查
1
7.8
主供油电动蝶阀功能检查
1
7.9
示流器检查
1
7.10
油雾风机检查维护
1
7.11
油雾风机电机绝缘电阻测量
1
8
冷却系统

8.1
水泵电动机引出线检查
1
8.2
1#、2#冷却水泵检查
1
8.3
1#、2#冷却水泵的电机检查
1
8.4
8台轴流风机冷却风机支座螺栓及支架螺栓（与导风筒支架）的紧固检查
1
8.5
8台轴流风机的电机检查试验
1
8.6
对表面冷却器进行清扫以及打压试验
1
8.7
板式冷却系统1#、2#水泵检查
1
8.8
板式冷却系统1#、2#过滤器检查清洗
1
8.9
板式冷却系统冷却器进行清扫以及试验
1
8.10
板式冷却系统二次回路检查清扫及试验
1
8.11
所有电机绝缘电阻测量
1
9
制动系统

9.1
制动功能试验
1
9.2
检查制动闸瓦的磨损情况
1
9.3
检查制动闸的固定座螺栓紧固情况
1
9.4
打开制动气管最低点的球阀，排除冷凝水
1
9.5
制动机构添加润滑油
1
9.6
气水分离器清污检查及维护
1
9.7
油喷雾器检查及维护
1
10
3#机组所有端子箱

10.1
端子箱清扫
1
10.2
接线端子紧固
1
11
机组动力电源柜

11.1
机组动力电源柜清扫
1
11.2
机组动力电源柜进线开关动作试验
1
11.3
二次回路检查，继电器校验
1
12
机组出口开关柜

12.1
机组出口开关柜清扫
1
12.3
503开关回路直流电阻测量、绝缘电阻测量
2
12.4
机组出口开关动作试验
1
12.5
5031隔离开关检查、试验
1
12.6
接地刀闸检查、试验
1
12.7
二次回路检查，继电器校验
1
13
发电机AK1-AK10电气柜检查维护

13.1
AK1-AK3电气柜清扫
1
13.2
AK1-AK3电气柜内电气制动刀闸5003检查、试验
1
13.3
AK1-AK3电气柜内接地刀闸检查、试验
1
13.4
AK5-AK10电气柜清扫
1
13.5
AK1-AK10电气柜内二次回路检查，继电器校验
1
14
机组保护装置

14.1
机组保护装置清扫、端子紧固
1
14.2
CT、PT二次回路检查、绝缘测试
1
14.3
机组保护装置I/O点测试
1
14.4
机组保护装置定值检验
2
14.5
机组保护联动模拟试验
2
15
励磁系统

15.1
励磁变压器、制动变压器的清扫检查
1
15.2
励磁变压器、制动变压器的绝缘电阻测量
1
15.3
励磁系统一次设备、外回路清扫、检查、试验
1
15.4
励磁系统柜清扫、检查、试验
1
15.5
励磁系统I/O点检查及维护
1
15.6
励磁功能检查及试验
2
16
机组仪器、仪表及自动化元件

16.1
仪器、仪表及自动化元件检查及校验
1
16.2
发电机烟感、温感元件、水位计检查
1
17
14.72高程3#机组测温柜

17.1
测温柜清扫
1
17.2
所有毛细管温度计检查及维护
1
17.3
发电机热风、轴承油系统回油毛细管温度计校验
2
18
3#机同期装置

18.1
同期装置检查
1
18.2
同期回路检查、试验
2
19
3#机振动测量系统

19.1
大轴位移测量探头检查及维护
1
19.2
水导、发导振动测量探头检查及维护
1
19.3
振动测量装置检查、清扫
1
20
3#机监控系统维护(下位机系统)

20.1
模块检查、清扫
1
20.2
系统诊断、检查维护
1
20.3
逻辑程序检查
1
20.4
监控系统I/0点检查及维护
1
20.5
触摸屏检查维护
1
21
电气设备安全接地检查维护

21.1
电气一次设备安全接地检查维护
1
21.2
继保设备安全接地检查维护
1
21.3
自动化设备安全接地检查维护
1
22
机组试验

22.1
机组无水调试
2
22.2
机组充水试验
2
22.3
机组启动试验、功能试验、并网试验
3

3、检修依据
1） GBT8564-2003 水轮发电机组安装技术规范
2） DL/T838—2003 发电企业设备检修导则
3） DL/T-596—1996 电力设备预防性试验规程
4） DL/T-587——1996 微机继电保护装置运行管理规程
5） GB50194—93 建设工程施工现场供用电安全规范
6） JGJ46-88 施工现场临时用电安全技术规范
7) DL5061-1996 水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范
8) GB2894-88 安全标志
9） 广东省飞来峡水利枢纽管理处《检修规程》和《试验规程》
10）飞来峡水利枢纽管理处编写的《2011年度3#水轮发电机组C级检修方案》
11）厂家技术文件
三、主要项目检修工艺
1、主轴密封检修
1）围带检修
（1）将密封座分解，用枕木垫好，清扫除蚀，喷刷防锈漆。
（2）取出空气围带，做0.05MPa气体试验，应无漏气，有漏气要更换。
2）主轴密封组装：
（1）将密封座吊入内支承体侧，套入梳齿密封。
（2）装上围带和压盖，未充气前与主轴上轴套有2mm间隙。
（3）装入柔性石墨密封圈及压盖，从内筒体侧调整压紧力，有少量漏水即可。
2、导叶间隙调整
1）导叶端面间隙调整
通过调整轴承座上的四个顶起螺栓，但要保证衬套法兰面与导叶室上配合面平行，使导叶端面间隙满足设计值。
2）导叶立面间隙调整
（1）用桥车将导叶关至全关位置，测量相邻两导叶立面上、中、下三点间隙，立面间隙应小于0.05mm，局部间隙≤0.15mm，其总长不超过导叶高度的25％。
（2）间隙过大调整连杆长度，局部过大要用砂轮机、锉刀等工具修复。
3、推力轴承检修
1）在发电机内用管架搭好检修平台；
2）拆除电气引线及油管等附件，并做好标记；
3）拆除端盖上半部螺栓，使用手拉葫芦将上半部端盖吊起。
4）拆除推力瓦挡板，并做好标记。
5）将推力瓦抽出检查，仔细观察正、反推力瓦瓦面上的磨损情况，瓦面上有无由于润滑油杂质颗粒，造成的磨损凹槽，作好记录。
6）根据瓦面磨损情况决定推力瓦是否研磨，研磨需对推力轴承解体，在研磨板上研磨出每平方厘米1－3个接触点后,正、反推力瓦应进行挑花处理。
7）轴承组装按解体的相反步骤进行。
4、导水机构轴头检修
1）导叶上轴套检修
（1）用工具拔出导叶上轴套
（2）轴套应清扫除锈，用内径千分尺测量轴套内径尺寸，应满足设计要求，否则用砂纸或锉刀修复或更换轴套。
（3）观察轴套上的O形密封圈是否老化、磨损，如有应更换。
2）导叶下轴套检修
（1）拆下导叶下端支承轴上的尼龙轴套和销轴，检查尼龙轴套有无损坏，销轴套应清扫除锈，里衬要求平整，如有破裂损伤应予修平。
（2）用内径千分尺测量轴套内径，如外径尺寸偏大，可补焊后修平或更换销轴。
（3）更换下轴套的O形密封圈
3）内支承体检修
（1）没有特殊要求，一般不吊出内支承体。
（2）清扫内支承体，除去前、后法兰上的刺、高点。
（3）更换法兰上密封圈。
5、伸缩节检修
1）拆除伸缩节压环螺栓并退出压环，抽出原橡胶密封条。
2）用清洗济清洗密封槽，更换Φ13mm橡胶密封条。
3）装配伸缩节压环并用螺栓或顶丝压紧。
四、组织管理
为了进一步明确责任，加强检修项目工作的组织管理，确保检修工作有序进行，由有关部门按部门职责对检修项目的后勤、财务、劳保等工作进行协调及对检修质量、进度和安全负责把关。
1、项目经理部组织机构图
项目经理：
项目副经理：
技术负责：
安全负责：
现场总负责：
起重负责：
2、劳动力投入计划
1）、管理人员13人
序号
名称
数量（人）
序号
名称
数量（人）
1
项目经理部
3
5
会计员
3
2
工程师
2
6
计划预算员
1
3
质检员
2
7
设备材料员
1
4
安全员
1
8

合计
11人

2）、施工班组人员 17人
工种
主机
电气
配管
起重
电焊
试验
合计
人数
6
4
2
2
1
2
17
五、工程施工管理
根据国家标准和机组的有关技术规程要求，有针对性地编制项目质量标准、工艺和程序，控制和保证项目实施过程中各工序的检修质量。严格按三级验收制度执行，即“班组——部门——局”三级质量验收体系。
1、过程验收
检修过程，应严格按照3#水轮发电机组C级检修项目表对应的验收等级分1级、2级、3级三个等级进行三级过程验收。
2、试运行
进行起动试运行试验，对机组检修的质量进行验证，对机组起动过程中出现的问题和存在的缺陷进行处理和消除。试验合格后进入试运行，试运行期为72小时。
一、3#机组无水调试程序
（一）、无水调试准备条件
1） 机组进水口闸门、尾水口闸门已落下，流道已排水。
2） 流道检查工作已完成，并经验收。
3） 水轮机检修工作按检修项目已完成，并经验收。
4） 发电机检修工作按检修项目已完成，并经验收。
5） 调速器系统检修工作按检修项目已完成，并经验收。
6） 轴承油系统检修工作按检修项目已完成，并经验收。
7） 冷却水系统检修工作按检修项目已完成，并经验收。
8） 高压气系统检修工作按检修项目已完成，并经验收。
9） 机组保护系统检修工作按检修项目已完成，并经验收。
10） 机组监控系统检修工作按检修项目已完成，并经验收。
11） 机组励磁系统检修工作按检修项目已完成，并经验收。
12） 机组中性点设备安装试验已完成，并经验收。
13） 机组自动化元件、仪表已检验合格；机组用油已化验合格。
14） 发机组绝缘、出口电缆绝缘已测试合格。
（二）、无水调试程序
1．检查各系统无报警信号：
1） 检查机组保护系统无报警信号。
2） 检查机组励磁系统无报警信号。
3） 检查监控系统无报警信号，现地LCU与远方控制中心通讯正常。
4） 检查机组轴承油系统无报警信号。
5） 检查机组冷却系统无报警信号。
6） 检查高压气系统无报警信号。
7） 检查调速器系统无报警信号。
8） 检查机组消防系统无报警信号。
2．检查各开关、表计指示正确：
1） 检查出口断路器在断开位置，出口隔离开关、在拉开位置。
2） 检查励磁开关、三相短路刀闸在拉开位置。
3） 检查调速器数字压力表、指针压力表指示正确。
4） 检查高压气系统、制动气系统压力表指示正确。
5） 检查控制屏交流电压表、直流电压表指示正确。
6） 检查中控室操作站、现地触摸屏显示正确。
7） 检查调速器油箱、压力罐、轮毂高位油箱油位均正常。
9） 检查轴承低油箱、轴承高位油箱油位均正常。
10） 检查冷却水水压、水位均正常。
3．调试
1) 手动、自动起停1#、2#调速器油泵，检查其是否运行正常。
2) 手动、自动方式起停1#、2#轴承油泵，检查其是否运行正常。
3) 手动起停1#、2#高压顶起油泵，检查其是否运行正常。
4) 手动起停1#、2#冷却水泵，检查其是否运行正常。
5) 手动起停1#～8#冷却风机，检查其是否运行正常。
6) 自动起停漏油箱油泵，检查其是否运行正常。
7) 手动操作轴承主油阀分合，检查其是否操作正确。
8) 手动操作机械制动、高压制动装置，检查其是否操作正确。
9) 手动起动碳污清除器，检查其是否运行正常。
10) 手动起动油雾风机，检查其是否运行正常。
11) 手动起动调速器冷却油循环泵，检查其是否运行正常。
12) 手动起动机组停机加热器，检查其是否运行正常。
13) 检查自动补气阀和手动补气阀是否动作正确。
14) 现地手动开机，模拟机组水轮机运行。
15) 触摸屏分步自动开机，
16) 触摸屏分步自动开机，模拟机组事故低油压动作停机。
17) 触摸屏分步自动开机，模拟机组事故低油位动作停机。
18) 触摸屏分步自动开机，模拟机组机械过速动作停机。
19) 检查动力柜400VAC电源备自投是否动作正确。
二、3#机组起动试运行程序
飞来峡水电站机组经年度检修后，依照中华人民共和国电力行业标准（DL507-93）〈〈水轮发电机组起动试验规程〉〉及制造厂家调试方法，须做启动试运行试验。
（一）、起动水轮发电机组前的准备工作
1) 机组机械设备所有检修工作已结束。
2) 机组电气一次设备所有检修工作已结束。
3) 机组电气二次设备所有检修工作已结束。
4) 机组无水调试工作已完成并正常。
5) 机组充水工作已完成并正常。
6) 机组上、下游闸门已提起，事故闸门已处于正常工作状态。
（二）、手动起动水轮发电机组
1.起动前的检查
1) 检查机组油、水、气、风各辅助设备能正常自动运行。
2) 检查调速器系统、轴承油系统、冷却水系统无报警信号。
3) 检查监控系统、继电保护系统、励磁系统无报警信号。
4) 检查机组处于正常停机状态，具备开机条件。
2.手动缓慢起动机组试验
1) 将调速器运行方式切为“手动”。
2) 用短接线将快关阀回路短接。
3) 手动开启主供油阀。
4) 手动启动1#轴承油泵。
5) 手动投1#轴承压油力泵。
6) 手动退出机械制动。
7) 手动开导叶至小开度，使机组转动3-5圈，关导叶。（用调速器手动终端监视开度）
8) 检查机械各转动部分无异常。
9) 手动关闭导叶至全关位置。
10) 手动投机械制动。
11) 手动关闭轴承主供油阀。
12) 手动停1#轴承压力油泵、1#轴承油泵。
13) 上述过程重复两次，并做好记录。
14) 拆除快关阀回路短接线
（三）、自动分部开机至水机运行试验
1) 用调速器手动终端监视机组开度及机组转速。
2) 用计算机手动终端监视机组启动过程。
3) 用四通道记录仪记录机组启动过程。
4) 将调速器控制方式切为“远方自动”。
5) 将调速器油泵、轴承油泵、高压油泵、冷却水泵、油雾风机、碳污清除器控制开关切为“自动”。
6) 将控制柜上的控制方式切为“现地”。
7) 检查机组满足开机条件。
8) 触摸屏上选择现地自动分步开机至水轮机运行工况。
9) 监视机组启动过程正常。
10) 10.每隔30min记录机组各部温度。
11) 11.待机组稳定运行后自动停机检查，消缺。
（四）、中控室自动开停机至水机运行试验
1) 用调速器手动终端监视机组开度及机组转速。
2) 用四通道记录仪记录机组启动过程。
3) 将调速器运行方式切为“远方自动”。
4) 将控制柜上的控制方式切为“REMOTE AUTO”，在操作员工作站上将PV变量修改为“REMOTE”。
5) 检查机组满足开机条件。
6) 中控室选择开机至水机运行方式。
7) 监视机组启动过程正常。
8) 待机组稳定运行后自动停机检查。
（五）、发电机升压试验
试验条件：发电机定子绝缘电阻合格。
1) 发电机分25％、50%、75%、100%额定电压进行升压，检查各电压设备运行情况
2) 机组空载时，记录发电机的定子电压、励磁电流、励磁电压值。
（六）、机组同期并网带负荷试验
1) 机旁自动开机至水机运行。
2) 确认机组水机运行正常。
3) 手动合灭磁开关机组建压后正常。
4) 模拟机组同期合出口开关（隔离刀闸拉开）
5) 模拟机组电气事故保护动作跳闸停机。
6) 停机后重复上述过程至第4步。
7) 模拟机组机械事故保护动作跳闸停机。
8) 中控室计算机操作合隔离刀闸或现地手动操作投隔离刀闸。
9) 机旁（或中控室计算机操作）自动开机至并网试验。
10) 机旁（或中控室计算机操作）自动开机至同期并网试验。
11) 中控室手动并网（同期）操作试验。
12) 记录机组净水头，记录机组各部温度。
（七）、机组带额定负荷连续运行
1) 中控室计算机操作自动开机至同期并网。
2) 机组带35MW额定负荷连续运行，记录机组净水头，记录机组各部温度。
3) 记录机组各运行参数。
3、总体验收
机组经试运行后，进行总体验收。
六、安全生产措施
1、安全管理
1）贯彻国家和省、市安全生产法律、法规和安全生产要求，遵守（安全生产管理规定），加强施工现场管理，做好安全防范，遏制特、重大事故的发生。
2）执行安全管理规章和奖惩规定，建立安全岗位责任制，明确各级人员安全生产岗位职责，层层落实安全生产责任制，并严格执行定期检查制度和做好安全活动记录。
3）针对生产的不同情况，施工前做好对施工现场的勘察工作，按规定编制施工方案，并经有关部门审批后才进入现场施工。施工时严格按施工方案的内容做好现场的安全措施。严格执行安全操作规程，严禁违章施工。
4）施工前，工作负责人对施工现场、使用的机械、电器设备及登高构架进行全面、细致的检查，发现不合格或有安全隐患时，严禁进入施工现场。
5）施工时，现场严格做好防火、防爆、防毒、防触电、防窒息、防塌方、防高空坠落、防碰撞等安全防范措施。
6）进入施工现场的所有人员遵守各项安全规定及现场纪律。
7）用电设备按照有关规范进行布置，要使用的电气设备和电缆电线绝缘必须良好。裸露的带电导体装在碰不着的地方或做好隔离措施。禁止乱拉电线。
8）整个施工现场配有专职安全员进行施工期间的用气、用电情况，交叉及高空作业，防火的监督工作。安全生产的各级人员，有明确的岗位职责，对本管理范围负全责。项目部安全员负责安全检查,监督检修工作中“安规”的执行情况，负责各项安全措施的落实工作。
9）检修全过程必须严格执行《电业安全工作规程》和管理局的安全管理制度，检修前组织有关人员认真学习。
10）确定须开具工作票的检修项目。
(1）落前流道门（提门）
(2）落后流道门（提门）
(3）进入流道检查
(4）调速器开关时间测试
(5）仪器、仪表拆除（送校）
(6）发电机内部检修
(7）表面冷却器耐压
(8）励磁系统检修
(9）保护系统检修
(10）LCU2清扫、检查、试验；
(11)LCU2系统诊断、逻辑程序检查；
(12)电气预防性试验（分项开票）
(13)各部马达检修试验
(14)机组无水试验
(15)机组有水试验(启动、功能、并网试验)
11）检修过程应特别注意的安全问题：
（1）、搭建的检修平台必须牢固可靠；
（2）、进入机仓、转轮室、流道，发电机内部的隐秘部位，应使用安全行灯照明，不少于二人以上同时进入检查，进入流道检查应确定压力油操作系统主阀已关闭，并挂警示牌，应保持空气流通和防滑倒措施；
（3）、高空作业应系好并正确使用安全带，所有脚手架和踏板应牢固可靠，不得往下或向上抛掷任何零配件、材料、工具及废杂物品等，不得穿硬底鞋和带钉易滑鞋，上下临时爬梯时应有人扶稳，防止高空坠落；
（4）、避免安排上下层工作面同时工作，如确实需要，应作好充分安全措施（装设安全网），工具器等要有防坠措施；
（5）、进入发电机内部工作、验收、检查，禁止携带金属物件及杂物，携带工具必须经安全员登记，离开时逐件检查核对，必须确认全部带出；
（6）、进入油箱内部工作，验收及检查，禁止携带金属物件及杂物，携带工具必须经安全员登记，离开时逐件检查核对，必须确认全部带出；
（7）、孔洞应保证不使用时封闭或设围栏；
（8）、机组停机检修，应严格执行“二票三制“制度，确认相应的开关，刀闸与机组状态相符合，并挂警示牌；
（9）、电气设备耐压试验应尽量安排在晚班进行，试验时无关人员不得进入现场；
（10）、注意与其它带电设备的安全距离并设遮栏，防止走错带电间隔。
（11）严格遵守施工现场防火和动火规定，不得随意挪用消防设施；
（12）不准酒后上岗、现场嬉戏、吵闹；
2、安全组织措施
1）成立“安全生产领导小组”，制定安全生产管理规章，各级人员安全生产岗位职责，任命各级安全生产责任人，由责任人与各级责任人签订责任制，安全生产责任层层分解，落实到施工班组和岗位工人。
2）由安全员负责施工现场的安全监督。
3）进场后根据本工程项目的规模、结构、技术含量、施工现场环境情况，组织各专业施工人员对施工风险程度进行安全评价，针对该项工程施工存在的不安全因素进行预先分析，找出施工过程中固有的、潜在的危险因素，对事故进行预测，求出系统安全的最佳方案，从技术上和管理上采取措施，确保施工安排的规章制度、操作规程和程序要求进行，使施工过程的安全生产、文明施工始终处于受控状态。
4）结合工程项目特点和施工的需要，编制相关专项安全技术措施计划，编制现场机械、设备的防护、保险装置和劳动保护技术措施计划，加强施工过程的控制，一环扣一环，严格把好上一道工序不落实下一工序不得过施工关。检修全过程必须严格执行《电业安全工作规程》和局有关安全的管理制度，检修前组织有关人员认真学习。

3、检修过程应特别注意的几个安全问题
1）3#机组停机检修，504开关断开，5041刀闸拉开；以上开关、刀闸应挂警示牌。
2）此次检修时间长，所搭建的检修平台必须牢固可靠。
3）进入发电机机内等隐蔽部位，应有二人以上同时进行。
4）高空作业应系好安全带，所有脚手架应牢固可靠，蹬活动爬梯应有人扶稳，防止高空跌落；
5）尽量避免安排上、下工作面同时工作，如确实需要，应作好充分安全工作。
6）进入发电机内部验收、检查工作，应禁止携带金属物件及杂物进入，携带工具必须经安全员登记，离开时逐件检查，确认全部带出。
7）电气设备耐压试验尽量安排在晚班进行，试验时无关人员不得进入现场。
8）应检查确认检修排水系统自动工作正常，运行人员应特别巡视检修集水井水位情况。
9）各孔洞应保证不使用时封闭或设围栏。
10）防止静电伤害，触摸模块时，应注意使用接地袖套。
11）插、拨模块时，应在停电情况下进行。
12）注意与其它带电设备的安全距离，不得走错带电间隔。

七、工期及进度控制
依据施工现场实际情况，3#水轮发电机组C级检修计划时间2013年1月11日到2月5日，总工期为24天。
八、质量保证措施
1、采购管理制度
（一）采购计划
1. 编制采购计划的依据：合同、计划表、设计清单、修改通知单、工程实际需求与施工进度。
2. 采购计划内容包括：名称、主要规格和数量、随机附件、投资额、计划完成日期、使用单位等。
3. 若工程项目有漏项或设计更改增、减设备，以施工单位技术部门或设计单位书面通知为准。
4. 编制采购计划书。
（二）订货
1．设备订货是在设备选型基础上进行的，按照设备选型阶段定下来的方案进行市场货源调查。
2．参加设备订货会议及向制造厂和供应商联系询价和了解供货情况。
3．设计院选型的设备根据信息库和/或从头开始进行收集信息与对分供商的评价。
2、顾客提供产品管理规定
（一）顾客提供产品的内容
设材科通过与顾客商定或合同规定，明确顾客提供产品的内容，包括：产品名称、型号、规格、数量等，填写《顾客提供产品清单》。
（二）做好顾客提供产品的管理几项工作
1.顾客提供产品的形式及管理
2.顾客提供产品接收、验证标识、包装、防护条件等。
（三）顾客提供产品的文件和资料控制

1.产品技术资料、产品说明书交使用单位进行管理。
2.产品合格证、验收记录和接收记录由各单位（或项目经理部）管理，工程竣工时列出明细清单随同配品、配件、剩余设备一并移交给顾客。
3、产品标识和可追溯性的实施管理办法
（一）明确需标识的产品和产品标识作业流程
1.产品并不仅仅是指生产过程结果的产品，因此有可能需要标识的产品可以有：
1) 采购的产品；
2) 业主（甲方）提供的产品；
3) 分承包方的产品；
4) 生产、安装的产品，其阶段性形态也可以作为一种产品形态（如在制品、半成品、备品配件等）。
2.产品标识的方式
1) 从实施标识的角度分类有：
(1)在产品本体上标识。如用记号笔、油漆、钢印等直接在产品上标识有关内容。
(2)用标签、单据、分区、产品附属物等区别来予以产品标识。
4、生产管理实施细则
（一）生产计划管理
1.在编制年度计划的同时，要制定各项技术经济指标，以保障生产目标的实现。
2.生产单位（或项目经理部）计划部门根据年度生产计划，每月制定生产施工作业计划，并记录生产施工设备、材料及外购设备等的供应情况和工程总进展情况。
3.计划工作人员要经常深