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【摘 要】文章以冷水江市浪石滩水电站1#机为例，做了一个详细的B级检修报告，以供同行作为参考。
【关键词】浪石滩水电站；1#机；B级检修报告；
一、工程概述
（一）设备参数
浪石滩水电站1#发电机
制造厂：浙江富春江水力发电设备有限公司，型式：SFWG12-60/5500，冷却方式：密闭强迫循环空气冷却。
容量：12MW，额定电压：6300V。
浪石滩水电站1#水轮机
制造厂：浙江富春江水力发电设备有限公司，型式GZ（ZB31）-WP-550，额定转速：100r/min。
调速器：制造厂：武汉四创自动控制技术有限公司，型式：BWST-PLC-80型步进式可编程微机调速器，机端微机自并励磁系统由宜昌能达通用电气股份有限合作公司生产。
油压装置型号：HYZ-4.0-6.3。
（二）检修概况
1、停用日数：
计划：2013年12月28日到2014年3月28日，停机日数为90d，共计有效工期50d。
实际：2014年元月8日到2014年4月3日，共计有效工期45d。
2、人工：计划：25人×50天×12小时15000工时。
实际：25人×45天×12小时13500工时。
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B级检修所列项目参照检修导则所规定的机组B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5个分部工程，42个单元工程，共计42项；开工前根据检修项目编制检修工序工艺卡，在开工前由电站对检修工序工艺卡进行审查，并对批准的检修工序工艺卡组织学习。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工作票、操作票制度和工序工艺卡，检修过程中未发生不安全事件。
（二）检修质量管理
本次检修成立由业主监理部、公司、班组组成的检修组织机构，对施工管理、质量控制和监督、安全实行全面管理。
机组检修质量管理实行班组一级验收、项目部二级验收、业主监理部三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《水轮发电机组安装技术规范》、《浪石滩水电站检修规程》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
机组原存在的问题：（1）导水机构轴套漏水；（2）转轮室伸缩节漏水、压环螺栓易震断（主机厂已提出解决方案）；（3）转轮室气蚀严重（已签订更换不锈钢转轮室合同）；（4）受油器、调速器油压装置及管路有漏油点等；（5）机组甩负荷停机时，不能保证厂用电正常供给。
1、本次检修主要进行了水轮机部分、发电机部分（不吊转子）、调速器机械部分及油压系统、轴承系统的清扫、检查、消缺处理及相关试验。按照计划项目全面完成，其间共完成计划检修项目42项，消缺项目13项。
2、共消除設备缺陷13 项，其中消除已记录缺陷1 项，检修中发现的缺陷12项。
（四）设备的重大改进内容及效果
1.伸缩节压环改造方案（主机厂提供）：
在伸缩节密封压盖外侧增加一定数量的顶紧螺栓，具体情况见附图一中的件1，螺栓规格为M20X60，标准号为GB/T 821， 数量80个。
附图一
对应的在附图一中所示的密封压盖上，增加抗压螺栓所需的固定螺栓，具体增加的位置和分布如附图二和附图三所示。
附图二
附图三
件3的规格为M20，标准号为GB/T 6175-2000，数量80个。件3的分布情况见附图2，密封压盖共10块，每块上分布8个M20的螺栓，螺栓之间间隔4度。浪石滩机组伸缩节有漏水，在伸缩节与转轮室之间增加一道密封圈，如附图一中所示的件2，其规格为密封条Φ8，普通橡胶Ⅱ-1，长度为20米。改造后，经过速试验及试运行检测无螺栓断裂和无漏水现象。
三、检修项目
（一）水轮机部分。水轮机部分主要检修了以下项目：
1、转轮部分。1）转轮体。桨叶密封老化，并且安装时所有浆叶密封切口均未粘在一起。检修时，更换所有密封，并将其粘和在一起，经压力试验及动作试验无漏油现象。2）转轮体与大轴连接销钉直接点焊，造成检修时难度加大，且对销孔有影响，安装后，加装铁块点焊。3）转轮室在制作过程中，总间隙在原基础上增加1mm，安装调整时，严格按照安装规范（底部为总间隙1/3，顶部为总间隙2/3）进行调整，现底部间隙为2.4mm，上部间隙为4.8mm。由此，解决了转轮室汽蚀问题，再者，又解决了因间隙汽蚀，而造成的机组振动问题。经机组运行后与检修前对比，确认并未因该处理措施而引起机组出力变小。
2、导水机构。1）接力器。①铜瓦磨损严重。因安装时位置偏移50mm，铜瓦出现偏磨现象。将铜瓦重新加工，加装一道密封，现无漏油现象。由于基础无法调整，今后还会出现偏磨，运行中应加强对此部位的巡视。②锁锭卡死。将锁锭解体，研磨，处理后，锁锭动作灵活。2）导叶。①导叶立面间隙偏大，立面间隙最大值为3.05mm，端面间隙最大值为1.60mm，最小值为0mm；重新处理调整后，立面间隙最大值为0.20mm，最小值为0mm，端面间隙最大值为1.30mm，最小值为0.20mm，使其值在范围内。②因密封损坏，导叶轴承漏水，导致部分导叶轴套轴承有卡死现象，对其进行解体清除污垢，处理后，动作灵活。 （二）发电机部分。发电机部分主要检修了以下项目：1、发电机风机及冷却器。风机轴承端盖烧坏（轴承端盖质量较差），更换进口风机轴承。发电机冷却器拆除后，冷却器良好，建议可延长清洗周期。循环冷却水泵长期运行后有磨损现象。2、受油器浮动瓦间隙偏大，重新盘车调整，更换浮动瓦。处理前，压力油泵5min启动补压一次；检修后，压力油泵50min启动补压一次。3、发电机转子检查。对转子磁极进行了检查清扫，无变形及裂纹焊锡融化现象，接头拉杆螺丝与绝缘板完整紧固，固定螺丝紧固锁片锁紧。检查磁极线圈表面绝缘完好，转子引线绝缘良好无破损，阻尼环连接良好螺丝紧固，对部分未锁死锁片进行了处理，对定转子空气间隙测量检查，测量数据均符合规范要求。4、滑环及碳刷器具检修。对滑环及刷架进行了清扫检查，滑环表面光滑，无麻点、刷印及凹凸，刷架、刷握螺丝固定牢靠，刷架上绝缘管无损伤，对磨损严重的碳刷进行了更换，共8个。5、定子排水管更换。经检查，定子排水管锈蚀严重，由于其在流道内，对发电机存在重大安全隐患，经与业主监理部协商，对其进行更换，原来的定子排水管为5mm厚的无缝管，现在更换成4mm厚的不锈钢管，并增设了堵头防止由于排水管出问题引起发电机进水。所有焊缝探伤检查合格，并更换所有密封。经充水试验，未见异常。
（三）调速器部分。调速系统主要检修了以下项目：
1、调速柜机械部分检修：对引导阀、主配压阀、分段关闭阀、事故配压阀、单向阀进行了分解清扫检查，大部分阀动作不灵活，处理后，阀体表面光洁无毛刺锈蚀，各部件棱角保持完整，回装后用手上下提动动作灵活。对滤油器进行了分解清扫，对滤芯进行清洗，滤芯无明显变形。分段关闭回油管更换：原来回油管内径为7.5mm，并且在安装焊接时内空堵住一大半；现在改成內径10mm的不锈钢管。
2、调速柜电气部分检修：对柜内电气元器件进行了清扫检查，对端子排全部进行了紧固检查，中间继电器进行了校验全部合格，手自动切换转换开关检查时发现切自动有时切不过去，更换转换开关后恢复正常。进行了外部输入开关量模拟实验，调速器触摸屏显示正确。进行了电源切换实验，在单路直流或交流情况下调速器工作正常。故障模拟实验结果均正常。紧急停机电磁阀检查线圈直阻和原记录一致，回路绝缘试验合格。
3、油压装置检修：油压装置主要对对组合阀进行了解体检查，对组合阀充压后进行参数调整，低压启动时间为4s，安全阀初排值6.28MPa，全排值6.38MPa，符合定值要求。对压油泵主副螺杆进行分解检查，轴套合格，回装后运行平稳。对集油槽管路及阀门进行整体检查，各阀门无渗漏；对集油槽油进行更换、过滤；对安全阀进行了校验，动作定值符合规定值，动作正确。低油压试验，动作压力5MPa，符合定值要求。由于原来的压力油泵经常出现螺杆轴套磨穿、螺杆卡死、泵体开裂现象，所以改造一台新油泵，目前油泵运行中出现一次声音较大的现象，具体效果有待较长的运行周期后才有结论。
对压力油罐、重要螺栓、操作油管等重要部位进行了超声波探伤，未发现有异常现象，结果符合要求。
（四）启动试验项目
1、充水前试验：充水前完成了以下项目：1、调速器静特性试验；2、接力器压紧行程测定；3、开关机时间及拐点测定；4、重锤关机试验时间为30.5s（检修前为77s）；5、低油压动作试验；6、调速器电气机械开度对应核对；7、模拟机组开、停机及事故流程执行试验；8、保护电源80%下开出试验。
2、充水试验：检查各部分管路无渗漏。
3、空转试验：检查调速器手自动开、停机正常，手动、自动切换正常。监测各部瓦温无异常，机组机械部分无异响，机组各部运行正常。停机后检查了各部位螺丝、销钉、锁片均无松动或断裂，转动部分检查焊缝均正常。
4、机组过速168%试验：机组转速实际达到162.8%转速后，事故配压阀动作。由于现行灯泡贯流式机组过速国标标准为160%，与厂家指导书有冲突，考虑其为破坏性试验，经与业主协商，过速转速达到162.8%，满足保护要求，不再进行调整。
5、空载试验：自动开机正常后，检查机组监控系统、调速系统、励磁系统工作均正常。做调速器“机频消失”试验正常；做机组空载频率给定试验，操作调速器机柜面板增、减按钮，改变频给值，观察频率变化方向均正确，速度适当；做调速器空载扰动试验，空载扰动试验结果符合要求；做调速器“机手动”“电手动”“自动”方式切换试验，调速器电源切换、消失试验，接力器均无明显抽动；进行手动逆变灭磁，能可靠逆变，没有颠覆现象；机组定子电压保持100%Ue， 进行A/B套跟踪及切换试验正常；
6、机组负载试验：在上位机分别设定机组的有功负荷和无功负荷，检查调速器和励磁调节器的响应速度和响应时间以及执行结果均正常；检查机组各部轴承温度及定子冷风温度变化均正常；负载扰动试验调速器动作正常；机组保护装置检查差动保护差流正常，各模拟量通道输入信号的相序、极性正确，负序、零序量正常；进行了25%、50%、75%、100%、110%甩负荷试验，机组振摆度、水压上升率、转速上升率等均符合规定，在甩负荷试验过程中，机组甩完后都在空载状态（检修前都会甩停）；机组动水重锤试验，带100%负荷状态下，手动动作飞摆，重锤关机时间为14s。
7、机组带负荷连续运行72小时试验：机组经过72小时连续运行试验，经验证合格后办理了交接验收，归调运行。
四、检修工作成果
此次检修主要处理的问题及取得的成绩如下：
①发电机出力无变化，振动明显有所减小；
②转轮室更换为不锈钢材质，彻底解决了困扰电站多年的转轮室汽蚀问题，建议制作厂家在制造过程中，销钉考虑以偏心套方式与导水机构联接，减少现场配装销钉的工作量；
③转轮室伸缩节改造后，解决了压板螺杆经常断裂的问题，并且采取了以下措施，使转轮室的振动减小：导水机构部分，严格按照规范进行调整，解决了由于水力不平衡引起的振动；转轮室制作时，总间隙比原间隙增加1mm，防止了由于汽蚀造成的振动；
④检修中排除了定子排水管因锈蚀严重而造成的可能断裂的重大隐患；
⑤解决了转轮体因密封老化造成漏油严重的问题；
⑥解决了受油器铜瓦磨损严重而造成的漏油严重的问题，压力油泵启动时间由处理前压力油泵5min启动补压一次，改善为检修后压力油泵50min启动补压一次；
⑦解决了导水机构端面间隙不均匀，立面间隙过大的问题；
⑧水平管路清洗过程中，发现有铁屑等杂物，避免了可能进入缸体内造成缸体损坏的隐患；
⑨风闸检修过程中，解决了因密封胶条老化造成窜气的问题；
⑩解决了调速器在甩负荷过程中直接停机的问题，如出现甩负荷状况机组可直接进入空载，对电站的安全运行提供了极大的保障；
⑾解决重锤关机时间过长问题（检修前无水重锤关机时间为77s，检修后无水重锤关机时间为30s，检修后有水重锤关机时间为14s）；⑿增设了定子排污管堵头，防止由于定子排污管断裂，引起发电机泡水的可能。
检修前、后同工况情况下主要运行技术指标统计表（10.12MW）
序 号 指标项目 单 位 检 修 前 检 修 后
1 灯泡头振动水平 μm 80 23
灯泡头振动垂直 μm 30 4
发导振动X μm 50 20
发导振动 Y μm 80 5
水导振动水平 μm 210 53
水导振动垂直 μm 65 18
大轴轴向位移 μm 60 18
2 正推力瓦1 ℃ 41.8 41.3
正推力瓦2 ℃ 42.7 40.6
反推力瓦1 ℃ 34.2 31.5
反推力瓦2 ℃ 33.9 31.7
发导瓦 ℃ 41.1 36.6
水导瓦 ℃ 37.7 35.2
五、结束语
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，圆满解决了以前机组在运行过程中可见和不可见的隐患，达到了此次B级检修的目的，机组可以正常投入运行。
【关键词】浪石滩水电站；1#机；B级检修报告；
一、工程概述
（一）设备参数
浪石滩水电站1#发电机
制造厂：浙江富春江水力发电设备有限公司，型式：SFWG12-60/5500，冷却方式：密闭强迫循环空气冷却。
容量：12MW，额定电压：6300V。
浪石滩水电站1#水轮机
制造厂：浙江富春江水力发电设备有限公司，型式GZ（ZB31）-WP-550，额定转速：100r/min。
调速器：制造厂：武汉四创自动控制技术有限公司，型式：BWST-PLC-80型步进式可编程微机调速器，机端微机自并励磁系统由宜昌能达通用电气股份有限合作公司生产。
油压装置型号：HYZ-4.0-6.3。
（二）检修概况
1、停用日数：
计划：2013年12月28日到2014年3月28日，停机日数为90d，共计有效工期50d。
实际：2014年元月8日到2014年4月3日，共计有效工期45d。
2、人工：计划：25人×50天×12小时15000工时。
实际：25人×45天×12小时13500工时。
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B级检修所列项目参照检修导则所规定的机组B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5个分部工程，42个单元工程，共计42项；开工前根据检修项目编制检修工序工艺卡，在开工前由电站对检修工序工艺卡进行审查，并对批准的检修工序工艺卡组织学习。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工作票、操作票制度和工序工艺卡，检修过程中未发生不安全事件。
（二）检修质量管理
本次检修成立由业主监理部、公司、班组组成的检修组织机构，对施工管理、质量控制和监督、安全实行全面管理。
机组检修质量管理实行班组一级验收、项目部二级验收、业主监理部三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《水轮发电机组安装技术规范》、《浪石滩水电站检修规程》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
机组原存在的问题：（1）导水机构轴套漏水；（2）转轮室伸缩节漏水、压环螺栓易震断（主机厂已提出解决方案）；（3）转轮室气蚀严重（已签订更换不锈钢转轮室合同）；（4）受油器、调速器油压装置及管路有漏油点等；（5）机组甩负荷停机时，不能保证厂用电正常供给。
1、本次检修主要进行了水轮机部分、发电机部分（不吊转子）、调速器机械部分及油压系统、轴承系统的清扫、检查、消缺处理及相关试验。按照计划项目全面完成，其间共完成计划检修项目42项，消缺项目13项。
2、共消除設备缺陷13 项，其中消除已记录缺陷1 项，检修中发现的缺陷12项。
（四）设备的重大改进内容及效果
1.伸缩节压环改造方案（主机厂提供）：
在伸缩节密封压盖外侧增加一定数量的顶紧螺栓，具体情况见附图一中的件1，螺栓规格为M20X60，标准号为GB/T 821， 数量80个。
附图一
对应的在附图一中所示的密封压盖上，增加抗压螺栓所需的固定螺栓，具体增加的位置和分布如附图二和附图三所示。
附图二
附图三
件3的规格为M20，标准号为GB/T 6175-2000，数量80个。件3的分布情况见附图2，密封压盖共10块，每块上分布8个M20的螺栓，螺栓之间间隔4度。浪石滩机组伸缩节有漏水，在伸缩节与转轮室之间增加一道密封圈，如附图一中所示的件2，其规格为密封条Φ8，普通橡胶Ⅱ-1，长度为20米。改造后，经过速试验及试运行检测无螺栓断裂和无漏水现象。
三、检修项目
（一）水轮机部分。水轮机部分主要检修了以下项目：
1、转轮部分。1）转轮体。桨叶密封老化，并且安装时所有浆叶密封切口均未粘在一起。检修时，更换所有密封，并将其粘和在一起，经压力试验及动作试验无漏油现象。2）转轮体与大轴连接销钉直接点焊，造成检修时难度加大，且对销孔有影响，安装后，加装铁块点焊。3）转轮室在制作过程中，总间隙在原基础上增加1mm，安装调整时，严格按照安装规范（底部为总间隙1/3，顶部为总间隙2/3）进行调整，现底部间隙为2.4mm，上部间隙为4.8mm。由此，解决了转轮室汽蚀问题，再者，又解决了因间隙汽蚀，而造成的机组振动问题。经机组运行后与检修前对比，确认并未因该处理措施而引起机组出力变小。
2、导水机构。1）接力器。①铜瓦磨损严重。因安装时位置偏移50mm，铜瓦出现偏磨现象。将铜瓦重新加工，加装一道密封，现无漏油现象。由于基础无法调整，今后还会出现偏磨，运行中应加强对此部位的巡视。②锁锭卡死。将锁锭解体，研磨，处理后，锁锭动作灵活。2）导叶。①导叶立面间隙偏大，立面间隙最大值为3.05mm，端面间隙最大值为1.60mm，最小值为0mm；重新处理调整后，立面间隙最大值为0.20mm，最小值为0mm，端面间隙最大值为1.30mm，最小值为0.20mm，使其值在范围内。②因密封损坏，导叶轴承漏水，导致部分导叶轴套轴承有卡死现象，对其进行解体清除污垢，处理后，动作灵活。 （二）发电机部分。发电机部分主要检修了以下项目：1、发电机风机及冷却器。风机轴承端盖烧坏（轴承端盖质量较差），更换进口风机轴承。发电机冷却器拆除后，冷却器良好，建议可延长清洗周期。循环冷却水泵长期运行后有磨损现象。2、受油器浮动瓦间隙偏大，重新盘车调整，更换浮动瓦。处理前，压力油泵5min启动补压一次；检修后，压力油泵50min启动补压一次。3、发电机转子检查。对转子磁极进行了检查清扫，无变形及裂纹焊锡融化现象，接头拉杆螺丝与绝缘板完整紧固，固定螺丝紧固锁片锁紧。检查磁极线圈表面绝缘完好，转子引线绝缘良好无破损，阻尼环连接良好螺丝紧固，对部分未锁死锁片进行了处理，对定转子空气间隙测量检查，测量数据均符合规范要求。4、滑环及碳刷器具检修。对滑环及刷架进行了清扫检查，滑环表面光滑，无麻点、刷印及凹凸，刷架、刷握螺丝固定牢靠，刷架上绝缘管无损伤，对磨损严重的碳刷进行了更换，共8个。5、定子排水管更换。经检查，定子排水管锈蚀严重，由于其在流道内，对发电机存在重大安全隐患，经与业主监理部协商，对其进行更换，原来的定子排水管为5mm厚的无缝管，现在更换成4mm厚的不锈钢管，并增设了堵头防止由于排水管出问题引起发电机进水。所有焊缝探伤检查合格，并更换所有密封。经充水试验，未见异常。
（三）调速器部分。调速系统主要检修了以下项目：
1、调速柜机械部分检修：对引导阀、主配压阀、分段关闭阀、事故配压阀、单向阀进行了分解清扫检查，大部分阀动作不灵活，处理后，阀体表面光洁无毛刺锈蚀，各部件棱角保持完整，回装后用手上下提动动作灵活。对滤油器进行了分解清扫，对滤芯进行清洗，滤芯无明显变形。分段关闭回油管更换：原来回油管内径为7.5mm，并且在安装焊接时内空堵住一大半；现在改成內径10mm的不锈钢管。
2、调速柜电气部分检修：对柜内电气元器件进行了清扫检查，对端子排全部进行了紧固检查，中间继电器进行了校验全部合格，手自动切换转换开关检查时发现切自动有时切不过去，更换转换开关后恢复正常。进行了外部输入开关量模拟实验，调速器触摸屏显示正确。进行了电源切换实验，在单路直流或交流情况下调速器工作正常。故障模拟实验结果均正常。紧急停机电磁阀检查线圈直阻和原记录一致，回路绝缘试验合格。
3、油压装置检修：油压装置主要对对组合阀进行了解体检查，对组合阀充压后进行参数调整，低压启动时间为4s，安全阀初排值6.28MPa，全排值6.38MPa，符合定值要求。对压油泵主副螺杆进行分解检查，轴套合格，回装后运行平稳。对集油槽管路及阀门进行整体检查，各阀门无渗漏；对集油槽油进行更换、过滤；对安全阀进行了校验，动作定值符合规定值，动作正确。低油压试验，动作压力5MPa，符合定值要求。由于原来的压力油泵经常出现螺杆轴套磨穿、螺杆卡死、泵体开裂现象，所以改造一台新油泵，目前油泵运行中出现一次声音较大的现象，具体效果有待较长的运行周期后才有结论。
对压力油罐、重要螺栓、操作油管等重要部位进行了超声波探伤，未发现有异常现象，结果符合要求。
（四）启动试验项目
1、充水前试验：充水前完成了以下项目：1、调速器静特性试验；2、接力器压紧行程测定；3、开关机时间及拐点测定；4、重锤关机试验时间为30.5s（检修前为77s）；5、低油压动作试验；6、调速器电气机械开度对应核对；7、模拟机组开、停机及事故流程执行试验；8、保护电源80%下开出试验。
2、充水试验：检查各部分管路无渗漏。
3、空转试验：检查调速器手自动开、停机正常，手动、自动切换正常。监测各部瓦温无异常，机组机械部分无异响，机组各部运行正常。停机后检查了各部位螺丝、销钉、锁片均无松动或断裂，转动部分检查焊缝均正常。
4、机组过速168%试验：机组转速实际达到162.8%转速后，事故配压阀动作。由于现行灯泡贯流式机组过速国标标准为160%，与厂家指导书有冲突，考虑其为破坏性试验，经与业主协商，过速转速达到162.8%，满足保护要求，不再进行调整。
5、空载试验：自动开机正常后，检查机组监控系统、调速系统、励磁系统工作均正常。做调速器“机频消失”试验正常；做机组空载频率给定试验，操作调速器机柜面板增、减按钮，改变频给值，观察频率变化方向均正确，速度适当；做调速器空载扰动试验，空载扰动试验结果符合要求；做调速器“机手动”“电手动”“自动”方式切换试验，调速器电源切换、消失试验，接力器均无明显抽动；进行手动逆变灭磁，能可靠逆变，没有颠覆现象；机组定子电压保持100%Ue， 进行A/B套跟踪及切换试验正常；
6、机组负载试验：在上位机分别设定机组的有功负荷和无功负荷，检查调速器和励磁调节器的响应速度和响应时间以及执行结果均正常；检查机组各部轴承温度及定子冷风温度变化均正常；负载扰动试验调速器动作正常；机组保护装置检查差动保护差流正常，各模拟量通道输入信号的相序、极性正确，负序、零序量正常；进行了25%、50%、75%、100%、110%甩负荷试验，机组振摆度、水压上升率、转速上升率等均符合规定，在甩负荷试验过程中，机组甩完后都在空载状态（检修前都会甩停）；机组动水重锤试验，带100%负荷状态下，手动动作飞摆，重锤关机时间为14s。
7、机组带负荷连续运行72小时试验：机组经过72小时连续运行试验，经验证合格后办理了交接验收，归调运行。
四、检修工作成果
此次检修主要处理的问题及取得的成绩如下：
①发电机出力无变化，振动明显有所减小；
②转轮室更换为不锈钢材质，彻底解决了困扰电站多年的转轮室汽蚀问题，建议制作厂家在制造过程中，销钉考虑以偏心套方式与导水机构联接，减少现场配装销钉的工作量；
③转轮室伸缩节改造后，解决了压板螺杆经常断裂的问题，并且采取了以下措施，使转轮室的振动减小：导水机构部分，严格按照规范进行调整，解决了由于水力不平衡引起的振动；转轮室制作时，总间隙比原间隙增加1mm，防止了由于汽蚀造成的振动；
④检修中排除了定子排水管因锈蚀严重而造成的可能断裂的重大隐患；
⑤解决了转轮体因密封老化造成漏油严重的问题；
⑥解决了受油器铜瓦磨损严重而造成的漏油严重的问题，压力油泵启动时间由处理前压力油泵5min启动补压一次，改善为检修后压力油泵50min启动补压一次；
⑦解决了导水机构端面间隙不均匀，立面间隙过大的问题；
⑧水平管路清洗过程中，发现有铁屑等杂物，避免了可能进入缸体内造成缸体损坏的隐患；
⑨风闸检修过程中，解决了因密封胶条老化造成窜气的问题；
⑩解决了调速器在甩负荷过程中直接停机的问题，如出现甩负荷状况机组可直接进入空载，对电站的安全运行提供了极大的保障；
⑾解决重锤关机时间过长问题（检修前无水重锤关机时间为77s，检修后无水重锤关机时间为30s，检修后有水重锤关机时间为14s）；⑿增设了定子排污管堵头，防止由于定子排污管断裂，引起发电机泡水的可能。
检修前、后同工况情况下主要运行技术指标统计表（10.12MW）
序 号 指标项目 单 位 检 修 前 检 修 后
1 灯泡头振动水平 μm 80 23
灯泡头振动垂直 μm 30 4
发导振动X μm 50 20
发导振动 Y μm 80 5
水导振动水平 μm 210 53
水导振动垂直 μm 65 18
大轴轴向位移 μm 60 18
2 正推力瓦1 ℃ 41.8 41.3
正推力瓦2 ℃ 42.7 40.6
反推力瓦1 ℃ 34.2 31.5
反推力瓦2 ℃ 33.9 31.7
发导瓦 ℃ 41.1 36.6
水导瓦 ℃ 37.7 35.2
五、结束语
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，圆满解决了以前机组在运行过程中可见和不可见的隐患，达到了此次B级检修的目的，机组可以正常投入运行。