检修工艺规程机械部分最终版

广水桃江水电开发有限公司企业标准QB广水桃江水电开发有限公司企业标准QB/XSSD－GL－01-09－2013广水桃江水电开发有限公司企业标准汇编（检修工艺规程）机械部分2013年9月1日发布2013年10月1日实施前言安全生产标准化达标工作，是企业发展的重要任务之一，在电力生产过程中有着重要的地位和意义。开展安全生产标准化达标工作，是新形势下电力生产行业的必然要求，也是我公司必须实现的目标。为实现安全生产标准化达标工作目标，提高我公司电力生产标准化程度，增强职工安全意识，提升职工操作水平，有效禁止和杜绝“三违”现象的发生，消除生产中可能出现的各种隐患，提高职工防范事故的能力，确保设备安全、稳定、可靠运行，我们组织相关技术人员，依据国家和行业标准，翻阅了大量的技术资料，结合实际工作及中小型水电站的管理模式，编写了检修工艺规程，检修作业指导书，期望以此进一步规范生产维护和检修人员的工作。该套企业标准内容较多，涉及面较广，有一定的针对性、实用性和可靠性。但由于灯泡式机组检修规程在水电行业是短板欠缺，加之时间仓促，虽经过多次校核，在编写和印刷中难免有错误和疏漏之处，希望职工在阅读和应用中发现问题及时将信息反馈给我们，以便在修编中加以改进。该书在编写过程中受到了电力行业专家和各级领导的重视、关心和支持。在此，谨向各级领导和专家表示衷心的感谢，向参与该书编写工作的技术人员表示衷心的感谢。广水桃江水电开发有限公司2013年9月1日《广水桃江水电开发有限公司企业标准汇编》编写人员主编：谢荣光副主编：杜令谢华审核：王广东郑龙盛谢中庆卿政权宋亮亮编写人员：郑龙盛谢中庆卿政权宋亮亮张树良刘臻恒李华军杨慧朱笠张丁乐吴三成陈崇喜蔡志强谢晴彭胜蓝王凤麟赵孝亲吴伟姜辉袁娇艳姚佳兴薛宋宜彭茜李海洋刘祺申腾飞昌庆冯龚滨朱彪颜铭望徐齐谌伟丹吴波黎翔周声全杨菊吴曼琳汪勋邓百文陈贞李平 目录TOC\o"1-2"\u第一章：水轮机及其辅助设备检修工艺规程 1第二章：发电机机械部分检修工艺规程 20第三章：调速器机械部分检修工艺规程 45第四章：柴油发电机检修工艺规程 73第五章：空气压缩机检修工艺规程 87第六章：水泵检修工艺规程 115第七章：齿轮及螺杆油泵检修工艺规程 136第八章：阀门检修工艺规程 148第九章：机组润滑油系统检修工艺规程 163第十章：技术供水系统检修工艺规程 172第十一章：气系统检修工艺规程 182第十二章：桥（门）式起重机检修工艺规程 187第十三章：清污机检修工艺规程 231第十四章：船闸检修工艺规程 246第十五章：弧门检修工艺规程 263第十六章：水工建筑物检修工艺规程 272第十七章：水情测报系统检修工艺规程 295PAGE300第一章：水轮机及其辅助设备检修工艺规程Q/XS237-101.01-20131.主题内容与适用范围本规程介绍了修山水电站水轮机及其辅助设备的基本技术参数，检修周期，质量标准及检修工艺要求、验收等级和标准，适用于修山水电站水轮机及其辅助设备的检修管理工作以及检修人员在检修过程中的具体操作。2.引用标准2.1《电力工业技术管理法规》和《电业安全工作规程》；2.2厂家提供的有关图纸资料；2.3水利水电设计院设计图纸资料；2.4《水轮机设备操作和维护手册》；2.5《水轮机安装说明书》；3.设备范围和基本技术参数基本技术参数：见修山水电站运行维护规程4.检修总则4.1搞好发电厂的设备检修是保证发电设备安全经济运行，提高发电设备可用系数，充分发挥设备潜力的安全措施，是设备全过程管理的一个重要环节，各级管理部门和每一个检修工作者都必须充分重视检修工作，提高质量意识，自始至终坚持“质量第一”的思想，切实贯彻“应修必修”，“修必修好”的原则，既要反对为抢发电量或回避事故考核而硬撑硬挺及为抢工期而忽视质量，应修的不修；又要防止盲目大拆大修，浪费资财。4.2水轮发电机是将水轮机旋转的机械能转换为电能的主要设备。水轮发电机组检修（机械部分）的任务就是消除发电机运行中各机械部分存在的缺陷，隐患及其它异常现象；其检修质量的好坏是机组能否正常运行的关键，因此每个检修人员必须刻苦钻研业务，努力提高检修工艺质量水平。4.3检修工作实行点检制，即质检点（H、W点）是指在工序管理中根据某道工序的重要性和难易程度而设置的关键工序质量控制点，这些控制点不经质量检查签证不得转入下道工序；其中H点为不可逾越的停工待检点，W点为见证点。4.4本电厂共装5台SFWG13-80/6630灯泡贯流式水轮发电机，5台GZTF08B-WP-625型水轮机。4.5水轮发电机的检修分维护（D级检修）、小修（C级检修）、大修（B级检修）、和扩大性大修（A级检修）四种类别。5.检修前的准备工作5.1根据年度检修计划，设备缺陷，机组运行情况，上次大修总结，小修记录及决定采用的技术革新项目和先进经验等，制定检修项目（包括常规检修项目和非常规检修项目）。检修前应按下列项目编写计划：5.1.1检修类别所规定的标准项目，运行缺陷记载的需要在本次检修时消除的缺陷；5.1.2上次检修总结报告中所注明的缺陷；5.1.3经总经理批准的改进方案；5.1.4其它项目；5.2在平衡制定大修的控制进度后，具体安排班组的检修进度，合理安排劳动力，制定检修进度网络图，并协调好班组各工种间的配合工作。5.3检修前要充分讨论大修计划和进度，技术措施和安全措施，明确检修要求。5.4做好物质准备（包括材料，备品配件，安全用具，检修工器具），并且进行必要的技术培训学习。5.5准备好技术记录表格，确定应测绘和校绘的备品配件图纸，并且进行必要的技术培训学习。5.6重大特殊检修项目和决定采用的技术革新项目应由专人负责准备，制造周期长的主要备品配件及特殊材料应尽早落实。5.7大修开工应具备下列条件5.7.1重大特殊项目的检修技术措施已经批准；5.7.2检修的项目、进度、组织措施、技术措施和安全措施、质量要求已落实；劳动力，主要材料及备品配件已准备好；5.7.3专用工具，检修机具和试验设备已经检查或试验合格；5.7.4检修前试验已完成，并做好详细记录。6.检修项目、周期、验收等级6.1检修性质、周期及工期见下表：检修性质检修周期检修工期巡回检查（D级检修）每周一次1天小修（C级检修）1年5~7天大修（B级检修）5年40天扩大性大修（A级检修）8~10年90天6.2检修周期可根据实际情况适当变动，时间由生产部门提出并经总工程师批准。6.3检修项目、验收等级、验收标准：6.3.1D级检修项目与质量标准：序号项目质量标准1导水机构导叶漏水量符合要求，向外无漏水，导叶弯曲连杆无变形，无异常信号，无防碍导叶转动的杂物，控制环无异常声音，接力器无抽动。2固定部件检查无开焊，无裂纹，螺栓紧固，无异常声响。3有关部位清扫清扫灰尘，油迹及污物。6.3.2C序号项目质量标准1导水构导导叶端面间隙、立面间隙符合设计要求，漏水量符合要求；控制环，导叶动作平稳，无卡阻抽动，无异常声响；套筒无漏水，连杆背帽螺丝无松动，无曲杆弯曲信号。如有异常应根据情况作出处理。2主接力器及锁锭无渗漏，无沟槽、无划痕、无卡阻，8Mpa耐压试验30min合格，检查活塞行程，锁锭动作灵活，位置指示正确。3流道的检查排水阀取水口拦污栅螺丝无松动，电焊无开裂，灯泡头，定子外壳无异常，水平支撑、垂直支撑、导流板无异常。4转流的检查各部螺丝、封板、丝堵无松动，电焊无裂纹，转轮体无汽蚀，转轮室，尾水管无异常，无渗漏，保护压盖螺丝用环氧无脱落，桨叶经探伤检查无裂纹，汽蚀等缺陷，桨叶间隙符合要求。5机组清洁表面干净清洁，介质标向清晰，阀门及设备标号完整，油漆无脱落，如有必要，进行整台机组的清洁，并按要求颜色刷漆。6.3.3B级检修项目与质量标准：6.3.3.1受油器的大修及质量标准序号项目质量标准验收受油器拆除时的检查eq\o\ac(○,1)用摇表测量受油器对地绝缘；eq\o\ac(○,2)外罩拆除后，用内径千分尺检查受油器座与操作油管的同心度，各部瓦与受油器座的同心度；eq\o\ac(○,3)检查油盆内是否有金属粉末；eq\o\ac(○,4)检查瓦座与基础板间的销钉及垫片有无损坏，并作好记录。班厂2受油器的分解后的检查eq\o\ac(○,1)回复轴承的检查，无异常声响，无严重磨损，否则更换轴承；eq\o\ac(○,2)耐油橡胶无老化变质，弹性良好，否则需更换；eq\o\ac(○,3)检查浮动瓦的磨损情况，进行轴瓦的研刮，不合格的需更换，并作好记录；eq\o\ac(○,4)螺栓，螺母丝扣完好，无滑扣，销钉无断裂。3受油器的回装eq\o\ac(○,1)装上受油器座后，通过调整垫和绝缘垫调受油器壳的偏心度小于0.1mm(上下允许偏差内，应为下大上小，前后偏差方向一致)，定位后配钻销钉孔；eq\o\ac(○,2)操作油管的盘车摆度要求，外操、内操小于0.10mm,集电环小于0.20mm；eq\o\ac(○,3)回装后各部间隙要求，上浮动瓦为0.10-0.15mm;下浮动瓦为0.15-0.17mm;浮动瓦端面与受油器间隙为0.15-0.20mm;档油环间隙为3mm；eq\o\ac(○,4)受油器对地绝缘电阻不小于0.5兆欧；eq\o\ac(○,5)安装转轮叶片回复机构，要求转动灵活，能正确反映桨叶的实际行程。6.3.3.2水导轴承及组合轴承检修项目及质量标准序号项目质量标准验收1拆装前润滑油系统的检查排油前取样化验，资料存档，记录运行时漏油点及其它缺陷；拆除前记录机组运行时各部轴承的温度，摆度及振动值，记录各油箱充油油面，记录各部轴承的运行供油量。班厂2油封环、甩有环及主轴保护罩的检修拆出时测量封油环和甩油环的间隙及主轴的窜油量，复测机架中心，主轴中心，并作好记录；回装时油封环（下部小于0.05mm,左右均匀）及甩油环间隙（3mm）符合设计要求。班厂3轴瓦检查处理及间隙检查调整拆机过程中应对甩油环的间隙、油封环间隙、轴瓦间隙、主轴的串动量进行测量并作好记录；拆出后进行如下检查：发导轴瓦无严重磨损，无密集气孔，裂纹、硬点、沟槽及脱壳等缺陷，发导轴瓦处理后要求每平方厘米应有1-2个接触点，瓦面局部不接触面积每处不应大于总面积2%，不接触总面积不超过工作总面积15%，检查各销钉无毛刺，定位块与销钉的间隙正推为3.0mm和0.2-0.5mm\反推为5.0mm和0.2-0.5mm,弹性圆盘无变形，无烧伤；推力瓦用假镜板检查浪波不大于0.02mm;轴承回装后的各部间隙要求：水导轴承间隙为0.195-0.245mm，水导瓦下部间隙为0，发导轴瓦间隙下方为0mm，侧方为0.195-0.245mm，机组轴向窜动量在0.5mm之间；发导轴承240Kg/cm²耐压试验10min不渗漏。班厂4主轴轴领检查处理工作表面应清洁，明亮，无渗漏，无毛刺及亮电，否则用细油石打磨处理，然后用沾有氧化络磨膏的细毛毡抛光清扫干净。班厂5顶高检查大修前检查水导和发导顶起高度，要求顶起高度不小于0.05mm，安装和检修调到0.10±0.02为宜，并做好记录。班厂6轴承支架及扇形板检查发导、水导轴承座各焊缝无裂纹及开焊，螺栓无松动脱落，销子紧固完好，轴承座错位小于0.05mm，扇形板无变形，组合缝用0.02塞尺检查不通过，在主轴无转轮和转子的情况下，发导侧主轴抬高为1.4mm；主轴水平0.13/m；轴承支架拆出时要仔细检查调整垫的厚度及位置并作好记录。班厂7镜板的大修镜板的工作表面光滑，明亮、无划痕、高点、毛刺，否则用天然油研磨，且用沾有研磨膏的细毛毡进行抛光清扫，镜板与主轴的垂直度小于0.02mm，镜板两工作面的平行度摆度小于0.02mm，镜板组合螺丝，销钉无松动，开焊，保护挡板螺丝及止动垫无松动。班厂8发导轴承座装时调整垫的安装1）原理：主轴由发电机导轴和水轮机导轴承支撑，其发生弯曲的原因是由于发电机转子的重量和水轮机转轮的重量所致。为此，必须根据主轴的倾斜角把轴承座安装到轴承支架上，使得发电机导轴承和主轴的接触面以及正反向推力轴承和镜板的接触。当根据主轴倾斜角安装导轴承座时，由于轴承支架和导轴承座之间上下间隙不同，必须在他们之间插入调整垫片以调整导轴承座的角度；2）主轴倾斜角的测量，拆出正向推力轴承座与轴承支架的螺栓，将推力轴承移到下游侧；松开导轴承座紧固螺栓约2mm，测量导轴承与主轴间隙，从上游侧测量导轴承与轴承支架的时间隙，用内径千分尺测量轴承支架与下游侧镜板的距离（在镜板下游侧便面紧按住一根水平尺），分析测量结果并计算各点插入调整垫片的厚度；3）调整垫片的更换：更换前将推力轴承座回装至发导轴承座，松开推力轴承座连接螺丝约2mm，在高压装置顶起的情况时上下移动主轴2mm，然后将主轴顶起约0.3mm，测量发导的间隙，将主轴重量移致专用支撑上，松开导轴承螺丝约3mm，并将导轴承座向主轴下游侧移动3mm，换临时垫为永久垫；在确认安装在导轴承座上的0型橡胶盘根没有损坏后把移向下游侧的导轴承座推回到原来位置；4）复查调整垫：测量轴瓦与主轴间隙，导轴承座与支架间隙，确认无异常，测量下游镜板与轴承座的距离（选8各中心对称点进行校核测量），在以前各测点测量尺寸精确及计算加调整垫片厚度适当的情况下，8个校核测点的测量值应相等，最大与最小差在0.1mm以内；5）推力轴承座的安装：在推力轴承座与导轴承座精密连接以前，要确认推力轴承座上的0型橡胶盘根没有任何损坏，用千斤顶顶转子支架的办法，同时投入高压油顶起装置，把主轴连同推力轴承座推回到原来的装配位置，然后把推力轴承座安装到轴承支架上。班厂9轴承其他部件的回装测量电阻无损坏，接线良好，无渗漏，端盖及油封环间隙符合要求，所有的止漏盘根完好，确保无渗漏；整个回装过程中必须保证工作现场干净，清洁。班厂10机组中心的调整1）测量管型座上、下游法兰处机组中心，（注意：主轴有抬高量，可参照机组安装的竣工资料）；2）测量内导环各法兰面处机组主轴的中心；3）测量轴承支架及水导扇形板处主轴的中心；4）测量定、转子空气间隙及桨叶与转轮室的间隙，要求间隙符合设计要求；发电机空气间隙7.5mm，叶片与转轮室间隙3.2mm；5)校核定、转子的铁芯中心线，允许定子铁芯高于（向上游侧）转子6mm以内；若机组中心不符合规范要求，必须调整，必要时要重新打定位销钉。班厂6.3.3.3转轮大修项目及质量标准序号项目质量标准验收1叶片的探伤及处理对桨叶的正背面及法兰进行全面的磁粉探伤，根据情况对个别部位进行超声波探伤，如转轮体汽蚀严重也应进行探伤处理。发现裂纹要用角磨机进行刨根处理，要干净彻底，尽量不要用电弧刨，焊后用砂轮机打磨出碳化层，焊接时不允许有夹渣、气孔，焊接量较大时应想办法消除焊接应力，打磨后必须光滑且与桨叶的线型一致，处理后不允许有任何裂纹，叶片不应有变形。班厂2桨叶间隙检查桨叶在全行程内开关应转动灵活，桨叶与转论体间隙分布均匀，球面部分为2.0±0.2mm其余为2.5±0.5mm，零度位置允许偏差±0.25°，叶片外援与转轮室间隙为3.2mm。班厂3转轮耐压试验叶片密封试验在0.5Mpa时，保持16小时，用压力油操作叶片使之转动，以每小时转动全行程3次，在周围温度不低于5℃的情况下，12小时内每只叶片渗漏不得超过42ML，其它组合缝不得渗漏，转轮接力器动作应平衡，开启和关闭的最低油压不得超过工作压力的15%，转轮体和泄水锥耐压试验压力为0.8Mp班厂4叶片密封的更换如果叶片密封不合格，需进行处理，拆出密封压盖应作标记，检查密封件表面粗糙度是否符合要求，特别唇边部位要足够光滑，无裂纹，缺边等缺陷，检查弹簧是否完好，有永久变形的需更换，装配时可在枢纽和轮毂上内径上涂一层润滑油，禁止在密封圈上涂油。密封全涂胶水时尽量要少，最好不要粘结唇部，装配时接头要错开，最外层的接头主在叶片外侧并位于最后安装的压盖下部，密封压盖螺丝紧固后需用环氧树脂封堵，更换叶片密封后要耐压及动作试验合格。班厂5转轮与主轴的联接检查连接螺丝及保护罩完好，法兰面用0.02mm塞尺检查不通过，联轴螺栓探伤检查、销钉尺寸配合检查。班厂6转轮室与伸缩节伸缩节无漏水，间隙为0-0.5mm，转轮室无擦伤，无汽蚀，表面光洁，转轮室与尾水管里衬法兰距离为20mm。班厂导水机构的大修项目及质量标准序号项目质量标准验收1导叶间隙检查导叶立面、端面间隙应达到设计要求，导叶外侧间隙为1.5mm,0.3mm,-0.2mm;内侧间隙为2.2mm,+0.3mm,-0.2;立面间隙50%小于0.04mm,75%小于0.15mm,100%小于0.3mm,相应最大开口在导叶中部为1007mm±1.5%班厂2内、外导环的检查与导叶对应的工作面无擦伤、无划痕、表面光滑，内、外导环的间距为830±0.5mm。班厂3控制环的检查无变形，无开焊，钢球及轴承槽完好，润滑脂合格，外导环和球轴承的间隙为0.1mm，重锤悬挂机构完好，无开焊、裂纹，必要时对悬挂机构进行探伤检查。班厂4导叶操作机构的检查导叶臂无漏水，导水叶内外轴承各密封圈完好，无漏水，球轴承转动灵活，无偏磨，配合间隙符合要求，导叶键无松动，偏心销，连接销无松动，锁紧装置完好，弯曲连杆无变形，压紧行程为5-7mm。班厂5接力器的大修接力器端盖无漏油，当油压为6.3Mpa活塞缸窜油符合要求（小于0.3/min），活塞轴无严重磨损，无沟槽，划痕，锁锭螺母无松动，行程符合要求，耐压试验为压力8Mpa,30min无渗漏，带锁锭接力器的限位销动作正常，锁锭装置无漏油，动作正常，耐压试验合格。班厂6.3.3.5机组流道检修项目及质量标准序号项目质量标准1流道排水与闸门漏水情况检修处理压力表显示为零，检查水位低于工作地点班厂2流道进水、尾水流道汽蚀情况检修处理无汽蚀、剥落现象班厂3导叶、轮叶前后各测压嘴、测压管检查、清扫、疏通各测压嘴清扫干净，管道通畅，无泄漏班厂4流道排水箱、拦污网及螺钉检查、处理拦污网上及箱内无杂物，通畅完整班厂5管形座、尾水管防腐处理合符规程要求班厂6水下检查并清理取水口栏污栅合符规程要求班厂7导叶间隙检查，导叶轴套漏水情况检查合符规程要求班厂6.3.3序号机组检修项目内容1流道内设备1.1检查前后闸门密封情况；1.2导叶间隙抽查，导叶轴套漏水情况检查；1.3转轮室、尾水管里衬、转轮空蚀和磨损检查处理；1.4检查具有填充材料的区域，视情况进行补充；1.5检查流道、灯泡头、灯泡体、主支撑、侧向支撑、转轮室、尾水管等部件；1.6检查伸缩节、转轮室等部件漏水情况，并进行处理；1.7流道内金属结构防腐；1.8流道内放空阀检查；1.9清扫、检查维护测量表计管路，并对管路进行除锈刷漆处理。2导水机构2.1对导水机构润滑部分加注润滑剂；2.2拆装、检修更换导叶套筒上下轴套及密封；2.3检查、修补导叶局部空蚀、磨损区域；2.4测量、与调整接力器压紧行程；2.5分解、检查接力器，更换所有密封，并进行耐压试验或更换活塞环；2.6检查、修补并研磨导叶轴颈；2.7解体并清扫、检查拐臂（螺栓扭矩检查）和连杆，测量轴销轴套、更换磨损件；2.8检查、清扫、润滑、更换控制环与外导水环之间的摩擦副零部件；2.9控制环及法兰面检查、处理；2.10所有螺栓的紧固性检查；2.11测量及调整导叶端、立面间隙。3转轮3.1拆卸转轮室，转轮叶片、泄水锥、转轮体内等设备及其附件的检查和处理；3.2转轮拆卸（包括叶片拆卸、叶片吊装和转轮吊装）；3.3转轮检查处理，并进行密封、动作、耐压试验；3.4转轮回装（包括叶片回装和转轮吊装）；3.5更换转轮叶片密封装置；3.6转轮体及操作油系统充油后，检查叶片动作情况及检查密封装置漏油情况；3.7转轮叶片与转轮室间隙测量和调整；3.8转轮汽蚀、裂纹检查或处理。4主轴密封4.1解体、清扫主轴密封；4.2检查、更换检修密封（空气围带）；4.3检查、更换工作密封；4.4更换所有密封件。5水轮机导轴承5.1测量轴承间隙；5.2解体、清扫、检查轴承座；5.3清扫、检查并修整轴瓦；5.4清扫、测量轴颈；5.5检修扇形板；5.6清扫油盆，检查渗漏；5.7检查、更换油挡片、油环等零部件；；5.8更换所有密封件。6主轴及操作油管6.1拆装主轴保护罩，检查或处理转子侧或转轮侧法兰轴颈磨损；6.2进行主轴法兰盘着色渗漏检查；6.3检查主轴的表面保护情况，根据情况除锈刷漆；6.4机组受油器小轴（与大轴联接）安装调整。7.检修工艺与质量标准7.1水轮机检修一般注意事项：7.1.1部件拆卸前应做好记号及相关记录7.1.2分解后的零部件应有序的存放在专用油盆或木箱内，并应做好防止相互碰撞的措施，对零部件及结合面应涂以防锈油等保护措施7.1.3设备的检修应做到零部件、工具、材料“三不落地”、“三条线”7.1.4部件分解后应清洗，并检查螺栓有无缺陷，设备、零部件有无裂纹、伤痕和严重磨损等，并做好记录7.1.5清洗加工面应用干净的破布或白布7.1.6每天工作完后应清理现场，整理设备零件、工具等7.1.7当部件安装时，应再次检查有无遗漏未做的工作，若有则应及时完成7.1.8部件装复时一般是先拆的后装，后拆的先装，部件按检修前所做记号装复，并符合图纸要求7.1.9及时做好技术记录：设备的技术状况，系统和结构的改变及相关的测试记录7.1.107.2水轮机检修前的工作：7.2.1检修前的测试、检查、记录7.2.1.1伸缩节压环间隙测量7.2.17.2.17.2.17.2.17.2.17.2.27.2.37.2.4开启人孔门之前应搭好脚手架，确保人身安全7.2.5转轮轮毂抽油、注油7.3主轴密封的检修：7.3.17.3.2用低压气（约0.5MPa）给检修密封围带充气后将其浸入水中观察是否漏气，有破损而漏气者则予以更换；7.3.37.3.47.3.57.3.67.3.77.3.87.3.97.3.107.3.117.3.12在主轴密封支架与主轴密封水箱联接法兰面处装入φ6.4mm7.3.137.4转轮的检修：7.4.1概述：见维护规程7.4.27.4.27.4.2.2整体吊出转轮7.4.3转轮的检修与组装7.4.37.4.37.4.3.3用专用起吊工具将转轮体翻转9007.4.37.4.37.4.37.4.37.4.3.8将活塞环装配于活塞槽内，检查活塞环间隙和密封情况，将上下活塞环接口错开9007.4.37.4.37.4.37.4.37.4.37.4.37.4.37.4.37.4.37.4.37.4.37.4.37.4.37.4.3.22转轮垂直吊起一定高度后拉紧2个40T葫芦，同时放松桥吊副钩，使转轮旋转，调整法兰面至垂直，松副钩，将所有荷载全部移至主钩上，这时葫芦处于提升状态7.4.37.4.37.4.37.4.37.4.31）用深度游标卡尺测量各联轴螺栓测量孔深度的初始值，并做好记录；2）对称装入液压拉伸器，按设计拉伸值紧固各联轴螺栓；3）用测量杆和深度游标卡尺测量螺栓预紧后的孔深，并做好记录；4）安装主轴螺栓液压板手，首先将各螺栓用380Kg/cm2的压力拧紧螺栓后，测量螺栓的伸长值，标准为0.3mm±10%，做好记录，如果没有达到设计允许伸长值，则适当增加油压继续拧紧至设计要求；7.4.37.5泄水锥的安装与检修：7.5.17.5.27.5.37.5.47.6受油器检修与安装7.6.1调速器系统油全部排完后,分别解体受油器各部件及浆叶反馈机构、轮毂供油箱等并吊出放在指定的地点7.6.2拔出受油器支座销钉,拆除受油器支座与基础的连接螺栓,水平吊起受油器座,缓慢向上游移动,直到完全脱出操作油管7.6.37.6.47.6.57.6.67.6.7分别安装受油器轮毂供油箱、浆叶反馈机构、及受油器油管等7.7排水环的检修与安装：7.7.17.7.27.7.37.7.47.7.5在三个安装支撑上安装支墩并架设15吨的螺杆式千斤顶，调整排水环的水平和高度，用塞尺检查排水环与转轮轮叶的间隙，应能通过3mm7.7.67.7.77.7.87.7.9上部排水环结合面应涂以白铅油，将上、下排水环法兰结合，先打入销钉再拧紧螺栓7.7.107.8伸缩节的检修与安装：7.8.17.8.27.8.37.8.47.8.57.8.67.8.77.9导水机构的检修与安装：7.9.17.9.27.9.37.9.47.9.47.9.47.9.47.9.47.9.47.9.47.9.47.9.47.9.47.10接力器检修7.10.1接力器拆除吊装7.10.1.1拔除接力器连杆销钉，使接力器与控制环脱离，拆除与接力器联接的油缸及锁定油管联接部分，使接力器成单独部分；7.10.1.2用行车挂上葫芦及钢丝绳来调整起吊垂直受力中心；7.10.1.3松开接力器与凋速环的连接螺母及底座固定螺栓；7.10.1.4吊出接力器并平放至定置检修场地枕木上；7.10.2接力器分解检查及检修工艺7.10.2.1拆除锁定装置，分解机构进行检查，针对活塞缸体磨损、划痕等缺陷修复；7.10.2.2拆除接力器密封支撑、Y型橡胶密封圈、接力器缸盖及轴套；7.10.2.3拔出活塞杆、拆除活塞及活塞聚四氟乙烯密封圈；对活塞缸磨损、划伤进行研磨修复，活塞滑环密封圈回装时应更换新密封圈；7.10.2.4对拔出的活塞杆螺母、螺栓丝扣清扫后，涂抹黄油并用橡胶皮包裹防护；7.10.2.5检修后接力器组装程序与拆卸顺序相反，不再重复；7.10.2.6组装后对接力器进行行程打压检验，将接力器平放，采用加压油泵从关闭腔通入4、6.3、8MPa的透平油，使接力器活塞缓慢移动到全关位置，在活塞杆适当位置用冲头打一测量点，以此测量点量取至前端盖距离C；7.10.2.7打开接力器关闭腔前端盖，再从接力器开启腔通入汽轮机压力油，使活塞缓慢移至全开位置，以测量点量取至全前端盖距离，设为A；7.10.2.8再从接力器关闭腔通入汽轮机压力油，使接力器处于全关位置，再次量取活塞杆至前端盖距离是否与第一次测量值相符，由此来校核接力器活塞行程应符合设计要求，锁定侧与不带锁定侧接力器行程其偏差不超过1mm。活塞组合装入后，当油压为6.3MPa，接力器缸壁与活塞间窜油量不得超过0.02升／秒。7.10.3接力器安装7.10.3.1待主机部分主要机构安装和调整工作结束后可进行此项回装安装工作，吊装前清扫接力器基础座工作面，清洗联接螺栓，将接力器吊装紧固于基础板上；7.10.3.2将凋速环凋至全关位置，连接推拉杆。调整推拉杆长度，测量检测点至前端盖的距离为：C+设计压紧行程值；7.10.3.3临时挂上关闭重锤，测量导叶立面间隙和接力器检测点至前端盖的距离应符合全关的数值，同时导叶开度指示应在小于0°的位置上；7.10.3.4实测调整接力器推拉杆间的距离；7.10.3.5正式挂上关闭重锤，固定螺栓打伸长值；7.10.3.6测量接力器压紧行程为5-7mm。7.10.4接力器压紧行程测定手动操作调速器使导叶全关，在两个接力器的推拉杆上各放一标尺，以检测点为记号，读的一读数。关闭主进油阀，同时打开接力器关闭侧排油泄压，由于导水机构的弹性作用，使接力器活塞向开侧回复，这时标尺上又读出一数值，标尺前后数值之差，就是导水机构的压紧行程。7.11油水管路及阀门检修7.11.1油水管路拆卸前各段应作编号和配合标识，拆下后可用钢丝砂轮进行去锈，个别弯头内部可用人工去锈，清扫干净后应按管路供排性能标示涂漆；7.11.2对管路法兰焊接泄漏点应重新补焊处理，并经耐压试验检验合格；7.11.3环形水管装复时，应先将所有法兰结合螺栓带上，再从三通向两侧进行紧固，所有管夹应上紧，法兰垫不准超过二层，不得使用楔形垫。7.11.4阀门分解后，应检查阀杆螺钉等应无严重磨损，锈蚀和弯曲，钢止口应平整光滑盘根垫应完整，阀门动作灵活，关闭应严密；7.11.5水管阀门分解后应去绣，铜质零件擦拭干净，不需涂漆；7.11.6逆止阀，示流器，单向阀，节流阀等装配的方向应正确；7.11.7阀门与管路装配完毕后，一般应进行充水、充油试验，当设计无另外规定时，其试验压力为最大工作压力的1.25倍，耐压15min无渗漏。水系统管路水压试验0.45Mpa。7.12机组充水前的注意事项：7.12.1启动前的试验已完成；7.12.2导叶接力器机械锁锭锁在全开位置；7.12.3桨叶接力器已在全关位置；7.12.4在关闭转轮室人孔门前，应认真检查无人或物遗留在流道内；7.12.5转轮室人孔门已可靠关闭；7.12.6水轮机、调速器、油、气压力系统的所有阀门处于正常位置；7.12.7排水系统已投入运行；7.12.8进水闸门和尾水闸门随时准备下落。7.13检修人孔门的关闭：7.13.1机组充水前，应检查上游流道和下游流道内确实无人、无遗留物后，立即关闭人孔门；7.7.14机组充水前的检查和准备：7.14.1油压系统检修工作已完成；7.14.1.1压油槽主供油阀全开；7.14.1.2压油泵置为自动运行方式；7.14.1.3调速器补气系统投入运行；7.14.1.4保证压油槽油位、油压位于正常范围。7.14.2调速器和接力器设置成以下状态：7.14.2.1检查控制油压正常；7.14.2.2调节并保持导叶开度限制；7.14.2.3按下“紧急停机”按钮；7.14.2.4导叶液压锁锭电磁阀失磁；7.14.2.5将导叶接力器机械锁锭螺母锁锭在导叶全开位置以上20mm；7.14.2.6根据流道平压需要，可适当开启导叶在3%左右；7.14.2.7投入发电机制动风闸。7.15流道充水：7.15.1检查流道测压系统安装完毕并工作正常；7.15.2开启尾水闸门平压阀，充水平压；7.15.3检查主轴密封的漏水情况；7.15.4检查转轮室人孔门、导叶轴封、伸缩节、流道排水阀、管路的漏水情况；7.15.5平压正常后，提尾水闸门；7.15.6检查导叶在全关位置；7.15.7开启进水口闸门平压阀，向进水流道充水平压，平压正常后提进水口闸门。8.典型故障及处理方法8.1伸缩节漏水：序号原因处理方法1压环压紧间隙不均匀压缩间隙均匀2楔型橡胶密封圈无压缩量更换密封圈3密封圈搭接不合符要求重新搭接4密封圈压紧量不够拧紧螺栓8.2主轴密封漏水大：序号原因处理方法1工作密封环磨损严重更换密封材料2润滑水道堵塞 解体清洗，疏通第二章：发电机机械部分检修工艺规程Q/XS237-108.02-20131.主题内容与适用范围1.1本规程规定修山水电站五台发电机机械部分的检修项目、周期、验收等级、检修工艺及质量标准。本规程适用于修山水电站发电机机械部分的检修。本厂检修人员、运行人员、技术人员、有关领导应熟习本规程的有关内容，并严格执行。有关发电机检修中的特殊问题，经总工程师批准可不受本规程限制。2.引用标准2.1中华人民共和国电力行业标准《灯泡贯流式水轮发电机组安装工艺导则》。2.2原部颁《水轮发电机运行规程》。2.3原部颁《电力工业技术管理法规》。2.4原部颁《大中型水轮发电机静止励磁系统及装置运行、检修规程》。2.5《发电企业设备检修导则》。2.6《水电站设备检修管理导则》。2.7《水轮发电机组安装工艺导则》。2.8《水轮发电机基本技术条件》。2.9《灯泡头流式水轮发电机组启动试验规程》。2.10《水利水电基本建设工程单元工程质量等级评定标准》。2.11本厂的有关技术说明。2.12厂家的有关设备技术说明书。2.13水利水电设计研究院有关图纸资料。3.设备范围和设备技术规范：3.1发电机的基本参数：见运行维护规程4.检修总则4.1搞好发电厂的设备检修是保证发电设备安全经济运行，提高发电设备可用系数，充分发挥设备潜力的安全措施，是设备全过程管理的一个重要环节，各级管理部门和每一个检修工作者都必须充分重视检修工作，提高质量意识，自始至终坚持“质量第一”的思想，切实贯彻“应修必修”，“修必修好”的原则，既要反对为抢发电量或回避事故考核而硬撑硬挺及为抢工期而忽视质量，应修的不修；又要防止盲目大拆大修，浪费资财。4.2水轮发电机是将水轮机旋转的机械能转换为电能的主要设备。水轮发电机组检修（机械部分）的任务就是消除发电机运行中各机械部分存在的缺陷，隐患及其它异常现象。其检修质量的好坏是机组能否正常运行的关键，因此每个检修人员必须刻苦钻研业务，努力提高检修工艺质量水平。4.3检修工作实行点检制，即质检点（H、W点）是指在工序管理中根据某道工序的重要性和难易程度而设置的关键工序质量控制点，这些控制点不经质量检查签证不得转入下道工序。其中H点为不可逾越的停工待检点，W点为见证点。4.4本电厂共装5台SFWG13-80/6630灯泡贯流式水轮发电机，5台GZTF08B-WP-625型水轮机。4.5水轮发电机的检修分维护（D级检修）、小修（C级检修）、大修（B级检修）、和扩大性大修（A级检修）四种类别。5.检修前的准备工作根据年度检修计划，设备缺陷，机组运行情况，上次大修总结，小修记录及决定采用的技术革新项目和先进经验等，制定检修项目（包括常规检修项目和非常规检修项目）。检修前应按下列项目编写计划：5.1.1检修类别所规定的标准项目，运行缺陷记载的需要在本次检修时消除的缺陷；5.1.2上次检修总结报告中所注明的缺陷；5.1.3经总经理批准的改进方案；5.1.4其它项目。在平衡制定大修的控制进度后，具体安排班组的检修进度，合理安排劳动力，制定检修进度网络图，并协调好班组各工种间的配合工作。检修前要充分讨论大修计划和进度，技术措施和安全措施，明确检修要求。做好物质准备（包括材料，备品配件，安全用具，检修工器具），并且进行必要的技术培训学习。准备好技术记录表格，确定应测绘和校绘的备品配件图纸，并且进行必要的技术培训学习。重大特殊检修项目和决定采用的技术革新项目应由专人负责准备，制造周期长的主要备品配件及特殊材料应尽早落实。大修开工应具备下列条件5.7.1重大特殊项目的检修技术措施已经批准；5.7.2检修的项目、进度、组织措施、技术措施和安全措施、质量要求已落实。劳动力，主要材料及备品配件已准备好；5.7.3专用工具，检修机具和试验设备已经检查或试验合格；5.7.4检修前试验已完成，并做好详细记录。6.检修项目、周期及验收等级6.1检修性质、周期及工期见下表：检修性质检修周期检修工期D级检修每周一次1天C级检修1年5～7天B级检修5年40天A级检修8～10年90天6.2检修周期可根据实际情况适当变动，时间由生产部门提出并经总工程师批准。6.3检修项目和验收标准：6.3.1D级检修项目与质量标准：序号项目质量标准1受油器无异常噪声，调试器无异常抽动，浮动瓦漏油在规范范围内，油压装置油泵启停间隔在20min以上，浮动瓦处油温正常吗，挡油环处无漏油。2各部轴承检查油压正常，油色正常，油流量正常，轴承无异音，瓦温正常（10-65℃3机组振动和噪声监测在规定的运行范围内，水轮机稳定运行，水轮机径向轴承支架的振动（双振幅）不超过0、12MM。在额定转速和导叶由空载开度到满载开度的全部运行工况范围内，在转轮中心线平面上距离转轮室外缘1m处测定的连续噪声不大于90Db(A)。4集电环、碳刷装置集电环表面无灼伤、锈蚀、油污、沟槽，电刷与集电环接触良好，无火花，且能灵活移动，无异常声响。5制动系统检查制动器起落正常，移动灵活，无漏气，制动器动作时无烧焦异味，制动环平整无异常，锁定螺丝无松动6冷却系统检查循环冷却器水流量、压力正常，水质、水色正常，冷风温度正常，定子铁芯、各轴承温度正常，接头无渗漏，各压力表，温度计指示正确，流量计反映灵敏，水、油、气系统设备工作正常。7渗漏、结露监视灯泡头内应干燥无渗漏，无积水，温度低于10℃8润滑油系统检查高位油箱和轴承油箱油位、油色正常，高压油顶起油泵，轴承油泵工作正常，正推为100L/min，反推为60-70L/min，发导为40-50L/min，水导为25L/min。9固定部件检查无开焊，无裂纹，螺栓紧固，无异常声响10转动部件检查无异常声响，停机检查焊缝无开焊，无裂纹，螺栓锁锭片、挡板等应完好。11定、转子气隙检查检查定子气隙设计范围内，风洞内无杂物。12油、水、气系统及管道各仪表指示正常，无渗漏，无堵塞，阀门编号清晰，位置正确，介质流向标示正确。13缺陷处理处理不需要停机的缺陷。14有关部位清扫清扫灰尘，油迹及污物。15主轴密封及检修密封装置润滑水水压（0.15-0.25MPa），水量（20L/min）正常，主轴密封漏水量正常，检修密封充气压力为0.5-0.7MPa。16机组运行工况检查机组在额定出力下连续运行，当机组流道温度为30℃，定子铁芯线圈温升小于120℃。水导、正推、反推轴承温度小于65℃，冷却器进水温度小于45℃，空冷冷风低于二、非标项目另设项目清单，按方案实施，按规范验收6.3.2C序号项目质量标准1组合轴承及水导轴承外部检查清扫检查有无异常及渗漏点，清扫积层、油污、对渗漏处在条件允许时予以处理；导轴瓦及推力瓦无严重磨损，无密集气孔、裂纹、硬点、沟槽及脱壳等缺陷，检查轴瓦的接触面大于70%，复查并调整水导轴承间隙为0.39-0.49mm，发导轴承瓦间隙为0.39-0.49mm，机组轴向窜动量在0.5mm，各供油、排油管畅通，各部轴承用油流量符合要求。2风闸制动系统制动环表面无毛刺，固定螺杆头不凸出制动环表面，闸板螺钉无折断，锁紧螺钉完好紧固，积尘油垢应擦干净，风闸行程开关指示正常。当风压正常时，风闸正向通以风压，风闸能均匀抬起，顶住制动环，当撤除3油冷却器、空气冷却器检查抽样检查冷却器有无杂物及泥沙堵塞情况，如有应疏通并清扫干净，漏水应处理，装复后作水压试验，压力0.6Mpa，保证30分钟无渗漏；未漏冷却器根据情况作抽样压力试验。4油系统油位及油质检查透平油经取样化验合格；如油质不合格，应排油后对整个油系统进行彻底清扫；注入合格油后，轮毂油箱、回油箱及高位油箱油位在规定范围内，不允许超出正常油位±10mm.5各部表计检查接头不漏，指示正常，外观无严重损伤，各表计在允许使用期限内，下一个小修周期内过期的表计须校验合格。6定、转子检查螺栓紧固、焊缝与螺帽焊点无开焊，限位块无松动，止动垫圈无损坏，各部应清洁无油垢，消防水管无松动，无遗留杂物，空间间隙符合要求。7灯泡头、发电机盖板与挡风板检查螺钉紧固，严密不渗漏，盖板表面清扫干净，油漆完好。各焊缝无开焊，无裂纹。8有关附属设备、油水气管及各阀外部清扫元件齐全无渗漏，标识清晰，管路、阀门外部清扫干净，过滤网清洁无损坏，阀门动作灵活，水泵、油泵、风机、除湿机工作正常。9工作密封及检修密封工作密封的密封环、不锈抗磨环工作表面无严重磨损，接头完好，磨损量在允许范围内，工作时漏水量合格，抗磨环螺丝紧固完好，空气围带完好，不漏气，各部间隙符合设计要求。10刷架，滑环装置的检查碳刷的磨损量在技术要求合格范围内，动作灵活，滑环无毛刺、沟槽、整个装置表面清洁，无油污。11机组清扫表面干净清洁，介质标向清晰，阀门及设备标号完整，油漆无脱落，如有必要，进行整台机组的清洁，并按要求颜色刷漆。6.3.3B级检修项目与质量标准：序号标准项目验收等级验收标准1定子齿压板检查机舱排水孔、排水管疏通检查消防管道及喷嘴检查上、下游法兰面渗漏检查各部卫生全面清扫2螺栓紧固，管道畅通，清洁，无渗漏2转子空气间隙测量检查制动环裂纹及磨损情况检查阻尼环检查发电机锁锭检查转子各部连接螺栓松动情况检查3实际平均空气间隙的±10%mm制动环磨损正常、无裂纹各部件连接紧固3组合轴承正、反推力瓦磨损情况检查及清扫镜板表面光洁度及磨损情况检查与清扫正、反推力瓦与镜板间隙测量及受力调整轴瓦磨损情况检查及处理各部连接螺栓松动情况检查各法兰面渗漏情况检查3各轴瓦、推力瓦表面光洁度良好，受力均匀，各轴承无渗漏，部件连接紧固4锥形冷却套锥形冷却套及其管路系统冲洗各部连接螺栓松动情况检查各法兰面渗漏情况检查2冲洗干净，连接紧固5灯泡头顶盖防结露漆检查、处理各部连接螺栓松动情况检查法兰面渗漏情况检查2结露漆完整，连接紧固，无渗漏6发电机竖井竖井爬梯检查流道盖板检查各部连接螺栓松动情况检查各法兰面渗漏情况检查2各部件连接紧固，无渗漏7机械制动系统风闸闸瓦磨损情况检查风闸动作灵活性试验情况制动系统管路泄漏情况检查吸尘管道检查及清扫风闸外壳及弹簧检查f、固定螺栓松动情况检查3风闸磨损正常，动作灵活，连接紧固，无渗漏8冷却系统冷却水泵检查水泵与电机中心调整空冷器检查与整体试压档风板检查轴流风机检查冷却水系统冲洗冷却系统管路、阀门检查处理冷却水管道检查各部连接螺栓松动情况检查渗漏情况检查2水泵中心偏差小于0.1mm、运行声音正常，风机润滑良好，水质合格，各部位连接紧固，无渗漏。9轴承油系统轴承油箱清扫检查事故油箱清扫检查轴承油泵检查轴承油泵滤过器清扫检查高压油泵检查高压油泵与电动机中心检查调整高压油泵滤过器清扫检查油冷却器解体清扫、作耐压试验管路、阀门检查各部连接螺栓松动情况检查渗漏情况检查2油泵中心偏差小于0.1mm、运行声音正常，油箱、滤过器清扫干净，高压油顶起装置、轴承油冷却器解体吹扫干净，油冷却器耐压0.4MPa10min无渗漏，油质合格，各部位连接紧固，无渗漏。10其他项目机组盘车机组中心检查调整机组各部摆度、振动、温度测量开机试运行甩负荷试验及检查过速试验见《机组试验规程》二、非标项目另设项目清单，按方案实施，按规范验收6.3.4A级检修序号机组检修项目内容1定子（含灯泡头）1.1拆装发电机泡头及相关设备1.1.1发电机灯泡头拆卸1.1.2拆流道盖板、导流板、冷却器、灯泡头竖井、灯泡头水平支撑和垂直支撑1.1.3拆卸发电机定子1.2定子清洗1.3定子检修1.3.1检查、维护定子机座和铁心1.3.2检查定子端部及其支持结构，修理齿压板1.3.3检查、维护定子绕组及槽口部位1.3.4检查、维护挡风板，灭火装置1.3.5校验或更换测量元件1.3.6检查、维护齿压板1.3.7全面处理端部接头、垫块及绑线1.3.8检查、处理分瓣定子合缝，检测并处理定子椭圆度1.3.9进行线棒防晕处理1.3.10检查和处理定子槽，检查和清扫通风沟1.4定子回装1.5灯泡头回装1.5.1清洗检查法兰面，更换密封盘根；1.5.2流道盖板、导流板、冷却器、灯泡头竖井、灯泡头主支撑、灯泡头侧向支撑回装；1.6发电机消防系统检查、试验、元器件检查更换1.7发电机中性点设备检查维护1.8检查定子底部排水管2转子2.1转子拆卸2.2转子检查维护2.2.1转子清洗2.2.2检查转轮体、转臂焊接，组合螺栓2.2.3检查、处理制动环2.2.4检查、处理转子锁定装置2.2.5检查、调整滑环电刷装置及引线2.2.6磁极检查或处理2.3转子回装3调试系统3.1阀组检查及机械性能试验3.2试验、调整分段关闭阀（旁通阀组）3.3试验、调整过速飞摆装置3.4测量并调整调速系统死行程3.5阀组电气部分检查及试验3.6导叶全关限位开关，安全连杆3.7测量及调整接力器行程、导叶开度关系曲线3.8调速器特性试验3.9测量和调整导叶、转轮叶片的开关时间3.10检查或更换测速装置3.11有故障的液压阀等零部件更换3.12数字调速器开关量及模拟量输入/输出检查3.13数字调速器出口继电器校验3.14数字调速器电源模块校验3.15数字调速器残压测频回路检查3.16数字调速器电路板检查、维护3.17电气过速保护功能检查3.18导叶，轮叶反馈装置检查校验3.19油位，油压开关设定值及回路检查3.20油箱温度控制器检查4油压装置和漏油装置4.1解体、检查及清洗系统各管路和零部件4.2清扫、检查、处理压油罐、贮油箱、漏油箱并防腐4.3清扫、检查油过滤网或更换4.4检查、清洗、修理及试验液压阀组，必要时更换4.5清扫、检查油冷却器并进行耐压试验，必要时更换4.6调速系统透平油过滤及充油4.7调速系统透平油化验4.8对调速系统进行油泄露试验4.9压油罐自动补气装置的检查试验4.10检查、维护油泵4.11油泵电机检查及试验4.12压油罐安全阀校验5受油器5.1拆装受油器5.2分解、检查或更换受油器各部铜瓦5.3检查转轮接力器操作油管的连接情况5.4更换受油器所有密封件5.5检查或更换受油器绝缘垫片5.6受油器组装后检查其绝缘5.7操作油管盘车检查6组合轴承及轴承油系统6.1检查推力轴承、油管路部分、轴承座及附件、镜板检查、正推反推瓦检查、发导瓦检查6.2检查、维护发电机组合轴承轴瓦6.3检查、处理轴承绝缘6.4检查、维护油冷却器6.5清洗油管路和零部件6.6清扫、检查高压油顶起装置6.7检查、处理除油雾装置（包括管路疏通）6.8清扫、检查、处理轴承低位高位油箱并防腐6.9清扫、检查油过滤网6.10解体检查、清扫、修理及试验液压阀组，必要时更换6.11主供油阀检查及动作试验6.12轴承油系统透平油过滤6.13轴承油系统透平油化验6.14检查、维护油泵6.15油泵电机（包括油轴承油箱电机、高压顶起电机、漏油箱电机、压油装置电机、风机的电机）检查及试验6.16轴承油系统循环7润滑油系统7.1水导轴承供油及回油管路清洗残留杂质7.2发导轴承供油及回油管路清洗7.3正反推力轴承供油及回油管路清洗，正反推力轴承供油三通阀、球阀密封泄露检查7.4球阀、逆止阀、管路滤油器、减压阀、针式调节阀密封性灵活检查7.5高位油箱附件：液位信号器、电阻温度计、加热器、温控器、油混水信号器检查校验，油箱清扫7.6低位油箱：液位信号器、温度计校验，球阀、逆止阀、截流阀密封泄漏检查，油泵分解检查，压力显示器校验，吸油孔过滤器清扫检查，油箱清扫7.7自保持电磁球阀分解清扫检查；温控器、流量传感器校验7.8油冷却器分解清扫检查，电阻温度计校验；接力器二位四通电磁阀分解清扫检查7.9分解的法兰联接密封垫更新；所有弯头、法兰、阀门泄漏检查处理7.10漏油箱：油箱清扫，吸油口过滤器分解清扫、逆止阀检修、三接点液位信号器校验、油积水信号器校验8高压顶起油系统8.1水导轴承高油压顶起油管路及法兰分解清洗，逆止阀分解清洗8.2水导轴承高油压顶起回油管路及法兰分解清洗，三通清洗检查8.3发导轴承高油压顶起油管路及法兰分解清洗，逆止阀分解清洗8.4高压管路滤油器、吸油口过滤器清扫，针形调节阀、流量调节阀分解清扫，流量传感器、机旁盘测温校验，温度计校验，流量变送器校验8.5高压油泵分解检查处理，检查主动及辅助螺杆、轴承、密封泄露等9发电机通风及冷却系统9.1发电机通风及冷却系统主要设备（空气冷却器、水泵、风机等）拆装及维护9.2冷却水系统管路及部件拆装及维护9.3发电机冷却水系统冲洗9.4对空气冷却器进行检查、清污、防腐、水压试验9.5对冷却水系统管路进行水压试验9.6轴流风机检查、维护9.7对水-油冷却器进行检查、清洗及水压试验9.8检查、维护水泵及电机9.9供水系统：安全阀、压力表计、电接点压力表、双金属温度计、流量开关、压力变送控制器、流量调节阀、自保持电磁阀检修校验；管路过滤器、滤水器分解检修清扫10制动装置10.1机械制动装置拆装及维护10.2测量与调整制动器闸板与制动环间隙10.3制动柜内气动部件的清扫、检查或阀组更换10.4检查制动系统管路、阀门并进行压力试验10.5进行制动系统模拟动作试验11盘车11.1各测量断面圆围精确等份8份，上、下编号位置对应一致11.2检查机组处于自由状态下，检查各部间隙、气隙11.3确认机组转动部分在水导、发导支撑下处于中心位置11.4各测量点同一断面X、Y方向设置两块百分表11.5测量部位为水导下游轴颈、发电机滑环、受油器的内、外操作油管11.6对不符合要求的部位进行检查处理12与机组相关的辅助设备及油、气、水管路除锈刷漆12.1发电机冷却水系统设备、管路及附件除锈刷漆12.2水轮机调速器系统设备、管路及附件除锈刷漆12.3机组轴承油系统设备、管路及附件除锈刷漆12.4机组气系统系统设备、管路及附件除锈刷漆12.5其它相关部件除锈刷漆13机组检修后整体试运行试验13.1机组无水试验13.1.1各系统、部件检查、试验13.1.2冷却水系统试验13.1.3轴承油系统试验13.1.4保护、自动装置系统联动试验13.1.5调速器操作油和轴承润滑油系统循环13.2充水试验13.3有水试验13.3.1启动试验13.3.2自动开停机试验13.3.3扰动试验13.3.4过速试验13.3.5发电机短路特性试验13.3.6发电机空载特性试验13.3.7甩负荷试验13.3.8热稳定试验13.4机组连续运行不少于24h，其中（6～8）h满负荷试运行7.检修工艺及质量标准一般注意事项及要求：7.1.1发电厂的设备检修是提高设备的健康水平，保证设备的安全满发、经济运行的主要措施，因此，参加检修的人员必须熟悉图纸，所检修的设备运行状况进行详细的摸底，全面了解设备所有的缺陷和存在的问题；7.1.2参加检修的人员必须明确检修任务、检修工艺及技术要求，坚持“质量第一”，切实做到所有设备“应修必修，修必修好”的原则；7.1.3检修中的一般工艺要求：7.2.1根据检修项目，检修前应安排各主要部件的放置地点，同时放置地点必须满足其承载能力，放置时应垫枕木或支墩，精密设备应用羊毛毡垫好放置，以免损伤零部件；7.2.2在零部件拆卸前，应先检查所拆部件的配合处是否有清晰的记号，没有的应重新做好记号，并做好记录；7.2.3零部件拆卸时应先拔销钉，后拆螺栓，安装时应先定位，后紧螺栓；7.2.4拆下的螺栓、螺母销钉等要分类保管好，对拆下来的零部件的配合面、轴瓦等应用白布、羊毛毡或橡皮等盖好，对精密组合面要做好防锈、防碰的措施；对各管路、法兰接头或基础拆下来后流下孔洞、螺栓孔应以白布堵好，或以木塞塞好，以免堵塞；7.2.5细牙螺栓安装时，应涂润滑剂，连接要分次紧固，有预紧力的螺栓要测量其紧度，与设计值的偏差不大于±10%，螺栓、螺母、销钉均应按设计要求进行锁锭或点焊牢固；7.2.6设备及连接件进行密封性耐压试验时应按设计规定试压，若无设计规定，试验压力一般为工作压力的1.25倍，确保30分钟无渗漏。强度耐压试验，试验压力为1.5倍的工作压力；7.2.7检修现场要经常保持清洁卫生，做到检修现场“三齐”、“三净”，“三不落地”。检修后的规定：一项工作完毕后应及时填写质量验收单，根据验收等级由相应的验收人员签字；质量验收严格执行三级验收制度；检修后要彻底清场，所有为检修而设置的围栏、标示牌均应拆除；设备运行前，检修人员应向运行人员交代设备和系统变动情况，以及运行中要注意的事项。试运行期间，检修和运行人员共同检查设备的技术状况和运行情况；检修后应及时整理有关的技术资料，大修在30天内、小修在10天内编写出检修技术总结报告，报告一式4份。常规项目检修及工艺：定子检修：定子起吊前的准备工作：安装场支撑定子的支座（翻身工具）固定在基础上，支墩均匀摆放好，标高已调整好，各墩的高差不大于0.5mm；桥机已经全面检查；发电机流道盖板及竖井已经吊开；锥形冷却套已吊开并临时固定在流道内；穿过定子的各管路已经松开；电气接线已经解开；吊装定子的专用吊具已经安装好，并与专用钢丝绳连接好，挂在桥机的主钩上；吊装定子的安全措施、技术措施已经制定好，并经厂技术部门审定；定子起吊人员组织分工：总指挥1人起重指挥1人桥机司机2人水平监视1人电源监视2人主钩抱闸监视2人空气间隙监视8人法兰监视2人安全监视4人现场保卫4人现场联络1人机动人员2人发电机定子起吊：全面检查，确认起吊工作准备就绪，工作人员分工到位，总指挥发布起吊命令；由起重指挥发布操作命令，使钢丝绳受力；拆除定子下游法兰面的连接螺栓；空气间隙监视人员手持杉木条在气隙中抽动。如果杉木条被卡住，则应立即报告起重指挥，停止行走，找正后，方可继续行走。走至距转子上游面约150mm时开始提升；起吊过程中，水平监视人员严格监视水平和转向，并及时报告起重指挥。当定子提升到要求高度以后，将定子运至安装场，与支座连接；在定子两侧挂上20t斜拉葫芦,调平固定后拆除起吊装置（法兰面及螺栓孔注意涂黄油或凡士林保护）；解除起吊装置，桥机恢复正常状态。7.4.1.3定子检修：检查定子铁心压板、定位销钉、拉紧螺栓无裂纹、变形现象。点焊无松脱现象，否则予以更换或补焊。铁心无松动现象；以水准仪、钢板尺检查定子铁心的中心标高，偏差不大于±1.0㎜；检查定子上、下游法兰面密封槽及测压孔；检查定子的圆度，参照安装规程进行，做好记录，并与安装原始记录做比较；定子进行检修时，严禁铁屑、焊渣等杂物掉入铁心缝隙，线棒应以帆布罩保护，以防碰伤；整个定子彻底清扫检查后，予以除锈、喷防锈漆和绝缘漆处理。7.4.1.4定子吊入：定子吊入的安全技术措施和组织分工措施参照定子吊出措施执行；定子检修工作已全部完成（包括法兰面及螺栓孔已清扫干净）；主轴及组合轴承的检修工作已全部完成，并安装就位，调试结束，验收合格；转子的检修工作已全部完成，并安装就位；内管型座上游法兰面已清扫干净；风闸及机组下游挡风板、消防管检修工作已全部完成，并安装就位，调试结束，验收合格；按厂家提供的专用吊具和吊装图把钢丝绳、链条葫芦挂在定子相应的位置，吊起定子成垂直状，做了2次升降试验，检验桥机的状况良好，拆去翻身用的垫板和挂在地锚上的钢丝绳及链条葫芦，用框式水平仪检测定子法兰的垂直度在0.10mm/m内，在定子下游法兰面密封槽内贴上φ13.0mm密封条并在接触面涂上密封胶；在转子磁极外表面的上、下、左、右四个位置分别放置一块杉木条，尺寸为：5×50×2000mm；吊起定子进入发电机机坑，套入转子，在套入过程中不断抽动木条以防定子挤压转子。定子法兰面与管形座法兰面接触后，调整定子、转子间气隙，保证它和平均空气间隙的差值不大于设计值的±10%，将最后结果记录在《发电机空气间隙测量记录表》中，装上定位销钉及连接螺栓，并将连接螺栓扭到规定扭矩；由渗漏检查孔给定子与管形座的组合面加0.40Mpa水压进行法兰面密封性检查,持续10min，试验合格；拆去起吊工具。7.4.2发电机转子检修：7.4.2.1转子起吊前的准备工作：安装场支撑转子的支座（翻身工具）固定在基础上，支墩均匀摆放好，标高已调整好，各墩的高差不大于0.5mm；桥机已经全面检查；发电机流道盖板及竖井已经吊开；锥形冷却套已吊开并临时固定在流道内；定子已经吊至安装场；安装转子吊具处的磁极已经拆除；励磁引线已经解开；吊装转子的专用吊具已经安装好，并与专用钢丝绳连接好，挂在桥机的主钩上；吊装转子的安全措施、技术措施已经制定好，并经厂技术部门审定。转子起吊人员组织分工：总指挥1人起重指挥1人桥机司机2人水平监视1人电源监视2人主钩抱闸监视2人安全监视4人7.4.2.2发电机转子起吊：全面检查，确认起吊工作准备就绪，工作人员分工到位，总指挥发布起吊命令；由起重指挥发布操作命令，使钢丝绳受力；拔出主轴法兰的定位偏心销；拆除与主轴法兰的连接螺栓；起吊过程中，水平监视人员严格监视水平和转向，并及时报告起重指挥；当转子提升到要求高度以后，将转子运至安装场，与支座连接；调平固定后拆除起吊装置（法兰面及螺栓孔注意涂黄油或凡士林保护）；解除起吊装置，桥机恢复正常状态。7.4.2.3发电机转子检查处理：用细砂布将转子连接法兰面及螺栓孔清扫干净，涂上凡士林或黄油，盖上描图纸进行保护；仔细检查制动环的磨损、裂纹、龟裂情况并做好记录；检查制动环上的螺栓低于制动环面，各连接螺栓应无松动，点焊应无开焊现象；仔细检查磁极连接螺栓，连接螺栓应无松动；仔细检查转子中心体和支臂各部位，应无变形、龟裂、开焊现象。必要时，做探伤检查。磁极的拆装检修拆开磁极连接板并注意编号，清扫干净后按顺序放置，妥善保管；拆开阻尼环接头，清扫干净后妥善保管；用桥机的10t葫芦挂上磁极吊装专用工具，专用工具与磁极捆绑好。钢丝绳受力；拆除磁极的固定螺栓；将磁极按编号摆放在垫有橡皮或羊毛毡的枕木上，所有磁极螺栓孔的面朝上；仔细检查磁极铁心、线圈及阻尼环，清扫干净后用塑料薄膜覆盖，妥善保管；磁极挂装前用500V摇表检测每个磁极的绝缘电阻，数据均应大于规定值10MΩ（25OC）；用桥机和专用工具吊起磁极并成垂直状态，按标定的编号挂装磁极以保证转子的最佳平衡，挂装磁极的先后顺序尽可能考虑对称挂装，以免转子中心体因重量不平衡而产生有害变形。挂装时，先固定靠转子轮辐最近的两个定位螺栓，再固定其余的三个螺栓；7.4.2.5转子测圆：找出磁极中心点，并做好记录；将专用的测圆工具安装在转子中心体的法兰上，同时须保证测圆架旋转灵活，测圆架的刚性要好，安装好百分表（百分表预压4-5mm）；旋转测圆架复测磁极中心标高，及上、中、下的转子圆度，并做好记录；测量结果要求磁极的中心偏差不大于±1.0mm，圆度要求偏差不大于设计空气间隙的±5%；转子各检修工序完成后，拆去测圆架，连接好磁极连接板、励磁引线、阻尼环；安装转子制动板，并检查制动闸板高差不得大于2.0㎜；转子经全面清扫，检查合格后，按要求喷涂防锈漆和绝缘漆。7.4.2.6转子吊装转子吊入的安全技术措施和组织分工措施参照转子吊出措施执行；转子的检修工作已全部完成（包括法兰面和螺栓孔已清扫干净）；风闸检修工作已完成；主轴调整工作已完成；法兰连接准备工作已经就绪；用起吊专用工具由桥机主钩按厂家提供的起吊方法吊起转子成垂直状。将翻转支点处的连接螺栓拆除；将支撑处安装制动板的磁轭清洗干净，把剩余的两块制动板安装到磁轭上，并点焊锁紧；将主轴法兰清扫干净后，转子法兰与主轴法兰连接；将吊装前拆下的4个磁极按编号安装到转子中心体相应位置，安装磁极连接板和阻尼环连接板并锁紧。7.5灯泡头吊装7.5.1灯泡头拆卸7.5.1.1吊出竖井后即可做吊出灯泡头的准备工作，即准备厂家提供的灯泡头的辅助支撑及灯泡头吊具，保证灯泡头不与机坑地面相碰，同时保证灯泡头落到机坑后可以固定牢靠。7.5.1.2在上游侧检修闸门和灯泡头前点上临时各作一吊点，保证灯泡头向上游拉动时的固定受力点。7.5.1.3吊车的主钩挂钢丝绳及辅助倒链用来满足灯泡头吊点的水平垂直调整需要。并搭好拆除灯泡头脚手架工作平台。7.5.1.4拆除灯泡头的垂直支撑和侧向支撑的螺栓，并作记号。将拆除的螺栓、垫片等附件编号清洗涂防锈油脂放入专用零件箱内保存。7.5.1.5将吊车主钩钢丝绳与倒链分别挂住灯泡头使其带上力，基本满足水平垂直要求。做好标记记号后，拆除灯泡头与定子法兰之间的连接螺栓。7.5.1.6用行车及上游侧倒链吊点缓缓将灯泡头慢慢落入机坑并置于上游侧。7.5.1.7并将灯泡头落在辅助支撑上后，固定牢靠。7.5.2灯泡头的检修工艺灯泡头的检查：所有检修工作都在流道内进行，检查各工作平台结构焊缝有无裂纹，各支撑梁及支撑杆有无变形，与定子组合法兰面检查无锈蚀，各挡风板组合严密不漏风，无变形，冷却锥无渗漏、无严重锈蚀、各辅助设备按大修的标准进行检查试验。7.5.3灯泡头的整体回装7.5.3.1吊装前的准备工作：清理定子机座上游侧法兰盘根槽，然后把0形橡胶皮盘根放入盘根槽内粘牢固定。清扫灯泡头下游侧法兰面并消除缺陷，清扫灯泡头内部。7.5.3.2将手拉葫芦和钢丝绳安装到灯泡头和主钩上。用两副手拉葫芦和主钩把它缓慢吊起，移近定子机座后，撒去灯泡头的支撑工具及牵引吊装工具。7.5.3.3安装灯泡头的垂直支撑。7.5.3.4当灯泡头与定子机座法兰相距约1.0mm时，使用导向销和紧固螺栓把它拉近定子机座，在确认定子机座法兰密封槽内的橡胶盘根末脱落后，把合紧固灯泡头与定子法兰之间的连接螺栓。7.5.3.5将灯泡头与定子法兰之间的连接螺栓、垂直支撑和侧向支撑的螺栓按要求扭矩拧紧。垂直支撑双头螺栓(M80×4)的拉伸量(0.12—0.143mm)内，测量方法为电加热法及冷态下用外径千分尺测量。水平支撑：油压3.86—4.18MPa．7.5.3.6清理机坑各吊装工具。7.5.3.7用压缩空气来检查盘根槽沿圆周方向上有无泄漏，试验空气的压力为0.05Mpa，历时30min。并用肥皂水来检查圆周方向上有无泄漏。泄漏一旦被发现，必须更换盘根，并且重新做试验。泄漏试验后，试验接头应被螺塞代替。7.5.3.8按检修标准的要求调整垂直支撑和水平支撑。7.6机组盘车7.6.1机组盘车准备按以下进行7.6.1.1盘车前，机组转动部分与配套辅助设施已全部装配好，制动器退出，工作密封和检修密封全部退出，高压油顶起装置工作正常且两部轴承的用油量已调至合格，盘车用的手拉葫芦已装好。7.6.1.2重新标记盘车号，以原盘车号为基础，在各测量断面圆围准确等分8份，上、下编号位置对应一致，所有编号用油漆标清。7.6.1.3检查机组处于自由状态，检查各部间隙、气隙，确认机组转动部分在水导、发导支撑下处于中心位置。7.6.1.4设置磁力座百分表，在测量同一断面X、Y方向设置两块磁力座百分表，装设位置准确，表头距盘车号误差不大于±10mm，且表杆应垂直轴心，测量表架应牢固无颤动。7.6.2测量部位及技术要求水导下游轴颈、发电机滑环、受油器的内、外操作油管。7.6.2.1盘车准备完成后，进行机组盘车，其工序及技术要求如下：7.6.2.2各测点调零，调零后百分表不应颤动，表头有一定缩余量。一般压缩量为2-3mm，拉动表头数次指示应无变化。7.6.2.3盘车：启动高压油顶起装置（用百分表监示主轴的顶起情况），待项起正常后，拉手拉葫芦使机组转动，首先转过二个轴号，让油膜均匀形成后正式开始盘车，盘车在各点停留位置应准确，停高压油油泵，待主轴回到原位置后方可开始读数，盘车号与百分表位置若大于±20mm．读数无效。7.6.2.4盘车一周后，百分表回零误差不超过0.02mm，否则读数无效；盘车记录应准确清晰，测量人、记录人应签名。为核查盘车数据的准确性，盘车不得少于3次。7.6.2.5盘车摆度允许（双幅）如下：表l6序号部位允许摆度值1水导下游侧轴颈≤0.03mm2转了连轴法兰≤0.10mm3发电机滑坏≤0.20mm4操作油管≤0.10mm7.6.3轴线处理7.6.3.1盘车数据如不符合要求，则须对不符合要求的部位进行轴线处理，主要方法如下：1）偏心方位确定，如偏心方位正好在八等分轴号上，则可较容易确定修刮或加垫方位，若偏心处于两轴号之间，可按下式计算偏心方位a=arctg(x/y)。式中：a为偏心对邻近轴的夹角x为偏心对邻近轴水平投影值y为偏心对邻近轴垂直投影值投影值可根据盘车数据推算出。2）调整加垫或刮削厚度值确定，调整厚度值一般按下式确定：△h=R611。式中：△h为所需调整厚度R为被测断面的半径L为被测断面与发导测量断面的高程差δ为实测净摆度值（单测）7.6.3.2力口垫或刮削处理要求