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峡山电厂检修规程汇编2013.03-机械
峡山水电厂机械检修规程水轮发电机机械检修规程1 主题内容与适用范围1.1 本规程规定了峡山水电厂 SFWG12.0-80/7100 型水轮发电机的检修周期、检修项目、工 艺要求和质量标准等。 1.2 本规程适用于峡山水电厂 SFWG12.0-80/7100 型水轮发电机的检修与维护。? 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。若引用文件与本标准发生 矛盾时，应优先采用技术、质素要求高的。如引用文件有新版本颁布时，则按新版本执行。 DL/T838-2003 DL/T5038―94 DL/T827-2002 GB GB11120 L-TSA 发电企业设备检修导则 灯泡贯流式水轮发电机组安装工艺导则 灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程 水轮发电机基本技术条件 汽轮机油 广东韶关众力发电设备有限公司SFWG12.0-80/7100 型水轮发电机产品说明书及图纸 3 技术数据及主要参数3.1 水轮发电机设备参数见下表 水轮发电机设备参数 型 名 号 称 单 MW kV A r/min r/min cosф HZ % V A 相 位 MVA SFWG12-80/7100 参 12 6.3
220 0.9(滞后) 50 93 185 762 3 向下游看顺时针1数额定容量 额定功率 额定电压 额定电流 额定转速 飞逸转速 额定功率因数 额定频率 效率（额定工况） 额定负载励磁电压 额定负载励磁电流 相数 旋转方向13.333峡山水电厂机械检修规程 励磁方式 4 水轮发电机介绍 静止可控硅励磁4.1 总体概述 4.1.1 贯流式灯泡发电机组即机组轴线呈现水平状态，整个机组置于水中。 4.1.2 发电机主要包括定子、转子、泡头并与水轮机一起构成一个防水的整体发电机最大 处直径φ7680 毫米，发电机总长 6200 毫米。 4.1.3 发电机在水轮机的上游侧。 泡头与定子相连， 定子与水机座环相连， 水机座环作为发电 机定子及泡头的主要支撑。在发电机灯泡头处设置互成 68°的倒 V 字型支撑，以消除 灯泡体由于热应力及机械变形而引起的轴向力作用。 4.1.4 由于发电机工作在水下，因此设有止水密封结构。为了工作人员能够进入发电机舱 对发电机进行检修维护， 泡头上设有进人孔。 进人孔及发电机舱内设有照明灯及事故 照明灯。 4.1.5 发电机的通风冷却采用外加风机的轴向常压强迫密闭通风冷却方式，灯泡体内为常 压。防凝露措施是在泡头内部涂防凝露漆，并在发电机内部设电加热器及除湿机。 4.1.6 主引出线从定子下游侧水轮机进人筒引出，励磁引线从泡头进入孔引出。中性点引 线在定子机座内通过电流互感器三相短接后从水轮机进人筒引出。 4.1.7 发电机风道上、下游侧的挡风板为装配式，各分成数块，便于拆卸，以利于发电机 内部检修。 4.2 定子 定子主要由机座、铁芯及线圈等部件组成。外形尺寸为φmm。 定子机座外壁由钢板卷制而成。 机座内有 V 形筋， 铁芯通过定位筋与机座 V 形筋相 连。机座设置 V 形筋的结构增加了机座的刚度。同时，V 型筋又具有一定的弹性，发电机 运行发热，铁芯就会向外膨胀，此种结构形式对铁芯热膨胀不是完全限制，从而防止在铁 芯内部产生内应力。机座两端焊有法兰，下游法兰与水轮机座环连接，上游侧法兰与泡头 连接。在上游侧法兰处设有前机架作为制动器、挡风板及电加热器等部件的支撑以及水机 授油器的支架。 定子铁芯冲片采用高磁导、低损耗优质硅钢片 50W270，铁芯长 900mm，共 420 槽， 铁芯通过穿心螺杆压紧， 在拉紧螺杆上增加了蝶形弹簧， 有效地防止长期运行后铁芯松动。 为防止铁芯两端齿部弹开，在铁芯两端采用硅钢片粘接剂粘接。从而增加铁芯的刚度。定 子铁芯的齿压片采用无磁性钢制作，冲片两面涂 F 级硅钢片漆，以降低铁芯的涡流损耗。2峡山水电厂机械检修规程 定子绕组为单匝波绕组，每极每相槽数为 1+3/4。绕组连接换位方式为：360? “Robel” ，以减小环流损耗。定子绕组采用 DSBEB 双涤纶玻璃丝包扁铜线绕制而成，线棒 绝缘采用 F 级桐马环氧粉云母带，其直线部分采用低阻带防晕处理，其端部采用高阻带防 晕处理。下线时，定子线棒外包一层低阻裹包布以消除定子线棒与定子铁芯之间的间隙， 降低槽电位。定子线圈连接采用银铜合金焊接。定子绕组端部采用非磁性钢制作的端箍固 定。 定子绕组为星形连接， 发电机的三个主引线由定子下游侧经水轮机进人筒引出， 三 个中性点引出线在机座内经中性点电流互感器短接后引出。 在定子线棒的上下层之间及定子线棒与铁芯之间各装有 24 个铂热电阻，测量定子 各部位的温度，以保证发电机安全稳定运行。 4.3 转子 转子悬垂在水轮机主轴上， 靠近组合推力轴承和导轴承， 通过双头螺栓与水轮机轴 连接在一起。转子由磁极、转子支架组成。磁极挂装在工地进行。 (1)磁极 磁极铁芯由冲制的磁极冲片叠放在一起，两端用磁极压板压紧制成。 磁极线圈采用我公司成熟的制造工艺，模绕成型。铜排、匝间绝缘及绝缘托板 经热压成为整体，线圈在飞逸时不会产生有害变形。 转子上装有纵、横阻尼绕组，阻尼条与阻尼环之间采用银焊。 (2)转子支架 转子支架由磁轭圈、上环板、下环板、筋板和中心环板焊接而成， 上环板 同时做为制动环，转子引线由下游侧经转子支架通风孔引至上游侧的集电 环上，转子引线采用软铜母线。 4.4 泡头 泡头为钢板焊接而成，最大外形尺寸为φ 毫米，泡头设有进人孔、扶梯。 通过扶梯，人可进入泡头内部，即发电机舱。泡头的进人孔也做为油水气管路、励磁引线 及一些电气控制线引出的通道。 4.5 流道盖板 流道盖板是安装检修机组时起吊大件的通道 。 流道盖板装配由盖板主体、 盖板基础、 进人筒上部、 导流板等组成。 并设排气装置， 与电机进人筒间设有密封条密封。盖板主体和盖板基础之间采用橡胶条密封，螺栓把合。 盖板基础要承受流道压力、流道盖板重力等。并将这些负荷传递到基础混凝土上。 4.6 组合轴承3峡山水电厂机械检修规程 组合轴承由正、反推力轴承和径向轴承组成 。由镜板承受正、反水推力，正推力 瓦共 8 块，采用球面支钉刚性支撑，反向推力瓦 8 块，采用橡胶垫球面支钉支撑方式，镜 板直径 ?1780mm；正、反推力瓦，内径 ?950mm，外径 ?1770mm，支撑中心 ?1380mm。推力轴 承采用动压运行，浸油润滑冷却方式，油槽内充满油，推力轴承润滑油由正推力进油与反 推力进油组成进入油槽，由油槽上部排出至高低压稀油润滑站。 径向轴承内径?850mm，长 680mm，分瓣结构，径向轴承设有静压式液压减载装置， 在机组起动时或停机时；机组转速达到额定转速的 95%时投入。径向轴承采用动压运行， 静压起动和停机的方式。 径向轴承润滑油来自高位油箱，进入反推力轴承油槽。 组合轴承所需润滑冷却油量 220 L/min，油槽贮油约 1000 L。 在发电机组合轴承的上游侧设置有毡密封和阻油环， 采用气密封结构， 在组合轴承的 上油箱设置有油雾吸出管、油雾凝结排油管，以防止组合轴承的油气泄漏进入发电机，污 染发电机定、转线圈。在组合轴承的下游侧设置毡密封及漏油孔。 轴承润滑油采用强迫外循环冷却方式，润滑油由高位油箱经管道引入轴 承，润滑轴 承后，热油经管道汇入高低压稀油润滑站，高低压稀油润滑站用油泵将热油经冷却器和滤 油器送高位油箱，以此循环往复。 4.7 辅助系统 4.7.1 通风冷却系统 发电机通风冷却系统采用外加低噪声、节能型轴流风机的轴、径向常压强迫密闭通风 冷却方式。通风冷却循环方式：冷风由风机通过转子支架斜支臂的加强作用压入磁轭叠片 通风间隙，然后进入定、转子间隙，再进入定子铁芯的径向通风槽，冷却铁芯及线圈后从 V 形筋的通风缺口回到定子上游侧，通过空冷器热交换后从导风筒进入风机，完成循环。 空冷器及风机均装于前机架上。 本系统采用六台混流式风机，具体性能如下： 风机型号 转速 所需总风量 电动机功率 电压 HLA3-2A NO4.5 2900 r/min 18 m /s 7.5 KW 380 V3本系统采用六台空冷器，具体性能如下：4峡山水电厂机械检修规程 单台空冷器的换热容量：75 KW 冷却水总用量： 工作水压： 4.7.2 制动系统 制动系统为机械制动。机械制动采用气复位制动器。制动气压 0.5～0.7 Mpa。制动器 在机组转速降至 20%额定转速时投入工作，制动时间不大于 120 s。机组停机状态制动器处 于制动状态，开机前制动器复位。 4.7.3 测温系统 发电机设有测温系统用以测量和监视发电机各部的温度。为了测量定子的温度，在定 子槽内和定子铁芯内分别设置铂热电阻。为了测量发电机风温在空冷器前后装有测量冷热 风温的铂热电阻。为了测量轴承各部位的温度，在径向轴承、正向推力轴瓦、反向推力轴 瓦上均装有铂热电阻。 4.7.4 灭火系统 发电机采用压力喷雾头灭火方式，在定子的上、下游侧各装设灭火水管，为保证有效 灭火，环管的进口压力应保证 0.3～0.5MPa。 4.7.5 转子锁定 人员进入定、转子内检修、拆装磁极、机组长期停机等情况需锁定转子。转子锁定装 置形式：支架固定在前机架上，通过螺旋扣配合连接制动环和支架。 4.7.6 防潮装置 为了防止长期停机时发电机内部潮湿产生凝露，在发电机定子上游侧空间装有容量 2kW 的电加热器 6 个，固定在定子机架上，加热器在长期停机时投入运行。在泡头上装有 一台除湿机，泡头内壁涂刷防凝露漆，在机组泡头及机座的最底部装有积水排除设施，积 水通过排水管排至厂房排水沟，使机组长期停机期间发电机内部湿度维持在一个合适的水 平。 4.7.7 照明装置 发电机舱和水轮机舱内设有照明装置，正常照明电压采用交流 220V/24V，设有照明 专用变压器。在发电机进人孔和水轮机进人孔及机舱内各设有事故照明灯。 5 总则 130 m /h 0.2～0.3 Mpa35.1 水轮发电机是电站主机系统的主要设备，对主机系统的安全、稳定运行有着非常重要5峡山水电厂机械检修规程 的作用，因此水轮发电机的检修、维护、调试，管理应按本标准执行。 5.2 检修人员负责水轮发电机设备的检修、事故处理及日常维护工作。 5.3 系统检修结束后，检修人员应及时详细交代厂房水轮发电机变动情况；检修人员负责 收集、整理原始资料，提交试验报告，修改图纸，并及时录入设备管理台帐。 5.4 日常监视和维护 5.4.1 应经常对发电机下列部位进行监视 a. 温度监视 发电机的定、转子线圈、组合轴承和集电环温度应符合下表的规定。 部位 定子绕组 转子绕组 正、反推力轴承 导轴承 集电环 b. 测量方法 埋置检温计法 电阻法 电阻法 电阻法 温度计法 绝缘监视 检查绝缘电阻是否异常下降或有臭氧味火花及转子接地等。 c. 电流引出监视 检查集电环表面和电刷的磨损和压力工作情况。 d. 各连接部位间止水密封监视 考核温度 (0C) 120 120 58 58 120 允许最高温度(0C) 140 140 65 65 1305.4.2 发电机如出现下列情况之一者应立即停机并迅速检查修复。 a. b. c. d. e. f. 各种电气故障 发电机内部着火 定子线圈、组合轴承和风温局部过热或温度突然升高。 机组漏水 机组振动过大 液压泵站泵工作异常。5.4.3 当有风机或空气冷却器发生故障时，宜减负荷运行，并及时停机检修。 6 设备巡回6峡山水电厂机械检修规程 6.1 设备巡回检查周期 6.1.1 巡回检查每周一次，汛期两次。做好设备巡回记录，发现问题及时处理。 6.2 设备巡回检查要求 6.2.1 设备巡回检查前由班组负责安排巡回人员及时查看运行记录本，对有关缺陷在不影 响机组安全运行及人身安全的情况下，征得有关领导的同意后派人及时处理。暂时不能处 理的应签署意见，安排停机小修或大修时处理。 6.2.2 设备巡回前后,向当值运行人员做交待。 6.2.3 巡回检查人员必须熟悉设备，遵守各种规定，并将运行状况按要求详细记入巡回记 录本中。 6.2.4 设备巡回应安排两人及以上人员进行，带好随身物品并做好详细记录。 6.2.5 设备巡回要仔细认真，巡回中不乱动设备，以免造成设备误动等。 6.3 设备巡回的项目 6.3.1 水轮发电机灯泡头内的主要巡回项目。 6.3.1.1 浆叶转角值是否与调速器面板上的数据相同。 6.3.1.2 检查各油、气、水阀门和接头的漏水情况；当冷却器大量漏水或检修排水阀法兰 大量漏水而威胁定子安全时，应立即报告并采取有效措施保证机组安全。 6.3.1.3 检查水轮发电机轴流风机的运行情况，有无震动和杂音。 6.3.1.4 检查水轮发电机的运行稳定性，有无振动、异常声音和气味。 6.3.1.5 检查受油器以及管道、接头的漏油情况。 6.3.1.6 查看灯泡头的排水管路情况，防止灯泡头出现积水。 6.3.1.7 检查机械锁定位置，只有在机组检修时才投入机械锁定。 6.3.1.8 检查空冷器水压值是否在正常工作范围内。 6.3.1.9 检查空冷器的工作情况，进出两侧是否存在温差。 6.3.1.10 检查灯泡头内的空气湿度以及除潮器的工作情况。 水轮发电机灯泡头内的湿度达 到 44％～55％时，除潮器应能自动投入，湿度降低后除潮器自动退出。巡回时应检查除潮 器的出水管是否有冷凝水排出，这是一项重要措施，应给予高度重视，防止水轮发电机定 子线棒受潮。 6.3.1.11 停机加热装置工作是否正常。 6.3.1.12 检查油、气、水各部压力表工作是否正常。7峡山水电厂机械检修规程 7 检修周期7.1 设备检修的分类、周期检修性质分为预防性的定期检修、预测性的适时检修、事故检 修。 7.2 定期检修按工作和要求不同分为：维护检查、A 修、B 修、C 修、D 修。 7.3 检修周期及工期 检修类别 A级 B级 C级 D级 8 周期 8～10 年 4～6 年 2 年 1 次（或视情况定） 对主要设备的附属系统和设备进行消缺等 工期 95～105 45～55 10～12 天/台 5--7 天/台水轮发电机的检修8.1 定期检修 8.1.1 除日常运行过程中对机组进行监视和及时处理缺陷外，还应定期对发电机组进行全 面的检查和修理，每次检修的时间间隔和项目应根据机组各零部件的结构特点而定，每次 检修均应有记录。 8.1.2 当运行人员因维护或检修需进入发电机转动部分上面工作时，为确保人员安全，发 电机转子锁定工具应投入工作，并关闭进水闸门. 8.2 机组在检修中应注意检查的内容： 8.2.1 定子 铁芯有无松动、锈蚀，槽楔及绑绳有无松动，线圈端部及通风道清洁情况，绝缘老化 情况等。 8.2.2 转子 线圈清洁情况，转子上零件紧固和锁定片是否有松动、断裂情况等。 8.2.3 组合轴承 轴瓦、镜板及高压油顶轴承系统是否正常。 8.2.4 制动管路 制动块磨损情况，制动器活塞是否升降灵活。 8.2.5 风机 风机轴承及叶片有无裂纹，尤其要经常检查轴承和定期更换风机的轴承。8峡山水电厂机械检修规程 8.2.6 空气冷却器 空气冷却器是否堵塞、漏水。节门是否正常。冷热风温差是否小于 20 度。 8.2.7 电加热器和除湿器 电加热和除湿器是否正常工作及其对地绝缘安全情况。 8.2.8 集电环及刷架 定期检查和并用吸尘器和清洁布清除集电环表面的碳粉，必须避免碳粉连通两环造成 短路事故。定期检查碳刷的磨损、刷盒的弹簧的弹性。碳刷不能新旧混用，有裂纹时需立 即更换。 8.2.9 定期变换极性 定期（约运行 h）变换转子极性。 8.2.10 例行检查的主要项目 a 定、转子气隙是否完好 b 转动部分连接件是否完好 c 组合轴承轴瓦及镜板面是否完好 d 风机轴承及叶片是否完好 e 制动闸板是否完好 f 油、水管路的节门是否完好 g 机组鹊缦摺⒌缋朗欠裢旰 8.3 水轮发电机附属设备检查8.4 油、水、风管路检查 8.4.1 检查各油、水、风管路接头、焊缝、法兰有无渗漏现象； 8.4.2 阀门检查 8.4.3 各阀门动作灵活，管阀无渗漏，压力表计完好，压力表一年校验一次。 8.5 油冷却器检查 冷却器分解、清扫，检查。油冷却器单个水压试验，以 0.4MPa 水压 60 分钟无渗漏。 8.6 制动器检查 制动器本体、风管路检查清扫，闸板更换，制动系统清扫干净，制动器分解后活塞无 毛刺，密封圈大小合适，上下动作灵活，闸板完整，高出夹持铁条不小于 8 L,夹持铁条螺 栓紧固，制动器行程开关灵活，地脚螺栓紧固。动作实验制动器管路无漏气、制动器动作 灵活无法卡。9峡山水电厂机械检修规程 8.7 除尘器检查 检查除尘器电机运转是否正常，有无振动和异音。 8.8 流道盖板及进人筒检查 8.9 泡头外观检查 8.10 空冷器检查 空冷器分解清扫：水压试验，排气管检查，空气冷却器清扫干净，水压试验 0.8MPa、 60min 各管路、阀门、法兰均无渗漏，排气管阀通畅，无堵塞。 8.11 轴流风机检查 检查风机的运行情况，有无振动和杂音。必要时补充润滑脂或更换轴承。 8.12 除湿机检查 检查灯泡头内的空气湿度以及除湿机工作情况。 当水轮发电机泡头湿度达到 44%～55% 时，除湿器应能自动投入，湿度降低后除湿器能自动退出。否则要进行温度感应元件检查、 更换。 8.13 定子检查 8.13.1 主要检查定子铁心的压紧情况。 定子铁芯拉紧螺杆的拉紧力。 每个拉紧螺杆的拉紧 力约为 43.5kN.检查各紧固件是否牢固。 8.13.2 定子外观检查 8.13.3 定子基础螺杆，定子铁芯拉紧螺杆，穿心螺杆，调整螺杆紧固无松动，螺帽点焊无 开焊，端箍支架焊缝无开裂，定子基础销钉无松动，无窜动，点焊无开焊。 8.13.4 定子圆度检查 实测半径与平均半径之差不大于设计空气间隙值的±4%。 8.13.5 定子穿心螺杆绝缘检查 8.13.6 定子油污清扫 8.14 转子检查 8.14.1 检查各部件是否锁紧固定， 尤其应定期检查磁轭与转子支架间的焊缝情况， 磁极连 接线和阻尼环连接线是否有过热现象。转子绕组必须保持清洁，不得有油污。 8.14.2 转子磁极中心高程测量 磁极铁心长度为 1690 L,磁极中心挂装高程允许偏差±1.5 L 8.14.3 转子圆度检查 8.14.4 转子组装中心测圆架中心柱垂直度小于 0.02mm/m,转臂旋转一周的测量误差小于10峡山水电厂机械检修规程 0.02mm，轴向跳动值不大于 0.5mm，符合要求后检查转子圆度，各半径不大于平均半径的 ±4%。 8.14.5 结构焊缝及螺帽点焊无开焊、裂纹。 8.14.6 转子螺栓检查 转子支架中心体，磁极拉紧螺栓、紧固螺栓、螺帽点焊无开焊 8.14.7 转子清扫 8.14.8 转子各部清扫无油污 8.15 导轴瓦检查、修刮 导轴瓦吊出后，检查轴瓦有无脱壳、裂纹、硬点及密集的沙眼等缺陷；若不符合要求， 必须进行刮瓦。刮瓦时用三角刮刀先将大点刮碎，密点刮稀，然后沿一个方向顺次普刮一 遍，必要时可刮两遍。两遍之间刀痕方向应相交 90°角的网络状、鱼鳞状。导轴瓦瓦花要 有 2/ cm 接触点，其不接触面积每处不大于轴瓦面积的 2%，其总和不得超过该轴瓦面积的 8%。 8.16 正、反推力瓦检查、修刮 正、反推力瓦吊出后，检查瓦面磨损情况，将磨去瓦花的高点用平刮刀挑开，增加瓦 花。必要时重新排列瓦花，达到 2～3/cm 点。如有轴电流烧伤处，应将周围刮得稍低一些 并找平。检查轴瓦的瓦面材料与金属底胚的局部脱壳面积总和不应超过瓦面的 5%。 8.17 镜板检查 镜板面检查：镜板面应光滑、明亮、无高点及划痕，保证工作面粗糙度达到设计要求， 用绢布、酒精清扫干净。 8.18 组合轴承间隙调整 8.18.1 导轴承安装: 8.18.2 确认支撑环调整完毕，支撑环与座环之间的销钉孔钻铰完毕。 8.18.3 用支撑将下部导瓦装入轴颈下部， 将上部导瓦装入轴颈上部， 装入销钉及把合螺栓， 用 0.02mm 塞尺检查把合面不能通过，导瓦间隙应在 0.5-0.68mm。 8.18.4 将支撑环套入导轴承球面支撑，装入压板 8.19 推力瓦安装 8.19.1 仔细清扫正反推力瓦及推力瓦支撑。 8.19.2 在径向瓦反推座上安装好 8 块反推瓦，在正推瓦座上挂好 8 块正推瓦。 8.19.3 将轴承壳组装后，将轴承壳套入支撑环定位止口，装好 16 根支撑螺杆，将正推瓦112 2峡山水电厂机械检修规程 座定位止口装入轴承壳中，通过推力瓦检查孔确认推力瓦与推力环有间隙。 8.19.4 用液压拉伸器将支撑螺杆对称打好拉伸（50Mpa,1.20-0.90mm） ， 。 8.19.5 推力瓦支撑与径向轴承间轴向间隙应大于零。 8.19.6 用 0.02mm 塞尺检查推力瓦支撑与支撑环组合间隙，应通不过。 8.19.7 推力瓦支撑与相应的导瓦在轴向上应该有间隙，否则处理相应的平面。 8.19.8 支撑环上合适位置设置百分表用以监测主轴的轴向位移。 用 4 个抗重螺栓对称将推 力环钉靠在反推瓦面上。 8.19.9 将正推抗重螺栓旋至顶住正推抗重销， 分别测量抗重螺栓至正推座的距离， 根据计 算值加工瓦间隙调整垫（推力轴承间隙应调至 0.80-0.85mm） 。 8.19.10 将加工好的瓦间隙调整垫装入抗重螺栓锁定环与正推座之间。 8.19.11 用顶丝时应保证主轴没有轴向位移，同样调整螺柱时也不应让主轴有轴向位移。 8.20 盘车 8.20.1 准备工作 8.20.1.1 水轮发电机盘车前,机组轴承润滑系统油管应安装完成,油管应具备充油条件,机组 高压顶起装置已调试完毕,主轴顶起高度应符合设计要求,可正常投入。 8.20.1.2 操作桨叶至全关位置。 8.20.1.3 检查水轮发电机气隙及转轮室内无异物影响转动部分转动。 8.20.1.4 在水导轴承和组合轴承处的×、Y 轴方向各设一块百分表,并在此处将大轴外圆等 分 8 份,并进行标记。 同样,在水导轴承与组合轴承之间的 x、 y 方向,各架设一块百分表,用于 监视主轴的直线度。在发电机小轴首末端的 x、y 轴方向，各架设一块百分表,测量其摆度。 架表时，注意表座应安装牢固，百分表双向均有余量，百分表表盘与大针对零，垂直方向 百分表针头对准“＋y”,水平方向百分表针头对准“＋x” ，拉动百分表测杆，表针应能回 零，如下图所示。12峡山水电厂机械检修规程8.20.2 盘车 8.20.2.1 在水机仓管型座上挂设两个 5t 手拉葫芦，并用钢丝绳缠绕在主轴上。一个手拉葫 芦用于拖动，另一手拉葫芦用于制动，防止转动部件由于静不平衡而产生自转。转动方向 应与机组正常运转方向一致，不允许反向转动。 8.20.2.2 各百分表处设专人读数和记录。 8.20.2.3 盘车过程启动高压顶起装置，顶起大轴。拉动葫芦，试转一圈，观察主轴转动是 否均匀，有无自行转动现象，检查后大轴停在标记“1”位置处。 8.20.2.4 检查每块百分表位置是否正确，有无松动，表针是否回零，若未能回零，记录数 据并调零。 8.20.2.5 转动主轴，开始盘车，将主轴依次停在标记点上，并作好记录。第一圈只检查主 轴摆度是否符合要求，之后依次检查集电环轴、受油器操作油管的摆度值。 8.20.3 计算： 8.20.3.1 全摆度。指同一测量部位对称两点数值之差 Ф－测量点全摆度； Ф1－测量点旋转 180 度后百分表读数； Ф0－测量点未旋转时百分表读数； e－主轴径向位移 8.20.3.2 净摆度。指同一测量点上、下两部位全摆度数值之差，如集电环轴两端，受油器 轴两端。13Ф=Ф1－Ф0=e峡山水电厂机械检修规程 8.20.3.3 倾斜值。指净摆度的 1/2。 注意在盘车时，应装上集电环，测量集电环摆度，并调其中心。 8.20.4 盘车检查各部位摆度，应符合下列要求: 8.20.4.1 各轴颈处的摆度应小于 0.03 L；镜板的端面跳动量不应大于 0.05 L；联轴法兰的 摆度不应大于 0.10 L；滑环处的摆度不应大于 0.30 L 8.21 灯泡贯流式水轮发电机的检修项目及质量标准 8.21.1 水轮发电机维护项目及质量标准 编号 1 2 3 4 5 6 项目 各部轴承检查 机组外观检查 测量导轴承摆度 制动器外观检查 表计检查 发电机冷却水管预备水源检查 质量标准 轴承无异声，瓦温正常，无漏油甩油， 振动、声音无异常 符合规定标准，无异常增大 无异状 指示正确，无渗漏 各阀位置正确、无漏水现象8.21.2 水轮发电机 C 修项目及质量标准 编号 1 项目 推力轴承及导轴承座外部检查清扫 质量标准 无异状，将油污、灰尘擦干净，漏油严 重时应进行处理 制动环表面无毛刺，螺杆头与磁轭键均 2 制动器、制动环检查、清扫 未凸出制动环表面，制动器连接螺钉无 损伤、折断，油污灰尘应擦干净 3 4 5 6 制动器动作试验 油、气、水管路及各阀门的检查 水轮发电机盖板及挡风板的检查 转子各部检查 制动器动作灵活，给风后，风压能保持 0.6MPa 以上 不渗漏，管阀外部擦干净 螺钉紧固，焊缝无裂缝，钢板无裂缝 螺栓紧固、结构焊缝与螺母点焊无开焊， 转子各部清扫干净 销钉无松动，结构焊缝与螺母点焊无开 焊，灭火水管不松动，且经通风试验畅 通无阻7定子与机座结合螺栓、 销钉及结构焊缝 检查14峡山水电厂机械检修规程 8 9 空气冷却器外部检查 各表计的检查 不漏水 指示不准的应拆下进行校验，装后接头 不漏8.21.3 水轮发电机 A/B 级检修标准项目及特殊项目（参考项目） Ａ／Ｂ级检修标准项目 部件名称 （其中不带*的为 B 级检修项目） 1.检查定子机座 2.检查定子端部及其支持结构 3.检查定子绕组及槽口部位 4.检查、修理挡风板，灭火装置 5.进行电气预防性试验 6.校验测温元件 （一）定子 *7.更换测温元件 *8.更换部分齿压板 *9.全面处理端部接头、垫块及绑线 *10.检查、处理分瓣定子合缝，检测并处理定子椭圆度 *11.进行线棒防晕处理 *12.检查和处理定子槽楔，检查和清扫通风沟 1.测量发电机空气间隙 2.检查轮毂、轮臂焊缝，检查组合螺栓 3.检查磁极、磁极键、磁极接头、阻尼环 4.清扫转子 （二）转子 及主轴 5.检查制动环及其固定螺栓 6.检查、调整滑环碳刷装置及引线 7.进行电气预防性试验及测量轴电压、轴电流 8.空冷器检查及耐压试验 *9. 调整机组轴线（包括受油器操作油管） 1.改造转子、更换 磁极 2.车削或更换滑环 1.更换线棒 2.重叠铁芯 3.改造定子机架 4.更换支持环 特殊项目*10. 修理轮臂大键15峡山水电厂机械检修规程 *11. 测定调整转子圆度及磁极标高 *12. 处理磁极线圈匝间绝缘 *13. 更换部分磁极线圈、引线或阻尼绕组 *14. 转子动平衡试验 *15. 处理制动环磨损 *16. 进行主轴探伤 1.检查推力轴承转动部分、轴承座及油槽 2.检查及修刮轴瓦 3.测量、调整导轴瓦间隙，检查导轴承 4.检查处理轴承绝缘 （三）轴承 5.处理润滑油 6.清扫检查高压油顶起装 *7.对推力轴承调水平并进行推力瓦受力调整 *8.研磨推力轴承镜板 1.检查清扫机架 （四）机架 *2.处理机架组合面 *3.测量、调整机架中心、水平 （五）通风 及其冷却系 统 1.对冷却器进行检查、清污、防腐、水压试验 2.检修管系阀门并进行水压试验，修补保温层 3.检查、修理通风系统 1.测量与调整制动器闸板与制动环间隙 2.更换制动器闸板 （六）制动 装置 3.分解、检修制动器并进行耐压试验 4.检修制动气管路、阀门并进行压力试验 5.进行制动系统模拟动作试验 6.校验电气制动系统，检修开关 1.更换制动器或较 大程度改进结构部 件 2.改造制动系统 1.更换冷却器或铜 管 1.加固或改造机架 统 4.返厂研磨或更换 镜板 1.更换导轴瓦、推 力瓦 2.更换油冷却器 3.改造冷却循环系8.19.4 水轮发电机主要检修项目及质量标准 推 项目 质量标准16峡山水电厂机械检修规程 力 轴 承 与 导 轴 承 推力轴承高程及 高程应符合机组安装高程，水平应在 0.02mm/m 以内 水平 推力瓦的受力调 整 刚性推力轴承正、反推力瓦支柱螺栓拧紧后,保证与镜板总间隙 为 0.8mm 轴承总间隙值按图纸要求确定，分块式单侧间隙应按轴线的实 际位置及方位确定，调后误差不得超过±0.01mm,轴瓦下部垫块 导轴承间隙调整 与轴瓦间无间隙，上部轴瓦垫块与轴瓦间保持 0.8mm 左右的间 隙 受油器浮动瓦装复前，受油器体与受油器座、受油器体与开关 受油器绝缘 腔供油法兰、受油器体与各排油腔法兰绝缘值不得小于 10MΩ(用 500 伏兆欧表测量) 推力瓦温度计 转子圆度 磁极铁心中心高 允许误差不大于±1.5mm 程 转 转子对定子相对 子 高差 水轮发电机空气 各实测点间隙与实测平均间隙值偏差小于±8% 间隙 发电 机的 制动器动作试验 辅助 设备 空气冷却器清洗 及耐压试验 动作灵活无法卡，排风后能复位，各部不漏风。 清洗干净，按工作压力的 1.5 倍进行耐压试验，历时 10min,应 无渗漏 制动器分解检查 各零件无损坏，密封圈变质或损坏应更换 正常制动气压为 0.7Mpa. 动作实验制动器管路无漏气、制动器 度的 0.4%以内 磁极中心低于定子铁心中心的平均高差，其值应在铁心有效长 正常温度应当在 58℃以内，最高不得超过 65℃ 各半径与平均半径之差，不得超过设计空气间隙的±4% 轴瓦研刮 研刮挑花，前后两次的刀花应垂直，进油边的研刮应按图纸进 行。 推力瓦面 2～3 个/ cm 有接触点。 分块式导轴瓦要有 2 个/ cm2 2接触点，其不接触面积每处不大于轴瓦面积的 2%，其总和不得 超过该轴瓦面积的 8%。筒式瓦研刮后，其间隙应符合图纸要求， 轴瓦接触点应为 1～2 个/ cm217峡山水电厂机械检修规程 油冷却器清洗及 耐压试验 各油槽清洗 机组 测前准备工作 中心 测定 及调 整 8.20 水轮发电机启动与试运行 8.20.1 机组启动前应检查的项目。 8.20.1.1 全面检查水轮发电机的检修质量。 8.20.1.2 检查水轮发电机的所有紧固零件是否紧固 , 其转动部分所有部件是否按规定锁 定或点焊牢. 8.20.1.3 检查各转动部件与固定部件的间隙。 8.20.1.4 检查水轮发电机定、转子空气气隙是否均匀以及是否存在异物 8.20.1.5 检查推力、上导轴承润滑油油质、油位。 8.20.1.6 检查供排油系统是否漏油，阀门位置是否正确。 8.20.1.8 检查供排水系统是否漏水，阀门位置是否正确。 8.20.1.8 用压缩空气再次检查制动器活塞动作是否灵活。 8.20.1.9 检查定、转子绕组引线连接是否符合图纸, 连接是否可靠。 8.20.1.10 检查测温系统、油系统、制动系统、灭火系统等。 8.20.1.11 检查所有基础螺栓紧固性以及是否按要求点焊。 8.20.1.12 检查所有盖板密封是否严密。 8.20.1.13 检查刷杆座和电刷装置安装是否正确。 8.20.1.14 检查定、转子绕组的绝缘电阻应符合规定要求，否则，应对其进行三相短路干 燥。 8.20.1.15 机组启动之前，应进行全面检查（特别是转动部分）是否有螺栓、螺帽、工具 等各种杂物丢在其中。 8.20.1.16 机组灭火水管分解检修后，管夹及螺栓必须安装牢固，螺帽用锁锭片锁死。管 测量结果 整主轴的位置，使这四个方向上的距离偏差不大于 0.03mm 发电机定子测量误差为±0.10mm，其余各部分为 ±0.02mm；定 子中心偏差小于 1.0mm；各导轴承中心偏差在图样规定范围之 内 清洗干净，按工作压力的 1.5 倍进行通水试验，历时 10min,应 无渗漏 清洗干净，并刷上耐油漆 用内径千分尺测量主轴上正推镜板到推力瓦支撑上的距离，调18峡山水电厂机械检修规程 子与管夹之间均应垫以 3mm 厚毛毡、试验时，将所有喷嘴堵住，从总进水口通入 0.6Mpa 压缩空气，保压 30min，应无明显漏气现象。 8.20.1.17 水轮发电机停机超过 30 天，机组起动前必须先启动轴承油循环 10 分钟。 8.21 机组首次启动 8.21.1 首次启动开机前， 应利用高压油顶起装置顶起转动部分， 以便导轴瓦与轴领间建立 正常起动油膜，并以此检验机组顶起系统是否能正常工作。 8.21.2 水轮发电机组首次启动应采用手动开机,机组启动过程中,应注意监视机组各部是否 存在异常现象，特别应注意监视各部轴承瓦温温升，必要时，应停机检查原因并处理。 8.21.3 机组首次启动当其转速达到额定转速后,应测量有关机组转动部分的摆度和固定部 分的振动。 8.21.4 机组首启动前，应记录下机组各巡检部位温度初始值；机组首次启动一小时内，要 求每隔 15 分钟进行一次机组各部轴承温度巡检并记录, 一小时后, 要求每隔 30 分钟记录一 次；当机组空转到轴承温度稳定后，要求每隔 1h 记录一次。 8.21.5 当机组空转到轴承温度稳定后即可停机, 机组停机过程中,应注意监视制动器工作 情况,记录机组停机时间（包括制动器制动时间） 。 8.21.6 停机后,全面检查水轮发电机, 特别要注意转动部分的零件有无松动和脱落。 8.22 机组现场试验 按照 GB8564-88《水轮发电机组安装技术规范》有关标准规定进行机组现场型式试验； 并要求机组过速试验以及甩负荷试验后，应对机组转动部分进行全面仔细检查。 8.23 机组 72 小时试运行 8.23.1 机组完成现场各项型式试验并检查、验收合格后，机组才能进行 72 小时试运行。 机组 72 小时试运行期间，应定期对机组进行巡检，机组 72 小时试运行期间，若出现机组 故障停机，其时间不得累积。 8.23.2 72 小时试运行后, 应停机对机组进行全面检查，消除试运行过程中所存在的缺陷， 并按有关程序进行机组初步交接验收工作。 9 设备检修的质量验收9.1 设备检修人员必须按 GB/T19000 族标准建立的质量管理和质量保证有关文件，对检修 质量负全面责任。 9.2 按照质量管理有关文件，明确落实质检人员及检修人员的质量职责及权限，使设备检19峡山水电厂机械检修规程 修质量活动均处于受控状态。质检人员必须深入现场，随时掌握设备检修情况，并帮助检 修人员解决质量问题。同时，必须坚持原则，坚持质量标准，认真负责地做好验收工作， 把好质量关。 9.3 参加检修的所有人员须进行相关标准、规范的学习，并在开工前对重点工作进行技术 交底，在检修中严格执行相关标准、规范、规程的规定，严格按照检修方案进行工作，把 好检修质量关。 9.4 严格履行检修质量三级检验制度，加强工序间交接检验，交接检验按质量管理有关文 件规定执行，须有交接记录及双方签字确认。不合格者不得转入下道工序。 10 设备检修文件的整理 10.1 水轮发电机系统检修完毕后，应认真总结检修经验和整理检修资料。 10.2 水轮发电机系统检修完毕应根据变动情况及时修订图纸和技术说明书。 局部变动的应 在机组正式投运前修订完成并发放到运行及管理部门。变动较大的在检修结束后按实际情 况修订图纸和技术说明书。修订后的图纸和技术说明书应在机组试运行期间提交发电运营 部。 10.3 水轮发电机系统的检修报告应有以下基本内容： 10.3.1 水轮发电机系统各设备的编号、型号、生产厂家。 10.3.2 水轮发电机计划检修和实际检修的起止日期。 10.3.3 设备检修的计划工日和实际消耗工日。 10.3.4 从上次大修到本次大修设备的实际运行小时，备用小时，两次大修间小修次数。 10.3.5 检修工作评语。 10.3.6 简要文字总结。 10.3.7 检修的试验记录报告和结果分析报告。 10.3.8 检修、试验工作负责人和工作班成员名单。 10.3.9 检修、试验工作负责人的签名。本标准编制：何峰审核： 陈卫民审定：伍卫华批准：刘剑林20峡山水电厂机械检修规程水轮机检修维护规程1 主题内容与适用范围1.1 本规程规定了峡山水电厂 GZ1250B―WP―670 型水轮机的检修周期、检修项目、工艺要 求和质量标准等。 1.2 本规程适用于峡山水电厂 GZ1250B―WP―670 型水轮机的检修与维护。? 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件， 其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据 本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件， 其最新版本适用于本标准。 DL/T 827-2002 《灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程》 GB8564-88 GB7894-87 《灯泡贯流式水轮发电机组安装技术规范》 《灯泡贯流式水轮发电机基本技术条件》GB/ 《灯泡贯流式水轮机基本技术条件》 GB/T7《水轮机调速器与油压装置技术条件》 GB5905-86 《起重机试验规范和程序》BL/ T838-2003 《发电企业设备检修导则》 DL/T5038-94 JB861-82 《灯泡贯流式水轮发电机组安装工艺导则》 《灯泡贯流式水轮发电机基本技术条件》 广东韶关众力发电设备有限公司GZ1250B―WP―670 型水轮机产品说明书及图纸 1 技术参数1.1 水轮机主要技术参数见表 1： 表1 型号 额定功率 额定流量 额定转速 额定水头 MW 3 M /s r/min M 水轮机主要技术参数 名 称 单位 数 据 GZ1250b-WP-670 12.308 309.28 75 4.452水轮机日常巡检和维护21峡山水电厂机械检修规程 2.1 基本要求 2.1.1 按规定进行巡回检查和定期维护工作，并做好记录； 2.1.2 对导叶开度和轮叶开度每小时记录一次； 2.1.3 对水导轴承温度每小时记录一次； 2.1.4 监视各表计变化，调整负荷时，应尽量避免机组在振动区和气蚀区内长时间运行； 2.1.5 根据水头变化控制机组的导叶开度和轮叶开度， 调整好负荷。 枯水期时应根据上游 来水量的大小以及系统调度的要求，决定合理的开机台数和机组出力； 2.1.6 通常情况下禁止机组超设计铭牌运行。 2.2 日常巡视 2.2.1 检查水导的油流值和测温装置，发现异常应及时分析原因并进行处理； 2.2.2 检查主轴密封的漏水情况； 2.2.3 导叶接力器的运行情况； 2.2.4 转轮室的工作情况； 2.2.5 伸缩节的密封情况； 2.2.6 调速环的工作情况； 2.2.7 导叶连杆的情况； 2.2.8 流道、尾水的水压值； 2.2.9 渗漏积水井、检修集水井的水位情况； 4.2.10 稀油站油位、油质变化情况； 4.2.11 高位油箱及轮毂油箱油位、油质变化情况。 2.3 定期运行维护项目 2.3.1 定期检查更换主轴密封盘根； 2.3.2 定期对润滑油进行抽样检查； 2.3.3 定期清扫轴承油箱，发现有异物应及时分析原因； 2.3.4 润滑油使用一定时间后应更换； 2.3.5 检查水导轴承端盖、外壳是否有渗油现象。 5 设备巡回 5.1 设备巡回检查周期 5.1.1 巡回检查每周一次，汛期两次。做好设备巡回记录，发现问题及时处理。 5.2 设备巡回检查要求22峡山水电厂机械检修规程 5.2.1 设备巡回检查前由班组负责安排巡回人员及查看运行记录本，对有关缺陷在不影响 机组安全运行及人身安全的情况下，按规定办理手续后派人及时处理。暂时不能处理的应 签署意见，安排停机小修或大修时处理。 5.2.2 设备巡回前后向运行当值人员交代。 5.2.3 巡回检查人员必须熟悉设备，遵守各种规定，并将运行状况按要求详细记入巡回记 录本中。 5.2.4 设备巡回应安排两人及以上人员进行，带好随身物品并做好巡回记录。 5.2.5 设备巡回要仔细认真，巡回中不乱动设备，以免造成设备误动等。 5.3 设备巡回项目 5.3.1 水轮机巡回检查 序号 1 2 3 4 5 6 录 记录完整准确，巡回到位、记录不准随意涂改，巡回负责 7 巡回记录 人将所发现缺陷及巡回异常情况及时汇报。 5.3.2 受油器巡回检查 序号 1 项 目 质 量 标 准 检查是否有漏油的地方，检查漏油量，用破布将油脂擦干 净。 2 检查受油器进、排油 管路无沙眼、无裂纹、无破损、无渗漏等现象。 管路 3 检查各部阀门 无沙眼、无裂纹、无破损、无渗漏等现象。 项 目 瓦温不应超过 65?。 小轴无窜动、连接板偏心销锁锭牢靠；弹簧是否损坏、断 拐臂、连接板检查 裂 ；检查剪断销是否剪断，安全连杆是否变形、损坏。 主轴密封检查 接力器推拉杆检查 态。 导叶轴套密封检查 表计检查、压力值记 套筒密封无漏水现象。 压力表三通无损坏、压力表指示准确。 漏水量稳定、无其他异常现象。 背帽无松动，行程指示准确、检查机械锁锭背帽在常开状 质 量 标 准水导瓦温检查检查受油器外部壳体23峡山水电厂机械检修规程 4 检查各压力表记 表针指示正常，压力表表面无破损、连接处无渗漏等其他 异常现象。 5 检查受油器指示是否 受油器实际显示与控制柜显示是否一至。 正常 5.3.3 轴承润滑油泵油箱巡回检查 序号 1 项 目 质 量 标 准 管路法兰处无漏油，阀门、无破损、无沙眼、无裂纹等现象， 清扫管路有污的地方。 2 3 检查管路与阀门 检查润滑油泵油箱 箱体 4 检查低压泵组 管路与阀门无沙眼、无破裂、无渗漏、无漏油。 润滑油泵油箱体无沙眼、无破裂、无渗漏、无漏油，并用破 布清扫漏油箱体。 低压泵组表面无损坏。检查进、排油管路5.3.4 漏油箱巡回检查 序号 1 项 目 质 量 标 准 管路法兰处无漏油，阀门无漏油、无破损、无沙眼、无裂 纹等现象，清扫管路有污的地方。 2 3 检查管路与阀门 检查漏油箱体 管路与阀门无沙眼、无破裂、无渗漏、无漏油。 漏油箱体无沙眼、无破裂、无渗漏、无漏油，并用破布清 扫漏油箱体 4 检查齿轮泵 齿轮泵表面无损坏。检查进、排油管路5.3.5 轴承润滑油箱巡回检查 序号 1 项 目 质 量 标 准 管路法兰处无漏油，阀门无漏油、无破损、无沙眼、无裂纹等 现象，清扫管路有污的地方。 2 3 检查管路与阀门 检查轴承高位油箱 体 5.3.6 高位轮毂油箱巡回检查 序号 项 目 质 量 标 准 管路与阀门无沙眼、无破裂、无渗漏、无漏油。 轴承高位油箱体无沙眼、无破裂、无漏油、无裂纹，并用破布 清扫轴承高位油箱体。检查进、排油管路24峡山水电厂机械检修规程 1 检查进、排油管路 管路法兰处无漏油，阀门无漏油、无破损、无沙眼、无裂纹等 现象，清扫管路有污的地方。 2 3 检查管路与阀门 检查高位轮毂油箱 体 管路与阀门无沙眼、无破裂、无渗漏、无漏油。 高位轮毂油箱体无沙眼、无破裂、无漏油、无裂纹，并用破布 清扫高位轮毂油箱体5.3.7 5.3.7.1 象。 5.3.7.2 5.3.7.3 5.3.7.4 5.3.8 5.3.8.1 5.3.8.2水轮机管型座主要巡回项目 检查各油、水、风管路、阀门无泄漏、无破损、无沙眼。连接部件是否有渗漏现检查各部压力表是否正常。 检查主轴密封水压是否正常、漏水量是否正常。 检查导叶下端轴密封漏水情况。 水机廊道的主要巡视项目 润滑油泵油箱、轴承润滑油箱和漏油箱的油位。 润滑油泵、 高压油顶起油泵、 油压装置油泵、 油压装置回油箱油过滤泵、 漏油泵、各泵体是否有损坏情况。 5.3.8.3 5.3.8.4 5.3.8.5 5.3.8.6 5.3.8.7 各管路、阀门的渗漏情况。 转轮室密封情况。 伸缩节的密封情况。 检查安全连杆的有无断裂、损坏。 渗漏泵房、检修泵房的泵体、管路阀门检查。6 水轮机检修 6.1 通常将检修工作分为 4 类： 检修类别与周期 检修类别 维护检查 小修 大修 扩大性大修 周期 每周一次 每年两次（汛前、汛后） 3～4年一次 根据机组运行状况及检修内容确定 工期（天） 0.5 4～7 20～30 45～7525峡山水电厂机械检修规程 6.2 检修项目和质量标准 6.2.1 小修项目及质量标准 6.2.1.1 调速环及导叶连杆检查、清扫、加注润滑油：分+X、-X、+Y、-Y 等 4 点分别测量 调速环与外配水环的间隙，符合设计要求，且上部大于下部 0.6～0.8mm。 6.2.1.2 接力器检查、清扫：接力器导杆无严重磨损、渗油；压力油管接头无渗油，接力 器支座螺栓无松动。 6.2.1.3 外配水环与前锥体法兰、外配水环与水轮机转轮室、水轮机转轮室与尾水管的连 接螺栓检查：螺栓无松动、防松动垫片点焊无开焊，无渗漏水现象。 6.2.1.4 水导轴承检查、清扫：无异状，将油污及灰尘擦拭干净，如有渗漏油现象应进行 处理。轴承支座的连接螺栓完整，无松动现象。 6.2.1.5 主轴密封装置检查及处理：根据其运行状况确定是否进行，漏水量应为 2～3L/s. 6.2.1.6 轴承供排油系统检查、清扫及处理：油泵及电机工作正常；联轴器完整无损坏； 供油阀工作正常；各管路无渗漏；处理渗漏点；清除设备及管路上的油污及灰尘。 6.2.2 大修项目及质量标准 6.2.2.1 流道检查及处理（包括进、尾水管、灯泡头及冷却套、基础支撑、侧向支撑、导 流板、竖井等：铲除所有的水生物，必要时除锈刷漆；对冲刷严重的部件进行修补；存在 严重气蚀的部位要补焊处理；经修补的部位要恢复原有形态。 6.2.2.2 转轮检查及处理：转轮轮叶根部轴颈处及泄水锥与转轮体结合部无渗漏油；对轮 毂及叶片上的气蚀部位做全面处理并恢复原有形态；测量轮叶与转轮室的间隙符合厂家设 计要求，无厂家要求时按实测间隙不大于+15%～-15%实际平均间隙。 转轮在现地经解体检查处理及桨叶密封经检查更换后，应利用轮毂密封高位油箱的自 然落差形成的压力作渗漏试验，利用调速器油压做动作试验，其标准如下： (一) 试验用油温不低于+5℃； (二) 在0.5Mpa试验压力下保持30分钟以上； (三) 在试验过程中操作桨叶全行程开关2～3次； (四) 各组合缝不应有渗漏现象，每个桨叶密封装置在加与未加试验压力情况 下的漏油量不超过7ml/h,且不大于出厂试验时的漏油量； (五) 转轮接力器动作应平稳，开启和关闭的最低油压一般不超过工作压力的 15%。 1) 导叶检查及调整：26峡山水电厂机械检修规程 (一) 端面间隙在关闭位置时测量，内外端间隙应符合设计及厂家要求，导叶 每端两边间隙要基本相等，导叶转动灵活； (二) 立面间隙局部不超过0.25mm，其总长度不超过导叶高度的25%。 (三) 调速环与外配水环间隙检查及调整： (四) 符合设计要求，且上部大于下部0.6～0.8mm。 2) 导叶接力器检查调整： (一) 导叶接力器行程符合设计要求，两接力器活塞全行程偏差不大于1mm； (二) 按设计进行严密性耐压试验，应符合要求； (三) 压紧行程应符合设计要求； (四) 动作应平稳，无卡滞现象。 6.2.3 水轮机检修一般规定 6.2.3.1 设备安装前应进行全面的清扫干净； 6.2.3.2 设备组合前应检查组合面光洁无毛刺， 组合后合缝间隙用 0.02mm 塞尺检查不得通 过，允许有局部间隙，用 0.05mm 塞尺检查，深度不得超过组合面宽度的 1/3，总长不得超 过 20%，组合螺栓及销钉周围不得有间隙，组合缝处的安装面错牙一般不超过 0.10mm。 6.2.3.3 细牙连接螺栓安装时应涂润滑脂，连接螺栓应分次均匀紧固。有预紧力要求的螺 栓应测量预紧力矩，其与设计值的偏差不应超过±10%，采用热把合工艺紧固的螺栓，紧固 后应在室温时测量其伸长量。螺栓、螺母及销钉均按要求锁紧或点焊牢固； 6.2.3.4 在转动部件上进行焊接时，应把地线直接从电焊机连接到要焊的零件上，并采取 其他措施，防止电焊飞溅物进入轴承； 6.2.4 大修一般规定 6.2.4.1 除导水机构、主轴和预埋件外，水轮机的其它部件均需要进行解体和检修。 6.2.4.2 汽蚀检修和处理：水轮机过流件，如管形座、尾水管、转轮、灯泡头、支撑、基 础等部件进行汽蚀检查，如有汽蚀发生，必要按有关规定进行处理。（将汽蚀部位刨掉， 然后用大于或等于母材的材料进行堆焊，再打磨至原加尺寸）检修处理： (一) 对水轮机发电机组的转动部分进行检查，清扫。 (二) 如机组的转动部分磨损超标后，应进行相应的处理。 (三) 对有密封要求的部位，进行密封更换。 (四) 对有润滑要求的进行加注润滑油脂。27峡山水电厂机械检修规程 6.2.4.3 相关试验：按有关规程和制造厂的规定，对检修的部件进行相关的动作、密封、 耐压、及电气试验。 6.2.4.4 油漆：机组的外露部分，机组灯泡头内发电机舱、管形座内的水轮机舱、管路均 应按要求进行刷油漆。流道内，按厂家要求进行涂防腐油漆。涂漆前应对机组及有关辅助 设备进行全面清理。涂漆应均匀、无起泡、无皱纹现象。 6.2.4.5 清理：对机组的冷却系统的油冷却器、空冷器、油箱和轴承等重要部件进行清扫。 清扫完成后，应办理相应的验收手续。 6.2.5 大修常规工艺 6.2.5.1 汽蚀处理工艺 1 气蚀测量检查主要气蚀区域，测量每块气蚀区域的面积、形状、位置、深度。 2 气蚀处理(一)用电弧气刨刨去因气蚀而损坏的金属，刨割范围比气蚀区域稍扩大 20～30 毫米， 深度以露出母材基体金属 95%左右，最浅处亦打磨 3 毫米以上。用砂轮机将刨除 气蚀区域位置的表面渗碳层磨掉。 (二)堆焊选用焊条应选用大于母材强度的焊条， 使用前要注意烘干和焊接过程的保温。 焊接时应随时检查堆焊层是否偏高或偏低，对所有处理焊层的外观和内部质量进 行 100%的检查。不应出现气孔、夹渣等缺陷。 (三)用砂轮机按设备外形进行圆弧过度打磨，保证不影响设备的工作。 6.2.5.2 油箱、油槽及油管清洗工艺 1. 用白布清洗油槽、油腔；用合面团粘洗油槽、油腔； 2. 用无水乙醇清洗瓦面，检查瓦面磨损情况，不符合要求的要进行必要的修刮； 3. 检查密封面是否有毛刺、锈斑等损坏现象，如有则进行处理； 4. 修磨：用研磨油石及金相砂纸、白稠磨去毛刺、锈斑； 5. 更换所有的密封件。 6.3 大修前的准备 6.3.1 水轮机检修前应具各下列条件： 6.3.1.1 拆除前熟悉设备及厂家图纸、施工规程、规范，了解机组设备的结构和各项技术 要求、技术性能、设备的用途、设备的安装要求； 6.3.1.2 由项目总工程师组织各专业技术人员，进行详细审核图纸及了解水轮机的结构及28峡山水电厂机械检修规程 连接关系，制定拆卸的施工方案，组织工作人员熟悉安全规范、做好安全、隔离措施； 6.3.1.3 拆除用的工器具均已安排落实； 6.3.1.4 填写工作票，做好安全措施； 6.3.1.5 做好拆除电缆、管道的标识工作； 6.3.1.6 设备拆除前全面测量掌握检修前数据； 6.4 尾水管检修 打开尾水管人孔门，分解吊出伸缩节、上转轮室、转轮后，在尾水管处搭设检修脚手 架及检修平台，先进行尾水管的清扫、除锈，接着进行气蚀检查、处理，合格后进行刷漆， 拆除脚手架。 6.5 伸缩节检修 6.5.1.检查伸缩节密封的渗漏情况，用风动扳手退出伸缩节把合螺栓，分解吊出伸缩节， 清扫、除锈，安装时更换密封条。 6.5.2 卸下伸缩节与尾水管连接螺栓、伸缩节及密封压环上下结合面连接螺栓，将出伸缩 节及密封压环固定在尾水管基础法兰上。 6.5.3 分半将伸缩节吊出，放置好，安装时程序相反。 6.6 转轮室检修 6.6.1 拆卸转轮室外围部件（含检修平台、楼梯等） ， 6.6.2 检修前检查记录转轮与转轮室间隙，用风动扳手退出上半部转轮室把合螺栓，拔出 销钉并做好销钉的位置记号， 将销钉抹上防锈油放置在零部件存放处， 吊出上半部转轮室， 按检修定置图放置，并做好防此变形的措施。 6.6.3 转轮室内上、下两半组成，组合面用螺栓和锥销联系。上游侧与导水机构联接，下 游侧通过伸缩节与尾水管联接。转轮室在装复后用 0.05mm 塞尺不能通过，允许有局部间 隙，但不大于 0.lmm，深度不得超过分半面宽度的 1/3，长度不超过全长的 10％。 6.6.4 卸下转轮室与导水机构连接定位销子、螺栓及转轮室上下结合面螺栓，吊出转轮室 上半部， 将下转轮室底部的漏油箱移开至不影响下转轮室沉放处.待转轮吊出后再将转轮室 下半部沉放（视检修需要情况） 。 6.7 导水机构检修 6.7.1 导水机构检修工程内容：导叶臂、连杆装配、接力器和重锤装配及显示接力器行程的 指示装置等。 6.7.2 过流部件(包括内配水环、活动导叶、外配水环等)及附件的检修；29峡山水电厂机械检修规程 活动导叶操作机构(包括拐臂、连板、控制环、推拉杆、连接销等)及附件的检修。 导叶端面间隙调整 a 导叶上端面间隙为 0.4～1mm，下端面间隙为 0.4～1mm。 b 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， 使导叶端面间隙设计值。 6.7.3 导叶立面间隙调整 a 用重锤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，其总长不超过导叶全长的 25G。 b 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。 6.7.4 导叶开度测量 a.手动操作调速器，以开度递增和递减两个相反顺序，在相隔 90°的四对导叶中测量 25 ％、50％、75％、100％四个开度值，其中 50％、100％两个开度值 16 个导叶都要测量。 b.导叶最大开口允许偏差±0.02max，导叶平均开口允许偏差±0.015max。 c.导叶全转角为 60°，全转角运动范围内应转动录活，无卡阻现象。安装后以一人两 手能转动为准。 6.7.5 接力器检修 6.7.5.1 按检修规范要求进行分解清扫、检查接力器；组装接力器,检查各组合间隙应符合 设计要求； 作耐压试验及动作试验,检查各部位密封应无漏油； 检查活塞移动应平稳、 灵活, 行程应与设计值一致，将接力器活塞打到全关位置,调整推拉杆长度与设计值一致,并将基 础板把合好；将导叶关至全关位置，吊入接力器，接力器操作杆与导水机构控制环耳柄联 接；检查各项检测数据符合大修前要求； 6.7.5.2 导叶接力器：水轮机设置有两个油压操作的导叶接力器，其额定操作油压为 6.3Mpa。接力器为直缸后铰式。 6.7.5.3 检修工程内容 a 接力器分解清扫、检查及耐压试验； b 接力器压紧行程调整。 C.调速器充油升压后进行接力器压紧行程调整,应符合大修前要求； 6.8 转轮检修 1.转轮的吊出分解： a.搭设脚手架以便进行叶片螺栓拆卸。30峡山水电厂机械检修规程 b.利用等离子切割机切除螺栓护板， 之后利用液压拉伸或加热工具逐个分两次松出浆 叶联接螺栓。 c.松完后取出螺栓，表面涂上黄油妥善保管，防止受潮、高温及撞击。 d.安装叶片起吊工具，挂装钢丝绳及三个 5 吨手拉葫芦，调节葫芦受力均等后，一边 用铜锤敲击叶片根部一边均匀的起升葫芦（保证三个葫芦受力均等） ，直至叶片脱 离转轮体后桥机起升吊至安装间放置。 e.按此方法对称的拆出其余三片浆叶。 2.转轮的装配 a.清理转轮试验基础板和安装间转轮装配支座，吊装支座于基础板上，检查、调整支 座水平。可利用在支座与基础板把合面间加垫的办法来调整支座上法兰面水平，其 水平度应不超过 0.05mm/m。合格后，在支座上法兰面上均匀放置厚度相同的紫铜 垫。在支座中心位置布置一个千斤顶。 b.将转轮体内、外清理干净，然后吊起穿过操作油管倒放于支座上。用框式水平仪检 查转轮体与活塞杆把合面的水平度，其应不超过 0.10mm。 c.将转臂、连杆、清理干净并按对应标记组装在一起，组装时应在连杆轴瓦工作面上 涂上一层黄干油。转动连杆检查连杆动作灵活性，连杆应能灵活转动。合格后，将 转臂、连杆按对应标记吊放入转轮体内相应位置。 d.根据工地的实际情况在转轮体上方布置支架和导链， 在转轮体轴瓦工作面上涂上一 层黄干油，用导链将转臂吊起并调整转臂轴孔与转轮体轴孔基本同心，转臂基本贴 紧转轮体。 e.将叶片轴、叶片轴套装工具清理干净，按图将叶片轴套装工具、叶片轴组装起来， 利用平衡块调整叶片轴轴线水平。 f.吊起叶片轴，对准转轮体上相应轴孔，将叶片轴按对应标记缓慢套装入转轮体。套 装过程中，同时注意调整转臂，将转臂套装在叶片轴上。当叶片轴基本套装入转轮 体后，调整转臂与叶片轴的相对位置，对正转臂与叶片轴销孔，将清理干净的圆柱 销按对应标记装入。拆除叶片轴套装工具。来回提升、降落连杆几次检查叶片轴动 作的灵活性，叶片轴应转动灵活。依次对称安装全部叶片轴和转臂、连杆装配。 g.将操作油管清理干净，用桥机将外操作油管吊起，缓缓套装在转轮体内落于预先布 置好的千斤顶上并固定牢靠，套装时应注意保护，避免碰撞。 h.用清洗液清洗活塞杆上的油孔，干净后用压缩空气吹干涂上透平油，将转轮体与31峡山水电厂机械检修规程 活塞杆配合表面清洗干净，将活塞杆、销子清理干净，按图将销子装入转轮体配合 面上的销孔内。 i.将活塞杆吊起于转轮体上方约 200mm 处，清洗操作油管与活塞杆配合表面及密封 槽，安装 O 型密封圈，使操作油管对准活塞杆上的油孔，操作千斤顶将操作油管装 入活塞杆内。然后边松千斤顶边缓慢下落活塞杆，调整活塞杆销孔对准转轮体上的 销子，将活塞杆落在转轮体上就位。活塞杆安装就位后，按图依次安装把合螺柱、 止动垫圈、螺母，把紧螺栓，检查活塞杆与转轮体配合面的间隙，其不应有间隙， 局部最大不应超过 0.10mm，深度不超过组合面宽度 1/3，长度不超过周长 1/5。合 格后，利用止动垫圈将螺母锁住。最后安装操作油管的盖板，把紧螺栓。 j.活塞杆安装完后，动作连杆到全开位置以使连杆销孔高出转轮体端面。调整各连杆 轴线竖直并且各连杆销孔中心基本位于同一水平面内。合格后将各连杆临时固定。 6.9 受油器检修 1. 检修工程内容 a. 受油器操作油管盘车摆度检查及调整； b. 受油器与操作油管同心度调整； 2.检修工艺说明 检修时应调整好受油器与转轴的同心度以及受油器的垂直度， 保证受油器在全行程 范围内不得有卡阻现象。并在流道未充水之前测量，受油器体的对地绝缘应满足设 计要求。 a.受油器拆除时的检查 用摇表测量受油器对地绝缘。 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， 各部瓦与转轴的间隙。 盘车检查受油器转轴摆度。 检查油盆内是否有金属粉末。 检查瓦座与基础板间的销钉及垫片有无损坏，并作好记录。 b.受油器分解后的检查 回复轴承的检查，无异常声响，无严重磨损，否则更换轴承。 耐油橡胶无老化变质，弹性良好，否则需更换。 检查浮动瓦和转轴轴颈的磨损情况，进行轴瓦的研磨，不合格的需更换或返厂处理， 并作好记录。32峡山水电厂机械检修规程 螺栓，螺母丝扣完好，无滑扣，销钉无断裂。 c.受油器的装复 受油器操作油管盘车检查合格后进行受油器安装；安装绝缘垫板,吊入受油器座；安 装百分表于操作油管上,转动主轴进行盘车,测量操作油管与受油器座的垂直度,利用 受油器座下的楔形板调整其与操作油管的垂直度与中心；中心调整时,应将操作油管 摆度值考虑进去；组装轮毂供油箱、端盖、机械转速测量装置、反馈装置等附件并安 装；流道未充水情况下测量受油器对地绝缘电阻,不得少于 0.5MΩ。 6.10 水导轴承检修水导轴承检修除按发电机导轴承检修要求外，还应检查导轴承扇形支承板的内、外支 承弧面的偏心值以及其与轴承座相配合的弧面接触情况。 6.11 主轴密封检修1.主轴密封装配的主要作用在于防止水流通过转动与固定部分之间的间隙漏入轴承及 机组内部，它由工作密封和检修密封组成。 2.工作密封包括密封件、密封座和密封箱组成。密封件压入密封座的槽中，密封箱固 定在密封座上，通过密封箱使密封件与主轴上不可拆换的不锈钢套贴紧，起到密封作用， 并通过密封箱调整压紧量。密封漏水通过下部的排水管排至电站的集水井。 3.检修密封采用空气围带式密封， 停机检修时围带内通入 0.5-0.7Mpa 的压缩空气， 使 围带膨胀，即可止住漏水。 4.主轴密封装复应在轴线调整及盘车检查合格、 机组定中心后进行； 空气围带装配前, 应通入 0.05MPa 压缩空气,在水中检查围带气密性,应无漏气；将密封座安装在设计位置, 并调整密封座与主轴的间隙符合设计要求； 将空气围带围在主轴表面,切除端部后用胶水粘 接成整环,安装到密封座内,安装压环； 把盘根安装工作密封于密封座内,并调整与主轴的间 隙符合设计要求；安装密封座盖板；装复主轴工作密封排水管和检修密封供气管。 6.12 水轮机管道及测量系统设备检修1.所有管路及附件分解拆除前均应做好记号， 装复时法兰结合面应清扫干净， 更换法兰 结合面的密封垫，连接螺栓应均匀受力。 2.管道焊接时应根据管子壁厚，选择适当的坡口型式和尺寸。 3.管道检修时应注意焊缝位置的选取，并注意有同流向一致的坡变。 检修位置的偏差 不得大于有关规定的数值。 4.管路附件如弯头、三通、锥管、法兰等加工制作应符合设计要求或国家标准的要求，33峡山水电厂机械检修规程 做到规范化且具互换性。 5.检修工程内容 a.机组常规仪表检修,包括水力测量监视、水轮机振动检测、水轮机摆度检测、温度检 测、油箱油位监视等系统的管道、阀门、压力表、传感器、管道附件及相应部位的温度、 油位、水位、流量、压力、振动、摆度等监测、保护及自动化元件的检修； b.所有测压管路疏通，尤其是拦污栅前后已堵的和闸门后已堵的管路，所有接差压变 送器的管路均设置排气和平衡阀，以提高测量精度及防止差压变送器损坏。 6.13 大修后的各项检查及试验 6.13.1 启动试运行前的检查 6.13.1.1 流道的检查 1.进水口拦污栅已安装调试完工并清理干净检验合格，拦污栅差压测压头与测量仪表 已安装完工并检验合格。 2.进水口闸门门槽已清扫干净 并检验合格。进水口闸门及其启闭装置均已安装完工、 检验合格并处于关闭状态。 3. 进水流道、导流板、转轮室、尾水管等过水通流 系统均 已施工安装完工、清理干 净并检验合格。所有安装 用的临时吊 耳、吊环、支撑等均已拆除。 4. 测压头已装好，测压管阀门、测量表计均已安装。发电机盖板与框架已把合严密， 所有进人孔（门）均已封盖严密。 5. 进水流道排水阀、尾水管排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。 6. 尾水闸门门槽及其周围已清理干净，尾水闸门及其启闭装置已安装完工并检验合 格。在无水情况下手动、自动操作均已调试合格，启闭情况良好。 7. 尾水闸门处于关闭状态。 8. 水电站上、下游水位测量系统已安装调试合格，水位信号远传正确。 6.13.1.2 水轮机的检查 1. 水轮机转轮已检修完工并检 验合格。转轮叶片与转轮室之间的间隙已检查合格， 且无遗留杂物。 2. 导水机构已检修完工、检验合格，并处于关闭状态，接力器锁定投入。导叶最大开 度和导叶立面、端面间隙 及压紧行程已检验合格，并符合 设计要求。 3. 主轴及其保护罩、水导轴承系统已安装完工、检验合格，轴线调整符合设计要求。34峡山水电厂机械检修规程 4. 主轴工作密封与检修密封已检修完工、检验合格，密封自流排水管路畅通。检修密 封经漏气试验合格，充水前检修密封的空气围带处于充气状态。 5. 各过流部件之间（包括转轮室与外导环、外导环与外壳体、内锥体与内导环、内导 环与内壳体等）的密封均已检验合格，无渗漏情况 。所有分瓣部件的各分瓣法兰均已把合 严密，符合规定要求。 6. 伸缩节间隙均匀，密封有足够的紧量。 7. 各重要部件连接处的螺栓、螺母已紧固，预紧力符合设计要求，各连接件的定位销 已按规定全部点焊牢固。 8. 受油器已检修完毕，经盘车检查，其轴摆度合格。 9. 各测压表计、示流计、流量计、摆度、振动传感器及各种信号器、变送器 均已检修完工，管路、线路连接良好，并已清理干净。水轮机其他部件也已检修完工、检 验合格。 6.13.2 调速系统的检查 1. 调速系统及其设备已检修完工、并调试合格。油压装置压力、油位正常，透平油化 验合格。各表计、阀门、自动化元件均已整定符合要求。 2. 压力油罐安全阀按规程要求已调整合格， 且动作可靠。 油压装置油泵在工作压力下 运行正常，无异常振动和发热，主、备用泵切换及手动、自动工作正常。集油箱油位信号 器动作正常。高压补气装置手动、自动动作正确。漏油装置手动、自动调试合格。 3. 手动操作将油压装置的压力油通向调速系统管路，检查各油压管路、阀门、接头及 部件等均应无渗油现象。 4. 进行调速系统联动调试的手动操作， 并检查调速器、 接力器及导水机构联动动作的 灵活可靠性和全行程内动作平稳性。 检查导叶开度、 接力器行程和调速器柜的导叶开度 指 示器等三者的一致性。录制导叶开度与接力器行程的关系曲线，应符合设计要求。 5. 重锤关机等过速保护装置和分段关闭装置等均已调试合格， 分别用调速器紧急关闭 和重锤关机办法初步检查导叶全开到全关所需时间。锁定装置调试合格，信号指示正确， 充水前应处于锁定状态。 6. 由调速器操作检查调速器柜和受油器上的桨叶转角指示器的开度和实际开度的一 致性。模拟各种水头下导叶和桨叶协联关系曲线。 7. 对调速器自动操作系统进行模拟操作试验， 检查自动开机、 停机和事故停机各部件 动作准确性和可靠性。35峡山水电厂机械检修规程 8. 机组测速装置已安装完工并调试合格，动作触点已按要求初步整定。 6.13.3 油、气、水系统的检查 1. 油质经化验合格。轴承高位油箱、轮毂高位油箱、轴承回油箱、漏油箱上各液位信 号器已调整，油位符合设计规定，触点整定值符合设计要求。各油泵电动机已做带电动作 试验，油泵运转正常，主、备用切换及手动、自动控制工作正常。电加热器检验合格。 2. 正反向推力轴承及各导轴承润滑油温度、压力、油量检测装置已调试合格，整定值 符合设计要求。 3. 导轴承的高压油顶起装置已调试合格， 压力继电器工作正常， 各单向阀及管路阀门 均无渗油现象。高压油顶起系统手动、自动控制正常。 4. 高、低压空气储气罐及管路无漏气，管路畅通。各压力表计、温度计、流量计、安 全阀及减压阀工作正常。整定值符合设计要求。 5. 机组冷却、主轴密封等技术供水系统管路、过滤器、阀门、表计、接头等均已安装 完工、检验合格。 6. 主轴密封水的水质已检查并满足设计要求， 水压、 水量已调整至设计允许的范围内。 对于采用二次冷却的机组，各循环水泵、压力及流量检测元件已安装调试合格，油冷却器 支路和空气冷却器支路各自水量、水压满足设计要求。均衡水箱水质符合规定，液位计调 试合格，水位正常。各水泵运转正常并处于设定工作状态。 7. 厂内渗漏排水、检修排水系统及灯泡体内排水系统经全面检查合格。各排水泵、排 水阀手动及自动工作正常。水位传感器经调试，其输出信号和整定值符合设计要求。 8. 各管路、附属设备已按规定涂漆，标明流向，各阀门已标明开关方向，挂牌编号。 6.13.4 充水试验 6.13.4.1 充水条件 1. 确认坝前水位已蓄至最低发电水位。 2.确认进水口闸门、尾水闸门处 于关闭状态。确认各进人门已关闭牢靠，各检修排水 阀门已处于关闭状态。确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定已投入。确认空 气围带、制动器处于投入状态。 3.确认水电站厂房检修、渗漏排水系统运行正常。 6.13.4.2 尾水流道充水 1.利用尾水倒灌方式向尾水流道充水，在充水过程中随时检查水轮机导水机构、转轮 室、各进人门、伸缩节、主轴密封 及空气围带、测压系统管路的漏水情况，记录测压表计36峡山水电厂机械检修规程 的读数。 2.充水过程中必须密切监视各部位的渗漏水情况，确保厂房及机组的安全，一旦发现 漏水等异常现象时，应立即停止充水并进行处理。充水过程中应检查排气情况。 3. 待充水至与尾水位平压后，将尾水闸门提起。 6.13.4.3 进水流道充水 1.缓慢地打开进水口闸门或充水阀，向进水流道充水，监视进水流道压力表读数，检 查灯泡体、管形座、框架盖板、导水机构及各排水阀等各部位在充水过程中的工作状态。 2.观察各测压表计及仪表管接头漏水情况，并监视水力量测系统各压力表计的读数。 3.充水过程中，检查流道排气是否畅通。待充水至与上游水位平压后，将进水口闸门 提起。 4.观察厂房内渗漏水情况及渗漏水排水泵排水能力和运转可靠性。 5.将机组技术供水管路系统的阀门打开，启动供水泵，使压力水通过各冷却水管路， 检查管路阀门、各接头法兰通水后的工作情况。 6.13.5 空载开机试验 当机组及其相应的机电配套设施检修完毕，经检验合格，按有关规定进行机组启动试 运行； 《机组试运行报告》和《机组启动试运行大纲》审查合格，经启动验收委员会同意后 正式组成试运行指挥部，并发布机组启动命令。 机组的启动验收按照电力行业技术标准《灯泡贯流式水轮发电机组起动试验规程》的 要求进行。 6.13.6 启动前的准备 1. 主机周围各层场地已清理干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，照明充足，通信指 挥系统布置就绪，各部位运行人员已到位。振动、摆度等测量仪器、仪表已调整就位。 2. 机组润滑油、冷却水、润滑水系统均已投入，各油泵、水泵按自动控制方式运行正 常，压力、流量符合设计要求。油压装置和漏油装置油泵处于自动控制位置运行正常。 3. 高压油顶起系统、机组制动系统处于手动控制状态。 4. 检修排水系统、 渗漏排水系统和高低压压缩空气系统按自动控制方式运行正常。 上、 下游水位已记录。各部原始温度已记录。 5. 水轮机主轴密封水投入，空气围带排除气压，制动器复归（确认风闸已全部复位） ， 转动部件锁定已拔出。 6. 启动高压油顶起装置油泵，确认机组大轴能正常顶起。37峡山水电厂机械检修规程 6.13.7 调速器处于准备工作状态，并符合下列要求： 1. 油压装置至调速器的主油阀阀门已开启， 调速器液压操作柜已接通压力油， 油压指 示正常。 2. 调速器的滤油器位于工作位置。 3. 调速器处于“手动”位置。 4. 调速器的导叶开度限制位于全关位置。 6.13.8 与机组有关的设备应符合下列要求： 1. 发电机出口断路器、灭磁开关断开。 2. 发电机转子集电环碳刷拔出（有必要时） 。 3. 水力机械保护和测温装置已投入。 4. 拆除所有试验用的短接线及接地线。 5. 外接标准频率表或其他测速装置监视发电机转速。 6. 机组现地控制单元已处于正常工作状态。 6.13.9 首次启动试验 1. 拔出接力器锁定，启动高压油顶起装置。 2. 手动打开调速器的导叶开度限制机构，待机组开始转动后，将导叶关回，由各部观 察人员检查和确认机组转动与静止部件之间无摩擦或碰撞情况。记录机组的启动开度。确 认各部正常后，手动打开导叶启动机组。当机组转速升至接近额定转速时可暂停升速，观 察各部无异常后继续升速，使机组在额定转速下运行。 3. 当机组转速升至额定转速或设计规定值后， 可手动切除高压油顶起装置， 并校验电 气转速继电器相应的触点。当机组转速达到额定值时，校验机组各部转速表指示应正确。 记录当时水头下机组的空载开度。 4. 在机组升速过程中应派专人严密监视推力瓦和各部导轴瓦的温度， 不应有急剧升高 及下降现象。机组启动达到额定转速后，在半小时内，应每隔 10 分钟测量记录，之后可适 当延长时间间隔，并绘制推力瓦和各导轴瓦的温升曲线。空载运行以使油温稳定，记录稳 定的轴承温度值，此值不应超过设计规定值。记录各轴承的油流量、油压和油温。 5. 机组启动过程中，应密切监视各部位运转情况，如发现金属碰撞或摩擦声、推力瓦 和导轴瓦温度突然升高、机组摆度过大等不正常现象则应立即停机检查。 6. 监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压，有条件时可观察、记录水封漏水情况。 记录全部水力量测系统表计读数和机组监测装置的表计读数（如发电机气隙监测、水轮机38峡山水电厂机械检修规程 流量差压监测、上下游水位差压监测、机组振动摆度监测等） 。 7. 测量发电机一次残压及相序，相序应正确。观察其波形应完好。 6.13.10 空载运行下调速系统的调整试验 1. 检查调速器测频信号，其波形应正确，幅值符合要求。 2. 电液伺服阀活塞的振动应正常。调整好电动机工作范围，使其工作正常。 3. 频率给定的调整范围应符合设计要求。 4. 进行手动和自动切换试验时，接力器应无明显摆动。 5. 按下列要求做调速器扰动试验， 找出空载运行的最佳参数并记录。 在自动调节状态 下，机组转速相对摆动值不超过 0.25%。 a b c d 扰动量一般为 8% 。 转速最大超调量，不应超过转速扰动量的 30%。 超调次数不超过两次。 调节时间应符合规程或设计规定。6. 记录油压装置油泵向压力油罐送油的时间及工作周期。 在调速器自动运行时记录导 叶接力器活塞摆动值及摆动周期。 6.13.11 停机过程及停机后的检查 1. 手动启动高压油顶起装置， 操作开度限制机构进行手动停机， 当机组转速降至额定 转速的 20－30％ 或设计规定值时，手动投入机械制动装置，直至机组停转后，手动切除 高压油顶起装置。制动闸在停机状态保持投入。 2. 停机过程中应检查下列各项： a 监视各轴承温度变化情况。 b 检查转速继电器的动作情况。 c 录制转速和时间关系曲线。 3. 停机后投入接力器锁定和检修密封，关闭主轴密封润滑水。 4. 停机后的检查和调整： a 各部位螺栓、螺母、销钉、锁片及键是否松动或脱落； b 检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。 c 检查发电机挡风板、挡风圈等是否有松动或断裂。 d 检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。 e 在相应水头下，调整开度限制机构及相应的空载开度触点。39峡山水电厂机械检修规程 5. 过速试验及检查 a 将测速装置各级过速保护触点从水机保护回路中断开， 用临时方法监视其动作情况。 b 投入导叶与桨叶的自动协联装置。 c 以手动方式开机使机组达到额定转速。待机组运转正常后，将导叶开度限制机构的 开度继续加大，使机组转速上升到电气转速信号装置各级保护动作整定值，调整其相应的 转速触点，然后继续将转速升至设计规定的机械过速保护整定点，校验其动作值。 d 过速试验过程中应监视并记录各部位摆度和振动值， 记录各部轴承的温升情况及发电机空气间隙的变化，监视是否有异常响声。 e f 过速试验停机后应进行如下检查： 全面检查发电机转动部分，如磁极螺栓、阻尼环及磁极引线、磁轭压紧螺杆等。6.13.12 无励磁自动开机和自动停机试验 1.对于具有常规控制、计算机监控等多种控制方式的机组，每种控制方式均应进行此 项试验。 2.自动开机前应确认： a 调速器处于“自动”位置，功率给定置于“空载”位置，频率给定置于额定频率，调速器参数在空载最佳位置。 b 态。 c 确认所有水力机械保护回路均已投入，且自动开机条件已具备。 确认高压油顶起装置在自动状态， 确认润滑油系统等机组各辅助设备均处于自动状3. 自动开机，检查或记录下列各项： a 情况。 b c d e f 检查高压油顶起装置的动作和油压等工作情况。 检查调速器动作情况。 记录自发出开机脉冲至机组开始转动所需的时间。 记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。 检查测速装置的转速触点动作是否正确。 检查自动开机程序及各自动化元件动作是否正确， 检查技术供水等辅助设备的投入4. 自动停机，检查或记录下列各项： a b 检查自动停机程序及各自动化元件动作是否正确。 记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动转速所需时间。40峡山水电厂机械检修规程 c d e 记录自制动闸加闸至机组全停的时间。 检查测速装置的转速触点及调速器动作是否正确。 当机组转速降至设计规定转速时， 高压油顶起装置应能自动投入。 当机组停机后应能自动停止高压油顶起装置，制动闸保持投入状态。 5. 自动开机，模拟各种机械与电气事故，检查事故停机回路及流程的 正确性和可靠 性。检查各部位事故紧急停机按钮动作的可靠性 6.13.13 并列及负荷试验 1）试验: 1. 选择同期点及其断路器，检查同期回路的正确性。 2. 断开同期点隔离开关， 分别以手动和自动准同期方式进行机组的模拟并列试验， 以 确认同期装置工作的准确性。 3. 进行机组的手动和自动准同期正式并列试验，录制电压、频率和同期时间示波图。 4. 以上模拟并列试验与正式并列试验应分别对各同期点进行（设计有要求时） 。 2）带负荷试验 1. 灯泡贯流式机组带负荷试验应结合甩负荷试验进行。 电力系统允许时， 可按额定负 荷的 25％、50％、75％ 和 100％ 依次进行机组的带负荷和甩负荷试验。 2. 带负荷试验时有功负荷应逐级增加， 并观察和记录机组各部位运转情况及各仪表指 示。观察并检查机组在加负荷时有无振动区，测量振动范围及其量值。检查发电机、变压 器、母线及线路保护工作的正确性。 3. 进行机组带负荷下调速系统试验。 检查在速度和功率控制方式下， 机组调节和相互 切换过程的稳定性。检查调速系统协联关系的正确性。 4）甩负荷试验 1. 机组甩负荷试验应在额定负荷的 25%、50%、75%和 100%下分别进行，记录有 关数 值，同时应录制过渡过程的 各种参数变化曲线及过程曲线。 2. 若受水电站运行水头或电力系统条件限制， 机组不能按上述要求带、 甩额定负荷时， 则最后一次甩负荷试验应在当时条件所允许的最大负荷下进行。并在以后条件具备时补做 上述试验。 3. 在额定功率因数下，机组甩负荷时，应检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。当 发电机甩额定有功负荷时，其电压超调量不大于额定电压的 15%，振荡次数不超过 3 次， 调节时间不大于 5s。41峡山水电厂机械检修规程 4. 机组甩负荷时， 应检查水轮机调速系统动态调节性能， 校核导叶接力器紧急关闭时 间，进水流道水压上升率和机组转速上升率等均应符合 设计规定. 5. 机组甩负荷后，调速器的动态品质应达到如下要求： a. 甩 100% 额定负荷后，在转速变化过程中超过稳态转速 3% 以上的波峰不应超过 2 次。 b. 机组甩 100% 额定负荷后， 从接力器第一次向开启方向移动起到机组转速相对摆动 值不超过 5%为止所经历的总时间不应大于 40s。 c. 转速或指令信号按规定形式变化， 接力器不动时间， 对于电液调速器不大于 0.2s， 对于机械型调速器不大于 0.3s。 68. 机组甩负荷试验完成后，一般应在带额定负荷下进行下列试验： a. 调速器低油压关闭导叶试验。 b. 动水重锤关机试验。 5）带负荷连续试运行 1.完成前述试验内容经验证合格后，机组已具备并入电力系统带额定负荷连续试运行 的条件。 2.机组并入系统，升到额定负荷(或可能的小于额定负荷下的最大负荷)，连续运行 72 小时，全而观察机组运行性能并记录各有关数据。 3.连续试运行后，应停机对机电设备 作全面检查，必要时可将流道内的水排空，检查 机组过流部分及水工建筑物和排水系统工作情况。本标准编制：何峰审核：陈卫民审定：伍卫华批准：刘剑林42峡山水电厂机械检修规程调速器和油压装置检修维护规程1 范围1.1 本规程规定了峡山水电厂调速器机械柜及其液压系统(压油装置、漏油泵、主接力器)的 检修内容、工艺及质量标准。 1.2 本规程适用于峡山水电厂调速器机械柜及其液压系统(压油装置、漏油泵、主接力器)的 维护检修工作。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件， 其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据 本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件， 其最新版本适用于本标准。 GB/T 7 GB/T 7 DL/T 792-2001 DL/563-2004 DL/T DL/T496-2001 DL/T 827-2002 3 技术参数 《水轮机调速器与油压装置技术条件》 《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》 《水轮机调速器及油压装置运行规程》 《水轮机电液调节系统及装置技术规程》 《大型水轮机调速器与油压装置产品质量分等》 《水轮机电液调节系统及装置调整试验导则》 《灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程》3.1 调速器主要技术参数见表 1： 表1 名 型号 称 调速器主要技术参数 数 据单位SAFR-2000H 型32位双微机双通道电气柜 ZFL-100/S型机械柜调节规律 测频方式 转速死区ix %自动补偿PID 残压或残压+齿盘 ≤0.02%43峡山水电厂机械检修规程 静特性曲线的非线性度ε 接力器不动时间Tn 暂态转差系数bt 永态转差系数bp 积分时间常数Td 加速度时间常数Tn 频率给定范围FG 频率死区范围Ef 功率给定范围PG 功率死区范围Pi 3.2 油压装置主要技术参数见表 2： 表2 名 型号 压油槽容积 集油槽容积 油泵型号 油泵流量 电动机额定转速 电动机绝缘等级 额定工作压力 油泵电动机型号 电动机额定功率 电动机额定电压 电动机额定电流 电动机接线方式 4 调速器及油压装置日常巡检和维护 KW V A Mpa M3/h r/min M3 M3 称 油压装置主要技术参数 单位 数 YZ-6.0-6.3 6.0 9.7 3G85×6C，6DL/S 22 1450 F级 6.3 Y2 250M-4V 55 380 103.3 三角形 据 % 秒 % % 秒 秒 Hz Hz % % &5% ≤0.2 3～150% 1～10% 2～20 0～5 45～52 0～3.0 0～120% 0～5%4.1 基本要求 4.1.1 按规定进行巡回检查和定期维护工作，并做好记录； 4.1.2 调速器在机械手动方式运行时，调速器旁应设专人监视；44峡山水电厂机械检修规程 4.1.3 油压装置压力油罐手动补气时，应监视压力油罐油位和油压，补气未完，操作人员 不得离开现场。 4.2 调速器及油压装置日常巡检和维护 4.2.1 检查调速器和压油装置各部无渗、漏油、漏气现象，各阀门位置正确； 4.2.2 检查手/自动切换开关位置正确，位移转换器工作正常，步进电机工作正常； 4.2.3 定期进行调速器自动、手动切换试验，并检查电磁阀动作情况及有关指示信号； 4.2.4 定期对调速系统用油进行化验； 4.2.5 定期对调速器机械柜内滤油器进行清洗； 4.2.6 定期切换滤油器。当滤油器前后压差大于 0.2Mpa 时，切换备用滤芯供油并清洗滤 油器堵塞滤芯； 4.2.7 检查机械调整零位的螺帽是否松动，机械零点是否漂移； 4.2.8 检查开、关机时间调整螺帽是否松动及主配位置反馈、桨叶位置反馈是否松动；检 查导叶分段关闭阀调整螺杆上的锁紧螺母是否松动； 4.2.9 检查油压装置各压力信号器动作油压值与整定值的偏差不得超过规定值的±2%； 4.2.10 检查油泵工作正常，启动运转平稳、声音正常，启动间隔正常，油泵效率不低于 设计规定值； 4.2.11 检查阀组工作正常，运行平稳、无异常响声； 4.2.12 检查压力油罐油位与回油箱油位在规定范围内； 4.2.13 定期对压力油罐安全阀进行校验。校验安全阀动作值应正确、可靠，动作时无强 烈噪音； 4.2.14 定期对油泵进行主、备用切换； 4.2.15 定期对漏油泵进行手动启动试验； 4.2.16 当水头变化时，应手动调整水头输出与实际水头相一致，使机组在较高效率区运 行。 5 调速器和压油装置故障处理5.1 空载运行 机组自动空载频率摆动值偏大 原因 机组手动空载 现象 机组手动空载摆动值达到 处理方法 重新选择PID调节参数（包括Bt、Td、Tn）和45峡山水电厂机械检修规程 原因 频率摆动大 现象 0.5～1.0Hz，自动空载频率 摆动值为0.3～0.6Hz 处理方法 调整频率补偿系数，尽量减小机组自动空载 频率摆动值，如果自动频率摆动值还大于手 动频率摆动值，则增大Tn 机组手动空载频率摆动值 接力器反应时 间常数Ty值过 大或过小 为0.3～0.4Hz，自动空载频 率摆动值达到0.3～0.6Hz, 调整随动系统的放大系数，减小或加大接力 器反应时间常数Ty。当调节过程中接力器出 现频率较高的抽动和过调节时，应减小系统且调节PID调节参数Bt、Td、 放大系数；若接力器动作迟缓，则应增大系 Tn无明显效果 统放大系数PID 调 节 参 数 Bt、Td、Tn制 定不合适 接力器至导水 机构或导水机 构的机械与电 气反馈装置之 间有过大的死 区 5.2 负载运行机组手动空载频率摆动值 0.2～0.3Hz，自动频率摆动 小于上述值，但未达到国家 要求 合理选择PID调节参数， 适当的增大系统放大 系数，特别注意它们之间的配合机组手动空载频率摆动值 0.2～0.3Hz，自动频率摆动 大于等于上述值，调节PID 参数无明显改善 处理机械与反馈机构的间隙以减小死区并网运行时机组溜负荷 原因 电－位移转换 环节或引导阀 卡阻 接力器行程电 气反馈装置松 动变位 5.3 接力器 调速器接力器抽动 原因 机组频率的差 现象 多出现于开机过程中，机组 处理方法 机组频率信号应采用各自的带屏蔽的双绞线 现象 控制输出与导叶实际开度 相差较大，引导阀卡阻 控制输出与导叶反馈基本 一致，导叶实际开度明显小 于电气指示值 重新校对导叶反馈的零点和满度并可靠固定 处理方法 切换并清洗滤油器； 检查电－位移液转换器并排除卡阻现象； 检查引导阀、活塞、密封圈。46峡山水电厂机械检修规程 频干扰 转速未达到额定转速，残压 过低；或机组空载，未投入 励磁，机组大修后第一次开 机，残压过低 接线松动、接 触不良 导叶接力器反 应 时 间 常 数 Ty 值偏小 5.4 甩负荷 甩负荷问题 原因 PID 调 节 程 序 中负限幅值过 于靠近导叶接 力器零值 现象 甩１００％负荷过程中，导 叶接力器关闭到最小开度 后，开启过快，使机组频率 超过３％额定频率的波峰 过多，调节时间过长 甩１００％负荷过程中，导 叶接力器关闭到最小开度 后，开启过快，使机组频率 超过３％额定频率的波峰 过多，调节时间过长 甩＞７５％负荷过程中的 水压上升值过大 甩＞７５％负荷过程中的 转速上升值过大 甩＞７５％负荷过程中的 水压上升值或机组转速上 升值过大 甩＞２５％额定负荷时，导 叶接力器的不动时间过长 检查机械液压系统的连接环节以减小死区， 并加大Tn，尽量在网频≥５０Hz时甩负荷 按调节保证计算，调整两段关机速度及拐点 按调节保证计算，加长导叶接力器关闭时间 值 按调节保证计算，缩短导叶接力器关闭时间 值 机组PID的负限幅值应设为０～５％， 使导叶 接力器关闭到最小开度后的停留时间缩短， 抑制机组转速下降过多，避免失磁 处理方法 对单调机组PID的负限幅值应设置为１０ ％～１５％，使导叶接力器关闭到最小开度 后的停留时间加长。缩短大波动过渡过程的 时间 抖动现象无明显规律，似乎 与机组运行振动区、运行人 员操作有一定的联系 调速器在较大幅度运动时 主配压阀跳动、油管抖动、 接力器运动出现过头现象 减小系统的放大系数，加大主配反馈放大倍 数 将所有的端子及内部接线端重新加固 至调速器，屏蔽层应可靠的一}