& 用丝带捆扎一种礼品盒如下，结头处长25厘米，要捆扎这种礼品盒
本题难度：0.50&&题型：选择题
用丝带捆扎一种礼品盒如下，结头处长25厘米，要捆扎这种礼品盒需准备（　　）分米的丝带比较合理．（如图）
A、100cmB、215cmC、230cmD、300cm
来源：新人教版五年级下册《第3章 长方体和正方体》2015年单元测试卷（5） | 【考点】长方体的特征．
如图，用丝带捆扎一种礼品盒，结头处长25cm，要捆扎这种礼品盒，准备（　　）分米的丝带比较合理．
A、10B、15C、20D、22.5
用丝带捆扎一种礼品盒如下，要捆扎这种礼品盒需准备（　　）分米的丝带比较合理．
A、18B、20C、24D、
用丝带捆扎一种礼品盒如下，结头处长20厘米，要捆扎这个礼品盒需准备多少分米的丝带比较合理？
用丝带捆扎一种礼品盒，接头处长20厘米，捆扎这种礼品盒需准备（　　）厘米的丝带比较合理．
A、200B、400C、260D、100
用丝带捆扎一种礼品盒如下，结头处长25厘米，要捆扎这种礼品盒需准备（　　）分米的丝带比较合理．（如图）
A、100cmB、215cmC、230cmD、300cm
解析与答案
（揭秘难题真相，上）
习题“用丝带捆扎一种礼品盒如下，结头处长25厘米，要捆扎这种礼品盒需准备（　　）分米的丝带比较合理．（如图）100cm215cm230cm300cm”的学库宝（http://www.xuekubao.com/）教师分析与解答如下所示：
【分析】由图形可知：丝带的长度等于长方体的两条长+两条宽+4条高然后再加上打结用的25厘米就是所需要的长度要准备的长度应该大于所需要的长度据此解答．
【解答】解：30×2+20×2+25×4+25=60+40+100+25=225（厘米）因为230厘米比较接近225厘米且大于225厘米所以要准备230厘米丝带比较合理．故选：C．
【考点】长方体的特征．
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知识点讲解
经过分析，习题“用丝带捆扎一种礼品盒如下，结头处长25厘米，要捆扎这种礼品盒”主要考察你对
等考点的理解。
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长方体的特征
长方体的特征：1.长方体有6个面。有三组相对的面完全相同。一般情况下六个面都是长方形，特殊情况时有两个面是正方形，其他四个面都是长方形，并且这四个面完全相同。2.长方体有12条棱，相对的四条棱长度相等。按长度可分为三组，每一组有4条棱。
3.长方体有8个顶点。每个顶点连接三条棱。三条棱分别叫做长方体的长，宽，高。
4.长方体相邻的两条棱互相垂直。
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检修规程(1)
Q/GDHYT 国电电力和禹水电开发公司标准检 修 规 程太平哨电站 发布 实施国电电力和禹水电开发公司 发布目 录 第一部分 机械部分技术标准一、调速器检修规程 二、水轮机检修规程 三、空压机(高压、低压)检修规程 四、快速闸门油压启闭机检修规程 五、尾水闸门及启闭机检修规程 六、起重现场检修规程 七、电焊作业检修规程 八、修配检修规程 九、发电机检修规程 十、天车检修规程 十一、深井泵检修规程 1 9 27 37 40 42 93 105 110 126 138第二部分 电气一次部分技术标准一、变压器检修规程 二、高压断路器检修规程 三、配电线路厂用电检修规程 四、发电机（电气部分）检修规程 五、电动机检修规程 六、避雷器试验规程 七、变压器试验规程 八、电力电缆试验规程 九、电流互感器试验规程 十、电压互感器试验规程 十一、发电机试验规程 十二、开关试验规程 十三、净油设备运行与维护规程 十四、绝缘油介电强度测试规程 十五、六氟化硫气体监督及试验规程 十六、SF6 中微量水分测试规程 十七、色谱监督试验规程 十八、透平油运动粘度试验规程 十九、油质监督及试验规程 二十、油中微量水分试验规程 1 17 55 74 80 85 90 99 101 105 111 123 131 136 138 141 143 148 150 157第三部分 电气二次部分技术标准一、水机自动装置检修规程 二、调速器电气部分检修规程 三、自动励磁装置检修规程 四、远动装置检修规程 五、继电保护自动装置一般性检修规程 1 11 20 30 41六、1 号主变压器继电保护装置检修规程 七、2 号主变压器继电保护装置检修规程 八、220KV 线路微机保护检修规程 九、故障录波器装置检修规程 十、66KV、11KV 线路及厂用部分保护装置检修规程 十一、 蓄电池检修规程 十二、机组保护检修规程 十三、电测仪表检修规程 十四、压力控制器检修规程 十五、压力温度计检修规程 十六、数字温度指示调节仪检修规程 十七、弹簧管式一般压力表检修规程 十八、压力变送器检修规程48 51 54 57 59 64 67 71 78 81 84 90 94第四部分 水工部分技术标准一、水工电气检修维护规程 二、水工观测规程 三、水工机械检修及运行规程 四、水工建筑物维护规程 五、水工作业安全规程 六、水务管理规程 1 10 30 62 119 131第五部分 通信部分技术标准一、 通信电源设备维护规程 二、 通信设备防雷运行维护规程 三、 光纤通信设备运行维护规程 四、 程控交换机运行维护规程 五、 通信线路运行维护规程 六、 通信线路维护质量标准 1 2 4 6 12 17Q/GDHYT 国电电力和禹水电开发公司标准机械部分检修规程
发布 实施国电电力和禹水电开发公司 发布前言本规程是由国电电力和禹水电开发公司生产部提出，由检修二部组织编写。 本规程主要起草人：胡仁浩 宋 岩 华泽平 赵志宏 孟艳华 本规程审核人：王铁涛 本规程审定人：战云学 倪 勇 本规程批准人：李中镇 本规程由国电电力和禹水电开发公司生产部归口并负责解释。目一、调速器检修规程 二、水轮机检修规程 三、空压机(高压、低压)检修规程 四、快速闸门油压启闭机检修规程 五、尾水闸门及启闭机检修规程 六、起重现场检修规程 七、电焊作业检修规程 八、修配检修规程 九、发电机检修规程 十、天车检修规程 十一、深井泵检修规程次1 9 27 37 40 42 93 105 110 126 138国电电力和禹水电开发公司标准调速器检修规程Q/GDHYT―1 15.01―2009 1 范围本标准规定了和禹水电开发公司太平哨站 KZT―100 型调速器机械部分检修技术标准。 本标准适用于和禹水电开发公司太平哨站 KZT―100 型调速器机械部分检修。2引用标准2.1 GB/T《企业标准体系-技术标准体系》 。 2.2 GB/T97《水轮机调速器与油压装置技术条件》 ； 2.3 GB/T97《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》 ； 2.4 GB 《水轮发电机组安装技术规范》 ； 2.5《电业安全工作规程（热力和机械部分） 》 。3设备规范及技术数据3.1 调速器 3.1.1 型号：KZT―100 型 3.1.2 主配压阀直径：100 mm 3.1.3 工作压力：2.20―2.50 MPa 3.2 油压设备 3.2.1 型号：YS―2.5 3.2.2 工作压力：2.20―2.50 MPa 3 3.2.3 压油罐容积：2.5m 3 3.2.4 集油槽容积：4 m 3.2.5 漏油槽容积：65 L 3.2.6 回油箱油位指示器： LT-EPT-MVL-S10/.2.7 压力油罐油位指示器型号：MHAB-1-LS10-M900-MU-MTP-T 3.3 压油泵 3.3.2 型号：LY-5.8 螺旋油泵 3GR70?3C2 三螺杆泵（4 号机） 3.3.3 容量：5.8 L/s 3.3.4 螺旋数：3 个 3.3.5 螺旋距：110 mm 3.3.6 工作压力：2.50 MPa 3.3.7 转速：2920 r/min 1450 r/min（4 号机） 3.3.8 电动机功率：30KW 22KW(4 号机) 3.4 组合启动阀 3.4.1 型号：ZHCDF―100（右） ZHCDF―200（左） 3.4.2 额定压力：5 MPa国电电力和禹水电开发公司
发布-1- 实施国电电力和禹水电开发公司标准调速器检修规程Q/GDHYT―1 15.01―20093.4.3 工作压力：2.20―2.50 MPa 3.4.4 空载时间：3―6s（可调） 3.4.5 安全阀全开启压力：2.7 MPa 3.5 漏油泵 3.5.1 型号：KCB-33.3-1 型齿轮油泵 3 3.5.1 流量：2 m /h 3.5.2 转速：1430 r/min 3.5.2 电动机功率：3 KW 3.6 补气装置 3.6.1 1、2 号机补气装置 3.6.1.1 型号：QZ.PN6.48-V3 3.6.1.2 压力等级： 6.4 MPa 3.6.1.3 电源：DC24V 3.6.2 3、4 号机补气装置 3.6.2.1 型号：QZX-13 3.6.2.2 压力等级：7 MPa 3.6.2.3 电源：DC24V4检修周期及检修项目4.1 检修周期 4.1.1 巡回检查：每周一次，汛期每周两次。 4.1.2 小修：每年两次。 4.1.3 大修：四至五年。 4.1.4 扩大性大修：八至十年。 4.2 检修项目 4.2.1 正规小修项目 4.2.1.1 电液伺服阀控制套旋转情况检查。 4.2.1.2 调速柜平衡杆、小螺帽及开口销检查。 4.2.1.3 手动、自动切换阀检查。 4.2.1.4 双滤油器滤网清洗。 4.2.1.5 主配压阀关机时间.事故配压阀关机时间整定试验。 4.2.1.6 压油泵组合启动安全阀调整试验。 4.2.2 正规大修项目 4.2.2.1 调速器：正规大修项目与正规小修项目相同。 4.2.2.2 压油装置 a. 压油泵：压油泵分解检查及安装；压油泵主、付螺旋轴承间隙测量；压油泵电动机 找正；压油泵组合启动安全阀调整。 b. 集油槽.漏油槽内部及滤网清扫、检查。 c. 漏油装置：漏油泵分解检查及安全检查；电机找正；漏油槽及各部清扫。国电电力和禹水电开发公司
发布-2- 实施国电电力和禹水电开发公司标准调速器检修规程Q/GDHYT―1 15.01―2009d. 大修的调整试验：调速器充油试验；最低油压操作试验；电液伺服阀活塞中间位置 调整试验（即静特性试验导水机构压紧行程调整；锁锭动作试验；压油泵效率试验；压油泵 组合启动阀空放时间试验； 防飞逸装置动作实验； 模拟试验； 压油罐漏泄试验； 甩负荷试验。 开度指针与接力器反馈调整试验。 4.2.3 非标准检修项目，按实际情况决定。一般包括： 油源阀 104 阀拆装清扫；压油 罐耐压试验；调速器、压油装置渗漏处理；5检修工艺及一般注意事项5.1 设备检修前， 根据设备的缺陷记录和机组检修计划， 组织有关人员学习图纸及有关 资料，做到每个工作人员要知道本组的工作项目、技术要求及安全措施 5.2 各衬套与阀体的配合以及各精密原件的配合， 配合间隙应符合图纸要求。 如有锈蚀、 刮伤毛刺等缺陷要用细油石或细纱纸打磨，严禁用锉刀、粗纱纸打磨 5.3 互相配合的零件，分解前要做好记号。分解后用汽油或煤油清洗，并用绸布或白布 擦干净，妥善保管，严禁随便乱放。 5.4 各管路.接头拆除后，要用干净的布把管口及孔包好，以免杂物掉进，管路组装时， 应 用低压风吹一遍，确保管内无杂物方可组装。 5.5 拆除的所有小零件及螺帽应附在原位上或妥善保管，不得丢失。 5.6 组装或试装时，将滑动（转动）表面涂一层透平油。配合位置应正确，配合零件应 在不同角度时滑动（转动）自由，不应有蹩劲或卡住现象。6KZT―100 型调速器分解顺序方法6.1 正常情况下调速器在小修、 大修、 扩大性大修无需拆卸， 只按照小修项目进行检修。 如有问题在拆卸时，测量原始数据和原始位置，以利于回装调整。在拆卸机械零件前，先将 电气设备接线拆下，然后进行机械零件的拆卸。拆卸顺序如下：导叶开度指针及表盘―-定 位手操机构――机械开限――定位器、 横杆及立杆――托起装置――双滤油器――电液伺服 阀――托环及压环――复中装置筒体――液压集成快――复中装置及引导阀――开机时间 调整螺栓――圆盘――阀盖――配压阀活塞及托簧。 卸完后， 调速柜底版主配阀孔用白布盖 好，以防止掉入杂质。拆下杆件、销子等应装在原位上，以免丢失。拆下的机械开限、定位 手操、紧急停机电磁阀、手自动切换阀、自动复中装置、集成块、定位器、托起装置、主配 压阀等要妥善保管，用优质汽油清洗后，再用酒精清洗一遍，用白布擦干。 6.2 电液伺服阀活塞检查：把拆下的电液伺服阀均应直立放置在木架上，切勿倒置或卧 放， 以免其中重要部件发生弯曲变形。 抽出平衡活塞， 切勿可磕碰， 检查阀盘边缘有无伤痕， 用砂纸和细油石进行处理，活塞前置级喷射部分及节流塞是否畅通，用低压风吹一遍，组装 时在紧螺丝时要一边上下动作活塞，一边对称紧螺丝，组装后，检查活塞应能靠自重落下。 6.3 引导阀检查：检查活塞轴线应垂直阀盘，边缘无伤痕，测量工作阀盘的遮程要求 0.15 mm,各部磨损处理好，清理干净。安装时，针塞涂上透平油，垂直装入上、下动作几次， 应靠自重落下。国电电力和禹水电开发公司
发布-3- 实施国电电力和禹水电开发公司标准调速器检修规程Q/GDHYT―1 15.01―20096.4 辅助接力器与主配压阀检查：阀盖拆下后，把圆盘用内角螺栓拧在活塞上端，然后 小心垂直抽出，切勿磕碰，将壳体孔用白布该好，在平稳工作台上仔细检查主配压阀盘的磨 情况，边缘应无伤痕，测量辅助接力器活塞与壳体的间隙应在 0.04―0.06 mm 范围内。主配 压阀与衬套间隙应在 0.04―0.06 mm 范围内。各部磨损处理好，清理干净。并做以下遮 程测量：如下图所示。 L2 = L3 = 1/2(e - d CL) ( m m ) L4 L1= bC L2 C (d C C ) ( m m ) a L3 L4 = aC L3 C ( fC e ) ( m m ) L L2 f b 各部遮程应在 0.30 ― 0.40 （ m m ） L1 e c d 的范围内。 6.5 手动、自动切换阀分解检查：拆开壳体上螺丝，抽出针塞，检查各部磨损情况，将 o 磨损处理好，清洗干净；组装时，将活塞和壳体内腔涂以透平油。组装后，活塞在 90 范围 内，动作灵活。 6.6 调速器柜内滤油器分解检查：分解滤油器，取出过滤网，检查滤过网的完整性，如 有部分伤痕时， 应用焊锡补焊， 焊接前， 应先将焊接处用汽油清洗干净， 涂抹适量的焊锡油， 即可补焊，如有大面积损坏时，应更换与原孔目相同的滤网，一般采用 80―120 目的滤网， 焊缝不宜过宽， 以免影响过油量。 组装前， 将壳体内污油清扫干净， 铜垫退火软化后再使用。 组装后，应无渗油现象，能切换使用。 6.7 防飞逸装置分解检查：分解开防飞逸装置的端盖，抽出活塞和弹簧，检查活塞的磨 损情况，将磨损处理好，弹簧应完好无损。组装时，将活塞和壳体涂以透平油，密封圈更换 新的，组装后，经油压操作应动作灵活，不得有卡涩现象。 6.8 锁锭分解检查：安顺序分解，各配合表面不应相碰，组装时，要清扫干净，各配合 表面无锈蚀及毛刺。 充压后， 主要调整调速系统事故低油压 1.6MPa 锁锭投入， 在 1.8―2.0MPa 时，锁锭能自动拔出。7压油装置检修及调整试验7.1 组合启动阀在大小修时，其整体无需拆卸，只进行安全阀的整定试验，如果安全阀 因杂质堵塞，使安全阀动作失灵，应拆卸清扫针塞。 7.2 安全阀分解检查： 松开背冒螺丝， 将安全阀整体拆出， 用尖嘴钳子把卡簧钢丝拆下， 拿出针塞及弹簧，检查阀塞应无磨损，节流孔应无堵塞，弹簧应平直无弯曲，组装时，各零 件应清扫干净，针塞应涂上干净的透平油，装后活塞动作灵活平稳，阀口严密。 7.3 安全阀动作试验：当压力升高到 2.60―2.70MPa 时，安全阀打开，压油罐压力不应 继续升高。试验时将油泵电动机放在手动位置，一人看压油罐压力表，一人听安全阀是否有 排油声音。当有排油声音时，即停压油泵电动机，这时的压力就是安全阀调整值。国电电力和禹水电开发公司
发布-4- 实施国电电力和禹水电开发公司标准调速器检修规程Q/GDHYT―1 15.01―20097.4 压油泵与电动机拆装及找正： 拆出电动机时， 记录好靠背轮间隙及电动机加垫的厚 度及位置。拔出靠背轮，检查压油泵转动情况，油泵常动量应在 1.5―2mm 以内。分解时， 二个付螺旋杆及瓦做好记号， 主推力瓦间隙应在 0.05―0.08mm， 付推力瓦应在 0.03―0.06mm 范围。主、付螺旋接触均匀，如有磨损应处理。组装时，应清扫干净，涂好透平油。要注意， 付瓦铣去的平面与主螺旋杆之间的距离大约有 2mm 就行了，不要过于大。组装时，付瓦转动 检查，看有否将主螺旋杆卡住的可能。泵壳注满透平油。两靠背轮用千分表找正，最大偏心 值不能超过 0.10mm。用塞尺测量端面间隙不能相差 0.10mm。组装转动灵活平稳无异音。 7.5 集油槽清扫：把油排净后，抽出过滤网用汽油清扫滤油网及油槽，用毛巾或泡沫塑 料擦干净，最后用白面沾一遍，滤网不应有损坏。清扫油槽时，应有几个人轮流工作，上面 有专人监视。油槽周围及集油槽内，严禁烟火，行灯电压不得超过 36 伏，灯泡不超过 100 瓦。清扫时应特别注意焊缝及箱角，如有脱漆，清扫干净后，涂上耐油漆。 7.6 压油槽清扫： 在压油槽下面搭好牢固的工作架， 准备好 20?20cm， 长 1m 方木二根， 半吨千斤顶一个。松螺丝时，在对称方向装好二根导向大螺杆。千斤顶落下时，导杆螺帽往 下松，两边扶住孔盖保持平衡。把孔盖落到油槽能钻进人为止。清扫时与集油槽方法相同， 应特别注意防止中毒， 一定要有专人监护。 组装后， 大螺丝对称上紧， 用大锤紧三四遍即可。 拆装时注意安全，分工应明确。 7.7 压油槽漏泄试验： 7.7.1 试验目的：主要检查阀门及组合处严密情况。 7.7.2 试验方法：将压油槽压力升到正常油压，切除油泵电源，关闭压油槽各阀门，每 隔一小时记录一次压油槽的油面与压力下降情况，经过八小时试验，压力下降不得超过 0.15MPa 为合格。 7.8 压油槽耐压试验： 7.8.1 试验目的：检查压油槽强度及检修安装质量。 7.8.2 注意事项：a.试验人员离开试验区至少 3m。b.在加压过程中，不得碰撞压油罐， 待压力下降为正常压力时，再进入试验区。c.排净压油罐内的空气，关闭所有阀门。 7.8.3 试验方法：拆下压油罐顶部丝堵。在丝堵处接一根排油管到集油槽。接一台手 压泵，放在压油槽 3m 以外的地方。启动压油泵，往压油罐送油。此时，压油罐内空气由排 气管排至集油槽，待排气管大量排油时停止油泵，切除压油泵电源，关闭各阀门及排气管阀 门，若无异常，用手压泵往压油罐打压，待压力升到额定值的 1.25 倍，即 3.125MPa 时停止 加压，保持 10 分钟。此时压油罐应无渗漏。然后打开排油阀，把压力降至正常工作油压， 关闭排油阀，用手锤沿压油罐焊缝轻轻敲击，检查焊缝无渗漏为合格。在试验中应在相距 o 90 方向架设两块千分表，测量压油泵之膨胀量。试验中如发现焊缝或法兰渗油应停止试验。 这时排除压油罐压力，在压油罐处于无压状态下进行处理，直至压油罐各部无渗漏为止。试 验结束后，把油排至正常工作油面，拆除排气管，拧紧丝堵。如压油罐需焊接，应遵守有关 安全规程。 7.9 压油泵输油量试验： 7.9.1 试验目的，测定检修后压油泵的输油量。 7.9.2 方法及要求：压油泵放在手动位置，手动启动压油泵，压力从 2.20―2.50MPa 开始上升，记录油泵启动时间及压油槽油面的上升值。计算公式如下： 2 Q = π D H /4T 式中： Q ――输油量（升/秒）国电电力和禹水电开发公司
发布-5- 实施国电电力和禹水电开发公司标准调速器检修规程Q/GDHYT―1 15.01―2009D ――压油槽内部直径（分米） H ――油面上升高度 （分米） T ――输油时间（秒） 7.10 漏油泵分解检查：漏油泵分解时，若发现有磨损应予处理。测量轴向窜动量，不 应大于 0.08mm，不应小于 0.04mm。组装时，各部应清扫干净涂上透平油。组装后应转动灵 活，不得有蹩劲、卡涩现象发生，靠背轮偏心值不得大于 0.10mm。 7.11 漏油槽清扫：将漏油槽内油排净，用泡沫塑料、白布及汽油清扫干净。如发现漏 油槽脱漆，应清扫干净，然后涂上耐油漆。8调速器试验及调整8.1 低油压操作导水叶试验： 8.1.1 试验目的，检查导水机构的装配质量，传动杆件、调速环、导叶轴是否有蹩劲现 象。 8.1.2 试验方法：先将接力器开到一定开度，然后降低油压，降低方法可以排气、或排 油、或二者同时进行，直至导水叶关开不动为止。将调速器放手动位置，恢复油压，当接力 器刚刚往关的方向动作，记下此时的油压值，此值不得大于 0.3MPa。 8.2 接力器压紧行程的测定及调整： 8.2.1 测定方法，调速器充上油压，关闭导水叶而后，排除油压，在排压的过程中，测 量两活塞向开启方向移动的距离，此量即为接力器的压紧行程。压紧行程规定为 4―6 mm。 当测量的压紧行程不符和要求时可通过加垫或减垫方法进行处理，当压紧行程 偏大时，可 减垫，反之，当压紧行程偏小时，可加垫。 8.3 调速器试验目的： 检验调速器各机构装配的正确性； 检验调速器的性能和技术要求 是否符合设计要求；根据运行情况，各机构运行合理整定及选择各机构最佳参数。 8.4 导水叶关闭模拟试验： 8.4.1 试验目的，检查导水叶关闭时间在各种开度下，是否符合设计要求，为甩负荷奠 定基础。 8.4.2 注意事项：与水轮机人员联系好，检查水轮机室.转轮室.导水叶处有无障碍物， 并设专人监护，此时，人员不得在水轮机室乱串。工作人员分工明确，注意力集中，听从指 挥。 8.4.3 试验方法：调速器是手动位置，锁锭拔出，手动操作开限机构，将导叶开到 25%、 50%、75%、100%四种状态。分别按下紧急停机电磁阀，记录这四种状态下的关闭时间。当开 度在 100%时，主配压阀关闭时间为：1F.3F 为 11 秒，2F 为 12 秒，4F 为 17 秒（根据甩负荷 所确定值） 。 8.4.4 主配压阀关机时间和事故配压阀关机时间的调整： 用同样方法将导水叶开到上述 四种状态，分别将 9DCF 电磁阀向动作方向按（关机时间） ，当开度在 100%时事故配压阀关 机时间应等于或接近主配压阀的关机时间。注意：用主配压阀关闭导水叶时，应将开限指针 压回零，方能抬起电磁阀，以免导水叶突然打开。如测的时间不符合规定时，应调整主配压 阀上的限制活塞行程的调整螺栓，当时间过长时，将调整螺栓往上调，即增大主配压阀活塞 行程，反之，应当往下调整螺栓，直至符合规定为止，然后将背帽背紧。用事故配压阀关机 时，应将开限指针压回零时，才能将 9DCF 按到复归位置，以免导水叶突然打开。如测的时国电电力和禹水电开发公司
发布-6- 实施国电电力和禹水电开发公司标准调速器检修规程Q/GDHYT―1 15.01―2009间不符和要求时，应调整 9DCF 左上部回油管路上的阀门开度。当时间过长时，应将阀门开 度增大，即增大排油量，反之，应将阀门开度减小，直至调整到符合规定为止。 8.5 开度指针及接力器反馈调整试验： 8.5.1 试验目的：检查导水叶能否全开、全关。导叶开度指针与接力器行程是否一致。 8.5.2 注意事项：读数应准确可靠。 8.5.3 试验方法：调速器放手动位置，锁锭拔出，用定位手操开关导叶，全开、全关检 查， 如果用定位手操不能全开或全关导叶， 应调整钢丝绳长度， 反复试验调整， 将指针拨下， 重新对准装好，导叶开度指针与接力器指示应一致，最大误差应小于接力器行程的 1%，直 至符合要求为止。 8.6 充油试验 8.6.1 试验目的：排除管路及阀体内的空气。检查各部分是否漏油。 8.6.2 注意事项：导水机构内外应无障碍物，无人工作，并设人在现场监护导水机构接 力器，各排油阀应关闭。漏油泵电动机应有电源，放自动位置。试验人员应分工明确，漏油 槽.总给油阀应设专人，发现问题，及时联系，停止试验。压油罐油压正常（两台压油泵均 放轮流） 。 8.6.3 试验方法：开限指针打开到全开位置（因大修后，导叶一般在全开位置） ，锁锭 拔出，手动.自动切换阀在手动位置，调速器总给油阀门打开 1/4 圈，检查无异常后，将总 给油阀门打开 3―4 圈，若有振动，用开限手轮将开度指针压回至零，待阀体内空气排除后， 总给油阀门全开， 用开限手轮均匀缓慢的开关数次， 最后开启导叶， 直至调速器无振动为止。 8.7 电液伺服阀的中间位置（即引导阀的中间位置）调整及静特性试验 8.7.1 试验目的：检查电液伺服阀的中间位置及灵敏度 8.7.2 电液伺服阀的中间位置调整： 在电液伺服阀仅充油不通电的情况下， 调整活塞的 中间位置，将导叶开到某一开度，先在接力器的活塞设上百分表，观察接力器的飘移情况， 通过指针转动判断调速器是偏开还是偏关， 然后松开电液伺服阀活塞上的螺母， 转动连接体 即可使引导阀活塞上.下移动，当引导阀活塞调整到主接力器能在任何位置稳住为止。一般 接力器在 5 分钟之内的漂移小于 1mm。 8.7.3 静特性试验：在满足上述要求后，人为改变按钮频率由小到大（F 取 50、50.3、 50.6、50.9?52.7） ，记录接力器 Y 开的数值，同时按钮频率由大到小（F 取 52.7、52.4、 52.1?50） ，记录接力器 Y 关的数值，在同一对应点上所得的两行程差△Y, △Y= Y 关－Y 开 ≤3 , 转速死区 In=△Y/Ymax?bp＜0.1% （ bp=6%） 。 注意：在试验过程中，F 只能沿同一方向增加或减少，不得调节过程中改变频率方向。 如果不符合上述要求，应重新调整引导阀的中间位置，当满足了静特性要求即可结束。 8.8 甩负荷试验 8.8.1 试验目的：甩负荷试验是对水轮发电机组和调速器的全面考验的一项重要工作， 检查调速器在最佳参数下，甩负荷后的调节过度过程，借以全面检查调节系统的动态质量。 8.8.2 试验前的准备工作：准备好秒表.记录纸及黑板；装好钢管和窝壳压力表，测量 并记录表的标高位置和上.下游的水位；准备好调整关闭时间的常用工具。做好人员分工， 明确任务，读数一定准确可靠。 8.8.3 试验方法：分别取全负荷的 25%、50%、75%、100%并切断油开关，甩掉负荷，用 目测或示波器两种方法，测量记录调节过程的有关参数应满足下列要求： 8.8.3.1 机组由解裂开始到接力器活塞稳定为止的过渡过程时间不大于 50 -- 60 秒，国电电力和禹水电开发公司
发布-7- 实施国电电力和禹水电开发公司标准调速器检修规程Q/GDHYT―1 15.01―2009接力器活塞摆动次数不大于三个周期。 8.8.3.2 甩去 25%负荷时，接力器活塞不动时间不大于 0.2 -- 0.3 秒，最坏情况下不 超过 0.5 秒。 8.8.3.3 在甩掉负荷后的调节过渡过程中，转速变化值达到额定转速 3%以上的波峰不 应超过两次。 8.8.3.4 在设计水头和最大水头情况下，机组转速上升率不得超过 147%，蜗壳内的水 压上升不得超过 62m 水柱高。 试验过程中， 当发现水压上升与转速上升率有可能超过规定值 时，应调整主配压阀关 闭行程螺栓，改变导水叶关闭时间。在甩负荷试验过程中，水压上 升与转速上升是互 相矛盾的，若蜗壳水压上升过高，则转速上升偏低。这说明调速器关闭 时间偏短。这 时可适当增加调速器的关闭时间。但是关闭时间过长，蜗壳水压上升虽不高， 但机组转速上升又过大。甩负荷试验的一个主要目的，就是选 定一个恰当的关闭时间，使 机组的水压上升和转速上升都在规定的范围内。9调速器巡回检查制度9.1 巡回检查，应由熟悉设备机构.性能的工作人员负责，并至少要由二人同时进行。 9.2 巡回检查每周一次，汛期每周两次。 9.3 巡回检查开始前，应向运行值班人员联系，并查看缺陷记录本。 9.4 巡回检查人员， 必须认真负责， 不得乱动运行设备。 如需启动设备检查 （如压油泵. 漏油泵等） ，应联系运行值班人员操作。 9.5 巡回检查必须记录下列技术数据： 9.5.1 导水叶开度（%） 。 9.5.2 发电机出力（千瓦） 。 9.5.3 集油槽、压油槽油位（mm） 。 9.6 调速器巡回检查内容： 9.6.1 指示表计位置是否正确，压油罐与调速器柜压力表指示值大小（差值不得超过 0.2MPa） 。 9.6.2 电液伺服阀是否有堵塞现象，旋转套旋转是否正常情况。 9.6.3 柜内杆件，连接销钉，螺帽是否完好、齐全。 9.6.4 主配压阀是否有抽动现象及抽动大小。 9.6.5 各部件及接触面是否有漏油及漏油大小。 9.7 压油装置检查内容： 9.7.1 压油泵、漏油泵应运转正常.无异音。轴头是否甩油，各阀组有无渗油。 9.7.2 各管路、阀门有无渗油及渗油大小。 9.7.3 集油槽、压油槽、漏油槽本体渗油情况及部位。 9.7.4 接力器开关腔是否渗油及渗油大小。 9.7.5 接力器是否摆动。 9.8 将所有检查结果记入《设备巡回检查记录本》中，并填写巡回日期.巡回人姓名， 字迹应清晰。 9.9 巡回检查结束后，应向班长汇报检查结果。发现缺陷在不影响安全运行的情况下，国电电力和禹水电开发公司
发布-8- 实施国电电力和禹水电开发公司标准调速器检修规程Q/GDHYT―1 15.01―2009随时修好。对重大设备缺陷应逐级上报。国电电力和禹水电开发公司
发布-9- 实施国电电力和禹水电开发公司标准水轮机检修规程Q/GDHYT―1 15.02―2009 1 范围本标准规定了和禹水电开发公司太平哨站 HL240---LH 410 水轮机检修技术标准 本标准适用于和禹水电开发公司太平哨站 HL240---LH 410 水轮机检修。2引用标准2.1 DL/T 710―1999《水轮机运行规程》 ； 2.2 GB 《水轮发电机组安装技术规范》 ； 2.3《电业安全工作规程（热力和机械部分） 》 。3设备规范及技术数据3.1 水轮机 3.1.1 型号：HL240---LH 410 3 3.1.2 设计流量：133.5m /s 3.1.3 设计水头：36.2m 3.1.4 额定出力：45000KW 3.1.5 最高水头：38.1m 3.1.6 飞逸转速：235rpm 3.1.7 最低水头：34.6m 3.1.8 轴向水推力：2840KN 3.1.9 额定转速：107rpm 3.1.10 吸出高度：+0.43m 3 3.1.11 设计流量：133.5m /s 3.2 水导轴承 3.2.1 轴颈直径：1250mm 3.2.2 轴瓦为：分块瓦式.8 块瓦。 3.2.3 轴瓦高度：300mm 3.2.4 轴承间隙：0.40mm± 0.01mm 3.2.5 润滑方式：透平油润滑 3.3 导水机构 3.3.1 导水叶高度： 3.3.2 导水叶数量：24 个 +0.165 3.3.3 导水叶最大开度：330mm 3.3.4 导水叶枢轴分布直径 4750mm 3.4 水涡轮 3.4.1 转轮公称直径：4100mm国电电力和禹水电开发公司
发布- 10 - 实施国电电力和禹水电开发公司标准水轮机检修规程Q/GDHYT―1 15.02―20093.4.2 转轮上冠直径：3880mm 3.4.3 转轮下环直径：4450mm 3.4.4 转轮叶片数目：14 片 3.4.5 安装高程：151.57mm 3.4.6 吸出高度：+0.43mm 3.5 中心补气阀 3.5.1 阀口直径：200mm 3.5.2 弹簧直径：υ 10?υ 90mm 长 180mm 3.5.3 实验数据：配重 159Kg，开口 20―30mm。 3.6 真空破坏阀 3.6.1 型号：XBF-150 型缓冲式双密封真空破坏阀 3.6.2 公称直径：ф 150 mm 3.6.3 真空压力：开启负压 0.005Mp，全开负压 0.025Mp 3.6.4 行程：50mm 3.6.5 外形尺寸：ф 300?463mm 3.6.6 重量：50Kg 3.7 滤水器 3.7.1 型号：SA-300-000 3.7.2 工作压力：1MPa 3.7.3 试验压力：1.6MPa 3.7.4 压差控制：0.03MPa 3.7.5 时间设定控制：120h 3.8 部分回转型阀门电动装置 3.8.1 型号：Q12.5A-1 3.8.2 额定输出转矩：125N.m 3.8.3 输出转速：1r/min 3.8.4 阀杆直径：22mm 3.8.5 电动功率：0.03KW 3.9 接力器（3、4 号机） 3.9.1 型号：YJL380 3.9.2 推力：283 KN 3.9.3 拉力：263 KN 3.9.4 行程：345mm 3.9.5 油缸直径：υ 380mm 3.9.6 试验压力：3.75MPa 3.9.7 工作压力：2.5MPa 3.9.8 活塞直径：υ 100mm4检修周期和检修工期4.1 检修周期国电电力和禹水电开发公司
发布- 11 - 实施国电电力和禹水电开发公司标准水轮机检修规程Q/GDHYT―1 15.02―20094.1.1 水轮机小修每年两次（春检.秋检） 4.1.2 水轮机大修 4―5 年 4.1.3 轮机扩大性大修 8―10 年 4.2 检修工期 4.2.1 小修工期为 7 天 4.2.2 大修工期：一般为 44 天。 4.2.3 扩大性大修工期一般为 66 天，根据检修项目和工作量延长检修工期。5检修项目5.1 正规小修项目 5.1.1 连臂销.剪断销转动机构检查。 5.1.2 水轮机上盖排水滤网清扫。 5.1.3 水轮机稀油轴承油质化验。 5.1.4 漏油.漏水、漏风检查处理。 5.1.5 水轮机室清扫。 5.1.6 春秋检接力器密封圈更换。 5.1.7 缺陷处理。 （在日常维护不能处理） 。 5.1.8 水蜗轮汽蚀检查，必要时为大修做准备工作，落快速闸门等检查项目。 5.2 正规大修项目 5.2.1 检修前准备工作。 5.2.2 检修前水导轴瓦间隙测定。 5.2.3 稀油轴承分解，轴瓦分解吊出及轴瓦修刮.安装后间隙调整。 5.2.4 水导冷却器分解清扫检查.安装后应做耐压实验，工作压力的 1.25 倍耐压 30 分钟。 5.2.5 水导瓦架与主轴间隙测定其间隙应保证 0.75―1mm。 5.2.6 油槽拆装清扫.做煤油渗漏实验。 0.1MPa 进行试验，时间为 1―2 分钟。 5.2.9 真空破坏阀拆装清扫检查及调整。阀门与阀座接触处应严密。 5.2.10 水涡轮汽蚀检查，汽蚀面积部位测定，作好汽蚀叶片记录。 5.2.11 汽蚀补焊.磨光处理。 5.2.12 迷宫间隙测定。 5.2.13 导水机构检查，修前测定及修后调整，导水叶汽蚀磨损检查，补焊处理，导水 叶开度测定，分别测定有油压.无油压以及 25%，50%， 75%，100%，作记录。 5.2.14 测定导水叶开度与接力器行程。 5.2.15 油水风系统检查与处理。各部阀门检查分解清扫处理。 5.2.16 压力表拆装校验。 5.2.17 通油、水、风试验。 5.2.18 油水风管路按规定颜色刷漆。 5.3 非正规性大修项目：国电电力和禹水电开发公司
发布- 12 - 实施国电电力和禹水电开发公司标准水轮机检修规程Q/GDHYT―1 15.02―2009除正规大修项目处理，按实际需要进行下列工作 5.3.1 导水机构： 5.3.1.1 调速环抗磨瓦检查。 5.3.1.2 导叶轴套人字型盘根检查、更换。 5.3.1.3 导叶端面间隙调整。 5.3.2 蜗壳.钢管去锈.涂防锈漆（由检修二部水工班组负责） 。 5.3.2.1 水涡轮汽蚀处理，水蜗轮测圆，上下迷宫环间隙处理。 5.3.2.2 导叶汽蚀处理，间隙调整，轴套更换。 5.3.2.3 底环汽蚀处理。 5.3.2.4 自动清洗滤水器排污电动回转阀门检查处理。 5.3.2.5 轴承、密封、顶盖及其它技术改进。6检修前后的管理工作6.1 检修前的准备工作 6.1.1 检修前按下列事项决定检修项目及编制检修进度表： 6.1.1.1 标准项目。 6.1.1.2 运行中存在的缺陷。 6.1.1.3 采纳的合理化建议及技术革新项目。 6.1.2 修前应做好下列准备工作。 6.1.2.1 人员的组织分工。 6.1.2.2 材料.工器具.量刃具.备品备件及记录表格的准备。 6.1.2.3 做好必要的施工方案及安全措施。 6.1.2.4 组织检修人员讨论并修订检修计划及有关措施方案， 进行与本次检修内容有关 的培训学习及安全教育活动。 6.1.2.5 考虑工作方便，安全和场地负荷能力，做好场地布置。 6.2 检修后的整理总结 6.2.1 检修完毕必须清理现场， 将检修现场所有设备一律恢复到检修前的状态， 除运行 设备外，为检修而临时增设的一切设备.工具均应拆除搬走。 6.2.2 及时整理有关检修中测绘的技术记录并汇总成检修报告， 重大的检修项目及技术 革新项目应有专题总结。 6.2.3 统计分析本次检修中所用工时，材料消耗等基础数据。7正规大修作业及质量标准7.1 检修中一般性注意事项 7.1.1 检修前一天应交出应修设备工作票以便运行人员了解检查内容.待工作票办理完 方可开工。 （包括小修、大修、扩修） 。 0 7.1.2 开工前应在水道轴承上方，推力油槽底部沿相距 90 方向设两块百分表，其表应国电电力和禹水电开发公司
发布- 13 - 实施国电电力和禹水电开发公司标准水轮机检修规程Q/GDHYT―1 15.02―2009装设牢固，伸缩应灵活，表装好后记下小针刻度，大针则对 0 位。 7.1.3 机件分解前要详细检查销钉及螺栓有无损坏及缺少，分解后检查设备有无裂纹. 是否有缺陷等，并作好记录。 0 7.1.4 所有设备在分解前应做好记号.如记号不清或不合适时，应在 90 方向做上正确 记号。 7.1.5 同一处的螺丝.销钉.垫圈等存放在布袋或木箱内，并贴上标签。 7.1.6 机件拆卸时应拔销钉，后卸螺丝销钉取下后应做记号，检查销钉孔是否正确，不 错位，安装时销钉对号安装，先装销钉后紧螺丝，应对称方向进行。 7.1.7 设备的重要零部件拆卸后应用木方或其它物垫好，以免损坏地面及零件加工表 面。 7.1.8 拆开的机件如轴径.轴瓦等要盖好，管孔应封堵。 7.1.9 切割盘根时， 其内径应稍大于管子内径， 以免堵塞， 涂铅油以及白漆时不应太多， 以 免挤入管子内部，盘根很大需要拼接时接头应割成燕尾槽形。 如图（1）所示：D1D2( D 2≥ D1 ) 园盘根接头应削成坡口， 并绑扎粘接牢固当无法测量时， 用下述公式计算新盘根的面径。 2 d=√A 式中 d---橡皮条直径（m m ） ；A---盘根槽断面面积（m m） ，计算后若带小数时，应 视情况取比它大一些标准直径的橡皮条。 7.1.10 管路或阀门检修应在无压力条件下进行。 7.1.11 各结合处要求在压力状态下无渗漏。 7.1.12 检修中如发现设备重大缺陷，应汇报上一级，研究处理制定方案。设备缺陷应 及时处理。 7.1.13 检修完毕重大项目应进行三级质量验收。 0 7.1.14 大修前后应测定水轮机的摆度及震动值。在水导轴承处用摆度表在 XY 相距 90 方向测定下列情况的摆度，以及水平震动，垂直震动。 7.1.15.1 空载开度值.额定转速空载摆度值。 7.1.15.2 分别测定甩负荷的摆度值。 7.2 分块瓦式稀油轴承 7.2.1 水导轴承油槽排油，拆除油槽盖板，联系仪表班拆除温度表计，清扫油槽内剩余 透平油。 7.2.2 在水轮机主轴上安装设两块百分表监视水轮机主轴位移， 用顶丝对称将轴瓦抱紧国电电力和禹水电开发公司
发布- 14 - 实施国电电力和禹水电开发公司标准水轮机检修规程Q/GDHYT―1 15.02―2009在轴径上，测量抗重螺丝与瓦背面矩形槽之间隙即为轴承间隙，并作好记录，顶瓦时应监视 轴承上方两块百分表，使百分表指针在零位不得移动。 7.2.3 松开顶丝及抗重螺丝， 并抽出轴瓦检查瓦面磨损情况并作好记录， 如瓦面磨损应 进行修刮，修刮可在接触点多处挑花，将触点挑开或在轴径上涂红丹粉，将轴装上做水平回 转，以显示接触高点，逐次挑刮高点，直至触点均匀为止。修好轴瓦应放到木方上，并用白 布盖好不得碰撞。瓦面修刮要求每平方厘米有 2―3 个接触点，每块局部不接触面积不得大 于轴瓦面积的 8 %,且不得集中。 7.2.4 拔出水导瓦架销钉，拆除瓦架紧固螺丝，将瓦架用手动导链对称水平吊起，并固 定在下机架上，起吊过程防止瓦架与轴径碰撞。 7.2.5 拆除冷却器水管，检查更换法兰橡胶密封垫，安装时应按原方位装好，并做耐压 试验，耐压试验以 0.3MPa 水压力，30 分钟无渗漏为合格。 7.2.6 检修主轴密封， 须将止水托盘吊起固定在油槽底对口处， 将对口螺丝对称各拆下 一个用 8 号钢线绑托，或用导链吊起固定在调速环上，然后分解抽出空气围带，作通 0.05 ―0.1Mpa 气压试验 2 分钟，无渗漏气现象。 7.2.7 水轮机主轴轴径检查：轴径不得有锈蚀.毛刺.光洁度应在7 以上，轴瓦暂不安 装时用毛毡或白布盖好，防止其它零件放瓦面上，安装时不得有碰撞。 7.2.8 根据盘车数据及大轴实际位置调整轴瓦间隙。 轴瓦间隙调整好后， 抗重螺栓背帽 应拧紧。水导瓦间隙计算公式如下：б m =б om- T/2 式中б m :水导瓦间隙(单侧); б om :水导瓦规定间隙(单侧) T/2 :水导瓦外轴领净摆度一半. 轴瓦双侧间隙和应控制在 0.40mm,正负 0.02mm. 7.2.9 彻底清扫水导轴承油箱.瓦架及水导冷却器。油箱盖.轴径.轴瓦应用乙醇清扫干 净其它部位应用白面粘净.油槽内不得有铁销碴子及其它废物，组装时应按分解时的反顺序 进行轴瓦就位前应将瓦面涂上透明油， 各结合面石棉垫及密封垫应更换， 油槽底安装后应做 煤油渗漏实验。 7.3 转动油盆式稀油轴承 7.3.1 拆卸油面计，油盆保护罩。将保护罩吊起适当高度后，联系仪表班拆出温度计。 分解保护罩并运出水车室。 拆卸各部压力表及水导冷却器。 拆除水导冷却器时应防止管内积 水流入油盆中。分八点测量轴承间隙，并记下测点与大轴的相应位置。拔出轴承法兰及瓦架 的销钉 （应做好记号） ， 松开轴承法兰， 瓦架及油盆盖板的螺丝。 取下的 销钉及螺丝应清洗， 去毛刺。用两个 3000Kg 手动葫芦连同油盆盖板.瓦架一起对称吊起轴承体。 7.3.2 连同油盆盖板.瓦架一起落下轴承体，用方木对称垫在油盒上。分解油盆盖板及 瓦架对口，用手动葫芦将其拉出水车室。分解轴承Ｙ.－Ｙ.或Ｘ.－Ｘ方向的对口，将轴承 拉出水车室。 7.3.3 全面清扫轴承体，检查轴承磨损及鸟金脱胎情况并做好记录。轴承磨损处应修刮 及挑花。轴承单侧间隙应控制在 0.20±0.01mm 间。轴承修刮好后暂不安装时应用盖好，不 得碰撞。清扫轴颈。轴颈不得有锈斑.毛刺.光洁度应在7 左右，清扫过的轴颈应用白布包 好，不得碰撞。 7.3.4 安装时按拆卸的反顺进行。油盆及其它盖板.轴承体，瓦等必须清扫干净。轴承 体各通油孔确认畅通。油盆组装后应做煤油实验 30 分钟后无渗漏。轴承体组装时瓦面和轴国电电力和禹水电开发公司
发布- 15 - 实施国电电力和禹水电开发公司标准水轮机检修规程Q/GDHYT―1 15.02―2009颈应涂一层透平油，轴承预装时间隙调好，如销钉空错位应重铰销钉孔。冷却器及其在油盆 内的水管路接合处应涂氧干漆，装好后应做 0.3MPa 的耐压试验。30 分钟后不渗漏为合格。 各结合面的圆胶盘根.石棉垫.橡胶垫应更换。鉴于轴承处的部位狭窄，要搬运部件多.重量 较大，工作中要特别注意人身、设备安全。 7.4 主轴密封 7.4.1 我厂的主轴工作密封是橡胶活塞式， 检修密封为空气围带， 工作密封通入清洁压 力水将通入橡胶活塞下方顶起活塞与不锈钢转环接触形成两道密封， 另一路水通过橡胶活塞 8 只小孔进入活塞环型槽中供其润滑。压力调整为 0.05MPa，其水压不得调得过高，防止橡 胶活塞烧损。 7.4.2 主轴工作密封的检修 7.4.2.1 分解润滑水管.检修水管路是否畅通。 7.4.2.2 分解转环，将转环运出水车室.检查转环的磨损情况，要求不锈钢转环不得有 毛刺，及严重磨损情况，安装对口间隙不大于 0.05mm。 7.4.2.3 抽出橡胶活塞，检查各直角锐角有无磨损，8 只通水孔无堵塞，清扫环型槽。 7.4.3 拆下的转环，及橡胶活塞磨损是否严重，必要时以更换备品。 7.4.4 密封止水托盘大修后应涂防锈漆，固定螺丝应有防松装置，结合面应涂白铅油。 7.4.5 检修密封空气围带，应检查无磨损及老化裂纹现象，分解抽出后应做 0.1MPa 气 压实 ，应无漏气为合格。 7.4.6 主轴密封安装完毕， 通水实验前应将止水活塞与转环接触面应垫 1mm 厚铁片， 分 为 6-8 点垫好，然后通入压力水将活塞顶起，各部间隙情况检查，抽出铁片，再观 察止水 与转环间隙进行调整，且不能有大量的漏水。 7.4.7 主轴密封水压不得大于 0.05MPa，上盖排水孔应畅通，用时应清扫上盖，不得有 遗物。 7.5 水轮机转轮 7.5.1 检查.测量及记录 7.5.1.1 检查转轮各部汽蚀磨损情况，并做记录，记录要表明汽蚀磨损的部位 .面积. 深度、形状等，某些典型性的汽蚀应插入照片。 7.5.1.2 用塞尺或专用测量工具测量， 转轮上下迷宫环间隙， 圆周Ｘ.Ｙ方向测定８点， 测修前与修后的间隙值。 测定Ａ、Ｂ值与标准值或上次大修测定记录做比较，应无显著变化。 标准值Ａ１＝２-2.35mm Ａ２＝２－２.４mm Ｂ＝３５mm 检查塞尺插入深度上部不少于１２０mm，下部不少于１００mm，分别以对称点测定。叶片母材 低碳钢打底 A1国电电力和禹水电开发公司
发布- 16 - 实施国电电力和禹水电开发公司标准水轮机检修规程Q/GDHYT―1 15.02―2009B B 磨去不锈钢层 图三 图四 7.5.2 水轮机转轮汽蚀磨损处理 处理前应划出处理区，用电弧刨割除汽蚀损坏层，直到见到转轮母材为止用砂轮机磨 去渗碳层，并初步磨光处理区表面，使金属露出光泽，对汽蚀损坏较轻的区域，可直接用砂 轮机磨去汽蚀层，若叶片有严重的汽蚀穿孔，应用低碳钢的焊条堆焊。若有掉边应用 30 号 钢板按掉边叶型开好坡口进行补焊。转轮叶片汽蚀堆焊，为了避免焊产生的应力变形，应采 取对应焊.分块焊.分段焊等措施，不锈钢焊条应高出叶片表面 2-3mm，如果汽蚀深度损坏叶 片过深，为了节省焊条，可用低碳钢焊条进行打底，再用不锈钢焊条进行铺焊其叶片表面， 厚度应保证在 2-3mm，堆焊不应有夹渣.气孔. 裂纹等焊接缺陷。转轮叶片有应焊接平整并 符合原来的叶型，以节省焊接材料，减少打磨工作量。用砂轮机将堆焊区按叶片原来的流线 型磨平磨光，应达到 4，不得凹凸起伏现象。叶片正背面根部视情况应堆焊不锈钢成圆弧 型，叶片正面以及边缘沟槽.缺口应堆焊平整并修磨光，下环及其它部位及个别严重的汽蚀 区应该全部补焊。施焊电流应根据焊条加以控制，最好采取直径较小的焊条，采用小电流进 行施焊，以防大电流焊结后引起变形。 7.5.3 转轮叶片如有裂纹应用以下方案进行处理。 直观检查裂纹的长度， 测量其裂纹长度以及形状并做好记录， 根据检查结果确定理范围 并做好处理方案。 对需要处理较大形的叶片裂纹， 应在裂纹的端部钻止延孔用电弧刨将裂纹 o o 延长端割刨成 35 -45 的坡口，清理坡口的氧化铁.用砂轮机将坡口去渗碳层。并将坡口磨规 则。 在处理好的坡口上用低碳钢焊条补焊， 补焊用镶边的法， 图 5-6 表示， 若裂纹在汽蚀区， 则按 52 条的要求进行补焊。 ο ο 35 -45A2堆焊不锈钢层（图五） 焊完后应按原叶型磨光，最后应进行探伤检查。焊结过程中，除第一道焊肉外，其余焊 道应进行锤击，促使焊缝金属晶粒排列整齐紧密，减少焊结应力。若裂缝在母材材质特殊， 补焊裂纹时应慎重，一般应将焊结温度升到 50℃-60℃，在焊结的同时，将裂纹的焊道用割 炬加热，采用分段退步的焊法，焊条应选择低氢型 ，奥氏 体较纯的焊条，裂纹焊完后，应 逐渐降低环境温度，避免骤然降温，使焊缝急剧收 缩裂纹，在裂纹整个处理过程中应尽量 减少空气流动，必要时可将入孔门封闭，导叶全关闭。 7.5.4 转轮裂纹处理后应再进行探伤后检查。国电电力和禹水电开发公司
发布- 17 - 实施国电电力和禹水电开发公司标准水轮机检修规程Q/GDHYT―1 15.02―20097.6 导水机构 7.6.1 导水叶在接力器有油压状态下， 用塞尺测定间隙， 测定部位如图 5-7 所示， 测 定 结果应记于表中，在无油 压情况进行调整工作，要求导叶全部见零点，并记录于表中。 测 量分上中下三点，导叶汽蚀严重磨损分上.中.下三点测导水叶间隙已能真实地表达其间隙。 最好测导水叶的间隙并测量长度一并记录， 用塞尺检查两个导水叶间立面间隙和每个导叶的 上下端面间隙，立面应在有油压条件下要求全部为零。允许有 0.2 mm 以下的个别间隙，其 长度不可超过 3.75mm，端面的间隙在 0.47-0.8mm 范围内，上、下间隙应尽量调整合适，其 上水平间隙应为间隙和的 60%-70%，其下水平间隙 应为间隙的 30%-40%，上下应尽量一致， 与底环和顶盖没有没有磨擦现象。当导水叶开度测量时分别测定 25%，50%，75%，100%分别 测定开度值，在导水叶 100%情况下，最大开度应在 330mm，偏差不应超过 7mm。A B CD E F G（图六） 7.6.2 检查并记录导水叶，固定导叶，底环的汽蚀情况.严重的汽蚀应进行补焊处理， 焊接应尽量平整，焊后应将高出部分磨平，使其间隙符合要求规定。 7.6.3 检查剪断销是否有错位或变形.轴销有无上窜，偏心套定位螺丝有无松动。 7.6.4 导叶三部轴套应涂注黄干油，导叶应转动灵活，不发卡别劲等现象。 7.6.5 真空破坏阀： 7.6.5.1 检查阀门与阀座接触处是否严密.否则，应酌情更换密封橡胶条 。 7.6.5.2 如阀体关闭噪音过大，检修缓冲气缸，注入润滑油脂。 7.6.5.3 检查二次密封用的浮球是否损坏，如有损坏应更换浮球。 。 7.6.5.4 检查阀门在开启和关闭时，有无发卡等不正常现象。 7.6.6 主轴中心补气阀 7.6.6.1 将主轴中心补气阀分解在机组扩修中进行， 主轴中心补气阀拆下后各部分解清 扫，检查弹簧有无损坏，密封应更换，阀杆动作应灵活。 7.6.6.2 悬挂 159Kg 重物阀口应开启 20-30mm 为合格。 7.6.6.3 组装后应将阀体清扫干净并涂防锈漆，阀杆应注入黄油。 7.6.6.4 组装时应将螺丝进行点焊，或有放松装置。 7.6.7 涡壳及尾水管 7.6.7.1 检查涡壳衬钢板及尾水管焊缝有无开裂以及裂纹等，应进行补焊。 7.6.7.2 检查人孔门钢板有无变形，螺栓是否完整，橡胶垫老化应予更换，密封后应达 到严密无漏。国电电力和禹水电开发公司
发布- 18 - 实施国电电力和禹水电开发公司标准水轮机检修规程Q/GDHYT―1 15.02―20097.6.8 油水风系统 7.6.8.1 将须处理的油水风管路， 应在排除管内压力的情况下进行分解， 清扫完毕后暂 不安装的管路应将管口用木塞或布封堵，包扎，防止其它遗物掉入管内。 7.6.8.2 较大的钢管内壁应涂漆，可用钢丝刷或铁丝扎上破布进行清扫后涂漆。 7.6.8.3 管路安装后各法兰接头应不别劲，密封垫应摆正，外表应涂原色油漆。 7.6.8.4 安装后应在管路 1.25 倍工作压力下 30 分钟耐压试验不得有渗漏。 7.6.8.5 分解检查各阀门，阀杆无弯曲.阀口接触严密，开闭应灵活。 7.6.9 上盖清扫，应将上盖处所有杂物清扫干净，上盖排水孔应畅通。 7.7 甩负荷试验 7.7.1 甩负荷试验在机组检修全部结束， 开机检查各部正常后进行， 是对调整水轮机和 发电机全面考验的一项关键而又慎重的工作，甩负荷分别在 25%，50%，75%，100%的额 定负荷下各进行一次，遇有特殊情况，可根据具体情况增加。 7.7.2 机组大修后甩负荷试验应在指挥人员统一指挥下进行， 甩负荷应作好各方面的准 备工作和人员组织分工.工器具及记录表格的准备工作并做好信号的传递，注意事项的 交待等。 7.7.3 在甩负荷的试验中， 所有的工作人员必须严守工作岗位， 认真负责作好各项记录 及观察工作。如有异常现象发生，速报指挥人员统一处理。 7.7.4 机组甩负荷试验水轮机应做如下的记录 7.7.4.1 蜗壳水压上升情况，记录甩前、甩时、甩后的窝壳水压，窝壳水压上升率按下 式计算： Hmax－Hoξ =Ho＋△H? 1００％式中 Hmax 甩负荷时涡壳最高水压 Ho 甩前涡壳水压值 △H 涡壳压力压力表安装高度所相应的水压力各次甩负荷的水压 不得大于 0.62MPa，机组转速上升不得超过 147r/min,若超过该值时应进行调整调速器的关 闭时间。 7.7.4.2 水导轴承的摆度记录.记录甩前、甩时、甩后水导轴承的摆度、摆度的最大值， 一般不应超过该负荷下的正常摆度的 20%。 7.7.4.3 观察水平振动及垂直振动情况并记录甩前、甩时的最大振动值。 7.7.4.4 观察真空破坏阀动作情况，以及主轴工作密封止水情况和上盖排水等。 7.7.4.5 在尾水人孔处听尾水管水流之声有无异常，并检查人孔门有无渗漏水情况。8非标准大修作业8.1 导水机构： 检查水轮机上盖漏水情况， 针对导叶中轴套人字型密封及轴瓦磨损检查， 在运行中发现轴套大量漏水或导叶转动不灵活蹩劲时，应拆下拐臂.拔除套筒检查人字型盘国电电力和禹水电开发公司
发布- 19 - 实施国电电力和禹水电开发公司标准水轮机检修规程Q/GDHYT―1 15.02―2009根是否损坏及铜合金镶嵌轴套磨损情况，应进行更换和处理。 8.1.1 该项工作应在钢管排水及尾水管排水接力器排除油压条件下进行。 8.1.2 将剪断销拔出或双连臂拔出。 8.1.3 双连臂其长度保持原来长度不变。 8.1.4 拔出分半键，作好记录.应安装专用拔键工具 。 8.1.5 拔出拐臂，应将设专用拔拐臂工具。 8.1.6 拔出套筒时应先拔出两个对称销钉， 然后将发兰螺丝拆下， 用顶丝将套筒顶起一 定高度，其接触面垫上木方，然后将顶丝拆掉，安装对称两个吊环螺丝，用手动葫芦或手动 导链，设在下机架上，钢丝绳用卡扣固定在吊环上，然后将套筒吊起。 8.1.7 铜合金镶嵌轴套检查，有无破损，以及严重磨损，测定中轴套和上轴套的内径是 否在公差之内。轴和轴套配合间隙是否合格，否则应更换新品。 8.1.8 检查υ 5.7 密封圈是否损坏，应予更换。 8.1.9 检查人字密封是否损坏，各密封是否完好，否则应以更换备品。 8.1.10 如大量地进行拐臂分解工作，发现个别导叶关闭不严密应进行导叶间隙调整。 8.1.11 剪断销更换，如发现剪断销断裂变形，应更换备品，将原剪断销敲断或拔出， 用顶扛将设在拐臂端另一段剪断销用大锤打击，适当调整调速机构更换新剪断销。 8.1.12 连臂轴套应进行检查，检查有无破损，磨损严重应以更换。 8.1.13 调速环检查： 将导水机构双连臂.接力器等应与调速环分解利用下机架对称吊起 调速环， 检查抗磨板的磨损情况， 如有严重磨损应进行更换， 调速环与抗磨板应注入黄干油， 安装时应检查抗磨板与其上盖固定环间隙。9正规小修作业9.1 我厂正规小修作业，按定检项目进行，水轮机部分应如下进行检查。 9.1.1 检查水导轴承油质是否合格，油面是否正常，否则应更换水导油，或补加正常油 面。 9.1.2 检查导水机构，剪断销.连臂.销轴有无变位。 9.1.3 检查水轮机上盖排水孔是否畅通，滤网无堵塞，保证上盖漏水顺利排除。 9.1.4 接力器密封是否完好， 春检时应将接力器密封应以更换， 保证接力器操作油无渗 漏。3 号机和 4 号机为直缸接力器，应根据其日常运行情况进行动态检修，若有漏油现象应 根据漏油部位更换密封、轴承等部件。 9.1.5 密封止水应进行检查，有无烧损和漏水情况，主轴密封水压不应过高，一般调整 在 0.06MPa. 9.1.6 水轮机导轴承冷却水压是否正常。 9.1.7 各部阀门油.水.风系统管路应无渗漏，如有泄漏应进行分解检查处理。 9.1.8 检查主供水系统，水过滤器是否漏水，压差控制和时间设定控制是否正常。 3DCF.4DCF 动作是否正常，液控阀门本体有无渗漏，密封圈有无损坏等不良现象.动作电磁 操作阀检查开闭动作是否正常。 9.1.10 在小修作业中应根据运行日常设备缺陷在维护中不能处理的，在小修作业中应 全部处理。国电电力和禹水电开发公司
发布- 20 - 实施国电电力和禹水电开发公司标准水轮机检修规程Q/GDHYT―1 15.02―20099.1.11 开机试运行时应测定，水导摆度，观察主轴密封止水工作情况以及轴承冷却水 压, 两接力器开关腔是否渗油等。各部连接法兰有无松动渗油等。10 扩大性大修作业10.1 导水叶 10.1.1 导水叶的汽蚀磨损处理：由于长期汽蚀及泥沙磨损，导水叶破坏严重，叶体布 满鳞坑，下端面及立面间隙大到不能容许的程度，造成导水叶在关闭时，漏水量达到机组停 不下来程度，如果快速闸门落下，机组开机时，通过旁通阀向钢管涡壳充水，由于导水叶漏 水量大，钢管的水压充不到提门压力，使快速闸门前后的水压差大，启闭机不足以将快速门 提起，因而要开机又开不起来，造成极大的被动，威胁着安全发电，因此，必须对导水叶全 面地修复，也只能在扩修中全面地修复。 10.1.1.1 导水叶叶体表面鱼鳞坑的处理：将叶体表面的鱼鳞坑及沟槽用不锈钢焊条焊 平，焊后表面用砂轮机打磨平整，使之恢复原来设计的断面形状。为了防止导水叶焊接时有 过大的变形，应将导水叶直立，采用分块退步焊法，施焊电流根据焊条直径加以控制，不得 用大电流。 10.1.1.2 导水叶上下端面的处理：将导水叶放在车床上找正，将上下端面分别车平， 然后补焊 8―10mm 厚的不锈钢板 （必须钻孔塞焊） 最后将导水叶上下端面在车床上加工使导 水叶体长度达到设计尺寸。加工时，必须保证上下端面与导叶枢轴垂直。 10.1.1.3 导水叶立面的处理：将导水叶小头再刨床上刨去 25?7mm 的一条，大头刨 40 ?12mm 的矩形槽，分别镶焊的厚 10―12mm 的不锈钢板，不锈钢板中间应钻孔塞然后将导水 叶立面镶焊的不锈钢板按设计尺寸刨平。导水叶各部分在焊接过程中， 应尽量采取措施， 减少焊接变形。导水叶所有焊接工作结束后，为消除内应力及残余变形应予退下处理，导水 叶金属切削加工应在退下后进行（车上.中.下轴领，上.下端面.刨大.小头立面等） 。 10.1.2 导水叶枢轴的处理:导水叶枢轴由于补焊变形， 可能偏离导水叶设计轴线及导水 叶下轴径发生偏磨，引起下轴径椭圆，必须处理，下轴偏磨，将下轴磨损处补焊不锈钢，最 后，将导水叶在车床上利用四爪卡盘找正，车削导水叶下轴，使枢轴实际轴线和设计轴线重 合。该项工作和精车导水叶上下端面一起进行，以保证导叶枢轴和上下端面垂直。 10.1.3 导水叶间隙调整：安装时导水叶立面间隙调整是按下述方法进行，待导水机构 轴安装完毕， 将上盖安装.套筒安装.拐臂分半键等安装完毕， 首先测定导叶标高与修前测定 值无变化，然后调整水平间隙，上水平间隙要求间隙要求间隙和的 60%―70%，下水平间隙 应为间隙的 30%―40%。 导叶立面间隙调整， 因扩修作业其它导水机构部件已全部安装完， （只 有双连臂没有安装时）将全部导水叶处于全部关闭位置，用钢丝绳将导叶按圆周进行捆绑， 其捆绑高度应设在导叶高度的 1/3 处， 要导叶绑 2―3 圈， 其钢丝绳一段固定在固定导叶上， 设在钢管分水墙与导叶 1/3 高处水平焊结拉点上。用 5000Kg 手动导链调节其长度与钢丝绳 连接，使导水叶捆绑拉紧，在拉紧过程中，可用铜锤逐个导叶进行敲击.使导叶紧密无间隙， 然后用塞尺检查导叶立面间隙，其导叶立面间隙应为零，用 0.05mm 塞尺检查应不通过。接 力器处于全关闭位置，连臂与剪断销安装。由于在捆绑过程中可能发生角位移，连臂之间位 置也须改变， 可通过调整双耳柄连臂上的旋套来进一步调整导叶立面间隙。 合格后将两端锁 母锁紧，用υ 16 圆钢将旋套耳柄焊接为一体，防止在机组运行过程中旋套松动，使导叶间国电电力和禹水电开发公司
发布- 21 - 实施国电电力和禹水电开发公司标准水轮机检修规程Q/GDHYT―1 15.02―2009隙改变漏水量增大。 10.2 转轮 10.2.1 转轮迷宫环处理：转轮迷宫环由于长期运行，汽蚀泥沙磨损严重，间隙普遍增 大，一方面增加漏水损失，另一方面造成水压过高加速主轴的磨损，缩短密封的寿命，据此 转轮之迷宫环必须处理。待主轴处理完毕，分解主轴与转轮，把转轮从基坑吊至 5m 立车上 找正，将上迷宫环车圆，然后再镶焊一圈不锈钢板车圆.车光，测量其直径，用车削顶盖迷 宫的方法和它配合，使配合间隙符合第 7.5.1.2 条规定的 2―2.2mm 的要求。转轮下迷宫的 处理是这样的： 将下迷宫环处一成片的较深鱼鳞坑及沟槽用低碳钢焊条填平， 将下迷宫环车 0 圆之后，镶焊一圈耐磨铁板或不锈钢板，钢板应开 45 的坡口并圈圆。除上下及对接接头焊 缝外，还应在钢板上钻塞焊孔塞焊，钢板与迷宫环应贴合紧密，不应有较大面积的不接触， 最后在 5m 立车上将下迷宫环车圆，使之与下迷宫环之配合符合第 51 条规定的 2―2.35mm 的要求。 10.2.2 转轮迷宫环的测圆及处理：组装大轴与转轮，将测圆架装在主轴上，轴承处涂 黄油，上好千分表，由两人慢慢推动测圆架，专人测记各表读数，按圆周等分 24 点，记录 每点的读数。 根据测圆记录， 计算出上下迷宫环处应磨削的数值两测点间的磨削量按算术平 均值处理，然后用砂轮将各处应磨去部分磨掉，磨完后，再进行一次圆度测量，直至不圆度 不超过迷宫环间隙平均值±10%,这时测量上下迷宫环的直径并作记录。 10.2.3 转轮与主轴之组装：将转轮吊至基坑于水平放正，将主轴吊来找正落在转轮之 组合法兰平面上，用千斤顶将联接螺丝顶进螺孔，用悠锤将螺母对称打紧，然后将螺母点焊 2～3 处以防止螺母在运行中发生松动脱扣。螺母打紧程度通过测定螺杆拉伸值来决定，螺 栓的拉伸值△L 按下式计算。 σ ?L △L= E 式中：σ ：螺栓的允许应力（Kg/cm ） L：螺栓的有效长度（cm） 2 E: 螺栓的弹性模数（Kg/cm ） 螺栓拉伸值的测定方法： 在螺栓未受力前， 用深度千分表置于螺栓断面上测定螺栓杆孔内小 杆头的深度为 A （此时应做好千分表架放置记号） 然后在打紧螺母后， 用同一深度千分表 （注 意在整个法兰组装过程中保持千分表的零位不变） 在同一测定点位置上测得小杆头的深度为 B。A、B 之差即为螺栓在螺母打紧后的实际拉伸值， 对我厂△L 为 0.29mm 左右。 10.2.3.1 在法兰组装前应做好下列准备工作： 将所有连接螺栓及螺母用汽油仔细清扫， 若螺纹已有破损，应用三角锉修好，将螺母拧上后，应无卡扣现象，螺栓的销钉部分，螺母 的各个平面的毛刺应用锉刀.砂布.油石等去净打光，在螺纹及销钉部分薄薄涂一层黄油。 10.2.3.2 主轴及转轮法兰组合面，螺栓孔应用汽油清扫，所有焊渣.毛刺，锈斑等都 应除去，螺栓孔涂一层平油。 10.3 顶盖 10.3.1 顶盖的处理：为保证转轮上迷宫环的间隙，顶盖除清扫及其他的改进加工外， 需在 5m 立车上将顶盖迷宫环车一刀，之与水涡轮上迷宫环之配合间隙符合第 7.5.1.2 条规2国电电力和禹水电开发公司
发布- 22 - 实施国电电力和禹水电开发公司标准水轮机检修规程Q/GDHYT―1 15.02―2009定的 2～2.2mm 的要求。 10.4 底环 10.4.1 底环的处理由于长期运行，泥沙磨损及汽蚀，底环已破坏严重，必须处理。 10.4.1.1 降低环吊至 5m 立车上，放平，找正，把原来的抗磨板车去。 10.4.1.2 堆焊耐磨钢板。除钢板四周的焊缝应焊牢外，尚需在钢板上钻塞焊孔塞焊， 钢板与底环应贴合紧密，接过程中应控制底环的变形。 10.4.1.3 在 5m 立车上将底环车平，使之符合设计的尺寸。 10.4.1.4 用专用工具（底环镗孔工具）镗铺焊耐磨钢板处导叶下轴瓦之孔及安装底环 用的埋头螺丝的孔，这些孔应与底环原来的孔同心。 10.4.1.5 打进铜合金镶嵌轴瓦 10.5 水轮机的安装程序 10.5.1 考虑扩大性大修中水轮机的安装是在水轮机的埋没部件的中心亦即机组的中心 不动的情况下进行 ，因此扩修中水轮机的安装只是校核水轮机拆卸部分的中心与埋没部分 的中心及机组中心没有明显的差别。 依据座环的圆周， 用钢琴线及耳机的方法测量座环的中 心及机组中心，该中心与发电机定子中心的误差不应大于 1.5mm。按原位置预装底环，对称 装入四个导水叶，预装顶盖调整顶盖的水平，其不平度不应大于 0.05mm/m，检查顶盖迷宫 环的中心应与机组的中心重合，其误差不应大于 0.30mm，检查顶盖上导水叶的上轴孔应与 底环上导水叶的下轴孔同心，导水叶应能搬动灵活不蹩劲，之后吊出顶盖和底环。 10.5.2 连同主轴吊入水涡轮，分三点垫牢调平，为此，应保持拆卸时，转轮下环下端 面与基础环间打入的三块楔子板的位置高程不得移动，吊装底环和全部导水叶，吊装 顶盖 （注意，应按拆卸时顶盖下加垫及盘根的位置，厚度加好垫子及盘根）检查水轮机上下迷宫 环之间隙，上下迷宫环各测点之间的间隙差不应大于迷宫环间隙平均值的 15％。 10.5.3 顺序安装主轴密封，水导轴承，导水机构等水轮机其它零部件。 11 水轮机巡回检查制度 11.1 巡回检查人员必须认真负责，按下列规定的项目逐项检查。 11.2 巡回检查每周一次，汛期两次，必要时可适当增加巡回次数。 11.3 巡回检查前，应和运行值班人员打招呼，并查看运行缺陷记录本。 11.4 巡回检查应携带电筒，摆度表，扳手等必要的工器具及《设备巡回记录本》 。 11.5 巡回检查至少要有二人一道进行，巡回检查人员应熟悉设备的结构、性能等。 11.6 巡回检查时，必须测量下列技术数据： 11.6.1 导水叶开度（％） ； 11.6.2 发电机出力（千瓦） ； 11.6.3 蜗壳压力（Mpa） ； 11.6.4 顶盖压力（Mpa） ； 11.6.5 主轴摆度（0.01 毫米） ； 11.6.6 水导轴承油面 11.7 主轴摆度应小于水导间隙和。 11.8 水导轴承油面应在上.下红线之间， 或稍稍超过红线为合格， 若低于下红线应向班 长报告，必要时联系油务加油。 11.9 巡回中应检查： 11.9.1 水导密封漏水量之大小。国电电力和禹水电开发公司
发布- 23 - 实施国电电力和禹水电开发公司标准水轮机检修规程Q/GDHYT―1 15.02―200911.9.2 轴套.半圆键处是否漏水及漏水量大小。 11.9.3 顶盖水位是否过高，排水孔是否畅通。 11.9.4 剪断销.连臂销是否冒出，连臂螺丝有无松动。 11.9.5 管路是否畅通.接头.阀门有无渗漏。 11.9.6 人孔门及防水阀是否渗水.尾水人孔处声音是否正常。 11.9.7 旁通阀是否渗水。 11.9.8 其它缺陷。 11.10 将所有检查结果记入《设备巡回记录本》中，并注明巡回时间 .巡回人员姓名. 字迹应清晰。 11.11 巡回检查中发现的缺陷，在不影响安全运行的情况下，应随手修好，重大缺陷应 向班长报告。 12. 水轮机结构布置、简述 太平哨站引水系统中设调压井； 机组因水系统中装有快速闸门.电厂共装有四台机组， 单 机容量为 43000 千瓦，机组在东北电网中担任调峰任务，我厂水轮机的额定出力为 45000 千瓦，最高水头可达 38.2 米，机组成套设备包括 HL240-LH-410 型水轮机本体，KZT－100 型调速器，YS－2.5 型油压装置及自动化元件。 12.1 水轮机结构分为埋入、导水、转动、布置机及辅助设备等五个部分。简述如下 ： 埋入部分包括涡壳、座环、下止漏环、基础环、.尾水管里衬、十字补气架及机坑地板等。 12.1.1 蜗壳用以引导水流沿圆周均匀的流入导水机构，使水流在进入转轮做功之前形 о 成一定的环量，本涡壳为混凝土浇筑制成，包角为 270 涡壳的里衬是由钢板制成。 12.1.2 座环是机组重要的支承部件，为铸焊结构，分半把合上.下环由 A3 钢板焊成， 13 个固定导叶，上下环焊成一体，上环有四个 118 排水孔，顶盖积水由此可排集水井。 12.1.3 尾水管为 4H 型衬管， 在流速较高的锥管部分装设钢管里衬， 为了减轻机组振动 和由于真空产生的汽蚀， 在直锥管段的上部装有十字补气架， 在四条持梁的背水流方向开有 υ 60 补气孔，进行自然补气，锥管最上部有一段补偿节，为了检修方便，涡壳及尾水管里 衬设有进人门。 12.1.4 υ 6 m 机坑内装有钢板里衬和地板装置,装有 7 只座灯照明。 12.1.5 下止漏环 把合在漏环上， 是转轮找正的基准， 应保证圆度及与转轮下环四周间 隙均匀。 12.2 导水机构 12.2.1 导水机构有 24 个活动导叶在υ 4750 圆周上跨中心线均布，导叶立面为钢性接 密封和橡皮条密封（改造后） ，其上下端面有橡皮条密封，以保证导叶关闭时的漏水量，不 影响机组停运和调相运行，导叶上.中.下轴套采用铜合金镶嵌轴套制成，能进行自润滑，导 叶套筒下端设有 L 型密封，中轴套有 O 型密封圈，防止从导叶轴颈漏水，套筒的少量漏水由 此排到上盖。 12.2.2 顶盖固定在座环上，顶盖和座环的结合面上有橡皮条密封，顶盖外侧有四只封 水孔内腔有两只测压孔，测定转轮的水流工作情况，顶盖还设有四只υ 150 真空破坏阀和两 条调相补气管。 12.2.3 底环为 20MnSi 材料分两半铸造后把合.底环上有 8 只检查孔，用以测量下止漏 环的间隙。 12.2.4 控制环及传动机构，控制环由钢板焊成，整体放在顶盖上，控制环与顶盖上的国电电力和禹水电开发公司
发布- 24 - 实施国电电力和禹水电开发公司标准水轮机检修规程Q/GDHYT―1 15.02―2009摩擦面上有铜合金镶嵌的抗磨板,在控制环的四只凸台上，装有四只环型接力器活塞，它承 受接力器的油压操作力， 通过连杆， 导叶臂等传动所转动导叶， 连杆和导叶臂间装有间断销， 中间有间断销信号器，当导叶转动时受阻力超过一定值时，剪断销剪断发出信号，此时连杆 与导叶臂脱节，从而对其它部件起到安全保护作用，导叶臂上装有端盖，端盖上的螺栓用来 调节导叶的高低，以保证导叶上下端面的间隙。 12.3 转动部分 12.3.1 转轮为 ZG20MnSi 整铸，考虑到运输条件，转轮上环做成装配式的，在上冠下环 上直接车有迷宫槽， 以减少漏水损失， 上冠上开有 8 只υ 150 浅水孔， 上冠上方焊有减压板， 使由上止漏环漏出的水流从顶盖的引水钢板上通过， 以减少转动部分的轴向水推力， 转轮有 14 个叶片，叶片背面上堆焊不锈钢层用以抗汽蚀。 12.3.2 主轴为 40 号锻钢锻成，为单法兰，法兰与转轮有 16 个联轴螺栓连接，本机组 为伞式结构，水轮机与发电机共同一根主轴，转环锻后垫套与轴上。导轴承，本机组采用浸 油式稀油轴承，为了便于安装，检修时间隙的调整，轴瓦由 8 块扇行钨金瓦组成，在轴瓦上 按有四只电阻温度计和两只温度信号计， 另有两只电阻温度计分别测冷热油温度， 由箱内设 有冷却器，冷却水工作压力不大于 0.2MPa 水量 3－3.5L/s，在油箱侧面接有轴承油位信号 计以监视油面，由箱上面开有观察孔和注油孔，油箱下面有排油孔。 12.3.3 主轴密封，为橡胶活塞式，经过流动使压力水通过橡胶活塞下方，一方面将活 塞向上压使其与不锈钢转环接触，形成两道密封面，另一方面，压力水通过活塞下方的 8 只小孔进入环形槽中， 此压力略大于漏水压力， 可阻止漏水通过密封面， 从而起到密封作用， 在水管路中清洁压力水经常整定为 0.05～0.1MPa 在并联的管路中装有电磁阀，使其定期接 通，以加大水压力到 0.18～0.20MPa 将活塞向上顶起以便运转一定时间，橡胶活塞磨损后 起到自动补偿作用。12.1.4 布置部分，包括回复机构，油水气管路及测量仪表。 12.3.4 本机采用软性恢复，通过钢丝绳将接力器的动作传递给调速器，以保证调速器 动作后，返回原位置，并在新的位置停下来，另一方面，通过主令控制器，发出自动控制的 必须信号，钢丝绳在各部由滑轮导向 12.4 辅助设备 12.4.1 υ 500 环形接力器： 本机采用υ 500 两只环只形接力器用以操作导水机构， 其两 只缸体固定在支座上， 四只活塞把在控制环上行程为 400mm，工作油压为 2.5 MPa，最低 油压为 1.5 MPa。 12.4.2 锁锭：在轴承座上装有两只机械液压锁锭装置，当系统油降到 1.35 MPa,其活 塞使锁锭臂转动，顶主控制台的凸台，故接力器锁定位置，对机组在停机过程中起到安全保 护作用，当油压升到 1.5 MPa 时，活塞使锁锭臂反方向转动，脱离控制环使接力器处于开放 位置。 12.4.3 υ 150 真空破坏阀：导水机构紧急停机时，在转轮室产生较大真空，随后又会 由于尾水管的反水锤作用撞击顶盖，抬起转子，因此顶盖上装有υ 150 真空破坏阀，在导叶 紧急关闭时能自动打开补入空气，消除真空，以免机组损坏，结构为橡胶活塞式。 12.4.4 υ 200 吸力空气阀：为了破坏转轮室的真空及消除振动，在主轴中心孔最下方， 及尾水管的十字补气架管路上各装有一个υ 200 吸力空气阀，当出现真空时，即可在大气作 用下自动开放补入空气。 12.4.5 υ 500 排水阀： 本机装有 2 台υ 500 排水阀在停机检修时， 分别用以排出涡壳和 尾水管的积水，排水阀采用液压操作，工作油压为 2.5 MPa，阀门行程 160mm。国电电力和禹水电开发公司
发布- 25 - 实施国电电力和禹水电开发公司标准水轮机检修规程Q/GDHYT―1 15.02―200912.4.6 υ 100 防飞逸装置 为了防止当机组过速时，且又遇到调速器又失灵而又造成飞逸事故，本台机装有υ 100 防飞逸装置， 它串联在调速器至导水机构接力器的管路中， 正常运行时操作两端均通压力油 处于不工作状态，当机组转速上升到额定转速的 115 转/分，如因调速器主配压阀故障，经 过一定的延时，发讯装置便会动作，时间继电器会接通电磁阀，将操作阀左边与压力油隔断 而通排油，则操作阀活塞在右边系统压力油作用向左移动，使接力器开侧与排油接通，压力 油与接力器关侧接通，而关闭导水机构，一旦因其它故障系统油压消失时，活塞也能在弹簧 的作用力下，向左移动，导叶可实现自关闭，同样对机组起到保护作用。 12.4.7 漏油装置 用来收集机组各部分漏油，当油箱油面达到一定高度时，浮子继电器动作，启动油泵，可 将油打至回油设备处理处，如遇油泵电动机故障，至使油面继续上升到一定高度时，可发出 警报讯信号，以便处理。 12.4.8 滤水器的使用与维护：杂质不易过大，块状物不大于直径 15mm；更换密封盘根 和密封垫时，必须将罐体内的水排掉方可进行维修，定期检查减速器工作是否正常，并适时 给减速器加润滑剂。 12.4.9 Q12.5A 型阀门的调整： 转矩控制器的调整；行程控制器的调整；开度机构的调整。 12.4.10 Q12.5A 型阀门的使用维护注意事项： 输出的起始点可在 360 °内任意调节。电装采用专用阀门三相异步电动机，额定持续工作 时间为 10 分钟，调试时应予以注意；对于不经常使用的阀门，应定期运行操作， （建议每月 # 一次） ；润滑采用半流体。00 复合钙基齿轮脂（无锡炼油厂生产） ，亦可采用 HL-20 齿轮油， Q12.5A 型吊环螺钉在箱盖上，起吊前必须拧紧四只箱盖螺 丝。 12.5 机组自动控制 12.5.1 本机组有较完善的自动控制系统 ，能保证机组 12.5.1.1 能远距离的控制启动和停机，并能自动进行正常运行和调整和事故停机。 12.5.1.2 机组运行中产生不正常运行情况，但不须立即停机时，能发出警报信号。 12.5.2 机组自动控制调整原理； 12.5.2.1 调速器正常关闭时间不少于 5 秒。 防飞逸装置动作转速为额定转速的 115％， 延至动作时间为 0.9 秒， 关闭时间为 8 秒。 当转速为额定转速的 145％时， 快速闸门应动作。 12.5.2.2 压力油箱的压力信号器：主用油泵启动压力为 2.35 MPa，备用油泵投入 2.15 MPa，并发信号，油泵停机压力为 2.5 MPa，事故压力为 1.65 MPa。 12.5.2.3 机组制动转速为额定转速的 35％。 12.5.2.4 水导温度：信号温度 60℃，事故停机温度 65℃。 12.6 操作维护作明 12.6.1 一般注意事项 12.6.1.1 安装或大修后，机组首次启动在涡壳充水并关闭闸门的情况下进行。 12.6.1.2 较长时间停机时，都应关闭闸门， 12.6.1.3 机组停机检修时，进水闸门和尾水管闸门都应关闭，如通流部分，不检修可 用检修密封代替尾水闸门。 12.6.1.4 涡壳充水时，排水阀应关闭。 12.6.2 水轮机的首次启动前的准备工作。国电电力和禹水电开发公司
发布- 26 - 实施国电电力和禹水电开发公司标准水轮机检修规程Q/GDHYT―1 15.02―200912.6.2.1 清洗.检查水轮机过流通到的各部位，严防杂物堵塞或卡死现象。 12.6.2.2 格检查油.水.气系统及各仪表管路的连接必须合乎要求与规定。 12.6.2.3 各油水气管路均应进行压力试验与检查。 12.6.2.4 检查导叶立面与端面间隙是否合乎要求。 12.6.2.5 测定导叶在不同开度下与接力器行程的关系，测点不应少于 5 个。 12.6.2.6 水轮机及附属设备上润滑环节必须充满润滑油。 12.6.2.7 检查各元件的接点与环节的灵活性及安装质量。 12.6.2.8 油压装置及漏油装置，油泵电动机等辅助设备的动作与可靠性。 12.6.2.9 检修接力器的动作，检查锁锭装置能否在 1.35 MPa 的低压下自动锁紧。 12.6.2.10 检修各紧固元件有无松动显现或漏点焊处。 12.6.2.11 检查排水系统有无堵塞。 12.7 日常运转与维护 12.7.1 经常检查各动作环节的润滑情况，定期补加润滑油。 12.7.2 经常检查紧急真空破坏阀，吸力补气阀，排水系统，电机及各继电器的工作情 况。 12.7.3 检查主轴密封及其它各密封处的工作及渗漏情况。 12.7.4 记录各仪表，各轴承温度计的测量读数及机组各处的振动情况。 12.7.5 检查涡壳排水有无漏水。 12.7.6 注意机组有无异常声响及噪音或其它不正常情况。 12.7.7 滤水器应定期进行清洗。 12.7.8 应定期检查调速系统及轴承油盆中的油压，必要时进行有处理或更换新油 12.7.9 大修工作视年运行小时而定，一般 4～5 年大修一次。国电电力和禹水电开发公司
发布- 27 - 实施国电电力和禹水电开发公司标准空压机（高压、低压）检修规程Q/GDHYT―1 15.03―2009 1 范围本标准规定了和禹水电开发公司太平哨站型号 H310 高压空压机和型号 SA―350A 低压 空压机机械部分检修技术标准。 本规程适用和禹水电开发公司太平哨站型号 H310 高压空压机和型号 SA―350A 低压空 压机机械部分检修。2引用标准2.1 GB/T97《水轮机调速器与油压装置技术条件》 ； 2.2 GB/T97《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》 ； 2.3 GB 《水轮发电机组安装技术规范》 ； 2.4《电业安全工作规程（热力和机械部分） 》 。3设备规范及技术数据3.1 高压空压机 3.1.1 型号：H310-1/30 型 3.1.2 型式：两级三缸高压空气压缩机 3.1.3 最大排气压力：3.0 M Pa、一级排气压力：0.22 M Pa、二级排气压力：1.1 M Pa 3.1.4 三级排气压力：2.85 M Pa 3.1.5 排气量：1.07 m / min 3.1.6 电动机型号：AEEF-FQNF 3.1.7 电动机功率：11Kw 3.1.8 电动机转速：1460R.P.M 3.2 低压空压机 3.2.1 型号：SA―350A 3.2.2 机体型式：SA―3 （喷油螺杆式） 3.2.3 吸气状态：温度：20 C 、 压力（绝） ：0.1Mpa 3.2.4 排气量/操作压力：5.8/0.8（m / min/ Mpa）(G) 3.2.5 安全阀设定压力：额定工作压力+0.1 Mpa 3.2.6 通风方式：强制通风 3.2.7 电动机转速：1480 r.p.m3 o 3国电电力和禹水电开发公司
发布28 实施国电电力和禹水电开发公司标准空压机（高压、低压）检修规程Q/GDHYT―1 15.03―2009 4 检修周期与工期表1 检修类别 机 型 H310 大 修 SA―350A H310 小 修 SA―350A 维 护 各种机型 H310 换 油 SA―350A 2000h 周 期 工作人数 4―5 人 4―6 人 3―4 人 3―4 人 2―3 人 天 数按运转小时状 态检修 按运转小时检 修（见说明） 按运转小时状 态检修） 按运转小时检 修（见说明） 每周一次 500h5―7 天 2―3 天 2―4 天 3―4 天 4 小时2―3 人4 小时5一般检修工艺与注意事项5.1 部件分解前要熟悉图纸，了解进排气系统的工作过程，明确检修的主要任务和目的。 5.2 分解时注意各部件，管路等接合位置应做好记号，不得装错，更换垫时要注意垫 的厚度对各部间隙的影响。 5.3 相同部件分解后，一定要分开放置做好记录。 5.4 零件最好用煤油清洗干净后凉干，零件内各孔口要吹扫，确保畅通。 5.5 紧固螺丝时要用标准呆扳手，用力要对称均匀，防止漏气，或把零件损坏。 5.6 组装时一定要使空压机内的汽油散发了，决不能和润滑油混合。 5.7 各进气阀应与各级管路相对应，不得装错。 5.8 各法兰垫，内径一定大于管路内径 2―3 m m 以防阻止气体流通。 5.9 管路连接一定要吹扫.确认畅通。 5.10 各部间隙调整时一定符合规定。 5.11 空气系统中无特殊情况不得使用胶皮盘根，应用中压石棉板.铅.铜类材料。国电电力和禹水电开发公司
发布29 实施国电电力和禹水电开发公司标准空压机（高压、低压）检修规程Q/GDHYT―1 15.03―2009 6 维护项目6.1 检查油面.油质应符合要求，否则进行处理。 6.2 检查各级压力是否符合要求，否则进行处理。 6.3 检查各处有无漏气。 6.4 检查机器运转时有无异音。 6.5 风扇皮带有无松动，转动是否有碰击声。 6.6 排污阀工作是否正常。 6.7 处理一般可以短时间处理的缺陷。7 H310-1/30 型高压空压机检修维护7.1 维修 7.1.1 H310-1/30 型高压空压机一般不用进行周期性检修，只需进行状态性检修，日 常做好必要的维修保养即可。 7.1.2 空压机在进行维修保养前应切断电源。在拆下罩盖、塞子、配件、盖板等前应 释放压缩机的压力。 7.1.3 空压机的保养项目如下表：保养间隔 维修保养 500/3 机架油位-检查 空气进气滤器-检查和清洁 检查油质是否变质-如果需要进 行更换 机架油-更换石油类润滑油 自动排放阀活塞 O 形环-润滑剂 O 形环 压缩机阀门-检查、清洁或者更换 中间冷却器清洁外部 低油位开关-检查操作情况 每月 √30操作小时/月 0/9 每天 每月 每月 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 0/15 压缩机国电电力和禹水电开发公司
发布 实施国电电力和禹水电开发公司标准空压机（高压、低压）检修规程Q/GDHYT―1 15.03―2009操作安全阀-手动 清洁气缸冷却翘片 皮带张紧情况-检查 后冷却器 空气冷却：外部清洁 内部清洁空气气流 检查空气泄露情况 空气瓶 排放凝水-每月 操作安全阀 一般 拧紧或者检查所有的螺栓（重新 拧紧） 检查异常噪声和震动 检查空气泄露情况 注： “√”为保养项。 7.2 操作调整 7.2.1 空气阀清洁： 7.2.1.1 松开橡形螺母，拆下气压头罩螺栓，并从气缸拆下气压头。 7.2.1.2 为方便拆卸，在阀座两个带螺纹口中旋入两个螺栓。在虎钳上夹紧螺栓和六 角螺母。注意阀门部件安装和更换方法顺序和位置相同。拆装部件时要小心，不要产生刻 痕、划伤或者弯曲部件现象。 7.2.1.3 阀件要轻轻刮或者用鬃刷（不能用钢丝刷）清洁。如需要，使用阻燃安全溶 剂来清除污垢、油污或者积碳。 7.2.1.4 按正确的顺序和位置重新安装阀件。应确保制动板正确位于其导架的中心位 置，否则，阀在气压头中拉紧时会损坏。重新放好阀螺栓上的六角螺母和垫圈。 7.2.1.5 阀门在气压头中重新安装前，刮去阀门螺栓垫圈上旧的虫漆，并上新虫漆， 以防止垫圈漏气。重新放好橡形螺母，螺母不要拧的太紧，否则会使得弹簧和板变形，引 起阀泄漏。阀门在气压头中重新安装后，确保阀门在提起时操作自如。 7.2.1.6 重新安装气缸气压头垫圈，然后重新安装气压头。 7.2.2 皮带的安装和调整： 7.2.2.1 皮带拆装时，先松开固定螺栓和皮带固定螺钉，将电动机向压缩机方向推。 7.2.2.2 用皮带固定螺钉来调整皮带的张紧度，观察装置在操作时，皮带侧松弛情况， 如果皮带呈轻微弓形，说明皮带调整符合要求。 7.2.3 止回阀 7.2.3.1 止回阀不可调整。 每月 每天 每月 每天 每月 每月 √ 每月 每月 V 型皮带 每月国电电力和禹水电开发公司
发布31 实施国电电力和禹水电开发公司标准空压机（高压、低压）检修规程Q/GDHYT―1 15.03―20097.2.3.2 有泄漏故障的阀有时可以通过拆开，清洁其阀座表面来消除此故障。若清洁 方法无法消除泄漏，则应更换。 7.2.4 自动凝水排放阀 7.2.4.1 此阀一般不需要维修。但如果发现阀存在空气或者凝水泄漏，说明阀活塞 O 形环可能有故障，或者排放阀体上的活塞密封表面可能划伤或者拉伤。 7.2.4.2 阀拆卸时，先脱开自动凝水排放阀的电气接线和管路。 7.2.4.3 从压缩机排放支管拆下自动凝水排放阀，并拿到合适的工作场所。为了使得 重新安装的方便，应对阀拆卸的顺序进行编号。 7.2.4.4 拆下排放阀阀体和活塞缸连接在一起的平头螺栓。小心地把它们分开，推出 操纵活塞。 7.2.4.5 检查活塞和活塞缸的密封表面。若密封表面存在划痕或者轻度划痕，用细砂 纸或抛光棒、油石对其进行抛光。若划伤或者划痕较重，则必须更换。 7.2.4.6 重新安装凝水排放阀及所有管路和电气接线。 7.2.5 压缩机润滑操作 7.2.5.1 在每次使用设备前，拆下注油塞并擦干净，检查压缩机的油位情况。 7.2.5.2 加油位应达到 Y 油位油镜红色标记。注意不要加的太满。用手拧紧油塞。 7.2.6 机架进行油更换 7.2.6.1 应每 500 小时或者 90 天进行换油。 7.2.6.2 若要完全清除混杂物，要在热机状态下排放机架油。机架油容量大约 4.73L 左右。 7.2.6.3 观察若干次换油情况，如果得到了保证，则换油时间间隔可以延长。 7.2.6.4 润滑油应使用无清洁剂成分，仅含铁锈、氧化剂和防泡沫抑制剂，或者是环 烷基或者石蜡基的。黏度应达到 165 厘拖以上。 7.2.7 空气进气滤器/消音器 7.2.7.1 空气进气滤器/消音器应始终保持干净状态，否则将降低压缩机的性能。 7.2.7.2 空气进气滤器应使用温肥皂水进行清洁。 7.2.7.3 滤芯应至少每月取出一次，用中性的清洁剂和水进行清洗。待干燥后再重新 安装。 7.2.8 空气冷却中间冷却器 7.2.8.1 不准让空气流入这些管道，形成堵塞，任何时候发现积存油、灰尘或者油脂 时，应及时清洁这些管道的表面。 7.2.8.2 应使用阻燃安全溶剂进行清洁。 7.2.8.3 在正常修理过程中，应把管子从其接头上拆下，进行内部检查。 7.2.8.4 若内部需要清洁，则应把一头盖住，加注阻燃安全溶剂帮助清除内部积存的 油、污垢和结碳。 7.2.8.5 应使用温水冲洗管道，重新安装前应彻底烘干。 7.2.9 空气冷却后冷却器国电电力和禹水电开发公司
发布32 实施国电电力和禹水电开发公司标准空压机（高压、低压）检修规程Q/GDHYT―1 15.03―20097.2.9.1 不要让空气流到风机皮带轮形成堵塞，要保持后冷却器管道和翘片无灰尘和 污垢。后冷却器凝水排放弯管应根据需要经常进行排放，以防止凝水进入压缩机。 7.2.10 安全阀 7.2.10.1 每个后冷却器中都带安全阀。如果后冷却器安全阀发生喷气，并且连续喷气 一分钟以上，应立即停止压缩机。 7.2.10.2 排气安全阀设定值：排气：9.1 Mp；第一级中间冷却器 0.56 Mp；第二级中 间冷却器 1.82Mp。 7.2.11 导阀调整 7.2.11.1 压缩机运行中如果导阀管路过热，说明导阀正在泄露，必须进行调整。 7.2.11.2 停止压缩机，拆下导阀管道、配件、阀体和所有垫片。把导阀阀体旋回到机 架盖，直至碰到推力销。转动阀体 1/4 到 1/2 转以上。 7.2.11.3 若无法感觉到接触推力销，则应进行如下方法来定位接触点。 a. 将小工具（冲杆、棍、钉子等）插入导阀端直至接触到阀杆为止，在工具上做一标 记，与导阀阀体外侧边缘平。保持工具轻轻压在阀杆上，把导阀体旋入机架端盖内，当工 具上的标记开始从导阀阀体边缘移出时，说明已与推力销接触。 b. 转动阀体 1/4 }