国家标准 GB/T35709一2017 灯泡贯流式水轮发电机组检修规程 Maintenaneeregulationforbulbhydro-turbinegeneratingunits 2017-12-29发布 2018-07-01实施国家质量监督检验检疫总局发布国家标准化管理委员会国家标准
GB/35709一2017 目次前言范围规范性引用文件 2 术语和定义基本规定 4.1检修间隔及停用时间 4.2检修项目及质检点 4.3检修工程规划与计划 4.4检修准备 4.5检修安健环管理 4.6检修施工阶段组织和管理 4.7检修工艺质量一般要求 4.8检修一般工艺流程水轮机检修 5.1转轮及主轴检修 5.2导水机构检修 5.3伸缩节及转轮室检修 5.4流道检修 5.5管型座及导流板检修 10 10 5.6受油器及操作油管检修 5.7水轮机导轴承检修 11 5.8主轴密封检修 12 5.9机组中心检查处理 13 发电机检修 13 6.1定子检修 5 6.2转子检修 18 6.3组合轴承检修 21 6.4灯泡头组合体检修 26 6.5制动装置检修 227 6.6发电机通风冷却系统检修 22 8 6.7发电机中性点设备检修， 29 轴承油系统检修 29 7.1轴承油箱检修 29 7.2轴承油冷却器检修 29 机组检修验收与试验 #**# 29 8.1检修验收
GB/T35709一2017 29 8.2启动试验项目 30 8.3检修后整体试验和要求 34 9 检修总结和评价，. 34 9.1检修资料要求 34 9.2检修后评估 35 附录A规范性附录灯泡贯流式水轮发电机组A,B,C级检修标准项目及质检点附录B(规范性附录灯泡贯流式水轮发电机组A,B,C级检修金属部件检查项目及质检点 40 附录C规范性附录灯泡贯流式水轮发电机组A、B,C级检修试验标准项目及质检点附录D(资料性附录》灯泡贯流式水轮发电机组A级检修准备工作参考流程图 45 附录E(资料性附录灯泡贯流式水轮发电机组一般拆卸工艺流程图附录F资料性附录灯泡贯流式水轮发电机组一般安装工艺流程图附录G(资料性附录检修关键数据记录 50 附录H资料性附录)典型灯泡贯流式水轮发电机组检修拆卸,翻身示意图
GB/35709一2017 前言本标准按照GB/T1.1一2009给出的规则起草请注意本文件的某些内容可能涉及专利本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任本标准由电力企业联合会提出并归口本标准主要起草单位:五凌电力有限公司、湖南五凌电力工程有限公司、广州健新科技股份有限公司本标准主要起草人:邓志华、姚小彦、袁蕊、谭文胜、刘强、徐跃云,赵训新、肖启志,刘峰、曾维才、李伏平、杨长乐、钟永、刘小云、朱振军、刘勇、许丽霞、应黎明、崔雪
GB/35709一2017 灯泡贯流式水轮发电机组检修规程范围本标准规定了灯泡贯流式水轮发电机组的检修等级、检修周期、检修项目、检修工艺、验收与试验等要求本标准适用于额定功率为5Mw及以上或转轮直径2.5m及以上的灯泡贯流式水轮发电机组检修其他灯泡贯流式水轮发电机组检修可参照执行规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的凡是注日期的引用文件,仅注日期的版本适用于本文件凡是不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件 GB/T8564水轮发电机组安装技术规范 GB/T16938紧固件螺栓、螺钉、螺柱和螺母通用技术条件 GB/T24001环境管理体系要求及使用指南 GB26164.！电业安全工作规程第1部分;热力和机械 GB/T28001职业健康安全管理体系要求 DL/T596电力设备预防性试验规程 DL/T827灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程 DL/T1318水电厂金属技术监督规程 DL/T5070水轮机金属蜗壳现场制造安装及焊接工艺导则 DL/T5113.11水电水利基本建设工程单工程质量等级评定标准第11部分;灯泡贯流式水轮发电机组安装工程术语和定义下列术语和定义适用于本文件 3.1 检修等级maintenancegrades 以灯泡贯流式水轮发电机组检修规模和停用时间为原则,将机组的检修分为A、B,C.D四个等级 3.2 A级检修Aelassmaintenanee 对机组或单独对水轮机、发电机进行全面解体检查和修理,以保持、恢复或提高设备性能 3.3 B级检修B classmaintenance 针对机组某些设备存在同题,对机组部分设备进行解体检查和修理 B级检修可根据机组设备状态评估结果,有针对性地实施部分A级检修项目或定期滚动检修项目
GB/T35709一2017 3.4 C级检修celassmaintenance 根据设备的磨损,老化规律,为了保证机组在A、B级检修周期内安全运行到下一次A修或B修有重点地对机组进行检查和修理 C级检修可进行少量零件的更换、设备的消缺、调整,预防性试验等作业以及实施部分B级检修项目或定期滚动检修项目 3.5 D级检修Dclassmaintenance 对主要设备的附属系统和设备进行消缺 D级检修可根据设备状态评估结果,有针对性地实施部分C级检修项目. 3.6 计划检修plaedmaintenanee -种以时间为基础的预防性检修,根据设备磨损和老化的统计规律,事先确定检修等级、间隔、项目、需用备件及材料等的检修方式,也称定期检修 3.7 点检定修 spotinspeetioandregularmmaintenance 按照一定规则由运行人员和专职点检人员对设备进行的人工巡视检查,掌握设备劣化倾向,再进行检修决策的设备管理模式 3.8 状态检修conditionbasedmaintenance 根据设备状态监测和故障诊断系统提供的信息,在设备可能发生故障前有目的安排的检修检修项目和时间的确定取决于对设备状态诊断分析的结果 3.9 intervalofmaintenance 检修间隔上次检修后机组复役至下一次检修开始之间的时间 3.10 检修停用时间timmelimitformaintenanee 处于检修停运状态的时间 3.11 质检点(H.w点hoapoimtandwitnesspotnt 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,这些控制点未经质量检查签证不得转人下道工序其中H点(Haldpom>)为不可途越的停工背检点,w点(witwaes oint)为见证点基本规定 4.1检修间隔及停用时间 4.1.1检修间隔及停用时间主要取决于设备技术状况,根据灯泡贯流式水轮发电机组结构和运行特点,其A级检修间隔较其他类型机组短,检修停用时间比其他类型机组长一般情况下,检修间隔和等级组合方式可按表1的规定执行,检修停用时间可按表2的规定执行
GB/35709一2017 表1灯泡贯流式水轮发电机组检修间隔和等级组合方式 A级检修间隔检修等级组合方式机组类型年在两次A级检修之间,安排一次机组B级检修;除有A、B级检修年多泥沙水电站 35 外,每年安排一次机组c级检修如A级检修间隔为6年时,检修等水轮发电机组级组合方式为Ac(D)-C(D)一B-c(D)-C(D)一A即第1年可安非多泥沙水电站排A级检修1次,第2年可安排C级检修1次,并可视情况增加D级 58 水轮发电机组检修1次,以后照此类推表2灯泡贯流式水轮发电机组标准项目检修停用时间检修停用时间转轮直径天 mm A级 B级级 25006500 60~70 95l10 1315 注1，单独解体水轮机或发电机的A级检修停用时间取下限注2:检修停用时间不包括检修竣工后机组带负荷试验时间注3:D级检修停用时间一般为其C级检修停用时间的一半注4对高水头的大容量灯泡贯流式机组检修停用时间可根据设备实际情况适当延长在执行表1表2的检修间隔及检修停用时间时,应根据不同情况区别对待 4.1.2 4.1.2.1新机组第一次A级或B级检修可根据机组的具体情况决定，一般安排在正式投产一年后进行 4.1.2.2对运行状况较好的机组,经技术鉴定,可适当延长检修间隔 4.1.2.3机组存在以下缺陷,经过技术鉴定确认,其检修间隔可小于表1规定运行参数经常超过规定值,机组效率和出力明显降低 a b)机组振动值或摆度值超过规定要求,且B级或C级检修不能消除定子或转子绕组绝缘不良,影响安全运行 c 4.1.2.4在机组检修过程中,若发现有危及机组安全的重大设备缺陷,应调整检修等级，根据实际情况对缺陷设备进行维护、更换或改造处理 4.1.2.5为了有效防止设备“过维修”或“欠维修”,减少设备故障发生率,发电厂应在计划检修的基础上积极实行点检定修管理制度,达到对机组的关键设备实施状态检修 4.2检修项目及质检点检修标准项目、金属部件检查项目、检修试验项目及质检点分别见附录A附录B和附录C 4.3检修工程规划与计划应按计划检修要求制定检修工程滚动规划,并结合实际情况编制年度检修计划,内容包括:工程项
GB/T35709一2017 目名称、检修等级、上次A/B级检修的时间、重大特殊项目的立项依据和重要技术措施概要、与电网协商的检修日期和工期 4.4检修准备 4.4.1应成立专门的检修组织机构,落实检修项目,时间计划、检修人员、检修工器具、备品配件、材料、劳保用品、检修制度、技术方案和预案等 4.4.2灯泡贯流式水轮发电机组A级检修准备工作参考流程参见附录D. 4.5检修安健环管理检修的安全、健康、环境管理应符合GB26164.l,GB/T28001、GB/T24001规定 4.6检修施工阶段组织和管理 4.6.1检修人力资源配置符合岗能匹配、人事相宜原则,特种作业人员应严格审查 4.6.2检修人员进人现场前应接受安全教育培训且经考试合格检修过程执行检修协调会和工前工后会制度 4.6.3 46.4检修现场应统一规划,定置管理,主要设备摆放时考虑放置地点应满足其承载力要求 46.5应做好检修全过醒中的资料收集,整理.、归档;质量管理实行"w."质检点验收与分级验收结合的方式 4.7检修工艺质量一般要求 4.7.1设备容器进行煤油渗漏试验时,至少保持4h,应无渗漏现象,容器渗漏试验合格后不宜再拆卸 4.7.2设备组合面用刀形样板平尺检查,应无毛刺高点,合缝间隙应符合GB/T8564规定 4.7.3对设备各部密封槽应按图纸尺寸校核;密封条对接错口不应大于0.1mm,对口粘接强度可采取拉伸和扭转方法检查 4.7.4设备及其连接件进行严密性耐压试验时,试验压力为1.25倍实际工作压力,保持30nmin,无渗漏现象;进行渗漏试验时,试验压力为实际工作压力,保持8h,无渗漏现象 4.7.5部件拆卸前,应对各零部件的相对位置和方向做好标记和编号;对固定部件的编号,应从十Y开始,顺时针编号(从发电机端视.下同);对转动部件,应从转子1号磁极的位置开始,除轴上盘车测点为逆时针编号外,其余均为顺时针编号 4.7.6设备拆卸时应先拔销钉,后拆螺栓,安装时应先定位,后紧螺栓;拆卸零部件过程中,发现异常和缺陷时应做好记录,必要时拍照对加垫的组合法兰面,垫片厚度和方位应详细记录 4.7.7拆卸部件应清扫干净及数据测量、检查,做好防锈、防碰撞措施 4.7.8拆下的螺栓、螺母、销钉等要分类保管,零部件的配合面、轴瓦等应用白布、羊毛毡或橡皮等覆盖,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后留下的孔洞、螺栓孔应封堵严密 4.7.9联接螺栓孔在设备安装前应进行修理,联接螺栓应进行清扫、研磨、试配,安装时应涂润滑脂;对于有预紧力要求的螺栓,应严格按设计要求或遵照GB/T8564的要求执行;螺栓、螺母,销钉均应按设计要求进行锁定牢固 4.7.10定位销的端面一般应略高出零件表面,带螺尾的锥销装人相关零件后,其大端应沉人孔内;重要的圆锥销装配时应与孔进行涂色检查,其接触长度不应小于工作长度的60%,并应分布在接合面的两侧,否则进行钞孔处理 4.7.11开口销装人零件后,其尾部打开角度原则上是60",开口销在打开时,分开的部分应平直、对称 4.7.12机组连接件、紧固件、转动部件金属技术监督,结构件及过流部件焊缝的焊接质量监督应按
GB/35709一2017 DL/T1318要求执行 4.8检修一般工艺流程 4.8.1 一般拆卸流程参见附录E 4.8.2 -般安装流程参见附录F 4.8.3若因结构不同或施工需要,可依据厂家技术规范适当调整工艺流程. 水轮机检修 5.1转轮及主轴检修 5.1.1转轮拆卸应具备的条件 5.1.1.1检修前准备工作及相关检测已完成 5.1.1.2已关闭进水口尾水闸门,流道已排空 5.1.1.3油系统已泄压及排油 5.1.1.4主轴窜动量、上抬量、轮叶窜动量、轮叶与转轮室间隙已测量 5.1.1.5水轮机检修平台已拆卸 5.1.1.6上半部伸缩节、转轮室已吊出,下半部伸缩节,转轮室已下放至支墩上 5.1.1.7 导流锥、主轴密封及密封支架已拆除 5.1.2转轮拆卸 5.1.2.1清除泄水锥联接螺栓封堵填料,安装吊具,拆卸泄水徘 5.1.2.2轮叶与枢轴分体结构的轮叶拆卸: 盘车使待拆卸轮叶处于正上方; a b 拆卸轮叶压环及密封; 拆卸轮叶与枢轴联接螺栓封堵盖板 c d 安装轮叶专用吊具; 拆卸轮叶与枢轴联接螺栓,记录螺栓扭矩伸长)值 ee 吊轮叶放于指定地点; 其他轮叶拆卸方法及流程与上述相同 8 5.1.2.3转轮拆卸及翻身: 5 a 拆卸主轴与转轮定位销钉; b 对称拆卸主轴与转轮联接螺栓,记录螺栓扭矩伸长)值,转轮与主轴止口脱离后将转轮吊出机坑; 将转轮翻身90°',法兰面向下搁置在支墩上,调整转轮水平度不大于0.5 mm/m 5.1.2.4转轮解体拆卸操作油管并固定可靠; a 拆卸轮叶接力器前端盖; b 测量轮叶接力器活塞密封环间隙; c d 拆卸轮叶接力器活塞; 拆卸轮叶接力器缸,记录螺栓扭矩(伸长)值; e fD 拆卸联板; 测量卡环与拐臂、轴套的间隙值; 8
GB/T35709一2017 h) 拆卸卡环及轮叶枢轴; i 吊出拐臂; 拆卸轮叶轴套,轮叶接力器缸体、缸盖及拐臂轴套 j 5.1.3转轮检修 5.1.3.1轮叶接力器检修 a 检查接力器活塞环及缸壁表面局部划痕、毛刺及磨损部位应进行修磨处理,接力器缸体表面应平滑; b 活塞密封环应有足够弹性,且滑动灵活无卡滞; c 活塞环套人接力器缸后,均分6点8点测量活塞环与缸体的配合间隙应符合设计要求,套人时接力器缸内壁应涂合格的涡轮机油; d 测量活塞内孔与活塞杆配合间隙,应符合设计要求 e 检查接力器缸体、缸盖与活塞杆的配合间隙应符合设计要求 5.1.3.2枢轴、轮叶检修: 轮叶拐臂轴套,联板轴套与轴及销的配合间隙及磨损情况,过度磨损或配合间 a 检查轮叶轴套、隙超过设计值的轴套应更换 b 检查枢轴表面应光滑,局部划痕、毛刺及磨损部位应进行修磨、抛光测量枢轴直径,其圆度偏差应不大于士10%设计间隙,否则进行修复; c 修磨轮叶与枢轴连接法兰面的毛刺及高点,法兰面应平整、光滑; d 对轮叶上存在的凹坑、刮痕、卷边及空蚀等缺陷进行记录， e 对深度大于2.0mm以上的凹坑、空蚀区域在打磨露出金属光泽,然后对该区域预热、补焊、清根、打磨及无损检测,处理后轮叶表面线型应与原线型保持一致; 如轮叶存在裂纹,则采用气刨或砂轮打磨的方法将裂纹清除干净,使其表面露出金属光泽,然 g 后对该区域预热、补焊、清根、打磨及无损检测,处理后轮叶表面线型应与原线型保持一致 5.1.3.3转轮空蚀处理测量并记录转轮空蚀的部位、面积及深度,必要时拍照 a b 采用气刨或打磨的方法将空蚀部位清除至露出金属光泽; 对空蚀区预热、补焊、清根、打磨、无损检测,使其表面线型应与原线型保持一致 c 5.1.3.4转轮部件无损检测转轮焊缝应按L/T1318规定进行无损检测,联接螺栓应符合GB/T16938 规定 5.1.3.5主轴检修: 检查主轴法兰应平整,光滑,无毛刺及高点,法兰面应涂润滑油防护 a 检查轴领表面应光滑、无毛刺及高点,对局部锈蚀、高点及毛刺部位应修磨处理,轴领应涂润 b) 滑油并防护好; 主轴应按DL/T1318要求进行无损检测 c 5.1.4转轮组装 5.1.4.1更换轮叶接力器活塞杆与转轮体法兰密封圈,按设计要求拧紧组合螺栓至设计扭矩值 5.1.4.2轮叶轴套安装常温下测量轴套内、外径及轮毂轴孔内径,轴套与孔的过盈量及与轴颈的间隙应符合设计 a 要求; b 轴套一般采取冷缩安装工艺,将其放于装有干冰或液氮的容器中冷却,在轴套冷缩达到安装间隙要求后,安装于轴孔;
GB/35709一2017 将冷装的轴套可靠固定; c d) 轴套恢复至常温后测量并记录轴套的内径,与轴颈的配合间隙应满足设计要求; e 配钻,攻丝及安装轴套骑缝螺钉,螺钉不得高出轴套表面,并按图纸要求锁定; fD 对于自润滑方式的双金属复合轴套应按设备技术要求进行安装 5.1.4.3轮叶密封安装清洗密封槽,槽内应干净无高点、毛刺; a b 切割适当长度的轮叶密封条,密封条接头应打磨平整,长度宜预留5 rmm~10mm余量;安装轮叶密封时,密封接头间应相互错位90"180"; c 轮叶密封内侧边应涂抹润滑脂,防止枢轴插人过程中损伤密封 5.1.4.4拐臂吊人轮毂内并临时固定,键槽处于水平位置,调整拐臂与轴套同心 5.1.4.5安装枢轴,调整其定位键拐臂键槽对正后插人,到位后安装卡环,并拧紧卡环联接螺栓至设计扭矩值 5.1.4.6轮叶接力器安装更换轮叶接力器缸体密封,安装接力器缸,在缸套人接力器活塞杆时,接力器缸、活塞杆滑动面 a 涂合格涡轮机油; 安装接力器导向精块" b c 更换接力器活塞密封环,密封环接头应错位90'一180";话塞安装时缸体内壁涂合格涡轮机油3 更换接力器缸盖密封,对称拧紧缸盖组合螺栓至设计扭矩值 5.1.4.7安装轮叶接力器与拐臂联板的联接螺栓 5.1.4.8安装轮叶密封压板,拧紧轮叶密封压板固定螺栓 5.1.49更换轮叶操作油管密封圈,安装操作油管 5.1.4.10预装泄水锥及附件,按照GB/T8564要求进行转轮严密性耐压试验和动作试验 5.1.5转轮安装 5.1.5.1泄水锥吊人流道并固定 5.1.5.2转轮体翻身使其联轴法兰呈垂直状态吊人机坑 5.1.5.3清扫转轮体,主轴法兰面及止口,检查无高点和毛刺 5.1.5.4安装主轴法兰密封圈 5.1.5.5转轮体与主轴法兰对正,对称将转轮体与主轴法兰拉拢贴紧后安装定位销钉及联轴螺栓,对称均匀紧固联接螺栓,其扭矩值应符合设计要求 5.1.5.6转轮与主轴法兰连接后,用0.03nmm塞尺检查,应不能塞人 5.1.6轮叶安装 5.1.6.1按编号吊起轮叶使其法兰处于水平位置,清扫法兰,检查应无高点、毛刺 5.1.6.2对正轮叶与转轮的定位销后下降轮叶,使其完全落于转轮体上,对称拧紧轮叶联接螺栓至设计扭矩值 5.1.6.3盘车将待安装的轮叶法兰于正上方,采用上述相同的方法安装其他轮叶 5.1.6.4焊接轮叶螺栓止动块及不锈钢堵板,堵板应与轮叶表面平滑过渡,焊缝应磨平且经PT无损检测合格 5.1.6.5更换操作油管密封圈,安装操作油管,油管连接件应可靠锁定 5.1.6.6安装泄水锥,检查合缝间隙应符合GB/T8564规定,轮毂充油检查轮叶密封及泄水锥各连接法兰应无渗漏,焊接泄水锥联接螺栓锁定块,转轮外表面所有螺栓孔、螺塞孔应用环氧树脂胶或机械修补胶填平,并与外表面平滑过渡
GB/T35709一2017 5.1.6.7对于枢轴与轮叶分体结构,而转轮整体吊装的,轮叶分解及安装在安装场进行,轮叶拆卸及安装时其与枢轴连接法兰面处于垂直位置,其他部件的安装及试验工艺与上述相同 5.1.6.8对于枢轴与轮叶为整体结构的转轮，一般进行轮叶及转轮体整体拆卸,在安装场进行转轮翻身,转轮法兰面朝下水平放置于支墩上,转轮解体检修流程,工艺与分体结构基本相同,轮叶与枢轴整体拆卸及安装,转轮组装后轮叶及转轮体整体吊装 5.2导水机构检修 5.2.1导水机构整体检修在灯泡贯流式水轮机检修中,一般不需要进行导水机构整体拆卸检修,其检修工作在机坑内完成 5.2.2重锤检修紧固重锤联接螺栓,重锤与导叶控制环连接销,耳孔、推力杆及焊缝,应按DL/T1318要求进行无损检测 5.2.3 导叶轴承检修 5.2.3.1搭设检修工作平台 5.2.3.2将待检修轴承的导叶可靠固定 5.2.3.3拆卸导叶连杆、拐臂、导叶轴承衬套和轴承 5.2.3.4检测轴承衬套、轴承及导叶外轴颈的配合尺寸应符合设计要求,更换轴承密封;按与拆卸相反的流程进行导叶外轴承安装,安装时导叶轴颈表面应涂抹润滑脂 5.2.3.5在内管型座搭设工作平台 5.2.3.6依次拆卸导叶内轴、内密封环及内轴承 5.2.3.7清扫,检查轴颈、导叶内轴承,内密封环的配合尺寸应符合设计要求,更换轴承密封 5.2.3.8按与拆卸相反的流程进行内轴承安装,安装时导叶轴承内表面应涂抹润滑脂 5.2.4控制环检修 5.2.4.1按导叶编号上、下游对称测量并记录控制环与外导水环的间隙 5.2.4.2控制环焊缝及联接螺栓应按DL/T1318要求进行无损检测 5.2.4.3控制环轴承及滚珠槽检修整体吊起控制环,分瓣拆卸压环并可靠固定,拆卸滚珠,将控制环清扫干净,注油孔应通畅 a 检查滚珠或滑块磨损情况,测量滚珠直径或滑块厚度,对存在过度磨损、点蚀、锈蚀及变形的 b 滚珠(或过度磨损的滑块)应更换; 检查并修复控制环轨道应无凹坑、高点及毛刺; 安装控制环压环、滚珠,检查压环分瓣接头应平滑,滚珠槽不得错位,调整滚珠间隙及控制环 d 与外导水环的间隙应符合设计要求,拧紧压环组合螺栓及推力螺钉至设计扭力值; 加注控制环轴承润滑脂,对有自润滑功能的控制环轴承可不加润滑脂 5.2.5导叶检修 5.2.5.1按DL/T1318要求对导叶进行无损检测 5.2.5.2检查导叶表面应无撞击凹坑,外表防腐涂层应无剥落 5.2.5.3导叶端面及立面密封面应完好,磨损未超设计值 5.2.5.4测量并记录导叶空蚀的部位,面积及深度,必要时拍照;采用气刨或打磨的方法将空蚀部位清
GB/35709一2017 除至露出金属光泽;对空蚀区预热、补焊,打磨,使导叶表面恢复至原形状 5.2.5.5导叶裂纹处理,采用气刨或打磨的方法将裂纹清除干净,打磨使其表面露出金属光泽,然后对该区域预热、补焊,打磨,采用模板检测验形合格 5.2.6内外配水环检修 5.2.6.1检查内、外配水环与导叶端面的密封面应无过度磨损,否则应进行修补 5.2.6.2检查内、外配水环各合缝间隙应符合GB/T8564规定 5.2.6.3内、外配水环各焊缝及螺栓均应按DL/T1318要求进行无损检测 5.2.6.4检查内、外配水环各组合法兰面应无渗漏导叶接力器检修 5.2.7 5.2.7.1拆卸接力器 5.2.7.2解体接力器并清扫干净,检查接力器油缸内表面、活塞杆表面应光滑,对存在划痕、毛刺及高点的部位进行修磨及抛光 5.2.7.3紧固及锁定活塞环固定螺母,更换密封圈,组装接力器,按设计扭矩值拧紧联接螺栓,检查各配合间隙应符合设计要求,各组合法兰面间隙应符合GB/T8564规定 5.2.7.4接力器应按GB/T8564的规定进行严密性耐压试验;摇摆式接力器在试验时,分油器套应来回转动3次5次 5.2.7.5接力器动作试验时,活塞移动应平稳灵活,活塞行程应符合设计要求;直缸接力器两活塞行程偏差不应大于1.0mm 5.2.7.6安装导叶接力器,调整接力器压紧行程应符合设计要求或GB/T8564的规定 5.2.8导叶间隙测量调整 5.2.8.1导叶端面间隙应在无操作油压作用下导叶全关闭位置测量调整,通过紧固导叶外轴顶部螺杆及增减外轴承与外配水环间的补偿垫片来调整,导叶端面间隙值应符合设计要求或GB/T8564的规定 5.2.8.2导叶立面间隙应在重锤作用下测量调整,通过调整连杆长度(旋套或偏心销)来调整导叶立面间隙,立面间隙值应符合设计及GB/T8564的规定 5.2.8.3操作调速器,使导叶从全关到全开位置,测量导叶最大开度偏差应符合DL/T5113.11的规定 5.2.8.4按要求锁定导叶间隙调整螺栓 5.3伸缩节及转轮室检修 5.3.1伸缩节检修 5.3.1.1拆卸前对伸缩节分瓣件编号 5.3.1.2拆卸伸缩节密封压板,检查伸缩节密封盘根压缩量,拆卸的橡胶密封不宜再次使用 5.3.1.3拆卸伸缩节并清扫干净 5.3.1.4基础环法兰螺栓孔应进行清理,法兰表面应清扫干净,无高点和毛刺 5.3.1.5伸缩节焊缝应按DL/T5070和GB/T8564规定进行无损检测 5.3.1.6伸缩节安装时,先吊人伸缩节下半部,并将其临时固定在基础环上,然后吊人伸缩节上半部与下半部组合,组合缝应符合GB/T8564规定 5.3.1.7安装伸缩节与基础环组合法兰密封条,对称均匀拧紧组合螺栓至设计扭矩值;检查密封槽尺寸
GB/T35709一2017 应均匀,安装伸缩节密封,安装压板并均匀拧紧压板螺栓至设计扭矩值 5.3.2转轮室检修 5.3.2.1转轮室拆卸前应盘车测量轮叶与转轮室的间隙 5.3.2.2拆卸上半部转轮室,将下半部转轮室下降放于专用支撑上,下降高度能满足转轮安全起吊为准 5.3.2.3转轮室焊缝及联接螺栓应按DL/T5070和GB/T8564规定进行无损检测,转轮室裂纹处理工艺参照5.2.5.5进行 5.3.2.4转轮室空蚀堆焊处理工艺参照第5.2.5.4进行,采用镶嵌处理工艺时需制定详细处理方案 5.3.2.5清扫、检查转轮室组合法兰面及螺栓孔 5.3.2.6转轮室安装清扫、检查外导水环法兰面及螺孔,将密封条粘于密封槽中 a b 转轮安装后,吊起转轮室下半部,将其提升至安装位置稍紧固于外导水环上,并在其下部上下游支撑架上用千斤顶将转轮室支撑牢固; 将转轮室上半部吊人机坑,转轮室上、下部组合面安装密封条并涂密封胶,密封条的端面切口要平齐且凸出法兰面0.5mm~1.0mm mm,对称均匀拧紧组合螺栓至设计扭矩值,组合缝应符合 GB/T8564规定; d 调整轮叶与转轮室间隙值应符合设计要求,组合螺栓拧紧至设计扭矩值后,复测其间隙应符合设计要求; 盘车检查轮叶与转轮间隙应符合设计要求 5.4流道检修 5.4.1金属流道整体外观检查,应无裂纹和明显凹坑 5.4.2金属流道除锈防腐,应符合GB/T8564的规定 5.4.3金属流道尾水管焊缝应按DL/T5070和GB/T8564规定进行无损检测 5.4.4检查金属流道与混凝土间的脱空情况,单块脱空面积达0.5m~1.0m时应进行灌浆处理 5.5管型座及导流板检修 5.5.1管型座及导流板螺栓、焊缝应按DL/T5070和GB/T8564规定要求进行无损检测 5.5.2管型座分瓣法兰合缝外观检查应封焊完好 5.5.3管型座及导流板除锈防腐,应符合GB/T8564的规定 5.6受油器及操作油管检修 5.6.1受油器拆卸、检修及安装调速器系统泄压后进行受油器排油,排油过程漏油梨保持启用状态 5.6.1.1 5.6.1.2受油器拆卸 a) 在尾水管无水时测量受油器对地绝缘电阻,应不小于0.5MQ; b 拆卸受油器供排油管、底座、受油器轴瓦及操作油管,操作油管拆卸前应盘车测量摆度值 5.6.1.3受油器检修检查受油器轴瓦、操作油管法兰及配合面应无毛刺、高点,配合间隙应符合设计要求 a b 轮叶反馈机构应完好; 检查受油器各绝缘垫,绝缘套管及绝缘销应无变形和破损,存在缺陷的应更换 c 10
GB/35709一2017 5.6.1.4受油器安装操作油管摆度调整合格,受油器轴瓦与操作油管轴颈的配合间隙符合设计要求; aa 安装受油器端盖、油封和挡油环,挡油环组合螺栓按设计要求锁定 b 安装受油器底座、浮动轴瓦;套装时,应防止密封圈出槽;找正并旋转浮动轴瓦,将其平移到位; c ) 调整受油器浮动轴瓦与底座内腔的间隙,按左右间隙相等，上部间隙大于下部间隙,上下部间隙差值约为发电机侧导轴承间隙的要求,并结合操作油管实际摆度值进行调整; 紧固带绝缘垫圈、绝缘套的联接螺栓,复测浮动轴瓦和底座内腔的间隙应符合规定,安装绝缘销钉; 检查受油器绝缘应符合设计要求或GB/T8564的规定 fD 5.6.1.5固定瓦结构的受油器安装与浮动瓦结构的受油器安装步骤基本相同,轴瓦与受油器底座组装后,通过调整底座的位置来进行轴瓦与操作油管配合间隙调整,同进检查受油器轴瓦配合间隙及操作油管与底座法兰垂直度应符合设计要求操作油管拆卸、检修及安装 5.6.2 5.6.2.1 操作油管拆卸及安装操作油管拆卸应在受油器、泄水锥(或转轮)拆卸后进行; a b 在尾水管内搭设检修平台; 先拆卸内操作油管,再拆卸中间操作油管,安装时顺序相反; d 拆卸内、外操作油管时应进行编号,管口应封堵可靠且隔离放置; 对采用管螺纹连接操作油管,拆卸时应做好防止操作油管变形和螺纹损伤的措施; e 操作油管回装时应先调平后再装人操作油管应严格清洗,连接紧固,不漏油;且保证内操作油管在外操作油管内滑动灵活;螺纹连 g 接的操作油管,应锁紧可靠 h) 受油器操作油管应参加盘车检查,其摆度值不大于0.1mm;受油器瓦座与操作油管同轴度,对固定瓦不大于0.15mm,对浮动瓦不大于0.2mm 5.6.2.2操作油管检修: 油管内外表面、法兰面、螺孔清扫 a 油管焊缝应按DL/T1318要求进行无损检测,对存在裂纹的油管焊缝应处理,处理后的操作 b 油管两法兰面平行度应满足设计要求,处理后的操作油管按GB/T8564的规定进行强度耐压试验油管密封槽检查应完好 5.7水轮机导轴承检修 5.7.1在管型座内解体检修水轮机导轴承 5.7.1.1 检修前准备 a 投人转子机械锁锭; b)拆卸竖井内附件及水轮机导轴承附件; c 顶轴专用工具安装; d)主轴径向位移监测装置已安装 5.7.1.2水轮机导轴承拆卸 a 拆卸水轮机导轴承上、下游侧油箱盖及挡油环; b)测量水导瓦上、下游侧轴瓦间隙; 11
GB/T35709一2017 顶起主轴0.15 mm0.20mm,监视主轴水平位移应不超过0.15 mm c d 拆卸扇形板; e 分解水轮机导轴承,分别将轴瓦吊出 5.7.1.3水导轴瓦检查及研刮: 鹤金瓦应无密集气孔、裂纹,硬点及脱壳、变色等缺陷,瓦面粗糙度应不大于0.8Mm; a b 水导瓦下半部与轴颈接触角应符合设计要求,但不超过60",沿轴瓦长度应均匀接触,在接触角范围内每平方厘米应有13个接触点; c 水导瓦油沟尺寸应符合设计要求,合缝处纵向油沟两端的封头长度不应小于15 mm 5.7.1.4水轮机导轴承支撑检查 a 水轮机导轴承体应完整、无裂纹,两分瓣组合法兰面平整 b 水轮机导轴承各部焊缝应按DL/T1318要求进行无损检测 c 检查扇形板应完整、无变形,板面、圆弧面、螺孔应完好,圆弧面无凹痕 5.7.2水轮机导轴承安装清扫、检查水轮机导轴承,进油孔及排油孔应通畅 5.7.2.1 先吊水轮机导轴承下半部于轴颈处,并轻顶靠于轴预,再吊水轮机导轴承上半部与下半部组 5.7.2.2 合打紧组合螺经至设计扭矩值吊装前清扫干净的袖颈上应涂合格透平油 5.7.2.3检查轴承分瓣组合面间隙应符合GB/T856生的规定;检查轴瓦与轴颈的间隙应符合设计要求,上下游侧间隙之差、同一方位间隙之差,均不应大于实测平均总间隙的10% 安装水轮机导轴承支撑扇形板,使其与内配水环及轴承连接牢固,检查各接触面应符合设计 5.7.2.4 要求 5.7.2.5将主轴完全落在水导瓦上,复测水轮机导轴承总间隙应符合第5.7.2.3要求安装油箱盖、油管等其他附属部件,水轮机导轴承充油检查各法兰、接头应无渗漏,主轴上抬量 5.7.2.6 符合设计要求 5.7.3水轮机导轴承随主轴吊至安装场进行解体检修的工艺及要求与第5.7.1.3相同 5.8主轴密封检修 5.8.1测量并记录主轴密封修前漏水量 5.8.2拆卸主轴密封供水管,排水管,水箱、工作密封、检修密封座,并清扫干净 5.8.3按DL/T1318要求对主轴密封金属部件进行无损检测 5.8.4检查密封衬套(抗磨环)表面应光滑、无裂纹及过度磨损,对磨损深度超过3.0mm以上的衬套抗磨环)应进行修补处理或更换 5.8.5对于主轴密封漏水量未超设计值,工作年限超3年宜更换工作密封;主轴密封漏水量超标的应更换工作密封 5.8.6检查检修密封应无老化、破损和超标磨损,并对空气围带通0.05MPa的压缩空气,在水中检查应无渗漏;回装后应进行充气及排气和保压试验，一般在1.5倍工作压力下保压1h,压降不宜超过额定工作压力的10% 5.8.7主轴密封安装过程与拆卸过程相反,分瓣密封座组合后调整密封座与主轴间隙应符合设计要求 5.8.8检修密封安装应符合设计要求或GB/T8564的规定 5.8.9工作密封安装应符合设计要求或GB/T8564的规定 5.8.10安装主轴密封挡水环,排水箱、供水管、排水管、检修密封供气管等附件,充水后检查主轴密封供,排水管路应通畅无渗漏,主轴密封漏水量应符合设计要求 12
GB/35709一2017 5.9机组中心检查处理 5.9.1检查内管型座、内配水环,尾水管基础环、轴承支架同心度应符合GB/T8564规定,否则进行调整或处理 5.9.2测量内、外配水环法兰面至管型座法兰面的轴向距离应符合设计要求,否则进行调整或处理发电机检修 6. 定子检修 6.1.1定子机械部分检修 6.1.1.1定子拆卸前应具备的条件 a 定子绝缘电阻、泄漏电流及耐压试验等相关试验已完成,空气间隙等数据已测量 b 已拆除测温、流量、压力、振动、水位传感器等设备及接线已拆除发电机引出线.中性点励磁电源线等设备及接线 c d 受油器、操作油管,集电环已拆除; 流道盖板、竖井、导流板已拆除 e 灯泡头组合体已拆除并移至上游流道,不影响定子的吊装 f 定子吊点已进行检查; g 工作平台已搭设; h 定子翻身工具.支墩已就位,标高已调整 6.1.1.2定子拆卸安装定子专用吊具及调整工具,升吊钩使桥机适当承重 a b 拆卸定子与管形座法兰定位销钉及联接螺栓; 在定子圆周方向分别由适当数量的人员持软木条插人定子空气间隙内,通过木条受力即时校 co 正定子位置; d)移动吊钩将定子往上游侧平移,定子与转子完全脱离后吊出机坑; 按设计要求安装翻身工具,将定子翻身至法兰处于水平位置 ee f 将定子吊起平放于支墩上 6.1.1.3定子机座和铁心检修分瓣定子机座组合缝用0.05mm塞尺检查,在定子铁心对应段以及组合螺栓和定位销周围不 a 应通过 5 检查定子铁心通风槽无异常,定子上下端部、定子铁心通风沟及铁心背部机座环板上无任何杂质和异物堵塞检查定子铁心槽楔、定位筋及托板应无松动、开焊,齿压板压指与定子铁心间应紧固无间隙、无错位,接触紧密,无松动、裂纹,螺母点焊处无开裂,铁心外表面无污溃;定子铁心上、下最外端铁心片与相邻片之间相对无错动、内移测量定子圆度,各实测半径与平均半径之差不应大于设计空气间隙值的士4% 一般沿铁心高度方向每隔1m距离选择一个测量断面,每个断面不少于12个测点,每瓣每个断面不少于 3点,合缝处应有测点;整体定子的铁心圆度也应符合上述要求复测定子铁心高度在铁心背部及其对应齿部位置测量铁心高度,圆周测点不少于16个点，各点测量值与设计值的偏差不超过表3规定，一般取正偏差 13
GB/T35709一2017 表3定子铁心高度测量偏差值范围铁心高度 h<1000 10002500 mm 偏差值 -2+4 -2+5 -2+6 2~7 -2+8 mm 复测铁心波浪度,铁心上端槽口齿尖的波浪度应满足表4规定表4铁心上端槽口齿尖的波浪度要求铁心长度 /<1000 10002500 mm 波浪度 l0 l mm 铁心压紧螺栓预紧力在设计范围内,齿压板无移位,压紧螺栓无损伤,蝶 f 铁心压紧螺栓检查形弹簧垫圈完好,螺帽点焊处无开裂,穿心螺杆结构的铁心应进行绝缘检查对定子机座所有焊缝进行外观检查,应无裂纹,并按DL/T1318要求对机座焊缝、定子联接螺 g 栓及定位销进行无损检测 h)定子铁心局部损坏处理需制定专项方案 6.1.2定子电气部分检修 6.1.2.1定子绕组检修定子修前试验已完成; a b) 定子绕组端部及端箍绝缘应清洁,包扎密实,无过热及损伤,表面漆层应无裂纹,脱落及流挂现象; 定子绕组接头绝缘盒及填充物应饱满,无流蚀、裂纹、变软、松脱现象 c d 定子绕组端部各处绑绳及绝缘垫块应紧固,无松动与断裂定子绕组弯曲部分的端箍无电晕放电痕迹 e 上、下槽口处定子绕组绝缘无被冲片割破、磨损现象; D 定子绕组无电腐蚀,通风沟处定子绕组绝缘无电晕痕迹日 6.1.2.2定子铁心齿槽检修铁心齿槽无烧伤、过热,锈蚀、松动 a 合缝处冲片无错位 b 与定子绕组接触部分冲片无松动,轻微松动可加绝缘垫楔紧,由于松动而产生的锈粉应清除， c 并涂刷绝缘漆 6.1.2.3定子槽楔检修槽楔应完整、紧固,无松动、过热,断裂,脱落现象,并测量槽楔压紧力; a 槽楔斜口应与通风沟对齐,楔下垫实,防止上窜及下窜,下部槽楔绑绳应无松动或断股现象 b 6.1.2.4定子引出线检修引出线绝缘应完整,无损伤、过热及电晕痕迹; a b 引出线应固定牢靠无松动,固定支架应稳定可靠,支架绝缘垫块应完好无破损开裂 14
GB/35709一2017 检查螺栓连接的各接头应牢固,接触应良好; c d 检查引出线焊接连接部位,焊接处应表面光滑,无裂纹、气孔和夹渣;测量焊接连接部位的直流电阻值及包扎绝缘的表面电位均应符合要求 6.1.2.5定子线圈更换处理 a 有下列情况之一者,定子线圈应当更换非接头或断口部位绝缘损伤导致耐压试验不合格者; 1 2？主绝缘损伤严重无法修复者接头股线损伤其导体截面减少达15%以上者; 3 ！严重变形,主绝缘可能损伤者; 5 防晕层严重损坏者 b)定子线圈的嵌装,应符合下列要求 l)线圈嵌装前,单个线圈应按DL/T596的规定进行相关试验; 线圈与铁心及端箍应幕实,定子线圈上下端部与已装绕组标高应一致,斜边间隙应符合设 22 计规定,线圈应固定牢靠; 33 上下层线圈接头相互错位不应大于5" 前后距离偏差应在连接套长度范围内 mm 对采用半导体垫条固紧结构的线圈直线部分嵌人线槽后,与齿槽单侧间隙超过0.3mm.、 4 长度大于100mm时,可用半导体垫条塞紧,塞人深度应尽量与绕组嵌人深度相等;半导体槽村结构定子线圈及其他新型线圈的嵌装工艺应符合制造家的技术要求; 上、下层定子线圈嵌装后,应按DL/T596的规定进行试验 5 定子线圈击穿点及主绝缘严重损伤处在槽口外距离槽外100mm及以上者,在条件允许的情况下,可以不更换线圈进行局部处理,将击穿部位绝缘削成坡口后进行绝缘包扎,具体工艺参照第6.1.2.8执行 6.1.2.6定子槽楔打紧处理: 有下列情况之一者,应重新更换并打紧槽楔 a 槽模有破损、断裂槽楔端部绑线断裂; 2 3 槽楔松动或有空蚀现象; 4)采用波纹垫条弹性不够槽楔紧度检查 b 外观检查槽楔有无损坏,用测力计或小锤检查槽楔紧度,当槽楔有外移或松动时则需处理; 采用波纹垫条的用深度游标卡尺分别测量并记录不同直径孔(分别对应波纹垫条的波谷和波峰)的高度;当波峰一波谷<0.7时,槽楔紧度合格;当波峰一波谷>0.7时,槽楔紧度不够在铁心槽全长范围内,槽楔的打人顺序从上往铁心中心打人一根槽楔 22) 从下往铁心中心打人一根槽楔 33 重复a),b)在上下两个方向分别交错打人槽楔,直至全部打人完成;在打的过程中要不断的按槽楔的打人顺序移动槽楔形撑块,当槽楔上的孔没有对准波峰或波谷时则要打出槽楔,并调整好位置重新打人,直至满足要求 d 当槽楔的通风道与铁心的通风沟位置上、下错位时,应打出槽楔并调整好位置打槽楔时,应注意下列各项 e 打槽楔时,应注意通风沟的方向; 15
GB/T35709一2017 槽楔下垫条伸出槽口的长度不得超越槽楔 2 3 槽楔间的空隙长度不应超过槽楔长度的1/3; 4！槽楔上的通风沟与铁心通风沟的中心应对齐,偏差应不大于2 mm 5 槽楔表面不得高出铁心内圈表面; 6 有测温电阻线圈的槽,在打完该槽楔后,应测量线圈的电阻值 fD 当槽楔打完后,安装槽楔挡块: 1 将槽楔挡块的下楔嵌人槽中,并使其两凸块嵌人铁心通风道中; 22 打人上楔，上楔打人时,应注意槽楔挡块与其相邻槽楔间留有2mm间隙,若打人后没有间隙,则将上楔取出,并去除头部一截(截取长度视槽楔挡块紧度定),再将上楔打人,并检查与槽楔间的间隙; 3 按槽楔挡块的下楔凹槽划上线,并取出上楔,去除尾部余量,重新打人 4 槽楔挡块打紧后,在上楔尾部与下楔的凹槽处填适形材料,并用玻璃纤维管将槽楔挡块与线圈绑扎牢间定子槽楔打紧处理后,应符合下列要求 g 1) 槽楔应与线圈及铁心齿槽配合紧密; 槽樱打人完成后,铁心上下端的槽楔应无空隙,其余每块槽樱空隙长度不应超过槽楔长度 2 的1/3,否则应加垫条塞实; 槽楔凸出铁心表面应不大于0.5mm,槽楔的通风口应与铁心通风沟的中心对齐,槽楔伸 3 出铁心槽口的长度及固定方式应符合设计要求定子线圈接头针焊 6.1.2.7 有下列情况之一者,应对定子线圈接头进行重新钉焊 a 试验确定的不良接头; 22 更换线圈而断开的接头; 接头检查有过热者或流胶者 3 b)定子线圈接头针焊,应符合下列要求 l纤焊前,接头部位应清理干净,露出金属光泽; 2 使用锡钉焊料采用并头套结构的纤焊接头,接头铜线,并头套及铜楔等应搪锡;并头套、铜楔和铜线导电部分应结合紧密;铜线与并头套之间的间隙,应不大于0.3mm.局部间隙允许0.5mm; 使用磷铜针料采用股线搭接结构的纤焊接头,股线搭接长度不应小于股线厚度的5倍 3 使用磷银铜纤料采用搭板结构的纤焊接头,接头装配后的填料间隙应小于0.25mm; 4 5 接头纤焊时,应按制造厂规定的加热方法和工艺进行应饱满,表面应光滑无棱角、无气孔和空洞; 6 针煤后检查纤焊部位,焊料 77 轩焊完成后,在接头接触部位前后选择两点,测量其间的接触电阻,以不大于同截面导线长度电阻值为合格,且各接头电阻最大最小比值不超过1.2倍 6.1.2.8定子线圈接头绝缘处理采用云母带包扎的绝缘,处理时应符合以下要求 a 包扎前应将原绝缘削成斜坡,且平滑过渡; 1 2 搭接长度一般应符合表5的要求; 33 绝缘包扎层间应刷胶、包扎应密实,包扎层数应符合设计要求 16
GB/35709一2017 表5云母带包扎绝缘接头搭接长度要求发电机额定电压 10.5 13.8 15.75 18.0 20,0及以上 6.3 kV 按照设备技术搭接长度不小于 50 40 45 25 30 要求执行 mm b 采用环氧树脂浇注的绝缘,处理时应符合以下要求环氧树脂的配比混合应符合设计要求; ) 2)接头四周与绝缘盒间隙应均匀 3)定子端头绝缘与绝缘盒的搭接长度应符合设计要求; 4)绝缘盒正式浇注树脂前应按技术要求试浇注一次,24h后解剖检查树脂固化程度及内部形态是否正常; 5)环氧树脂浇灌应饱满,无贯穿性气孔和裂纹 6.1.2.9定子清扫,喷漆 a 定子清扫,应符合下列要求; 清扫应使用清洁、干燥的压缩空气或清洗液 1) 2 清扫喷嘴应使用软塑料或橡胶制品 33 清扫气体压力应保持在0.2MPa0.3MPa 定子是否喷漆应根据检修实际情况确定 b c 定子喷漆,应符合下列要求: 1喷漆前相应部位应进行彻底清扫,绝缘表面不应有灰尘和油污等; 各部位喷漆应符合厂家要求 3 喷漆前应对各部位编号和标记进行登记,并在喷漆完成且干燥后恢复编号和标记 4)喷漆要求漆膜均匀,外表光亮,不可出现滴漏,厚边、流挂等现象 6.1.2.10定子干燥处理: 测量定子绕组对机座及绕组间绝缘电阻,当满足下列条件时,可不进行干燥 a 定子绕组每相绝缘电阻值在换算至100C时.不低于式(1)计算的R(MQ): R 1000十SN/100 式中: U、发电机额定线电压,单位为伏特(V); 发电机额定容量,单位为千伏安(kVA). SN 在40C以下时,沥青浸胶及烘卷云母绝缘分相测得的吸收比不小于1.3或极化指数不小于1.5,对于环氧粉云母绝缘吸收比不小于1.6或极化指数不小于2.0 b)定子干燥处理,应注意以下事项 1) 定子绕组干燥时,温度应平稳上升,每小时不超过5K一8K 2 绕组最高温度,以酒精温度计测量时,不应超过70C;以埋人式电阻温度计测量时,不应超过80C; 进行干燥的定子,其绝缘电阻稳定时间一般为4h~8h 3 6.1.2.11定子的预防性试验应按照DL/T596规定进行 17
GB/T35709一2017 6.1.3定子安装 6.1.3.1 定子安装前准备转子已安装,工作平台已搭设; a 定子及管型座法兰面已清扫干净,无高点、毛刺 b) 已按图纸要求安放密封条 e' d 定子已按设计要求或DL/T596的规定进行电气试验且合格定子起吊及翻身工具已安装,螺栓已紧固 e 6.1.3.2定子安装过程定子翻身后吊离地面,调整定子法兰垂直度偏差不大于4.0mm; a b 定子吊人机坑套人转子时,应在定子、转子圆周间隙内放置一定数量的软木条安装定子与管型座连接法兰定位销钉,并对称均匀拧紧联接螺栓,测量转子与定子之间的空气 c 间隙,使得各气隙与平均气隙之差,不得超过平均气隙士8% 检查定子,转子袖向磁力中心应符合GBy/T8564规定" d 检查组合缝间隙应按GB/T8564规定执行,复测空气间隙应符合要求 e n 按设计要求进行组合面密封严密性试验; g 发电机水平,垂直支撑安装完后复测空气间隙应满足要求 6.2转子检修 6.2.1转子机械部分检修 6.2.1.1转子拆卸前应具备的条件工作平台已搭设; a b 转子翻身工具,支墩已就位,支墩标高已调整; 定子已拆卸; e d 转子专用吊装工具已安装影响转子拆卸及起吊的其他附件已拆卸 e 6.2.1.2转子拆卸: 吊起转子后,对称拆卸转子与主轴法兰的联接销钉及螺栓,移动吊钩使转子脱离止口; a 转子吊出机坑; b) e 安装转子翻身工具,将转子翻身至水平位置并放置于支墩上 6.2.1.3转子检修: 转子检修应达到以下技术要求 a 检查转子各部位结构焊缝,应无变形,裂纹、,开焊现象转子联轴螺栓、定位销钉及磁极联接螺栓拆卸后应进行全面检查,并进行超声波检测 2 检查制动环磨损正常、无裂纹、无松动,固定制动环的螺栓应凹进摩擦面?mm以上,制动 3 环接缝处应有2mm以上的间隙,错牙应不大于lmm,且按机组旋转方向检查闸板接缝后一块不应凸出前一块,制动环径向水平偏差应在0.5mm以内,沿整个圆周的波浪度不应大于2mm; 4 检查整体式制动环应磨损正常,无裂纹及龟裂现象,焊缝无开裂和开焊现象 5)转子支架、制动环等部件及其结构焊缝应按DL/T5070及GB/T8564规定进行无损检测 b 磁极拆卸及安装: 18
GB/35709一2017 拆卸磁极与磁轭的联接螺栓或磁极键 1 22 磁极吊装时应做好防护且捆扎牢固 33 将拆卸的磁极按编号摆放！拆卸及挂装时应按编号对称进行; 5 紧固磁极螺栓时应达到设计扭矩值或磁极键的紧度符合设计要求 6 在风洞内拆装磁极,通过磁极检修孔吊出及吊人;拆卸时,先在底部拧松磁极固定螺栓或磁极键,然后盘车将该磁极对正检修孔后吊出,进行磁极检修处理,安装顺序相反转子圆度及中心测量调整 c )调整转子中心体水平,在上法兰面上测量水平度应不大于0.031 mm/m; 22 安装转子圆度测量工具; 33 调整一个基准磁极,利用测圆工具在基准磁极上定出基准点; 4 圆度测量前应检查转子测圆架的灵敏度,测圆架旋转一周回到起点时百分表的读数偏差不超过0.031 mm; 用测圆架分上、下二个部位测量转子圆度,各半径与设计半径之差不应大于设计空气间隙值的士4% 对圆度不合格的磁极,通过在磁极与磁轭间增、减垫片的方法将磁极圆度调整在合格范围内; 测量磁极中心偏差,铁心长度小于或等于1.5m的磁极,不应大于士1.0mm;铁心长度大于1.5m小于2.0m的磁极,不应大于士1.5mm;铁心长度大于2.0m的磁极,不应大于士 -2.0mm 6.2.2转子电气部分检修 6.2.2.1转子磁极及其接头检修检查磁极应固定可靠无松动; a 检查磁极表面绝缘层应无开裂、脱落、变色、机械损坏现象; b 检查纤焊连接的磁极接头,应连接可靠,无松动,断裂和开焊现象， c 检查螺栓连接的磁极接头,固定螺栓应紧固无松动并锁定牢靠 d 检查磁极接头部位绝缘包扎应完好,无破损、无过热变色现象; e 清扫磁极,应无灰尘及脏污 6.2.2.2转子阻尼条,阻尼环及其接头检修检查转子阻尼环及接头应无松动、变形、裂纹、变色现象， a 检查转子阻尼条应无松动、断裂、磨损,变色现象 b 检查阻尼条与阻尼环应连接良好,无断裂、开煤、变色现象; c 检查各电气联接螺栓应紧固无松动且锁定牢靠; d 清扫磁极,应无灰尘及脏污 e 6.2.2.3转子引线检修检查转子引线绝缘应完好无破损,引线接头处应无过热变色现象 aa 检查转子引线固定夹板绝缘应完好无破损,固定牢靠无松动; b 检查转子引线应固定牢靠无松动; c 清扫转子引线,应无灰尘、脏污 d) 6.2.2.4转子集电环,刷架检修: 清扫集电环及刷架,应无灰尘、无碳粉、无异物; a b 检查集电环表面应光洁,无麻点和凹痕,当凹痕深度大于0.5mm时,应对其表面进行修复处 19
GB/T35709一2017 理,包括机加工修理或更换; 检查刷架、刷握及绝缘支柱,绝缘垫应完好无破损,刷握应垂直对正集电环 c d 3mm: 检查和调整刷握边缘与集电环表面之间的间隙,应保证间隙为2mm" 检查弹簧压力应均匀且符合设计要求,电刷在刷握里应滑动灵活无卡阻,电刷和刷握之间的间 e mm0.2mm 隙应为0.1 fD 检查集电环及刷架上各电气联接螺栓应紧固无松动; 检查转子引线、励磁电缆及其接头和固定夹板应完好无破损; 8 h)测量集电环、刷架、转子引线及励磁电缆绝缘电阻,应满足GB/T8564规定 6.2.2.5电刷检查更换检查电刷,符合下列情况之一者应当更换 a 1 检查所有电刷应为同一型号，且均应完整无缺损,对不同型号及损坏电刷应进行更换; 22 检查各个电刷和刷辫的连接应可靠无松脱,对连接松脱电刷应进行更换; 检查各个电副刷辫,对刷剧辫过热变色或有1/A刷辫断股的电副应进行更换 33 4 检查各个电刷磨损情况,对磨损长度大于原长度的1/3的电刷应进行更换 b电刷更换,应符合下列要求 1 每次更换新电刷的数量,不应超过每个集电环电刷总数的1/3 22 对于棒更换新电刷数量较多时,应特新电刷磨合后,再更换其他电刷同 -集电环应统一使用同一品牌型号电刷 3 新电刷安装后检查其与集电环的接触面应不小于端部截面的75% 4 6.2.2.6磁极解体检修处理磁极检修,发现有下列缺陷之一时应分解检修处理或更换 a 磁极主绝缘不良; 1 2 磁极线圈匝间短路磁极线圈松动; 3 4 磁极阻尼环,阻尼条松动或阻尼条断裂 b)单个磁极处理完成后应按照DL/T596规定对其线圈进行试验,合格后方可安装 6.2.2.7磁极接头更换处理磁极接头检修,发现下列缺陷之一者应进行更换处理 a 1 软接头铜片断裂; 2 软接头损伤使导电截面减少15%以上及焊缝有裂纹; 铜片失去弹性 3 软接头与磁极线圈焊接不良 44 软接头接触电阻不合格 5 磁极接头处理,应符合以下要求 b 接头错位不应超过接头宽度的10%,接触面电流密度应符合设计要求; 1 焊接接头焊接应饱满,外观应光洁,无气孔,夹渣,并具有一定弹性; 2 33 螺栓连接接头,接触应严密,接触面应平整,接触面平直度不应超过0.03mm或使用塞尺检查间隙不大于0.05mm,螺栓应紧固无松动且锁定牢靠,接头部位应搪锡或镀银,镀层应平整; 接头绝缘包扎应符合设计要求,接头与接地导体之间应有不小于8mm的安全距离,绝缘 4 卡板卡紧后,两块卡板端头应有1mm2mm间隙 6.2.2.8转子清扫,喷漆: 转子清扫,应符合下列要求 a 20
GB/35709一2017 1) 清扫应使用清洁、干燥的压缩空气或清洗液; 2 清扫喷嘴应使用软塑料或橡胶制品清扫气体压力应保持在0.2MPa一0.3MPa 3 b 转子是否喷漆应根据检修实际情况确定转子喷漆,应符合下列要求 c 1) 局部或全部喷漆; 喷漆前转子应清扫干净,绝缘表面不应有灰尘和油污 22) 应使用符合厂家要求的漆品; 3 4 喷漆前应对各部位编号和标记进行登记,并在喷漆完成后恢复喷漆要求漆膜均匀,外表光亮,不可出现滴漏,厚边、流挂等现象 5 6.2.2.9转子干燥处理因转子受潮而使转子绝缘电阻降低时,应对转子进行干燥处理 a b)转子就地干燥时,应注意以下事项如果干燥现场温度较低,应将转子整体封闭,必要时还可用热风或无明火的电器装置将空 1 气温度提高; 22) 干燥时所用的导线绝缘应良好,应避免高温损坏导线绝缘干燥时,应严格监视和控制干燥温度,不应超过限值; 33) 4 干燥过程中,应定时记录绝缘电阻及干燥温度 6.2.3转子安装 6.2.3.1转子安装的条件: 组合轴承及主轴、转轮已安装; a 转子已按设备技术要求或GB/T8564规定的检查试验项目进行试验且合格 b 转子支架与主轴联接法兰面已清扫干净,并做好防护措施 c d 起吊及翻身专用工具已安装主轴旋转工具已准备 e 6.2.3.2转子安装过程将转子翻转至垂直位置,调整转子法兰垂直度,拆除翻身工具， a 转子吊至机坑,向主轴法兰缓慢靠近,随时检查转子支架与主轴法兰面的距离" b 对称用联轴螺栓将转子拉人止口,直至两法兰面贴紧;装人定位销钉及联轴螺栓,对称均匀拧 c 紧联轴螺栓至设计扭矩值;组合面用0.03mm塞尺检查,不得通过; 拆除转子专用吊具,安装磁极;并按要求进行相关试验 d 主轴与转子联接后,盘车检查各部位摆度,应符合下列要求 I)各轴颈处的摆度应小于0.03mm; 联轴法兰的摆度不应大于0.10mm; 22 33 集电环处的摆度不应大于0.20 mm 6.2.3.3转子的预防性试验应按照DL/T596规定执行 6.3组合轴承检修 6.3.1组合轴承和主轴整体拆卸具备的条件 6.3.1.1组合轴承及主轴的支撑架已就位标高已调整 6.3.1.2主轴水平度已测量 21
GB/T35709一2017 6.3.1.3组合轴承内的油已排尽 6.3.1.4定子,转子、转轮及主轴密封已拆除 6.3.1.5各测温元件、保护引出线、油位计,油管等附件已拆除 6.3.1.6管型座内组合轴承吊装专用轨道、轴承专用吊具已安装 6.3.2组合轴承及主轴拆卸 6.3.2.1将主轴顶起适当高度使主轴与水导轴瓦脱离 6.3.2.2拆卸水轮机导轴承扇形板,下降主轴将水轮机侧主轴完全落于吊装工具上 6.3.2.3将发电机侧主轴吊起,拆卸组合轴承支架与管型座法兰的定位销钉、联接螺栓 6.3.2.4将主轴向上游侧平移至适当位置,在水导侧吊具上挂装起吊钢丝绳,调整吊绳长度使主轴悬空并处于水平状态,将组合饷承及主轴移至上游流道并水平旋转45",使主轴与流道吊物孔呈对角状态，将主轴及轴承吊出机坑 6.3.2.5将主轴落于专用支架上,调整主轴水平应不大于0.5mm/m. 6.3.3组合轴承检修工艺要求检查推力轴瓦应无裂纹、夹渣及密集气孔等缺陷,轴瓦的瓦面材料与金属底坯的局部脱壳面积 6.3.3.1 总和不超过瓦面的5%,必要时可用超声波或其他方式检查 6.3.3.2推力瓦研刮后应符合GB/T856!的规定,对设备技术要求明确指出不需进行推力瓦研刮的可不研刮推力瓦检查镜板工作面应无伤痕和锈蚀,镜板研磨后其粗糙度应符合厂家设计要求,必要时按图纸检 6.3.3.3 查两平面的平行度和工作面的平面度 6.3.3.4检查调整正向推力瓦与镜板的间隙应在平均间隙的士0.03mn以内 6.3.3.5检查调整各反向推力瓦与镜板的间隙应在平均间隙的土0.05mm以内 6.3.3.6正、反向推力瓦与主轴装配后,正、反向推力瓦与镜板的总间隙一般为0.3mm~0.6mm,如设备技术要求有规定应按技术要求调整,其总间隙偏差不超过0.1nmm 6.3.3.7发电机导轴承检修应符合下列要求轴瓦应无密集气孔、裂纹、硬点及脱壳等缺陷,瓦面粗糙度应小于0.84m的要求; a 轴瓦与轴装配后总间隙应符合设计要求.上下游侧间隙之差、同一方位间隙之差,均不应大于 b 实测平均总间隙的10% 轴瓦与轴的接触应均匀,每平方厘米面积上至少有一个接触点;每块瓦的局部不接触面积,每处不应大于5%,其总和不应超过轴瓦总面积的15%; 导轴瓦研刮,应按GB/T8564的要求进行; d 检查轴瓦与轴颈间隙应符合设计要求; e f 球面支撑的导轴承,球面与轴承壳、饷承壳球面与球面座之间的间隙应符合设计要求; 组合轴承端面密封间隙按设计要求进行调整 8 6.3.3.8镜板、轴瓦、推力头等部件应按GB/T8564要求进行无损检测 6.3.3.9对组合轴承各联接螺栓、销钉应进行外观检查及无损检测,并符合DL/T1318要求 6.3.3.10组合轴承各高压查焊缝无裂纹,接头无漏油,高压软管应检查无老化,龟裂油命 6.3.3.11镜板的研磨工艺应符合下列要求镜板镜面的研磨在专门的研磨棚内进行,以防止落下异物划伤镜面 a b 镜板放在研磨机上应调整好镜板的水平和中心其水平偏差不大于0.05mm/m,其中心与研磨中心差不大于10" mm 研磨平板不应有毛刺和高点,并包上厚度不大于3mm的细毛毡,再外包工业用呢,二者应分 22
GB/35709一2017 别绑扎牢靠; d 镜板的抛光材料采用粒度为M5~M10的氧化铬(Cr.O.)研磨膏1;2的重量比用煤油稀释，用细绸过滤后备用在研磨最后阶段,可在研磨膏液内加30%的猪油,以提高镜面的光洁度研磨前,应除去镜板上的划痕和高点,且只能沿圆周方向研磨,严禁径向研磨;更换研磨液或清扫镜板面时,只能用白布和白绸缎,工作人员禁止戴手套 fD 镜板研磨合格后,镜面的最后清扫应用无水酒精作清洗液,镜面用细绸布擦净,待酒精挥发后，涂上猪油、中性凡士林或涡轮机油进行保护 6.3.4组合轴承组装 6.3.4.1将组合好的正向推力轴承座水平放置(瓦面侧朝上)于支墩上,按拆卸标记分别将推力瓦安装就位,将镜板水平放置于推力瓦面上,利用推力瓦支柱螺钉或增减垫片)调整镜板水平不大于0,02m mm/m 镜板面至推力轴承座法兰面的距离应符合设计要求,检测镜板与推力瓦的间隙应为0,且推力瓦受力均匀，瓦面与镜板之间的接触面积应符合GB/T8564规定,然后锁紧推力瓦支柱螺钉(反推力瓦调整方法同上) 6.3.4.2将推力镜板及与主轴配合部位清扫干净,检查平键正常,水平吊起推力镜板下半部至主轴下方组装位置,在配合止口处涂抹润滑脂,当进人止口后,在两端用螺旋千斤顶轻顶靠于主轴 6.3.4.3吊起推力镜板上半部.合拢上下组合面,装人销钉,组合螺栓应均匀拧紧至设计扭矩值分瓣推力镜板装配到主轴上后,检查和测量镜板或推力环与主轴止口两侧及镜板或推力环组 6.3.4.4 合面应无间隙,用0.05mm塞尺检查不得通过;分瓣镜板工作面在合缝处的错牙应小于0.02mm,沿旋转方向后一块不得凸出前一块 6.3.4.5检查正、反推力镜板面平行度应满足设计要求 6.3.4.6将发导瓦清扫干净,先吊发电机导轴承径向瓦下半部于轴颈下,并轻顶靠紧轴颈,再吊轴瓦上半部与下半部组合,对称均匀拧紧组合螺栓至设计扭矩值,检查轴瓦总间隙应符合设计要求;吊装前应在清扫干净的轴颈上涂抹润滑脂 6.3.4.7将发电机导轴承径向瓦向发电机法兰方向移动20mm一30mm,以防止反推力轴承安装时反推力瓦与推力镜板相碰吊导轴承支撑架下半部顶靠于径向轴瓦下,吊导轴承支撑架上半部与下半部组合,组合面安装密封条并涂耐油平面密封胶,打人定位销钉,检查加工面应无错牙,由内向外对称均匀拧紧组合螺栓至设计扭矩值 6.3.4.8将反推力轴承下半部清扫干净,吊起放于主轴下方安装位置,用螺旋千斤顶顶紧靠于主轴吊起反推力轴承上半部与下半部组合,组合面安装密封条并涂耐油平面密封胶,对称均匀拧紧组合螺栓至设计扭矩值 6.3.4.9吊起推力油槽下半部与反推力轴承临时固定,再吊起推力油槽上半部与下半部组合,组合面安装密封条并涂耐油平面密封胶,对称均匀拧紧组合螺栓至设计扭矩值 6.3.4.10将推力轴承支柱螺钉拧松0.5nmm1.0mm,吊起推力轴承下半部与油槽临时固定,再吊起推力轴承上半部与下半部组合,组合面安装密封条并涂耐油平面密封胶,对称均匀拧紧组合螺栓至设计扭矩值 6.3.4.11将组合轴承支架清扫干净,在密封槽内装上密封条,吊起轴承支架并调整垂直度,检查主轴的水平度小于0.5mm/m,吊起组合轴承支架移到发电机导轴承支撑环上,装上止推环并锁紧,对称拧紧轴承支架与反推力轴承联接螺栓至设计扭矩值 6.3.5组合轴承及主轴安装 6.3.5.1组合轴承组装完成后,将水轮机导轴承组装于主轴上并固定可靠,安装组合轴承及主轴吊装工具,将组合轴承及主轴吊人发电机流道,旋转主轴呈安装方位,移动吊钩将水轮机侧主轴插人内管型座内,下降吊钩使吊具滚轮到达轨道上,继续向下游移动吊钩,直至到达安装位置 23
GB/T35709一2017 6.3.5.2安装水轮机导轴承扇形板及轴承支架与内管型座法兰定位销钉,对称均匀拧紧联接螺栓到设计扭矩值,检查机组中心应符合GB/T8564规定 6.3.6发电机导轴承中置式(发电机导轴承位于正向,反向推力轴承之间)组合轴承拆卸及安装 6.3.6.1发电机导轴承中置式组合轴承拆卸具备的条件组合轴承内的油已排尽; a b 定子、转子已经拆除吊至安装场 c 各测温元件、保护引出线已经拆除; d 发电机流道盖板及竖井已经拆除; 灯泡头组合体已拆除并临时放置在流道内 e 6.3.6.2反向推力轴承拆卸: 拆卸外围设备,并测量各正、反推力瓦的间隙值 a b 盘车使反推镜板组合缝处于水平位置便于拆卸; c 拆卸反推镜板的组合法兰面销钉及螺栓使下半部缓慢下放至适当位置; d 用专用工具将反推力镜板吊至主安装场指定位置; 通过专用工具卡牢反推力瓦拆除反推瓦外支撑架定位销及联接螺栓,拆卸反推力瓦 e 6.3.6.3正向推力轴承拆卸拆卸正推轴承上端盖; a) b 盘车使正推镜板的组合面处于水平位置拆卸正推力瓦的下端盖; e 开启高压顶轴油泵,将转子向上游侧平移1mm一2mm,使各瓦与正向推力镜板之间有间隙; d 采用专用工具卡牢固正向推力瓦,拆除正向推瓦外支撑架定位销及联接螺栓,拆卸推力瓦 e 6.3.6.4发电机导轴承拆卸拆卸发电机导轴承挡油环 a b 测量发电机导轴承总间隙与两侧间隙在发电机导轴承上游侧主轴底部安装专用工具,并装百分表监测,将主轴顶起0.1mm~ c 0.15nmm; 拆除发电机导轴承与支撑环联接法兰的定位销钉及螺栓,将发电机导轴承体向下游侧平移 d 拆卸发电机导轴承组合面的定位销钉及螺栓; 将发电机导轴承吊出机坑 e 6.3.6.5正向推力镜板拆卸: 拆卸正向推力镜板与主轴法兰的联接螺栓,将正向推力镜板移至下游侧适当位置 a 拆除定子和转子后,再拆卸正向推力镜板组合法兰的定位销钉和螺栓,将推力镜板从发电机 b) 吊装孔吊出 6.3.6.6中置式组合轴承检修应符合6.3.3规定,经过验收合格方能进行安装 6.3.6.7发电机导轴承安装: 将发电机导轴瓦下半部吊至内管型座,置于轴颈下方,再将发电机导轴瓦上半部至内管型座， a 清扫后放于轴颈上,吊起发电机导轴承下半部与上半部组合，组合时先装销钉,后紧固螺栓,从内向外均匀分次拧紧组合螺栓至设计力矩值;组合面应间隙应符合GB/T8564规定,导轴承与主轴总间隙应符合设计要求; b 将发导与支撑环联接,安装销钉和螺栓,螺栓应对称均匀拧紧至设计力矩值 6.3.6.8正向推力轴承的安装组合正推力镜板,组合面应无间隙,用0.05mm塞尺检查不得通过;镜板工作面在合缝处的错 a 24
GB/35709一2017 牙应小于0.02mm,沿旋转方向后一块不得凸出前一块; b 将正向推力镜板把合在转子联接法兰的背面,镜板的平面度和垂直度应符合设计要求安装正向推瓦 c 6.3.6.9反向推力轴承的安装将反向推力镜板的下半部吊人内管型座并置于轴颈下方,再将上半部分人置于轴颈上,反向推力镜板上半部、下半部清扫后组合，组合面间隙及错牙应符合6.3.4.4要求,检查反推力镜板与主轴止口应无间隙,局部间隙不得超过0.02mm; b)检查镜面与每一块铀瓦托盘之间的距离,调整反向推力瓦加垫厚度,安装反向推力瓦 6.3.6.10安装各轴承的高压软管、环管等附件 6.3.6.11 启动高压顶轴油泵,检查各反推力瓦应紧靠在推力镜板上,否则应调整反推力瓦各调整垫 6.3.6.12通过调整正推力瓦垫片厚度调整组合轴承轴向总间隙检查镜面与每一块抗重托盘之间的距离,按照设备技术要求调整正推瓦加垫厚度 6.3.6.13安装轴承端盖及密封、安装其余附属设备 6.3.7镜板与主轴整体结构组合轴承拆卸检修及安装(发电机导轴瓦为分块瓦发电机组合轴承拆卸具备的条件 6.3.7.1 组合轴承内润滑油已排尽; a 连接组合轴承的各油管路及自动化元件已拆除; b 大轴保护罩已拆除; c d)管形座内爬梯及踏板等附属部件已拆除 6.3.7.2推力轴承拆卸及检修拆卸组合轴承上半部分端盖等附属设备,测量各正向推力瓦、反向推力瓦的间隙; a 用专用工具分别拆除轴承座固定螺栓,并记录螺栓伸长值 b 将正向、反向推力瓦与轴承座整体吊出机坑; c 测量并记录正向、反向推力镜板的垂直度; d 正向、反向推力瓦与轴承座等部件分解检修,轴瓦检修按6.3.3进行 e 6.3.7.3发电机导轴承拆卸及检修拆卸发电机导轴承挡油环; a 测量并记录发电机导轴承各导轴瓦的间隙; b 拆除上部两块导轴瓦与轴承支座间的定位销钉及螺栓,将导轴瓦向下游侧平移后吊出,导轴瓦 c 应做好标记及防护; 在发电机导轴承下游侧主轴底部安装专用工具,并装百分表监测,将主轴顶起0.40mm~ 0.50mm; 拆除下部四块径向瓦与轴承支座间的定位销钉及螺栓,将径向瓦向下游侧平移后吊出,导轴瓦应做好标记及防护; 轴瓦检修按6.3.3进行 f 6.3.7.4镜板及轴领检修用工业酒精清洗主轴镜板及轴领并使用白布擦拭干净后检查; aa b 镜板工作面应无锈斑、伤痕、毛刺,表面粗糙度应符合设计要求,局部缺陷可用天然油石研磨镜板的镜面和轴颈应涂抹润滑脂防止锈蚀 c 6.3.7.5组合轴承各部件清扫,检查,缺陷处理完成后,经过验收合格方能进行安装 6.3.7.6发电机导轴承安装用专用工具安装下部四块导轴瓦、导轴瓦与轴承座的定位销钉,拧紧固定螺栓至设计扭矩值; a 25
GB/T35709一2017 拆除顶轴千斤顶,将主轴下落至下部四块导轴瓦上; b 检查导轴瓦支撑与轴承支架筋板应无间隙,用0.05mm塞尺检查应不得通过 c 检查主轴轴线水平度应小于0.02mm/m d e 检查下部导轴瓦与主轴间隙应符合设计要求,如不符合要求可加工径向轴承支撑高度进行调整; 安装顶部两块导轴瓦、导轴瓦与轴承支座的定位销钉,拧紧固定螺栓至设计扭矩值; 检查上部导轴瓦与主轴间隙应符合设计要求,如不符合要求可加工径向轴承支撑高度进行 g 调整 6.3.7.7 推力轴承的安装按标记组装正向、反向推力瓦、轴承座; a 将组装好的每组推力轴承装配分别吊人机坑,用专用工具将其按原位装复 b 按设计要求拧紧正向、反向推力轴承固定螺栓至设计扭矩值; c 复测正向反向推力瓦与镜板的间隙应符合设计要求 d 安装测温元件、油管及保护罩等附属设备 e 6.4灯泡头组合体检修 6.4.1灯泡头组合体拆卸 6.4.1.1拆卸竖井爬梯,流道盖板上附属设备 6.4.1.2拆卸流道盖板与竖井间密封压板 6.4.1.3拆卸流道盖板与导流板的联接螺栓 6.4.1.4拆卸竖井与灯泡头组合体联接螺栓,将竖井吊出 6.4.1.5拆卸流道盖板与基础法兰的定位销钉,联接螺栓,检查无影响其起吊的因素,将流道盖板吊至指定地点 6.4.1.6拆卸水平支撑和垂直支撑 6.4.1.7安装灯泡头组合体专用吊装工具 6.4.1.8拆卸灯泡头组合体与定子上游法兰面定位销钉及联接螺栓 6.4.1.9将灯泡头组合体吊人上游流道并临时固定,其位置不得影响定子及转子检修 6.4.2灯泡头组合体检查 6.4.2.1流道盖板、竖井、灯泡头组合体、水平及垂直支撑等金属构件及焊缝隙无损检测应符合DL/T1318 的要求 6.4.2.2流道盖板、竖井、灯泡头组合体水平及垂直支撑等进行全面除锈防腐 6.4.2.3水平垂直支撑螺栓,流道盖板螺栓、灯泡头组合法兰固定螺栓、销钉均应进行外观检查且无损坏,否则进行更换,并按DL/T1318的要求进行无损检测 6.4.2.4对灯泡头组合体封水焊缝进行检查是否存在脱焊、开裂等情况,必要时补焊 6.4.2.5灯泡头组合体内侧清扫后喷刷防结露漆 6.4.3灯泡头组合体安装 6.4.3.1灯泡头组合体安装前应将法兰面及密封槽应清扫干净、安装密封条;将泡头组合体移至独立起吊位置,吊起组合体至安装位置,先安装定位销钉后对称均匀拧紧组合螺栓至设计扭矩值,检查组合缝间隙应符合GB/T8564规定,并严格按设计要求进行组合法兰面密封严密性试验 26

灯泡贯流式水轮发电机组检修规程GB/T35709-2017

随着我国经济的不断发展，能源问题越来越受到关注。作为清洁能源之一的水力发电，已经成为我国主要的电力来源之一。灯泡贯流式水轮发电机组是常见的一种水力发电设备，由于长期运行，必须定期进行检修。

灯泡贯流式水轮发电机组检修规程概述

灯泡贯流式水轮发电机组检修规程是针对灯泡贯流式水轮发电机组的检修制定的一套标准规范。该规程主要包括检修前的准备工作、检修过程中的注意事项、各部位的检查和维护等方面的内容。

GB/T35709-2017

GB/T35709-2017是我国电力行业颁布的灯泡贯流式水轮发电机组检修规程标准。该标准规定了灯泡贯流式水轮发电机组的检修方法和步骤，以及各部位的检查和维护要求等方面的内容，为灯泡贯流式水轮发电机组的检修提供了明确的依据。