水轮发电机组检修工艺规程
1 总则
本标准规定了公司14.6MW水轮发电机组的检修工艺与注意事项,适用于公司14.6MW 灯泡贯流式机组的检修工作。
2 设备技术
规范
编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载
及检修周期规定
2.1 设备规范
2.1.1 水轮机技术规范
2.1.1.1 水轮机型号:GZ4BN28A-WP-550
2.1.1.2 额定水头(m):Hr=6.85
2.1.1.3 加全平均水头(m):7.41
2.1.1.4 最大水头(m):8.3
2.1.1.5 最小水头(m):4.5
2.1.1.6 设计流量(m3/s):Q=246.74
2.1.1.7 额定转速(r/min):Ne=85.7
2.1.1.8 飞逸转速(r/min):Nf= 260.9
2.1.1.9 旋转方向::顺时针方向(上游往下游看)
2.1.1.10 水轮机主轴中心安装高程:▽90.5m
2.1.2 水轮机技术保证
2.1.2.1 在额定水头6.85m时,水轮机最大功率不小于15.2MW.
2.1.2.2 在最大水头8.3m时,水轮机最大功率不小于16.72MW.
2.1.2.3 在最小水头4.5m时,水轮机最大功率不小于9.2MW.
2.1.2.4 水导轴承润滑油型号:46#汽轮机油
2.1.2.5 水轮机在额定水头6.85m,额定功率15.2MW工况下,效率不低于92.02%.
2.1.2.6 水轮机最高效率不低于94.87%.
2.1.2.7 水轮机加权平均效率不低于9
3.29%.模型加权平均效率不低于92.04%.
2.1.3 发电机技术规范
2.1.
3.1 型号:SFWG1
4.6-70/6220
2.1.
3.2 额定容量:16222KVA/14600KW
2.1.
3.3 额定电压:UN=6300V
2.1.
3.4 额定电流:IN=1487A
2.1.
3.5 额定功率因素:cosφ=0.9(滞后)
2.1.
3.6 额定频率:FN=50HZ
2.1.
3.7 相数:M=3
2.1.4 发电机主要技术数据
2.1.4.1 转动矩量:GD2=11000KN.m2
2.1.4.2 绝缘等级: F级
2.1.4.3 轴承润滑油型号:#68汽轮机油
2.1.4.4 发电机制动气压:0.6-0.8MPa
2.1.4.5 制动时间:2min(35%Ne开始制动)
2.2 检修周期和工期
2.2.1 为保证机组安全,经济运行,提高机组可利用系数,在防止设备失修,确保设备健康的前提下,检修周期一般规定如下:
2.2.1.1 小修:有目的地检查易磨、易损零部件,进行处理或做必要的试验,消除运行中发生的设备缺陷,特别是在大修前一次小修中,应进行比较详细的检查,了解和掌握设备情况,为编制大修计划、估算大修工作量提供依据。每年两次,每次7-10天。
2.2.1.2 检查性大修:大修要全面检查机组各组成部分的结构及其技术数据,并按照规定数值进行工作。大修周期5年,工期一般为80天。
2.2.1.3 扩大性大修:扩大性大修要吊出转动部分,进行全部解体,有时还要进行较大的技术改造工作。扩大性大修周期和工期可根据机组的具体情况结合部颁标准来确定,工期一般为85~95天。
3 检修管理工作及一般注意事项
3.1 检修前准备工作
3.1.1 检修前应根据公司检修计划,制订具体检修
方案
气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载
、大修进度、大修现场安全文明生产
管理制度
档案管理制度下载食品安全管理制度下载三类维修管理制度下载财务管理制度免费下载安全设施管理制度下载
、检修人员职责分工、安全注意事项及安全
措施
《全国民用建筑工程设计技术措施》规划•建筑•景观全国民用建筑工程设计技术措施》规划•建筑•景观软件质量保证措施下载工地伤害及预防措施下载关于贯彻落实的具体措施
并具体落实措施。
3.1.2 根据公司检修计划准备好大修的备品、备件、材料、各种检修及测量工器具、安全工器具、记录表格等并存放于现场。
3.1.3 检修前应对将要使用的检修及测量工器具、安全工器具、各类起重机械及吊具等进行检查,确保检修时人员及设备安全。
3.1.4 检修工作开始前,进行检修动员,使职工树立安全及职业道德意识。
3.1.5 检修开工前必须做好以下安全措施:
3.1.5.1 停机,落检修门,排流道水。
3.1.5.2 断开机组与外界联系的所有油、水、气系统,对压力油罐进行释压;断开机组与外界联系及各辅助机电设备电源开关;按安全措施布置要求挂好标志牌。
3.1.6 根据大修现场安全文明生产管理及检修项目的要求,布置主要部件放置区及检修区域。同时应组织做好拆下的零部、配件的存放工作,并进行定置管理。
3.1.7 应对大修整个过程进行全过程的安全、质量管理,做到有布置、有检查、有落实。
3.2 一般注意事项
3.2.1 检修工作必须严格遵守工作票制度、安全技术交底制度、工作交接制度等。
3.2.2 工作场所应有足够的照明。灯泡头、内筒体、转轮室等内部的照明应采用36V以下安全行灯电压,如因工作需要在这些场所使用220V、380V电压时,应由生策、安监部门参加制定专门的安全措施,并确实组织落实。
3.2.3 高处作业应严格遵守电业安全规程及高处作业安全规定;特殊作业的定全管理,诸如起重作业应严格执行《起重作业安全操作规程》,重大物件(如转子、转轮)的起吊、搬运和安装,事先必须制订技术方案和安全措施,并经分管领导批准后执行;焊接工作应严格执行《电焊安全操作规程》,无证、考核不合格者不得参加焊接工作,同时特别注意:在进、尾水流道、金属结构上及其他狭小工作场所焊接时,应戴皮手套,穿绝缘鞋站在绝缘垫上,并做好防火措施。作业时实行两人轮换工作制或设一名监护人员,作业人员收工时应及时清理场所,氧气瓶、乙炔瓶阀门应关闭,焊枪以及工具应收起来。
3.2.4 进入定子和转轮室等内部场所进行检修工作,除应做好相应的安全措施,还必须做好防转措施。3.2.5 所有部件解体之前,应做好对应的配合记号;对拆下的螺丝、销钉、垫片等零配件,应分别存放在事先准备好的木箱内,并贴上标签,妥善保管,按要求定置堆放整齐。
3.2.6 拆开的机件,如轴颈,轴瓦等重要部件或精加工面,做好清洁、防锈措施后,用蜡纸封好,外部用白布盖好;镜板在做好表面清洁、防锈处理后用蜡纸封好,外部用毛毯包扎;拆卸开的管道口,要有布包好。
3.2.7 在安装零部件螺丝,螺丝应对称上紧。细牙联接螺拴安装时应应涂润滑剂,有预紧力要求的螺栓应测量紧度,与设计值不得超过±10%;转动部分的螺栓、螺帽、销钉应按设计要求锁锭或点焊牢固。
3.2.8 大修其间现场应坚持、严格遵守“五三”制管理,即
1、三严:严格执行分工协作,严格执行安全规程,严格执行现场制度。
2、三齐:备品材料堆放整齐,检修机具置放整齐,拆下部件分放整齐。
3、三净:开工现场净,工作现场净,收工现场净。
4、三不乱:电缆电线不乱拉,氧气、乙炔管路不乱放,垃圾废料不乱丢。
5、三不落地:工具、量具不落地,拆下零件不落地,油污脏物不落地。
3.2.9 各项检修工作结束后必须进行质量三级验收,并按要求归档;机组第一次启动以及试运行前必须制订具体实施方案、步骤及安全防范措施,检修技术人员应向发电部门有关人员等交待有关检修项目、技改项目、有关参数更改情况以及安全注意事项;检修结束后的第一次起动试车,检修部门必须联合其他相关部门人员进行全面的检查后,由生产副总或生策部领导统一指挥下令,并在灯泡头、内筒体、回油箱室等重要场所,合理安排人员进行必要的监听,并及时向指挥人员汇报,由指挥人员决定机组工作状态。
4 水轮机部分解体
4.1 伸缩节、转轮室解体吊出
4.1.1 拆卸转轮室外围部件(含检修平台、楼梯等),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。
4.1.2 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。
4.2 转轮解体吊出:之前应先拆卸导流锥、主轴密封、轴套等,并把轴套往上游退,使转轮与大轴连接缝露出。
4.2.1 旋下转轮本体排油阀封盖,排掉转轮内部剩余的油;卸下泄水锥甲、乙护板上的螺钉,卸下护板;分别卸下泄水锥乙、甲的联接螺栓,并分别吊出。
4.2.2 分步卸下转轮浆叶接力器活塞缸端盖、活塞缸盖(含中盖)、轴领等,并分别吊出。间隔一位卸下八个转轮与大轴连接螺栓及操作油管.准备且安装转轮专用吊具。
4.2.3 调整油缸行程,使转轮专用吊具正确地与转轮体连接并受力,用辅助20T链式葫芦调整水平,使转轮体与大轴法兰面水平线相符;卸下转轮与大轴剩下的八个连接螺栓,并把转轮体向下游退出300~ 400mm(此时在发电机侧应用适当方式将操作油管固定好,防止其上下游方向移动),吊起转轮置于先前准备就绪的翻身专用支墩上,拆卸四个定位销子,并装上耐压封板;采用空中翻身方法将转轮置于检修专用平台上,准备进行解体工作。吊出不绣钢抗磨套。
4.2.4 分别卸下转轮体叶片接力器活塞卡环、活塞、压环、Y型密封环;利用桥机及调整葫芦提起活塞缸并使活塞缸处于水平位置,拆卸叶片摇臂连杆与接力器缸连接四个销,吊出接力器缸;拆卸短轴与轮体连接螺栓,吊出短轴。
4.2.5 拆卸吊出连杆;用气刨拆去浆叶与转轮体连接螺栓封盖;除去螺栓止退垫块,安装浆叶吊拆吊具,准备拆卸浆叶。
4.2.6 调整吊具处于适当位置,卸下浆叶与转轮体联接螺栓;桥机与导链相配合,并用专用拆卸工具顶出浆叶,吊出四片浆叶置于指定位置;此过程注意调整浆叶的水平及保护连接销子不能损伤;外操作油管视具体情况拆卸。
4.3 导水机构吊拆、解体:
4.3.1 拆去导叶接力器、、导叶下部轴领等外围部件;以适合铁件焊接控制环使之固定不动;挂起重锤,并并将重锤沉放垫好;将导水机构内环和外环用四根槽钢焊接固定;安装导水机构吊具并稍微受力。
4.3.2 卸下导水机构与管形壳的定位销孔及连接螺栓,整体吊出导水机构至装配场,安装翻身工具,将导水机构沉放在翻身支墩上,在导水机构+Y处装设ф22钢丝绳至厂房口水泥柱处,并装上10T导链配合桥机对导水机构进行翻身定位;
4.3.3 拆卸导叶叉头连杆、连板、拐臂等部件;用专用导叶拆卸工具与桥机、调整葫芦配合依此拔出十六个导叶,拆卸下各导叶轴承及座、钢套、密封件等部件;
4.3.4 均分3~4处用压机顶住控制环处于水平位置,拆下滚珠压环,清洗滚珠及槽并检查,视其工作情况考虑更换珠子;处理各部缺陷。
4.4. 大轴组件整体拆卸。
4.4.1 将专用小车安装在大轴靠水导轴承处,并以楔子板打紧并落于检修专用导轨平台上,在前流导处安装好大轴移动支架,并将大轴靠转子侧法兰处固定在轴移动支架上,拆组合轴承和弹性油箱与基础的固定螺丝,
4.4.3 安装大轴吊具。起吊前在内筒体用两台10T导链保住大轴,在前流导小车上安装两台5T导链,用主钩将大轴挂住。准备工作就绪后,在移动大轴时,四台导链必须一致受力让大轴平稳移动。待大轴移到与主钩吊点基本垂直时,大钩开始受力,此时将靠水导处的小车拆除。将大轴吊到装配场就位于专用支架上。
4.4.4 分解发电机组合轴承、镜板及水轮机导轴承等,弹性油箱,按部件安放。
5 水轮机部分检修、组装
5.1 主轴检修、组装
5.1.1 用金砂纸修复主轴轴颈毛刺、高点,并用99.9%的酒精清洗干净,用猪油或汽轮机油涂在轴颈上,再按要求包好。
5.1.2 主轴内腔应用工业汽油清洗干净,擦干,并封好。操作油管应校直,清洁干净,更换连接密封件后装回。用专用工具按后拆先装的顺序装回检修好的组发导、弹性油箱、反推力座、正推力座、吊入主轴就位。
5.1.3 主轴的吊装步骤与吊出时相反,应注意以下几点:
5.1.3.1 起吊中心应与主轴组装装配中心一致。
5.1.3.2 装上大轴假轴,小车位置进行调整,尽量保证大轴与大钩的垂直度。
5.1.3.3 准备好定位销、螺栓等零部件及工器具等;操纵时应统一指挥信号。
5.1.4 主轴轴线调整,测量主轴法兰水平度、垂直度,确定水导侧轴承安装中心及高程,确定主轴轴线调整值。
5.2 导水机构检修、吊装
5.2.1 导叶室检修
5.2.1.1 清扫导叶室,上下游两法兰面除去毛刺、高点;盘根槽清除干净,装上盘根并粘牢固。
5.2.2 导叶密封盖、轴承座检修
5.2.2.1 清扫钢套、轴承座、密封盖等,测量轴承座与轴承的间隙应符合要求。
5.2.2.2 装配轴承时应涂二硫化铜润滑剂;Y型密封槽内补加Ф12像皮条。
5.2.2.3 密封盒与轴承应有0.25mm的压紧量。
5.2.3 导叶检修
5.2.3.1 清扫除锈,检查导叶上、下端面和立面。如有高点应磨平,若有汽蚀,应补焊处理。
5.2.3.2 检查导叶上、下轴衬,用外径干分尺测量直径,其尺寸应符合设计要求。
5.2.3.3 轴衬应涂透平油保养
5.2.4 控制环检修:清洗滚珠、槽、油嘴等并检查,视其工作情况考虑更换钢珠;处理各部缺陷;将组装整体的压环用四点起吊装回,均匀分八点测量珠子与压环间隙0.20mm,同时加足润滑油脂。
5.2.5 导叶上轴套检修
5.2.5.1 用工具拔出导叶上轴套
5.2.5.2 轴套应清扫除锈,用内径千分尺测量轴套内径尺寸,应满足技术要求,否则用砂纸或锉刀修复或更换轴套。
5.2.5.3 更换轴套上的O形密封圈。
5.2.6 导叶下轴套检修
5.2.
6.1 检查导叶下端支承内孔及其轴领,轴领应清扫除锈,里衬要求平整,如有破裂损伤应予修平。
5.2.
6.2 用内径千分尺测量轴套内径,如外径尺寸偏大,可补焊后修平或更换轴领。
5.2.
6.3 更换下轴套的O形密封圈及其尼龙衬套。
5.2.7 内支承体检修(此项工作必须在主轴进入组装前完成)
5.2.7.1 拆除内支承体右端法兰正方的￠160法兰上的径向支承杆,吊出内支承体。
5.2.7.2 清扫内支承体,除去前、后法兰上的刺、高点。
5.2.7.3 更换法兰上密封圈。
5.2.8 导水机构整体组装完毕,将其空中翻身后保持竖立位置吊入机坑就位。
5.3 水导轴承(Х670)检修
5.3.1 用吊具挂住水导轴承,拆除水导瓦组合面的销钉、螺栓,进行水导轴承解体。
5.3.2 检查轴承瓦面,应无伤痕裂纹、锈蚀及密集气孔等缺陷,轴承合金局部脱壳面积总和不超过瓦面的5%,工作结合面积≥75%。
5.3.3 水导轴承研刮处理
5.3.3.1 用外径、内径干分尺测量轴颈、轴瓦的直径,左、中、右测三点,其间隙应在0. 40~0.48mm 范围内,一般不应超过0.65mm。
5.3.3.2 下部轴瓦与轴颈接触面为60%左右,沿轴瓦长度应全部均匀接触,接触点要求1-3个/cm2,用着色法检查。
5.3.3.3 合缝处纵向油沟两端的封头长度大于15mm。
5.3.4 轴承瓦座与球面支承座的接触面,应无间隙(用0.05mm塞尺检查应通不过)。
5.4 转轮检修、吊装
5.4.1 用砂纸修去枢轴大、小瓦面上的刺高点,用汽油或酒精清洗。
5.4.2 检查转体体上枢轴大、小铜轴套有无刺高点和磨损痕迹,用砂纸修复,用酒精清洗。
5.4.3 用内径千分尺、外径千分尺测量枢轴大、小铜轴套及枢轴轴瓦直径,大轴瓦的配合间隙为0.08~ 0.24mm,小轴瓦的配合间隙为0.05~0.125mm。
5.4.4 清扫活塞缸体,检查缸体内三道活塞环有无损坏,如有应更换活塞环,装活塞环时,上、中、
下三道活塞环接口应错开90°以上,并注意三环弧形接口朝向相对。
5.4.5 浆叶叶片安装
5.4.5.1 清扫浆叶与枢轴接触平面,联接螺栓清洗干净;按要求装好浆叶枢轴和摇臂,浆叶枢轴摇臂全部装好后,用浆叶接力器缸固定好。
5.4.5.2 将浆叶插入枢轴,浆叶与枢轴用销定位,并用专用套筒板手拧紧螺栓,并按1200~1500Kg/cm2的预紧力打好螺栓的伸长值。
5.4.5.3 浆叶边缘与转轮体外侧应有0.4~1.8mm间隙。
5.4.6 转轮组装后做0.5MPa耐压、操作试验:油温保持警惕(15~25℃),耐压时间16小时,每个浆叶漏油小于0.05L/h;叶片操作压力小于0.5MPa,每小时全行程动作2~3次,且动作平稳,密封正常。
5.5 主轴密封检修
5.5.1 围带检修
5.5.1.1 将密封座分解,用枕木垫好,清扫除蚀,喷刷防锈漆。
5.5.1.2 取出空气围带,做0.05MPa气体试验,应无漏气,有漏气要更换。
5.5.2 主轴密封组装:
5.5.2.1 将密封座吊入与内支承体侧,套入梳齿密封。
5.5.2.2 装上围带和压盖,未充气前与主轴上轴套有2mm间隙。
5.5.2.3 装入柔性石墨密封圈及压盖,从内筒体侧预调整压紧力,待开机时调整使之有少量漏水即可。5.6 导叶间隙调整
5.6.1 导叶端面间隙调整
5.6.1.1 导叶上端面间隙为0.4~1mm,下端面间隙为0.4~1mm。
5.6.1.2 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。
5.6.2 导叶立面间隙调整
5.6.2.1 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,其总长不超过导叶高度的25%。
5.6.2.2 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。
5.6.3 导叶开度测量
5.6.3.1 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。
5.6.3.2 导叶全开时最大开度为660mm(导叶IV截面),导叶最大开口允许偏差±0.02max,导叶平均开口允许偏差±0.015max。
5.6.3.3 导叶全转角运动范围内应转动录活,无卡阻现象。
5.6.3.4 测量导叶开度时,应做好安全措施,调速器切手动操作,紧急停机电磁阀、事故配合阀等应有专人负责监护。
5.7 转轮与主轴法兰联接
5.7.1 连接应具备条件
5.7.1.1 主轴组件就位并拆去导流锥等组合吊具,转轮组件、操作油管等组装完毕,主轴密封环组件及不锈钢抗磨套就位;转轮室下半部吊入,下沉适当高度挂好。
5.7.1.2 转轮整体吊到位,调整水平使之与大轴协调,中心符合要求;如需要应装有可使大轴旋转的机械,以使配合销子位置对正。
5.7.2 连接工艺步骤、注意事项
5.7.2.1 先用四个连接螺栓螺纹涂上密封胶,拧入转轮,配合两侧调整葫芦将转轮体平直地拉入止口,直至大轴与转轮发兰面接触,此过程应用塞尺、深度尺测量,防止卡涉破坏配合面;然后再间隔一位装入四个螺栓(要求相同),用专用板手均匀地打紧,使法兰面无间隙(0。05mm塞尺通不过)。
5.7.2.2 联轴螺栓要打伸长值:采用火焰或加热棒加热,使螺栓温度达到85℃,对称方向加热拉伸联轴螺栓,用转角法测量拉伸值,每个螺栓伸长值△L=0.08~0.12mm。
5.7.2.3 将止退块按要求塞入并点焊牢固;将抗磨套推到位,装上护板(套)。
5.8 离心开关检修
5.8.1 清扫离心开关罩,用锉刀修去结合面上的高点。
5.8.2 检查离心开关挡块上的弹簧是否动作准确灵活。
5.8.3 测量离心飞块与控制阀间隙其值为5.5mm,锁住测速齿盘的2个定位螺钉。
5.8.4 组装离心开关罩,其组合面应涂一薄层密封胶。
5.9 转轮室、伸缩节检修组装
5.9.1 清扫转轮室上、下结合面、尾水管及导叶室法兰面、销孔、螺孔等,修去结合面上的刺高点,用样板尺检查。
5.9.2 转轮室下半部应在转轮吊入前吊入机坑。拆去辅助吊具,提起下半部至安装位置,上游侧用八个螺栓均匀地挂在导叶室法兰上。
5.9.3 吊入转轮室上半部,使其落在下部转轮室上,用千斤顶调整定位后插入销钉,打紧组合螺栓。此过程应注意结合面靠死后,水平方向、垂直方向配合面应保证无错角,否则要求重新把合正确。
5.9.4 转轮室与转轮间间隙调整,每个浆叶测三点,间隙控制在2.10~3.15mm范围内,一般要求上半部间隙要稍大(2/3)。间隙合格后,调整销孔对位,打入销子,打紧与导叶室的联结螺栓。
5.9.5 清扫分半的伸缩节座、压环。
5.9.6 依次吊入下、上部伸缩节座,在机坑组装,要注意“T”字面的密封处理及整个工作面的垂直度;在尾水管法兰密封槽中放入Х12的橡皮条,要保证接头的粘接质量。
5.9.7 依次吊入下、上密封压环并组装完毕;装入方形橡胶(24×24mm)盘根,应保证压紧量为4mm 以上。
6 发电机检修
6.1 受油器检修
6.1.1 拆除受油器浆叶反馈盘上的反馈钢丝绳及反馈电位器,并把浆叶反馈钢丝绳收好固定。拆除受油器上的联接油管。
6.1.2 卸下受油器前盖上的螺栓,拆下前盖;拆下受油器上的浆叶滑轮装置,用链式葫芦配合,卸下回复座上的螺栓,吊出回复座,拆出受出器的后端盖。
6.1.3 卸下受油器前、后法兰用塞尺测出前、后浮动瓦的间隙,及浮动间隙,做好修前记录。
6.1.4 拔出前、后浮动瓦,放入油盒内,检查磨损情况。
6.1.5 受油器底座没有特殊要求一般不吊出,用底座上的调整垫片调整其中心高度,使浮动瓦浮动间隙,大致均匀。
6.1.6 受油器处理
6.1.6.1 用干净破布清扫受油器各部件,修去各分半结合面,法兰联接面的刺高点。
6.1.6.2 检查前、后浮动瓦的磨损情况,间隙偏小时需刮研处理。
6.1.6.3 前、后浮动瓦上的各O形密封圈如磨损、老化,则需要更换。
6.1.7 受油器组装,受油器的组装步骤与分解步骤相反,组装中应注意以下几点:
6.1.
7.1 装前、后浮动瓦时,瓦面应涂一层透平油,装入后用塞尺检查间隙,瓦间隙应小于0.12mm,浮动间隙小于0.50mm。
6.1.
7.2 装底座螺栓,应检查绝缘套、垫是否良好,用500MΩ摇表测量受油器对地绝缘应大于0.5MΩ。
6.1.
7.3 装前、后端盖时,应更换密封条。
6.2 灯泡头检修
6.2.1 吊车主钩上挂两台10T导链做为调节平衡用,灯泡体吊装用三个吊点,卸下灯泡体和定子的定位销钉、联接螺栓,将灯泡体吊到装配场准备好的支架上。
6.2.2 清扫除锈灯泡体的各结合面,修去刺高点,更换结合面上的密封条。
6.2.3 灯泡体表面应涂漆。
6.2.4 其余过流部分、支承涂铁红防锈漆二道。
6.3 压力门盖板检修
6.3.1 用风板机工具卸下压力进人门座之间的联接螺栓M30×70。
6.3.2 用一台20T和一台10T导链缓慢提升,使门盖与压力盖座板对称分离后,用桥机平稳地将其吊到检修装配场。
6.3.3 用三角括刀等工具刮去电机压力门盖板上残余的密封垫;用锉刀修去其表面毛刺。
6.3.4 检查压力门盖板与电机压力门座之间的联接螺栓M30×70是否完好,否则应更换螺栓。原则上每个螺栓只能卸、装二次,超过二次应更换。
6.3.5 清扫压力门盖座及密封槽,更换密封。
6.3.6 压力门盖板吊装就位,用风板机工具打紧M30×70螺栓。流道充水后,应派人检查结合面处是否有渗水,如有渗水,应在渗水处继续打紧M30×70螺栓。
6.4 推力轴承、镜板检修
6.4.1 主轴吊出并固定好,卸下轴承座与反推力瓦座及弹性油箱的螺栓、销钉,做好防护措施后,拆
下正推力座、反推力座等部件。
6.4.2 注意正、反推力瓦编号,将正反推力瓦座吊到运行层指定位置,用枕木和布垫好,瓦面要用布盖好,并防异物落下碰坏。
6.4.3 检查镜板两面光洁度,如镜板表面有毛刺或刮痕应采用碾磨膏进行碾磨。
6.4.4 镜板修复好后,应在两侧涂上猪油,贴上蜡纸,再用毛毯包好。
6.4.5 仔细观察正、反推力瓦瓦面上的磨损情况,瓦面上有无由于润滑油杂质颗粒,造成的磨损凹槽,作好记录。
6.4.6 按规范要求进行正、反推力瓦面研刮使其达到每平方米1-3个接触点后,正、反推力瓦应进行挑花处理。
6.4.7 检查镜板的光洁度,镜板正反面是否有由于润滑油杂质颗粒造成的磨损痕迹,应向生策部、公司领导等汇报,并经研究决定其处理方法。
6.4.8 反推力瓦、镜板的组装按分解的相反步骤进行,应注意几点:
6.4.8.1 反推力瓦的橡皮调整垫应进行测量,要求各块橡皮垫与其相应反推力互的总平均厚度值相互差小于0.08mm。
6.4.8.2 镜板组装后,结合面用0.02mm、塞尺检查应无间隙,组合螺栓点焊。
6.4.8.3 镜板与主轴的垂直度偏差小于0.03mm,镜板平面接缝处错牙应小于0.03mm,且顺着旋转方向,后一块不能高出前一块。
6.4.9 正推力瓦调整
6.4.9.1 取下正推调整的垫片和支持板。
6.4.9.2 用正推调整深度游标卡尺,测量支持板与推力座之间的尺寸。用扭力板手上紧螺栓,扭力矩为240N.m
6.4.9.3 根据测量结果,结合满足轴向窜动量0.4~0.8mm条件下,确定加工调整垫或研磨抗重杆。6.5 发导轴承检修
6.5.1 用专用工具拆出发导轴承,进行解体。
6.5.2 用破布、酒精清扫发导瓦面,要防止高顶油孔被堵,检查瓦面有无裂纹、磨损痕迹。
最大不的超过0.65mm。
6.5.4 发导瓦的下半部与轴颈接触面应大于60%,用接触点1-3/cm2,用着色法检查。
6.5.5 轴承座检修
用白布、酒精清扫轴承座,修去球面轴承座上的刺高点。
6.6 转子吊装
6.6.1 吊转子前,应做如下工作:
6.6.1.1 要认真进行检查和试验,高顶油顶起系统应正常,电气操作系统良好。
6.6.1.2 对安放转子的场地进行清理,需准备好枕木和转于吊装工具。
6.6.1.3 测量转子与定子间隙,做好修前记录。
6.6.1.4 将吊转子装用小车组装好,使转子的重量完全压在小车上。
6.6.2 吊出转子
6.6.2.1 在转子上先拆下四个磁极(即:编号为51#~54#磁极),安装好转子起吊工具。若位置不对,先进行盘车。盘车步骤:
(a):在发电机转子内部靠下游侧,按机组转动方向挂好盘车用导链;
(b): 手动启动高顶油泵,将主轴顶起;
(C): 调整导链受力,使转子转动至正确位置;
6.6.2.2 卸下转子与主轴法兰面的联接受力销和螺栓,并用2台5T导链拉小车,使转子和小车同时拖出,直至主钩能吊到为止。拆四个磁极。装上吊具挂好主钩。
6.6.2.3 转子提升10~20cm高时,应暂停十分钟,由专人检查起重梁的水平及挠度情况,同时检查起重各系统是否安全,可靠,在各方面都有把握的情况下,方可徐徐地,平稳地正式起吊。
6.6.2.4 转子吊进检修场地后,在桥机不松钩前提下安装翻身工具对转子进行翻身。
6.6.2.5 转子落下后,用酒精清扫法兰面,磁极试验等工作。
6.6.3 转子吊入的步骤与吊出相反,应注意如下几点:
6.6.3.1 转子吊入前,应清扫转子,除去转子支架法兰的毛刺,清扫后涂一层防锈油。
6.6.3.2 转子与主轴法兰的联接螺栓应拧紧到位,并测量其中伸长量,控制在0.12~0.14mm范围内。
6.7 定子吊装
6.7.1 机械部分检查定子基础板螺栓、销钉、及定子组合焊缝情况,达到以下要求:
6.7.1.1 基础螺栓应紧固,螺母点焊处无开裂,销钉无窜位。定子组合焊缝无开裂。
6.7.1.2 定子基座、基础板的接触应符合要求。
6.7.1.3 检查定子铁芯、定位筋无松动、开焊;齿条压板与铁芯无间隙。压紧螺栓应紧固,点焊处正常。
6.7.1.4 发电机空气间隙测量应符合要求,实际与平均间隙差值与平均值之比不大于或小于10%。
6.7.1.5 测量定子圆度(各半径与平均半径之差),不应大于或小于设计空气间隙的5%。定子安装中心偏差不大于1.0mm(与水机安装中心比较)。
6.7.1.6 挡风板安装应检查,连接紧固螺栓无松动、焊缝无开裂、无异常或较大变形等。消防水管等其他辅件应连接牢固。
6.8 其它部件检修
6.8.1 制动器检修
6.8.1.1 测量分闸距离,做好大螺钉的位置记号。
6.8.1.2 拆除制动块的限位板,搬走制动块,卸下活塞与制动板上的2个螺钉,搬走制动板。
6.8.1.3 卸下压环上的6只螺钉,取出压环,把衬套轻轻敲入活塞腔,取出环键,拔出衬套,吊出活塞。
6.8.1.4 清扫活塞,活塞腔,检查活塞与活塞腔的配合情况,如有毛刺,刮痕应修复。检查各密圈是否磨损、老化,根据实际情况,决定是否更换。
6.8.1.5 制动器的组装步骤与上述相反,活塞装入前,应涂透平油。
6.8.1.6 制动器作3.8MPa的气压试验,时间为30min。
6.8.2 片式空气冷却器检修
6.8.2.1 空气冷却器拆卸吊出时应编号,先拆除法兰上的螺栓,挂好钢丝绳,吊出冷却器。
6.8.2.2 分解两边端盖,检查密封圈是否良好,除去压板杂物。
6.8.2.3 冷却器除冷却水管、承管板、散热片外,其余表面涂防锈漆,外表面喷涂灰色漆。
6.8.2.4 空气冷却器组装好后作0.4MPa水压试验,60min无渗漏。
6.9 支撑检修
6.9.1 球面支撑检修
6.9.1.1 用专用工具松下球头螺栓的锁定螺母,旋松球头螺栓,取出球形垫板,球形垫板应做好记号。6.9.1.2 清扫球头螺栓,支撑管端盖及垫板,更换垫板端面的橡胶密封圈。
6.9.1.3 基础支撑安装时球头螺栓应有预紧量,拉力螺杆伸长合格后,定子上升变化的百分表数与定。子下沉值相等,允许偏差±0.05mm。
6.9.2 侧向支撑检修
6.9.2.1 气割下焊在翼形板小端固定挡块,松下螺栓,拔出连接销,取出调整垫片。
6.9.2.2 吊出支撑进行清扫
6.9.2.3 更换各部位的密封圈。
6.9.2.4 支撑组装调整时应使心轴与球头螺栓连接处间隙均匀一致,左、右两侧支撑的球头螺栓
对称旋紧。
6.10 附属设备检修
6.10.1 油冷却器检修
6.10.1.1卸下油冷却器的进、出口法兰螺丝,拆掉地脚螺丝。把油冷却器吊到装配场进行解体,卸下底部的排油、排水的堵头螺丝,用油盒装冷却器内的积水、积油。
6.10.1.2卸下上端盖销钉、螺丝,吊出上端盖,冷却管装配,再把冷却器翻身放置在枕木上,吊出下端盖。
6.10.1.3 清扫上端盖、下端盖、冷却管装配,上、下端盖要涂防锈漆。更换上、下端盖的密封圈及密封
垫。
6.10.2油冷却器组装好后进行水压、油压试验,试验压力0.9MPa,试验时间10min不得渗漏。
6.10.2. 滤水器检修
6.10.2.1 关滤水器进水阀、排水阀、开排污阀,打开过滤器端盖
6.10.2.2 抬出滤网,清扫干净,检查有无破损。
6.10.2.3 按顺序组装,转动阀盘应灵活,无漏水现象
6.11 定子间隙测量、轴承油流量调整
6.11.1 定子气隙测量
6.11.1.1 定子设计间隙7mm,最大值或最小值与平均间隙之差不超过平均值的10%。
6.11.1.2 分别测量上,下游侧定子气隙,并做好记录。
6.11.2 轴承各级润滑油流量调整
6.11.2.1 流道充水后,对开、停机时的高压顶起油压力、流量进行调整:在水导、发导两侧的主轴上各架一百分表;起动并调整高顶油泵,保持油泵出口压力在(6.0~
7.0Mpa),调整两侧导轴承进油阀门,使主轴向上顶起,在水导、发导两侧测量主轴顶升量各有不小于0.05~0.10mm。
6.11.2.2 正常运行时的油流量调整:保持轴承回油箱的油温在(15~30℃),启动并调整轴承润滑油泵,保持油泵出口压力在(0.40~0.50MPa)之间,对各部轴承流量进行调整。
附一各部轴承油流量整定值:
位置25℃(L/min)40℃(L/min)
水轮机导轴承35 66
发电机导轴承50 96
反向推力导轴承66 ---
正向推力导轴承96 ----
附二:
1、瓦温:
报警:63度事故停机:68度
2、机械过速:132.8r/min(停机)
3、润滑油泵油箱油位(距油箱盖板距离):
①过低油位(停机、停泵):1466mm.
②低油位(报警):1416mm.
③正常油位(开机条件):1316mm.
④高油位(报警):1296 mm
4、润滑高位油箱油位(距油箱盖板距离) :
①过低油位(事故停机):1410mm;
②低油位(报警,备用泵启动):1100mm;
③正常油位(开机条件,停备用泵):210mm;
5、增压油泵油箱油位(距油箱盖板距离):
①低油位(停泵):604mm;
②高油位(油泵启动):224mm;
③过高油位(报警延时停机):154mm;
6、增压高位油箱油位(距油箱盖板距离)
①过低油位(报警):367mm;
②低油位(油泵启动):312mm;
③高油位(报警):210mm;
7、空气冷却器冷却水流量:100M3/h;
①水压超低:0.02Mpa
②水压过低:0.05Mpa
③水压正常:0.09Mpa
8.主轴密封润滑水流量:25L/min; 压力:0.2Mpa
9.轴承润滑油过滤器压差0.35Mpa
10.油箱油温:15度加热器投,25度加热器断;
11.压力油罐:
①停泵:6.0Mpa
②小油泵启动:5.8MPa; 主油泵启动:5.6MPa;
③备用泵启动:5.3MPa; 事故低油压(停机)4.5MPa;
12.高压贮气罐:
①过高压力:6.4MPa; 气压正常:6.3MPa;
②主用气机启动:6.0MPa; 备用气机5.7MPa;
③气压过低:5.0MPa ;
7 设备检修后的验收和试运行等规定
7.1设备检修后的验收
7.1.1 机组A、B级检修验收工作由生产副厂长或总工主持,机组C级检修由安生部主持,运行项目部有关人员应参加;
7.1.2 进行竣工验收前检修单位应提供书面验收报告,其内容应包括:施工组织简况(含进度、工期情况)、各项目完成情况、质量检查情况及重要试验报告;
7.1.3 机组检修实行三级验收,即在大修全过程每道工序,实行“三检制”质量控制;
7.1.4 参加质检的人员必须深入大修现场,质检方式视情况可以“全检”或“抽检”。但关键工序或特殊工序质检人员必须24小时旁站,进行质检工作;
7.1.5 所有的大修关键工序修后都必须进行验收后方可转入下道工序;
7.1.6 验收小组人员应对检修的机组进行全面检查,重点检查部位为:
7.1.6.1 机组各导轴承间隙是否在规程范围内;
7.1.6.2 机组轴线调整是否达到规程要求范围;
7.1.6.3机组转轮叶片与转轮室间隙、转子与定子空气间隙是否在合格范围;
7.1.6.4机组转动中心是否在规程范围内;
7.1.6.5机组各紧固部位螺栓紧力是否符合规程要求;
7.1.6.6机组转轮体内各部件修理、密封更换情况是否满足规程要求;
7.1.6.7机组转轮体汽蚀处理情况是否满足规程要求;
7.1.6.8机组各部件刷漆、色标恢复是否按规范进行;
7.1.6.9机组卫生清扫是否达到要求;
7.1.6.10机组修后所有试验是否满足要求;
7.1.6.11机组修后其它需要验收的项目。
7.2 试运行规定
7.2.1 机组修后所有检修项目需经验收合格且机组修后所有启动试验满足要求后方可交付系统进行机组试运行;
7.2.2大修后的机组必须经72小时试运行,小修后的机组试运行时间应根据小修内容决定,但最少必须经2小时以上试运行。机组试运行正常,应汇报有关领导,经批准再向调度值班员提出交付系统,并注销所有检修工作票;
7.2.3 试运行期间运行人员应加强对机组的日常巡检,对于大修中新改造的部件重点监视,发现问题及时汇报。
水轮机检修维护规程
水轮机检修维护规程
Q/MXSD10301.1-2006
1 主题内容与适用范围
1.1 本标准规定了峡阳电站水轮机基本参数、结构、维护内容、故障处理。
1.2 本标准适用于峡阳电站现场机械人员水轮机检修维护工作。
1.3 下列人员应通晓本规程
1.3.1 领导人员:生产副总、生产部门经理(主任)、副经理(副主任、经理助理)、专职技术人员。
1.3.2 生产人员:值长、运行值班员、维护人员。
2 水轮机结构简介
2.1 转轮室装配
转轮室装配包括转轮室、基础环、伸缩节。
2.1.1 转轮室
转轮室为钢板焊接结构,上部在桨叶转角范围内90°易汽蚀区域采用不锈钢,与叶片配合面为球面,喉部直径为Φ5277mm,为了便于安装,分上、下两半,用螺栓把合在一起,采用Φ14橡胶条密封。转轮室用螺栓和外导水环把合在一起,把合法兰处密封采用Φ16橡胶条密封。
2.1.2 基础环
基础环上装有伸缩节,后部焊在尾水管上,它是伸缩节、转轮室的基础与座环具有一定的同轴度及平行度要求。基础环采用钢板焊接结构,在安装调整轴线后,下游端与尾水管里衬焊牢。基础环要承受转轮室传来的水力振动,因而要求与混凝土结合牢固。
2.1.3 伸缩节
伸缩节安装在转轮室与基础环之间,采用Φ27橡胶条密封结构,可有效地防止漏水,伸缩节轴向调节间隙
15mm,作为消除安装时的间隙误差之用,也可消除因厂房基础变形而对机组结构之影响。
2.2 座环装配
座环装配分为座环、下游外锥两部分。
座环是机组的主要支撑,承受机组大部份重量,水的压力、浮力、正反向推力、发电机扭矩等,并将这些负荷传递到基础混凝土上,因而应具有足够的强度、刚度。座环是整个机组的安装基础,水轮机的导水机构,发电机定子,组合轴承等都固定在其法兰上,并以此为基础顺序安装。座环分为内环两半,外环两半,在水平方向有两个固定导叶,在垂直方向有两个进人筒,既为座环的主要受力构件,也作为安装油、水、气管路和电气线路,更换水轮机导轴承、密封、组合轴承的通道。在座环的外圆布置一些调整螺杆和锚钉,安装调整用。
2.3 导水机构
灯炮贯流式机组导水机构的主要功能是产生水流进入转轮前环量,并根据机组的功率的需要调节流量,水轮机停止运行时,导叶关闭切断水流。导水机构装配主要包括:外配水环、内配水环、导叶、控制环、压环、套筒、导叶臂及传动机构等组成。
2.2.1 外配水环
外配水环分成两半,两半之间以及与座环法兰把合面间用“O”橡胶条密封。外配水环和导叶配合面为球面,半径SR3782mm,外配水环上设有16只导叶套筒孔,与主轴中心线成65°夹角,并等距分布。为测量导叶后外配水环内水压力而设有四只G1/2测压孔,用以接仪表用。外配水环上焊有限位块,限制导叶最大开度位置。
2.3.2 内配水环
内配水环采用钢板焊接结构,内配水环和外配水环共同组成流道,与导叶的配合为球形半径SR1745mm,球形均布16只导叶下轴孔,与主轴中心线成65°夹角,在其下部设有扇形板,是水导轴承的支承部件,并设置四只G1/2测压孔以测量导叶后内配水环外部水压力之用。
2.3.3 导叶
导叶共16只,其轴心线与主轴中心线为65°,导叶是形成转轮叶片前所需环量的唯一部件,其各断面的出口角与转轮叶片的各断面进口角相对应,因此具有空间曲面,调整导叶开度即可调整机组的转速、功率。全关时则可切断水流使机组停机。导叶间采用本体金属接触式密封,导叶上轴瓦密封处堆有不锈钢层,导叶与内配水环、外配水环的间隙为0.8—1.6mm,导叶转角范围为2°--78°,总转角为80°
2.3.4 控制环
控制环为两半结构,用螺栓把合,其上均匀分布16只耳孔,与连板导叶臂组成传动机构,接力器通过传动机构来控制导叶的转动。控制环装在外导水环下游侧法兰外部,与外配水环之间采用滚动摩擦,以减少摩擦力,槽内装有SΦ50mm钢珠,用油润滑。
在控制环水平中心线上另有一耳板悬挂27t的重锤,正常时与接力器一同操作导叶关闭。当调速器事故时,靠重锤本身自重形成关闭力矩操作导叶关闭,保证机组安全。
2.3.5传动机构
传动机构由导叶臂、连杆与控制环、导叶组成为一空间传动系统,当导叶间有杂物卡住不能关闭时,连板上拉断销破断并由信号器自动发出信号。
2.4转轮装配
转轮是水轮机的重要部件,通过它将水流的能量转换为机械能。经主轴传给发电机转换为电能。转轮型号为GZ4BN28A,转轮装配包括叶片、转轮体芯、活塞缸和叶片传动机构等。转轮名义直径为5.5米,缸动式结构,轮毂比0.36,工作油压6.0Mpa,四只叶片,叶片可根据水头、负荷通过调整至最佳位置,以保证水轮机在高效率工况下运行。
2.4.1 转轮体
转轮体在叶片转角范围内呈球形,直径Φ1980mm球面外壁开有四个孔,内装铜轴套,为叶片系统的外部轴承,转轮体上设有放油阀和通气孔,用以安装、试验、检修时放油、充油、排气之用。转轮体与主轴法兰用12个M100х4双头螺柱把合,设有4个φ140圆柱销传递扭矩。
2.4.2 转轮体芯
转轮体芯与转轮体用12个M64X4的螺柱相连接,并配有4个φ100圆筒销传递扭矩,转轮体四面均布着四个孔,内装铜轴套与转轮体上的四个孔形成叶片轴的内、外支承,中间设有φ160通孔,用于安装操作油管。
2.4.3 叶片
叶片为无枢轴结构,与转臂用7个M90联接螺栓把合在一起,2个Φ90圆柱销传递扭矩,叶片法兰的密封形式采用“V”、“X”橡胶组合密封,可有效地保证不漏油、不渗水,叶片材料选用ZGOCr13Ni6Mo,有很好的耐磨性及抗气蚀性。
2.4.4 叶片操作系统
叶片操作系统由接力器缸、活塞、转臂、连杆等组成,采用缸动式结构,活塞固定不动,来自受油器开关腔的压力油通过接力器缸的运动,带动连杆、转臂操作叶片转动。接力器缸和导向筒的配合部位设置两个导向键可防止活塞缸转动。活塞与活塞缸之间设有良好密封,可有效减少两腔漏油,活塞直径Φ990mm,
操作油压6.0Mpa.
2.5 主轴装配
2.5.1 主轴
本机组是一根主轴,轴身直径Φ898mm,与水导发导轴承配合直径分别为Φ900mm和Φ950mm,轴长6517mm,轴内径Φ160mm,转轮端法兰直径Φ1640mm,发电机转子端法兰Φ1550mm,两端法兰分别与转轮、转子用螺栓联接,并有销子传递扭矩。
2.5.2 联轴螺钉护罩
护罩分两半,它与大轴法兰端面及径向均设有密封条密封,护罩的作用是使转轮体和主轴之间的把合螺栓不泡在水里,避免螺栓的水下疲劳破坏。.
2.6 水导轴承装置
水轮机导轴承采用动、静压结合式油膜轴承,轴瓦采用锡基合金材料,分半结构,内径Φ900mm,瓦长685mm,总间隙为0.6—0.78mm。当水轮机转速超过95%额定转速时,轴承为动压运行。此时轴承油膜由动压形成。润滑油来自重力油箱。使用HU—46透平油。排油自流至设在水轮机机坑的液压泵站。当水轮机起动及机组停机过程中,转速低于95%额定转速时,轴承为静压运行,此时由高压油泵供给高压油通至轴瓦下部的高压进油腔,用高压油将主轴顶起形成油膜,避免在低速时油膜破裂导致烧坏轴瓦。
考虑到水轮机转轮及发电机转子的重量使主轴弯曲。加之机组运行过程中,发电机单边磁拉力的作用,主轴将不断改变挠度值用其变形方向,因此轴承采用自位结构,使轴瓦能随主轴作相应地调整。
轴瓦下部设有一只电阻水温度计,既能读数也能发出信号,当轴瓦温度达到70°C时,发出信号指令机组事故停机。
2.7 主轴密封
主轴密封是防止流道内压力水通过转动与静止部分之间的间隙漏至灯泡体内部,它由主轴密封及检修密封组成。
主轴密封采用GFO纤维编织盘根密封形式,并将漏水通过水箱下部的排水管排至集水井。盘根设有清洁水润滑。
检修密封采用空气围带式密封,停机检修时,围带内通入压缩空气使围带扩胀。防止流道内的水进入灯泡体内。
2.8 受油器操作油管装配
受油器装在发电机定子上,它由受油器体、受油器座、前油箱、操作油管装配等组成。
受油器将来自调速器主配压阀的开、关操作压力油通过操作油管与转轮内的活塞缸相通,构成操作转轮叶片转动的供油系统。受油器的内腔将重力油箱的油通至转轮体内腔形成一个恒定的压力油,用以叶片与转轮体间的密封,防止流道内的水进入转轮体内。转轮叶片的转角通过回复机构反馈至调速器。
2.9 组合轴承
组合轴承由正、反推力轴承和径向轴承组成。由镜板承受正推力,正推力瓦共10块,采用弹性支承,反向推力瓦共10块,采用橡胶垫支撑方式,镜板直径φ1900mm,正、反推力瓦,内径φ1200mm,外径φ1890mm,支撑中心φ1890mm。径向轴承内径φ950mm,长810mm,分半结构,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。
推力轴承采用动压运行方式。径向轴承采用动压运行、静压起动和停机的方式。推力轴承采用浸油润滑冷却方式。油槽油面淹没推力瓦之外径,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,由油槽上部排出至液压泵站。
径向轴承润滑油来自重力油箱,分两面排出,下游面排入反推力轴承油槽,上游面排入上油槽。
轴承润滑油采用强迫外环冷却方式,润滑油由重力油箱经管道引入轴承,润滑轴承后,热油分两路经管道汇入液压泵站,液压泵站用油泵将热油经冷却器送重力油箱,以此循环往复。
组合轴承所需要润滑冷却油量294升/分,油槽贮油量600升。
2.10 接力器
机组采用两个直径为φ300mm后铰式直缸接力器,操作油压为6.0Mpa,行程为966.6mm,接力器与机组水平中心成45°布置在水轮机机坑侧墙面上,它由接力器缸、活塞、推拉杆及前后缸盖组成。
2.11 水气管路布置
水气管路包括主轴密封供水和排水系统,检修密封压缩空气系统及相应的自动化元件,当水气供应不满足要求或中断时能发出警报信号,主轴密封供水中断时能自动停机。排水接至电站集水井。
2.11 仪表管路布置
仪表管路中有五个仪表,分别测量座环前进水流道压力,轴承润滑油压力、主轴密封清洁水压力、导叶后桨叶前的水压力及真空度、尾水管的压力及真空度。各仪表分别与上述各处测压管相连接,每个仪表下接有一个截止阀,必要时可以关闭或打开,五个仪表装在一个仪表盘上,仪表盘放在便于观察的地方。仪表管路还备有3根试验管,是测量导叶前、导叶底部和叶片后的水压力。
3 维护操作说明
3.1一般事项
3.1.1 维护工作包括预防和修复
预防和修复性维护的共同目的是查明损坏和磨损的原因,消除之.
预防性维护的目的是减少损坏和磨损或故障的可能性.
修复性维护的目的是把损坏和磨损部分修复到最佳状态.
3.1.2 水轮机在检修和维护时,必须严格遵守工作票制度。
3.1.3每次较长时间停机都应将进水闸门关闭。
3.1.4停机时,接力器油管路油阀开关腔接通,水轮机检修密封应投入。
3.2 水轮机首次开机前的准备工作
3.2.1清洗检查水轮机过流道各部位。
3.2.2 所有仪表管均应吹干净,检查仪表下的阀门是否打开。
3.2.3水轮机所有运动关节应注满润滑油剂。水机所有附属管路均应根据其工作压力进行液压或气压试验合格,管内不得有异物,连接应正确畅通。
3.2.4 水轮机转轮进行密封试验及动作试验,各处应无漏油。
检测
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受油器工作及漏油情况,并检测不同转角下的转轮叶片与转轮室间隙情况。
3.2.5 检查液压泵站电动机、油泵动作情况。整定液位信号装置,使油面达到规定的高度时,油泵起动或停止。
3.2.6 检查重力油箱液位信号器,当油面到达最低油位时,液压泵站油泵起动。
3.2.7 检查液压减载装置管路,高压油泵及电动机的动作。调整相应的自动化元件,使油泵起动、停止。毛细管节流器应预先调整好,并检测能否顶起主轴。
3.2.8 检查主轴密封水源是否畅通及相应的信号装置情况。
3.2.9 检查各重要部件联接处的螺栓,螺母有无松动。尤其应注意主轴与转轮的联轴螺栓、园柱销是否全部点焊牢固。
3.2.10 检查导叶接力器动作,导水机构能否在重锤作用下关闭导叶。
3.2.11 检查导叶在最大开度及关闭状态下与座环、外导水环、内导水环有无卡位现象。
3.2.12 检查导叶关闭时,导水内、外端面和立面间隙应符合设计要求。
3.2.13 检测导叶在各种不同的转角下与接力器行程的关系值,从全关至全开不应小于8个测量点。
3.2.14 检查并试验水轮机各机械测量装置接点的动作。
3.2.15 流道充水前应将前、后两个排水阀关闭。
3.2.16 尾水管φ650进人门应关闭牢固。
3.2.17 充水后检查下列项目:
a.各组合面处有无漏水。
b.导水机构外套筒,导水下轴处有无漏水。
c.伸缩节处有无漏水。
d.检测主轴密封不漏水情况。
e.检测外导水环,转轮室变形情况。
f.检测各仪表动作是否正确。
3.3 日常运行维护工作
3.2.1 每次换班巡视各处润滑情况。
3.2.2 为避免机械损坏,调速器不得随意打开或停留在打开的位置。
3.2.3 当调速器及油压装置、液压泵站、重力油箱清洗时,应用煤油及棉布进行,不得用破棉纱清洗。
3.2.4 调速系统及轴居系统用油,在初期运行时,视油中含杂质及水的情况,考虑更换新油或将原油仔细过滤,以清除油中之沉淀物及水份。
3.2.5 应注意保持油压设备正常的油量,必要时补充新油。
3.2.6 在初期运转中,每当换班应清理油过滤器。
3.2.7 注意压力油罐中压缩空气的容量,如油面上升,即表示压缩空气减少,应及时输入压缩空气。
3.2.8 随时检查液压泵站及重力油箱的工作情况及时放出积水,经常观察示流器之工作情况。
3.2.9 记录各种不同工作情况下,仪表所示的各处压力、温度及振动值。
3.2.10 注意检查部件及把合面处是否有漏水、漏气现象。
3.2.11 注意检查主轴密封漏水情况及漏油情况。
3.2.12 注意检查接力器的漏油情况。
3.2.13 应注意机组运转时,有无异常响声或振动,联接件有无松动、漏水、损坏等现象,如有应及时进行检修,必要时停机进行。
3.2.14 注意检查轴承运行情况,轴承温度和轴承内润滑油是否充足,并定期换油。
3.2.15 注意检查尾水管出口水流,看是否有浮油出现,以估计转轮叶片密封情况。
3.2.16 注意检查受油器有无漏油现象。
3.2.17 以上各项检查情况必需做好记录。
4 维修工作依据
4.1水轮机效率下降和强度下降,一般可能由于下面的一种或几种原因所造成
4.1.1水中泥沙或其它腐蚀性物质引起的磨损。
4.1.2 气蚀现象。
4.1.3 应力疲劳现象。
4.1.4 预先未被发现的材料缺陷。
4.1.5 运行和维护不当。
4.1.6 电路和机械联接的故障。
4.2 为了给维护工作提供依据,应作一些观察和检查,这主要包括以下内容:
4.2.1 在额定转速运行期间
全部机械部份的运行有否碰撞、异常噪声、过度振动或温升等;油和水的漏泄;润滑、冷却和排水系统、水、油位、流量、压力、进出口温度;调速器及其有关的液压系统;保护装置动作的整定值与初始值的对比;在负载及空载下的出力和流量(或与流量成比例的相对流量);水头、导叶开度。
4.2.2 在过渡过程中
最大的瞬时转速和压力变化;油压系统的压力变化、导叶和分段关闭阀的关闭时间、机组停机时间;有否异常现象(如:碰撞、异常噪声、过渡的振动和漏泄)。
4.2.3在静止状态
压力、润滑油或调速系统的油位和温度;导叶、转轮桨叶、进出口闸阀或各种阀、调速器和接力器的关闭位置与初始值的比较。
4.2.4 维护检查和修理期间
平时不易接近部位处的磨损、损坏及裂纹(例如:转轮、主轴密封、抗磨环、轴承的其它联接装置等)
浙公网安备 33021202002483