水轮发电机A级检修作业指导书(机械部分)(共36页).doc

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1、精选优质文档-倾情为你奉上xx公司文件包编号：2012-J03受 控 号：J03水轮发电机组A级检修机械作业指导书批 准： 审 核： 编 制： 检修设备名称： x号水轮发电机组 设备单位： xx 水电开发有限公司 检修单位： xx 工程有限责任公司 xx公司检修文件包交底记录表页数：1/1工程名称 水电厂 机组 级检修作业项目名称主 持 人交 底 人检修负责人交底日期参加交底人员签名：交底主要内容（施工工序、技术、质量、安全、环境关键点及控制措施）：一、主要工作内容：1、推力轴承检修 2、上、下轴承检修 3、风闸及管路检修 4、推力头检修 5、空气冷却器检修 6、定、转子检查 7、顶盖控制环检

2、修 8.转轮检修 9、导水机构检修 10、水导轴承体检修 11、座环检查 12、尾水管检查 13、水轮机轴检查 14、真空破坏装置分解检查 15、机组轴线调整 16、推力瓦受力调整 17、机组中心调整 18、机组各导瓦间隙调整19、顶盖排水管渗漏处理 20、其它改造二、修前存在的主要问题： 1、过水部件气蚀、磨损严重。 三、危险源控制、安全要点：1、严格执行电业安全工作规程、危险点分析及预控措施及有关规定2、设备检修前做好各项安全措施3、各项工器具应经过检验合格才能使用4、检修过程中应服从负责人指挥四、技术要求：1、 严格执行检修工艺规程2、 检修项目不漏项五、环境及文明生产要求：1、 戴安全

3、帽，穿符合要求的工作衣，高空作业系安全带；2、工完料净场地清。3、现场按定置摆放。xx公司工 作 指 令（生效印）设备编码：设备名称 机 检修页数： 1 /1项目序号：适用规程：设备位置：工作描述：本作业指导书适用于水轮发电机大修等项目先决条件：动 火 ：Y N 脚 手 架：Y N 行车使用：Y N 检修危险点是否有预控措施：Y N (具体措施见危险点分析及预控措施表)品质再鉴定/试验：Y N 描述（再鉴定/试验的条件、要求）： 质量控制页：Y N 备品材料页：Y N 开工时间：完工时间：预计总工日：预计检修工日：预计土建工日：预计其它工日：检修（施工）单位： 工作负责人：准 备审 核批 准姓

4、名签字日期姓名签字日期姓名签字日期xx公司质量安全计划表（生效印）设备编码：设备名称 机 检修页数： 1 /1项目序号：适用规程：设备位置：项目说明：36MW水轮发电机检修适用该质量计划设备： 初步条件： 特殊措施：R：修前准备点W：见证点H：停工待检点检修单位独立检查 水电厂独立检查序号工作内容适用文件版本工作负责人授权姓名签字日期授权姓名签字日期01文件准备HH02工器具、备件准备WW03检修场地准备，验证工作票WW版本编写人签字审核人签字批准人签字工作票类型： 电气一种 电气二种 继电保护安全措施 动火 水力机械票特殊说明：日期 水电厂# 机 级检修xx公司危险点分析及预控措施（生效印）

5、设备编码：设备名称 机 检修页数： 1 /2项目序号：适用规程：设备位置：作业内容危险点控制措施执行情况及签证办理工作票措施未执行办理工作票，确认安全措施执行完善，组织人员宣读，签字方可开工。是否执行：是 否 检修负责人：吊装转子移动中误碰其他设备畅通转子移动通道是否执行：是 否 检修负责人：大钩失灵或刹车失灵吊装时大钩上下试车几次，并派人至行车上监护。是否执行：是 否 检修负责人：转子与定子相碰1） 用木片隔开定、转子；2） 服从指挥，及时找正；3） 风闸顶起并找平加垫。是否执行：是 否 检修负责人：顶转子顶转子时过头顶转子时人员应到位，注意监视是否执行：是 否 检修负责人：落转子过快，损伤

6、镜板及瓦等落转子时排油不能过快是否执行：是 否 检修负责人：xx 公司危险点分析及预控措施（生效印）设备编码：设备名称 机 检修页数： 2/2项目序号：适用规程：设备位置：作业内容危险点控制措施执行情况及签证吊装下机架起重伤害1） 吊起时，手和脚不能放在设备下部2） 起吊作业时，检修人员站位符合要求是否执行：是 否 检修负责人：与其他物件相碰保证通道畅通是否执行：是 否 检修负责人：拆装发电机平台油槽渗漏试验推力头热套、拔高空坠落系好安全带是否执行：是 否 检修负责人：挂钩松动平台和木板应完整，牢固，各挂钩不脱落是否执行：是 否 检修负责人：失火实验处应有明显防标志，禁止吸烟，并配置消防器材是

7、否执行：是 否 检修负责人：温度未到或硬打紧1） 热拔和热套应温度适宜；2） 推力头应调好水平。是否执行：是 否 检修负责人：是否执行：是 否 检修负责人：xx公司危险点分析及预控措施（生效印）设备编码：设备名称 机 检修页数： 1 /2项目序号：适用规程：设备位置：作业内容危险点控制措施执行情况及签证办理工作票措施未执行办理工作票，确认安全措施执行完善，组织人员宣读，签字方可开工。是否执行：是 否 检修负责人：转轮汽蚀补焊砂轮碎片伤人1）使用砂轮机时应带防护镜式安全帽 ；2）砂轮片安装时应牢固。是否执行：是 否 检修负责人：焊接出现裂纹应对称焊或加温是否执行：是 否 检修负责人：失火远离易燃

8、易爆品，配置消防器材是否执行：是 否 检修负责人：水发脱、联轴传递腰子板、千斤顶等物品用绳子吊入，绳子应牢固是否执行：是 否 检修负责人：螺孔错位大轴校水平中心联轴时叁个千斤顶同时用力是否执行：是 否 检修负责人：xx公司危险点分析及预控措施（生效印）设备编码：设备名称 机 检修页数： 2/2项目序号：适用规程：设备位置：作业内容危险点控制措施执行情况及签证吊装底环、导水叶起重伤害3） 吊起时，手和脚不能放在设备下部4） 起吊作业时，检修人员站位符合要求是否执行：是 否 检修负责人：与其他物件相碰保证通道畅通是否执行：是 否 检修负责人：尾水平台搭接搭尾水平台时人掉入尾水搭平台的人应系好安全带

9、是否执行：是 否 检修负责人：平台不牢固搭尾水平台枕木和木板应完整，牢固，各挂钩不脱落是否执行：是 否 检修负责人：油盆渗漏试验失火实验处应有明显防标志，禁止吸烟，并配置消防器材是否执行：是 否 检修负责人：开、封蜗壳及尾水门水跑出看水时应携带行灯，带好扳手，看清楚无水时才开门是否执行：是 否 检修负责人：遗留东西或人封门前应仔细检查，多反复喊几遍是否执行：是 否 检修负责人：xx公司修前品质鉴定/试验记录版次：页数：1/1# 机 检修规程编码：一、运行、检修简要记录由上次A/B级检修结束至此次A/B级检修开始机组运行小时数_，备用小时数_，启、停 次。 由上次A/B级检修结束至此次A/B级检

10、修发电机检修 次，工作量较大的几次检修是： . . 二、修前试验报告 xx公司检修作业指导书版次：页数： 1/12规程编码：人员组成规程名称检修类别：工作负责人：Q/HSD-J04-02-04检修规程发电机检修规程水轮机检修规程 机 检修发电机工预计工日：起重工工作票号：电焊工供货商产品型号使用该规程的设备设备位置36MW水轮发电机发电机层质量控制点(生效印)修前准备点R无0 停工待检点H有14 见证点W有21版次编 写校 核批 准姓名签字日期姓名签字日期姓名签字日期xx公司检修作业指导书版次：页数：规程编码：0、 概述01 本台水轮机是福建南平电机厂生产的HLA551-LJ-305型混流式水

11、轮机，与SF36-32/6200型悬吊型发电机组成水轮发电机组。本大修程序适用每5年一次的标准A级检修项目。02 技术规范发电机型号 SF33-32/6200 水轮机型号 HLA551-LJ-305额定容量 （MVA） 42.353 水轮机出力（KW） 36000额定功率（MW） 36 计算水头（米） 49额定电压（kV） 10.5 最高水头（米） 54额定电流（A） 2329 最低水头（米） 40额定转速（r/min） 187.5 额定转速（转/分） 187.5飞逸转速（r/min） 355 飞逸转速（转/分） 355额定励磁电压（V） 333 水轮机安装高程（米） 734.5额定励磁电流（

12、A） 596 水轮机过流量（立方米/秒）80.2接线方式 Y型 正常水位上游（米） 788冷却方式 密闭风冷 正常水位下游（米） 7361、修前准备1.1文件资料准备查阅如下资料分析设备状况 设备技术台帐。 缺陷记录。 上次大修检修报告。 本次大修施工计划书，A级检修进度表或A级检修网络图。 熟习36MW水轮发电机有关图纸 落实大修组织措施和技术措施1.2安全措施1.2.1 工作前办理工作票 核对工作票中所作的安全措施与现场实际是否相符。 核实水、电、油、气已隔离。 设备名称是否一致。1.2.2设立工作区域，设置工作区围栏1.2.3工作负责人在开工前向工作班人员交待检修项目，安全措施和注意事项

13、1.2.4需要动火工作时应办理动火工作票，并按照安规执行1.2.5工作现场配备必要的消防器材1.3现场准备 确认检修设备定置图； 布置检修场地(隔离)； 确定设备吊出检修场地布置图。 需保洁场地地面铺塑料布。 检查桥式起重机的完好状况。对桥式起重机还需做负荷试验。 专用工具及木板等运到现场或附近。1.4 备品备件1.5 工具：12磅大锤、手锤、扳手、十字螺丝刀、一字螺丝刀、内六角扳手、电动油泵、水平仪、抱瓦螺拴、百分表、百分表架、天然油石、套筒扳手、金相砂纸、天然油石、管钳2 检修工序 2.1 发电机设备解体 2.1.1 上导油槽分解，拆除油冷却器。对推力瓦加油后进行双盘车测量各部摆度（注意水

14、导应拆除），然后拆除油封盖、上导瓦架、上导瓦、推力瓦。 2.1.2 在镜板与推力头脱离，卡环拆去后，进行推力头加热吊出，等推力头和大轴冷却后测量推力头内径和大轴外径尺寸，用于检查推力头是否松动。 见证点W 1 2.1.3 拆除上机架周围有关连接管路，并拆除上机架与定子连接螺栓及销钉后，吊走上机架。 2.1.4 下机架油槽拆除（包括密封罩，下导瓦，下油盘底、油冷却器等）。 2.1.5 在发电机与水轮机大轴连接螺栓拆除后，方可进行转子吊出。 2.1.6 拆除机架与基础连接螺栓后，吊走下机架。 2.1.7 拆除风罩及支架并吊走。2.2 水轮机设备解体 2.2.1 拆除水轮机盖板。 2.2.2松开破断

15、螺丝，拆除双连臂。 2.2.3拆除导叶端盖及拐臂。 2.2.4拔出导叶套筒。 2.2.5 拆除水导轴承及油盆。 2.2.6 拆除主轴密封。 2.2.7 发电机水轮机脱轴。 2.2.8拔出顶盖销钉，松开顶盖螺丝吊出顶盖及控制环。 2.2.9吊出导叶。 2.2.10吊出下环。 2.2.11吊出大轴及转轮，视转轮情况并脱轴。2.3 零部件的检修 2.3.1 推力轴承与上导轴承检查处理 2.3.1.1 油槽排、充油：应不漏油、跑油、充油油量应足够，油质合格。 2.3.1.2 油槽清扫检查：设备无损坏，内部油漆完好，油污脏物应酬清扫干净，组合面无毛刺脏物，焊缝无开裂现象，渗漏试验应无渗漏；煤油渗漏试验时

16、应注意防火。 2.3.1.3推力油槽封闭之前检查油槽内应清扫干净，各部件固定牢固，温度计引线不与旋转部件接触。见证点W 2 2.3.1.3 上导瓦检查及修刮：瓦面局部磨平处增补刮花， 要求达到每平方厘米至少有一接触点，瓦花应呈交错排列，每块轴瓦的局部不接触面积每处不大于5%，其总和不应超过轴瓦总面积的15%。轴瓦的抗重垫块与轴瓦背面垫座，抗重螺栓与螺母支座之间应接触严密。绝缘电阻应在50M以上。* 2.3.1.4 推力头拆装清扫：拆装应加温，组装时结合面应清洁无脏物，表面光洁度达到：顶平面、内孔表面6，轴瓦处8，底平面7，内孔为590-0+0.044、592-1+0.044卡环受力后，应检查其

17、与轴的间隙，用0.05毫米塞尺检查不能通过，间隙过大时，应更换卡环。见证点W 3 2.3.1.5 推力瓦检查：瓦面应光滑，无裂纹、气泡、铜丝裸露、划痕等。见证点W 4 2.3.1.6 镜板清扫、研磨：清扫干净，研磨光亮，工作面应无伤痕和锈蚀，光洁度应达到10。见证点W 5 2.3.1.7更换所有的推力绝缘垫。 2.3.1.8 其它部件检查处理：抗重螺栓、瓦架、锁板等应无损坏、无磨脶、清扫干净管路不漏，阀门灵活，外观涂漆。 2.3.1.9 顶转子测推力轴承绝缘电阻：用500V摇表测其绝缘电阻充油前不小于5M。见证点W 6 2.3.2 下导轴承检查处理 2.3.2.1 油槽排充油：应不漏油，充油后

18、油量应足够，油质合格。 2.3.2.2 油槽分解检查清扫：设备无损坏，油槽内部油漆完好、清扫干净，无油污。 2.3.2.3 下导瓦检查与修刮：瓦面局部磨平处，应增补刮花，要求每平方厘米至少有一个接触点，瓦花呈交错排列，每块轴瓦的局部不接触面积，每处不应大于5%，其总和不应超过总面积的15%。在下导工作时应注意防火。* 2.3.2.4下导油冷却器拆开检查，安装后充水检查应无渗漏。 2.3.2.5 其它部件检查：各部螺栓紧固，管路不漏，阀门灵活，外表清洁。见证点W 7 2.3.3 主轴检查 2.3.3.1 轴颈清扫：清扫干净，与推力头配合接触处应无划痕、毛刺，测量轴颈应为650+0.005+0.0

19、44、654+0.005+0.044毫米。 2.3.3.2 轴头检查：轴头端面和卡环沟无毛刺、划痕、锈蚀。见证点W 8 2.3.4 上下机架检查 2.3.4.1 上机架检查：螺栓紧固，点焊处无开焊，裂纹、清扫干净。 2.3.4.2下机架检查：螺栓紧固，点焊处无开焊，裂纹、清扫干净。见证点W 9 2.3.5 定、转子检查 2.3.5.1 定子检查：各组合螺栓，螺栓紧固，点焊处无开焊，裂纹。 2.3.5.2 转子检查：轮环紧固无松动， 上下风扇紧固无变形、磁极键无松动，闸板平整无毛刺、无松动，螺杆头与轮环键应不凸出闸环表面，结构焊缝与螺帽点处无开焊裂纹。见证点W 10 2.3.6 风闸管路系统检查

20、处理：管路内、外擦拭吹扫干净。阀门开闭灵活，关闭严密。压力表指示应准确。风闸电磁阀动作灵活，正确、无渗漏。 2.3.7 上下风洞盖板检查： 2.3.7.1 上下风洞盖板清扫检查：清扫干净，无油污，螺钉紧固不缺，羊毛毡密封完整，盖板无变形。 2.3.7.2上下挡风板清扫检查：清扫干净，无灰尘、油污，连接螺钉紧固不缺。见证点W 112.3.8 风闸检查 2.3.8.1风闸动作试验与耐压试验：活塞动作灵活。做8Mpa压力试验，耐压30分钟，压力下降不得低于6Mpa，风闸起落应无卡滞现象。 2.3.8.2风闸的安装：安装时应特别注意风闸油管泄漏问题。见证点W 12 2.3.9 导叶吊装 2.3.9.1

21、导叶吊出: 导叶在吊出前，检查导叶上的编号与底环上的编号应相一致。若无编号， 应用钢字码在导叶和底环上对应打上永久性编号。 2.3.9.2导叶吊入：导叶在吊入装复时，应检查导叶编号与底环上的编号一致。 停工待检点H-1 2.3.10 转轮检修 2.3.10.1转轮汽蚀检查：对汽蚀的叶片号、位置、面积、深度作记录，用电弧气刨吹掉汽蚀后，用砂轮清除氧化层，露出母材后，再用不锈钢焊条补焊，打磨后应于原来的型体一致；在进行汽蚀处理时应注意防火。 2.3.10.2裂纹检查处理：裂纹部应开坡口、尖端应钻孔防止延伸，补焊处不得有裂纹，夹渣、气孔，打磨后应于原来型体一致。 2.3.10.3转轮法兰检查：螺孔表

22、面光滑无毛刺，光洁度应达7；法兰面应平整无毛刺，接触面应大于75%以上，光洁度应达7，法兰止口无毛刺。 2.3.10.4泄水锥检查：去锈干净，油漆应无起皮脱落。停工待检点H -2 2.3.10.5 迷宫环间隙检查测定：测量应准确，上部间隙应在11.25毫米，下部间隙应在11.28毫米范围内。迷宫环与实际间隙之差，不应超过实际平均间隙的20%在大轴摆度点上最小不得小于0.60毫米。 停工待检点H3 2.3.11 导水机构检修 2.3.11.1 双连臂、拐臂、分半键分解清扫检查：缓冲弹簧完整无变形，破断螺丝完好无损。端轴尼龙无破损，与轴配合单面间隙为0.061.0毫米。油污清扫干净，各非加工表面涂

23、防锈漆。停工待检点H4 2.3.11.2 导叶清扫调整：端面间隙调整，上下端面间隙总和为0.350.65毫米，上部间隙应为实际总间隙的6070%，下部间隙应为实际总间隙的3040%；导叶立面间隙在用钢丝绳捆紧或接力器油压压紧全部导叶的情况下用0.05毫米塞尺检查不能通过，局部间隙不应超过0.10毫米，有间隙的长度，不应超过导叶总长25%，局部间隙允许0.20毫米，长度不超过20毫米，立面装有橡皮条的导叶不允许有间隙。导叶开口测定，绘制导叶开度接力器行程关系曲线，最大开口为3655毫米。停工待检点H5 2.3.11.3 导叶轴套检查处理：导叶轴颈光滑无毛刺，铜基聚四氟乙烯轴套无严重磨损、破裂、老

24、化。 2.3.11.4 顶盖控制环清扫检查：排水管畅通，油污清扫干净，去锈涂漆。 2.3.12 水导轴承体检查 2.3.12.1 水导轴承检查：水导轴承冷却器做0.4Mpa水压压力试验30分钟，不得有渗漏，瓦面清洁，瓦花均匀；各油孔应畅通，外部应去锈涂漆；结构尺寸应与原来一致；水导轴承间隙要求总间隙为0.36-0.50毫米，单边间隙不得小于0.03毫米。停工待检点H6 2.3.12.2 水导轴承油盆的清扫检查：油盆应无破损、裂纹；结构尺寸应与原来一致；装复后做煤油渗漏试验4小时不得有渗漏；做煤油渗漏试验时应注意防火。见证点W13 2.3.12.3 轴承盖清扫检查：清扫干净，无破损裂纹，观察孔玻

25、璃无破损，去锈涂漆。 2.3.13 水轮机轴检查 2.3.13.1大轴清扫检查：清扫干净喷红漆、漆层应均匀；法兰接触面处应无毛刺、无划痕，光洁度应达7。 2.3.13.2轴颈检查：轴颈椭圆度不大于0.020.04毫米。轴颈应无磨偏现象，轴颈表面无划痕毛刺，光洁度应达8。 2.3.13.3连轴螺丝清扫检查：清扫干净，表面光洁度不得低于7，丝扣无滑扣现象，与螺孔配合间隙0.020.04毫米。 2.3.13.4在连轴时应测连轴螺丝伸长值，水轮机轴和发电机连接螺丝伸长值为0.160.18毫米；水轮机轴与转轮连接螺丝伸长值为0.130.15毫米。见证点W14 2.3.13.5连轴螺丝保护罩检查：无破损裂

26、纹，螺丝应紧固，并点焊牢固。 2.3.14 真空破坏装置分解检查 2.3.14.1 真空破坏阀分解检查：弹簧无破损变形，滤网完整无缺，阀口严密，做漏水试验应无渗漏现象；清扫干净，非加工面应涂漆；动作压力应为真空度0.035Mpa，吊重2830kg时应开启约10毫米。 2.3.14.2 吸力补气阀分解检查：弹簧无破损变形，阀口严密，做漏水试验应无渗漏现象；清扫干净，非加工面应涂漆；当真空度0.02Mpa时应开始开启，当真空度0.0335Mpa时应全开。见证点W15 2.3.15 座环蜗壳检查 2.3.15.1 焊缝无破裂，各测量管畅通无阻，排水阀滤网完好不堵。限位块完好，人孔门不漏水，紧固螺丝不

27、缺。 2.3.15.2 铲除锈迹及剥落漆壳，清扫干净，油漆应均匀无脱皮起层现象。见证点W16 2.3.16 滤过器、管路检查。 2.3.16.1 管路系统检查：接头阀门无“三漏”现象，阀门操作灵活，指示准确。 2.3.16.2 水滤过器分解清扫检查：滤网不堵无破损，去锈涂漆。 2.3.17 尾水管检查 尾水管表面无严重汽蚀、裂纹。见证点W17 2.4 主轴密封安装 2.4.1 应注意空气围带的四周间隙应均匀。 2.4.2空气围带试压，确保无漏气，收缩正常。见证点W18 2.5 水轮机环管检查：水轮机环管作充水试验应无渗漏。见证点W19 2.6 技术供水各阀门解体检修2.6.1将技术供水系统各阀

28、门拆下，解体。2.6.2检查螺杆、闸板有无损坏，必要时修复或更换。2.6.3修理后做耐压试验，试验压力为额定压力的1.25倍。见证点W20 2.7 空气冷却器清洗及试压2.7.1拆开空冷器进排水管法兰，松开地脚螺丝，将空冷器吊出机坑。2.7.2拆开上下端盖，用清水冲洗空冷器整体，用毛刷清洗铜管内泥垢。2.7.3检查端盖橡皮圈有无破损或老化，如有损坏应更换。2.7.4清扫检查散热丝，并将已歪斜的散热丝进行校正。2.7.5内、外清洗完毕后应在上下端盖内涂上防锈漆。2.7.6装复完毕需进行充水耐压试验，试验压力为0.4MPa，试验时间30分钟，经车间技术负责人及生计科专工检查后，耐压试验结束。2.7

29、.7空冷器安装完毕，需进行充水试验，检查进排水法兰结合面是否漏水，经车间技术负责人及生计科专工检查后，充水试验结束。见证点W21 2.8 发电机装复 2.8.1 盘车、打受力 2.8.1.1 盘车、测量摆度：上导、下导、法兰、水导处记录无误，计算准确，二只表读数及变化规律应基本一致。各部允许最大摆度：下导-0.24毫米，法兰0.30毫米，水导0.24毫米。停工待检点H 7 2.8.1.2 推力头刮垫处理：刮垫位置应正确，无夹屑，无破损。垫与推力头接触面应不小于总面积的70%，且应接触均匀。 2.8.1.3 推力头受力调整：各瓦锤击一锤位移的差数不大于1毫米或水导处百分表读数变化0.010.02

30、毫米，镜板水平0.02毫米/米。停工待检点H 8 2.8.2 机组定中心 2.8.2.1 发电机空气间隙：测量、记录应准确，通过反复调整上导瓦，最后使各实际空气间隙与平均间隙之差不应大于平均间隙的10%。 2.8.2.2 水轮机迷宫环间隙：测量、记录应准确，通过反复调整上导瓦，最后使迷宫环间隙与实际平均间隙之差不应大于实际平均间隙值的20%。停工待检点H 9 2.8.3 调整上、下导间隙 2.8.3.1 固定轴线：上、下导瓦抱轴时，百分表读数不得有变化，轴瓦应紧靠大轴。水轮机迷宫环处打楔子板时百分表读数不得有变化，楔子板应紧固、松开上、下导瓦小千斤顶及迷宫环楔子板时，表计读数不得大于0.010

31、.02毫米。 2.8.3.2 调正上导间隙：各瓦间隙0.150.20毫米。 2.8.3.3 调正下导间隙：各瓦间隙按对应点的摆度值计算决定，最小间隙不小于0.03毫米，下导双面间隙之和不大于0.40毫米，调瓦间隙时误差应在0.01毫米内。 2.9 调速器检修 2.9.1 调速器事故低油压试验， 调速器事故低油压为3.2MPa。 2.9.2 调速器油泵出口安全阀试验，安全阀的整定值为4.08MPa动作，4.8MPa全开。停工待检点H 103 收尾工作 清理现场工器具及杂物，临时设施，并运走。 检修工作负责人对检修设备的外观做详细检查，确认没有疏漏工作后，通知检修人员全部撤离现场。 工作票总结：确

32、认检修设备完全符合标准要求。现场已清理，检修工作人员已全部撤出现场。 终结工作票，机组待启动。4 开机试运行 4.1 检查发电机空气间隙，作记录，空气间隙不得有异物。停工待检点H 11 4.2 封蜗壳门、尾水门，提尾水闸门。 4.3 开启蝴蝶阀。 4.4冷却系统充水检查，水压正常，管路、接头无渗漏。停工待检点H 12 4.5 在滑环、下导轴承、法兰X、Y方向各装两只百分表，测量摆度，在桥机大钩上装两只百分表测上机架径向和轴向振动。 4.6 开机作空载试验，记录各百分表读数。 4.7 开机作50%、100%负荷试验，记录各百分表读数。 4.8 开机作空载和甩负荷试验，记录尾水管真空度、蜗壳水压、

33、顶盖真空度。 4.9 甩负荷试验，记录各百分表读数。停工待检点H13 4.10 检查主轴密封渗漏情况。停工待检点H14 5 特殊项目 无 W1见证点质量控制验收签名表检查内容在镜板与推力头脱离，卡环拆去后，进行推力头加热吊出，等推力头和大轴冷却后测量推力头内径和大轴外径尺寸，用于检查推力头是否松动。检查试验情况部门检查试验人员检修单位发电部安生部姓名日期 W2见证点质量控制验收签名表检查内容推力油槽封闭之前检查油槽内应清扫干净，各部件固定牢固，温度计引线不与旋转部件接触。检查试验情况部门检查试验人员检修单位发电部安生部姓名日期 W3见证点质量控制验收签名表检查内容推力头拆装清扫：拆装应加温，组

34、装时结合面应清洁无脏物，表面光洁度达到：顶平面、内孔表面6，轴瓦处8，底平面7，内孔为590-0+0.044、592-1+0.044卡环受力后，应检查其与轴的间隙，用0.05毫米塞尺检查不能通过，间隙过大时，应更换卡环。检查试验情况部门检查试验人员检修单位发电部安生部姓名日期 W4见证点质量控制验收签名表检查内容 推力瓦检查：瓦面应光滑，无裂纹、气泡、铜丝裸露、划痕等。检查试验情况部门检查试验人员检修单位发电部安生部姓名日期 W5见证点质量控制验收签名表检查内容镜板清扫、研磨：清扫干净，研磨光亮，工作面应无伤痕和锈蚀，光洁度应达到10。检查试验情况部门检查试验人员检修单位发电部安生部姓名日期

35、W6见证点质量控制验收签名表检查内容顶转子测推力轴承绝缘电阻：用500V摇表测其绝缘电阻充油前不小于5M。检查试验情况部门检查试验人员检修单位发电部安生部姓名日期 W7见证点质量控制验收签名表检查内容1、下导瓦检查与修刮：瓦面局部磨平处，应增补刮花，要求每平方厘米至少有一个接触点，瓦花呈交错排列，每块轴瓦的局部不接触面积，每处不应大于5%，其总和不应超过总面积的15%。在下导工作时应注意防火。2、下导油冷却器拆开检查，安装后充水检查应无渗漏。检查试验情况部门检查试验人员检修单位发电部安生部姓名日期 W8见证点质量控制验收签名表检查内容1、主轴轴颈清扫：清扫干净，与推力头配合接触处应无划痕、毛刺

36、，测量轴颈应为650+0.005+0.045、654+0.005+0.045毫米。2、主轴轴头检查：轴头端面和卡环沟无毛刺、划痕、锈蚀检查试验情况部门检查试验人员检修单位发电部安生部姓名日期 W9见证点质量控制验收签名表检查内容1、上机架检查：螺栓紧固，点焊处无开焊，裂纹、清扫干净。2、下机架检查：螺栓紧固，点焊处无开焊，裂纹、清扫干净。检查试验情况部门检查试验人员检修单位发电部安生部姓名日期 W10见证点质量控制验收签名表检查内容1、定子检查：各组合螺栓，螺栓紧固，点焊处无开焊，裂纹。2、转子检查：轮环紧固无松动， 上下风扇紧固无变形、磁极键无松动，闸板平整无毛刺、无松动，螺杆头与轮环键应不凸出闸环表面，结构焊缝与螺帽点处无开焊裂纹。检查试验情况部门检查试验人员检修单位发电部安生部姓名日期 W11见证点质量控制验收签名表检查内容1、上下风洞盖板清扫检查：清扫干净，无油污，螺钉紧固不缺，羊毛毡密封完整，盖板无变形。2、上下挡风板清扫干净，无灰尘、油污，连接螺钉紧固不缺。检查试验情况部门检查试验人员检修单位发电部安生部姓名日期 W12