水轮机大修及试验项目

水轮机大修
一、转轮大修
1.止漏环圆度测量，测点数应为轮叶数的2倍，测量误差不超过0.05mm，各半径与平均半径之差不得超过止漏环设计间隙的±10%。

2.裂纹检查，测量裂纹部位及尺寸，不得遗漏，电弧气刨剖口产生的碳化层应消除干净，做好可靠的防变形措施。

测量后用不锈钢焊条焊补，消除应力修型、打磨，经探伤合格。

出水边严重气蚀或穿孔，可采用成块镶补的工艺。

3.气蚀层用电弧刨清除，碳化层磨去后做好防变形措施，即可堆焊，应无夹渣、气孔、裂纹，消除应力，修磨后叶片基本恢复原型，确实不合理的流道允许适当修型。

4.上下轮环间距、叶片出水边开口、上下迷宫环圆度测量，叶片翼型检查。

各部在焊补前后应基本不变，尤其是止漏环圆度，叶片出水边开口不圆度不
超过止漏环设计间隙的±10%，叶片开口平均偏差在+0.03a0
-0.01a0(a0为设计开度)
内，相邻开口偏差在±0.05a0内。

5.泄水锥汽蚀处理时，按原型修复，紧固螺栓完好无松动，且全部点焊，沉孔盖板应无凸起，且点焊牢固。

二、尾水管汽蚀处理
1.尾水管里衬空腔气蚀处按原型修复，焊后无裂纹、夹渣、砼脱空，严重须重新灌浆处理。

2.尾水管排水阀、拦污栅应操作灵活，无渗漏现象。

拦污栅过滤杂物可靠，耐冲刷。

3.不锈钢圆条制作的挂钩，焊接强度足够，根部气蚀予修复加强。

进人孔、门螺丝完整无损，封闭严密，无渗漏。

三、导水机构检查处理
1.导叶气蚀损坏处理时，应气蚀去尽，堆焊层无夹渣、气孔、裂纹，打磨恢复原线性，端面气蚀处理后，必须上车床修车保证导叶端面与轴线的垂直度在0.05mm以内，导叶高度符合设计高度要求。

2.导叶轴套处理时，上中下轴与轴套配合间隙超过0.8mm，轴颈又完好时，应换新轴套。

牛皮碗，端、立面鸠尾橡胶条换新。

3.剪断销检查处理时，螺口无松动，破断颈部无裂纹损伤，新换剪断销断面必须位于主拐臂和连板合缝处，剪切面积符合设计要求。

4.抗磨板无严重磨损，润滑良好，控制环与立抗磨块局部间隙不大于0.10mm且动作平稳无杂音。

5.压紧行程量3-5mm。

6.双轴套与销柱配合间隙控制在0.12-0.40mm范围，超过0.40mm予更换，背帽无松动，调整后连杆水平度在0.10mm/m以内。

7.导叶端、立面间隙调整时，端部密封条处，间隙用0.08mm塞尺通不过为合格，立面间隙在接力器有压紧行程的条件下，用0.05mm塞测通不过为合
格。

8.导叶在各种规定开度25%、50%、75%、100%状况下，开关导叶正确测导叶开度，在50%、100%工况下全部开度，其开度偏差在实测平均值的±3%范围内，最大开度基本符合设计值。

导叶各限位块无脱落、裂纹。

9.各设备表面均去锈、涂漆后，应无流排或结皮。

四、水导轴承大修
1.检查基座螺栓无滑牙，无损伤，新换丝牙螺丝有效长度符合强度要求。

2.总间隙控制在0.25-0.32mm范围内(宜偏下限)，椭圆度及锥度不大于实测平均总间隙的10%。

瓦面研刮后应接触均匀，每平方厘米面积上至少有1-2个接触点，每块瓦局部不接触面积总和不超过总面积的15%。

检查瓦面应无夹渣、脱胎、裂纹等现象。

3.水导轴承油冷器铜管内应清淤、疏通，无碰伤、裂纹，并以0.3Mpa水压试验30min，无渗漏。

4.检查油槽清洁，无杂物，分半组合面密封良好，无渗漏油。

各机组油位按运行规程规定为准。

5.校验各压力表、温度计，使之指示准确。

各管路畅通，接头、法兰、阀门密封良好。

6.油盒盖板清洁干净，轴孔处与轴间隙四周均匀，单侧间隙保证在0.5-1.0mm内。

观察孔、盖板密封良好。

五、附件检查处理
1.真空破坏阀应检查、清洗，试验压力为0.3MPa历时30min无渗漏，回复时间18-25s。

2.蜗壳人孔门及尾水人孔门的封闭
a) 封闭前蜗壳及尾水工作全部结束。

b) 工具、材料、人员应全部撤出。

c) 封装前应由相关职能部门检查、验收。

d) 封装时，再次核实、检查工作人员是否完全撤出。

e) 紧固螺栓后应无渗漏。

发电机大修
一、拆机
1.机组大修前按工艺规程做停机前的测量，各轴承处的摆度、上支架的垂直振动、水平振动，分为无励磁、有励磁、带负荷50%Ne及100%Ne四次进行，抄录运行资料。

2.按上导瓦架中心X(-X)、Y(-Y)四个方向测量，发电机空气间隙也按X(-X)、Y(-Y)四个方向测量每方测三个磁极；转轮室中心按X(-X)、Y(-Y)四方测量；制动器与制动环间的间隙测量，按制动器编号测量，若制动闸板磨损严重，应予以更换。

3.拨推力头前，顶起转子，转动部分重量转移到制动器上，卡环划线作好标记，装上拨压工具板，用涡流加热法将推力头加温至65℃，再将推力头下
压，取出卡环，再用工具板拨出推力头高5mm，用行车吊出。

4.吊出上支架前测量上支架四个方向的水平，拆出螺丝及销子。

拆装前后的中心、水平基本一致，其误差不得大于0.10mm，保持原有中心及高程。

5.分解和组装组合缝都应有明显记号，各螺栓、螺帽应有标记，装回时按原记号装回。

法兰面如加有垫子，应做好记号，其所垫厚度、方位都应按盘车号记录，回装时按原位装回。

6.下机架吊出前先拆出油盒底板、挡油筒及下导轴承、下挡风板；拆出地脚螺丝，拨出销钉。

7.下风板吊出前拆出墙上支脚紧固螺丝，用钢绳系牢吊出，严禁用吊环吊出。

二、推力轴承及导轴承检查
1.推力头放置平稳，镜板工作面下应垫3-5mm的软垫，上面再铺白纸。

严禁置放于粗糙、硬质面上。

2.轴瓦研刮，研刮挑花，前后再次刀花互相垂直，进油边的研刮按图纸要求进行，在无规定时，可刮成宽10mm深0.5mm的倒圆斜坡。

推力瓦要求2-3个接触点/cm2，分块式导瓦要有2个接触点/cm2，其不接触面积每处不大于轴瓦面积2%，其总和不得超过8%，其间隙应符合图纸要求，调整误差在±0.01mm以内。

3.推力油槽充油后，推力轴承与之绝缘值不得小于0.3MΩ(用500V摇表测量)，单块导瓦绝缘值在50MΩ以上。

4.导瓦间隙上导按0.24mm,下导按0.26mm调整，其调整误差不得超过±0.01mm；下部托板与轴瓦应无间隙，上部压板与瓦间保持0.3-0.5mm左右的间隙。

调整时应把瓦块放在运行位置调整。

5.检查镜板工作面的磨损情况，应无划痕、损伤。

吊运时不可碰撞，放置平稳，应打凡士林防锈，不可放置在硬质和粗糙面上。

大修期间应进行5-7天的专人研磨、抛光处理，材料用M5-10Cr2O3溶于透平油中混合研磨、抛光，其表面粗糙度为0.2um。

6.推力瓦受力调整应在盘车过程中进行，兼顾机组中心、镜板水平。

其方法如下：
a) 待盘车摆度基本合格后，将机组转动部分移至中心位置。

b) 按测量记录将机组中心位置的大小、方位的提升值与平行位移值计算准
确后进行。

c) 提升前在水导轴承位置装设两块互成90°的百分表，并派两人专门监测
数值。

d) 先提升或降低推力瓦抗重螺丝来满足机组中心要求值后，用同样大小的力再逐次靠提升或降低瓦的反向瓦锤击受力，其水导表的变化在0.05mm以内。

锤击数圈后，百分表的变化值越来越小，然后按推力瓦号依次用同样大小的力锤击数圈后，百分表在0.01-0.02mm内变化，特别是最后五圈变化值与轴的倾斜值在0.005-0.015内变化，各点的变化值与平均倾斜值之差在±10%以内为合格，
但镜板的水平应无明显变化或比打紧度前更为好(0.02mm/m)。

e) 推力瓦紧度打完毕后，依次检查机组中心、镜板水平是否符合要求。

止
漏环中心平均值与各测点值之差在±20%以内，发电机空气间隙与平均
值之差在±10%以内，上导瓦架中心与上次大修基本相同，镜板水平为
0.02mm/m以内。

若不合格再按5.3.1.4条反复调整，直到合格为止。

f) 受力调整合格后，将推力抗重螺丝用锁定板锁紧。

锁定板与螺帽之间有间
隙过大时，将锁定板向逆时针方向靠住、靠紧，然后紧固螺丝。

g) 检查推力瓦限位块是否处在推力瓦槽的中部位置，间隙应有3-4mm。

限
位螺丝销杆与推力瓦外缘的间隙为0.5-1.0mm，保证推力瓦的灵活性。

h) 盘车合格后，抽出推力瓦检查、清洗，连片高点应按刮瓦工艺进行修刮。

弹性金属塑料瓦检查磨损情况，不可修刮，清洗时，不许用汽油清洗。

机组上导、下导、水导油冷却器试压清洗后试压0.30Mpa，历时30分钟，无渗漏。

二次回装时，连接管路后，再次试压0.30Mpa，历时30分钟，无渗漏
对6个空冷器进行试压试验，0.35Mpa水压历时30分钟，无渗漏。

三、制动器检修
1.闸块应高出夹持条15mm，否则应更换闸瓦。

2.检查分解步骤：
a) 拆除管路。

b) 拆除闸板及闸瓦和横梁。

c) 吊出主活塞和气动复归活塞。

d) 检查修理缸壁无毛刺；活塞在不装“O”型胶圈的情况下，能自由落下，
无卡阻现象，否则应取出检查、修理、打磨光滑；清洗净后抹上润滑油
脂，更换“O”型胶圈，能自由落下。

e) 装回后，装上试验专用工具板及螺杆进行耐压试验，其压力为10Mpa，
历时15min无漏油，压力降不得低于8.5Mpa，试验高度15-20mm或以托
盘能转动90°为宜。

主要技术记录：
四个制动器试压10Mpa，历时30分钟，无渗漏。

活塞能灵活起落，无卡涩。

按照检修工艺对制动器活塞分解检查，没有发现缺陷，试压合格，达到检修技术规范，由于制动闸间隙偏大，在活塞缸下加5mm厚的铁板，该验证
点经过业主代表的验收。

四、机组轴线调整
1.机组盘车准备
a、查出或测量推力头胶板外径尺寸、镜板至下导表距离、下导轴颈和水车表的距离以及法兰外径、法兰结合面至水车表的距离。

b、测量镜板边缘水平(0.02mm/m)，回装上导瓦架。

c、测量上导瓦架与推力头中心距、发电机空气间隙(每方三个磁级)应符合要求。

d、用撬测法测量迷宫环间隙，四周应较为均匀，如某方过小，则移动转子中心，要求用手推轴灵活、无卡死现象。

e、在上导、下导及水车各设二只互成90°的百分表，以下导为准，上导、水导表方位一致，各处两表高低一致，与表接触的轴面要光滑圆整，针杆与主轴垂直。

f、上导瓦调整0.05mm间隙，下导瓦脱开主轴。

若发电机空气隙不均，吸力过大，转子偏移过多，则可将下导瓦抱0.5mm间隙。

g、待推力头温度降至常温时，顶起转子，搬过托盘(凸环)，大站拧上支柱螺丝，在推力瓦进油边加入足够的凝结猪油。

2.盘车处理
a、上导、下导及水导各处人员就位后，搬过托盘(凸环)，落下转子，检查制动闸是否落下，水车推轴是否灵活。

b、上下联络后开始转动盘车，先盘两点后，上、中、下三点表对零位，然后每盘一点，读数、记录。

开始摆度大，读表人应记住百分表小针指示后才开始盘第一点，否则读数不够准确。

□每次盘车两圈，X表、Y表各两圈4组数据，其大小、方位基本一致，方向应是连续性的，若不合格可能有下列原因：
a) 电动盘车空气间隙过大；猪油不好；上导瓦抱的过紧；转子处于不完全
自由悬吊状态。

b) 推力瓦受力不一致，大小不等。

c) 推力头与镜板之间的胶板不成楔形体，接触面积未达到70%以上，受力
不好。

d) 摆度过大，迷宫环有抵死现象，读数不真实。

□盘车数据取有代表性的记录，将下导、水导的净摆度分别用求合力的平行四边形作图法得一总的矢量，其长度除以2即为净摆度值。

□下导和水车的摆度方向较为一致，并与轴长基本成比例，但摆度不合格，可能有如下原因：
a) 主轴与推力头配合不正。

b) 卡环未装回原位，或结合面有毛刺或异物。

c) 推力头胶垫或镜板变形。

□下导和水导摆度方向不一致，轴心线曲折过大，应检查法兰联结情况，待轴心线较为一致后，再处理推力头胶垫。

□盘车过程中，有抵死现象，可能摆度过大，可采用估计法处理胶垫，待摆度偏小点后，结合机组中心、镜板水平升降推力瓦抗重螺丝达到目的。

□盘车摆度合格，但X表、Y表数值变化较乱，不符合正弦规律，符号相反，绝对值对应点相差太大，则推力瓦受力不均匀，应进行受力调整。

□盘车合格后，应复查两圈，与其它前几次相比较，无明显变化。

绝对值、方向也与前几次比较一致，则认为合格。

各部位绝对值：水车0.15mm；下导
0.10mm。

五、生产技术充水及蜗壳充水
1.各管道密封件密封良好，表计校验合格。

2.在规定压力下，分段对总管、上导、空冷器、下导、水导冷却器充水无渗漏，阀门操作灵活。

3.蜗壳充水检查导水机构无漏水，蜗壳门、尾水门封闭严密
六、甩负荷试验
甩负荷试验程序
1、蜗壳水压、接力器行程、水导轴承、发电机导轴承各测点测量装置安装调试完毕。

2、机组甩负荷前与调度联系好，待调度同意后方可进行。

系统周波不得低于50Hz。

3、甩负荷应拔出接力器锁定，做好防止机组飞逸转速和水压过高的安全措施。

4、试验机组的电气、机械部分均应调整好，没有事故隐患，其附属机电设备正常。

5、各测点工作人员应注意力集中，在指挥长的命令下，准确无误的读取各工况下的测点参数。

6、甩负荷的工况点按额定负荷的25%、50%、75%、100%依次进行，甩下一工况点的负荷时，须计算前一工况点的转速上升率及水压上升率，估计下一工况点是否可能超标，由指挥长决定是否甩下一工况点负荷。

7、甩负荷所测取的所有参数，应准确无误、记录齐全。

8、甩负荷时，如遇机组或系统故障时，停止试验，待处理好机组故障和系统恢复正常运行后再做试验。

□收全试验的原始记录。

□拆除全部试验临时装置及仪表，恢复正常运行状态。

□清扫、正理试验现场。

3.□处理试验数据，编写试验报告，并提出初步处理意见。

七、调速器检查处理
□检查回复机构无卡涩。

□主配压阀完好，其遮程及配合间隙符合图纸要求。

□滤油器清洗
□紧急停机电磁阀动作正确，无卡涩。

□静特性试验。

□空扰试验。

油压装置清洗检查
□分解接力器，清洗检查，更换密封填料。

□分解检查油泵。

□各管路检查。

□按要求更换压力油罐。

集油箱清洗。

安装过程要做的有：冷却器及管路压力试验，轴承瓦座绝缘检查，油盆渗漏试验，定子，转子绝缘试验，转子圆度检查（如果有解磁极），机组摆度检查调试，磁间隙、转轮间隙及导叶各面间隙检测，机组高程检查等，主要看不同的机组。

大修后运行前要做的有：机组高压试验（包括绝缘，线圈直阻等），充水试验，导叶开关时间，快闸（蝶阀等）开关试验，空载震动及轴承温升试验，零起升压试验，同期试验，带负荷及温升试验，甩负荷试验等，，根据机组情况增减试验
启动试验项目和要求
6.2.1 首次手动开停机试验：
6.2.1.1 首次开机过程中应监测检查如下主要项目：
a) 机组升速至80％额定转速(或规定值)时，可手动切除高压油顶起装置，并校验电气转速继电器对应的触点。

b) 机组升速过程中应加强对各部轴承温度、油槽油面的监视。

各轴承温度不应有急剧升高及下降现象。

c) 测量机组运行摆度双幅值，其值应小于轴承间隙或符合厂家设计规定值。

d) 测量永磁发电机电压和频率关系曲线。

e) 测量发电机一次残压及相序。

6.2.1.2 首次手动停机过程中应检查下列各项：
a) 注意机组转速降至规定转速时，高压油顶起装置的自动投入情况。

b) 监视各部位轴承温度变化情况。

c) 检查转速继电器的动作情况。

d) 检查各部位油槽油面变化情况。

e) 机组全停后，高压油顶起装置应自动切除。

6.2.2 过速试验及检查：
6.2.2.1 机组过速试验要根据设计规定的过速保护装置整定值进行。

6.2.2.2 过速试验过程中应监视并记录各部位摆度和振动值，各部轴承的温升情况及发电机空气间隙的变化。

6.2.2.3 过速试验停机后应进行如下检查：
a) 全面检查转动部分。

b) 检查定子基础及上机架径向支承装置的状态。

c) 检查各部位螺栓、销钉、锁片是否松动或脱落。

d) 检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。

e) 检查上下挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。

6.2.3 自动开机和自动停机试验：
6.2.3.1 自动开机和自动停机试验的主要目的是检查自动开停机回路动作是否正确。

具有计算机监控系统为主要控制方式的水电站，自动开、停机应由计算机监控系统来完成。

6.2.3.2 自动开机可在中控室或机旁进行，并检查下列各项：
a) 检查自动化元件能否正确动作。

b) 检查推力轴承高压油顶起装置的动作情况。

6.2.3.3 自动停机过程中及停机后的检查项目：
a) 记录自发出停机脉冲信号至机组转速降至制动转速所需时间。

b) 记录机组开始制动至全停的时间。

c) 检查转速继电器动作是否正确。

d) 当机组转速降至设计规定转速时，推力轴承高压油顶起装置应能自动投入，停机后应能自动切除。

6.2.4 发电机短路试验，必要时才做此项试验。

6.2.5 发电机升压试验：
6.2.5.1 发电机升压试验应具备的条件：
a) 发电机保护系统投入，励磁系统调节器回路电源投入，辅助设备及信号回路电源投人。

b) 发电机振动、摆度及空气间隙监测装置投入，定子绕组局部放电监测系统投入。

6.2.5.2 发电机升压时应进行下列检查和试验：
a) 分段升压，检查所有电压互感器二次侧电压应三相平衡，相序相位及仪表指示应正确，各电压保护装置端子电压正常。

b) 发电机及引出母线、与母线相连的断路器、分支回路设备等带电后是否正常。

c) 机组运行中各部振动及摆度是否正常。

d) 分别在50％、100％额定电压下，跳开灭磁开关检查消弧情况，录制示波图，并求取灭磁时间常数。

e) 在额定电压下测量发电机轴电压。

6.2.6 发电机（即机组）空载，下励磁调节器试验：
6.2.6.1 发电机空载时的励磁调节器试验应符合下列要求：
a) 具有起励装置的晶闸管励磁调节器的起励工作应正常且可靠。

b) 检查励磁调节系统的电压调整范围，应符合设计要求。

检查在各种工况下的稳定性(即摆动次数)和超调量不超过规定。

c) 测量励磁调节器的开环放大倍数值。

d) 在等值负载情况下，录制和观察励磁调节器各部特性。

对于晶闸管励磁系统，还应在额定励磁电流情况下，检查功率整流桥的均流和均压系数。

均压系数不应低于0．9，均流系数不应低于0．85。

e) 发电机空载状态下，改变转速，测定发电机端电压变化值，录制发电机电压与频率关系特性曲线。

频率每变化1％，自动励磁调节系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值的±0.25％。

f)晶闸管励磁调节器应进行低励磁、过励磁、断线、过电压、均流保护的调整及模拟动作试验，其动作应正确。

g) 对于采用三相全控整流桥的静止励磁装置，还应进行逆变灭磁试验。

6.2.7 发电机并列及带负荷试验：
6.2.
7.1 发电机并列试验。

a) 以手动和自动准同步方式并列试验前，应检查同步装置的超前时间、调速脉冲宽度及电压差闭锁的整定值。

b) 在正式并列试验前，应先断开相应的隔离开关进行模拟并列试验，以确定同步回路的正确性。

6.2.
7.2发电机带负荷试验。

a) 发电机带负荷试验，有功负荷应逐步增加，并观察各仪表指示及各部位运转情况和各种负荷下尾水管补气装置工作情况。

观察并检查机组在加负荷时有无振动区，测量振动范围及其量值，必要时进行补气试验。

b) 做发电机带负荷下的励磁调节器试验。

6.2.
7.3 发电机甩负荷试验。

a) 甩负荷试验前，将调速器的稳定参数选择在空载扰动所确定的最佳值；调整好测量各部位的振动、摆度、蜗壳压力、机组转数(频率)、接力器行程、发电机气隙等电量和非电量的监测仪表；所有继电保护及自动装置均已投入；自动励磁调节器的参数已选择在最佳值。

b) 发电机甩负荷试验应在额定有功负荷的25％、50％、75％和100％下分别进行。

若电站运行水头和电力系统条件限制，发电机不可能带额定负荷或甩额定负荷时，则可按当时条件在尽可能大负荷下进行甩负荷试验。

c) 发电机甩负荷时，检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。

当发电机甩额定有功负荷时，发电机电压不应大于额定电压的15％～20％，振荡次数不超过3次～5次，调节时间不大于5s。

6.2.
7.4 发电机温升试验，必要时才做此项试验。

6.2.8 发电机24h带负荷连续试运行试验。

一是调速器无水开闭导叶试验（油压，灵敏性），二是蜗壳充水试压，三是机组空转，四是空载建压试验，五是带负荷试验，六是甩负荷试验。

七，发电机开停机试验。