DL∕T 2020-2019 水斗式水轮机运行与检修规程(电力).pdf

ICS 27.140 K 55 备案号：63143-2018 中华人民共和国电力行业标准 DL / T 2020 2019 水斗式水轮机运行与检修规程 Code of operation and maintenance for Pelton turbine 2019-06-04发布 2019-10-01实施 国家能源局 发 布 DL / T 2020 2019 I目 次 前言 . II 1 范围 . 1 2 规范性引用文件 . 1 3 术语与定义 . 1 4 水斗式水轮机运行 . 2 4.1 一般规定 . 2 4.2 正常运行及要求 . 3 4.3 运行操作 . 3 4.4 运行监视 . 5 4.5 巡检 . 6 4.6 不正常运行及事故处理 . 6 5 水斗式水轮机检修 . 8 5.1 一般规定 . 8 5.2 水斗式转轮检修 . 9 5.3 主轴检修 . 11 5.4 水导轴承检修 . 12 5.5 喷嘴检修 . 14 5.6 折向器检修 . 15 5.7 配水环管检修 . 16 5.8 附属设备检修 . 16 5.9 检修试验 . 16 附 录 A （资料性附录） 水斗式水轮机运行技术文件和资料清单 . 21 附 录 B （资料性附录） 巡检主要项目和要求 . 21 附 录 C （资料性附录） 水斗式水轮机检修项目 . 23 DL / T 2020 2019 II 前 言 本标准依据 GB/T 1.1-2009标准化工作导则 第 1 部分：标准的结构和编写给出的规则起草。 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。 本标准由电力行业水轮发电机及电气设备标准化技术委员会提出并归口。 本标准主要起草单位：四川川投田湾河开发有限责任公司、中国电建集团成都勘测设计研究院有限公司。 本标准主要起草人：卢建奎、蒋登云、熊宇、伍超、何念民、陈宏川、马海军、孙文彬、王志勇、谢彬、杨钏、戴勇、刘丁、卢宝胜、程贤德、兰岗、杨洲、张继祥、王勇、王伟、王洪英、刘晋。 本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条一号） 。 DL / T 2020 2019 1水斗式水轮机运行与检修规程 1 范围 本标准规定了水斗式水轮机运行管理的一般规定、运行监视、操作、检查、故障及处理；水轮机检修管理的一般规定、转轮检修、主轴检修、水导轴承检修、喷嘴检修、折向器检修、配水环管检修、附属设备检修、检修试验等相关要求。 本标准适用于单机容量10MW及以上的立轴水斗式水轮机，卧式及单机容量10MW以下的立轴水斗式水轮机可参照执行。 2 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）适用于本规程。 GB/T 2900.45 电工术语 水电站水力机械设备 GB/T 8564 水轮发电机组安装技术规范 GB/T 9652.1 水轮机控制系统技术条件 GB/T 10969 水轮机、蓄能泵和水泵水轮机通流部件技术条件 GB 11120 涡轮机油 GB/T 11805 水轮发电机组自动化元件(装置)及其系统基本技术条件 GB/T 14478 大中型水轮机进水阀门基本技术条件 GB/T 15468 水轮机基本技术条件 GB 26164.1 电业安全工作规程 第1部分：热力和机械 GB 26860 电力安全工作规程 发电厂和变电站电气部分 GB/T 32584 水力发电厂和蓄能泵站机组机械振动的评定 DL/T 563 水轮机电液调节系统及装置技术规程 DL/T 792 水轮机调节系统及装置运行与检修规程 DL/T 1066 水电站设备检修管理导则 NB/T 47013.1 承压设备无损检测 第1部分：通用要求 NB/T 47013.2 承压设备无损检测 第2部分：射线检测 NB/T 47013.3 承压设备无损检测 第3部分：超声检测 NB/T 47013.4 承压设备无损检测 第4部分：磁粉检测 3 术语与定义 GBT 2900.45界定的以及下列术语和定义适用于本文件。 3.1 配水环管 intake pipe/flow shunt tube 在压力钢管末端（或进水球阀下游短管）与喷嘴装配连接的蜗形管路。 3.2 DL / T 2020 2019 2挡水筒 water retaining cone 避免水流冲击水轮机主轴的圆柱形筒体，也是水轮机机壳的补气通道。 3.3 稳水栅/平水栅 flow leveling rake 位于转轮下方的网格状的金属材料平台，用于消除泄水能量，并作为转轮、喷嘴等部件的检修及更换用工作平台。 3.4 折向器投入 deflector working 折向器处于折水或挡水板处于挡水状态，使喷嘴射流被偏转，未作用于水斗。 3.5 折向器退出 deflector unworking 折向器处于非折水或挡水板处于非挡水状态，使喷嘴射流可直接作用于水斗。 3.6 主喷嘴 main nozzle 水斗式水轮机启动时最先开启的或机组正常运行时不随负荷变化而切换、始终保持在给定负荷下最优开启状态的喷嘴。 3.7 喷嘴切换点 nozzle shift point 为保证多喷嘴水斗式水轮机在高效率区运行，工作喷嘴将会在某一负荷变化值点进行开度增减和投退切换，此负荷变化值点称为喷嘴切换点。 4 水斗式水轮机的运行 4.1 一般规定 4.1.1 水斗式水轮机技术条件和要求应符合 GB/T 15468 有关部分的规定；水轮机自动化元件及系统应满足 GB/T 11805 要求；水轮机调节系统应满足 GB/T 9652.1、DL/T 563、DL/T 792 有关部分的要求；水轮机前端进水球阀应满足 GB/T 14478 要求。 4.1.2 运行人员应进行技术培训，掌握水斗式水轮机运行相关技能。 4.1.3 应制定有设备巡回检查、定期试验与轮换、缺陷管理等运行管理制度。 4.1.4 水轮机的运行安全管理应符合 GB 26164.1 和 GB 26860 相关安全工作规定。 4.1.5 电站应根据自身特点编写现场运行规程，并建立必要的运行记录，根据收集的运行数据，定期对水轮机运行状态进行分析。 4.1.6 应有水轮机运行相应的技术资料，技术文件和资料清单见附录 A。 4.2 正常运行及要求 4.2.1 正常运行的基本要求 a) 水斗式水轮机应在设计允许的工况范围内运行。 DL / T 2020 2019 3b) 水轮机运行中其保护、信号及自动装置应正常投入，各保护、信号及自动装置的整定值按规定的程序调整。 4.2.2 空载运行 a) 水斗式水轮机启动至空载过程中， 不宜在低转速下长时间运行。 调速器应按照规定的程序投入相应的喷嘴并调整其开度，使机组沿开机曲线达到并稳定在额定转速。 b) 单喷嘴启动的水轮机，启动后空载运行时间较长时，应加强对水轮机振动、摆度以及水导轴承温度的监测。 4.2.3 负载运行 a) 水斗式水轮机负载运行时宜采取对称喷嘴工作模式。 b) 水斗式水轮机负载运行时， 输出功率不宜停留在调速器程序设定的喷嘴切换点。 运行中发生喷嘴来回切换，应及时调整机组的给定功率。 c) 在满足电网调度要求下，水斗式水轮机宜按运转特性曲线，尽量运行在高效率区。 4.3 运行操作 4.3.1 开、停机操作 a) 正常情况应采用自动开、停机。机组新投产、检修后首次启动宜采用现地手动开机方式。 b) 启动条件 1) 进水球阀和下游尾水闸门全开。 2) 机壳进人门封闭。 3) 进水球阀及控制系统工作正常。 4) 调速系统及油压装置正常。 5) 各轴承油位正常、油质合格。 6) 水轮机保护和自动装置正常投入。 7) 机组具备开机条件。 c) 自动开机 1) 检查机组在备用状态，具备自动开机条件。 2) 监控系统执行开机令。 3) 监视自动开机流程动作正确。 4) 给定开机目标完成后检查机组状态、参数正常。 d) 自动停机 1) 机组负荷满足停机条件，监控系统执行停机令。 2) 监视机组停机流程执行正常，达到相应转速时制动系统投入正常。 3) 停机完成后，检查机组各部恢复至备用状态。 e) 手动开机 1) 检查机组在备用状态，具备手动开机条件。 2) 投入机组冷却水，检查各部流量、水压正常。 3) 手动操作开启主喷嘴及相应喷嘴，使机组转动。 4) 待机组转速上升至 80-90额定转速时，将喷嘴关至空载开度。 5) 调整并保持机组转速在额定。 6) 视需要投入机组励磁、并入系统。 7) 检查机组状态、参数正常。 f) 手动停机 1) 机组负荷满足停机条件，解列、灭磁。 DL / T 2020 2019 42) 手动将喷嘴全关、折向器投入，监视机组转速下降。 3) 对设有制动喷嘴的机组，转速降至制动允许值时，手动开启制动喷嘴，转速降至机械制动允许值时，手动关闭制动喷嘴、投入机械制动。 4) 未设制动喷嘴的机组，转速降至机械制动允许值时，手动投入机械制动。 5) 机组停稳后手动退出机械制动，制动系统各阀门恢复至正常待命状态。 6) 退出机组冷却水。 7) 停机完成后检查机组各部恢复到备用状态正常。 4.3.2 进水球阀操作 a) 正常情况下应通过监控系统远方启闭；进水球阀检修后首次启闭，宜现地手动分步进行。 b) 高水头或多泥沙河流的电站，进水球阀的启闭宜与机组启停联动。 c) 进水球阀的开启条件 1) 调速系统正常，喷嘴全关、折向器投入。 2) 配水环管排水阀全关。 3) 进水球阀控制系统工作正常。 4) 进水球阀在关闭位置，检修密封和机械锁锭（若有）退出。 d) 下列情况需关闭进水球阀 1) 机组转速至过速保护动作整定值。 2) 调速系统故障，喷嘴、折向器失去控制。 3) 喷嘴、折向器及其控制回路检修。 4) 调速系统排油、失压。 5) 配水环管漏水或排水阀关闭不严。 6) 其他工作需要打开机壳进人门。 4.3.3 调速器操作 a) 正常情况下，调速器应在“远方” 、 “自动”运行方式。调速器手动方式运行时，操作人员须在现地值守、监视。 b) 调速器自动-手动相互切换时，对具备无扰动切换功能的调速器，可直接切换，对不具备该功能的调速器， 切换前应注意调整开度限制、 给定开度及实际开度三者一致， 避免产生扰动。 c) 手动方式下操作多喷嘴进行负荷增减时，宜保持对称喷嘴开度一致。 d) 根据调速器设定程序，主喷嘴的选择切换有以下几种模式 1) 每次开机的主喷嘴可通过调速器电柜任意选择。 2) 调速器自动-手动相互切换一次后主喷嘴自动顺序切换一次。 3) 机组开停一次后主喷嘴自动顺序切换一次。 e) 喷嘴排水操作 1) 当压力钢管（引水隧洞）需要排空检查时，可采用开启喷嘴排水操作。喷嘴排水宜避开汛期多泥沙时段。 2) 检查机组停机，喷嘴全关、折向器投入。 3) 手动开启相应喷嘴一定开度，并确保折向器仍在投入状态。 4) 根据所需排水流量，调整喷嘴数量及开度。 5) 排水完成后，关闭相应喷嘴。 4.3.4 水轮机检修隔离 a) 机组解列停机并做好电气部分的检修隔离措施。 b) 关闭进水球阀并投入检修密封和接力器机械锁锭。 DL / T 2020 2019 5c) 配水环管排空，并保持排水阀全开。 d) 视需要关闭尾水闸门。 e) 调速器切现地，开关喷嘴、折向器，完成有关试验数据测定后，断开交、直流电源。 f) 关闭调速系统油压装置供油总阀，必要时卸压。 g) 关闭水轮机检修有关的油、水、气系统阀门。 h) 断开水轮机有关保护、自动装置电源。 i) 设置检修警示牌，并设置围栏等明显的物理隔离措施。 4.3.5 隔离恢复 a) 检查轴承油槽油位符合规定，油色正常。 b) 恢复水轮机有关保护、自动装置正常。 c) 恢复水轮机有关的油、水、气系统正常。 d) 调速系统油压装置复压，恢复工作正常。 e) 接力器充油，调速器机电联动试验合格，并测定紧急关机时间符合要求。 f) 检查水轮机喷嘴全关、折向器投入，机壳内无遗留物，将机壳进人门封闭。 g) 全开机组尾水闸门并加锁锭。 h) 全关配水环管排水阀。 i) 退出进水球阀检修密封、接力器机械锁锭，开启进水球阀。 j) 机组电气部分恢复备用后，按要求检查机组启动条件是否具备。 4.4 运行监视 4.4.1 监视要求 a) 现场规程应对水斗式水轮机运行监视项目、 具体范围和要求， 需记录信息、 参数等明确规定。 b) 监盘人员发现设备参数及其他异常应及时调整、汇报、处理。 4.4.2 监视项目 a) 上游水位及配水环管压力、机组过机流量。 b) 调速系统工作状况，水轮机喷嘴、折向器开度指示。 c) 水轮机导轴承巴氏合金瓦最高温度不超过 70，油温最高不超过 55，最低不低于 10；采用弹性金属塑料瓦的瓦体最高温度不超过 55，油温最高不超过 50。 d) 水导轴承盖振动值应不超过 GB/T 8564 的相关规定，水导轴承处主轴的振动（摆度）应不超过 GB/T 32584-2016 附录 B 中限制值 1（A/B 分区界限）的规定，且主轴摆度不超过轴承冷态间隙的 70%。 e) 油、水、气系统设备压力、流量。 f) 自动化元件及系统、保护装置工作情况，水轮机各仪表指示。 g) 停机状态下喷嘴漏水量、制动系统状态等。 4.5 巡检 4.5.1 常规巡检要求 a) 每班应按规定的时间进行巡检。 b) 巡视检查应按规定的路线，并有明确的巡检内容。 c) 巡检主要项目和要求见附录 B。 4.5.2 水斗式水轮机遇下列情况应加强巡视检查和监视 DL / T 2020 2019 6a) 设备新投运或检修后恢复运行。 b) 遇事故处理后投入运行。 c) 水轮机及其附属设备有缺陷尚未消除。 d) 运行参数超过规定值。 e) 试验工作刚结束后的运行期内。 f) 喷嘴在非对称方式下运行时。 4.6 不正常运行及事故处理 4.6.1 一般要求 a) 水轮机运行出现异常时， 值班人员应根据监控报警信号和设备异常现象， 准确判断发生异常的部位及原因，并立即采取有效措施，解除对人身和设备的威胁，限制事故的扩大。 b) 事故处理中，未经当值负责人同意，不得复归事故信号或改动现场设备状态，但危及人身安全等紧急情况除外。 c) 应及时记录事故现象、处理情况，分析事故原因并制定相应的防范措施。 。 d) 遇下列情况，值班人员可直接解列停机、关闭进水球阀，必要时关闭压力钢管前端蝶阀/闸门： 1) 水轮机转速上升到过速保护整定值时进水球阀没有自动关闭。 2) 调速器失灵，喷嘴失控不能关闭、折向器失控不能投入。 3) 调速系统油压降至事故低油压以下但保护未启动。 4) 水轮机振动、摆度异常增大，超过允许范围，无法消除，严重威胁设备安全时。 5) 水导轴承油位急剧下降，大量漏油、甩油、补充不及，且瓦温急剧上升时。 6) 机壳进人门破裂严重漏水、球阀管路阀门或球阀轴密封损坏大量漏水，有水淹厂房的危险时。 7) 配水环管、压力钢管破裂大量漏水。 4.6.2 不正常运行 a) 水导轴承温度高 1) 密切监视水导轴承瓦温、油温。 2) 检查水导轴承油槽油位、油色，必要时进行油质化验。 3) 检查水导轴承冷却水压力、流量，必要时进行调整。 4) 检查水轮机振动（轴摆度）情况，必要时调整负荷工况。 5) 水导轴承温度继续上升，应停机处理。 b) 水导轴承油位异常 1) 密切监视水导轴承瓦温、油温。 2) 油槽油位过高，检查是否因进水引起，如进水则应停机处理。如油质合格，则调整油位至正常范围。 3) 油槽油位过低，检查是否有渗漏或溢出，若有则设法消除并补油，必要时停机处理。 c) 水导轴承冷却水中断或水压降低 1) 密切监视水导轴承瓦温、油温。 2) 检查冷却水进、出阀门位置是否正确、管路有无渗漏，并进行相应调整、处理。 3) 检查冷却水过滤器堵塞情况，必要时进行清理。 4) 检查技术供水泵工作状况，必要时投入备用冷却水。 5) 冷却水中断后， 水轮机继续运行时间不应超过规定， 如中断一时不能恢复， 则应停机处理。 d) 水轮机振动（轴摆度）超过规定值 1) 调整机组运行工况，检查振动（轴摆度）值是否下降。 DL / T 2020 2019 72) 检查水导轴承运行情况、监视轴承温度，发现异常及时处理。 3) 检查水机室、机壳有无严重的异音，必要时停机检查处理。 4) 如振动（轴摆度）值持续上升，危及机组安全运行时，则停机处理。 e) 喷嘴、折向器液压控制管路渗漏 1) 根据调速器控制方式，若喷嘴、折向器能独立控制，则该组喷嘴退出工作并投入折向器，隔离漏油管路。 2) 若喷嘴、折向器不能实现独立控制，则停机处理。 3) 对渗漏点进行处理并清理漏油。 f) 喷嘴、折向器反馈装置故障 1) 检查故障喷嘴和折向器位置指示，确认故障喷嘴已退出运行、折向器已投入，否则调速器切手动退出故障喷嘴、投入折向器。 2) 若单组喷嘴、折向器能独立控制，可调整喷嘴运行方式，待停机时处理。 3) 若单组喷嘴、折向器不能独立控制，则立即停机处理。 4.6.3 事故处理 a) 水导瓦温度过高动作 1) 监视机组事故停机流程启动、执行是否正确，否则手动干预。 2) 记录瓦温过高时冷却水压力、流量、温度及轴承油位、油温等。 3) 做好相应隔离措施，全面检查处理。 b) 调速器控制严重故障 1) 机组运行中，调速器发生主喷嘴控制故障、两个及以上喷嘴折向器控制故障、控制器硬件严重故障、电柜交直流全部中断等情况时，根据设定程序不同，启动机组事故停机流程。 2) 监视机组停机流程执行正确，喷嘴全关、折向器投入，进水球阀关闭。 3) 做好相应隔离措施，全面检查处理。 c) 调速系统压力油罐低油压 1) 检查机组是否启动紧急停机流程，若未启动则手动启动。 2) 监视机组停机流程执行是否正常，若不正常则手动干预。 3) 检查调速系统压力油罐及管路是否存在大量漏油，若存在大量漏油，及时切断油源。 4) 检查是否因油泵故障停运引起，及时恢复油泵运行。 5) 若判断存在大量漏油，但找不到明显漏油点，则可能为机壳内喷嘴、折向器管路漏油，应立即到尾水处查看，如有浮油应切断供油总阀并及时清理。 6) 当油压低至不能关闭喷嘴时，应直接关闭进水球阀。 d) 机组过速 1) 监视机组停机过程和进水球阀关闭情况， 如机组转速上升至过速保护动作整定值但紧急停机流程未自动启动，应手动紧急停机，关闭进水球阀。 2) 在事故停机过程中，如因喷嘴不能关闭、折向器不能投入引起机组过速时，应手动紧急关闭进水球阀。 3) 机组过速停机后，应查明原因并相应处理，对机组进行全面检査无异常，方可恢复机组。 e) 压力钢管、配水环管、机壳进人门大量漏水 1) 立即停机，关闭进水球阀。 2) 若压力钢管大量漏水，还应关闭前端蝶阀/闸门。 3) 可能过水设备应立即停电。 4) 监视漏水情况，启动排水泵。 5) 若漏水量不可控时，应立即启动应急响应。 DL / T 2020 2019 85 水斗式水轮机检修 5.1 一般规定 5.1.1 检修项目、间隔和停用时间 a) 水斗式水轮机检修有 B、C、D 等级，各等级检修项目见附录 C。 b) 水斗式水轮机的检修间隔和停用时间通常取决于机组的技术和运行状态， 宜结合发电机的检修间隔确定，一般情况下水轮机的检修间隔和停用时间可参照表 1 的规定执行。 表 1 水轮机检修间隔、停用时间 检修类别 检修间隔 检修停用时间（天） B 修 3 年10 年 35 天50 天 C 修 每年一次 8 天 D 修 每年一次 4 天 注 1：过机泥沙含量小的电站 B 修时间间隔宜取上限，过机泥沙含量大的电站 B 修时间间隔宜取下限。 c) 当水轮机效率下降 1%2%，或额定水头下额定输出功率下降 2%4%时应立即停机检修。 d) 在执行表 1 时，应根据以下情况区别对待 1) 新投产机组运行一年后，宜根据运行状况安排一次检查性 B 级检修。 2) 对运行状况良好的水轮机，经过技术鉴定确认后，可逐步延长检修间隔。 3) 转轮发生贯穿性裂纹、断斗等重大设备缺陷时，应立即停机检修。 4) 水轮机主要运行参数， 如振动、 摆度、 瓦温及噪音严重超标时， 应提前安排机组 B 级检修。 5.1.2 检修前准备 a) 机组的 B 级检修，应成立安全、环保、质量监督组织机构。 b) 检修前应做好废油、废物的回收及处理准备。 c) 检修前，应统计设备缺陷、确定检修级别、核定检修标准项目和特殊项目。 d) 编制检修作业指导书、三级验收单，对重大检修项目应编写施工组织方案和进度计划表。 e) 检修前，应清点并准备专用工器具、备品备件、材料及图纸等。 f) 检修前，应对作业人员进行现场安全技术交底。 g) 检修作业区域应对地面进行有效防护，在机壳内检修时应照明充足。 h) 拆出部件应定置摆放，并核算放置楼板承载能力。 i) 在零部件拆卸前，应在结合面作上明显的标记。 5.2 水斗式转轮检修 5.2.1 一般规定 a) 转轮焊接修复应遵照设备厂家的技术、工艺规定，主要工艺步骤有转轮的预热、焊接、转轮修复后的无损检测、热处理、铲磨抛光及转轮的静平衡试验； b) 转轮焊接修复后的实际尺寸和型线偏差应满足 GB/T10969水轮机、蓄能泵和水泵水轮机通流部件技术条件的要求和设备技术文件的规定。 c) 焊接材料应采用焊接工艺评定认可的， 与转轮母材相近的焊丝， 修复后的表面硬度应不低于设备技术文件的要求。 DL / T 2020 2019 9d) 水斗型线根据模板进行研磨，应无空穴、压痕、凹凸或其它可以引起局部空蚀的不良缺陷。 e) 转轮抛光后的过流表面粗糙度应不低于设备技术文件的要求。 f) 若转轮在运行过程中，斗叶出现浅表层空蚀，可对其进行打磨抛光处理，以降低空蚀的扩散率。 g) 若转轮在运行过程中，斗叶出现凹凸不平磨损，可对凸出部分进行适当打磨，平滑过渡，保持水斗型线要求。 h) 若转轮个别水斗出现非斗叶根部裂纹时， 则可按照 “缺陷去除探伤焊接修复粗打磨无损探伤局部热处理UT 探伤精磨抛光PT,MT 探伤”工艺步骤进行现场修复。 i) 每年应至少对转轮进行一次磨损、空蚀、裂纹检查测量；初期投运的转轮，运行 1000 小时和 3000 小时后应分别进行一次检查。 5.2.2 水斗式转轮检修判断依据 a) 局部磨蚀深度达原始厚度 1/4 时，建议修补处理。 b) 穿透性裂纹，立即修理；斗叶表面 13mm 浅表性裂纹，将裂纹处打磨光滑后，可观察运行。 c) 平均磨损深度达斗叶节圆处过流表面原始厚度 1/10 时，建议返厂焊接修复，当缺失厚度超过 1/8 时，不得继续使用。 d) 当磨损金属失重量达转轮重量的 8%时，建议返厂焊接修复，超过 10%时，不得继续使用。 5.2.3 转轮拆卸和安装 a) 转轮与主轴连接螺栓拆卸 1) 连接螺栓清理、编号。 2) 连接螺栓应对称拆卸。 3) 拆卸时应安装螺栓拉伸值测量工具，并测量记录。 4) 松动螺母时，应按照设备技术文件要求进行。 b) 转轮提升工器具安装 1) 清理联轴法兰应符合安装要求。 2) 用转轮运输小车将转轮提升工器具运输至转轮正下方。 3) 安装转轮提升工器具。 c) 转轮拆卸 1) 用转轮提升工器具将转轮下放至转轮运输小车上。 2) 将转轮运送至机壳外，并进行翻身起吊转移。 d) 转轮安装 1) 用转轮运输小车将转轮运送到主轴正下方。 2) 检查转轮与主轴法兰面应符合安装要求。 3) 如转轮为摩擦传递扭矩，按照设备技术文件要求对法兰面进行处理。 4) 提升转轮，按照设备技术文件的工艺、质量要求回装所有螺栓及螺母。 5) 拆除转轮提升工器具，回装连接螺栓保护罩。 5.2.4 水斗式转轮探伤 a) 磨蚀修复，应进行斗叶表面及内部探伤，探伤按照设备技术文件要求执行。 b) 裂纹修复，应进行裂纹水斗整体的表面及内部探伤，探伤按照设备技术文件要求执行。 5.2.5 水斗型线修复 a) 水斗发生异物冲击、局部轻微空蚀和磨损等表面缺陷，可采取局部型线打磨修复。 b) 局部型线修复以打磨抛光为主，已有抗磨涂层的转轮不宜做型线打磨修复。 DL / T 2020 2019 10c) 打磨修复需保持斗叶表面水力型线的连续性。 5.2.6 水斗抗磨涂层修复 a) 抗磨涂层的修复，分为现场局部修复和工厂整体修复。 b) 抗磨涂层修复后光洁度应符合设备技术文件要求。 5.2.7 水斗裂纹修复 a) 非穿透性局部裂纹修复 1) 从裂纹两端向中心打磨，去除裂纹缺陷。 2) 打磨裂纹后，其表面应做 PT 及 MT 探伤，确保裂纹被彻底清除。 3) 采用等同于母材的焊丝，将其裂纹坑填满。 4) 对补焊区域进行打磨，焊缝比母材高 1mm 左右，焊缝与四周应平滑过渡。 5) 对焊接区域及其邻近范围按 UT-MT-PT 顺序实施无损探伤。 6) 对焊接区域及其邻近范围加热消除热应力。 7) 对焊接区域及其邻近范围做 UT 探伤。 8) 对补焊区域再次打磨，焊缝比母材高 0.5mm 左右，MT 探伤确认无缺陷后，将补焊区域打磨、抛光至设计值要求。 b) 穿透性局部裂纹修复 1) 对裂纹区域先预热至修复工艺文件规定值。 2) 从裂纹两端反向清理裂纹，坡口深度符合修复工艺文件要求。 3) 打磨、清理氧化物，直至坡口见金属光泽，并按照修复工艺文件要求，预制适宜焊接的坡口。 4) 对裂纹坡口做 PT 和 MT 探伤，以确认裂纹完全清除。 5) 水斗整体预热至修复工艺文件规定值，采用多层窄道手工焊进行焊接。 6) 所有焊层应清除焊渣和释放焊接应力。 7) 清理叶片背面裂纹并施焊，工艺与本条 1）6)步骤相同。 8) 焊后水斗应按照修复工艺文件热处理曲线整体去应力处理， 最高加热温度不高于修复工艺文件规定值。 9) 对焊接区域进行铲磨，焊缝比母材高 1mm 左右，要求焊缝与四周平滑过渡。 10) 对焊接区域及其邻近范围做 UT 和 PT 探伤，出现缺陷按照要求进行返修。 11) 对补焊区域再次打磨， 焊缝比母材高 0.5mm 左右， MT 探伤确认无缺陷， 将补焊区域打磨、抛光至设计值要求。 5.2.8 转轮泥沙磨损和空蚀修复 a) 焊前将转轮安装在转动支撑架上，便于焊接修复操作。 b) 修复前打磨表面和局部的空蚀坑，并做 PT、MT 探伤。 c) 焊接前前将转轮预热至修复工艺文件规定值。 d) 堆焊空蚀坑内部直至填满，焊丝材质等同于母材。 e) 对斗叶背部、水平横向堆焊 2 至 3 层，以增强抗变应力和补偿收缩变形值。 f) 堆焊斗叶内部过流面 2 至 3 层，经打磨平滑后，再进行下一次堆焊；焊丝材质等同于母材，斗叶根部高应力区应避免施焊。 g) 堆焊时应监测精加工面的变形值。 h) 对焊接修补区域进行粗打磨，按照粗磨样板控制尺寸，与设计尺寸偏差控制在+2-1mm 范围内，做 UT 和 PT 探伤。 DL / T 2020 2019 11i) 对焊接修复区域按照精磨样板打磨至比设计值高 0.5mm 左右，MT 探伤确认无缺陷后，打磨、抛光至设计要求尺寸。 j) 对转轮打磨、焊接修复表面进行整体 MT 和 PT 探伤。 k) 对探伤合格的转轮按设备修复工艺文件要求进行整体热处理。 l) 热处理后，检查联轴法兰面配合尺寸应符合设备技术文件要求。 m) 对转轮进行静平衡试验。 5.3 主轴检修 5.3.1 主轴的检修 a) 测量轴颈磨损量和偏磨方位。 b) 在轴颈根部、法兰根部等厚度急剧变化的地方进行 PT 探伤检查，检查是否存在裂纹缺陷。 c) 轴颈磨损超量或主轴产生裂纹应进行修复。 d) 轴颈局部划痕或毛刺可进行研磨抛光处理。 e) 主轴上下法兰面检查应符合要求。 f) 主轴轴颈、油口和法兰面研磨后应清洗干净。 g) 在轴颈、油口和法兰面应采取防锈措施和防误碰措施。 5.3.2 主轴安装 a) 主轴在安装前，检查组合法兰的平面度、光洁度等应符合要求。 b) 安装主轴支撑，调整各支撑高度应一致。 c) 起吊主轴，将其放置在支撑上，主轴上法兰面应比安装高程低 20mm30mm。 d) 调整主轴中心，偏差应不大于 1.0mm，且下法兰与挡水筒间隙偏差不应超过设计间隙的10%。 e) 调整主轴水平应不大于 0.02mm/m。 f) 调整主轴垂直度应不大于 0.20mm/m。 g) 主轴法兰带有定位销设计的应清理销钉槽，并将定位销点焊牢固。 h) 测量轴颈与轴承支架距离偏差应符合要求。 i) 调整主轴与发电机轴中心与方位，对正连接。 j) 主轴与发电机轴连接后法兰组合面应无间隙，用 0.03mm 塞尺检查，不能塞入。 k) 盘车打受力后，主轴上法兰安装高程，允许偏差不超过设计高程1.0mm。 l) 调整轴线，水导轴颈盘车摆度值应符合 GB/T8564水轮发电机组安装技术规范中表 33 的要求。 5.4 水导轴承检修 5.4.1 导轴瓦的研刮 a) 导轴瓦最常见的损坏是巴氏合金磨损、烧损和脱落，以及裂纹和密集气孔等缺陷。 b) 当瓦面损坏面积超过 5，应更换导轴瓦并返厂维修。 c) 瓦面轻微磨损的划痕、硬点可现场修复。 d) 瓦面局部磨平处应增补刮花，刮花应均匀错开排列，瓦面接触点应不少于每平方厘米 12点，且瓦的接触点分布面积应达到整个瓦面积的 85以上。 e) 分块瓦修刮进油边，一般可在 10mm15mm 范围内刮成 0.5mm1mm 的倒圆斜坡。 f) 筒式瓦修刮应以修整圆度和扩大接触面积为主， 修刮之后的筒式瓦 75%以上的面积应有接触点，接触点仍应均匀分布，每平方厘米范围有 23 个接触点。 g) 对偏心结构不用研刮的分块瓦和筒式瓦，其瓦面应无碰伤。 DL / T 2020 2019 12h) 研刮合格的导轴瓦，应均匀涂抹一层工业凡士林或透平油，并进行防护。 筒式轴承瓦的刮削应先修整油沟，再进行瓦面的粗刮、细刮、精刮，单油沟的边沿应修圆，或者在油沟两侧修刮出下凹的契型过渡带。 5.4.2 水导轴承回装应符合下列要求 a) 机组轴线及推力瓦受力调整合格。 b) 主轴下法兰与挡水筒间隙及发电机空气间隙合格，转动部分固定。 c) 主轴处于中心位置时，测量轴颈与轴承支架对称四周的距离，应满足设计要求。 d) 导轴瓦应根据盘车的摆度方向和大小进行间隙调整，安装总间隙应符合设计要求。 e) 分块式导轴瓦调整间隙，其允许偏差不应大于0.02mm，间隙调整后，应可靠锁定。 f) 筒式瓦与主轴调整间隙允许偏差应符合 GB/T8564水轮发电机组安装技术规范中的要求。 5.4.3 水导轴承间隙调整 a) 分块瓦间隙调整 1) 分块瓦安装之前应在瓦面涂抹一层透平油，对应轴瓦支架号进行安装。 2) 支柱式抗重螺栓分块瓦，可用一对小螺旋千斤顶使所有轴瓦紧贴轴颈。 3) 楔子板式分块瓦，直接用楔子板使所有轴瓦紧贴轴颈。 4) 在抱瓦过程中，应在对称方向上同时操作，并架设两只互成 90的百分表来监视是否位移。 5) 支柱式抗重螺栓分块瓦可转动调节螺栓以调整导轴瓦间隙， 按计算值用塞尺检查瓦背与球头间隙大小。 6) 楔子板式分块瓦可通过楔子板斜率和计算间隙，计算楔子板提升高度，最后用顶轴的方法复测轴颈与瓦面间隙，再进行精调。 7) 瓦隙调整好后将调节螺栓锁紧，防止瓦隙变化。 b) 筒式瓦间隙调整 1) 筒式瓦组合缝不应错位。 2) 筒式瓦水平偏差不大于 0.05mm/m。 3) 测量瓦隙的塞尺长度不应小于筒式瓦面高度的 2/3。 4) 测量所有盘车点的瓦隙，各测点应达到计算间隙值。 5) 用两只互成 90的百分表监视位移，固定筒式瓦，然后对称拧紧筒式瓦法兰螺栓。 6) 钻、铰筒式瓦法兰定位销钉。 7) 复测各测点瓦间隙值应无变化。 5.4.4 导轴瓦的研刮 a) 导轴瓦最常见的损坏是巴氏合金磨损、烧损和脱落，以及裂纹和密集气孔等缺陷。 b) 当瓦面损坏面积超过 5，应更换导轴瓦并返厂维修。 c) 瓦面轻微磨损的划痕、硬点可现场修复。 d) 瓦面局部磨平处应增补刮花，刮花应均匀错开排列，瓦面接触点应不少于每平方厘米 12点，且瓦的接触点分布面积应达到整个瓦面积的 85以上。 e) 分块瓦修刮进油边，一般可在 10mm15mm 范围内刮成 0.5mm1mm 的倒圆斜坡。 f) 筒式瓦修刮应以修整圆度和扩大接触面积为主， 修刮之后的筒式瓦 75%以上的面积应有接触点，接触点仍应均匀分布，每平方厘米范围有 23 个接触点。 g) 对偏心结构不用研刮的分块瓦和筒式瓦，其瓦面应无碰伤。 h) 研刮合格的导轴瓦，应均匀涂抹一层工业凡士林或透平油，并进行防护。 DL / T 2020 2019 13i) 筒式轴承瓦的刮削应先修整油沟，再进行瓦面的粗刮、细刮、精刮，单油沟的边沿应修圆，或者在油沟两侧修刮出下凹的契型过渡带。 5.4.5 油冷却器检修 a) 油冷却器分解，应检查承管板、铜管的管口、焊缝等锈蚀情况，并做除锈、刷防腐漆处理，更换水箱密封垫。 b) 冲洗、吹扫铜管内壁污泥、杂质。 c) 清扫铜管外壁油污。 d) 安装油冷却器耐压试验管路、阀门。 e) 从油冷却器低进水口注水，直到高出水口冒水时，关闭进出水阀门。 f) 单个冷却器应按设计要求的试验压力进行耐水压试验， 设计无规定时， 试验压力一般为工作压力的 2 倍，但不低于 0.4MPa，保持 30min，无渗漏现象。 g) 复装后冷却器应进行严密性试验，试验压力为 1.25 倍最大工作压力，保持 30min，无渗漏现象。 5.4.6 水导油槽回装要求 a) 油槽应作煤油渗漏试验，保持不少于 4h，应无渗漏现象。 b) 油槽冷却器，安装前应按设计要求进行耐水压试验，安装后按要求进行严密性试验。 c) 油槽内挡油筒的轴向间隙、径向间隙应符合设计规定，油槽底板压有密封毛毡的法兰，密封毛毡与转轴不应紧密接触。 d) 油槽内应清洁，并应按设计要求保证油循环回路流畅。 e) 油槽油面高度应满足机组稳定运行的要求，偏差一般不大于10mm。 f) 润滑油的牌号应符合设计要求，注油前检查油质，应符合 GB11120 中的规定。 g) 在油槽内进行电焊作业时，应把地线直接连接到需要焊接的零件上。 h) 瓦温、油温、油位、油混水、振动、摆度等自动化元件信号、数字显示正确。 5.5 喷嘴检修 5.5.1 液压控制系统检修 a) 控制阀组及油管路检修 1) 液压控制阀组分解前应做好标记；清洗过程中应有防阀芯及各精密部件损伤的措施。 2) 更换油管路接头及阀组密封件，应检查新的密封件尺寸规格正确，无缺陷、伤痕。 3) 阀组回装后应进行动作试验，阀组动作应灵活、正确，无渗漏。 4) 液压控制系统检修完成后应进行严密性试验，试验压力为 1.25 倍额定工作油压，耐压30min，阀组及管路接头应无渗漏。 b) 反馈装置检修 1) 检查校验喷针位置反馈传感器，校核喷针全关与全开实际位置，并与反馈传感器显示值应一致。 2) 测量喷针开关时间，应符合水轮机调节保证设计要求。 5.5.2 喷嘴分解和组装 a) 喷嘴分解前各部位应做好标记，先外后内，先拆销钉后拆螺栓。 b) 分解过程中应有喷针头、口环、活塞杆、活塞等精密部件防碰伤措施。 c) 分解完成后， 检查喷嘴头部磨损及空蚀部位应补焊打磨， 补焊部位打磨后型线应符合设计要求。 DL / T 2020 2019 14d) 检查喷针头磨损及空蚀部位应用金属修补剂或补焊打磨方式修复喷针头型线， 无法修复时应更换喷针头。 e) 检查口环磨损空蚀及漏水情况应符合设计要求，严重时应更换口环。 f) 检查喷嘴挡水板磨损及空蚀部位应进行补焊打磨修复，修复后型线应设计要求。 g) 检查喷嘴内部各过流部件表面， 对于产生空蚀或磨损的部位应进行打磨或焊接修复， 修复后型线应应符合设计要去。 h) 检查喷针活塞杆、活塞及缸体，应无毛刺、高点及磨损；对活塞杆、活塞及缸体上轻微划痕可用金属修补剂修补打磨，打磨后其外型尺寸应无变化；若存在较大磨损缺陷，可进行焊接加工修复。 i) 对于有缓冲弹簧或碟簧的喷针，还应检查缓冲弹簧或碟簧，弹簧或碟簧应无锈蚀裂纹，无疲劳变形。 j) 更换喷嘴各部位密封，按标记顺序回装喷嘴各部件。 5.5.3 喷