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立式水轮发电机检修技术规程DL T817-2002

作者:西安江河电站技术开发有限责任公司时间:2013-01-31 我要发布

关键词: 检修

 

立式水轮发电机检修技术规程
范围
    本标准规定了水电厂(站)立式水轮发电机现场检修的类别、程序和工艺要求,适用于额定功率在15MW及以上的立式水轮发电机的检修,15MW以下的立式水轮发电机的检修可参照执行。
规范性引用文件
    下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准,然而,鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本标准。
    GB11120—1989 L-T5A汽轮机油
    DL/T489—1992 大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程
    DL/T 596—1996 电力设备预防性试验规程
    DL/T622—1997 立式水轮发电机弹性金属塑料推力轴瓦技术条件
术语和定义
3.1 发电机检修maintenance of hydro-generator
    为保持或恢复发电机规定的性能而进行的检查和修理。它包括发电机扩大性大修、大修、小修、抢修和小型技术改造。
3.2发电机小修small range of maintenance for hydro-generator
    为了保证发电机在大修周期内安全运行到下一次大修,对发电机进行定期的检查、清扫、试验和修理,消除已发现的发电机局部缺陷或更换个别部件。
3.3发电机大修large range of maintenance for hydro-generator
    对发电机有计划的进行彻底的、全面的检查和修理,全部或部分解体,进行更换、修理易损的主要部件,恢复发电机设计性能和出力。
3.4 发电机扩大性大修 expanded maintenance of hydro-generator
   指吊出发电机转子的检修。
3.5发电机状态检修states maintenance of hydro-generator
    指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,属于预测性检修。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。
3.6检修间隔interval of maintenance
    指上次计划检修后发电机并网投产至下一次计划检修开始之间的可用时间。
3.7检修停用时间 time of maintenance
    指处于计划检修停运状态的时间。
水轮发电机检修间隔、时间、项目
4.1 检修间隔及检修停用时间的确定
4.1.1 检修间隔及检修停用时间主要取决于设备技术状况。一般情况下,检修间隔和检修停用时间可按表1的规定执行。
4.1.2 在执行表1的检修间隔和检修停用时间时,应根据不同情况区别对待:
表1 水轮发电机检修间隔、检修停用时间

检修类别
检修间隔
检修停用时间
   
小 修
每年两次
3d~12d
年内有一次大修的发电机,年内计划小修一次
大 修
3年~6年
35d~45d

 
a)新机投产后的一年左右可视设备运行状况安排一次大修。
   b)对运行状态较好的发电机,为降低检修费用,应积极采取措施,逐步延长检修间隔,但必须经过技术鉴定,并报上一级主管部门批准方可超过表1的规定。
   c)为防止发电机失修,确保设备健康,凡发电机技术状况不好的,经过技术鉴定确认出现表2所列设备状况者,并上报上级主管部门批准,其检修时间间隔可低于表1的规定。
   d)在发电机运行或检修过程中,若发现有危及机组安全运行的重大设备缺陷,应立即停机检修或延长检修时间,并报上级主管部门审批。
 
表2 调整低于表1检修间隔的条件

项  次
           
1
主要运行参数经常超过规定值,机组效率和出力明显降低
2
机组振动或摆动不合格,而小修不能消除
3
定子或转子绕组绝缘不良,威胁安全运行

4.2 检修项目
4.2.1 小修标准项目见表3,非标准项目根据具体情况自定。
表3 水轮发电机小修标准项目表

序号
   
l
推力轴承、上导轴承、下导轴承外部检查、清扫、油位调整,油槽及冷却器渗漏处理,油化验
2
定子、转子机械部分检查、清扫
3
上、下机架,上、下挡风板检查清扫
4
制动系统检查、清扫、试验
5
油、水、风管路阀门及表计检查、清扫、渗漏处理
6
励磁机、永磁机检查、清扫、电刷检查
7
推力外循环冷却系统检查
8
发电机定子和转子绕组,周期性预防试验
9
发电机定子绕组上、下端部、槽口绝缘及槽楔、绝缘盒、汇流排及引线检查、清扫,缺陷消除
10
发电机转子引线、磁极绕组及接头阻尼环检查、消缺。滑环检查、清扫、换电刷
11
空冷系统检查,定子绕组的内冷系统检查
12
机组自然补气系统检查

 
4.2.2 大修(包括扩大性大修)项目见表4,其中特殊项目根据设备状况需要确定。大修项目见表4。
 
 
表4 水轮发电机大修项目表

序号
部件名称
标准项目
特殊项目
定子
1.定子机座和铁芯检查
2.定子绕组端部及其支持环检查,齿压板修理
3.定子绕组及槽口部位检查,槽楔松动修理(不超过槽楔总数的1/4)
4.挡风板,灭火装置检查修理
5.上、下盖板检查
6.电气预防性试验
7.定子机座组合螺栓、基础螺栓、销钉及焊缝检查
8.汇流排检查
9.定子绕组内冷系统检查及耐压试验
1.绕组更换
2.铁芯重叠
3.齿压板更换
4.端部接头、垫块及绑线全面处理,支持环更换
5.分瓣定子合缝处理,定子椭圆度处理
6.绕组防晕处理
7.吊出转子检查和处理,定子槽楔检查和清扫通风沟
8.机组中心测定检查
9.定子清扫喷漆
转子及主轴
1.发电机空气间隙测量
2.转子支架焊缝检查,组合螺栓、磁轭键、磁轭卡键检查
3.磁极、磁极键、磁极接头、阻尼环,转子风扇检查,高速发电机极间撑块检查
4.转子各部(包括通风沟)清扫
5.制动环及其挡块检查
6.机组轴线检查调整(包括受油器操作油管)
7.集电环炭刷装置及引线检查、调整
8.电气预防性试验及轴电压测量
9.转子过电压保护设备及灭磁开关检查、试验
1.转子磁轭重新叠片
2.磁轭下沉处理
3.磁极键修理
4.转子圆度及磁极标高测定,调整
5.磁极绕组、引线或阻尼绕组更换
6.磁极绕组匝间绝缘处理
7.集电环车削或更换
8.转子动平衡试验
9.处理制动环磨损
10.转子喷漆
轴承
1.推力轴承转动部分、轴承座及油槽检查
2.推力轴承支承结构检查试验、受力调整
3.镜板及轴领表面修理检查
4.轴瓦检查及修理、水冷瓦通道除垢及水管水压试验
5.弹性金属塑料瓦表面检查,磨损量测量
6.导轴瓦间隙测量、调整,导轴承(包括轴领)各部检查,清扫
7.轴承绝缘检查处理
8.轴承温度计拆装试验,绝缘电阻测量
9.润滑油处理
10.油冷却器检查和水压试验,油、水管道清扫和水压试验
11.高压油顶起装置清扫检查
12.防油雾装置检查
1.镜板研磨
2.轴瓦更换
3.油冷却器更换
4.推力头、卡环、镜板检查处理
5.推力油槽密封结构改进
机架
1.机架各部检查清扫,经向千斤顶检查
1.机架组合面处理
2.机架中心水平调整
通风冷却系统
1.空气冷却器检查清扫及水压试验,风洞盖板及挡风板检查
2.管道阀门检修及水压试验
1.更换冷却器或铜管
制动系统
1. 制动器闸板与制板环间隙测量与调整
2.制动闸板更换
3.制动器分解检修及耐压试验
4.制动系统油、气管路、阀门检修及压力试验
5.制动系统模拟试验
6.制动系统电气回路校验、开关检修
7.吸尘系统检查
1.制动器更换或结构部件改进
永磁发电机和转速装置(包括转速继电器)
1.永磁发电机空气间隙测量
2.永磁发电机检查、清扫,轴承加油,传动机构检查
3.永磁机转子磁场强度测量
4.永磁发电机转速电压特性测定
5.转速装置检查、校验或更换6.全伞式机组永磁机绝缘电阻测量
1.永磁发电机抽出转子检修
2.永磁发电机轴承更换
励磁系统
(一)励磁机
1.空气间隙测量,调整
2.励磁机各部及引线检查清扫
3.炭刷装置检查、调整
4.励磁机整流子圆度测量,云母槽修刮
5.励磁回路各元件清扫、检查、电气性能试验
6.励磁机槽楔松动处理
7.励磁机摆度测量和调整
8.励磁机空载及负荷特性试验
1.励磁机整流子车削涂镀
2.励磁机磁极或电枢绕组更换
3.励磁机电枢绕组搪头重焊,绑线重扎
4.励磁机主极换向极距离调整
5.大功率整流元件更换
(二)晶闸管励磁装置
1.装置清扫、外观检查
2.电压互感器、电流互感器、自用变压器、整流变压器及串、并联变压器检查试验
3.调节器柜、功率柜、灭磁柜、各插板和元件等检查试验
4.检查并校验各继电器、接触器以及二次回路检查耐压试验
5.风机检查
6.回路模拟、空载及带负荷工况下试验
1.晶闸管励磁装置部件的改装,更换配线
2.串联变压器及并联变压器大修
其他
1.自动控制元件和操作系统,保护盘检
查,保护装置校验
2.各种表计检查、校验
3.消弧绕组、电压互感器、电流互感器等设备的预防性试验和检修,绝缘油简化分析
4.油、水、气管路系统检修
5.大轴中心补气装置检查修理
 
机组整体试运行
1.充水、空载、短路、升压及带负荷试验
2.机组各部振动、摆度测量
3.励磁特性试验
4.甩负荷试验
5.调相运行试验
1.发电机电气参数测量
2.发电机通风试验

4.3 大修试验测试项目
4.3.1 发电机大修主要试验测试项目见表5。
表5 发电机大修主要试验测试项目表

序号
项 目
备 注
1
定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数测试
极化指数是指在同一次试验中10min/1min绝缘电阻值之比
2
定子绕组泄漏电流和直流耐压试验
3
定子绕组交流耐压试验
4
定子绕组的直流电阻
5
转子绕组的绝缘电阻
转子清扫前后测试
6
转子绕组的直流电阻
 
7
发电机和励磁机的励磁回路所连设备,(不包括发电机转子和励磁电枢)的绝缘电阻
 
8
发电机和励磁机的励磁回路所连接设备(不包括转子和励磁电枢)的交流耐压试验
 
9
发电机和励磁机轴承的绝缘电阻
 
10
灭磁电阻器(或自同期电阻器)的直流电阻
 
11
灭磁开关的并联电阻
 
12
转子磁极绕组的交流阻抗和功率损耗
 
13
检温度绝缘电阻和温度误差检验
 
14
定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数
 
15
定子绕组泄漏电流和直流耐压试验
 
16
轴电压及中性点漂移电压测试
 
17
空载升压试验,空载特性试验
 
18
发电机三相稳定短路特性曲线
必要时
19
机组运行摆度和振动测量
 
20
机组过速试验
 
21
发电机带负荷试验
 
22
发电机甩负荷试验
 
23
发电机调相运行试验
具备调相运行条件
24
发电机温升试验
必要时
25
晶体管励磁系统试验
 

 
4.3.2 励磁机、永磁机试验测试项目根据具体情况参照表5执行。
    机组大修试验其他项目可参照电力行业标准DL/T596—1996和DL/T489—1992的规定,并结合
机组检修具体情况进行。
水轮发电机检修工艺要求
5.1 检修一般工艺要求
5.1.1 应有适当的检修场地,并应考虑其承载能力。
5.1.2 进入发电机内部时,与工作无关的物件不应带入。人员、工具、材料应登记,工作结束后应注销。
5.1.3 做好“安全文明生产”,保持检修场所和厂房的整洁、文明、卫生。
5.1.4 在发电机内使用明火作业,如电焊、气焊、气割,应做好防火和防飞溅的措施。作业完毕应仔细清理焊渣、熔珠,在转动部件上进行电焊时,地线必须可靠地接在转动部件施焊部位上,严禁转子不接地线进行电焊作业。
5.1.5 部件拆卸前,对有关部件应做好动作试验,各部件动作灵活,拆卸时,应注意各零部件的相对位置和方向做好记号,记录后分解。
5.1.6 拆卸机械零部件时先检查各部件接合面标志是否清楚,不明显的应重新作记号标志,并作记录,同一部件拆卸的销钉、螺栓、螺母、垫圈需放在同一箱内或袋内,做好标签注明。螺栓、螺母要清点数目,妥善保管。
5.1.7 各部件的组合面、键和键槽、销钉和销钉孔、止口应仔细进行修理,使其光滑,无高点和毛刺。但不得改变其配合性质。螺栓和螺孔亦应进行修理。所有组合配合表面在安装前须仔细地清扫干净。
5.1.8 设备组合面应光洁无毛刺。合缝间隙用0.05mm塞尺检查,不能通过,允许有局部间隙;用0.1mm塞尺检查,深度不应超过组合面宽度的1/3,总长不应超过周长的20%;组合螺栓及销钉周围不应有间隙。组合缝处的安装面错牙一般不超过0.10mm。
5.1.9 部件分解拆卸时,应先拆销钉,后拆螺栓;装复时先装销钉,后装螺栓。
5.1.10 部件分解后,应及时清洗零部件,检查零部件完整与否,如有缺损应进行更换或修复。所拆零部件按系统分门别类,妥善保管。
5.1.11 拆卸的主要部件,如轴颈、轴瓦、镜板等高光洁度部件表面,以及联轴法兰和销孔面应做好防锈蚀措施。应用白布或塑料布,包盖防护好。管路或基础拆除后露出的孔洞应割堵好,以防杂物掉入。
5.1.12 分解的零部件存放,用木块或其他物件垫好,以免损坏其加工面或发生变形。
5.1.13 机械加工面清扫后应涂以防锈油,且不得敲打或碰伤.如有损坏应立即修好。
5.1.14 各零部件除结合面和摩擦面外,均应刷涂防锈漆,并按规定颜色及规定的油漆进行刷、涂、喷。
5.1.15 装复时,易进水的或潮湿处的螺栓应涂以防锈漆,各连接螺栓均应按规定拧紧,各转动部分螺母应点焊或采取其他防松动措施。
5.1.16 切割密封垫时,其内径应稍比管路内径大,不得小于管路的内径。若密封垫直径很大,需要拼接时,先削制接口,再黏结。
5.1.17 拆卸相同部件时应分开进行(或做好记号)不得互换,禁止用肮脏的破布包装零件和多孔部件。
5.1.18 拆卸部件时不可直接锤击零部件精加工面,必要时,应用紫铜棒或垫上铅皮锤击,以免损坏部件。
5.1.19 起重用的钢丝绳、绳索、滑车等应事先检查、试验,钢丝绳的安全系数应按安全规程要求选
用,不允许使用有缺陷的起重工具和断股或严重损伤的钢丝绳或绳索。
5.1.20 零部件起吊前,应详细的检查连接件是否拆卸完,起重工具的承载能力是否足够,起吊过程中应慢起慢落。拆卸下的零部件应安放妥当,放稳、垫平精密表面,严禁放在粗糙的垫木上,应用毛毡胶皮垫好或悬空放置,以免损坏精密表面。
5.2 定子检修工艺要求
5.2.1 机械部分检修
5.2.1.1 检查定子基础板螺栓、销钉和定子合缝处的状况,达到以下要求:
    a)基础螺栓应紧固,螺母点焊处无开裂,销钉无窜位。
    b)分瓣定子组合后,机座组合缝间隙用0.05mm塞尺检查,在螺栓周围不应通过。
    c)定子机座与基础板的接触面积应按5.1.8条规定执行。
5.2.1.2 检查定子铁芯衬条、定位筋应无松动、开焊;齿压板压指与定子铁芯间应尤间隙应紧固,螺母点焊处无开裂。
5.2.1.3 发电机空气间隙测量,要求各点实测间隙的最大值或最小值与实测平均间隙之差同实测平均间隙之比不大干±10%为合格。
5.2.1.4 必要时挂钢琴线测量定子铁芯中心与圆度。要求定子铁芯圆度(为各半径与平均半径之差)不应大于设计空气间隙值的±5%。一般沿铁芯高度方向每隔1m距离选择一个测量断面,每个断面不小于12个测点,每瓣每个断面不小于3点,接缝处必须有测点。中心偏差不大于1.0mm(与水轮机下固定止漏环中心比较)。
5.2.1.5 挡风板(引风板)检查:连接螺栓应紧固,防松设施完好,连接板的连接焊缝无开裂;挡风板(引风板)本体无裂纹,无异常变形。
5.2.1.6 发电机消防水管及其他附件连接牢固,喷水孔不堵塞。
5.2.2 电气部分检修
5.2.2.1 定子绕组上下端部检查处理应符合以下要求:
a)绕组端部及支持环绝缘应清洁、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。
b)绕组接头绝缘盒及填充物应饱满,无流蚀、裂纹、变软、松脱等现象。
c)绕组端部各处绑绳及绝缘垫块应紧固,无松动与断裂。
d)绕组弯曲部分,支持环有无电晕放电痕迹。
e)上、下槽口处绕组绝缘无被硅钢片割破磨损。
f)绕组有无电腐蚀,通风沟处绕组绝缘有无电晕痕迹产生。
g)定子内冷系统接头检查。
5.2.2.2 定子铁芯齿槽检查处理应符合下列要求:
a) 铁芯无烧伤、过热、生锈松动。
b) 合缝处硅钢片无错位。
c) 定子绕组齿部分硅钢片无松动,轻微松动者,可加绝缘垫楔紧,由于松动而产生的锈粉应清除,并涂刷绝缘漆。
d) 铁芯两端齿压板压指应压无松动裂纹。
e) 定子铁芯通风沟无堵塞。
5.2.2.3 槽楔检查处理后应符合以下要求:
a) 槽楔应完整、无松动、过热、断裂等现象。
b) 要求用敲打法检查上、下两端槽楔应紧固,中间部位每节二分之一长度应紧实。
c) 要求槽楔斜口应对准通风沟方向,并与通风沟对齐,楔下垫实。无上窜及下窜现象,槽楔应不凸出定子铁芯内圆,下部槽楔绑绳应无松动或断股现象。
5.2.2.4 汇流排引出线及中性点引出线检查处理后应符合下列要求:
a) 汇流排、引出线绝缘应完整,无损伤、过热及电晕痕迹。
b) 螺栓连接的各接头应牢固,接触应良好。用0.05mm塞尺检查其塞入深度,对母线宽度在69mm以上者,不应超过6mm;母线宽度在69rmn以下者,不应超过4mm。
c) 汇流排引出线支架应无松动,绝缘套管应完整,表面清洁,无损伤及过热现象。
d) 焊接接头应无气孔、夹渣,表面应光滑。
5.2.2.5 检修后的检查与清扫要求:
a) 用清洁、干燥压缩空气吹扫定子绕组上、下端部。吊出转子后,定子铁芯内表面应吹扫,必要时用清洗剂清扫铁芯。
b) 定子绕组端部附有大量油垢时,要用清洗剂彻底清擦。
c) 开机前,发电机内应清扫,检查并拉通发电机空气间隙。
5.2.2.6 定子绕组有下列情况之一应当更换:
a) 耐压试验不合格的绕组。
b) 主绝缘受到机械损伤,单边厚度达25%以上。
c) 接头股线损伤其导体截面减少达15%以上。
d) 绕组严重变形、主绝缘可能损伤者。
e) 绕组防晕层严重破坏者。
5.2.2.7 更换绕组的工序:
a) 除去绕组上、下气(液)、电接头卡套处绝缘层,拆除气(液)管两端卡套及气(液)管。去除接头绝缘,拆开接头。
b) 割除端部绑扎线,取出垫块。
c) 退出槽楔。
d) 取出绕组。
e) 下线准备。
f) 绕组流量测试,下绕组。
g) 打槽楔,耐压试验,安装气(液)管,气密性试验,包或灌接头绝缘。
h) 清扫检查,喷漆。
5.2.2.8 定子绕组的嵌装应符合下列要求:
a) 绕组与铁芯及支持环应同时靠实,上下端部与已装绕组标高一致,斜边间隙符合设计规定,绕组固定牢靠。
b) 上下层绕组接头相互错位,不应大于5mm,前后距离偏差在连接套长度范围内。
c) 绕组直线部分嵌入线槽后,单边间隙超过0.3mm、长度大于100mm时,可用刷环氧半导体胶用绝缘材料包扎或用半导体垫条,塞入深度应尽量与绕组嵌入深度相等;上下层绕组嵌装后,应按DL/T596—1996有关规定,进行耐压试验。
   d) 绕组主绝缘采用环氧粉云母,电压等级在0.5kV以上的发电机绕组嵌装后一般应在额定电压下测定表面槽电位,最大值应控制在10V以内。
5.2.2.9 打入槽楔应符合以下要求:
   a)槽楔应与绕组及铁芯齿槽配合紧密。
   b)槽楔打人后铁芯上下端的槽楔应无空隙;其余每块有空隙的长度,不应超过槽楔长度的二分之一。否则应加垫条塞实。
   c)槽楔不应凸出铁芯,槽楔的通风口应与铁芯通风沟一致,其伸出铁芯上下端面的长度及绑扎,应符合设计要求。    ·
5.2.2.10 绕组接头的焊接,应符合下列要求:
   a)锡焊接头的铜线、并头套、铜楔等应搪锡。并头套铜楔和铜线导电部分,应结合严密;铜线与铜套之间的间隙,一般不大于0.3mm,局部间隙允许0.5mm。
   b)磷银铜焊接头的填料部间隙,应在0.05mm~0.2mm之间。
   c)接头焊接时,焊料应充实,焊后表面应光滑,无棱角、气孔及空洞。
   d)接头焊接后,应检查焊接质量。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。
5.2.2.11 绕组接头绝缘包扎应符合下列要求:
   a)绕组接头绝缘采用云母带包扎时,包扎前应将原绝缘削成斜坡,其搭接头长度一般应符合表6的要求;绝缘包扎应密实,厚度应符合设计要求。
表6 定子绕组接头绝缘包扎绝缘搭接长度

发电机额定电压
(kV)
6.3
10.5
13.8
15.75
18.0
搭接长度
(mm)
25
30
40
45
50

  
b)接头绝缘采用环氧树脂浇灌时,接头与绝缘盒间隙应均匀,绕组端头绝缘与盒的搭接长度应符合设计要求;浇灌饱满,无贯穿性气孔和裂纹。
5.2.2.12 定子绕组干燥时,温度应逐步上升,每小时不超过5℃~8℃;绕组最高温度,以酒精温度计测量时,不应超过70℃;以埋人式电阻温度计测量时,不应超过80℃。
5.2.2.13 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,并按DL/T596—1996有关规定进行交直流耐压试验。
   a)定子绕组每相绝缘电阻值在换算至100℃时,不得低于按下式计算的数值:
   R=(MΩ)
   式中:
   UN——发电机额定线电压,V;
   SN——发电机额定容量,kV.A。    ·
   b)在40℃以下时,测得的绝缘电阻吸收比或极化指数:沥青浸胶及烘卷云母绝缘吸收比不应小于1.3或极化指数不应小于1.5;环氧粉云母绝缘吸收比不应小于1.6或极化指数不应小于2.0;水内冷定子绕组自行规定;
   c)进行干燥的定子,其绝缘电阻稳定时间一般为4h~8h。
5.3 转子检修工艺要求
5.3.1 转子吊出与吊入
5.3.1.1 转子吊出应具备的条件:
a) 转子上部无妨碍转子吊出的部件,电气各引线均已断开。
b) 发电机空气间隙检查测定完毕。
c) 推力头与转子中心体把合螺栓、销钉已拆除。
d) 顶起转子,制动器锁定投入,将转子落在制动器上。转子顶起高度要根据主轴法兰或主轴与中心体连接止口脱开而定。
e) 转轮下环与基础环间垫放好楔子板,楔子板用手锤对称打紧,并与固定部件点焊牢固。
l) 拆除水轮机和发电机连轴螺栓或转子中心体与水轮机轴连接螺栓。一字键两边的侧键拔出。
g) 起吊转子的桥式起重机的电气和机械设备已全面检查试验,动作可靠。
h) 检查厂用电源,保证供电可靠。
i) 起吊转子轴和平衡梁牢固连接,平衡梁水平调整在0.3mm/m以内。
j) 安放转子的检修场地准备:安装间支承转子基础板应清除焊点、打磨平整;检查钢筋混凝土荷重梁和盖板无裂纹、无严重缺损现象,荷重盖板与支墩接触良好、受力均匀;布置支墩,调整支墩上面的楔子板高程在±lmm范围之内。转子机坑已清理。组装吊转子的专用工具连接就绪。
5.3.1.2 转子吊出过程中的主要工序如下:
a)将转子吊起100mm~150mm,停留10min,必要时测量桥式起重机主梁的扰度不得超过设计许可值,检查平衡梁的水平。进行桥式起重机起落制动试验,检查桥式起重机扰度值和主钩制动情况。
b) 起吊过程中,在桥式起重机上应设专责机电人员负责对制动器、减速器、卷筒钢丝绳及其绳夹、电气设备的监视和检查,以便及时发现故障预防事故。
c) 转子在定子内起吊过程中,沿定子圆周每隔二个磁极设一个专人用(根据定子铁芯高度、磁极
宽度、定转子空气间隙尺寸而制做的)木板条插入转子磁极极掌表面中线处和定子之间的空气间隙中,并不断晃动;当木板条出现卡住现象时,应停止起落转子,找正中心后再起落。
d) 转子吊出后,应及时对发电机轴法兰、转子中心体下部结合面及螺栓孔进行清扫除锈,涂上凡士林或抹上黄油,防止锈蚀。
e) 转子起吊高度必须超过沿途最高点200mm,必须按指定路线匀速行走直至安装场,没有异常情况中途不得停顿。
5.3.1.3 转子吊人应具备的条件:
a) 转子吊人前,将影响下部吊人工作的水轮机、发电机各部件,全部吊装就位,安装就绪。
b) 制动器安装完毕,制动闸瓦顶面高程偏差,不应超过±1mm,与转子制动环的间隙偏差,应在设计值的±20%范围内。
c) 推力头与镜板连接完毕,找平落在推力瓦上。
d) 连轴法兰及螺栓孔、止口、组合面、键槽等清扫检修完毕。
e) 水轮机大轴法兰水平调至0.10mm/m,并研磨清扫合格。
f) 平衡梁及桥式起重机检查完好。
g) 发电机定子、转子检查清扫,喷漆合格。
5.3.1.4 转子吊人过程中的主要工序如下:
a) 转子吊人步骤与吊出步骤相反。
b) 转子吊起后移至机坑上方,下落距定子20mm左右时,校正中心一次。
c) 调整方位,应保证发电机轴或转子中心体与水轮机轴中心偏差小于0.5mm。
d) 当转子制动环距制动器顶面10mm左右时,进行大轴法兰或转子中心体与水轮机轴法兰对孔。
对称穿上2~4个螺栓后,将转子落在制动器上。检查转子的中心及水平。
e) 测定发电机空气间隙合格后,进行连轴,所有连轴螺栓按工艺要求进行紧固。
5.3.2机械部分检修   
5.3.2.1 转子在机坑内的检查,应符合如下要求:
a)检查转子结构焊缝,各把合螺栓点焊好、无松动。
b)转子挡风板焊缝无开裂和开焊,风扇应无裂纹。
c)磁极键和磁轭键无松动,点焊无开裂。
5.3.2.2 机坑内磁极的拆除工序要求如下:
a) 准备好拆除工具。
b) 拆开磁极键的点焊处,拆开阻尼环及磁极绕组连接线的软接头。
c) 对应磁极下方放好铁墩、千斤顶和木块将磁极支承。
d) 用已挂在桥式起重机吊钩上的拔键器夹住磁极键的大头,然后找正桥式起重机吊钩的垂直位置,拔出磁极键。
e) 需拔出的磁极键均已拔出后,在磁极上下端罩处装入镶有毡垫的U型护帽,并用钢丝绳捆扎妥当,吊出磁极。
f) 磁极在吊出过程中严禁与定子相碰撞。
g) 拔出的磁极键应编号保管,装复前应检查修理。
5.3.2.3 机坑内磁极回装工序要求如下:
a) 磁极装复前,检查磁极T尾是否平直、干净,磁轭T型键槽内有无杂物并清理干净。
b) 对应磁极下部放好千斤顶、专用垫铁。
c) 先将两根短键按号放人磁轭T尾两侧,注意键的大头朝下,斜面朝向轴心,下部键头落于专用小垫铁上。
d) 用桥式起重机吊钩吊起磁极找正后顺“n”型槽下落,直到比周围磁极高lmm时停止,调整磁极高程。
e) 将两根长键的斜面均匀地涂一层润滑剂,按小头朝下,斜面朝轴心对号插入键槽,打人后其配合面接触良好,用手摇晃不动。
f) 磁极键打人深度不得小于磁极铁芯高度的90%。
g) 为以后拔键方便,打人磁极键的上端留出200mm左右的长度。磁极下部露出的键头割至与磁极铁芯底面平齐即可。
h) 在阻尼环处测量磁极与相邻磁极的相对高差不得超过1mm。
i) 将磁极键对搭焊接,按顺序连上阻尼环和磁极绕组连接接头。
j) 新更换的磁极应注意配重。
5.3.2.4 转子吊出后应进行清扫、检查。检修后应达到以下要求:
a) 转子各结构焊缝,各把合螺栓点焊处完好,无开裂和松动。转子挡风板和各焊缝处无开裂和开焊,风扇应无裂纹。
b) 制动环无裂纹,固定制动环螺栓头部应低于制动环制动面2mm~3mm。制动环接缝处的错牙不得大于1mm。轮臂和中心体的接合面应无间隙。
c) 磁极键和磁轭键无松动,点焊无开裂。
d) 转子通风沟和其他隐蔽部件上无异物。
e) 喷漆质量达到要求。
5.3.2.5 转子圆度可用测圆架进行测量,应符合下列要求:
a) 测圆架本身刚度良好,中心架转臂重复测量圆周上任意点的误差不大于0.1mm。
b) 测点应设在每个磁极极掌表面中轴线上,测点表面漆应消除干净,测量过程中测圆架应始终保持转动平稳。
c) 测量部位应有上、下二个部位。检查转子磁极圆度,各半径与平均半径之差,不应大于设计空气间隙值的±5%。
5.3.2.6 转子测圆过程中可利用测圆架检查磁极高程偏差,应符合下列要求:
a) 铁芯长度小于或等于1.5m的磁极,不应大于±1.0mm;铁芯长度大于1.5m的磁极,不应大于±2.0mm。
b) 额定转速在300r/min及以上的发电机转子,对称方向磁极挂装高程差不大于1.5mm。
5.3.3 电气部分检修
5.3.3.1 转子磁极及磁极接头经检查处理后应符合下列要求:
a) 磁极绕组表面绝缘完好,匝间主绝缘及整体绝缘良好,按试验规程测试交流阻抗,绝缘电阻。
主绝缘耐压数据合格。
b) 磁极接头绝缘包扎完整。
c) 磁极接头无松动、断裂、开焊,接头拉杆螺丝与绝缘夹板应完整无缺,螺栓连接的磁极接头,
固定螺栓应紧固,锁片应锁紧。
5.3.3.2 阻尼环及其接头检修后应符合下列要求:
a) 阻尼环与阻尼条连接良好,无断裂开焊。螺栓应紧固,锁片应锁紧。
b) 阻尼环及其软接头无裂纹、无变形、无断片,螺栓无松动。
c) 阻尼条无裂缝、无松动、无磨损、无断裂。
5.3.3.3 转子引线经检修后应符合下列要求:
a) 绝缘应完整良好,无破损及过热。
b) 引线固定完好,固定夹板绝缘良好,固定牢靠,无松动。
5.3.3.4 集电环及励磁引线检修后应符合下列要求:
a) 集电环表面应光滑无麻点、无刷印或沟纹,表面不平度不大于0.5mm。
b) 集电环负极运行中磨损较快,为使两集电环磨损一致,必要时将极性调换。
c) 刷架刷握及绝缘支柱应完好,固定牢靠。刷握距离集电环表面应有3mm-~4mm间隙。刷握应垂直对正集电环,弹性良好。
d) 电刷与集电环接触良好。电刷与刷盒壁间应有0.1mm~0.2mm间隙。
e) 电刷的压力应调整在0.15MPa~0.25MPa范围内,同一刷架上每个电刷压力相互差值不应超过10%。
f) 新换电刷与原电刷牌号必须一致。
g) 励磁引线及电缆绝缘应完好无损伤,接头连接牢固,固定夹板完好。
5.3.3.5 大修中转子喷漆的主要工序工艺应符合下列要求:
a) 机械及电气检修工作全部结束。
b) 喷漆前转子清扫干净,再用清洁干燥的压缩空气吹扫。
c) 检查所有的螺栓已紧固,锁片已锁。
d) 磁极绕组交流耐压合格。
e) 将1361(1321)漆用甲苯调至每秒8~10滴为适宜。
f) 喷漆均匀,无流挂现象。
g) 待漆干后,磁极按原编号标记。
5.3.3.6 磁极发现有下列缺陷之一时应分解检修或更换:
a) 主绝缘不良。
b) 绕组匝间短路。
c) 绕组接头更换或重新铆焊。
5.3.3.7 磁极分解检修的主要工序为:
a) 拆开线夹板螺栓。
b) 焊开磁极焊接头。
c) 吊拔磁极。
d) 绕组与铁芯分解。
e) 铁芯及绕组清扫检查。
f) 检修主绝缘、匝间绝缘或铆焊接头。
g) 绕组与铁芯组装。
5.3.3.8 磁极绕组组装的主要工序为:
a) 检查绕组、线芯各部无异常。
b) 用专用工具将绕组套人铁芯。
c) 调节绕组高度,磁极绕组高度和垫板,在压紧状态下,垫板与铁芯高度差应符合设计要求,无规定时不应超过-lmm。
d) 绕组与铁芯间塞人环氧玻璃布板,楔紧绕组。
e) 磁极于燥(必要时)。
f) 测量单个磁极绝缘电阻应不小于5MΩ。
g) 交流耐压试验合格。
5.3.3.9 磁极接头发现下列缺陷时应进行更换处理:
a) 软接头铜片断裂。
b) 软接头损伤使导电截面减少15%以上及焊缝有裂纹。
c) 铜片失去弹性。
d) 软接头与磁极绕组铆焊不良。
e) 软接头接触电阻不合格。
5.3.3.10 磁极接头更换处理的主要工序为:
a) 拆卸上下阻尼环接头(磁极需吊出时)。
b) 拆卸磁极软接头固定夹板,拆卸下包扎的绝缘。
c) 拆开磁极软接头。
d) 软接头清理、整形。
e) 连接磁极软接头,包绝缘,上固定夹板。
f) 安装阻尼环软接头。
g) 测量接触电阻。
5.3.3.11 磁极接头连接,应符合下列要求:
a) 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。
b) 焊接接头焊接应饱满,外观光洁,并具有一定弹性。
c) 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10mm的安全距离,绝缘卡板卡紧后,两块卡板端头,应有lmm~2mm间隙。
5.4 制动系统检修工艺要求
5.4.1 制动器本体检查,固定螺栓紧固,各部动作正常。制动闸瓦固定牢靠,夹持挡块无松动,表面平整无裂纹和严重翘曲,其高出夹持铁条不得小于8mm。大修后制动闸瓦高出夹持铁条不得小于15mm,否则应更换。新制动闸瓦更换应注意制动闸瓦必须与两侧的挡块配合紧凑,不应有摇晃现象。
5.4.2 制动器检查分解工序工艺要求如下:
a) 关闭气源、油源,拆除制动器管路法兰连接螺栓,拆除固定制动器的螺栓,移出制动器。
b) 分解制动闸瓦前检查制动器活塞是否复位,以防拆除时弹簧飞出伤人。
c) 拆除托板及夹条,取出制动闸瓦。
d) 拆除托板与活塞的连接螺钉,取出托板。
e) 拆除弹簧压板,取出弹簧。
f)拔出上下活塞。
5.4.3 检查修理清洗活塞及活塞缸,并通气清扫油孔,使之无阻塞。缸壁、活塞应无高点,毛刺和擦痕。“O”型密封圈完好,无明显变形。安装时应先装好“O”型密封圈,活塞和缸壁抹上透平油。弹簧及弹簧压板装好后,检查活塞动作应灵活、不发卡。制动器托板与活塞连接螺钉拧紧后要与托板留有适当的上下活动空隙。
5.5 空气冷却器系统检修工艺要求
5.5.1 空气冷却器吊出前应先将下端进排水管法兰螺栓全部拆除。空气冷却器与定子的连接螺栓拆除2/3左右,用桥式起重机挂妥钢丝绳后,将其余螺栓全部拆除,吊出空气冷却器。空气冷却器和端盖应统一编号。检查空气冷却器和定子外壳结合面所垫的毛毡或胶皮板条应完好,防止热风漏泄。
5.5.2 空气冷却器水箱盖分解后,应去锈并涂刷防锈漆,铜管内的泥污和水垢,应用圆柱形毛刷通刷干净。空气冷却器外部油污的清洗,可在现场专门设立的两个清洗槽中进行。冲洗液用稀释的金属洗净剂,并加温至50℃~80℃,将空气冷却器吊人洗净剂槽中浸泡及搅动0min~15min再吊人热水槽中搅20min~30min后吊出,用清水冲洗干净。
5.5.3 单个空气冷却器应按设计要求的试验压力进行耐压试验,设计无规定时,试验压力一般为工作压力的两倍,但不低于0.4MPa,保持60min,无渗漏现象。装复后进行严密性耐压试验,试验压力为1.25倍实用额定工作压力,保持30min无渗漏现象。
5.5.4 空气冷却器如发现有渗漏应查找原因。如铜管和承管板胀合不好,可以复胀。如铜管本身漏泄,可两头用楔塞堵死。但堵塞铜管的根数不得超过总根数的10%~15%,否则应更新空气冷却器。
5.6 推力轴承检修工艺要求
5.6.1 检修工艺一般要求如下:
5.6.1.1 推力轴承充排油前应接通排充油管,并检查排油、充油管阀应处的位置,确认无误后方可进行。对于推力轴承和导轴承不共用一个油槽的结构,导轴承与推力轴承不允许同时充排油,以防跑油。
5.6.1.2 在分解推力轴承冷却器排充油管、进排水管法兰时,应先将油水排尽,分解后应及时将各排充油管法兰管口和进排水管法兰管口封堵好,以防进入杂物。
5.6.1.3 推力轴承冷却器水压试验:单个冷却器应按设计要求的试验压力进行耐压试验,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60min,无渗漏现象。装复后应进行严密性耐压试验,试验压力为1.25倍实用额定工作压力,保持30min,无渗漏现象。冷却管如有渗漏,应可靠封堵,但堵塞数量不得超过冷却器冷却管总根数的15%
,否则应更换。
5.6.1.4 对于液压支承结构的推力轴承,测量镜板摩擦面与支架间的距离并与原始安装记录相比较。
5.6.1.5 检修不吊转子情况下,推力瓦抽出前应将推力瓦与高压油顶起装置油管间的连接头拆开、温度计连接线拆开。然后将转子顶起旋上制动器锁定或在制动器处装千斤顶支承,使推力瓦与镜板脱开,推力瓦连板、推力瓦瓦钩拆除,将转子重量落在制动器上之后,可将推力瓦顺着键由油槽抽瓦孔向外抽出。严禁在抽出一块或数块推力瓦的时候将机组转动部分的重量转移到推力轴承上。推力瓦全部吊出时,严禁在瓦面上放置重物和带棱角的物体,防止划伤推力瓦面,严禁弹性金属塑料瓦瓦面与瓦面直接接触堆放。必须接触推放时,瓦面上要涂上凡士林并用硬纸板隔开。
5.6.1.6 推力瓦修刮前应先检查瓦面有无硬点、脱壳或坑孔。对局部硬点必须剔出,坑孔边缘应修刮成坡弧,脱壳应占推力瓦面积的5%以下。且以油室的出油孔为中心半径100mm的范围内不得有脱壳现象。否则,应更换新推力瓦。推力瓦修刮时应对其表面局部磨平处的修刮为重点,普遍挑花为辅。对于有研刮要求的新更换推力瓦应经过粗刮、刮平、中部刮低和分格刮花四个阶段进行,并应实施盘车研刮。
5.6.1.7 弹性金属塑料瓦表面严禁修刮和研磨。检查瓦面磨损情况,有关参数和性能要求应满足DL/T622—1997的有关规定。
5.6.1.8 推力瓦和托瓦接触面的检查一般在推力瓦修刮前进行。在更换新推力瓦时,应先研刮推力瓦和托瓦的接触面,二者的组合接触面应在80%以上。
5.6.1.9 拆卸推力头与镜板的连接销钉、螺栓,作好相对记号并记录,将推力头与镜板分别吊出。推力头安放在方木上。镜板吊出并翻转使镜面朝上放于研磨平台上,镜面上应涂一层润滑油,贴上一层腊纸并加盖毛毡,周围加遮栏以防磕碰。
5.6.1.10 推力轴承分解过程应检查:
    a) 推力头上下组合面接触良好。
    b) 油槽盖的密封是否良好,检查磨损程度,以便确定是否更换。
    c) 油槽底部有无杂质。
    d) 油槽内壁油漆有无脱落。
    e) 推力瓦的磨损情况。
    f) 抗重螺栓的锁定有无松动和断裂现象。
5.6.1.11 液压支承结构的推力弹性油箱及底盘,其各部焊缝应仔细检查,无渗漏,抗重螺栓头光滑无麻点,绝缘垫板、销钉和螺栓的绝缘套垫进行干燥,瓦架油箱组装后应用1000V摇表检查绝缘,其对地绝缘电阻阻值不得小于5MΩ。油槽最后清扫处理完毕后,应顶起转子,在推力瓦与镜板不相接触的条件—厂,测其绝缘电阻值,应不小于1MΩ。
5.6.1.12 推力油槽应彻底清扫检查,耐油漆完整。装复推力冷却器、挡油筒(槽)后进行煤油渗漏试验,6h无渗漏现象。
5.6.1.13 推力瓦温度计的绝缘测定,要求每个温度计对推力瓦绝缘电阻值不小于50MΩ,总电阻值不小于0.5MΩ。
5.6.1.14 推力瓦调整定位后,应检查连板、瓦钩与推力瓦的轴向、切向间隙,固定螺栓紧固,锁定锁片。
5.6.1.15 检查液压支承结构的推力瓦底部与固定部件之间应有足够间隙,保证由于负荷增加引起推力瓦下沉,其运行应有的灵活性不受影响。弹性油箱的保护套与油箱底盘间间隙,应调至设计值。
5.6.2 推力瓦的检修研刮应符合下列要求:
    a) 推力瓦检修研刮应采用与镜板和研磨平台研磨的方法,必要时可采用盘车研瓦方法。
    b) 刀花排列应均匀整齐,刀花应相对错开。刀花面积应控制在0.15cm2~0.25cm2以内。刀花最深点应基本控制在下刀处和刀花中部之间。刀花最深处控制在0.03mm~0.05mm之间。下刀处应为缓弧,不应有棱角和毛刺。
    c) 推力瓦面接触点应不少于2点/cm2~3点/cm2
    d) 推力瓦面局部不接触面积,每处不应大于推力瓦面积的2%,但最大不超过16cm2,其总和不应超过推力瓦面积的5%。
    e) 进油边按设计要求刮削,无规定时,可在l0mm~15mm范围内刮成深0.5mm的倒圆斜坡。
    f) 刚性支柱式推力瓦面的刮低,可在支柱螺栓周围约占总面积1/3~1/2的部位,先刮低0.01mm~0.02mm,然后再缩小范围,从另一个方向再刮低约0.01mm~0.02mm。无支柱螺栓的轴瓦可不刮低。
5.6.3 镜板的研磨工艺应符合下列要求:
    a) 镜板镜面的研磨可在专门搭起的研磨棚内进行,以防止落下异物划伤镜面。
    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10mm。
    c) 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。二者应分别绑扎牢靠。
    d) 镜板的抛光材料采用粒度为M5~M10的氧化铬(Cr2O3)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。
    e) 研磨前,可用天然油石除去镜板上的划痕和高点,天然油石只能沿圆周方向研磨,严禁径向研磨。
    f) 更换研磨液或清扫镜板面时,只能用白布和白绸缎,严禁用棉纱和破布。工作人员禁止戴手套。
    g) 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、中性凡士林或透平油等,进行保护。
5.7 导轴承检修工艺要求
5.7.1 导轴承检修工艺一般要求:
5.7.1.1 导轴承充排油工艺参照5.6.1.1要求进行。
5.7.1.2 导轴承分解时,均要进行轴位测定,测量和校核的误差不超过0.02mm。
5.7.1.3 测量导轴瓦间隙,并做好记录。
5.7.1.4 分解、检查、处理、清洗导轴承各部件。
5.7.1.5 安装时,导轴承中心一般应依据机组中心测定结果而定。要求导轴承轴位和机组中心测定的结果误差应在0.02rmn以内。
5.7.1.6 导轴瓦修刮工艺方法和要求,参照5.6.1.5和5.6.2有关规定执行并应符合下列要求:
    a) 导轴瓦面接触点应不少于1点/cm2~3点/cm2,且瓦的接触面积达整个瓦面积的85%以上。
    b) 每块导轴瓦的局部不接触面积不应大于5%。
    c) 导轴瓦的抗重块与导轴瓦背面的垫块座、抗重螺母与螺母支座之间应接触严密。导轴瓦抗重块表面应光洁、无麻点和斑坑。
    d) 轴瓦绝缘应分块用1000V摇表测量瓦和抗重块间的绝缘电阻值应不小于5MΩ。导轴承座圈与导轴瓦的绝缘垫以及导轴承座圈与上机架绝缘垫的对地绝缘均用1000V摇表测量,绝缘电阻值应不低于5MΩ。导轴瓦温度计绝缘不小于50MΩ。
5.7.1.7 导轴瓦装复应符合下列要求:
    a) 轴瓦装复应在机组轴线及推力瓦受力调整合格后,水轮机止漏环间隙及发电机空气间隙均符合要求,即机组轴线处于实际回转中心位置的条件下进行。为了方便复查轴承中心位置,应在轴承固定部分合适地方建立测点,并记录有关数据。
    b) 导轴瓦装配后,间隙调整应根据主轴中心位置,并考虑盘车的摆度方位和大小进行间隙调整,安装总间隙应符合设计要求。对采用液压支柱式推力轴承的发电机,其中一部导轴承轴瓦间隙的调整可不必考虑摆度值,可按设计值均匀调整。
    c) 导轴瓦间隙调整前,必须检查所有轴瓦是否已顶紧靠在轴领上。
    d) 分块式导轴瓦间隙允许偏差不应超过±0.02mm。
5.7.1.8 导轴领表面应光亮,对局部轴电流烧损或划痕可先用天然油石磨去毛刺,再用细毛毡,研磨膏研磨抛光。轴领清扫时,必须清扫外表面及油孔。轴领外表面最后清扫应使用白布或丝绸和纯净的甲苯或无水乙醇。
5.7.1.9 导轴承座圈与导轴瓦绝缘板共两层,两层接缝应不在导轴瓦上。绝缘板的曲率半径应与轴领半径基本相等。绝缘板与轴领间的间隙在轴位确定后调至0.5mm。
5.7.1.10 导轴承装复后应符合下列要求:
    a) 导轴承油槽清扫后进行煤油渗漏试验,至少保持4h,应无渗漏现象。
    b) 油质应合格,油位高度应符合设计要求,偏差不超过±10mm。
    c) 导轴承冷却器应按设计要求的试验压力进行耐压试验,设计无规定时,试验压力一般为工作压力的两倍,但不得低于0.4MPa,保持60min,无渗漏现象。
5.7.2 弹性金属塑料导轴瓦的检修应符合下列要求:   
a) 弹性金属塑料导轴瓦表面严禁修刮和研磨。检查瓦面磨损情况及弹性金属丝(一般为青铜丝)有否露出氟塑料覆盖层。其他方面检查可参照DL/T622—1997的有关规定执行。
b) 由于弹性金属塑料导轴瓦塑料瓦面硬度低,检修中注意划伤和磕碰。
c) 弹性金属塑料导轴承检修中应清扫油槽,要精心滤油,润滑油的清洁度应符合有关规定。
5.8 永磁机、励磁机检修工艺要求
5.8.1 拆卸工艺要求如下:
a) 拆卸前测量、记录永磁机空气间隙。
b) 起吊永磁机、励磁机前,应将所有引线断开,并作好标记,取出碳刷等。
c) 吊出永磁机转子后,应用钢丝绳等导磁物满绕在转子外围,将磁极短路,防止失磁。永磁机转子在拆装过程中禁止捶击和冲击。吊出的转子存放在没有感应磁场处,防止失磁。
d) 吊出励磁机定子前应将励磁机扶手、外围盖板、励磁机定子基础螺栓拆除,拆除碳刷、励磁机引线等。
e) 分解励磁机轴法兰连接螺栓,在断开励磁引线的条件下吊出励磁机转子。
5.8.2 永磁机、励磁机的安装步骤与5.8.1的拆卸工序相反。但励磁机转子安装后应进行盘车,检查轴线。励磁机定子基础螺栓及外围部件待间隙调整完毕后再进行紧固、安装。
5.8.3 永磁机、励磁机在拆前装后应测量其空气间隙。测量点数根据具体情况确定,以满足测量要求为准。测量工具为楔形塞尺(块)和游标卡尺或电子塞尺。塞尺(块)厚度应满足测量范围的要求。测量时每个测量位置用力要求尽量一致,塞尺(块)插入的部位必须在磁极极掌的中心。
5.8.4 永磁机、励磁机空气间隙调整工作应在发电机转子吊人、上导轴位确定后进行。根据永磁机、励磁机空气间隙测量的结果,向间隙小的方向移动定子。其移动量可按移动方向空气间隙值最大与最小之差的一半考虑。最终调整到:永磁机、励磁机各实测点空气间隙与平均空气间隙之差不应超过平均间隙的±5%。
5.8.5 永磁机、励磁机检修要求如下:
5.8.5.1 永磁机检修
a) 检查定子绕组,绑绳有无损伤、松脱。
b) 检查定子槽楔有无松动。
c) 检查定子铁芯有无松动、过热现象。
d) 检查定子绕组绝缘有无损伤,接头有无断裂、过热现象。
e) 检查转子磁极有无松动、损伤、断裂。
f) 用干燥压缩空气吹扫定子绕组端部及转子磁极。
g) 绕组端部、铁芯、转子磁极油垢清扫。
h) 测量磁极磁感应强度应满足使用要求,否则应充磁。
5.8.5.2励磁机定子检修
a) 检查磁极及绕组固定是否牢靠。
b) 检查磁极绝缘有无损伤。
c) 检查极间连线绝缘及接头是否完好。
d) 铁芯及绕组清洗。
5.8.5.3 励磁机电枢检修
a) 检查电枢绑线有无损伤或松脱。
b) 检查电枢槽楔有无松动。
c) 检查电枢铁芯有无松动、过热现象。
d) 检查电枢绝缘有无损伤,接头有无断裂、开焊、过热,升高片有无断裂短路现象。
5.8.5.4 整流子及碳刷检修
a) 检查换向片磨损情况。当磨损凹沟大于1.5mm~2mm,且运行中火花无法消除时,应车削换向片,车后应进行表面研磨。
b) 换向片云母应刮深至1mm~1.5mm,沟壁不应有残留云母。外侧应倒角450,刮云母沟槽时应特别小心,勿划伤整流子表面。倒角刮好的整流子应进行表面研磨。
c) 检查碳刷,当碳刷接触面损坏,刷瓣断股超出四分之一或碳刷铆钉以下长度小于4mm~8mm致使碳刷压力不均时应更换碳刷。每次更换碳刷数量不得大于三分之一,且每排最多不大于二分之一。更换新碳刷应加以打磨,使其碳刷与换向片间接触面达四分之三以上。所换碳刷必须用同一规格型号。
d) 碳刷架无特殊工作,不得移动。移动后必须根据中性位置试验予以调整。
e) 用弹簧秤测量碳刷压力应为0.15MPa~0.20MPa,同一刷架上其最大与最小压力差值不应超过±10%。
5.8.5.5 副励磁机集电环检修
项目与主发电机集电环相同。
5.9 上、下机架检修工艺要求
5.9.1 —上机架检修工艺要求如下:
5.9.1.1 上机架吊出时各个支臂设专人监视。为防止起吊时晃动,可在对称四个支臂上各保留一个螺栓,只松开一半而不拆除,待机架稍起找正后拆除。起吊过程中,中心体设专人用薄木板条在中心体与上导轴领、集电环间晃动,以防止碰坏轴领和集电环等其他设备。
5.9.1.2 上机架装复前应完成检查、清扫、刷漆,固定螺栓、销钉、各支臂结合面修理、清扫,机架附件检查、清扫,并按规定刷漆。挡风板结构检查、处理。径向支承装置检查、清扫。
5.9.1.3 上机架装复就位后,应检查水平、高程、中心,合格后,先回装销钉,再紧固螺栓。待盘车机组轴线调整合格后,调整机架径向支承装置符合设计要求。
5.9.2 下机架检修工艺要求如下:
5.9.2.1 下机架拆前水平值测量方法同上机架,测量各个支臂结合面的间隙,起吊的方法注意事项同上机架。
5.9.2.2 下机架装复前完成机架清扫、刷漆,检查金属结构,清扫修理结合面、销钉、销孔、螺栓。
5.9.3 必要时,在机组拆卸前,可测量承重机架的静挠度值,其值应符合设计要求。
5.10 发电机总体装复工艺要求
5.10.1 上机架装复后应进行水平、高程、中心测量、检查。要求高程偏差不大于±1.0mm,水平偏差不大于0.10mm/m~0.15mm/m,中心偏差不大于1.0mm,否则进行调整处理。调整时先调高程,合格后再调水平。一般在机架吊出时要记录每个支臂下的间隙值及加垫的厚度,做为装复时的依据。
5.10.2 下机架装复前应检查各支臂与机座组合面之间无杂物、毛刺,当下机架吊人至基础面150mm~200mm时,再将结合面清扫后,下落就位。测量调整高程、水平、中心应满足要求。
5.10.3 复查机架径向支承装置,其安装高程偏差不超过±5mm,径向支承装置受力应一致。
5.10.4 制动器装复应符合下列要求:
a) 单个制动器应按设计要求进行严密性耐压试验,持续30min,压力下降不超过耐压压力的3%。弹簧复位结构的制动器,在压力撤除后,活塞应能自动复位。
b) 制动器顶面安装高程偏差,不应超过±5mm。
c) 制动器及管路装复后应做通气及顶转子油压试验,即通以工作气压检查制动器,动作应灵活,
制动器及气管路整体无漏气;用顶转子油泵顶起转子,动作正常后,转子在顶起状态停留15min~30min,检查制动器及油管路,应无渗漏。
5.10.5 测量核对定子安装有关尺寸应符合下列要求:
a) 定子按水轮机实际中心线找正时,测量上、中、下三个断面,各半径与相应平均半径之差,不应超过设计空气间隙值的±5%。定子按转子找正时,应符合本条c)项的要求。
b) 按水轮机主轴法兰高程及各件实测尺寸核对定子高程,应使定子铁芯平均中心线高于转子磁极中心,其高出值不应超过定子铁芯有效长度的0.4%,但最大不超过6mm。
   c) 当转子位于机组中心时,检查定子与转子间上下端空气间隙,被测间隙值与平均间隙值之差不超过平均间隙值的±10%。
5.10.6 转子吊装应符合下列要求:
   a) 转子吊装前,调整制动器顶面高程,使发电机转子吊人后,推力头套装时,与镜板保持4mm~8mm的间隙;推力头在水轮机主轴上的结构形式,制动器顶面高程的调整,只需要考虑水轮机与发电机间的联轴间隙。
   b) 必要时,转子吊转过程中,检查测量磁轭的下沉恢复情况。
   c) 无轴结构的伞式发电机,转子落在制动器上之前,应按标记找好方位;吊人后联轴法兰止口应就位,销钉螺栓孔或键槽应对正。
   d) 转子应按水轮机找正,联轴法兰中心偏差,应小于0.05mm,法兰之间不平行值应小于0.02mm。定子中心,若已按水轮机固定部分找正,则转子吊人后,按空气间隙调整转子中心。
5.10.7 推力头安装应符合下列要求:
   a) 推力头吊人前,在推力瓦面不涂润滑油的情况下测量镜板的高程和水平,其水平偏差应在0.02mm/m以内;高程应考虑荷重机架的挠度值和弹性油箱的压缩值。
   b)推力头热套时,加温温度以不超过100℃为宜。
   c)卡环受力后,应检查其轴向间隙,用0.03mm塞尺检查,不能通过。间隙过大时应抽出处理,不得加垫。
5.10.8 用盘车方法检查、调整机组轴线,并符合下列要求:
   a) 盘车前,机组转动部分处于中心位置,大轴应垂直。
   b) 调整靠近推力头的导轴瓦或临时导轴瓦的单侧间隙,一般为0.03mm~0.05mm。
   c) 盘车前,推力瓦面应涂上无杂质猪油(室温高于25℃时,可用牛羊油)或二硫化钼润滑剂。
   d) 刚性盘车前,推力轴承各推力瓦受力应初调均匀,镜板水平符合5.10.6a)项的要求,轴线调整完毕后,机组各部摆度值,应不超过表7的要求。
   e) 液压支承式推力轴承弹性盘车前,应在弹性油箱受力调整合格后进行。上、下导轴瓦间隙调整至0.03mm~0.05mm,盘车时镜板边缘处的轴向摆度应不超过表8的要求。多段轴结构的机组,在盘车时应测量各段轴线的折弯情况,偏差一般不大于0.04mm/m。轴线检查调整合格后,应复查弹性油箱受力,符合5.10.11的要求。
表7 机组轴线的允许摆度值(双振幅)

轴的名称
测量部位
摆度的允许值
机组额定转速
(r/min)
100
250
375
600
1000
发电机轴
发电机上、下导轴承处轴颈及法兰
相对摆度
mm/m
0.03
0.03
0.02
0.02
0.02
水轮机轴
水轮机轴承处的轴
相对摆度
mm/m
0.05
0.05
0.04
0.03
0.02
发电机上部轴
励磁机的整流子
绝对摆度
mm
0.40
0.30
0.20
0.15
0.10
发电机轴
集电环
绝对摆度
mm
0.50
0.40
0.30
0.20
0.10
 注:
1    相对摆度=
2    绝对摆度是指在测量部位测出的实际摆度值。
3    在任何情况下,水轮机导轴承的绝对摆度不得超过以下值:(1)额定转速在250r/min以下的机组为0.35mm;(2)额定转速为250r/min~600r/mi的机组为0.25mm;(3)额定转速在600r/min以上的机组为0.20mm。

 
表8 推力轴承镜板允许的轴向摆度

镜板直径
m
轴向摆度
mm
镜板直径
m
轴向摆度
mm
<2.0
0.10
>3.5
0.20
2.0~3.5
0.15
 
 

5.10.9 推力油槽的安装,应符合下列要求:
   a) 推力油槽应按5.6.1.12要求作煤油渗漏试验。
   b) 油槽冷却器应按5.6.1.3要求作耐压试验。
   c) 油槽内转动部分与固定部分的轴向间隙,应满足顶转子要求,其径向间隙应符合设计规定,沟槽式密封毛毡装入槽内应有1mm左右的压缩量。
   d) 挡油筒外圆应与机组同心,中心偏差不大于0.3mm~1.0mm。
   c) 油槽油面高度应符合设计要求,偏差不大于±5mm。润滑油的牌号应符合设计要求,注油前检查油质,应符合GB11120—1989中的有关规定。
   f) 水内冷推力瓦,安装后应按设计要求作水压试验,不得渗漏。
5.10.10 悬吊式机组推力轴承各部绝缘电阻应不小于表9的规定。
表9 悬吊式机组推力轴承各部绝缘

序号
推力轴承部件
绝缘电阻
MΩ
测量仪器(兆欧表)
V
备  注
1
推力轴承底座及支架
5
1000
在底座及机架安装后测量
2
水冷瓦引水管路
50
1000
与推力瓦的接头连接前,在管内无水时进行,单根测试
3
高压油顶起装置压油管路
10
1000
与推力瓦的接头连接前,单根测试
4
推力轴承总体
1
1000
轴承总装完毕,顶起转子,注入润滑油前,温度10℃~30℃
5
推力轴承总体
0.5
500
轴承总装完毕,顶起转子,注入润滑油前,温度10℃~30℃
6
推力轴承总体
0.02
500
转子落在推力轴承上,转动部分与固定部分的所有连接件暂拆除
7
埋入式温度计
50
500
注入润滑油前,测每个温度计芯线对推力瓦的绝缘电阻
注:4.5.6三项可测其中之一项。

 
5.10.11 推力瓦受力调整应在机组轴线处于垂直、镜板水平、转子和转轮处于中心位置的时候进行,并符合下列要求:
   a) 一般用测量轴瓦托盘变形的方法调整受力。起落转子,各被测托盘变形值与平均变形值之差,不应超过平均变形值的±10%。
   b) 采用锤击抗重螺栓的方法调整受力时,相同锤击力下机组轴倾斜的变化值与平均变化值之差,不超过平均变化值的±10%。
5.10.12 液压支柱式推力轴承,在两部导轴瓦抱紧的情况下,作弹性油箱的受力调整。起落转子,各弹性油箱压缩量偏差不应大于0.2mm。无支柱螺栓的液压推力轴承,各弹性油箱的压缩量偏差应符合设计规定。
5.10.13 推力轴承最终调整定位后,推力瓦压板、挡板与瓦的轴向、切向间隙,钢套与油箱底盘的轴向间隙,均应符合设计要求。
5.10.14 当机组转动部分落于推力轴承上时,测量推力轴承座的上表面至镜板摩擦面间的距离,并作出记录。
5.10.15 推力轴承外循环冷却装置和管路,必须清扫干净,并按设计要求作耐压试验。
5.10.16 推力轴承高压油顶起装置的装复,应符合下列要求:
    a) 高压油顶起装置各元件应分解清扫。
    b) 系统油管路必须清扫干净,用油泵向油系统连续打油,直至出油油质合格为止,按设计要求作耐压试验。
    c) 溢流阀的开启压力应符合设计规定。各单向阀应在反向压力状态下作严密性耐压试验,在0.5、0.75及1倍反向工作压力下各停留lOmin,均不得渗漏。
    d) 在工作压力下,调整各推力瓦节流阀油流流量,使各推力瓦与镜板的间隙相互差不大于0.02mm。此时转子顶起高度,应在0.03mm~0.06mm范围内。
5.10.17 导轴承装复应符合下列要求:
    a) 机组轴线及推力瓦受力调整合格。
    b) 水轮机止漏环间隙、发电机空气间隙合格。
    c) 分块式导轴承的每块导轴瓦在最终安装时,绝缘电阻在50MΩ以上,总绝缘电阻不小于0.5MΩ。
    d) 导轴瓦安装,应根据主轴中心位置并考虑盘车的摆度方位和大小进行间隙调整,安装总间隙应符合设计要求。对采用弹性推力轴承的发电机,其中一部导轴瓦间隙的调整可不必考虑摆度值。
    e) 分块式导轴瓦间隙调整允许偏差不应大于±0.02mm。
    f) 油槽安装应符合5.10.9有关规定。
5.10.18 空气冷却器在安装前,应按5.5.3要求作耐压试验。机组内部容易产生冷凝水的管路,应有防止结露的措施。
5.10.19 发电机测温装置的装复,应符合下列要求:
    a) 测温装置的总绝缘电阻,一般不小于0.5MΩ。有绝缘要求的轴承,在每个温度计安装后,对轴瓦的绝缘电阻应符合表9第7项的要求。
    b) 定子绕组测温装置的端子板,应有放电空气间隙,一般为0.3mm~0.5mm。.
    c) 轴承油槽封闭前,测温装置应进行检查,各温度计应无开路、短路、接地现象,信号温度计指示应接近当时被测温度,温度计引线应固定牢靠。
    d) 温度计及测温开关标号,应与轴瓦号、冷却器号、绕组槽号一致。
5.10.20 励磁机的安装,应符合下列要求:
    a) 分瓣励磁机定子组合时,铁芯合缝处不应加绝缘纸垫;机座组合缝间隙,一般符合5.1.8要求。
   b) 检查主磁极和换向极铁芯的内圆,各被测半径与平均半径之差,不应大于设计空气间隙的±0.25%;各磁极中心距(弦距)偏差,不应大于2mm。
    c) 励磁机定子,在机组中心调整合格后再调整定位。主极和换向磁极的各被测空气间隙与平均空气间隙之差,不应超过平均空气间隙值的±5%。
    d) 电刷在刷握内滑动应灵活,无卡阻现象;同一组电刷应与相应整流子片对正,刷握距整流子表面应有2mm~3mm间隙,各组刷握间距差,应小于1.5mm。电刷与整流子的接触面,不应小于电刷截面的75%;弹簧压力应均匀。
    e) 整流子各片间的绝缘,应低于整流子表面lmm~1.5mm。
    f) 励磁系统线路用螺栓连接的母线接头,应用0.05mm塞尺检查,塞人深度不应超过5mm。
    g) 不同极性的电枢引线及转子励磁引线,应成对并列穿过励磁机定子。
    h) 励磁机、集电环有关电气试验应按DL/T596—1996有关要求进行。
    i) 机组盘车时,整流子和集电环的摆度,应符合表7有关要求。
    j) 集电环安装的水平偏差一般不超过2mm。
5.10.21 永磁发电机应与机组同心,各空气间隙与平均空气间隙之差,不应超过平均空气间隙的±5%,机座装配后,对地绝缘电阻,一般不小于0.3MΩ。
水轮发电机检修启动试验和验收
6.1 启动试验前的验收
6.1.1 检修完工要严格执行验收制度,加强质量管理。
6.1.2 检修质量检验要求实行检修工作人员自检与验收人员检验相结合。
6.1.3 各级验收人员应由工作认真负责、熟悉检修技术业务者担任。
6.1.4 机组检修完工,三级验收完,各项检验数据合格,启动前的全面检查通过后,方可进行启动试验。
6.2 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。
6.3 检修工程最终验收
6.3.1 对机组启动试验过程中出现的问题和存在的缺陷,应及时加以处理和消除。
6.3.2 各项启动试验项目合格,经过交接验收,并办理相关手续。
6.3.3 机组通过连续24h试运行,未发现新的缺陷,方可正式归调投入系统运行。
6.3.4 机组检修完工后,要及时写出技术总结,经过审查、审核、批准后送交相关部门保存。

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