机电设备措施doc.docx
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机电设备措施doc
施工组织措施
一、主要检修项目
机械部份检修项目
标准项目
（一）、水轮机部分
1、水导轴承
1）修前、修后各工况下（空载有励、空载无励、带负荷4点）、振动测量、温度记录；
2）修前瓦隙测量，修后瓦隙调整；
3）轴颈检查，外径测量记录；
4）油槽及甩油盆分解、清扫、煤油渗漏试验；
5）清除轴承体及上下油盆内表面的耐油漆；
2、主轴密封
1）抗磨板、抗磨环清扫检查、测量、调整、处理，做好试验回装
2）更换各组合密封；对抗磨环进行模拟试验；
3）围带压环检查；空气围带更换；
4）检修密封、工作密封的管路及附件调整；
3、顶盖、底环、导水机构:
1）顶盖及抗磨板汽蚀检查、处理；
2）底环汽蚀检查；
3）基础环汽蚀检查；
4）活动导叶、固定导叶汽蚀及磨损检查、处理；
5）止推装置各螺栓检查，轴向间隙复测记录、调整；
6）导水叶端面、立面间隙测量、调整；
7）导水叶在10%、20%、30%、40%、50%、60%、70%、80%、90%、100%测量全部导叶开度，并绘制相应曲线；
8）机坑排水孔清扫；
9）顶盖各连接螺栓拆除前进行编号，按原回装，并记录各螺栓安装时的伸长值及相应的压力值，并用丝锥清理螺孔；
10）回装后的顶盖螺栓及基础环联结螺栓需涂满黄油并增加螺栓保护罩（保护罩由业主提供）；
11）顶盖各抗磨条检查，或更换；
12）导叶的上、中、下轴颈测量、记录；
13）导叶的端面密封、轴颈密封更换；
14）拐臂连板长度测量，偏心套调整，偏心套限位块全更换；
15）拐臂磨擦装置的分解检查，各螺栓按图扭矩进行压紧；
16）控制环各限位机构检查、动作可靠；
17）控制环的耳柄关节轴承检查、注油；
4、转轮、止漏环、主轴
1）转轮汽蚀、裂纹检查；
2）各止漏环圆度、宽度、深度检查记录、处理；
5、过水部件
1）蜗壳、尾水、座环的焊缝、汽蚀、裂纹检查，排水阀及拦污栅检查；
2）进人门（蜗壳、尾水）检查、清扫、除锈、刷漆；
3）尾水流道检查；
（二）、发电机部分
1、发电机轴承
1）修前、修后各工况下（空载有励、空载无励、带负荷8点）、振动测量、温度记录；
2）修前各导轴承瓦间隙测量；瓦面检查；
3）各轴承清扫，检查；
4）各轴冷却器及油水管路分解清扫、耐压试验（1.25倍工作压力，30分钟）
5）导轴承抗重螺栓、锁紧螺母、衬块等各部配合精度检查、绝缘检测；
6）氟塑料推力瓦磨损检查，推力弹簧、弹簧支座清扫、检查、处理；
7）镜板工作面及与推力头接触面的磨损、锈蚀检查处理；
8）上导集油室检查、处理，间隙测量记录；
9）上导瓦座、螺栓及销子检查、处理；
2、上、下机架
1）上、下机架各部定位销，紧固螺栓检查；
2）上、下机架基础板组合面检查，二期混凝土检查；
3）下机架径向千斤顶检查；
4）上机架切向装置裂纹检查；
5）上下挡风板各螺栓、各支撑焊缝有无松动、裂纹；
3、空气冷却器
1）空气冷却器密封垫更换，分解、清扫及耐压试验（1.25倍工作压力，30分钟）
4、制动装置
1）制动器闸板与制动环间隙测量、调整；
2）制动器分解清扫，蜜蜂圈更换，单个耐压试验（1.25倍工作压力，30分钟）
3）制动系统油、气管路分解清扫；
4）制动系统模拟试验；
5）制动器行程开关检查，调整；
5、定子
1）定子、转子空气间隙测定；
2）顶子机座及铁芯检查，清扫，定位销检查；
3）定子端部及其支持结构检查，齿压板螺栓紧度、处理；
4）定子绕度及槽口部位检查，槽楔松动检查处理，线圈绑线检查；
5）灭火装置检查；
6）定子圆度、水平及中心复测；
7）基础螺栓检查、处理；
6、转子及主轴
1）磁极、磁极键、磁极挡块、磁极引线、引线各螺栓及绝缘套、磁极间撑块、阻尼环检查；转子测圆；
2）转子各部清扫
3）磁极高度复测；
4）下导轴颈检查、清扫、研磨；
5）转子上下风扇，裂纹检查处理，螺栓、锁定片防松动检查处理；
6）制动环及联接螺栓检查
7、励磁系统
1）上、下集电环清洗、检查、同心度调整，集电环表面抛光处理
8、机组中心调整
1）按照制造厂规定进行机组盘车，轴线处理；
2）机组按盘车数据定中心；
（三）、调速系统
1、油压装置
1）压油罐、回油箱、漏油箱及滤网清扫；
2）压油泵、漏油泵检查、轴承注油；
3）组合阀组的卸载阀、安全阀、逆止阀分解清洗、检查、调整；
4）油罐定检校验，提供合格定检报告，贴合格证；
5）各阀门、法兰渗漏处理；
6）各表计、传感器、压力开关校验、贴合格证；
7）漏油泵出口安全阀调整、止回阀及手动阀更换；
2、接力器及锁锭装置
1）接力器分解、检查，打压试验（5Mpa，30分钟）
2）推拉杆水平测量，耳柄销子配合间隙检查；
3）锁锭装置分解检查、调整，更换密封；
4）事故配压阀、分段关闭阀分解清扫，更换密封；
（四）、油压装置
1）压油罐、回油箱、漏油箱及滤网清扫；
2）压油泵、漏油泵、各电机检查、轴承注油；
3）阀组的卸载阀、安全阀、逆止阀分解清洗、检查、调整；
4）油罐安全阀校验，提供合格定检报告，贴合格证；
5）各阀门、法兰渗漏检查、处理；
6）各表计、压力开关、传感器校验；
（五）、机组油、水、气系统
1、油系统
1）机组上导、下导、推力油槽、供排油管路分解清扫，管路单独耐压；阀门渗漏检查、处理；
2）机组机械过速保护装置清洗、检查、调整；
3）机组事故电磁阀，锁锭电磁阀，清洗检查；
4）调速器主供排油管漏油检查；管路分解清扫，各管路耐压合格；
5）所有油阀门渗漏检查、处理；
6）透平油过滤；
7）油管路分解清扫；
2、水系统
1）技术供水滤水器分解检查；润滑油更换；手动、电动排污阀清扫、检查；
2）推力、上导、下导、水导冷却水管路及阀门清洗、检查、渗漏处理；
3）各阀门、法兰渗漏处理；
4）水管路分解清扫；
5）供水转阀处理；
3、气系统
1）空气围带充气、排气电磁阀，手动阀检查，动作试验；
2）制动闸投入电磁阀、退出电磁阀、手动阀门检查，动作试验；
3）气管路分解清扫；
电气部份检修项目
1.1标准项目
1.1.1机组及附属一次设备清扫、检查、预试。
a.机组所有电气一次设备全面进行清扫、检查、处理。
b.发电机定子绝缘、直流电阻、直流泄漏（检修前热状态和检修后分别做）、交流耐压测试。
c.转子绝缘、直流电阻、交流耐压、交流阻抗测试（交流阻抗在转子吊装就位前分别测量单只、总体阻抗以及转子绕组各磁极联结间的直流电阻，转子就位后测量总体阻抗）。
d.发电机轴承绝缘、轴电流过大检查处理。
e.发电机出口断路器清扫、检查、预试。
f.断路器操作机构检查、紧固。
g.机组PT检查预试，PT一、二次线圈直租测试。
h.机端、机尾CT检查预试。
i.机组400V电缆绝缘测试。
j.机组一次母线、隔离开关清扫、检查、预试。
k.隔离开关操作机构清扫、检查、螺丝紧固及传动部分润滑。
l.励磁变压器清扫、检查，预试、螺丝紧固
m.电气一次电联接接触面检查处理、螺丝紧固（主回路过流面全部检查、紧固）。
n.发电机中性点接地、隔离刀闸及CT清扫、检查、预试。
o.机组PT开关柜清扫。
p.发电机短路、空载特性试验。
1.1.2自动装置、同期装置、测速装置、水机自动化元件清扫、检查、校验。
a.调速器油压装置控制屏、滤水器操作箱内外清扫；元器件检查、校验、端子紧固。
b.调速器油泵、漏油泵、滤水器电机及其二次电缆绝缘测试，电机直流电阻测试、端子紧固
c.机组自用电配电屏及各接触器清扫、检查处理。
d.压力开关整定值校验
e.压力表、压力传感器、位移传感器、差压变送器校验
f.电磁阀、示流信号器清扫检查。
g.顶盖水位传感器、水位开关检查。
h.更换机组测温元件并校验。
（从常温至90℃校10个点，嵌入定子不更换和加温）。
i.同期装置清扫、检查、测试；回路检查。
j.测速装置检查、测试。
k.机组按启动试验程序执行启机试验。
1.1.3所有二次回路可靠性检查（所有接地点、回路功能、接线可靠性等）。
1.1.4机组所有一、二次盘柜、配电箱、手车、元器件、装置等清扫。
1.1.5机组励磁、调速器、LCU检修配合。
二、施工方案
2.1施工组织方案编制原则
水电站机组机电设备检修工程是电站检修中一项技术要求高、检修难度大、工期紧的重要项目。
我公司将以对业主高度负责的精神，严格按照合同技术条款的要求，精心组织、精心检修，确保安全、优质、如期地完成全部检修任务。
努力实现以下目标：
2.1.1安全目标：
不发生因我方原因造成的人身伤亡、检修设备损坏事故。
2.1.2质量目标：
确保重要检修工序不返工，分步投运设备一次验收合格投入使用，机组整体启动一次成功。
2.1.3工期目标：
严格按照检修进度安排表组织检修，确保机组按期并网发电，力争提前。
为努力实现以上目标，我公司制定了详细的组织机构及职责、安全保证体系、质量保证体系以及文明施工及环境保护。
2.2工程验收管理
工序的检查和验收完全按照ISO9000质量管理体系程序文件进行运作：
按照检修质量记录卡片，在每道工序完成后，检修小组先行自检，如不合格，不得进行下道工序。
自检合格，由检修方质量检查组检查，再由监理工程师确认合格后，方可进行下道工序。
机组检修后试运行结束，各项指标满足要求，及时填写竣工报告
2.3组织机构及职责
2.3.1组织机构
2.3.2各机构主要职责
项目经理：
对整个工程全面负责，组织制定本项目的总体规划和施工组织、设计，合理组织、调度、协调工程的正常进行，保证项目实施的安全、质量、工期、进度。
总工程师：
负责工程的技术、质量、指导和监督，工程的阶段验收，进度、工期控制和质量监督。
技术资料总结，竣工报告的编写。
安全工程师：
对检修队伍的人身、设备和检修项目的安全监督工作负直接管理责任，确保检修工程安全顺利进行，对项目经理负责。
各检修组：
负责本工程机电设备的检修及试验作业。
2.4机组检修人力资源配备计划
序号
职务
职称
工作票签发人
工作票负责人
1
项目经理
工程师
是
是
2
项目总工
工程师
是
是
3
安全员
高级技师
是
4
发电机班长
机械技师
是
5
发电机班员
机械专责
6
水机班长
机械技师
是
7
水机班员
机械专责
8
起重班长
起重技师
是
9
行车司机
专责
10
起重人员
11
辅机班长
机械专责
是
12
辅机班员
13
电气班长
电气专责
是
是
14
电气班员
电气专责
15
电焊
电焊专责
是
16
试验室负责人
自动化、保护
是
是
17
试验人员
高压
是
2.5发电机层施工平面布置图
若我公司中标,到场根据实际而画。
2.6检修工期
检修工期：
60天
三、检验及验收标准、要求
我公司承诺在执行本合同时，全部机电设备检修、试验、调试、验收全部遵照原水利电力部和国家颂布的所有现行的技术规范、规程、标准执行，当国家或部颁的标准及规范作出修改补充时，则以修改后的新标准及规范为准。
3.1本合同必须遵照执行的主要技术标准和规范有
1、GB8564-2002《水轮发电机组安装技术规范》。
2、DL455-91《水轮机基本技术规范》。
3、DL/T817-2002《立式水轮发电机检修技术规程》
4、DL/T507-2002《水轮发电机组启动试验规程》。
5、GB9652-88《水轮机调速器与油压装置技术条件》。
6、GB《大中型同步发电机励磁系统基本技术条件》。
7、DL/T573-95《电力变压器检修导则》。
8、DL/596-1996《电力设备预防性试验规程》。
9、《继电保护及电网安全自动装置检验条例》。
10、《继电保护及电网安全自动装置运行管理规程》。
11、DL/T587-1996《微机继电保护装置运行管理条例》。
12、DL/T578《水电厂计算机监控系统基本技术条件》。
13、国家经委《电网及电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防范规定》。
14、DL/T838-2003《发电企业设备检修导则》。
15、《龙潭水电站电站检修规程》。
16、《电业生产事故调查规程》2001-01-01实施。
17、《龙潭水电站安全生产管理制度》。
18、发包人技改方案及技术要求。
19、SDJ275—88水电站基本建设工程验收规程
20、水电机组达标投产考核评定办法（1999年版）
21、一流水力发电厂考核实施细则（水力发电厂安全文明生产达标考核实施细则）
22、（GB50171—1992）《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》。
3.2A修主要检修项目技术要求
3.2.1水轮机部分大修技术要求
项目
质量标准
转轮
1、叶片开口度检查及处理
转轮进出口开口度的误差不超过厂家规定；
2、转轮检查修补
导
水
机
构
1、压紧行程测定及调整
压紧行程在规定值在规程规范之内；
2、导叶间隙测量及调整
端面间隙及立面间隙均在规定范围之内；
3、剪断销检查
无松动，不破坏。
4、摩擦装置
摩擦片无严重磨损，螺栓预紧力符合要求。
5、轴套、导叶上、下轴承处理
轴套不松动，不破损；轴承间隙合格，转动灵活。
6、导叶开度测量及处理
在各种规定开度下，如从0、10%、20%.......100%递增，反过来递减，并在开度50%，100%两种情况下，测全部导叶开度，其开度最大偏差符合设计要求；
7、各部轴承注油
符合设计要求
8、接力器分解检查
盘根良好，不漏油。
活塞与活塞缸无严重磨损，间隙和串油量在规定范围内，各接头不漏油。
水
轮
机
导
轴
承
1、轴承间隙
符合规定范围；
4、油槽检查、冷却器清扫耐压试验
符合相关规程要求
5、保护罩、保护架
去锈、刷干净、刷漆
6、管路及附件分解检查
管路通畅，接头不漏油，滤过器清洁，各阀门动作灵活，不漏、指示准确。
7、表计校验
蜗
壳
1、焊缝检查
焊缝无裂纹
2、排水阀检查
阀门操作灵活，阀口不漏，盘根不漏，盘根无破损
3、排气阀
无漏水，操作灵活
4、进人孔
不漏水，紧固螺栓不坏不缺。
尾
水
管
1、钢板检查，里衬补修
补修后基本保持原形，焊后无裂纹，汽蚀补焊无夹渣、汽泡和裂纹；
2、伸缩节
压紧螺栓不少不坏，盘根处不漏水；
3、进人孔
人孔门不漏水，紧固螺栓不少不坏。
3.2.2发电机部分大修技术要求
项目
质量标准
推力轴承与导轴承
1、轴瓦刮研
刮研挑花，前后两次的刀花应互相垂直，进油边的研刮应按图纸进行。
推力瓦要求2—3个/cm2接触点。
分块式导轴承瓦有2个/cm2接触点，其不接触面积每处水大于轴瓦面积的2%，其总和不得超过该轴瓦面积的8%。
2、推力轴承高程及水平
高程应符合转子安装高程，水平应0.02mm/m以内
3、推力瓦受力调整
支柱式推力瓦抗重螺栓拧紧最后二、三遍时，用力应均匀，其位移应一致；
4、导轴承间隙调整
轴承总间隙值按图纸要求确定，分块式单侧间隙应按轴线的实际位置及方位确定，调后误差不得超过±0.01mm。
分块式导轴瓦下部托板与轴瓦间应无间隙；上部压板与轴瓦间保持0.5mm左右间隙
5、轴承绝缘
有绝缘的导轴承绝缘值在50MΩ以上
6、油槽检查、冷却器清扫耐压试验
8、推力瓦温度计
运行温度与大修前无较大偏差。
机组轴线
1、盘车测量轴线
记录无误、计算准确
2、轴线处理
修刮推力头或主轴法兰的位置与深度应正确，接触面要大于70%，加垫位置应正确
3、轴线调整
各部摆度不得超过规定值
转子
1、发电机空气间隙
各实测点间隙与实测平均间隙值偏差小于±10%
2、清扫
对所有吸附在转子上的污物清扫干净
定子及机架
1、铁芯及线圈检查、定子温度计检查处理
铁芯组合严密，无铁锈，齿压板不松动，线圈应完整，绝缘无破损、胀起及开裂等现象。
线圈表面无油垢。
定子温度计指示正确。
2、机架及定子振动
振动应在规定范围之内
3、检查定子绕组电晕情况
注意观察变化规律，经处理后使之符合规范要求
辅
助
设
备
1、风闸分解检查
各零件无损坏，皮碗、盘根变质应更换
2、风闸及管路耐压试验
根据厂家标准进行，厂家如无规定，按顶转子最大油压的1.25倍耐压30分钟
3、空气冷却器清洗及耐压试验
清洗干净，按工作压力的1.25倍进行通水试验，历时30分钟应无渗漏
4、油冷却器清洗及耐压试验
清洗干净。
按工作压力的1.25倍进行通水试验，历时30分钟应无渗漏
5、各油槽清洗
清洗干净，并刷上耐油漆
6、温度计校验、压力表、转速表及转速继电器校验
按厂家标准进行，如无厂家标准，膨胀型温度计可按2—3次校验的平均值
压力表、转速表及转速继电器的误差应符合厂家规定，如无规定，应按2.5级计算
7、手动阀
各手动阀拆卸检查，更换已汽蚀损坏的阀门。
四、技术措施
在本次机组设备检修工作中，检修前一天检修负责人提交工作票；检修前施工区域地面铺设橡胶垫、胶合板、彩条布等；配备消防灭火器材；施工机具及材料准备就绪；工作区域照明设施及安全设施准备完毕，作好与运行设备明显的隔离措施。
完成各项目施工技术交底工作等，为检修创造良好条件，确保检修工作的顺利开展。
4.1机组机械部分检修技术措施
4.1.1机械检修工艺要求
预先应安排好机组各主要部件安放的检修场地，并考虑其承载能力应满足要求；
凡是放置于地面的部件，应垫上木板或木方等，发生漏油的部件还应垫有塑料布
防护用品。
以保持检修场地和厂房的整洁、文明、卫生；
部件拆卸时，应先拔销钉，后拆螺栓；安装时应先打入销钉，后紧固螺栓；
拆卸部件不可直接锤击部件精加工面，必要时，应用紫铜棒或垫上铅皮锤击，以免损坏部件；
在进行部件拆卸、分解过程中，应随时进行检查，发现异常和缺陷，作详细记录，研究处理办法；
对需拆卸的部件，应作有清淅的编号和配合记号，并作下记录：
拆下的螺钉、螺栓、销钉等零件，应存放妥当，做好标签并注明；
各部件的组合面和配合面，如键和键槽、销和销孔、螺栓和螺孔、轴和孔、止口等，应仔细进行检查和修理；
部件分解后，拆开的管口应塞上木塞或用布包扎上，拆下的零部件应及时清洗，如有缺陷，应进行修复或更新，拆下的零部件应按主要部件和系统分类，妥善保管；
设备组合面应光滑无毛刺。
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，总长度不应超过周长的20%，组合螺栓及销钉周围不应有间隙。
组合缝处的安装错牙一般不超过0.1mm；
对各组合面的垫片厚度及盘根大小，应做好记录，回装时应用同规格的垫片盘根；
零部件起吊前，应详细检查，确认其连接件已全部拆完，方可进行起吊。
起吊过程应慢起慢落，避免与固定部件磕碰；
检修场地应经常保清洁，汽油、酒精、抹布等易燃物品应妥善保管。
4.1.2水轮机部分
4.1.2.1拆机阶段
（1）打开蜗壳进人孔和锥管进人孔门，锥管段搭设脚手架。
（2）测量记录导叶端面、立面间隙；转轮密宫环、止漏环间隙。
（3）拆除机械液压过速装置及相关油管路。
记录水导油位，抽尽转动油盆内的润滑油，拆除信号装置。
拆除水导油槽，起吊水导瓦分解后分半放置水机室。
拆除转动油盆和主轴密封装置，运出水车室。
（4）拆除水机室盖板、支腿及均压排水管，拆除导叶剪断销装置，拆除导叶臂。
拆除套筒及顶盖把合螺栓。
待发电机下风罩拆出后，起吊水导瓦放置安装间。
（5）起吊套筒放置安装间，起吊控制环、顶盖放置安装间。
（6）吊出导叶、主轴及转轮；拆除底环把合螺栓，起吊底环放置安装间。
4.1.2.2检查测量阶段
（1）检查顶盖、底环、基础环、蜗壳、尾水管、吸水锥管、活动导叶、固定导叶气蚀及裂纹情况，并处理。
（2）检查底环、下密宫环气蚀情况并处理，测量检查底环圆度。
（3）用平衡量测量座环水平度，并准确记录方位，根据结果确定座环是否进行处理。
（4）回装底环，对称把合所有螺栓，打入定位销，检查底环与座环合缝间隙符合规范要求。
（5）更换转轮，连轴前与固定上止漏和固定下止漏合间隙是否符合设计要求，用测圆架检查水机轴与转轮的同心度符合规程规范，合格后打螺栓伸长值（符合设计要求），再复测同轴度合格即点焊螺母。
（6）检查顶盖迷宫环。
4.1.2.3回装阶段
（1）导叶回装，注意密封圈不要忘装或者错装，以及按照图纸要求磨润滑脂等。
吊装转轮基本处于下固定止漏环中心，按图纸要求制作顶盖止水盘根并粘贴在顶盖相应的盘根槽内。
吊装顶盖，插入定位销钉，把紧把合螺栓，顶盖各联接螺栓拆除前进行编号，按原回装，并记录各螺栓安装时的伸长值及相应的压力值，并用丝锥清理螺孔，回装后的顶盖螺栓及基础环联接螺栓须涂满黄油；按序号装入导叶中轴颈密封附件，吊装套筒，插入定位销钉，把紧定位螺栓。
按序号装入导叶臂。
吊装控制环、接力器、水导瓦等。
（2）用精磨油石研磨水轮机主轴法兰面，清扫干净后用塑料布包扎好，待发电机回装至推力头套装好后，用联轴工具将水轮机主轴提起，联轴螺栓按序装入后，对称把紧，并测量其伸长值符合设计要求。
（3）待机组盘车轴线处理完毕，机组转动部分定中心抱轴后，回装主轴密封装置，按发电机盘车时密封处的摆度值调整主轴密封固定部分和转动部分之间的间隙。
回装转动油盆。
（4）组合回装水导瓦，按发电机盘车水导轴颈处的摆度值调整水导瓦的间隙。
回装上油箱和冷却器及管路附件。
（5）蜗壳内用钢丝绳和手拉葫芦捆绑导叶，测其间隙符合规定，接力器回装完毕压紧行程调整合格后，连接联板等。
松开捆导叶钢丝绳，（机组油压装置建压、接力器等充油一切正常后）操作接力器全开至全关，测量10%、20%、30%、40%、50%、60%、70%、80%、90%、100%开度下全部导叶的开度，作好记录，并绘制相应曲线。
（6）水导轴承加油至设计油位，检查尾水流道，检查蜗壳和尾水无异物即可封闭蜗壳进人孔和锥管进人孔。
4.1.3发电机部分
4.1.3.1拆机阶段
（1）发电机拆机前对桥式起重机进行全面检查，检查大小车行走机构、起升机构无异常，各联结件紧固，焊缝无裂纹，钢丝绳卡紧固完好，大小钩抱闸制动灵活，安全可靠，所有电气设备均无异常。
（2）发电机盖板编号后拆除。
拆除上导油槽盖和下导油槽盖，记录各轴承油位后排油。
（3）拆除机械过速保护装置，拆除刷架座，拆除上下导油盆盖及导轴瓦上部压板，测量上下导瓦隙并作好记录。
拆出上导瓦及瓦架，拆除推力油冷器。
拆除推力轴承集油盒及其管路。
（4）拆除主轴联接保护罩，拆除主轴联轴螺栓。
（5）抱出下导瓦，拆除下导油冷器管路和下导集油盒，用千斤顶和专用工具落下导油盆，用手拉葫芦落下导挡油圈放置于木方上拆除下导瓦托板。
（6）拆除推力头与镜板联接的定位销钉和把合螺栓，用顶转子高压油泵顶起转子脱开主轴法兰止口，制动闸锁锭投入，油泵失压后将发电机转子重量全部落在制动闸上。
拆除卡环把合螺栓，将专用线圈吊装推力头上，用涡流加热法将推力头加热使其下落后拆除卡环，用专用工具起吊推力头。
吊出镜板。
拆除上机加定位销钉及把合螺栓，吊出上机架。
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