灯泡贯流式水轮发电机组检修工艺.docx

灯泡贯流式水轮发电机组检修工艺.docx

《灯泡贯流式水轮发电机组检修工艺.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《灯泡贯流式水轮发电机组检修工艺.docx（28页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

灯泡贯流式水轮发电机组检修工艺

水轮发电机组检修工艺规程

1总则

本标准规定了公司14.6MW水轮发电机组的检修工艺与注意事项，适用于公司14.6MW灯泡贯流式机组的检修工作。

2设备技术规范及检修周期规定

2.1设备规范

2.1.1水轮机技术规范

2.1.1.1水轮机型号：

GZ4BN28A－WP－550

2.1.1.2额定水头（m）：

Hr＝6.85

2.1.1.3加全平均水头（m）:

7.41

2.1.1.4最大水头（m）:

8.3

2.1.1.5最小水头（m）:

4.5

2.1.1.6设计流量（m3／s）：

Q＝246.74

2.1.1.7额定转速（r／min）：

Ne=85.7

2.1.1.8飞逸转速（r／min）：

Nf=260.9

2.1.1.9旋转方向:

：

顺时针方向（上游往下游看）

2.1.1.10水轮机主轴中心安装高程：

▽90.5m

2.1.2水轮机技术保证

2.1.2.1在额定水头6.85m时,水轮机最大功率不小于15.2MW.

2.1.2.2在最大水头8.3m时,水轮机最大功率不小于16.72MW.

2.1.2.3在最小水头4.5m时,水轮机最大功率不小于9.2MW.

2.1.2.4水导轴承润滑油型号：

46#汽轮机油

2.1.2.5水轮机在额定水头6.85m,额定功率15.2MW工况下,效率不低于92.02%.

2.1.2.6水轮机最高效率不低于94.87%.

2.1.2.7水轮机加权平均效率不低于93.29%.模型加权平均效率不低于92.04%.

2.1.3发电机技术规范

2.1.3.1型号：

SFWG14.6－70／6220

2.1.3.2额定容量：

16222KVA／14600KW

2.1.3.3额定电压：

UN＝6300V

2.1.3.4额定电流：

IN＝1487A

2.1.3.5额定功率因素：

cosφ＝0.9（滞后）

2.1.3.6额定频率：

FN＝50HZ

2.1.3.7相数：

M＝3

2.1.4发电机主要技术数据

2.1.4.1转动矩量：

GD2＝11000KN.m2

2.1.4.2绝缘等级:

F级

2.1.4.3轴承润滑油型号：

#68汽轮机油

2.1.4.4发电机制动气压：

0.6－0.8MPa

2.1.4.5制动时间：

2min（35%Ne开始制动）

2.2检修周期和工期

2.2.1为保证机组安全，经济运行，提高机组可利用系数，在防止设备失修，确保设备健康的前提下，检修周期一般规定如下：

2.2.1.1小修：

有目的地检查易磨、易损零部件，进行处理或做必要的试验，消除运行中发生的设备缺陷，特别是在大修前一次小修中，应进行比较详细的检查，了解和掌握设备情况，为编制大修计划、估算大修工作量提供依据。

每年两次，每次7－10天。

2.2.1.2检查性大修：

大修要全面检查机组各组成部分的结构及其技术数据，并按照规定数值进行工作。

大修周期5年，工期一般为80天。

2.2.1.3扩大性大修：

扩大性大修要吊出转动部分，进行全部解体，有时还要进行较大的技术改造工作。

扩大性大修周期和工期可根据机组的具体情况结合部颁标准来确定，工期一般为85～95天。

3检修管理工作及一般注意事项

3.1检修前准备工作

3.1.1检修前应根据公司检修计划，制订具体检修方案、大修进度、大修现场安全文明生产管理制度、检修人员职责分工、安全注意事项及安全措施并具体落实措施。

3.1.2根据公司检修计划准备好大修的备品、备件、材料、各种检修及测量工器具、安全工器具、记录表格等并存放于现场。

3.1.3检修前应对将要使用的检修及测量工器具、安全工器具、各类起重机械及吊具等进行检查，确保检修时人员及设备安全。

3.1.4检修工作开始前，进行检修动员，使职工树立安全及职业道德意识。

3.1.5检修开工前必须做好以下安全措施：

3.1.5.1停机，落检修门，排流道水。

3.1.5.2断开机组与外界联系的所有油、水、气系统，对压力油罐进行释压；断开机组与外界联系及各辅助机电设备电源开关；按安全措施布置要求挂好标志牌。

3.1.6根据大修现场安全文明生产管理及检修项目的要求，布置主要部件放置区及检修区域。

同时应组织做好拆下的零部、配件的存放工作，并进行定置管理。

3.1.7应对大修整个过程进行全过程的安全、质量管理，做到有布置、有检查、有落实。

3.2一般注意事项

3.2.1检修工作必须严格遵守工作票制度、安全技术交底制度、工作交接制度等。

3.2.2工作场所应有足够的照明。

灯泡头、内筒体、转轮室等内部的照明应采用36V以下安全行灯电压，如因工作需要在这些场所使用220V、380V电压时，应由生策、安监部门参加制定专门的安全措施，并确实组织落实。

3.2.3高处作业应严格遵守电业安全规程及高处作业安全规定；特殊作业的定全管理，诸如起重作业应严格执行《起重作业安全操作规程》，重大物件（如转子、转轮）的起吊、搬运和安装，事先必须制订技术方案和安全措施，并经分管领导批准后执行；焊接工作应严格执行《电焊安全操作规程》，无证、考核不合格者不得参加焊接工作，同时特别注意：

在进、尾水流道、金属结构上及其他狭小工作场所焊接时，应戴皮手套，穿绝缘鞋站在绝缘垫上，并做好防火措施。

作业时实行两人轮换工作制或设一名监护人员，作业人员收工时应及时清理场所，氧气瓶、乙炔瓶阀门应关闭，焊枪以及工具应收起来。

3.2.4进入定子和转轮室等内部场所进行检修工作，除应做好相应的安全措施，还必须做好防转措施。

3.2.5所有部件解体之前，应做好对应的配合记号；对拆下的螺丝、销钉、垫片等零配件，应分别存放在事先准备好的木箱内，并贴上标签，妥善保管，按要求定置堆放整齐。

3.2.6拆开的机件，如轴颈，轴瓦等重要部件或精加工面，做好清洁、防锈措施后，用蜡纸封好，外部用白布盖好；镜板在做好表面清洁、防锈处理后用蜡纸封好，外部用毛毯包扎；拆卸开的管道口，要有布包好。

3.2.7在安装零部件螺丝，螺丝应对称上紧。

细牙联接螺拴安装时应应涂润滑剂，有预紧力要求的螺栓应测量紧度，与设计值不得超过±10％；转动部分的螺栓、螺帽、销钉应按设计要求锁锭或点焊牢固。

3.2.8大修其间现场应坚持、严格遵守“五三”制管理，即

1、三严：

严格执行分工协作，严格执行安全规程，严格执行现场制度。

2、三齐：

备品材料堆放整齐，检修机具置放整齐，拆下部件分放整齐。

3、三净：

开工现场净，工作现场净，收工现场净。

4、三不乱：

电缆电线不乱拉，氧气、乙炔管路不乱放，垃圾废料不乱丢。

5、三不落地：

工具、量具不落地，拆下零件不落地，油污脏物不落地。

3.2.9各项检修工作结束后必须进行质量三级验收，并按要求归档；机组第一次启动以及试运行前必须制订具体实施方案、步骤及安全防范措施，检修技术人员应向发电部门有关人员等交待有关检修项目、技改项目、有关参数更改情况以及安全注意事项；检修结束后的第一次起动试车，检修部门必须联合其他相关部门人员进行全面的检查后，由生产副总或生策部领导统一指挥下令，并在灯泡头、内筒体、回油箱室等重要场所，合理安排人员进行必要的监听，并及时向指挥人员汇报,由指挥人员决定机组工作状态。

4水轮机部分解体

4.1伸缩节、转轮室解体吊出

4.1.1拆卸转轮室外围部件（含检修平台、楼梯等），卸下伸缩节与尾水管连接螺栓、伸缩节及密封压环上下结合面连接螺栓，将出伸缩节及密封压环固定在尾水管基础法兰上。

4.1.2卸下转轮室与导水机构连接定位销子、螺栓及转轮室上下结合面螺栓，吊出转轮室上半部，将下转轮室底部的漏油箱移开至不影响下转轮室沉放处.待转轮吊出后再将转轮室下半部沉放。

4.2转轮解体吊出：

之前应先拆卸导流锥、主轴密封、轴套等，并把轴套往上游退，使转轮与大轴连接缝露出。

4.2.1旋下转轮本体排油阀封盖，排掉转轮内部剩余的油；卸下泄水锥甲、乙护板上的螺钉，卸下护板；分别卸下泄水锥乙、甲的联接螺栓，并分别吊出。

4.2.2分步卸下转轮浆叶接力器活塞缸端盖、活塞缸盖（含中盖）、轴领等，并分别吊出。

间隔一位卸下八个转轮与大轴连接螺栓及操作油管.准备且安装转轮专用吊具。

4.2.3调整油缸行程，使转轮专用吊具正确地与转轮体连接并受力，用辅助20T链式葫芦调整水平，使转轮体与大轴法兰面水平线相符；卸下转轮与大轴剩下的八个连接螺栓，并把转轮体向下游退出300～400mm（此时在发电机侧应用适当方式将操作油管固定好，防止其上下游方向移动），吊起转轮置于先前准备就绪的翻身专用支墩上，拆卸四个定位销子，并装上耐压封板；采用空中翻身方法将转轮置于检修专用平台上，准备进行解体工作。

吊出不绣钢抗磨套。

4.2.4分别卸下转轮体叶片接力器活塞卡环、活塞、压环、Y型密封环；利用桥机及调整葫芦提起活塞缸并使活塞缸处于水平位置，拆卸叶片摇臂连杆与接力器缸连接四个销，吊出接力器缸；拆卸短轴与轮体连接螺栓，吊出短轴。

4.2.5拆卸吊出连杆；用气刨拆去浆叶与转轮体连接螺栓封盖；除去螺栓止退垫块，安装浆叶吊拆吊具，准备拆卸浆叶。

4.2.6调整吊具处于适当位置，卸下浆叶与转轮体联接螺栓；桥机与导链相配合，并用专用拆卸工具顶出浆叶，吊出四片浆叶置于指定位置；此过程注意调整浆叶的水平及保护连接销子不能损伤；外操作油管视具体情况拆卸。

4.3导水机构吊拆、解体：

4.3.1拆去导叶接力器、、导叶下部轴领等外围部件；以适合铁件焊接控制环使之固定不动；挂起重锤,并并将重锤沉放垫好；将导水机构内环和外环用四根槽钢焊接固定；安装导水机构吊具并稍微受力。

4.3.2卸下导水机构与管形壳的定位销孔及连接螺栓，整体吊出导水机构至装配场，安装翻身工具，将导水机构沉放在翻身支墩上，在导水机构＋Y处装设ф22钢丝绳至厂房口水泥柱处，并装上10T导链配合桥机对导水机构进行翻身定位；

4.3.3拆卸导叶叉头连杆、连板、拐臂等部件；用专用导叶拆卸工具与桥机、调整葫芦配合依此拔出十六个导叶，拆卸下各导叶轴承及座、钢套、密封件等部件；

4.3.4均分3～4处用压机顶住控制环处于水平位置，拆下滚珠压环，清洗滚珠及槽并检查，视其工作情况考虑更换珠子；处理各部缺陷。

4.4.大轴组件整体拆卸。

4.4.1将专用小车安装在大轴靠水导轴承处，并以楔子板打紧并落于检修专用导轨平台上，在前流导处安装好大轴移动支架，并将大轴靠转子侧法兰处固定在轴移动支架上，拆组合轴承和弹性油箱与基础的固定螺丝，

4.4.3安装大轴吊具。

起吊前在内筒体用两台10T导链保住大轴，在前流导小车上安装两台5T导链，用主钩将大轴挂住。

准备工作就绪后，在移动大轴时，四台导链必须一致受力让大轴平稳移动。

待大轴移到与主钩吊点基本垂直时，大钩开始受力，此时将靠水导处的小车拆除。

将大轴吊到装配场就位于专用支架上。

4.4.4分解发电机组合轴承、镜板及水轮机导轴承等，弹性油箱，按部件安放。

5水轮机部分检修、组装

5.1主轴检修、组装

5.1.1用金砂纸修复主轴轴颈毛刺、高点，并用99.9％的酒精清洗干净，用猪油或汽轮机油涂在轴颈上,再按要求包好。

5.1.2主轴内腔应用工业汽油清洗干净，擦干，并封好。

操作油管应校直，清洁干净，更换连接密封件后装回。

用专用工具按后拆先装的顺序装回检修好的组发导、弹性油箱、反推力座、正推力座、吊入主轴就位。

5.1.3主轴的吊装步骤与吊出时相反，应注意以下几点：

5.1.3.1起吊中心应与主轴组装装配中心一致。

5.1.3.2装上大轴假轴，小车位置进行调整，尽量保证大轴与大钩的垂直度。

5.1.3.3准备好定位销、螺栓等零部件及工器具等；操纵时应统一指挥信号。

5.1.4主轴轴线调整，测量主轴法兰水平度、垂直度，确定水导侧轴承安装中心及高程，确定主轴轴线调整值。

5.2导水机构检修、吊装

5.2.1导叶室检修

5.2.1.1清扫导叶室，上下游两法兰面除去毛刺、高点；盘根槽清除干净，装上盘根并粘牢固。

5.2.2导叶密封盖、轴承座检修

5.2.2.1清扫钢套、轴承座、密封盖等，测量轴承座与轴承的间隙应符合要求。

5.2.2.2装配轴承时应涂二硫化铜润滑剂；Y型密封槽内补加Ф12像皮条。

5.2.2.3密封盒与轴承应有0.25mm的压紧量。

5.2.3导叶检修

5.2.3.1清扫除锈，检查导叶上、下端面和立面。

如有高点应磨平，若有汽蚀，应补焊处理。

5.2.3.2检查导叶上、下轴衬，用外径干分尺测量直径，其尺寸应符合设计要求。

5.2.3.3轴衬应涂透平油保养

5.2.4控制环检修：

清洗滚珠、槽、油嘴等并检查，视其工作情况考虑更换钢珠；处理各部缺陷；将组装整体的压环用四点起吊装回，均匀分八点测量珠子与压环间隙0.20mm，同时加足润滑油脂。

5.2.5导叶上轴套检修

5.2.5.1用工具拔出导叶上轴套

5.2.5.2轴套应清扫除锈，用内径千分尺测量轴套内径尺寸，应满足技术要求，否则用砂纸或锉刀修复或更换轴套。

5.2.5.3更换轴套上的O形密封圈。

5.2.6导叶下轴套检修

5.2.6.1检查导叶下端支承内孔及其轴领，轴领应清扫除锈，里衬要求平整，如有破裂损伤应予修平。

5.2.6.2用内径千分尺测量轴套内径，如外径尺寸偏大，可补焊后修平或更换轴领。

5.2.6.3更换下轴套的O形密封圈及其尼龙衬套。

5.2.7内支承体检修（此项工作必须在主轴进入组装前完成）

5.2.7.1拆除内支承体右端法兰正方的￠160法兰上的径向支承杆，吊出内支承体。

5.2.7.2清扫内支承体，除去前、后法兰上的刺、高点。

5.2.7.3更换法兰上密封圈。

5.2.8导水机构整体组装完毕，将其空中翻身后保持竖立位置吊入机坑就位。

5.3水导轴承（Х670）检修

5.3.1用吊具挂住水导轴承，拆除水导瓦组合面的销钉、螺栓，进行水导轴承解体。

5.3.2检查轴承瓦面，应无伤痕裂纹、锈蚀及密集气孔等缺陷，轴承合金局部脱壳面积总和不超过瓦面的5％，工作结合面积≥75%。

5.3.3水导轴承研刮处理

5.3.3.1用外径、内径干分尺测量轴颈、轴瓦的直径，左、中、右测三点，其间隙应在0.40～0.48mm范围内，一般不应超过0.65mm。

5.3.3.2下部轴瓦与轴颈接触面为60％左右，沿轴瓦长度应全部均匀接触，接触点要求1－3个/cm2，用着色法检查。

5.3.3.3合缝处纵向油沟两端的封头长度大于15mm。

5.3.4轴承瓦座与球面支承座的接触面，应无间隙（用0.05mm塞尺检查应通不过）。

5.4转轮检修、吊装

5.4.1用砂纸修去枢轴大、小瓦面上的刺高点，用汽油或酒精清洗。

5.4.2检查转体体上枢轴大、小铜轴套有无刺高点和磨损痕迹，用砂纸修复，用酒精清洗。

5.4.3用内径千分尺、外径千分尺测量枢轴大、小铜轴套及枢轴轴瓦直径，大轴瓦的配合间隙为0.08～0.24mm，小轴瓦的配合间隙为0.05～0.125mm。

5.4.4清扫活塞缸体，检查缸体内三道活塞环有无损坏，如有应更换活塞环，装活塞环时，上、中、

下三道活塞环接口应错开90°以上，并注意三环弧形接口朝向相对。

5.4.5浆叶叶片安装

5.4.5.1清扫浆叶与枢轴接触平面，联接螺栓清洗干净；按要求装好浆叶枢轴和摇臂，浆叶枢轴摇臂全部装好后，用浆叶接力器缸固定好。

5.4.5.2将浆叶插入枢轴，浆叶与枢轴用销定位，并用专用套筒板手拧紧螺栓，并按1200～1500Kg/cm2的预紧力打好螺栓的伸长值。

5.4.5.3浆叶边缘与转轮体外侧应有0.4～1.8mm间隙。

5.4.6转轮组装后做0.5MPa耐压、操作试验：

油温保持警惕（15～25℃），耐压时间16小时,每个浆叶漏油小于0.05L/h；叶片操作压力小于0.5MPa，每小时全行程动作2～3次，且动作平稳，密封正常。

5.5主轴密封检修

5.5.1围带检修

5.5.1.1将密封座分解，用枕木垫好，清扫除蚀，喷刷防锈漆。

5.5.1.2取出空气围带，做0.05MPa气体试验，应无漏气，有漏气要更换。

5.5.2主轴密封组装：

5.5.2.1将密封座吊入与内支承体侧，套入梳齿密封。

5.5.2.2装上围带和压盖，未充气前与主轴上轴套有2mm间隙。

5.5.2.3装入柔性石墨密封圈及压盖，从内筒体侧预调整压紧力，待开机时调整使之有少量漏水即可。

5.6导叶间隙调整

5.6.1导叶端面间隙调整

5.6.1.1导叶上端面间隙为0.4～1mm，下端面间隙为0.4～1mm。

5.6.1.2通过调整轴承座上的四个顶起螺栓，但要保证衬套法兰面与导叶室上配合面平行，使导叶端

面间隙设计值。

5.6.2导叶立面间隙调整

5.6.2.1用重锤将导叶关至全关位置，测量相邻两导叶立面上、中、下三点间隙，立面间隙应小于0.05mm，局部间隙≤0.15mm，其总长不超过导叶高度的25％。

5.6.2.2间隙过大调整连杆长度，局部过大要用砂轮机、锉刀等工具修复。

5.6.3导叶开度测量

5.6.3.1手动操作调速器，以开度递增和递减两个相反顺序，在相隔90°的四对导叶中测量25％、50％、75％、100％四个开度值，其中50％、100％两个开度值16个导叶都要测量。

5.6.3.2导叶全开时最大开度为660mm（导叶IV截面），导叶最大开口允许偏差±0.02max，导叶平均开口允许偏差±0.015max。

5.6.3.3导叶全转角运动范围内应转动录活，无卡阻现象。

5.6.3.4测量导叶开度时，应做好安全措施，调速器切手动操作，紧急停机电磁阀、事故配合阀等应有专人负责监护。

5.7转轮与主轴法兰联接

5.7.1连接应具备条件

5.7.1.1主轴组件就位并拆去导流锥等组合吊具，转轮组件、操作油管等组装完毕，主轴密封环组件及不锈钢抗磨套就位；转轮室下半部吊入，下沉适当高度挂好。

5.7.1.2转轮整体吊到位，调整水平使之与大轴协调，中心符合要求；如需要应装有可使大轴旋转的机械，以使配合销子位置对正。

5.7.2连接工艺步骤、注意事项

5.7.2.1先用四个连接螺栓螺纹涂上密封胶，拧入转轮，配合两侧调整葫芦将转轮体平直地拉入止口，直至大轴与转轮发兰面接触，此过程应用塞尺、深度尺测量，防止卡涉破坏配合面；然后再间隔一位装入四个螺栓（要求相同），用专用板手均匀地打紧，使法兰面无间隙（0。

05mm塞尺通不过）。

5.7.2.2联轴螺栓要打伸长值：

采用火焰或加热棒加热，使螺栓温度达到85℃，对称方向加热拉伸联轴螺栓，用转角法测量拉伸值，每个螺栓伸长值△L＝0.08～0.12mm。

5.7.2.3将止退块按要求塞入并点焊牢固；将抗磨套推到位，装上护板（套）。

5.8离心开关检修

5.8.1清扫离心开关罩，用锉刀修去结合面上的高点。

5.8.2检查离心开关挡块上的弹簧是否动作准确灵活。

5.8.3测量离心飞块与控制阀间隙其值为5.5mm，锁住测速齿盘的2个定位螺钉。

5.8.4组装离心开关罩，其组合面应涂一薄层密封胶。

5.9转轮室、伸缩节检修组装

5.9.1清扫转轮室上、下结合面、尾水管及导叶室法兰面、销孔、螺孔等，修去结合面上的刺高点，用样板尺检查。

5.9.2转轮室下半部应在转轮吊入前吊入机坑。

拆去辅助吊具，提起下半部至安装位置，上游侧用八个螺栓均匀地挂在导叶室法兰上。

5.9.3吊入转轮室上半部，使其落在下部转轮室上，用千斤顶调整定位后插入销钉，打紧组合螺栓。

此过程应注意结合面靠死后，水平方向、垂直方向配合面应保证无错角，否则要求重新把合正确。

5.9.4转轮室与转轮间间隙调整，每个浆叶测三点，间隙控制在2.10～3.15mm范围内，一般要求上半部间隙要稍大（2/3）。

间隙合格后，调整销孔对位，打入销子，打紧与导叶室的联结螺栓。

5.9.5清扫分半的伸缩节座、压环。

5.9.6依次吊入下、上部伸缩节座，在机坑组装，要注意“T”字面的密封处理及整个工作面的垂直度；在尾水管法兰密封槽中放入Х12的橡皮条，要保证接头的粘接质量。

5.9.7依次吊入下、上密封压环并组装完毕；装入方形橡胶（24×24mm）盘根，应保证压紧量为4mm以上。

6发电机检修

6.1受油器检修

6.1.1拆除受油器浆叶反馈盘上的反馈钢丝绳及反馈电位器，并把浆叶反馈钢丝绳收好固定。

拆除受油器上的联接油管。

6.1.2卸下受油器前盖上的螺栓，拆下前盖；拆下受油器上的浆叶滑轮装置，用链式葫芦配合，卸下回复座上的螺栓，吊出回复座，拆出受出器的后端盖。

6.1.3卸下受油器前、后法兰用塞尺测出前、后浮动瓦的间隙，及浮动间隙，做好修前记录。

6.1.4拔出前、后浮动瓦，放入油盒内，检查磨损情况。

6.1.5受油器底座没有特殊要求一般不吊出，用底座上的调整垫片调整其中心高度，使浮动瓦浮动间隙，大致均匀。

6.1.6受油器处理

6.1.6.1用干净破布清扫受油器各部件，修去各分半结合面，法兰联接面的刺高点。

6.1.6.2检查前、后浮动瓦的磨损情况，间隙偏小时需刮研处理。

6.1.6.3前、后浮动瓦上的各O形密封圈如磨损、老化，则需要更换。

6.1.7受油器组装，受油器的组装步骤与分解步骤相反，组装中应注意以下几点：

6.1.7.1装前、后浮动瓦时,瓦面应涂一层透平油，装入后用塞尺检查间隙,瓦间隙应小于0.12mm，浮动间隙小于0.50mm。

6.1.7.2装底座螺栓，应检查绝缘套、垫是否良好，用500MΩ摇表测量受油器对地绝缘应大于0.5MΩ。

6.1.7.3装前、后端盖时，应更换密封条。

6.2灯泡头检修

6.2.1吊车主钩上挂两台10T导链做为调节平衡用，灯泡体吊装用三个吊点，卸下灯泡体和定子的定位销钉、联接螺栓，将灯泡体吊到装配场准备好的支架上。

6.2.2清扫除锈灯泡体的各结合面，修去刺高点，更换结合面上的密封条。

6.2.3灯泡体表面应涂漆。

6.2.4其余过流部分、支承涂铁红防锈漆二道。

6.3压力门盖板检修

6.3.1用风板机工具卸下压力进人门座之间的联接螺栓M30×70。

6.3.2用一台20T和一台10T导链缓慢提升，使门盖与压力盖座板对称分离后，用桥机平稳地将其吊到检修装配场。

6.3.3用三角括刀等工具刮去电机压力门盖板上残余的密封垫；用锉刀修去其表面毛刺。

6.3.4检查压力门盖板与电机压力门座之间的联接螺栓M30×70是否完好，否则应更换螺栓。

原则上每个螺栓只能卸、装二次，超过二次应更换。

6.3.5清扫压力门盖座及密封槽，更换密封。

6.3.6压力门盖板吊装就位，用风板机工具打紧M30×70螺栓。

流道充水后，应派人检查结合面处是否有渗水，如有渗水，应在渗水处继续打紧M30×70螺栓。

6.4推力轴承、镜板检修

6.4.1主轴吊出并固定好，卸下轴承座与反推力瓦座及弹性油箱的螺栓、销钉，做好防护措施后，拆

下正推力座、反推力座等部件。

6.4.2注意正、反推力瓦编号，将正反推力瓦座吊到运行层指定位置，用枕木和布垫好，瓦面要用布盖好，并防异物落下碰坏。

6.4.3检查镜板两面光洁度，如镜板表面有毛刺或刮痕应采用碾磨膏进行碾磨。

6.4.4镜板修复好后，应在两侧涂上猪油，贴上蜡纸，再用毛毯包好。

6.4.5仔细观察正、反推力瓦瓦面上的磨损情况，瓦面上有无由于润滑油杂质颗粒，造成的磨损凹槽，作好记录。

6.4.6按规范要求