Ⅰ 请问一下如何测量汽轮机中汽封的整圈膨胀间隙
采用贴胶带的方法。外加红丹粉啊。错了，那个是汽封间隙，那就是应该用深度尺
Ⅱ 请问抽气式汽轮机后汽封间隙是多少
轴向间隙：0.4--0.5mm；径向间隙：0.15--0.2mm
Ⅲ 汽轮机轴瓦的间隙规定是多少
用塞尺在轴瓦中分面四角测量瓦口间隙，塞尺插入深度约为轴颈直径的1/12~1/10，并做好记录。
用压铅丝法测量顶部间隙，将长50~70mm的铅丝横放在轴颈两处，在下瓦结合面处，相对应的放上铅丝，为了压的均匀，常在轴瓦结合面四角放上约厚0.5mm，长50mm，宽30mm的四块白铁皮或不锈钢皮，然后将上瓦扣上均匀坚固螺栓，然后松开吊走上瓦，用千分尺测量铅丝厚度，根据铅丝的平均厚度差，可计算出轴瓦顶部间隙的大小。
汽轮机注意事项.
从热膨胀原理知道，当金属部件温度均匀上升，沿长度方向的热膨胀也是均匀的。如果金属部件受热不均匀，两侧温度上升不一致，当上侧温度高于下侧时，金属部件上侧的膨胀量大于下侧的膨胀量，从而使金属部件向上弯曲，产生了热变形。热变形的规律是：温度高的一侧向外凸出，温度低的一侧向内凹进，即“热凸内凹”。
在汽轮机启动、停止过程中，上、下缸存在着温差，且上缸温度高于下缸温度，而使上缸变形大于下缸，引起气缸向上拱起，发生热翘曲变形，俗称猫拱背。这种变形使下缸底部径向间隙减小甚至消失，造成动静摩擦，同时还会使隔板和叶轮偏离正常时的垂直平面，使轴向发生摩擦。
Ⅳ 汽轮机汽封
“王常春”节能汽封技术在300MW、600MW汽轮机上的应用
哈尔滨通能电气股份有限公司 王胜五
摘要：“王常春”节能汽封自问世以来给汽封行业带来了一次革命。通过目前对我国电力生产主力机组300MW、600 MW机组的设计、运行等实际工况的论证，找出机组缸效低的一些原因，阐述了使用“王常春”节能汽封技术的实用性及带来的经济效益，并对在安装及使用中的安全性、经济性等方面进行了论述。
关键词：300MW、600 MW汽轮机 “王常春”节能汽封 “接触汽封”专利 安全 节能
前言
随着全球能源的日益严峻，节能已成为各国能源政策的一大主题。我国国家发展和改革委员会在《节能中长期专项规划》中明确提出宏观节能目标是在2003年～2020年年平均节能率为3%，形成的节能能力为14亿吨标准煤。汽轮机现已成为高能耗设备之一，如何降低能量损失，提高机组的可用率、机组热力性能和增大出力，即降低能耗成为日益突出的问题。
1 目前机组缸效低的原因分析
汽轮机的损失一般可分为：汽轮机内部损失和外部损失。内部损失是直接影响蒸汽热力状态的各种损失，外部损失是不影响蒸汽状态的损失（主要是机械损失和轴端损失）。近几年投产使用的300MW、600MW汽轮机在通流的设计方面，已经引进采用了世界领先技术，如喷嘴的设计加工，动静叶片的三维、四维设计等，所以汽轮机内、外部损失，即导致机组缸效低的主要问题就集中在汽封的结构型式上。目前，为了提高机组运行效率，发电厂通过采用各种先进成熟技术对汽封进行技术改造，来提高机组的安全可靠性、以及机组的可用率、机组热力性能和出力，已成为节能提效的一项重要措施。现主力机组300MW、600MW汽轮机组，都存在汽封漏汽量大等现象，尤其高中压合缸机组，由于高中压间汽封的磨损，高中缸窜汽并部分漏入夹层，夹层汽流影响汽缸上下温度，高压缸效率低，通流径向汽封磨损严重等问题，是影响机组运行经济性的主要原因。
随着汽封漏汽现象越来越引起汽轮机行业的重视，各大发电公司与汽轮机设计制造厂家纷纷论证使用新型汽封。作为解决上述问题的重要技术措施之一， “王常春”节能汽封在全国电厂及制造厂家的推广和使用，所带来的巨大经济效益，已经引起业内的广泛关注。
2 “王常春”节能汽封使用情况
哈尔滨通能电气股份有限公司成立二十余年来始终至力于密封问题的研发，针对汽轮机普遍存在的汽封漏汽（气）问题，研制出“接触汽封”专利（发明专利号：ZL 02 1 28382.6），并开发出“王常春”系列节能汽封产品。自2001年至今已先后安装在三百余台容量为3~600MW汽轮机上（几乎涵盖了国内各种机型），其中300MW、600MW汽轮机五十余台，经过多年来的运行实践以及热力性能和真空严密性试验所得数据，证明“接触汽封”是一项节能降耗、安全可靠、先进成熟的新技术，2005年已被列为国家重点新产品，并在2008年成为国家发展和改革委员会首批重点节能技术推广产品。由于使用节能效果明显，目前国内一些较大的汽轮机制造厂（如哈汽、北重、东汽、上汽等）均在新机组制造及现有机组改造时采用该专利技术产品。
应用实例一：1、2005年6月在云南宣威电厂对东汽产300MW N300-16.7/537/537-6型#8机进行轴封改造，安装高压轴封10圈、中压轴封8圈、高中压间汽封9圈、低压前后共10圈，该机组大修后一次启动并网成功。为检验使用效果，在2006年2月由山西电力科学院进行了#8机的热力性能试验。
实验结果如下：
轴封漏汽对热耗率的影响
大修前后轴封漏汽量
名 称 单位 设计值 大修前 大修后
高压后轴封漏汽流量 kg/h 4417 10540.1 6577.1
中压后轴封漏汽流量 kg/h 812 1648 1156.6
高压缸夹层漏汽流量 kg/h 1601 12560 5100
高中压缸过桥漏量 kg/h 6825 35498.1 15666
大修前后轴封系统对经济性的影响
名 称 影响热耗（kJ/kW.h） 大修效益
kJ/kW.h 大修效益
g/kW.h
大修前 大修后
高压后轴封漏汽量 27.163 8.935 18.228 0.691
中压后轴封漏汽量
高压缸夹层漏汽量 8.969 2.862 6.107 0.232
高中压缸过桥漏量 50.133 14.593 35.540 1.348
合计 86.265 26.390 59.875 2.271
大修后明显改善了轴封漏汽、过桥及夹层漏汽等不良漏汽，对经济影响为59.875kJ/kw.h,约节煤2.27g/kw.h。
应用实例二：2005年9月在河北邯郸热电厂对哈汽产200MW CC140/N200-12.75/535/535型#11机进行轴封改造，安装高压前端汽封11圈、高压后端汽封7圈、中压前端汽封8圈、中压后端汽封6圈、低压前后共10圈，该机组大修后一次启动并网成功。2005年11月和2006年5月，西安热工研究院有限公司依据美国机械工程师协会《汽轮机性能试验规程》（ASME PTC6-1996）对#11汽轮机进行了严格的热力性能试验，试验效果如下：
一、轴封一漏、二漏的汽封漏汽量达到设计值。该机组的轴封漏汽量设计值为：一漏6.87t/h，二漏2.86t/h。现场测量值一漏为5.1t/h，二漏为3.0t/h。而改造前一漏和二漏的漏汽量分别为8.6t/h和4.8t/h。汽封漏汽量大幅度减少，机组运行的经济性显着提高。
二、通过对高压内档汽封安装接触式汽封，使机组一段抽汽温度明显减低。改造后机组一段抽汽温度为363℃，改造前一段抽汽温度为388℃，该温度设计值为370℃。该温度的降低表明主蒸汽通过高压内档汽封漏入内外缸夹层的蒸汽量大幅度的低于设计值，机组运行的经济性得到提高。
三、通过对低压缸两侧轴端汽封改造为接触式汽封，使机组运行的真空严密性得到改善。改造前该机组的真空泄漏率为700-800Pa/min，改造后为105Pa/min，优于300Pa/min的合格值，达到优良水平。真空的提高使得机组运行的经济性得到大幅度提高。
四、通过改造，机组轴端外档漏汽量极少，油中带水问题得到解决，保证了机组的安全运行。
五、改造后，机组的轴向位移，高、中压缸胀差，高、中、低压缸膨胀均在合格范围内，机组运行稳定。
试验结果表明该机组的热力性能达到国际领先水平。
应用实例三：2009年2月在贵州黔西电厂#1机对哈汽73B型汽轮机N300-16.7/537/537-2型进行改造，汽封改造范围：高压后轴封---4道为接触式铁素体汽封，中压后轴封---4道为接触式铁素体汽封，平衡环汽封---10道为浮动齿式铁素体汽封，低压前后轴封—6道为接触式铁素体汽封。
名称 设计 改前 改后 改前、该后偏差 设计值与改后偏差
主蒸汽流量(t/h） 902.5 932.1 900 ↓-32.1 ↓-2.5
机侧主汽压力(MPa) 16.67 16.74 16.88 ↑0.14 ↑0.21
机侧主汽温度（℃) 537 541 539 ↓-2 ↑2
调节级压力(MPa) 11.831 11.9 11.47 ↓-0.43 ↑0.36
高排压力(MPa) 3.534 3.29 3.2 ↓-0.09 ↓-0.334
高排温度（℃) 311.1 319.8 310.1 ↓-9.7 ↓-1
机侧再热汽压力(MPa) 3.171 3.05 2.96 ↓-0.09 ↓-0.21
机侧再热温度（℃) 537 540 540 0 3
机侧给水温度（℃) 274.1 270.18 268.6 ↓-1.5 ↓-5.5
一段抽汽压力(MPa) 5.792 5.55 5.44 ↓-0.11 ↓-0.35
一段抽温度（℃) 381.4 398.7 388.3 ↓-9.6 ↑6.9
二段抽汽压力(MPa) 3.534 3.17 3.15 ↓-0.02 ↓-0.384
二段抽温度（℃) 316.8 327.3 317.7 ↓-9.6 ↑0.9
三段抽汽压力(MPa) 1.575 1.51 1.51 0 ↓-0.065
三段抽温度（℃) 435 465 462 ↓-3 ↑27
四段抽汽压力(MPa) 0.7442 0.75 0.74 ↓-0.01 0
四段抽温度（℃) 338.9 366 362 ↓-4 ↑23.3
五段抽汽压力(MPa) 0.2509 0.26 0.26 0 ↑0.01
五段抽温度（℃) 235.5 290.8 275 ↓-15.8 ↑39.5
六段抽汽压力(MPa) 0.03 0.05 0.05 0 ↑0.02
六段抽温度（℃) 136.9 222 196 ↓-26 ↑59.1
七段抽汽压力(MPa) -0.027 -0.0063 -0.0045 ↑0.0018 ↓-0.0225
七段抽温度（℃) 86.6 89.5 86.3 ↓-3.2 0
八段抽汽压力(MPa) -0.066 -0.0615 -0.05 ↑0.015 ↑0.016
八段抽温度（℃) 62.7 64.5 62.7 ↓-1.8 0
低压缸[排汽温度 37.5 38.3 38.3 0 0
推力瓦温度（℃) 48℃ 48℃ 0
备注：以上数据为瞬时数据。记录时以机组大修前、后机侧主汽压力、主汽温度\再热后温度\排汽温度均相同时记录。大修前参数记录时间为：08年4月30日；大修后参数记录为09年4月13日10：30分-10：50分数据。调速汽门控制方式为：顺阀。
通过运行数据可看出汽耗在THA工况下汽耗率由改造前3.107kg/kw.h减小至同工况下的3.00kg/kw.h，高压排汽温度由改造前311.1℃下降至310.1℃接近了设计值，各瓦运行数据良好，推力无改变，并满足自密封的运行要求。
3 使用“王常春”节能汽封安全及经济性情况
在电厂决定采用该项技术的可行性分析时，所关注的首先是安全性问题，启、停过程中是否会产生轴系振动，是用户最为关注的问题，其次是产生的经济效益。
“王常春”节能汽封，在改造中根据原机组设计理念和实际运行情况，合理设计使用汽封结构及安装方案。如压力区段：ⅰ.外侧轴封，主要采用接触式轴封：非金属接触齿可将径向间隙调整至原汽封齿无法达到的0-0.05mm间隙, 平均动静间隙减小0.30-0.40mm。ⅱ.在平衡环汽封（或过桥汽封）、高中隔板汽封由于汽流量及压差相对较大，采用间隙浮动齿式汽封：浮动齿即可保证让一小部分汽流通过，不改变原机组的性能设计，又可在保证安全的前提下有效的减小动静间隙，调整至原汽封齿无法达到的0.25-0.30mm间隙。
对此即能大大减小缸内各漏点的漏汽量,又能确保进入汽轮机的全部蒸汽量都沿着汽轮机的叶栅通道前进做功,又有效的防止了汽缸内蒸汽漏出缸外,引起轴承温度升高或使润滑油中含水,从而减少能源的损失，使机组的效率有显着提高。通过采用专利技术—间隙浮动齿汽封与非金属密封齿汽封的配合使用，达到解决汽封漏汽问题，从而达到节能增效的目的；
在真空区段,轴封采用接触式轴封，非金属接触齿采用金属齿无法达到的0-0.05mm的径向间隙，对此有效的防止了汽轮机外侧的空气向汽轮机内泄漏,保证汽轮机真空系统有良好的真空,从而保证汽轮机有尽可能低的背压参数,即保证了汽轮机的效率。
正是“王常春”节能汽封工作原理具有上述的工作特性，从而增加了用户使用该项技术的决心，即可保证安全运行，又能获得很大的经济效益。以300 MW为例，通过全部轴封及高中平衡环汽封（或过桥汽封）的改造平均降热耗约60kJ/kw.h。
4使用“王常春”节能汽封所关注的问题
4.1是否能保证自密封运行
根据汽封工作原理，所谓自密封即是轴封用汽主要靠高、中压轴封的漏汽供给。现在的300MW、600MW汽轮机汽封漏汽远远大于设计值，“王常春”节能汽封改造是将原汽封1/3---1/5的汽封齿改造为小间隙的汽封齿，来保证机组各段的漏汽量接近设计值，提高机组的运行质量。所以通过黔西电厂#1机的轴封及平衡环汽封改造、宣威电厂#8机的实际应用也可以证明，此汽封技术不改变自密封性能。
4.2是否改变各段抽汽的数值及轴向推力是否有变化
以通能公司为黔西电厂#1机哈汽产300MW汽轮机进行“王常春”节能汽封改造为例：该机型由34级组成，高压缸有1个单列调节级和12个压力级，中压缸有9个压力级，低压缸有2×6个压力级；回热加热器抽汽为7段，分别从第9、13、18、22、24、31、26/32级后抽出，供三台高压加热器、一台除氧器和三台低压加热器用汽，在凝结水泵和7号低压加热器之间设有轴封加热器。而此次改造只为轴封及平衡环汽封，没有涉及到隔板及叶顶汽封，即各段抽汽变化不受影响，#1机实验数据可以说明此问题。
大修前后抽汽压力变化表
名称 设计 改前 改后 改前、该后偏差
一段抽汽压力(MPa) 5.792 5.55 5.44 ↓-0.11
二段抽汽压力(MPa) 3.534 3.17 3.15 ↓-0.02
三段抽汽压力(MPa) 1.575 1.51 1.51 0
四段抽汽压力(MPa) 0.7442 0.75 0.74 ↓-0.01
五段抽汽压力(MPa) 0.2509 0.26 0.26 0
影响推力的因素主要有：1.负荷升高，则主蒸汽流量增大，各级蒸汽压力差增大，使机组轴向推力增大。 2.主蒸汽参数降低，各级反动度增大，使轴向推力增大。 3.隔板汽封磨损，漏汽量增大，使各级压力差增大。 4.机组通流部分因蒸汽品质不佳而结垢，相应级叶片和叶轮的前后压力差增大，使轴向推力增大等。通过大修前后高压排气温度及推力瓦温变化表可以看出改造前后推力瓦温度一直为48℃，可以说明轴向推力没有发生变化，同时改造后高压排汽温度明显改善，接近设计值。
名称 设计 改前 改后
高排温度（℃) 311.1 319.8 310.1
推力瓦温度（℃) 48℃ 48℃
大修前后高压排气温度及推力瓦温变化表
5 国内主力机组300MW、600MW汽轮机采用“王常春”节能汽封的可行性
5.1机组存在的问题
现国内主力机组300MW、600MW汽轮机，普遍存在汽封漏汽，机组缸效低等问题。运行实绩表明，高压缸效率普遍在76～80%，且大修后缸效率经几次启、停机后下降较快。高压缸排汽温度比设计值高。导致锅炉再热器减温水量增加，轴封溢流量大，与同容量及类型进口机组相比，机组运行煤耗率普遍较高。机组大修解体检查发现，高、中压内缸存在不同程度的变化，汽封径向间隙磨损严重，有的达1.5～2.5mm，弹性退让汽封普遍卡死，基本无退让作用，有些机组还发现汽封块背弧板式弹簧断裂等问题。
由于平衡盘直径大，前后压差大，汽封间隙稍增大一点，漏汽量增加较大，所带来的安全隐患及经济性问题亦愈大。
5.2采用“王常春”节能汽封的可行性
哈尔滨通能电气股份有限公司通过对国内主力机组300MW、600MW汽封结构、工作原理，设计、加工、安装技术条件的了解和机组运行情况及大修检查结果的调查。针对汽轮机结构特点及所存在的问题，应用“接触汽封”专利技术成果，开发出“王常春”系列节能汽封产品，采用专利结构：接触浮动密封齿与蜂窝汽封、铁素体汽封等新型材料、结构相结合，背部弹簧采用螺旋弹簧等新型结构，并根据不同部位采用不同汽封间隙，达到大幅度减少汽封漏汽量、提高机组真空度，实现机组运行经济性的显着提高。
6 结束语
目前国内300MW、600MW汽轮机作为主力机组在全国电厂中大量使用，提高机组出力、降低发电煤耗、提高机组热力性能，是全国各大发电公司对机组进行技术改造的主要目标， “王常春”节能汽封已经为全国主机制造厂配套及发电厂改造300MW、600MW汽轮机五十余台，取得了令用户十分满意的效果，哈尔滨通能电气股份有限公司将不断总结经验，严格设计、加工和安装的质量控制，为汽轮机的节能、增效提供可靠的保证，为我国电力事业的发展做出积极贡献。
Ⅳ 汽轮机的部分进汽度如何计算
汽轮机原理练习题 ，这些你看得懂就会了
1.1 已知喷管进口蒸汽压力P0=8.4MPa，温度t0=490℃，初速C0=50m/s；喷管后压力P1=5.8MPa。试求：
①喷管前滞止焓、滞止压力；
②若速度系数为0.97，喷管出口理想速度与实际速度； ③当P1降为临界压力时的临界速度。
1.2 已知喷管前蒸汽参数为P0=8.824MPa，温度t0=500℃；喷管后压力P1=3.431MPa，蒸汽流量30kg/s，流量系数μn=0.96，问应采用何种喷管？并求喷管出口面积（若采用缩放喷管还应计算喷管喉部面积）。
1.3 一个具有斜切部分的渐缩喷管前的蒸汽压力P0=1.078MPa，温度t0=280℃，初速C0=90m/s，求此喷管的临界压力和临界速度。当喷管出口P1=0.49MPa时，求喷管出口速度和汽流偏转角，喷管出口角α1=15º。若此喷管的临界流量Gc=13.89kg/s，求P1=0.392MPa，及P1=0.70MPa时该喷管的流量。
1.4 某汽轮机级前参数P0=10MPa，x0=0.93。级后压力P2=4MPa，进入该级的初速动能δhc0=8kJ/kg，问最小反动度应为多少方能保证喷管斜切部分中汽流不发生膨胀？设汽流在喷管中为理想流动。
1.5 汽轮机某级的入口参数为P0=3.4MPa，温度t0=435℃，该级反动度Ωm=0.38，级后P2=2.2MPa，该级采用渐缩喷管，其出口面积An=52cm2。试计算：
①通过喷管的实际流量；
②若级后压力降为1.12 MPa，反动度降为0.3，通过喷管的流量又为多少？
1.6 某级级前参数P0=2.0MPa，温度t0=350℃，级后P2=1.5MPa，反动度Ωm=0.15，速比x1=0.53，出汽角α0=14º，β2
=β1-6º，φ=0.97，
入口动能为0，试求：
①解出并画出该级的速度三角形； ②轮周有效焓降和轮周效率。 1.7 试进行冲动级的热力计算。
已知汽轮机转速n=3000rpm，流过该级的蒸汽量G=60T/h，级平均直径dm=1.44m，级理想焓降Δht=125.6kJ/kg，入口初速C0=91.5m/s，级前汽压P0=0.0981MPa，干度x0=0.99，反动度Ωm=0.2，出汽角α1=19º。试求：
①进行喷管热力计算，确定喷管通流面积和高度； ②进行动叶热力计算，确定动叶通流面积和高度； ③画出该级的速度三角形； ④内功率，内效率； ⑤画出级的热力过程线。
2.1 试求蒸汽初参数P0=8.83MPa，温度t0=500℃及背压Pc=1.08MPa时的背压式汽轮机的重热系数α。该机共有九级，调节级汽室压力P2=4.9MPa，调节级内效率η=0.67，八个压力级具有相同的
比焓降和内效率，汽轮机相对内效率η=0.83。蒸汽在进汽机构和排汽机构的损失可以忽略不计。
2.2 试问在某高压汽轮机前端轴封的第一段中需要有多少片轴封片，才能使漏汽量不超过汽轮机设计流量的1.5%？已知该设计流量为179.2T/h，轴封直径为55cm，轴封径向间隙为0.05cm，流量系数为1，调节级汽室汽压P0=4.1MPa，密度ρ0=13.49kg/m3，第一段轴封后压力Pz=0.7MPa。
2.3 试求某级的轴向推力。已知该级为全周进汽整锻转子的叶轮，动叶平均直径db=1.1m，主轴直径为0.4m，动叶高度lb=0.30m，动叶前压力P1=1.5MPa，动叶后压力P2=1.4MPa，叶轮前压力Pd= P1，隔板汽封为高低齿汽封，其有七个齿，级前压力P0=2MPa，轴封槽深5mm。
3.1 设计工况下，渐缩喷管过热蒸汽压力P0=5.39MPa，喷管后压力P1=3.63MPa，问当P0不变，流量减少一半时， P1应变为多少？
3.2 某高压凝汽式汽轮机，调节级级前参数P0=8.43MPa，t0=480℃，调节级汽室压力P2=3.92MPa，蒸汽流量G=200T/h，调节级内效率η=0.63。工况变动后，流量减为G1=150T/h，级效率假定不变，求调节级汽室压力变为多少（计算时应考虑调节级汽室温度的变化）？
3.3 因故拆除凝汽式汽轮机第七级隔板与动叶，当流量比设计值增大20%时，求调节级汽室压力。已知设计工况下，调节级汽室、第七级前后压力分别为6.01、2.62和2.19 MPa，忽略温度的变化。
3.4 因结垢某汽轮机第2~5级与6~9级通流面积各减少5%和3%，在设计工况下，调节级后与第6、10级前后压力分别为6.01、3.12、1.5 MPa，若流量比设计值增大20%，求第2-5级与6-9级的焓降变化了多少？
3.5 试确定某超高压凝汽式汽轮机（P0=16.67MPa，t0=550℃）在蒸汽流量G=225T/h时各调速汽门之间的流量分配，以及调速汽门后的压力。若假定通过全开汽门的汽流相对内效率为0.7，通过部分开启汽门的汽流相对内效率为0.65，再求调节级的出口状态点。
已知设计流量G=300T/h时，有四只汽门完全开启，第一只汽门供给8只喷嘴，第二只汽门供给6只喷嘴，第3、4只汽门各供给4只喷嘴，调节级后设计压力为10 MPa，全开阀门后压力为15.88 MPa，反动度为0，各喷管面积相等，各阀门重叠度为0.
3.6 某凝汽式汽轮机新汽参数P0=8.826MPa，t0=535℃，各调速汽门均全开时流量G=50kg/s，当新汽参数变为P01=8.2MPa，t01=540℃时，求全机流量和功率各变了多少？设排汽压力Pc=5KPa，电效率ηd=0.82且均保持不变，阀门开度不变。
4.1 某凝汽式汽轮机的凝汽器在设计工况下蒸汽流量
Gc=20.7T/h，排汽压力Pc=0.0147MPa，排汽焓hc=2448kJ/kg。冷却
Ⅵ 汽轮机推力间隙是如何调整
附图：（网络知道不能上传图片，需要的话请联系我），给你个汽轮机推力瓦全部检修及调整程序，比单独讲调整间隙更直接和深刻，可惜不能上传间隙标识图
1.1.1推力轴承检修
1.1.1.1推力轴承解体：
a推力轴承盖上油杯介体，拆除温度计，拆开平头紧固螺钉，旋出罩盖，取出透明罩，外罩，最后旋出油杯。
b拨出推力轴承盖上靠高压侧的立销，和中分面定位销两只。
c松水平结合面螺帽，吊出轴承盖。
d拆除推力瓦内盖水平结合面螺栓，用支头螺钉均匀顶起轴承内盖30-40mm左右，然后吊去轴承盖。
e拆松球枕水平接合面螺栓，拨出锥销，用特殊吊环吊去球枕，并拆除推力瓦块温度计引出线。
f将挡油圈上拉弹簧松下，取出两半挡油圈（改形后，是浮环式油挡，只需拆除平面螺钉即可取出挡油圈）。
g拆去推力瓦安装环平面螺栓，取出上半只正反方向的推力瓦安装环，再挖出下半只正反向的推力瓦安装环。
1.1.1.2测量推力瓦间隙：
a推力轴承组合状态，盖上推力轴承的外盖，打入锥销，拧紧水平中分面螺栓。
b在推力轴承外壳上装一百分表，测量杆支在推力球枕上且与轴平行，以测量瓦枕的轴向移动量。
c另一只百分表测量杆支持在转子的某一平面上，并与轴线平行。用千斤顶两只，将转子来回向前后级限位置，读出百分表的最大与最小的指示值。转子百分表的差值便是总窜动量，以窜动量减去瓦枕移动量、即为推力瓦间隙，都可通过调整瓦枕外轴向调整环垫片解决。
1.1.1.3检查推力瓦块：
a检查瓦块乌金工作面并测量瓦块厚度与原始值比较，如异常应查明原因，作必要处理。
b检查瓦块背部摇摆线和销钉，推力瓦组合后，检查每块瓦块的摇摆度。
c检查测温元件和导线。
d检查推力瓦块楔形进油间隙：
用钢皮尺搁在瓦块乌金面上，用塞尺测量楔形外口油隙，根据轴承乌金上接触痕迹，观察油隙形状是否符合图纸要求。
e瓦块组合后在平板上检查接触状况。
1.1.1.4检查档油圈乌金及间隙。
1.1.1.5检查回油档油环间隙并调整（按轴瓦内油档调整方法进行）
1.1.1.6检查推力轴承外壳及附件。
1.1.1.7按解体程序逆序组装，组装结束后，复测推力瓦间隙并检验组装是否正确。
1.1.2检查发电机后轴承及励磁机轴承座绝缘，为防止在运行中产生轴电流而造成轴瓦乌金的电腐蚀，在发电机后轴承，励磁机轴承座底部和油管法兰间加装绝缘层（包括螺栓绝缘套管，垫圈）：
1.1.2.1绝缘电阻在汽轮发电机中心调整结束后，进行测量。
1.1.2.2将发电机转子用行车起10mm左右。
1.1.2.3用厚0.5mm左右的绝缘布或青壳纸垫在轴颈与轴瓦间，使轴与轴瓦完全隔开。
1.1.2.4用500伏摇表测量轴承座对地电阻。
1.1.2.5如发现电阻小于规定值，应逐步分解找原因，一般可先拆除油管，然后逐只松座架螺栓，直至吊起轴承座重新检查垫片为止。
1.1.3紧基础底脚螺栓（不常修项目，各道轴承座底脚螺栓每次大修要检查，每隔一次大修或机组有振动时应将底脚螺栓紧一遍）。
1.2质量标准
1.2.1轴承合金表面光滑，无脱胎，碎落，裂纹腐蚀，过热和异常磨损。
1.2.2轴瓦间隙（mm）
第一瓦（￠300） 两侧油隙：0.20-0.30
顶部油隙：0.30-0.55
顶轴油隙：0.02-0.04
顶轴油面积:35×45
第二瓦（￠325） 两侧油隙：0.25-0.35
顶部油隙：0.45-0.60
顶轴油隙：0.02-0.04
顶轴油面积:40×55
第三瓦（￠325） 两侧油隙：0.25-0.35
顶部油隙：0.45-0.60
顶轴油隙：0.02-0.04
顶轴油面积:40×60
第四瓦（￠300） 两侧油隙：0.20-0.30
顶部油隙：0.30-0.55
顶轴油隙：0.02-0.04
顶轴油面积:45×65
第五瓦（￠160） 两侧油隙：0.10-0.15
顶部油隙：0.15-0.25
顶轴油隙：0.02-0.04
顶轴油面积:45×65
1.2.3轴颈与下瓦接触均匀,接触角60度左右,轴瓦两端5-10mm范围内保持与轴颈间0.02mm
楔形间隙,以免引起轴向振动。
1.2.4档油板间隙mm
A:0.30-0.5
B:0.08-0.14
C:0.1-0.32
D:0.1-0.30 见图“档油板间隙”
1.2.5档镶入的齿片不松动，水平结合面无贯穿槽纹或张口（0.05塞尺塞不进）。
1.2.6承紧力或间隙：
1.2.6.1瓦枕与球面壳体间紧力 0-0.02mm
1.2.6.2球面壳体与球枕紧力 0-0.02mm
1.2.6.3球枕与轴承盖间紧力 0.10-0.15mm
(以上紧力值均为运行状态下的应有数值，具体安装值应根据各道轴承内外温差作适当修正；即外壳温度高的轴承宜适当增加紧力。)
1.2.7瓦枕的每块垫铁接触痕迹应占总面积70％以上，均匀分布，瓦上每块瓦枕铁里垫片不超过四张，且薄厚均匀平整，无毛刺。
1.2.8吊去转子后，球枕左右有两块垫铁塞尺塞进，底部可塞0.05-0.07mm。
1.2.9瓦枕：球面壳体，瓦枕结合面接触良好，0.03mm塞尺塞不进，红丹粉检查接触面积不少于75％且接触均匀。
1.2.10轴承座进排油口畅通清洁，油室内清洁无杂物。
1.2.11座盖之结合面平整光滑、无贯穿斑痕。
1.2.12顶轴油管清洁畅通不渗漏。
1.2.13推力瓦块乌金表面完整，无裂纹剥落，脱胎，磨损、电腐蚀痕迹和过载发白、过热熔化、或其它机械损伤各瓦块工作印痕大致均匀类同。
1.2.14推力瓦乌金厚度一般为1.50±0.10mm、瓦块厚度与原始记录比较无明显磨损，瓦块楔形油隙区符合图纸要求入口间隙0.50mm。
1.2.15瓦胎内外弧及销钉孔无磨亮痕迹、摇摆支承线无明显磨损、瓦块组装后能沿摇摆线自由摇摆。
1.2.16推力瓦轴封间隙（mm）
a:0.04-0.12
b:0.04-0.12
δ1（工作面） 0.10
δ2（非工作面） 0.50
1.1.1推力瓦两侧浮环密封档油圈组装正确,拉弹簧无严重变形。上、下半只螺纹槽互相吻合。乌金无脱胎、裂纹、剥落。组装后用0.03mm塞尺检查中分面无间隙。
1.1.2推力瓦轴向间隙0.04-0.06mm；瓦枕窜动〈0.05mm。
1.1.3推力瓦块在全组合状态下检查与推力盘接触的印痕面积不少于75％（各瓦块大致相等并接触均匀）。
1.1.4推力轴承外壳结合面定位销与孔拂配不松动、弯曲：外壳上下两半不错位。
1.1.5推力瓦回油调节阀开度符合正常回油量要求（运行中瓦温正常）。
1.1.6组装后推力瓦内无垃圾杂物。
1.1.7推力轴承挡油圈拉紧弹簧装复后应拉长58-65mm，以保证挡油圈上、下中分面密合。
1.1.8轴承座底部的绝缘板清洁无油垢（最好采用两层绝缘垫板并与钢垫片交错堆选呈塔状、绝缘垫片用汽油或丙酮洗净烘干）。组合后绝缘值大于1兆欧。
1.2注意事项
1.2.1吊出轴承盖或球枕，球面壳体时注意检查平面或顶部有无垫片。如有垫片应测量厚度，作好记录，并妥善保管。
1.2.2第一道轴承吊出前，应先吊去调速部分盖。
1.2.3吊低压后轴承盖时，应先拆除低压轴承外油档上半只的垂直面螺栓、待吊出轴承盖后再取出油档。
1.2.4园筒形和椭圆形轴瓦，压油隙前应先调整好瓦衬的紧力。
1.2.5压青铅丝测油隙时，青铅丝放置的位置应避开上瓦顶部回油槽。
1.2.6轴瓦油隙不正确，不应盲目处理、应对照历次记录、查明原因后再作处理。
1.2.7目前制造厂不供应桥规，各厂应自制桥规并将机组编号及轴承编号打在桥规上。测量时按标记位置放置平稳，使用塞尺不超过三片，将塞尺紧压在轴颈上、轻轻地在间隙中移动，以塞尺正好碰上桥规凸缘而又能通过间隙时为准。
1.2.8外油档与轴承座用螺栓紧固时，螺孔不可与油室贯通，以免油从螺纹中漏出，用修刮平面的方法调整油档上下间隙时，不可修刮过多以免固着螺孔锉得过大、从螺孔中漏油。
1.2.9捻打油档铜齿时，注意勿使铜齿断裂。
1.2.10注意检查保持内油档疏油孔（口）畅通。
1.2.11用青铅丝测油隙紧力时放置在顶部的青铅丝不能太粗，以免轴承盖螺栓紧力过大使轴承盖变形、引起测量误差、青铅丝放置的部位不能有凹坑麻点等、测量铅丝厚度时应取最小值。
1.2.12球面壳体紧力不足时，可在球枕平面抽垫片或拂平面、但不可将垫片加在球面上。
1.2.13轴瓦平面垫片应和轴瓦平面外形一致，不可碰到轴颈，不可挡住环形油室。
1.2.14研刮轴瓦垫块前、应先查明垫块前后位置记号和洼窝情况和中心情况，以免重复反工。
1.2.15研刮操作时在洼窝内移动量宜小，一般动15-20mm即可。用大锤在轴瓦平面敲击移动时要衬垫铝板，防止将轴瓦平面敲毛。开始时应尽量先使左右两侧先接触，避免底部顶硬，使轴瓦左右摇晃造成假象。修拂结束转子吊入后应复查桥规值。
1.2.16球面不宜过度修拂两侧，以防两侧刮松后造成报废。
1.2.17拂轴承平面时，注意平面倾斜度、防止拂偏。
1.2.18轴承扣盖时，结合面涂料不宜涂得太多，以免剂入轴承室内，靠内侧留一条边不要涂。
1.2.19禁止用砂头清洗轴承和轴承箱。
1.2.20进油孔的节流孔板不可装反，或漏装，孔口斜面应在进油侧。
1.2.21装上半轴承时，注意检查调整油隙或紧力的垫片不可漏装。
1.2.22轴瓦上及联轴器护罩上的螺栓都要有防松装置并装置牢固。
1.2.23低压缸后轴承上油档垫片比较难装，轴承座上油杯垫片比较窄，装的时候均要注意放准，防止漏油。
1.2.24装油杯银温度计表袋时要检查表袋顶端不可和油杯顶煞。
1.2.25推力瓦块的编号与位置不可任意交换、拆下的另部件都应做好记号，特别注意正反方向不可调错。
1.2.26四只推力瓦回油调节螺栓（节流阀）的长度（或开启圈数）应先量好，做好记号，按原位置装复。
1.2.27测量推力轴承间隙时，百分表架必须固定在静止件上、不可放在轴瓦平面等可动部位。千手斤顶不可顶在叶片，叶轮外缘或联轴器波形节等处，以防变形。千斤顶顶到百分表指示针不动时，应立即停止，不可硬顶。记录表计读数，应将千斤顶松去后读出。
1.2.28推力瓦块的热电偶线装复时不可碰坏，不可拎在电线上将瓦翻入。在装复球面座时，注意推力瓦块热电偶引出线的密封，不可有油漏出。
1.2.29装复推力轴承时，检查上、下球面座之间不可有错口。
1.2.30设备解体后应将绝缘垫片，垫圈，套筒立即揩清烘干。
1.2.31测量未道轴承座绝缘时应将进出油管装复后一起测，如果仅测轴承座，则油管装复后应复测，电转子冷却水管装复时应复测转子对地绝缘。
1.2.32大修结束油漆时，注意不可把油漆涂到绝缘垫片上以免破坏绝缘。