汽轮机各个设备检修工艺规程1.doc

Q/DTLB―104.1―2009
目录
目录 I
前 言 VIII
1 范围 1
2 汽轮机本体 1
2.1.1 设备的技术规范和技术参数 1
2.1.2 本体结构 2
2.1.3 检修流程 4
2.1.4 检修工艺及质量标准 6
3 调节系统、油系统 100
3.1 主机高压电调系统 100
3.1.1 系统简介 100
3.1.2 供油设备检修 101
3.1.3 油动机检修 105
3.1.4 前箱部分设备检修 106
3.1.5 其它方面设备检修 108
3.1.6 高压调节汽阀 110
3.1.7 高压自动主汽门 110
3.1.8 中压调节阀 111
3.1.9 中压主汽阀 112
3.2 油 系 统 112
3.2.1 油 箱 112
3.2.2 油 泵 113
3.2.3 排烟风机 116
3.2.4 冷 油 器 117
3.2.5 溢 流 阀 118
3.2.6 射 油 器 118
3.2.7 油 净 化 器 119
3.2.8 自动反洗装置 119
3.2.9 油管道及其附件 120
3.5 氢密封系统 133
3.5.1 密封油泵（1、3～8号机） 133
3.5.2 密封油泵、真空泵（2号机） 134
3.5.3 冷油器 135
3.5.4 油压平衡阀 136
3.5.5 压差调节阀 136
4 辅机 137
4.1 凝汽器 137
4.1.1 简介 137
4.1.2 主要特性参数 137
4.1.3 用途及结构 138
4.1.4 检修技术要求 139
4.1.5 检修工序 139
4.2 除氧器 139
4.2.1 简介 139
4.2.2 主要特性参数 140
4.2.3 用途及结构 140
4.2.4 检修技术要求 141
4.2.5 检修工序 141
4.3 高压加热器（蒸汽冷却器与高加合并） 141
4.3.1 简介 141
4.3.2 主要特性参数 141
4.3.3 用途及结构 143
4.3.4 检修技术要求 143
4.3.5 检修工序 143
4.4 低压加热器 144
4.4.1 简介 144
4.4.2 主要特性参数 144
4.4.3 用途及结构 145
4.4.4 检修技术要求 145
4.4.5 检修工艺 146
4.5 真空泵 146
4.5.1 简介 146
4.5.2 主要特性参数 146
4.5.3 用途及结构 146
4.5.4 检修技术要求 146
4.5.5 检修工序 146
4.6 轴封加热器 147
4.6.1 简介 147
4.6.2 主要特性参数 147
4.6.3 用途及结构 147
4.6.4 检修技术要求 147
4.6.5 检修工序 147
4.8 疏水扩容器 149
4.8.1 简介 149
4.8.2 作用与结构 150
4.8.3 检修技术要求 150
4.8.4 检修工序 150
4.9 水冷器 150
4.9.1 简介 150
4.9.2 主要特性参数 150
4.9.3 检修技术要求 151
4.9.4 简介 151
4.9.5 主要特性参数 151
4.9.6 用途与结构 151
4.9.7 检修技术要求 151
4.9.8 检修工序 151
4.10 减温减压器 152
4.10.1 作用 152
4.10.2 主要特性参数 152
4.10.3 结构与工作原理 152
4.12 高压旁路系统 153
4.12.1 旁路系统任务 153
4.12.2 液压旁路系统简介 153
4.12.4 旁路液压系统 155
4.12.5 高旁控制阀执行器 157
4.12.7 蒸汽转换阀 160
4.12.8 高压蒸汽转换阀检修 161
4.13 循环泵出口电动蝶阀 161
4.13.1 简介 161
4.13.2 主要特性参数 161
4.13.3 用途与结构 162
4.13.4 修技术要求 162
4.13.5 检修工序 162
4.14 升降式抽汽逆止门（其它升降式逆止门参照） 163
4.14.1 结构简介 163
4.14.2 拆装工艺 163
4.14.3 质量标准 164
4.15 扑板式抽汽止回阀 （其它扑板式参照） 164
4.15.1 结构简介 164
4.15.2 拆装工艺 165
4.15.3 质量标准 165
4.16 截止阀 165
4.16.1 结构简介 165
4.16.2 拆 装 工 艺 166
4.16.3 质量标准 166
4.17 闸阀（以自密封式为例，其它闸阀参照） 166
4.17.1 结构简介 166
4.17.2 拆装工艺 167
4.17.3 质量标准 168
4.17.4 1号机左侧电动主闸门 168
4.18 弹簧式安全阀 169
4.18.1 结构简介 169
4.18.2 拆装工艺 169
4.19 电动执行机构 170
4.19.1 结构简介 170
4.19.2 拆装工艺 170
4.19.3 质量标准 170
4.20 管道及附件 170
4.20.1 支吊架的检修工艺及质量标准 170
4.20.2 管道及附件在使用前的检查 171
4.20.3 管道安装工艺及质量标准 171
4.21 阀门检修质量标准 173
5 水泵 174
5.1 给水泵前置泵 174
5.1.1 前置泵及配套电机的技术规范 174
5.1.2 结构简介 174
5.1.3 检修技术标准 175
5.1.4 拆装工序 175
5.4 给水泵技术规范 185
5.4.1 给水泵技术规范 185
5.4.2 构造简介（结构如图97） 185
5.4.3 检修技术标准 186
5.4.4 拆装工序 187
5.6 液力偶合器技术规范 194
5.6.1 液力偶合器技术规范 194
5.6.2 结构简介 194
5.6.3 检修技术标准 195
5.6.4 拆装工序 196
5.6.5 电动给水泵组冷油器 197
5.7 循环水泵 198
5.7.1 循环水泵技术规范 198
5.7.2 结构简介 198
5.7.3 检修技术标准 200
5.7.4 拆装工艺 200
5.7.5 泵启动时注意事项 201
5.8 循环水泵驱动电机 201
5.8.1 循环水泵驱动电机技术规范 201
5.8.2 结构简介 201
5.8.3 检修技术标准 202
5.8.4 拆装工序 202
5.8.5 运行与维护 203
5.11 凝结水泵 208
5.11.1 技术规范 208
5.11.2 结构简介 208
5.11.3 检修技术标准 209
5.11.4 拆装工序 209
5.11.5 运行与维护 210
5.15 Sh型水泵（工业泵、射水泵、氢冷升压泵） 215
5.15.1 技术规范 215
5.15.2 结构简介 216
5.15.3 检修技术标准 217
5.15.4 拆装工序 217
5.15.5 运行与维护 218
5.15.6 补充说明 218
5.16 定冷水泵 218
5.16.1 技术规范 218
5.16.2 结构简介 218
5.16.3 检修技术标准 218
5.16.4 拆装工序 219
5.16.5 运行与维护 219
5.17 低加疏水泵 219
5.17.1 技术规范 219
5.17.2 结构简介 220
5.17.3 检修技术标准 220
5.17.4 拆装工序 220
5.18 轴抽风机（1—8号机组） 220
5.18.1 技术规范 220
5.18.2 结构简介 221
5.18.3 检修技术标准 221
5.18.4 拆装工序 221
5.18.5 运行与维护 222
5.24 排污泵 229
5.24.1 技术规范 229
5.24.2 结构简介 230
5.24.3 检修技术标准 230
5.24.4 拆装工序 230
5.24.5 泵的运行与维护 230
5.25 F型耐腐蚀泵（定冷水泵、补水泵） 231
5.25.1 技术规范 231
5.25.2 结构简介 231
5.25.3 检修技术标准 232
5.25.4 拆装工序 233

前 言
本规程依据中国电力企业联合会标准化中心编写的《电力技术标准汇编》(火电部分)、《电力建设施工及验收技术规范(汽机篇、管道篇)》以及厂家所供使用说明书、图纸等，并结合《发供电设备检修管理手册》、《电业安全工作规程》(热力和机械部分)、国电公司颁发的《防止电力生产重大事故的二十十五项重点要求》进行编写。同时严格贯彻国家及行业有关技术监督的方针、政策、法规、制度，严格执行行业的相关技术标准和生产设备的技术规范，并密切结合实际生产的工艺流程以及编写人多年生产实践的经验。
本规程主要针对鲁北发电有限责任公司1～2号机组汽机专业所辖设备。
检修程序、设备技术规范及工艺标准，尽量反映了新技术、新设备、新工艺、新材料、新经验和新方法。
本规程只适用于鲁北发电有限责任公司330MW机组汽机专业所辖设备的维护及检修。检修技术人员和检修负责人必须熟悉制造厂图纸及相关技术文件，并应熟悉设备的机理和构造；一般检修人员应掌握本规程的规定、正确的安装程序、方法、工艺及相关精密测量技术。
本规程自颁发之日起执行。
本规则解释权属总工程师。

主 编：
编辑委员：主机本体检修规程：
主机油系统、润滑系统、发电机密封油系统检修规程修订：
辅机设备检修规程修订：
水泵设备检修规程修订：

专业审核：

部门审核：

审 定：

批 准：

汽轮机设备检修工艺规程

1 范围
本规程只适用于鲁北发电有限责任公司1～2号机组汽机专业的汽轮机本体；主机调速系统、润滑油系统、循环泵、凝结泵、电前泵、电泵及机侧的其它辅助水泵；循环冷却水系统、凝结水系统、给水系统、主蒸汽系统、再热汽系统等汽机专业所辖设备的维护及检修。
2 汽轮机本体
2.1 1号汽轮机本体
2.1.1 设备的技术规范和技术参数
2.1.1.1 型号：N330－17.75/540/540
型式：单轴、三缸、双排汽、亚临界、一次中间再热、凝汽式
2.1.1.2 额定功率：330MW
2.1.1.3 转子转向：自汽轮机向发电机看为逆时针方向。
2.1.1.4 制造厂家：北京汽轮电机有限责任公司
2.1.1.5 设计参数(TRL工况)：
出力 KW 330076
汽轮发电机热耗值KJ/KWh 8016.7
主蒸汽压力 17.75MPa
主蒸汽温度 540℃
主蒸汽流量 938.9t/h
高压缸排汽压力 4.21MPa
高压缸排汽温度 333.5℃
再热蒸汽压力 3.789MPa
再热蒸汽温度 540℃
再热蒸汽流量 849.3t/h
低压缸排汽流量 626.6t/h
低压缸排汽压力 5.3kPa
循环水冷却水温 20℃
给水温度 253.9℃
热耗率 7746.5kJ/kW·h
汽耗率 2.845kg/kW·h
回热抽汽级数 7级
并网前速度变动率 10%
并网后速度变动率 6.5%
甩负荷后速度变动率 4%
保安系统动作转速 3300rpm
2.1.1.6 轴系临界转速
轴段名称
一阶临界转速（r/min）
二阶临界转速（r/min）
设计值（轴系）
设计值（单轴）
设计值（轴系）
设计值（单轴）
高压转子
2365
2221
＞4400
＞4400
中压转子
2258
2145
＞4400
＞4400
低压转子
1775
1750
＞4400
＞4400
发电机转子
1395
1341
4005
3994
励磁机转子
无
机组负荷与加热器运行状态的关系
2.1.1.6.1 高加停运时，机组负荷≤330MW
2.1.1.6.2 #3、4低加同时停运时，机组负荷≤300MW
2.1.1.6.3 #1、2低加同时停运时，机组负荷≤310MW
2.1.1.6.4 任何一台低加停运时，机组负荷≤330MW
2.1.1.7
抽汽级数
流 量
kg/h
压 力
MPa.a
温 度
℃
允许的最大抽汽量kg/h
第一级（至7号高加）
78.88×103
4.1046
327.1
90.06×103
第二级（至6号高加）
44.30×103
2.0666
451.8
50.61×103
第三级（至除氧器）
39.71×103
1.0162
351.9
84.94×103
第三级（至厂用汽）
40.00×103

第四级（至4号低加）
53.12×103
0.4708
257.4
89.84×103
第五级（至3号低加）
22.96×103
0.1308
130.3
25.65×103
第六级（至2号低加）
22.95×103
0.0668
88.7
32.43×103
第七级（至1号低加）
29.17×103
0.0240
64.1
34.38×103
汽机在初参数正常，冷却水温度高至33℃时，仍能保持额定功率，并允许长期运行。
2.1.2 本体结构
高、中压汽缸分缸，通流部分反向布置，且为双层缸。低压汽缸为双排汽，对称结构。 低压外缸两端各设有喷水减温装置，其顶部装有两只安全膜。
高、中、低压转子均为整段转子，全部采用刚性联轴器联接。
高压转子有一个单列调节级和10个压力级；中压转子有12个压力级；低压转子有2×5个压力级。
高压缸进汽分别从汽缸两侧进入。甲高压主汽门控制#1、#3高压调速汽门；乙高压主汽门控制#2、#4高压调速汽门。各汽门由各自独立的单侧油动机控制。中压缸进汽由两组联合汽门控制，每组联合汽门包括一只中压主汽门和一只中压调速汽门，分别装在中压汽缸两侧，各汽门同样由各自独立的单侧油动机控制。
汽缸死点和膨胀
高、中压缸轴向膨胀死点设在中压缸后轴承箱上，当缸体受热时，中压缸由死点向机头方向膨胀，同时通过左右两侧联接高、中压缸的推拉杆推动高压缸向前滑动；低压外缸的绝对膨胀以汽机侧排汽口横销为死点向发电机侧膨胀，低压内缸以凝汽器中心线为死点向前、后膨胀。
转子死点和膨胀
推力轴承设在#2轴承箱内，由两根推拉杆将推力轴承与高压外缸刚性联接，可随同高压缸一起膨胀移动。整根汽轮发电机转子以推力盘为死点，分别向前、后膨胀。
热力系统
锅炉来的新蒸汽经双—单—双的主蒸汽管道，通过左右高压汽门，由四根导汽管送入高压缸作功，作功后的蒸汽由二根排汽管合成一根去再热器。再热后的蒸汽同样以双—单—双管道方式进入左右中压联合汽门，经二根导汽管依次通过中压缸、低压缸作功，然后引入凝汽器。凝结水由凝结水泵升压，经精处理装置、轴封冷却器和四台低压加热器进入除氧器，除氧后的水由给水泵进一步增压，并经两台高压加热器和一台外置式蒸汽冷却器送至锅炉。
旁路系统
旁路系统为北京金蜂星科技发展有限公司的产品，选用二级串联装置。高旁容量为70%，低旁容量为2╳65%，控制装置为上海新华控制工程有限公司的XDPS，能实现综合性调节控制、顺序控制和数据采集功能；执行机构采用电液执行系统，能适应大提升力和快速动作要求。
其设计参数如下：
参数 单位 高旁 低旁
进口蒸汽压力 MPa 17.75 1.5
进口蒸汽温度 ℃ 540 540
蒸汽流量 t/h 693 445
出口蒸汽压力 MPa 4.4 0.62
出口蒸汽温度 ℃ 337 160
减温水压力 MPa 20.72 2.8－3.17
减温水温度 ℃ 185.11 34.4-49.6
减温水流量 t/h 104.1 159.2

2.1.3 检修流程
2.1.3.1 拆
2.1.3.1.1 拆高中压缸化妆板，电加热器就位并接线，当高压内缸上半内壁温度降至150℃以下时，可停盘车；待高压内缸上半内壁温度≤100℃，拆汽缸及高压导汽管保温。
2.1.3.1.2 高压内缸上半内壁温度≤80℃，拆高、中、低压缸稳钉，热松高、中压缸汽缸螺栓，拆高压导汽管螺栓，拆低压缸螺栓，中低压连通管法兰螺栓，拆除影响吊汽缸的仪表、仪器、管道等，并吊走，并做好记录；
2.1.3.1.3 拆中压缸前汽封立面螺栓，低压缸端部轴封与汽缸连接的立面螺栓；
2.1.3.1.4 装导向柱，用顶丝分别将高、中、低压上缸顶起10～15mm，缓慢起吊上缸，并放置指定地点，检查高、中、低压缸汽缸漏汽痕迹，将汽缸结合面铺设胶皮以做保护，并做好记录；
2.1.3.1.5 测量汽缸与上隔板套膨胀间隙，并做好记录。
2.1.3.1.6 热松高压缸汽缸螺栓，分别拆高、低压内缸稳钉，高、低压内缸螺栓，装导向柱，使用顶丝将内上缸顶起10～15mm ，缓慢起吊，并放置指定地点，检查高、中、低压缸汽缸漏汽痕迹，测量汽缸与隔板的膨胀间隙，并做好记录；
2.1.3.1.7 将所有敞口部分加装盖板、堵板，并贴封条；
2.1.3.1.8 分别拆除高、中压缸上隔板套、测量隔板套与隔板的膨胀间隙，并做好记录；
2.1.3.1.9 拆隔板、汽封套连接螺栓，并缓慢吊出，隔板、汽封贴胶布压汽封上部间隙，并做好记录
2.1.3.1.10 拆1号、2号、3号、4号、5号箱、盘车箱螺栓，并吊出，解体1号、2号、3号、4号 、5号轴瓦，并实测各轴瓦紧力、球面间隙、顶部间隙、瓦口间隙、油挡间隙、联轴器组合晃动、转子扬度及桥规值，作好记录；
2.1.3.1.11 拆高—中、中—低、低—电联轴器罩壳及各联轴器连接螺栓，分别校对高—中 、中—低 、低—电转子中心，并做好记录；
2.1.3.1.12 测量高、中、低压缸通流部分轴向及径向间隙，测量转子推力间隙，做好记录；
2.1.3.1.13 测量高、中、低各转子的各部瓢偏值及晃度值。测量各转子大轴弯曲值；做好记录。
2.1.3.1.14 吊走高、中、低压转子；
2.1.3.1.15 下隔板、汽封贴胶布，吊转子入缸，盘车，吊出转子，记录各部间隙，吊走下部隔板、隔板套及汽封套；测量下隔板与隔板套、隔板套、隔板与下缸膨胀间隙并做好记录。
2.1.3.1.16 拆2号、3号、4号、5号轴瓦顶轴油管，吊出下瓦及油档；
2.1.3.1.17 解体9号轴瓦，并实测各轴瓦紧力、顶部间隙、瓦口间隙、油档间隙；
2.1.3.1.18 解体6号、7号轴瓦，实测轴瓦紧力、顶部间隙、瓦口间隙、油档间隙；
2.1.3.1.19 拆6号、7号轴瓦顶轴油管，并解体密封瓦，吊出下瓦、密封瓦及密封瓦内油档；
2.1.3.1.20 配合电气抽发电机转子；
2.1.3.1.21 配合金属班对汽缸螺栓、汽缸结合面、转子、隔板等进行各项金属检查。
2.1.3.2 清理、检查
2.1.3.2.1 清理检查蒸汽室、喷嘴室及连接螺栓；
2.1.3.2.2 清理检查各汽缸，测量汽缸水平。合缸测量汽缸水平结合面的间隙，紧力三分之一螺栓测汽缸间隙、不合格时予以修刮；
2.1.3.2.3 根据各膨胀间隙的测量结果，对膨胀间隙不合格的进行调整。
2.1.3.2.4 清理、检查汽缸法兰螺栓、螺帽、垫圈、定位销等；清理、检查汽缸表面、抽汽口、疏水口、测温点等焊接部位；
2.1.3.2.5 清理检查各轴封、汽封、阻汽片、弹簧片（每一级弹簧要用专用的塑料袋包管好，并做好标记），不合格的进行更换；
2.1.3.2.6 检查清理滑销系统，实测各部间隙；
2.1.3.2.7 检查、清理、隔板套、隔板及静叶，打磨隔板槽及静叶片，测量隔板变形量
2.1.3.2.8 检查清理低压缸喷水管；
2.1.3.2.9 高、中、低压转子叶片清理、打磨；
2.1.3.2.10 测量各轴瓦的轴径、椭圆度及锥度；
2.1.3.2.11 检查各级叶片复环、铆钉头、拉筋等有无裂纹、断裂、变形、磨损。检查851叶片司太力合金是否有开焊及裂纹；
2.1.3.2.12 检查各轴瓦及推力瓦乌金有无脱胎、磨损、裂纹、气孔等现象；
2.1.3.2.13 检查各轴瓦乌金底部与轴瓦接触面是否符合标准要求，不合格的要进行修刮；
2.1.3.2.14 测量推力瓦块厚度，并做记录。
2.1.3.2.15 测量密封瓦间隙，不合格进行更换；
2.1.3.2.16 稳定轴瓦检查，油挡检查，轴承箱清理干净，轴瓦各部间隙、紧力测量合格后回装；
2.1.3.3 回装调整：
2.1.3.3.1 将低压缸内壁用压缩空气吹净；
2.1.3.3.2 分别回装低压下隔板、下汽封套、4号、5号下轴瓦，下隔板汽封、汽封套贴胶布
2.1.3.3.3 低压转子入缸，盘车，吊出转子，记录汽封间隙，不合格的进行调整或更换，待隔板汽封、前后汽封全部合格后，低压转子入缸，确定低压转子定位尺寸符合标准，测量并记录低压转子通流间隙；隔板汽封、前后汽封两侧间隙，不合格的进行调整或更换直至全部合格；
2.1.3.3.4 低压隔板汽封、低压前后汽封贴胶布测间隙并调整或更换至全部合格，低压隔板正式回装好；
2.1.3.3.5 低压内缸宏观检查，水平面清理干净，用压缩空气吹扫干净，下缸孔洞堵板取出，水平面清理干净，将上缸水平面清理干净，用压缩空气吹扫干净并均匀抹汽缸涂料，上缸就位，打入汽缸稳钉，拧入汽缸螺栓并紧好；
2.1.3.3.6 抽气口盖板回装，紧好螺栓；
2.1.3.3.7 低压缸喷水管回装；
2.1.3.3.8 低压外上缸宏观检查，水平面清理干净，用压缩空气吹扫干净，下缸水平面清理干净，将上缸水平面清理干净，用压缩空气吹扫干净并均匀抹汽缸涂料，上缸就位，打入汽缸稳钉，拧入汽缸螺栓并紧好；
2.1.3.3.9 配合电气发电机穿转子，下瓦就位；
2.1.3.3.10 低—发转子联轴器找中心，合格后紧对轮螺栓，做好中心记录，回装密封瓦；
2.1.3.3.11 1号、2号、3号瓦就位，高、中压转子就位，找高—中、中—低压联轴器中心并记录，合格后测量记录转子扬度值；
2.1.3.3.12 高中压下隔板套、隔板、汽封套就位，贴胶布，转子入缸盘车，测量下部汽封间隙，调整至全部合格；
2.1.3.3.13 高中压转子入缸，将转子推至工作位置，确定高、中压转子定位尺寸符合标准，测量并记录高中压转子通流间隙；隔板汽封、前后汽封两侧间隙，不合格的进行调整或更换直至全部合格；
2.1.3.3.14 高、中压隔板汽封、高、中压前后汽封贴胶布测间隙并调整或更换至全部合格，高、中压隔板正式回装好；
2.1.3.3.15 回装高中压隔板套，紧好螺栓并将螺栓用钢筋棍窜联焊住；
2.1.3.3.16 高压内缸、中压外观宏观检查，水平面清理干净，用压缩空气吹扫干净，下缸孔洞堵板取出，水平面清理干净，将上缸水平面清理干净，用压缩空气吹扫干净并均匀抹汽缸涂料，上缸就位，打入汽缸稳钉，拧入汽缸螺栓，按厂家规定的标准力矩进行高压外缸螺栓冷紧、热紧；
2.1.3.3.17 按厂家规定的标准力矩进行高压内缸、中压外缸螺栓冷紧、热紧。
2.1.3.3.18 高压外上缸宏观检查，水平面清理干净，用压缩空气吹扫干净，下缸水平面清理干净，下缸孔洞堵板取出，将上缸水平面清理干净，用压缩空气吹扫干净并均匀抹汽缸涂料，上缸就位，打入汽缸稳钉，拧入汽缸螺栓，按厂家规定的标准力矩进行高压外缸螺栓冷紧、热紧；
2.1.3.3.19 在全实缸状态下进行高中、中低压转子中心复查，不符合标准时进行微量调整；
2.1.3.3.20 紧各联轴器螺栓、回装联轴器罩壳；
2.1.3.3.21 配合热工校对轴位移及各轴瓦、推力瓦温度测点；
2.1.3.3.22 清理各轴承箱及洼窝，回装各轴瓦，并测量各轴瓦间隙、紧力、转子扬度及桥规值，测量推力间隙；
2.1.3.3.23 回装高压导汽管及中、低压缸连通管，检查大气阀，并更换密封垫；
2.1.3.3.24 调整各油档间隙，扣各轴承上盖，装轴承箱油档进空气锁母；
2.1.3.3.25 配合电气发电机风压试验，合格后回装发电机主轴瓦，并测量、调整轴瓦各部间隙、紧力，回装油档；
2.1.3.3.26 回装化妆板，清理现场；
2.1.4 检修工艺及质量标准
2.1.4.1 汽缸：
2.1.4.1.1 汽缸外观检查无裂纹夹渣、重皮、焊瘤和损伤.
2.1.4.1.2 汽缸水平与垂直结合面应光滑，无锈蚀、污垢，防腐层应全部除净。
2.1.4.1.3 对重要部分，有裂纹而修补过的部位应进行探伤，确保设备完好无缺陷。
2.1.4.1.4 汽缸结合面间隙：在空缸的情况下进行测量，不紧汽缸螺栓，汽缸结合面间隙应≤0.05mm，紧1/3汽缸螺栓间隙分别为： 高压缸 0.03mm塞尺不进或不通、中压缸 0.03mm塞尺不进或不通、低压缸 0.05mm塞尺不进或不通。
2.1.4.2 汽缸水平，如图1，图2：

图2 汽缸之纵向水平

图1 汽缸之横向水平
2.1.4.2.1 汽缸横向水平扬度方向应一致，各段差数不得超过2.0格（既0.2mm/m）。
2.1.4.2.2 汽缸纵向水平扬度，应根据汽缸与转子的同轴度及转子的扬度决定。
2.1.4.3 汽缸螺栓、螺母、垫圈、顶丝：
2.1.4.3.1 螺栓丝扣部分，应无裂纹、损伤、倒刺、歪曲，表面应光洁，螺帽与螺栓应不松旷，同时用手能自由旋转到底（螺纹不允许用粗锉刀修理加工）。螺栓应无螺纹损伤、变形。
2.1.4.3.2 测量螺栓的绝对长度，监视螺栓的蠕变情况。
2.1.4.3.3 对螺栓进行损伤及硬度测量。
2.1.4.3.4 球面垫圈应无裂纹、毛刺、咬伤。
2.1.4.3.5 汽缸顶丝应无咬扣、毛刺、裂纹、拧转活络，以上各条亦适合其它高温部分的螺栓、螺帽。
2.1.4.4 汽缸螺栓的热紧要求：
2.1.4.4.1 热紧值应满足连续运行20000小时螺栓应力松驰后仍能密封的要求。
2.1.4.4.2 螺栓球面垫圈的球面接触不少于70%，螺母端面与法兰面的单面间隙不得大于0.04mm。
2.1.4.4.3 为避免咬扣，螺纹表面应无毛刺，并应涂以石墨粉防烧剂等。
2.1.4.4.4 螺栓应A、B列对称热紧，拧紧顺序从汽缸中部垂弧最大处开始，向两边紧。
2.1.4.4.5 汽缸螺栓热紧前应进行冷紧，冷紧力矩为800Nm～1500Nm，根据螺栓大小等具体情况选用，螺栓应A、B列对称热紧，拧紧顺序从汽缸中部垂弧最大处开始，向两边紧。
2.1.4.4.6 螺栓热紧值（理论计算值），如表3：

表3 螺栓热紧值（理论计算值）
螺栓所处位置
螺栓规格
螺栓材料
热紧伸长值
螺母外径
螺母材料
螺母转角
旋转弧长
数量
高压外缸
M140×4×1350
20Cr1Mo1VNbTiB
2.00
200
25Cr2MoVA
180
314
4
高压外缸
M120×4×1330
20Cr1Mo1VNbTiB
2.00
185
25Cr2MoVA
180
290
40
高压内缸
M120×4×1030
20Cr1Mo1VNbTiB
1.43
185
25Cr2MoVA
129
208
16
高压内缸
M100×4×985
20Cr1Mo1VNbTiB
1.35
145
25Cr2MoVA
122
154
4
中压缸前部
M120×4×1030
20Cr1Mo1VNbTiB
1.44
185
25Cr2MoVA
121
195
2
中压缸前部
M100×4×985
20Cr1Mo1VNbTiB
1.44
145
25Cr2MoVA
130
164
20
中压缸后部
M64×4×350
25Cr2Mo1VA
0.32
95
25Cr2MoVA
29
24
30
中压缸后部
M48×210
25Cr2Mo1VA

25Cr2MoVA

4
中压缸后部
M56×4
25Cr2Mo1VA

25Cr2MoVA

4
2.1.4.5 高中压汽缸喷嘴室、隔板套、隔板、汽封套检查：
2.1.4.5.1 喷嘴室、隔板套水平结合面间隙，不紧螺栓塞尺检查，0.05mm塞尺不入。
2.1.4.5.2 喷嘴室、隔板套、汽封套外观检查，无缺陷、损伤、油污。
2.1.4.5.3 汽封套水平结合面间隙，紧螺栓0.05塞尺不入。
2.1.4.6 隔板：
2.1.4.6.1 隔板无裂纹、损伤、变形。
2.1.4.6.2 静叶片完好，无裂纹、损伤、变形、吹损、松动。
2.1.4.6.3 焊缝完好无损伤、裂纹。
2.1.4.6.4 各阻汽片无裂纹、变形、磨损、弯曲。
2.1.4.7 隔板汽封、轴端汽封：
2.1.4.7.1 汽封弹簧片、弹簧弹性良好，无损伤、裂纹。
2.1.4.7.2 汽封齿应完好，无变形，扭曲、裂纹、磨损间隙符合要求。
2.1.4.7.3 轴端汽封间隙要求，如图3、图4、图5、表4：

表4 轴端汽封间隙要求
序号
位置名称
A（径向间隙）
B（轴向间隙）
C（退让间隙）
1
高压
前汽封
0.40～0.50
5±0.3
3
后汽封
0.40～0.50
9±0.30
3
2
中压
前汽封
0.40～0.50
7±0.30
3
后汽封
0.40～0.50
9±0.30
3
3
低压
前汽封
0.45～0.7

3
后汽封
0.45～0.7

3
2.1.4.7.4 高压隔板汽封间隙，如图6：

第2～4级： A= 0.40～0.50 B=6
第5～10级： A= 0.40～0.50 B=9
图6 高压隔板汽封间隙

第1级： A过盈0.10～间隙0.15 B=6.6
第2～7级： A=0.40～0.50 B=6.6
图7 中压隔板汽封间隙
2.1.4.7.5 中压隔板汽封间隙，图7：

图8 低压隔板汽封间隙
2.1.4.8 低压隔板汽封间隙：一号机 A=0.60～0.90，如图8：
2.1.4.8.1 检查隔板变形情况，最大变形量不得超过轴向间隙的1/3

图9 高压部分通流间隙测量位置
2.1.4.8.2 隔板套、隔板与汽缸；隔板与隔板套之间的径向膨胀间隙≥2mm
2.1.4.9 通流间隙：
2.1.4.9.1 高压部分，如图9、表5：
说明：a. 沿汽缸下半中分面测量图示各部间隙；
b. 自汽机向电机端看决定左右；
c. 测量时须使转子处于工作位置，既推力盘靠紧工作推力瓦块，使第一级叶轮与喷嘴室轴向间隙为7±0.10，并记录。
d. 测量两次数据，1号危急遮断器撞击子向A列水平面为00，转子转过900时重复测量。
表5 高压部分通流间隙标准
级别
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
A
最大

6.85
6.85
7.35
6.35
6.35
6.35
6.55
6.55
6.55
最小

6.06
6.06
6.56
5.56
5.56
5.56
5.45
5.45
5.45
B
最大
7.01
6.64
6.64
6.64
6.69
6.69
6.69
6.89
6.89
6.89
最小
6.41
5.61
5.61
5.61
5.56
5.56
5.56
5.45
5.45
5.45
C
最大

7.28
7.28
7.28
9.78
9.78
9.78
9.90
9.90
9.90
最小

5.90
5.90
5.90
8.40
8.40
8.40
8.20
8.20
8.20
D
最大
1.67
1.37
1.37
1.37
1.37
1.37
1.37
1.37
1.37
1.37
最小
1.40
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
E
最大
1.72
1.75
1.75
1.75
1.75
1.75
1.75
1.75
1.75
1.75
最小
1.30
1.30
1.30
1.30
1.30
1.30
1.30
1.30
1.30
1.30

图10 中压部分通流间隙测量位置
2.1.4.9.2 中压部分，图10，表6：
说明：a. 沿汽缸下半中分面测量图示各部间隙；
b. 自汽机向电机端看决定左右；
c. 测量时须使转子处于第一级隔板和叶轮间轴向间隙为E=8±0.10要求范围内并记录。
d. 测量两次数据，1号危急遮断器撞击子向A列水平面为00，转子转过900时重复测量。
表6 中压部分通流间隙标准
级别

1
2
3
4
5
6
7
A
最大
5.30
4.50
4.50
4.75
4.80
5.85
5.85
最小
4.70
3.50
3.50
3.25
3.20
4.15
4.15
B
最大
7.54
6.89
6.89
7.14
7.14
7.19
8.19
最小
6.80
5.45
5.45
5.20
5.20
5.15
6.15
C
最大
8.70
8.80
8.85
9.10
9.15
9.20
9.20
最小
7.40
7.20
7.25
7.00
6.95
6.85
6.85
D
最大
1.375
1.375
1.375
1.375
1.375
1.375
1.375
最小
1
1
1
1
1
1
1

图11 低压部分通流间隙测量位置
2.1.4.9.3