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增容工作总结
水轮机增容改造工作总结
(机械部分)
审定:
陈旺
审核:
丘俊华
编写:
刘国章
枫树坝发电公司
2004.10.9
#1水轮机增容改造(机械)总结
0概述
我公司原#1水轮发电机组于1973年12月投产发电,水轮机型号为HL710-LJ-410,发电机型号为TS854/190-44,额定出力80Mw,机组为天津发电设备总厂生产,HL710是702改型产品,在当时技术条件下具较高参数,但机组投产发电已近30年,机组性能已整体下降,水轮机转轮空蚀较严重,叶片经多次补焊叶型变形较大,效率明显下降;在净水头58.5m时最高效率仅为84%,导水部件磨蚀较大,活动导叶因制造原因翼型误差较大、三段轴套磨损严重等引起停机漏水量大;环形接力器因密封损坏漏油频繁临检。
发电机磁极绝缘老化,定子铁芯老化锈蚀严重,整体绝缘等级不高。
为解决机组设备客观存在的问题,提高机组的效率与出力,提升设备的安全可靠性,开始机组增容改造的各项工作。
2000年8月始,我公司启动#2水轮机的增容改造工作,并于2000年10月委托天津发电设备总厂进行机组增容改造可行性论证(发电机部分)。
2001年1月,完成发电机增容改造可行性论证报告,确定了#2机组增容改造的基本目标,2001年10月粤电公司批准立项,2002年11月,经招标方式确定了设备改造厂家并签订了改造合同,2003年5月,因一号机组上导、水导瓦运行温度偏高,导叶漏水量偏大造成停机蠕动等缺陷,须扩大性大修才能解决,遂将#2机组改造项目变更为#1机组,2003年12月20日至2004年6月30完成了现场安装施工并投入商业运行。
第一部分:
过程工作
改造主要项目
●转轮更换
●尾水管锥段、基础环改造
●导水机构改造
●控制环(含抗磨瓦)、过渡支架更新
●环型接力器改造为直缸摇摆接力器
●联轴螺栓(包括发电机端)螺母、大轴补气阀更新
●径向传递力矩之增加过渡法兰与径向销
●发电机通风系统改造
●发电机空冷器改造
●机组加风闸系统改造
扩大性大修特殊项目:
◆蜗壳、尾水管脱空检查及处理
◆压力钢管检查
◆水导轴瓦更换
◆技术供水系统改造
◆事故闸门及尾水门大修
1可行性论证和立项
1.1委托论证
2000年10月,根据制造厂家原则,参考国内外设计制造新技术成果,借鉴了兄弟电厂改造的经验,2000年10月向天津发电设备总厂提交了《枫树坝水电厂二号机组增容改造可行性论证委托书》主要内容如下:
水轮机部分
1.1.1按水轮机模型试验的参数n=72.2r/min,Q=1100l/s,为基础,提出机组可行增容值。
1.1.2对水轮机改造后的性能进行分析论证,主要包括:
额定出力、设计流量、飞逸转速、轴向推力容量、接力器行程和操作容量、压油装置、调保计算
1.1.3因下游尾水位大幅降低,增大流速造成过流部件空蚀加重的问题提出预见性意见。
1.1.4对增容后水轮机补气量做重新计算,并确定最佳补补气方式
发电机部分
1.1.5保持原cosФ=0.85、发电机端电压不变、转轴不动,发电机额定出力提高到90Mw及以上的可行性性分析,并提出改造方案。
1.1.6为了减小增容后转子电流,降低转子绕组温度增加线圈温度,对缩小定转子空气间隙进行可行性分析.
1.1.7提供增容后发电机电磁计算分析、温升计算,励磁参数。
1.1.8磁轭应力不超过屈服点的3/4时,机组最大飞逸限制值。
1.1.9对不需要更换的有关部件进行强度校核,对不满足要求的部件提出改造方案。
1.2可行性论证
2001年1月,天津发电设备总厂提交了《枫树坝二号发电机增容改造可性论证》报告,其主要结论如下:
2.2发电机
天津发电设备总厂在报告论证发电机额定出力提高至90Mw是可行的,并提供了三个方案,主方案为95Mw方案,关键部件强度是按95Mw进行刚度强度校核的,其结论如下:
1.定子线棒及铁芯。
定子线棒线规截面不够,须更换线棒和铁芯
2.电机原主绝缘B级提升为F级,绝缘单边减薄
3.电磁计算能满足增容100Mw要求,定、转子温升能满足要求。
4.发电机机械部分刚度强度除大轴和磁轭热打键紧量外,其余均满足增容100Mw要求。
建议增容值为95Mw。
5.空冷器需改造
6.通风系统需改造
7.空气间隙可缩小至17mm
8.定子机座、推力轴承、上机架改造后的强度、刚度能满足增容要求。
1.3项目确立
2001年8月我厂向原粤电资产经营有限公司提交了《关于二号机组增容改造工程立项的请示》及《技术改造项目申请书》。
从技术、经济分析、投资回报进行了分析,2001年9月,省公司生安部召开了水电厂增容改造工作会议,会上对枫树坝二号发电机增容幅度值进行了技术分析,经与哈尔滨电机厂咨询,原则上同意了95Mw方案。
2001年10月我厂收到粤电公司《关于枫树坝二号机组增容改造请示的批复》,批复项目总预算投资2250万元,设备费用以招标价为准。
2项目招标
2.1考察调研
2002年3月,粤电公司组织长湖、枫树坝两个水电厂一行八人赴东方电机股份公司(东电)、上海希科水电设备制造公司(希科)、哈尔滨电机厂有限责任公司(哈电)、天津天重发电设备制造公司(天重)、天津阿尔斯通水电设备制造公司(天阿)等五大设备制造商进行考察,主要内容为调研各制造商研发、设计、制造能力,企业管理水平、质量保证体系以及改造业绩等。
调研结果为水轮机方面,除天重外,其余四家均具备模型研发能力,研发水平处在同一平台级别,但哈电较早介入我厂同型水轮机的研究。
东电和哈电拥有自己的模型试验台,希科和天阿公司表示若要做模型试验须在国外。
发电机改造方面,五家公司都具备设计制造能力,但天重在中大型机组改造经验方面稍欠缺。
通过考察调研,推荐邀请招标单位为水轮机改造:
天阿、东电、希科、哈电四公告司;发电机改造:
东电、天重、哈电、天阿、希科五家公司。
2.2招投标工作
2.2.1委托中介
我厂委托广东兰明电力技术咨询公司为水轮机改造提供技术服务,参与标书编制、技术评标和谈判。
委托由广东方能电力发展公司代理招标工作,合同范围包括:
招(评)标组织、商务谈判、监督合同履行等。
2002年7月,水轮机招标文件由我厂起草,经中介单位编制,8月底发出水轮机招标文件,邀请投标单位有东方电机股份公司、哈尔滨电机厂有限公司、上海希科水电设备有限公司、天津阿尔斯通水电设备有限公司。
10月初,考虑到改造的设计难度,将招标书中水轮机额定出力93Mw改为88Mw。
并发函至各投标单位。
2.2.2评标
2002年10月底,广东方能电力发展公司组织水轮机改造评标工作在广州举行,
由于模型试验须在国外进行,投标价格较高缺少竞争力等原因,上海希科水电设备有限公司和天津阿尔斯通水电设备有限公司弃标。
通过评议,哈尔滨电机厂有限责任公司综合得分较优为预中标单位,合同报价548.96万元。
3合同签定
2002年11月,签定水轮机改造合同,供方为哈尔滨电机厂有限公司,合同总价625.92万元。
4设备制造
2002年12月底,由粤电公司、枫树坝厂、专家组成验收组在哈尔滨大电机研究所通过了模型转轮的验收工作。
用于二号水轮机的模型转轮HLA835a-35.3的能量特性、效率特性、飞逸特性、空化特性、压力脉动都满足合同要求,同意哈尔滨电机厂有限责任公司完全按模型转轮进行真机生产。
2003年3月,第一次设计联络会在哈尔滨召开,会议对二号水轮机设计、制及安装方案进行了讨论,形成会议纪要主要如下:
改造图纸审查,水轮机摩擦传递改为销传递力矩:
增订过渡支架、控制环、联轴螺栓等;转轮配合尺寸由哈电实测后加工:
底环、轴承座加工由哈电负责加工;
2003年5月,根据一号机组运行的技术状况,决定将二号机组增容改造项目移植到一号机组。
因非典原因,原定在我厂4月底举行的第二次设计联络会未能召开。
2003年10月,我厂上报《枫树坝一号机组增容改造及扩大性大修工期项目》,
得到粤电公司的批复。
2003年9月下旬,转轮叶片加工出现波折,外协加工单位首都钢铁集团设备五坐标数控龙门铣传动涡轮损坏,转轮叶片加工停工一个多月,随后与哈电的叶片加工合同被终止。
哈电未及时通报在我厂,11月初,因转轮叶片外协加工厂家仍未确定,哈电迟迟未明确答复延迟交货时间,由于合同供货期无法保证。
致使一号机组增容改造开工日期一再推迟,12月初哈电书面答复转轮将延期交货两个月。
2004年2月中旬,鉴于哈电水轮机改造设备生产中的管理混乱情况,再次延迟的交货期也无法保证。
我公司领导亲自带队赴哈电协调制造交货事宜,双方签署了确保转轮等改造设备按期交货的会议纪要,就工序控制、分段发运、交货时间作出了规定,哈电高层对此进行了督促批示。
2004年3月9日,水轮机改造第一批货到达施工现场。
2004年4月17日,我公司派员到供方哈电进行转轮出厂验收。
2004年5月11日,转轮装车出厂,因新的《道路交通安全法》实施,路上办手续花费较多时间,5月产27日运抵厂房。
5现场施工
5.1筹备
通过借鉴兄弟电厂的改造经验,考虑到现场施工各单位交叉作业,设备到货时间,经过与水电检修公司协商,坚持科学合理安排,尽量缩短总工期,最终确定施工工期为155天。
2004年10月,我公司向粤电公司提交了《关于一号机组扩大性大修及增容改造的请示》,枫电生[2003]13号
2003年11月11日,粤电公司生安部发出了《关于枫树坝一号机组增容改造大修的批复》粤电生{2003}211号
在施工的前期筹备阶段,充分考虑了本工程施工的复杂性特点,主要抓了两个方面的问题:
一是施工的监理,外聘机电监理,并成立本公司项目监理机构,二是做好施工保障,包括交通、运输、后勤保障、人员调配等。
由于工作匆忙,无更多时间调研联系,2003年10月,在省内确定广州键翔咨询监理公司负责本工程机电监理。
由于哈尔滨电机厂有限公司延期交货,原定2003年10月20日的开工日期被迫推迟,经上报请示粤电公司和广电中调,一号机组延期开工。
5.2施工过程
2003年12月20日,一号机组增容改造工程开工。
参与本工程的主要施工单位如下:
施工单位
负责项目内容
粤电水电检修安装公司
机组扩大性大修项目、含部分技改项目
天津天重水电设备制造有限公司
发电机部分改造
哈尔滨多能电力高技术有限公司
导水机构改造
太原重工股份公司机电大修公司
事故门大修、尾水门启闭机大修
新丰江实业公司
尾水锥管段改造土建、灌化学浆蜗壳灌浆
广州电力设备厂
主变拆装
广东电力试验研究所
稳定性试验
河南防腐公司珠海分公司
事故门拉杆、压力钢管防腐处理
枫树坝发电公司
机组大修电气二次常规项目、技改二次部分、保护定值更改、机端变更换。
施工情况详见各单位施工总结
5.1拆机阶段
主要由水检公司承担,2003年12月21日至2004年1月17日共计21天,因天车原因,误工4天,落检修门延期1天。
厂房2200T天车2000年1月完成大修及改造后,由于电厂受条件的原因,当时未做带负荷试验(动载100%额定起重量)检测电气改造成果,当12月27日吊发电机转子时吊不起来,联系太原重工股份公司技术人员到现场处理,在更换可控硅过流触发板(85%Le改为100%Le)后,天车在吊起转子约25cm后,起升电机转速逐渐下降至60%以下,起重总指挥遂下令落回原位停止吊转子工作,经分析为电机起升回路串接电阻设计值太大,电机电流过小而无法吊起转子,经重新计算裁减电阻后,2004年1月1日顺利吊出转子。
2004年1月5日,吊出转轮与大轴。
2004年1月12日,以顶盖第三镗口引出机组中心线。
2004年1月18日,发电机定子定位筋拆初完毕,整个机组拆出工作结束。
5.2工程延期
2004年2月初,根据对设备制造进度追踪,水轮机改造设备哈电已无法按期交货,经过赴哈尔滨电机厂协调,双方就转轮等设备制造交货进度签署会议纪要,要求供方从管理上约束随意延期交货的行为。
2004年3月我公司向省公司上报了《关于一号机组增容改造及扩大性大修工程延期的请示》枫电生[2004]4号,省公司发出《关于枫树坝公司一号机组增容改造延期的批复》粤电生[2004]98号,批准工期为180天,同时向广东电力调度中心通报情况获得支持。
2004年5月27日转轮到货,实际交货齐比合同迟了4个月,工程工期不得已再次向后延期。
枫树坝改造项目制造是在哈电高层关心支持下完成的,暴露了哈电的管理中存在的诸多问题。
在面临汛期和工期的巨大压力下,我公司与水检公司重新调整回装、调试进度工期,发扬拼搏精神,于2004年6月30日结束工程,总工期194天。
5.3水轮机改造
拆机结束后,首先进行尾水锥管改造施工,其中土建施工时间约16天,施工中使用风钻,将原尾水测压管损伤,更换环管及测嘴段。
考虑座环镗口锈蚀情况,机组中心以顶盖第三镗口实测中心引出。
尾水管锥管段焊接为不锈钢与碳钢焊接采用特种焊条,因哈电未按图纸加工而无法安装,后运至河源再加工安装顺利,基础环改造因旧基础环部分圆度较差,在与新基础环焊接时部分方向堆焊较大。
下固定止漏环运至现场后发现存在质量隐忧,测量表现为椭圆较大,且有扭曲变形。
现场安装通过用千斤顶顶定位并增加定位销,部分方向采用打磨等方法,使之达到圆度要求。
以顶盖中心为基准进行下固定止漏环的预装。
为配合转轮改造,底环须修型,原定大件加工由哈电就近解决,后因广重等企业生产任务十分紧张,底环、轴承座等部件只得运至哈电加工,底环在吊出分半时产生严重变形,在哈电组合底环时,发现合缝面有间隙,其中内圆间隙达2.3mm,过流面有扭曲变形,表面及外圆腐蚀较严重,并表示不经修复可能出现导水机构、顶盖无法装配,为此哈电提出了四个修复方案,在监理组织的三方专题会上,分析研究了哈电提供的测量数据,同意底环上平面车削0.6mm,鼻端按修型图加工。
监理组对底环的刚度强度提出疑问,要求哈电给出书面材料,但哈电未回复,底环亦未采取加强措施。
底环于3月26日运回电厂,3月30日进行预装,各定位销钉及螺钉均能顺利安装。
导水机构改造的导叶、套筒运回哈尔滨多能公司加工,3月8日运回现场,顶盖和底环加装端面密封在现场施工。
导水叶在多能公司测量导叶高度时数值相差较大,端面铺焊不修钢加工高度按设计值并参考拆前数值加工,由于底环变形修复的不确定性,原顶盖把合处约0.75mm垫不予取消。
导水叶立面密封压板宽度不够,验收时要求多能公司对不合格的导叶进行补焊、打磨处理。
由于哈电修型底环工序不当造成过流面变形,安装下轴套时出现轴套上台阶面高出底环平面约0.40mm,多能公司施工人员对轴套孔台阶进行了磨削处理。
接力器改造自5月12日设备运至现场,供方项目管理部派姜国华为驻厂代表进行技术指导,耐压试验后测量了接力器的总行程、工作行程,根据压紧行程值、前后端盖行程余量要求对止推环进行加工。
安装中发现止推环会碰阻控制环耳柄叉头,遂切割耳柄叉头加工掉、止推环碰阻部分。
详见水检公司《一号机组增容改造竣工报告》。
接力器操作油管路进行了改装,因设计不合理和安装工期紧张,操作油管路布置不合理,留待下次大修改进。
5月7日过渡支架予装时,由于尺寸偏小无法装配,后运至韶关众力电力设备厂机加工得以解决,控制环由于设计原因,给锁锭、止推板安装带来一定难度,拖延了工期,装连杆时,因连杆销中心圆设计尺寸偏大15mm,三个连杆切短长度安装。
转轮安装阶段供方项目管理部派路俊国接替驻厂代表,因增加过渡法兰,设计将原销钉传递应力改为径向销传递应力,过渡法兰和水轮机主轴运至韶关众力设备厂配铰孔。
转轮联轴采用液压板手打伸长,进度加快,联轴后转轮实际安装高程比原来提高约6mm,镜板标高抬高1mm,基本消除了原转轮上冠与上止漏环的错牙情况。
按供方初设计算结论,增容改造后调保计算复核,导水叶关闭时间为8.8秒,转速上升率为43.6%,导水叶关闭时间通过减小调速机主配节流旋塞实现,转速上升率视情况对水机保护定值更改。
机组的回装阶段正式从5月27日转轮到货开始,至结束共30天,这是各方特别是水电检修公司努力奋斗的结果。
为工程早日竣工争取了主动。
5.4发电机
2004年1月16日水检公司将机组中心线引出,由天重公司立中心柱。
1月19日定子须改造部分全部拆除后,工作面移交后由天重公司开始对定子改造。
通风系统改造,在定子机座壁板上下端开通风孔,由于开孔尺寸较大,我方及监理对开孔后的定子钢度、强度提出质疑,3月监理发现定子下端开孔位置不对,经核实,确认开孔位置不对,进行了封堵,改在空冷器框架内开孔。
定位筋1月23日进行安装,由于在大等分安装过程未按质量控制要求施工,抽检时28等分定位筋半径、弦距均严重超标,监理组要求重新处理,全部返工处理后合格,小等分摆焊完毕,2月28日84根定位筋安装质量验收符合技术要求。
下齿压板安装,施工单位提出叠片最终压紧采用液压拉伸器拉紧,最终整个铁芯会有向上提升值,因此验收下压板至定自基础板按618(图纸620)mm验收。
定子叠片采用三次预压,叠前复测中心柱中心、垂直,预压前后进行圆度测量,叠至要求高度后,安装拉紧螺杆、压指和上压板,用6.7KN.m风动扳手压紧,进行铁损后试验后进行热压,所有拉紧螺杆压紧后点焊止动块,三方联合验收,各项目均优于国标。
定子下线及电气试验详见天重公司施工总结及相关试验报告。
发电机各安装高程都进行了实测复核,除定子中心高程降低约1.8mm外,镜板标高提高1.06mm,其余各高程数值与旧机基本相同。
详见机组相关数据测量报告。
6配套技改、修理项目
6.1导水机构改造
承揽方为哈尔滨多能电力高技术有限公司,合同总价89万元,改造范围包括:
三段轴套更新,顶盖、底环现场加装端面密封,导水叶、套筒运回承揽方工厂,导叶轴颈热套不锈钢,导叶上下端面装焊不锈钢板,翼型修整,立面密封改进。
6.2压力钢管(含蜗壳)检查灌浆
由龙川二建三队和新丰江实业公司承揽,合同价25万元。
6.3事故门、尾水门大修
承揽方太原重工股份公司机电大修公司,包括启闭机、传动系统大修、密封更换、油漆防护等。
合同价16.126万元。
6.4风闸系统改造
制动器更换为气复位,设备供方为天津发电技术设备有限公司,合同价15.7184万元,控制柜为南平万新水电自动化有限公司,合同价5.1625万元.
6.5尾水管改造土建、基础环灌浆
承揽方新丰江实业公司,合同总价共17.6548万元。
6.6事故闸门、压力钢管防腐处理
承揽方为河南防腐公司东莞分公司,合同价7.80万元。
6.7过渡法兰及联轴螺栓
供货方为哈尔滨东亚电站设备制造有限公司,合同价25万元。
7启动试验及试运行
2004年6月26日,机组启动进行有关试验,详见《一号机组增容改造启动试验方案》,及各专项试验方案及报告。
委托广东电力试验研究所进行稳定性试验,合同价4.00万元,试验过程及结果详见《枫树坝一号机组稳定性试验大纲》和《枫树坝一号机组稳定性试验报告》。
在毛水头60.48米时,机组最大出力为81.7Mw,基本与水轮机运转特性曲线吻合.在此水头下,20-30Mw出力时,补气量比其他工况明显增大,有一小的振动区,除能量效率指标待评价外,总体运行指标较好。
2004年6月30日,机组交系统投入商业运行。
第二部分:
技术部分
1水轮机
改造前后主要技术参数对比:
项目
改造前
改造后
型号
HL710-LJ-410
HLA835a-LJ-417
设计水头m
60
61
最高水头m
74
77
最低水头m
55
49
设计出力kW
82000
88000
设计流量m3/s
155
160.72
额定转速r/min
136.4
136.4(不变)
飞逸转速r/min
280
280(不变)
保证效率0/0
91.5
尾水管形式
4H加长
4H加长(不变)
转轮重量t
41.3
42
活动导水叶数只
24
24(不变)
导水叶高度mm
1024
1024(不变)
设计导叶最大开口mm
294
360(实际354)
接力器直径mm
550
400
接力器行程mm
480
497.5(实际504)
转轮直径mm
4100
4170
转轮高度mm
2153
2165
转轮叶片数只
14
13
吸出高度m
-2
+0.02
紧急停机时间(秒)
8
8.8
1.1转轮改造
鉴于#1水轮机增容改造的特殊性(同型机组第一台):
尾水池曾清挖及长年冲刷,造成各主要特征尾水位降低2米以上,实际吸出高度为+0.02m,原HL710-LJ-410在70年代已经挖潜改进为高参数指标机型,因此其能量与效率、空蚀、稳定性指标的提升技术难度较大,哈尔滨电机厂依托大电机研究所在多年研究基础上,采用先进设计手段,在已做过模型试验的基础上参加投标,各性能参数较优而一举予中标。
发出予中标通知后,鉴于增容的幅度及其他性能指标,招标工作小组要求予中标方继续优化投标型号转轮。
1.1.1模型试验
2003年12月27-31日,在哈尔滨大电机所进行了摸型验收,枫树坝、粤电公司及特邀专家见证了试验过程,确认此次试验满足《水轮机模型验收试验规程》和合同技术协议。
主要试验技术数据有:
Ø效率试验结果:
模型A835转轮最高效率为92.88%,额定点效率为89.31%,换算至真机分别为95.08%和91.5%,满足合同要求。
能量指标显示在最大水头、额定水头、最小水头的最大出力分别为102Mw、88Mw、62.8Mw,满足合同要求。
Ø飞逸试验的结果:
在a=28mm导叶开度的的单位飞逸转速为127.65r/min,换算至真机飞逸转速为268.61r/min,满足合同要求.
Ø空化试验的复试结果:
额定点临界空化系数为0.127,不大于0.13,满足合同要求。
Ø压力脉动试验结果:
在真机水头61—77米,75%—100%最大出力的尾水管压力脉动值均小于3%,其余工况(除个别低水头工况点)的尾水管压力脉动值均不大于7%,验收抽查12个典型点,有两点超标,但合同协议约束不严谨,可认为基本满足合同要求。
Ø补气试验:
经补压缩空气(0.3Mp)压力脉动明显减弱,可保证满足合同要求。
Ø模型尺寸检查表明:
模型转轮名义直径355.9mm,符合合同要求,但蜗壳进口偏心距真机与模型有差异,导叶分布圆真机与模型相比略小,这都是由于原真机设计进行了调整,可能带来对模型转轮性能产生影响。
尾水管形式真机性能优于模型。
总体定性分析,哈电保证按模型试验验收生产的真机性能能满足合同要求。
详见《水轮机模型最终试验报告》及《水轮机模型验收会议纪要》。
1.1.2设计制造
#1水轮机增容改造供方厂家----哈尔滨电机厂有限责任公司(以下简称哈电)根据我司#1水轮机的原有流道条件,采用CFD计算技术,重新设计了#1水轮机新转轮,并结合改造现场条件对流道进行了全模拟(蜗壳进口、导叶分布圆有微小差异),新转轮较原转轮减少了一个叶片,下环往下延伸了12mm,以满足增容改造的需要。
转轮为铸焊结构,叶片材料为抗空蚀性能优良的马氏体不锈钢材料00Cr13Ni4Mo(合同为00Cr13Ni5Mo)。
上冠、下环叶片由首钢集团公司铸造,五坐标数控龙门铣加工,以保证叶片整体型线及厚度。
联轴螺栓采用高强度合金锻件35CrMo制造。
后续设计中,转轮与主轴采用径向销传递扭矩,转轮在厂内经过尺寸检查、材质确认及水力型线检查验收合格后出厂,详情见《一号水轮机出厂检查记录》,转轮静平衡试验进行了三次,因供方加工计算原因,转轮进行
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