XXX水电站检修规程.doc

XXX水电站检修规程 ————————————————————————————————作者：————————————————————————————————日期： XXX水电厂企业标准检修规程2016-1-1实施XXXXXX有限公司目录XXX水电站检修规程61总则62发电厂设备检修的间隔、项目和停用日数7一、水轮发电机检修技术规程101范围102规范性引用文件10 3术语和定义104水轮发电机检修间隔、时间、项目105水轮发电机检修工艺要求136水轮发电机检修启动试验和验收26二、发电机检修工艺规程(电气部分)291主题内容和适用范围292引用标准293发电机的主要技术数据294检修周期与检修标准项目305检修准备工作316机组的拆卸327发电机定子的检修328发电机转子的检修389发电机干燥4110试验标准及附属设备检修42三、发电机检修工艺规程(机械部分)431主题内容与适用范围432引用标准433技术内容43四、水轮机检修工艺规程481主题内容与适用范围482主要技术数据483检修工期和间隔484检修项目及质量标准495水轮机转轮检修工艺496水轮机转轮静平衡试验49五、调速器系统检修规程(电气部分)541主题内容与适用范围542引用标准543检修的分类、安全事项和技术参数544检修项目和要求545检修试验方法55六、调速器系统检修规程(机械部分)581主题内容与适用范围582引用标准583设备规范584检修类别及周期595．检修项目及要求596调速器本体检修及质量标准607油压装置检修及质量标准618现场充水前试验629附则61七、桥式起重机(行车)检修规程621主题内容与适用范围622引用标准62 3技术规范624机械维护项目及质量标准625修理项目及质量标准63八、起重工作安全规程651主题内容与适用范围652引用标准653室外和高空作业654钢丝绳、麻绳655吊环与卸扣（卡扣）使用范围676千斤顶和滑车677手拉葫芦688起重机（电动葫芦、卷扬机、行车）68九、电动工具工作安全规程701主题内容与适用范围702引用标准703总则704锯床操作规程705钳工安全操作规程716砂轮机安全操作规程717焊工的安全操作规程72十、变压器检修规程741主题内容和适用范围742引用标准743主变及厂变技术参数744变压器大小修项目及周期754变压器检修工艺及质量要求765变压器现场小修846变压器附件的检修85十一、电气一次设备检修规程871主题内容和适用范围872引用标准873断路器检修规程874高压隔离开关检修规程895互感器检修规程90十二、继电保护自动装置检修规程911主题内容与适用范围912引用标准913总则914检验种类及期限915装置的检验项目92十三、励磁系统检修规程941主题内容及适用范围942引用标准943励磁调节柜检修944励磁功率柜999 6试验96十四、直流系统检验规程971范围972规范性引用文件973检验要求和检验周期974外部检查975极性检测及开路电压试验986蓄电池组容量试验987蓄电池组容量考核998蓄电池组容量的折算999浮充蓄电池组运行电压偏差值试验99十五、监控系统检修规程1001内容与适用范围1002引用标准1003设备规范1004检测项目100十六、辅机设备检修规程1031主题内容和适用范围1032引用标准1033水泵检修规程1034空气压缩机检修规程1055透平油过滤机检修规程105十七、柴油发电机检修规程(电气部分)1061主题内容和适用范围1062引用标准1063设备技术规范1064检修周期1065柴油发电机检修项目1066蓄电池检查107十八、柴油发电机检修规程(机械部分)1081主题内容与适用范围1082引用标准1083技术内容1084检修项目及质量标准108 XXX水电站检修规程1总则1.1做好发电厂的设备检修，是保证发电设备安全、经济运行，提高发电设备可用系数，充分发挥设备潜力的重要措施，是设备全过程管理的一个重要环节。各级管理部门和每一个检修工作者都必须充分重视检修工作，提高质量意识，自始至终坚持“质量第一”的思想，切实贯彻“应修必修，修必修好”的原则，既要反对为抢发电量或回避事故考核而硬撑硬挺及为抢工期而忽视质量，该修的不修；又要防止盲目大拆大换，浪费资财。1.2根据当前我国检修管理水平和设备的实际情况，现阶段仍然要贯彻以“预防为主，计划检修”的方针。各级检修管理部门要加强检修计划的管理工作，做好调查研究，力求检修计划切实可行；电厂要严肃对待检修计划，不要随意变更或取消，如非变动不可，应提前报请上级主管部门批准。应用诊断技术进行预知维修是设备检修的发展方向，各主管部门可先在部分管理较好且检修技术资料较完整的电厂进行试点，积累经验，逐步推广。1.3发电厂的检修组织机构分集中制和非集中制两类。检修体制应符合改革精神，本着因厂制宜、讲求实效、队伍精悍、指挥灵活、提高劳动生产率的原则进行。集中制检修是发展方向，有条件的电厂要逐步实施；新建电厂原则上要按不同形式的集中制设立检修机构。1.4检修机构的基本职责是：1.4.1在规定的期限内完成规定的全部作业，达到质量标准，确保机组安全、经济运行以及建筑物和构筑物的牢固。1.4.2尽量采用先进工艺和新技术、新方法，积极推广新材料、新工具，提高工作效率，缩短检修工期。1.4.3节约原材料，做到合理使用，避免错用、浪费，及时修好替换下来的轮换备品和其他零部件。1.4.4文明施工，遵守有关规章制度，爱护设备、建筑物以及施工机具。1.4.5经常了解、检查设备和系统状况，及时消除设备缺陷。1.4.6为电厂检修而组织的独立核算的检修单位，应保证及时承接并完成电厂的计划检修和事故抢修任务。1.4.7做好安全工作，防止发生人身和设备损坏事故。1.4.8电厂和检修机构应做好以下检修管理的基础工作：1）根据本规程和主管部门的有关规程制度，结合当地具体情况制订实施细则或作出补充规定(制度)，如检修质量标准、工艺方法、验收制度、设备缺陷管理制度、设备异动管理办法、备品管理办法等。2）做好设备和系统技术资料、技术状况的管理，要收集和整理好设备、系统原始资料，实行分级管理，明确各级职责。3）加强对检修工具、机具、仪器的管理，做到正确使用，加强保养，并努力进行研制或改进。4）做好材料和备品的管理工作。5)建立和健全大修人工、材料消耗和费用统计管理制度。6)建立设备状态监督制度。7)严格执行各项技术监督制度，做到方法正确、数字准确、结论明确。 8)对建筑物、构筑物的管理，要做到定期观测、检查，并做好记录归档(水力发电厂的水工建筑按专门规定执行)。9)加强检修队伍的建设，提高职工素质，造就一支责任心强，懂得科学管理，有实践经验和技术精、工作作风好的检修队伍。10)不断完善检修经济承包责任制。1.4.9检修管理人员要努力提高管理水平，学习国内外先进的检修管理方法，开展全面质量管理、定额管理、目标管理和寿命管理等，应用运筹学、网络图、诊断技术等手段，把检修管理提高到新的水平。1.4.10必须严格执行验收制度，加强质量管理。已开展全面质量管理的单位，按PDCA(P——计划，D——实施，C——检查，A——总结)循环的C环节进行验收；尚未开展全面质量管理的单位，继续按“三级验收”规定的办法验收。1.4.11为了促进发电设备的技术进步，可靠地延长设备使用时间，应逐步把检修工作目标从以恢复设备性能过渡到改进设备性能，实现以技术进步为中心的改进性检修。1.4.12为保证检修工作的顺利进行，无论由哪种形式的检修机构负责检修工作，电厂都要动员和组织生技、劳资、物资、财务和后勤部门的力量，根据检修的要求，制订切实可行的措施，密切协作，促进检修工作的完成。对内部承包和外部承包工程，电厂要严格审查承包单位的资格，并与承包单位按经济合同法签订包括检修项目、工期、质量、材料、费用等内容的合同。1.4.13检修人员应达到“三熟、三能”。“三熟”是：熟悉系统和设备的构造、性能；熟悉设备的装配工艺、工序和质量标准；熟悉安全施工规程。“三能”是：能掌握钳工手艺；能干与本职业密切相关的其他一两种手艺；能看懂图纸并绘制简单零部件图。为了适应高参数、大容量机组的检修需要，并促进老机组的技术改造，必须提高工人、技术人员和管理人员的素质：技术工人一般应是技工学校毕业生；技术人员和管理人员的文化水平要达到中等专业学校毕业及以上水平；对原有的检修人员和新招收的人员，都应通过有计划的培训，提高他们的理论水平和实际工作能力。1.4.14集中检修机构，应积极创造条件使检修作业逐步地向专业化、标准化、工厂化过渡。2发电厂设备检修的间隔、项目和停用日数2.1主要设备的检修间隔2.1.1设备检修间隔主要决定于设备技术状况。发电厂的生产设备分为主要设备和辅助设备：主要设备系指水轮机、发电机、主变压器等主证备及其附属设备：辅助设备是指主要设备以外的生产设备。一般情况下,主要设备的检修间隔应按表1的规定执行。表1发电设备大、小修间隔设备名称大修间隔小修间隔水轮发电机组多泥沙水电站3-4a非多泥沙水电站4-6a每年两次主变压器根据运行情况和试验结果确定,一般为10a每年一次注：在法定计量单位中,a是年的单位符号,如3a即表示3年。2.1.2在执行表1的检修间隔时,应根据不同情况区别对待:1)对技术状态较好的设备,为充分发挥设备潜力、降低检修费用,应积极采取措施逐步延长检修间隔,但必须经过技术鉴定,并报XXX公司批准,方可超过表1的规定。2）为防止设备失修,确保设备健康,凡设备技术状况不好的,经过鉴定并报XXX 公司批准,其检修间隔可低于表1规定。允许大修间隔超过或低于表1规定的参考条件见附录A。3）新机组或迁装机组自投产之日起三年内,大、小修间隔由XXX公司根据机组具体情况决定。但其主设备第一次大修时间一般应按下列规定进行:a.水轮发电机组,正式投产后la左右,b.主变压器,根据试验结果确定,但一般为投产后5a左右。4）在事故抢修中,若已处理了设备和系统的其它缺陷,经鉴定确认能继续安全运行较长时间,允许将其后的计划大、小修日期顺延,但需报XXX公司批准。5）经XXX公司同意,允许部分机组将两次小修合为一次、或一次小修分为两次进行,但小修累计时间不得超过年计划小修总停用日数。6）进口机组一般可按制造厂家规定的检修间隔执行。7）在高水头且多泥沙环境下工作的水电机组,大修间隔允许减至两年。2.2主要设备的检修项目2.2.1发电厂主要设备的大修项目分标准项目和特殊项目(包括重大特殊项目)两类。2.2.1.1标准项目的主要工作内容如下:a.进行较全面的(对已掌握规律的老机组叮以有重点地进行)检查、清扫和修理;b.消除设备和系统的缺陷ze.进行定期的监测、试验和鉴定,更换已到期的、需要定期更换的零部件Fd."四项"监督中一般性检查工作。2.2.1.2特殊项目(指标准项目以外的检修项目)中,技术复杂、工作量大、工期长、耗用器材多、费用高或对系统设备结构有重大改变的项目称为重大特殊项目。重大特殊项目的检修由电厂提出报告,经XXX公司批准后列入大修计划。2.2.2主要设备的小修项目也分为标准项目和特殊项目。标准项目的主要内容是:2.2.2.1消除运行中发生的缺陷：2.2.2.2重点清扫、检查和处理易损、易磨部件,必要时进行实测和试验：2.2.2.3大修前的那次小修,应进行较细致的检查和记录,并据此确定某些大修项目。小修标准项目由XXX公司制定;特殊项目由电厂根据实际情况自行决定。2.3发电机组的检修停用日数2.3.1检修停用日数系指机组从与系统解列(或退出备用)到检修完毕正式交付调度(或转人备用)的总时间(d)。2.3.2对于多泥沙河流的磨蚀严重的水轮发电机组修正系数不大于1.3者,表2的停用日数要乘以下述系数进行修正。2.3.4特殊项目是否需增加停用日数,取决于大修网络图关键线路上工期最长的特殊项目的工期数是否超出标准项目的停用日数,超出时方可适当增加。特殊项目的工期由XXX公司审定。2.3.5设备大修间隔如超过表1规定,必雯时,允许将两次大修之间的某次小修的停用日数增加2～3d。2.3.6小修停用日数按下列规定执行:两次小修合并为一次进行的,停用日数为两次小修停用日数之和；特殊情况下须将一次小修分两次进行的,要经XXX公司批准,并且各次小修实际停用日数之和不得超过同期计划小修的规定的停用日数总和(布大修年为一次小修,无大修年为两次小修的总停用日数)。一次小修分两次进行的机组,全年小修次数不得超过下列规定:有大修年不多于两次；无大修年不多于三次。2.3.7新投产机组第一次大修的停用日数,由XXX公司确定。2.3.8单元制系统中,主变压器及其断路器的检修停用日数,应不超过与其配套的主要设备检修的停用日数。 2.3.9检修作业开始后若因故需要增加停用日数,发电厂或检修队应于机组计划停用日数过半前,向XXX公司提出申请,批准后方能增加。2.3.10季节性运行的水轮发电机组的检修停用日数不受表2的约束,但以不影响发电和电力调度为界限。注:因设备更换重要部件或其它特殊需要,在检修投运后进行调整试验或检查所需时间不包括在内。2.4辅助设备和公用系统的检修2.4.1对待辅助设备和公用系统的检修必须和主设备同样重视。水电厂的供水系统、压缩空气系统和进水口闸门等设备,对机组安全、稳定运行至关重要,必须经常保持良好状态。上述设备及其系统，凡需卖全厂停运才能修理的,应尽可能与主力机组检修同步进行。2.4.2发电厂应经常掌握辅助设备的技术状况，并参照2.1.1和2.2.1条的原则,合理确定辅助设备的检修间隔、内容和项目。为了集中力量做好主设备的检修,缩短停机时间,在不影响全厂出力和安全经济运行的条件下,某些辅助设备和有备用的辅助设备用检修作业一般应错开机组大修期进行。2.4.3高压断路器的检修间隔,应根据断路器型式、遮断容量、制造质量、制造厂的要求、安装地点的短路容量、切断故障电流的次数及现场经验,由XXX公司结合下列要求安排。2.4.3.1操作频繁的断路棒,其检修间隔按操作次数确定。2.4.3.2操作次数较少的断路器,一极参照表4确走电压等级断路器型式空气85以下2～42.5生产建筑物和非生产设施的检修2.5.1要重视生产建筑物(厂房、建筑物、构筑物、灰坝、水工建筑等)和重要非生产设施(道路、护坡、主要生活设施)的维护和检修；除做好定期检查维护外,还应根据实际情况及早安排必要的检修工作。凡需要大修的项目,应列入年度大修计划中。2.5.2水电厂的水工建筑物及泄洪设施的检修工作,必须于汛前检修完毕；泄水闸门及启门机在使用前应做好检查试验。 水轮发电机检修技术规程1范围本标准规定了XXX水电厂立式水轮发电机现场检修的类别、程序和工艺要求，适用于XXX水电厂的立式水轮发电机的检修，检修时可参照执行。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB11120-1989L-T5A汽轮机油DL/1489-1992大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程DL/1596-1996电力设备预防性试验规程DL/1622-1997立式水轮发电机弹性金属塑料推力轴瓦技术条件3术语和定义3.1发电机检修为保持或恢复发电机规定的性能而进行的检查和修理。它包括发电机扩大性大修、大修、小修、抢修和小型技术改造。3.2发电机小修为了保证发电机在大修周期内安全运行到下一次大修，对发电机进行定期的检查、清扫、试验和修理，消除已发现的发电机局部缺陷或更换个别部件。3.3发电机大修对发电机有计划的进行彻底的、全面的检查和修理，全部或部分解体，进行更换、修理易损的主要部件，恢复发电机设计性能和出力。3.4发电机扩大性大修指吊出发电机转子的检修。3.5发电机状态检修指根据设备状态监测和故障诊断系统提供的信息，在设备可能发生故障前有目的安排的检修，属于预测性检修。检修项目和时间的确定取决于对设备状态诊断分析的结果。3.6检修间隔指上次计划检修后发电机并网投产至下一次计划检修开始之间的可用时间。3.7检修停用时间指处于计划检修停运状态的时间。4水轮发电机检修间隔、时间、项目4.1检修间隔及检修停用时间的确定4.1.1检修间隔及检修停用时间主要取决于设备技术状况。一般情况下，检修间隔和检修停用时间可按表1的规定执行。4.1.2在执行表1的检修间隔和检修停用时间时，应根据不同情况区别对待:a)新机投产后的一年左右可视设备运行状况安排一次大修。b)对运行状态较好的发电机，为降低检修费用，应积极采取措施，逐步延长检修间隔，但必须经过技术鉴定，并报上一级主管部门批准方可超过表1的规定。 表1水轮发电机检修间隔、检修停用时间检修类别检修间隔检修停用时间备注小修每年两次3d-12d年内有一次大修的发电机，年内计划小修一次大修3年-6年35d-45d扩大性大修8年-10年50d-90dc)为防止发电机失修，确保设备健康，凡发电机技术状况不好的，经过技术鉴定确认出现表2所列设备状况者，并上报上级主管部门批准，其检修时间间隔可低于表1的规定。d)在发电机运行或检修过程中，若发现有危及机组安全运行的重大设备缺陷，应立即停机检修或延长检修时间，并报上级主管部门审批。表2调整低于表1检修间隔的条件项次设备状态1主要运行参数经常超过规定值，机组效率和出力明显降低2机组振动或摆动不合格，而小修不能消除3定子或转子绕组绝缘不良，威胁安全运行4.2检修项目4.2.1小修标准项目见表3，非标准项目根据具体情况自定。表3水轮发电机小修标准项目表序号项目1推力轴承、上导轴承、下导轴承外部检查、清扫、油位调整，油槽及冷却器渗漏处理，油化验2定子、转子机械部分检查、清扫3上、下机架，上、下挡风板检查清扫4制动系统检查、清扫、试验5油、水、风管路阀门及表计检查、清扫、渗漏处理6励磁机、永磁机检查、清扫、炭刷检查7各轴承冷却系统检查8发电机定子和转子绕组，周期性预防试验9发电机定子绕组上、下端部、槽口绝缘及槽楔、绝缘盒、汇流排及引线检查、清扫，缺陷消除10发电机转子引线、磁极绕组及接头阻尼环检查、消缺。滑环检查、清扫、换炭刷11机组补气系统检查4.2.2大修(包括扩大性大修)项目见表4，其中特殊项目根据设备状况需要确定。大修项目见表4。表4水轮发电机大修项目表序号部件名称标准项目特殊项目一定子1.定子机座和铁芯检查2.定子绕组端部及其支持环检查，齿压板修理3.定子绕组及槽口部位检查，槽楔松动修理(不超过槽楔总数的1/4)4.挡风板.灭火装置检查修理5.上、下盖板检查6.电气预防性试验1.绕组更换2.铁芯重叠3.齿压板更换4.端部接头、垫块及绑线全面处理，支持环更换5.分瓣定子合缝处理，定子椭圆度处理6.绕组防晕处理 7.定子机座组合螺栓、基础螺栓、销钉及焊缝检查8.汇流排检查9.定子绕组耐压试验7.吊出转子检查和处理，定子槽楔检查和清扫通风沟8.机组中心测定检查9.定子清扫喷漆二转子及主轴1.发电机空气间隙测量2.转子支架焊缝检查，组合螺栓、磁扼键、磁扼卡键检查3.磁极、磁极键、磁极接头、阻尼环，转子风扇检查，高速发电机极间撑块检查4.转子各部(包括通风沟)清扫5.制动环及其挡块检查6.机组轴线检查调整7.集电环炭刷装置及引线检查、调整8.电气预防性试验及轴电压测量9.转子过电压保护设备及灭磁开关检查、试验1.转子磁扼重新叠片2.磁扼下沉处理3.磁极键修理4.转子圆度及磁极标高测定，调整5.磁极绕组、引线或阻尼绕组更换6.磁极绕组匝间绝缘处理7.集电环车削或更换8.转子动平衡试验9.处理制动环磨损10.转子喷漆三轴承1.推力轴承转动部分、轴承座及油槽检查2.推力轴承支承结构检查试验、受力调整3.轴瓦检查及修理5.弹性金属塑料瓦表面检查，磨损量测量6.导轴瓦间隙测量、调整，导轴承(包括轴领)各部检查，清扫7.轴承绝缘检查处理8.轴承温度计拆装试验，绝缘电阻测量9.润滑油处理10.油冷却器检查和水压试验，油、水管道清扫和水压试验11.高压油顶起装置清扫检查1.镜板研磨2.轴瓦更换3.油冷却器更换4.推力头、卡环、镜板检查处理5.推力油槽密封结构改进四机架机架各部检查清扫、检查1.机架组合面处理2.机架中心水平调整五通风冷却系统1.冷却风扇检查清扫，风洞盖板及挡风板检查2.管道阀门检修及水压试验1.更换冷却器或铜管六制动系统1.制动器闸板与制板环间隙测量与调整2.制动闸板更换3.制动器分解检修及耐压试验4.制动系统油、气管路、阀门检修及压力试验5.制动系统模拟试验6.制动系统电气回路校验、开关检修1.制动器更换或结构部件改进 七励磁系统晶闸管励磁装置1.装置清扫、外观检查2.电压互感器、电流互感器、整流变压器及串、并联变压器检查试验3.调节屏、功率屏、各插板和元件等检查试验4.检查并校验各继电器、接触器以及二次回路检查耐压试验5.风机检查6.回路模拟、空载及带负荷工况下试验1.晶闸管励磁装置部件的改装，更换配线2.励磁变压器大修九其他1.自动控制元件和操作系统，保护装置校验2.各种表计检查、校验3.电压互感器、电流互感器等设备的预防性试验和检修，绝缘油简化分析4.油、水、气管路系统检修十机组整体试运行1.充水、空载、短路、升压及带负荷试验；2.机组各部振动及摆度测量；3.励磁特性试验；4.甩负荷试验；4.3大修试验测试项目4.3.1发电机大修主要试验测试项目见表5。表5发电机大修主要试验测试项目表序号项目备注1定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数测试极化指数是指在同一次试验中10min/lmin绝缘电阻值之比2定子绕组泄漏电流和直流耐压试验3定子绕组交流耐压试验4定子绕组的直流电阻5转子绕组的绝缘电阻转子清扫前后测试6转子绕组的直流电阻7发电机的励磁回路所连设备(不包括发电机转子)的绝缘电阻8发电机的励磁回路所连接设备(不包括转子)的交流耐压试验9发电机轴承的绝缘电阻10灭磁开关的并联电阻11定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数12定子绕组泄漏电流和直流耐压试验13轴电压及中性点漂移电压测试14空载升压试验，空载特性试验15机组运行摆度和振动测量16机组过速试验17发电机带负荷试验18发电机甩负荷试验 19晶闸管励磁系统试验机组大修试验其他项目可参照电力行业标准DL/T596-1996和DL/1489-1992的规定，并结合机组检修具体情况进行。5水轮发电机检修工艺要求5.1检修一般工艺要求5.1.1应有适当的检修场地，并应考虑其承载能力。5.1.2进入发电机内部时，与工作无关的物件不应带入。人员、工具、材料应登记，工作结束后应注销。5.1.3做好“安全文明生产”，保持检修场所和厂房的整洁、文明、卫生。5.1.4在发电机内使用明火作业，如电焊、气焊、气割，应做好防火和防飞溅的措施。作业完毕应仔细清理焊渣、熔珠，在转动部件上进行电焊时，地线必须可靠地接在转动部件施焊部位上，严禁转子不接地线进行电焊作业。5.1.5部件拆卸前，对有关部件应做好动作试验，各部件动作灵活，拆卸时，应注意各零部件的相对位置和方向做好记号，记录后分解。5.1.6拆卸机械零部件时先检查各部件接合面标志是否清楚，不明显的应重新作记号标志，并作记录，同一部件拆卸的销钉、螺栓、螺母、垫圈需放在同一箱内或袋内，做好标签注明。螺栓、螺母要清点数目，妥善保管。5.1.7各部件的组合面、键和键槽、销钉和销钉孔、止口应仔细进行修理，使其光滑，无高点和毛刺。但不得改变其配合性质。螺栓和螺孔亦应进行修理。所有组合配合表面在安装前须仔细地清扫干净。5.1.8设备组合面应光洁无毛刺。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，总长不应超过周长的200,6;组合螺栓及销钉周围不应有间隙。组合缝处的安装面错牙一般不超过0.10mm。5.1.9部件分解拆卸时，应先拆销钉，后拆螺栓;装复时先装销钉，后装螺栓。5.1.10部件分解后，应及时清洗零部件，检查零部件完整与否，如有缺损应进行更换或修复。所拆零部件按系统分门别类，妥善保管。5.1.11拆卸的主要部件，如轴颈、轴瓦、镜板等高光洁度部件表面，以及联轴法兰和销孔面应做好防锈蚀措施。应用白布或塑料布，包盖防护好。管路或基础拆除后露出的孔洞应封堵好，以防杂物掉入。5.1.12分解的零部件存放，用木块或其他物件垫好，以免损坏其加工面或发生变形。5.1.13机械加工面清扫后应涂以防锈油，且不得敲打或碰伤，如有损坏应立即修好。5.1.14各零部件除结合面和摩擦面外。均应刷涂防锈漆，并按规定颜色及规定的油漆进行刷、涂、喷。5.1.15装复时，易进水的或潮湿处的螺栓应涂以防锈漆，各连接螺栓均应按规定拧紧，各转动部分蜘母应点焊或采取其他防松动措施。5.1.16切割密封垫时，其内径应稍比管路内径大，不得小于管路的内径。若密封垫直径很大，需要拼接时，先削制接口，再连结。5.1.17拆卸相同部件时应分开进行(或做好记号)不得互换，禁止用肮脏的破布包装零件和多孔部件。5.1.18拆卸部件时不可直接锤击零部件精加工面，必要时，应用紫铜棒或垫上铅皮锤击，以免损坏部件。5.1.19 起重用的钢丝绳、绳索、滑车等应事先检查、试验，钢丝绳的安全系数应按安全规程要求选用，不允许使用有缺陷的起重工具和断股或严重损伤的钢丝绳或绳索。5.1.20零部件起吊前，应详细的检查连接件是否拆卸完，起重工具的承载能力是否足够，起吊过程中应慢起慢落。拆卸下的零部件应安放妥当，放稳、垫平精密表面，严禁放在粗糙的垫木上，应用毛毡胶皮垫好或悬空放置，以免损坏精密表面。5.2定子检修工艺要求5.2.1机械部分检修5.2.1.1检查定子基础板螺栓、销钉和定子合缝处的状况，达到以下要求:a)基础螺栓应紧固，螺母点焊处无开裂，销钉无窜位。b)分瓣定子组合后，机座组合缝间隙用0.05mm塞尺检查，在螺栓周围不应通过。c)定子机座与基础板的接触面积应按5.1.8条规定执行。5.2.1.2检查定子铁芯衬条、定位筋应无松动、开焊;齿压板压指与定子铁芯间应无间隙。压紧螺栓应紧固，螺母点焊处无开裂。5.2.1.3发电机空气间隙测量，要求各点实测间隙的最大值或最小值与实测平均间隙之差同实测平均间隙之比不大于±10%为合格。5.2.1.4必要时挂钢琴线测量定子铁芯中心与圆度。要求定子铁芯圆度(为各半径与平均半径之差)不应大于设计空气间隙值的15%。一般沿铁芯高度方向每隔lm距离选择一个测量断面，每个断面不小于12个测点，每瓣每个断面不小于3点，接缝处必须有测点。中心偏差不大于1.0mm(与水轮机下固定止漏环中心比较)。5.2.1.5挡风板(引风板)检查:连接螺栓应紧固，防松设施完好，连接板的连接焊缝无开裂;挡风板(引风板)本体无裂纹，无异常变形。5.2.1.6发电机消防水管及其他附件连接牢固，喷水孔不堵塞。5.2.2电气部分检修5.2.2.1定子绕组上下端部检查处理应符合以下要求:a)绕组端部及支持环绝缘应清洁、包扎密实，无过热及损伤，表面漆层应无裂纹、脱落及流挂现象。b)绕组接头绝缘盒及填充物应饱满，无流蚀、裂纹、变软、松脱等现象。c)绕组端部各处绑绳及绝缘垫块应紧固，无松动与断裂。d)绕组弯曲部分，支持环有无电晕放电痕迹。e)上、下槽口处绕组绝缘无被硅钢片割破磨损。f)绕组有无电腐蚀，通风沟处绕组绝缘有无电晕痕迹产生。g)定子内冷系统接头检查。5.2.2.2定子铁芯齿槽检查处理应符合下列要求:a)铁芯无烧伤、过热、牛锈松动。b)合缝处硅钢片无错位。c)定子绕组齿部分硅钢片无松动，轻微松动者，可加绝缘垫楔紧，由于松动而产生的锈粉应清除，并涂刷绝缘漆。d)铁芯两端齿压板压指应压无松动裂纹。e)定子铁芯通风沟无堵塞。5.2.2.3槽楔检查处理后应符合以下要求:a)槽楔应完整、无松动、过热、断裂等现象。b)要求用敲打法检查上、下两端槽楔应紧固，中间部位每节二分之一长度应紧实。c)要求槽楔斜口应对准通风沟方向，并与通风沟对齐，楔下垫实。无上窜及下窜现象，槽楔应不凸出定子铁芯内圆，下部槽楔绑绳应无松动或断股现象。5.2.2.4汇流排引出线及中性点引出线检查处理后应符合下列要求:a)汇流排、引出线绝缘应完整，无损伤、过热及电晕痕迹。 b)螺栓连接的各接头应牢固，接触应良好。用0.05mm塞尺检查其塞入深度，对母线宽度在69m以上者，不应超过6m，母线宽度在69以下者，不应超过4m。c)汇流排引出线支架应无松动，绝缘套管应完整，表面清洁，无损伤及过热现象。d)焊接接头应无气孔、夹渣，表面应光滑。5.2.2.5检修后的检查与清扫要求:a)用清洁、干燥压缩空气吹扫定子绕组上、下端部。吊出转子后，定子铁芯内表面应吹扫，必要时用清洗剂清扫铁芯。b)定子绕组端部附有大量油垢时，要用清洗剂彻底清擦。c)开机前，发电机内应清扫，检查并拉通发电机空气间隙。5.2.2.6定子绕组有下列情况之一应当更换:a)耐压试验不合格的绕组。b)主绝缘受到机械损伤，单边厚度达25%/6k上。c)接头股线损伤其导体截面减少达15%以上。d)绕组严重变形、主绝缘可能损伤者。e)绕组防晕层严重破坏者。5.2.2.7更换绕组的工序:a)除去绕组上、下气(液)、电接头卡套处绝缘层，拆除气(液)管两端卡套及气(液)管。去除接头绝缘，拆开接头。b)割除端部绑扎线，取出垫块。c)退出槽楔。d)取出绕组。e)下线准备。f)绕组流量测试，下绕组。g)打槽楔，耐压试验，安装气(液)管，气密性试验，包或灌接头绝缘。h)清扫检查，喷漆。5.2.2.8定子绕组的嵌装应符合下列要求:a)绕组与铁芯及支持环应同时靠实，上下端部与已装绕组标高一致，斜边间隙符合设计规定，绕组固定牢靠。b)上下层绕组接头相互错位，不应大于5mm，前后距离偏差在连接套长度范围内。c)绕组直线部分嵌入线槽后，单边间隙超过0.3mm、长度大于l00mm时，可用刷环氧半导体胶用绝缘材料包扎或用半导体垫条，塞入深度应尽量与绕组嵌入深度相等;上下层绕组嵌装后，应按DL/T596-1996有关规定，进行耐压试验。d)绕组主绝缘采用环氧粉云母，电压等级在0.5kV以上的发电机绕组嵌装后一般应在额定电压下测定表面槽电位，最大值应控制在l0v以内。5.2.2.9打入槽楔应符合以下要求:a)槽楔应与绕组及铁芯齿槽配合紧密。b)槽楔打入后铁芯上下端的槽楔应无空隙;其余每块有空隙的长度，不应超过槽楔长度的二分之一．否则应加垫条塞实。c)槽楔不应凸出铁芯，槽楔的通风口应与铁芯通风沟一致，其伸出铁芯上下端面的长度及绑扎，应符合设计要求。5.2.2.10绕组接头的焊接，应符合下列要求:a)锡焊接头的铜线、并头套、铜楔等应搪锡。并头套铜楔和铜线导电部分，应结合严密;铜线与铜套之间的间隙，一般不大于0.3mm，局部间隙允许0.5m。b)磷银铜焊接头的填料部间隙，应在0.05～0.2m之间。c)接头焊接时，焊料应充实，焊后表面应光滑，无棱角、气孔及空洞。 d)接头焊接后，应检查焊接质量。在接头接触部位前后选择两点，测量其间的接触电阻，以不大于同截面导线长度电阻值为合格，且各接头电阻最大最小比值不超过1.2倍。5.2.2.11绕组接头绝缘包扎应符合下列要求:a)绕组接头绝缘采用云母带包扎时，包扎前应将原绝缘削成斜坡，其搭接头长度一般应符合表6的要求;绝缘包扎应密实，厚度应符合设计要求。表6定子绕组接头绝缘包扎绝缘搭接长度发电机额定电压kV6.310.513.815.7518.0搭接长度mm2530404550b)接头绝缘采用环氧树脂浇灌时，接头与绝缘盒间隙应均匀，绕组端头绝缘与盒的搭接长度应符合设计要求;浇灌饱满，无贯穿性气孔和裂纹。5.2.2.12定子绕组干燥时，温度应逐步上升，每小时不超过5℃。组最高温度，以酒精温度计测量时，不应超过70r。以埋入式电阻温度计测量时，不应超过80r。5.2.2.13测量定子绕组对机座及绕组间绝缘电阻，当满足下列条件时，可不进行干燥，并按DL/1596-1996有关规定进行交直流耐压试验。a)定子绕组每相绝缘电阻值在换算至100℃时，不得低于按下式计算的数值:式中:UN——发电机额定线电压，v;SN——发电机额定容量，kV"A。b)在40℃以下时，测得的绝缘电阻吸收比或极化指数:沥青浸胶及烘卷云母绝缘吸收比不应小于1.3或极化指数不应小于1.5;环氧粉云母绝缘吸收比不应小于1.6或极化指数不应小于2.0;水内冷定子绕组自行规定;c)进行干燥的定子，其绝缘电阻稳定时间一般为4h-Sh。5.3转子检修工艺要求5.3.1转子吊出与吊入5.3.1.1转子吊出应具备的条件:a)转子上部无妨碍转子吊出的部件，电气各引线均已断开。b)发电机空气间隙检查测定完毕。c)推力头与转子中心体把合螺栓、销钉已拆除。d)顶起转子，制动器锁定投入，将转子落在制动器上。转子顶起高度要根据主轴法兰或主轴与中心体连接止口脱开而定。e)转轮下环与基础环间垫放好楔子板，楔子板用手锤对称打紧，并与固定部件点焊牢固。1)拆除水轮机和发电机连轴螺栓或转子中心体与水轮机轴连接螺栓。一字键两边的侧键拔出。g)起吊转子的桥式起重机的电气和机械设备已全面检查试验，动作可靠。h)检查厂用电源，保证供电可靠。1)起吊转子轴和平衡梁牢固连接，平衡梁水平调整在0.3mm/m以内。J)安放转子的检修场地准备:安装间支承转子基础板应清除焊点、打磨平整;检查钢筋混凝土荷重梁和盖板无裂纹、无严重缺损现象，荷重盖板与支墩接触良好、受力均匀;布置支墩，调整支墩上面的楔子板高程在±lmm范围之内。转子机坑已清理。组装吊转子的专用工具连接就绪。5.3.1.2转子吊出过程中的主要工序如下: a)将转子吊起100mm-150mm，停留l0min，必要时测量桥式起重机主梁的扰度不得超过设计许可值，检查平衡梁的水平。进行桥式起重机起落制动试验，检查桥式起重机扰度值和主钩制动情况。b)起吊过程中，在桥式起重机上应设专责机电人员负责对制动器、减速器、卷筒钢丝绳及其绳夹、电气设备的监视和检查，以便及时发现故障预防事故。c)转子在定子内起吊过程中，沿定子圆周每隔二个磁极设一个专人用(根据定子铁芯高度、磁极宽度、定转子空气间隙尺寸而制做的)木板条插入转子磁极极掌表面中线处和定子之间的空气间隙中，并不断晃动;当木板条出现卡住现象时，应停止起落转子，找正中心后再起落。d)转子吊出后，应及时对发电机轴法兰、转子中心体下部结合面及螺栓孔进行清扫除锈，涂上凡士林或抹上黄油，防止锈蚀。e)转子起吊高度必须超过沿途最高点200mm，必须按指定路线匀速行走直至安装场，没有异常情况中途不得停顿。5.3.1.3转子吊入应具备的条件:a)转子吊入前，将影响下部吊入工作的水轮机、发电机各部件，全部吊装就位，安装就绪。b)制动器安装完毕，制动闸瓦顶面高程偏差，不应超过±lmm，与转子制动环的间隙偏差，应在设计值的±20%范围内。c)推力头与镜板连接完毕，找平落在推力瓦上。d)连轴法兰及螺栓孔、止口、组合面、键槽等清扫检修完毕。e)水轮机大轴法兰水平调至0.l0mm/m，并研磨清扫合格。f)平衡梁及桥式起重机检查完好。g)发电机定子、转子检查清扫，喷漆合格。5.3.1.4转子吊入过程中的主要工序如下:a)转子吊入步骤与吊出步骤相反。b)转子吊起后移至机坑上方，下落距定子20mm左右时，校正中心一次。c)调整方位，应保证发电机轴或转子中心体与水轮机轴中心偏差小于0.5mm。d)当转子制动环距制动器顶面l0mm左右时，进行大轴法兰或转子中心体与水轮机轴法兰对孔。对称穿上2--4个螺栓后，将转子落在制动器上。检查转子的中心及水平。e)测定发电机空气间隙合格后，进行连轴，所有连轴螺栓按工艺要求进行紧固。5.3.2机械部分检修5.3.2.1转子在机坑内的检查，应符合如下要求:a)检查转子结构焊缝，各把合螺栓点焊好、无松动。b)转子挡风板焊缝无开裂和开焊，风扇应无裂纹。c)磁极键和磁扼键无松动，点焊无开裂。5.3.2.2机坑内磁极的拆除工序要求如下:a)准备好拆除工具。b)拆开磁极键的点焊处，拆开阻尼环及磁极绕组连接线的软接头。c)对应磁极下方放好铁墩、千斤顶和木块将磁极支承。d)用已挂在桥式起重机吊钩上的拔键器夹住磁极键的大头，然后找正桥式起重机吊钩的垂直位置，拔出磁极键。e)需拔出的磁极键均已拔出后，在磁极上下端罩处装入镶有毡垫的U型护帽，并用钢丝绳捆扎妥当，吊出磁极。f)磁极在吊出过程中严禁与定子相碰撞。g)拔出的磁极键应编号保管，装复前应检查修理。 5.3.2.3机坑内磁极回装工序要求如下:a)磁极装复前，检查磁极T尾是否平直、干净，磁扼T型键槽内有无杂物并清理干净。b)对应磁极下部放好千斤顶、专用垫铁。c)先将两根短键按号放入磁扼T尾两侧，注意键的大头朝下，斜面朝向轴心，下部键头落于专用小垫铁上。d)用桥式起重机吊钩吊起磁极找正后顺凹型槽下落，直到比周围磁极高lm时停止，调整磁极高程。e)将两根长键的斜面均匀地涂一层润滑剂，按小头朝下，斜面朝轴心对号插入键槽，打入后其配合面接触良好，用手摇晃不动。f)磁极键打入深度不得小于磁极铁芯高度的90%.g)为以后拔键方便，打入磁极键的上端留出200m左右的长度。磁极下部露出的键头割至与磁极铁芯底面平齐即可。h)在阻尼环处测量磁极与相邻磁极的相对高差不得超过lmm。1)将磁极键对搭焊接，按顺序连上阻尼环和磁极绕组连接接头。J)新更换的磁极应注意配重。5.3.2.4转子吊出后应进行清扫、检查。检修后应达到以下要求:a)转子各结构焊缝，各把合螺栓点焊处完好，无开裂和松动。转子挡风板和各焊缝处无开裂和开焊，风扇应无裂纹。b)制动环无裂纹，固定制动环螺栓头部应低于制动环制动面2m--3m。制动环接缝处的错牙不得大于lm。轮臂和中心体的接合面应无间隙。c)磁极键和磁扼键无松动，点焊无开裂。d)转子通风沟和其他隐蔽部件上无异物。e)喷漆质量达到要求。5.3.2.5转子圆度可用测圆架进行测量，应符合下列要求:a)测圆架本身刚度良好，中心架转臂重复测量圆周上任意点的误差不大于0.lm。b)测点应设在每个磁极极掌表面中轴线上，测点表面漆应消除干净，测量过程中测圆架应始终保持转动平稳。c)测量部位应有匕下二个部位。检杳转子磁极圆度，各半径与平均半径之差，不应大于设计空气间隙值的±54605.3.2.6转子测圆过程中可利用测圆架检查磁极高程偏差，应符合下列要求:a)铁芯长度小于或等于1.5m的磁极，不应大于±1.0nun;铁芯长度大于1.5m的磁极，不应大于±2.0mm。b)额定转速在300r/min及以上的发电机转子，对称方向磁极挂装高程差不大于1.5mm。5.3.3电气部分检修5.3.3.1转子磁极及磁极接头经检查处理后应符合下列要求:a)磁极绕组表面绝缘完好，匝间主绝缘及整体绝缘良好，按试验规程测试交流阻抗，绝缘电阻。主绝缘耐压数据合格。b)磁极接头绝缘包扎完整。c)磁极接头无松动、断裂、开焊，接头拉杆螺丝与绝缘夹板应完整无缺，螺栓连接的磁极接头，固定螺栓应紧固，锁片应锁紧。5.3.3.2阻尼环及其接头检修后应符合下列要求:a)阻尼环与阻尼条连接良好，无断裂开焊。螺栓应紧固，锁片应锁紧。b)阻尼环及其软接头无裂纹、无变形、无断片，螺栓无松动。c)阻尼条无裂缝、无松动、无磨损、无断裂。 5.3.3.3转子引线经检修后应符合下列要求:a)绝缘应完整良好，无破损及过热。b)引线固定完好，固定夹板绝缘良好，固定牢靠，无松动。5.3.3.4集电环及励磁引线检修后应符合下列要求:a)集电环表面应光滑无麻点、无刷印或沟纹，表面不平度不大于0.5mm。b)集电环负极运行中磨损较快，为使两集电环磨损一致，必要时将极性调换。c)刷架刷握及绝缘支柱应完好，固定牢靠。刷握距离集电环表面应有3mm～4mm间隙。刷握应垂直对正集电环，弹性良好。d)炭刷与集电环接触良好。炭刷与刷盒壁间应有0.lmm～0.2mm间隙。e)炭刷的压力应调整在0.15Mpa～0.25MPa、范围内，同一刷架上每个炭刷压力相互差值不应超过10%。f)新换炭刷与原炭刷牌号必须一致。g)励磁引线及电缆绝缘应完好无损伤，接头连接牢固，固定夹板完好。5.3.3.5大修中转子喷漆的主要工序工艺应符合下列要求:a)机械及电气检修工作全部结束。b)喷漆前转子清扫干净，再用清洁干燥的压缩空气吹扫。c)检查所有的螺栓已紧固，锁片已锁。d)磁极绕组交流耐压合格。e)将1361(1321)漆用甲苯调至每秒8～10滴为适宜。f)喷漆均匀，无流挂现象。g)待漆干后，磁极按原编号标记。5.3.3.6磁极发现有下列缺陷之一时应分解检修或更换:a)主绝缘不良。b)绕组匝间短路。c)绕组接头更换或重新铆焊。5.3.3.7磁极分解检修的主要工序为:a)拆开线夹板螺栓。b)焊开磁极焊接头。c)吊拔磁极。d)绕组与铁芯分解。e)铁芯及绕组清扫检查。f)检修主绝缘、匝间绝缘或铆焊接头。g)绕组与铁芯组装。5.3.3.8磁极绕组组装的主要工序为:a)检查绕组、线芯各部无异常。b)用专用工具将绕组套入铁芯。c)调节绕组高度，磁极绕组高度和垫板，在压紧状态下，垫板与铁芯高度差应符合设计要求，无规定时不应超过-lmm。d)绕组与铁芯间塞入环氧玻璃布板，楔紧绕组。e)磁极干燥(必要时)。f)测量单个磁极绝缘电阻应不小于5MΩ。g)交流耐压试验合格。5.3.3.9磁极接头发现下列缺陷时应进行更换处理:a)软接头铜片断裂。b)软接头损伤使导电截面减少15%以上及焊缝有裂纹。 c)铜片失去弹性。d)软接头与磁极绕组铆焊不良。e)软接头接触电阻不合格。5.3.3.10磁极接头更换处理的主要工序为:a)拆卸上下阻尼环接头(磁极需吊出时)。b)拆卸磁极软接头固定夹板，拆卸下包扎的绝缘。c)拆开磁极软接头。d)软接头清理、整形。e)连接磁极软接头，包绝缘，上固定夹板。f)安装阻尼环软接头。g)测量接触电阻。5.3.3.11磁极接头连接，应符合下列要求:a)接头错位不应超过接头宽度的10%，接触面电流密度应符合设计要求。b)焊接接头焊接应饱满，外观光洁，并具有一定弹性。c)接头绝缘包扎应符合设计要求。接头与接地导体之间应有不小于l0mm的安全距离，绝缘卡板卡紧后，两块卡板端头，应有lmm-2mm间隙。5.4制动系统检修工艺要求5.4.1制动器本体检查，固定螺栓紧固，各部动作正常。制动闸瓦固定牢靠，夹持挡块无松动，表面平整无裂纹和严重翘曲，其高出夹持铁条不得小于8mm。大修后制动闸瓦高出夹持铁条不得小于15mm，否则应更换。新制动闸瓦萝换应注意制动闸瓦必须与两侧的挡块配合紧凑，不应有摇晃现象。5.4.2制动器检查分解工序工艺要求如下:a)关闭气源、油源，拆除制动器管路法兰连接螺栓，拆除固定制动器的螺栓，移出制动器。b)分解制动闸瓦前检查制动器活塞是否复位，以防拆除时弹簧飞出伤人。c)拆除托板及夹条，取出制动闸瓦。d)拆除托板与活塞的连接螺钉，取出托板。e)拆除弹簧压板，取出弹簧。f)拔出上下活塞。5.4.3检查修理清洗活塞及活塞缸，并通气清扫油孔，使之无阻塞。缸壁、活塞应无高点，毛刺和擦痕。(y型密封圈完好，无明显变形。安装时应先装好0型密封圈，活塞和缸壁抹上透平油。弹簧及弹簧压板装好后，检查活塞动作应灵活、不发卡。制动器托板与活塞连接螺钉拧紧后要与托板留有适当的上下活动空隙。5.5推力轴承检修工艺要求5.5.1检修工艺一般要求如下:5.5.1.1推力轴承充排油前应接通排充油管，并检查排油、充油管阀应处的位置，确认无误后方可进行。对于推力轴承和导轴承不共用一个油槽的结构，导轴承与推力轴承不允许同时充排油，以防跑油。5.5.1.2在分解推力轴承冷却器排充油管、进排水管法兰时，应先将油水排尽，分解后应及时将各排充油管法兰管口和进排水管法兰管口封堵好，以防进入杂物。5.5.1.3推力轴承冷却器水压试验:单个冷却器应按设计要求的试验压力进行耐压试验，设计无规定时，试验压力一般为工作压力的2倍，但不低于0.4MPa，保持60min，无渗漏现象。装复后应进行严密性耐压试验，试验压力为1.25倍实用额定工作压力，保持30min，无渗漏现象。冷却管如有渗漏，应可靠封堵，但堵塞数量不得超过冷却器冷却管总根数的10%，否则应更换。 5.5.1.4检修不吊转子情况下，推力瓦抽出前应将推力瓦与高压油顶起装置油管间的连接头拆开、温度计连接线拆开。然后将转子顶起旋上制动器锁定或在制动器处装千斤顶支承，使推力瓦与推力头脱开，推力瓦连板、推力瓦瓦钩拆除，将转子重量落在制动器上之后，可将推力瓦顺着键由油槽抽瓦孔向外抽出。严禁在抽出一块或数块推力瓦的时候将机组转动部分的重量转移到推力轴承上。推力瓦全部吊出时，严禁在瓦面上放置重物和带棱角的物体，防止划伤推力瓦面，严禁弹性金属塑料瓦瓦面与瓦面直接接触堆放。必须接触推放时，瓦面上要涂上凡士林并用硬纸板隔开。5.5.1.5弹性金属塑料]瓦的检修应符合下列要求:a)弹性金属塑料瓦表面严禁修刮和研磨。检查瓦面磨损情况及弹性金属丝(一般为青铜丝)有否露出氟塑料覆盖层。其他方面检查可参照DL/1622-1997的有关规定执行。b)由于弹性金属塑料导轴瓦塑料瓦面硬度低，检修中注意划伤和磕碰。c)弹性金属塑料导轴承检修中应清扫油槽，要精心滤油，润滑油的清洁度应符合有关规定。5.5.1.6将推力头吊出。推力头安放在方木上。推力头应涂一层润滑油，贴上一层腊纸并加盖毛毡，周围加遮栏以防磕碰。5.5.1.7推力轴承分解过程应检查:a)推力头上下组合面接触良好。b)油槽盖的密封是否良好，检查磨损程度，以便确定是否更换。c)油槽底部有无杂质。d)油槽内壁油漆有无脱落。e)推力瓦的磨损情况。f)抗重螺栓的锁定有无松动和断裂现象。5.5.1.8液压支承结构的推力弹性油箱及底盘，其各部焊缝应仔细检查，无渗漏，抗重螺栓头光滑无麻点，绝缘垫板、销钉和螺栓的绝缘套垫进行干燥，瓦架油箱组装质应用1000V摇表检查绝缘，其对地绝缘电阻阻值不得小于5MΩ。油槽最后清扫处理完毕后，应顶起转子，在推力瓦与镜板不相接触的条件下，测其绝缘电阻值，应不小于1MΩ。5.5.1.9推力油槽应彻底清扫检查，耐油漆完整。装复推力冷却器、挡油筒(槽)后进行煤油渗漏试验，6h无渗漏现象。5.5.1.10推力瓦温度计的绝缘测定，要求每个温度计对推力瓦绝缘电阻值不小于50MΩ，总电阻值不小于0.5MΩ。5.5.1.11推力瓦调整定位后，应检查连板、瓦钩与推力瓦的轴向、切向间隙，固定螺栓紧固，锁定锁片。5.5.1.12检查液压支承结构的推力瓦底部与固定部件之间应有足够间隙，保证由于负荷增加引起推力瓦下沉，其运行应有的灵活性不受影响。弹性油箱的保护套与油箱底盘间间隙，应调至设计值。5.6导轴承检修工艺要求5.6.1导轴承检修工艺一般要求:5.6.1.1导轴承充排油工艺参照5.5.1.1要求进行。5.6.1.2导轴承分解时，均要进行轴位测定，测量和校核的误差不超过0.02mm。5.6.1.3测量导轴瓦间隙，并做好记录。5.6.1.4分解、检查、处理、清洗导轴承各部件。5.6.1.5安装时，导轴承中心一般应依据机组中心测定结果而定。要求导轴承轴位和机组中心测定的结果误差应在0.02m以内。5.6.1.6导轴瓦修刮工艺方法和要求:a)推力瓦检修研刮应采用与镜板和研磨平台研磨的方法，必要时可采用盘车研瓦方法。 b)刀花排列应均匀整齐，刀花应相对错开。刀花面积应控制在0.15-0.25cm³以内。刀花最深点应基本控制在下刀处和刀花中部之间。刀花最深处控制在0.03mm-0.05mm之间。下刀处应为缓弧，不应有棱角和毛刺。c)推力瓦面接触点应不少于2-3点/cm³。d)推力瓦面局部不接触面积，每处不应大于推力瓦面积的2%，但最大不超过16cm³，其总和不应超过推力瓦面积的5%。e)进油边按设计要求刮削，无规定时，可在10mm-15mm范围内刮成深0.5mm的倒圆斜坡。f)刚性支柱式推力瓦面的刮低，可在支柱螺栓周围约占总面积1/3-1/2的部位，先刮低0.01mm--0.02mm，然后再缩小范围，从另一个方向再刮低约0.0lmm--0.02mm。无支柱螺栓的轴瓦可不刮低。g)导轴瓦面接触点应不少于1-3点/cm³，且瓦的接触面积达整个瓦面积的85%以上。h)每块导轴瓦的局部不接触面积不应大于5%。i)导轴瓦的抗重块与导轴瓦背面的垫块座、抗重螺母与螺母支座之间应接触严密。导轴瓦抗重块表面应光洁、无麻点和斑坑。j)轴瓦绝缘应分块用l00v摇表测量瓦和抗重块间的绝缘电阻值应不小于500Ω。导轴承座圈与导轴瓦的绝缘垫以及导轴承座圈与上机架绝缘垫的对地绝缘均用1000V摇表测量，绝缘电阻值应不低于500Ω。导轴瓦温度计绝缘不小于50MΩ。5.6.1.7导轴瓦装复应符合下列要求:a)轴瓦装复应在机组轴线及推力瓦受力调整合格后，水轮机止漏环间隙及发电机空气间隙均符合要求，即机组轴线处于实际回转中心位置的条件下进行。为了方便复查轴承中心位置，应在轴承固定部分合适地方建立测点，并记录有关数据。b)导轴瓦装配后，间隙调整应根据主轴中心位置，并考虑盘车的摆度方位和大小进行间隙调整，安装总间隙应符合设计要求。对采用液压支柱式推力轴承的发电机，其中一部导轴承轴瓦间隙的调整可不必考虑摆度值，可按设计值均匀调整。c)导轴瓦间隙调整前，必须检查所有轴瓦是否已顶紧靠在轴领上。d)分块式导轴瓦间隙允许偏差不应超过±0.02mm。5.6.1.8导轴领表面应光亮，对局部轴电流烧损或划痕可先用天然油石磨去毛刺，再用细毛毡，研磨膏研磨抛光。轴领清扫时，必须清扫外表面及油孔。轴领外表面最后清扫应使用白布或丝绸和纯净的甲苯或无水乙醇。5.6.1.9导轴承座圈与导轴瓦绝缘板共两层，两层接缝应不在导轴瓦上。绝缘板的曲率半径应与轴领半径基本相等。5.6.1.10导轴承装复后应符合下列要求:a)导轴承油槽清扫后进行煤油渗漏试验，至少保持4h，应无渗漏现象。b)油质应合格，油位高度应符合设计要求，偏差不超过±10mm。c)导轴承冷却器应按设计要求的试验压力进行耐压试验，设计无规定时，试验压力一般为工作压力的两倍，但不得低于0.4MP，保持60min无渗漏现象。5.7上、下机架检修工艺要求5.7.1上机架检修工艺要求如下:5.7.1.1上机架吊出时各个支臂设专人监视。为防止起吊时晃动，可在对称四个支臂上各保留一个螺栓，只松开一半而不拆除，待机架稍起找正后拆除。起吊过程中，中心体设专人用薄木板条在中心体与上导轴领、集电环间晃动，以防止碰坏轴领和集电环等其他设备。5.7.1.2上机架装复前应完成检查、清扫、刷漆，固定螺栓、销钉、各支臂结合面修理、清扫，机架附件检查、清扫，并按规定刷漆。挡风板结构检查、处理。径向支承装置检查、清扫。 5.7.1.3上机架装复就位后，应检查水平、高程、中心，合格后，先回装销钉，再紧固螺栓。待盘车机组轴线调整合格后，调整机架径向支承装置符合设计要求。5.7.2下机架检修工艺要求如下:5.7.2.1下机架拆前水平值测量方法同上机架，测量各个支臂结合面的间隙，起吊的方法注意事项同上机架。5.7.2.2下机架装复前完成机架清扫、刷漆，检查金属结构，清扫修理结合面、销钉、销孔、螺栓。5.7.3必要时，在机组拆卸前，可测量承重机架的静挠度值，其值应符合设计要求。5.8发电机总体装复工艺要求5.8.1上机架装复后应进行水平、高程、中心测量、检查。要求高程偏差不大于±0.1m，水平偏差不大于0.10mm/m-0.15mm/m，中心偏差不大于1.0mm，否则进行调整处理。调整时先调高程，合格后再调水平。一般在机架吊出时要记录每个支臂下的间隙值及加垫的厚度，做为装复时的依据。5.8.2下机架装复前应检查各支臂与机座组合面之间无杂物、毛刺，当下机架吊入至基础面150mm-200mm时，再将结合面清扫后，下落就位。测量调整高程、水平、中心应满足要求。5.8.3复查机架径向支承装置，其安装高程偏差不超过15mm，径向支承装置受力应一致。5.8.4制动器装复应符合下列要求:a)单个制动器应按设计要求进行严密性耐压试验，持续30min，压力下降不超过耐压压力的3%弹簧复位结构的制动器，在压力撤除后，活塞应能自动复位。b)制动器顶面安装高程偏差，不应超过±0.1m.c)制动器及管路装复后应做通气及顶转子油压试验，即通以工作气压检查制动器，动作应灵活，制动器及气管路整体无漏气;用顶转子油泵顶起转子，动作正常后，转子在顶起状态停留15min～30min，检查制动器及油管路，应无渗漏。5.8.5测量核对定子安装有关尺寸应符合下列要求:a)定子按水轮机实际中心线找正时，测量上、中、下三个断面，各半径与相应平均半径之差，不应超过设计空气间隙值的±5%。定子按转子找正时，应符合本条c)项的要求。b)按水轮机主轴法兰高程及各件实测尺寸核对定子高程，应使定子铁芯平均中心线高于转子磁极中心，其高出值不应超过定子铁芯有效长度的0.4%，但最大不超过6mm。c)当转子位于机组中心时，检查定子与转子间上下端空气间隙，被测间隙值与平均间隙值之差不超过平均间隙值的±10%。5.8.6转子吊装应符合下列要求:a)转子吊装前，调整制动器顶面高程，使发电机转子吊入后，推力头套装时，与推力瓦保持4mm-8mm的间隙;推力头在水轮机主轴上的结构形式，制动器顶面高程的调整，只需要考虑水轮机与发电机间的联轴间隙。b)必要时，转子吊转过程中，检查测量磁扼的下沉恢复情况。c)转子应按水轮机找正，联轴法兰中心偏差，应小于0.05mm，法兰之间不平行值应小于0.02mm。定子中心，若已按水轮机固定部分找正，则转子吊入后，按空气间隙调整转子中心。5.8.7推力头安装应符合下列要求:a)推力头热套时，加温温度以不超过100℃为宜。b)卡环受力后，应检查其轴向间隙，用0.03mm塞尺检查，不能通过。间隙过大时应抽出处理，不得加垫。5.8.8用盘车方法检查、调整机组轴线，并符合下列要求:a)盘车前，机组转动部分处于中心位置，大轴应垂直。 b)调整靠近推力头的导轴瓦或临时导轴瓦的单侧间隙，一般为0.03mm-0.05mm,c)盘车前，推力瓦面应涂上无杂质猪油(室温高于25℃时，可用牛羊油)或二硫化钥润滑剂。d)刚性盘车前，推力轴承各推力瓦受力应初调均匀，轴线调整完毕后，机组各部摆度值，应不超过表7的要求。表7机组轴线的允许摆度值(双振幅)轴的名称测量部位摆度的允许值机组额定转速r/min1002503756001000发电机轴发电机上、下导轴承处轴颈及法兰相对摆度mm/m0.030.030.020.020.02水轮机轴水轮机轴承处的轴相对摆度mm/m0.050.050.040.030.02发电机上部轴励磁机的整流子绝对摆度mm/m0.400.300.200.150.10发电机轴集电环绝对摆度mm/m0.500.400.300.200.10注:12绝对摆度是指在测量部位测出的实际摆度值。3在任何情况下，水轮机导轴承的绝对摆度不得超过以下值:①额定转速在250r/min以下的机组为0.35mm;②额定转速为250r/min～600r/min的机组为0.25mm;③额定转速在600r/min以上的机组为0.20mm.5.8.9推力油槽的安装，应符合下列要求:a)推力油槽应按5.6.1.10要求作煤油渗漏试验。b)油槽冷却器应按5.5.1.3要求作耐压试验。c)油槽内转动部分与固定部分的轴向间隙，应满足顶转子要求，其径向间隙应符合设计规定，沟槽式密封毛毡装入槽内应有lmm左右的压缩量。d)挡油筒外圆应与机组同心，中心偏差不大于0.3mm～1.0mm。e)油槽油面高度应符合设计要求，偏差不大于15mm。润滑油的牌号应符合设计要求，注油前检查油质，应符合GB11120-1989中的有关规定。f)水内冷推力瓦，安装后应按设计要求作水压试验，不得渗漏。5.8.10悬吊式机组推力轴承各部绝缘电阻应不小于表8的规定。表8悬吊式机组推力轴承各部绝缘序号推力轴承部件绝缘电阻MΩ测量仪器(兆欧表)V备注1推力轴承底座及支架51000在底座及机架安装后测量2水冷瓦引水管路501000与推力瓦的接头连接前，在管内无水时进行，单根侧试3高压油顶起装置压油管路101000与推力瓦的接头连接前，单根测试4推力轴承总体11000轴承总装完毕，顶起转子，注入润滑油前，温度10℃一30℃ 5推力轴承总体0.5500轴承总装完毕，顶起转子，注入润滑油前，温度10℃一30℃6推力轴承总体0.02500转子落在推力轴承上，转动部分与固定部分的所有连接件暂拆除7埋入式温度计50500注入润滑油前，测每个温度计芯线对推力瓦的绝缘电阻注:4.5.6三项可测其中之一项。5.8.11推力瓦受力调整应在机组轴线处于垂直、转子和转轮处于中心位置的时候进行，并符合下列要求:a)一般用测量轴瓦托盘变形的方法调整受力。起落转子，各被测托盘变形值与平均变形值之差，不应超过平均变形值的110%。b)采用锤击抗重螺栓的方法调整受力时，相同锤击力下机组轴倾斜的变化值与平均变化值之差，不超过平均变化值的±10%。5.8.12推力轴承最终调整定位后，推力瓦压板、挡板与瓦的轴向、切向间隙，均应符合设计要求。5.8.13当机组转动部分落于推力轴承上时，测量推力轴承座的上表面至镜板摩擦面间的距离，并作出记录。5.8.14推力轴承冷却装置和管路，必须清扫干净，并按设计要求作耐压试验。5.8.15导轴承装复应符合下列要求:a)机组轴线及推力瓦受力调整合格。b)水轮机止漏环间隙、发电机空气间隙合格。c)分块式导轴承的每块导轴瓦在最终安装时，绝缘电阻在50MΩ以上，总绝缘电阻不小于0.5MΩ。d)导轴瓦安装，应根据主轴中心位置并考虑盘车的摆度方位和大小进行间隙调整，安装总间隙应符合设计要求。对采用弹性推力轴承的发电机，其中一部导轴瓦间隙的调整可不必考虑摆度值。e)分块式导轴瓦间隙调整允许偏差不应大于±0.02nun。f)油槽安装应符合5.8.9有关规定。5.8.16发电机测温装置的装复，应符合下列要求:a)测温装置的总绝缘电阻，一般不小于0.5MΩ。有绝缘要求的轴承，在每个温度计安装后，对轴瓦的绝缘电阻应符合表8第7项的要求。b)定子绕组测温装置的端子板，应有放电空气间隙，一般为0.3m-0.5m。c)轴承油槽封闭前，测温装置应进行检查，各温度计应无开路、短路、接地现象，信号温度计指示应接近当时被测温度，温度计引线应固定牢靠。d)温度计及测温开关标号，应与轴瓦号、冷却器号、绕组槽号一致。6水轮发电机检修启动试验和验收6.1启动试验前的验收6.1.1检修完工要严格执行验收制度，加强质量管理。6.1.2检修质量检验要求实行检修工作人员自检与验收人员检验相结合。6.1.3各级验收人员应由工作认真负责、熟悉检修技术业务者担任。6.1.4机组检修完工，三级验收完，各项检验数据合格，启动前的全面检查通过后，方可进行启动试验。 6.2启动试验项目和要求6.2.1首次手动开停机试验:6.2.1.1首次开机过程中应监测检查如下主要项目:a)机组升速至80%额定转速(或规定值)时，可校验电气转速继电器对应的触点。b)机组升速过程中应加强对各部轴承温度、油槽油面的监视。各轴承温度不应有急剧升高及下降现象。c)测量机组运行摆度双幅值，其值应小于轴承间隙或符合厂家设计规定值。d)测量发电机一次残压及相序。6.2.1.2首次手动停机过程中应检查下列各项:a)注意机组转速降至规定转速时，制动装置的自动投入情况。b)监视各部位轴承温度变化情况。c)检查转速信号的动作情况。d)检查各部位油槽油面变化情况。e)机组全停后，制动装置应自动切除。6.2.2过速试验及检查:6.2.2.1机组过速试验要根据设计规定的过速保护装置整定值进行。6.2.2.2过速试验过程中应监视并记录各部位摆度和振动值，各部轴承的温升情况及发电机空气间隙的变化。6.2.2.3过速试验停机后应进行如下检查:a)全面检查转动部分。b)检查定子基础及上机架径向支承装置的状态。c)检查各部位螺栓、销钉、锁片是否松动或脱落。d)检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。e)检查上下挡风板是否有松动或断裂。6.2.3自动开机和自动停机试验:6.2.3.1自动开机和自动停机试验的主要目的是检查自动开停机回路动作是否正确。具有计算机监控系统为主要控制方式的水电站，自动开、停机应由计算机监控系统来完成。6.2.3.2自动开机可在中控室或机旁进行，并检查下列各项:a)检查自动化元件能否正确动作。b)检查推力轴承制动装置的动作情况。6.2.3.3自动停机过程中及停机后的检查项目:a)记录自发出停机脉冲信号至机组转速降至制动转速所需时间。b)记录机组开始制动至全停的时间。c)检查转速信号器动作是否正确。6.2.4发电机短路试验，必要时才做此项试验。6.2.5发电机升压试验:6.2.5.1发电机升压试验应具备的条件:发电机保护系统投入，励磁系统投入，辅助设备及信号回路电源投入。6.2.5.2发电机升压时应进行下列检查和试验:a)分段升压，检查所有电压互感器二次侧电压应三相平衡，相序相位及仪表指示应正确，各电压保护装置端子电压正常。b)发电机及引出母线、与母线相连的断路器、分支回路设备等带电后是否正常。c)机组运行中各部振动及摆度是否正常。d) 分别在50%,100%额定电压下，跳开灭磁开关检查消弧情况，录制示波图，并求取灭磁时间常数。e)在额定电压下测量发电机轴电压。6.2.6发电机空载下励磁调节器试验:6.2.6.1发电机空载时的励磁调节器试验应符合下列要求:a)具有起励装置的晶闸管励磁调节器的起励工作应正常且可靠。b)检查励磁调节系统的电压调整范围，应符合设计要求。检查在各种工况下的稳定性(即摆动次数)和超调量不超过规定。c)测量励磁调节器的开环放大倍数值。d)在等值负载情况下，录制和观察励磁调节器各部特性。对于晶闸管励磁系统，还应在额定励磁电流情况下，检查功率整流桥的均流和均压系数。均压系数不应低于0.9，均流系数不应低于0.85.e)发电机空载状态下，改变转速，测定发电机端电压变化值，录制发电机电压与频率关系特性曲线。频率每变化1%，自动励磁调节系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值的±0.25%.f)晶闸管励磁调节器应进行低励磁、过励磁、断线、过电压保护的调整及模拟动作试验，其动作应正确。g)对于采用三相全控整流桥的静止励磁装置，还应进行逆变灭磁试验。6.2.7发电机并列及带负荷试验:6.2.7.1发电机并列试验。a)以自动准同期方式并列试验前，应检查同步装置的超前时间、调速脉冲宽度及电压差闭锁的整定值。b)在正式并列试验前，应先断开相应的隔离开关进行模拟并列试验，以确定同步回路的正确性。6.2.7.2发电机带负荷试验。a)发电机带负荷试验，有功负荷应逐步增加，并观察各仪表指示及各部位运转情况和各种负荷下尾水管补气装置工作情况。观察并检查机组在加负荷时有无振动区，测量振动范围及其量值，必要时进行补气试验。b)做发电机带负荷下的励磁调节器试验。6.2.7.3发电机甩负荷试验。a)甩负荷试验前，将调速器的稳定参数选择在空载扰动所确定的最佳值;调整好测量各部位的振动、摆度、蜗壳压力、机组转数(频率)、接力器行程、发电机气隙等电量和非电量的监测仪表;所有继电保护及自动装置均已投入;自动励磁调节器的参数已选择在最佳值。b)发电机甩负荷试验应在额定有功负荷的25%,50%,75%和100%下分别进行。c)发电机甩负荷时，检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。当发电机甩额定有功负荷时，发电机电压不应大于额定电压的15%-20%，振荡次数不超过3次一5次，调节时间不大于5s.6.2.8发电机72h带负荷连续试运行试验。6.3检修工程最终验收6.3.1对机组启动试验过程中出现的问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消除。6.3.2各项启动试验项目合格，经过交接验收，并办理相关手续。6.3.3机组通过连续72h试运行，未发现新的缺陷，方可正式归调投入系统运行。6.3.4机组检修完工后，要及时写出技术总结.经过审查、审核、批准后送交相关部门保存。 发电机检修工艺规程(电气部分)1主题内容和适用范围本规程规定了XXX水电厂发电机检修的项目和内容、技术参数、工艺标准。本规程适用于XXX水电厂发电机检修维护和质量验收工作。2引用标准电力工业部《发电厂检修规程》电力部《电力工业技术管理法规》杭州大路发电机厂提供的有关资料XXX水电勘测设计院提供的有关资料3发电机的主要技术数据序号名称单位数值1发电机型号SF-J2500-40/42502额定容量KVA31253额定功率PNKW25004额定电压KV6.35额定电流A286.36额定频率HZ507额定功率因素COS0.8(滞后)8额定转速r/min1509飞逸转速r/min31410额定励磁电流A21111额定励磁电压V21812励磁方式静止晶闸管励磁13相数314定子绕组接法Y15绝缘等级B/F16短路比1.0517纵轴同步电抗Xd1.02818纵轴瞬变电抗Xd′0.31819纵轴超瞬变电抗Xd〞0.25520横轴同步电抗Xq0.67321横轴瞬变电抗Xq′0.67322横轴超瞬变电抗Xq〞0.27923发电机飞轮力矩GD2t×m218524发电机定子三相突然短路时定子基础承受的扭矩KN﹒m825 25下机架制动扭矩KN﹒m526发电机正常运行时定子基础总负荷KN110027冷却水最高水温℃2828冷却水工作压力Mpa0.15~0.2529机组制动转速r/min4530机组制动时间min≤231机组制动气压Mpa0.5~0.732机组顶转子油压Mpa933机组润滑油L-TSA-45汽轮机油4检修周期与检修标准项目4.1根据我厂机组具体情况确定机组检修周期如下：大修每3-4年进行一次，延长至6-8年，逐步向状态检修过渡。小修每年进行1-2次4.2大修标准项目4.2.1拆装4.2.1.1励磁引线（电气一次部分）4.2.1.2发电机引出线及中性点接头4.2.1.3转子滑环引出线4.2.1.4机端PT一次引线，励磁变压器引线4.2.2定子检修4.2.2.1铁芯及压板4.2.2.2线圈试验、检查及清扫4.2.2.3槽楔、绑线及支持环4.2.2.4引出线4.2.2.5必要时进行喷漆4.2.3转子检修4.2.3.1磁极线圈及接头试验，清抹检查4.2.3.2引出线4.2.3.3阻尼环检查打磨连接片4.2.3.4必要时进行喷漆4.2.4滑环的检修4.2.4.1调整碳刷压力4.2.4.2引线铜鼻子接触检查4.2.4.3碳刷架绝缘套的检查4.2.4.4滑环表面及圆度检查、修复4.2.5发电机干燥4.2.6试验4.2.7试运行4.3小修标准项目4.3.1发电机定子端部、绑线及引出线清扫检查4.3.2发电机上、下端铁芯及槽楔检查4.3.3发电机转子磁极线圈及接头、引线及阻尼环接头检查、清扫 4.3.4转子滑环清扫或碳刷更换4.3.5励磁变清扫、检查4.3.6灭磁开关及励磁回路电缆检查清扫4.3.7电压互感器、电流互感器清扫4.3.8试验4.4大、小修项目的编制依据4.4.1已批准的年度大、小修计划4.4.2大小修的标准项目4.4.3缺陷记录本中记载的尚未消除的缺陷4.4.4前次检修中未完成的项目或验收时提出的应做的工作4.4.5经批准采用的设备技术改进和合理化建议4.4.6反事故措施计划中有关改进工程4.4.7根据设备的运行情况考虑破坏性试验中可能损坏部位5检修准备工作5.1检修前的准备工作5.1.1拟定大修依据5.1.1.1每次检修时应做好清扫检查工作5.1.1.2事故报告、设备运行记录、缺陷记录中记载而未及时处理的缺陷5.1.1.3前次检修中的未完成的项目及尚未消除的缺陷5.1.2除标准大修项目外，对非标准项目需编制方案5.1.3编制发电机大修总进度表，主要部件的操作、指标、图表及订出有关安全作业措施和注意事项5.1.4工具材料和参考资料的准备5.1.4.1检查、修理及补充大修需要的工具5.1.4.2检查、修理及准备好备品，大修材料计划应早写好，并送材料部门准备，并在大修前备好所有所需的材料。5.1.4.3在大修时需用的图纸、规程、参考资料、各种记录表格（或记录本）5.2检修人员的学习对参加大修的工作人员应进行项目、进度、措施及质量要求的交底与讨论，并组织对规程的学习和考核，同时必须强调执行好安全措施和消防措施。5.3小修前的准备工作应根据检修项目的繁简程度，参照第3.3条的要求，做好准备工作。5.4进入发电机必须注意以下事项5.4.1严禁穿带钉的鞋进入机内，穿凉鞋必须先检查鞋底是否夹有石头或金属物。5.4.2不许踩踏线圈端部的接头5.4.3进入发电机人员必须遵守风洞管理制度，所带工具材料必须登记，身上所带金属物件应取出。5.4.4发电机内严禁抽烟5.5发电机内工作必须注意以下事项5.5.1拆卸零件必须点清数量，放入箱内5.5.2检修中若使用明火时，必须先做好防火措施，如配有四氯化碳灭火器和石棉布等。5.5.3机内进行电焊时，地线必须接在焊件上5.5.4拆卸金属部件时应注意不要碰及电气绝缘5.5.5机内工作应避免上、下层同时作业，如有必要应事先做好防止落物的保安措施。5.5.6应正确使用工具，不合要求的工具禁止使用 5.5.7接头焊接时，应做好防止漏焊锡及其他保安措施5.5.8打槽楔时所需之易燃品（如酒精、汽油、甲苯、漆等）应远离线圈，工作中断期间应撤离至机外，非工作所需易燃品严禁带入机内。5.5.9所用之作业行灯，严禁长时间放在线圈上，休息时所用照明及工作电源应断。5.5.10接头焊接时，高温碳棒的放置应牢靠，不要触及线圈绝缘，不要两极碰地，不要放在行人来往之内。5.5.11喷漆工作不要使用行灯作照明，应使用手电筒或矿灯，工作人员应戴口罩和护目眼镜或面罩。5.5.12发现异常情况，应保护好现场并立即向领导汇报。6机组的拆卸6.1拆卸发电机、大罩、挡风板、灭火水管、磁极等大件的拆卸与安装，由机械人员负责，电气派人员监护和协作，有关电缆头、碳刷架、线圈的拆装，由电气人员负责，在分解时注意做好记号，大小螺丝应分别保管,如条件允许应拧回原来的位置。6.2滑环拆卸6.2.1取出滑环碳刷，碳刷、放在专用箱内。6.2.2拆开刷架6.2.3拆开转子引线，作好引线记号。6.2.4摇测各部绝缘并作好记录。6.2.5拆下的部件应集中放在可靠之处。6.3发电机母线分解6.3.1拆开引出线及中性点接头，并做好记号6.3.2各母线接触面应保护好。6.3.3拆下母线连板应集中放在不易碰伤之处。7发电机定子的检修7.1铁芯的检修7.1.1检查铁芯有无过热、烧伤及生锈现象7.1.1.1铁芯过热部位呈黑蓝色或深灰色，这是由于铁芯硅钢片短路所致，通常是铁芯硅钢片有毛剌和凸部翘卷，使硅钢片短路。用锐利的细锯、细锉或砂轮片把毛刺去掉，凸部或翘卷修正后清扫干净，涂上绝缘漆。7.1.1.2铁芯如有生锈，可用砂布、砂轮片打磨清扫干净后漆上绝缘漆。7.1.1.3在拔线棒后，应检查槽部铁芯，除上述两点情况外，如果在槽内有表面烧伤和熔化时，一般是由于两线圈短路或一相接地所造成，应将所有熔化铁片，碳化绝缘物及烧损部分除掉，直致片间绝缘良好的硅钢片为止，所用工具为凿子、刮刀、砂轮机等。要特别小心不让铁刺和熔化的铁渣留在槽内，敲打的工具应用软质金属（如铜）。为避免边缘的电场强度集中，切削面的外形应成半园形，先在已清洗好的地方喷一层1361绝缘漆再用能耐120℃-130℃以上高温环氧树脂填充之。关于铁芯过热与烧伤的具体处理，应经XXX公司同意后方可进行。7.1.1.4检查铁芯有无粉红色铁粉，此种氧化铁粉是由铁芯松动所致，应把铁芯清扫干净，用压缩空气吹扫，并在生锈处涂上一层绝缘漆，然后在松动的硅钢片间塞进钢纸，钢纸两面涂漆，使其粘住，或打入胶木制的楔子与临近的硅钢片拆弯压住。7.1.2检查通风沟合缝，压紧螺栓、齿压板及齿压条。7.1.2.1检查通风沟有无阻塞及白色粉末电晕的痕迹，如有应清扫干净，检查槽内硅钢片有无变形。 7.1.2.2检查定子两处合缝是否增大。7.1.2.3检查铁芯压紧螺栓是否坚固，螺帽点焊处有无裂纹，螺杆松紧程度用0.2毫米塞尺不进，同时铁损试验时，螺杆应无振动声，硅钢片应紧密结合，无明显间隙。7.1.2.4检查齿压板及齿压条是否碰着线棒，如有此情况应加以调整。7.2线圈的检修7.2.1检查线圈子绝缘情况7.2.1.1线圈上下端部绝缘有否破裂、变形、膨胀、烧焦、变脆、漆层脱落，流胶及机械损伤等现象，视其损伤轻重，分别处理，进行重新包扎绝缘或喷漆。7.2.1.2线棒接头绝缘外表有无烧焦颜色，有否开裂。焦脆严重时应把接头绝缘打开，检查是否有发热情况，而决定是重焊或重包。7.2.1.3线圈槽口有无移位，变形及灰白色粉状电晕现象。7.2.2退出槽楔后及拔线棒后，对所拔出的线棒进行检查，有无绝缘损伤情况，槽内部分主绝缘损伤严重时，是否更换，需会同有关部门在现场研究决定，发现“电机虫眼”或其他缺陷应根据情况作出适当处理。7.2.3检查绑线、垫块及支持环。7.2.3.1绑线应完好不断，隔离垫块应紧固，松动的要加固，更换的垫片要经涂漆干燥处理。7.2.3.2支持环应结实牢靠不松动，绝缘表面清洁无焦脆现象，如在引线交叉接缝处有电晕痕迹（灰白色粉末），应将其清扫干净，并涂上6101环氧树脂（6101：650：甲苯=1：1：1）。7.2.4检查引出线的绝缘和坚固情况，绝缘应完整良好，无破裂变形，肿胀，焦脆等现象，支墩应固定牢靠，弹簧垫要齐全，螺丝拧紧。7.2.5检查线圈端部缝间有无金属及其他杂物藏着，如有应取出察看是否有不正常现象，可用干燥压缩空气吹干净。7.3槽楔7.3.1检查槽楔有无松动，断裂及位移，并进行处理。7.3.1.1要求上下两节一定要紧，中间的楔条要求用锤敲打无跳动现象。7.3.1.2更换槽楔时，应先准备好楔条及垫条，垫条可改用胶布板，取用0.5、0.8、1.0毫米几种厚度，楔条及垫条应经涂漆后需先在70-80℃温度下干燥一昼夜以上，待干至不粘手时使用。7.3.1.3退出楔条时，用方铲放在通风沟处的楔条缺口上，然后用锤子轻击方铲，使楔条间拉开距离，可放入方铲时，即将楔条放在楔条端头，然后用锤子打方铲退出楔子，这样可以避免退出破裂。7.3.1.4打入楔条时，楔条前移角削去一些，使楔条深入容易，楔条不易破裂，同时必须分段垫垫条，以提高打楔条的速度，每打完一节，检查一节看有否松动。7.3.2打槽楔时注意下列几点：7.3.2.1楔子的缺口应与通风沟对齐，通风口方向正确，上下节次序不能弄错。7.3.2.2线圈上下端部用钢纸板保护好，以免锤子破伤线棒，楔子擦破绝缘。7.3.2.3退出槽楔时，方铲不要利破线棒或碰伤铁芯，以免使其短路。7.3.2.4槽楔下的垫条露出槽口部位与槽楔对齐，过长的部分应折断，割断垫条或绑线时应特别注意勿伤线棒。7.3.2.5槽楔打好后最下一节用直径3mm玻璃绳绑好，为防止局部绑线折断而影响其它各道松动，应在绑一道之后打一个结。7.4线棒修理与更换7.4.1线棒处理的原则7.4.1.1运行中电压击穿其部位在槽内或距离槽口很近者。 7.4.1.2绝缘严重损伤，不能承受试验电压者。7.4.1.3绝缘有明显损伤，尚未击穿，但大修有条件更换者。7.4.2运行中或耐压后，线棒槽外端部击穿，其部位距槽口100毫米以上的，以及绝缘损伤严重但其部位在距槽口100毫米以上的，允许不拔线棒处理，击穿损伤部位绝缘削成斜口，斜口长度应有80毫米，用酒精或苯水抹干净后涂上一层1211绝缘黑漆，用粉云母带由下向上逐层包扎，每层涂漆一次，按规范进行包扎。击穿部位距槽口小于100毫米的，须会同有关部门在现场研究进行处理。7.4.3决定更换线棒后，其步骤如下：准备工作——吊转子——剥接头绝缘——焊开接头——割绑线——退槽楔——拔线棒——检查清扫定子槽——嵌线前新线棒的耐压和烘焙——拔出线棒的接头，清扫、搪锡、整形——线棒端部绝缘和直线部分防晕层处理——嵌线及扎绑线——打槽楔——套并头套——焊接头与测量接触电阻——绝缘包扎及规范——清扫——喷漆，下面分条段述各步骤的工艺过程。7.4.4准备工作7.4.4.1选好备用线棒，所选线棒要平直，端部弯度要符合要求，绝缘完好，按规范作试验合格，且其线棒厚度在21±0.5毫米之间，并要分清上下线棒与连接梁连接的线棒，放在烘室内保存。需用的槽楔垫条0.2×35毫米，已处理好的玻璃丝带绑线，3毫米阿麻绳，木隔块等，需经浸漆及干燥处理其它包扎用的绝缘物都要放在烘房或干燥箱内干燥。7.4.4.2部分材料处理方法如下：a.棉纱绑线浸漆，棉纱绑线为3毫米浸入1211漆内浸透后，取出滴干要求时间充裕，进行自然干燥，对于干燥好的棉纱绑线，可放在40-50℃干燥箱内，以免受潮。b.玻璃丝带及绳浸胶树脂配方：环氧树脂6101与酚醛树脂5121的配方比例为7：3，这部分占总溶液的50%。甲苯与酒精配方比例为1：1，此溶液剂亦占总溶液的50%，将已去完腊的无碱玻璃丝带浸入上面配好的溶液中，浸完后凉干即可使用。c.下线告一段落，用下述配方的树脂刷在绑扎处，经4-8小时自然干燥后，即可硬化。涂刷用的树脂配方为：环氧树脂6101及聚酰树脂650按1：1配方，甲苯溶液配入50%，此配方需随用随配，一般2-3小时后便硬化。d.垫条刷半导体漆，把裁好的绝缘垫条，首先干燥，每条刷5146半导体漆再放到干燥箱内干燥。e.焊锡条用60%的纯锡和40%的纯铅配制，溶化成条形。f.木隔板浸热铜油后烘干。7.4.5吊转子7.4.6剥接头绝缘，把要拔线棒接头的绝缘物剥除，其程序如下：7.4.6.1查出线棒编号a.用电工刀或其它刀子剥掉绝缘带，注意不要划伤邻近线圈绝缘。b.取下云母盒，尽量保证每个接头的云母盒完整无损。c.接头新包绝缘应削成30度斜角坡50-60mm。7.4.7接头焊开，在焊开接头工作中要做好防火措施和人身安全措施。7.4.7.1所需工具材料：工具有：炭精焊把2个；直流焊机一台；榔头2个；拔包头勾1个；铁夹钳1把；有色眼镜3付；电工工具一套；木榔头1把；帆布手套。材料：石棉粉；小铜块；石棉布；破布；松香粉。7.4.7.2做石棉泥窝：将所有需要焊开的接头周围用破布塞好，把调好的石棉泥在每个接头处做成石棉泥窝，要求做的密实，不漏焊锡，但有一个缺口，让焊锡溶化后集中一处安全漏出。两旁接头用石棉板隔开。 7.4.7.3脱焊：并头套两端放上小铜块，将两个碳精焊把在小铜块上，通上电流，一般在200-300A加热过程中边加焊锡和适当的松香。待焊锡熔化并全部漏完后，用锤子将并头套往里打一点，拿出铜楔子，再用铜锤子轻轻敲打并头套挂上勾子，拿开焊把，迅速将并头套取出。7.4.7.4并头套取出后，迅速用干净破布抹掉接头上的焊锡，要求表面光滑。7.4.7.5接头全部焊开后取掉石棉泥窝和破布，清扫干净。7.4.7.6下部接头焊开用端锡焊。7.4.8割绑线绑线可在线圈的隔木垫上或支持环上割开，刀子与绑线应成30度角，用榔头敲打刀子时，特别注意不得损伤主绝缘，绑线割断后用钢丝钳尽可能地将割掉的绑线拔掉，隔木垫若太紧时可用木楔先将线圈轻轻撬开，然后将垫取下。7.4.9退槽楔退槽楔可以在焊开接头割绑线过程中错开进行，退槽楔使用榔头和铁楔子或方铲，可以从中间往两头退出，退的当中注意不得打坏铁芯，楔头不得打坏线棒绝缘。7.4.10拔线棒拔线棒应防止其变形及损伤绝缘，处理下层线棒时对所拔的线棒更要特别注意保护。7.4.10.1线棒放置的地方应通风干燥，还必须备有枕木，使用线棒平放在三个支点上。7.4.10.2对所拔线棒应用漆编号画出槽口位置。7.4.10.3拔线棒的方法是：在线棒上下端紧靠槽口处穿入绑绳和撬棍（木质或竹的）。7.4.10.4由6个人组成拔线组，上下部各2人，另2人抬送线棒，拔时上下应均匀用力慢慢地拉出一些，使线棒平行移出，不能弯曲，如线棒中部被卡紧则会打弯线棒，为此当拉出一点时，便在中部通风沟处穿亚麻绳至用撬棍于中部用力，即可顺利取出线棒。拔时遇到较紧的线棒，严禁用千斤顶硬行顶出，线棒快要出时，防止线棒掉下打坏或伤人以及损坏线棒的绝缘。7.4.10.5线棒拔出后应按编号顺序放好，上下层线棒应分别放开，半导体垫条和隔垫应清理放好待装复时使用。7.4.10.6注意事项：a.取出线棒后，应注意故障点的保护，以便研究和记录。b.在更换线棒的槽内，若有测温的电阻线圈应记录安装位置情况，并通知电试班。c.上层线棒拔出后，检查下层线棒有无偏卡，绝缘有无损伤、腐蚀，有无放电现象及槽内铁芯有无氧化、锈蚀现象。7.4.11检查清扫定子槽参照“铁芯的检修”一节，检查完毕后先用毛刷清扫一遍，再用0.2Mpa干燥压缩空气对槽部通风沟齿压板，线棒间吹扫干净。7.4.12嵌线前，新线棒的耐压及烘焙。如更换新线棒时，选取的线棒应经2.7UH交流耐压试验及外观检查，端部弯尺寸应与拔出的线棒相同，厚度应在21-0.5mm范围内，将其端头按旧线棒的尺寸锯成半圆角并把接头部分的铜条表面的漆去掉，必要时应抹锡，线棒与槽口位置画出杆高，然后放入烘箱烘焙，烘箱应派专人负责，缓慢均匀加温至85℃-90℃为止，约保持60-80分钟，此时绝缘表面柔软，在靠槽表面侧漆上白腊，然后进行嵌线。7.4.13拔出线的接头清洁搪锡、整形，如需要更换修理的线棒是下层的，为此拔出的所有上层线棒，在嵌线前都要按预防性试验规程的规定进行交流耐压试验合格。7.4.13.1线棒接头搪锡，利用一个焊锡锅把锡加热至300℃左右，，采用吊或人扶着线棒的方法，将接头浸入锡锅内75-85mm ，待1分钟后在接头涂上一些松香粉，再浸入焊锡锅内1分钟左右，拿出后迅速用木榔头敲打涂上松香粉用干净白布抹掉接头上的焊锡，并应尽量使接头导线分开，焊锡显示光泽，搪锡时注意防火，防止烫伤。7.4.13.2接头清理整形：将线棒放在适当高度的凳子上，用刀子或扁铲将接头各根线分开，分开过程中用白布袋沾甲苯清洗脏物或用锯片刮掉氧化层，但注意不要把锡层刮掉，发现线条还未搪锡的可用电烙铁将焊搪锡上，线条分开的角度大于45度不得有硬弯，特别注意分开线条时防止把线条损伤或折断。7.4.13.3接头清理后将分开的线条板直，用木榔头敲打，使线条基本上成一整体，再用整线器和接头调整器套在接头上压紧和调整，使接头线条成一整体，用布或白布袋将头包好。7.4.14线棒端部绝缘及直线部分防晕处理7.4.14.1端部绝缘被击穿或严重损伤；防晕层严重腐蚀，严重损伤或半导体电导值超过103-105欧。7.4.14.2所需工具材料、场地。场地：不小于16平方米有足够照明干燥通风的地方。工具：各种漆桶、漆盒、漆刷、剪刀、电工刀、白铁盘、磅称天平、1300×800或1300×500mm高的凳子、摇表、万能表、酒精、5145、5146半导体漆。7.4.14.3线棒端部绝缘处理：视损坏情况而定。a.电压击穿和损坏位置是第一道绑线槽出口侧，从这点起往槽部方向移80-100毫米，前成30度角，往接头方向的端部绝缘全部剥掉，用白布沾苯清扫端部，漆上1211绝缘漆，用0.16×25粉云母线带连续半绕13层每绕一层应涂1211漆一次，最后用0.1mm玻璃纤维带半选绕两层，再涂5745漆，放进烘房保温80-85℃经5-6小时后取出，再涂上一层5145漆，待干后经1.3UH试验通过。b.如果击穿点或损坏在第一道线棒槽内，其处理与上述相同处理后必须模压成型。c.线棒端部绝缘重新包扎全过程中，工作人员应戴口罩，保持清洁，做好防火安全措施。7.4.14.4环氧粉云母线棒防晕层处理，工艺过程如下：a.剥掉防晕层b.如果主绝缘电晕腐蚀有麻点，用沙布打磨，用白布沾甲苯清扫。c.分别涂5145、5146半导体漆，并分别加20%环烷铅酸钴硬化剂。d.分别包石棉带半绕一层玻璃丝带并选绕一层，然后分别涂漆。7.4.15嵌线及扎绑线嵌线是更换线棒的一个重要组成部分，各方面的工作都必须过细，由6个人组成一个工作面，上下部各2个，线棒加温及抬送线棒两人，嵌线前由技术负责人或工作负责人进行关于工艺过程、质量要求、注意事项的交底。7.4.15.1施工场地、工具材料准备。a.施工场地应进行检查清扫，对定子铁芯槽进行一次详细检查清扫，做好各种安全措施。b.工具：4磅铁榔头2个、木榔头2个、橡皮榔头2个或15mm厚的橡皮垫两块、木打板两块、临时铁槽楔、调整线棒端部木楔子板、穿针、剪刀、撬根、电工工具一套。c.材料：绑线各种规格厚的垫条、白布带、木板垫块、白腊、麻绳、毛绳、涂料。7.4.15.2嵌线步骤及质量要求：a.对嵌线准备工作作一次全面准备b.线棒交流耐压试验直线部位2.4UH，端部1.3UH。c.线棒加温：先在下层线棒加温，加温的根数根据下线的进度，一般5-6根温度保持在85-90℃左右，加温时间不超过50分钟。d.槽内装半导体垫条，每槽内放两根对接的半导体垫条，垫条伸出槽口8-12mm，如槽内有测温电阻，必须测绝缘焊接良好，将垫条去掉一边使电阻与垫条在同一平面。 e.嵌线：先嵌下层线棒，经加温后即可进行，线棒由两人抬出在槽表面涂上白腊，对准标高上下均匀用手平行槽内，用橡皮榔头把线棒打平，再用木反板打入槽内。利用临时铁槽楔和木楔子将下层线棒固定在槽内下层线与棒底之间应打紧无间隔。线棒嵌入槽内后防晕层应完整无损，线棒两端锥形面与支持环严密靠紧，标高一致，端部间隔均匀。f.扎绑线：线棒嵌入槽内固定后，首先塞好木垫，先扎好上下端部靠紧运动环的一道绑线，然后再扎好线棒相邻的绑线，扎绑线时，选固定绑线压好条形绝缘纸垫，穿过第一圈压好，用木榔头绞紧再连续穿三圈压好用木榔头绞紧、锁死。每道绑线应扎得紧，距离均匀美观，绑线材料用玻璃丝带每扎好一道打一个结，不得剪断并涂上一层涂料。g.下层线棒全部嵌完后作2.4UH交流耐压合格后,上下端部喷一层1321漆，然后开始嵌上层线棒其工艺过程和要求与嵌下层线棒相同，上下层线相互间应打紧。h.注意事项：工作人员应戴纱手套，使用榔头牢固可靠，防止上部的工具掉到下部，下部工作人员应戴安全帽，并应做好防火措施。7.4.16打槽楔，参照“槽楔检修”7.4.16.1并头套整形搪锡7.4.16.2利用调整器调整接头的间隔和接头的偏斜。7.4.16.3用白布沾甲苯清抹接头和并头套，用收紧器将两个接头调至合适位置用木榔头敲打至使并头套完全套入接头，然后用先抹好锡的铜楔子打入并头套内，使并头套与接头固紧。7.4.16.4用锯子将突出并头套外的铜条锯掉，用锉刀打光使接头平滑。锯线时必须小心防止铜条及铜屑掉入线棒或损坏线棒端部绝缘。7.4.16.5并头套全部套好后，应进行检查清扫，特别上部应进行详细检查。7.4.17焊头。焊头与接头焊开方法基本相同，也分上下部焊头方法。7.4.17.1上部焊头与上部焊开接头方法基本一致，但石棉窝不一样，线棒塞好破布后将0.22mm绝缘纸，围绕并头套一圈，在并头套腿部绕几道白布带,根部及底部敷以石棉泥,两旁放石棉板并用铁夹夹紧，外面塞石棉泥，顶部的纸扒开，将石棉泥做好凹状即可以开始焊锡，对于相邻不焊的接头，用石棉布隔好防止损伤接头绝缘。焊接开始时选择电流在200-300A左右，加温过程中不断加焊锡和松香，直至所加焊锡不再渗入和不冒气泡时即焊好（需时15分钟）过程中，应固定好焊把，先切焊机电源再拿开焊把以免电弧烧伤接头。焊好接头后应经验收合格。7.4.17.2下部焊接头方法：先用绝缘纸将接头包住再用玻璃丝带扎紧，将焊锡加热到400-500℃后焊，使焊锡很好地渗入铜条中，同时需在接头不断加入松香。7.4.17.3接头接触电阻测量合格《按标准规范》7.4.17.4以上步骤完成后进行清扫工作，由上到下将所有的工具、材料全部拿出并派专人清点，分类保存，清扫时先用毛刷进行一次清扫，再用0.2Mpa干燥压缩气吹扫，然后详细检查，清除残留物。7.4.18绝缘包扎工艺及规范:7.4.18.1修整接头。接头焊好后用锉刀或堑子进行修整使接头光滑,修整时应在线棒间塞好布，用力不能过大。7.4.18.2端部接头绝缘包扎。a.用石棉粉调水玻璃填充难于锉平的凹处。b.在端部绝缘斜口上涂一层1211漆。c.扣云母盒，每个接头四个半边云母盒交错扣压，两个云母盒之间涂一层1211漆，迭好后玻璃丝带疏理几道扎紧。d.每个接头用玻璃丝黑漆带半迭五层（0.17mm）接头外面迭绕二层玻璃丝带0.1×20mm刷1211漆。 7.4.18.3直线部分绝缘包扎，先将绝缘削出80-100mm的斜口，清除干净后涂一层1211漆然后包14层0.16×25mm的粉云母带，每层涂一次绝缘漆。7.4.18.4支持环包扎绝缘：半迭绕6层0.17×20mm黑玻璃漆带，半迭绕两层0.1×20mm玻璃布带共17层。7.4.19清扫清扫工作是在风洞作业完毕后，定子转子同时进行，用0.2Mpa压缩空气对转子线圈和线圈端部及通风沟等吹扫,线圈弯曲部用小竹板卷布沾汽油擦抹，并用干净布抹铁芯灰尘，并在工作中做好防火工作。7.4.20喷漆7.4.20.1机组漆层严重脱落，或机组线棒油浸蚀十分严重应进行喷漆。要求：先喷一层1211绝缘漆，再喷一层1361耐油灰瓷；更换线棒喷漆同上；大修后一般喷一层1361灰漆。7.4.20.2线棒端部喷漆应按下列步骤进行：a.喷漆应在清扫之后进行；b.喷漆前将1211、1361漆用甲苯调稀并用每平方厘米200孔铜丝布滤两次；c.专用喷漆枪；d.喷漆时使用0.2Mpa压力空气，喷出后应成雾状；e.喷线棒端部漆时，先喷端部间隔及背后，再喷槽口先上部后下部；f.喷漆层应均匀厚度适合，避免挂流现象；g.喷漆后定子线棒应按图重新写上编号。h.喷漆完后应清洗漆桶、喷枪。7.5支持环的检修7.5.1支持环检修原则支持环绝缘开裂，严重过热老化，压穿时必须进行检修，一般与更换定子线棒同时进行。7.5.1.1拔出有关线棒，剥掉绝缘，如果需要焊接，则必须做好防火措施，焊好后检查焊接质量，清扫打磨，并用布沾甲苯清抹。7.5.1.2清扫后，用水玻璃石棉粉填充不平处，再刷一层1211漆，用0.16×20mm粉云母带连续半迭绕10层，0.2mm玻璃丝黑漆带半迭绕三层，用无碱玻璃丝带半迭绕一层，最后涂一层1211绝缘漆。7.5.1.3包完后进行干燥，作1.5UH交流耐压试验。8发电机转子的检修8.1滑环、引线、磁极的一般检查8.1.1滑环清扫检查8.1.1.1滑环摆度要求不大于0.3mm，如发现摆度过大，须检查是否由于螺丝松动使滑环发生偏移或者滑环本身不园所致。8.1.1.2滑环表面磨损程度检查，有无电弧烧伤痕迹，要求表面清洁光亮，无油灰，无炭粉等。8.1.1.3滑环与引线连接处有无过热现象。8.1.1.4滑环、绝缘管及衬垫应完好无损绝缘良好。8.1.1.5刷握固定螺丝应齐全紧固，不松动滑牙弹簧无过热损坏。8.1.1.6炭刷铜锌连接应紧固，无断股现象。8.1.1.7炭刷磨损程度检查，表面距铜锌铆接处小于5mm者更换。8.1.1.8炭刷弹簧齐全良好，炭刷压力相等，炭刷在握内活动自由无卡阻状，炭刷与刷握间间隔小于0.2mm，弹簧压力应在1.6kg/cm2。 8.1.1.9滑环、刷架、刷握等应用汽油清洗干净，无油垢炭粉。8.1.1.10拆下修理的滑环，在装复时应经绝缘电阻测量。8.1.2转子引线检查8.1.2.1引线绝缘应良好，无破损及过热膨胀,特别是大轴进出口处。8.1.2.2固定夹板应绝缘良好紧固，固定螺丝锁片应完整。8.1.3磁极清扫检查8.1.3.1检查磁极软片接头有无松动，接头螺丝应紧固，接头绝缘应完整良好。如接头接触不良接触电阻过大，先查明原因，再决定处理。8.1.3.2阻尼环的铜条应无过热及突出现象，焊缝完好。软连接片接触良好，无断片过热现象。8.1.3.3检查磁极线圈表面有无油垢过热，明显短路和绝缘漆层脱落现象，线圈或接头局部有无焊锡附着。8.1.3.4若吊出线圈时，需检查磁极主绝缘是否良好，首末匝绝缘有无破损。8.1.3.5作磁极交流阻抗、绝缘电阻测量及主绝缘耐压试验，如不合格，要查明原因，进行处理。8.1.3.6清扫吹尘灰。8.2磁极的吊出及接头的更换8.2.1磁极吊出前的拆卸8.2.1.1要把吊出或装复的磁极附近的磁极线圈用布盖好。8.2.1.2拆卸磁极接头固定压板并作好记号。8.2.1.3拆卸阻尼环软接头并作好记号。8.2.1.4割削接头绝缘。8.2.2磁极接头焊开，采用喷灯焊开的方法，加热前用一长块石棉布将头兜起来，边加热边用一把8寸起子和一把扁咀钳把接头的铜片一片一片地分开，同时做好防火及人身设备安全的措施。8.2.3吊出磁极，起吊前要将磁极线圈上下部垫毛毡盖上铁板盖保护，磁极吊出后平放在两根枕木上。8.2.4更换磁极接头，应按下列步骤进行：8.2.4.1吊出磁极线圈8.2.4.2首先将压板与铁芯间的焊接处铲除，取下压板和线圈两端定位绝缘垫，都必须作好记号，待装复时使用。8.2.4.3脱线圈，用脱线圈专用工具起高线圈20mm左右时用三角夹木在线圈与铁芯间垫好，再用专用起吊圈吊出线圈。脱出的磁极线圈应放在两根枕木上。8.2.4.4拆掉线圈的旧插头，用尖尾铲将接头铆钉头铲掉，用喷灯加热拆下接头。8.2.4.5拆掉接头后用喷灯在接头上搪上焊锡。8.2.4.6铆上新接头，新接头由0.5×mm的9片软紫铜片组成。8.2.4.7接头铆好后进行焊接，焊的方法采用大电流碳精棒焊接。8.2.4.8焊接后，作接触电阻试验。8.3磁极线圈的绝缘处理及线圈的装复。8.3.1转子磁极线圈的绝缘处理。8.3.1.1首末匝两端用10层0.1mm环氧玻璃布绝缘包扎每层间接缝应错开。8.3.1.2首末第一、二匝和第二、三匝间用8层0.1mm环氧玻璃布绝缘，每层间接缝应措开，其余匝间用4层0.1mm的环氧玻璃布。8.3.1.3用涂有环氧树脂0.1mm的玻璃丝带在直线部分垫6层。8.3.1.4线圈与铁芯间绝缘用环氧树脂1421漆0.2mm棉砂布胶合。 8.3.1.5铁芯在套极身绝缘前刷1032灰瓷漆，经试验清理后磁极线圈表面喷以1332灰磁漆。8.3.1.6用环氧酚醛石英粉填充剂：乙胺+苯+甲酸+丁脂，把垫板与铁芯未焊间隔填满。8.3.2磁极线圈的装复8.3.2.1装配磁极线圈时应仔细清除铁芯线圈及托板上之垢物。8.3.2.2装围板时绝缘纸加在线圈与垫块间但必须用环氧树脂1421沾合成一体，使其与线圈压紧。8.3.2.3根据嵌紧所需使用在线圈与铁芯间垫硬钢板纸。8.3.2.4将线圈套在铁芯上后加压力345吨，使其高度连垫板为254±1mm，在垫板内侧坡口处垫板与铁芯焊牢焊缝照旧即可。8.3.2.5在装配过程中，严防铁屑污物落入铁芯线圈间，磁极装配后，打磁极键前用500伏摇表摇绝缘，不得低于3兆欧，键全部打好后，作交流耐压试验。8.3.3磁极接头焊接按如下步骤进行：8.3.3.1磁极全部装复并试验后，进行接头连接。a.连接时，每片铜片应互相交错搭接，并用白布沾上甲苯清洗其搭接长度不小于45mm，整开后18片铜片交错搭接。b.装好焊接夹板。c.焊接夹板装好后，做好漏锡及防范措施，用一块石棉布将接头与磁极隔起来，并糊上调好的石棉泥。d.进行加温：加温时间一般20分钟左右，边加温边加焊锡和松香粉，待锡不往下流为止。e.接头冷却后，拆掉焊接夹进行试验，测接触电阻不得大于原始数值。8.3.3.2工具材料：木榔头、木楔子、铁榔头、扁咀铁钳、电焊机、焊把一般板手、焊锡条、石棉布、松香、石棉泥、甲苯、白布带。8.3.3.3注意事项磁极焊接头时，应做好防火措施，焊时必须保证质量，严防焊锡任意流淌，而使附近线圈变硬变脆。8.3.4装复磁极接头夹板8.3.4.1接头全部焊完后，用锉刀或铲子修理接头，除去毛剌和夹角。8.3.4.2接头包好绝缘,每个接头包黑玻璃漆带半迭绕四层玻璃丝带法迭绕一层，涂1332漆。8.3.4.3接头夹板装复，装复前检查夹板是否完好，然后套上螺丝拧紧，复好锁定片复角。8.3.5装复阻尼环软接头。8.3.5.1检查接头搪锡是否完整。8.3.5.2按照编号装回接头，拧紧螺丝并用0.05塞尺塞进深度不大于5mm为合格。8.3.5.3装复时上下不能同时在一垂直位置作业，应错开进行。8.4转子喷漆8.4.1转子喷漆是在转子吊入前的最后一道工序，这是转子所有工作全部结束后才进行的。8.4.1.1将转子内外部的尘土、铁屑、焊渣全部清扫后再用0.2Pma压缩空气进行清扫。8.4.1.2检查螺丝是否紧固，锁定片是否已复角。8.4.1.3磁极按标准进行交流耐压合格。8.4.2转子喷漆应按下列步骤进行：8.4.2.1将1332灰瓷漆用甲苯调稀，并用铜丝布过滤。8.4.2.2喷漆由下至上、由内到外，要求喷得均匀无流柱现象。8.4.2.3待漆干后磁极按原编号写好。8.4.3转子喷漆注意事项：8.4.3.1喷漆时工作人员应戴好防尘器。 8.4.3.2喷漆应开成雾状。8.4.3.3喷漆时周围不准有火苗。8.5励磁回路的检修8.5.1对励磁回路进行下列检查和修理：8.5.1.1检查励磁回路引线接头连接是否牢固，有无过热及碰地现象。8.5.1.2测量电缆绝缘电阻，电缆接头应无过热现象。8.5.1.3励磁回路的绝缘电阻用500伏摇表测量不得低于0.5兆欧。8.5.1.4用压缩空气清扫，白布擦干净。9发电机干燥9.1干燥条件、方法和标准9.1.1发电机凡具有下列情况之一者，必须进行干燥。9.1.1.1定子线圈温度在10-30℃时，所测得的R60/R15>1.39.1.1.2运行温度在50℃以上时，绝缘电阻值小于11兆欧。9.1.1.3发电机检修后所测定子线圈绝缘电阻较停机时同温度降低于1/3时。9.1.1.4发电机定子线圈大量更换后。9.1.1.5发电机定子线圈泄漏电流试验不合格，确认线圈表面受潮时。9.1.1.6线圈上有明显落水的情况。9.1.1.7定子线圈进行了清扫喷漆。9.1.2发电机干燥的方法9.1.2.1定子线圈a.短路干燥法b.带负荷干燥法9.1.2.2转子线圈a.铜损干燥法b.当转子在定子内时，可与定子干燥时一同干燥9.1.3发电机达到下列标准，干燥即可结束。9.1.3.1定子线圈的绝缘电阻大于11兆欧时（换算成75℃并保持5小时不变吸收比大于1.3）。9.1.3.2转子线圈绝缘电阻大于0.5兆欧并保持3小时不变。9.2短路干燥法将定子线圈引出线在真空开关进线侧三相短路，使发电机正常运转，调节励磁电流增加定子短路电流使线圈加热干燥。9.2.1干燥步骤9.2.1.1干燥前的准备a.在发电机出线侧用截面积不小于800mm2铝排将三相短路。b.关闭空冷器的冷却水。c.调节机组内部及空气间隔，具备正常运行的条件。d.用2500伏摇表和500伏摇表分别摇测定子线圈和转子回路绝缘电阻，并作好记录同时利用机组测温装置记录各点温度。9.2.1.2干燥及温度的调节a.起动发电机至额定转速检查机组运行情况正常后，逐渐调节励磁电流，使定子电流达50A，运行2小时记录各点温度一次。b.调节励磁电流使定子电流达100A，运行2小时记录各点温度一次。c.最后将相电流升至100A，并保持此电流持续运行。 d.以上分段加电流的情况，应保持定子线圈的温升每小时不超过10℃否则应减少电流。e.当线圈温度保持在80-85℃时，稳定定子干燥电流，若温度继续上升，风温超过60℃时可开冷却水进行调节。f.定子线圈的最高温度不超过85℃，否则应减少电流。g.干燥过程中每小时记录温度电流一次，每24小时停机摇测定子转子绝缘一次。9.2.2干燥注意事项：9.2.2.1短路板应接触良好，三相电流应平衡。9.2.2.2继电保护要作相应的安全措施。9.2.2.3加温过程中，电流与温度的调节由运行人员配合操作。9.2.2.4检修人员每班对机组进行一次检查，并打开上部盖板门一次，以排除潮气。9.2.2.5干燥中出现异常情况时，必须由运行人员处理以后，再由检修人员进行缺陷处理。9.2.3带负荷干燥法发电机检修完毕后通过各项试验，证明线圈表面有受潮现象，经总工室审定可以带负荷运行时，方可采用此法进行干燥。9.3转子线圈干燥9.3.1转子线圈铜损干燥法9.3.1.1干燥前的准备a.转子检修工作全部结束，磁极已装复联接好，有关试验已作完，转子尚未吊入定子内之前进行此项工作。b.用1000伏摇表测量转子绝缘电阻并记录室温。c.用帆布将磁极封盖保温。d.选择对称位置在样极上埋设好酒精温度计。e.做好防火措施，应备有适量的灭火器具。f.电气设备及导电连接应良好可靠，带电设备外壳应接地。9.3.1.2干燥中的测量和注意事项：a.干燥时转子引线应包括在内，即电焊机应接在转子引线上。b.操作时应先合靠转子侧开关，再起动电焊机，待运行正常后渐增加励磁，使干燥电流达转子额定电流的0.5倍。c.干燥开始以后，控制温度在8小时内不超过70℃温升不超过每小时10℃，每小时记录温度一次，每8小时摇测绝缘一次，测量前先停电焊机，再拉开关。d.干燥中磁极线圈表面最高温度不超过85℃，应保持在85℃左右，保温帆布不要经常打开。e.值班人员应坚守岗位，每班对干燥设备进行1-2次检查，作好交接班记录。10试验标准及附属设备检修10.1试验标准应以《电气预防性试验规程》的试验项目和试验标准为准。10.2机端电压互感器及电流互感器和穿墙套管，励磁变压器按照有关规程执行检修和试验。 发电机检修工艺规程(机械部分)1主题内容与适用范围本规程规定了XXX水电厂发电机检修的项目和内容、技术参数、工艺标准。本规程适用于XXX水电厂发电机检修维护和质量验收工作。2引用标准电力工业部《发电厂检修规程》电力部《电力工业技术管理法规》杭州大路发电机厂提供的有关资料XXX水电勘测设计院提供的有关资料3技术内容3.2检修工期和间隔检修工期和间隔检修类别工期间隔备注巡回检查1小时每天两次汛期、枯水期可适当缩短或延长间隔。小修7-10天每年1-2次一般情况下进行一次春季小修，缺陷严重时可增加一次秋季小修。大修30-406-8年酌情缩短或延长检修间隔，可酌情延长检修工期。扩大性大修50-70天15-20年酌情缩短或延长检修间隔，可酌情延长检修工期。3.3检修项目及质量标准3.3.1小修标准项目A.小修工作的主要内容a.消除运行中发现的缺陷；b.重点清扫、检查和处理易损、易磨部件，必要时进行实测和试验；c.大修前的上次小修，应进行较细致的检查和记录，并据此确定某些大修项目。B.小修标准项目a.各部摆度测定；b.下导间隙测量及调整；c.油、水、气系统检查；d.上、下风洞检查清扫；e.定子检查清扫；f.转子检查清扫；g.制动系统检查试验；h.处理运行中发现的设备缺陷。3.3.2大修验收项目及质量标准。见表3表3大修验收项目及质量标准序号验收项目质量标准 01发电机定子A.基础螺丝、销钉无松动；B.点焊无脱落；C.消灭水管安装正确且固定牢靠。02发电机转子A.所有紧固螺丝无松动；B.磁极键无松动；C.转子风扇无裂纹和变形，紧固螺丝无松动；D.闸环无变形，表面无裂纹，螺杆头凹入闸环表面大于2mm；E.椭圆度不得大于1mm。03发电机空气间隙发电机定、转子空气间隙要求：A.各实测点间隙与实测平均空气间隙偏差不得超过实际平均间隙的±10%。B.12．6≤8≤15.4《mm》。04主轴联接A.法兰联接要求：a.局部间隙≤0.02mm，深度不超过30mm；b.主轴曲折不大于0.02/1000；B.法兰端面<与水轮机轴把合面>不允许凸出，但其局部凹下不得大于0.04mm；C.a.发电机轴与水轮机轴联结螺栓伸长值要求：0.17~0.19mm；b.水机轴与水涡轮联接螺栓伸长值要求：0.18~0.20。05主轴各部摆度A.法兰轴颈处净摆度不大于0.12mm；B.水导轴颈处净摆度不大于0.19mm。06推力轴瓦A.塑料瓦面不应有受损、变形等缺陷；B.用500V（或1KV）摇表，检查单块弹性金属塑料瓦面的绝缘值，应大于100兆欧；C.瓦面及所有孔、凹槽等应清洗干净；D.每块有磨损标识线的瓦，它的磨损情况应作记录；07推力轴承及油槽A.组装后瓦座与油槽绝缘值应大于0.3兆欧；B.推力头与卡环应无间隙，卡环受力后用0.03mm塞尺检查，有间隙长度不得超过园周的20%，且不得集中在一处；C.油槽要清扫干净，无杂砂物粒等。08上导轴承A.上导轴颈无磨损和毛刺；B.上导轴瓦瓦面接触点分布均匀，每平方厘米接触点2个以上。每块瓦局部不接触面积每处不大于轴瓦面积的2%，总和不大于轴瓦面积的5-8%；C.用1KV摇表，检查每块瓦绝缘应不低于50兆欧；D.导轴瓦的巴氏合金瓦面无裂纹和脱壳现象。9推力轴承水平与受力A.机组回转水平在0.02mm/m以内；B.打受力时，每打一圈，水导处的百分表数值成正弦规律变化，且一圈结束时，二表读数均接近“零”值。此现象出现五圈以上，即可认为受力调整合格。10下导轴承及油槽A.下导轴颈无磨损和毛刺；B.下导轴瓦瓦面接触点分布均匀，每平方厘米接触点2个以上。每块瓦局部不接触面积每处不大于轴瓦面积的2%，总和不大于轴瓦面积的5-8%； C.用1KV摇表，检查每块瓦绝缘应不低于50兆欧；D.导轴瓦的巴氏合金瓦面无裂纹和脱壳现象；E.油槽要清扫干净，无杂物砂粒等；F.装复充油以后，底部应无渗漏油现象。11推力冷油器A.冷却器铜管无严重腐蚀；管内用刷子抹净，管外油泥水珠应擦净，进出水腔内应涂以红丹漆；B.单个试水压0.4Mpa，30分钟无渗漏；C.组装后通水压0.25Mpa，各接口处30分钟内无渗漏。12上、下机架A.挡油圈的不同心度不超过2mm；B.上机架中心偏差不大于1mm，上机架水平偏差在0.15mm/m以内；C.、机架基础螺丝上紧后应点焊，机架销钉应打到位。13制动系统A.用油压顶起转子，风闸及管路应无渗漏油现象；B.手动加闸复归数次，风闸动作灵活，不漏风；C.闸板与闸环间隙在10-12mm之间。14上、下导瓦间隙A.上导瓦双面间隙和为0.20mm；B.下导瓦双面间隙和为0.24mm；C.上导轴承、下导轴承与水导轴承同心，并将导轴承中心线调整到与机组中心线基本重合；D.下导轴承各瓦间隙分配，根据盘车摆度值，由检修方确定，须经电厂总工室或生产部认可；E.上导轴承各瓦间隙均分为0.10mm3.4发电机重点项目检修工艺3.4.1推力头热套3.4.1.1热套温度按0.2-0.5mm间隙计算确定温升应控制在8-10℃/小时温升计算公式:△T=x/D×β△T:测温计温度减去现场环境温度(℃)x:推力头内孔增大数值(取0.3mm)D:推力头内孔径本厂0.5mβ:钢的膨胀系数=11×10-6mm/℃△T=0.3×10-3(m)/0.5(m)11×10-6(mm/℃)=54.5℃=55℃故温度计读数=△T+现场环境温度=55℃+现场环境温度3.4.1.2当推力头吊入落下后，应检查是否落平和落到位置，落不到位置，应立即检查找出原因予以消除，如未落好应立即吊开重新热套。当推力头温度下降至能工作时，应立即装上推力卡环，紧固卡环螺丝，进行绝缘垫及镜板工作，以便能顶起转子，从而使转动部分平正地压在推力卡环上，检查推力卡环紧固螺丝，接触间隙符合要求。3.4.2上、下导瓦研刮检查3.4.2.1推力头吊出后将油槽内再清扫干净。3.4.2.2上、下导轴瓦研刮检查a.对运行后的旧瓦应全面检查，巴氏合金瓦面应无磨损、裂纹、脱壳情况，无轴电流烧伤瓦面的现象。对背部压板绝缘层检查，背部绝缘应用500V摇表测量，不低于0.3兆欧。b. 巴氏合金瓦面若磨损较重，原有刀花被磨平，接触点连片且变大，则进行修刮，主要还是以细刮为主，要求接触点达3-5点/cm2。3.4.3推力冷油器拆装、检修、耐压试验3.4.3.1冷油器是机组轴承在一定温度下可靠运行的保证。长时运行XXX流作用和水质的化学作用对冷油器钢管壁的侵蚀，影响其钢管寿命，故要定期检修，不能有渗漏现象。3.4.3.2将拆下的冷油器予以清扫，用手动水泵或引用压力水进行0.3Mpa耐压30分钟静态试验无渗漏，否则要检查处理。3.4.3.3检查冷油器管壁和胀口有无砂眼或破裂，有则予以处理，重者应解体更换同规格的新铜管。方法是：拆开端盖除去油漆等杂物，用园口扁铲将管口胀嘴向中间挤，然后用园柱形铲打出整条管，为了节约铜管料，如中间段铜管无问题亦可更换胀管段。用铜焊接装回用胀管器胀好管口，然后对每条铜管用园形毛刷冲洗涤。3.4.3.4换上的新管应修理好胀口，端盖组装好后再用0.3Mpa静水压耐压30分钟地无漏为合格，耐水压时必须排除冷油器内空气。3.4.3.5冷油器组装在油槽内后用运行水压耐压并无渗漏。本厂运行水压：推力0.25Mpa下导0.25Mpa3.4.4上机架安装与拆卸3.4.4.1上机架拆卸与安装：推力油槽内全部拆卸完毕,油水管路拆完，可以测量机架原有水平，拔出机架脚销钉松出螺丝和千斤顶，即可吊走，且要注意机架脚有无加垫，要细致检查抗重螺丝母松动情况。安装时待转子吊入找正后，机架找平吊起，对准轴中心徐徐套入座在原有位置，打入销钉紧固螺丝，复测并调整机架水平。3.4.4.2下机架拆卸与安装：待转子吊走，量好水平及风闸标高即可拆卸，具体方法同上机架。安装时清理好基础面，风闸全部检修完毕并装于下机架上，用同上方法，小心勿碰定子徐徐落在原位上。调回原来水平标高。3.4.5转子吊出装入3.4.5.1发电机转子吊装是机组检修工作中最繁重最需注意的一项细致工作，不可草率麻痹，要切实做好安全措施。A.首先要对行车各部件慎重检查。B.做好组织落实和分工，应由检修现场总负责人与有关领导共同统一组织人员名单分工如下：总指挥（由现场检修总负责人担任）1人起吊指挥（起重人员）1人司机1人上下联络人2人发电机空气间隙监视8人下导法兰监视2人机动人员若干人C.正式起吊时须检查的工作a.法兰全部分解离开b.下导全部分解，抗重螺丝全部松出c.吊具套装好，钢丝绳挂好D.起吊指挥得到总指挥命令后开始指挥。起吊5公分高停10分钟，无问题时再起10公分停3-5分钟，下落后继续升起，密切监视各部情况，一切应可靠正常。E.由总指挥第二次下令，空气间隙监视人员手挂木板条插入气隙内上、下抽动，其他人员各守岗位，吊出定子外后，转子靠上游侧行走最后放入转子支墩处，并在转子闸环园周均布千斤顶托住，要求竖立垂直，转子法兰要涂油保护。 F.转子支墩面垫板应水平，毛毡描图纸应干净，支墩上螺帽松出，板手备好。3.4.5.2转子吊入安装工作与上相似，转子座落在下机架风闸后要求标高、水平、中心符合原来状态，水轮机大轴法兰与转子轴法兰基本同心，法兰之间应有一定间隙。3.4.6定子检查冷风器耐压清洗检修3.4.6.1定子检查，是确保安全发电的必不可少的工作，因此要做以下必要的检查工作：a.定子基础板和固定螺丝的点焊处检查b.定子分办接合缝及接合螺丝检查c.铁芯上、下压板松动检查d.检查上、下消防水管喷嘴无阻塞，进行清扫工作，并检查水管卡子有无松动。3.5轴线检查处理3.5.1盘车3.5.1.1盘车前应具备条件a.推力头水平进行粗调，机组标高比拆前约低于1.5mm左右（转子中心线比定子中心线略低3—4mm），推力瓦受力粗调。b.大轴基本处于中心，转动部分与固产部分无卡塞，无相碰，大轴处于自由状态。c.上导X，Y方向，四块瓦间隙调为0.05mm左右（或用手带紧），下导X，Y方向四块瓦调为0.30mm左右，抱瓦顶丝已板开。d.转子上、下无人作业，凡转动部件上无人作业。e.上、下通讯畅通。f.上导瓦与轴颈间、镜板与瓦面间已加洁净的透平油。g.盘车工具准备妥当。3.5.1.2正式盘车a.盘车应设专人指挥，转动方向应与机组运行转动方向相同。b.（机械）盘车时要注意钢丝绳滑轮等工具受力情况，每盘一点，应松开后记录，完后推大轴应灵活。c.每次盘车开始先试1—2点，才将表对零和每转一圈都及时将表对零。3.5.2刮垫3.5.2.1机组轴线标准a.法兰净摆度≤0.15mmb.水导净摆度≤0.20mm摆度超过以上值应通过刮法兰接触面来校正。3.5.3机组主轴固定中心调整好以后立即进行大轴固定工作。在水导轴承处垂直方向装设二只千分表，从上导、下导至迷宫先后进行固定。固定过程XXX车处千分表一定不能碰到，且在水车处设专人指挥大轴固定工作。以各块瓦固定紧及水车处千分表不动作为固定好坏的标准。固定好以后，应收好上、下导工具，以防有人误动固定螺丝，钢管上下楼梯应撤出，导水叶应关闭。整个固定过程应组织比较熟练的五、六名人员进行。 水轮机检修工艺规程1主题内容与适用范围本规程规定了XXX水电厂水轮机检修的内容和项目、技术参数、工艺标准。本规程适用于XXX水电厂水轮机的检修维护和质量验收工作。2主要技术数据表1主要技术数据项目1#机ZDT03-LH-300额定功率(KW)2500额定流量(m3/s)49.7额定转速（r/min）150额定水头(m)6最高水头(m)7.68最低水头(m)4.88飞逸转速(r/min)314轴向水推力（KN）410轴向总推力（KN）550吸出高程（m）+0.76导水机构关闭时间(s)﹤4.5额定水头时最高效率88%表2振动摆度测量部位允许最大值测量部位允许最大值推力摆度0.03mm上机架垂直振动不大于0.07mm上导摆度0.03mm上机架水平振动不大于0.07mm下导摆度0.08mm发电机定外壳0.02mm水导摆度0.19mm水平振动0.01mm风闸间隙30mm3检修工期和间隔表2检修工期和间隔检修类别工期间隔备注巡回检查半天每周一次汛期、枯水期可适当缩短或延长间隔。小修7～10天每年1～2次一般情况下进行一次春季小修，缺陷严重时可增加一次秋季小修。大修30～406～8年酌情缩短或延长检修间隔，可酌情延长检修工期。扩大性大修50～70天15～20年酌情缩短或延长检修间隔，可酌情延长检修工期。 4检修项目及质量标准4.1巡回检查项目及质量标准表3巡回检查项目及质量标准项目质量标准备注1.水导处摆度测定巴氏合金导轴承水导摆度不大于0.19mm，摆度无明显增大趋势。测水导摆度同时记录导叶开度、所带负荷及上下游水位2.各动静密封点渗漏检查所有密封点均无渗漏巡检范围包括以下各处：油水气系统各接头、法兰、阀门、接力器推拉杆止油密封处、人孔门、伸缩节等处。3.剪断销检查剪断销无剪断、无窜出。4.稀油润滑轴承检查油质合格，油位正常，水导瓦温低于600C。五台机上、下、水导轴承5.机组外观检查振动、响声无异常6.缺陷处理在可以不停机的条件下能处理的缺陷,应及时处理。7.表计检查各表计指示准确。4.2小修项目及质量标准表4小修项目及质量标准项目质量标准备注1.水导轴承紧固螺栓检查水导法兰面的紧固螺栓无松动，无损坏。2.总冷却水过滤器分解清扫、检查滤网清扫干净无破损3.各阀门分解检查分解除锈、阀口严、动作灵活，阀杆无严重锈蚀，盘根无渗漏。4.各动静密封点检查及处理无渗漏5.表计检查各表计指示准确。春季小修时应进行校验6.水轮机室清扫整齐清洁7.缺陷处理日常维护中不能处理而又可以在小修期间处理的某些较大的缺陷，应按该项目的质量标准进行处理8.接力器及推拉杆检查接力器各部盘根及各管接头不漏油，推拉杆两背帽不松动。4.3大修项目及质量标准。4.3.1转轮与主轴质量标准表5转轮与主轴质量标准项目质量标准备注验收1.叶片汽蚀处理厂 堆焊层无夹渣、气孔及裂纹，焊后叶片无严重变形，基本保持原叶片型线。2.叶片裂纹检测及处理准确全面地进行检测,处理时叶片型线无变形,堆焊层无夹渣、气孔及裂纹，并进行探伤检查。厂3.止漏环间隙测定测量准确，间隙偏差应小于止漏环实测平均间隙的±10%测量时应保证转动部分处在自由状态，测量者不要站在转轮叶片上厂4.止漏环圆度测定及处理测量误差不超过0.05mm，不圆度不超过止漏环实测平均间隙的±10%厂5.叶片开口度及进水边间距测量开口度的测量误差不超过0.50mm，相邻叶片开口度偏差应在±0.05ao以内；平均开口度偏差，进水边间距测量误差不超过3.0mm，偏差为±0.003D1（D1为转轮公称直径）厂6.主轴分解与安装联轴螺栓与螺栓孔无研磨、毛刺，联轴时上下法兰面不整且无灰尘，螺栓伸长值为0.19~0.20mm。厂7.轴领检查及处理轴领无毛刺，单侧磨损及偏磨不大于0.10mm；若车圆，要求轴领摆度不大于0.04mm，光洁度▽7，若轴领裂纹、磨损、偏磨严重，则需进行重包不锈钢。主轴加工需联系厂家处理厂4.3.2导水机构检修质量标准表6导水机构检修质量标准项目质量标准备注验收1.导叶汽蚀处理堆焊层无夹渣、气孔及裂纹，磨平后保持立面间隙及开口度合格,基本保证原叶型不变。厂2.导叶轴套漏水处理更换“L”型，修后无渗漏班3.接力器止油密封分解盘根更换渗漏油排油孔畅通，止油密封盘根更换后无渗漏。班4.剪断销检查剪断销无松动、无裂纹，剪断销无剪断或窜出。班5.止推装置检查止推装置检查能保证导叶在正常情况运行中与导叶拐臂轴向有0.5mm间隙，径向有0.15-0.2mm间隙。班6.导叶端面间隙测定及调整导叶端面间隙上、下各为0.30-0.65mm，局部处最小不应小于0.20mm。厂7.导叶立面间隙测定及调整无油压时最大不超过0.30mm，有油压时应为零；允许局部有0.20mm厂 以内的间隙，但间隙部分总长不准超过250mm。无油压状态下测导叶立面间隙，所测导叶上、中、下的值偏差较大时，应进行修正，修正后的数值作为调整计算的依据。8.导叶开口度测定分别在a=25、50、75、100%状态下正确测定导叶开口度，分递增和递减两个过程测量，最大开度偏差不大于±3%amax。需要时可适当增加测点，如ao=10、20、30、40……100%，扩大性大修时进行。厂9.压紧行程测定及调整压紧行程应在3-5mm之间。导叶漏水时可酌情增加厂10.导水机构除锈刷漆锈垢除净，涂漆均匀。包括拐臂、套筒、双连臂等。厂11.接力器分解活塞与缸体表面研磨、无毛刺、无沟痕、间隙和不大于0.10mm，止油密封盘根严密无渗漏。大修进行12.顶盖，底环及座环上、下固定止漏环无严重磨损，顶盖及座环4个排水孔应畅通，孔口拦污网焊接牢固，非接触面应除锈油漆。13.控制（调速）环支承底板及侧支承板无严重磨损、裂纹及损伤；控制环应水平，其水平度应小于0.10mm/m。14.导叶上、中、下轴套处理间隙合格4.3.3水导轴承检修质量标准表7水导轴承检修质量标准项目质量标准备注验收1.轴承间隙测定总间隙应在0.20~0.31mm之间厂2.轴承检查轴瓦无严重磨损，无严重脱壳,润滑油路畅通，轴瓦不圆度不超过轴瓦内径的±（0.01~0.02%）,瓦面接触点达1~2点/m2，具有接触点的瓦面占瓦面总面积的70%，厂3.轴领检查轴领无毛剌，正确测定轴领磨损及偏磨情况。厂4.转动油盘检查油盘底部与卡环联接螺丝无松动，止油密封良好，无渗漏；油盘盖联接螺丝拧紧无松动，其止漏环迷宫处间隙应在1.0~2.0mm之间，煤油试漏4小时无渗漏。厂5.油冷却器清污除垢，用0.3Mpa耐压30分钟无渗漏。厂6.管路及附件分解检查各管路畅通，用0.3Mpa耐压30分钟无渗漏。厂4.3.4主轴密封和检修密封检修质量标准 表8主轴密封和检修密封检修质量标准项目质量标准备注验收1.主轴密封活塞环活塞不得与油接触，各直角边不得有任何损伤，润滑水孔应符合要求。厂2.主轴密封抗磨板厚度为8~10mm，组装后表面平整，各组合缝不得有错口，联接螺丝紧固不松动。厂3.主轴密封压盖联接螺丝紧固，销钉定位正确，压盖与大轴间隙应在2.0~2.5mm之间。厂4.检修密封(即空气围带)空气围带无严重汽蚀，压盖联接螺丝紧固无松动，通气试验不渗漏。厂5.检修密封更换自由状态时用0.02Mpa耐压30分钟无渗漏，表面应光滑。厂4.3.5油、水、气系统检修质量标准表9油、水、气系统检修质量标准项目质量标准备注验收1.液压阀、电磁配压阀止口密封无渗漏，止漏盘根更换，止漏效果好，手动操作切换正常。厂2.冷却水过滤器分解清扫，除锈刷漆，滤网无破损。厂3.阀门分解清扫，除锈刷漆，修后动作灵活，阀口严，止漏盘根处无渗漏。厂4.表计检查各表计指示准确。厂5.顶盖真空破坏阀真空破坏阀阀口严密，弹簧无损坏，动作灵活，无渗漏水现象。厂4.3.6机组引排水部件质量标准表10机组引排水部件质量标准项目质量标准备注验收1.钢管明管段(包括伸缩节、人孔门、排水管及阀门)焊缝无裂纹，钢板无严重锈蚀，伸缩节压紧螺栓无损坏，止漏盘根无渗漏，阀门操作灵活。厂2.蜗壳焊缝无裂纹，钢板无严重锈蚀，厂3.尾水管里衬钢板无裂纹、脱落、严重锈蚀，补气十字架根部护板无脱落，管支架无严重汽蚀，进人孔关闭严密不渗漏，联接螺栓无损坏、不松动。厂5水轮机转轮检修工艺5.1汽蚀处理汽蚀处理前应作好汽蚀破坏的面积、位置、深度的记录，具有典型性的汽蚀区应拍照记录；用粉笔或石笔圈出汽蚀处理区，汽蚀处理区应略大于汽蚀破坏区。用碳弧刨割除汽蚀损坏层，直到见到无汽蚀损坏的母材为止，然后用砂轮、角向磨光机磨去渗碳层，并初步磨平处理区表面。 施焊过程中，应边焊边敲打焊渣，为了避免产生过大的应力及变形，应采用对称焊、分段焊、分块焊等到方法，若汽蚀区过深或穿孔，可用低碳钢焊条打底，然后用抗汽蚀焊条铺面，但必须保证汽蚀金属的厚度在表面磨平仍有2~3mm，然后用砂轮、角向磨光机磨等将堆焊区按原叶片型线磨平，磨平后应无凹凸不平及深度超过0.5mm、长度超过50mm的沟槽等现象，打磨后的光洁度应达▽4以上。5.2裂纹处理裂纹处理前可采用超声波探伤仪、着色探伤或磁粉探伤等进行裂纹检查，作好裂纹部位、长度及深度的记录，具有典型性的裂纹应拍照记录。裂纹施焊前，应在裂纹的端部钻截止孔，并依裂纹状况用碳弧气刨开好坡口，同时应对裂纹部位有足够的预热范围（预热温度为100~1500C），选用与母材化学成份相近的焊条（用前必须烘干），施焊时采用“镶边、分段、退步”焊接方式进行焊接，除第一道焊肉和最后一道退火层外，其余焊道都应进行锤击以消除焊接内应力，施焊后焊缝应保温冷却，然后用软芯砂轮机打磨光滑并符合裂纹所在部位的型线，再进行外观及探伤检查处理，直至合格为止。6水轮机转轮静平衡试验为消除水轮机转轮因多次汽蚀、裂纹处理后引起的质量偏心，根据机组运行的振动、摆度情况，当超过允许值时，必须进行转轮静平衡试验。6.1准备工作a.放出转轮上冠内的积水，测量静平衡工具与转轮法兰止口配合间隙（0.06~0.15mm），装工具时四周间隙应一致，并用垫子垫好，检查球面是否光滑，准备二个重量一致的水不仪及与水不仪重量一致的二个平衡块。b.试验场所大小应能放入转轮便于工作，周围应无干扰和无风的地方。c.试验支墩采用钢架结构，其高度视转轮工具高度和工作方便为宜，支墩承受重量和工具后应不变形，其水平误差不大于0.02mm/m。d.转轮放在支墩上后检查底座有无向下移动，移动量应不大于0.03mm，并用百分表监视底座水平变化，否则应重调。6.2工具灵敏度检查a.在转轮上画十字中心线延长至法兰，上冠，下环。b.在下环上平面四点逐次放大1Kg，用百分表测其下环各点自由下降值和取下重块后恢复值，其平均值勤应在1.20~1.80mm，否则应重调工具灵敏度，即调整球面与转轮重心之间的距离h值。6.3粗调平衡：a.在转轮法兰上，对称垂直放置两个重量一致的水平仪，转轮稳定后，根据水平仪倾斜的合成方向，定出试加重块的方向位。重块放在上冠上或下环上,加重至水平，不水平应在0.02mm/m以内。b.平衡重量可配在同一方向上冠内，焊铁块或灌铅均可。c.配重量（包括焊条重量）和重心位置，误差尽量小，如焊接时，球面应离开底座，地线直接接在转轮上。6.4精调平衡：a.找精平衡前检查工具灵敏度在允许范围内，测量转轮自由水平差（方法同上），可直接算出法兰四周上冠的垂直联接板处的重量和方法。b.加上重块后，如水平度在0.02mm/m以内时，即可在此焊牢重块。c.焊完后复查水平（下环）在R1188mm处的不平衡值应在0.13Kg之内，最后再复查工具灵敏度。 调速器系统检修规程(电气部分)1主题内容与适用范围本规程规定了XXX水电厂微机调速器电气部分检修的项目和内容、技术参数、工艺标准。本规程适用于XXX水电厂微机调速器电气部分检修维护和质量验收工作。2引用标准《YWT-CT-ST用户手册》华能自控集团公司提供的相关资料3检修的分类、安全事项和技术参数3.1微调依厂家说明书是免维护的设备，但为了确保微调处于最佳的运行状态，减少故障率和随机组状态检修的装拆后，能正常稳定地运行，其检修分为：3.1.1定期维护定期维护是调速机运行后，定期进行测试及清洁。以保证调速器投入运行后的性能和调节质量。其工作期限一般规定为每半年进行一次。3.1.2机组状态检修时全面性检修机组状态检修时全面性检修。指机组要求状态检修时，对调速机进行分解，组装后进行全面性的检修、试验。以选取最优的调节品质，期限应按机组状态性大修时间进行。3.1.3补充检修补充检修。是指调速机因突发的故障或公共部件（行程传感器等）损坏，需临时对调速机进行调试的检修。4检修项目和要求4.1定期维护4.1.1设备清扫检查：a.各插件板清洁无灰尘；b.各插件板与插槽或接口接触良好；c.各端子接线应牢固可靠；d.各指示正确，无故障。4.1.2电源检查a．直流电源和交流电源输入不得过高或过低应保持在±10%Ue范围内。b.在输入电压正常范围内时，其各开关电源输出电压24V的电压不得大于±10%Ue，15V电压波动范围保持在±5%Ue内。6.1.1触摸式图形显示操作终端显示正常，是否有报警信息；4.1.3机组带稳定负荷时，数字阀应不动，若数字阀来回抖动不停，应切机手动运行，检查抖动原因；4.1.4滤油器压力检查，若压力降低，应清洗滤网。4.1.5各表计、液晶屏内参数显示正确，无摆动、无卡阻、无突变现象；4.1.6各管路连接处无漏油、渗油现象，管道无振动，各阀门位置正常；4.1.7交、直流电源正常，指示灯亮；4.1.8油压指示正常，注意油泵电机是否有发热、轴承卡死现象、打油不上； 4.1.9停机备用状态时，开度限制处于全关位置，事故停机电磁阀失电。4.2机组状态检修时全面性检修。4.2.1按定期维护项目4.1项。4.2.2绝缘电阻检查。a.电气回路中电源输入部分用1000V摇表摇测，其绝缘电阻大于1MΩ。b.电气回路中其他部分，用500V摇表检查，其绝缘电阻大于5MΩ。4.2.3各开出继电器校验，由于这些开出继电器是小型中间电压继电器，其要求按电力部出版的《继电器检验规程》（ISNT-80125-2/TM.301）进行。4.2.4电磁比例阀检查：A、绝缘电阻用1000V摇表摇测其电阻大于1MΩ；B、直流电阻与上次比较变化不大于±5%（正常阻值为1.9KΩ）；C、其动作系数不低于0.8，返回系数不高于1.2～1.3。4.2.5无扰动手/自动切换与电源切换试验。其导叶接力器行程变化不得大于全行程的1%。4.2.6静特性试验:a、静态特性曲线应近似为直线，最大线性度误差不超过1%；b、测至主接力器的转速死区ix，不超过0.02%。4.2.7空载扰动试验要求所选参数必须使调速机空载调节品质达到:a）自动空载运行时3分钟内机组转速摆动相对值不超过±0.15fe，峰谷值质为0.15HZ。b）接力器不动时间不得超过0.2S。4.2.8自动停机试验:要求中间接力器全关时间不得大于6S。4.2.9自动开机试验:要求开机迅速，超调量不超过±0.5feHZ，无波动，开机时间不超过40S。4.2.10机组空载频率给定试验要求：频率给定方向与调速机动作方向一致。4.2.11带负载试验要求所选调节参数满足下列两点：a）接力器在转为开方向动作后到频率稳定时间不大于40秒；b）超过稳态转速3%额定转速以上的波峰不超过两次。4.2.12测频信号消失试验:要求导叶接力器行程变化不得超过全行程的1%。4.2.13甩负载试验:a）偏离稳态转速1.5HZ以上的波动次数，不超过两次；b）从甩负荷后接力器第一次向开启方向运动时起，到机组转速摆动相对值不超过±0.5为止，历时不大于40S。5检修试验方法5.1定期维护5.1.1设备清扫a.将备用系统的各插件板拔出，用毛刷或清洗液清除插板的灰尘；b.用无水酒精和细布擦各插板的接口处，使其接触良好；c.检查各接线端子是否牢固；d.将各插件板插回，检查无误后，送电观察各指示是否正确。5.2机组状态检修时全面性检修。5.2.1按定期维护项目4.2项。5.2.2绝缘试验：5.2.2.1分别用250V和500V电压等级的兆欧表测定各电气回路及其与机壳和大地间的绝缘电阻。试验记录如下表 项目绝缘电阻(兆欧)机壳大地回路实测实测国标国标电源实测实测国标国标操作回路实测实测国标国标5.2.3频率测量特性试验5.2.3.1目的：测量并绘制测频特性曲线，计算其传递系数。5.2.3.2条件：将机频和网频信号取自标准频率信号发生器。5.2.3.3方法：改变信号发生器的频率fr，记录机频fj和网频fw在PLC内测量值5.2.3.4结果：见下表Fr（HZ）15.0025.0035.0045.0047.0049.0051.0053.0055.00Fj（HZ）Fw（HZ）根据试验结果，做出测频特性曲线，计算传递函数。5.2.4PID特性试验5.2.4.1目的：检测PID运算关系式。5.2.4.2方法：a.断路器合上，bp=（1~10）%，开度调节器模式减少开度给定至最小（与水头信号有关）；b.切为转速调节模式，使bp=0,bt,Td，Tn为校验值，频给FG=50.00HZc.；时频给阶跃变化至fg=52.00HZ（即△4%），同时用微机调速器试验台或记录仪记录调节器输出变化波形；d.将理论值与试验值比较。5.2.5电源特性及交直流电源切换试验。5.2.5.1目的：检测开关电源电压变化特性；交直流电源切换特性。5.2.5.2条件：a．分别接入交流电源和直流电源，将输入电压从250V变化到190V，记录各开关电源输出电压值。结果：输出电压Vi+24V+15V-15V+5V250240230 225220215210200190b.将220V交、直流电源同时送入开关电源，分别切除交、直流输入电源，记录各开关电源输出电压值。结果：切除电源+24V+15V-15V+5V直流220V交流220V5.2.5空载试验。手动方式空载工况下，机组空载运行并稳定于已于额定转速后，励磁调节器投入并置于自动运行方式，用自动记录仪测定机组在三分钟内转速最大摆动值，重复上次，取其平均值。序号最小值（Fmin）最大值（Fmax）1235.2.6甩负荷试验5.2.6.1实验条件：将空载及负荷调节参数置于选定值，依次分别甩掉25%、50%、75%、100&的额定负荷，用自动记录仪记录机组转速、接力器行程、蜗壳水压及发电机定子电流等参数的过渡程。BpTdTnBt带25%负荷带50%负荷带75%负荷带100%负荷 调速器系统检修规程(机械部分)1主题内容与适用范围本标准规定了XXX水电厂微机调速器维护、检修及事故故障处理的范围及要求。本标准适用于XXX水电厂微机调速器的检修管理。2引用标准《水轮机电液调速器与油压装置调整试验导则》（国标DL496–92）。《YWT-6000用户手册》3设备规范3.1调速机技术参数名称参数备注说明调速器型号YWT-6000-16Y一机械液压W一微机T一调速器6000一接力器工作容量（N.m)测频方式残压测频残压：0.2-200V调节参数永态转差系数0－10％暂态转差系数0－200％缓冲时间常数1－20s加速度时间常数0-3s控制参数开度给定0－100％频率给定45－55HZ人工失灵区0－±0.5HZ开度限制0－100％功率给定0－120％Pn调速器死区0.02-0.04%甩25％额定负荷不动时间≦0.2s空载自动运行频率摆动<±0.15% 3.1压油装置技术参数螺杆泵电机7.5KW电压AC380V螺杆泵转速1460r/min螺杆泵额定电流15.4A螺杆泵额定油压16Mpa安全阀动作油压16.5Mpa油泵停泵油压16Mpa工作泵启动油压14.5Mpa储能器型号NXQAB-80/20-1-A备用泵启动油压13.5Mpa储能器公称容积80L公称压力20Mpa接力器行程210mm高油压报警16.5Mpa事故低油压12Mpa调速系统最低油温5℃4检修类别及周期检修类别周期检修天数巡检每周二次小修每年至少一次7天大修6~8年35天5．检修项目及要求5.1小修标准项目5.1.1调速机a.机械开度限制和手操作机构检查；b.紧急停机装置校核；c.位移转换器器校验；d.过滤器清洗检查；e.管路阀门漏油、漏气处理；5.1.2压油装置对油泵、安全阀、连接阀门、管路、油质、油槽进行检查，如发现缺陷作相应处理5.1.3接力器a.接力器漏油处理； b.管路系统漏油处理；c.阀门缺陷处理。5.2大修标准项目5.2.1调速机a.电池比例阀组检查试验；b.开度限制和手操作机构解体检查；c紧急停机装置解体检查；d.位移转换器更换；e.过滤器解体检查；f.块式结构解体检查；j.电气部分检查校验；5.2.2压油装置a.1#、2#油泵解体检查调试；b.集油槽、漏油箱清扫检查；c.联接管路及阀门检查处理；5.2.3接力器a.接力器解体检查、调整试验；b.锁锭装置解体检查、调整试验；c.压紧行程测定调整；5.2.4管道系统推拉杆分解、检查调整，管道系统及阀门解体检查清洗。6调速器本体检修及质量标准6.1检修前测试及检查记录6.1.1停机前空载自动下检查测试记录a.检查电池比例阀的稳定性及异常情况；b.接力器串动量及频率；c.各部漏油、溅油、漏气情况；d.油泵启动运行时间与停用时间；e.“自动”、“手动”切换试验及无扰动试验，观察转速、开度稳定性。6.1.2蜗壳无水压时，单件性能检查测试a.开机时间及关机时间测定；b.“自动”、“手动”、开关机，检查其能否正常工作，及其机构动作的灵活性与电气部件动作的准确性；c.紧急关机时间及接力器开、关机行程测定；d.比例阀动作灵活准确性及油路检查；e.调速机传动机构死行程测定；f.“手动－自动”、“急停－复归”、“频率增－减”电磁阀测试；g.导水机构低油压动作试验。6.1.3撤除油压，排接力器、压油槽、集油槽、管路及漏油箱的油，准备解体部件。6.2滤油器6.2.1松开滤油器与集成块的联接螺栓，取下过滤器，并用干净白布堵好集成块上的油孔。6.2.2取出两组滤网，清洗检查滤网不应有破烂、堵塞、锈蚀、松脱现象。紫铜垫片应平整，不应有毛刺、裂纹、缺口、锈蚀，油路畅通无阻，切换灵活到位。 6.2.3清洗检查过滤器上所有油路畅通无阻，密封圈完整，不老化、变硬变腐。6.3组合部件6.3.1所有集成块应清洗干净，油路无堵通畅，无锈蚀、毛刺，平整不变形。所有加工孔封堵孔应严密不漏油。6.3.2密封垫板应完好不裂，无缺口，橡胶圈不漏装，弹性良好，不老化，无裂纹、缺口。6.3.3依次装复后，整体严密不漏油。6.4接力器6.4.1拆开接力器上连接部件，开停机行程限制螺帽等，取出辅助接力器与接力器活塞、弹簧等，并要小心防止碰伤。6.4.2分解辅助接力器和接力器，清洗干净，检查其磨损、毛刺、锈蚀等情况。6.4.3测定接力器上、下阀盘与衬套间配合间隙应在0.02～0.05毫米内，阀盘棱角完好无缺，否则应更换活塞。6.4.4接力器壳体和衬套一般不作解体，必要时，可作衬套检查。6.4.5接力器清洗干净后，依次组合，装入接力器腔内，在拧紧壳体联接螺丝时，要转动和提升活塞，应灵活地滑动，并接力器、引导阀活塞能靠自重在各自的阀体或衬套内自由滑动。6.4.6接力器活塞双向最大行程为20毫米。6.4.7开停机行程初步按拆前记录调整。6.5遮程测量a.接力器阀遮程：一般为0.30～0.40毫米。测定应精确，多次比较校核，否则予以处理。7油压装置检修及质量标准8.1集油槽8.1.1拆卸集油槽人孔，取出网隔进行清洗，要求无纤维、毛絮、杂物及滤网被损坏、锈蚀现象。8.1.2拆卸压油槽法兰，清除旧盘根，检查法兰平面应平整无毛刺。8.1.3检查油位计接触严密性，应完好无渗漏。8.1.4清洗检查压油槽内壁不得有杂物，检查各油管气管连接是否牢固，有无损伤，力求使用白布、面粉清除，禁止使用汽油、棉纱。要有专人监护清理工作，通风要完好，工作时间不能过长，严防事故发生和堵塞管道。8.1.5检查清理缺陷处理完后，必要时应按工作压力1.25倍做30分钟的耐压和变形试验。8.2压油泵及安全阀8.2.1压油泵a.拆除电动机，注意作好电动机基础垫片情况及位置标记。b.拆除与油泵联接管道，拆下安全阀、逆止阀、角式阀及截止阀。c.分解油泵，拆除储油筒，拔出靠背轮、油泵端盖、泵壳体、推力盖，拔出主付螺旋杆，测定记录螺旋杆上下啮合位置。d.检查清洗油泵衬套，推力主付铜套的磨损情况和松动现象。e.检查主付螺杆与衬套配合间隙分别为0.04～0.06毫米和0.02～0.04毫米。f.检查泵套的巴氏合金磨损和脱落壳情况，脱壳严重时应重新浇铸。g.检查螺杆轴套的磨损情况，设计间隙为0.02～0.03毫米，间隙太大应重新更换，一般情况损伤进行修刮处理。h.检查主付螺杆轴向串动情况，串动量分别为1.5～2.5毫米。 i.检查主付螺杆轴颈应无毛刺、研磨现象，杆内平衡油孔应畅通。j.安装时，轴套、主付螺杆、推力铜套、推力盖应均匀对称，紧固螺丝，几个部件应同心，手转动轻便灵活自如。k.油泵安装校正油泵与电动机轴线重合一致，为此应进行偏心和平行调整。偏心调整：在联轴器外凸缘加上一直尺，调整了高度之后再调整水平，用直尺在口处调整后，固定在没偏心的位置上，最后精确校正偏心时，用百分表固定在电动机轴法兰外凸缘，手动转动油泵，两轴偏心不应大于0.10mm。平行调整：在联轴器之间插入一块样板，样板厚约3mm，同时在联轴器对称四个点调整间隙，两轮间隙应为2～3毫米。8.2.2安全阀组a.拆卸阀盖，取出弹簧上套，弹簧及阀芯。b.拆卸止回阀盖，取出阀塞。c.清洗干净后，检查弹簧应不变形，平整，其特性符合设计要求。d.检查安全阀止回阀的工作面与阀座面接触情况，阀芯吸气孔应畅通。e.逐件组合、安装和调整其安全阀动作值，要求符合运行规程要求。8.3压油装置分段运行试验8.3.1压油装置检修完后，进行充油，检查各部分渗油情况。8.3.2把安全阀弹簧压力调至最小，关闭压油槽的出口阀门，使油泵空载运行60分钟，检查油泵运行振动和温升情况及油泵油封渗漏情况。要求：a.电动机及油泵振动不超过0.06毫米或更小；b.电动机轴承温升符合要求；c.油泵轴承温升符合要求。8.3.3向压油槽充气，其方法是：a.关闭压油槽进气阀、排气阀和调速机总进油阀。b.开启油泵出口阀，手动启动油泵，向压油槽输入稍低正常油位停止油泵。c.开启进气阀，充入高压空气，手动启动油泵，当压力达到0.5MPa时，关闭进气阀，油位在正常油位运转15分钟，用压油槽排油阀维持压力和油位。检查电动机、油泵、安全阀、逆止阀、出口阀及管路等各部声音正常，温升正常，无振动及渗漏情况时，开启进气阀，加气压至1MPa时关闭进气阀，同样用压油槽排油阀维持压力及油位运转10分钟。再检查各部无异常后，同样方法在压力1.5MPa、2MPa、2.5MPa各运转10分钟。8.3.4进行安全阀动作值的调整，在名义压力2.4MPa时（油泵工作压力差2.3～2.5MPa），通过旋转安全阀调节螺钉，使压力在2.56～2.59MPa以上（78%P以上）开始排油，在2.88MPa（20%P）之前全部开启，并使压力罐内的油压不再升高；当压力下降到2.26MPa（6%P）之前，安全阀全部关闭，调整好后将调节螺钉端部的螺母锁紧。10现场充水前试验10.1安全措施10.1.1机电检修施工结束，工作票均收回，并开静态试验工作票。10.1.2拉开发电机出口开关，隔离开关。10.1.3全开工作闸门10.1.4水车室内不得有人工作10.1.5试验中需操作电源，闸门的地方，有试验负责人与运行人员联系。10.2充水前试验项目与措施10.2.1紧急停机与复归试验 a.目的：检查与复归动作是否正常b.方法：将导叶开启30%，按下“紧急停机”按钮，导叶应急关至全关。10.2.2手/自动切换试验a.目的：检查手/自动切换是否正确与切换精度。b.方法：1、开机至空载开度，合上出口开关，置开度模式。2、将手/自动切换开关切置“手动”，直至“手动”灯亮，观察前后导叶实际开度。3、将手/自动切换开关切置“自动”，直至“自动”灯亮，观察前后导叶实际开度。c.要求：手/自动切换时，导叶实开度应无变化。10.2.3开机、并网、甩负荷、停机模拟试验a.目的：检查调速器各状态转换及各状态工作是否正常。b.方法：1、分别合上交、直流电源，由=频率信号发生器模拟机频，接实际网频。2、由中控室或水机回路向调速器接入开机、断路器、停机等信号，检查调速器在各种状态下的工作情况。10.2.4最大出力限制线与起动开度校核试验a.目的：检查不同水头下的最大出力限制线LLL0和起动开度IYKJ1，起动开度IIYKJ2。b.结果：（表）水头H1H2……H15YKJ1YKJ2LLL010.2.5调节模式切换试验a.目的：检查模式切换过程与切换精度b.方法：1、调节器工作在负载状态。2、在非频率模式时，机频超过50±0.5HZ设定值时，自动切换到频率模式。3、在功率模式下，模拟功率故障，自动切换到开度模式。4、各种模式之间手动切换。10.2.6电源消失试验a.目的：检查电源消失前、后接力器变化幅度。b.方法：1、调速器处于负载状态。2、先后切除直流、交流的电源，观察接力器变化情况。3、先后和交、直流电源，观察接力器变化情况。c.要求：消失前后，接力器无变化。10.2.7事故与故障信号试验。a.目的：检查报警信号动作是否正常。b.方法：1、分别断开机频信号和功率反馈信号，相对于故障等闪烁，发故障报警。2、置D908非零，调节器动作同②。10.2.8静特性试验a.目的：检验调速器转速死区和非线度b.条件：调速器处于“自动” 工况，负载状态，转速模式bp=6%,Tn=0,Td=2,开限L=50%,fj=50.00HZ,FG=50.00HZ。c.方法：将机频fj从50.00HZ开始每隔0.30HZ变化一次，使接力器单调上升或下降，记录机频fj和相应导叶行程值。接力器最大行程Ymax接力器初始位置Yo。d.结果（表）f（G）(HZ)48.849.149.449.75050.350.6开闭方向导叶行程Y（mm）关闭方向导叶行程Y（mm）导叶反馈电压VY（v）非线性度ε：转速死区ix：f.要求：国标规定对大型调速器ix≤0.05%，对中型调速器最大非线性度不超过5%.12附则12.1机组甩负荷后对动态品质的要求：a.甩25%额定负荷后，接力器不动时间不得超过0.3秒。b.从机组解列开始，到不超过机组摆动规定值为止的调节时间Tp，应满足有关要求（即Tp<30Tn为水流惯性时间常数）。c.甩去100%负荷后，在转速变化过程中，超过转速3%以上的波峰，不得多于两次。8.2注意事项d.甩负荷之前，调速机、油压装置及机组本身都已彻底检查调整完毕，具备了甩负荷的条件。同时整个电站的引水系统、进水闸门等都应全面检查一遍，并确保其工作正常可靠。e.甩负荷前，应事先将甩负荷的时间、次数和所甩负荷的大小，通知电业管理部门，并征得同意。f.按25%、50%、75%、100%负荷顺序，由小到大逐次地甩。每甩一次都需加以讨论和分析，确认没问题时，再甩下次的负荷。 桥式起重机(行车)检修规程1主题内容与适用范围本标准规定了XXX水电桥式起重机维护、检修及故障处理的范围及要求。本标准适用于XXX水电桥式起重机的检修管理。2引用标准《电业安全工作规程》《35T/5T通用桥式起重机说明书》3技术规范表1行车技术规范行车名称:35T/5TQD通用桥式起重机起升机构运行机构主钩副钩小车大车起重量（T）355运行速度(m/min)1.1-1115-33起升高度(m)1820轨距(mm)起升速度(m/min)0.337轮距(mm)工作级别A5制动器OCX-MZ/4OCX-MZ/4制动器YWZ-200/25YWZ-200/25电动机YZB200L-60YZB-132M-6润滑系统手动干油泵手动油枪卷筒直径(mm)车轮直径(mm)钢丝绳轨道4机械维护项目及质量标准4.1制动器4.1.1弹簧完好，无断裂损伤。4.1.2背帽紧固无松动；抱闸磁铁横杆销子应无变形和断裂。4.1.3框架轴销，地脚螺丝完好无松动变化。4.1.4抱闸轮的靠背轮联结螺丝紧固无松动；保护罩完好。4.2变速箱4.2.1组合、地脚螺丝紧固无松动。4.2.2组合面无渗漏油。4.2.3油位油质正常、齿轮啮合面接触良好、润滑良好。4.2.4外部清洁。 4.3联轴器4.3.1联轴螺丝紧固无松动。4.3.2联轴器无渗漏油；定期加油。4.3.3外部清洁。4.4齿轮卷筒4.4.1齿哗啮合无错位;大小齿轮无损伤,润滑良好护罩完好牢固。4.4.2大齿轮与卷筒联轴螺丝紧固无动。4.5轴承座4.5.1组合和地脚螺丝紧固无松动。4.5.2油杯完好，油量充足，不变质；检查时并适当拧紧加油。4.5.3外部清洁。4.6钢丝绳4.6.1钢丝绳头压块螺丝紧固无松动。4.6.2钢丝绳保护油层完好。4.6.3钢丝绳在卷筒上无挤压缠挤压缠乱现象。4.6.4钢丝绳断位在允许范围内并作详细记录。4.6.5钢丝绳固定销轴无变形；位置准确；形销完好。4.7吊钩滑轮4.7.1各部转动部件应转动灵活无卡阻现象。4.7.2滑轮、吊钩推力轴承定期加油。油杯完好；油量充足；油质良好，4.7.3外部清洁。4.8行车轮4.8.1轴承端盖螺丝和联结螺丝固定无松动。4.8.2油杯完好、油量充足、油质良好、定期往油杯注油。4.8.3行走轮完整、无破损裂纹。4.8.4外部清洁。4.9梁轨4.9.1大小车梁无变形；焊缝完好无裂纹。4.9.2联结梁的螺丝；联接板完好紧固无松动。4.9.3轨道完整、无裂纹损伤和严重锈蚀剥落现象。4.9.4轨道压板、垫块焊接完好、焊缝无裂纹。5修理项目及质量标准5.1变速箱检修5.1.1拆开电动机联轴器（拆前应作记号）电动机地脚垫片对原位作好记号和记录。5.1.2拆开变速箱盖排出润滑油（排油时上下层机油分开装，对上下层机油进行化验，处理再用）。5.1.3拆下各轴承端盖并作好记号。5.1.4检查各对齿轮啮合记号是否正确。拆出主动轴齿轮和两对中间传动齿轮（从动大齿轮一般不拆）。5.1.5各齿轮出后应放在木板上，并固定好不使其滚动以免损伤齿轮。5.1.6轴承和齿轮箱、齿轮箱内辟和齿轮箱板应涂以红丹和防锈防油漆。5.1.7各轴承滚道上和滚动体表面应无凹坑，脱皮，裂纹，滚珠架无损伤，转动应灵活无异声，否则应更换。 5.1.8轴率径向间隙可用压铝丝的方法用千分尺测量检查。5.1.9拆装滚动轴承时，受力应作用于内套，并且应对称受力。5.1.10齿轮箱、齿轮、轴承清扫后，对号装复。用压铅法检查各对齿口齿合间隙，其最大间隙允许如下：转动级数：1~2级2~3级3~4级允许间隙：0.18~0.30(MM)5.1.11检查各齿轮工作表面磨损、金属脱落、及根部列纹情况，如有严重损坏应以更换。5.1.12用涂色方法检查各对齿轮的啮合情况，齿轮侧面中部上的色斑高度不少于65%，色斑位置正确，并空转无单边接触的痕迹。5.1.13各轴承注入钙基润滑脂,装复变速箱和排油孔丝堵。5.1.14注入30#机油至合格油位,盖好加油盖.5.2滑轮的检查5.2.1检查各滑轮磨损、裂纹等情况，转动应灵活，轴承内注入黄油。5.2.2滚筒轴线应与变速箱从动轮轴线同心。5.2.3检查钢丝绳固定滚动筒上的螺丝及法兰联结螺丝,滚筒应无裂纹,轴承端盖,轴承座螺丝应无松动。5.2.4检查滚筒上各轴承和齿轮啮合的情况,装复时轴承应注入2/3黄油,齿轮工作表面涂上黄油。5.3钢丝绳的检查5.3.1检查钢丝绳磨损、毛刺、断丝、锈蚀的情况，（若损坏钢丝数超过钢丝数的10%应更换）检查完后涂上黄油。5.3.2检查清扫钢丝绳两接头卡子的螺丝；应无松动。5.4电动机与制动器的找正调整试验5.4.1电动机轴应与制动轮轴轴线同心,两联轴器的间隙与圆周偏差不大于0.10mm。5.4.2调整制动瓦；双边间隙为0.8mm。5.4.3检查闸瓦的磨损,铆钉松动与接触面情况,其接触面不少于75%,否则应处理检修更换。5.4.4间隙调整完毕,应作重负荷下降制动试验,但闸瓦抱拢后,靠背轮转动不可超过1/4转。5.5吊钩检修5.5.1检查吊钩滑轮轴承润滑是否良好,转动是否灵活。5.5.2滑轮槽边应完整良好,如边缘严重破裂,缺边超过滑轮周3/5时,应更换滑轮。5.5.3吊钩推力轴承滚珠润滑应良好,应无严重研磨损伤,滚珠栅架完好,转动时灵活。5.5.4吊钩应保持原有几何形状,无明显变形,必要以探伤仪检查吊钩。5.5.5吊钩的保护罩应完整无损。5.6行走机构的检查5.6.1变速箱、齿轮、电动机检查调整同上。5.6.2检查行走哗有无裂纹,高度视工作方便为宜,顶时一定要平稳安全。5.6.3行走轮轴承和轴销清扫干净,注入黄油,齿轮啮合面间隙涂以黄油。5.6.4滑动轴承与轴径向间隙的配合，应为干分之二的轴径值，最大允许值可为间隙的1.5~2倍。5.7弹簧的检查5.7.1弹簧应完整无断裂,表面无锈蚀完好。5.7.2抱闸弹簧压缩行程应无变形和疲劳，失去原有弹力。5.7.3抱闸机构配重拉杆销子应无弯曲和疲劳断裂，抱闸靠背轮螺丝同样检查。 起重工作规程1主题内容与适用范围本标准规定了省XXX水电厂起重工作及起重设备的安全工作范围及要求。本标准适用于省XXX水电起重工作的安全管理。2引用标准《电业安全工作规程》。3室外和高空作业3.1室外工作应对现场地形、建筑物、设备有足够了解熟悉，在开关站内工作时除在指定有停电安全措施的范围内工作外，对于邻近有带电的设备要有足够的安全距离。3.2利用现场的地形地物绑扎绳索、固定地锚、地柱均要考虑地质松软牢固程度，以求稳妥安全。3.3须树立人字架和独木桅杆工作时,攀绳也要求稳妥安全，禁止利用设备及带电设备作固定点。3.4高空作业3.4.1凡离地1.5米以上的地方高空作业人员必须使用安全带，或采取其他可靠的安全措施。3.4.2高空作业，应注意防止高空落物。工作架台应设牢固可靠的围栏及栏杆，无关人员不应在下面停留和通过。3.4.3上下层同时处于工作，中间必须做好隔离措施。下层工作的人员必须戴安全帽，禁止在4上下抛工具和物件。3.4.4高处工作用的工作架台应牢固，须能足够承受站在上面人员和材料等的重量。3.4.5人字架使用时须有坚固的铰链和限制开度的拉链。3.4.6在水泥地易滑的地面上使用梯子必须做好防滑措施，梯子必须完整可靠，能承受全部重量。禁止登在不坚固的结构和带有电的范围进行高空作业。为了防止误攀登，应有明显清晰的警告标示牌。4钢丝绳、麻绳4.1绳索在使用前必须仔细检查，所承受的荷重不准超过规定。4.2钢丝绳或麻绳均须在通风良好，不潮湿的室内保管，要放置在架上或悬挂好，钢丝绳须定期上油，麻绳受潮后必须加以干燥，在使用中应避免碰到酸碱液或热体。4.3环绳结合段长度不应小于钢丝绳直经的20倍，但最短不应少于300毫米。（见附表6）4.4双头绳索结合段长度不应小于钢丝绳直径的20倍，但最不应少于300毫米，并经过试验合格方可使用。（见附表7）4.5环绳及绳索必须经过1.25倍容许工作荷重的静力试验合格后，方可使用。表6环绳结合段的长度应符合下表规定钢丝绳直径（毫米）每一结合段长度（毫米）环绳长度（米）钢丝绳的长度（米）19．5400816．519．54001020．522450816．5 224501224．525500816．5255001224．5307501021．5307501531．5表7双头绳索的结合段长度应符合下表规定钢丝绳直径（毫米）每一结合段长度（毫米）绳头长度（毫米）123003001635040019400500224506002550070030600～8008004.6在吊起重物时，其绳索间的夹角一般不大于90度。荷重和绳索夹角的关系(附表8)环绳角度004506009001200容许荷重（％）100978670504.7在任何情况下禁止钢丝绳和电焊机的导线或其它电线相接触。4.8通过滑轮或滚筒的钢丝绳不准有接头，往滑轮上缠绳时，应注意松紧，同时不使其扭卷。4.9钢丝绳上的污垢及干固的润滑油，应用抹布和煤油将其清除，不准使用钢丝刷及其它锐利的工具清除。4.10麻绳、棕绳或棉纱绳，用作一般的允许荷重的吊重绳时，应按其断面积每平方毫米10牛顿计算，用作捆绑绳时应按其断面积每平方毫米计算。4.11麻绳、棕绳或棉纱绳在潮湿状态下的允许荷重应减少一半，涂沥青的纤维绳应降低20％使用。4.12切断绳索时，必须先将预定切断的两边用软钢丝扎结，以免切断后绳索松散。钢丝绳在切断前每边需要扎结的道断为麻心钢丝绳3道；钢心钢丝绳4道。4.13钢丝绳的报废标准：钢丝绳有下列情况之一者应报废，换新或截除：4.13.1起重机械钢丝绳在一个节距（每股钢丝绳绕绳一周的轴向长度）中有下表内的断丝根数者应报废。(附表9)最初的安全系数钢丝绳的结构6×19=114+16×37=222+16×61=366+118×19=342+1逆捻顺捻逆捻顺捻逆捻顺捻逆捻顺捻小于612622113618361886～7147261336193819大于71683015402040204.13.2钢丝绳中有断股者应报废。4.13.3钢丝绳的钢丝磨损或腐蚀达到及超过原来钢丝直径的40％时，或钢丝绳受过严重火灾或局部火烧过时，应即报废。4.13.4钢丝绳压扁变形及表面起毛刺严重者应换新。4.13.5钢丝绳的断丝数量不多，但断丝增加很快者应换新。4.13.6钢丝绳受冲击负荷后，该段钢丝绳较原来的长度延长达到或超过0.5％者，应将该段钢丝绳切去。 5吊环与卸扣（卡扣）使用范围5.1吊环允许吊重表(附表9)丝杆直径允许吊重（公斤）丝杆直径允许吊重（公斤）垂直吊600角吊垂直吊600角吊M1215090M22900540M16300180M301300800M20600360M36340014005.2卡扣允许吊重表(附表10)卡扣直径（mm）允许吊重(kg)使用钢丝绳最大直径（mm）卡扣直径(mm)允许吊重(kg)使用钢丝绳最大直径（mm）￠62004.7￠27410022￠83306.5￠30490026￠105008.5￠36680028￠129309.5￠42900031￠16145013￠451070034￠20210015￠521600044.5￠22270017.5￠24330019.55.3起重设备中所用的吊钩和吊环应用锻成的或用钢板铆成的，不准使用、也不准在吊钩上焊补或在受力部分钻孔。6千斤顶和滑车6.1千斤顶的顶重头必须能防止垂动的滑动。螺旋千斤顶或齿条千斤顶应装有防止螺杆或齿条脱离丝扣或齿轮的装置，不准使用螺杆或齿条已磨损的千斤顶。6.2千斤顶必须垂直地放在荷重的下面，必须安放在结实的或垫以硬板的基础上，以免在举重时发生歪斜，压弯齿条或螺纹。6.3不准在千斤顶的摇把上套接管子或用其它任何方法来加长摇把的长度。6.4使用液体或压缩空气传动的千斤顶时，禁止工作人员站在千斤顶安全栓的前面。6.5当液体或压缩空气传动的千斤顶升至一定高度时，必须在重物下垫以垫板，防止活塞突然下降，发生事故。往下放时应随重物下放高度逐步辙去垫板。6.6用两台以上千斤顶起重物时，应选择上升速度相同者，如用不同的速度者，则应逐一多次轮流慢慢起动并由专人指挥。6.7禁止将千斤顶放在长期无人照料的荷重下。6.8使用的滑车或滑车组必须经常详细检查，如滑车边缘磨损过多，有裂纹或滑车轴弯曲等缺陷，均不准使用。6.9滑车不准栓挂在未经计算的结构物上。使用开门滑车，应将开门的钩环坚固，防止钢绳自动跑出。6.10栓挂固定滑车的木庄或锚，应按土质不同情况加以计算，使之埋没牢固可靠。如使用的滑车可能着地，则应在滑车底下垫以木板，防止垃圾窜入滑车。6.11在高处悬挂滑车的工作，应由有经验的人员进行，并须使用安全带，必要时工作负责人应在场措导和监护。6.12滑车应严格按照滑车厂铭牌规定使用，若无铭牌滑车可以按经验公式P=Nd2/16估算，P为估算的滑车允许使用负荷（公斤），D为滑车轮的直径（毫米），n为滑轮的数。 6.13千斤顶和滑车应加强维护保养，定期加油润滑，保持其灵活性，延长使用寿命。7手拉葫芦7.1拉葫芦的链扣、手链轮及轮轴发生变形、生锈或链条磨损严重时，均应禁止使用。7.2悬挂链条葫芦的架梁或建筑物，必须经过计算，否则不准悬挂。7.3手拉葫芦在使用前，应作详细检查，如吊钩、链条与轴是否有灵活，手拉链条是否有滑链或掉链等现象。7.4使用时，应检查起重链子是否缠扭，如有缠纽现象应疏松整理好才可使用。7.5在使用时，先把手拉葫芦稍微拉紧后，检查各部分有无异常，再试摩擦片、圆盘和棘轮圈的自锁情况（刹车）是否完好。经检查确认为良好后，才能继续工作。7.6手拉葫芦在起重时，不能超出起重能力使用，不论在任何位置使用，手拉链条都应在链轮所决定的平面上，以注意防止手拉链条脱槽，拉链时用力要均匀，不能过快过猛，若手拉链条拉不动时，应查明原因，不能增加人数猛拉，以免发生事故。7.7已吊起的重物需中途停止时间较长时，要将手拉链条拴在起重链上，以防止由于时间过长而自锁失灵。7.8转动部分要经常上油，保证润滑、减少磨损，但切勿将润滑油渗进摩擦胶木片内，以防止自锁失灵。7.9经过大修应以1.25倍容许工作荷重进行10分钟的静力试验后，以1.1倍容许工作荷重作动力试验，制动效能应良好，且无拉长现象。8起重机（电动葫芦、卷扬机、行车）8.1禁止超负荷使用，不准倾斜起吊或作拖拉工具使用。8.2操作时应注意及时消除钢丝绳在卷筒上脱槽或绕有两层的不正常情况。8.3不工作时，禁止把重物悬挂在空中，以防机件产生永久性的变形。卷扬机的安装地点必须使工作人员能清楚地看见重物的臣吊位置，否则应使用自动信号。8.4装卷扬机时，滚筒中心线必须与钢丝绳保持垂直，第一个转向滑车到卷扬机的距离应至少小于6米。8.5卷扬机应固定牢固，未经固定的卷扬机严禁使用。8.6卷扬机必须有可靠的刹车装置，如刹车装置失灵或不灵敏，在修复前禁止使用。8.7丝绳在卷扬机滚筒上的排列要整齐，在工作时不能放尽，至少留五圈。8.8改变卷扬机滚筒的转动方向，只可在滚筒完全停止后进行。8.9开动卷扬机前的准备及检查工作如下：8.9.1清除工作范围内的障碍物。8.9.2指挥人员、起重工与司机等应预先确定并熟悉联系的信号，以使工作协调，避免发生危险。8.9.3指挥人员应与司机保持密切联系，对所卷扬的物件在任何位置均能看到。8.9.4检查各起重零件，如钢丝绳、滑轮、吊钩和各种连接器，如有损坏，应及时修理或调整。8.9.5检查转动部分有无毛病，特别是刹车装置，如有不灵活可靠，应即调整或修理。8.9.6检查卷扬机的基础是否牢固可靠，基础螺丝有无松动等现象。8.9.7检查轴承、齿轮（或齿轮箱）、钢丝绳、滑轮等润滑情况是否良好。8.9.8如能空车转动，则设法转动一、二转，看各部分的传动机构有无故障，齿轮是否啮合，再详细检查各部螺丝、弹簧、销子等有无松脱，机器内部及周围有无妨碍运转的东西。8.9.9如系电动卷扬机，应检查接地线、保险丝、电线，起动装置和制动器等的接头是否牢固良好。检查前应注意电源是否已断开。 8.10卷扬机在运转中禁止进行以下工作：8.10.1往滑车上套钢丝绳。8.10.2修理或调整卷扬机的转动部分。8.10.3当物件下落时用木棍来制动卷杨机的滚筒。8.10.4站在提升或放下重物的地方附近。8.10.5改正卷扬机滚筒上缠绕得不正确的钢丝绳。8.11装有过卷扬限制器、过负荷限制器、行程限制器以及起重臂俯仰限制器等的各式起重机，在工作时，指挥人员必须在其限制俯仰以内进行工作，禁止利用这些安全装置来代替正规操作，但属于自动化操作范围以内的安全装置除外。8.12行车上的配电盘、变压器及滑动环应有保护装置。8.13行车驾驶室上均应装有音响（钟、喇叭、电铃）或色灯的信号装置，以备操作时发出警告。8.14行车上应备有灭火装置，驾驶室内应铺橡胶绝缘垫，严禁存放易燃物品。8.15起重机械只限于熟悉使用方法并经考试合格，取得合格证的人员使用。取得一种或几种起重设备合格证的驾驶员动承担另一种新型起重设备的驾驶工作前应经过该项新设备的单独测验，取得合格证后方可正式工作。8.16较重大物件的起重、搬运工作须由有经验的专人负责领导进行，参加工作的人员应熟悉起重搬运方案和安全措施。起重搬运时只能由一人指挥，指挥人员应由经专业技术培训取得合格证的人员担任。8.17有大雾、照明不足、指挥人员看不清各工作地点或起重机驾驶人员看不见指挥人员时，不准进行起重工作。8.18行车检修时，应将吊钩降放在地面。8.19有得到司机的同意，任何人不准登上行车或行车轨道。8.20起重工作应有统一的信号，起重机操作人员应根据指挥人员的信号（红白旗、口哨、左右手）来进行操作，操作人员看不见信号时不准操作。8.21工作人员利用吊钩来上升或下降。8.22重物品必须绑牢，吊钩要挂在物品的重心上，吊钩钢丝绳应保持垂直，禁止使吊钩斜着拖吊重物。在吊钩已挂上而被吊物提升尚未提起时，禁止起重机移动或作旋转动作。8.23起重机的荷重在满负荷时，应尽量避免离地太高。起吊重物提升的速度要均匀平稳，不宜忽快忽慢，忽上忽下，以免重物在空中摇晃发生危险。放下时速度不宜大快，防止吊物到地时碰坏。8.24运有爆炸危险的物品（如压缩气瓶、强酸强碱、易燃性油类等），应制订专门的安全技术措施，并经厂主管生产的领导（总工程师）批准。8.25起重机在起吊大的或不规则的构件时，应在构件上系以牢固的拉绳，使其不摇摆不旋转。8.26起吊的重物必须先用绳子或链子很牢固的平稳地绑着，绳子或链子不应有打结和扭劲的情况，所吊的物件若有棱角或特别光滑的部分，在棱角或滑面与绳子相接触处应加以包垫，防止绳子受伤或打滑。8.27吊重物前应由工作负责人检查悬吊情况及所吊物件的捆绑情况，认为可靠后方准试行起吊。起吊重物稍一离地（或支持物），就须再检查悬吊及捆绑情况，认为可靠后方准继续起吊。在起吊过程中如发现绳扣不良或重物有倾倒危险，应立即停止起吊。8.28工作无关人员禁止在起重工作区域内行走或停留。起重机正在吊物时，任何人不准在吊杆和吊物下停留或行走。8.29吊重物不准让其长期悬在空中，有重物暂时悬在空中时，严禁驾驶人员离开驾驶室或做其他工作。 8.30物放到地上应稳妥地放置，防止倾倒或滚动，必要时应用绳绑住。电动工具工作安全规程1主题内容与适用范围本标准规定了省XXX水电厂修配设备的维护、检修及事故故障处理的范围及要求。本标准适用于省XXX水电厂修配设备的检修、安全管理。2引用标准《电业安全工作规程》。3总则3.1坚决贯彻电力生产“安全第一”的方针。安全生产，人人有责。为了实现生产安全，优质、高效、低耗，必须经常用各形式进行安全教育。建立健全安全体制，执行完善安全措施，严格遵守安全操作规程。3..2机修班的安全员应做好安全生产管理和宣传教育工作，保证安全生产、安全规程和安全措施的实施，发现存在问题时应及时采取措施予以处理，若有严重违法乱纪反规程，有权制止和向上级报告。3.3新入厂参加修配工作或离开工作岗位半年以上又重回本岗位工作的人员，在工作前必须学习本规程，并经过考试合格后方可上岗工作。3.4生产场地应经常保持清洁卫生，工作结束应做好设备清洁、地面清洁、台面清洁。各种物件存放整齐，要道路畅通。对于加工的毛胚料、半成品应堆放在专门指定位置，成品应放在专设的成品存放处。切削物应及时清理，堆放在指定地点，贵重我属切削物应做好回收工作。3.5工作人员的工作服不应有可能被转动的机器绞住的部分；工作时必须穿着工作服，衣服和袖口必须扣好；禁止戴围巾和穿长衣服。工作人员进入生产现场禁止穿拖鞋、凉鞋。女工作人员禁止穿裙子、穿高跟鞋，辨子、长发必须盘在工作帽内。做接触高温物体的工作时，应戴手套和专用防护工作服。3.6机器的转动部分必须装有防护罩或其它防护设备，露出的轴端必须设有护盖，以防绞卷衣服。禁止在机器转动时，从靠背轮和齿轮上取下防护罩或其它防护设备，更不准装卸和校正皮带，在机器完全停止以前，不准进行修理工作。3.7禁止在运行中清扫、擦拭和润滑机器的转动和移动的部分。清拭运行中的固定部分时，不准把抹布缠在手上或手指上使用，只有在转动部分对工作人员没有危险时，方可允许用长嘴油壶或油枪往油盅和轴承里加油。3.8班组内对于易燃物应经常检查，远离火源、电源，做好存放工作，妥善保管。使用过的油棉纱头、抹布等不得过且过任意乱丢，应集中在指定地点，定期清理。3.9加强用电管理。所有电气设备的金属外壳均应有良好的接地装置，经常定期检查机床，电焊机电源和电气设备的绝缘。必要时联系有关班组进行检查处理。下班和工作结束应切断电源，确保用电安全。4锯床操作规程4.1工作前检查锯床润滑情况是否良好，应先使机床空载运转2—3分钟。4.2工件必须夹紧，锯片安装正确可靠。4.3锯床上不可堆放其他杂物。4.4 开始锯时，应将锯片提起，开机后才慢慢放下接触工件，然后选择适当进刀量，以防锯齿被扫掉和锯片被折断。4.5锯片应有足够的冷却，以提高锯片使用寿命。4.6较重较长的工件须有支架支承，注意所下坯料滑出砸伤手脚。4.7工作完毕应将锯床导轨架放在托架上，切断电源，做好清扫工作和维护保养工作。5钳工安全操作规程5.1钳工台应放在光线较好的窗前，也就是说要有充足的光线，周围要有足够宽敞的我作场地。5.2正确使用虎钳：5.2.1应经常保持虎钳清洁。5.2.3用粘度较高的机油润滑螺杆和滑动部位。5.2.4不准敲击摇动手柄、钳口。5.3钳工工作时应注意的主要安全事项：5.3.1经常检查安全设备。如：检查防护罩是否安好，保险装置是否淮确和灵敏等。5.3.2合理组织工作地点。如：工具工件放置要有顺序、稳固，保持工地清洁等。5.3.3使用的机床、工具要经常检查。如：砂轮机、钻床、手电钻和挫刀、铁锤等，发现损坏，应立即停止使用，修好再用。5.3.4操作时使用个人防用具。如：工作帽、工作服、防护手套、防护眼镜、绝缘工具等。5.3.5认真遵守安全操作规程。如；不能乱按开关，乱摇手柄、用汽油洗工件要远离明火，不许在乙炔罐前吸烟等。5.3.6台上工具、量具的放置原则：5.3.7为了用时方便，原则上是：常用右手拿的工具放在右边，常用左手拿的工具放在左边。5.3.8常用的物件，应放在自已的工作附近。5.3.9严禁量具与工具、工件堆放在一起。5.4錾切工作中的安全事项。5.4.1錾切时要戴防护眼镜。5.4.2錾子头部有翻头，一定要先磨去。5.4.3錾切快到头应用力小，否则錾子会滑脱伤手。5.4.4錾切时最好放上安全罩，免切屑飞出伤人。5.4.5锤头松动，应马上将锤头楔铁打紧，挥锤时应注意不甘落后要伤人5.4.6錾切工具都不应沾油。5.4.7錾切疲劳要适当休息，否则易击偏伤人。5.4.8开錾前，看身后是否有人，在工作过程中也应随时注意。5.4.9锉削时应注意的安全事项：5.4.10锉铸件、有氧化皮的钢件，应先用錾子錾去或用砂轮磨去表面层然后再锉削。5.4.11锉刀先用一面，用纯后再用另一面。5.4.12锉削速度不宜太快，一般为40次/min左右，锉硬钢件更应慢些，快了不但效率低，而且锉刀易于磨钝，回程时应将锉刀稍稍提起。5.4.13锉削时不应撞击锉柄，否则锉刀会滑出伤人。5.4.14锉刀面与工件表面不准用手模。5.4.15不准用细锉锉软金属（如：锡、铝等）。5.4.16不准用无柄锉刀、断锉刀工作，以免刺伤手心。5.4.17锉刀放置时不准伸出钳案，以免碰落摔断或砸伤人脚。5.4.18 不准直接用手清除铁屑或用嘴吹铁屑，锉刀面堵塞后，用钢丝刷顺着锉刀纹方向刷去铁屑。5.5锯割时的安全规则:5.5.1不许装松锯条，也不许装得过紧，以防崩出伤人。5.5.2不许用没有手柄的锯弓。5.5.3在快锯断时，一定要用手扶着锯下部分，工件较大时，先用支架撑起来，否则易砸伤脚。5.5.4工件锯割线尽量夹在钳口左边。5.6手工攻丝和套丝安全规则：5.6.1工件应装夹水平或垂直，丝锥垂直工件表面，扳牙应水平。5.6.2每转一周应反转大于1/4周，以便使切属断落，防止丝攻折断或扳牙崩牙5.6.3加工钢料螺纹时，应加机油润滑，铸铁件可加煤油。5.6.4不通孔攻丝，应常退职出丝攻，排除孔内铁屑。5.7使用卡钳时应注意如下事项：5.7.1调整卡钳时，应敲卡钳两侧面，不许敲击钳口。5.7.2工件转动时，不能用卡钳去量，否则易磨坏钳口。5.7.3不能用卡钳当起子。5.8保护钢尺规则：5.8.1不与工件、工具堆放在一起。5.8.2用划规取尺寸时，划规脚要轻放在尺上。5.8.3不用粗糙物件代替划针在钢尺边划线。5.8.4不用钢尺代替起子撬其它物件。6砂轮机安全操作规程6.1砂轮机因在高速下工作，因此安装前或平时使用前都必须经过处观检查，不应有裂纹及其它不良情况。6.2砂轮机安装时，要求将砂轮不松不紧地套在轴上，在砂轮和法兰盘之间垫上1~2mm厚度的弹性垫板。6.3为使砂轮平稳地工作，一般直径大于125mm和砂轮须经平衡后可使用。6.4砂轮机应装有用钢板制成的确良防护罩，其强度应保证当砂轮碎裂时挡住碎块，防护罩至少要把砂轮的上半部罩住，禁止使用没有防护罩的砂轮（特殊工作需要的手提式小型砂轮除外）。6.5砂轮机装好要试运行3-5分钟，不允许有明显的跳动、摆动和窜动。6.6磨工件时，工件加工表面与砂轮接触处应稍高于砂轮水平中心。6.7砂轮机运行转速稳定正常后方可启削。启削时，应戴防护眼镜或装设防护玻璃，不准站在正面，用力不可过大，应使火星向下，不准用砂轮的侧面研磨。6.8禁止在砂轮上磨软金属（如铜、铝、木头等）和超大型或过长工件。6.9为了安全，砂轮机应安放在工作地的边缘。6.10削完毕后，应切断电源，方可离去。7焊工的安全操作规程7.1焊工应熟悉电焊和气焊设备的结构，原理及其应用范围，未受过专门训练的人员不准进行焊接工作。7.2在下列情况下不准进行焊接工作： 7.2.1在带压力或带电的设备；7.2.2装有易燃物品的容器；7.2.3水平距离小于5米内有易燃易爆物品；7.2.4在密闭容器内。7.3在可能引起火灾的场所附近进行焊接工作时必须备有必要的消防器材，焊接人员离开现场前必须进行检查，现场应无火种留下。7.4防止触是的措施：7.4.1焊前检查焊机接地良好；7.4.2焊钳和电缆的绝缘必须良好；7.4.3必须戴电焊手套，不准赤手接触导电部分；7.4.4在潮湿地方进行电焊工作，必须站在木垫上或穿橡胶绝缘鞋。7.5防止孤光伤害和烫伤的措施：7.5.1穿好工作服，上衣不准扎地裤子里，口袋须有遮盖，脚面应有鞋罩；7.5.2焊接时必须用镶有滤光镜的手把面罩或套头面罩，戴电焊手套；7.5.3清除焊渣时应戴上白光眼镜，并避免对着人的方向敲打焊渣；7.5.4工件焊后具许用火钳夹持，不准直接用手套。7.6保证电焊设备安全的措施：7.6.1线路各连接点必须紧密接触，防止因松动接触不衣而发热；7.6.2焊钳任何时侯都不得放在工作台上，以免短路烧坏焊机；7.6.3发现焊机或线路发热烫手时，应立即停止工作；7.6.4操作完毕或检查焊机及电路系统时必须拉闸。7.7氧气瓶应涂天蓝色，用黑颜色标明“氧气”字样；乙炔气瓶应涂白色，并用红色标明“乙炔”字样。气瓶在保管、使用中，严禁改变气瓶的涂色和标志，以防止涂色脱落造成误充气。7.8氧气瓶内的压力降到0.196千帕，不准再使用。用达的瓶上应写明“空瓶”。7.8氧气瓶阀门只准使用专门板手开启，不准使用凿子、锤子开启。乙炔阀门须用特殊的键开启。使用中的氧气瓶和乙炔气瓶应垂直放置并固定起来，氧气瓶和乙炔气瓶的距离不得小于8米，并禁止与电线相接触。7.9没有减压器和减压器的低压室没有压力表或压力表失效，严禁使用氧气瓶。工作结束时，须将减压器自气瓶上取下，由焊工保管。7.10用的橡胶软管不准有鼓包、裂缝或漏气现象。乙炔和氧气软管不准混用。7.11枪在点火前，应检查其连接处的严性及其嘴子有无堵塞现象。点火时，应先开氧气门，再开乙炔门后立即点火，并调整火焰。熄火时与此操作相反，以免回火。7.12由于焊嘴过热堵塞而发生回火或多次鸣爆时应尽速先将乙炔气门关闭，再关闭氧气门，然后将焊嘴浸入冷水中。 变压器检修规程1主题内容和适用范围本规程规定了XXX水电厂主变压器检修的内容和项目、技术参数、工艺标准。本规程适用于XXX水电厂主变压器的检修维护工作。2引用标准2.1电力部<<电力工业技术管理法规>>-19962.2<<电业安全工作规程>>-20052.3常德变压器厂提供的有关图纸、资料2.4XXX水利水电勘测设计院的图纸、资料3主变及厂变技术参数3.1主变压器参数1#主变压器2#主变压器型号S10-6300／35型号S10-10000／35相数3相相数3相频率50Hz频率50Hz冷却方式ONAN冷却方式ONAN额定电压38500±2*2.5%额定电压38500±+2*2.5%额定电流94.5额定电流149.96额定容量6300KVA额定容量10000KVA联接组标号YN/d11联接组标号YN/d11空载电流0.63%空载电流0.63%阻抗电压(75℃)7.38%阻抗电压(75℃)8.21%空载损耗空载损耗10.759KW负载损耗负载损耗49.088KW油重2372kg油重3033kg器身重7530kg器身重10330kg运输重9710kg运输重13300kg总重12530kg总重16300kg3.21#、2#主变分接开关规范1#主变档位电压(V)电流(A)Ⅰ4042032.86Ⅱ3946033.66Ⅲ3850034.5Ⅳ3754035.38Ⅴ365803512#主变档位电压(V)电流(A) Ⅰ40420142.84Ⅱ394601451Ⅲ38500149.96Ⅳ37540153.79Ⅴ36580157.835.3其它变压器技术规范项目1#、2#厂变1#、2#、3#、4#、5#励磁变型号SG(H)10-315/5SC9-125/6额定容量315KVA125KVA额定电压高压侧6300±5%V6300±2×2.5%V低压侧400V251V额定电流高压侧28.9A11.46A低压侧454.7A287.53A接线组别Dyn11YD11冷却方式ANAN阻抗电压3．99%3．87%使用条件户外户内4变压器大小修项目及周期3.1主变压器检查的目的是恢复性的，提高设备的健康水平或使结构更合理完善，确保设备的安全运行。变压器检修项目及要求，应在综合分析下列因素的基础上确定：a.电力变压器检修工艺导则推荐的检修周期和项目；b.结构特点和制造情况；c.运行中存在的缺陷及其严重程度；d.负载状况和绝缘老化情况；e.历次电气试验和绝缘油分析结果；f.与变压器有关的故障和事故情况；g.变压器的重要性。3.2小修周期与项目3.2.1一般每年1次3.2.2附属装置的检修周期:a.保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程进行；b.净油器中吸附剂的更换，应根据油质化验结果而定；吸湿器中的吸附剂视失效程度随时更换；c.自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次；d.套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。3.3.2小修项目a.处理已发现的缺陷； a.检修油位计、调整油位；b.检修冷却装置；c.检修安全保护装置；d.检修测温装置；e.检查接地系统；f.检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油；g.清扫油箱和附件，必要时进行补漆；h.清扫外绝缘和检查导电接头；i.按有关规程规定进行测量和试验。3.3大修周期与项目3.3.1周期a.一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次；b.在运行时主变压器随出口短路后，经综合论断分析，可考虑提前大修；c.运行中的变压器，当发现异常状态或经试验判明有内部故障时，应提前大修；运行正常的变压器经综合论断分析良好，总工程师批准，可适当延长大修周期。3.3.2大修项目a.吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；b.绕组、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；c.铁芯，铁芯紧固件、压钉及接地片的检修；d.油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；e.安全保护装置的检修；f.测温装置的校验；g.全部密封胶垫的更换和组件试漏；h.必要时对器身绝缘进行干燥处理；i.变压器油的处理或换油；j.清扫油箱并进行喷涂油漆；k.大修的试验和试运行。4变压器检修工艺及质量要求4.1检修前的准备工作4.1.1检修任务的下达及接受均以检修任务书为准，检修人员接到任务书后，根据提出的缺陷和要求决定检修项目和检修方法。4.1.2在进行检修前首先准备运输起重拆装工具、滤油设备等，并准备各种记录表格和纸张。4.1.3检修前的试验。检修前应进行预检，初步确定变压器缺陷：a.绝缘油检查是否臭味并作油简化、耐压等试验；b.摇测绝缘电阻及吸收比；c.测量直流电阻，将结果记入检修任务书内。4.1.4变压器器身检修前的作业项目a.清理现场，装设安全围栏，备齐消防及急救防雨防风砂器材，装设检修电源及照明设施；b.工具器材运输及安装； c.检修前测一次直流电阻、介质损耗值、绝缘电阻及作油样试验；d.排油：必要时滤油或准备好合格油；e.拆除保护测量、信号等二次回路的连线和接地线；f.拆除及检修清扫冷却装置，如风扇电机等；g.拆除及检修吸湿器、净油器、气体继电器、温度计等，并对气体继电器进行试验；h.拆除及检修套管，分接开关操作机构，并对套管进行试验；i.确认器身检修的条件具备时，即可拆除油箱的螺栓，检查并证实油箱与器身完全脱离后方可吊出器身，进行器身检修；j.如果上述各项中所列某些变压器组件必须进行较长时间的检修时，应在器身检修前的若干天事先拆下检修，如果已确定器身需要干燥时，则可推迟在器身干燥的同时进行。4.1.5待修变压器的外部检查a.检查套管是否有破裂情况，套管引线螺丝是否完好；b.检查油位计是否标示清楚，是否堵塞、损坏情况；c.检查呼吸器是否堵塞，防潮剂是否饱和；d.检查变压器盖子、油枕、法兰、吊环、油箱焊缝等处是否渗漏油及有无进水痕迹。如渗漏油部位不明显，应将外壳油污初步清抹，涂白灰作油压试验，检查漏油部位；f.检查各阀门、防爆管、继电器、散热器等是否完好。4.2变压器的拆卸和吊芯工作及质量标准4.2.1变压器拆卸前应将油从放油阀放出一部分，以免吊芯时溢出变压器油。在放油的同时，要注意油标、油枕与油箱是否畅通；4.2.2起吊工作应平吊、平起，注意观察吊芯螺杆紧固情况，在芯子吊出油面以后，要停留10-15min，使芯子上的油淋入油箱，然后放置油盘中；4.2.3吊芯中要避免碰坏各个部件和绕组。吊出芯子应对绕组、铁芯、分接开关、引线及各个零件螺丝进行详细检查。4.2.3.1套管拆卸：在拆卸变压器套管时，不应有碰破及碰裂情况，应从斜的方向吊出，不可使之受任何机械应力。4.2.3.2拆卸上盖吊出铁芯a.应在干燥天进行；b.不应使铁芯绕组受潮；c.在湿度不超过85%的空气中吊芯时间不应超过16h，在阴天、雨天不进行吊芯检查。4.2.3.3拆卸硅钢片a.硅钢片不断裂；b.不能擦破绝缘漆。4.2.3.4拆卸绕组的绝缘部件：a.不应使其绝缘有破裂情况；b.各部件应放在固定的地方，以防止意外的破裂损坏；c.拆卸绝缘零件时工具要仔细检查，应保证牢靠。4.2.3.5吊绕组：在拆绕组时，不允许碰伤任何绝缘部件。4.3油箱的检查及质量标准。4.3.1油箱或箱盖的焊缝处若有漏油时，应进行处理补焊。在补焊时应根据具体情况，将套管拆下，以免损坏。 4.3.2箱盖不平用螺丝纠正达不到目的时，可以把器身拆下来，去掉上面的全部零件，放在平板上压平。4.3.3用抹布擦洗箱和盖，除去油泥和油污并清理箱底。注意清抹应用白布，不可使用棉纱和易脱毛的刷子。外部漏油过脏时，可放入碱池中浸泡、刷洗，清水冲净后及时喷刷防锈油漆。4.3.4采用耐油胶条密封时，要用斜口对接，坡口长度应小于胶条直径的5倍，压缩率为30%。4.3.5变压器的油箱、上盖、油枕、安全气道，散热器等更换或重新制作时，内部均应涂清漆。4.3.6更换箱盖时，吊环应焊在外表并不得在箱盖上穿孔焊装。旧盖上的吊环、吊杆在检修时均应焊死，以免渗油。4.3.7变压器的油箱、油枕和顶盖质量标准：a.油箱、油枕和顶盖不得有油泥和脏物；b.油枕与油箱连通管应畅通并高出油枕底部30mm；c.不应有砂眼、裂缝和焊口不良等缺陷，应保证不渗油、渗水。d.外部喷漆不得有疙瘩、眼泪等现象，应平、光、匀；e.外壳接地螺丝完整、牢固；f.油枕旁有集污管或放污螺丝，应装在油枕最底部，应装防潮呼吸装置；g.顶盖边沿不得有弯曲、不平情况；h.密封应选用合格的耐油胶垫和胶绳；i.吊环、吊耳等零件必须齐全；j.油箱的渗漏油试验。4.4套管的检修及质量标准4.4.1导电杆上部的压帽焊接不良时，应将套管拆下，将螺杆抽出套管，用铜焊接。套管固定密封，应采用质量合格的耐油胶垫。4.4.2胶合法兰或套管上发现有裂纹，以及渗漏油时，应用大小合适的钎子剔除胶合剂，套管和法兰一定要擦净再进行胶合。4.4.3套管内的引线有拆断和穿心螺杆烧坏或滑牙时，应进行更换，材料采用黄铜棒制作。4.4.4上套管时，整个螺丝的松紧要一致，对正上扣使用的扳手要适当，用力适宜，防止紧坏套管。4.4.5套管的质量标准：a.套管内部应干净，无油泥脏物，应光滑清洁；b.套管与法兰盘处密封严密，无渗油、漏油及套管歪曲等情况；c.浇灌物如变质，应彻底除掉重新更换；d.套管不应有裂纹及破坏现象；e.套管的封口垫的大小，要与套管外围直径相同；f.套管丝杆要在套管中心轴线上，不准歪曲拆断。g.套管检修工艺及质量标准4.4.5.1本体油连通的附加绝缘套管工艺及质量标准a.瓷套有无损坏，瓷套应保持清洁，无放电痕迹，无裂纹，裙边无破损；套管解体时应依次对角松动法兰螺栓，防止松动法兰时受力不均损坏套管。b.拆瓷套前应先轻轻晃动，使法兰与密封胶垫间产生缝隙后再拆下瓷套，防止瓷套碎裂。 c.拆电杆和法兰螺栓前，应防止导电杆摇晃损坏瓷套，拆下的螺栓应进行清洗，丝扣损坏的应进行更换或修整，螺栓和垫圈的数量要补齐，不可丢失。d.擦除绝缘筒（包括带覆盖层的导电杆）油垢，绝缘筒及在导电杆表面的覆盖层应妥善保管（必要时应干燥）。e.瓷套内部应用白布擦试；在瓷套管外侧根部根据情况喷涂半导体漆，瓷套内部清洁，无油垢，半导体漆喷涂均匀。f.新胶垫位置要放正，胶垫压缩均匀，密封良好；g.套管垂直放置于套管架上，组装时与拆卸顺序相反，注意绝缘筒与导电杆相互之间的位置，中间应有固定圈防止窜动，导电杆应处于瓷套的中心位置。4.5分接开关和引线的检修及质量标准4.5.1分接开关向外渗油，若是由于盘根引起，可将破损或腐蚀的衬垫更换新品，若是转动处向外漏油，可根据情况进行处理，渗油可用特型的耐油胶圈或石棉绳涂黄油用螺丝帽压紧，漏油间隙大时，可更换新品。4.5.2分接开关绝缘部分受潮后，必须取下进行烘干。在取出开关时可将盘根固定螺丝筒进行处理，在取出分接开关时，必须在引线的接线轴上加装编号并记好方向，防止组装时造成错误。4.5.3固定触点的绝缘圆盘，必要时应进行试验，两触点或触点对地之间的交流耐压值应为2h，若绝缘表面及芯内有击穿和烧破的地方必须全部更换新品。4.5.4消除分接开关上的脏物和油泥，用抹布揩拭干净。开关触点不光滑及烧焦时，用细砂布砂光。活动接触的压紧弹簧失效时，可以调整或更换。若触点有严重烧伤和接触不良时，应更换新的。4.5.5高低压引线有断裂和烧熔时，应检查是否因相间或线对地距离不够所引起，根据情况加强绝缘和调整引线。对于已断和烧熔的引线，应将断处的绝缘去掉，用砂布砂光后焊接新的引线。4.5.6引线应用经过处理干燥过的木夹夹牢，并排列整齐，木夹件上各螺丝应上紧。4.5.7检查引线的固定螺丝和切换开关的固定部分，必须牢固，不能有松动现象。检查进应用适当的扳手。4.5.8在工作时所拆下的螺丝、零件必须统一放在木箱内，以免丢失。4.5.9变压器分接开关的质量标准：a.切换器本身的螺丝应紧固，各部件应清洁干净。b.短路触点（即动触点）端子板及切换器环等的接触面，应无焊接及熔化现象，弹力充足。c.所有机械部分及轮销子和支持物等均应完好，无磨损及短少的现象。d.动触点及固定触点均应清洁，接触良好，动触头的弹簧应完整无缺，位置正确，弹力充足。e.转动轴应灵活，与上盖连接应严密，不得漏油。f.接触器静触点间应绝缘良好，不应有烧坏及击穿现象。g.用1000V摇表测得静触点间绝缘电阻：35KV以上：2000MΩ以上。h.转动触点，使指示确实与要求一致，与指针位置相同，触点不超过预定的范围。4.6变压器器身的检查4.6.1用抹布清除铁芯和绕组上的油垢和油泥，并用清洁的油冲洗绕组内部两次，直到油垢和油泥完全清除为止。4.6.2用摇表试验铁芯接地是否良好，若无接地片时，可增添一块接地铜片，且只允许有一点接地。4.6.3 用摇表测量穿心螺丝的绝缘电阻，若绝缘电阻性能不好，必须重新更换穿心螺丝的绝缘物。更换时可将螺丝帽卸下，取出螺杆，重新用清洁纸、白布带、黄蜡绸带等包扎好，涂漆烘干后，再用夹铁夹紧。其绝缘电阻值最低不少于2MΩ。4.6.4检查器身上所有夹件的固定螺丝是否缺少，是否上紧，松动时，应选择适当的扳手将其上紧。缺少时必须配齐，并彻底对器身各个部分详细检查。4.6.5绕组两端的木垫和绝缘是否完全紧固，是否有移位变形及烧坏痕迹。不合格和不完整的必须更换补齐。对于不紧的部分，必须拧动夹紧螺丝的上下螺帽进行压紧。4.6.6绕组的平尾垫和撑条，若有不正和脱落的地方，必须调整和装上。对于坏的必须更换、缺少的应加上新的，对未压紧的平尾垫可用扳手拧动夹紧螺丝的上下帽来完成。4.6.7检查绕组绝缘外部状态，如发现匝间，层间有烧坏和损伤时，应进行重绕工作，如发现有电动力的作用，绕组发生位移和变形时，应进行校正措施。4.6.8对于未曾损伤和烧坏的变压器，应根据绕组的颜色弹性，脆性和机械强度等劣化情况，评绝缘等级。4.6.9用摇表测高压对地，高压对低压，低压对地的绝缘电阻，如果不合格，应进行烘干。4.7变压器器身的分解及绕组和铁芯质量标准4.7.1变压器器身分解之前，应首先根据技术检查情况和绕组铁芯的外部情况来确定故障点，对于没有明显故障点的变压器，应作以下试验：a.做匝间绝缘试验，判明匝间无短路现象；b.做零至额定电压的空载试验，判断磁路有无毛病。4.7.2故障点查明后用加热的方法或用锯、手钳将相间引线焊的地点烧断或锯断或卡断并将其接线方法记录下来。4.7.3铁芯的分解应按下列步骤进行：a.取出上轭铁的压紧螺丝；b.用扳手松开轭铁的穿心螺丝或夹紧螺丝；c.轭铁的上部用漆涂上记号，以免在组装时错乱；d.按次序一片一片的拆下轭铁的硅钢片，拆时应注意不能将硅钢片的漆层碰坏。将拆下的硅钢片按级排列整齐并用红漆写上字，各组分别绑扎，放在清洁干燥的地方。在工作时为避免将手划破，应戴上帆布手套。e.分解器身时，所拆下附属零件如螺丝、螺栓应该放入木箱内，对于各夹件应集中存放，以免丢失。f.检查硅钢片有无绝缘脱落，碾成粉末或多处断裂，绝缘炭化、变色，如有以上情况，应先用刀子将上面刮净，然后重新涂上硅钢片漆。g.拆下的零件、铁芯和完好的绕组应用绝缘油加以清洗。4.7.4绕组的取出应按下列程序进行：a.先将铁芯柱包扎好，取出油道条最后取出绕组。b.两个人起绕组时应以均匀的速度起来，平放在指定的位置，在取绕组时，一定要注意不碰坏绕组。4.7.5在拆绕组时，一定要作如下记录：a.绕组各相间的距离及遮板厚度；b.绕组对上下轭铁的距离及所垫绝缘物及其厚度；c.使用线号；d.总匝数及抽头匝数；e.层间绝缘及高低压之间绝缘；f.油道位置及尺寸；g.端绝缘尺寸；h.绕组高度，内径及外径尺寸；i.绕组绕向。 j.非正式（规）厂制造的变压器，若发现铁芯质量不好，磁缝大、绕组绝缘老化，运行中过热应作空损试验，适当增加匝数，降低损耗或作降容处理。k.变压器绕组质量标准4.8变压器吊芯检查施工技术措施和安全措施4.8.1技术措施a.起吊用钢丝绳庆无损伤断股、扭筋、质量良好。b.试吊时将钟罩吊起约100mm时，停止10min，进行受力部件检查，然后放下，以便找正中心，然后方能缓慢起吊，并防止碰伤绕组或夹件。4.8.2绕组检查项目：a.检查绕组围屏是否清洁、受潮，有无树枝状放电，有无裂纹、臃肿及剥层现象，围屏不能拆开；b.检查绕组上压环紧固情况，检查周围螺栓是否均匀压紧，并适当紧固。4.8.3铁芯部分检查：a.检查铁芯是否清洁，有无铁杂质，有无伤损现象，油道有无堵塞。b.检查硅钢片的紧密程度，并用专用工具紧固各部螺丝；c.测量穿芯螺栓的绝缘电阻，铁芯不应有形成闭合回路的两点或两个以上的接地点；d.检查铁芯接地片有无烧伤断裂痕迹，连接是否可靠；e.检查铁芯固定螺丝在运输中有无松动，并应紧固。4.8.4分接开关的检查a.检查分接开关接触是否良好，弹力是否充足，接触位置是否正确，镀层是否完整，有无过热现象；b.用0.05mm塞尺测试接触情况；c.检查各部接线的焊接质量和绝缘情况；d.检查绝缘板及木架有无变形，表面是否清洁，有无受潮现象；e.检查接头是否牢固，测定接触电阻是否符合要求。f.检查机械部分，操作手柄是否完整，有无变形，操作是否灵活，内部位置是否与手柄上位置一致。g.吊罩检查结束，交验收组验收合格，用合格变压器油冲洗，将底部油箱清理干净，方可回装钟罩。4.9安全措施4.9.1整个吊芯工作由专人统一指挥；4.9.2吊芯工作区周围设围栏，无关人员不得入内；4.9.3吊芯现场应清洁，并备用防雨设备；4.9.4吊芯应在无风晴朗天气进行；4.9.5现场严禁吸烟，并备有足够的防火器材；4.9.6芯子暴露在空气中的时间不应超过以下规定：a.空气相对湿度不超过65%时为16h；b.空气相对温度不超过75%时为12h；c.时间计算以放油开始到开始加油为止。4.9.7参加检查芯子的人员应穿不带扣子衣服，不准携带硬钱币等杂物，防止落入变压器内；4.9.8检查芯子时，一定用木梯，不允许将梯子靠在绕组或引线上，更不允许踏在绕组或引线上；4.9.9起吊前，箱体四周应设专人监护，并在四周设拉绳防止钟罩在起吊过程中摆动；4.9.10起吊前，指挥人应向吊车司机交底，并规定好联络指挥手势，全体工作人员听从一人指挥； 4.9.11起吊时，吊绳要找好中心，防止钟罩偏斜，起吊高100mm时暂停起吊，检查吊绳是否吊偏，再放下找正中心后再次起吊，起吊要缓慢进行，防止碰伤绕组；4.9.12器身检查后，应用清洁变压器油冲洗，并检查器身上无遗留杂物；4.9.13工作中所有使用工具应有专人保管，并事先登记，工作结束后，工具保管人员应先清点工具无误后方可回装钟罩，防止工具遗留在变压器内部，工作中使用的工具应用带子系好，防止落入变压器绕组内部；4.9.14钟罩回装前，应经验收组验收同意后方可进行回装；4.9.15发现缺陷应立即报告工作负责人，不得私自处理；4.9.16起吊臂下严禁站人或通行；4.9.17钟罩回装后，周围螺丝应由专人均匀紧固，防止部分螺丝过紧。4.10变压器吊芯后回装投运及投运前的检查项目。4.10.1装配前的检查。a.器身检修及与之配合测试项目全部完毕。b.所需测绘的内容已记载完毕。c.器身及油箱内部各部分已清扫完毕。d.箱沿耐油橡胶条已备妥，对钟罩式油箱在回装前须先将橡胶条套上。e.各套管引线电缆，特别是钟罩式油箱的套管引线电缆均已做好穿缆的准备。f.各处接线、接地片全部恢复接地。g.分接开关已全部旋至额定分接位置。h.箱底排油塞及油样阀门的密封状况已检查处理完毕。i.器身检查中所用工具器材已清点完毕。j.回装前经检查并由专人复查，确证箱内和器身上无异物后，方可回装。4.10.2器身回装。a.器身入壳，密封油箱。b.安装分接开关，并转动分接开关手柄检查是否已插入轴内（指无载调压分接开关）。c.安装放油阀。d.安装净油器并装填吸附剂，安装散热器或冷却器，如净油和散热器来不及修复，或影响箱壁涂漆时，可推迟到油箱密封试验和涂漆完毕后再装。e.冲洗器身和注油至浸没上铁轭为止。f.取油样进行试验不合格时立即过滤。4.10.3变压器总装。为避免返工，在总装前应以油箱单独进行密封试验和外观检查，并清洗涂漆。然后装上套管，储油柜及安全气道等，以便进行电气试验，总装程序大致如下：a.放掉油箱内一部分油。b.装上套管。c.查对散热器或冷却器的编号，先装上储油柜下面的散热器（或冷却器）和净油器。d.装上储油柜、气体继电器、安全气道及连气管路。e.再装上全部散热器或冷却器、净油器。f.注油。注油时先打开散热器或冷却器下部的蝶阀，同时充油。g.注油满后，轻轻旋开散热器上部的放气塞（不可取下）排除残存的气体，待油冒出时立即旋紧，然后打开上部。h.按规定程序开启净油器蝶阀充油，并利用顶部塞子放气。i.变压器在基础上就位后，应将储油柜侧垫高，使箱顶有1-1.5%的坡度。j.连接接地装置。 k.安装温度计，吸湿器等附件。l.连接测温装置，保护装置。4.10.4试验项目变压器大修时的试验，可分大修前、大修中、大修后三个阶段进行，其试验项目如下：4.10.4.1大修前的试验。a.测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数；b.测量绕组连同套管一起的泄漏电流；c.测量绕组连同套管一起的tgδ，本体及套管中绝缘油的试验；d.测量绕组连同套管一起的直流电阻（所有分接头位置）；e.套管试验；f.测量铁芯对地绝缘电阻；g.必要时可增加其它试验项目（如特性试验、局部放电试验等）以供大修后进行比较。4.10.4.2大修中的试验a.测量变压器铁芯对夹件、穿心螺栓（或接带），钢压板及铁芯电场屏蔽对铁芯，铁芯b.下夹件对下油箱的绝缘电阻；c.必要时测量无载调压分接开关的接触电阻及其传动杆的绝缘电阻；d.必要时作套管电流互感器的特性试验；e.有载分接开关的测量与试验；f.必要时单独对套管进行额定电压下的tgδ，局部放电和耐压试验（包括套管油）。4.10.4.3大修后的试验a.测量绕组的绝缘电阻和吸收比或极化指数；b.测量绕组连同套管的泄漏电流；c.测量绕组连同套管一起的tgδ；d.本体，有载分接开关和套管中的变压器油试验；e.测量绕组连同套管一起的直流电阻（所有分接位置上）对多支路引出的低压绕组应测量各支路的直流电阻；f.测量铁芯（夹件）引外对地绝缘电阻；g.总装后对变压器油箱和冷却器作整体密封油压试验；h.绕组连同套管一起的交流耐压试验（有条件时）i.测量绕组所有分变压比及连接组别；j.检查相位；k.必要时进行变压器的空载特性试验；l.必要时进行变压器的短路特性试验；m.额定电压下的冲击合闸；n.试验运行前后变压器油的色谱分析。4.10.5变压器检修后投入运行前的检查项目a.各部位是否渗漏、各项电气试验是否合格。b.储油柜油面是否正常。c.安全气道玻璃膜是否完好。d.气体继电器油面是否正常。e.所有温度计的读数是否正确一致。f.各相分接开关指示位置是否一致并已固定。 g.油箱接地电阻是否合格。h.各组件有无损伤。i.相色标志、铭牌是否齐全正确。j.建议在投运前于各组件顶部再排一次残余气体。4.10.6拆装时的安全要点及其它注意事项。a.变压器检修、器身或油箱起吊时，都要保持水平并合上晃绳，以免撞坏器身。b.起吊任何重物前，都要先作试吊，然后正式起吊。c.桶或变压器在器身回装时要注意器身与箱底位销钉吻合。d.凡进入油箱或在器身上，开孔的油箱顶上工作的人员，必须严格清除随身的细小物件，并不得穿带钉的鞋。e.凡在油箱内，开孔的油箱顶部或通过手孔工作时，工具一律带上布带，一端拴在油箱上，拆下的零件一律放在指定的工具袋或零件箱内。f.在油箱顶上注油时，应防止静电触电。g.抽真空注油时，要严密注意油箱的变形情况。5变压器现场小修运行中的变压器，由于长时间运行，一方面受本身温度与油压的不断作用，同时受自然环境风吹、日晒、雨淋的影响，另一方面由于制造质量及检修质量的不良，运行中的变压器常出现如下故障：箱件冷却器等的渗漏油、油标、防爆筒玻璃的破裂；风扇故障停运等。变压器的此类小故障应引起重视，及时检修解决，对变压器外部的此类小故障，一般能在现场检修，故称为现场小修。5.1小修项目5.1.1漏油检修：变压器本体油箱渗漏油，各附件冷却器、储油柜、净油器、气体继电器等渗漏油。5.1.2变压器储油柜缺油进行补油。5.1.3附件损坏更换：温度计、套管等附件损坏；油标、防爆筒玻璃破裂等。5.1.4其它项目：更换胶囊、硅胶等。5.2小修常用机具常用机具有油罐、滤油机、烘箱、电焊机，常用钳工工具及部分专用检修工具。5.3现场检修一般必须停电，但如变压器少量补油、散热器下部修漏等，在不危及人身安全和设备安全的前提下，也可考虑采用不停电方式带电检修。5.3.1变压器现场渗漏的检修。现场运行的变压器最大量的出现密封胶垫的渗漏，其次焊缝及铸件的砂眼、气孔的渗漏。对于不同的渗漏应采取不同的检修方法。5.3.1.1密封胶垫渗漏a.胶垫使用长久而老化，失去弹性；b.胶垫质量不良，安装后出现开裂、脆化、变形；c.胶垫安装不符合工艺质量要求而造成渗漏。对于ab两种情况可根据具体情况采取必要的技术措施，重新夹紧密封胶垫。修漏方法：对于箱高及高压套管的密封胶垫，如发现渗漏通常可适当拧紧拧紧螺母。如解决不了渗漏，则可能是胶垫开裂或是安装工艺问题，必须整体放油来检修，工作量较大。对于冷却器，当拧紧螺母也解决不了渗漏时，也必须放油后检修。5.3.1.2焊渗漏 焊好渗漏部位的关键是找准变压器渗漏油准确位置，用清洗剂清理渗漏部位的油污、油泥，然后撒些白土。根据白土变色情况，找出确切渗漏点，根据渗漏点的所处部位，由具有丰富经验的焊漏焊工采用带油或不带油的方法进行补焊工作。a.油箱渗漏检修：油箱钢板6-8cm，较厚，可带油补焊，渗漏点如在油箱下部，焊口较大，由于油压大不易焊时，可采用抽真空法，在油箱上部法兰孔接一胶管，用一台小型真空泵抽真空，造成油箱内低压真空。也可用一台滤油机，在关闭所有箱体阀门及进气口的情况下，抽取油箱内少量油，使油箱内低真空，这样可以比较容易地进行补焊工作。b.附件渗漏检修：净油器、防爆筒、储油柜、连管等渗漏，通常都可以采取少量放油后补焊。c.附件渗漏检修:附件渗漏检修包括气体继电器、套管等渗漏的检修。5.3.1.3气体继电器渗漏：主要是上盖密封胶垫或是出线端子和取气小球门渗漏。通常可关闭气体继电器两端蝶阀，取出芯子更换密封胶垫和更换小套管胶垫。球门不严渗漏可能是由于小钢球不合适或里面有异物造成球顶不严而渗漏。检修气体继电器必须停用直流电源，以防触电也可防止气体继电器端子短接而误跳闸。5.3.2变压器现场补油及更换附件。5.3.2.1现场补油：常为储油柜缺油，充油套管缺油的补油工作。a.储油柜补油：储油柜缺油是由于本体或冷却器等渗漏油而造成储油柜油面过低或看不见油面，属于变压器本体缺油。通常要求变压器停电后打开储油柜注油孔，用滤油机补油到合适的油面为止。所用的油要求油号一样，电气性能及物理化学性能合格。补油最好不从变压器油箱下节门进油，因多数变压器箱底存有杂质和水，防止把它们搅起来，引起变压器绝缘。采用带电补油方法，必须有特殊的保护措施。5.3.2.2更换硅胶：运行中的变压器，当油的酸价增大比较显著时，应考虑更换新硅胶。对于安装在油箱上的净油器，首先是关闭净油器上下两端蝶阀，注意关闭蝶阀时要求有手感，确保蝶阀已经完全关闭。然后先打开下部放气阀，把油放尽，最后再打开净油器的下法兰放出旧硅胶，打开上法兰并注意上半兰孔倒入新硅胶（不必装大满），封上法兰（胶圈更换新的），经检查后可投入使用。当净油器上下蝶阀关闭不严时，不要强行更换硅胶，不然将要造成大量漏油。5.3.2.3更换温度表：旧温度表指示不正确时应更换新表（装前应校验合格），换表时应注意仪表导管不要有压扁和死弯，多余导管要盘成直径200mm圆圈固定在变压器油箱上，探头装入变压器油箱顶部上的表库中，在表库中应装少许变压器油，不然温度表指示将不正确。5.3.2.4更换防爆筒防爆玻璃：按防爆筒直径选取规定厚度的下班装下班时要对称逐渐拧紧螺母，均衡压紧，不然玻璃极易破碎。6变压器附件的检修6.1可能产生的缺陷。在变压器运行中，分接开关长期通过负载电流，由于长时间浸泡在高温的变压器油中，可能使触头上氧化膜及油污，触头弹簧压力降低等现象。运行中也出现分接引线的接头与分接开关的柱头连接松动的现象。6.2检修步骤和要求。6.2.1分接开关的检修在变压器身吊出或吊起钟罩式油箱后进行。首先将罩在分接开关上的绝缘筒向上移动，而露出分接开关的触头部分。检查触头部分是否有松动现象。如无缺陷可用浸有酒精的布擦洗触头各部位，以除掉氧化膜及油膜等。6.2.2 检查动触头（环）和触柱的压力是否足够，并可用手指按压试之。各触头（环）的压力应基本均匀，如有压力过小的应更换弹簧。如分接引线的丝头松动，则应将其旋紧。6.2.3当分接开关有严重烧伤时，就必须更换。6.5套管检修主变压器低压侧瓷套管检修。变压器低压侧瓷套管结构比较简单，通常的检修项目和步骤如下：6.5.1检查瓷套是否有裂纹和损伤，表面是否有放电痕迹。6.5.2检查导电杆的绝缘纸管和固定导电杆的绝缘胶木垫应完整无损。6.5.3检查浇注式套管的法兰浇注处是否有渗油现象，如有应重新浇注。6.5.4处理检查出来的缺陷后，清洗套管及各部件，并擦干净，然后进行组装。6.5.5组装后的套管应进行油压试验，以检查其密封效果。6.6油箱检修在检修时，首先拆除可拆卸的各零部件，然后清洗油箱内外壁、箱底、箱盖及各法兰处的油泥等污物。在经过清理以后油箱及大盖，应尽快在油箱内壁及大盖底面刷一层绝缘漆，以防锈蚀，对保护变压器油的油质也有好处。油箱表面及箱盖上面应涂刷防锈底漆和灰漆。检修后，油箱暂放置时，如在露天存放则应将箱盖盖好，各法兰孔应用临时盖盖上。待蝴蝶阀、主阀门、防爆筒检修后，待油箱安装时，都必须用新的密封件。6.7吸湿器的检修6.7.1将吸湿器从变压器连通管上拆卸下来，然后将底罩先旋下来，并放掉所盛的变压器油，旋下中间紧固螺杆上的螺母，将底座和玻璃管取下来，如硅胶已变为粉红色，说明已经失效，将硅胶倒掉。6.7.2检查上法兰与连接管是否通气，如不通气应进行处理，以保证气路畅通。否则吸湿器将不起呼吸的作用。解体后将各部件清理干净，更换各胶垫，然后回装，换上新的变色硅胶，紧固时不要用力过猛以防玻璃管被紧坏。6.7.3底罩内盛以适量的变压器油作为油封。 电气一次设备检修规程1主题内容和适用范围本标准适用于XXX水电一次电气设备，包括断路器、隔离开关、互感器等。2引用标准2.1<<电业安全工作规程>>-20052.2四川开关厂提供的有关图纸、资料2.3XXX水利水电勘测设计院的图纸、资料2.4Q/001-127.02-2000高压开关状态检修导则3断路器检修规程3.1断路器主要技术参数项目202204212214216206208210220420410402101102100型号VY4-12/630-25ZN12-12/630-25ZN12-12/1250-25ZN12-40.5/1250-25YSA2A-2000A额定电压(KV)12121240.50.4/0.69额定电流(A)630630125012501250A额定短路开断电流(KA)252525252合闸时间(ms)≤100≤75分闸时间(ms)≤50≤60储能时间（S）10操作电压(V)DC220触头开距(mm)8±122±2触头行程（mm）4±17±1额定操作顺序O-0.3s-CO-180s-COO-0.3s-CO-180s-CO主回路电阻μΩ≤40≤503.2断路器检修周期根据发电机大小修的周期进行大小修3.3状态检修3.3.1玻璃或陶瓷外壳有裂纹3.3.2导电回路异常发热3.3.3断路器动作不正常或出现拒分、拒合 3.3.4断路器机械特性不合格3.3.5当断路器在运行操作时出现下列异常情况，应及时进行检查处理。3.3.5.1处于热备用状态的开关，其真空灭弧室有异常响声或异常发光。3.3.5.2真空断路器在热备用状态观察带电显示装置或电压表显示有电。3.3.5.3真空断路器在断开位置，操作隔离开关有电弧或异常响声。3.3.5.4真空灭弧室为玻璃泡，如发现屏蔽罩已氧化，表面由光亮的淡红色变成暗红色。3.3.6满容量开断次数达到制造厂规定值时，应更换真空灭弧室。3.3.7开断故障电流未达到额定开断电流值的，当其开断次数达到满容量开断次数时，应检查触头的磨损量。3.3.8对开断负荷电流的，其分闸操作次数达到其机械寿命极限值50%时，应检查触头磨损量，极限值根据造厂要求，如无制造厂数据，按5000次计算。3.3.9当导电回路电阻值超标，应对导电回路及接头进行检查及处理。如真空灭弧室断口间接触电阻超标，应作相应检查及处理，必要时更换真空灭弧室。3.3.10检查触头磨损量，如达到厂家规定值，应更换真空灭弧室，如无厂家规定，其磨损量按2.5mm要求。3.3.11断路器的绝缘电阻值与上次试验结果比较有显著下降时，应结合其它试验项目的情况确定处理方案。3.3.12真空灭弧室工频耐压不合格时或真空度检测不合格时，应更换真空灭弧室。绝缘件工频耐压不合格，则更换绝缘件。3.4真空灭弧室的装配与调整3.4.1拆卸真空灭弧室：断路器分闸→拆下导向板→拆下拐臂→拆下导电夹紧固螺钉→拧下固定螺栓→取下真空灭弧室。3.4.2安装真空灭弧室：断路器分闸→真空灭弧室座入下支架并拧紧下固定螺栓→装上动端支座→拧紧上固定螺丝→拧上导电夹紧固螺钉（注意导电夹下端面顶住导电杆台阶）→装上拐臂→装上导电板。在安装导杆时，使导杆上端部伸出导向板5±1mm。安装真空灭弧室紧固件紧固后，灭弧室不应受弯距，灭弧室弯曲变形不得大于0.5mm。上动端支座安装时，旋紧上固定螺钉后上动端支座与灭弧室导向套间，间隔应为0.5-1.5mm。3.4.3调整触头开距：增减调整垫片，使触头开距达到标准值。在调整接触行程和触头开距时，调整输出杆的长度，可只改变接触行程而不改变触头开距，必要时可同时调整输出杆长度，使调整更加方便。3.5弹簧操作机构检修3.5.1弹簧操作调整：机构与断路器之间的连接应在断路器和机构都处于分闸位置进行，机构与断路器联接之后，应先进行慢分慢合动作，可用板手通过转动机构输出轴端的人力合闸接头来实现。人力操作时，注意不要强行合闸到位，以免损伤机构，当机构处于分闸位置时，调整联接件及断路器分闸限位，使机构的分闸限位拐臂与分闸限位轴销之间有2-4mm间隔，此时，机构的输出转角为50-55度，应特别注意的是不可用机构的分闸限位拐臂和分闸限位轴销作断路器的分闸限位，否则可能造成这两个零件的损坏，当机构分闸限位拐臂和分闸限位轴销距离过大时可能导致机构拒合。机构在分闸位置已储能时，扣板应运动在脱离分闸半轴位，使分闸半轴完全自由复位，否则说明分闸位置调整不到位。3.5.2使用与维护： 使用前先核对机构上的电动机、脱扣线圈等的额定电压（电流）是否与要求相符；检查机构是否有因运输或保管不善造成的零部件损坏、紧固件松懈，线头脱落等。同时应在机构各个传动部件磨擦表面进行适当润滑（凸轮连杆机构轴销、脱扣器扣接表面、齿轮啮合面）滚动轴承出厂前已填充润滑脂，切勿再加润滑油，机构使用期间每半年进行一次润滑。应根据实际工作情况对机构定期检修，检修时应先将合闸弹簧能量释放，释放合闸弹簧能量的方法是带断路器进行一次“合、分”闸操作（这时要将电机电源切断，防止再一次储能）。机构具有合闸操作的机械联锁，只有当输出轴处于分闸位置时才能进行合闸操作，因此，当机构在未连断路器而合闸弹簧又已储能的时候，应先将机构输出轴调到分闸位置，而后进行空载释能操作。应检查机构动作是否正常。有无卡阻或紧固件松动情况，检查行程开关和辅助开关位置和接点是否正常。关轴和扣板之间的扣接量在出厂前已调整好，如有松动应重新调整半轴上的复位停档螺钉，使扣接量在2mm左右。3.5.3故障处理：由于工作环境恶化或者维护以及另部件质量及装配方面问题，机构有可能出现动作故障，一般应向制造厂咨询。简单的可能考下面的方法处理：3.5.3.1电动机工作但不能储能——电机电源极性接反。3.5.3.2分合闸电磁铁不动作——引线断路。3.5.3.3半轴动作机构拒合——润滑掣子及滚子锁轴，如果储能不到位，则调整行程开关。3.5.3.4半轴动作机构拒分——润滑扣板连杆锁轴，及断路器传动部件。4高压隔离开关检修规程4.1技术数据型号额定电压(KV)额定电流(A)接地刀闸开关编号GN30-12D121250-121012201GN30-12DGN30-12D1212630630-1-1202120232027204120432047206120812122212321272142214321472162216321672×142×244.2检修周期4.2.1隔离开关必须结合有关串联设备进行检修。4.2.2状态检修，出现下列故障时必须停电大小修。a.外观检查发现瓷瓶破损或裂纹，金属部件锈蚀或裂纹。b.回路电阻超标 c.触头或接线座过热d.传动机构卡涩、传动部件有缺陷或拉杆变形。e.操作时出现拒分、拒合或分合不到位现象。f.机械特性不满足技术条件要求。g.开关流过较大短路电流后。4.3检修工艺及质量标准GN30-12系列户内高压隔离开关检修工艺规程。4.3.1安装与调整安装前应按装箱单清点产品及配件，仔细擦试开关上的尘垢，检查接触表面及端子并涂上一层凡士林。开关的主轴转角约90度，务必保证操作终了时磁锁板被顶杆推出，主轴转动到极限位置，停档与底架接触。本产品出厂时精确调整好，要调整可按下列步骤调整：4.3.1.1松开滑块上紧固螺钉，抽出摇臂与拉杆连接起来的直径10轴销。即可旋动调节拉架，从而调节三相不同期（不大于3mm）及断口距离（≥150mm4.3.1.2开关处于合闸状态时（即第一步动作完成，第二步动作即将开始时）调节摇杆上的M4×25调节螺钉，使摇杆斜面与顶销接触。即可保证二步动作三极同时转换。4.3.1.3调节转动侧与开断侧压紧磁锁极板的螺栓，即可调节接触压力，最大操作力矩，并使触头、触刀之间保证较小合理间隔，从而使合分过程中有一定磨擦力。一般只须调整到开关将要开始第二步锁紧时，使磁锁板与顶杆端部距离为0.1-0.3（可用塞尺测量），则上述三者均能同时处于较佳范围。4.3.2维修、保养。开关投入运行后，应定期进行一般检修，并按上述内容进行检查或调整。清扫尘垢，尤其是绝缘零件上的尘垢，检查接触部分是否有过热、熔焊现象。如有上述现象，则应检查压力，并调整好，检查连接，紧固零件是否松动、蠕变。4.4.2调试安装。4.4.2.1在隔离开关安装完毕后，将机构装在基础构架上，先不要固紧机构背面的四个安装螺栓，然后用铅锤找好机构主轴和隔离开关转动主轴，使之同心，最后将安装螺栓紧固。4.4.2.2配好隔离开关转动主轴与机构输出轴之间的连接管，用接头连接。用手操作机构，再次检查隔离开关转动主轴与机构输出轴是否同心，有无卡滞现象，然后使隔离开关和机构都处于合闸终点位置，先用电焊在钢管和连接头处点焊几点，用手柄操作几次，当隔离开关和机构分合正常后，最后焊好。5互感器检修规程5.1技术数据5.1.1电压互感器技术参数型号变比准确级次地点用途JDZ-6Q6/0.10.5发电机出线PT测量、保护、同期、励磁JDZJ4-6Q0.5/6P6.3KVⅠⅡ母线PT测量、保护、同期、励磁JDZ9-35G35/0.10.535KV出线PT测量、同期 JDZX9-35G0.2/0.5/6P35KV母线PT测量、保护、同期5.1.2电流互感器技术参数型号电压(KV)变流比、精度安装地点LDJ6-35GY/30035300/5A0.2S35KV出线LZZBJ9-10A110400/5A0.5/10P15/10P15级机组出线LZZBJ9-10A1101200/5A0.5/10P15/10P15级2#主变低压侧LZZBJ9-10A11050/5A0.5/10P15级1#、2#厂变高压侧LZZBJ9-10A110800/5A0.5/10P15/10P15级1#主变低压侧LDJ6-35GY/30035150/5A0.5/10P15级1#、2#主变高压侧LZZBJ9-10Q10400/5A10P15/10P15级1#、2#、3#、4#、5#机中性点LDJ6-35GY/30035200/5A0.5/10P15级1#主变高压侧LDJ6-35GY/30035300/5A0.5/10P15级2#主变高压侧BH-0.66F0.4300/5A1#、2#厂变中性线BH-0.66F0.4600/5A1#、2#厂变低压侧5.1.3过电压保护器技术参数名称型号额定电压有效值(KV)安装地点三相组合式过电压保护器TBP-B-42F/3104235KV柜内5.2检修周期5.2.1一般新投运后五年大修一次，以后每十年大修一次；5.2.2根据运行情况及预防性检查和试验结果，表明确有必要时，才进行大修；5.2.3每年春、秋检各进行一次小修；5.2.4存在严重缺陷影响安全运行时，或发生故障后有针对性地进行临时住检修。5.3检修工艺及标准5.3.1 器身检查时，各部螺栓无松动；附件完整；铁芯无变形，且清洁、紧固、无锈蚀，接地良好；线圈绝缘完好，连接正确、紧固，油路无堵塞现象，绝缘支持物牢固、无损伤，内部清洁，无油垢、杂物，无水份，穿心螺栓绝缘良好；5.3.2瓷件清洁，无裂纹、损伤；油位指示器、瓷套法兰连接处、放油阀等处无渗油现象。5.3.3二次接线板应完整，引出端子连接紧固，绝缘良好，标志清晰；5.4.4互感器的下列部位应予接地：a.分级绝缘的电压互感器，其一次线圈的接地引出端子；b.电容型绝缘的电流互感器，其一次线圈未屏的引出端子及铁芯引出接地端子；c.互感器的外壳；d.暂不使用的电流互感器的二次线圈应短路后接地。 继电保护自动装置检修规程1主题内容与适用范围本规程规定了XXX水电厂继电保护和安全自动装置的检验要求和项目。本规程适用于XXX水电厂继电保护和安全自动装置的检验。2引用标准《继电保护及电网安全自动装置检验条例》《继电器检验条例》《微机保护调试大纲》3总则3.1本厂所使用的继电保护装置和安全自动装置（以下简称装置）及其回路接线，必须按本规程进行检验，以确定装置的元件是否良好，回路接线、定值及特性是否正确。3.2继电保护装置和安全自动装置的具体检验方法和步骤按照调试大纲和继电器检验条例的要求进行。3.3为保证检验质量，提高检验进度，对微机保护应使用微机保护成套校验仪。3.4为获得比较准确的数据，对所有特性试验中的每一点，应重复试验3次，每次试验的数值与整定值的误差应满足规定的要求。4检验种类及期限4.1检验分为三种。新安装装置的验收检验，运行中装置的定期检验（简称定检），运行中装置的补充检验（简称补检）。4.2新安装装置的验收检验，在下列情况时进行。4.2.1当新安装的一次设备投入运行时。4.2.2当对运行中的装置进行较大的更改或增设新的回路时。4.3运行中装置的定期检验，分为三种：4.3.1全部检验。4.3.2部分检验。4.3.3用装置进行断路器跳合闸检验。4.4补充试验分为四种：4.4.1装置改造后的检验。4.4.2检修或更换一次设备后的检验。4.4.3运行中发现异常情况后的检验。4.4.4装置不正确动作后的检验。4.5定检期限应根据以下所规定的期限进行：4.5.1新安装的装置，新投运后的第一年内必须进行一次全部检验。4.5.2已投运超过一年的，出厂年限少于十年的装置，每年进行带断路器传动试验，每5年进行一次完全检验。4.5.3出厂年限超过十年的装置，每年进行带断路器传动试验，每3年进行一次完全检验。4.5.4操作信号回路中的设备，结合所属的装置进行检验。4.5.5回路绝缘试验，结合所属的装置进行检验。4.5.6保护装置的定值核对，每年进行两次，以确保装置定值与定值单相符。4.5.7对于运行环境和条件较差的装置，应适当缩短其期限，并有重点地选择检验项目。 4.6检修一次设备（断路器、电流和电压互感器等）后进行的保护装置及回路的检验，应由厂总工办根据一次设备的检修的性质，确定其检修项目。4.7装置的二次回路检修后，应由厂总工办根据工作的性质，确定其检修项目。4.8凡装置拒绝动作、误动作和动作原因不明时，均应由厂总工办根据事故情况，有目的地拟定具体检验项目及检验顺序，尽快进行事故后处理。4.9一般情况下保护的定期检验尽可能配合在一次设备的停电期间进行。4.10同一元件的多套保护，如其定期检验不能安排在被保护元件停电期间进行，可安排在故障几率小的季节轮流将每套装置退出运行后进行检验。4.11在进行带断路器传动检验及回路检查时，若发现继电保护装置的动作特性不符合标准而进行检修时，其检修部分的检验项目与全部检验项目相同。5装置的检验项目5.1新安装装置检验项目。5.1.1现场开箱检验。a.检验设备的完好性。b.核查技术资料及备品备件。c.检查产品的合格证。5.1.2外部及内部检查。a.装置的外部检查。包括装置的外部电流、电压互感器及其回路的检验。b.装置的内部检查。包括装置的屏板、端子排、连片、插件、屏接线、电缆、标示、接地线、箱体等是否完好。5.1.3绝缘及耐压试验。a.测量回路之间及回路对地的绝缘。b.屏的耐压试验。c.测定整个回路的绝缘。5.1.4检验装置的输入、输出。a.检验所有出口回路、报警回路。b.检验动作信号能否正确传送至监控系统。c.检验键盘、拨号开关、按钮的有关功能。b.检验保护的打印机是否能联机正常工作。5.1.5检验微机保护的模数变换系统。a.检验零点漂移。b.检验各电流、电压回路的平衡度。c.检验各电流、电压回路的线性度。5.1.6整组检验a.检验动作值与定值是否相符，检验装置的动作特性与说明书是否一致。b.与其他保护装置的联合动作检验。c.实际带断路器作检验保护出口。d.检验各组PT、CT极性是否正确。e.投入运行前核定定值，检验保护方向。5.2全部定期检验项目。5.2.1绝缘及耐压试验。a.测量保护屏内回路之间及各回路对地的绝缘。b.测量整个回路的绝缘。5.2.2检验装置的输入、输出。 a.检验所有出口回路、报警回路。b.检验动作信号能否正确传送至监控系统。c.检验键盘、拨号开关、按钮的有关功能。d.检验保护的打印机是否能联机正常工作。5.2.3检验微机保护的模数变换系统。a.检验零点漂移。b.检验各电流、电压回路的平衡度。c.检验各电流、电压回路的线性度。5.2.4整组检验a.检验动作值与定值是否相符，检验装置的动作特性与说明书是否一致。c.与其他保护装置的联合动作检验。5.2.5实际带断路器作检验保护出口。5.2.6检验各组PT、CT极性是否正确。5.2.7投入运行前核定定值，检验保护方向5.3回路定检检验项目5.3.1检验装置的输入、输出。a.检验所有出口回路、报警回路。b.检验动作信号能否正确传送至监控系统。c.检验键盘、拨号开关、按钮的有关功能。d.检验保护的打印机是否能联机正常工作。5.3.2检验微机保护的模数变换系统。a.检验零点漂移。b.检验各电流、电压回路的平衡度。c.检验各电流、电压回路的线性度。5.3.3整组检验a.检验动作值与定值是否相符，检验装置的动作特性与说明书是否一致。b.与其他保护装置的联合动作检验。5.3.4实际带断路器作检验保护出口。5.3.5检验各组PT、CT极性是否正确。5.3.6投入运行前核定定值，检验保护方向。 励磁系统检修规程1主题内容及适用范围本规程规定了XXX水电厂励磁系统的检修内容、技术要求。本规程适用于XXX水电厂PWL-2A型微机励磁调节系统检修工作。2引用标准PWL-2A型微机励磁装置用户手册。PWL-2A型微机励磁装置技术手册。《水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》（SD299-88）。3励磁调节柜检修3.1设备全面清扫。3.2调节柜风机检查。3.2.1各风机应转动灵活,无卡涩现象,运转时无异音。3.2.2风机状态指示继电器动作正确,指示灯指示正确。3.3开关电源检查.3.3.1开关电源各等级电压输出在允许范围内。3.3.2电源板各元件应无变色、过热现象。3.3.3隔离变压器线圈应无变色、过热现象，输出电压正常。3.4插件板检查3.4.1各插件板插头应清洁、光亮，插槽用无水乙醇清洗后应清洁无灰尘。3.4.2插件板应整洁无灰尘，各电子元件无变色过热现象，电子元件完好，焊脚无松动、虚焊现象。3.5变送器检查3.5.1各变送器应清洁无灰尘，电子元件完好，焊脚无松动、虚焊现象。3.5.2各变送器中的变流器或变压器线圈应无变色、过热现象。3.5.3变送器的校验结合小电流试验进行。3.6励磁电压互感器、电流互感器检查。3.6.1励磁电压互感器紧固螺丝应无松动现象。3.6.2励磁电压互感器高压侧三相保险电阻值应基本一致。3.6.3励磁电压互感器一次绕组对地，一、二次侧绕组间的绝缘应满足有关技术规范要求。3.6.4励磁系统测量用电流互感器，包括机组电流互感器，励磁变电流互感器，应对其进行伏安特性试验，试验数据应满足技术规范要求，且与历史数据基本一致。3.7回路检查3.7.1测量回路及操作回路绝缘不小于1MΩ/KV。3.7.2检查端子、保险座、开关按钮完好，无松脱现象。3.8微型继电器检查3.8.1各继电器应进行线圈阻值测量及绝缘检查。3.8.2各继电器接点动静触头应无烧花，变形现象，触头间距应满足有关技术规范要求。3.8.3各继电器带电时接点应无抖动现象，线圈无烧焦、过热现象。3.8.4继电器引线焊接处无松脱、虚焊现象。 4励磁功率柜4.1设备各部全面清扫。4.2微型继电器检查4.2.1各继电器应进行线圈阻值测量及绝缘检查。4.2.2各继电器接点动静触头应无烧花、变形现象，触头间距应满足有关技术规范要求。4.2.3各继电器带电时接点应无抖动现象，线圈无烧焦、过热现象。4.3控制回路检查4.3.1回路绝缘摇测值应满足有关技术规范要求。4.3.2各接线端子应无松脱现象。4.4轴流风机检查4.4.1风机线圈绝缘摇测值应满足有关技术规范要求，三相线圈阻值应平衡。4.4.2风机转动灵活，无异音、卡涩现象，轴承应定期添加润滑油。4.5可控硅检查4.5.1信号器应无串起现象，各快速熔断器应无变色、开路现象。4.5.2可控硅与铝板母线连接处无变色、过热现象。4.5.3可控硅触发回路各元件（包括触发变、触发板）应无异常。4.5.4可控硅进行反向耐压试验（直流1000V）时，泄漏电流值应不大于有关技术规范要求，且与历史数据基本一致。4.5.5可控硅进行正向试验加载触发脉冲时，应能可靠触发。4.6其它元件检查4.6.1三相整流堆应无过热、破裂现象，接线柱接触良好。4.6.2各电容、电阻应无变色、过热现象，连线焊接点应接触良好，无松脱现象。4.7灭磁开关检查4.7.1开关主触头打磨，接触良好。4.7.2开关辅助接点无烧花现象，接触良好。4.7.3开关回复弹簧完好。4.7.4开关分、合闸线圈应无变色，过热现象，线圈电阻测量值与标称值误差应小于10%。4.8回路检查4.8.1回路绝缘摇测值应满足有关技术规范要求。4.8.2各接线端子应无松脱现象。4.9继电器检查4.9.1微型继电器检查4.9.1.1各继电器应进行线圈阻值测量及绝缘检查。4.9.1.2各继电器接点动静触头应无烧花，变形现象，触头间距应满足有关技术规范要求。4.9.1.3各继电器带电时接点应无抖动现象，线圈无烧焦、过热现象。4.9.2中间继电器及电压继电器检查。4.9.2.1对继电器进行线圈阻值测量及绝缘检查。4.9.2.2各继电器接点动静触头应无烧花，变形现象，触头间距应满足有关技术规范要求。4.9.2.3各继电器带电时接点应无抖动现象，线圈无烧焦、过热现象。4.9.2.4对电压继电器、中间继电器定值进行检查，其动作值、返回值应满足有关技术规范要求。4.10压敏电阻检查4.10.1电阻接线螺母应无松动、变色、过热现象，阀片无松动、破裂现象。4.10.2用500V摇表加压在压敏电阻两端时，阻值应不小于8MΩ。 4.11其它元件检查4.11.1各电容、电阻应无变色、过热现象，连线焊接点应接触良好，无松脱现象。4.11.2各可控硅应无变色、过热现象，反向耐压试验时，其泄漏电流应有关规范要求。4.11.3可控硅进行正向试验加载触发脉冲时，应能可靠触发。6试验6.1小电流试验6.1.1在调节柜电压输入端子加80-90V电压,功率柜整流桥交流侧加三相电源40V~50V，直流侧加一电阻作负载，改变电压给定值,查看直流输出电压波形。6.1.2变送器校验:调节柜仪表及励磁PT电压输入端子并联后输入交流电压0~90V电压,定子电流输入端子输入一电流(0-5A),改变电压、电流、相位,从调试终端看显示值与输入值是否一样。接线图如下:三相自耦调压器移相器电阻电流表AC380V电流端子调节柜电压输入端子三相自耦调压器6.2空载试验6.2.1机组按30%给定值起励后，经检查无异后，缓慢调节进行空载试验，试验数据填入以下表格：机端电压UF(kv)406080100120给定值UG(%)转子电压(V)转子电流(A)触发角α6.2.2根据试验数据画出空载特性曲线。6.3V/F限制试验参数设定为频率低于47.5HZV/F限制动作,频率低于41.5HZ逆变,试验数据填入以下表格频率(HZ)4947.5464441.5机端电压UF(kv)给定值UG(%)转子电压(V)转子电流(A)触发角α 6.5无扰动试验手动进行A/B套切换，电压或无功应基本无扰动。 直流系统检验规程1范围本规程规定了直流系统蓄电池检验方法、检验要求以及注意事项等内容，适用于XXX电厂中的阀控式密封铅酸蓄电池的检验。镉镍蓄电池的检验也可参照执行。本规程不包括蓄电池运行维护部分工作内容。2规范性引用文件下列文件中的条款条文通过本标准规程的引用而成为本标准规程的条款文。本规程出版时，使用本规程的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。《阀控式密封铅酸蓄电池订货技术条件》（DL/T637—1997）《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》（DL/T724—2000）3检验要求和检验周期3.1检验要求新安装蓄电池的检验项目按本规程的全部项目进行，定期检验项目则按Δ号的项目进行。3.2检验周期新安装或大修后的阀控式密封铅酸蓄电池应进行全核对性放电试验，以后每隔2～3年进行一次核对性试验，运行了满6年的阀控式密封铅蓄电池，应每年做一次核对性放电试验。4外部检查4.1铭牌参数检查蓄电池铭牌参数应与设计参数相同。表2蓄电池铭牌参数序号项目检查结果2型号规格UXL330-2N3额定容量300Ah4额定电压2V5单体数量18节4.2外观及接线检查逐个目测检查蓄电池外观，不应有变形、污迹，蓄电池间连接可靠、无锈蚀。检查项目和结果满足表3要求。表3蓄电池外观检查项目项目要求检查结果1连接条固定良好，无明显变形及损坏现象，各部件安装端正、牢固2电缆的连接与图纸相符，施工工艺良好，压接可靠，导线绝缘无裸露现象3检查连接条及正、负极连接端子有无锈蚀、污迹，并保持清洁4检查蓄电池外壳有否鼓肚、裂纹或电解液泄漏现象5检查蓄电池接线柱上有否爬酸或爬碱现象或析出晶体状物质6检查单体蓄电池外壳是否温度异常4.3Δ试验环境检查用温度计测量蓄电池室温度，要求蓄电池室的环境温度保持在5℃～35℃之间。 5极性检测及开路电压试验5.1极性检测用万用表逐个检查蓄电池极性，如发现极性错误，立即纠正。5.2开路电压试验对于阀控式密封铅酸蓄电池，在环境温度5℃～35℃的条件下，完全充电后静置至少24h，测量各个蓄电池的开路电压，其所测蓄电池组中的单个蓄电池电压最大值与最小值的差值应符合表4的规定值。表4蓄电池开路电压最大最小电压差值的规定值标称电压(V)开路电压最大最小电压差值(V)20.0360.04120.066蓄电池组容量试验6.1两组阀控式密封铅酸蓄电池的全核对性放电试验如果变电站或发电厂具有两组蓄电池，则一组运行，另一组断开负荷，进行全核对性放电试验。试验环境温度应在5℃～35℃范围内，将蓄电池组完全充电，然后静置1h～24h,待蓄电池温度与试验环境温度基本一致时开始放电，放电过程中试验环境温度应保持基本稳定。蓄电池放电开始时，测量并记录蓄电池组放电前开路电压、温度、开始时放电电流与端电压。蓄电池温度是指放电开始槽外壁中心的温度。蓄电池组放电过程中，其10h率放电电流I10的电流波动不得超过±1%，若需人工调整，放电电流不得超过规定值的±5%，调整时间不得超过20s。蓄电池组放电期间，应测量并记录环境温度、蓄电池端电压、放电电流和放电时间。其测量时间间隔：10h率容量蓄电池组为1h，1h率容量蓄电池组为10min。放电末期要随时监视测量并记录，以便确定蓄电池放电到终止电压时的准确时间。当其中有一只蓄电池端电压降至表5的规定值时，停止放电，计算容量。如果第一次核对性放电，就达到蓄电池额定容量，核对性放电试验结束，蓄电池充满容量即可投入运行。若第一次核对性放电结束后，达不到蓄电池额定容量，隔（1～2h）后，再用I10电流进行恒流限压充电→恒压充电→浮充电方式。反复充、放电2～3次，蓄电池容量可以得以恢复。若经过3次全核对性充放电，蓄电池组容量达不到额定容量的80％以上，可认为此组蓄电池使用年限已到，应安排更换。蓄电池组的充电方式、充电程序按照制造厂家技术说明进行。表5蓄电池放电终止电压规定值标称电压(V)蓄电池放电终止电压(V)21.8065.40(1.80×3)1210.80(1.80×6)备注：蓄电池放电终止电压可参考制造厂家规定值6.2一组阀控式密封铅酸蓄电池组的核对性放电试验如果变电站或发电厂中只有一组阀控式密封铅酸蓄电池，不能退出运行，就无法进行全核对性放电试验。只能用I10电流恒流放出额定容量的50%，在放电过程中，蓄电池组端电压不得低于2V×N（或6V×N，或12V×N,其中N为蓄电池数）。放电后立即用I10电流进行恒流限压充电→恒压充电→浮充电方式，反复充、放电2～3次，蓄电池组容量即可得到恢复，蓄电池组存在的缺陷也能得到发现并加以处理。 7蓄电池组容量考核蓄电池组允许进行三次充放电循环。放电试验时，当整组蓄电池中，电压最低的单体蓄电池达到放电终止电压时，应停止放电。对于新安装的蓄电池组进行全核对性容量试验达到90%额定容量为合格，95％为优良。对于投入运行后进行检修试验的蓄电池组，在三次充放电循环之内，若达不到额定容量的80%，此组蓄电池为不合格。如果只是个别蓄电池容量不足，可对个别蓄电池进行更换。并用单个蓄电池的充放电装置进行试验，合格后投入运行。对于变电站只有一组蓄电池的50%核对性容量放电试验，考核蓄电池是否合格，需查阅制造厂家提供的蓄电池放电曲线。8蓄电池组容量的折算蓄电池放电温度如果不是25℃，则需将实测容量Ct按以下公式换算成25℃基准温度的实际容量Ce：Ce=Ct/[1+K(t-25)]式中：t——放电开始时蓄电池温度，℃；K——温度系数，10h率容量试验时，K=0.006/℃；1h率容量试验时，K=0.01/℃；9浮充蓄电池组运行电压偏差值试验蓄电池按上述10h率容量试验合格后，方可进行本试验。蓄电池组在正常浮充状态运行，运行3～6个月后，在浮充状态下，测量蓄电池组端电压，求取平均值，再逐只测量蓄电池端电压。蓄电池端电压与平均值的偏差应不大于表6的规定值。表6浮充运行电压偏差值标称电压(V)偏差值(V)2±0.056±0.1512±0.30 监控系统检修规程1内容与适用范围本规程规定了XXX水电厂监控系统的检测项目和应达到的技术标准。本规程适用于XXX水电厂监控系统的功能检测。2引用标准现地LCU运行规程。监控系统控制流程图。3设备规范名称型号可编程控制器GEFanucAutomationS90-30型CPU模块331型输入模块30型输入（16点）输出30型输出（8点）RTD模块1746-NR4，4-Input电源模块30型240VAC开关电源1S82R-6722，24VDC，5VDC-output开关电源2S82J-6042，24VDV-output小型通用继电器JTX，24VDC，11pins4检测项目4.1外观检查4.1.1检查各开关、按钮、指示灯、端子、接线、连片、保险是否完好，并对损坏者进行更换。4.1.2拔除电路板进行检查、清污。4.1.3使用吸尘器，清除盘柜灰尘4.2绝缘电阻测量。将被测部分与所接电源回路断开，从输入端将正负极短接后，测量对地绝缘电阻。强电使用500V摇表，弱电使用250V摇表测量，绝缘电阻必须大于5MΩ。4.3电源部分检测输入电源：AC220V±10%，5A，50HZ±5%。4.3.1不间断电源（UPS）测试。a.正常运行时处于逆变工作状态。输出电压为：220V±5%。b.无扰动切换测试。在UPS正常运行时，突然切断其输入电源，使用示波器检测其输出电压正常，无波动。c.带负载能力测试。在UPS的蓄电池充满电的情况下，带500W的负荷进行连续放电，直至起输出电压为210V时停止。放电时间应大于40分钟。4.3.2开关电源板测试。a.正常运行时，输出电压为：24V±5%，5V±5%。 b.稳压性能测试。调节输入电压范围为198V—242V，输出电压应保持不变；调节负荷电流至额定值，输出电压变动小于±5%。4.3.3厂用电倒换测试。在T1和T2都带电工作时进行。a.切断稳压器T1的输入电源，检查LCU配电柜内电源切换装置可靠、快速动作，电源倒换为由T2供应，且电压正常。b.切断稳压器T2的输入电源，检查LCU配电柜内电源切换装置可靠、快速动作，电源倒换为由T1供应，且电压正常。4.4现地控制单元功能测试。4.4.1数据采集与处理功能测试。接入便携机进行测试。a.开关量采集与处理。在现场或LCU端子短接，模拟开关信号的通断，检查开入模件相应指示灯点亮，文件的相应位发生0、1变位。中断量分辨率小于5ms，非中断量分辨率小于1s，b.模拟量采集及处理。输入4~20mA电流，检查测量值应与一次实际值相等，误差小于0.5%，并且成线性变化。c.温度量采集及处理。接入电阻箱，检查测量值应符合分度表，误差小于5%，并且成线性变化。如误差较大可进行补偿。d.开关量输出测试。通过接入的便携机进行操作，强制开出，检查开出模件相应指示灯应点亮，继电器动作。4.4.2调节控制功能测试a.通过LCU当地和上位机发令，检查命令能否执行。b.通过LCU当地和上位机发令，检查机组的功率调节是否稳定、快速、准确。有功死区为200kW，无功死区为200kVar。c.参照《监控系统控制流程图》，对LCU的控制流程进行测试，检查各闭锁条件、报警信号、动作后果应正确。4.4.3人机联系功能测试a.检查光字牌显示是否反映设备的实际状态和故障信号。数码显示的数值是否与实际的模拟量、温度量对应。b.检查各控制键和功能键，是否具备相应的作用。4.4.4与上位机的通信功能测试。a.上行数据检查。通过改变开入信号状态和模拟、温度量的值，检查上下位机信号是否完全相同。b.下行数据检查。由上位机发出操作令，调节令，测点投退令，检查LCU接收是否正确。4.5测速装置（SJ—22A型）检验。4.5.1外观检查。检查端子排、电路板完好，各开关完好、操作灵活，各指示灯显示正常。4.5.2绝缘检查。将插件全部拔出后，用1000V摇表测量电源回路和信号回路对地绝缘应不小于100MΩ。4.5.3电源检查。装置通电工作后，测量5V，±15V，24V电压，误差应小于5%。4.5.4动作值校验。断开与PT输入信号的连接，使用工频信号发生器（2.5~80Hz）输入信号,调节频率,测试各整定输出值和实际输出值，两者误差应小于0.5%，检查相应的输出继电器应动作，指示灯亮。4.5.5输入自检功能测试。当“≤15%”灯亮时，撤除输入信号，“≤5%”灯亮，当“≤15%”灯不亮时，撤除输入信号，“IN”灯亮，“在线”灯灭，报警继电器应动作。4.5.6输出回路自检。断掉其中一套的输入，调节频率使A、B的输出不一样，此时A、B套测量板的“EXT”等亮，报警继电器应动作。4.6同期装置（SJ-12A型）检验 4.6.1外观检查。检查端子排、电路板完好，各开关完好、操作灵活，各指示灯显示正常。4.6.2绝缘检查。将插件全部拔出后，用1000V摇表测量电源回路和信号回路对地绝缘应不小于100MΩ。4.6.3电源检测。分别测量A、B套的直流工作电源，其值应为5V±5%和15V±5%，且两套的电压应相等。4.6.4相位、电压检测。A、B套输入相同的电压信号，调整输入电压时，两套的测量值应相等，且反映实际情况。4.6.5假并网试验（断路器出口刀闸拉开）。接入示波器、整步表或录波器观察，记录合闸信号输出时的电压查和相位差，并检查装置显示的合闸误差和频差，应在规定范围之内。试验重复两次。4.6.6假无压合闸试验（断路器出口刀闸拉开）。在系统侧无压时，可靠发出合闸信号，当系统有电压时，应报故障。 辅机设备检修规程1主题内容和适用范围本检修规程适用于XXX水辅机设备的维护和检修，包括：技术供水泵、消防水泵、空压机等设备。本规程规定了XXX水电辅机设备检修项目及应达到的要求。2引用标准电力安全工作规程（水力机械部分）空气压缩机说明书滤油机厂家说明书3水泵检修规程3.1技术参数3.1.1技术供水泵电机型号GFC100-80/16功率22KW电流29.7A电压380V绝缘等级F转速2900r/min水泵型号GDC100-80/16-22级数2流量80m3/h扬程323.1.2渗漏水泵电机型号YLB180-2/4-22KW功率22KW电流43.5A电压380V绝缘等级F转速1460r/min水泵型号300RJC220-13.5*2叶轮级数2流量220m3/h扬程273.1.3消防泵电机型号180M-2功率22KW电流41A电压380V绝缘等级F转速2900r/min水泵型号XBD5.0/25-100叶轮级数2流量25L/S扬程273.1.4DLS自动滤水器型号DLS过滤精度3mm工作压力1.0Mpa公称压力1.0MPa流量17.8m3/h进管管径1503.1.5手动滤水器型号SDA过滤精度3mm工作压力1.0Mpa公称压力1.0MPa流量85m3/h进管管径1003.2检修周期：3.2.1小修半年。 3.2.2大修一年。3.2.3水泵没有运行2000小时可以根据情况延期。3.3捡修内容：3.3.1小修内容：（1）、检查轴封，更换填料密封。（2）、检查联轴器的紧固件。（3）、检查油封和润滑等系统（4）、出来在运行中的缺陷。3.3.2大修内容：（1）、包括小修内容。（2）、检查修理机封，解体检查各零部件的磨损腐蚀情况。（3）、泵轴叶轮有必要时进行无损探伤。（4）、检查动环静环的对磨密封端面，清理轴承、机封等。（5）、检查测量转子的各部圆跳动和间隙，必要时做动平衡校检。（6）、检查校正水泵轴的直线度。（7）、检查泵体、基础、地脚螺栓及进出口法兰的错位情况。3.4检修与标准：3.4.1泵体检修：（1）、拆前要掌握泵的运行情况，备齐图纸和资料。（2）、备齐检修工具、量具、起重工具、配件材料。（3）、切断电源及设备与系统的联系，放净泵内的积水，达到设备安全与检修条件。（4）、拆卸附属管件，并进行清扫；拆卸联轴器护罩，检查联轴器对中，设定定位标记。（5）、拆卸轴承、密封并对进行检查清理。（6）、测量转子的轴向的窜动量及转子各部圆跳动和间隙，与主轴的径向圆跳动。（7）、检查各零部件必要时进行探伤，检查泵体通流部位是否有磨损、腐蚀、结垢等现象。（8）、检查键与键槽是否松动。3.4.2检查标准：（1）按设备厂家要求执行，无要求着按本标准执行。（2）、联轴器配合为H7js6,l两端的轴向间隙一般为2~6mm。（3)、安装牙式联轴器外牙在内牙的中间部位。（4）、水泵安装垫板平度在0.05mm/m一下。（5）、电机支座法兰水平度在0.05mm/m一下。（6）、轴承与轴套间隙为0.4~0.6mm.δ（7）、水泵转子提升高度为4mm。（8）、泵轴最大跳动值δ≥0.083L（L为轴长、单位米）。（9）、对轮螺栓拧紧力度500~600Nm。3.5水泵启动：（1）、检查电源，手动盘机观察转动灵活。（2）、应在机泵连接之前确定电动机旋转方向是否正确。（3）、排气阀处于工作状态。（4）、关闭出水管路阀门，开启进水阀向泵内注水，严禁无水启动水泵。（5）、接通电源启动，当泵达到正常转速后，再逐渐打开出水阀门，并调节到所需工况，观察轴承温度、振动、杂音。3.6注意事项:（1）、拆装机封时应仔细，不许动用锤、铁器等敲击，以免破坏动、静环的封面。 （2）、对机械密封的端面不容许细微的划痕，碰破等缺陷，所有零部件在装配前均应冲洗干净。尤其是动、静环端面要用清洁的柔软的面纱认真擦拭干净，然后涂一层油脂。（3）、泵的旋转方向是顺时针。（4）、在出水阀门关闭情况下，泵连续工作不得超过3分钟，泵反转不得超过2分钟。（5）、轴承温度不大于80℃。轴承温度不能比环境温度超过40℃。（6）、对于装有滑动轴承的新泵，运行100h左右，应更换润滑油，以后每运转300～-500h应换油一次，但每半年至少换油一次。滚动轴承每运转1200～1500h应补充黄油一次，但至少每年换油一次。转速较低的水泵可适当延长。（7）、较长时间内不继续使用或在冬季，应将泵内和水管内的水放尽，以防生锈或冻裂。4空气压缩机检修规程4.1技术参数机型LU11-8正常工作压力0.8MPa容积流量1.62m3/min电机功率11kW转速1440r/min油容量4升运行环境温度1~40℃最高温度100℃5透平油过滤机检修规程5.1技术参数机型ZJCQ-3KY公称流量3000L/H恒温控制40-60℃电机功率33.3kW工作压力0.5MPa转速320r/min 柴油发电机检修规程(电气部分)1主题内容和适用范围本检修规程适用于XXX水电厂柴油机房的内的一、二次电气设备维护和检修，包括：柴油机发电机、切换柜等设备。本规程规定了XXX水电厂柴油机房的内电气设备的检修项目及应达到的要求。2引用标准柴油发电机组运行规程3设备技术规范3.1发电机主要技术参数：TYPESLW-180NOL14F01-20-12KVA225KWSB180PF0.8VOLTS400AMPS324HZ50PHASE3RPM1500AVRSX460STATORCONYRATINGS1AMBIENTTEMP40℃ENCLOSUPEIP22EXCITATIONVOLTS45AMPS2.5INSULATONCLASSHWEIGHT595ALTITUDE≤1000mDATE07-08-254检修周期4.1定期检修：每五年对柴油发电机组及附属设备进行全面检修。4.2故障检修：设备故障发生后，对故障部件进行专项检修。5柴油发电机检修项目5.1控制柜元件检查。全面检查ASDO控制元件、电流表、电压表、频率/转速表、冷却液温度表、机油压力表、蓄电池电压表、发电机机组运行计时器、燃油电磁阀、各传感器、继电器、充电发电机、启动电机。5.2绝缘电阻和极化指数测定。5.2.1将发电机各方面的电源断开，验明无电。5.2.2测量方法。使用500V摇表测量励磁机定子、励磁机转子、主定子绕组、转子绕组绝缘电阻和极化指数，绝缘电阻必须大于5MΩ，极化指数必须大于2。若因受潮小于此值,必须将发电机绕组烘干。5.2.3线圈电阻测量。使用精确度为0.0001Ω的惠斯登电桥或数字欧姆表测量励磁机定子、励磁机转子、主定子绕组、转子绕组线圈电阻。如不符合要求，则更换绕组或电枢励磁机定子：线圈电阻值为18Ω±10%。励磁机转子：由6组整流器端子拆下线圈出线，测量每对线圈电阻，线圈电阻值为0.136Ω±10%。 主定子绕组：输出电压不均衡时进行，将端子上所有线圈出线拆下。测量每对定子绕组线圈电阻，U1-U2，V1-V2，W1-W2，U5-U6，V5-V6，W5-W6。测量出的三相的电阻值应均衡，线圈电阻值为：R绕组311=0.0085Ω±10%，R绕组17=0.0115Ω±10%。主转子绕组：由旋转整流器将两条电枢出线拆下后进行测量。线圈电阻值为：0.91Ω±10%。5.2.4绕组干燥步骤。如果发电机因潮湿造成绝缘电阻过低，可根据需要使用以下方法干燥。a.使用发电机加热器或风扇将热风吹进发电机。b.发电机短路电流法。将发电机三相输出线连接在一起。移除配电箱盖并拆下电压调整器X和XX连接端子，将AVR断开。连接一组直流12V可调电源，正电源线--X，负电源线—XX。在发电机输出线连接一只钳形电流表以测量电流，将直流12V电源调整为0，启动发电机，慢慢增加激磁电压，使发电机尽可能达到最高额定输出电流。发电机运转一个小时以后，重新测量绝缘电阻，根据需要确定是否重新干燥绕组。5.2.5整流二极管组件的检查。在主输出电压均衡但过低时进行。将连接到二极管的软导线从接线柱处断开，用万用表测量其正反向电阻。如有损坏予以更换。5.2.6浪涌抑制器检查。用万用表测量其正反向电阻应为无穷大，如若短路和发生碎裂，应予以更换。5.2.7发电机定子绕组和输出回路解过线后，投运前应核对相序。5.3.5柴油机的转速调整初调。将调速控制器上的怠速电位器（IDLESPD）和空载高速电位器（RUNSPD）、增益电位器（GAIN）调至中间位置，转速降电位器逆时针转到底（即同步位）。启动发动机，调整怠速电位器，使其转速为：600-650r/min。空载转速调整。把怠速-运行开关（IDLE-RUN）拨至“运行（RUN）”位，调整空载高速电位器，将发动机的无负荷转速调到1500r/min。增益调整。接通电路的主断路器，接上1/4的额定负荷，确保发动机转速稳定后，顺时针方向慢慢转动增益电位器，直至转速不稳定，然后逆时针慢慢转动电位器，直到转速稳定为止，在逆时针多转1/2格。转速微调。当以上调整完成以后，需对全负荷时发动机的转速进行调整，可通过转速调整电位器（SPEENADJUST）进行±100r/min范围的微调，5.4AVR自动电压调节器（SX440型）5.4.1检查AVR上的跳线是否正确、完好。频率选择端子：C-50连接。稳定性选择端子：B-C连接。感应选择端子：2-3连接，4-5连接，6-7连接。励磁中断连接：K1-K2连接。5.4.2检查AVR的外部接线是否正确。其中1-2短接，X和XX接励磁机定子，注意X接正极。5.4.3低频保护（UFRO）功能检查。当发电机的频率降低至47HZ时，发光二极管应亮，同时随着频率的降低，电压也下降。如设置不准，可调节“UFRO”电位器，顺时针旋转可降低动作频率。6蓄电池检查6.1测量蓄电池电压，应为24V。6.2检查电解液含量、测量其密度是否符合要求。如液位低于下限应加蒸馏水或电解液。6.3检测蓄电池容量检测是否符合要求。7.1.7触头检查。a.抹净触头上的烟痕，清除触头接触面的小金属颗粒。b.如果触头上银合金的厚度小到1mm时必须更换触头。 柴油发电机检修规程(机械部分)1主题内容与适用范围本标准规定了XXX水电厂柴油发电机组维护、检修及事故故障处理的范围及要求。本标准适用于XXX水电厂柴油发电机组的检修工作。2引用标准《电业安全工作规程》。3技术内容3.1设备规范3.1.1柴油机主要技术参数：项目内容项目内容型号6CTA8.3-G2排量8.3L发动机型号69181462怠速850r/minS.O.NO20682发火次序1-5-3-6-2-4额定功率/转速163KW1500r/min气阀冷态间隙进气0.30mm排气0.61mm控制性能件表号1786制造日期2007.09.12制造厂家东风康明斯发动机有限公司4检修项目及质量标准4.1喷油泵的调整和检修4.1.1喷油泵喷油量的调整a.将喷油卡在老钳上。b.做一个手摇柄，固定在喷油泵的连接盘上。c.接好油管、喷油器及油箱的通路。d.摇转手摇柄，排出油路中的空气。e.在每个喷油器的喷口下放一个带有刻度的油杯。f.将调节齿杆放在制造厂规定的各个供油位置上。喷油量不均，调整时可先将调节齿杆放在停止供油的位置，用小螺丝刀旋松调节齿轮上的锁紧螺钉，再用小螺丝刀头触在油量控制套筒的小孔中，用小手锤轻轻地调敲击螺丝刀把。若喷油量过小，使控制套筒向左转一定角度：喷油量过大，使控制套筒向右转一定角度。转动控制套筒来调整喷油量大小时，应根据构造确定转动方向，调整完成后，再做试验进行复验，各缸喷油量应接近均为止。一般在重新装配时，将调节齿杆拉到最大供油量的位置上，调节齿轮锁紧螺钉处的开槽中心线和控制套筒开槽及柱塞？耳的中心线与泵体顶孔中心线，应在一条直线上，并正对着示体，几个分泵的柱塞都一样，其供油量就基本合适。4.2调节齿杆的检修调节齿杆应保证其移动灵活，不可有丝毫阻滞现象。发生阻滞的原因有；齿杆与衬套之间配合间隙过小，柱塞咬住或弹簧折断卡住，齿杆与调节齿轮啮合间隙过小等。应根椐原因，查找病根，予以排除。如齿杆与衬套配合过紧，可用活络铰刀进行铰削。 在装配调节齿杆时，齿杆上的刻线应与泵体齐平，若向内移入过多而看不到刻线，为最大油量过大，若向处移出过多，为最大油量过小，都必须进行调整。4.3喷油器的调整和检修4.3.1喷油器的调整：在检查、调整喷油器时，应在试验器上进行。1、将喷油器接在试验器高压油管上。2、用于油泵泵油，喷油压力为16.7±0,48兆帕时,应开始喷油。若不符合规定，可将护帽卸下，旋松调整锁紧螺母，借调节螺钉进行调整，来改变调压弹簧对顶杆的压力，以达到正常喷油压力。压力不够可旋入调整螺钉，压力过高可旋出调整螺钉。调好后，应旋紧调整螺母并装上护帽。4.3.2喷油压力调整好后，应检查喷油器的密封情况。用手油泵泵油至压力为16兆帕，然后以每分钟10次的均匀速度揿动手油泵，压力表所指示的压力油由16兆帕高到17兆帕时，开始喷油。在此以前，喷油器不应有漏油和渗油现象，但允许有微量的潮湿。若密封不严，应拆下清理和研磨偶件，或更换偶件。良好的喷油器，以每分钟喷油60~70次的速度行喷雾试验，油雾应匀细并呈雾状，雾束在任何断面应均匀分布，锥角约为15º~20º，不可有滴油、飞溅现象。喷油切断应及时。4.4喷油器的检修将不良的喷油器拆下分解后，放在柴油内或汽油内软化积炭，并清洗掉，再检查各零部件情况。如顶杆弯曲，可放在平台上用软金属锤加以校直，弹簧折断应予以更换。喷油器孔堵塞，可用ǿ0.2的钢丝透通。如喷孔磨成椭圆形，应予以更换。检查时，应注意检视针阀与阀座的导向面及密封锥面的情况，若用肉眼可以看出表面发暗，并有伤痕，说明此件已磨损；油针导向面色暗，这是表面受热（退火）后留下的伤痕，都应换新件。4.6柴油机喷油时间的调整柴油机经过拆装或经一定时间运转后（一般为500小时），必须检查和调整喷油时间（供油提前角）。喷油时间是指喷油泵出油阀紧座处刚刚开始出油时，所对应于活塞压缩冲程上止点前曲轴的角度位置，不是指喷油器向气缸内开始喷油时的角度。喷油时间过早，会使柴油机产生暴震，怠速运转不平稳，功率下降；喷油时间过晚，会造成起动困难、排气冒黑烟、功率不足等。附加说明：编写：冯选松、谭国贤、刘峰、周艳、全超、李锋，樊琦审查：审定：批准