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1 范围4
2 规范性引用文件4
3 术语和定义4
4 水轮发电机检修间隔、时间、项目4
4.1 检修间隔及检修停用时间的确定4
4.2 检修项目4
4.3 大修试验测试项目4
5 水轮发电机检修工艺要求4
5.1 检修一般工艺要求4
5.2 定子检修工艺要求4
5.3 转子检修工艺要求4
5.4 制动系统检修工艺要求4
5.5 空气冷却器系统检修工艺要求4
5.6 推力轴承检修工艺要求4
5.7 导轴承检修工艺要求4
5.8 永磁机、励磁机检修工艺要求4
5.9 上、下机架检修工艺要求4
5.10 发电机总体装复工艺要求4
6 水轮发电机检修启动试验和验收4
6.1 启动试验前的验收4
6.2 启动试验项目和要求4
6.3 检修工程终验收4

前 言
  本标准是根据原电力工业部《关于下达1996年制定，修订电力行业标准计划项目(第二批)的通知》(技综[1996]51号文)的安排制定的。
  本标准在原水利电力部SD230—1987《发电厂检修规程》的基础上，参照GB8564—1988《水轮发电机组安装技术规范》、GB7894—2001《水轮发电机基本技术条件》的基本要求，并结合水电站水轮发电机检修实践经验而编写的，可作为指导水电厂水轮发电机检修的推荐性行业标准。
  根据当前我国水轮发电机检修的实际情况和检修管理模式，绝大多数仍以“计划检修”为主，因此在本标准编制中，对发电机检修计划和项目的制定，仍以“计划检修”的模式考虑。各水电厂应积极探索进行诊断性状态检修的可行性。  
  水轮发电机检修中的电气试验部分有关要求，按电力行业标准DL/T596—1996《电力设备预防性试验规程》有关部分执行。故本标准编制过程中没有另行编写。
  本标准是各水电厂(站)水轮发电机现场检修的技术指导文件，各水电厂(站)可根据本标准并结合实际情况编写本厂(站)的水轮发电机现场检修规程。
  本标准由青海省电力公司提出。
  本标准由电力行业水电站水轮发电机标准化技术委员会归口。
  本标准起草单位：黄河上游水电开发有限责任公司龙羊峡发电分公司、青海省电力公司、黄河上游水电开发有限责任公司。
  本标准主要起草人：刘品一、张俊才、盖炳霞。
本标准由电力行业水电站水轮发电机标准化技术委员会负责解释。

立式水轮发电机检修技术规程
1 范围
  本标准规定了水电厂(站)立式水轮发电机现场检修的类别、程序和工艺要求，适用于额定功率在15MW及以上的立式水轮发电机的检修，15MW以下的立式水轮发电机的检修可参照执行。
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新版本。凡是不注日期的引用文件，其新版本适用于本标准。
  GB11120—1989 L-T5A汽轮机油
  DL/T489—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/T 596—1996 电力设备预防性试验规程
  DL/T622—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maintenance of hydro-generator
  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small range of maintenance for hydro-generator
  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，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large range of maintenance for hydro-generator
  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 expanded maintenance of hydro-generator
  指吊出发电机转子的检修。
3.5发电机状态检修states maintenance of hydro-generator
  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interval of maintenance
  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 time of maintenance
  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：
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

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。
  c)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
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
l
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、电刷检查
7
推力外循环冷却系统检查
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
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、换电刷
11
空冷系统检查，定子绕组的内冷系统检查
12
机组自然补气系统检查

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
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．定子绕组内冷系统检查及耐压试验
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．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、磁轭键、磁轭卡键检查
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(包括受油器操作油管)
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．转子磁轭重新叠片
2．磁轭下沉处理
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．镜板及轴领表面修理检查
4．轴瓦检查及修理、水冷瓦通道除垢及水管水压试验
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
12．防油雾装置检查
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
1．机架各部检查清扫，经向千斤顶检查
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．空气冷却器检查清扫及水压试验，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
7．吸尘系统检查
1．制动器更换或结构部件改进
七
永磁发电机和转速装置(包括转速继电器)
1．永磁发电机空气间隙测量
2．永磁发电机检查、清扫，轴承加油，传动机构检查
3．永磁机转子磁场强度测量
4．永磁发电机转速电压特性测定
5．转速装置检查、校验或更换6．全伞式机组永磁机绝缘电阻测量
1．永磁发电机抽出转子检修
2．永磁发电机轴承更换
八
励磁系统
(一)励磁机
1．空气间隙测量，调整
2．励磁机各部及引线检查清扫
3．炭刷装置检查、调整
4．励磁机整流子圆度测量，云母槽修刮
5．励磁回路各元件清扫、检查、电气性能试验
6．励磁机槽楔松动处理
7．励磁机摆度测量和调整
8．励磁机空载及负荷特性试验
1．励磁机整流子车削涂镀
2．励磁机磁极或电枢绕组更换
3．励磁机电枢绕组搪头重焊，绑线重扎
4．励磁机主极换向极距离调整
5．大功率整流元件更换
(二)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、自用变压器、整流变压器及串、并联变压器检查试验
3．调节器柜、功率柜、灭磁柜、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．串联变压器及并联变压器大修
九
其他
1．自动控制元件和操作系统，保护盘检
查，保护装置校验
2．各种表计检查、校验
3．消弧绕组、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
5．大轴中心补气装置检查修理

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、摆度测量
3．励磁特性试验
4．甩负荷试验
5．调相运行试验
1．发电机电气参数测量
2．发电机通风试验
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／1min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
发电机和励磁机的励磁回路所连设备，(不包括发电机转子和励磁电枢)的绝缘电阻

8
发电机和励磁机的励磁回路所连接设备(不包括转子和励磁电枢)的交流耐压试验

9
发电机和励磁机轴承的绝缘电阻

10
灭磁电阻器(或自同期电阻器)的直流电阻

11
灭磁开关的并联电阻

12
转子磁极绕组的交流阻抗和功率损耗

13
检温度绝缘电阻和温度误差检验

14
定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数

15
定子绕组泄漏电流和直流耐压试验

16
轴电压及中性点漂移电压测试

17
空载升压试验，空载特性试验

18
发电机三相稳定短路特性曲线
必要时
19
机组运行摆度和振动测量

20
机组过速试验

21
发电机带负荷试验

22
发电机甩负荷试验

23
发电机调相运行试验
具备调相运行条件
24
发电机温升试验
必要时
25
晶体管励磁系统试验


4.3.2 励磁机、永磁机试验测试项目根据具体情况参照表5执行。
  机组大修试验其他项目可参照电力行业标准DL/T596—1996和DL/T489—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20％；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割堵好，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，各转动部分螺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，再黏结。
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尤间隙应紧固，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大值或小值与实测平均间隙之差同实测平均间隙之比不大干±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±5％。一般沿铁芯高度方向每隔1m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、过热、生锈松动。
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，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69mm以上者，不应超过6mm；母线宽度在69rmn以下者，不应超过4mm。
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％以上。
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100mm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，大值应控制在10V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)槽楔打人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0.5mm。
  b)磷银铜焊接头的填料部间隙，应在0.05mm～0.2mm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，且各接头电阻大小比值不超过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
(kV)
6.3
10.5
13.8
15.75
18.0
搭接长度
(mm)
25
30
40
45
50
 
b)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℃～8℃；绕组高温度，以酒精温度计测量时，不应超过70℃；以埋人式电阻温度计测量时，不应超过80℃。
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／T596—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：
  R=(MΩ)
  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～8h。
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。
l) 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。
i) 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10min，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 转子吊人应具备的条件：
a) 转子吊人前，将影响下部吊人工作的水轮机、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±1mm，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0.10mm／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 转子吊人过程中的主要工序如下：
a) 转子吊人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10mm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)磁极键和磁轭键无松动，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，磁轭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人磁轭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“n”型槽下落，直到比周围磁极高lmm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，打人后其配合面接触良好，用手摇晃不动。
f) 磁极键打人深度不得小于磁极铁芯高度的90％。
g) 为以后拔键方便，打人磁极键的上端留出200mm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1mm。
i) 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2mm～3mm。制动环接缝处的错牙不得大于1mm。轮臂和中心体的接合面应无间隙。
c) 磁极键和磁轭键无松动，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0.1mm。
b) 测点应设在每个磁极极掌表面中轴线上，测点表面漆应干净，测量过程中测圆架应始终保持转动平稳。
c) 测量部位应有上、下二个部位。检查转子磁极圆度，各半径与平均半径之差，不应大于设计空气间隙值的±5％。
5.3.2.6 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±1.0mm；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) 电刷与集电环接触良好。电刷与刷盒壁间应有0.1mm～0.2mm间隙。
e) 电刷的压力应调整在0.15MPa～0.25MPa范围内，同一刷架上每个电刷压力相互差值不应超过10％。
f) 新换电刷与原电刷牌号必须一致。
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人铁芯。
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) 绕组与铁芯间塞人环氧玻璃布板，楔紧绕组。
e) 磁极于燥(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10mm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