杨家湾电站检修调试规程(初)

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1杨家湾电站检修试验规程审核人:

2编写人:陈胜何林

3第一部分水轮发电机组检修工艺规程1、总则1.1水轮发电机组的检修间隔1.1.1设备的检修间隔主要取决于设备技术状况,水轮发电机组检修一般分为维护检查、小修、大修的扩大性大修,其检修间隔见表1表1机组检修间隔设备名称维护检查中、小修间隔大修间隔扩大性大修水轮发电机组每周I次每年2次4〜8年5〜10年1.1.2新安的水轮发电机组正式投入运行一年左右,应进行一次全面检查鉴定性大修。1.1.3水轮发电机组大修主要取决于水轮发电转轮汽蚀与泥沙磨损情况、发电机绝缘情况及机组运行时的轴线偏移、振动情况等。1.2水轮发电机组检修工期及分类1.2.1机组检修工期根据机组检修项目确定,一般情况下，机组检修工期见表2表2机组检修工期设备名称维护检查（天）小修（天）中修（天）大修（天）扩大性大修（天）水轮发电机组0.5-11-55-1540-5050-601.2.2机组检修工期是指机组与系统解列到检修完毕交系统备用为止所停用的日数。1.2.3随同机组检修的所有辅助设备检修应按机组检修工期同时完成。1.2.4检修分类:A类:（大修、扩大性大修）；B类:中修;C类:（维护检査、小修）1.3水轮发电机组A类检修项目1.3.1水轮机A类检修项目见表3

4表3水轮机A类检修项目表部件名称标准项目特殊项目重大项目水轮机轴承1、轴承间隙测量调整2、止水装置及轴承解体清扫、检修3、轴颈清扫、打磨及测量4、合金轴瓦检査、清扫与修刮5、油箱清扫'渗漏检查6、轴承冷却水管清扫、除锈刷漆7、油冷却器清洗、水压试验1、更换或重浇巴氏合金瓦2、更换油冷却器3、更换工作密封或检修密封1、水导轴承结构改造2、水导密封形式改造导水机构1、顶盖排水装置解体、检查、清扫、疏通2、导水机构润滑部分加黄油3、导水叶端、立面间隙调整4、导水叶汽蚀修补、打磨5、接カ器压紧行程测量调整6、接カ器分解检查或更换活塞环、锁锭装置解体检查'动作试验1、导水叶端、立面间隙止水改进2、导水叶上、中、下轴套更换3、修补或更换底环顶盖抗磨板或盘根4、导水叶轴颈修补研磨5、导水机构分解检查、除锈刷漆6、双联臂测量、更换磨损件1、更换底环或顶盖迷宫环2、更换导叶转轮及主轴1、迷宫环间隙测量2、转轮及转轮室汽蚀、磨损、裂纹检查及修补3、泄水锥固定情况检查、汽蚀修补1、轴颈开裂、磨损处理2、转轮减压装置检查处理3、转轮与主轴分解、磨擦剂更换4、转轮法兰螺栓清洗及处理5、转轮平静试验1、更换主轴、迷宫环2、更换转轮叶片3、更换法兰螺栓蜗壳与尾水管1、蜗壳尾水管一般性检查2、尾水管气蚀修补3、检查引水钢管伸缩节漏水、堵漏4、蜗壳排水阀及尾水排水阀解体检查、修理5、短管补气装置检查、疏通6、测量表计疏通、清扫1、更换引水钢管伸缩节止水盘根2、引水钢管、蜗壳除锈刷漆或喷锌3、蜗壳及尾水管灌浆4、尾水管破损修补5、技术供水口拦污栅更换1、尾水补气装置改造2、尾水管改造水轮机补气装置1、轴心补气阀解体、清扫、试验2、紧急真空破坏阀解体、清扫、试验、调架3、更换真空破坏阀、吸力真空阀零件补气阀更换补气方式改造

5调速系统1、调速器各零件和管路解体检查清洗2,电/机转换器、主配压阀、液压阀磨损检査3、双联滤油器检查及滤芯更换4、机械中位检查及调整5,导叶指示开度调整6、电气反馈机构检查及调整7、电气回路检查、试验8、接カ器行程、导叶开度关系曲线测量及调整9、调速器静特性试验10、导叶关闭时间及测量和调整1、更换主配压阀、液压阀等部件2、调速器模块更换更换调速器油压装置和漏油装置1、压油罐、贮油箱、漏油箱清扫、检查、刷漆2、油泵、安全阀、放空阀、逆止阀、补气阀等解体检查、试验及阀门研磨或更换3,油过滤网的清扫、检査、修理或更换4、透平油过滤、化验5、调速系统泄漏试验6、电气回路、元件的试验、校验、检修1、更换油泵螺杆、齿轮2、更换油泵衬套,重浇巴氏合金3、更换油位计4、压油罐耐压试验控制系统改造或更换机组辅助设备系统1、排水泵分解检查2、供水系统过滤器、减压阀及液压阀等分解检查3、各类阀门分解检查及门座研磨4、水泵轴承、轴封检查处理1、更换排水泵2、更换主要阀门3、检查或更换排水泵滤网底阀4、修理或更换过滤器自动装置和保护装置1、仪表检验及修理2、保护和自动装置及其元件的检查、修理、调整和试验3、表盘清扫、检查1、更换设备、改造系统2、更换表盘、电缆厂用系统及电气设备1、检查并清扫厂用系统及各部电动机、开关及控制回路2、电气设备的预防性试验3、配套的配电装置、电缆及照明设备的检查、修理1、更换厂用变2、更换电缆、开关其它根据现场实际情况拟定的检修项目1.1.1水轮发电机检修项H见表4

681品水力及螭「紙溝顧（・电站表4水轮发电机A类检修项目部件名称标准项目特殊项目重大项目定子1、定子基座和铁芯检修,径向千斤顶、剪断销及各部螺栓检查2、定子线圈端部及支持结构检査,齿压板修理3、定子绕组及槽口部位检查,槽楔松动处理4、挡风曲板、灭火装置检查修理5、电气预防性试验6、测温元件校验7、定子线圈及通风沟清扫1、齿压板更换2、端部接头、垫块及绑线全面处理,支持环更换3、定子合缝处理，定子圆度测量4、线棒防晕处理1、定子线圈更换2、铁芯重叠3、定子改造转子及主轴1、空气间隙测量2、轮毂、轮臂焊缝、组合螺栓、轮臂大键、轮环横键检查3、磁极、磁极键、磁极接头、阻尼环、转子风扇检查4、转子圆度测量检查及各部件（包括通风沟）清扫5、制动环及挡块检査6、滑环碳刷装置及引线检查、调整7、电气预防性试验及轴电压测量8、机组轴线调整1、转环下沉处理2、轮臂大键修理3、转子圆度及磁极标高测定调整4、磁极线圈匝间绝缘处理5磁极线圈、引线或阻尼绕组更换6、转动部分动平衡试验7、制动环磨损处理转子改造轴承1、推力轴承转动部分、轴承座及油槽检查2、导轴瓦检查及修刮3、导轴瓦间隙测量、调整，导轴瓦各部检查4、轴承绝缘检查处理5、油冷器检查清扫是试压，油、水管道清扫和水压试验6、润滑油处理1、轴瓦更换2、油冷器更换3,推力瓦标高、水平测量及受力调整4、推力头、卡环、镜板检查、处理镜板研磨与冷却系统改造机架1、机架各部检查淸扫2、机架组合缝螺栓检查处理1、机架组合面处理2、机架中心水平调整励磁装置可控硅励磁装置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、串联变压器、并联变压器等检查、试验3、单元板、脉冲板、功率柜及整流元件等检查、试验4、检查并效验各继电器、接触器,二次回路检查耐压试验1、大功率整流元件更换2、可控硅励磁装置部件改装、更换配线3、串联变压器及并联变压器大修

75、风机检修6、回路模拟及空载、带负荷工况下试验空冷器1、检查清扫及水压试验2、管路阀门检修及水压试验更换冷却器、铜管及阀门制动装置1、制动器闸板与制动环间隙测量与调整2、制动器闸板更换3,制动器分解检修及耐压试验4、制动系统油、气管路、阀门检修及压カ试验5、制动系统模拟动作试验1、制动器更换或结构部件改进2、制动系统改造制动装置改型其他1、自动控制元件和操作系统、保护盘检查、校验2、各种表计检查校验3、整流变、串联变、隔离变、消弧线圈、电压互感器等设备的预防性试验和检修,绝缘油化验分析4、油、水、气管路系统检修机组整体试运行1、充水、空载及带负荷试验2、机组各部振动、摆度测量3、甩负荷试验4、导水叶漏水测定5、调相运行试验1、发电机电气参数测量2、机组过速试验1.1水轮发电机组基本技术规范1.1.1表5水轮发电机组基本技术规范表5水轮发电机组基本技术规范项目单位规范值备注型号HLA551—LJ-122额定功率KW4740最高水头m44.1设计水头m43.2设计流量m3/s12.2吸出高度mW3.62额定转速r/min428.6飞逸转速r/min811额定功率kW4740旋转方向俯视顺时针活动导叶片16

8转轮叶片片23水推力kN323.6转轮直径mm1220水轮机总重t37轴承冷却水用量m3/s10密封供水量m3/s2轴承用油量L150安装高程mV342.85最高效率%93.4%1.4.2杨家湾电站水轮发电机组的投产运行时间。杨家湾电站2号机组2006年11月23日投产运行,1号机组于2007年3月20日投产运行.1.4.3水轮发电机组重要部件参数见表。表9机组摆度允许值测量部位「单位「数值测量部位单位数值表6水导轴承及冷却器技术参数项目单位规范值备注轴承型式稀油润滑分块可调式轴承（普通型）冷却器型式自循环形式轴瓦数量块2沿圆周均布轴瓦材料巴士合金报警温度℃65停机温度℃70冷却水压MPa0.2表7工作密封、检修密封技术参数项目单位规范值备注检修密封型式空气围带密封检修密封工作气压MPa0.6表8机组最大振动值测量部位单位1--2号发电机上机架垂直振动幅值mm（实测值）上机架水平振动幅值mm（实测值）下机架垂直振动幅值mm（实测值）下机架水平振动幅值mm（实测值）

9上导轴承摆度mm（实测值）下导轴承摆度mm（实测值）水导轴承摆度mm（实测值）表10机组各部温度值名称单位1—2号发电机报警事故上导轴承℃6570推力轴承℃5055下导轴承℃6570定子铁芯℃100105定子线圈℃115120表11水压允许值名称单位数值上导轴承冷却器MPa0.2推力下导轴承冷却器MPa0.2空气冷却器MPa0.21.5水轮发电机组A类检修施工程序图

10导水机构拆除吊水涡轮及底环水轮机主轴与水涡轮解体

11图1水轮发电机组大修施工程序图1.6主设备A类检修后评级标准1.6.1水轮机评级标准:a）ー类设备级标准:1）达到名牌出力:2）机组运行正常,各部振动、摆度及温度正常;3）机组主要部件无缺陷、运行正常:4）调速系统工作稳定、调节参数符合要求；5）机组自动装置完好、可靠；6）主要控制、监视仪表完好、齐全;7）辅助设备系统运行正常。

12b）二类设备评级标准:1）达到铭牌出力;2）机组运行正常,各部振动、摆度及温度未超过允许值上限;3）机组主要部件不存在影响安全运行的缺陷;4）主要表计能满足运行要求；5）调速器基本稳定,调节参数合格;6）主要自动装置动作准确可靠；7）辅助设备系统运行正常。c）三类设备评级标准，达不到二类设备标准或有下列情况之一者;1）达不到铭牌出力；2）机组存在影响安全运行的重大缺陷；3）调速系统运行不正常；4）自动装置运行不可靠，安全装置不能投入；5）机组过流部件汽蚀、磨损严重、达不到规定的检修间隔。1.6.1水轮发电机评级标准:a）ー类设备评级标准:1）在额定条件下，能大达到铭牌出力;2）定子绝缘良好,预防性试验合格;3）定子、转子结构部件无缺陷、运行良好’4）定子、转子、线圈温度合格，冷却效果良好；5）励磁系统运行可靠，满足电网要求。b）二类设备标准:1）在额定条件下，达到铭牌出力，温升基本合格，且不超过上限；2）定子、转子线圈绝缘基本良好,可以保证安全运行;3）定子、转子结构（包括接头、阻尼环、引线、风扇）无重大缺陷;4）轴承无漏油及油质符合要求；

135）励磁系统运行正。

14C）三类设备标准,达不到二类设备标准或有下列情况之一者:1）达不到铭牌出力’2）绝缘老化降低耐压标准使用;3）励磁系统不能保证安全运行;4）主要部件存在严重缺陷并威胁安全运行。1.T水轮发电机组A类检修技术文件种类:a）大修工程项目任务书；b）大修项目进度表；c）重大特殊项目的技术措施及施工总结;d）大修安全措施、组织上措施、技术措施；e）大修材料计划、预算与合同；D大修工时、材料消耗统计；g）机组大修前后调速系统特性试验报告；h）水轮发电机组甩负荷试验记录；i）水轮发电机轴线调整记录；j）水轮机转轮检查、汽蚀补焊处理记录；k）重要部件材料和焊接试验、鉴定报告；I）金属、绝缘及化学监督的检查、试验报告m）电气、热工仪表及自动装置的调整试验记录；n）电气设备试验记录；〇）大修技术总结报告。2A类检修规定2.1一般规定:a）各设备拆卸前应将原始位置记录在大修记录本上,装复时按记号安装;

15b）拆卸时先拔销钉,后折螺栓;装复进先装销钉,后装螺栓;C）拆卸的销钉、螺栓及其配件应作好编号,分类分箱放置,不要混杂,不得遗失;d）零部件的加工面、结合面禁止敲打碰伤（尤其是轴颈、主轴法兰面、镜板、轴瓦等）精密部件结合面应涂透平油或心士林防锈；e）各管件或部件拆走后的孔、洞应堵好或盖好，以防人或物掉入；0各管道、母线按规定顔色刷漆；各部件除结合面和摩擦机外,都应防锈漆和外观漆；g）在拆装或调整过程中工敲击部件或零件时，不可直接敲打，应用铜棒或铝板等软金属垫好,以免损坏部件；h）检修中清洗精密零件时,结合面用干净白布或绸布,对正式清洗的汕槽、轴瓦、作用筒、调速器等禁止使用棉纱;i）设备拆卸时所有的垫子、密封件均应在大修记录本上作详细记录，以便装复时备查；j）使用橡胶园条盘根的接口斜度不应大于30,并用502胶水粘接牢靠，安装时注意盘根的受力方向;k）水导工作密封装前应与水封抗磨环进行配合研磨，使水封与抗磨环的接触面达到75%以上；1）使用的润滑油不得变质,并符合有关规定；m）装复时各部件结合面应无损伤、毛刺，螺栓应拧紧,各转动部件螺栓紧固后均应点焊；n）装复时一般是先拆的后装，后拆的先装,部件的位置对号入座，符合图纸的要求，销钉不应错位，紧固螺栓要对称进行，使每颗螺栓受カ均匀；〇）拆、装工作进行中,各工作间应加强联系、协调，以免造成返エ。1.1A类检修现场安全文明规定:a）主设备大修工程在开工前必须落实安全措施、组织措施和技术措施;b）检修现场的工作大员必须配戴安全帽；服饰符合要求；c）检修中使用的工具、设备中、仪器、仪表、量具必须完好，并经检验合格;d）检修现场使用的起重工具、电气工具、氧气瓶、乙快瓶应定期检查、检验，不合格者不能使用;e）检修现场搭接的工作电源、照明电源、取暖电源应符合规定;D检修现场使用的行灯电源不得超过36V,在潮湿的地方不得超过24V；g）检修现场内的照明必须保持光线充足,光线不足时,应作适当的补充;

16h）禁止用手指去摸定位的销子孔;钻孔或较孔时,不准用手去清扫碎屑;i）禁止踩踏无遮盖的发电机线圈端部,禁止穿有硬物鞋底的皮鞋在发电机线圈上工作；j）禁止检修人员进入运行区域,或接近运行设备，不得在运行主控室休息；k）任何人在厂房内，不得大声喧哗、打闹、开玩笑、做与检修无关的事情；1）严禁在厂房烧明火、烧垃圾；m）禁止在工作地点储存较多的燃料及易燃材料（汽油、煤油、润滑油、酒精及线团等）;在工作地点使用以上易燃品时，应及时清理干净;n）在厂房内和水轮机坑内,所有洞孔应有隔板,如无隔板或其他保护装置时，禁止在同一立面上分两层或多层同时工作;〇）禁止使用无柄有刺或不安全的手锤或大锤，使用锤时不准戴手套;p）在2m以上的高空作业，应搭坚固的脚手架，并加拦杆，如无脚手架，作业人员应系上安全带后再工作；在脚手架或隔板上面,不允许放置零件和工具；q）禁止使用不合格的脚手架、隔板和梯子;在ー个梯子上禁止有两个及以上的人工作；禁止上下抛掷物件；r）现场堆放的设备应整齐、干净，一般不应重迭堆放,须重迭堆放时，中间应垫木方；s）气动或电动工具必须由熟练人员使用，现场使用的电气设备均有可靠接地;t）有触电现象应立即停止工作，并査明原因立即处理；u）工作结束时,应将工作现场打扫干净，清点工具、材料，并关闭检修气源、水源、电源；v）检修现场搭接的电源线应排列整齐美观，线径容量选择适当；w）在厂房内施焊时应注意周围有无易燃物品,如有易燃物品应用石棉布盖好，方可施焊；x）在发电机机坑内或定子线圈上端、下端作氧焊、电焊工作时，要用石棉布遮好线圈及其它易烧坏的部件，以防火星或孤光烧伤；y）在机组转动部件上（如推力头、法兰、主轴等）施焊时，应拆除电焊机与接地网的联接，把地线直接搭接在施焊点上;Z）焊接油管、油桶、油罐时,必须先将油排完并淸洗干净后方可施焊:aa）工作行走时不能跳越机坑、槽坑、或无盖的吊物孔,应绕道而行;ab）在工作中使用有毒物品时（如四氯化碳、甲苯）,必须使用防毒面具或ロ罩，而且连续エ作时间不宜太长;

17ac）油管法兰垫禁止使用橡胶及塑料垫，只能用石棉垫;ad）使用气动或电动工具时,禁止用手去触摸转动部分;ae）必须保持厂房内和工作场所清洁，不准在墙壁、地面上随意乱涂乱画;af）严禁非工作人员进入检修现场；ag）厂房内严禁流动吸烟，必须到指定地点吸烟;ah）打锤或塞削金属时，周围严禁站人;塞削或打磨物件时应戴防护眼镜；ai）在转子上工作,进、出场地时必须清点工具及材料，不得遗留在内;aj）未经专门培训并未取得合格证的人员不准使用行车；ak）设备检修前必须办理工作票,工作负责人应逐项落实安全措施，监视运行人员操作，电气工作必须有专人监护;al）检修现场的起重工作应有专人负责,指挥信号统ー:am）检修现场的所有工作人员除遵守本规程外还必须遵守《电业安全工作规程》的有关规定。3水轮机检修工艺3.1检修分类:水轮机的检修分为A类、B类、C类。3.2A类检修前的有关工作:a）水轮机检修前应检查、测量水导摆度、水导瓦温、油位、油色、冷却水压以及水轮机各部“三漏”情况并作好有关记录；b）了解并记录存在的缺陷,以便检修时确定处理方案和检修后比较;〇水轮机检修前，检修工作负责人应办理有关工作许可手续，落实安全技术措施后，方可エ作:d）尾水闸门堵漏、抽尾水:1）做好有关安全措施后,落下尾水闸门。打开尾水排水阀,启动水泵抽水,10分〜30分钟后，检査尾水位是否下降，注意水位下降速度，水抽干后,停止抽水,测量水位保持

18时间和上升速度，确认安全后,方可进行水轮机检修;2）如果尾水闸门漏水大,则应进行闸门堵漏。堵漏山潜水员进行,潜水员在水下应检查闸门是否完好，是否落到位，水封破损情况等。潜水员根据水下检查情况和《潜水作业规程》，再确定堵漏措施和方案，潜水员水下检查的同时，应启动水泵抽水，以确定漏水方位和漏水量:3）水轮机检修期间，运行人员应监视尾水管内水位，启动水泵抽水,保持水位在水轮机尾水管进人孔以下，确保检修期间安全施工。3.1水轮机A类拆机エ艺3.1.1水轮机导轴承拆卸:a）拆除冷却水管及压カ表计：b）拆开油箱盖板，按盘车号将两块水导瓦编号,用两块百分表在水导轴颈互为90。方向监视轴颈位移情况，测量水导瓦调瓦螺栓原始高度并按各块瓦编号记录，完毕后松开水导瓦调瓦螺栓，以调瓦楔子板推动水导瓦直至每块瓦都贴紧轴颈，此时百分表读数应为零（最大不超过0.01mm）,测量每块瓦调瓦螺栓高度并作好记录:c）抽尽油箱内润滑油，拆除油位信号、油混水监测装置及测温装置:d）松开调瓦螺栓固定块，拆出水导瓦，拔出水导瓦架定位销钉，拆除瓦架螺栓,将瓦架吊在下导隔板上。e）作好托盘与水导油槽对应记号，拆除并分解托盘，作好有关盘根大小与组合缝垫子厚度记录，拆除油冷却器运出水车室。3.1.2主轴密封装置拆除;a）松开水封抗磨环组合缝螺栓和顶丝螺栓，拆除水封抗磨环：b）除工作密封环型槽,对拆除部件作好记号并记录（包括销子、组合缝垫子厚度）,注意保护水封环型槽和水封导向杆不受碰撞变形;0拆除并分解检修密封,运出水车室;d）拆除真空破坏阀。3.1.3编号并拆除水车室脚踏板,拆除水车室各管路；3.1.4水轮机与发电机主轴联接螺栓拆除;

19a）顶起转子,将转动部分重:量转移到风闸上并将风闸锁死；b）拆除保护罩,对联轴螺栓编号并记录；c）对称松开联轴螺栓,在对称方向留两颗不松；d）装上主轴分解装置,顶好千斤顶，拆下剩下的两颗螺栓，然后用千斤顶慢慢地将水轮机转动部分放在基础环上；e）记录两法兰分开时的距离，如果联轴法兰处有垫子，则应对加垫方位和垫子厚度作详细的原始记录。3.1.1顶盖和导水机构拆除;a）吊出瓦架后，确认导水叶处在关闭位置。拆除接カ器与控制环联接销，拆除接カ器法兰螺栓,吊出接カ器。应对各拆除部件作好记号；b）用专用工具拆除分半键、拐臂、轴套；c）选用合适的钢丝绳将顶盖吊出。在起吊时钢丝绳应穿在顶盖筋板上，做好防止钢丝绳擦伤主轴法兰的措施;d）拆除顶盖螺丝、拔出定位销，打好顶盖及导叶记号；e）吊转轮时应注意钢丝绳的受力情况，起吊应平稳。3.2水轮机A类检修各部件的分解、检查处理3.4.1水轮机各部汽蚀部位补焊エ艺:a）汽蚀区域划分和面积、深度的测量:1）水轮机转轮吊出定位后，清扫转轮,仔细检查转轮汽蚀破坏情况,划分汽蚀破坏区域,测量汽蚀深度,并且作好拍照、记录等工作；2）汽蚀破坏总面积等于局部汽蚀破坏面积之和,汽蚀破坏深度是各局部的平均深度。b）汽蚀破坏区域的电弧气刨エ艺:1）电弧气刨区域为汽蚀区域,刨出深度以刨见母材为准;2）气刨时应根据母材决定气刨枪的极性,对于碳钢、低碳合金金钢、不锈钢,应采用直流正接,对于铸铁应反接;3）母材厚度与碳棒直径及气刨电流的选择见表7。

20表7母材厚度与碳棒直径及气刨电流对照表母材厚度（mm）碳棒直径（mm）电流（A）1-34140-1903-56190-2705-158270-32015-2010320-40020-3012400-4504）为防止高温变形，保证刨面平整，应采用较短的电弧，气刨夹角应为30°〜45°5）气刨用的压缩空气压カ为0.4Mpa~0.6Mpa,刨枪上应有调节阀门,碳棒伸出刨钳的长度应在80mm〜100mm以内，不宜过长；6）气刨时的刨削速度不宜过快和过慢，电流大速度应快，电流小速度应慢,电流为300A-350A时，速度采用!0mm/s~16mm/s,每次气刨的面积不宜过大，大面积应分为多次间断刨削；7）电弧气刨时应做好有关遮拦和安全防护措施,防止高温铁渣伤人和损伤设备。3.4.2转轮汽蚀破坏区域的焊接处理工艺:a）堆焊:1）堆焊时室温应在20℃以上,尽量避免在15℃以下堆焊；2）堆焊时应采用对称、分块、退步焊；3）堆焊全过程每根焊条应尽量避免间断性焊接，每片叶片堆焊时避免长时间焊接，注意检测转轮变形情况，及时处理；4）某ー叶片汽蚀破坏面积过大,可在此面积上划分区域施焊，焊完一片区域后，再跳离至相邻区域焊接；5）堆焊中应避免层层堆焊，应由焊区边缘先堆焊,逐渐向中间堆焊，如图2所示；6）多层焊波交错压焊，第二次焊波应交错压焊，第二次焊波应错压在第一焊波的50%以图2堆焊顺序示意图7）施焊时,由薄区域向厚区域堆焊;8）定量焊,每ー焊エ在某一区域焊接电焊条定量,焊完后转移到其他区域;9）采用小电流短弧施焊，①2.5mm电焊条电流50A〜80A,①3.2电焊条电流80A〜100A,每ー

21焊エ在某区域焊完定量后,应采用平头小锤对焊缝敲击,消除焊接应カ。b）裂纹处理工艺:1）焊接应カ集中区域容易产生裂纹,应随时检查;2）焊接中出现的裂纹,应用气刨铲出坡口，坡u深度视裂纹深度而定,应深入裂纹根部;对于穿透性裂纹,应视母材厚度刨开35°-45°形状为“V”形的坡口，焊接时应先焊边缘，逐渐向中间堆焊；3）焊接时应分段,接头处逐层搭接,层底要求用小焊条、小电流施焊，并且焊透;4）裂纹处理时,应先用抗裂强度高的电焊条（如202、507等）,电焊条必须按说明烘干,奥氏体不锈钢焊条烘干温度应在20（TC〜300C,烘干2小时以上方可使用。c）焊接变形的抑制方法;1）转轮轴向变形抑制;用一定刚度圆钢,补焊前按转轮上冠到上环尺寸对称八点焊上支撑,强行抑制变形,转轮补焊完毕后,割掉支撑:2）叶片变形抑制;在叶片受压面按叶形曲线切割钢板,将钢板焊在叶片上,焊完后割掉;3）叶片开口变形抑制,在两叶片间焊上支撑园钢,以防变形。d）汽蚀穿孔处理;1）水轮机叶片如已汽蚀穿孔,应用气刨沿孔刨开，周围均出现非汽蚀母材为止。小的孔可直接堆焊，大的孔应用接近于叶片母材材质的钢材塞焊，塞焊钢材应小于孔深，以便塞焊完后,两表面再堆焊；2）大面枳的穿孔应将汽蚀破坏区域整块刨掉，用抗汽蚀破坏的钢板，按叶片厚形状做成塞81批水力及螭「桐青整ほ电砧板,塞板厚度应小于叶片切割处最薄区域厚度,最好将塞板与叶片交接处开成X形坡ロ，焊完坡口后,塞片两面再堆焊和叶片ー样高。3.4.3转轮补焊处理后的打磨エ艺:a）转轮补焊完毕，用碳弧气刨刨平高出部份,然后用磨光机或风砂轮机按原叶片曲面弧形打磨光滑,光洁度与原叶片相同。凸的地方要磨低，凹的地方补焊后再磨,最后再通磨一一遍;b）补焊打磨工作完毕后应进行下列检查测量:1）上下轮环间距测量，上下环之间距离变化不超过设计值的±0.10%；2）叶片出水开口测量，按图纸每两块叶片间测量4点〜5点开口度变形不超过设计值的

22±1.5%；3）检查叶片曲面弧线应符合要求;4）上下迷宫环园度测量，各半径与其平均半径之差不超过止漏环设计间隙的±5%；5）表面粗糙度在▽25以内:6）大量补焊后转轮应作静平衡试验，配重后不平衡カ矩应符合设计规定，无规定时，其值キN•m；7）止漏环的高低错位不应超过2mm,并应不影响导叶的开口;8）检查测量后,分析比较处理前后各组数据,确定回装和运行时是否达到要求，是否要作局部处理;9）转轮汽蚀补焊、打磨处理合格后,对转轮刷防锈漆（除止漏环和不锈钢部分）。3.4.4泄水锥检查处理检查泄水锥汽蚀情况，仔细检查泄水锥与转轮焊接位置是否有裂纹，防止运行中脱落。4.4.5导水机构检查处理:a）导水机构分解:1）用专用工具吊拔分半键及拐臂,吊拔时必须做好安全防护措施;2）将导叶轴套销子和螺丝拆除后,将轴套编号即可用专用工具吊拔轴套;3）吊出顶盖,将导叶吊出底环后平放于安装间,不得碰伤轴颈;4）拆除导叶摩擦装置时应注意保护摩擦面不受损坏;5）将导水叶作好记号后吊出摆放整齐。b）导叶轴套分解检查及处理:1）将轴套倒放后垫后,记录。型橡胶及止漏圈型号;2）每次大修均应更换新的完好止漏圈;3）测量铜套最大最小内径、检查记录铜套磨损情况。如单边磨损较大,可拔事铜套旋转1800再装回使用,导叶轴套应满足设计要求，允许最大间隙铜套不超过设计间隙的1.5倍，否则应更换导叶轴套；轴套排水孔如被堵塞,应拔出清洗检查,必要时将铜套外圆倒角加大排水孔；4）回装轴套时再装止漏圈，安装轴套抗磨环时压圈螺丝应反复拧紧，压圈应到位，压圈螺丝不得突出压圈。c）导叶检查处理:

231）测量导水叶上、中、ド轴颈最大、最小外径，检查轴颈磨损情况，如磨损或锈蚀严重,应对轴颈重包不锈钢处理:轴与套之间间隙应保护在0.10~0.20mm:上、中、下轴套应同心，无卡阻;2）导叶立面被汽蚀破坏的地方，用电弧气刨刨掉汽蚀破坏层，然后补焊,同时应监视导叶变形,将补焊的地方打磨平直;3）轴颈和导叶上下端面应光洁无毛刺,导叶空心处,应将泥沙冲洗干净,除锈刷漆,轴颈处应涂抹黄油,导叶表面应刷防锈漆。3.4.6顶盖检査处理:a）顶盖内淤积的泥浆应用压力水冲洗干净,锈蚀处应铲刷干净。打好控制环记号后，拆出控制环，顶盖法兰、止ロ应处理光洁，清洗检查顶盖支持环磨损情况，疏通黄油加注管;b）检查处理顶盖排水管、补气阀、真空破坏阀等的法兰面、疏通管道，如有汽蚀破坏及泥沙磨损应修磨,法兰螺孔应重新攻丝，排水管及法兰有破损的应修补或更换;c）翻转控制环检査联臂轴销焊接情况，如有裂纹或脱焊，则应处理;弯曲变形过大或磨损严重的轴销应更换；d）检查紧急真空破坏阀,如有磨损,应修补磨平；e）检查顶盖引水板汽蚀破坏及磨损裂纹情况,根据检查测量结果,拟定修补或加工方案;检查顶盖迷宫汽蚀情况并进行迷宫间隙测量及迷宫修补,保证园度及光洁度达到设计要求;套入转轮测量迷宫间隙应符合设计要求;f）清扫、疏通顶盖排水系统,更换或修补排水孔滤网。g）检查淸打底环、修补测量迷宫环间隙，测量检查底环轴套内圆磨损情况，对磨损严重的轴套应更换;h）导水机构所有零部件均应按规定刷防锈漆或着其它色漆；i）检查处理导水机构双联臂铜套磨损情况；j）检查测量拐臂轴销及调速环轴销外径,联臂轴套内径，如磨损严重间隙＞0.40mm者，应更换轴销或轴套,间隙应保持在0.10mm〜〇.20mm之间；k）拐臂半园键应清洗后除去毛刺，半园键有弯曲或变形者应换，检查导叶摩擦装置有无损坏，不得有任何杂质、铁屑等异物；

241）导水机构的螺栓、螺帽均应用汽油清洗干净，并重新对螺孔、螺栓、螺帽套、攻丝，锈蚀严重的螺栓应更换；销子应淸洗干净，弯曲、磨损的销子应重新配车；m）导水机构的螺栓，回装时应涂抹黄油,有防松要求的应涂防止松动材料。3.4.7水导轴承检查处理;a）水导轴承各部件处理;1）检查清洗油冷器并作0.4Mpa耐压试验30分钟无渗漏;2）疏通、清洗水导冷却水管，锈蚀严重的水管应更换;3）根据拆机时测记的轴瓦间隙参数，轴瓦单边设计间隙为均匀相等0.15mm〜0.20mm；4）检查轴瓦合金无脱胎，较大气孔或脱胎开裂者应用巴氏合金补焊、修磨；小气孔只将周围略刮点斜度即可，局部接触点较大时，个别飞刮。b）轴瓦接触点分配不均、运行温度较高或巴氏合金烧毛时,应研磨飞刮;c）轴瓦研刮法:将主轴放平,轴颈和轴瓦用酒精清洗干净,将轴瓦在轴颈上反复转动3次〜4次，飞刮接触点，大点密集处重刮，小点轻刮或不刮，刮的方向与瓦面成45°角,前后成90°角交叉飞刮，最后按旋转方向进刀刮成斜的刀痕。反复研磨飞刮，要求接触点达到1个/cmユ〜3个/cm?,接触面积达到70%,当机组运行中瓦温符合设计要求时可以不研刮。3.4.8水轮机主轴轴颈的测量处理:a）测量主轴轴颈外径,分上、中、下三个部份测量、记录,分析测量数据,要求轴颈椭圆度»0.03mm,锥度キ0.05mm；b）检査轴颈磨损情况，如主轴有偏磨或锥度较大时,应比较分析,当最大偏磨和锥度超过0.15mm时,应作主轴轴颈校正;c）检查如轴颈偏磨、锥度和磨损严重时,应对轴颈重包不锈钢加工处理。3.4.9水导轴承油箱检查处理:a）检查记录油箱组合缝垫子厚度及盘根大小，将油箱清扫干净；b）检查油箱有无裂纹、砂眼、气孔,组合面、密封面毛刺应修磨，油箱螺孔应清洗、攻丝;c）检查油箱盖板有无磨伤痕迹,找出原因处理;d）油箱回装时应配齐螺栓、垫子和盘根。3.4.10补气阀检查处理:

25a）顶盖真空补气阀检修:1）检查弹簧和阀门止口,更换盘根。发现弹簧被锈死或失去弹性时,应更换（更换弹簧的规格型号应和旧的保持・致）。如阀门止ロ被锈蚀，则研磨处理，并做渗漏试验:2）检查阀杆螺丝应拧紧锁好,防止松落,弹簧弹カ要能将阀门关闭,同时当顶盖下面真空值在〇.005Mpa~0.OIMpa时能打开，当顶盖下面真空值超过0.025Mpa〜〇.03Mpa时，阀门全开。3.4.11蜗壳与钢管检修：a）用专用工具刨铲钢管内表面，检查锈蚀深度、面积及原防锈漆变质程度。若锈蚀严重，特别是明管段应先除锈，然后刷防锈漆。b）钢管排水阀操作应灵活,阀ロ无渗漏,各处盘根无渗漏;c）检查钢管进人门应平整,除锈刷漆，螺孔及螺栓应完好,更换进人门密封垫：d）检查蜗壳锈蚀情况,除锈刷漆，检査固定导水叶汽蚀情况，汽蚀破坏的地方应补焊修理。3.4.12尾水管检修:a）检查尾水管里衬、进入孔、补气装置;b）检查进人孔门框应平整,止水垫完好,位置摆正,关闭后充水时无渗漏;C）检査尾水管空腔汽蚀破坏情况和尾水管剥落情况，现场确定处理方案，必要时作水压检查，确定汽蚀方位，同时检查尾水管里衬钢筋混凝土被掏空情况，确定是否需要作压カ灌浆处理;d）检査补气装置是否被汽蚀破坏，如有应修补，必要时更换补气管。3.4.13接カ器检修;a）分解接カ器应注意保护导向筒和活塞缸体，避免碰伤导致密封不好漏油；b）检查接カ器导向筒与活塞联接螺栓、销子、活塞环是否紧固、完好；c）检查导向筒与活塞联接处止油盘根是否需要更换;d）更换接カ器导向筒止油盘根时应注意保护盘根不能被破坏;e）接カ器清洗、更换零部件完毕用干净透平油作5Mpa油压试验，30分钟无渗漏。3.5机组A类检修盘车前水轮机回装エ艺3.5.1水机室清扫检查:a）彻底清扫水机室,将水机室内泥浆冲洗干净,清除水机室内杂物,水机室内原始记录

26应标示清楚；b）拆除搭设在尾水管内的工作平台，将漂浮在尾水管内的杂物打捞干净。3.5.2水轮机转轮回装;a）水轮机转轮与主轴组合后吊装,组合时主轴法兰组合缝间隙用0.05mm塞尺检查不能塞入,联接螺栓伸长值为0.43mm,螺栓预紧カー致,螺栓用液压拉伸器拉长,螺栓紧固后锁板点焊牢靠，保护罩按原始记号装好；b）用专用测圆架，检查转轮上、下止漏环圆度应符合要求；c）做好有关安全技术措施后,平稳起吊转轮,转轮找平、中心找正后,再慢慢吊入机坑,当转轮落在基础环前，专人测量下迷宫环间隙，迷宫环一周间隙基本一致后，慢慢落下转轮,复测迷宫间隙相差0.10mm〜0.20mm以下时，方可卸去吊具和钢丝绳。3.5.3顶盖和导水机构回装;81批水力及螭「桐青整ほ电砧a）淸扫检查底环及导叶下轴套,注意铜套不应高于底环平面,铜套无卷边,然后加入黄油;检查导水叶上下平面及轴颈无毛刺,底环端面抗磨板完好,铜套内止水盘根安装到位，然后按编号依次吊装导水叶，同时使导水叶处于关闭位置且整体圆度大致合格;b）检查顶盖法兰面和止口应清洁，抗磨板固定完好,盘根接头无缺损;吊起顶盖，再一次清扫，检查座环法兰面和止口，按记号装回；c）吊装时,首先对正方位,快装到位时不要再旋转对位,以防擦落盘根，顶盖水平在0.02rnm/m以内,顶盖螺栓对称打紧,然后装好顶盖排水管及补气管；d）回装导叶轴套时轴套内部应抹足够黄油，注意装复止水盘根；e）将控制环与支持环接触面清扫干净，加入足够黄油,控制环按原始记号装回，压圈套装好后与控制环不得相擦；f）拐臂销孔涂抹透平油后,再装进导水叶内，待导水叶端面间隙调好后,再打入分半键；安装导叶摩擦装置时将摩擦付用加热的方法热套在导叶臂上端，连接板装于导叶臂上后拧紧连接板缺口处特殊螺杆,以达到预定摩擦カ矩，螺杆拧紧カ矩为16.2kN.m。无摩擦装置的拐臂使销孔对准,对应装入剪断销,拧紧特殊螺杆后将止动垫圈缺口用锤敲打锁定螺母位置，调整好立面间隙及接カ器压紧行程后回装双联臂,装支持座与脚踏板,各处螺丝配齐上紧，脚踏板不得活动；

27g）水轮机各部件在回装时，螺栓应涂抹黄油，有防松要求的应涂防松液。h）吊装接カ器时应平稳起吊，注意保护好管路和接カ器导向筒,安装到位后调整两个接カ器时应相互平行,接カ器作全关ー全开试验时推拉杆与导向筒应无碰撞,活塞在中间位置时推拉杆与导向筒中心基本重合。两接カ器活塞行程偏差不大于1mm,活塞杆水平不应大于0.lOmm/nio3.5.4主轴法兰联接;a）发电机转子吊入找正且发电机单独盘车合格后,方可联轴；b）清扫两大轴法兰面,应无毛刺、锈斑及杂质,按拆机时方位和原始记录加垫，对好联轴螺孔号；c）用转轮联接装置提起转轮,对称装入并拧紧四颗螺丝，拆除联轴工具后按号装入螺栓，螺栓圆柱面要涂凡士林；d）机组整体盘车合格后,用锁片将螺帽及螺杆点焊2点〜3点,使其在运转中不松动,然后回装大轴法兰保护罩,法兰保护罩螺栓需要点焊加固。3.6A类检修导水叶调整3.6.I导水叶端面间隙调整:a）将推力螺丝适当打紧，到蜗壳内测量导水叶上、下端面间隙，一般上端面间隙大于下端面间隙，上部间隙为总间隙的60%〜70%,下部间隙为总间隙的30%〜40%,用手能关闭导水叶最好,或用其他方法拨动导水叶，导水叶能转动;b）当下部间隙较小时，将导水叶推力螺丝适度打紧，紧・次测量一次间隙,直至合格为止;当上端部间隙较小时，可将推力螺丝松开，用铜棒将导叶向下打，注意不要打到推力螺孔,测量端部间隙,合格后，拧紧推力螺栓;c）导叶如果卡死转不动,则应检查上、下端面是否有毛刺，如因底环平面止水条过高可适当修低,只要导叶开关正常即可,如上、下对角间隙ー边大，ー边小，则因上、下铜套不同心,应将轴套中心移动调整一致；d）导水叶端面间隙调好后,拧紧推力螺栓，打好分半键，将所有导水叶打到关闭位置,全面测量记录端面间隙一次，再用塞尺插塞上、下整个端面有无与顶盖、底环相擦；

28e）调整导水叶端面间隙时,不要将导水叶开至压着ド转环；顶转子前应检查导水叶是否在关闭位置。3.6.2导水叶立面间隙调整:a）导水叶在全关位置,用钢丝绳在导叶中部缠绕两圈，绳头一端用葫芦拴在固定导叶上,另一端用葫芦拴在蜗壳内固定拉锚上,检查拉锚是否焊接牢固:b）用葫芦慢慢拉紧钢丝绳,用铜棒将导水叶向关闭方向从最大间隙逐个打紧，打后再拉紧葫芦，反复进行，直至间隙为〇,个别导叶局部间隙最大不超过0.10mm,其长度不超过总长度的1/4,如局部间隙过大、过长,则打开导水叶铿磨，铿磨后再关闭导水叶检查直至合格:拉紧葫芦时注意用カ，两人拉紧时不要用カ过大，防止绳断伤人。c）全面检査记录导叶立面间隙合格后,进行接カ器压紧行程调整,挂连臂前,将接カ器往开侧方向打开5mm〜7nlin,调速器操作手柄上挂“禁止操作、有人工作”标示牌;d）压紧行程核实后,回装连臂,锁紧双连臂螺母;e）拆去钢丝绳，导叶作开关操作1次〜2次，卸去油压，再复测导水叶立面间隙,如间隙变化不大,可个别调整,从有间隙处起,将前后导叶向关闭方向调整。f）全开导叶,测量导叶最大开度,记录作用筒最大行程,导叶开度最大差值应く土5.812mm,然后关闭导叶，在有油压和无油压情况下，分别记录两个接カ器压紧行程差应キlnuDo3.7A类检修盘车后水轮机的回装3.7.1主轴密封装置安装:a）机组盘车合格,转动部分中心固定后,组装水导挡油筒完毕悬吊于轴上后可回装主轴密封;b）安装前检查抗磨环有无毛刺,密封围带是否完好,各管道保持通畅,转轮法兰保护罩同轴度和圆度偏差在±20%以内;c）回装密封环形座于法兰保护罩面上部，调整环形槽与橡胶水封间隙均匀，导向杆无变形;检修密封围带充气前与法兰保护罩间隙2.0mm〜2.5mm,围带充气后与法兰保护罩紧密贴合，法兰面涂白铅油，然后打入销钉、对称拧紧螺栓。将挡油筒水导油箱托盘联接并作渗漏试验,确认油箱无漏后方可进行下ー项工作。3.7.2水导轴承回装;

29a）下导轴颈处x、y方向各装ー块百分表，将表指针对零，油箱内清扫干净；b）以设计间隙调整水导瓦间隙,调整方法为对称轻轻拧下调瓦螺栓，以瓦面接触到轴颈为止,记录每块瓦的调瓦螺栓高度，按每块瓦需要调的间隙对应旋起调瓦螺栓相应高度即得每块瓦的应调间隙；c）回装各类管道、阀门、压カ表计、浮力信号装置、油冷器,冷却器进行0.40Mpa通水试验,确认无渗漏后,回装保护罩,向油箱内充油。3.7.3蜗壳、引水管、尾水管:a）迷宫环间隙测量,一般以上迷宫间隙为准，对边相关在±10%以内,单边设计间隙为0.55mm〜〇.60mm,塞尺测量和推轴测量值应一致；b）水导轴承装好后,测量转轮下转环与基础环之间距离,分析拆机记录,对照检查分析下转环焊接变形情况;C）尾水管工作完毕后，拆除工作架，封闭尾水管进人门;d）检査引水管混凝土段无损坏,钢管段锈蚀处理完成，蜗壳段应彻底清扫检查无任何物体后,封闭蜗壳进人孔；e）经当值班长检查水下工作确已全部完毕，通知运行值班负责人,停止抽尾水；f）经现场检修负责人检查机组所有工作全部结束，尾水管闸门两侧已平压后,提起尾水闸门,检查水轮机各部应无漏水;g）投入接カ器全关锁锭，适当打开进水口工作门平压阀充水,检查顶盖、顶盖排水管及蜗壳和尾水进人门应无漏水；水封漏水应很小，如有缺陷,应及时处理。3.7.4检查顶盖排水情况,顶盖排水应畅通,无堵塞，管道无滴漏。3.7.5水轮机试运行（参考发电机试运行部分）。4.7.6水轮机运转后，应达到下列要求:a）水轮机出力达到额定值；b）水轮机效率达到额定值,检修后有所提高，机组运行的最优エ况不变；c）机组和尾水管内应无异常响声和其他异常；d）测量水导轴承处运行提度值VO.30mm（双幅值）；e）水导轴承温度キ60℃,油温キ50℃；f）紧急真空破坏阀、补气阀动作正确；

30g）机组各部无漏水、漏油、漏气现象;h）机组开、停机时间符合要求；i）顶盖垂直、水平振动值キ0.06mm（双振幅），导轴承支架水平振动值キ0.12mm3.8A类水轮机检修质量标准3.8.1水轮机轴承:a）水导轴承间隙0.30mm,瓦与轴接触面不得小于整个瓦面的70%,瓦面进油边修刮符合设计要求；b）冷却器保持通畅,无水垢、泥沙及其他杂物堵塞;C）轴瓦润滑良好,具有合格油质,油位正常,转动后无振动甩油及其他异常;测温装置指示正确,冷却水压、水量正常；d）各部组合缝应保持平整、光滑、结合良好，垫子厚度合适，不漏水；e）油箱应作渗漏试验，煤油1小时无渗漏；f）轴承所有螺丝、销子、键、垫子均应完好无缺；g）油冷器作0.4Mpa水压试验30min无渗漏。3.8.2导水机构:a）导水机构各部作好记号，分解、检查、除锈、刷防锈漆;b）顶盖盘根尺寸合适、位置正确、不漏；导叶〇型盘根应柔软、富有弹,性、无缺损;c）各部轴颈、轴套及黄油管应完好无损、安装时应涂抹黄油；d）顶盖水平，垫子安放位置正确，螺栓对称坚固，控告师转动灵活，无跳^;e）导叶拐臂不松动，联臂螺帽紧固点焊牢靠;f）导叶汽蚀破坏部位补焊后应无夹渣、气孔及裂纹，无严重变形；导叶端面、大小头、立面及轴颈加工后应满足设计要求；导叶体打磨后其叶型应光滑平整，符合设计要求；g）导叶端面间隙调整，上部间隙为60为〜70%间隙和，下部间隙为30%〜40%间隙和，导叶关闭后立面间隙应为0,局部间隙キ〇.05mm,最大キ0.10mm,间隙长度不超过导叶长度的1/4；h）导叶上、中、下轴套应保持同心,间隙符合设计要求,导叶转动无卡阻;i）顶盖排水管、孔应保持畅通,滤网应完好无损；j）在各种规定开度下,从0、10%、20%……100%递增，反过来递减,测量全部导叶开度，并在50%、

31100%开度下，测量全部导叶开度,其开度最大偏差＜±5.812mm；k）导水机构所有联接螺栓齐全，完好无损；1）导水机构充水后，所有轴承、拐臂应无漏水。3.8.3水轮机转轮与主轴;a）转轮与主轴联接接触良好,法兰结合面用0.05mm塞尺不能塞入;泄水锥固定应牢靠,紧固螺栓点焊牢；b）转轮与主轴联接后不同心度应符合设计要求;c）应打磨水导轴颈毛刺,盘车后水导轴颈处净全摆度在VO.20nlm,运行摆度不得大于水导轴承实际最小间隙,轴心补气阀完好、动作正确、不漏水;d）迷宫环内不得有任何异物、不能刷漆，迷宫环间隙偏差不超过平均间隙的士10%,局部最小间隙应＞1.5倍〜2倍水导轴承双边间隙和；e）转轮汽蚀补焊应平整、无气孔、夹渣，堆焊后无明显变形,叶型应与设计叶型相符；表面粗糙度RaW12.5；f）转轮汽蚀补焊打磨后应达到下述标准;1）上冠、下环间距用内径千分尺测量，上、下环距离变化不超过设计值的±0.现；2）止漏环高低错位キ2mm,并不得影响导叶开关;3）叶片出水开度测量，开口圆直径不超过设计值的1.5%；4）上、下迷宫环圆度测量，各半径与其平均半径之差不超过止漏环设计间隙的±2%；5）大量补焊打磨后,应作静平衡试验，配重后不平衡力矩值キ5N.m。3.8.4钢管与蜗壳:a）压カ钢管焊缝无裂纹、钢板无严重锈蚀，压カ钢管除绣刷漆；b）蜗壳焊缝无裂纹，钾钉无摆动，钢板无严重锈蚀,蜗壳混凝上无空腔、渗水，蜗壳内部应除锈刷防锈漆；c）排水阀操作灵活，阀口不漏，各处盘根不漏；d）排气阀盘根无破损，无漏水、操作灵活;e）进入孔不漏水，紧固螺栓不缺不杯。3.8.5尾水管及其补气装置;a）尾水管钢板、里衬修补后基本保持原形,焊后无裂纹，汽蚀补焊无夹渣、气泡和裂纹;

32b）排水阀操作灵活，阀U不漏水，盘根不漏；c）补气装置汽蚀破坏已修好或更换,补气效果良好；d）尾水闸门无变形,盘根完好，门槽无缺损，启闭机动作正常；闸门止水良好。3.8.6真空破坏阀及补气阀动作正确,作煤油渗漏试验30min无渗漏，弹簧弹性良好，阀杆不变形不弯曲,复原时间10s〜20s,补气阀动作时无漏水，补气网完好、不漏、不堵。3.8.7接カ器淸洗检查各部螺栓无松动,0型密封圈完好,接カ器检修完毕后作5Mpa耐压试验30min无渗漏。3.8.8水轮机轴与发电机轴联接后水轮机轴颈处相对摆度应＜O.O3mm/ni,绝对摆度VO.15mm,净全摆度オ〇.20nli1I。4、水轮发电机A类检修エ艺（机械部分）4.1检修前的运行测量4.1.1检修前应对机组运行情况检查测量。测量分为无励磁、加励磁、带50%额定负荷和!00%额定负荷四次工况下运行。4.1.2检修前的运行测量项目:a）测量集电环摆度、上导摆度、水导摆度、主轴法兰摆度、上机架垂直与水平方向振动值:b）测量记录调速器的速度调整、导叶开度指示、残留不平衡度、接カ器行程、机组停机时问:c）测量油泵打油时间、间隔时间、快速闸门和旁通阀开关时间;d）检査各部漏油、漏水、漏气情况及机组各部油位;e）抄录运行中有关资料。如;上导、下导轴瓦、水导轴瓦、推力瓦、热风和冷风最高温度等,掌握机组在大修周期内的利用小时数、发电小时数、发电量、检修次数、停用小时数和机组在运行中存在的缺陷等有关资料。4.2水轮发电机拆机エ艺4.2.1补气装置拆除;4.2.2发电机滑坏罩座子螺栓;

33a）拆除滑坏罩座子螺栓;b）拆除碳刷及励磁引线，作好接线记录,吊出滑坏罩。4.2.3推力轴承拆除;a）油封盖板拆除;b）抽尽推力油槽内的油,拆除油槽隔板、推力轴承油冷却器及测温电阻;C）在完成水轮机和下导有关测量,导叶与快速闸门处于关闭状态后,顶起转子,将风闸锁定，使转动部分重:量移到风闸上;d）拆除推力头与镜板联接螺栓，记录推力头与镜板记号、推力瓦记号;e）检查卡环方位,并打上清楚记号，取出卡环;f）将推力头起吊工具装好,挂上大钩，并使钢丝绳稍吃劲,启动行车试拔;如冷拔不起来,即应用涡流法加热推力头,加热电流キ250A,当温度达40℃〜60℃时开始拔，试拔成功后，再将推力头慢慢拔出，吊到指定位置;g）测量镜板标高、水平，作好记录;h）在推力头、镜板上涂凡士林（防锈蚀），贴上皮纸，分别放置在毛毡上,并采取防止碰撞措施。4.2.4上导轴承拆除:a）拆除上导油槽油封盖;b）放尽上导油槽内透平油（小修时需测量上导瓦间隙，标明方向和瓦号）；c）放下上导托盘,固定好挡油筒（注意油槽余油）；d）拆除上导瓦锁板、压板及测温电阻，提出上导瓦。4.2.5上机架拆除:a）转子重量移到风闸上后,测量上机架水平;b）拆除发电机层盖板、消防水管、上机架四周千斤顶与剪切销、推力及上导油管和水管道;管口要封口，盖板要编号；c）拆除上挡风曲板;d）拆除上机架定位销、固定螺栓后，吊出上机架，放置指定位置，用木方垫底；e）上机架腿座有加垫的，应作好记录。4.2.6下导轴承拆除:

34a）放尽下导油槽内透平油，拆除油封盖板、下导瓦锁板、压板、测温电阻（小修时应测量下导轴瓦间隙）；b）松开下导瓦抗重螺栓，提出下导瓦;C）拆除机组轴电流监测装置;d）拆除下导油、水、管道及油槽底板固定螺栓,收集好油槽内余油;e）放下油槽托盘,拆除下导油冷却器、挡油筒,分解油槽托盘;f）拆除下导瓦托板:4.2.7主轴法兰分解:a）在水机室用木板搭好工作平台，检查主轴法兰螺栓编号及主轴法兰记号是否清晰、正确;b）动性用液压拉伸器拆出主轴法兰螺栓,注意对称留两颗主轴法兰螺栓;c）对称装好两块腰子板，并调平；d）两个千斤顶对称吃力后，再拆出余下两颗主轴法兰螺栓；e）对称均匀放下水蜗轮及主轴，到位后拆出腰子板、千斤顶;4.2.8吊转子:a）未顶转子前，测量制动闸与制动环之间间隙，测量发电机空气间隙（每个磁极都要测,按磁极编号及所在方位记录）；b）检查行车各机构运行情况，整理放置转子的场地、木墩；c）用8根~10根插进空气间隙,监视中心；当转子吊离100mm〜150nlm时,以10mm~20nlm的小行程升降操作2次〜3次检查起重机构运行是否良好，正常后再起吊；如发现某方向抵紧时，应立即调整中心，防止转子与定子摩擦；d）下导应派专人监视，如下导抗重:螺栓挡住转子下法兰时，应拆下后才能继续起吊；e）转子吊出后,在主轴法兰、上导轴颈和下导轴颈处涂凡士林,贴上皮纸,然后吊放在转子坑内,制动环周围用千斤顶、木板垫牢固，上好法兰螺帽。4.2.9F引风曲板拆除:a）作好下引风曲板编号；b）拆出下引风曲板、刹车气管、顶转子油管。4.2.10下机架拆除:a）测量下机架水平，并于测量处打上记号；

35b）拆除下机架定位销、固定螺栓，吊出下机架;c）吊出下导拆除的部件后，拆除下导挡风板。4.3水轮发电机各部件检查处理4.3.1励磁装置的检查、处理:a）碳刷在刷握内滑动应灵活、无卡阻现象。同一组碳刷应与滑环对正,刷握距滑环表面应有2nlm〜3nm间隙,各组刷握间距差＜1.5mm；b）碳刷与滑环的接触面，不应小于碳刷截面85船弹簧压カ应均匀;c）励磁回路绝缘电阻市0.5MQ（用500V摇表测量）。4.3.2推力油槽清洗、检查:a）拆除推力瓦限位螺栓，抱出推力瓦及托盘，记录好推力瓦记号;b）清洗推力轴承座，使其不得有泥沙和其它杂质,水分要擦干;用500V摇表测量推力轴承座绝缘电阻，如低于5MQ,则需拆除推力轴承座，取出绝缘垫、绝缘套烘干，烘干后再回装;c）检査托瓦及背面的凹坑深度,要求转动灵活。4.3.3上导、下导轴瓦研刮:a）上导、下导轴瓦磨损不大，运行温度又正常时，可进行局部飞刮挑花，若磨损较大时，则需进行研刮;b）上导、下导轴瓦研刮方法及要求；1）将与上导和下导轴颈相同的假轴放倒垫平,在轴颈处缠上几圈麻绳，作为研磨瓦时的导向;2）研磨前用酒精将轴瓦和轴颈清洗干净，把轴瓦覆盖在轴颈上,来回推动研磨，估计高点已经显示出来时,把瓦取ド，用刮刀将最大最亮的点刮掉，中度接触点刮小，小接触点不刮，如此反复研磨刮削:3）导轴瓦研刮应达到至少有1个/cm2〜3个/cm2接触点,并均匀颁布整个瓦面，然后刮花,整个瓦面接触面积不小于70%；4）导轴瓦进油边刮成宽10mm、深0.5mm左右的斜边。c）瓦架上导轴瓦抗重螺栓位置要求绝缘电阻«50MC（用500V摇表测量）。4.3.4推力头检查、研磨、处理:a）用酒精清洗推力头与大轴轴颈结合面、键槽,如有锈蚀、毛刺或磨损,应用细油石打

36磨光滑;b）推力头研磨使用研磨机,研磨头应包细呢子,研磨时不断均匀加入研磨料（金钢砂）和透平油或研磨料和Crの研磨膏;c）推力头研磨时应防止尘埃落入，下班时应用白纸覆盖,磨好后的推力头表面涂凡士林或其它不含水、无酸碱的油脂，用纸盖上,再盖上毛毡，水平放置，并作好防撞措施。4.3.5镜板检查、研磨、处理:a）仔细检查镜板表面,如有轻微伤痕,用天然油石磨光；b）镜板研磨用研磨机，研磨盘应包细呢子，研磨时不断均匀加入研磨料（金钢砂）和透平油或研磨料和CrQa研磨膏；c）研磨时应防止尘埃落入,下班时应用白纸覆盖，镜板翻面时，需严防擦伤，磨好后的镜板表面涂以凡士林或其它不含水、无酸碱的油脂,用纸盖上,再盖上毛毡，镜面朝上，水平放置,并作好防撞措施；d）镜板研磨要求，表面粗糙度Raく0.16um,平面度WO.03mm。5.3.6推力、上导、下导油冷却器清洗处理;a）拆除端盖，淸洗水垢，通水冲刷铜管内泥浆杂物;b）冷却器两端及端盖里面刷红丹漆,干燥后更换密封垫,回装端盖，以2倍工作压カ即0.4MPa水压作30min耐压试验,应无渗漏,如有渗漏，需作处理；c）若油冷器铜管破漏时，在外表处尽可能用铜焊修补，稍有点汗珠又在焊不到的地方，则可用黄腊带包扎涂洋干漆,无法焊补又无法包扎时,则将两端管口堵死（堵死铜管数量不超过总数的10%,超过应更换新冷却器）；d）若油冷器铜管胀U漏水时，用胀管口扩张管口，若胀不严时，则用空心堵头打紧胀严。4.3.7油槽盖板、油封清洗处理;a）油槽盖板结合密封垫、组合缝密封垫,应根据原垫子用合适的材料制作;b）挡油筒与油槽结合面、油槽与机架结合面,要刮干净。5.3.8空气冷却器清洗处理;a）拆出空气冷却器时，要排尽其中余水,防流入定子线圈，埋设管道的管口用胶皮封好;b）拆出端盖，铲去污锈，用毛刷淸洗；用棕绳穿洗铜管，不得用铁丝等硬物通铜管，以防损坏管壁;

37C）冷却器两端及端盖里面刷红丹漆,干燥后回装端盖,更换密封垫;d）冷却器作两倍工作压カ即0.4Mpa耐压试验,保持30min无渗漏，耐压试验时要排尽铜管内空气，防止压カ超过规定而使铜管破裂;e）耐压试验时要仔细检查各铜管是否渗漏，如有渗漏，打上记号，用锥形堵头将管子两端堵死；堵死的钢管数量不得超过总数的10%,超过者须更换新的空冷器；若是铜管头胀u渗漏，可用胀管器胀严；f）空冷器装好后，与定子结合面要严密不透风，若有漏风，要用毛毡等填堵；g）空冷器管路系统安装完毕，以2倍工作压カ即0.4Mpa作整体耐压试验，保持30min,无渗漏。4.3.9风闸检查处理:a）分解风闸，用汽油清洗各零件;检査活塞及缸体,若有锈污、毛刺，则用细油石或砂布打磨;b）按原尺寸规格更换活塞密封件；c）回装风闸时，活塞及缸体应涂润滑油；回装完毕用lOMpa油压作耐压试验,要求30min后压カ«8Mpa；试验时，通过试验架螺杆调整限制活塞行程；d）I可装风闸时,活塞及缸体/、ソ涂润滑油；回装完毕用lOMpa油压作耐压试验，要求30min后压カ式Mpa;试验时,通过试验架螺杆调整限制活塞行程；e）试验合格的风闸回装到下机架上，连接好管路后用0.5Mpa-0.7Mpa风压给气4次〜6次，要求活塞动作灵活,连续给气Imin,管路、风闸无渗漏,卸压后，活塞能自动复位；f）风闸与制动环的间隙，若＞18mm,应在风闸底座加垫，风闸闸块厚度＜20mm,应更换闸块。4.3.10发电机定子检查处理:a）检查支持环结构牢靠不松动，绝缘完好,表面清洁；b）用塞尺检查定子组合缝有无增大，并做好记录；c）用竹片包上白布清扌］通风沟内油垢和灰尘，逐个检查通风沟，不允许通风沟内有金属杂物;d）线圈端部用洁净白布或毛巾彻底淸抹灰尘,线圈上如有油垢难以抹去时,可沾上酒精抹擦或用带电清洗剂清洗;e）用干燥气将定子全部吹扫干净后,喷132I灰瓷漆,定子上覆盖塑料布,挂上“严禁踩踏线圈”标示牌。4.3.11电机转子检査处理;

38a）线线夹紧固螺丝，若有松动，需拧紧；b）阻尼环及阻尼铜条应紧固无松动，阻尼环铜片不能比磁极凸出，以免碰伤定子线圈；检查转子引线,对有破损的地方应包扎或更换引线；c）检查磁极键是否松动，磁极键上、下两端都不能伸出过长，以免转动时碰到盖板；d）阻抗及主绝缘耐压试验合格后，吹灰、清扫，然后喷!321灰瓷漆；e）测量转子磁极园度，每个磁极半径与平均半径之差キ±5%,磁极标高偏差在±lmm之内。1.4发电机盘车前回装エ艺4.4.1下机架、下挡风板回装；a）水轮机顶盖吊入后，吊入下挡风板；下导挡风板外圈的毛毡垫损坏的需更换新垫；b）检查清扫下机架基础结合面，除去尘渣、伤痕及毛刺，吊入下机架，打入定位销，对称均匀紧固螺栓，按照拆时位置测好水平;c）回装引风曲板，引风板的安装高度按拆机时的记号恢复，注意不能碰撞转子；d）吊入下导油冷却及部份零件,放置妥当；回装风闸系统管路，管接头法兰垫要平整，螺栓均匀对称紧固，不得漏气。4.4.2发电机转子吊入;a）转子吊入前的准备工作;1）主轴法兰螺丝、法兰螺孔平面的焊疤要打磨平整；2）上、下法兰结合面、螺孔要彻底清洗干净；3）风闸顶起,调整高程及水平并锁定；4）行车各系统检查正常。b）发电机转子吊入:1）转子吊起时,检査、调整其水平;2）转子吊至定子时,找正中心,用插条对称、均布监视空气间隙,缓慢下落,防止转子与定子碰擦;3）当法兰穿过下导时，回装下导抗重螺栓;4）缓慢将转子落放在风闸上。

394.4.3上机架回装:a）清洗上机架支腿和定子结合面,除去毛刺、伤痕,有垫子的按记录加好垫；b）回装上导油冷器及其部件，吊入上导托盘及部份零件，放置妥当;c）吊装上机架，打入定位销，对称均匀打紧固定螺丝;d）吊装上机架时严防挡油圈与大轴碰擦:e）按照拆机时记录测水平，要求和拆机时相近，若有悬殊应调整。4.4.4推力轴承回装:a）清洗推力瓦,按记录回装,并将清洗干净的镜板吊放在推力瓦上;b）调整镜板高程及水平（应在推力瓦不涂猪油情况下进行）调整高程应符合拆机时的高程，水平应在0.02mm/m之内;c）吊起推力头,找好水平,仔细检查清洗推力头与主轴配合面，键、推力头与镜板结合面，连接螺孔、销子孔等；d）推力头吊至轴上端，对准轴孔，把推力头套入大轴，若下落不到位,应吊出推力头检查、处理，再次套入,必要时热套;e）检查清洗卡环和推力头、主轴上的配合面，除去毛刺，按照记号将卡坏回装，然后对称均匀拧紧卡环固定螺丝;f）找正镜板位置,再次清洗镜板与推力头结合面,打入定位销钉，对称均匀拧紧连接螺丝；g）卡环受カ后，检查卡环间隙，局部轴向间隙キ0.03mm;间隙过大,应取出研刮处理，或加垫。4.5机组中心和轴线调整4.5.1发电机单独盘车:a）盘车前的准备工作:1）装好盘车专用装置;2）参加盘车工作的人员分エ明确,任务清楚,各负其责;3）将大轴上、下导轴颈测量部位均分8等分，并按逆时针方向编号,上、下导各测量部位的同一个轴号应在同一条垂直线上;4）检查发电机空气间隙应无障碍物;

405）选定机组X、丫方向，迎上游水流方向为+Y,与+Y俯视顺时针方向成90°角为+X方向。b）盘车:1）顶起转子,抽出推力瓦涂上猪油后落下转子，并检査风闸是否完全脱开制动环；2）上导瓦涂上猪油;3）测量上导瓦架轴颈间距、发电机空气间隙；如某边间隙小，则用上导瓦在该方向移动大轴，直到空气间隙均匀为止；盘车前拉一遍空气间隙；4）对称抱紧上导瓦，上、下导轴颈处X、丫方向各装ー块百分表,百分表大针对零，小针对中间位置；5）上述工作全部完毕后，缓慢启动盘车装置，要求拉点要准，每拉到ー个盘车点记录一次;6）盘车装置转动一圈，记录8个数据后，各表大针对零再盘1圈〜2圈，记录分析。c）单独盘车要求:1）整理数据,由上导、下导摆度及上导至下导、水轮机水导轴颈距离推算出水导摆度;当水导摆度小于水轮机迷宫环间隙时，即认为发电机单独盘车合格,可以进行大轴连接。水导处净摆度计算公式如下;*s=（L1/L2）X*b式中:41s一水导处推算净全摆度（mm）；@b一下导净全摆度（mm）；LI一上导轴颈至水导轴颈距离（m）；L2一上导轴颈至下导轴颈距离（m）；2）若不合格,研磨处理卡环,再盘车。4.5.2水轮发电机组整体盘车:a）盘车前有关工作:1）发电机单独盘车合格,主轴法兰连接完毕,合符要求;2）检查发电机空气间隙,水轮机迷宫环间隙无障碍物;3）初调推力瓦受力，各瓦受カ应均匀;4）将水导瓦轴径均匀8等分并逆时针编号，各点及编号与上导、下导测点及编号在同一垂线上。

41b）整体盘车测量、记录:1）测量发电机空气间隙、水轮机迷宫环间隙，并记录，分析其方向是否一致:2）在水导X、Y方向装百分表,推动大轴是否灵活;3）推力瓦、上导瓦涂上猪油，抱紧上导瓦,按照水轮机迷宫环间隙定机组中心；检査风闸是否完全落下;4）各项工作完毕后,缓慢启动盘车装置开始盘车,要求拉点准确，各部读数、记录准确无误；5）每次盘车应测量、记录2圈〜3圈,酌情以其中较好一圈数据分析计算。c）盘车数据分析、计算:1）某测量部位，百分表读取的数值，称为绝对摆度,简称摆度；2）主轴同一测量部位,直径方向上对应两点的摆度之差，称为该方向上的全摆度。其表达式为:巾a=巾a'—d）ao6b=

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43Lー卡环至水导测点距离（m）。3）按盘车号在卡环上编号,以最大摆度方位画出中心线，垂直等分为5等分〜9等分，根据计算数值确定各区域研磨或加垫厚度;若下导、水导摆度最大方位不在同一方向±,研磨或加垫部位应综合考虑,中心线酌情向下导最大摆度方位偏移;4）若卡环研磨处理，应将卡环放在平台上，分别研磨各区域，要用カ均匀，用外径千分尺测量各区域实际研磨厚度，应和计算值相符;若作加垫处理，根据计算值加工垫子厚度；5）机组轴线调整完毕后，机组各部摆度值应不超过表8要求。表8机组轴线各部允许摆度值测量部位最大净全摆度允许值（mm）下导轴颈0.10主轴法兰0.12水导轴颈0.30e）盘车后上导瓦、下导瓦研刮；1）整体盘车完毕后,取出上导瓦,用汽油、酒精清洗干净；2）上导瓦、下导瓦研刮，进行局部飞刮挑花，将大点刮成小点。4.5.3机组定中心:a）清洗推力油槽，特别是推力瓦座内部要彻底清洗干净;b）检査机组各转动部分应无人工作,检查发电机空气间隙,水轮机迷宫环应无障碍物,大轴处于自由垂直状态:c）测量发电机空气间隙、水轮机迷宫环间隙,分析两者大小方向是否一致,若不相符，则应调整推力瓦水平使之一致;d）根据此两间隙确定移轴的方向和大小，移轴方向对称位置及与此成90°方向装设两块百分表监视，推轴移动，达到要求;e）定机中心的质量要求:发电机空气间隙最大值、最小值与平均值之差キ平均值的±10羯水轮机迷宫环间隙最大值、最小值与平均值之差»平均值的士10册f）顶转子起落2次〜3次,松开上导轴瓦，使转动部分处于自由状态，测量、记录发电机空气间隙、水轮机密宫环间隙，若不合符要求，应继续调整，直到满足要求;g）在下导X、丫方向装设两块百分表监视大轴，注意防止工作人员碰动。

444.5.4推力轴承受力调整:a）在水导轴颈x、y方向装设两块百分表，监视主轴垂直状态的变化情况；b）由有经验的人员负责监测指挥和进行锤击；c）检查机组转动部份不得有人工作；d）合理选用锤子重量和扳手长度,以锤击一下受力较好的抗重螺栓，主轴能在水导处偏移0.01mm〜〇,02mm为宜;e）用已选定的锤子和扳手,均匀用カ地依次把推力抗重螺栓打紧;每打ー圈后，应对受カ小的和镜板相对低的方位的抗重螺栓进行酌量补打,使瓦的受カ趋于均匀,并使镜板保持水平,这样锤击应进行若干遍（每次锤击カ宜小,而遍数则宜多）；f）在最后3遍〜4遍锤击时,每打ー锤，水导处两块百分表读数变化值应在0.01mm~0.02mm范围内，且最后一遍,每ー锤击引起主轴倾斜变化值（即两块百分表读数变化值的矢量和）与其平均值之差不超过平均值的±10%,打完这遍后,水导处百分表偏离原位オ0.02mm,即推力瓦受力已调整合格;g）复查水轮机迷宫环间隙和发电机空气间隙及镜板高程,并作记录；h）复查下导监视百分表读数，并作记录；i）受力调好后,用锁板反对针靠紧抗重螺栓的六方头，锁好抗重螺栓。4.6水轮发电机盘车后回装エ艺4.6.1推力轴承回装:a）彻底清洗推力油槽、推力轴承座、推力头,并用面粉团粘干净,回装过程中不允许穿鞋进入油槽;b）回装推力轴承油冷却器,作0.4Mpa耐压试验,保持30min无渗漏;c）回装导流板,推力瓦测温电阻:d）测量推力轴承绝缘电阻40.5MQ；e）推力油槽注油,油位要保持拆机时记录油位或按设计油位，检查各部应无渗漏；f）回装油槽盖板、油封盖板，各部密封件按拆机记录规格全部更换;油封盖板内园与轴颈间隙应有0.30mm；g）回装挡风曲板,连接消防水管，冷却水进、出水管。4.6.2上导轴承回装;

45a）清洗油槽、上导瓦及上导油槽盖板；b）回装上导瓦，在上导X、丫方向装设两块百分表监视上导轴颈,对称抱死上导瓦;c）组装上导托盘,注意别与大轴相撞,组合时止口要整齐,结合面要平整,密封垫修刮平d）回装挡油圈、油冷却器；油冷却器作0.4Mpa耐压试验，保持30min,检查接头、管子应无漏水；e）回装上导托盘,连接上导油、水管道及油位计；f）待上导、下导轴瓦间隙调整工作完毕后，拆出瓦压机,回装瓦锁板、压板、测温电阻；g）仔细检查上导油槽内有无工具、杂物，注上导油槽内油,油位应加到设计油位或上导瓦抗重螺栓中心线,检查各部应无渗漏;h）回装油槽盖板、油封盖板,各部密封件按拆机记录规格全部更换；油封盖板内园与轴颈的间隙应有0.30mm,4.6.3轴承间隙计算、调整;a）按设计间隙均匀调整水导瓦间隙;b）按照水导轴承调整间隙,计算上、下导轴瓦间隙公式如下:上导轴瓦间隙:6a=6c+（4>sa/2）—（6co—8ao）6a'=26ao—8a下导轴瓦间隙:8b=6c+（（巾saー巾ba）/2）-（8co-8bo）8b'=28bo—8b式中：8a-上导轴瓦调整间隙（mm）；8b—下导轴瓦调整间隙（mm）；8a,—与8a相对测点间隙（mm）；5b,一与8b相对测点间隙（mm）；8c-水导轴瓦调整间隙（mm）；d）sa-水导轴颈处净全摆度（mm）；由ba-下导轴颈处净全摆度（mm）；8c〇-水导轴瓦设计单边间隙（mm）；8a〇-上导轴瓦设计单边间隙（mm）；8b〇-下导轴瓦设计单边间隙（mm）。

46c）实际采用间隙时,注意事项:1）水导轴承间隙采用水导轴颈在中心位置的调整方式计算；2）盘车摆度各次记录不会相同,ー组记录不能完全代表实际情况,应按各次具体情况,对计算出的最大、最小间隙酌情增减,一般要减小对称测点差距；3）计算出的上导、下导轴承间隙应进行亏圆处理。d）机组上导、下导及水导轴瓦设计间隙（间隙和）,见表9。表9机组轴瓦设计间隙机组类别上导瓦间隙下导瓦间隙水导瓦间隙4.5MW0.8mm〜0.12mm0.8mm〜0.12mm0.30mm〜0.40mm4.6.4上、下导轴瓦间隙调整:a）清洗上、下导轴瓦、轴颈，在X、丫方向装设百分表监视，对称抱死上、下导轴瓦，大轴应无移动;b）调整工作中转子上下不得有人工作,不得推动大轴,计算出的间隙值切勿弄错编号,上ド导轴瓦可同时调整:C）调整抗重螺栓与瓦背间隙,用塞尺测量,根据需要加适当厚的调瓦垫片,再测间间隙应达到要求值;d）依次调整完后，由技术负责人复査，合格后继续回装,不合格的重新调整。5.6.5下导轴承回装:a）组装下导托盘，注意别与大轴相撞,组合时止口要整齐，结合面要平整，密封垫修刮平b）回装挡油圈、油冷却器，油冷却器作0.4Mpa耐压试验，保持30min,检查接头、管子应无漏水;c）回装油盆托盘，连接下导油、水管道及油位计:d）待上导、下导轴瓦间隙调整完毕后,拆出下导瓦压机,安装测温电阻;e）仔细检查下导油槽内有无工具、杂物,注下导油槽内油，油位应加到设计油位，检查各部应无渗漏；f）回装下导油封盖板，各部密封件按拆机记录规格全部更换;油封盖板内园与轴颈间隙应有0.30mm；g）主轴法兰螺栓点焊，回装保护罩；点焊时必须将焊机地线接到点焊处,严禁使用接地网；h）

47安装轴电流监测装置。4.6.6滑环罩、补气装置回装:a）吊起滑环罩,清洗法兰面，吊装时注意不能碰到滑环,对称紧固联接螺栓;b）检修前检查若滑环摆度过大、检修中处理过卡环,则应在盘车时处理滑环摆度,使之合符要求；c）检查、连接各部接线，回装励磁碳刷；d）回装补气装置，各部密封件应按拆机前装复，不得有渗漏。4.6.7有关管路、盖板回装:a）回装补气装置排水管及进气阀;b）按编号回装发电机层盖板，要求密封毛毯、固定螺栓齐全。

4881れ水力及螭「紙溝顧（・电站4.7水轮发电机组启动、甩负荷试验4.7.1机组启动前的检查、试验（在无水情况下进行）a）调速器检查、试验,紧急停机电磁阀动作试验:1）调速器操作机构作摸拟操作试验,检査漏油和动作情况,调速器紧急关闭试验,低油压投锁锭试验;2）调速器作低汕压关闭导叶模拟试验;3）事故配压阀关闭导叶模拟试验。b）水轮机检查:1）全面清扫水车室,检查有无工具、木块、杂物,有无漏装的管道和零件:2）尾水管和蜗壳进入孔封闭后，将导叶处于全关状态，投入接カ器锁锭，水轮机各部正常后,待尾水平压后提起尾水闸门，并放置稳固;3）通知运行人员关闭钢管、尾水、蜗壳排水阀，适当打开快速闸门充水平压阀，对蜗充水;检查尾水和蜗壳进人孔、导叶轴套、顶盖法兰等处有无漏水。c）发电机检查;1）检査发电机上、下机架螺栓,各部油槽,上、下挡风曲板螺栓;2）彻底检査、清扫上机架、下机架，上挡风曲板、下挡风曲板、通风沟、转子上端面、轮辐、下导挡风板等处,有无工具、螺栓、木块、杂物;3）检查各部油位是否正常；4）检查发电机空气间隙、滑环处是否有杂物；5）检查上导、下导托盘结合面及推力、上导、下导水管、油管、阀门等有无渗漏。d）机组充水检查;1）检查冷却水系统各部管道、阀门、接头有无漏装;2）会同运行人员对冷却水系统充水，检查各部管道、阀门、接头是否漏水、畅通,压カ表指示是否正常；3）检查水导润滑水系统电磁阀和示流继电器动作情况。4.7.2机组启动试运行;a）机组启动时应监视的项ロ;

491）机组启动时,在上导、下导、水车室、调速器、接カ器等处派专人监视,如有碰撞甩油等异常情况,立即通知停机检査处理;2）主轴水封漏水过大时,应检查润滑水水压;3）派专人测量、记录上导摆度、滑环摆度、上机架振动;各部摆度允许值见表10;表10水轮发电机组各部运行摆度、振动允许值测量部位运行摆度、振动允许值（mm）上导轴颈く0.10励磁集电环WO.35水导轴颈く0.30上机架水平振动く0.10上机架垂直振动W0.024）派专人监视、抄录上导瓦、推力瓦、下导瓦、水导瓦、空冷器等温度表计，若有异常立即通知停机检查、处理。b）机组空转后的检查;1）检查励磁碳刷接触情况；2）检查调速器动作情况；3）上导瓦、下导瓦、推力瓦、水导瓦温度稳定在30C〜60て;4）推力、上导、下导、水导油冷器冷却水压カ正常；5）检查各管道、法兰、阀门不渗漏;6）检查、测量各部摆度、振动值，不应超过表10所列允许值；7）监视各处有无焦味、金属碰撞异常；8）运行正常后即可做有关电气试验。4.7.3机组干燥运行;a）机组干燥运行的条件;1）机组试运行20小时，检查各部正常，上导、下导及推力瓦温稳定；2）定子短路板连接完毕;3）测量定子、转子绝缘电阻合符要求。b）机组干燥运行要求;1）安排值班人员，每班不少于2人，共72小时,每班确定带班负责人;

502）值班人员每小时抄表记录一次，每四小时测各部摆度一次；3）干燥运行时需合开关及增减定子短路电流,通知运行人员操作;4）开始干燥时,发电机定子短路电流为!50A-200A,每小时升温不得高于3ヒ〜5℃,以后逐步加大电流，但不得超过600A;若升温太快,可降低电流,或打开发电机盖板调节热风，发电机线圈温度最高キ75℃；5）每四小时摇测ー次绝缘电阻,计算吸收化;6）干燥时热风温度キ70C；7）上导瓦、下导瓦、推力瓦、水导瓦温度キ60C,超过则需停机,停机时待转速下降至30%时刹车;8）每小时检查ー次上导、下导、推力、水导、空冷器冷却水压，各部油位;ー推力、上导、下导、水导、空冷器冷却水压为0.2Mpa〜0.3Mpa；—水导水封水压保持0.2Mpa〜〇.3Mpa；-推力、上导、下导油槽油位及水导油位在正常位置，不能过高,以防甩油。9）检查各阀门、接头是否漏油、漏水、漏气，若发现应作记录，以便及时处理；10）进上风洞检查时,应两人同行，互相监护，小心触电。c）机组干燥运行的合格标准:摇测绝缘电阻,当吸收比R60"/R10"21.5时，分析干燥曲线及有关电气试验结果符合要求，即干燥合格。4.7.4机组带负荷试验、甩负荷试验:a）机组带负荷试验的注意事项;1）启动机组,机组各中派专人监视测量;2）依次按加励磁、25%、50%、75%、1005额定负荷エ况逐步进行;3）机组在各工况运行，测量机组各部摆度、振动，检查调速器工作情况，确认正常后，才能调整下ーエ况:4）检查各电气仪表指示正确无异常；5）观察在各种エ况ド轴心补气装置工作情况。b）机组甩负荷试验:1）分别在25%、50%、75%、100%额定负荷时甩负荷试验;2）甩负荷时测量转速、速度调节指示、导叶开度指示、接力器行程、接カ器关闭时间、

51接カ器摆动次数、蜗壳水压、尾水真空、上导和水导摆度、上机架振动、调速器调节时间;各位部分别派专人测量;3）甩25%额定负荷时,接カ器不动时间不超过0.2s；4）甩100%额定负荷时,水压上升率和转速上升率应在40%以下,接カ器摆动次数2次〜3次应稳定下来；5）每次甩负荷前检查开度限制不应压着导叶开度指示,甩时不要调整速度调节；6）由机组解列开始，到不超过机组转速摆动规定值为止的调速器调节时间，应符合设计要求。1.8机组A类检修后移交总结报告4.8.1大修后机组移交的有关事项;a）机组经过72小时带负荷试运行试验,各部运行技术状况正常；b）停机处理在机组各项试验中发现的缺陷；c）在公司主持下,参加机组大修各部门负责人，对大修机组总结、评价,正式投入系统备用。5.8.2大修总结报告:a）机组大修过程中的技术记录、试验报告等技术资料，应整理、归类存档；b）对技改项目有关资料分类、整理存档,并将运行情况详细写出书面报告；c）机组大修后,应及时组织有关人员总结经验,肯定成绩，指出缺点，不断提高检修质量和エ艺水平；d）机组大修总结报告按部颁检修规程规定格式及内容拟写;e）机组大修后,应在30天内拟写大修总结报告,并上报公司;大修总结报告一式三份。4.9水轮发电机各部件检修质量标准4.9.1励磁装置检修质量标准;a）励磁回路绝缘电阻«0.5MQ；b）碳刷与整流子的接触面，不应小于碳刷截面的80%,弹簧压カ均匀。4.9.2上导轴承检修质量标准:

52a）上导轴瓦研刮应达到至少1个/cn?〜3个/cn?个接触点,并均匀分布整个瓦面,整个瓦面接触面积«70%；b）上导轴瓦绝缘电阻,450MQ；c）上导油冷器清洗后作0.4Mpa水压30min耐压试验,回装后作0.3Mpa水压30min耐压试验无渗漏;d）上导油槽油位按设计油位加注;e）油冷器堵死的铜管数量不得超过总数量的10%,若超过需更换油冷器;f）上导油封盖板内圈与轴颈间隙应有0.30mm；g）上导托盘结合面、油管、水管、阀门及接头无渗漏；h）上导轴瓦间隙调整应达到设计计算要求值。4.9.3推力轴承检修质量标准:a）推力瓦接触面积应达到95%：b）镜板正面研磨,表面粗糙度Raく0.16um,平面度WO.03mm：c）推力头研磨,要求无锈斑、毛刺;d）推力轴承绝缘电阻«0.3MQ：e）推力瓦受カ,用相同的力量均匀打各推力瓦抗重螺丝,每打ー锤,两快百分表大针走动之和为0.01mm〜0.02mm,打完一圈后读数为零,如此3圈〜4圈后,既认为各推力瓦受カ均匀;f）推力油槽油位按拆机时记录油位或按设计油位加注;g）推力油封盖板内圈与轴颈间隙应有0.30mm,油管、水管、阀门及接头无渗漏。4.9.4下导轴承检修质量标准：a）下导轴瓦研刮应达到至少1个/cmユ〜3个/cmク个接触点,并均匀分布整个瓦面,整个瓦面接触面积*70%：b）ド导油冷却器淸洗后作0.4Mpa水压30min耐压试验,回装后作0.3Mpa水压30min耐压试验无渗漏:c）下导油槽油位按设计油位加注;d）油冷器堵死的铜管数量不得超过总数量的10%,若超过需更换油冷器;e）下导托盘结合面、油管、水管、阀门及接头无渗漏;

53f）下导油封盖板内圈与大轴轴颈间隙应有0.30mm；4.9.5风闸检修质量标准:a）风闸需用lOMpa油压作耐压试验,要求30min压カ48Mpa；b）风闸回装到下机架后,用0.5Mpa〜0.7Mpa气压给气4次〜6次,活塞动作灵活；连续给气Imin,管路、风闸无渗漏，卸压后活塞应能自动复位；c）风闸与制动环的间隙，若应在风闸底座加垫；风闸闸板厚度＜20mm,应更换闸板。4.9.6空气冷却器检修质量标准;a）空冷器清洗后作0.4Mpa水压30min耐压试验，回装后作0.3Mpa水压30min耐压试验，无渗漏；b）空冷器堵死的铜管数量不得超过总数量的10%,若超过需更换空冷器；c）空冷器与定子结合面要严密不透风，若有漏风处，应用毛毡填堵。4.9.7机组屮心调整质量标准;a）发电机空气间隙最大、最小值与平均值之差キ平均值的±10%；b）水轮机迷宫环间隙最大、最小值与平均值之差キ平均值的±10%。4.9.8机组轴线调整质量标准;机组整体盘车,各部摆度值允许最大值不超过表8要求。5水轮发电机组B、C类检修序号故障现象产生原因处理方法工作标准工作步骤人员配备1.导水叶全关,机组长时间不能降低到制动转速1）导水叶端面密封严重损坏，或导水叶立面间隙增大2）导水机构的安全设备因导叶间有异物卡死而破坏3）压紧行程未调好1）捆绑或打磨怀水叶并检査、调整压紧行程2）更换端面密封3）切换为手动调节或开度限制或停机，根据技术安全操作规程，更换导叶的安全设备导叶端面间隙调整，上部间隙为60%〜70%间隙和,下部间隙为30%〜40%间隙和；导叶关闭后立面间隙应为0,局部间隙キ0.05mm,最大キ0.10mm,间隙长度不超过导叶长度的导叶捆绑及剪断销更换参照A类检修起重工1人,电焊ェ!人，电气エ1人,机械ェ1人共4人。

541/4;安全设备更换后，不改变导水叶的间隙2.转速继电器拒不动作,与不给闸门下落发出脉冲1）转速继电器故障2）调速器故障设法使机组转速恢复到额定转速,然后停机检查转速继电器和调速器，査明原因，予以消除机组转速超过额定值的115%时,发过速信号;超过额定值的140%,动作于紧急停机及关闭快速门参照调速器B类检修电气二次人员1人,调整速器检修人员1人，共2人3.水轮机在带负荷运行时,发生了由于转速继电器误动作，油压装置压カ油罐的压カ下降或压カ继电器的误动作等原因，而向快速门ド降发出脉冲1）齿盘测速或残压测速故障2）压カ油罐及压カ继用器故障1）检查测速系统,校核整定值2）检查继电器，并校核整定值测速系统及压カ继电器整定值合适,工作正常参照调速器B类检修电气二次人员2人4.并列运行的机组，在原来的导叶工作开度下，出力下降;单个独立运行的机组,导叶开度不变时,转速下降1）拦污栅通道被杂物堵塞2）快速由于故障未全全1）测量拦污栅前、后的压カ降,发现拦污栅已被堵塞，应及时加以消除。最好在不停机的情况下进行，用专门的清污设备清扫拦污栅2）检查快速闸门及其控制回路，消除故障1）拦污栅前、后的压カ降超过0.015Mpa时,应进行清污；最大不能超过0.05Mpa»且拦污栅无明显的变形，上升及下降时无明显的卡涩2）快速门能正常提升至5.5米，各控制回路工作正常拦污栅淸渣1办理工作宗2）试运转拦污栅门机正常3）拦污栅淸渣4）工作终结快速闸门检查1）办理工作票2）闸门机构及二次冋路检查3）闸门试运行4）工作终结起重工1人,电气ェ1人，机械エ2人共4人。5.水轮机在开机时，它在空载额定转速卜.所対应的导叶开度，大于安装后第一次运行1）拦污栅被木材、冰块等异物堵塞2）闸门未全开启1）检查拦污栅的堵塞情况，设法清ノ丨2）检查闸门的全开位置，使其全开1）拦污栅前、后的压カ降超过0.015Mpa时,应进行清污；最大不能超过0.05Mpa«且拦污栅无明显的变拦污栅清渣1）办理工作票2）试运转拦污栅门机正常起重工1人，电气ェ1人,机械エ2人共4人。

55时所记录的空载开度形，上升及下降时无明显的卡涩2）快速门能正常提升至5.5米，各控制回路工作正常3）拦污栅清渣4）工作终结5）办理工作票）6）闸门机构及二次回路检查7）闸门试运行8）工作终圏i6.水轮机导轴承温度过髙1）油泄漏太多2）油循环不正常3）水浸入轴承的油室4）油冷却器水源中断或流量过小5）机组摆度超标1）补充油,并检查漏点进行处理2）停机进行油循环系统的处理与改进3）处理漏水点，并进行油处理或更换4）检査原因,如是阀门不在全开位置，则将其打至全开;如是滤水器堵塞严重，则清洗过滤器:如是润滑水流量小引起的，应当检查示流继电器的工作情况,切换备用水源5）机组轴线处理1）不跑油、充油油面合格，偏差不大于±5mm2）冷油与热油温差不应太小3）油质经化验合格4）流量达到要求，冷却效果好5）机组摆度不超过表10规定值水导轴承的拆除及检修参照A类检修起重工1人，电焊ェ1人,电气エ1人,机械ェ1人共4人。7.水轮机顶盖被水淹没1）顶盖自流排水系统工作不正常2）工作密封损坏3）顶盖水泵排水管道不畅4）水轮机顶盖损坏1）检查、疏通顶盖排水系统2）改变水轮机的运行エ况以便使转轮上部的水压接近零值3）更换工作密封4）漏水严重，用上述方法不能消除故障时，则应进行A类检修1）顶盖水位保持在补气阀以下2）渗漏井排水泵4小时以上起动1次工作密封更换及检修参照A类检修起重工1人,电焊ェ1人,电气エ1人，机械ェ1人共4人。8.水轮机甩负荷时,真空破坏阀不动作,空真空破坏阀的机械部分破坏或操作杆卡死检查真空破坏阀机械部分的相互联系并进行处理要求真空破坏阀在真空值为0.005〜0.OIMpa时动作，为1）办理工作票，机组停机机械エ2人

56气不能进入转轮区域0.025~0.03Mpa时全开2）拆除真空破坏阀,并进行解体检修3）试验合格后回装真空破坏阀9.在启动时,机组主轴在水轮机导轴承处的摆度不超过标准值,随着推カ轴承温度的升高，主轴摆度增大，当温度为60℃~70c时,摆度值可能增大5~10倍油温升高引起推カ轴承热变形的结果停机调整推力轴承机组摆度不超过表10规定值参照A类检修起重工2人，电焊ェ1人，电气エ2人,机械ェ4人共9人。10.压力表指示不正常1）压カ表测量管路中有空气2）更换合格的压カ表1）拆除压カ表，排尽测量管路中的空气2）更换合格的压カ表管路中无空气，压力表合格1）办理工作票2）拆除压力表,排尽测量管路中的空气3）回装合格的压カ表机械エ1人11.接力器端盖漏油1）止油盘根损坏2）端盖有沙眼或裂纹3）推拉杆损伤1）更换止油盘根2）端盖沙眼及裂纹补焊或更换端盖3）推拉杆表面处理检修完毕后作5Mpa耐压试验30min无渗漏。参照A类检修起重工1人,电气ェ1人，机械エ2人共4人。12.控制环跳动1）两根推拉杆长度不一2）接力器与控制环的水平及高程未调好3）控制环轨道不平整或有异物4）轨道与控制环干磨擦1）调整推拉杆长度2）调整接カ器与控制环的高程与水平3）检查轨道,清除异物并涂抹黄汕控制环无明显的跳动;各连杆的长度与设计值的允许编差为±1〜2mll1:转臂和控制环同连杆连接的平面高程基本一致参照A类检修起重工1人，电气ェ1人，机械エ2人共4人。13.尾水进入门漏水1）胶皮损坏2）进人门本身有沙眼或裂纹1）更换胶皮或盘根2）进人门沙眼或裂纹补焊不漏水，不变形1）办理工作票2）保持尾水位在工作点起重工1人,电气ェ1人，电焊エ1

57以下（落尾水门及抽水）3）更换胶皮或进行补焊4）工作终结人，机械ェ1人共4人。14.压カ钢管伸缩节漏水1）止水盘根损坏2）压圈、螺栓变形或损坏3）压カ钢管本身沙眼或裂纹1）更换止水盘根2）压圈校正及调整,螺栓更换3）钢管沙眼或裂纹补焊不漏水，各层盘根接口相互成180°1）办理工作ilh'ホ2）放空钢管内的水（落进）水口闸门及抽水）3）更换盘根或进行补焊4）工作终结起重工2人，电焊ェ1人，电气エ2人,机械ェ4人共9人。15.推力轴承瓦温过高及磨损1）推力瓦的周向偏心率2）推力瓦的热变形和机械变形3）推力瓦受カ4）推力瓦的残余变形5）机组振动6）润滑油的循环与冷却7）轴电流1）当推力瓦进油边或中部大面积磨损时,可酌情提髙推力瓦的偏心率2）采取将推力瓦“中间带”特殊刮低0.02mm〜0.03mmI甚至可刮低到0.18mm~0.25mm3）可在镜板的内圆加装一个环形件,也可在环形件上适当装几只叶片4）增大油冷器的过油面枳，减少涡流区,在冷却管上加装吸热片，增大排水管管径及增加进水压カ5）加强推力轴承的绝缘,并减小转动部分的接地电阻6）机组振动的减轻或消除1）推力轴承温度ー般不超过55℃,最高不超过55C2）瓦面应平整，推力瓦面每平方厘米应有1〜3个接触点，局部不接触面积每处不应大于轴瓦面积2%,其总和不应超过轴瓦面积的5%3）推力瓦受カ好4）推力轴承绝缘电阻不小于0.5MQ5）转动部分接地电刷与主轴的接触面,不应小于电刷截面的75%6）推力轴承冷油及热油温差宜大参照A类检修起重2人,电焊エ1人，电气ェ2人，机械エ4人共9人。16.推力轴承甩油内甩油:1）山于转子的旋转鼓风,使推力头阻挡法:1）推力头内壁加装风叶

58与挡油筒之间形成局部负压而甩油2）由于制造或安装的原因,造成挡油筒外圆与推力头内圆之间的径向距离不均或偏靠现象,运行时类似偏心泵的作用而甩汕外甩油:机组运行使油及空气温度升高而产生油雾，油雾压カ增大到ー定程度,便从油槽盖板密封处外逸2）旋转件内臂加接装挡油环3）挡油筒外侧加装稳油管4）对于外甩油加强密封性能均压法:将转子高压区的气流引向挡油管下部，使挡油管上下压カ趋于均衡:对于外甩油轴承可以在推力油槽盖板通过呼吸器连通使内外压カ趋于均衡的办法引放法：加装排油雾装置合理的选择油位：正常油面不应高于镜板上平面17.发电机导轴承温度过高1）安装导轴承时,与其它环环形件不同轴所造成的2）轴领的表面状态不佳引起的3）润滑不充分和油污染造成的4）摆度超标停机，打开导轴承,观察轴领的表面状态，测量间隙,检查润滑油质。1）如果是不同轴所致，应当重新调整导轴瓦的间隙2）改善轴领的表面状态3）改善润滑条件或更换新油4）调整机组轴线1）导轴承温度一般不超过50℃,最高不超过55℃2）导轴瓦面每平方厘米应有1个接触点,局部不接触面积每处不应大于5%,其总和不应超过轴瓦面积的15%3）各导轴瓦中心基本同心，间隙符合要求4）导轴承处摆度不超过表!0规定参照A类检修起重工2人，电焊ェ1人，电气エ2人，机械ェ4人共9人。18.从油室取出的油试样中发现有水冷却器的蛇形管破坏或管路连接处密封不良停机检修各处无渗漏，油质符合要求参照A类检修起重ェ2人，电焊エ1人，电气ェ2人，机械エ4人共9人。19.在发电机区域出现敲击声、振动和噪音1）定子外壳连接件破坏2）转子或定子铁芯连接件损坏如果这些现象突然出现，必须立即停机检查处理机组运行无明显的敲击声、噪音，振动符合表10要求参照A类检修起重工1人，电气ェ1人，机械エ1

59—大共3人。20.制动器工作不正常1）管路不畅通或泄漏2）制动器内部盘根损坏1）管路检杏疏通或止漏2）制动器内部盘根更换回装完毕用lOMpa油压作耐压试验,要求30min后压カ48Mpa；试验合格的风闸回装到下机架上,连接好管路后用0.5Mpa~0.7Mpa风压给气4次〜6次,要求活塞动作灵活,连续给气limn,管路、风闸无渗漏，卸压后,活塞能自动复位参照A类检修起重工1大,电气ェ1人，机械エ1人共3人。21.发电机冷热风温度相差大1）冷却水压カ偏低或流量偏小;2）空冷器端盖垫子损坏或冷却管内堵塞3）空冷器与定子外壳密封不严4）发电机风循环不好1）调整冷却水压カ、清洗滤水器、管道疏通或给备用水2）更换空冷器端盖垫子及清洗空冷器3）空冷器与定子外壳间重新加毛毡4）改造发电机风循环系统1）空冷器水压、流量符合要求2）空冷器堵死的钢管数量不得超过总数的10%,超过者须更换新的空冷器；3）空冷器装好后，与定子结合面要严密不透风4）空冷器管路系统安装完毕,以2倍工作压カ即0.4Mpa作整体耐压试验，保持30min,无渗漏。参照A类检修起重工1人，机械ェ2人，共3人。22.水轮发电机组振动超标1）由于机械因素引起的振动:转子质量不平衡;机组轴线不正；轴承缺陷2）由于水力因素引起的振动;蜗壳、导叶引水不均引起的转轮进口水流冲击；卡门涡列；空腔汽蚀；间隙射流;止漏环压カ脉动3）由于电磁因素引起的振动:转子绕组短路；空气间隙不均匀1）通过测振测摆仪进行配重2）轴线处理3）轴承检修或更换4）改善导水叶的流线性及光洁度5）改善压カ钢管及蜗壳的流线性及光洁度6）改善轴心补气及尾水补气7）调整止漏环的同心度8）査出转子绕组短路点并予以消除1）各部振动不超过表!0规定2）发电机空气间隙最大值、最小值与平均值之差キ平均值的±10%；水轮机迷宫环间隙最大值、最小值与平均值之差キ平均值的±10%,局部最小间隙应＞1.5倍〜2倍水导轴承双边间隙和参照A类检修起重工2人，电焊ェ1人,电气エ2人,机械ェ4人共9人。

609）重:新调整发电机的空气间隙6.水轮发电机B类检修常用的エ器具及材料参照附录A类检修常用的エ器具及材料表7.水轮发电机B、C类检修エ艺7.1推力、上导、下导油冷器清洗检修工艺:a）办理工作票,做好安全措施;b）拆除补气装置、滑环罩;〇）拆除推力、上导、下导油封盖和温度线;d）测量上导、下导瓦间隙后,在下导X、丫方向设百分表监视大轴;e）抽尽推力、上导、下导油槽内的油,拆出各部油冷器；f）清洗推力、上导、下导油冷器，并作耐压试验；g）回装推力、上导、下导油冷器，并作耐压试验；h）计算、调整上导、下导瓦间隙；i）调整上导瓦间隙，回装上导轴承；j）调整下导瓦间隙，回装下导轴承；k）回装各部油封盖及温度线；1.1装滑环罩、补气装置;m）机组检查、启动试运行。1.2推力瓦更换检修工艺:a）拆除补气装置、滑环罩；

61b）拆除推力、上导、下导油封盖及温度线，抽尽各汕槽内的油；C）测量上导瓦间隙后,拆除上导轴承;d）测量下导瓦间隙后,拆除下导轴承;e）拆除水导轴承、水封及有关部件;f）顶起并锁定转子,更换推力瓦，上、下导轴承需研刮的要研刮；g）调整机组中心、推力瓦受カ；h）回装水轮机水导轴承、水封及有关部件；i）在下导X、丫方向装设两块百分表监视大轴；j）根据大修盘车记录,计算、调整上、下导轴瓦间隙;k）回装下导轴承，调整下导瓦间隙；1）回装上导轴承，调整上导瓦间隙;m）若项目安排清洗上、下导油冷器，可在工作中一并安排;n）各油槽注油及装复；〇）回装滑环罩、补气装置；P）机组检查、启动试运行。1.1上导或下导瓦烧伤检修工艺过程:a）拆除上导或下导油封盖和温度线;b）测量上导或下导瓦间隙,在X、Y方向设百分表监视大轴，取出上导或下导瓦;c）研刮上导或下导瓦；d）计算、调整上导或下导瓦间隙；e）回装上导或下导各部件;f）机组检查、启动试运行。1.2剪断销断裂检修工艺:a）作好安全保护措施;b）用千斤顶将导叶臂移至原先状态，取出并更换剪断销，不需要松开摩擦装置的特殊螺杆。

6281れ水力及螭「紙溝顧（・电站1.1清洗水导油冷器的工艺:a）拆除冷却水管及压カ表计;b）拆开油箱盖板,按盘车号将8块水导瓦编号,用两块百分表在下导托盘位置监视轴颈互为90°方向监视轴颈位移情况,测量水导瓦调瓦螺栓原始高度并按各块瓦编号记录,完毕后松开水导瓦调瓦螺栓，以调瓦楔子板推动水导瓦直至每块瓦都贴紧轴颈，此时百分表读数应为零（最大キ0.01mm）,测量每块瓦调瓦螺栓高度并作好记录:c）抽尽上、下油箱润滑油,拆除油位信号装置及测温装置:d）松开调瓦螺栓固定块，拆出水导瓦，拔出水导瓦架定位销钉,拆除瓦架螺栓,分解瓦架运出水车室;e）作好托盘与水导油槽对应记号，拆除托盘，作好盘根大小记录,作好水导轴承有关盘根大小与组合缝垫子厚度记录，拆除油冷却器运出水车室;f）淸洗油冷器并作0.4Mpa耐压试验;g）装回油冷器、托盘并作渗漏试验后回装瓦架，调整水导瓦间隙与拆机时基本机同;h）回装测温电阻、上油箱、冷却水管及压力表，注和干净润滑油；i）恢复安全措施，开机试运行。附录8.水轮发电机A类检修常用的工具及材料8.1电气绝缘エ器具序号名称规格其他要求110kv绝缘棒10kv可分段、螺纹连接、耐压44kv210kv验电器10kv声、光报警，伸缩式3绝缘鞋耐压15kv4高压绝缘套耐压8kv5低压绝缘套耐压1000v610kv接地线短路线;3米接地线:5米；接地端带旋转压紧接地夹；导线端螺纹压紧线夹；绝缘操作杆总长不大于30厘米。7放电棒10kv等级放电棒

63序号名称规格其他要求1安全帽ス色、黄色白色2防坠器标准规定（“安”牌,2m）3安全带10米标准规定4安全遮网遮网上应有“止步高压危险”提示;序じ名称规格其他要求5支撑杆支撑杆用不锈钢材料,高度1.2米62米绝缘人字梯应有防滑胶套,防张装置73米绝缘人字梯应有防滑胶套，防张装置85米绝缘伸缩梯应有防滑胶套9防毒面具按消防用标准10登高踩板标准规定11脚扣标准规定9.3安全标示牌种类名称数量备注1.禁止标志丙禁止烟火按《安全设施标准化》图、文:丙禁带火种丙禁止攀登，高压危险丙丁禁止合闸，有人工作禁止合闸，有人工作80nm*50mm丙丁禁止合闸,线路有人工作丙禁止跨越丁禁止操作,有人工作丙禁止吸烟丙禁止戴手套丙未经许可,不得入内乙禁止游泳乙施工现场,禁止通行丙禁止乘人

64丙禁止使用无线电通讯2.警告标志丙止步,髙压危险及〃キノミれド班“メ1：イレ、丙当心触电7X《女王坟地林他化》丙当心中毒丙当心坑洞丙当心腐蚀丙当心落水丙当心落物丙当心坠落3.指令指示丙必须戴安全帽地，・厶:ハ珈芹海イレ、丙必须系安全带枚《女主以,她初、谁化》丙必须戴防护眼镜丙注意通风丙配戴防护手套4.提示标志AA-\1/.第一类从此上下比〃五二ノ、铅"班人メトイレ、第一类在此工作才女《夂士以她称世化»第二类10kv高压设备区安全距离0.7米第二类35kv高压设备区安全距离1・0米乙类地线接地端标示接地线标示牌接地线存放地点标示牌5.消防及其他乙类地上消火栓示志左箭头与右箭头各4块乙类灭火器标志标准导向f东向标准导向Z东北向乙类紧急出口f东向乙类紧急出口ー西向乙类从此跨越f东向乙类从此跨越ー西向甲际速标志甲限高标示甲限重标志甲限宽标志5

659.3常用仪器仪表、试验设备序号仪器仪表名称技术参数设备用途数量1兆欧表500V/1000MQ,（手动）测量二次回路绝缘2500V/100000Q,（电动）测量二次回路绝缘2直流发生器及测量系统OkV〜200Kv,300mA表头2个用于氧化锌避雷器测量3交直流髙压试验变压器及测量系统OkV〜50kV,lOkVA（要求干式）,含控制箱用于10kV母线变压器、发电机4变压器直流电阻测试仪输入交流220V,恒流输出20A,1X10-6Q-220,0.2级测量变压器绕组直流电阻5导电回接触电阻路测试仪输出电流大丁T00A,最小分辨率10-6Q（相对误差±1.5%测量开关合闸冋路的电阻6接线组别及变化比测试仪测量范围1〜100〇,0.2级测量变压器接线组别及变化7高压电桥7.1高压输出OkV〜10kV可调,介损测量范围〇~50,电容量测量范围!0pF〜0.8uF7.2加压lkV~2Kv.电容量10pF〜20000pF,误差±2%,介损范围1%〜2%,绝对误差0.l~0.2%7.3加压2kV〜10kV,电容量50pF〜0.8uF,误差±3%,介损范围2%〜50%,相对误差5%。测量设备介值损失8红外线测温仪30米内保证准确度±1%汛期测量各接头的温度9微机接地电阻测试仪接地电阻:准确度±5%,0.1Q〜30Q。含便携式手提也脑.（2.4G,40G,256M,DVD）定期检査接地电阻10交直流电压表0-300V-600V,0.5级试验及保护校验用表0-75V-150V,0.5级试验及保护校验用表11交直流电流表0-5A-10A,0.5级试验及保护校验用表0-2.5A-5A,0.5级试验及保护校验用表0-0.5A-1A,0.5级试验及保护校验用表12指针式自动切换量程微安表〇〜5〇〜200mA0.5级试验及保护校验用表13CT变化及伏安特性测试仪输入400V,输出s1500A10kV及11OkV的电流互感器变比测量

6614直流电压表12mV~600V0.5级试验用表15温湿度计准确度1°%试验用16エ频电源及频率时间测量仪0.5ms〜100s,能测脉冲宽度,正负跳变时间,保持时间测量开关的分合闸时间17携便式电量记录分析仪WFTC-2或其它。要求含必须的便携式电脑,含DCC系列测试导线2付检测同期装置,分析同期波形18字号机LM-370A标注导线走向19变频电源校验和模拟转速装置20相序表输入电压0-400V。HK10K1,3216-0121开关电源输出5V励磁装置效验用输出12V励磁装置效验用22对线器3NORTH网络用23対讲机建五24振荡器lOkHz-lOOOkliz)输出功率30W通讯通道检査用25选频电压表通讯通道检査用26标准TV10000/100(干式)预试用(PT)27标准TA600/5预试用(CT)28防振工具箱600X600X60表计运输用29试验电源用线带漏电保护电源线缆盘BYD-ZX2.5型所有试验用30分流器750A/75mV31接地软铜线截而25mm2多股软铜线,30米32三相自耦调压器0V〜380V,5kVA33单相自耦调压器0V〜220V,lkVA34相位表0°~360°,分辨率1°,能测量电压与电流之间、测量电流与电流之间和电压与电压之间的相角。准确度0.5级35数字万用表交直流电压、交直流电流、电阻、电感、电容,准确度0.5级,FLUCK79作为常用工具36示波表FLUKEF199BS,配钳形夹,含便携式手提电脑,(2.4G,40G,256M,DVD)对各频波形进行分析37单臂电桥0.1-1000Q

679.3常用材料表序号名称技术参数单位数量1扎丝巾1.6mmkg2镀锌铁丝曲4mmkg3生漆片辟4无水乙醇瓶5皮纸张6棉纱kg7钙基润滑脂kg8碳刷只9汽油kg10面粉kg11碳化硅微粉kg12凡士林kg13汽油kg14砂布150#张15砂布120#张16砂布100#张17砂布80#张18砂布60#张19砂布46#张20带电清洗剂21白布M221032绝缘漆kg23黄蜡带卷24毛刷1英寸把25毛刷1.5英寸把26毛刷2英寸把27毛刷3英寸把28角向砂轮片125mm片29不锈钢焊条202kg30砂轮片①300mm片31普通焊条①3.2mmkg32胶皮8=2mmkg33胶皮8=3mmkg34胶皮5=4mmkg35胶皮6=5mmkg36白粉笔盒37聚四氣乙稀盘根①6mmkg38聚四氟乙稀盘根①8mmkg

6839聚四氟乙稀盘根①10mmkg40滤油纸张41彩色粉笔盆42塞尺300mm把43塞尺200mm把44钢丝刷把45电焊面罩个46电焊黑玻璃块47电焊白玻璃以48帆布手套双49撮箕个50电焊手套双51洗衣粉包52白沙带卷53油石块54石棉纸板8=2mmkg

6955石棉纸板6=3mmkg56石棉纸板5=5mmkg57钢纸胶6=2mmkg58胶质线2mm2M59线手套双60口罩个61电焊钳300A把62面粉Kg63生料带卷64活节20mm个65活节15mm个66盘根①4mmkg67盘根中6mmkg68盘根①8mmku69盘根①10mmkg70盘根①12mmkg71盘根①16mmkg72青壳纸kg73六角螺栓M10*45套74六角螺栓Ml2*45套75六角螺栓Ml6*50套76香蕉水kg77白漆0.5kg/听听78绿漆0.5kg/听听79锌灰防锈漆3.5kg/桶桶80黑漆0.5kg/听听81天蓝漆0.5kg/听听82红漆0.5kg/听听83黄漆0.5kg/听听84氧气瓶个85乙快瓶个9.6常用设备表序号名称技术参数单位数量1切割机LG-355ム2硅整流焊机1000A厶3焊线米4多用氣弧焊机YE-300W*3HGE厶5红外线多用烘箱厶

706板框压カ式滤油机厶7行灯变压器厶8液压卸货车(2T)厶9电动套丝机2英寸厶10磨光机8-125厶11手枪电钻6.5mm12手提电钻13mm厶13电锤TE2厶14电锤TE16厶15电动扳手厶16电动起子厶17电磨厶18台式电钻①13mm厶19台式砂轮机200mm/220V厶9.7常用测量仪器表序号名称技术参数单位数量1游标卡尺200mm把2深度游标卡尺300mm把3外径千分尺1000mm-1500mm把4外径千分尺0-25mm把5内径千分尺（两点）100mm-1200mm把6内径千分尺（两点）50mm-600mm把7水平尺把8百分表0-10块9磁性表座只10钳型电流表1000Aut206块11秒表块12不锈钢内卡300mm把13不锈钢外卡300mm把9.8常用工具表序号名称技术参数单位数量1扭矩扳手750-2000Nm把2扭矩扳手200-760Nm把3活动扳手6-18英寸套4管子钳85mm-900mm把

715管子钳60mm一450mm把6管子钳50mm-350mm把7管子钳0mm-300mm把8管子钳30mm-250mm把9管子钳25mm-200mm把10梅花扳手（双头）5.5mm-32mm套11梅花扳手（单头）30mm-105mm套12梅花扳手87-576套13呆扳头（双头）5.5mm-32mm套14呆扳手（单头）36mm-75mm套15烟斗扳手32mm-75mm套16组合套筒扳手128件套17内六角扳手1.5mm-10mm套18内六角扳手3mm-17mm套19内六角扳手8mm-24mm套20榔头2磅把21榔头2.5磅把22锤4磅把23锤6磅把24锤12磅把25铜棒中10mmkg26铜棒①20mmkg27铜棒中50mmkg28铜棒①100mmkg29三角刮刀把30弹簧刮刀把31管子割刀器2号把32管子割刀器3号把33板牙架M6把34板牙架M8把35板牙架M10把36板牙架M12-M16把37板牙架M18-M22把38板牙架M24-M27把39板牙M6只40板牙M8ロ41板牙M10只42板牙M12只43板牙M14只44板牙M20只45板牙M24只46板牙M30只47板牙M36只

7248丝锥绞手238mm把49丝锥绞手280mm把50丝锥绞手380mm把51丝锥绞手480mm把52丝锥M6付53丝锥M8付54丝锥MIO付55丝锥M12付56丝锥M16付57丝锥M20付58丝锥M24付59丝锥M30付60丝锥M36付61锯弓把62胀管器只63破坏钳24英寸把64什锦铿套65什锦油石套66液压拉码10Tム67螺旋拉码350mm厶68机油枪把69黄汕枪把70划规把71地规把72手持风扳机BE30配备套筒及风管!R285-6厶73手持风扳机BE42配备套筒及风管!R288-8ム74手持风扳机BE56配备套筒及风管!R288-8厶75空心冲①6mm一①24mm套76直柄钻花①3mm-①13mm套77十字起子100mm把78一字起子100mm把79十字起子350mm把80一字起子350mm把81夹柄起子100mm把82夹柄起子250mm把83铿刀200mm把84水鞋双85消防桶只86剪刀把87电エ工具18件套套88滤油纸打孔器厶89钢卷尺5M把90钢卷尺30M把

7391电气组合工具套92强力持照灯只93充电电筒YD-688只94行灯罩只95绝缘手套35KV双96漏电保护电源线缆盘220V-50M盘97鲤鱼钳把98火焊割枪G01-100把99火焊焊枪H01把100氧气减压表付101乙快减压表付102氧气乙块管付103手拉葫芦1T起升3M厶104手拉葫芦1.5起升3M厶105手拉葫芦2T起升6Mム106手拉葫芦3T起升6Mム107螺旋千斤顶10T厶108螺旋千斤顶16T厶109液压千斤顶5Tム110液压千斤顶10T厶111楼梯3・5米架112签子300X25毫米把113两芯橡套线4平方毫米米114三芯橡套线6平方毫米米115绳卡M10只116绳卡M12只117绳卡M16只118绳卡M22只119卸扣M8只120卸扣M10只121卸扣M12只122卸扣M16只123卸扣M20只124卸扣M24只125卸扣M30只126吊环M8ロ127吊环M10只128吊环M12只129吊环M16只130吊环M20只131吊环M24只132吊环M30只133吊环M36只

74134吊环M42只135橇棍1000mm根136橇棍60mm根137板锯把138安全带付139钢丝绳12.7mm米140胶锤把141钢斧把142台虎钳4英寸厶143工具箱个144管虎钳3号厶145加仑桶30L只146多用起了0-68-010付1471/2方标准套筒15-32付148水晶头压接钳LY-2008R把149裸端子压接钳SN-60把

75第2部分调速系统检修工艺规程10.DKT-100-4.0调速器系统检修エ艺10.1设备规范10.1.I调速系统检修分类和周期调速系统检修一般分为B类、C类,B类一般在机组大修期间进行;C类周期根据设备运行状况决定。1.1.2调速器主要技术指标调速器主要技术指标见表1。表1调速器主要技术指标项目单位规范值使用值型号GLYWT-PLC-(3000)额定油压MPa16暂态转差系数bt=l〜200%（调整分辨率1%）永态转差系数bp%0-10（调整分辨率1%）积分时间常数STd=l-20S（调整分辨率IS）接カ器全开、全关时间S6、4比例KP二〇〜20.00微分KDニ〇〜5.00积分KI=O.5〇〜10.00频率信号源机端电压互感器（0.3〜110V）功率给定范围P=0〜120%测频方式残压测频调节规律关联式PID频率给定范围HzFG=42.5~57.5Hz(调整分辨率0.01HZ)调速器操作电源AC220V,DC220V双路供电功率死区范围i二〇〜5%表2压油装置基本参数

76项目单位规范值备注压油装置型号电机型号112M-4电机额定功率KW4电机额定电压V380电机额定转速r/min1140电机额定电流A8.87电机接法△绝缘等级B压油罐设计压カMPa16压油罐工作压カMPa16压油罐耐压试验压カMPa18回油箱容积M3工作泵启动压カMPa13.5备用泵启动压カMPa13事故低油压MPa12.5停泵压カMPa1610.2B类检修前准备1.2.1检修前的检查、测试、记录:a）压油装置检修前的检査、测试、记录:1）油泵检修前作充油试验,观察充油时间及是否有异常声响;2）联系电站有关人员共同测量有关油位数据,作好记录。b）接カ器检修前的测试记录:1）检修前调速器作开、关导水叶试验,测试接カ器行程时间,记录在几个开度下调速器所对应的指示开度，作出关系曲线;2）开、关导水叶时检查推拉杆、控制环有无跳动现象,作用筒有无漏油;3）作好各种记录、标记，准备抽出、分解接カ器。c）调速器机械部分检修前的检查、测试、记录；1）各管接头有无漏油；2）滤油器压差情况;3）手操机构动作情况:

774）紧急停机电磁阀动作情况。d）调速器电气部分检修前的检查、测试、记录:1）交直流电源供电情况。2）±5V、±15V、±24V电源情况,每路电源指示灯情况:3）PLC运行“RUN”灯、故障“ERR”灯情况;4）定位模块指示灯、伺服驱动器的显示及面板指示灯情况;5）调速器各表计指示情况。1.2.2检修方案;a）压油装置各机构的分解、检查、清洗、处理,集油槽、漏汕槽的清扫、除锈、刷漆;1）通知电站将压油罐泄压,油排入集油槽,漏油槽的油抽到集油槽,拆除油泵电机电源线；2）抽汕，对抽出的油和新补充的油进行过滤,满足调速系统对油质的要求；3）关闭进油阀门,防止逆止阀损坏，悬挂标示牌提醒工作人员在检修完后打开此阀；4）电机与油泵脱轴,电机检查、处理,油泵分解检查、清洗、处理；5）安全阀解体检查、清洗、处理；6）集油槽、漏油槽清扫、除锈、刷漆；7）充油、试运转、调整各参数。b）接力器的分解、检查、清洗、处理;1）拆除反馈传感器及反馈电缆,将妨碍接力器抽出的・切可移动物体移开;2）用千斤顶顶出控制环与推拉杆连接销钉;3）排空压カ油,拆除接カ器供、排油管,不妨碍的可不拆除;4）拆除锁锭装置并分解、检查、处理、清洗;5）拆除接カ器缸麻连接法兰螺丝后,整体抽出接カ器时,记录好加垫厚度及方位,抽出接カ器后垫平、放稳;6）分解接カ器,检查、处理、清洗；7）回装,调整。c）锁锭装置分解、检查、淸洗、处理；d）调速器机械部分分解、检査、淸洗、处理;

78e）调速器电气部分检查、清扫;f）调速器机电联调;g）压紧行程调整;h）开、停机时间调整;i）导叶关系曲线测量;j）调速系统整体调整及各项模拟试验。1.2.3检修安全措施:a）开エ前准备好有关图纸、资料。编制“三措”并在工作中逐项落实:b）工作地点照明良好;c）检修工作开始、过程、末尾,应如实作好详细记录,做好标记；d）拆除调速器反馈杆前必须将反馈传感器的插件及电缆拆除;e）各种精密零部件,应轻拿、轻放,严禁相互碰撞:f）各种精密零部件禁止用粗砂布、铿刀、粗油石打磨;g）一般部件用汽油清洗,较精密部件应用酒精再清洗一遍,并涂抹透平油;h）各种管路拆下后,应用绸布将接头处包好;i）各种密封垫应尽量做得合适,铜垫应先在油石上磨平，铅垫禁止重更使用；其它各种密封垫、圈一般不允许使用第二次;j）装配拆卸时如需敲击,只能用铜棒或软金属敲击其外壳;k）调速系统各零部件,禁止过量打击；1）调速器通电前，先检查电压是否合格;m）调速系统动作前,检查接カ器、控制环、导叶等周围是否有人、妨碍转动部件的物体,应在水车室门口悬挂标示牌提醒工作人员注意。1.2.4检修所用材料、备品、配件应通过质量检验合格。1.2.5检修エ器具应通过检验合格。1.2.6B类检修工艺及质量标准1.3.I应执行下列标准:a）DL/T563—1995《水轮机电液调节系统及装置技术规程》;

79b）GB8564—1988《水轮发电机组安装技术规范》;c）GB/T9652.1—1997《水轮机调速器与油压装置技术条件》；d）GB/T9652.2—1997《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》。1.3.2压油装置的检修エ艺及质量标准:a）油泵电机:1）电机无异常且用1000V摇表摇测绝缘＞0.5MQ,一般不作检修;2）电机与油泵脱轴时,应记录电机底座加垫厚度、方位;3）检查电机与油泵连接的靠背轮及缓冲垫应完好;4）检查电机轴承,清洗轴承,添加轴承用弹子油。b）油泵:1）分解油泵，拆出油泵端盖，取出主动、从动螺杆，用汽油清洗油泵腔体,检查腔体磨损情况；2）检查主动、从动螺杆、轴颈、衬套应无损伤、毛刺、锈斑。有毛刺、锈斑应打磨、清洗处理。主动、从动螺杆啮合应良好,不应有过大间隙。主动螺杆与衬套之间间隙为0.04mm〜0.07mm,主动、从动螺杆轴向串动量应＜2.0mm；3）检查轴瓦、推力瓦无脱壳；4）在油泵腔体内、主从螺杆、轴瓦等配合零件表面涂上透平油后，按拆泵相反顺序回装油泵。回装后,应无别劲、卡阻、转动不灵活等。用物转动主动螺杆应灵活、平稳；5）按标记连接靠背轮,校对电机、油泵两轴同心度，其偏心和倾斜值ヰ0.02mm；在油泵轴向电机侧轴向窜动量为零的情况下,两靠背轮之间应有1mm〜3mm轴向间隙；全部柱销装入后,两靠背轮应能稍许相对转动；6）吸油管法兰面加垫后应压紧，其它法兰面更换密封垫,压紧后应无渗漏。c）集油槽、漏油槽:D淸洗滤网,消除锈蚀、堵塞、损坏等缺陷并用气管吹干净;2）油泵试运行,噪音应小,振动应VO.05mm,轴承处外壳温度ス60℃；3）安全阀调整试验。调整安全螺钉,当油压高于额定工作压カ7%〜8%时，安全阀开始排油,当油压高于额定工作压カio%时，安全阀应全部开启,并使压油罐中压カ不再升高，当油压于额定工作压カ6%时,安全阀完全关闭;安全阀动作时，应无剧烈振动和噪音;4）当油压低于额定工作压カ10%〜12%时,备用油泵应启动供油;

805）当油压继续低至事故低油压时，紧急停机压カ信号器应立即动作;油压装置各压カ信号整定值动作偏差不得超过整定值的±2%；6）压油罐自动补气装置及集油槽油位发信装置，动作应准确可靠;7）压油泵及漏油泵起动和停止，应正确可靠，不应反转；8）压油罐在正常工作压カ下,油位处于正常位置时，关闭各连通阀门，保持8小时，油压下降值キ正常工作压カ的50%；9）对于控制压油罐的各压カ继电器根据运行情况调整。1.3.2接カ器及锁锭的检修エ艺及质量标准:a）拆除缸体端盖螺丝,移开端盖,检查活塞缸壁有无毛刺、磨损等。有毛刺应用细油石打磨处理；b）用绸布清洗干净，并更换相同规格的两端盖密封盘根;c）检查缸体端盖应无裂纹，如有应焊接或更换；d）推拉杆与缸体端盖的密封盘根更换,油口相对应；e）回装接カ器,调整接カ器活塞套筒水平偏差ヰ0.推拉杆水平偏差キ0.lOrnm/m；f）调整接カ器压紧行程5mm〜7mm；g）分解锁锭装置，检查、打磨毛刺、锈斑。回装后动作灵活、无卡阻。h）锁锭密封处无漏油，电磁阀起落锁锭标志清楚。i）锁锭与接カ器间隙有1.5mm〜2mm,接カ器回装中注意汕ロ位置不偏斜；j）接力器回装完毕,应用1.25倍工作压力作耐压试验合格;k）接カ器所有油管，都应用汽汕清洗内面，并用皮纸包住接头处。各法兰面应无裂纹，法兰止口应无毛刺、严重坑凹。加垫回装并紧固螺栓，不渗油；1）接力器各部位螺栓齐全、无破损;m）甩25%额定负荷时,接カ器不动时间不超过（甲类0.2秒,乙类0.4秒）；n）接カ器行程相对测量误差不超过规定值，其数值为调速器转速死区规定值的2倍。1.3.3调速器检修エ艺及质量标准:1.4.4.!依次拆除伺服电机、机械自复中电/机转换器、引导阀、开限手操机构、滤油器、紧急停机电磁阀:a）引导阀:1）引导阀无锈蚀、磨损,遮程部分棱角完整无碰伤，动作灵活;清洗干净,回装前应涂抹洁净透平油:

812）遮程为0.01mm〜0.15mm、配合间隙为0.01mm〜0.025mm、最大工作行程±3.0mm；3）引导阀连杆应无严重变形，螺牙完好。b）滤油器:1）淸洗滤油器,应无污物、渣滓等。更换密封圈，充油各处无渗油;2）滤油器活塞手柄应灵活无卡阻、工作腔、备用腔标志清晰。c）紧急停机电磁阀:1）阀芯应无锈蚀，动作应灵活无卡阻；2）阀芯与阀体配合间隙为0.02mm〜0.04mm；3）通电后动作正常。1.3.4.2主配压阀:a）依次拆除关限位螺母、关限位套,开限位螺母、开限位套,螺杆等，拔出主配压阀活塞;b）活塞所有棱角完整,不得有碰伤。用玉石打磨锈斑、毛刺，清洗干净涂抹透平油回装;c）活塞双向最大行程为30mm,上15mm，下!5mm,活塞遮程为0.30mm,配合间隙为0.02mm~0.035mm,最大工作行程±15mm；d）所有限位螺母、限位套、螺杆等应无严重损伤、变形。1.3.4.3电气连线、拔插件:a）各电气端子紧固无松动；b）各拔插件牢固无松动;c）电气连接线绝缘良好无老化、烧焦;d）清扫电气柜,无积灰、积油、杂物等。1.3.4.4电路模块、电路板:a）外壳无发黑、烧焦;b）各电子元件无脱焊;c）清扫电路模块、电路板,无积灰、杂物等。1.3.4.5按钮、切换开关、指示灯;a）按钮、切换开关动作正常,指示灯亮、灭正确；b）外观无破损。

821.3.4.6触摸屏;a）外观无破损；b）动作、操作正确。1.3.4.7大修应更换PLC程序电池、触摸屏保护膜、触摸屏程序电池。1.3.5检修后调整1.3.5.1调速器机械部分调整:a）引导阀零位调整，用百分表测量接カ器3min漂移不应大于接力器全行程的0.01%；b）机械平衡调整:1）接力器在中间位置时;2）电一位移转换器丝杆行程在有效范围内:3）开限手操能限制开度；4）锁紧所有连杆螺母。c）开、停机时间调整;1）应满足调保计算要求;2）应以1.1.2中的有关参数为准。1.3.5.2调速器电气部分调整:a）通电检査各电源模块工作正常，PLC运行指示灯亮，触摸屏显示正常，伺服驱动器显示正确、定位模块显示正确;b）导叶传感器调整:1）机械零点与电气零点一致;2）接力器全关、全开位置与控制输出全关、全开位置应一致;应分别对应0.25V-10V传感器输出的反馈电压值;3）传感器应固定牢靠、不得有卡阻、别劲。c）功率传感器调整;1）调速器负荷值与实际负荷值一致；2）传感器固定牢靠。d）水头传感器调整:

831）调速器水头值与实际水头值一致；2）传感器应固定牢靠。a）自动、电手动、机手动各工况运行正常;b）自动、电手动、机手动各工况之间切换正确,扰动不应大于接カ器设计行程的0.1%〇1.3.6检修后各项模拟试验1.3.6.1调速器机旁模拟试验:a）自动开机到空载试验；1）开机过程调速器动作正常,空载自动补偿PID运行正确;2）测频误差应在设计范围内;3）中表计显示正确。b）并网带负荷试验;1）并网后,电气开限应自动开至整定的最大开度；2）机旁增减负荷，调速系统动作正常;3）各表计显示正确。c）甩负荷试验:1）接カ器关闭时间应符合要求；2）调节输出开限应正确回到空载开度;3）接カ器应正确回到空载位置;4）甩100%的额定负荷时钢管水压、蜗壳水压上升率、关机时间符合调节保证计算的要求;5）各表计显示正确。d）紧急停机试验;1）紧急停机电磁阀动作iE确；2）停机时间满足要求。e）低油压停机试验;调速系统动作可靠、正确；f）正常停机试验;1）调速系统停机过程正常,可靠；2）各表计显示正确。1.3.6.2主控室模拟远方控制试验

84所有试验应与1.3.6.1相符。10.4检修后质量验收和试运行10.4.11.1.2中要求进行质量验收。10.4.2一般情况下,调速系统检修后试运行是与机组大修后试运行ー・起进行,可参照水轮发电机组大修后试运行规定执行。10.5常见故障与维修:a）导叶反馈传感器故障;导叶反馈传感器位置改变,堂新整定导叶反馈传感器位置或更换传感器；b）功率反馈传感器故障;功率反馈传感器位置改变,堂新整定功率反馈传感器位置或更换传感器；c）触摸屏亮度变暗;更换背光灯;d）触摸屏不显示或触摸屏键不正常;停电复位ー次，如仍不正常则更换触摸屏;e）PLC主机及输及输出定位模块运行不正常:停电复位ー次,如仍不正常则更换模块;f）PLC电源运行不正常:停电复位ー次,如仍不正常则更换电源模块;g）ADA模块故障:停电复位ー次，如仍不正常则更换ADA模块;h）通讯模块运行不正常：停电复位一次，如仍不正常则更换通讯模块;i）AC220V电源消失,检查电源空气开关是否损坏，交流监视继电器是否损坏,交流隔离变压器是否正常，电源转换模块是否损坏，更换相应器件;j）DC220V电源消失:检查DC220V电源保险是否损坏，直流监视继电器是否损坏。电源转换模块是否损坏,更换相应器件:k）导叶传感器故障:检查传感器接线是否接触不良、电源是否消失、输出电压是否正常。停电复位一次，如仍不正常则更换传感器;1）功率传感器故障:检查传感器接线是否接触不良、电源是否消失、输出电压是否正常。

85停电复位一次,如仍不正常则更换传感器:m）机频故障:检查机端PT电压是否正常、机频各部分接线是否接触不良、隔离变压器是否损坏、齿盘传感器及传感器通道是否损坏、断线;n）网频故障:检查电网PT电压是否正常、网频各部分接线是否接触不良、隔离变压器是否损坏:〇）调速器不能切自动:检查是否机频故障、导叶反馈故障、导叶驱动器故障，是否5V、±12V、24V电源故障;P）调速器不能自动开机:检查紧急停机电磁阀是否复归、调速器未切换到自动エ况、锁锭未拔出、调速器未接到开机令、开机过程中有故障切换到手动，停机令未复归等q）调速器负荷自动降至空载：断路器辅助接点接触不良;r）调速器自动时不能增加负荷或负荷不能加满:调整控制开限、功率给定开关接触是否良好;s）调速器自动开机时频率不能至额定或频率上升慢:调整水头值:t）滤油器压差大:切换滤油器手柄更换工作滤芯;u）紧急停机电磁阀动作不灵;解体检查、清洗。10.4检修资料及报告括测量记录时间、测量人员及记录人员签名。1.6.2检修后必须在20日内编写详细检修报告（一式两份）并经检修单位核盖章后报送公司审批。1.16.3原始记录和检修报告必须在检修后ー・月内整理送运检公司档案室存档。1I油泵检修工艺1.2油泵定期维护油泵定期维护周期见表2。表2油泵定期维护周期项目周期工期巡查每月1次1天大修3年1次3天〜5天油泵本体检修:

86a）作好标记后拆出联轴粽;b）分解油泵端盖,抽出主动、从动螺杆,检查啮合是否良好,有无划伤、锈斑、毛刺,若有应用细油石研光;c）用汽油清洗油泵腔体,检査腔体磨损情况，用细油石打磨毛刺、锈斑;d）螺杆与轴套配合调整间隙在直径上应为轴颈尺寸的1/1000-2/1000；e）在汕泵腔体内、主从螺杆、轴套等配合零件表面涂上透平油后，按拆卸相反顺序装回油泵，用手转动主螺杆灵活,无上、下、左、右串动感觉,无卡涩;f）按标记将联轴器联接，调整电动机轴与油泵轴同心度在0.02mm内，用手扳动联轴器,油泵应转动灵活、无卡涩；g）油泵检修完后,调整安全阀,作压カ试验,确保安全阀在4.6Mpa时动作，压カ油罐压カ不再上升,然后拧紧背帽螺母；h）启动油泵试验打油正常,各连接法兰,衬套轴颈端盖处无渗漏,逆止阀动作可靠无回油,电磁阀动作可靠,安全阀动作压カ在整定压カ值动作。1.1油泵检修后试运行要求:a）油泵空载运行1小时无异常,在额定压力的25%、50%,75%、100%负载下分别连续运转15分钟;b）经3小时试运行无发热和噪音,运转稳定:1）外壳振动不大于0.03~0.05mm；2）泵外壳温度＜ヒ，温升キ。C；3）螺杆油泵与吸油管联结紧密，密封性能良好，不得有吸气现象。12.油压装置及调速系统C类检修:类别故障原因故障分析故障处理及技术要求拆装顺序安全措施及技术要求人、机、物

87油泵电机烧毁处理1、运行中油泵打不上油;2、电机外壳温度高冒烟;3、油泵电机咬死1、低电压启动电流大、转子扫堂;2、三相绕组短路；3,电机电源电压过高1、检査电源是否符合要求;2、检查电机绕组绝缘是否符合要求更换或修复1、拉开电机电源验电确认;2、拆除电机电源接线;3、拆除电机固定螺丝吊出电机1、停机、机组退出运行、拉开油压装置控制电源、电机电源;2、油压装置排气泄压退出运行:3、漏油泵投入自动位置兆欧表、组合工具、汽油、酒精、皮纸、石棉纸板等油泵烧毁处理1、运行中油泵打不上油;2、油泵电机外壳温度高;3、油泵电机咬死1、油槽油位低油泵干摩擦;2、油泵电机轴线不符合要求1、检查回油槽油位是否过低;2、检查油泵电机轴线是否符合要求更换或修复1、拉开电机电源验电,确认;2、拆除电机电源接线;3、拆除电机固定螺丝吊出电机；4,拆除油泵固定螺1、停机、机组退出运行机组退出运拉开油压装置控制电源、电机电源；2、油压装置排气泄压退出运行;3、漏油泵投入自动位置;4、作好地面卫生清洁以防滑倒兆欧表、组合工具、汽油、酒精、皮纸、石棉纸板等

88丝吊出油泵供油管路漏油1、油泵电机启动频繁;2、压カ表压カ显示下降快;3、油管路有明显漏点1、油管路法兰焊接エ艺差;2、法兰连接受カ不平成锲型;3、石棉垫破损1、检查油泵逆止阀关闭是否严密；2、油罐排油阀是否严密;3,更换法兰垫油管路、阀门1、拉开电机电源验电确认；2、油压装置排气泄压退出运行:3、打开接力器排油阀排除管路的枳油抽出油槽积油;4、达设脚手架拆除油管路1、停机、机组退出运行拉开油压装置控制电源、电机电源;2、油压装置排气泄压退出运行;3、调速系统退出运行切除调速器交直流电源；4、落下快速闸门、脚手架搭设牢固防止高空坠落物、管道清洗后用高压气吹净并做好封堵；5、作好地面卫生清洁以防滑倒组合エ具、汽油、酒精、皮纸、石棉纸板、钢管、楼梯、等百分表及表坐、万用表、频率信号发生器、钢板尺、绸布、面纱、对讲机等类别故障原因故障分析故障处理及技术要求拆装Ml序安全措施及技术要求人、机、物集油槽和漏油槽的定期淸洗、透平油的过滤1、调速系统汕压与压カ油罐压差>0.3MPa,过滤网淸洗周期短;2、油质含水分超标发污发黑1、油质氧化不够清洁、含杂质；2、集油槽不干净,滤网破损；3、未定期对透平油进行过滤,或新注入的油未过滤1、提取油样化验检查各项指标是否符合要求;2、抽出积油进行过滤再生、清洗过滤网或更换过滤网;3、用汽油彻底清洗集油槽、并用面团沾净油槽1、拉开电机电源验电确认;2、油压装置排气泄压退出运行;3、打开接カ器排油阀排除管路的积油、抽出油槽积油；4、用真空滤油机和压板滤油机对油进行再生1、停机、拉开油压装置控制电源、电机电源;2、油压装置排气泄压、退出运行；3、调速器系统退出运行；4、防止跑油、做好防火灾的安全措施:5、做好地面卫生清洁以防滑倒汽油、酒精、皮纸、电筒、内六角扳手、梅花扳手、气管漏油泵不能正常启动KLCU监控系统上位机发漏油箱油位过1、油泵电机电源不正常、PLCエ作电源不正常、传感器故1、检查油泵电机电源正常、PLC工作电源正常、出油阀位1、拉开油泵电机控制电源、电机空开电源；1、停机,拉开油泵控制电源、电机电源,验电确认；2、防止跑油,做好防火灾的安全兆欧表、组合工具、汽油、酒精、

89髙;2、漏油泵控制箱PLC故障指示红灯亮,触摸屏发油泵电机故障:3、手动启动漏油泵不能启动い早;2、油泵出油阀位置不正确,油泵电机绕组短路,外壳温度高烧电机;3、油泵电机不同心烧油泵置正确;2、油泵电机三相绕组绝缘是否合格，修复或更换电机；3、转动油泵是否咬死，更换或修复2、关闭漏油箱进、出油阀，拆除油泵电机电源接线；3、拆除油泵电机措施；3、做好地面卫生清洁以防滑倒皮纸、石棉纸板等

90第3部分励磁系统维护规程13开环试验13.1接线方式试验接线有以下两种方式:a）机端解开,系统倒送电方式。此方式使用励磁系统本身电压互感器、电流互感器、整流变压器等对励磁系统检测。发动机端出口三相解开,出口电缆或母排在试验时需带电,应采取必要的安全措施。b）用三相调压器模拟电压互感器输入及整流变输出。将机端电压互感器副边至励磁调节柜端子处引线拆除,断开整流桥交流输入开关，避免试验中电压感应至互感器或变压器原边;如果整流变副边额定电压高，试验时同步变原边输入应调整变比到较低档,保证同步变输入较低时,同步信号正常。两种方式均应解开灭磁开关出口转子电缆,接电炉或电阻器作负载（应考虑功率,一般励磁电流有0.5A以上可控硅便可靠导通），选择负载时注意容量，可控硅全开时,直流输出电压可达2倍额定励磁电压。在负载两端接入示波器，以便观测可控硅输出波形。输出最高电压超过示波器量程时，应外界衰减电阻。开环试验过程:励磁调节器各按钮处于运行位置，分别在A、B、C三个通道进行开环小电流试验，在A、B通道分别调增减按钮，可从示波器上观察到励磁输出波形。可控硅输出波形正常时为对称不缺相的六波头,目.随给定大小变化（按增磁或减磁）波形从最小到最大平滑变化，不失控。1.2安全措施灭磁开关・侧与发电机转子相连，整流桥输入侧与励磁变副边绕组相连，励磁装置运行中主回路有高电压,运行或试验时，应避免碰及主回路设备,避免电击事故。灭磁开关及相连的转子灭磁回路,大电流灭磁时有过电压产生,避免接触。维护检修必须在装置断电后进行,工作区应有醒目的警示线,防止非工作人员近日,不能合闸的断路器、灭磁开关、刀闸等应有防误合闸措施，如挂“有人工作，禁止合闸”标示牌等,防止误操作事故。

912励磁装置维护2.1维护条件检修维护时，应注意励磁系统所处条件，不同检查、维护项目在不同工作条件下进行:a）关闭励磁装置所有电源,切断所有对外电气连接;b）只供厂用电和直流电;c）开环试验条件:d）设备在运行中。2.2励磁装置维护周期励磁装置维护周期表3。表3励磁装置维护周期序a项目每季一次每年一次励磁变压器1励磁变压器检查外表灰尘、污垢、噪音检査外表灰尘、污垢、噪音励磁柜2风机检查灰尘、污垢、风カ、噪音检查灰尘、污垢、风カ、噪音3散热器空气过滤器检查灰尘、污垢、运行温度检查灰尘、污垢、运行温度4可控硅检查所有可控硅的触发回路5灭磁开关检查灰尘、触头、灭弧室等6跨接器检查灰尘、污垢检查灰尘、污垢7灭磁电阻检查灰尘、污垢检査灰尘、污垢，熔断器是否完好（仅限非线性电阻灭磁）8印制线路板检查灰尘、污垢

929功能检查通道切换（备用通道短时运行后应切回主通道运行）检查故障切换功能每季一次的检查和每年一次的检查分开进行。三个月一次的检查,无异常不做维护处理。清洁不仅仅局限仪表中描述项目,必耍时对整套励磁装置清洁,包括励磁柜体及构件等。装置投运第一年,应严格按维护周期执行,以后根据第一年观测情况作调整。如灰尘积聚很快,维护间隔还应缩短，如运行环境好,灰尘很少,维护间隔可适当延长。2.1每季一次的维护（可在维护条件d）进行）2.1.1励磁变压器检查灰尘和噪音。2.1.2功率整流检查:a）检查风机表面及叶片是否严重污损，风速是否正常，是否有不正常的噪音，噪音明显增大时应更换:b）备用风机:除常规检查外，还应切换到备用风机，坚持运行是否正常;c）检查空气过滤器,难以清洗时，应更换;d）检查散热器温度（仅限智能化功率柜），在ー定输由电压、电流及环境条件下，查看显示器温度。如温度与以前形似投机性温度有明显差异，仔细检査风机、散热器、滤尘器污垢和灰尘等。2.1.3调节器功能检查a）调节器无异常信号发出;b）测量值比较:屏上显示数据如励磁电压、电流，发电机有功、无功、电压等模拟量与控制室表计指示应在允许的误差范围内，A、B通道参数一致；c）冗余通道试验;检查三通道能正常切换，人工通道切换时，保证切换通道控制信号与运行通道一致时才能切换。正常情况下，通道切换后，机端电压或无功应无明显波动，如波动很大应迅速切回原运行通道，查找原因。2.2每年一次的维护在每季一次的维护基础上，进行每年一次的维护。一年一次维护中应特别注意灭磁开关维护,首先检查灭磁开关外表是否有污垢、损伤等，其次对经常磨损的动触点检查。如灭磁开关

93极少动作时,应进行分合操作,检查动作是否正常,防止意外卡住。2.1.1励磁变压器在工作条件a）,用干布、真空吸尘器或压缩空气清除变压器外表及导体连接处灰尘、污垢等,禁止使用任何溶剂型清洁剂。2.1.2整流器a）在工作条件b）或c）,检查风机灰尘、污垢、风速及噪音等,必要时应清洁;b）尘网。滤尘网太脏应清洁或更换;c）检查散热器温度（仅限于智能化功率柜）。在工作条件d）,在一定的火箭筒剪辑一定的输岀电压、电流下,观察显示温度，如与以前记录有明显升高，在工作条件a）,对散热器除尘、清洁。禁止使用任何溶剂型清洁剂;d）检查触发回路是否正常。正常运行时由自动检查回路持续检查监视，开环试验使拔出ー组脉冲插头,模拟脉冲故障，检测回路应能正确检测。2.4.3灭磁开关回路:a）灭磁开关:在工作条件a）检查灰尘、污垢及触点烧灼情况:用干布或毛刷清洁开关本体,检查触头,如有烧伤用细砂纸打磨;灭磁开关每次带额定级以上电流分闸后，需对灭弧室及触头检查，用压缩空气吹走弧室烟雾;b）检查螺丝连接处:在工作条件a）检查铜排螺丝连接处，与可控硅跨接器（仅非线性电阻灭磁）的连接处螺丝是否紧固;c）在工作条件a）检查山于脏物及螺丝松动带来的绝缘问题,需要可用ー块干布对连接处清洁;投运一年后对装置所有螺丝包括接线端子进行紧固,以后可以每隔四年举行ー次。2.4.4调节器a）在工作条件a）检查印制线路板是否清洁,用压缩空气清洁线路板；b）检查线路板上插拔元器件管脚、插头连接处是否有灰尘。用压缩空气或真空吸尘器清洁,禁止使用任何溶剂型清洁剂。2.4.5调节器功能检查在工作条件d）,检查控制面板信号、IOP显示值、备用通道是否正常。

942.4.3开环试验励磁装置开环试验,检查励磁输出波形是否正常,对照电气图册及有关试验稳当,模拟控制回路,模拟输入、输出信号等。3故障处理3.1故障处理条件故障处理前先阅读1.2安全措施,更换装置器件,必须切断励磁电源及与外界的电气连接,保证人身及设备安全。禁止带电插拔器件。ー些对静电感应敏感的器件如CMOS器件,受到静电放电，极易损坏，避免碰及，更换时先关断电源，操作时手腕带供放电用的护套。紧急情况下，操作前可用手先触摸柜体中不带油漆的金属部分，减小手中静电对器件的损坏。3.2故障处理3.2.1PT故障“PT故障”:显示屏弹出报警画面并闪烁报警，励磁系统向监控系统发出对应“PT故障”信号。故障发生在当前运行通道时,调节器会自动切换到备用通道运行。PT故障一般山PT三相不平衡引起的。若A通道的PT故障,先检查调节柜对外接线端子排上.输入的1PT三相电压是否平衡,若不平衡,则故障出在励磁柜外，应检查IPTd高压侧保险是否完好或各接线端子是否接触良好;若三相电压平衡则说明故障在励磁柜内，应检查1PT信号内部接线是否接触良好、采集1PT信号模拟量测量模块是否损坏。B通道PT故障处理方法与A通道类似，按照上述方法，对应检査2PT电压信号。3.2.2交流电源消失“交流电源消失”:显示屏弹出故障报警画面并闪烁报警。先检查厂用电供电回路交流断路器是否合上,如合上故障仍存在，应检查两段厂用电是否送到励磁屏。3.2.3直流电源消失“直流电源消失”:显示屏弹出故障报警画面并闪烁报警。若直流220V操作电源确实消失，显示“24V电源故障”，先检査接入电源回路熔丝对外接线是否有220V宜流电压，若没有则是励磁柜外原因:若有,先检查该两个熔丝是否完好，若完好则应参照图纸检查直流操作电源监视继电器是否故障,若动作线圈损坏或对应节电粘连,也会发出“直流电源消失”信号。若熔

95丝熔断,应更换（更换前,确保励磁系统操作回路无短路现象）。3.1.1过压保护动作“过压保护动作”:包括正向过电压保护动作和反向过电压保护动作。显示屏闪烁报警。过压保护装置主要是通过ZNO来吸收各种情况下转子上可能产生的正、反向过电压。出现“过压保护”信号后,检查ZNO电阻串联熔断器，若熔断器指示点已弹出则更换，并检查串联ZNO电阻是否完好。为准确记录过压保护动作次数,计数器不能随意清零。3.1.2逆变灭磁失败“逆变灭磁失败”是指发电机在解列的情况下，励磁装置在接收到停机令10秒内,机端电压还大于10%额定机端电压。调节器在发“逆变灭磁失败”的同时，会发信号去跳灭磁开关灭磁。3.1.3起励失败“起励失败”是指从自动起励开始,10秒钟内机端电压还小于10%额定机端电压。先检查调节器在起励前是否处于正常准备开机状态，如功率柜交、直流刀闸、灭磁开关、PT高压侧刀闸、起励电源开关均合上且无停机信号。（此时也可以重新给调节器ヒー次电,重新预置）再检查是否有起励电源，PT保险是否熔断，PT回路接线是否松动。如这些都正常,另换ー个通道起励，如可以正常起励则是调节器通道内原因。如不能正常起励则应检查起励回路、脉冲公共回路、可控硅整流器、转子回路是否有接地或短路等。若调节器没有发“起励失败”,机组仍无法自动起励,可在离磁盘起励或远方人工起励。无法自动起励应检查“机组95%转速令”及“投励磁令”信号是否正常送入励磁盘,上述信号接点是否有抖动等。若远方近方均不能人工起励,应检查机组频率是否达到45Hz以上。若励磁装置已有励磁电流输入发电机励磁绕组，机组仍不能建压，应考来是否存在机组起励电流不够,可以适当调节起励限流电阻，加大起励电流试验和检查。3.1.4灭磁开关误分“灭磁开关误分”是指发电机并网情况ド，人为误操作或灭磁开关分闸系统误跳开灭磁开关,励磁系统自动检测到此故障信号，输出接点信号驱动发电机保护跳开机端出口断路器，将机组解列。显示屏弹出故障报警画面并闪烁报警，历次系统也将向监控系统发出对应的“灭磁开关误分”输出接点信号。一般为误操作引起,在排除人为误分灭磁开关的可能后,着重检查远方灭磁开关分闸命令是否误动。也存在励磁装置自检灭磁开关位置接点误动或接触不良,造成误判断可能,应检查对应灭磁开关辅助接点。3.1.5过励保护

96“过励保护”是指励磁电流超过了额定励磁电流2〜3倍,可能是转子短路或励磁失控引起的。过励保护动作时，励磁装置发出命令给发电机保护跳发电机断路器和灭磁开关。过励保护动作值设定为额定励磁电流的2-3倍。“过励保护”动作时,应对转子回路和励磁系统全面检查。先确定转子回路有无短路，功率柜可控硅和快熔、灭磁柜非线性电阻和快熔是否损坏:再用小电流试验检查励磁系统是否工作正常，开机前应该着重检查PT、励磁变副边同步变，确认回路和相位正常。若不能找出故障原因就不能开机起励。3.1.124VI(II)段故障“24VI(II)段故障”是指由同步变提供的24V电源故障。显示“24V电源故障”并闪烁报警。查对应开关电源模块输入输出，确定电源模块是否损坏后处理。3.1.2通讯故障励磁装置挺小故障是指各智能单元与L.O.U或IPC之间通讯故障,包括:“A套调节器通讯故障”、“B套调节器通讯故障”、“1(2、3、4)耗功率柜通讯故障”、“灭磁柜通讯故障”、“智能!Z〇板通讯故障”等。故障时，智能显示屏有“天线故障”闪烁报警。发生与A套调节器的通讯故障,智能显示屏出现“CHA站故障”报警。通讯故障是受到外界电磁干扰所致,重现上电复位后即可恢复。若单元之间引线松动或接口损坏造成,查相应通讯引线是否接好、接口模块是否工作正常。

97第4部分变压器检修工艺规程1总则1.1一般规定a）变压器检修必须坚持‘’应修必修、修必修号”原则,坚持计划性检修与状态检修相结合原则;b）加强检修管理,建立健全安全生产责任制,确保检修工作安全、优质、高效;c）严格执行“三级验收制度”,加强质量管理。1.2变压器技术规范2.2.I主变压器主变压器技术规范见表1。表1主变压器技术规范项目单位技术参数型式三相双绕组油浸风冷户外升压变压器型シLSF10-6300/35额定容量kVA6300额定频率Hz50相数相3线圈数个2额定电压高压kV38.5±(2X2.5)%低压kV6.3额定电流I';]压A94.5低压A577.4阻抗电压%7.4%空载电流%0.22空载损耗kW5.82负载损耗kW37.137

98接线组别YN,dll中性点接地方式中性点不接地环境温度℃油面温升℃冷却方式油浸冷风制造厂家银河科技柳州特种变压器有限责任公司出场日期2006-1投运时间2006-111.2.2主变压器分接头主变压器分接头技术规范见表2〇表2主变压器分接头技术规范分接档位触头连接高压侧低压侧电压（V）电流（A）电压（V）电流（A）12-34042023-43946034-53850094.56300577.5845-63754056-7365802主变压器的检修间隔、项目及工期1.1主变压器检修间隔及工期1.1.1主变压器检修间隔及工期见表3,表3主变压器检修间隔及工期设备名称大修小修维护临修主变压器间隔（年）工期（天）间隔（年）工期（天）视具体情况而定6-1020每年一次32.1.2出现F列特殊故障必须停电检修a）主变一般在投运后3~5年内大修;

99b）防爆管或压カ释放阀动作喷油;C）套管严重破裂和放电;d）绝缘油试验数据严币:超标,经分析判断有内部故障;e）瓦斯保护动作,根据气体性质判断有内部管制;f）经试验判断有内部故障。1.1变压器检修项目2.2.1主变压器检修项目分标准项目、特殊项目及重大项目,见表4。表4主变压器检修项目序号部件名称标准项目特殊项目重大项目1外壳和绝缘油1检查和清扫外壳,消除渗油、漏油；2检查和清扫油保护装置;3根据油质情况,过滤或再生绝缘油；4检查接地装置；5外壳油漆1更换绝缘油；2拆散散热器补焊并做油耐压试验；3更换散热器2铁芯1吊芯或吊罩检查;2检查铁芯、铁壳接地情况及穿芯螺丝决议；3检查及清理绕组及绕组压紧装置、垫块、引线各部螺丝、油通道及接线板等1外壳补焊或吊芯；2更换或修理绕组；3修理铁芯；4绕组干燥全部更换绕组或铁芯3冷却系统!检查风扇电动机及控制回路；2检查清理冷却器；3消除渗漏!更换冷却器;2改变冷却方ま4分接头切换装检查修理分接头切换装置，包更换切换装置

100置括动、静触头及传动机构5套管1检查并清扫套管；2检査充油式套管油质!更换套管；2套管解体检修6附属设备!检查及调整测温装置；2检查空气干燥器及除潮剂；3检查清扫油位计；4保护检验;5预防性试验;6检查并清扫与变压器连接的电器设备3变压器检修计划、备品配件准备工作2.1主变压器检修技术文件收集a）检修项目任务书;b）检修施工进度表;c）特殊项目技术措施和总结;d）检修安全、组织、技术措施;e）检修材料计划、预算与合同;f）检修工时、材料消耗统计资料；g）检修前后电气试验报告；h）保护、热工仪表及自动装置检验报告;i）油化验报告；j）上次检修总结。2.2变压器检修施工程序3.2.I变压器检修施工程序见图1«

101♦—aWaiM■■■■■■■■HU■mOOEBIHailMI现场勘察,修订措施,检修规程编制检修计划人譽场工具品”就位办理工作".主变停运做修前试验办理工作为セ主变停运做修前试d办理工作票,做修前试验办理工作票,主变停运做修前试ボ办理工作票,',主变停运做修前试验组件，し拆卸散热器、1国油器、储油柜排油散热器、iう泡器、储油柜拆除用盖板密ル主变本体及组件进出油口拆除主变,ラ低及中性占套管

102吊装散热减净油器、储油柜小胶囊储も柜注入合格变压器瓦斯继电《套管排油

103融;典製記留整標按储油柜形式注油至油位指示器2/3处检修规程待油静止ル小时后做变压器整体试验高、低压引风扇、联片恢复测温保・，装置冋装电缆连接各部检查、试验发电机对狂变压器递升加压试验全电压磊试验带负荷试验试运行'72小时清扫现场办理交接手续变压.检修总结报告图1变压器检修施工流程图4变压器检修施工管理2.1检修前准备3.1.1查阅档案了解变压器运行状况a）运行中发现的缺陷和异常（事故）情况,出口短路次数和严重程度;b）负载、温度和附属装置运行情况;c）查阅上次检修总结和技术档案;d）查阅试验记录（包括油化验和色谱分析）,了解绝缘状况。4.1.2检查渗油部位并作标记；

1044.1.3检修前试验,确定附加检修项目;5.1.4编制检修技术、组织措施计划a）人员组织及分エ;b）施工项目及进度表；c）特殊项目施工方案；d）确保施工安全、质量技术措施和现场防火措施；e）主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表；f）绘制施工定制图。6.1.5施工场地要求a）变压器检修,如条件许可，尽量在发电厂或升压站检修间内检修；b）施工现场无检修间时,可在现场进行变压器检修,需做好防雨、防潮、防尘和消防措施,注意与带电设备保持安全距离，准备充足的施工电源及照明,安排好储油容器、大型机器、拆卸附件的放置地点及消防器材合理布置等。7.2变压器解体检修鉴定4.2.1排油规定a）检查清扫油罐、油桶、管路、滤油机、油泵等，保持清洁干燥，无灰尘杂质和水分；b）排油时，必须将变压器和油罐放气孔打开,放气孔宜接入干燥空气装置,防止潮气屈辱;c）储油柜内油不需放出时，将储油柜下面阀门关闭、油箱内变压器油全部放出;d）利用本体箱盖阀门或气体继电器联管处阀门安装抽真空关，真空注油拆除;e）经压板滤油机，向变压器油箱内注油（220kV变压器用真空滤油机注油）。5.2.4注油规定a）220kV变压器必须真空注油，其他变压器有条件也应真空注油，真空注油应执行制造丿.规定:b）试抽真空检查油箱强度,局部弹性不应超过箱壁厚度的2倍,检査真空系统密封性。4.2.3注油方式a）匀速抽真空,达到指定真空并保持2小时后,开始向变压器油箱内注油（一般抽真空时间=1/3〜1/2暴露空气时间）,以注油温度略高于器身温度:b）以3t/h〜5t/h的速度将油注入变压器距向定约200mm时停止，并继续抽空保持4h以上;

105c）变压器补油;变压器经真空注油后补油时，需经储油柜注油管注入,严禁从下部油门注入，注油时应使油缓慢注入至规定油面为止,再静止12h；d）胶囊式储油柜补油1）胶囊排气;打开储油柜派气孔,由注油管将油注满储汕柜,直至排气孔出油，关闭油管和排气孔;2）从变压器F部油门排油，此时空气吸湿器自然进入储油柜胶囊内部，至油位计指示正常油位为止。e）隔膜式储油柜补油1）注油前先将磁力油位计调整至零位,然后打开隔膜上的放气塞,将隔膜内气体排除，再关闭放气塞；2）由注油管向隔膜内注油达到比指定油位稍高，再次打开放气塞充分排除隔膜内气体，直到向外溢油为止；3）发现储油柜下部集气盒油标指示有空气时,应用排气阀排气；4）油位低时的补油,利用集气盒下部注油管接至滤油机，向储油柜内注油，注油过程中发现集气盒中有空气时应停止注油,打开排气阀向外排气，如此反复,直至储油柜油位达到要求为止。f）油位计带有小胶囊时储油柜的注油1）变压器大修后储油柜未加油前,先对油位计加油，此时须将油表呼吸塞及小胶囊室塞打开，用漏斗从油表呼吸塞座处徐徐加油，同时用手按动小胶囊，将囊中空气全排出;2）打开油表放油螺栓，放出油表内多余油量（看到油表油位即可），然后关上小胶囊室塞，注意油表呼吸塞不要拧得太紧,保证油表内空气自由呼吸。4.2.4变压器油处理4.2.4.1压カ滤油a）用压カ式滤油机过滤油中水分和杂质,为提高滤油速度和质量,可将油加温至50〜6（TC；b）滤油机使用前先检查电源,滤油机及滤网是否清洁,框板是否装有干燥滤油纸,转动方向是否正确，外壳有无接地，压力表指示是否正确;c）启动滤油机应先开出油阀门,后开进油阀门，停止时操作顺序相反,当装有加热器时,先启动滤油机,当油流通过后,再投入加热器,停止时操作顺序相反;滤油机压カー般为0.25MPa〜0.4MPa,最大»〇.5MPa.4.2.4.1真空滤油采用真空滤油机进行油处理，其系统连接及操作注意事项参照使用说明书。

1064.2.5解体检修注意事项a）拆卸的螺栓等零件应清洗干净分类妥善保管，如有损坏应检修或更换;b）拆卸时，首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件，组装时顺序相反；c）散热器、压カ释放阀（或安全气道）、净油器及储油柜等部件拆下后，应用盖板密封，对带有电流互感器的升高座应注入合格变压器油（或采取其他防潮密封措施）；d）套管、油位计、温度计等易损部件拆下后应妥善保管,防止损坏和受潮。电容式套管应垂直放置；e）组装后要检查散热器、净油器和气体继电器阀门,按规定开启或关闭；f）对套管升髙座、上部管道孔盖、散热器和净油器登上部的放气孔应多次排气，直到排尽为止，并重新密封好擦净油污；g）拆卸无励磁分接开关操作杆时，应记录分接开关位置，做好标记；拆卸有载分接开关时,分接头应置于中间位置（或按制造厂规定执行）；h）组装后的变压器各零部件应完好无损。4.2.6解体注意事项a）办理工作票、停电，拆除变压器外部电气连接引线和二次结线，进行检修前检查和试验;b）部分拍油后拆卸套管、升高座、储油柜、冷却器、气体继电器、净油器、压カ释放阀（或安全气道）、联管、温度计等附属装置,并分别校验和检修,在储油柜放油时应检查油位计指示是否正确;C）排出全部油并处理:d）拆除无励磁开关操作杆,拆卸中腰法兰或大盖连接螺栓后吊钟罩（或器身）；e）检査器身状况,进行各部件紧固并测试绝缘；f）更换密封胶垫、检修全部阀门，淸洗、检修铁芯、绕组及油箱。g）起事注意事项1）起重应分工明确,专人指挥，有统ー信号；2）根据变压器钟罩（或器身）重量选择起重工具，包括起重机、钢丝绳、吊环、U形挂环、千斤顶、枕木等；3）起重前应先拆除影响起重的各种零件；4）如吊器身，应先紧同器身有关螺栓；5）起吊年、变压器整体或钟罩（器身）时,钢丝绳应分别挂在专用起吊装置上，遇棱角处

107应放置衬垫；起吊100mm左右时应停留检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后再继续起吊;6）起吊时钢丝绳夹角キ60°,否则应采用专用吊具或调整钢丝绳套;7）起吊或落回钟罩（或器身）时,四角应系缆绳,专人扶持,保持平衡；8）起吊或降落速度均匀，掌握好重心，防止倾斜；9）起吊或落回钟罩（或器身）时，应使高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁间保持一定间隙，防止碰伤器身；10）起吊或落回钟罩（或器身）受条件限制,起吊后不能移动而需在空中停留时，应采取支撑等防止坠落措施；11）吊装套管时,其斜度应与套管升高座斜度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止倾倒损坏瓷件；12）采用汽车吊起重时，应检查支撑稳定性，注意起重臂伸张角度、回转范围与临近带电设备安全距离,设专人监护。4.2.7组装规定a）装回钟罩（或器身）紧固螺栓后按规定注油;b）适量排油后安装套管，并接好内部引线，二次注油；C）安装冷却器等附属装置;d）整体密封试验;e）注油至规定油位线;f）大修后进行电气和油试验。4.3变压器检修エ艺及质量标准4.3.1器身检修4.3.1.1吊钟罩（或器身）一般宜在室内进行,以保持器身清洁;如在露天进行时,应选在无尘土飞扬及其他污染的晴天进行;器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定:空气相对湿度《65%为16小时；空气相对湿度W75%为12小时；器身暴露时间是从变压器放油时起至开始注油时为止;如暴露时间超过上述规定，宜接入干燥空气装置施工；4.3.1.2器身湿度应不低于周围环境稳定，否则应用真空滤油机循环加热油，将变压器加热，使器身温度高于环境温度5c以上;4.3.1.3检查器身时，应专人进行,穿专用检修工作服和鞋，并戴清洁手套，寒冷天气还应戴ロ罩，照明采用低压行灯；

1084.3.1.4进行器身检查所使用的工具由专人保管并编号登记,防止遗留在油箱内或器身上；进入变压器油箱内检修时,须考虑通风，防止工作人员窒息。4.3.2绕组检修绕组检修工艺质量标准见表5〇表5绕组检修工艺检修エ艺质量标准1.1围屏清洁无破损，绑扎紧固完整，分接引线出口处封闭良!检查相间隔板合围平好，围屏无变形、发热和树枝状放电痕迹；（宜解开以相）有无破损、1.2围屏起头应放在绕组垫块上，接头处一定要错开搭接,并变色、变形、放电痕迹，防止油道堵塞;如发现异常应打开其他两1.3检查支撑围屏长垫块应无爬电痕迹,若长垫块在中部高场相围屏检查强区时,应尽可能割短相间距离最小处的辐相垫块2~4个;1.4相间隔板完整并固定牢固

1092检查绕组表面是否淸洁,匝绝缘有无破损2.1绕组应清洁，表面无油垢，无变形:2.2整个绕组无倾斜、位移,导线辐向无明显弹出现象3检查绕组各部垫块有无位移和松动情况各部垫块排列整齐,辐向间距相等,轴向垂直，支撑牢固又适当压カ，垫块外露出绕组的长度至少应超过绕组导线厚度4检查绕组绝缘有无破损、油道有无被绝缘、油垢或杂物（如硅胶粉末）堵塞,必要时用软毛刷（或绸布、泡沫塑料）轻轻擦拭,绕组线匝表面如有破损,裸露导线处应包扎处理4.1油道保持畅通，无油垢及其他杂物寄存;4.2外观整齐清洁，绝缘及导线无破损:4.3特别注意导线统包绝缘,不可将油道堵塞，防局部发热、老化5用手指按压绕组表面检査绝缘状态绝缘状态可分为:ー级绝缘:绝缘仍有弹性，手按压后无残留变形，良好；二级绝缘:绝缘仍有弹性，手指按压时无裂纹、脆化,合格;三级绝缘:绝缘脆化，呈深褐色，手按压时有少量裂纹和变形，勉强可用；四级绝缘:绝缘严重脆化,呈黑褐色,手指按压时酥脆、变形、脱落，甚至可见裸露导线，不合格4.3.3引线及绝缘支架检修引线及绝缘支架检修エ艺质量标准见表6。表6引线及绝缘支架检修エ艺质量标准检修エ艺质量标准1检查引线及引线锥绝1.1引线绝缘包扎应完好，无变形变脆,引线无断股卡伤；缘包扎有无变形、变脆、1.2对船缆引线，为防止引线与套管的导管接触处产生分流烧破损,引线有无断股,引伤，应将引线用白布带迭包ー层；220kV引线接头焊接处去毛刺,线接头处焊接情况是否良表面光洁,包金属屏蔽层后再加包绝缘;

110好,有无过热1.3早期采用锡焊的引线接头应尽可能改为磷铜或银焊接;1.4接头表面应平整、清洁、光滑无毛刺,不得有其他杂质;1.5引线长短使用，不应扭曲;1.6引线绝缘厚度，应符合规定2检查绕组至分接开关引线,其长度、绝缘包扎厚度、引线接头的焊接（或连接）、引线对各部位绝缘距离、引线固定情况是否符合要求质量标准同1,分接引线对各部绝缘距离应满足要求3检查绝缘支架有无松动和损坏、位移,检查引线在绝缘支架内固定情况3.1绝缘支架应无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤;3.2绝缘支架与铁夹件的固定钢螺栓，绝缘件与绝缘支架的固定绝缘螺栓均有防护措施（220kV级变压器不得应用环氧螺栓）；3.3绝缘夹件固定引线处应垫家绝缘，防卡伤引线绝缘;3.4引线固定用绝缘夹件的间距,应考虑在电动カ作用下，不致发生引线短路4检查引线与各部位间绝缘距离4.1引线与各部位间绝缘距离，根据引线包扎绝缘的厚度不同而异，但应小于有关规定;4.2大电流引线（铜排或铝排）与箱壁间距，一般应防漏磁发热，铜（铝）排表面应包扎ー层绝缘。以防异物短路或接地4.3.4铁芯检修铁芯检修工艺质量标准见表7。表7铁芯检修工艺质量标准检修エ艺质量标准!检查铁芯表面是否平整,有无片间短铁芯应平整，绝缘漆膜无脱落，叠片紧密,边侧路或变色、放电烧伤痕迹，绝缘漆膜有无硅钢片不应翘起或成波浪状，铁芯各部表面无油

111脱落,上铁规顶部和下铁瓶底部是否有油垢杂物,用洁净白布或泡沫塑料擦拭,若叠片有翘起或不规整之处，用木锤和铜锤敲打平整垢和杂物,片间无短路、搭接现象,接缝间隙符合要求2检查铁芯上下加建、方铁'绕组压板紧固程度和绝缘状况，绝缘压板有无爬电烧伤和放电痕迹。为方便监测运行中铁芯绝缘状况,大修时在变压器箱盖上加装ー小套管，将铁芯接地线（片）引出接地2.1铁芯与上下夹件、方铁、压板、底脚板间保持良好绝缘:2.2钢压板与铁芯间耍有明显的均匀间隙:绝缘压板应保持完整、无破损和裂纹,有适当紧固度:2.33钢压板不得构成闭合回路，应有一点接地:2.4打开上夹件与铁芯间连接片和钢压板与上夹件连接片后,测量铁芯与上下夹件间和钢压板与铁芯间绝缘,与历次试验比较应无明显变化3检查压钉、绝缘垫圈接触情况，用专用扳手逐个紧固上下夹件、方铁、压钉等各部位紧固螺栓螺栓紧固,夹件匕正、反压钉和锁紧螺帽无松动，与绝缘垫圈接触良好,无放电烧伤痕迹，反压钉与上夹件有足够距离4用专用扳手紧固上下铁芯穿心螺栓,检査与测量绝缘穿心螺栓紧固,绝缘电阻与历次试验比较无明显变化5检查铁芯间和铁芯与夹件间油路油路应通畅,油道垫块无脱落和堵塞，排列整齐6检查铁芯接地片连接及绝缘铁芯只允许一点接地，接地片用厚0.5nun、宽キ30mm的紫铜片，插入3〜4级铁芯间,对大型变压器插入深度480mm,外露部分应包扎绝缘，防止铁芯短路7检查无孔结构铁芯拉板和钢带应紧固并有足够机械强度，绝缘良好不构成环路,不与铁芯接触8检查铁芯电场屏蔽绝缘及接地绝缘良好，接地可靠4.3.5油箱检查油箱检査エ艺质量标准见表8。

112表8油箱检修工艺质量标准检修エ艺质量标准1对油箱焊点、焊缝中砂眼等漏点补焊消除箱底漏点2清扫油箱内部,清除箱底油污杂质油箱内部洁净,漆膜完整3清扫强油循环管路,检查导向绝缘管连接是否牢固,表面有无放电;打开检查孔,清扫联箱和集油盒内杂质强油循环管路内部期间,导线管连接牢固，绝缘管表面光滑,漆膜完整、无破损、无放电现象4检查钟罩（或油箱）法兰结合面是否平整，发现沟痕，应补焊磨平法兰结合面清洁平整5检查器身定位钉防止定位钉造成铁芯多点接地,定位顶无影响可不退出6检查磁（电）屏蔽装置，有无松动放电,固定是否牢固磁（电）屏蔽装置固定牢固无放电痕迹,可靠接地7检查钟罩（或油箱）密封胶垫、接头是否良好，接头处是否放在油箱法兰直线部位胶垫接头粘合牢固,放置在油箱法兰直线部位两螺栓中间，搭接面平放,搭接面长度不少于胶垫宽度2〜3倍,胶垫压缩量为其厚度的1/3左右（胶棒压缩量为1/2左右）8检查内部油漆,局部脱漆盒锈蚀部位应重新补漆内部漆膜完整，附着牢固4.4附属设备检修工艺及质量标准4.4.1冷却装置（散热器）检修冷却装置（散热器）检修エ艺及质量标准见表9。表9冷却装置（散热器）检修エ艺及质量标准检修エ艺质量标准!采用气焊或电焊渗漏点补焊焊点准确,焊接牢固,严禁焊渣掉入散热器内2带法兰盖板的上、下油室应打开法兰盖板,清扫油室内焊渣、油垢,更换胶垫上、下油室内部洁净，法兰盖板密封良好

1133清扫散热器表面,油垢严重时可用金属洗净剂（去污剂）前タ,用清水冲净晾干,清洗时管接头应可靠密封,防止进水表面洁净4用盖板建接头法兰密封，加油压试漏试漏标准:片状散热器0.05MPa〜0.IMPa、10h管状散热器0.IMPa-O.15MPa>10h5用合格变压器油对内部循环冲洗内部清洁6重新安装散热器6.1注意阀门开闭位置,阀门安装方向统ー;指示开闭的标志明显、清晰6.2安装好散热器,拉紧钢带4.4.1套管检修4.4.24.2.1压油式套管检修压油式套管（与本体油连通的附加绝缘套管）检修エ艺及质量标准见表10。表io油式套管检修工艺及质量标准检修エ艺质量标准1检查瓷套有无损坏瓷套清洁、无放电痕迹、无裂纹、裙边无破损2套管解体时，依次对角松动法兰螺栓防止松动法兰时受カ不均损坏套管3拆卸究套前线轻轻晃动，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4拆导电杆和法兰螺栓前，应防止导电杆摇晃损坏瓷套，拆下的螺栓应淸晰，丝扣损坏的应更换或修整螺栓和垫圈的数量要补齐，不可丢失5取出绝缘筒（包括带覆盖层的导电杆）,擦除油垢,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）妥善保管,防止受潮和损坏6检查瓷套内部，并用白布擦拭;套管外侧根瓷套内部清洁,无油垢，半导体漆喷涂均匀

114据情况喷涂半导体漆7有条件时,将拆下的瓷套和绝缘件送入干燥室轻度干燥后再组装干燥温度70℃~80℃,时间不少于4h,升温速度不超过10'C/h,防止瓷套裂纹8更换新胶垫,位置放正胶垫压缩均匀,密封良好9将套管垂直放置于套管架上,组装时与拆卸注意绝缘筒导电杆相互位置，中间应有固定圈防顺序相反止窜动,导电杆应处于瓷套中心4.4.2.2充油套管检修工艺质量标准见表11。表1I油套管检修工艺及质量标准检修エ艺质量标准1更换套管油1.1放出套管中的油1.1放尽残油1.2用真空滤油机加热器（60C〜70℃）循环1.2至少循环三次,将残油及其他杂质冲出冲洗后放出1.3油质应符合GB7665-87规定1.3注入合格变压器油2套管解体2.1放出内部的油2.1放尽残油2.2拆卸上部接线端子2.2妥善保管，防止丢失2.3拆卸油位计压盖螺栓，取下油位计2.3拆卸时,防止玻璃油位计破损2.4拆卸上瓷套与法兰连接螺拴，轻轻晃动后，2.4不要碰坏瓷套从下上瓷套2.5垂直放置,不得压坏或变形2.5取出内部绝缘套2.6分解导电杆底部法兰螺栓时,防止导电杆2.6拆卸下瓷套与导电杆连接螺栓，取下导电晃动,损坏瓷套杆和下瓷套3检修与清扫3.1妥善保管，防止受潮3.1所有卸下的零部件应妥善保管，组装前应3.2绝缘筒应清洁无起层、漆膜脱落和放电痕擦拭干净迹,绝缘良好3.2绝缘筒应擦拭干净,如绝缘不良，可在3.3瓷套内外表面应清洁、无油垢、杂质，瓷

11570℃〜80℃温度下干燥24h〜48h质无裂纹,水泥填料无脱落3.3检查瓷套内、外表面并清扫干净,检查铁3.4银粉刷涂应均匀,并沿纵向留一条30mm宽瓷结合处水泥填料有无脱落透明带,以监视油位3.4为防止油劣化,在玻璃油位计外表涂刷银粉3.5更换各部法兰胶垫3.5胶垫压缩均匀,各部密封良好4套管组装4.1导电杆应处于瓷套中心,瓷套缝隙均匀,防4.!组装与解体顺序相反止局部受力瓷套裂纹4.2组装后注入合格变压器油4.2油质应符合GB7665-87规定4.3绝缘试验4.3按电カ设备预防性试验标准进行