水电站检修规程(1)

广东韶能集团耒阳电力实业有限公司 耒中水电站

检 修 规 程

二0一四年四月

批准：李星龙 审核：黄小亚

编写：黄小亚 李育平 管品华 刘经纬

目 录

总则……………………………………………………………………11 水轮发电机维维护及大、小修项目及标准…………………………1l 水轮机、发电机维护检查项目及质量标准…………………………11 水轮机、发电机小修项目及质量标准………………………………l2 水轮机、发电机大项目及质量标准…………………………………l3 2.3.1转轮及主轴………………………………………………………13 2 3 2导水机构…………………………………………………………l3 2.3 3水轮机导轴承……………………………………………………14 2 3 4流道及排水阀……………………………………………………14 2.3.5推力轴承与导轴承………………………………………………14 2 36机组轴线…………………………………………………………l5 2 3 7转子………………………………………………………………l5 2.3.8定子及机架………………………………………………………l5 2.3.9发电机的辅助设备………………………………………………l5 3水轮机检修工艺……………………………………………………l5 3.1 水轮机空蚀……………………………………………………… 15 3.1.1 空蚀的检查及测量…………………………………………… l5 3.1.2气蚀及磨损的焊补………………………………………………16 导水机构的检修…………………………………………………… 16 3.2.1导水机构常见故障…………………………………………… 16 3.2.2导叶轴套的处理……………………………………………… 16 3.2.3导叶传动机构的修理………………………………………… 17 3 3机组轴承的检修………………………………………………… l7 3.3.1轴承的常见损坏……………………………………………… l7 3. 3. 2轴承的检修…………………………………………………… 18 3.3 .3推力轴承检修工艺要求……………………………………… 18 3 .3 .4导轴承检修工艺要求………………………………………… 20

3 .4转轮检修………………………………………………………… 22 3.4 .1定期检查……………………………………………………… 22 3.4 .2转修……………………………………………………… 22 3.4 .3叶片的安装…………………………………………………… 23 3.4.4油压试验……………………………………………………… 24 3.4.5转轮吊装……………………………………………………… 25 3.5接力器检修……………………………………………………… 25 3.6轴线检查及调整………………………………………………… 26 3 .7主轴密封的检修………………………………………………… 26 3.7 .1主轴检修密封安装应符合下列要求………………………… 26 3 .7 .2主轴工作密封安装应符合下列要求：……………………… 26 4发电机检修…………………………………………………………27 4. l定子检修…………………………………………………………27 4.1.1检修一般工艺要求……………………………………………27 4 1 2定子检修工艺检修……………………………………………27 4.1.2.1机械部分检修……………………………………………… 27 4.1.2.2发电机总体装复工艺要求………………………………… 28 4.1.2.3电气部分检修……………………………………………… 28 4.2转子检修工艺要求…………………………………………… 29 4.2.1机械部分检修……………………………………………… 29 4.2.2电气部分检修……………………………………………… 31 4.3投运系统检修工艺要求……………………………………… 31 4.4发电机总体装复工艺要求…………………………………… 31 4 .5空气冷器系统检修工艺要求………………………………… 32 4.6授油器及操作检修……………………………………… 32 4.6.1授油器检修工艺…………………………………………… 32 4.6. 2操作检修工艺………………………………………… 33 5油压装置检修………………………………………………… 33 5.1检修与调试的质量控制要点……………………………… 33 5 .2调速器检修……………………………………………… 34

5.2.1拆卸时注意事项…………………………………………………… 34 5 .2.2装配时注意事项………………………………………………… 34 5 .3调试………………………………………………………………… 34 5.3.1验调整机械零位…………………………………………………… 34 5.3.2调整开关时间……………………………………………………… 35 5.3.3导叶行程传感器的调整…………………………………………… 35 5.4调速器机械部分调整试验的质量控制要点………………………… 35 5 .5调速器电气部分检查与调整的质量控制要点……………………… 35 5 .6调速系统整体调整和模拟试验的质量控制要点…………………… 35 6断路器检修……………………………………………………………… 36 6. l六氟化硫断路器……………………………………………………… 36 6.1.1检修环境…………………………………………………………… 36 6.1.2六氟化硫断路器的组装，应符合下列要求……………………… 36 6.1.3检修完毕验收时，应进行下列检查……………………………… 37 6.1.4六氟化硫气体管理及充注………………………………………… 37 6.2真空断路器…………………………………………………………… 38 6.2.1真空断路嚣的安装与调整………………………………………… 38 6.2.2检修完毕验收时，应进行下列检查……………………………… 39 6.3隔离开关的检修……………………………………………………… 39 6.3. 1隔离开关的检修要点……………………………………………… 39 6.3 .2隔离开关的检修周期……………………………………………… 39 6 .3 .3隔离开关的检修项目………………………………………………39 6. 3. 4隔离开关的调整……………………………………………………40 7励磁系统检修及调试……………………………………………………4l 7.1小修项目………………………………………………………………4l 7.2大修项目………………………………………………………………41 7.2.1常规大修项目………………………………………………………41 7 .2.2励磁系统检修试验项目……………………………………………42 7 .2.2.1机组启动前励磁系统检修试验项目…………………………… 42 7 .2.2.2机组启动励磁系统检修试验项目……………………………… 43

8 变压器检修及调试…………………………………………………… 44 8. l变压器的大修周期及项目…………………………………………… 44 8 .1. 1变压器的大修周期………………………………………………… 44 8. 1. 2变压器的大修项目………………………………………………… 44 8.2变压器大修前准备工作及工艺要求………………………………… 45 8.2.1变压器大修前的准备工作………………………………………… 45 8 .2.2大修现场条件及工艺要求………………………………………… 45 8.2 .3现场起重注意事项………………………………………………… 46 8.3变压器的大修………………………………………………………… 47 8.3.1大修工艺流程……………………………………………………… 47 8.3.2绕组检修…………………………………………………………… 47 8.3.3引线及绝缘支架检修……………………………………………… 47 8.3.4铁芯检修…………………………………………………………… 48 8.3.5油箱检修…………………………………………………………… 48 8.3.6整体组装…………………………………………………………… 49 8.3.7真空注油…………………………………………………………… 49 8.4变压器干燥……………………………………………………………49 8.5滤油……………………………………………………………………50 8 .5 .1压力式滤油…………………………………………………………50 8.5.2真空滤油…………………………………………………………… 51 8.6变压器的小修………………………………………………………… 51 8.6.1变压器小修项目…………………………………………………… 51 8.6.2变压器附件的检修………………………………………………… 52 9起重机的检修………………………………………………………… 53 9.1定期性检查………………………………………………………… 53 9.2机组大修前检查…………………………………………………… 53 9.3起重工具检查和试验周期及质量标准…………………………… 53

1总则

1.1为了保证公司设备完好率，提高设备利用小时，保证检修质量，制定本 规程。

1. 2本规程适用于耒中公司主要设备的维护、小修、大修及调试。在修试过 程中应严格按照其工艺流程和质量标准进行。

1. 3对未列入本规程的设备检修及调试参照其行业标准执行。

1. 4对设备进行技术改造，对检修过程中提出的合理化建议给公司创造了 效益，公司酌情给予奖励。

1 .5过程中其检修工艺及技术要求遵照本规程执行，其安全措施应严格遵 照有关安全规程执行。

2水轮发电机组维护及大、小修项目及标准

2 .1水轮机、发电机维护检查项目及质量标准 1) 各部轴承检查

凡是滑动轴承应润滑良好，具有合格油质，正常油色及足够油量。滚动轴承 应润滑良好，转动时无异音，无振动及其它异常现象，水导处摆度测定符合技术规定。

2) 油、气、水系统管路及阀门检查

管路各接头严密无渗漏，阀门动作灵活，关闭严密，盘根止漏良好 3 ） 机组外观检查

振动、响声无异常水导法兰结合螺丝检查无破损、无松动。 4)表计检查指示准确、无渗漏。 5)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 6)各部轴承检查

油面合格，油色正常。轴承无异常，瓦温正常，无漏油甩油。 11

7) 冷却器水流通畅。

8) 测量导轴承摆度符合规定标准，无异常增大。 9) 风闸外观检查无异状、无漏油。 10) 各阀位置正确，无漏水、漏油现象。

2 .2水轮机、发电机小修项目及质量标准

1) 各部轴承检查及注油

滑动轴承的测量应足够，油质合格，滚动轴承应转动灵活，无杂音、无振动 及其它异常现象。

2) 检修密封检查间隙合适无严重磨损，投入后无漏气，密封性能良好。运 行密封检查无严重磨损，密封性能良好。润滑水渗透量大小适当，运行温度正常。

3) 导叶机构传动部件检查无破损、无松动。导叶轴密封无漏水。 4) 油、水滤过器清扫及阀门分解检查，滤过网清洁，无破损。阀门动作灵 活，内、外密封良好。

5) 接力器及推拉杆检查接力嚣轴封及各管接头不漏油。推拉杆背帽不松 扣。

6) 水轮机室内清扫整齐、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) 推力轴承及导轴承外部检查无异状，油污、灰尘应擦干净，漏油严重时 应进行处理。

9)风 闸、制动环检查、清扫制动环表面无毛刺，螺杆头与磁轭键均未突出 制动环表面。风闸的连接螺钉无损伤、折断，油污灰尘应擦干净。 10) 风闸给风动作试验风闸动作灵活，给风后压能保持0.6MPa以上。 11) 油、气、水管路及各阀检查渗漏，管阀外部擦干净。发电机盖板及挡风板检查螺钉紧固，锁定片完好，焊缝无裂缝，钢板无裂缝。

12) 转子各部检查螺栓坚固，结构焊缝与螺帽点焊无开焊，磁轭、支架无松 动无变形现象，风扇无松动变形，铆钉完整无缺。转子各部清扫干净． 12

13) 定子与机架结合螺栓、销钉及结构焊缝检查销钉无松动，结构焊缝与 螺帽点波焊无开焊，消防水管不松动，且经通风试验畅通无阻。 14) 空气冷却器外部检查不漏水。

15) 各表计检查指示准确，不准的应拆下进行校验或更换新表计，装好后 接头不漏。

16) 滤过网清扫将灰尘清洗干净。

2 .3水轮机、发电机大修项目及质量标准

2 3.1转轮及主轴

1) 裂纹检查及处理：正确测量袭纹部位及尺寸，不得遗漏。清除全部裂纹， 堆焊后经探伤合格。

2) 气蚀检查及补焊：该项工作应在制定周密的操作工艺后进行。堆焊后无 夹渣、气孔及裂纹，焊后无明显变形，打磨后叶片型线变化率在允许范围内。 3) 叶片开口度及处理开口度的测量误差不超过0.50mrn.，相邻叶片开口偏 差为士005ao，平均开口偏差为+o. 03a0--0.01ao。

4） 主轴拆装联轴螵栓及螺孔清除干净，无研磨、无毛刺。法兰结合面平 整，无毛刺，螺栓伸长值符合设计要求，螺栓点焊牢固。组装后水轮机法兰面无间隙。

5) 轴颈检查及处理；表面无毛刺，单侧磨损及偏磨值不大于规定数值。 2 .3 .2导永机构

1) 导叶间隙测量及调整端面间隙及立面间隙均在规定范围之内。 2) 导叶气蚀破坏处理堆焊无夹渣、气孔及裂纹，磨后应保持立面间隙及 开口度合格。

3) 导叶连杆无异常，不破损。

4) 止推装置检查无严重锈蚀，润滑良好。 5) 轴套、导叶上、下轴承处理间隙合格。

6) 导叶开度测量及处理在各种规定开度下，如从0、10%、20%--100%递 增，反过来递减，测量互成90度4对导开度，并在开度50%、100%两种情况下，测全部导叶开度，其开度最大偏差不大于±3%。

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7) 各种轴承注油。

8) 接力器分解检查盘根良好，不漏油。活塞与活塞缸无严重磨损，间隙应 在规定范围内，各接头不漏油。 9) 控制环跳动检查正常。

2 .3 .3水轮机导轴承

1) 止水密封装置检查。 2) 轴承间隙符合规定范围。 3) 保护罩、保护架去锈、刷漆。

4）管路及副件分解检查管路通畅，接头不漏，滤过器清洁，各阀门动作灵 活，不漏。

5）表计校正指示准确。 2.3.4 流道及排水阀

1） 流道排水阀操作灵活，阀口不漏，各处盘根不漏水。 2) 伸缩节压紧螺栓不缺不坏。

3） 进入人孔门处不漏水，紧固螺栓不缺不坏。

4） 尾水管、转轮室钢板检查，里衬补焊后保持变形在允许的范围内，焊后无裂纹，汽蚀无夹渣、汽孔和裂纹。

2.3.5 推力轴承与导轴承

1） 轴瓦刮研挑花，前后两次应互相垂直，进油边的研刮应按图纸 进行，要有2~3点/cm3接触点，局部不接触面积每处不大于轴瓦总接触面积的2%，其总和不得超过该轴瓦总接触面积8%

2)推力轴承水平高程应符合转子安装高程，水平度0.02mm/m，以内。 3)推力瓦受力调整支柱式推力瓦抗重螺栓拧紧最后二、三遍时用力应均匀，其位移应一致。

4)导轴承间隙调整轴承总间隙值按图纸要求确定。

5）轴承绝缘推力油槽充油后，推力轴承与之绝缘值不得小于0.3MΩ（用1000V摇表测量）。

6)推力瓦温度计正常温度应当在60以内，最多不超过65。 14

2 .3 .6机组轴线

1) 盘车测量轴线记录无误、计算准确。符合设计要求。 2) 轴线调整各部摆度不得超过规定值。

2 .3 .7转子

1) 转子圆度各半径与平均半径之差，不得超过设计空气间隙的±5%。 2) 转子对定子相对位置差应在允许的范围内。

3) 发电机空气间隙：各实测点间隙与实测平均间隙值偏小于±10%。

2. 3 .8定子

1) 定子铁心椭圆度：定子铁心内径最大最小值之应小于设计空气间隙的 10%。

2) 铁心及线圈检查：铁心组合应严密，无铁锈，齿压板不松动，线圈应完 整，绝缘无破损、胀起及开裂等现象，线圈表面无油垢。

2. 3 .9发电机的辅助设备

1）风闸分解检查各零件无损坏、破损盘根如变质则应更换。

2) 风闸及管路耐压试验根据厂家标准进行，厂家如无规定，按刹车气压 的1 .25倍耐压10min。

3) 空气冷却器清洗及耐压试验清洗干净，按工作压力的1.25倍进行通水 试验，历时10min，应无渗漏。

4) 油冷却器清洗及耐压试验清洗干净，按工作压力的1．25倍进行通水试 验，历时10min.应无渗漏。

5) 各油槽清洗干净，并刷上耐油漆。

6) 温度计校验、压力表、转速表及转速继电器校验按厂家标准进行。如无 厂家标准，膨胀型温度计可按2一3次校验的平均值，误差为±4度；压力表、转速表及转速继电器的误差应符合厂家规定，如无规定，应按2.5级计算。

3水轮机检修工艺

3.1水轮机空蚀

3．1．1空蚀的检查及测量

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水轮机空蚀检查每年检查一次，主要部位为浆叶、轮毂、转轮室、流道。测 量前应将所有部位清扫干净，用测深尺测量汽蚀深度，或用细针插进汽蚀部位粗 测其深度，但测量误差不得超过±10%或者1mm。

3. 1 .2气蚀及磨损焊补

用电焊对已经气蚀或者磨损的区域进行焊补，其工艺过程如下： 1) 清除己严重损坏的部分

对气蚀较重的区域，要用铲、磨等方法清除已经损坏而疏松的金属，露出基 本材料来。对已经穿孔或脱落的地方，需将孔洞修整成一定形状，再切割相应的不锈钢板准备拼焊。

2) 对转轮预热

堆焊面积较大和需要拼焊不锈钢板的转轮都需要预先加热。在检修现场的 预热常用电阻炉烘烤来实现。

3) 用与基本金属接近的焊条堆焊，底层用它们堆焊底层可使焊缝结合良 好，而且不易产生裂纹。 4) 用抗气蚀的焊条堆焊表层

用奥氏体焊条和堆焊焊条具有较好的抗气蚀性能，用来堆焊表层。表层堆 焊应高于原部位表面1-2mm。 5) 打磨

补焊后的部位必须打磨成型，最简便而又合理的方法是先作样板，再按样 板打磨。

3 .2导水机构的检修

3 2 1导水机构常见故障

1) 导叶关闭不严，漏水量过大。 2) 导叶开度不均匀。

3) 导叶轴松动，导叶轴四周漏水量加大。 4) 某个或某几个连杆经常损坏。

3.2 .2导叶轴套的处理

机组用尼龙衬套作导叶轴套，与导叶轴颈之间保证一定的回隙量，而且四 16

周间隙应当均匀.长期运行以后，受水和泥沙的作用，轴颈和轴套都可能磨损，而且往往是不均匀的磨损，导轩轴因而松动，既影响关闭和开度，又加太了漏水 量。

1) 首先修磨轴颈。导叶轴颈失圆应车削或打磨恢复其圆度。

2) 按间隙要求选配及刮削尼龙衬套。更换尼龙轴套时，应根据修整后的 轴颈直径选配衬套，适当刮削以后村套内孔与轴颈的间隙应符合厂家要求。或者保证总间隙为轴颈直径0.005-0 .006倍。

3. 2. 3导叶传动机构的修理

导叶传动机构往往因连接销磨损而松动。所以导水机构在大修以后必须重 新检查和调整到厂家要求：

1) 检查全关状态的立面间隙。局部间隙不超过0.15mm，其间隙总长度， 不超过导叶高度的25%。

2) 检查并调整导叶的端面间隙。其总间隙应小于1.2-2.4mm。 3) 检查50%、100%开度时，各导叶开度的均匀性。 3. 3机组轴承的检修 3. 31轴承的常见损坏

1） 巴氏合金磨损、烧损。分块瓦式的轴承，调节螺栓（抗重螺栓）及垫板 磨损、变形；螺栓的松紧程度不均匀也经常见到。

2) 巴氏合金磨损。轻微的磨损会使上次刮瓦的刀花磨掉；严重的磨损可 使巴氏合金磨损磨薄，甚至在局部形成凹坑或沟槽。

3) 巴氏合金烧损。当轴承油箱油量不足，或者油质不良时，轴瓦表层的巴 氏合金可能因局部高温而熔化。一方面在合金表面形成熔坑，另方面在轴颈表面粘附一些熔化的合金，造成更大范围的拉伤痕迹。这种轻微的烧损一般不影响运行，但对轴瓦伤害严重。另外，浇铸质量不好的巴氏合金．可能在运行中脱层或与瓦体分离。

4) 调节螺栓或抗重螺栓的球形头磨平；轴瓦垫块凹陷或变形；螺桂螺纹 部分松紧不匀等，都会影响轴瓦的实际间隙，造成轴瓦受力不均匀而影响运行，甚至成为振动的来源。

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3 .3. 2轴承的检修 轴承的检修包括下述工作

1) 拆卸并检查。检查轴颈、轴瓦、调节螺栓及垫块的损伤情况拟定处理 方法。检查冷却器，油箱及油位、油温测量装置等

2) 研、刮轴颈、轴瓦。对严重磨损、烧损的轴瓦，则应焊补巴氏合金，或者重新浇铸巴氏台金。

3) 重新组装并按需要调整间隙。对推力轴承说来，还应重新调整水平，打 受力，再经过盘车检查。

4) 回装冷却器及其它附属装置，并进行通水试验等必要的检查。总之，轴 承检修与安装所要作的工作基本相同，必须遂项仔细进行。 5) 调节螵栓及垫块的修整

螺栓的球形头及垫块的表面如果磨损或变形，需用油石修磨。再打一点红 丹粉（氧化铁粉末）检查它们的接触情况，接触面应正对螺栓中心而且面积要小，如果发现调节螺栓或抗重螺栓松紧不均匀，一般有两种解决办法：一是以螺套为准选配螺栓，到各螺栓松紧基本一致。二是以螺栓为准，对偏紧的螺套用丝攻重新攻丝。对局部的螺纹缺陷则可以用什锦锉或小油石修整。

3 .3.3推力轴承检修工艺要求

1） 推力轴承充排油前接通排充，并检查排渍、充渍管阀应处的位置，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渍，以防跑油。

2） 在分解推力轴承冷却器排充、进排水管法兰时，应先将油水排尽，分解后应及时将各排充法兰管口和进行排水管法兰管口封堵好，以防进入杂物。

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60分钟，无渗漏现象。装复后应进行严密耐压试验，试验压力为1.25倍实用额定工作压力，保持30分钟，无渗漏现象，冷却管如有渗漏，应可靠封堵，但堵塞数量不超过冷却器冷却管总根数的15%，否则应更换。

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4) 对于液压支承结构的推力轴承，测量镜板摩擦面与支架间的距离并与 原始安装记录相比较，

5) 检修不吊转子情况下，推力瓦抽出有应将推力瓦与高压油顶起装置油 管间的连接头拆开、温度计连接头拆开。然后将转子顶起旋上制动器锁定或在制动嚣处装千斤顶支承，使推力瓦与镜板脱开，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。

6) 推力瓦修刮前应先检查瓦面有无硬点、脱壳或坑孔。对局部硬点必须 剔出．坑孔边缘应修刮成坡弧，脱壳应占推力瓦面积的5%以下。且以油室的出油孔为中心半径100m的范围内不得有脱壳现象。否则，应更换新推力瓦。推力瓦修刮时应对其表面墒部磨平处的修刮为重点，普遍挑花为辅。对于有研刮要求的新更换推力瓦应经过粗刮、刮平、中部刮低和分桥刮花四个阶段进行，并在实施盘车研刮。

7) 弹性金属塑料瓦表面严禁修刮和研磨。检查瓦面磨损情况，有关参数和 性能要求应满足DL/622 --1997的有关规定。

8) 推力瓦和托瓦接触面的检查一般在推力瓦修刮前进行。在更换新推力 瓦时，应刮推力瓦和托瓦的接触面，二者的组合接触面应在80%以上。 9) 拆卸推力头与镜扳的连接销钉、螺栓，作好相对记号并记录，将推力头 与镜板分别吊出。推力头安放在方木上。镜板吊出并翻转使镜面朝上放于研磨平台上，镜面上应涂一层润滑油，贴上-层腊纸并加盖毛毡，周围加遮栏以防磕碰。

10) 推力轴承分解过程应检奁： A 推力头上下组台接触良好。

B 油稽益的密封是否良好，检查磨损程度，以便确定是否更换。

C 油槽底部有无杂质 19

D 油槽内壁油漆有无脱落。 E 推力瓦的磨损情况。

F 抗重螺栓的盥洗室有无松动和断裂现象。

11) 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，瓦架油箱组装后应用1000V兆欧表检查绝缘，其对地绝缘电阻阻值不得小于5M欧。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1M欧。

12) 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。

13) 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50M欧。

14) 推力瓦调整定位后，应检查连板、瓦钩与推力的轴向、切向间隙，固定 螺栓紧固，锁定锁片。

15）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。

3 .3 .4导轴承检修工艺耍求

1) 导轴承充排渍工艺参照13.1 .1要求进行。

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. 3） 测量导轴瓦间隙，并做好记录。 4) 分解、检查、处理、清洗导轴承各部件。

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0.02mm以内。

6) 导轴瓦修刮工艺方法和要求，参照13.1.5有关规定执行并应符台下列 要求：

A导轴瓦面接触点应不少于1点/cm2-3点/cm2，且瓦的接触面积达整 个瓦面积的85%以上。 20

B每块导轴瓦的局部接触面积不应大于5%。

C 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。

D轴瓦绝缘应分块用1000v摇表测量瓦和抗重块间的绝缘电阻值应不 小于5MΩ。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的摇表测量，绝缘电阻值应不低于5M Ω。导轴瓦温度计绝缘不小于50MΩ。

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，

8) 导轴领表面光亮，对局部轴电流烧损或划痕可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。

9) 导轴承座圈与导轴瓦绝缘扳共两层，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。绝缘板与轴领间的间隙在轴位确定后调至0.05mm。

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耍求，偏差不超过±l0mm． 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

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时，试验压力一般为工作压力的两倍，但不得低于0 .4MPa，保持60min，无渗漏现象。

11）弹性金属塑料导轴瓦的检修应符合下列要求．

A 弹性金属塑料导轴瓦表面严禁修刮和研磨，检查瓦面磨损情况及弹性 金属性金属丝（一般为青铜丝）有否露出氟塑料覆盖层。其他方面检查参照 DL/ T622-1997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。

3 .4转轮检修

3 .4 .1定期检查

转轮检查每年一次，其检查内容为浆叶动作情况，如动作不灵活自如，应拆 开泄水锥和端盖检查转轮内操作架，导向键.操作工作情况，如未发现异常情况，则应作进一步分析。并根据实际情况确定是否大修。

3.4.2转修

转修正常时4年一次，大修时要求把转轮吊出机坑，更换塞坏，检查 铜套磨损情况。如磨损过大，应更换铜套。更换浆叶密封及其它所有密封件。装配完毕后应根据厂家要求做相关试验。

1）大修准备工作

A）在安装场埋设组装与试验用钢平台，钢平台应能固定组装用钢支墩。在钢平台上做油压试验，当叶片全开时，叶片最低点距地板距离不小于300mm。钢平台上表面安装水平为0.10mm/m.

B)在钢平台外围地板上，可埋设紧固叶片螺栓用地锚。

C）油压试验设备一套，总容量按5-15min叶片全开或全关计算，供油压力应不小于转轮接力器额定压力的25%，油泵组装有单向阀和溢流阀。

D）转轮组装用钢支墩4-6个，高度1米，支墩上下端面宜加工平整，在钢平台上，划出转轮体上法兰（正装时）或上法兰（倒装时）外，均布4-6个组装钢支墩，并固定在钢平台上。

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e）选用正装工艺时，还需制作辅助钢支墩和支持钢架若干个，按支持转 臂和连杆所需重量和高度设计。为便于搬动，可采用分段组合支墩，支持钢架由角钢焊成，用来支持转臂和连杆处于安装位置，待与转轮检组装：若转轮结构布置支墩有困难时，可不制作支墩，选用其他适宜的方法。

f）对设备进行全面清点、清扫、检查、（复查主要配合尺寸和外观检查） 去锈、补漆，与汽轮机油接触的零件表面应刷耐油漆。 g) 对重要的螺丝、销钉编号，图1无操作架的转轮。 3 .4. 3叶片的安装

1)将带杆的活塞倒放于钢平台的中心孔内，下面用方木垫好。注意活塞杆 键槽方位与转轮体一致。

2)将专用吊具安装在转轮体上、下法兰上，用桥式起重 机（以下简称桥 机），将转轮体倒放于钢平台的钢支墩上，用加紫铜片的方法调整转轮水平， 应不大于0.05mm/m．

3)拆去转轮体下法兰吊具。按编号将转臂连杆装配，逐个吊入转轮体内 就位。用连杆固定工具楔子板（和千斤顶）进行调整，使其与铜瓦同心，并固靠于铜瓦内端面。

4)用专用平衡吊具，按编号逐个三点吊枢轴，装入销钉。用链式起重机调 整枢轴方位和水平。对正转臂销孔，插入转轮体叶片轴孔内，拆除平衡吊具拧入工艺螺栓，将枢轴与转臂联成一体，以防滑出。

5)将活塞杆O形密封圈于铜瓦内，用桥机提升活塞到安装位置，活塞下 面垫上工字钢，将活塞保持在该位置上，撤去桥机。

6）将连杆销插入操作架销孔中一半，用绳捆牢，用桥机将操作架吊至转轮体上方套入活塞杆，按编号依次调整连杆销孔，使之对正操作架销孔，打入连杆销放入平键，安装卡环和锁定套环。

7）安装连接体及其法兰面O形密封圈。用0.05mm塞尺检查法兰面间隙，不能通过，但允许局部有0.10mm间隙，深度不应超过法兰面的1/3，总长不应超过周长20%，连接螺栓和销钉周围不应有间隙。

8）用桥机和千斤顶将操作架升到最高位置，使活塞端面与转轮体接触， 23

顶紧千斤顶，以防翻身时活塞窜动。

9) 将转轮体内部清扫干净，经验收后，安装翻身盖，注意其吊耳方向应与 上吊具一致。

10) 利用两个上吊具和翻身盖的两个吊耳，用桥机双钩在空中翻身。 11) 转轮装配翻身正置后，拆除翻身盖，取出千斤顶，检查转轮体内部，应 无杂物，吊到下盖上方，安装下盖及其法兰面Q形密封圈。法兰面间隙应符合第七条要求。

12) 将转轮装配正置于钢平台上。撤去桥机，拆除上吊具。 3 .4 .4油压试验

1)布置好油泵组、油罐，接好管路和阀门。

2）向油罐注油的牌号应符合设计规定，油质应符合要求，油量为转轮 接力器充油量的1.5-2倍。

3) 关闭排油阀，打开排气阀，向转轮腔内注油，直至排气阀有少许油冒 出，即关闭进油阀，停止注油。

4)利用油泵组操作叶片开启和关闭，将叶片密封装置的压环螺栓均匀拧 紧。

5)利用油泵组向转轮腔内打压，压力从0MPa渐升0.5MPa.并保持在 0.5MPa±0.05MPa，历时16小时，每小时操作叶片全行程开关2—3次，在整个保压过程中，要求：

a)各组合缝不得渗漏。

b)叶片螺栓处不应有渗漏现象。

c)每个叶片密封装置在无压力和有压力情况下均不得漏油，个别处渗油 量每个叶片每小时渗油量不得超过5ml． 6)利用油泵组操作叶片开启和关闭，要求： a)接力器和叶片动作平稳。

B)记录叶片开启和关闭的最低油压，一般不应超过工作压力的15%． c)测量接力器活塞的全行过程，应符合图纸要求。 d)绘制接力器活塞行程与叶片转角关系曲线。 24

e)配制环氧树脂，填平叶片密封装置的压环螺栓孔。 f)拆除油压试验用管路和阀门。

g)焊接叶片螺栓防松挡块，对焊叶片法兰螺钉孔不锈钢堵板应与叶片表 面平滑过渡，焊缝应磨平，并进行外观检查。 3 .4 .5转轮吊装 1)安装转轮起吊架。

2)将转轮悬挂工具就位于叶片上，固定牢靠。

3)用桥机将转轮装配吊至泄水锥的上方，连接。点焊安装螺栓，对焊泄水 锥。

4)吊装转轮，就位于机坑，利用挂在顶盖上的链式起重机将悬挂工具支座 安装于转轮室上环。

5)调整转轮中心、高程和水平。转轮中心粗调是可按叶片与转轮室间隙值 调整。

6)在水轮机机坑清扫测定时，以转轮室中环中心为准，在上环内圆面与转 轮缸体相同安装高程上，放置中心基准点。转轮中心精调，用千分尺测上述中心基准点到转轮缸体外圆距离，对称实测数值之差小于主轴检修密封处径向间隙设计值的±20%。

7)转轮调好后，应在叶片与转轮室间隙内对称打A楔子板，将转轮定位。 3.4.6主轴与转轮连接应符合下列要求：

1)法兰面应无间隙，用0.03mm塞尺检查，不能塞入。 2)法兰护罩的螺栓凹坑应填平。

3)泄水罐螺栓应点焊牢固，护板焊接应采取防止变形措施，焊缝应磨 平。

3 .5接力器检修

接力器大修应每年在机组小修时进行，接力器大修时应更换缸套内所有密 封件，并检查活塞磨损情况，作好记录。检修完毕后，接力器的安装应符合下列要求：

盘根良好，不漏油。活塞与活塞缸无严重磨损，间隙应在规定范围内，接力

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器活塞套筒不平度不超过0.02mm/m，各接头不漏油 3 .6 轴线检查及调整

机组扩大性大修之后，应检查调整机组轴线并符合下列要求：

1、盘车方法检查调整轴线。盘车前机组转动部分处于中心位置，大轴处于 自由状态并垂直。

2、高压顶起油压装置盘车，推力瓦及高压油顶起装置系统应清扫干净。当 不采用高压油顶起装置盘车时，推力瓦面应涂上无杂质的清洁的润滑剂。 3、推力轴承刚性盘车，各瓦受力应均匀，镜板水平符合设计耍求。并调整 靠近推力头的导瓦或临时导轴瓦的单侧间隙，一般为0.03mm~0.05mm。轴线调整完毕后，额定转速下机组各部摆度值应符舍下列要求。

a)推力支架的轴同振动不大于0.01mm b)各导轴承的径向振动不大于0.12mm c)灯泡头的径向振动不大于0.12mm

4、转子处于中心位置时，用盘车方式每旋转90度，检查空气间隙应符合 设计要求。 3. 7主轴密封的检修

主轴密封应在每年检查一次，如在运行过程中漏水量过大，应更换密封盘 根，检修密封在机组大修时，必须作充气试验，如不符合要求则应更换。 3. 7. 1主辅检修密封安装应符合下列要求：

1）空气围带在装配前应通0.05Mpa的压缩空气，在水中作漏气试验， 应无漏气现象。

2）安装后，径向间隙应符合设计要求，偏差不应超过设计间隙值的±20%。 3.7.2 主轴工作密封安装应符合下列要求：

1）平板橡胶密封安装的轴向、径向间隙应符合设计要求，允许偏差不应超过实际平均间隙的±20%。

2）轴向端面密封安装，其转环密封面应与大轴垂直；密封件能上下自由移动，与转环密封面接触良好，供排水管路应畅通。

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4发电机检修 4 .1定子检修

4.1.1 检修一般工艺要求

1）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。

2)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0.01mm塞尺检杳，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。 4 .1. 2定子检修工艺检修 4 .1. 2 .1机械部分检修

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1.2条规定执行。

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。

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。

4）必要时挂钢琴线测量定子铁芯中尺与圆度。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得±5%。一般沿铁芯高度方向每隔1m距离选择一具测量断面，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）挡风板（引风板）检查：连接螺栓应紧固，防松设施完好，连接板得连

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接焊缝无开裂，挡风板（引风板）本体无裂纹，无异常变形。 6)发电机消防水管及其他附件连接牢固，喷水孔不堵塞。 4. 1. 2 .2发电机总体装复工艺要求

测量核对定子安装有关尺寸应符台下列要求；

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，应符台 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 隙值与平均间隙值差不超过平均间隙值的±10%。 4.1. 2. 3电气部分检修

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。

2)定子铁芯槽检查处理应符合下列要求： A铁芯无烧伤、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，可加绝缘垫契紧，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。 28

E定子铁芯通风沟无堵塞。 3) 槽楔检查处理后应符合下列要求

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1/2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心内圆，下部槽楔绑绳应无松动或断股现 象。

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69mm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。 4 .2转子检修工艺要求 4 .2.1机械部分检修

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。

2)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，各把合螺检点焊处完好，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 错牙不得大子1mm.轮臂和中心体的接合面应间隙。

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C磁极键和磁轭键无松动，点焊无开裂。 D转子通风钩和其他隐蔽部件上无异物， E 喷漆质量达到要求。

3) 转子测圆过程中可利用测圆架检查磁极和高程偏差，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 1.5mm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。 4. 2.2电气部分检修

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， 螺柱连接的磁及接头，固定螺栓应紧固，锁片应锁紧。 2)阻尼环及其接头检修后应符台下列要求：

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。 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。 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 30

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 电刷的压力应调速在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。 4 .3 投运系统检修工艺要求

I)投运器本体检查，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。新制动闸瓦更换应注 意制动闸瓦必须与两侧的挡块配合紧凑．不应有摇晃现象。 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，

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，毛剌和擦痕“O”型密封圈完好，无明显变形。安装对应先装好后，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。 4.4发电机总体装复工艺要求 1)制动器装复应符台下列要求；

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

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复位。

B制动器顶面安装高程偏差，不应超±1mm，与转子制动闸板的间隙偏差，应在设计值的±20%范围内。

C制动器系统的管路，应按设计要求进行严密耐压性试验 4 .5空气冷却器系统柱修工艺要求

1)空气冷却器吊出前应先将下端进排水管法兰螺栓部分拆除。空气冷却 器与定子的连接螺栓拆除2/3左右，用桥式起重机挂妥钢丝绳后，将其余螺栓 全部拆除，吊出空气冷却器。空气冷却器和端盖应统一编号。检查空气冷却器和 定子外壳结合面所垫的毛毡呈胶皮板应完好，防止热风漏泄。

2）空气冷却器水箱盖分解后，应去锈并涂刷防锈漆，铜管内的泥污和水垢， 应用圆柱形毛刷通刷干净。空气冷却器外部油污的清洗，可在现场专门设立的 两个清洗槽中进行。冲洗液用稀释的金属洗净剂，并加温至50-800C，将空气冷 却器吊入洗净剂槽中浸泡及搅动1-15min再吊入热水槽中搅20-30min后吊 出，用清水冲洗干净。

3)单个空气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，但不低于0.4Mpa，保持60min，无渗漏现 象。装复后进行严密性耐压试验，试验压为1.25倍实用额定工作压力，保持 30min无渗漏现象。

4)空气冷却器如发现有渗漏应查找原因。如铜管和承管板胀合不好，可以 复胀。如铜管本身漏泄，可两头用楔塞堵死。但堵塞铜管的根数不得超过总根数 的10%-15%，否则应更新空气冷却器。 4.6 授油器及操作检修 4.6.1授油器检修工艺

1)检修授油器时，必须排干调速器回油箱液压油，并泄掉调速系统油压， 排干转轮内液压油。

2) 拆下受油器，检查铜瓦磨损情况，如磨损严重则应更换铜瓦。 3)检查珠轴承情况，如机组大修，应更换该轴承。检查授油体，应无磨损 刮痕情况。 32

4)安装时应盘车检查授油器摆度，其摆度应符合设计要求。 4. 6. 2操作检修工艺

1)操作检修时，原则上在机组大修时进行。拆操作时必须先拆除 转轮内操作架。

2）拆出授油器后，从灯泡头内逐节拆出，拆出后应仔细检查是否有裂纹、 刮痕。

3)更换密封圈，并在上面连接后做耐压试验，应符合要求。 5 油压装置检修

5 .1检修与调试的质量控制要点

1)集油糟、漏油箱应进行注水渗漏试验，保持12h无渗漏。 2)压油罐应按特种设备要求作严密性耐压试验。

3)逆止阀、截止阀应作煤油渗漏试验，或按工作压力用实际使用介质进行 严密性试验。不应有渗漏现象。

4)油泵、电动机弹性连轴节安装找正，其偏心和倾斜值，不应大于0.08mm. 在油泵轴向电动机侧轴向窜动量为零的情况下，两靠背轮间应有1 - 3 mm轴向 间隙。全部柱销装入后，两靠背轮应能稍许相对转动。 5)油泵电动机试运转，应符台下列要求： a)电动机的检查试验，应符合下列要求：

b)油泵一般空载运行1h并分别在25%、50%、75%、100%额定压力下各 运行15min，应无异常现象。

c)运行时，油泵外壳振动不应大于0.05mm，轴承处外壳温度应不大于50℃。 d)在额定压力下，测量并记录油泵输油量（取三次平均值），不应小于设计值。 6)压油装置各部件的调整，应符合下列要求：

a)安全阀、工作油泵压力信号器和备用油泵压力信号器的调整，应符合设 计值。压力信号器的动作偏差不得超过整定值的±20%

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b)安全阀动作时，应无剧烈振动和噪音。

c)油压降低到事故低油压时，紧急停机的压力信号器应立即动作，其整定 值应符合设计要求，其动作偏差不得超过整定值的±2% d)连续运转的油泵，其溢流阀的动作压力，应符合设计要求。 e)压油罐的自动补气装置及集油槽的油位发讯装置，应动作准确可靠。 f)压油泵及漏油泵的起动和停止动作，应正确可靠，不应有反转现象。 7)压油罐在工作压力下，油位处于正常位置时，关闭各连通阀门，保持 8h，油压下降值不应大于0.15Mpa并记录油位下降值， 5 .2调速器检修 5 .2.1拆卸时注意事项

1)拆除和清洗柜内全部零件，用汽油清洗后并用压缩空气吹净，用清洁布 包好待装。

2)压阀和手操机构的总装配图，从上至下进行解体、清洗。

3)主配压阀阀体、活塞、引导阀衬套、引导阀活塞等零件千万要仔细，切勿 碰伤。特别是主配压阀和引导阀活塞的控制口锐边千万不要碰伤。 5 .2. 2装配时注意事项

1)所有零部件装配，都必须符合有关图纸的技术要求。

2)装配前，所有零部件都必须清洗干净特别是液压集成阀盖和主配压阀 及其它有内部管道的零部件，都要用压缩空气吹净暗管内杂质并用汽油反复冲 洗干净。

3)各处O型密封圈、密封垫均不得碰伤或漏装。

4)主配压阀体和底板连接。顺序是：先装密封垫置阀体和底板之间，然后 将阀体和底板用螺桂连接牢固，再连接阀体侧面的法兰和管道等。 5 .3调试

5 .3.1验调整机械零位

1) 将手、自动阀切至“自动”位置进行充油，充油时逐渐升高压力至额定 压力。检查各连接处是否漏油，并操作手操机构的手轮看各部件动作是否正常 2) 调整零位的目的：当引导阀的阀盘封住引导阀衬套的搭叠窗口时，主配 34

压阀活塞的阀盘也必须封住主配阀体的搭叠窗口。

3)先调整步进电机上部的小手轮，使步进缸的压差活塞位移输出基本上

下对称。此时步进式电液转换器通油不通电，其零位不受外力影响，先松下锁紧 螺母调节其下方连螺杆，使平衡横杆处在水平状态，测量横杆两端高差，不应超 过0.05mm.然后将锁紧螺母拼紧，再松开引导阀锁紧螺母，调整压盖，使引导阀 活塞相对于压盖上、下移动，当引导阀活塞调整到主接力器能在任何位置稳定 为止，注意将所有拼帽锁紧。

4) 经过上述调整，如果接力器仍有较小漂移，可再微调步进电机上部小手轮， 使接力器不动为止。出于开环，不可能调到接力器完全不动，一般接力器在5

分钟之内漂移小于1mm就可，并要求略微偏关，最后调整传感器，使之处于输 出为0v位置，旋紧传感器调整螺母。 5.3.2调整开关时间

先调关机时间，转动二个调整套改变其和阀盖的距离。再调开机时间，改变 二个螺母和调整套的距离。开关机时间符合设计要求。

注意：二个对称零件的限位距离必须相等，用塞尺测量差值不得大于0.02mm，调妥后 必须将所有螺帽拧紧。 5 .3 .3导叶行程传感器的调整

传感器的调整需加上电气部分同时进行，先调零位，再调输出幅值，使之与相应的机械部分一一对应。即输出与位移呈现线性状态。

5.4 调速器机械部分调整试验的质量控制要点

1）调速系统第一次充油应缓慢进行，充油压力一般不超过额定油压的50%，接力器全行程动作数次，应无异常现象。

2）手动操作导叶接力器开度机构，指示器上指针与表计指示应重合。调速器柜上指示器的指示值应与导叶接力器和轮叶接力器的行程一致，其偏差前者不应大于活塞全行程的1%，后者不应大于0.5度。

3）导叶、轮叶的紧急关闭时间及轮叶的开启时间与设计值的偏差，不应超过设计值的±5%，但最终应满足调节保证计算的要求。

4）导叶的开启时间一般比关闭时间短20%~30%。关闭与开启时间一般取

35

开度25%-75%之间所需时间的两倍。

5)事故配压阀关闭导叶的时间与设计值的偏差，不应超过设计值的±5% 但最终应满足调节保证计算的要求。

5. 5调速器电气部分检查与调整的质量控制要点 大修时电气柜应进行下列检查：

1)检查所有元件有无碰伤及损坏，固定螺丝及端子接线是否松动。 2)检查变压器、电感和电位器等可调元件的位置是否符合出厂标记。 3)检查其协联曲线，应符合设计要求。

4）检查电气调节器的输入频率与输出电流的关系曲线，其死区、放大系 数、线性度应符合设计要求，

5 .6调速系统整体调整和模拟试验的质量控制要点

1) 按设计要求调整开度机构、频率给定、功率给定电位器的行程接 点，并测量其电动机全行程的时间，应符合设计要求。 2) 调速器应进行手动、自动切换试验，其动作应正常。 3) 模拟调速器各种故障，保护装置应可靠动作。

4) 以手动、自动方式进行机组开机、停机、紧急停机模拟试验，调速系统的 动作应正常。

6断路器检修工艺及质量标准 6.1六氟化硫断路器 6. 1. 1检修环境

六氟比硫断路器的检修，应在无风沙、无雨雪的天气下进行：灭弧室检查组 装时，空气相对湿度应小于80%，并采取防尘，防潮措施。六氟化硫断路器不应 在现场解体检查，当有缺陷必须在现场解体时，应经制造厂同意，并在厂方人员 指导下进行。

6 .1. 2六氟化硫断路器的组装，应符合下列要求， 1)按制造厂的部件编号和规定顺序进行组装，不可混装。

2)断路器的固定应牢固可靠，支架或底架与基础的垫片不宜超过三片，其 36

总厚度不应大于10mm.各片间应焊接牢固。

3) 同相各支柱瓷套的法兰面宜在同一水平面上，各支柱中心线间距离的 误差不应大于5mm，相间中心距离的误差不应大于5mm。

4) 所有部件的安装位置正确，并按制造厂规定要求保持其应有的水平或 垂直位置。

5) 密封槽面应清洁，无划伤痕迹：已用过的密封垫(圈) 不得使用；涂密封 脂时，不得使其流入密封垫（圈）内侧面与六氟化硫气体接触。 6) 应按产品的技术规定更换吸附剂。

7) 应按产品的技术规定先用吊装器具、吊点及吊装程序。

8) 密封部位的螺栓应使用力矩板手坚固，其力矩值应符合产品的技术规定。 9) 设备接线端子的接触表面应平整、清洁、无氧化膜，并涂以薄层电力复 合脂;镀银部分不得挫磨：载流部分的可挠连接不得有折损、表面凹陷及锈蚀。10) 断路器调整后的各项动作参数，应符合产品的技术规定。 11) 六氟化硫断路器和操动机构的联合动作，应符合下列要求： a) 在联合动作前，断路器内必须充有额定压力的六氟化硫气体。

b) 位置指示器动作应正确可靠，其分、合位置应符合断路器的实际分、合 状态。

c) 具有慢分、慢合装置者，在进行快速分、合闸前，必须先进行慢分、慢合 操作。

6 1.3检修完毕验收时，庄进行下列检查：

1) 断路器应固定牢靠，外表清洁完整；动作性能符台规定。 2) 电气连接应可靠且接触良好。

3) 断路器及其操动机构的联动应正常，无卡阻现象；分、合闸指示正确；辅 助开关动作正确可靠。 。

4）密度继电器的报警、闭锁定值应符合规定，电气回路传动正确。 5) 六氟化硫气体压力、泄率和含水量应符合规定 6 .1 .4六氟化硫气体管理及充注

37

1)新六氟化硫气体应具有出厂试验报告及合格证件。运到现场后，每瓶应 作含水量检验；有条件时，应进行抽样作全分析。 2）氟化硫气瓶的搬运和保管，应符合下列要求：

a) 六氟化硫气瓶的安全帽、防震圈应齐全，安全帽应拧紧；搬运时应轻装 轻卸，严禁抛掷溜放。

b) 气瓶应存放在防晒、防潮和通风良好的场所；不得靠近热源和油污的地 方，严禁水分和油污粘在阀门上。 c) 六氟化硫气瓶与其它气瓶不得混放。 3) 六氟化硫气体的充注应符合下列要求：

a) 充注前，充气设备及管路应洁净、无水分、无油污；管路连接部分应无渗 漏。

b)气 体充入前应按产品的技术规定对设备内部进行真空处理；抽真空时， 应防止真空泵突然停止或因误操作而引起倒灌事故。

c) 当气室已充有六氰化硫气体，且含水量检验合格时，可直接补气。 6. 2真空断路器

6 .2. 1真空断路嚣的安装与调整

1) 真空断路器的安装与调整应符合下列要求：

a) 安装应垂直，固定应牢靠，相间支持瓷件在同一水平面上。 b)三相联动连杆的拐臂应在同一水平面上，拐臂角度一致。

c)安装完毕后，应先进行手动缓慢分、合闸操作，无不良现象时方可进行 电动分、合闸操作。

由真空断路器的行程、压缩行程及三相同、期性，应符合产品的技术规 宸。

2)真空断路器的导电都分，应符台下列要求；

a)导电部分的可挠铜片不应断裂，铜片间无锈蚀；固定螺栓应齐全紧固。 b)导电杆表面应洁净，导电杆与导电夹应接触紧密． c)导电回路接触电阻值应符合产品的技术要求。

d）电器接线端子的螺栓搭接面及螺栓的紧固要求，应符合现行国家标准 38

《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》的规定。 6. 2. 2检修完毕验收时，应进行下列检查 1) 真空断路器应固定牢靠，外表清洁完整。 2) 电气连接应可靠且接触良好。

3) 真空断路器与其操动机构的联动应正常，无卡阻；分、合闸指示正确，辅 助开关动作应确准可靠，接点无电弧烧损。 4) 灭弧室的真空度应符合产品的技术规定。 5) 并联电阻、电容值应符合产品的技术规定。 6) 绝缘部件、瓷件应完整无损。 7) 油漆应完整、相色标志正确接地良好。 6.3 隔离开关的检修 6 .3.1隔离开关的检修要点

1) 清扫隔离开关导电回路触头，检查触头弹簧有无变形或失去弹性，隔离 开关在长期使用后可调整触头弹簧压缩量，以保持足够接触压力； 2) 检修时应注意接线端引线受力大小和方向，以免影响触头接触状态； 3) 清扫操动机构，对润滑部分注以适当润滑油； 4) 清扫棒式支柱绝缘子及转动绝缘子时，检查有无裂痕；

5)检 查隔离开关辅助切换开关与连锁元件的动作情况，有无卡涩或接触不良。 6. 3 .2隔离开关的检修周期

隔离开关小修每半年应安排一次（污染严重地区可间隔时间更短一些） 大修可4~5年一次，根据运行和缺陷情况，大修间隔时间可适当加长或缩短。 6 3.3隔离开关的检修项目

隔离开关的检修一般都和断路器同时进行，检修的安排也常在同一张工作票上。工作时一定要做好安全措施，看清编号，特别是室外双母线接线的隔离开关往往相距不远，容易走错位置。一般检修有以下一内容：

1）仔细擦净瓷件表面的灰尘，检查瓷件表面有无掉釉、破损、裂纹及闪络痕迹，绝缘子的铁磁粘合部位应牢固，否则应根据情况考虑是否更换；

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2) 用汽油擦净刀片，触头或触指上的油污，检查接触表面应清洁无机械损伤，无氧化膜及过热痕迹，无扭曲变形现象．必要时应用砂布打磨触头接触面或者拆下触头、刀片等，用锉刀修整接触面，最后涂以中性凡士林，表面镀银的接触面不可锉掉或磨掉，否则应重新镀银：

3) 触头或刀片上的附件例如弹簧、螺丝、垫圈、开口销等，应保证齐全无缺陷． 4) GW2型隔离开关的刀片动作机构应完整不变形，轴销活动应灵活并注润滑油； 5) 有软连接的隔离开关不应有折损、断股等现象；

6) 隔离开关和母线或断路器连接的引线部分应牢固无过热现象，对过热严重 的部件应打开检修使其导电良好；

7) 检查与清扫隔离开关的操作和传动机构，如蜗轮、蜗杆、拉杆、传动轴． 并在轴承、蜗轮处注入适量的润滑脂；

8) 传动机构与带电部分的绝缘距离要符合要求： 9)定 位器和制动装置应牢固且动作正确；

10) 对带有均压装置的隔离开关，其均压环等不应变形，且连接件紧固牢靠； 11）检查隔离开关底座固定情况和接地是否良好。 6 .3 .4隔离开关的调整

经过检查和修理的隔离开关在组装好后必须进行调整，使其动作性能符合 厂家或规程要求，调整项目主要有：

1) 使隔离开关合闸，用0.05mm塞尺检查触头接触情况，对于线接触应塞 不进去，对于面接触其塞入深度不应超过4-5mm，否则应对接触面进行锉修或 整形，使之接触良好：

2) 合闸位置时触头弹簧各圈之间间隙应不大于0.5mm，且均匀； 3) 隔离开关组装好后，将其缓慢合闸，观察闸刀是否对准固定触头的中心 落下或进入，有无偏卡现象，如有则应调整绝缘子，拉杆或其它部件消除缺陷； 4) 隔离开关的闸刀张角或开距应符合要求，户内型离开关在合闸后，闸 40

刀应有3~5mm的备用行程，三相同期性应符合厂家要求； 5) 检查调整辅助触点的切换应正确并打磨其触点，确保接触良好； 6) 隔离开关的闭锁、止点装置应正确、可靠，此外应按规定做预防性试验。 7) 检修完的隔离开关，操作应灵活，分闸应顺利，动作应准确可靠，各部件 不应有变形、失调、振动等情况。 7 励磁系统检修及调试 7 .1小修项目

1) 励磁系统所属的各种屏、柜、元器件的清扫、检查； 2)各 种开关电器的机构及动作情况检查； 3) 励磁系统操作回路检查：

4) 灭磁系统及转子过电压保护装置检查(非线性电阻灭磁及过电压保护装置每年至少检测一次基本特性和特征参数)；

5) 励磁调节器必设功能、辅设功能定值检查，每年一次； 6) 励磁调节器整体特性检查；

7) 励磁调节器带功率整流柜整体特性检查； 8) 起励设备检查：

9) 多通道励磁调节器各通道间切换试验； 10) 微机型励磁调节器与上位机通信及功能检查； 11) 现地及远方增、减磁功能检查：

12) 励磁系统各种保护功能的操作模拟检查；

13) 运行中发现的缺陷，可以延迟到小修中进行的项目； 14) 为确定大修项目的预备性检查；

15) 励磁专用的各种变压器、交流器的小修应随励磁系统—起进行； 16) 励磁系统电气设备的预防性试验按DL/T596及DL/4中有关规定 执行。 7 .2大修项目 7.2 .1常规大修项目

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1) 全部小修项目应列入大修的常规项目之中；

2) 整流功率柜的整流组件及附属器件的清扫、检查，损坏的器件更换和处 理：

3) 风机检修；

4) 灭磁开关的检修、调整； 5) 主、备励直流开关的检修、调整；

6) 整流功率柜阳极开关（刀闸）、直流开关（刀闸）的检修、调整： 7) 灭磁电阻及保护电阻的检查、测试； 8) 起励回路及起励设备的检查；

9) 转子回路及转子过电压保护元件的检查：

10 )阳极电源回路、转子回路各部接头、电缆头、电缆线、汇流母线的检查处 理：

11) 自动励磁调节器所属全部单元板、元器件、电源系统的检查、调试： 12) 励磁变压器的检修、试验；

13 励磁专用电压互感器、电流互感器的检修、试验，二次回路检查： 14) 励磁系统操作、控制、信号回路及器件的检查、调试，操作模拟： 15) 运行中遗留缺陷处理： 7. 2 .2励磁系统检修试验项目

励磁系统设备检修完毕后的试验分机组启动前试验和机组启动试验。 7. 2 .2. 1机组启动前励磁系统检修试验项目

根据相关规程规范及LTW6200型励磁调节器用户手册第五单调试大纲有 关规定做如下试验

1)励磁变压器等专用高压设备的试验 2)励磁专用电压互感器、电流互感器试验 3)灭磁开关试验

4)灭磁电阻（线性及非线性电阻）试验 5)转子过电压保护装置试验，定子校核 6)整流功率柜及整流元件、整流桥附件检测 42

7)志转子回路绝缘及介电强度试验

8) 整流功率柜及脉冲变压器绝缘及介电强度试验 9）二次励磁操作回路，电源系统绝缘及介电强度试验 10) 励磁调节器各、保护功能单元定值整定、校核 11) 励磁调节器静特性试验 12) 励磁操作系统校验，定值校核 13）励磁操作回路带电模拟动作试验 14) 调节器现地及远方增减磁模拟试验 15) 微机调节器与上位机及外设通信试验 7. 2 .2. 2 机组启动励磁系统检修试验项目

1) 励磁系统开环静态特性试验、小电流检查：用它励方式给发电机升压； 2) 发电机起励、逆变灭磁特性试验：自动励磁调节器投入运行； 3) 自动励磁调节器电压调节范围及电压调节速度试验：自动励磁调节嚣 投入运行；

4) 手动电压调节范围及调节速度试验：自动励磁调节器投入运行： 5) 自动励磁调节器各调节通道相互切换及跟踪试验；自动励磁调节器投 入运行：

6) 自动励磁调节器各种保护功能定值校核：自动励磁调节器投入运行： 7) 自动励磁调节器容错功能校核：自动励磁调节器投入运行： 8) 整流功率柜均流、均压测试；自动励磁调节器投入运行．

9) 自动励磁调节嚣无功功率调节范围主调节速度试验：自动励磁调节器 投入运行

10) 微机型自动励磁调节器A/D转换、显示参数校核与调整：使用0.5级 标准表校核；

11)发 电机过励、欠励、强励、过无功、Uif等校核；自动励磁调节器投入运行；

12) 主、备、励倒换试验：主励、备励相互到换；

13) 发电机空载状态下±10%阶跃响应试验；自动励磁调节器、投入运行； 43

14) 调差率、静差率测定：自动励磁调节器投运行

15) 发电机空载跳灭磁开关（或磁场断路器）灭磁试验：自动励磁调节器 投入运行；

16) 发电机甩负荷试验自动励磁调节器投入运行： 8 变压器检修及调试 8.1变压器的大修周期及项目 8. 1.1变压器的大修周期

1) 变压器一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。 2) 箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者，若经过试验与检查并 结合运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏时，才进行大修。 3) 在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可 考提前大修。

4) 运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应提前 进行大修；运行正常的变压器经综合诊断分析良好，经总工程师批准，可适当延 长大修周期。

8.1 .2变压器的大修项目 变压器的大修项目有： 1) 吊开钟罩或吊出器身检修；

2) 线圈、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；

3) 铁芯、铁芯紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、连接片及接 地片的检修：

4) 油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等： 5) 冷却器、风扇、阀门及管道等附属设备的检修； 6) 安全保护装置的检修； 7) 油保护装置的检修： 8) 测温装置的校验；

9）操作控制箱的检修和试验： 44

10) 无励磁分接开关的检修

11）全部密封胶垫得更换和组件试漏 12）必要时对器身绝缘进行干燥处理 13）变压器油处理或换油 14) 清扫油箱并进行喷涂油漆 15) 大修后的试验和试运行．

16) 可结合变压器大修一起进行的技术改造项目，如油箱机械强度的加 强，油位计的改进，储油柜加装密封装置，气体继电器加装波纹管接头等。 8 .2变压器大修前准备工作及工艺要求 8 .2. 1变压器大修前的准备工作

1) 查阅历年大小修报告和绝缘预防性试验报告（包括油的化验和色谱分 析报告），了解绝缘状况。

2) 查阅运行档案了解缺陷、异常情况，了解事故和出口短路次数，变压器 的负荷。

3) 根据变压器状态，编制大修技术、组织措施，并确定检修项目和检修方 案。

4) 变压器大修应安排在检修间内进行。当施工现场无检修间时，需做好防 雨、防潮、防尘和消防措施，清理现场及其他准备工作。

5) 大修前进行电气试验，测量直流电阻、介质损耗、绝缘电阻及油试验。 6) 准备好备品备件及更换用密封胶垫。 8.2 2大修现场条件及工艺要求

1) 吊钟罩（或器身）一般宜在室内进行，以保持器身的清洁；如在露天进 行时，应选在晴天进行：器身暴露在空气中的时间作如下规定：空气相对湿度不 大于65%时不超过16h；空气相对湿度不大于75%时不超过12h器身暴露时间 从变压器放油时起计算直至开始抽真空为止。

2) 为防止器身结露，器身温度应不底于周围环境温度，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5度以上． 3) 检查器身时应由专人进行，着装符合规定。照明应采用安全电压。不许 45

将梯子靠在线圈或引线上，作业人员不得踩踏线圈和引线。

4) 器身检查使用工具应由专人保管并编号登记，防止遗留在油箱内或器 身上；在箱内作业需考虑通风。

5) 拆卸的零部件应清洗干净，分类妥善保管，如有损坏应检修或更换。 6) 拆卸顺序首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件：组装时顺序相反。 7) 冷却器、压力释放阀（或安全气道）、净油器及储油柜等部件拆下后，应 用盖板密封，对带电流互感器的升高座应注入合格的变压器油（或采取其他防 潮密封措

8) 套管、油位计、温度计等易损部件拆后应妥善保管，防止损坏和受潮；电 容式套管应垂直放置。

9) 组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门，按照规定开启或关 闭。

10) 对套管升高座，上部管道孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔应进 行多次排气，直至排尽，并重新密封好并擦油迹。

11) 拆卸无励磁分接开关操作杆时，应记录分接开关的位置，并做好标记； 12) 组装后的变压器各零部件应完整无损。 8 .2 .3现场起重注意事项

1)起 重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号，起吊设备要根据变压 器钟罩（或器身）的重量选择，并设专人监护。 2) 起重前先拆除影响起重工作的各种连接件。

3) 起吊钟罩或铁芯（器身）时，钢丝绳应挂在专用吊点上，钢丝绳的夹角 不应大于60度，否则应采用吊具或调整钢丝绳套。吊起离地100mm左右时应 暂停，检查起吊情况，确认可靠后再继续进行。

4) 起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，并在四角系缆绳，由专人扶持，使 其平稳起降。高、i压侧引线，分接开关支架与箱壁间应保持一定的间隙，以免 碰伤器身。当钟罩（器身）困受条件，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。

5) 吊装套管时，其倾斜角度应与套管升高座的倾斜角度基本一致，并用缆 46

绳绑好防止倾倒损坏瓷件。 8 .3变压器的大修 8. 3.1大修工艺流程

修前准备——办理工作票，拆除引线—一电气、油务试验、绝缘判断——部 分排油，拆卸附件并检修——排尽油并处理，拆除分接开关连接件——吊钟罩 （器身），器身检查．检修并测试绝缘——受潮则干燥处理——按规定注油方式 注油——安装套管、冷却器等附件—一密封试验——油位调整！电气、油务试 验——结束 8 3 2绕组检修

1) 检查相间隔板和围屏（宜解开一相）．围屏应清洁无破损，绑扎紧固完 整，分接引线出口处封闭良好，围屏无变形、发热和树枝状放电。如发现异常应 打开其他两相围屏进行检查，相间隔扳应完整井固定牢固。

2) 检查绕组表面应无油垢和变形，整个绕组无倾斜和位移，导线辐向无明 显凸出现象，匝绝缘无破损。

3) 检查绕组各部垫块有无位移和松动，垫块应排列整齐，辐向间距相等， 支撑牢固有适当压紧力。

4) 检查绕组绝缘有无破损，油道有无被绝缘纸、油垢或杂物堵塞现象，必 要时可用软毛刷（或用绸布、泡沫朔料）轻轻擦拭；绕组线匝表面、导线如有破 损裸露则应进行包扎处理。

5)用 手指按压绕组表面检查其绝缘状态，给予定级判断，是否可用。 8 .3 .3引线及绝缘支架检修

1）检查引线及应力锥得绝缘包扎有无变形、变脆、破损，引线有无断股、扭曲，引线与引线接头处焊接情况是否良好，有无过热现象等

2）检查绕组至分接开关得引线长度、绝缘包扎的厚度、引线接头得焊接（或连接）引线对各部位的绝缘距离、阴险的固定情况等。

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得固定情况，固定螺栓应有防松措，固定引线的夹件内侧应垫以附加绝缘，以防卡伤引线绝缘

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4) 检查引线与各部位之间的绝缘距离是否符合规定要求，大电流引线（铜 排或铝捧）与箱壁间距一般不应小于100mm，以防漏磁发热，铜（铝）排表面应 包扎绝缘，以防异物形成短路或接地。 8. 3 .4铁芯检修

1) 检查铁芯外表是否平整，有无片间短路、变色、放电烧伤痕迹，绝缘漆膜 有无脱落，上铁轭的顶部和下铁轭的底部有无油垢杂物。

2) 检查铁芯上下夹件、方铁、绕组连接片紧固程度和绝缘状况．绝缘连接 片有无爬电烧伤和放电痕迹。为便于监测运行中铁芯的绝缘状况，可在大修时 在变压器箱盖上加装一小套管，将铁蕊接地线（片）引出接地。

3) 检查压钉、绝缘垫圈的接触情况，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。

4) 用专用扳手紧固上下铁芯的穿心螺栓，检查与测量绝缘情况。 5) 检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路。

6) 检查铁芯接地片的连接及绝缘状况，铁芯只允许一点接地，接地片外露 部分应包扎绝缘。

7) 检查铁芯的拉板和钢带应紧固，井有足够的机械强度，还应与铁芯绝 缘。

8 .3 .5油箱检修

1) 对焊缝中存在的砂眼等溘漏点进行补焊。 2) 清扫油箱内部，清除油污杂质

3) 清扫强油循环管路，检查固定于下夹件上的导向绝缘管连接是否牢固， 表面有无放电痕迹。

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． 5) 检查器身定位钉，防止定位钉造成铁芯多点接地 6) 检查磁（电）屏蔽装置应无松动放电现象，固定牢固．

7) 检查钟覃（或油箱）的借封胶垫，接头良好，并处于油箱法兰的直线部位． 8) 对内部局部脱漆和锈，部位应补漆处理． 48

6.3.6整体组装

1）整体组装前应做好下列准备工作：

a）彻底清理冷却器（散热器）、储油柜、压力释放阀（安全气道）、、 升高座、套管及所有附件，用合格的变压器油冲洗与油直接接触的部件。 b)对油箱内部和器身、箱底进行清理，确认箱内和器身上无异物。 c）各处接地片已全部恢复接地。

d)箱底排油塞及油样阀门的密封状况已检查处理完毕。 e)工器具、材料准备已就绪。 2)整体组装注意事项：

a)在组装套管、储油柜、安全气道（压力释放阀）前，应分别进行密封试验和外观检查，并清洗涂漆。

b)有安装标记的零部件，如气体继电器、分接开关、高压冲压套管升高座及压力释放阀（或安全气道）等与油箱的相对位置和角度需按照安装标记组装。

c)变压器引线的根部不受拉、扭及弯曲。

d)对于高压引线，所包绕的绝缘锥部分必须进入套管的均压球内，不得扭曲。 e)在装套管前必须检查无励磁分接开关连杆是否已插入分接开关的拨叉内，调整至所需的分接位置上。

f)各温度计座内应注以变压器油。

3)器身检查、试验结束后，即可按顺序进行钟罩、散热器，套管升高座、储 油柜、套管、安全阀、气体继电器等整体组装。 8 3 7真空注油

变压器检修完毕后必须采用真空注油。 8 4变压器干燥

1)变压器是否需要干燥的判断；变压器大修时—般不需要干燥，只有经试 验证明受潮，或检修中超过允许露时间导致器身绝缘下降时，才考虑进行干 燥，其判断标准如下：

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a)介损在同一温度下比上次测得的数值增高30%以上，且超过部颁预 防性试验规程规定时。

b)绝缘电阻在同一温度下比上次测得数值降低30%以上，35KV及以 上的变压器在10-30度的温度范围内吸收比低于1.3和极化指数低于1.5. 2)干燥的一般规定

a)设备进行干燥时，必须对各部温度进行监控。当不带油利用油箱发热进行干燥时，箱壁温度不宜超过110箱底温度不得超过110．绕组温度不得超过95；带油干燥时，上层油温不得超过85，热风干燥时，进风温度不得超过100。

b)采用真空加温干燥时，应先进行预热，抽真空时，先将油箱内抽成-0.02Mpa然后按每小时均匀地增高-0.0067Mpa至真空度为99.7%以上为止，泄漏率不得大于27pa/h。

c)抽真空时应监视箱壁的弹性变形，其最大值不得超过壁厚的两倍,预热时，应使各部分温度上升均匀，温差应控制在10度以下.

d)在保持温度不变的情况下，绕组绝缘电阻值的变化应符合绝缘干燥曲线，井持续12h保持稳定，且无凝结水产生时，可以认为干燥完毕，也可采用测量绝缘件表面的含水量来判断干燥程度，其含水量应不大于1%。

e)干燥后的变压器应进行器身检查，所有螺栓压紧部分应无松动，绝缘表面应无过热等异常情况，如不能及时检查时，应先注以合格油，油温可预热至50-60度，绕组温度应高于油温。

8 .5滤油 8 .5.1压力式滤油

1)采用压力式滤油机可过滤油中的水分和杂质，为提高滤油速度和质量，可将油加温至50-60度。

2)滤油机使用前应先检查电源情况、滤油机及滤网是否清洁，滤油纸必须干燥，滤油机转动方向必须正确。

3)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，应先启动过滤机，当油流通过后，再投入加热器，停止时操作顺

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序相反。 8. 5. 2 真空滤油

1)真空滤油机将油罐中的油抽出，经加热器加温，并喷成油雾进入真气罐。油中水分蒸发后被真空泵抽出排除，真空罐下部的油抽入储油罐再进入处理，直至合格为止。操作步骤如下．

a)开启储油罐进、出油阀门，投入电源。

b)启动真空泵开启真空泵处真空阀，保持真空罐的高真空度。 c)打开进油阀，启动进油泵，真空罐油位观察窗可见油位时，打开出油 泵阀门d启动出油泵使油循环，并达到自动控制油位。 d)根据油温情况可投入加热器。

e)停机时，先停加热器，待加热器冷却后停止真空泵，然后关闭进油阀，停止进油泵，关闭真空泵，开启真空罐空气阀，破坏其真空，待油排净后，停油泵并关出油阀。

8 6变压器的小修 8 61变压器小修项目 1)处理已发现的缺陷； 2)放出储油柜积污器中的污油： 3)检修油位计，调整油位：

4)检修冷却装置：包括油泵、风扇、油流继电器，必要时吹扫冷却器管柬： 5)检修安全保护装置：包括储油柜、压力释放阀（安全气道）、气体继电器等： 6)检修油保护装置；

7)检修测温装置：包括压力温度计、电阻温度计（绕组温度计）、棒形温度计等； 8)检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试； 9)检查接地系统；

10)检修全部阀门和塞子，全面检查密封状态，处理渗漏油 11)清扫油箱和附件，必要时进行补漆；

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