电气一次检修规程.doc

电气一次检修规程（第一版）2007-03-01发布 2007-03-01实施国投钦州发电有限公司 发布目 录1 前言22 设备（系统）概况及规范33 220KV、500kVGIS高压开关54 发电机95主变压器326 高厂变437 启/备用变528 6.3kV干式变压器639 6KV真空断路器6810 400V PC 开关7811 400V MCC 开关8412 6KV高压电动机8813 400V交流电动机9414 220V直流电动机100前 言为了促进电气一次设备检修作业的规范化、标准化，提高电气一次设备检修和管理水平，根据火力发电厂有关行业标准、电气一次设备技术资料、设备状况，结合同类机组实际检修经验，特编制电气一次检修规程（以下简称规程）。本规程内容主要包括：设备（系统）概况及规范、设备检修标准项目及检修周期、修前准备、检修工艺及质量标准、设备常见故障及处理方法。包含了电气专业的主要设备。本规程中的设备（或系统）检修标准项目和检修周期、检修工艺、检修质量标准可作为#1、2机组电气一次设备检修依据，具有指导作用；设备常见故障及处理方法可作为设备故障查找和排除过程中的参考；本规程可作为电气一次检修人员和相关检修人员的培训教材。本规程由设备管理部组织编写，由于编写时间仓促、部分技术资料不完整，存在不足之处，需在实践过程中不断补充、完善，以适应#1、2机组电气一次设备点检定修的需要。本规程由国投钦州发电有限公司设备管理部提出。本规程由国投钦州发电有限公司设备管理部归口。本规程由国投钦州发电有限公司设备管理部编写。本规程编写人：尹彦民 韦湘钊 崔连洪 曹绍国本规程会审人：王体智 颉俊斌 本规程审核人：孙思河本规程审定人：杨楠本规程批准人：杨冬野本规程由国投钦州发电有限公司设备管理部负责解释。1 设备（系统）概况及规范1.1主设备概况国投钦州发电有限公司一期工程三大主机设备供应商分别为东方锅炉（集团）股份有限公司、东方汽轮机厂、东方电机股份有限公司。1.1.1 锅炉制造厂：东方锅炉（集团）股份有限公司，型号：DG1900/25.4-2，型式：超临界参数变压直流炉，单炉膛、前后墙一二层对冲燃烧、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型锅炉。1.1.2 汽轮机制造厂：东方汽轮机厂，型号N600-24.2/566/566，额定功率600MW，型式为超临界参数、一次中间再热、冲动式，三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机。包括调速系统、润滑系统、设备及附件，如主油箱、主油泵、高压调速油泵，交流润滑油泵、直流注滑油泵、顶轴油、冷油器等。1.1.3 发电机 制造厂：东方电机股份有限公司，型号QFSN-600-2-22A，额定功率600MW，额定电压22kV。三相同步汽机发电机，自并励静止励磁系统，定子线圈水冷却、转子线圈和定子铁芯氢气冷却，静态励磁。包括水冷器，氢密封油泵及附件等。1.2电气系统概况钦州燃煤电厂本期2600MW机组以500kV和220kV两级电压接入系统，500kV电压等级出线1回，至在建的久隆变500kV变电站；220kV出线2回，至220kV港口变电站。钦州燃煤电厂主接线500KV按3/2接线方式、220KV按双母线接线方式。电厂本期一台机组采用发电机变压器线路单元接线直接接至久隆500kV变电站，500kV母线户内GIS；另一台机组采用发电机变压器单元接线至厂内220kV户内GIS。6KV高压厂用电源引自发电机出口厂用分支回路，采用全连式离相封闭母线连接，设两台高压厂用工作变压器，其中一台为40MVA双分裂无载调压变压器，另一台为25MVA双卷无载调压变压器，低压侧采用共箱封闭母线引自6KV工作段。起动/备用电源由电厂内220KV母线接引，其中一台为变压器40MVA双分裂有载调压变压器，另一台为25MVA双卷有载调压变压器，低压侧采用共箱封闭母线引自6KV工作段。厂用电接线每台机组设A、B、C三段工作段，低厂变和脱硫变负荷分别接在A、B两段上。公用负荷、电动给水泵接在C段上。输煤系统设有6KV A、B两段，为单母线接线，分别由主厂房IC、IIC段引接。脱硫系统每台炉各设一段6KV工作段，单母线接线，两路电源分别取自本机组6KV工作1A/1B及2A/2B段，两电源互为备用。主厂房低压厂用电采用380/220V三相四线制，动力和照明、检修网络分开供电系统，每台机组分别设两段汽机及两段锅炉工作PC段，两台机组设两段公用PC段，每台机组设一组照明PC段，采用有载调压变压器，每台机组设一段检修PC段。1.3电气一次主要设备概况国投钦州发电有限公司一期#1、#2主变压器采用重庆ABB变压器有限公司产品，#1主变压器为SFP-720MVA/220kV，#2主变压器为SFP-720MVA/500kV，主变压器低压侧与发电机出线之间采用全连离相封闭母线，封闭母线由镇江华东电力设备制造厂生产。220KV、500kV GIS高压开关由西安西开高压电气股份有限公司生产，01A、01B起动/备用变压器由特变电工沈阳变压器集团有限公司生产，高厂变由山东电力设备厂生产，6KV真空断路器及6KV真空接触器由上海通用广电工程有限公司生产，400V PC 开关及400V MCC 开关由西安西电高压开关有限责任公司生产。 高压隔离开关由新东北电气（沈阳）高压开关有限公司生产，6.3KV干式变压器由山东鲁能瑞华电气有限公司生产，6KV高压电动机当中，#1、#2机组的引风机、送风机、一次风机、磨煤机、给水泵电机、给水前置泵电机及循环水泵电机由沈阳电机股份有限公司提供。1.4其它由于电气一次设备比较繁杂，在有限的篇幅里不可能针对所有的设备一一列出，只能编制一些有代表性的设备的检修规程，由于编者水平有限，实践经验需不断丰富，故本规程难免会有不足之处，望读者及时给予批评指正。220KV、500kV GIS检修规程1 设备概况及规范 1.1 设备概况国投钦州发电有限公司220kV、500kV GIS开关系西安西开高压电气股份有限公司制造， 220kV高压配电系统采用双母线的接线方式，型号是ZFW9-252（L）；额定电压252kV；额定电流2500A；额定热稳定电流50kA（3S）；额定动稳定电流（峰值）125kA。500kV GIS高压配电系统采用一个半断路器的接线方式，型号是ZF-500；额定电压500kV；额定电流3150A；额定热稳定电流50kA（3S）；额定动稳定电流（峰值）125kA。ZFW9-252（L）及ZF-500封闭式组合电器用断路器，内充具有优良的灭弧性能和绝缘性能的SF6气体，在灭弧室中，利用压气缸产生的高压气流熄弧。2 设备规范2.1 220kV GIS设备规范型号ZFW9-252（L）额定电压（kV）252最高工作电压（kV）2521min工频耐受电压，对地（kV）395雷电冲击耐受电压（kV）断口间1050对地950额定电流（A）2000，2500，3150，（4000）额定短路开断电流（kA）40，50，（63）3S热稳定电流（kA）40，50，（63）动稳定电流（kA）100，125，（160）额定操作循环分-0.3秒-合分-180秒-合分额定开断时间（周波）2，32.2 500kV GIS设备规范型号ZF-500额定电压（kV）500最高工作电压（kV）5501min工频耐受电压，对地（kV）680雷电冲击耐受电压（kV）断口间1675450对地1675额定电流（A）2000，250，3150，（4000）额定短路开断电流（kA）40，50，（63）3S热稳定电流（kA）40，50，（63）动稳定电流（kA）100，125，（160）额定操作循环分-0.3秒-合分-180秒-合分额定开断时间（周波）2，33 检修周期及标准检修项目3.1 检修周期ZFW9-252（L）及ZF-500型断路器检修周期分为日常巡视（每日或每周一次），常规检修（6年一次）以及大修（12年一次）。3.2 标准检修项目（见表1）表1 标准检修项目清单序号标准检修项目备注1开关本体检修2辅助设备检修3操作机构检修4试验4 修前准备 4.1 查阅断路器档案了解断路器的运行状况。4.2 运行中所发现的缺陷汇总。4.3 查阅上次检修总结报告和技术档案。4.4 编写重大缺陷的消缺方案。4.5 准备好检修作业文件包、备品备件、材料及专用工具。4.6 有关生产现场安全、技术交底已完成。5 检修工艺及质量标准（见表 2） 表2 检修工艺及质量标准序号检修项目工艺要点及注意事项质量标准1开关本体检修检查开关位置指示器及动作次数； 外观检查；各紧固件检查。位置指示正确；无异常声音及气味，表面无生锈，油漆无剥落现象；螺丝、螺帽无松动。2辅助设备检修空气压力开关检查校验；气体密度开关检查校验；空气控制盘检查。动作值在指定值20kPa-g之内；动作值在指定值20kPa-g之内；各阀门、管道正常无泄漏。3操作机构检修打开操作机构箱端盖，清扫检查各部位；检查润滑各连接件； 检查辅助接点组及二次接线；检查油缓冲器油位；检查空间加热器。各部位清洁无灰尘；润滑良好，用SH-45硅树脂润滑；接触良好，触点无烧毛、氧化现象；油位指示应在绿色位置；加热器直流电阻约1185。4测量与试验测量控制块内分、合闸线圈、销键等部件的间隙；断路器内SF6气体的湿度测量；SF6气体泄漏试验；压缩空气泄漏试验；辅助回路和控制回路绝缘电阻测试；断路器的时间参量测试；分、合闸电磁铁的动作电压测试；导电回路电阻测试；分、合闸线圈直流电阻测量。符合制造厂标准及DL/T 596-1996电力设备预防性试验规程。6 设备常见故障及处理方法（见表 3）表3 设备常见故障清单序号故障现象原因分析处理方法1SF6气体泄漏气体管道、连接件、橡皮密封件、焊缝等处泄漏。紧固螺丝；更换受损的密封件；补焊。2压缩空气泄漏气体管道、橡皮密封件受损。紧固螺丝；更换受损的密封件。发电机检修规程1 设备概况及规范1.1 设备概况国投钦州发电有限公司一期1、2 号发电机由中国四川东方电机股份有限公司制造，制造技术系引进日本日立公司。发电机直接与汽轮机连轴，三相、全封闭结构，具有阻尼绕组、隐极式转子的两极同步发电机。发电机定子线圈和转子线圈及定子铁芯均为F级绝缘。定子线圈为双Y 型联接，其三相引出线通过高压绝缘套管及分相封闭母线直接与主变压器连接，中性点经变压器接地。在每只套管的引出部位，安装有环氧树脂浇注型套管式电流互感器，用于发电机的测量、控制和保护。封闭母线由华东电力设备制造厂制造，封闭母线内部充干燥空气，并保持微正压。发电机的励磁方式为经机端励磁变，由可控硅三相全波桥式整流静态励磁。发电机初励电源由直流230V 系统提供，正常励磁电源取自机端励磁变，通过可控硅整流，经灭磁开关送入发电机磁场线圈。可控硅整流器的输出大小由相位控制器控制，并经脉冲放大器放大。励磁系统共有五个整流支路，其中一个支路故障，仍能满足强励要求。定子机座采用防爆式结构，端盖式轴承，密封油与氢气的压差自动调节，确保油压高于氢压49kPa。定子铁芯是具有高导磁性和低损耗，晶粒取向的冷轧硅钢片叠装而成。发电机定子共有42槽，线棒在槽中分上下两层排列，定子线棒主绝缘采用环氧树脂浸渍的粉云母绝缘，绝缘等级为F级绝缘，B级温升。发电机转子是由NiMnV合金钢锻造加工而成的一个整体。转子护环由18Mn18Cr非导磁、高强度合金制成，采用悬挂式结构。发电机冷却方式为水氢氢，即定子线圈采用水内冷，转子线圈采用氢内冷，定子铁芯及其它结构件采用氢气表面冷却。定子冷却水的流向从励端进，汽端出入口额定压力为0.216MPa，冷却水导电度不大于0.5s/cm。发电机定子铁芯采用多路通风结构，沿发电机轴向长度分成若干热风区和冷风区。转子线圈采用气隙取气斜流式通风结构。发电机定子的冷、热风区分别与转子的进、出风孔相对应，构成发电机“六进七出”风路。在定、转子间隙中的冷、热风区间安装风路隔环，以防风路短路。由转子两端风扇产生的风压使氢气在机内形成闭式循环。发电机定子机座四角分别垂直布置一台冷却器，发电机产生的热量通过氢气的循环，并与冷却器进行热交换，将热量带走。氢气干燥器用于干燥发电机内部的氢气，干燥剂采用兰色氧化铝。当干燥剂吸收水份饱和后，由电加热器加热，使水份与干燥剂脱离，再由密封油真空泵排大气。1.2 设备规范1.2.1发电机基本规范发电机制造厂 四川东方电机股份有限公司出厂日期（年、月） 2006年11月型号 QFSN-600-2-22A额定功率 600MW最大连续出力 728MVA额定电压 22KV额定电流 17495A额定频率 50Hz额定功率因数 0.9（滞后）额定励磁电流 4397.34（计算值）额定励磁电压（100 ） 400.1V（计算值）相数 3额定转速 3000 r/min接法 Y-Y出线端子数目 6冷却方式 水氢氢环境温度 5-40 额定氢压 0.414MPa（G）最高氢压 0.45MPa（G）短路比（保证值） 0.58超瞬变电抗（保证值） 0.18效率（保证值） 98.95%轴承座振动（P-P） 0.025mm轴振（P-P） 0.075mm漏氢 12m3/d励磁方式 自并励静止可控硅励磁强励顶值电倍值 2强励电压响应比 2倍/S允许强励时间 20S发电机噪音（距机座1m处，高度为1.2m） 85DB（A）定子线负荷 1782.75A/cm短路比 0.6034定子每相直流电阻（15） 0.0015欧姆转子每相直流电阻（15） 0.0067715欧姆定子每相电容 0.2微法转子线圈电感 0.5209H灭磁时间常数 3.357S 转子机械惯性时间常数 1.562S冷却水进水温度（） 20-23冷却水出水温度（） 5-40冷氢温度（） 35-46热氢温度（） 65氢气纯度 95%露点 -14251.2.2 发电机冷却器氢气冷却器进水温度（） 2038氢气冷却器出水温度（） 45水量 4*105t/h进水压力 0.2-0.3MPa 水压降 0.023 MPa氢气冷却器数量（只） 42 大修周期及标准检修项目2.1 大修周期发电机大修周期为6 年。2.2 大修标准项目（见表1） 表1 大修标准项目清单序号标 准 检 修 项 目备 注1定子检修2转子检修3氢气冷却器检修4励磁系统检修5发电机大修试验6封闭母线检查及试验7压变柜内设备检查及试验8中性点变压器检查及试验9氢气干燥器检修10发电机转子(轴颈)、靠背轮检修11发电机轴承、油档和轴承座检修12发电机密封瓦和瓦座检修13发电机端盖和前后立销检修14其它3 小修周期及标准检修项目3.1 小修周期小修周期为1-2年。3.2 小修标准项目（见表2）表2 小修标准项目清单序号标 准 检 修 项 目 备 注1停机前发电机检漏2定子线圈反冲洗3发电机底部管道及RTD 法兰面等部位螺丝复紧4发电机出线小室检查5滑环清扫、检查6转轴接地电刷清理、检查7滑环小室检查8发电机定子绕组的绝缘电阻和极化指数测量9发电机定子绕组泄漏电流和直流耐压试验10转子绕组的绝缘电阻测量不带励磁回路11灭磁开关检修12灭磁开关柜检查13整流柜检修14励磁风道滤网清扫、检查15直流励磁母排绝缘电阻测量16封闭母线检查及试验封闭母线预试周期跟随机组大、中、小修17压变柜内设备检查及试验避雷器预试周期跟随机组大、中、小修；电容器、压变预试周期为两个机组小修周期18中性点变压器检查及试验中性点变压器预试周期为两个机组小修周期19氢气干燥器检修20发电机轴承、油档和轴承座检修21发电机上端盖检修22发电机定子线棒充氮气（或仪用空气）保养23发电机两侧端盖注胶及加压注胶24发电机投运后现场检25发电机各运行参数检查4 修前准备4.1 检修作业文件包经批准并盖章生效。4.2 检修所需材料、备品备件准备齐全。4.3 专用工器具准备就绪，经检查完好。4.4 试验、测量仪器合格证齐全，并在有效期内。4.5 试验、起重、焊工等工种的作业人员必须持证上岗。4.6 检修人员已经落实，并经现场安全、技术交底，明确检修的目的、任务和要消除的缺陷。4.7 检修过程中的危险点、薄弱点预控方案已落实。4.8 发电机内部氢气已置换成空气。4.9 发电机密封油、润滑油系统已停运。4.10 定子冷却水系统已停运。4.11 发电机耐压试验前必须确认机内氢气含量2M；在e必要时。连续测量三次均应符合制造厂规定；f 必要时测量；g开关动作正确、可靠。各显示器指示正确；h 电阻值R0.15；a 柜内清洁，开关导轨活动灵活无卡涩；b 清洁无污垢，无过热变色现象；c清洁无污垢，触头压力适中；d清洁无积灰，螺丝紧固无松动；瓷瓶无裂纹、破损；e指示灯及电阻完好，接线无松动；f熔丝未熔断，接触良好，接线紧固无松动；在a 整流器清洁，无积灰、无污垢；各元件固定良好，无松动；可控硅完好无碎裂，无击穿导通现象；散热器无变形；熔丝未熔断，辅助接点未动作；b 清洁无积灰，螺丝紧固无松动；瓷瓶无裂纹、破损；c CT外观完好，绝缘无开裂无破损，安装牢固，二次接线无松动；避雷器表面无裂纹、无破损、无爬电痕迹，接线紧固无松动；d二次装置清洁，外观完好，接线紧固；e绝缘电阻2M，三相直流电阻平衡。风扇运行平滑，无卡涩，无异声；f清洁无积灰，滤网完好无损；滤网清洁，完好无破损；绝缘电阻0.5M。5发电机大修试验大修前试验a 定子绕组交流耐压试验（氢气已置换，定子线圈放水前）；b 定子绕组绝缘电阻和极化指数测量；c定子绕组泄漏电流和直流耐压试验；d 取出励磁碳刷，采用1000V 兆欧表测量发电机转子绝缘电阻；大修时试验a 测量定子绕组的直流电阻；b 测量转子绕组的直流电阻；c测量转子绕组的绝缘电阻；d 测量转子绕组的交流阻抗和功率损耗（膛外）；e 测量励磁回路所连接的所有设备的绝缘电阻（不包括发电机转子和励磁系统的电子元件）；f 测量励磁回路所连接的所有设备的交流耐压（不包括发电机转子和励磁系统的电子元件）；g 测量励磁直流母线的绝缘电阻和交流耐压；h 发电机测温元件绝缘电阻和温度误差检验；i发电机定子端部引线的自振频率测试；大修后试验a 测量定子绕组的绝缘电阻和极化指数；b 定子绕组泄漏电流和直流耐压试验；c测量发变组空载特性试验，并录制特性曲线；d 发电机空载特性时，定子电压为额定值(20kV)时测量轴电压，并录取转子匝间短路检测波形；e发电机修后600MW工况下转子匝间波形录制。标准参见电气设备预防性试验规程DL/T 5961996 表1中的序号1、3、4、5 项；a、c 项试验方法参见发电机定子绕组交流耐压试验方案和发电机定子绕组直流耐压试验方案；标准参见电气设备预防性试验规程DL/T 5961996 表1 中2、5、6、8、9、11、12、14、15、17、18 项执行；标准参见电气设备预防性试验规程DL/T596-1996表1 中1、3、14、19、21 项；c、d、e项测试方法参见发电机大修启动电气试验方案。6封闭母线检查及试验(1)发电机出线及中性点母线软连接检查；(2)皮套检查；在(3)盘式绝缘子检查；在(4)打开盖板，检查封母温度表；(5)微正压装置检查及封母气密性试验；在(6)封闭母线试验：a 绝缘电阻测量；b 交流耐压试验（必要时进行）。(1) 软连接无过热变色、拉紧、断股现象；(2)皮套无破损、无开裂，安装牢固，钢扎带无松动；(3)清洁，螺丝无松动，绝缘子无裂纹；(4)安装牢固，温度指示正常；(5)试验起始压力12.5kPa，试验时间9 分钟，压力不低于0.5 kPa，合格；(6)试验标准参见电气设备预防性试验规程DL/T 596-1996 表41中1、2 项。7PT柜内设备检查及试验(1)PT检查及试验；在在在在在(2)避雷器检查及试验；(3)内空间加热器及照明检查；(4)柜内支持瓷瓶检查；在(5)柜内母排检查。（6）熔丝及接触情况查；(1)接线紧固无松动，绝缘无开裂、破损、变形现象；试验标准参见电气设备预防性试验规程DL/T 5961996 (2)螺丝紧固，避雷器裙边无龟裂、破损、爬电等痕迹；试验标准参见电气设备预防性试验规程DL/T5961996 表40 中序号1、2、6；(3)加热器投运时用手测试有热感，照明完好；(4)瓷瓶清洁无裂纹，表面绝缘磁釉无损坏现象；(5)母排清洁、整齐，螺丝无松动；母排无过热、放电等痕迹。（6）接触良好。8中性点变压器检查及试验(1)变压器检查；在在在在(2)电阻箱检查，测量直流电阻值；(3)隔离闸刀检查；在(4)柜内加热器及照明检查；在(5)中性点变压器试验。(1)各紧固件无松动，引线连接紧固无松动、过热变色现象。铁芯紧固可靠，无锈蚀，铁芯接地良好。绕组绝缘无破裂烧焦，无过热、变色、膨胀现象；(2)电阻外观完好，各部件连接紧固；R0.22；(3)操作灵活无卡涩，闭锁机构完好，闸刀接触压力适中；(4)加热器完好，投入有热感，温控器应选择在25，照明良好；(5)试验标准参见电气设备预防性试验规程DL/T596-1996 表5中序号2、3、7。9氢气干燥器检修(1)干燥器外观检查，干燥剂变色超过2/3，经再生无效，应更换干燥剂；(2)加热器绝缘电阻测量和直流电阻；(3)控制箱及二次回路检查；在(4)控制开关打到“ON”位置，加热器应正确投运，有热感。(1)罩壳无碎裂，干燥剂变色不超过2/3；(2)绝缘电阻2M，直流电阻R=40；(3)控制箱清洁无积灰，指示灯完好，二次线端子紧固无松动。10发电机转子(轴颈)、靠背轮检修(1)发电机转子(轴颈)、靠背轮外观检查；(2)发电机转子轴颈扬度检查；轴颈椭圆度和锥度检查；阻(3)靠背轮端面瓢偏度、晃度检查和发电机转子轴颈晃度检查；在d(4)发电机转子和汽轮机转子靠背轮中心检查和靠背轮装复检查。（1） （1）靠背轮端面应平整，光滑，无毛刺和凸起，螺栓孔光滑无拉毛；发电机转子轴颈光滑无磨损、拉毛及变形等缺陷；(2)发电机转子轴颈的扬度与上次大修比较无重大变化；转子轴颈椭圆度和锥度小0.02mm；(3)发电机转子靠背轮端面瓢偏度小于0.03mm；转子靠背轮和轴颈晃度小于0.02mm；(4)发电机转子和汽轮机转子靠背轮中心检修标准和靠背轮装要求详见汽轮机检修规程。在11发电机轴承、油档和轴承座检修(1)发电机内外油档外观检查；在在在在在(2)发电机内外油档径向间隙检查；在在在在在(3)发电机轴承和轴承座外观检查；(4)测量发电机轴承轴瓦间隙和球面间隙；(5)发电机和励磁机转子靠背轮连接后励磁机转子和靠背轮晃度检查；注意：发电机和励磁机转子靠背轮连接后检查励磁机转子和靠背轮晃度合格，再装复11 轴承；(6)10 轴承和10 轴承内外油档装复后绝缘要求，测量时可在油档齿与发电机转子间插入一绝缘片。(1)发电机内外油挡齿应完整无毛刺，卷边，歪斜，齿尖呈尖锐状，回油孔畅通；油挡密封面应光滑，平整无毛刺，定位销无缺陷，松动现象，装复时紧固螺栓固定牢固并打上保险；(2)发电机内外油挡径向间隙要求如下，9轴承内外油档间隙：上/右0.690.89mm，下/左0.200.40；10轴承内外油档间隙：上/右 0.630.83mm，下/左0.200.40；11轴承内外油档间隙：上/右 0.210.41mm，下/左0.200.40；(3)轴承瓦块与乌金无裂纹、脱落、剥落、气孔、砂眼、过热及电解蚀等现象，乌金表面光滑无毛刺、无异常磨损，轴瓦与轴颈应全长接触，轴瓦两端接触印痕均匀，宽度比小于3 倍（长：短）；轴承体、球面座等各部件应完好，无严重变形，裂纹，拉毛等现象；轴承进出油孔应畅通无异物，轴承座内清洁无杂物。(4)9、10轴承球面间隙为-0.020.07mm；9轴承顶部间隙为0.6930.853mm，10 轴承顶部间隙为0.6270.772mm；如左图9、10轴承侧隙要求|e-f|0.05，|e-f|0.05，-0.05(e+f+g)/3-( e+ f+ g)/3 0.15；11 轴承顶部间隙和侧部间隙分别为0.500.05mm、0.2080.258mm；(5)发电机和励磁机转子靠背轮连接后励磁机转子和靠背轮的晃度小于0.05mm,其中励磁机转子（11轴承处）晃度最大不能超过0.10mm；靠背轮螺栓力矩要求为1765 N.m；(6)10、11 轴承和10、11轴承内外油档的绝缘要求均大于100K。12发电机密封瓦和瓦座检修(1)外观检查密封瓦和瓦座；在在在在在在在在在=在(2)检查密封瓦与发电机转子的径向总间隙，在密封瓦圆周上测量6 点取内径平均值；(3)检查密封瓦拉接紧弹簧，测其长度；(4)测量密封瓦座轴向间隙；在(5)密封瓦装复后绝缘要求，测量时可在密封瓦与发电机转子间插入一绝缘片。(1)密封瓦座的油挡齿应完整无毛刺，卷边，歪斜，密封瓦座的密封面和瓦座槽平面光滑平整无裂纹存在，各油孔管道畅通干净；密封瓦块乌金表面光滑、平整、无裂纹、剥落脱胎及磨损过热溶化等缺陷，密封瓦块无明显磨损和拱起现象，装复时应按瓦块的顺序装复，密封瓦下部的定位销和中分面销子应光滑平整，无拉毛，松动现象，结合面螺栓紧固可靠并穿好保险丝；(2)密封瓦与发电机转子的径向间隙设计值：空侧为0.250.35mm；氢侧为0.330.43mm；(3)密封瓦拉紧弹簧无裂纹、松驰和断裂等现象。#9 轴承密封瓦弹簧设计长度为8985mm，#10 轴承密封瓦弹簧设计长度为8195mm；(4)#9轴承密封瓦座轴向间隙大于31.2mm；#10 轴承密封瓦座轴向间隙大于50.8mm；(5)#10 密封瓦座装复后测量绝缘电阻应大于100K。13发电机端盖和前后立销检修(1)外观检查发电机端盖和前后立销；在在在在(2)发电机端盖螺栓力矩要求,装复后结合面间隙和结合面面差检查，以及对端盖注胶；在在在在在(3)发电机立销间隙检查，发电机转子中心调整结束后，对立销间隙进行调整。(1)端盖的中分面和垂直结合面应光滑平整无毛刺，定位销应完好无损，无松动现象；前后立销滑动面和槽平面均应光滑平整无毛刺，销子固定牢固，在槽内滑动灵活；(2)端盖螺栓的力矩要求：M36 螺栓为1260N.m ， M42 螺栓为2100N.m ，M48螺栓为2950N.m ；端盖螺栓全部紧固后，结合面的间隙小于0.04mm ，塞尺插入深度小于10mm ；端盖的中分面和垂直结合面的面差小于0.03mm；发电机两侧端盖注胶及加压注胶；(3)发电机立销键与槽的配合间隙为00.06mm。14其它(1)停机前对发电机本体各结合面及氢气管路的法兰面、阀门，氢气控制盘上各接口、阀门等进行检漏。如发现漏点，做好标记，待检修时处理；(2)机组负荷600MW 时，用录波器录制发电机转子匝间短路波形；(3)发电机检修期间，定子线棒充氮气保养。(4)发电机本体气密性试验；(5)运行后检查a 发电机投运后现场检查；b 发电机各运行参数检查(1)标记清晰、明确；在在在(2)录制的波形与前一次同工况下的波形无明显变化；在(3)压力100kPa；(4)参见发电机气密性试验方案；a现场水和油管道无泄漏，运行时无异常声音和振动；b 振动、温度、电流、电压等各运行参数在运行要求范围内。6 设备常见故障及处理方法（见表4）表4 设备常见故障及处理方法序号故障现象故障原因处理方法1发电机氢气日泄漏量超标(1)发电机人孔门密封垫破损；(2)发电机端盖间隙超标；上(3)氢气系统的管路、法兰面或阀门漏气；在(4)发电机本体排污管断裂。(1)更换密封垫；(2)调整端盖间隙，符合标准要求；(3)根据情况进行漏点封堵，法兰面、阀门紧固或者更换；(4)临时封堵或断口补焊。2氢气