电气一次规程(总).doc

Q/SHFD河北建投沙河发电有限责任公司企业标准Q/SHFD106212014电气检修工艺规程（一次部分）20140401发布 20140401实施河北建投沙河发电有限责任公司 发 布Q/SHFD20602.22014目 次前 言第一部分：600MW发电机检修工艺规程第二部分：500KV断路器检修工艺规程第三部分：500KV隔离开关检修工艺规程第四部分：电力变压器检修规程第五部分：交流电动机及直流电动机检修工艺规程第六部分：6KV高压配电设备检修工艺规程第七部分：380V低压配电设备检修工艺规程第八部分：动力电力电缆检修工艺规程第九部分：蓄电池检修工艺规程 前 言本规程是根据设备制造厂家说明书及技术要求，并参考有关文件资料，结合我厂现场情况编写而成。本规程由电气检修分公司沙河电气一班负责起草。本规程主要起草人：审核人：审定人： 批准人：本规程由电气检修分公司负责解释I第一部分发电机检修工艺规程Q/SHFD河北建投沙河发电有限责任公司企业标准Q/SHFD10621.012014600MW发电机检修工艺规程20140401发布 20140401实施河北建投沙河发电有限责任公司 发 布发电机检修工艺规程1 范围本标准规定了我公司QFSN600222D发电机检修周期、检修项目、解体工序、注意事项、检修工艺、质量标准及回装工艺步骤等内容与要求。2 规范性引用文件DL/T838-2003 发电企业设备检修导则东方电机有限公司 600MW汽轮发电机3 设备技术规范3.1发电机概述我厂#1、#2发电机采用东方电机厂生产的QFSN600222D型发电机组,发电机采用水氢氢冷却方式，即定子线圈（包括定子引线）直接水冷，定子出线氢内冷，转子线圈直接氢冷（气隙取气方式）定子铁芯氢冷;发电机采用静止可控硅，机端变自励方式励磁;发电机由600MW汽轮机直接拖动，其旋转方向从汽轮机端看为逆时针旋转; 机内采用径向多流式密闭循环通风，定子铁芯沿轴向分为十三个风区，六个进风区和七个出风区相间布置。安装在转轴上的两个轴流式风扇(汽、励端各一个)将氢气分别鼓入气隙和铁芯背部；进入铁芯背部的氢气，沿铁芯径向风道冷却进风区铁芯后，进入气隙；少部分氢气进入转子槽内风道，冷却转子绕组；其他大部分氢气再折回铁芯，冷却出风区铁芯，最后从机座风道进入冷却器；被冷却器冷却后的氢气进入风扇前，进行再循环。汽轮发电机通风示意图这种交替进出的径向多流通风，保证了发电机铁芯和绕组的均匀冷却，减少了结构件热应力和局部过热。机内氢气由氢气冷却器通水冷却，为保证氢气温度及干燥度，在发电机外部设壹台吸附式氢气干燥机。3.2发电机基本规范： 型号及参数型号 QFSN-600-2-22D运行状态参数cos=0.9额定运行参数cos=0.85运行参数单位H2=0.414H2=0.45输出功率600600MW容量666.7706MVA最大连续功率660MW最大连续容量728MVA电压2222KV定子电流17495.518524.6A功率因数（滞后）0.90.85励磁电流（计算值）43644724A励磁电压（100）（计算值）398431V频率5050HZ转速30003000r/min相数33接法YYYY出线端子数目66冷却方式水氢氢水氢氢环境温度540540氢压0.4140.4140.45Mpa(G)最高氢压0.450.450.50 Mpa(G)短路比（保证值）0.580.54超瞬变电抗（保证值）0.170.18效率（保证值）98.9598.85轴承座振动（P-P)0.025mm轴振（P-P)0.076mm漏氢12m3/d励磁方式自并励静止可控硅励磁强励顶值电倍数2强励电压响应比2倍/秒允许强励时间20s秒发电机噪音（距机座1m处，高度为1.2m)85dB(A)3.3发电机绝缘等级及温度限值型号QFSN600222D运行状态参数cos=0.9额定运行参数cos=0.85运行参数单位定子线圈绝缘等级F (温度按B级考核)级转子线圈绝缘等级F（温度按B级考核) 定子铁芯绝缘等级F（温度按B级考核)级定子绕组及出线水温度85(埋设检温计)定子绕组层间温度120(埋设检温计)层间温度差（最高值平均值）12转子绕组温度115（电阻法）定子铁芯温度120（埋置检温计）定子端部结构件温度(埋置检温计)120（埋置检温计）集电环温度(埋置检温计)120（温度计法）3.4调峰能力运行状态参数参数单位允许负荷变化范围40100每年允许启停次数250次总计允许启停次数10000次3.5冷却介质3.5.1氢气cos=0.9cos=0.85H2=0.414H2=0.45纯度9595露点-14-2.5-14-2.5冷氢温度354635463548热氢温度65653.5.2发电机定子绕组冷却水进水温度4050水量91.5t/h96t/h(cos=0.85时)进水压力0.10.2MPa导电率（20）0.51.5us/cm酸碱度(PH)78硬度2ugE/L氨（NH3）允许微量3.5.3发电机氢气冷却器冷却水功率因数cos=0.9(额度)cos=0.85H2=0.414H2=0.45氢气冷却器个数444氢气冷却器进水温度203820332038氢气冷却器出水温度484548水量4105t/h4105t/h进水压力0.20.3MPa0.20.3MPa水压降0.032MPa0.032MPa冷却器风阻压降0.00074MPa0.00074MPa3.5.4发电机充氢、充水容积充氢容积86m定子绕组（含出线）冲水容积0.5m3.5.5发电机主要部件尺寸及重量运行状态参数参数单位定子铁芯外径Da2625mm定子铁芯内径Di1312mm定子铁芯长度Lc6731mm气隙（单边）94mm定子槽数42并联支路数2定子重量（最大起吊件）252t端盖重量（两只）27.4t转子外径1124mm转子本体有效长度L26909mm转子槽数32转子重量67.5t发电机重440t发电机长（从汽端法兰至隔音罩后壁）14804.3mm氢气冷却器（单件重量）1600t4. 检修周期4.1 检修等级检修等级是以机组检修规模和停用时间为原则，将发电企业机组的检修分为A、B、C、D四个等级。4.2 检修周期 新机组第一次大修可根据制造厂要求、合同规定以及机组的具体情况决定。若制造厂无明确规定，一般安排在正式投产后1年左右。国产汽轮发电机组A级检修间隔4-6年，在两次A级检修之间，安排1次机组B级检修；除有A、B级检修年外，每年安排1次C级检修，并可视情况，每年增加1次D级检修。4.3检修停用时间600MW发电机组标准项目检修停用时间：检修等级A级检修B级检修C级检修D级检修检修时间d606830452026912注：检修停用时间已包括负荷试验所需的时间5. 检修项目5.1 发电机小修标准项目及试验项目5.1消除运行中发现的缺陷。5.2发电机定子水路反冲洗，做水压实验，标准为动压0.3Mpa、8小时，检查无渗漏。5.3清理检查滑环、刷架、刷握、电刷引线。5.4作绝缘预防性试验。5.5测量励磁回路绝缘。5.6由人孔门进入检查清理发电机端部绕组和紧固件、绝缘引水管。进入发动机前要测试机内二氧化碳含量符合标准。5.7更换应更换的电刷。5.8清理滑环室及励磁通风孔滤网。5.9检查接地碳刷。5.10整流柜清理检查各元件、引接线、MK开关、刀闸、整流柜风机。5.11发电机整体气密试验。5.2 发电机大修标准项目和试验项目5.2.1 发电机修前电气预防性试验。发电机解体大修前，定子绕组应进行预防性电气试验，一般试验项目包括:a)测量绝缘电阻、极化指数；b)进行交流耐压试验；c)冷却后，再测量各相绕组的直流电阻注意: QFSN600222D型发电机汇水管为直接接地结构5.2.2发电机正反冲洗。5.2.3发电机解体。5.2.4检修发电机定子。5.2.5检修发电机转子。5.2.6检修发电机氢气冷却器。5.2.7检修发电机滑环。5.2.8检修发电机本体氢系统（氢盘、除湿机、循环风机等）。5.2.9冷却器、定子线圈做水压试验。5.2.10 发电机转子风扇金属探伤试验。5.2.11 发电机转子气密试验。5.2.12 发电机转子风路做通风试验。5.2.13 发电机护环做金属探伤试验。5.2.14 定子水回路流量试验。5.2.15 视工作情况，所要做的其他实验项目。5.2.16 发电机修后电气预防性试验。5.2.17 发电机组装后做整体气密试验。5.2.18 发电机的空载试验和短路实验。5.3 发电机特殊项目检修5.3.1 定子部分5.3.1.1 更换定子线棒或修理线棒绝缘。5.3.1.2 重新焊接定子端部绕组接头。5.3.1.3 更换25%以上槽楔或端部隔木。5.3.1.4 修理铁芯局部或解体重装。5.3.1.5 抽查水内冷定子绕组水电接头超过6个。5.3.1.6 更换水内冷定子绕组引水管超过25%。5.3.1.7 定子绕组端部测振。5.3.2 转子部分5.3.2.1拔护环，处理绕组匝间短路或接地故障。5.3.2.2更换风扇叶片、滑环及引线。5.3.2.3更换转子绕组绝缘。5.3.2.4更换转子护环、心环等重要结构部件。5.3.3 冷却器5.3.3.1 冷却器铜管内壁酸洗。5.3.3.2 更换冷却器。6 发电机检修流程及标准6.1发电机的A/B级检修6.1.1 检修前的准备6.1.1.1大修前三个月，应将大修中所需的备品备件、特殊材料计划，上报专业；一般材料修前45天上报。6.1.1.2大修前45天制定检修项目计划，上报专业。其内容包括：检修标准项目，消除缺陷项目，特殊项目，经批准的改进项目。6.1.1.3根据大修项目计划，于修前15天制订出检修进度表，上报专业，其内容应包括：检修项目、人员分工、负责人、工时定额、进度、措施。6.1.1.4 检修前一周，将常用工具，专用工具，备品备件，材料备齐登记。6.1.1.5 准备检修中所用的图纸、资料、表格、记录本等，并指定专人保管记录。6.1.1.6 组织检修人员学习检修工艺规程、安全规程、检修作业指导书、检修当中的特别项目和改进项目措施。6.1.1.7 组织有关人员进行技术交底，并查阅图纸，向检修人员讲解检修当中的注意事项，安全措施以及检修工艺标准等。6.1.2检修中的有关注意事项6.1.2.1检修工作中，任何人不得擅离职守。6.1.2.2检修工作中，任何人不得私自主张对某项工作开工、收工，如需进行某项工 作，须报工作负责人批准。6.1.2.3检修人员应按规定着装，否则不准进入工作现场。6.1.2.4检修人员在得到工作许可后应再次确认安全措施是否做好，确认完毕后再进 入现场开工。6.1.2.5检修人员在开工前应点清工具，并记录。收工后应再次点清工具，与修前记 录相符，若有遗失一定要找回，否则不得进行下一项工作。6.1.2.6检修人员在工作中应注意安全，防止对人身设备造成伤害。6.1.2.7检修人员不得对设备私自改动，应得到批准后再进行改动工作。6.1.2.8发电机解体过程中，放好发电机零部件，并做好标记，以便复装；6.1.2.9发电机抽穿转子时，制定、执行好相关措施。6.1.3发电机检修场地工作条件准备6.1.3.1按照定置图要求在发电机13.7米工作平台铺设保护地面的胶皮，装设围栏。6.1.3.2将专用工器具、工具柜运至发电机13.7m平台指定地点。6.1.3.3运送50瓶CO2到就地氢盘（停机前两三天准备），做好气体置换工作准备。6.1.3.4设置检修隔离区。6.1.3.5专用工具均已检验合格，贴检验合格标签6.1.4发电机解体前准备6.1.4.1排氢工作已全部结束，气体置换合格。6.1.4.2发电机正、反冲洗。 发电机定子线棒的正、反冲洗，应在发电机停机检修状态和水路系统未动时立即进行，否则将会使线棒和引线水路中的污垢干涸，影响正、反冲洗的效果。6.1.4.2(1)正、反冲洗标准1)反冲洗前后要做好流量压力时间记录，反冲洗时应每两小时倒换一次，正反冲洗时间不得少于48小时，不应间断。反冲洗后的流量在压力相同的情况下应大于或等于反冲洗前的流量，否则要提高压力再进行冲洗，直到流量合格为止。2)冲洗后水质要求：无机械杂质；电导率不大于1.5微西/cm；硬度小于1.5微克当量/升；PH值在78范围内。3)发电机长期停用时，应在反冲洗结束后将内冷泵停止，用3kgcm2干燥的压缩空气将线棒和引线内的积水吹干。4)以上工作结束后，应将各阀门恢复到正常运行状态。6.1.4.2.(2) 正反冲洗注意事项1)正、反冲洗每两小时倒换一次，正反冲洗工作结束后，应将各排污管的阀门打开，将污物排干净后应将排污门关严，并通知汽机专业拆除正反冲洗滤网进行清洗。2)记录正反冲洗前后的流量压力，进行比较分析。6.1.4.3 办理发电机检修工作票，填写作业安全措施票，根据工作填写起重作业申请单。6.1.4.4发电机修前电气预防性实验。(按部颁试验规程及制造厂家的有关标准执行)，在试验前应将机内氢气排净，定子线棒和引出线通合格的冷却水循环，并将测温元件进行保护性接地，试验完毕后将上述金属线恢复原位。6.1.4.4.(1) 在热态下试验项目及标准1）测量定子线圈的绝缘电阻和极化指数测量用摇表测定子对地及相间绝缘电阻，不得低于每千伏工作电压lM，若在相近试验条件(温度、湿度)下，绝缘电阻值降低到历年正常值的1/3以下时，应查明原因，设法消除。各相或各分支绝缘电阻值的差值不应大于最小值的100%，极化指数KR10minR1min2.0。2）定子在通水情况下线圈对地交流耐压试验：1.5Un。应在停机后清除污秽前热状态下进行。处于备用状态时，可在冷态下进行。氢冷发电机应在充氢后氢纯度为96%以上或排氢后含氢量在3%以下时进行，严禁在置换过程中进行试验。3）定子直流耐压和泄漏电流的测量。我厂发电机汇流管在电气上是直接接地的，做定子绕组直流耐压试验时，必须在将定子线圈内存水吹干净的情况下进行。打开定子内冷水排污门，在6.9m压缩空气压力表处接胶皮管，调整压力为0.5MPa进行吹水，时间为48小时。 电压自0.5Un升至2.5Un，每段停留一分钟，应符合下述标准；泄漏电流不应随时间延长而增加，在规定的试验电压下各相差别不应大于最小值的100，最大泄漏电流在20 微安以下者，各相间差值与初次试验结果比较，不应有显著变化。泄漏电流随电压不成比例显著增长时，应注意分析；试验时，微安表应接在高压侧，并对出线套管表面加以屏蔽。6.1.4.4.(2) 在冷态下试验项目及标准1）测量定子线圈直流电阻：测量各相的直流电阻在校正了由于引线长度不同而引起的误差后，最大和最小值之间的差值与最小值之比不得超过1.5，与初次测量的差别比较，相对变化也不得大于1.5。超出要求者，应查明原因。2）测量转子线圈绝缘电阻：用500伏兆欧表测定，不应小于l兆欧。【用2500伏兆欧表测定不应小于05兆欧。（膛外）】3）测量转子线圈直流电阻：与初次测量值比较，不得超过2。4）定子出线套管应能承受64500V交流工频干弧电气强度试验，试验历时lmin。5）测量转子绕组的交流阻抗：试验电压峰值不得超过额定励磁电压431伏，测量数值与初次数值比较，不应有显著变化。6）定子绕组(对地和相间，通水或吹干存水)应能承受33000伏(有效值)交流工频耐压试验，历时1分钟。转子绕组可以利用25000摇表试验代替交流工频耐压试验，历时1分钟。7）在铁芯受损，局部高温及大修中怀疑铁芯有短路时，应进行定子铁损试验；铁芯齿的最高温升不超过25，相互间温差不超过15。8）测量发电机励端轴承的绝缘电阻：1000伏兆欧表测量，不得低于lM。测量碳刷架对地绝缘电阻，用500V摇表测量不低于20K9）测量轴电压：轴承油膜被短路时，转子两端轴上的电压一般应等于轴承与机座间的电压。10）测量发变组空载特性曲线：在额定转速下定子最高电压升至额定电压的110，与初次试验数据比较，应在测量误差的范围以内。11）测量定子线棒防晕层对地电位：5伏。12）以上电气试验的有关项目，高压试验在发电机组装前，应交出试验报告一份。6.1.5发电机解体6.1.5.1 发电机解体注意事项6.1.5.1.(1) 确实证明机内氢气已排尽方可进行，现场不准动火。确因工作需要动火，应办好动火工作票。6.1.5.1.(2) 各部件拆除中不得损坏，对原始安装位置，所测量的数据均应做好记录。6.1.5.1.(3) 所拆除零部件，螺母、螺栓、销钉及锁片，要清点数量，遗失的要设法找回，分别放入专用箱内，专用箱上应标明名称。6.1.5.1.(4) 解体后工作需间断时，应用专用篷布将机体盖严。6.1.5.2 分解发电机各联接部分6.1.5.2.(1) 电气拆除、完成的工作1）拆开发电机主引线软联接部分，将螺丝和软辫线装入专用箱内不得遗失，拆时不要损伤接触面。2）拆开滑环刷架引线，并用记号牌标记。3）取出所有电刷刷盒及电刷，点清数目放入专用箱内。4）拆开发电机冷却器冷却水管法兰，排气管活节。5）拆除励磁刷架的地脚螺栓及励磁铜排连接螺栓，放入专用箱内。6）将励磁刷架吊至指定地点，起吊时刷架切勿碰触滑环，必须扶稳刷架并看好间隙。7）拆除励磁铜排软连接，并放置在专用箱内。8）拆除刷架底座螺丝及定位销，做好标记，放入专用箱内。9）将刷架底座吊至指定地点，起吊时底座及铜排切勿碰撞滑环及风扇，并注意不能伤及铜排绝缘。10）将刷架及底座做防护处理，并且刷架及底座放置处不应妨碍发电机抽转子。11）刷架底座吊离后在其空档处铺设木板，以防人员落入。6.1.5.2.(2)由汽机专业拆除的部分1）解开发电机转子联轴器。2）拆除发电机汽、励两端轴瓦及密封瓦，拆除润滑油、密封油管道。3）拆除稳定轴瓦及进、出油管。6.1.5.3发电机解体6.1.5.3.(1)分别拆开汽、励两侧上半端盖的人孔门。注意每个上半盖的两个人孔门 全部打开做好标记，不能混装。6.1.5.3.(2)分别拆除汽、励两侧端盖内部的导风板。每个上半盖有四个导风板，拆下左、右两个即可。做好标记，以便回装时防止混装，注意做好措施，不能把螺丝、工具掉入发电机端盖内部。6.1.5.3.(3)分别拆除端盖内部导风板下的发电机上下端盖连接螺栓。每侧端盖内部有两个上下端盖连接螺栓，左、右各两个。不得将螺栓、工具等掉入机内。6.1.5.3.(4)拆下发电机汽、励两端上半端盖，定置放置。做好标记；吊端盖时要注意人身及设备安全，端盖落地时要垫枕木以防损伤结合面；放置区不能妨碍抽转子。6.1.5.3.(5)将转子密封螺钉盘车到垂直位置。导电螺钉在垂直位置。6.1.5.3.(6)测量转子风扇叶与导风环间隙。上、下、左、右测量四点，并记录原始数据。标准间隙：23mm。6.1.5.3.(7)拆开汽、励两侧风叶，并检查风叶。风叶做好标志，并用原帽带好风叶无裂纹、变形、锈蚀。拆前应标明原始的位置和编号，风叶片、垫片、螺母应对应，放置在专用箱内。金属室做探伤试验。6.1.5.3.(8)拆除气隙隔板，做好标记，注意工具和螺母不要掉落发电机内。6.1.5.3.(9)用专用量具测量定、转子空气间隙，做好记录。6.1.6发电机抽转子6.1.6.1发电机抽转子应具备的条件6.1.6.1.(1)发电机刷架及底座已移走。6.1.6.1.(2)抽转子所要求的现场条件，人员组织，专用工具全部准备完毕。6.1.6.1.(3)抽转子工作应有的厂级和分场的有关领导在场。6.1.6.1.(4)已与汽机专业联系，有专业人员配合。6.1.6.2 抽转子准备工作6.1.6.2.(1)在汽、励两端机座上部装上吊架装置，用吊架装置将汽、励两端同时吊起翻出下瓦。安装吊架装置时在发电机端面处垫石棉板，注意保护好发电机端面，吊起时注意转子上部间隙。6.1.6.2.(2)用专用吊具将汽、励两端下半端盖下沉。下沉不小于450mm，以不妨碍抽转子为宜。6.1.6.2.(3)拆除下部气隙隔板。气隙隔板拆除后做好标记，一一对应，放置专用工件箱保存。6.1.6.2.(4)将硬纸板、胶皮板及铁滑板放入定子膛内，铁滑板表面涂上石蜡或凡士林，并用绳子两端固定。6.1.6.2.(5)在转子励端端面装上抽转子用的法兰和吊环螺钉，在励侧抽转子预埋件座环上挂两个10T手拉葫芦。6.1.6.2.(6)在励端下半内端盖的外部装上半环。6.1.6.2.(7)组织抽转子人员认真学习检修规程和安全规程，明确人员分工和岗位责任。人员分工如下：开行车2人，行车修理2人，指挥1人，励侧间隙2人，联系2人，汽侧跟进人员2人，手动葫芦操作8人，临时备用人员2人。6.1.6.2.(8)检查现场所有设备已无妨碍抽转子的工作。6.1.6.2.(9)检查检修人员着装符合要求。6.1.6.2.9.(10) 抽转子现场围栏已设立完毕，转子支架规范放置指定地点。6.1.6.3 发电机抽转子6.1.6.3.(1)用行车吊住转子两侧，使转子水平向励端移动。在励侧大轴上放置水平仪观测转子水平。6.1.6.3.(2)当转子移动到励端护环完全退出定子铁芯时，将本体滑块送入膛内靠近汽 端护环，使转子落在本体滑块上，将汽侧吊车移走。用绳分别固定于汽、励两端对轮上拉动励侧手拉葫芦，继续向励端移动转子。6.1.6.3.(3)当汽端连轴器靠近定子铁芯时，将连轴器滑块装到汽端连轴器上。汽端连 轴器进入定子铁芯时，将连轴器滑块落到铁滑板上，使其受力，拉动励侧手拉葫芦，继续向励端移动转子。6.1.6.3.(4)当转子本体从励端起第八风区完全退出机座时，将转子本体槽楔保护工具 包绕在转子本体中间位置。6.1.6.3.(5)机外部分用临时支撑木方支撑，降下吊车，使转子落在支撑座上。6.1.6.3.(6)用吊车吊起转子中心，找好转子水平，将转子完全抽出机座。在发电机转 子励侧放置水平仪观测；转子中心距励侧约7米，距汽侧约6米，在七风区，八风区之间。转子行进过程中，转子两头有人扶着，以防大幅晃动。6.1.6.3.(7)转子抽出后，放在专用支架上，转子落稳后在转子两侧挤专用斜木，防止 转子滚动，用蓬布盖好，轴颈和滑环用涤纶毡包好，转子护环、风扇座环、中心环均不的作为受力部位。6.1.6.3.(8)拆除抽转子辅助工具。包括吊架装置、励侧下半内盖的半环、转子励端的 牵引梁、转子中心护板、定子膛内的滑板、抽转子用手拉葫芦、吊转子专用钢丝绳等。6.1.6.3.(9)在定子膛内铺一层3mm厚的胶皮。6.1.6.3.(10)用专用篷布对定子、转子封盖。6.1.6.4 拆除发电机其他附件6.1.6.4.（1）拆除发电机两侧下端盖,做好标记，定置放置，放置时保护好止口及结合面。6.1.6.4.（2）拆下发电机内盖导风罩定位销锁帽，取下定位销。定位销做好标记，防止安装时混装，要做到原销原位。6.1.6.4.（3）拆下发电机内盖导风罩。做好标记，防止安装时与汽、励两侧混装。6.1.6.4.（4）拆下发电机内端盖。保存好内盖固定螺栓及定位销。6.1.6.5 抽转子过程中的注意事项6.1.6.5.（1）在抽转子的过程中，不得中途搁放转子。如因故必须搁放时，必须使转子的大齿在垂直位置。6.1.6.5.（2）搁放的马鞍支架弧度必须与大齿一致，并铺上毛毡和木板。6.1.6.5.（3）不得碰伤风斗在抽转子的过程中，必须始终保持转子的大齿在垂直位置。6.1.6.5.（4）检修人员应服从统一指挥，坚守岗位，不得擅自行动和指挥行车。6.1.6.5.（5）如发现问题，应立即告知指挥人停止抽装，待问题解决后再继续进行工作。6.1.6.5.（6）不得碰伤铁芯，风斗，风扇及绝缘。6.1.6.5.（7）护环，风扇环，中心环，滑环及风斗不得作为受力点。6.1.6.5.（8）无关人员不得靠近抽装现场，转子起吊中不得在下面停留和行走。6.1.7 定子检修6.1.7.1 进入定子膛工作注意事项：6.1.7.1.（1）进入静子腔前必须铺上胶皮，穿上专用连体服和工作鞋，钥匙小刀、火柴、打火机、发卡、硬币、戒指等，不准带入静子腔内。6.1.7.1.（2）所有材料和工具不得掉入通风口，如掉入时必须设法取出。6.1.7.1.（3）工作间断或完毕要清点工具，盖专用篷布。如工具遗失，要设法找回，否则不得继续工作。6.1.7.1.（4）静子腔内严禁动用火种，如动火时必须按明火作业规程进行，做好防火措施。照明灯要用36伏以下的安全电压。6.1.7.2 铁芯的检查和检修6.1.7.2.(1) 铁芯检查1)仔细检查铁芯各部位，有无由于振动产生的铁锈或腐蚀粉末、锈斑及局部过热痕迹，碰伤现象，检查通风槽中小工字钢紧固程度，有无倒塌变形，检查两端阶梯形边端铁芯，有无松动过热，折断和变形。2)检查两端铁芯压圈，压指和钢屏环是否有过热，变形及松动现象；3)检查各部通风孔是否有堵塞，各通风孔应干净。6.1.7.2.(2) 铁芯的检修1)若铁芯内径齿部有锈班和丹粉现象出现，可用毛刷清理干净后刷上几遍绝缘漆即可。若铁芯片间绝缘损坏较严重，可用合适的螺丝刀轻轻撬开硅钢片，注意不得碰到线棒上，用干燥清洁的压缩空气彻底吹扫，再用四氯化碳进行清洗，灌入绝缘清漆或环氧胶(环氧胶配方内610l环氧树脂：650聚酰胺1：1，再用甲苯稀释到所需浓度)，然后每两片硅钢片间塞入58丝的天然云母薄片，塞入深度越深越好。待完全自然固化或加热固化后，除去多余部分并整形。2)若铁芯表面有局部短路现象，在其周围用医用棉或腻子将缝隙塞严，用3035浓度的硝酸溶液，反复用毛刷刷洗。当溶液出现铁红色说明硝酸和硅钢片中的铁元素发生了化学反应，生成硝酸铁和硝酸亚铁悬浮在溶液中，当溶液变为深红色后，用医用棉球擦掉，使用蒸馏水反复擦洗，注意水分不得漏到线棒上。然后再用同样的硝酸溶液刷洗，重复上述过程，直至铁芯试验合格为止。由于硅钢片绝缘漆和线棒绝缘材料均是黄绝缘呈现酸性，所以稀硝酸不会同它们发生化学反应，虽然如此，但也不准许将硝酸漏到线棒和其他铁芯上。3)若硅钢片齿根部出现金属疲劳，应设法将其除掉，以免运行中脱落引起后患。如硅钢片倒伏，但无金属疲劳时无须扶直，因硅钢片硬度大，扶直处理后可能会使其根部断裂。6.1.7.3 槽楔的检查和处理6.1.7.3.(1) 槽楔的检查1)检查槽楔附近是否有黄粉出现，如有黄粉说明槽楔松动后振动磨损造成，用小锤敲击一块槽楔当三分之二齿清脆声则认为紧固，如整个槽内连续有二块松动均应进行处理。封口槽楔的绑线不应有断股现象。2)各槽楔风口应与铁芯通风孔对齐，无突出铁芯及破裂，变形、老化现象。6.1.7.3.(2) 槽楔的处理1)若槽楔需要处理时，应使用木锤和环氧布板敲打，不得使用金属工具。在封口槽外处理时，应垫上绝缘纸板，以免损坏线棒端部绝缘。2)中间段槽楔松动，可能是楔下绝缘波纹板热变形长期受压后失去弹性，应打击主槽楔和斜槽楔，取出波纹板和其上下两面的环氧玻璃布板，更换新波纹板，在波纹板上下两面垫上合适的环氧玻璃布板，再打上主槽和斜槽楔，使槽楔沿轴向首尾相接，以防止其松动。3)封口槽楔下既无斜槽又无波纹板，其下只放环氧玻璃布板作为楔下垫条。封口槽楔打紧后用涤玻绳与上层线棒绑扎固定，并刷绝缘漆或环氧胶，加热固化或自然固化。4)若在处理槽楔时，发现铁芯的扩槽段线棒的侧面斜楔松动，应将侧面斜楔取出。填塞半导体环氧玻璃布板，再将侧面斜楔打紧。6.1.7.4 定子绕组的检查和修理6.1.7.4.(1) 绕组端部的检查和修理1)检查绕组端部及支撑绑扎部件是否有油垢，如有油垢，是由于密封瓦漏油而造成的应清除油垢，并用干净的白净布浸以酒精或清洗剂擦净(要注意通风)。2)检查线棒绝缘盒及附近的绝缘是否有膨胀现象，膨胀的原因大概有两个：一个是由于绝缘包扎不紧密及绝缘盒不严密浸入密封油而引起的，应将绝缘盒拆开，清除填料，剥除膨胀部分绝缘，重新半迭包5438l环氧玻璃粉云母带至原来的厚度。每包两层刷一遍环氧胶，最后包两层无碱玻璃丝带。加热固化成型，把环氧填料(云母粉120+618环氧树脂100+650环氧固化剂120)和成稠泥状，填满原来的位置，装上绝缘盒试一试填料是否填的充实，再进行填平补齐，直到全部充实为止，把多余的填料切除，装好绝缘盒。二是由于线棒空心铜线与烟斗形接头焊接处漏水造成绝缘膨胀，应将其漏点用银焊HIAgCu3025补焊，要对漏点迅速加热至700750进行快速补焊，避免股线超温引起焊接点开焊，焊接处周围绝缘应以潮湿的石棉保护好，同时应将线棒水分吹净，以免高温时水汽蒸发造成砂眼。漏水的另一个原因是绝缘引水管的接头螺母松动及密封铜垫不严，应更换退火处理的新铜垫将螺母上到不漏水为止，不得拧的过紧，铜垫失去弹性。上述工作完成后进行水压试验。3)绝缘引水管接头处绝缘包扎，先半迭包5033沥清云母带(01325)十二层(每层刷12ll沥青晾干漆)，最后三层必须包至绝缘盒内3040毫米，再包三层无碱玻璃丝带，将环氧填料全部充满空隙，套上绝缘盒，绝缘盒与接头间过渡部分的填料修成锥形，最外面半迭包四层无碱玻璃丝带。由于绝缘盒和环氧填料即是该处的对地绝缘，所以必须严密，不得有间隙。4)检查极相组连线，并联引线，主引线的绝缘是否有损伤起皱，膨胀和过热现象，它们的绝缘具有主绝缘的电气水平，因而不得忽视。如需包扎绝缘，要将损坏部分剥除，刷上一层环氧胶，将5438l环氧玻璃云母带，半迭包原来厚度其绕向应与原绝缘方向相同，每包一层刷一遍环氧胶(6101：6508：2)最后包两层无碱玻璃丝带，刷环氧胶。包扎的新绝缘要与原绝缘搭接严密。5)静子绕组端部渐伸线部分，在额定运行中要受到比槽内部分大得多的交变电磁应力，当外部短路时，所产生的交变电磁应力，比额定运行时大近百倍，因此绕组端部的支架、绑环、防振环、斜型垫条、间隙隔垫块、槽口垫块、适形材料及绑绳，都要认真检查，不得遗漏，对于底层看不到的位置，要用反光镜检查。6)检查绕组端部的支架、绑环、防震环、斜形垫条，间隔垫块、槽口垫块、适形材料及绑绳是否有松动，断股现象，如有松动和绑绳断股，必须割除重新绑扎，加垫浸环氧胶的适形材料，绑扎浸环氧胶的涤波绳，端部如有绝缘磨损的现象，必须查明原因，包扎磨损部分的绝缘，重新绑扎固化。如绝缘磨损严重，要详细检查分析原因，做出技术鉴定，及早做好更换新线棒的准备。7)检查绕组端部绝缘有无龟裂，漆膜脱落等现象，如有龟裂现象应分析原因，只要电气试验合格可以暂不处理，应与制造厂联系采取补救措施，如局部脱漆，只局部喷漆，如果大面积脱漆可以全部喷涂一遍。灰环氧覆盖漆和136l红瓷漆 。8)检查铜屏蔽环是否有局部脱漆，过热和裂纹现象。铜屏与压圈的固定螺栓是否松动，铜屏蔽环与压圈的导电螺栓是否紧固，如有局部小裂纹可以不必须处理。如裂纹较大并出现过热脱漆时，应用洋冲在裂纹端头打圆瘪痕。9)检查聚四氟乙稀绝缘引水管有无裂纹，磨损及变质现象。如有上述情况，即是打水压试验合格也要更换新管。6.1.7.4.(2) 绕组槽部的检查和修理1)检查线棒防晕情况要结合处理槽楔同时进行，检查防晕层有小黑点或小黑面，既说明有电腐蚀发生，应将黑色粉末用毛刷清扫，刷低阻防晕漆。2)如防晕层电腐蚀较严重时，防晕层出现灰白色，应测量线圈表面电位，如线圈表面电位大于10伏，说明有电腐蚀，应将被腐蚀的防晕石棉带剥离，重新沾补#797低阻石棉防晕带(0630)再刷半导体低阻环氧半导体漆(130)。3)绕组的端部和槽部检修工作全面结束后，如有必要时可在端部喷环氧红瓷漆覆盖。6.1.8 定子水压试验6.1.8.1关闭进出水汇流管母管阀门并加堵板。做水压试验时在进、出水法兰堵板上各加一个排气阀门,排除发电机水路内部空气，以保证水回路充满水。6.1.8.2 定子冷却水通过旁路通水，通水完毕关闭旁路阀门，加堵板。6.1.8.3 通过排气阀打水压进行水压试验。水压0.5MPa，保持8小时，压力无明显下降，检查各部无渗漏，检查水系统无渗漏现象。6.1.8.4 试验结束后通知机务重新连接水管恢复系统6.1.9 转子的检修和试验6.1.9.1 转子的检修6.1.9.1.(1)检查风扇叶片应无裂纹，变形和蚀斑点，螺母应紧固，止动垫应扳边销紧，叶片抛光面应光滑，可用小铜锤轻轻的逐个敲打叶片应无破裂音响。叶片根部R角处理应力集中点，要细心检查该处，进行金属探伤。6.1.9.1.(2)拆装叶片螺母要用力矩板手，严格控制在2530公斤力较为合适，不得用力过猛。6.1.9.1.(3)需要更换新叶片，应将新旧叶片严格称重，新旧叶片的重量要相同，如有差别，挑选合适的叶片，仍然有微小差别的，可将新叶片用锉刀将叶片顶部锉去，直至重量合乎要求为止。锉去部分要整形圆滑，不得有尖角，不得划伤叶片，并进行目测和探伤检查合格，方可安装。新换的叶片角度，要与原叶片相同。6.1.9.1.(4)检查护环、中心环、风扇座环和风扇环应无裂纹，变形，对可疑点要用细砂布打磨后用放大镜仔细观察，并请金属组人员检查鉴定，如有必要时由金属组人员对以上环件进行金属探伤检查。6.1.9.1.(5)中心环上的平衡件是容易松动的零件，必须逐个进行检查。如果松动可将平衡块顶丝旋紧后用洋冲封死，再将两端头的平衡块与中心环槽用洋冲封死固定。6.1.9.1.(6)转子本体上的平衡螺钉也是容易松动的零件，必须逐个进行检查。如有松动将其旋紧后用洋冲封死固定。6.1.9.1.(7)检查护环与转子本体搭接处有无变色及电腐蚀，电烧伤现象，如有轻微的变色和电腐蚀可以不作处理，但要记下位置，以便进一步观察，并向有关领导汇报，分析原因。如有烧伤和电腐蚀严重，要会同制造厂研究处理方案。6.1.9.1.(8)检查转子本体表面是否有变色，锈斑现象，有变色现象说明转子本体铁芯过热，要设法进行处理，同时做好标记和记录，以便今后进一步观察，有锈斑时说明氢气湿度大，向制氢站人员反应以加强氢气的干燥。6.1.9.1.(9)转子槽楔不应断裂，凸出和位移，进出风斗要与铜线通风孔对齐，不应盖住通风孔，进出风斗不应变形，进出风斗应畅通，无积灰和油垢，导风舌不应歪斜。6.1.9.1.(10)检查护环环键的搭子不应变形和开焊现象，中心环下的尼龙导风叶片不应有裂纹和松动现象。6.1.9.1.(11)转子风路的吹扫，用34kg/cm2的压缩空气接至专供吹扫风斗的风嘴，首先逐个从每个热风区的甩风斗，向冷风区的进风斗反吹扫，然后再逐个从每个冷风区的进风斗向热风区的甩风斗正吹扫，要对每个风斗进行正反吹扫两次，在吹扫过程要用手的感觉判断每个风斗的出风大小，如果发现有的风斗出风不畅或有堵塞时，应反复多次进行正反吹扫，如果仍然不能奏效，可将该风区同槽风路的风斗用橡胶塞塞住，留下不畅或堵塞的风斗，再反复进行正反吹扫，直至手感有风为止，如果在同一槽连接续有三个风斗堵塞，则应向有关领导汇报，经分析原因，制订出处理方案后再处理。否则发电机不能投入运行。（因线圈端部无进风斗，只用压缩空气将大护环下的所室和大齿上的甩风槽扫干净即可）6.1.9.1.(12)检查滑环表面应光滑，无锈斑、烧痕、凹凸不平不应超过0.5毫米，超过时应对其车铣，并用金相砂布打光，光洁度应达到7以上。6.1.9.1.(13)滑环引线螺丝应紧固，锁垫应板边销紧，密封胶圈不应漏气，通风孔，月牙槽和螺旋槽应无油垢，用3kg/cm2干燥的压缩空气将滑环吹扫干净。6.1.9.1.(14)励端中心孔密封堵板螺丝应紧固，密封垫不应漏气。6.1.9.2 转子环件的测量6.1.9.2.(1)护环与铁芯结合处间隙，按原始标记分八点用塞尺测量。6.1.9.2.(2)护环外径按原始标记，分二段四点用外径干分尺测量。6.1.9.2.(3)滑环表面凸凹不平不应超过0.5毫米。6.1.9.2.(4)测量滑环偏心度不应超过0.05毫米。6.1.9.2.(5)测量滑环最大和最小直径。6.1.9.2.(6)以上各项测量数据要做详细记录，并与以往的数据进行比较。6.1.9.3 转子的通风试验6.1.9.3.(1)发电机转子上风斗的原始编号与风速试验记录表格的标号一致。 试验端部风路通风时，将端部专用风筒装在护环和风扇外侧之间，并接 入鼓风机，进行试验，做记录，依次测汽励两端。6.1.9.3.(2)试验槽部风路通风时，将专用风筒依次装在槽部的每段冷风区上，其宽度应与冷风的宽度相同，启动风机，逐个测量风速，并记录。6.1.9.3.(3)试验标准：实验结果与东方电机厂提供的出厂实验数据为依据，两个数据相比较，每槽风速无较大差异为合格。6.1.9.3.(4) 转子试验全部结束后对转子进行再次吹扫，用专用蓬布盖好6.1.9.4 转子的气密试验,每次大修时应对转子进行气密试验，试验方法如下:6.1.9.4.(1)将励端中心孔的堵板和密封垫取下，另装一个20毫米厚的法兰，垫橡胶密封垫 ，接上打磅用的专用工具，自励端轴向中心孔充气。6.1.9.4.(2)将干燥清洁的氮气，缓慢升至06MPa表压，用卤素检漏仪或工业酒精、绝缘清洗剂检漏，禁止在导电螺钉部位用肥皂水检漏。找滑环引线的密封处，转子线圈引线至中心导电杆的密封处，是否有漏气现象。如漏气时应更换橡胶密封圈，然后再重新找漏，直至不漏气为止。6.1.9.4.(3)将压力调至0.5MPa表压，历时6小时，在周围大气压和温度变化不大时，允许压力下降值不大于开始压力的10，即0.05MPa合格。6.1.9.4.(4)仔细检查上述各处的密封圈，如有裂纹、断裂、变形及失去弹性，即是密封试验合格，也要更换新密封圈。6.1.9.4.(5)试验结束后，应将励端拆除的密封堵板和密封圈恢复运行状态。每天工作结束必须将转于用专用蓬布盖好。6.1.10 氢气冷却器检修和试验6.1.10.1冷却器拆除及解体6.1.10.1.(1)检查冷却器进水门确已关闭，水已放完后，拆除进出水管法兰及活节，拆除时先将法兰螺丝稍微松开，用撬棍撬试，看水门是否确已关严后全部拆除。用记号笔画出密封压板和密封垫的相互间位置记号。6.1.10.1.(2)拆除上下风室密封圈螺丝后用吊车吊出，起吊时应用手不断活动冷却器以防卡住。吊至指定地点，下落时注意安全，用方木垫稳，用记号笔标明每台的位置记号。6.1.10.1.(3)拆开冷却器端盖，做好各台的记号，拆下的螺杆螺母和销垫应查明数量用专用袋保管好。6.1.10.2 冷却器刷洗6.1.10.2.(1)端盖拆除后应立即进行刷洗，防止泥垢干涸。6.1.10.2.(2)将直径为25毫米的圆毛刷装在合适的铁管一端进行刷洗，并不断用水充刷，直至干净为止。6.1.10.2.(3)清除端盖、管板、活节泥垢和锈斑，刷上防锈漆。6.1.10.2.(4)用铜丝刷刷洗铜管和管板，清理管板时，不得损伤铜管的胀口。6.1.10.2.(5)检查密封橡胶垫有无裂纹，变质，如有应更换新的。6.1.10.2.(6)待端盖、管板防锈漆全干后，按原位置记号将端盖上好并紧固。6.1.10.3 冷却器水压试验及组装标准6.1.10.3.(1)用堵板和橡胶垫将出水法兰密封，在进水法兰装堵板和打磅机，待注满水后整组打水压试验，标准为0.5MPa保持30分钟，应无渗漏及压力下降现象。6.1.10.3.(2)如有渗漏及压力下降时，需拆开端盖单根管寻找漏管，进行单根管0.6Mpa水