发电机电气部分检修工艺规程Q/XS 237-108.03-20091.主题内容与适用范围1.1 本规程规定修临时性电站发电机电气部分的A级检修、B级检修、C级检修、D级检修项目、周期、验收等级、检修工艺及质量标准。
1.2 本规程适用于1电站发电机电气部分的检修。
1.3 本厂运行人员应了解本规程，检修维护人员、技术管理人员应熟悉本规程的有关内容，并严格执行。
1.4 有关发电机检修中的特殊问题，经总工程师批准可不受本规程限制。
2.引用标准2.1 中华人民共和国电力行业标准《灯泡贯流式水轮发电机组安装工艺导则》。
2.2 原部颁《水轮发电机运行规程》。
2.3 原部颁《电力工业技术管理法规》。
2.4 厂家的有关设备技术说明书。
2.5 本厂的有关技术说明。
2.6 中南电力勘测设计研究院有关图纸资料。
2.7 原部颁《大中型水轮发电机静止励磁系统及装置运行、检修规程》。
3.设备规范和技术规范：发电机的基本参数：见运行维护规程4.检验项目、周期、验收等级4.1检修周期检修性质检修周期检修工期A级检修8~10年65~75天B级检修5年40~45天C级检修1年7~9天D级检修根据设备运行情况及试验结果定3~5天新机组投产后的第一次B级检修，在正式投运1年后进行；4.2B级检修项目：序号检修部分检修标准验收等级发电机部分1 定子线棒槽部、端部及过桥引线检查、清扫1、线棒绝缘及绝缘盒无开裂、变色及损坏现象，2、线棒及引线固定可靠，无槽楔、绑绳松动、脱落及引线变形现象；22 定子铁心部分检查、清扫1、铁心叠片无变形、松动现象，2、铁心通风沟内无异物，3、铁心表面无变色过热现象，4、各2部螺栓紧固无松动；3 转子绕组及引线检查、清扫1、转子磁极固定可靠无松动，2、磁极绕组层间无松动、开裂及绝缘损坏等现象；3、磁极极间引线及引出线连接可靠无松动、变色及过热现象；4、绝缘子无放电、损坏开裂现象5、设备清洁无脏污24 转子磁极阻尼环、阻尼条检查、清扫1、所有螺栓接线紧固，电气连接部位无过热、松动现象，2、阻尼条无松动及脱槽现象；3、设备清洁无脏污；25 定子三相出口母线及中性点母线部分检查、清扫1、引线连接部分固定可靠无松动、变色及过热现象，2、支撑绝缘子固定可靠无松动及开裂现象，3、设备清洁无脏污26 转子碳刷、滑环检查清扫1、碳刷、滑环接触可靠无放电现象，2、碳刷固定可靠，动作灵活，刷辨无变色过热现象；3、滑环支撑绝缘子无放电及损坏开裂现象；4、碳刷磨损均匀，磨损长度不超过2/3；5、设备清洁无脏污；27 发电机上、下游侧风洞检查清扫1、风洞无异物，清洁无脏污；2、所有电气设备固定及连接螺栓紧固无松动；28 中性点消弧线圈、刀闸及电缆检查清扫1、所有接线紧固无松动，2、电缆绝缘完好无损坏，支撑绝缘子无放电及损坏开裂现象；3、刀闸操作机构正常；4、设备清洁无脏污；29 励磁变检查清扫1、所有接线紧固无松动，2、电缆绝缘完好无损坏，3、设备清洁无脏污；210 灭磁开关解体检查清扫1、开关操作机构无异常，2、所有接线紧固无松动，3、开关主触头接触可靠；211 励磁功率柜内一次设备检查清扫1、所有接线紧固无松动，清洁无脏污；2、设备全面检查无异常；212 发电机辅机控制柜检查清扫1、清洁无脏污，2、设备全面检查无异常，3、屏柜封堵完好；210.5KV出口共箱母线1 母线电气连接部位检查1、电气接线紧固无变色、发热及松动现象；2、母排固定可靠无无松动；22 母线绝缘子检查清扫1、绝缘子无开裂及损坏现象；2、绝缘子固定可靠无松动；3、清洁无脏污；23 母线外壳接地系统检查1、外壳接地端子连接可靠无松动； 24 设备卫生清扫1、清洁无脏污； 25 母线PT、CT检查清扫1、绝缘无开裂及损坏现象，2、电气接线紧固无松动；3、清洁无脏污；2出口开关1 出口开关检查、清扫1、所有螺栓接线紧固，2、开关操作机构正常，机械转动部位无卡滞，3、SF6气体压力正常无泄漏，4、清洁无脏污；22 屏柜机构检查1、柜门关合正常无卡滞及变形现象； 2 机旁动力屏1 机旁动力屏柜清扫及开关检查1、清洁无脏污；2、开关操作正常；3、电气接线紧固无松动；4、屏柜封堵完好；22 开关定值检查与《机电设备定值手册》一致 23 所有接地系统检查、完善设备接地可靠，无松动、锈蚀现象，油漆完整 2 电气设备预试发电机预试1 定子绕组直流电阻测量发电机各相或各分支的直流电阻值，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后相互间差别以及与初次(出厂或交接时)测量值比较，相差不得大于最小值的1.1%。
超出要求者，应查明原因32 定子绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数测量1)绝缘电阻值自行规定。
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2)各相或各分支绝缘电阻值的差值不应大于最小值的100%3)吸收比或极化指数：沥青浸胶及烘卷云母绝缘吸收比不应小于 1.3或极化指数不应小于1.5；环氧粉云母绝缘吸收比不应小于1.6或极化指数不应小于 2.0；水内冷定子绕组自行规定3 定子绕组泄漏电流和直流耐压试验1)在规定试验电压下，各相泄漏电流的差别不应大于最小值的100%；最大泄漏电流在20μＡ以下者，相间差值与历次试验结果比较，不应有显著的变化2)泄漏电流不随时间的延长而增大4 定子绕组交流耐压试验参照《电力设备预防性试验规程》5 转子绕组绝缘电阻测量1)绝缘电阻值在室温时一般不小于0.5MΩ2)水内冷转子绕组绝缘电阻值在室温时一般不应小于5kΩ6 转子绕组直流电阻测量与初次(交接或大修)所测结果比较，其差别一般不超过2%7 转子绕组交流耐压试验参照《电力设备预防性试验规程》8 轴电压1)汽轮发电机的轴承油膜被短路时，转子两端轴上的电压一般应等于轴承与机座间的电压2)汽轮发电机大轴对地电压一般小于10V3)水轮发电机不作规定发电机出口共箱封闭母线预试1 母线绝缘电阻测量1)额定电压为15kV及以上全连式离相封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于50MΩ2)6kV共箱封闭母线在常温下分相绝缘电阻值不小于6MΩ32 交流耐压试验参照《电力设备预防性试验规程》发电机出口SF6开关预试1. SF6气体泄漏检测 年漏气率不大于1%或按制造厂要求 32. 辅助回路和控制回路绝缘电阻绝缘电阻不低于2MΩ 3. 辅助回路和控制回路交流耐压试验试验电压为2kV4.开关耐压试验交流耐压或操作冲击耐压的试验电压为出厂试验电压值的80%5.断口间并联电容器的绝缘电阻、电容量和tgδ值1)对瓷柱式断路器和断口同时测量，测得的电容值和tgδ与原始值比较，应无明 显变化2)罐式断路器(包括GIS 中的SF 6断路器)按制造厂规定6. 合闸电阻值、合闸电阻的投入时间1)除制造厂另有规定外，阻值变化允许范围不得大于±5%2)合闸电阻的有效接入时间按制造厂规定校核 7.断路器的速度特性测量方法和测量结果应符合制造厂规定8. 断路器的时间参量除制造厂另有规定外，断路器的分、合闸同期性应满足下列要求：相间合闸不同期不大于5ms 相间分闸不同期不大于3ms同相各断口间合闸不同期不大于3ms 同相各断口间分闸不同期不大于2m9. 导电回路电阻 1)敞开式断路器的测量值不大于制造厂规定值的120%2)对GIS 中的断路器按制造厂规定 10.分、合闸时间直流电阻应符合制造厂规定励磁回路预试 1 励磁回路绝缘电阻绝缘电阻值不应低于0.5MΩ，否则应查明原因并消除32 励磁回路交流耐压 试验电压为1kV3 灭磁电阻器直流电阻测量与铭牌或最初测得的数据比较，其差别不应超过10%4 灭磁开关的并联电阻测量 与初始值比较应无显著差别5灭磁开关的开关特性试验 参照《电力设备预防性试验规程》6励磁变压器绕组直流电阻 1)1.6MV A 以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%2)1.6MV A 及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2%3)与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%7励磁变压器绕组绝缘电阻、吸收比或（和）极化指数测1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化量2)吸收比(10～30℃范围)不低于 1.3或极化指数不低于1.58 励磁变压器交流耐压试验1)油浸变压器(电抗器)试验电压值按表6(定期试验按部分更换绕组电压值)2)干式变压器全部更换绕组时，按出厂试验电压值；部分更换绕组和定期试验时，按出厂试验电压值的0.85倍9励磁变压器测温装置及二次回路试验参照《电力设备预防性试验规程》消弧线圈预试 1绕组直流电阻参照《电力设备预防性试验规程》 32绕组绝缘电阻、吸收比或（和）极化指数测量参照《电力设备预防性试验规程》 3 绕组tgδ值 参照《电力设备预防性试验规程》 4 交流耐压试验参照《电力设备预防性试验规程》5 穿心螺杆、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻220kV 及以上者绝缘电阻一般不低于500MΩ，其它自行规定CT 预试 1 绕组绝缘电阻1)绕组绝缘电阻与初始值及历次数据比较，不应有显著变化2)电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻一般不低于1000MΩ32 绕组tgδ值及电容量1)主绝缘tgδ(%)不应大于下表中的数值，且与历年数据比较，不应有显著变化：2)电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值差别超出±5%范围时应查明原因; 3)当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不大于2%3 极性检查 与铭牌标志相符4 变比检查 与铭牌标志相符5 一次绕组直流电阻测量 与初始值或出厂值比较，应无明显差别 PT 预试1绝缘电阻 自行规定3交流耐压试验1)一次绕组按出厂值的85%进行，出厂值不明的，按下列电压进行试验：2)二次绕组之间及末屏对地为2kV 3)全部更换绕组绝缘后按出厂值进行 2 联结组别和极性 与铭牌和端子标志相符 3 电压比测量与铭牌标志相符 4.3 C 级检修项目序号 检修部分检修标准验收等级发电机部分1 定子线棒槽部、端部及过桥引线检查、清扫1、线棒绝缘及绝缘盒无开裂、变色及损坏现象，2、线棒及引线固定可靠，无槽楔、绑绳松动、脱落及引线变形现象；22 定子铁心部分检查、清扫1、铁心叠片无变形、松动现象，2、铁心通风沟内无异物，3、铁心表面无变色过热现象，4、各部螺栓紧固无松动；23 转子绕组及引线检查、清扫1、转子磁极固定可靠无松动，2、磁极绕组层间无松动、开裂及绝缘损坏等现象；3、磁极极间引线及引出线连接可靠无松动、变色及过热现象；4、绝缘子无放电、损坏开裂现象5、设备清洁无脏污24 转子磁极阻尼环、阻尼条检查、清扫1、所有螺栓接线紧固，电气连接部位无过热、松动现象，2、阻尼条无松动及脱槽现象；3、设备清洁无脏污；25 定子三相出口母线及中性点母线部分检查、清扫1、引线连接部分固定可靠无松动、变色及过热现象，2、支撑绝缘子固定可靠无松动及开裂现象，3、设备清洁无脏污26 转子碳刷、滑环检查清扫1、碳刷、滑环接触可靠无放电现象，2、碳刷固定可靠，动作灵活，刷辨无变色过热现象；3、滑环支撑绝缘子无放电及损坏开裂现象；4、碳刷磨损均匀，磨损长度不超过2/3；5、设备清洁无脏污；27 发电机上、下游侧风洞检查清扫1、风洞无异物，2、分接开关位置指示正确，3、所有螺栓紧固无松动；28 中性点消弧线圈、刀闸及电缆检查清扫1、所有接线紧固无松动，2、电缆绝缘完好无损坏，3、刀闸操作机构正常；4、设备清洁无脏污；29 励磁变检查清扫1、所有接线紧固无松动，2、电缆绝缘完好无损坏，3、设备清洁无脏污；210 灭磁开关解体检查清扫1、开关操作机构无异常，2、所有接线紧固无松动，3、开关主触头接触可靠；211 励磁功率柜内一次设备检查清扫1、清洁无脏污，2、设备全面检查无异常， 212 发电机辅机控制柜检查清扫1、清洁无脏污，2、设备全面检查无异常，3、屏柜封堵完好；210．5KV出口共箱母线1 母线电气连接部位检查1、电气接线紧固无变色、发热及松动现象；2、母排固定可靠无无松动；22 母线绝缘子检查清扫1、绝缘子无开裂及损坏现象；2、绝缘子固定可靠无松动；3、清洁无脏污；23 母线外壳接地系统检查1、外壳接地端子连接可靠无松动； 24 设备卫生清扫1、清洁无脏污；5 母线PT、CT检查清扫1、绝缘无开裂及损坏现象，2、电气接线紧固无松动；3、清洁无脏污；出口开关1 出口开关检查、清扫1、所有螺栓接线紧固，2、开关操作机构正常，机械转动部位无卡滞，3、SF6气体压力2正常无泄漏，4、清洁无脏污；2 屏柜机构检查 1、柜门关合正常无卡滞及变形现象； 2 机旁动力屏1机旁动力屏柜清扫及开关检查1、清洁无脏污，2、开关操作正常；3、电气接线紧固无松动，4、屏柜封堵完好； 2 2 开关定值检查 与《机电设备定值手册》一致2 3所有接地系统检查、完善设备接地可靠，无松动、锈蚀现象，油漆完整2电气设备预试 发电机预试1 定子绕组直流电阻测量发电机各相或各分支的直流电阻值，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后相互间差别以及与初次(出厂或交接时)测量值比较，相差不得大于最小值的 1.1%,超出要求者，应查明原因32定子绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数测量1)绝缘电阻值自行规定。