1、华能国际电力股份有限公司营口电厂#1机组C级检修工程技术方案1施工部署及平面布置1.1 施工场地布置本标段施工现场我公司已具备完善的施工项目管理部，工程开工后需甲方指定本标段设备、材料、工具存放位置，我们将按甲方要求进行布置，保持现场的整洁、文明，有利于施工。1.2 生活区域布置我公司承担华能营口电厂二期工程主体安装施工任务，故在该施工现场已经具备完善的生活临建设施。所有检修人员的吃住及其它生活问题已经妥善安排。1.3 现场临时水、电、汽、气源现场有固定的临时水、电、汽、气源接口，征得业主同意后接引、拆除及恢复。1.4 起重运输机械现场固定吊车基本满足检修需要，引、送风机电机及循环水阀门的检修
2、，采用8t汽车吊做起重机械。现场运输采用2t汽车做运输车辆。2主要施工技术措施2.1 汽机专业施工技术措施2.1.1 工程概况及工作量华能营口电厂l#机组系俄供320MW超临界成套设备。汽轮机为K320-23.5-4型，发电机为TBB-320-2EKY3水氢氢型汽轮发电机。本次检修汽机专业主要工作内容包括汽机本体检修、汽机油系统检修、汽机附属设备检修、循环水泵检修等标准项目29项。2.1.2 汽轮机本体检修方案2.1.2.1 工程概况及工作量汽轮机本体检修工作内容包括励侧密封瓦更换、#3、#4、#5轴瓦油挡漏油处理，#6、#7轴瓦检查平台完善。2.1.2.2检修步骤及方法a.轴承检查1）联系热
3、工、电气专业人员拆除轴瓦振动探头、热电偶接头，吊开轴承箱盖，检查轴承箱水平结合面有无漏油痕迹。2）用塞尺测量轴承两端挡油齿间隙，油挡间隙做为修前记录，不满足设计要求时，按甲方要求处理。3）拆下轴承结合面螺栓，拔下稳钉吊走轴承上半。4）使用压铅丝法测量轴瓦顶部间隙，测量次数不少于两次,并且两次读数基本一致，才能确定其顶部间隙值。如测量间隙与原始值不符，并超出允许范围，按甲方要求进行处理，轴瓦顶部间隙设计值为0.6+0.002mm。测量轴瓦两侧间隙，设计值为1.35+0.062mm（单侧）。5）吊开7#轴承盖并测量7#轴承间隙，顶部间隙0.050.10mm,两侧间隙为0.100.135mm,检查轴
4、承轴向位置，测量油挡间隙上部0.150.35mm,左右各为0.100.25mm,下部0.050.10mm,不符合时按甲方要求处理或更换。6）使用抬轴及翻瓦专用工具，将轴承下半翻出轴承座，进行鸨金检查和清理。用眼测，着色方法检查瓦块鸽金有无磨损、裂纹、脱胎、剥落。如果鸽金磨损严重，裂纹或脱胎占结合面的35%时应更换瓦块。如经超声波试验仅为表面缺陷可按甲方要求处理。检查鸨金与轴接触情况，接触不良时，应用手工修刮。轴承翻出时，油孔应及时用干净白布封好。7）清理轴承壳体及瓦块各部件，检查轴颈有无拉毛现象，如有用精细油石打磨，清理轴承座，将轴承下部分按照顺序回装就位，热工人员检查测温元件安装无误，要检查
5、每个瓦块活动自如，不得卡涩。并浇上清洁透平油，待转子落实后，检查调整瓦块与轴承座接触情况应良好，接触面积不小于75%,给、排油孔周围100%,用0.03mm塞尺检查应塞不入。8）复测轴承顶部间隙、两侧间隙后，安装轴承上半部件，在不紧结合面螺栓，检查水平结合面应0.03mm塞尺塞不入，安装轴瓦壳体法兰螺栓并按顺序对称紧固，复测轴承两侧油挡间隙，应符合原始值。用压铅丝法检测轴承紧力。要求5#、6#轴承盖对轴瓦顶部紧力00.03mm,7#轴承处球面与轴承盖内球面应有0.03mm紧力。9）在轴承上、下半翻出和固定时，应用临时螺栓压板，通过外壳与瓦块固定防止瓦块脱落，清洗轴瓦不准使用棉纱，轴瓦翻出时应在
6、转子上架设百分表监视转子抬高值，一般不应超过0.50mm,转子回落后应恢复至零位。10）检测各轴承座与各轴瓦间绝缘电阻，要求用1000V摇表测量时其值不小于0.5MQo按照检修规程对需要按力矩值紧固的螺栓对照给定值紧固。b.励侧密封瓦更换、配合电气检查发电机。2.1.2调速、润滑、密封油系统检修方案2.1.2.1 工程概况及工作量本机组设置的油系统可以在任何工况下向机组所有的轴承及其它需供润滑油的装置连续提供温度适当的润滑油流和向保安系统提供一次压力油，该系统主要包括一台由汽轮机主轴驱动离心式主油泵，一台高压启动油泵，一台交流润滑油泵，一台直流泵，两台排油风机,一套溢流阀,一套机械过滤式连续油
7、净化装置及主油箱、监控仪表等。本次检修工作主要包括揭前箱、下部漏油处理、危急保安器滑阀检修、主油箱清理、油净化器检修、密封油箱清理、小机冷油器、前后轴瓦、主油泵检修等项目。2.1.2. 2检修步骤及方法a.主油泵解体检查1）将前轴承箱大盖吊开后，松开主油泵水平结合面螺丝，拨下定位销，拆除联轴器外齿轮轴套连接螺栓，脱开两半联轴器，拆下各润滑油管。用吊车将主油泵上半壳体吊下。2）测量并记录短轴（主油泵轴）各部位晃度，按调速短轴各部间隙图所示测量各部间隙及推力支持轴承各部间隙，主要有泵壳与轴同心度，叶轮密封环与泵壳体密封环间隙，轴套与轴承间隙，叶轮G侧油封环间隙，叶轮两侧轴向间隙，飞环与跳闸爪复位状
8、态间隙等，上述各部间隙应满足检修规程和厂家图纸要求。3）根据检查结果，按照甲方要求进行进一步处理。并清理主油泵各部件，去除表面锈垢，对检查中发现的磨损部件应按甲方的要求进行处理，各排气孔和润滑油孔，应清洁、畅通、无堵塞。4）对轮找中心时，主油泵轴中心相对高压转子中心，在垂直方向抬高0.251器5mm,在水平方向偏左00.05mm。联轴器各部配合间隙应符合检修规程要求。5）回装主油泵各部件，扣上主油泵上半后，打入定位销，拧紧水平结合面螺栓。危急保安器端联轴器内齿圈靠近危急保安器，切忌装反。装配好泵后，转子应盘动灵活，才能连接联轴器。6）正确连接各润滑油管。b.油箱检修清理按照甲方要求将油箱内润滑
9、油放到指定容器内，并将该容器事先清理干净。用滤油机将主油箱内存油排往该容器内。打开人孔，取出回油篦子清洗干净，如有损坏进行更换。在油箱保持通风并设专人监护情况下，使用海绵块和钢丝刷清扫主油箱内壁，消除死角积垢，并用白面沾洗干净。注意：不准在油箱内部使用易挥发液体清洁剂。检查油箱油位计是否转动灵活无卡涩，油位指示是否正确，底部事故放油门进行检查，必要时研磨底口。c.油泵联轴器检查检查油泵联轴器，应完好无损伤，防松板垫可靠。d.排烟风机清理检查排烟风机松开进、出口法兰螺栓进行解体检查，各部件如壳体、叶轮、主轴，应无弯曲变形，无磨损、无裂纹、无卡涩，清洗干净各部件后，按顺序回装。e.油净化器检修将油
10、净化器循环泵电动机及排烟风机电动机停电，拆线。排空全部积油，取出全部滤网、滤袋、滤芯，用海绵块将油箱内积油、杂质清理净。再用白面把油箱沾干净。各种滤网、滤袋、滤芯进行更换。油净化器油泵根据运行时出现故障情况，进行检修消缺。f.油管路人孔、法兰垫片检查，系统消除渗漏。g.系统放油门、取样门、转换阀、油位计、放空气门、放水门进行检查，增填盘根。h.冷油器滤水器清理，进出口旁路门解体检查。1. 3#7#轴承加滤网，检查油质，进行油循环。2.1.3汽动给水泵检修方案2.1.3. 1概况本次汽动给水泵检修为C级。主要检修项目为轴承检查、端部密封及其系统检查等。2.1.3.2检修步骤a.拆卸前、后轴承座箱
11、盖及联轴器护罩，测量汽轮机推力间隙，使推力间隙值达到0.360.48mm。测量修前危急保安器杠杆间隙。b.检查前箱小轴及高、低压侧轴承，测量轴承紧力及各部间隙，保证高压侧轴承紧力达到03mm（间隙），低压侧03mm（间隙），轴瓦顶部间隙达到高压侧0.240.29mm,低压侧0.300.36mm,其轴承室油挡间隙保证在0.050.18mm之间。如测量值与标准相差较大，根据甲方意见更换小轴或轴承并清理组装。测量转子定位间隙EIII：74.20mm,EIV294.40mm,检查汽缸、前后轴承室导向装置间隙。c.解体检查复位及跳闸错油门，保证各部尺寸与原始值相符，并清理组装。d.活动冲洗危急保安器，彻
12、底清理前、后轴承箱油室，保证轴承室内干净无污垢。甲方检查确认后，组装前、后箱盖及联轴器护罩。洗，经甲方认定后回装。e.解体检查轴承滤网，必要时更换滤芯，经甲方检查确认后清理组装。f.解体检查各油泵的联轴器，对联轴器齿轮加润滑脂。g.解体检查两台冷油器的水侧，清洗冷却管内部，检查冷却管严密性，经甲方确认后回装。h.拆卸排汽安全阀铝板，检查其使用状况，必要时更换并回装。1 .将油箱补充至正常油位，并连接滤油机滤油，使油质达到标准要求。j.拆卸油净化器滤网，冲洗后回装。k.测量串轴保护间隙，必要时进行调整。1.配合电气，热工进行调试，达到起机条件。2.1.4. 它附属机械泵类检修方案2.1.5. 1
13、概况本次需检修的泵类有：电动给水泵1台、凝结水泵3台、射水泵1台、汽动给水泵前置泵1台、循环水泵2台、低加疏水泵2台、工业水升压泵2台、供水泵定子冷却水泵2台。2.1.6. 2检修步骤a.凝结水泵检修该机组设计三台电动离心式凝结水泵。该次检修主要内容为：清理轴承箱、检查轴承及推力轴承。水泵填盘根、活动检查水封等。其主要步骤如下：1）中心复查、解对轮、拆卸附属管路、拆卸联轴器连接螺栓及电机与机架连接螺栓，由电气专业人员拆除电缆接线，用汽机间内的行车将电机吊出。2）测量水泵轴头距机架平面的距离。3）用专用工具拆下联轴器。4）放出轴承箱内润滑油，拆下轴承箱盖，检查推力轴承的磨损情况，必要时更换推力轴
14、承。5）彻底清理轴承箱及轴承，经甲方检查合格后，组装轴承箱及联轴器。6）根据甲方要求调整叶轮入口轴向间隙，使之保证为4mm。7）填充水泵盘根，活动检查水封并填充盘根。8）拆卸水泵入口滤网，清理检查，必要时更换。回装电机并连接对轮，对轮中心找正保证圆周表差小于0.10mm。一台凝结水泵放水管及冷却水管等更换。凝结水泵试运。b.循环水泵检修本台机组设计两台俄供立式循环水泵。该泵入口在泵的下面，为钢筋混凝土结构，整个叶轮浸泡在水中。出水口在泵的蜗壳上用法兰与出水管联接，止推、导向轴承在电动机上部。循环水泵及系统检修主要内容有：轴承室检查、导瓦解体检查、泵各部间隙测量、调整检查。其主要检修步骤如下：1
15、）关闭入水池闸门并将泵入口池内水排净后，测量泵叶轮间隙,并观测叶轮有无磨损与裂纹，测量检查轴承各部间隙，应满足甲方要求。2）检查循环泵入口清污机，根据甲方要求进行检修处理，并将循环泵进口沟道内的污物清除。3）打开电机上部轴承盖，按甲方要求清理检查导向轴承，推力轴承等，保证瓦块无磨损及划伤沟痕，保证导向轴承与推力头之间间隙0.100.15mm。对磨损严重的部件按甲方要求更换。4）清理检查循环泵盘根冷却水过滤器，填换盘根。5）回装轴承室内部件，封闭轴承盖。c.射水泵检修按检修规程规定，具体检修步骤如下：1）拆除水泵进水管、密封水管，排水管等。2）拆除就地仪表，由热工校验后回装。3）将电机与泵联轴器
16、拆下，电机交由电机班检查修理。4）解体水室，测量叶轮与分配板的间隙，保证其间隙值为0.5mm左右。泵总间隙0.650.75mm,泵单边最小剩余间隙0.1mm。5）解体轴承箱，测量轴承轴向间隙，允许其间隙值在0.250.50mm之间。6）吊出转子，并卸下叶轮、轴套及键。7）检查滚柱轴承有无磨损、麻点、裂纹、过热或其它损伤。如损伤严重须更换轴承。8）检查泵轴的磨损情况，用砂布将泵轴表面打磨光亮，测量轴的弯曲度，轴弯曲跳动值应小于0.05mm，如超出标准，须直轴或更换。9）检查叶轮、轴套等的磨损情况，如磨损严重须按甲方意见修磨或更换。10）将叶轮回装到轴上，测量叶轮幌度值，保证幌度值小于0.08mm
17、。11）检查入口水室、泵体、水腔、泵盖板等有无汽蚀、冲刷及裂纹。检查导向器有无磨损，磨损严重的须更换。12）检查填料箱、压兰、水封圈及填料函衬套，有无磨损及裂纹并理干净。13）解体、检查、清理空气入口逆止门，研磨瓦口，测量导杆间隙。瓦拉口接触不好或有其它缺陷，必须更换阀芯。14）检查联轴器中塑料减震棒的磨损及裂纹情况，必要时更换。15）检查及测量工作结束后，经甲方人员验收合格并确认后，按顺序回装。16）将电机吊回就位，并重新找正泵与电机中心，最后安装联轴器，连接泵与电机。d.工业水升压泵检修该机组设计两台单级离心泵，其工作介质为除盐水。该泵要求解体检修，具体检修步骤如下：1）拆下联轴器护罩、解
18、体联轴器，将电机移位。2）拆卸连接管道及压力表、表管等，压力表由热工校验。3）拆卸轴承盖，检查滚珠轴承，并将轴承室内油换新油。4）解体水泵，清理检查叶轮、轴套等各部件，测量各部间隙，保证叶轮幌度小于0.10mm,轴套幌度小于0.10mm,轴承与轴配合紧力为0.02mm,对损伤严重的部件予以更换。5）经甲方验收后，按顺序回装各部件，组装泵体。6）将电机归位，找正电机与泵的对轮中心，保证其平面偏差小于0.05mm,圆周中心偏差小于0.05mm,联接泵与电机。7）回装泵体各种表计并连接管道。8）检修工作结束后，试转闭冷泵。2.1.5辅助设备检修方案2.1.5.1概况本次#1机组C级检修的辅助设备包括
19、：凝汽器检修、轴封抽汽器检修、除氧器检修、低压加热器检修、高压加热器检修、小机凝汽器检修等。2.1.5.2检修步骤a.凝汽器检修1）主机凝汽器胶堵更换铜堵。2）凝汽器阳极保护板更换.3）凝汽器铜管上水查漏。b.除氧器检修1）拆下除氧器及除氧头的人孔盖，检查其内部部件有无变形及损坏。2）配合化学专业人员，检查其内部的锈蚀情况。3）清理除氧器内部的沉淀等污物。4）经甲方人员检查、确认后，封闭除氧器。5）解体清理除氧器水位计。6）对除氧器及除氧头上的3个安全阀进行就地校验，必要时解体检查。c.低压加热器检修本台机组共有4台低压加热器，其中一台布置在凝汽器颈部，另三台布置在加热器平台，其检修项目及步骤
20、如下：1）拆卸低加水侧人孔盖、检修换垫。2）检查低加内部挡板有无损坏及变形。3）配合化学专业人员，检查其内部的锈蚀情况。4）清理低加水侧内部的污物、管系注水查漏。5）经甲方人员检查、确认后封闭人孔盖。6）拆卸并清洗低加水位计。7）就地校验安全门，必要时解体检查。d.高压加热器检修本台机共三台高压加热器，具体项目及检修步骤如下：1）高加结合面防漏处理。2）高加安全门解体检查、校验配合。3）高加保护水磁过滤器、滤网、出入口门检修。2.1.6 各系统润门检修方案2.1.7 .1概况本次#1机组小修需检修阀门的系统有主汽系统、给水系统、凝结水系统、加热器疏水系统、抽汽系统、辅汽系统。另外还包括润滑油系
21、统、定冷水系统、循环水系统、旁路系统、汽封系统、主汽及夹层加热系统、开式冷却水系统部分阀门。2.1.6.2检修步骤a.对要求检查的阀门进行全行程活动检查，并打开盘根压盖加填盘根，对于气动、电动阀门配合甲方调整阀门行程。b.对于检修的阀门根据现场情况决定就地解体或拆卸后解体检修。c.阀门解体前确认系统内压力全部泄放后方可进行，对于电动门、气动门应联系相关专业拆除电缆、气源管。d.阀门解体检修：对称松开门盖螺栓，按顺序依次取出压盖、门杆、导向套、门芯等部套；清扫阀门各部件，检查表面应无裂纹、机械损伤，必要时更换新件；检查阀芯与底口接触是否光滑、良好，否则进行着色研磨。e.阀门回装：回装前用细砂布彻
22、底清扫各部件表面毛刺、锈蚀，经甲方确认后按顺序依次回装各部件，填加盘根并做阀门全行程活动检查，最后安装就位,配合甲方进行调整。2.2锅炉专业施工技术措施2.2.1工程概况本次检修主要内容包括：锅炉水冷壁、省煤器、过热器（I、II级屏过）、高低温再热器清扫管排积灰焦渣；锅炉本体附件检查；疏放水门、反冲洗门及再热器安全门脉冲门解体检修；送、引风机冷却水管更换；一次风机、输、碎渣机及空气槽动力风机、空气预热器小修；烟风道及扫板门全面检查消缺；汽交阀修复；燃气脉冲吹灰器、排放门检修；灰渣泵密封水管、空气预热器吹灰管、空气预热器出口风道膨胀节、吹灰器、引风机油站、除氧器至炉疏水扩容器管部分更换；空气预热
23、器吹灰管、火检风机管道改造；炉疏水泵出口母管加装支吊架；主汽、再热热段管道焊口检验；捞渣机水封原供水母管拆除等。2.2.2检修步骤及方法2.2.2.1水冷壁、省煤器过热器高低温再热器清扫管排积灰焦渣a.在施工位置布置好足够的照明和行灯；b.施工负责人、技术负责人进行全面检查，各个部位检查完，搭设合适的脚手架、护栏;C.施工人员先清理杂物，而后冲灰，清扫的顺序由上而下，由前至后；d.杂物及大焦块由孔门运走，不允许抛掷。2.2.2.2锅炉本体附件检查a.锅炉本体各部膨胀指示器检查完善；b.冷灰斗内部耐火砖检查砌筑；c.二顶棚密封检查处理。2.2.2.3疏放水门、反冲洗门及再热器安全门脉冲门解体检修
24、a.检修前准备工作；b.解体；c.各部分打磨清理；d.阀瓣阀座研磨；e.回装；f.调试。2.2.2.4一次风机检修a.联轴器拆卸、开启人孔门；b.轴承箱解体、轴承检查、风机轴承更换、检查各部间隙、测量、换油、研修轴承座；c.校验主轴的水平度并进行调整；d.蜗壳进出口风箱检查、修补；e.叶轮、集流器检查、修补；f.入口导向器各部检差修补、校验开关限位；g.轴承箱冷却水管道检查、疏通、消漏；h.油面计检查、清理油面计；1 .风机回装恢复轴承座；j.电动机找中心、恢复防护罩；k.电机冷却水管更换。2.2.2.5输、碎渣机检修a.输、碎渣机减速机检查换油；b.补焊输、碎渣机斗，消除漏泄；C.所属管道阀
25、门检修；d.输、碎渣机对轮找中心；e.输渣机上部轴端轴承检查消缺、清洗、换润滑脂；f.输渣机下部轴端轴承检查消缺；g.输渣机清渣及关闭人孔门；h.调试、清理杂物。2. 2.2.6空气槽动力风机检修a.吸风口滤网清扫；b.空气槽动力风机更换轴承；c.蜗壳、叶轮检查修补；d.检查皮带轮、三角百叶带并调整三角带紧力、必要时更换三角带;e.现场清扫、试运行。2. 2.2.7烟风道及扫板门全面检查消缺a.搭脚手架，开人孔门；b.进入烟风道内部逐个检查烟、风挡板门的开关极限及损坏情况；c.调整烟、风挡板门的开关极限；d.检查烟风道、补偿器、法兰的磨损及腐蚀情况并进行处理；e.暖风器查找漏泄点、消漏；f.磨
26、损的挡板拆除更换；g.磨煤机入口排空门更换；h.烟、风道内部积灰杂物清理；1. 一次风机出口水平段挖补；j.磨煤机入口挖补；k.磨煤机入口园风门更换，执行器及其底座更换与平台加固；1 .封人孔门、脚手架拆除。2. 2.2.8空气预热器检修a.开人孔门，预热器内部清灰；b.空预器冷端下部搭脚手架；c.下轴封密封盘根更换；d.空预器冷却水管更换；e.内部磨损的支撑架更换；f.内部磨损处挖补；g.摆动式蒸汽吹灰器及所属吹灰系统管道及阀门检查检修;h.传动装置解体检修；1 .空预器氢气脉冲吹灰系统氢气手动总门更换；j.飞灰取样装置安装。2. 2.2.9汽交阀修复a.检修前准备工作；b.旧阀门拆除；c.
27、各部分打磨清理；d.阀门检查处理、管路恢复；e.传动装置检查加油及调试、现场清理。3. 2.2.10燃起脉冲吹灰器检修a.工作前准备；b.各层平台阀门解体检修管路清灰；c.阻火器检查检修；d.混合器检查检修；e.系统设备调试。4. 2.2.11排放门检修a.工作前准备；b.阀门拆除；c.阀门各部分检查；d.阀门安装；e.焊后热处理；f.阀门调试，现场清理。5. 2.2.12空气预热器出口风道膨胀节更换a.搭脚手架，备件运输；b.新的非金属膨胀节安装；c.保温拆除及恢复；d.脚手架拆除，清理现场。2.3电气专业施工技术措施2.3.1发电机及励磁系统检修施工方案2.3.1.1施工准备1）检查发电机
28、的运行记录，安装试验记录以及上次检修记录,确定检修的重点项目。2）准备好施工机具、安全用具和试验设备，并经检验合格。3）组织施工人员做好安全技术交底。2.3.1.2检修工序和内容1）将发电机内也置换成空气。2）拆除励磁机部分外饰罩。3）拆除励磁机风室。4）拆除发电机外上端盖。5）拆除发电机内上端盖及上下导风筒。6）拆除发电机风扇叶。7）拆开发电机与励磁机和汽轮机的联轴器。8）拆开发电机与励磁机之间的转子励磁引线。9）将励磁机整体吊走。10）拆除发电机轴瓦及瓦枕。11）抽出发电机转子。12）清扫发电机定子和转子部分，在制造厂家人员指导下，检查定子槽楔压紧情况,端部线圈绑扎紧固度，定转子铁芯通风道
29、情况并作转子通风试验，检查转子滑环表面有无锈斑和灼伤情况。13）第一组接头及中性点接头拆装，检查清扫，封闭母线部分检查、清扫，测量封闭母线的绝缘电阻。14）发电机电气预防性试验。15）发电机定子内冷水系统正、反冲洗。16）发电机定子绕组内冷水回水绝缘引水管，出线导电杆内冷水回水绝缘引水管水流量试验。17）配合电科院做发电机定子端部线圈测频试验。18）发电机四组氢冷器捅刷。19）发电机穿转子。20）发电机轴瓦及密封瓦部分恢复。21）发电机风压试验。22）励磁机部分恢复。23）将发电机内空气置换成氢气。24）发电机整体清扫、喷漆。发电机短路、空载试验。2. 3.2发电机试验方案3. 3.2.1编制
30、依据1）电力设备预防试验规程DL/T595-19962）电力建设安全工作规程DL50093）厂家技术资料及设备说明书4. 3.2.2定子绕阻绝缘试验1）概述定子绕阻是发电机的关键部件，发电机运行的可靠性和寿命很大程度上取决于定子绕阻的绝缘。定子绕阻绝缘主要指股间、匝间、排间和对地主绝缘。定子绕组绝缘电阻，吸收比和极化指数是表征绝缘特性的基本参数之一。2）测量仪表测量定子绕阻绝缘电阻通常使用兆欧表。3）测量方法一般情况下试验应分相进行，分别测量每相或每分支对地及对其余接地相的绝缘电阻。 测量前被测绕阻要充分放电，否则所测量的绝缘电阻值将偏高,吸收比值将偏低。 测量时，待兆欧表指针指到8位置后，再
31、将相线和被测绕阻相接，同时记录时间,分别测量吸收比需要读取15秒和60秒的绝缘电阻值，测量极化指数则需要读取1分钟和10分钟的绝缘电阻。测量完毕后应在兆欧表仍保持在加电情况下断开相线，然后再使兆欧表停电，以防烧坏兆欧表线圈。4）吸收比和极化指数标准及分析判断吸收比和极化指数的标准。部颁DL/T5961996电力设备预防性试验规程中规定，沥青浸胶及卷云母绝缘吸收比不应不于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.Oo若某一相或某一分支的绝缘电阻或吸收比值与余相或分支比较有显著差别，则说明该分支存在有某种缺陷，若三相绕阻绝缘同时降低，则表明定子绕阻绝缘
32、表面全部受潮或脏污。由于测量绝缘电阻和吸收比时，施加在绝缘上的电压是比较低的，因此一般不能反映主绝缘的局部缺陷。而局部缺陷又恰恰是引起定子绝缘击穿最主要的问题，这一试验方法只能作为辅助试验方法，试验结果仅作为判断绝缘好坏的参考。2.3.2.3直流耐压试验1）直流耐压试验是用较高的直流电压来测量绝缘电阻，同时在升压过程中监测泄漏电流的变化，这不仅可从电压和电流的对应关系中判断绝缘状况，有助于及时发现绝缘缺陷。2）在进行直流耐压试验时，定子绕阻端部绝缘的电压分布较交流耐压时高，所以与交流耐压试验相比，直流耐压试验更易于检查出端部的绝缘缺陷。3）试验前所具备的条件定子绕组绝缘电阻经测量合格；定子绕组
33、水冷却系统水质经化验合格，进行正常水循环，通水状态的水电导率不小于5X10S/m、水温30左右；临时拆除汇水管法兰处的接地线；将转子绕组及定子绕组的测温元件短路接地；发电机出线CT及中性点CT二次端子短路接地；将发电机转子滑环及大轴用裸铜线短路接地；发电机安装工作全部结束；现场定子耐压应在定子绕组及连接处的绝缘包扎完毕后进行，并且先进行直流耐压后再进行交流耐压；试验现场应加遮拦，挂标示牌，并派人监护；2.3.2.4定子绕组直流耐压及泄漏试验：1）定子绕组直流耐压标准：Uzn=2.0U2）试验电压按每级0.5倍额定电压分阶段升高，每阶段停留1分钟并记录泄漏电流，在规定的试验电压下，泄漏电流应符合
34、下列规定:各相泄漏电流之差不应大于其最小值的50%,当最大泄漏电流在20nA以下时各相间差值与出厂试验值比较不应有明显差别。3）试验顺序：试验接线接好后，用万用表测量通水时汇水管对地绝缘电阻R2,正负极性各测一次，取平均值，测量时将A2回路连线拆开。以免烧坏表头。 由试验负责人按图复查接线无误，KI、K2开关在闭合位置（注：KI、K2直接接在刀闸的两柱之间，不能通过保险丝（片）连接）。 空试升压，将球隙调整在（1.11.15UQ范围内，记录电压在0.5口，l.OUe,1.5U,2.OU,2.5Ue,3.OU。时的空载泄漏电流。接上被试绕组，升高电压，在0.5U”1.OIL,L5U,2.OU。，
35、2.5U”3.OU。各点电压下各停留Imin,打开KI、K2读取毫安表及微安表的数值并做记录。试验结束后，将电压降至零，断开电源开关，用放电棒进行放电，随后将此相直接接地。放电结束后，复测被试绕组的绝缘电阻，与试验前测试的绝缘电阻值进行比较，应无明显差别。按上述方法，进行另外两个绕组的试验。试验过程中，若有击穿，闪络，放电声，微安表大幅度摆动等现象发生时，应立即降压，进行放电，并查明原因后再试。2. 3.2.5工频耐压试验：1）工频耐压试验的主要优点是试验电压和工作电压的波形、频率一致，作用于绝缘内部的电压分布及击穿特性与发电机运行状态相同，所以工频耐压试验对发电机主绝缘的考验更接近运行实际，
36、可以通过该试验检出绝缘在工作电压下的薄弱点，因此，工频耐压试验是发电机绝缘试验中的重要项目之一。2）子绕阻交流耐压标准Ujn=L5U3）试验顺序： 检查安全措施，准备就绪。发电机定子绕组经过直流耐压试验合格。交流耐压试验前再复测定子绕组的绝缘电阻和吸收比。发电机定子绕组已通水。 对试验设备的低压侧保护装置进行整定（整定值按高压侧电容电流的1.3倍计算）,测量高压侧对地的电容后按公式Is=2nfCUs计算。Us试验电压值 断开至发电机试验接线，合上电源开关K做回路升压试验并整定球隙的放电电压在（1.11.15）击穿三次。 接上被试分支，先升至试验值的1/2,并测量电容电流，然后15s内均匀升至全
37、值，持续1分钟，记录各表计读数，然后迅速将电压降至零位切断电源。试验结束，将被试绕组接地放电，并测量绝缘电阻和吸收比，与耐压前的数值相比较，不应有显著差别，然后轮流做其它两相。试验结束后，清理现场，拆除所有短接线，出具试验报告。2.3.2.6定子绕阻的直流电阻汽轮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1.5虬在冷态下测量绕阻表面温度与周围空气温度之差不应大于3。汽轮发电机相间或分支差别及其历年的相对变化大于现时，应引起注意。2.3.2.7转子绕阻的直流电阻转子绕阻的直流电阻与初次（交接或大修）所
38、测结果比较其差别一般不超过2虬在冷态下，进行测量。转子绕阻的绝缘电阻值在室温时一般不小于0.5MG水内冷转子绕阻绝缘电阻值在室温时一般不应小于5KQ。2. 3.3变压器检修施工方案3. 3.3.1清扫外壳与阀门，处理渗漏油，必要时补漆。4. 3.3.2检查套管1）套管无油垢，表面清洁，无裂纹及损伤。2）配合预防性试验拆卸引线接头，试验后，压接引线时其连接处表面应干净光滑，涂导电膏，压接螺栓要紧固，接触良好不发热。2. 3.3.3取油样及补充油3. 3.3.4检查瓦斯继电器1）检查瓦斯继电器的连接法兰、盖、放气塞座，探针座、接线套管，玻璃窗密封情况，不得漏渗。2）对不合格的瓦斯继电器进行更换，更
39、换时要把瓦斯继电器内外壳冲洗干净，紧螺丝时要对应紧固，注意其盖上的箭头应指向油忱。2. 3.3.5检查油枕1）油枕各部分不应有渗漏油现象，油位计应良好，油位指示正确。2）检查油枕下部的沉积器，放少量油检查是否有杂质或水分。3）检查油枕与瓦斯继电器之间的蝶阀是否有渗漏现象2. 3.3.6检查呼吸器1）呼吸器的玻璃筒应清洁干净，透明无垢、无损伤2）察看呼吸器内的吸湿剂是否失效，如呈红色，则已失效，应立即更换。3）卸下下部油封检查是否有油或油量少，应加油至指示线。4）呼吸器及连接管应密封良好，不得进潮气和水。3. 3.3.7检查净油器1）检查净油器本体各密封圈、盖板、放油、放气、取样塞，无渗漏油现象
40、。2）检查连接蝶阀、三通有无渗漏现象。3）检查净油器的吸湿剂，如失效应更换。2.3.3.8检查压力释放装置1）检查释压阀与变压器联接处的密封垫圈是否损坏，如损坏需更换。2）检查压力释放阀盖下部的两道密封垫圈是否损坏，如损坏需更换。3）检查弹簧是否变形，变压器投入前需检查密封处和报警信号是否合乎要求。2.3.3.9冷却装置检修1）检查散热器、蝶阀、油箱间的连接螺栓应紧固，散热器之间的拉筋应齐全，散热器固定牢固，运行中无摇晃现象。2）检查散热器管联箱蝶阀放油塞、放气塞处，无渗漏现象。3）检查风扇电机固定牢固、无震动、风扇电机启动正常，声音正常，无发热现象。2.3.3.10检查温度计1）外观完好2）
41、经热工仪表校验合格。2.3.3.11检查分接开关1）检查转动手柄应有护罩，法兰密封良好，不渗油，手柄及传动部分各销子顶丝应牢固，转动灵活无卡涩现象，位置指示清楚正确与线圈调压范围一致，两极要有限位止钉。2）检查分接开关的绝缘筒，应完好无损，绝缘良好。3）检查各分接头绝缘良好，绑扎牢固，排列整齐、接头焊接良好，压接螺丝紧固，接触良好。4）检查各定触柱、动触柱表面应光滑无油垢，无氧化膜及灼伤痕迹。将分接开关转动至各位置（转动前记清原在运行位置）检查各动触柱与动触柱的接触及弹簧情况。要求接触压力在2.2-5kg/cm2内，接触面用0.05mmX10的塞尺塞不进为宜，定触柱之间的接触电阻不大于500微
42、欧。2.3.3.12检查外部接地情况。2.3.4变压器的电气试验2.3.4.1测量变压器绕组的绝缘电阻，吸收比或极化指数，用2500V兆欧表，测试前充分放电，温度以顶层温度为准，测试结果与上次测试结果换成同一温度下应无显著变化，吸收比不低于1.3,化指数不低于1.5。2.3.4.2测查绕组的直流电阻，要求各相绕组相互间的差别不应大于三相平均值的2乐无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%,并且与以前相同部位测量值比较其变化不应大于2%02.3.4.3测量绕阻的介损，要求20时tg6值：330-500KV变压器W0.6%,35KV变压器W1.5虬并且与历年的数值比较不应有显著变化。试
43、验时注意非被试绕组应接地。2.3.4.4绝缘油耐压试验2.3.4.5绕组的泄漏电流，加直流试验电压，读取1分钟时的泄漏电流值与前次测试结果相比较应无明显变化。2.3.5电动机大修施工方案2.3.5.1检修前的准备1）查看电机的技术档案，了解电机的运行状况以便于电机检修更有针对性。2）准备好检修所用的工具以及材料。3）检查吊电机用的吊车是否好用，保证起吊安全。4）组织检修人员进行安全技术交底，保证检修工艺和安全。5）准备好技术记录表格。2. 3.5.2电动机解体步骤1）拆除电机电源线，做好标记，并用绝缘胶带包好，固定在合适位置，防止损坏及受潮。2）用兆欧表测量电机的绝缘并记录。低压电机用500V
44、兆欧表，高压电机用2500V兆欧表。3）解开对轮，拆除接地线及地脚螺栓，将电机吊到检修位置。注意拆地脚螺栓时要用梅花扳手，以免损坏螺栓，起吊时要有专人指挥，保证设备及人身安全。4）用专用工具将对轮扒下，取下风扇罩及风扇叶，注意拆风扇时应使风扇根部吃力。5）在端盖与机座配合处打上标记，拆下端盖稳钉及大、小盖螺丝，取下大、小端盖放在固定位置上。取下端盖时，注意找正，不能碰坏端部线圈。6）用L型专用工具，抽出电机转子，使用此工具时，必须把吊环调整到转子重心位置，使转子水平抽出。2.3.5.3定子部分检修内容及质量标准使用干燥压缩空气吹扫定子各部分，用白布擦拭定子端部线圈，检查端部线圈绝缘及固定情况，
45、端部线圈应平滑光亮，不松动，无绝缘胀裂脱落、变色变脆、流胶起泡等现象。检查铁芯各处不松动，绝缘良好，没有烧损，无短路和过热现象，干净无积灰，风道畅通。检查槽楔是否松动，有无断裂，磨损等现象。将端盖清理干净，检查有无裂纹，附件是否齐全。外壳清理干净，检查止口完好光滑，无锈蚀，螺孔及螺丝无滑扣。检查引线绝缘是否良好，不过热，无龟裂断胶现象，线鼻子压接牢固，各部螺栓紧固。将油嘴清理干净，保证畅通。2.3.5.4转子部分检修内容及质量标准用干燥压缩空气吹扫转子表面及风道，检查铁芯压接紧固，矽钢片无弯曲、变色锈斑、断裂现象。无过热扫膛痕迹。检查鼠笼条及短路环紧固可靠，无断裂，松动及开焊现象。检查风扇叶片
46、紧固，无破损变形、裂纹，钾钉齐全，平衡块紧固加封，无位移。检查轴体清洁光滑，无碰伤、锈斑及椭圆变形。检查对轮与轴的公差配合，有适当的紧力。对轮无裂纹、变形、边沿整齐，键和键槽试装合适。检查轴承，用竹板条将轴承内的旧油刮掉，不能使用金属物刮油。反复用汽油和毛刷清洗轴承内的积油，洗净后用手转动轴承外圈，应转动平稳，无杂音，转速均匀。检查滚珠表面及内外较大跑道无麻点、裂纹、脱皮，检查珠架及珠架上的钾钉，用塞尺测量轴承间隙。根据甲方要求更换油脂，型号正确，加油适中。2. 3.5.5电动机回装1）定、转子及各部分检修完毕，经甲方确认符合质量标准后进行回装。用吊装转子专用工具，将转子水平吊起，专人负责检查间隙，缓慢地把转子装进定子膛内，转子到达中心后，慢慢放下，取出装转子专用工具，回装内护罩等部件。2）回装端盖应先装前盖再装后盖，将端盖吊起找正，手推上，然后用铜杠轻轻敲击，使大盖逐渐均匀地进入止口，将稳钉接原位装好，然后对称地将螺丝拧紧，大盖装好后再装小盖，回装端盖时，不能碰撞定子铁芯和线圈，定、转子中心应对应。3）安装对轮，先将配孔和轴的表面清理干净，然后对轮装正打入，打入时用铜杠或枕木，不能用榔头。4）装风扇及风扇罩。5）回装结束后，检查电机转动
