灯泡贯流式水轮发电机组运行检修规范

SLSL/T XXXXX—XXXX

中华人民共和国水利行业标准

灯泡贯流式水轮发电机组运行检修规范 Specification of operating maintenance for bulb hydro-turbine generator units 点击此处添加与国际标准一致性程度的标识 文稿版次选择 （本稿完成日期：） XXXX - XX - XX发布 XXXX - XX-XX实施 发布 ＳＬ/T XXXXX—XXXX

目 次

前言 ................................................................................ VI 引言 ............................................................................... VII 1 范围 .............................................................................. 1 2 规范性引用文件 .................................................................... 1 3 术语和定义 ........................................................................ 1 4 运行管理 .......................................................................... 3 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6

运行管理的基本要求 ............................................................ 3 监视、维护与操作 .............................................................. 4 运行分析和技术监督 ............................................................ 5 运行调度与沟通管理 ............................................................ 5 非正常运行和事故处理 .......................................................... 5 运行现场管理 .................................................................. 6

5 检修管理 .......................................................................... 7 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 5.7 5.8 5.9

检修管理的基本要求 ............................................................ 7 检修间隔和停用时间 ............................................................ 7 检修项目和检修计划 ............................................................ 9 检修材料、备品备件管理 ....................................................... 10 检修质量和风险管理 ........................................................... 10 检修人员和沟通管理 ........................................................... 10 检修费用管理 ................................................................. 11 对外发包工程管理 ............................................................. 11 检修全过程管理 ............................................................... 11

6 安全技术管理 ..................................................................... 12 6.1 安全技术管理基本要求 ......................................................... 12 6.2 安全性评价 ................................................................... 13 6.3 可靠性评价 ................................................................... 13 附录A（规范性附录） 水电站设备标志及规格 ........................................... 14 附录B（规范性附录） 机组设备等级划分及评级 ......................................... 15 附录C（资料性附录） 安全和技术管理文件参考内容 ..................................... 17 附录D（资料性附录） 运行监视、维护与操作主要内容 ................................... 19 附录E（资料性附录） 运行技术监督内容 ............................................... 23 附录F（资料性附录） 非正常运行与事故处理参考内容 ................................... 24 附录G（资料性附录） 机组检修文件包参考内容 ......................................... 27

I

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附录H（资料性附录） A级检修项目参考 ............................................... 30 附录I（资料性附录） 主要安全风险点防范措施表 ....................................... 39 附录J（资料性附录） 机组A/B级检修全过程管理程序框图 ............................... 41 附录K（资料性附录） A/B级检修主要工艺 ............................................. 42 附录L（资料性附录） A/B级检修评价和主要设备检修总结报告 ........................... 56 附录M（资料性附录） 机组安全性评价参考内容 ......................................... 60

II

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前 言

根据ＧＢ／Ｔ１.１－２００９《标准化工作导则第１部分：标准的结构和编写》和ＳＬ１－２００２《水利技术标准编写规定》的要求，编制本规范。

《灯泡贯流式水轮发电机组运行检修规范》共6章和13个附录，主要内容有： ——灯泡贯流式水轮发电机组的运行管理基本要求，监视、维护与操作，运行技术监督，事障处理，调度沟通，运行现场管理，机组检修管理的基本要求，检修间隔和停用时间，检修项目和检修计划，检修材料、备品备件管理，检修质量和风险管理，检修人员和沟通管理，费用管理，对外发包工程管理，检修全过程管理和安全可靠性评价等。

本规范为全文推荐性标准。

本规范的附录A、B为规范性附录；附录C、D、E、F、G、H、I、J、K、L、M为资料性附录。 本规范批准部门：中华人民共和国水利部。 本规范主持机构：水利部综合事业局。 本规范解释单位：水利部综合事业局。

本规范主编单位：广东省飞来峡水利枢纽管理处。 本规范参加单位：哈尔滨电机厂有限责任公司。

中水珠江规划勘测设计有限公司。 广东省水利电力勘测设计研究院。 广东省源天工程公司。

本规范出版、发行单位：中国水利水电出版社。 本规范主要起草人：陈裕伟等。 本规范技术审查会议技术负责人： 本规范体例格式审查人：

本规范于２０xx年x月首次发布。

III

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引 言

目前，我国兴建了大量的低水头灯泡贯流式水电站。灯泡贯流式水电站具有经济效益好、淹没损失小、开发方便等优点，且全国各地区可采用灯泡贯流式水电站开发型式的水力资源十分丰富,在我国经济持续、高速、平稳发展的推动下，灯泡贯流式水电站以其自身的特点和优势，与其他类型的水电站相比，发展更快。

灯泡贯流式水轮发电机组由于运行水头低，流量大，导致其结构尺寸较大；且机组为卧轴布置并位于流道内，无论是支撑或轴承结构都较复杂，密封性能要求高；发电机内部空间较狭窄，发电机的通风冷却性能要求高等等，因此，与其他类型的水轮发电机组相比，灯泡贯流式水轮发电机组的运行检修具有不同的特点。

我国灯泡贯流式水轮发电机组运行检修工作已有多年的历史，特别是近十年来有关设计、制造、安装、运行和维护检修单位，对灯泡贯流式水轮发电机组运行、检修、试验、调试、技术改造、事障处理等方面进行了大量的试验研究与实践，积累了大量成果与宝贵经验。这些成果和经验为本规范的编制打下了良好基础。

至今国际和国内还没有有关大中型灯泡贯流式水轮发电机组的运行检修的标准，为促进和提高我国灯泡贯流式水轮发电机组的运行检修水平，急需编制灯泡贯流式水轮发电机组运行检修的技术标准。

IV

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灯泡贯流式水轮发电机组运行检修规范

1 范围

本规范规定了灯泡贯流式水轮发电机组运行维护、事故处理、检修管理、安全可靠性评价等方面要求。

本规范适用于灯泡贯流式水轮发电机组的运行和检修。 2 规范性引用文件

下列文件对本规范的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本规范。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本规范。

GB/T 74 水轮发电机基本技术条件 GB/T 85 水轮发电机组安装技术规范 GB/T 17621 大中型水电站水库调度规范 GB/T 24001 环境管理体系要求及使用指南 GB/T 28001 职业健康安全管理体系 DL/T710 水轮机运行规程

DL/T751 水轮发电机运行规程

DL/T827 灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程 DL/T 838 发电企业设备检修导则 DL/T 1066 水电站设备检修管理导则

DL/T 5038 灯泡贯流式水轮发电机组安装工艺导则 DL/T793 发电设备可靠性评价规程 3 术语和定义

GB／T 2900.45中确立的，以及下列术语和定义适用于本标准。 3.1

主要设备和辅助设备 primary equipment and auxiliary equipment　

主要设备指水轮机、发电机；辅助设备是指调速系统、励磁系统设备、油、气、水系统设备。　 3.2

检修等级 maintenance grades

是以机组检修规模和停用时间为原则，将灯泡贯流式水轮发电机组的检修分为A、B、C、D四个等级:

3.2.1

A级检修 A class maintenance

1

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A级检修是指对灯泡贯流式水轮发电机组进行水轮机或发电机的解体检查和修理，以保持、恢复或提高设备性能。 3.2.2

B级检修 B class maintenance

B级检修是指针对机组某些部件进行解体检查和修理。可根据机组设备状态评估结果，有针对性地实施部分A级检修项目或定期滚动检修项目。 3.2.3

C级检修 C class maintenance

C级检修是指根据设备的磨损、老化规律，有重点地对机组进行检查、评估、修理、清扫。可进行少量零件的更换、设备的消缺、调整、预防性试验等作业以及实施部分B级检修项目或定期滚动检修项目。 3.2.4

D级检修 D class maintenance

D级检修是对机组的辅助设备进行消缺。除进行辅助设备的消缺外，还可根据设备状态的评估结果，安排部分C级检修项目。 3.3

计划检修 planned maintenance

计划检修也称定期检修，是一种以时间为基础的预防性检修，根据设备磨损和老化的统计规律，事先确定检修等级、间隔、项目、需用备件及材料等的检修方式。 3.4

状态检修 states maintenance

状态检修是指根据状态监测和诊断技术提供的设备状态信息，评估设备的状态，在故障发生前进行检修的方式。 3.5

故障检修 fault maintenance　

故障检修是指设备在发生故障或出现功能失效时，进行的非计划检修。 3.6

质检点（H、W点） hold point and witness point　

质检点（H、W点）是指在工序管理中根据某道工序的重要性和难易程度而设置的关键工序质量控制点，这些控制点不经质量检查签证不得转入下道工序。其中H点（Hold point）为不可逾越的停工待检点，W点（Witness point）为见证点。　 3.7

非正常运行 abnormal operation

非正常运行是指机组超出设计条件下的暂时运行工况。 3.8

检修全过程管理 maintenance whole-process management

检修全过程管理是指检修计划制订、材料和备品备件采购、技术文件编制、施工、验收以及检修总结等环节的每一管理物项、文件及人员等均处于受控状态，以达到预期的检修效果和质量目标。 3.9

孤立运行 isolated operation

孤立运行是机组脱离电网带厂用电运行。 3.10

泄水运行 slucing operation

2

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泄水运行是在电站较低水头范围内，发电机脱离电网，机组以飞逸性能泄水运行。 4 运行管理

4.1 运行管理的基本要求 4.1.1 一般要求

4.1.1.1 水电站新建、扩建、技术改造，应按照规定的建设程序进行审批和验收。 4.1.1.2 并入电网机组应符合电力监管机构及所在电网有关安全稳定运行管理的规定。 4.1.1.3 机组运行设备应有明确标志。机组设备标志见附录A。

4.1.1.4 机组设备应按规定进行评级，完好率应达到100%，其中一类设备应达到90%以上。机组设备等级划分及评级标准见附录B。

4.1.1.5 水电站应按规定配备相关的计量器具、仪表、安全用具和试验设备，并定期进行维护、检测。 4.1.1.6 控制室应有可供查询的下列图表：

电气主接线图、水轮机运行特性曲线图、设备巡视路线图、工作票签发人、工作负责人和工作许可人名单、继电保护及自动装置定值表、调速系统及油、气、水系统图、设备巡视检查内容列表、设备主要运行参数表、 紧急停机操作顺序表等。 4.1.2 制度和技术文件

4.1.2.1 水电站应制定相应的规程和制度，配备相应的技术文件。安全和技术管理文件参考内容见附录C。

4.1.2.2 机组运行应建立必要的运行记录，内容应包括：交记录，值长工作日志，设备定期试验和轮换记录，设备事故处理记录，设备缺陷及处理记录，调度指令、指示记录等。 4.1.3 机组正常运行

4.1.3.1 发电机、水轮机按制造厂铭牌规定可长期连续运行，如需超额定功率运行，应进行机组性能试验，并报上级主管部门批准。

4.1.3.2 发电机定子、转子线圈温度应符合制造厂规定，铁心温度不得高于线圈温度。 4.1.3.3 发电机运行期间电压和频率的变化应符合GB/T 74的规定。

4.1.3.4 发电机在不对称电力系统运行时，如任一相电流不超过额定电流，负序电流分量与额定电流之比不超过12%应能长期运行。

4.1.3.5 机组是否进相运行应遵守制造厂规定，制造厂无规定的应通过温升试验和稳定验算来确定；进相运行的深度决定于发电机端部结构件的发热和在电网中运行的稳定性。 4.1.3.6 机组不允许失磁运行。

4.1.3.7 在满足电网要求下，机组按运转特性曲线要求运行，不宜在振动区长时间运转。 4.1.3.8 机组各轴承的油温应控制在设计范围内，低于要求的最低油温时机组不允许起动。

3

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4.1.3.9 机组各部轴承瓦温不得超过制造厂规定。 4.1.3.10 机组各部摆度及振动值应在制造厂规定范围内。 4.2 监视、维护与操作 4.2.1 监视与维护

4.2.1.1 应根据设备运行状况、机组运行年限等具体情况制定机组重要设备参数的内容和监视、记录的时间间隔。

4.2.1.2 下列情况下，应加强监视：

• 新设备投入运行；

• 设备存在较大的缺陷或异常、事故处理或重大缺陷消除后投入运行； • 机组检修后第一次投入运行； • 水轮发电机组超范围运行；

• 洪水期或下游水位较高、设备受冲击等。

4.2.1.3 应制定设备巡视检查项目、内容、周期和路线，制定设备维护内容、周期。监视检查、日常维护内容见附录D。

4.2.1.4 对正常运行中无法进行的某些设备的维护工作，可利用停机、停电的机会进行。 4.2.2 操作

4.2.2.1 机组开机依次启动辅助设备、调速器和励磁系统，机组并网以自动准同期并列方式为基本操作方式。

4.2.2.2 在正常情况下，机组解列前必须将有功功率和无功功率降至空载，然后再断开发电机出口断路器。

4.2.2.3 机组A、B、C级检修应断开发电机出口断路器、隔离开关，落下进水、尾水闸门，进行流道排水和切断调速器操作油回路。

4.2.2.4 机组孤立运行时，调速器应采用转速控制方式，励磁应采用电压控制方式。

4.2.2.5 机组泄水工况运行时，将轮叶开至最大开度，调速器应采用转速控制方式，解除导叶和轮叶协联关系。泄水工况运行时间应在制造厂家规定范围之内，运行时应加强轴承温度的监视，防止温度过高。

4.2.2.6 发电机在新投运、大修完成或故障处理后，应进行发电机零起升压。升压过程应加强监视，发现异常应立即停止升压。

4.2.2.7 机组在较低水头运行时，宜采用导叶开度控制方式，避免机组调节频繁和进入振动区运行。 4.2.2.8 机组开停机、水轮机检修隔离措施、水轮机检修恢复措施、发电机零起升压等操作详细步骤见附录D。

4.3 运行分析和技术监督

4

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4.3.1 根据收集的运行数据和技术监督统计情况，定期对机组作运行分析，总结发现、判断和处理缺陷的经验，开展事故预想，提高设备可靠性。

4.3.2 机组的年运行情况（可用小时、运行小时、备用小时、检修时间和次数、可用系数、运行系数、出力系数、发电量等）应作出统计。

4.3.3 在下列情况下，应进行运行数据的收集和技术分析，对设备运行状态作出评估意见：

• 检修前后； • 异常情况； • 参数变更； • 消缺前后； • 技改前后； • 其他变化。

4.3.4 运行分析的结果记入专档。

4.3.5 水电站应建立技术监督机制。技术监督内容见附录E。 4.4 运行调度与沟通管理

4.4.1 水电站应做好与电力系统各级调度管理机构及防汛调度管理机构的沟通与协调工作。具体要求参照GB/T17621。

4.4.2 水电站宜按照调度机构要求做好与调度沟通相关的配套建设: 调度通信网，调度自动化系统，调度业务网，调度数据网、水情遥测系统等（详见GB/T17621）。 4.4.3 水库调度在汛期应服从防汛机构的指挥。

4.4.4 发电、灌溉、航运、给水应相互协商、顾全整体利益。 4.4.5 机组不宜参与系统的一次调频。 4.5 非正常运行和事故处理 4.5.1 非正常运行

4.5.1.1 非正常运行时，应加强监测，运行时间和频次；非正常运行方式应报水电站技术主管批准。

4.5.1.2 出现非正常运行时，值班人员就尽快采取措施恢复正常运行。当不能及时恢复正常运行时，应加强度监视, 防止事故发生。出现危及设备及人身安全的, 应立即停止运行。 4.5.1.3 非正常运行处理情况记录在运行日志上，并及时报告。 4.5.1.4 机组非正常运行处理见附录F。 4.5.2 事故处理

4.5.2.1 在事故保护动作停机过程中，注意监视停机过程，必要时加以帮助使机组解列停机，防止事故扩大。

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4.5.2.2 事故发生时，应采取措施控制事故不再扩大，在事故原因查清前，运行人员应保护事故现场和损害的设备，特殊情况例外（如抢救人员生命）。

4.5.2.3 当事故发生在交过程中，应停止交，人员必须坚守岗位、处理事故，人员应在值长指挥下协助事故处理。事故处理告一段落后，交接双方值长决定是否继续交。 4.5.2.4 事故处理完毕后，当班值长应将事故发生的经过和处理情况，如实记录在簿上。事故发生后应根据相关记录，对保护、信号及自动装置动作情况进行分析，查明事故发生的原因。 4.5.2.5 机组事故处理见附录F。 4.6 运行现场管理 4.6.1 文明生产

4.6.1.1 应制定运行现场生产管理制度，包括：现场文明生产管理、设备管理责任区域地段的划分、设备定期清扫维护，消防管理、现场明火作业管理等内容。

4.6.1.2 生产现场员工应行为举止文明规范，自觉遵守劳动作业纪律和规章制度。 4.6.1.3 检修人员要严格执行维修作业标准，执行检修现场文明管理规定。

4.6.1.4 检修过程中,每天收工前应清扫检修现场，施工结束后，临时设置的围栏和标志必须恢复原状。

4.6.1.5 主要工作场所的室温、噪声、有毒有害气体及其作业条件符合劳动保护规定，不得超过国家规定的标准。 4.6.2 定置管理

4.6.2.1 明确定置管理的归口部门，负责定置管理标准的修订、组织实施定置图的审核以及定置管理标准执行情况的检查与考核。

4.6.2.2 管理部门应制定设备检修定置管理规定，包括：设备定置规划，设备的停滞位置定置，检修设备解体后的大型部件定置等内容。

4.6.2.3 备品、备件和材料必须按划定的区域存放，生产现场不准存放闲置设备、材料及工器具。 4.6.2.4 安全用具应单独放置。

4.6.2.5 易燃、易爆、放射性、剧毒等对环境和人身产生不良影响的危险品及其他特别物品，应有特别的存放场所、标示及特殊的管理办法，用特别的、固定的形式进行定置。 5 检修管理

5.1 检修管理的基本要求（参见DL/T1066）

5.1.1 水电站应按照技术监督法规、制造厂提供的设计文件、同类型机组的检修经验以及设备状态评估结果等，合理安排设备检修, 并编制检修规程。

5.1.2 设备检修应执行环境、职业健康安全标准体系（GB/T24001和GB/T28001）,杜绝各类违章，确保人身和设备安全。

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5.1.3 水电站设备检修管理，应认真按照检修全过程管理和ISO9000质量管理体系要求，采用“计划-执行-检查-行动”（PDCA）循环的方法，从检修准备工作开始，制订各项计划和具体措施，做好施工、验收和修后评估工作。

5.1.4 水电站应制定检修质量标准、验收制度、设备缺陷管理、设备异动管理等制度。

5.1.5 机组检修应编制机组检修文件包。内容应包括：检修项目工序卡、工艺方法、工艺质量标准、质量验收计划、检修记录表和组织措施、安全措施、特殊项目技术措施等。机组检修文件包内容见附录G、A/B级检修主要工艺见附录K。

5.1.6 建立设备检修台帐并及时记录设备检修情况，要收集和整理好设备原始资料。

5.1.7 检修质量应实施全过程监督，严格按程序进行验收，确保检修质量。设备检修质量验收应执行“质检点”检查与“检修质量管理评价体系”相结合的方式，必要时引入监理制，加强检修基础管理工作。

5.1.8 主要设备检修后应达到一类设备，一次启动成功，半年内无临检；辅助设备检修应达到或超过修前设备运行工况。 5.2 检修间隔和停用时间

5.2.1 发电机组检修分为A、B、C、D四个等级。机组的A级检修间隔和检修等级组合方式可按表1的规定执行。

5.2.2 水电站可根据机组的技术性能或实际运行小时数，进行技术论证后，可适当调整A级检修间隔。 5.2.3 新机组第一次A/B级检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。

5.2.4 机组在计划检修过程中，如发现重大缺陷需要变更检修天数、变更检修级别时，应在计划检修工期过半之前向上级主管部门和电网调度部门提出申请，经批准后实施。

表1 机组A级检修间隔和检修等级组合方式

A级检修间隔

机组类型

(年)

检修等级组合方式

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

4 ~ 6

修年外，每年安排1次C级检修。如A级检修间隔为6年，则检修等级组合方式为A—C—C—B—C—C—A（即第1年可安排A级检修1次，第2年安排C级检修1次，以后照此类推）

非多泥沙水电站水轮发电机组

6 ~ 8

多泥沙水电站水轮发电机组

5.2.5 辅助设备的检修

辅助设备宜根据设备状态监测及运行技术监督评估结果和制造厂的技术文件要求，合理确定其检修内容和检修间隔，并穿插在机组各级检修中执行。 5.2.6 发电机组的检修停用时间

5.2.6.1 发电机组标准项目检修停用时间，见表2。

5.2.6.2 对于多泥沙河流、水轮机过流表面损坏较严重的水轮发电机组，其检修停用时间可在表2规定的停用时间上乘以不大于1.3的修正系数。

5.2.6.3 若因设备更换重要部件或其他特殊要求，机组检修停用时间可适当超过表2的规定。

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5.2.6.4 季节性运行的水轮发电机组检修停用时间可不受表2的约束，但应以不影响发电和电力调度为界限。

表2 水轮发电机组标准项目检修停用时间

检修停用时间（d）

转轮直径（mm）

A级

B级 C级 4000以下 45 ~ 75 35 ~ 50 7 ~ 12 4000~5000 60 ~ 90 40 ~ 55 7 ~ 12 5000~6000 70 ~ 100 45 ~ 60 10 ~ 15 6000~7000 90 ~ 120 50 ~ 65 10 ~ 15 7000以上

95 ~ 125

55 ~ 75

10 ~ 15

注：只对水轮机或发电机进行解体的A级检修停用时间取下限。

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5.3 检修项目和检修计划 5.3.1 检修项目的确定

5.3.1.1 主要设备的检修项目分标准项目和特殊项目两类。　 5.3.1.2 A级检修标准项目的主要内容如下：　

a) 出厂技术文件要求的项目。　

b) 水轮机或发电机全面解体、定期检查、清扫、测量、调整和修理。　 c) 定期监测、试验、校验和鉴定。　 d) 按规定需要定期更换零部件的项目。　 e) 按各项技术监督规定检查项目。　 f) 消除设备和系统的缺陷和隐患。 g) A级检修项目见附录H。　

5.3.1.3 B级检修项目是根据机组设备状态评价及系统的特点和运行状况，有针对性地实施部分A级检修项目和定期滚动检修项目。

5.3.1.4 C级检修标准项目的主要内容如下：　

a) 消除运行中发生的缺陷。　

b) 重点清扫、检查和处理易损、易磨部件，必要时进行实测和试验。 c) 按各项技术监督规定检查项目。　

5.3.1.5 D级检修的主要内容是消除设备和系统的缺陷。　

5.3.1.6 根据设备运行状况（对存在的缺陷进行技术分析）、历次检修情况，对被检修设备进行状态评估，并根据评估结果和年度检修计划要求，对检修项目进行确认和必要的调整，在一个A级检修周期内所有的标准项目都必须进行检修。特殊项目可根据需要安排在各级检修中。

5.3.1.7 机组辅助设备应根据设备状况和出厂技术文件要求，合理确定其检修项目。 5.3.2 检修项目进度安排

5.3.2.1 根据制定的检修项目及检修级别安排每次检修进度。

5.3.2.2 A/B级检修应编制相应的进度计划，并确定节点工期及关键工期。 5.3.3 检修计划及实施

5.3.3.1 设备检修计划的分类及内容如下：

a) 三年滚动规划。主要包括：项目名称、上次A/B级检修时间、重大特殊项目的立项依据和重

要技术措施概要、预定检修时间、预定停机天数、所需备件材料。

b) 年度检修计划。主要包括：项目名称、检修级别、标准项目、特殊项目及立项依据、主要技

术措施、检修进度安排、工时及费用等。

c) 月度检修计划。主要包括：项目名称、开工时间、完成时间、责任单位、检修方案、材料计

划、项目负责人。

5.3.3.2 机组检修应填写检修工程计划表。

5.3.3.3 根据设备检修三年滚动规划制订年度检修计划, 根据年度检修计划制订月度检修计划。 5.3.3.4 检修计划如需变更，必须经原批准部门审批，设备检修三年滚动规划和年度检修计划的变更由上一级主管部门批准，月度检修计划的变更由主管领导审批。

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5.4 检修材料、备品备件管理

5.4.1 应制订检修材料、备品备件管理制度，内容应包括计划编制、订货采购、运输、验收和保管、不符合项处理、记录与信息等。

5.4.2 检修材料、备品备件计划应明确技术要求和质量要求。

5.4.3 重大特殊项目经批准并确定技术方案后，应及早进行备品备件和特殊材料准备。 5.4.4 应有重点地储备专用的、经常换用和容易换装的检修材料与备品备件；检修材料与备品备件的储备应保持定额储备量；备品被领用后应及时补充。

5.4.5 对资金占用较大的备品，宜开展企业之间的联合储备工作。 5.5 检修质量和风险管理

5.5.1 检修质量管理应根据国家标准和机组的有关技术规程要求，对检修项目进行细化，设置质检点（H、W点），有针对性地编制设备检修质量标准、工艺和程序，控制和保证检修过程中各工序的检修质量。检修质量管理主要包括以下几个阶段:

a) 修前准备阶段质量管理工作；

b) 发电设备检修质量控制文件的编制； c) 检修实施阶段质量管理工作； d) 发电设备检修现场管理； e) 修后调试阶段质量管理工作。

5.5.2 应编制检修质量管理要求并按该要求进行验收。

5.5.3 机组检修应开展风险管理。包括风险识别、分析和有效控制。

5.5.4 针对机组检修各不同设备部件如：发电机、水轮机、调速器等，结合检修各环节特点提出可能存在的风险点、危险源，并制定预控防范措施。检修过程主要安全风险点防范措施表见附录I。 5.6 检修人员和沟通管理

5.6.1 检修人员的组成，一般包括设备运行维护人员、检修单位人员和项目监理人员。

5.6.2 建立各级检修人员台帐，特别是对各特殊工种的检修人员应严格审查其资质、资历，掌握其身体状况，建立一套完备的检修人员台帐。 5.6.3 在检修前检修人员应熟悉作业环境、了解现场的不安全因素、掌握突发事件的应急处理方法等安全知识，对各级检修人员进行有针对性的检修工序、工艺及标准的技术培训。 5.6.4 水电站、检修单位、监理之间应加强沟通，制定检修工作的逐级上报制度、定期协调会议制度、重大技术问题研讨和决策会议制度等。

5.6.5 检修过程中对设备缺陷状态及采用的修复方案及时形成书面文件上报水电站和监理，在重大技术问题的研讨和决策会议中的决定形成书面文件。

5.6.6 检修过程中所取得的经验以及采用的新技术、新材料、新结构等应形成书面文件。

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5.7 检修费用管理

5.7.1 检修费用应实施预算管理，以实现成本控制和检修费用的动态控制。

5.7.2 检修费用包括：设备拆卸费、设备检测修复、安装费、试验费用、备品备件费用、监理费用等。安装费用参考相关或相近专业（行业）的工程预算定额测算，拆卸费用建议按安装费用的适当比例计列。

5.8 对外发包工程管理

5.8.1 对外发包工程应实行合同管理。合同中应明确：项目内容、施工组织措施、安全责任、质量要求、进度要求、检修费用、违约责任等条款，视工程具体情况决定是否预留适当的质保金。 5.8.2 对外发包工程质量管理：

a) 发包方应提前确定严格的质量控制方法，对项目实施全过程质量管理。

b) 通过质量验收签证的方式确保检修质量，未通过质量验收签证不得开展相关联的其它项目。 5.8.3 对外发包工程的安全管理：

a) 在合同中明确对外发包工程的安全管理协议，明确双方责任。 b) 承包方施工队伍进入生产现场前应接受三级安全知识教育。 c) 承包方应针对承包工程设置专职安全管理人员。

d) 承包方应严格遵守发包方的现场安全管理制度并制定施工安全管理制度。 5.9 检修全过程管理 5.9.1 开工前准备阶段

5.9.1.1 准备检修所用的相关技术文件：编制机组检修实施计划，绘制检修进度网络和控制表、绘制检修现场定置管理图、编写或修编标准项目检修文件包，制订特殊项目的工艺方法、质量标准、技术措施、组织措施和安全措施。

5.9.1.2 落实检修费用、材料和备品备件计划等，并做好材料和备品备件的采购、验收和保管工作。 5.9.1.3 完成所有对外发包工程合同的签订工作。

5.9.1.4 检查施工机具、安全用具，并应试验合格。测试仪器、仪表应有有效的合格证和检验证书。 5.9.2 检修施工阶段组织和管理 5.9.2.1 解体

5.9.2.1.1 检修人员应按照检修文件包的规定拆卸需解体的设备，做到工序、工艺正确，使用工具、仪器材料正确。对第一次解体的设备应做好各零部件之间的位置记号。 5.9.2.1.2 拆卸的设备、零部件，应按检修现场定置管理图摆放，并封好与系统连接的管道开口部分。 5.9.2.2 检查

5.9.2.2.1 设备解体后，应做好清理工作，及时测量各项技术数据，并对设备进行全面检查，查找设备缺陷，掌握设备技术状况，鉴定以往重要检修项目和技术改造项目的效果。

5.9.2.2.2 根据设备的检查情况及所测的技术数据，对照设备现状、历史数据、运行状况等进行全面评估，并根据评估结果，及时调整检修项目、进度和费用。 5.9.2.3 修理和复装

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5.9.2.3.1 设备的修理和复装，应严格按照工艺要求、质量技术标准（GB/T85和DL/T5038等）、技术措施进行。

5.9.2.3.2 设备经过修理，符合工艺要求和质量标准，缺陷确已消除，经验收合格后才可进行复装。 5.9.2.3.3 复装的零部件应采取防锈、防腐蚀措施。

5.9.2.3.4 设备原有的铭牌、罩壳、标牌，设备四周因影响检修工作而临时拆除的栏杆、平台等，在设备复装后应及时恢复。

5.9.2.3.5 对设备实行台账管理，设备解体、检查、修理和复装的整个过程中，应有详尽的技术检验和技术记录。

5.9.2.4 质量控制和监督 5.9.2.4.1 5.9.2.4.2 5.9.2.4.3 5.9.2.4.4

检修质量建议按质量管理评价体系要求进行验收。

质检人员应按照检修文件包的规定，对直接影响检修质量的质检点进行检查和签证。 检修过程中发现的不符合项，应填写不符合项通知单，并按相应程序处理。 所有项目的检修施工和质量验收应实行质量追溯制。

5.9.3 试运行及报复役

5.9.3.1 试运行

5.9.3.1.1 系统试运行应在单体试验合格、检修项目完成且质量合格、技术记录和有关资料齐全、有关设备异动报告和书面检修交底报告已交运行部门并向运行人员进行交底、检修现场清理完毕、安全设施恢复后，由运行部门主持进行。

5.9.3.1.2 无水调试及充水验收应在系统试运行全部结束情况良好后，由水电站生产负责人主持进行。重点对检修项目完成情况和质量状况以及单体试验、系统试运行和检修技术资料进行核查，并进行现场检查。

5.9.3.2 整体试运行

5.9.3.2.1 整体试运行的条件是：无水调试及充水验收合格、保护校验合格可全部投运、防火检查已完成、设备铭牌和标识正确齐全、设备异动报告和运行注意事项已全部交给运行部门、试运行大纲审批完毕、运行人员做好运行准备。

5.9.3.2.2 整体试运行在水电站生产负责人的主持下进行，内容参照“DL/T827”规定。 5.9.3.2.3 在试运行期间，检修人员和运行人员应共同检查设备的技术状况和运行情况。 5.9.3.2.4 检修后带负荷试验连续运行时间不少于24h，其中满负荷试验应有6h～8h。 5.9.3.2.5 机组经过整体试运行，并经现场全面检查，确认正常后，向电网调度报复役。 5.9.4 检修评价和总结

5.9.4.1 检修复役后，水电站应及时对检修中安全、质量、项目、工时、材料和备品备件、技术监督、费用以及机组试运行情况等进行总结，并作出技术经济评价。A/B级检修评价和主要设备检修总结报告格式见附录L。

5.9.4.2 机组复役后30天内提交检修总结报告。 5.9.4.3 修编检修文件包，修订备品定额。

5.9.4.4 设备检修技术记录、试验报告、质检报告、设备异动报告、检修文件包、质量监督验收单、检修管理程序或检修文件等技术资料应按规定归档。 5.9.5 机组A/B级检修全过程管理程序框图见附录J。

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6 安全技术管理

6.1 安全技术管理基本要求

6.1.1 安全生产应严格贯彻执行国家法律、法规，建立以各级行政正职为安全第一责任人的安全生产责任制体系，建立有系统、分层次的安全生产保证体系和安全生产监督体系，保障安全生产目标的实现。

6.1.2 安全管理应制度化。安全技术管理文件内容见4.1.2.1条。

6.1.3 水电站应开展安全性评价和危险点分析工作，改善劳动环境，提高安全生产管理水平。 6.1.4 水电站每年应编制年度的反事故措施计划和安全技术劳动保护措施计划。 6.1.5 水电站应制定教育培训制度并认真贯彻落实。 6.2 安全性评价

6.2.1 机组安全性评价包括主要设备及辅助设备。机组安全性评价参考内容见附录M。

6.2.2 机组每年应进行一次安全性评价。当主要设备、重要辅助设备更新改造，或设备、系统有较大变化时，应进行安全性评价。

6.2.3 安全性评价应按专业进行评定，并撰写专业评价报告和总评价报告。 6.3 可靠性评价

6.3.1 水电站应按《发电设备可靠性评价规程》对发电设备进行可靠性评价。

6.3.2 评价报告的内容应包含：机组年度可靠性指标及运行事件分析（包括非计划停运、计划停运，降出力等事件情况分析），机组消缺事件分析及 机组备用期间主要检修效果。

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附 录 A

（规范性附录） 水电站设备标志

A.1 设备标志

A.1.1 主要设备标志应采用双重标志，即有设备名称和设备编号。

A.1.2 设备标志应固定在明显、操作时能看到的地方，字体为仿宋字，不得人工手写。数字为阿拉伯数字，使用国家法定计量单位。

A.1.3 所有的油、水、气管路均应按表A.1规定着色，并标出介质流向。

表A.1 管路着色规定

管 道 类 别 供 排 供水管 排水管 压缩空气管 消防水管 A.2 设备名称及编号

A.2.1 发电机、水轮机应有名称、编号，如“1号发电机”、“1号水轮机”。 A.2.2 调速器应有名称、编号，如“1号调速器”，油压装置油压泵应有编号，如：“1-1”、“1-2”。 A.2.3 油、气、水设备应有名称、编号，如“1号空压机”、“1号滤水器”。

A.2.4 油、气、水管路设置的各种阀门、传感器、指示仪表标志应有名称、编号，随主要设备统一编号，如1号发电机组压力路阀门，“1-1号压力油阀门”；供水管路阀门，“1-1号供水阀门”。 A.2.5 电力电缆的端部引线上，用黄、绿、红颜色标明相序。 A.2.6 站内所有盘、柜、屏前、后均应有设备名称、编号。如：“1号机组保护屏”、“××开关柜”。 A.2.7 控制屏、配电屏的控制开关应标明设备名称及编号。 A.2.8 其它有关设备企业可根据实际情况确定名称、编号。

底 色 红 色 黄 色 蓝 色 绿 色 白 色 桔黄色

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附 录 B

（规范性附录） 机组设备等级划分及评级

B.1 等级划分原则

B.1.1 一类：设备技术状况良好、无缺陷，检修、维护的质量和工艺水平符合规程规定，能保证安全、经济、可靠地运行。

B.1.2 二类：设备技术状况基本良好，虽有一般性缺陷，但不直接影响安全、经济运行。

B.1.3 三类：设备有重大缺陷，维护、检修质量和工艺水平不符合规程规定，严重危及安全、经济运行。

B.2 评级标准

B.2.1 水轮机

a) 满足下列全部条件者为一类水轮机：

1) 能连续达到铭牌标称出力，或经上级审定的出力。在各种工况和负荷条件下，均能正常

运行；

2) 机组振动、摆度符合标准，稳定性良好。各部承轴温度、油质等符合运行规程规定的标

准；

3) 在制造厂规定参数范围内运行时，不应有严重锈蚀、磨损、气蚀现象和机组效率的降低； 4) 压力表、温度表等能按规定装设，零部件完整，动作灵活，指示正确；

5) 转轮、导水机构、主轴密封、受油器等符合安装工艺要求，无漏油、漏水现象。 a) 有下列情况之一者为三类水轮机：

1) 在水头和流量达到设计值时，不能保证铭牌出力，经常带病运行；

2) 主机各部分漏水、漏油、漏气、锈蚀、磨损严重。导叶密封不严，全关后漏水量能导致

转轮蠕动；

3) 气蚀严重，水轮机振动、摆度超过允许值； 4) 轴承温度超过规定值。

b) 不属于一、三类者视为二类水轮机。 B.2.2 调速器

a) 满足下列全部条件者为一类调速器：

1) 调速器参数符合设计要求，工作状况能满足运行规程要求； 2) 因突然甩负荷引起主机速率上升，调速器能可靠地控制主机； 3) 自动装置和信号装置完好，动作准确；

4) 油压降低到油压下限时，紧急停机的压力信号器动作符合设计要求； 5) 油压装置的自动补气设备及集油槽的油位信号器设备应动作准确可靠； b) 有下列情况之一者为三类调速器：

1) 调速系统有严重摆动、跳动、卡涩、磨损、漏油等情况，不能正常投入运行； 2) 油质严重劣化，设备锈蚀严重，威胁安全运行； 3) 过速保护装置不可靠或机组保护失灵；

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4) 油压装置、补油、补气系统或其他设备、部件损坏工作不正常，威胁安全； 5) 有其它危及安全的因素。 c) 不属于一、三类者视为二类调速器。

B.2.3 发电机

a) 满足下列全部条件者为一类发电机：

1) 发电机运行能长期达到铭牌规定的出力，并能随时投入运行； 2) 机组振动和摆度符合标准，声音正常，噪音符合规程规定；

3) 零部件完整、齐全，定子端部线圈无油渍、碳粉或变形，垫块及绑扎紧固，定子铁心、

转子锻件、套箍及绑线良好；

4) 定子及转子绕组绝缘无明显老化，各项试验数据符合《电气设备预防性试验规程》规定

值，定子铁心温度符合规定，测量准确； 5) 冷却系统完善，冷却效果好。

6) 轴承和密封装置运行正常，不漏油，温度在规定范围内；

7) 转子磁极接头，阻尼装置，风扇引线等牢固无裂纹及变形，通风沟无锈垢，无堵塞； 8) 机组编号、标志正确齐全。 b) 有下列情况之一者视为三类发电机：

1) 不能达到铭牌规定的出力；

2) 定子、转子绕组绝缘不良、老化严重，降低耐压标准；

3) 三相定子绕组直流电阻值严重不平衡或与厂家数据有较大差异，威胁安全运行； 4) 各部轴承严重漏油、甩油，定子端部有严重油垢； 5) 有其它危及安全运行的重大缺陷。 c) 不属于一、三类者视为二类发电机。

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附 录 C

（资料性附录）

安全和技术管理文件参考内容

C.1 管理制度

C.1.1 调度管理方面

a) 电力调度管辖范围及管理制度 b) 防洪调度原则及管理制度 C.1.2 技术管理方面

a) 机组运行规程(DL/T710和DL/T751等) b) 机组检修规程(DL/T838和DL/T1066等) c) 设备巡视检查制度

d) 设备定期试验和轮换制度 e) 监盘制度 f) 运行分析制度 g) 设备验收管理制度 h) 设备异动管理制度 i) 设备技术台帐管理制度 j) 设备缺陷管理制度 k) 技术监督管理制度

l) 技术改造、创新管理制度 m) 运行岗位工作标准 C.1.3 安全管理方面

a) 安全生产管理制度 b) 工作票制度 c) 操作票制度

d) 应急处置预案 e) 事故调查规程 f) 消防安全管理制度

g) 安全教育、培训管理制度 h) 特种设备管理制度

i) 易燃易爆及化学危险品管理制度 j) 安全例行工作规定 C.2 水电站应配备的技术文件

C.2.1 随机组供应的产品图纸和说明书。

C.2.2 发电机、水轮机、继电保护（含故障录波）装置、安全自动装置、调度通信装置、调度自动化装置、励磁系统及电力系统稳定装置、调速系统、水情遥测系统、交直流系统等的产品图纸和说明书。 C.2.3 设计图纸和资料及相关标准。

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C.2.4 机组设备安装和试验记录。 C.2.4.1 设备安装记录。

C.2.4.2 功能试验、测试报告：

机组振动区实测，调峰性能，调速系统测试（包括自动发电控制功能、传递函数、转速不等率、迟缓率、死区组态图及函数曲线设置等情况），励磁系统和电力系统稳定器测试(包括自动电压控制功能)，机组黑起动（如果有）等报告。 C.2.4.3 并网安全评价报告。

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附 录 D

（资料性附录）

监视、维护与操作主要内容

表D.1至D.3给出了运行巡视检查、日常维护以及一般操作的主要内容。

表D.1 运行巡视检查主要项目和要求

位置或部件名称

检查项目、要求

1） 发电机冷却水泵与电机运行正常，无异常振动、声音，冷却水压正常。 2） 轴承油冷却器工作正常，油过滤器切换开关位置正确，无过滤器堵塞报警。 3） 各油、气、水管路阀门位置正确，无漏油、漏气、漏水现象。 4） 发电机运行应稳定，无异常振动、声音。 5） 受油器无漏油现象。

6） 发电机风机运行正常，无异常振动、声音和气味。 7） 除潮器运行正常。

1．发电机舱

8） 灯泡头无集水。

9） 发电机制动系统无漏气，无制动闸刮擦声或异常声音。 10） 碳刷的磨损程度、火花情况以及能在刷框内自由上下活动。 11） 刷框和刷架上无灰尘积垢，无太多碳粉，刷框无碰滑环情况。

12） 碳刷连接软线应完整、接触紧密良好、弹簧压片位置正确、压力正常、无发热、

碰机壳的情况。

13） 滑环的跑合面光滑、表面应无变色与过热现象。 14） 齿盘测速装置运行正常。

15） 轮叶接力器无抽动，位置传感器连接良好，传动灵活。 1） 导叶密封无漏水。

2） 检修密封通气管路各阀门位置正常。 3） 机械过速装置在正常运行位置。

4） 各轴承的测温装置连接正常，轴承油槽无漏油、甩油，油色正常，外壳无异常

2．水轮机舱

过热现象。

5） 水轮机主轴密封无大量漏水，排水畅通。

6） 各油、气、水管路阀门位置正确，无漏油、漏气、漏水现象。 7） 各部件连接头无松动，螺丝紧固。 8） 机组运行时无异常振动、声音。 9） 接地碳刷与大轴接触良好。

1） 导叶接力器无抽动，阀门位置正确，管道、接头无漏油，位置传感器连接良好，

传动灵活。

3．水轮机廊道

2） 导叶安全连杆无弯曲、变形，无异常振动、摆动现象，导叶轴套无漏水。 3） 导叶开度反馈指示正确，指示值与监控系统显示一致，仪表上无异物。 4） 转轮室无冲击及金属撞击声，无剧烈振动。

5） 伸缩节、转轮室、外配水环、调速环等部件连接螺栓无松动，连接良好，接合

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缝无漏水。

6） 漏油箱油位、油温正常，漏油泵与电机运行正常，无异常振动、声音。 7） 轴承低位油箱油位、油温正常，轴承油泵与电机运行正常，无异常振动、声音。

轴承高位油箱油位正常。

8） 水力测压表计显示正常，信号线连接良好。 9） 各油、水管路阀门位置正确，无漏油、漏水现象。 10） 尾水管进人孔无漏水现象。

11） 进水口流道、尾水管排水阀在关闭位置。 12） 机坑无积水，排水通畅。 13） 机组运行时无异常振动、声音。

1） 励磁屏上各表计指示正常，信号指示与实际运行工况相符，无故障、无事故信

号。

2） 灭磁开关柜巡检内容。

3） 整流功率柜运行状况良好，无过热现象。功率柜风机运转正常，无异常声音、

无焦味、无过热、无异常振动，柜内无异物，进风口滤网清洁干净。 4） 各电磁部件无异常声音和过热现象。

4．励磁装置

5） 各通流部件的接点、导线及元器件无过热、变色等异常现象。

6） 各机械部件位置正确，接触点接触良好，无过热现象，各部螺栓、销钉连接良

好。

7） 静止励磁装置的工作电源、备用电源、起励电源、操作电源等应正常可靠，并

能按规定要求投入或自动切换。

8） 励磁变压器和制动变压器无异常声音，无过热现象，线圈温度在正常范围内。

励磁变压器、制动变压器三相电流平衡，励磁变压器室通风系统良好。 1） 调速器运行稳定，主配压阀、操作无异常抽动、跳动和摆动现象。 2） 调速器油箱油位、油温正常，无漏油；调速器油泵与电机运行正常，无异常振

动、声音。

3） 压力油罐油压、油位正常，无漏油；高压气补气回路各阀门位置正确，无漏气，

压力油罐安全阀未动作。

5．调速器及油压装4） 转轮体油箱油位正常。

置

5） 调速器系统各个阀门位置正确、无漏油。 6） 操作油过滤器切换开关位置正确，无过滤器堵塞报警。

7） 调速器系统各表计显示正常，信号指示与实际运行工况相符，各切换与操作开

关位置正确。

8） 电气柜电源开关投入，各电气元件无过热、异味、脱落断线等异常情况，各继

电器位置正确，端子引线良好，无脱落、断线破损现象。

表D.2 日常维护主要项目和要求

检查项目、要求

1） 定期进行碳刷磨损量检查。当磨损量超过现场规程规定值时，更换同一类型碳刷。 2） 定期进行滑环极性倒换。

3） 定期进行备用电动机绝缘测量（包括漏油泵、高压油泵等）。

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4） 对停机15天以上的机组发电机定子、转子绝缘测量。 5） 定期进行直流高压油泵启动试验。 6） 定期进行轴承油过滤器切换。

7） 定期进行导叶连杆和安全连杆机构及其回复杆动作、轴套漏水检查。 8） 定期进行调速器油过滤器切换。

9） 定期对长期备用机组进行轴承油系统油循环。

表D.3 一般操作

名称

运行操作

1） 相关辅助设备投入运行。 2） 退出机械制动。

1．开机

3） 导叶开至空载开度。 4） 投入励磁，投入发电机风机。 5） 合上发电机出口开关。 1） 导叶关至空载开度。 2） 断开发电机出口开关。 3） 退出励磁。

2．停机

4） 导叶全关。

5） 投入电气制动（若具备电气制动功能）。

6） 转速下降到设计规定转速后，退出电气制动（若具备电气制动功能），投入机械

制动（机械制动按制造厂家规定投退）。 7） 辅助设备退出运行。

1） 机组停机，断开发电机出口断路器、隔离开关，合出口接地刀闸。 2） 关闭进水口闸门。 3） 关闭尾水闸门。

4） 打开进水流道排水阀和尾水排水阀，启动检修排水泵排水至最低水位，并加强

3．水轮机检修隔离对尾水管水位的监视。

措施

5） 根据检修需要打开导叶至所需开度。 6） 关闭操作油系统主供油阀。 7） 压油装置根据检修需要排气、排油。 8） 机组冷却系统根据检修需要排水。

9） 断开机组自动控制、保护、电液调速器工作电源和信号回路电源。 1） 调速器充油完毕，压力油罐油压恢复正常。 2） 尾水管进人孔等工作孔洞检查后全部封盖严密。 3） 检查进水流道排水阀、尾水管排水阀全部关闭。

4．水轮机检修恢复4） 各动力电源、交直流电源及信号电源投入，电压正常。 措施

5） 恢复油、水、气系统。

6） 在检修人员的配合下，手动对导叶、转轮叶片进行无水条件下全行程操作试验，

要求动作情况正常。

7） 配合检修人员对机组进行无水调试试验。

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8） 按有关规定对尾水管和进水流道进行充水，充水完毕，开启尾水闸门、进水口

闸门。

9） 检查主轴密封应无严重漏水，其余过流部件无漏水。

10） 机组电气方面恢复到备用，按机组备用状态要求进行全面检查。 11） 配合检修人员对机组进行有水调试试验。

1） 发电机保护系统投入，励磁及调节器回路电源投入，失磁保护退出，强励退出，

励磁调节器至手动调节方式。

2） 发电机出口断路器在断开位置，闭锁合闸回路。

5．发电机零起升压 3） 开机至机组额定转速。

4） 手动投入灭磁开关（励磁装置电源由厂用电系统提供）。 5） 通过励磁装置手动升压。

6） 升压过程中出现异常应立即停止升压。

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附 录 E

（资料性附录） 技术监督内容

表E.1给出了技术监督的内容。

表E.1 技术监督内容

名称

监督内容

在满足电网要求下，尽量运行在最优效率区；水轮机因振动超限需运行范围；

1．水轮机

在水轮机的最大和最小水头范围内，水轮机应在技术条件规定的功率范围内稳定运行；避开水轮机振动区运行。

主要是对电气设备的绝缘性能进行预防性试验、运行监视、综合分析；采用各种先

2．绝缘

进的监督和诊断技术对设备状况进行判断，及时发现电气设备的绝缘缺陷，减少和防止电气设备事故的发生。

3．电测仪表 主要是对生产运行中和试验用仪表、器具的精度进行监测和校正。

4．热工仪表 主要是对压力仪表、流量计、以及温度传感器等热工仪表进行的校验和修正工作。 5．化学产品

对绝缘油、透平油、SF6气体等进行监督，进而根据油、气质量分析充油、充气设备内部存在的问题，提出预防及解决的措施。

6．金属材质 对电厂金属结构部件、压力容器和管道及部件、旋转部件金属母材和焊缝质量的材质成分、金相、性能、裂纹及其他缺陷、运行变化等进行的监督。

7．继电保护及安全自是对继电保护和自动装置从设计、安装、调试到生产运行全过程中进行的校验、监动装置 督、管理。

8．励磁装置

主要是指对励磁设备从设计、安装、调试到生产运行全过程中对设备进行维护、定期检修、试验，使设备处于完好、准确、可靠状态的监督管理。

对用能设备及系统的设计、制造、安装调试、运行检修、生产改造等实行全过程技

9．节能

术监督，对影响供电及用电设备安全经济运行的重要参数、性能和技术指标进行检查、检测、调整及评价，使电、水等各方面的能耗率达到最佳水平。

主要是对水库库区的环境和水库水质、电站下游水质、生产区域的噪声检测、电磁

10．环保

污染检测，基地和厂区的绿化、环境卫生等的监督管理，对电力建设生产全过程中的环境保护工作进行全过程监督。

11．电能质量

对频率和电压质量进行技术监督。频率质量指标为频率允许偏差，电压质量指标包括允许偏差、允许波动和闪变、三相电压允许不平衡度和正弦波形畸变率。

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附 录 F （资料性附录）

非正常运行与事故处理参考内容

F.1 非正常运行和故障处理

F.1.1 发电机的事故过负荷。 F.1.1.1 在事故情况下，允许发电机的定子绕组在短时间内过负荷运行，同时也允许转子绕组有相应的过负荷。短时间过负荷的允许值应遵守制造厂的规定。制造厂无规定时，对于空气冷却的发电机，可按表F.1执行。对运行年久的发电机或定子绕组、转子绕组温度较高的发电机，应该适当短时间过负荷电流的倍数和时间。

表F.1 短时间过负荷的定子电流允许值规定

定子绕组短时间过负荷电流/额定电流 持续时间（min）

1.1060

1.1515

1.206

1.255

1.30 1.40 1.504

3

2

F.1.1.2 当发电机的定子电流达到过负荷允许值时，应该首先检查发电机的功率因数和电压，并注意电流达到允许值所经过的时间。在允许的持续时间内，用减少励磁电流的方法，降低定子电流到正常值，但不得使功率因数过高和电压过低。如果减低励磁电流不能使定子电流降低到正常时，则必须降低发电机的有功负荷。

F.1.2 当发电机各部分的温度与正常值有很大的偏差时(发电机定子绕组和铁心的温度)，值班人员必须立即根据仪表检查有无某种不正常的运行情况(三相电流不平衡等)，同时并查明冷却器阀门是否已全开及冷却水系统是否正常。如果发电机的过热是由于冷却水的中断或进入冷却器的水量减少，则应减少负荷或将发电机自电网解列。

F.1.3 机组各部轴承温度较正常运行升高或温度升高报警信号动作时应进行下列检查处理。

• 检查轴承油流是否正常。 • 检查冷却水是否正常。

• 轴承内部有无异声，判断轴承是否良好。 • 机组摆度、振动是否增大。

• 经检查确认已无法继续正常运行，应尽快解列停机。

F.1.4 发电机冷风温度升高故障报警时，检查冷却水水压是否降低，并进行调整，或提高水压增大冷却水量。如水压正常，则应检查监测系统的测温元件，并进行处理。

F.1.5 当发电机的转子一点接地保护动作时，应迅速转移负荷，停机处理，一般不允许再继续运行。 F.1.6 当发电机仪表指示突然消失时，检查是否由于仪表本身或其测量回路故障所引起，应尽可能不改变发电机的运行方式，并采取措施消除所发现的故障。如果影响发电机正常运行时，应根据实际情况减少负荷或停机处理。

F.1.7 发电机持续允许的不平衡电流值应遵守制造厂的规定。制造厂无规定时，对于空气冷却的发电机，可按照下列规定执行。

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a) 在按额定负荷连续运行时，对于容量为100MW及以下的发电机负序电流与额定电流之比(标么

值)不得大于12%。

b) 在低于额定负荷连续运行时，各相电流之差可以大于上面所规定的数值，但具体数值应根据

试验确定。

F.1.8 发电机短时间允许的不平衡电流值，应遵守制造厂的规定。制造厂无规定时，对于空气冷却的 发电机，可按公式（F.1）计算：

2

I2×t≤40 ......................................... (F.1)

式中：

I2——负序电流的标么值； t ——时间(s)。

F.1.9 在做短时间的不平衡短路试验时，发电机定子绕组内的最大电流，一般不得大于额定值的25%。

不平衡负荷试验从开始到电流降至零的时间，一般不得超过5min。

F.1.10 励磁系统不正常运行或出现故障时，应加强监视，采取如下措施处理：

a) 发电机励磁电流、无功功率异常，机组尚未失步，立即降有功负荷，同时增加励磁电流。 b) 起励失败，检查起励回路设备电源，未查清原因前，不得再次启动。

c) 励磁调节器发生故障时，在强行励磁、强行减磁装置均正常的情况下，允许短时间将励磁切

换至手动状态运行。自动灭磁装置故障退出运行时，不得将发电机投入运行。

F.1.11 机组振动、摆度超过规定值时应做好如下处理：

a) 如系在已确定的振动禁区运行，应避开该振动工况区。 b) 分析机组振动、摆度的测量结果。 c) 检查轴承运行情况。

d) 检查机组协联关系是否变化。 e) 分析振动原因，进行相应处理。

f) 振动严重超过规定值，应手动紧急停机(无振动保护装置时)。 F.1.12 微机电液调速器的故障处理：

a) 电液调速器双微机在运行时应互为备用，若一微机有故障应自动切至另一微机运行。 b) 如微机电液调速器电气部分有严重故障时应改手动运行，并及时通知检修人员处理。 c) 电液调速器在手动运行时应有人监视。

F.1.13 压力罐油压下降的故障处理：

a) 检查油压下降情况，电液调速器切手动，专人检查稳定开度维持油压，油压下降到事故油压

时应停机处理。

b) 若二台油泵同时启动，应查明油系统排油阀关闭情况及漏油、漏气情况，并及时消除。 c) 如油泵不启动，应查明原因，尽快启动油泵。 d) 机组压力罐油压不能恢复，应联系停机。

e) 当油压低到不能关导叶时，应紧急停机关闭尾水闸门。 F.2 事故处理

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F.2.1 当系统内或其他并列运行的发电机发生事故，引起电压下降，发电机的励磁由自动励磁调整装置及强行励磁装置的调整而增加到最大时，在1min内值班人员不得干涉自动励磁调整装置或强行励磁装置的动作。在1min以后，则应立即根据现场规程规定，降低定子、转子电流至正常值。 F.2.2 当发电机的断路器自动开断时，值班人员应立即检查以下项目：

a) 检查自动灭磁开关是否跳开，如果未跳开，就立刻用远方操作按钮将其切断；如果在发电机

与断路器之间有支线，则只有当支线开关也同时自动切断时，才可将自动灭磁开关切断。 b) 检查发电机是否停机，监视停机过程。

c) 检查由于何种保护装置动作使发电机被切断。

d) 如果确定断路器开断是由于人员过失引起，则应立即将发电机并网或恢复备用。

F.2.3 如果由于发电机外部短路引起发电机保护装置动作而被切断，同时内部故障的保护装置未动作，经外部检查发电机亦未发现明显的不正常现象，则发电机即可并入电网。

F.2.4 当发电机由于内部故障的保护装置动作而跳闸时，除按F.2.2条检查外，还应测量定子绕组的绝缘电阻，并对发电机及其有关的设备和所有在保护区域内的一切电气回路(包括电缆在内)的状况作详细的外部检查，查明有无外部征象(如烟、火、响声、绝缘烧焦味、放电或烧伤痕迹等)，以判明发电机有无损坏。此外，应同时对动作的保护装置进行检查，并查问电网上有无故障。如果检查发电机及其回路的结果并未发现故障，则发电机可从零起升压。升压时如发现不正常情况，应立即停机，以便详细检查并消除故障。如升压时并未发现不正常现象，则发电机可并入电网运行。 F.2.5 如果发电机由于甩负荷后转速升高使过电压保护装置动作而与电网解列时，经判断正确后，立即将发电机并入电网带负荷。

F.2.6 当发电机着火时(从发电机上部盖板热风口或密闭不严处冒出明显的烟气、火星或有绝缘烧焦的气味)，值班人员应当立即采取下列措施。

a) 如发电机未自动停机，应立即手动开断发电机出口断路器并灭磁，紧急停机。

b) 判断发电机已无电压后，应根据现场的消防规程立即灭火，直到火灾完全扑灭为止。

c) 发电机着火时不准破坏发电机密封；进入发电机内部应戴氧气罩或防毒面具，接触设备时应

做必要的安全措施。

F.2.7 机组过速的事故处理 。

a) 检查事故机组过速保护装置动作情况，若出现拒动，应手动紧急停机。

b) 如在事故停机过程中，主配压阀发卡引起机组过速也应手动操作使导叶关闭。 c) 用事故配压阀关导叶停机。

d) 机组过速停机后，对机组进行全面检查完毕，才可以启动机组，机组启动后测量摆度，正常

后方可并入系统运行。

F.3 非正常运行与事故处理应参照相关的国家、行业标准。

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附 录 G （资料性附录） 机组检修文件包参考内容

机组检修建议编制以下文件： G.1 水轮发电机组主要技术参数

a) 水轮机主要技术参数 b) 发电机主要技术参数

G.2 机组A/B级检修方案

a) 检修项目表 b) 检修工作验收卡

G.3 检修组织

a) 方针 b) 目标 c) 组织机构 d) 安全风险点控制 e) 质量管理

f) 检修备件、工具、材料管理 g) 检修综合管理制度

G.4 主要设备检修安全技术措施

a) 水轮机转轮检修安全技术措施 b) 水轮机转轮吊装安全技术措施 c) 转轮室空蚀处理安全技术措施 d) 发电机定子吊装安全技术措施 e) 发电机定、转子检修安全技术措施 f) 灯泡头吊装安全技术措施 g) 水轮机导轴承检修工艺及安全措施 h) 受油器拆装安全技术措施 i) 冷却系统检修安全技术措施 j) 导叶接力器检修安全技术措施 k) 操作油系统检修安全技术措施 l) 发电机电气预防性试验安全技术措施

G.5 检修定置图

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G.6 编制机组检修进度计划表 G.7 A/B级检修试验大纲：

a) 机组无水调试大纲 b) 机组充水大纲

c) 机组启动试运行试验大纲

G.8 检修后试验运行安全措施：

a) 危险点控制 b) 启动前检杳 c) 运行调试

G.9 机组检修过程文件：

a) 检修任务单，内容包括：

1) 检修计划

2) 工作许可（工作票） 3) 检修后设备试运行计划

4) 检修前交底（设备状况、以往工作教训、检修前主要缺陷、特殊项目的安全技术措施）。 b) 检修前准备，内容包括：

1) 设备检修所需图纸资料； 2) 主要备品备件和材料清单；

3) 工器具准备（一般工具、专用工具、试验仪器、测量器具等）； 4) 检修主要项目确定；

5) 检修工期确定及进度计划编制； 6) 检修风险分析。 c) 检修工序、工艺，内容包括：

1) 工作是否许可； 2) 现场准备；

3) 拆卸与解体、检修、复装阶段的工序和工艺标准； 4) 检修记录整理； 5) 自检； 6) 工作结束。 d) 工序修改记录

e) 质量签证单。质检点签证单、三级验收单编制。 f) 不符合项处理单。

g) 设备试运行单。试运行程序、措施。

h) 检修后评价。对检修中的安全、质量、项目、工时、材料和备件、技术监督以及设备运行情

况进行总结并作出技术经济评价。 i) 完工报告单，内容包括：

1) 检修工期；

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2) 检修主要工作；

3) 缺陷处理情况（含检修中发现并消除的主要缺陷）； 4) 尚未消除的缺陷及未消除的原因；

5) 设备变更或改进情况、异动报告和图纸修改； 6) 技术记录情况； 7) 质量验收情况； 8) 设备和人身安全； 9) 实际工时消耗记录； 10) 备品配件及材料消耗意见； 11) 总体检查和验收。

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附 录 H

（资料性附录） A级检修项目参考

表Ｈ.1给出了机组Ａ级检修项目及内容。

表H.1 A级检修项目表

序号 机组A级检修项目及内容

1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 2 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 3 3.1

检修前的准备工作

机组进水口检修闸门、尾水闸门检查及维护 尾水门机检查、试验 坝顶门机检查、试验

落进水口检修闸门、尾水闸门，打开流道放空阀进行流道排水 电站低压气机及管路检查、试验 厂房桥机检查、试验

检修所需的备件、工器具及材料准备；试验仪器、测量器具检验；检修工装检查维护 流道内设备

检查前后闸门的密封情况

导叶间隙抽查，导叶轴套漏水情况检查 转轮室、尾水管里衬、转轮空蚀和磨损检查处理 检查具有填充材料的区域，视情况进行补充

检查前流道（导流板）、冷却锥（板式冷却器）、灯泡头、灯泡体、主支撑、侧向支撑、转轮室、尾水管等部件

检查伸缩节、转轮室等部件漏水情况，并进行处理 流道内金属结构防腐 流道放空阀检查

清扫、检查维护测量表计管路，并对管路进行除锈刷漆处理

水轮机导轴承 测量轴承间隙

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3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8 4 4.1 4.2 4.3 4.4 5 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 5.7 5.8 5.9 5.10 5.11 6 6.1 6.2 6.3 6.4

解体、清扫、检修轴承座 清扫、检查并修整轴承瓦 清扫、测量轴颈 检修扇形板 清扫油盆，检查渗漏

检查、更换油挡片、油环等零部件 更换所有密封件 主轴密封

解体、清扫主轴密封

检查、更换检修密封（空气围带） 检查、更换工作密封 更换所有密封件 导水机构

对导水机构润滑部分加注润滑剂 拆装、检修更换导叶套筒上下轴套及密封 检查、修补导叶局部空蚀、磨损区域。 测量与调整接力器压紧行程

分解、检查接力器，更换所有密封，并进行耐压试验或更换活塞环 检查、修补并研磨导叶轴颈

解体并清扫、检查拐臂（螺栓扭矩检查）和连杆，测量轴销轴套、更换磨损件 检查、清扫、润滑、更换控制环与外导水环之间的摩擦副零部件 控制环及法兰面检查、处理 所有螺栓的紧固性检查 测量及调整导叶端、立面间隙 转轮

拆卸转轮室，转轮叶片、泄水锥、转轮转轮体等设备及其附件 转轮拆卸（包括叶片拆卸、叶片吊装和转轮吊装） 转轮检查处理，并进行密封、动作、耐压试验 转轮回装（包括叶片回装和转轮吊装）

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6.5 6.6 6.7 6.8 7 7.1 7.2 7.3 7.4 8 8.1 8.2 8.3 8.4 8.5 8.6 8.7 8.8 8.9 8.10 8.11 8.12 8.13 8.14 8.15 8.16 8.17 8.18 8.19 8.20

更换转轮叶片密封装置

转轮体及操作油系统充油后，检测叶片动作情况及检查密封装置漏油情况 转轮叶片与转轮室间隙检查测量和调整 转轮汽蚀检查或处理

主轴及操作

拆装主轴保护罩，检查或处理转子侧和转轮侧法兰处轴颈磨损 进行主轴法兰盘着色渗透检查

检查主轴的表面保护情况，根据情况除锈刷漆 机组受油器小轴（与大轴联接）安装调整 调速系统

阀组检查及机械性能试验

试验、调整分段关闭阀（旁通阀组） 试验、调整过速飞摆装置 测量并调整调速系统死行程 阀组电气部分检查及试验

导叶全关限位开关，安全连杆限位开关功能检查 测量及调整接力器行程、导叶开度关系曲线 调速器特性试验

测量和调整导叶、转轮叶片的开关时间 检查或更换测速装置 有故障的液压阀等零部件更换

数字调速器开关量及模拟量输入/输出检查 数字调速器出口继电器校验 数字调速器电源模块校验 数字调速器残压测频回路检查 数字调速器电路板检查、维护 电气过速保护功能检查 导叶，轮叶反馈装置检查校验 油位，油压开关设定值及回路检查 油箱温度控制器检查

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9 9.1 9.2 9.3 9.4 9.5 9.6 9.7 9.8 9.9 9.10 9.11 9.12 10 10.1 10.2 10.3 10.4 10.5 10.6 10．7 11 11.1 11.1.1 11.1.2 11.1.3 11.2 11.3 11.3.1

油压装置和漏油装置

解体、检查及清洗调速器系统各管路和零部件 清扫、检查、处理压油罐、贮油箱、漏油箱并防腐 清扫、检查油过滤网或更换

检查、清洗、修理及试验液压阀组，必要时更换 清扫、检查油冷却器并进行耐压试验，必要时更换 调速系统透平油过滤及充油 调速系统透平油化验 对调速系统进行油泄漏试验 压油罐自动补气装置的检查试验 检查、维护油泵 油泵电机检查及试验 压油罐安全阀校验 受油器 拆装受油器

分解、检查或更换受油器各部铜瓦 检查转轮接力器操作的连接情况 更换受油器所有密封件 检查或更换受油器绝缘垫片 受油器组装后检查其绝缘 受油器盘车检查

定子（含泡头）

拆装发电机灯泡头及相关设备 发电机灯泡头拆卸

拆流道盖板、导流板、冷却器、灯泡头竖井、灯泡头主支撑、灯泡头侧向支撑 拆卸发电机定子 定子清洗 定子检修

检查、维护定子机座和铁心

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11.3.2 11.3.3 11.3.4 11.3.5 11.3.6 11.3.7 11.3.8 11.3.9 11.3.10 11.4 11.5 11.5.1 11.5.2 11.6 11.7 11.8 12 12.1 12.2 12.2.1 12.2.2 12.2.3 12.2.4 12.2.5 12.2.6 12.3 13 13.1 13.2 13.3

检查定子端部及其支持结构，修理齿压板 检查、维护定子绕组及槽口部位 检查、修理挡风板，灭火装置； 校验或更换测量（包括测温）元件 检查、维护齿压板

全面处理端部接头、垫块及绑线

检查、处理分瓣定子合缝，检测并处理定子椭圆度 进行线棒防晕处理

检查和处理定子槽,检查和清扫通风沟 定子回装 灯泡头回装

清洗检查法兰面，更换密封盘根

流道盖板、导流板、冷却器、灯泡头竖井、灯泡头主支撑、灯泡头侧向支撑回装 发电机消防系统检查、试验、元器件检查更换 发电机中性点设备检查维护 检查定子底部排水管 转子 转子拆卸 转子检查维护 转子清洗

检查转轮体、轮臂焊缝，组合螺栓 检查、处理制动环 检查、处理转子锁定装置 检查、调整滑环电刷装置及引线 磁极检查或处理 转子回装

组合轴承及轴承油系统

检查推力轴承转动部分、路部分、轴承座及附件 检查、维护发电机组合轴承轴瓦 检查、处理轴承绝缘

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13.4 13.5 13.6 13.7 13.8 13.9 13.10 13.11 13.12 13.13 13.14 13.15 13.16 14 14.1 14.2 14.3 14.4 14.5 14.6 14.7 14.8 15 15.1 15.2 15.3 15.4 15.5 15.6 15.7

检查、维护油冷却器 清洗路和零部件 清扫、检查高压油顶起装置

检查、处理除油雾装置（包括管路疏通） 清扫、检查、处理轴承低位高位油箱并防腐 清扫、检查油过滤网

解体检查、清洗、修理及试验液压阀组，必要时更换 主供油阀检查及动作试验 轴承油系统透平油过滤 轴承油系统透平油化验 检查、维护油泵

油泵电机(包括油污风机的电机)检查及试验 轴承油系统循环 励磁系统

清扫、检查、维护励磁装置盘柜

励磁调节器、功率柜、灭磁柜各插板及元件等检查试验 检查并校验各继电器、接触器 励磁变压器、制动变压器检查试验 二次回路绝缘测试 检查维护励磁风机 励磁调节器特性试验

回路模拟、空载及负荷工况下试验

发电机通风及冷却系统

发电机通风及冷却系统主要设备（空气冷却器、水泵、风机等）拆装及维护 冷却水系统管路及部件拆装及维护 发电机冷却水系统冲洗

对空气冷却器进行检查、清污、防腐、水压试验 对冷却水系统管路进行水压试验 轴流风机检查、维护

对水-水冷却器进行检查、清洗及水压试验

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15.8 15.9 15.10 16 16.1 16.2 16.3 16.4 16.5 17 17.1 17.2 17.3 17.4 17.5 17.6 17.7 17.8 17.9 17.10 17.11 17.12 18 18.1 18.2 18.3 18.4 18.5 18.6

检查、维护水泵及电机 检查、维护膨胀水箱

安全阀、压力表计、温度计校验 制动装置

机械制动装置拆装及维护

测量与调整制动器闸板与制动环间隙 制动柜内气动部件的清扫、检查或阀组更换 检查制动系统管路、阀门并进行压力试验 进行制动系统模拟动作试验

电气一次设备检查、维护

发电机定子引出线（动力电缆）及附件拆装 发电机转子励磁电缆、滑环及附件拆装 检查、修理发电机出口开关

检查、修理出口刀闸、电缆、电流互感器、电压互感器、避雷器、出口短路刀闸、中性点高阻抗器发电机电气柜清扫

电气一次设备安全接地检查维护 所有联接螺栓紧固性检查 检查、修复电缆防火系统 测试电气设备接地系统

检查、测试母线及高压电缆绝缘特性 机组动力电源柜清扫

机组动力电源柜进线开关动作试验

自动化装置及自动化回路 机组同期装置及系统检查试验 同期装置检查 同期回路检查、试验

调速器压力油罐自动补气装置回路（包括自动化元件）检查校验 机组高压顶起控制回路（包括自动化元件）检查试验 机组轴承油系统控制回路（包括自动化元件）检查试验

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18.7 18.8 18.9 18.10 18.11 18.12 18.13 18.14 19 19.1 19.2 19.3 19.4 19.5 19.6 19.7 19.8 20 20.1 20.2 20.3 20.4 20.5 21 21.1 21.1.1 21．1．2 21．1．3 21.1.2

机组冷却水系统控制回路（包括自动化元件）检查试验 机组水力测量系统回路检查、试验测量无件校验 检查、试验及修理各种仪表和变送器，检测原始测点 液压系统压力开关，压力传感器检查校验、流量计送检

高、低位油箱及漏油箱油温控制故障处理，更换测温探头及温控器 检查、测试机组在线检测系统、振动、位移测量探头检查及维护

机组温度测量系统、测温元件检查、维护及校验、温度表计的校验、零点纠偏 测温柜内的二次回路检查及维护继电器校验

计算机监控系统 下位机的数据和程序备份 模块清扫、检查（拆卸检查） 现地单元柜检查维护

网络设备检查及双环测试、光纤检查SMI总线通讯检查 硬件接口检查、电源及其接口检查 系统诊断检查

I/O点核对、检查，模块输入块输出特性检查 逻辑程序检查、软件功能测试

与机组相关的辅助设备及油、气、水管路除锈刷漆 发电机冷却水系统设备、管路及附件除锈刷漆 水轮机调速器系统设备、管路及附件除锈刷漆 机组轴承油系统设备、管路及附件除锈刷漆 机组气系统系统设备、管路及附件除锈刷漆 其它相关部件除锈刷漆

机组检修后整体试运行试验 机组无水试验

各系统、部件检查、试验 冷却水系统试验 轴承油系统试验

保护、自动装置系统联动试验

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21.1.3 21.2 21.3 21.3.1 21.3.2 21.3.3 21.3.4 21.3.5 21.3.6 21.3.7 21.3.8 21.4

调速器操作油和轴承润滑油系统循环 充水试验 有水试验 启动试验 自动开停机试验 扰动试验 过速试验

发电机短路特性试验 发电机空载特性试验 甩负荷试验 热稳定试验

机组连续运行不少于24h,其中（6～8）h满负荷试运行

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附 录 I （资料性附录）

主要安全风险点防范措施表

表Ｉ.1和Ｉ.2给出了机组检修主要安全风险点防范措施和危险点控制卡

表I.1 机组检修主要安全风险点及防范措施表

序号 1 2 3 4 5 6 7 8

安全风险点

调速器压力油罐排气及系统排油

发电机定、转子吊装 水轮机转轮及叶片吊装 灯泡头吊装 灯泡头进人孔吊装 压力油系统充油、建压 发电机电气试验 流道内工作

可能发生的后果

损坏设备，产生油雾，周围防火。 设备坠落，设备受损，人身伤害。 设备坠落，设备受损，人身伤害。 设备坠落，设备受损，人身伤害。 设备坠落，设备受损，人身伤害。 设备受损，人身伤害。 设备受损，人身触电伤害。 缺氧窒息，人员坠落。

防范措施

排气阀及排油阀开度适当，专人监护，直至排空。

严格执行起重规程及有关规定。 严格执行起重规程及有关规定。 严格执行起重规程及有关规定。 严格执行起重规程及有关规定。 严格执行有关检修规程，防止过压。严格执行电气试验规程。

做好通风措施，搭设脚手架，至少两人一起工作。

确认CO2没有投入，做好通风措施，搭设脚手架，至少两人一起工作。 严格执行有关检修规程，防止失控。严格执行工作票、操作票制度。 严格执行有关检修规程及调试大纲。

9 10 11 12

发电机机舱内工作 机组盘车 流道充水 启动试运行

人员缺氧、中毒，人员坠落。 设备受损，人身伤害。 水淹厂房，设备受损。 设备受损，人身伤害。

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表I.2 机组A级检修项目危险点控制卡

编号： 时间： 年 月 日

危险点项目 项目负责人 可能发生的后果：

所做的主要安全措施：

危险等级 工作负责人

需注意的事项： 备注：该表需由项目负责人根据风险点的辨识填写，由工作负责人具体落实相关事项。

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附 录 J （资料性附录） 机组A/B级检修全过程管理程序框图 检修前性能试验和技术鉴定 确定具体检修项目编制网络图、检修管理文 件，准备检修文件包 发电企业确定检修项 目 编制特殊项目安全技术组织措施 检修前培训，检查文件包平衡劳动力，完成外包项目准备 检查备品配件到货情况，并验收 企业提出 次年 检修 计划 报 复 役 发电主管部门批复次年检修计划 发电企业编排进度表 电网批复下年度检修计划 必要时调整网络图全面检查准备工作向调度部门提出机组检修申请 调度部门批复机组检修开工时间 检查安全措施和运行系统隔离措施，开工 确定重大方案设备解体 各项试验和技术监督检查，质检点验证 不符合项处理解体情况分析设备修理 必要时提出项目变更申请必要时向电网调度部门提出延期申请 必要时调整网络图 必要时提出费用变更 不符合项处理 过程验收 召开主要设备验收会 设备复装与质量验收 检修工作终结 系统恢复，解除隔离 无水调试整体试运行 性能试验和检修资料整理 检修工作后评价 机组检修总结报主管部门 检修检修资料汇总本次机组检修结束 审批检修管理程序和检修文件包 修改检修管理程序和检修文件包 颁布执行新管理程序和文件包 图J.1 发电机组A/B级检修全过程管理程序框图 41

XX/T XXXXX—XXXX

附 录 K

（资料性附录） A/B级检修主要工艺

K.1 水轮机检修

K.1.1 转轮拆卸前的准备工作

a) 流道排空，转轮体及转轮接力器排油。

b) 拆卸重锤，将控制环往上游侧方向推，拆除转轮室上半部分并吊至安装间放置。 c) 受油器解体。 d) 拆除主轴密封。

e) 在转轮室内搭设拆卸转轮用工作平台。

K.1.2 拆除泄水锥，在拆卸联接螺栓前应先将填充料去除，在泄水锥上方焊接吊点用于其吊装。 K.1.3 往下游侧方向拆出操作。 K.1.4 叶片拆卸

a) 拆卸叶片密封压环。

b) 叶片拆除。拆除叶片螺栓时，应对螺栓进行拉伸消除预紧力，用专用工具将螺栓旋出，按此要

求将所有叶片联接螺栓拆出后将叶片吊至安装间放置。

K.1.5 拔出转轮与大轴联接销钉。

K.1.6 按图纸要求在转轮体上安装吊装工具，利用厂房桥机吊住转轮体后拆卸转轮与大轴法兰联接螺栓。拆卸螺栓时，用加热装置或液压拉伸装置消除螺栓预紧力，松出螺母后旋出螺栓。

K.1.7 松出所有联接螺栓后，桥机往下游侧方向移动，至转轮止口与大轴法兰脱开后将其吊至安装间水平放置。

K.1.8 拆卸接力器连接拐臂。松出销轴卡板螺栓后拆卸销轴，松出拐臂。拐臂应做好记号，回装时按记号对应连接安装。

K.1.9 利用厂房桥机将转轮体翻身，垂直放置，底部用枕木垫放水平。 K.1.10 拆出活塞缸上盖。

K.1.11 按图纸要求安装活塞背帽拆卸专用工具，松出锥销及螺栓，利用专用工装松出螺帽，吊出活塞后再吊出活塞缸。

K.1.12 检查活塞环及各部位铜瓦的磨损，对磨损部件进行更换。 K.1.13 回装

a) 回装前检查清洗所有部件及螺栓、销钉等。

b) 用油石打磨活塞杆表面，打磨光滑后清理转轮内部杂物。 c) 将接力器连杆，连接时应与拆卸时所做记号一一对应。 d) 在活塞杆键槽上安装键及螺栓。

e) 安装活塞缸，将连杆与活塞缸连接，并安装销轴。

f) 安装接力器活塞。先将活塞环在活塞槽上试配，其配合间隙应符合设计要求；装活塞环于环槽

内，上两活塞环接口应错开90゜以上，且使两活塞环弧形接口朝上相对；吊装活塞，在活塞、接力器缸滑动面涂以合格的透平油后装入活塞，并要严防杂物落入缸内。 g) 安装活塞背帽。 h) 安装活塞缸端盖。

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i) 接力器打压试验。在开、关腔分别打压至1.5倍额定压力，保压30min，活塞缸与活塞端盖处j) k) l) m) n) o) p) q) r) s) t)

K.1.14

a) b)

c) d) e) f)

应无渗油现象，无机械变形。

活塞环渗漏试验。为检查活塞环的密封性，分别在开、关腔进行试验，在开和关腔分别打压至额定压力，保压30min，漏油量应不大于GB/T14627-93中的相关规定。

接力器功能试验。在接力器上安装百分表，从关腔进行打压，记录接力器动作时的压力，允许

5

最小动作压力为3x10Pa或额定工作压力X4%。 将转轮水平放置，安装转轮过渡段。

吊起转轮，利用手拉葫芦调整转轮的水平。 将转轮吊至流道，旋转主轴来对正销钉位置。 对称用四个联接销钉将转轮均匀地拉入配合止口，直到两者的组合面相接触。再对称装入四个联接螺栓。均匀拧紧联接螺栓，直至桥机吊钩松开后组合面不出现间隙，用0.02mm塞尺检查。 桥吊松钩，拆掉转轮安装吊具。装入其它联接螺栓，并对螺栓进行预紧，使其伸长值达到相关要求。

安装操作。

按标记对应安装叶片。 安装泄水锥。

所有螺栓孔均用填充料封堵。 安全措施

进入生产现场工作人员应穿工作服，佩戴安全帽。

吊装时应检查吊具、钢丝绳是否有无损坏，起吊强度应满足要求，检查吊点焊缝，应无开裂现象，强度应满足要求。

转轮吊装前应对桥机进行整体检查、维护、保养。 拆装转轮时，应有专人负责指挥和协调。

在转轮吊装过程中应遵守起重吊运的有关规定。

安装接力器时，应做好防止杂物进入缸体的安全措施。

K.2 水轮机转轮吊装

K.2.1 转轮拆出起吊前准备工作

a) 转轮室上半部已拆除。 b) 转轮泄水锥已拆除。

c) 受油器已解体，操作已拔出。 d) 四个叶片均已拆出吊至安装间。 K.2.2 安装转轮吊装专用吊具

a) 采用一条满足载荷的钢丝绳，通过卸扣与转轮吊装专用工具连接，钢丝绳悬挂在桥机主钩上，

主钩上悬挂一葫芦，此葫芦与转轮过渡段连接。

b) 通过桥机使钢丝绳达到刚受力的状态，并通过手拉葫芦调整转轮的水平。 c) 松出转轮与大轴法兰的连接螺栓及定位销钉。

d) 桥机往下游方向移动，至转轮止口与大轴法兰脱开为止。 e) 将转轮吊运至安装间放置，转轮应用枕木垫放水平。 K.2.3 转轮吊装

a) 安装转轮专用吊具，并按转轮吊出时的要求装配起重设备。

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b) 检查清洗大轴法兰面及转轮体法兰面和配合止口，组合面应用刀形样板平尺检查无高点、毛刺。

将密封条粘到主轴法兰面的密封槽中。 c) 吊起转轮，利用手拉葫芦调整转轮的水平。 d) 将转轮吊至流道，旋转主轴来对正销钉位置。 e) 对称用四个联接销钉将转轮均匀地拉入配合止口，直到两者的组合面相接触。再对称装入四个

联接螺栓。均匀拧紧联接螺栓，直至桥机吊钩松开后组合面不出现间隙，用0.02mm塞尺检查。 f) 桥吊松钩，拆掉转轮安装吊具。装入其联接螺栓，用测量螺栓伸长值控制螺栓预紧力。 K.2.4 安全措施

a) 进入生产现场工作人员应穿工作服，佩戴安全帽。

b) 吊装时应检查吊具、钢丝绳是否有无损坏，起吊强度应满足要求，检查吊点焊缝，应无开裂现

象，强度应满足要求。

c) 转轮吊装前应对桥机进行整体检查、维护、保养。 d) 拆装转轮时，应有专人负责指挥和协调。

e) 在转轮吊装过程中应遵守起重吊运的有关规定。 K.3 水轮机主轴吊装

K.3.1 两种常用的吊装工艺

K.3.1.1 主轴从水轮机吊装孔吊装

a) 拆除妨碍主轴吊入的脚手架等，清扫、检查内配水环与座环连接法兰面及螺孔、销孔等； b) 按设计位置在座环内铺设两条导轨（以厂家提供该设备为例），同时在座环内准备好牵引用的

链条葫芦，在座环内准备好支撑大轴用的千斤顶等；

c) 主轴从水轮机吊装孔吊装的方式可以先将内配水环和导水锥和主轴组装在一起吊装。 d) 先在座环与尾水管内安装承重轨道和吊装梁，然后将吊装台车置于承重轨道上。 e) 主轴正式吊入机坑前装上起吊专用吊具，先在安装场进行试吊。主同起吊中心与主轴装配重心

一致，组合轴承端可允许稍低一些。为了便于调整水平，除中间主吊点外，前后各装一只链条葫芦。主轴吊具安装如图K.1所示

f) 在发电机坑内尾水管法兰面上设置换吊架，吊架中心至管形座距离应小于水轮机侧吊具滑轮中

心至发电机连接法兰下游侧端距离。

g) 按轴线垂直水流方向从水轮机端吊入主轴至水轮机检修廊道。当主轴吊至水轮机中心线的位置

时，慢慢将主轴转向，如图K.2所示。当主轴轴线与水流方向一致时，缓慢推进主轴，如图K.3所示，保持主轴轴线与水流方向一致，找正主轴位置下落，使组全轴承外壳下部凸缘落于滑车上。与水轮机连接的大轴法兰与准备好的吊架连接。

h) 改变起吊位置，松开主钩，拆除链条葫芦，将主钩移至固定吊架处，如图K.3所示。 i) 用座环内左右两只链条葫芦慢慢拖动台车，同时用主钩继续移动台车，直至主轴到达设计位置。 j) 在台车承重梁下游侧支承板上置以千斤顶顶起大轴，便可拆除安装用具。

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图Ｋ．1 主轴吊装

图Ｋ．2 主轴转向

K.3.1.2 主轴从发电机吊装孔吊装

a) 拆除妨碍主轴吊入的脚手架等，清扫、检查轴承支架与座环连接法兰面及螺孔、销孔等； b) 按设计位置在座环内铺设两条导轨（以厂家提供该设备为例），大轴法兰装上专用吊具，同时

在尾水管内准备好牵引用葫芦，在水导轴承座内准备好支撑大轴用千斤顶等；用滚轮支架两侧分别挂一个葫芦，用于调整大轴倾斜度； c) 法兰端吊具用钢丝绳直接挂到桥机主钩上，采用三点起吊方式吊装主轴，在安装场将主轴装配

吊起后装上滚轮；如图K.4所示。

d) 吊起主轴后，使主轴轴线垂直于水流方向，然后慢慢将主轴吊入发电机机坑。主轴到达机组中

心线位置后将主轴旋转方向，使主轴的水轮机侧朝向下游侧慢慢地向管形座靠拢，水轮机端带滑轮的支架靠近导轨。在管形座下游挂两个手拉葫芦，将主轴拉入管形座。

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1－原吊钩；2－转换吊钩；3－固定吊架

图Ｋ．3 主轴从上游侧推进图

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e) 待水轮机侧支架上的滑轮位于导轨上，慢慢落下主轴，使主轴的水轮机端支架落在导轨上，主

轴与发电机连接法兰落在支撑架上。如图K.5所示。

f) 松开主钩，更换到主轴与发电机连接的法兰面上的吊点。单点提起主轴发电机侧，待发电机法

兰离开支撑架后，慢慢向下游移动吊钩，将主轴推进管形座。

g) 借助葫芦将主轴拉至安装位置，然后在滑轮两侧装卡子，防止大轴轴向移动。 h) 松开吊钩，主轴装配重量全部由导轨承担。

K.3.2 安全措施

a) 进入生产现场工作人员应穿工作服，佩戴安全帽。

b) 吊装时应检查吊具、钢丝绳是否有无损坏，起吊强度应满足要求，检查吊点焊缝，应无开裂现

象，强度应满足要求。

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1－吊耳；2－主轴；3－支架；4－卡子；5－滚轮 K．4 吊具安装图 1－吊耳；2－主轴；3－支架；4－水导轴承；5－滚轮；6－导轨；7－支撑图Ｋ．5主轴吊装向下游侧推进图架XX/T XXXXX—XXXX

c) 吊装前应对桥机进行整体检查、维护、保养。 d) 吊装主轴时，应有专人负责指挥和协调。 e) 在主轴吊装过程中应遵守起重吊运的有关规定。 f) 高空作业应佩戴安全带，做好防止高空坠物的安全措施。

K.3.3 组织保证措施

为了进一步明确责任，加强吊装工作的组织管理，确保吊装安全，参与主轴吊装的人员作如下安排： 主轴吊装组织机构： 总负责人： 技术负责人： 检修现场协调人： 安全员： K.4 转轮室空蚀处理

K.4.1 转轮室空蚀处理 a) 准备工作

1) 搭设检修平台，铺设平台的木板厚度不小于4cm。 2) 接好照明及通风设备。

3) 在转轮上进行电弧气刨、电焊前，接好转轮与固定部分的接地线。 b) 空蚀测量

检查主要空蚀区域，测量每块空蚀区域的位置、形状及空蚀量（包括：空蚀深度、空蚀面积、空蚀体积、空蚀质量等）。

c) 空蚀处理

1) 用电弧气刨刨去因空蚀而损坏的金属，刨割范围比空蚀区域稍扩大（20～30）mm，深度以

露出母材基体金属95%左右，最浅处亦打磨3mm以上。 2) 用砂轮机将刨除气蚀区域位置的表面渗碳层磨掉。 3) 堆焊选用合适的焊条，焊条使用前要注意烘干和焊接过程的保温。焊接时应随时检查堆焊

层是否偏高或偏低，对所有处理焊层的外观和内部质量进行100%的检查。不应出现气孔、夹渣等缺陷。

4) 用砂轮机按转轮室的弧度对焊层进行打磨，保证不影响转轮叶片的工作。 d) 检查

空蚀处理后，用刷子清理转轮的焊渣和灰尘，并经验收合格。 e) 防腐

对处理后的转轮室进行防腐刷漆。

K.4.2 安全要求

a) 进入检修现场工作人员必须按规定穿戴好防护用品和必要的安全防护用具。 b) 施工现场照明充足，通风畅通。

c) 现场固定的照明电源可用220V电源；移动用的电源必须是36V及以下的电源。

d) 高空作业必须系安全带，工具等应放在携带式的工具袋和工具箱内，防止坠落伤人。

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e) 使用电动工具时，应执行有关规程规定，必须有两人一道工作

f) 检修现场注意防火，工作场所严禁吸烟，使用明火必须符合安全规程规定。

K.5 水轮机发电机定子吊装

K.5.1 定子吊出前准备工作

a) 定子引出线已拆除。 b) 流道盖板已拆除。

c) 冷却水系统相关部件已拆除。 d) 冷却风机已拆除。

e) 受油器及其支架已拆除，操作已往下游侧拔出。 f) 发电机滑环已拆出。

g) 泡头已拆出并吊至流道内放置。 h) 在流道内搭设检修平台。 K.5.2 定子吊出技术措施

a) 在定子法兰上游侧安装十字加强支架。 b) 按图纸要求安装专用吊具。

c) 松出定子法兰与管形座法兰联接销钉及螺栓。

d) 利用桥机将定子往上游侧平移，直至与转子完全脱开后吊至安装间用枕木垫放水平。 K.5.3 定子吊入技术措施

a) 定子吊入安装前应具备的条件

1) 转子已检修完毕。

2) 管型座上游侧法兰面的平面度偏差不大于0.1mm/m，用刀形样板平尺检查无高点、毛刺。 3) 检查定子法兰面应符合要求，并将密封盘根粘于密封槽上。 4) 安装用于定子吊装的十字加强支架。 b) 定子翻身

1) 安装定子翻身摇台，将定子翻身后拆除翻身摇台。

2) 定子起吊翻身前,在X、Y方向各挂一根钢琴线,其交叉高度(30～50)mm，起吊定子，离开

地面(30～5O)mm，测量各变形值。并作出记录，观察有无有害变形，起吊时派专入监护桥机；提升定子 (500～80O)mm，再下降至地面才1OOmm左右,升降三次,以考验桥机各部件的可靠性。

3) 检查并清扫定子两法兰面密封槽。 c) 定子套装

1) 检查完毕后将定子提升至超过行走障碍物，行走至发电机竖井上方后，缓慢下降使其落在

安装小车上。

2) 上、下、左、右微量找正，利用桥机、安装小车及手拉葫芦将转子慢慢往下游靠，缓慢水

平移动定子，进行定子套转子工作。

3) 定子套转子时,在上游侧的上、下、左、右每个间隔2个磁极擦入约2mm厚、长度适宜的

软木条或环氧板，进行导向监护，并保护端部绝缘，直至定子完全套入转子为止。

K.5.4 定子与管形座连接

a) 在组合螺钉拧紧前，用专用工具测量气隙，使气隙沿周向均匀。气隙测量工具长度应超过磁极

长度的1/3。若符合要求则拧紧全部组合螺钉。 b) 查组合缝间隙应符合设计要求，不得渗水。

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K.5.5 安全措施

a) 进入生产现场工作人员应穿工作服，佩戴安全帽。

b) 吊装时应检查吊具、钢丝绳是否有无损坏，起吊强度应满足要求，检查吊点焊缝，应无开裂现

象，强度应满足要求。

c) 定子吊装前应对桥机进行整体检查、维护、保养。 d) 吊装定子时，应有专人负责指挥和协调。

e) 在定子吊装过程中应遵守起重吊运的有关规定。

f) 高空作业应佩戴安全带，做好防止高空坠物的安全措施。 K.6 发电机定、转子检修

K.6.1 检修前的准备工作

a) 积极、广泛地收集合理化建议，将正确、科学的合理化建议编入检修计划。 b) 其余项目按批准的检修方案执行。 c) 组织检修人员编写检修项目工作卡，工作卡的内容主要包括项目内容、质量标准、人力、耗料、

备件、工器具等。

d) 安排好放置机件的地点。

e) 准备好检修中所需的专用工具、量具等。

f) 准备好检修中所需的木方木板、零件存放箱等。 g) 准备好工作场地的照明设备。

h) 在发电机定子检修前两天检修负责人对上述各项工作进行全面的检查。 K.6.2 检修中的一般注意事项

a) 凡是放在地面的部件，下面必须垫木方或木板。

b) 拆卸时，一般情况先拔销钉，后拆螺钉；回装时，则应先打入销钉，后紧固螺钉。

c) 在部件拆卸和分解过程中，应随时进行检查，发现异常和缺陷应作好记录，以便检修中进行处

理。

d) 拆下的部件应有清晰的编号和配合记号，作好记录，作记号或打字码符号，不得损伤加工面。 e) 螺栓及销钉等部件拆卸后，应放在专用的木箱内，并有登记卡片。拆卸后的管口应用净布进行

包扎，不准用棉纱、破布等堵塞管口。

f) 螺栓及螺孔，键和键槽，部件组合面等处的毛刺、伤痕应进行处理，保证平整光滑。 g) 制作法兰盘根垫时，其内径应略大于管口，大直径环行盘根垫拼接，应采用鸠尾形式锲形叠接，

并用胶水粘合。

K.6.3 检修项目与质量标准依据GB/T85和DL/T5038确定，详见表K.1。

表K.1 发电机机械部分检修项目及质量标准表

序号 1 1.1 1.2 1.3

项目及内容

定子检查维护 检查定子机座和铁心 检查定子绕组及槽口部位 检查定子槽楔

铁心压紧螺栓紧固力矩为规定值。焊缝完好，机座及铁心无异常损伤。铁心组合应严密，无铁锈，齿压板不松动。

检查单个定子线圈在冷态下的直线段宽度及铁心的槽宽尺寸，应符合设计规定。槽楔应与线圈及铁心齿槽配合紧密。槽楔打入后，靠铁心上下端的一块槽楔应无

质量标准

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空隙；其余每块槽楔有空隙的长度，不应超过槽楔长度的1/2，否则应加垫条塞实。槽楔不应凸出铁心，槽楔的通风口应与铁心通风沟一致，其伸出铁心槽口的长度及绑扎，应符合设计要求。

分瓣定子组合，合缝间隙用0.05mm塞尺检查，在螺栓周围不应通过。铁心合缝应

1.4

定子分瓣组合面检查

加绝缘垫，其厚度可比铁心实际间隙大(0.1～0.3)mm，加垫后的铁心合缝不应有间隙。铁心合缝处线槽底部的径向错牙不应大于0.5mm，线槽宽度应符合设计要求。

1.5 1.6

检查、修理挡风板 检查或更换齿压板

全面检查、处理端部接头、垫块及绑线

检查线圈，进行线棒防晕处理 检查和清扫定子通风沟 定子清洗

定子上下游法兰检查、处理 定子上下游法兰螺栓和销钉检查或更换

定子上下游法兰密封更换 定子法兰圆度检查、调整 检查定子排水管是否畅通

挡风板符合设计要求。 齿压板符合设计要求。

并头套、铜楔和铜线导电部分，应结合严密；铜线与并头套之间的间隙，一般不大于0.3mm，局部间隙允许0.5mm。焊接表面应光滑，无棱角、气孔及空洞。线圈接头绝缘包扎应密实，厚度符合设计要求。

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。 通风沟畅通，无杂物、灰尘等。 参照K.6.4.2。 法兰面应光洁无毛刺。

螺栓和销钉如有损坏，则更换。法兰螺栓扭矩值为1700Nm。 满足密封要求

顶罩各段组合焊接后，各连接法兰的圆度，分八点测其直径，与设计的偏差，一般不超过设计直径的±0.1%，但最大不超过5mm。 畅通无阻。

合缝间隙用0.05mm塞尺检查，不能通过；允许有局部间隙，用0.10mm塞尺检查，

1.16

定子上下游组合面检查

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。

2 2.1

转子检查维护

检查转轮体、轮臂焊缝，组合螺栓

检查磁极、磁极键、磁极接头、阻尼环

清洗转子（包括通风沟） 检查、处理制动环 检查、处理转子锁定装置 处理磁极绕组匝间绝缘 转子滑环打磨

螺栓紧固、结构焊缝与螺帽点焊无开焊，磁轭无松动或下沉现象。

1.7

1.8 1.9 1.10 1.11 1.12 1.13 1.14 1.15

2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7

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。 转子各部清扫干净。

制动环表面无毛刺，螺杆头与磁轭键均未突出制动环表面，油污灰尘应擦干净。机构操作灵活，无卡阻。 绝缘满足设计要求。

滑环处的摆度应不大于0.2 mm；滑环表面符合设计要求。

定子与转子空气间隙应均匀，每个磁极的间隙值应取（3～4）次（每次将转子旋

2.8 测量发电机空气间隙 转90度）测量值的算术平均值；各间隙与平均间隙之差，不应超过平均间隙值的±10%。不符合要求，将进行调整。

2.9

调整机组轴线（包括受油器操作）

符合设计要求。

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3 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 4 4.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6

灯泡头垂直支撑检查维护 支撑部件拆卸 所有基础板检查维护 所有接触球面检查维护 所有密封更换 支撑部件回装

螺栓扭紧力和伸长值检查

灯泡头水平支撑检查维护 支撑部件拆卸 所有基础板检查维护 接触面检查维护 所有密封更换 支撑部件回装

螺栓扭紧力和伸长值检查

按顺序拆卸，不能损伤设备。 螺栓紧固，除锈防腐。

接触面积在70%以上，所有球面涂润滑油脂。 满足密封要求。

按顺序回装，不能损伤设备，螺纹涂润滑油脂。 螺栓扭紧力为规定值，伸长值不小于规定值。

按顺序拆卸，不能损伤设备。 螺栓紧固，除锈防腐。

接触面积在70%以上，球面涂润滑油脂。 满足密封要求。

按顺序回装，不能损伤设备，螺纹涂润滑油脂。 螺栓扭紧力为对应规定值

K.6.4 发电机检修一般技术要求 K.6.4.1 发电机定子检修:

a) 定子线棒 每个并头套的接触电阻应不大于同长度导电电阻的120%；外表检查无明显孔洞和缝隙；

b) 定子线棒绝层不应有裂纹和机械损伤等异常现象；

c) 线圈外表无灰尘，无油垢，无异物，绝缘无损伤，无电腐蚀现象；线圈漆层完好无严重脱落现象，相别支别，编号正确；

d) 定子线圈端部绑线应紧固，无松动和断裂，绑线上的环氧树脂漆应刷透；

e) 定子汇流排接头事先搪锡，螺栓联结后用0.05mm塞尺检查，塞入深度不得超过6mm；焊后无气孔，夹渣，表面光华，测其直流电阻不应大于同母线的电阻值；

f) 定子槽楔应与线棒及铁心齿槽配合紧密靠下部铁心1/3的部位应无空洞，其余部分有空洞的长度也不应超过每块槽楔长度的1/3；

g) 定子支持环焊接后其圆度应符合图纸要求，高度差为2mm；支持环原有绝缘与新包绝缘连接处应削成斜坡，绝缘包扎必须紧密并经过1.5倍额定电压交流耐压通过； h) 定子引线固定紧固，接头无过热及电晕现象，绝缘良好；

i) 定子线圈上、下槽口部位无电腐蚀粉尘；硅钢片无松动、断裂现象，线棒无磨损，铁心保持清洁、干燥。

K.6.4.2 发电机定子清洗及检修工艺要求

K.6.4.2.1 发电机的有源零件应该尽可能地保持洁净．尤其是固定片和回转轴之间的线圈对表层的污染物非常的敏感．这些表层污染物会引起局部放电或使电流穿过绝缘材料的表面．这些情况会导致跳火，使发电机受到严重损坏。 K.6.4.2.2 清洗方法

a) 清洗发电机的有源零件的最佳方法在于污染物的种类．造成这些污染物的大部分原因在于：油、碳污、闸尘。

b) 有时候这些成分胶合成一个相当吸湿厚层．通常我们会使用某种溶剂或一些能够去除油及油脂的清洁剂，通过合适的器械去去除这些污染物。

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c) 在任何情况下，我们都必须证实所使用的溶剂或清洁剂对绝缘材料或绝缘漆的表层或整体环境不会造成影响。

K.6.4.2.3 清洗过程

a) 首先，使用一个效力大的吸尘器去清洗，而不要使用清洁剂．确保不要使用带金属喷嘴，而只使用带软塑料的喷嘴或橡胶喷嘴的吸尘器，以免敏感的表层受到损伤。

b) 如果以上的方法不能去除污染物的话，那就将清洁剂喷到污垢层上，将之浸湿．然后用清洗抹布或刷子小心的清洗表层。

c) 注意不要一下子使用太多的清洁剂．这会使污渍流到绝缘体的小沟里去．否则, 则要拆卸下来去去除污渍。

d) 清洗固定片核心的通风道时，要使用适合管道进入的刷子．注意不要损害固定片线圈的表面。

K.6.4.2.4工具与材料

a) 带塑料或橡胶喷嘴的真空吸尘器 b) 不同尺寸的刷子和条块（非金属） c) 清洗抹布

d) 对环境无害并经检测的清洁剂，使用这些清洁剂时，需提供附加的通风设备。

K.6.4.2.5 烘干。完成发电机零件的清洗工作后，尤其是线圈要用以下的一种方式小心地烘干．用许多的热风机加热．确保绝缘零件不会局部过热。 K.6.4.2.6 定子吊装到位后注意事项

a) 粗测量空气间隙并进行调整，直至定、转子空气间隙合格为止,再次检查上、下游各自的密封盘根是否在盘根槽内,对称同时把紧定子下游法兰与管形座组合螺栓；

b) 松开吊钩，测量空气间隙，调整时可适当松开定子与管形座把合螺栓，利用千斤顶进行圆度调整，最终空气间隙符合规范要求。

K.6.4.3 发电机转子检修

a) 转子磁极线圈无灰尘，油垢，漆层无严重脱落现象；

b) 磁极线圈新安装后，在压紧状态下弹簧铁压板应与极身相平，正负误差不应超过1mm；并要 c) 求通过4500V交流耐压试验；

d) 阻尼环导电面清洁，并搪有焊锡；阻尼接头铜片无断裂，无开锡，螺栓紧固，铜偏应锁上； e) 磁极主绝缘更换后单个磁极绝缘电阻应大于5MΩ；

f) 转子引线固定紧固，接头无过热及电晕现象，绝缘良好。 K.6.4.4 滑环检修

a) 清扫检查滑环，要求清洁、无异常，滤网干净；

b) 更换滑环碳刷，要求表面吻合，接触面达3/4以上，安装正确，碳刷长度达1/3以上，动作灵

活；

c) 滑环表面不应有麻点或凹沟，当凹沟大于0．5mm且运行中碳刷冒火或出现响声无法消除时，

应车削或研磨滑环；

d) 只能在停机时更换碳刷，更换碳刷后，用纱布条沿转动方向擦拭滑环，直至碳刷表面滑环的轮

廓线已经完全复原；

K.6.4.5 喷漆工作的技术要求

喷漆工作根据检修中更换线圈与处理接头的数量，以及线圈漆层损坏的情况，确定定子或转子局部或全部喷漆；喷漆相应部位彻底清扫，绝缘表面不应有灰尘、油垢，喷漆后要求漆膜均匀，外表光亮，不可出现滴淌，流挂现象。

52

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K.7 灯泡头吊拆装

K.7.1 灯泡头吊拆装安全技术措施

a) 准备工作

1) 制作灯泡头落位的辅助支撑，保证泡头不与机坑地面相碰，同时保证灯泡头落到机坑后可

以固定牢靠。

2) 在上游检修闸门和泡头前点上临时各作一吊点，保证灯泡头向上 游拉动时的固定受力。 b) 灯泡头的拆吊工作

1) 桥机的主钩用满足要求的钢丝绳吊住灯泡头上侧的吊点。 2) 拆除灯泡头的垂直支撑和侧向支撑的螺栓。 3) 拆卸灯泡头与定子法兰之间的连接螺栓。 4) 桥机将灯泡头慢慢落入机坑。

5) 灯泡头落在辅助支撑上后作用固定处理。 c) 灯泡头的安装工作

1) 利用桥机将灯泡头慢慢吊起，安装定位销钉。 2) 安装灯泡头的垂直支撑和侧向支撑。 3) 把合灯泡头与定子法兰之间的连接螺栓。

4) 将灯泡头与定子法兰之间的连接螺栓、垂直支撑和侧向支撑的螺栓按要求扭矩拧紧。 5) 清理机坑各吊装工具。

K.7.2 灯泡头吊拆装设备与工具

a) 设备：厂房桥机、小型启闭机、焊机

b) 工具：千斤顶、大锤、扳手、手拉葫芦、钢丝绳、卸扣。 K.8 水轮机导轴承检修

K.8.1 检修工序

a) 解体

1) 拆卸轴承外围部件：管路、电器元件、轴承外罩、挡油板、甩油环； 2) 拆卸大轴保护罩； 3) 拆卸过速飞摆；

4) 分八点测量轴承间隙；

5) 拆卸转动部分，并对大轴进行加固，预防不平衡； 6) 加固大轴和安装支架； 7) 清洗、修磨轴瓦上游侧；

8) 调整大轴和轴瓦的间隙，使其间隙均匀，拆卸轴瓦固定件，使轴瓦和轴承座脱开； 9) 在合适位置安装专用工具并分两次进行拔取轴瓦； 10) 拔出轴瓦后，（在轴瓦即将拉出前，在轴瓦和轴承座之间要画上记号）在轴瓦下部用方木

搭设托架将轴瓦下半部托住； 11) 上半部用吊带和葫芦吊住；

12) 松开轴瓦连接螺栓，吊出轴瓦的上半部和下半部并用木板垫住； 13) 清洗、检查、修复轴瓦；

14) 清洗、检查其他拆卸的部件，修复或更换受损的部件。 b) 回装

53

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1) 所有解体的部件检查经验收合格后，可进行回装； 2) 按记号将上下两半轴瓦吊至大轴上进行组合；

3) 组合好后缓慢推至轴承座边（按记号对好位置），用千斤顶顶起轴瓦，使其上、下、左、

右间隙要均匀；

4) 安装专用工具配合4台千斤顶缓慢顶入轴承座内； 5) 其余步骤按解体相反进行即可；

K.8.2 检修工艺

a) 在拆卸时，应注意各零件的相对位置和方向做好记号，记录后分解；

b) 在拆卸复杂的设备时，应记录拆卸顺序，回装应按先拆后装、后拆先装的原则进行； c) 抽瓦时应对称紧固拉杆，使用千斤顶时要同步进行；

d) 对加工面的高点、毛刺锈蚀要用油磨石、油光锉、金相砂纸进行修磨；

e) 对重要零件的清扫顺序是,先用白布进行粗抹后用干净的煤油进行清扫,再用面团粘净。在有条

件时用低压风进行吹扫,严禁使用破布和棉纱。

f) 对于密封件，更换时应确保规格、材料相同，严禁使用过期或变质的密封材料。

g) 在部件拆卸、分解过程中，应随时进行检查，对各配合尺寸应进行测量并做好记录，合缝间隙

用0.55mm塞尺检查，不能通过，允许有局部间隙；用0.1mm塞尺检查，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。组合缝处的错牙一般不超过0.10mm。

h) 在拆卸过程中因时间不够或其它事情干扰面中断工作、以及拆卸完毕后应对可能掉进异物的管

口、进出油口等用白布或石棉板或丝堵封堵。

i) 检查轴瓦应无脱壳现象，允许个别外脱壳间隙不超过0.10mm，面积不超过瓦面的1.5%，总和

不超过5%；

j) 检查瓦面应无密集气孔、裂纹和硬点等缺陷，个别夹渣、砂眼、硬点应剔除，并把坑孔边缘修

刮成坡弧；

k) 检查并修刮轴瓦上的油沟，使其方向、形状和尺寸符合设计要求，并清洗进油孔； l) 修刮瓦面应由有一定经验的工作人员进行； m) 分瓣面紧固前应涂防锈油，小螺栓涂锁锭胶；

n) 在拆卸配合比较紧的零件时，不能用手锤、大锤直接冲击，应加垫相隔后，再用手锤、大锤打

击，也可用铜棒敲击；

K.8.3 一般安全技术措施

a) 凡参加检修的工作人员必须熟悉所检修设备图纸，了解设备的功能和在系统中的作用。 b) 检修开始之前应由工作负责人开出工作票，待运行人员做好检修安全措施后方可工作。 c) 在检修前必须确认所检修设备已系统脱开，四源断开（电源、风源、水源、油源） d) 不动与检修项目无关的设备；

e) 在拆卸较重的零部件时，应考虑到个人能力，做好防止人员坠落和设备脱落的措施，注意防止

人员砸伤、割伤以及设备撞伤的事故； f) 工作现场严禁吸烟；

g) 现场工作人员应佩带安全防护用品； h) 高空作业应搭设脚手架；

i) 危险地段应设防护栏和警示牌。

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附 录 L

（资料性附录）

A/B级检修评价和主要设备检修总结报告

L.1 A/B级检修评价报告　

L.1.1 机组主要参数

L.1.2 检修等级和进度：　

计划： 年 月 日到 年 月 日，进行第 次 级检修，共计 d。　 实际： 年 月 日到 年 月 日，共计 d。　 L.1.3 工时：　

计划： 工时，实际 工时。　 L.1.4 检修费用：　

计划： 万元，实际： 万元。　 L.1.5 检修与运行情况统计见表L.1。

表L.1 检修与运行情况统计表

运行小时数（h） 备用小时数(h) C/D级检修次数（次） 停用小时数（h）

上次A/B级检修结束至此次A/B级检修

日历小时(h)

开始

可用小时数(h) 等效可用系数(%) 最长连续可用天数(d) 最短连续可用天数(d)

L.1.6 检修后主要设备评价　

a) 项目执行情况：

项目完成情况；重大设备缺陷消除情况；不符合项的处理情况；检修中发现问题的处理情况；检修不良返工率、人为部件损坏率等。　

b) 检修工期完成情况：　

计划检修工期完成情况；非计划项目工期的合理安排；发现特殊情况延长工期的申请和批复等。

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c) 安全情况：　

考核检修期间安全情况；检修过程的安全措施及其执行情况等。　 d) 验收评价：　

评价检修项目验收优良率和H、W点检查情况。　 e) 单体试转、系统试转和整体试转：

单体试转一次成功率；整体试转一次成功率；试转设备健康状况（如旋转设备振动情况、设备泄漏情况、检修后设备完整性）等。　

f) 现场检修管理：　

文明施工；检修设备按规定放置；工作现场清洁、有序。　 g) 检修准备工作：

检修施工计划完整；技术措施合理到位；检修工具备件准备；材料备件计划及时性等。　 h) 技术管理：

检修记录、异动报告完整及时。　 L.1.7 主要设备评价和检修工程评估　

a) 投运后的可靠性评价：　

机组启动成功率；非计划降负荷率；调峰范围及运行灵活性；设备缺陷发生项数及主要缺陷。　 b) 技术经济指标评价：　

1) 工时管理。工时计划正确率；超时和节约工时分析；各技术工种配备合理性；等级工、辅

助工配备的合理性；紧缺人员培训计划制定。　

2) 材料管理。库存材料、备件的合理储备；采购计划的正确性；采购网络通畅；交货价格信

息正确性。

3) 费用管理。费用结算情况；各项目预算超支和节约原因分析；各费用出账正确；总预算费

用控制等。　

4) 技术评价。检修目标完成情况；新设备、新技术选用正确性；设备状态诊断的正确性；设

备健康状况和设备性能试验评价；设备主要存在问题及今后的技术措施；外借和外包人员选用、各种合同条款合理性等。 L.2 水轮机A/B级检修总结报告　

L.2.1 水轮机主要参数 L.2.2 概况　

a) 停用日数：　

计划： 年 月 日到 年 月 日，进行第 次 级检修，共计 d。　 实际： 年 月 日到 年 月 日，共计 d。　 b) 工时：　

计划： 工时，实际 工时。　 c) 检修费用：　

计划： 万元，实际： 万元。　 d) 运行情况见表L.2。

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表L.2 水轮机运行情况统计表

运行小时数（h）

上次检修结束至本次检修开始

备用小时数(h)

e) 检修项目完成情况表L.3。

表L.3 水轮机检修项目完成情况统计表

内 容 计划数　 实际数

合计

标准项目

特殊项目

技术改造项目

增加项目

减少项目

备注

f) 质量验收情况见表L.4。

表L.4 水轮机检修质量验收情况统计表

H点

内 容

合计

计划数 实际数

合格

不合格

合计

合格

不合格

合计

W点

不符合项通知单

验收

g) 检修前、后主要运行技术指标见表L.5。

表L.5 　检修前、后主要运行技术指标统计表

序 号

指标项目

换算到设计水头下出力 开度

1

效率 耗水率 振动与摆度 发导径向振动位移

2

水导径向振动位移 大轴轴向位移

机组运行温升（记录其中最大值）

3

___号推力瓦

℃

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mm mm

％ m3/（kW·h）

mm mm

单 位 MW ％

检 修 前

检 修 后　

___号上导瓦 ℃ ___号下导瓦

℃ ___号水导瓦（油润滑） ℃ 定子绕组最高温度

℃

h) 检修工作评语： L.2.3 简要文字总结　

a) 施工组织与安全情况。　

b) 检修文件包及工序卡应用情况。　

c) 检修中消除的设备重大缺陷及采取的主要措施。　 d) 设备的重大改进的内容和效果。　

e) 人工和费用的简要分析（包括重大特殊项目人工及费用）。　 f) 检修后尚存在的主要问题及准备采取的对策。　 g) 试验结果的简要分析。　 h) 其他。　

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专业负责人__________

水电站生产负责人__________

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附 录 M

（资料性附录） 机组安全性评价参考内容

表M.1至M.3给出了水轮发电机组、辅助设备和自动化元件的安全性评价内容

表M.1 水轮发电机组安全性评价内容

部件名称

安全性评价项目

1) 各部位的摆度值是否在标准范围内 2) 各部位的振动值是否在标准范围内。

3) 在运行中，对流道进口压力、导叶前压力、导叶后压力、压力脉动、尾水出口压力等的监测是否完善。

4) 在运行时，导叶开启或关闭过程中，导叶接力器活塞是否存在卡涩或其他异常状况，控制环、拐臂等转动是否灵活，控制环是否存在跳动现象。

1．水轮发电机组整体运行工况

5) 在运行中，灯泡头、定子、管型座、导水机构、转轮室、尾水管等法兰面、导叶套筒等是否存在异常漏水现象。

6) 各轴承的运行温度是否在规程允许范围之内。

7) 定子绕组、铁心、热风、冷风等运行温度是否在规程允许范围内，定子、转子是否存在局部过热、温升异常现象。 8) 在运转中，各轴承是否存在漏油现象。

9) 制动装置：(1)各制动器严密性是否满足标准要求；(2)制动器与转子刹车环之间的间隙是否符合设计要求；(3)制动系统管路、阀件等是否存在渗漏现象；(4)活塞能否自动复位，停机时是否能准确投入制动并自动复位。

1) 转轮。(1)转轮叶片空蚀或磨蚀状况（指空蚀或磨蚀的深度、面积、体积或质量等）是否严重。(2)泄水锥紧固螺钉是否存在个别掉落现象，加固焊缝是否裂开。(3)转轮叶片是否有裂纹、变形，转轮和水轮机大轴连接螺栓的安装是否符合《电力建设施工及验收技术规范》的要求；(4)转轮与转轮室间隙是否在设计允许的范围内。

2) 导水机构。(1)导叶状况。导叶正面磨损量及背面空蚀或磨蚀量（包括空蚀或磨蚀的深度、面积、体积或质量等）是否严重；导叶封水面是否完整无损、端面及

2．水轮发电机组本体技术工况

立面间隙值是否超差。(2)导叶接力器。导叶接力器安装是否符合要求，地脚螺栓是否存在松动现象；接力器动作是否灵活，漏油量是否超标准；接力器压紧行程是否在规定值之内；带锁锭的导叶接力器，其锁锭装置是否能正常投入与切除。(3)拐臂连杆连接螺栓紧固，不松动，安全装置及信号装置完好。

3) 水导轴承及主轴密封：(3)水导轴承是否存在下列缺陷：漏油；轴瓦温度过高超限或接近限值；轴瓦乌金脱胎龟裂等未彻底处理；轴瓦间隙超标；瓦面接触点超出规定范围，局部不接触面积超过标准。(2)主轴密封排水量超标。

4) 转轮室及尾水管：转轮室空蚀、磨损状况是否严重，表面是否完好，拼接焊缝是否存在缺陷；尾水管管壁空蚀、磨损状况是否严重；

5) 发电机转子各磁极的磁极键或紧固螺栓是否存在松动，点焊是否牢固。

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6) 转子支架是否有裂纹等缺陷。

7) 转子的刹车环及固定螺钉是否存在隐患。

8) 与推力头配合的发电机主轴轴颈，在近期的大修或小修时是否进行过探伤检测，探伤报告和记录等资料是否齐全。 9) 组合轴承：

(1)推力轴承：合金瓦：各块瓦面是否完整无损，各瓦受力是否均匀，瓦面接触点及局部不接触面积是否在标准范围内；弹性金属塑料瓦：各瓦块瓦面是否完整无损，是否存在脱胎、脱壳、裂纹等缺陷；各瓦受力是否均匀，瓦面磨损值是否超过标准。

(2)导轴承：瓦面是否完整无损，是否存在脱胎、脱壳、裂纹等缺陷；瓦面接触点是否在规定范围内，局部不接触面积是否超过标准；各导轴承轴瓦间隙调整值是否符合设计要求。

3．计划检修

水轮发电机计划大修或小修是否超期，且设备技术状况属应修未修。

1) 设备编号及标志。(1)阀门编号及开关方向是否齐全清晰；(2)管道涂色和色环、介质名称及流向标志是否齐全清晰；(3)主要设备及辅助设备名称编号及转动方向

4．技术资料及设备标志

是否齐全清晰；(4)操作盘、仪表盘上控制开关、仪表保险、二次回路连接片名称是否齐全、清晰，仪表额定值处是否划有红线。

2) 技术资料。(1)设备大、小修总结是否及时完整；(2)设备的技术档案是否齐全，内容是否完整、准确。

表M.2 辅助设备安全性评价内容

1) 油压装置。(1)回油箱是否渗漏，箱内的滤网是否存在缺陷；(2)压力油罐的严密

性是否符合要求；(3)油泵及油泵电机是否存在隐患，运转是否正常，启动和停止动作是否可靠；(4)安全阀、工作油泵、备用油泵的动作值整定是否符合要求；(5)油压降低到事故油压时，紧急停机的压力继电器是否能按整定值要求正常工作；(6)压力油罐的自动补气装置及回油箱的油位发信装置、动作是否准确可靠；(7)用油的质量是否符合有关规定；(8)压力油罐的油位计指示是否准确，油位是否在规定的范围之内；(9)压力油罐是否按时进行安全检验。

2) 调速器。(1)调速器电气柜是否有定期测量试验记录，是否存在影响运行的隐患；

1．油压装置及调速系统

(2)电气柜工作电源和备用电源能否实现自动切换；(3)测速装置输入信号消失时，机组能否保持所带的负荷，并不影响机组的正常或事故停机；(4)调速器机械柜是否有定期试验记录，是否存在影响运行的隐患；(5)电液转换器动作是否灵活，是否列入定期检查维护；(6)调速器开机和关闭时间是否达到现场规程的要求，并且每半年检查一次；(7)调速器运行是否稳定，有无振动抽动；(8)调速器机械部分是否存在卡涩或锈蚀，透平油的油质是否合格；(9)紧急停机电磁阀能否正确动作，是否每半年检查一次；(10)甩负荷中，调速器动态品质是否达到要求； (11) 电液调节装置的特性是否符合线性度要求；(12) 转速死区是否符合标准；(13) 调节装置在电站正常工作状态下是否具有抗各种干扰源的能力；(14) 各回路间以及回路与机壳、大地之间的绝缘是否符合要求。

2．轴承油系统

1) 主供油阀本体是否存在危及安全运行的隐患及重要缺陷。

2) 轴承油泵及油泵电机是否存在隐患；运转是否正常，主备用轮换正确。

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3) 集油箱油位指示是否准确；油位是否在规定范围内。 4) 各供回路密封是否良好，有无渗漏。

5) 各部轴承供油量是否符合规程要求，油量指示是否准确。 6) 油箱是否洁净，油质是否符合规定。

7) 高压油顶起装置在开机、停机前是否能顺利项起。

8) 油冷却器是否存在漏水现象或其他缺陷，是否按规定定期进行清洗、检查和做水

压试验。

1) 油泵供油、运转是否正常。

2) 压力滤油机有无危及安全运行的缺陷及隐患。

3) 真空滤油机的油泵有无危及安全运行的缺陷和隐患，真空泵有无危及安全运行的

3．油处理系统

严重缺陷；真空泵润滑箱的油质、油位是否正常，真空泵冷却水的水质水压是否符合使用要求。

4) 净油桶内的油质是否合格，是否定期进行油化试验。 5) 油系统消防设施是否齐全可靠，管道、阀门是否存在泄漏。

1) 储气罐。本体是否存在严重缺陷，是否定期进行安全检验，是否存在缺陷未处理 而继续运行的现象；储气罐安全阀是否能正常动作，是否定期进行校验。

4．压缩空气系统

2) 空气压缩机及附件有无危及安全运行的严重缺陷和隐患，备用空气压缩机能否正常投运；空压机排污系统能否正常工作，空压机各级安全阀是否能够正常动作。管道阀门是否存在泄漏。 1) 供水系统主备用水源是否安全可靠，水质是否符合要求。 2) 供水的水压、流量是否符合设计要求。

3) 冷却水供水管路、空冷器、油冷器进、出水是否畅通。

5．技术供排水系统及消防供水系统

4) 滤水器、滤网是否存在缺陷，两组滤水器能否互为备用。

5) 水泵是否存在缺陷，备用水泵能否正常投运，备用泵能否正常投运,水泵轴承润

滑油的油质、油位是否正常。

6) 集水井水位信号器能否正常动作，是否定期进行校验。 7) 管道、阀门是否存在泄漏现象。

表M.3 自动化元件安全性评价内容

部件名称

安全性评价项目

1）导轴承及推力轴承油流量是否正常，信号动作是否灵敏、准确、发信正常。 2）正、反推力轴承、导轴承的油温监测表计是否正常投入。 3）定子线圈及铁心温度信号是否正常投入。 4）转子线圈温度信号是否正常投入。

1．水轮发电机组自动化元件

5）冷、热风温及温差信号是否正常投入。 6）空冷器进出冷却水压力信号是否正常。 7）制动气压信号是否正常投入，并且动作于停机。 8）尾水压力信号监测是否正常投入。 9）转轮室压力信号及压力监测是否正常投入。 10）前流道压力信号是否正常投入。

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11）振动摆度监测是否正常

12）灯泡头内的烟感、温感信号是否正常投入。 l） 机组巡检、调速器油压信号是否正常投入运行。 2） 压力油罐回油箱油温度信号是否正常投入。 3） 低油压保护是否正常投入，并按规定进行定期试验。 4） 冷却水压力信号是否正常投入。

5） 水系统。(1)冷却水总管、消防供水总管压力信号是否正常投入；(2)空冷器、轴承油冷却器进水侧水压信号、滤水器前后水压信号、压差信号是否正常投入；

2．辅助设备自动化元件

(3)主轴密封给水压力信号是否正常投入。(4)水泵供水压力信号是否正常投入。(5)示流信号是否正常投入。

6） 油系统。(1)各机组油箱（油罐）油位、压力监测、压力信号是否正常投入；(2)接力器油压是否正常投入；(3)正反推力轴承、导轴承油流量信号是否正常投入；(4)回油箱油位信号是否正常；(5)调速器、电液转换器油压是否正常；(6)油泵出口滤油器进出口压力是否正常。

7） 气系统。(1)空压机自动备用压力是否正常；(2)低压罐压力报警压力位置启动是否正常；(3)空压机出口压力是否正常；(4)高压贮气监测压力及控制压力是否正常投入；(5)调速油罐补气气压监测报警自动补气是否正常。

1） 仪表盘（柜）上的电源开关、熔断器、连接片、端子排的名称和标号是否符合

规定。

2） 电源操作及保护、自动、信号连接片的投退等有无操作管理制度。

3．其他部分

3） 保护投入率是否达到100％。 4） 仪表校验率是否达到指标。 5） 仪表校前合格率是否达到指标。

6） 仪表台账、检修技术资料、规章制度是否齐全完整。

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