DL/T 817-2014 立式水轮发电机检修技术规程 DL/T817-2014 标准压缩包解压密码：www.bzxz.net

ICS29.160.20
备案号：44782-2014
中华人民共和国电力行业标准
DL/T817—2014
代替DL/T817-2002
立式水轮发电机检修技术规程
Technical code for maintenance of vertical hydro-generators2014-03-18发布
国家能源局
2014-08-01实施
2，规范性引用文件
3术语和定义
4检修间隔、检修停用时间、检修项目4.1检修闻隔、检修停用时间
4.2检修项目
4.3启动试验项目
5检修工艺质量一般要求
6定子检修
6.1机械检修
6.2电气检修
7转子检修
7.1转子吊出
7.2机械检修
7.3电气检修
8轴承检修
一般要求
8.2推力轴承检修
导轴承检修
9机架检修·
附属系统检修
励磁系统检修
发电机总体装复·
检修启动试验和验收
13.1启动试验前的验收
13.2启动试验项目和要求
检修工程最终验收
DL/T817—2014
DL/T817-2014
本标准是根据《国家能源局关于下达2011年第二批能源领域行业标准制（修）订计划的通知》中电联归口管理部分（国能科技（2011）252号）的安排修订的。本标准编制所依据的起草规则为GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》。
本标准代替DL/T817-2002《立式水轮发电机检修技术规程》（以下简称原标准）。本标准与原标准相比，除编辑性修改外，主要技术变化如下：对发电机检修及A、B、C、D级检修等术语进行了定义（见3)；一对检修间隔、检修停用时间及检修项目进行了全面调整修订，对检修测试项目、检修后试验项目分别进行了规定（见4)；
将原标准5.1、5.2、5.3、5.9、5.10等一级条标题上升为章标题，调整了相应标题名称（见5，6，7，9，12)，合并原标准5.6、5.7为独立章（见8），增加附属系统检修、励磁系统检修两个独立章（见10、11)），将原标准5.4、5.5列入“附属系统检修”（见10）：删除了原标准5.8“励磁机、永磁机检修工艺要求”提高了发电机各部件检修和整体装复工艺质量中的部分技术指标要求：增加了内水冷却、蒸发冷却发电机的检修技术要求；增加了多点小支柱弹性支撑、多点弹簧束支撑推力轴承的检修技术要求；补充了定子机械检修的部分检查及复测项目（见6）：补充了转子吊出及吊入过程中的程序及工艺要求（见7.1.2、12.4）：增加了升流试验的内容（见13.2.4）；对励磁系统动态试验进行了单列并细化（见13.2.6)：增加了检修技术报告和检修完工资料的内容（见13.3)。本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由电力行业水轮发电机及电气设备标准化技术委员会归口。本标准起草单位：中国水电建设集团四川电力开发有限公司、四川圣达水电开发有限公司、国网新源丰满发电厂、阿坝水电开发有限公司、四川松林河流域开发有限公司、毛尔盖水电有限公司、中铁能源投资有限公司。
本标准主要起草人：赖真明、黎化银、牟官华、冯艳蓉、付绍勇、华东箭、王先政、余小平、李宁、何永华、刘高、王福斌、衣传宝、陈本事、刘元秀、李昱洁。本标准所代替标准的历次版本发布情况为：DL/T817—2002。本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条一号，100761)。
1范围
立式水轮发电机检修技术规程
DL/T817—2014
本标准规定了立式水轮发电机（以下简称“发电机”）现场检修的等级、间隔、项目、试验和工艺质量要求。
本标准适用于额定功率在15MW及以上的发电机检修。2规范性引用文件
下列文件对于本文件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文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB755旋转电机定额和性能
GB/T7894水轮发电机基本技术条件GB/T8564水轮发电机组安装技术规范GB11120涡轮机油
电业安全工作规程第1部分：热力和机械GB26164.1
电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分GB26860
GB26861
电力安全工作规程高压试验室部分水轮发电机组状态在线监测系统技术导则GB/T28570
DL/T410
DL/T489
DL/T491
DL/T507
电工测量变送器运行管理规程
大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程大中型水轮发电机自并励励磁系统及装置运行和检修规程水轮发电机组启动试验规程
DL/T583-2006大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件DL/T596
DL/T619
DL/T622
DL/T1013
DL/T1056
电力设备预防性试验规程
水电厂自动化元件（装置）及其系统运行维护与检修试验规程立式水轮发电机弹性金属塑料推力轴瓦技术条件大中型水轮发电机微机励磁调节器试验与调整导则发电厂热工仪表及控制系统技术监督导赔DL/T1067—2007蒸发冷却水轮发电机（发电/电动机）基本技术条件3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。3.1
发电机检修
maintenance of hydro-generator为保持或恢复发电机规定的性能而进行的检查和修理。以发电机检修规模和停用时间为原则，将发电机检修分为A、B、C、D四个等级。3.1.1
A级检修
Aclassmaintenance
指对发电机进行全面的解体检查和修理，以保持、恢复或提高设备性能。一
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B级检修Bclass maintenance
指针对发电机某些设备存在问题，对发电机部分设备进行解体检查和修理。B级检修可根据机组状态评估结果，有针对性地实施部分A级检修项目或定期滚动检修项目。3.1.3
C级检修Cclass maintenance
指根据设备的磨损、老化规律，有重点地对发电机进行检查、评估、修理、清扫和消缺。C级检修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。
D级检修Dclassmaintenance
指当发电机总体运行状况良好，而对主要设备的附属系统和设备进行消缺。D级检修除进行附属系统和设备消缺外，还可根据设备状态的评估结果，安排部分C级检修项目。3.2
质检点（H、W点）holdpointandwitnesspoint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（holdpoint）为不可逾越的停工待检点，W点（witnesspoint）为见证点。
状态检修conditionbased maintenance：CBM指根据状态监测和诊断技术提供的设备状态信息，评估设备的状况，在故障发生前进行检修的方式。
4检修间隔、检修停用时间、检修项目4.1检修间隔、检修停用时间
发电机检修间隔、检修停用时间主要取决于发电机的技术和运行状态，宜结合水轮机的检修间隔确定，一般情况下，发电机检修间隔、检修停用时间应按表1的规定执行。表1检修间隔、检修停用时间表
检修等级
A级检修
B级检修
C级检修
D级检修
检修间隔
出现影响发电机安全运行缺陷时在执行表1时，应根据以下情况区别对待：检修停用时间
a）新机投产一年后，宜根据发电机运行状况安排一次检查性B级检修；b）对运行状态较好的发电机，经过技术鉴定确认后，宜逐步延长检修间隔：）在发电机运行或检修过程中，发现有危及安全运行的重大设备缺陷，应立即停机检修或延长检修时间：
d）为防止发电机失修，确保设备完好，凡发电机技术状况不好的，经过技术鉴定确认出现下列状况，并报主管单位批准后，可对表1的检修间隔、检修停用时间进行调整：2
1）主要运行参数经常超过规定值，发电机效率和功率明降低2）振动或摆度不合格，而C级检修不能消除：3）定子或转子绕组绝缘不良或部件发生变形、损伤，威胁安全运行。DL/T817-—2014
发电机检修应在定期检修的基础上，根据设备技术状况，结合部件的磨损、劣化和老化规律，e2
逐步扩大状态检修的比例，缩短检修停用时间。4.2检修项目
4.2.1C级检修项目
发电机C级检修项目，见表2。
表2C级检修项目表
部件名称
附属系统
检修项
1.机械部分清扫、检查、消缺（含机座螺栓、定位销钉、组合焊缝、压紧螺杆等部件）2.电气部分清扫、检查、消缺（含绕组上下端部、槽口绝缘、槽模、绝缘盒、汇流排及引线等部件）
3.内水冷却定子绕组检查、消缺4.蒸发冷却定子绕组检查、消缺5.测温装置、元件和回路检查、消缺1.空气间隙检查
2.转子机械部分清扫、检查、消缺（含紧固件、销钉、焊缝及风扇等部件）3.转子电气部分清扫、检查、消缺（含转子引线、磁极绕组、阻尼环、励磁引线及各连接头等部件）
4.制动环清扫、检查、消缺
5.集电环及绝缘支柱清扫、检查、消缺6.电刷清扫、检查、消缺或更换1.油槽排油、充油，油化验，滤油或换油2.推力轴承、上导轴承、下导轴承外部清扫、检查、消缺3.导轴瓦间隙复测，分块瓦瓦面抽检4.油槽渗滞检查、处理
5.油槽油冷却系统严密性试验此内容来自标准下载网
6.推力轴承压油顶起装置（含滤网）清扫、检查、处理，有效性试验7.推力外循环冷却系统清扫、检查、处理，严密性试验8.吸排油雾系统清扫、检查、处理9.瓦温、油溢、油位、油混水、振动、摆度等自动化元件和回路检查、处理1.主轴中心补气系统检查、处理2.主轴接地装置清扫、检查或更换上机架、下机架或推力机架清扫、检查，径向或切向支撑装置清扫、检查1.内水冷却系统清扫、检查、处理和严密性试验2.蒸发冷却系统清扫、检查、处理和严密性试验3.制动器闸块与制动环间隙检查，制动柜检查，吸尘系统清扫、检查，制动器系统检查、清扫、严密性试验、模拟试验，顶转子操作及试验4.空气冷却器及通风部件清扫、检查和处理，空气冷却系统严密性试验5.上、下挡风板清扫、检查、修复6.上、下盖板清扫、检查、修复7.油、水、气管路阀门清扫、检查、渗漏处理8.表计检查、检定
9.补漆、标识标牌修复或更换
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部件名称
励磁系统
电气一次、
二次系统及
表2（续）
检修项
励磁系统及各回路、元器件清扫、检查、端子紧固及试验1.中性点设备、出口断路器、母线、电流互感器、电压互感器、避雷器清扫、检查、各部位接头、电缆头、电缆线及螺栓清扫、检查、紧固及试验2.自动化元件清扫、检查、校验3，保护装置、安全自动装置、故障录波装置及回路、元器件清扫、检查，端子紧固及试验4.监控系统及各回路、元器件清扫、检查，端子紧固及试验5.手/自动同期装置及回路、元器件清扫、检查，端子紧固及试验6.测速装置及回路、元器件清扫、检查，端子紧固及试验7.电气制动系统及回路、元器件清扫、检查，端子紧固及试验8.振动摆度、测温、空气间隙、局部放电和轴电流等监测系统清扫、检查，端子紧固及试验9、其他相关装置、屏柜清扫、检查、紧固及试验4.2.2B级检修项目
发电机B级检修项目，见表3。
表3B级检修项目表
部件名称
检修标准项目
1.定子机座组合媒栓、基础螺栓、销钉及焊缝检查、处理，分解定子合缝检查、处理，径向干斤顶检查、处理2.定子铁芯压紧螺栓外观检查
3，定子绕组端部及其支持环检查、处理，齿压板修复4.定子绕组及槽口部位检查、处理5.汇流排检查、处理
6.内水冷却定子绕组检查、处理7.蒸发冷却定子绕组检查、处理8.测温装置、元件及回路检查、核对1.空气间隙测量
2、转子支架焊等检套、外理，组合螺栓、磁键、磁轭卡键枪查、处理，磁轭螺栓检查、处理，转子风扇检食、处理3.磁极、磁极绕组、阻尼环、励磁引线、转子引线及各连接头、固定件检查、处理
4、制动环及其挡块清扫、检查、处理5.集电环及绝缘支柱清扫、检查、处理6.电刷装置及引线检查、调整或更换1.油槽排油、充油，油化验，滤油或换油2.推力头、卡环、镜板等轴承转动部分清扫、检查、处理3.轴承座检查、处理
4.推力轴承支撑结构检查、试验，推力瓦受力调整5.巴氏合金推力瓦、导轴瓦检套、修复、更换6.弹性金属塑料瓦表面检查，磨损量测量7.导轴承各部位检查、处理，导轴瓦间隙测量。调整8.轴承绝缘检查、处理
9.油槽油冷却器分解检套、更换，油冷却系统严密性耐压试验10.吸排油雾系统清扫、检查、处理，推力轴承高压油顶起装置（含滤网）清扫、检查、处理，有效性试验11.推力外循环冷却系统清扫、检查、处理，严密性耐压试验12.瓦温、油温、油位、油混水、振动、摆度等自动化元件和回路检查、处理或更换
13.油槽清扫、渗漏试验
特殊项目
1.齿压板更换
2.支持环更换
3.铁芯压紧螺杆更换
4.在不吊转子的情况下
更换少量绕组
5.铁芯松动处理
6.测温元件更换
1.在不吊转子的情况下
更换少量磁极
2.磁轭下沉处理，磁轭
键修复
3.磁极绕组、引线或阻
尼绕组更换
4.磁极绕组匝间绝缘处
部件名称
附属系统
励磁系统
电气一次、
三次系统及
表3（续）
检修标准项目
1.主轴法兰、轴颈检查、处理
2.轴线检查调整（包括转浆式机组的受油器操作油管）3.主轴中心补气系统检查、处理4.主轴接地装置清扫、检查或更换上机架、下机架或推力机架清扫、检查，径向或切向支撑装置清扫、检查
1.空气冷却器解体、清扫、检查、处理，通风部件检查、修复，空气冷却系统严密性耐压试验2.制动器闸块与制动环间隙检查，制动器闻块更换，制动柜检查，翻动器系统清扫、检查，严密性耐压试验、模拟试验制动系续电气回路校验，行程开关检查、调整3.吸尘系统清扫、检查
4.顶转子系统检查、处理，顶转子操作及试验5.灭火系统检查、处理
6、上、下挡风板清扫、检查、修复7、上、下盖板清扫、检查、修复8.内水冷却系统解体、检查、处理和严密性耐压试验9.蒸发冷却系统解体，检查、处理和严密性耐压试验10.油、水、气管路阀门清扫、检查、渗漏处理11.表计检查、检定
12.补漆、标识标牌修复或更换
1.励磁系统及各回路、元器件清扫、检查，端子紧固及试验a）励磁变压器清扫、检查，各部位接头、电缆头、电缆线检查、处理、紧固及试验
b）励磁专用电流互感器、电压互感器、电源变压器清扫、检查、接线紧周，二次回路检查，端子紧固及试验）励磁调节器、功率柜、灭磁开关等屏、柜、元器件的清扫、检查，插件紧固及试验
d）冷却系统清扫、检查，管路积尘及结垢处理及试验2.冷却风机检修、保养
3.灭磁开关以及各交直流开关检修、调整1.中性点设备、引出线、出口斯路器、母线、电流互感器、电压互感器、避雷器清扫、检查，各部位接头、电缆头、电缆线及螺栓清扫、检查、紧固及试验2.表计和自动化元件清扫、检查及校验3、保护装置、安全自动装置、故障录波装置及同路、元器件清扫、检查，端子紧固及试验
4.监控系统及各回路、元器件清扫、检查，端子紧间及试验5.手/自动同期装置及回路、元器件清扫、检查，端子紧固及试验
6.测速装置及回路、元器件清扫、检查，端子紧周及试验7.电气制动系统及回路、元器件清扫、检查，端子紧固及试验
8.报动摆度、测温、空气间隙、局部放电和轴电流等监测系统清扫、检查，端子紧固及试验9.电缆防火系统检查、修复、孔洞封堵及试验10.其他相关装置、屏柜清扫、检查、紧固及试验rKacadiaiKAca
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特殊项目
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4.2.3A级检修项目
发电机A级检修项目除实施B级检修项目外，还应实施表4规定项目。表4A级检修项目表
部件名称
附属系统
检修标准项目
1.绕组及槽口部位检查，槽楔检查、修理，通风沟清扫、检查2.绕组防晕处理
3.分籍定子合缝处理
4.端部接头、垫块及绑线检查、处理5.圆度、中心、水平和高程测量、调整，椭圆度处理6.内水冷却定子绕组检查、处理和试验7.蒸发冷却定子绕组检查、处理和试验8.定子清扫、喷漆
1.转子吊出、吊入
2.各部位（包括通风沟）清扫、检查3.转子圆度及磁极标高测定、调整4．磁极接头、阻尼环，极间撑块检查、处理，部分磁极更换5.制动环检查、处理或更换
6.转子清扫、喷漆
1.镜板表面检查、研磨、修复
2.推力头、卡环检查、处理
1.机架检查、处理
2.机架中心、水平、高程等测量、调整制动器及其系统解体检查、处理、试验注：发电机A级检修项目还应包含表3的B级检修项目，检修测试项目
发电机检修测试项目，见表5。
表5检修测试项目表
C级检修
a）绝缘电阻、极化指数测试
b）泄漏电流和直流耐压试验（热态）c）直流电阻测试
a）绝线电阻测试
b）直流电阻测试
3.励磁变压器及中性点接地装置a）绝缘电阻测试
b）直流电阻（回路电阻）测试
4.励磁装置
a）非线性电阻测试
b）过电压保护试验
c）操作回路联动试验
d）电压、电流、功率变送器检查、清扫，电压、电流表计校验，二次回路绝缘测试
B级检修
a）绝缘电阻、极化指数测试
b）泄漏电流和直流耐压试验（热态）c）直流电阻测试
d）交流耐压试验（热态）
a）绝缘电阻测试
b）直流电阻测试
3.励磁变压器及中性点接地装置a）缘电阻测试
b）直流电阻（回路电阻）测试
c）交流耐压试验
4.励磁装置
a）非线性电阻测试及过电压保护试验b）灭磁开关试验
c）功率整流器试验
d）励磁调节器静态试验
特殊项目
1.绕组更换
2.铁芯重叠
磁轭重叠
机架加固
A级检修
除B级检修测试项目外，增
槽部线圈防晕层对地电位测
除B级检修测试项目外，增
a）交流耐压试验
b）交流阻抗和功率损耗测试
C级检修
5.其他电气一次、二次系统
a）表计和自动化元件校验
b）二次回路绝缘测试
c）保护装置检验（含传动试验）d）手/自动同期装置试验
e）电气制动系统试验
f）电压互感器、电流互感器直流电阻测试，绝缘电阻测试
g）避雷器：绝缘电阻测试，直流泄漏电流测试，交流泄漏电流测试，放电计数器试验
h）接地系统导通测试
4.3启动试验项目
检修后启动试验项目，见表6。
C级检修
1.手动开、停机试验
2.自动开、停机试验
3.零起升压试验（必要时）
4.自动起励试验
5.机组并网及带负荷试验
表5（续）
B级检修
1）励磁系统开环电流试验或脉冲特性试验
2）模拟自动/手动及通道切换、电压互感器断线、电源切换等试验
3）强励、过励、欠励等各种保护功能静态模拟试验
）电压、电流、功率变送器检查、清扫，电压、电流表计校验，二次回路绝缘测试
5.其他电气一次、二次系统
a）表计和自动化元件校验
b）二次回路绝缘测试
c）保护装置、故障录波装置检验d）监控系统试验（含模拟事故停机试验）
e）手/自动同期装置试验
电气制动系统试验
g）电压互感器、电流互感器直流电阻测试，绝缘电阻测试
h）避雷器：绝缘电阻测试，直流泄漏电流测试，交流泄漏电流测试，放电计数器试验
i）接地系统导通测试
j）主轴接地装置保护回路试验
表6启动试验项目表
B级检能
1.手动开、停机试验
2.自动开、停机试验
3.升压试验
4.励磁系统动态试验
5.同期试验
6.机组并网
7.稳定性试验（必要时）
8.甩负荷试验（必要时）
9.24h试运行
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A级检修
A级检修
除B级检修试验项目外，增
1.过速试验
2.升流试验
3.甩负葡试验
注：如果实际需要，可进行调相试验、进相试验和参数（效率、温升、通风）试验、5检修工艺质量一般要求
5.1水电站应根据发电机主要结构特性、性能、技术和运行状态，制定发电机现场检修规程。检修前，准备工作应符合以下要求
a）查阅设备台账、缺陷记录、运行分析成果、历次检修技术报告、技术监督计划、反事故措施7
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计划、检修计划和技术改造计划，分析设备状况，核定检修的标准项目和特殊项目，编写检修工期进度计划，并在设备拆开以后根据检查结果作出修正：编制发电机检修作业指导书，主要包括职责权限，危险点分析及预控，现场平面布置及现场b）
作业定置管理图，人员、工器具、备品备件、材料及图纸等资源准备，检修现场作业工序、工艺质量要求、质检点和检修记录等内容：编制技术复杂项目和重大项目的技术方案和施工方案：d）编制检修安全、环保、消防等技术措施，应遵守GB26164.1、GB26860和GB26861的规定：e）向工作负责人及工作组成员进行安全、技术交底：F
专用工器具、安全防护用品、备品备件、材料、仪器仪表、试验设备应检查、试验合格，作业人员应具备相应资质。
5.2发电机检修时，检修场地应考虑检修部件放置后的承载能力，场地应光线充足，部件放置时地面应垫有木板，精密部件应做好防锈、防尘措施及垫有毛毡或胶皮。5.3风洞执行专人登记制度，所有人员、工具、材料及其他物品进出风洞应登记或注销，进入发电机内部时，写工作无关的物件不应带入5.4在零部件拆卸前，首先检查所拆部件配合处的记号，没有记号或记号不清晰时应重新做好标记。对精密配合的零件，若无定位销钉，应在其结合面处互成90°方向上打明显的标记。配合尺寸应进行测量并做好记求，标记应具有唯一性5.5零部件分解拆卸时，应先拆销钉，后拆螺栓；装复时应先装销钉，后装螺栓。在拆卸零部件的过程中，发现异常和缺陷时应做好记录。拆卸零部件时，不得直接锤击其加工面或易破损变形部位，必要时垫上铜皮或用铜棒敲击，在分开法兰和组合面止口时，扁铲、楔子等楔形工具不应打入过深，防正损环密封面
面和结合面
部件分解后，应及时清洗零部件，检查零部件完整与否，如有缺损应进行更换或修复。同一部件5.6
拆卸的销钉、螺栓、螺母、垫圈需放在同一箱内或袋内，标签标识清楚，不宜互换。螺栓、螺母要清，主要部件螺栓应进行无损探伤。点数目，要善保
5.7轴颈、
抽瓦、镜板等精加工表面，以及联轴法兰和销孔面，应做好抗氧化、防锈蚀等防护措施。管阀拆卸前，先排余压，并注意排除残余介质流，与检修相关管路或基础拆除后露出的孔洞应及时进行有效封堵。
5.9各部件组合面、键和键槽、销钉和销钉孔、止口、螺栓和螺孔等修理后，应保持光滑，无高点和毛刺，不得改变其配合性质，安装前组合面应清扫干净。5.10拆卸时各组合面加垫的厚度、密封条大小应做好记录，装复时采用原规格的垫片、盘根：对由密封件造成渗漏的应重新计算确定密封件规格型号。5.11
装复时，各组合面合缝间隙用0.05mm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：总长度不应超过周长的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不宜超过0.10mm5.12装复时，易进水的或潮湿处的螺栓应涂以二硫化钼，各转动部分螺母应点焊或采取其他防松动措施。采取防松措施前，应逐个确认螺栓的紧固情况。5.13装复管路切割密封垫时，其内径应稍比管路内径大，不得小于管路的内径。若密封垫直径较大需要拼接时，先削制接口，再黏结。5.14各螺栓连接均应按规定柠紧，有预紧力要求的螺栓连接，装复时其预应力偏差不应大于规定值的土10%。若制造厂无明确要求时，预应力不应小于工作压力的2倍，且不大于材料届服强度的3/4。细牙螺栓连接回装时，螺纹应涂润滑剂。螺栓连接应分次均匀紧固，采用热态紧的螺栓，紧固后应在室温下抽查20%左右螺栓的预紧度。5.15冷却器应按设计要求的试验压力进行强度耐压试验，设计无规定时，试验水压力一般为工作压8
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力的1.5倍，但不低于0.4MPa，保持压力60min，无渗漏现象；冷却器及其连接件严密性耐压试验，试验压力为1.25倍工作压力，保持压力30min，无渗漏现象：冷却系统严密性试验，试验压力为工作压力，保持压力8h，无渗漏现象。5.16冷却器如有单根冷却铜管破裂，可采用楔塞堵死铜管方法处理破损铜管，但堵塞铜管的根数不应超过总根数的10%，否则应更换冷却器。5.17起重用的钢丝绳、绳索、滑车等应在使用前进行检查、试验，钢丝绳的安全系数应按有关安全规程要求选用。
5.18零部件起吊前，应检查连接件是否拆卸完，起重工具的承载能力是否足够。5.19在发电机内使用明火作业，妇电焊、气焊、气割等，应办理动火工作票，并做好防火和防飞溅的安全保护措施，防止焊渣等杂物进入发电机内部。作业完成后，应存细清理焊渣、熔珠等作业残留物，确认无火点。在转动部件上进行电焊时，接地线应可靠地接在转动部件施焊部位上，转子不安装接地线不应进行电焊作业。
5.20检修中应做到文明施工，积极开展现场“6S”（整理、整顿、清扫、清洁、素养、安全）活动。6定子检修
6.1机械检修
6.1.1检查定子基础板螺栓、销钉和定子合缝处的状况，应符合以下要求：a）基础螺栓应紧固达到规定力矩值，螺母点焊处无开裂，销钉无审位；b）分瓣定子机座组合缝间隙用0.05mm寒尺检查，在定子铁芯对应段以及组合螺栓和定位销周围不应通过：
e）定子机座组合焊缝检查无裂纹：d）定子机座与基础板的接触面应符合5.1I的规定。6.1.2检查定子铁芯及通风槽无异常，定子上下端部、定子铁芯通风沟内及铁芯背部机座环板上无任何杂质和异物堵塞。
6.1.3定子铁芯衬条、定位筋及托板应无松动、开焊，齿压板压指与定子铁芯间应无间隙、无错位，接触紧密，无松动、裂纹，螺母点焊处无开裂，铁芯片无短缺、外表面无附着黑色油污等。6.1.4发电机空气间测量。要求各点实测间隙的最大值或最小值与实测平均间隙之差同实测平均间隙之比不大于土8%。
6.1.5复测定子中心与圆度。挂钢琴线（直径一般为0.30mm~0.40mm），按水轮机实际中心找正后测量定子中心和圆度，定子铁芯圆度（各半径与平均半径之差）不应大于设计空气间隙值的土4%：一般在距定子铁芯上下端部约100mm位置测量，并沿铁芯高度方向每隔1m距离选择一个测量断面，每个断面不少于16个测点，每瓣每个断面不少于3点，接缝处应有测点。中心偏差不应大于0.5mm（与水轮机中心比较)。
6.1.6，复测定子高程。定子铁芯平均中心高程与转子磁极平均中心高程基本一致，其偏差值不应超过定子铁芯有效长度的士0.15%，最大不超过士4mm。6.1.7复测定子铁芯高度。在铁芯背部及其对应齿部位置测量铁芯高度，圆周测点不少于16个点，各点测量值与设计值的偏差不超过表7规定，一般取正偏差。表7定子铁芯高度测量偏差值范围铁芯高度h
偏差值
1000≤<1500
—2~+5
1500≤h<2000
HiKacadaiKAca
2000≤h<2500
h≥2500
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