600MW汽轮发电机检修工艺规程
汽轮机检修方案
检修方案一、主要内容与适用范围本篇汽轮机、发电机检修规范和工艺，本规范工艺只限于机组设备的一般检修工作使用，对重大的项目如直轴，换叶片等工作没有偏写进去，以待今后完善。
二、引用依据本篇的编写是根据制造厂家的《安装使用说明书》和图纸要求以及《汽轮机设备检修》一书等到资料。
本规程工艺如有与水电部及制造厂有关规定相抵触时，以水电部制造厂为准，由于水平有限，难免有错误之处，望大家批评指正。
三、总则搞好发电厂的设备检修，是保证发电设备安全、经济运行，提高发电设备可用系数，充分发挥设备潜力的重要措施。
是设备全过程管理的一个重要环节。
各级管理部门和每一个工作者都必须充分重视检修工作，提高质量意识，自始至终坚持“质量第一“的思想，切实贯彻”应修必修，修必修好“的原则。
检修人员要达到“三熟、三能”，“三熟”是指系统和设备的构造、性能；熟悉设备的装配工艺、工序和质量标准，熟悉安全施工规程。
“三能”是能掌握钳工手艺，能与本职业密切相关和其它一两种工艺，能看懂图纸，并绘制简单零部件图。
1、检修计划根据本厂规定的具体办法和要求进行，应对设备进行调查了解，分析设备的技术状况，落实检修项目，项目为一般和特殊项目两种，也可分为标准项目和特殊项目。
重工业特殊项目，具体内容见水利电力部“发电厂检修规程”2、检修准备工作编制大修工作计划，安排施工进度，制定施工技术措施和安全措施；做好物资准备(包括材料、备品、安全用具、施工器具等)及场地布置。
准备好技术记录表格，组织检修人员讨论大修计划、项目、进度施工方案，学习工艺规程、质量标准，技术措施、安全施工方案及安全规程。
3、施工管理贯彻安全施工规程，确保人身和设备的安全，严格执行质量标准。
工艺措施和岗位责任制，保证检修质量及时掌握进度，保证按期竣工，节约工料，防止浪费。
汽轮机大修工作开始尽快解体检查，分析设备技术状况，针对发现的缺陷，落实修理方法，及时做好检修记录，内容包括设备的技术状况，系统或结构的改变。
汽轮机检修维护规程
汽轮机检修维护规程(总24页)--本页仅作为文档封面，使用时请直接删除即可----内页可以根据需求调整合适字体及大小--第一篇 汽轮机设备的检修管理为了保证汽轮机及汽辅助设备的检修质量和计划任务的完成，汽轮机检修，应建立明确的岗位责任制，各班组之间应对设备明确地划分管辖范围，严格执行检修工艺规程，做到检修工艺规程中规定的检修质量标准。
做好检修记录和试验记录，建立设备台帐。
1主题内容与适用范围本规程适用于动力能源厂50MW 、12MW 、2*6MW 汽轮机的检修。
本规程适用于汽轮机大、小修标准项目的检修和临时检修，但不包括非标准项目的检修。
汽轮机的检修应贯彻以预防为主，计划检修和诊断检修相结合的方针，做到应修必修，修必修好，讲究实效。
2检修周期汽轮机的检修周期一般情况下大修间隔为2-3年，小修间隔为6个月。
检修设备的停用日期，应根据检修人力、设备技术状况及影响工期的特殊项目等适当的确定，一般大修为17—30天，小修为7—15天。
属于汽轮机组的辅助设备，检修周期按照汽轮机本体的检修周期确定。
第二篇 汽轮机本体检修工艺1 汽缸检修汽缸结构概述汽缸是汽轮机的机壳，隔板、喷嘴、转子等部件都安装在它的内部，形成一个严密的汽室，以防止高压蒸气外漏，在真空部分防止外部空气漏入，从而保证汽轮机高效安全工作。
汽缸分为上下两半，用螺栓连接为一体。
由于汽轮机的汽缸形状较为复杂，尺寸较大，为了节约材料，改善铸造性能和加工工艺性能，又把上下两半汽缸分成三段，即前汽缸、中汽缸、后汽缸，三者之间用螺栓连接成一体。
前轴承座与前汽缸用半圆法兰相连接。
在纵向和垂直方向都有定位的膨胀滑销，以保证轴承座在膨胀时中心不致变动。
如图1所示。
前轴承座支承在前座架上，它们之间设有纵向键，从而使前轴承座与前座架之间可以纵向自由膨胀。
如图2所示。
后汽缸与凝汽器直接相连，凝汽器由弹簧支架托于基础，汽轮机的热胀死点位于凝汽器的中心。
后轴承座与后汽缸铸成一体，其材料为HT-25-47-7，前汽缸与中汽缸接合后进行密封b=1~2 前座架上的纵向键焊，其材料为合金铸钢。
汽轮机本体检修工艺规程
汽轮机本体检修工艺规程汽轮机简介：检修工序；一、高压缸检修工序二、低压缸检修工序汽缸检修；一、汽缸结构概述二、检修工艺方法，质量标准，注意事项。
1、拆化妆板并吊走，拆机组上所有仪表2、拆除保温层,导气管.3、安装引导杆4、汽缸解体5、清理汽缸水平结合面，测量汽缸水平。
6、本体部分最后组装（扣缸）。
隔板、隔板套和喷嘴的检修；一、结构概述二、隔板，隔板套和喷嘴的检修的工艺方法，质量标准，注意事项。
1、拆隔板2、拆导叶环3、拆去喷嘴组。
4、隔板静叶清理。
5、隔板静叶肉眼检查和修整。
6、隔板和隔板套螺栓清理和修整。
7、隔板和隔板套中分面接触检查并修整。
8、悬挂销与隔板，汽缸跟隔板套水平面接触面检查并修整。
9、隔板（隔板套）与汽缸相配的轴向间隙检查并修整。
10、隔板找中心。
11、检查导叶环有无裂纹变形，并清理氧化皮。
12、检查清理喷嘴组。
汽封、轴封检修一、结构概述。
二、汽封，轴封检修工艺方法，质量标准，注意事项。
1.汽封块拆卸清理检查。
2.汽封洼窝找中（隔板找中）。
3.测量调整汽封径向间隙。
4.检查调整汽封轴向间隙。
5.检查调整汽封块膨胀间隙。
汽轮机转子检修一、转子结构概述二、转子检修工艺方法，质量标准，注意事项。
1.测量轴径扬度2.测量轴径晃度，弯曲度3.测量推力盘，联轴器等端面飘偏度4.拆联轴器螺栓5.动静叶间的间隙测量6.吊出转子7.转子动叶片清理8.叶片的检查整修9.检查轴径和推力盘轴承检修一、轴承概述。
二、轴承的检修工艺方法，质量标准，注意事项。
1、支持轴承检修2、推力轴承检修汽轮发电机找中心1.概述2.找中心的目的3,找中心的步骤4.联轴器找中心的调整方法滑销系统检修一、滑销系统概述二、滑销系统检修工艺方法，质量标准，注意事项。
1、测量工作。
2、分解。
3、检查横销。
4、检查轴承座下纵销。
5、检查轴承座立销。
6、检查汽缸上的纵销与横销。
7、检查连接螺丝，清理。
8、组装。
加热棒及加热螺栓的方法1加热棒的作用2螺栓加热装置3螺栓热紧操作4螺栓伸长测量装置及测量方法盘车装置检修一、结构概述二、盘车装置检修工艺方法，质量标准，注意事项汽轮机简介:由上海电气集团生产的600MW汽轮发电机组，汽轮机为亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、高中压合缸、直接空冷反动式凝汽机组，设有两个低压缸，高中压缸和低压缸均为双层缸，可适应快速启动和经常启停需要。
国华600MW 发电机说明书
强励顶值电倍数：≥2
强励电压相应比：≥2倍/s
允许强励时间：20s
发电机噪音(距机座1m处，高度为1.2m):≤85dB(A)
发电机绝缘等级及温度限值：
定子线圈绝缘等级：F(温度按B级考核)
转子铁芯绝缘等级：F(温度按B级考核)
定子铁芯绝缘等级：F(温度按B级考核)
定子绕组及出线水温度：≤85℃(埋设检温计)
氢气冷却器个数4
氢气冷却器进水温度20～38℃
氢气冷却器出水温度≤45℃
水量4×105t/h
进水压力0.2～0.3 MPa
水压降0.032 MPa
氢气冷却器风阻压降0.00074MPa
轴承润滑油
发电机轴承润滑油量2×533.5L/min
稳定轴承油量25 L/min
进油压力0.05～0.10 MPa
进油温度35～45℃
出油温度≤70℃
密封油
进油温度35～45 ℃
出油温度≤70℃
油量2×90L/min
额定进油压力0.414＋(0.056±0.02)MPa
发电机充氢、充水容积
充氢容积86
定子绕组(含出线)充水容积0.5 m3
发电机主要部件尺寸及重量
定子铁芯外经Da 2625mm
定子铁芯外经Di 1312mm
定子铁芯外经Li 6731mm
转子绕组通过转子引线、导电杆及导电螺钉与集电环相连接。导电螺钉用高强度和高导电率铜合金制成。导电螺钉与转轴之间有密封结构以防漏氢。
集电环用耐磨合金钢制成，与转轴采用热套装配。在集电环与转轴之间设有绝缘套筒。
集电环上加工有轴向和径向通风孔。表面的螺旋沟可以改善电刷与集电环的接触状况，使电刷之间的电流分配均匀。
汽轮机转子检修工艺规程
汽轮机转子检修工艺规程第一节概述、作用汽轮机转子把蒸汽经过喷嘴产生的动能转变为汽轮机的回转机械能，带动发电机高速运转。
汽轮机转子由轴、叶轮、动叶栅和联轴节构成。
为此，对汽轮机的加工和组装的精度要求特别高，不能稍有差错，对于高温高压大容量汽轮机更为重要，否则将会发生重大事故。
汽轮机转子共2根：即高中压转子和低压转子。
转子超速试验为120%额定转速，延续时间W2min,不造成任何永久变形和损伤（制造厂）。
运行时允许在110%额定转速下空负荷运行，部件不超应力。
轴系能承受出线端母线突然三相短路并切除或单相短路非同期合闸所产生的扭矩。
高压转子有一个单列调节级（纯冲动级）和12个反动式压力级，中压转子有11个反动式压力级；低压转子有2x6个反动式压力级，共36级。
随着炼钢、锻造、热处理及探伤技术水平的提高，无中心孔的整锻转子被大型汽轮机转子广泛应用。
日本东芝和法国G/A公司600MW机组的转子均采用无中心孔的整锻转子，美国西屋公司也改变观点积极采用无中心孔转子结构。
CN300-16.7/537/537型汽轮机组高中压转子和低压转子均采用无中心孔转子结构。
无中心孔转子具有的优点有：①工作应力低；②安全性能好；③有利于使用更长的叶片；④可以延长机组的使用寿命；⑤有利于改善机组的启动性能，缩短启动时间；⑥造价便宜。
、高中压转子高中压转子在运行中不仅承受着高温高压的作用，同时还承受着巨大的离心力、交变的弯应力等，还要传递扭矩，应具有很高的强度和均匀的质量，所以在制造上结构型式很多，但大都采用整锻转子结构。
因为这种转子强度高，刚性大，而且叶轮和轴是一个整体，解决了高温下叶轮和轴可能松动的问题，便于快速启动。
相反对于套装式转子，在快速启动时，叶轮上的紧圈因质量小、受热快，膨胀速度比主轴大，造成紧口松动是难免的，使叶轮产生振动，所以该机组采用的是整锻转子，如图5-1所示。
图5-1汽轮机高、中压转子结构第一级为冲动式单列调节级，叶轮也为整锻式，叶片直接安装在上面，其余各级均为反动式。
600MW火力发电机组典型运行规程
附件：600MW级超临界火力发电机组集控运行典型规程中国大唐集团公司前言随着集团公司的快速发展，一批大容量、超临界参数火力发电机组近几年相继投产。
为满足单元机组集控运行的需要，规范600MW超临界火力发电机组的运行管理，集团公司组织有关技术人员对国内已投产的600MW超临界火力发电机组集控运行情况进行了调研，吸取集控运行经验，结合集团公司系统600MW超临界机组实际，编写制订了本规程。
本规程以中国大唐集团公司600MW超临界机组为主，兼容了其他集团公司部分机组的特性，有较强的通用性和实用性。
集团公司系统各发电厂应依据本规程，结合本厂设备实际制订本厂的集控运行规程。
对于各企业具体设备，当制造厂有明确规定时，运行单位应按照制造厂技术要求执行，当制造厂无明确规定时，应参照本规程执行。
鉴于热控、电气、继电保护、化学、输煤等专业专业性较强，各企业应根据有关专业技术规程、制造厂技术文件与本厂实际，单独编写相应的运行规程。
本规程提出了超临界600MW级火力发电机组集控运行的操作要求和基本原则，各单位编写的现场运行规程应以本规程为基础，根据现场实际进行内容扩充。
本规程适用于中国大唐集团公司系统600MW超临界机组火力发电企业。
本规程由中国大唐集团公司安全生产部归口。
本规程起草单位：中国大唐集团公司本规程主要起草人：李伟项建伟高向阳石孝敏李子明宋铁军赵立奇本规程主要审定人：高智溥徐永胜王彤音潘定立王力光本规程批准人：刘顺达本规程由中国大唐集团公司安全生产部负责解释。
目录1 总则 (5)2 引用标准 (5)3 主机设备系统概述 (6)3.1锅炉设备概述 (6)3.2汽机设备概述 (6)3.3电气设备概述 (6)4 主机设备规范 (6)4.1锅炉设备规范及燃料特性 (6)4.2汽机设备规范 (11)4.3发电机及励磁设备规范 (14)4.4主变、高厂变、启备变设备规范 (18)4.5 相关曲线和图表 (20)5 机组主要控制系统 (20)5.1 炉膛安全监控系统（FSSS） (20)5.2顺序控制系统（SCS） (20)5.3模拟量控制系统（MCS） (20)5.4 数字电液调节系统(DEH) (20)5.5 数据采集系统（DAS） (20)5.6 汽动给水泵调速控制系统（MEH） (20)5.7 励磁控制系统 (20)6 机组主要保护 (20)6.1汽机主要保护 (20)6.2锅炉主要保护 (21)6.3电气主要保护 (22)6.4机电炉大联锁保护 (24)7 机组启动 (24)7.1 总则 (24)7.2 启动前检查及联锁、保护传动试验 (26)7.3 启动前检查准备 (26)7.4 机组冷态启动 (28)7.5 机组热态启动 (36)8 机组正常运行及维护 (36)8.1 机组正常运行参数限额 (36)8.2 机组负荷调整 (39)8.3 锅炉运行的监视和调整 (40)8.4 发电机系统主要参数的监视与调整 (42)8.5定期工作 (43)9 机组停止运行 (45)9.1 机组停运前的准备 (45)9.2 机组正常停运 (45)9.3 滑参数停机 (47)9.4 锅炉抢修停机 (48)9.5机组停运后的保养 (48)10 事故处理 (49)10.1 事故处理的原则 (49)10.2 机组紧急停机的条件 (50)10.3 机组申请停机的条件 (51)10.4 机组综合性故障 (52)10.5 锅炉异常处理 (58)10.6 汽机异常运行及常规事故处理 (62)10.7 发电机异常及事故处理 (65)11 机组的试验 (73)11.1 锅炉水压试验 (73)11.2 锅炉安全门校验 (74)11.3 汽轮机超速保护试验 (75)11.4 汽机主汽门、调速汽门严密性试验 (76)11.5 真空严密性试验 (77)11.6 汽轮机阀门活动试验 (77)11.7 危急保安器喷油试验 (78)11.8 电动门、调门、气动门的传动试验 (78)11.9 抽汽逆止门活动试验 (78)1 总则1.1 为了满足超临界600MW级火力发电机组集控运行的需要，规范超临界机组的运行管理，确保机组安全、可靠、经济、环保运行，特制订本规程。
发电机检修规程
电站汽轮发电机维护检修规程1.总则1.1 主题内容1.1.1 搞好汽轮发电机的维护检修,是保证汽轮发电机安全、经济运行，提高汽轮发电机可用系数，充分发挥设备潜力的重要措施。
各级管理部门和检修人员都必须充分重视检修工作，提高质量意识，坚持“质量第一”的思想，贯彻“应修必修，修必修好”的原则。
1.1.2 汽轮发电机的检修，应认真贯彻“预防为主，计划检修”的方针。
各级检修管理部门，要加强检修计划的管理工作，搞好调查研究，力求检修计划切实可行。
电站（厂）要严肃对待检修计划，并贯彻执行。
现阶段“计划检修”的模式，随着电力工业技术的发展，以后将会改为以定期检修为主，逐步扩大预知检修比例，最终形成一套融故障检修、定期检修、预知检修和主动检修为一体的、优化的综合检修方式。
而且，采用诊断技术推行预知检修仍是今后设备检修的发展趋势。
1.1.3 在汽轮发电机组检修时，应尽量采用先进工艺和新技术、新方法，积极推广新材料、新工具，提高工作效率，缩短检修工期。
1.1.4 本规程规定的内容，从事汽轮发电机的管理部门、运行和检修人员必须严格执行。
1.2 适用范围本规程适用于电站的空冷汽轮发电机的维护检修。
2. 检修周期和项目2.1 检修周期检查周期一般按表1安排。
表1 检修周期月2.1.1 对技术状况较好的设备，为充分发挥设备潜力，降低检修费用，应积极采取措施，可以延长检修周期，但必须经过技术鉴定，并报上级批准，方可超过表1的规定。
2.1.2 为防止设备失修，确保设备健康，凡设备技术状况不好的，经过鉴定并报上级批准，其检修周期可低于表1的规定；设备局部状况不好的，经过坚定并报上级批准，可安排专项检修。
允许大修周期超过或低于表1规定的参考条件见附录A（补充件）。
2.1.3 开停机频繁或备用时间较长的汽轮发电机（年运行在5000h以下），其检修周期可根据汽轮发电机的技术状况，参照附录A的条件确定。
附录 A汽轮机电机大修周期的参考条件（补充件）2.1.4 新装的汽轮发电机正式投入运行后一年左右，应进行第一次大修。
(完整版)上汽600MW超临界汽轮机DEH说明书
600MW超临界机组DEH系统说明书1汽轮机概述超临界600/660MW中间再热凝汽式汽轮机主要技术规范注意：上表中的数据为一般数据，仅供参考，具体以项目的热平衡图为准。
由于锅炉采用直流炉，再热器布置在炉膛较高温区，不允许干烧，必须保证最低冷却流量。
这就要求在锅炉启动时，必须打开高低压旁路，蒸汽通过高旁进入再热器，再经过低旁进入凝汽器。
而引进型汽轮机中压缸在冷态启动时不参与控制，仅全开全关，所以在汽轮机冷态启动时，要求高低旁路关闭，再热调节阀全开，主蒸汽进入汽轮机高压缸做功，经高排逆止门进入再热器，经再热后送入中低压缸，再进入凝汽器。
由于汽轮机在启动阶段流量较小，在3000 r/min 时只有3-5%的流量，远远不能满足锅炉再热器最低的冷却流量。
因此，在汽轮机启动时，再热调节阀必须参加控制，以便开启高低压旁路，以满足锅炉的要求。
所以600MW 超临界汽轮机一般要求采用高中压联合启动（即bypass on）的启动方式。
2高中压联合启动高中压缸联合启动，即由高压调节汽阀及再热调节阀分别控制高压缸及中压缸的蒸汽流量，从而控制机组的转速。
高中压联合启动的要点在于高压缸及中低压缸的流量分配。
启动过程如下：2.1 盘车（启动前的要求）2.1.1主蒸汽和再热蒸汽要有56℃以上的过热度。
2.1.2 高压内缸下半第一级金属温度和中压缸第一级持环下半金属温度，大于204 ℃时，汽轮机采用热态启动模式，小于204℃时，汽轮机采用冷态启动模式，启动参数见图“主汽门前启动蒸汽参数”，及“热态起启动的建议”中规定。
冷再热蒸汽压力最高不得超过0.828MPa(a)。
高中压转子金属温度大于204℃，则汽机的启动采用热态启动方式，主蒸汽汽温和热再热汽温至少有56℃的过热度，并且分别比高压缸蒸汽室金属温度、中压缸进口持环金属温度高56℃以上，主蒸汽压力为对应主蒸汽进口温度下的压力。
第一级蒸汽温度与高压转子金属温度之差应控制在 56℃之内，热再热汽温与中压缸第一级持环金属温差也应控制在这同样的水平范围。
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600MW汽轮发电机检修工艺规程1 主题内容与适用范围1.1本检修规程规定了华能太仓电厂3号、4号发电机、自并励静止励磁一次设备检修程序、项目、工艺标准、验收标准。
1.2 本检修规程适用于华能太仓电厂3号、4号发电机、自并励静止励磁一次设备检修工作。
2 引用标准2.1《火力发电厂安全性评价查评依据》2.2《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》2.3 GB 50170-1992《电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范》2.4 DL/T 651-1998《氢冷发电机氢气湿度的技术要求》2.5 DL/T 607-1996 《汽轮发电机漏水、漏氢的检验》2.6 JB/T6227-1992《氢冷电机密封性检验方法及评定》2.7 DL/T 596-1996 《电力设备预防性试验规程》2.8 JB/T6228-1992《汽轮发电机绕组内部水系统检查方法及评定》2.9 JB/T6229-1992《汽轮发电机转子直接氢冷通风道检验方法及限值》2.10 QFSN-600-2YHG型三相交流隐极式同步发电机设备使用说明书、设计图纸3 发电机主要技术规范制造厂：哈尔滨电机厂产品型号：QFSN-600-2YHG冷却方式：水氢氢额定数据：额定容量：666.667MVA额定功率：600MW最大连续功率：654MW额定电压：20kV额定电流：19245A额定励磁电压：421.8V额定励磁电流：4128A额定效率：98.90%额定频率：50Hz额定转速：3000r/min定子绕组连接方式：YY励磁方式：机端变静止励磁冷却介质的基本数据：氢气：额定氢压：0.4±0.02Mpa最大连续功率时压力：0.4Mpa冷氢气温度：45±1℃氢气纯度：98%最低允许纯度：95%额定压力下绝对湿度：≤2g/m3漏氢量：11 m3/d定子绕组冷却水：入口处压力（表压）：0.25-0.35Mpa出口处压力（表压）：0.15-0.25Mpa入口处温度：45-50℃流量：90±3m3/h铜化合物含量：≤100mg/L20℃时的电导率：0.5-1.5us/cm20℃时的PH值：6.8-7.320℃时的硬度：＜2ugE/L氢气冷却器内的循环水：入口处压力（表压）：0.25-0.35Mpa入口处最大压力（表压）：0.67Mpa出口处压力（表压）：0.209-0.309Mpa入口处最高温度：35℃入口处最低温度：20℃一个冷却器的流阻：41kPa一个冷却器的流量：310 m3/h氢冷却器的数量：2组发电机绝缘等级和允许温度限值：发电机定子和转子绝缘等级均为F级。
允许温度限值：发电机内氢气：埋置检温计法80℃定子绕组出水：埋置检温计法85℃定子绕组上下层线棒间：埋置检温计法90℃定子铁心：埋置检温计法120℃定子端部结构件：埋置检温计法120℃转子绕组：电阻法110℃轴承金属：埋置检温计法90℃注：用检温计法测量定子绕组冷却水温度，当同层定子线圈出水温度之间温差≥8K时要对定子水路进行检查分析，当温差达到12K时或定子绕组出水温度达到90℃时要停止运行。
定子基本参数：定子槽数：42定子每槽导体数：2定子每相串联匝数：7定子绕组对地绝缘厚度：5.5mm定子绕组匝间最大电压：7143V定子绕组工频绝缘强度：≥43kV定子绕组冲击绝缘强度：≥72kV定子绕组每相对地电容：0.227uF转子基本参数：转子槽数：32转子每槽匝数：8(1号槽为6)转子导体总匝数：124转子对地绝缘厚度：1.3mm转子工频绝缘强度：≥10U fN V转子绕组电感：0.739H发电机主要部件重量：发电机总重：475000kg定子装配（包括吊攀）：300000kg转子装配（包括集电环装配）：66300kg定子运输重：310000kg转子运输重：75500kg座板装配：7756kg内端盖：440kg导风环：150kg外端盖（汽端/励端）：10874/10560kg冷却器外罩：12066kg出线盒：5154kg瓷套端子：287kg中性点外罩：258kg主引线端子（金具）：138kg4 发电机结构本型发电机为三相交流隐极式同步发电机。
发电机由定子、转子、端盖与轴承、油密封装置、冷却器及其外罩、出线盒、引出线及瓷套端子、集电环及隔音罩刷架装配、内部监测系统等部件组成。
发电机采用整体全封闭、内部氢气循环、定子绕组水内冷、定子铁芯及端部结构件氢气表面冷却、转子绕组气隙氢内冷的冷却方式。
本型发电机配有机端变静止励磁控制系统及发电机氢、油、水控制系统。
定子由机座、铁芯、隔振结构、绕组和进出水汇流管等部件组成。
定子铁芯由高导磁、低损耗的无取向冷轧硅钢板冲制并经绝缘处理的扇形片叠装而成。
定子铁芯端部设有用硅钢板冲制的扇形片叠装成内圆表面呈阶梯多齿状的磁屏蔽，可有效地将定子端部漏磁分流，以减小端部发热。
定子线棒由空心导线和实心导线组合构成，空、实心导线均包聚酯玻璃丝绝缘。
线棒对地绝缘采用F级环氧粉云母带、双边厚11mm。
为降低定子绕组电晕电位，线棒的槽内部分和槽口部分均进行防晕处理。
定子线棒经一次模压成型，因而具有良好的绝缘强度、机械强度和防晕性能。
转子由转轴、绕组及端部绝缘固定件、阻尼系统、护环、中心环、风扇、联轴器和集电环装配等构成。
转子线圈采用高强度精拉含银铜排制造。
转子线圈槽内主绝缘采用高强度F级绝缘模压槽衬。
转子槽楔由高强度铝合金制成，端头槽楔由铍铜合金锻件制成。
转子楔下垫条和槽底垫条由高强度F级环氧玻璃布板制成。
为适应发电机调峰运行工况，在转子槽衬和楔下垫条与线圈铜排接触面上均粘有滑移层，以减少线圈轴向热胀冷缩时的摩擦阻力。
5 发电机检修项目5.1检修项目分类表：5.2发电机检修工艺及质量标准：表2 发电机检修工艺及质量标准表6 检修后的验收6.1 静态验收6.1.1 施工人员要按照规定的验收项目提前联系验收人员进行验收。
6.1.2 验收人员检查设备检修记录、验收单是否齐全。
6.1.3 验收人员要严格按照本检修工艺规程的工艺要求及质量标准验收 6.1.4 验收人员依据下表各主要待检点进行验收。
其中H:停工待检点；W:现场见证点；R:文件见证点。
6.1.5 验收项目RR RRR6.2动态验收6.2.1机组启动后，在不同转速下测量转子绕组的交流阻抗和功率损耗。
在盘车状态，500、1000、1500、2000、2500、3000r/min下分别测量转子绕组的绝缘电阻及交流阻抗值（躲开临界转速）。
前者用1000V兆欧表，1min测值应不小于0.5MΩ。
后者应与以前的测量值相比较，不应有显著的变化。
6.2.2 发电机大修后应进行发电机空载特性试验，该试验可以带主变压器进行。
在额定转速3000r/min下调节转子电流，使定子电压最高值升至1.1倍额定电压，然后逐步减小转子电流至零，中间读取9～10点，在额定电压附近多取几点，绘制空载特性曲线，与出厂或交接试验相比，差别应在测量误差范围之内。
6.2.3在额定转速下，测无励磁空转和有励磁空载时轴承的振动。
在轴承座三个方向（相对转轴中心线的水平横向、垂直、轴向）测得的双倍振幅值均不得超过0.03mm。
7 检修工具使用标准表4 检修工具表8 附录附录A：（规范性附录）发电机整套系统密封性试验附录B：（规范性附录）发电机定子内部水系统气密试验附录C：（规范性附录）发电机转子通风试验附录D：（规范性附录）发电机转子气密试验附录D：（资料性附录）定子内部水系统热水流试验附录F：（资料性附录）液体密封填料及密封胶使用附录A（规范性附录）发电机整套系统密封性试验1 试验标准：试验压力为0.4Mpa，试验时间24小时，允许漏空气量为3.2m³/d。
2 试验应具备的条件2.1检验时管道连接必须符合电机正常运行时的实际情况。
2.2密封油控制系统投入工作，空侧油压与机内机内空气压力差必须符合正常运行要求，氢侧油压与空侧油压必须平衡。
每次读数记录时，必须保持密封油箱油位高度相同。
2.3氢、油、水控制系统上阀门、仪表的工作状态，应该与电机正常运行时的实际状态一致。
2.4发电机内冷水系统及氢气冷却器不允许通水，且排空气阀必须打开。
3 试验过程3.1打开压缩空气进气阀，使空气缓缓进入发电机膛内，此时应使密封油系统投入运行。
3.2在通气同时派专人监视压力表，打开冲氟利昻阀门。
3.3 冲入发电机内3.4—4Kg氟利昻时，停止冲氟利昻。
3.4 继续冲压缩空气，使压力升至0.4Mpa，关闭进气阀。
3.5先用肥皂水查找，然后用卤素检漏仪进行仔细查找。
3.6 待压力稳定后，记录时间，保持24小时。
在此期间用卤素检漏仪仔细检查，每隔一小时记录压力的变化，同时记录机壳内温度和外界大气压力。
3.7 24小时后，根据压力变化，计算漏气量，确定是否满足试验标准。
3.8 试验结果若满足要求，放出机内压缩空气。
3.9对试验工作进行一次全面检查，并清理工作现场。
4 密封性试验检验公式4.1采用U型汞柱压差剂和精密压力表时△V=V[(P1＋B1)/(273＋θ1)－(P2＋B2)/(273＋θ2)]×（θ0／P0）×(24/Δt)4.2采用斜式压差计时△V=0.00024VΔP/Δt符号意义V-------电机充气容积, M³P0-------给定状态下大气绝对压力,，P0=0.1Mpaθ0------给定状态下大气绝对温度，θ0=273+20=293KP1-------试验开始时机内气体压力,，Mpa；θ1------试验开始时机内的气体平均温度，℃B1------------试验开始时大气绝对压力，Mpa；P2-------试验结束时机内气体压力， Mpa；θ2------试验结束时机内的气体平均温度，℃；B2------------试验结束时大气绝对压力，Mpa；ΔP------------试验开始到结束时斜式压差计的压降，Pa；Δt------------试验进行的时间，h；附录B（规范性附录）发电机定子内部水系统气密试验1 设备、仪表及材料:1卤素检漏仪2 U型汞柱压差计或精密压力表3 温度计4 大气压力表5 氟利昻6 氮气或压缩空气7 试验管路及阀门等附件2 试验要求2.1绕组内部如有剩水，必须经过压缩空气吹净并干燥处理。
2.2 试验所用的压缩空气必须经干燥、过滤处理。
2.3 在气密试验时应关紧进气阀门，必要时可分离气源。
2.4 尽可能多布置几个测温点，并以其平均温度为计算漏气率的温度。
3 试验方法3.1打开压缩空气进气阀，使气体缓缓进入定子绕组，注意监视压力表的指示。
3.2当压力达到0.1Mpa时，冲入约1Kg的氟利昻。
3.3冲入氟利昻后，继续冲压缩空气，使压力上升至0.52Mpa，关闭进气阀。