贯流式机组安装维护说明书.doc

SFWG4000-48/3700
灯泡式水轮发电机组
安装使用维护说明书

GF520SM

广东省韶关众力发电设备有限公司
2008年3月

说明书
GF520SM
SFWG4000-48/3700灯泡式水轮发电机

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目 录
1、产品型号和名称
2、名称规格和技术参数
3、主要结构和工作原理
4、 运输和储存
5、安装说明
6、启动和试运转
7、运行和维护

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1. 产品型号和名称
1.1 型号 SFWG4000-48/3700
1.2 名称： 灯泡式水轮发电机
2. 名称规格和技术参数
2.1 主要规格
2.1.1 额定容量 Ps=4444 KVA/4000 KW
2.1.2 额定电压 VN=6.3 KV
2.1.3 额定电流 IN= 407.3 A
2.1.4 额定功率因数 cosφN=0.9（滞后）
2.1.5 额定频率 fN=50 Hz
2.1.6 额定转速 nN=125 r/min
2.1.7 飞逸转速 nf=358 r/min
2.1.8 相数 3
2.1.9 额定励磁电压 Vfn=155 V
2.1.10 额定励磁电流 Ifn=450 A
2.1.11 定子、转子绝缘耐热等级：F级
2.1.12 旋转方向：从上游侧向下游侧看为顺时针方向
2.1.13 励磁方式：可控硅静止励磁
2.1.14 测速装置：残压测频
2.2 技术参数
2.2.1 飞轮力矩（GD2）不小于135t.m2
2.2.2 正向水推力：P正=595KN
2.2.3 反向水推力：P反=716KN
2.2.4 电机纵轴同步电抗 Xd =1.202 (设计值)
2.2.5 电机纵轴瞬变电抗 X’d=0.436 (设计值)
2.2.6 电机纵轴超瞬变电抗 X”d=0.337 (设计值)

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2.2.7 冷却水温 不高于28℃
2.2.8 要求轴承油冷却器和空气冷却器冷却水温不高于28℃，冷却水压应满足0.3MPa要求。
2.2.9 灯泡外径3.85m
2.2.10 灯泡比1.17
3 主要结构和工作原理
3.1 总体
本灯泡式发电机组是三相同步水轮发电机，卧式布置安装在水轮机的上游端，发电机和水轮机在结构上组成一个机组,共用一根主轴,组合轴承布置于发电机的下游端。发电机转子为悬臂式。发电机主要构件安装在一个不漏水的机壳里，布置在流道河水中，流向水轮机的水就直接环绕该壳而过。该壳体形似灯泡故称为灯泡式机组。
该灯泡体的支撑方式，整个机组采用水机座环刚性支撑和灯泡体泡头下部有两个互成80°的钢柱支撑。
该机主要结构部件有：定子、转子、组合轴承、灯泡头、进人筒、流道盖板、通风冷却系统、油水气管路系统、及辅助接线系统等。
该机由于处于水下工作，整个灯泡壳体的各个部件的连接部分均设有两道耐油橡胶条密封 ，并在两部件的结合面涂以7302液态密封胶。
该机由于工作环境潮湿，设有必要的防凝露及排水措施。
3.2 定子
定子外形尺寸ф3850×2060mm,重量约26t。
定子主要由机座、铁芯和绕组组成，其一端法兰与水轮机座环通过48-M42螺栓把合固定。另一端法兰与泡头法兰通过48-M36螺栓把合固定。定子铁芯为贴壁结构。
定子铁芯采用50W310型硅钢片，定子铁芯长660mm,外径ф3700mm，内径ф3340mm。共216槽。定子铁芯扇形片交错叠压并借助于36根定位筋与机座固定，全圆18拼，每拼12槽。定子铁芯用穿心拉紧螺杆压紧，为减小齿部弹开，在铁芯两端50mm尺寸范围内冲片间隙用硅钢片粘结剂粘结成整体，以加强端部的刚度。定子绕组为叠绕组，每极每相槽数为1+ 1/2，每线圈有6匝，由4根2.36X6.3/2.56X6.5 SBEMB/155双玻璃丝包扁铜线绕制而成。主绝缘采用国产高等级F级桐马粉云母带9545-1H，防晕层直线部分为桐马低电阻防晕带2640，端部为高电阻防晕带2641，主绝缘和防晕层一次热压固定成型。定子线圈嵌线时槽内衬以桐马低阻半导体玻璃布板及采用涤沦毡适形垫条，以此保证线圈在嵌线入槽后的紧量。
定子三根主引线：U、V、W和三根中性引出线U2、V2、W2均采用交联电力

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电缆，每相2×120mm2在水机进人筒引出。
3.3 转子
转子外形尺寸为ф3330mm×850mm,重约18t。
转子主要由磁极、转子支架等组成。每个磁极与转子支架磁轭圈是通过4个M36螺栓连接固定。转子支架与水机轴采用止口和8个M64×4螺栓及4个ф80联轴销钉连接。
磁极包括磁极线圈、磁极铁芯和阻尼绕组，磁极铁芯由δ1.5mmQ235-A钢板冲制而成的磁极冲片借助于磁极拉杆和磁极压板叠压而成。磁极线圈由25匝5mm厚扁铜线绕制而成。线圈匝间绝缘、极身绝缘及上下绝缘托板热压成一体，以此提高了线圈的防潮和电气性能。
转子支架为单幅板结构。由磁轭圈、幅板、环板、筋板和中心环焊接而成，磁轭圈由钢板卷制焊接成，中心环为锻钢20SiMn。
阻尼绕组由嵌在每个磁极铁芯极靴部位上的阻尼条和及其两端连接的阻尼环构成。阻尼环与阻尼条的连接采用银铜焊接，阻尼环极间连接采用连接片连接。转子引线由下游侧经转子支架通风孔引至上游侧的集电环上，转子引线采用软铜母线。
3.4 组合轴承
组合轴承由正、反推力轴承和径向轴承组成。
由镜板承受正、反推力，正推力瓦共8块，采用刚性支撑，反向推力瓦共8块，采用橡胶垫支撑方式，镜板直径ф1080mm，正、反推力瓦，内径ф580mm，外径ф1040mm。推力轴承采用动压运行，浸油润滑冷却方式，油槽内充满油，推力轴承润滑油由正推力进油与反推力进油组成进入油槽，由油槽上部排出至液压泵站。
径向轴承内径ф525mm，长495mm，分半结构，径向轴承设有静压减载装置，在机组起动时或停机时；机组转速达到额定转速的95%时投入。径向轴承采用动压运行，静压起动和停机的方式。为适应主轴的挠度变化,根据轴系计算结果,对径向轴承的大法兰进行偏车,以保证机组在运行工况下,主轴和径向轴承基本垂直。
径向轴承润滑油采用高位油箱供油方式，排入反推力轴承油槽。
轴承润滑油采用强迫外循环冷却方式，润滑油由液压泵站用油泵将润滑油经虑油器、冷却器送至高位油箱，再进人轴承，润滑轴承后，热油分两路汇入液压泵站，以此循环往返。高位油箱的容量能满足在油泵故障时机组安全运行10min及机组停机所需的润滑油量。
3.4.1组合轴承低压润滑油供油量及供油压力
供油量 供油压力
正向推力： 25 l/min 0.2MPa
反向推力： 25 l/min 0.2MPa
径向轴承： 12 l/min 0.2MPa

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3.4.2径向静压轴承供油量及供油压力
供油量：9.6 l/min 供油压力：20MPa
3.4.3 高位油箱和高低压稀油站
a、高位油箱容积2.0m3
高位油箱的安装高程要保持在距机组轴线高程25m及以上，以此高程保证高位油箱的油压。
b、高低压稀油站
高低压稀油站由油箱、高压泵组系统和低压泵组系统、回油管路过滤器、信号温度计、液位信号器等组成。
低压供油部分油压0.6MPa，流量114 l/min，电动机功率3.0KW，电压380V，油箱容积2.5m3。高压供油部分电动机功率5.5KW,电压380V。
高低压稀油站中的低压泵组将回油通过油冷却器及管路送至高位油箱，再由高位油箱给轴承供油。高压泵组供顶起大轴之用，当油温低时，电加热器给油加温，以使润滑油保持在25℃-35℃之间。
高压泵为两套，低压泵为两套，以互为备用。确保机组润滑油的安全供给。
3.5 供排水系统
3.5.1 空气冷却器，油冷却器均由电站提供压力水源，水压，水量均应保证冷却器要求的数据。
3.5.2 排水系统
灯泡头、定子的凝露水、油冷却器的排水由排水管排至积水井。
空气冷却器的水排至电站下游侧。
3.5.3 制动系统
制动用压缩空气的气源由电站提供。正常制动气压为0.5－0.7MPa。
3.6 通风冷却系统
3.6.1 发电机采用外加风机的轴向常压强迫通风冷却方式。通风冷却循环方式：冷风由风机带入定、转子空间，受热的空气通过转子支架通风孔进入空冷器，经冷却后的空气进入风机。风机采用2个混流式风机，转速2900r/min。空冷器采用2个，用水量40m3/h，工作水压0.3MPa。风机装于定子前机架上。空冷器装于泡头顶部。
3.6.2 空气冷却器（由2个空气冷却器并联组成）
空气冷却器冷却水的消耗量40m3/h，冷却水压降约0.028MPa，冷却器的工作水压0.3 MPa，单个空气冷却器的最大换热容量80KW。冷却器最高进水温度28℃。
3.6.3 风机
本机采用2台混流式风机，具体性能如下：
风机型号 HL3-2A-NO.4.5A
转速 2900r/min

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所需总风量 5m3/s
电动机功率 7.5KW
电压 380V
3.7 灯泡头
外形尺寸ф3850×2700mm，重量约9.5t。
灯泡头是钢板焊接结构，为了尽量减小水力损失，灯泡头外形制成流线形。它承受轴向水推力及水压力和水浮力。
3.8 进人筒
进人筒外形为椭圆形，尺寸：ф1400×ф1000×2355mm，重量约2t。
进人筒是钢板焊接结构，是监测元件引出线及油水、制动管路及励磁电缆的引出通道也是监护运行人员检修吊物的通道。
3.9 测温装置
为测量发电机定子线圈和铁芯温度，在定子铁芯槽中共埋置12个Pt100Ω铂电阻测温线圈，埋置的槽号和位置详见定子测温装置图。
为了监视机组的安全运行，在发电机下列部位还设有测温元件
在空气冷却器中安装冷风2个，热风2个，WZP-200铂热电阻
在正推力瓦中安装4个，在反推力瓦中安装2个,在径向轴瓦中安装2个，在油箱中安装2个，均为WZP-269铂热电阻.埋设的详细位置见组合轴承图.
3.10 制动管路
为防止轴承轴瓦损伤缩短机组低速转动时间而设机械制动系统。发电机组选用4个φ125气复位制动器。制动气压0.5-0.7Mpa,制动器在机组降至30%额定转速
时投入工作。制动时间不大于120秒。机组停机状态制动器处于制动状态。开机前制动器复位。
3.11抽尘
集电环处碳粉通过管道引至挡风板，通过吸尘器将碳粉吸走。
3.12转子锁定
人员进入定、转子内检修、拆装磁极、机组长期停机等情况需锁定转子。转子锁定装置形式：支架固定在前机架上，通过螺旋扣配合连接制动环和支架。
3.13防潮装置
为了防止长期停机时发电机内部潮湿产生凝露，在发电机定子下游侧装有容量2kW的电加热器3个，固定在水机座环上，加热器在长期停机时投入运行。在泡头上装有一台除湿机，泡头内壁涂刷防凝露漆，在机组泡头及机座的最底部装有积水排除设施，使机组长期停机期间发电机内部湿度维持在一个合适的水平。

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3.14排凝露措施
在发电机底部设有收集凝露水的水管。
3.15 流道盖板
流道盖板外形尺寸4450X4000X670mm，重量约7.8t。
流道盖板、基础及支墩、灯泡体形成发电机的部分流道，基础承受着发电机各种力矩的作用。
4、运输和储存
4.1 发电机所有零部件均由制造厂根据尺寸、重量及结构特点分别包装，运输方式分为铁路和公路运输两种，在运输过程中吊运必须按箱上的标记进行。
4.2 所有零部件运到工地后，应开箱检查运输过程中有无损坏并按装箱单清点有无缺件。
4.3 运到电站的零部件一般均应保存在干燥清洁的库房中。
4.4 拆箱后的零部件应小心放在框架或木垫上，经加工的工件表面应涂以防锈脂和防锈漆。对镜板等高精度零件的工作表面尤应加以注意，慎重地加以保护。
4.5 必须特别注意定子转子的存放，应保证其线圈绝缘不受任何潮湿和机械损伤。其仓库房的室温不低于5℃。
4.6 每三个月至少检查一次零部件有无腐蚀情况，如有腐蚀应立即清除。
5、安装说明
本书只对本发电机安装时的主要特点及特殊要求作简要说明，但不包括为确保安装质量所必须执行的全部内容。
5.1 安装前的准备工作
5.1.1 安装前，安装人员必须熟悉下列文件规程。
① 本产品技术条件；
② 本产品说明书；
③ 随机供给的图纸以及图中规定的技术要求；
④ 发电机其它技术文件；
⑤ 制造厂提供的试验及检查记录。
5.1.2 安装现场必须清理干净符合要求。
5.1.3 认真校对各大件的重量和起重设备的能力，并予先考虑大件的起吊及搬运方法。
5.1.4 清点并熟悉制造厂提供的专用安装工具。
5.1.5 发电机在流道内的安装工作是在水轮机座环的安装工作基本完成后进行，

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水轮机座环安装应达到设计要求。
5.1.6 发电机的零件应尽可能在安装间内进行予装和组装，及有关的喷漆等工作。
5.2 安装程序（参见安装程序示意图）
5.2.1 在安装间内将组合轴承全部安装至水轮机主轴上。
5.2.2 吊装水机主轴（包括组合轴承）并调整好主轴轴线，将支撑环把合在水机座环上，并打上销钉。
5.2.3 把灯泡头吊入流道并放置在流道的前部。
5.2.4 将转子吊入流道，找正后与水机主轴把合紧，把合时用电加热器。
5.2.5 在定子上安装制动管路，制动器，挡风板和立挡风板。
5.2.6吊装定子并调正主气隙值，下游侧与水机座环把合。（注：定子自起吊开始
至安装完毕不允许一点着地）。在定子下部用木架支撑。
5.2.7将集电环吊入流道与转子把合，并将转子引线安装好。
5.2.8检查以上装配合格后在定子与水机座环把合面外侧钻销孔，并装入定位销。
5.2.9 将中间环吊入流道与定子把合后，并装入套筒及定位销。
5.2.10将刷架、集电环罩安装在中间环上，并调整好。
5.2.11 装上泡头顶、挡风板、踏板及风机空气冷却器和泡头内的扶梯，水机受油器。
5.2.12 装进人筒
5.2.13吊装流道盖板与基础把合。
5.2.14 吊装进人筒上部，扶梯上部分。
5.2.15 安装油水管路，辅助接线。
5.3 盘车
机组安装过程中，在具备盘车条件下进行盘车。测量各重要部件的摆度值。
测量部位 允许摆度
径向轴承轴颈 小于0.03
集电环轴环处 不大于0.2
法兰 不大于0.1

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5.4 施工和安装要关注的问题
水轮机座环的安装质量不仅涉及到水机，对电机的安装也影响巨大。因为电
机安装的基准和基础是水机座环。所以在施工过程中，座环的安装不仅要满足水机也要满足电机的要求。如座环与机座把合对轴线的垂直度、波浪度、座环把合面处的把合质量都应严格加以控制，故制造厂特提请设计院，电站施工部门和安装部门要注意到这一点。
6 启动和试运转
在发电机安装完毕后，投入正式运转前，必须对机组进行一次综合性的起动试运转，在此以前必须由专门小组负责机组安装工作的质量部门进行全面检查和评定，同时制订具体的起励试验大纲，并按此进行一系列的调整试验。
6.1 起动前的主要检查项目
6.1.1 安装质量检查
检查发电机及其辅助设备的安装质量是否符合制造厂提供的设计图纸及其它文件的规定。
6.1.2 清洁检查
发电机及其辅助设备应彻底清扫，尤应注意转动部件上不得有任何杂物。
6.1.3 间隙检查
检查发电机的气隙内是否有杂物，制动器与制动环之间的间隙是否符合图纸要
求，挡风板上的绝缘板与转动部分接触的间隙是否严密以确保挡风板的密封作用。
6.1.4 组合轴承及润滑油管路系统检查
组合轴承润滑油供油量是否调到规定的数值，油压是否正常，油箱的油面是否正常，油加热器、油冷却器工作是否正常。
6.1.5 通风系统与冷却供水系统检查
检查风机及其管路系统，空气冷却器及油冷却器供水系统管路是否畅通无误，阀门动作灵活，处于正常工作状态（冷却水水压及水量符合设计要求）。
6.1.6 制动管路检查
经制动器通以设计压力的压缩空气，检查制动器升降及复位是否灵活，限位开关信号是否正常。
6.1.7 检查灯泡头、进人筒、定子机座与水接触面的密封情况。
6.1.8 检查和验证自动化元件，检测元件整定值是否正确无误。
6.2 起动前发电机应具备的条件。
6.2.1上述检查工作已经结束。

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6.2.2 供油系统油泵起动，油冷却器已投入运行，高位油箱已储油。
6.2.3 组合轴承的油箱已充润滑油，并有回油排出。
6.2.4 确认镜板与正推力轴承瓦间有间隙存在。
6.2.5转子处于静止状态，但制动器活塞已复位。
6.2.6静压轴承已工作。
6.2.7 通风冷却系统已工作，风机已运转，空气冷却器已工作（冷却水的水量、水压供给正常）。本系统也可在带负荷前起动。
6.2.8 监测元件、仪表全部正常。
6.2.9 防潮加热器停止工作。
6.3 发电机的第一次起动试验。
6.3.1 发电机不带励磁进行空转试验以检查机组机械部分的制造和安装质量，主要检查内容如下：
6.3.1.1 机组转动部分和固定部分有无碰撞和摩擦。
6.3.1.2 测定机组转动部分的摆度和固定部分的振动。摆度应符合5.3条规定，支撑环的振动值不大于0.12mm（双幅）。
6.3.1.3 检查运转后各轴承的温度及其变化情况。
6.3.1.4 检查正、反、径向轴承供油量及其油压值。
6.3.1.5 整定高位油箱及高低压稀油站油位信号器接点。
6.3.1.6 检查径向静压轴承装置投入运行是否正常。
6.3.2 试验中应注意的事项：
6.3.2.1 手动开机后，在3-5分钟内使机组转速逐步上升至额定转速的50%，维持2-3分钟如无异常现象才允许继续升至额定转速。如在运转工程中发现异常现象应立即消除或停机处理。
6.3.2.2 机组起动后1小时内，每隔15分钟记录一次轴承温度，1小时后隔30分钟记录一次温度，当机组空转到轴承温度达到稳定后即可停机并作全面检查，尤应注意转动部分的零件是否松动或脱落，制动器活塞是否复位等。
6.3.2.3停机过程中应注意的事项：
停机前径向轴承需投入高压油，直到停机后才切除；
当转子转速降到20%额定转速时投入制动器进行制动；
停机后一般不关闭轴承润滑管路。长期停机时关闭轴承润滑管路。
停机后10分钟关闭风机，长期停机时关闭空气冷却器冷却水循环。
6.4 第二次起动试验

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6.4.1 检查与试验项目
6.4.1.1 测量发电机的残余电压及相序
6.4.1.2 发电机的三相短路干燥
6.4.1.3 录制发电机短路特性
6.4.1.4 自动励磁调节器调试
6.4.1.5 发电机定子直流泄漏试验
6.4.1.6 录制发电机空载特性
6.4.1.7 测量轴电压
6.4.2 试验中的注意事项
发电机三相短路干燥前，应在开机前接好三相短路线，在短路干燥过程中，用调节定子中电流的方法控制线圈温度，其最高温度不应超过80℃，温度上升每小时不超过5℃。当绝缘电阻大于6.1（MΩ）时停止干燥。
6.5.1 试验目的
6.5.1.1 整定残压测速装置
6.5.1.2 检查机组在150％额定转速下运行时各部分的振动，摆度和转动部件有无松动情况及径向轴承工作情况。
6.5.2 注意事项
6.5.2.1 超速试验应手动操作，升速应平稳，当转速达到规定值后应迅速降回至额定值。
6.5.2.2 超速试验后应停机检查发电机部件有无松动或损坏。
6.6 甩负荷试验
6.6.1 试验目的
通过甩负荷试验，检查调速器工作的可靠性。
6.6.2 注意事项
6.6.2.1 机组以手动方式起动，以手动准同期方式并入系统。带上规定的负荷（分别以额定负荷的25%、50％、75％、100％）跳开发电机油开关，负荷突然甩掉，观察调速器能否迅速自动关闭导叶并稳定在空载位置。
6.6.2.2 甩负荷试验中，应记录水轮机各要求数据和发电机各要求处的摆度和振动值。
6.7 七十二小时试运行
6.7.1 发电机带额定负荷连续运行72小时，全面观察机组的性能。开始8小时带二分之一负荷，其余时间带满负荷。

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6.7.2 检查自动励磁装置在带负荷情况下性能。
6.8 型式试验
机组除在安装及起动试运转过程进行交接试验外，第一台机组投入运行后，应根据电站的具体条件，由订货单位决定是否进行下列各项发电机型式试验项目。
6.8.1 效率及损耗的测定
6.8.2 短时过电流试验
6.8.3 飞逸转速试验
6.8.4 额定励磁电流和电压变化率的测定
6.8.5 电压波形正弦性畸变率的测定。
6.8.6 绕组电抗和时间常数的测定。
7 运行和维护
水轮发电机组能否长期运行，不仅取决于机组的设计、制造、安装质量、而且与用
户能否正确地使用和精心维护有密切的关系，因此机组在运行时要注意下列事宜。
7.1 运行和维护
水轮发电机组的运行条件应符合JT的规定。
发电机的起动应满足下列条件：
7.1.1 高低压稀油站工作正常（即低压泵、高压泵工作正常），油冷却器，滤油器等工作正常，高位油箱已储满油，组合轴承已充满且组合轴承油槽回油管已有回油（证明正、反推力轴承油槽已充满润滑油），且转子仍处于制动后位置，制动器活塞已复位。
7.1.2 径向轴承已投入高压油
7.1.3 通风冷却系统已工作，风机已运转，空气冷却器已工作（即已给冷却系统供水，水量水压正常）。
7.1.4 监测元件，仪表全部正常。
7.1.5 防潮加热器停止工作。
7.2 发电机停机过程注意事项均应符合6.3.2.3中提到的要求。
7.3 发电机如长期处于停机状态，除应做到7.2之外，还应完成下列事宜：
轴承油槽的油放尽储油。
关闭高位油箱的出油阀门。
停止空气冷却器和油冷却器的供水，并将其内的水排除干净，将加热器投入，并使机内温度高于机外温度防止电气部件受潮。
7.4 日常监视

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部位
测量方法
允许最高温升
定子线圈
埋置检温计法
105
定子铁芯
埋置检温计法
105
转子线圈
电阻法
100
正向推力轴承
检温计法
70℃(温度)
径向轴承
检温计法
70℃(温度)
集电环
温度计法
90
7.4.1 温度监视
发电机在额定容量、额定电压、额定频率和额定功率因数下发电机线圈、
铁芯和轴承的最高温度不得超过表内的规定。

7.4.2 轴承监视
监视运行中的振动和音响，定期测量机组各部分的摆度及振动值如下：
径向轴承机架允许双幅振动量小于0.12mm
径向轴承颈摆度值小于0.03mm
集电环滑环处的摆度值不大于0.2mm
7.4.3 绝缘监视
7.4.3.1 定子绕组每相绝缘电阻
在换算至100℃时，不得低于按下式计算的数值。

式中： UN — 电机额定线电压（V）
SN – 电机额定容量（KVA）
7.4.3.2 转子绕组绝缘电阻一般不小于0.5（MΩ）（用500V兆欧表）。
7.4.3.3 集电环的绝缘电阻一般不小于0.5（MΩ）
7.4.3.4 注意观察绝缘电阻是否下降或有臭氧味，火花及转子接地等。
7.4.4 组合轴承油面监视
观察轴承供油，回油是否畅通，如有断流要及时处理或停机以防烧瓦事故发生。

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7.4.5 集电环装置监视
观察集电环表面及电刷的工作情况，电刷与集电环接触是否良好，电刷引线是否有局部过热等现象，并及时清理炭粉，防止其扩散污染定子、转子与结构部件。
7.4.6 冷却器供水系统的监视
空气冷却器及油冷却器的冷却水和排水应畅通无阻。
7.4.7 油面及供油系统的监视
观察高位油箱，高低压稀油站的油面，油泵及油路中各元件，监视仪表元件和测温元件均应处于正常状况。
7.4.8 排水系统的监视
观察灯炮头、定子机座上游及下游侧的内部有无凝露积水，如有凝露水应及时排出。
7.4.9 各连接部位水密封的监视
注意观察和及时发现灯泡头、机座及进人筒，流道盖板等部位的连接处有无渗漏现象并及时处理。
7.4.10 油路系统中，各密封连接处的监视
注意观察整个油路系统，各种法兰、仪表、监测元件、阀门等联接处，组合轴
承的油密封处，大轴护套等有无油的渗漏现象，并及时处理。
7.5 发电机如出现下列情况之一应立即停机并迅速检查及处理。
7.5.1 各种电气故障
7.5.2 发电机内部着火
7.5.3 线圈、定子铁芯和轴承局部过热或温度突然升高。
7.5.4 供油中断，组合轴承油槽回油管无回油，高位油箱油面过低。
7.5.5 机组漏水
7.5.6 风机故障
7.5.7 机组振动过大
7.6 定期检查
除在日常运行过程中对机组进行监视和及时处理缺陷外，还应定期对发电机进行全面检查和修理，每次检修的时间间隔及项目应根据机组各另件的结构特点和磨损情况而定。每次检修均应有记录。
7.6.1 定子
铁芯有无松动、锈蚀、槽楔及绑绳有无松动，线圈端部及风道清洁情况，检查三相绝缘电阻值，测量极化系数并进行比较分析，并测定绝缘老化数据以监督其绝缘状态和寿命。

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7.6.2 转子
线圈清洁情况，并测定绝缘电阻值，及时掌握绝缘水平，所有的紧固件有否松动现象，阻尼环接触是否良好等。
7.6.3 组合轴承及油管路系统
正、反向推力轴承瓦，径向轴承瓦的瓦面情况，润滑油的成份化验和更换。反
向推力轴承橡皮垫老化情况的检查。静压径向轴承及液压元件的检查，油冷却器及
滤油器及时清理等。
7.6.4制动管路
制动块磨损情况，制动器活塞升降是否灵活。
7.6.5 风机和空气冷却器
检查风机叶片有无裂纹，转动部分螺栓紧固情况，电动机轴承情况，空气冷却器冷却铜管与承管板处有无渗漏现象。
7.6.6 电加热器
检查其对地绝缘是否良好。
8. 发电机主要部件安装见安装程序图。

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