序号 名 称 气体冷却器水流量 发电机进口氢温 发电机THA工况下出口风温 发电机T-MCR工况下出口风温 额定氢压 最高允许氢压 发电机机壳容量 发电机漏氢量 单 位 t/h ℃ ℃ ℃ MPa(g) MPa(g) m Nm/24h 3设计值 试验值 保证值 备注 900 46~48 66.8 70.8 0.4 0.5 90 10 35~45 <65 930 40~49 <70 51 220 ≯70 1316 2673 6300 93 42 2 4.7×7.5-1.35 2.24×7.5 64.9 68.9 7.6 <80 <80 10 <70 0.8 3（3） 密封油系统 轴承润滑油进口温度 轴承润滑油出口温度 轴承润滑油流量 密封瓦进油温度 ℃ ℃ L/min ℃ ℃ L/min L/min L/min ℃ 密封瓦出油温度 密封瓦油量 氢侧 空侧 密封瓦温度 7 主要尺寸和电磁负荷 定子铁芯内径Di 定子铁芯外径Da 定子铁芯长度Li 气隙（单边）g 定子外壳压力 定子槽数Zi 定子绕组并联支路数a1 定子绕组尺寸 空心m×h—壁厚 实心m×h mm mm mm mm MPa mm mm 每槽线圈股数 空心 实心 定子电流密度J1 定子线负荷Ast 定子槽主绝缘单边厚度 定子总重量 定子最大运输重量 定子运输尺寸L×W×H 转子重量 n n A/mm 2上层：4×5，下层：4×4 上层：4×10，下层：4×8 上层8.5 下层10.6 A/cm mm t t mm t 1955 5.4 320 345 66 10520×4020×4350 序号 名 称 转子外径D2 转子本体有效长度 转子运输长度L2 转子槽数 转子槽尺寸m×h 转子每槽线匝数 每匝铜线尺寸m×h 转子电流密度J1 转子槽绝缘单边厚度 气隙磁密Bs 转子匝间绝缘厚度 护环直径DK 护环长度LK 单 位 mm mm mm mm 设计值 试验值 保证值 备注 1130 6250 12420 DW315 无氧铜空导 26Cr2Ni4MoV 32 8 9.23 1.3 10160 2mm A/mm mm Gs mm mm mm 0.4 1228 825 0.5 8 主要材质和应力 定子硅钢片型号 硅钢片厚度 铜线型号 转轴材料型号 转轴材料脆性转变温度FATT 转轴屈服极限σs mm ℃ N/mm 2≤-23（径向） ≥650（径向） 1.8 含银铜排 18Mn18Cr 17371 4000 8278 转轴安全系数K 转子铜线型号 转子铜线屈服极限σs 护环材质型号 护环屈服极限σs 护环安全系数K 转子槽楔材质型号 N/mm 2240 ≥970 N/mm 2K mm mm mm 1.6 铍钴锆铜+LY12CZ 9 发电机综合尺寸 长度（包括滑环） 宽度 高度（从出线端到氢冷器顶）
2.2 励磁系统数据
励磁方式为静态励磁
励磁变压器：6000kvA，20/0.8KV，UD=6%，DY5 短时过载能力： 110％ 冲击耐压水平： 125Kv
3.发电机的检修周期
检修类别 大修 小修 检修周期 5年 1年 检修工期 60天 20天
4.小修标准项目
4.1 检查并消除已经发现的缺陷。 4.2 清扫及检查发电机引线有无异常。 4.3 电气预防性试验。
4.4 氢气冷却器检查，根据情况进行清洗。
4.5 发电机大轴接地碳刷及接地检测碳刷的检查。 4.6 定子水路正反冲洗。 4.7 检查氢气干燥装置。 4.8碳刷及滑环检查。
5.大修标准项目
5.1 发电机停机前测量漏氢，并由运行人员进行修前发电机水路的正反冲洗试验，由高压试验人员进行修前发电机绝缘预防性试验。
5.2 发电机解体及各部位吹扫、清除污垢。
5.3 检查发电机的端盖、压板、钢圈、衬垫、密封垫。 5.4 处理漏氢点，更换胶条或密封垫。
5.5 全面检查紧固件螺栓及止动垫片，将松动的螺栓紧固，止动垫片更换。 5.6 定子槽楔及弹性波纹板的检修（有无松动、虚壳及断裂情况），更换或重新紧固少量的槽楔垫。 5.7 定子铁芯与端部压圈及屏蔽环的检修。
5.8 全面检查和清扫端部线圈、绑环、绑线间隔垫及绝缘引水管和测温元件等。 5.9 检查定子线棒有无磨损，过热、流胶、半导体漆脱落及电腐蚀情况，并处理。
5.10 检查定子线棒、并头套、水接头、绝缘引水管及铁芯各部有无漏水、渗水痕迹，并根据情况进行检修。
5.11 全面检查和清扫定子引出线装配各部件，清除端罩内的油污。 5.12 水内冷定子的主引线及出线套管水路的气体流量试验。 5.13 定子水内冷系统漏水试验。 5.14 定子线棒的水流量试验。
5.15 根据定子绝缘引水管是否有渗水、弯、磨损及水压试验，决定局部或全部更换定子绝缘引水管。 5.16 检查转子平衡块及平衡螺栓及其它紧固件。 5.17 护环的检查及中心环的检查。 5.18 发电机轴承对地绝缘的检查测量。
5.19 清洗氢气冷却器，进行冷却器水压试验，处理漏点。 5.20 油密封装置的检修。（机务）
5.21 转子风扇和风扇导向叶片的检修。 5.22 转子气密试验。 5.23 励磁系统的检修。
5.24 发电机与励磁系统绝缘预防性电气试验。 5.25 发电机组装。
5.26 发电机整机气密试验。
6.检修工序及工艺标准 6.1 发电机解体
6.1.1 解体前及解体过程中测量和记录下列数据：
6.1.1.1 由运行进行发电机水路的正反冲洗试验及化验冷却水水质。 6.1.1.2 电气预防性试验。
6.1.1.3 发电机排氢后，用压缩空气排二氧化碳，空气含量合格后方可进行发电机的检修工作。 6.1.2 拆除所有的测量仪表接线，包括轴瓦钨金热电偶线等。
6.1.3 拆除两端密封瓦。拆除有碍端盖的水管及其它障碍物，拆除管道时应检查该管道的阀门是否已关闭。
6.1.4 打开端盖手孔盖（16－M20），拆除端盖与挡风圈的固定螺栓、上下端盖内部固定螺丝，拆螺栓时使用的工具应谨慎，不得将工具与螺栓掉入发电机内。
6.1.5 拆端盖螺栓前，应先取出两端盖之间的分半螺栓（4－M74×3），拆此螺栓时，应用电加热棒加热后拆开。（加热要求：螺栓能松动为止）
6.1.6 拆除上端盖，并吊起上半端盖，拆螺栓时，用专用扳手，拆下的螺栓应妥善保管。 6.1.7 吊集电环装置
6.1.7.1 吊走集电环装置小室外罩。 6.1.7.2 装设集电环的支持假瓦，拆除集电环装置与发电机转子的对轮螺栓，拆集电环装置机座螺栓，吊走集电环装置。 6.1.8 抽发电机转子
6.1.8.1 拆除内护板，做好标记，妥善包管所拆的部件。
6.1.8.2 拆除各部件应作好位置标记，并测量记录各部位有关间隙。
6.1.8.3 拆除定子氢气回路的绝缘隔板，拆前应作好位置标记。抽转子前测量并记录定转子间隙。 6.1.8.4 将转子盘车，使大齿转到垂直位置，盘车时应由专人负责。
注：转子转轴上两个径向导电螺钉的中心线就可代表转子的二极大齿的中心线。
6.1.8.5 从汽机对轮处吊起转子，取下汽侧轴承下瓦及瓦衬。装好该端承重千斤托架，落吊，使转子重量移到千斤托架上。
6.1.8.6 从励端轴径外侧轴肩处吊起转子并将转子托架安装牢固，落下吊车，使转子重量移至转子托架并校中心标高垫平且牢稳，然后取出励侧轴承下瓦。
6.1.8.7 将励端下半端盖用2只5t滑子吊住后沿止口下移至不妨碍转子抽出部位，下端盖与本体间应用垫木隔离，以免损伤结合面。下降高度约500mm左右。并临时拆下该端绕组的可调绑环上的气隙挡风板的内环，并保存好。
6.1.8.8 将转子励端用#2行车吊起，用1根#8铁丝由励端下部气隙穿至汽端，固定3根8m长、φ6.5的高强度尼龙绳后抽回励端，将三根绳索穿扎在定子铁心保护板的三个钩攀上，从汽端将定子铁芯橡胶保护板由下部气隙拉入定子膛内正下部，且两端均匀，并固定。
6.1.8.9 将表面涂以石蜡或润滑脂的弧形钢滑板用同样的方法拉入，放在定子铁芯橡胶保护板上并且固定。
6.1.8.10 将汽侧轴颈用干净的氯丁橡胶垫片保护好将轴颈托架安装在汽端轴径处，使托架的圆弧凸面向上，以免碰到汽端下半端盖内腔。
6.1.8.11 将汽端转子用#1行车吊起，此时指挥#1、#2行车同步缓慢向励侧移动，并保证定转子间隙均匀，直至转子机侧钢丝绳靠近汽侧机座25mm处为止。
6.1.8.12 提升励侧转子，将第一块托板垫放在转子大齿下距汽端护环边缘约76mm处，再下降转子励端使转子刚好能压住托板带着它一起前进。落下汽机侧#1行车，使转子机端重量移到木托架上，拆下汽侧钢丝绳。
6.1.8.13 用一个5t手动葫芦固定在励侧地锚上另一端挂至转子托架拉孔处。指挥手动葫芦缓慢起吊拉出转子，#2行车随转子外移而移动，待轴颈托架接近滑板的边缘时，将轴颈托架转过180o，使托架的圆弧凸面垂直向下，并固定牢固。
6.1.8.14 继续拉出转子，待汽端轴颈托架进入定子膛后，提升转子励端，以便从励端拉出托板，然后降低励端将转子两端找好水平，继续抽出转子。
6.1.8.15 此时应注意机侧轴径托架入膛内后与弧形滑板的接触情况，转子重量应 由 #2行车与汽侧轴径托架共同承担，直至转子轴颈托架接近滑板励端边缘时停止拖动。将转子励端放低，直至转子重量由轴颈托架与励端转子托架支撑，当需要时，可在励端转子托架下用垫块来调节转子水平位置，然后拆下#2行车的钢丝绳。
6.1.8.16 将转子重心两边2m起吊处垫上转子保护套，用起吊转子专用的φ63钢丝绳，环绕转子一圈，采用双包兰形吊结，指挥行车缓缓吊起转子并将转子找平衡，检查转子在膛内部分气隙均匀，然后缓慢移动行车抽出转子，放至指定位置，用布盖好以备检修。
抽转子示意图
不允许起吊或支撑区不允许起吊或支撑区允许起吊或支撑区转子本体起吊区允许起吊或支撑区 图一：行车起吊转子及转子受力情况