A级检修

70～80

80～90

90～100

100～110

注：本表检修工期对应检修标准项目，存在非标项目时可对工期进行调整。

K:检修难度修正系数，

一、转轮

及主轴

1)转轮与主轴连接螺栓的拆装(必要时);

2) 转轮吊出(必要时)探伤检查，汽蚀、磨损、裂纹

处 理 ；

3)泄水锥检查与处理；

4) 转轮与泄水锥紧固检查；

5)迷宫环磨损检查及处理(必要时); 6)迷宫间隙检查测量；

7)转轮静平衡试验(必要时);

8) 水轮机轴与发电机轴的拆卸与连接(必要时);

9) 主轴及连接螺栓除锈防腐处理、探伤检查；

10) 主轴拆装时垂直度的测量

1) 连接螺栓的预紧力(拉伸值)符合设计要求；

2) 转轮表面无裂纹，无损检测无缺陷，空蚀及磨 损未超过DL/T 444要求；修补处表面光滑过 渡，无气孔、夹渣等缺陷；

3) 转轮静平衡试验数据符合GB/T 8564规范标 准要求 ；

4) 主轴垂直度偏差不大于0.02 mm/m要求

三、水轮

机导

轴承

1) 水导轴承拆装；

2) 水导轴承间隙检查调整； 3)水导轴承本体检查处理；

4) 水导冷却器检查、清洗与耐压；

5) 水导轴承油盆解体检查、密封更换，回装后整 体检查、渗漏试验；

6) 水导轴承油、水管路清扫及压力试验；

7) 水导轴承油、水过滤器清扫； 8)水导油箱清扫、油过滤化验；

9) 水导油泵检查；

10) 水导油泵电机检查

1) 巴氏合金轴瓦面应无变形、密集气孔、裂纹、硬 点、脱壳、磨损严重等缺陷，瓦面粗糙度应小于 0.8μm的要求，瓦面接触均匀；

2) 导轴承冷却器应按设计要求的试验压力进行 耐压试验。设计无规定时，试验压力一般为工 作压力的1.5倍，保持30 min,无渗漏现象，再 降至工作压力保持30 min无渗漏；

3) 煤油渗漏试验正常清扫后干净、无遗留物，充 油后无渗漏；

4) 油、水管道及管件回装后，应进行充油、通水试 验，试验时逐步升至额定工作压力，应无渗漏 现 象 ；

5) 油泵手动盘车无卡涩、无异音。电机预试符合 DL/T 596的相关规定，三相接线按原标记 接 回 ；

6) 水导轴承按原位装复，单侧间隙或合成间隙满 足设计要求

五、主轴

密封

1) 主轴密封拆卸、部件检查处理；

2) 主轴密封磨损量检查测量(必要时更换);

3) 主轴密封回装；

4)主轴密封冷却水压力调整；

5) 主轴检修密封气压力调整；

6) 主轴密封冷却水过滤器检查处理、滤芯更换；

7) 主轴检修密封气管路渗漏检查与处理； 8)主轴密封供水管路渗漏检查与处理；

9) 主轴密封冷却水泵检查处理；

10) 主轴密封冷却水泵电机检查处理；

11) 主轴密封水泵故障自动切换、定期轮换功能 检 查 ；

12) 主轴检修密封围带检查、气压试验

1) 主轴密封抗磨环、密封环无裂纹，磨损量满足 设计要求。轴向、径向间隙符合设计要求；

2) 冷却水压力、密封气压力均符合运行要求，各 管路无渗漏；

3) 水泵手动盘车无卡涩、无异音。电机预试符合 DL/T 596中的相关规定，三相接线按原标记 接 回 ；

4) 主轴密封水泵故障能自动切换到备用泵，并建 压成功，轮换功能正常

七、调速

器及其

操作

系统

1)油过滤，透平油样化验与分析；

2) 油泵检查及处理，油泵卸载阀整定值检查

调 整 ；

3)油泵电机检查及处理；

4) 油系统阀组检修；

5) 油系统过滤器清扫检查及处理、滤芯更换； 6)集油槽、压油罐、漏油箱清扫检查处理；

7)主油阀检查处理；

8) 油罐用气系统检查处理；

9) 油罐用气系统自动补气功能试验；

10)调速器冷却水系统检查处理、油冷却器清扫

及压力试验；

11) 伺服/随动机构、主配压阀检查及处理；

12) 压力开关、位置开关整定值检查调整；

13) 油、水、气管路检查、处理、防腐及耐压试验；

14) 导叶锁定机构检查调整；

15) 主接力器排油、解体检查、处理(含耐压试验) 及回装 ；

16)导叶预紧行程检查调整，接力器工作行程、压 紧行程测量调整，测量及调整接力器行程、导 叶开度关系曲线；

17) 调速器油罐安全阀校验；

18) 紧急停机电磁阀检查维护；

19) 调速器静特性试验；

20) 齿盘测速装置及过速开关校验；

21) 电调控制柜配合调速器系统整体功能调试及

传动试验；

22) 自动化元件校验和更换；

23) 电调、液压控制PLC参数及程序备份；

24) 控制柜、端子箱、模块清扫；端子紧固电缆、回 路接线、线槽盖板整理；电缆绝缘及接地检 查；防火封堵检查；端子、元器件、电缆标识牌 核对和更新；加热器检查及其温控器设定值 核对；盘柜照明检查；

25)控制电源及PLC工作电源的测试、接地检查、 防雷元件或装置检查、冗余电源切换试验、

PLC电池检查或更换；

26) PLC模块检查、继电器校验和更换、PLC程序 版本一致性核对；

27) 调速器参数及保护整定值核对；

28) 转速测量元件及装置校验；

29) 电机控制器清扫、检查、参数核对及试验；

30) PLC冗余CPU切换试验，冗余伺服/随动机 构切换试验；

31)I/O通道测试及信号传动试验、控制回路模拟 动作试验；

32) 油泵故障自动切换、定期轮换功能检查

1) 油化验结果符合GB11120规定；

2) 油泵手动盘车无卡涩、无异音。卸载阀动作值 与整定值一致。电机预试符合DL/T 596中的 相关规定，三相接线按原标记接回；

3) 电液转换器无外漏，主配压阀配合间隙符合设 计要求 ；

4) 管路无泄漏、按要求耐压试验合格，防腐层颜 色一致 ；

5) 接力器缸体、活塞杆无明显磨损，工作压力1.5 倍30 min无泄漏试验合格。接力器工作行程 达到设计要求，压紧行程符合GB/T 8564规范 标准要求；

6) 调速器系统静特性应符合GB/T 9652.1水轮 机控制系统技术条件；

7) 调速器及其操作系统全行程动作下，各部件灵 活平稳无卡涩，管路、阀门均无渗漏；

8)测速装置、测速元件、过速开关、自动化元件、 电测表计、继电器参数满足设备技术文件

要 求 ；

9) PLC参数及程序版本一致，备份完整、规范 保 管 ；

10) 端子紧固、接线完好、绝缘和接地正常、标示 牌正确齐全、防火封堵完好、加热照明正常；

11) 冗余电源、冗余CPU等切换功能正常；

12) 调速器参数及整定值与整定单一致；

13)油泵故障自动切换、定期轮换功能正常；

14) I/O通道测试及信号传动试验、控制回路模拟 动作试验正常

八 、 进 、

出水阀

及其操

作系统

1) 油样化验与分析；

2)油泵检查及处理；

3)油泵电机检查及处理；

4) 油泵卸载阀整定值检查调整；

5) 油(水)系统阀组检修；

6) 油(水)系统过滤器清扫检查及处理、滤芯 更 换 ；

7) 集油槽、压油罐、漏油箱清扫、检查处理、防腐；

8) 主油阀检查处理；

9) 油罐用气系统检查处理；

10) 油罐自动补气功能试验；

11)压力开关、位置开关整定值检查调整；

12) 油、水、气管路、阀门检查、处理、防腐及耐压 试 验 ；

13) 工作密封控制阀检查及滤水器清扫检查；

14) 工作密封专用密封圈检查处理(工作密封严 密性检查和漏水量测量);

15) 进水阀枢轴密封检查处理；

16) 伸缩节密封更换及耐压试验(必要时),固定 螺栓检查；

17) 进水阀接力器锁定机构检查调整；

18) 进水阀接力器解体检查、处理(含耐压试验) 及回装 ；

19) 进水阀接力器高压连接软管检查更新；

20) 安全阀校验；

21)进水阀基础螺栓、密封螺栓检查；

22) 进水阀工作密封位置传感器调整；

23) 进水阀检修密封位置传感器调整

1) 油化验结果符合GB 11120规定，满足使用 要 求 ；

2) 油泵手动盘车无卡涩、无异音。电机预试符合 DL/T 596中的相关规定，三相接线按原标记 接 回 ；

3) 阀组无卡涩，管路阀门无渗漏；

4) 工作压力1.25倍30 min无泄漏试验合格，防 腐层颜色与规范要求一致；

5)枢轴密封无损伤、无渗漏，轴套间隙符合设计

要 求 ；

6) 接力器缸体、活塞杆无明显磨损，工作压力1.5 倍30 min无泄漏试验合格；

7) 进水阀及其操作系统全行程动作下，各部件灵 活平稳无卡涩，管路、阀门均无渗漏，开关时间 试验满足设计要求

十、机组

技术供

水系统

1) 水泵检查及处理；

2) 水泵电机检查及处理；

3)水泵与电机轴线检查与调整；

4) 管路、阀门拆装、清扫、检查、处理；

5) 过滤器清扫、检查、滤芯更换

1) 水泵手动盘车无卡涩、无异音。电机预试符合 DL/T 596中的相关规定，三相接线按原标记 接 回 ；

2) 管路阀门清扫干净，压力试验合格，防腐保温 层无破损

一、转轮

及主轴

1) 泄水锥检查与处理；

2) 转轮气蚀检查与处理；

3) 转轮与泄水锥紧固检查与处理；

4) 迷宫间隙检查测量；

5)大轴保护罩及连接螺栓检查与处理

1) 表面无裂纹，无锈蚀，无汽蚀；

2) 无损检测无缺陷，汽蚀及磨损未超过规范要求 值；修补处表面光滑过渡，无气孔、夹渣等缺陷；

3) 紧固螺栓按规范力矩要求紧固；

4) 迷宫间隙(合成值)测值不超过相关设计要求

三、水轮

机导

轴承

1)水导油、水管路检查及处理；

2) 水导滤油、油化验；

3)水导轴承油盆螺栓检查处理； 4)水导冷却器检查、清洗与耐压；

5) 水导轴承油、水过滤器清扫；

6) 水导油泵检查；

7) 水导油泵电机检查

1)油化验结果符合GB11120规定合格；

2) 导轴承冷却器应按设计要求的试验压力进行 耐压试验，设计无规定时，试验压力一般为工 作压力的1.5倍，保持30 min,无渗漏现象，再 降至工作压力保持30 min无渗漏；

3) 油泵手动盘车无卡涩、无异音。电机预试符合 DL/T 596中的相关规定，三相接线按原标记 接 回

五、主轴

密封

1) 主轴密封及其过滤器检查清扫； 2)主轴密封冷却水泵检查处理；

3) 主轴密封冷却水泵电机检查处理；

4) 主轴密封磨损检查、测量；

5)主轴检修密封气管路渗漏检查与处理；

6) 主轴密封供水管路渗漏检查与处理；

7)主轴密封水泵故障自动切换、定期轮换功能

检查

1) 冷却水压力、密封气压力均符合运行要求，各

管路无渗漏；

2)水泵手动盘车无卡涩、无异音。电机预试符合 DL/T 596中的相关规定，三相接线按原标记

接 回 ；

3) 能自动切换到备用泵，并建压成功，轮换功能

正 常

六 、 上 、

下迷

宫环

1) 上、下迷宫环冷却水过滤器检查与处理；

2) 上、下迷宫环供水阀门检查处理；

3) 上、下迷宫环过滤器控制柜清扫、端子检查

1) 阀门无卡涩、无渗漏；

2) 盘内设备清洁无尘；接线紧固，抽查5%接线； 各接地导通性完好；防火封堵完好；盘内设备 标识齐全；加热器正常投入，照明良好

八、进水

阀及其

操作

系统

1) 透平油样化验与分析；

2) 油泵检查及处理；

3) 油泵电机检查及处理；

4) 油泵卸载阀整定值检查调整；

5) 油(水)系统阀组检修；

6) 油罐用气系统检查处理及自动补气功能试验；

7) 油/水/气管路、阀门检查及处理；

8) 密封操作用水滤过器清扫检查；

9) 进水阀接力器、锁定装置检查；

10)工作密封外观检查、漏水量测量；

11) 进水阀基础螺栓、接力器基础螺栓等检查；

12) 进水阀油罐安全阀校验

1) 油化验结果符合GB 11120规定，满足使用 要 求 ；

2) 油泵手动盘车无卡涩、无异音。电机预试符合 DL/T 596中的相关规定，三相接线按原标记 接 回 ；

3) 工作密封外观无异常，渗漏量符合设计要求；

4) 进水阀及其操作系统全行程动作下，各部件灵 活平稳无卡涩，管路、阀门均无渗漏，开关时间 试验满足设计要求

九、调相 压 气

系统

1) 气罐清扫检查及处理、除锈、防腐与补漆处理；

2) 气罐安全阀校验；

3) 管路补漆、防锈、漏水、漏气检查与处理

1) 气罐干净、无遗留物，充气后无渗漏，防腐涂层 均匀、无起泡、无皲裂，颜色与规范要求一致；

2) 安全阀校验，并挂检验合格证

一、定子

1) 定子线棒、槽楔、上下端部绝缘盒、汇流排和引

线检查、清扫及处理

绕组接头绝缘盒及填充物应饱满，无流蚀、裂纹、变 软、松脱等现象，端箍与线棒间绝缘良好，无放电痕 迹。槽楔洁净无脱落、无窜动、无松动、无断裂。汇

流排表面清洁，绝缘完整，无损伤、过热及电晕痕迹

3) 定子铁芯穿芯螺杆绝缘测试、紧固检查

按设备技术文件规定的力矩和检查周期要求进行

检查无松动，绝缘检测符合设备技术文件要求

5) 电气预防性试验

定子预试符合DL/T 596中的相关规定。电气连接恢 复时电气接触面应平整清洁，并涂抹适量复合电力脂，

螺栓两侧应用垫片，螺栓的紧固度符合设计要求

7) 分瓣定子合缝及螺栓检查处理

螺栓应紧固，螺母点焊处无开裂，销钉无窜位；分瓣 定子组合后，机座组合缝间隙用0.05 mm塞尺检

查，在螺栓周围不应通过

9) 齿压板检查处理

焊缝无裂纹，螺栓紧固

一、定子

11) 定子线棒、铁芯测温回路检查

正常时回路冷态电阻符合要求，监控系统内看各测

点显示的温度正常

13)中心高程调整

中心高程的平均中心与转子磁极平均中心高程一 致，偏差值不超过定子铁芯有效长度的±0.15%,最

大不超过±4 mm

15) 上下挡风板、支架及螺栓检查

挡风板无破损，与定子间隙符合要求，各螺栓紧固

并锁定牢固

2) 转子与主轴的分解

按设备技术文件流程分解

4) 磁极标高测定及调整

各磁极中心高程相对高差满足GB/T 8564的相关

要求

6)转子支架焊缝及螺栓、磁轭卡键检查

焊缝无裂纹，螺栓紧固，磁轭卡键无松动

8) 阻尼环紧固检查及处理

无磨损，螺栓已按设计力矩紧固并做好标记，阻尼

环连接线探伤合格

10) 转子磁轭及其拉紧螺杆检查

螺母焊缝无开裂

12) 通风槽清扫检查及处理

清扫干净，无异物

14) 转子回装

按吊装方案执行

16) 转动部分动平衡试验

符合GB/T 8564水轮发电机组安装技术规范相关

要求，并不得超过轴承间隙的75%

二、转子

17) 滑环碳刷装置及引线检查、调整

碳刷架与集电环之间的间隙、碳刷架弹簧的压紧

力、碳刷长度符合设备技术文件要求，刷瓣无断裂

19) 轴电流互感器检查及轴电压测量

轴电流互感器本体端子固定及压接牢固，CT本体 无开裂等异常情况。轴电压分别在机组额定电压

下额定负荷、0.5倍额定负荷及空载状态下测量

2) 推力油盆、瓦基座、挡油环检查及处理

清扫后干净、无遗留物，充油后无渗漏，瓦基座绝缘

测试合格，挡油环间隙符合设计要求

4) 推力轴承及绝缘垫清扫、检查处理

清扫干净，绝缘测试符合设计要求

6) 轴瓦厚度测量，瓦面处理

推力瓦厚度测量值符合设计要求，瓦面符合

DL/T 817立式水轮发电机检修技术规程相关要求

8) 油和水管路清扫及压力试验

清扫干净。设计无规定时，试验压力一般为工作压 力的1.5倍，保持30 min,无渗漏现象，再降至工作

压力保持30 min无渗漏

10) 高压油顶起装置油过滤器检查更换

清扫干净，无堵塞，无渗漏

12) 推力油泵解体检查

油泵旋转部件无卡涩、无异音

14)吸油雾装置清扫检查

清扫干净，功能正常

16) 交直流顶起装置油泵电机检查试验

电机预试符合DL/T 596的相关规定，三相接线按

原标记接回

四、导

轴承

1)导轴承瓦间隙测量及调整

单侧间隙或合成间隙满足设计要求

3)油和水管路清扫及压力试验

清扫干净。设计无规定时，试验压力一般为工作压 力的1.5倍，保持30 min,无渗漏现象，再降至工作

压力保持30 min无渗漏

5)导轴承油泵检查试验

油泵旋转部件无卡涩、无异音

7)导轴承冷却器清扫检查、耐压实验

导轴承冷却器应按设计要求的试验压力进行耐压 试验，设计无规定时，试验压力一般为工作压力的 1.5倍，保持30 min,无渗漏现象，再降至工作压力

保持30 min无渗漏

五、机架

1) 上下机架水平、中心、高程测量调整

上下机架水平、中心、高程应满足机组安装标准

要求

3)上下机架固定螺栓及销钉检查及处理

螺栓紧固无松动，销钉无窜动

2) 制动器分解检修及耐压试验

单体耐压和整体耐压符合DL/T 817立式水轮发电

机检修技术规程相关要求

4) 制动环磨损检查，制动闸板检查、更换

制动环固定螺栓凹进摩擦面2mm以上，接缝处有 2mm以上间隙，制动环平面度小于2.5 mm,制动

闸板、制动环磨损检测满足设计要求

6) 位置开关检查处理

辅助开关在分合时能正常转换，且各接点动作正确

8) 储气罐的无损检测

按照NB/T 47013.3承压设备无损检测相关要求进

行质量检测合格

10) 除粉尘装置检查清扫

清扫干净

七、转子顶

起装置

油回路清扫

清扫干净无堵塞

2) 空冷器管路、伸缩节、阀门检查处理

管路、伸缩节、阀门充压后无渗漏

4) 强迫循环风机检查处理

振动、绝缘符合要求

2) 温感、烟感、控制装置检查、清扫

各探头报警正确，跳闸逻辑正常，喷淋电磁阀动作

正常

十、励磁

系统

1) 励磁变压器的清扫与外观检查、温控装置校验 与检查、电气连接部件检查紧固、紧固件检查、

接地检查、绝缘件检查、电气预防性试验

变压器外观无异常；温控装置功能正常；电气连接 部件可靠紧固；紧固件正常；接地正常；绝缘件正 常；电气预防性试验结果符合DL/T 596的相关

规定

3) 整流功率柜电缆绝缘检查和试验；磁场断路器 功能检查、校验；风扇电机大修；盘柜清扫、端 子紧固；风机清扫检查；功率元件及连接回路 检查；柜内元器件校验；功率柜交、直流侧刀闸

检查

整流功率柜电缆绝缘符合DL/T 596的相关规定； 磁场断路器功能正常；风扇电机满足设备技术文件 要求；盘柜端子可靠紧固；风机功率元件及连接回 路正常；柜内元器件满足设备技术文件要求；功率

柜交、直流侧刀闸正常

5) 磁场断路器性能试验；灭磁系统及转子过电压 保护装置检查(非线性电阴灭磁及过电压保护 装置每年至少检测 一 次基本特性和特征参

数);起励设备检查；励磁电缆预防性试验

磁场断路器性能满足设备技术文件要求；灭磁系统 及转子过电压保护装置基本特性和特征参数满足 设备技术文件要求；起励设备功能正常；励磁电缆

预防性试验结果符合DL/T 596的相关规定

十一、监测

控制系统

1) 电量、非电量电测仪表校验和更换

电量、非电量电测仪表校验误差在允许范围内，元 件功能正常，拆下元件及表计已安装牢固，无渗漏，

二次接线已恢复、无松脱

3) 继电器校验和更换

PLC模块功能正常，继电器常闭和常开接点电阻小 于0.5Ω。延时时间在规定范围内且继电器常闭和 常开接点电阻小于0.5 Ω。继电器表面干净无破

损，按实际位置回装

5) 高压顶起装置油泵故障自动切换功能检查

能自动切换到备用泵，并建压成功，轮换功能正常

一、定子

1) 定子线棒、槽楔、上下端部绝缘盒、汇流排和引

线检查、清扫及处理

绕组接头绝缘盒及填充物应饱满，无流蚀、裂纹、变 软、松脱等现象，端箍与线棒间绝缘良好，无放电痕 迹。槽楔洁净无脱落、无窜动、无松动、无断裂。汇

流排表面清洁，绝缘完整，无损伤、过热及电晕痕迹

3) 定子压紧螺栓绝缘测试、紧固检查

按设备技术文件规定的力矩或压紧力和检查周期 要求进行检查无松动，绝缘检测符合设备技术文件

要求

5) 定子机座检查清扫

表面无裂纹，无开焊，油漆无脱落；

基础螺栓应紧固，螺母点焊处无开裂，定位键无

窜位

二、转子

1) 发电机空气间隙检查

各间隙值与平均间隙值之差不大于平均间隙的

±8%

3) 转子中心体焊缝检查

中心体焊缝无开裂

5)阻尼环紧固检查及处理

无磨损，螺栓紧固，阻尼环无变形情况

7) 磁极间挡块检查处理

检查螺栓无异常、内窥镜检查侧向块无贯穿裂纹，

各组件间隙配合无异常

9) 滑环碳刷装置及引线检查、调整

碳刷架与集电环之间的间隙、碳刷架弹簧的压紧

力、碳刷长度符合设备技术文件要求，刷瓣无断裂

三、推力

轴承

1) 推力轴承外部检查清扫

清扫干净

3) 推力冷却器清扫检查，油滤过器清扫、检查

清扫干净，油过滤器无堵塞，无渗漏

5) 推力油盆外观检查、盖板、油位计检查

盖板处无甩油，油位计正常

7) 交直流顶起装置油泵电机检查试验

电机预试符合DL/T 596的相关规定，三相接线按

原标记接回

9) 推力油泵电机检查试验

电机预试符合DL/T 596的相关规定，三相接线按

原标记接回

2) 油位调整及油化验

油位满足设计要求，油化验结果符合GB 11120涡 轮机油规定

4) 导轴承油泵电机检查试验

电机预试符合DL/T 596的相关规定，三相接线按

原标记接回

6) 导轴承间隙测量调整

间隙符合设计要求

五、机架

1) 机架检查和清扫

清扫干净，焊缝无开裂

六、制动

系统

1)位置开关调整

辅助开关在分合时能正常转换，且各接点动作正确

3) 电气制动断路器回路检查及处理

端子均紧固无松动

5) 集尘装置电机清扫、检查

电机预试符合DL/T 596的相关规定，三相接线按

原标记接回

7) 制动系统管道阀门检查

阀门状态正确，无卡涩

9) 除锈、防腐与补漆处理

防腐涂层均匀、无起泡、无皲裂，颜色与要求一致

七、转子顶

起装置

油回路清扫

清扫干净无堵塞

2) 空冷器外部检查及漏水处理

无渗漏

2) 消防温感、烟感、控制装置检查、清扫、测试

各探头报警正确，跳闸逻辑正常，喷淋电磁阀动作

正 常

2) 断路器本体清扫与操作机构检查；机构动作情 况检查；绝缘子和端子紧固；仪表和继电器检

查和校验；电气预防性试验

断路器操作机构功能正常；绝缘子和端子可靠紧固； 仪表和继电器校验结果满足设备技术文件要求；电

气预防性试验结果符合DL/T 596的相关规定

4) 励磁调节器清扫和检查；励磁调节器校验；励 磁调节器带功率整流柜整体特性检查；二次回 路检查与传动校验；系统功能检查、整定；元器

件校验；电源检查与切换试验

励磁调节器参数及整定值满足设计要求；励磁调节 器带功率整流柜整体特性满足设计要求；二次回路 传动试验正常；系统功能正常；元器件参数满足设

备技术文件要求；电源切换功能正常

十一、监测

控制系统

1) 电量、非电量电测仪表校验和更换

电量、非电量电测仪表校验误差在允许范围内，元 件功能正常，拆下元件及表计已安装牢固，无渗漏，

二次接线已恢复、无松脱

3)继电器校验和更换

PLC模块功能正常，继电器常闭和常开接点电阻小 于0.5Ω。延时时间在规定范围内且继电器常闭和 常开接点电阻小于0.5 Ω。继电器表面干净无破

损，按实际位置回装

十二、空间

加热器

加热器检查及处理

用1000V兆欧表测试，绝缘电阻不小于0.5 MΩ

一、修后静

态试验

1)调速器与导水机构调试

1) 压油装置充油建压，检查压油装置油泵工作正常，管路、阀门等无 渗 漏 ；

2) 调速系统充油建压时，多次手动操作调速器，排出接力器及油管 内空气。检查调速器、接力器及导水机构联动动作的灵活性和全 行程内动作的平稳性；

3) 油泵手动/自动启动/停止逻辑动作试验；

4) 压力油罐自动补气装置动作试验；

5) 主配压阀、事故电磁阀动作试验；

6) 油压系统卸载阀检查调整试验；

7) 调速系统电磁阀动作试验；

8) 调速系统油位开关动作试验；

9) 低油位、低油压报警、跳闸等动作模拟试验；

10) 导叶位置传感器、行程开关调整、输出放大器联调试验；

11) 测量调整接力器行程、压紧行程；

12) 导叶立面间隙带压测量；

13) 导叶开关时间测量；

14) 调速器静态特性试验；

15) 接力器不响应时间测量

一、修后静

态试验

3) 推力轴承及导轴承油系统

调试

1) 现地、远方启动循环泵，检查油泵电机工作情况；

2) 油泵切换试验，检查油泵控制切换逻辑；

3) 各部位油流量、压力检查调整；

4) 油系统信号检查；

5) 现地、远方启动推力高压油泵，检查交/直流高压油顶起泵启动、 切换情况；

6) 吸油雾装置工作情况检查

5) 电气二次设备调试

1) 开关现地、远方操作试验；

2) 保护跳开关传动试验正常；

3) 开关机构内防跳回路传动试验正常；

4) 信号回路传动试验正常；

5) 监视回路试验正常；

6)机组振动摆度传感器调整测试；

7) 机械保护定值、跳闸回路检查及传动试验；

8) 机组紧急停机跳闸回路的检查及传动试验

7) 尾水闸门试验

1) 油压装置功能试验；

2) 尾水闸门启闭试验；

3) 尾水闸门与进水阀闭锁试验

2) 机组首次冲转试验

1) 投入相应的附属设备，检查附属设备运行正常；开启进出水主阀， 退出风闸，检查机组各部应无异常；检查导叶漏水情况；

2) 手动开导叶，机组开始转动，等待机组转速至5%额定转速时，将 导叶关回，手动停机。检查机组转动部分无机械摩擦和撞击声

二、修后动

态试验

3) 机组手动升速(振动、摆度、 温度检查)及水轮机工况动

平衡试验

1) 手动开机，机组转速至20%额定转速左右，确认无异常后，手动升 速至50%额定转速，记录机组轴承温度情况，摆度和振动情况，手 动升速至100%额定转速左右，检验测速装置转速信号。整个升 速过程中如振动和摆度值超过额定值时，应进行动平衡校正，重 复试验，直至摆度和振动值符合额定值(在水泵工况启动过程中

需校核机组动平衡);

2)稳定运行30 min。在30 min内，每隔5 min记录一次推力轴瓦及 各部导轴瓦的温度，并绘制出推力轴瓦及各部导轴瓦的温度曲

线。待温度、机组振动值稳定，观察各参数并记录数据

5) 过速保护试验(选作)

1)手动启动机组并升速至100%额定转速。记录机组各部温度、压

力、流量、振动、摆度等初始值；

2) 逐步升速至电气过速保护装置动作值，观察电气保护继电器是否 动作。继续升速至机械过速保护动作定值，检查机械过速保护动

作情况，试验过程中按试验方案要求测量记录机组相关特征参数

7) 定子发电绕组短路试验(水

轮发电机升流试验)(选作)

1) 自动空转开机，机组处于额定转速下运行；

2) 手动调节励磁电流，使定子电流匀速上升至1.1额定电流，上升过 程中记录相应定转子电流。测取上升曲线，调整时转子电流不可 有回滞现象操作；

3) 手动调节励磁电流，使定子电流从1.1额定电流匀速下降至0,下 降过程中记录相应定转子电流。测取下降曲线，调整时转子电流 不可有回滞现象操作；

4) 正常停机

二、修后动

态试验

9) 机组同期核相试验

1) 检查机组各部件状态正确，无报警信号，开机条件满足；

2)形成一次同期PT电气连接，测量PT二次向量，核定同期相位

11) 发电工况并网带负荷及热

稳定运行试验

1) 自动开机至并网；

2) 机组带低负荷，完成各电流回路相量与相序测量工作，画出相 量 图 ；

3) 在额定出力下运行时间1h,定时记录机组各部温升、振动、摆度、 有功和无功功率值，记录接力器行程和导叶开度；

4) 进行机组水泵工况热稳定运行试验

13)水泵工况启动试验

1) 开机，逐级递升转速，检查机组各部位运转情况；

2) 进行正常停机，检查停机程序的正确性

15) 水泵工况抽水及热稳定运

行试验

1) 自动开机至抽水工况，对保护装置进行检查；

2) 在压气过程中检查压水进气阀动作情况、自动补气装置动作情况 及压气罐压力下降差值，记录充气压水过程时间；

3) 在排气过程中检查排气阀动作情况，观察排气管振动及排气管出 口处排气和排水情况，记录整个排气过程的时间；

4) 机组在抽水工况稳定运行1h,定时记录机组各部温升、振动、摆 度、有功和无功功率值；

5)进行机组水泵工况热稳定运行试验；

6) 机组正常停机。录制正常停机曲线

17) 水泵水轮机性能试验(选

作 )

1) 机组效率试验；

2) 机组压力脉动等稳定性试验

一、修后静

态试验

1)调速器与导水机构调试

1) 压油装置充油建压，检查压油装置油泵工作正常，管路、阀门等无 渗 漏 ；

2) 调速系统充油建压时，多次手动操作调速器，排出接力器及油管 内空气。检查调速器、接力器及导水机构联动动作的灵活性和全 行程内动作的平稳性；

3) 油泵手动/自动启动/停止逻辑动作试验；

4) 压力油罐自动补气装置动作试验；

5) 主配压阀、事故电磁阀动作试验；

6) 油压系统卸载阀检查调整试验；

7) 调速系统电磁阀动作试验；

8) 调速系统油位开关动作试验；

9) 低油位、低油压报警、跳闸等动作模拟试验；

10) 导叶位置传感器、行程开关调整、输出放大器联调试验；

11) 测量调整接力器行程、压紧行程；

12) 导叶立面间隙带压测量；

13) 导叶开关时间测量；

14) 调速器静态特性试验

3) 推力轴承及导轴承油系统

调试

1) 现地、远方启动循环泵，检查油泵电机工作情况；

2) 油泵切换试验，检查油泵控制切换逻辑；

3) 各部位油流量、压力检查调整；

4) 油系统信号检查；

5) 现地、远方启动推力高压油泵，检查交/直流高压油顶起泵启动、 切换情况；

6) 吸油雾装置工作情况检查

5) 电气二次设备调试

1) 开关现地、远方操作试验；

2) 保护跳开关传动试验正常；

3) 开关机构内防跳回路传动试验正常；

4) 信号回路传动试验正常；

5) 监视回路试验正常；

6) 机组振动摆度传感器调整测试；

7) 机械保护定值、跳闸回路检查及传动试验；

8) 机组紧急停机跳闸回路的检查及传动试验

一、修后静

态试验

7) 尾水闸门试验

1) 油压装置功能试验；

2) 尾水闸门启闭试验；

3)尾水闸门与进水阀闭锁试验

2) 机组手动升速(振动、摆度、

温度检查)

1) 手动开机，机组转速至10%额定转速左右，确认无异常后，手动升 速至70%额定转速，记录机组轴承温度情况，摆度和振动情况，手 动升速至100%额定转速左右，检验测速装置转速信号；

2) 稳定运行60 min。在30 min内，每隔5 min记录一次推力轴瓦及 各部导轴瓦的温度，并绘制出推力轴瓦及各部导轴瓦的温度曲 线。待温度、机组振动值稳定，观察各参数并记录数据

4) 发电工况并网带负荷试验

1) 自动开机至并网；

2) 机组带低负荷，完成各电流回路相量与相序测量工作，画出相 量 图 ；

3) 在额定出力下运行时间1h,定时记录机组各部温升、振动、摆度、 有功和无功功率值，记录接力器行程和导叶开度

6) 水泵工况抽水试验

1) 自动开机至抽水工况，对保护装置进行检查；

2) 在压气过程中检查压水进气阀动作情况、自动补气装置动作情况 及压气罐压力下降差值，记录充气压水过程时间；

3) 在排气过程中检查排气阀动作情况，观察排气管振动及排气管出 口处排气和排水情况，记录整个排气过程的时间；

4) 机组在抽水工况稳定运行1h,定时记录机组各部温升、振动、摆 度、有功和无功功率值；

5) 机组正常停机。录制正常停机曲线

一、绕组

1) 检查相间隔板和围屏有无

破损、变色、变形、放电痕迹

1) 围屏应清洁，无破损、无变形、无发热和树枝状放电痕迹，绑扎紧

固完整，分接引线出口处封闭良好；

2)围屏的起头应放在绕组的垫块上，接头处应错开搭接，并防止油

道堵塞 ；

3) 检查支撑围屏的长垫块应无爬电痕迹，若长垫块处在中部高场强 区时，应尽可能割短，相间距离最小处的辐向垫块2个～4个；

4) 相间隔板应完整并固定牢固；

5) 静电屏应清洁完整，无破损、无变形、无发热和树枝状放电痕迹， 对地绝缘良好，接地可靠；

6) 若发现异常应打开围屏作进一步检查

3)检查绕组各部垫块有无位

移和松动情况

1) 垫块应无位移和松动情况；

2) 各部垫块应排列整齐，辐向间距相等，轴向成一垂直线，支撑牢 固，有适当压紧力，垫块应外露出绕组的导线

5) 检查绝缘状态

绝缘老化状态分如下四级：

1) 良好绝缘状态，又称一级绝缘：绝缘有弹性，用手指按压后无残留 变形；或聚合度在750 mm以上；

2) 合格绝缘状态，又称二级绝缘：绝缘稍有弹性，用手指按压后无裂 纹、脆化；或聚合度在750 mm～500 mm之间；

3) 可用绝缘状态，又称三级绝缘：绝缘脆化，呈深褐色，用手指按压 时有少量裂纹和变形；或聚合度在500 mm～250 mm之间；

4) 不合格绝缘状态，又称四级绝缘：绝缘已严重脆化，呈黑褐色，用 手指按压时即酥脆、变形、脱落；或聚合度在250 mm以下

2) 检查引线(必要时)

1) 引线应无断股损伤现象；

2) 接头表面应平整、光滑，无毛刺、过热性变色现象；

3) 接头面积应大于其截面的1.5倍以上；

4) 引线长短应适宜，不应有扭曲和应力集中现象

二、引线及

绝缘支架

3) 检查绝缘支架

1) 绝缘支架应无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤现象；

2) 绝缘支架与铁夹件的固定可用钢螺栓，绝缘件与绝缘支架的固定 应用绝缘螺栓；两种固定螺栓均需有防松措施(不得应用环氧螺 栓);

3) 绝缘固定应可靠，无松动和串动现象；

4) 绝缘夹件固定引线处应垫以附加绝缘，以防卡伤引线绝缘；

5) 引线固定用绝缘夹件的间距，应考虑在电动力的作用下，不致发 生引线短路

5) 紧固所有螺栓

均处在合适紧固状态

2) 检查铁芯结构紧固情况

1) 铁芯与上下夹件、方铁、压板、底脚板间均应保持良好绝缘；

2) 钢压板与铁芯间要有明显的均匀间隙；绝缘压板应保持完整、无 破损、变形、开裂和裂纹现象；

3) 钢压板不得构成闭合回路，同时应有一点接地；

4) 金属结构间应无悬空现象，并有一点可靠接地；

5) 紧固件应拧紧或锁牢

4) 检查电屏蔽或磁屏蔽

1) 用1000V兆欧表测量绝缘电阻应大于1MQ以上，接地应可靠；

2) 固定应牢靠；

3) 表面应清洁，无变色，变形、过热、放电痕迹

2)油箱内表面检查

1) 油箱内部应洁净，无锈蚀、放电现象，漆膜完整；

2) 磁(电)屏蔽装置固定牢固，无放电痕迹，可靠接地；

3) 定位装置不应造成铁芯多点接地现象，若影响可退出；

4) 应无松动放电现象，固定应牢固

四、油箱

4) 油箱密封件检查

1) 法兰结合面应光滑、平整、清洁；

2) 胶垫接头粘合应牢固，并放置在油箱法兰直线部位的两螺栓的中 间，搭接面应平放，搭接面长度不少于胶垫宽度的(2～3)倍；

3)胶垫压缩量为其厚度的1/3左右；

4) 不得重复使用已用过的密封件；

5) 在储油柜内施加0.03 MPa～0.05 MPa压力，24 h不应渗漏

六、无励磁

分接开关

操作机构清扫和润滑

按照设备技术文件执行

2) 冷却管道检查

冷却器本体内部洁净，无水垢、油垢，无堵塞现象

八、套管

1) 外表面检查

瓷套表面应清洁，无放电、裂纹、破损、渗漏现象

3) 连接端子检查

连接端子应无松动，完整无损，无放电、过热、烧损痕迹

九、套管型

电 流互

感器

1) 引出线标志检查

引出线的标志应与铭牌相符

3) 连接端子检查

1) 连接端子上的螺栓止动帽和垫圈应齐全；

2) 无放电烧损痕迹

2) 轴承检查

轴承挡圈及滚珠应无损坏

轴承累计运行时间10年左右应予以更换

4)端盖检查

前后端盖应清洁无损坏

6)定子检查

定子外壳应清洁，绕组绝缘良好，铁芯无损坏放电痕迹，绕组应无过热现象

8) 引线与绕组的焊接情况检查

应无脱焊及断线

10) 油路检查

油路应清洁，畅通

十、油泵及

电机

11) 接线盒检查

引线、绝缘板与接线柱尾部应焊接牢固，无脱焊及断线，接线盒内部清

洁无油垢及灰尘

十一、油流

继电器

1)挡板检查

1) 挡板转动应灵活，转动方向与油流方向一致；

2) 主动磁铁与从动磁铁应同步转动，无卡滞现象

3) 弹簧检查

返回弹簧安装牢固，弹力充足

5)指针检查

指针的平垫及表盘应清洁，无灰尘，无锈蚀

十二、储

油柜

1) 外表面检查

应清洁、无锈蚀

3) 油位计检查

油位计浮子应无渗漏，正常运行时浮子不应被胶囊压住而影响油位的

正常显示

5) 胶囊检查

1) 胶囊无老化开裂现象，密封性能良好；

2) 压力0.02 MPa～0.03 MPa,时间12 h(或浸泡在水池中检查有无 冒气泡)应无渗漏；

3) 胶囊洁净，联管口无堵塞

十三、油

位计

1) 传动机构检查

1) 连杆应无变形折裂现象；

2) 传动齿轮无损坏，转动灵活，无卡轮、滑齿现象

3) 报警装置检查

当指针在“0”最低油位和“100%”最高油位时，分别发出信号

5) 绝缘检查

绝缘电阻应大于1 MQ,或2000 V,1 min应不击穿

十四、压力

释放阀

1) 护罩和导流罩检查

应清洁，无锈蚀

3) 微动开关动作正确性检查

动作和返回正常，触点接触良好，信号正确

5) 动作试验

开启和关闭压力应符合规定

十五、气体

继电器

1) 气体继电器的容器、玻璃

窗、放气阀门、放油塞、接线

端子盒、小套管等检查

1) 气体继电器各部件应完整清洁；

2) 接线端子及盖板上箭头标示应清晰正确； 3)各接合处应无渗漏；

4) 重瓦斯动作标志应与实际相符合

3) 动作校验

1) 气体：200mL～250 mL时应正确动作；

2) 流速：与出厂值相比差值不大于20%

5) 接线柱间绝缘检查

绝缘电阻应大于1MQ,或应2000 V、1 min不击穿

十六、压力 式(信号)

温度计

1) 温包及金属细管检查

1) 不应有扭曲、损伤、变性和无泄漏、堵塞现象；

2) 金属细管弯曲半径不应小于75 mm

3)校验

1.5级：±1.5℃

2.5级：±2.5℃

十七、电阻 温度计(含 绕组温度

计 )

1) 指示正确性检查

1) 应清洁完整无锈蚀现象；

2) 指示应正确清晰

3) 校验

±1.0℃

2) 油腔检查维护

无损伤无油污

4) 动作信号传动检查

手动试验时微动开关的动作和返回应正确

6) 动作压力校验(如有条件)

动作压力=压力升速×动作时间=25 kPa±20%

十九、吸

湿器

1) 玻璃罩检查

玻璃罩应清洁完好

3) 管道检查

应畅通无堵塞现象

5) 检查油封罩是否完整，安装

正确

油位线应高于呼吸管口，并能起到长期呼吸作用

2) 清洁度检查

应清洁无锈蚀

二十一、控

制箱

1) 表面检查

1) 外壳除锈并进行油漆；

2) 控箱内部无灰尘及杂物

3) 检查各部触点及端子板连

接螺栓有无松动

各部触点及端子板连接螺栓应无松动或丢失并进行补齐

各回路绝缘电阻≥0.5 MQ

7) 联动试验

检查主电源是否互为备用，在故障状态下备用冷却器能否正确启动

一、油箱

1)表面清扫

1) 油箱表面无浮尘和积污

二、冷却器

1) 油泵检查

1) 若轴承累计运行10年以上或有异常声音应予以更换；

2) 油泵电机运行电流应小于额定电流；

3) 框架温升应不高于15 K

3) 电气部件绝缘电阻

绝缘电阻应不低于1MQ

三、有载分

接开关

1) 绝缘油检查测试

1) 绝缘油的击穿电压应大于40kV/2.5 mm,否则绝缘油应处理或更换；

2) 油中含水量应不大于30μg/g,否则绝缘油应处理或更换

3) 操作试验

1) 正反方向的切换程序和时间均应符合设备技术文件要求，并无开 路或大于2ms跌零现象，否则应吊芯进一步检查弹簧和触头压 力、内部接线、紧固件是否正常；

2) 二个循环操作各部件的全部动作顺序及限位动作应符合设备技 术文件要求，否则应解体检查其机械配合如弹簧、齿轮、轴销、联 结、紧固件和绝缘支架等是否正常

五、组部件

1)低压控制回路检查试验

1) 继电器绝缘电阻值应不小于10 MQ,但对用于跳闸回路的继电 器，即使测得的绝缘电阻大于10 MQ,也要对其进行仔细检查，如 潮气进入等；

2) 泵等导线对地绝缘电阻不低于1 MΩ;

3) 线盒、控制箱等接线端子如果松动和生锈，则重新紧固和清洁

3) 气体继电器和有载分接开

关保护继电器检查

1) 密封处漏油，则重新紧固，或更换密封件；

2) 如果触头的分合运转不灵活应更换触头的操作机构；

3) 气体量、流速与整定值相符(可用经校验合格的继电器进行替换)

5)压力式油温指示器检查

1)检查有无潮气冷凝及指示是否正确，必要时更换；

2) 比较指针式温度计和PT100的指示，差值应在5℃之内

7)绕组温度指示器检查

1) 变压器空载时，与油温指示器相同；

2)作为温度指示，受负载情况的影响，应与历史记录进行比较；

3) 当需进行接触检查时可在变压器停运时进行

9)油流继电器

1) 检查指示计内潮气冷凝情况和对测量的影响，必要时予以更换；

2) 变压器退出运行，油泵开始停时，检查油流指示器的指示

2) 控制箱

1) 回路绝缘电阻大于1MΩ;

2) 各端子无松动；

3)继电器能正常动作并返回，节点电阻在合格范围

一、电缆终端

电缆终端制作

电缆终端制作的工艺符合设备技术文件要求

三、回流导线

回流线外观检查

回流线无破损，连接处螺栓无松动

五、电缆支架

检查电缆支架无锈蚀、无变形等

情况

电缆支架无锈蚀、无变形、无断裂，支架螺栓固定力

矩在设备技术文件的范围内

一、电缆终端

检查电缆终端的油压和漏油

情况

油压表指示在设备技术文件的范围内，无渗漏

三、回流导线

回流线外观检查

回流线无破损，连接处螺栓无松动

五、电缆支架

检查电缆支架无锈蚀、无变形等

情况

电缆支架无锈蚀、无变形、无断裂，支架螺栓固定力

矩在设备技术文件的范围内

一、操作

机构

1) 操动机构箱及控制柜检查

1) 操动机构箱和控制柜中干燥、无锈蚀和脏污现象； 2)加热器、照明工作正常；

3)操动机构箱和控制柜密封性良好

3) 操作机构检查

1) 液压机构无渗油，弹簧机构无卡涩；

2) 弹簧机构弹簧无锈蚀、无变形；

3) 辅助开关触点接触良好、转换灵活可靠；

4) 每个连接部位的销子无异常情况；

5) 对转动部位进行润滑处理

三、继电器

测量试验

1) 进行断路器低电压动作试验；

2) 动作时间试验；

3) 同期试验；

4) SF6密度继电器、压力开关试验。

以上测量试验结果应满足设备技术文件的要求

2) 断路器触头、触指检查更换

符合设备技术文件要求

4) 传动机构摩擦部位润滑

注 油

符合设备技术文件要求

6) 闸刀、地刀动静触头检查及

处理

符合设备技术文件要求

8) SF6气体露点和泄漏测量

符合设备技术文件要求

10) 电气预防性试验

符合DL/T 596的相关规定

2) 气体检漏

气室充气至额定压力24h后，用专用的SF6气体检漏仪进行定性、定

量检漏

4) 修后检查

1) 套管引线端子无松动；

2) 高压引线、接地线连接正常；

3) SF6气体密度继电器数值正确无误；

4) 操动机构、储能系统计数器数值正确；

5) 操动机构状态、液压机构油压、油位、弹簧机构弹簧位置正常；

6) 操动机构箱和控制柜加热器、照明正常；

7) 操动机构无渗油；

8) 设备转动部位润滑正常；

9) 所有的接线盒、端子盒、控制柜等密封良好；

10) 断路器、隔离开关、接地开关操作性能满足设备技术文件要求；

11) 设备本体闭锁功能正常；

12) 控制回路直流电阻和绝缘满足运行要求；

13) 所有控制、保护和信号系统运行可靠，指示位置正确；

14) 核查作业指导书或检修方案既定项目全部完成

一、操作

机构

1) 操动机构箱及控制柜检查

1) 操动机构箱和控制柜中干燥、无锈蚀和脏污现象；

2) 加热器、照明工作正常；

3) 操动机构箱和控制柜密封性良好

3)操作机构检查

1) 液压机构无渗油，弹簧机构无卡涩；

2) 弹簧机构弹簧无锈蚀、无变形；

3)辅助开关触点接触良好、转换灵活可靠；

4) 每个连接部位的销子无异常情况； 5)对转动部位进行润滑处理

三、 GIS

本体

1) 密封性检查

用检漏仪检查密封性，应无漏气现象。采用局部包扎法定量检漏，若

年漏气率大于0.5%,应对存在泄露的位置进行修复

3) 修后检查

1) 套管引线端子无松动；

2) 高压引线、接地线连接正常；

3) SF6气体密度继电器数值正确无误；

4) 操动机构、储能系统计数器数值正确；

5) 操动机构状态、液压机构油压、油位、弹簧机构弹簧位置正常； 6)操动机构箱和控制柜加热器、照明正常；

7) 操动机构无渗油；

8) 设备转动部位润滑正常；

9) 所有的接线盒、端子盒、控制柜等密封良好；

10) 断路器、隔离开关、接地开关操作性能满足设备技术文件要求；

11) 设备本体闭锁功能正常；

12) 控制回路直流电阻和绝缘满足运行要求；

13) 所有控制、保护和信号系统运行可靠，指示位置正确；

14) 核查作业指导书或检修方案既定项目全部完成

GIL主回路

GIL主回路更换

GIL本体更换的工艺及质量符合设备技术文件要求

二次回路检查

GIL附件与控制柜之间的二次

回路检查

电缆无腐蚀及破损，端子无松动

压力释放阀

压力释放阀校验

试验结果符合设备技术文件要求

GIL支架

检查GIL支架无锈蚀、无变形等

情况

GIL支架无锈蚀、无变形、无断裂，支架螺栓固定力矩在设

备技术文件规定的范围内

GIL主回路

密封性检查

用检漏仪检查密封性，应无漏气现象。采用局部包扎法定 量检漏，单个气隔年漏气率不应大于0.1%,否则应对存在

泄露的位置进行修复

绝缘气体试验

周期及质量标准按照DL/T 596的规定执行

密度监视继电器

对绝缘气体密度监视继电器校

验，信号输出回路试验

绝缘气体密度继电器校验合格，信号输出正确

接地系统

接地可靠性检查

质量标准按照DL/T361中的规定执行

一、离相封 闭母线及

其附属

设备

1) 一次连接部分检查、紧固

连接牢固，无松动，螺栓紧固力矩符合设备技术文件要求

3) 二次接线端子箱清扫、检查及处理

清洁，端子紧固

5) 封闭母线气密性试验

符合设备技术文件要求

7) 绝缘子清扫检查

清洁，无损伤

9) 母线外壳防腐处理

符合设备技术文件要求

二、中性点

接地设备

1) 接地变压器检查、消缺

符合设备技术文件要求

3)操作机构和传动部分检查、消缺

动作可靠，无卡涩，位置信号传送准确

5) 二次接线端子箱清扫、检查及处理

清洁，端子紧固

7) 电气预防性试验

符合DL/T 596的相关规定

2) 机构操作试验

动作可靠，无卡涩，位置信号传送准确

4)母线气密性试验

符合设备技术文件要求

6) 绝缘子清扫检查

清洁，无裂痕

8) 母线外壳防腐处理

符合设备技术文件要求

四、发电机

断路器及

换相隔离

开关

1) 灭弧室解体检查

符合设备技术文件要求

3) 断路器密封件、缓冲件更换

符合设备技术文件要求

5) 储能机构清扫、磨损件更换

符合设备技术文件要求

7) 操作机构检查及试验

动作可靠，无卡涩，位置信号传送准确

四、发电机 断路器及 换相隔离

开关

8) 压力开关、表计校验

符合设备技术文件要求

10) SF6气体露点和泄漏测量

符合设备技术文件要求

12) 电气预防性试验

符合DL/T 596的相关规定

一、离相封 闭母线及

其附 属

设备

1) 一次连接部分检查、紧固

连接牢固，无松动，螺栓紧固力矩符合设备技术文件要求

3) 二次接线端子箱清扫、检查及处理

清洁，端子紧固

5)封闭母线气密性试验

符合设备技术文件要求

7) 电气预防性试验

符合DL/T 596的相关规定

2) 内部一次连接部件检查、紧固

连接牢固，无松动，螺栓紧固力矩符合设备技术文件要求

4) 接地刀清扫检查

符合设备技术文件要求

6) 机构操作试验

动作可靠，无卡涩，位置信号传送准确

三、起动回

路设备

1) 一次连接部分检查、紧固

连接牢固，无松动，螺栓紧固力矩符合设备技术文件要求

3) 二次接线端子箱清扫、检查及处理

清洁，端子紧固

5) 微正压装置检查

装置工作正常，漏气量符合设备技术文件要求

四、发电机

断路器及

换相隔离

开关

1) 一次连接部分检查、紧固

连接牢固，无松动，螺栓紧固力矩符合设备技术文件要求

3) SF6气体露点和泄漏测量

符合设备技术文件要求

四、发电机 断路器及 换相隔离

开关

5)储能设备运行检查

符合设备技术文件要求

7) 操作机构检查及试验

动作可靠，无卡涩，位置信号传送准确

一、油浸式

变压器

1) 吊芯检查

1)检查铁芯穿芯螺栓连接完好，无松动现象；

2) 检查螺栓防松件完好； 3)检查铁芯外观无异常；

4) 检查夹件间绝缘垫完好无松动；

5) 检查引线包孔无松散现象；

6) 检查线圈装配整齐，无松动；

7) 检查线圈绝缘外观无异常；

8) 检查分接开关引线连接牢靠，正确； 9)检查接触点清洁，接点弹簧完好；

10)检查紧固线无松动

3) 引线的检查

1) 引线排列整齐；

2)检查引线无断股；

3) 检查引线接头焊接良好，表面光滑，无毛刺，清洁；

4) 引线与导电杆连接紧固；

5)外包绝缘包扎良好，无变形、脱落、变脆、破损现象；

6) 引线与绝缘支架固定处垫绝缘纸板，引线绝缘无卡伤； 7)引线间距离及对地距离符合要求；

一、油浸式

变压器

5)铁芯及夹件检查

1) 铁芯外表平整无翘片，无严重波浪状； 2)无片间短路、发热、变色或烧伤痕迹；

3) 检查绝缘漆膜无脱落现象；

4) 检查铁芯与夹件油道畅通，油道垫块排列整齐；

5) 检查铁芯底脚垫木固定无松动；

6) 检查接地片无发热痕迹，固定良好；

7) 检查铁芯电场屏蔽引线接地良好；

8) 铁芯表面清洁，无油垢、杂物

7) 油箱的清扫检查

1) 油箱内部清洁无锈蚀、残屑及油垢、漆膜完好；

2) 箱沿平整，无凸凹，箱沿内侧有防止胶垫移位的挡圈；

3) 油箱密封良好，如有渗漏应进行补焊，重新喷涂漆；

4) 密封胶垫全部更换；

5)油箱外部漆膜喷漆均匀，有光泽、无漆瘤，没有渗漏点

9) 压力释放阀的校验及检查

1) 内部清洁，无锈蚀、油垢；

2) 密封良好，无渗漏；

3)压力释放阀校验合格；

4) 压力释放阀输出信号正确

11) 净油器的清洁检修

1) 内外清洁刷漆；

2) 更换失效的吸附剂；

3) 金属滤网应更换；

4) 相关阀门良好，无渗漏；

5) 更换胶垫密封，无渗漏

13) 温度计的检修及校验

1) 温度计校验合格；

2) 报警、跳闸触点动作正确，信号输出正常；

3) 测温插管内清洁，温度传感器插入后密封无渗漏

、油浸式

变压器

14) 无励磁分接开关检修

1) 开关绝缘筒或护板完好无损，无烧痕；

2) 动、静触头无发热，烧痕，接触良好，开关位置指示正确；

3) 检查分接开关的弹簧无疲劳现象

16) 散热片的检修

1) 表面清洁；

2) 更换胶垫，无渗漏油；

3) 油漆完好

18) 电气预防性试验

满足DL/T 596的相关规定

2)铁芯检查

1)铁芯应平整，绝缘漆膜无脱落，叠片紧密，铁芯各部表 面应无灰尘和杂质，无生绣、腐蚀痕迹；片间应无短

路、搭接现象，接缝间隙符合要求；

2) 螺栓紧固，夹件上的正、反压钉和锁紧螺帽无松动，与

绝缘垫圈接触良好，无放电烧伤痕迹

4) 支持绝缘子检查

绝缘子固定牢靠，表面清洁，无爬电和碳化现象

6) 检查各绝缘件，检查紧固件、连接件

表面无爬电痕迹和炭化现象，绝缘无损坏。紧固件、连接

件不松动，螺栓齐全紧固，松动螺栓进行紧固

8)温度计的检修及校验

1) 温度计校验合格；

2) 报警、跳闸触点动作正确，信号输出正常

三、高压开

关柜

开关柜体

的一般

检查

1)柜体清扫检查

清除柜内外的积尘，污物

3) 柜体接地检查

柜体可靠接地，门的开启与关闭灵活

5) 检查开关柜静触头及开关

隔离触头

开关静触头及开关隔离触头无拉弧点或损伤，若触头表面 磨损严重，或表面腐蚀严重，出现损伤或过热痕迹，则更换

触头

7) 接地刀闸的检查

1) 清洁动静触头；

2) 螺丝无松动，分合闸弹簧无锈蚀、疲劳现象；

3) 接地刀闸操作灵活，接触良好，位置指示装置动作准 确可靠

2) 操动机构和传动机构的

检查

1) 操动机构和传动机构的零件无变形，紧固件(螺栓、螺 母、卡簧、挡圈和弹簧销)应锁紧；

2) 机构无锈蚀；

3) 手动对断路器的操动机构进行合、分操作，无卡住现 象，辅助开关接点合、分可靠，接触良好

4) 分合闸线圈的检查

分闸线圈、合闸线圈无烧损，接线良好，测量线圈电阻满足

要求

6) 机构联锁装置检查

机构联锁装置可靠灵活，扳动时无卡住现象

2) 检查绝缘隔板

绝缘隔板完好，绝缘活门开闭灵活可靠

2) 紧固母线连接螺丝

母线连接螺丝连接可靠

三、高压开

关柜

二次回路 及保护功

能检查

1)二次回路接线清扫、检查、

紧固

二次接线接触良好无松动

3) 带电指示装置检查

设备清洁干净无破损及烧焦现象，所有接线紧固，指示正常

5) 断路器的分合试验

1)现地手动分合断路器正常；

2) 模拟保护动作时，断路器动作正常，无误动、拒动等现象

电气预防性试验

满足DL/T 596的相关规定

2) 挡板的检修

检查挡板无变形、破损，动作灵活无卡滞，导向片及轴销齐

全。否则应更换或修理

抽屉开关

的检修

1) 抽屉内部元器件的检查

1) 检查并紧固抽屉内部空开、电缆、动触头连接螺丝；

2) 检查并紧固位置指示灯、电压表、电流表接线端子

3)检查负荷插头

抽屉开关负荷插头无过热、氧化、松动，螺栓无松动

5)空气开关分合试验

手动分合空气开关无卡涩，操作灵活

2) 灭弧罩、灭弧栅片检查

灭弧罩和灭弧栅片完好，无电弧痕迹

4) 分合闸线圈检查

分合闸线圈无过度磨损、过热、破裂等现象，测量分、合闸

线圈电阻值满足要求

6)二次回路的检查

二次接线端子连接良好紧固，无松动、虚接、污秽、锈蚀、烧

熔等现象

8) 操作机构的检查

操作机构应无卡涩、变形、锈蚀、润滑油脂干涩、材料开裂破

损、卡销松脱等现象。清除机构内部灰尘，紧固螺丝，螺母

母线排的

检修

1) 主母排及分支母排的检查

检查主母排及分支母排，应无锈蚀现象。连接螺栓紧固符

合力矩要求，螺栓应无锈蚀现象

四、低压开

关柜

电气预防性试验

满足DL/T 596的相关规定

2) PT连接及接线情况检查

连接螺丝紧固无松动，无破损及烧焦的痕迹

4) 电气预防性试验

满足DL/T 596的相关规定

2) CT连接端子及接线情况检查

接线牢固有无破损及烧焦的痕迹

4) 电气预防性试验

满足DL/T 596的相关规定

2) 支持绝缘子的清扫检查

支持绝缘子表面清洁，完整无裂痕

4) 电气预防性试验

满足DL/T 596的相关规定

2) 避雷器底座，基础螺丝检查

避雷器底座，基础螺丝无松动，基础焊接良好，无断裂

九、柴油发

电机

1)各部元器件清扫维护

各部元器件干净无尘

3)端子排紧固检查

发电机输出线或控制线无损伤和松动

5) 检查润滑油

引擎润滑油足够

7)检查燃料系统

燃油量足够，若不足则补至合适位置；配线配管无漏油或

管件松动等现象

9)定期对蓄电池进行充放电试验

蓄电池充放电试验正常

一、油浸式

变压器

1)储油柜的检修

1) 放出储油柜积污器中的污油；

2) 检修油位计，调整油位，油位指示器指示正确； 3 ) 无 渗 漏

3) 吸湿器的检查

1) 检查硅胶无变色；

2) 检查玻璃管无破损

5)气体继电器的检查

1) 紧固件无松动；

2) 接点可靠开闭；

3) 引线无松动

7)无励磁分接开关检修

1) 无渗油；

2) 分接开关接触部分无损坏

9) 散热片的检修

1)表面清洁，无渗漏油；

2) 油漆完好

11) 油箱及附件的检查

1) 清扫油箱及附件；

2) 必要时进行补漆

二、干式变

压器

1) 外观检查及清洁

清洁变压器铁芯和线圈缝隙的灰尘，表面无灰尘杂质

3) 绕组检查

1) 绕组清洁，表面无灰尘杂质；绕组无变形、倾斜、位移，

绝缘无破损、变色及放电痕迹；

2)高、低压绕组间风道无被杂物堵塞现象，高、低压绕组

风道畅通，无杂物积存；

3) 引线绝缘完好，无变形、变脆，引线无断股情况，接头 表面平整、清洁、光滑无毛刺，不得有其他杂质；引线

及接头处无过热现象，引线固定牢靠

5) 检查进出引线

引线相序正确，导电接触面无过热、灼伤痕迹，连接紧固

二、干式变

压器

6) 检查各绝缘件，检查紧固件、连接件

表面无爬电痕迹和炭化现象，绝缘无损坏。紧固件、连接

件不松动，螺栓齐全紧固，松动螺栓进行紧固

8) 温度计的检修及校验

1) 温度计校验合格；

2) 报警、跳闸触点动作正确，信号输出正常

三、高压开

关柜

开关柜体

的一般

检查

1)柜体清扫检查

清除柜内外的积尘，污物

3) 柜体接地检查

柜体可靠接地，门的开启与关闭灵活

5) 检查开关柜静触头及开关

隔离触头

开关静触头及开关隔离触头无拉弧点或损伤，若触头表面磨

损严重，或表面腐蚀严重，出现损伤或过热痕迹，则更换触头

7) 接地刀闸的检查

1)清洁动静触头；

2) 螺丝无松动，分合闸弹簧无锈蚀、疲劳现象；

3) 接地刀闸操作灵活，接触良好，位置指示装置动作准 确可靠

2) 操动机构和传动机构的

检查

1) 操作机构和传动机构的零件无变形，紧固件(螺栓、螺 母、卡簧、挡圈和弹簧销)应锁紧；

2) 机构无锈蚀；

3) 手动对断路器的操动机构进行合、分操作，无卡住现 象，辅助开关接点合、分可靠，接触良好

4) 分合闸线圈的检查

分闸线圈、合闸线圈无烧损，接线良好，测量线圈电阻满足要求

6) 机构联锁装置检查

机构联锁装置可靠灵活，扳动时无卡住现象

2) 检查绝缘隔板

绝缘隔板完好，绝缘活门开闭灵活可靠

2)检查仪表、控制开关、按钮

及继电器的检查

仪表、控制开关、按钮及继电器功能完好，接线无松动、脱

落，继电器校验合格

4) 断路器保护定值的校验检查

断路器保护装置功能正常，定值校验合格

三、高压开

关柜

五防闭锁功能检查

开关柜具有可靠的联锁装置，满足五防功能的要求

四、低压开

关柜

抽屉间隔

的检修

1) 静触头的检修

检查各间隔静触头应无毛刺和明显的变形、松动、放电、过

热、氧化现象

3) 开关滑道的检修

检查清扫开关滑道，无变形、松动、锈蚀。若发生变形，则

应进行调整；松动需紧固，锈蚀需除锈

2) 二次端子插头的检查

二次端子插头无松动、损伤，松动应紧固，破损需更换，端

子接头无折断、弯曲、氧化现象，否则应处理

4) 闭锁及传动机构的检查

闭锁及传动机构无卡涩，操作灵活

断路器的

检修

1) 断路器的外观清扫检查

断路器清洁无尘，紧固件无松动，无变形、磨损及损坏

3) 主触头的检查处理

断路器触头无过热、变形、发热现象；若有拉弧点或损伤，

用砂布打磨除去或更换

5) 辅助接点检查

断路器辅助接点转换正常，辅助接点转换连杆无拉脱现象

7) 检查储能电机

储能电机无过度磨损、过热、破裂、螺丝松动等现象，储能

电机运转正常，无杂音

9) 断路器分合闸动作试验

开关动作可靠，分合闸位置指示正确，储能机构动作可靠，

指示牌指示正确

五、电压互

感器

1) PT外观清扫检查

设备清洁干净无尘、螺丝无松动现象，无爬电、过热、裂纹

3) PT动作机构检查

手动操作电压互感器小车，动作机构灵活可靠

六、电流互

感器

1)CT外观清扫检查

设备清洁干净无尘、螺丝无松动现象，无爬电、过热、裂纹

3) CT固定螺栓检查

连接螺丝紧固无松动，无破损及烧焦的痕迹

七、电抗器

1) 电抗器表面清洁

带电部分应无灰尘、无氧化、无腐蚀现象

3) 电抗器的接地检查

接地牢固，接地线完好，接地端无氧化、腐蚀及放电痕迹

八、避雷器

1)设备外观检查及表面清扫检查

设备清洁干净，无杂物；避雷器表面无裂纹、烧焦以及绝缘

击穿现象

3) 避雷器的预防性试验

满足DL/T 596的相关规定

2) 检查各部分螺丝

引擎外部无损，无缺件，螺丝紧固

4) 柴油机开关维护及电气预防性试验

满足DL/T 596的相关规定

6) 检查冷却系统

冷却散热器的水量足够

8) 检查蓄电池

蓄电池的电解液位于正常液面，电压正确，接头无松动，充

电机正常运作

一、控制柜

1) 清扫控制盘柜设备，紧固二次接线端子

控制盘柜内应无灰尘、端子紧固

3) 检查各种电源值(包括交流及直流电源)

电源值误差应在合格范围内

5) 中间继电器和接触器校验

继电器和接触器线圈电阻、动作值、返回值等参数满足设 备技术文件要求。继电器在80%额定电压下应可靠动作， 并且检查继电器和接触器动作和复归时，常开接点、常闭

接点的状态应正确

一、控制柜

6) 变送器校验

变送器的绝缘电阻、输出值等参数，满足设备技术文件

要求

8) 检查变频器控制器

控制器接线正确，各插件功能完好，并对控制器进行通电

检查

10) 模拟量测量环节试验

模拟量信号的测量精度、线性度和范围符合要求

12) 电源切换试验

控制柜电源切换动作逻辑正确

二、冷却单

元系统

1) 清扫检查SFC冷却单元柜并紧固接线

端子

热交换器清洁干净，冷却单元柜应无渗漏情况，端子紧固