（3）内冷却水水质应符合《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》（DL/T801）的要求，见下表7。
表7 发电机内冷却水水质
pH值（25℃） 8～9 7.0~9.0 电导率（25℃） μs/cm 0.4～2.0 含铜量 μg/L ≤20 溶氧量 μg/L － ≤30 （4）发电机内冷却水应采用除盐水或凝结水。当发现汽轮机凝汽器有循环水漏入时，内冷却水的补充水必须用除盐水。
（5）运行中发电机定子在相同流量下，进出水压力差的变化比原始数据大10%时，应作相应检查、综合分析，并作相应处理。
（6）发电机正常运行的反冲洗及其周期，按制造厂说明书的规定执行，或者在累计运行时间达两个月遇有停机或解列机会时，对定、转子内冷却水系统进行反冲洗。
（7）运行中定子绕组断水最长允许时间应符合制造厂规定。
（8）运行中定子内冷水电导率突然增大时，应检查该系统的冷却器是否漏水；离子交换器是否失效。如属前者，应切换备用冷却器。如属后者，应将离子交换器加以隔离，进行处理。
（9）加强定子内冷水泵的运行维护，备用水泵应处在正常状态，防止切换过程中因备用水泵故障造成定子水回路断水，严防水箱水位偏低或水量严重波动导致断水故障。
（10）水氢氢发电机在运行中发现机壳内有液体时，应立即检查并确定发电机内冷水是否存在泄漏，如确系漏水应立即安排停机处理。
（11）双水内冷或空冷发电机运行中发现机壳内、风室、空冷器等处有水时，应立即分析检查，并处理。
5.密封油系统的监督
（1）密封油系统应保证发电机转轴处漏氢量最少，并保持机内氢气质量合格和氢压稳定。
（2）密封油质应符合《运行中氢冷发电机用密封油质量标准》（DL/T 705）的要求，200MW及以上容量发电机的油中含水量不得大于50μL/L。
（3）密封瓦内压力油室的油压应比机内氢压高。该压差值应遵照制造厂的规定。
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（五）发电机的检修监督
1.发电机的检修周期及项目应按中国国电集团公司机组检修相关管理制度执行，并参照《发电企业设备检修导则》（DL/T 838）规定及制造厂技术要求。
2.发电机本体的检修重点
（1）检查发电机定子绕组端部紧固件（如：压板紧固的螺栓和螺母、支架固定螺母和螺栓、引线夹板螺栓、汇流管所用卡板和螺栓、绑绳等）紧固情况和磨损的情况。
（2）严格检查定子端部绕组中的异物，必要时使用内窥镜逐一检查。
（3）检查大型发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处绝缘的情况。
（4）测量定子绕组波纹板的间隙。
（5）引水管外表应无伤痕。严禁引水管交叉接触，引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。
（6）检查定子铁芯边缘硅钢片有无断裂是否松动。 （7）转子检修后，应对氢内冷转子进行通风试验。
（8）防止发电机内遗留金属异物。建立严格的现场管理制度，防止锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂物遗留在定子内部，特别应对端部线圈的夹缝、上下渐伸线之间位置作详细检查。
（9）校验定子各部分测温元件，保证测温元件的准确性。
（10）冲洗外水路系统、连续排污，直至水路系统内可能存在的污物和杂物除尽为止。水质合格后，方允许与发电机内水路接通。制造厂有特殊规定者应遵守制造厂的规定。
（11）大修后气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。整体气密性试验每昼夜最大允许漏气量见下表8。
表8 整体气密性试验每昼夜最大允许漏气量（0.1MPa，20℃）
额定氢压，MPa 最大允许漏气量，m3/d ≥0.5 4.7 ＜0.5 ≥0.4 4.2 ＜0.4 ≥0.3 3.8 ＜0.3 ≥0.2 2.0 ＜0.2 ≥0.1 1.3 ＜0.1 1.1
（12）两班制调峰发电机的检修项目应符合《大型汽轮发电机非正常和特殊运行及维护导则》（DL/T970）规定的要求。
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（六）发电机的试验
1.发电机预防性试验的试验周期、项目和要求按《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596）的规定及制造厂技术要求执行。
2.200MW及以上的发电机在大修时，应做定子绕组端部振型模态试验，发现问题应采取针对性的改进措施。对模态试验频率不合格（振型为椭圆、固有频率在94～115Hz之间）的发电机，应进行端部结构改造。
3.大修时应对定子、转子线棒分路做流量试验。 4.大修时应对氢内冷转子进行通风试验。 第十四条 电力变压器的技术监督 （一）变压器的订货技术要求
1.电力变压器的设计、选型应符合《电力变压器选用导则》（GB/T17468）、《电力变压器应用导则》（GB/T13499）和《电力变压器第1部分：总则》（GB1094.1）、《电力变压器第2部分：温升》（GB1094.2）、《电力变压器第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙》（GB1094.3）、《电力变压器第5部分：承受短路的能力》（GB1094.5）等电力变压器标准和相关反事故措施的要求。油浸电力变压器的技术参数和要求应满足《油浸式电力变压器技术参数和要求》（GB/T 6451）等相关标准的规定；电抗器的性能应满足《电力变压器第6部分：电抗器》（GB1094.6）等标准的相关规定；干式变压器的技术参数和要求应满足《电力变压器第11部分：干式变压器》（GB1094.11）和《干式变压器技术参数和要求》（GB/T 10228）等标准的规定。
2.应对变压器的重要技术性能提出要求，包括：容量、短路阻抗、损耗、绝缘水平、温升、噪声、抗短路能力、过励磁能力等。
3.应对套管、分接开关、冷却器（散热器）、硅钢片、导线和绝缘材料等重要组、部件和材料的性能提出要求。
4.应选择具有良好运行业绩和成熟制造经验生产厂家的产品。订货所选变压器厂必须通过同类型产品的突发短路试验，并向制造厂索取做过突发短路试验变压器的试验报告和抗短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得所订购变压器的抗短路能力计算报告。
5.变压器套管外绝缘不仅要提出与所在地区污秽等级相适应的爬电比距要求，也应
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对伞裙形状提出要求。重污区可选用大小伞结构瓷套。应要求制造厂提供淋雨条件下套管人工污秽试验的型式试验报告。不得订购有机粘结接缝过多的瓷套管和密集形伞裙的瓷套管，防止瓷套出现裂纹断裂和外绝缘污闪、雨闪故障。
6.变压器（电抗器）的设计联络会除讨论变压器（电抗器）外部接口、内部结构配置、试验、运输、生产进度等问题外，还应着重讨论设计中的电磁场、电动力、温升和负荷能力等计算分析报告，保证设备有足够的抗短路能、绝缘裕度和负荷能力。
7.变压器变压器冷却器风扇电机应采用防水电机，潜油泵应选用转速不大于1000r／min的低速油泵。
（二）变压器的监造
1.220kV及以上电压等级的变压器应赴厂监造和验收。监造工作应符合《电力设备监造技术导则》（DL/T 586）的要求，并全面落实变压器（电抗器）订货技术要求和设计联络文件的要求，使制造中发现的问题及时得到消除。
2.按变压器赴厂监造关键控制点的要求进行监造，监造验收工作结束后，赴厂人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。监造报告内容包括:产品结构简述；监造内容、方式、要求和结果；同类产品型式试验报告，并如实反映产品制造过程中出现的问题及处理的方法和结果等。
3.重点的监造项目：
（1）原材料（硅钢片、电磁线、绝缘油等）的原材料质量保证书、性能试验报告。 （2）组件（套管、分接开关、气体继电器等）的质量保证书、出厂或型式试验报告，压力释放阀、气体继电器、套管流变等还应有工厂校验报告。
（3）局部放电试验。 （4）感应耐压试验。
（5）转动油泵时的局部放电测量。（500kV变压器）。 3.出厂局放试验的要求:
（1）220kV及以上变压器，测量电压为1.5Um/√3 时，自耦变中压端不大于200pC；其它不大于 100pC。
（2）110kV变压器，测量电压为1.5Um/√3时，不大于300pC。
（3）500kV变压器应分别在油泵全部停止和全部开启时（除备用油泵）进行局部
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放电试验。
4.向制造厂索取主要材料和附件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告；工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验；所有附件在出厂时均应按实际使用方式经过整体预装。
（三）变压器的运输、安装和交接试验
1.变压器、电抗器在装卸和运输过程中，不应有严重的冲击和振动。电压在220kV及以上且容量在150MVA及以上的变压器和电压在330kV及以上的电抗器均应按照相应规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪，冲击允许值应符合制造厂及合同的规定。到达目的地后，制造厂、运输部门、用户三方人员应共同验收，记录纸和押运记录应提供用户留存。
2.变压器在运输和现场保管时必须保持密封。对于充气运输的变压器，运输中油箱内的气压应保持在0.01MPa～0.03MPa，干燥气体的露点必须低于－40℃，变压器、电抗器内始终保持正压力，并设压力表进行监视。现场存放时，负责保管单位应每天记录一次密封气体压力。安装前，应测定密封气体的压力及露点（压力≥0.01MPa,露点-40℃），以判断固体绝缘是否受潮。当发现受潮时，必须进行干燥处理，合格后方可投入运行。干式变压器在运输途中，应采取防雨和防潮措施。
3.安装施工单位应严格按制造厂“电力变压器安装使用说明书”的要求和GB50148的规定进行现场安装，确保设备安装质量。
4.安装在供货变压器上的套管必须是进行出厂试验时该变压器所用的套管。油纸电容套管安装就位后，110～220kV套管应静放24h，330～500kV套管应静放36h后方可带电。
5.安装结束后，应按《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150）、订货技术要求、调试大纲及和反事故措施的规定进行交接验收试验。 交接验收试验重点监督项目：
（1）局部放电试验。 （2）交流耐压试验。 （3）绕组变形试验。 （4）绝缘油试验。
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中国国电集团公司绝缘技术监督实施细则 - 图文
