水电站发电机定子改造工程#2机组启动试运行方案

1、发电机定子改造工程#2机组启动试运行方案目录一、前言2二、依据2三、组织机构2四、启动试运行前的检查3五、充水试验9六、空载试运行10七、并列及负荷试验23八、72h带负荷连续试运行24九、交接验收、运行24十、附件机组运行调试记录表（共6个表格）25一、前言本试验方案包括启动试运行前的检查、充水试验、空载试运行、并列及负荷试验，其中：启动试运行前的检查由机组检修单位项目部负责牵头组织；充水试验由电力安装有限公司项目部牵头组织，柳州市玉湖水电有限公司玉湖电厂配合；空载试运行、并列及负荷试验由柳州市玉湖水电有限公司玉湖电厂牵头组织，电力安装有限公司项目部及机组检修单位项目部配合。二、依据本启动试

2、运行方案依据灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程编制的。三、组织机构1、启动试运行前的检查及充水试验：组长：A副组长：调试组成员：发电运行当值人员O2、空载试运行、并列及负荷试验：组长：副组长：调试组成员：发电运行当值人员。组长应进行人员分工，指定调试安全负责人、监护人和操作人，并分别进行安全技术要点交底。四、启动试运行前的检查1、流道的检查1.1流道所有工作已完工、清理干净杂物、排水口疏通完毕等并检验合格，临时搭设的脚手架已经拆除并搬运出流道。1.2前池流道、导流板、导水机构、转轮室、尾水流道等过水通流系统均已检修完工、清理干净并检验合格。所有检修用的临时吊耳、吊环、支撑件等均已拆除并做防腐处

3、理。沈超吴培义黄才华1.3发电机排水管、泄水锥、垂直、水平支撑等回装完毕并验收合格。2、水轮机检查2.1转轮桨叶与转轮室之间的间隙、窜动量已检查测量、泄水锥回装完毕、连接螺杆孔已经封堵环氧树脂并验收合格。2.2导水机构已相关检修完工并检验合格，处于关闭状态。导叶立面、端面间隙已检验测量合格。2.3主轴、水导轴承系统相关已检修完工并检验合格。2.4主轴密封已检修完工并检验合格，主轴密封自流排水管路畅通。检修密封漏气试验合格，充水前检查空气围带密封处于充气状态。2.5各过流部件之间的密封均已检验合格。所有分瓣部件的各分瓣法兰均已把合严密，符合规定要求。2.6伸缩节间隙均匀，密封有充足的紧量。2.7

4、各重要部件连接处的螺栓、螺母已紧固，预紧力符合设计要求，各连接的定位销已按规定全部点焊牢固。2.8受油器已回装完毕，经盘车检查，其轴摆度合格。2.9各测压表计、示流计、流量计、摆度、振动传感器及各种信号器、变送器均已检修完工，管路、线路连接良好，并已清理干净。2.10水轮机其他部件也已检修完工、检验合格。2.11导叶、桨叶、控制环、全开、全关动作正常。3、调速系统的检查3.1调速系统及其设备已检修完工、并调试合格。油压装置压力、油位正常，各表计、阀门、自动化元件均已整定并符合要求。3.2压力油罐安全阀按规范要求已调试、检测合格，且动作可靠。油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热；主

5、、备用泵切换及手动、自动工作正常。集油箱油位信号器动作正常。压力油罐补气装置手动、自动动作正确。漏油泵手动、自动调试合格。3.3手动操作将油压装置的压力油通向调速系统管路，检查各油压管路、阀门、接头及部件等均应无渗油现象。3.4进行调速系统联动调试的手动操作，并检查调速器、接力器及导水机构联动动作的灵活可靠性和全行程内动作平稳性。检查导叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示器等三者的一致性。3.5机组过速保护装置已调试合格。3.6机组测速装置已校核，间隙l.5mm1.8mm之间。4、发电机的检查4.1发电机整体已全部检修完工并检验合格。发电机内部已进行彻底清扫，定、转子之间气隙内无任何杂物

6、。4.2推力轴承及各导轴承相关已检修调试完工，检验合格。4.3空气冷却器已检验合格，排水管路畅通无阻，定子进水信号计试验正常，阀门无渗漏现象。冷却风机、电加热器已调试，运行及控制符合规范要求。4.4各过流部件之间和各部件的法兰面的密封均已检验合格，符合规定要求。4.5发电机制动闸与制动环之间的间隙合格。机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正常，充水前风闸处于制动状态。4.6发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已检验并调试合格。4.7发电机内所有阀门、管路、接头、电磁阀、变送器等均已检验合格，处于正常工作状态。灯泡体内外所有母线、电缆、辅助线、端子板、端子箱均已检查正确无误。4.8发电机水

7、平支撑和垂直支撑已经回装并检验合格。4.9测量发电机工作状态的各种表计、振动摆度传感器、轴电流监测装置等均已检修完工，受油器绝缘检测合格，全部调试整定合格。4.10爬梯、常规及事故照明系统已检修完工，检验合格。4.11灯泡头火灾报警装置以及回装并检测合格。5、励磁系统的检查5.1励磁盘柜已检修完工并检验合格，系统回路已做试验并合格。5.2励磁变压器已检修完工并检验合格，高、低压端连接已检查，电缆已检验并合格，试验已通过。5.3励磁调节器及功率柜经调试，相关的工作已完成。5.4励磁功率柜通风系统已检修完毕，运转正常。6、发电机试验6.1发电机定子和转子绝缘检测合格，直流泄漏试验、绕组直阻检测等试

8、验符合规范要求。6.2发电机岀口电缆、励磁电缆等绝缘及试验符合规范要求。7、油、气、水系统的检查7.1#2机组透平油已过滤并检测合格（详见检测报告），透平油系统已投入运行，能满足该台机组供油、用油和排油的需要。7.2轴承高位油箱、轮毂高位油箱、轴承回油箱、漏油箱上各液位信号器已调整，油位符合设计规定，接点整定值符合要求。各油泵电动机已做带电运行试验，油泵工作正常，主、备用切换及手动、自动控制工作正常。电加热器工作正常。7.3正反向推力轴承及导轴承润滑油温度、压力、油量检测装置已调试合格，整定值符合要求。7.4导轴承的高压油顶起装置已调试合格，压力继电器工作正常，各单向阀及管路阀门均已无渗油现象

9、。高压油顶起系统手动、自动控制正常。7.5各管路无漏气、漏油、漏水，管路畅通。各压力表计、温度计、流量计、安全阀及减压阀工作正常。整定值符合要求。7.6机组冷却、主轴密封等技术供水系统管路、过滤器、阀门、表计、接头等均已检修完工、检验合格。7.7主轴密封已调整至允许的范围内。7.8各循环水泵、压力及流量检测元件已检修调试合格，油冷却器支路和空气冷却器支路各自流量、水压满足设计要求。各水泵运转正常并处于设定工作状态。7.9厂内渗漏排水、检修排水系统及灯泡体内排水系统经全面检查合格。各排水泵、排水阀手动及自动工作正常。水位传感器经调试，其输出信号和整定值符合设计要求。7.10各管路、附属设备已按规

10、定涂漆，标明介质流向，各阀门已标明开关方向、编号及悬挂标示牌。8、电气一次设备的检查8.1发电机主引出线、机端引出线出口的电流互感器等设备已检修完工并检验合格。中性点引出线及电流互感器均已检修完毕并检验合格。8.2发电机断路器、制动开关等已检修完工并检验合格。8.3发电机电压母线及其设备已全部检修完工，检验并试验合格，具备带电条件。8.4相关厂用电设备已检修完工并检验合格，已投入正常工作并至少有两路独立的电源供电。备用电源自动投入装置检验合格，工作正常.8.5与本机组发电有关的高压配电装置设备、回路设备及母线、连接线等均已检修完工，检验合格。8.6全厂接地网和各设备接地已检验，接地连接良好，符

11、合规定值的要求。8.7厂房主要工作场所、交通道和楼梯间照明已检查合格。事故照明已检查合格。9、电气二次系统及回路的检查9.1机组电气控制和保护设备及盘柜均已检修完工并检查合格。机组现地控制单元等均已检修完工，调试合格。9.2直流电源系统设备已检修完工并检验合格，并投入正常工作。9.3下列电气操作回路已检查并做模拟试验，已验证其动作的准确性：9.3.1机组水力机械自动操作回路（含高压油顶起等回路）。9.3.2机组调速系统自动操作回路。9.3.3发电机励磁操作回路。8.3.4发电机断路器、电制动开关操作回路。9.3.5机组同期操作回路。9.3.6r用电设备操作回路。9.4电气二次的电流回路和电压回

12、路通电检查之后，下列继电保护回路及仪表测量回路已进行模拟试验，已验证动作的准确性：941发电机继电保护回路。9.4.2其他继电保护回路。9.4.3仪表测量回路。9.5与该机组启动试验相关的通信设施已检修调试完毕，各通信方式能满足水电站生产调度的要求。厂内各部位通信、联络信号检验合格，准确可靠，回路畅通。五、充水试验1、充水条件1.1尾水流道充水前必须完成附件中“机组检修后设备状态检查确认表的所有检查项目后方能开展流道充水工作。1.2确认进水口闸门、尾水闸门处于关闭状态。确认各进人孔盖已关闭牢靠，各检修排水阀门已处于关闭状态并锁定。确认导叶处于关闭状态。确认排水廊道排水阀全关状态，确认空气围带、

13、制动器处于投入状态.13确认水电站厂房检修、渗漏排水系统运行正常.2、尾水流道充水2.1利用尾水平压充水阀向尾水流道充水，在充水过程中派人员随时检查水轮机导水机构、转轮室、各进入门、主轴密封及空气围带、测压系统管路的漏水情况，记录测压表计的读数。2.2充水过程中必须密切监视各部位的渗漏水情况，确保厂房及机组的安全，一旦发现漏水等异常现象时，应立即停止充水并进行处理。充水过程中应检查排气情况。2.3流道充水与尾水水位持平后提起尾水闸门并锁定，做导浆叶开关模拟流程试验。3、进水流道充水3.1确认导叶全关状态，制动闸投入、主供油油阀关闭状态。3.2缓慢地提起进水口充水阀（约400mm）,向进水流道充

14、水,监视进水流道压力表读数，检查座环、导水机构及各排水阀等各部位在充水过程中的工作状态。3.3观察各测压表计及仪表管接头漏水情况，并监视水力量测系统各压力表计的读数。3.4充水过程中，检查上游流道排气管是否畅通（需检查抗压盖板的2个排气阀在全关状态，观察是否有渗水现象）。3.5待充水与上游水位平压后，检查机组各部位法兰接口是否有渗水，如有渗水应立即停止充水。3.6如机组无渗漏水现象，再把进水口闸门（共5节）全部提起并放置在指定位置。六、空载试运行1、启动前的准备1.1机组周围各层场地已清理干净，吊物孔盖板已盖好，通道畅通，照明充足，通信指挥系统布置就绪，各部位运行人员已到位。振动、摆度等测量仪

15、器、仪表已调整就位。1.2确认充水试验中出现的问题已处理合格。13机组润滑油、冷却水、润滑水系统均已投入，各油泵、水泵按自动控制方式运行正常，压力、流量符合设计要求。油压装置和漏油装置油泵处于自动控制位置运行正常。1.4高压油顶起系统、机组制动系统处于自动控制状态。1.5检修排水系统、渗漏排水系统和高低压压缩空气系统按自动控制方式运行正常。1.6上、下游水位已记录。各部原始温度已记录。1.7水轮机主轴密封润滑水投入，检修密封退出，制动器复归（确认风闸已全部复位）。1.8启动高压油顶起装置油泵，测量高压顶起顶起量符合要求，确认机组转动能正常顶起。1.9调速器处于准备工作状态，并符合下列要求：1.

16、9.1油压装置至调速器的压力油罐主供油阀已开启，调速器现地操作柜已经准备好，油压指示正常。1.9.2调速器的滤油器位于工作位置。1.9.3调速器处于“手动”位置。1.9.4调速器的导叶开度限制位于全关位置。1.10与机组有关的设备应符合下列要求：1.10.1发电机出口断路器、灭磁开关断开。1.10.2水力机械保护和测温装置已投入。1.10.3拆除所有试验用的短接线及接地线。1.10.4机组现地控制单元已处于正常工作状态。2、启动试验2.1机组所有油气水系统阀门及控制开关放在自动位置，包括2台高压顶起油泵、2台润滑油泵、4台冷却风机、机械制动、2台冷却水泵、2台调速器油泵。2.2发电机保护装置控

17、制电源及保护压板已投入。2.3启动高压油顶起泵、润滑油泵，退出机械制动。2.4调速器电气控制柜放在现地，导叶、桨叶放在手动控制位置。2.5准备工作完成后，在现地手动缓慢打开导叶确认各部正常后，观察各部无异常后继续升速，控制机组转速在分别在20%、50%、100%,观察发电机舱、集电环有无异响，使机组在额定转速下运行,如有异响刮碰应立即关闭导叶。2.6当机组转速升至额定转速的95%或设计规定值后，校验电气转速继电器相对应的触点。当机组转速达到额定值时，校验机组各部转速表指示应正确。记录当时水头下机组的空载开度。2.7在机组升速过程中应派专人严密监视推力瓦和各部导轴的温度，不应有急剧升高及下降现象

18、。机组启动达到额定转速后，在半小时内，应每隔lOmin测量记录，之后可适当延长时间间隔。记录稳定的轴承温度值，此值不应超过设计规定值。记录各轴承的油流量、油压和油温。2.8机组启动过程中，应密切监视各部位运转情况，如发现金属碰撞或摩擦声、推力瓦和导轴瓦温度突然升高、机组摆度过大等不正常现象则应立即停机检查。2.9监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压，观察、记录水封漏水情况。2.10记录全部水力量测系统表计读数和机组监测装置的表计读数（如发电机气隙监测、水轮机流量差压监测、上下游水位差监测、机组振动摆度监测等）。2.11测量并记录机组各部位振动，其值应符合要求。2.12测量发电机一次残压及相序，

19、相序应正确。观察其波形应完好。2.13空载运行下磨集电环碳刷，控制励磁电流，使集电环表面温度在70C左右，便于集电环表面形成氧化膜（空转时间视集电环表面氧化膜形成情况再确定），起到润滑及碳刷和集电环表面接触良好的作用（集电环技改时需要）。3、停机过程及停机后的检查3.1手动操作开度限制机构进行手动停机，当机组转速降至额定转速的20%30%或设计规定值时，手动投入机械制动装置，直至机组停转后，制动闸在停机状态保持投入。3.2停机后的检查和调整：3.2.1各部位螺栓、螺母、销钉、锁片及键是否松动或脱落。3.2.2检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。3.2.3检查发电机挡风板、挡风圈等是否有松动或断裂

20、。3.2.4检查风闸的摩擦情况及动作灵活性。4、无励磁自动开机和自动停机4.1自动开机前应确认：4.1.1调速器、辅机等控制方式都处于“自动”位置，机组无“闭锁信号”O4.1.2确认所有水力机械、电气保护回路均已投入，且自动开机条件已具备。4.2自动开机，检查或记录下列各项：421检查自动开机程序及各自动化元件动作是否正确，检查高顶、润滑油等辅助设备的投入情况。4.2.2记录自发出开机令至机组开始转动所需的时间。4.2.3记录自发出开机令至机组达到额定转速的时间。4.2.4检查测速装置的各转速下各辅机动作是否正确（高顶投退、机械制动投退等）o4.3自动停机，检查或记录下列各项：4.3.1检查自

21、动停机程序及各自动化元件动作是否正确。4.3.2记录自发出停机令至机组转速降至制动转速所需时间。4.3.3记录自制动闸加闸至机组全停的时间。4.3.4检查测速装置的转速触点及调速器动作是否正确。4.3.5当机组转速降至设计规定转速时，高压油顶起装置应能自动投入。当机组停机后应能自动停止高压油顶起装置，制动闸保持投入状态。4.4自动开机，模拟各种机械与电气故障信号，检查事故停机回路及流程的正确性和可靠性。检查各部位事故紧急停机按钮动作的可靠性。4.4.1、模拟发电机绕组温度过高保护停机。4.4.2、模拟机组过速保护动作。5、零起升压试验5.1发电机升压试验应具备的条件：5.1.1发电机保护系统投

22、入，励磁及调节器回路电源投入，辅助设备及信号回路电源投入。5.1.2发电机振动、摆度及气隙监测装置投入，定子绕组局部放电监测系统投入并开始记录局部放电数据（若已安装该系统）。5.2将励磁变高压侧开关断开。5.3检查整个机组设备完好，有关保护已按试验要求投退好，发电机出口开关在断开位置。5.4在触摸屏上手动启动机组并开至第1-5步，所有辅助设备投入，机组处于空转。5.5手动合上励磁变高压侧开关。5.6点击励磁柜操作盘的“ON”键，合上灭磁开关。5.7利用励磁屏上“、”开关缓慢增加励磁电流，并记下不同励磁电流下的定子电压值。定子电压每增加1000V,停留1分钟,记录不同定子电压下的转子电流、转子电

23、压及定子电流（附表9o同时检查发电机系统无异常；在升压过程中若出现异常，应立即按“灭磁”按钮灭磁。5.8将发电机升至额定值后经5分钟左右检查设备是否异常，全面检查设备运行情况无异。5.9零起升压过程中检修人员应监视励磁系统及监控系统各个表计、信号指示是否正常。5.10检查发电机出口母排与电缆接头处有无异常，以及电缆有无放电等情况，如有立即灭磁减压。5.11检查集电环是否正常无火花。5.12机端电压额定后将励磁调节器退出“试验”位，试验完成。6、空载下励磁调节器的调整和试验6.1进行励磁调节器的自动起励试验。6.2检查励磁调节系统的电压调整范围，应符合设计要求。自动励磁调节器应能在发电机空载额定

24、电压的70%110%范围内进行稳定且平滑地调节。6.3在发电机额定转速下，起励检查手动控制单元调节范围，下限不得高于发电机空载励磁电压的20%,上限不得低于发电机额定励磁电压的110%。7、发电机相序检査、核相7.1发电机相序检查、核相的目的为核实发电机相序和系统电压一致，确保机组同期电压的正确性。7.2相序检查、核相：721、在发电机出口电压二次电压回路用相序表检查核对发电机相序、同时与10.5kV公共母线电压互感器柜的二次电压相序对比、检查一致性；722、检查核对正确后再进行下一步工作。7.3手动逆变灭磁，恢复励磁系统备用状态。7.4机组远方自动停机至备用状态。8、机组短路试验8.1安全措

25、施：8丄1断开#2发电机出口开关(2F)并摇至试验位；8丄2退出#1主变差动保护软压板。8.2试验步骤：8.2.1试验前：8.2.1.1断开#2发电机出口开关(2F)并摇至试验位；8.2.1.2退出#2主变差动保护软压板；8.2.1.3利用专用的三相短接铜排在#2发电机电气制动柜机端电流互感器上端之间将发电机A、B、C三相短接；8.2.1.4投入机组水机保护；8.2.1.5发电机定子进人孔已封；8.2.1.6检查一切安全措施已做好后进入试验过程。8.3试验过程：8.3.1手动开机至额定转速。8.3.2待机组运行稳定后现地合上灭磁开关，手动调节励磁电流，当定子电流升至25%,检查发电机各电流回路

26、的正确性和对称性。8.3.3检查各继电保护电流回路的极性和相位，检查测量表计接线及指示的正确性。8.3.4在发电机额定电流下，测量机组振动与摆度，检查碳刷及集电环工作情况。8.3.5录制发电机三相短路特性曲线，每隔10%定子额定电流记录定子电流与转子电流.8.3.6升流试验结束后手动停机，恢复安全措施。8.4干燥准备841、#2发电机定转子内工作票办理终结，人员撤离，现场已清理，进人孔已封闭；842、#2发电机出口开关02在“试验”位置；843、#2主变10.5KV侧刀闸02已合闸；844、在#2发电机电气制动开关22处设置短路点，用铜排短路三相；845、#2发电机励磁控制方式切换至“LOC”

27、、“MAN”；846、将发电机同期方式控制把手切至手动位。8.4.7分别拆除冷却风机动力开关Q0051、Q0052、Q0053、Q0054输出端A、B、C三相，并用绝缘胶布把线头包好。8.4.8、#2发电机、#1主变保护屏上：退出FB3第一、二线圈跳闸，#2机停机，#1主变110KV第一、二线圈跳闸压板（短路时产生差流，保护动作，机组停机灭磁，瞬间引起发电机定子回路开路,烧毁发电机定子，造成事故扩大）。8.5、干燥过程8.5.1、上位机开#2机组至水轮机状态；8.5.2、将#2发电机冷却水泵控制把手切至“OFF”位；手动合上#2发电机励磁变负荷开关23；手动合上#2发电机灭磁开关；按#2发电机

28、励磁调节器控制面板“+”按钮，增加励磁电流,使定子电流缓慢增加至180A（定子电流额定值的10%），记录时间,保持1小时，每10分钟记录一次发电机定子温度，每小时温升不超过8CO用红外测温仪测量短路点温度，控制温度在75C以内。按#2发电机励磁调节器控制面板“+”按钮，增加励磁电流,使定子电流缓慢增加至360A,记录时间，保持一小时，每10分钟记录一次发电机定子温度，每小时温升不超过5Co用红外测温仪测量短路点温度，控制温度在75C以内。按#2发电机励磁调节器控制面板“+”按钮，增加励磁电流,使定子电流缓慢增加至540A,记录时间，保持1小时，每10分钟记录一次发电机定子温度，每小时温升不超过

29、5Co用红外测温仪测量短路点温度，控制温度在75C以内。按#2发电机励磁调节器控制面板“+”按钮，增加励磁电流,使定子电流缓慢增加至720A,记录时间，保持1小时，每10分钟记录一次发电机定子温度，每小时温升不超过5Co用红外测温仪测量短路点温度，控制温度在75C以内。按#2发电机励磁调节器控制面板“+”按钮，增加励磁电流,使定子电流缓慢增加至1050A,记录时间，保持1小时，每10分钟记录一次发电机定子温度，每小时温升不超过5Co用红外测温仪测量短路点温度，控制温度在75C以内。8.5.10、拆除#2发电机调速器控制柜内B0001模块调速器测频回路二次线。8.5.11、按#2发电机励磁调节器

30、控制面板“一”按钮，逐步降低励磁电流至0,分#2发电机灭磁开关。8.5.12、上位机停#2发电机。8.5.13、拆除#2发电机电气制动开关22处设置短路点；8.5.14、用2500V兆欧表测量发电机定子绝缘、吸收比、极化指数,测量发电机直流耐压，试验电压最大值16KVo8.6、注意事项8.6.1、短路点测温，控制温度在75C以内；8.6.2、停止发电机冷却水，冷却风机；8.6.3、缓慢增加励磁，定子电流缓最高至40%额定电流，720A,第一小时定子线圈温升不超过8C,后续温升每小时不超过5C,定子绕组最高温度不超过120Co8.6.4、干燥过程中应注意发电机定转子各温度测量点温度巡查，过程中有

31、异常情况时，首先降低励磁，断开灭磁开关后，再检查处理，在短路干燥的过程中，励磁调节柜应专人值守。8.6.5、为防止升流过程中定子电流过大，将灭磁开关手动操作工具放置于在现场，配备绝缘手套，以备应急断开灭磁开关。9、同期试验9.1对10.5kV母线PT与机端PT同期电压回路核查正确。9.2机组同期装置进行核查试验合格。9.3发电机相序检查、核相正确。9.4将发电机出口开关2F摇至“试验”位置。9.5现地自动开机至“空载”状态。9.6在机组LCU屏下“发电令”，发电机出口开关在合闸后到故障录波屏检查并网瞬间机端电压和系统电压的向量：确认同期时压差、频差、相角差在合格范围。9.7检查发电机出口开关2

32、F合闸后无异常。9.8模拟发电机差动保护事故停机，检查机组事故流程及其停机回路正确，机组可靠停。10、机组甩负荷试验（视情况是否做）10.1机组甩负荷试验在额定负荷的25%、50%、75%、100%下进行，按附录表8的格式记录有关数值，同时应录制过度的各种参数变化曲线及过程曲线。10.2在额定功率因素下，机组甩负荷时，应检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。当发电机甩额定有功负荷时，其电压超调量不大于额定电压的15%,振荡次数不超过3次，调节时间不大于5s。10.3机组甩负荷时，应检查水轮机调速系统动态调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时，进水流道水压上升率和机组转速上升率等均符合设计要求。10.

33、4机组甩负荷后，应进行全面检查，检查组合轴承支架、轴承连接螺钉及水导轴承扇形板连接螺栓是否松动，并进行如下检查：10.4.1全面检查发电机转动部分，如转子磁辄键、磁极键、阻尼环及磁极引线、磁貌压紧螺杆等。10.4.2各部位螺栓、螺母、销钉、锁片及键是否松动或脱落。10.4.3检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。10.4.4检查发电机挡风板等是否有松动或断裂。10.4.5检查风闸摩擦情况及动作的灵活性。10.4.6关闭发电机进人孔。10.5甩负荷后检查调速系统的协联关系正确性，以及突然甩负荷引起的轴位移情况。10.6机组甩负荷试验完成后，一般应在带额定负荷下进行下列试验：调速器事故低油压关闭导叶试验、动水重锤关机试验。11、自动开机并网及带负荷试验11.1带负荷试验前准备11.1.1派专人严密观察带负荷试验时发电机绕组、铁芯温度。11.1.2做好准备每隔10分钟记录一次发电机绕组、铁芯温度,待温度稳定后每隔1小时记录一次，要求记录机组恢复投运后前24小时的温度。11.1.3出现温度异常升高时及时汇报，危急情况下应紧急停机检查处理。11.2开机并网带负荷试验11.2.1联系中调申请#2机组并网带负荷试验。11.2.2检查确认润滑油泵、冷却水泵、漏油泵、高压顶起油泵、冷却风机等机组各辅助设备控制位置均处于远方自动位。11.2