水力发电厂6号机组C级检修启动方案(系统部分)(站内部分).doc

编 号：Q/CDT-* 20401-2014.JL08方案编号：* 水 力 发 电 厂2016年6号机组C级检修启动方案（系统部分）（站内部分）批准：审核：编制： 编制单位：设备管理部2016年11月17日（本件共 10 页）第一部分 ：系统部分一、 工作目的为了确保6号机组C级检修后启动各项试验顺利、安全、有序进行，确保机组启动成功，根据6号机组C级检修项目、相关技术改造方案、相关规程规范及有关安全管理制度，特制定本方案。二、 工作内容1、 6号机组机组带主变零起升压试验。2、 6号发电机出口806开关同期试验。3、 6号机组励磁调节器改造后PSS试验。4、 6号机组励磁系统改造后进相试验。5、 6号机组励磁系统改造后交接试验。三、 试验计划工期计划时间：2016年11月26日-11月29日。四、 组织措施（一）、组织机构总 指 挥： 副总指挥： 安全监督： 技术指导：专业副总工程师、设备管理部专业主管及设备管理师工作人员：设备维护部专业班组人员 检修单位人员操作人员：运行值班人员后勤保障： （二）、组织措施1、 总指挥负责开机、试验的组织指挥及协调工作，机组的开机、停机，各项试验（包括主要试验步骤）的开始、结束，都必须经总指挥同意，所有人员要听从指挥，并不得远离现场。2、 每项试验工作都必须执行两票制度，经运行人员许可。3、 运行人员负责启动试验的倒闸操作、安全措施及措施恢复等，所有设备操作必须经过当班值长批准。4、 试验过程中，如有异常情况，及时向总指挥汇报，遇紧急情况，运行当值人员立即按有关规程进行处理。5、 各生产部门派专人配合总指挥做好协调工作。6、 安全监察人员做好现场的安全监督工作。7、 设备维护部以及检修公司负责安排好各项试验的记录人员，试验结束后将记录结果汇总给现场总指挥处，各项试验记录表格详见机组C级检修启动试验报告。8、 严格按照检修启动方案执行，试验过程发现方案与实际情况不符时，需根据实际情况修订方案并重新履行审批手续后方可继续开展工作。五、 启动前应具备的条件及准备工作1. 6号机组6F、6号主变6B、6号主变高压侧500kV高压电缆等相关检修工作已完成。2. 确认*电厂6号主变6B，6号发电机6F，500kV第三串六号主变开关5031，500kV第三串联络甲开关5032预防性试验工作结束。3. 6号主变6B分接开关按调度要求投入对应档位，主变控制系统、冷却系统检修工作已完成并投入自动运行。4. 6号发变组保护，5031、5032开关保护，6号主变电缆纵联差动保护及6号主变短引线保护的传动试验已完成。六、启动前设备状态（一） 一次设备状态1. 6号发电机6F出口隔离开关8066在分闸位置； 6号主变6B在冷备用状态；6号发电机出口806开关、500kV第三串六号主变开关5031、500kV第三串联络甲开关5032在冷备用状态。2. 6号发电机出口开关发电机侧接地刀闸80617在分闸位置；3. 500kV 6号主变压器高压侧接地刀闸503167、5031617；6号主变低压侧接地刀闸806617在分闸位置；4. 500kV第三串联络甲5032开关两侧接地刀闸503217、503227在分闸位置；500kV第三串六号主变5031开关两侧接地刀闸503117、503127在分闸位置。5. 待启动范围内所有地刀及临时安全措施拆除。（二） 二次设备状态1. 待启动范围内所有设备保护均已按正式定值单投入，6号发变组发电机保护、变压器保护、主变电缆纵联差动保护和5031、5032开关保护投入正常。 电厂调管范围内的一、二次设备的相关操作，由电厂根据运行规程自行负责。七、 机组带主变零起升压试验（一） 升压范围6号发电机6F、6号主变6B、6号主变高压侧500kV高压电缆。（二）升压前倒闸操作1. 检查确认升压范围内所有接地线（接地刀闸）已经拆除(断开)。2. 检查6号发变组发电机保护、变压器保护、主变电缆纵联差动保护已正常投入。3. 6号主变冷却系统恢复正常运行方式。4. 检查500kV 6号主变高压侧接地刀闸503167、5031617在分闸位置，检查500kV第三串联络甲开关靠I母侧刀闸50321、500kV第三串六号主变开关靠II母侧刀闸50312在分闸位置。5. 合上500kV 6号主变高压侧刀闸50316。6. 检查6号主变压器低压侧接地刀闸806617、6号发电机出口开关发电机侧接地刀闸80617在分闸位置。7. 合上6号发电机中性点接地刀闸0060。8. 合上6号发电机出口刀闸8066。9. 合上6号发电机出口开关806。10. 合上6号机组励磁交流隔离开关Q07，合上6号机组励磁直流灭磁开关Q02。（三）零起升压试验步骤1. 6号机组自动开机至额定转速。2. 励磁控制在FCR方式，零起升压至20%发电机额定电压，检查6号主变6B运行情况。3. 逐步升压，分别在50%、75%、100%发电机额定电压情况下检查6号主变6B、6号主变高压侧500kV高压电缆运行情况。4. 在额定电压时，检测发电机机端、主变低压侧电压互感器送至保护、测量、同期、故障录波、调速器、励磁的电压幅值、相序、相位正确。5. 500kV第三串六号主变5031开关转运行，对6号主变充电，检查6号主变充电运行正常。6. 500kV第三串联络甲5032开关转运行。7. 机组自动停机，同期试验接线，为发电机出口806开关的同期试验做准备。（四）试验安全措施1. 在停机条件下做好相关试验接线，检查接线正确，并且牢固可靠，试验完成后在停机条件下拆除相关试验接线。2. 试验前检查确认励磁调节器参数设定正确、相关保护定值正确，保护投入正确。3. 在励磁灭磁柜及调节柜安排专人守候，在事故时立即跳灭磁开关。4. 试验过程应派专人监护，试验人员在试验过程中注意力应高度集中，防止异常情况的发生，当出现异常情况时，应立即停止试验，查明原因后，方可继续试验。八、发电机出口806开关同期试验（一）安全措施1、 在停机条件下做好同期试验装置试验接线，检查接线正确，并且牢固可靠。2、 试验前检查确认同期装置检验合格并通过验收、参数设定正确，防止非同期合闸的同步检查继电器工作正常。3、 假同期试验前将6号发电机出口隔离开关8066拉开，拔除监控系统LCU至调速器增负荷继电器12KA5、减负荷继电器12KA6、励磁系统增励磁继电器12KA7、减励磁继电器12KA8。4、 在假同期试验正常后方可进行真同期试验。5、 试验过程应派专人监护，专人监视发电机频率、电压，发现超调情况，立即跳开出口开关或停机，同时汇报南网总调值班调度员。6、 发生异常情况后要查明原因并处理好后，及时汇报调度，在征得到调度同意方可继续试验。（二）试验前同期装置（SJ-12C）参数检查序号参数名称设定值序号参数名称设定值1开关类型TYPEGen10机组电压补偿因子KUg12系统频率fs50Hz11调速周期Tf15s3合闸导前时间TDL60ms12调速比例因子Kpf304允许压差高限Uh3V13调速积分因子Kif05允许压差低限Ul-3V14调速微分因子Kdf06允许频差高限fh0.15Hz15调压周期Tv2s7允许频差低限fl-0.15Hz16调压比例因子Kpv208相角差补偿017调压积分因子Kiv09系统电压补偿因子KUl118调压微分因子Kdv0（三）发电机出口806开关假同期试验1. 检查确认6号发电机出口隔离开关8066在断开位置。2. 模拟6号发电机出口8066刀闸合闸信号至机组LCU，短接6号发电机出口806开关合闸回路中8066接点。3. 拔除监控系统LCU至调速器增减负荷增负荷继电器12KA5、减负荷继电器12KA6、励磁系统增励磁继电器12KA7、减励磁继电器12KA8。4. 将机组开至空载运行正常，执行“合上806开关发电”令，进行同期合闸操作，检查微机准同期装置工作正常，检查自动同期装置发调频、调压令情况，用电量记录分析仪TK101记录发电机侧和系统侧的电压、合闸脉冲信号及发电机出口断路器辅助接点动作波形并录波，核查合闸时刻压差、频差、导前时间是否符合要求并记录数据。5. 断开6号发电机出口806开关，保持机组空载态。6. 假同期试验结束，解除模拟6号发电机出口8066刀闸合闸信号，拆除806开关合闸回路临时短接线，恢复拔除的监控系统LCU至调速器增减负荷(12KA5、12KA6)、励磁系统增减励磁继电器(12KA7、12KA8)。（四）发电机出口806开关同期并网试验1. 检查确认同期装置参数设定正确，防止非同期合闸的同步检查继电器工作正常；2. 合上6号发电机出口8066刀闸，检查确认6号发电机出口隔离开关8066在合闸位置。3. 检查机组空载运行正常，执行“合上806开关发电”令，执行同期并列操作，用实验仪器记录发电机侧和系统侧的电压、合闸脉冲信号及发电机出口断路器辅助接点动作波形并录波，核查合闸时刻压差、频差、导前时间是否符合要求并记录数据。4. 6号机组有功调节到零，拆除除同期试验仪器的试验线。5. 向调度申请6号机组带600MW负荷，进行各种控制采样值、保护差流核对、PMU装置内电势测量正常，对保护用的端子进行测温，各端子温度正常，打印发变组、主变电缆纵联差动、主变短引线、5031、5032开关保护装置的当前采样数据。九、 6号机组励磁系统参数测试试验、PSS试验、进相试验励磁调节器改造后与系统相关试验主要有励磁系统参数测试试验、PSS试验、进相试验等项目，具体试验项目及试验方法详见*电厂6发电机励磁系统参数测试试验方案中“8.5.2试验方法”；*电厂6发电机PSS参数整定试验方案中“8 试验方法”；*电厂6发电机进相试验方案中“8 试验方法”。十、 停机检查消缺试验正常后，向总调申请6号机组停机进行检查、消缺，正常后6号机组正式归总调调度。第二部分 ：站内部分一、 工作目的为了确保6号机组C级检修后启动各项试验顺利、安全、有序进行，确保机组启动成功，根据6号机组C级检修项目、相关技术改造方案、相关规程规范及有关安全管理制度，特制定本方案。二、 工作内容2015年6号机组C级检修后启动试验。三、 工期安排以下所列为计划工期安排，各项工作具体时间视工作完成情况而定。1、 11月23日前油压系统建压完成，具备调速器无水试验条件。2、 11月24日开始充水。3、 11月25日开始进行技术供水通水试验、进水口工作闸门启闭试验等站内试验。4、 11月26日开始进行主变充电、同期并网试验等系统试验。5、 11月29日各项试验及消缺工作结束，机组归总调调度。四、 组织措施：（一）、组织机构总 指 挥： 副总指挥： 安全监督： 技术指导：专业副总工程师、设备管理部专业主管及设备管理师工作人员：设备维护部专业班组人员 检修单位人员操作人员：运行值班人员后勤保障： （二）、组织措施9、 总指挥负责开机、试验的组织指挥及协调工作，机组的开机、停机，各项试验（包括主要试验步骤）的开始、结束，都必须经总指挥同意，所有人员要听从指挥，并不得远离现场。10、 每项试验工作都必须执行两票制度，经运行人员许可。11、 运行人员负责启动试验的倒闸操作、安全措施及措施恢复等，所有设备操作必须经过当班值长批准。12、 试验过程中，如有异常情况，及时向总指挥汇报，遇紧急情况，运行当值人员立即按有关规程进行处理。13、 各生产部门派专人配合总指挥做好协调工作。14、 安全监察人员做好现场的安全监督工作。15、 设备维护部以及检修公司负责安排好各项试验的记录人员，试验结束后将记录结果汇总给现场总指挥处，各项试验记录表格详见机组C级检修启动试验报告。16、 严格按照检修启动方案执行，试验过程发现方案与实际情况不符时，需根据实际情况修订方案并重新履行审批手续后方可继续开展工作。五、 安全措施1、 机组启动过程中要严格执行试运行各项规章制度，倒闸操作严格执行操作票制度。2、 机组启动前恢复常设安全遮栏，试验及运行人员要与带电设备保持足够的安全距离。3、 机组启动前检查重要区域内的消防器材是否完好。4、 机组启动前检查快速闸门的操作试验已经完成并且正常。5、 组织检查蜗壳、尾水管进人门封闭正常，无渗水现象。6、 组织检查风洞内已无遗留物品，风洞门已经关闭。7、 检查所有工作面的工作票已经终结或已经中止交回运行值班室。六、 机组启动前应具备的条件1、 蜗壳、尾水管内相关工作结束，工作场地已清理干净，蜗壳进人门、尾水管进人门已封闭。2、 蜗壳及尾水管排水盘形阀、压力钢管放空阀启闭情况良好并处于关闭位置。3、 机组检修闸门已提起并运至检修门库。4、 进水口工作闸门及相应启闭装置等经检查试验合格，工作正常，进水口工作闸门处于关闭状态。5、 水力机械检修工作全部结束，各检修项目经验收合格，现场清扫干净。6、 电气一次部分检修工作全部结束，各检修项目经验收合格，现场清扫干净。7、 保护检修工作全部结束，保护联动正常，各检修项目经验收合格，现场清扫干净。8、 励磁系统、调速器系统静态试验结束，试验数据各项指标合格，现场清扫干净。9、 监控系统相关检修工作结束，投入正常工作状态，水机保护屏工作正常，水机保护按规定投入正常。10、 机组辅助系统现地控制正常，与监控系统联动试验正确，相关信号正确。11、 机组各部轴承充至正常油位，油质合格。12、 机组气系统正常。13、 各系统监测表计、自动化元件（包括温度、振动、摆度、测速、压力、流量、行程开关、液位开关等）经检验、调试合格，均已正常投入使用。14、 风洞经验收合格，风洞门已关闭。15、 各工作面的检修工作票已全部终结。16、 检查确认6号发电机出口806开关、8066刀闸在分闸位置， 拉开6号发电机出口开关发电机侧接地刀闸80617。17、 合上6号机组中性点接地刀闸0060。18、 合励磁系统交流侧进线隔离开关Q07。19、 各测试部位或交通通道所需的照明良好。20、 检修单位、设备管理部、设备维护部、安全监察部对设备进行联合全面检查，无异常。21、 所有安全措施拆除，人员撤至安全区域。七、 充水试验1、 尾水充水及机组技术供水系统通水试验1.1 确认蜗壳及尾水管排水盘形阀、压力钢管放空阀已关闭，蜗壳、尾水管进人门全关。1.2 检查技术供水系统具备充水条件，各阀门恢复正常运行状态，开启62F01阀至20%30%开度，将62F1562F18阀放“open”位，打开6号机空气冷却器正、反向供水空气隔离阀62F94-1、62F95-1。1.3 记录机组各部轴承油箱油位（油箱本体及监控值）。1.4 机组制动闸投入。1.5 手动打开水轮机导叶开度约5%10%。1.6 通知检修单位人员提尾水门进行充水，具体操作步骤如下：1.6.1 第一次发出提门信号后，进行提门操作，将钢缆拉紧，起重量控制在30T以内；1.6.2 检查各部位显示正常，钢缆绳已受力拉紧，卷线正常；1.6.3 第二次发出提门信号，起重量控制在50-55T；1.6.4 静止5-10 分钟，仔细辨识尾水管处是否有水流射流声，钢缆绳是否有剧烈晃动，检查尾水管排气孔是否有气排出；如有气排出，说明尾水管已经开始进行充水，停止操作，等待平压；1.6.5 如果观察未见明显变化，没有气排出或排气量微弱，且继续提门过程中承重信号器显示起重量有上升趋势，则可以发出第三次提门信号，起重量控制在6570T以内；1.6.6 同步骤 1.6.4；1.6.7 如果仍然未见明显变化，没有气排出，可以继续提门，每次发出提门信号要求递增起重量不超过15T，停留观察时间为510 分钟；1.6.8 起重量达100T 时，静止10 分钟观察是否有水射流声，以及尾水试水阀打开后是否有气排出，起重量达140T 时，停止操作30分钟进行观察；1.6.9 在提门过程中，一旦发现钢缆绳在提升过程中有剧烈晃动且承重显示下降，则立即停止操作；1.6.10 静止15 分钟，仔细辨识尾水管处是否有水流射流声，钢缆绳是否有剧烈晃动，检查尾水管排气孔是否有气排出；如有气排出，说明尾水管已经开始进行充水，通知总指挥；如果承重达到150T 仍没有气排出或排气量微弱，应请示下一步工作；1.6.11 时刻监视尾水管压力表读数；待检查并确认尾水门试水阀及蜗壳门试水阀有水排出后，检查压力钢管压力表指示10 分钟无上升趋势，可确认尾水平压。1.7 充水过程中，开启备用技术供水泵泵控阀62F10，打开技术供水系统各压力表排气阀排气至有水流出，同时监视技术供水系统各部无渗漏，各部轴承油位无异常变化。1.8 开启主、备用滤水器排气阀进行排气，打开62F05、62F07、62F15、62F16、62F17、62F18、62F89、62F90控制腔阀杆处排气阀排气（当无气体时，关闭排气阀）。1.9 机组技术供水系统充水、排气结束后，关闭备用技术供水泵泵控阀62F10。1.10 尾水充水过程中，应密切监视尾水位以下各部位进人门、顶盖、导叶轴密封，测压管路、阀门、表计接头等不应有漏水，检查备用水源取水管、蜗壳取水管第一个阀门前有无渗漏，检查尾水盘形阀、蜗壳放空阀及压力钢管放空阀有无渗漏现象。1.11 尾水平压后，记录平压时间及尾水水位，通知检修公司人员提起尾水门并锁定于门槽顶部，关闭水轮机导叶，投入接力器自动锁锭。 1.12 检查确认尾水位以下各部无漏水，状态正常。2、 压力钢管、蜗壳充水及技术供水系统充水试验2.1 全面检查6号机组具备压力钢管、蜗壳和技术供水系统充水条件。2.2 关闭水轮机导叶，投入调速器接力器锁锭和制动风闸。2.3 检查确认6号机组进水口事故快速闸门在全关位置，进水口检修门已提至全开。2.4 开启进水口事故快速闸门充水阀100150mm，向压力钢管充水，监视蜗壳水压变化。2.5 充水过程中，应注意监视蜗壳进人门、水轮机顶盖、导叶轴密封、各测压表计、技术供水各管路、阀门应无漏水，机组各部轴承油箱油位无异常变化，主变冷却水系统管路、阀门无渗漏。2.6 充水过程中，打开机组技术供水正反向切换管路上各压力表排气阀，以及62F05、62F06、62F07、62F08-A 、62F15、62F16、62F17、62F18、62F89、62F90控制腔阀杆处排气阀排气（当无气体时，关闭排气螺母）。2.7 当6号机蜗壳水压达到0.6MPa时，依次将62F15、62F16、62F18阀放“close”位, 关闭62F05减压阀控制系统出口隔离阀62F05-3，关闭62F07减压阀控制系统出口隔离阀62F07-3，全开62F01阀。2.8 充水平压后，提起进水口事故快速闸门，记录充水时间、闸门开启时间和上下游水位。3、 充水后相关试验3.1 现地进行工作门静水中的启门试验，记录静水中工作门的启门时间，应符合技术要求。3.2 静水紧急落门试验：选择6模拟事故落门试验（1事故低油压、2中控室落门按钮、3水机保护柜紧急停机落门按钮、4电气150%过速、5机械飞摆动作、6机组机械事故同时剪断销剪断时），检查进水口工作门可靠动作关闭，记录闸门关闭时间，同时检查事故和故障信号响应正确，检查紧急停机信号的动作流程正确可靠。3.3 在中控室进行远方启门操作试验，闸门应开启可靠，位置指示准确。4、 水系统调试4.1 机组主用技术供水调试4.1.1 检查机组技术供水系统各阀门在正常工作状态，将62F15、62F17、62F18阀放“open”位，62F16阀放“close”位。4.1.2 开启6号机蜗壳取水减压阀控制系统出口隔离阀62F05-3、62F07-3，监视62F05、62F07、62F15、62F17、62F18阀开启正常，机组各部轴承冷却水压在0.35MPa以内。4.1.3 依次将62F15、62F18阀放“close”位，监视62F15、62F18阀关闭正常。4.1.4 将62F15阀放“open”位，监视62F15、62F17阀开启正常，机组各部轴承冷却水压在0.35MPa以内。4.1.5 调节蜗壳取水减压阀62F05及水力控制阀62F07开度，使蜗壳取水安全阀62F06动作正确，安全阀62F06定值调整为(1.100.05)MPa，监视机组各部轴承冷却水压在0.4MPa以内。4.1.6 关闭水导进、排水阀，调节蜗壳取水水力控制阀62F07，使安全阀62F08-A阀定值调整为(0.650.02)MPa，监视机组各部轴承冷却水压在0.6MPa以内。4.1.7 调节蜗壳取水水力控制阀62F07，使阀后压力为（0.950.05）MPa，同时应密切监视机组各部轴承冷却水压不超过0.35MPa（必要时可调节蜗壳取水水力控制阀62F07）。4.1.8 调节蜗壳取水水力控制阀62F07，使各部技术供水支管压力为0.30.35MPa。4.1.9 正、反向供水安全阀62F89、62F90定值调整(0.500.02) MPa，安全阀调整期间，监视机组各部轴承冷却水压不超过0.6MPa（水导不超过0.4MPa）。4.1.10 依次将62F15、62F16、62F17、62F18阀放“close”位，监视62F15、62F16、62F17、62F18阀关闭正常。4.1.11 试验完成后，开启水导进、排水阀，依次开启62F17、62F15阀，核查机组主用技术供水压力在0.3MPa0.35MPa范围内，检查技术供水系统各阀门、管路通水情况；核查技术供水各部冷却水示流信号、流量、压力等数值正常，并记录。4.1.12 关闭6号机空气冷却器正、反向供水空气隔离阀62F94-1、62F95-1。4.1.13 调整主轴密封入口水压（顶盖处压力表）在0.15MPa0.22MPa，检查主轴密封流量计现地显示流量、监控显示流量、压力正确，并记录。4.1.14 工作结束后，工作人员撤离现场。相关数据记录表格详见机组启动报告。4.2 备用技术供水泵启动试验（根据试验情况可另行安排）4.2.1 检查技术供水各阀门在正常状态，机组技术供水管道充水，检查减压阀、滤水器、各部位管路、阀门及接头、发电机空气冷却器的工作情况。4.2.2 核查自动化元器件特别是技术供水各部冷却水示流信号、流量、压力信号是否正确。 4.2.3 备用技术供水启动试验，确认备用技术启动正常，供水水压正常，测试各阀门自身的开启、关闭时间。4.2.4 调整技术供水水压及流量符合要求。相关数据记录表格详见机组启动报告。4.3 机组半自动开机4.3.1 用油泵顶起转子一次约2.02.5mm（可提前进行）。4.3.2 各部监视人员已就位，振动摆度等测量仪器仪表准备齐全，上下游水位、各部原始温度等已做好记录。4.3.3 运行人员全面检查核对机组各系统状态，确认机组具备全自动开机条件。4.3.4 拔出监控系统至调速器开机令继电器2KA7。4.3.5 上位机执行“6号机组空转流程”，流程执行过程中，运行人员负责现场检查各辅助系统是否启动正常，技术供水各部冷却水压力是否正常，发现异常立即采取措施，并汇报现场总指挥。4.3.6 当流程执行到“调速器开机令”时，将调速器切为手动控制，在调速器控制柜上操作“增、减”开关，慢慢打开导叶至35%开度，待机组转动后立即将导叶全关，机组滑行，检查并确认机组转动部分与静止部分无碰撞、摩擦和异常声响，监控系统无异常信号，如有异常，在电气柜或监控系统水机保护柜上按“事故停机”按钮停机。4.3.7 确认机组各部正常后，手动将机组逐步分段升速至10%额定转速，如无异常，可逐渐升速至50%额定转速，检查机组各部运行情况，检查无异常后，逐渐增速至100%额定转速运行。机组达到90%额定转速后检查确认高压油顶起装置是否正常退出。4.3.8 在启动升速过程中监视机组各部位，如发现金属碰撞声、水轮机室窜水、推力瓦温度突然升高、油槽甩油、机组摆度过大或出现异常振动等现象应立即停机检查。4.3.9 机组启动至额定转速正常后，由检修单位（需提前准备好各种记录表格及振摆度测量工具）记录机组在当前水头下的启动开度、空载开度、各部轴承瓦温（瓦温考验过程中记录）、各部轴承油位、摆度、水轮机主轴密封及各部位水温、水压、流量等。在额定转速时，校验转速表、频率表指示的一致性。4.3.10 恢复监控系统至调速器开机令继电器2KA7，手动模拟开机令至调速器，将调速器切换到自动运行方式运行。开机后，应密切监视各部运转情况，监视各部位轴承温度，不应有急剧升高现象。自机组启动至到达额定转速后的半小时内，严密监视推力瓦和导轴瓦的温度，观察轴承油面的变化，核对运行油位线。4.3.11 监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压、流量，监视顶盖自流排水和顶盖排水泵工作是否正常。4.3.12 记录全部水力量测系统表计读数和机组附加监测装置的表计读数。4.3.13 测量、记录机组运行摆度（双幅值），其值应小于设计规定值。4.3.14 测量、记录机组各部位振动，其值应符合设计规定。4.3.15 自控班、保护班检测发电机残压、开口三角形电压及各采样点（调速、同期、励磁、监控、保护）电压，采样值应正正确。4.3.16 保持机组空转运行，待各部轴承温度稳定后（当各部瓦温度变化小于1/h后，可认为瓦温达到稳定），记录各部轴瓦稳定的温度值，不应超过设计规定值；同时核对机组各部油槽的运行油位线。4.3.17 调整、测试PMU装置键相信号正常，设备工作正常。4.3.18