余热发电工艺设备处理预案.docx

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余热发电工艺设备处理预案

余热发电工艺设备处理预案

运行人员在值班时，发现参数波动大、有疑问以现场表记为准，如现场表有问题则以现场实测为准。

发现问题应及时采取措施，严格按照规程，沉着、冷静、迅速、果断地进行处理，不应急躁惊慌。

机组发生故障，值班人员应迅速向有关领导汇报，但在紧急情况下可先处理后汇报。

值班人员发现不了解的故障时，必须迅速报告有关领导，在取得有关领导的指示后，消除故障。

值班人员应根据自己的经验来判断故障原因，采取相应措施，不使故障扩大，并把故障情况及处理方式汇报有关领导。

由于余热发电受制于水泥窑的特殊性，在水泥窑出现问题时，往往对余热发电影响很大，应加强与供电局调度中心的联系，让他们了解余热发电的局限性，以减少因为停机带来的一些不必要的麻烦。

并网前应提前向供电部门申请，停机后应及时向供电部门汇报，并说明停机原因。

一、锅炉卸灰拉链机故障处理

1、通知现场岗位人员，通知电工，检查跳停原因，

2、查明故障原因，并向中控通报以及处理时间，

3、如出现断链、电机烧坏、减速机损坏等故障，长时间无法开机时，应及时通知电站负责人，并联系维修人员在下料溜子做临时放料口，往外放料。

4、故障处理完毕后，恢复正常下料。

5、如遇到下级设备（窑上输灰系统）出现问题时，首先要停止电站的卸料器、拉链机，如检修时间长处理方法同上。

二、锅炉烟道阀门出现故障

1、运行中发现烟道阀门反馈逐渐减小，应立即通知窑中控迅速打开锅炉旁路阀门。

2、如操作阀门时反馈值没有变化，应立即通知现场岗位人员现场检查确认，查看阀门是否动作，并现场手动盘车，如果盘动说明阀门没有卡住，应通知电气人员检查处理。

反之阀门卡住，需脱开执行器用手动葫芦拉开。

三、汽轮发电机故障停机

（一）在下列情况下应立即破坏真空紧急停机：

1、厂用电中断

2、机组有不正常响声或燃焦味，轴端汽封冒火花。

3、转速上升到3360r/min而危急遮断器不动作。

4、主油泵发生故障或调节系统异常。

5、转子轴向位移超过0.7mm，而轴向位移遮断器或位移监视装置不动作。

6、任一轴承回油温度超过70℃或轴瓦金属温度超过100℃或冒烟而未自动停机。

7、油系统着火且不能很快扑灭时，严重威胁机组安全运行。

8、油箱油位突然下降到最低油位以下，漏油原因不明。

9、润滑油压下降到0.03MPa（表）。

10、汽轮机发生水冲击。

（主蒸汽温度急剧下降）

11、主蒸汽管或给水管道破裂，危及机组安全时。

12、机组突然发生强烈振动或清楚地听到内部有金属声音。

（二）紧急停机操作步骤：

1、迅速降负荷为零，解列发电机.

2、手击危急遮断油门紧急停机，确认自动主汽阀、补汽阀、调节汽阀已关闭，必要时关闭电动隔离汽门。

3、随时注意润滑油油温、油压、真空度及电动油泵启动情况。

4、完成停机的其他操作。

5、紧急故障停机后，应先破坏真空，停止抽气器运行。

6、若全厂停电或电动盘车故障，应记住初始位置，每隔15分钟手动盘车转子180度。

四、突发性全厂停电安全操作

现象：

1、监控画面各运行泵电流到零，电动机停止转动。

联络柜母线电压为零，发电机开关柜跳闸，联锁跳汽轮机。

2、主蒸汽压力、温度下降，真空迅速降落。

处理方法：

1、汽机人员迅速到现场确认启动直流事故油泵

2、手击危急遮断器，故障停机，应不开各管道疏水门以保持锅炉水位。

3、开破坏真空门快速破坏真空。

4、汽机人员检查调节气门、自动主气门、补汽门是否关闭，并把阀门手动盘到底。

关闭均压箱，轴封加热器新蒸汽阀。

5、监视转子惰走情况，及时进行手动盘车；记住初始位置，每隔15分钟手动盘车转子180度。

6、中控室人员迅速了解停电原因及送电时间。

7、电气人员退出励磁柜控制系统，高压室摇出发电机出口开关柜。

8、电源恢复送电后，启动电动盘车，起动辅助油泵，运行无异常后停止直流事故油；

9、通知窑中控全开SP炉旁路45度斜阀全开，关闭SP锅炉进口、出口阀门并保持在10％开度，预防阀门卡死，全开AQC炉旁路入冷却器阀门，关闭AQC锅炉进口、出口阀门并保持在10％开度，同时监视两台锅炉汽包压力；

10、启动循环水泵；

11、启动给水泵缓慢给锅炉上水。

12、现场检查有无设备及管道损坏或管道变形等现象发生。

五、电站缺水

1、化水发现供水中断后，迅速通知中控，并联系供水岗位，确定原因及供水时间。

2、中控人员接通知后向电站负责人汇报，并通知现场关闭所有排污阀门。

3、确定现场水箱水位，根据处理时间，如果水位充足则根据水位下降情况及时调整锅炉旁路阀门，缓慢退炉，低负荷运行。

4、如果水位很低，则快速退炉，解列停机，应不开各管道疏水门以保持锅炉水位。

5、待恢复正常供水后，所有水箱存满，锅炉水位正常后，开启烟道阀门，锅炉开始升温升压。

凝汽器真空下降

现场真空表是否与中控是一致，如现场显示高则中控解除真空保护，确认凝汽器真空下降，应迅速检查：

（一）循环水失常

1、循环水中断：

运行循环水泵出口压力急剧下降，电流指示到零，真空迅速下降，排汽温度急剧上升。

表示运行泵跳闸，凝汽器冷却水供水终端。

处理：

若备用泵未联动，应迅速减掉汽轮机负荷，手动投入备用泵运行。

必要时冷油器改用工业水冷却。

如果三台泵同时供水中断，应故障停机，严禁汽轮机在不凝汽下运行，如凝汽器超过正常温度时，应在停机后温度降至50℃以下时再向凝汽器供水。

2、循环水不足：

真空逐渐降落，排汽温度缓慢升高，循环水进出口温差增大。

处理：

增加循环水量；及时排尽管道内所存的空气；检查进水口滤网是否堵塞。

冷油器、空冷器改为备用水源冷却。

当真空继续下降而无法恢复时，按真空降低规定减负荷直至停机。

（二）凝汽器水位升高时

1、检查凝结水再循环门及软化水补水门是否关闭严密。

2、若凝结水泵故障，迅速启动备用泵。

检查泵盘根是否漏气，如盘根松动应加紧盘根，全开注水门，增加轴封水供应量。

3、若凝汽器铜管破裂，应向有关领导汇报后，停机处理。

（三）真空系统不严密：

1、排汽安全阀损坏，故障停机。

2、真空系统的法兰、阀门盘根、密封水门不严密设法消除。

3、凝汽器汽侧放水门、真空破坏门不严密设法消除。

4、及时调整轴封蒸汽门，保证轴封供汽。

5、射水抽气器工作失常.

机组瓦振缓慢增大的措施

1、润滑油油质要定期取样化验，确保品质优良。

2、润滑油压力调整至厂家要求，合理分配各轴承润滑油流量，运行过程中及时调整润滑油温度在要求范围内，如果油温在40℃以下可适当提高到40℃以上，防止因油膜涡动和油膜振荡引起机组振动

3、缓慢调整负荷，适当降低负荷，看振动有无变化。

4、对汽缸膨胀、胀差、缸温、汽缸温差一经发现偏离允许范围及时调整。

5、及时调整主蒸汽进气温度，确保温度的稳定性。

一、DCS故障的紧急处理措施

1、如果全部操作员站出现故障时（黑屏或死机），若主要后备硬手操及监视仪表可用且暂时能够维持机组正常运行，则转用后备操作方式运行，同时排除故障并恢复操作员站运行方式，否则立即停机、停炉；若无可靠的后备操作监视手段，也应停机、停炉；当部分操作员站出现故障时，应由可用操作员站继续承担机组监控任务（此时应停止重大操作），同时迅速排除故障，若故障无法排除，则应根据当时运行状况酌情处理。

2、如果系统中的控制器或相应电源故障时，如果是辅机部分，可切至后备手动方式运行并迅速处理系统故障，若条件不允许则应将辅机退出运行；如果是关于调节回路的，应将自动切至手动维持运行，同时迅速处理系统故障，并根据处理情况采取相应措施；涉及到机炉保护的，应立即更换或修复控制器模件，或应采用强送电措施，此时应做好防止控制器初始化的措施，若恢复失败应紧急停机停炉。

3、加强对DCS系统的监视检查，特别是发现CPU、网络、电源等故障时，应及时通知运行人员并迅速做好相应对策；发现电子间的环境不符合的控制系统运行环境要求应及时处理解决，避免因环境的恶化造成控制系统故障。

4、加强对工程师站的管理，坚决杜绝工程师站对机组流程的任何操作，在下装控制器前通知运行指挥人员加强监视，避免控制器下装过程中意外对机组的影响。

5、规范DCS系统软件和应用软件的管理，软件的修改严格遵循管理制度，未经测试确认的各种软件严禁下载到已运行的DCS系统中使用，必须建立有针对性的DCS系统防病毒措施。

6、严格执行工程师站和电子间的有关管理规定，避免无关人员进入，意外碰到按钮或开关造成控制系统的故障。

四、机组甩负荷

（1）主要危险源

✧锅炉超压，安全门拒动

✧甩负荷后拒动

✧主蒸汽超温

（2）预控措施

1）控制好上水，严格按照预定方案开高、低压旁路门和锅炉PCV阀。

2）调试的组织和管理程序已经明确，各岗位的人员到位，操作程序明确。

3）安排专人监视旁路系统，如在甩负荷时，旁路卡涩，立即跟集控联系，根据指令开关旁路。

4）安排专人监视安全门。

如果锅炉达到安全门整定压力，而安全门拒动，立即用绳子拉开安全门卸压。

5）根据机组运行参数变化，及时调整减温水。

6）在机组甩负荷试验期间，当机组发生下列异常时应立即在机头或在主控室打闸停机：

✧汽机转速达到机组允许最高转速

✧调速系统摆动无法维持机组空转

✧汽轮发电机组轴瓦温度超限

✧汽轮发电机组振动超过定值

✧主汽温度下降超过规定值

✧汽轮机差胀，轴向位移超限

✧机组超速跳闸后，转速仍不下降

7）若锅炉泄压手段失灵，锅炉超压，时应立即停炉。

8）停机后机组转速不能正常下降，应查明原因，采取一切措施切断汽源。

1防止重大事故的措施

2.1.防触电

（1）所有设备区的防雷接地、工作接地、保安接地、接零均应严格按设计施工，地下部分应经检查验收后方可覆盖施工。

（2）电气运行、检修人员的一切操作、巡视、抄表行为均应执行运行规程、调度规程及安全规程的规定；尤其是强调“二票三制”的执行必须严肃认真，防止走形式。

（3）试运期间的故障查找、排除及设备消缺，应严格执行工作票制度及工作许可制度；试验所需电源的提供由运行或安装单位的合格电工完成，严禁乱拉乱接。

（4）坚持停、送电联系单制度，联系单由试运单位签发，运行方照单许可执行。

2.2.防止汽轮机油系统着火

（1）油管道法兰、接头或油系统其它设备，在运行中发现漏油而威胁安全时，应视情况及时停机处理。

（2）当调速系统发生大幅度摆动，或机组油管道发生振动时，运行人员应及时检查油系统管道法兰、接头是否渗漏；油系统如有漏油应及时消除，一时不能消除应及时将漏油拭净，严防漏油流渗至蒸汽管、阀保温层等温度较高部件上。

（3）汽轮机运行中发生油系统着火，如属于（或根据情况判断可能属于）设备或法兰接合面损坏喷油起火时，应立即按规程破坏真空紧急停机，同时进行灭火；为了避免汽轮机组轴瓦损坏，在破坏真空后的惰走时间内，应维持直流油泵运行，停交流油泵。

火势实在无法控制或危及油箱时，应立即打开油箱事故排油门放油。

（4）油管道法兰、阀门的周围及下方，若敷设有热管道或其它热体，这些热体应保温齐全，保温层外面再保铁皮，保温层表面温度一般不超过50℃。

（5）厂房内应保持整洁，不能存放油类等易燃物品，汽机周围不得堆积杂物和废棉丝等；无论在检修或运行中，如发现保温材料内已有渗油时，应将保温材料更换；而汽轮机油管路应有必要的支吊架、隔离罩和防爆箱。

（6）油系统法兰接合面的垫料要求用隔电纸、青壳纸或耐油石棉胶板（一般厚度在1mm以下）不准使用塑料垫，螺母接头必须采用紫铜垫圈。

（7）现场消防器材设施应考虑使用方便，数量够用，并经常处于齐全良好的备用状态；汽机油管较多处应放有灭火器以备急用；现场消防水系统的水源、水压应保持充足，消防水栓和水龙带应统一规格，完整好用；厂区内必须有消防通道，并经常保持畅通，现场应建立消防责任制度。

（8）当油系统着火危及电气设备着火时，应立即将有关设备的电源切断，然后再进行灭火；对可能带电的设备以及发电机、电动机等，应使用干式灭火器、二氧化碳灭火器或1211灭火器。

（9）为防止油系统着火，应尽量减少油系统的阀门、接头及附件；油系统管道、阀门、接头、法兰等附件承压等级应按耐压试验压力选用，一般为工作压力的两倍。

2.3.防止锅炉爆管

（1）试运前作好下列试验：

大联锁试验。

（2）升温、升压和加负荷过程中，烟气进口闸门不可打开过快，增减负荷应平衡缓慢；在升负荷过程中，要注意过热器的冷却，启动初期开启各部疏水，待投入一、二级旁路，过热器有压力后，再关闭各疏水，确保有足够蒸汽冷却受热面。

（3）严密监视各段管壁温度，发现超温情况及时消除。

A防止超温超压

（1）严防锅炉缺水和超温超压运行，严禁在水位表数量不足（指能正确指示水位的水位表数量）、安全阀解列的状况下运行。

（2）锅炉超压水压试验和安全阀整定应严格按规程进行，超压水压试验和热态安全阀校验工作应制定专项安全技术措施，防止升压速度过快或压力、汽温失控造成超压超温现象。

（3）锅炉在超压水压试验和热态安全阀整定时，严禁非试验人员进入试验现场。

B防止炉外管道爆破

（1）加强对炉外管道的巡视，对管系振动、水击等现象应分析原因，及时采取措施；当炉外管道有漏汽、漏水现象时，必须立即查明原因、采取措施，若不能与系统隔离进行处理时，应立即停炉。

（2）加强对汽水系统中的高中压疏水、排污、减温水等小径管的管座焊缝、内壁冲刷和外表腐蚀现象的检查，发现问题及时更换。

（3）加强焊工管理及完善焊接工艺质量的评定，杜绝无证（含过期证）上岗和超合格证允许范围施焊现象，焊接工艺、质量、热处理及焊接检验应符合《电力建设施工及验收技术规范（火力发电厂焊接篇）》（最新版本）有关规定。

（4）重点检查可能因膨胀和机械原因引起的承压部件爆漏的缺陷。

（5）加强锅炉安全监察工作，锅炉第一次投入使用前必须到有关部门进行注册登记办理使用证。

2.4.防止汽轮机超速

（1）透平油的油质必须合格；在油质不合格的情况下，严禁机组启动。

（2）在机组启动前必须进行汽轮机调节系统的静态试验和汽轮机启动的仿真试验，确认调节系统工作正常；在汽门、调节部套存在卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁启动。

（3）在机组启动前必须进行主汽门和调节汽门关闭时间测定、OPC动作时间测定、抽汽逆止门关闭时间测定。

（4）机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，严禁机组启动。

（5）运行中的机组，在无任何有效监视手段的情况下，必须停止运行。

（6）所有抽汽逆止（补汽）门要动作灵活、无卡涩；所有抽汽逆止（补汽）门和抽汽（补汽）电动门的联锁设计要合理、动作要可靠，以防止抽汽倒流引起超速。

（7）所有汽机专业调试、运行等有关人员都必须熟知汽轮机DEH的控制逻辑、功能及运行操作，以确保在出现潜在风险或者风险发生的情况下能够做出正确的判断和有效的操作，把风险在发生之前消灭或者防止风险的进一步扩大。

（8）在任何情况下绝不可强行挂闸。

（9）各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组启动和运行。

（10）在机组启动后，要严格按调试措施或者规程进行危急保安器试验、汽门严密性试验、门杆活动试验等。

（11）在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能够将机组转速控制在危急保安器动作转速之下。

（12）危急保安器动作转速一般定为额定转速的109%~111%。

（13）在进行危急保安器试验时，在满足试验条件下，主蒸汽压力尽量取低值。

（14）运行中要严密监视电液伺服阀的运行状态，不卡涩、不泄漏和系统稳定。

（15）正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率是否到零，千瓦时表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列；严禁带负荷解列。

（16）必须进行甩负荷试验，以考验汽轮机调节系统品质。

2.5.防止汽轮机大轴弯曲

（1）应具备和熟悉掌握：

✧转子安装原始弯曲的最大晃动值（双振幅），最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置

✧大轴弯曲测点安装位置转子的原始晃动值（双振幅），最高点在圆周方向的位置

✧启动过程中的波德图和实测轴系临界转速

✧正常情况下的盘车电流和电流摆动值，以及相应的油温和顶轴油压

✧正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间

✧紧急破坏真空停机过程的惰走曲线

✧停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线

✧通流部分的轴向间隙和径向间隙。

（2）应具有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线。

（3）记录机组起停全过程中的主要参数和状态；停机后定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次热态启动或汽缸金属温度低于150℃为止。

（4）汽轮机启动前必须符合以下条件，否则禁止启动：

✧大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入

✧大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或原始值的±0.02mm

✧汽缸上、下缸温差不超过50℃。

✧主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度，蒸汽过热度不低于50℃。

（5）机组起、停过程操作措施：

✧机组启动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，至少不得少于2h~4h，热态启动不少于4h。

若盘车中断应重新计时。

✧机组启动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因；当机组已符合启动条件时，连续盘车不少于4h才能再次启动，严禁盲目启动。

✧停机后立即投入盘车；当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理；当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，再手动盘车180度。

✧当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。

✧停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车180度，待盘车正常后及时投入连续盘车。

✧机组热态启动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。

✧机组热态启动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空；停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽；应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。

✧疏水系统投入时，严格控制疏水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高；供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机。

✧停机后应认真监视凝汽器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。

✧启动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温器喷水；在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。

（6）发生下列情况之一，应立即打闸停机：

✧机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.030mm。

✧机组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.100mm或相对轴振动值超过0.260mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。

✧机组运行中要求轴承振动不超过0.030mm或相对轴振动不超过0.080mm，超过应立即设法消除，当相对轴振动大于0.260mm应立即打闸停机；当轴承振动变化±0.015mm或相对轴振动变化±0.050mm，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.050mm，应立即打闸停机。

✧汽缸上、下缸温差超过50℃。

✧机组正常运行时，主蒸汽温度在10min内突然下降50℃。

2.6.防止汽轮机轴瓦烧损

（1）油系统油质要合格并按规程要求定期进行化验，油质劣化要及时处理；在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组启动。

（2）油位计、油压表、油温表、压力开关及相关的信号装置，必须安装齐全，指示正确，并定期校验。

（3）交流润滑油泵、直流润滑油泵、和盘车装置运行可靠、稳定。

（4）润滑油压低时应能正确、可靠地报警和联动交流、直流润滑油泵；为确保防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能，要求当润滑油压降至0.080MPa时报警，降至0.070MPa~0.075MPa时联动交流润滑油泵，降至0.060MPa~0.070MPa时联动直流润滑油泵，并停机投盘车，降至0.015MPa时停盘车。

（5）交流润滑油泵电源的接触器，应采取低电压延时释放措施，同时要保证自动投入装置动作可靠。

（6）直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量，其各级熔断器应合理配置，防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。

（7）油系统安装时要彻底清理油系统杂物，尤其是主油箱、前轴承箱和所有轴承座，严防遗留焊渣、锈皮等杂物在油系统。

（8）油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门不得水平安装；主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。

（9）机组在运行中如发生可能引起轴瓦损伤（如水冲击、瞬间断油等）的异常情况时，应在确认轴瓦未损伤之后，方可重新启动。

（10）油系统进行切换操作（如冷油器、油泵、滤网等）时，应在指定的有经验的人员监护下按操作票顺序缓慢进行操作，在操作中要严密监视润滑油压的变化，严防切换操作过程中断油。

（11）机组启动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度；当温度超过标准要求时，应按规程规定的要求果断处理。

（12）机组应避免在振动不合格的状况下运行。

（13）在机组启停过程中要按制造厂规定的转速停起顶轴油泵。

2.7.防止发电机损坏

（1）严格按照制造厂提供的图纸和技术文件进行安装，确保安装质量良好。

（2）严格按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150－2006的要求和制造厂的有关技术文件完成所有交接试验，试验结果准确无误。

（3）制造厂应该提供定子端部固有频率数据，并应该远离94~115周的频率范围。

（4）发电机转子风道检查试验结果应与制造厂提供的数据相近或符合《透平发电机转子气体内冷通风道检验方法及限值》JB/T6229-2005的限制要求，确认风道无堵塞。

（5）发-变组出口断路器要严格防止非全相拉合闸，失灵保护要可靠投入。

（6）发电机转子上的平衡螺丝、平衡块、风扇固定螺丝、引线固定螺丝不得有任何松动或未锁紧现象，安装前必须逐个仔细检查。

（7）发电机负序保护必须可靠。

（8）发电机轴承绝缘要符合制造厂的规定。

（9）用于保护和试验的转子槽楔上的通风孔堵塞物必须全部拔掉，保证无一遗留。

（10）发电机定子封闭前，应该使用大功率吸尘器清理内部，保证机内无任何机械杂物遗留。

（11）发电机刷架、电刷及外罩的安装符合制造厂的技术要求，特别要注意调整好各处的间隙，电刷在刷盒中应能自如活动，电刷的压力应为0.015MPa~0.020MPa且各处均匀；刷架和底座间的绝缘电阻不得低于11MΩ。

（12）轴承通油清洗工作要持续较长时间，确认油系统能保持正常运转，并检查轴瓦无杂物，瓦面无磨损和划伤。

（13）机组启动前必须结束与机组启动直接相关的土建工程，并保证交通畅通、照明充足、发电机各控制系统、监控装置、信号装置、保护装置均已调试完成并投入运行。

（14）各种安全设施和消防设施完备。

（15）发电机启动前必须结束发-变组一、二次以及线路上的所有的安装工作，一次线必须相序鲜明，各项安装技术指标符合相关规定。

（16）发-变组出口开关、灭磁开关、10kV母线工作电源开关的拉合试验合格。

（17）励磁系统联锁试验合格。

（18）发电机定子、转子、励磁轴承、汇水管及各测温元件绝缘电阻合格。

（19）发电机在升速、定速过程中必须严格监视各轴承的振动情况