水轮发电机组启动试验规程DLT 507.docx

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水轮发电机组启动试验规程DLT507

水轮发电机组启动试验规程

Start-uptestcodeforHydro-generatingunits

DL／T507-2014

代替DL／T507-2002

1范围

    本标准规定了水轮发电机组启动试运行试验程序和要求。

    本标准适用于单机容量25MW及以上水轮发电机组及相关机电设备的启动试运行试验和交接验收，单机容量小于25MW的机组可参照执行。

    灯泡贯流式水轮发电机组的启动试运行试验，按DL／T827的规定执行。

2规范性引用文件

    下列文件对于本文件的应用是必不可少的。

凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

    DL／T827灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程

3总则

3．1水轮发电机组及相关机电设备安装、检验合格后，应进行启动试运行试验，试验合格及交接验收后方可正式投入系统并网运行。

3．2机组启动试运行前，应按照本标准的要求编制启动试运行大纲，经启动验收委员会批准后进行启动试运行。

3．3除本标准规定的启动试运行试验项目以外，允许根据电站条件和设备制造特点适当增加试验项目。

3．4水轮发电机组的继电保护、自动控制，测量仪表等装置和设备，与机组启动试运行有关的油、水、气系统设备，通风空调系统设备，电气回路及电气设备等，均应依据相应的专用规程试验合格。

3．5工程已经通过水库蓄水前的验收。

3．6引水式电站机组引水系统已通过验收及安全鉴定。

3．7组织、指挥机组启动试运行的机构已建立，各部门应配备人员已到位，相关文件和资料齐全。

3．8机组启动试运行过程中应充分考虑上、下游水位变动对边坡稳定及库区河道周围环境和植被生长的影响，保证试运行工作的正常进行。

4水轮发电机组启动试运行前的检查

4．1引水及尾水系统的检查

4．1．1上、下游拦污栅及备用拦污栅入槽检查及栅后流道清洁度检查合格。

4．1．2进水口拦污栅已安装调试完工并清理干净检验合格，拦污栅差压测压头与测量仪表检验调试合格。

4．1．3进水口闸门门槽已清扫干净并检验合格。

检修闸门、工作闸门、充水阀、启闭装置在无水情况下手动、自动操作均已调试合格，启闭情况良好，启闭时间应符合设计要求。

工作闸门在关闭状态。

众智建筑

4．1．4压力管道及通气孔、调压井、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已检验合格清理干净。

灌浆孔已封堵。

测压头、测压管阀门、测量表计、测流量装置无水调试应合格。

伸缩节间隙应均匀，盘根有足够的紧量。

非本期发电部分分叉管阀门及闷头已可靠封堵。

所有进人孔（门）的盖板均已严密封闭。

4．1．5水轮机进水阀及其旁通阀调试合格，启闭情况良好，处于关闭状态，检查进水阀后自动进／排气装置工作性能正常。

油压装置及操作系统设备检验合格，油泵运转正常，油质合格。

4．1．6蜗壳、转轮室及尾水管已清扫干净，固定转轮的楔子板及垫板、轴流式转轮的悬挂吊具或临时支座等均已拆除。

4．1．7蜗壳及尾水管排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。

4．1．8尾水闸门门槽及其周围已清理干净。

尾水闸门及其启闭装置检验合格，启闭情况良好。

尾水闸门处于关闭状态，尾水闸门启闭机及抓梁可随时投入工作。

尾水闸门室或尾水调压井、尾水洞已清理干净，尾水闸门室闸门及启闭装置检验合格，启闭情况良好，闸门处于关闭状态。

4．1．9电站上、下游水位测量系统调试合格，水位信号远传正确。

4．2水轮机的检查

4．2．1水轮机转轮及所有部件检验合格，施工记录完整，上、下止漏环间隙或轴流式水轮机转轮叶片与转轮室间隙已检查无遗留杂物。

4．2．2真空破坏阀经严密性渗漏试验及设计压力下动作试验合格。

4．2．3顶盖排水泵检验合格，手／自动操作回路正常，顶盖上杂物已清理干净，自流排水孔畅通无阻。

4．2．4主轴工作密封与检修密封经检验无渗漏。

调整工作密封水压至设计规定值，工作密封溢水正常。

4．2．5水导轴承润滑冷却系统已检查合格，油位、温度传感器及冷却水水压已调试，各整定值符合设计要求。

4．2．6导水机构检验合格并处于关闭状态，接力器锁锭投入。

导水叶最大开度和关闭后的严密性及压紧行程已检验符合设计要求。

剪断销剪断信号及其他导叶保护装置检查试验合格。

4．2．7水轮机圆筒阀及操作系统应具备如下条件：

    a）圆筒阀及操作系统设备检验合格。

操作系统油压和油位正常，透平油化验合格。

电气操作柜各表计指示与实际相符，各传感器及阀门均已整定符合要求。

    b）在无水情况下手动操作圆筒阀，其启闭工作情况应正常，各接力器上、下腔油压差在设计允许范围内，接力器行程相互超差保护经模拟试验动作可靠。

油质合格。

调整关闭和开启时间应符合设计要求。

    c）进行现地和远方操作试验，操作回路正确，圆筒阀动作灵活可靠。

4．2．8各测压表计、示流计、流量计、摆度、振动传感器及各种变送器已校准，管路线路连接良好，通流通畅，管路中杂物已清除干净。

4．2．9尾水管射流补气装置处于关闭状态。

在确认尾水不会倒灌的前提下，水轮机大轴自然补气检修阀应处于开启状态。

4．3调速系统的检查

4．3．1调速系统及其设备调试合格。

油压装置压力、油位正常，透平油化验合格。

各部表计、阀门、自动化元件均已整定符合要求。

4．3．2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、副油泵自动切换运行调试检查合格；集油槽油位信号正常；压力油罐补气装置手动、自动动作正确；漏油装置手动、自动调试合格。

4．3．3由手动操作将油压装置的压力油通向调速系统，检查各油压管路、阀门、接头及部件等均无渗油现象。

4．3．4调速器液压柜、电气柜调试合格，电气-机械／液压转换器工作正常。

4．3．5调速器锁锭装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁定状态。

4．3．6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操作的灵活可靠和全行程内动作平稳性。

检查导水叶开度、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，并录制导叶开度与接力器行程的关系曲线，应符合设计要求。

4．3．7事故配压阀和分段关闭装置等均已调试合格。

用紧急关闭方法初步检查导水叶全开到全关所需时间，应符合设计要求。

4．3．8对于转桨式水轮机，应由调节器操作检查桨叶转动指示器和实际开度的一致性。

模拟各种水头下导叶和桨叶协联关系曲线。

4．3．9对调速器自动操作系统进行模拟操作试验，检查自动开机、停机和事故停机各部件动作的准确性和可靠性。

4．3．10测速装置安装完毕检验合格，继电器触点已按要求初步整定。

4．4水轮发电机的检查

4．4．1发电机整体试验和检验合格，记录完整。

发电机内部已进行彻底清扫，定、转子及气隙内无任何杂物。

发电机风洞已检查无遗留杂物。

4．4．2导轴承及推力轴承油位、温度传感器及冷却水压（或流量）已调试，整定值符合设计要求。

推力外循环油冷却系统工作正常。

油雾吸收装置工作正常。

4．4．3推力轴承的高压油顶起装置已调试合格，压力继电器工作正常，单向阀及管路阀门均无渗油现象。

主、备用油泵自动切换可靠。

4．4．4发电机风罩以内所有阀门、管路、接头、电磁阀、变送器、传感器和自动化元件等均已检查合格，处于正常工作状态。

按设计要求对管路及管件已采取防结露措施。

4．4．5发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已检验，碳刷与集电环接触良好并调试合格。

4．4．6发电机风罩内所有电缆、导线、辅助线、端子板均已检查正确无误，固定牢靠。

风罩内各部件接地线无遗漏，环形接地带已敷设。

4．4．7发电机机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正常，充水前制动闸处于手动制动状态。

制动闸吸尘装置工作正常。

4．4．8发电机的空气冷却器已检验合格，水路畅通无阻。

阀门及管路无渗漏水现象。

机坑内排水沟已清理，排水管路畅通。

4．4．9测量发电机工作状态的各种表计，振动、摆度传感器，气隙监测装置、局部放电监测仪等调试、整定合格。

4．4．10对于定子绕组为水内冷或蒸发冷却的发电机，定子绕组的水内冷却系统或蒸发冷却系统已检查、调试合格，冷却介质检验合格，进出口管路和二次冷却水管路、接头、阀门均已检验合格无渗漏。

4．4．11有绝缘要求的发电机轴承的绝缘已经合格。

4．5励磁系统的检查

4．5．1励磁电源变压器试验合格，高、低压端连接线与电缆已检验合格。

4．5．2励磁系统各盘柜检查合格，主回路连接可靠，绝缘良好。

4．5．3励磁功率柜通风系统检查合格，功率元件风机自动切换可靠。

4．5．4交直流灭磁开关主触头接触良好，开距符合要求，常开常闭主触头切换过程搭接时间符合设计规定，动作灵活可靠。

非线性电阻检查合格。

4．5．5励磁调节器开环特性符合设计要求，通道切换可靠，手／自动切换可靠。

4．5．6励磁操作、保护及信号回路动作可靠，检查起励装置、转子过压保护装置等应合格，所有表计校验合格。

与继电保护、机组逻辑控制单元（LCU）接口的通信符合要求。

4．5．7检查电制动变压器等发电机电制动系统设备应合格。

4．6油、气、水系统的检查

4．6．1技术供水系统检查合格。

4．6．2厂内渗漏排水和检修排水系统经检查合格，水泵润滑水源供水可靠。

集水井水位传感器经调试，其输出信号和整定值符合设计要求，渗漏排水系统和检修排水系统处于正常投运状态。

4．6．3全厂透平油、绝缘油系统已投入运行部分能满足该台机组和主变压器供油、用油和排油的需要。

油质经化验合格。

用于全厂液压操作的公用油压装置已调试检验合格，并投入运行。

4．6．4压缩空气系统已调试合格，贮气罐及管路系统无漏气，管路畅通。

各压力表计、温度计、流量计、减压阀工作正常，安全阀已由有资质部门校验，整定值符合设计要求。

压缩空气系统已经投运，处于正常状态。

4．6．5机组调相运行供气、自动化元件及系统均已检查合格，动作正确无误。

补气量及压力均能满足压水和调相运行的要求。

4．6．6各管路、附属设备已涂漆，标明流向，各阀门已标明开关方向，挂牌编号。

管道穿楼板、墙壁处已封堵。

4．7电气一次设备的检查

4．7．1发电机主引出线、机端引出口处的电流互感器等设备检验合格。

中性点引出线及电流互感器、中性点消弧线圈（或中性点接地变压器、电阻）调试合格。

4．7．2发电机断路器、隔离开关、电制动开关等试验合格，具备带电条件。

4．7．3发电机电压母线及其相关设备试验合格，具备带电条件。

4．7．4主变压器调试合格，分接开关置于系统要求的给定位置，绝缘油化验合格，冷却系统调试合格，具备带电条件。

4．7．5相关厂用电设备检验并试验合格，已投入正常工作，并至少有两路独立电源供电。

备用电源自动投入装置已检验合格，工作正常。

4．7．6与本机组发电及送出有关的高压配电装置检验调试合格。

4．7．7全厂接地网和设备接地已检验，接地连接良好，接地测试井已检查。

总接地网接地电阻和按设计规定部位的接触电位差、跨步电位差已测试，符合规定值的要求。

4．7．8厂房相关部位工作照明和事故照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明、疏散指示灯已检查合格。

事故照明已检查合格，油库、蓄电池室等防爆灯已检查合格。

4．8电气二次系统及回路的检查

4．8．1机组电气控制和保护设备及盘柜检查合格，电缆接线正确无误，连接可靠。

4．8．2计算机监控系统的机组现地控制单元、全厂开关站控制单元、进水口及尾水（若有）工作闸门控制单元、公用设备控制单元和被控设备调试合格。

中央控制室的全厂集中监控设备如模拟屏、控制台、计算机监控系统及不间断电源等设备检验合格。

4．8．3直流电源、照明用应急电源（EPS）、计算机用直流电源（UPS）等设备检验合格，并投入工作正常；充电和浮充电装置及其回路已检验合格。

4．8．4下列电气操作回路已检查并通过模拟试验，已验证其动作的正确性、可靠性与准确性：

    a）进水口闸门操作回路；

    b）水轮机进水阀操作回路；

    c）机组操作与水力机械保护回路；

    d）发电机励磁操作回路；

    e）发电机断路器、隔离开关、电制动开关操作回路和闭锁回路；

    f）直流及信号报警回路；

    g）全厂公用设备操作回路；

    h）同期操作回路；

    i）备用电源自动投入回路；

    J）各高压断路器、隔离开关的操作与安全闭锁回路；

    k）厂用电设备操作回路。

4．8．5电气二次的电流回路和电压回路完成通电检查之后，下列继电保护回路应进行模拟试验，验证动作的准确性：

    a）发电机继电保护与故障录波回路；

    b）主变压器继电保护与故障录波回路；

    c）高压配电装置继电保护回路；

    d）送电线路继电保护与故障录波回路；

    e）厂用电继电保护回路；

    f）其他继电保护回路；

    g）仪表测量回路。

4．8．6通信系统等设施调试完毕，检查合格，通话和数据传送符合要求，能够满足电网调度、梯级调度和生产调度的需要。

4．8．7二次盘柜的接地铜排已连接二次系统等电位接地网。

4．9消防系统及设备的检查

4．9．1与启动试验机组有关的主、副厂房等部位的消防设施应符合消防设计与规程要求，并通过消防部门验收。

4．9．2发电机消防系统检验合格。

4．9．3主变压器水喷雾系统及喷射调试合格，水雾能覆盖主变压器器身，主变压器油池与事故排油系统符合设计要求，事故油池经清理排油通畅。

4．9．4全厂火灾报警与联动控制系统安装调试合格，火灾探头动作准确，联动控制动作正确，并通过消防部门验收。

4．9．5全厂消防供水水源、气源可靠，管道畅通，压力满足设计要求。

4．9．6采用气体灭火的消防系统，应按设计要求安装全套灭火设施并调试合格，检查灭火气体质量符合设计要求。

4．9．7电缆防火堵料、涂料、防火隔板等水喷雾安装完工，电缆穿越楼板、墙壁、竖井、盘柜的孔洞及电缆管口已可靠封堵。

4．9．8按机组启动试验大纲要求的临时性灭火器具配置已完成。

5水轮发电机组充水试验

5．1充水条件

5．1．1坝前或上游水位已达到机组最低发电水位，尾水渠道已充水。

对于长引水式水电站或一洞多机引水式水电站，引水隧洞至调压井段已充水，相关联的未投运机组的进水阀及旁通阀已安装调试完成，且处于可靠关闭状态；对于多机共尾水式水电站，相关联的未投运机组的尾水闸门安装调试完成，且处于可靠关闭状态。

5．1．2充水前应确认进水口检修闸门和工作闸门处于关闭状态。

确认水轮机进水阀处于关闭状态，蜗壳取／排水阀、尾水管排水阀处于关闭状态。

确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁锭投入。

确认尾水闸门处于关闭状态。

确认尾水洞（尾水渠）已充水，尾水洞（尾水渠）检修闸门已开启。

5．1．3充水前必须确认电站厂房检修排水系统、渗漏排水系统运行正常，检修排水井盖板已封闭。

5．1．4与充水有关的各通道和各楼梯照明充足，照明备用电源可靠，通信联络设施完备，事故交通安全通道畅通，并设有明显路向标志。

5．1．5主机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，指挥通信系统布置就绪，各部位运行人员已到位，振动摆度等测量仪器仪表准备齐全。

5．2尾水管充水

5．2．1投入水轮机检修密封，打开导叶3％～5％，作为排气通道。

5．2．2利用尾水倒灌或机组技术供水排水管供水等方式向尾水管充水，在充水过程中随时检查水轮机顶盖、导叶轴套、主轴密封、测压系统管路、蜗壳进人门、尾水管进人门等处的漏水情况，记录测压表计的读数。

监视尾水管、转轮室、顶盖下腔的排气情况和压力变化。

5．2．3充水过程中必须密切监视各部位渗、漏水情况，确保厂房及其他机组安全，发现漏水等异常现象时，应立即停止充水进行处理，必要时将尾水管排空。

5．2．4充水至与尾水平压，待蜗壳排气阀自动关闭后停止充水，关闭导叶。

5．2．5提起尾水闸门，并锁定在门槽口上。

在静水下全开全关导叶一次。

5．3压力管道和蜗壳充水

5．3．1打开检修闸门充水阀，观察检修闸门与工作闸门间水位上升情况，平压后提起检修闸门。

观察工作闸门下游侧的漏水情况。

5．3．2打开工作闸门充水阀，向压力管道充水，监视压力管道水压表读数，检查压力管道充水情况。

对引水式水电站，则可开启调压井工作闸门的旁通阀或水轮机进水阀的旁通阀向压力管道及蜗壳充水。

5．3．3检查钢管伸缩节位移及漏水情况，检查蜗壳进人门、蜗壳盘形阀的漏水情况。

监测蜗壳的压力上升情况。

5．3．4检查水轮机顶盖、导水机构、筒形阀和主轴密封的漏水情况及顶盖排水情况。

有条件时，可测量记录筒形阀及导水叶漏水量。

5．3．5检查蜗壳弹性垫层排水情况。

5．3．6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。

5．3．7在压力管道充水时，应先检查水轮机进水阀关闭状态下的渗漏情况，然后打开旁通阀向蜗壳充水。

有条件时，测量水轮机进水阀的漏水量。

5．3．8充水过程中，检查压力管道通气孔的排气是否畅通，同时注意应使蜗壳中的积气完全排出。

5．3．9压力管道平压后，记录压力管道与蜗壳充水时间和静水压力值。

5．3．10长引水系统压力管道充水，应单独制定详细的包括水工建筑物在内的操作规程和安全技术措施。

高水头电站的输水道应按设计要求分级进行充水。

5．4充水平压后的观测检查和试验

5．4．1以手动或自动方式进行工作闸门静水启闭试验，调整、记录闸门启闭时间及压力表计读数。

进行远方启闭操作试验，闸门应启闭可靠，位置指示准确。

5．4．2在闸门控制柜、机旁和电站中央控制室分别进行静水中紧急关闭闸门的试验，检查油压启闭机或卷扬启闭机制动的工作情况，并测定关闭时间。

5．4．3蜗壳充水后，手动操作水轮机进水阀，检查阀体启闭动作情况。

在手动操作试验合格后，进行自动操作的启闭动作试验，分别进行现地和远方操作试验，水轮机进水阀在静水中启闭应正常。

记录进水阀开启和关闭时间。

5．4．4装有水轮机筒形阀的机组，蜗壳充水后按5．4．3的要求对筒形阀进行现地和远方操作试验。

5．4．5压力管道充满水后应对进水口、明敷钢管的混凝土支墩等水工建筑物进行全面检查，观察是否有渗漏、支墩变形、裂缝、钢管位移等异常情况。

5．4．6观察厂房内渗漏水情况，及渗漏排水泵排水能力和运转的可靠性。

5．5技术供水系统充水及参数调整试验

5．5．1手动操作技术供水系统管路各阀门设备，使技术供水系统充水。

采用技术供水泵的供水系统应首先启动供水泵。

检查减压阀、滤水器，以及系统各部位管路、阀门及接头的工作情况。

5．5．2检查并调整各部件流量、压力符合设计要求。

5．5．3进行监控系统自动开、停技术供水系统试验，检查技术供水系统各传感器、变送器上传至监控系统的信号应正确。

5．5．4模拟设备故障、流量压力低等信号，检查监控系统指令的正确性及系统的工作情况。

5．5．5检查主、备用水泵或主、备用供水回路自动切换的可靠性。

检查有正、反向供水设计的阀门自动切换情况。

6水轮发电机组启动及空载试验

6．1启动前的准备

6．1．1确认充水试验中出现的问题已处理合格。

6．1．2各部件冷却水、润滑水投入，水压、流量正常，润滑油系统、操作油系统工作正常，各油槽油位正常。

6．1．3渗漏排水系统、压缩空气系统按自动方式运行正常。

6．1．4上下游水位、机组各部件原始温度等已记录。

6．1．5启动高压油顶起装置顶起发电机转子。

对于无高压油顶起装置的机组，在机组启动前应用高压油泵顶起转子，油压解除后，检查发电机制动器，确认制动器活塞已全部落下。

装有弹性金属塑料推力轴瓦的机组，首次启动时，也应顶一次转子。

6．1．6漏油装置处于自动位置。

6．1．7水轮机主轴密封水投入，检修密封排除气压，水轮机圆筒阀（进水阀）在全开位置。

6．1．8调速器处于准备工作状态，并应符合下列要求：

    a）油压装置至调速器主油阀阀门已开启，调速器液压操作柜已接通压力油，油压、油位指示正常；油压装置处于自动运行状态。

    b）调速器的专用滤油器位于工作位置。

    c）调速器处于机械“手动”或电气“手动”位置。

    d）调速器的导叶开度限制位于全关位置。

    e）永态转差系数bp暂调整到2％～4％。

6．1．9与机组有关的设备应符合下列要求：

    a）发电机出口断路器断开，或与主变压器低压侧的连接端应断开；

    b）发电机转子集电环碳刷已研磨好并安装完毕，碳刷拔出；

    c）水力机械保护和测温装置已投入；

    d）拆除所有试验用的短接线及接地线；

    e）外接标准频率表监视发电机转速；

    f）电制动停机装置短路开关处于断开位置；

    g）发电机灭磁开关断开；

    h）机组现地控制单元已处于工作状态，已接入外部调试检测终端，并具备安全监测、记录、打印、报警机组各部位主要运行参数的功能；

    i）机组在线状态监测装置已处于工作状态；

    j）电站计算机监控系统投入使用。

6．2机组首次手动启动试验

6．2．1拔出接力器锁锭，对装有高压油顶起装置的机组，手动投入高压油顶起装置。

6．2．2手动打开调速器的导叶开度限制机构，机组开始转动后，即将导叶关回，由各部位观察人员检查和确认机组转动与静止部件之间无摩擦或碰撞情况。

6．2．3确认各部位正常后，手动打开导叶启动机组，当机组转速接近50％额定值时，暂停升速，观察各部运行情况。

检查无异常后继续增大导叶开度，使转速升至额定值，机组空转运行；当机组升速至80％额定转速（或规定值）后，可手动切除高压油顶起装置，并校验电气转速继电器相应的触点和动作值。

6．2．4当达到额定转速时，校验电气转速表指示应正确。

记录当时水头下机组的空载开度。

6．2．5在机组升速过程中，应加强对各部位轴承温度的监视，不应有急剧升高及下降现象。

机组启动达到额定转速后，在半小时内，应每隔5min测量一次推力瓦及导轴瓦的温度，以后可每隔30min记录一次推力瓦及导轴瓦的温度，并绘制推力瓦及各部位导轴瓦的温升曲线，观察轴承油面的变化，油位应处于正常位置范围。

机组运行至温度稳定后（每小时温升不大于1℃）标好各部油槽的运行油位线，记录稳定的温度值，此值不应超过设计规定值。

6．2．6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、水车室窜水、推力瓦温度突然升高、推力油槽或其他油槽甩油、机组摆度过大等不正常现象，应立即停机检查。

6．2．7监视水轮机主轴密封及各部位水温、水压，记录水轮机顶盖排水泵运行情况和排水工作周期。

6．2．8记录各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、蜗壳差压、机组流量等）。

6．2．9测量记录机组运行摆度（双幅值），其值应小于0．7倍轴承总间隙或符合机组合同的规定。

6．2．10测量、记录机组各部位振动，其值应不超过表1的规定。

当振动值超过表1时应进行动平衡试验。

表1水轮发电机组各部位振动允许值（双幅值）

6．2．11若机组振动值超标，需进行动平衡试验并符合下列要求：

    a）当发电机转子长径比小于1／3时，可只做单面动平衡试验，当长径比大于1／3时，应进行双面动平衡试验；

    b）动平衡试验应以装有导轴承的发电机上、下机架的水平振动双幅值为计算和评判的依据，推荐采用专门的振动分析装置和相应的计算机软件。

6．2