中梁二级运行规程.docx

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中梁二级运行规程

重庆市巫溪中梁二级水电站

运行规程

（试行）

批准：

审定：

审核：

校核：

编写：

2010年08月10日

序言

中梁水电站位于重庆市巫溪县境内，由中梁一级电站、中梁二级电站、中梁三级电站三个梯级电站组成。

工程所在水系大宁河为长江三峡段北岸的一级支流，发源于大巴山南麓，从北向南，贯穿巫溪、巫山两县，于巫山县城东注入长江，河流全长162.0km，流域面积4181.0km2。

中梁二级电站由首部建筑物、引水建筑物、厂房和开关站组成。

首部建筑物位于半溪沟口下游约400m处，包括挡水坝、拉沙闸和右岸进水口，挡水坝为非控制的自由溢流式混凝土低滚水坝，堰顶高程427.40m，最大坝高9.0m，拉沙闸布置于滚水坝右端，为有坎宽顶堰型平底闸，底板高程422.40m，引水建筑物布置在右岸，明流引水，设计引用流量51.75m3/s，包括右岸进水口、无压隧洞、压力前池及压力钢管。

进水口布置在拉沙闸右侧岸边，下接无压引水隧洞，总长8.193km，城门洞型，压力前池置于隧洞末端，采用正向进水式，正常运行水位421.80m，总容积5500m3，有效容积2500m3。

压力前池与厂房采用明敷钢管相连，一管一机供水方式，单管长87.58m，内径2.2m。

厂房置于下堡镇大水溪左岸，为岸边地面式厂房，内装3台HLA208-LJ-114型水轮发电机组，单机容量0.8万kW，总容量2.4万kW。

开关站布置在厂房左端下游，为露天开敞式。

本规程规定了中梁二级水电站水轮发电机、主变、10KV配电装置、110KV升压站和公及辅助系统运行方式，操作维护及故障、事故处理。

本规程适用于中梁二级水电站运行人员、管理人员、检修维护人员等生产管理人员。

下列人员应遵守和熟悉本规程：

管理人员：

公司生产经营分管领导、总工程师、车间主任、车间副主任、安全员及其他有关管理人员。

生产人员：

值班长、运行值班员、检修维护人员及其他有关生产人员。

第一章水轮发电机运行规程

1.引用标准

本规程是根据机组制造厂商提供的技术资料，有关技术标准并结合本站实际情况编写，所引用的主要标准有：

DL/T710—1999《水轮机运行规程》

GB/T15469-1995《反击式水轮机空蚀评定》

GB/T10969-1996《水轮机通流部件技术条件》

GB755-87《旋转电机基本技术条件》

GB/T7894—2001《水轮发电机基本技术条件》

DL/T507—2002《水轮发电机启动试验规程》

2、水轮机结构说明

中梁二级水电站水轮机是由昆明电机有限责任公司生产的立轴混流式水轮机，并带有焊接金属蜗壳，蜗壳包角为345度，采用单管单机引水方式,压力钢管管径2.2m，单管长87.58m,转轮型号为HLA208-LJ-144,装置形式为立轴混流式，旋转方向为俯视顺时针旋转。

2.1组成

水轮机主轴与发电机主轴直接连接。

主要由导水机构、转动部份、主轴密封、控制机构、埋入部份、管路系统等组成。

2.2埋入部分

埋入部分包括蜗壳、座环、尾水锥管、尾水肘管及机坑里衬等

2.3、蜗壳

蜗壳的材料选用可焊性好的低合金钢板制作，蜗壳设置一个φ600mm的进入门，装有向外开的门铰链，铰链牢固地装在外侧，铰链销子材料为不锈钢，并有足够的间隙。

为了密封的目的，在门框上设不锈钢带帽螺丝与O形橡皮密封环或其它相当的密封结构，门的内表面与蜗壳的内表面齐平，法兰钻孔并攻丝，采用不锈钢顶起螺丝。

进入门设置一个手柄。

2.4、座环

a）座环采用无蝶形边平行式的铸焊结构。

b）座环用地脚螺栓固定在混凝土支墩上，机坑里衬用螺栓固定或焊接到座环上。

顶盖用螺栓固定到座环内侧。

2.5、尾水管

a）尾水管的型式采用弯肘型，自基础环出口延伸到肘管出口。

在尾水管里衬顶端为不锈钢管段，下段里衬材料为普通碳素钢。

b）尾水管进口设置4个不锈钢测压测头，各测压测头位置与模型上各测头位置相对应。

c）对于每台机尾水管提供1套带有整套蜗轮蜗杆传动的操作机构、轴和轴座的φ300盘形排水阀，该阀安装在尾水管的最低点，操作机构在水轮层。

在机组运行中尾水管盘形排水阀不漏水。

2.6、转轮

转轮采用抗空蚀、抗腐蚀和具有良好焊接性能的0Cr13Ni4Mo不锈钢材料制成（包括上冠、叶片和下环）。

2.7、主轴

水轮机轴用锻钢锻制，带有锻制法兰。

水轮机主轴上端的法兰与发电机轴法兰直接连接。

2.8、主轴密封

2.8.1）主轴工作密封

a）在导轴承下方，主轴通过顶盖的部位设置主轴工作密封，能在水轮机不排水和不拆除水轮机导轴承、导水机构和管路系统的情况下进行检查、调整或更换密封元件。

b）工作密封元件是耐腐蚀材料。

密封采用水润滑和水冷却。

c）工作密封是自补偿型的，在运行中，对密封元件的磨损可进行自动调整。

2.8.2）主轴检修密封

a）为防止在机组停机时漏水，在工作密封下方设置主轴检修密封，采用压缩空气充气的橡胶密封。

b）检修密封由电站压缩空气系统供给压力为0.4-0.7MPa的压缩空气。

设有带报警的联锁装置，以防止在充气条件下启动水轮机，并保证排气后检修密封和主轴脱离。

2.9、水导轴承

a）水导轴承是稀油润滑的巴氏合金瓦衬的自润滑轴承，由分块可调轴瓦和可拆卸的分半轴承体组成。

b）冷却器设置在油槽内，冷却水由电站技术供水系统供给，进口水温不高于28℃，冷却器的额定工作压力为0.2MPa，最高工作压力为0.6MPa，但冷却器强度能满足承受0.9MPa试验压力的要求。

冷却器采用紫铜管制造，冷却水可向冷却器的两个管口中的任一管口进入，从另一管口排出，即冷却器进出水管口可以互换。

c）设有轴承检修供排油管，冷却水管，示流信号器、过滤器，阀门及其附件。

d）导轴承要安全地承受飞逸转速5min而不被损坏，导轴承能在冷却水中断情况下运行20min而不损坏轴瓦。

允许必要时从最大飞逸转速惯性滑行直至停机（不加制动）的全部过程，导轴承能安全承受。

2.10、导水机构

2.10.1）控制环

控制环采用钢板焊接结构。

控制环底面装有环向导轨和抗磨板，抗磨板具有自润滑性能，不需要润滑油系统。

2.10.2）导水叶保护装置

a）当两个或多个导水叶在关闭过程中被异物卡住时，导水叶保护装置能保护其它导水叶完全关闭。

保护装置的型式采用剪断销：

当两个或多个导水叶在关闭过程中被异物卡住时，剪断销被剪断，使导叶自动脱开与其它导叶的联接，此时，其它未被异物卡住的导水叶将正常关闭。

b）剪断销配有动作信号监测系统，当剪断销动作时发出指示和报警的电气信号。

提供水轮机坑内所有需要的触头和导线，信号导线接到水轮机端子箱。

c）导水叶能在机组减负荷和紧急停机情况下，当限位装置打滑时发出指示和报警的电气信号。

2.11、导水叶接力器

水轮机采用高油压调速器，导水叶操作接力器的压力油来自机组的调速系统，额定油压为16MPa。

a）接力器容量

在最小有效油压差（即在事故低油压，并考虑管路压力损失时）下，全部接力器的容量满足导水叶承受最大水力矩时，调速器按规定的导水叶关闭或开启时间驱动导水叶的需要，在决定最小有效油压差时，估算接力器与调速器之间的管路压力损失。

每个接力器装设慢关闭装置，以便必要时放慢关机速度。

但慢关闭装置不限制空载和全开导水叶位置之间的正常移动速度及开启速度。

b）行程限制装置

每个接力器设置手动的行程限制装置以正确限制接力器的行程在任何位置上。

c）锁定装置

在接力器上设置可靠的锁定水轮机导水机构的油压操作锁定装置，以便水轮机导水叶能可靠地锁定在关闭位置上。

导水叶锁定机构包括带触点的限位开关。

限位开关在锁定装置完全啮合或脱开时动作。

在接力器上还设置合适的手动操作的机械锁定装置以便能确实可靠地锁定水轮机导水叶在开启或关闭位置上，在手动锁定装置上装设挂锁。

2.12、空气补给系统

为了满足水轮机在导水叶部分开启状态下稳定工作的要求，水轮机该设置自然补气系统。

自然补气系统能自动开启和自动停止。

尽可能减少由于自然补气而导致水轮机效率降低。

不采用强迫补气系统。

3、水轮机名牌及其它主要参数

3.1、水轮机名牌：

机组编号

1#-3#

型号

HLA208-LJ-114

额定功率

8340KW

设计水头

53M

设计流量

17.32m3/s

额定转速

428.6转/分

飞逸转速

826转/分

浆叶片数

13片

导叶数量

20片

转轮直径

1.44m

水机总重

48.927T

出品编号

S2009-54

3.2发电机名牌：

型号

SF8000-14/2860

标准编号

GB/7794

额定容量

9412KVA

额定功率

8000KW

额定电压

10.5KV

额定电流

517.5A

额定励磁电压

171V

额定励磁电流

364A

额定功率因数

0.8（滞后）

相数

3

额定频率

50Hz

定子绕组接线法

Y

额定转速

428.6r/min

飞逸转速

826r/min

惯量矩

GD2＞1tm2

电机总重

72T

出品年月

2009.10

3.3、主要参数

3.3.1、机组在额定水头，发额定出力运行时，突甩负荷的最大转速升高率不超过50%。

3.3.2、机组在最大水头，发额定出力运行时，突甩负荷的蜗壳最大压力上升值不超过50%，壳最大承压为0.92Mpa；导叶关闭时间为6s，GD2=77t·m2。

3.3.3、在进相运行情况下，当输送功率为8MW时，最大进相深度cosϕ为0.95。

3.3.4、发电机在额定电压、额定转速、额定功率因数和额定出力时的效率保证值不低于97％。

3.3.5、短路比1.06

3.3.6、定子绕组冲击耐压值不小于42.6kV

3.3.7、定子绕组工频耐压（rms）值，不小于24kV

3.3.8、最高温度或温升不得超过（当发电机负荷为9.41MVA时）：

测量方法

a）定子铁芯温升80k检温计法

b）定子绕组温升80k检温计法

c）励磁绕组温升90k电阻法

d）最高导轴承温度60℃检温计法

e）最高推力轴承油温50℃检温计法

f）最高推力轴瓦温度55℃检温计法

3.3.9、中性点接地方式：

经避雷器接地；补偿措施：

消弧线圈。

3.3.10、发电机主要部件尺寸

a、定子机座外径（包括冷却器）3450mm。

B、定子铁芯内径2300mm。

C、转子直径2270mm。

D、发电机主轴直径450mm

E、发电机主轴长度4940mm

3.3.11、冷却系统

a）冷却方式密闭循环空气冷却

b）冷却器数量4

c）冷却水温为28℃时全部冷却器所需的冷却水量100m3/h。

d）冷却器最大工作压力0.6MPa。

e）冷却器最大承受压力0.9MPa。

3.3.12、制动系统

A、制动闸瓦材料的说明东方电机厂生产的非金属无石棉制动瓦

B、制动闸瓦的数量4

C、正常制动气压0.7MPa。

D、正常制动耗气量0.5m3/次

E、强迫制动气压0.8MPa。

F、强迫制动耗气量0.6m3/次。

G、投入机械制动时的机组转速120r/min。

H、机械制动投入至机组停机所需的时间60s。

I、不加制动时发电机从额定转速至停转所需的时间300s。

3.3.13电气资料和数据

A、励磁绕组绝缘等级F。

B、定子绕组每相并联支路数2

C、定子绕组槽数144

D、定子绕组绝缘等级F

4、水轮机运行规程

4.1水轮发电机组是全站最重要的机电设备，为确保机组的安全经济运行和人身安全，生产管理人员必须严格遵守本规程，凡违反者，值班人员有权制止和拒绝执行，并汇报有关领导。

4.2机组正常运行时的主要保护和自动化装置，其运行退出需由调度下令或公司分管生产经营领导批准。

4.3机组应在规定的运行范围内运行，并及时进行合理调整运行工况，避免运行中振动，噪音超过允许值。

4.4机组受到较大的冲击或甩负荷等情况时，应对转动部分、连接部分及支撑处进行检查，当机组飞逸时，应采用紧急停机的方法迫使机组停机，停机后通知检修人员进行全面检查。

4.5在负荷不变的情况下，机组轴承瓦温较前1小时升高2-3℃时，应检查冷却水系统的工作情况，同时检查机组摆度、振动有无增大情况，查明原因，并及时处理。

4.6任何机组必须定期进行巡视和维护，未经值长许可，不得进行任何检修工作。

5、水轮发电机结构说明

5.1．概述

本电站水轮发电机由定子，转子，上，下机架及其它辅助部分组成;定子安装在埋入混凝土基础的定子基础板上，随发电机配置将机座与基础板紧固和使二者间保持定位的螺栓和楔子板等，上机架固定在定子机座上面，内装推力轴承和上导轴承，转子靠推力轴承悬吊在定子铁心内，下机架装在定子下方的基础上，内装下导轴承，转轴下端与水轮机刚性联接，上机架上面装设集电环炭刷装置引入励磁装置提供的励磁电流。

发电机层和水发机联轴法兰处装有上下盖板使机坑与外界隔离，发电机内设水灭火装置和长期停机时使用的电加热器装置。

机。

组制动通过制动器用气压制动，高压油顶转子，制动器采用气压复位。

四个空气冷却器均匀分布在机座周围。

基础板、紧固件能安全地承受在运行时由于突然短路故障引起的暂态力矩，及半数磁极短路的单侧磁拉力。

电机的冷却方式为密闭自循环空气冷却，靠装在机座壁上的44.2、个空冷器进行热换，其热量由冷却水带走。

5.2．定子

定子由机座,铁心,线圈等部件组成

a）定子机座:

采用不同厚度的碳素结构钢板组焊而成，机座直径φ3450mm，高1870mm，机座不分瓣，为整体结构。

b）定子铁心:

铁芯采用0.5mm厚优质电工钢板冲制的扇形冲片,经迭片,压装而成.

c）定子线圈：

定子线圈为圈式叠绕组，由2支路组成、星形连接.绕组绝缘采用多胶环氧粉云母带包裹的绝缘结构，并进行模压成型，使绝缘和线圈成为无空隙的严密而均匀的整体。

线圈表面用低高阻半导体带进行巧妙的防晕处理后有较高的防晕性能。

机组经长期运行后,仍能保持良好的防晕效果.绕组起晕电压高,能保证电机在各种工况下不起电晕.

5.3．转子

转子直径为φ2270mm，转子包括主轴，转子支架，磁轭，磁极，制动环等主要部件,主轴用优质锻钢加工而成；转子支架直接热套在主轴上；转子磁轭整体圆环式与转子支架键联接，整个磁极用鸽尾牢固地固定在磁轭表面。

主轴：

发电机主轴用20SiMn锻钢锻制，并带有锻制法兰。

主轴的下端法兰直接连接到水轮机主轴上法兰。

它与水轮机主轴联接后构成机组的轴系。

该轴系设三道支点，其临界转速大于机组飞逸转速的1.25倍.

5.4、轴承

发电机具有上下导轴承和推力轴承，轴承和推力轴承的瓦数量为8个，为刚性支承。

导轴瓦材料为巴氏合金，推力头镜板材料为锻钢45A，推力瓦表面材料为氟塑料；导轴承布置于推力轴承上面。

推力轴承和导轴承均采用润滑油在油槽内部自循环的冷却润滑方式。

5.5．集电环与电刷

集电装置由集电环和碳刷装置组成。

集电环布于上支架上部的端罩内,为支架式整结构,集电环材料钢45，碳刷是D252电化石墨，碳刷盒型式是恒压刷握。

5.6．制动系统

本机组在下机架的支臂上装有4制动闸瓦，它是非金属无石棉制动瓦；正常制动气压为0.7Mpa，强迫制动气压0.8Mpa。

投入机械制动时的机组转速120min。

制动器装有复位信号装置;以监视制动器的状态。

5.7．空气冷却器

本发电机选用4台高效穿片式空气冷却器，空气冷却器为铜管通水和散热片散热的密闭循环空气冷却方式。

冷却水温为28℃时全部冷却器所需的冷却水量100m3/h，空气冷却器通过法兰与技术供水系统连接。

6、水轮发电机运行操作

6.1开机操作

6.1.1、机组开机前应检查

a）无任何事故信号，

b）调速系统，轴承油系统，技术供水系统，制动系统及发电机冷却水系统均正常

c）各保护、信号及自动装置均正确投入

6.1.2、机组的启动可用自动和手动方式，正常开机以上位机自动开机为主。

6.1.3、机组自动开机条件（见附图1）

a）机组在停机状态。

b）发电机出口开关在分闸位。

c）快速闸门在全开位置。

d）冷却水电磁阀在全开位置。

e）空气围带排气。

f）调速器油压装置压力正常。

g）调速器液压锁锭拔出，接力器锁锭拔出，。

h）机组各设备与上位机通信正常且在远控状态。

i）机组无故障。

j）机组控制PLC，开机准备好灯亮。

6.1.4、机组自动开机条件具备后，在中控室上位机发开机令，机组按程序自动开机。

停机到空转（见附图2）

6.1.5、机组开机过程中应注意下列情况：

a）导叶动作情况。

b）机组的声音及振动情况。

c）机组转速上升情况。

d）各轴承温度上升情况。

e）油压装置工作情况。

f）润滑油的工作情况。

6.1.6、手动开机在下列情况使用：

a）检修后第一次开机。

b）调速器自动方式故障或远控系统故障。

c）机组检修试验。

d）自带厂用电情况。

6.1.7、手动开机操作步骤：

a）检查机组各系统正常，开机条件满足。

b）开启各辅助设备，确认工作正常。

c）将调速器状态开关切至手动位。

d）手动调节导叶开度，至95%Ne后手动起励,

f）满足并网条件，并网。

6.1.8、机组自动方式开机流程：

（见附图5）

6.1.9、开机前，均应对机组进行全面检查。

6.2、停机操作：

6.2.1、机组停机前应检查制动系统气压正常，正常停机采用自动方式，

6.2.2、机组停机过程中，应监视制动系统工作情况，当机组转速降至30%NE时，制动投入刹车，当自动失灵时，应改为手动刹车。

制动气压0.7MPa，使机组制动。

6.2.3、停机过程中遇导叶卡阻、剪断销剪断，机组无法正常停下时，应立即关闭前池进水阀迫使机组停机。

6.2.4、机组停机后，应检查发电机各冷却系统等是否退出，制动系统是否复位等情况。

6.2.5、手动停机在下列情况使用：

a）机组控制电源消失、或不能自动停机时。

b）调速器自动方式故障或远控系统故障。

6.2.6、手动停机操作步骤：

a）发电机与系统解列。

b）发电机手动灭磁。

c）在调速器上操作机组停机。

e）转速降至30%Ne时制动投入。

f）转速至零后，退出制动系统。

g）关闭机组各辅助设备，查制动有无复归。

6.2.7、机组自动方式停机流程：

（见附图11）

a）发停机命令。

b）机组自动降有无功为零。

c）发电机出口断路器跳开。

d）机组发电状态灯灭。

e）调速器导叶全关。

f）转速降至30%Ne时制动投入。

j）转速至零后，所有停机联动继电器复归。

h）关闭机组各辅助设备。

注：

以上开停机操作均以上位机的流程图为准；所有操作详见后面的开停机流程图。

6.3机组转检修操作：

6.3.1、机组的检修必须按《调度规程》的有关条款办理申请手续，再按照调度批准的时间将机组转入检修后，应及时汇报调度。

6.3.2、水轮机大修应做好如下安全措施：

a）机组停机并做好电气方面检修隔离措施，即将发电机转入冷备用。

b）关前池水进口阀、尾水检修闸门并做好防止误开的安全措施。

c）打开机组蜗壳及尾水进人口，尾水管排水阀，同时启动检修排水泵抽干尾水管内残水。

d）手动将导叶打开至全开位，同时关闭调速器主油阀，并做好防止误开的安全措施。

e）退出机组辅助设备。

6.3.3、设备经过检修后，值班人员应进行全面检查，并会同检修人员进行必要的启动操作，同时要求检修人员进行以下检修交待：

a）设备所修项目及检修简况涉及设备结构的更改或运行方式变化，必须提供详细的技术文件。

b）设备尚存在的问题及运行中应注意的事项。

d）设备是否具备投运条件。

c）设备检修后各项参数是否符合规程的要求。

7水轮发电机的巡视与检查

7.1运行中的机组应及时记录各轴承温度，检查油位油温、油压及冷却水压力，并按规定的时间、线路进行巡回检查。

7.2备用机组停机时间超过72小时以上时，应顶转子才能开机.

7.3水轮机各部的巡回检查项目：

7.3.1、操作层的检查项目：

a）查调速系统工作正常，具体见《调速系统运行规程》

b）查机组LCU装置工作正常，具体见《监控系统运行规程》

c）查机旁动力柜、油泵动力柜工作正常

d）查动力柜相相电压、各支路电流指示正常，无过载现象。

e）查动力刀闸接触良好，各开关投入正常，各电缆连接可靠，无过热现象。

f）查柜内各二次接线良好，无松动、过热现象。

g）查动力柜面板各电源指示灯、工作指示灯指示正常。

h）查柜内各中间继电器无跳动、热继电器无动作。

i）查制动测温柜、仪表指示正常。

j）测温装置工作正常，机组各轴承瓦温、发电机冷热风温及定子温度均在允许范围。

k）查制动装置进气压正常，在自动工作状态，各管路阀门位置正确，无漏气现象。

l）查机组运行时制动装置在复归状态、停机时在制动状态，开停机时能够按转速自动投退。

m）查柜后各电源开关投入正常，各接线良好，无松动地热现象。

7.3.2、发电机机坑检查项目：

a）发电机出线电缆联接可靠、无过热、放电现象。

b）机坑内干燥、照明良好，温度适中。

无结露、积水、积油现象。

c）机组运行中振动正常，无异音，异味。

d）具齿盘测速装置工作正常，接线良好，。

e）组合轴承回油箱、水导轴承回油管油流量计显示值正常。

f）各油、水、气管路及阀门无渗漏。

g）查各轴承测温引线接线良好。

h）转子接地保护碳刷与大轴接触良好，无电火花。

i）查机坑内各部件之间连接紧固，无松动、脱焊现象。

7.3.3、水机检查项目：

a）导叶接力器动作正常，无抽动现象，推拉杆背帽无松动，结合面及管路地渗漏。

b）导叶连杆连接正常，连杆背帽无松动。

c）导叶剪断销信号装置接线良好。

d）导叶轴套、转轮室、伸缩节和尾水管进人孔各结合面无漏水，无裂缝、螺杆无松脱。

e）各系统阀门位置正确，阀门及管路无漏油、漏水现象。

8水轮发电机故障、事故处理

8.1当机组发生故障时，中控室报警，上位机信息栏显示“XX故障”同时故障项目变红灯，值班人员应立即查明原因并及时处理。

8.2冷却水系统故障

8.2.1原因：

冷却水系统故障

8.2.2处理步骤

a）运行中如出现冷却水中断，应立即排除；当瓦体温度不超过60℃，油槽内热油温度不超过50℃时，可以暂时运行；在此其间应时刻监视油温、瓦温上升情况，恢复冷却水时，要缓慢调整至正常压力。

b）若为冷却水系统故障，应检查空冷器是否停动，水系统阀门位置是否正确。

若空冷器停运，应检查冷却水是否进入,阀门位置是否正确

8.3机组轴承瓦温异常升高处理

a）若为机组轴承瓦温升高信号，应查系哪一瓦温报警，并与巡检温度及历史数据比较，判断瓦温是否确实升高。

b）密切监视其变化情况，若温度在均匀地继续上升，这时调整机组负荷后无效应系统地调停机，并通知检修人员检查。

c）若温度稳定在一固定值上，应检查是否工况不佳引起，同时亦应通知检修检查温度的真实情况和温度计是否正常。

8.4发电机冷、热风温度异常升高处理

a）发电机冷、热风温度升高，冷风温度接近热风温度，应检查发电机空冷器运行是否正常，出水阀是否误关。

b）若热风温度异常升高，应检查风机是否停运。

c）若冷热风温差正常，冷却系统工作正常，应根据定子温度适当调整发电机负荷。

d）停机过程中剪断剪断，此时可将调速器切手动，缓慢将导叶关闭停机，转速降至30%N