发电机运行规程(2).doc

Four short words sum up what has lifted most successful individuals above the crowd: a little bit more.-author-date发电机运行规程(2)发电机检修规程备案号：10062007Q/CDT-YTHP大唐岩滩水力发电有限责任公司企业标准 Q/CDT-YTHP105 0301-2007发电机运行规程20071008发布 20071008实施大唐岩滩水力发电有限责任公司 发 布-目 次前言 1 范围12 规范性引用文件13 定义和术语14 发电机主要技术参数15 发电机的运行方式36 发电机的监视、检查47 发电机的运行操作58 发电机中性点接地方式规定79 发电机不正常运行和故障处理710 发电机事故处理 9前 言为了贯彻“安全第一，预防为主”的方针，切实执行“两票三制”制度，防止误操作和其他不安全情况发生，确保发电机安全可靠发电并提供优质电能，根据国家和电力行业有关标准规定以及中国大唐集团公司企业标准编制规则（试行）和公司颁布企业标准编制规则中的有关规定，特制定本规程。本规程是对Q/CDT-YTHP105 0301-2005发电机运行规程的修订。本规程1992年首次发布，本次为第五次修订。本规程自发布之日起实施，自实施之日起原规程同时作废。本规程对原规程作了如下主要内容的修改： 修改测量绝缘时的内容。 增加电制动内容； 修改检查碳刷的内容。 补充用主励零起升压,备励内容。本规程主要起草人：陆杉光 黄国庚 黄显文 韦启征本规程主要修订人：黄国庚 魏恩永本规程主要审核人：韦 坤 韦世伍本规程主要审定人：李世南本规程批 准 人：陈湘宁本规程由大唐岩滩水力发电有限责任公司生产技术部负责解释。 发电机运行规程1 范围本规程规定了发电机设备主要技术参数、运行方式、设备运行操作、设备运行的监视及检查、设备故障及事故处理等内容。本规程适用于大唐岩滩水力发电有限责任公司。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程，然而，鼓励研究使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。GB78931987 水轮发电机技术条件DL/T 7512001 水轮发电机运行规程3 定义和术语3.1 机组运行状态指发电机在并网运行。3.2 机组备用状态泛指机组处于完好状态，随时可以投入运行。分热备用状态和冷备用状态。3.2.1 热备用状态发电机出口开关在分闸状态，发电机及其辅助设备均处于完好状态，随时可以开机并网运行。3.2.2 冷备用状态发电机出口开关及刀闸在分闸状态，发电机及其辅助设备均处于完好状态。3.3 机组检修状态发电机出口开关及刀闸在分闸状态，发电机组已做检修安全措施。4 发电机主要技术参数4.1 发电机主要技术参数见表1。表1 发电机主要技术参数名 称参 数单 位备 注型号SF302.580/17000额定容量345700kVA额定功率302500kW额定电压15750V额定电流12673A最高励磁电压1281V空载励磁电流1056A额定功率因数0.875额定频率50Hz额定转子电压464V额定转子电流1968A额定转速75r/min飞逸转速145r/min相数3并联五支路充电容量250000kVar定子绝缘等级F转子绝缘等级F定子电阻（15）0.001328转子电阻（15）0.1616纵轴同步电抗Xd1.09标么值横轴同步电抗Xq0.7279标么值短路比1.048效率98.5定子接线方式5Y转动惯量1.8×106kN·m2励磁方式可控硅静止自并激励磁4.2 上导、下导、推力油槽油面整定值见表2。表2 上导、下导、推力油槽油面整定值名 称正常油位（mm）过高油位（mm）过低油位（mm）上导油槽0+30-30推力油槽0+30-30下导油槽0+30-304.3 上导、下导轴承的间隙及允许摆度见表3。表3 上导、下导轴承的间隙及允许摆度名 称双边间隙（mm）允许摆度（mm）上导轴瓦0.30.40.5下导轴瓦0.30.40.404.4 水轮发电机各部温度整定表4。 表4 水轮发电机各部温度整定名 称正常温度（）报警温度（）停机温度（）上导轴承瓦656570推力轴承瓦505055下导轴承瓦656570空气冷却器（冷风）3535空气冷却器（热风）5555定子线圈140140转子线圈140140冷却水264.5 发电机各部用水正常压力及用量参数见表5。表5 发电机各部用水正常压力及用量参数名 称正常压力（MPa）用水量（m3/h）空气冷却器0.6900推力冷却器0.6360上导冷却器0.680下导冷却器0.61205 发电机的运行方式5.1 额定情况下的运行方式5.1.1 发电机正常运行应按表1所列的设备技术参数运行，不得超过。5.1.2 发电机频率应按照南方电网系统频率管理规定执行，系统额定频率为50Hz，正常运行频率偏差不得超过±0.2 Hz，最大频率偏差不超过±0.5Hz。5.1.3 发电机的空气冷却器在进水温度不超过26时，保证冷却后空气温度不超过40，在此条件下，水轮发电机绕组的允许最高温度为：a） 定子绕组允许最高温度120；b） 转子绕组允许最高温度110。5.1.4 发电机热风温度不超过55，冷风温度不超过40，不得低于10。5.1.5 发电机定子绕组绝缘电阻用2500V摇表测量，在40以下时测量结果不小于16M，吸收比R60S/R15S1.6。5.1.6 发电机转子绝缘电阻用500V或1000V摇表测量，其电阻值不小于0.5M。测量时，将转子一点接地保护失磁保护（#1、#2机）小开关断开。5.1.7 机组机械制动加闸转速:20%Ne。5.1.8 发电机转子绕组温度不超过110。用电压、电流法测量时，由下式计算转子温度： T=250Rt/R15235其中： T转子温度 Rt转子电压/转子电流 R15转子15时的电阻 5.1.9 封闭母线导体正常运行最高温度不大于90,外壳最高不大于65。 5.1.10 当吸收比或绝缘电阻不合格时，必须请示总工程师或主管厂长决定是否投入运行。5.2 异常情况下的运行方式5.2.1 发电机电压允许变动范围为额定值的±5%，在允许电压变动范围内，功率为额定时，其额定容量不变。 不同电压下的相应电流值如表6所示。表6 不同电压下的相应电流值百分比105%100%95%电 压16537.5V15750V14966.5V电 流12070A12673A13340A5.2.2 进相运行时单机进相深度在机组有功为零时进相深度不得超过140 Mvar,机组带满负荷运行时进相深度不得超过18Mvar。严密监视机组有功、无功、定子温度，监视系统电压、机组电压、厂用电电压。5.2.3 发电机任何情况下，不允许过负荷运行（做试验除外）。5.3 发电机的运行控制方式机组控制方式有LCU控制方式、PLC控制方式。正常情况下以LCU控制方式为主要控制方式，当LCU有故障时切换至PLC控制方式。6 发电机的监视、检查6.1 发电机运行中的监视、检查6.1.1 检查现地控制单元LCU、调速器、励磁装置的运行方式，各保护压板投在相应位置，发电机不允许无保护运行，压油装置油压正常,发电机运行各参数是否符合规定。6.1.2 检查转子滑环、碳刷的接触状况，有无火花。刷辨有无氧化变色，碳刷长度是否平刷握。6.1.3 发电机风洞内无异音、异味及杂物，空冷器无漏水，各空冷器温度均匀，无结露现象。定子线圈有无电晕。6.1.4 检查上导、下导及推力轴承油温、油色、油位正常，各管路无漏油、漏水现象。6.1.5 检查发电机电压互感器一次刀闸、二次插头接触良好，无放电现象，无异常声音，柜门应锁好。6.1.6 检查发电机出口开关、隔离刀闸位置正确，闭锁关系位置正确。各压力值在正常范围。6.1.7 发电机消防水压正常。 6.1.8 除定期检查外，应根据设备运行情况及气侯变化情况加强检查。 6.2 发电机停机后的监视、检查6.2.1 备用机组及其全部辅助设备，应经常处于完好状态，保证机组能随时启动并网。 6.2.2 备用机组停机时间达72小时，应联系调度切换机组运行。或开机空载运行20分钟左右。6.2.3 备用机组的维护与运行中的机组一样，作定期巡回检查。6.2.4 备用机组的消缺工作，必须经生技部主任或副主任的允许后方可进行。7 发电机的运行操作7.1 发电机启动操作 7.1.1 检修后的机组必须完成下列工作后方可启动：a) 收回有关工作票，拆除所设安全措施（如短路接地线、标示牌、临时遮拦等），检查蜗壳人孔门、尾水管人孔门关闭完好，并确知转动部分无异物，无人作业，关闭风洞门口。b) 油系统与调速器正常。c) 机组顶转子一次。d) 尾水闸门、进水口快速门全开。e) 发电机出口断路器、灭磁开关自动跳合闸试验正常。f) 测量发电机定子线圈、转子线圈、励磁变的绝缘电阻合格。g) 发电机保护投入。h) 水车保护投入。i) 机组技术供水投入。j) 风闸解除。7.1.2 正常情况下，原则上优先开启连续停机时间最长的机组。7.1.3 机组自动开机方式有中控室操作员站开机、现地LCU工控机开机、PLC开机三种方式。7.1.4 机组以自动开机操作为基本方式，自动开机不良应手动帮助，并做好记录。手动开机前须检查风闸在解除状态、技术供水压力正常。大修后启动机组按试验方案进行。7.1.5 机组并列以自动准同期为唯一方式。机组的出口开关及变压器高压侧500kV系统的两个断路器均可作为该机组的同期点。1） 机组的出口开关同期可用同期装置进行同期，也可用500kV系统同期装置进行同期。2） 500kV系统开关同期并列只能用500kV系统同期装置进行，操作步骤按计算机监控系统运行规程规定进行。机组通过500kV开关同期并网必须征得调度同意。7.1.6 发电机零起升压步骤：7.1.6.1 发电机用备励零起升压步骤：a) 应对发电机有关一、二次设备进行全面检查，处于备用状态。b) 切除发电机灭磁开关。c) 备用励磁系统全部处于备用状态，机组备励开关或刀闸在分闸状态，923QF在运行状态，备用变空载运行正常。d) 主励系统除灭磁开关柜、过压柜、电阻柜投入外，其余退出。 e) 备励调节柜机组选择把手放相应的机组号位置。f) 机旁水车柜“备励/主励”切换把手放“备励”位置。g) 起动备励功率柜风机。h) 合上机组备励开关或刀闸。i) 机组启动，转速正常。j) 合上机组灭磁开关FMK。k) 备励调节器A套“预置/零升”把手放“零升”位置。l) 按“起励”按钮升励磁至所需，监视有关参数情况。m) 试验结束,降励磁电压至零。n) 备励调节器A套“预置/零升”把手放“预置”位置。o) 断开机组灭磁开关FMKp) 断开机组备励开关或刀闸。q) 退出备励系统。r) 机旁水车柜“备励/主励”切换把手放“主励”位置。7.1.6.2 发电机用主励零起升压步骤： a) 应对发电机有关一、二次设备进行全面检查，处于备用状态。 b) 主励系统处于备用状态；机组备励开关或刀闸在分闸。c) 断开励磁调节器柜内自用电电源开关。d) 机旁水车柜“备励/主励”切换把手放“主励”位置。e) 机组启动，转速正常。f) 合上机组灭磁开关FMK。g) 励磁调节器A套选择“残压启励”退出，“零起升压”投入。h) 按“起励”并保持3秒，升励磁至所需，监视有关参数情况。i) 试验结束,手动逆变灭磁。j) 励磁调节器A套选择“零起升压”退出，“残压启励”投入。k) 断开机组灭磁开关FMK。7.1.7 发电机对主变零起升压时，主变应在冷备用状态，主变中性点接地刀闸在合闸位置。合上发电机出口开关，按发电机零起升压步骤操作（当主变出口的两个开关在运行状态时，应联系解除发电机并网判据）。7.1.8 发电机对线路零起升压时，主变中性点接地刀闸在合闸位置，同时要把线路重合闸装置退出，解除发电机并网判据。7.2 发电机停机操作7.2.1 正常情况下，原则上优先停运连续运行时间最长的机组。7.2.2 机组自动停机方式有中控室操作员站停机、现地LCU工控机停机、PLC停机三种方式。7.2.3 机组停机以出口开关作为基本解列点，解列前应退出该机组AGC、AVC，将有功功率、无功功率降至空载。7.2.4 机组停机自动停机为基本操作方式，若发现自动装置在某一步骤动作不良，应手动帮助。7.2.5 当机组采用手动方式停机时，解列后应进行手动逆变灭磁，再停机。7.2.6 机组退出备用检修前应测量发电机定子、转子的绝缘电阻。7.3 发电机停机检修措施：a) 机组解列、停机。b) 检查发电机出口开关在分闸位置，断开发电机出口隔离刀闸。c) 断开发电机灭磁开关。d) 风闸手动加闸，事故电磁铁投入。e) 励磁系统退出，断开初励电源开关。f) 断开发电机中性点刀闸、接地变刀闸。g) 断开发电机出口电压互感器一次刀闸，取下一、二次保险。h) 断开励磁变刀闸。i) 测量发电机定子、转子绝缘。j) 测量励磁变各侧绝缘。k) 在发电机中性点刀闸上端挂一组单相短路接地线。l) 在发电机出口电压互感器一次刀闸上端挂上一组三相短路接地线。m) 断开电调各控制电源。n) 发电机保护退出。o) 励磁变保护退出。 8 发电机中性点接地方式规定发电机运行时应经接地变压器接地运行。9 发电机不正常运行和故障处理9.1 发电机温度过高9.1.1 现象发电机定子线圈或冷热风温度超过额定温度。9.1.2 处理9.1.2.1 检查机组温度曲线及其变化趋势，判断是否为测温元件失灵误报。9.1.2.2 检查风洞有无异味及其它异状，并判断是否个别部分过热，个别空冷器工作异常。9.1.2.3 调整冷却水，或改变冷却水运行方式。9.1.2.4 在不影响系统的条件下,适当调整机组的有功、无功负荷。9.1.2.5 若仍不行，应联系中调，降低机组出力，直至温度降至额定以内。9.1.2.6 在采取以上措施后温度还是超额定值，立即联系停机处理。9.2 导轴承冷却水中断 9.2.1 现象中控室计算机监控系统有“导轴承冷却水中断”故障讯号及语音报警，机旁PLC柜“导轴承冷却水中断”信号灯亮。 9.2.2 处理： 9.2.2.1 检查信号是否误动。 9.2.2.2 检查各导轴承温度是否有升高现象，是个别还是多数现象,如有几个导瓦温高，应转移机组负荷，并加强监视；如导瓦温度有上升趋势，立即停机。9.2.2.3 检查冷却水是否投入正常，水压是否足够。 9.2.2.4 现场检查示流器和冷却器状况。 9.2.2.5 冷却水管路有无漏水，切换冷却水。 9.2.2.6 如导瓦温度还不下降，马上停机，联系检修人员处理。9.3 空冷器冷却水中断 9.3.1 现象中控室计算机监控系统有“空冷器冷却水中断”故障讯号及语音报警，机旁PLC柜“空冷器冷却水中断”信号灯亮。 9.3.2 处理： 9.3.2.1 检查信号是否误动。 9.3.2.2 检查发电机定子温度、热风温度是否升高。 9.3.2.3 检查冷却水系统示流器、空冷器状况是否正常，各阀门开度位置是否正确，结合人为探听管路水流声音是否正常。9.3.2.4 检查管路阀门是否漏水，如无漏水，切换冷却水。9.3.2.5 如无异常，热风温度不超过定值，联系检修人员检查信号回路。9.4 轴承温高 9.4.1 现象中控室计算机监控系统有“轴承温高”故障讯号及语音报警，机旁PLC柜“轴承温高”信号灯亮。 9.4.2 处理： 9.4.2.1 检查信号是否误动。 9.4.2.2 监视各轴承温度，观察温度是否有上升趋势，如有上升趋势，转移机组负荷，准备停机。 9.4.2.3 检查各轴承油槽冷却水是否正常。切换冷却水。9.4.2.4 检查机组摆度是否过大，调整机组负荷。 9.4.2.5 如无法控制轴承温度，及时联系中调，停机处理。 9.5 空冷器温高 9.5.1 现象中控室计算机监控系统有“空冷器温高”故障讯号及语音报警，机旁PLC柜“空冷器温高”信号灯亮。 9.5.2 处理： 9.5.2.1 检查信号是否误动。 9.5.2.2 检查空冷器冷却水是否正常，切换冷却水。9.5.2.3 监视发电机定子温度、热风温度，联系减负荷，检查温度是否下降。 9.5.2.4 如故障无法排除，汇报主管领导，联系处理。9.6 转子回路一点接地9.6.1 现象出现转子回路一点接地信号、报警。9.6.2 处理9.6.2.1 测量转子正、负极对地电压。9.6.2.2 检查转子及励磁系统， 9.6.2.3 分别选切功率柜功率柜脉冲。9.6.2.4 联系检修人员清扫集电环。9.6.2.5 若故障仍未消除，应及时联系中调停机处理。9.7 发电机出口电压互感器一次保险熔断9.7.1 现象有“励磁PT断线、励磁调节器故障或电调反馈故障”信号。9.7.2 处理9.7.2.1 根据现象判明一次保险熔断的电压互感器 (*1TV、*2TV、*3TV)。9.7.2.2 如果是*1TV一次保险熔断，退出本机组AGC,选测电压，查明熔断相，拉开*1TV一次保险的隔离刀闸，更换相同型号并且完好的保险，恢复投入*1TV一次保险的隔离刀闸。9.7.2.3 如果是*2TV一次保险熔断，检查励磁调节器自动切至B套运行正常，查明熔断相，拉开*2TV一次保险的隔离刀闸，更换相同型号并且完好的保险，恢复投入*2TV一次保险的隔离刀闸。9.7.2.4 如果是*3TV一次保险熔断，检查机组自动切至手动运行正常，分别退出该机组LCU、PLC一二级过速压板，查明熔断相，拉开*3TV一次保险的隔离刀闸，更换相同型号并且完好的保险，恢复投入*3TV一次保险的隔离刀闸。9.7.2.5 如果检查是电压互感器二次保险熔断，更换二次保险即可。9.7.2.6 在更换电压互感器保险时必须有人监护，并注意安全距离。10 发电机事故处理10.1 发电机转子两点接地处理10.1.1 现象转子电流急剧增加，电压降低，定子电压下降，发电机进相或失步，发电机剧烈振动。10.1.2 处理10.1.2.1 作好事故信号的记录，向中调及有关领导汇报情况。10.1.2.2 立即解列停机，断开灭磁开关。10.1.2.3 如发现着火时立即启用发电机消防系统灭火。10.1.2.4 对发电机的转子及其回路进行全面检查处理。10.2 定子接地保护动作处理10.2.1 现象有“定子100%(或95%)接地保护动作”信号出现，机组事故停机。10.2.2 处理10.2.2.1 作好事故信号的记录，向中调及有关领导汇报情况。10.2.2.2 检测主变低压侧各相电压，检查故障点是否在发电机出口开关至主变压器之间。10.2.2.3 检查15.75kV一次系统，重点检查发电机中性点及定子端部；10.2.2.4 做好安全措施，测量发电机定子绝缘，检查保护是否误动；10.2.2.5 若无明显接地点，经总工程师或生产厂长批准，对机组建压无异后可并网。10.3 发电机着火处理10.3.1 现象a) 机组有冲击声或异常响声，从发电机上部盖板热风口或密封不严处冒烟，并闻到绝缘焦味。b) 厂房消防报警器响及发出事故音响。c) 从发电机风洞门缝隙中可以看到浓烟。10.3.2 处理10.3.2.1 若发电机未事故停机，立即解列停机，切灭磁开关。 10.3.2.2 作好事故信号的记录，向中调及有关领导汇报情况。10.3.2.3 如发电机热风口在打开，则应关闭。10.3.2.4 判断发电机无压后，立即开启消防水阀门进行灭火。10.3.2.5 检查灭火情况，下部盖板应有水漏下。10.3.2.6 确认火已熄灭，关闭消防水阀门。10.3.2.7 做好安全措施，联系维修人员检查处理。10.3.2.8 联系救护车等候，随时准备抢救因灭火受伤人员。10.3.2.9 灭火过程注意事项：a) 不准破坏密封。b) 不准进入风洞内部。c) 禁止使用其它灭火器对发电机内部灭火。10.4 发电机非同期并列10.4.1 现象a) 当并列的开关投入时，随之发电机定子电流突然升高，电压降低。b) 发电机本体发出“吼”的大冲击声，定子电流产生大摆动。10.4.2 处理10.4.2.1 如保护已动作，则此开关跳闸事故停机。10.4.2.2 如保护未动作，且发电机未能与系统同步运行时，值班人员应立即切开此并车的开关及该机组灭磁开关，解列停机；若发电机已与系统同步运行，可保持机组运行，向中调及有关领导汇报情况，申请停机全面检查。10.4.2.3 做好安全措施，测量发电机定、转子绝缘电阻。10.4.2.4 对机组定子线圈端部及铁芯上下端口，转子磁极接头，对有关部位进行检查有无变形、松动、裂损，对有松动螺丝加以紧固等处理。10.4.2.5 联系对有关电气一、二次回路联接相位、相序，同期系统装置全面检查。10.4.2.6 查明机组各部未受损伤，经总工程师或生产厂长批准，可再度起动机组于空转，测定摆度观察机组情况是否正常。空转无异可慢慢零起升压，若无异常可并网停机。10.5 发电机失磁处理10.5.1 现象失磁保护动作、故障信号出现，转子电流表指示为零或异常降低，励磁电压升高，电流为零，发电机定子电压急剧降低，发电机无功进相。10.5.2 处理10.5.2.1 若发电机失磁保护已动作跳闸停机，应按下列进行处理：10.5.2.2 作好事故信号的记录，向中调及有关领导汇报情况。10.5.2.3 联系检查故障波形，检查保护是否误动。10.5.2.4 检查励磁回路有无断线，检查是否励磁开关机构不良或人为误动跳闸。10.5.2.5 若发电机失磁保护未动作跳闸停机，则应立即手动解列停机，联系处理。10.6 发电机失步处理10.6.1 现象发电机转动声音异常，有“发电机失步”信号出现，机组事故停机。10.6.2 处理检查是否为系统振荡引起或保护误动，检查励磁系统欠励动作情况，消除故障后即可将机组并网。10.7 发电机差动保护动作10.7.1 现象发电机有冲击声，有“发电机差动保护动作”信号出现，出口开关跳闸，机组事故停机。10.7.2 处理10.7.2.1 作好事故信号的记录，向中调及有关领导汇报情况。10.7.2.2 检查保护范围的一次设备情况，首先查明确有无着火，如着火应立即灭火。10.7.2.3 联系检查故障波形，检查是否由于保护误动作或有人误碰。10.7.2.4 停机后做好安全措施，测机组绝缘电阻。10.7.2.5 若检查未发现异常现象，经总工程师或生产副厂长批准，对发电机进行零起升压，对差动保护进行测试，监视有关表计，发现不良立即停机。10.7.2.6 零起升压试验良好后，可恢复并网运行。10.8 发电机匝间短路保护动作处理：按差动保护动作处理方案处理，同时检查转子回路是否有异常。10.9 发电机过电压保护动作10.9.1 现象有“发电机过电压保护动作”，出口开关跳闸，机组事故停机。10.9.2 处理10.9.2.1 联系ON-CALL人员，作好事故信号的记录，向中调及有关领导汇报情况。10.9.2.2 联系检查故障波形，检查是否由于保护误动或误碰引起。10.9.2.3 检查是否可控硅励磁调节装置故障。10.9.2.4 做好安全措施，测量发电机绝缘电阻。10.9.2.5 若判明是由于甩负荷造成，检查未发现异常现象，经总工程师或生产副厂长批准，将发电机慢慢递升加压正常后，投入运行。10.10 发电机低压过流保护或负序过流保护动作10.10.1 处理10.10.1.1 当差动保护停用，而低压过流保护或负序过流保护动作原因不明，应按差动保护动作处理。10.10.1.2 如差动保护投入使用，而低压保护过流保护或负序过流保护动作，确认是由线路或母线故障越级引起的，则无须检查，待故障消除后可开机并网。10.11 发电机在运行中出现振荡处理10.11.1 现象有功、无功功率、电流、电压及频率出现周期性摆动，照明忽暗忽亮。10.11.2 处理10.11.2.1 检查机组励磁调节器运行情况，若为励磁调节器引起，应联系停机处理。10.11.2.2 若非励磁调节器引起，立即增加各机组无功，在允许范围内，尽量抬高系统电压。10.11.2.3 根据发电机转速判明发电机转速是升高还是降低，如发电机频率比振荡前升高，应降低机组有功功率，直到振荡消除。如发电机频率比振荡前降低，应提升机组有功功率，尽快使机组恢复同步。10.11.2.4 振荡过程中发电机转速的调整以及发电机是否与电网解列参照电网调度运行规程执行，处理时应与调度保持密切联系。10.11.2.5 密切监视调速器及机械部分的运行情况。10.11.2.6 检查电力系统稳定器（PSS）工作是否正常。10.11.2.7 电机振荡消除后的检查10.11.2.8 测量机组各部轴承的摆度。10.11.2.9 机组各部转承是否有漏油现象。10.11.2.10 推力瓦温是否正常。