11、发电机并入电网以后，有功负荷增加的速度不受限制。加负荷时，必须注意监视发电机冷却介质温升、铁芯温度、绕组温度以及电刷、励磁装置工作情况等。
12、在正常情况下，发电机解列前必须将有功功率和无功功率降至空载，然后再断开发电机的断路器。完成以上步骤时，方可进行停机操作。对220kV系统中容量200MW以下的水轮发电机组，解列前必须将未接地的变压器中性点投入。发电机仅于检修或停机时间较长时才将母线隔离开关拉开和关闭水轮机前的阀门。
13、发电机每次停机后，应检查绕组、轴承冷却供水是否已停止，全部掣动装置均已复归，为下次开机做好准备。
14、发电机停机时，无论采取何种掣动方式应能连续掣动，直到停止转动为止。采用电掣动停机时，应对停机过程中定子电流进行监视。
15、机组在调相工况运行停机时，应先将转轮室内空气排掉再停机。
二、发电机运行中的监视和检查维护
1、所有安装在发电机仪表盘上的电气指示仪表，发电机定子绕组、定子铁芯、进出风，发电机各部轴承的温度及润滑系统、冷却系统的油位、油压、水压等的检查、记录间隔时间应根据设备运行状况、机组运行年限、记录仪表和计算机配置等具体情况在现场运行规程中明确。监视励磁回路绝缘的电压表，应定期测量，在现场运行规程中规定。
2、发电机及其附属设备，应按现场运行规程的规定，进行定期巡视和检查。此外，在发生外部短路后，也应对发电机进行外部检查。
3、润滑油和轴承的允许温度及油压、进出风温度和冷却水水压均应在现场运行规程中规定。
4、发电机润滑、轴承、冷却水系统的定期试验、切换、清扫、排污等维护工作应在现场运行规程中明确工作项目和周期。
5、发电机的运行管理与监督，应根据发电厂管理体制、值班方式的具体情况，指定专门单位的专人担任，其职责分工，应在现场运行规程中明确规定。
6、“无人值班”(少人值守)电厂的发电机及其电气机械仪表的巡视检查和表计记录应在现场运行规程中明确规定。

三、滑环和励磁机整流子电刷的检查和维护
1、定期检查整流子和滑环时，应检查下列各点： a) 整流子和滑环上电刷的冒火情况。 b) 电刷在刷框内应能自由上下活动(一般间隙0.1mm～0.2mm)，并检查电刷有无摇动、跳动或卡住的情形，电刷是否过热；同一电刷应与相应整流子片对正。 c) 电刷连接软线是否完整、接触是否紧密良好、弹簧压力是否正常、有无发热、有无碰机壳的情况。 d) 电刷与整流子接触面不应小于电刷截面的75%。 e) 电刷的磨损程度(允许程度订入现场运行规程中)。 f) 刷框和刷架上有无灰尘积垢。 g) 整流子或滑环表面应无变色、过热现象，其温度应不大于120℃。
2、检查电刷时，可顺序将其由刷框内抽出。如需更换电刷时， 在同一时间内，每个刷架上只许换一个电刷。换上的电刷必须研磨良好并与整流子、滑环表面吻合，且新旧牌号必须一致。
3、根据现场运行规程所规定的时间和次数，对滑环和励磁机整流子进行维护。工作中，应采取防止短路及接地的安全措施。使用压缩空气吹扫时，压力不应超过0.3MPa，压缩空气应无水分和油(可用手试)。
4、机组运行中，由于滑环、整流子或电刷表面不清洁造成电刷冒火时，可用擦拭方法进行处理。现场运行规程应明确规定处理方法与注意事项。
四、励磁装置的检查和维护
1、现场运行规程应明确规定励磁设备的巡视检查周期和具体项目。 主要检查项目有： a)、各表计指示是否正常，信号显示是否与实际工况相符。 b)、各有关励磁设备元器件，应在运行对应位置。 c)、检查各整流功率柜运行状况及均流情况。 d)、各电磁部件无异声及过热现象。 e)、各通流部件的接点、导线及元器件无过热现象，各熔断器是否异常。 f)、各机械部件位置正确，接触点接触良好，无过热现象，挂钩挂好，各部螺栓、销钉连接良好。 g)、通风用元器件、冷却系统工作是否正常。 h)、静止励磁装置的工作电源、备用电源、起励电源、操作电源等应正常可靠，并能按规定要求投入或自动切换。
2、整流励磁装置功率柜的维护工作，应在该功率柜停运情况下进行。晶闸管整流器的散热器应定期清扫，风扇应定期切换运行。
3、励磁装置工作在手动状态时，注意无功功率的变化。

水电站水轮发电机的运行方式
一、水电站水轮机额定情况下的运行方式
1、水电站水轮发电机按照制造厂铭牌规定数据运行的方式称为额定运行方式，水电站水轮发电机可在这种方式下长期连续运行。
2、转子电流的额定值，应采用在额定功率因数和电压波动在额定值的±5%、频率变化在±1%范围，能保证发电机额定出力时的电流值。
3、水电站水轮发电机投入运行后，未做温升试验前，如无异常现象按照发电机的铭牌数据带负荷。在未进行温升试验以前，水电站水轮发电机不允许超过铭牌的额定数值运行，同时也不允许无根据地限制容量。如果经过温升试验，证明水电站发电机在温升方面确有较大裕度，对水电站发电机的结构所进行的分析亦说明确能超过额定数值运行时，应将所做的试验记录连同结构分析(国内产品应附制造厂的意见)报送上级主管部门批准后可以超过额定数值按新的数据运行。
4、经过改进后提高出力的发电机需通过温升试验和其他必要的试验，以及进行技术分析鉴定，来确定提高出力后的运行数据。按提高出力数据运行的方式经上级主管部门批准后，可以作为水电站发电机正常运行方式。水电站水轮发电机超出力运行必须考虑原动机(水轮机)、水电站发电机励磁系统、有关电气(一、二次)设备及机械附属设备的铭牌容量能否适应。
5、转子绕组、定子绕组及定子铁芯的最大温度，为水电站水轮发电机在额定进风温度及额定功率因数下，带额定负荷连续运行时所发生的温度，这些温度根据温升试验的结果来确定，其值应在绝缘等级和制造厂所允许的限度以内。
6、当水电站水轮发电机组铭牌设置最大容量时，水电站水轮应允许在最大负荷下连续安全运行。最大负荷时的功率因数、定子和转子最大工作电流以及发电机各部温度，应按制造厂的规定在现场运行规程中写明。

二、进风温度变动时的运行方式
1、由于环境温度影响，进风温度超过额定值时，如果转子绕组、定子绕组及定子铁芯温度经过试验未超过其绝缘等级和制造厂允许的温度时，可以不降低发电机的容量。但当这些温度超过允许值时，则应减少定子和转子电流直到上述允许温度为止。
2、当进风温度低于额定值时，定子和转子电流可以增加到其绕组温度在第4.1.5条所规定的范围内。
3、如果发电机尚未进行温升试验，则当进风温度高于或低于额定值时，定子电流的允许值应按制造厂家给定的定子绕组及定子铁芯允许温度掌握。
4、对于水电站水轮机发电机定子电芯测温，当进风温度低于额定值时，允许定子和转子电流增加至进风温度较额定值低10℃为止。
5、对密闭式冷却的空冷发电机，其最低进风温度，应以空气冷却器不凝结水珠为标准。
6、水电站水轮发电机进、出风温差显著增大，应分析原因，采取措施，予以解决。
7、空冷发电机的各空气冷却器上必须装有测温元件，便于值班人员对冷风温度进行调整。
三、电压、频率、功率因数变动时的运行方式
1、在下列情况下，发电机可按额定容量运行：
a)、在额定转速及额定功率因数时，电压与其额定值的偏差不超过±5%。
b)、在额定电压时，频率与其额定值的偏差不超过±1%。
c)、在电压和频率同时偏差(两者偏差分别不超过±5%和±1%)且均为正偏差时，两者偏差之和不超过6%；若电压和频率不同时为正偏差时，两者偏差的百分数绝对值之和不超过5%。当电压与频率偏差超过上述规定值时应能连续运行，此时输出功率以励磁电流不超过额定值，定子电流不超过额定值的105%为限。
2、发电机连续运行的最高允许电压应遵守制造厂规定，但最高不得大于额定值的110%。发电机的最低运行电压应根据稳定运行的要求来确定，一般不应低于额定值的90%。如果发电机电压母线有直接配电的线路，则运行电压尚应满足用户电压的要求。此时定子电流的大小，以转子电流不超过额定值为限。
3、水电站水轮发电机在运行中功率因数变动时，应使其定子和转子电流不超过当时进风温度下所允许的数值。
4、允许用提高功率因数的方法把发电机的有功功率提高到额定视在功率运行，但应满足电网稳定要求。
5、发电机是否能进相运行应遵守制造厂的规定。制造厂无规定的应通过特殊的温升试验和稳定验算来确定。进相运行的深度决定于水电站水轮发电机端部结构件的发热和在电网中运行的稳定性。
6、允许作调相机运行的水电站水轮发电机，在调相运行时，其励磁电流不得超过额定值。

水电站水轮机结构详细解说

一、转轮室装配，转轮室装配包括转轮室、基础环、伸缩节。
1、转轮室为钢板焊接结构,上部在桨叶转角范围内90°易汽蚀区域采用不锈钢，与叶片配合面为球面，喉部直径为Φ5277mm，为了便于安装，分上、下两半，用螺栓把合在一起，采用Φ14橡胶条密封 。转轮室用螺栓和外导水环把合在一起，把合法兰处密封采用Φ16橡胶条密封。
2、基础环上装有伸缩节，后部焊在尾水管上，它是伸缩节、转轮室的基础与座环具有一定的同轴度及平行度要求。基础环采用钢板焊接结构，在安装调整轴线后，下游端与尾水管里衬焊牢。基础环要承受转轮室传来的水力振动，因而要求与混凝土结合牢固。
3、伸缩节安装在转轮室与基础环之间,采用Φ27橡胶条密封结构,可有效地防止漏水,伸缩节轴向调节间隙15mm，作为消除安装时的间隙误差之用，也可消除因厂房基础变形而对机组结构之影响。
二、座环装配，座环装配分为座环、下游外锥两部分。
1、座环是机组的主要支撑，承受机组大部份重量，水的压力、浮力、正反向推力、发电机扭矩等，并将这些负荷传递到基础混凝土上，因而应具有足够的强度、刚度。座环是整个机组的安装基础，水轮机的导水机构，发电机定子，组合轴承等都固定在其法兰上，并以此为基础顺序安装。座环分为内环两半，外环两半，在水平方向有两个固定导叶，在垂直方向有两个进人筒，既为座环的主要受力构件，也作为安装油、水、气管路和电气线路，更换水轮机导轴承、密封、组合轴承的通道。在座环的外圆布置一些调整螺杆和锚钉，安装调整用。
2、导水机构，灯炮贯流式机组导水机构的主要功能是产生水流进入转轮前环量,并根据机组的功率的需要调节流量,水轮机停止运行时,导叶关闭切断水流。导水机构装配主要包括：外配水环、内配水环、导叶、控制环、压环、套筒、导叶臂及传动机构等组成。
2.1 外配水环分成两半,两半之间以及与座环法兰把合面间用“O”橡胶条密封。外配水环和导叶配合面为球面，半径SR3782mm,外配水环上设有16只导叶套筒孔，与主轴中心线成65°夹角，并等距分布。为测量导叶后外配水环内水压力而设有四只G1/2测压孔，用以接仪表用。外配水环上焊有限位块，限制导叶最大开度位置。
2.2 内配水环采用钢板焊接结构，内配水环和外配水环共同组成流道，与导叶的配合为球形半径SR1745mm，球形均布16只导叶下轴孔，与主轴中心线成65°夹角，在其下部设有扇形板，是水导轴承的支承部件，并设置四只G1/2测压孔以测量导叶后内配水环外部水压力之用。
2.3 导叶共16只，其轴心线与主轴中心线为65°，导叶是形成转轮叶片前所需环量的唯一部件，其各断面的出口角与转轮叶片的各断面进口角相对应，因此具有空间曲面，调整导叶开度即可调整机组的转速、功率。全关时则可切断水流使机组停机。导叶间采用本体金属接触式密封，导叶上轴瓦密封处堆有不锈钢层，导叶与内配水环、外配水环的间隙为0.8—1.6mm,导叶转角范围为2°--78°，总转角为80°
2.4 控制环为两半结构,用螺栓把合,其上均匀分布16只耳孔,与连板导叶臂组成传动机构,接力器通过传动机构来控制导叶的转动。控制环装在外导水环下游侧法兰外部，与外配水环之间采用滚动摩擦，以减少摩擦力，槽内装有SΦ50mm钢珠，用油润滑。
在控制环水平中心线上另有一耳板悬挂27t的重锤，正常时与接力器一同操作导叶关闭。当调速器事故时，靠重锤本身自重形成关闭力矩操作导叶关闭，保证机组安全。
2.5 传动机构由导叶臂、连杆与控制环、导叶组成为一空间传动系统，当导叶间有杂物卡住不能关闭时，连板上拉断销破断并由信号器自动发出信号。

三、转轮装配
转轮是水轮机的重要部件，通过它将水流的能量转换为机械能。经主轴传给发电机转换为电能。转轮型号为ＧＺ４ＢＮ２８Ａ，转轮装配包括叶片、转轮体芯、活塞缸和叶片传动机构等。转轮名义直径为5.5米,缸动式结构,轮毂比0.36,工作油压6.0Mpa,四只叶片,叶片可根据水头、负荷通过调整至最佳位置，以保证水轮机在高效率工况下运行。
1、转轮体在叶片转角范围内呈球形,直径Φ1980mm球面外壁开有四个孔，内装铜轴套，为叶片系统的外部轴承，转轮体上设有放油阀和通气孔，用以安装、试验、检修时放油、充油、排气之用。转轮体与主轴法兰用12个M100х4双头螺柱把合，设有4个φ140圆柱销传递扭矩。
2、与转轮体用12个M64X4的螺柱相连接,并配有4个φ100圆筒销传递扭矩,转轮体四面均布着四个孔,内装铜轴套与转轮体上的四个孔形成叶片轴的内、外支承，中间设有φ160通孔，用于安装操作油管。
3、为无枢轴结构，与转臂用7个M90联接螺栓把合在一起，2个Φ90圆柱销传递扭矩，叶片法兰的密封形式采用“V”、“X”橡胶组合密封，可有效地保证不漏油、不渗水，叶片材料选用ZGOCr13Ni6Mo,有很好的耐磨性及抗气蚀性。
4、由接力器缸、活塞、转臂、连杆等组成，采用缸动式结构，活塞固定不动，来自受油器开关腔的压力油通过接力器缸的运动，带动连杆、转臂操作叶片转动。接力器缸和导向筒的配合部位设置两个导向键可防止活塞缸转动。活塞与活塞缸之间设有良好密封，可有效减少两腔漏油，活塞直径Φ990mm,操作油压6.0Mpa.
四、主轴装配
1、主轴，本机组是一根主轴，轴身直径Φ898mm，与水导发导轴承配合直径分别为Φ900mm和Φ950mm,轴长6517mm,轴内径Φ160mm，转轮端法兰直径Φ1640mm,发电机转子端法兰Φ1550mm，两端法兰分别与转轮、转子用螺栓联接，并有销子传递扭矩。
2、联轴螺钉护罩，护罩分两半,它与大轴法兰端面及径向均设有密封条密封,护罩的作用是使转轮体和主轴之间的把合螺栓不泡在水里,避免螺栓的水下疲劳破坏。

五、水导轴承装置
水轮机导轴承采用动、静压结合式油膜轴承，轴瓦采用锡基合金材料，分半结构，内径Φ900mm，瓦长685mm,总间隙为0.6—0.78mm。当水轮机转速超过95%额定转速时，轴承为动压运行。此时轴承油膜由动压形成。润滑油来自重力油箱。使用HU—46透平油。排油自流至设在水轮机机坑的液压泵站。
当水轮机起动及机组停机过程中，转速低于95%额定转速时，轴承为静压运行，此时由高压油泵供给高压油通至轴瓦下部的高压进油腔，用高压油将主轴顶起形成油膜，避免在低速时油膜破裂导致烧坏轴瓦。
考虑到水轮机转轮及发电机转子的重量使主轴弯曲。加之机组运行过程中，发电机单边磁拉力的作用，主轴将不断改变挠度值用其变形方向，因此轴承采用自位结构，使轴瓦能随主轴作相应地调整。
轴瓦下部设有一只电阻水温度计，既能读数也能发出信号，当轴瓦温度达到70°C时，发出信号指令机组事故停机。
六、主轴密封
1、主轴密封是防止流道内压力水通过转动与静止部分之间的间隙漏至灯泡体内部，它由主轴密封及检修密封组成。
2、主轴密封采用GFO纤维编织盘根密封形式，并将漏水通过水箱下部的排水管排至集水井。盘根设有清洁水润滑。
3、检修密封采用空气围带式密封，停机检修时，围带内通入压缩空气使围带扩胀。防止流道内的水进入灯泡体内。
七、受油器操作油管装配
1、受油器装在发电机定子上,它由受油器体、受油器座、前油箱、操作油管装配等组成。
2、受油器将来自调速器主配压阀的开、关操作压力油通过操作油管与转轮内的活塞缸相通，构成操作转轮叶片转动的供油系统。受油器的内腔将重力油箱的油通至转轮体内腔形成一个恒定的压力油，用以叶片与转轮体间的密封，防止流道内的水进入转轮体内。转轮叶片的转角通过回复机构反馈至调速器。
八、组合轴承
1、组合轴承由正、反推力轴承和径向轴承组成。由镜板承受正推力，正推力瓦共10块，采用弹性支承，反向推力瓦共10块，采用橡胶垫支撑方式，镜板直径φ1900mm，正、反推力瓦，内径φ1200mm,外径φ1890mm，支撑中心φ1890mm。径向轴承内径φ950mm，长810mm，分半结构，径向轴承设有静压式液压减载装置，在机组起动时或停机时，机组转速达到额定转速的95%时投入。
2、推力轴承采用动压运行方式。径向轴承采用动压运行、静压起动和停机的方式。推力轴承采用浸油润滑冷却方式。油槽油面淹没推力瓦之外径，推力轴承润滑油由正推力进油与反推力进油组成进入油槽，由油槽上部排出至液压泵站。
3、径向轴承润滑油来自重力油箱，分两面排出，下游面排入反推力轴承油槽，上游面排入上油槽。
轴承润滑油采用强迫外环冷却方式，润滑油由重力油箱经管道引入轴承，润滑轴承后，热油分两路经管道汇入液压泵站，液压泵站用油泵将热油经冷却器送重力油箱，以此循环往复。

九、接力器
机组采用两个直径为φ300mm后铰式直缸接力器,操作油压为6.0Mpa，行程为966.6mm，接力器与机组水平中心成45°布置在水轮机机坑侧墙面上，它由接力器缸、活塞、推拉杆及前后缸盖组成。
十一、水气管路布置
水气管路包括主轴密封供水和排水系统，检修密封压缩空气系统及相应的自动化元件，当水气供应不满足要求或中断时能发出警报信号，主轴密封供水中断时能自动停机。排水接至电站集水井。
十二、仪表管路布置
仪表管路中有五个仪表,分别测量座环前进水流道压力,轴承润滑油压力、主轴密封清洁水压力、导叶后桨叶前的水压力及真空度、尾水管的压力及真空度。各仪表分别与上述各处测压管相连接，每个仪表下接有一个截止阀，必要时可以关闭或打开，五个仪表装在一个仪表盘上，仪表盘放在便于观察的地方。仪表管路还备有3根试验管，是测量导叶前、导叶底部和叶片后的水压力

水电站水轮机检修维护操作说明
1、水电站水轮机检修一般事项
1.1 水电站水轮机检修维护工作包括预防和修复
预防和修复性维护的共同目的是查明损坏和磨损的原因,消除之.
预防性维护的目的是减少损坏和磨损或故障的可能性.
修复性维护的目的是把损坏和磨损部分修复到最佳状态.
1.2 水轮机在检修和维护时,必须严格遵守工作票制度。
1.3每次较长时间停机都应将进水闸门关闭。
1.4停机时，接力器油管路油阀开关腔接通，水轮机检修密封应投入。
2、水电站水轮机首次开机前的准备工作
2.1 清洗检查水轮机过流道各部位。
2.2 所有仪表管均应吹干净,检查仪表下的阀门是否打开。
2.3 水轮机所有运动关节应注满润滑油剂。水机所有附属管路均应根据其工作压力进行液压或气压试验合格，管内不得有异物，连接应正确畅通。
2.4 水轮机转轮进行密封试验及动作试验,各处应无漏油。检测受油器工作及漏油情况，并检测不同转角下的转轮叶片与转轮室间隙情况。
2.5 检查液压泵站电动机、油泵动作情况。整定液位信号装置，使油面达到规定的高度时，油泵起动或停止。
2.6 检查重力油箱液位信号器，当油面到达最低油位时，液压泵站油泵起动。
2.7 检查液压减载装置管路，高压油泵及电动机的动作。调整相应的自动化元件，使油泵起动、停止。毛细管节流器应预先调整好，并检测能否顶起主轴。
2.8 检查主轴密封水源是否畅通及相应的信号装置情况。
2.9 检查各重要部件联接处的螺栓，螺母有无松动。尤其应注意主轴与转轮的联轴螺栓、园柱销是否全部点焊牢固。
2.10 检查导叶接力器动作，导水机构能否在重锤作用下关闭导叶。
2.11 检查 导叶在最大开度及关闭状态下与座环、外导水环、内导水环有无卡位现象。
2.12 检查导叶关闭时,导水内、外端面和立面间隙应符合设计要求。
2.13 检测导叶在各种不同的转角下与接力器行程的关系值，从全关至全开不应小于8个测量点。
2.14 检查并试验水轮机各机械测量装置接点的动作。
2.15 流道充水前应将前、后两个排水阀关闭。
2.16 尾水管φ650进人门应关闭牢固。
2.17 充水后检查下列项目:
a.各组合面处有无漏水。
b.导水机构外套筒，导水下轴处有无漏水。
c.伸缩节处有无漏水。
d.检测主轴密封不漏水情况。
e.检测外导水环，转轮室变形情况。
f.检测各仪表动作是否正确。

3、日常运行维护工作
3.1 每次换班巡视各处润滑情况。
3.2 为避免机械损坏，调速器不得随意打开或停留在打开的位置。
3.3 当调速器及油压装置、液压泵站、重力油箱清洗时，应用煤油及棉布进行，不得用破棉纱清洗。
3.4 调速系统及轴居系统用油，在初期运行时，视油中含杂质及水的情况，考虑更换新油或将原油仔细过滤，以清除油中之沉淀物及水份。
3.5 应注意保持油压设备正常的油量,必要时补充新油。
3.6 在初期运转中，每当换班应清理油过滤器。
3.7 注意压力油罐中压缩空气的容量,如油面上升,即表示压缩空气减少,应及时输入压缩空气。
3.8 随时检查液压泵站及重力油箱的工作情况及时放出积水，经常观察示流器之工作情况。
3.9 记录各种不同工作情况下,仪表所示的各处压力、温度及振动值。
3.10 注意检查部件及把合面处是否有漏水、漏气现象。
3.11 注意检查主轴密封漏水情况及漏油情况。
3.12 注意检查接力器的漏油情况。
3.13 应注意机组运转时,有无异常响声或振动,联接件有无松动、漏水、损坏等现象，如有应及时进行检修，必要时停机进行。
3.14 注意检查轴承运行情况,轴承温度和轴承内润滑油是否充足,并定期换油。
3.15 注意检查尾水管出口水流,看是否有浮油出现,以估计转轮叶片密封情况。
3.16 注意检查受油器有无漏油现象。
3.17 以上各项检查情况必需做好记录。
4、维修工作依据
4.1水轮机效率下降和强度下降,一般可能由于下面的一种或几种原因所造成
4.1.1水中泥沙或其它腐蚀性物质引起的磨损。
4.1.2 气蚀现象。
4.1.3 应力疲劳现象。
4.1.4 预先未被发现的材料缺陷。
4.1.5 运行和维护不当。
4.1.6 电路和机械联接的故障。
4.2 为了给维护工作提供依据,应作一些观察和检查,这主要包括以下内容:
4.2.1 在额定转速运行期间
全部机械部份的运行有否碰撞、异常噪声、过度振动或温升等；油和水的漏泄；润滑、冷却和排水系统、水、油位、流量、压力、进出口温度；调速器及其有关的液压系统；保护装置动作的整定值与初始值的对比；在负载及空载下的出力和流量（或与流量成比例的相对流量）；水头、导叶开度。
4.2.2 在过渡过程中
最大的瞬时转速和压力变化;油压系统的压力变化、导叶和分段关闭阀的关闭时间、机组停机时间；有否异常现象（如：碰撞、异常噪声、过渡的振动和漏泄）。
4.2.3在静止状态
压力、润滑油或调速系统的油位和温度；导叶、转轮桨叶、进出口闸阀或各种阀、调速器和接力器的关闭位置与初始值的比较。
4.2.4 维护检查和修理期间
平时不易接近部位处的磨损、损坏及裂纹（例如：转轮、主轴密封、抗磨环、轴承的其它联接装置等）

楼主辛苦了谢谢！