发电厂电气发电机及网控规程.docx

目 录
前 言 VII
1 主题内容与适用范围 1
2 引用标准 1
3 发电机运行技术总则 1
3.1 设备规范及技术资料 1
3.1.1 发电机技术规范 1
3.1.2 发电机机壳内氢气技术参数 3
3.1.3 定子内冷水主要技术参数 4
3.1.4 氢冷却器冷却水主要技术参数 4
3.1.5 发电机及相关设备温度限制参数 4
3.1.6 发电机励磁系统主要技术数据 5
3.1.7 离相封闭母线的基本技术参数 6
3.1.8金属封闭母线最热点的温度和温升的允许值 6
3.1.9 发电机出口电压互感器 7
3.1.10 发电机电压互感器用熔断器 8
3.1.11 发电机出口避雷器 8
3.1.12 发电机中性点接地变压器 8
3.1.13 发电机微正压装置 8
3.2 发电机允许运行方式 9
3.2.1 发电机许可运行的一般规定 9
3.2.2 氢温变化时允许运行方式 12
3.3发电机变组的运行操作 12
3.3.1发电机变组启动前的检查 12
3.3.2发电机起动前应做下列试验 14
3.3.3 发电机起动前的准备工作 15
3.3.4 发电机的并列操作 16
3.3.5 发电机升压、并列操作注意事项和有关规定 17
3.3.6 准同期并列应严格遵守以下条件 18
3.3.7 发电机并列后带负荷的规定 18
3.3.8 发电机的解列 19
3.4 发电机的运行维护和检查 19
3.4.1 正常运行中，每班对机组进行一次详细检查，项目如下 19
3.4.2 滑环和电刷的检查和维护 20
3.4.3 发电机无功电压的监视与调整 21
3.5 励磁系统检查与维护 21
3.5.1 励磁系统投运前的检查项目： 21
3.5.2 励磁系统投运步骤 21
3.5.3 开机前运行方式的选择 22
3.5.4 起励方式选择 22
3.5.5 励磁系统运行操作 23
3.5.6 励磁系统停机操作 23
3.5.7励磁系统运行中的检查 24
3.5.8 HWLT-4型双微机励磁调节器装置的运行规定 24
3.6 发电机异常运行及事故处理 26
3.6.1 事故处理原则 26
3.6.2 发电机紧急停运规定 27
3.6.3 发电机的异常运行 27
3.6.4 事故处理 32
3.7 电气设备试验标准 40
3.7.1 发电机试验项目 40
3.7.2 每月电气设备定期试验 41
3.8 发电机微正压装置和出口封闭母线运行规定 42
3.8.1 IPB系列微正压充气装置作用 42
3.8.2 发电机出口封闭母线的运行与维护 43
4 变压器技术标准 45
4.2 变压器的投运 48
4.3 变压器运行中的规定 51
4.4 变压器运行中的检查 56
4.5 变压器的停运 57
4.6 变压器异常及事故处理 59
5 厂用配电系统 64
5.1 设备规范 64
5.2 厂用电运行方式 67
5.3 厂用电系统运行规定 70
5.4 厂用电系统投运前的检查。 72
5.6 厂用电系统的操作 75
5.7 异常及事故处理 78
5.8 电缆的运行 81
6 电动机 83
6.1 技术规范 83
6.2 停送电操作及启停规定 84
6.3 运行规定 87
6.4 运行检查和维护 88
6.5 异常及事故处理 89
7 直流系统 95
7.1 技术规范 95
7.2 运行方式 96
7.3 运行操作 97
7.4 监视与维护 100
7.5 异常处理 102
8 交流不停电电源UPS系统 105
8.2 UPS的运行方式 107
8.3 UPS运行中的检查与维护 107
8.4 UPS启停操作 108
8.5 UPS系统故障处理 110
9.2 柴油发电机组概述 113
9.2.8 柴油发电机的正常运行中的监视与维护。 114
9.7柴油发电机组热备用状态及启动 117
9.9 柴油发电机异常及事故处理 119
10 220KV系统运行技术标准 123
10.1 220KV系统交流系统运行方式 123
10.1.1 交流系统概述及一般规定 123
10.1.2 220KV交流系统的正常运行方式 123
10.1.3 220KV交流系统非正常运行方式 124
10.2 倒闸操作规定 126
10.2.1 220KV交流系统一般操作规定 126
10.2.2 220KV交流系统具体操作规定 127
10.2.3 220KV系统倒闸操作注意事项 128
10.3 220KV系统停送电操作原则 128
10.3.1 220KV线路送电操作原则 128
10.3.2 220KV线路停电操作原则。 128
10.3.3 220KV系统母线停电操作原则（双母线改为单母线运行） 129
10.3.4 220KV系统母线送电操作原则（单母线恢复双母线运行） 129
10.3.5 220KV系统的解、合环操作原则 130
10.3.6 220KV联络线合解环操作 130
10.3.7 #4（#5）发变组并网前后220KV系统侧操作原则 130
10.3.8 #4（#5）发变组解列后220KV系统侧操作原则 131
10.4 交流系统事故处理 131
10.4.1 交流系统事故处理总则 131
10.4.2 判断事故的依据 132
10.4.3 220KV交流系统事故处理 132
10.5 220KV配电装置运行标准 135
10.5.1 220KV系统LW10B-252W/3150A-50kA型断路器规范表： 135
10.5.2 220KV GW20-252D（W）隔离开关规范表： 137
10.5.3 JW2-220（W）220KV系统接地刀闸规范: 139
10.5.4 220KV电流互感器及避雷器规范： 139
10.5.5 220KV电容式电压互感器规范： 140
10.5.6 氧化锌避雷器规范： 141
10.5.7 220KV导线参数： 142
10.5.8 配电装置运行规定和维护 142
10.5.8.1 220KV断路器 142
10.5.8.2 母线与刀闸 144
10.5.8.3 电压互感器及电流互感器 146
10.5.8.4 避雷器 147
10.5.8.5 电力电缆 147
10.5.9 配电装置异常运行及事故处理 148
10.5.9.1 断路器异常运行及事故处理 148
10.5.9.2 母线与刀闸 151
10.5.9.3 电压互感器和电流互感器 152
10.5.9.4 电力电缆 153
10.6 220KV系统配电装置倒闸闭锁 154
10.7 直流系统运行标准 155
10.7.1 直流系统设备规范 155
10.7.1.1 蓄电池规范： 155
10.7.1.2 硅整流充电装置规范： 156
10.7.2 220V直流系统概况 157
10.7.3 220V直流系统运行与检查 160
10.7.4 直流系统异常运行及事故处理 162
10.8 继电保护及自动装置运行标准 164
10.8.1 一般规定 164
10.8.2 继电保护装置对运行人员的要求 166
10.8.3 保护装置动作或异常的处理 166
10.9 220KV五防操作系统的技术配置和操作说明： 167
10.9.1 220KV五防操作系统的技术配置： 167
10.9.2 220KV五防操作系统的操作说明： 168
10.10网控综合自动化运行标准 169
10.10.1 系统简介 169
10.10.2 开、停机操作步骤 169
10.10.3 进入、退出系统 170
10.10.4 窗口基本操作 170
10.10.5 计算机监控系统图介绍（见图3） 172
10.10.6 CRT屏幕各显示区意义 173
10.10.7 系统事件一览表 173
10.10.8键令与鼠标的使用 174
10.10.9 调画面操作 175
10.10.10 调报表操作 177
10.10.11 调测定索引操作 177
10.10.12 调事故指导操作 177
10.10.13 调操作票修改打印后就地操作 178
10.10.14 启顺控流程操作 178
10.10.15 打印机使用 179
10.10.16 有关规定及注意事项 179
10.11不停电电源UPS运行标准 180
10.11.1 概述 180
10.11.3 UPS的运行方式 183
10.11.4 UPS的启动、停运及倒换操作 184
10.11.5 UPS 正常运行维护 185
10.11.6 UPS 异常处理 186
10.12 NSD500系列单元测控装置技术使用说明 186

前 言
为满足某电力公司发电厂2×300MW机组和220KV系统升压站调试、试运和生产运行的需要，规范发电机和220KV系统升压站运行各项操作，提高设备可靠性，延长设备使用寿命，达到发电机和220KV系统升压站启停操作正确、检查维护良好、运行参数控制准确、定期试验规范有序、事故预防和处理正确得当之目的，使2×300MW机组和220KV系统升压站处于安全、经济、稳定可靠状态下运行，特编写本标准。
本标准编写过程中，当制造厂有明确规定时，遵照制造厂技术要求执行。制造厂无明确规定时，依据同类型设备系统的运行规范，并参考了如下行业标准：
1、国电发（2000）9.28号《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》
2、DL408－91号（1991）《电业安全工作规程》（发电厂和变电站电气部分）
3、GB/T7064—1996 透平型同步发电机技术要求
4、GB14285—93 继电保护和安全自动装置技术标准
5、DL/T572—95 电力变压器运行标准
6、DL/T587—1996 微机继电保护装置运行管理标准
7、DL/T650—1998 大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件
8、发电机运行标准 水利电力部(82)水电电生字第24号
9、电力工业技术管理法规(试行) 水利电力部(82)水电技字第63号
10、发电厂厂用电动机运行标准 水利电力部(83)水电电生字第24号
11、内蒙古电网调度管理标准
标准按系统分篇编写，共八部分。由于编者水平所限，加上发变组及厂用电系统尚未安装完工及设计变更的不确定性等，影响本标准的严谨性，故恳请各位同仁多提宝贵意见！
本标准适用于发电厂2×300MW机组和220KV升压站的正常运行维护、倒闸操作和事故处理。

下列人员应熟悉本标准：
1、北方电力联合公司乌拉山发电厂生产厂长、总工程师、副总工程师；
2、北方电力联合公司乌拉山发电厂安生部有关领导及专业工程师；
3、北方电力联合公司检修部有关领导及专业工程师、技术人员；
4、北方电力联合公司乌拉山发电厂运行部有关领导及电气专业主管、技术员；
5、值长、电气运行及各有关岗位运行人员；

1 主题内容与适用范围
本标准规定了内蒙古乌拉山发电厂#4、5发电机运行必须遵循的参数、运行方式、运行操作、运行维护以及异常和事故处理的方法和基本原则。
本标准适用于运行人员及生产管理人员。
2 引用标准
国电发（2000）9－28号《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》
DL408－91号（1991）《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）
GB/T7064—1996 透平型同步发电机技术要求
DL/T572—95 电力变压器运行标准
DL/T650—1998 大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件
发电机运行标准 水利电力部(82)水电电生字第24号
DL/T587—1996 微机继电保护装置运行管理标准
发电厂厂用电动机运行标准 水利电力部(83)水电电生字第24号
部颁《电力工业技术管理法规》
部颁《300MW汽轮发电机典型运行规程》
部颁《300MW发电机运行导则》
哈尔滨电机厂“QFSN-300-2汽轮发电机说明书”
3 发电机运行技术总则
3.1 设备规范及技术资料
3.1.1 发电机技术规范
名 称
单 位
技术参数
型号

QFSN-300-2
视在功率
MVA
353
额定功率
MW
300
功率因素COSφ

0.85
定子电压
kV
20
定子电流
A
10189
额定励磁电压（计算值）
V
365
额定励磁电流（计算值）
A
2642
空载励磁电压
V
127
空载励磁电流
A
1019
设计效率
%
99.02
频率
HZ
50
额定转速
R/min
3000
相数

3
定子绕组结线方式

YY
定子绕组引出线端子数
个
6
短路比

≥0.60
转子绕组直流电阻(在75℃时)
Ω
0.125
定子绕组直流电阻(在75℃)时
Ω
0.00228
定子绕组每相对地电容
μF
0.232
转子绕组电感
H
0.87
纵轴同步电抗Xd
Ω
186.1
纵轴瞬变电抗Xd′(非饱和值/饱和值)

0.272/0.20
纵轴超瞬变电抗Xd″(非饱和值/饱和值)

0.168/0.155
负序电抗X2(非饱和值/饱和值)

0.167/0.153
零序XO(非饱和值/饱和值)

0.077/0.073
负序承载能力
最大稳态值I22
标么值
0.1
最大稳态值I22t
S
10
临界转速
一阶
R/min
1290
二阶
R/min
3453
噪声水平dB

DB(A)
≤90
进相运行(COSФ＝0.95超前)

连续
转动惯量
Nm2
7112.5
绝缘等级

F
励磁方式

自并励
冷却方式
定子绕组及引出线

水冷
转子绕组定子铁芯端部

氢冷
接地方式

中性点经配电变压器高阻接地
旋转方向

汽端看顺时针
定子吊装重量(不带端盖、氢冷器)
吨
192
转子重量
吨
49.2
发电机内可充气容积
M3
72
制造厂家
哈尔滨电机厂
3.1.2 发电机机壳内氢气技术参数
名 称
单位
技术参数
额定压力（表压）
Mpa(g)
0.3
允许偏差
MPa
±0.02
最大表压
MPa
0.35
冷却器出口的冷氢温度
℃
45
允许偏差
℃
±1
氢气额定纯度
%
98
氢气最小纯度
%
95
常温常压下绝对湿度
G/m3
1.5～4
额定温度压力下绝对湿度
G/m3
≤4
正常允许漏气量
M3/d
＜10
正常允许漏汽率
%
＜3
3.1.3 定子内冷水主要技术参数
名 称
单位
技术参数
额定表压(绕组入口处)
Mpa(g)
0.2
绕组入口允许最大表压
MPa(g)
0.25
内冷水入口温度
℃
40-50
额定流量
M3/h
30（包括主引出线3m3/h）
允许偏差
M3/h
±3
铜化合物最大允许含量
mg/L
100
20℃时的导电率
µs/cm
0.5～1.5
20℃的PH值

7～8
20℃的硬度
µg/L
＜2
20℃时的含氨量(NH3)

微量
3.1.4 氢冷却器冷却水主要技术参数
名 称
单位
技术参数
入口最高温度
℃
38
入口最低温度
℃
20
额定入口压力
MPa(g)
0.2
最大入口压力
MPa(g)
0.25
氢气冷却器的水压降
MPa
0.04
一个氢冷器额定流水量
m3/h
100
氢气冷却器的数量
组
2组(共4个)
3.1.5 发电机及相关设备温度限制参数
部件及介质名称
最高温度(℃)
允许温升
电阻法
检温计法
双金属温度计

定子冷却水出口
/
85℃
/
/
定子绕组上、下层绕组间
/
90℃
/
50℃
集电环
/
120℃
/
/
转子绕组
110℃
/
/
64
定子铁芯
/
120℃
/
74
定子端部结构件
/
120℃
/
74
机壳内热氢气
/
75℃
75℃
/
发电机轴承瓦体
/
90℃
/
/
3.1.6 发电机励磁系统主要技术数据
励磁变型号
ZSC9-3150/20
参数名称
单位
技术数据
励磁变容量
KVA
3150
励磁变变比
KV
200.5%/0.75
励磁系统调节器型号
HWLT-4
接线方式
Δ/Y -11
高压侧绕组抽头
±5%
绝缘等级
F级
阻抗压降
8%
冲击试验电压（峰值）
125KV
灭磁开关型号
UR36-64S
强励电压
V
912
强励电流
A
5284
最大连续输出电流
A
2906.2
最大连续输出电压
V
365
强励顶值电压倍数
倍
2.5
强励时的顶值电流
A
5284
强励持续时间不小于
S
20
自动电压调整范围
30～110%
手动电压调整范围
10～110%
电压响应时间
强励上升不大于0.08s、强减下降不大于0.15s
整流屏铭牌数据（单屏）额定输出电压
1200V DC
整流屏铭牌数据（单屏）额定输出电流
2900A DC
整流元件型号
采用KP2800A/4200V
快熔用RSG-6-1KV/2800A
整流屏可强励
强励时间≤20秒，电流5800A（单屏）
整流屏交直流侧主回路对地绝缘耐压
4500V（1分钟）
整流屏控制回路对地绝缘耐压
1500V（1分钟）
风机电源
～380V
多屏并联运行的均流系数
不小于0.85
3.1.7 离相封闭母线的基本技术参数
基本技术参数
主回路
分支回路
额定电压（kV）
20
20
最高电压（kV）
24
24
额定电流（A）
16000
1600
额定频率（Hz）
50
50
额定雷电冲击耐受电压（峰值kV）
125.4
125.4
额定短时工频耐受电压（有效值kV）
618.3
68.3
动稳定电流（kA）
400
630
2S热稳定电流（kA）
160
250
泄漏比距≥（mm/kV）
25
25
3.1.8金属封闭母线最热点的温度和温升的允许值
金属封闭母线的部件
允许温度（℃）
允许温升（k）
导体
90
50
螺栓紧固的导体
或外壳的接触面
镀银
105
65
不镀
70
30
外壳
70
30
外壳支持结构
70
30
绝缘件
按GB/T11021由绝缘材料种类确定见表4

注:金属封闭母线用螺栓紧固的导体或外壳的接触面用相同的金属或金属镀层构成
3.1.9 发电机出口电压互感器
型号
3XJDZ3-20
序号
名称
型式:单相、环氧树脂浇注绝缘
三组电压

互感器公用参数
额定电压(kV)
20
最高工作电压(kV)
24
额定短时工频耐受电压（有效值）(kV)
68.3
额定雷电冲击耐受电压（峰值）(kV)
125.4

一组
下层
变比
20/√3/ 0.1/√3/0.1/3 kV
绝缘等级
全绝缘
对应额定容量(VA)
0.5级
100
3P级
100

二组
中层
变比
20/√3/ 0.1/√3/0.1/√3/0.1/3 kV
绝缘等级
半绝缘
对应额定容量(VA)
0.5级
100
3P级
100
三组
上层
变比
20/√3/ 0.1/√3/0.1/√3/0.1/3 kV
绝缘等级
半绝缘
对应额定容量(VA)
0.2级
50
0.5级
100
3P级
100
3.1.10 发电机电压互感器用熔断器
名称
型式:RN4
额定电压（kV）
20
额定电流（A）
0.5
断流容量（MVA）
5500
3.1.11 发电机出口避雷器
型号
Y5W-25/53.4
名称
型式:无间隙氧化锌避雷器
额定电压（kV）
25
持续运行电压（kV）
15.36
陡波冲击电流残压：（峰值）（kV）
≤53.4
雷电冲击电流残压（5kA，峰值）（kV）
≤53.4
操作冲击电流残压（峰值）（kV）
≤33.6
2ms方波通流容量20次
400A
3.1.12 发电机中性点接地变压器
容量（kVA）
42
变比
20（kV）/0.23（kV）
二次侧电阻（Ω）
ZX20-0.4
二次抽头电阻（Ω）
0.3
中性点电流变比
5/5A
对应额定容量(VA)
0.5级
3.1.13 发电机微正压装置
电源
AC380V 50HZ(三相四线制)
空压机出口压力（MPa）
0.4-0.7
出气口压力（Pa）
300～2500（高于大气压）
输出气体干燥度（出口漏电温度）
-40℃
额定充气量（m3／h）
35
微尘直径（um）
﹤0.05
油份含量(ppm)
﹤15ppm（万分之15）
3.2 发电机允许运行方式
3.2.1 发电机许可运行的一般规定
3.2.1.1发电机可按厂家铭牌规定的技术参数或出力限制的范围内长期连续运行，在未进行温升试验前，不允许超过铭牌数据运行。见图
3.2.1.2发电机各部件在额定运行参数最高允许温度应根据温升试验结果确定（现场没有进行温升试验，因此按厂家规定执行）。
3.2.1.3 电压、周波、不平衡电流的规定
a） 发电机运行电压的变动范围在额定电压的±5%以内，而功率因数为额定值时，其额定容量不变。
b） 发电机连续运行的最高允许电压应不大于21kV。发电机的最低允许电压应考虑厂用电和系统的稳定要求，一般不应低于额定值的90%。
c） 当发电机电压下降到低于额定值的95%时，定子电流长期允许的数值，仍不得超过额定值的105%。

d） 发电机正常运行其频率应保持在50±0.2HZ范围内，并根据机组运行状况及调度员的指令（或负荷曲线）及时进行调节。
e） 发电机的功率因数宜保持迟相0.85，一般不超过迟相0.95。自动励磁调节器投入时，允许在0.95～1.0范围内运行。
f） 发电机可以降低功率因数运行，但转子电流不允许超过额定值，且视在功率应减少，当功率因数增大时，发电机视在功率不能大于额定值，功率因数变化时允许负荷应符合发电机出力曲线。
功率因数
1.0
0.9
0.85
0.8
0.7
0.6
视在功率/
额定视在功率
100
100
100
90
71
58
g) 发电机进相运行的允许范围，主要受发电机静态稳定、定子铁芯端部构件发热及厂用系统电压等因素限制。
h) 发电机正常运行时，定子三相电流应相等。当三相电流不平衡时，各相电流之差不应超过额定值的10%。同时最大一相电流不得超过额定值，允许发电机长期运行，但应及时检查三相不平衡电流产生的原因，设法消除，同时注意监视发电机各部温度和轴承振动情况。
i) 发电机在系统故障情况下，为了避免破坏系统的稳定性，允许定子短时过负荷，转子短时过电压运行，但此时氢气参数，定子绕组内冷却水参数，定子电压均为额定值，这种运行工况每年不超过两次。
j) 发电机允许最低氢压0.1Mpa。任何情况下，定子绕组及冷却器进水压力必须调整到低于氢压，其压差不小于0.04Mpa。
k) 在各种负荷条件下，氢气压力都应维持在0.2—0.3MPa 范围内，但在任何情况下发电机内氢压不得高于0.32MPa。发电机正常运行时，不允许降低氢压运行。特殊情况下需降低氢压运行时，应遵循发电机出力图按下表控制负荷(cosφ=0.85)，且最低氢压为0.1 Mpa，定冷水压及氢冷器冷却水压必须低于氢气压力至少0.04 Mpa。并立即全面检查发电机，查明原因，消除故障，尽快使氢压恢复正常；若在定冷水系统中发现大量氢气，应立即停机检查，氢压变化所带负荷极限按下表执行：
氢压（Mpa）
有功功率（MW）
0.1
≤200
0.2
≤260
0.3
≤300
l) 发电机正常运行时共有两组(共四台)氢气冷却器，以维持机内冷氢温度恒定，当一台氢冷却器解列时，发电机的负荷应降至额定负荷的80%及以下继续运行。
3.2.2 氢温变化时允许运行方式
3.2.2.1 当发电机入口氢温超过40℃时，应及时调整使其降到40℃以下。
3.2.2.2 发电机入口氢温在40－45℃范围内每增加1℃，静子电流的允许值较额定值降低1.5%，在45－50℃范围内每增加1℃，降低额定值的2%，超过50℃时，每增加1℃，降低额定值的3%。
3.2.2.3 发电机入口氢温不要经常低于20℃，最低不得低于5℃。
3.2.2.4 发电机入口氢温低于40℃时，每降低1℃，允许静子电流升高额定值的0.5%，此时转子电流业允许有相应的增加（有功功率不变，力率降低）。但最高不许超过额定定子电流的5%。
3.2.2.5 冷却气体出口温度不予规定，但应监视冷却气体的温升（进出口冷却气体的温差）。因为冷却气体的温升若有显著增加时，则说明发电机的冷却系统已不正常，或电机内部的能量损失有所增加。
3.3发电机变组的运行操作
3.3.1发电机变组启动前的检查
3.3.1.1 新装发电机启动前应审查试验报告及完工通知单等齐全合格，启动措施无误，工作人员撤离现场。
3.3.1.2 大小修后的发电机、主变、高厂变和励磁系统的一、二次设备及回路工作均结束，检修人员撤离现场。
3.3.1.3 收回发电机及其附属设备的全部工作票,拆除所有的短路接地线和临时安全措施,恢复警告牌、标示牌及常设遮栏。
3.3.1.4 有关设备变更的图纸资料及设备标志齐全。
3.3.1.5 检修人员必须在终结工作票时将上述回路的绝缘数据、试验结果等填写在检修交代簿内，并附上设备异动报告及起动试验方案。
3.3.1.6 发电机一次系统检修后或停机备用超过72h，开机前应测量定子回路的绝缘电阻，转子回路、励磁系统及轴承的绝缘电阻，并确认发电机、励磁变以及各种辅助设备的绝缘合格。
3.3.1.7 发电机检修后，投入运行前由检修人员测量定子回路的绝缘电阻，转子回路、励磁系统及轴承的绝缘电阻。发电机正常停机后，启动前由运行人员测量转子回路、励磁系统的绝缘电阻。
a) 测量发电机定子回路绝缘时，发电机中性点接地装置须断开。
b) 发电机定、转子回路绝缘电阻的测量应在氢气置换完毕后进行。
c) 测量各种设备绝缘时，应使用相应电压等级的兆欧表。发电机定子回路的绝缘测量使用2500V的兆欧表、转子回路测量绝缘使用500V-1000 V的兆欧表。
d) 发电机定子绕组在干燥后接近工作温度时，对地及相间绝缘电阻值不得低于5MΩ，并且所测值不低于上次测量结果的1/5～1/3，吸收比不小于1.3。
e) 测量励磁系统绝缘时，应断开全部整流桥。发电机转子回路冷态（20℃）绝缘电阻值不低于0.5MΩ，如测量的绝缘电阻值低于上述允许值，而无法恢复时汇报总工程师。
f) 测量定、转子回路绝缘完毕后，应对地放电，时间不得少于1分钟。
i) 发电机轴承和油密封绝缘用1000V的兆欧表测量，其值不得低于1MΩ（由维护人员进行）。
3.3.1.8 滑环、碳刷投运前的检查：
a) 滑环表面光洁，无电蚀痕迹；
b) 机构无油污和碳粉及其它有机物或导电材料；
c) 碳刷完整，刷辫无过热烧坏痕迹；
d) 刷握与刷架的固定螺丝紧固；
e) 刷架无歪斜，刷握位置适当，刷握中心线正对滑环圆心；
f) 碳刷在刷握内活动自如，且与滑环全部接触，压力适当，碳刷规格、型号一致；
i) 整流柜来的馈线电缆与刷架连接牢固，电缆无过热现象。
3.3.1.9 发电机冷却水系统、密封油系统及氢气系统投入正常运行，将发电机置换为氢气运行。
3.3.1.10 按照继电保护规程，投入发变组保护和自动装置。发电机各仪表、信号、继电保护、自动装置应正常，保护定值正确，发电机操作盘面各位置指示器，指示灯应正常，信号试验良好。
3.3.1.11 检查发电机出口断路器、出口隔离开关及接地刀闸在断位。
3.3.1.12 将发电机三组PT的高压保险装好，手车置工作位置，给上PT二次小开关。
3.3.1.13 将发电机励磁系统恢复热备用（查交流侧开关和直流侧刀闸合入良好）。
a) 查励磁调节柜内各电源小开关合好。
b) 合上调节器柜内风扇电源开关。
c) 合上调节器交流侧控制开关和直流侧控制开关，检查调节器各电源指示正常，无异常报警。
d) 根据励磁系统运行方式，设置就地控制小开关。
e) 给上启励电源保险。
f) 检查两通道初始化完成，主从参考电压值一致。
3.3.1.14 按变压器运行规程，将主变、高厂变恢复热备用。
3.3.1.15 检查发电机大轴接地碳刷接触良好。
3.3.1.16 检查并给上发电机碳刷。
3.3.1.17 检查发电机本体各部完好，无渗油、水、气的现象。
3.3.1.18 检查发电机已充氢，压力、纯度、湿度、温度合格。
3.3.1.19 根据运行方式要求：转速达到2950转/分时，合上主变220kV母线侧刀闸。
3.3.1.20 发电机及所属设备消防设施完备。
3.3.2发电机起动前应做下列试验
3.3.2.1 投入发电机控制、保护及信号直流，各信号应正确。
3.3.2.2 自动调节励磁装置整定电位器加减方向正确，动作灵活。
3.3.2.3 调速系统加减方向正确，动作灵活。
3.3.2.4 做发变组出口开关，灭磁开关，厂用变压器低压侧分支开关，拉合闸试验良好。
3.3.2.5 做主变、高压厂用变压器、启备变压器风扇联动试验。
3.3.2.6 配合继电保护人员做同期检查试验完好。
3.3.2.7 大修后的氢冷发电机必须进行气密试验，试验不合格的发电机严禁投入运行。
3.3.2.8 发电机水压试验合格。
3.3.2.9 配合继电保护人员做发变组的保护传动试验。
3.3.2.10 配合继电保护人员做励磁回路的方式切换和保护联锁试验。
3.3.2.11 配合继电保护人员进行厂用电快切装置切换试验和低压PC备自投试验。
3.3.3 发电机起动前的准备工作
3.3.3.1发电机内冷水箱经换水后水质合格，启动内冷水泵，发电机定子通水循环。必要时进行发电机内冷水泵的启、停、联锁试验正常。
3.3.3.2 检查水冷却器有足够的冷却水量，且冷却水温度正常。
3.3.3.3 发电机密封油系统投入运行，同时检查密封油冷却器冷却水量足够，水温正常。
3.3.3.4 将发电机内气体置换为氢气，并检查氢气参数合格。
3.3.3.5 测量发-变组定子、转子回路绝缘合格。
3.3.3.6 发电机、变压器中性点刀闸合入。
3.3.3.7 发电机出口3组PT测绝缘和二次保险良好后投入。
3.3.3.8 自动励磁调节器冷却风机投入。
3.3.3.9 自动励磁调节器二次电源开关合入良好。
3.3.3.10 主变、高压厂变、启备变冷却装置电源投入并做冷却风扇联动试验良好。
3.3.3.11 主变、高压厂变冷却装置置“自动”运行。
3.3.3.12 检查转子过电压保护装置投入工作完好。
3.3.3.14 检查灭磁开关确在开位后投入合闸动力电源。
3.3.3.14 检查励磁变处于良好备用状态。
3.3.3.15 检查整流装置完好后合上交流侧刀闸。
3.3.3.16 合上整流柜直流侧刀闸。
3.3.3.17 将整流柜冷却风机投入运行。
3.3.3.18 检查自动调节励磁装置完好后投入工作，置“自动”位置。
3.3.3.19 合上整流柜和调节装置的信号电源和控制电源。
3.3.3.20 合上整流柜加热器电源开关。
3.3.3.21 检查发—变组出口开关确在“断开”位后，在机组转速达到2950转/分时合上发—变组出口刀闸。
3.3.3.22 检查发—变组出口刀闸合好,发—变组出口开关液压操作系统工作正常。
3.3.3.23 合上发－变组及厂用系统信号电源。
3.3.3.24 检查自动调节励磁装置在具备升压条件。
3.3.3.25 将自动调节励磁装置控制方式置“远方”位置
3.3.4 发电机的并列操作
3.3.4.1 发电机的升压
a) 在励磁画面上将发电机励磁系统AVR选择自动运行方式。
b) 按下励磁系统开机按扭。
c) 监视灭磁开关自动合上。
d) 约5～20s后监视发电机定子电压自动升至19kV。
e) 检查三相电压平衡、三相电流为零或接近于零。
f) 核对并记录发电机转子电压和转子电流。
3.3.4.2 发电机的并列
a) 在DCS系统画面上确认发电机允许自动准同期并列。
b) 主开关准备好。
c) 选线器工作方式选择开关在“自动”状态。
d) 自动准同期装置工作方式选择为“工作”位置。
e) 汽轮机数字电液控制DEH切为自动方式。
f) 在DCS系统画面上按下同期开关选择按钮，给上选线器、准同期装置电源,将发电机及系统电压加至同期装置。
g) 在DCS系统画面上监视选线器选择同期点唯一并正确。
h) 派人在电子间同期装置处监视并网过程。
i) 在发电机画面监视主开关自动同期合闸，记录并列时间点。
j) 派人在电子间同期装置处抄录主开关实际合闸时间。
k) 在DCS系统画面上退出同期开关选择按钮，断开选线器、准同期装置电源，隔离同期装置的发电机及系统电压。
l