600MW火电厂集控主机运行规程

PAGE60三期2×600MW机组集控主机运行规程内蒙古电厂二ＯＯ五年十二月

前言1适用范围本规程规定了内蒙古电厂集控运行技术标准，适用于所有集控运行人员，是运行人员正确运行操作的指导规范。下列人员应熟知本规程：总经理、副总经理、总工程师，生产部室的部长，专业高级主管、主管。本规程和《电气辅机运行规程》(三期)、《锅炉辅机规程》(三期)、《汽轮机辅机规程》(三期)、《反事故技术措施》、《操作标准》配合使用。2引用依据《电力工业技术管理法规》《电力建设施工及验收技术规范》《电力工业技术管理法规》《电业安全工作规程》设备制造厂家设备使用说明书、部颁规程和标准，结合上级有关反措及设计院设计图纸资料和公司具体情况编写而成。本规程自批准之日实施。本规程解释权归发电部。二〇〇五年十二月二十日PAGE2目录TOC\o"1-2"\h\z1 机组设备概况 11.1 锅炉设备概况 11.2 汽轮机设备概述 21.3 电气系统概况 32 机组设备规范 62.1 锅炉设备规范和燃料特性 62.2 汽轮机主机设备规范 102.3 电气设备规范 123 机组启动 193.1 启动规定及条件 193.2 机组启动前试验 203.3 机组启动前检查及系统投运 213.4 机组冷态启动冲转前操作 263.5 锅炉冷态上水 273.6 锅炉点火前操作： 273.7 锅炉底部加热系统的投入与解列 273.8 锅炉点火 283.9 锅炉点火后操作 333.10 汽轮机冲转 363.11 发电机并列操作 443.12 制粉系统投运 463.13 初负荷暖机后操作 463.14 机组升负荷 463.15 机组启动注意事项 483.16 其它状态启动 504 机组正常运行及维护 524.1 机组日常检查维护 524.2 机组运行方式 584.3 机组正常运行限额 705 机组停止运行 745.1 机组停运前的准备 745.2 机组停运操作 745.3 机组停运注意事项 766 机组停运后的保养 786.1 锅炉停运后的保养 786.2 汽轮机停运后的保养 806.3 机组冬季停运防冻措施 806.4 冷却水塔防冻措施 817 机组联锁保护及试验 827.1 汽轮机联锁保护 827.2 主要设备试验、校验要求 857.3 锅炉主要保护 867.4 汽轮机试验 867.5 锅炉试验 947.6 电气有关试验 错误！未定义书签。7.7 机组DCS控制逻辑说明(以#5机为例) 998 事故处理 1088.1 事故处理的原则及要点 1088.2 厂用电全部失去 1088.3 厂用压缩空气失去 1098.4 锅炉自动MFT动作 1108.5 锅炉手动紧急停炉 1108.6 锅炉故障申请停炉 1118.7 机组R.B 1118.8 水冷壁管、省煤器管、过热器管及再热器管损坏 1128.9 空气预热器、尾部烟道着火 1138.10 锅炉汽包水位异常 1138.11 引起炉膛爆炸的原因 1148.12 汽轮机紧急故障停机 1158.13 主、再热蒸汽参数异常 1168.14 汽轮机水冲击 1188.15 汽轮机叶片断落 1198.16 主机轴向位移异常 1208.17 汽轮机轴承温度高 1208.18 机组甩负荷 1218.19 机组振动大 1228.20 汽轮机胀差增大 1228.21 高压缸排汽温度高的检查与处理 1238.22 主机润滑油系统故障 1238.23 EHG油系统故障 1248.24 周波不正常 1258.25 发电机、变压器异常及事故处理 1259 附录 139附录一：锅炉性能数据汇总表 139锅炉性能数据表（设计煤种） 139附录二：锅炉送、引、一次风机性能曲线 146附录三：锅炉烟气挡板调节曲线 146附录四：汽轮机启停机曲线 146附录五：蒸汽压力—饱和温度对照表 错误！未定义书签。PAGE3PAGE148机组设备概况锅炉设备概况内蒙古电厂三期工程2×600MW汽轮发电机组，锅炉为东方锅炉（集团）股份责任公司根据引进三井·巴布科克燃烧工程技术设计制造的亚临界压力、自然循环、前后墙对冲燃烧、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、尾部双烟道、紧身封闭、全钢构架的∏型汽包炉；型号为DG2070/17.5-∏4。锅炉设计压力19.1MPa，最大连续蒸发量为2070t/h，额定蒸发量为1876.1t/h，额定蒸汽温度为541℃，设计燃料为准格尔烟煤，低位发热量17981kJ/kg。点火用油为-10轻柴油，发热量41800kJ/kg。炉膛燃烧方式为正压直吹前后墙对冲燃烧，共配有30只由三井·巴布科克设计、东方锅炉（集团）股份有限公司制造的LNASB低NOx轴向旋流式煤粉燃烧器，分三层分别布置在锅炉前后墙水冷壁上，每层各有5只LNASB燃烧器，燃烧器一次风喷口中心线层间距离为4400mm，同层燃烧器间的水平距离为3680mm，上一次风喷口中心线距屏底距离为19947mm，下一次风喷口中心线距冷灰斗拐点距离为3250mm；最外侧燃烧器与侧墙距离为2990mm，能够避免侧墙结渣及发生高温腐蚀。燃烧器的配风采用典型的MB形式，即一次风、二次风、三次风。分别通过一次风管，燃烧器内同心的二次风、三次风环形通道在燃烧的不同阶段分别送入炉膛，其中二次风为轴向可调式，旋流强度可调；三次风旋流强度不可调。燃烧器上部布置有燃尽风调风器，10只燃尽风风口分别布置在前后墙上，每面墙各五个，布置成一排。能有效地降低NOX生成。炉膛断面尺寸为20.7m×16.744m，炉膛容积为18532m3。炉膛高热负荷区域采用内螺纹管膜式水冷壁，水循环方式为自然水循环。炉膛上部布置有前、后屏式过热器、高温过热器；折烟角后部水平烟道布置有高温再热器；后竖井双烟道分别布置水平低温过热器、低温再热器和省煤器。烟道下部布置有两台豪顿华公司生产的型号为32VNT1830三分仓容克式受热面回转空气预热器。制粉系统配置6台HP1103型磨煤机，锅炉燃用设计煤种满负荷时，五台运行一台备用，燃料消耗量为291.2t/h，锅炉采用二级高能点火系统，整台炉布置25支油枪，油枪采用机械雾化喷嘴，点火枪和油枪均为可伸缩式，油枪的最大出力为25%BMCR的锅炉输入热量。锅炉炉膛风烟系统为平衡通风方式。选用两台豪顿华公司生产型号为ANN-2660/1400N的动叶可调轴流式送风机；两台成都电力机械厂生产的AN型入口静叶可调轴流式引风机。燃烧器风箱为大风箱供风。两台豪顿华公司生产型号为ANT-1938/1250N的双动叶调节轴流式一次风机。炉膛设计承压能力5.8KPa。锅炉炉底采用刮板式捞渣机，连续出渣冷灰斗的储灰容积能满足储存锅炉在100%BMCR负荷时4小时的排渣量。过热蒸汽汽温主要靠一、二级喷水减温器调整，共布置有两级四点。再热蒸汽汽温主要依靠设置在尾部分烟道底部的调节挡板装置，来调节再热器出口温度；并在冷段再热器入口导管上装设了两只事故喷水减温器。锅炉自动控制部分设计装配有炉膛安全监控系统（FSSS），整个锅炉系统的控制调节均在由西屋公司生产的DCS系统内实现。锅炉炉膛火焰电视监视装置，锅筒水位电视监视装置及吹灰程控装置等，自动化控制检测水平较高。锅炉正常运行燃用设计煤种、负荷为100％BMCR时，热效率大于93.43％（按低位发热量计算）。不投油最低稳燃负荷不大于30%BMCR。锅炉在单台空气预热器工作情况下，能维持60％BMCR负荷连续运行。机组定压、滑压运行工况，在50－100％BMCR范围内，过热蒸汽及再热蒸汽维持额定汽温。汽轮机设备概述内蒙古电厂二期工程2×600MW汽轮机为东方汽轮机厂生产，型号为NZK600-16.7/538/538型，型式为亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式。设计额定功率为600MW，最大连续出力（T-MCR）635.6MW。汽轮机总级数为38级，高压转子有9级，其中第一级为调速级，中压转子有5级，低压转子有2×2×6级。汽轮机采用高中压缸合缸结构，两个低压缸均为为双流反向布置。本体设有内部法兰螺栓加热系统。汽轮发电机组轴系中除#1、2轴承采用可倾瓦式轴承外，其余均采用椭圆形轴承。#1--8支持轴承上瓦的X、Y向装有轴振测量装置，下瓦装有测温装置。#9轴承上瓦的X、Y向装有瓦振测量装置，推力轴承位于高中压缸和低压A缸之间的#2轴承座上，采用倾斜平面式双推力盘结构。高中压缸的膨胀死点位于#2轴承座，低压A缸、低压B缸的膨胀死点分别位于各自的中心附近。死点处的横向键限制汽缸的轴向位移。同时，在前轴承箱及两个低压缸的纵向中心线前后设有纵向键，引导汽缸沿轴向自由膨胀而限制其横向跑偏。新蒸汽由炉侧经Ф489×55mm的主蒸汽管进入机前两根Ф343×36mm的蒸汽管，然后进入两个高压主汽门和四个高压调速汽门，进入高压缸。做完功的蒸汽通过高压缸后经两根Ф863.6×18mm排汽管后汇流到一根Ф1066.8×22.2mm的蒸汽管导向锅炉再热器，再热热段蒸汽经Ф953×42mm的蒸汽管进入中压缸前两根Ф705×32mm蒸汽管，然后通过两个中联门进入中压缸，中压缸做功后的蒸汽沿导汽管直接进入两个低压缸做功。汽轮机共有七段非调整抽汽，分别供给三台高压加热器、一台除氧器、三台低压加热器（#7低加为内置式）。汽轮机给水系统设计有2台50%容量的汽动变速给水泵和一台30%容量的电动变速给水泵作为启动和备用。小机设计有高低压两路汽源，自动外切换，并可采用辅汽冲转。小机排汽至小机凝汽器。汽轮机盘车装设在低压缸后部#6、#7轴承盖上，保证转子转动速度1.5rpm，以便汽轮机启动和停机时均匀加热和冷却汽轮机转子。主机控制油系统采用高压抗燃油，与润滑油系统完全分开，提高了调速系统动作的快速性、可靠性、灵活性。机组设计为中压缸启动方式，也可用高压缸启动方式。旁路系统采用二级串联电动旁路，容量为40%BMCR。

电气系统概况电气主接线我厂三期工程与电网是通过500kV线路相连接的，500kV系统三期共有两回出线，即：500kV/220kV#2联变、托源四线，托源四线终点是河北霸州变电站，中间在浑源设有一开关站；500kV/220kV#2联变220kV侧至厂内220kV变电站，此变电站主要做为机组启动及备用电源。正常情况下，500kV系统合环运行，接线方式为3/2接线，一期二期三期共安装六个完整串，每条出线线路装设三个单相电抗器和一个中性点小电抗器；共十八个断路器，两条母线。厂用电系统高压厂用电采用6kV一级电压，每台机组设1台高厂变，两台机组设1台高备变；每台机组设2段6kV工作母线。两台机组设2段6kV公用母线。厂用电系统主要有6kV、380/220V和直流220V、直流110V等系统，机组正常运行厂用电源由高厂变供电，在机组启、停及事故情况下时由220kV系统经高备变供厂用电源。两台机组的厂用电相对独立，正常运行方式应减少两台机组厂用电系统的联系。三期公用负荷如输煤、厂外输灰等电源由6kV公用带。其中，汽机变、锅炉变、公用变、保安变为中性点经电阻接地系统（三相三线制），其他变压器均为中性点直接接地系统（三相四线制）。厂用直流系统有110V、220V两个电压等级，220V系统三期共有两段母线、110V系统每台机各两段母线，每段母线上分别连接蓄电池组，220V系统为2×104瓶蓄电池、110V系统为2×2×(2×53)瓶蓄电池。厂用直流110V、220V两个系统的母线分别有各自独立的浮充电装置和备用浮充电装置。为了监督直流系统的电压及绝缘水平，每段直流母线上均连接有电压监察装置和绝缘监察装置。为保证直流母线的供电可靠性，防止因自身的蓄电池异常运行状况而影响供电，设有备用供电网络，通过切换，蓄电池能互相备用。直流系统配用的蓄电池为UXL330-2(两组并联)型和UXL1660-2型固定型防酸密闭式铅酸蓄电池。三期事故保安电源取自燕山营变电所10kV母线经变压器变为380V供保安PC段，作为厂用380V系统的紧急备用电源，即在机组厂用交流电源全部消失后保证机组安全停机。发电机概述发电机为三相隐极式同步交流发电机，型号为QFSN-600－2－22B。采用静止可控硅，机端自励的励磁方式。结构为全封闭、自通风、强制润滑、水/氢/氢冷却、圆筒型转子。定子绕组为直接水冷，定、转子铁芯及转子绕组为氢气冷却。密封油系统采用单流环式密封瓦，定子绕组的冷却水由内冷水泵强制循环，进出水汇流管分别装在机座内的励端和汽端，并通过定子冷却水冷却器进行冷却。氢气则利用装在转子两端护环外侧的单级浆式风扇进行强制循环，“气隙取气、一斗两路、径向斜流、五进六出”，并通过两组（四台）氢冷器进行冷却。发电机定子铁芯采用高导磁和低磁损耗的扇形绝缘硅钢片制造，采用合适的弹簧棒支撑，有效的隔离来自铁芯径向的振动。定子线圈的绝缘采用云母F级的材料。发电机端盖内装有单流环式油密封，以防止氢气从定子机壳内逸出。发电机励磁系统励磁系统采用ABB自并励静止可控硅整流系统，励磁电源直接取自发电机出口，设有励磁变，启励电源取自本机交流经整流后供给转子。励磁变出来的交流电经可控硅整流、经自动电压调节器控制后转变为直流，通过电刷和滑环接触装置而引入到转子上并通过导电杆直接供发电机的转子绕组，导电杆装于转轴中心孔中。发电机励磁系统及控制系统包括：励磁变压器、三相全控桥式整流装置、发电机转子、灭磁及转子过压保护装置、启励装置、微机励磁调节器及独立的手动控制装置组成。自动电压调节器的调压范围，当发电机空载时能在70％～110％额定电压范围内稳定平滑调节，手动调节范围为不大于10％空载励磁电流到110％额定励磁电流值。发电机励磁系统负载顶值电压倍数为：2倍，励磁时间：20秒。励磁系统主要装置1、启励装置在转子转速达到允许投励磁转速后，允许投入启励装置开始励磁。如启励时定子电压较低在升压初始时期，由启励电源供给转子直流电。在定子出线电压达到空载额定电压的10%时，自动切除启励装置，此后，转子可以通过机端的输出直接获得所需的励磁电源。2、灭磁装置采用逆变灭磁和直流侧励磁开关灭磁两种方式，灭磁装置在发电机正常或故障的情况下都能够可靠动作灭磁。灭磁电路由励磁断路器-Q02，灭磁电阻器-R02和CROWBAR(消弧电路)可控硅-F02，加上相关的触发电子线路组成。收到跳闸命令，可控硅换流器逆变运行、Q02切断、触发可控硅消弧电路并上灭磁电阻器，同时进行灭磁。3、励磁调节系统发电机的励磁调节器控制，可以选择集控室远方控制，也可以选择励磁调节器就地控制。励磁调节器是双通道全冗余系统，每个通道功能齐全，配置有“自动”、“手动”、“紧急备用”调节模块。正常时，一个通道进行调节控制，另一个通道自动跟踪，当工作通道出现故障，备用通道能无扰动的自动切换。每一个通道中包含有MUB测量模块，COB控制模块，EGC紧急备用通道模块。通道产生的调节信号通过CIN可控硅界面卡和GDI可控硅最终放大卡驱动可控硅桥动作，产生所需要的励磁电流。调节器的主要功能如下a)自动电压调节功能b)励磁电流调节功能(FCR方式)c)具有时间可调的软启动功能d)运行通道和备用通道之间的自动跟踪功能e)自动和手动的双向自动跟踪功能f)恒无功或恒功率因数的控制功能（不采用）g)PSS电力系统稳定器功能h)可调的有功、无功补偿功能励磁系统限制及保护功能a)励磁电流限制：带瞬时和反时限延时动作特性；b)低励限制：基于P/Q图，瞬时反应；c)定子电流限制：过励时为反时限延时动作，欠励时为瞬时动作；d)磁通饱和限制(V/HZ限制)；e)保护/监控：定、转子过电流保护、V/HZ保护、失磁保护监控、PT-故障监控、可控硅快熔监控、单个可控硅通道监控、励磁变压器温度、起励时间监测等。变压器概述我厂三期工程共装有下列变压器#5、#6主变为3×250000kVA单相变压器。#5、#6高压厂用工作变为63000kVA三绕组分裂式变压器。#4高压厂用备用变63000kVA三绕组分裂式变压器。其中高备变为有载调压变压器。#5、#6励磁变为3×2000kVA单相树脂浇注干式变压器。低压干式变压器2500kVA的有：6台电除尘变。低压干式变压器2000kVA的有：4台汽轮机变、2台公用变。低压干式变压器1600kVA的有：4台锅炉变、2台保安变。低压干式变压器1000kVA的有：2台除灰变。低压干式变压器800kVA的有：2台照明变。低压干式变压器630kVA的有：2台检修变以上变压器除主变压器、高压厂变、高压厂用备用变屋外布置外，其余均布置在配电室内。输煤低压干式变压器 1000kVA 阻抗电压6%b.卸煤低压干式变压器 1250kVA 阻抗电压6%c.除灰低压干式变压器 800kVA 阻抗电压6%d.网控低压干式变压器 800kVA 阻抗电压6%e.空冷低压干式变压器 1800kVA 阻抗电压8%f.#4转运站干式变压器 630kVA 阻抗电压4%g.#6转运站干式变压器 800kVA 阻抗电压4%h.#7转运站干式变压器 1000kVA 阻抗电压4%

机组设备规范锅炉设备规范和燃料特性锅炉设备规范名称单位设计煤种校核煤种BMCRTHA滑压高加切除BMCR75%THA50%THA30%BMCR主汽流量t/h20701876136390662116532070主汽压力MPa17.617.4314.399.67.6217.2717.6主汽温度℃541541541541541541541给水温度℃283.5277.1258.1235.9216.6189.6283.5再热汽流量t/h17681612119380856116391768再热汽入口压力MPa4.163.812.831.931.353.974.16再热汽出口压力MPa3.983.652.711.851.293.813.98再热汽进口温度℃333324.1315.3322.7324.5333.5333再热汽出口温度℃541541541541496541541减温水温度℃190.3186.3173.7158.7145.9189.6190.3一级减温水流量t/h61.658.030.222.01.1220.379.2二级减温水流量t/h19.819.819.825.66.119.819.8再热器喷水量t/h0000000总燃煤量t/h315.5291.2221.2154.6105.4297.7353.2出口烟气量t/h2660.32461.21892.51540.71149.22515.42714.5总风量t/h2341.62147.51658.11366.31077.32233.42344.8炉膛出口烟温℃982954860743633959980排烟温度℃119.3116.6109.9105.696.4113.7123.2投运磨煤机台数台5543255过量空气系数1.181.181.181.371.461.181.18热效率（低热值）%94.2494.3694.6194.2194.4794.5392.96燃料特性燃煤特性项目符号单位设计煤种校核煤种Ⅰ校核煤种Ⅱ工业分析收到基全水份Mar％13.2511.7314.30空气干燥基水份Mad％3.845.508.94干燥无灰基挥发份Vdaf％383034.15收到基灰份Aar％26305.35收到基低位发热量Qnet.arKJ/Kg179811630824600元素分析碳Car％47.6243.8465.64氢Har％3.013.003.59氧Oar％8.7710.0810.21氮Nar％0.880.880.79硫St,ar％0.470.470.12可磨系数HGI/575762燃油特性项目单位锅炉点火及低负荷助燃用油－10号轻柴油密度（20℃）Kg/m3832.4运动粘度（20℃）m2/s3.0～8.0×10－6闪点℃﹥65凝点℃不高于－10炭（残留）％0.3硫％＜0.5灰份％＜0.01水份痕迹低位发热量KJ/Kg～41800灰渣特性序号项目符号单位参数设计煤种校核煤种1校核煤种21变形温度DT℃＞1250＞125011002软化温度ST℃＞1400＞140011703熔化温度FT℃11804二氧化硅SiO2%40.7540.7535.815三氧化二铁Fe2O3%4.732.695.596三氧化二铝Al2O3%47.2648.2015.247氧化钙CaO%0.891.3726.598氧化镁MgO%0.200.325.959三氧化硫SO3%1.061.845.5410氧化钠Na2O%0.330.330.4711氧化钾K2O%0.390.390.3812二氧化钛TiO2%1.841.561.1713其他%2.552.553.26燃烧设备项目单位设计数据炉膛容积m318532宽度m20.7深度m16.744炉顶标高m82.1容积热负荷kw/m384.5截面热负荷Mw/m24.519煤燃烧器型号LNASB二次风风温℃327二次风速m/s19.2一次风率％21.7一次风速m/s19.2一次风粉温度℃70油燃烧器油枪喷嘴型式简单机械雾化式额定出力t/h1.310油枪入口油压MPa2.7油枪数目只三层25只总热功率设计25%MCR压缩空气压力MPa0.4～0.6吹扫蒸汽温度℃200-250吹扫蒸汽压力MPa0.785-1.27高能点火器型号XDH—Ⅱ生产厂家徐州能源控制公司数量只25火花频率次/秒10～15输入电压v～220输出电压kv2.5锅炉汽水品质项目单位参数项目单位参数给水PH值（25℃）8.8-9.3炉水PH值(25℃)9～10电导率us/cm≤0.3总含盐量mg/l≤20二氧化硅ug/l≤20二氧化硅mg/l≤0.25固形物总量ug/l氯离子mg/l≤1.0硬度umol/l～0磷酸根mg/l0.5～3溶氧ug/l≤7蒸汽二氧化硅ug/kg≤20铁Ug/l≤20钠ug/kg≤10铜Ug/l≤5铁ug/kg≤20油Mg/l≤0.3铜ug/kg≤5联氨Ug/l≤10-50导电率us/cm≤0.3炉受热面有关技术规范名称项目单位设计数据汽包筒身长度mm24733全长mm26983内径mm1800壁厚mm145材质DIWA353分离器数量只218分离器出力吨9.5正常水位线汽包中心线上51mm水容积吨66下降水管管径mmФ609.6×60材质SA-106C省煤器管径mmФ51×6节距mm115(前烟道)147(后烟道)材质SA-210C省煤器吊挂管管径Ф51×10材质SA-210C水冷壁型式膜式水循环回路个28数量根812根外径×壁厚mmФ66.7×8节距mm92(横向)材质SA-210C后包墙管顶部及前后管径mmФ44.5×4.5材质SA-210C两侧包墙管管径mmФ63.5×8节距mm115(横向)材质SA-210C顶棚管管径mmФ63.5×6.5节距mm115(横向)材质15CrMoG一级过热器管径mmФ57×7节距mm115材质SA-210C15CrMoG12CrLMoVG屏式过热器管径mmФ38×6材质SA213T9112Cr1MoVG节距mm1265(横向)二级过热器管径mmФ44.5×7材质SA-213T91节距mm690(入口管组)575(出口管组)末级过热器出口管管径mmФ450×47材质SA335P91再热器（水平段）管径mmФ65.5×5/6数量根890材质SA-210C15CrMoG节距mm115再热器（垂直段）管径mmФ57×4.5材质12Cr1MoVG节距mm230高温再热器管管径mmФ57×4.5/5.5材质12Cr1MoVGSA-213T91SA-213TP304H

汽轮机主机设备规范汽轮机本体主要技术规范序号名称有关参数1机组型号NZK600-16.7/538/538型2机组型式亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式3功率额定：600MW；TMCR：635.6MW；VWO：650.8MW4转速3000rpm5转向逆时针（从汽轮机端向发电机端看）6通流级数（共38级）高压缸：1个单列调速级＋8个压力级中压缸：5个压力级低压缸：4×6个压力级（两个双流低压缸）7末级叶片高度661mm8配汽方式复合调节（部分进汽+全周进汽）9给水回热级数3级高加＋1级除氧器＋3级低加10给水温度275.9℃11额定功率主蒸汽流量1876110Kg/h12额定功率再热蒸汽流量1612304Kg/h13额定排汽平均背压13.8Kpa14额定工况下保证热耗值8164KJ/KWh15允许长期连续运行周波变化范围48.5～50.5Hz16盘车转速1.5rpm17汽轮机总长26.03m18汽轮机中心线距运行层标高760mm主要设计参数序号名称额定工况VWO工况1主蒸汽（高压主汽门前）压力（MPa）16.6716.67温度（℃）538538流量（t/h）1876.120702冷段蒸汽（高压缸排汽）压力（MPa）3.864.22温度（℃）325.4334.53再热蒸汽（中压缸进汽）压力（MPa）3.473.80温度（℃）538538流量（t/h）1612.31768.24中压缸排汽压力（MPa）1.101.20温度（℃）368.5367.7流量（t/h）1375.91501.25低压缸排汽压力（KPa）13.813.8流量（t/h）1170.21267.8各级抽汽参数抽汽级数抽汽点抽汽压力(MPa)抽汽温度(℃)抽汽量(t/h)额定最大额定最大额定最大1第6级6.186.80389.8400.9133.8154.82第9级3.864.22325.4334.5115.6131.23第11级2.252.46472.3471.981.492.04第14级1.111.21368.5367.7165.8(62.9)186.9(71.4)5第16级0.4120.449246.6245.851.858.16第17级0.2250.245181.0180.151.657.77第18级0.1120.121113.8113.0103.1118.5注：4抽抽汽量栏中，前一项为四抽抽汽量，后一项为小机耗汽量。旁路系统设计参数名称入口设计压力入口温度出口压力出口温度最大流量减温水工作压力减温水温度减温水最大流量单位(MPag)(℃)(MPag)(℃)(t/h)(MPag)(℃)(t/h)高旁16.75384.22334.582818.9189126.7低旁3.8025380.8180955.733.2449.3370汽轮发电机组转子临界转速(单位：r/min)轴段名称设计一阶临界转速设计二阶临界转速#5机实测临界转速#6机实测临界转速轴系单轴轴系轴系高中压转子16961650>4000>4000一瓦1660二瓦1680一瓦1590二瓦1620低压转子A17481778>4000>4000三瓦1858四瓦1950三瓦1120四瓦1960低压转子B17691704>4000>4000五瓦2050六瓦1000五瓦1780六瓦1100发电机转子98293126702695七瓦850八瓦1010七瓦1100八瓦1050

电气设备规范发电机规范项目单位设计数据机组号#5、6发电机型式三相交流隐极式同步发电机型号QFSN-600-2-22B冷却方式水氢氢最大连续容量MVA728最大连续功率MW655.2额定容量MVA667额定有功功率MW600额定无功功率MVar290额定功率因数0.9（滞后）额定定子电压kV22额定定子电流A17495空载励磁电压V151空载励磁电流A1798.4额定励磁电压V400.1额定励磁电流A4387.34额定效率（计算值）%98.95额定频率Hz50额定转速r/min3000极数2相数相3定子绕组连接方式Y-Y定子绕组出线端子数6绝缘等级（定子、转子绕组、定子铁芯）F级(温度按B级考核)定子槽数42转子槽数32定子每相串联匝数7定子绕组每相直流电阻(15℃)Ω0.0015转子绕组直流电阻(15℃)Ω0.0067715定子绕组线负荷A/cm1782.75短路比0.6034发电机负序承载能力%I2/IN：8s(I2/IN)2·t：10S定子绕组每相对地电容CphμF0.2转子绕组电感LFH0.5209发电机临界转速（一阶/二阶）r/min982/2671横轴同步电抗Xd（非饱和值/饱和值）%189.29/189.29横轴瞬变电抗Xd′（非饱和值/饱和值）%27.51/24.21横轴超瞬变电抗Xd″（非饱和值/饱和值）%19.85/18.26纵轴同步电抗Xq（非饱和值/饱和值）%189.29/189.29纵轴瞬变电抗Xq′（非饱和值/饱和值）%27.51/24.21纵轴超瞬变电抗Xq″（非饱和值/饱和值）%19.85/18.26零序电抗X0（非饱和值/饱和值）%9.27/8.81负序电抗X2（非饱和值/饱和值）%22.23/20.45灭磁时间常数s3.357转子机械惯性时间常数s1.562定子开路转子绕组时间常数Td0s8.446定子三相短路瞬变分量时间常数Td3′s1.0805定子二相短路瞬变分量时间常数Td2′s1.7987定子一相短路瞬变分量时间常数Td1′s2.0669定子三相、二相、一相短路电流超瞬变时间常数Td″s0.135定子三相、二相短路电流非周期时间常数Ta3s0.25415定子单相短路非周期分量时间常数Ta1s0.20597发电机噪声水平(距机座1m，高度为1.2m)dB(A)≤85额定氢压Mpa0.414冷氢温度（入口）℃35-46氢气露点℃-14～-2.5氢气纯度%≥95漏氢m3/d12定子绕组进口水温℃40-50定子绕组含出线充水容积m30.5发电机充氢容积m3117定子绕组及出线水温度℃≤85(埋置检温计)定子铁芯温度℃≤120(埋置检温计)转子线圈温度℃≤115（用电阻）定子端部结构件温度℃≤120(埋置检温计)定子绕组层间温度℃≤120(埋置检温计)定子绕组层间温度差(最高值-平均值)℃≤12集电环温度℃≤120(温度计)氢气冷却容量当一台冷却器停用时发电机至少可以在80%额定工况下运行而无过热发电机总重量T465转子重量T67.5制造厂家东方电机股份有限公司励磁系统及其它规范励磁变规范项目数据项目数据型号DCB9-2000/22/调压方式无励磁调压额定容量3×2000KVA额定电流158/2597A×额定电压22000/±2×2.5%/770V接线方式Yd11相数单相频率50Hz冷却方式AN阻抗电压7.67%绝缘等级F生产厂家顺德特种变压器厂绝缘水平LI125AC50/LIOAC5温升限值95K空载电流0.184%励磁调节器规范项目数据项目数据额定励磁电压385V最大环境温度40℃额定连续励磁电流4901A可控硅总只数6×6最高励磁电压1060V可控硅型号ABB-HUEL412322最高励磁电流11400A（10秒）变换器有效直流电流9100A励磁系统的额定电压520V相应时间20mS制造：瑞士ABB灭磁开关（单极直流断路器）规范项目数据项目数据型号HPB60M-81S额定电流6000A起弧电压1900V最大断流容量90000A制造：瑞士ABB项目数据项目数据型号DC-60/22额定容量60KVA频率50Hz冷却方式自然风冷绝缘等级F一次额定电流2.73A短路电抗5.9二次额定电流260.9A二次额定电压230V制造厂江苏昆山特种变压器厂发电机中性点接地变压器及电阻柜：发电机出口电压互感器项目数据项目数据型号JDZx3-20绝缘等级E变比22/√3／0.1/√3／0.1/√3/0.1/3KV容量20：50：50VA制造厂沈阳互感器厂2.3.3主变压器技术规范项目数据项目数据型号DFP-250000/500调压方式无载调压KKS码5OBAT03(6OBAT03)冷却方式ODAN额定容量250000KVA额定电流787.3A/11363.6A额定电压550//22kV接线方式YNd11相数单相频率50HZ总油量36.2T负载损耗388.2KW空载电流0.092%空载损耗103.2kW短路阻抗13.1%制造日期2003.7绝缘水平SI1175LI1550AC680-LI400AC200/LI200AC85变压器油牌号DB-45生产厂家保定天威保变电气股分有限公司主变采用4组250KW风冷却器，其中1组备用。套管式电流互感器技术性能数据互感器型号电流比A/A准确级负荷VA接线端子标志HVLR-5001000/50.5151E1-1E2LR-5001250/10.2S251S1-1S2LRB-5001250/15P30302S1-2S2LRB-5001250/15P30303S1-3S2LRB-5001250/15P30304S1-4S2中性点LRB-1101250/15P30305S1-5S2LRB-1101250/15P30306S1-6S2主变高压侧分接头分接%电压V电流A分接联接分接位置额定550000/787．3A1-A31-2.5537500/805．6A3-A42-5.0525000/824．8A4-A532.3.4高压厂用变压器技术规范项目数据项目数据型号SFZ-63000/31500－31500调压方式有载调压KKS码3OBBT01(4OBBT01)中性点电阻12.12Ω，6.3/√3,300A,10S额定容量63/31.5－31.5MVA额定电流1653.3A/2886.8A-2886.8A额定电压22±8×1.25%/6.3-6.3kV接线方式D,yn1-yn1相数3相频率50HZ上层油温升限值52℃线圈温升限值62℃变压器油牌号＃45最高环境温度42.4℃空载电流0.052%空载损耗23.8kW绝缘水平LI125AC60/LI75AC35/LI75AC35－LI75AC35冷却方式ONAN制造日期2003.9总油量25.6T生产厂家西门子变压器有限公司运行方式负载损耗63000kVA时阻抗电压%容量kVA损耗kW高压-低压I、II63000237.48.59高压-低压I3150083.321.35高压-低压II31500110.821.77低Ⅰ－低Ⅱ31500150.851.99有载分接开关型号3*MⅠ1200-72.5/B–10193W每级转换手柄操作转数33额定电流1200AUm72.5kV#3、#4高厂变分接头参数低压I低压II容量KVA电压V电流A容量kVA电压V电流A3150063002886.83150063002886.8高压分接位置电压V电流A分接位置极性转换位置+10242001503.012+1+8.75239251520.3112+7.5236501538.0103+6.25233751556.194+5231001574.685+3.75228251593.676+2.5225501613.067+1.25222751632.958额定220001653.343129a9b9c-1.25217251674.211-10-2.5214501695.71011-3.75211701717.7912-5209001740.3813-6.25206251763.5714-7.5203501787.4615-8.75200751811.9516-10198001837.0417套管式电流互感器技术性能数据互感器型号电流比A/A准确级负荷VA接线端子标志HVLR-222500/50.530S1-S2LR-222000/2AIR15S1-S2LRB-222500/510P2050S1-S2LRB-225000/1TPY10S1-S201，02LRB-6.5200/510P1050S1-S22.3.5#4高备变技术规范项目数据项目数据型号SFZ-63000/220调压方式有载调压KKS码OOBCT05中性点电阻12.12Ω，6.3/√3,300A,10S额定容量63/37-37/21MVA额定电流165.0A/3390.8A-3390.8A额定电压220±8×1.25%/6.3-6.3kV接线方式YN,yn0-yn0+d11相数3相频率50HZ变压器油牌号＃45最高环境温度42.4℃空载电流0.068%空载损耗35.3kW绝缘水平LI950AC395-LI400AC200/LI75AC35－LI75AC35/LI75AC35－LI75AC35/LI60AC28冷却方式ONAN制造日期2005.1总油量39.2T生产厂家西门子变压器有限公司运行方式负载损耗额定时阻抗电压%容量kVA损耗kW高压-低压I、II63000268.810.48高压-低压I37000144.823.7高压-低压II37000157.523.93低Ⅰ－低Ⅱ37000243.754.15有载分接开关型号MⅢ350y-123/C-10193W每级转换手柄操作转数33额定电流350AUm123kV#4高备变分接头参数低压I低压II容量KVA电压V电流A容量kVA电压V电流A3700063003390.83700063003390.8平衡绕组容量KVA电压V电流A2100063001939.4高压分接位置电压V电流A分接位置极性转换位置+10242000150.312+1+8.75239250152.1112+7.5236500153.8103+6.25233750155.694+5231000157.585+3.75228250159.476+2.5225500161.467+1.25222750163.458额定220000165.443129a9b9c-1.25217250167.511-10-2.5214500169.71011-3.75211700171.9912-5209000174.1813-6.25206250176.5714-7.5203500178.9615-8.75200750181.3516-10198000183.7417套管式电流互感器技术性能数据互感器型号电流比A/A准确级负荷VA接线端子标志HVLRB-2201250/55P40S1-S22500/55P40S1-S3LRB-2201250/55P40S1-S22500/55P40S1-S3LRB-220200/55P40S1-S2LRB-220200/55P40S1-S2LR-220200/2ATR15S1-S2HV.0LRB-110300/510P40S1-S2HV.0LRB-110300/510P40S1-S201，02LRB-6.5300/510P40S1-S2

机组启动HYPERLINK\l"机组设备概述"HYPERLINK\l"封面"启动规定及条件启动规定机组大修后启动，应由总工程师主持，发电部、设备部部长、部门主管等有关人员参加。机组小修后启动，应由总工程师或发电部部长主持，发电部、设备部部长、部门主管等有关人员参加。机组正常启动由值长统一指挥并主持集控人员按规程启动，发电部主管负责现场技术监督和技术指导。机组大小修后启动前应检查有关设备、系统变动、竣工报告以及油质合格报告齐全。确认机组检修工作全部结束，工作票全部收回，现场卫生符合标准，有关检修临时工作平台拆除，冷态验收合格。机组大小修后由设备部负责统一协调安排、发电部配合做各阀门传动试验。联系热工人员做好有关设备、系统联锁及保护试验工作，并做记录。准备好开机前各类记录表单及振动表、听针等工器具。所有液位计明亮清洁，各有关压力表、流量表及保护仪表信号一次门全部开启。联系热工人员将主控所有热工仪表、信号、保护装置送电。检查各转动设备轴承油位正常，油质合格。所有电动门，调整门，调节档板送电，显示状态与实际相符合。确认各电气设备绝缘合格、外壳接地线完好后送电。检查确认锅炉各部件能自由膨胀，膨胀指示器应完整，并记录原始值。厂区消防系统投入正常，锅炉燃油及制粉系统消防设施齐全可靠。机组禁止启动条件影响机组启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和收回，设备现场不符合《电业安全工作规程》的有关规定。机组主要联锁保护功能试验不合格，保护动作值不符合规定。机组任一安全保护装置失灵。机组主要调节装置失灵。基地式调节装置失灵，影响机组启动。机组主要检测仪表监视功能失去，影响机组启动；或机组主要监测参数超过极限值。锅炉汽包水位计两侧均故障不能投运。机组仪表及保护电源失去。厂用仪表压缩空气系统工作不正常。汽水品质不符合要求。DEH、FSSS、CCS控制装置工作不正常，影响机组启动或正常运行。汽轮机高中压主汽门及调门、抽汽逆止门、高排逆止门之一卡涩不能关闭严密，VV阀或BDV阀动作不正常。交流润滑油泵（TOP）、启动油泵（MSP）、直流润滑油泵（EOP）、EHG油泵任一故障。主机转子偏心度大于原始值的110％。盘车时汽轮发电机组转动部分有明显摩擦声。汽轮机润滑油油箱油位低于极限值或油质不合格。EHG油箱油位低或油质不合格。汽轮机高、中压缸上下缸温差超过35℃，高中压外缸上下缸温差超过50℃。主机危急保安器动作不正常。发电机定子冷却水系统有故障或水质不合格。发电机氢冷系统故障或氢气纯度、湿度不合格。密封油系统故障。发现有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。机组启动方式选择锅炉、汽轮机均处于冷态时，机组按照冷态启动方式启动。锅炉、汽轮机均处于热态时，机组按照热态启动方式启动。锅炉处于冷态而汽轮机处于热态时，机组用冷态启动方式选择升压率、升温率。机组的冲转时间、初负荷暖机时间按照热态启动方式选择。机组启动前试验试验总则机组大小修后，必须先进行主辅设备的保护、联锁试验，试验合格后才允许设备试转和投入运行。进行各项试验时，要根据试验措施要求，严格按规定执行。设备系统检修、保护和联锁的元器件及回路检修时，必须进行相应的试验且合格，其它保护联锁只进行投停检查。有近控、远控的电动门、气动门、伺服机构，远控、近控都要试验，并记录开、关时间。对已投入运行的系统及承受压力的电动门、调节门不可试验。设备试验方法分静态、动态两种：静态试验时，6KV以上辅机仅送试验电源，400V低压电源均送上动力电源；动态试验时，操作、动力电源均送上。动态试验必需在静态试验合格后方可进行。机组、设备联锁保护试验前，热工人员需强制满足有关条件。进行设备联锁试验前，应先进行就地及集控室手动启停试验并确认合格。试验后应恢复强制条件，并可靠投入相应的保护联锁，不得随意改动，否则应经过规定的审批手续。各联锁、保护试验动作及声光报警应正常，各灯光指示、画面状态显示正确。机组正常运行中的定期试验，应选择机组运行稳定时进行，并严格按操作票执行。运行中设备的试验，应做好局部隔离措施，不得影响运行设备的安全。对于试验中可能造成的后果，应做好事故预想。试验结束，做好系统及设备的恢复工作，校核保护值正确，分析试验结果，做好详细记录。试验结束后，各设备应停动力电源。不停电应做好防误启措施，需启动的设备开关应切至“远方”位置。设备试验由值长或单元长协调，检修人员参与，运行人员操作，有关人员在场。机组启动前试验项目电动门、气动门传动试验。转动设备静态试验。各转动设备的低水压、低油压试验。热工保护试验。炉、机、电大联锁联动试验。配合继电保护班做机组的保护传动试验。配合继电保护班做励磁回路的保护联锁试验。核对励磁系统的一次回路极性正确（新投运或大修后）。试验报警光字牌。机组启动前检查及系统投运检修后的检查验收机组大、小修后，有关设备系统的更改应有设备变更报告。运行人员应在各系统、设备试运转时参加验收工作，在验收时应对设备进行详细的检查，完成验收工作后，方可办理工作票终结手续，并作好记录。在验收中发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行时，应及时向有关部门提出。设备缺陷在投运之前必须消除，并将缺陷情况输入缺陷管理微机备案。为检修工作而采取的临时设施应拆除，原设施已恢复。现场整洁，各通道畅通无阻，栏杆完整，照明良好，保温齐全，各支吊架完整牢固。机组本体部分、各辅助系统、设备完整，设备内部无杂物。管道阀门连接良好，阀门开、关灵活，手轮完整，标示牌齐全，并有符合《电力工业技术管理法规》所规定的漆色及流向标志。当机组大修后或受热面泄漏较大面积更换完毕后，需安排锅炉水压试验。集控室控制盘、就地控制盘、柜等齐全完整，各指示灯指示正确，可以投用；声光报警装置完好。各操作盘上的仪表、键盘、操作手柄、按钮等完整好用；CRT显示器清晰，室内有可靠的事故照明。机组启动前有关规定影响机组启动的所有检修工作已结束，工作票已按有关规定终结完毕。安全措施拆除，运行人员对设备检修及设备改进情况已掌握清楚。楼梯、栏杆、平台应完整，通道及设备周围无妨碍工作和通行的杂物。各处临时栅栏、标示牌及各种管道上的临时堵板已拆除。所有系统连接完好，各种管道支吊架牢固，设备、管道保温完整。厂房内外各处照明良好，事故照明系统正常，随时可以投运。厂区消防系统投入正常，锅炉燃油及制粉系统消防设施齐全可靠。厂房内通讯系统正常，各岗位通讯联系畅通。机组启动专用工具、仪器、仪表及各种记录表纸、启动用操作票等已准备齐全，人员已安排好。集控室和就地各控制盘、柜完整，各种指示记录仪表、报警装置、操作控制开关完整好用。各主、辅设备联锁、保护试验已完成并合格且正常投入。各电动、气动阀门已调试完毕，开关方向正确。检修后的辅机已分部试运正常。各种有关的操作电源、控制电源、仪表电源等均应送上且正常。所有就地测量装置一、二次门开启，表计指示正确。基地式调节装置调试完毕，确定设定值正确并投入自动。检查确认锅炉各部件能自由膨胀，膨胀指示器应完整，并记录原始值。所有的吹灰器和锅炉烟温探针均应退出炉外。各层燃烧器及燃尽风燃烧器内、外二次风调节挡板角度调整完毕。所有油枪已清理干净，油枪雾化器、高能点火器完好，油枪进/退正常；检查炉底水封系统，电除尘及灰渣系统具备投运条件；除盐水量、燃油储存量能满足机组启动需要；输煤系统具备投运条件，各煤仓煤位正常。DCS、DAS、DEH、MEH、TSI、FSSS及旁路等控制、监视系统投入正常；CRT上各参数指示正确。汽轮机高中压主汽门、调门及其控制执行机构正常。新装或大修后的发电机启动前应审查试验报告及验收单等齐全合格，启动措施无误，检修工作人员撤离现场。发电机及其附属设备的全部工作票结束,拆除所有的接地短路线和临时安全措施,恢复警告牌、标示牌及常设遮栏。发电机一次系统检修后或停机备用超过120h，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。发电机定子回路的绝缘测量使用2500V的摇表或水内冷绝缘测试仪、发电机转子回路测量绝缘使用500V或1000V的摇表。测量发电机定子绝缘时，发电机中性点接地刀闸须断开，发电机出口电压互感器停电。发电机定子回路绝缘：在干燥状态接近工作温度时测量，使用2500V的摇表测量不小于3兆欧。在不同的条件下测得的绝缘电阻值应换算至前一次相同条件下的测量值，其值不得低于前一次的1/3～1/5倍发电机转子回路绝缘电阻值用500V摇表测量在室温下不小于1MΩ，发电机轴承的绝缘电阻用1000V摇表测量，不低于1MΩ。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。确认发电机以及各种辅助设备的绝缘合格大修后的发电机启动前还应具备下列条件绝缘试验合格，气密性试验、水压试验合格。有设备变更的图纸资料。设备标志齐全。变压器投运前的试验及投运条件变压器投运前的试验变压器各侧开关的跳、合闸试验。变压器各侧开关的联锁试验。新安装或二次回路工作过的变压器，应做保护传动试验，有交待。新安装或大修后的变压器，投运前应做下列试验用兆欧表测量绝缘电阻以判明监测、控制、辅助电源等回路不存在故障和缺陷。测定线圈的连接组标号。测量绕组所有分接下的电压比，测量结果应与出厂值一致。充油套管的绝缘电阻吸收比R60″/R15″≥1.3，介质损耗率正切试验合格(小于或等于出厂值的130%)。油质分析合格。变压器换油后，在施加电压前，静置时间不应少于以下规定：1)110kV及以下24h2)220kV及以下48h3)500kV及以下72h若有特殊情况，应由总工程师批准后方可投运。有设备安装和变更通知单。设备标志齐全。主变压器在冷却器不投入运行时，做缓慢空载升压试验。空载合闸实验（冷却器不投入运行）进行3-5次空载合闸电流冲击试验，监视励磁涌流冲击作用下的继电保护装置的动作情况，空载合闸前以下各项：将轻瓦斯投信号，重瓦斯投跳闸，将过流保护的时限调整到继电保护系统所要求的值。遇有下列情况，需经定相并出具报告后，方可正式投运新安装的或大修后变压器。变压器的接线变更后。与变压器连接的电压互感器检修后。新换电缆或重做电缆后。其它可能使相序变动的工作。系统投运确认UPS、直流系统及厂用电系统正常。确认各种辅助设备的电机绝缘良好。辅助蒸汽系统投运。辅机循环水系统。开式冷却水系统。闭式冷却水系统。投运压缩空气系统。投运炉膛火检探头冷却风系统。投运等离子火检冷却风、冷却水系统。投运炉膛火焰电视摄像装置，开启摄像装置冷却风门。投入炉前燃油系统建立油循环。EH油系统。主机润滑油系统，密封油系统，连续盘车4小时以上。发电机氢气置换完毕，氢气纯度达98%以上。凝结水系统。发电机定子冷却水系统。各辅机润滑油系统投入正常。锅炉各辅机润滑油系统投入正常。电除尘、出灰、出渣系统可随时投入运行。炉底水封投入良好，无积灰，溢水正常。检查省煤器、空气预热器灰罐内无杂物，投入水封水。石子煤斗内清洁，排料门压缩空气供给正常。投入汽包各水位计，投入水位计电视监视系统。将有关系统设备恢复至启动前状态。发电机启动前的检查确认发变组一次系统回路绝缘电阻良好。发变组系统接地刀闸及接地线全部拆除。发电机电压互感器投入，二次开关投入。发电机中性点接地刀闸投入。发电机冷却系统、密封油系统运行正常。封闭母线热风保养装置在启机前1小时投入，检查运行正常，并网前退出。各操作、信号、合闸电源合上，表计、保护装置正常。发电机不允许在空气状态下加励磁。UNITROL-5000型励磁调节器及同期装置所有设备完好，符合运行条件。检查发变组保护符合运行条件。全面检查励磁变符合运行条件。发电机恢复备用前应进行下列检查发电机本体各部完好，无渗油、水、气的现象。封闭母线清洁、完好。发电机各部清洁，温度表、压力表齐全完好，定子冷却水系统无渗漏的现象。发电机中性点接地变压器及接地装置柜齐全完好。发电机出口PT柜齐全完好，二次触头接触良好。轴承绝缘垫清洁完好。检查发电机滑环、电刷正常刷握与滑环表面距离正常。电刷连接线牢固无接地、短路现象。均压弹簧无损坏，电刷在刷握内活动自如。盘车时电刷在刷握内不跳动。检查发电机大轴接地电刷已放上，且接触良好。瓷瓶套管无裂纹、破损。发电机已充氢，压力、纯度、湿度、温度合格。继电保护、自动装置、仪表齐全完好，保护和自动装置的压板投入正确。检查保护装置工作已结束，整组具备投运条件。合上保护装置屏上交、直流电源开关。检查装置自检正常。检查装置指示运行正常的灯亮，无异常报警信息。核对保护定值单与下达的定值单一致。根据运行方式或调度命令通知投入各保护并确认。根据运行方式或调度命令投入保护出口压板。汇报并作好记录。变压器投运的检查工作变压器本体的检查检查工作票结束，拆除所有接地、短路线和临时安全措施，恢复常设遮栏和标示牌。变压器本体、套管、引出线、绝缘子清洁无损坏，各部无漏油、渗油。现场清洁无杂物。变压器油枕及油套管的油色透明，油位正常。有载调压变压器的分接开关在适当的位置，且远方、就地指示一致，检查无载调压分接开关在适当位置，有交待。油枕、散热器、瓦斯继电器各油路阀门已打开，瓦斯继电器內充满油，无气体。主变冷却电源均以投入，开启冷却器试运转20min，风扇、油泵运转正常，转向正确，电源自投切换正常。变压器压力释放阀完好，呼吸器系统畅通、硅胶无变色。检查变压器测温装置良好，读数正确。变压器各侧避雷器应投入，记录放电计数器数字。检查变压器油泵、风扇、油表、温度计、电流互感器等保护、报警和控制回路正确。各继电保护及自动装置投入正确。变压器外壳接地可靠变压器消防装置良好可靠。发电机的启动、并列规定发电机一经转动即可认为带有电压。发电机转动升速过程中，应对发电机进行下列检查。发电机内声音是否正常，有无强烈振动。发电机的冷却系统运行正常，无漏油、氢、水的现象。发电机氢气冷却器、定子水冷却器、密封油系统、氢气系统各参数合格。发电机升压和并列应得到值长命令后方可进行。发电机升压可采用以下二种方式励磁系统自动升压（正常情况下采用）。励磁系统手动升压（特殊情况下采用，需经总工批准）。发电机升压注意事项。发电机不允许在未充氢气和定子线圈未通水的情况下投入励磁升压。发电机壳内的氢气各参数应在规定的范围内，转速在额定转速下。发电机升压时，应监视定子三相电流为零，无异常或事故信号。发电机在升压过程中，注意监视定子电压到额定值时，转子电压、转子电流应与空载值相近。在升压过程中，发现定子电流升起或出现定子电压失控立即对发电机进行灭磁。发电机并列规定。发电机并列采用“自动准同期”方式进行并列。发电机并列时，AVR调节器应切至“自动”控制，只有当出口PT断线或“自动”不能投入时才允许AVR调节器在“手动”控制。发电机升压使用AVR调节器“手动”时操作应缓慢，防止励磁电流及电压有突然跃升现象。发电机加励