发电厂电气检查

1、运行中发电机与励磁系统的检查1.1发电机内部声音正常，无异音，无异常振动。1.2发电机进出口氢温正常。1.3滑环光滑无变色，电刷压力均匀无火花及过热；电刷无摆动、跳动、卡住现象；电刷无剥落、断裂现象；连接软线完整，无变色，各处正常。1.4励磁系统工作正常，表计，指示灯及光字牌无异常。1.5引出线、套管、互感器等各部接点无过热。1.6检查共箱母线外壳温度不应超过65℃2、发电机滑环清理检查注意事项检查滑环时应注意以下几点：2.1工作时严格执行《安规》有关规定。2.2碳刷在刷握内无摇摆及卡涩现象并在刷握内能自由上下起落。2.3电刷应无震动、磨损不能过多。2.4如果滑环产生火花，须用棉布或用少许酒精擦拭，若无效应通知检修。3、发电机运行中的调整和维护3.1励磁调节器应自动调整发电机无功功率，若不能满足要求可以手动调整。3.2在调整负荷时必须注意电流、电压、有功、无功之间的联系，考虑其相互影响。3.3正常运行中定期检查发电机及其附属设备。4、励磁系统正常巡检内容4.1调节柜中电源单元的交流、直流指示灯是否点亮，各电压表指示的电源电压是否正常。4.2检查调节柜中控制单元的各报警指示是否正常，机端电压UF指示是否一致。4.3可控硅整流桥各单元的LED指示灯是否点亮.4.4检查有无过热部件及异味及异常响动。4.5功率柜整流输出电流是否正常。4.6功率柜风机运行状态、整流桥超温报警指示是否正常。4.7灭磁柜转子电压表、面板指示灯状态是否正常。4.8尖峰过电压吸收器串联快熔及非线性灭磁电阻串联快熔是否熔断。4.9励磁变及冷却风扇运行正常.5、变压器投运前的检查5.1确认所有工作票已终结，安全措施已全部拆除。5.2变压器本体及室内应清洁无杂物。5.2测量变压器绝缘合格。5.3对变压器本体进行检查：1）变压器外壳、散热器、套管清洁，不漏油，无杂物；2）油枕内油色、油位正常，温度计指示正确，安全膜完整，呼吸器完整，硅胶未潮湿变色；3）高低压引线牢固，外壳接地良好，标志齐全，相别明显；4）分接开关在规定位置；5）通风装置良好，散热器各阀门打开；6）消防设施齐全完好。5.4对变压器二次回路进行检查：1）控制及信号电源投入；2）保护装置投入正确无异常；3）保护压板投入位置正确。6、变压器巡视一般检查项目6.1变压器在运行中声音是否正常。6.2变压器油温和温度计是否正常，就地温度计和远程温度指示是否一致。6.3变压器储油箱和充油套管的油位、油色均应正常，且无渗漏。6.4变压器套管是否清洁，有无破损裂纹，放电痕迹和其他现象。6.5变压器各引线接头、电缆有无发热、变色和其他异常现象。6.6变压器通风装置是否运行正常，各风机有无异音，油系统继电器是否正常。6.7变压器室的门窗、遮栏是否完整，室内有无渗水、漏水、进汽现象，室内温度、照明、通风应完好。6.8变压器呼吸器完好，硅胶干燥，无变色。6.9瓦斯继电器内应无气体，各处密封良好，无渗漏油现象。6.10变压器外壳接地线连接牢固完好。6.11变压器压力释放器或安全防爆膜完好。6.12就地二次端子箱、控制箱门应关严，且无受潮。6.13变压器消防设施完好。7、变压器的特殊检查项目7.1对于新安合或检修过的变压器，在投运72小时内，每小时对变压器全面检查一次。7.2雷雨过后，应检查变压器有无放电、引线过热现象，各避雷器的计数器动作次数，并做好记录。7.3大风天气时，应检查户外变压器各引线有无剧烈摆动，变压器上部周围有无杂物。7.4大雪天气时，应检查变压器各套管和引线连接处有无溶雪现象，有无冰溜子。7.5大雾天时，应检查变压器套管有无火花放电、污闪现象。7.6气温变化较大时，应检查油枕和充油套管油位、油温和温升的变化。7.7变压器过负荷运行或通风装置故障停运时，应每30分钟检查一次。7.8夜间检查各接头有无发热烧红现象，套管无放电现象。8、线路继电保护装置投运前的检查8.1检查所有线路保护装置工作票已注销，安全措施已拆除，具备运行条件；8.2保护柜的所有装置应清洁完整，接线整洁，无异常；8.3保护装置柜内的保护装置电源、控制回路电源，电压信号电源完好均投入正常；8.4光纤通道、管理及通讯连线正常；8.5各保护联片投入正确。9、线路继电保护装置运行中的检查9.1电压切换箱内对应的I或II切换指示灯亮；9.2三相操作箱内电源指示灯亮，跳、合位指示灯与运行工况相符；9.3远方／就地闭锁钥匙打在远方位置；9.4保护装置上的EN灯亮，保护动作报警信号灯都不亮；9.5检查各保护联片投入正确；9.6检查保护柜后光纤接口信号灯TX、RX均在亮；9.7打印机交流电源等应在亮。9.8保护装置无异常、过热等异常现象10、厂用电投入运行前应具备的条件10.1厂用配电装置无检修工作或检修工作票已终结，检修人员已离开工作现场。10.2现场卫生清洁，工作、事故照明能正常投入，房屋无漏水、渗水，消防设施齐全，各标志、编号和相色应清楚明显，环境条件符合运行条件。10.3厂用工作、备用电源处于正常状态。10.4厂用电直流控制电源正常。10.5厂用电设备保护装置正常。10.6厂用电设备无影响运行的缺陷。11、厂用电操作时的注意事项及规定11.1厂变在送电前应检查设备符合运行条件，投入其所有保护。11.2送电时先合高压侧开关，后合低压侧开关；停电时顺序相反。11.3工作厂变送电合环拉开备用电源开关后，检查备用电源自投装置投入正常。11.4厂变倒换时，严防非同期合闸。11.5厂变倒换时，应待开关合上后，相应表计指示正确，方可继续操作，以防厂用电中断。11.6母线若停电，应将母线上所有负荷停电或倒换。11.7在拉、合所有刀闸前，应检查开关确已拉开。若就地无开关，拉刀闸或取保险时应先确认三相确无电流，方可进行停电操作。在进行拉合刀闸操作后，一定要对刀闸情况进行检查。11.8设备停送电操作时，若发现机械有卡涩现象应停止操作，查明原因并消除后再进行操作。11.9MCC柜进行倒换电源的操作时尽量保证MCC所带的负荷不失电，必须停电进行倒换电源的应通知到使用单位，瞬间停电进行切换。11.10各类操作完毕后，要检查相关表计、指示灯和位置指示器、保护装置正常。11.11小车开关拉出、推入前，检查开关确在分闸位置。11.12厂用电压互感器操作时，必须先拉开直流空开，后拉开交流空开，恢复时相反，防止误操作时引起低电压保护误动。12、厂用配电装置运行中的检查和维护12.1厂用电装置运行中的检查12.1电流表、电压表指示正常。12.2各信号灯指示正确。12.3真空开关、抽屉式开关位置正确，机构良好。12.4备用自投、小电流接地选线、消谐装置处于正常工作状态。12.5绝缘瓷瓶清洁无破损放电，接头无发热变色现象。12.6各负荷开关位置正确。12.7检查各厂用变压器及温控器指示正常。12.8检查各互感器良好。12.9室内安全措施、灭火装置、照明设施齐全。13、6KV小车开关运行中的检查13.1检查真空开关机构储能正常，储能灯亮。13.2检查真空开关触头接触良好，带电显示装置指示正确。13.3检查开关内部无异常气味及放电声。13.4检查开关无异常信号指示，表计指示正确。13.5检查微机综合保护装置运行正常。13.6检查开关位置指示器与实际运行工况相符。14、电动机绝缘电阻的测量14.1在下列情况下应测定电动机绝缘电阻：1）按定期工作制度要求测量备用中的电动机；2）新安装和检修后的电动机送电前；3）长期备用达一个月以上起动前或运行半年之久停运后；4）电动机进汽、进水、受潮或电动机故障跳闸后。14.2电动机绝缘电阻的规定：1）6KV电动机用2500摇表测量，其值不低于6MΩ，吸收比R60″/R15″≥1.3；2）380V及以下交流电动机和直流电动机用500V摇表测量，容量在100KW以上的低压电动机其值不低于1MΩ，容量在100KW以下的低压电动机其值不低于0.5MΩ；3）转子绕组绝缘用500伏摇表测量，其值不低于0.5MΩ；14.3测量电动机绝缘电阻的注意事项1）必须断开电源，验明确无电压后方可进行。2）在测量前、后必须将电动机线圈对地放电。3）在带电设备附近测量时，工作人员和兆欧表及引线必须保持安全距离，确保操作人员安全。4）禁止对电动机的变频器摇测绝缘。15、电动机送电前的检查：15.1检修工作票已经全部终结，安全措施已拆除；15.2电动机绝缘符合要求；15.3保护装置投入正确；5.4电动机本体及周围无杂物，无人员工作；5.5地脚螺丝应牢固，电动机外壳及电缆接地良好，电缆头无漏油；15.6对于滑动轴承电动机，应检查轴承是否有油，油位是否正常，轴承内无脏物；15.7可能时设法盘动转子，以检查转子与定子间无磨擦，机械部分无卡涩现象。16、检修后或备用中的电动机，发现有下列情况之一者不准送电或启动：16.1电动机或所带机械有卡涩摩擦现象。16.2电动机周围有汽油、水或其它腐蚀性药物侵入电动机内或进线盒内。16.3电流表失灵或拆校后尚未恢复。16.4电动机附近有杂物易被带入电动机通风系统。16.5正常情况下，电动机不允许连续启动。只有当合上开关后电流表未见有指示或摆动，且确认电动机未启动时，才允许进行第二次启动。如果发现电流表强烈摆动，而电动机并没有启动起来，说明电缆或电动机有问题，应立即停止启动，拉开开关，通知电气值班人员检查处理，得到允许后方可启动。鼠笼式电动机允许在冷态下启动2次，每次间隔不得小于5分钟；在热态下启动1次。对绕线式电动机允许电动机在冷状态下启动3次，热状态下启动2次。只有在处理事故时以及启动时间不超过2－3秒的电动机，可多启动1次。17、电动机运行中的检查项目：17.1电流指示正常，不超过允许值；17.2电动机声音正常，振动、串动不超过允许值；17.3电动机各部温度正常，无烟气、焦味、过热现象；17.4地脚螺丝及接地线良好，电缆头无漏油、过热现象；17.5所带机械设备运行正常。17.6电气值班人员应对重要电动机定期巡回检查，如发现异常需改变运行方式时，应及时通知单元长和值长。18、直流系统运行中的检查：18.1运行方式正确，各表计指示正常。18.2高频开关电源模块输出电压、电流正常，运行指示灯正常，无故障报警信息，各元件无发热，无异常现象。各模块电压指示正常。18.3微机绝缘在线监测装置运行正常，各信号指示灯正常，装置所显示的内容正确，无异常信息。直流系统应无接地。18.4智能监控系统所显示的信息正确，信号指示灯正常，无报警信号。18.5双电源自动切换装置投入正确，正常运行时应在自动位置。19、蓄电池定期检查项目19.1蓄电池室照明，通风应良好室温保持在5—35℃，不高于4019.2蓄电池及极板颜色正常，无断裂、变形、短路，生锈及有机物脱落现象。19.3各电瓶接头连接紧固，无腐蚀现象,电解液无溢出和泄漏现象。20、运行及备用中的继电保护装置和自动装置检查项目如下：20.1继电保护装置和自动装置的外壳完好，清洁，端子接触可靠；20.2继电保护及自动装置电源信号指示正常，装置内无异常响声；20.3保护联片的投退正确，符合当时的运行方式；20.4保护及自动装置标志、符号应正确完备，铅封完好，二次回路无接地、短路现象；20.5装置及其环境温度正常，保护及自动装置无信号、掉牌及其它异常现象；21、故障录波器的检查21.1液晶显示器显示正常；21.2各指示灯指示正确，通讯正常；21.3各部件完好无损，接线牢固；21.4检查正常方式时正常指示灯是否亮，有无异常现象。21.5检查开关位置指示正确，各元件有无发热现象。21.6检查直流电源正常，开关在合位，系统参数在规定的范围内。21.7用↑和↓键检查LCD屏幕上有关数据是否正确。22、UPS投运前的检查22.1系统接线正确，接线完整牢固.22.2检查设备外观整洁，无杂物，各操作机构动作灵活，外壳接地良好。22.3检查UPS屏上所有电源开关在“断开”位置。22.4检查UPS屏上各负荷开关在“断开”位置。22.5检查UPS外部装置正常。23、封闭母线的运行规定及检查23.1检查封闭母线周围不含腐蚀性气体和导电尘埃。23.2封闭母线外壳接地装置安装良好支持结构的金属部位可靠接地。23.3母线刀闸及各部分接头处温度应在90℃以下。23.4母线绝缘子及穿墙套管应清洁，无破损、裂纹及闪烙痕迹。23.5母线无烧伤痕迹，各连接部分没有因接触不良而引起的放电、发热现象，母线上无异物。23.6封母的微正压装置的显示、压力运行正常，定期在空压机下侧排放壳内凝结水。24、互感器正常运行规定及检查24.1运行中的电压互感器二次侧严禁短路。24.2运行中的电流互感器二次侧严禁开路。24.3全封闭电压互感器应保持微正压。24.4电容式电压互感器低压端子是否与载波回路连接或可靠接地，分压电容器及电磁单元有无渗漏油。24.5各接地部位接地牢固可靠。24.6外壳清洁，无裂纹及放电现象。24.7无异常振动、异常声音及异味、过热现象。25、断路器运行中的规定25.1所有断路器的运行电压及运行电流不应超过额定值。25.2操作机构拒绝跳闸的断路器，禁止投入运行。25.3操作机构拒绝合闸的断路器，禁止投入运行。25.4断路器禁止手动带负荷合闸，当达到允许遮断次数时，应停电进行检查。26、断路器投入运行前的检查26.1检查断路器工作票全部结束，安全措施已拆除，现场清洁无杂物及遗留工具。26.2检查绝缘瓷瓶清洁完好，无裂纹，无放电痕迹，全部接触牢固。26.3开关机构操作灵活，分、合闸弹簧良好。26.4分、合闸及储能机械指示正常。26.5检查开关辅助接点，二次插头接触良好，无松动现象。26.6检查控制空开、储能空开在投入。27、断路器正常运行中的检查与维护27.1检查断路器分合位置指示正确。27.2检查断路器储能机构储能良好，储能指示器指示正确。27.3检查断路器无异音、异味。27.4检查各接点运行良好，无过热变色现象。27.5检查SF6断路器压力指示正常，无漏气现象。27.6真空断路器真空无异常。28、隔离开关的检查28.1隔离开关瓷瓶表面是否清洁，有无破损、裂纹和污闪痕迹。28.2隔离开关刀口接触是否良好，有无过热、裂纹现象。28.3隔离开关操作机构是否完好，有无元件脱落变形。28.4隔离开关构架是否断裂、倾斜。28.5隔离开关刀闸与接地刀闸互相闭锁是否牢靠。29、电力电缆的检查29.1电缆接头连接牢固，无过热现象。29.2电缆油应清洁，无渗漏油现象。29.3电缆中间接头和终端接头及电缆的铠甲铅包和金属接头均应良好接地。29.4电缆支架完整，放置平稳，无挤压鼓包现象。29.5电缆周围无积水，积灰及蒸汽，无杂物堆放。29.6电缆沟盖板完整，电缆沟排水，照明消防设施是否完整。29.7电缆密集的地方无火花、放电现象。29.8电缆应无爆裂，烧伤现象。30、避雷器正常运行中的检查30.1瓷瓶应清洁，无裂纹破损及放电现象。30.2引线无断股或烧伤痕迹。30.3各接头无松动或过热现象。30.4接地装置应良好，计数器是否动作。30.5雷雨天气禁止靠近避雷器引下线。31、熔断器的一般规定31.1高压熔断器的拉合应在无电压的情况下进行，低压熔断器的拉合应在无电流的情况下进行。31.2熔断器的工作电压应符合所在回路的工作电压。31.3低压熔断器熔件的额定电流不得大于熔管的额定电流。31.4熔断器更换时应戴绝缘手套，换前应检查熔断器容量，并进行必要的打磨，更换后的熔断器应安装牢固，无跌落危险。32、熔断器的检查与维护32.1熔管完整，表面清洁，无裂纹、烧伤现象，无发热异状。32.2熔断器的熔件指示器不应弹出或掉落。32.3载流部件各接头接触良好，底座无松动现象，卡片弹力适当。32.4熔管熔件满足电路要求。32.5熔件在熔断器内位置合适，无弹出、跌落现象。发变组系统启动前的检查1）发—变组和励磁系统的一、二次设备及回路工作均结束，检修人员撤离现场,检查发变组系统所有工作已全部结束，工作票收回，发变组系统的所有安全措施已全部拆除（包括接地线、短路线、临时线），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,常设遮拦已恢复正常。2）检查确认检修后的各项试验结果正常，试验报告齐备，资料、图纸完善。检修人员必须在终结工作票时，将发电机定子回路、转子回路、励磁系统、轴承绝缘垫以及主变的各项试验结果及定子绝缘电阻填写在检修交代簿内，应附变更报告及启动试运方案；3）检查发变组各设备本体及周围应清洁，无杂物、油污，无漏油、漏水、漏汽现象。4）检查发变组出口开关、刀闸三相确断。发变组在检修后、停机备用超过72小时,机组启动前应该测量发变组回路绝缘电阻，确认绝缘合格。测量内容：发电机定子回路（包括发电机出口母线、主变低压侧绕组、高厂变高压侧绕组及励磁变高压侧绕组等连接设备）、转子回路、励磁系统、轴承的绝缘电阻；a、发电机定子回路绝缘电阻由检修人员测定，测量结果记入发电机绝缘登记本；b、测量定子回路的绝缘电阻，定子绕组水路系统内应通入导电率合格的内冷水，使用2500V专用水内冷发电机绝缘测试仪进行测量，其换算到同温度下的绝缘电阻，不得低于前一次测量结果的1/3～1/5，最低不能低于20MΩ，吸收比不得低于1.3；c、发电机定子绕组在无存水干燥后、接近工作温度时，所测值不低于上次测量结果的1/3～1/5，对地绝缘电阻值不得低于5MΩ，吸收比不小于1.3；d、发电机定子出口封闭母线断开时，定子绝缘电阻值不应低于200MΩ。绝缘不符合上述要求时应查明原因，进行处理，若不能满足要求，则请示总工批准是否投入运行。e、发电机转子回路、励磁系统测量绝缘使用1000V的兆欧表，绝缘电阻值不低于1MΩ；f、发电机轴承绝缘用1000V的兆欧表测量，所测值不得低于1MΩ；g、测量发电机定子回路绝缘时，发电机出口YH、避雷器及中性点接地装置须断开；h、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；i、只测量发电机转子绕组绝缘电阻时，应将发电机转子碳刷全部取下；j、摇测转子回路和励磁变低压侧绝缘注意事项：（1）用短路线将整流桥输入交流侧与输出直流侧短接；（2）摇绝缘前先把灭磁开关MK合上，或用细铜丝把MK短接；（保护6个可控硅）（3）励磁变低压侧摇绝缘时，也需要在交流进线柜内做同样的保护措施，或把励磁变二次侧封母解开；（4）摇绝缘只摇对地绝缘，相间不摇。k、测量定、转子回路绝缘完毕后，应进行对地放电；l、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。5）检查发电机集电环及电刷表面无积灰，杂物和油污，如有积灰和油污杂物应用干净棉布清扫擦拭干净，各电刷完整齐全，牌号一致，铜辫连接完整牢固。电刷（包括轴接地）已全部处于工作位置，电刷与刷握间隙适当，与集电环接触表面光滑吻合，所有电刷压力适宜。检查集电环通风孔有无堵塞，如有堵塞应通知检修人员处理。6）检查发电机密封油系统无渗、漏油现象，轴承座与油管绝缘处清洁无油污，全部氢水油管路完好，各设备的外部测温元件良好，温度指示正常，各设备油漆及着色完整鲜艳，指示明显。7）检查发电机引线和定子绕组冷却水的水质应符合运行规定的要求，发电机引出线和定子绕组冷却水系统投入正常，定子冷却水泵联动试验正常；检查发电机氢气冷却系统投入正常，氢压正常，各阀门无漏氢现象。8）检查汽轮机盘车电机应就位牢固，接线完整，动作正确。9）检查发变组系统各表计、信号光字牌、控制开关、继电保护、二次线端子、试验端子良好，保护及自动装置出口连接片按规定投入，连接牢固。注意确认检温计（埋入式检温计及就地直读式温度表）读数应接近环境温度或机内温度。10）按配电装置运行规程规定，检查发电机电压互感器、电流互感器、避雷器、中性点接地变压器、封闭母线及附属设备；主开关、刀闸、高压厂用工作电源开关、励磁系统各开关、刀闸、保险、电阻、励磁功率柜、调节器等设备回路接线完整，正确牢固，绝缘电阻合格。11）按变压器运行规程规定，检查主变、高厂变及其附属设备符合投运要求。12）检查发电机线圈、铁芯、进出水温度、温度在规定范围内，并做好原始记录。13）检查发变组系统各警告牌齐全，灭火设备充足。滑环、碳刷投运前的检查：1、滑环表面光洁，无电蚀痕迹；2、各部分无油污和碳粉及其它杂物；3、刷架、刷握位置合适；4、发电机大轴接地碳刷检查接触良好；5、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；6、发电机、主变、高压厂变封闭母线完整，微正压装置投入运行正常。7、发电机出口电压互感器、避雷器、高厂变及其冷却设备、500kV开关、刀闸、避雷器等外观完好，瓷瓶无破损、无裂纹，引线、接地线连接牢固，一、二次保险完好。8、发电机、主变、高厂变回路之电流互感器瓷瓶无破损、无裂纹，一、二次引线、接地线应连接牢固。9、发电机中性点接地变与发电机匝间接地保护用PT中性点连接电缆完好。10、励磁系统柜内设备及各元器件应完好。11、各保护屏保护压板应按规定正确投入。12、发电机各参数显示、信号指示、继电保护、自动装置应正常，发电机操作画面位置指示正确，信号试验良好；13、主变、高压厂变具备投运条件；发-变组各开关刀闸检查正常具备投运条件；14、发电机氢、水、油系统运行正常，参数合格；15、发电机在线绝缘监测仪投运正常；16、发变组一、二次回路没有影响直接启动的工作。发变组恢复备用操作：1）投入发变组出口开关储能电源。2）投入主变、高厂变冷却装置电源。3）投入发电机电压互感器。4）投入发电机避雷器。5）投入发电机中性点接地装置。6）投入封闭母线微正压装置。7）投入封闭母线漏氢在线监测装置。8）将主6KV母线工作电源开关推至“试验”位置。9）合入励磁功率柜交、直流侧刀闸。10）给上除发变组出口开关、刀闸以外所有设备的操作、信号电源。11）投入发变组各保护及自动装置电源及压板。12）按调度命令合入主变中性点接地刀闸。发变组系统恢复备用时的注意事项：1）发变组恢复备用操作时，应检查发变组出口开关、刀闸确在断开位置，主6KV母线工作电源开关置“试验”位置。2）检查发变组出口开关油压、SF6气体压力正常。3）投入发电机电压互感器时，应检查一次插头确已插好，一次保险无松脱、跌落的可能；二次侧小开关合入后，应用万用表检测小开关确已合好。4）检查相关保护压板投入正常，接触良好，符合运行方式的要求。5）检查DCS光字牌、信号灯显示正常，无异常报警信号。6）检查各设备绝缘测试合格。7）检查封闭母线已完全密闭，微正压装置，漏氢检测装置投入正常。8）检查发电机氢、水、油系统投入运行正常，各参数合格。发变组系统启动中的试验项目：新投入及大修后机组启动试验1）升速过程中的检查试验（发电机转子交流阻抗及转子绝缘电阻的测试）。2）发电机带主变压器三相短路试验。3）发电机带高厂变短路试验。4）发电机带主变、高厂变空载试验。5）发电机带220kV东母空载试验并检查同期电压回路。6）发电机空载下调节器试验。7）假同期试验。8）发电机同期并网试验。9）发电机带负荷试验。10）校核厂用电源相位。发－变组部分：将发-变组系统恢复热备用：1、投入发电机中性点接地装置；2、投入发电机出口1YH、2YH、3YH及避雷器；3、将励磁系统恢复热备用：1)送上励磁调节柜交流电源（一）；2)送上励磁调节柜交流电源（二）；3)送上励磁变温控器电源；4)送上励磁系统110V直流控制电源（一）；5)送上励磁系统110V直流控制电源（二）；6)送上起励直流电源；7)合上励磁系统柜内各电源小开关；8)励磁系统各熔断器送上并完好；9)励磁系统无报警信号存在。4、送上主变冷却装置工作、备用电源，就地控制箱各控制开关投至规定位置；5、送上高厂变散热器工作、备用电源，就地控制箱各控制开关投至规定位置；6、送上发变组各保护柜交、直流电源，检查发变组A、B、C、D、E屏保护投入正确，装置运行正常，“误上电”保护、“启停机”保护投入；7、送上发变组保护E柜操作电源I、操作电源II，联系值长将发变组主开关控制方式切至“远控”；8、同期选线器送电并在“自动”位置；9、发电机密封油、氢系统运行正常，参数合格；10、发电机定冷水系统运行正常，参数合格；11、氢气除湿器处于良好备用状态；12、封母微正压装置运行正常；13、发电机在线绝缘监测仪投运正常；14、检查发-变组主开关断开，灭磁开关断开，发-变组500kV侧刀闸拉开，6kV厂用工作电源开关断开并拉至“试验”位置。发电机并网和带初负荷发电机功能组顺序控制启动、升压并网：1、启动命令；2、条件判断：1）灭磁开关无故障2）发变组500KV侧断路器无故障3）AVR无故障4）发电机转速为3000转/分5）发变组500KV侧隔离开关闭合状态，且发变组500KV侧接地刀闸在断开状态6）发变组500KV侧断路器控制方式未切换就地3、合灭磁开关4、灭磁开关合闸完毕且无故障，投AVR5、控制AVR增、减励磁6、发电机出口电压至额定电压的95%，启动、升压完毕。7、并网功能组顺序控制：1）并网命令；2）启动ASS#1同期并列点3）发变组出口断路器合闸完毕；发电机手动升压并网，带5%初负荷当汽轮机定速后，接到值长命令进行发电机并网操作。1、发电机功能组升压并网1）联系值长合上发变组出口隔离开关；2)在DCS画面查“恒功率因数/无功控制”，“PSS”退出；3）在DCS画面上打开励磁控制面板，将发电机励磁调节器选择为“自动通道”工作方式；4）在励磁控制面板，选择“通道1”为工作通道；5）在DCS画面打开发变组“升压并网功能组”控制面板；6）在发变组“升压并网功能组”控制面板点“升压并网”，并确认；7）查灭磁开关合好；8）在励磁控制面板，点“复位”按钮；9）检查起励正常，监视发电机定子电压约10s自动升至20kV；10）检查发电机定子三相电压平衡、三相电流为空载电流；11）检查发电机转子电压和转子电流在空载值范围内；12）检查发电机中性点零序电流、电压在规定范围内；13）在DCS画面上打开发电机转子绝缘监察控制面板，检查转子对地电压正常；派人在电气电子间监视并网过程；14）检查“同期装置准备就绪”指示灯变红；15