四川发电机组并网安全性评价标准.doc

1、四川发电机组并网安全性评价标准（第五版） 国家能源局四川监管办公室 发布二O一四年八月目 录一、必备条件1二、评分项目111.电气一次设备111.1发电机、高压电动机及高压变频器111.2变压器和高压并联电抗器191.3外绝缘和构架221.4过电压保护和接地241.5高压电器设备261.6站用配电系统321.7防误操作技术措施342.电气二次设备362.1励磁系统362.2继电保护及安全自动装置422.3调度自动化512.4通信642.5直流系统722.6水机(热工)控制与保护753.安全生产管理803.1安全生产方针的贯彻落实和安全目标管理803.2安全生产责任制823.3安全管理制度和例行

2、工作853.4安全教育培训和持证上岗893.5安全措施及安全交底903.6作业环境及文明生产903.7应急预案管理和演练92必 备 条 件序号评 价 项 目查评内容、方法及要求资 料 清 单采 用 标 准1发电厂（机组）应具有完备齐全的核准（审批）文件，满足国家规定的各项建厂的要求。应按基本建设要求完成了各项试验并经有管辖权的质检机构验收合格，完成涉网安全运行必须的各项试验，并按规定向管辖调度机构提交相应的技术监督评估报告。1、查评是否具有完备齐全的、满足国家规定的各项建厂要求的核准（审批）文件。2、查评是否按基本建设要求完成了各项试验并经过有管辖权的质检机构验收。3、查评各项试验是否按规定向

3、管辖调度机构提交相应的技术监督评估报告。1、河流规划审查意见。2、可行性研究报告。3、初步设计报告审查意见。4、水土保持方案批复。5、水资源论证批复。6、环境保护影响报告书的批复。7、用地预审的意见。8、移民安置的意见。9、接入电网的批复。10、启动验收设计报告。11、启动验收起动试运行程序大纲。12、启动验收机电设备安装施工报告13、启动验收调试报告14、启动验收工程监理报告15、启动验收施工质量评价意见16、接入系统建设管理报告17、一次调频、PSS、调峰、机组性能、进相、励磁系统、调速系统参数实测试验报告依据1四川省电源开发权管理暂行办法（四川省人民政府令第182号） 依据2 电网运行准

4、则（DL/T 1040-2007）依据3 四川并网发电机组启动投运前需完成相关性能试验的技术要求（川电建2006613号）依据4 四川电力系统调度管理规程（川电调度200869号）142发电厂（机组）需要并网运行的，并网前必须签订并网调度协议。1、查评是否在并网调试90天前与电网公司调签订了并网调度协议1、与电网公司调签订的并网调度协议依据1 电网运行准则（DL/T 1040-2007）依据2 四川电力系统调度管理规程（川电调度200869号）143电气主接线及厂、站用电系统应按国家和电力行业标准满足电网的安全要求；110kV及以上变压器中性点接地方式必须经电网企业审批，并严格按有关规定执行。

5、1、现场查评电气主接线及厂、站用电系统是否符合国家和电力行业标准、满足电网的安全要求；2、查评110kV及以上变压器中性点接地方式是否已经过电网企业审批，并严格按有关规定执行。1、电气主接线及厂、站用电系统技术资料2、110kV及以上变压器中性点接地方式经电网企业审批的文件依据1 220-500kV变电所设计技术规程（DL/T 5218-2012）第四章 电气部份：第一节 主变压器和并联电抗器 第二节 电气主接线 第三节 站、所用电依据2 3-110kV高压配电装置设计规范（GB 50060-2008）依据3交流高压断路器参数选用导则（DL/T 615-1997）依据4 四川并网发电厂机网协调

6、安全稳定运行要求(试行)（川电调200633号）依据5 四川电力系统调度管理规程（川电调度200869号）14.1.4 依据6四川省电力公司反事故措施细则(试行)（川电生技200619号） 4并网发电厂与电网连接处断路器的遮断容量、故障清除时间和继电保护配置应当符合所在电网的技术要求。1、现场查评并网发电厂与电网连接处断路器的遮断容量、故障清除时间和继电保护配置是否符合所在电网的技术要求。1、并网发电厂与电网连接处断路器的遮断容量、故障清除时间和继电保护配置参数及技术资料依据1 四川省电力公司反事故措施实施细则（试行）（川电生计200619号） 第二部分 防止系统稳定破坏和机网协调事故 第六部

7、分 防止开关设备事故 第八部分 防止继电保护和直流系统事故5接地装置、接地引下线截面积应满足热稳定校验要求。主变压器和高压并联电抗器中性点应装有符合要求的接地引线。1、查评接地装置、接地引下线截面积是否满足热稳定校验要求。2、查评主变压器和高压并联电抗器中性点是否装有符合要求的接地引线。1、接地装置、接地引下线设计资料。2、主变压器和高压并联电抗器中性点接地技术资料。依据1 国家电网公司十八项电网重大反事故措施(修订版)（国家电网生2012352号）依据2 防止电力生产事故的二十五项重点要求（国能安全2014161号）依据3 四川省电力公司反事故措施实施细则（试行）（川电生计200619号）第

8、四部分 防止接地网和过电压事故6新投产的电气一次设备的交接试验项目应完整、合格。已投产的电气一次设备最近一次大修试验和预防性试验表明没有危及电网安全运行隐患。查评新投产的电气一次设备的交接试验项目是否完整、合格。已投产的电气一次设备最近一次大修试验和预防性试验表明是否有危及电网安全运行隐患。1、电力变压器试验项目(十六项)2、容量6000kW及以上的同步发电机及调相机试验项目 (二十一项)3、水轮发电机现场主要交接试验项目(十二项)4、水轮发电机启动试运行和性能试验项目(主要试验项目十九项)5、互感器试验项目(十三项)6、油断路器试验项目(十四项)7、空气及磁吹断路器试验项目(十二项)8、真空

9、断路器试验项目(六项)9、六氟化硫断路器试验项目（十四项)10、隔离开关、负荷开关及高压熔断器试验项目(六项)11、套管试验项目(五项)12、悬式绝缘子和支柱绝缘子试验项目(二项)13、电力电缆试验项目(七项)14、电容器试验项目(五项)15、避雷器试验项目(五项)16、接地装置试验项目17、六氟化硫封闭式组合电器试验项目(七项)18、绝缘油试验项目(十二项)19、最近一次大修试验和预防性试验报告依据1 电气装置安装工程电气设备交接试验标准（GB 50150-2006）依据2 水轮发电机基本技术条件（GB/T 7894-2009）依据3 进口水轮发电机(发电/电动机)设备技术规范（DL/T 7

10、30-2000）依据4 电力设备预防性试验规程（DL/T 596-1996）7新投产的发电机应具备防止振荡和失步给机组造成损坏的安全技术措施。现场查证新投产的发电机是否具备防止振荡和失步给机组造成损坏的安全技术措施。防止发电机振荡和失步的安全技术措施资料。依据1 电网运行准则（DL/T 1040-2007）依据2 电力系统安全稳定导则（DL 755-2001）依据3 四川省电力公司反事故措施实施细则（试行）（川电生技200619号） 第二部分 防止系统稳定破坏和机网协调事故依据4 四川并网发电厂机网协调安全稳定运行要求（试行）（川电调200633号） 依据5 四川电力系统调度管理规程（川电调2

11、00869号）8设计有进相功能的发电机应能进相运行，在不同有功功率下的进相范围（一般应在0.5Pn1.0Pn间取34点）的试验结果应报电网企业和调度机构。1、查证设计有进相功能的发电机是否能进相运行。2、在不同有功功率下的进相范围 （一般应在0.5Pn1.0Pn间取34点）的试验结果是否上报电网企业和调度机构。1、发电机进相运行试验报告。2、进相试验结果上报电网企业和调度机构的反馈函或上报登记。依据1 电网运行准则（DL/T 1040-2007）依据2 四川省电力公司反事故措施实施细则（试行）（川电生计200619号）第二部分防止系统稳定破坏和机网协调事故依据3 四川电力系统调度管理规程（川电

12、调200869号）依据4 四川并网水力发电机组启动投运前需完成相关性能试验的技术要求（川电建2006613号）9机组具备一次调频的功能。并能按所在电网有关发电机组一次调频运行管理规定的要求投入。应能满足电网对机组调整负荷准确性、负荷变化范围和负荷变化率的要求。1、查证机组是否具备一次调频的功能、并能按所在电网有关发电机组一次调频运行管理规定的要求投入。2、查证能否满足电网对机组调整负荷准确性、负荷变化范围和负荷变化率的要求。机组一次调频参数。依据1 电网运行准则（DL/T 1040-2007）依据2 防止系统稳定破坏和机网协调事故（川电生技200619号）依据3 四川并网水力发电机组启动投运前

13、需完成相关性能试验的技术要求（川电建2006613号）依据4 关于加强四川电网发电机组一次调频管理工作的通知（川电调2005142号）依据5 四川电网发电机组一次调频调度管理规程（川电调200775号）10新建200MW及以上机组、已运行的300MW及以上火电机组、40MW及以上水电机组应具备自动发电控制（AGC）功能。上述机组应与EMS系统进行AGC联调试验以确定合适的负荷变化范围和负荷变化率，并网后应能满足电网的调整要求。1、查证新建200MW及以上机组、已运行的300MW及以上火电机组、40MW及以上水电机组是否具备自动发电控制（AGC）功能。2、查证并网后能否满足电网的调整要求。1、新

14、建200MW及以上机组、已运行的300MW及以上火电机组、40MW及以上水电机组具备自动发电控制（AGC）功能的说明材料。2、上述机组与EMS系统进行AGC联调试验报告。依据1 电网运行准则（DL/T 1040-2007）依据2 四川并网水力发电机组启动投运前需要完成相关性能试验的技术要求（川电建2006613号）依据3 电力调度自动化系统运行管理规程（DL/T 516-2006）11电网要求配置的电力系统稳定器（PSS装置）应进行静态检查及动态投入试验。在机组负载试验时应计算机组有功功率振荡的阻力比，并出具相关的频率特性数据报告，当PSS装置具备投入条件时应报电网企业。在机组并网后相关参数发

15、生改变时也应及时进行PSS参数调整，并应再报电网企业。1、查证电网要求配置的电力系统稳定器（PSS装置）进行静态检查及动态投入的试验报告。2、查证在机组负载试验时计算机组有功功率振荡的阻力比，出具相关的频率特性数据的报告。3、查证当PSS装置具备投入条件时是否报告了电网企业。在机组并网后相关参数发生改变时是否及时进行PSS参数调整，并应再报电网企业。1、电力系统稳定器（PSS装置）静态检查及动态投入试验报告。2、在机组负载试验时计算机组有功功率振荡的阻尼比，出具的相关的频率特性数据的报告。依据1 大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件（DL/T 650-1998）依据2 大中型水轮发电机静止

16、整流励磁系统及装置运行、检修规程（DL/T 491-2008）依据3 四川省电力公司反事故措施实施细则（试行）（川电生技200619号）第二部分 防止系统稳定破坏和机网协调事故依据4 四川并网发电厂机网协调安全稳定运行要求（试行）（川电调200633号） 依据5 四川并网水力发电机组启动投运前需完成相关性能试验的技术要求（川电建2006613号）依据6 四川省电力公司 关于要求各并网电厂加强机组励磁系统、调速系统和同步相量测量装置运行管理（川电调2007111号）12100MW及以上容量发电机组调速系统的传递函数及各环节参数应报电网企业审核，参数变化时应及时再报电网企业审核。查证100MW及以

17、上容量发电机组调速系统的传递函数及各环节参数是否报电网企业审核，参数变化时是否及时再报电网企业审核。发电机组调速系统的传递函数及各环节参数报电网企业审核的批复文件。依据1 四川省电力公司反事故措施实施细则(试行)（川电生技200619号）第二部分 防止系统稳定破坏和机网协调事故依据2 四川电力系统调度管理规程（川电调200869号）依据3 四川并网水力发电机组启动投运前需完成相关性能试验的技术要求（川电建2006613号） 13100MW及以上容量发电机组励磁系统的传递函数（包括发电机、励磁机或励磁变、整流柜、自动励磁调节器在内的整体传递函数）及各环节参数经试验验证后报电网企业审核；当参数发生

18、改变时应及时再报电网企业审核。查证100MW及以上容量发电机组励磁系统的传递函数及各环节参数经试验验证后是否报电网企业审核；当参数发生改变时是否及时再报电网企业审核。发电机组励磁系统的传递函数及各环节参数经试验验证后报电网企业审核的批复文件。依据1 大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件（DL/T 650-1998）依据2 电力系统安全稳定导则（DL 755-2001）依据3 四川并网发电机网协调安全稳定运行要求（试行）（川电调200633号） 依据4 电网运行准则（DL/T 1040-2007）依据5 四川电网发电机励磁系统参数实测、PSS试验及建模研讨会议机要（川电调200730号）依据

19、6 四川省电力公司反事故措施细则（试行）（川电生技200619号）第二部分防止系统稳定破坏和机网协调事故14100MW及以上发电机并网和正常运行时，励磁系统必须投入自动励磁调节器运行，并应配有完善、可靠的失磁保护。1、现场查评100MW及以上发电机并网运行时，励磁系统自动励磁调节器是否投入运行。2、现场查评是否配有完善、可靠的失磁保护。1、励磁系统自动励磁调节器投入运行的证实材料。2、机组失磁保护技术资料。依据1 四川省电力公司关于规范发电厂计算机监控系统和机组励磁系统电压控制方式的紧急通知（川电调度200729号）依据2 关于印发的通知（川电调度2008102号）15110kV及以上的母线、

20、断路器、高压并联电抗器、联络变压器和线路保护装置及安全自动装置的配置选型必须经电网企业审定并能正常投入运行。1、查证110kV及以上的母线、断路器、高压并联电抗器、联络变压器和线路保护装置及安全自动装置的配置选型是否经电网企业审定2、现场查评110kV及以上的母线、断路器、高压并联电抗器、联络变压器和线路保护装置及安全自动装置运行状况。母线、断路器、高压并联电抗器、联络变压器和线路保护装置及安全自动装置的配置选型经过电网企业审定的审定文件。依据1 四川省电力公司反事故措施事实细则（试行）（川电生技200619号） 第二部分 防止系统稳定破坏和机网协调事故 第六部分 防止开关设备事故 第八部分

21、防止继电保护和直流系统事故16200MW及以上容量发电机组配置的高频保护、低频保护、过压保护、过励磁保护、欠压保护定值，应提供整定计算依据并经电网企业审批。与电网保护配合的发电厂厂内保护须满足电网配合的要求，继电保护定值必须认真执行定值通知单制度并与定值单相符。1、查评200MW及以上容量发电机组配置的高频保护、低频保护、过压保护、过励磁保护、欠压保护定值的整定计算依据2、查证保护定值的整定计算依据是否经电网企业审批。3、查证与电网保护配合的发电厂厂内保护是否满足电网配合的要求。4、查评继电保护定值是否认真执行并与定值单相符。1、发电机组配置的高频保护、低频保护、过压保护、过励磁保护、欠压保护

22、定值的整定计算依据2、保护定值的整定计算依据经过电网企业审批的批复文件。3、执行定值通知单制度。依据1 防止电力生产事故的二十五项重点要求（国能安全2014161号）依据2 国家电网公司十八项电网重大反事故措施（国家电网生（2012）352号）依据2 GB 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程依据3 继电保护及安全自动装置运行管理规程依据4 四川电网200kV及以上系统继电保护定值“四统一”管理规程的通知依据5 电网运行准则（DL/T 1040-2007）17对有可能危及电网安全运行的继电保护设备和系统安全自动装置，应按电网企业的要求及时进行设备改造工作。现场查评。依据1 四川

23、电力系统调度管理规程（川电调度200869号）依据2 GB 14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程 18调度自动化系统子站设备应满足调度自动化有关技术规程的要求，应与相关的能量管理系统（EMS）调试成功，所有远动信息已按要求接入EMS并能正确接收EMS的调整和控制命令，并与一次设备同步投入运行。1、查评远动等调度自动化相关设备调试报告。2、查评所有远动信息是否已按要求接入EMS并能正确接收EMS的调整和控制命令，并与一次设备同步投入运行。远动等调度自动化相关设备调试报告。依据1 电力调度自动化系统运行管理规程（DL/T 516-2006） 依据2 四川电力系统调度管理规程（川电调度

24、200869号）依据3 川电调度【2008】102号四川电力系统自动电压控制系统（AVC）功能规范（试行）的通知 依据4 电网运行准则（DL/T 1040-2007）19电力监控系统应能可靠工作，在与办公自动化系统或其他信息系统之间以网络方式互联时已采用了经国家有关部门认证的专用、可靠的安全隔离措施。电力监控系统不得与互联网相连，并严格限制电子邮件的使用。现场查评电力监控系统可靠性。与其他信息系统之间是否有专用、可靠的安全隔离措施。电力监控系统资料。依据1 电力二次系统安全防护规定 (原电监会5号令)依据2 电力二次系统安全防护总体方案（原电监会200834号）依据3 四川电网二次安全防护重点

25、工作要求（川电调度88号）20电厂至电网企业的调度部门必须具有两个及以上可用的独立通信通道。现场查评电厂至电网企业的调度部门是否有两个以上可用的独立通信通道。调度通信系统资料。依据1 电网运行准则（DL/T 1040-2007）依据2 电力系统技术导则（SD131-1984）依据3 四川电力系统调度管理规程（川电调200869号）21通信设备供电电源应稳定可靠并且交流备用电源能自动投入。当交流电源中断时，通信专用蓄电池单独供电时间应能保持12小时。1、现场查评通信设备供电电源的稳定可靠性，交流备用电源能否自动投入。2、当交流电源中断时，通信专用蓄电池单独供电时间是否能保持12小时。1、通信设备

26、专用蓄电池参数资料。2、交流备用电源自动投入控制资料。依据1 电力系统通信管理规程（DL/T 544-2012） 依据2 电网运行准则（DL/T 1040-2007）22电厂升压站二次用直流和机组直流系统的设计配置应符合电力工程直流系统设计技术规程（DL/T5044-2004）的技术要求；蓄电池的放电容量应符合电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程（DL/T724-2000）的技术要求。1、现场查评电厂升压站二次用直流和机组直流系统的设计资料2、现场查评蓄电池的参数资料。1、电厂升压站二次用直流和机组直流系统的设计资料2、蓄电池的参数资料。依据1 电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护

27、技术规程（DL/T 724-2000）依据2 电力工程直流系统设计技术规程（DL/T 5044-2004）依据3 国家电网公司发电厂重大反事故措施（试行）（国家电网生2007883 号）依据4 防止电力生产事故的二十五项重点要求（国能安全2014161号）23电厂的运行值长及有权接受调度命令的值班人员，应全部经过调度管理规程的培训，并经考核合格。现场抽查5名有权接受调度命令的值班人员的调度管理规程培训考核合格。1、电厂的运行值长及有权接受调度命令的值班人员经过调度管理规程的培训并经考核合格的证明材料。依据1 电网运行准则（DL/T 1040-2007）依据2 四川电力系统调度管理规程（川电调2

28、00869号）24并网电厂应有完善的保厂用电措施，在失去外来电源时应具备自启动能力。查评是否有完善的保厂用电的组织措施、技术措施、防事故预案和黑启动方案。1、保厂用电的有关措施。2、黑启动方案。依据1 电网运行准则（DL/T 1040-2007）依据2 四川电力系统调度管理规程（川电调200869号）评 分 项 目序号评价项目标准分查评方法资料清单评分办法依 据1电气一次设备13051.1发电机、高压电动机及高压变频器3351.1.1发电机定子、转子及其附件应紧固良好，无影响安全运行的缺陷，无局部过热等问题。发电机运行时振摆应无异常现象。201、现场检查发电机定子、转子及其附件紧固情况2、现场

29、检查发电机定子、转子其附件发热监视记录3、查阅检修、缺陷及消缺记录4、检查设备巡视记录及值班记录及其完整性1、安装交接、检修缺陷记录表2、设备巡视记录及值班记录表有紧固不良、局部过热问题,视严重程度扣分30100%记录表不全，每有一项扣分50%。记录不全，填写不正确，每项扣10%。依据1 隐极同步发电机技术要求GB/T 7064-2012 3.14/3.19.3 依据2水轮发电机基本技术条件 （GB/T 7894-2009）依据3 DL/T 817-2002 5.2.1/5.2.2 依据4国家电网公司发电厂重大反事故措施（试行）（国家电网生2007883 号）1.1.2检查发电机定子绕组端部线

30、圈的磨损紧固情况，200MW及以上汽轮发电机定子绕组端部大修时应进行振型模态试验，对于模态试验不合格的发电机应进行端部结构改造。200MW以下汽轮发电机以及水轮发电机发现定子绕组端部存在磨损情况时也应进行该试验。201、在新机交接、大修、受到短路冲击、更换线棒、改变定子绕组端部固定结构或必要时，应对定子绕组端部进行动态特性测量2、查阅发电机检修记录，确定发电机定子绕组端部是否存在磨损情况 3、检查发电机定子绕组端部振型模态试验报告 1、发电机检修缺陷记录2、发电机定子绕组端部振型模态试验报告发电机定子绕组端部线圈出现磨损情况,视严重程度扣分2050%；无试验报告，扣分50%；试验发现问题,但未

31、采取措施,扣分50%。依据1 JB/T 8990-1999 依据2 DL/T 735-2000 依据3 GB/T 20140-2006 1.1.3发电机整体绝缘状况：定子绕组绝缘电阻及吸收比或极化指数、直流耐压及泄漏电流、交流耐压试验、直流电阻、转子绕组的绝缘电阻、直流电阻、交流耐压试验、交流阻抗和功率损耗、轴电压测试、定子铁芯磁化试验等，上述试验结果是否完整、合格，是否超期。201、新投机组（尚未大修）查阅发电机交接试验报告的完整性和数据的正确性。2、运行机组查阅发电机预防性试验报告的完整性和数据的正确性。3、经过大修的发电机查阅最近一次大修试验报告的完整性和数据的正确性，试验周期是否合理。

32、发电机交接或大修试验报告试验结果是否符合交接或预试标准，任一项超出标准而未处理不得分；项目不全扣分2040%；预试超周期扣分2040%。依据1电力设备预防性试验规程（DL/T 596-1996）依据2 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准（GB/T 50150-2006）依据3 发电机定子铁心磁化试验导则（GB/T20835-2007）1.1.4对于累计运行时间20年以上且运行或预防性试验中绝缘频繁击穿时应进行发电机定子绕组绝缘老化鉴定试验。新机投产后第一次大修时可对定子绕组绝缘进行非破坏性试验，以便今后对比分析。15查阅发电机定子绕组绝缘老化鉴定试验报告发电机定子绕组绝缘老化鉴定试验报告对

33、于累计运行时间20年以上且运行或预防性试验中绝缘频繁击穿时未进行发电机定子绕组绝缘老化鉴定试验，该项不得分；试验发现问题，但尚未采取措施，如全部或部分更换线圈，扣2050%。依据1 发电机环氧云母定子绕组绝缘老化鉴定导则（DL/T 492-2009）依据2 电力设备预防性试验规程（DL/T 596-1996）1.1.5发电机组新机上网时应进行发电机性能考核试验（如温升试验、效率试验和参数试验等）。151、查阅发电机性能考核试验报告1、发电机温升试验报告、效率试验报告、参数试验报告未进行温升试验扣30%、未进行效率试验扣30%、未进行参数试验扣40%。依据1 四川并网水力发电机组启动投运前需完成

34、相关性能试验的技术要求（川电建2006613号）依据2 GB/T 5321-2005依据3 GB/T 1029-2005 1.1.6加强对200MW及以上大型汽轮发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管接头等处绝缘的检查。对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量，不合格的应及时消缺。对于200MW以下的汽轮发电机和大型水轮发电机也可对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量。151.检查定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量试验报告 2.查阅发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管接头等的检修记录1、定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量试验报告2、检修记录发现发电机环形接线、过渡引线、鼻部

35、手包绝缘、引水管接头等存在缺陷，未处理者，扣2050%；定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量试验未进行，扣5080%。依据1 电力设备预防性试验规程（DL/T 596-1996）依据2 防止电力生产事故的二十五项重点要求（国能安全2014161号）1.1.7绕组、铁芯、集电环、冷却气体、内冷却水等的运行温度应正常，满足 DL/T 751-2001和GB 755-2008有关运行温度的规定。201、现场查阅绕组、铁芯冷却介质运行温度记录2、现场查阅设备异常及缺陷消缺记录3、现场查阅运行巡视记录1、绕组、铁心、集电环、冷却介质温度运行记录表单2、设备运行异常及缺陷记录表单存在超过允许值，视严重程度

36、扣分30100%；记录不全或不真实、正确，每一项扣10%。依据1 GB/T 7064-2012依据2 水轮发电机基本技术条件（GB/T 7894-2009） 依据3 国电发（1999）579号 汽轮发电机运行规程 依据4 DL/T 751-2001 依据5 GB 755-2008 1.1.8护环、风扇、滑环和转子锻件等旋转部分有无裂纹、位移、腐蚀等异常问题。151、查阅设备安装交接金属检验；超声波探伤报告2、查阅运行及巡视记录3、查阅检修及设备缺陷报告1、金属检验超声波探伤报告2、运行监测巡视表单3、设备检修缺陷记录册1、若有裂纹、位移、腐蚀等问题，不得分2、监测及记录不完全视情况扣1030%

37、依据1 DL/T 438-2009 依据2 水电部（88）电生火字第21号文附件汽轮机和发电机转子检查工作交流会会议记要 一条/二条/三条/四条 依据3 水电部（86）电生火字第193号文附件1 四条 依据4 DL/T 817-2002 1.1.9氢冷发电机的氢压、氢纯、氢中含氧量、氢气湿度和漏氢量是否合乎要求；是否存在密封油向发电机内泄漏的问题。151、现场查阅设备交接氢气检测品质指标记录，密封试验记录2、查阅运行表单及缺陷记录1、氢气取样检测报告；安装密封试验报告2、运行记录表单巡检记录表单3、缺陷记录薄1、存在低氢压运行扣分3050%；存在氢纯、氢中含氧量和漏氢量不合要求，则视严重程度扣

38、分50100%；若氢湿度经常达不到要求或严重超限不得分，有时达不到要求扣分50%2、若存在密封油向发电机内泄漏的问题，则视严重程度扣分50100%依据1 隐形同步发电机技术要求（GB/T 7064-2008）依据2 汽轮发电机运行规程（DL/T1164-2012） 依据3 DL/T 607-1996 4.3.2/4.3.3 依据4 DL/T 651-1998 5/5.1/5.2/ 依据5 国家电网公司发电厂重大反事故措施（试行）（国家电网生2007883号）1.1.10水冷发电机内冷却水的水质、压力、流量等应合格，空冷式发电机冷却器、油槽冷却器及重要管路应无渗漏。151、现场检查冷却水的各项指

39、标应符合规范要求2、现场查阅运行记录表单。3、现场查阅缺陷记录1、机组运行记录表单2、巡视记录表单3、缺陷记录册1、冷却水各种措施指标若不合乎要求视严重程度扣分30100%2、记录表单不全或填写不正确每项扣分10%依据1隐形同步发电机技术要求（GB/T 7064-2008）5.5.5 依据2水轮发电机基本技术条件（GB/T 7894-2009） 依据3 汽轮发电机运行规程（国电发1999579号）依据4 DL/T 801-2010 依据5 国家电网公司发电厂重大反事故措施（试行）（国家电网生2007883号）1.1.11防止发电机损坏事故的措施,防止发电机非全相运行和非同期并网事故的反措是否已

40、经落实，若参与调峰运行，是否采取了必要的技术措施。151、查阅反措内容及落实情况，是否经过演练2、参与调峰的技术措施内容1、反措内容书面文本2、调峰技术措施无反措或措施不全视情况扣分30100%。依据1隐形同步发电机技术要求（GB/T 7064-2008）3.11/3.16依据2 水轮发电机基本技术条件（GB/T 7894-2009）依据3 汽轮发电机运行规程（DL/T1164-2012） 依据4 DL/T 751-2001 依据5防止电力生产事故的二十五项重点要求（国能安全2014161号）1.1.12有关防止异物进入发电机内、防止内冷水路堵塞或泄漏、防止发电机和封闭母线等处氢爆炸着火等的技

41、术措施是否已经全面落实。151、查阅运行规程、检修规程中相关技术措施内容2、现场查阅检修和设备缺陷记录3、检查技术措施落实情况1、运行规程2、检修试验规程3、设备缺陷及消缺记录1、无技术措施或措施不完全视情况扣分2、有措施未落实视落实情况扣分。依据1 水电部（86）电生火字第193号发电机反事故技术措施文附件1 五条/九条 依据2 能源部电发（1990）14号发电机组反事故技术措施补充规定文附件2 11/15 依据3 水电部（87）电生火字第8号防止国产氢冷发电机封闭母线爆破事故技术措施文附件 一条/二条/三条/四条/五条/六条 依据4 防止电力生产事故的二十五项重点要求（国能安全201416

42、1号）1.1.13轴承等各部位的振动应合格；各轴承的运行温度应在允许范围内。151、查阅运行规程2、现场检查运行表单有无振动和温度的相关记录3、查阅检修消缺和设备缺陷记录1、运行规程2、运行表单和巡视记录3、设备消缺、检修和缺陷记录1、若超过允许值，视严重程度扣分30100%。2、记录不全或不规范酌情扣分。依据1 GB/T 7064-2008 3.19 依据2 水轮发电机基本技术条件（GB/T 7894-2009） 依据3汽轮发电机运行规程（DL/T1164-2012） 依据4 水轮发电机运行规程（DL/T 751-2001）1.1.14发电机转子是否存在接地或匝间短路,是否采取了相应的防范措

43、施。151、查阅运行规程，有关防范措施章节2、查阅检修和缺陷记录1、运行规程2、检修消缺记录3、缺陷记录4、运行记录1、有接地扣分30%。2、有匝间短路，视严重程度扣分30100%。3、若发生接地或匝间短路，且未采取相应的防范措施不得分。依据1汽轮发电机运行规程（DL/T1164-2012） 依据2 DL/T 751-2001 依据3防止电力生产事故的二十五项重点要求（国能安全2014161号）1.1.15发电机单相接地故障电容电流是否超过DL/T620交流电气装置的过电压保护和绝缘配合规定值，是否采取了相应处理措施。151、查阅发电机定子绕组单相接地电流试验数据2、查阅发电机单相接地故障采取的处理措施。发电机定子绕组单相接电流试验数据