1、总则
1.1凡参与启动调试和运行的各单位人员必须认真学习“电业安全工作规程”及上级有关安全生产的文件和指示，认真贯彻电力工业“安全第一，预防为主”的方针，确保鲤鱼江#2发电机启动试运工作中不发生人身和设备事故；
1.2严格执行各级安全责任制，各单位做到每一项工作都有安全责任人。在高压试验工作中严格执行监护制度；
1.3加强对发电机、主变压器、主开关等主要电气设备制造和安装质量的监督和检查验收，将设备缺陷消除在试运和投产之前；
1.4严格执行“两票三制”，杜绝一切违章操作；
1.5严格执行“安规”着装要求，进入现场施工必须戴好安全帽，工作中不准穿高跟鞋、披长发、穿化纤衣服。
2、主要电气设备
2.1发电机启动前
2.1.1必须严格按照制造厂提供的图纸和技术文件进行安装，确保安装质量良好；
2.1.2必须严格按照电气设备交接试验标准《GB50150-91》的要求和制造厂的有关技术文件完成所有交接试验，试验结果准确无误；
2.1.3制造厂应该提供定子端部固有频率数据，并应该远离94～115周的频率范围；
2.1.4发电机转子风道检查试验结果应与制造厂提供的数据相近或符合JB/T6229-92的限制要求，确认风道无堵塞；
2.1.5发电机氢气纯度、湿度以及进气温度符合制造厂的规定；
2.1.6发电机定子冷却水必须各项指标合格，进水温度符合制造厂的要求；
2.1.7发电机密封瓦安装符合制造厂要求，平衡阀、压差阀要能自动投入，动作灵活可靠，压差在规定范围内。氢侧回油必须畅通，端盖外部油管都应留有坡度，避免管路弯曲和管径的较大改变，端盖内部的回油腔和回油孔的尺寸必须足够大，特别要��除里面的杂物，防止密封油进入发电机内部；
2.1.8发--变组出口断路器要严格防止非全相拉合闸，失灵保护要可靠投入；
2.1.9发电机气体置换宜采用CO2作为中间气体，禁止采用抽真空的办法进行气体置换；
2.1.10发电机转子上的平衡螺丝、平衡块、风扇固定螺丝、引线固定螺丝不得有任何松动或未锁紧现象，安装前必须逐个仔细检查。
2.1.11发电机负序保护必须可靠；
2.1.12发电机定子内冷水回路应该有反冲洗装置；
2.1.13氢气冷却器的严密性试验、定子单独气密性试验、定子水回路的气密性试验均应合格；
2.1.14发电机轴承绝缘要符合制造厂的规定；
2.1.15用于保护和试验的转子槽楔上的通风孔堵塞物必须全部拔掉，保证无一遗留；
2.1.16发电机定子封闭前，应该使用大功率吸尘器清理内部，保证机内无任何机械杂物遗留；
2.1.17发电机刷架、电刷及外罩的安装符合制造厂的技术要求，特别要注意调整好各处的间隙，电刷在刷盒中应能自如活动，电刷的压力应为0.015～0.020Mpa，且各处均匀；刷架和底座间的绝缘电阻不得低于11M%u3A9；
2.1.18轴承和密封装置的通油清洗工作要持续较长时间，确认油系统能保持正常运转，并检查轴瓦和密封瓦无杂物，瓦面无磨损和划伤；
2.1.19机组启动前必须结束与机组启动直接相关的土建工程，并保证交通畅通、照明充足、发电机各控制系统、监控装置、信号装置、保护装置均已调试完成并投入运行；各种安全设施和消防设施完备，密封油压调整到规定的范围；氢气冷却器通水，进水温度在容许的范围内，发电机充氢至额定氢压，定子冷却水循环，水压、水温均合格，水质符合要求；
2.2发电机启动和启动试验
2.2.1发电机启动前必须结束发--变组一、二次以及线路上的所有的安装工作，一次线必须相序鲜明，各项安装技术指标符合相关规定；
2.2.2发电机定子冷却水泵连锁试验，发--变组保护联跳汽机信号静态试验及断水保护试验合格，定子冷却水正常投入运行；
2.2.3发--变组出口开关、灭磁开关、6kV母线工作电源开关的拉合试验合格；
2.2.4励磁系统连锁试验合格；
2.2.5发电机定子、转子、励磁轴承、汇水管及各测温元件绝缘电阻合格；
2.2.6发电机在升速、定速过程中必须严格监视各轴承的振动情况；注意发电机内部有无异常声音，升压以后要监视三相电压是否平衡，发电机内部是否有放电的声音，滑环和炭刷有无异常火花等；
2.2.7升速过程中发电机不得在机组临界转速附近停留；
2.2.8转子达到额定转速后应检测轴承的振动情况，检查轴承和密封油装置的回油温度和瓦温；检查发--变组相序与电网的相序是否一致；检查定子冷却水和氢气冷却器、油水冷却器的二次水循环情况；
2.2.9发电机机组启动达到正常的要求后，在冷却介质处于额定参数下进行相关的调试工作，调试工作应该按照批准的方案尽快完成；
2.3发电机并网和试运行
2.3.1发电机并网前必须完成所有的电气试验，所有保护装置都应调试完毕并投入运行；
2.3.2发电机两端汇流管顶部放气管连通并放掉气泡，氢冷器水路同样应该放掉顶部气泡；
2.3.3发电机定子机座接地，转子大轴接地；
2.3.4发电机使用准同期并列方式并入电网；
2.3.5经启动委员会下达并网令后才能进行并网操作，并核对模拟图，确认发--变组一次回路各刀闸开关位���正确，并应对操作盘面进行全面检查；同期开关位置应该正确；
2.3.6发电机并网后在低负荷下进行定子电流平衡性，发电机振动检查等，检查并确认发电机油系统、冷却水系统、氢系统运行正常，确认发电机定子线圈、铁心、瓦温轴温是否正常；
2.3.7发电机运行中各监视量均应该按照运行规程和现场的有关规程进行记录；
2.3.8确认发电机内氢压高于冷却水压力；
2.3.9发电机负荷增减率一般遵循制造厂的规定；
2.3.10发电机在定子电压变动，功率因数变动、短时过负荷、短时过电压运行时所允许的视在功率、定子电流、励磁电压等均应该遵循制造厂的规定；
2.3.11试运期间发电机不得失磁异步运行，但在事故条件下当励磁系统故障后在60秒内应该将负荷降低到额定值的60％，在此后的90秒内降至40％，运行时间不得超过15分钟，如不能恢复立即切机；
2.3.12要切实保障发电机定子冷却水的水量和水压，冷却系统发生故障时，在发电机定子绕组充满水的情况下，断水时间不得超过30秒，30秒内备用泵不能投运应立即压负荷并切机；
2.3.13发电机应在额定氢压下运行，降低氢压运行时带的负荷和运行时间安制造厂规定；
2.3.14发电机氢气表压不得超过0.32MPa；
2.3.15试运期间一般不采取进相运行方式，当母线电压过高而且通过其他途径无法解决时允许发电机进相运行，但功率因数不得超过0.95（超前）；
2.3.16发电机负序电流不得超过额定电流的10％，且每相电流不得超过额定值；
2.3.17事故情况下负序电流平方与持续的时间的积不得超过10，负序保护必须按此整定并作用与切机；
2.3.18整个试运期间必须严密监视发电机各系统的运行情况，如有异常须立即报告；发生的一切异常和事故由当值值长统一指挥处理；
2.3.19 168小时试运行满后停机，并按照相关规定进行全面处理和消缺；
2.3.20发--变组保护全投；
2.4变压器
2.4.1大型变压器在安装前应测定密封气体的露点以判断固体绝缘中的含水情况；须严防安装中进水；要特别注意高于储油罐油面的部件，如套管顶部、安全气道、储油柜顶部和呼吸管道等处的密封并应进行相应检查试验；
2.4.2变压器本体及冷却系统各连接部位的密封性能是防止渗油和受潮的关键部位，密封垫应采用优质耐油橡胶或其他材料；
2.4.3冷却器和潜油泵在安装前应该按照制造厂的安装说明书逐台进行检漏试验，必要时解体检查；
2.4.4变压器投入运行前要特别注意排尽内部的空气，如套管升高座、油管中的死区，冷却器顶部等处都应多次排除残存气体。强油循环变压器在安装完毕投运前应该启动全部冷却设备使油循环以便气体全部逸出；
2.4.5轻瓦斯保护发出信号时，要及时取气进行检验，并取油作色谱分析；
2.4.6合理控制上层油温；
2.4.7冷却系统故障时，容许的负荷和时间遵照制造厂的规定；
2.4.8变压器保护装置必须可靠；瓦斯保护要调整正确；
2.4.9跳闸电源须可靠，当变压器发生出口或近区短路，要确保开关正确跳闸；
2.4.10变压器在投运前必须完成全部交接试验并合格，包括局放试验；变压器冲击合闸时中性点须可靠接地；
2.4.11变压器的允许运行方式和送、停电操作均需遵循现场运行规程和制造厂的规定；
2.4.12变压器周围应该设置完善的消防设施；
2.4.13试运行期间要经常监视变压器的运行情况，特别是主变压器和启动变压器的运行情况更要加强加查和巡视，变压器的油枕、套管、散热器、潜油泵、大盖结合面、阀门、连通管等是否渗油；上层油温是否正常；硅胶油无变色；瓦斯继电器充满油，连接门打开；各组潜油泵油流正常，各风扇及油泵应无金属摩擦声，运转方向正确；大风时，引线应无剧烈摆动和松动脱扣现象，变压器和套管顶部及汇流排上应无杂物；雷雨时，各处和各部件不应有放电的痕迹，陶罐、瓷瓶应无异常的放电声；变压器外壳应接地完好等；
2.4.14试运行期间变压器的操作遵循现场运行规程；
2.4.15变压器运行期间发现异常情况应立即报告值长，由值长进行统一处理；
2.5高压开关
2.5.1国产高压开关在安装前应解体检查各部件的尺寸和部件是否齐全，内部是否清洁；SF6开关必要时对灭弧室进行解体，如不解体应进行耐压试验；
2.5.2新安装的开关必须按照GB50150-91电气设备交接试验标准的要求进行试验并合格；
2.5.3各种开关在安装后必须测量分合闸速度，并符合要求；
2.5.4主开关安装后期相间及同相各断口间的同期性必须用示波器进行测量并��合要求；
2.5.5对于安装在小车式开关柜内的开关，在推入柜内前，必须检查机械闭锁是否可靠，开关是否处于断开位置；在推出开关柜时，必须先断开开关，防止带负荷拉开关；
2.5.6对110kV级以上开关的绝缘拉杆，在安装前必须先进行检查，不得有开裂、起皱、接头松动以及超过允许限度的变形，必须进行直流泄漏和工频耐压试验；
2.5.7开关操作机构安装后，应检验30%~60%额定电压下操作机构的脱扣器动作是否可靠，在80%~85%额定操作电压下，合闸线圈的接触应动作灵活；
2.5.8必须预防直流电源故障引起开关拒动及烧损事故，直流操作电源应保证开关合闸电磁线圈通电时的端子电压不得低于高压开关标准中的要求，即合闸线圈端子电压，在关合电流小于50kA（峰值）时不得低于额定操作电压的40%；在关合电流大于或等于50kA（峰值）时不得低于额定操作电压的35%；并均不得高于额定操作电压的110%；
2.5.9高压开关安装时要采取措施防止开关进水受潮，要检查雨帽盖上有无沙眼，应加装防水帽；
2.5.10安装高压开关时要防止开关机构的损伤，各种瓷件的联接和紧固应均匀用力；调整开关时应用慢分、慢合检查有无卡涩。各种弹簧及缓冲机构应调整和使用在其允许的拉伸和压缩限度内；
2.5.11新装SF6开关设备必须严格按照部颁SF6气体及全封闭组合电器变电站技术条件管理导则及规定执行；防止SF6开关漏气、闪络及污染；
2.5.12在试运行期间采用红外成像仪检测升压站所有开关设备的接头部位（含变压器出现套管）的温度，发现异常及时处理；
2.6互感器
2.6.1新安装的互感器投运前除了完成交接试验项目以外，还应该测量油色谱和微水，CT绕组要测量主绝缘的介损和电容量；PT绕组要测量主绝缘的介损，同时还应进行1.5倍（中性点接地系统）额定电压下的空载电流测量，其值不应该大于最大允许电流；
2.6.2新安装的互感器投运前要仔细检查密封和油位状况，有渗油的互感器不得投运；
2.6.3电流互感器一次端部引线的接头要保持接触良好，并有足够的接触面积，防止接触不良产生过热性故障；
2.6.4为防止铁磁谐振和操作过电压烧毁电压互感器，在系统运行方式和倒闸操作上应避免有断口电容的开关带电磁式电压互感器的空母线，如运行方式不能满足要求则应该采取可靠措施保证6kV��电过程中不产生铁磁谐振；
2.6.5在安装互感器时要注意检查电压互感器的高压线圈X端和电流互感器的电容末屏是否与接地网可靠联接，避免出现悬空和假接地现象；
2.6.6互感器要有防潮措施；
2.6.7在发现运行中的互感器冒烟时应该迅速切断有关电源；
2.6.8互感器运行中油色谱分析达到注意值时（氢150ppm、总烃100 ppm、乙炔3 ppm）应该进行追迹分析，查明原因；
2.7避雷器
2.7.1 110kV及以上采用的氧化锌避雷器应严格按照规程测量避雷器直流参考电压和0.75倍直流参考电压下的泄漏电流，且应该符合标准规定；为了便于以后对比，在按规程必须测量运行电压下的总电流、阻性电流的同时，应该测量其工频参考电压；
2.7.2对避雷器底座的绝缘状况进行检查，要有防水受潮措施或有排水措施，以防止冬季结冰造成底座损坏；
2.7.3对于FZ和FCD避雷器，一般情况下不应该进行工频放电电压试验；

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