火力发电厂安全性评价依据电气一次设备部分.docx

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火力发电厂安全性评价依据电气一次设备部分

电气一次设备

3.3.1发电机

3.3.1.1本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。

【依据1】《隐极型同步电机技术要求》（GB/T7064—2008）。

4.16突然短路

用外部方法将短路时相电流限制到不超过三相突然短路所产生的最大相电流值，则电机在额定负载和1.05倍额定电压下运行时，应能承受出线端任何形式的突然短路而不发生导致立即停机的有害变形。

如果供需双方同意要在新电机上做空载突然短路试验，应在耐电压试验结束后按下列要求进行：

与系统直接连接的电机，在空载额定电压下于出线端进行三相突然短路试验。

通过变压器、电抗器（通常经分相隔离母线）接至电网的发电机，经供需双方同意可在发电机出线端降低电压进行突然短路试验，使在此电压下产生的电流相当于运行时在变压器高压侧三相变然短路产生的短路电流。

突然短路试验后如无需修理或对定子绕组稍加补修并能经受附录E表E1中规定的耐电压值的80%，试验就认为合格。

稍加补修是指对端部绕组支撑和绝缘略加维修，但不能更换线圈。

注：

发电机运行时若近端发生短路或远端故障切除，重合闸或误同期均能引起异常大的电流和力矩。

此时，为谨慎起见需彻底检查发电机，尤其是定子绕组，为避免以后由振动引起的进一步损坏，在电机重新投运前应消除任何紧固件或填充物的松弛。

同时应检查联轴器螺钉、联轴器和轴可能发生的变形。

【依据2】《国家电网公司发电厂重大反事故措施》（国家电网生技[2007]883号）

11.1防止定子绕组端部松动引起相间短路

200MW及以上发电机安装或大修时应检查定子绕组端部的紧固、磨损情况，并进行模态试验，试验不合格（振型为椭圆、固有频率在95Hz-112Hz之间）或存在松动、磨损情况应及时处理。

多次出现大范围松动、磨损情况应对发电机端部结构进行改造。

【依据3】《大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评定》（DL/T735—2000）。

7评定准则

7.1绕组端部整体模态评定

7.1.1新机交接时，绕组端部整体模态频率在94～115Hz范围之内为不合格。

7.1.2已运行的发电机，绕组端部整体模态频率在94～115Hz范围内，且振型为椭圆，应采取措施对绕组端部进行处理。

7.1.3已运行的发电机，绕组端部整体模态频率在94～115Hz范围内，振型不是椭圆，应结合发电机历史情况综合分析；若绕组端部磨损严重或松动，应及时处理并复测模态；若无明显磨损，应加强监视，在具备条件时对绕组端部进行处理。

7.2线棒鼻端接头、引出线和过渡引线的固有频率评定

7.2.1线棒鼻端接头、引出线和过渡引线的固有频率在94～115Hz范围之内为不合格。

7.2.2已运行的发电机，个别线棒鼻端接头、引出线和过渡引线的固有频率在94～115Hz范围内，应结合发电机历史情况综合分析处理。

7.3相邻两次试验的结果对比

模态振型和频率有明显差异时应对绕组端部固定结构进行检查处理。

在频率响应函数的幅频特性曲线上，94～115Hz范围内的固有频率点，幅值有明显增大时，应进行加固处理。

【依据4】《透平型发电机定子绕组端部动态特性和振动试验方法及评定》GB/T20140-2006

6评定准测

6.1固有频率及模态试验

6.1.1线棒、引线固有频率和端部整体的椭圆固有频率避开范围见表1。

表1透平型发电机定子绕组端部局部及整体椭圆固有频率避开范围

额定转速/（r/rim）

支撑形式

线棒固有频率/Hz

引线固有频率/Hz

整体椭圆固有频率/Hz

3000

刚性支撑

≤95，≥106

≤95，≥108

≤95，≥110

柔性支撑

≤95，≥106

≤95，≥108

≤95，≥112

6.1.2整体椭圆固有频率不满足表1规定的发电机，应测量运行时定子绕组端部的振动（评定准则见6.2）。

局部固有频率不满足表1规定的发电机，对于新机应尽量采取措施进行处理，已运行的发电机应

结合历史情况综合分析处理。

【依据5】《防止200、300MW汽轮发电机定子绕组端部发生短路的技术改进措施》（能源部电发［1991］87号文附件2）。

一、提高发电机端部线圈固定性的改进措施：

（1）200MW汽轮发电机定子端部采用18块压板的老式固定机组，应结合近期大修在鼻端采用组合楔块加切向支撑板（俗称小扁担）和绝缘支架间增设切向横梁与绑扎的加固措施。

（2）为了能承受短路电流的冲击，定子端部绝缘制造厂应采用性能良好、检验合格的环氧玻璃丝布层压板或其他新型绝缘材料，做到不变形和不撕裂。

（3）为了加强引线的固定性，对于引线过长、支撑点较少的固定结构，制造厂在设计施工中必须在引线上增设支撑梁（俗称盲肠段）的固定措施。

（4）发电机端部过渡引线轴向、横向加固较薄弱的机组，制造厂应采取有效的紧固措施。

（5）发电机弓形连接线应采用绝缘夹板的加固方式，制造厂还应采用其他可靠的固定措施。

（6）发电机端部及引线必须躲开100Hz固有频率，并将测量数据提供给用户，以便定期监测核对。

改型后的发电机，制造厂家在能源部指定的运行电厂中对端部引线等关键部位进行不同运行方式下的振幅及频率测量、测量结果必须在规定的范围内。

（7）发电机定子绕组槽口垫块与绕组接触面间，制造厂必须垫以涤纶毡并要求用涤玻绳绑紧。

对于已出厂的口部垫块与绕组之间无涤纶毡的机组，大修中电厂必须尽快采用相应有效措施，防止垫块磨损绝缘造成事故。

3.3.1.1.2本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。

【依据1】《国家电网公司发电厂重大反事故措施》（国家电网生技[2007]883号）

11.10防止发电机定子铁心损坏。

结合发电机检修对定子铁心进行检查，发现异常现象，应结合实际情况进行发电机定子铁心诊断试验（ELCID），或温升及铁损试验，检查铁心片间绝缘有无短路以及铁心发热情况，查找缺陷原因，并及时进行处理，禁止带缺陷长时间运行。

【依据2】《发电机反事故技术措施》（水电部［86］电生火字第193号文附件1）。

三、防止定子铁芯烧损

1.检修中应采取措施保护铁芯不受碰撞损伤，膛内保持清洁。

特别要防止将焊渣、工具及其他金属物遗留在发电机内，短路铁芯，损坏绝缘，引起接地故障。

2.发电机系统中有一点接地时，应立即查明接地点。

如接地点在发电机内部，应立即停机，将其消除。

对绝缘已老化或严重磨损的发电机，其定子接地保护，经主管省局批准，原作用于信号的也可作用于跳闸。

3.新机投产前和旧机大修中都应注意检查定子铁芯压紧情况以及压指有无压偏情况。

特别是两端齿部，如发现有松弛现象，必须处理后方能投入运行。

交接中或对铁芯绝缘有怀疑时，均应进行铁损试验。

4.运行中的发电机，如铁芯温度显著升高，应及时查明原因，抓紧处理，防止铁芯损坏。

5.10万kW及以上的发电机应尽可能装设100%的接地保护。

3.3.1.1.3本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。

【依据】《防止200、300MW汽轮发电机定子绕组端部发生短路的技术改进措施》（电发［1991］87号文附件2）。

二、提高发电机手包引线绝缘部分的绝缘强度，制造厂在设计、材料使用及工艺上应采取下列改进措施：

（1）对于已出厂的采用沥青云母绝缘结构及目前厂内采用玻璃丝黄蜡带的发电机，由于上述二种绝缘性能不好，有关发电厂和制造厂应抓紧更换为环氧粉云母绝缘，并严格做到边包边刷无溶剂胶的措施，同时采用有效的烘焙工艺。

（2）手包引线绝缘与模压绝缘处，施工时应严格按工艺规定施工，绝缘搭接良好，模压绝缘要做成有一定尺寸的锥体外形。

（3）引出线接头间距离设计时应规定适当尺寸，保证施工后不出现接头间距离过小的问题。

三、加强鼻部绝缘，制造厂应采取如下改进措施：

（1）应采用二种规格带凸轮的绝缘盒，防止绝缘盒缝口在运行中进油及涤玻绳滑落到绝缘盒边缘处的不良现象。

（2）伸入绝缘盒内的模压绝缘应制成一定锥体形状，施工时绝缘搭接面尺寸严格按设计要求施工。

（3）引水管水接头处的绝缘也应按设计要求施工，保证该部位有良好的搭接，对于手包绝缘采用黑玻璃漆布带的发电机必须改为粉云母绝缘结构。

（4）同相相邻鼻端绝缘间所处电压虽较低，当设计及工艺不良时仍有可能发生事故，因此在设计、施工时除保证高电位的隔相接头绝缘可靠及固定良好外，对于非隔相接头制造厂同样要精心设计和施工，不能麻痹，对高电位引出线接头与相邻鼻端接头间应保证有一定的距离，切勿造成相碰磨损绝缘等不良后果。

（5）端部固定用的涤玻绳，施工时必须做到浸胶透、固化良好及不粘留脏物。

（6）鉴于引出线手包绝缘及鼻端绝缘盒绝缘目前无有效的检测手段，要求近3年内（1991～1994年）生产的发电机应在制造厂内及安装后第一次大修中采用“电位外移法”进行检查，对已运行的发电机中对该处绝缘性能有怀疑时也应采用此法进行检查，当发现电位严重外移者应设法消除。

对于“电位外移法”的试验方法及判断标准两部指定哈尔滨大电机研究所和华北电力试验研究所提出。

3.3.1.1.4本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。

【依据1】《火力发电厂金属技术监督规程》（DL/T438—2009）。

13汽轮发电机转子的技术监督

13.1汽轮机大轴、叶轮、叶片和发电机大轴、护环等部件，必须有制造厂合格证书，在安装前应查阅制造厂提供的有关技术资料。

若发现资料不全或质量有问题，应要求制造厂补检或采取相应处理措施。

11.2汽轮发电机转子安装前应进行如下检查：

a）根据DL5011的要求，对设备的完好情况和是否存在制造缺陷进行外观检查，对常有缺陷的部件和部位应重点检查，对汽轮机轴、调节级叶轮突角处和热槽等部位进行硬度检查；

b）带轴向键槽的套装叶轮，应对键槽底部R处进行超声波检查；

c）对容量大于或等于200MW汽轮发电机大轴中心孔部位和焊接转子焊缝，若制造厂未提供完整的检查报告或对其所提供的报告有怀疑时，必须进行无损探伤检查。

11.3机组投运后第一次大修时，根据机组情况应对如下部件（或部位）进行宏观和探伤检查，以后检查周期为5万h。

叶片超声波检验方法按DL/T714规定进行。

注：

末级叶片检查周期为每次大修。

a）汽轮机叶片根部和中部；

b）末级叶片；

c）叶片拉筋、拉筋孔和复环等部位；

d）轮缘小角及叶轮平衡孔部位；

e）套装并用轴向键固定叶轮的键槽部位；

f）调节级叶轮根部的变截面的R处和热槽等部位；

g）发电机护环，尤其是内表面；

h）发电机风扇叶。

11.4对100MW及以上机组投运后第一个大修时，应对转子本体外表面进行如下检查：

a）对汽轮机转子进行硬度检查；

b）对发电机转子进行宏观和探伤检查；

运行10万小时进行第二次检查，以后检查周期为5万小时。

11.5运行10万小时汽轮发电机大轴中心孔部位进行如下检查，以后检查周期为10万小时。

a）采用内窥镜对表面状态进行宏观检查；

b）采用磁探等方法对表面缺陷进行检查；

c）超声波探伤检查，重点是近表面区。

大轴中心孔超声波检验方法及验收标准按DL/T717规定进行。

11.6对运行10万小时的汽轮机焊接转子的大轴对接焊缝进行超声波探伤检查，以后检查周期为5万小时。

超声波检查方法及验收技术标准按DL505规定进行。

11.7根据检查结果采取如下处理措施：

a）对表面较浅缺陷，应磨除；

b）热槽和变截面R过渡区失效层应去除；

c）叶片产生裂纹时，应更换；

d）叶片产生严重冲蚀时，应修补或更换；

e）对存在超标缺陷的转子，应进行安全性评定和寿命评估，此项工作必须由上级单位认可的单位承担。

带缺陷、需监督运行的转子，应根据情况制定安全运行技术措施，并报上级单位批准执行。

11.8大型机组超速试验时，大轴温度不应低于该大轴材料的脆性转变温度。

【依据2】《发电机反事故技术措施》（水电部［86］电生火字第193号文附件1）。

四、防止发电机转子套箍及零部件断裂飞逸

1.因套箍、心环设计结构不合理，自投入运行以来，已不断出现裂纹、变形、小齿掉块等故障的发电机，应结合大修有计划地进行改进处理。

2.检修中应检查转子套箍与心环的嵌装处是否有裂纹、位移、接触腐蚀等异常情况。

如发现问题，应解体检查处理。

3.新机投产前和旧机大修中，应对平衡螺丝、平衡块、风扇固定螺丝、引线固定螺丝等逐个进行细致检查。

如发现有松动或未锁紧现象，应彻底处理。

对风扇叶片应进行探伤检查。

如发现有伤痕和裂纹，应根据情况进行处理或更换。

风扇固定应用力矩搬手，及其他专用工具，防止紧力过度。

4.为防止发电机因超速而损坏，必须保证汽轮机和水轮机的调速系统动作良好，保证危急保安器和过速保护动作可靠，对供热式机组，还应防止因抽汽逆止门不严密而引起超速的危险。

5.在发电机转动部件上增设部件或改造部件时，必须经过细致的强度验算和试验、材质和工艺质量必须符合要求，并经主管省局审批后，方可施行。

6.对大机组滑环，除选用优质电刷外，应注意加强运行和维护工作，建立责任制，明确专人负责。

7.对制造厂原监督使用的关键锻件（如大轴、套箍），应做好定期监督检查工作。

3.3.1.1.5本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下

【依据】《国家电网公司发电厂重大反事故措施》（国家电网生技[2007]883号）

11.6防止发电机局部过热

11.6.1发电机绝缘过热监测器发生报警时，运行人员应及时记录并上报发电机运行工况及电气和非电量运行参数，不得盲目将报警信号复位或随意降低监测仪检测灵敏度。

经检查确认非监测仪器误报，应立即取样进行色谱分析，必要时停机进行消缺处理。

11.6.2定期对氢内冷转子进行通风试验，发现风路堵塞及时处理。

11.6.3全氢冷发电机定子线棒出口风温差达到8K，应立即停机处理。

3.3.1.2发电机运行状况

3.3.1.2.1本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。

【依据】《国家电网公司发电厂重大反事故措施》（国家电网生技【2007】883号）

5.3.6集电环（滑环）表面应无变色、过热现象，其温度应不大于120℃。

对励磁电流大的发电机，电刷数目多，尤应注意其发热现象。

6.3.4运行中还应对定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差进行监视。

温差控制值应按制造厂规定执行。

制造厂无明确规定则参照如下限额执行：

定子线棒最高与最低温度间的温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时，应报警、查明原因并加强监视。

此时可降低负荷。

一旦定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，在确认测温元件无误后，为避免发生重大事故，应立即停机，进行反冲洗及有关检查处理。

对于全氢冷发电机，定子线棒出口风温差达到8℃或定子线棒间温差超过8℃时，应立即停机，排除故障。

7.1.1水内冷发电机的水冷系统应满足下列基本要求：

b.正常情况下，应保证进入发电机的内冷水温度为40～50℃（PN≥200MW）；20～45℃（PN＜200MW）。

200MW及以上容量的发电

11.3.1.7定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差应加强监视。

温差控制值应按制造厂规定，制造厂未明确规定的，应按照以下限额执行：

定子线棒层间最高与最低温度间的温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时应报警，应及时查明原因，此时可降低负荷。

定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，在确认测温元件无误后，应立即停机处理。

3.3.1.2.2本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。

【依据1】《汽轮发电机运行规程》（国电发【1999】579号）

4.4.1参与调峰运行的发电机，应优先采用变负荷调峰方式。

负荷增减的速度应遵守制造厂规定。

4.4.2两班制调峰机组由于启动频繁，应加强检查。

对已发现缺陷的发电机，应酌情缩减检修间隔。

【依据2】《国家电网公司发电厂重大反事故措施》（国家电网生技【2007】883号）

12.4.3.防止（水轮发电机）转子绕组匝间短路。

调峰运行机组在检修中应分别进行动态、静态匝间短路试验，有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置。

11.4.1调峰运行的发电机，应在停机过程中和大修中分别进行动态、静态匝间短路试验，有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置，以便及早发现异常。

11.4.2已发现转子绕组匝间短路较严重的发电机应尽快消缺，以防转子、轴瓦磁化，差压阀失控造成严重漏氢、漏油。

若检修时发现转子、轴承、轴瓦已磁化，应退磁处理。

退磁后要求剩值为：

轴瓦、轴颈不大于2×10－4T，其他部件小于10×10－4T。

3.3.1.2.3；3.3.1.2.4本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。

【依据1】《国家电网公司发电厂重大反事故措施》（国家电网生技【2007】883号）

11.5防止漏氢

11.5.1发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，并在出线箱顶部适当位置设排气孔。

同时应加装漏氢监测报警装置，当氢气含量达到或超过1%时，应停机查漏消缺。

11.5.2严密监测氢冷发电机油系统、主油箱内的氢气体积含量，确保避开含量在4%～75%的可能爆炸范围。

内冷水系统中含氢（体积含量）超过2%应加强对发电机的监视，超过10%应立即停机消缺。

内冷水系统中漏氢量达到0.3m3/d时应在计划停机时安排消缺，漏氢量大于5m3/d时应立即停机处理。

11.5.3密封油系统平衡阀、压差阀必须保证动作灵活、可靠，密封瓦间隙必须调整合格。

发现发电机大轴密封瓦处轴颈存在磨损沟槽，应及时处理。

【依据2】《汽轮发电机运行规程》（国电发［1999］579号）。

8.7.9当封闭母线内含氢量超过1%时，应立即停机找漏。

3.3.1.2.5本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下

《国家电网公司发电厂重大反事故措施》（国家电网生技【2007】883号）

11.2.2严格控制氢气湿度

11.2.2.1按照《氢冷发电机氢气湿度技术要求》（DL/T651-1998）的要求，严格控制氢冷发电机氢气湿度。

在氢气湿度超标情况下，禁止发电机长时间运行。

应确保氢气干燥器处于良好工作状态，在发电机停机时仍可继续除湿。

11.2.2.2密封油系统回油管路必须保证回油畅通，防止因密封油箱满油造成向发电机内进油。

密封油系统油净化装置和自动补油装置应随发电机组投入运行。

发电机密封油含水量等指标，应达到《运行中氢冷发电机用密封油质量标准》（DL/T705-1999）的规定要求。

3.3.1.2.6本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。

【依据1】《汽轮发电机运行规程》（国电发［1999］579号）。

7.1.2在发电机定子和转子内冷水的进水处及水冷器的出口处，均应装设过滤器。

过滤器应有备用，以便在运行中能够切换冲洗。

滤网应采用不锈钢板冲孔制成。

7.1.7外部水系统管道应该便于冲洗和排除积水，在定子和转子绕组的进出水口、补给水入口和排污管的出口等处应设有取样阀门。

为了便于检查水系统的运行情况，定子绕组和定子端部冷却元件的内冷水管、进出口法兰应加有机玻璃环连接，其两端应装好连接线。

外部水系统的管道、阀门、水泵、水冷却器、水箱、过滤器等均应有适当的防腐措施，宜采用不锈钢或铜材制品，但不准涂漆，以防漆脱落堵塞水回路。

7.2.3进入发电机的内冷水水质应符合如下要求：

a.水质透明纯净，无机械混杂物。

b.20℃时水的电导率：

0.5～1.5S/cm。

c.pH值7.0～8.0。

d.硬度＜10微克当量/升（PN＜200MW）；＜2微克当量/升（PN≥200MW）。

e.NH3：

微量。

为保证进入发电机内的水质合格，水系统安装或大修结束后应进行冲洗、连续排污，直至水路系统内可能存在的污物和杂物除尽为止。

水质合格后，方允许与发电机的水路接通。

制造厂有特殊规定者应遵守制造厂的规定。

【依据2】《国家电网公司发电厂重大反事故措施》（国家电网生技【2007】883号）

11.3.1.1水内冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈应全部更换成聚四氟乙烯热圈。

11.3.1.2安装定子内冷水反冲洗系统，定期对定子线棒进行反冲洗。

反冲洗系统的所有滤网应更换为激光打孔的不锈钢板新型滤网，防止漏网破碎进入线圈。

11.3.1.3大修时，对水内冷定子、转子线棒应分路做流量试验。

11.3.1.4扩大发电机两则汇水母管排污口，并安装不锈钢法兰，以便清除母管中的杂物。

11.3.1.5水内冷发电机水质应严格控制规定范围。

水中铜离子含量超标时，为减缓铜管腐蚀，125MW及以下机组允许运行时在水中加缓蚀剂，但必须控制pH值大于7.0。

11.3.1.6严格保持发电机转子进水支座石棉盘根冷却水压低于转子内冷水进水压力，以防石棉材料破损物进入转子分水盒内。

3.3.1.2.7本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下

《国家电网公司发电厂重大反事故措施》（国电发[1999]579号）

3.6.1200MW及以上容量的发电机，或只允许在主变压器高压侧短路的发电机，其与主

变压器及厂用变压器连接的回路应装设分相的封闭母线。

3.6.2封闭母线应焊接良好、严密、不漏水，并应有监视接头温度的窥视窗；导体及外硐

的运行温度不应超过制造厂的规定。

制造厂无规定时按国标执行。

3.6.3封闭母线的外壳应可靠接地，其截面应具备承受短路电流的能力。

3.6.4为防止氢冷发电机的氢气漏人封闭母线，在发电机出线箱与封闭母线连接处应装设

隔氢装置，并在适当地点设置排气孔。

还应加装漏氢监测装置。

3.6.5封闭母线应有防止结露、积水的措施。

3.3.1.2.8本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下【依据】

《汽轮发电机运行规程》（国电发［1999］579号）。

4.2.3密闭式冷却的发电机的最低进风温度应以气体冷却器不出现凝结水珠为标准。

通常这一温度不低于20℃。

水氢冷或双水内冷的发电机应保持定子内冷水温度高于进风温度，以防发电机内结露。

4.2.4发电机冷却介质出口温度不予规定，但应监视进、出口温差。

若温差显著增大，则表明发电机冷却系统已不正常，或发电机内部的损失有所增加，应分析原因，采取措施，予以解决。

5.2.1所有安装在发电机仪表盘上的电气表计指示值，必须每小时记录一次；发电机定子绕组、定子铁心和进出水、进出风温度，必须每小时检查一次，每两小时记录一次。

若有特殊要求时，可以缩短抄表时间。

如果装有自动记录仪表，其抄表时间可以延长，具体间隔时间，由现场规程规定。

3.3.1.2.9本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。

【依据1】《国家电网公司发电厂重大反事故措施》（国家电网生技【2007】883号）

10.1.4防止发电机非同期并网及发电机非全相运行。

11.9防止发电机非同期并网

11.9.1微机自动准同期装置应安装独立的同期鉴定闭锁继电器。

11.9.2新投产、大修机组及同期回路（包括电压交流回路、控制直流回路、整步表、自动准同期装置及同期把手等）发生改动或设备更换的机组，在第一次并网前必须进行以下工作：

11.9.2.1对装置及同期回路进行全面、细致的校核、传动。

11.9.2.2利用发电机-变压器组带空载母线升压试验，校核同期电压检测二次回路的正确性，并对整步表及同期检定继电器进行实际校核。

11.9.2.3进行机组假同期试验，试验应包括断路器的手动准同期及自动准同期合闸试验、同期（继电器）闭锁等内容。

【依据2】《发电机、汽轮机事故汇报会议纪要》（能源部安保安［1992］7