启动作业指导书资料

1、Q/CDT马头热电分公司企业标准检修工序及质量标准检Q修/工C序DT及-M质T量P标C准 .105.201. 000* 2010六单元 号机组启动作业指导书发布2010-12-30实施马头 热电目分公次司发布1、范围2、制定依据3、安全措施4、现场准备及工具5、操作项目6、附录1、范围本作业指导书根据发电部对机组启动过程中的控制要求，制定 300MW 机组启动作业指导书，目的是让所有参与机组启动的值班员掌握机组从检 修后至并网的全过程操作及操作中的注意事项。适用于本厂300MW机组从检修状态至启动并网后的全过程操作。本作业指导书为参加本次启动的值 班人员提供了理论依据和技术指导，是所有参加启动

2、的值班人员所必须遵 守的操作程序。2、制定依据现场运行规程、图纸2.1六单元集控主机运行规程Q/CDT-MTPC.105.201.000120102.2六单元锅炉辅机运行规程Q/CDT-MTPC.105.201.000220102.3六单元汽轮机辅机运行规程Q/CDT-MTPC.105.201.000320102.4六单元电气辅机运行规程Q/CDT-MTPC.105.201.000420102.5 电业安全工作规程3、安全措施3.1 人员保持思想稳定，操作时精力集中。3.2 认清设备名称及编号，严防走错间隔。3.3 检查操作票所列操作项目正确完备，符合现场实际操作要求。3.4 操作、监护人员掌

3、握本次操作任务及本次操作危险点和控制措施。 单元 长向本次操作人员进行安全技术及操作内容、注意事项交底。3.5 操作人员应戴好安全帽，操作人员着装符合现场要求。3.6 接地线拆除后所有间隔清洁并锁好。3.7 摇测设备绝缘时，应注意退出相关压板，并在摇测绝前对设备放电，防 止损坏摇表。3.8 所使用电气安全工器具、相关仪表必须有合格证3.9 设备上相关标示牌、红布帘在转备用前收回。4、现场准备及工具4.1 使用安全工器具、仪表、钥匙准备清单序号名称单位规格数量质量要求备注1.绝缘手套付1合格2.绝缘靴付1合格3.绝缘杆个1合格4.摇表个500V、2500V2合格5.万用表个1合格电阻档6.数字式

4、验电笔个380V1合格7.钥匙串1齐全完好8.振动表块2完好9.测温仪台2完好10.听针个4齐全4.2 准备工作4.2.1 操作前准备项目：4.2.1.1 所有操作人员学习本次操作内容及本次操作危险点和控制措施4.2.1.2 准备好本次操作所需要的操作票 5、操作项目：序号操作项目操作顺序及注意事项OK执行人备注01.压缩空气系统 投运1、 压缩空气管道阀门开启，各气动阀门来气门开启。2、 机、炉侧压缩空气母管压力 0.6-0.8 MPa 。02.循环水系统恢 复1、 检查前池水位在 7-8 格之间，水塔水位正常2、 润滑冷却水泵投入备用，排水泵打自动位置3、 检查系统管道截门开启，放水门关闭

5、，放空气门开启。4、 开启循环泵入口闸板门。5、循环水泵液控蝶阀，油压 14MPa ，油箱油位正常，油质良好。6、 检查循环水泵电机油位正常、油质合格。7、开启循环水泵、电机轴承冷却水进出水门， 开启循环水泵冷却水退水至入口水沟门。03.除盐水补水系 统恢复1、 开启除盐水供凝补水箱门，将凝补水箱水位补至 3000mm 。2、 开启除盐水供凝汽器补水，将凝汽器水位补至 700mm 。3、开启除盐水供差压水箱，将差压水箱水位补至 1400mm 。4、 开启除盐水供水冷箱，将水冷箱水位补至 700mm 。5、 水箱补水前联系化学化验水质，合格后进行补水，水质不合格进行换水。04.润滑油系统投 运1

6、、 联系化学化验油质，主油箱补油至 1800mm 。2、 润滑油系统所有表计一次门开启，电动门调整门动力送电正常。3、 投运润滑油系统，进行油循环。4、 油质不合格联系检修滤油。5、 润滑油母管油压 0.08 0.12MPa 。6、 主油箱油温小于 10 时，启动电加热器。主油箱油温升至 35 时，停止主油箱电 加热器。7、提前开启主机冷油器冷却水系统放空气门， 放尽空气后关闭，投运 1 号主机冷油器， 开启 1 号主机冷油器退水管对空门， 加强冷油器的水循环， 关闭 1 号主机冷油器冷 却水退水门。05.密封油系统投 运1、 主机润滑油油质合格后，密封油系统方可投运。2、 真空油箱油位： 5

7、00730mm 。3、 密封油滤网压差： 0.1MPa 。4、 检查浮子油箱氢气平衡一、二道门开启。5、 油路倒成润滑油母管供真空油箱，投运密封油系统，按规定调整氢油压差正常。6、 密封油供油温度： 25-50 。7、 浮子油箱油位： 2/3 3/406.EH 油系统投运1、 启动 EH 油泵前，检查高压蓄能器充氮压力 10 0.2Mpa ，低压蓄能器充氮压力 0.2Mpa 。2、 EH 油箱温度控制在 35 54 。冬季 EH 油温度低时，可投入电加热装置提升 EH 油温度。3、各滤网压差无报警， EH 油系统所有表计一次门开启，油箱放油门，采样门关闭。 联系油化验化验 EH 油合格。4、检

8、查 EH油系统蓄能器进油门开启、放油门关闭。5、 检查 EH 油温 20以上， EH 油箱油位在最高位，启动 EH 油泵，调整 EH 油母管 压力 13.5MPa 14.5MPa ，开启各油动机进、出油门，检查系统无漏油。6、 开启 EH 油循环泵，投入 EH 油冷却系统。07.顶轴油系统投 入1、 启动顶轴油泵前检查，顶轴油泵入口压力 0.03Mpa 。2、 检查润滑油系统运行正常，投运顶轴油系统。3、 检查顶轴油母管油压 12 14Mpa ，各轴承的顶轴油压 812Mpa ，油压稳定无摆 动。08.盘车投入1、 检查交流润滑油泵、顶轴油泵及密封油系统运行正常。2、 启动盘车装置投入盘车运行

9、。3、 盘车运行时监视盘车电流、挠度，倾听汽缸内部无异常声音。4、 盘车运行期间润滑油温控制在 30 45。09.风烟系统恢复1、 检查各风烟挡板完整，查风门挡板送电，开关灵活且方向正确，传动装置良好，各 挡板处于关闭位置。2、 引、送、一次风机、空预器油站投入，油压、油位、油温正常，冷却水畅通。3、 查送风、一次风联络门关闭。10.风粉系统恢复1、 各给粉机送电。下粉插板送电打开。一次风门在关闭状态。给粉机转速输出在零。11.制粉系统恢复1、 粉仓粉位就地不低于 1.5m（电子不低于 3.5m ），输粉前确认给粉机下粉挡板关闭。2、 磨煤机、排粉机冷却水投入，冷油器投运。3、 磨煤机、排粉机

10、轴承箱油位不低于二分之一。12.空预器系统恢 复1、 导向、支持轴承及减速箱油位不低于二分之一。2、 导向、支持轴承温度投入自动。3、 冷却油泵运行正常。4、 密封间隙手动提升至最大限位。13.暖风器系统恢 复1、 辅汽系统已投入运行，查辅汽压力 0.60.8MPa 。2、 查辅汽供炉侧总门已开启。14.炉本体系统恢 复1、现场整齐、清洁，各管道畅通无阻，栏杆完整，现场照明良好。保温齐全，各支吊 架完整牢固。2、管道、阀门连接良好，阀门开关灵活，手轮完整，铭牌齐全，标志清楚，编号正确， 并符合规定。各看火孔、人孔门、检查门开关灵活，关闭严密。3、检查炉膛及烟道内无人工作，无工具遗留，受热面无焦

11、块及可燃物质积存，脚手架 已拆除。所有人员从相关设备中撤出。4、各楼梯通道畅通，灰沟覆盖齐全，消防器材完备，各部防爆门完整。5、膨胀指示器完整，刻度清晰，指针指在零位。6、各燃烧器外观良好，角度正确，无堵焦现象。7、投入汽包就地水位计，刻度清晰，事故照明备用良好。8、各风烟挡板完整，开关灵活且方向正确，传动装置良好。9、各吹灰器无损坏变形，传动灵活，方向正确，位置指示正确，且全部在退出位置。10、空预器完好备用，油位正常，各安全门、排汽阀完好，排汽管畅通。15.给水泵系统恢 复备用1、 将 1 号、 2 号汽动给水泵和电动给水泵系统恢复备用。2、 联系化学化验油质合格，启动润换油泵进行油循环。

12、16.空气系统恢复 备用1、 检查空气系统系统，各排气门、放水门关闭。2、 空气系统各压力表一次门开启。3、 真空泵组入口门后放空气关闭，各放水门关闭。4、 开启真空泵汽水分离器补水门，向分离器注水至正常水位。5、 真空泵冷却器恢复备用。6、 1、2 号凝汽器空气门开启。17.汽水系统恢复1、 汽水系统及承压部件工作票结束。2、 开启给水、主汽、汽包、减温水压力表一次门和给水、减温水流量表一次门。3、 将电接点、云母及平衡容器水位计投入运行。4、 已对锅炉进行全面检查，记录锅炉膨胀指示一次。5、 汽水系统电动门、调整门已送电，微机画面显示正确。6、 得到值长上水命令后，检查给水泵系统正常，做好

13、锅炉上水准备。7、 上水温度应大于 20 ，进水温度与汽包壁温差不大于 28。8、 对水冷壁、省煤器进行全面检查，上水后记录膨胀指示一次。18.凝补泵锅炉上 水1、 查汽水系统所有工作完毕， 各压力表及水位计投运， 给水流量变送器送电， 指示无 异常。2、 上水前关闭主给水电动门， 开启给水旁路调整门， 通过给水旁路向锅炉上水， 控制 调整门开度控制进水速度。3、 启动凝结水补水泵，向锅炉上水。4、 上水温度应大于 20 ，进水温度与汽包壁温差不大于 28。5、 省煤器出口至汽包给水管空气门见水后关闭。6、 进水应缓慢、均匀，进至汽包正常水位所需时间夏季不少于2 小时，进水流量在12、8012

14、0t/h；其它季节不少于 4 小时，进水流量控制在 40 60t/h 。7、 若水温与汽包壁温接近， 可适当加快进水速度， 但应始终保持任意两点间汽包壁温 差不大于 56 。8、 当上水至汽包水位计可见部分时，应减慢上水速度。进水至 100mm 时，停止进 水。关闭给水旁路门调整门，停泵。9、 对水冷壁、省煤器进行全面检查，上水后记录膨胀指示一次。 注意事项：1、 汽水系统所有工作结束。2、 上水温度大于 20 度，汽包壁温差小于 28 度。3、 上水时间冬季不少于 4小时，夏季不少于 2 小时。4、 上水前后分别记录膨胀指示器一次，分析是否正常。5、 控制除氧器水温加热到不低于汽包壁温 50

15、 。6、 任何时候控制上下壁温差不大于 56。19.H2 置换完毕1、氢压不低于 0.15MPa ，氢纯度大于 97%(实际值：)，氢气湿度-2.5 -14 之间合格。2、 氢气系统各阀门位置正确。3、氢油压差在正常范围：发电机轴系转动时0.056 0.02MPa ，发电机轴系静止时0.036 0.056MPa 。发变组恢复备用20.检查工作票、回 路及标志1、 检查与发 -变组、工作馈变及回路相关的工作票全部结束，询问网楼相关工作票结 束。并有电气设备预试合格证。2、 检修设备清洁无杂物。3、 常设遮栏及标志牌恢复。4、 摘下发变组及馈变回路检修所挂的“禁止合闸、有人工作” 、“从此上下、”

16、“在此工作”标 示牌，摘下“运行”红布帘，并整齐地摆放回原存放地点。21.拆除发变组回 路的接地线，摇 测发电机定子 线圈、转子线圈 绝缘1、 拆除发电机出口避雷器处接地线 (号)，检查间隔内清洁，并将发电机出口避雷器间隔门锁好。2、 摇出 691(6101) 开关间隔 1 号接地车。3、 摇出 692(6102) 开关间隔 2 号接地车。4、 联系网楼拆除 219(210) 开关避雷器侧接地线。5、 检查发 -变组、工作馈变回路无接地短路线。6、 在发电机中性点 PT 刀闸上口用万用表欧姆档测量发电机定子线圈绝缘，不低于 30K。7、在励磁小间检查转子一点接地保护装置 + LP1 压板、转子

17、一点接地保护装置 - LP2 压板在退出位置，用 500V 摇表测量转子线圈对地绝缘值，不低于 1 M。测量完 毕后投入转子一点接地保护装置 + LP1 压板、转子一点接地保护装置 - LP2 压板。8、 定子线圈若未通水应用 2500 伏摇表测定子绝缘，不得低于 5。9、 测绝缘前后必须放电，防止损坏摇表。10、 将测量数据记录专用记录本上及运行日志上。22.9号（10 号）发电机下部 6.3 米 的操作检查项 目1、检查发电机中性点 PT 清洁完好，合上中性点 PT 刀闸。将间隔门锁好。2、 检查发电机出口三组 PT 及间隔清洁完好，测量 PT 一次保险约 200 左右。将三 组 PT 推

18、入工作位置，摇上二次插头，锁好间隔门。3、 在发电机出口端子箱内二次保险电源侧用万用表欧姆档测量相间通， 用万用表欧姆 档测量二次保险通，装上二次保险，锁好发电机出口端子箱门。4、 检查励磁变清洁完好，锁好前后间隔门。5、 检查微正压风机运行良好。6、 检查氢纯度、湿度、漏氢检测仪投入完好。7、 检查绝缘过热装置、发电机局放装置运行完好。8、 检查出口封闭母线恢复正常备用方式。发电机底部排液处无液体。9、 检查发电机中性点及出口联箱窥视孔处无水雾。 发电机底部与发电机本体各连接管 道无渗油、渗水痕迹。23.9号（10 号）机组 高压段的操作 检查项目1、 检查 691（6101） 开关在间隔外

19、，用万用表欧姆档测量 9 号（10 号）馈变 A 分支工作 PT 一、二次保险、综保装置电源保险完好。将 9 号（10 号）馈变 A 分支工作 PT 推 入间隔内，送上二次保险、综保装置电源保险。将 691（6101） 开关推入试验位置。2、 检查 692（6102） 开关在间隔外，用万用表欧姆档测量 9 号（10 号）馈变 B 分支工作 PT 一、二次保险、综保装置电源保险完好。将 9 号（10 号）馈变 B 分支工作 PT 推 入间隔内，送上二次保险、综保装置电源保险。将 692（6102） 开关推入试验位置。24.六单元直流配 电室的操作检 查项目1、检查 9 号（10 号）机励磁装置直

20、流电源送电正常。25.9号（10 号）机组 低压段的操作 检查项目1、合上 380V （）A 段 9号（10 号）主变、 9号（10 号）馈变风扇电源 1，并验电正常。2、合上 380V （）B 段 9号（10 号）主变、 9号（10 号）馈变风扇电源 2，并验电正常。1026.9号（10 号）机组 保护小间操作 检查项目1、 检查发电机保护 A、B 柜上：灭磁开关联跳 A1C2LP8 、B1C2LP8 压板在退出位、201 开关跳闸出口、A1C1LP3 、A1C1LP4 、B1C1LP3 、B1C1LP4 压板退出位、 保护起动失灵 A1Z1LP2 、 B1Z1LP2 压板、解除失灵复压闭锁

21、总出口 A1Z1LP1 、 B1Z1LP1 压板退出位，检修状态 A1KLP1 、B1KLP1 压板退出位，转子两点接地 A1K2LP9 、B1K2LP9 压板退出位。起停机保护 A1K2LP18 、 B1K2LP18 压板、误 上电保护 A1K2LP20 、 B1K2LP20 压板、断口闪络 A1K1LP11 、B1K1LP11 保护 压板在投入位，核对发电机保护 A、B、 C 柜上其它保护压板与运行规程相符合。2、 投入主变零流 1、2 A1K1LP5 、A1K1LP6 、 B1K1LP5 、 B1K1LP6 压板，退出主 变间隙 A1K1LP7 、B1K1LP7 压板。3、合上发电机保护

22、 A、B 柜背板上.：电压切换箱电源小开关 7DK 、发电机电气量保 护装置电源小开关 1DK 、220KV 侧切换后交流电压小开关 1ZKK1 、发电机机端 1PT （B柜为 2PT）交流电压小开关 1ZKK2 、发电机机端 3PT 交流电压小开关 1ZKK3 、 工作馈变 A分支交流电压小开关 1ZKK4 、工作馈变 B 分支交流电压小开关 1ZKK5 。 检查保护盘面正常。4、合上发电机保护 C 柜后：数字式非电量保护装置电源小开关 35DK 。检查保护盘面 正常。5、 检查保护盘后直流断开点位置正常。27.9号（10 号）机组 公用段小间操 作检查项目1、送上 380V 公用段、段上

23、9 号 （10 号）机起励电源 1、 2，验电正常。28.9 号 （10 号 ） 主变 压器处操作检 查项目1、 合上 9 号（10 号 ）主变 219-9（210-9） 刀闸。2、 试验主变各组风扇运转正常，无异常响声，两路电源开关自投正常。3、检查主变压器绕组温度、油温 1、油温 2指示正常，信号整定、自启动整定符合要 求。油枕油位计指示正常。4、 各散热器油门在开启位置。各处无漏油、渗油。各套管油位正常。5、 检查主变压器各处符合规程规定。29.9号（10 号）馈变 变压器处操作 检查项目1、手动试验 9号（10 号）馈变风扇运转正常。 无异常响声。试验完毕将馈变风扇控制把 手切至“自动

24、“”就地”位置。2、 检查主变压器绕组温度、油温 1、油温 2 指示正常，信号整定、自启动整定符合 要求。油枕油位计指示正常。3、 各散热器油门在开启位置。各处无漏油、渗油。各套管油位正常。4、 检查馈变各处符合规程规定。1130.9号（10 号）机零 米操作检查项 目1、送上汽机 MCCA 段上： 9号（10 号）励磁变温控器电源， 9号（10 号）机氢气除湿器 电源、 9号（10 号）机氢循环风机电源，励磁小间空调电源并验电正常。2、 检查 9 号（10 号 ）机氢盘处各阀门位置正确，氢压 0.15MPA 左右。3、开启 9号（10号）机氢循环风机、 9号（10号）机氢除湿器运行。4、检查

25、9号（10号）机机冷水 PH值在8-9之间（实际 PH值：）、导电度在0.5-1.5S/ （实际导电度值：）。31.9号（10 号）机组6.3 米励磁小间 操作检查项目1、检查 FMK开关在分闸位置，合上 3台整流柜交流、直流侧刀闸，合上 61DK 、71DK 小开关，并验明带电正常。2、 检查 AVR 柜内，“投均流、”“投保护”小开关在ON 位，其它开关在“OFF ”位。AVR 面 板上“运行正常、A 套为主”指示灯亮，其它灯不亮，微机指示画面各画面指示正常。3、 整流柜上脉冲电源小开关切至“合”位，独立运行小开关在“退出”位，检查“运行正常 “均流正常“”脉冲电源”指示灯亮。试验风扇开启

26、正常，无异常响声，风向正确。输出 电流表及液晶显示屏正常。4、 检查 FMK 开关柜上，“操作电源”指示灯亮“，FMK 分”指示灯亮，其它灯不亮，转子 电流、电压表完好。5、 检查灭磁电阻柜“起励电源”指示灯亮，其它灯不亮，转子一点接地保护装置上电正 常。 LP1 至 LP6 压板中，除 LP4 在退出外，其它均在投入位。”32.9号（10 号）机组12.6 米检查项 目1、 检查碳刷各部分清洁完好， 压力均匀，依次手压碳刷各部检查螺丝紧固， 滑环风温 温度表完好。2、 发电机本体各部分清洁完好，三块风温表完好并指示正确。3、 发电机本体处冷却水进水水管处无渗漏现象， 四组氢冷器端盖无渗漏现象

27、。 发电机 本体西侧氢冷器放水门位置正确。33.9号（10 号）机组DCS 画面操作 检查项目1、检查 DCS 画面内 219（210）开关、 FMK 、691（6101） 、692（6102） 开关在分闸位， 219-9（210-9） 刀闸在合闸位置。并与实际状态相符合。2、检查 DCS画面内发电机定子线圈及出水、 铁芯温度冷态下指示正确。 内冷水参数、 氢系统参数与实际指示相符合。1234.励磁系统的联 锁闭锁试验1、汇报值长，联系网楼合上 219(210) 开关油泵电源开关。合上发电机保护 C 柜后 219(210) 开关操作电源小开关 4DK1 、4DK2 小开关。2、投上灭磁联跳压板

28、、投入同期解除按钮， FMK 开关在断位时 ,主开关合不上。3、合上 FMK 开关 ,主开关能合上。退出同期解除按钮。断开 FMK 开关,主开关联掉。 4、试验完毕，退出 9号(10 号)发电机保护 A、B 柜上灭磁联跳保护压板。断开发电机 保护 C 柜后 219(210) 开关操作电源小开关 4DK1 、4DK2 小开关，联系网楼断开 219(210) 开关油泵电源开关。5、汇报值长，试验完毕，做好记录。6、试验前，检查汽机无主汽门回路的相关试验。35.锅炉投入底部 加热1、联系 9号炉开启汽包抽汽电动门，稍开汽包抽汽手动门，注意检查系统无泄漏。2、开 9、10号炉底部加热联络门及联络管道疏

29、水门，疏水门连续排汽后关闭。3、 开 10 号炉底部加热进汽手动门、电动门，开加热联箱疏水门疏水后关闭。4、 全开 10 炉底加热联箱进汽手动分门。5、联系 9号炉全开汽包抽汽手动门。6、 控制锅炉底部加热进汽手动门，注意防止发生水冲击，水冷壁不得有较大振动。7、 逐渐开大锅炉底部加热进汽手动门，控制加热压力不低于3.0Mpa 。8、 期间保持汽包水位正常，汽包上下壁温小于 56 度，汽包温升 3-5/10min 。(汽包 壁温差大时，可保持汽包高水位，但应专人监视) 。注意事项：1、 查辅汽供下部加热门断开打堵。2、 水冷壁振动小时，应逐渐开展邻炉汽包抽汽电动门和本炉底部加热总门。36.循环

30、水系统投 运1、 启动循环水冷却水泵， 检查循环水泵、 电机轴承冷却水水压 0.1 0.3Mpa ，冷却水 退水正常。2、 循环水系统放空气门有水均匀流出后关闭。3、循环水泵启动后主控室检查循环水泵电流正常， 凝汽器进水、退水压力正常， 循环 水系统管路、凝汽器无泄漏。4、 循环水泵启动后就地检查、 出口压力、声音、振动、温度正常，循环水泵进口水池、 凉水塔水位正常，凉水塔拦污栅前后水位差 0.5 米。5、 投入备用泵联锁。1337.开式冷却水系 统投运1、 循环水系统运行正常， 将开冷水系统电动门、 开式冷却水泵电机送电， 开启开冷水 系统压力表一次门。2、 关闭开冷水系统放水门，开启放空气

31、门有水均匀流出后关闭。3、投运开冷水滤网， 启动一台开式冷却水泵， 检查开式水系统无泄漏， 投入备用泵联 锁。4、 开式冷却水泵启动后检查开式冷却水泵电流正常，就地检查、出口压力、声音、振 动、温度正常。5、 根据需要投入供水设备。38.闭式冷却水系 统投运1、 差压水箱水位在 1000 1400mm 。闭冷水系统电动门、闭冷泵电机送电，开启闭 冷水系统压力表一次门，关闭闭冷水系统、闭冷水 -水换热器放水门。2、 开启闭冷水系统放空气门，有水均匀流出后关闭。3、 启动闭冷水泵，检查开式水系统无泄漏，投入备用泵联锁。4、 闭式冷却水泵启动后检查开式冷却水泵电流正常，就地检查、出口压力、声音、振

32、动、温度正常。5、 根据需要投入供水设备，根据温度投入闭冷水系统水水换热器。39.定子冷却水系 统投运1、 水冷箱水位在 500710mm ，开启水冷系统各表计一次门。2、 检查水冷反冲洗系统截门处于关闭方式。3、投入 1台水冷器运行、水冷滤网运行。4、 开启水冷泵运行。5、 若停机后定子冷却水泵未停，倒为反向运行时，开机前倒为正向运行。6、 调整水冷压力、流量、温度正常。40.开启真空泵，开 启疏水门1、 开启真空泵，注意主机真空升高。2、 -0.06MPa 以上，开启高、中、低压段疏水门。3、 真空泵启动后检查开式冷却水泵电流正常，就地检查、出口压力、声音、振动、温 度、水位正常。41.辅

33、汽系统投运1、 辅汽联箱所有表计一次门开启，电动门送电。2、 辅汽联箱各供汽分门关闭。3、 开启临机供辅汽联箱门，辅汽联箱疏水后，投入自动疏水罐运行。4、 辅汽联箱压力： 0.6 0.9Mpa ，温度： 280-350 。5、辅汽联箱的升温升压总时间不少于 20 分钟，保证升温升压速度稳定。1442.凝结水低加系 统投运1、 开启凝结水系统各表计一次门， 检查凝结水系统各放水门关闭、 放空气门开启见水 关闭。2、 联系化学化验凝汽器水质，根据化学要求凝结水走精处理系统。3、 投入轴加及各低加水侧。4、 关闭除氧器所有放水门、进汽门，开启所有除氧器正常排气门5、 启动一台凝结水泵系统过水，查凝结

34、水系统无泄漏、6、 凝结水水质不合格时开启动放水， 合格向后除氧器上水。 或根据化学要求通过精处 理系统进行处理。7、 低加过水时检查轴加、各低加汽侧水位不应升高。8、除氧器上水初期， 应缓慢开启除氧器进水调节门，以 1020t/h 的进水速度向除氧 器充水，尽量保持进水管充满水，防止汽水冲击除氧器除氧喷头。43.投入除氧器加 热1、 检查除氧器水位正常2、开启辅汽供除氧器门，以 l2min 的速度对除氧器水加热。3、 控制除氧器水温加热到不低于汽包壁温 50。44.燃油系统投运联系油库，关闭 57 来油手动门、燃油吹扫门，开启回油手动门、调整门、 76 来油手 动门，来油管各手动门、调整门、

35、电动门，各油枪手动门开启，油压 2.5MPa 以上（微 油油压大于 1.5MPa ），油温不低于 25，冬季投入伴热。45.预热器吹灰系 统投运1、 注意就地检查是否过汽。 （确认汽源是否倒通）2、 启动空预器连续吹灰。3、冬季预热器做好防冻措施（停炉后预热器吹灰疏水门开启，各班注意检查）。46.高缸预暖系统 暖管备用1、辅汽联箱压力 0.40.8MPa ，温度 200 250 ，保持 50以上过热度。2、 开启辅汽供倒暖手动门、倒暖进汽一道门后疏水门、倒暖疏水总门。3、稍开倒暖进汽一道门，暖倒暖系统。4、倒暖系统暖管结束标准：倒暖进汽一道门前温度 200 。47.主机、小机汽封 系统暖管备用

36、1、 关闭主机、小机汽封进行分门。2、 开启主机汽封进汽滤网放水门，无水流出后关闭。3、 开启辅汽供汽封进汽电动门，稍开调整门，暖汽封母管。4、 开启主机汽封进汽门前自动疏水罐前、后手动门，旁路门关闭。5、 开启小机进汽门前疏水门，疏水结束后关闭。6、 开启低压汽封减温水手动门，调整门关闭。7、 根据情况汽封母管温度暖至 160250 。1548.引送风机吹扫1、联系热工确认 MFT 动作逻辑正常。2、开启过热器侧与再热器侧烟气挡板，二次风门开至 50% 以上。3、查两台空预器运转正常。4、启动一台引风机(确认其进、出口挡板已开启) 。5、启动一台送风机(确认其出口挡板已开启) 。6、调整引、

37、送风机动叶，维持炉膛压力在 15050Pa ，风量控制在额定负荷时总风量的 3040% 之间。7、确认汽包水位在正常范围内。8、在 FSSS 的画面上，按下“吹扫风量置位”键，并设置吹扫条件( AND )：a) 至少有一台空预器运行b) 至少有一台引风机运行c) 至少有一台送风机运行d) 两台一次风机全停e) 所有排粉风机全停f) 所有给粉机全停g) 来油速关阀、回油速关阀关闭h) 炉膛无火i) MFT 触发条件不存在j) MFT 已跳闸k) 炉膛风量 30% (来自 MCS 信号)9、吹扫条件均满足后，点击“吹扫确认”按钮，自动进行吹扫，发出“炉膛吹扫进行中”信号。炉膛吹扫完成后，发出吹扫完

38、成信号。 (若一个或几个条件失去则吹扫中 断，此时应查明原因，待吹扫条件重新全部满足后，可再次启动吹扫) 。10、 吹扫结束后，减小送、引风机动叶，维持炉膛压力在 150 50Pa 。49.送汽封1、 启动轴封风机，开启主机汽封进汽分门，送汽封后调整各汽封分门，轴端不冒汽、 不吸汽。2、 送汽封后检查真空应缓慢上升，若送汽封后真空未变化或真空稳定后低于 -0.090MPa 时，检查五段抽汽供热网逆止门后疏水及热网系统危急疏水门是否关 闭。1650.高缸倒暖系统 投入11、 确认盘车投入且连续运行 2 小时以上，确认汽轮机已送轴封，凝汽器真空 0.080Mpa 以上；确认高压内缸调节级处内壁金属

39、温度在 150 以下，计算倒暖时 间，投入高缸预暖。12、 当高压内缸调节级处上半内壁金属温度达到 145 时，倒暖阀前的节流阀保持 10%开度，按规定维持暖缸时间。13、 投入高缸预暖后，注意排汽温度、大轴绕度，盘车电流，缸温及温差不超限。14、 高缸预暖控制高压内缸上半内壁温度不超 150 。15、 若转子被预暖蒸汽冲转，立即降低预暖汽压（通过调整高、低旁路开度或关小 倒暖阀），待转子静止后，重新投入盘车。16、 暖缸时各壁温差及胀差在允许范围内，当下壁温度明显高于上壁温度时，关小 缸体疏水门。注意低缸排汽温度 80时低缸喷水自动投入，防止低压缸超温，否 则手动投入。17、 随着锅炉升温升

40、压，及时调整高、低压旁路，维持给定预暖汽压。51.夹层系统恢复 备用1、 主汽至夹层加热进汽电动门、手动门关闭。2、夹层加热分门关闭，夹层联箱疏水手动门、电动门开启。3、稍开夹层进汽手动门，将夹层联系温度暖至主汽温度。52.汽动给水泵投 入运行1、 主机挂闸建立 EH 油压，检查主机 EH 油压 14MPa 以上。2、小机应送汽封后， 开启排气蝶阀，注意主机真空变化， 小机排汽真空低于主机真空 排汽蝶阀无法打开时，检查排汽蝶阀旁路门开启，小机排汽真空变送器排污一次3、 小机冲车前注意联系供辅汽机组注意调整辅汽联箱压力。4、 冲小机至 3000r/min ，暖机 10 分钟后交给锅炉遥控。175

41、3.锅炉点火前准 备1、检查引风机油站、 送风机油站、一次风机油站正常， 预热器油站油位不低于二分之 一，油泵投入自动。2、 检查制粉系统正常。3、联系 9号炉向 10号炉输粉，输粉前应关闭给粉机下粉电动挡板。点火前粉仓粉位 不低于 4m 。4、 查给粉机送电、风粉系统及风烟系统各档板送电。5、 检查本炉燃油系统已投入正常。6、 燃油压力2.5MPa ，油温 2040。7、 检查两台空预器油位正常，冷却水正常，就地 PLC 柜正常，8、 检查空预器火灾报警装置已投入， 空预器间隙调整已升至最大间隙， 启动两台空预 器，投入空预器联锁。9、 启动一台火检冷却风机，保证风压 5000Pa ，另一台

42、投备用并投入联锁。10、 投入烟温探针和炉膛火焰工业电视及冷却系统。11、 启动一台微油助燃风机，保证风压 4000Pa ，另一台投备用并投入联锁。12、 点火前 2 小时投入暖风器：开启辅汽供锅炉侧手动门、开启各暖风器水门，充 分疏水后关闭，投入暖风器。13、 检查投入炉底水封与除渣系统运行。14、 检查炉侧各闭冷水用户已开启：引风机油站、送风机油站、一次风机油站、预 热器热点监测装置、预热器冷油器冷却水、排粉机冷却水、磨煤机冷却水、磨煤机 油站冷却水。注意事项：1、投入暖风器后，调整空预器入口风温 25。2、粉仓粉位不低于 3.5 米。3、汽包压力 0.1 至 0.2MPa ，关闭空气门（

43、空气门较沉） 。1854.锅炉点火1、 得到值长点火命令后，通知热工、化学，燃料锅炉点火。2、 低温过热器与低温再热器通道烟气挡板各开 50% ，全开所有二次风门。检查查风 机启动条件满足，启动一台引风机，启动一台送风机。调整引、送风机动叶，维持 炉膛压力在 100 50Pa ，风量控制在额定负荷时总风量的 20 40%之间。设 置吹扫条件并进行吹扫。 吹扫结束后，将下三层二次风门关至 10% 、30% 、30%（还 可据需要手动关闭各上层二次风门） ，调节送、引风机动叶， 维持炉膛压力在 50 10Pa 。3、 确认再热器通道烟气挡板已全关，过热器通道烟气挡板全开。4、 联系电除尘器值班员，

44、将振打装置投入“连续振打”方式。5、 开启空预器吹扫辅助汽源，投入空气预热器连续吹灰。6、投入 BC 层 1号至 4号油枪，投入后就地看火。 在启动调整时， 特别注意炉膛燃烧 状况，对炉膛负压、汽包水位、火检强度等参数严密监视，当燃烧发生波动时，应 及时采取降低投粉量、增加燃油量的方法稳定燃烧，然后再逐渐增加粉量。避免锅 炉水位大幅度波动、炉膛负压摆动过大。7、根据燃烧调整风量， 维持送风机出口风压 1.5MPa 左右，适当开大对应投油层二次 风。查对空排汽已开启。注意事项：1、 吹扫完毕后，查 MFT 已经复位。2、注意空预器吹灰方式， 当不能连续吹灰时， 应手动吹灰， 吹灰前必须去就地确认

45、汽 源已倒通（当辅汽不能使用时，视汽压可倒至后屏汽源） 。3、 投油后，将对应油枪的二次风开展，着火充分，观察油枪着火应不冒黑烟，烟囱冒 白烟。4、 严禁出现再热器干烧事件。5、 点火后，联系汽机开旁路，关闭排大汽。6、 投微油前开启一次风机，风速不低于 15m/s 。55.锅炉投入微油1、 启动微油助燃风机，助燃风压力 5.0KPa 以上。2、 调整微油油压达 0.8MPa 至 1.2MPa 。3、 注意压缩空气压力不低于 0.5MPa 。4、 微油点不着应考虑以下因素：1） 联系控制中心擦拭火检探头。2） 派人去就地调整微油母管压力。3）降低 A 层给粉机转速和一次风速。1956.旁路系统

46、投入 运行1、凝汽器真空达 -0.083MPa 以上，根据锅炉要求，投入高、低压旁路系统。2、 高压旁路联锁退出条件：高压旁路后蒸汽温度420，高压旁路后蒸汽压力3.7MPa ，高压旁路减温水压力 4.0MPa ，低压旁路阀位 5%。3、 低压旁路联锁退出条件：凝汽器真空 -0.083MPa ，凝汽器水位 1200mm ，低压 旁路后蒸汽温度 180，低压旁路后蒸汽压力 0.8MPa ，低压旁路减温水压力 1.5MPa ，低压旁路减温水电动门关闭与低压旁路减温水调整门开度 5%。4、 高压旁路减温水电动门联锁退出条件：高压旁路阀位 5% 。5、 旁路的投入顺序：先投入三级减温，再投入低旁，最后

47、投入高旁。6、 旁路的退出顺序：先退出高旁，再退出低旁，最后退出三级减温。7、 旁路投入要求： 低旁先投减温水后开低旁调整门， 高旁先开高旁调整门后根据温度 投入减温水。57.炉升参数至冲 车1、 一次风机检查完毕后，启动两台一次风机，开启 A 层喷燃器一次风门，调整一次 风母管压力，满足一次风速 15m/s 。2、投入微油油枪后， 开启给粉机电动下粉档板， 及时投入 A层1号 4号给粉机，开 适当开大二次风，观察烟温变化。观察煤着火情况，保证其充分燃烧，同时注意炉 膛负压的变化。3、 根据烟温达到 540 度前，退出烟温探针。4、 将 A 层、B 层一次风周界风开至 20% 。5、 投粉后注

48、意预热器前后烟温及预热器电流，防止预热器处沉积燃料自燃。6、 当汽压达 0.2MPa 时，关汽包及过热器空气门。7、 当汽压达 0.5MPa 时，并通知检修人员热紧螺栓，热工人员冲洗压力表管。8、 联系汽机根据锅炉需要投入低压、高压旁路系统，关闭对空排汽。 注意事项：1、 投微油不着时联系热工擦试微油火检探头或就地查微油油压是否偏低。2、 提前要求汽机将小机交给锅炉以满足上水需求。3、 投粉量超过四台以上给粉机时注意监视过热器壁温。4、 冲车过程中汽包水位操持正常。5、 汽温严禁大幅度波动，严防蒸汽带水。6、并网前增投粉量和油量， 保持煤粉燃烧稳定 （此时一定要注意提前开各减温水门必 要时使用

49、，切忌使用再热器减温水） 。58.夹层系统投入 运行1、 调整夹层加热来汽手动门，开启夹层加热进汽分门，关闭夹层联箱疏水电动门，2、 夹层联箱压力维持 3.0MPa 。2059.冲车参数1、 主蒸汽压力 3.45MPa ；主汽温度 320 ；再热蒸汽温 300 ；蒸汽过热度在 50 以上。2、 真空 -0.085MPa 以上；3、 润滑油压 0.08 0.11Mpa ；4、 冷油器出口油温 35 45 ；5、 氢气压力 0.1MPa 以上，氢油压差 0.050.076Mpa ；6、 EH 油压 1415Mpa ；EH 油温 3050；7、 转子偏心度不大于原始值 0.03mm ，各瓦回油正常。

50、8、 检查主机保护投入。60.冲车1、 开启各低加进汽电动门、逆止门，低加随机启动。2、 升速应平稳，冲车后，注意汽温、汽压的变化，保持蒸汽过热度在50以上。3、 机组转速在 1000r/min 以下，汽轮发电机组轴承振动达 0.03mm 或轴振达 0.13mm 时，立即打闸停机。4、 通过临界转速区时，汽轮发电机组轴承振动达 0.1mm 或轴振达 0.25mm ，立即打 闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。5、 若做空负荷试验，机组转速 3000r/min ，空负荷试验结束后，并网前投低加。61.冲车 500r/min1、 转速达 450-500r/min 时，对机组作全面检查。2、 摩

51、擦检查时间不得超过 5 分钟，转速不得低于 50r/min 。62.冲车 1200r/min ，低 速暖机1、 转速达 1200r/min 时，中速暖机 30 分钟，进行全面检查。2、 根据高中压内缸外壁与外缸内壁温差及胀差变化趋势，控制夹层加热。63.冲车 2000r/min ，中 速暖机1、 监视中压排汽口处下半内壁金属温度大于 130 。2、 满足以下条件时暖机结束： 高中压膨胀大于 7mm ，高中压缸胀差小于 3.5mm 并趋 于稳定。3、 在临界转速区内，升速率自动设定为 400r/min （10号机 500r/min ）。4、 当机组转速升至 1550r/min, 检查顶轴油泵联停

52、。5、 高速暖机 60 分钟。假同期试验前准备工作2164.确认219(210)-1-2刀闸位置1、 联系网楼确认 219(210)-1-2 刀闸分闸到位2、 单元合上 219(210) 开关操作电源小开关 4DK1 、4DK2 。65.联系保护班做的工作1、 联系继电保护班在保护小间短接 219-1(210-2) 刀闸辅助接点。2、 联系继电保护班在工程师站将 DCS 内 2191(210-2) 刀闸置合闸位置。检查 DCS 内 219-1(210-2) 刀闸显示在合闸位置。3、联系控制中心将 9号(10 号)机热工升负荷逻辑线拆除。4、 联系继电保护班在保护小间接好电压表。66.开启主、馈

53、变风扇1.开启 9 号(10 号)主变第 1、3 组风扇， 将第 2 组风扇切辅助位， 第 4 组切“备用”位置2.检查 9 号(10 号)馈变风扇控制把手已切至“自动”“就地”位置。67.开启三台整流 柜风扇1、 合上三台整流柜风扇电源开关(三台整流柜风扇运行在不同电源上) 。检查整流柜 风扇运行良好。假同期试验：68.2500 转 / 分左右工作转速 2500 转/分时，检查 AVR 电压给定值回零。2269.发电机定速 3000 转/分，发 电机假同期试 验前升压步骤 及注意事项1、 汽轮机定速 3000 转/分。2、 合上 FMK 开关。3、 点击励磁控制回路的“起励建压”按钮。4、 检查发电机线电压自动升至 19KV 。相电压自动升至 10.97KV 且三相电压平衡。5、 点击励磁控制回路“无功升”将发电机电压升至额定 （经验值线电压升至 19.6KV 即 可）。检查转子电压值为 148V 、转子电流值为 845A（ 若定子线电压值升不到额定 20KV ，对应的转子电压、转子电流值偏小 ）。6