660MW超超临界机组集控运行规程2010.09.30

神华江苏国华陈家港发电有限公司企业标准

660MW超超临界机组 集控运行规程

（试运版）

2010-09-30 发布 2010-10-31实施 神华江苏国华陈家港发电有限公司 发布

神华国华港电660MW超超临界机组集控运行规程

规程控制表

下次版本 编号 01 签发 复核日期 日期 2010-102011--31 10-31 於晓博 石宝全 孔祥华 编写人 初审人 复审人 人 修订 批准有否 此次修订改动内容： 受控 领用时间 领用人 1

神华国华港电660MW超超临界机组集控运行规程

说 明

本规程为神华江苏国华陈家港发电有限公司660MW超超临界机组集控运行规程，根据现行电力工业管理规程、规范以及设备制造厂、设计院提供的说明书、图纸、二十五项反措、300MW火电机组集控运行典型规程、600MW级火力发电机组集控运行典型规程范本等资料编制而成。若规程中内容与国家相关标准有冲突时，以国家相关标

准为准。

下列人员应熟知本规程：

生产副总经理、总工程师、副总工程师

发电生产部、安全技术部及其它生产管理部门经理及助理 生产管理部门各专业人员 下列人员必须严格执行本规程：

发电生产部值长、专工、主管及全体集控运行人员。

2010

年09月30日

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目 录

1 机组启动 ................................................... 10 1.1 检修后的验收与试验 ........................................ 10 1.1.1 总则 .................................................... 10 1.1.2 检查与验收 .............................................. 10 1.1.2.1 机组大、小修后应检查的项目 ............................ 10 （1）设备变更报告 ............................................. 10 （2）检修工作票 ............................................... 11 （3）消防设备及系统 ........................................... 11 （4）环保设备及系统 ........................................... 11 1.1.2.2 机组大、小修后启动前的检查内容 ........................ 11 （1）热机设备系统 ............................................. 11 （2）电气设备系统 ............................................. 12 （3）热控设备及系统 ........................................... 14 （4）化学设备系统 ............................................. 14 （5）公用设备系统 ............................................. 15 1.1.3 分部试运 ................................................ 15 1.1.3.1 辅机试转前的确认条件 .................................. 15 1.1.3.2 试运要求 .............................................. 16 1.1.3.3 保护、联锁的状态确认 .................................. 16 1.1.4 化学清洗 ................................................ 16 1.1.5 锅炉水压试验 ............................................ 17 1.1.5.1 试验规定 .............................................. 17 1.1.5.2 试验范围 .............................................. 17 1.1.5.3 试验要求 .............................................. 18 1.1.5.4 试验注意事项： ........................................ 20 1.1.6 汽轮机调节系统静态调整试验 .............................. 21 1.1.7 热控调节系统及保护联锁的静态试验 ........................ 21 1.1.7.1 自动调节控制系统试验 .................................. 21 1.1.7.2 执行机构 .............................................. 21 1.1.8 机组热控联锁、保护、顺控及信号系统传动试验 .............. 22 1.1.8.1 试验要求 .............................................. 22 1.1.8.2 远控阀门传动 .......................................... 22 1.1.8.3 热控信号系统传动 ...................................... 22 1.1.8.4 热工联锁保护系统的传动操作试验 ........................ 22

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1.1.9 电气控制、联锁、保护及信号系统传动试验 .................. 23 1.1.10 电气设备试验 ........................................... 23 1.1.11 锅炉安全门校验 ......................................... 23 1.1.11.1 要求 ................................................. 23 1.1.11.2 安全门校验前应具备的条件 ............................. 24 1.1.11.3 校验标准 ............................................. 24 1.1.11.4 注意事项 ............................................. 26 1.2 机组启动应具备的条件 ...................................... 26 1.3 机组启动前的准备 .......................................... 27 1.4 机组启动基本规定 .......................................... 28 1.4.1重大操作人员到位规定 .................................... 28 1.4.2 启动状态的划分 .......................................... 28 1.4.3 机组存在下列情况之一时,禁止启动 ......................... 28 1.4.4 机组存在下列情况之一时,禁止冲转或并网 ................... 29 1.5 冷态启动 .................................................. 30 1.5.1 锅炉点火前，辅助设备的启动 .............................. 30 1.5.2 锅炉上水 ................................................ 31 1.5.3 锅炉冷态清洗 ............................................ 32 1.5.4 汽机轴封系统投入、抽真空 ................................ 33 1.5.5 锅炉吹扫前的准备 ........................................ 33 1.5.6 锅炉炉膛吹扫 ............................................ 33 1.5.7 锅炉点火 ................................................ 34 1.5.8 锅炉点火注意事项 ........................................ 36 1.5.9 锅炉升温、升压 .......................................... 36 1.5.10 热态清洗 ............................................... 36 1.5.11 锅炉升温、升压注意事项 ................................ 37 1.5.12 发电机并网前的准备 ..................................... 37 1.5.13 汽机冲转条件 ........................................... 38 1.5.14 汽轮机启动装置任务 ..................................... 38 1.5.15 汽轮机程序启动 ......................................... 39 1.5.16 汽轮机冲转、并网过程的检查和操作 ....................... 45 1.5.17 汽轮机冲转、升速及发电机并网过程中的注意事项 ........... 45 1.5.18 初负荷暖机 ............................................. 48 1.5.19 机组最小负荷～17%BMCR(120MW） .......................... 48 1.5.20 负荷从17%BMCR（120MW）至50%BMCR（330MW） .............. 49

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1.5.21 机组负荷从50%BMCR(330MW）至100%BMCR（660MW） .......... 50 1.5.22 汽机启动过程中注意事项 ................................. 50 1.5.23 锅炉启动过程中注意事项 ................................. 50 1.6 温、热态启动 .............................................. 51 1.6.1 温、热态启动规定 ........................................ 51 1.6.2 温、热态启动注意事项 .................................... 51 2 机组运行 .................................................... 53 2.1 机组运行调整的主要任务及目的 .............................. 53 2.2 机组运行中控制的主要参数及限额 ............................ 53 2.3 机组正常运行检查监视、维护试验 ............................ 66 2.4 机组运行控制方式 .......................................... 73 2.5 锅炉运行调整 .............................................. 74 2.6 汽机运行调整 .............................................. 78 2.7 机组控制、保护系统设备的正常运行维护 ...................... 79 2.8 热控保护 .................................................. 80 2.9 机组低负荷运行控制与调整 .................................. 81 3 机组停运及保养 .............................................. 83 3.1 机组停运 .................................................. 83 3.1.1 机组停运规定 ............................................ 83 3.1.2 机组停用前的准备 ........................................ 83 3.1.3 机组停运时注意事项 ...................................... 84 3.1.4 机组正常停用 ............................................ 84 3.1.5 滑参数停机 .............................................. 88 3.2 机组停运后的保养 .......................................... 89 3.2.1 锅炉停运后的保养 ........................................ 90 3.2.2 汽机停运后的保养 ........................................ 90 3.2.3 发电机停运后的保养 ...................................... 91 3.2.4 机组停运后的防冻 ........................................ 91 4 机组异常和事故预防及处理 .................................... 93 4.1 事故时处理原则和要点 ...................................... 93 4.2 机组事故停运 .............................................. 94 4.3 机组重大事故预防 .......................................... 98 4.4 机组综合性故障 ........................................... 106 4.4.1 锅炉MFT ............................................... 106 4.4.2 锅炉RB ................................................ 107

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4.4.3 发变组保护动作跳闸 ..................................... 108 4.4.4 厂用电中断 ............................................. 109 4.4.5 控制气源失去 ........................................... 111 4.4.6 机组火灾 ............................................... 112 4.4.7 DCS故障 ............................................... 115 4.5 锅炉典型事故处理 ......................................... 116 4.5.1 锅炉主蒸汽压力异常 ..................................... 116 4.5.2 锅炉主蒸汽温度异常 ..................................... 117 4.5.3 锅炉再热蒸汽温度异常 ................................... 118 4.5.4 锅炉给水流量低 ......................................... 119 4.5.5 锅炉汽水分离器出口温度高 ............................... 120 4.5.6 水冷壁泄漏 ............................................. 121 4.5.7 省煤器泄漏 ............................................. 122 4.5.8 过热器泄漏 ............................................. 122 4.5.9 再热器泄漏 ............................................. 123 4.5.10 尾部烟道二次燃烧 ...................................... 124 4.5.11 过、再热器管壁超温 .................................... 125 4.6 汽轮机异常及事故处理 .................................... 126 4.6.1 汽轮机严重超速 ......................................... 126 4.6.2 汽轮机进水 ............................................. 126 4.6.3 汽轮机振动大 ........................................... 128 4.6.4 汽轮机大轴弯曲 ......................................... 129 4.6.5 轴向位移大 ............................................. 129 4.6.6 运行中叶片损坏或断落 ................................... 130 4.6.7 凝汽器真空降低 ......................................... 131 4.6.8 汽轮发电机组轴承损坏 ................................... 132 4.7 发电机异常及事故处理 ..................................... 132 4.7.1 发电机异常运行工况相关规定 ............................. 132 4.7.2 发电机各部分的温度超过规定值 ........................... 134 4.7.3 发电机定子升不起电压 ................................... 135 4.7.4 发电机非全相运行 ....................................... 135 4.7.5 发电机变为电动机运行 ................................... 136 4.7.6 发电机失磁 ............................................. 136 4.7.7 发电厂功率振荡 ......................................... 137 4.7.8 发电机定子线棒或导水管漏水 ............................. 139

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4.7.9 发电机转子接地的处理 ................................... 139 4.7.10 发电机定子接地 ........................................ 140 4.7.11 发电机频率异常 ........................................ 140 4.7.12 发电机三相电流不平衡 .................................. 141 4.7.13 发电机PT断线 ......................................... 141 4.7.14 发电机非同期并列 ...................................... 142 4.7.15 发电机断水 ............................................ 142 4.7.16发电机绝缘过热监测装置报警 ............................ 143 5 500KV系统的运行 ............................................ 145 5.1 概述 ..................................................... 145 5.2 系统的运行 ............................................... 145 5.3 倒闸操作原则 ............................................. 145 5.4 倒闸操作的基本要求 ....................................... 146 5.5 500KV母线倒换运行方式的注意事项 .......................... 147 5.6 母线电压互感器操作规定 ................................... 147 5.7 GIS的运行 ............................................... 147 5.8 GIS装置的操作 ........................................... 149 5.9 GIS设备SF6微水在线检测系统 .............................. 151 5.10 室外配电装置的运行 ...................................... 151 5.11 异常运行和事故处理 ...................................... 152 6 机组主要辅机的运行 ......................................... 157 6.1 辅机运行基本规定 ......................................... 157 6.2 润滑油系统 ............................................... 162 6.3 润滑油净化装置 ........................................... 166 6.4 EH油系统 ................................................ 168 6.5 密封油系统 ............................................... 170 6.6 凝结水系统 ............................................... 176 6.7 给水系统 ................................................. 180 6.8 除氧器及加热器系统 ....................................... 191 6.9 旁路系统 ................................................. 198 6.10 轴封系统 ................................................ 200 6.11 凝汽器真空系统 .......................................... 201 6.12 循环水系统 .............................................. 203 6.13 开式冷却水系统 .......................................... 212 6.14 闭式冷却水系统 .......................................... 213

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6.15 快冷系统 ................................................ 214 6.16 定子冷却水系统 .......................................... 216 6.17 辅助蒸汽系统 ............................................ 220 6.18 启动锅炉 ................................................ 221 6.19 制粉系统 ................................................ 232 6.20 风烟系统 ................................................ 241 6.21 吹灰系统 ................................................ 259 6.22 炉前油系统 .............................................. 262 6.23 微油点火装置 ............................................ 266 6.24 压缩空气系统 ............................................ 270 6.25 脱硝系统 ................................................ 275 6.26 锅炉启动循环泵系统 ...................................... 277 6.27 火检冷却风系统 .......................................... 282 6.28 暖风器 .................................................. 284 6.29 变压器系统的运行 ........................................ 285 6.30 厂用电系统运行 .......................................... 299 6.31 直流系统 ................................................ 313 6.32 电动机运行 .............................................. 322 6.33 发电机氢气系统 .......................................... 327 6.34 柴油发电机 .............................................. 333 6.35 励磁系统 ................................................ 341 6.36 UPS系统 ................................................ 347 7 机组设备介绍 ............................................... 355 7.1 锅炉设备介绍 ............................................. 355 7.2 汽机设备介绍 ............................................. 381 7.3 发变组设备介绍 ........................................... 404 8、 附录 ..................................................... 431 附表１：水蒸汽压力与饱和温度对照表 ........................... 431 附表2: 机组热力计算表 ....................................... 433 附表3：安全阀整定压力及排放量汇总表 ......................... 443 附表4：汽水系统保护报警温度 ................................. 444 附图1：锅炉压力负荷曲线 ..................................... 447 附图2：锅炉冷态启动曲线 ..................................... 447 附图3：锅炉温态启动曲线 ..................................... 448 附图4：锅炉热态启动 ......................................... 448

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附图5：锅炉极热态启动 ....................................... 449 附图6：锅炉蒸汽流量与负荷关系曲线 ........................... 449 附图7：过量空气系数与负荷关系曲线 ........................... 450 附图8：燃烧器摆动角度与负荷关系曲线 ......................... 450 附图9：过热器减温水量与负荷关系曲线 ......................... 451 附图10：各级受热面焓值和压力曲线 ............................ 451 附图11：一次汽侧各级受热面汽温与负荷关系曲线 ................. 452 附图12：再热器各级受热面汽温与负荷关系曲线 ................... 453 附图13：烟空气温度与负荷关系曲线 ............................ 454 附图14：烟气阻力及压力与负荷关系曲线 ........................ 455 附图15：后烟井调温挡板开度与负荷关系曲线 ..................... 456 附图16：锅炉计算热效率与负荷关系曲线 ........................ 457 附图17：主汽阀壁许可温差 .................................... 457 附图18：主调阀壁许可温差 .................................... 458 附图19:高压缸壁许可温差 ..................................... 459 附图20:高压转子许可温差 ..................................... 460 附图21:中压转子许可温差 ..................................... 461 附图22:主蒸汽管道的暖管－温度准则 X1 ......................... 462 附图23:主蒸汽管路的暖管－温度准则 X2 ......................... 463 附图24:汽机暖机－温度准则 X4 ................................. 464 附图25:汽机暖机－温度准则 X5 ................................. 465 附图26:汽机暖机－温度准则 X6 ................................. 466 附图27:冲转－温度准则 X7A ................................... 467 附图28:冲转－温度标准 X7B ................................... 468 附图29:温度准则X8 ........................................... 469 附图30：凝汽器压力限制曲线 .................................. 470 附图31：轴封供汽温度曲线 .................................... 470 附图32:允许空气进入轴封的时间与转子平均温度的关系曲线 ........ 471 附图33：压力负荷曲线 ........................................ 471 附图34：环境温度启动曲线 .................................... 472 附图38：极热态启动曲线 ...................................... 476 附图39：发电机V 型曲线 ...................................... 477 附图40：发电机出力曲线 ...................................... 478 附图41：发电机特性曲线 ...................................... 479

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1 机组启动

1.1 检修后的验收与试验 1.1.1 总则

1.1.1.1 明确机组大、小修后设备和系统检查的工作内容。规范机组大小修后设备验收项目和试验内容。明确检修后机组启动准备工作程序，保证机组启动顺畅和安全、经济运行。

1.1.1.2 机组检修结束后，经过检修的设备系统应有完整的技术记录、文件及试验、检验报告，并由安全技术部组织按照检修工艺规程、试验规程、检修技术方案、改造项目的设计方案和技术要求、检修工作任务书及相关的安全、技术验收规范进行分项验收合格。

1.1.1.3 为了检查机组检修后的质量，以及掌握运行参数和特性，各系统应按检修工艺规程、试验规程质量标准和运行规程要求进行单体及顺控传动、保护试验和分部试运，做好试运记录，由发电生产部运行人员和安全技术部共同确认合格。 1.1.1.4 对于需要机组启动后或并网后方可进行的试验项目，应由安全技术部做出相应安排，组织制订启动试验技术措施，经过总工程师审批后执行。 1.1.1.5 在各项检修试验完工后，应由总工程师组织启动前的冷态验收会，盘点各专业和部门的工作情况，完成向发电生产部的书面交待事项，签署检修竣工启动许可证交给值长，方可允许机组总体启动。机组启动前由发电生产部编制机组启动计划，经总工程师批准后执行，遇有延误启动的，值长应注明原因。 1.1.1.6 机组大修经整套试运后，应进行机组性能试验，评价检修总体效果。试验项目一般应有：机组在不同负荷下主机及主要辅机运行的稳定性、锅炉热效率、汽轮机热耗率和汽耗率、机组补水率、汽门严密性、真空严密性、水汽品质合格率、热工保护及自动投入率、空预器漏风率、发电机漏氢率等。对经过技术改造的设备和系统，应对其进行专项性能测试。

1.1.1.7 机组停机临修或节检后的启动，应对检修过的系统验收或按需要对设备及相关系统进行整体验收。 1.1.2 检查与验收

1.1.2.1 机组大、小修后应检查的项目 （1）设备变更报告

（A）按照国华发电管控体系《变更管理子系统》规定，安全技术部应在设备系统投运前规定的时间内向发电生产部递交设备系统变更报告。 （B）检查设备变更报告的完整性和有效性。 （C）检查设备变更报告与现场的符合性。

（D）检查变更后的系统安全、健康、环保方面的符合性。

（E）永久性变更报告内容完整。报告包括：变更原因和变更内容，审核、批准及异动开始执行时间。运行人员应检查设备异动工程申请单中安全措施及执行情

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况。设备永久性变更工程结束后，应有完整的技术记录、文件及试验、检验报告；设备永久性变更工程竣工验收单应由异动工程方、设备永久性变更管理方、安监、环保主管人员认可签字；设备变更竣工报告，以及变更后设备、系统技术资料及交底说明；维修项目部、安全技术部、发电生产部及总工程师对设备永久性变更报告进行审核、签字确认。

（F）在设备实施永久变更完毕投入运行前，设备永久变更方必须保证安全、环保、接线、传动、标志、电缆、开关等符合要求。

（G）设备变更完毕投入运行应安全可靠，运行方式灵活，不影响其它系统可靠运行。设备变更后,相应的图纸、规程应进行修改,并向运行部门及运行人员交底,必要时进行培训。 （2）检修工作票

（A）机组检修后启动前工作票应全部终结或收回，拆除所有临时安全措施，恢复固定安全措施，并且进行统计归类。

（B）运行人员应按检修工作的项目对现场及设备系统进行详细检查，确认检修工作确己结束，对发现的缺陷及时记录在案，并予以消除。 （C）按相应的技术要求和标准进行验收，具备试转条件。 （3）消防设备及系统

（A）详细检查检修的消防设备系统齐全、完整。

（B）检修后消防设备必须经过就地试验，具备投入使用条件。

（C）特殊消防设备必须经过就地和远方试验。试验时，由消防主管部门组织安全技术部和运行人员共同进行。

（D）就地配置消防器材必须有配置的时间和负责人签字，确认未过期失效。 （E）消防器材操作把手必须有铅封，检查所有消防栓、消防水枪、消防水带具备随时投入条件，放置消防器材部位要有明显标志。

（F）消防水压力正常，泡沫消防系统处于备用状态，气体消防系统阀门处于规定位置，消防报警系统及自动控制系统工作正常。 （G）现场消防通道畅通，并有明显箭头和通道指示灯。 （H）消防水池水位保证大于6.5m。 （4）环保设备及系统

（A）环保设备及系统完整齐全，具备投入条件。

（B）所有监视废气、废水、粉尘等仪表完整，具备投运条件，检修后的监视仪器经过上级有关部门检验，并且有检验合格证，合格证在有效期内。 （C）重要环保设备（比如废水处理、电除尘、烟气脱硫、脱硝设备）大修后必须在机组运行时，经过严格的运行调试，达到国家、地方排放标准才能投入运行。 1.1.2.2 机组大、小修后启动前的检查内容 （1）热机设备系统

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（A）根据检修内容及变更情况，确认热机设备、系统检修工作全部完工，缺陷已消除，所有工作票已终结或收回，具备试运条件。

（B）临时设施拆除，现场清洁整齐，楼梯、栏杆、平台应完整，通道及设备周围无妨碍工作、通行和影响本体膨胀的杂物。

（C）机组所有汽、水、油、烟、风、燃料、灰渣、气等系统完整、阀门附件齐全完好、支吊架牢固、膨胀指示器正确清晰、管道保温完整、介质流向、漆色及标志正确完整，无膨胀受阻。各种表计齐全，指示正确。

（D）锅炉内部检查：锅炉各受热面及烟道清洁无杂物，锅炉内部检修临时措施拆除，各受热面、防磨板的支撑、固定可靠，烟气导流板、隔板牢固，受热面密封、保温完整。

（E）锅炉外部检查：汽（水）、烟、风、燃料（包括燃油）等各系统完整，支吊架完整牢固，管道、风烟道、受热面保温良好，各膨胀指示器刻度清晰、指示正确，汽水分离器水箱水位计、安全门各部件齐全完好，各系统的阀门外形完整，传动装置牢固，标志牌名称正确齐全。

（F）锅炉燃烧器完好、摆动及调节机构动作正常，二次风调节挡板动作灵活、内部位置和外部指示一致、位置正确，火焰监视电视、工业电视系统齐全完好、炉膛火检冷却系统完好，火检冷却风机具备投运条件，燃油系统具备启动条件。 （G）锅炉吹灰器及炉膛出口烟温探针完好，并均退出炉外。

（H）锅炉各受热面、烟道及空预器清洁无杂物，检查孔、人孔门已严密封闭，空预器润滑油系统、吹灰、转速测量系统、着火报警系统及灭火系统完好。 （I）汽轮机本体、管道各处保温完整、无油污染，符合要求。 （J）汽轮机各高中压主汽门、调门及控制机构正常，传动良好。 （K）汽轮机滑销系统完好，缸体能自由膨胀，初始位置指示正确。 （L）各安全门完好，检验合格。

（M）主油箱事故放油门关闭，悬挂“重要阀门、禁止操作”标示牌。 （N）转动设备地脚螺丝无松动迹象，靠背轮连接牢固，防护罩完好。 （O）各转动设备轴承润滑系统良好（润滑脂、润滑油油质合格）。

（P）汽轮机润滑油、密封油及EH油冲洗、循环结束，油质符合标准，设备系统完整具备投入条件。

（Q）凝结水、给水系统冲洗合格。

（R）确认凝汽器灌水查漏试验合格（A、B级检修）,试抽真空正常。 （2）电气设备系统

（A）确认电气所有检修工作结束，按有关规程规定试验合格、工作票终结。确认系统和设备无人工作，设备系统周围清洁无杂物，接地线、短路线等临时安全措施已拆除，设备标志、着色正确齐全。

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（B）用2500V兆欧表测量发电机的定子绝缘，确认绝缘电阻值不得低于1000MΩ（安装中），极化指数≥2。

（C）定子绕组通水前的绝缘电阻应达到以下规定： （a）发电机75℃的绝缘电阻应不低于以下值：

R（75℃）=UN/（1000+0.01Pn） 式中：

R（75℃）-----绕组在75℃时的绝缘电阻（兆欧） UN-----绕组的额定电压（伏） Pn-----发电机的额定容量（千伏安）

（b）在不同的温度下，其绝缘电阻可使用下面的公式来换算：

Rt= R75℃32（75-t）/10

式中：

Rt-----t℃时的绝缘电阻 t -----测量时的温度（℃） （c）极化指数≥2 吸收比≥1.6。 （d）各相绝缘电阻差异倍数≤2。

（e）绝缘电阻值降低到上次正常值的1/3以下时，应查明原因后，方可启动。不同温度与绝缘电阻的对应关系： 温度℃ MΩ （D）用500V兆欧表，测量发电机的转子绝缘，一般绝缘电阻值≥10MΩ。最小值应≥1MΩ, 吸收比≥1.6。当转子绝缘受潮，绝缘电阻值＜10MΩ时，未进行彻底干燥前不得进行大于400V的交流耐压试验。

（E）用1000V兆欧表测量发电机轴承绝缘电阻未通润滑油时应≥10MΩ，通润滑油后应≥1MΩ，用500V兆欧表测量发电机的密封支座及中间环绝缘电阻应≥1MΩ。

（F）确认发变组出口开关，灭磁开关传动试验正常，位置信号一致。 （G）确认发电机转子的励磁回路接地监测装置正常，无异常信号。

（H）检查励磁变、励磁整流柜完好，励磁回路清洁，冷却系统正常，无异常或报警信号。

（I）检查发电机中性点单相变压器完好，接线正确，投入良好。 （J）检查发电机出口PT完好，在工作位置。 （K）检查发电机大轴接地碳刷装置完好。 （L）大修后的发电机启动前风压、水压试验合格。

75 70 60 50 40 27.15 30 20 10 绝缘电阻 2.4 3.39 6.79 13.58 54.31 108.61 217.22 13

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（M）发电机已充氢，氢气压力、纯度、湿度、温度合格，本体完好，无渗漏油、气、水现象。

（N）继电保护、自动装置、仪表齐全完好，工作正常，保护和自动装置的压板投入正确。

（O）主变、高厂变、励磁变、封闭母线、高压套管、瓷瓶清洁，接地线接地良好，离相封闭母线微正压装置投入自动（压力在500～2000Pa, 最高不得＞4000 Pa,否则将会损坏压力控制器），运行正常。

（P）主变压器冷却装置电源良好，风扇、潜油泵运转正常，变压器油位正常，油质合格，瓦斯继电器内无气体，各部分无渗漏油现象。

（Q）所有电动机周围清洁无杂物，外壳接地良好，与转动机械连接的靠背轮连接牢固，地脚螺栓无松动现象。

（R）电动机检修后在与转动设备连接前，应经过试转，转动方向正确。 （S）所有电气设备保护、联锁试验合格，具备投入条件。 （T）带有轴承润滑冷却系统的电动机，轴承润滑冷却系统良好。

（U）电气一次回路检修或可能引起接线变动时应进行核相，同期点有同期定相报告。

（V）发电机滑环清洁，隔板完好，安装牢固。

（W）发电机碳刷回装完毕，刷架、刷握、刷辫完好，回路清洁。碳刷规格正确，型号一致，无过短、破裂、导线断股、短路、接地、卡涩等现象，各碳刷压力均匀（机组盘车停运前根据要求取下碳刷）。

（X）机组厂用电系统正常，运行方式正确，快切装置可完好投入。

（Y）机组直流、UPS系统正常无报警，直流充电装置运行正常，蓄电池浮充电运行，直流、UPS母线电压合格。

（Z）机组保安电源系统正常，柴油发电机组处于联动备用状态。 （3）热控设备及系统

（A）热控一次元件及管路系统完整，风压取样管路吹扫干净，设备标志正确、清楚，防冻伴热接线完整可正常投入。

（B）热控的就地设备完整良好，露天设备应有相关防潮防雨措施。各类变送器、热电偶、热电阻、压力表校验合格。热控设备的线路连接良好，测绝缘合格。 （C）执行机构校验合格，动作灵活正确，开度指示正确，断气、断电保护试验合格，限位开关正确牢固，仪用气源管路无泄漏，压力正常。

（D）热控信号、联锁、保护顺序控制传动试验合格，热控的DCS控制系统经过静态、动态测试，系统工作正常具备运行条件。 （E）热控设备的保安电源系统投入正常。 （4）化学设备系统

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（A）补给水处理、汽水取样和加药、凝结水精处理、循环水加药、废水处理、发电机定冷水处理、氢气系统等设备完好，具备投运条件。 （B）各类药品齐全，具备使用条件。 （C）各种取样、化验设备齐全具备运行条件。 （D）各类在线检测仪表齐全，校验合格。 （E）化学除盐水箱制满合格的除盐水。 （5）公用设备系统

（A）生产指挥系统电话畅通。 （B）正常及事故照明完好。

（C）全厂消防系统正常、消防设施齐全，特殊消防设备完好投入。 （D）全厂工业水、闭式冷却水、暖通系统完好具备投运条件。 （E）全厂排、放水系统通畅。

（F）全厂厂用、仪用、除灰空压机及系统完好，具备投运条件。 （G）启动锅炉及辅汽系统具备投运条件。 （H）检查省煤器的排灰斗内无杂物。 （I）电除尘的振打装置，输灰系统正常。

（J）输煤斗轮机、碎煤机、采样机、皮带秤、除铁器、除尘设备、犁煤器、木块分离器等，以及各转运站皮带和传动托辊良好具备投运条件。 （K）输煤特殊消防系统具备投运条件，皮带保护装置良好。 （L）输煤皮带各转运站和皮带间报警系统正常。 （M）斗轮机防风闭锁装置投入正常。

（N）除灰电除尘设备良好，振打装置和浊度仪具备投入条件。

（O）干除灰系统（输灰管道、空压机系统设备、仓泵、储灰罐）具备投入条件。 （P）排渣系统储渣、放渣设备、石子煤排放设备具备投入条件。 （Q）电除尘绝缘子电加热投入，灰斗的料位计正常。 （R）电除尘整流变完好，具备投入条件。 （S）烟气在线检测设备完好齐全，具备投入条件。 （T）烟气脱硫、脱硝设备系统完好，具备投入条件。

（U）油区储油罐及供油设备、系统完好，具备投入条件，储油罐的油位指示正确，特殊消防设施齐全，储油量满足锅炉点火要求。 1.1.3 分部试运

1.1.3.1 辅机试转前的确认条件

（1）转动机械试运应在确认检修（安装）工作结束，临时设施己拆除，现场条件符合试转要求。根据安全技术部专业负责人提出试运申请单，由值长统一下令进行。

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（2）能盘动的辅机应盘动若干圈，确认转动灵活，各表计完整齐全，仪表、信号及保护能正常投入，具备试运条件。

（3）辅机联锁保护系统已调试完毕，试验合格。电机或电缆检修后应检查电机接线良好，并空载试验转向正确。

（4）转动机械试转操作应在操作画面上进行，就地应设专人监视。 （5）电动机应测绝缘合格后送电。

（6）辅机试运时，应保证就地与集控室通讯联络畅通，现场照明充足。 （7）试转设备有关的阀门（风门、挡板）开度位置指示应事先校验准确，操作画面指示与就地位置指示相符，操作电源应送电，切换手柄在“远方”位置。 （8）转机试运时，确认转机润滑油箱油位、轴承油位正常（1/2～2/3油位）、油质良好，冷却水（密封水）投入正常。

（9）辅机试运时有关机械、电气相关专业人员应到现场。 1.1.3.2 试运要求

（1）在首次试转时应对电动机进行单机试转，确认转向、事故按钮、轴承振动、温升、声音等正常。

（2）电动机试转时间以各轴承温升达到稳定（15分钟内温升小于1℃）时，并且定子绕组温度应在限额之内为计时开始点，试运时间应连续运转2～4小时，且轴承温度稳定。

（3）电动机试转合格后才能与辅机连接试转，辅机试转时，其保护联锁系统应投运，试转时转机轴承温度、振动均应在验收标准限额之内，试运时间应连续运行在4～8小时且轴承温度稳定（15分钟内温升小于1℃）。

（4）辅机及电机试转时，应持续记录电机电流、轴承温度、振动等数值，大型辅机停止时应记录其惰走时间。

（5）辅机试运中轴承温度、振动、电流、介质参数应符合厂家规定，辅机振动厂家无规定时，可按本规程6.1章辅机运行总则规定执行。

（6）所有辅机的试转均应符合规程规定，参数无超限现象，否则及时停止其运行，待彻底消除缺陷后方可重新试转。 1.1.3.3 保护、联锁的状态确认

（1）保护、联锁的信号通道测试回路正常，无断线、短路、接地现象。 （2）保护、联锁的电源投入正常，操作画面有关设备、系统保护、信号显示、报警状态正常。

（3）保护、联锁静态传动试验完成，试验结果正常，能够正常投入。

（4）机组停运状态下，保护、信号电源投入后，有关设备闭锁装置应起作用。 1.1.4 化学清洗

1.1.4.1 锅炉清洗应根据垢量或运行年限确定。为了监督炉管沉积率，在大修前的最后一个小修期割水冷壁管（在水冷壁管热负荷最高处向火侧180度部位处割

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管取样），用洗垢法测定垢量，当垢量达到或超过200～300g/㎡时，应安排化学清洗。

1.1.4.2 正常的清洗间隔年限为5～10年，当运行水质和锅炉内的检查出现异常情况时，经过技术分析可安排提前清洗。当锅炉运行己达上述年限而垢量较低，估计到下次大修时不会超过规定垢量的上限，且无明显腐蚀现象，可延长清洗间隔。

1.1.4.3 锅炉化学清洗方案与措施，可参照DL/T 794－2001《火力发电厂锅炉化学清洗导则》中规定原则拟定。进行清洗时做好监督，洗后做好检查、评定与总结。清洗液的排放要符合环保有关标准。 1.1.5 锅炉水压试验 1.1.5.1 试验规定

（1）锅炉水压试验分为额定工作压力试验和超压试验两种。

（2）锅炉经大修后或因受热面大面积泄漏检修后（如省煤器、水冷壁、过热器、再热器）一般应进行额定工作压力的水压试验。

（3）超压试验：一般两次大修做一次。根据设备具体状况，经集团公司或省电力公司锅炉监察部门同意，可适当延长或缩短间隔时间。超压试验一般应结合大修进行，并列入该次大修特殊项目。 （A）新安装或迁移的锅炉投运前。 （B）停运一年以上的锅炉恢复投运时。

（C）锅炉改造、承压部件经重大修理或更换后，如水冷壁更换管数在50%以上，过热器、再热器、省煤器等部件成组更换时。 （D）锅炉严重超压达1.25倍工作压力及以上时。 （E）锅炉严重缺水后受热面大面积变形时。

（F）根据运行情况，对设备安全可靠性有怀疑时。

（5）水压试验必须制定专项措施，由总工程师批准后执行。水压试验和超压试验的压力规定如下： 系 统 额定工作压力 水压试验压力 超压试验压力 30.15MPa 6.16MPa 33.16MPa 9.24MPa 备 注 （4）有下列情况之一时，也应进行超压试验：

主蒸汽系统 30.15MPa 再热汽系统 6.16MPa 1.1.5.2 试验范围 （1）一次汽系统：

（A）自给水泵出口至主汽门前之间的受热面及各部件连接管道。 （B）受压部件附属的排空管、疏水管至相应的二次门。

（C）其余的附属管路：吹灰管路、取样管路、排污管路、热力试验管路、减温

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水管路至相应的一次门。

（D）锅炉启动循环泵只参加工作压力试验，不参加超压试验。 （2）二次汽系统部分：

（A）自再热冷段入口堵阀至再热器热段出口堵板。 （B）受压部件附属的排空管、疏水管至相应的二次门。 （C）减温水管路至相应的一次门。 1.1.5.3 试验要求

（1）水压试验一般应按先低压后高压的顺序进行，即先进行再热器水压试验，再进行过热器系统水压试验。

（2）检查与锅炉水压试验有关的汽水系统检修工作已结束，工作票已终结。实验前应对锅炉水压试验部件弹簧吊架安装加固装置。

（3）水压试验用水应采用除盐水，上水前应化验水质合格，水中氯离子含量小于0.2mg/L，并调节pH值至9-10。

（4）省煤器入口和再热器入口已装设两只以上不同取样源的精度为1.5级的就地压力表，以便进行校对，且控制室内省煤器入口和再热器入口压力指示已经校验正确。水压试验压力以就地压力表指示为准。 （5）所需通讯工具准备齐全。

（6）锅炉所有安全门应采取防起座措施，PCV电磁阀的控制开关处于“OFF”位置，防止水压试验时开启。做超压试验前应解列不参加超压试验的部件，并进行可靠隔离。

（7）检查锅炉汽水系统与汽轮机确已隔绝，汽轮机高压主汽门后疏水门，高排逆止门前疏水门，中压主汽门后疏水门应打开，严防汽机本体进水。 （8）水压试验时环境温度应在5℃以上，否则应有可靠的防冻措施。 （9）上水时间控制在冬季4～5小时，其它季节为2～3小时,水压试验水温按制造厂规定的数值控制。无规定时，上水温度一般应控制在30～70℃。上水温度与启动分离器壁温之差小于28℃,防止产生过大的热应力。

（10）在锅炉进水前，应按运行操作卡检查汽水系统阀门处于正确状态，后屏过热器出口集箱至锅炉吹灰供汽门后等不参加水压试验压力的仪表和附件的管路阀门都应可靠隔离。

（11）再热器水压试验之前应检查再热器出口水压试验堵板、入口水压试验用堵阀已加好。

（12）过热器系统水压试验时，锅炉上水用汽泵前置泵或电动给水泵进行，各空气门见连续水流后关闭。

（13）再热器水压试验时，利用电动给水泵用再热器减温水管道进水、升压。过热器正常水压试验、超压水压试验时，利用汽泵或临时升压泵升压。 （14）过热器系统的水压试验

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（A）待过热器上满水后，各空气门有连续水流出现，逐个关闭空气门，当关闭最后一个空气门前，应适当降低给水量，注意压力上升情况。

（B）系统上满水后关闭进水门，通知安全技术部安全监察主管检查受热面是否发生泄漏，受热面的膨胀是否正常。若发现异常，立即查明原因，并予以消除。 （C）额定压力水压试验时，以每分钟不大于O.2MPa的速度升压，当省煤器入口压力升至30.15MPa时，稳定压力，进行全面检查。以每分钟不大于O.1MPa的速度继续升压至33.16MPa稳定10分钟后，再以每分钟不大于0.1MPa的速度降压至30.15MPa，进行全面检查。

（D）过热器水压试验结束后，应以每分钟不大于O.2MPa的降压速度降压至零。逐渐停止升压泵自然降压，若需尽快降压时，当压力低于10MPa后，可适当开启减温水放水门，并注意控制降压速度，压力降至零后拆除过热器系统安全门闭锁装置。

（15）再热器系统的水压试验

（A）待再热器空气门有连续水流出现，逐只关闭空气门，当关闭最后一个空气门前，应适当降低进水量，注意压力上升情况。

（B）系统上满水后关闭进水门，检查受热面是否发生泄漏，受热面的膨胀是否正常。若发现异常，立即查明原因，并予以消除。

（C）调节电泵或临时升压泵出力，以每分钟不大于O.2MPa的速度升压，当压力升至6.16MPa时，稳定10分钟进行全面检查。如做超压试验，用电泵或临时升压泵继续以不大于0.1MPa的压力升压至9.24MPa稳定10分钟后，再以不大于0.1MPa的压力降压至6.16MPa，进行全面检查。

（D）再热器水压试验结束后，停止升压泵，以每分钟不大于O.2MPa的降压速度降压至零，拆除再热器安全门闭锁装置，恢复水压试验堵阀及堵板。

（E）当压力降至零时，开启各空气门和疏水门进行放水。若锅炉准备投入运行，且水质合格，分离器前的受热面可以不放水，但过热器和再热器部分的积水应尽可能放掉。

（F）水压试验结束后拆除防止安全门起座措施和所加的各处堵板，以及弹簧吊架加固装置。

（G）如锅炉在短期内不投入运行，当降压至 0.5MPa时，关闭各空气门和疏水门停止泄压，进行充氮保护或维持压力进行湿法保养。 （16）工作压力试验的合格标准：

（A）受热元件金属壁和焊缝无任何水珠和水雾的泄漏痕迹。

（B）关闭进水阀，停止升压后，省煤器、水冷壁和过热器系统压降不大于0.1MPa/min，再热器系统压降不大于0.05MPa/min。 （17）超水压试验合格标准：

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1.4.4.5 任一高、中压主汽门、调速汽门、补汽门、抽汽逆止门及高排逆止门关闭时间不合格、卡涩或汽门严密性不合格。

1.4.4.6 转子偏心度大于0.076mm或超过原始值±0.02mm。 1.4.4.7 汽轮机轴向位移达跳闸值（±1.0mm）。 1.4.4.8 汽轮机高中压缸上、下温差＞55℃。

1.4.4.9 汽轮机交、直流润滑油泵、顶轴油泵、EH油泵任一故障或其功能失灵。 1.4.4.10 汽轮发电机组盘车无法投入或盘车过程中动、静部分有明显金属摩擦声。

1.4.4.11 发电机氢气纯度不合格(低于98%）。 1.4.4.12 发变组一次系统绝缘不合格。 1.4.4.13 发变组保护不能投入。 1.4.4.14 发电机励磁系统故障。

1.4.4.15 500kV升压站或线路不符合并网带电条件。 1.4.4.16 发电机同期系统不正常。

1.4.4.17 电网故障（调度要求不能并入系统）或频率高不能并入系统时。 1.5 冷态启动

1.5.1 锅炉点火前，辅助设备的启动

1.5.1.1 主、辅机各系统做启动前检查，缸体管道疏水门均在开启位置。 1.5.1.2 确认除盐水系统运行正常。

1.5.1.3投入循环水系统，循环泵一台运行，一台备用，凝汽器通水正常。 1.5.1.4投入闭式水系统，闭式冷却水泵一台运行，一台备用，各冷却器注水、排气完毕，阀门状态正确。

1.5.1.5 根据用户需要投入开式水系统。

1.5.1.6投入厂用、仪用空压机系统，压力在0.6～0.8MPa。

1.5.1.7凝补水箱水位正常，凝结水输送泵投入运行，凝汽器水位补至正常。 1.5.1.8 投入主机润滑油系统，启动一台交流润滑油泵运行，投入另一台交流润滑油泵及直流润滑油泵联锁备用，各轴承处油压正常,各轴承回油正常，冷油器闭式水投入，温控阀正常。

1.5.1.9启动一台交流密封油泵运行，投入发电机密封油系统，投入另一台交流密封油泵及直流密封油泵备用联锁。油氢差压0.08～0.11MPa，密封油、浮动油流量正常，油温调节投入自动，油温43～49℃。 1.5.1.10发电机进行氢气置换，纯度大于98%。

1.5.1.11 投入顶轴油系统，检查润滑油、顶轴油系统及密封油系统运行正常，投运主机盘车。

1.5.1.12 主机盘车投入，汽机冲转前连续盘车时间大于4小时，特殊情况下不少于2小时。

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1.5.1.13 发电机内充氢气压力达0.2MPa时，定冷水系统投入，定冷水泵一台运行，一台联锁备用。控制水温高于氢温2～3℃, 控制氢水差压大于35kPa。 1.5.1.14 辅助蒸汽系统投入运行，联箱压力、温度正常。

1.5.1.15 投入主机EH油系统，一台EH油泵运行，一台联锁备用，油温、油压合格，油位正常。

1.5.1.16 两台汽动给水泵润滑油系统、EH油系统投入，检查供回油正常。 1.5.1.17 投入引风机冷却风机，引风机、送风机、一次风机、磨煤机等转机的润滑油系统。

1.5.1.18 检查微油点火装置准备良好。 1.5.1.19 确认原煤斗上煤至6m以上。

1.5.1.20 检查A磨煤机入口微油点火暖风器具备投运条件。 1.5.1.21锅炉启动系统水位调节门处于正常备用状态。 1.5.1.22 启动循环泵系统准备完毕。 1.5.1.23 凝结水系统清洗：

（1）通知化学，凝结水系统准备清洗。

（2）凝汽器补至正常水位，凝结水系统管道及低加水侧注水排空气。 （3）启动凝结水泵，投入凝结水系统。 （4）凝结水系统冲洗：

（A）先冲洗旁路，后冲洗加热器。

（B）通过5号低加出口放水门进行排放，注意监视机组排水槽水位，控制排水量，当水质Fe含量＜1000μg/L时投入前置过滤器，当Fe含量＜500μg/L投入精处理系统。

（C）除氧器入口水质达到Fe＜200μg/L合格。 （D）向除氧器上水。 1.5.1.24 除氧器冲洗

通过除氧器底部放水门进行排放，除氧器排水水质达到Fe＜200μg/L，除氧器清洗完成，，开启前置泵入口门，给水泵出口门，高加入口三通阀进行静压注水，投入除氧器辅汽加热，准备向锅炉上水。 1.5.2 锅炉上水

1.5.2.1 在锅炉启动前的检查工作结束后，确认无影响进水因素时，抄录锅炉膨胀指示器一次。

1.5.2.2 上水前通知化学人员。

1.5.2.3 若锅炉原已有水，经化验合格，可进水或放水至启动分离器水位3.0～6.6m，如水质不合格，须放尽炉水重新进水。

1.5.2.4当省煤器、水冷壁及启动分离器在无水状态，上水流量≧10%BMCR （200t/h左右）。

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1.5.2.5 锅炉在进水前除氧器须加热，提高给水温度到105-120℃。锅炉给水与锅炉金属温度的温差不许超过111℃。

1.5.2.6 锅炉金属温度小于38℃且给水温度较高，锅炉上水速率应尽可能小,金属的温度变化率应＜3℃/min。

1.5.2.7 检查高压给水系统所有放水门关闭，锅炉启动分离器前所有疏水门关闭，锅炉受热面所有空气门开启。

1.5.2.8 所有过热器、再热器疏水门、放空气门开启。 1.5.2.9 过热器、再热器所有喷水减温截止门、调节门关闭。 1.5.2.10 启动系统暖管管路出入口截止门、调节门关闭。

1.5.2.11 开启启动分离器水位调节阀前电动门，水位调节门投自动，锅炉疏水泵恢复备用，疏水倒至循环水回水。

1.5.2.12 开启给水旁路调节门前后电动门，适当开启给水旁路调节门。 1.5.2.13 锅炉上水操作

（1）启动电泵或汽泵前置泵，高加走大旁路，高加水侧开始注水。 （2）逐渐开启电动给水泵（汽动给水泵）出口电动门，调整出口压力、给水旁路调节门，以≧10%BMCR（200t/h）的流量上水，投入给水AVT（除氧）运行方式。

（3）高加大旁路冲洗完成后高加水侧切至主路。 （4）启动分离器见水后，放慢上水速度，加强监视。

（5）待启动分离器有水位出现时，要求启动分离器水位稳定2分钟，控制启动分离器水位3～6.6m左右，检查启动分离器水位自动跟踪正常。

（6）投入集水箱水位控制自动，集水箱水位达1.3m，A疏水泵自动投入，水位1.6m时B疏水泵自动运行，水位降至1m，B疏水泵自动停止，水位0.6m时A疏水泵自动停止。

（7）锅炉上水完毕后，全面抄录锅炉膨胀指示一次。 1.5.3 锅炉冷态清洗 1.5.3.1 冷态开式清洗

（1）锅炉进行变流量冷态清洗，电动给水泵出力加至最大并保持5分钟，再将电动给水泵出力调整至300t/h保持5分钟，重复操作。清洗水排机组排水槽，检查分离器水位调节阀自动正常。

（2）当启动分离器排水水质达到Fe＜500μg/L时，SiO2＜100μg/L冷态开式清洗完毕。

1.5.3.2冷态循环清洗

（1）Fe＜500μg/L、SiO2＜100μg/L时，关闭排水至循环水门，将分离器出口的清洗水倒至凝汽器，确认锅炉启动循环泵启动条件满足后，启动锅炉启动循环泵进行冷态循环冲洗。

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（2）当启动分离器出口Fe含量Fe＜100μg/L、SiO2＜50μg/L时，冷态循环清洗完毕。

（3）汇报值长，锅炉冷态清洗完毕具备点火水质条件。 1.5.4 汽机轴封系统投入、抽真空 1.5.5 锅炉吹扫前的准备

1.5.5.1 投入炉前燃油系统循环，炉前燃油压力3.0MPa左右。 1.5.5.2 开启所有油枪进油手动门、压缩空气供气手动门。 1.5.5.3通知辅控值班员准备启动电除尘系统，投入锅炉排渣系统。 1.5.5.4 投入火焰电视及炉管泄漏系统。

1.5.5.5 启动两台空预器，检查烟气侧挡板及一、二次风挡板开启正常，将导向、支承轴承油站和红外线热点探测装置投入自动运行，投入停转报警装置，检查扇形板密封间隙调节在上限位。

1.5.5.6 锅炉风烟系统启动前联系脱硫启动增压风机、电除尘一个电场及一台吸收塔浆液循环泵运行。注意尽量缩短浆液循环泵与引风机启动间隔，防止出现浆液倒流进入脱硫塔入口烟道。 1.5.5.7 引、送风机启动

（1）确认A侧引风机启动条件满足，启动A侧引风机，调节静叶开度维持炉膛负压在-100～-150Pa。

（2）确认A侧送风机启动条件满足，启动A侧送风机。

（3）确认B侧引风机启动条件满足，启动B侧引风机，调节两台引风机静叶至相同开度，保持炉膛负压在-100～-150Pa。

（4）确认B侧送风机启动条件满足，启动B侧送风机，同时调节两台送风机动叶角度，保持总风量在30～40%BMCR，使二台风机出力相同。 1.5.5.8 启动火检冷却风机

（1）确认两台火检冷却风机启动条件满足。 （2）启动一台火检冷却风机，另一台作联锁备用。 （3）确认火检冷却风机出口母管风压大于6kPa。 1.5.6 锅炉炉膛吹扫

1.5.6.1 检查炉膛吹扫的下列许可条件满足 （1）任一台引风机运行。 （2）任一台送风机运行。 （3）两台一次风机全停。 （4）全炉膛无火。

（5）燃油进油电磁快关阀关闭，回油快关阀关闭。 （6）所有油枪油角阀、微油角阀关闭。 （7）燃油泄漏试验成功或旁路。

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（8）所有磨煤机均停。 （9）所有给煤机均停。

（10）所有磨煤机出口挡板关闭。 （11）各辅助风挡板在吹扫位。 （12）SOFA风门全关。 （13）燃烧器摆角在水平位。 （14）锅炉无跳闸指令。

（15）锅炉总风量在30～40% BMCR之间。 （16）两台空预器运行。 （17）所有电除尘停运。 （18）脱硫烟气通道建立。

（19）火检冷却风压力正常（大于6.0kPa）。 （20）FSSS系统电源正常。 （21）炉膛压力正常。 1.5.6.2 锅炉炉膛吹扫

（1）确认FSSS画面上吹扫的条件满足。 （2）按下锅炉的吹扫按钮，锅炉进行吹扫。

（3）吹扫的过程中，任一吹扫条件不满足，锅炉吹扫失败，此时应查明原因，消除后重新计时进行炉膛吹扫。

（4）吹扫完成后10分钟内油枪不点火则需重新吹扫，微油点火模式30分钟内不点火则需重新吹扫，油枪连续三次点火失败，微油点火两次点火失败需重新进行吹扫。

（5）锅炉点火失败，应立即查明原因并消除，不能盲目点火。

（6）炉膛吹扫完成后，调节辅助风挡板，使风箱与炉膛差压稳定在O.38～0.4kPa。 （7）联系热工人员确认锅炉MFT保护自动投入。 1.5.7 锅炉点火

1.5.7.1 锅炉点火前须满足下列条件 （1）MFT、 OFT已复位。

（2）燃油供、回油快关阀开启，燃油母管压力控制在3.0MPa左右，燃油调节阀控制投自动。

（3）油枪压缩空气压力正常。 （4）炉膛吹扫完成。 （5）燃烧器摆角在水平位置。 （6）火检冷却风压力不低。 （7）锅炉总风量大于30%BMCR。 （8）压缩空气压力正常。

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（9）燃油温度正常。 （10）炉膛压力正常。

（11）省煤器进口流量大于30%BMCR（611t/h）。 （12）凝汽器压力小于47kPa。 （13）旁路已处于备用状态。

1.5.7.2 冷态启动时燃料的启动顺序如下

（1）微油装置点火：A层煤（A层微油点火器）—B层煤—C层煤—D层煤/E层煤—E层煤/F层煤。

（2）微油点火装置故障时，采用燃油点火：AB层油—CD层油—B层/A层煤—C层/A层煤—D层煤—E层煤—F层煤，投油枪顺序：各层1号角—3号角—2号角—4号角油枪。 1.5.7.3 微油点火

（1）炉膛吹扫结束后，投入微油点火模式。 （2）投入炉膛的烟温探针，投入空预器连续吹灰。 （3）确认一次风机启动条件满足，启动A或B一次风机。 （4）启动一台密封风机，另一台投入联锁备用。

（5）确认另一台一次风机启动条件满足，启动另一台一次风机。

（6）调节两台一次风机动叶角度，使热一次风母管风压升至6.5kPa并将自动投入。

（7）投入A磨暖风器将热一次风温度升至150℃。

（8）启动微油点火装置及其辅助系统，投入微油点火器,检查着火正常。 （9）以3℃/min的升温速率将A磨出口温度升至65～75℃。

（10）维持磨煤机通风量在72t/h（最大不大于103t/h），启动A磨煤机，并联系投入电除尘器。

（11）调节A燃烧器周界风，维持风门在20%开度。 （12）启动A给煤机，给煤量置最小值18t/h。

（13）根据温升调整给煤量，维持磨煤机出口温度在65～75℃。

（14）随着空预器出口热一次风温度的提高，可逐步关小暖风器的供汽门，当空预器出口热一次风温＞200℃时，退出A磨暖风器运行。 1.5.7.4 微油点火装置故障时采用油枪点火 （1）投运AB层点火油枪。

（A）投运AB层1号角点火油枪，燃油回油管道旁路快速关断门在开启状态。AB层l号角的点火油枪点火成功后，调整点火油压至正常，投运AB层3号角点火油枪。

（B）按上述操作，依次投运AB层2号角和4号角点火油枪。

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（C）AB层点火油枪投运后，应监视、调整油压稳定在2.8MPa，就地检查油枪的着火情况和系统有无泄漏。

（D）若AB层点火油枪点火不成功，检查原因，若三次点火失败，则重新吹扫。 1.5.8 锅炉点火注意事项

1.5.8.1 联系值班员到就地观察着火情况是否正常，并通过火焰电视监视炉内的燃烧工况。

1.5.8.2 点火后投入空预器连续吹灰。 1.5.8.3 保持给水流量大于611t/h。

1.5.8.4 锅炉点火后，开启下列疏水门、放气门：

（1）启动分离器放气门，炉顶棚进口集箱疏水门，后烟井前墙、分隔墙、后墙集箱疏水门。

（2）过热器系统放气门，疏水门，再热器各排气门、疏水门。 （3）高压主汽门前疏水门。 （4）高排汽逆止门前、后疏水门。 1.5.9 锅炉升温、升压

1.5.9.1 锅炉升温升压应按照机组启动曲线进行，待锅炉起压后，逐渐增加A给煤机给煤量，按启动曲线控制升温、升压速率。

1.5.9.2 严格按冷态升温升压曲线控制升温升压率，具体要求如下表： 序号 1 2 阶 段 起压～8.5MPa 8.5MPa以上 升 温 率 ＜2℃/min ＜1℃/min 升 压 率 ＜0.06MPa/min ＜0.09MPa/min 1.5.9.3 定期检查并记录锅炉各部位的膨胀情况,如有异常，应停止升压，查明原因，若膨胀受阻，应降压处理。

1.5.9.4 锅炉油枪投运后，空预器进行连续吹灰，以防止启动阶段燃油雾化不良,在空预器受热面上沉积而烧损空预器。

1.5.9.5 在增加燃料量的过程中要注意启动分离器水位控制在正常范围内。 1.5.9.6 过热器压力达到0.2MPa时，监视炉顶各放空门自动关闭，否则手动关闭。。

1.5.9.7 过热蒸汽压力达0.2MPa时，投入高、低旁路自动启动控制模式。 1.5.9.8 当过热器蒸汽过热度超过50℃，蒸汽流量建立，关闭低温过热器疏水，汽轮机定速后关闭所有过热器疏水。 1.5.10 热态清洗

1.5.10.1 启动分离器出口温度达到180～220℃，保持燃烧稳定，进行锅炉热态清洗。

1.5.10.2 启动分离器出口水质Fe＞100μg/L、SiO2＞50μg/L时将水排至循环

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水。

1.5.10.3 启动分离器出口水质Fe＜100μg/L、SiO2＜50μg/L时将水排至凝汽器，进行循环冲洗。确认缸体各部喷水开启正常。

1.5.10.4 当启动分离器出口水质Fe＜50μg/L、SiO2＜30μg/L时，锅炉热态清洗结束。

1.5.10.5 热态清洗完毕后，继续升温、升压。

1.5.10.6 当过热器出口压力达到冲转压力，高旁在压力控制方式，调整燃烧率，使蒸汽温度与汽机相匹配。

1.5.10.7 全面抄录锅炉膨胀指示一次。 1.5.11 锅炉升温、升压注意事项

1.5.11.1 严格按照冷态启动曲线升温、升压。

1.5.11.2 监视水冷壁、过热器、再热器金属壁温。在蒸汽流量达到10%BMCR以前，燃烧率维持炉膛烟温探针温度不大于538℃。

1.5.11.3 在分离器汽水膨胀阶段，当分离器水位有上升趋势时，应缓慢提高锅炉燃烧率，注意分离器高水位调节门动作正常，防止启动分离器满水。 1.5.12 发电机并网前的准备

1.5.12.1 确认发变组一次设备及辅助设备符合启动投运要求，且二次设备系统完好。

1.5.12.2 检查确认励磁、发变组系统各部完好所有接地线、接地刀闸均已拆除、拉开。

1.5.12.3 确认发电机封闭母线微正压装置已经正常投运，压力值0.5～2.0kPa，检查发电机封闭母线外壳及导体测温装置投运正常。 1.5.12.4 请示值长完成发变组转热备用操作。 （1）检查发变组在冷备用状态。 （2）将发电机励磁碳刷给好。 （3）将发电机出口1、2、3PT送电。 （4）将发电机中性点PT送电。 （5）将发电机起励电源送电。

（6）合上发电机四台功率柜交流侧刀闸QS11、QS21、QS31、QS41和直流侧刀闸QS12、QS22、QS32、QS42。

（7）将功率柜风机电源送电，并启动风扇运行正常。 （8）将AVR调节器交直流电源送电。 （9）将灭磁开关操作电源送电。

（10）励磁系统各柜门已全部关好、面板表计显示正常，无异常报警信号。 （11）检查发变组各保护装置运行正常。 （12）将主变、A/B高厂变冷却器电源送电。

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（13）手动开启两组主变冷却器运行。 （14）将A/B高厂变冷却器投入自动。 （15）投入发变组及励磁系统保护正确。 （16）检查发变组出口开关、刀闸处于分闸状态。 （17）检查发变组出口开关保护投入正确。

（18）合上发变组出口开关及Ⅰ、Ⅱ母刀闸控制电源开关。 （19）合上发变组出口开关油泵电源开关。

1.5.12.5 确认发变组保护已投入，机组故障录波器投运正常。 1.5.12.6 发电机并列的条件： （1）发电机频率与系统频率相等。 （2）发电机电压与系统电压相等。 （3）发电机相序与系统相序一致。 （4）发电机相位与系统相位相同。 1.5.13 汽机冲转条件

1.5.13.1 机组所有系统和设备运行正常，不存在禁止机组启动或冲转并网的条件。

1.5.13.2 主汽压力：8.5MPa，主汽温度：400℃，再热蒸汽压力：1.4MPa，再热汽温：390℃。

1.5.13.3 凝汽器绝对压力符合限制曲线的要求，不大于13kPa。 1.5.13.4 发电机氢气压力0.45～0.47MPa。

1.5.13.5 主机润滑油、EH油系统运行正常。润滑油温：38～50℃，油压：0.37～0.4MPa。EH油温：45℃，油压：16MPa。 1.5.13.6 高、低压旁路后汽温、汽压正常。

1.5.13.7 连续盘车4小时以上，盘车时，转子偏心度、轴向位移、缸胀等指示正常，汽缸内无动静摩擦等异常声音。

1.5.13.8 发电机密封油、定冷水、氢冷系统投入正常。对氢冷系统、定冷水系统高点进行排气。

1.5.13.9 确认汽机主保护投入正常。

1.5.13.10 确认高、中压主汽门、调门、补汽门和高排逆止门处于关闭位置。确认汽轮机防进水的各蒸汽、抽汽管道及本体的疏水门动作自如。

1.5.13.11 汽水品质合格，尤其是蒸汽品质在调门开启前必须满足汽机冲转前的蒸汽品质要求，否则汽机自启动顺控子组无法继续进行。

1.5.13.12 汽轮机启动过程中，锅炉应维持燃烧（包括燃料量）和蒸汽参数稳定。 1.5.14 汽轮机启动装置任务 1.5.14.1 汽机启动装置控制任务：

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启动装置定值 STARTUP DEVICE 0% ＞12.5% ＞22.5% 定值 上升 过程 ＞32.5% ＞42.5% ＞62% ＞99% 定值 下降 过程 ＜37.5% ＜27.5% ＜17.5% ＜7.5% 控制任务 允许启动SGC STEAM TURBINE(DKW）ST进入汽轮机控制 汽机复置 高、中压主汽门跳闸电磁门复位（ESV TRIP SOLV RESET） 高、中压调门跳闸电磁门复位（CV TRIP SOLV RESET） 开启高、中压主汽门（ESV PILOT SOLV OPEN） 允许通过子组控制，使高、中压调门开启，汽机实现冲转、升速、并网 发电机并网后，释放汽轮机控制门的全开范围（≤62%），完全由汽轮机控制门控制机组的负荷 所有主汽门关闭 ESV PILOT SOLV OFF 所有调门跳闸电磁门OFF（CV TRIP SOLV OFF） 所有主汽门跳闸电磁门OFF（ESV TRIP SOLV OFF） 发出汽机跳闸指令 注:机组启动过程中,启动装置TAB每次到达某一限值时,其输出TAB都会停止变化，等待SGC ST执行特定任务操作，操作完成收到反馈信号后，启动装置TAB输出才会继续变化。 1.5.15 汽轮机程序启动

1.5.15.1 汽机程序启动中运行人员操作要点 （1）监视DEH按照汽机SGC程控操作步序进行。

（2）汽机SGC程控操作步序不能进行时，查明原因，予以解决。 （3）启动中需要热工人员操作或协助时，联系热工人员解决。 （4）汽机SGC程控操作步序不能进行时，不得随意跳过某一步序。 1.5.15.2 汽机SGC程控操作许可条件 （1）转速-负荷控制器＝0%。

（2）汽机跳闸系统无跳闸信号及汽机启动装置TAB＝0%。 （3）负荷控制器激活。

（4）发变组出口开关在热备用状态。 （5）励磁设备自动状态。 （6）机组保护电源正常。 （7）全部调门、主汽门关闭。 （8）发电机同期系统正常。 （9）辅助试验设备正常。

1.5.15.3 按下“SGC TUBINE”按键，汽轮机SGC程控模块开始运行，汽机SGC程

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