锅炉启动程序卡

1、WD/YXB-660MW-G001 号机组启动程序卡（单 元 长）第 次整组启动20 年 月 日望亭发电厂运行部使 用 说 明1. 本程序卡适用于3（4）号机组。2. 本程序卡中“操作项目及内容”、“时 间”、“签 名”栏，由单元长或值班员填写。3. 设备联锁检验合格后，应及时入系相关联锁设备。4. 设备启动后注意检查DCS画面各参数显示正常。序号操作项目及内容时 间签 名备注1冷却塔蓄水至1.1m以上1如冷却塔为零水位，需要提前至少10小时开始蓄水。2循泵冷却密封水源 3循环水系统充压1充压方式由单元长决定。4循环水系统投运保护校验1启动循泵前，应确认有足够的循环水通道。循进A、循进B，循出

2、A、循出B开足循泵 ， 速启动循泵 ， 速启动5开冷水系统投运保护校验1投用开冷水滤。开冷泵 启动6闭冷水系统投运保护校验1启动闭冷泵前确认闭冷水箱水位1200mm，启动后应维持闭冷箱水位。2炉水循环泵电机冷却器闭冷水投运正常后，检查危冷泵备用。3汽机、锅炉各辅机闭冷水投用。闭冷泵 启动7吸风机冷却水系统投用保护校验1投用冷却水滤。2.启动冷却水泵前，应确认有足够的冷却水通道。冷却水泵 启动旁路、直排8控制气、杂用气系统投运1气泵冷却水（工业水）系统已投用正常。2.启动控制气干燥器和吹灰气干燥器前应先投用闭冷水且进、出气门开启。9分离器高水位阀HWL1、2油系统投运1检查油位、油压、阀门位置等

3、正常。10所有电动门、调节门、电磁阀、计算机、仪表及保护讯号装置电源装置送上。1.得值长机组启动前大检查的命令后进行。11按值长要求对需要校验的对象进行检查，通知送电、校验。1按3（4）号机组大、小修后保护联锁报警登录簿、3（4）号机组阀门校验记录簿要求执行。12复查、校验有关阀门及风门挡板校验结果并对检修未提出校验要求的电动门、调节门、风门及档板进行遥控校验1包括高、低压旁路。13联系值长，要求凝箱补水并保持水位在5m以上1注意两台机组的凝箱连通门是否开启。14真空系统加水捉漏开始1注意检查排水泵可以投用。结束15发电机、主变、高压厂变一次回路改冷备用并测量绝缘合格1工作票终结班执行。16测

4、量发电机定子及励磁回路绝缘1如发电机通水及充氢合格，提前执行。17检查机热控电汇、炉热控电汇、给煤机MCC、事故照明电汇、脱硫保安电汇、LGGH热媒水热控电汇、供热二期机电动门柜电源双电源切换校验执行，保安电汇常、备用电源切换校验执行，UPS电源切换校验执行，如未校验均应补校，调整相应厂用电至正常运行方式。1. 点火前一天早班执行。2. 3、4号机组公用的热控电汇、电动门控制箱、不停电装置、保安电汇等电源切换校验应在3、4号机组都停用时进行。3.校验时应通知相关专业及人员，并做好失电预想。18凝结水系统投运保护校验1凝泵变频器最低设置为60%。变频器手动设置为70，除氧器水位通过除氧器上水门调

5、节。2维持除氧器水位和凝汽器水位平衡、流量调节稳定。3凝结水流量稳定后，投入自动调节。4低加通水后，应检查低加水位不上升。5闭冷箱补水切换至凝结水（水质合格后）。6投运给泵密封水系统。凝泵 启动19润滑油系统投运保护校验1主油箱油位正常2油质合格后投用在线滤油装置。油质合格交流油泵 启动排烟风机 启动20密封油系统投运保护校验1氢冷系统投运检查按卡执行。2密封油温保持3849。3无检漏仪及消泡箱高油位报警。交流密封油泵 启动密排风机 启动21静冷系统投运保护校验1静冷箱补水应用凝补水。2静冷泵启动前应确定静冷箱水位在600mm左右，水质合格水质合格静冷泵 启动22启动盘车保护校验1润滑油母管压

6、力3bar。2油箱油温21。3密封油、静冷系统投运。4各轴瓦顶轴油压力正常。顶轴油泵 、 启动母管压力 bar盘车启动，转速 rpm轴瓦及摩擦检查23主机EH油系统投运保护校验1EH油箱油位正常。2如EH油箱油温15，应先启动EH油循环泵，直到油温15，再启动EH油泵。3油质合格后启动在线滤油装置。油质合格EH油泵 启动24给泵EH油系统投运保护校验1EH油箱油位正常。2如EH油箱油温低先投用电加热，再启动EH油泵。3油质合格后启动在线滤油装置。油质合格给泵EH油泵 启动25发电机气密性试验开始1密封油系统投运，油氢压差正常。2无检漏计及消泡箱油位高报警。3气密性压力至额定值，进行保压计时。保

7、压时间不得短于24小时。结束26发电机气体置换CO2加热装置投用，CO2置换空气开始1发电机气密性试验合格。2CO2纯度90%时，应排死角；CO2纯度96%时，置换空气结束。3H2纯度90%时，应排死角；H2纯度96%时，置换CO2结束。4置换时应检查油氢压差正常。密封油系统油位正常，无检漏计及消泡箱液位高报警。5置换结束后投用氢干燥器，氢干燥风机。CO2置换空气结束，CO2纯度 %H2置换CO2开始H2置换CO2结束H2纯度 %H2压 MPa27DEH调节系统静态试验1试验应在炉点火前进行。2试验应联系热工配合。28汽轮机ETS保护及横向保护校验：1保护试验只做到电磁阀动作为止但第一个脱扣保

8、护的校验，需将HP ESV、HP CV、IP ESV、IP CV、OL CV开足，参与实校。2校验前应确认校验对设备及系统无影响。3校验应在炉点火前进行。4校验应联系热工配合。5在校验脱扣保护的同时，校验主汽门联锁动作正常。6每项操作进行前，应得到值长同意横向保护校验应在值长领导下进行。校验正常后在项目前打1ETS保护脱扣（1）轴承温度高脱扣（2）轴承振动大脱扣（4）SGC第45步（5）EH油压低保护脱扣（6）低压缸A排气温度高保护脱扣（7）低压缸B排气温度高保护脱扣（8）FAIL SAFE SYSTEM故障（9）电超速保护1脱扣（10）电超速保护2脱扣（11）就地脱扣按钮（11）集控室脱扣按

9、钮（13）润滑油压低保护脱扣（14）轴向位移保护脱扣（15）凝汽器A低真空保护脱扣（16）凝汽器B低真空保护脱扣（17）FM458故障脱扣（18）高压缸第12级温度高2炉跳机横向保护3电跳机横向保护4机跳电横向保护5机跳炉横向保护6发电机静子断水保护7MFT跳给泵A横向保护8MFT跳给泵B横向保护9MFT跳给泵C横向保护29汽机联锁保护校验1. 校验前应确认校验对运行设备及系统无影响。2. 校验应联系热工配合。校验正常后在项目前打1排缸喷水调联锁2水幕喷水调联锁3低旁A减温调联锁4低旁B减温调联锁高旁减温调联锁5高排逆止阀与通风阀联锁6高扩减温调联锁7低扩减温调联锁8疏扩减温调联锁9高排袋疏联

10、锁10旁路联锁11抽汽逆止门活动校验12高加进水三通、出水联锁13低加5凝进、凝出与凝旁联锁14低加6凝进、凝出与凝旁联锁15低加7、8凝进、凝出与凝旁联锁16轴加进、出、旁17高加高水位保护校验（1）高加1（2）高加2（3）高加318低加高水位保护校验（1）低加5（2）低加6（3）低加7（4）低加819除氧器高、低水位保护校验30主变冷却电汇双电源切换校验，冷却器投运，冷油系统检查1点火值前一值执行31发电机、主变、高压厂变改热备用发电机水、氢系统投运后，测量发电机定子及励磁回路绝缘二次回路压板及继电保护检查检查一次回路符合运行条件1.主变220kV侧由检修改冷备用。2.高压厂变6kV开关仍

11、冷备用。3.定冷系统水质合格。4.继电保护按检查卡检查32合上主变220kV中性点接地闸刀33备汽系统投运备汽压力 MPa1投入备汽温度调节自动。备汽温度 34吸风机小汽轮机暖管、冲转吸风机 ， 冲转1.检查吸风机冷却水系统、调速、润滑油系统投用。2.投用吸风机小汽轮机盘车。3.风烟系统具备启动条件，锅炉点火前3小时进行暖管。4.吸风机进汽管暖管至250以上且有50以上过热度。5.吸风机小汽轮机冲转时保持PCV阀开启，排汽阀关闭；其排汽通过PCV阀直接排空。6.吸风机冲转前确认吸风机轴冷风机投运。另一台自启动位置。7.检查吸风机出口挡板开。8.第一台吸风机汽轮机转速升至480r/min后，联锁

12、开启吸风机进口挡板。超过90s进口挡板未能全开应立即停止吸风机运行。9.吸风机小汽轮机冲转至500r/min后微开其排汽阀对吸风机排汽回除氧器、低加5管路进行暖管。10.当吸风机排汽管路暖管完成、沿途疏水阀有连续蒸汽冒出后将吸风机排汽由排空切至除氧器；并逐步退出除氧器备汽加热。11.第一台吸风机汽轮机转速升至800r/min，吸风机静叶自动缓慢开至5%。12.第一台吸风机汽轮机转速升至3050r/min最低工作转速后，投入吸风机汽轮机“遥控”方式，汽动吸风机转速控制系统转为遥控控制，保持转速稳定，根据需要调节吸风机静叶，维持炉膛压力-3050Pa。13.第二台吸风机启动且升速至3050r/mi

13、n后,根据吸风机出力情况，逐渐同步调节两台吸风机静叶开度直至相同，投入炉膛负压静叶调节自动控制,设定炉膛负压-50-30Pa。(注意：不能手动直接输入静叶开度设定值，以免输出突变)。14.两台吸风机静叶开度全部开足（100%），投入吸风机汽轮机转速自动控制炉膛负压, 设定炉膛负压-50-30Pa,维持炉膛负压-50-30Pa。15.检查保持两台吸风机汽轮机转速、调门开度及静叶开度相近、进口烟气压力相近。 。35真空系统投运保护校验1热态启动应在轴封系统投运后，立即投运真空系统。2维持凝汽器真空89kPa以上。真空泵 启动真空泵 启动真空泵 启动36除氧器加热给泵 冲转1 除氧器加热前应确认循环

14、水系统正常。2 如邻机运行，备汽启动一台汽泵。3 如吸风机排汽已排至除氧器，则除氧器备汽加热不投。除氧器备调开启37轴封系统投运1轴封备汽投用。1轴封减温投用正常，轴封汽温度控制在240300。2热态启动在抽真空前送轴封汽。2保护校验。3轴加风机 启动。38投入锅炉辅助系统1点火前12小时，联系灰控值班员，投用电除尘器保温箱和各灰斗电加热装置。2点火前2小时，联系灰控值班员投用阳极、阴极振打装置且置“连续”。3.点火前2小时，联系脱硫灰控值班员投用湿式电除尘绝缘箱加热器、密封风机、吹扫风机。39炉水循环泵充水1锅炉进水前进行。2闭冷水系统已投运。3按炉水循环泵充水投用操作卡执行。40锅炉本体按

15、卡全面检查，并抄录锅炉膨胀指示1锅炉膨胀指示完好且指示在 “0”位附近。2锅炉进水前、进水后、分离器出口压力8.5MPa、负荷300MW、负荷660MW的各阶段应全面检查锅炉的膨胀情况，并做好相关记录。发现异常情况及时汇报。41锅炉进水给泵 保护校验1高加水侧不参加高压验漏应得总工同意。2高加水侧未参加高压验漏，给泵C启动必须先走高加旁路。3若锅炉需水压试验按锅炉水压试验进水检查卡执行。4锅炉启动按进水检查卡执行。5.注意凝汽器，除氧器及汽水分离器水位正常。5除氧器出口水质的含铁量200ppb.方可向锅炉进水6锅炉进水温度60120。6锅炉给水与锅炉金属的温差111。7锅炉初期进水流量202t

16、/h（10%BMCR），冬季60130t/h8待启动分离器有水位出现时，要求启动分离器水位在5.57.5 m稳定2min且HWL-1调节阀开度在100%及HWL-2调节阀开度大于15%有2min。HWL-1、HWL-2调节阀须同时开启的目的，是确保空气完全置换。启动给泵 ，向锅炉启动分离器进水至水位35m。启动分离器水位稳定后将启动分离器高水位控制阀HWL1、2投入“自动”。高加验漏正常进水初期开启省放、水放进行放水15分钟后关闭。水空、省空空气排尽后关闭水压试验时，上水至分空有水溢出，关闭其空气门42锅炉冷态清洗集水箱水位建立初期，水质较差，应先开排污门排放510min.1给水通过锅炉本体,

17、经HWL-1到启动扩容器、集水箱、集水箱疏泵A或B至凝汽器建立水循环清洗。2集水箱疏泵启动后校验集水箱水位、值自启停正常后并投入。3保持给水流量为10%BMCR或略高，具体决定于清洗速度。4冷态清洗结束后，确认水质合格，锅炉循环泵启动准备。启动分离器出水含铁量500ppb排至机组排水槽启动分离器出水含铁量500ppb启动集水箱疏泵回收至凝汽器省煤器进口含铁量50PPb、启动分离器出口含铁量100PPb水质合格,冷态清洗结束。43启动分离器A、B高水位校准1联系热工进行。44炉本体水压试验按炉修要求对一、二次汽系统磅压检查。1按炉修要求执行。45锅炉辅机联锁联动校验锅炉辅机联锁校验，机组横向联动

18、校验。1得值长通知后执行。2按校验卡要求执行。46冷却风机、密封风机自启动校验。1联系热工进行。47升炉大检查布置各岗位全面进行升炉大检查。1按检查卡进行。48辅机送电将所有辅机及各电动机构的电源送上。1升炉大检查后进行。2送电情况记录交班。49召开升炉前会议学习有关规程及本次启动的措施、要求。1由单元长召集。2单元长应明确分工，并对可能碰到的问题作事故预想。50炉水循环泵投运确认充水完成、点动完成1炉水泵本体放1后取水，化验充水水质合格。2锅炉冷态清洗完成，炉水水质合格。3检查炉水循环泵启动条件满足。4炉水循环泵启动正常后, 逐渐将循环泵出水调节门开大80，控制省煤器进口流量维持30BMCR

19、(607t/h)，给水旁路维持分离器水位6.0米左右，水位稳定，可投“自动”。电泵维持给水旁路门前后差压46MPa，稳定后投入给泵C“自动”。注意分离器水位变化。启动炉水循环泵锅炉循环清洗完成，水质合格 。（省煤器进口含铁量50PPb，分离器出口含铁量100PPb）。51燃油系统投运雾化空气系统投运1确认控制气、杂用气系统已投运。2点火前半小时执行。3调节燃油进油压力1.01.3MPa。4. 燃油系统就地检查正常。建立燃油循环52LGGH系统投运启动两台LGGH热媒水泵点火前4小时，联系灰硫控值班员执行。53除灰、除渣系统投运渣仓及干渣提升机投运,启动碎渣机、钢带干渣机，炉底挤压头在需要位置。

20、点火前1小时，联系灰硫控值班员执行。将各电除尘器、省煤器、SCR干出灰系统投用54FGD投运启动两台循环泵吸风机启动前1小时，联系灰硫控值班员执行。55炉膛吹扫准备冷却风机 启动1备用冷却风联锁入系。投入火焰监控电视投入干渣监控电视1 检查火焰监控电视冷却风正常。2 检查干渣监控电视冷却风正常。1启动预热器A、B，将气马达投“联锁”。2投入预热器火灾报警装置。3投入预热器停转报警装置。1预热器大修后第一次启动应按气马达、辅电机、主电机顺序启动。2启动预热器前应确认上、下轴承油系统投入或油温合适，将上、下轴承油泵投温控“联锁”。3查预热器LCS在退出位置。确认吸风机已冲转至最小工作转速，启动送风

21、机A、B，调节总风量至3040%（698930t/h）左右1送风机启动前应确认动叶油站投入。2.检查吸风机静叶自动调节正常。3维持炉膛压力-50-100Pa，炉膛压力控制投自动。4大风箱/炉膛压差380Pa。5.吸风机、送风机运行正常后将“FGD联跳投切开关”投入。炉膛烟温探针校验正常后投入。1按规定投入磨煤机润滑油系统正常。2注意辅机各保护已投运（联系热工）。锅炉四管泄漏监视系统正常投入。将辅助二次风挡板至全开位。（CCOFASOFA除外）将低过、低再调温挡板设置为“50”值，此时应均开至90°，燃烧器摆角放水平位置56主变220kV侧改热备用57确认主汽释放阀A、B投入自动，高、

22、低压旁路在“手动”。1注意高、低压旁路开关正常。58进行FSSS燃油系统泄漏自动试验。1若燃油系统泄漏自动试验失灵，则手动按燃油系统泄漏试验卡执行。59锅炉吹扫DCS画面上进行吹扫5分钟1确认锅炉吹扫条件均满足，“吹扫请求”灯亮。60锅炉预点火1确认FSSS系统功能正常。2开启燃油进油快关阀，控制调节在油压1.01.3MPa左右。1. 查手动“MFT”按钮已复位。2. 查“MFT”继电器自动复位。3. 手动将“OFT”继电器复位。4. 燃油点火允许条件满足。5. 检查相关控制系统“自动”投运。6. 维持30总风量。7. 锅炉点火前给水、炉水品质合格。8. 点火前尽量维持给水温度120。9. 高

23、低压旁路控制方式在“手动”。61锅炉采用微油点火操作1启动一次风机A、B，一次风母管压力维持6.26.8kPa。1.一次风机启动前应确认润滑、动叶油站投入正常。2建立一次风通道(三台磨)；建立密封风通道(三台磨)。3查密封风压与一次风压差56KPa(密封风机出口风压15KPa以上）。4.查磨煤机A启动条件满足6查微油点火投运条件满足。7查给煤机A启动条件满足。8主蒸汽压力0.20.3 MPa时开启高、低压旁路前确认凝汽器真空和水位正常，减温水备用。9. 在启动分离器压力达到0.5MPa前，燃烧率不能增加。10锅炉点火后投SCR、省煤器声波吹灰器。采用辅汽暖管，当预热器疏水温度达180，将 “吹

24、灰条件旁路”投入进行预热器连续吹灰。11.锅炉点火后，炉水循环泵运行时，给水流量5%BMCR（102 t/h），省进流量607 t/h。2密封风机 启动，备用密封风机“联锁”入系。3.磨煤机A暖风器（汽、风侧）按卡投用。暖风器投用时，先投风侧，再投汽侧。4微油点火系统投运正常。5.当磨煤机A进口风温度170时，给煤机A按规程投运。6给煤机A启动正常后，联系灰硫控值班员，投入电除尘A、B一电场高压整流柜。62锅炉采用油枪点火操作1.点燃一对油枪，油量3 t/h稳定5分钟，燃烧正常后再投一对油枪，将燃油压力控制切至流量控制。油量设置6.7t/h(5%BMCR)1锅炉油层点火条件满足。2油枪点燃20

25、分钟后或主蒸汽压力0.20.3 MPa时开启高、低压旁路前，确认凝汽器真空和水位正常，减温水备用。3在启动分离器压力达到0.5MPa前，燃烧率不能增加。4锅炉点火后投低过、低再，SCR、省煤器声波吹灰器，投入预热器连续吹灰（辅汽）。5锅炉点火后，炉水循环泵运行时，给水流量5%BMCR（102 t/h），省进流量607 t/h。63锅炉热态清洗1控制垂直水冷壁出口温度150170和190。1.开启分离器水位调整前隔绝门，微开HWL1，开始热态清洗，水质合格后关闭HWL1 (分离器出水水质：SIO250PPb、Fe50PPb、Na20PPb、硬度为0)。64锅炉升温、升压1采用微油点火按规程增加煤

26、量。2采用油枪点火，投用CD层油枪，增加油量。1加强监视水冷壁、分离器、过热器、再热器金属壁温不超温。2主蒸汽升温速率2/min，再热汽升温速率2.0/min，主蒸汽压力0.09MPa。3定期检查高旁、低旁压力控制正常，高旁、低旁阀后温度正常。65分离器压力0.2MPa关闭分离器空气门。1确保炉水水循环稳定。66主蒸汽压力0.2MPa关闭过热器所有空气门 1顶空A/B,前、后屏空A/B，前包空1、2，隔包空1、2，低空A/B一、二次门均关闭。67分离器压力0.5MPa1关闭顶进疏1、2。1 控制总燃料量8BMCR。（煤22 t/h或油量11t/h）。2 检查锅炉本体、一次汽疏水一、二次门全部关

27、闭。3 再热蒸汽压力0.2 MPa时，关闭低再空、再空一、二次门。4 再热蒸汽压力0.5 MPa时，关闭再疏一、二次门。2包疏全部关闭。3联系热工冲洗仪表管路。68分离器压力0.8MPa1定期检查四管泄漏仪正常。69锅炉渡膨胀1注意分离器水位有上升趋势时，控制水位正常（4.55.5米）。1垂直水冷壁出口压力：0.91.2MPa，出口温度190220左右锅炉渡膨胀开始。2分离器水位有上升趋势时，应控制锅炉燃烧率，注意：HWL1、HWL2动作正常，防止分离器满水。701. 投入“TSE INFL”；2在DEH执行“TURBINE SGC”。71确认蒸汽品质合格1DEH画面“SGC TURBINE”

28、第11步。72记录冲转前参数 态启动冲转前油积分： 1检查DCS、DEH画面上各参数正常。2冲转蒸汽参数：（1）、冷态启动蒸汽参数主汽压力8.5MPa；主汽温度400；再热汽温度400；（2）、温态启动蒸汽参数主汽压力8.5MPa；主汽温度440；再热汽温度440；（3）、热态启动蒸汽参数主汽压力10MPa；主汽温度560；再热汽温度510；（4）、极热态启动蒸汽参数主汽压力12MPa；主汽温度580；再热汽温度540；3主汽及再热汽温度A、B侧偏差17。4高、中压缸上、下缸温差+30，-45。5凝汽器背压0.13bar。6转子偏心度0.076mm。7润滑油温3757；油压0.370.40MP

29、a。8EH油温15；油压16MPa。9各轴承油流正常。10高、低压旁路后汽温、汽压正常。11冲转前联系锅炉调节高、低压旁路，维持主再热蒸汽压力正常。主汽压力 MPa；再热器压力 MPa；主汽温度 ；再热汽温度 ；高压上缸温度 高压下缸温度 ；中压上缸温度 中压下缸温度 ；真 空 kPa；转子偏心度 mm；润滑油温 ；润滑油压 MPa；EH 油 温 ；EH 油 压 MPa；循母压力 kPa；闭冷水压力 kPa73汽轮机冲转1冲转后应检查盘车（180r/min）自动停用正常。2开启排缸喷水，高排逆止门与通风阀切换正常。3. 检查高旁、低旁压力控制正常，.调整燃料量或油量，保持汽温、汽压正常并稳定。

30、4.注意防止再热器保护动作。74汽轮机升速至360r/min，暖机60min1只有全冷态（缸温为环境温度）启动时需要，其余状态启动不需要。75转速释放，汽轮机开始升速。76汽轮机升至全速冷态暖机60min；温态暖机5分钟；热态不需暖机。1540r/min时联锁停用顶轴油泵。2全面检查DEH、DCS画面上各参数显示正常。3适当增加燃料量，保持汽温、汽压、分离器水位正常并稳定，为发电机并网作准备。检查高中压疏水门自动关闭77检查氢冷系统和静冷系统投运正常。78停用氢干燥风机，开足发电机3/氢干燥风机旁，关闭发电机3/氢干燥风机进、出。79并网准备1.全速时抄录发电机台帐1发电机全速后应放上主变22

31、0kV开关控制电源A、B。2升压前应调出有关DCS画面确认有关开关，闸刀的状态符合要求。3发电机定冷水导电率不合格或定冷水流量不足，不得投励磁升压和并网。4.投励磁前应查励磁系统正常无报警，发变组保护C屏上“励磁故障故障启动跳闸”压板已取下，待励磁投入正常后方可放上该压板。5.合上励磁开关，在DCS上选择“AVR手动”或“AVR自动”后，点击“投励磁”按钮。6发电机升压过程中检查定子三相电压应平衡上升，三相电流为零，在发电机定子电压为额定值50%及全电压情况下应分别测量定子三相电压平衡。7调节器升压至空载输出值时，核对发电机定子电压在额定值位置（20kV），并记录调节器电流，电压值。8.机组并

32、网前应查无异常报警出现。9.做好第二台制粉系统暖磨工作2.得值长可以并列通知后，对发变组及支接高压厂变零起升压。80发电机并网操作1并网条件：发电机电压与系统电压相等，发电机频率与系统频率相等，发电机相位与系统相位相同。2发电机并网后首先增加部分无功，观察三相定子电流是否平衡，确证三相开关合上。3若手动并网后应立即将AVR控制方式改为自动方式。4按要求调整主变220kV中性点接地方式。并网后取下“投误上电”及“投启停机”压板。5按同期并网操作卡进行81机组并网机组并网带初负荷，检查汽轮机控制方式为限压方式。1并网前炉膛出口烟温538.各受热面壁温不超温。2.机组由转速控制变为负荷控制。3.机组

33、并网后适当增加燃料量.维持汽温、汽压正常并稳定,且满足带初负荷需要。4增加煤量,适当减少油量。5并网后检查确认所有过热器、再热器疏水及空气门均关闭，且无泄漏现象。6并网后检查汽机房及除氧器层相关空气门、疏水门、放水门均关闭，且无泄露现象。并网后检查发变组一次回路检查炉膛烟温探针退出冷态初负荷暖机5分钟。温态加负荷至200MW，暖机5分钟。热态加负荷至440MW，暖机5分钟。极热态直接加至满负荷。机组负荷35MW左右，及时关闭高低压旁路，检查汽轮机控制方式为初压方式，机组控制方式自动切换至TF方式。并网后油积分： 82投用高、低加汽侧，先高加后低加。1加热器疏水Fe300g/l回收入凝汽器。83

34、主蒸汽压力8.5MPa检查锅炉膨胀指示并抄录84投用发电机绝缘过热监视装置。85机组负荷升至80MW1.微开四抽至除氧器电动门暖管。1检查防进水系统，排缸喷水自动均动作正常2四抽至除氧器电动门开启10%左右保持暖管。3.机组升负荷按照”冷态启动曲线”增加锅炉燃烧率。2.锅炉洗硅：蒸汽品质SiO260g/l4.根据汽温情况投入、级减温水1.谨慎投入过热、再热减温水。2.机组负荷214MW时，主蒸汽压力10.0MPa。3升荷率3MW/min。86机组负荷升至120MW，启动第二台汽泵1给泵 启动1负荷90MW时，高低加疏水切正常回路（疏水Fe50g/l）2给泵并泵时注意给水压力和给水流量稳定。3维

35、持省煤器进口流量不变。2给泵C热备用。87若采用微油点火1.磨A暖风器切除：磨A热风由磨B切至自供。1预热器出口一次风温190后进行。2给煤机A煤量40t/h左右，燃烧稳定，投运制粉系统B。否则应投运油枪。3若投运制粉系统C则应投运CD层油枪。4制粉系统B或C投运正常后，加煤量，检查燃烧稳定。2.启动磨煤机B或C3.投入电除尘A、B二电场高压整流柜88湿式电除尘投运投入湿式电除尘上、下层高压整流变联系灰硫控值班员执行。89机组负荷升至180MW预热器吹灰气源切换至主汽。1.控制分离器水位在正常范围内。2.升负荷率按3MW/min。3.负荷165MW投入MFT联锁给泵跳闸按钮.90检查汽机房及除氧器层相关空气门、疏水门、放水门均关闭，且无泄露现象。91机组负荷升至180240MW时，湿态转干态1.主蒸汽压力升压速率：0.09 MPa/min；2.主蒸汽温度升温速率：1.05/min；3升负荷率按4MW/min。4. 适当增加煤量,平稳过渡至