《670MW仿真机规程(国资委培训V10911.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《670MW仿真机规程(国资委培训V10911.doc（151页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
1、670MW仿真机培训教材(修 订)2008年9月670仿真机目录第一章 概 述11 主设备概述12 主设备规范1第二章 机组启动与停止71 机组启动总则72 机组启动准备83 机组冷态启动94 机组热态启动245 正常停机25第三章正常运行监视和调整301 汽水品质的监视302 锅炉运行的监视和调整313 汽机运行维护和监视调整334 发电机的运行维护和监视调整35第五章 机组事故处理401 事故处理的一般原则402 锅炉典型事故处理403 汽机事故处理474 发电机异常运行及事故处理58第六章 机组主要辅机的运行64第一节 辅机设备运行通则64第二节 润滑油系统67第三节 EH油系统73第四
2、节 轴封系统77第五节 真空系统79第六节 循环水系统81第七节 凝结水系统85第八节 给水回热系统89第九节 电动给水泵组96第十节 汽动给水泵组103第十一节 发电机密封油系统114第十二节 发电机定子水系统117第十三节 空气预热器的运行121第十四节 引风机126第十五节 送风机132第十六节 制粉系统1382第一章 概 述1 主设备概述1.1 锅炉概述1.1.1 本仿真系统的锅炉为超临界参数变压运行直流锅炉，单炉膛、一次再热、四角切圆燃烧、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型锅炉。型号为SG-2102/25.4-M954。1.1.2 燃烧设备按配钢球磨煤机、冷一次风机
3、、正压直吹式制粉系统设计，配6台MGS3854型双进双出磨煤机，煤粉细度为200目通过率82%。采用低NOx同轴燃烧系统（LNCFS），煤粉燃烧器为四角布置、切向燃烧、摆动式燃烧器。1.1.4 锅炉制粉系统为双进双出钢球磨正压直吹系统，磨煤机为6台，B-MCR工况时5台运行，1台备用。每台磨煤机出口由4根煤粉管道接至同一层四个煤粉浓淡分离器。配置2台离心式冷一次风机，2台密封风机。1.1.5 锅炉炉膛水冷壁采用全焊接的膜式水冷壁，炉膛尺寸（宽深高）为188161769664670 mm。下部水冷壁及灰斗采用螺旋管圈，上部水冷壁为垂直管屏。螺旋管与垂直管的过渡采用中间混合集箱。1.1.6 锅炉启
4、动系统为内置式，采用简单疏水大气扩容式启动系统。1.2 汽轮机概述1.2.1 本仿真系统汽轮机为超临界、单轴、三缸、四排汽、中间再热、凝汽式汽轮机，型号为：N670-24.2/566/566，最大连续出力为711MW， 额定出力670 MW。机组采用复合变压运行方式，汽轮机具有八级非调整回热抽汽，汽轮机的额定转速为3000r/min。1.3 发变组概述1.3.1 本仿真系统的发电机组为QFSN-670-2型三相同步汽轮发电机。发电机额定容量为744.4MVA，额定功率670MW，额定功率因数0.9，最大连续输出功率708MW。1.3.2 发电机采用水氢氢冷却方式：定子绕组及出线水内冷，转子绕组
5、直接氢冷，转子本体及定子铁芯氢冷。1.3.3 发电机采用机端自并励静止励磁系统。由励磁变压器、功率放大单元、励磁调节器、起励单元和灭磁单元五部分组成。2 主设备规范2.1 锅炉规范2.1.1 锅炉铭牌参数过热蒸汽（B-MCR）再热蒸汽（B-MCR）流量（t/h）21021761压力(MPa)25.44.63/4.43温度()571322/569 2.1.2 锅炉性能数据汇总（燃用设计煤种）序号项 目单位BMCRBRL75% BMCR50% BMCR30% BMCR高加 全切THA定压定压滑压滑压滑压定压定压一锅炉参数1过热蒸汽流量t/h2102 2002 1576 1051 631 1618
6、1833 2过热蒸汽出口压力MPa.g25.4 25.28 24.83 18.92 11.5124.88 25.10 3过热蒸汽出口温度571 571 571 571 571 571 571 4再热蒸汽流量t/h1761 1682 1342 914 559 1588 1548 5再热蒸汽进口压力MPa.g4.72 4.50 3.59 2.43 1.43 4.30 4.12 6再热蒸汽出口压力MPa.g4.52 4.31 3.44 2.32 1.37 4.12 3.95 7再热蒸汽进口温度322 317 297 293 300317 309 8再热蒸汽出口温度569 569 569 569 55
7、5 569 569 9给水温度282 279 264 242 215 189 274 二烟气温度1炉膛（下炉膛）出口1357 1364 1367 1333 1146 1370 1376 2过热器炉顶管进口1357 1364 1367 1333 11461370 1376 3过热器炉顶管出口1357 1364 1367 1333 11461370 1376 4分隔屏进口1357 1364 1367 1333 11461370 1376 5分隔屏出口1163 1163 1137 1057 904 1159 1162 6后屏进口1163 1163 1137 1057 904 1159 1162 7后
8、屏出口1066 1064 1033 949 818 1056 1059 8末级再热器进口1066 1064 1033 949 8181056 1059 9末级再热器出口956 952 919 839 738 942 943 10水冷壁后墙悬吊管进口956 952 919 839 738 942 943 13水冷壁后墙悬吊管出口940 936 903 823 723 925 926 14末级过热器（热段）进口940 936 903 823 723 925 926 15末级过热器（热段）出口856 851 821 751 674 841 841 16末级过热器（冷段）进口856 851 821 7
9、51 674 841 841 17末级过热器（冷段）出口792 786 758 697 635 775 777 18蒸汽冷却管进口792 786 758 697 635 775 777 19蒸汽冷却管出口787 781 753 691 630 769 771 20低再垂直部分进口787 781 753 691 630 769 771 21低再垂直部分出口751 745 717 659 606 734 734 22转向室省煤器悬吊管进口751 745 717 659 606734 734 23转向室省煤器悬吊管出口745 739 711 653 599727 729 24转向室包复管进口745
10、739 711 653 599 727 729 25转向室包复管出口733 727 699 640 586714 716 26低再水平部分进口733 727 699 640 586 714 716 27低再水平部分出口537 531 504 466 443 523 519 28省煤器进口537 531 504 466 443 523 519 29省煤器出口374 369 347 312 283312 359 34空气预热器（未修正）出口132 131 121 112 104 112 128 35空气预热器（修正后）出口127 126 115 104 96 107 123 三介质温度1分离器出口
11、425 421 413 378 333 335 414 2过热器炉顶管进口425 421 413 378 333335 414 3过热器炉顶管出口433 428 414 382 342 411 421 4分隔屏进口435 431 417 386 350 414 424 5分隔屏出口482 479 469 453 447 463 475 6后屏进口471 468 458 438 423 450 464 7后屏出口516 515 511 507 509 504 513 8末级再热器进口478 476 467 463 474 474 471 9末级再热器出口569 568 569 569 555 5
12、69 569 10水冷壁后墙悬吊管进口418 414 412 364 323 411 413 11水冷壁后墙悬吊管出口431 427 427 371 348 427 427 12末级过热器（热段）进口533 533 531 529 531 526 532 13末级过热器（热段）出口571 571 571 571 571 571 571 14末级过热器（冷段）进口508 507 503 499 500 496 505 15末级过热器（冷段）出口533 533 531 529 531 526 532 16蒸汽冷却管进口433 428 414 382 342 411 421 17蒸汽冷却管出口433
13、 429 415 383 344 412 422 18低再垂直部分进口453 450 440 437 449 448 444 19低再垂直部分出口478 476 467 463 474 474 471 20转向室省煤器悬吊管进口329 326 315 296 286 273 321 21转向室省煤器悬吊管出口331 328 317 299 289 275 323 22转向室包复管进口433 429 415 383 344 412 422 23转向室包复管出口436 431 417 386 350 414 424 24低再水平部分进口322 317 297 293 300317 309 25低再
14、水平部分出口453 450 440 437 449 448 444 26省煤器进口282 279 264 242 215 192 273 27省煤器出口329 326 315 296 286 273 321 2.2 汽轮机规范序号项 目规 范单 位备 注THATMCRVWOTRL高加全停1制造厂上海汽轮机有限公司2型式超临界、单轴、三缸四排汽、一次中间再热、凝汽式汽轮机3汽轮机型号N670-24.2/566/5664额定功率670MW5发电机端功率660.148711.297739.15660.546660.285MW6主蒸汽压力24.224.224.224.224.2MPa（a）7主蒸汽温度
15、5665665665665668高压缸排汽口压力4.3084.6684.9134.6524.486MPa（a）9高压缸排汽口温度310.7319.2324.1318.2319.210再热蒸汽压力3.8774.2194.4224.1874.037MPa（a）11再热蒸汽温度56656656656656612主蒸汽进汽量1832.5482001.692101.7752001.691617.978t/h13再热蒸汽进汽量1548.3911682.3041760.8521672.9711588.338t/h14额定排汽压力4.4/5.4（平均4.9）kPa（a）15夏季平均排汽压力11.8kPa（a）
16、16配汽方式复合配汽（喷嘴调节节流调节）17设计冷却水温度2018给水温度274.5280.2283.4279.9189.519额定转速3000r/min20转向从汽轮机端向发电机端看为顺时针方向21小汽机耗汽量96.54106.969113.113124.26581.527t/h22工况下汽耗2.7762.8142.8433.032.45kg/kW.h23工况下净热耗75267509751879957744kJ/kW.h24给水回热级数8级（三高、四低、一除氧）25低压末级叶片长度1050mm26通流级数27高压缸1+11级28中压缸8级29低压缸227级30临界转速(分轴系、轴段的试验值一
17、阶、二阶）31计算值实测值32高中压转子1640/1610，4000/40001430r/min33低压转子A1680/1600，4000/40001520r/min34低压转子B1690/1600，4000/40001500r/min35发电机转子820/763，2300/2200800/2040r/min36启动方式高中压联合启动37变压运行负荷范围18%78%两阀全开38最高允许排汽温度121时间不能超过15min2.3 发电机规范2.3.1 发电机型 号QFSN-670-2额定视在功率（MVA）744.444额定功率（MW）670最大连续输出功率（MW）708最大输出功率（MW）738
18、额定无功功率（MVar）324额定定子电压（kV）20额定定子电流（kA）21.169额定励磁电压（V）441额定励磁电流（A）4493空载励磁电压（V）139空载励磁电流（A）1480额定功率因数0.9额定频率（Hz）50额定转速（r/min）3000定子线圈接线方式YY相 数3短路比0.5直轴同步电抗Xd237%交轴同步电抗Xq231%直轴瞬变电抗Xd0.291交轴瞬变电抗Xq0.422直轴超瞬变电抗Xd0.226交轴超瞬变电抗Xq0.221稳态负序电流I210%暂态负序电流I22t（S）10额定效率98.94%定、转子绝缘等级F轴承振动（mm）0.125冷却方式水氢氢额定氢压（MPa）0
19、.5最高氢压（MPa）0.52额定氢压下漏氢量（m3/d）13.4励磁方式自并励静态励磁强励顶值电压倍数2允许强励时间（S）20临界转速（r/min）一阶740制造厂家上海汽轮发电机有限公司二阶20442.3.2 发电机温度规定名 称正常值报警值跳闸值测温方式定子绕组层间温度（）90定子绕组最大温差（）10转子线圈温度（）110定子铁芯温度（）120定子端部结构件允许温度（）180轴瓦温度（）70（6577）99107轴承及油封回油温度（）65（6071）77发电机进口风温（）4648发电机出口风温（）802.3.3 发电机冷却介质2.3.3.1 发电机定子绕组冷却水定子冷却水流量（m3/h）
20、116定子绕组冷却水压降（MPa）0.150.2定子冷却水进口温度（）4550定子冷却水出口温度（）80定子冷却水导电率（S/cm）1.5定子水冷却器进水温度（）38定子水冷却器出水温度（）43定子冷却器水流量（m3/h）300定子冷却器水压力（MPa）1.0定子线棒出水温度（）852.3.3.2 氢气冷氢温度（）4048热氢温度（）80发电机充氢容积（m3） 110氢气纯度96%氢气湿度（）-5-252.3.3.3 发电机氢气冷却器氢气冷却器数目和型式2台4组氢气冷却器进水温度（）35氢气冷却器出水温度（）40氢气冷却器水流量（t/h）9002.3.3.4 轴承润滑油轴承润滑油流量（L/mi
21、n）930轴承润滑油进口温度（）38(2749)轴承润滑油压（MPa）0.1(0.080.12)2.3.3.5 密封油氢侧密封瓦油量（L/min）55氢侧密封瓦进油温度（）4049氢侧密封瓦出油温度（）70空侧密封瓦油量（L/min）235空侧密封瓦进油温度（）4049空侧密封瓦出油温度（）70氢油差压（MPa）0.083第二章 机组启动与停止1 机组启动总则1.1 新安装以及大、小修后的机组在首次启动前应经过验收，设备变更后应有设备变更报告及书面通知。1.2 机组在下列情况下禁止启动：1.2.1 机组主保护有任一项不正常；1.2.2 机组主要检测仪表监视功能失去，影响机组启动或正常运行；或机
22、组主要监测参数超过极限值；1.2.3 主机危急保安器动作不正常或任一超速保护不能可靠动作；1.2.4 调速系统不能维持汽轮机空转或甩负荷后动态飞升转速超出危急保安器动作值；1.2.5 主机的EH油及润滑油油质不合格、油温低于21或油箱油位低；1.2.6 机组MCS系统、FSSS系统、DCS、DEH、TSI、ETS系统工作不正常，影响机组正常运行；1.2.7 高、低压旁路系统控制装置工作不正常，影响机组正常运行或无法满足机组启动及保护要求；1.2.8 汽机任一高中压主汽门及调门、抽汽逆止门、高排通风阀、高排逆止门卡涩，不能关闭严密；1.2.9 盘车装置故障、盘车盘不动或盘车电流超限；1.2.10
23、 交流润滑油泵、直流润滑油泵、氢密封备用油泵、EH油泵、顶轴油泵任一故障或其相应的联锁保护试验不合格；1.2.11 汽轮机转子偏心度0.076mm，大轴弯曲值大于原始值0.02mm（原始偏心为0.107mm）；1.2.12汽轮机高中压缸胀差10.28mm或4.56mm，低压缸胀差16mm或1.02mm；1.2.13高、中压缸内缸上下温差35，高、中压外缸上下缸温差42； 1.2.14 机组一次系统存在严重缺陷，危及机组安全运行；1.2.15 汽水品质不合格；1.2.16 锅炉水压试验不合格；1.2.17 空预器吹灰器不能投运；1.2.18汽轮发电机组转动部分有明显金属摩擦声；1.2.19仪用气
24、系统工作不正常，不能提供机组正常用气；1.2.20 电除尘或排烟脱硫系统不正常，不能短时修复而影响机组正常运行；1.2.21 机组发生跳闸后，原因未查明、缺陷未消除；1.2.22发电机内部氢气纯度、湿度不合格或氢气冷却器有异常；1.2.23发电机空侧交流密封油泵未能投运或密封油系统油氢差压、空氢侧密封油压差不正常；1.2.24发电机定子冷却水导电率不合格或定子冷却水系统有其他异常。1.2.25 发变组绝缘不合格1.2.26 发变组任一项主保护不能正常投入1.2.27 发电机自动电压调节器AVR工作不正常1.3 机组状态规定1.3.1 锅炉状态规定锅炉启动分冷态启动、温态启动和热态启动（含极热态
25、）三种。1.3.1.1 冷态启动是指锅炉的分离器外壁金属温度（1BS-TE-600A/B）小于100或锅炉压力为0.0 MPa或锅炉经过检修或较长时间（大于72小时）停用后的启动；1.3.1.2 机组温态启动条件为停机时间在1072小时之间；1.3.1.3 热态启动（含极热态）是指经过较短时间（停机少于10小时）的停用后且满足汽机热态启动条件或者锅炉主蒸汽的压力大于8.4MPa。1.3.2 汽轮机启动方式分类：冷态启动：高压内缸下半第一级金属温度或中压缸第一级持环下半金属温度小于204；热态启动：高压内缸下半第一级金属温度和中压缸第一级持环下半金属温度大于204； 2 机组启动准备2.1 机组
26、启动前准备2.1.1 确认锅炉、汽机、发电机及所属各辅助设备检修结束，各设备、管道保温完好，现场无杂物；2.1.2 确认氢气、二氧化碳气，燃油系统均已具备投运条件；2.1.3 确认输煤系统具备上煤条件，煤仓上煤至正常煤位；2.1.4 除灰、脱硫系统正常；2.1.5 确认工业水、消防水系统均已正常投运；2.1.6 确认仪用气、杂用气系统正常投运；2.1.7 确认辅汽系统正常投运；2.2 锅炉准备：2.2.1 启动分离器水位指示正确；2.2.2 参照系统启动前检查卡全面检查确认锅炉各系统和有关设备完好，符合启动条件。2.3 汽机准备：2.3.1 确认汽轮机转子偏心、缸体温差、轴向位移等重要参数在正
27、常范围内；2.3.2 全面确认汽机各辅助系统和有关设备完好，符合启动条件；2.3.3 确认汽机润滑油、EH油、密封油、小机润滑油和电泵润滑油滤油结束，各油质合格，油温正常，否则投入电加热装置，加热至正常油温，启动电泵辅助油泵运行2.4 发电机启动前的准备工作2.4.1 发电机启动前的检查：2.4.1.1 检查发变组保护、自动装置、励磁系统等二次回路及设备符合运行条件；2.4.1.2 检查发变组保护投入符合运行要求，发变组保护出口已复归；2.4.1.3 确认发电机氢气冷却器投入运行；2.4.1.4 检查发变组出口接地刀闸己拉开；2.4.1.5 检查发变组出口隔离刀闸确在“分闸”位置；2.4.1.
28、6 检查发电机密封油系统运行正常；检查发电机密封油、氢气差压在正常范围。2.4.1.7 确认发电机气密试验合格，氢气置换完毕，氢气纯度96，氢气湿度满足要求，压力0.43MPa ；3 机组冷态启动3.1 清洗前机组各辅助系统的投运3.1.1 启动杂用、仪用空压机及干燥器运行。确认杂用、仪用气压力正常。3.1.2 启动循环水系统，向凝汽器通水。系统正常后投入备用循泵联锁。3.1.3 启动凝结水输送泵向闭式水、凝结水系统充水。3.1.4 启动闭式冷却水系统。投入两台闭式水冷却器运行，系统正常后投入备用闭式水泵联锁。3.1.5 本机组辅汽联箱暖管，做好机组辅汽系统投入前的准备工作。暖管结束，投入辅汽
29、系统。3.1.6 投入主机润滑油及顶轴油系统、密封油系统投入运行。3.1.7 确认润滑油系统、顶轴油系统、密封油系统运行正常，将发电机充风压至0.05MPa，启动盘车装置，主机连续盘车。3.1.8 启动一台EH油泵，确认EH油系统处于正常工作状态，投入备用泵联锁。3.1.9 发电机进行氢气置换，合格后，发电机氢压升至0.43MPa，投入氢冷系统运行（为了加快气体置换速度，节省二氧化碳气体，可以在盘车静止期间进行气体置换，合格后，再投入盘车运行）。3.1.10 投入发电机定子冷却水系统，充分放气，检查发电机氢压高于定子水压0.04MPa以上。3.1.11 投入两台小机的润滑油系统。3.1.12
30、投入引风机、送风机、一次风机、磨煤机、空预器等转动设备的润滑油系统；3.1.13 检查烟温探针已满足启动条件。3.2 机组启动前系统清洗3.2.1 确认辅助蒸汽参数已经合格；3.2.2 通知化学专业，机组开始清洗；3.2.3 启动一台凝结水泵，检查凝结水系统再循环调整门动作正常，调整凝结水系统压力不超过4MPa；3.2.4 根据需要，开启#5低加出口电动门前冲洗排水门，对凝结水系统进行清洗，清洗期间，凝结水精除盐装置走旁路；3.2.5 当凝结水系统冲洗合格后，开启除氧器冲洗放水门，除氧器上水冲洗；3.2.6 除氧器水质合格后，将水位降至600mm，投入加热。除氧器边加热边上水，到除氧器水位正常
31、时，能满足锅炉上水温度要求；3.2.7 除氧器水温80，开启电前泵、汽前泵入口门，给水泵注水排空气。注：电前泵、汽前泵入口门开启前，应检查电泵辅助油泵，A、B小机主油泵运行正常。3.2.8 送轴封、抽真空。当除氧器水温达到80以后，检查主机盘车运行正常，投入主机轴封系统，启动轴封风机、真空泵运行，调整轴加风机入口建立0.50.7kPa的真空，确认机组建立正常真空。检查小机轴封、真空应同时建立。3.3 锅炉冷态冲洗3.3.1 锅炉冲洗前应检查如下设备运行正常3.3.1.1 锅炉启动系统备好，包括大气式扩容器，集水箱，疏水泵等； 3.3.1.2 过热器/再热器放气阀关； 3.3.1.3 过热器/再
32、热器疏水阀开； 3.3.1.4 至汽机的主蒸汽管道疏水阀开； 3.3.1.5 锅炉启动系统暖管阀备好； 3.3.1.6 省煤器、水冷壁疏水阀关； 3.3.1.7 锅炉启动系统电动隔离阀开； 3.3.1.8 锅炉启动系统调节阀投自动； 3.3.1.9 过热器、再热器喷水调节阀关，电动截止阀关； 3.3.2 除氧器出口水质含铁量 200g/l时才能向锅炉上水；3.3.3 锅炉在进水时除氧器须加热，提高给水温度到120左右。锅炉给水与锅炉金属温度的温差不许超过111（注意上水时的分离器，水压试验时的分离器及过热器出口集箱），如果锅炉金属温度小于38且给水温度较高时，锅炉上水速率应尽可能小；3.3.4
33、 锅炉点火时省煤器入口给水品质须达到汽水质量标准表4锅炉启动时给水质量标准要求，在8 小时内达到表2的标准值。3.3.5 省煤器出口放气阀开；3.3.6 启动电动给水泵运行，稍开电泵出口门，给水母管充满水后将电泵出口门全开。 电动给水泵维持最低转速（只要辅汽联箱压力能满足冲动一台小机的要求，应提前启动一台小机，尽量不使用电泵上水，小机冲转前，应先解除MFT跳小机保护）。3.3.7 当省煤器、水冷壁及分离器在无水状态，以10%BMCR（210t/h）左右给水流量上水；3.3.8 待分离器有水位出现时，要求分离器水位稳定2分钟且HWL-1调节阀开度在80%有2分钟；逐渐加大给水量到30%BMCR（
34、630t/h左右，省煤器入口流量），控制分离器有水位6.27.2m左右，将分离器水位控制自动投入；3.3.9 充满水后，电动给水泵最大出力运行约30秒，HWL-1、HWL-2调节阀须同时开启，确保空气完全排空；3.3.10 省煤器出口放气阀关；3.3.11 锅炉进入循环清洗程序。当分离器出口水质含铁量Fe500PPb，应进行排放；含铁量Fe500PPb时，启动疏水泵，进行回收，建立循环清洗，投运凝结水精除盐装置；3.3.12 当循环清洗进行到省煤器入口水质含铁量Fe50PPb，分离器出口含铁量Fe100PPb时，锅炉清洗完成可以进入点火操作程序；3.3.13 煤器进口给水流量自动控制在最小设定
35、值（30%BMCR）；注：当省煤器、水冷壁及分离器充满水后，给水泵可以停运，其目的是建立并维持除氧器水位、水温（不小于120），然后重启电动给水泵以维持省煤器进口给水流量自动控制在最小设定值。若维持除氧器水位、水温没有问题，则给水泵可以不停运。3.4 机组启动前的保护投入投入下列保护：3.4.1 轴向位移大3.4.2 润滑油压低3.4.3 轴振大3.4.4 高压缸差胀大3.4.5 高排压比低1.73.4.6 MFT3.4.7 EH油压低3.4.8 ETS超速3.4.9 DEH超速3.4.10 A、B凝汽器真空低3.5 发电机恢复冷备用的操作3.5.1 检查主变高压侧刀闸在断开位置；3.5.2
36、拉开发变组出口接地刀闸203（204）-D1、203（204）-D2；3.5.3 合上主变中性点接地刀闸3（4）-D20；3.5.4 送上主变冷却装置电源，按照运行方式开启冷却器；3.5.5 送上高厂变冷却装置电源，按照运行方式开启冷却器；3.5.6 装上3（4）PT1、3（4）PT2、3（4）PT3的一次保险，并将PT小车推至工作位置，装上PT二次插头，合上3（4）PT1、3（4）PT2、3（4）PT3的二次自动小开关；3.5.7 合上发电机中性点PT二次自动小开关；3.5.8 合上发电机中性点接地变压器刀闸3（4）G-1；3.5.9 开启发电机封闭母线微正压装置，检查运行正常3.5.10
37、送上发电机绝缘过热装置电源，投入发电机绝缘过热装置并检查运行正常；3.5.11 送上封闭母线红外测温装置电源，检查封闭母线温度正常；3.5.12 送上发电机射频监测仪电源，投入发电机射频监测仪并检查运行正常；3.5.13 检查发变组保护投入正确；3.5.14 送上发电机同期装置电源，检查同期装置无异常；3.5.15 检查220kV母差保护跳发电机压板投入正确；3.5.16 确认励磁系统已恢复热备用；3.5.17 装上6kV母线工作电源进线PT一次保险，将其送入工作位置，合上二次小开关。3.5.18 装上发变组控制、信号保险；3.5.19 检查发变组主开关确在“分闸”位置；3.5.20 检查发变
38、组主开关SF6气体压力正常，无异常报警信号。3.6 锅炉点火、升温升压3.6.1 锅炉进行吹扫前的准备工作：3.6.1.1 确认机组清洗已经完成，水质合格；3.6.1.2 确认电动给水泵运行正常，投入给水流量控制自动；3.6.1.3 确认所有吹灰器均在“退出”位，空预器吹灰器具备投运条件，投入空预器吹灰汽源；3.6.1.4 确认锅炉辅助风、燃烬风挡板均处于“自动”位。3.6.2 启动烟风系统：3.6.2.1 检查A、B空气预热器支撑轴承、导向轴承润滑油系统正常并投自动；3.6.2.2 启动A、B空气预热器；确认空预器热二次风挡板、热一次风挡板、入口烟气挡板已开启；3.6.2.3 启动火检冷却风机，A、B两台冷却风机一台运行，一台备用；3.6.2.4 启动A引风机；3.6.2.5 调节A引风机，炉膛压力控制投自动，压力控制在正常-50 Pa-150 Pa；检查入口静叶调节正常；3.6.2.6 启动A送风机；3.6.2.7 调节A送风机动叶，使总风流量至最小设定值
