锅炉冷态启动操作票

热机操作票

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腾龙芳烃热电厂

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锅炉冷态汽水启动

1.1 机组冷态启动 1.1.1 凝汽器热井上水，补水至600mm后，边补水边冲洗，直至凝汽器热井水质合格（Fe＜500 μg/L）。 1.1.2 凝汽器热井水质合格后，关闭辅机膨胀水箱补水电动门，开启除盐水膨胀水箱补水电动 门，向凝结水系统注水排气，注水排气完毕后启动一台凝结水泵，通过5号低加出口凝结水管道放水门排放冲洗直至水质合格（Fe＜500μg/L），将另一台凝结水泵投备用，凝汽器水位投自动。 1.1.3 当凝结水含铁量＜1000μg/L时投入凝结水精处理装置。 1.1.4 凝结水系统冲洗合格后，向除氧器上水至600～700mm，并维持水位正常。开启除氧器 放水门对凝结水系统及除氧器进行清洗。当除氧器水质中含铁量＜200μg/L时，清洗合格。 1.1.5 开启辅助蒸汽至除氧器供汽门，以≯1.2℃/min的加热速度加热至120℃以上。 1.1.6 锅炉上水 1.1.6.1 锅炉上水水质要求： 硬度（μmol/L）PH值SiO2（μg/L）Fe（μg/L）溶解氧（μg/L） 0 9.2～9.6 ≤200 ＜200 ＜30 1.1.6.2 确认高压给水系统所有放水门关闭。 1.1.6.3 省煤器、水冷壁放水门开启，省煤器出口放空气门开启。 1.1.6.4 所有过热器、再热器疏水门开启，放空气门开启。 1.1.6.5 启动分离器放空气门开启。 1.1.6.6 过热器、再热器减温水截止门、调节门关闭。 1.1.6.7 启动系统暖管管路出入口截止门、调节门关闭。 1.1.6.8 开启大气式扩容器入口电动门，361阀投自动，设定储水箱水位6.2～7.2m。 1.1.6.9 检查锅炉给水流量指示为0t/h。 1.1.6.10 锅炉上水前记录锅炉膨胀值。 1.1.6.11 分离器水位高保护投入。 1.1.6.12 锅炉给水温度与水冷壁金属温度差不允许大于111℃。如锅炉水冷壁金属温度小于 38℃且给水温度较高，锅炉上水速率应尽可能小。 1.1.6.13 缓慢开启前置泵进口电动门，前置泵泵体排空门见水后关闭。 1.1.6.14 开启汽泵出口电动门、高加入口三通阀、高加出口电动门、锅炉上水旁路调节门前 后电动门、上水旁路调节门开至10％左右，向给水管道及高加水侧系统充水，检查给水系统有无漏点。开启3号高加出口管道排空及2号高加出口管道排空门，排空门见水后关闭。 1.1.6.15 给水管道充水完毕，启动汽泵前置泵，调节上水流量为114t/h向锅炉上水。 1.1.6.16 上水时间一般为：夏季不小于1小时，冬季不小于2小时。 1.1.6.17 投入给水AVT（除氧）运行方式，通知化学进行给水加药。 1.1.6.18 及时投入除氧器水位自动，注意除氧器、凝汽器水位。除氧器连续进水后，注意调 整除氧器水温，确保除氧器水温≮120℃，投入除氧器压力自动。 1.1.6.19 锅炉上水的同时对高加水侧进行查漏，注意高加水位不应上升。 1.1.6.20 启动分离器有水位出现时，启动分离器水位稳定2分钟且1号361阀开度在80％维 持2分钟；逐渐加大给水量到363t/h左右，控制启动分离器水位6.2～7.2m左右，将启动分离

机组启动操作票

#6机组锅炉冷态滑参数启动操作票前夜班三值天气：晴 编号：集/炉-20100236018

启动期间应加强锅炉汽水品质监督。 9 燃料投入应缓慢进行，防止燃烧波动大引起省煤器前流量低。 10 锅炉升温、升压及机组升负荷过程中，要严密监视锅炉各受热面管壁温情况，防止因升速快而造成管壁超温，有关疏水阀应打开，使过热器、再热器管壁各点金属温度不得超过规定值。 三、点火前的检查、准备工作 1 1检查、确认机组检修工作已全部结束，热机、电气、热工各专业一、二种工作票注销、安全措施全部拆除。 2 2检查、确认机组临时设施拆除、原设施恢复。 3 检查、确认厂房照明良好。 4 检查、确认通讯设施良好。 5 检查、确认消防水系统压力正常0.8MPa，联锁正常投入。 6 检查、确认气体消防系统正常投入，烟感报警系统调试完毕。 7 投入辅汽联箱，调整压力至正常值（10～13ata）。 8 记录锅炉各部膨胀原始值。 9 检查、确认机仪用、杂用空气压力均正常。 10 检查、确认机组各表计齐全完好，仪表及保护电源已送。 11 检查、确认机组OVATION控制系统工作正常。 12 检查、确认锅炉所有辅机联锁保护试验正常并投入。 13 检查、确认锅炉各保护试验全部合格并投入。 14 检查、确认MFT、OFT试验合格并投入。 15 检查、确认锅炉大联锁试验合格并投入。 16 检查、确认机炉电大联锁试验合格并投入。 17 检查、确认各辅机分部试运正常，并送动力电备用。

18 检查、确认各辅机油箱油位正常，油质合格。 19 检查锅炉安全门整定合格并投入。 20 声光报警系统试验良好。 21 检查、确认机、炉侧所有风门、挡板、气动门电源、气源已送并将选择开关置“远操”位置；电动门已送电,选择开关置“远控”位置。 22 所有独立小程控投入正常。 23 所有表计投入。 24 记录锅炉炉前油系统进、回油表码。 25 检查闭式水系统投入正常。 26 执行炉前油系统恢复操作票，各层油枪、点火枪可靠备用，油库供油正常。 27 检查等离子系统投备 28 原煤仓煤位合适。 29 检查确认锅炉水压试验合格。 30 执行锅炉冷态上水操作票。 31 联系化学化验水质，进行冷态开式冲洗。 32 投入除氧器加热，提高炉水水温。 33 执行除渣系统投运操作票。 34 执行空预器启动操作票，启动两台空预器运行。 35 启动一侧风烟系统，调节负压正常。 36 启动另一侧风烟系统，调节负压正常，总风量正常。 37 启动一台火检风机，另一台投备用。 38 当环境温度＜10℃时，投入暖风器。 39 投入炉膛烟温探针，投入工业电视。 40 做燃油泄漏试验（根据情况）。 41 吹扫炉膛。 42 开来、回油跳闸阀，复位MFT、OFT。

机组冷态启动的操作步骤及注意事项

机组冷态启动的操作步骤及注意事项 一、启机前准备及注意事项； 1）机组的循环水系统投入（包括给水泵工作冷油器、润滑油冷油器及电机冷却水、发电机冷却水、主油箱冷油器冷却水等）。2)所有电动阀、调门、气动门开、关动作正常。3）机组各个系统联锁保护试验合格。4)机组静态试验合格。5）仪用压缩气源已投入，所有电动阀门已送电且位置正确。6）现场所有检修工作已完毕且工作票已消。7）所有转机动力电源已送。8）所有保护已投入。9）排烟风机、交流油泵、顶轴油泵、盘车启动，（注意监视润滑油压力、顶轴油压力、盘车电流、偏心，控制润滑油温在38至42度，机组盘车时检查机组内部及轴封处无异音）。 二、启机的操作步骤： 1）排气装置补合格的除盐水，检查凝结泵及凝结水系统具备启动投运条件，排气装置水位合适后启动一台凝结泵向除氧器上水待除氧器水位至500mm投入辅联至除氧器加热，注意：排气装置液位控制在1700mm左右，除氧器液位控制在1900mm左右、温度加热至60左右。 2）启动锅炉疏水泵配合锅炉人员将锅炉上水至正常水位后停用锅炉疏水泵。

3)轴封暖管暖至各个分门前面，检查开启管道疏水，注意：均压箱的温升和压力的变化。 4）在锅炉点火后炉膛温度在200C°以上检查三台水环真空泵具备备用条件，启动一台水环真空泵抽真空，注意：检查真空破坏门已关闭，检查所有无压疏水门关闭，稍微开点高低旁。 5）控制抗燃油温在38至50C°之间，检查抗燃油泵及抗燃油系统、给水泵及给水系统、具备启动投运条件。 6）在锅炉点火的过程中配合锅炉根据主再热温度压力升幅调整高低旁的开度，温度高时适当投入减温水，注意：高旁阀后温度不超380 C°，低旁阀后温度不超160 C°、排气温度不超80 C°。7）在锅炉汽包水位降至50mm左右检查启动一台给水泵(启动给水泵严格按操作票执行)，另一台给水泵备用，给水泵运行正常后开出口门交给锅炉人员向锅炉上水。 8）在冲转前1小时送高、中、低压缸轴封供汽，开高、中、低压缸轴封供汽疏水，启动一台轴加风机运行，注意轴封供汽压力温度要合适（机组冷态启动汽轮机调节级后汽缸温度低于150C°，汽封蒸汽母管压力下的温度控制在150至260C°之间，检查轴封漏汽疏水打开）。再检查启动一台凝结泵，检查启动高压启动油泵，检查启动一台抗燃油泵另一台抗燃油泵备用，根据抗燃油温适当投入冷却水，打开门杆漏汽至除氧器手动门。

机组冷态启动技术措施

吕四港发电公司 发电部技术措施 【2017】（综）02号 执行技术措施单位：各运行值、外委项目部 主题：机组冷态启动技术措施 编写：李伟林、康强、刘勇、刘志海、郭兆耕、窦小春 审核：张义昌张利军 批准：黄俊峰 发布实施：2017年12月23日 一、冷态启动主要节点控制： I、启机前系统恢复 1、闭冷水系统投入，各辅机冷却水、冷却器导通，闭冷器正常投 运一台一台备用，控制闭冷水压力0.4～0.6Mpa。 2、炉水循环泵清洗、注水。 3、大小机润滑油系统、密封油系统投运，检查主机润滑油压在 0.09～0.15Mpa范围，直流油泵"联锁启动"投入。主机冷油器 出口滤网在有滤芯侧运行，维持油氢差压在84±10Kpa，化验大小机系统油质合格。 4、循环水系统投入，凝汽器注水，二次滤网、电动滤水器投运， 开式水系统设备：闭冷水冷却器，真空泵冷却器、渣水系统，充分注水放空气投运。 5、500m3凝补水箱水位4500mm～6300mm，保持高水位，以满足机

组启动冲洗时储水量。 6、凝结水管道注水结束，凝汽器补水至正常水位（700～850mm）， 启动凝结水系统，打循环进行冲洗。 7、投入轴封加热器水侧及各低加水侧，水位保护投入，投入汽泵 密封水。开启5号低加出口排水至机组排水槽电动门，进行凝 结水系统冲洗。 8、投入EH油系统，母管压力14.5±0.5MPa，检查系统运行正常 无泄漏，联系热控人员进行大联锁保护传动。 9、联系临机投入辅助蒸汽系统，投用时确保疏水暖管充分，压力 维持0.8MPa、温度大于250℃。 10、投入定冷水系统，通知辅控投入在线加药装置连续运行。定冷 水水质控制PH值8-9，电导0.5-1.5us/cm。 11、密封油投入正常后，发电机通入压缩空气至0.5MPa，发电机气 密性试验24小时，气密性试验合格，发电机泄压至0，通入二 氧化碳置换空气。 12、发电机二氧化碳纯度合格，通入氢气置换二氧化碳，氢气纯度 ＞98%，发电机开始补氢至氢压大于0.3Mpa。 13、如锅炉加药保养，则先将除氧器和锅炉放水。除氧器放水后用 凝补水泵向除氧器补水、冲洗。除氧器冲洗结束，将除氧器水 位补水至正常水位。 14、润滑油、密封油系统油质合格，启动顶轴油泵，由设备部调整 各瓦顶轴高度至合适值，交替启动A、B顶轴油泵各2小时以上,

锅炉冷态启动

锅炉冷态启动 1．点火操作： （1）锅炉启动前的检查、准备工作结束后，按值长的启动命令，准时进行锅炉启动操作（关闭锅炉底部加热各阀门）。 （2）联系热工投入锅炉主保护。 （3）联系电除值班员投加热装置。 （4）启动引风机，调整炉膛负压-50～-100Pa。 （5）启动高压流化风机，调整高压流化风量为Nm3/h。 （6）启动一次风机，适当调整启动燃烧器燃烧风、混合风风量。 （7）调整一次风量使底料处于微流化状态，开启燃油速断阀，投入A、B启动燃烧器，油枪点燃后，逐步提高油枪出力（单只最大不超过350Kg/h），适当增大燃烧风量，并相应减少混合风量，达到燃烧良好。启动燃烧器投用期间，风室风温应保持不大于900℃。 （8）点火30min后定期排污一次。 （9）锅炉点火初期，控制升压速度不超过0.02-0.03MPa/min，主蒸汽温升不大于1℃/min ，瞬间不大于2℃/min。严格控制汽包上下壁温差不大于50℃。当不投底部加热时，点火后约60min起压，自点火到满参数供气控制时间约4.5小时。 （10）若需要上水时，关闭省煤器再循环门，用给水旁路控制上水，保持汽包水位正常，停止上水时，应开启省煤器再循环门。 （11）当床温升到520℃时，调整一次风量使底料处于全流化状态，并视投煤情况对播煤风量、返料风量进行调整。启动一台给煤机，以10%的给煤“脉动”给煤，既给煤90S后，停止给煤，约3分钟后观察床温的变化，如床温有所增加，同时氧量有所减小时，证明煤已开始燃烧。再以“90S给煤，停90S”的脉动形式给煤3次，床温继续增加，氧量持续减小，可以以较小的给煤量连续给煤。 （12）启动二次风机，视投煤量调整二次风量。 （13）适当调整引风机风量维持正常炉膛负压（炉膛负压未投自动时）。 （14）依据升温升压要求，以较小的给煤量，依次投入另外两台给煤机。调整给煤机出力均衡，保持床温分布均匀。 （15）逐渐增加给煤量，逐渐减小两只油枪的出力至最小，床温达到850℃且稳定升高时停止启动燃烧器运行。待燃烧稳定后，开启主风门，关闭点火风门。

600MW锅炉冷态启动及正常运行调整

600MW锅炉冷态启动及正常运行调整 [摘要] 首先先介绍一下600MW锅炉和三井 巴布科克低NOX轴向旋流燃烧器（LNASB）的特点。只有了解了本锅炉的特点和燃烧器的布置特性，才能便于运行的调整。 [关键词] 燃烧调整强化燃烧低NOX轴向旋流 燃烧器等离子 一、超临界燃煤本生直流锅炉特点 1.良好的变压、备用和再启动性能.锅炉下部炉膛水冷壁及灰斗采用螺旋管圈，在各种负荷下均有足够的冷却能力，并能有效地补偿沿炉膛周界上的热偏差，水动力特性稳定；采用四只启动分离器，壁厚较薄，温度变化时热应力小，适合于滑压运行，提高了机组的效率，延长了汽机的寿命。 2.燃烧稳定、温度场均匀的墙式燃烧系统.墙式燃烧系统的旋流燃烧器具有自稳燃能力和较大的调节比，在炉膛中布置的节距较大，相邻的燃烧器之间不需要相互支持；墙式燃烧系统的燃烧器布置为对称方式，沿炉膛宽度方向的热量输入均匀分布，因而在上炉膛及水平烟道的过热器、再热器区域的烟气温度也更加

均匀，避免高温区受压元件的蠕变和腐蚀，有效抑制结渣。 3.经济、高效的低NOX轴向旋流燃烧器（LNASB）.LNASB燃烧器适用多种燃煤煤种，而且已 经作为一种经济实用的手段来满足日益严格的降低NOX排放的需要。 4.高可靠性的运行性能 二、三井巴布科克低NOX轴向旋流燃烧器（LNASB）的特点 我厂燃烧器为三井巴布科克开发的低NOX轴向旋流燃烧器LNASB，作为一种经济实用的手段来满足现 有的及将来日益严格的降低NOX排放的要求。燃烧器的设计，实质上都是由一些把燃烧空气分隔成若干独立通道的同心套管所组成。 燃烧器设计的关键是各种轴向旋流风的引入。结构简单而又牢靠，避免与许多径向设计的旋流器之间采用大量的机械连接。LNASB的设计准则如下：1增 大燃料挥发份的释放速率，以获得最大的挥发物成生量。2在燃烧的初始阶段形成一个缺氧的区域，最大 限度地减少NOX的生成，但同时又提供适量的氧气以维持火焰的稳定。3改善燃料富集区域的滞留时间和 温度水平，以最大限度地减少NOX的生成。4增加焦

大锅炉冷态启动、升温、升压至并汽

锅炉冷态启动操作票 ___号锅炉启动操作票 单位：编号： 操作开始时间：年月日时分 操作终结时间：年月日时分 操作任务： 序号操作项目执行时间 1 接到值长命令，确认各项工作票结束； 2 按《锅炉运行规程》要求对系统全面检查完毕，并确认达到点火要求； 根据要求：上水温度在30℃-70℃之间、上水时间冬季不少于4小时夏季不少于2 3 小时、汽包上水至点火水位-100mm； 4 全面检查锅炉各系统，做好点炉前膨胀指示位移记录； 如投入锅炉底部加热，可在点炉前8小时投入，汽源压力在0.5MPa以上，当汽包5 壁温达到（100℃～120℃时）停止底部加热； 6 炉内铺好合格床料，厚度在600mm ； 启动燃油泵，投入炉前循环，并对燃油系统全面检查一次。如油温不符合要求，应7 提前油系统的投入蒸汽伴热系统； 8 启动空压机，投入火检冷却风和观察孔冷却风； 9 检查布袋除尘器旁路开启，各仓室处于离线状态； 10 对各个风机进行检查，确认机械、电机各部分具备点火条件； 11 检查合格后，按照锅炉风机的启动顺序依次启动各风机； 12 引风机启动，控制炉膛负压为（-50～-100pa）； 13 满足启动条件后，启动一台返料风机，调整适当的返料风量； 14满足启动条件后，启动二次风机，9组二次风分门各开7％，防止烟气反窜； 15 满足启动条件后，启动一次风机； 16 做启动前的料平实验和临界流花风量实验； 17 MFT复位，验证锅炉吹扫连锁条件满足； 18 启动吹扫程序，验证吹扫完成； 19 同时做油系统的漏油试验、油枪雾化试验合格。投入火险电信号，并确认油平台二

次风执行器、打火、油枪具备点火条件，油枪吹扫完成； 20 接锅炉点火命令后，调整油压3.5Mpa、启动燃烧器点火，确认点火成功后，检查打火枪是否退出，检查确认燃烧器的燃烧情况，正常后调整油压、二次风配风量； 21 按同样的方法启动另一台燃烧器，启动成功后。调整油压、风量配比； 22 检查两台启动燃烧器的燃烧情况，调整油枪的进油阀开度或油压，保持均衡加热。 根据《锅炉规程》要求的升温曲线，锅炉开始升温、升压； 根据升温情况，渐渐开大各风机调节风门，保证内、外循环流化受热均匀流畅； 23 控制升压速率为0.05~0.1Mpa/min,控制汽包上下壁温差<50℃； 24 以控制炉膛烟温为主、温升速率<100℃/h；床温温升速率<3℃/min、汽包温升速率<56℃/h； 25 汽包压力达到0.1—0.2MPa，依次关闭各空气门； 26 0.3—0.4MPa冲洗并对照就地水位计，通知仪表人员冲洗各表计； 27 汽包压力达到0.5MPa时，通知检修人员热紧螺栓，通知分析人员对炉水进行化验，如炉水不合格应安排专人进行排污直至炉水合格； 28 汽包压力达到0.6MPa时，进行暖管疏水至母管隔离阀前； 29 汽包压力达到1.0～1.5MPa时，投入连排，关闭过热器疏水（注意汽温变化掌握阀门关闭）。投入取样、加药系统，控制锅炉汽、水品质，通知化验人员分析汽水各项指标； 30 当汽包压力升到2.0Mpa时，冲洗并对照就地水位计，验证电接点水位计和压力平衡容器水位计和就地水位计水位一致，并记录膨胀指示一次； 31 当床温达600℃启动给煤机，启动2＃给煤机进行三次脉冲给煤（根据床温变化率和氧量下降情况，可判断给煤燃烧情况； 32 确认给煤成功后，投入3＃给煤机在最低转速下连续运行；然后根据燃烧情况、温升速率投入另两台给煤机连续运行； 33 汽包压力达到5.0~5.5MPa时，运行、检修人员对锅炉进行全面检查，校对水位计指示，记录膨胀指示器指示一次； 34 床温大于800℃时，可逐渐降低油压直至解除油枪，同时为了维持燃烧稳定，应适当增加给煤量，巡检人员保证给煤机正常下煤，主操调整炉膛风量、使床温控制在820~850℃之间；

热力机械操作票

热力机械操作票 RJ：操作开始时间：年月日时分结束时间：日时分操作任务：＃机组锅炉冷态启动 序号危险点分析预控措施√ 1 锅炉上水速度 严格控制上水速度，冬季不少于4小时夏季不少于2小时，严格 控制上水温度在额定值内，且避免出现锅炉给水管道振动。 2 风机启动 注意检查闭式循环水系统，各辅机冷却水进出口全开，油位正常， 表计齐全。严格启动顺序，安排值班员就地检查正常后方可启动， 启动时关闭挡板，防止带负荷启动。注意控制炉膛负压。 3 锅炉点火 风烟系统检查，避免烟气走旁路。检查油枪着火情况，并注意监 视油管漏油跑油及堵塞。 在再热器建立正常蒸气流量前，控制炉膛出口温度小于538℃ 严格控制床温变化率在每分钟—2℃。 4 调整风量，流化 床料 控制床温变化率注意一次流化风量稳定，防止流化不良。 5 投煤 严格按照操作票要求，点动投煤3次，确认煤着火后再连续投煤。 注意监视氧量和床温及汽温变化，防止出现爆燃或高温结焦。 6 升温升压速度严格控制升温升压速度，防止升温升压速度过快。 7 切换给水管路缓慢操作，保持汽包水位稳定，防止缺水满水。 8 冲洗水位计 冲洗时严格按照规程规定步骤进行，注意人身安全并防止损坏水 位计。汽水两侧门不能同时关闭。 9 汽机冲转防止 灭火、爆燃 冲转时严格控制保持压力、温度稳定，满足汽机需要，避免温升 过快。 加强锅炉燃烧调整，防止锅炉灭火。当锅炉灭火时及时切断所有 燃料，加强通风5分钟后方可重新点火。 10 防止汽包满水、 缺水 严密监视汽包水位，维持汽包水位正常，根据要求及时切除汽包 水位自动，安排专人监视、调整汽包水位。 11 省煤器保护锅炉停止上水及时打开省煤器再循环门。 12 汽包壁温差大 保持汽包适当高水位，适当开启过热器疏水防止主汽压力回升过 快 13 烟气挡板切换逐一切换，缓慢进行操作，保持炉膛负压稳定。 14 石灰石系统的 投运 60MW负荷之前投运，正确操作石灰石手动门，防止管道堵塞 操作内容

锅炉冷态启动炉水加热系统改造探讨

锅炉冷态启动炉水加热系统改造探讨 文章介绍了华能聊城热电有限公司300MW机组通过锅炉炉水加热改造提高锅炉冷态启动前的锅炉水温及锅炉壁温，从而达到节省启动时间及启动用油的目的。 标签：冷态启动；节油；炉水加热 华能聊城热电有限公司7、8号机组锅炉系上海锅炉厂有限公司生产的型号为SG-1025/17.47-M879亚临界压力中间一次再热控制循环汽包炉。单炉膛π型露天布置，固态排渣煤粉炉；制粉采用四台钢球磨、中间储仓式、热风送粉系统；给水调节配置2×50%B-MCR的转速调节汽动给水泵，备用泵采用1×30%B-MCR 的调速电动给水泵；设有5%B-MCR锅炉启动旁路系统。两台机组分别于2006年1月和2006年10月投产。由于上机组时300MW机组为主力发电机组，因此，设计时未考虑调峰因素，未设计锅炉炉底加热系统，每次机组启动时，锅炉上水完毕后，即进行点火操作，相对于有炉底加热机组，启动时间延长，启动耗油量增加。 1 改造前锅炉上水操作 华能聊城热电有限公司#7、8机组每台机组配备一台凝结水输送泵，其作用是向凝汽器补水及机组启动前向锅炉进行冷上水。每台机组配备一台除氧器循环泵（型号HPK-S100-250，额定流量为190m3/h，扬程为0.56Mpa），其作用是除氧器投加热时进行水循环及机组启动前向锅炉进行热上水。 锅炉启动前的上水方式：凝结水输送泵进行锅炉冷上水；除氧器循环泵进行锅炉热上水；利用汽动给水泵前置泵进行锅炉上水；利用电动给水泵进行锅炉上水。 综合考虑上水速度、节约电能、上水温度等因素，目前我厂基本采用除氧器循环泵上水方式进行锅炉热上水，上水时间2-4小时。 为提高锅炉点火前水温，我厂采用的方式为，锅炉上水前先投入除氧器加热，利用除氧器循环泵将除氧器水温加热至80-90度，然后开启除氧器循环泵至锅炉热上水门向锅炉上水，虽然上水为80-90度的热水，但由于锅炉水侧系统庞大，由于散热及冷却作用，锅炉上水完毕后，整体水温只有30度左右。冬季上水后水温则更低。 在如此低的水温条件下点火，相对于其它有炉底加热的300MW机组，启动用油自然增加不少。 2 炉水加热系统改造方案

锅炉热态启动操作票

锅炉热态启动操作票绥中发电有限责任公司 运行部

1 启动前检查（锅炉点火前4小时完成） 1.1 锅炉本体、管道外观良好，支吊完整，各检查孔、人孔、观察孔可靠关闭，有关阀门、挡板、插板位置符合启动要求。 1.2 各6KV、380V转动机械电动机处于良好备用，汽水、烟风、燃油、制粉和除灰除渣等系统阀门具备操作条件。 1.3 所有辅机润滑油站运行正常，检查润滑油油质、油压和油位正常，各润滑点润滑油量充足，润滑油管路及各轴承无渗漏现象，冷却水系统完好。 1.4 检查已投入且运行正常。 1.5 检查冷灰斗、捞渣机水封建立，捞、碎渣机轴承冷却水已投入。 1.6 启动捞碎渣机，投入冲灰水系统。 1.7 检查燃油系统各供、回油手动门、电动门、调节阀和速断阀开关位置正确。 1.8 投入炉前燃油循环，炉前燃油压力保持在 3.5MPa，对燃油系统进行详细检查，发现渗漏立即停止油循环，并联系有关单位进行处理。 1.9 联系投入灰斗及绝缘子加热器运行，电动给料机及振打电机良好备用。 1.10 DCS系统运行正常，热工控制、调节、联锁保护及仪表装置正常。 1.11 检查锅炉各项保护状态与实际相符，保护状态需要变更时应履行保护投停手续。 2 锅炉上水 2.1 ВЗ前疏放水门严密关闭，ВЗ阀、Д 3 阀关闭， Д 1 阀、Д 2 阀及其后电动阀关闭，P-20排放电动门NC488和调节门NC489开启，排水至凝汽器电动门NC749开启。

2.2 上水前ВЗ阀前金属(工质)温度＞300℃时，上水前应开启Д 1 及Д 2 后电动截止门，稍开Д 2对P-20进行预热并开启Д 3 前、后疏水。P-20水位调节阀投入自动，排水及排汽均排至凝汽器。若ВЗ前有压力，则在暖管时压力下降速度≯1MPa/min，暖管结束方可进行上水，上水速度根据下述规定进行： a. ВЗ前工质(金属温度)＞340℃时，降温速度≤4℃/min。 b. ВЗ前工质(金属温度)在300～340℃时，降温速度≤5℃/min。 2.3 P-20预热结束，将给水调节门开至10～15%。 2.4 当给水温度＞104℃、含氧量≯50μg/L时，调整汽泵(电泵)转数，当泵出口压力达10MPa时开启泵出口门。待给水调节门前后压差<5MPa 时用增加泵转数及给水调节门开度的方法以每流道50～80t/h的流量进行上水。上水过程中将启动旁路ПСБУ开启。 2.5 当ВЗ前压力上升至P-20预热前压力时，关小Д 1 阀。 2.6 将ВЗ前压力逐渐提至24.5MPa，将Д 1 投入自动。定值为24.5MPa。 2.7 操作Д 2 门以1MPa/min的速度将内置分离器中 的压力降至常压，再将Д 2 全开。 2.8 调整给水流量以4℃/min的速度将内置分离器金属温度降至300℃。 2.9 调节给水泵转速，将每流道给水流量升至400t/h，将给水调节门投入自动。 2.10 对汽水系统各阀门、管道和联箱进行检查，无滴水、渗水现象。 3 炉膛吹扫及点火 3.1 锅炉上水过程中，完成下列操作：关闭空预器蒸汽吹灰冷段、热段供汽门，开启空预吹扫蒸汽疏水门。 3.2 联系汽机缓慢投入空预器蒸汽吹灰。

汽机冷态启动操作规程(试行)

汽机冷态启动操作规程（试行） 接令启动本机组运行，通知各有关岗位做好准备。各种辅机联锁试验、机炉电主保护试验已进行完毕，均正常。 电气人员检查系统，准备恢复厂用电。送上直流电；投入相关 保护压板，从电网取电，110KV、220KV母线送电，主变倒挂运行，高备变投入运行，各辅机电源均送上。机炉人员检查恢复就地系统。检查各设备状态，各阀门状态是否正确。厂用电恢复完毕，机炉人 员启动循环水、工业水系统凝汽器补水至800mm；用锅炉疏水泵给除氧器上水至2000mm；给水升温至70℃~90℃；水冷箱补水至700 mm。汽机启动凝结水系统,凝结水打循环。检查给水泵润滑油系统投入，给水泵已符合启动条件，暖泵后启动给水泵。（给水泵由锅炉调 整出力，启动和开再循环由汽机控制）将给水充至主给水调节门前，锅炉准备给汽包上水。汽包上水至-100mm，严格控制汽包上下壁温，汽包饱和温度上升速度≯1℃/min，瞬间≯2℃/min，汽包上下壁温差≯50℃/min;上完水后关闭过热器、再热器放空气门。 汽机投入发电机冷却水系统，维持定、转子进水压力0.3MPa左右, 锅炉将汽包连续排污倒至定排扩容器进行排污。汽机启动润滑油系统。启动交流油泵，开启润滑油至调速系统赶空气门，启动一台顶轴油泵，投入盘车，盘车运行正常后，投入盘车联锁，停运顶轴油泵。 11 汽机抽真空；微开二级、一级旁路；锅炉启动引、送风机， 进行炉膛吹扫，做好点火前的准备工作。

12 真空抽至-26KPa，通知锅炉点火，投入“炉膛压力高、炉膛压力低”、“手动MFT允许”、“燃油阀快关”、“汽包水位”保护，其余保护并网后投入。点燃四只轻油枪，控制好二次风门开度（上层45%，中上40%，中下35%，下层15%~30%，氧量7%~9%之内。）汽包饱和温度上升速度≯1℃/min，瞬间≯2℃/min，汽包上下壁温差≯50℃ /min;控制主蒸汽温升率≯2.5℃/min,再热蒸汽温升率≯3.5℃/min,主蒸汽管、再热蒸汽管升率≯8℃/min。 13 锅炉起压后，联系汽机投入二、**减温水，开启二级旁路30%，一级旁路70%，关闭过热器、再热器对空排汽电动门。主蒸汽温度、压力若有超过趋势，应减慢升压速度或调整一、二级旁路开度，增大排汽量。 14 投入轴封备用汽源，调整真空在-53~-60KPa。主汽压0.3MPa，汽机二段暖管至主汽门前。 15 根据升温升压要求，当对流过热器烟温≥120℃,可投入一只下层重油枪（重油层2）；对流过热器烟温≥300℃,热风温度120℃以上,可对角投入部分下层粉。 16 主汽压力1.2MPa~1.5MPa,主汽温度250℃、再热汽温200℃以上,主蒸汽在对应压力下至少有50℃的过热度，主蒸汽温主蒸汽与再热蒸汽温差≯50℃, 主蒸汽和再热蒸汽甲、乙两侧温差≯20℃。检查一切正常，汽机准备冲转。 17 汽机就地启动阀“挂闸”到位建立安全油，“运行”到位建立启动油，主汽门应开启，检查抽汽逆止门电磁阀处于关闭位置，保护复归

锅炉冷态启动前的准备和试验

锅炉冷态启动前的准备和试验 锅炉启动前的准备和检查工作是一项繁多而细致的工作，但有时不重视此项工作，而在启动过程中出现一些不应发生的异常情况，因此，必须做好启动前检查准备工作。并按要求做好检查记录。 一、点火前的检查准备工作（时间1小时） 1、锅炉所有系统、设备的检修工作结束，工作票己注销，确认无人工作。开始做锅炉本体以及所有辅机的全面检查。 2、炉膛、旋风分离器、过热器、省煤器、空气预热器无渣块杂物，管壁清洁，炉墙完整，保温良好。 3、布风板风帽及返料器风帽无堵塞现象。 4、运行层周围及爬梯清洁无杂物，管道支吊架牢固，保温良好，照明充足。 5、油枪外形完整，位置正确，雾化良好，无结渣烧坏现象，点火装置良好。 6、在系统断开的前提下，在DCS上试各风门挡板、电动阀、燃油快关阀，开关应灵活，开度与位置指示正确，传动装置良好。 7、各阀门、阀杆清洁，开关灵活，开度与位置指示正确，传动装置良好。 8、炉膛、旋风分离器、过热器、省煤器、空气预热器、启动油枪处的烟、风道各孔门完整良好，确认内部无人后关闭。 9、汽包、过热器安全门部件完整良好，无杂物卡住。 10、吹灰器位置正确，操作程序正常。 11、汽包水位计完整清晰，水位线标志正确，水位计处于投运状态，照明充足，微机监视系统正常。 12、所有给料口、回料口无断裂，二次风道及喷嘴完好，无结渣，无堵塞，膨胀节无损坏。 13、膨胀指示器完好，指针在零位。 14、给煤机、返料风机良好，挡板正确，煤仓存煤充足。 15、压缩空气投入，运行正常。 16、气体输送除灰系统处于备用状态，能及时投入。电除尘加热器点火前4小时投入运行，振打装置投入，处于备用状态。 17、热工电气仪表齐全、准确，报警可靠，DCS正确且处于备用状态。 18、各岗位通讯设施齐全，工具、表格、备品备件齐全，符合要求。 19、各辅机外形完好，盘车灵活，油位清晰，油质合格，冷却水畅通，地脚螺丝无松动，周围无杂物。 20、电动机绝缘合格，仪表齐全，接地线符合要求。 二、检查所有阀门，并置于下列状态（时间1小时） 1、汽包水位计的汽门、水门开启，放水门关闭。 2、所有压力表、流量表、仪表取样、平衡容器一次门开启。 3、蒸汽、给水、疏水、空气、放水、取样加药 系统如下：

机组冷态启动操作票

机组冷态启动操作票一、锅炉点火前的准备：

二、锅炉点火

三、汽机冲转

四、机组并列、带负荷

注意事项： 1、冲转期间，从主汽阀控制切换到调节阀控制之前，核实蒸汽室内壁温度至少 要等于或高于主蒸汽压力相应的饱和温度，以防蒸汽室内壁结露。 2、II级旁路后汽温≥160℃时，检查II级旁路减温水自动投入，I级旁路后汽温 ≥340℃时，检查I级旁路减温水自动投入。 2、转速升至2300r/min时，按“保持”健，2300r/min处暖机30min（只限安装 后第一次启动） 3、锅炉以0.08MPa/min的升压率，主汽温以1.78℃/min升温率,再热蒸汽以 2.19℃/min的升温率,负荷以0.7MW/min,最大为0.75MW/min的升负荷率,按 照冷态启动曲线进行。 4、负荷在10～100%之间，允许最大背压为18.63Kpa(绝对压力)。主、再热蒸汽 温度升降率最大不超过3℃/min。 5、蒸汽室内深、浅孔热电偶最大温差不应超过83.3℃ 6、冷态启动时，第一级室金属温度，与预测并网（5%负荷）时第一级后蒸汽温 度之差≯139℃，最大不超过222℃。 7、冷态启动时，主蒸汽至少有55.5℃过热度，而总的温度不大于427℃，冲转 时主蒸汽温度与再热蒸汽温差不允许大于83.3℃，主蒸汽温度、再热温度的两侧之差均≯13.9℃。 8、机组要做超速试验，应在10%负荷至少稳定运行4小时后，方可减负荷至0， 解列发电机做超速试验。①OPC超速试验，转速升至103%（3090r/min）时，OPC动作，高、中压调门、各抽汽逆止门、高排逆止门关闭，当转速下降，延时开调节门，维持转速3000r/min。②机械超速试验应进行两次，且两次动作转速不超过18r/min。超速试验后，机组重新“挂闸”升速至3000r/min，尽快升至13．5MW（10%）负荷。③转速在3000r/min以上的时间不超过15分钟。 9、若在汽机挂闸前锅炉需要投粉时，事先要联系热工解除机、炉联锁保护，且 在汽机挂闸后及时恢复。 10、#1机冲转前务必关闭主油泵出口至主油箱的泻压门，待机组3000r/min检 查正常后，视安全油压、润滑油压调整该泄压门，将主油泵出口油压调整到 2.5~2.21MP a左右。 11、锅炉点火后，联系热工解除I、II旁路及III级减温水的闭锁条件。 12、视主蒸汽温度、或在投粉前，联系热工解除过热器减温水的闭锁条件，但负 荷<30%内，减温水量不能增加过快，以防蒸汽带水进入汽轮机。

锅炉冷态启动过程防止氧化皮脱落技术措施详细版

文件编号：GD/FS-5722 （解决方案范本系列） 锅炉冷态启动过程防止氧化皮脱落技术措施详细版 A Specific Measure To Solve A Certain Problem, The Process Includes Determining The Problem Object And Influence Scope, Analyzing The Problem, Cost Planning, And Finally Implementing. 编辑：_________________ 单位：_________________ 日期：_________________

锅炉冷态启动过程防止氧化皮脱落 技术措施详细版 提示语：本解决方案文件适合使用于对某一问题，或行业提出的一个解决问题的具体措施，过程包含确定问题对象和影响范围，分析问题，提出解决问题的办法和建议，成本规划和可行性分析，最后执行。，文档所展示内容即为所得，可在下载完成后直接进行编辑。 1 锅炉启动前准备 1）锅炉具备启动条件，凝结水系统冲洗完毕，水质合格，除氧器水位正常，投除氧器加热，汽机抽真空。 2）除氧器循环加热水温达100℃，启动电动给水泵以不大于100t/h流量给锅炉上水，在锅炉上水过程中继续缓慢提升除氧器水温，以不大于20℃/小时速度加热到130℃～160℃。 3）锅炉满水后冷态冲洗1小时，后启动炉水循环泵进行循环冲洗。 4）当锅炉分离器水温≥100℃，螺旋水冷壁、

垂直水冷壁壁温均≥100℃，准备启动风组锅炉吹扫、点火。 5）汽机真空建立正常，机侧疏水已经开启。 2 锅炉升温升压过程 1）送引风机启动后，如果锅炉属热态工况，锅炉吹扫期间要严格控制通风量为总风量的35%，吹扫5分钟，吹扫结束，应尽快投入燃料。如果锅炉属冷态启动启动，吹扫5分钟，吹扫结束，启动一次风机，投入4只微油枪。 2）炉膛压力控制不宜过低，调整炉膛负压在-50Pa～-30Pa范围内。 3）按微油点火规程规定启动A磨煤机建立料位、在建立料位期间磨煤机入口风量不大于45吨/小时，负荷风挡版开度不大于5%，磨煤机料位建立正常后，给煤机煤量控制不大于10吨/小时，磨煤

机组冷态启动

机组冷态启动 机组辅助系统及设备的启动 1、启动工业水系统（启动规程）。 2、启动循环水系统（启动规程）。 3、启动压缩空气系统（启动规程）。 4、启动辅助蒸汽系统运行正常。 5、启动凝结水系统（启动规程）。 6、启动给水除氧系统，向除氧器上水加热。（启动规程） 7、锅炉上水 7．1锅炉上水前投入炉底水封。 7．2锅炉上水的规定 （1）锅炉启动前上水应根据锅炉启动前阀门检查卡进行检查，并在具备启动条件得到值长上水命令后，可进行上水工作。 （2）锅炉上水前水质应符合标准，如锅炉有水应化验水质合格。联系热工人员将水位监视电视投入运行，进水前记录锅炉各膨胀指示、汽包壁温 一次，上水过程每30分钟抄录汽包壁温一次。 （3）控制锅炉上水水温与汽包壁温差大于40℃不得上水。控制汽包上、下壁温差≯40℃。冬季上水时间不小于4小时，其它季节2.5小时。当上 水温度接近汽包壁温时，可适当加快进水速度。 （4）锅炉上水时，省煤器再循环应处于关闭状态，停止上水时应开启。（5）锅炉汽包承压之前，汽包壁温一定>35℃以上。 7．3上水方式（上水时应关闭过热器减温水门） （1）给水泵上水法：启动给水泵经旁路给水管道上水，通过旁路调节阀和给水泵转速控制进水速度。 （2）上水泵上水法： ①关闭上水泵至除氧器截止门。 ②开启上水泵至主给水管道手动一、二次门，关闭二次门后疏水阀。

③检查上水箱放水门关闭，化学补水至上水箱旁路门关闭。开启化学 补水至上水箱调节门前、后截门，关闭疏水门，向上水箱补水至 正常水位。 ④开启上水泵入口门，启动上水泵正常后，开启出口门，经旁路给 水管道上水，用旁路给水调节阀控制上水速度，注意上水泵不得 超电流。 ⑤汽包水位上至-100mm处停止上水，停止上水泵或给水泵，开启省 煤器再循环门，关闭空气门、向空排汽门。 ⑥锅炉水位上至点火水位，校对水位计，检查有关阀门关闭严密，两 侧汽包水位有无变化。 8、锅炉底部加热 （1）锅炉上水完毕，对锅炉进行全面检查，一切正常后，汇报值长，方可投底部加热。 （2）投停底部加热的步骤见第五篇第十四章。 （3）蒸汽加热投入后，应加强对汽压和汽包上、下壁温差的监视。当汽包下壁温度升至100～120℃时，停止底部加热。由化学进行炉水化验合格后， 锅炉方可点火。 （4）当汽包压力升至0.15～0.2MPa时,关闭汽包及过热器空气门。 （5）锅炉采用下部联箱放水时，应停止底部加热。 9、启动汽轮机交流润滑油泵进行油循环，直至化验油质合格，直流润滑油泵置 “备用”位，将油温升至35℃以上。 10、汽轮机启动前应投入盘车运行至少4h以上，盘车期间，发电机盘根冷却水 用化学除盐水。 11、启动发电机内冷水系统，向发电机通水，通知化学化验内冷水质合格。（参 照第五篇第六章）。关闭化学除盐水至发电机盘根冷却水。 12、投入发电机空冷系统。 13、点火前24h，电除尘器绝缘子投加热，灰斗提前4h投加热。 14、根据环境温度提前启动燃油泵运行，锅炉炉前燃油循环，调整油压3MPa。 15、启动风烟系统，视情况投入引风自动。

垃圾焚烧炉 冷态启动手册

# 机冷态启动操作票NO. 发令人下令时间开始操作时间 受令人受令时间结束操作时间 序号操作步骤执行时间 1 接值长令,做好# 机开机前检查准备工作；确认机组检修工作已全部结束，工作票已终结，安全措施全部恢复。 2 通知热工送各保护电源及各仪表电源,各电动门、调节门送电，并做开关试验正常 3 检查工业水冷却系统运行正常，记录工业水压力 MPa 4 检查除氧器水位 mm。 5 按照启动前阀门检查卡要求确认各系统阀门状态正确. 6 检查循环水池、真空泵汽水分离器水位、工业水池水位正常，除盐水储量充足。 7 检查确认主油箱油位正常，油质合格。 8 按保护联锁试验卡做各辅机联动试验正常 9 启动交流润滑油泵，检查油压、油温、回油等正常。 10 启动排油烟机，运行正常，主油箱内微负压 11 投运盘车装置运行正常，记录盘车电流 A，投入润滑油压低和盘车保护联锁；检查机组动静部分无摩擦,各轴承回油正常。 12 开启高压油泵，记录高压油泵电流 A，出口油压 MPa,停止交流润滑油泵，投联锁备用 13 按保护试验卡做机组静态试验正常 14 投入# 循环水泵运行。 15 低压暖管：（暖管至电动主汽门前）检查主蒸汽管道疏水确已开启，全开主蒸汽进汽隔离总门旁路一次门、缓慢开启二次门、缓慢提升汽压至0.2～0.3MPa、管壁温升速度1～1.5℃/min、检查现场蒸汽管道不振动、暖管20min、缓慢开大旁路二次门升压至1 MPa、管壁温升速度为2～3℃/min、暖管15min、检查主蒸汽管道无漏气现象、逐渐开大旁路二次门升压至2.0Mpa管壁温升速度为3～5℃/min、暖管10min、逐渐开大旁路二次门升压至额定压力、待旁路门全开后开启电动隔离门、关闭旁路一二次门。检查现场主蒸汽管道支吊架膨胀情况。 16 检查热井水位正常，投# 凝结水系统运行。 17 启动# 真空泵，投抽气系统。 18 均压箱暖体，调整均压箱温度120-140℃、压力2.94～29.4KPa, 投入前后轴封供汽。 19 投入轴封加热器，启动# 轴加风机。 20 检查确认开启调节级疏水、导管疏水、汽缸疏水、抽汽管路疏水、电动主汽门前、后疏水。 21 高压暖管；全开电动主汽门旁路一次门，稍开旁路二次门；电动主汽门前后，压力、温度相等时，全开电动主汽门,关闭电动主汽门旁路门。 22 主汽压1.2～1.8MPa, 主蒸汽温度250～300℃,真空达-60～-70kPa,润滑油温℃，润滑油压 MPa汇报值长，准备冲转 23 在ETS控制柜投入超速、轴向位移、汽机差胀、轴瓦温度高、轴承回油温度高、轴振大

机组冷态启动节点控制

机组冷态启动节点控制 4、锅炉重点检查项目： 4.1、锅炉炉内及烟风管道内确认无人，各人孔、检查孔均已关闭，保温完整。 4.2、锅炉本体各处膨胀指示器已投入，且指示正常。 4.3、除灰、除尘、吹灰装置备用良好，具备投入条件。 4.4、炉膛火焰监视及电视探头设备完整、位置正确，密封及冷却空气系统正常投入。 4.5、检查机组蒸汽、给水、减温水、疏水等汽水系统正常，系统阀门调整到启动状态。 4.6、检查制粉系统设备正常，原煤斗上一定的煤量，根据油温投入磨煤机液压油系统电加热，待油温合格后，投入油泵。根据油温启动润滑油泵，并投入电加热升温至油温合格。 4.7、点火前燃油系统建立油循环，进行微油点火枪投运前的检查、试验，各阀门状态正确。 4.8、检查微油/等离子点火系统正常，微油及等离子点火系统具备点火条件。 4,9、检查脱硫、脱硝系统具备启动条件。 5、汽机重点检查项目： 5.1、各油箱油位正常，油质合格，各转动设备轴承油位正常，油质合格。 5.2、汽轮机启动前必须核对汽轮机保护投入情况。 5.3、汽轮机高中压主汽门、调门及其控制执行机构正常。 5.4、汽轮机滑销系统正常，缸体应能自由膨胀。 5.5、主油箱事故放油门关闭。 5.6、低压缸安全膜完好。 6、发电机重点检查项目： 6.1、检查发电机、励磁系统的检修工作已全部结束，工作票收回，遮栏及标示牌均已恢复，并有检修人员附有设备可以投运的书面交待。

6.2 检查发电机、电流互感器、电压互感器、封闭母线、励磁系统及避雷器各部清洁，无杂物，无积水，无漏油、漏气现象。 6.3 检查发电机一、二次回路接线正确牢固，无松动、脱落现象，电流互感器二次端子箱已可靠封闭。 6.4 检查发电机外壳、封闭母线外壳、发电机出口电压互感器柜、励磁变压器柜、主变外壳、高厂变外壳、中性点接地变压器柜都已可靠接地，接地线完整、无破损、紧固，清洁干燥。 6.5检查发电机大轴接地碳刷接触良好，无破损、松动、卡涩现象。 6.6检查发变组系统无报警信号，发电机各部温度与所处状态相对应。 6.7检查发电机液位开关已投入，液位开关视窗内无油水，液位开关无报警信号。 6.8检查发电机出线罩通风机投运，风机运行正常。 6.9检查封闭母线微正压装置投入运行，维持封闭母线内压力0.3~1.5kPa。 6.10检查发变组保护装置、同期装置、厂用电切换装置、电能计量装置、故障录波器、发电机接口柜接线牢固，柜内外清洁无杂物，各装置无报警、跳闸信号，各保护按规定投入。 6.11检查发电机出口断路器、发电机出口隔离开关在分闸状态，发电机出口隔离开关发电机侧接地刀闸在分闸状态，发电机出口断路器操作机构储能正常，SF6气压合格，压力不小于0.85MPa。 6.12检查发电机出口避雷器柜三相短路接地线已全部拆除。 6.13检查发电机出口电压互感器高压熔断器完好并给好，发电机出口电压互感器一、二次回路连接牢固，二次插头给好，二次小开关合好，柜门关闭严密。 6.14检查发电机中性点接地变压器引线接线牢固，柜内外清洁无杂物，中性点刀闸确已合好并用销钉锁定。 6.15检查发电机局部放电监测仪投运，无异常报警。