机组冷态与热态启动。
1.1机组冷态启动
1.1.1辅助系统的投运
1.1.1.1所有具备送电条件的设备均已送电。
1.1.1.2根据锅炉点火时间至少提前一天联系辅控投运电除尘器绝缘、灰斗加热器和各电场振打装置及除灰系统的辅助设备及系统运行。通知燃运值班员检查运行燃运系统并向原煤仓上煤。
1.1.1.3厂用补充水系统、工业水系统投入，联系化学，向冷却塔补水至正常水位；除盐水系统投运，凝补水箱充水至正常水位。
1.1.1.4仪用空压机系统投入，维持仪用空气母管压力0.6～0.7MPa。
1.1.1.5启动一台循环水泵，正常后投入联锁。
1.1.1.6开式水泵投运前，开式水用户由工业水供水，当用水量较大时，及时启动一台开式水泵，系统各用户按规定投入运行。
1.1.1.7用除盐水或凝结水输送泵向闭冷水箱补水至正常后，启动一台闭式水泵运行正常，联锁试验正常，投入联锁，并通知化学化验水质合格。
1.1.1.8检查主油箱油质合格，油位正常。润滑油温＞10℃时，启动主机轴承油泵运行，使轴承油压达到0.083～0.124MPa，检查润滑油管道、法兰和冷油器无泄漏。主机润滑油系统油泵联锁试验正常，并进行油循环至化学化验油质合格。
1.1.1.9润滑油质合格后，投入发电机密封油系统，油泵联锁试验正常。
1.1.1.10发电机介质置换完毕，投入氢气干燥装置。检查定冷水水质合格，启动一台定子冷却水泵运行正常，做联锁试验，投入联锁。冬季水温低时可投入定子水蒸汽加热，维持定子冷却水温高于氢温。
1.1.1.11启动一台顶轴油泵正常后投入汽轮机盘车运行，全面检查汽轮机和发电机本体内无金属摩擦声，盘车电流正常。冲转前连续盘车时间保证不少于4h，投运盘车装置之前，润滑油的最低进油温度不得低于21℃。
1.1.1.12联系化学用pH为9.2～9.6的除盐水向凝汽器补水至正常水位，根据水质情况对凝汽器热井进行冲洗，直至热井水质合格（清澈透明）。
1.1.1.13低压管路清洗：凝结水管路充水排空后，启动凝结水泵对凝结水管路及低加系统冲洗，通过#5低加出口电动门前管道排放。启动凝结水泵后及时通知化学投入凝结水加药、取样系统。
1.1.1.14凝泵出口Fe＞1000μg/L走精处理系统旁路，Fe≤1000μg/L时投入凝结水精处理前置过滤器，当凝结水Fe≤500μg/L时投入精处理装置，向除氧器上水冲洗，除氧器上水至1500mm，并远方就地校对水位计。除氧器出水Fe＜500μg/L，回收进凝汽器。
1.1.1.15投入辅助蒸汽系统（第一台机组启动应提前投入启动锅炉，向辅助蒸汽联箱供汽），投除氧器加热，手动调节进汽门以≯1.5℃/min的速度加热至锅炉要求的上水温度（20～70℃），防止除氧器振动。之后维持除氧器正常水位和锅炉要求的上水温度。
1.1.1.16根据机组的启动时间及季节情况，投运各辅机润滑油系统运行。
1.1.1.17向锅炉炉水循环泵电机注水。开启锅炉炉水循环泵注水一次门，对注水管路进行大流量冲洗，联系化学人员取样分析，直至水质合格。然后向锅炉再循环泵电机腔室和高压冷却器注水，直至锅炉炉水循环泵进口管道放气一、二次门后有水连续流出，保持10分钟以上，出水清澈并且水质化验合格，关闭锅炉炉水循环泵进口管道放气一、二次门。
1.1.1.18全面检查汽动给水泵系统，其油系统已运行正常，对汽泵及给水管路注水排空（锅炉为冷态时可用凝结水输送泵向给水系统注水及向锅炉上水），给水水质不合格时，应先冲洗合格再切至高加水侧。
1.1.1.19检查汽泵轴封系统、抽汽系统、疏水系统、汽泵本体、给水管路的相关阀门符合启动前要求。
1.1.1.20启动一台EH油泵和一台EH循环泵运行，维持EH油油温35～45℃，并做联动试验，投入备用泵联锁
1.1.1.21除氧器出水Fe＜200μg/L，低压系统冷态冲洗结束，进入高压系统冷态冲洗。
1.1.2锅炉上水
1.1.
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。
1.1.
2.2上水前通知化学人员制水，加药系统应投运正常。
1.1.
2.3水质应为化验合格的除盐水，进水温度20～70℃，进水方式根据实际情况确定，若锅炉原已有水，经化验合格，可进水或放水至贮水罐水位10米处，如水质不合格，须将炉水放尽重新上水。
1.1.
2.4进水应缓慢、均匀，上水时间夏季不少于2小时，进水流量70～80t/h，其他季节不少于4小时，进水流量40～45t/h，若水温与贮水罐壁温接近，可适当加快进水速度。
1.1.
2.5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。
1.1.
2.6开启锅炉疏水扩容器至化学水处理电动门，关闭排凝汽器电动门，投入361阀自动。
1.1.
2.7上水方式：可以采用凝输泵、汽动给水泵上水。若锅炉为冷态，上水温度与启动分离器壁温差≯40℃。
1.1.
2.8采用凝输泵上水操作：
1）启动一台凝输泵运行。
2）开启凝结水至锅炉上水手动门、电动门，高加水侧走旁路运行，向给水管道及高加水侧注水，调节锅炉给水流量至80t/h左右。
1.1.
2.9采用汽泵上水：
1)大小机凝结器通循环水，小机凝结水泵运行。大小机轴封供汽，抽真空。
2)送轴封前确认主机盘车运行（小机盘车为非必要条件，但为防止小机轴封系统阀门内漏，送主机轴封前小机最好在盘车状态）,轴封加热器水侧投入，有足够的连续流量，凝汽器已通循环水。
3)投入辅汽至轴封供汽调节站，充分暖管后向轴封供汽，供汽温度应与轴颈温度相匹配。启动一台轴加风机运行，另一台投入备用。
4)正常情况下，要待轴封送上之后才能开始抽真空。
5)检查开启汽轮机本体、主蒸汽管道、再热蒸汽管道和所有抽汽管道疏水门。
6)关闭凝汽器真空破坏门，启动真空泵进行抽真空。随真空上升，注意调整轴封母管压力正常。
1.1.
2.10轴封汽和真空系统投运的注意事项：
1)锅炉点火前投入真空系统。
2)先送轴封汽后抽真空。
3)禁止在转子静止状态下向轴封供汽。
4)轴封蒸汽的过热度应大于14℃。
5)高、中压转子轴封蒸汽与转子表面金属温差应＜110℃。
6)检查确认汽轮机本体疏水阀（包括高压导汽管疏水阀、中压导汽管疏水阀、高压内外缸疏水阀、高排逆止门前疏水阀、高排通风阀前疏水阀、抽汽逆止门前疏水阀）开启。
7)汽动给水泵冲转，保持一定的转速运行，控制合适的出口压力，维持给水旁路调节阀前后压差在正常范围。
8)当给水泵入口水质达到Fe＜100μg/L，高加水侧切至主路。
9)根据辅汽压力尽量维持除氧器温度在80～90℃。
10)当贮水罐见水后，放慢上水速度，加强监视。
11)当贮水罐水位达到10米，检查361阀开启，自动调节正常。
12)关闭启动分离器前所有空气门，锅炉上水完毕。当贮水罐压力≥981kPa联锁关闭所有锅炉疏水、排气阀，以防止漏关现象。
1.1.
2.11锅炉上水期间以下各放空气阀开启，待见水后关闭。
1)水冷壁中间混合集箱放气一、二次阀。
2)水冷壁出口混合集箱放气一、二次阀。
3)省煤器出口放空气门(贮水箱现水位后关闭）。
4)锅炉上水完毕后，全面抄录锅炉膨胀指示一次。
1.1.3锅炉冷态清洗
1.1.3.1冷态开式清洗
1)开始清洗前，确认已完成高压管路清洗；BCP泵及疏水泵备用状态。
2)接受开始清洗指令后，贮水罐水位调节阀开启。
3)开大辅汽至除氧器加热门，保证除氧器出口水温在80℃左右。
4)启动汽泵通过高加旁路向锅炉供水，调整锅炉给水流量30%B-MCR(555t/h)左右，锅炉进行冷态清洗，清洗水经疏水扩容器排至循环水回水管。
5)当贮水罐下部出口水质达到Fe≤500μg/L或者混浊度≤3mg/L；油脂≤1mg/L；pH值≤9.5时，冷态开式清洗完毕。
1.1.3.2冷态循环清洗
1)启动炉水循环泵，使锅炉循环水流量为463T/H（25%B-MCR），此时锅炉循环流量调节阀全开。将给水流量减小至129T/H其中过冷水流量约37T/H（2%B-MCR），省煤器流量约92T/H（5%B-MCR）。
2)启疏水泵开出口至凝汽器电动门（7%B-MCR）左右，关闭疏水泵出口至循环水回水管电动门，清洗水切换至排凝汽器，进行冷态循环清洗。
3)分离器水位变化时，依靠贮水罐水位调节阀调节。
4)维持省煤器入口555T/H清洗流量进行循环清洗，当省煤器入口水质达到电导率≤1μS/cm；Fe≤100μg/L；pH值9.3～9.5时，冷态循环清洗完毕。
5)报告值长锅炉冷态清洗完毕，具备点火水质条件。
1.1.4.1投入炉前燃油系统，炉前燃油压力3.0MPa。
1.1.4.2开启所有油枪进油手动门、压缩空气供气手动门、吹扫蒸汽供汽手动门。
1.1.4.3投入锅炉捞渣机系统。
1.1.4.4投入锅炉火焰电视冷却风，投运火检风机和火焰电视，检查锅炉炉管检漏系统正常投入。
1.1.4.5启动两台空预器运行，开启其风、烟侧挡板。
1.1.4.6通知灰硫投入电除尘一电场。
1.1.4.7开启所有未运行引、送风机的进、出口挡板及动叶，建立自然通风道；关闭待启引风机的进口挡板及动叶，全开其出口挡板。
1.1.4.8启动选定的引风机，联开其入口挡板，调整炉膛负压至-20～-50Pa。
1.1.4.9关闭将启动的同侧送风机出口挡板，全关动叶。将其它未启动送、引风机进、出口的挡板打开，并将其动叶置于全开位置。
1.1.4.10启动选定的送风机，检查送风机的出口挡板联开。
1.1.4.11关闭未投运的送、引风机的进、出口挡板，调节其动叶至零位。
1.1.4.12调节运行送风机动叶，逐渐增加炉膛风量至25%B-MCR。
1.1.4.13以相同方式启动另一侧引、送风机，打开出口挡板，调整其动叶，将两侧引、送风机负荷调平衡后，开启送风机出口联络门，然后将风机动叶调至需要的工况点。
1.1.4.14通过送、引风机的配合调整，维持炉膛负压在-100Pa，总风量30%～40%B-MCR。
1.1.4.15充分疏水暖管后投入二次风暖风器系统。
1.1.4.16做燃油泄漏试验（试验方法见8.7.5），并确认试验合格。
1.1.4.17确认吹扫条件满足，启动炉膛吹扫，吹扫时间不小于5min。吹扫完成后，检查MFT 信号复位。
1.1.5锅炉点火
1.1.5.1全面检查点火条件具备，开启燃油进油、回油快关阀、回油电动门，检查燃油压力正常。吹扫蒸汽压力、温度正常。
1.1.5.2水质达到点火要求：省煤器入口水质达到电导率≤1μS/cm；Fe≤100μg/L；pH值9.3～
9.5。
1.1.5.3打开B（E）磨出口煤粉管道辅助风风门，启动一次风机控制一次风压母管压力6Kpa,充分疏水暖管后投入一次风暖风器系统。
1.1.5.4一次风机启动正常后，启动一台密封风机，确认密封风机运行正常后投入另一台密封风机自动备用。
1.1.5.5通知灰硫退出电除尘一电场。
1.1.5.6逐步投入B(E)磨4支富氧油燃烧器，燃油助燃氧气打开，煤粉助燃氧气关闭。
1.1.5.7启动风道燃烧器助燃风机，将变频器加至30HZ，开启风道燃烧器助燃风机出口门，控制风速10m/s点火，风道燃烧器点火成功后将风速加至15m/s以上，对B（E）制粉系统暖磨。
1.1.5.8磨煤机入口一次风温达到启磨要求后启动B(E)磨煤机，将磨出口插板门切换到煤粉侧，按照锅炉升温升压要求投煤。
1.1.5.9检查油枪燃烧良好，燃油母管压力正常，火检运行状况良好。
1.1.5.10如锅炉连续三次点火失败，必须重新进行炉膛吹扫后方可再次点火。
1.1.5.11点火后投入空预器连续吹灰。
1.1.5.12投入高、低压旁路自动，检查高、低旁路减压阀自动开启至预设的点火开度。
1.1.6锅炉升温升压
1.1.6.1调整燃烧以不超过
2.0℃/min、0.056MPa/min的速率升温升压。
1.1.6.2锅炉升温升压阶段放气、疏水门控制：
1)各放气门控制：当主、再热蒸汽压力达0.15MPa时关闭各放空气门，关闭顺序沿受热面流程从前至后依次进行。
2）各疏水门控制：当主、再热蒸汽压力达0.2-0.3MPa时，关闭主、再热蒸汽集箱、管道各疏水门，关闭顺序沿受热面流程从前至后依次进行。
1.1.6.3随锅炉的升温、升压，检查高、低压旁路阀逐渐开大。
1.1.6.4在锅炉转直流前，通过高、低压旁路控制主汽压力在8.4MPa以下。
1.1.6.5随着蒸发量增加，相应增加给水流量，始终保持省煤器入口流量≥555T/H。
1.1.6.6逐步增加燃料量提高蒸汽流量和温度。同时调整高、低压旁路的开度，以达到汽轮机冲转的蒸汽参数。
1.1.6.7锅炉升温升压注意事项：
1)严格执行锅炉升温升压速率曲线，整个升温升压过程控制每个水冷壁回路出口介质温度变化率及贮水罐壁金属温度变化率＜2℃/min,水冷壁管屏之间的温差小于50℃。
2)控制炉膛水冷壁任意相邻两根管子之间的温差不超过50℃，任意不相邻两根管子之间的温差不超过80℃。否则应减缓升温升压，切换油枪，调整炉膛热负荷均匀。
3)点火及带负荷过程中派专人检查各处膨胀指示器位置、抗扭装置、止晃装置、吊架等情况，检查是否有阻碍膨胀引起的变形、拉裂，并在100MW、200MW、300MW、600MW 记录膨胀指示器刻度。
4)投入风道燃烧器后控制风道燃烧器处风道壁温和风温不超过400℃。
5)锅炉点火后，应注意出现汽水受热膨胀会导致贮水罐水位突然升高或降低，加强贮水罐水位调节。
6)观察炉膛出口烟气温度、水冷壁壁温、分离器出口温度、主汽温度和压力的变化，当温度压力上升趋缓或变化不大时，增投油枪。
7)投入油枪的过程中注意监视贮水罐水位，汽水膨胀时应停止继续投入油枪，待汽水膨胀结束，贮水罐水位恢复正常后再投入其它油枪。
8)按升温升压曲线要求，调整燃烧及风量。
9)当主汽温度高于380℃，开启二级减温水供水总门，投入二级减温水，温度定值设定在380℃。当再热蒸汽温度高于330℃，投入再热蒸气温度自动，温度定值设定在330℃。1.1.7热态清洗
1.1.7.1在升温升压阶段，汽机高旁阀应处于自动操作状态，控制分离器压力1.25MPa，顶棚出口温度190℃，维持此温度和压力，锅炉开始进行热态清洗。
1.1.7.2热态清洗过程中炉水循环泵再循环管路流量维持在25%B-MCR，炉水循环泵再循环流量调节阀(360阀)全开。
1.1.7.3联系化学值班员取样化验分离器贮水罐水质。
1.1.7.4热态清洗结束时，省煤器入口水质应达到下列标准：水的电导率≤0.5μS/cm；Fe≤50μg/L；PH值9.3～9.5。
1.1.8热态清洗注意事项
1.1.8.1由于水中的溶解物在190℃时达到最大，因此工质升温至190℃（顶棚出口）时应进行锅炉热态清洗，去除污垢。在此阶段应注意水质检查检测，防止管子内壁结垢。
1.1.8.2热态清洗时，清洗水全部排至凝汽器。
1.1.8.3热态清洗过程中，炉水循环泵再循环管路流量维持在463T/H（25%B-MCR），炉水循环泵流量调节阀（360阀）全开。
1.1.8.4热态清洗期间控制炉膛出口烟温＜580℃。
1.1.8.5水质不合格严禁锅炉升温升压。
1.1.9汽轮机启动原则
1.1.9.1进入汽轮机的主、再热蒸汽至少有56℃以上的过热度，汽轮机在启动前应注意使高压调节级后及中压第一级后蒸汽温度与金属温度相匹配，通常按金属温度突变时高中压转子寿命消耗值小于0.001%控制，此时高压缸、中压缸第一级蒸汽温度与金属温度不匹配温度范围为±56℃。主蒸汽和再热蒸汽的温差不得偏离额定条件的28℃。
1.1.9.2汽轮机启动时，根据汽轮机高、中压缸第一级金属温度，按上海汽轮机厂提供的启动曲线决定汽轮机冲转参数。
1.1.9.3机组并网后，接带负荷的大小和变负荷速率应严格根据汽轮机厂的启动曲线要求进行。
1.1.10汽轮机冲转条件：
1.1.10.1联系热控投入ETS系统。
1.1.10.2就地检查高、中压主汽门、调门在关闭状态，并与DCS站所显示的状态一致。
1.1.10.3在DEH自动控制画面上检查确认以下显示：控制方式显示“自动/手动MANUAL”、旁路状态显示“旁路投入”、阀门方式显示“单阀/顺阀SIN”、启动方式显示“启动方式HIP”、功率回路显示“功率回路OUT”、主汽压力反馈显示“主汽压力反馈OUT”。
1.1.10.4检查就地遮断手柄和注油试验手柄位置正确；注油试验注油门关闭。
1.1.10.5主蒸汽压力8.0～9.0MPa，再热汽压力≯0.828MPa，主蒸汽温度355℃不大于427℃，再热汽温335℃，两侧汽温偏差小于14℃，主汽温高于再热汽温且偏差最大不超过83℃。1.1.10.6蒸汽品质合格标准：
差小于42℃。
1.1.10.9确认汽机已连续盘车4小时以上且运行正常，检查汽缸内部及各轴封处无异常金属摩擦声。
1.1.10.10测量转子双幅偏心值不大于0.076mm。
1.1.10.11确认所有抽汽管道及汽机本体所有疏水门开启。
1.1.10.12确认主机轴承润滑油泵、危急润滑油泵、空侧、氢侧密封油备用泵低油压联动正常、联锁投入，润滑油系统运行正常，润滑油压及各瓦回油正常，润滑油温控制在38～49℃，主油箱油位正常。
1.1.10.13确认EH油系统投运正常。
1.1.10.14确认密封油系统运行正常且发电机氢压在0.3MPa以上。
1.1.10.15确认汽机除低真空保护外所有保护均投入正常，无异常报警信号。
1.1.10.16确认热工保护在退出位。
1.1.11汽机冲转、升速、暖机
1.1.11.1启动高压密封油备用泵，检查出口油压正常，系统无漏油。
1.1.11.2就地复位汽轮机，检查确认隔膜阀上部低压保安油压建立正常。
1.1.11.3DCS站挂闸，四只AST电磁阀关闭，检查AST油压、ASP油压、OPC油压建立正常。
1.1.11.4就地检查中压主汽门（RSV）开启，开启高排通风阀，就地检查盘车装置应未脱扣。
1.1.11.5DCS站点击“控制方式”，选择“操作员自动”方式，在弹出的“操作员自动确认”框内点击“投入”键，检查当前状态显示由“切除”变为“投入”，此时DEH转入操作员自动方式，检查4个高压调门（GV）全开，阀位限制由0自动置位为100%。
1.1.11.6点击“控制设定”，在弹出的“设定值输入”框内分别设置目标转速600r/min、升速率100r/min，按“输入”键确认，再点击“进行”，汽机冲转。
1.1.11.7确认中压调门（IV）缓慢开启，就地检查汽机转速上升，盘车装置自动脱开，否则应立即打闸。
1.1.11.8如中压调阀开度达到10%或中压调节汽阀后汽压已超过额定汽压的8%，而转子仍未冲动或转速表无转速时，应打闸停机，待查明原因，予以消除，然后再确定是否开机。1.1.11.9汽机转速升至600r/min时，汽机打闸。打闸后检查确认高、中压主汽门和调速汽门关闭，汽机转速应下降，进行就地摩擦听音检查。
1.1.11.10摩擦检查正常后，机组重新挂闸,设定目标转速600r/min，升速率100r/min，确认后升速。
1.1.11.11汽机转速回升至600r/min，保持4分钟，检查各轴振振动值小于0.076mm，检查控制方式由中压调门控制（IV）自动切换为高压主汽门-中压调门联合控制方式（TV-IV）。升速期间加强对密封油氢油压差的监视，如果密封油差压异常下降应立即检查处理。
1.1.11.12设定目标转速2000r/min，升速率100r/min，确认后升速。
1.1.11.13检查转速1200r/min顶轴油泵自停，注意机组振动，检查各瓦油膜压力、温度正常。
1.1.11.14低加随机滑投，注意危急疏水门必须开启。就地检查其管道、本体无振动。
1.1.11.15#2高加汽侧预暖，疏水通过危急疏水管排至凝汽器。
1.1.11.16升速至2000r/min，根据需要进行高速暖机。（低压胀差小于2mm时，应进行暖机）。
1.1.11.17汽轮机总胀达到8-9mm,高压内缸缸温350℃，高压胀差稳定并开始下降，高速暖机结束后，设置目标转速2900r/min、升速率100r/min，经确认后，按“GO”键，机组开始升速。
1.1.11.18转速2600r/min，检查低压缸喷水、凝汽器水幕保护自动投入。
1.1.11.19当汽机转速达到2700r/min时，检查主油泵工作正常。
1.1.11.20当汽机转速达到2800r/min时,升速率自动改为50r/min。当汽机转速达2900r/min时，汽轮机停止升速进入保持状态，点击“主汽阀、调节汽阀切换按钮，进行阀门切换，将TV控制转为GV控制，检查高调门缓慢关小并引起转速下降30r/min时后高主门缓慢全开，切换完成。切换前务必遵守附录压力和饱和温度对照（TV、GVCHANGE）”表的关系，在主汽阀切换到调节阀控制之前，要确认蒸汽室内壁温度略大于主蒸汽压力下的饱和温度。
1.1.11.21阀切换结束后，设置目标转速3000r/min、升速率50r/min继续升速。
1.1.11.22当汽机转速至3000r/min时汽机主油泵出口油压大于
2.0MPa，若汽轮机电气不进行任何试验，停运高压密封油备用泵和交流润滑油泵，投入“联锁”作备用。若做打闸试验或其它试验，应在试验完毕，机组恢复到3000r/min后再停止高压密封油备用泵和交流润滑油泵的运行，投入轴承润滑油泵、危急润滑油泵“联锁”。停高压密封油备用泵和轴承润滑油泵时，应注意主油泵出口油压不应低于1.8MPa，润滑油压不低于0.1MPa，否则立即启动高压密封油备用泵和轴承润滑油泵，并查明原因。进行以下检查：
1)检查各轴承润滑油温度、金属温度、回油温度、各轴承轴振、瓦振、胀差、凝汽器真空、排汽温度正常等参数正常。
2)检查主油泵出口油压、润滑油压、润滑油温度、抗燃油压均正常。
3)检查内冷水温度和电导率、密封油油压、氢气压力、氢气温度、定子线圈温度均正常。
1.1.11.23根据需要进行汽机脱扣试验：
1)检查汽机转速在3000r/min并稳定，汽机打闸。
2)检查高、中压主汽门，高、中压调门关闭，高排逆止门及各抽汽逆止门关闭，有关信号指示正确，转速下降。
3)汽轮机重新挂闸。
4)重新设置目标转速2900r/min、升速率250r/min，按“GO”键进行升速。
5)当汽机转速达到2800r/min时, 升速率改为50r/min，转速至2900r/min后进行阀切换，阀切换过程中应注意汽机转速变化。
6)阀切换结束后，再设置目标转速3000r/min、升速率50r/min继续升速。
1.1.11.24高加随机滑投。依次开启三、二、一抽抽汽逆止门，开启#3高加危急疏水，依次开启#3、2、1高加的进汽电动门，调节各高加水位正常。
1.1.11.25根据需要完成下列有关试验工作：
1)ETS通道试验。
2)危急保安器充油试验。
3)OPC超速保护试验。
4)电气试验。
1.1.11.26检查主油泵出口油压、润滑油压正常，停止高压密封油备用泵、轴承油泵。
1.1.11.27凝汽器真空正常后，联系热控投入低真空保护，汇报值长机组可以并网。
1.1.12机组并网及带初负荷
1.1.1
2.1发变组并网前的准备
1)确认主变、高厂变冷却器正常运行，微正压装置已经正常投运。
2)确认发变组保护正常投入，故障录波器正常投入。
3)发电机励磁系统处于热备用状态，启励电源正常投入。
4)确认发变组已恢复至热备用，发变组满足投运条件。
5)确认发变组出口开关操作方式切至远方，且无异常报警。
1.1.1
2.2发电机的升压
1)发电机自动升压方式
a)确认汽机转速在3000r/min并稳定；
b)检查发电机符合并网条件；
c)检查A VR在自动方式；
d)启动发电机顺控并网程序；
e)检查灭磁开关已合上；
f)检查发电机电压自动升至20kV±5%以内，否则立即拉开灭磁开关；
g)检查发电机定子及转子回路绝缘情况应无接地现象和异常报警；
h)检查发电机定子三相电流均为50A左右；
i)发电机升压至20kV；
j)检查发电机空载励磁电流、电压正常；
k)检查发电机三相电压平衡。
2)电机手动升压方式
a)确认汽机转速在3000r/min并稳定；
b)检查发电机符合并网条件；
c)检查A VR在自动方式；
d)检查合上励磁开关；
e)在DCS画面上点击“励磁控制”，选择“投入励磁”操作器，点击“确认”；
f)检查发电机电压自动升至20kV±5%以内，否则立即拉开灭磁开关；
g)检查发电机定子及转子回路绝缘情况应无接地现象和异常报警；
h)在“励磁控制”界面中，选择“增磁/减磁”操作器，将发电机电压缓慢调至20kV；
i)检查发电机定子三相电流均为50A左右；
j)检查发电机空载励磁电流、电压正常；
k)检查发电机三相电压平衡。
1.1.1
2.3发电机升压过程中的注意事项
1)发电机未充氢、定子线圈未通水禁止机组冲转升压。
2)发电机升压前，应投入氢冷器运行。
3)发电机升压前应投入热工保护（机跳电）。
4)发电机转速达到额定并稳定后方可升压，发电机升压应缓慢进行，转子电流、电压、定子电压均匀上升，且检查发电机三相电压平衡。
5)检查发电机升压过程及并网前定子三相电流均为50A左右，否则应立即灭磁。
6)发电机升压过程中，励磁电流、励磁电压不正常的偏高或定子电流异常，应立即灭磁。
1.1.1
2.4发变组并网：自动准同期
1)发电机与系统并列时注意下列事项
a)发电机与系统电压相同。
b)发电机频率与系统频率相同。
c)发电机与系统相位相同。
d)发电机与系统相序应一致。
e)禁止其他同期操作。
1.1.1
2.5自动准同期（顺控）：
1)合上发变组同期装置电源开关。
2)点击DCS发变组主接线画面中自动准同期控制画面。
3)在自动准同期控制画面中点击“投入自动准同期装置”按钮。
4)在自动准同期控制画面中点击“复位按钮”复位自动准同期装置闭锁信号。
5)检查启动允许条件满足。
6)选择同期并网开关（#1机为5011或5012，#2机为5023或5022）。
7)检查灭磁开关已合好。
8)检查发电机出口电压20kV。
9)在顺控并网画面中点击“启动”按钮。
10)检查DEH同期允许已投入，同期装置工作正常。
11)检查发变组出口开关确已合上，复归发变组出口开关。
1.1.1
2.6自动准同期：
1)合上发变组同期装置电源开关。
2)点击DCS发变组主接线画面中自动准同期控制画面。
3)在自动准同期控制画面中点击“投入自动准同期装置”按钮。
4)在自动准同期控制画面中点击“复位按钮”复位自动准同期装置闭锁信号。
5)检查启动允许条件满足。
6)选择同期并网开关（#1机为5011或5012，#2机为5023或5022）。
7)检查灭磁开关已合好。
8)检查发电机出口电压20kV。
9)在自动准同期控制画面中点击“请求同期”按钮。
10)检查DEH“同期允许”已投入。
11)在自动准同期控制画面中点击“启动同期”按钮。
12)检查发变组出口开关确已合上，复归发变组出口开关。
1.1.1
2.7机组并列后的检查和操作
1)并列后机组自动接带15MW的初始负荷。
2)并网后延时60秒，高排通风阀关闭。高排压力升高，顶开高排逆止阀。如果高压缸第一级压力与高排压力的比小于1.7超过60秒，控制系统将推荐机组停机。如果高压排汽温度超过427℃，危急遮断系统将遮断机组。
3)应适当调整机组无功，保证机组不进相运行。
4)投入相应保护压板。
5)投入绝缘过热监测装置。
6)投入氢气干燥器运行。
7)发电机定子冷却水进出口水温、氢温、铁芯、线圈温度正常；主变冷却器已投运正常。
8)发电机集电环碳刷、大轴接地碳刷工作正常。
9)微正压装置及时停运。
1.1.1
2.8机组并网及带初负荷期间注意事项
1)励磁投入后发变组升压期间，当发变组出口电压达到10%Ue时，确认励磁系统起励电源自动断开。
2)加强对高压厂用母线电压的监视，应及时调整启备变分接头，维持6kV母线电压正常。
3)机组并网带5%负荷后，锅炉注意加强燃烧调整，保持主汽压力稳定，主、再汽温按
启动曲线控制。
4)升压过程中应加强对发电机定子电流和绝缘检测电压的监视，出现零序电流时应果断打闸停机。
5)升压过程中应加强对发电机转子电流的监视，防止PT断线误加大励磁造成发电机过励磁，达到额定电压时必须核对发电机的空载参数正常。
6)出现发电机PT断线、同期装置异常、DEH转速不稳时禁止并列，发电机发生非同期并列时，果断打闸停机。
7)并网后1分钟内，DEH盘上应有功率显示，否则立即解列。
8)在机组带初负荷暖机期间应全面检查汽机振动、胀差、汽缸膨胀、轴向位移、轴承金属温度、润滑油回油温度、润滑油压、EH油压、汽缸上下壁温差等各项参数在正常范围之内。倾听机组声音是否正常。
1.1.13机组升负荷
1.1.13.1机组升负荷的准备工作
1)制粉系统投入后应注意监视调整炉膛煤粉燃烧状况，调整煤粉与燃油的燃烧比例，合理调整配风，确保煤粉着火良好，燃烧稳定。
2)注意监视汽水分离器出口蒸汽过热度在正常范围。
1.1.13.2检查主蒸汽温度与高压缸第一级金属温度匹配，过热度大于56℃，锅炉加强燃烧调整，保持汽轮机进汽参数稳定。
1.1.13.3当蒸发量达到7%B-MCR（136T/H），关闭贮水罐水位调节阀，贮水罐水位由再循环泵流量调节阀控制。
1.1.13.4随着锅炉升温升压准备投入E(B)磨，逐步投入E(B)磨4支富氧油燃烧器，注意调整燃煤量，防止受热面温度大幅度波动。
1.1.13.5启动E(B)磨煤机，将磨出口插板门切换到煤粉侧，按照锅炉升温升压要求投煤。
1.1.13.6锅炉烟气温度逐渐上升，空预器出口一次风温度能够达到150℃时停止风道燃烧器。
1.1.13.7升负荷至180MW
1)逐渐加负荷至暖机目标负荷65MW，并按照相应启动曲线暖机、升负荷。冷态启动低负荷需暖机15分钟以上。
2)负荷大于30MW，检查#7、#8、#6、#5低加汽侧水位正常，投入自动运行。
3)低负荷暖机结束后，在DEH主画面设定目标负荷100MW，设定升负荷率3MW/min，逐渐增加机组负荷，控制主、再蒸汽升温率不超过2℃/min，检查高低压旁路控制主汽压力8.4MPa运行。
4)负荷至90MW左右，高旁逐渐关小直至全关（通过控制燃烧率与机组功率的配合实现），高压旁路从定压运行模式转入滑压模式。高旁退出后检查其减温水门关闭严密，注意燃烧及机组负荷配合，确保在湿/干态转换完毕前，主汽压力不超过8.4Mpa。
5)负荷至100MW稳定后，检查高加系统运行正常；检查低压缸喷水自动停用，低压缸排汽温度正常。
6)负荷至102MW后，检查汽机高压段疏水全部关闭。
7)四抽压力大于除氧器压力0.25MPa，除氧器汽源切换至四抽，注意除氧器压力、温度、水位的变化, 注意切换操作应手动缓慢进行，以防止水位异常波动。
8)#3高加汽侧压力与除氧器压力之差大于0.25MPa，高加疏水切至除氧器，注意切换操作应手动缓慢进行，以防止高加和除氧器水位异常波动。
9)启动锅炉供汽时，再热冷段压力高于辅联压力可切为再热冷段供辅联，停运启动锅炉备用。四抽压力于辅联压力接近时，将辅联切为四抽供汽。
10)在机组负荷达到180MW，确认高过入口蒸汽压力稳定，蒸汽过热度大于≥56℃，切换空预器吹灰汽源至高过入口。
11)负荷180MW根据调令投入PSS及500KV A VC装置运行。
12)负荷180MW以上，轴封系统开始进入自密封状态，轴封辅汽供汽调节门应缓慢自动关小，检查轴封母管压力、温度正常，检查低压轴封减温水自动控制正常。
13)当负荷达到180MW，给水由旁路切至主给水。操作期间要严密注意锅炉给水流量要保持稳定，以保证锅炉正常运行。
14)负荷达到180MW，启动6kV厂用电快切装置，将厂用电由启备变切至高厂变供电，
并检查高厂变冷却装置运行正常，切换完毕后复归快切装置；将6kV脱硫公用段电源切至脱硫公用变供电。
15)根据锅炉燃烧情况，开始逐步退出油枪。
16)新机组或机组大修后的首次启动，应在60MW以上负荷下稳定运行4小时，然后发电机解列做主机超速试验。
17)机组负荷至202MW，检查汽机中压段疏水全部关闭。
1.1.13.8设定目标负荷300MW，设定升负荷率6MW/min，维持升温、升压率分别不超过2℃/min和0.2MPa/min
1.1.13.9负荷至300MW的操作
1)设定机组升负荷率3MW/min，设定目标负荷300MW，按“执行”。
2)逐步增加燃烧量，按照冷态启动曲线要求升温、升压，以3MW/min升负荷率将负荷加至300MW。
3)根据燃烧情况，投入第三套制粉系统运行（A或F制粉系统）。
4)负荷至210MW确认高、低旁关闭，高压调门开度增大至90%左右，机组转入滑压运行阶段。
5)当负荷达到210MW左右，锅炉可逐步转入干态运行，关闭360阀和停运炉水循环泵。
a)在转干态前，确认给水已由旁路转主路。
b)增加燃烧率，控制水煤比，提高分离器出口温度，保证分离器出口过热度5~15℃，使系统尽快转入干态运行。
c)省煤器入口给水流量700T/H左右时，根据贮水罐水位，逐步关小炉水循环泵出口调节阀直至全关，锅炉转干态运行，继续增加燃料量，保持分离器出口过热度5~15℃。炉水循环泵停止条件具备，停止（或自动停止）炉水循环泵，投入暖泵系统。
6)锅炉由湿态转干态注意事项：
a)转干态过程要迅速，尽量缩短此状态运行时间，防止干态与湿态来回转换。
b)转干态后，要严格监视主再热器壁温和水冷壁壁温（特别是水冷壁壁温），防止超温。
c)转干态后，增减煤量时要及时增减给水，控制好水煤比（可根据电负荷与给水1：3比例参考粗调），防止汽温大幅度波动。
d)转直流运行后，以水/煤比调整主汽温度,注意控制中间点温度。
7)调整一、二次风压、风量，就地观察煤粉着火情况应良好，根据锅炉燃烧稳定情况，逐步停运助燃油枪。
8)在机组负荷达到300MW，视真空情况投运第二台循环水泵。
9)机组负荷至302MW，检查汽机低压段疏水全部关闭。
10)在负荷达到320MW后，根据燃烧情况投入第四套制粉系统运行，待第四台磨运行正常后，将B(E)磨切回正常运行模式，负荷升至360MW逐渐退出所有油枪运行。
11)脱硝装置入口烟温＞320℃，投运脱硝装置。锅炉油枪全停后，联系灰硫投运电除尘及脱硫装置运行。
1.1.13.10升负荷至额定负荷
1)逐步增加燃烧量，根据负荷和燃烧情况，相继投入第四套、第五套制粉系统运行，按照冷态启动曲线要求升温、升压，以6MW/min升负荷率加负荷至600MW。
2)根据机组运行情况，逐步投入给水自动、燃烧自动、锅炉主控、协调控制注意保持主再热汽温、汽压稳定。
3)当四抽压力达0.5MPa以上，温度300℃以上，四抽至小机暖管结束，将小机汽源切至四抽供汽。
4)在机组负荷达到420MW后，视锅炉运行情况可进行炉膛吹灰。
5)机组负荷480MW，根据情况做真空严密性试验。
6)根据需要投入第六套制粉系统运行。
7)在机组负荷达到540MW后，主汽压力达到额定值，对机组汽水系统做全面检查。
8)在机组负荷达到满负荷后，全面检查、调整机组各系统，使机组处于正常运行状态。
9)设定机组AGC方式负荷上下限，按调度要求投入AGC。
1.1.13.11冷态启动升负荷、升温、升压参数
1.1.14.1汽轮机冲转及升速的注意事项：
1)汽轮机冲转后，应检查中压调门动作正常，就地检查确认盘车装置脱开，盘车电机自停，否则应手动停用。
2)汽轮机升速过程中，低旁应投入自动，应注意稳定低压旁路压力在0.35～0.45MPa之间，高旁开度足够，以保证升速过程中转速平稳上升和过临界时升速率，升速过程中应严密监视低旁压力和转速变化，原则上不得进行旁路调整；在转速2000r/min，应注意保持蒸汽参数稳定。
3)过临界转速前凝汽器真空不得低于90KPa。
4)在冲转、升速过程中，注意各部声音、润滑油温、油氢压差、轴承金属温度及回油温度、振动、胀差、真空、汽温、汽压、缸温、缸温差、轴向位移等参数的变化，升速过程中应保持润滑油温度稳定，并预先做好调整准备。
5)冲转升速过程中，应检查高、中压主汽门、调门平滑开启，无卡涩和阶跃现象；各汽门指令与反馈一致。
6)转速1250r/min时，DEH自动提速，按400r/min平稳加快，使机组通过临界转速，并注意振动变化，在升速过程中如发生异常情况，应停止升速，待查明并消除异常后再继续升速。严禁在共振区停留，否则应降速至共振区以下保持。
7)检查高排逆止门开启，注意控制高排温度＜427℃；调节级与高排压比正常（＞1.7），否则打闸停机。
8)汽轮机启动升速过程中，振动达到以下条件，应立即打闸停机，严禁降速暖机：1200r/min以下时，轴承振动超过30μm或轴振动超过127μm；过临界转速时，轴承振动超过80μm或相对轴振动超过254μm。
9)启动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查，查明原因；当机组已符合启动条件时，连续盘车不少于4小时才能再次启动，严禁盲目启动。
10)启动过程中，应控制高压与中压第一级处内壁金属温升率小于1.5℃/min。
11)检查高、低压旁路动作正常。及时调整燃烧，控制主、再蒸汽参数稳定以满足机组冲转要求。
12)汽机转速至2900r/min，一旦满足阀切换条件，应及时将转速控制方式由TV切换至GV。
13)维持真空正常，排汽温度不超过65℃，最高不得达到121℃，冷再压力不超过0.828MPa，高排温度不超过427℃。
14)检查主机润滑油、轴封、密封油、氢气、内冷水系统各参数调节正常。
15)检查除氧器、加热器、凝汽器、启动分离器、锅炉疏水扩容器等水位正常。
16)冲转过程中注意发电机集流器电刷接触良好、无跳动、破碎现象，温度正常。
17)严密监测发电机本体无漏水、漏油、漏氢现象。
18)汽机冲转前氢冷器应注水排空完毕，冲转后应根据氢温情况投入氢冷器运行。
1.1.14.2锅炉启动过程中注意事项：
1)机组启动之前，应检查锅炉膨胀指示器正常；启动期间应抄录膨胀指示值，监视锅炉膨胀情况，保持膨胀均匀，直到机组满负荷,并在机组负荷30MW、100MW、200MW、300MW、400MW、600M记录膨胀指示器刻度。
2)机组启动时化学监督必须严格执行：不合格给水不入炉；不合格炉水不点火；不合格蒸汽不冲转；不合格的凝结水不回收。
3)锅炉启动过程中，汽压剧烈变化时，应严密监视贮水罐水位，防止水位低炉水循环泵跳闸。
4)锅炉启动过程中，应监视炉膛压力，汽水分离器出口温度，锅炉各段受热面出口管壁温度等参数正常。
5)各磨煤机容量风门操作应缓慢均匀，同时应尽量使热负荷沿炉宽均匀分布。
6)严密监视锅炉主汽压力变化，及时增加机组电负荷，保持锅炉热负荷与机组电负荷平衡，防止锅炉管壁超温或过度蓄热。
7)机组启动过程中是否增加热负荷，应根据主汽压力上升幅度、电负荷的增加速度、锅炉管壁温度的变化趋势以及其它系统是否具备条件判断。
8)控制每个水冷壁回路出口介质温度变化率应小于2℃/min。
1.1.14.3锅炉启动过程中，密切注意空预器出口烟温及其吹灰器投入情况：
1)锅炉点火后，空预器应投入连续吹灰。
2)吹灰主汽源参数满足条件后，将吹灰汽源切至主汽源。
3)启动过程中注意监视炉内燃烧和各段烟温，加强燃烧调整，燃烧不稳定时，特别要监视排烟温度变化，防止发生二次燃烧。
1.1.14.4启动过程中，燃烧器投入及燃烧调整须注意：
1)点火前，应现场检查油枪和煤粉燃烧器是否具备运行条件，若某一燃烧器或油枪不能投运，应关闭对应的燃烧器煤粉关断门、油枪进口阀门，在查明原因，消除缺陷后方可投运。点火前，提前1小时进行炉前燃油系统走循环，根据进回油流量计指示，检查油温、油压合格。
2)锅炉点火时，应就地检查油枪着火、雾化情况以及烟囱排烟颜色，防止着火、雾化不良造成可燃物在炉内的聚集，同时检查油枪是否有外漏或内漏，防止造成火灾或爆燃。发现雾化不良油枪应立即停用，并联系维护人员处理。
3)如油枪连续三次点火未成功，再点火前，锅炉必须重新吹扫。
4)点火后，应检查每一个燃烧器的运行情况，注意观察烟囱烟尘是否异常，确保着火稳定。
5)点火过程中应尽量按锅炉对称中心线的位置，前后墙左右交替成对称点燃油枪。
6)点火后，应注意调整引、送风量，炉膛负压不宜过大，条件允许应投入炉膛负压自动。
1.1.14.5发电机升速时的注意事项：
1)监视发电机各轴承振动及回油情况。
2)发电机启动当转速升至1500r/min时，应检查发电机碳刷在刷握内活动正常，无跳动、卡住或接触不良。
3)密封油系统、定子冷却水系统氢气系统正常。
4)检查发变组出口开关确在断开位置，合上发变组出口开关Ⅰ母侧刀闸和Ⅱ母侧刀闸，断开刀闸的动力及操作电源。
5)投入继电器室内MK联跳发变组出口开关的压板。
6)检查发电机除电跳机（关主汽门）保护外其余保护正常投入。
1.1.14.6发电机升压过程中的注意事项：
1)发电机升压前应注意发电机冷却系统及密封油系统的良好运行，严禁在发电机不充氢、定子绕组不通水或水质不合格情况下励磁升压。
2)发电机转速达3000r/min时投入起励装置，且应采用“A VR自动”方式进行。
3)发电机升压速度应缓慢至额定值，升压时应注意三相定子电流均等于或接近于零。当发电机转子电压及转子电流达到空载值时，注意发电机定子电压是否达额定值且三相电压是否对称，同时核对实际的转子电流是否与正常空载额定电压时的励磁电流相符，空载励磁电压为139V，空载励磁电流为1480A。否则应立即降压，待查明原因并消除后，再重新升压。
4)发电机电压升至10%额定值时注意检查起励电源是否自动退出。
1.1.14.7发电机同期并列时的注意事项：
1)发电机并网前，值长必须先向电网调度申请，得到许可后方可并网。
2)发电机加励磁必须在转速达3000r/min时方可进行。
3)发电机并网操作应在DCS上进行，用发变组出口开关与系统并列。
4)并列时两人操作，一人监护，一人操作。
5)同期操作只允许逐一进行，禁止其它同期回路操作。
6)当同期回路有过检修工作，或大修后的发电机，在同期并网前还应由继电保护专业人
员完成定相、假同期试验等工作。
7)正常时必须用发电机自动程控方式进行并网操作；无论采用哪种方式并列，均不允许解除同期闭锁。
8)同期装置连续运行时间不得超过15mim。
1.1.14.8发电机升负荷过程中的注意事项：
1)发电机并入电网后，投入电跳机（关主汽门）保护压板。
2)发电机并入电网以后，发电机的出力总是处于出力曲线的限值之内。
3)发电机并入电网后按机、炉要求带有功负荷，相应调节发电机无功功率以控制发电机功率因数和母线电压；并将发电机进、出口水温、氢温、铁芯、线圈温度每小时记录一次至带满负荷。
4)发电机并列后应注意监视主变、高厂变、励磁变、脱硫变温度正常并及时检查各变压器的冷却器是否自动投入，若未自动投入应先手动投入运行后再查明原因。
5)发电机带180MW负荷，将厂用电切至本机高厂变供电，并检查高厂变冷却装置运行正常，6kV厂用电快切装置复归正常无报警。
6)发电机带满负荷时，应对发电机本体及一、二次回路，包括主变、高厂变、脱硫及公用变、励磁变做一次详细检查。
1.2机组热态（温态）启动
1.2.1机组热态启动原则规定
1.2.1.1首先应根据高压内缸内下壁调节级处金属温度确定采用温、热态等启动方式。
1.2.1.2根据汽轮机热状态，主汽压力8.0～9.0MPa，主汽温度应高于高压调节级处金属温度56～150℃，且保证56℃以上过热度，但最高不得超过额定温度；再热汽压力维持在0.35～
0.5MPa之间，最高不超过0.828MPa，再热汽温应比主汽温低，且两者间温差≤83℃。
1.2.1.3停机期间，连续盘车不得中断，冲转前连续盘车至少4小时以上。
1.2.1.4选取对应的启动曲线，得到相应的升速率、升负荷率和暖机时间，并严格执行。1.2.1.5并网后按曲线要求平稳加负荷至缸温相对应的负荷值。
1.2.2机组热态（温态）启动步骤
1.2.2.1机组热态和温态启动前检查与准备工作按机组冷态启动前准备工作准备，但应注意以下事项：
1)对已运行的设备系统进行全面检查确认无异常。
2)对已投入的系统或已承压的电动阀、调节阀均不进行开、关试验。
3)为配合升负荷工作，应事先做好磨煤机、给水泵启动前的准备，以缩短机组启动时间。
4)机组启动时凝结水系统冲洗、给水系统冲洗、锅炉冷态冲洗视水质情况进行，在系统运行后加强水质监督，发现水质不正常采取措施进行处理。
5)锅炉上水时要根据水冷壁和启动分离器介质温度和金属温度控制上水流量，上水流量控制在150t/h，当水冷壁受热面金属温度偏差不超过50℃可适当加快上水速度，但不得高于300t/h，上水期间金属温度偏差超限要降低上水速度。
1.2.2.2机组热态启动可不进行热态清洗，但要通过化学化验水质合格。
1.2.2.3锅炉点火以及锅炉升温升压操作参照机组冷态启动，但应注意以下事项：
1)机组热（温）态启动过程中，根据水质情况确定是否进行热态清洗。
2)锅炉升温升压速率参照《机组温态启动曲线》及《机组热态启动曲线》严格执行。
1.2.2.4机组热态（温态）启动注意事项：
1)应先送轴封后抽真空。疏水倒至凝汽器时真空应达到-50kPa。
2)根据缸温决定轴封蒸汽温度，启动时注意轴封蒸汽温度与高压缸端部温度比较，温差不应超过110℃。
3)点火后，注意缸温变化，注意高中压主汽门、调门、高排逆止门、抽汽逆止门关闭严密，防止漏汽使汽机转动或局部冷却。
4)机组冲转、并网、带负荷各阶段主蒸汽、再热蒸汽管道、汽机本体应暖管充分，疏水畅通。
5)温态和热态启动稳定升速到2000r/min，升速率一般为150～200r/min，之后以300r/min 的速率升速到3000r/min。
6)热态启动过程中低负荷暖机时间缩短，机组的升负荷和升温速度加快。
7)锅炉做好快速升负荷的准备。
300MW机组冷态启动规程
300MW机组冷态启动规程 山西大学工程学院 2013年1月
机组冷态启动 5.1 机组辅助设备、系统启动及相关检查和试验 5.1.1 公共部分 5.1.1.1 机组启动前，各种控制、保护、信号的电源、气源已送上； 52.1.1.2机组冷态启动前，各电动门、气动门开关动作正常，全部电气、热控联锁试验合格，各种保护的传动试验正常； 5.1.1.3 检查所有转动设备油位正常； 5.1.1.4 各辅助设备静态保护传动试验正常； 5.1.1.5 做6kV开关保护传动试验、发变组及励磁系统开关保护传动试验正常； 5.1.1.6 厂用电快切装置正常； 5.1.1.7 UPS电源切换试验、柴油发电机(静或动)启动试验、空冷段备自投试验正常。 5.1.2 机组辅助设备、系统启动 5.1.2.1 投运辅机循环冷却水系统并检查正常； 5.1.2.2 检查厂用压缩空气压力正常； 5.1.2.3 启动汽轮机主油箱和发电机密封油箱的排烟装置； 5.1.2.4 投入汽机润滑油系统，投入加热系统； 5.1.2.5 投入密封油系统； 5.1.2.6 密封油系统运行正常且联锁试验合格； 5.1.2.7 发电机定子冷却水泵联锁试验合格； 5.1.2.8 发电机充氢； 5.1.2.9 启动顶轴油泵并做联锁试验合格； 5.1.2.10 启动盘车； 5.1.2.11 投入辅助蒸汽系统； 5.1.2.12 开启除盐水至排汽装置补水门，补水至正常水位； 5.1.2.13 凝结水泵电机开关送工作位； 5.1.2.14 启动凝结水泵，投入凝结水系统； 5.1.2.15开启5#低加至除氧器上水门，除氧器开始上水至正常水位； 5.1.2.16 做给水泵联锁试验合格； 5.1.2.17 给水泵电机开关送工作位，按照阀门卡进行锅炉上水系统检查； 5.1.2.18 除氧器水质合格后，投加热； 5.1.2.19 投入引风机轴承冷却风机正常,送风机油站油泵投运正常； 5.1.2.20 做引风机轴承冷却风机、送风机油泵联动试验合格； 5.1.2.21 做高、低旁路联锁试验合格； 5.1.2.22 启动高压抗燃油泵，做高压抗燃油泵联锁试验合格； 5.1.2.23 投入磨煤机润滑油站及高压油泵正常； 5.1.2.24 启动空预器，做空预器动态联锁试验，合格后保持主电机运行； 5.1.2.25 做引、送风机、一次风机、磨煤机等静态保护传动试验，正常后送电； 5.1.2.26 启动燃油泵房燃油泵，燃油系统在炉前循环正常； 5.1.2.27 投入蒸汽吹扫系统； 5.1.2.28 做燃油泵联动试验正常。 5.2 锅炉上水
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。
2机组冷态启动全过程
#2机组冷态启动总结 1.19:10 接值长令，对#2炉汽水系统、烟风系统、制粉系统、 输灰系统、燃油系统进行全面检查，做好启动前的准备工作。 2.19:11 接值长令，对#2机闭冷水系统、除氧给水系统、凝 结水系统、真空系统、直流水系统、主蒸汽及抽气系统、润滑油系统、DEH控制系统、轴封供气系统进行全面检查，做好启动前的准备工作。 3.19:13 接值长令，对#2发变组、直流、UPS、励磁系统、 发变组保护、发电机空冷器，进行全面检查，做好启动前的准备工作。 4.21:26启动#2炉两台引风机、两台送风机，进行炉膛吹扫 5.21:57 开三台磨煤机，密封风电动门与调节门，启动A 密封风机，开A磨混合风门、冷风门、4个出口门，启动 A、B一次风机。 6.22:12 #2炉投2角大油枪两次失败后，投3角大油枪 7.22:34 因3角燃烧不稳定，火焰发暗，投入四支微油油枪 8.23:26 #2炉升温，前一小时升温速度控制为1/min，每 30 min左右切换一只大油枪，0.3MPa定排一次，使各联 箱受热均匀。 9.1:40 气温238上升速度开始变慢，投两支大油枪运行， 退四支微油油枪，每30 min左右切换两支大油枪（为了使水冷壁所有受热面受热均匀），向空排气一、二次门全开，气压缓慢稳定升至2.2MPa。 10.4:26主汽温度377，压力2.2MPa，#2机电动门前温 度271，因#2机冲转前锅炉主汽温度不超过340，#2炉投四支微油油枪，退一支大油枪，保持一支大油枪运行，主汽温度开始缓慢下降，利用向空排气二次门控制气压在 2.1MPa. 11.5:02 主汽温度降至344，压力2.2MPa，#2机挂闸冲 转，再投一支大油枪，保持两支大油枪运行，退四支微油油枪，利用向空排气二次门保持主汽压力在2.2MPa 12.6:53 主汽温度369度，机侧温度368度，向空排气一、 二次门全部关闭，主汽压力降至 2.0MPa，再投一支大油枪，保持三支大油枪运行，投四支微油油枪，投入微油模式做好启动A磨的准备。 在此处键入公式。 汽机部分 1 20:00启动高压油泵 2. 20:15做静态下主汽门活动和关闭试验及交、直流油泵低油压启动试验 3. 21:10 启动B凝结水泵，C给水泵机械密封水。 4．22:00轴加多级水封筒注水至正常水位
机组极热态启动的问题及对策
机组极热态启动操作步骤及要领 机组极热态启动过程是机组跳闸后的快速启动过程，该过程的快慢直接关系到机组寿命和电厂、电网的效益，而在该过程中操作人员操作量特别大，所要监视的参数也特别多，也特别容易由于人为原因影响机组极热态启动时间。为了提高机组启动速度，使机组安全、稳定、快速地达到所需负荷，现将机组极热态启动过程分阶段罗列如下： 一、机组跳闸后到锅炉点火前： 锅炉方面应注意如下几点： 1.立即稳定炉膛负压，防止送引风机跳闸； 2.确认减温水被切断； 3.确认所有油枪、磨组、一次风机停止运行； 4.通知灰控停电除尘，通知启动炉保持辅汽压力； 5.确认风烟系统、锅炉本体无异常； 6.调整锅炉风量到点火位置； 7.等汽包水位正常后立即吹扫，复归MFT； 8.启动一次风机、密封风机； 主值应作如下操作 汽机方面注意： 1.确认汽机跳闸、发电机跳闸、励磁开关断开、厂用电切换正常； 2.确认主机交流启动油泵、润滑油泵自启成功，主机转速至2500rpm确认顶轴油 泵启动，否则手动启动。确认润滑油压正常，汽机惰走正常； 3.小机A、B打闸，开再循环； 4.投除氧器水箱加热； 5.启动电泵尽快为锅炉建立正常水位； 6.确认轴封汽已切至辅汽供，压力正常、真空系统正常； 7.确认所有加热器切除，所有疏放水门开启； 电气方面注意：
1、就地检查电气保护柜，如非电气量报警，应复归发变组保护屏。检查发电机出 口开关分闸良好。 二、锅炉点火到汽机冲转阶段： 锅炉方面主要操作： 1.接值长点火通知，开燃油电磁阀，首先点燃中层或上层油枪以维持汽温，直到 锅炉输出热量达到15%BMCR，通知巡检到炉子上看火； 2.暖磨：由于磨煤机事故跳闸，磨内有部分存煤，处理不好，极易造成事故，所 以操作应有足够的预见性。 暖磨应注意以下几点： a)MFT信号复归后，一方面建立炉前油循环，点油枪，同时尽快将一次风机 投入运行，为磨组的启动做好准备。 b)暖磨时磨出口混合风带粉，注意汽温、汽压的控制，掌握提前量，可适当 放低主汽温度； c)开始暖磨时，先开足冷风门，关闭热风门，开流量控制门时应缓慢，以防 一次风量剧烈扰动； d)确认磨入口温低于磨出口温度，且低于60℃，开启热风挡板，把磨出口温 度提高到60-70℃之间； e)通知巡检到就地检查磨组，做启动前检查； f)暖磨10Min左右，确认该磨煤火检为0，启动磨机。 g)由于磨中仍积存有一定煤，磨启动初期振动相对较大，可视情况投入给煤 机运行，以减小振动。 汽机方面操作： 1.确认汽机TSI仪表、汽机工况、发电机工况等系统无任何异常，符合启动条件； 2.确认汽机相关辅机系统是否正常，真空系统是否正常 3.检查旁路系统是否正常，准备开启旁路系统； 4.投入旁路自动运行并注意低旁减温是否及时投入，检查高旁设定值为12.9Mpa， 低旁设定值为1.1Mpa；
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,
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。
汽轮机冷态启动及操作
汽轮机冷态启动及操作 一、冲转条件 1、自动主汽门前主蒸汽压力1.0Mpa以上，主蒸汽汽温有50℃以上过热度（主蒸汽温度达到270℃以上）； 2、真空―0.061Mpa~―0.065 Mpa； 3、各轴承回油正常，润滑油压0.08Mpa以上。冷油器出口油温不低于25℃，建立正常的油膜，否则应利用真空滤油机进行加热（加热时冷油器水侧出口门必须开启，防止冷油器水侧压力过高，铜管破裂或胀口松动，导致油侧进水）；冷油器出口油温不高于40℃，否则应投入冷油器。 4、调节级上、下缸温温差小于50℃； 5、盘车装置和其它辅助设备运行正常，机组内部无异常声音。 6、DEH柜轴向位移保护、DCS画面润滑油压低保护、DCS画面推力瓦温超高保护、轴承回油温度超高保护、轴承温度超高保护等已投入。 7、发电机保护测控柜上“热工保护、励磁系统故障保护、主汽门限位、跳发电机出口、跳灭磁开关、关主汽门”硬压板全部退出。 二、冲转步骤 1、联系锅炉及有关人员准备冲转。升速与暖机过程中，应尽量稳定进汽参数，有利于胀差值的减小。 2、冲转前15分钟开启汽轮机本体疏水、汽封导管、三通疏水。 3、磁力断路油门复位（汽轮机机头处电磁铁的销子向外拉一拉即可），DEH柜及汽机复位，合上危机遮断器。 4、缓慢开启自动主汽门至40%，此时调节汽门关闭，转子不得有冲动或升速现象。按505电调节器“Reset”键复位，按505电调节器面板上的“Run”键，505电调节器转速设定值自动设为暖机最低转速700r/min（可按“Speed”进行查看），此时调节汽门逐渐打开直至全开；当实际转速达到700 r/min时，调节汽门回缩到某一稳定位置，505电调节器控制汽轮机的转速（此时应注意调节汽门及油动机的实际行程）。或者按505电调节器“Reset”键复位，按505电调节器面板上的“Run”键，而后按“Speed”键找到“Speed Setpt”项，按“Enter”键，输入设定转速值“700”（如果输入错误，可按“Clear”键进行清除），而后再次按“Enter”键，最低暖机速度点设定完毕，汽轮机将逐渐升速直至设定转速。按“Speed”
电厂机组启停操作
王曲电厂机组启停操作 1、机组启动通则 2、机组冷态启动 3、机组温态与热态启动 4、机组停运 第一机组启动通则 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。 2.、机组在下列情况下禁止启动或并网 -机组主保护有任一项不正常。 -机组主要参数失去监视。 -机组主保护联锁试验不合格。 -主机的EH油及润滑油油质不合格、油温低于27℃或油位低。 -机组MCS系统、FSSS系统、DEH系统工作不正常，影响机组正常运行。 -高、低压旁路系统控制装置工作不正常，自动不好用，影响机组正常运行或无法满足机组启动及保护要求。 -任一汽轮机高中压主汽门、高中压调门以及抽汽逆止门卡涩或动作不正常。 -汽轮机转子偏心度≥110%。 -汽轮机转子轴向位移超出0.6mm（汽），－1.06mm(励)。 -汽轮机高中压缸胀差≥12.9mm或≤－5.8mm。 -汽轮机低压缸胀差≥24.5mm或≤－4.8mm。 -高、中压缸内壁上下温差≥35℃，高、中压外缸上下缸温差≥35℃。 -锅炉水压试验不合格。 -汽轮发电机组转动部分有明显摩擦声。 -仪用空气系统工作不正常，不能提供机组正常用气。 -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。 -机组发生跳闸后，原因未查明、缺陷未消除。 -锅炉储水箱水位控制阀门自动不好用不能并网。 3、机组启动前，应进行如下试验，并动作正常，方可启动 -执行机构的校验，检查阀门能在规定的时间内开关，动作灵活，调门进行就地与画面开度的核对。 -机电炉大联锁试验。 -MFT跳闸联锁试验。 -OFT跳闸联锁试验. -主、辅设备保护、联锁试验。 -吹灰系统程序试验。 -油枪投退程序试验。 -水压试验（受热面检修后或大修后）。 -凝汽器检漏试验。 -发电机气密性试验（大修后）。 -汽轮机主汽门、调门、抽汽逆止门严密性试验 -汽轮机低油压试验 -调节系统的静态试验。
机组热态启动时汽机胀差的变化与控制
机组热态启动时汽机胀差的变化与控制 现在一期#1、2机组频繁的启动对运行人员是一个极大的挑战，对运行人员实际操作技能与理论水平也是一种严峻的考验。220MW机组热态启动时决定机组顺利启动的主要因素是汽机的胀差问题。热态启动操作繁多，影响汽机胀差的因素也多，控制不好将延长机组的启动时间，增加机组的启动用油，影响机组的安全与经济性。 机组热态启动有它一定的特殊性，机组热态启动之所以要求先送轴封汽源，后抽真空，主要是防止冷空气进入汽缸冷却转子和汽缸，从而造成汽缸上下温差增大，严重时径向间隙消失造成动静摩擦；胀差向负值方向变化。我们知道机组启动过程中影响汽机胀差的因素主要是汽温的变化，一般要求汽温至少有50℃以上的过热度，在热态时要求汽温高于汽机汽缸最高金属温度60—100℃（汽缸内上壁缸温），在实际操作中我们一般控制至少有80--100℃以上的过热度。因此我们要求锅炉点火后锅炉尽快的升温升压，汽机尽量开大旁路保证再热汽温和主汽温匹配。 由于热态启动时主汽压力一般都较冷态启动时压力高，在相同工况下，调节汽门的开度相对比冷态启动时的开度小，虽然是节流等焓过程，但节流后汽温必然会降低，这很容易造成汽机启动初期，汽缸和转子可能受到不同程度的冷却，由于转子的冷却速度较快，因此有可能出现胀差向负值方向变化，因此在热态启动过程中一定要避免主再热汽温下降现象的出现，因为如果这时候汽温持续下降或下降过快，很有可能导致转子冷却速度加剧，胀差很难控制的局面。 热态启动不同于冷态启动，由于汽机缸温较高，因此热态启动冲转、定速后尽快地安排进行电气并网，并接带负荷，使汽温和缸温相匹配，否则将可能会导致转子进一步冷却收缩，致使高、中胀差负值过大，延长启动时间。 下面谈谈2007-05-22-0--8点#2机组热态启动控制高压胀差采取的所采取的具体措施： 1、锅炉严格按照冷态滑参数启动曲线进行升温、升压，严格控制升温、升压速度。确保汽温、汽压变化平稳均匀，无大幅度的波动，有力的保障了机组安全启动。见图1：汽温汽压趋势图 图1：
机组冷态启动轴封带水事故
机组冷态启动轴封带水事故 概况介绍 某电厂600MW机组在春节停运后的冷态启动中，启动初期由于轴封电加热器不能够投运，轴封供汽由辅助蒸汽汽源直接供给，由于辅助蒸汽投运时疏水不畅，导致轴封供汽温度低至103℃，一直持续到机组负荷450MW。 9.2 事故经过 1999年2月26日，#2机组进行冷态启动前的准备工作，辅助设备及系统逐步投入运行。27日白班投运辅助蒸汽系统，中班在执行投入主机轴封供汽操作卡过程中，发现轴封电加热器不能投运（17组电加热丝已经全部坏掉），检修处理无效。当时锅炉已点火，考虑的设备和系统运行的安全性，必须投入主机抽真空系统，因此被迫在辅助蒸汽不经过轴封电加热器加热的情况下直接供向轴封，加上低压轴封供汽减温水调节阀工作不正常，致使主机低压轴封供汽温度跌至103℃，后来虽然隔离了减温水，但是仍然不能够使轴封供汽温度回升。2月28日8点10分，轴封供汽切换至#1机组冷段再热汽供给，但情况却无明显好转，甚至负荷达到450MW后，轴封供汽温度低还在一直报警，高、低压段轴封供汽温度分别为180℃和104℃。经过隔离减温水，提高轴封供汽压力，强开卸荷阀至50%等措施后，轴封供汽温度虽然有上升迹象，但是减温水一投入轴封供汽温度就会立即下跌，而且在104℃附近持续4个多小时才开始回升。在此情况之下，运行人员将冷段供轴封供汽调节阀的手动旁路开启适当的开度，进行认为调压至105mbar(原90mbar)，各温度开始回升，高压段轴封供汽温度升高到298℃，低压轴封供汽温度升至150℃（全开减温水隔离阀），但稳定一段时间之后，轴封供汽温度又出现快速下跌现象，实际上轴封供汽仍处于非正常的运行方式下。直至3月2日14时，机组负荷达到458MW，轴封供汽母管中积水完全蒸发、疏尽后，开启低压缸轴封减温水手动隔离阀，关闭冷再至轴封调节阀的旁路阀，轴封卸荷阀投入自动，轴封母管温度303℃，低压轴封蒸汽温度160℃，轴封供汽系统恢复正常运行方式。 9.3 原因分析 9.3.1 辅助蒸汽系统投入时疏水不畅，导致辅助蒸汽系统的大量积水进入轴封供汽系统。9.3.2 轴封供汽系统17组电加热丝全部烧坏，不能够正常投运。在正常情况下，辅助蒸汽过热度比较低，由于辅助蒸汽没有经过加热直接供到轴封在流动过程中，经过散热又会产生大量的凝结水。 9.3.3 辅助蒸汽系统疏水设计不合理。冷段至辅助蒸汽母管供汽管段、冷段至辅助蒸汽旁路供汽管段、冷段至轴封供汽系统供汽管段、辅助蒸汽母管管段等不同压力等级的疏水全都接在同一根疏水母管上，引起相对压力较低的辅助蒸汽母管疏水不畅。 9.3.4 锅炉点火升温几小时后才投主机轴封供汽抽真空，导致蒸汽管道暖管疏水不及时。9.3.5 低压轴封减温水调节阀工作不正常，甚至在低压轴封供汽温度低到105℃时还没有完全关闭。 9.4 教训及措施 9.4.1 在机组冷态启动过程中，应该先投入轴封供汽、抽真空，然后锅炉在点火，以充分疏尽管道中的积水。 9.4.2 加强对系统设备的检查维护，确保轴封电加热器能够经常保持良好的备用状态，轴封供汽减温水调整门能够正常动作，精确调节。 9.4.3 对疏水系统进行改造，将不同压力等级的疏水分开后再分别连接到凝汽器进行回收，确保个管道内疏水畅通。 9.4.4 汽轮机启动过程中，轴封供汽参数必须符合规程规定要求，不得超出允许变化范围。 9.4.5发现减温水自动调节失灵时，要及时联系检修人员进行处理。如果轴封供汽温度超出 许可变化范围，要解除自动进行手动调节到正常值
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。
机组冷态与热态启动。
1.1机组冷态启动 1.1.1辅助系统的投运 1.1.1.1所有具备送电条件的设备均已送电。 1.1.1.2根据锅炉点火时间至少提前一天联系辅控投运电除尘器绝缘、灰斗加热器和各电场振打装置及除灰系统的辅助设备及系统运行。通知燃运值班员检查运行燃运系统并向原煤仓上煤。 1.1.1.3厂用补充水系统、工业水系统投入，联系化学，向冷却塔补水至正常水位；除盐水系统投运，凝补水箱充水至正常水位。 1.1.1.4仪用空压机系统投入，维持仪用空气母管压力0.6～0.7MPa。 1.1.1.5启动一台循环水泵，正常后投入联锁。 1.1.1.6开式水泵投运前，开式水用户由工业水供水，当用水量较大时，及时启动一台开式水泵，系统各用户按规定投入运行。 1.1.1.7用除盐水或凝结水输送泵向闭冷水箱补水至正常后，启动一台闭式水泵运行正常，联锁试验正常，投入联锁，并通知化学化验水质合格。 1.1.1.8检查主油箱油质合格，油位正常。润滑油温＞10℃时，启动主机轴承油泵运行，使轴承油压达到0.083～0.124MPa，检查润滑油管道、法兰和冷油器无泄漏。主机润滑油系统油泵联锁试验正常，并进行油循环至化学化验油质合格。 1.1.1.9润滑油质合格后，投入发电机密封油系统，油泵联锁试验正常。 1.1.1.10发电机介质置换完毕，投入氢气干燥装置。检查定冷水水质合格，启动一台定子冷却水泵运行正常，做联锁试验，投入联锁。冬季水温低时可投入定子水蒸汽加热，维持定子冷却水温高于氢温。 1.1.1.11启动一台顶轴油泵正常后投入汽轮机盘车运行，全面检查汽轮机和发电机本体内无金属摩擦声，盘车电流正常。冲转前连续盘车时间保证不少于4h，投运盘车装置之前，润滑油的最低进油温度不得低于21℃。 1.1.1.12联系化学用pH为9.2～9.6的除盐水向凝汽器补水至正常水位，根据水质情况对凝汽器热井进行冲洗，直至热井水质合格（清澈透明）。 1.1.1.13低压管路清洗：凝结水管路充水排空后，启动凝结水泵对凝结水管路及低加系统冲洗，通过#5低加出口电动门前管道排放。启动凝结水泵后及时通知化学投入凝结水加药、取样系统。 1.1.1.14凝泵出口Fe＞1000μg/L走精处理系统旁路，Fe≤1000μg/L时投入凝结水精处理前置过滤器，当凝结水Fe≤500μg/L时投入精处理装置，向除氧器上水冲洗，除氧器上水至1500mm，并远方就地校对水位计。除氧器出水Fe＜500μg/L，回收进凝汽器。 1.1.1.15投入辅助蒸汽系统（第一台机组启动应提前投入启动锅炉，向辅助蒸汽联箱供汽），投除氧器加热，手动调节进汽门以≯1.5℃/min的速度加热至锅炉要求的上水温度（20～70℃），防止除氧器振动。之后维持除氧器正常水位和锅炉要求的上水温度。 1.1.1.16根据机组的启动时间及季节情况，投运各辅机润滑油系统运行。 1.1.1.17向锅炉炉水循环泵电机注水。开启锅炉炉水循环泵注水一次门，对注水管路进行大流量冲洗，联系化学人员取样分析，直至水质合格。然后向锅炉再循环泵电机腔室和高压冷却器注水，直至锅炉炉水循环泵进口管道放气一、二次门后有水连续流出，保持10分钟以上，出水清澈并且水质化验合格，关闭锅炉炉水循环泵进口管道放气一、二次门。 1.1.1.18全面检查汽动给水泵系统，其油系统已运行正常，对汽泵及给水管路注水排空（锅炉为冷态时可用凝结水输送泵向给水系统注水及向锅炉上水），给水水质不合格时，应先冲洗合格再切至高加水侧。 1.1.1.19检查汽泵轴封系统、抽汽系统、疏水系统、汽泵本体、给水管路的相关阀门符合启动前要求。 1.1.1.20启动一台EH油泵和一台EH循环泵运行，维持EH油油温35～45℃，并做联动试验，投入备用泵联锁 1.1.1.21除氧器出水Fe＜200μg/L，低压系统冷态冲洗结束，进入高压系统冷态冲洗。 1.1.2锅炉上水 1.1. 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。
汽轮机冷态启动操作
汽轮机冷态启动操作 1.暖管 （1）稍开电动主汽门旁路门，使管道内压力维持在0.25Mpa左右，加热管道升温速度5-10℃/min. （2）管内壁温度达130℃-140℃，以0.25Mpa/min速度提升管内压力至额定压力，全开电动主气门。暖管20-30分钟。开始暖管时，疏水门尽量开大，随着管壁温度和管内压力的升高,并检查管路膨胀及支架状况。 （3）同时打开补汽旁路及补汽疏水阀门进行补汽管道暖管。 （4）打开均压箱新蒸汽进口阀门与疏水阀进行暖管。 2.启动辅助油泵，启动盘车装置 （1）启动低压油泵检查润滑油压力及轴承回油量，油路严密性，油箱油位。 （2）启动盘车顶轴油泵，检查油压及回油状况。【顶轴油压10.0Mpa】（3）各联锁指示灯亮后可启动盘车装置 （4）启动高压油泵，停止低压油泵 3.保安装置动作试验（静态试验） （1）将自动主汽门关到底 （2）挂上危急保安器，投入轴向位移遮断器及磁力断路油门。（3）在电调装置开启启动阀 （4）开启主汽门到1/3行程后，分别使各保安装置动作，检查主汽
门，补汽门，调速汽门是否迅速关闭。． （5）检查合格后，将各保安装置重新挂阀，接通高压油泵 （6）检查主汽门及补汽门是否关严。 4.启动循环水泵，向凝汽器通冷却水 （1）全开凝汽器循环水出口门，排气门，稍开进口门。 （2）启动循环水泵，待水侧排气门冒水时关闭排气门，全开进水门5.启动凝结水泵，开启出口门，用在循环门保持热井水位。轮流开两台凝结水泵，联动装置试验后，使一台投入运行。 （1）向凝汽器侧补充软化水到热井水位3/4处。 （2）开启凝结水泵进口阀门 （3）开启水泵外壳到凝汽器汽侧空气管道上的阀门。 （4）检查水泵是否充满水，开启水泵盘根水旋塞，启动凝结水泵，缓慢开启水泵出口阀门。 6.启动射水泵，先开启射水抽气器进口水门，再开启空气门。 7.开启轴封进气门，使前后轴封冒气管有少量蒸汽冒出,开启轴封风机。 8.冲转。 一．机组冲转应具备的条件 （1）机组各轴承回油正常，冷油器出口油温35-40℃之间，调节油压≧0.85Mpa，润滑油压0.08-0.12Mpa （2）主蒸汽温度达320℃以上，蒸汽压力在1.8Mpa以上真空度负0.05MPa-负0.08MPa之间
机组温、热态启动
机组温、热态启动 启动前准备 3．1．1确认工业水系统在运行。 3．1．2确认压缩空气系统在运行。 3．1．3启动循环水系统。 3．1．4确认汽轮机润滑油系统运行正常。 3．1．5确认辅汽系统运行，除氧器投加热及给水泵暖泵正常。 3．1．6确认机组控制系统正常。 3．1．7确认各冷却水正常。 3．1．8启动凝结水系统。 3．1．9确认发电机定、转子冷却水系统运行，发电机、励磁机空冷系统运行正常。 3．1．10锅炉上水，若锅炉此时也为热态，则锅炉上水至点火水位可在点火前半小时进行。 3．1．11投汽轮机盘车。 3．1．12启动燃油系统。 3．1．13启动空气预热器。 3．1．14启动引、送风机。 3．1．15启动火检冷却风机。 3．1．16启动调速油泵。 3．1．17汽轮机投轴封。 3．1．18汽轮机抽真空。 3．1．19根据粉仓粉位，联系临炉借粉。 3．2锅炉点火升压。 3．2．1投汽轮机旁路。 3．2．1．1全开低压旁路阀； 3．2．1．2根据要求开启高压旁路阀。 3．2．2锅炉的启动步骤按冷态启动进行，升温升压按锅炉热态启动要求进行。
3．2．3热态启动，点火后应提高汽温，为满足冲转要求，应适当增加油量和尽快启动制粉系统投粉，但必须解除锅炉MFT中“汽机跳闸”条件，同时注意炉膛出口烟温<538℃，达到冲转参数后，要根据需要，可停粉层然后冲转汽轮机。 3．2．4在冲转期间，应维持汽温、汽压尽量平衡，发电机并网后，投入煤粉燃烧器。 3．2．5在升负荷期间，要控制好增煤、增风和升负荷的速率，防止主汽温过高而再热汽温过低，并要按规定控制好不同负荷时的主汽压。 3．2．6升负荷期间的重大操作，应在汽温、汽压、负荷、汽包水位、除氧器水位稳定后进行，操作时的参数应符合规定。 2．3汽轮机冲转升速 3．3．1汽轮机冲转前的准备 3．3．1．1冲转前连续盘车时间4小时以上，大轴偏心小于0.076mm。3．3．1．2给水泵做好充水暖泵工作，将除氧器水温加热到所需温度。3．3．1．3送轴封前应充分暖管疏水，严禁冷汽、冷水进入汽轮机轴封系统，调整轴封蒸汽温度正常。 3．3．1．4根据情况切除汽轮机旁路。 3．3．1．5 DEH盘面检查（步骤见冷态启动）。 3．3．2冲转参数 （1）在DEH—CRT或DCS—CRT上检查汽轮机第一级（高压静持环）温度，并根据第一级金属温度在附图“启动冲转曲线”或“金属温度对应的主 蒸汽温度建议（热态启动）”中确定汽轮机冲转参数。注意汽轮机第一 级处蒸汽温度与金属温度的不匹配温度在-55～111℃范围内。根据冲转 参数，由附图确定初负荷及初负荷保持时间、升速率。 （2）满足冷态启动的其它条件。 3．3．3汽轮机冲转升速 3．3．3．1“操作员自动”方式 （1）DEH操作盘检查及挂闸操作同冷态启动； （2）设定目标转速600r/min，根据热态启动曲线确定升速率；
11汽轮机热态启动及注意事项
汽轮机热态启动及注意事项 一、机组启动概述 机组在启动或是停止过程中，锅炉和汽轮机设备的温度都要经历大幅度变化，因此，机组的启动过程实质上一个对设备部件的加热升温过程。由于传热条件不同，汽轮机的各部件本身沿金属壁厚方向会产生明显的温差，温差导致膨胀不均，从而产生热应力，当热应力超过允许的极限时，还会使部件产生裂纹乃至损坏。 汽轮机的启动速度就是金属部件加热膨胀的速度，合理的启动过程应该是要使汽轮机各部分金属温差，转子和汽缸的相对膨胀差都在允许范围内。减少金属的热应力和热变形，以保证机组安全可靠运行，而且还要求启动时间最短，以提高经济性。 通常限制汽轮机启动速度的主要因素有： 1、汽轮机零部件的热应力和热疲劳。 2、转子及汽缸的膨胀及胀差。 3、汽轮机主要部件的热变形，机组的振动值。 机组启动过程是一个加热过程，不允许汽缸在启动时受到冷却，避免转子产生相对收缩。热态启动的特点： 1、启动前机组金属温度较高。 2、进汽冲转参数要求高。 3、启动时间短。 二、机组启动状态分类 汽轮机启动以高压缸调节级（第一级金属热电偶温度）和中压叶
片持环（中压隔板套金属热电偶温度）金属温度来划分机组的冷热态。 1、冷态启动：高压调节级或中压叶片持环金属温度的初始温度低于150℃时的启动。 2、热态启动：高压调节级或中压叶片持环金属温度的初始温度高于150℃时的启动。 其中按照高压缸调节级和中压叶片持环金属温度的不同，热态启动又可分为温态、热态、极热态三种启动方式。 (1) 温态：高压调节级或中压叶片持环金属温度的初始温度150—300℃时的启动。 (2) 热态：高压调节级或中压叶片持环金属温度的初始温度300—400℃时的启动。 (3) 极热态：高压调节级或中压叶片持环金属温度的初始温度高于400℃时的启动。 正常情况下，热态启动从冲转到带满负荷的时间如下（注：此启动时间为厂家给出的理想启动时间。因本机组为两炉一机的配置，机组带至满负荷的实际时间应参照锅炉的启动曲线） (1) 温态：120分钟；(2) 热态：70分钟；(3) 极热态：40分钟。 三、机组禁止启动的条件 1、机组跳闸保护试验有任一项不正常。 2、机组任一主要监控参数失去监视，如机组负荷、转速、轴向位移、差胀、转子偏心度、振动、膨胀、主再热蒸汽压力及温度、真空、各轴承金属温度、氢气纯度、油/氢差压、汽缸的主要金属温度、
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。
机组热态启动
机组热态启动 1 热态启动准备 1.1 启动前检查与准备 1.1.1 热态启动前的准备工作按冷态启动规定执行； 1.1.2 冲转前连续盘车的时间不得少于4h，大轴偏心＜0.076mm； 1.1.3 电泵提前做好注水排空气工作，具备随时启动的条件； 1.1.4 根据汽包壁温，将除氧器投加热，使给水温度符合锅炉上水要求； 1.1.5 送轴封前应充分暖管疏水，严禁冷汽、冷水进入汽轮机轴封系统； 1.1.6 高中压轴封进汽温度应尽量接近高中压转子表面温度，其温差应小于111℃，低压轴封进汽温度应保持在121℃～177℃； 1.1.7 发电机备用不超过48h，且无使发电机绝缘降低的异常情况，开机前可不测发电机绝缘； 1.1.8 大机汽轮机润滑油温不低于43℃，在38～45℃之间，满足其它冷态冲转条件； 1.1.9 点火后环形集箱5%疏水旁路各门开启，用该疏水门配合控制锅炉升温、升压； 1.1.10热态启动时的点火、升温、升压应按照热态启动曲线进行，其操作步骤可参照冷态启动进行； 1.1.11热态启动使用高温压辅助汽联箱汽源，温度达到要求后，向轴封送汽，同时启动真空泵，凝汽器抽真空。 1.2 冲转参数的选择 1.2.1 在DEH上检查第一级金属温度和中压缸第一级静叶持环温度≥204℃，并根据第一级金属温度在附录“机组热态启动曲线”中确定冲转参数； 1.2.2 根据冲转参数在附录中确定升速率、初负荷及初负荷保持时间； 1.2.3 主蒸汽温度至少要高于调节级处内上缸内壁温度 56～111℃； 1.2.4 主汽压力9.8MPa，且过热度＞56℃； 1.2.5 第一级蒸汽温度与高压转子金属温度之差，及热再热汽温与中压进汽持环金属温度之差，控制在±37.8℃之内，应保持金属温度不下降，但任何时候不得高出111℃或低于56℃； 1.2.6 轴封供汽温度应与高压转子温度相匹配，可用主汽供给。 1.3 锅炉点火升压 1.3.1 锅炉点火启动步骤按冷态启动进行； 1.3.2 锅炉点火后，投入空预器连续吹灰，在各部膨胀及壁温允许的情况下，强化燃烧，尽快达到制粉条件； 1.3.3可在投油后投入制粉系统运行，但投运前经值长同意，联系热工解除汽机跳闸保护，并列后投入； 1.3.4 合理利用5%旁路控制升温、升压速率，控制炉膛出口烟温＜540℃； 1.3.5 注意监视各段汽温和管壁温度，必要时投入减温水运行，并密切监视减温器后汽温变化； 1.3.6 主、再热蒸汽管道必须进行充分的疏水； 1.3.7 达到冲转参数后，减少燃料量，关闭5%旁路系统，然后汽轮机冲转。 1.4 汽机冲转、升速、带负荷操作规定 1.4.1 DEH控制器运行准备操作步骤同冷态启动； 1.4.2 根据汽机冲转参数由热态启动曲线决定升速率； 1.4.3 在同步和带低负荷时采用单阀控制方式；