机组冷态启动操作票.doc

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1、 HJFD-FD-15-300JKCZP 序号：操 作 票（ ）号 机 组 冷 态 启 动 操作开始时间： 年 月 日 时 分操作结束时间： 年 月 日 时 分操作人： 班 长： 值 长：（ ）号机组冷态启动操作票此票要用钢笔填写禁止涂改 编号（操作）： 发 电 二 分 场冷态启动操作票一 目的： 规范机组冷态启动调试操作，使汽轮机组工作安全、顺利进行二 适用范围：本操作票适用于浑江发电公司机组冷态启动的检查和投运过程三 人员职责：1班 长对机组冷态启动的安全性和完善性负责2主 值对机组冷态启动启动操作的正确性负责3巡检员对抽机组冷态启动启动前的检查及操作的正确性负责四 危险点及防范措施：序号

2、危险点防范措施1高空坠落、碰伤操作人上下楼梯须扶好栏杆，自我防护，监护人做好监护2管路振动、损坏管道、设备1、投入前检查管路疏水门开启，疏水管路畅通，疏水排净。2、投入抽汽前充分暖管。3、开启供汽门时缓慢进行，并做好联系工作。4、发生振动关小疏水门减慢暖管速度或停止供汽，充分暖管疏水后缓慢投入。3顶轴油泵损坏、油压不正常1、油泵启动前一定要将进出口油门开启，并确认入口油压正常。2、顶轴油泵启动后，检查顶轴油母管压力大于5.2MPa，各瓦顶轴油压正常，否则联系检修人员调整。4盘车齿轮、机组动静部分1、盘车投运前确认喷油电磁阀动作正常2、严格执行规程，正确使用盘车装置，禁止用电机惰走投盘车3、盘车

3、投入后，应检查盘车电流指示正常。一般在2022A。偏心在0.076mm以下，主机转动部位进行听音检查，发现异常及时汇报、及时处理5排汽门破裂、延误启动1、凝汽器真空建立，循环水投入运行正常，缓慢开启截门或调整门，注意凝汽器真空及排汽温度变化2、控制除氧器水位避免高水位溢流电动门动作3、旁路缓慢投入，注意减温水调整及旁路后汽温4、检查各级疏水扩容器减温水阀确已开启，凝结水系统运行正常6保护未投或拒动损坏设备1、开机前试验机组各项保护动作正常。2、机组振动监测系统投入且工作正常，振动等各项主保护在冲转前必须可靠投入。7防止水冲击及大轴弯曲1、机组冲动前及停机后均应测量转子偏心度及盘车电流应正常。冲

4、转前发生转子弹性热弯曲应适当加长盘车时间。冲动前投入热机保护。2、冲动前汽温汽压等各主要参数必须合格，保证足够的过热度。3、机组启动时应充分疏水并监视振动、胀差、膨胀、轴向位移、汽缸滑销系统等正常，避免动静碰磨引起大轴弯曲。4、轴封供汽温度符合要求，先送轴封供汽后抽真空。5、启动过程机组应正常，当振动超过规定值时应打闸停机查明原因。6、启动过程中，汽温急剧下降应打闸停机。7、抽真空前必须连续盘车。8机组冲动膨胀及振动1、满足机组启动条件后方可冲动。2、迅速、平稳地通过临界转速，严禁在临界转速区停留。3、中速暖机之前振动应不超过0.03mm，通过临界转速时，轴承振动超过0.10mm或相对轴振动值

5、超过0.25mm ，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。9盘车未脱开损坏设备立即打闸紧急停机。10盘车手柄伤人不要靠近盘车手柄“脱扣”的位置，以免受到伤害。11断油烧瓦检查主油泵出、入口油压正常，高压备用密封油泵电流明显下降，确认主油泵正常参加工作，同时密切联系注意油压变化，停止高压备用密封油泵运行。12断油烧瓦1、冲动前检查各瓦油流顺畅。2、冲动时设专人调整润滑油温，保持油温38-49，防止油温波动过大。3、发生下列情况之一立即破坏真空停机：a)任一轴承断油或回油温度升高达82，b)1-4号支持轴承温度升高达113c)5-7号支持轴承及推力轴承温度升高达107。13凝汽器满水造成

6、真空下降1、加强对凝汽器水位、凝结水泵转速、凝结水泵电流及凝结水输送泵及补水管路阀门状态的监视。2、及时关闭凝结水再循环、开启凝结水至储水箱截门，必要时开启凝结水管路放水门，保持凝汽器可见水位并逐渐调整至正常。14发电机风温高危害设备安全机组升速过程中加强对发电机风温的监视，投入冷却水自动，如有空气用出口门前放空气门排净空气。15机组带负荷时振动及膨胀1、如机组负荷，参数变化大引起振动增大时，应尽快稳定机组参数和负荷，同时注意汽机轴向位移、差胀、缸胀及汽缸温差的变化及滑销系统有无卡涩现象。待上述参数均符合要求、振动恢复正常后再进行变负荷2、机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不

7、超过0.080mm，超过时应设法消除，当相对轴振动达0.250mm应立即打闸停机；当轴承振动变化0.015mm或相对轴振动变化0.05mm，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05mm，应立即打闸停机。16金属温差超过规定值1、严格按运行规程要求确定蒸汽参数及升负荷率。2、严格控制参数变化率及暖机时间。3、升温、升压过程中，应尽量避免蒸汽温度下降甚至带水而产生交变热应力或热冲击17各疏水系统工作正常1、根据机组负荷检查正常疏水及危急疏水切换正常。2、及时检查并调整低加水位，定期进行各加热器水位保护试验。3、联系检修处理失灵疏水调整门。4、低加水位达高三值检查保护应正确动作，否则紧急停止加

8、热器运行，关闭抽汽截门防止汽缸进水。18机组的经济及安全1、根据机组负荷检查正常疏水及危急疏水切换正常。2、及时检查并调整低加水位，定期进行各加热器水位保护试验。3、联系检修处理失灵疏水调整门。4、低加水位达高三值检查保护应正确动作，否则紧急停止加热器运行，关闭抽汽截门防止汽缸进水。19漏汽造成伤人避免面对门杆操作，以免由于盘根呲开造成烫伤。20转动机械启停及运行维护1、按时巡视检查轴承油位及油路是否畅通、漏泄，监视闭式水、开式水的运行情况及水压是否正常。2、注意监视振动及电机线圈温度，监视各测点的轴温3、发现轴承油位低及时补油，出现漏泄，应根据漏泄情况采取措施4、设备启动时，注意电流返回时间

9、，若长时间不返回，应立即停运。设备启动后，应电流返回后方可操作注意控制电流在额定工作范围内，严禁超电流运行。21制粉系统运行维护1、 启动前应充分暖管。2、 停止时间较长的制粉系统启动前应详细检查及暖管，加强对制粉系统各参数的监视。保证参数正常。3、 就地检查油压及大瓦内油流情况合理使用再循环，保证油压适当，防止缺油、水烧瓦。4、挥发份较高，应加强制粉系统各部温度的监视，煤粉细度可适当粗一些，确保防爆装置好用。5、保证系统严密，无积粉漏粉。22空气预热的启动及维护1、 启动前应先盘车无异音，旋转良好，方可启动，运行中发生卡涩，应及时停止处理。2、合理吹灰，吹灰参数合格。2、防止空预器发生低温腐

10、蚀3、监视空预器出入口压差，过大时考虑对空预器进行水洗23吸送风机启动及维护1、 一台风机发生喘振，应关小其静叶或动叶，保证两侧负荷均匀，必要时，关闭两台风机联络门，调整负荷平衡后开启，或及时停止风机运行。24点火启动1、 炉膛受热均匀，加强排污，防止汽包减满水2、 保证油枪雾化良好，着火稳定，点火前，熄火后做好炉膛吹扫工作3、 控制好升温升压速度，当汽包上下壁温差增大时，应减缓或停止升温升压，开大5%旁路及汽机旁路、加强放水等措施，减少汽包上下壁温差。4、防止烟道内发生再燃烧。5、炉膛出口烟温超过538时，退出烟温探针运行，并降低热负荷，机组并网后退出烟温探针。6、就地检查小油枪及煤粉着火良

11、好，否则应停止给粉机，给粉机对角投停，转速要均匀。7、发现一次风速过低及时减少给粉机出力或停止运行吹管8、合理调整燃烧，避免缺氧燃烧及火焰偏斜。防止烧喷喷口。燃烧不稳，及时投油助燃。9、控制好汽温、汽压。五 操作任务：（ ）号机组冷态滑参数启动“”序号操 作 项 目完成时间操作人1.按值长令：（ ）号机组滑参数启动。通知燃料、化学、热工等有关单位。2.检查设备的检修工作全部结束，现场整洁，设备保温完好，影响机组启动的工作票已全部注销，机组具备启动条件。3.检查确认所有单体、分系统静态试验已完成并验收合格。4.检查确认无影响机组启动的重大设备缺陷。5.联系电气及热工，送各仪表、电动门及保护装置电

12、源，DCS系统(DEH、DAS、MEH、ETS、TSI)试验检查正常，系统已投入运行。6.启动空压机，投入厂用压缩空气系统。通知热工将各种控制、保护信号的气源送上，将机组各启动疏水摆布至启动前位置。各类消防设施齐全，消防系统也已投入运行。7.做机组启动前各项联锁保护试验以及各电（气）动门、调节门、各风门、挡板开关试验正常。事故放水门开关灵活好用，状态正确。汽包水位计投入，指示清晰：。锅炉吹灰器及烟温探针校验合格， 进退灵活，检查应全部退至炉外。8.检查炉前油循环正常，锅炉燃用的轻油系统已达到投油条件。启动输粉机由邻炉向本炉串粉。9.请示值长，联系200MW机组值长向循环水系统补水，冷却塔水位补

13、至正常，检查循环水系统符合通水条件，启动（ ）循环泵，检查循环水泵出口液控蝶阀动作正常，向凝汽器通水，投入循环水泵联锁开关。10.联系化学投入工业水系统。11.启动（ ）号开式水泵，投入开式冷却水系统，做联动试验正常后，投入备用开式水泵联锁。12.通知化学启动除盐水泵，对凝结水储水箱、发电机定冷水箱补水（停备后启动前应多次串水）。启动凝结水输送泵对凝汽器、膨胀水箱上水冲洗，水质合格后，将定冷水箱、凝汽器、膨胀水箱水位补至正常。 13.启动（ ）号闭式水泵，做联动试验正常后，投入备用闭式水泵联锁，投入闭式水系统。14.投入锅炉冲洗水、转机冷却水。将电除尘器振打、灰斗加热、大梁加热、锁气器等相关设

14、备运行。15.检查各类膨胀指示器完好，并记录好初始指示数据。16.投入油净化系统运行，启动输油泵大、小机补油至正常油位。17.联系化学化验油质合格后，启动（ ）号排烟风机，做联动试验正常后，投入备用排烟风机联锁。18.启动主机轴承润滑油泵（电流 A，油压 MPa），投入润滑油系统运行。19.启动高压备用密封油泵（电流 A，油压 Pa）。 20.检查直流事故油泵就地控制开关在“遥控”、“自动”位置，通知热工解除各油泵强制条件。21.启动密封油系统排烟风机，做联动试验正常后，投入备用排烟风机联锁。22.启动空、氢侧交流密封油泵，做联动试验正常后，投入发电机密封油系统，检查空、氢侧直流密封油泵联锁备

15、用。23.通知热工解除各密封油泵强制条件。24.气体置换后，将氢压升至0.25MPa，发电机氢纯度96%，检查密封油压跟踪正常。25.启动（ ）号定冷水泵，电流（ ）A，压力（ ）MPa，做联动试验正常后，投入发电机定冷水系统，投入定冷水泵联锁，根据化学要求投入离子交换器。26.启动（ ）号顶轴油泵运行，电流（ ）A，顶轴油母管压力（ ）MPa，投入顶轴油泵联锁。27.启动主机盘车，电流（ ）A，幌度（ ）m或偏心度（ ）m28.做汽轮机交、直流润滑油泵联锁试验正常29.启动（ ）号EH油泵，做联动试验正常后，投入EH油系统，投入EH油泵联锁。之前油箱油温低于21，投入电加热装置。30.做调节

16、保安系统静态试验，ETS跳闸通道试验。31.启动（ ）号凝结水泵，做联动试验正常后，投入凝结水泵联锁。如水质不合格应开启凝结水管道放水门进行管道冲洗，水质合格后投入凝结水系统，向除氧器上水。手动开启凝结水再循环。32.开启凝结水至汽加水封注水门注水至正常水位后关闭注水门33.投入辅助蒸汽系统，保持中压辅助蒸汽联箱压力0.81.0MPa，低压辅助蒸汽联箱压力不大于0.25MPa。34.投入锅炉底部加热，检查各循环回路加热均匀，将汽包外壁温度加热至100。35.联系化学对除氧器水质进行化验，水质不合格进行冲洗。水质合格、除氧器水位13001400mm后投入辅汽汽源加热。检查除氧器排氧门适当开启36

17、.启动汽泵两台主油泵，启动小汽机顶轴油泵，投入小汽机盘车运行后停止顶轴油泵。启动两台汽泵前置泵暖泵，电泵倒暖备用。37.微开中压辅助蒸汽联箱至汽封手动门，对主机和A、B小机汽封系统进行暖管。38.启动（ ）号汽封风机，电流（ ）A，做联动试验正常后，投入备用汽封风机联锁。39.主机及小机汽封系统暖管结束，投入汽轮机及小机汽封系统。保证汽封供汽有14的过热度，汽封母管压力0.050.08MPa，低压汽封蒸汽温度控制在121176。40.关闭真空破坏门，将真空泵汽水分离器补至正常水位，启动（ ）号真空泵，电流（ ）A，做联动试验正常后，投入真空泵联锁。41.开启小机排汽蝶阀，汽轮机与小机抽真空，投

18、入冷却器运行。检查汽封系统工作正常，投入汽封供汽及低压汽封减温自动。42.真空建立后，开启主、再热蒸汽管道疏水门、各级抽汽管道至疏扩疏水门及四段抽汽至小机疏水门、四段抽汽至除氧器供汽管道疏水门。投入本体及事故疏扩冷却水。43.全面检查关闭各级抽汽电动门后排外疏水门、小机进汽管路等处影响真空的排外疏水门。44.开启中辅联箱至小机供汽截门，开启A、B小机高、低压进汽电动门及其前后疏水门暖管。四抽至小机电动总门关闭，其门前后疏水开启。45.开启（ ）号汽泵前置泵出口门，锅炉上水。汽包水位上至-100mm处，开启省煤器再循环门，投入水位保护。46.锅炉上水前后应检查记录膨胀指示器指示，并检查其指示是否

19、正常。47.制粉系统各风门、挡板指示位置正确，各风门摆布正确，符合启动条件。48.输粉机润滑油充足良好，试转正常，上部下粉导向挡板导向输粉机，下粉插板插入。49.给粉机下粉插板开启，油量充足，油质合格。对轮连接良好，转正常。炉本体各检查孔、看火孔、人孔门、防爆门严密完整、照明充足。捞渣机试转正常好用，炉底水封投入。50.确认烟风系统检查完毕，符合启动条件。就地核对汽包水位在-75-100mm之间。51.真空达60KPa，做点火准备，通知有关单位。52.启动（ ）号火检探头冷却风机，投入（ ）号火检探头冷却风机联锁备用，并检查火检冷却风压正常。投入炉膛烟温探针，烟温探针推进到位后投入自动。53.

20、进行油阀泄漏试验并好用。54.启动空预器前1小时检查空预器上、下轴承油系统具备投运条件，手动盘车主轴旋转至少360度，查旋转自如，无撞击，无卡涩，主轴旋转正常，启动1（电流 A）、2（电流 A）号空气预热器主电机运行，空预器辅电机联锁投入。55.根据环境温度投用风机暖风器系统。吸风机启动前停止锅炉底部加热。56.接到值长点火命令后，启动1（电流 A）、2（电流 A）号吸风机，1（电流 A）、2（电流 A）号送风机，调整总风量大于30%BMCR范围内，调节炉膛负压及定值至-50Pa左右。 57.吹扫条件满足后，进行炉膛吹扫，吹扫时间不少于5分钟。 58.炉膛吹扫结束后MFT自动复位，开启燃油供油

21、速断阀,调整燃油压力在2.8-3.5MPa，关小二次风门，投底层油枪锅炉点火。点火成功后就地检查油枪着火良好。 59.投入回转式预热器吹灰辅助汽源，对预热器进行连续吹灰。密切监视炉膛出口烟温(大屏底部)不超过540。60.机组真空达80KPa以上，检查小机速关阀前汽温、汽压正常，小机具备启动条件，小汽机保护投入，用MEH将（ ）小机冲转至800r/min暖机。 61.锅炉点火正常后，冲动前主汽升压速度不大于0.033MPa/min,温升速度不大于1.67/min。检查汽缸本体及蒸汽管道各疏水门应开启，主、再热汽门、主、再热调节汽门、高排逆止门及各抽汽逆止门应严密关闭。汽缸温差不大于41.7。6

22、2.锅炉压力达0.1MPa时投入旁路系统，首次启动或大修后应以手动方式投入低压旁路50%左右，高压旁路2030%左右，配合锅炉升温、升压，检查高、低旁减温水投入正常。63.小机暖机后升速至3000r/min备用。64.汽包压力升至0.05MPa-0.1MPa时，应冲洗双色水位计，对照水位：东侧( )mm,西侧( )mm,DCS内（ ）mm。65.汽包压力升至0.15 MPa-0.2 MPa时，关闭汽包、过热器空气门及疏水门。再热器排气阀和疏水阀在冷凝器建立真空前必须关闭。通知化学人员进行炉水监督。66.锅炉上时使用给水大旁路上水，前置泵上水不能满足锅炉需要后投入备用中的汽泵运行。67.将另一台

23、小机冲动至800r/min暖机。68.当汽包压力升至0.4MPa时应稳定一段时间，以便检修人员拧紧螺栓连接构件（如炉顶吊杆等）。69.汽包压力0.81.0MPa时，若连续向锅炉供水，应关闭省煤器再循环门，投水位单冲量自动。过热器减温器进行反冲洗。70.将（ ）号小机冲动至3000 r/min备用。71.联系热工检查并投入下列保护:轴向位移保护、胀差保护、轴振保护、润滑油压低保护、EH油压低保护、电超速保护、低真空保护、DEH失电保护、高排压力高保护、大联锁保护。72.检查DEH-A控制系统：DEH手操盘上“手动/自动”切换开关应处于“自动”状态，“超速保护”在“投入”位置，主、再热汽阀、主、再

24、热调节阀开度指示均为零，中压连通管调门开度“100”；DEH软操盘上“解列”、“自动”、 “DUP01主控”、 “双机”、 “ATC监视”、 “单阀”灯亮，“旁路切除”灯亮，CRT上发电机功率指示为零、转速等参数显示正常。无故障报警信号。73.根据汽温上升情况投入主汽、再热汽减温器运行。冲洗水位计，对照水位：东侧( )mm,西侧( )mm,DCS内（ ）mm。74.检查ETS试验盘指示无异常。75.主汽压力4.05.0Mpa，主汽温度330360，全面检查机组各部正常，达到冲动条件。76.冲动参数：（1）主汽压力 MPa； 主汽温度 （2）再热蒸汽压力 a 再热汽温度 （3）调节级金属温度 中

25、压进汽持环温度 （4）真 空 KPa（5）晃 动 度 m；偏心（ ）m（6）润滑油压 Mpa（7）润滑油温 （8）EH油压 Mpa（9）EH油温 （10）高压排汽缸温（上/下） / ；调节级温度 （11）中压排汽缸温（上/下） / ；中压持环温度 （12）隔膜阀上油压 MPa（13）盘车时间 h(14)胀差 mm (15)轴向位移 mm（16）热膨胀 mm 77.汽轮机冲动。78.检查“ATC监视” 正常,机组处于转速控制自动状态79.在操作盘按“挂闸”键并确认后，“挂闸”灯亮，“脱扣”灯灭，检查再热主汽门RSV(1-2)自动开启至100开度，检查中压连通管调阀自动开启至100，检查高排通风阀

26、开启。80.做ETS通道试验正常。81.在操作盘按“IV”控制键。检查主调阀GV(1-6)全开。82.遥控或就地遮断汽轮机，检查所有阀门关闭，阀位均指示为零。83.重新挂闸，恢复机组至主调阀GV(1-6)及再热主汽门RSV(1-2)全开。84.设定目标转速600r/min，速率100r/min，选择“IV”控制，按“GO”键，指示灯亮，汽机开始升速。偏心仪指示小于76m，85.当汽机转速 3r/min时，检查盘车应自动退出，否则应打闸停机，查明原因，待故障消除后，方可重新冲转。86.汽机转速达600r/min，“进行”灯灭，做手动脱扣检查RV、TV、GV、IV应快速关闭。 87.对机组磨擦检查

27、，倾听机组声音正常后，在转子尚未停止前，汽轮机重新挂闸，并升速至600rmin，停留至少4分钟，对机组进行全面检查，若参数超限或接近限值并有上升趋势或不稳定时，禁止升速。88.检查低压缸喷水阀、水幕喷水阀应自动打开。89.汽机暖机过程中，应调整燃料量，维持汽压稳定。炉膛出口温度达到540时，检查烟温探针自动退出。90.检查各级加热器水侧通水正常，开启各级加热器进汽逆止门及隔离门，高、低压加热器随机滑启。91.检查一切正常，选择“TV”控制，设定目标转速2040r/min，速率100r/min，汽机升速期间，汽机需要转速保持时可在控制盘按下“保持”键，但必须避开汽轮机共振转速。记录最大振动值：转

28、速 r/min（ ）号轴承X向（ ）mm ；Y向（ ）mm。92.通过临界点时，应注意升速率自动变为300rpm/min。93.当转速升至1200rmin，检查顶轴油泵应自停，否则应手动停止。94.当转速到2040r/min时，中压主汽门前温度达260时开始计算暖机时间，暖机 min，暖机期间控制主汽门进口温度最高427，保持再热汽温在260以上；95.暖机过程中，检查BTG盘、TSI报警盘、DEH、LCD及辅助盘汽机蒸汽金属温度记录仪记录指示正常，各监视参数没有报警。96.进行全面检查，保持凝汽器、除氧器、加热器水位正常，注意倾听各转动部分声音正常，各系统、辅机运行正常，做好进一步升速的准备

29、；97.检查汽缸壁金属温差不超过42。98.汽机暖机结束后，中压转子金属温度达121以上，就地或辅助盘确认汽缸已胀出。设定目标转速2900r/min，升速率100r/min，按“进行”键，灯亮，升速直至2900r/min暖机、暖蒸汽室。99.注意调整发电机氢温、定冷水水温正常，冷却水自动投入，保持定冷水温度高于氢温25温度。100.确认蒸汽室内壁温度主蒸汽压力下的饱和温度，设定目标值为2950r/min，按“进行”键升速至2950r/min。101.按“GV”键，灯亮，检查高压调门从全开逐渐关小，当实际转速下降30r/min以下，切换到高压调门控制，高压主汽门逐渐开启直至全开。在阀切换时，切换

30、时间不应大于2min，否则应再进行一次，若仍不成功，检查原因，联系处理。102.设定目标值3000r/min，升速率50r/min，转速升至3000r/min，暖机，对机组进行全面检查，发电机准备并列。103.做汽机手动脱扣试验，在DEH盘上按“紧急停机”键（或就地脱扣）；检查TV、GV、IV、RV全关；注意汽包水位、蒸汽压力、过热蒸汽温度的变化；检查高低压旁路自动打开（旁路自动投入时），当转速降至2950r/min时，重新挂闸，进行阀切换，升速至3000r/min（为了使快速运转的汽轮机复置，升速率提高到200-250 r/min）。104.做并列前的主机充油试验。105.检查主油泵出入口压

31、力正常，停交流润滑油泵及高压备用密封泵，注意润滑油压不低于规定值。106.汽机试验结束，汇报值长，进行电气相关试验。107.全面检查正常后，汇报值长，要求发电机并网。108.发电机并网后，机组自动带上5%初始负荷，转速控制自动变为负荷控制，检查IV、GV将迅速打开至计算的5%初负荷的阀位，高排通风阀延时60秒关闭，注意高排温度应427，高排逆止门打开。109.监视汽机压比应大于1.8，否则手动适当提高负荷设定点升负荷，冷态启动初始负荷不应大于30MW，如IV已经全开，禁止继续提高负荷设定点提升负荷。110.发电机带至少5%额定负荷时，“OPC MONITOR”指示灯应熄灭，如果负荷增加到10%

32、额定负荷时该指示灯仍不熄灭，应立即联系检查处理.111.暖机30分钟后，继续升负荷，保持旁路适当开度，此期间锅炉稳定蒸汽温度和蒸汽汽压。若主汽门前蒸汽温度上升，则每增加1.67，应增加一分钟暖机时间。112.当二次风温达180，根据负荷及粉位情况，启动制粉系统制粉。及时调整燃烧以防参数超限。稳定后根据负荷及燃烧情况可启动其它制粉系统。113.机组并网后，升负荷速率应控制3MWmin，主汽升压速率应控制0.12MPamin，升温2.65min,再热温升2.5min。记录各部膨胀指示器指示一次。 当粉仓粉位2m时，汽包压力达3.5MPa，且一次风机启动条件满足，启动一次风机运行。并根据油层运行工况

33、及燃烧状况，相应投入小油枪及对应的给粉机运行，注意观察煤粉燃烧情况。114.根据对应“缸温暖机时间曲线”计算的升负荷率，逐渐提高目标负荷值，按“GO”逐渐升负荷。 115.检查GV、IV逐渐开启，逐渐关闭高低旁，维持主汽压力6MPa，再热压力0.7MPa，当负荷达35%时IV全开，高低旁全关。116.30MW（10%）负荷以上时，检查再热主汽阀上游蒸汽疏水阀自动关闭，45MW（15%）低压缸喷水自动停止。60MW(20%)负荷再热调节阀IV下游蒸汽疏水阀自动关闭。117.机组负荷达60MW，且四段抽汽压力大于0.2MPa，除氧器汽源倒本机四段抽汽供、关闭辅助联箱至除氧器门，主机汽封母管压力大于

34、0.031MPa，检查汽封供汽调整门自动关闭，机组自密封系统运行，注意机组真空变化情况。118.根据小机转速及炉上水需要投入（ ）号汽泵运行。检查高压进汽管路疏水畅通。119.负荷加至100MW缓慢停止中辅至小机供汽，开启四抽至小机供汽总门，小机汽源切至本机供给。切换过程应缓慢，注意小机转速变化幅度不大于20r/min，同时控制小机速关阀进汽温度降低速率不大于1.5/min。给水旁路倒主给水运行，给水自动切换至三冲量运行。120.升负荷过程中，注意运行汽泵工作情况。电泵联锁备用。121.3号高加汽侧压力高于除氧器0.05MPa疏水自流倒至除氧器，注意各加热器水位应正常，1-3号高加危急疏水阀应

35、关闭，检查各阀门动作、开关位置正常。122.负荷加至120MW，压力10.0MPa应停止升负荷，进行洗硅，待化学测定炉水含硅量合格后才可继续升荷。逐步提高（ ）汽动给水泵转速，两台汽泵并列运行，123.两台给水泵并列运行时，应注意给水压力和汽包水位的变化。124.根据负荷情况及炉内热负荷情况，相应增加给粉机运行台数并根据逐步减少燃油量。吹灰器汽源倒本炉125.当机组负荷达150MW，投入协调控制系统。126.当负荷大于%MCR时，燃烧趋于稳定，根据燃烧情况停止全部油枪运行，127.机组负荷升至80%时，锅炉主汽温、再热汽温540，汽压应达16.7MPa，主蒸汽、再热蒸汽汽温自动控制。冲洗对照汽包水位计：东侧( )mm,西侧( )mm,DCS内（ ）mm128.设定负荷变化率为3MW/min，将机组负荷升至300MW； 129.进行全面检查一次，将机组启动有关事宜做好记录如有缺陷应联系处理。