660MW机组整套启动操作票
点此链接学习机组冷态启动详细过程，学习一下号机组整套启动操作票序号危险危害因素风险控制措施1机组整套启动危及人身安全1、影响机组启动工作的工作票全部结束，所有工作人员撤离现场。2、启动前检查全部检查孔、人孔门关闭，启动过程中加强燃烧调整，防止炉膛正压，烟气烫伤。3、转动部分防护罩及安全装置完好。4、检查人员着装应符合安规要求，防止被转动设备绞缠。5、上下楼梯台座时，防止摔伤。6、机组启动过程中发现有阀门漏泄、管道振动禁止靠近。2误操作1、运行人员应分工明确，严格执行监护制度。2、相关技术人员到场监护，严格执行启动操作票。3、保持通讯畅通。3自燃和爆炸1、启动前是否有积粉，若有应予清除。2、燃烧率增加过程中应加强对炉膛内燃烧状态观察，燃烧状态不好不得随意退出伴燃油枪。3、若有少油油枪退出，应及时关闭对应煤粉管气动插板。4、锅炉点火前必须进行炉膛吹扫，禁止解除防爆燃的热工保护。4辅机运行状态不稳定，延误机组启动时间1、机组启动前严格按照启动前恢复卡恢复系统。2、机组启动前对各辅机热工逻辑进行试验，对各阀门进行传动，确保试验结果无误。3、对于具有双电源的辅机设备（如风机油泵）要核实双路电源全部送上，并进行双电源切换试验。4、机组并网前启动第二套制粉系统和双侧风机运行。5设备损坏1、严格控制启动过程升温升压速率。2、手动操作放空气门时，禁止用力过猛。6汽轮机水击1、严格按照规程要求控制汽轮机冲动参数。2、汽轮机冲动前确认相关保护投入。3、旁路投入必须按先低旁后高旁,低旁先减温后减压,高旁先减压后减温的顺序进行.这样能避免再热器冷段或排气装置超温。7阀门漏泄1、机组启动前严格按照恢复卡恢复辅助系统。2、需要在启动过程中关闭的阀门，操作完毕须进行复紧和认真检查。3、机组启动完毕全面检查，并通过运行参数判断有无漏泄。操作任务号机组整套启动操作票操作顺序操 作 项 目1接值长令： 号机组整套启动。2通知化学专业化验主辅机油质，确认油质合格。3机组启机前试验已按试验卡做完并全部正确。4所有辅机电机已按启机前送电确认表测绝缘合格并送电。5所有阀门电源已按启机前阀门检查确认表送电，并进行传动试验正常。6通知化学专业制备合格除盐水，除盐水箱水位满足启动需求，废水处理系统具备投运条件。7提前16小时通知输煤专业将锅炉原煤仓上至正常煤位。8锅炉点火前8小时通知灰硫专业系统具备投入条件。9确认影响机组启动的检修工作已结束，安全措施已恢复，警示牌全部收回。10确认机组各辅助系统已按各分系统启动前检查恢复，联锁保护试验合格。11检查DCS画面报警信号正常，无异常报警。12检查DCS画面全部参数指示正常。13检查辅机循环冷却水系统具备投入条件。14启动 号辅机循环冷却水泵，开启出口蝶阀15度，对机辅机循环冷却水系统注水，厂房内各循环水管道空气门见水后关闭，全开出口液控蝶阀。将 号辅机循环冷却水泵入备用。15检查压缩空气系统运行正常，压缩空气压力不低于0.6MPa。16通知化学启动除盐水泵，对闭式水系统注水排空。17闭式水系统注水排空完毕，启动 号闭式循环冷却水泵运行,闭式循环冷却水压力保持0.5MPa。将 号闭式循环冷却水泵备用。18启动主机交流润滑油泵，根据油温情况投入主油箱电加热。19启动空侧交流密封油泵，通过调整再循环维持母管压力0.8MPa左右，将空侧直流密封油泵投备。检查氢侧密封油箱油位达到300mm时，启动氢侧交流密封油泵，调整再循环手动门控制母管压力在0.5-0.8MPa之间。通过控制氢侧密封油至空侧密封油手动门，维持氢侧油箱油位正常。20启动高压启动油泵。21对发电机定子冷却水箱进行冲洗，水质合格后注水到高位，根据定子线圈温度投入电加热器，保持定子水温高于发电机内氢气温度5℃以上。22启动 定冷水泵，缓慢开启出口门，对定子冷却水系统进行注水排空。维持定冷水压 MPa，投入定冷水离子交换器运行，确认水质合格。23进行发电机气体置换，置换过程中维持油氢差压84±10 kPa，空氢侧平衡表指示±5厘米水柱，维持氢水差压50kPa以上，检查油水探测器无报警信号，就地无液位。置换结束时氢气纯度98%以上，氢气压力0.35MPa。24将定冷水流量调整至97-103t/h，检查DCS显示定冷水压力在0.15MPa左右，将 定冷水泵投入备用。25启动 顶轴油泵，顶轴油母管压力15MPa以上，各瓦顶轴油压：3瓦 MPa、4瓦 MPa、5瓦 MPa、6瓦 MPa，将 顶轴油泵投入备用。26投入盘车装置连续运行，盘车电流 A,偏心 μm。27联系一期投入辅汽系统，调整辅汽联箱压力0.6～1.0MPa。28开启排汽装置补水门，将排汽装置补水至1100mm，并对凝结水泵进行注水排空。同时开启除盐水至除氧器补水电动门，除氧器补水至2200mm。29开启7号低加进、出口电动门、5/6号低加进口电动门，关闭5号低加出口电动门，开启凝结水启动放水电动门。对轴封加热器水封进行注水。30联系化学将精处理投入旁路运行。31开启凝结水再循环电动门、手动门、调整门（开度80%以上），启 凝结水泵，将出口电动门切至就地位，控制开度5%～10%。稍开凝结水母管及轴封加热器、7号、6号、5号低加水侧放空气门，进行注水排空，各空气门见水后关闭。将 凝结水泵投入备用。32根据排汽装置补水量，调整凝结水主调门开度，进行凝结水冲洗，并通知化学对凝结水泵出口水质进行化验。33凝结水含 Fe小于1000μg/L时，联系化学投入精处理装置。34凝结水系统冲洗合格后（Fe≤500ug/L），开启5号低加出口电动门，关闭启动放水电动门，关闭除盐水至除氧器补水电动门。35对辅汽联箱至除氧器加热管路暖管，暖管结束后投入除氧器加热，维持除氧器水温80℃左右，开启除氧器至锅炉启动疏水扩容器电动门，对除氧器进行冲洗。36除氧器水质合格后，提高除氧器压力0.1-0.2MPa，开启3台给水泵出入口电动门、锅炉上水旁路前后电动门及旁路调整门。对给水泵、给水管路及高加水侧静压注水。371号高加水侧空气门见水后关闭，10分钟后关闭3台给水泵出入口电动门、锅炉上水旁路前后电动门及旁路调整门。38按锅炉启动前阀门检查卡，将各阀门摆布至正确位置。39联系化学投入凝结水、给水加药系统。40锅炉准备上水前记录各膨胀指示器位置。41开启 给水泵再循环手动门、电动门、调整门（开度90%以上），启动 给水泵，开启出口电动门，锅炉上水。将 给水泵投入备用。42开启 给水泵入口管路给水取样一、二次手动门，确保其它给水泵入口给水取样一、二次手动门在关闭状态，当对应给水泵运行后再开启给水取样一、二次门。43开启贮水箱至锅炉疏扩管道取样一、二次手动门。44联系热工专业投入微油1-4号角火焰监视电视，炉膛红外线测温装置投入正常。45对油枪吹扫蒸汽管道、空气预热器吹灰蒸汽管道、磨煤机消防蒸汽管道、给煤机消防蒸汽管道、暖风器(冬季运行)进行暖管。46联系灰硫专业投入气力输灰系统。47启动送风机、一次风机、引风机油泵，检查油系统运行正常。将各风机备用油泵投入备用联锁。检查油压、油位正常，根据油温情况投入电加热器。48启动各磨煤机润滑油泵，检查润滑油压力正常后将备用润滑油泵投入备用。启动各磨煤机液压油泵，根据油温情况投入电加热。49检查主汽吹灰电动门关闭,各台蒸汽吹灰器都已完全退出。50启动燃油系统 号油泵运行，调整燃油再循环调整门，保持供油压力＞3.2MPa，将再循环调整门投入自动，将燃油系统 号油泵投入备用。51检查炉本体、烟道、干排渣冷灰斗人口门、检查口全部关闭。52贮水箱见水，利用361阀控制贮水箱水位在9000mm～9700mm，开始冷态开式冲洗。53贮水箱见水后，及时记录各膨胀指示器位置。54锅炉放水至冷凝水箱，开启 号冷凝水泵出、入口手动门，关闭冷凝水箱放水至机组排水槽电动门、冷凝水箱溢流电动门，关闭冷凝水泵至排汽装置一、二次电动门，开启冷凝水泵至机组排水槽排水泵出口管路手动门，关闭机组排水槽排水泵出口手动门。待冷凝水箱液位1700-2000mm时启动号冷凝水泵，将 号冷凝水泵投入备用。当水温高时及时开启化学除盐水至启动疏水扩容器冷却电动门。55调整给水旁路调节门控制冲洗流量在200-300t/h。56开启水冷壁入口分配集箱放水、水冷壁中间集箱放水、折焰角入口汇集箱放水一、二次电动门。开启水冷壁分配集箱放水管道放水一、二次手动门，冲洗3-5分钟后关闭。57联系化学对锅炉水质进行连续监测，每隔2小时化验一次。58关闭高中、低压缸轴封供汽分门，开启高中、低压缸轴封供汽滤网排污手动门、轴封系统各供汽管道至排汽装置疏水手动门，稍开辅汽至轴封供汽手动门，轴封系统进行暖管。59炉水 含 Fe小于500μg/L时，冷态开式冲洗结束，开启冷凝水泵至排汽装置一、二次电动门，关闭冷凝水泵至机组排水槽排水泵出口管路手动门，将水回收至排汽装置。60冷态开式冲洗结束后关闭水冷壁入口集箱疏水、水冷壁中间集箱放水、折焰角入口汇集集箱放水一、二次电动门。61当轴封供汽母管温度达到150℃时，开启轴封供汽调整门，控制轴封供汽压力30-50kPa，低压轴封供汽温度120-180℃，启动 号轴加风机，将 号轴加风机投入备用。关闭高中、低压缸轴封供汽滤网排污手动门，调节轴加风机入口手动门和各分支供汽分门，保证汽缸各轴封不吸气或向外大量冒汽。62开启空冷岛第4-8列蒸汽隔离阀、抽真空电动门、左右侧凝结水电动门。1启动 号真空泵，开启排汽装置抽真空旁路电动门，当背压达到30kPa以下时，将 号真空泵投入备用。关闭抽真空旁路电动门。冬季关闭空冷岛第4-8列蒸汽隔离阀、抽真空电动门、左右侧凝结水电动门。2检查确认主蒸汽母管及左右侧分支疏水阀、再热蒸汽母管及左右侧分支疏水阀、低压旁路疏水阀关闭，高压导汽管疏水阀、中压导汽管疏水阀、高压内外缸疏水阀、高排逆止门前后疏水阀、高压导管通风阀、高排通风阀前疏水阀、抽汽逆止门前疏水阀开启。3当省煤器入口给水水质含铁量≤50ug/L、二氧化硅≤30ug/L、溶氧≤30 ug/L、氢电导率（25℃）≤0.65us/cm、硬度≈0umol/L时，锅炉方可点火。4将 空气预热器就地控制柜“运行抑制”切至“运行投入”位置 ，将空预器“高速/低速”转换开关切至“高速”位，检空预器具备启动条件，变频启动 空气预热器主电机运行，频率达到50HZ时，自动切至工频运行，检查DCS画面 空气预热器主电机工频运行指示正确，将 空气预热器辅电机投入备用。5将 空气预热器就地控制柜“运行抑制”切至“运行投入”位置 ，将空预器“高速/低速”转换开关切至“高速”位，检空预器具备启动条件，变频启动 空气预热器主电机运行，频率达到50HZ时，自动切至工频运行，检查DCS画面 空气预热器主电机工频运行指示正确，将 空气预热器辅电机投入备用。6关闭火检冷却风系统备用风源电动门，开启火检冷却风母管电动门，启动火检冷却风机，检查火检冷却风母管压力正常。将 火检冷却风机投入备用。7环境温度低于5℃时投入一、二次风暖风器运行，维持空预器入口风温在20℃左右。8通知灰硫专业投入脱硫系统。9启动 稀释风机，检查母管压力维持在2kPa左右，将 稀释风机投入备用。10启动 A引风机，启动电流 A,检查引风机运行正常。11启动 A送风机，启动电流 A,检查送风机运行正常。12启动 B引风机，启动电流 A,检查引风机运行正常。13启动 B送风机，启动电流 A,检查送风机运行正常。14调整风量至吹扫风量，炉膛负压维持在－50～－100Pa。15检查炉膛吹扫条件满足，进行燃油泄漏试验或投旁路，调整给水量在500t/h左右。16启动炉膛吹扫程序，吹扫计时开始，5分钟后吹扫结束MFT复归，锅炉具备点火条件。17开启锅炉燃油系统供、回油快关门，用回油调整门控制油压在3.2MPa左右。18开启微油供、回油手动门，调整燃油母管压力，维持微油母管压力1.6～1.8MPa左右。19检查锅炉具备点火条件：当锅炉吹扫完成后，投入炉膛火焰摄像装置。20投入干排渣系统运行，关闭所有液压关断门，每隔2小时开关一次。21锅炉使用微油点火，确认 A磨煤机已切至微油点火模式。22投入空气预热器连续吹灰。23开启 A磨煤机的热风关断门及调整门，开启磨煤机出口门，开启所有磨煤机密封风门。24启动 密封风机。25启动 A一次风机，启动电流 A，检查运行正常。26启动 B一次风机，启动电流 A，检查运行正常。27调整一次风母管压力7 kPa左右，调整密封风母管压力14kPa左右,将密封风机入口调门投入自动，将 密封风机投入备用。28启动风道增压风机运行。29打开冷一次风至微油助燃风手动门及去燃烧器根部各路风门，调整风压1.2—1.4kPa。30投入 号风道加热油枪进行暖磨，控制油枪壁温不超过600℃。31依次投入A1～A4微油油枪运行，调整微油母管压力1.6～1.8MPa，各微油枪处供油压力维持1.2～1.3MPa。32当磨煤机出口温度达到55-85℃时,启动 A磨煤机、 A给煤机运行。33调整 A磨煤机一次风量115～125t/h,煤量加至15—20t/h。34根据磨煤机出口温度情况投入 号一次风道加热油枪。35注意加强炉膛压力调整，就地检查锅炉燃烧情况。36就地定期排 A磨煤机石子煤,注意A层燃烧器壁温。37根据升温压压速率，缓慢增加 A磨煤机的煤量，严格控制温升率不超过1.5℃/min。38当排烟温度大于30℃时，通知灰硫专业投入电除尘器一、二电场运行。39开启低压缸喷水阀、疏水扩容器喷水阀。40开启主汽母管及左右侧疏水阀、再热蒸汽母管及左右侧疏水阀、低压旁路疏水阀。当环境温度低于1℃时，主汽温度至80℃时将上述阀门关闭，待投入高、低旁时再开启。41当环境温度高于3℃，主汽压力升至0.2MPa时，开启低压旁路门至50%，缓慢开启高旁调节门；当环境温度低于1℃时，主汽压力至2MPa时，开启低压旁路门至100%，开启高旁调节门，锅炉增加燃烧至最小防冻流量。42高旁减温水投入自动，温度设定280℃；低旁减温水投入自动，温度设定100℃。43将各台空冷风机、各列进汽隔离阀、抽真空电动门、凝结水电动门投联锁。44依次投入“ACC系统”“ACC功能组”。45调整凝结水再循环调整门将母管压力维持在3MPa左右。46空冷岛进汽后开启凝结水启动放水电动门，联系化学专业将凝结水精处理切至旁路运行，关闭5号机低加出口电动门将凝结水外排，除盐水直接补入除氧器。47联系化学加强对凝结水泵出口含铁量的化验，当凝结水含铁量小于1000ug/L时，恢复机组正常补水方式，重新投入凝结水精处理运行。48投入3号主变主变冷却器电源开关，各组冷却器开关按标准方式投入。49投入发电机1PT、2PT、3PT及中性点变压器接地刀闸。50投入10kV厂用A、B分支工作电源进线PT。51合上启励电源及励磁整流柜控制回路各开关；投入励磁整流柜冷却风扇电源。52检查发电机碳刷与滑环接触良好。53严格按冷态启动曲线控制锅炉升温升压速度。启压前升温率＜1℃/min，锅炉启压后升温率＜1.5℃/min。控制炉膛出口烟温小于540℃。54汽水分离器压力达到0.2MPa时，关闭屏式过热器出入口汇集集箱、A/B侧末级过热器出口管、A/B侧末级再热器出口管、A/B侧包墙放空气一、二次门。55汽水分离器压力达到0.5MPa时通知检修热紧螺栓，检查并记录膨胀指示器位置；冲洗仪表及取样管道，投用汽水系统相关表计。过程中注意贮水箱水位。56逐步增加燃料量提高蒸汽流量和温度。在汽轮机冲转前饱和温度升温速率不得超过1.5℃/min,增大旁路开度，控制升温速度。57分离器入口水温提高到170℃左右, 控制燃烧率并维持此温度, 进行热态清洗，给水流量维持在200-300t/h左右。58根据热一次风温度，逐渐减少风道加热器油枪数量。59当贮水箱排水含铁量≤50ug/L、二氧化硅含量≤100ug/L时，热态冲洗结束，锅炉方可继续升温升压至冲转参数。60当主汽压力1.2MPa时关闭低温再热器入口集箱疏水一、二次电动门。61检查主机冷油器、发电机氢冷器、密封油冷却器、定冷水冷却器投入自动控制。62联系热工确认润滑油压低、抗燃油压低、轴向位移大、轴振动、DEH失电、TSI电超速、DEH电超速、轴承金属温度高、锅炉MFT、发变组故障、低真空保护、高排压比低保护投入。63汽轮机冲转前检查TSI、DCS系统无报警，DEH、ETS系统显示正确。64启动 EH油泵，检查EH油压14MPa,将 EH油泵投入备用。65汽轮机冲转前确认连续盘车时间不少于4小时，汽缸内部、轴封动静部分无摩擦，转子偏心度不大于0.075mm。66当主蒸汽压力达4-5MPa ，主蒸汽温度360℃～430℃；再热蒸汽压力0.3～0.5MPa，温度320℃，汽轮机准备冲转。67调整机组背压≤20kPa；润滑油温在30～40℃之间；高压缸、中压缸上下缸温差≤42℃。68冲转前确认主、再热蒸汽品质符合冲车要求（氢电导率（25℃）≤0.50μS/cm、二氧化硅≤30μg/kg、铁≤50μg/kg、铜≤15μg/kg、钠≤20μg/kg）记录冲转参数。69点击“ETS首出报警”画面中 “ETS复位”按钮。70点击“控制模式”按钮，在弹出画面中点击“操作员自动”，再点击“投入”按钮。71检查确认“阀门控制”在单阀控制方式。72点击DEH主控画面“挂闸”按钮,在弹出画面中点击“汽轮机挂闸按钮”，再点击“确认”，检查AST油压指示灯变红，显示“汽轮机已挂闸”，检查中压主汽门、高压缸排汽通风阀、高排逆止门开启。73点击“限制器”，在弹出画面中，依次点击“阀位高限”“投入”按钮，并阀位限值修改为100%，就地检查确认GV1-GV4全开。74在“控制设定”画面中“目标值”设定为500r/min “速率”设定为100r/min确认后,选择“进行”，高压主汽阀、中压调节阀开启，汽机开始升速。75当汽机转速大于盘车转速时，检查盘车装置脱开、电机停止。76监视胀差、轴向位移、轴承振动、轴承温度、回油温度、油流、真空、密封油系统正常。77转速为500r/min时，汽轮机打闸，进行摩擦检查，就地倾听汽轮机内部及轴封部分声音是否正常。78检查确认机组无问题后重新挂闸，在DEH画面“控制设定”画面设定“目标值”为2000r/min,“升速率”为150r/min确认后,选择“进行”。79转速升至1200r/min时停止 顶轴油泵，将 顶轴油泵投入备用。80机组继续升速，在DCS监视汽轮机转速上升情况,过临界时检查升速率自动升为400r/min。过临界转速时检查记录机组振动值。81当汽轮机转速升至2000r/min后，开始进行中速暖机，暖机时间大约为150分钟，暖机过程中蒸汽参数保持稳定，排汽背压30-35kPa。（暖机结束标准：汽缸绝胀≥12mm, 调节级金属温度≥280℃，胀差、轴向位移、轴振、轴承金属温度均在控制范围内）。822000r/min暖机结束升速前锅炉增强燃烧，确保主汽压力在5MPa-6MPa、高旁开度≥50%，在DEH画面上设定目标转速2900r/min。升速率为150r/min/min。点击“进行”按钮，机组继续升速。83汽轮机转速达到2900r/min时，待机组转速稳定且蒸汽室内壁温度等于或大于主汽阀前蒸汽压力的饱和蒸汽温度时，在“阀门控制”画面中，进行阀切换。84检查高压主汽门全开，转速转为高调门控制，阀门控制画面中显示“调门控制”。85设定目标转速3000r/min，升速率50r/min，点击“进行”按钮。86转速升至定速时主汽温度升至420℃。再热汽温升至400℃。87汽轮机转速3000r/min，确认DEH转速控制稳定。88按喷油试验操作票进行操作，记录喷油压力 MPa。89确认主油泵出口油压约为2.0MPa，入口油压约为0.23 MPa，调整隔膜阀油压在0.7～0.8 MPa，停止高压启动油泵，注意隔膜阀油压波动不大。将高压启动油泵投入备用。90润滑油压0.10-0.14MPa，交流润滑油泵电流下降至30A以下，停交流润滑油泵，将交流润滑油泵投入备用，检查润滑油压正常。91合上主变中性点接地刀闸。92发电机开始进行短路试验，按短路试验操作票进行操作。93短路试验期间汽机维持3000r/min稳定运行；试验结束后汽机打闸，降低锅炉出力，用旁路维持主汽压力4MPa、再热蒸汽压力1MPa，转速降至1150r/min时检查A顶轴油泵联启，否则手启。汽机转速到零，投入盘车，维持真空。电气拆除发电机出口封闭母线短路板。94电气短路试验措施恢复后，锅炉增加燃料量，调整主汽压力5MPa以上，主汽温度高于调节级金属温度80℃，再热蒸汽压力0.5MPa，再热汽温与主汽温度接近。汽机重新挂闸冲车至3000r/min。95发电机开始进行空载试验，按空载试验操作票进行操作。96空载试验期间汽机维持3000r/min稳定运行；试验结束后汽机打闸，降低锅炉出力，用旁路维持主汽压力4MPa、再热蒸汽压力1MPa，转速降至1150r/min时检查A顶轴油泵联启，否则手启。汽机转速到零，投入盘车，维持真空。励磁变高压侧与封闭母线连接。97电气空载试验措施恢复后，锅炉增加燃料量，调整主汽压力5MPa以上，主汽温度高于调节级金属温度80℃，再热蒸汽压力0.5MPa，再热汽温与主汽温度接近。汽机重新挂闸冲车至3000r/min。98发电机开始进行励磁系统自动升压试验，按操作票进行操作。99发电机开始进行假同期试验，按假同期试验操作票进行操作。100电气试验结束后，汇报值长，发电机准备并网。101启动第二套制粉系统。102投入发变组保护装置运行。103检查发变组出口开关在分闸位，确认其控制电源开关已拉开。104合上发变组出口至 母线 刀闸。105检查发变组出口至 母线 刀闸三相合闸良好。106合上发变组出口 开关的控制电源开关。107合上发变组出口 开关的储能电源开关。108合上灭磁开关控制直流开关。109在DEH主画面中点击 “控制模式”按钮，在弹出画面中依次点击“自动同期”“投入”按钮。110点击励磁系统画面中“投励磁”按钮。111检查发电机灭磁开关合闸良好。112确认发电机定子电压平稳上升至20kV。113确认发电机空载励磁电压、电流正常。114确认发电机定子三相电流为零。115合上同期装置电源开关。116点击同期画面“复归同期”按钮。117点击同期画面中“投入同期”按钮。118检查同期装置运行正常。119查发变组出口 开关合闸良好，发电机带初负荷。120点击同期装置画面中“解除同期”按钮，退出同期装置。121调整无功功率正常。122确认发电机定子三相电流平衡。123检查主变冷却装置自动投入。124退出启停机保护、突加电压保护。125检查发变组及励磁系统正常。126根据调度要求改变主变中性点接地方式。127机组并网后自带30MW负荷，暖机30分钟，保持主、再热蒸汽参数稳定，检查汽机振动、胀差、轴向位移、轴瓦金属温度等本体参数正常。128加强发电机内氢温、氢压、纯度、湿度、发电机线圈温度等参数的监视。129将高低加汽侧投入，高低加疏水逐级自流至排汽装置。130逐渐增加燃料量，机组负荷逐步增加，高旁、低旁开度逐渐关小。131在DEH画面手动增加阀位指令，随着高中压调节阀的开启。确认高排逆止门打开。注意高压缸排汽温度变化，高压缸排汽温度低于350℃，关闭高压缸通风阀。132机组并网后关闭尾部烟道环形集箱及中间隔墙疏水一、二次电动门。133机组负荷66MW，检查联锁关闭高压疏水阀组。134当磨煤机入口一次风温度达到220℃以上时，可根据实际情况将 磨煤机热一次风室加热油枪停运。135当机组负荷达到80MW时，启动 号炉第三套制粉系统，就地检查燃烧火焰正常。136根据主、再热蒸汽压力情况逐渐将旁路关闭，（冬季应注意满足空冷岛最低防冻流量）。137根据启动曲线汽温要求，调整过热、再热烟气调温挡板开度，及时投入减温水使汽温满足要求。138再热冷段压力达1.0 MPa以上时，暖管充分后将辅汽联箱供汽切至冷段供给，并投入调节门自动，注意切换要缓慢，保证辅汽联箱压力稳定。139当低压缸排汽温度低于80℃时，关闭低压缸喷水阀，并投入自动。140当四段抽汽压力大于除氧器内部压力时，四段抽汽至除氧器加热管路暖管结束，除氧器切至四段抽汽供汽，辅汽联箱至除氧器蒸汽管道投入热备用。141负荷带至100MW以上，投入DEH功率控制回路。142机组负荷132MW，检查联锁关闭中压疏水阀组。143将机组负荷增至150MW，保持机组负荷稳定，厂用电切换,锅炉加强各辅机运行监视,发现辅机跳闸及时恢复正常运行。144当给水旁路调节门开度大于80%时，给水切至主路运行。145发电机有功负荷达到180MW左右，启动 给水泵，增加转速，直至两台泵出力相同，投入自动。注意并列时维持给水量稳定。146当机组负荷200MW时，启动第四套制粉系统。启动后适当降低其他三台制粉系统出力，防止主汽压力上升过快。147机组负荷升至220MW左右，根据汽温、汽压情况，逐渐增加给煤机出力，确认磨煤机风量、温度控制自动，投入燃料自动。148保持省煤器入口流量稳定,保持给水流量与负荷相对应,使分离器出口过热度缓慢上升至5℃左右。149随着煤量的增加，蒸发量也随之增大，贮水箱水位缓慢下降，361阀逐渐关小或者全关。150机组负荷260MW时，检查燃烧稳定后退出微油枪。151维持机组负荷稳定运行7小时。152将除氧器汽源切至辅汽联箱。153投入4支微油枪运行，逐渐减小燃料量，逐渐降低机组负荷。154当机组负荷降到200MW时，停运一套制粉系统。155将锅炉给水由主路切至旁路运行。156锅炉逐步转为湿态运行，注意主、再热蒸汽温度、贮水箱水位稳定。157当机组负荷降到150MW时，进行厂用电切换，切换完毕后，再停运一套制粉系统。158减负荷到零，将发电机解列，关闭高、低加抽汽逆止门、抽汽电动门，检查汽机本体疏水门全开。159进行主汽门、调门严密性试验，用旁路调整主、再热蒸汽压力不得低于50%额定值。160主汽门、调门严密性试验合格后进行OPC、DEH、TSI、机械超速试验项目。161试验完毕后，机组重新并网、加负荷。162将高低加汽侧投入，高低加疏水逐级自流至排汽装置。163逐渐增加燃料量，机组负荷逐步增加，高旁、低旁开度逐渐关小。164在DEH画面手动增加阀位指令，随着高中压调节阀的开启。确认高排逆止门打开。注意高压缸排汽温度变化，高压缸排汽温度低于350℃，关闭高压缸通风阀。165机组负荷66MW，检查联锁关闭高压疏水阀组。166当机组负荷达到80MW时，启动 号炉第三套制粉系统，就地检查燃烧火焰正常。167根据主、再热蒸汽压力情况逐渐将旁路关闭，（冬季应注意满足空冷岛最低防冻流量）。168根据启动曲线汽温要求，调整过热、再热烟气调温挡板开度，及时投入减温水使汽温满足要求。169再热冷段压力达1.0 MPa以上时，暖管充分后将辅汽联箱供汽切至冷段供给，并投入调节门自动，注意切换要缓慢，保证辅汽联箱压力稳定。170当低压缸排汽温度低于80℃时，关闭低压缸喷水阀，并投入自动。171当四段抽汽压力大于除氧器内部压力时，四段抽汽至除氧器加热管路暖管结束，除氧器切至四段抽汽供汽，辅汽联箱至除氧器蒸汽管道投入热备用。172负荷带至100MW以上，投入DEH功率控制回路。173机组负荷132MW，检查联锁关闭中压疏水阀组。174将机组负荷增至150MW，保持机组负荷稳定，厂用电切换,锅炉加强各辅机运行监视,发现辅机跳闸及时恢复正常运行。175机组负荷升至220MW左右，根据汽温、汽压情况，逐渐增加给煤机出力，确认磨煤机风量、温度控制自动，投入燃料自动。176保持省煤器入口流量稳定,保持给水流量与负荷相对应,使分离器出口过热度缓慢上升至5℃左右。177随着煤量的增加，蒸发量也随之增大，贮水箱水位缓慢下降，361阀逐渐关小或者全关。178当机组负荷240MW时，启动第四套制粉系统。179当机组负荷260MW时，检查燃烧稳定后退出微油枪。180联系脱硫投入第3、4、5电场。181投入锅炉全炉膛火焰监视电视。1823号高加汽侧压力高于除氧器内部压力0.3MPa时，高加疏水逐级自流导入除氧器。183根据排汽装置两侧扩容器温度情况，关闭疏水扩容器减温水门。184当磨煤机入口一次风温度达到220℃以上时，可根据实际情况将 磨煤机热一次风室加热油枪停运。185视排汽装置两侧扩容器温度情况，关闭汽机疏水扩容器减温水门。186逐渐加负荷至300MW，对机组全面检查。187空预器吹灰汽源由辅汽联箱切至主汽。188当机组负荷420MW时，启动第五套制粉系统。189当机组负荷450MW时，进行主汽门、调门在线活动试验。190机组负荷高于460MW时进行单/顺阀切换试验，试验结束后切至单阀运行。191当机组负荷高于528MW时，进行空冷严密性试验。192当机组负荷540MW时，启动第六套制粉系统。193将机组负荷加至满负荷，检查各系统运行正常。194机组满负荷运行8h后，投入锅炉本体吹灰。195根据电网要求进行甩负荷试验（50%、100%两个等级）。196汇报值长： 号机组整套冷态启动完毕。转发是最大鼓励！感谢您的支持!