某电厂机组整套启动作业指导书（详细）
关于机组启动系列推文：
1 目的
确保机组整套启动过程中各项操作控制有序、操作规范，保证整台机组安全、顺利地启动。
2 适用范围
适用于本公司# 机组整套启动。
3 术语
本作业指导书无特殊术语。
4 人员责任
4.1 项目运行部：负责全过程中的监督、协调工作。
4.2 值 长：负责当值期间的指挥、调度、协调工作。
4.3 主 控制 员：负责当值期间的指挥、主要操作、记录工作。
4.4 副 控制 员：负责集控室内CRT上的各项具体操作。
4.6 值 班 员：负责所辖范围内系统的检查、就地操作。
5 工作流程
5.1启动前应具备条件
5.1.1接到市调准备启动# 机组的命令。
5.1.2设备的检修工作全部结束，现场整洁，设备保温完好，影响启动工作票全部注销，机组具备启动条件：
a）检查确认在机组启动前的所有试验清单完整。
b）检查确认所有单体、分系统静态试验已完成并验收合格。
c）检查确认无影响机组启动的重大设备缺陷。
d）各种启动过程中的技术方案齐全并已获得批准。
5.1.3检查确认6KV，380V，UPS系统，直流系统，各MCC柜已为正常运行方式。
5.1.4机组启动前，热工所有表计应投入；各种控制、保护信号的电源已送上，DCS系统(DEH、DAS、MEH、ETS、TSI)试验检查正常，系统已投入运行，烤机不少于2小时。
5.1.5检查确认柴油发电机启、停及加载试验正常，并投“自动”。
5.1.6电气设备接地线完好，绝缘合格，设备已送电，操作按钮灯光显示正常，各转机试转正常。
5.1.7化学已准备充足合格的除盐水、氢气，100立方米启动补水箱水位正常，水质化验合格。
5.1.8各转机设备油箱、轴承加足合格的润滑油或润滑脂，能盘动的设备盘动转子灵活，安全罩齐全，牢固可靠。
5.1.9机组A、B、C、D修后的冷态启动前，应严格按照运行规程要求进行各项联锁保护试验以及各电（气）动门、调节门开关试验正常，执行专项操作指导书。
a.事故按钮试验。
b火检冷却风机，空预器主、辅驱联锁试验。
c.机、炉、电大联锁试验。
d.水泵及油泵联锁试验。
e.转机静态联锁试验。
f.程控装置试验。
g.汽轮机TSI、ETS保护试验。
h.小机各项保护试验。
i.电气双电源联动试验。
J.发电机断水联合试验。
5.1.10机组启动时，确认相应保护正常投入（特殊情况下，确实不能投入的保护项目，须经总工程师批准，并制定相应的安全技术措施）。
5.1.12燃煤、燃油充足，且质量合格。各类消防设施齐全，照明电源可靠。
5.1.13检查确认汽轮机静态试验已全部完成，仪表、保护校验正确并按规定投入正常。
5.2炉点火前的准备
5.2.1通知补水泵房启动补水泵向化学补水
5.2.2联系化学启动循环水补充水泵向循环水冷却塔注水。
5.2.3联系化学启动一台工业水泵，另两台工业水泵投入连锁备用，投入各转机、附属系统冷却水、供水至其它工业水用户。
5.2.4启动一台仪用空压机（设置为主机），其它空压机投备用，投入仪用压缩空气系统。通知热工将各种控制、保护信号的气源送上。
5.2.5通知锅炉值班员，投入引/送风机、一次风机、排粉机、磨煤机、空预器冷却水，投入各油站冷油器冷却水。
5.2.6锅炉点火前8小时，投入电除尘器低压柜运行，将振打投连续，投入各电加热装置。
5.2.7投入润滑油系统运行：（汽轮机润滑油系统原理及流程）
A）检查主机油箱电加热工作正常，油温大于20℃，启动一台主油箱排烟风机，调整风机入口门，使油箱负压保持在150～250Pa，另一台排烟风机投入备用；
B）启动交流润滑油泵向系统充油，检查泵出口压力＞0.25MPa，声音、振动、各轴承回油正常，系统无漏油。当润滑油温达到42℃投冷油器冷却水。
C）直流油泵投入联动，低油压保护投入。
5.2.8发电机密封油箱补油至油位正常，投入发电机密封油系统:
a）启动一台交流密封油泵；（发电机单环流密封油系统详解）
b）启动密封油真空泵运行；
c）投入密封油压差阀；
d）检查浮子油箱油位正常；
e）投入密封油泵的连锁。
5.2.9发电机充氢：用二氧化碳置换空气，用氢气置换二氧化碳，当机内氢压升至0.25MPa停止补氢，要求氢气纯度＞96%。
5.2.10检查密封油压差阀工作正常。
5.2.11检查主机润滑油温大于25℃，启动一台顶轴油泵运行，另一台投联动。
5.2.12投入盘车装置。（【汽机学习】汽轮机盘车装置）
5.2.13联系化学启动除盐水泵向凝汽器补水开启热井放水门冲洗20min后至正常水位（425～950mm），向凝结水补充水箱补水至正常水位（2800～3500mm）,向定子冷却水箱补水冲洗合格后补水至（600～700mm）。
5.2.14启动一台除盐水升压泵，另一台投入联动备用.
5.2.15启动一台定子冷却水泵，水质合格后，投入发电机定子冷却水系统运行，调整发电机内冷水进水压力0.2MPa，另一台定子冷却水泵投入联动备用，根据情况投入离子交换器。
5.2.16检查炉侧疏放水及空气门具备上水条件、机侧管道疏水符合启动条件。
5.2.17检查EH油位正常，油箱加热器投入正常，油温35℃以上，启动一台EH油泵，投入EH油系统运行，备用泵投入联锁。
5.2.18冷态时，确认主再热管道无水，无压，联系热控做条件，进行调节保安系统静态试验，危急遮断通道试验及高压遮断电磁阀在线试验。
5.2.19循环水系统符合通水条件：
l 冷却塔水位正常
l 循环水泵入口滤网前后水位差满足要求；
l 循环水水泵前池水位正常；
l 循环水泵出口液控蝶阀油站工作正常联锁投入；
l 凝汽器循环水进出水门已开启；
l 工业水至循环水泵冷却水电磁阀投入正常。
5.2.20根据情况，启动本机组（或运行机组）一台循环水泵，循环水泵出口液控蝶阀开启正常，向凝汽器通水。另一台投入联动备用。
5.2.21启动一台凝结水泵，另一台投入连锁备用，凝结水泵打再循环，并开启#5低加出口门前放水门对凝结水系统进行冲洗。
5.2.22联系化学化验凝结水质合格后向除氧器上水并进行除氧器放水冲洗。
5.2.23启动一台冷却水升压泵，另一台投入联锁，投入冷却水系统。
5.2.24联系邻机稍开辅汽联络门暖管。
5.2.25辅汽联箱暖箱结束后，逐渐投入辅助蒸汽系统。
5.2.26投入汽包水位计及电视摄像系统。
5.2.27除氧器冲洗合格后，除氧水箱水位正常，启动A、B汽泵前置泵运行，投入除氧器加热。水质合格后投入自动，水温根据汽包壁温加热至适合的温度。
5.2.28检查投入汽动给水泵油系统运行：
a）A、B小机油箱油温大于20℃，启动A、B小机排烟风机运行；
b）启动A、B小机交流油泵运行；另一台交流油泵、直流油泵投入联动备用。
C）投入A、B小汽机盘车。
5.2.29应检查确认高旁减温水电动门及调整门在关闭状态。缓慢开启A汽泵出口电动门，B前置泵打再循环，缓慢向锅炉上水。
5.2.30电泵投入倒暖系统置于备用。
5.2.31锅炉上水时，当空气门向外冒水1～2分钟后将其逐一关闭，汽包见水后开启汽包加药门，投定排程控冲放，联系化学化验水质。
5.2.32上水时应控制汽包上、下壁温差≯56℃，内外壁温差≯28℃。汽包壁温与上水温差偏大或冬季应适当延长上水时间，夏季不少于2小时，冬季不少于4 小时。
5.2.33当锅炉进水到汽包正常水位以下100mm水位时，校对汽包两侧水位计。根据汽包壁温上升情况，适时提高除氧器的温度，但应严格控制汽包上、下壁温差≯56℃，内外壁温差≯28℃，开启省煤器再循环。
5.2.34炉水品质合格后，投入炉底加热。
a）加热过程应缓慢进行，控制炉水饱和温度升温率≤28℃/h，控制锅筒上下壁温差最大≯56℃。
b）投入辅汽联箱至锅炉水冷壁加热，控制辅汽联箱压力不低于0.8MPa，注意不要发生水冲击。
c）加热期间汽包水位不断上升，在水位达+150 mm时，间断开关事故放水门维持正常水位。
d）当汽包压力达0.1MPa左右，水温达100～120℃时，解列蒸汽加热。
5.2.35通知油库值班员检查燃油系统，启动一台燃油供油泵，稍开炉前回油总门，记录（燃油系统CRT上）油罐油位，另两台供油泵投入联动备用。
5.2.36通知燃料值班员向原煤仓上煤。
5.2.37检查真空系统正常，关真空破坏门，A、B真空泵补水至分离器正常水位，投入冷却器冷却水，根据需要启动两台真空泵运行，凝汽器真空达到60KPa以上。
5.2.38启动一台轴加风机，另一台投备用，并调整轴封冷却器为微负压5～10KPa。
5.2.39稍开辅汽至轴封手动门，对主机和A、B小机轴封系统进行暖管。
5.2.40调整辅汽压力，开启辅汽至小机供汽手动门，开启A、B小机各电动门及疏水门，对小机辅汽供汽管路进行疏水暖管后逐步将一台汽泵冲转备用。
5.2.41通知值班员检查A、B侧空气预热器和 A、B侧送、引风机，投入风机油系统（油温低时，投入电加热）。
5.2.42检查轴封系统暖管正常，当轴封温度达150℃以上，投入轴封系统，设定轴封母管压力0.03MPa，关闭主机轴封暖管疏水门。查凝汽器真空-86KPa以上投入另一台真空泵联锁。
5.2.43开启主、再热蒸汽管道疏水。
5.2.44开启锅炉低温过热器环形集箱疏水。
5.2.45开启#1～6段抽汽管道疏水及四段抽汽至小机疏水、四段抽汽至除氧器供汽管道疏水门。
5.2.46投入A、B空预器运行，辅助电机投联动备用。
5.2.47启动一台炉膛火检冷却风机，另一台火检冷却风机投联动。联系热工维护人员投入火焰检测器运行，投入炉膛火焰电视。
5.2.48启动一侧吸、送风机运行，维持炉膛压力-100～-50Pa，风量控制在30～40%BMCR（310～360KNm3/h）。
5.2.49查炉膛吹扫条件满足，进行炉膛吹扫。
5.2.50炉膛吹扫完成后，始终维持炉膛通风量在350km3/h左右风量范围内。
5.2.51 CRT上调整锅炉燃油压力正常后，投入回油调整门“自动”。
5.2.52做燃油泄漏试验正常或执行跳过泄漏试验操作。
5.3锅炉点火后至汽轮机冲转（HP）
5.3.1询问化学给水品质合格，查“点火许可条件”满足，锅炉点火。点火时按先投下层，后投上层，先投对角后投全层的原则投入油枪，注意燃油压力。
5.3.2通知锅炉除灰值班员，启动一台轴封水泵，另一台投入备用。投入各灰渣泵冷却水。
5.3.3通知锅炉除灰值班员，投入冲灰水系统：联系灰场，启动回水泵投入灰场回水，开启循环水至冲洗水泵前池补水电动门、手动门补水至水位正常。投入冲洗水泵冷却水，检查轴承油位正常，启动一台冲洗水泵，另两台投入备用。
5.3.4关闭捞渣机放水门，开启捞渣机冲洗水补水门，开启冲洗水至捞渣机水封槽补水门及渣斗冲灰门，建立正常水封后，启动碎渣机、捞渣机运行。
5.3.5检查排渣泵具备启动条件，启动一台排渣泵运行。待灰渣泵前池水位正常后，根据排灰口地点启动单侧的一级和二级灰渣泵运行。
5.3.6投入省煤器落灰斗水封，开启下灰闸板，启动卸灰旋转阀运行；投入灰库气化风机及空气加热器。
5.3.7按《#1机组发变组恢复备用电气操作票》投入发变组恢复备用
5.3.8点火初期投入油枪后，开启回转式预热器吹灰的启动吹灰手动门，辅助汽源至预热器吹灰管道充分疏水后，对预热器进行连续吹灰。
5.3.9点火正常后，投入炉膛两侧的烟温探针，启动过程应密切监视炉膛出口烟温(后大屏底部)不超过538℃，直到冲转汽机冲转才能切除。
5.3.10检查开启汽机本体、蒸汽管道疏水阀。
5.3.11汽缸夹层加热装置暖箱，稍开进汽门，维持压力0.1～0.2MPa。
5.3.12锅炉升温升压：
a)控制燃烧率，升温、升压应按机组启动曲线进行，控制升温速率1.0～1.5℃/min，根据情况切换和增投油枪，保证炉膛出口烟温不超过540℃，以防止屏过管壁超温。
b)在升压过程中，保持水位的正常与稳定。
c)在升压期间，锅筒上下壁温差＜56℃，锅筒内外壁温差＜28℃。
d)在升压过程中，加强对过热器与再热器壁温的监视和控制，防止超温。
e)在升压过程中，记录各膨胀指示器的指示值，若有异常，查找原因，待消除后，再继续升压。
5.3.13主汽压力升至0.1MPa时，手动投入高、低压旁路，低旁50%，高旁20～30%。当汽压升至0.15MPa左右时，应关闭锅炉各放空气门以及过热器向空排汽。，并开启过热器与再热器系统各疏水阀门。
5.3.14压力升至0.4～0.5MPa，通知检修热紧螺丝，联系热工维护人员冲洗表管。
5.3.15高压调节阀壳预暖：在高压缸预暖期间，应对高压主汽阀壳预暖，预暖操作方法如下：
a)确认高压主汽阀和调节阀全关。
b)全开高压主汽阀壳疏水门。
c)将MSV－1高压主汽阀开启至预暖位置10%，这时要防止因调速汽门不严密而导致转子冲转，盘车脱扣。
d)当调节阀壳内外壁温差小于80℃，关闭 MSV－1高压主汽阀；当温差小于70℃，重新将1号高压主汽阀开启 至预暖位置，重复该过程，直至阀壳内外壁金属温度升至150℃以上。
e)预暖结束，关闭高压主汽阀。
f)关闭高压主汽阀壳的疏水阀。
5.3.16主汽压力升至1.0MPa，关闭锅炉各部疏水门（后烟井下部环形联箱疏水除外），并冲洗水位计一次。
5.3.17压力升至1.5MPa，联系化学投入连排，联系化学开始化验锅炉水质。
5.3.18当锅炉建立连续的给水流量之后，关闭省煤器再循环门，投给水调门单冲量自动调节。
5.3.19环境温度低于25℃，投入热风再循环。
5.3.20将条件具备的自动控制系统投入自动:
a)炉膛负压调节； b)一次风压控制； c)给水调节；
d)除氧器压力调节； e)除氧器水位调节； f)润滑油温度调节；
g)辅汽压力调节； h)部分基地调节。
5.4汽轮机冲转：高、中压缸联合启动（HP）
5.4.1操作员在CRT检查确认汽轮机冷态冲转条件：
a)主汽压力3.45MPa，主汽温度320～340℃，再热汽压0.1～0.2Mpa，再热汽温237～257℃。
b)凝汽器真空＜14.7KPa。
c)油系统运行正常，参数符合下列要求：润滑油压0.08～0.12Mpa，抗燃油压14.0Mpa，润滑油温40～45℃,抗燃油温40±5℃。
d)串轴、胀差在正常范围内，大轴弯曲值不超过原始值的0.03mm。
e)高中压外缸内壁上下温差＜42℃，高压内缸内壁上下温差＜30℃。
f)确认通风阀（VV）关闭。
g)蒸汽品质合格。
5.4.2将汽机启动控制方式选取为“自动”方式。
5.4.3在DEH画面上按下“挂闸”按钮，挂闸正常，查中缸主汽门自动开启，选择“高缸控制”查高压主汽门开启，GV自动处于单阀状态，
5.4.4设定目标转速500rpm，升速率100rpm/min，按“摩擦检查”键，再按“进行”键，机组按给定升速率升速，同时检查高缸排汽逆止门及各段抽汽止回阀处于可开启状态。
5.4.5在空负荷试运期间，进行机组轴系振动和瓦温监测，必要时进行处理，测取机组启动、升速、空载有关数据曲线，检查记录锅炉热膨胀情况。
5.4.6当汽轮机转速大于盘车转速时盘车装置应自动脱开，否则应立即脱扣停机，检查故障原因并排除后方可重新冲转。
5.4.7盘车退出后，汽机转速达500rpm时，进行磨擦检查：倾听机组声音应正常。
5.4.8汽机转速在500rpm，查高、中压调门关闭，转速下降停留不超过5分钟。
5.4.9投入汽缸夹层加热系统。
5.4.10中速暖机，设定目标转速1200rpm，升速率100rpm/min，转速1200rpm时在此转速暖机30min，检查顶轴油泵自动停止运行。
5.4.11中速暖机结束后，检查高压缸内缸内壁温度大于200℃，高、中压缸膨胀大于5mm，胀差及振动在允许范围内。
5.4.12设定目标转速2000rpm，升速率250～300rpm/min，将机组平稳升速至2000rpm，过临界转速时，机组轴承振动不大于0.1mm。在此转速下，应监视中压缸排汽口处下半内壁金属温度大于130℃，并保持暖机60min，在暖机结束时应满足：
a)高压缸内上缸内壁金属温度＞250℃。 b)高中压缸膨胀大于7mm。
c)高中压胀差小于+3.5mm并趋稳定。 d)振动在允许范围内。
5.4.13设定目标转速3000rpm，升速率100rpm/min，升速至3000rpm，在此转速下，空负荷暖机30min。
5.4.14在升速、暖机过程中，调整锅炉燃烧，按启动曲线控制汽温、汽压。
5.4.15当凝汽器内绝对压力小于14.7Kpa投入低真空保护。如排汽温度≥80℃时，低压缸喷水系统应自动投入，否则应手动投入。
5.4.16升速过程中的注意事项：
a)倾听汽轮机发电机组声音、转动部分正常。检查测量各轴承振动正常，在1200rpm之前轴承盖振动应小于0.03mm、在1200rpm以上应小于0.05mm；升速过程中应小于0.08mm、过临界转速时应小于0.1mm，，轴振动小于0.25mm。
b)严禁在临界转速附近停留。
c)检查、调整轴封正常。
d)注意凝汽器、各加热器、除氧器水位正常并及时调整。
e)检查润滑油压、各轴承油流正常，保持润滑油温40～45℃，抗燃油压正常、油温40～49℃。
f)注意轴向位移，缸胀、差胀正常。
g)注意蒸汽温升速度，汽缸各部温升速度及温差正常。
h)注意调整发电机氢、水冷却器进水，使各项温度不超限。
5.4.17就地或远方脱扣汽轮机，确认汽轮机脱扣机构和阀门关闭正常。
5.4.18重新挂闸，以200～300r/min升速率升速至3000rpm。
5.4.19检查主油泵出口压力正常，可停止交流润滑油泵运行，投入连锁。
5.4.20根据需要进行下列汽轮机试验：
a)根据《汽轮机喷油试验操作票》进行危急遮断器喷油压出试验。
b)根据《汽轮机高压遮断电磁阀试验操作票》进行高压遮断模块（HPT）电磁阀在线试验。
c)根据《汽轮机超速限制集成块（OPS）电磁操作票》进行超速限制集成块（OPS）电磁阀在线试验。
5.5.1机组进行并网带初负荷（10%）运行:
主汽压升至6.0 MPa，主汽温380℃，汽轮机3000rpm暖机良好，检查确认发电机组试验措施已恢复。
5.5.2机组参数达到并网条件，电气发“同期请求”信号，DEH确认后按“自动同步”按扭。投入自动准同期步序，观察发电机自动并网成功。机组自动带3%负荷。随机投入高低加运行，调整加热器水位。
5.5.3关闭锅炉后烟井下部环形联箱各疏水门。
5.5.4当空预器出口二次风温升至200℃时，可启动制粉系统，此时应有足够的油枪以保证三次风着火。
5.5.5机组并网后，检查并确认炉膛烟温探针正常退出。
5.5.6设定目标值30MW，以0.28MPa/min，速度升压，以1.5℃/min速度升温，升负荷率1MW/min，提升负荷至30MW。高低压旁路逐渐关闭。在此负荷下暖机60min，应监视中压排汽口处下半内壁金属温度大于170℃。
5.5.7调整发电机进氢温度 35-46℃，内冷水进水温在42～48℃，保持内冷水温度高于氢温2～5℃温度。
5.5.8一次风温达210℃以上后，检查具备投粉条件。查一次风机启动条件满足，启动一次风机运行，开启部分给粉机（2～4台）一次风门，调整一次风压至3.0～3.5kPa，投入一次风压“自动”。
5.5.9设定目标值60MW，视升温升压情况，增投油枪。
5.5.10粉仓有粉位至1.5米时,当“煤粉点火许可”条件满足后，可投运下层煤粉喷嘴。注意对角投入煤粉喷嘴，同层的一个对角中，单只喷嘴的运行时间不得超过10分钟 , 分别投入给粉机运行；
5.5.11当负荷45MW时，检查确认高压部分疏水阀门关闭，检查系统、设备运行正常。
5.5.12投入两台双轴搅拌机冲洗水，启动两台双轴搅拌机运行。
5.5.13启动一台干除灰空压机，其它空压机投备用，投入干除灰系统PLC程控。
5.5.14将条件具备的自动控制系统投入自动，并进行调整试验。
5.5.15凝结水精处理系统调整投运，汽水品质监督。
5.5.16当负荷升到60MW，维持此负荷30分钟，检查确认低压缸喷水阀关闭，同时检查确认中压部分的疏水关闭。进行高、低加汽侧冲洗。低加随汽机投运，水位调整至正常。
5.5.17执行专项操作票《厂用电切换操作票》，进行厂用电切换操作。（厂用电快切与备自投装置区别及原理详解）
5.5.18当负荷升到100MW左右，切换主给水管路。自动状态下，监视给水流量变化，必要时应予以干预，以防扰动过大。具体规定如下：
①在进行锅炉给水由旁路切至主路前，应将汽包水位控制在-40mm～-60mm之间。
②进行“给水由旁路切至主路”操作之前，应适当提高给水母管压力，保证给水母管压力与汽包压力压差2.0～3.0MPa左右。
③检查汽泵转速和给水旁路调门控制方式在自动状态，在各有关参数稳定的情况下，手动缓慢点开启给水主截止阀，确认锅炉总给水流量适当增加、给水旁路调门应缓慢进行关闭，再继续进行手动缓慢点开给水主截止阀的操作，直至给水旁路调门全关，完成整个操作过程。
④进行“给水由旁路切至主路”操作过程中，如发现有异常情况时，应将汽泵转速和给水旁路调门控制方式切至手动状态，使给水主截止阀和给水旁路调门的操作能够协调配合，维持总给水流量和汽包水位稳定。
5.5.19热工自动调节和控制系统投入、调整试验。负荷至60MW，给水三冲量自动条件满足，切调节门单冲量自动为三冲量自动。
5.5.20负荷升到20%B-MCR以上时，开启减温水总门并将过热器各级减温水及再热器调节挡板投入自动。
5.5.21锅炉洗硅、汽水品质调整。锅炉主蒸汽压力升至10MPa开始洗硅，控制炉水含硅量达到下一级压力允许值时（下表）才能继续升压。在炉水水质未合格之前，应控制主汽压力值。
|
主蒸汽压力(MPa) |
5.9～12.6 |
12.7～15.6 |
15.7～17.4 |
|
SiO2含量(mg/l) |
≤2.00 |
≤0.45 |
≤0.25 |
5.5.22当四段抽汽至除氧器压力＞0.2Mpa时，除氧器供汽由辅汽切为四抽供汽，除氧器转入滑压运行。
5.5.23当负荷达到75MW时，将另一台小机供汽管道疏水暖管后用四段抽汽低速冲转暖机。
5.5.24当负荷达到90MW时，检查确认低压部分疏水阀门关闭。
5.5.25轴封主汽汽源供汽控制站、辅助及再热汽源控制站和溢流站后疏水门保持正常疏水。
5.5.26当冷再压力达1.0Mpa，开启冷再至辅汽联箱进汽门，保持白鹤老厂来汽备用。
5.5.27从高到低依次投入高加运行水位自动，当三段抽汽压力比除氧器压力高0.1～0.2Mpa，高加疏水倒入除氧器。
5.5.28升负荷至105MW，暖机汽泵冲转至3000rpm备用。
5.5.29当高中压外缸下半外壁金属温度达350℃以上,高中压胀差正常，停汽缸夹层加热系统。
5.5.30送风机自动、氧量控制调节条件满足，投入自动。
5.5.31适当增投给粉机，适当减小油量，以0.1MPa/min速度升压，2MW/min速度升负荷，汽温维持480～500℃。
5.5.32当负荷达150MW时，调整一次风压“自动”设定值至4.0～4.5kPa。
5.5.33当负荷达150MW时，启动另一侧引、送风机并列运行
5.5.34负荷在150MW以上时增加负荷，升负荷率可选取为2MW/min。
5.5.35根据需要将高、低压旁路投入备用。
5.5.36当高压轴封母管压力升至0.05Mpa时，注意轴封汽源控制站自动关闭，溢流站自动开启，维持供汽压力0.05Mpa,轴封进入自密封状态。
5.5.37负荷150MW 将本机汽源汽泵并入。
5.5.38机组继续增加负荷至150MW以上时，根据燃烧情况,增投给粉机，逐渐退出各层油枪运行。
5.5.40当负荷在225MW以上稳定运行时：，
a）再热汽温达500～540℃，再热汽温自动条件满足，微量喷水减温自动。
b）当四段抽汽压力达0.6mpa时，辅助汽源由冷再切为四段抽汽供汽，注意辅汽压力、温度在规定范围内。
5.5.41排烟温度≥120℃或锅炉断油后，投入电除尘器各高压柜运行。
5.5.42负荷240MW炉洗硅运行，并进行以下工作：
a）真空严密性试验；
b）汽门活动试验；
c）试投CCS协调控制系统。
5.5.43当负荷升到90%时投入“顺序阀”方式运行。
5.5.44机组逐步带负荷至100%运行，机组达额定参数：主汽压16.7MPa,主、再汽温度540℃，系统全面检查与测量。
5.5.45机组100%额定负荷进行以下工作：
a）锅炉洗硅、汽水品质调整。
b）自动调节和控制系统投入、调整试验。
c）记录机组在100%负荷下运行时的参数。
d）机组全面检查一次。
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