机组整套启动安全技术措施

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1、#2机组整套启动安全技术措施 批准： 审定： 审核： 编制：内蒙古能源发电杭锦发电有限公司运行部2016年07月目 录一、编制目的- 1 -二、整套启动人员的组织机构- 1 -三、汽机专业整套启动安全技术措施- 2 -1.汽轮机设备系统简介- 2 -2.调试内容- 8 -3.调试应具备的条件- 9 -4.汽轮机整套启动试运程序- 11 -5.汽轮机整套启动操作步骤- 12 -6.机组运行主要控制指标- 23 -7.停机操作- 26 -四、锅炉专业整套启动安全技术措施- 32 -1.安全措施- 32 -2.技术措施- 32 -3.注意事项：- 36 -五、电气专业整套启动安全技术措施- 39 -

2、1.防止重大恶性事故的主要内容- 39 -2.防止重大恶性事故的注意事项- 47 -3.防止电气重大恶性事故措施的学习- 48 -六、化学专业整套启动安全技术措施- 49 -1.机炉启动前的准备工作：- 49 -2.机组启动过程中的化学监督：- 49 -3.机组运行过程中的化学监督：- 50 -4.机组停运阶段的化学监督：- 52 -5.机组停运时的运行操作：- 53 -6.停炉保护- 53 -七、除灰专业整套启动安全技术措施- 54 -1.电袋复合除尘器启动前的检查；- 54 -2.电袋复合除尘器启动与运行- 56 -八、输煤专业整套启动安全技术措施- 58 -一、 编制目的为加强杭锦发电有

3、限公司2号机组的整套启动工作管理，使调试工作有组织、有计划、有秩序的进行，全面提高调试质量，确保机组安全、可靠、经济、文明的投入生产，特制定本调试措施。整套启动是全面检查机组设计、制造及安装质量的重要环节，是保证机组安全可靠地投产的重要工序。通过机组的试运，发现并处理设备系统存在的缺陷，调整各部运行参数，了解设备性能，掌握机组的运行特性，为机组的安全运行提供依据。本措施是依据国家及行业颁发的有关技术规程、标准，以杭锦发电有限公司及参建各方提供的工程相关技术资料为基础，并结合现场系统实际情况编写，适用于杭锦发电有限公司2号机组。整体试运是火电建设工程的一个重要阶段，其基本任务是按照国家标准和部颁

4、规程、规范及技术文件，依据设计和设备的特点，对各辅机设备及其配套系统、公用系统等进行调整、试验、试运，对暴露发现的设备设计、制造、施工安装问题提出整改技术方案和建议。措施的内容与电厂编写的有关规程原则上是一致，该措施在执行过程中如有异议，应与杭锦发电有限公司试运指挥部的组织机构协商解决。二、 整套启动人员的组织机构为顺利完成本次的调试任务，特设立整套启动指挥小组，组成人员如下：整套启动小组组长：任宝平整套启动小组副组长：裴俊国整套启动小组成员：陈金宝、呼铁成、付荣和、徐东荣、李瑞刚、刘建勋、刘蕾、耿玉辉、李建军、陈景森、贺军、赵志平、冯绍彬、张强、范金泽、王妍、王永忠、姬彦芳、李志刚、魏彪、张

5、亚峰、张鹏飞、郝睿三、 汽机专业整套启动安全技术措施1. 汽轮机设备系统简介内蒙古能源发电杭锦发电有限公司一期工程装机容量为2330MW，汽轮机由上海汽轮机有限公司生产，其型号是NZK33016.7/538/538，型式是亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、反动式、直接空冷凝汽式汽轮机。(1) 汽轮机主要技术规范：汽轮机型式亚临界、单轴、双缸双排汽、一次中间再热直接空冷凝汽式汽轮机汽轮机型号NZK33016.7/538/538产品编号D153-1制造厂上海汽轮机有限公司机组额定功率330MW最大连续功率 358 MW额定工况下净热耗8195.9kJ/kW.h工作转速3000rpm转向从汽轮

6、机端向发电机端看为顺时针主蒸汽压力16.7 MPa主蒸汽温度538再热蒸汽压力3.436MPa再热蒸汽温度538额定给水温度275.7空冷凝汽器额定背压13kPa空冷凝汽器额定阻塞背压 7.6 kPa空冷凝汽器夏季工况背压33KPa凝汽器冷却方式直接空冷主蒸汽流量1113.315t/h再热蒸汽流量874.08t/ h低压缸排汽流量687.044 t/ h低压末级叶片高度665mm补给水率0通流级数：高压转子：1+11 ，中压转子：12，低压转子：26抽汽级数：七级（三高、三低、一除氧）盘车转速2.51rpm汽轮机总内效率90.08%高压缸效率84.6%中压缸效率92.14%低压缸效率91.58

7、%(2) 汽轮机的临界转速转 子一阶临界转速r/min二阶临界转速r/min设计值设计值高中压转子1690大于4000低压转子1650大于4000发电机转子8502360(3) 汽轮机本体结构整个汽轮机由一个合缸的高中压缸和一个双流低压缸组成，高中压缸和低压缸均采用双层缸结构。高、中压转子是由整体合金钢锻件加工而成的无中心孔转子， 另用一短轴以螺栓连接在调阀端，端部装有主油泵叶轮和危急遮断器，低压转子同样也由合金钢锻件加工制成。高、中压转子和低压转子之间用刚性联轴器联接，低压转子与发电机转子之间也采用刚性联轴器连接。为了减小轴向推力，除高、中压通流部分设计成反向布置，低压通流部分设计成双流布置

8、外，还在转子结构上采用了平衡活塞。汽轮机整个通流部分共36级叶片，高压通流部分由1级单列调节级（冲动式）和11 级压力级（反动式）所组成。高压喷嘴组安装于蒸汽室，11 级隔板均装于高压静叶持环上，高压静叶持环由汽缸支承。中压缸全部采用反动式压力级，分成两部分，共为12级，其中中压第1至5级静叶装于中压#1 静叶持环上，中压第6至12级静叶装于中压#2静叶持环上。中压#1静叶持环装于中压内缸上，中压#2静叶持环装于高、中压外缸上。低压缸采用双流反动式压力级，共26 级。蒸汽从低压缸中部进入，然后分别流向二端排汽口进入下部排汽装置。因为对称双流，故低压转子的轴向推力基本平衡，在转子上产生的轴向推力

9、几乎为零。低压缸末级叶片的高度为665mm。汽轮发电机轴系被支承在7个轴承上，径向轴承承载转子的重量，还将轴系调整成如“链垂线”或垂弧线，使连接转子的联轴器接触面相互平行。高中压转子的1、2号轴承（无顶轴油）和低压转子的3、4号轴承采用可倾瓦式，它具有良好的稳定性，可避免油膜振荡。汽轮发电机轴系是由推力轴承轴向定位，推力轴承装于前轴承箱中。推力轴承采用自位式，它能自动调整推力瓦块负荷，稳定性好，通过推力轴承壳体的定位机构，可测量并调整推力轴承的间隙。在低压转子与发电机转子两联轴器间装有盘车装置。该装置齿轮同时也作为联轴器垫片调整汽轮机转子与发电机转子的轴向位置。盘车装置在启动时可自动脱开，同时

10、可手动或自动投入进行连续盘车。(4) 热力系统主蒸汽从锅炉经2根主蒸汽管分别到达汽轮机两侧的2个高压主汽阀（TV）和6个高压调节汽阀（GV）。并通过6根挠性导汽管进入设置在高压缸内的蒸汽室。6 根导汽管对称地接到高中压外缸上、下半各3个进汽管接口，然后进入喷嘴室和调节级再流经高压缸各级。高压第8级后向上的1 段抽汽口抽汽至#1 高压加热器。高压缸排汽从下部排出经再热冷段蒸汽管回到锅炉再热器。其中部分蒸汽由2段抽汽口抽汽至#2高压加热器。从锅炉再热器出来的再热蒸汽经由再热热段蒸汽管到达汽轮机两侧的2个再热主汽阀（RSV）和2个再热调节汽阀（IV），并从下部两侧进入中压缸。中压缸第5级后出来的一部

11、分蒸汽，经过高中压外缸下半的3 段抽汽口抽汽至#3高压加热器。中压缸向上排汽经1根中低压连通管分别导入低压缸之中部。同时，中压缸第9级后出来的蒸汽经过4段2个抽汽口，通过这个抽汽口将一部分蒸汽抽至除氧器、辅汽联箱。中压缸排汽的下部有2个对称的5 段抽汽口，通过这个抽汽口抽汽至#5低加。在低压缸调阀端和电机端的第 2、4级后分别设有完全对称的抽汽口，抽汽至低压加热器。其中，第2级后的6段抽汽口抽汽至#6低压加热器。第4级后的7段抽汽口抽汽至#7低压加热器。低压缸做完功的蒸汽经导流环流向两端的排汽口并进入排汽装置，排汽装置经过一根DN6200蒸汽管道分别供给6根蒸汽立管进入6根DN1600-DN2

12、400空冷凝汽器蒸汽分配集管进行冷凝。冷凝后的凝结水回到排汽装置热井，凝结水经凝结泵、轴加、低加、除氧器，再通过电动给水泵升压经高加送回锅炉。回热系统设有七级非调整抽汽，分别供给三台高加、一台除氧器、以及三台低加。高加疏水逐级自流至除氧器，低加疏水逐级自流至排汽装置。高、低加均设有危急疏水，在危急情况下疏水可直接进入排汽装置。给水系统配置两台50%BMCR容量的电动调速给水泵，正常运行中两台给水泵运行，一台电泵故障只能带50%额定负荷。(5) 旁路系统汽机旁路系统容量为锅炉额定出力的35%，采用两级电动高、低压串联旁路，运用电动执行器。可以实现空冷汽轮机的冷态启动、正常停机。允许主蒸汽通过高压

13、旁路，经再热冷段蒸汽管道进入锅炉再热器，再通过低压旁路而流入空冷凝汽器，满足空冷凝汽器冬季启动及低负荷时的防冻要求。通过DEH汽轮机可以实现不带旁路（旁路切除）启动，即高压缸启动方式，又可以实现带旁路（旁路投入）启动，即高、中压缸联合启动方式。机组配置有两台100%容量的变频调节凝结水泵，一台运行，一台备用。凝汽器中的凝结水经凝结水泵升压后，经凝结水精处理装置、汽封加热器、#7 低压加热器、#6低压加热器、#5低压加热器进入除氧器。另外有一路从轴封加热器后引出，经过冷渣器回到#6低加后的凝结水管道。2. 调试内容整套启动试运阶段是指设备和系统分部试运合格后，从炉、机、电等第一次整套启动时锅炉点

14、火开始，到完成满负荷试运移交试生产为止的启动试运过程，该过程可分为空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运三个阶段进行。空负荷调试是指从机组启动冲转开始至机组并入电网前，该阶段内进行的调整试验工作，主要包括下列内容：按启动曲线开机，机组轴系振动监测，调节保安系统有关参数的调试和整定，注油试验，电气试验，并网带初负荷，主汽门调门严密性试验，OPC 试验，电超速试验，机械超速试验。带负荷调试指从机组并入电网开始至机组带满负荷为止，该阶段主要完成的调试项目有：给煤系统和燃烧系统初调整，汽水品质调试，相应的投入和试验各种保护及自动装置，厂用电切换试验，启停试验，真空严密性试验，阀门活动试验，协调控制系统负荷

15、变动试验，RB 试验，甩负荷试验(参照原电力工业部部颁布的汽轮机甩负荷试验导则)等。满负荷试运指机组连续带满负荷完成 168 小时试运行。满负荷试运阶段需满足下列要求：发电机保持铭牌额定功率值、燃煤锅炉断油、投高加、投电除尘、汽水品质合格、按验标要求投热控自动装置、调节品质基本达到设计要求。其间，不再进行试验项目，机组须连续运行不得中断，但允许进行必要的运行调整。由于条件限制，本次调试的任务只做空负荷调试，汽机定速3000r/min。3. 调试应具备的条件1、机组整套启动计划方案、措施已报审批准，并按调试进度组织学习，向参与试运有关人员介绍交底。2、生产单位已将机组整套启动试运所需的规程、制度

16、、设备系统图、控制及保护逻辑图册、设备保护定值清册、现场日志、记录表格、运行操作工具、测试用仪表、安全用具等准备好。3、设备系统检查与核查：整套启动试运中投入运行的设备及系统（汽机部分参见下表），均经分部试运合格，并已取得验收签证。热控设备系统，经静态整定、开环试验、模拟试验、仿真试验、传动试验等测试检查，证明符合设计要求及验标规定标准， 已取得验收签证，符合投运要求。设备和系统内的监测仪表、远方操纵装置、灯光音响报警信号，事故按钮、顺序控制、保护联锁等，经调试、传动试验及系统检查完备合格，符合设计要求。整套启动试运中投入运行的电气设备及系统，经分部试运合格，已取得验收签证，符合投运要求。与机

17、组发送电量配套的输变电工程应满足机组满发送出的要求，且机组能满足电网调度提出的并网要求。参加整套启动试运的所有设备和系统，均应与运行中或尚在施工中的汽水管道、电气系统及其他系统做好必要的隔离或隔绝，设备所用电源均应为正式电源。环保设施及监测系统已按设计要求施工完毕，具备投运条件，启动试运所需的水、燃料(煤、油)、化学药品、备品备件及其他必需品均已备齐。4、整套启动试运中投入的具体设备及系统（汽机部分）辅汽供汽系统（邻机辅汽联络管道） 公用系统仪用和厂用压缩空气系统 公用系统辅机循环水及开式水系统闭式水系统真空泵设备和真空系统空冷凝汽器系统汽机轴封供汽系统轴加及疏水系统凝结水系统低压加热器及其疏

18、水设备系统高压加热器及其疏水设备系统除氧器系统电动给水泵设备及给水系统汽轮机本体及蒸汽管道疏水系统高、低压旁路系统低压缸喷水冷却系统润滑油及顶轴油系统及油净化装置EH 抗燃油系统及危急跳闸ETS 系统汽轮机调节保安系统发电机密封油设备系统发电机定子冷却水设备系统发电机氢冷设备系统机房排氢、排油烟设备汽轮机主、辅机各保护联锁装置控制盘运行监测信号系统4. 汽轮机整套启动试运程序依据启规（1996 年版）规定，整套启动试运只进行汽轮机组空负荷试验。调试阶段工作程序主、辅机进行各项电气、热工保护连锁试验，机、炉、电大连锁试验及高、低压旁路试验合格，柴油发电机带负荷试验正常。所有热工仪表投入，电动门、

19、调节门等送电，转动设备根据需要按电厂规程要求分别送电。投入汽轮机辅助设备及系统发电机进行氢气置换。调整润滑油压，盘车装置投入运行。确认一切正常后，投入汽封供汽系统，汽轮机抽真空。真空合格后，开启有关管道疏水阀，通知锅炉点火，投入旁路系统，汽轮机暖管。机组首次整套启动按首次冷态启动曲线冲转暖机，冲转前所有主机热工保护全部投入，升速至600r/min 进行摩擦检查，升速到2950r/min 进行阀切换，阀切换完成后升速至3000r/min，进行油泵切换试验，全面检查、测量、记录，作好振动监测，机组稳定运行1030min。手打危急保安器一次，而后立即恢复3000r/min，做注油试验。汽轮机停机消缺

20、，记录惰走时间（若汽轮机组无重大缺陷，可根据试运指挥部要求，汽轮机维持3000r/min）。再启动时机组采用热态启动方式（根据实际情况），升速、暖机。机组启动模式冷态启动：高压或中压的转子金属温度t150温态启动：高压或中压的转子金属温度150t300热态启动：高压或中压的转子金属温度300t400极热态启动：高压或中压的转子金属温度t4005. 汽轮机整套启动操作步骤机组首次整套启动采用操作员自动启动方式控制，采用高中压联合启动。 机组升至额定转速后进行就地和远方停机试验以及危急遮断器喷油试验，一切正常后恢复3000r/min。 (利用正常停机的机会测取转子惰走曲线)。机组首次冷态启动曲线参

21、见附图。锅炉点火前的准备工作压缩空气系统启动空压机向系统及空压罐充气至正常压力后，送上所有气动阀及执行机构的气源。空压机必须投入自动，保证压缩空气气源连续可靠。压缩空气系统应尽量消除外漏。补水系统联系化学向除盐水储水箱上水，投用水位报警装置，水箱水位正常后，启动除盐水泵向排汽装置上水。辅机循环水系统辅机循环水系统正常后，投入开式水滤网，根据需要向开式水用户供水，另一台辅机循环水泵投入备用状态。闭式水冷却系统闭式水系统补水正常后，启动一台闭冷水泵向闭式水用户供水，另一台闭式水泵投入备用状态。闭式水用户设计有温度自动的投入温度自动。运行中注意监视膨胀水箱水位自动情况。凝结水系统排汽装置水位略高于正

22、常水位，且通过锅炉上水泵给凝结水系统注水完成后，按照凝结水系统试运措施，启动凝结水泵，凝结水走凝结水精处理装置的旁路，凝结水再循环阀门全开。检查凝结水泵出口压力、流量、再循环自动均正常，检查泵的冷却水及机械密封是否正常，当凝结水水质不合格时，通过5 号低压加热器出口的排放管排出，在排放过程中应通过补水维持排汽装置水位。除氧器水位补至正常后停止补水，化验除氧器水质，若不合格，放尽除氧器内的水，重新上水。辅助蒸汽及除氧给水系统除氧器用于从给水中除去溶解氧及其它不凝结气体，其方法是用蒸汽直接接触给水，从而加热给水至除氧器运行压力所对应的饱和温度。机组启动前通过辅助蒸汽加热给水，从启动炉来汽向辅助蒸汽

23、母管供汽，控制高压辅助蒸汽母管压力在0.8MPa 左右，除氧器水质合格后，投入辅汽至除氧器加热电动门及调门，控制除氧器加热温度至100，加热投入时注意水温上升速度（不大于1.5/min）及除氧器振动情况、噪音情况、有无水击变形。锅炉上水启动除氧器上水泵给除氧器上水。待除氧器水位及温度满足锅炉要求后，启动电动给水泵给锅炉上水。给水泵的冷却水及机械密封冷却水由闭式冷却水供应，给水先走再循环，然后开启高加水侧空气阀，点动电泵出口电动门进行注水充压，充压后关闭空气阀，确认无泄漏后全开高加进出水门，高加水侧投入运行。润滑油及油净化系统检查润滑油箱液位，进行润滑油箱液位高低报警传动，液位报警设定值为正常液

24、位。启动交流润滑油泵向润滑油系统供油，润滑油温控制在43.348.9（油温低时可投入电加热器）。检查润滑油泵出口压力、母管压力和各轴承回油应正常，系统应无漏油。启动排烟风机后，调整油箱负压（油箱人孔盖板必须严密）。油泵启动后应检查主油箱油位在正常位置，当油位下降过多时应及时补入干净合格的油。润滑油冷油器切换时，必须检查并确保备用冷却器内空气排净且充满油。汽轮机油系统在机组运行过程中会因混入汽、水和其它机械杂质而使油质逐渐变坏，对机组轴承的工作产生不良影响，从而影响到机组的安全运行，因此机组配备了一套油净化系统。密封油系统启动空侧交流密封油泵，备用空侧直流密封油泵投入联锁备用。启动一台氢侧交流密

25、封油泵，另一台投入直流联锁备用。正常运行时，由主压差阀控制密封瓦处空侧油压高于氢压84kPa，当油氢差压小于56kPa 时，应发油氢差压异常报警，备用压差阀开启，维持油氢压差56kPa。顶轴油及盘车系统启动顶轴油泵，确认各轴颈顶轴油压。检查盘车启动允许，零转速信号正常，启动盘车马达，盘车马达运行后，盘车啮合电磁阀带电，检查盘车自动啮合情况，如果啮合成功，盘车马达则维持带电运行，如果啮合失败且零转速存在，则再次啮合。盘车投入应确认盘车马达运行指示灯及盘车啮合指示灯亮，测量盘车电流、大轴晃度，倾听机内是否有磨擦声音，记录投盘车时间与停止时间，首次启动要求连续盘车至少8 小时以上。当润滑油压低低或顶

26、轴油压低或盘车在脱开位置时，盘车马达应自动停运。盘车马达在故障状况时，可以通过就地手动间歇盘车，专用工具应放在盘车装置边备用。运行人员应具备在事故情况进行手动盘车的能力。盘车投入时应保证密封油系统正常运行，防止发电机密封瓦磨损。抗燃油系统检查抗燃油箱油位，确认正常，启动抗燃油泵，将抗燃油温度控制在3757范围内，由温度自动调节装置控制，备用油泵投入自动。当抗燃油温度高于57，冷却水电磁阀打开。当抗燃油温度低于37时，冷却水电磁阀关闭。检查抗燃油系统蓄能器充氮压力是否合格，并投入运行。观察及分析抗燃油系统内漏量是否正常。各投用设备及系统的检查准备按照机组启动要求检查各系统阀门和设备处于准备启动状

27、态，开启主蒸汽及再热蒸汽管道、抽汽管道的疏水阀，关闭各容器及水管道的放水门。旁路系统投入旁路系统，对高/低压旁路汽侧及减温水系统的隔离阀及调节阀进行开启、关闭活动试验，确认动作灵活可靠，对旁路系统的测点、联锁及保护进行检查，通过模拟试验确认旁路系统具备快开、快关功能，随时可以投入运行。进行热态旁路功能试验，确认各项功能正确可靠。DEH 系统静态试验在高压缸启动及高、中联合启动方式下分别进行挂闸、打闸试验，高/中压主汽阀、高/中压调节阀开关试验，主汽阀向调节汽阀切换，单、顺序阀切换试验，阀门活动试验，检查超速试验、转速控制回路，进行模拟升降转速试验、模拟升降负荷试验、电超速试验、模拟自动同期并网

28、带初负荷试验以及甩负荷试验等。DEH 转速控制精度应在2r/min 内，负荷控制精度应在1.5MW 内。ETS 保护传动试验（以DEH 最终逻辑为准）联系热工电气进行汽轮机跳闸保护传动，包括润滑油压低、真空低、轴向位移大、轴振动、电超速、抗燃油压低、发电机断水、手动打闸、DEH 跳闸请求、锅炉MFT、发电机跳闸等。汽轮机跳闸条件：a、飞锤动作薄膜阀动作打开b、就地拉跳闸手柄薄膜阀动作打开c、AST 电磁阀动作汽轮机跳闸后：a、MSV、GV、RSV、IV 快速关闭b、各抽汽逆止门、高排逆止门关闭c汽机跳闸，空气引导阀打开，高排通风阀打开油泵联锁试验进行抗燃油泵、润滑油泵、密封油泵联锁试验，完成后

29、投入联锁。当润滑油压低于0.08MPa 时交流油泵联启，当润滑油母管油压低于0.06MPa 时事故油泵联启，当EH 油泵母管油压低于11.03MPa 时EH 备用油泵联启，当油氢差压降至56KPa 时，备用压差阀自动开启。当油氢差压降至36KPa 时，备用直流密封油泵联启。（逻辑具体数值以逻辑定值为准）定子水系统启动定子冷却水泵，调整发电机进水压力和流量，定子水流量不低于55t/h,压力应大于0.1MPa，并维持氢压至少大于水压0.035MPa。在冬季应该注意内冷水温度不要过低。完成定子冷却水泵联锁试验。DEH 控制器盘面检查。完成机电炉大联锁试验。做好大轴晃度、胀差、轴向位移、膨胀等仪表的原

30、始读数。轴封系统进行辅汽至汽封系统管道暖管，当暖管充分后进行轴封母管暖管，同时往轴封系统供汽，启动一台轴封风机，调整轴封冷却器负压,另一台封轴抽风机投入备用联锁。开启轴封供汽调节阀，维持轴封汽压力至0.03MPa，低压轴封汽温121177，正常控制在149，并投入低压轴封汽减温水温度控制自动;汽封蒸汽温度要与转子金属温度相匹配，轴封供汽前应充分暖管疏水，轴封系统供汽时必须确认轴封加热器已经投入运行。为了防止轴封系统水进入汽轮机，汽轮机处于热态使用轴封汽源时，必须保证蒸汽为过热蒸汽，如果轴封蒸汽过热度低于14应报警。低压缸喷水阀开启逻辑:手动开启；低压缸喷水阀在自动方式，受排汽温度控制，排汽温度

31、大于93时由气动调节阀来调节。当转速大于2600r/min时，喷水阀进入自动状态发电机负荷大于15，联锁关闭。满足附录的背压曲线。启机前应确认喷水阀前后手动阀在开启状态。注意：喷水压力一般控制在0.17MPa，在检查低压缸喷水状况时，应调整压力及喷头角度，以达到较好的雾化效果。另外，在汽轮机低压缸喷水投入时，可以消除较高的排汽温度，但是可能存在着叶片流道温度高，有必要观察背压极限以免叶片的温度无法接受。为了防止汽轮机叶片的可能的损坏，在排汽缸不需要喷水时不要打开低压缸喷水。真空系统启动前应先送轴封，后抽真空，关闭真空破坏门，投入真空破坏门水封，启动两台水环式真空泵，随着真空的建立，逐渐开大轴封

32、供汽压力，最后将轴封压力调整门投入自动（控制范围0.020 0.030MPa 左右）。抽真空时间大约在30 分钟左右，当排汽装置到40kPa 左右，通知锅炉点火，一台真空泵作为备用。投入疏水扩容器减温水，按汽机疏水系统控制程序开启汽机侧各疏水门。空冷系统真空建立后，按顺序开启入口蝶阀，投入相应列的风机，维持机组背压。在冬季启动时应做好相应的防冻准备工作。冲转参数与主要控制条件主蒸汽压力： 冷态5.0MPa、温态7.0MPa、热态10.0MPa主蒸汽温度： 冷态340、温态360、热态490再热蒸汽压力： 最大不允许超过0.828MPa再热蒸汽温度： 冷态320、温态330、热态470背压： 3

33、0KPa 润滑油压0.0960.123MPa，润滑油温3845。在盘车状态下，转子偏心应小于0.076 mm并不大于原始冷态值的0.02mm。EH油压在14MPa左右。振动限额：轴振（峰峰值）达0.127mm报警，0.254mm停机，一阶临界转速以下，轴承振动不大于0.03mm，通过临界转速时轴承最大振动不超过0.1mm。轴向位移： 报警值：0.9mm 停机值： 1.0mm轴承回油温度： 报警值：77 停机值：82支持轴承温度： 报警值：107 停机值： 113推力轴承钨金温度： 报警值：99 停机值：107抗燃油温405高中压上下缸温差：下汽缸温度低于上汽缸温度42报警，56停机低压缸喷水装

34、置：转速大于2600r/min时投入，当负荷大于15%额定负荷时停止。高缸排汽温度： 报警值：400 停机值：427低压缸排汽温度： 报警值：90 停机值：121排汽压力： 报警值60 KPa(a) 停机值为65 KPa(a)。进汽前的启动程序检查控制系统处于“操作员自动”方式；检查“阀位限制”值为零；按“挂闸”按钮，汽轮机挂闸后，“汽机跳闸”信号应消失；将阀限值升高至100，检查高压调节阀应全开；检查汽轮机各主汽阀、调节汽阀状态是否正确；就地或主控打闸，检查所有阀门全部关闭；OPC 试验：机组挂闸后，投入OPC 保护试验，检查高压调节阀和中压调节阀应迅速关闭，各抽汽逆止门也应关闭。空气引导阀

35、将气源隔绝。切除OPC 保护试验，高压调节阀和中压调节阀应重新开启。机组冷态条件下启动高中压缸联合启动高中压缸联合启动（冷态启动）机组冲车参数的选择根据附录的曲线选择启动参数，在冷态启动工作区，一般选择为5MPa/320360，再热蒸汽0.8MPa/350。汽轮机挂闸，检查机组状态：汽轮机投入盘车，首次启动应至少盘车8小时；高压主汽阀，中压调节阀完全关闭；高压调节阀、中压主汽阀、应全部开启；真空破坏阀关闭；汽轮机所有疏水阀开启；真空尽可能高；通风阀开启；高排逆止阀开启；汽机冲转设置机组目标转速600r/min，升速率100r/min/min，使用IV 控制，升速；升速过程中检查汽轮机转速控制是

36、否稳定；机组达到600r/min 时，检查汽轮机运行状态，确认状态正常；就地打闸，确认机组跳闸，就地安排人员进行摩擦检查；确认机组状态正常后，重新挂闸，升转速至600r/min；机组转速升至600r/min 后，延时4分钟，控制方式由IV 切换为TV-IV 方式，TV 开始开启。升速到2950r/min，进行阀切换；进行阀切换前，检查蒸汽室内壁温度至少应等于主蒸汽节流压力相应的饱和温度。在画面上按下“TVGV 切换”按钮；切换过程中注意检查机组转速的控制情况，同时注意监视主、再热蒸汽的压力变化情况；阀切换完成后，以100/min/min 的升速率，将机组转速升高至3000r/min；机组定速3

37、000r/min，全面检查机组运行状况；检查完毕后，主控打闸一次，检查所有主汽门和所有调节汽门全部关闭；机组打闸后，转速目标值和设定值归零；机组重新挂闸，并定速3000r/min；机组定速后的检查和试验机组定速后的检查和试验油泵切换试验：确认主油泵和射油器已投入工作后，试停交流润滑油泵和密封油备用泵，检查润滑油压及挂闸油压是否正常。检查油泵在备用状态。机组在升速过程中，应经常巡回检查缸胀、缸温、胀差、轴向位移及机组振动情况，各轴承温度、推力瓦温度及回油温度等均不超限，氢密封油、润滑油及抗燃油系统运行正常，管道疏水通畅。每20 分钟记录一次启动运行参数与汽缸温度，分析汽缸金属温度变化及汽轮机膨胀

38、情况，及时调整，维持汽轮机的有关参数在限制值之内。机组在 3000r/min 时进行全面检查记录参数，注意调整润滑油温、抗燃油温、密封油温、氢温、风温。TSI 监视值应在允许范围内。危急保安器的喷油试验：喷油试验是在机组3000r/min 时进行，先将手动超速试验杠杆放置试验位置，试验过程中不得松开，然后慢慢开启来油试验阀向飞锤充油，当充油到脱扣手柄自动移到脱扣位置飞锤动作时，注意并记录充油压力、飞锤动作值、油温、转速，试验完成后恢复试验装置。根据需要将发电机压力升至0.31MPa，根据风温、水温及油温情况调整各冷却器的工作状态；全面检查各部参数正常， 汇报值长。6. 机组运行主要控制指标机组

39、正常启动、运行期间监测汽轮机主要参数应在规定的正常范围内。10.2 机组运行期间应按规定内容进行设备定期巡检及维护。当机组有超限项目报警时，应密切注意超限项目变化趋势，尽快找出异常原因并采取措施予以消除。一旦超限值进入停机值应立即打闸停机。机组部分异常运行工况应检查内容轴向位移大：检查主蒸汽和再热蒸汽参数以及真空是否有大幅波动；检查推力轴承温度、排油温度，确认钨金是否磨损。高中压缸胀差大：确认胀差方向，保持机组负荷，减小主蒸汽温度波动，检查高排温度；如正胀差增大，应降低主蒸汽温度或逐渐降低机组负荷；如负胀差增大，应提升主蒸汽温度或逐渐提升机组负荷，或采用其他措施提高汽缸温度。低压缸胀差大：保持

40、机组负荷，减小再热蒸汽温度波动，检查低排温度；降低再热蒸汽温度或逐渐降低机组负荷。振动大：注意各轴承的振动趋势，判断振动类型；检查下列指标是否正常：各轴承金属温度及进油温度各轴瓦油膜压力主蒸汽和再热蒸汽温度与汽缸金属温度是否匹配排汽装置压力，低压排汽温度高中压缸金属温差汽缸膨胀量与胀差停机时检查大轴弯曲值测量振动频谱和轴心轨迹若汽轮机启动期间振动过大，避免让机组运行在临界转速区。若振动过大发生在加载期，应停止加载维持机组原负荷运行，待查明原因并采取措施后再继续升负荷；如升速期间振动超限，应停机检查，不得降速运行。润滑油压低：检查主油箱油位；检查润滑油系统有无泄漏；检查主油泵运行是否正常。持轴承

41、金属温度及回油温度高：检查各轴承油膜压力；检查润滑油质是否合格；检查轴承进油温度是否正常；检查汽封漏汽是否严重。推力轴承金属温度及回油温度高：检查轴向位移是否过大；检查润滑油质是否合格；检查进油温度是否正常。主油箱油位异常：主油箱油位异常降低时，检查润滑油系统是否有泄漏；主油箱油位异常升高时，检查冷油器是否漏水，检查主油箱是否积水过多。排汽装置真空低：检查低压排汽温度是否正常；检查真空破坏阀是否关严；检查低压前、后轴封送汽压力是否正常；检查排汽装置水位是否正常；检查低压喷水是否正常。机组运行注意事项除紧急事故停机应立即破坏真空外，一般机组跳闸后仍需维持真空，直到机组惰走至300r/min 以下

42、。机组在电网解列带厂用电状态运行时，任何一次连续运行时间不应超过15min，在30 年运行寿命期内，累计不超过10 次。7. 停机操作停机有三种方式：滑参数停机：因检修工作需要，随蒸汽参数降低冷却汽缸，加快汽缸的冷却，转子可以使金属温度较快的降到较低的水平。额定参数停机：用于快速消除设备缺陷后机组的快速启动，使汽缸金属温度保持在较高的温度。事故紧急停机：机组在发生事故危急人身及设备安全状态下的快速停机，避免事故进一步扩大。停机的方式可根据不同情况，采用滑参数停机要求运行人员必须精心组织操作，机炉协调配合好，严格控制各参数的变化率。（一）、滑参数停机滑参数停机和额定参数停机前的准备工作：各辅机及

43、系统停止按各辅机调试措施（或运行规程）进行。汽机降负荷停机过程中，应与锅炉、发电机的停止密切配合。进行交直流润滑油泵、交直流密封油泵、顶轴油泵的启动试验，确认均可靠，可随时正常投入运行（可投入自动联锁）。辅助汽源已备妥，做好备用汽封、除氧器加热汽源的暖管工作。活动高中压主汽门调节门无卡涩现象。停机后若需排氢应备足二氧化碳（或氮气）。调节汽门在单阀方式或保持额定负荷时的开度，由锅炉控制燃烧量按照滑压曲线进行降压、降温、降负荷，此时必须监视高压内缸调节级后金属温度和中压缸第一级进汽金属温度变化梯度，300MW 至150MW 期间可通过协调设定降负荷率、目标负荷。降压降负荷按照“滑压停机曲线”来选择

44、参数。滑参数停机降温、降压、降负荷限制要求：主、再热蒸汽温度下降速度小于1/min；主、再热蒸汽压降速度小于0.098MPa/min；主、再热蒸汽过热度大于50；滑停过程中，注意汽温、汽缸壁温下降速度，汽温在10min 内急剧下降50，应打闸停机。在主蒸汽温度下降 30左右时应停止降温，5-10min 后再降温，目的是控制主蒸汽与再热蒸汽的温差，以及汽轮机的热膨胀和胀差。当调节级后蒸汽温度降到低于高压内缸调节级处法兰内壁金属温度 30时应暂停降温。降速过程中及时开启凝结水再循环门，以保证凝结水泵的正常工作及排汽装置水位。当新蒸汽压力降到 3.43-4.9MPa，蒸汽温度降到330-360，在定

45、压下将负荷降至5%额定负荷，检查机组无异常后打闸停机，高、中压主汽阀、调节阀和抽汽逆止阀均应全部关闭；汽机停机后，交流润滑油泵、备用密封油泵应自动联启，否则应立即手动启动，确认润滑油压正常。高排通风阀联锁打开，根据锅炉需要是否投入旁路系统。转速下降到2900r/min 时顶轴油泵应自动启动。汽机打闸后应同时开始记录转子惰走时间，每分钟记录一次转速、真空，绘制惰走曲线。在机组隋走到300r/min 时，打开真空破坏阀（如不停炉可不破坏真空），机组转速降至零时立即投入盘车连续运行。记录转子的偏心值及盘车电流值。在紧急情况下需要减少惰走时间，可在打闸后立即打开真空破坏门。真空到零时，停止轴封供汽，停

46、运轴加风机。投入连续盘车后，当高压第一级金属温度下降到 150以下可以停止连续盘车，改为定时盘180 度，直到第一级金属温度降到100停盘车、停顶轴油泵，当第一级金属温度达90以下，停润滑油泵，停排烟风机；在停机后，确认主机油箱内无油烟时，方可停运润滑油排烟风机。在降负荷，打闸停机期间应注意监视以下几点:在滑参数降负荷过程中，应密切监视振动情况，当发生异常振动时应停止降温、降压、打闸停机。滑停过程中，主蒸汽、再热蒸汽温差28，降温过程中再热汽温应尽量跟上主蒸汽温度。在滑参数降负荷过程中，应密切注意主汽温度的变化，必须保证56的过热度，不能为了加速转子冷却，主汽温下降过快超限。在降温降压的过程，

47、应特别监视高、中压转子有效温度、中压叶片持环温度变化情况。以及主汽门室、高、中、低压缸温及ATC 所显示的汽机各点金属温度下降率应正常。在盘车时如果有摩擦声或其它不正常情况时，应停止连续盘车，而改为定期盘车，若有热弯曲时应用定期盘车的方式消除热弯曲后再连续盘车4 小时以上。在停机后应1 小时记录一次汽缸金属温度、胀差、偏心度的变化，注意除氧器、排汽装置水位不可过高。（二）、紧急停机一般汽轮发电机组运行过程中，如发生以下严重故障，必须紧急停机：汽轮发电机组发生强烈振动，瓦振振幅0.10mm 或轴振振幅0.25mm；汽轮机发生断叶片或内部有明显摩擦撞击声，轴封或挡油环严重摩擦；汽轮机发生水击或主、

48、再热蒸汽温度10min 内急剧下降50以上；汽轮发电机组任意轴承发生断油烧瓦或回油温度升至75；汽轮发电机组任意支持轴承金属温度升至113或推力轴承金属温度升至107；汽轮机油系统发生火灾；汽轮发电机组润滑油压降至0.06MPa，启动交、直流辅助油泵无效；发电机氢系统发生氢爆炸；凝汽器真空急剧下降，真空无法维持；汽轮机严重进冷水、冷汽；汽轮机超速到危机保安器动作转速而机组保护未动作；汽轮发电机组厂房失火，严重危及机组设备安全；发电机密封油系统中断；主油箱油位低到保护动作值而保护未动作；冷却水中断且不能立即恢复；汽轮机轴向位移突然超限而保护未动作。（三）、异常停机注意事项机组试运过程中发生异常停

49、机，对以下几点应予以注意：停机过程中严密监视汽机各运行参数变化趋势，包括汽温、汽压、轴向位移、振动、胀差、真空和转速等。机组停机过程中，密切注视事故和故障的发展动态，采取相应措施，尽可能避免事故扩大化；汽机转速接近盘车转速时，注意盘车应自动投入，否则应及时手投盘车。盘车投入后注意盘车电流和盘车过功率保护，以确认汽轮机本体是否已受到损坏。一旦盘车无法投入，严禁强投盘车，应尽可能维持润滑油系统正常运行，保证轴承供油。而后手动试盘汽轮机转子，若盘的动则每10min 转子翻转180（若盘不动可适当延长时间直至盘动为止），直至盘车可以连续投运为止。此间，机组润滑油系统必须正常运行，否则不允许盘动汽轮机转

50、子。若汽轮机发生油系统着火或汽轮机房着火事故，在紧急停机过程中，应立即将发电机内氢气，通过氢系统排氢门排放到汽机房外，以防发生氢爆使事故扩大；汽轮发电机组异常停机过程中，应力保人身安全，尽可能避免或减少设备损坏。停机后，要尽快查找事故原因，采取必要措施。具体操作请参阅汽机反事故措施。四、 锅炉专业整套启动安全技术措施1. 安全措施在燃油系统操作平台摆放灭火器、沙箱等消防器材，防止油系统着火点火之前必须充分吹扫，防止炉膛爆燃爆炸。点火过程中严格按照冷态启动升温升压曲线执行，防止床温突升突降，合理调整风煤配比，控制床温上升速度，防止锅炉结焦。锅炉点火过程中，严格控制炉膛出口烟气温度不超过580，合

51、理使用再热器烟气调温挡板，保护再热器，防止受热面超温。在点火过程中，投入空预器连续吹灰，防止尾部烟道发生再燃烧。2. 技术措施(1) 点火前的准备：底料，点火前静止床层高度，应保持在800mm1200mm，这主要考虑到做冷态流化试验及点火过程中床料的消耗，一般到投煤时炉膛床压维持到6到8kPa较好。床层太厚，则Qbh升高，炉膛床压8kPa以上时，不仅使油枪出力增大，耗油量大，点火风道温度升高，延长加热时间，而且由于炉膛床层点火过程中处于微流化状态，有可能造成局部流化不良，点火后期低温结焦；床层太薄，炉膛床压3.5kPa以下，一方面床料蓄热能力不够，点火后期赶火升压，主汽温度迟迟上不来，延误并炉

52、时间，负荷也不易带上；另一方面易造成床面吹穿，流化不良，如果炉膛内存有大量未然尽煤，点火后期爆燃时，易造成高温结焦。根据点火需要，应及时排床料或补充床料。 床料粒度、给煤粒度极其粒度分布应合理 ，控制在08mm，1 mm以下分额应占到50%以上。对于床料一般使用筛分过的CFB锅炉炉渣，其粒度及其粒度分布易符合要求；对于给煤主要由一次破碎机筛分控制，主要目的细颗粒引燃性能好，粗颗粒做着火后期维持床温用。粒度太细，易使离开床层的可燃物热量Q4b损失增大，用于着火需要的热量Qbh减少。作好冷态流化试验，确定最底流化风速。试验结束后，检查床面应平整，不得有“凹凸”现象，防止点火过程中局部流化不良。油枪

53、雾化片应清洗，否则易造成油枪出力调整不灵敏。(2) 投油枪过程通过调整油枪出力及配风，初始温升率应控制在3/min左右。目的一方面控制点火风道、炉膛内耐火耐磨材料温升率不太大，以免造成裂缝或脱落。另一方面，由于床温与热烟气温度相差较大，温升率不会太小，由实际升温曲线看，投油枪过程中温升率较大。一般先点一只床上油枪，待床温变化率上升不太大时，可依次点燃第二支床上油枪。流化风量控制在910万Nm3/h，达到微流化状态即可。汽包壁温差应控制在50以内。由于循环流化床整个炉膛床温比较均匀，炉内床料蓄热量大，其水循环建立较快，点火过程中汽包壁温差一般能控制在30以内。如果给水温度较低，省煤器再循环管投入

54、，会造成给水短路，直接进入汽包内，在汽包压力1 Mpa以内，使汽包壁温差短时间超过50。快要达到投煤温度时，床上油枪的出力已较大，应控制床温小于1010 。一要合理调整流化风量及环形冷却风量,不能一味减少流化风量；二要调整油枪出力；三要巡操就地加强监视。投煤过程给煤机厂家的投煤条件之一为床温达到600。达到投煤条件后，可以启动给煤机投煤。一般投煤分为点动给煤、连续给煤两个阶段。点动投煤一般启动两台给煤机B、C，每次一台，点动2t/h左右,投煤35min，停止投煤，观察氧量变化及床温升率变化，一般当床温先降后升且逐渐增大，氧量下降时，可判断已着火，一般实际投煤至煤燃烧，使床温达到最大值需要4mi

55、n左右，注意在床温变化率下降时，及时点动投煤，反复几次使床温上升到650以上。其中氧量反映风与燃料配比，床温变化率反映热力着火第二个条件。连续投煤床温650以上时，可用一台给煤机连投25t/h左右的煤量，观察着火情况，当床温升率持续上升，能保持13/min的变化时，可判断已着火，否则应停止给煤机运行，进行点动给煤。一般冷态点火连续投煤时的床温比温态点火要高一些。两次床温跃升在达到730前的以上过程主要完成煤的燥和加热、挥发分析出及燃烧、少量细煤粒的燃烧。床温虽然不断上升，但煤并未完全燃尽，在床内积聚的焦碳较多。当床温730左右时，出现第一次床温跃升，床温升率可达6/min以上，这是煤粒膨胀及一

56、次破碎引起的。当床温800左右时，出现第二次床温跃升，床温升率可达8/min以上，这是由于达到煤粒的焦碳着火温度，积存的煤粒爆燃引起的。当出现床温跃升，流化风量不能加太快，应观察床温变化率的变化趋势，发现有下降趋势时，注意及时补充相应的煤量，否则出现Q2Q1， dQ2 /dTdQ1/dT的情况，由于CFB锅炉的热惯性大，致使床温下降较快，此点把握不好会使床温多次出现反复。在投煤过程中出现下列情况时，应对炉膛结焦的可能性高度引起注意，并积极采取措施：1）给煤机故障或其他原因，造成大量煤进入炉膛未燃烧，引起床温的持续下降及床压的快速升高。2）炉膛发生剧烈爆燃时，应根据情况果断停止所有风机运行，待床

57、温下降到较低时，重新置换床料，点火升压，这可能是防止结焦的最佳时机。3）在炉膛发生爆燃后，出现以下现象：（1）氧量较低，甚至到零后才恢复正常；（2）锅炉发生床温高MFT，床温超过1100（一般床温测点显示温度比床上温度低100150）；（3）床温测点分布不均，尤其存在床温测点偏高（超过950）且持续不降时；（4）床压、风室压力和布风板阻力出现了一些不对应现象，床压与风室风压可能一致。（5）增减煤量，床温、床温变化率、氧量和负荷等参数反映不明显。4）以上现象均是炉膛结焦的征兆，首先应增大一次风量，加强排渣，确定炉内的流化工况是否正常及是否存在结焦现象。如果判断为结焦而且排渣、置换床料后，各种参数

58、及炉内流化工况仍无好转，应紧急停炉，进行清焦作业，不得存有侥幸心理，使事故进一步扩大。(3) 停油枪过程：随着给煤量及流化风量的增加，床温800以上后，应逐渐降低床上油枪的出力，一方面避免煤与油争氧，一方面节省燃油量。床温达到790以上稳定运行时，可逐渐退出床上、床下油枪的运行。此时要注意监视两个特征参数：一是炉膛上部出口温度能否上来，二是炉膛出口氧量能否达到稳定预想值，它们都直接反映了炉膛内燃烧、流化工况的好坏，否则应补充床料、加强流化等手段达到理想燃烧、流化工况。3. 注意事项：点火前底料的厚度应保持在600800mm，床料及给煤粒度及其粒度分布应合理，投煤时炉膛床压维持到6到8kPa较好

59、。 如果给水温度较低，尽量不投入省煤器再循环管运行。为防止投油枪过程中床温上升较快，可调整油枪出力或不同阶段更换床下油枪的雾化片，使其出力依次增大。快要达到投煤条件的燃油过程中，对点火风道应加强监视，不应一味减少流化风量。要建立床温变化率的趋势概念，特别是床温的两次跃升之时尤为重要，流化风量不宜减的过快，且当床温变化率有下降趋势时，注意补充相应的煤量。炉膛爆燃时应根据情况果断停止所有风机运行，掌握防止结焦的最佳时机。爆燃后应根据参数综合判断，加强排渣，判断为结焦后，置换床料及排渣也不能使炉内流化工况好转，应紧急停炉，进行清焦作业，不得存有侥幸心理，使事故进一步扩大。点火后期，要加强对炉膛上部出

60、口温度、炉膛出口氧量两个参数监视，辅助判别炉膛内燃烧、流化工况的好坏总之本文通过实际点火过程的理论分析，提出了相应的注意事项，以避免点火风道烧红、炉膛结焦等事故的发生或点火时间的延长，以供业界同行参考。但影响点火过程的因素复杂，有待于进一步分析，使点火过程在规定时间内更加安全、平稳。 在起、停机过程中应用调整燃烧率来控制汽压上升或下降速度，应尽力维持燃烧稳定，增投或减少油枪、给煤机应缓慢，维持合适的汽压上升或下降速度，保证水位控制稳定。（起机过程还可以用向空排气、旁路系统作为辅助手段来控制汽压上升速度）。 目前在起机过程中大都采用起一台电泵运行的方式。在低负荷期间应适当保证电泵处于较高转速，将

61、电泵再循环切为手动，保持再循环一定开度，用电泵再循环来控制给水压力，要熟悉给水泵再循环的逻辑关系：当电泵流量低于220t/h，不论再循环是否在自动，将自动开启再循环，当流量继续下降至220t/h，若再循环在5s内开度小于5，则给水泵跳闸；当给水量大于220t/h时，再循环阀自动关小至全关闭。当出现给水流量小于蒸汽流量较多，汽包水位下降速度过快，应快速关闭电泵再循环加大给水量调节；当汽泵运行时出现给水量大于蒸汽流量，来不及调整汽泵转速，调整过程中始终注意给水量与蒸汽流量之间的平衡。切换给水管路时应注意给水流量波动不要太大。当需要由旁路切为主路运行时，可先适当关小旁路调节门，减少部分给水量，再开启

62、主路电动门，关闭旁路电动门，同时注意给水压力变化，由主路切旁路运行时，应先开启旁路电动门、调节门，使给水量略高于蒸汽流量，再关闭主给水电动门。切换过程中应仔细，防止给水流量中断和给水压力不稳；还应考虑给水压力对减温水量的影响，防止减温水中断。对于打过水压后的锅炉，由于过热器及再热器中存着较多的积水，此时启动存在着汽包压力上升快，而汽温上升速度慢，为了使汽温与汽压相匹配，建议在点火前全开过热器及再热器，主、再汽管道所有疏水门，进行充分疏水；点火后及时开启高旁、低旁阀，使过、再热器中的积水及时排走。 对于极热态机组，当汽机调跳闸，应立即关闭所有减温水调门及总门，并开启PVC电动门或旁路门（汽机允许条件下），开启过、再热器疏水门。减少过、再热汽温的下降，为短时间恢复作好准备。锅炉在点火前尽量开大旁路门降压，吹扫完毕后应立即投油枪点火，以减小炉膛热损失，并保持较高的氧量值，以使汽温尽快达到冲转参数。 在机组启动初期低负