机组冷态与热态启动。

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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。 1.1.1.1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。1.1.1.2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。1.1.1.3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1.1.1.4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。1.1.1.2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。1.1.2锅炉冷态清洗1.1.2.1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。1.1.2.2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。 1)分离器水位变化时，依靠贮水罐水位调节阀调节。2)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。3)报告值长锅炉冷态清洗完毕，具备点火水质条件。4)锅炉厂家推荐的清洗时间及耗水量：启动类型排放方式新机组首次启动机组长期运行后和停运时间超过150小时冷态清洗热态清洗排系统外约8.5小时/5000t(首次启动2.5天)0小时/0t约5小时/2925t排凝汽器约25小时/约14700t（首次启动约2.5天）约49小时/6700t（BCP解列时为28700t）（首次启动4天）约25小时/14700t1.1.2锅炉点火前的准备1.1.2.1投入炉前燃油系统，炉前燃油压力3.0MPa。1.1.2.2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。1.1.2.3投入锅炉捞渣机系统。1.1.2.4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。1.1.2.5启动两台空预器运行，开启其风、烟侧挡板。1.1.2.6通知灰硫投入电除尘一电场。1.1.2.7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。1.1.2.8启动选定的引风机，联开其入口挡板，调整炉膛负压至-20～-50Pa。1.1.2.9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。1.1.2.10启动选定的送风机，检查送风机的出口挡板联开。1.1.2.11关闭未投运的送、引风机的进、出口挡板，调节其动叶至零位。1.1.2.12调节运行送风机动叶，逐渐增加炉膛风量至25%B-MCR。1.1.2.13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。1.1.2.14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。1.1.2.15充分疏水暖管后投入二次风暖风器系统。1.1.2.16做燃油泄漏试验（试验方法见8.7.5），并确认试验合格。1.1.2.17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。 1.1.1锅炉点火1.1.1.1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。1.1.1.2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。1.1.1.3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。1.1.1.4一次风机启动正常后，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。1.1.1.5通知灰硫退出电除尘一电场。1.1.1.6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。1.1.1.7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。1.1.1.8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。1.1.1.9检查油枪燃烧良好，燃油母管压力正常，火检运行状况良好。1.1.1.10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。1.1.1.11点火后投入空预器连续吹灰。1.1.1.12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。1.1.2锅炉升温升压1.1.2.1调整燃烧以不超过2.0℃/min、0.056MPa/min的速率升温升压。1.1.2.2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。1.1.2.3随锅炉的升温、升压，检查高、低压旁路阀逐渐开大。1.1.2.4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。1.1.2.5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。1.1.2.6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。1.1.2.7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。 1)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。2)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℃。3)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。4)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。5)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。6)按升温升压曲线要求，调整燃烧及风量。7)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℃。1.1.2热态清洗1.1.2.1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。1.1.2.2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。1.1.2.3联系化学值班员取样化验分离器贮水罐水质。1.1.2.4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。1.1.3热态清洗注意事项1.1.3.1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。1.1.3.2热态清洗时，清洗水全部排至凝汽器。1.1.3.3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。1.1.3.4热态清洗期间控制炉膛出口烟温＜580℃。1.1.3.5水质不合格严禁锅炉升温升压。1.1.4汽轮机启动原则1.1.4.1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℃。1.1.4.2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。1.1.4.3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。 1.1.1汽轮机冲转条件：1.1.1.1联系热控投入ETS系统。1.1.1.2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。1.1.1.3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”。1.1.1.4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。1.1.1.5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℃。1.1.1.6蒸汽品质合格标准：项目单位标准值电导率μS/cm＜0.5SiO2μg/kg＜30Feμg/kg＜50Na+μg/kg＜201.1.1.7凝汽器真空大于－85KPa。1.1.1.8高压外缸上下壁温差小于42℃，调节级上下壁温差小于30℃，中压进汽口上下壁温差小于42℃。1.1.1.9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。1.1.1.10测量转子双幅偏心值不大于0.076mm。1.1.1.11确认所有抽汽管道及汽机本体所有疏水门开启。1.1.1.12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。1.1.1.13确认EH油系统投运正常。1.1.1.14确认密封油系统运行正常且发电机氢压在0.3MPa以上。1.1.1.15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。1.1.1.16确认热工保护在退出位。1.1.2汽机冲转、升速、暖机1.1.2.1启动高压密封油备用泵，检查出口油压正常，系统无漏油。1.1.2.2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。1.1.2.3DCS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。1.1.2.4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。 1.1.1.1DCS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%。1.1.1.2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。1.1.1.3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。1.1.1.4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。1.1.1.5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。1.1.1.6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。1.1.1.7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。1.1.1.8设定目标转速2000r/min，升速率100r/min，确认后升速。1.1.1.9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。1.1.1.10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。1.1.1.11#2高加汽侧预暖，疏水通过危急疏水管排至凝汽器。1.1.1.12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）。1.1.1.13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。1.1.1.14转速2600r/min，检查低压缸喷水、凝汽器水幕保护自动投入。1.1.1.15当汽机转速达到2700r/min时，检查主油泵工作正常。1.1.1.16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。1.1.1.17阀切换结束后，设置目标转速3000r/min、升速率50r/min继续升速。1.1.1.18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。 1)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。2)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。1.1.1.2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。1.1.1.3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。1.1.1.4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。1.1.1.5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。1.1.1.6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。1.1.2机组并网及带初负荷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。1.1.2.2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AVR在自动方式；d)启动发电机顺控并网程序； a)检查灭磁开关已合上；b)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；c)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；d)检查发电机定子三相电流均为50A左右；e)发电机升压至20kV；f)检查发电机空载励磁电流、电压正常；g)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AVR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。1.1.1.3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。 a)禁止其他同期操作。1.1.1.2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。1.1.1.3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。1.1.1.4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。 1)投入绝缘过热监测装置。2)投入氢气干燥器运行。3)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。4)发电机集电环碳刷、大轴接地碳刷工作正常。5)微正压装置及时停运。1.1.1.2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。1.1.2机组升负荷1.1.2.1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。1.1.2.2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。1.1.2.3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。1.1.2.4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。1.1.2.5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。1.1.2.6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。1.1.2.7升负荷至180MW1)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。 1)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。2)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。3)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。4)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。5)负荷至102MW后，检查汽机高压段疏水全部关闭。6)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。7)#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。8)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。9)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。10)负荷180MW根据调令投入PSS及500KVAVC装置运行。11)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。12)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。13)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。14)根据锅炉燃烧情况，开始逐步退出油枪。15)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。16)机组负荷至202MW，检查汽机中压段疏水全部关闭。1.1.1.2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/min1.1.1.3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。1)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。2)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。3)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。4)在机组负荷达到300MW，视真空情况投运第二台循环水泵。5)机组负荷至302MW，检查汽机低压段疏水全部关闭。6)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。7)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。1.1.1.2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。1.1.1.3冷态启动升负荷、升温、升压参数 负荷MW升负荷时间min暖机时间min主汽压力MPa主汽温℃再热汽温℃0～303158.0～9.035533530～18050/8.0～9.0355～450335～415180～30050/9.0～16.2450～515415～475300～60042/16.2～24.2515～566475～5661.1.1机组启动过程中的注意事项：1.1.1.1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。 1)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。2)严密监测发电机本体无漏水、漏油、漏氢现象。3)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。1.1.1.2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。1.1.1.3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。1.1.1.4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。 1.1.1.1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。1.1.1.2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“AVR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。1.1.1.3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。1.1.1.4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。1)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。2)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。1)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。2)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。3)锅炉做好快速升负荷的准备。