安徽电气职院600MW超临界火电机组运行仿真实训指导03 600MW超临界火电机组全冷态启动操作卡.docx

第三章60OMW超临界火电机组全冷态启动操作卡一、启动前检查、试验及相关系统的投入1、厂用电系统（包括UPS及直流系统）运行正常；2、所有具备送电条件的设备均已送电；送电的次序是：U0V、220V直流系统（蓄电池组的操作）一一直流UPS系统的送电一500kV线路侧及主变、高厂变系统厂用6kV>380V工作段和汽机/锅炉MCC段汽机/锅炉保安段和直流系统工作电源的送电操作。3、投入循环水系统；4、投入开式水系统；5、投入工业水系统；6、投入仪用气、厂用气系统；7、凝结水补水箱补水；8、闭式水系统投入；9、投入汽机润滑油系统；10、投入发电机密封油系统；11、投入发电机氢气系统；12、投入内冷水系统；13、投入顶轴油系统；14、投入主机盘车；15、凝结水系统投入并冲洗：16、检查凝汽器热井水质合格，启动凝泵对凝结水系统和除氧器进行冲洗；17、开启除氧器至锅炉疏水扩容器放水门，投入除氧器水位调整门自动：18、除氧器排水水质达到Fe<300ppb,关闭除氧器至锅炉疏水扩容器放水门，开启除氧器至凝汽器放水门，19、凝结水系统及除氧器清洗完成，投入凝结水精处理。20、投入小机润滑油系统；21、投入小机盘车;22、辅汽联箱送汽；23、除氧器清洗完成后，启动除氧器再循环泵，投入除氧器加热，准备向锅炉上水；24、锅炉点火前8小时，通知投入电除尘灰斗、绝缘子加热和电除尘振打装置；燃油雾化蒸汽系统进行暖管、疏水。二、锅炉上水清洗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；2、上水前通知化学人员制水，加药系统应投运正常；3、质应为化验合格的除盐水，进水温度2070,进水方式根据实际情况确定，若锅炉原已有水，经化验合格，可进水或放水至储水罐水位12米处，否则须放尽炉水重新进水；4、进水应缓慢、均匀，上水时间夏季不少于2小时，进水流量8090th,其他季节不少于4小时，进水流量4045th,若水温与储水罐壁温接近，可适当加快进水速度；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；6、开启启动分离器储水罐排水至锅炉疏水扩容器电动门，关闭排凝汽器电动门，投入361阀自动；7、开启给水旁路调节门前、后电动门，适当开启给水旁路调节门；8、上水方式：采用凝泵、补水泵或电泵、汽泵前置泵上水。若锅炉为冷态，上水温度与启动分离器壁温差生40,采用凝泵或补水泵上水方式：9、上水操作：采用电泵、汽泵前置泵上水9.1 当给水泵入口水质达到FeVlooPPb,高加水侧走旁路；9.2 启动电泵或汽泵前置泵上水，调节锅炉给水流量至夏天8090th左右、其他季节4045th;9.3 根据辅汽压力尽量维持除氧器温度在8090C9.4 当储水罐见水后，放慢上水速度，加强监视；9.5 当储水罐水位达到12米，检查361阀开启，自动调节正常；9.6 关闭启动分离器前所有空气门，锅炉上水完毕；9.7 锅炉上水完毕后，全面抄录锅炉膨胀指示一次。10、锅炉冷态清洗11、冷态开式清洗锅炉厂家推荐的清洗时间及耗水量表新机组首次启动机组长期运行后和停排放方式冷态清洗热态清洗运时间超过150小时排锅炉疏扩约8.5小时/460010约5小时/26Oot排凝汽器约25小时约49小时约25小时三、汽机抽真空、送轴封1、汽机抽真空1.1 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；1.2 关闭凝汽器真空破坏门并注水；1.3关闭小机排汽蝶阀：1.4 启动真空泵对系统进行抽真空。2、汽机送轴封2.1 确认主机、小机盘车运行（小机盘车非必要条件，但是为防止小机轴封系统阀门内漏，建议送主机轴封前小机应在盘车状态）；2.2 确认轴封加热器水侧投入，有足够的连续流量；2.3 检查开启各路轴封供汽调整门前、后疏水门及各轴封进口滤网放水门，投入辅汽至轴封供汽调节站；2.4 稍开辅汽至轴封供汽电动总门进行轴封暖管；2.5 暧管结束关闭轴封滤网放水门及轴封系统所有疏水门，全开辅汽至轴封供汽电动总门；2.6 启动一台轴封风机运行，一台投入备用；2.7 低压轴封汽温150以上，并有14°C以上的过热度后，开启高、中压缸轴封进汽门及低压缸轴封进汽门；2.8 设定温度150,投入低压轴封减温水自动控制，维持低压轴封供汽温度150176。四、锅炉吹扫前的准备1、投入炉前燃油系统循环，炉前燃油压力2.5MPa左右；开启所有点火油枪和启动油枪进油手动门、压缩空气供气手动门、雾化蒸汽供汽手动门；2、投入锅炉捞渣机系统；3、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;4、启动风烟系统4.1 启动两台空预器运行；4.2 开启两台空预器入D烟气挡板和空预器出口一、二次风门，开启送风机出口联络门；4.3 启动一台引风机，缓慢开启引风机入口导向挡板，将炉膛负压调整至一5（k-100Pa;4.4启动一台送风机，缓慢将送风机动叶开度调整至30%,调整引风机入口导向挡板，维持炉膛负压一50一100Pa,调整炉膛风量30%40%BMCR。5、油泄漏试验5.1 开进油快关阀,管路充油：5.2 若在60秒内，油母管压力没有达到设定值（2.5MPa）,则充油失败，试验中断；5.3 否则，油压满足后，关进油快关阀，开始3分钟的油压监视过程。若在这期间，油母管压力小于设定值（ZlMPa）,说明管路有泄漏，试验中断；5.4 否则，3分钟后开回油阀，管路泄油，在10秒后关回油阀，开始5分钟的油压监视过程。若在这期间，进油快关阀前后差压低（小于0.05MPa）,说明进油快关阀有泄漏，试验中断;5.5否则，5分钟后整个试验成功。五、检查下列条件满足，启动炉膛吹扫1、点火油、启动油泄漏试验成功（或旁路）；2、无MFT条件存在；3、全炉膛无火；4、任一空预器运行；5、有任一引风机和送风机运行；6、两台一次风机全停；7、炉膛压力正常；8、燃油总跳闸阀、点火油跳闸阀、启动油跳闸阀均关闭；9、点火油、启动油回油电动门均关闭；10、所有油角阀均关闭；11、所有磨煤机、给煤机停运；12、所有磨煤机进口一次风电动隔离门、出口粉管关断门均关闭；13、所有燃烧器三次风门在开启位置；14、炉风量在30%40%范围内。六、锅炉点火1、吹扫结束，全面检查点火条件具备，开启燃油进油快关阀、回油电动门，检查燃油压力正常，燃油雾化蒸汽压力、温度自动控制正常；2、投入炉膛烟温探针；3、调整给水流量至402t/h、炉膛负压至一600Pa、总风量调整至35%；4、水质要求：省煤器进口水质含铁量FeV50PPb,分离器出口含铁量FeVlOOPPb;5、联系值班员到就地检查配合，依次启动B12-B34-D12-D34点火油枪；6、检查点火油枪燃烧良好，依次投入B、D层启动油枪运行；7、点火后投入空预器连续吹灰；8、投入高、低压旁路自动，检查高低旁蒸汽转换阀自动开启至预设的点火开度；9、调整燃烧，以不超过2.0/min、0.056MPamin的速率升温升压；10、过热蒸汽压力达0.2MPa时，关闭启动分离器后过热器空气门和过、再热器疏水门；11、再热蒸汽压力达到0.2MPa时，关闭再热器系统空气门；12、投入油枪的过程中要注意观察储水罐水位，在锅炉水冷壁汽水膨胀时要停止投入油枪，待汽水膨胀结束，储水罐水位恢复正常后再投入其它油枪；13、随锅炉的升温、升压，检查高、低压旁路阀逐渐开大；14、主汽压力到8.4MPa,检查高、低压旁路控制转入定压运行，全面抄录锅炉膨胀指示一次。七、热态清洗1、顶棚过热器出口温度达到190C,锅炉开始热态清洗，联系化学取样化验启动分离器储水罐水质；2、热态清洗期间应停止升温升压，可适当降低启动油压力，维持启动分离器水温在190±IOC范围内；3、启动分离器储水罐排水FeW50ppb,热态清洗结束，按原速率继续升温升压。八、机组启动升温、升压注意事项1、检查凝汽器疏水扩容器减温水自动动作正常，压力、温度不超限；2、监视水冷壁、启动分离器、过热器、再热器的金属壁温，注意其上升速率不超过2.0Cmin;3、检查高、低压旁路系统运行正常，旁路投入前确认高排逆止门关闭；4、注意监视辅汽联箱压力，调整除氧器进汽，维持给水温度80左右；5、注意给水自动动作正常，调节凝汽器、除氧器及分离器储水罐水位正常；6、启动过程中及时联系化学化验汽水品质；7、启动分离器升压至84MPa及额定负荷后全面检查锅炉的膨胀情况，并做好记录；8、在全部油枪退出前，空预器应保持连续吹灰，加强对空预器出口烟温的监视，发现报警应及时到现场检查，防止空气预热器再燃烧事故的发生；9、控制炉膛出口烟温V540C,当炉膛烟温大于580C,炉膛烟温探针应自动退出;10、锅炉升温、升压按冷态启动升温、升压曲线进行，符合汽机冲转条件。九、发电机恢复备用1、检查发变组所有工作票全部终结，安全措施均已拆除，现场相关技术交底及修试纪录齐全，设备具备投运条件；2、合上发变组控制、信号电源小开关，并检查主开关、励磁回路各开关均在断开位置；3、确认内冷水系统运行正常，投入断水保护、启停机保护；4、确认保护Al、Bl、A2、B2、C柜各保护按规定投入，各保护运行指示灯正常，各保护出口压板在投入位置；5、送上变送器、AVR加热及照明的UPS电源；6、送上AVR微机UoV直流电源：7、送上起励电源、励磁调节装置交、直流电源送上良好；8、检查励磁手操盘各参数在正确状态，无报警及故障信息；9、检查励磁系统各柜内保险完好无熔断；10、合上AVR柜内以下空气开关：QO3、QO5、Ql5、Q21、Q25、Q51、Q90、Q96；11、合上各功率柜内以下空气开关：QU、Q12：12、检查励磁手操盘无报警和故障信息：13、发电机中性点接地变恢复备用；14、发电机出口IPT、2PT、3PT恢复备用；15、确认发电机转速3000rpm并稳定后，合上发电机出口刀闸，并断开发电机出口刀闸和接地刀闸操作电源。16、送上发电机出口开关操作电源，发电机出口开关选择远控方式。十、汽轮机冲转准备1、DEH>ETS冲转准备：1.1 联系热控检查ETS控制柜中钥匙开关在正常位置；1.2 就地检查高、中压主汽门、调门在关闭状态，并与OIS站所显示的状态一致；1.3 在DEH控制总貌画面上检查确认以下显示：控制方式显示“自动IN"、旁路状态显示“BYPASSON”（旁路投入）、阀门方式显示“单阀IN”、OPC方式显示"OPCINSERVICEw（OPe投入）、“阀位限制极1.4限（VA1.VEPOSITION1.IMIT1.IMmNG）”读数为0；1.5 检查就地遮断手柄和注油试验手柄位置正确；2、汽机复置前，在DEH的手操面板上显示下列状态：2.1 汽机“遮断”按钮指示灯亮；2.2 汽机“复置”按钮指示灯灭。3、冲转前全面检查汽机有关操作面板，阀门位置及有关参数正常。3.1 主蒸汽压力8.4MPa,再热汽压力不0.728MPa,主蒸汽温度374C,再热汽温335C,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83C：3.2 蒸汽品质合格；3.3 凝汽器真空大于一85KPa；3.4 高压外缸上下壁温差小于50C,高压内缸上下壁温差小于35C；3.5 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：3.6 测量转子双幅偏心值不大于0.076mm；3.7 确认热控投入ETS系统正常，ETS无首出报警信号：3.8 确认所有抽汽管道及汽机本体所有疏水门开启；3.9 确认低压缸喷水控制阀前、后手动门打开，低压缸喷水控制阀投“自动”；3.10 确认交、直流润滑油泵、氢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3745C,各轴承回油正常，主油箱油位正常；3.11 投入EH油系统运行；3.12 确认密封油系统运行正常且发电机氢压在0.3MPa以上；3.13 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。十一、汽机冲转、升速、暖机1、启动氢密封油备用泵，检查低压保安油压正常，系统无漏油；2、复置汽轮机，检查OlS站DEH系统画面“遮断”信号消失、汽轮机已复置；3、检查低压保安油压、AST油压、OPC油压正常；4、就地检查中压主汽门（RSV）开启，开启高排通风阀；5、设定阀位高限120%,按“GO”键，检查高压调门（GV）全开；6、设置目标转速60OrPm、升速率100rPmmin,按“GO”键，汽机冲转；7、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；8、汽机转速升至600rpm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；9、摩擦检查正常后，机组重新复置、升速；10、汽机转速回升至60OrPm,保持4分钟，进行仪表检查。检查完毕后将控制方式由中压调门控制（IV）切换为高压主汽门中压调门联合控制方式（TV-IV）；11、全面检查机组正常，继续升速，设置目标转速295OrPm、升速率1OOrpmZmin,经确认后，按“GO”键，机组开始升速；12、依次投入#8、7、6、5低加水侧，开启#6、#5低加进汽逆止门、电动门，低加随机滑启，投入低加水位自动；13、高加水侧注水，正常后高加水侧投入运行；14、当汽机转速升至70OrPm时，检查顶轴油泵自停，注意机组振动，检查各瓦油膜压力、温度正常；15、转速260OrPm,检查低压缸喷水、凝汽器水幕保护自动投入；16、当汽机转速达到270OrPm时，检查主油泵工作正常；17、当汽机转速达到2950rpm时，进行阀切换，汽轮机转速控制从TV/IV（高压主汽门/中压调门联合控制）切换至GV（高压调门控制）方式；18、阀切换结束后，设置目标转速300OrPm、升速率50rpmmin继续升速；19、汽机升至300OrPm后，全面检查机组各参数正常；20高加随机滑启。依次开启三、二、一抽抽汽逆止门，开启#3高加危急疏水，逐台开启#3、2、1高加的进汽电动门，调节各高加水位正常；21、根据需要完成下列有关试验工作：ETS通道试验；危急保安器充油试验；OPe超速保护试验；电气试验。22、检查氢密封油备用泵、交流润滑油泵电流已下降，停止其运行；23、凝汽器真空正常后，联系热控投入低真空保护、热工保护，汇报值长机组可以并网。十二、汽机冲转、升速过程的注意事项：1、汽机冲转后，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、在冲转、升速过程中，注意各部声音、润滑油温、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；3、3（M）OrPm后可关闭高压主汽门前疏水门；4、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；5、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；6、检查高排逆止门开启，注意高排温度V427C,调节级与高排压比正常（1.7）,否则打闸停机；7、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：一阶临界转速以下时，8、轴承振动超过30m;过临界转速时，轴振超过254m;9、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；10、本机组升速过程中一般不需要暖机，但是在满足下列任一情况时，应在2340rpm进行适当时间的中速暖机：高压正胀差达到7.2mm；低压正胀差达到Umm11、维持真空正常,排汽温度不超过80C,冷再压力不超过0.728MPa,高排温度不超过427：12、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；13、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；14、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；15严密监测发电机本体无漏水、漏油、漏氢现象。十三、发电机自动升压1、确认汽机转速在300OrPm并稳定；2、在OlS站上检查发电机并网启动允许条件满足；3、检查AVR在自动方式位置；4、启动励磁系统程序励磁：5、检查发电机电压自动升至18KV以上，否则立即拉开磁场开关；6、将AVR投切开关切至空位置；7、检查发电机定子及转子回路绝缘情况应无接地现象；8、检查发电机定子三相电流为50A左右；9、发电机升压至20KV；10、检查发电机空载励磁电流、电压正常；11、检查发电机三相电压平衡；十四、发电机升压注意事项1、发电机未充氢、定子线圈未通水禁止升压；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、启停机保护；4、发电机转速达到额定并稳定后方可升压；5、检查发电机升压过程及并网前定子电流为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有定子电流，应立即灭磁。十五、发电机与系统并列1、SID自动准同期启动ass调速；投入准同期装置；检查发电机出口开关已合上并复位。2、DEH自动准同期同期并列应满足下列条件：发电机电压与系统电压差不大于5%：发电机频率与系统频率差小于0.15Hz：发电机与系统相序一致；相位差小于25°。十六、机组并列后的检查和操作1、并列后机组自动接带30MW的初始负荷：2、应适当调整机组无功，保证机组不进相运行；3、退出发电机启停机保护。4、将给水流量调整至475th;5、检查高排通风阀延时Imin自动关闭；6、投入氢气干燥器运行。十七、升负荷1、投入汽轮机功率控制，在DEH主画面设定暖机目标负荷30MW。冷态启动低负荷需暖机15分钟以上；2、在低负荷暖机期间应全面检查机组各项参数在正常范围之内，出现异常现象应及时分析汇报并加以消除；3、再热汽温与低压缸排汽压力应符合空负荷和低负荷再热汽温与背压的要求曲线：4、检查低压缸喷水减温投入，控制低压缸排汽温度80。5、低负荷暖机结束后，在DEH主画面设定目标负荷90MW,设定升负荷率4MWmin,逐渐增加机组负荷，控制主、再蒸汽升温率不超过2Cmin,检查高低压旁路控制主汽压力8.4MPa运行；6、启动第二台引、送风机，调节引风机入口导向挡板、送风机动叶，维持炉膛负压在60OPa左右；7、负荷至60MW后，检查汽机高压段疏水全部关闭；8、视情况投入过热器一级减温水，检查过热器一、二级减温水、再热器减温水调节阀均在自动位：9、负荷至90MW左右，检查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跟随模式；10、窗旁退出后检查其蒸汽转换阀和减温水门关闭严密,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；11、检查低压缸喷水自动停用，低压缸排汽温度正常；12、确认一次风机启动条件满足，启动两台一次风机，启动一台密封风机运行、调整一次风压、密封风压正常，投入一次风机、密封风机自动，投入密封风机联锁。注意调节引风，维持炉膛负压稳定在一60OPa左右：13、设定目标负荷180MW,设定升负荷率4MWmin,以不超过2°Cmin的主再热汽升温率，逐渐增加机组负荷；14、检查空预器出口二次风温度高于180C,启动C12-C34点火油枪，启动C制粉系统，调节炉膛负压至-50-100Pa范围；15、按l.lt/h/min的速率增加C制粉系统出力，当C层煤火检正常稳定后，停运C层点火油枪；检查层二次风调节挡板自动动作正常，各燃烧器二次风和三次风挡板位置正确，检查各油枪和煤粉火检强度充足、稳定；16、机组负荷至120MW,检查汽机中、低压段疏水全部关闭；17、四抽压力达Q147MPa,除氧器汽源切换至四抽，注意除氧器压力、温度、水位的变化；18、#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；19、机组负荷在150MW左右，检查启动分离器储水罐水位降至11.3m,检查361阀自动关闭，锅炉汽水从循环态转为直流态（湿/干态），投入361阀暖管系统运行；20、检查给水流量自动调节正常，当给水旁路调节门开度大于95%且给水泵转速达5500rpm,将给水管道切换至主给水运行；21、投入E12-E34点火油枪，启动E制粉系统，以1.lUh的速率逐渐增加E制粉系统出力，E层煤火检正常稳定后，停止E层点火油枪运行；22、调整C、E制粉系统出力一致后投入自动；23、启动第一台汽泵，并泵操作完成后，投入给水自动调节；24、将给水AVT（加氨、联氨）方式切至CWT（加氨、氧）方式运行，切换条件：锅炉负荷大于30%BMCR;省煤器入口给水电导率V0.15uScm:凝结水精处理100%投入。25、负荷180MW左右，轴封系统进入自密封状态，轴封辅汽供汽调节门应已自动全关，退出辅汽汽源，调整轴封进汽门开度，检查投入低压轴封减温水自动控制正常；26、负荷至180MW检查低旁逐渐关闭，高压调门开度增大至90%左右，机组转入滑压运行阶段；设定目标负荷350MW,设定升负荷率4MWmin,维持升温、升压率分别不超过2Cmin和0.2MPami11;27、根据氯量情况及时增加炉风量：28、视情况逐步停运D层启动油枪：29、负荷至240MW左右，启动F层点火油枪，启动F制粉系统，逐渐增加F制粉系统出力，当F层煤火检正常稳定后停止F层点火油枪运行：30、将运行的3台制粉系统出力调平后投入F制粉系统自动；31、负荷至350MW稳定后，检查第二台小机低速暖机已经结束，升速至300OrPm,并入第二台汽泵，停电泵备用；32、投入锅炉主控自动，确认机组在滑压运行方式，投入机炉协调控制；如送风自动控制经调试确认正常，投入送风自动控制；33、保持机组负荷350MW不变，停止B层启动油枪运行：34、所有启动油枪停止完毕，停止空预器连续吹灰，联系投入所有电除尘；35、启动A层点火油枪运行，启动A制粉系统，运行稳定后，停运A点火油枪，投入A制粉系统自动：36、全面检查机组稳定运行后，对锅炉受热面全面吹灰一次，抄录锅炉膨胀指示，确认锅炉各部膨胀正常；37、在CCS主画面设定目标负荷600MW,以协调方式下默认速率继续增负荷;38、启动D制粉系统，投入D制粉系统煤自动；39、启动B制粉系统，投入B制粉系统煤自动；40、负荷至540MW,检查机组转入定压运行方式；41、负荷至600MW,全面检查机组各参数正常；42、负荷至600MW,视情况可停止E制粉系统运行。冷态启动注意事项1、在整个启动过程中应加强对锅炉各受热面（尤其是水冷壁）金属温度的监视，防止超温;2、启动过程中应严格控制汽、水品质；3、机组点火、升压、冲转、并网、带负荷各阶段的操作，应按照机组冷态启动曲线来控制参数；4、升压过程中，应注意调整燃烧，确保燃烧稳定，保持炉内温度均匀上升，承压部件受热均匀，膨胀正常：5、注意控制启动分离器储水罐水位正常，361阀动作正常；6、电泵运行时，在锅炉点火后升压过程中应注意及时调整电泵转速，保证给水流量正常；7、机组启动初期及低负荷阶段，燃烧率的增加应平稳缓慢，尽量避免使用过、再热器减温水，防止喷水过早、过多造成水塞甚至汽轮机水冲击；8、启动过程中、后期，根据沿程汽水、管壁温度上升情况及时投用减温水：9、加强对空预器出口烟温的监视，发现报警应及时到现场检查；10、机组升负荷过程中，应严密监视机组轴封压力变化情况，检查其自密封切换正常，自密封切换过程中，及时调整轴封进汽分门：11、投运制粉系统时，应先投入点火油枪，在确认相应层煤火检正常稳定后，方可停运点火油枪；12、油枪全部退出后，方可停止空预器连续吹灰；13、负荷至350MW以上，对炉本体全面吹灰一次；14、机组正常运行后应检查关闭机组有关疏水；15、严密监视机组胀差、轴向位移及各轴瓦、推力瓦、轴承回油温度在规定范围内；16、在汽轮机升速过程中，应特别注意机组振动情况，当振动增加应降速或延长暖机时间，发现振动超限应立即打闸停机，严禁降速或强行升速；17、升负荷过程中，应根据汽机汽缸膨胀情况决定升荷率，当出现振动等异常情况，可根据需要及时稳定负荷，并延长暖机时间；18、注意监视凝汽器、除氧器、加热器的水位变化，及时调整，维持水位在正常范围之内：19、检查汽机调速系统动作正常；20、检查高、低压旁路系统动作正常；21、有功负荷增加速度取决于汽轮机，发电机定、转子电流的增加速度应均匀；22、加负荷时应监视发电机密封油、内冷水、氢气的压力、温度自动控制正常，冷却介质度及温升、铁芯温度、绕组温度及出水温度在正常范围内，无漏水、漏氢现象；23、加负荷时应及时检查励磁系统运行正常并及时调整发电机的无功负荷，使功率因数及发电机电压在规定范围内运行。