STEAM) 1Q、1M、1N、1P，TURB2T 所有疏水）
当四段抽汽压力至0.147MPa时，除氧器汽源切至四抽供给，除氧器随机组负荷滑压运行，辅助蒸汽转为备用。TURB2D(HP HEATOR EXT) 4A、4B打开，E关上。 将过热器各级喷水减温投“自动”。（BLR1V(SH SPRY ATTEMP) 1B、3A、4A、6A、7A、9A打开，1A是联开门，不用打开，2A、5A、8A暂时不投自动，如果温度与升负荷曲线相比很高，可手动开启）
? 将高压加热器疏水切换至正常疏水方式运行。（TURB2F(DEA FEED WATER) 8H，汽
机就地高加抽汽系统所有就地门除jiudi0406，TURB2D(HP HEATOR EXT) A、B、C、D投自动，1A、1B、2A、2B、3A、3B打开）
4.1.6.13.确认给水由单冲量切至三冲量控制方式运行，电动给水泵置自动。（自动切换，不用操作，TURB2F(DEA FEED WATER) 4C、5C打开，2A为自动）
4.1.6.14. 设定目标负荷80MW或调度给定的目标负荷，升负荷率2MW/min，升负荷。（在DEH中操作）
（投油枪一只或两只）增加各制粉系统的给煤量，适当增加F、D、1C、B、1A开度。
机组升负荷达80MW时，冲转一台小汽轮机至3000rpm暖机。（TURB2J(BFPT1 LUBE OIL) A、2A、B，TURB2I(BFPT STEAM) 疏水门关闭，1A、1B、1H、2D打开，DEH小机监视A小机挂闸HPSV开目标值输入3000升速率200进行转速自动）
4.1.6.14. 当煤粉仓粉位达2m时，启动A、B一次风机，（BLR1B(BOILER FLUE AIR) 5B和6B AUTO、RESET、START）并分别缓慢开启入口调节挡板，（调节A的开度）待一次风母管压力>3Kpa时，分别开启C、D层燃烧器一次风门，（BLR1Y(FEEDER&PA CONTROL) 所有3E和4E）相应调节一次风压，始终保持一次风母管风压大于3KPa。投入一次风机热风再循环。（BLR1B(BOILER FLUE AIR) 5E、6E、6E、6F打开、A和B投自动）
4.1.6.15. 注意某一层煤燃烧器投运前，应保证该层附近层油枪至少有三支运行。且该层煤粉燃烧器全部着火2分钟后，方可分支退出邻近层油枪。(无操作)
4.1.6.16. 逐只投入C层煤粉燃烧器运行，调节好一次风压、二次风量，使省煤器出口氧量
在6.5%运行，同时控制好蒸汽温度。（BLR1C中看风量维持在30%－40%之间，BLR1Y(FEEDER&PA CONTROL) J、A 、I、E打开，3A、3B、3C、3D投自动，3S调节到10%，适当增加风量）
增加各制粉系统的给煤量，适当增加F、D、1C、B、1A开度
在给粉机投运时，应在最低转速稳定5分钟，根据燃烧需要适当提高一次风压，增加给粉机转速，并适当调节二次风量。
4.1.6.17. 逐只投入D层煤粉燃烧器运行。（BLR1Y(FEEDER&PA CONTROL) R、T 、K、M打开，4A、4B、4C、4D投自动，4S调节到10%，适当增加风量） 4.1.6.18. 设定目标负荷100MW，升负荷率2MW/min， 升负荷机组升负荷达90MW时，应进行如下工作：
? 检查厂用电切换条件，当条件满足时，厂用电切换至高厂变运行，投入高厂变A分支、
B分支的备自投装置联锁开关。(ELEC4B合2101,分2103,合2201,分2208, 6KV BUS A ATS BLK OUT 达到“NO”位，6KV BUS B ATS BLK OUT 达到“NO”位。
当冷再汽压达1.12MPa时，确认辅汽联箱汽源切换至冷再运行，停止启动锅炉运行，备用。TURB2C(AUXSTM) 1K打开，1B关闭
4.1.6.19. 继续升负荷，调节一次风压力，开启B层煤粉燃烧器二次风门和燃料风门，
（BLR1Y(FEEDER&PA CONTROL) 4个2E、P、S 、N、O打开，2A、2B、2C、2D投自动，2S调节到10%，适当增加风量）。增大二次风量，逐步增投B层煤粉燃烧器，降低燃油压力，调节好燃烧。
增加各制粉系统的给煤量，适当增加F、D、1C、B、1A开度
4.1.6.20. 机组负荷达100MW时，冲转第二台小汽轮机至3000rpm暖机。（TURB2K(BFPT2 LUBE OIL) 2A、2B、B，TURB2I(BFPT STEAM) 疏水门关闭，1C、1I、1H打开，DEH小机监视B小机挂闸HPSV开目标值输入3000升速率200进行转速自动）
4.1.6.21. 设定目标负荷120MW，升负荷率2MW/min，增加给粉机转速 机组负荷达120MW时，保持。并进行如下工作：
投入第一台汽动给水泵正常运行，并置该汽泵自动。（TURB2F(DEA FEED WATER) 3A，E开到5%，等到汽泵的出口压力大于母管压力时，打开6B，并调整E的开度与2A相近时，投入自动）
4.1.6.22. 调整一次风压，开启A层煤粉燃烧器的二次风门和燃料风门，增加二次风量后，逐只投入A层煤粉燃烧器。（BLR1Y(FEEDER&PA CONTROL) 4个1E、D、G 、B、C打开，1A、1B、1C、1D投自动，1S调节到10%），适当增加风量逐步退出油枪，同时调节两台一次风机入口挡板，调节B、C、D三层给粉机转速（BLR1Y(FEEDER&PA CONTROL) 2S、3S、4S适当增加），控制锅炉燃烧率，使主蒸汽压力上升不超过0.08MPa/min，温度不超过1.7℃/min。
4.1.6.23. 设定目标负荷160MW，升负荷率2MW/min
当机组负荷达160MW时，保持。增加给粉机转速，退出一只油枪，并进行如下工作：
调节第二台汽动给水泵转速，当汽泵出口压力略高于给水母管压力时，开启出口电动门，调平两台汽动给水泵转速，置自动。TURB2F(DEA FEED WATER) 1A，F开到5%，等到汽泵的出口压力大于母管压力时，打开4B 将电动给水泵置“手动”。TURB2F(DEA FEED WATER) 2A手动 缓慢降低电动给水泵转速，观察两台汽泵转速同步增加。（TURB2F(DEA FEED WATER) 2A降低）当电动给水泵最小流量阀开启时，关闭电动给水泵出口电动门（5B），将液力耦合器勺管位置调至最小位（2A到0），停运电动给水泵（G停止），将电动给水泵投自动。（G投入连锁）
设定目标负荷200MW，升负荷率2MW/min，增加燃料。?
当机组负荷达180MW时，根据燃烧情况逐步退出部分油枪运行。
随着负荷的增加，随时调整燃烧，关闭送风机、一次风机入口热风再循环门（BLR1B(BOILER FLUE AIR) 1D、2D、5F、6F）
随时注意励磁控制系统运行情况，使发电机出口端电压维持在20KV，无功负荷符合调度系统的需要。(ELEC4L)
4.1.6.24. 设定目标负荷240MW，升负荷率2MW/min?
根据汽温、汽压上涨情况及炉内燃烧情况，逐只投入E层给粉机运行。（BLR1Y(FEEDER&PA CONTROL) 4个5E、Q、H 、L、F打开，5A、5B、5C、5D投自动，5S调节到10%）
根据燃烧情况，逐支、对角退出油枪运行。
? 根据机组运行情况，启动第二台循环水泵运行。TURB2N（CIRCULATE WATER）2A、
3B、3D全开
? 过热汽喷水减温自动控制正常，（BLR1V(SH SPRY ATTEMP)2A、5A、8A投入自动）
再热汽温调节挡板自动控制正常，（BLR1W(RH SPRY ATTEMP) I投入自动）再热汽喷水减温在自动。（TURB2F(DEA FEED WATER) 1B、2B打开，BLR1W(RH SPRY ATTEMP) 1A、2A、3A打开，1B定值设为550度，投入自动。）
4.1.6.25. 当机组负荷达240MW时，检查轴封系统已自密封，辅助蒸汽转为备用。TURB2P(TURB STEAM SEL)1B关闭
4.1.6.26. 当四抽压力大于0.75MPa时，确认辅助蒸汽汽源切至四抽供给，冷再供汽转为备用。TURB2C(AUXILARY STEAM)1I打开，1K关闭
4.1.6.27. 逐渐增加送风量，提高一次风压，增加各层给粉机转速，控制负荷增加，控制汽压提升率小于0.1M Pa /min。
4.1.6.28. 设定目标负荷300MW，升负荷率2MW/min
增加给粉机转速，BLR1Y(FEEDER&PA CONTROL) ，使各层开度相近，逐支退出全部油枪，油压设定0.8MW，炉前大循环。同时注意汽温和汽包水位的控制。
确认风烟系统在自动运行方式，控制省煤器出口氧量在4.5%，排烟温度正常。BLR1B(BOILER FLUE AIR) 2C调节开度，使指令相等，将1A、2A、2C投入自动， ? 燃烧系统正常且处于自动运行方式，燃烬风挡板调至适当的位置。 确认给水系统自动运行正常，汽包水位正常。（已经投入）
确认主、再热蒸汽温度正常，过热汽喷水减温自动控制正常，再热汽温调节挡板自动控制正常，再热汽喷水减温在自动。（已经投入）
机组负荷控正常，凝汽器真空正常，机组效率良好。 汽轮发电机及励磁控制系统运行正常。 机组各辅助系统自动控制正常。
? 确认机组处协调控制方式运行。（当主汽压力为16.2Mpa,主汽温度为500度以上时，
负荷达到260以上时，油枪已退出，给粉机开度相近，调节MCSBOIL MASTER开度与给粉机开度一致，BLR1P(PULV COALFEED A,B) 2A、2B、2C、2D、2E投入自动，1A投入自动，MCSBOIL MASTER 投入自动，TURB MASTER投入自动，L投入YES，DEH控制回路功率回路推出，控制方式中CCS遥控， 此时显示为COORD MODE ， 4.1.6.30. 汇报值长，机组启动完成。 机组冷态启动曲线见附图1。
第二节 机组温态启动
4.2.1.机组启动前准备
4.2.1.1.机组启动前准备除给锅炉上水规定如下外，其他项目参照本规程4.1.1中各项启动前的准备工作。 4.2.1.2.锅炉上水
锅炉无压方式上水
a、 投入除氧器加热。除氧器水温应尽量与汽包壁温相近，使给水温度与汽包壁温差<30℃，最大不超过40℃。
b、启动电动给水泵，向锅炉上水至-100mm，控制上水时间夏天>2h，冬天>4h。 c、 启动除氧器上水泵向除氧器上水。 d、凝结水运行方式置“排放”方式。 e、 投入炉底加热蒸汽系统。 锅炉有压方式上水
a、 投入除氧器加热。除氧器水温应尽量与汽包壁温相近，使给水温度与汽包壁温差<30℃，最大不超过40℃。
b、启动除氧器上水泵维持除氧器水位正常。
c、 启动电动给水泵，向锅炉补水至正常水位，补水时应注意汽包上下壁温差的变化。 d、凝结水运行方式置“排放”方式。 4.2.2.机组启动前的检查
4.2.2.1.进行汽轮机、锅炉、发电机启动前的各项检查。 4.2.3.锅炉点火
4.2.3.1.操作员确认
顶棚过热器、包墙管环形集箱、低温过热器疏水手动门、电动门在全开位置。 汽包、过热器、再热器气门在全开位置，汽包压力>0.15MPa时，不允许开启排气门。
汽包水位正常。
主、再热蒸汽管道疏水门在全关位置。 二级旁路疏水门已关闭。 汽机本体疏水门在自动状态。
##
1 ~ 6段抽汽管道疏水门在关闭位置。 开启省煤器再循环门（无压启动时）。
确认机组所有保护（除低真空保护及机跳炉保护外）均已投入。
确认一台火检冷却风机运行，备用风机联动试验正常后，投自动备用。 确认火焰检测器运行正常。
4.2.3.2.进行A、B两组空气预热器启动前的检查，启动空气预器润滑油系统运行。 4.2.3.5.投入炉膛烟温探针运行。
4.2.3.6.启动A、B空预器，检查空预器烟气进口挡板，一、二次风出口档板应自动联开。 4.2.3.7.开启所有二次风门。 4.2.3.8.设定炉膛负压为-50Pa。 4.2.3.9.启动A、B引送风机运行。 4.2.3.10. 进行燃油系统泄漏试验。
4.2.3.11. 当燃油系统泄漏试验完成后，恢复燃油系统炉前大循环运行方式。
4.2.3.12. 确认油角阀前压力1.20Mpa，油温 ≥20℃，雾化蒸汽压力0.8Mpa，当炉膛吹扫条件满足时，进行炉膛吹扫（5分钟）。
4.2.3.13. 炉膛吹扫完成后，检查MFT已复位。 4.2.3.14. 投入F层两支对角油枪。
两支油枪投入时间间隔1分钟。 油枪每30min应轮换运行。
根据炉水温升率情况控制好燃油调节阀后油压。
4.2.3.15. 关闭二次风档板及燃烬风档板。关小F层油枪二次风门，使总二次风量降至20%。
4.2.3.16. 将再热器烟气档板关至最小位。 4.2.3.17. 通知煤控上煤。
4.2.3.18. 炉水温度≥90℃或炉水温升率至1.1℃/min时，退出炉底加热蒸汽系统运行。 4.2.3.20. 升温期间，应注意：
炉水温升率≤1.1℃/min。
控制炉膛出口烟温≤538℃，当炉膛出口烟温达538℃时，炉膛烟温探针应退出运行。
现场检查燃烧情况，以便将油压和空气量调节至最佳状态。 控制好汽包水位，注意汽包上、下壁温差≤40℃。 注意各级过热器及再热器的金属温度应均匀提升。 4.2.3.21. 当汽包压力上升达0.15Mpa时，应进行如下工作： 关闭汽包、过热器、再热器上所有排气门。 关闭省煤器再循环门。
4.2.3.22. 当汽包压力上升达0.2Mpa时，应进行如下工作：
根据厂用负荷及6KV母线电压情况，调节启/备变分接头位置，维持6KV母线电压在正常范围。
投入抽真空系统运行：
启动一台真空泵运行，备用泵投手动。
a、 启动一台轴抽风机运行，正常后将备用风机投自动。 b、 开启主、再热蒸汽管道疏水门。 c、 开启二级旁路疏水门。
d、 开启#1 ~ #6段抽汽管道疏水门及四段抽汽至小机、除氧器供汽管道疏水门。
e、 当凝汽器真空达-5Kpa时，微开辅汽至轴封手动门对主机及A、B小机轴封系统疏水暖管。
f、 当轴封疏水温度达110℃或疏水30分钟后，且主汽压力达1.5Mpa时，关闭主机和小机轴封暖管疏水门，设定轴封母管压力0.04MPa，低压轴封蒸汽温度150℃。开启轴封供汽手动门。
g、 关闭凝汽器真空破坏门。
h、 当凝汽器真空达－86Kpa时，备用真空泵转为自动备用。 每隔1小时对四根集中下降管定期排污一次。
4.2.3.23. 当锅炉各部分金属温度都随着主汽温度的上涨而升高时（3Mpa左右），关闭顶棚管过热器、包墙管环形集箱、低温过热器疏水阀。由主蒸汽管道疏水阀对整个锅炉部分暖管疏水。
4.2.3.24. 当炉水温度大于120℃时，控制蒸升压率≤0.05Mpa/min。
4.2.3.25. 根据锅炉燃烧负荷的需要，增投一支油枪，相应提高二次风量。 4.2.3.26. 将燃烬风挡板开启30%~40%，以限制炉膛出口烟温温升过快。 4.2.3.27. 按规定进行高压主汽门、高压调门严密性试验。 4.2.4. 汽轮机冲转
4.2.4.1.操作员在CRT上检查确认：
主机润滑油温38℃~49℃、润滑油压0.1~0.12MPa。 EH油温43~54℃，油压12.4~14.5MPa。
发电机密封油温度38℃，油压正常氢油差压0.085MPa，油水差压0.05MPa。 发电机定子冷却水工作正常，压力正常0.25MPa，水质合格。 发电机H2压力0.3MPa，纯度≥96%。 励磁系统设定正常。
盘车运行正常，大轴偏心≤0.076mm，转动部分无异音。 凝汽器真空高于－86KPa。 TSI信号正常。
轴向位移在±0.9mm内。 胀差在-0.75~15.75mm内。 汽缸上、下缸温差<42℃。
对照检查过热器出口及机前蒸汽温度差≤20℃。
主蒸汽压力5.0~7.0MPa，主汽温根据调节级后汽温查附图6确定，调节级后汽温T=高压内缸第一级金属温度+20℃。
4.2.4.2.检查发变组出口断路器在断开位置。
4.2.4.3.确认发变组出口断路器至待并母线侧隔离开关在断开位置。 4.2.4.4.关闭5%串级启动疏水门。 4.2.4.5.启动密闭油泵运行。
4.2.4.6.选择高排逆止门为自动方式。
4.2.4.7.确认立屏及CRT上无跳闸保护的报警信号（除低真空跳闸保护及机跳炉保护外）。 4.2.4.8.在DEH操作站CRT上，检查汽机挂闸条件满足，汽机挂闸。 确认中压主汽门全开。
300MW火电厂仿真运行操作流程
