300MW机组运行规程(锅炉部分)
300MW机组电气运行规程
第一章发电机运行规程1 设备规范1.1 发电机规范:1.2 主励磁机规范:1.3 副励磁机（永磁机）规范:1.4 旋转整流盘规范:1.5 励磁调节器规范:2 发电机组运行方式：2.1 发电机正常运行方式：2.1.1 正常情况下，发电机应按其出力曲线运行，但进相运行时，应执行发电机进相运行规定。
2.1.2 发电机定子电压允许在额定值的±5%范围内变化(21～19KV)，相应定子电流可在额定值的±5%范围内变化(10698～9680A)，当功率因数为额定值时,其有功功率不变。
2.1.3 发电机运行电压最高不得超过额定值的110%(22KV)，最低运行电压不能低于额定值的90%(18KV),此时应满足电网稳定运行的要求。
当发电机的电压下降到低于额定值的95%时，定子电流长时期允许的数值，仍不得超过额定值的105%。
2.1.4 发电机允许在三相不平衡电流下运行，但定子各相电流之差不得超过额定值的8%（815A），且最大一相不超过额定值。
2.1.5发电机功率因数正常按迟相运行。
当发电机励磁调节器在手动方式运行时，发电机功率因数不得超过迟相0.95，即无功功率不低于有功功率的1/3；当发电机励磁调节器在自动方式运行时，发电机可以在功率因数为1的情况下运行，当220KV母线电压超过允许值且发电机满足进相运行条件时，可按进相运行规定进相运行。
但发电机的功率因数不易长期超过迟相0.98。
2.1.6 发电机频率应保持在50Hz运行，其变化范围不超过±0.2Hz。
2.1.7 运行中应严密监视发电机及其辅助系统参数在规定范围内(至少每小时检查一次)，若参数与正常模式参数相比较有较大变化，应认真分析原因，及时汇报领导并采取措施。
发电机及其辅助系统运行参数按下表规定执行：2.1.8 发电机定子绕组在事故情况下允许短时间过负荷运行；发电机每年过负荷不得超过两次。
对于其它允许过电流时间与过电流倍数可用下式计算：（I*2－1）ｔ＝37.5S式中：I*－定子过电流的标么值；ｔ－持续时间，适用范围10～60S。
300MW 级锅炉运行导则
本导则的编写主要以国产 300MW 级亚临界自然循环、控制循环、直流燃煤锅炉为主，
具有原则性、通用性和实用性。
根据电力工业部文件(电技［1997］68 号)，《300MW 级锅炉运行导则》经审查通过，批
准为推荐性标准。本导则代替 SD195—86。所有报批的 300MW 机组锅炉运行规程均应符合
本导则。
良好，支吊架齐全，外部颜色标记符合(80)电技字第 26 号《电力工业技术管理法规》(试行)
的规定。
5.1.3.3 各部膨胀指示器安装齐全，安装位置正确，指示刻度清晰，无任何影响膨动力设备的动力电源及操作电源、仪表电源。投入相关仪表、各
种联锁及保护。
5.1.1.3 大、小修后的锅炉，所有热力机械工作票已注销，临时设施已拆除，冷态验收合格。
5.1.1.4 动力电源可靠，备用电源良好。主控室表盘仪表齐全，校验合格，现场照明及事故
照明、通讯设备齐全良好。
5.1.2 锅炉酸洗
大修后的锅炉或改动受热面的锅炉应经过水清洗或酸洗。必要时对过热器要进行反冲
洗。对废液、废水的排放要制定专门处理措施，如未经处理，不允许排入江、河、湖、海，
——压缩空气系统的转动机械；
——除灰、除渣系统的排灰泵、捞渣机、碎渣机等；
——电气除尘器振打装置、电场升压试验；
——蒸汽吹灰系统的吹灰器电动机等；
——烟温探针进、退试验。
与上述各辅机配套的冷却系统、润滑系统、液压系统及遥控机构都应试运行合格。
5.1.5 水压试验
5.1.5.1 水压试验的压力和规范
a)大、小修或因受热面泄漏检修后的锅炉一般做额定工作压力的水压试验。
5.1.5.2 水压试验范围 a)省煤器、水冷壁及过热器部分，即给水泵出口至汽轮机电动主汽阀前。 b)再热器部分，即汽轮机高压缸排汽逆止阀后至再热器出口。
300MW机组电气运行规程
Q/FCD-J030-2000第一篇发电机及励磁系统运行规程1 发电机的运行维护1.1 发电机技术规范1.1.1 发电机铭牌型号QFSN-300-2额定容量353MVA有功功率300MW无功功率186MVAR额定定子电压20KV额定定子电流10189A相数3相频率50HZ功率因数0.85（滞后）转数3000转/分接线方式YY冷却方式水氢氢短路比>0.5 效率98.85% 1.1.2 技术参数绝缘等级 F额定进风温度46℃额定励磁电流2510A 额定励磁电压302V 空载励磁电流987A 空载励磁电压113V三相不平衡负荷运行能力稳态I2* =8% 暂态I22*t=10秒定子绕组冷却水额定流量55m3/t定子绕组额定进水温度45～50℃额定运行氢压0.31MPa氢气纯度≮95%冷氢温度46℃漏氢量10m3/天允许断水时间＜30S发电机机壳容积68M3（不带转子时）制造厂家上海电机厂温升规定：（1）额定氢压0.31MPa，冷氢温度为46℃，电阻法测量转子的平均温升不大于64℃。
（2）定子铁芯在冷氢温度为46℃时，用热电偶测得最高温升不大于74℃。
（3）在定子绕组冷却水进水温度不大于50℃时，定子绕组层间电阻测温允许温升不大于40℃。
1.2 发电机的运行方式1.2.1 额定工况下的运行方式（正常运行方式）发电机按照制造厂铭牌规定数据运行的方式，称为额定运行方式，在此方式下，可以长期连续运行。
1.2.1.1 冷氢额定温度为46℃，最低温度为40℃。
冷氢的允许最高温度为48℃，冷氢报警温度为50℃，运行中各台氢冷却器相互间的出风温度应均衡，任何负荷下不应超过2℃。
1.2.1.2 定子绕圈额定进水温度变化范围45～50℃，低于42℃或高于53℃时均将报警，且水质应符合下表要求：定子内冷水水质要求：1.2.1.3 定子线圈层间电阻测温元件，温度在定冷水进水温度不大于50℃时，出水温度不大于90℃，当定子线圈温度达90℃或定子线圈冷却水出水温度达85℃时，汽机DEH中的ATC将自动监视报警，此时，值班人员应立即采取措施（包括降低负荷检查冷却水量是否正常并相应调整，降低进风温度等），使温度降至报警值以下，并尽快分析和查明报警原因，必要时，安排停机检查处理。
300MW机组锅炉运行规程
1.1 控制系统1.1.1 炉膛安全监控系统（FSSS）炉膛监控系统（FSSS）是通过一系列的联锁条件，严格按照预定的逻辑顺序对燃烧设备中的有关部件进行操作和控制的系统，以保证锅炉炉膛的安全。
FSSS的重要功能如下：(1) 炉膛吹扫在锅炉启动前及停炉后都要进行炉膛吹扫，炉膛吹扫的许可条件为：a）MFT跳闸继电器柜电源监视正常；b）无火检探测器故障；c）火检冷却风压力不低于5.5KPa；d）无MFT条件；e）炉膛无火焰：无油火焰且无煤火焰；f）磨煤机全停；g）燃油角阀全关；h）至少一台引风机运营；i）至少一台送风机运营；j）所有辅助风挡板未全关；k）风量大于30％（360T/H）；l）一次风机全停；m）至少一台炉水泵运营；n）两台空预器运营；o）油泄漏实验完毕；p）给煤机全停；q）汽包水位大于-300mm且小于+250mm。
（2）油泄漏实验为防止点火油泄漏进入炉膛，在冷炉点火前必须对油系统进行泄漏实验，在确认合格后才干进行点火，泄漏实验可以独立进行，也可以在炉膛吹扫时自动进行，并作为炉膛吹扫的联锁条件。
（3）油层的启停及监控锅炉采用二级点火，用高能点火装置点燃轻油，控制涉及轻油的启停及监控。
（4）制粉系统的投切控制涉及给煤机、磨煤机、密封风风机、磨煤机出口挡板、热风门等设备的自动或手动投切，在启运或切除某一层煤粉时，一方面必须投入相应的暖炉油枪。
（5）火焰检测单支油枪火焰检测用于暖炉油枪工作时监视每支油枪的火焰，当某一角油喷嘴阀启动而未着火时，相应的火焰检测器发出“无火焰”信号，把油喷嘴关闭。
对于正常运营时煤粉火焰的监视亦采用单只燃烧器火焰检测方式，检测探头布置在相应的燃烧器上方，然后通过适当的逻辑设计，对整个炉膛的火焰信号进行判断，送出必要的“炉膛熄火”信号及正常燃烧信号。
（6）主燃料跳闸（MFT）功能当出现下列情况时，便产生主燃料跳闸动作：a）MFT按钮；b）送风机全停；c）引风机全停；d）火检风机全停延时10秒；e）炉水循环泵全停延时5秒；f）全炉膛熄火；g）全燃料中断；h）一次风机全停且所有油层火焰信号全无；i）汽包水位大于250mm延时2秒；j）汽包水位低于-300mm延时2秒；k）炉膛压力高二值（3240Pa）；l）炉膛压力低二值（-2490Pa）；m）锅炉总风量小于300T/H（25％）；n）汽机跳闸；o）发电机主保护动作；（7）二次风控制根据机组负荷的规定及相应层燃料的输入控制二次风挡板（涉及燃料风、辅助风）的开关位置。
300MW机组锅炉运行规程
300MW机组锅炉运行规程1 范围本规程规定了发电有限公司#4、5炉主辅机设备的检查、启动、运行、调整、维护及事故分析、故障处理的方法。
生产副总经理、总工程师、副总工程师、安全监察部有关专职应通晓本规程。
本规程适应于300MW集控主值班员、付值班员、巡检员；发电部主任、专职工程师及有关专业人员；值长、生产工作部、检修部等有关专业人员。
2 引用标3 准《电力工业技术管理法规》。
《电力安全工作规程》。
《电业生产事故调查规程》。
制造厂技术说明书。
结合现场实际和同类机组运行经验。
发电有限责任公司2003-03-31批准2003-03-31实施主设备规范与技术性能4 锅炉总体及系统4.1 锅炉铭牌见表1表1锅炉铭牌锅炉型号SG-1025/17.44-M850制造厂家上海锅炉厂过热蒸汽最大连续蒸发量t/h1025额定蒸发量t/h912出口压力(表压)MPa17.44出口温度℃540再热蒸汽流量t/h829进/出口压力(表压)MPa3.80/3.62进/出口温度℃327/540排烟温度(修正后)℃129给水温度℃MCR:280ECR:273设计效率MCR:91.97% ECR:92.13%制造日期1999年3月投产日期2002年3月4.2 锅炉设备4.3 简介本公司#4、5机组所配锅炉为上海锅炉厂采用美国燃烧工程公司的转让技术设计制造的，型式为亚临界压力中间一次再热控制循环炉，单炉膛∏型露天布置，全钢架悬吊结构，固态排渣。
炉膛宽14022mm，深11760mm，宽深比1.19：1，炉顶标高59000mm，汽包中心线标高59920mm，炉顶大板梁底标高67900mm。
锅炉炉顶采用全密封结构，并设有大罩壳。
炉膛由Ф45³6膜式水冷壁组成，炉底冷灰斗角度55°，炉底密封采用水封结构，炉膛上部布置了分隔屏、后屏及屏式再热器，前墙及两侧墙前部均设有墙式辐射再热器，炉室下水包标高为7340mm。
水平烟道深度为6528mm，由水冷壁延伸部分和后烟井延伸部分组成，内部布置有末级再热器和末级过热器。
300MW火电机组性能计算原理说明书(锅炉)
第一部分 锅炉系统性能计算锅炉系统性能计算包括运行工况下的锅炉毛效率计算、煤耗量计算和空预器漏风及效率计算。
锅炉热力系统热平衡图如下所示。
一、输入输出法（正平衡法）效率1．燃料的输入热量（KJ/kg 燃料）燃料的输入热量包括燃料(煤)应用基低位发热量和燃料(煤)的物理显热。
rx yD W r Q Q Q += （1）式中：yDWQ ——燃料(煤)应用基低位发热量，KJ/kg 燃料 rx Q ——燃料(煤)的物理显热，KJ/kg 燃料。
由（2）式计算。
)(0t t C Q r r rx -= （2）式中：r C ——燃料的比热，KJ/kg.℃。
由（3）式计算。
r t ——燃料的温度，℃。
0t ——基准温度，℃。
1001868.4100100yy grr W W C C ⨯+-⨯= （3）式中：g r C ——煤的干燥基比热，KJ/kg.℃。
由（4）式计算。
y W ——燃料(煤)应用基水分，%。
)]100([01.0y r y h g r A C A C C -+= （4）式中：h C ——灰的比热，KJ/kg.℃。
由（5）式计算。
y A ——燃料(煤)应用基灰分，%。
r C ——可燃物质的比热，KJ/kg.℃。
由（5’）式计算。
h h t C 41002.571.0-⨯+= （5） )130)(13(1068.3784.06r r r t v C ++⨯+=- （5’）式中：h t ——灰的温度，℃。
r ν——燃料(煤)的可燃基挥发分，%。
2．锅炉热负荷（KJ/kg 燃料）BQ Q b b '= （6）)()()()()()("'"''gs bs pw gs bq bq zj zq zj zq zq zq gj gq gj gs gq gs b h h D h h D h h D h h D h h D h h D Q -+-+-+-+-+-=（7）式中，'bQ ——总锅炉热负荷 B ——燃料消耗量，T/hgs D ——省煤器给水流量，T/hgq h ——主蒸汽焓（炉侧），KJ/kg gs h ——给水焓，KJ/kggj D ——过热器减温水流量，T/h gj h ——过热器减温水焓，KJ/kg'zqD ——再热器入口蒸汽流量，T./h "zqh ——热再热汽焓（炉侧），KJ/kg 'zqh ——冷再热汽焓（炉侧），KJ/kg zj D ——再热器减温水流量，T/hzj h ——再热器减温水焓，KJ/kg bq D ——汽包饱和蒸汽抽出量，T/h bq h ——汽包饱和蒸汽焓，KJ/kg bs h ——汽包饱和水焓，KJ/kgpw D ——排污水流量，T/h3. 输入输出法效率（正平衡效率）：%1001，⨯=rbb Q Q η （8） 实用中，（8）用来计算实际燃煤消耗量B 和标准煤耗量B 0：h T Q Q B r b b/,1002'⨯=η （9）h T Q Q B r b b/,10002'0⨯=η （10）式中，2b η为由热损失法计算得到的锅炉效率，Q r0为标准煤的低位发热量：kg KJ Q r /292700=二、热损失法（反平衡法）效率1. 排烟热损失2q ，%10022⨯=rQ Q q （11） OH gy Q Q Q 2222+= （11’） 式中：gy Q 2——干烟气带走的热量，KJ/kg 燃料。
300MW汽轮机运行规程(新)
汽轮机组运行规程目录第一篇汽轮机技术性能要求1．汽轮机设备规范及主要技术特性2．汽轮机保护、联锁及试验3．汽轮机启动4．汽轮机运行维护5．汽轮机停机第二篇除氧器、给水及高压加热器运行1．除氧器运行2．给水系统运行3．高压加热器投入、停止及运行维护第三篇辅机启动、停止及运行维护1．一般水泵启动、停止及运行维护2．凝结水系统运行3．凝汽器投入、停止及运行维护4．低压加热器投入、停止及运行维护5．主机润滑油系统运行6．密封油系统运行7．顶轴油系统及盘车装置运行8．EH油系统运行9．净油装置运行10．润滑油处理及存贮系统运行方式11．闭式冷却水系统运行12．发电机内冷水系统运行13．真空系统运行14．氢气系统运行第四篇补充水、工业水、循环水系统运行1．补充水系统运行2．工业水系统运行3．循环水系统运行4．开式水系统运行第五篇主机事故处理1．事故处理原则2．紧急故障停机3．蒸汽参数异常4．负荷骤变处理5．汽轮机水冲击6．真空下降处理7．机组强烈振动8．轴向位移增大9．偏离周波运行10．机组通流部分损坏11．火灾事故处理12．汽轮机严重超速13．发电机甩负荷14．润滑油系统工作失常15．EH油压低处理16．主油泵联轴器故障处理17．汽水管道故障18．厂用电中断处理19．循环水中断处理20．调节控制系统异常第一篇汽轮机运行规程1.1 汽轮机设备规范及主要技术特性1.1.1 主要设备技术规范型号：N300—16.70/537/537—6型形式：亚临界、一次中间再热、双缸（高中合缸）双排汽凝汽式。
旋转方向：从机头向发电机方向看为顺时针。
制造厂家：东方汽轮机厂额定功率：300WM ( E C R )最大功率：330WM ( V W O)额定蒸汽参数：主蒸汽16.70Mpa/537℃再热蒸汽 3.2Mpa/537℃背压 5.19Kpa额定主蒸汽流量：903.1T/H最大主蒸汽流量：1025 T/H转速：3000r/min冷却水温：22.5℃给水温度：277℃额定工况净热耗：7923.8KJ/KW．H轴系临界转速：（计算值）高中压转子1769.1r/min低压转子1698r/min发电机转子（一阶/二阶）1393.8/3401.5r/min通流级数：总共27级高压缸1个调节级+ 8个压力级中压缸6 个压力级低压缸2×6个压力级给水回热级数：高加+除氧+低加（除氧器滑压运行）表1—1—1 额定工况下各段回热抽汽参数末级叶片高度：851mm汽轮机本体外形尺寸：（长×宽×高）mm18055×7464×6434（高度指从连通管吊环最高点至运行平台距离）1.1.2 主要技术特性1.1.2.1 结构特点1.2.1.1汽缸本体高中压合缸，通流部分反向布置，高压缸为双层缸结构，材料为ZG15Cr2Mo1铸件，允许工作温度不大于566℃。
300MW机组启动规程
300MW火电机组仿真机冷态启动运行规程冷态滑参数启动1.机组启动前的检查及系统确认 (1)2.机组辅助设备及系统投运 (3)3.锅炉点火 (11)4.汽机冲转 (13)5.并网带初负荷 (15)6.机组升负荷至额定 (17)1.机组启动前的检查及系统确认1.1.DCS系统检查1.1.1确认各DCS操作站已送电，能正常开机，开机后运行正常。
1.1.2确认各DCS操作站的系统画面均正常，菜单与系统画面、系统画面与系统画面之间能正常切换，系统数据指示正常。
1.1.3确认各DCS操作站系统画面中的各操作端均能正常弹出，操作正常。
1.1.4确认各DCS操作站中的机、炉、电光字牌正常，试验能全部点亮，指示正确。
1.1.5确认各DCS操作站中的机、炉、电事故及报警音响正常，经试验全部正确。
1.2.锅炉系统检查1.2.1进入DCS 的“BMS”画面，确认MFT首出、OFT首出、锅炉吹扫、油泄漏实验、油点火条件、煤点火条件均显示正常；两台探冷风机、密封风机全停，风机连锁在解除位置。
1.2.2进入DCS“锅炉火焰状态”画面，确认锅炉油层、煤层无火焰指示。
1.2.3进入DCS“磨煤机A～F”画面，确认各制粉系统所有转机在停止状态、挡板在关闭状态，系统各参数指示正常。
1.2.4进入DCS“油层OA～OC”画面，确认各油层油角阀在关闭状态，油层无火焰，系统各参数指示正常。
1.2.5进入DCS“锅炉风烟系统”画面，确认所有转机设备在停止状态、挡板在关闭状态，系统各参数指示正常。
1.2.6进入DCS“锅炉风烟挡板”画面，确认所有燃料风、二次风、燃油风挡板在关闭状态，燃烧器在水平位置，系统各参数指示正常。
1.2.7进入DCS“锅炉送风机系统”和“送风机本体及系统”画面，确认所有转机设备在停止状态、挡板及阀门在关闭状态，系统各参数指示正常。
1.2.8进入DCS“锅炉引风机系统”和“引风机本体及系统”画面，确认所有转机设备在停止状态、挡板及阀门在关闭状态，系统各参数指示正常。
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1 设备技术规范与热工定值1.1锅炉设备特性1.1.1北京巴·威有限公司为耒阳电厂二期工程生产的二台B﹠WB-1025/17.2-M锅炉为单汽包、单炉膛平衡通风、中间一次再热、固态排渣、“w”火焰燃烧方式、露天戴帽布置、亚临界压力、自然循环燃煤锅炉；1.1.2锅炉为双拱炉膛，炉膛宽度为21m，上炉膛深度为8.4m，下炉膛深度为15.6m，炉高为45.12m(由水冷壁下集箱到顶棚)，水冷壁下集箱标高为7.6m，汽包中心线标高为56.99m，炉拱标高为25.37m，.前后拱上各布置8支浓缩型EI-XCL双调风旋流燃烧器，下射式喷射，火焰呈“W”形。
每台燃烧器配备火焰检测器和点火器，火检配备二台探头冷却风机，点火器由高能点火装置和点火油枪组成，其推进机构采用气动驱动方式。
油枪采用机械雾化，燃用轻柴油，16支油枪可带负荷30％MCR以上。
在前后墙上各布置一个分隔风箱，在下炉膛前后墙布置了分级风，二次风调节系统采用推拉式轴向调风结构。
水冷壁为膜式水冷壁，在热负荷较高的区域布置内螺纹管。
有4根集中下降管；1.1.3过热器由顶棚、包墙、一级过热器、屏式过热器及二级过热器组成。
顶棚管处于炉膛和水平烟道上部；包墙管为膜式结构；一级过热器位于后竖井烟道；屏式过热器位于炉膛上部；二级过热器位于折焰角上方；一级喷水减温器布置在一级过热器出口集箱到屏式过热器进口集箱的连接管上，二级喷水减温器布置在屏式过热器出口集箱到二级过热器进口集箱的导管上，一二级减温器均采用文丘里式；1.1.4再热器分低温、高温两部分：低温部分布置在竖井前部，由四个水平管组形成，高温部分布置在水平烟道内；低温再热器进口处有事故喷水，正常调温由烟气挡板调节；1.1.5省煤器位于尾部竖井后烟道下部的低温区，由与烟气成逆流布置的水平管组和悬吊一级过热器水平管组的引出管组成。
给水从锅炉左侧引入省煤器下集箱。
省煤器前后上集箱通过90度弯头和T形管接头连到一起，给水经由左右两根导管引入锅筒；1.1.6配备正压直吹式制粉系统，离心式一次风机和密封风机各二台，四台瑞典SVEDALA双进双出磨煤机，八台沈阳STOCK称重给煤机；1.1.7风烟系统配两台动叶可调轴流式引、送风机、离心式一次风机，二台三分仓回转式空预器；1.1.8五台ATLAS生产的20Nm3/min无油空压机供两台机组仪用和厂用共用；1.1.9二台BE型电除尘器，设计效率为99.68％，除灰渣系统采用就地集中控制，包括:炉底渣灰系统，省煤器水力输送系统，溢流水系统；1.1.10炉膛、水平烟道及尾部受热面配有蒸汽吹灰器；1.1.11锅炉可带基本负荷和带负荷调峰；锅炉能以滑压和定压模式运行；滑压运行范围为30-90％BMCR。
1.2锅炉设备技术规范1.2.1锅炉主要性能参数1.2.2燃料特性参数锅炉设计煤种为耒阳无烟煤，其煤质及灰成分分析数据如下：1.2.3燃烧设备参数1.2.4承压设备1.2.5金属壁温计算汇总表（在设计压力下）1.3热工定值2锅炉启动2.1总则2.1.1安装和大修的锅炉启动前必须完成主、辅设备的试运、试验和调试、验收工作；小修后的锅炉启动前须完成所修设备的试运、试验和调试、验收工作；2.1.2锅炉机组大、小修后，值长应有设备改进项目的变更竣工报告以及系统更改完工后的交底说明；2.1.3选择正确的启动方式；2.1.4下列任意情况，禁止启动锅炉：2.1.4.1影响机组启动的系统和设备检修工作未结束、工作票未注销时，或经检查试验及试运不合格时；2.1.4.2未进行各联锁、保护、跳闸试验或试验不合格；2.1.4.3DCS系统异常，影响机组运行操作、监视时；2.1.4.4热控主要表计如：主汽温度、主汽压力、再热汽温度、再热汽压力、汽包水位、炉膛压力、给水流量、蒸汽流量等不能正常投入时；2.1.4.5炉水品质不合格；2.1.4.6锅炉炉膛安全监控系统不能正常投入时；2.1.4.7热控信号系统故障，不能正确投入时；2.1.4.8锅炉的主要附属系统设备安全保护性阀门或装置（如：安全门、PCV阀、汽包事故放水门、燃油电磁阀）动作不正常。
2.2启动前的机械检查2.2.1锅炉启动前，必须确认安装和检修工作已全部结束，并验收合格，所有检修工作票已全部注销；2.2.2各平台、楼梯、通道畅通，栏杆完整牢固，地面清洁无杂物，各处照明良好，消防设施齐全；2.2.3检查炉膛及烟道内，确认无人工作，无工具遗留，脚手架已拆除，受热面清洁，卫燃带完整无脱落，各看火孔、检查孔开关灵活，检查后关闭严密；2.2.4各系统保温良好，支吊架完整，表计齐全无泄漏，各部防爆门完整无损，无妨碍动作的障碍物；2.2.5风门、挡板、阀门完好，标志编号齐全，正确，开关灵活，方向指示清晰正确，远方控制装置完整牢固；2.2.6各部膨胀指示器完整，位置正确，指示刻度清晰正确，指针无卡涩并记录初始值；2.2.7燃烧器保温良好，风道及风箱上无积粉、积油，无妨碍风箱膨胀的杂物；2.2.8燃油系统及其吹扫蒸汽、油枪、点火器及其控制系统完好可用；2.2.9蒸汽吹灰系统完好，吹灰器传动灵活，位置显示正确，并全部在退出位；2.2.10炉膛烟温探针进退灵活并投入，炉膛火焰监视及冷却系统完好；2.2.11就地水位计清晰可用，汽水阀门开关灵活无泄漏，照明充足，摄像系统完好可用；2.2.12安全阀、PCV阀完好，排汽管畅通，装设牢固；2.2.13通知灰控、化学、燃运人员对所属各系统进行全面检查，做好启动前的准备，并具备启动条件；2.2.14各辅机、转动机械及其辅助设备检查合格；机械部分无卡涩，润滑油油质合格、油量充足，冷却水、轴封水等正常；2.2.15参照阀门检查卡，检查各阀门，风门处于启动前位置。
2.3热工及电气方面检查2.3.1集控室内照明充足，事故照明可靠；2.3.2仪表电源已送上，操作及切换开关齐全，指示灯完好；2.3.3所有变送器及测量仪表信号管路取样阀打开，排污阀关闭；2.3.4报警装置、保护盘、控制盘及各监视器、记录仪和打印机均已正常并投入；2.3.5OIS站工作正常，CRT显示及表计显示和设备实际状态相符；2.3.6核实所有安全联锁装置是否处于工作状态，确认CCS、FSSS、PLC、DAS等联锁保护正确；2.3.7各辅机电机绝缘良好。
2.4启动前的试验与准备2.4.1启动前的试验按照<<耒阳发电厂300MW锅炉启动试验册>>进行并保证合格；2.4.2通知化学、检修、燃运、热工锅炉准备启动；确认各岗位做好启动前的准备工作；2.4.3确认各阀门、风门、挡板符合阀门卡要求；2.4.4送上各辅机动力及操作电源，送上各仪用、控制电源；2.4.5投入工业水系统，检查运行正常；2.4.6启动空压机系统运行，检查系统运行正常，保证压缩空气压力在0.65Mpa以上；2.4.7联系邻机向本机辅汽联箱供汽，并保持压力在0.65Mpa---0.80Mpa；2.4.8检查并投入燃油系统油循环，投入燃油吹扫蒸汽并暖管疏水干净；2.4.9投入冲灰、冲渣水，炉底和省煤器灰斗水封注满水；2.4.10启动各磨煤机及引、送风机油站运行，视油箱油温情况，投入电加热运行，启动引风机冷却风机运行；2.4.11锅炉点火前12小时投入电除尘灰斗加热自动，点火前2小时投电除尘振打。
2.5锅炉上水2.5.1锅炉上水的凝结水或除盐水水质必须满足下列要求：2.5.2上水温度应大于20℃，并尽可能接近汽包壁温，水温和汽包壁温差不应超过28℃，上水过程中，汽包上下壁温差不大于40℃；2.5.3进水前检查下列阀门应开启：给水电动总门、给水旁路前后截止门、省煤器空气门、汽包空气门、水位计水侧及汽侧各门；检查下列阀门应关闭：主给水电动门、旁路给水管高压放水门、省煤器放水门、汽包水位计放水门、连续排污门、汽包事故放水门、下降管分水集箱放水门及定期排污门、炉底加热各门、减温水各门、二过反冲洗门等；省煤器空气门连续冒水后关闭；2.5.4根据汽包壁温对进水温度的要求，按照2.5.2的要求启动凝结水泵或汽泵前置泵(或电泵)用通过给水旁路向锅炉上水，上水至省煤器空气门冒水后关门省煤器空气门；2.5.5调整给水旁路阀开度和水泵转速均匀进水，控制进水速度夏季不少于2小时，冬季不少于4小时；若水温与汽包壁温按近，可适当加快，但汽包壁温差不能超过规定值；2.5.6水位上至汽包就地水位计最低可见水位时停止上水，若进行过热器水压试验则继续上水至过热器各空气连续冒水后关闭各空气门；2.5.7上水完毕后，关闭各进水阀，停止水泵，并监视汽包水位应维持不变，否则应查明原因，汇报值长。
2.6炉底蒸汽加热2.6.1锅炉上水结束，开启辅汽联箱去炉底加热电动总门，开启炉底加热电动门及其前后疏水门，暧管疏水完后关门疏水门；2.6.1.1全开左、右侧加热手动一次门，缓慢调整左、右侧加热手动二次门开度严防管道发生水击，控制炉水升温速度不大于1.5℃/min，控制汽包壁温上升速度＜1.85℃/min汽包壁温差不大于40℃；2.6.2加热过程中，控制汽包水位不高于高二值，否则用集中下降管集分水集箱定期排污门将水位放至正常。
注意监视加热汽源压力，防止炉水倒流至辅汽联箱；2.6.3当汽包壁温加至110℃以上后可停止加热，关闭左、右加热手动一、二次门，关闭炉底加热电动门及辅汽至炉底加热电动总门，并汇报值长。
2.7锅炉冷态启动步骤2.7.1检查并满足A、B空预器启动条件后，分别启动A、B空预器主电机全速运行（手动打置全速），将空预器辅助电机投入全速备用并检查其保护正常投入；开启进、出口烟气及一、二风挡板，开启各二次风及分级风门至20%；全开过、再热器侧烟气挡板。
2.7.2检查并满足引、送风机启动条件后，启动一组引、送风机运行，投入其保护；2.7.3以同样的方式启动另一组引、送风机运行，调整炉膛压力在-50～-100Pa之间，调整风量30---40%MCR风量；2.7.4启动一台火检探头冷却风机，压力正常后，将另一台投入联锁作备用；2.7.5在炉膛吹扫前手动按下“油泄漏试验”按钮完成油泄漏试验；2.7.6吹扫条件均满足后，按下“启动吹扫”按钮进行吹扫，时间不少于300S；“吹扫允许”条件：l)任一对引、送风机运行；l)两台空预器均运行；l)两台电除尘器均停；l)炉膛压力正常；l)风量＞25%MCR风量；l)两台一次风机均停；l)所有火检无火；l)燃料全切断；l)汽包水位正常（±200mm）；l)所有磨煤机出口隔离门关闭；l)无MFT条件；l)MFT。
2.7.7MFT条件：a) 炉膛负压HH；b) 炉膛负压LL；c) 汽包水位HH；d) 汽包水位LL；e) 火检冷却风压LLL；f) 风量＜25%；g) 送风机全停；h) 引风机全停；i) 空预器全停；j) 一次风机全停；k) 燃料中断；l) 全炉膛无火；m) 汽机跳闸；n) 启动失败；o)手动MFT；2.7.8吹扫完成后，投入炉膛烟温探针和火焰工业电视；关闭尾部竖井再热器侧烟气挡板，全开过热器侧烟气挡板；开启供油电磁阀，缓慢全开供油压力调节门及时调节回油旁路调节门，保持燃油压力在3.0---3.3Mpa；2.7.9检查“油点火允许”条件满足后，投入一组油枪，着火后及时调整风量，开大其二次风及分级风，开度保证油燃烧完全。