锅炉冷态汽水启动
660MW超超临界直流锅炉冷态启动节油优化分析
660MW超超临界直流锅炉冷态启动节油优化分析摘要：锅炉启动需要大量的燃油，减少锅炉启动用油能够有效降低启动成本，本文介绍了XXXXX公司在机组冷态启动过程中节约燃油所采取的措施，节油率达43%。
总结其中的经验，并分析现有的节油潜力，提出今后节油工作的重点和方向。
关键词：超超临界直流锅炉冷态启动微油点火运行控制节油0 引言在燃煤机组运行中，助燃油一般用于锅炉点火及低负荷稳燃。
本文从集控运行角度探讨优化660MW 超超临界直流锅炉冷态启动过程的组织和技术措施，挖掘机组节油潜力，不仅有利于能源的有效利用，还可以大大降低企业的生产成本。
1 设备介绍XXXXXXXX公司5号炉采用东方锅炉厂引进日立公司技术生产的超超临界变压运行直流锅炉，一次中间再热、单炉膛、前后墙对冲燃烧，尾部烟气挡板调温、平衡通风、露天岛式布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构∏型锅炉，采用三分仓回转式空气预热器。
锅炉型号为DG2060/26.15-Ⅱ2，采用ZGM113G中速磨煤机冷一次风正压直吹式制粉系统，每台炉配置6台磨煤机，5台运行1台备用，36只旋流燃烧器分3层布置在炉膛前后墙上，使沿炉膛宽度方向热负荷及烟气温度分布更均匀。
炉前点火油系统分为点火油与微油两个部分，点火油系统设24只油枪，每只出力550kg/h。
在C、D层各安装了6只微油枪，每只出力100kg/h，为了满足C、D 磨点火时对一次风温的要求，在C、D磨入口设置了热一次风暖风器，采用辅汽加热。
另启动锅炉配备了一只出力为3115/935kg/h（最大/最小）的油枪。
2 机组冷态启动节油组织和技术措施本公司5号机组于2011年8月投产发电。
投产初期，机组冷态启动一次需耗油120t左右（其中启动锅炉90t,5号炉30t），在一定程度上影响了机组的经济效益。
为此，电厂技术人员深入研究主、辅机设备技术特点，深挖节油潜力，在降低助燃油方面采取了一系列技术措施。
2．１相关技术改造2．１．1 启动锅炉油枪改造，缩短投油时间。
百万二次再热机组冷态启动过程优化
百万二次再热机组冷态启动过程优化摘要：根据我厂1000MW机组的特点以及公司关于机组优化启动的指导意见，以“安全第一、预防为主”为基础，以经济效益为中心,把经济运行放到重要位置, 合理利用资源，努力降低消耗，真正树立“成本意识”和“节约意识”。
降低机组启动能耗特此编制了我厂1000MW机组的优化启动方案，以达到启动过程中缩短启动时间尽早带负荷提高经济效益的目的。
关键词：冷态启动运行方式优化一．研究对象主设备汽轮机汽轮机为上海汽轮机有限公司生产的型号为N1000-31/600/620/620的超超临界、二次中间再热、单轴、六缸六排汽、十一级回热抽汽、单背压、反动凝汽式汽轮机。
汽轮机整体由六个汽缸组成，即一个单流超高压缸、一个双流高压缸、一个双流中压缸和3个双流低压缸串联布置。
汽轮机转子在每两个缸之间都由单轴承支撑，整个轴系共有7个轴承。
转子通过刚性联轴器将六个转子连为一体，汽轮机低压转子C通过刚性联轴器与发电机转子相连，汽轮机整个轴系总长度约为44.6m。
汽轮机的通流部分由超高压、高压、中压和低压部分组成，共设105级，均为反动级。
超高压部分为15级，高压部分为2×12级，中压部分为2×15级，低压部分为3×2×6级。
DEH控制系统提供超高/高/中压缸联合启动、高/中压缸联合启动两种启动方式。
锅炉我公司2×1000MW超超临界锅炉为上海锅炉股份有限公司制造的SG-2778/32.45-M7053型超超临界参数直流锅炉，锅炉形式为单炉膛、二次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢构架悬吊结构塔式炉燃煤锅炉。
锅炉运转层以下紧身封闭、运转层以上露天布置。
锅炉设计煤种为神府东胜烟煤，以晋北烟煤作为校核煤种；实现无油启动，采用等离子系统点火及稳燃。
灰渣采用分除方式，飞灰采用气力干除灰，除渣方式为干式除渣；烟气脱硫采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺；烟气脱硝采取选择性催化还原（SCR）法去除烟气中NOx，还原剂采用尿素。
循环流化床锅炉 冷态试验 点火过程
1、点火过程及方式循环流化床锅炉的点火是指通过某种方式将燃烧室内的床料加热到一定温度，并送风使床内底料呈流化状态，直到给煤机连续给进的燃料能稳定地燃烧。
循环流化床锅炉的点火与其它锅炉相比有所循环流化床锅炉的点火方式主要分为：固定床点火；床面油枪流态化点火；预燃室流态化油点火和热风流态化点火四种，其优、缺点比较见表1。
前三种点火方式使用较多，后文将作详细介绍。
2、冷态特性试验循环流化床锅炉在安装或大修完毕后，在点火前应对燃烧系统包括送风系统，布风装置、料层厚度和飞灰循环装置进行冷态试验。
其目的在于：(1)鉴定鼓风机的风量和风压是否能满足流化燃烧的需要。
(2)测定布风板阻力和料层阻力。
(3)检查床内各处流化质量，冷态流化时如有死区应予以消除。
(4)测定料层厚度、送风量与阻力特性曲线，确定冷态临界流化风量，用以指导点火过程的调整操作，同时也为热态运行提供参数依据。
(5)检查飞灰系统的工作性能。
2.1床内料层流化均匀性的检查测定时在床面上铺上颗粒为3mm以下的料渣，铺料厚度约300－500mm，以能流化起来为准，流化均匀性可用两种方法检查。
一种是开启引风机和鼓风机，缓慢调节送风门，逐渐加大风量，直到整个料层流化起来，然后突然停止送风，观察料层表面是否平坦，如果很平坦，说明布风均匀，如果料层表面高低不平，高处表明风量小，低处表明风量大，应该停止试验，检查原因及时予以消除；另一种方法是当料层流化起来后，用较长的火耙在床内不断来回耙动，如手感阻力较小且均匀，说明料层流化良好，反之，则布风不均匀或风帽有堵塞，阻力小的地方流化良好，而阻力大的地方可能存在死区。
通过料层流化均匀性的检查，也可以确定流化状态所需的最低料层厚度。
这一数据对流化床点火十分重要，料层太薄，难以形成稳定的流化状态，锅炉无法点火和运行。
料层太厚，又会延长点火时间和造成点火燃料的增多。
布风均匀是流化床点火、低负荷时稳定燃烧、防止颗粒分层和床层结焦的必要条件。
锅炉汽水循环工作流程
锅炉汽水循环工作流程如下：
1.给水由给水泵升压后，先送到省煤器预热。
在省煤器中，水自
下而上流动，被从上而下流动的烟气加热。
2.受热后进入汽包，然后汽包里的水沿着下降管下降至水冷壁的
下联箱，再进入水冷壁管中。
3.饱和水在水冷壁中吸收辐射热量，部分变为水蒸气，汽水混合
物上升进入汽包。
4.汽包内装有汽水分离器，在汽包内部将汽水混合物中的汽水分
离，水留在下部的水空间中连通不断送入汽包的给水一起又下
降，然后在水冷壁内吸热而上升，周而复始，形成水循环。
5.从汽包分离出来的蒸汽，从汽包顶部引出，经过一系列过热器，
加热到额定温度后送至汽轮机中做功。
机组冷态与热态启动。
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。
锅炉启动的步骤
锅炉启动的步骤：1：锅炉启动前的准备工作：1．1启动冷却水系统１．１．１启动工业水泵对高位水箱加水１．１．２除盐水处理装置供水１．１．３污水处理系统供水１．１．４飞灰稳定化系统供水１．１．５设备冷却水系统供水Ａ：取样冷却系统Ｂ：燃烧室火焰探测器Ｃ：液压系统供水Ｄ：一次风机，二次风机，炉壁冷却引风机和炉壁冷却送风机，引风机。
Ｅ：料斗水冷套和捞渣机水冷套１．１．６炉排下灰斗和出渣机供水１．１．７烟气冷却水系统供水这套供水系统保证供水泵出口压力为０.７~0.8Mpa 1.2启动压缩空气系统1．2．1投运烟气冷却塔供气系统1．2．2投运燃烧器和火焰检测器供气系统1．2．3投运下灰挡板供气系统1．2．4投运除尘器供气系统1．2．5投运石灰和活性碳储供气系统1．2．6投运飞灰稳定化供气系统1．2．7投运飞灰输送供气系统1．2．8投运仪表供气系统1．2．9投运污水处理系统供气系统1．3投运加热系统1．3．1投运飞灰仓加热系统保证飞灰仓的温度大于80℃1．3．2投运灰斗加热系统1．3．3投运飞灰输送加热系统1．3．4投运除尘器加热循环系统1．4检查风道挡板和挡板烟道1．4．1检查一次风道A：一次风机进口风量控制挡板B：炉排梁冷风挡板C：一次风蒸预器主板板和旁通档板D：一次风温度控制挡板E：干燥炉排进口挡板F：燃烧炉排进口挡板G：燃烬炉排进口挡板1．4．2检查二次风道A：二次风机进口风量控制挡板B：二次风预热器主挡板和旁通挡板C：二次风喷嘴进口挡板1．4．3检查炉壁冷却风进口挡板和压力控制挡板1．4．4检查轴冷空气挡板A：轴封冷却空气各挡板B：锅炉飞灰输送机的轴封空气管道挡板C：热空气排出挡板D：检修孔吹扫挡板E：火焰探测器吹扫挡板1．4．5烟气系统挡板A：除尘器旁路烟道进，出口挡板开启B：除尘器热空气循环进，出口挡板C：引风机入口档板D：除尘器主烟道进，出口挡板关闭E：除尘器各仓室进，出口挡板开启1．4．6检查料斗挡板处于关闭状态1.5投运飞灰输送系统1．5．1投运公共飞灰输送系统1．5．2投运除尘器飞灰输送系统1．5．3投运烟气冷却塔飞灰输送系统1．5．3投运锅炉飞灰输送系统1.6主要转动设备空转检查1．6．1液压系统运转检查1．6．2所有风机的试转检查1．6．3漏渣系统运转检查1．6．4石灰和活性碳系统运转检查1．6．5飞灰稳定系统运转检查1．6．6烟气净化系统的吹扫风机和吹扫空气加热器运转运转检查1．7汽水系统的检查1．7．1水位检查A：将汽包水位置于-50MMB：连续排污扩容器水位置于+150MMC：高压疏水扩容器水位置于+150MMD：疏水箱水位水位置于+150MME：除氧器水位置于+1500MM-1800MM1．7．2设定汽水阀门的初始位置A：主给水系统：开启主给水总门；开启给水路前后手动门；开启给水旁路前后手动门；关闭旁路给水电动门；将主给水气动调节门置于0；关闭给水系统疏水门；开启省煤器再循环。
600MW超临界机组仿真机冷态启动及正常停运操作步骤
600MW超临界仿真机冷态启动过程及正常停运操作步骤华北电力大学杰德控制系统工程研究中心2008年9月冷态启动过程一、投入辅助系统二、锅炉上水注意：①电泵启动条件：启动前电泵转速调节控制器开度为0%；启动电泵辅助油泵(电动给水泵本体)。
②在以后的过程中调节电泵转速调节控制器开度，始终保持锅炉启动给水泵出水压力大于省煤器出口总管压力，且随着压力增大，压差增大。
三、点火前准备工作四、升温升压过程注意：1、在升压开始阶段，饱和温度在100℃以下时，升温率不得超过1.1℃/min,升压率低于1.0MPa/min。
2、在蒸发量增加的同时，必须确保省煤器入口流量为30%BMCR （600t/h左右，即给水流量和循环流之和)。
3、大约点到14支枪时，可满足冲转条件。
冷态冲转参数选择：360℃≤主蒸汽温度≤430℃，再热蒸汽温度320℃，主蒸汽压力为8.92MPa，再热蒸汽压力1.0MPa。
4、满足冲转条件前，高压旁路蒸汽减压阀和低压旁路蒸汽减压阀开度最好不低于50%。
5．一般过再热减温水要到并网带负荷后再投入，主蒸汽温度控制主要靠过热器减温水调节；再热蒸汽温度主要靠烟气挡板开度调节。
五、冲转过程说明：1、汽轮机冲车采用高中压联合启动的方式。
汽机挂闸成功后，确认GV(高调门）全开，TV（高压主汽门）、IV（中压调节门）全关，检查高排逆止门关闭（在旁路系统操作画面）。
2、并网前输入的目标值为转速，并网后根据控制回路投/切分为：负荷（MW）、阀位（%）或者主蒸汽压力（MPa）。
3、在实际操作中，2000RPM时暖机时间应为150分钟。
我们所说的1分钟暖机只是示意。
在汽轮机暖机过程中按照冷态启动曲线将将主蒸汽温度升为420℃，再热蒸汽温度350℃，同时维持主再热蒸汽压力稳定。
4、为避免汽机发生共振。
禁止在临界转速范围内定速。
汽轮机临界转速：第一临界转速760 到860rpm；第二临界转速1450到1700rpm。
第三临界转速：2150到2250rpm。
锅炉的启动步骤
锅炉的启动与停炉步骤一、锅炉的启动1.检查准备2.上水从防止产生过大热应力出发，上水温度最高不超过90℃，水温与筒壁温差不超过50℃。
对水管锅炉，全部上水时间在夏季不小于1h，在冬季不小于2h。
冷炉上水至最低安全水位时应停止上水，以防止受热膨胀后水位过高。
3.烘炉新装、移装、大修或长期停用的锅炉，此类锅炉在上水后，启动前要进行烘炉。
4.煮炉对新装、移装、大修或长期停用的锅炉，在正式启动前必须煮炉。
煮炉的目的是清除蒸发受热面中的铁锈、油污和其他污物，减少受热面腐蚀，提高锅水和蒸汽品质。
5.点火升压一般锅炉上水后即可点火升压。
点火方法因燃烧方式和燃烧设备而异。
层燃炉一般用木材引火，严禁用挥发性强烈的油类或易燃物引火，以免造成爆炸事故。
6.暖管与并汽暖管，即用蒸汽慢慢加热管道、阀门、法兰等部件，使其温度缓慢上升，避免向冷态或较低温度的管道突然供入蒸汽，以防止热应力过大而损坏管道、阀门等部件；同时将管道中的冷凝水驱出，防止在供汽时发生水击。
并汽也叫并炉、并列，即新投入运行锅炉向共用的蒸汽母管供汽。
并汽前应减弱燃烧，打开蒸汽管道上的所有疏水阀，充分疏水以防水击；冲洗水位表，并使水位维持在正常水位线以下；使锅炉的蒸汽压力稍低于蒸汽母管内气压，缓慢打开主汽阀及隔绝阀，使新启动锅炉与蒸汽母管连通。
二、锅炉的停炉及停炉保养1.停炉正常停炉是预先计划内的停炉。
停炉中应注意的主要问题是防止降压降温过快，以避免锅炉部件因降温收缩不均匀而产生过大的热应力。
停炉操作应按规程规定的次序进行。
锅炉正常停炉的次序应该是先停燃料供应，随之停止送风，减少引风；与此同时，逐渐降低锅炉负荷，相应地减少锅炉上水，但应维持锅炉水位稍高于正常水位。
对于燃气、燃油锅炉，炉膛停火后，引风机至少要继续引风5min 以上。
锅炉停止供汽后，应隔断与蒸汽母管的连接，排气降压。
停炉时应打开省煤器旁通烟道，关闭省煤器烟道挡板，但锅炉进水仍需经省煤器。
对钢管省煤器，锅炉停止进水后，应开启省煤器再循环管；对无旁通烟道的可分式省煤器，应密切监视其出口水温，并连续经省煤器上水、放水至水箱中，使省煤器出口水温低于锅筒压力下饱和温度20℃。
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1.1 机组冷态启动1.1.1 凝汽器热井上水，补水至600mm后，边补水边冲洗，直至凝汽器热井水质合格（Fe＜500μg/L）。
1.1.2 凝汽器热井水质合格后，关闭辅机膨胀水箱补水电动门，开启除盐水膨胀水箱补水电动门，向凝结水系统注水排气，注水排气完毕后启动一台凝结水泵，通过5号低加出口凝结水管道放水门排放冲洗直至水质合格（Fe＜500μg/L），将另一台凝结水泵投备用，凝汽器水位投自动。
1.1.3 当凝结水含铁量＜1000µg/L时投入凝结水精处理装置。
1.1.4 凝结水系统冲洗合格后，向除氧器上水至600～700mm，并维持水位正常。
开启除氧器放水门对凝结水系统及除氧器进行清洗。
当除氧器水质中含铁量＜200µg/L时，清洗合格。
1.1.5 开启辅助蒸汽至除氧器供汽门，以≯1.2℃/min的加热速度加热至120℃以上。
1.1.6 锅炉上水1.1.6.1 锅炉上水水质要求：硬度（μmol/L）PH值SiO2（μg/L）Fe（μg/L）溶解氧（μg/L）0 9.2～9.6 ≤200 ＜200 ＜301.1.6.2 确认高压给水系统所有放水门关闭。
1.1.6.3 省煤器、水冷壁放水门开启，省煤器出口放空气门开启。
1.1.6.4 所有过热器、再热器疏水门开启，放空气门开启。
1.1.6.5 启动分离器放空气门开启。
1.1.6.6 过热器、再热器减温水截止门、调节门关闭。
1.1.6.7 启动系统暖管管路出入口截止门、调节门关闭。
1.1.6.8 开启大气式扩容器入口电动门，361阀投自动，设定储水箱水位6.2～7.2m。
1.1.6.9 检查锅炉给水流量指示为0t/h。
1.1.6.10 锅炉上水前记录锅炉膨胀值。
1.1.6.11 分离器水位高保护投入。
1.1.6.12 锅炉给水温度与水冷壁金属温度差不允许大于111℃。
如锅炉水冷壁金属温度小于38℃且给水温度较高，锅炉上水速率应尽可能小。
1.1.6.13 缓慢开启前置泵进口电动门，前置泵泵体排空门见水后关闭。
1.1.6.14 开启汽泵出口电动门、高加入口三通阀、高加出口电动门、锅炉上水旁路调节门前后电动门、上水旁路调节门开至10％左右，向给水管道及高加水侧系统充水，检查给水系统有无漏点。
开启3号高加出口管道排空及2号高加出口管道排空门，排空门见水后关闭。
1.1.6.15 给水管道充水完毕，启动汽泵前置泵，调节上水流量为114t/h向锅炉上水。
1.1.6.16 上水时间一般为：夏季不小于1小时，冬季不小于2小时。
1.1.6.17 投入给水AVT（除氧）运行方式，通知化学进行给水加药。
1.1.6.18 及时投入除氧器水位自动，注意除氧器、凝汽器水位。
除氧器连续进水后，注意调整除氧器水温，确保除氧器水温≮120℃，投入除氧器压力自动。
1.1.6.19 锅炉上水的同时对高加水侧进行查漏，注意高加水位不应上升。
1.1.6.20 启动分离器有水位出现时，启动分离器水位稳定2分钟且1号361阀开度在80％维持2分钟；逐渐加大给水量到363t/h左右，控制启动分离器水位6.2～7.2m左右，将启动分离器水位控制自动投入。
1.1.6.21 省煤器、水冷壁放水门冲洗半小时后关闭。
1.1.6.22 省煤器出口排空门见水后关闭。
1.1.6.23 锅炉上水完毕，全面记录锅炉膨胀值，准备冷态清洗。
1.1.7 锅炉冷态清洗1.1.7.1 超临界直流锅炉在首次点火或停炉时间大于150h以上时，为了清理受热面和给水管道系统存在的杂物、沉积物和因腐蚀生成的氧化铁等，启动前必须对管道系统和锅炉本体进行水清洗。
1.1.7.2 开式清洗流程：凝汽器→低加→除氧器→高加→省煤器→水冷壁→分离器→大气式扩容器→工业废水池。
闭式清洗流程：凝汽器→凝结水精处理→低加→除氧器→高加→省煤器→水冷壁→分离器→大气式扩容器→凝汽器。
1.1.7.3 大流量冲洗1）冷态冲洗前，冲动一台给水泵小机。
2）锅炉充满水后，将给水流量加至最大并保持20分钟，此时1、2号361阀须同时开启，以确保受热面中的空气全部排净。
3）关闭省煤器出口放空气门，锅炉维持最低给水流量363t/h，根据辅助蒸汽压力尽量维持除氧器温度在120℃左右，锅炉进入冷态冲洗程序。
4）当启动分离器出口水质Fe含量＞500µg/L、SiO2含量＞100μg/L时投入锅炉启动疏水泵将水排至工业废水处理站。
当Fe含量＜500µg/L、SiO2含量＜100μg/L时将水回收至凝汽器。
检查确认低压缸喉部喷水、水幕喷水阀充分开启，凝结水精处理装置已投入。
当启动分离器出口水质Fe含量＜100μg/L、SiO2含量＜50μg/L时，锅炉清洗合格，可以进行点火程序。
1.1.7.4 变流量冲洗1）锅炉充满水后，将给水流量加至最大并保持5分钟，再将给水流量调整至150t/h保持5分钟，重复操作，锅炉进入冷态冲洗程序。
2）当启动分离器出口水质Fe含量＞500µg/L、SiO2含量＞100μg/L时投入锅炉启动疏水泵将水排至工业废水处理站。
当Fe含量＜500µg/L、SiO2含量＜100μg/L时将排水回收至凝汽器。
检查确认低压缸喉部喷水、水幕喷水阀充分开启，凝结水精处理装置已投入。
当启动分离器出口水质Fe含量＜100μg/L、SiO2含量＜50μg/L时，锅炉清洗合格，可以进行点火程序。
1.1.7.5 清洗过程中应及时化验水质，满足闭式清洗条件及时切至闭式清洗。
闭式清洗合格及时进行点火或投入邻机加热系统进行热态系统。
1.1.8 锅炉点火后的注意事项1.1.8.1 锅炉点火后投入空预器连续吹灰。
1.1.8.2 根据情况投入高、低压旁路；设定主、再热蒸汽压力，投入高低压旁路温度自动，检查旁路自动控制正常。
1.1.8.3 在点火的过程中要注意观察启动分离器水位。
1.1.8.4 根据燃料量的变化及时调整锅炉风量和辅助风挡板的开度。
1.1.8.5 锅炉如发生灭火应及时进行吹扫，严禁使用爆燃法恢复燃烧。
1.1.8.6 锅炉点火后，检查确认下列疏水门开启：1）1～6抽电动门后、逆止门前疏水门。
2）汽机本体疏水门。
3）高排逆止门前后疏水门。
4）高中压缸进汽管疏水门。
5）冷再蒸汽至小机高压汽管道6）主、再热蒸汽及低旁管道疏水门。
1.1.8.7 点火后通知辅控将除尘器按规定投入。
1.1.9 锅炉升温升压1.1.9.1 锅炉升温升压应按照机组启动曲线进行，待锅炉起压后，逐渐增加1号给煤机给煤量，微油点火装置故障采用油枪点火时依次投用BC层1～4号角油枪。
1.1.9.2 压力上升速率不大于0.12MPa/min。
1.1.9.3 分离器压力达到0.2MPa时，关闭分离器排空阀，确保水循环稳定。
在分离器压力达到0.5MPa前，燃烧率不能增加。
1.1.9.4 按化学要求投入取样系统。
1.1.9.5 当分离器压力升至0.5MPa，通知热工专业冲洗压力表管路，校对储水箱水位变送器。
1.1.9.6 分离器压力维持0.5MPa，通知检修进行锅炉热紧螺栓工作，检查锅炉膨胀情况并记录膨胀值。
1.1.9.7 过热蒸汽压力达0.2MPa时，关闭过热器排空气阀。
投入高压旁路自动启动控制模式，待再热器压力达0.2MPa时，投入低旁自动控制模式。
关闭再热器排空气阀。
1.1.9.8 当过热蒸汽压力达0.5MPa，检查关闭后烟井下联箱疏水阀。
1.1.9.9 在整个升温过程中各受热面介质升温速度应满足以下条件：1）主、再热汽温度在0～200℃时，升温速度小于8℃/min。
2）主、再热汽温度在200～300℃时，升温速度小于5℃/min。
3）主、再热汽温度在300～400℃时，升温速度小于3℃/min。
4）主、再热汽温度在400～500℃时，升温速度小于2.5℃/min。
5）主、再热汽温度在500℃以上时，升温速度小于2℃/min。
1.1.9.10 炉膛出口烟温超过538℃，退出烟温探针并停电。
1.1.9.11 锅炉点火后当汽水分离器压力达到0.5～0.7MPa时会发生汽水膨胀现象，此时停止增加燃料，控制好贮水箱水位，防止过热器进水。
1.1.9.12 启动分离器入口温度上升到150～190℃。
如果未进行热态冲洗，停止升温，并保持启动分离器入口温度进行热态清洗。
1.1.9.13 热态清洗应在汽水膨胀结束后进行。
热态清洗合格后，锅炉才允许继续升温升压。
1.1.9.14 升温升压过程中注意监视水冷壁、过热器、再热器金属壁温，以防超温。
1.1.9.15 在汽机同步或蒸汽流量达到10％BMCR以前，应保证炉膛出口温度不大于538℃。
1.1.9.16 当过热器出口压力达到8.92MPa，高旁在压力控制方式，调整燃烧率，使蒸汽温度满足汽机冲转的要求。
冲转参数：主汽压力8.4 MPa，温度370℃；再热汽压力＜0.828MPa，温度340℃。
1.1.9.17 汽轮机冲转前先开大旁路门，进行大流量吹扫，尽量将受热面管内积存的氧化皮排至凝汽器。
通过监测凝结水Fe离子含量来判断氧化皮是否清除。
1.1.10 干湿态转换1.1.10.1 机组负荷120MW，进行干湿态转换操作1）转直流前必须确认锅炉给水品质合格。
2）检查满足湿态转干态条件。
a 锅炉负荷120MW。
b 分离器进口蒸汽过热度大于4℃。
3）维持给水量300～320t/h不变。
4）启动3号制粉系统，逐步增加总煤量至85t/h左右。
5）检查分离器出口过热度逐步增加，分离器水位不断下降直至水位调节阀全关。
6）检查大气式扩容器入口电动门联锁关闭。
7）过临界时，主汽温度将会有下降（大约下降20℃左右），需要进行手动调整，防止由于温度下降而燃料量自动增加太快导致煤水比失调，引起受热面超温。
8）投入分离器暖管系统。
9）锅炉转入直流运行后启动系统集水箱水位逐渐降低，及时停运疏水泵，关闭启动疏水至凝汽器的电动门、手动门，防止由启动系统漏空气导致凝汽器真空降低。
10）在干湿态转换后，锅炉由汽包炉调整特性转变为直流锅炉调整特性，此时要严格控制中间点温度，保持15～20℃的过热度，防止主汽温下跌。
1.1.10.2 干湿态转换结束，缓慢增加燃料量，将负荷提升至140MW以上，避免重新转成湿态。