机组冷态启动技术措施
【干货】机组冷态启动操作要点及注意事项（值得收藏！）
【干货】机组冷态启动操作要点及注意事项（值得收藏！）警惕安全生产中的形式主义！机组冷态启动1、所有影响机组运行的工作票已结束。
设备动力电源，控制电源已送好，检修设备试验、试转均正常, 主辅机联锁保护试验合格，汽轮机静态试验合格。
2、辅冷水系统、供氢系统、供氨系统、供油系统正常，化学凝贮箱存水足够且水质合格，各煤仓煤位正常。
3、启动主机润滑油系统和密封油系统(启密封油系统前发电机内充压缩气至20Kpa)，正常后进行发电机氢置换（置换期间压力维持50～80，注意分析仪取样管道切换），氢压至280Kpa。
4、用邻机辅汽暖本机辅汽系统充分后投入辅汽系统。
5、启动顶轴油系统正常后，启动主机盘车，记录盘车电流及转子偏心值正常，倾听机组无摩擦声。
6、向除氧器、排汽装置、定冷水箱上水，各水位正常后，除氧器投入辅汽加热，启凝泵进行凝水打循环，启定冷泵投入定冷水系统，通知化学化验各水质（除氧器水质化验应在水位较低、未投加热前进行），除氧器加药门打开，低加走水侧查漏。
7、炉进行上水前检查，定冷水质合格后发电机测绝缘（注意氢水压差）。
8、轴封系统进行暖管，轴加水封注水正常。
9、上水前检查结束后除氧器水质合格且将水温加热至60-80℃(原则是除氧器水温根据汽包壁温选择，省煤器出水温度与汽包壁温差不超过40℃)，启电泵通过给水旁路向汽包上水，上水时间按规程执行，下降管温度明显变化后开启定排疏放水门冲洗20分钟。
高加走水侧查漏，查漏结束投入水侧，开启出口注水门。
10、进行点火前检查。
检查结束启A、B空预器、A火检冷却风机。
11、联系热控做机组启动条件，撤除下列保护：①机跳炉；②油开关跳机；③发变组A、B、C柜跳机；④高排压比保护；⑤汽包水位高MFT；⑥汽包水位低MFT；⑦全炉无火MFT；⑧炉跳机；⑨ A、B磨煤机煤层无火检跳磨煤机；⑩ A磨煤机出口温度低禁止启动磨煤机。
12、磨煤机油站、送风机油站、吸风机油站及冷却风机投运正常，等离子暖风器及空预器辅汽吹灰母管进行暖管。
汽轮机冷态启动操作
汽轮机冷态启动操作1.暖管（1）稍开电动主汽门旁路门，使管道内压力维持在0.25Mpa左右，加热管道升温速度5-10℃/min.（2）管内壁温度达130℃-140℃，以0.25Mpa/min速度提升管内压力至额定压力，全开电动主气门。
暖管20-30分钟。
开始暖管时，疏水门尽量开大，随着管壁温度和管内压力的升高,并检查管路膨胀及支架状况。
（3）同时打开补汽旁路及补汽疏水阀门进行补汽管道暖管。
（4）打开均压箱新蒸汽进口阀门与疏水阀进行暖管。
2.启动辅助油泵，启动盘车装置（1）启动低压油泵检查润滑油压力及轴承回油量，油路严密性，油箱油位。
（2）启动盘车顶轴油泵，检查油压及回油状况。
【顶轴油压10.0Mpa】（3）各联锁指示灯亮后可启动盘车装置（4）启动高压油泵，停止低压油泵3.保安装置动作试验（静态试验）（1）将自动主汽门关到底（2）挂上危急保安器，投入轴向位移遮断器及磁力断路油门。
（3）在电调装置开启启动阀（4）开启主汽门到1/3行程后，分别使各保安装置动作，检查主汽门，补汽门，调速汽门是否迅速关闭。
（5）检查合格后，将各保安装置重新挂阀，接通高压油泵（6）检查主汽门及补汽门是否关严。
4.启动循环水泵，向凝汽器通冷却水（1）全开凝汽器循环水出口门，排气门，稍开进口门。
（2）启动循环水泵，待水侧排气门冒水时关闭排气门，全开进水门5.启动凝结水泵，开启出口门，用在循环门保持热井水位。
轮流开两台凝结水泵，联动装置试验后，使一台投入运行。
（1）向凝汽器侧补充软化水到热井水位3/4处。
（2）开启凝结水泵进口阀门（3）开启水泵外壳到凝汽器汽侧空气管道上的阀门。
（4）检查水泵是否充满水，开启水泵盘根水旋塞，启动凝结水泵，缓慢开启水泵出口阀门。
6.启动射水泵，先开启射水抽气器进口水门，再开启空气门。
7.开启轴封进气门，使前后轴封冒气管有少量蒸汽冒出,开启轴封风机。
8.冲转。
一．机组冲转应具备的条件（1）机组各轴承回油正常，冷油器出口油温35-40℃之间，调节油压≧0.85Mpa，润滑油压0.08-0.12Mpa（2）主蒸汽温度达320℃以上，蒸汽压力在1.8Mpa以上真空度负0.05MPa-负0.08MPa之间（3）盘车装置连续运行正常，交流油泵，顶轴油泵连续运行正常（4）投入轴向位移保护，油压保护，推力瓦块温度保护，轴承回油温度保护及超速保护（5）电动主汽门必须全开，旁路门关闭二．冲动转子（1）旋转启动阀手轮到位，确认电调自检合格后，缓慢开启自动主汽门，检查保安油压是否建立,此时调速汽门关闭，转子不得有冲动和升速现象（2）进入启动模式，选择“手动”或“自动”方式启动机组，手按电调节器操作面板上的“run”键（3）给定500r，调速汽门冲动汽轮机进行低速暖机，维持20-30分钟，当机组冲至200r时,检查顶轴油泵是否自动停下.否则手动停止. （4）转子冲动后，检查盘车是否自动退出，机组震动情况，本体膨胀，油温，后汽缸排汽温度，仔细测听检查通流部分，轴封，主油泵等处有无不正常的响声。
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。
_三期5_机组冷态启动方案
三期5号汽轮机冷态启动方案批准:审核;编制：霍荣国吉林宇光能源有限公司长春高新热电分公司汽机分场三期5号汽轮机冷态启动组织机构总指挥：董国山组长：季勇副组长; 孙盛君组员：徐永志施克勤邓国庆霍荣国当值值长三期5号汽轮机冷态启动方案概述：三期5号汽轮机自2011年4月11日采暖期结束正常停运后，一直处于停运状态，期间对部分系统进行了检修和改造，5号汽轮机为抽背机组，非采暖期不能启动试运，此次5号汽轮机启动目的是检验机组长期停运检修后能否正常启动投运，保证采暖期间正常稳定运行。
二、冷态启动时间：定于2011年10月22 日三、技术规范：1﹑生产厂家：南京汽轮机有限公2﹑型号：CB25-8.83/0.981/0.294高压、单缸、抽汽背压式汽轮机3﹑额定功率：25MW额定进汽量：179t/h4﹑额定转速：3000r/min5﹑临界转速：2280r/min发电机临界转速：1370/4020 r/min6﹑转向：从机头方向看为顺时针7﹑主汽压力：正常：8.83MPa最高：9.32MPa最低：8.34MPa8﹑主汽温度：正常：535℃最高：540℃最低：525℃9﹑调整抽汽参数：抽汽压力：额定：0.981MPa最高：1.275MPa最低：0.785MPa抽汽量：额定：80t/h最高；100t/h抽汽温度：266.81℃10﹑背压参数：排汽压力：额定：0.294MPa最高：0.392MPa最低：0.147MPa排汽温度：178.2℃额定排汽量：45.46t/h四、5号汽轮机冷态启动目的和要求：冷态启动目的：检验5号汽轮机启动运行各项参数和指标是否达到正常值，并与额定参数进行比较，重点监视5号汽轮机启动运行各工况机组振动是否符合要求。
为供热期间5号汽轮机能正常运行做好技术准备。
冷态启动要求：1、冷态启动由值长统一指挥，其他专业负责人下达命令，必须经由值长同意后执行。
2、5号汽轮机拉阀试验和静态试验良好，满足要求。
机组启动三项措施
＃1机组启动三项措施编制：初审：审核：批准：2009年5月07日为了确保＃1机组安全、顺利的进行启动，根据设备的状况，结合现场实际条件，特制定如下措施。
1.组织措施：1.1.机组检修后的启动在值长统一指挥下进行，机组启动时发电部主任、副主任必须到现场，各专工及时到现场监护操作。
1.2.机组启动前值长提前通知技术支持部主任，做好值班安排，热控及检修维护人员必须在现场值班，保证及时消缺，避免延误开机时间。
1.3.根据现场情况，若有必要时，发电部安排好加班人员；准备好启动工具和安全用具，保证机组启动顺利进行。
1.4.值长在开机前应加强与省、地调的联系，并安排好机组启动操作人员，做好开机前的各项试验和准备工作。
2.安全措施：2.1.锅炉本体及烟气系统所有检修工作结束送电正常后，进行锅炉流化质量及临界流化风量试验，确定最小临界流化风量，以此做为点火风量的依据。
2.2.锅炉点火前应检查油枪雾化良好，打火正常，油系统无漏油现象；锅炉点火前启动前先启动供油泵燃油系统打循环，调整炉前油压在2.0～2.5MPa，油温保持在20～40℃。
2.3.机组启动初期，应尽可能保持较小的一次风量和锅炉总用风量，以减少热量损失，缩短启动时间，但去布风板的一次风量不得低于最低流化风量，锅炉开始投煤时可适当增加一次风量。
2.4.机组低负荷运行时应根据床温变化情况切换给煤机，保持两侧床温偏差和炉膛出口两侧烟温差小于30℃，应尽可能保证床温稳定上升。
严格控制各点床温不高于930℃，否则应加强调整，锅炉加负荷过程中允许部分床温点在930℃～950℃之间变化，但床温在930℃～950℃之间运行超过1小时，或炉膛任一处床温上升较快超过950℃时，应适当加大下二次风量或减少给煤量，使床温尽快恢复到正常范围。
2.5.在投煤过程中出现下列情况时，应对炉膛结焦的可能性高度重视，并积极采取措施：①给煤机故障或其它原因，造成大量的煤进入炉膛未完全燃烧，引起床温的持续下降和床压的快速升高；②炉膛发生剧烈爆燃时，应根据情况果断停止风机，待床温下降到较低时，检查炉内情况，必要时重新置换床料；③发现个别床温高于950℃且持续上升时；④床压持续上升或下降，床压与风室压力差不断增加或可能一致时；⑤增减给煤量，床温、床温变化率、氧量、汽压、蒸发量等参数反映不明显时均是结焦的征兆。
汽轮机冷态启动
汽轮机冷态启动汽轮机启动前，需确认检修工作已结束，所有检修工作票已结票，相关安措已恢复。
运行人员做好启动前的各项准备工作，根据机组启动方式的要求，填写操作票。
汽轮机冷态启动应先抽真空再送轴封汽，有利于快速建立真空，缩短启机时间。
冷态启动要充分、均匀暖机，保证转子、汽缸等部件充分膨胀，尽量减少振动与胀差。
1.循环水系统的启动将循环出口电动门切至就地微开（为防止循环水泵启动时过流），启动循环水泵将循环管路和凝汽器注水，待凝汽器水室排空气门有连续均匀的水排出时关闭，当冷却塔已见回水时缓慢将循环水泵出口电动门全开并切至远方，投入自动。
检查循环水泵运行正常，出口压力正常，冷却塔回水正常。
根据循环水温变化及时投运机力冷却塔风机，保证循环水温度正常。
2.油系统的启动在汽轮机启动前两小时，油品质经化验合格，将油系统管路上阀门按规程或操作票要求执行，启动交流辅助油泵进行油循环，检查交流辅助油泵运行正常，出口压力正常，主油泵进口压力正常。
根据油温变化及时投用冷油器，保证油温在40～45℃。
摇测盘车电机绝缘合格，送电后切至远方控制，手动逆时针旋动盘车电机顶部手轮将盘车齿轮啮合，远方启动盘车，检查汽轮机大轴转动正常，无异音。
3.凝结水系统的启动检查确认凝汽器A、B两侧循环水正常，检查凝结水泵出口电动门为自动，启动凝结水泵，检查凝结水泵运行正常，出口压力正常。
调节凝结水再循环调门开度，凝结水打再循环。
根据凝汽器液位变化及时调整补水门或放水门，保证凝汽器液位正常。
4.抽真空系统的启动确认真空泵出口电动门在自动状态，启动真空泵检查泵运行正常，泵出口压力正常，凝汽器真空缓慢上升。
5.暖箱暖管暖箱即预热均压箱，以新蒸汽或者二旁加热蒸汽加热均压箱，在暖箱前确认均压箱至前、后轴封供汽隔离门在关闭状态，均压箱疏水门开启。
将均压箱及进汽管道充分疏水，防止积水被带入轴封或汽轮机内部。
暖管即先将主蒸汽管道预热至汽轮机电动主汽门前，沿途充分疏水。
空冷机组冷态启动步骤及注意事项总结
机组冷态启动步骤及注意事项总结岱海电厂弥社刚从机组接到启动命令开始到带负荷至300MW的主要操作如下：第一阶段：机组各系统启动前恢复，热工保护传动，点火前准备1.首先查工作票，看有无影响机组启动的重大检修工作；2.通知化学，取样化验各辅机油站油质是否合格，通知检修及时滤油；3.查二期辅汽系统，联系一期暖投辅汽联箱系统；4.通知热工人员，准备开始机组启动前的阀门传动及保护传动工作；5.安排好人员准备开始各系统启动前的阀门恢复工作；6.机、电、炉三个专业的主要工作如下：电气方面：①查接地线登记台帐、绝缘登记台帐，对需要恢复的接地点和需要测绝缘的设备电机进行测绝缘工作；②空冷风机、给煤机电机的测绝缘工作应联系检修配合解线工作；③配合热工进行保护传动，需要送试验位的设备开关送至试验位；④执行发变组由检修恢复冷备用的操作票；⑤执行空冷备自投切换试验操作票；⑥执行引风机油站电源切换操作票；⑦执行高厂变、主变冷却器电源切换试验操作票；⑧执行保安MCC电源切换操作票；⑨执行发电机转子测绝缘操作票；⑩执行发电机定子测绝缘做措施操作票；锅炉方面：①配合热工进行炉侧阀门传动，辅机保护传动；检查炉侧各电动门配电盘并全部送电；②检查各风机油站、磨油站油质合格，油位正常，油温是否正常（冬季工况应提前投入电加热），启动各辅机油泵；③检查风烟系统各检查孔、人孔门等关闭严密，水位电视、火焰电视良好可用，冷却汽源状态正确，烟温探针投入良好；④检查空预器满足启动条件，投入盘车连续运行；⑤启动火检风机运行；⑥检查暖投炉侧辅汽系统，空预器吹灰系统、燃油吹扫蒸汽、暖风器系统，B磨暖风器；汽机方面：①配合热工进行机侧阀门传动，辅机保护传动，检查机侧各电动门配电盘并全部送电；②开式水系统管道注水排空；③闭式水系统恢复，用除盐水向闭式水系统注水排空；（注意除盐水流量不能太大，防止影响一期正常补水）④凝补水箱补水至正常水位，锅炉上水泵电机送电；⑤凝结水系统、给水系统阀门状态检查恢复；⑥启动闭式水系统；（注意注水排空要彻底，空压机冷却水源的切换）⑦启动开式水泵；（注意开式泵出口联络门状态，#3、#4机组闭式水热交换器的阀门状态及开式水的外围用户的阀门状态）⑧启动锅炉上水泵向除氧器上水（注意锅炉上水泵出口至其他用户隔离门状态），注意同时开启电泵入口电动门，将先要启动的电泵注水排空；（对检修中的电泵要做好隔离措施，必要时校严入口门）⑨除氧器上水至2.2米左右，启动一台电泵，进行打循环冲洗系统，联系化学化验水质，合格后投入除氧器加热；（若水质不合格应停止电泵，进行放水，重新向除氧器上水，再化验水质直至合格。
机组冷态启动操作指导书
机组冷态启动操作指导书1、接值长令，通知本机各岗位人员做好启动前的检查准备工作2、查线路已拆除安措恢复备用，布袋除尘器预涂灰正常3、查转机试转正常，联锁、保护试验正常，无影响启动的检修工作。
4、查机组润滑油、密封油、内冷水系统运行正常（#3、5机投ETS柜上交直流油泵联锁，#4机投泵自动），8—13ata联箱恢复投运，5、发电机气体置换合格后机内氢压提至0.1MPa（12h左右）6、启动EH油泵打循环（油温35—45℃），投入EH油泵联锁，循环水系统开始充水（3h）7、凝汽器补水800mm，启动凝结水泵，向除氧器上水投加热，射水池水位保持1/28、投盘车，发变组、励磁系统测绝缘合格后恢复备用（3h），做电气启动前试验（2h）9、全关汽轮机本体疏水10、捞渣机悬浮池注水正常，水封及渣斗溢水正常，省煤器卸灰器冲灰水正常，下灰管畅通。
启动刮板捞渣机。
安排临炉送粉（2.5米左右），进行炉启动前检查（1h）11、启动循环水泵、给水泵锅炉上水至点火水位（2—4h），停运给水泵，投底部加热12、投炉前燃油循环，按一段暖管倒疏水13、开启布袋除尘器进出口烟气挡板，通知脱硫检查增压风机旁烟道档板在开启，启动引、送风机各一台，投入引、送风机保护，一次风箱压力1200Pa，炉膛负压50~100Pa，对炉膛和一次风管通风吹扫5min，锅炉点火，退底部加热，投炉压、水位保护14、启动射水泵抽真空，汽封暖管，启动高压油泵15、点火后投一级旁路、关闭主汽系统对空排汽。
再热器起压投入二级旁路，关闭再热器对空排汽。
16、主汽压0.3MPa，通知热工冲洗表管；主汽压0.5MPa，定排一次，通知锅炉队热紧螺丝；17、汽包水位有下降趋势时，启动给水泵运行18、高过后烟温250℃以上时，视燃烧情况，少量投粉19、主汽压1.0 MPa关闭主再热器系统疏水电动门，投入连排系统；关闭减温水疏水，打开减温水手动门，根据气温上升情况投入减温水20、主汽温250℃开启电动主汽门，二段暖管，注意缸温变化情况，法兰、夹层暖箱，21、检查发变组保护装置无异常，保护压板投入正确，励磁系统在备用状态22、冲转前15分钟送汽封（维持真空60—70KPa），启轴封风机23、全开本体疏水，冲转前查汽机保护除真空低、发电机内部故障、DEH故障、主汽门关闭保护外其余保护在投入，启顶轴油泵，测挠度一次去掉挠度表24、按值长令主汽压＿＿＿MPa，主汽温＿＿＿℃，再热汽压＿＿＿MPa，再热汽温＿＿＿℃，汽机冲转，25、转速500rpm打闸听音正常，继续升速，投DEH故障保护，投法兰夹层加热，低加随机启动26、转速1400rpm中速暖机，查顶轴油泵已停运27、转速1500rpm、3000 rpm检查发电机碳刷是否跳动、卡涩或接触不良28、转速3000rpm，做喷油压出试验后，停高压油泵，开出口门备用29、推上待并机组甲刀闸，主开关恢复备用30、发电机升压并列，机组并列后全面检查发变组设备，投入锅炉油开关、主汽门保护。
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吕四港发电公司发电部技术措施【2017】（综）02号执行技术措施单位：各运行值、外委项目部主题：机组冷态启动技术措施编写：李伟林、康强、刘勇、刘志海、郭兆耕、窦小春审核：张义昌张利军批准：黄俊峰发布实施：2017年12月23日一、冷态启动主要节点控制：I、启机前系统恢复1、闭冷水系统投入，各辅机冷却水、冷却器导通，闭冷器正常投运一台一台备用，控制闭冷水压力0.4～0.6Mpa。
2、炉水循环泵清洗、注水。
3、大小机润滑油系统、密封油系统投运，检查主机润滑油压在0.09～0.15Mpa范围，直流油泵"联锁启动"投入。
主机冷油器出口滤网在有滤芯侧运行，维持油氢差压在84±10Kpa，化验大小机系统油质合格。
4、循环水系统投入，凝汽器注水，二次滤网、电动滤水器投运，开式水系统设备：闭冷水冷却器，真空泵冷却器、渣水系统，充分注水放空气投运。
5、500m3凝补水箱水位4500mm～6300mm，保持高水位，以满足机组启动冲洗时储水量。
6、凝结水管道注水结束，凝汽器补水至正常水位（700～850mm），启动凝结水系统，打循环进行冲洗。
7、投入轴封加热器水侧及各低加水侧，水位保护投入，投入汽泵密封水。
开启5号低加出口排水至机组排水槽电动门，进行凝结水系统冲洗。
8、投入EH油系统，母管压力14.5±0.5MPa，检查系统运行正常无泄漏，联系热控人员进行大联锁保护传动。
9、联系临机投入辅助蒸汽系统，投用时确保疏水暖管充分，压力维持0.8MPa、温度大于250℃。
10、投入定冷水系统，通知辅控投入在线加药装置连续运行。
定冷水水质控制PH值8-9，电导0.5-1.5us/cm。
11、密封油投入正常后，发电机通入压缩空气至0.5MPa，发电机气密性试验24小时，气密性试验合格，发电机泄压至0，通入二氧化碳置换空气。
12、发电机二氧化碳纯度合格，通入氢气置换二氧化碳，氢气纯度＞98%，发电机开始补氢至氢压大于0.3Mpa。
13、如锅炉加药保养，则先将除氧器和锅炉放水。
除氧器放水后用凝补水泵向除氧器补水、冲洗。
除氧器冲洗结束，将除氧器水位补水至正常水位。
14、润滑油、密封油系统油质合格，启动顶轴油泵，由设备部调整各瓦顶轴高度至合适值，交替启动A、B顶轴油泵各2小时以上,再次化验润滑油、密封油系统油质合格。
投入主机盘车并保证至少在汽机冲转前4小时连续盘车，检查盘车电流及电流摆动值正常,每1小时进行一次各瓦及轴封听音，记录大轴偏心。
15、联系投入输煤系统给机组煤仓上煤，联系输煤人员A煤仓上挥发份及发热量较高的煤种。
16、联系辅控在锅炉点火前24小时投入电除尘加热。
17、投入除氧器加热，启动汽泵前置泵循环加热，联系化学投入给水加药系统，确保水质合格。
18、进行锅炉上水前检查。
19、放空气系统及膨胀系统的检查，在锅炉膨胀指示本记录锅炉膨胀。
20、投入六大风机及磨煤机油站运行、启动空气预热器。
21、启动火检冷却风机，启动等离子冷却风机，启动脱硝稀释风机，备用风机投入联锁，投入脱硝声波吹灰器。
22、炉水循环泵注水结束，除氧器水温50℃以上，除氧器水质合格后，利用除氧器静压给水系统注水。
调整好给水流量100T/h左右，锅炉开始上水。
上水过程中，按锅炉上水操作票关闭相关空气门。
23、锅炉储水箱水位上至正常，启动炉水循环泵，调整好省煤器入口给水流量＞500T/h，锅炉开始冷态冲洗。
如机组停运时间大于45天或锅炉进行过加药保养，锅炉上水后启动炉水循环泵连续运行30分钟，将锅炉放水后重新上水，再进行冷态冲洗。
24、按照真空系统恢复操作票进行凝汽器真空系统恢复前检查。
辅汽供轴封系统暖管，投入轴封系统。
小机轴封随大机一起投运。
25、启动2台真空泵，凝汽器抽真空，关闭真空破坏门。
真空初步建立后关闭再热器系统放空气门，关闭锅炉侧一再入口集箱疏水门，开启汽机侧再热器系统疏水门，连带再热器系统一起抽真空。
26、小机具备冲转条件后，用辅汽冲转一台小机至800rpm暖机。
27、按小机超速试验操作票进行小机超速试验，两台小机先后进行试验。
试验结束连上小机与汽泵对轮。
28、按照汽机疏水系统操作票进行汽轮机启动前疏水系统的检查、恢复。
29、联系辅控启动一台浆液循环泵。
30、启动单侧引风机和送风机，送风机启动后全开运行侧送风机热风再循环。
调整风量至800T/h左右，调整炉膛压力正常，炉膛负压投自动。
检查另一台送风机是否倒装，如倒转通知检修制动。
制动完毕后，启动另一侧送引风机。
31、锅炉冷态冲洗结束，水冷壁壁温通过给水加热至50℃以上。
水质合格(PH9.2-9.6,全铁≤200μg/L,SiO2≤30μg/L,YD≈0μmol/L，溶氧≤30μg/L，电导≤0.50μs/cm）。
水质合格后关小锅炉上水调门和过冷水调门，保持炉水不再外排，直至A制粉系统启动后。
32、点火前两小时启动供油泵，并列相邻机组燃油系统，对燃油总管进行冲洗。
33、投入辅汽供空预器吹灰器及等离子暖风器管路暖管。
34、检查炉膛火焰电视投入正常。
35、测量发电机定、转子绝缘。
II、锅炉点火1、锅炉吹扫前，先导通锅炉17M平台燃油系统，全开回油手动门，关闭各油角阀手动门。
2、检查锅炉吹扫条件满足，机组不存在MFT条件，联系热工确认锅炉主保护投入，开始炉膛吹扫。
3、炉膛300秒吹扫结束。
OFT及MFT复位，立即开启进回油母管关断阀和进油母管调节阀，大流量冲洗燃油管道5-10min。
冲洗结束后调整燃油压力3.5MPa，进回油流量2T/h左右，并列炉前燃油系统。
4、投入空预器连续吹灰。
5、调整好锅炉二次小风门及炉膛负压，锅炉点火，采用对角投入油枪的方式，定期对油枪进行切换，以保证炉膛的受热均匀。
检查油枪着火良好，各处无漏油现象。
锅炉投油暖炉期间严禁开启WDC阀对锅炉进行冲洗。
6、通知辅控开启脱硝供氨总阀（氨站），导通脱硝 SCR 区系统，检查供氨各管阀无漏氨后关闭脱硝SCR区（炉侧）供氨手动总门。
当脱硝入口烟温大于 280℃，开启脱硝 SCR区（炉侧）供氨手动总阀，脱硝系统具备随时投入条件。
7、锅炉点火后一旦锅炉建立压力即开启汽机侧A、B高旁至30%开度，防止启动初期汽水混合物在小开度冲刷高旁阀。
在高旁投入同时投入高旁减温水及旁路系统三级减温水。
8、锅炉分离器压力达到0.2MPa之前，确保一台小机冲转成功。
9、整个升温过程中，控制锅炉后屏、末级过热器和高温再热器受热面管壁温度升温速度小于 1.5℃/min，特别注意监视后屏、末级过热器和高温再热器管壁温度变化趋势，应保证管壁温度平稳上升。
确认壁温平稳上升无反复后，才可继续增加燃料或者启动等离子磨煤机。
燃料的启动顺序如下：AB层油-CD层油—A层煤---B层煤—C层煤—D层煤—E层煤。
锅炉受热面及主汽温度升温率≯2℃/min，正常维持在1.5℃/min左右。
10、分离器压力达到0.4MPa之前，确保一台小机转速达到2800rpm以上。
11、导通至少两台制粉系统通风，注意不选择跳闸磨煤机，若为跳闸磨，启动风机前，先将等离子拉弧或点燃对应油枪。
12、水冷壁壁温达到80℃，启动一台密封风机。
启动一次风机，投入一次风系统，调整一次风压至6.5-7kpa之间，投入备用密封风机连锁。
13、调整A磨煤机一次风通风量暖磨，确保磨煤机出口温度缓慢均匀上升。
III、锅炉升温升压14、暖A磨正常后，调整好一次风量，水冷壁温度达到120℃以上，投入第一套A制粉系统运行，及时关闭冷一次风门，调整给煤量至20T/h以上，热一次风量至80-90T/h左右，确保炉膛着火良好，负压摆动不大。
检查各处无漏粉现象。
15、冷态启动柴油定额为15吨，视炉膛燃烧情况逐渐退出油枪运行。
通知辅控投入电除尘电场。
启动一台氧化风机。
16、调整锅炉上水量及WDC阀排放量，控制锅炉受热面及主汽温度升温率≯2℃/min，正常维持在 1.5℃/min左右，升压率≯0.1MPa/min，检查水冷壁壁温无突升现象。
17、汽水分离器压力达到0.2MPa时，按照上水操作票，关闭炉顶空气门，全面检查汽机缸体及主、再热汽、导管疏水、各段抽汽系统所有疏水门开启且全开到位，并用点温枪检测疏水畅通。
18、投入汽机高压旁路系统减温水，暖汽机高压旁路系统，投入汽机旁路，投入旁路三级减温水。
检查高旁一级减温后温度小于158℃。
19、投入汽机高、低压侧疏水扩容器喷水，检查主汽管路疏水系统导通。
20、当分离器温度达到180-210℃时，控制给水流量100-150t/h左右，通过调整炉水泵出口调整门控制省煤器入口给水流量＞500T/h，锅炉进行热态冲洗。
锅炉热态冲洗期间控制锅炉燃烧稳定，分离器温度稳定。
21、热态冲洗结束，水质合格(PH9.2-9.6,全铁≤100μg/L,SiO2≤100μg/L,YD≈0μmol/L），锅炉继续升温升压。
期间注意燃料量与给水量的匹配增加，检查锅炉各受热面温度正常，控制汽机高压旁路开度，确保温度及压力匹配上升。
22、锅炉分离器出口压力达到3.5MPa时，打开A、B侧ERV阀前手动门。
IV、汽轮机冲转1、汽机冲转前的检查准备：汽轮机冲转前各项保护按规定投入，汽机ETS报警窗复位无报警，主机TSI监视各项参数具备冲转条件，主再热蒸气管道及汽缸本体疏水全开，就地手测主汽门前疏水温度高于200℃且均有过热度，主机润滑油滤网已切换至无滤芯侧运行。
2、汽机冲转前的检查准备结束，蒸气参数满足（主蒸汽压力3.5-4.5MPa，主蒸汽温度360℃，两侧主汽温偏差不超过14℃，汽机主汽门内外壁温差不超过83℃）。
化学化验蒸汽品质合格。
3、投入汽机润滑油温度控制自动。
4、就地检查AST、ASP及薄膜阀上腔油压0.6～0.8MPa，EH油压13～4.5MPa，凝汽器-91kPa～-85kPa，润滑油压0.09～0.15MPa，润滑油温35～40℃，空氢侧密封油温35～40℃，主机偏心不大于原始值的110%。
汽机挂闸。
5、按冲车操作票汽机冲车，检查汽机开始升速，检查盘车装置自动脱开。
6、汽机转速400rpm，打闸进行摩擦检查，对机组进行全面检查和听音。
7、汽机再次冲转，按电科院要求进行汽机动平衡试验，全面检查汽机各项TSI参数。
8、汽机在动平衡转速检查正常后继续升转速，转速升至2000rpm时顶轴油泵联停，将顶轴油泵投备用。
升速期间注意检查汽机TSI画面各参数正常。
9、转速升至2500rpm时，根据机组差胀、汽门内外壁温差（小于83℃）、高中压缸上下缸温差、蒸汽与金属温差等参数变化进行高速暖机，暖机期间再次进行动平衡试验。
10、启动第二台一次风机运行，并列一次风机。
启动第二台引风机运行，并列引风机。
启动第二台送风机运行，并列送风机，送风机并列后全开运行侧送风机热风再循环。