机组启停阶段管理制度
电厂总启动前规章制度
电厂总启动前规章制度
一、总则
为确保电厂的安全稳定运行，保障生产设备和人员安全，做好电厂总启动工作，特制定本
规章制度。
二、适用范围
本制度适用于电厂总启动前的各项准备工作，包括人员安排、设备检查、设备启动等环节。
三、人员安排
1. 电厂总启动前，应安排专门负责启动工作的人员，明确其职责和权限。
2. 各岗位人员应按照工作任务分工，配合完成总启动工作。
3. 启动工作中如有异常情况，需及时报告上级主管领导。
四、设备检查
1. 电厂总启动前，应对各设备进行全面检查，确保设备完好无损。
2. 各种电气设备的检查应由专业人员进行，确保其安全稳定运行。
3. 燃料供应设备、冷却系统、通风系统等设备也需进行检查，确保无故障。
五、设备启动
1. 启动前应关闭所有设备的主电源，并确保设备处于安全状态。
2. 按照专门的操作规程逐步启动各设备，确保逐级启动，避免同时启动造成电网波动。
3. 各设备启动后需进行运行试验，确保设备正常运行。
六、责任制度
1. 启动工作中出现的问题需立即报告，并由相关人员迅速处理。
2. 启动工作结束后，需对启动过程进行总结，归纳经验教训，并进行讨论交流。
3. 对于违反启动规定的人员，应根据程度给予相应处罚。
七、附则
1. 本规章制度自颁布之日起生效，并定期进行审查更新。
2. 凡涉及未尽事宜，由相关部门按照相关规定处理。
以上为电厂总启动前规章制度，执行时需按照相关规定执行，确保电厂启动工作顺利进行，保障电厂生产安全。
电厂机组启停操作
王曲电厂机组启停操作1、机组启动通则2、机组冷态启动3、机组温态与热态启动4、机组停运第一机组启动通则1、新安装以及大、小修后的机组在首次启动前应经过验收，设备变更后应有设备变更报告及书面通知。
2.、机组在下列情况下禁止启动或并网-机组主保护有任一项不正常。
-机组主要参数失去监视。
-机组主保护联锁试验不合格。
-主机的EH油及润滑油油质不合格、油温低于27℃或油位低。
-机组MCS系统、FSSS系统、DEH系统工作不正常，影响机组正常运行。
-高、低压旁路系统控制装置工作不正常，自动不好用，影响机组正常运行或无法满足机组启动及保护要求。
-任一汽轮机高中压主汽门、高中压调门以及抽汽逆止门卡涩或动作不正常。
-汽轮机转子偏心度≥110%。
-汽轮机转子轴向位移超出0.6mm（汽），－1.06mm(励)。
-汽轮机高中压缸胀差≥12.9mm或≤－5.8mm。
-汽轮机低压缸胀差≥24.5mm或≤－4.8mm。
-高、中压缸内壁上下温差≥35℃，高、中压外缸上下缸温差≥35℃。
-锅炉水压试验不合格。
-汽轮发电机组转动部分有明显摩擦声。
-仪用空气系统工作不正常，不能提供机组正常用气。
-电除尘或排烟脱硫系统不正常，不能短时修复而影响机组正常运行。
-机组发生跳闸后，原因未查明、缺陷未消除。
-锅炉储水箱水位控制阀门自动不好用不能并网。
3、机组启动前，应进行如下试验，并动作正常，方可启动-执行机构的校验，检查阀门能在规定的时间内开关，动作灵活，调门进行就地与画面开度的核对。
-机电炉大联锁试验。
-MFT跳闸联锁试验。
-OFT跳闸联锁试验.-主、辅设备保护、联锁试验。
-吹灰系统程序试验。
-油枪投退程序试验。
-水压试验（受热面检修后或大修后）。
-凝汽器检漏试验。
-发电机气密性试验（大修后）。
-汽轮机主汽门、调门、抽汽逆止门严密性试验-汽轮机低油压试验-调节系统的静态试验。
4、机组状态规定-汽轮机状态规定（根据中压内缸壁温划分）冷态：T＜305℃-温态：305℃≤T＜420℃热态：420℃≤T＜490℃极热态：T ≥490℃-锅炉状态规定（根据锅炉启动前主汽压划分）冷态：压力＜6.0MPa 温态：压力6.0～7.95MPa热态：压力7.95～10MPa 极热态：压力＞10MPa第二机组冷态启动机组的冷态启动是在机组长时间停运后，锅炉以及汽轮机本体压力、温度都很低的情况下的启动。
火电机组启停过程中环保指标的控制策略
火电机组启停过程中环保指标的控制策略发表时间：2018-01-28T19:47:04.413Z 来源：《电力设备》2017年第28期作者：翟云岳[导读] 摘要：随着国家对火电厂大气污染物排放限值越来越严格，并同时出台了对超低排放达标机组提供电价补贴的相关政策，如何控制好火电机组启停过程中污染物排放超标时间，成为了火电厂经济运行的重要研究课题。
（深圳妈湾电力有限公司广东深圳 518052）摘要：随着国家对火电厂大气污染物排放限值越来越严格，并同时出台了对超低排放达标机组提供电价补贴的相关政策，如何控制好火电机组启停过程中污染物排放超标时间，成为了火电厂经济运行的重要研究课题。
本文通过理论分析与数十次机组启停实践，总结、应用了300MW级机组启停过程中环保指标控制的有效策略。
关键词：机组启停；妈湾电厂；超低排放；控制策略引言妈湾电厂6台300MW级机组，锅炉为单炉膛、四角切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、露天布置、亚临界控制循环、燃煤汽包炉。
锅炉采用天然气点火。
配6中速磨正压直吹式制粉系统。
自2009-2012年先后对六台炉进行了低氮燃烧器改造，低氮燃烧器设计氮氧化物排放低于316 mg/Nm3，实际运行中，高负荷可控制在200 mg/Nm3左右，低负荷约250 mg/Nm3。
至2014年又先后为6台炉加装了选择性催化还原烟气脱硝系统（SCR）。
经2015、2016年两年运行以来，氮氧化物全年排放低于35 mg/Nm3，完全达到国家超低排放标准。
但由于脱硝系统投运有入口烟温的条件（300-400℃），无法在机组启动过程中全程投入运行。
随着《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）的实施[1]，国家对电厂污染物排放要求越来越严格，从2016年开始对满足超低排放标准的电厂施行环保电价补贴。
超低排放标准[2]为：在基准氧量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3；超低排放率99%以上，补贴1分/kwh；80%-99%，补贴0.9分/kwh（以小时均值考核）。
华能福州电厂一期机组各工况下磨煤机启停及运行注意事项
各工况下磨煤机启停及运行注意事项一、锅炉启动至带低负荷过程中，启动磨煤机的注意事项：1、锅炉启动初期：视实际情况，在汽机2000 rpm 暖机时且空预器进口烟温≥200℃、热风温度≥160℃即可起动一次风机开始暖磨。
注意暖磨对火焰中心提升的影响，暖磨过程要缓慢，开始时要保持较低的一次风量，而后观察汽温、金属壁温的情况再逐渐加大。
锅炉启动过程时，需确认投运的第一、二套制粉系统煤仓的煤种为正常煤种。
正常煤种指其各项工业分析（挥发份、低位热值、灰份与水份）接近设计煤种。
禁止使用严重偏离设计煤种的特殊煤种（如褐煤、贫瘦煤）作为启动用煤，防止出现炉膛灭火、爆燃或尾部烟道再燃烧的现象。
主机到达3000rpm 后或并网后且热风温度≥200℃后投入给煤机；投入第一台给煤机后，仍保留一只重油枪运行，防止燃烧不稳、燃烧不完全等，投粉后注意控制炉水升温率不超限。
给煤机投运后，需确认磨煤机咬合正常，磨煤机振动正常，通过火焰摄像头或就地看火孔观察投粉后着火情况，火焰应呈明亮橙黄色，无冒黑烟现象。
投粉后及时投运电除尘，并应根据炉内燃烧情况以及受热面金属壁温升情况，及时进行风量、炉膛-风箱差压等的燃烧调整，并缓慢、均匀的增加给煤量。
锅炉投粉后，若发现煤粉气流不着火或燃烧不稳定且经调整无效时，应立即停止给煤机，加强通风5～10min，并待炉膛温度进一步提高后再投。
如两次投粉不着火，应停止投粉，分析原因，严禁盲目试投。
投粉初期要特别加强对锅炉燃烧状况的监视和调整，及时到现场观察燃烧情况。
若投粉后热风温度降低至≤180℃，则必须暂停增加给煤量，采取措施（如：提高给水温度、开大暖风器、进行油煤切换，增投油枪等手段）使热风温度回升后才能继续增加给煤量。
锅炉投粉运行后，应严密监视过热器、再热器各级受热面的金属壁温不超出报警值。
对煤仓被烧空后再加仓或停炉超过一周以上首次起动给煤机时，要派人到现场进行煤仓的敲打（禁止启动煤仓的自动振打装置，防止堵的更密实），防止煤仓搭桥。
机组启停优化运行措施
运行管理部技术管理措施运行〔2015〕011号机组启、停节能优化措施为了积极开展“节能双提升”工作，进一步适应电力发展的形势，按照“完善节能管理工作”的工作要求，通过优化机组启、停方案，从而优化启、停操作，降低发电成本，实现全厂机组的整体经济运行，提高我厂整体经济效益，特制订本方案。
一、机组启、停操作原则1、服从电网调度机构的指令，满足调度负荷曲线和机组性能、辅助服务要求。
2、充分考虑到各台机组的实际情况，按机组性能合理操作，不超参数、不牺牲机组和公用系统运行安全性，确保机组安全启、停。
3、服从值长调度，值长对各专业之间的操作必须有一个超前意识，有一个时间的估算。
在上一步操作即将完成之际进行下一项操作，减少相互等工况的过程，延长启动时间也就增加能量的消耗。
二、机组启、停节能操作措施锅炉方面1、锅炉启动时，采用等离子点火系统。
在锅炉启动前应检查等离子点火系统处于良好的备用状态，及时消除缺陷，保证点火时正常使用。
2、控制好锅炉进水时间与速度，与汽机除氧器加热协调进行，控制进水温度与汽包壁温差不大于40℃，上水完毕后，投入锅炉底部加热系统，逐步提高汽包壁温≥100℃后即进行点火，减少锅炉为提高给水温度而消耗的燃料量。
3、省煤器再循环门在锅炉进水时应关闭，点火前再打开，以利于对汽包金属的加热。
4、控制好风烟系统启动时间，炉膛吹扫后即进行点火。
风机启动前，必须使各项工作都具备点火要求，吹扫条件满足。
锅炉启动初期可采用单风机启动,即先启动一组吸、送风机进行点火，待并网前再并另一组吸、送风机，以降低启动时风机电耗。
5、启动中总风量选择必须即安全又经济，最好控制在40%总风量左右，低了会造成未完全燃烧，在尾部烟道死角沉积，高了造成送吸风电量的浪费，并且降低炉膛温度影响着火效果，同时增加排烟损失。
6、锅炉启动时采用电泵启动，待负荷达80MW时暖泵，负荷大于120MW 切换炉水泵运行，降低炉水泵电耗。
7、上水水位适当放低，避免点火后汽水膨胀引起水位高而放水。
输油泵机组的启停操作指导书
甬沪宁线输油站启停输油泵机组作业指导书（试行）一、输油站启泵前工艺、仪表条件的检查对本站工艺、白控系统、仪表、电气系统等进行检查，确认具备启泵条件。
了解全线及本站的运行方式，明确需要外输的输量和出站压力等参数。
1、检查泵入口汇管压力，达到启泵值。
2、检查工艺流程、阀门、法兰及工艺辅助设施，并确认具备启泵条件。
3、对本站外输罐及其辅助设施进行检查，确认具备启泵条件。
4、站控值班员对站控系统的各种画面、工艺参数、流程屏显、数据传输、主机运行状况等进行全面、细致的检查，并确认具备启泵条件。
5、对出站调节阀，高压泄压阀，水击保护系统及各种保护定值进行检查，确认具备启泵条件。
（高压泄压通道必须保持畅通）。
各站保护定值见附件一。
6、泵进出口压力、泄漏、振动检测不参与联锁停机，对应的“检修/ 投用”按钮置“检测”位置。
其它检测参数“检修/投用”按钮必须置“投用位置。
7、确认本站“中心控制/站端控制”处于“站端控制”状态。
8、检查泵进出口的压力表显示正常，接头无渗漏，检查泵进出口的压力开关，泵机组测温和测振仪表及机械密封泄漏开关处于正常工作状态，仪表显示正常。
9、检查电源电压应符合Q/SHGD 0035-200瀚油管道电气运行规程要求。
二、启泵前泵机组的检查和准备1、检查泵机组基础与地脚螺栓必须牢固。
2、泵机组周围无杂物，无油污，机组处于完好状态。
3、泵机组的保温，各种附件，伴热系统，监控系统及排水系统齐全完好，连接处无渗漏，机体整洁4、检查泵体和机械密封泄漏污油管线电伴热，电机防潮加热器处于完好工作状态，若长期停泵后启泵，应在启泵前4小时投用电伴热，在冬季运行时，污油主管线及污油罐伴热系统应完好并投用。
5、检查泵机组轴承箱润滑油，泵及电机油位应在看油窗高度的1/2 处，并保持恒位油杯内油位在2/3以上，油品应洁净无污物，颜色正常。
6、盘泵检查转子轻重一致，无卡阻现象，泵机组盘车状态完好。
7、检查泵进出口阀，确认其连接良好，手、电动开关白如。
火力发电厂机组自启停控制(APS)技术
火力发电厂机组自启停控制（APS）技术作者：李远来源：《装饰装修天地》2018年第22期摘要：火力发电厂自动启/停机控制系统（简称APS），即能够按照火力发电的热力流程和设备运行工况，调动并协调各功能子系统进行预定参数、预定进程的控制，从而使得整个机组能够在极少的人工干预下自动、安全地完成启动或停运过程的自动控制系统。
本文分析了火力发电厂机组自启停控制（APS）技术。
关键词：火力发电厂机组；自启停控制（APS）；技术1 引言近年来，大型火电机组不断投产。
这些火电机组，尤其是超临界、超超临界机组，运行参数高、工艺系统复杂、且工艺系统间关联紧密、工况转换快，增加了人工操作的难度，尤其在机组启动和停运过程中集中了大量的设备启停切换、参数调整等操作，操作人员在限定时间内为应对运行工况精神高度紧张、劳动强度大，风险性大幅度提高，稍有不慎甚至可能发生不安全事件，严重的会造成巨大经济损失。
2 实现机组自启停的意义机组自启停是衡量机组自动化水平高低的标杆，是电厂自动化程度的标志。
随着火电厂技术水平的提高机组容量不断加大、设计参数也不断的提高，超超临界机组的投运数量越来越多。
机组自启停控制系统是建立在完善的控制系统设计、主辅机有良好的可控性基础上的。
它可以有效促进和提高机组自动化水平，使机组按照规定的、优化的程序进行设备的启停操作，不仅大大简化了操作人员的工作，更重要的是规范机组启停操作标准程序、减少了出现误操作的可能性，整体提高了机组的安全性能，同时它可以缩短机组启动时间，提高机组起停运行的经济效益。
实施APS不仅提高了机组的自动化水平，而且可以提高运行管理水平。
在机组运行尤其是机组启动和停运过程中，如果运行人员仅靠手动操作，不仅容易发生误操作事故，而且极大地影响了机组运行的安全性和经济性。
APS与传统机组的热工控制相比具有全新的理念和控制策略。
通过研究对比发现，APS设计阶段，最需要深入研究、探讨和定制APS的基础逻辑。
机组启停机标准
电力三公司启停机及重大检修值班要求及标准
指定负责人职责：机组启动时负责协调部门内、部门与部门之间一切事务。
机组启动过程中，各部门负责人、各专业专工、专责、检修部班组必须保证联系方式畅通。
一、机组启动
1、机组启动前两小时安生部、运行部、检修部专工、专责，检修部检修班组必须现场待命（可在宿舍临时休息或办公室），各部门最少指定一名负责人在集中控制室，指定负责人必须告知当班值长。
2、锅炉点火前半小时，由各部门指定负责人通知锅炉、热控、电气专责及班组到集中控制室待命（指定负责人值班时间为三小时，指定负责人由各部门确定）。
3、汽机冲车前半小时，各部门指定负责人通知汽机、热工、电气专责及检修班组到集中控制室待命。
4、机组并网后正常升负荷过程中，各部门指定负责人必须在集中控制室待命，各专工、班组无问题后可临时回办公室、宿舍待命，但不得离开厂区。
5、指定负责人值班时间为三小时，指定负责人由各部门确定，投运本专业设备时，本专业不能作为指定负责人，例如：锅炉点火过程中，锅炉、热工不能为指定负责人。
二、机组停机
1、机组滑降负荷过程中安生部、运行部、检修部指定负责人必须在集中控制室待命，直至机组完全停运。
各专业设备停运检查确认无误后，可离开现场。
三、重大检修
机组重大检修时，安生部、运行部、检修部相关专业专责必须在现场，发现问题及时解决。
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机组启、停阶段管理制度准：批制：高登岸编华电能源哈尔滨第三发电厂化学分场 12009年月机组启、停阶段管理制度1 范围本细则规定了华电能源哈尔滨第三发电厂200MW、600MW机组启、停阶段化学管理的内容和要求。
适用于200MW、600MW机组化学运行专业。
2 规范性引用文件下列文件的条款通过本细则的引用而成为本制度的条款，凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修改版均不适用于本细则，然而鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件最新版本。
凡是不注日期引用的文件，其最新版本适用于本细则。
GB 12145-2008 火力发电机及蒸汽动力设备水汽质量标准SD 245-88 化学监督制度黑电生[1992]806号《黑龙江省电力工业局化学专业技术监督管理实施细则》3 机组启、停要求3.1 机组启动前准备阶段3.1.1 运行班组接到机组启动通知后，汇报分厂。
3.1.2 运行班长负责通知水化验班班长、油化验班班长机组启动时间。
3.1.3 运行班长根据启动机组的状况，合理安排净水制水设备的及时启动，保证除盐水箱内的除盐水量足够启动机组在8小时内系统2次换用量（每次换水用量按照机组额定蒸发量估算）。
3.1.4 通知化验站值班员对相应机组的加药泵进行试转。
3.1.5 通知化验站值班员领取足够的实验药品，溶好机组启动阶段的调整药品，并储备好临时性药品（氢氧化钠、冬季的磷酸二钠）。
3.1.6 联系发电开启机组取样门、加药门，并准确记录联系人和结果。
3.1.7 通知化验站值班员打开所有化验张高温取样架排污门，关闭水样向室内引入门。
3.1.8如果是二期机组启动，联系仪表班组进行精处理旁路门超温、超压试验，并记录试验时间、试验状态、实验人。
3.2机组启动阶段在机组启动阶段严格执行《机组冷态启动化学监督管理规定》，该项工作由当值值长全面组织落实。
《机组冷态启动化学监督管理规定》见附录一。
3.3 机组停运前准备工作3.3.1运行班组接到机组停运通知，确认停运时间后汇报分厂。
3.3.2 运行班长负责通知水化验班班长机组停运时间。
及时通知检修班班长做好相应的准根据机组是否需要防腐情况，3.3.3 备。
3.3.4 根据季节情况，及时安排化验站值班员开加药泵卸压门卸压、排药、防冻。
3.3.5及时通知化验站值班员打开所有化验张高温取样架排污门，关闭水样向室内引入门。
3.4 机组停运阶段严格执行《机组停（备）用防腐、防锈蚀方案》，《机组停（备）用防腐、防锈蚀方案》见附录二。
附录一：机组冷态启动化学监督管理规定机组启动阶段的化学监督工作是防止热力设备腐蚀、结垢和积盐的重要环节之一，是保证热力设备健康安全的有效手段，同时也是检验我厂机组停备保护效果的最直观方法。
为了贯彻化学监督工作“预防为主”的方针，根据国家和省公司颁发的化学专业监督管理规定，并贯彻实施《防止电力生产重大事故的二十五项措施》的有关要求，在我厂#1--4机组实施计划启机时，采取措施加强我厂机组启动阶段的化学监督工作。
第一条：冷态启动定义600MW机组：汽轮机首级金属温度和中压持环金属温度都小于或等于121℃。
第二条：冷态启动阶段化学监督工作的开展由值长负责协调、指挥，发电分场和化学分场执行。
第三条：冷态启动化学监督的起止时间：炉前低压系统冲洗起，至机组并网后热力系统水汽质量全面合格时止。
第四条：冷态启动监督必须坚持“四不原则”，其内容是：不合格给水不入炉，不合格炉水不点火，不合格蒸汽不冲转，不合格凝结水和疏水不回收。
第五条：发电分厂按照第三、四条规定的内容范围，认真正确记录本值的操作情况，如本值未能完成一次冷态启动的全过程，移交下值继续进行，直到结束。
第六条：冷态启动每一工况调节前，发电分场运行值班员负责及时通知化学分场取样分析，直到分析结果达到有关规定，方可进入下一工况。
特殊情况如不能按规定要求执行，由值长根据生产实际情况决定，并说明原因。
第七条：化学分场应及时同值长联系，进行各阶段的水汽分析并及时填写化学分析报告反馈当值值长。
第八条：冷态启动结束，化学分场负责统计在本次冷态启动过程中各阶段的化学监督数据。
在水质合格后48小时内报送生技处。
第九条：本规定自批准之日起执行。
本规定执行情况列入生产考核。
一、给水质量：锅炉启动时，给水质量应符合下表规定，并在8小时内达到正常运行时的标准。
硬度铁溶解氧二氧化硅umol/L ug/L ug/L ug/L≤5 ≤75 ≤30 ≤80二、蒸汽质量：小时内达到正常8机组并汽或汽轮机冲转前的蒸汽质量，应参考下表控制，并在．运行时的标准：氢后电导率铁铜二氧化硅钠ug/kg ug/kg ug/kg ug/kg us/cm≤60 ≤50 15 ≤120≤≤三、机组启动时，凝结水回收标准：硬度铁铜二氧化硅外形ug/L ummol/L ug/L ug/L≤≤1080≤≤80无色透明30因为有凝结水处理，所以含铁量控制标准可以放宽至不大于1000ug/L。
四、机组启动时，应严格监督疏水质量,不合格疏水不回收。
五、关于启动阶段精处理的运行做如下规定：冷态冲洗阶段，凝结水水质不符合精处理运行条件，通知发电分场处理，精处理暂不投入运行，待水质合格后精处理投入运行；机组点火前8小时，不考虑水质，精处理必须投入运行。
六、机组并网后执行正常运行控制标准。
机组启动阶段化学监督规范1.机组启动阶段的化学监督工作的开展由值长负责协调指挥，化学分场和发电分场执行。
2.化学专业机组启动前应达到的要求：2.1.除盐水设备正常供水、制水，除盐水储量充足；2.2.凝结水处理设备备用；2.3.给水、炉水处理加药系统备用，药品充足；2.4.取样装置备用，冲洗过程中必须具备取样条件；实验药品、分析仪表准备完毕；2.5.在线化学监督仪表校验完毕，2.6.油质合格；2.7.氢气质量合格，储量充足；3.机组启动前热力系统冲洗：3.1.冲洗要求：冲洗过程中投入加氨和乙醛肟设备，调节冲洗水PH8.8-9.2，除氧剂（乙醛肟）浓度200-300ug/L。
3.2.冷态冲洗：3.2.1.炉前系统清洗：流程：凝汽器→凝结水泵→前置过滤器→高速混床→低压加热器→除氧器→凝汽器要求：凝结水、脱氧水铁大于1000ug/L时，应将清洗水排放；小于1000ug/L时，凝结水处理设备100%投入运行，进行循环冲洗，；铁小于200ug/L，冲洗结束。
3.2.2.本体冲洗：流程：凝汽器→凝结水泵→前过→混床→低加→除氧器→给水泵→高加→锅炉本体水汽系统要求：采用排放冲洗，冲洗至给水满足启动要求，炉水澄清、铁小于200ug/L，冲洗结束。
3.2.3.冷态冲洗监督项目：凝结水：硬度、电导、铁、铜、PH、二氧化硅精处理出口：硬度、电导、铁、铜、PH、二氧化硅除氧器出口：铁、PH、二氧化硅PH给水：铁、铜、．炉水：铁3.3.热态冲洗（锅炉点火后的热冲洗）：3.3.1.冲洗要求：热态冲洗时除氧器能通气除氧，除氧水应能达到低参数的饱和温度；凝结水精处理系统投入运行。
锅炉热态冲洗采用排污换水方式，炉水含铁量小于200ug/L，冲洗结束。
3.3.2.热态冲洗监督项目：凝结水：浊度、硬度、电导、铁、铜、PH、二氧化硅精处理出口：硬度、电导、铁、铜、PH、二氧化硅除氧器出口：浊度、铁、PH给水：浊度、铁、铜、PH 、二氧化硅、溶氧炉水：浊度、铁、PH4.启动时的化学监督：4.1.锅炉启动阶段的化学监督4.1.1.锅炉点火后，氨泵、乙醛肟泵向系统加药，调节加药量，使凝结水、给水符合要求；4.1.2.机组联合启动过程中，对炉水进行磷酸盐处理，使炉水PH值维持上限。
4.1.3.锅炉开始升压时，发电分场开取样门并通知化学投入集中取样装置。
4.1.4.锅炉升压至0.48—0.79Mpa时，连排开至100%。
4.1.5.锅炉升压至1.96Mpa时，冲洗取样管，调整水温和流量，作好分析和记录。
4.1.6.锅炉升压至4.2Mpa时，定排一次，汽轮机准备冲转，此时蒸汽质量应满足冲转时的要求，如不合格，应加强调整，待蒸汽质量合格后方可冲转。
4.1.7.锅炉升压至5.9Mpa时，定排一次。
4.1.8.锅炉压力大于5.9Mpa，锅炉进入洗硅运行；此时，应加强对炉水及蒸汽二氧化硅含量的分析，当炉水含硅量达到下一压力级允许含量时，方可继续升压。
4.2.汽轮机启动阶段的化学监督4.2.1.汽机启动前，取样系统已投入运行。
4.2.2.蒸汽品质不合格，汽轮机不应冲转。
4.2.3.汽轮机开始冲转后，应加强对凝结水质量的分析，如不符合要求，通知发电分场处理。
4.2.4.汽轮机冲转后，应根据水质情况采取措施，争取在短时间内使各项水汽指标达到机组正常运行控制值。
4.2.5.机组并网八小时后，开始统计水汽品质合格率。
5.分析要求：5.1.每个阶段，每小时分析一次。
可根据具体情况延长或缩短分析时间。
每一工况调整时应分析一次5.2.水质合格后每两小时分析一次。
5.3.洗硅过程中炉水和蒸汽二氧化硅的分析与对应压力的水质要求，根据升压时间进行。
17.6519.60.270.2附录二：机组停（备）用防腐、防锈蚀实施细则⒈范围本细则规定了我厂热力设备停（备）用防腐、防锈蚀的基本要求和方法。
本细则适用于我厂#1、2、3、4机组的锅炉、汽轮机、加热器、凝汽器等热力设备的停（备）用防腐、防锈蚀保护。
附表一为我厂防腐、防锈蚀方法汇总表。
规范性引用文件⒉．本细则引用了下列文件。
DL/T 956——2005 火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则GB/T 6904.3 锅炉用水和冷却水分析方法pH的测定GB/T 12145—2008 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量DL/T 561——1995 火力发电厂水汽监督导则⒊停（备）用锅炉的防腐、防锈蚀实施细则锅炉短时间停运（停运时间小于15天），锅炉防腐采用热炉放水余热烘干法进行防腐，停用时间一周以上时，采取成膜胺法防腐——采用液态十八胺进行热力系统防腐。
我们采用成膜胺法是从增强金属表面的耐腐蚀性作为出发点，通过向锅炉中加入新型停炉保护药剂——液体十八胺，在整个热力系统的金属表面形成一层憎水性保护膜，从而防止设备停用期间水、氧和二氧化碳与金属表面接触，达到阻止金属腐蚀、保护设备的目的。
下面是锅炉停用15天以上时采用成膜胺法防腐实施细则3.1 一期 # 1、2机组锅炉停（备）用防腐、防锈蚀实施细则3.1.1 准备工作3.1.1.1采用现成的加药系统作为添加停炉保护液的系统。
3.1.1.2准备好必要的试验仪器及分析试剂。
3.1.1.3隔离运行系统，防止保护液窜入其它系统。
3.1.1.4与其它生产部门协商，确定机组停运方式及时间。
3.1.2.操作方法：3.1.2.1防腐加药点是凝汽器汽侧。
3.1.2.2在接到停机命令后，联系检修准备防腐药品，备用。