三期1000MW 超超临界直流机组启动过程及注意事项
一、 机组启动前准备：
1、 联系煤控，做好锅炉煤仓上煤准备。
2、 联系灰硫运行，了解炉底出渣系统、电除尘系统、脱硫系统准备情况，及时投运炉底水封和电除尘系统预加热系统。
3、 联系化学，了解除盐水制水及储备情况、大众气体和氢气系统储备情况、脱销系统氨站系统准备情况、机组精除盐系统准备情况以及各化学表计完好情况。
4、 联系安质环部，预告机组点火的大概时段。
5、 通知设备、富士达等相关部门机组停运计划，确认人员安排就绪；
6、 机组各专业所属设备的检修工作全部结束，所有缺陷消除，所有工作票已严格按有关规定终结。
7、 检查并确认机组无禁止启动状况存在。
8、 检查三期辅汽供汽方式及汽源参数，必要时进行辅汽汽源切换以满足机组启动需要。
9、 集控室和就地各控制盘完整，内部控制电源均应送上且正常，各指示记录仪表、报警装置、操作、控制开关完好，各仪表一次阀已操作票要求检查投入。 10、
11、
要求。
12、 各辅机电机绝缘满足要求。各智能式电动阀绝缘以及变频器绝缘由DCS 、DEH 各卡件完好，逻辑下装已完毕，满足机组启动要求。 机组联锁试验合格，各强制的信号、联锁均已恢复，满足机组启动检修人员配合确认绝缘合格。
13、
14、 各润滑油、控制油系统油质满足要求。 检查机组厂用电系统接线完整，无影响机组启动的因素存在，柴油发电机正常备用。
15、 发电机及所其所属设备符合启动投运要求，发电机保护、测量、同期、操作控制及信号系统等二次设备系统完好，功能正常。大轴接地碳刷已放上，接触良好，长度合适，接线牢固。
二、 机组启动主要阶段及注意事项：
1、 辅机系统启动前检查准备时，应注意对各辅机的备用油泵进行试转确认处于可靠备用并合理调整运行方式，避免同类型辅机集中运行同一段配电母线上，以防止母线负荷不均和单侧母线失电后导致事故扩大。
2、 闭式水系统由于管路设计存在不合理且该系统运行异常将影响众多系统运行：
(1) 系统注水放气要充分，在系统投运后仍初期需定期进行放气；
(2) 在启动第一台闭式水泵时，应就地缓慢开始泵出口阀，并加强系统补水；
(3) 在系统运行后投运空用户时，注水放气工作要缓慢。若用户无放气阀时，尤其需注意，并开启母管放气阀并对系统内相关用户进行放气。期间关注泵入口压力变化，必要时开启闭式水箱至闭式水母管补水阀放气阀，防止气塞导致补水困难。
(4) 在闭式水系统运行正常后，及时投入空压机房闭式水切换联锁。
3、 循环水系统：
(1) 通过开启循泵出口液压蝶阀利用海水潮位向循环水母管充水或通过循环水母管联络阀注水；
(2) 循泵出口液压蝶阀容易出现卡涩，在启动第一台循泵前应对两台循泵出口液压蝶阀进行开关试验，出现问题及时处理。由于出口阀位信号参与启停顺控，应确认该阀位信号完好。
(3) 由于凝汽器前后水室未设计有效的放气阀，所以在启动前应确认管路自动放气阀前手动开启、投运水室真空泵，循泵采用空管启动方式。
(4) 在循泵启动过程中应避免阀位停留在50~70之间，并做好就地手动加压开启的准备。
4、 凝水系统：
(1) 机组检修后，启动前应确认热井水质合格，控制指标pH ≥9.0，Na+≤50μg/L；
(2) 凝泵一般选择采用变频运行，工频备用。启动前应确认变频室内空调冷却系统已投运、人员全部撤离。
(3) 凝泵再循环管路投运时，应注意检查管路振动情况，并尽可能降低凝水母管运行压力。随着机组启动，凝水用户逐步投入应及时根据情况提高凝水母管
压力(低旁投入后减温水阀前压力应大于1.6MPa) ；
(4) 在机组停运时间较长，系统启动后容易出现凝泵进口滤网差压上升应关注滤网差压和泵出口压力及电流变化趋势。在并泵运行时，注意凝泵流量是否平衡及除氧器水位调节主阀的动作情况。
(5) 炉前低压系统和除氧器冲洗在凝水系统运行后即可进行。持续清洗直至除氧器底部排污出口水质的混浊度低于3mg/l。开车放水时，注意对闭式水箱水位影响。
(6) 炉前低压冲洗合格，可通知化学确认在精除盐装置具备进水条件（前置过滤器进口铁Fe
(7) 凝水系统用户应在低压管路及除氧器冲洗合格后根据需要逐步投入。目前凝结水至给泵密封水箱补水、定冷水补水、小机轴封减温水、主机轴封减温水、锅炉辅汽减温水暂不投。
5、 锅炉上水
锅炉上水前必须确认锅炉启动循环泵已注水完毕。一般采用电动给水泵上水，上水流量为5％BMCR （150t/h）左右，控制分离器内外壁温差＜25℃。上水时间控制：夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。锅炉上水后，根据上水流程，各疏水放气阀出水后依次关闭。贮水箱水位达12米，锅炉上水完成。
6、 锅炉水系统冲洗
锅炉水系统冲洗分为冷态（开式、闭式循环）、热态冲洗。在水系统各冲洗阶段重点关注水质指标变化，并根据指标变化及时分析、调整运行方式。在冷态开式冲洗或热态冲洗时，出现铁离子爆发增长、指标达上千单位时，可考虑锅炉放水重新上水。
(1) 在水系统冲洗时为提高冲洗效果，可采取大流量、变流量等方式冲洗；
(2) 在冷态冲洗结束后，锅炉点火进入升温、升压进行热态冲洗阶段。期间注意锅炉燃烧率控制，控制汽水分离器进口工质升温率
(3) 在分离器进口温度上升至150℃左右时，应及时停运部分油枪，一般保留4~6只油枪运行保证温度稳定在150℃左右即可。油枪的投运过程中应注意油枪的配风，投运层的中心风压力尽量维持在2.0kPa 左右。
若投运B 磨煤机（等离子）进行升温，可通过加大锅炉循环冲洗流量、调整除氧器加热（水温控制50℃左右）及开大高压旁路（控制分离器压力）等手段控制汽水分离器进口工质升温率并将入口稳定在150℃左右。由于冲洗流量大，冲洗效果明显, 能缩短冲洗时间。
影响等离子点火的主要因素为煤粉的细度、一次风速和磨煤机的出口的风温。在冷态的情况投运等离子启动磨煤机B ，应将出口分离器转速加至70r/min左右，维持磨煤机的一次风量为100t/h左右，尽量提高磨煤机的出口温度。投撤暖风器回路、一次热风回路、一次冷风回路时，容易出现风量测量不准，除防止低风量跳闸外需防止显示流量远大于实际流量的情况，建议关注等离子燃烧器温度和风速指示。
(4) 锅炉冷态冲洗时，省煤器进口控制指标：铁离子＜50μg/L、pH ＝9.0～
9.5。汽水分离器铁离子＜100μg/L、pH ＝9.0～9.5。
热态冲洗时，汽水分离器水样，控制指标：铁离子＜100μg/L、pH ＝9.0～
9.5，二氧化硅＜30μg/L。
7、 主机油系统投运前，应确认主机油质合格。由于主机润滑油滤网6A 运行不能隔离严密，6B 能隔离，故在未处理完毕前应投运润滑油滤网6B 运行。主机润滑冷却器油侧切换阀不能倒换，因此闭式水侧均应投入。主机盘车投运前，应确认发电机密封油系统已投入运行。
8、 主机轴封系统投运时，注意管路暖管疏水充分，轴封蒸汽温度与缸温配合。由于轴封减温水调阀内漏严重不能投运，轴封汽温取决于辅汽温度状况，应关注辅汽温度变化。轴封疏水U 型水封管注水应缓慢、充分，并关注系统各参数变化，若出现疏水、回汽不畅应及时检查，必要时投运U 型水封管的旁路疏水阀。一般在再热汽启压前，真空相对差，若启压后未恢复应引起重视。
9、 电除尘投撤按照相关规定执行。集控应加强与灰硫运行的联系，在锅炉运行工况变动前及时告知灰硫运行以便及时调整运行方式，以防止环境事件发生和除尘设备损坏。
10、 在锅炉点火前确认机炉各管路疏水、放气阀处于开启状态，高低压旁路投运前检查已完毕并投入；SCR 吹灰和空预器连续吹灰已投入。
11、 锅炉升温、升压进行热态冲洗阶段，应及时安排对锅炉燃烧器各油枪进行试点。发现问题联系检修及时处理，尤其是中下层油枪的可靠备用直接影
响机组后期启动。
12、 汽泵组注水放气在凝水水质合格后进行。注水时尽可能在除氧器水温与泵体温差较小时进行。注水完成后及时投入盘车（无水禁止盘车），防止泵体上下出现较大温差导致卡死。小机轴封应在泵体注水放气完成后投运。未注水放气的泵组应与系统可靠隔离阀。
13、 加热器汽侧投运时，暖管及加热器预热要缓慢充分，注意控制加热器出口水温的温升率；加热器初次投运时，疏水液位控制较困难，养水位过程较长，操作要缓慢、耐心，尤其注意控制进汽电动阀开启节奏防止蒸汽量突增产生疏水沸腾导致高加液位高高撤离。#2高加在旁路投入后、冷再有压后及时滑投，可减少热冲击和改善锅炉运行工况。
14、 为了能够暖阀过程顺利完成、缩短启动过程。冷态启动时，在条件满足的第一时间将汽机SGC 启动步序投入运行，开启主汽门进行暖阀，以提高主汽门和调节汽门的阀体温度，为下一步冲转打好基础。暖阀时宜控制主汽压力﹤2MPa ，可以使高压调门长时间处于暖阀状态，否则主汽门将根据门前压力值延时关闭，压力越高，单次暖阀时间越短。暖阀投入DEH 要求左、右主汽温度均大于360℃，可考虑采用关小高旁通过提升主汽压加大主汽疏水流量提升主汽门前蒸汽温度，满足后再降低主汽压力。
15、 主机冲转、暖机 暖阀结束后就可以提升主再热汽参数，准备冲转。DEH 上“蒸汽品质合格”按钮就不能随意释放，否则主机将冲转。只有待冲转参数满足了，才能按释放该按钮。冲转期间应关注轴振、瓦振、轴向位移、轴承金属温度、回油温度等参数变化。冲转前须连续盘车至少4小时。
TSE 温度裕度会对汽轮机的启动及正常运行产生一定影响，温度裕度过小时，汽轮机的升速率或升负荷率会降低。温度裕度为负时，汽轮机会自动减负荷，以使温度裕度满足要求。冲转蒸汽温度可参考DEH 给出的推荐温度值。冷态启动冲转时，在允许的范围内避免过高的主蒸汽温度会有助于X 准则及温度裕度的更快满足，从而缩短汽轮机的冲转时间。
16、 机组冲转、并网前一般投运两台磨煤机，汽壁温控制需关注。361阀尽可能小，减少能量损失。＃2高加汽侧尽早投入，提高省煤器入口给水温度有利于提高蒸发量。
17、 机组并网应选择边开关差频方式，合环选择中开关同频方式。并网若选择为同频方式，同期装置能自动判断并切换至差频方式。合环选择为差频方式由于无法计算出合闸导前时间将导致无法合环。
集控室DCS 上调节励磁系统参数时，由于通讯等原因，其实际变化与DCS 反馈值显示延时较长，励磁调节每升或降按钮点一下，对应的发电机出口电压为40V ，DCS 反馈变化时间约为半分钟左右。所以在调节励磁时要注意反馈显示，等稳定后再继续调节，避免过调。
18、 机组并网后DEH 处于限压方式控制电功率，旁路关闭后自动切至初压方式控制主汽压。注意，压力定值的变化，滑压方式下由BID 指令生成。
19、 机组并网后控制煤量在85~90t/h，给水量维持在850t/h左右；维持给水量不变，缓慢增加煤量至125t/h左右即可实现湿态至干态的转换。20%MCR到30%MCR锅炉湿、干态转换点期间，禁止长时间运行，注意水冷壁温度变化。转入稳定干态运行后，注意及时投入炉水泵及361管线的预暖管路。转态后，在燃料主控未投自动下加负荷，注意调整BID 指令调节给水量，防止水煤比失调。一般在完成干态转换后进行厂用电切换。
20、 根据给水流量，一般在500MW 工况左右下进行锅炉给水辅阀切至主阀回路。在切换过程中避免给水流量大幅扰动。
三、 温态、热态启动注意事项
1、 温态、热态启动时若水质合格可以不进行锅炉清洗。
2、 锅炉点火前，在各项准备工作完成以后，再启动引送风机进行炉膛吹扫，尽可能地减少引送风机启动后对炉膛不必要的冷却，锅炉热态启动的“炉膛吹扫”与冷态启动相同。
3、 做好机组启动的各项准备工作，协调好各辅机启动时间，尽快地冲转、升速、并网并带负荷至与汽机转子温度相对应的负荷水平。
4、 汽机温态、热态启动过程要控制好TSE 温度裕度 ，满足X 温度准则，不使主机金属部件过度冷却，以延长汽机寿命。汽机冲转时，主、再热汽温度至少有50℃以上的过热度且主、再热汽温度分别比高、中压缸内壁金属温度高50℃，主蒸汽和再热蒸汽温度左右侧温差不超过17℃。
5、 控制各金属部件的温升率、上、下缸温差不超过限值，汽轮机冷态启动
过程中，上下缸温差一般都在允许范围内，而热态启动时，上下缸温差可能出现较大的情况。
6、 热态启动要加强监视高中压缸排汽温度，严格遵照高排温度限值曲线，并网后要尽快升负荷，以免高压缸叶片温度过高。
7、 机组升速率、暖机时间、升负荷率及主、再热蒸汽参数控制参阅机组温态、热态启动曲线及汽机推荐启动方案。
8、 主机润滑油温不低于38℃，避免油膜不稳，引起振动。
9、 热态启动前盘车时间不得少于4小时（极热态除外），并应尽可能避免中间停盘车，如发生盘车短时间中断，则要延长盘车时间。
10、 在盘车状态下应先送轴封，后抽真空，如跳机后因轴封汽温度超过限值而使轴封调压阀闭锁关闭，应尽快调整轴封汽温度，恢复轴封汽的供给并保证与轴温相匹配。否则破坏凝汽器真空。
11、
400r/min。
12、 在升速过程中机组发生异常振动时，特别是中速以下，汽机振动超汽轮机冲转前，必须确认汽轮机处于盘车状态或汽轮机转速小于过规定值时，应立即打闸停机，投入连续盘车。
13、 汽轮机冲转升速时，应严密监视高压缸压比、转子轴向位移变化和机组振动情况。
14、 机组升速过程中要注意主机冷油器出口油温及发电机定冷水、冷氢温度的变化，并保持在正常范围内，注意观察各轴承回油温度一般不超过70℃，低压缸排汽温度不超过90℃。
15、
转备用。
四、 机组启动后期运行及注意事项： 第二台汽动给水泵开始冲转在辅汽余量足够时可尽早安排，处于旋
1、 主机补汽阀一般情况下不投运，阀位上限设定为0%。DEH 负荷控制经常出现闭锁，在加减负荷时尤其注意。闭锁复归前应检查相关参数偏差情况，并注意调整，避免在较大偏差下复归引起大幅扰动。
2、 机组负荷至500MW 以上、投运4组制粉系统时，投入机组CCS 协调控制，
根据调度指令投入机组负荷ADS 控制和机组一次调频，设置负荷上下限和负荷变化率。500MW 至700MW 间加负荷时，壁温易超限需特别关注。
3、 机组负荷500MW 以上时，检查投入锅炉本体吹灰汽源，空预器吹灰汽源切至屏过出口。对锅炉本体进行一次全面吹灰后，按照吹灰投运规定投运吹灰器。首次投运吹灰器，应派人就地检查吹灰投运情况。
4、 锅炉断油运行后，应及时联系灰硫运行根据烟气温度投运FGD 装置。SCR 投运根据其入口烟气温度投运，投运前联系化学确认脱销氨站运行情况具备投运条件。环保设施投、退应汇报值长、安质环部并做好相关记录。
5、 #6机进相试验（08年12月24日）结果，由于受到厂用电电压的限制，进相能力实际上未做到规定值，待以后#7机并网及#6主变分接头作调整后，再作进一步的试验。基于目前状况，若#6机需进相运行时，应密切关注无功进相值、发电机出口及厂用电的电压。
08年12月24日＃6机进相试验试验数据：
6、 ＃6机低励限制曲线也已按调度要求放置完毕，此值与进相值有矛盾。
P=500MW Q=－220MVar
P=750 MW Q=－130 Mvar
P=1000MW Q=－25 MVar
另外，ABB 的低励限制特性跟一、二期的不同，它是按偏差返回特性设置的，所以到了限制值后无功仍能手动往下调节，只有到了偏差值后才返回。因受到进相能力的限制，本次实际上未做到此偏差值。所以以后在人为进相时，也应关注无功及电压的值。
7、 发电机转子接地保护未调试好，未投入运行，应加强监视发电机的电压、
振动及无功的变化率。
三期1000MW 超超临界直流机组启动过程及注意事项
一、 机组启动前准备：
1、 联系煤控，做好锅炉煤仓上煤准备。
2、 联系灰硫运行，了解炉底出渣系统、电除尘系统、脱硫系统准备情况，及时投运炉底水封和电除尘系统预加热系统。
3、 联系化学，了解除盐水制水及储备情况、大众气体和氢气系统储备情况、脱销系统氨站系统准备情况、机组精除盐系统准备情况以及各化学表计完好情况。
4、 联系安质环部，预告机组点火的大概时段。
5、 通知设备、富士达等相关部门机组停运计划，确认人员安排就绪；
6、 机组各专业所属设备的检修工作全部结束，所有缺陷消除，所有工作票已严格按有关规定终结。
7、 检查并确认机组无禁止启动状况存在。
8、 检查三期辅汽供汽方式及汽源参数，必要时进行辅汽汽源切换以满足机组启动需要。
9、 集控室和就地各控制盘完整，内部控制电源均应送上且正常，各指示记录仪表、报警装置、操作、控制开关完好，各仪表一次阀已操作票要求检查投入。 10、
11、
要求。
12、 各辅机电机绝缘满足要求。各智能式电动阀绝缘以及变频器绝缘由DCS 、DEH 各卡件完好，逻辑下装已完毕，满足机组启动要求。 机组联锁试验合格，各强制的信号、联锁均已恢复，满足机组启动检修人员配合确认绝缘合格。
13、
14、 各润滑油、控制油系统油质满足要求。 检查机组厂用电系统接线完整，无影响机组启动的因素存在，柴油发电机正常备用。
15、 发电机及所其所属设备符合启动投运要求，发电机保护、测量、同期、操作控制及信号系统等二次设备系统完好，功能正常。大轴接地碳刷已放上，接触良好，长度合适，接线牢固。
二、 机组启动主要阶段及注意事项：
1、 辅机系统启动前检查准备时，应注意对各辅机的备用油泵进行试转确认处于可靠备用并合理调整运行方式，避免同类型辅机集中运行同一段配电母线上，以防止母线负荷不均和单侧母线失电后导致事故扩大。
2、 闭式水系统由于管路设计存在不合理且该系统运行异常将影响众多系统运行：
(1) 系统注水放气要充分，在系统投运后仍初期需定期进行放气；
(2) 在启动第一台闭式水泵时，应就地缓慢开始泵出口阀，并加强系统补水；
(3) 在系统运行后投运空用户时，注水放气工作要缓慢。若用户无放气阀时，尤其需注意，并开启母管放气阀并对系统内相关用户进行放气。期间关注泵入口压力变化，必要时开启闭式水箱至闭式水母管补水阀放气阀，防止气塞导致补水困难。
(4) 在闭式水系统运行正常后，及时投入空压机房闭式水切换联锁。
3、 循环水系统：
(1) 通过开启循泵出口液压蝶阀利用海水潮位向循环水母管充水或通过循环水母管联络阀注水；
(2) 循泵出口液压蝶阀容易出现卡涩，在启动第一台循泵前应对两台循泵出口液压蝶阀进行开关试验，出现问题及时处理。由于出口阀位信号参与启停顺控，应确认该阀位信号完好。
(3) 由于凝汽器前后水室未设计有效的放气阀，所以在启动前应确认管路自动放气阀前手动开启、投运水室真空泵，循泵采用空管启动方式。
(4) 在循泵启动过程中应避免阀位停留在50~70之间，并做好就地手动加压开启的准备。
4、 凝水系统：
(1) 机组检修后，启动前应确认热井水质合格，控制指标pH ≥9.0，Na+≤50μg/L；
(2) 凝泵一般选择采用变频运行，工频备用。启动前应确认变频室内空调冷却系统已投运、人员全部撤离。
(3) 凝泵再循环管路投运时，应注意检查管路振动情况，并尽可能降低凝水母管运行压力。随着机组启动，凝水用户逐步投入应及时根据情况提高凝水母管
压力(低旁投入后减温水阀前压力应大于1.6MPa) ；
(4) 在机组停运时间较长，系统启动后容易出现凝泵进口滤网差压上升应关注滤网差压和泵出口压力及电流变化趋势。在并泵运行时，注意凝泵流量是否平衡及除氧器水位调节主阀的动作情况。
(5) 炉前低压系统和除氧器冲洗在凝水系统运行后即可进行。持续清洗直至除氧器底部排污出口水质的混浊度低于3mg/l。开车放水时，注意对闭式水箱水位影响。
(6) 炉前低压冲洗合格，可通知化学确认在精除盐装置具备进水条件（前置过滤器进口铁Fe
(7) 凝水系统用户应在低压管路及除氧器冲洗合格后根据需要逐步投入。目前凝结水至给泵密封水箱补水、定冷水补水、小机轴封减温水、主机轴封减温水、锅炉辅汽减温水暂不投。
5、 锅炉上水
锅炉上水前必须确认锅炉启动循环泵已注水完毕。一般采用电动给水泵上水，上水流量为5％BMCR （150t/h）左右，控制分离器内外壁温差＜25℃。上水时间控制：夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。锅炉上水后，根据上水流程，各疏水放气阀出水后依次关闭。贮水箱水位达12米，锅炉上水完成。
6、 锅炉水系统冲洗
锅炉水系统冲洗分为冷态（开式、闭式循环）、热态冲洗。在水系统各冲洗阶段重点关注水质指标变化，并根据指标变化及时分析、调整运行方式。在冷态开式冲洗或热态冲洗时，出现铁离子爆发增长、指标达上千单位时，可考虑锅炉放水重新上水。
(1) 在水系统冲洗时为提高冲洗效果，可采取大流量、变流量等方式冲洗；
(2) 在冷态冲洗结束后，锅炉点火进入升温、升压进行热态冲洗阶段。期间注意锅炉燃烧率控制，控制汽水分离器进口工质升温率
(3) 在分离器进口温度上升至150℃左右时，应及时停运部分油枪，一般保留4~6只油枪运行保证温度稳定在150℃左右即可。油枪的投运过程中应注意油枪的配风，投运层的中心风压力尽量维持在2.0kPa 左右。
若投运B 磨煤机（等离子）进行升温，可通过加大锅炉循环冲洗流量、调整除氧器加热（水温控制50℃左右）及开大高压旁路（控制分离器压力）等手段控制汽水分离器进口工质升温率并将入口稳定在150℃左右。由于冲洗流量大，冲洗效果明显, 能缩短冲洗时间。
影响等离子点火的主要因素为煤粉的细度、一次风速和磨煤机的出口的风温。在冷态的情况投运等离子启动磨煤机B ，应将出口分离器转速加至70r/min左右，维持磨煤机的一次风量为100t/h左右，尽量提高磨煤机的出口温度。投撤暖风器回路、一次热风回路、一次冷风回路时，容易出现风量测量不准，除防止低风量跳闸外需防止显示流量远大于实际流量的情况，建议关注等离子燃烧器温度和风速指示。
(4) 锅炉冷态冲洗时，省煤器进口控制指标：铁离子＜50μg/L、pH ＝9.0～
9.5。汽水分离器铁离子＜100μg/L、pH ＝9.0～9.5。
热态冲洗时，汽水分离器水样，控制指标：铁离子＜100μg/L、pH ＝9.0～
9.5，二氧化硅＜30μg/L。
7、 主机油系统投运前，应确认主机油质合格。由于主机润滑油滤网6A 运行不能隔离严密，6B 能隔离，故在未处理完毕前应投运润滑油滤网6B 运行。主机润滑冷却器油侧切换阀不能倒换，因此闭式水侧均应投入。主机盘车投运前，应确认发电机密封油系统已投入运行。
8、 主机轴封系统投运时，注意管路暖管疏水充分，轴封蒸汽温度与缸温配合。由于轴封减温水调阀内漏严重不能投运，轴封汽温取决于辅汽温度状况，应关注辅汽温度变化。轴封疏水U 型水封管注水应缓慢、充分，并关注系统各参数变化，若出现疏水、回汽不畅应及时检查，必要时投运U 型水封管的旁路疏水阀。一般在再热汽启压前，真空相对差，若启压后未恢复应引起重视。
9、 电除尘投撤按照相关规定执行。集控应加强与灰硫运行的联系，在锅炉运行工况变动前及时告知灰硫运行以便及时调整运行方式，以防止环境事件发生和除尘设备损坏。
10、 在锅炉点火前确认机炉各管路疏水、放气阀处于开启状态，高低压旁路投运前检查已完毕并投入；SCR 吹灰和空预器连续吹灰已投入。
11、 锅炉升温、升压进行热态冲洗阶段，应及时安排对锅炉燃烧器各油枪进行试点。发现问题联系检修及时处理，尤其是中下层油枪的可靠备用直接影
响机组后期启动。
12、 汽泵组注水放气在凝水水质合格后进行。注水时尽可能在除氧器水温与泵体温差较小时进行。注水完成后及时投入盘车（无水禁止盘车），防止泵体上下出现较大温差导致卡死。小机轴封应在泵体注水放气完成后投运。未注水放气的泵组应与系统可靠隔离阀。
13、 加热器汽侧投运时，暖管及加热器预热要缓慢充分，注意控制加热器出口水温的温升率；加热器初次投运时，疏水液位控制较困难，养水位过程较长，操作要缓慢、耐心，尤其注意控制进汽电动阀开启节奏防止蒸汽量突增产生疏水沸腾导致高加液位高高撤离。#2高加在旁路投入后、冷再有压后及时滑投，可减少热冲击和改善锅炉运行工况。
14、 为了能够暖阀过程顺利完成、缩短启动过程。冷态启动时，在条件满足的第一时间将汽机SGC 启动步序投入运行，开启主汽门进行暖阀，以提高主汽门和调节汽门的阀体温度，为下一步冲转打好基础。暖阀时宜控制主汽压力﹤2MPa ，可以使高压调门长时间处于暖阀状态，否则主汽门将根据门前压力值延时关闭，压力越高，单次暖阀时间越短。暖阀投入DEH 要求左、右主汽温度均大于360℃，可考虑采用关小高旁通过提升主汽压加大主汽疏水流量提升主汽门前蒸汽温度，满足后再降低主汽压力。
15、 主机冲转、暖机 暖阀结束后就可以提升主再热汽参数，准备冲转。DEH 上“蒸汽品质合格”按钮就不能随意释放，否则主机将冲转。只有待冲转参数满足了，才能按释放该按钮。冲转期间应关注轴振、瓦振、轴向位移、轴承金属温度、回油温度等参数变化。冲转前须连续盘车至少4小时。
TSE 温度裕度会对汽轮机的启动及正常运行产生一定影响，温度裕度过小时，汽轮机的升速率或升负荷率会降低。温度裕度为负时，汽轮机会自动减负荷，以使温度裕度满足要求。冲转蒸汽温度可参考DEH 给出的推荐温度值。冷态启动冲转时，在允许的范围内避免过高的主蒸汽温度会有助于X 准则及温度裕度的更快满足，从而缩短汽轮机的冲转时间。
16、 机组冲转、并网前一般投运两台磨煤机，汽壁温控制需关注。361阀尽可能小，减少能量损失。＃2高加汽侧尽早投入，提高省煤器入口给水温度有利于提高蒸发量。
17、 机组并网应选择边开关差频方式，合环选择中开关同频方式。并网若选择为同频方式，同期装置能自动判断并切换至差频方式。合环选择为差频方式由于无法计算出合闸导前时间将导致无法合环。
集控室DCS 上调节励磁系统参数时，由于通讯等原因，其实际变化与DCS 反馈值显示延时较长，励磁调节每升或降按钮点一下，对应的发电机出口电压为40V ，DCS 反馈变化时间约为半分钟左右。所以在调节励磁时要注意反馈显示，等稳定后再继续调节，避免过调。
18、 机组并网后DEH 处于限压方式控制电功率，旁路关闭后自动切至初压方式控制主汽压。注意，压力定值的变化，滑压方式下由BID 指令生成。
19、 机组并网后控制煤量在85~90t/h，给水量维持在850t/h左右；维持给水量不变，缓慢增加煤量至125t/h左右即可实现湿态至干态的转换。20%MCR到30%MCR锅炉湿、干态转换点期间，禁止长时间运行，注意水冷壁温度变化。转入稳定干态运行后，注意及时投入炉水泵及361管线的预暖管路。转态后，在燃料主控未投自动下加负荷，注意调整BID 指令调节给水量，防止水煤比失调。一般在完成干态转换后进行厂用电切换。
20、 根据给水流量，一般在500MW 工况左右下进行锅炉给水辅阀切至主阀回路。在切换过程中避免给水流量大幅扰动。
三、 温态、热态启动注意事项
1、 温态、热态启动时若水质合格可以不进行锅炉清洗。
2、 锅炉点火前，在各项准备工作完成以后，再启动引送风机进行炉膛吹扫，尽可能地减少引送风机启动后对炉膛不必要的冷却，锅炉热态启动的“炉膛吹扫”与冷态启动相同。
3、 做好机组启动的各项准备工作，协调好各辅机启动时间，尽快地冲转、升速、并网并带负荷至与汽机转子温度相对应的负荷水平。
4、 汽机温态、热态启动过程要控制好TSE 温度裕度 ，满足X 温度准则，不使主机金属部件过度冷却，以延长汽机寿命。汽机冲转时，主、再热汽温度至少有50℃以上的过热度且主、再热汽温度分别比高、中压缸内壁金属温度高50℃，主蒸汽和再热蒸汽温度左右侧温差不超过17℃。
5、 控制各金属部件的温升率、上、下缸温差不超过限值，汽轮机冷态启动
过程中，上下缸温差一般都在允许范围内，而热态启动时，上下缸温差可能出现较大的情况。
6、 热态启动要加强监视高中压缸排汽温度，严格遵照高排温度限值曲线，并网后要尽快升负荷，以免高压缸叶片温度过高。
7、 机组升速率、暖机时间、升负荷率及主、再热蒸汽参数控制参阅机组温态、热态启动曲线及汽机推荐启动方案。
8、 主机润滑油温不低于38℃，避免油膜不稳，引起振动。
9、 热态启动前盘车时间不得少于4小时（极热态除外），并应尽可能避免中间停盘车，如发生盘车短时间中断，则要延长盘车时间。
10、 在盘车状态下应先送轴封，后抽真空，如跳机后因轴封汽温度超过限值而使轴封调压阀闭锁关闭，应尽快调整轴封汽温度，恢复轴封汽的供给并保证与轴温相匹配。否则破坏凝汽器真空。
11、
400r/min。
12、 在升速过程中机组发生异常振动时，特别是中速以下，汽机振动超汽轮机冲转前，必须确认汽轮机处于盘车状态或汽轮机转速小于过规定值时，应立即打闸停机，投入连续盘车。
13、 汽轮机冲转升速时，应严密监视高压缸压比、转子轴向位移变化和机组振动情况。
14、 机组升速过程中要注意主机冷油器出口油温及发电机定冷水、冷氢温度的变化，并保持在正常范围内，注意观察各轴承回油温度一般不超过70℃，低压缸排汽温度不超过90℃。
15、
转备用。
四、 机组启动后期运行及注意事项： 第二台汽动给水泵开始冲转在辅汽余量足够时可尽早安排，处于旋
1、 主机补汽阀一般情况下不投运，阀位上限设定为0%。DEH 负荷控制经常出现闭锁，在加减负荷时尤其注意。闭锁复归前应检查相关参数偏差情况，并注意调整，避免在较大偏差下复归引起大幅扰动。
2、 机组负荷至500MW 以上、投运4组制粉系统时，投入机组CCS 协调控制，
根据调度指令投入机组负荷ADS 控制和机组一次调频，设置负荷上下限和负荷变化率。500MW 至700MW 间加负荷时，壁温易超限需特别关注。
3、 机组负荷500MW 以上时，检查投入锅炉本体吹灰汽源，空预器吹灰汽源切至屏过出口。对锅炉本体进行一次全面吹灰后，按照吹灰投运规定投运吹灰器。首次投运吹灰器，应派人就地检查吹灰投运情况。
4、 锅炉断油运行后，应及时联系灰硫运行根据烟气温度投运FGD 装置。SCR 投运根据其入口烟气温度投运，投运前联系化学确认脱销氨站运行情况具备投运条件。环保设施投、退应汇报值长、安质环部并做好相关记录。
5、 #6机进相试验（08年12月24日）结果，由于受到厂用电电压的限制，进相能力实际上未做到规定值，待以后#7机并网及#6主变分接头作调整后，再作进一步的试验。基于目前状况，若#6机需进相运行时，应密切关注无功进相值、发电机出口及厂用电的电压。
08年12月24日＃6机进相试验试验数据：
6、 ＃6机低励限制曲线也已按调度要求放置完毕，此值与进相值有矛盾。
P=500MW Q=－220MVar
P=750 MW Q=－130 Mvar
P=1000MW Q=－25 MVar
另外，ABB 的低励限制特性跟一、二期的不同，它是按偏差返回特性设置的，所以到了限制值后无功仍能手动往下调节，只有到了偏差值后才返回。因受到进相能力的限制，本次实际上未做到此偏差值。所以以后在人为进相时，也应关注无功及电压的值。
7、 发电机转子接地保护未调试好，未投入运行，应加强监视发电机的电压、
振动及无功的变化率。