1、节能降耗工作的目的是提高各负荷下汽轮机、锅炉效率和热力循环效率，降低供电煤耗率，从而降低企业成本、提高企业效益。结合节能评价和安全性评价专家指导及设备优化改造编制以下运行调整规定和措施，各值各专业严格执行，本规定的不足之处将进行不断修改完善和补充。 汽机专业一. 真空系统提高真空的主要措施：1. 增加冷却水量，当负荷不变时，冷却水温升增大，表明冷却水量不足，温升增大将引起排汽温度升高，真空降低，此时应增加冷却水量，从而降低真空，但是增加冷却水量，水泵的耗电量也同时增加，需要通过试验确定其经济冷却水量。2. 加强凝汽器的清洗，通常用胶球在运行中连续清洗凝汽器法或运行中停用半组凝汽器轮换清洗法，或2、停机后用高压射流冲洗机逐根管子清洗等方法，以保持凝汽器钛管清洁，提高冷却效果。3. 保持凝汽器的胶球清洗装置经常处于良好状态，根据冷却水水质情况确定运行方式（每天通球清洗的次数和时间），保证胶球收球率在95%以上。 4. 维持真空系统严密，在停机时对凝汽器喉部以下进行真空系统灌水检漏，保证抽气设备完好。5. 查清凝汽器热负荷增加的原因，采取措施降低凝汽器热负荷。判别真空系统是否泄漏的排查方法：1. 检查低压缸排汽安全门，小汽机排汽管防爆门，凝汽器人孔门是否密封严密或出现裂缝，导致空气漏入。2. 检查真空破坏门及其管路，不泄漏。3. 检查凝汽器热井放水阀门是否漏入空气。4. 检查真空系统阀门的水3、封、管道、法兰，疏水阀或焊口有无不严密处。5. 检查抽气器至凝汽器管路。6. 检查轴封加热器水位调节装置是否失灵导致水位偏低，水封无法建立，致使空气漏入。7. 检查轴封加热器疏水的多级水封带是否锈蚀泄漏，致使空气漏入。8. 检查低压旁路隔离及法兰是否泄漏。9. 检查低压缸轴封、低压缸水平中分面等部位是否漏入空气。10. 检查低压缸与凝汽器喉部连接处是否漏入空气。11. 检查凝结水泵进口法兰，凝结水泵盘根是否泄漏，导致凝汽器溶解氧不合格。12. 检查汽动给水泵汽轮机轴封，检查汽动给水泵汽轮机排汽碟阀前、后法兰。13. 检查低压加热器疏水管路、检查低压加热器疏水盘根。14. 给水泵密封水排至凝汽器4、，是否水封无法有效建立，导致空气漏入。15. 胶球装置收球率应95%，要采取措施提高收球率。16. 一般情况下，两台真空泵运行，一台备用，冬季，一台机各一台循泵运行，当负荷下降，真空升高接近极限真空时，可停运一台真空泵运行，仅保留一台真空泵。二. 凝结水系统凝结水系统运行规定：1. 凝结水泵一般情况下应采用变频运行。2. 保证凝结水系统的阀门严密，减少短路凝结水量。这些阀门主要包括凝结水再循环门、疏扩减温水门、三级减温水门、低旁减温水门、水幕喷水门等。3. 凝结水泵密封水正常情况下应回收至凝汽器。4. 满负荷情况下，夏季凝结水过冷度控制在1以内。5. 凝汽器端差控制要求如下：1）循环水入口温度5、19以下，凝汽器端差510；2）循环水入口温度20-29，凝汽器端差4；3）循环水入口温度30以上，凝汽器端差3；冬季循环水温度低于2，凝汽器端差15。6. 凝结水启动放水阀门运行中保证关闭严密，以防泄漏。凝结水过冷度规定：1. 在运行中，保证真空部分的严密性，防止空气漏人，不仅是为了维持凝汽器高度的真空，也是防止凝结水过冷的有效措施之一。2. 调节和控制循环水流量。影响凝结水过冷度最重要的因素是凝汽器循环水的入口温度和流量。在冬季冷却水温较低时，为了消除或尽量减小凝结水过冷度并节约厂用电，应减小冷却水流量。3. 加强对凝汽器水位的监视和控制。凝汽器水位过高会增加凝结水的过冷度。一方面运行人员6、应加强对凝汽器水位的监视，另一方面要保证凝汽器水位自动调节的正常运行。同时加强对凝结水补水量的监视，防止短时间内凝结器大量补水造成凝结水温度降低。三. 给水回热系统提高高加投入率的措施：1. 控制高压加热器启停中的温度变化率，防止温度急剧变化。启停或工况变化时，温度变化率一般应限制在1.7/min。2. 维持正常运行水位，保持高压加热器旁路阀门的严密性，使给水温度达到相应值。3. 要注意各级加热器的端差和相应抽汽的充分利用，使回热系统处于最经济的运行方式。4. 在加热器启动时，应保持加热器排汽畅通。加热器内如有非凝结气体聚集，不但会降低加热器效率，而且还会加快部件的腐蚀。监视加热器的端差，可以7、判断排汽是否畅通，但是当加热器超负荷，管道泄漏或结垢时也会此引起终端差增大，应予具体分析对待。5. 避免加热器超负荷运行，加热器在超负荷工况运行时，蒸汽和给水都会加大加热器的工作能力，缩短加热器的使用寿命。 6. 当加热器长时间停运时，应在完全干燥后的汽侧充入干燥的氮气，以防止停运后腐蚀，延长加热器的使用寿命。回热加热系统运行规定：1. 监视段及各段抽汽压力、温度在相同负荷工况下与设计值比出现异常（如温度比设计值偏差10以上），应查找原因并进行有效处理。2. 同工况下加热器温升不得比设计值低3，否则应查明原因。3. 额定负荷下加热器端差应不超过设计值，高加上端差分别为-1.7、0、0，下端差为8、5.6，低加下端差应控制在5.611之间。4. 运行中要控制合理的加热器水位，保持最佳疏水端差，禁止无水位运行。5. 末级高加出口水温与高加旁路后给水温度的温差应小于1.5。6. 高、低压加热器在机组启动时，要随汽机冲转同步投入。7. 定期记录典型工况下的高、低压加热器的运行参数，掌握加热器上、下端差和温升情况，分析加热器的性能状况以及旁路阀门的漏流情况。除氧器运行规定：1. 在给水溶氧合格的条件下，除氧器的排氧门应关小，减小蒸汽排放量。 2. 除氧器加热汽源在机组启动带负荷后应该改由机组抽汽提供，辅助蒸汽等外部汽源应该完全隔绝。3. 除氧器水箱紧急疏水门应关闭严密。除氧器溢流阀门正常运行时应9、该处于关闭状态。4. 除氧器启动排汽阀门在除氧器上水完毕后应该关闭。汽动给水泵组运行规定：1. 在机组50%额定负荷以下时尽量采用单泵运行。2. 机组冷态启动而且有临机供应辅汽时，应采用汽泵启动方式。3. 汽泵再循环调节门应保证关闭严密。给水温度运行规定：运行中应充分利用回热加热设备，尽量提高给水温度，根据现场运行数据或检查能耗报表，考核期内的平均给水温度应不低于其对应平均负荷的设计给水温度，设计给水温度主要受高压加热器的进汽压力和高压加热器的运行可靠性影响，使高压加热器能全部投入运行，最大限度的提高给水温度。四. 轴封系统轴封系统运行规定：1. 对轴封溢流蒸汽设计有到低加和到凝汽器两路系统的10、，运行中应优先考虑去低加。2. #1机轴封压力设定为50KPa，#2机轴封压力设定为90KPa，不应出现多路汽源同时供汽的状况。五. 旁路系统旁路系统运行规定：1. 运行中高旁后温度高于高压缸排汽温度20以上的，应对阀门解体检查，进行清理、研磨处理。2. 运行中低旁后温度高于低压缸排汽温度20以上的，应对阀门解体检查，进行清理、研磨处理。3. 对于旁路完全关闭后由于漏汽出现的温度高现象，禁止用投减温水的办法来降温。六. 循环水系统循环水系统运行规定：1. 胶球清洗装置保持定期投入。2. 检修期间应对凝汽器进行人工清理，当凝汽器管内表面结垢或存在不易清除的附着物时，应进行化学清洗。3. 优化循环11、水系统运行方式：1）一般情况下保持一机一泵运行，循环水温升超过10，应启动备用循泵，循环水温升不应超过15。2）双机运行时，循环水温升超过10时采用两机三泵，直至四台循泵运行。3）冬季双机运行时保持一机一泵运行，循环水联络门开启时应根据两台机负荷情况及时调整各自循环水回水门开度，平衡循环水流量确保最佳真空。2）双机停运时，化学源水泵运行优先考虑启动冲洗水泵向其供水。七. 闭式水系统1. 双机运行闭式水联络门关闭，#1、2机组闭式水单独运行2. 若有一台机组停运，停运机组有少量闭式水用户时（如密封油真空泵、EH油冷却器），应打开闭式水联络门由运行机组闭式水供。八. 工业水系统1. 双机运行时保持12、两台工业水泵运行2. 运行机组小于两台时，及时关闭停运机组工业水用户，保留一台工业水泵运行，3. 无用户时停运工业水系统九. 压缩空气系统1. 双机运行时保持不超过三台空压机运行2. 机组停运后，及时关闭各压缩空气用户，单机运行不超过两台空压机运行3. 双机停运视压缩空气用量不超过一台空压机运行，无用户时停运压缩空气系统。锅炉专业一. 吹灰系统1. 在锅炉燃油或煤油混燃阶段投入空预器连续吹灰，在辅汽汽源吹灰时应该尽量提高辅汽压力。2. 在锅炉启动煤、油混燃阶段，主汽压力2.5Mpa、温度300及时将吹灰汽源倒至屏过出口供空预器吹灰。3. 在锅炉全燃煤阶段，且负荷70%时，每天白班进行炉本体吹灰13、一次。（夜班可视尾部烟温偏差及水冷壁结焦情况适当增加一次）。4. 在锅炉全燃煤阶段，且负荷70%时，吹灰汽源温度300，每班GGH吹灰一次（厂方建议），尽量避免与空预器吹灰同时进行。5. 在锅炉全燃煤阶段，每8小时空预器吹灰1次。6. 根据空预器出入口烟气压差，每班可适当增加吹灰次数。二. 压缩空气系统目前由于现场压缩空气用户较多，而且漏泄点也多，造成三台空压机运行维持压缩空气母管压力，正常情况下一台机组运行保持两台空压机运行，一台投联动备用(电气联锁投入，热工联锁压力低没有作)。两台机组运行时视情况投三台或四台空压机运行，另一台或两台投联动备用；保持与空压机对应台数的冷干机运行。三. 工业水14、系统1、正常运行保持两台工业水泵运行，一台投联动备用（电气热工联锁均投入）；保持#1工业水管供水门全开，#2工业水管供水门开度根据#2炉用水量调节，由当班值长根据工业水母管压力掌握，#1、#2工业水母管之间联络门关闭，#2工业水管供空压机工业水门关闭上锁，由值长统一管理；2、附属岗位增加工业水用量时，应该请示值长统一协调；3、在冬季环境温度低时，在空压机回水温度许可情况下，适当关小工业水回水门，保持合适位置后加锁。四. 优化制粉系统运行方式降低制粉单耗技术规定：1. 合理的分配各制粉系统运行时间，防止制粉系统设备同时磨损，保证各制粉系统的良好运行状况和备用性能。2. 加强制粉系统设备的维护，及15、早发现缺陷，及时联系督促检修处理，保证制粉系统设备、系统的良好运行状况。3. 根据煤种变化情况，及时调整分离器折向挡板开度位置保证合适的煤粉细度，及时调整制粉系统出力，在保证锅炉安全运行的同时，保证制粉系统经济运行。4. 当磨煤机磨辊磨损严重，使磨煤机电流升高出力受到限制时，应及时进行磨辊更换。同时，需根据煤质调整液压油压的高、低，降低磨辊磨损速度，在保证制粉系统经济运行的同时保证磨煤机金属消耗量，降低材料费用；5. 通过加强运行小指标竞赛的力度，进一步提高了值班人员的节能降耗意识和积极性。6. 根据磨煤机煤量和负荷变化情况及时启、停磨煤机：61、依据机组出力，及时进行磨煤机台数的调整，确保各16、台磨煤机在经济出力下运行；各机组应及时依据磨煤机出力合理进行磨煤机运行台数的分配，值长应依据各机组磨煤机运行方式合理调整机组负荷，或联系调度对两台 机组负荷进行合理分配调整磨煤机运行台数。 6.2、磨煤机运行时，需保证各台磨的实际出力（非设计出力）大于保证出力的70%（42t/h），当低于此出力时，必须停运一台磨煤机运行，确保各台磨的效率及出力。6.3、在锅炉燃用烟煤四台磨煤机运行时，总煤量低于150t/h或各台磨煤机的实际出力（非设计出力）低于保证出力的70%时（42t/h），必须停运一台磨煤机，确保各台磨煤机效率及出力。6.4、在三台磨煤机运行时，必须备用一台磨煤机（分离器出口温度满足），17、必须做到随时可启动状态。在一台磨煤机跳闸时，无需就地检查可直接启动磨煤机，启动后再进行就地检查。6.5、在锅炉燃用烟煤五台磨煤机运行时，总煤量低于210t/h或各台磨煤机的实际出力（非设计出力）低于保证出力的70%时（42t/h），必须停运一台磨煤机，确保各台磨煤机效率及出力。6.6、在锅炉五台磨煤机运行一台磨制烟煤四台磨制褐煤，总煤量低于180t/h时，必须停运一台磨制褐煤的磨煤机运行。6.7、在锅炉五台磨煤机运行二台磨制烟煤三台磨制褐煤，总煤量低于190t/h时，必须停运一台磨制烟煤的磨煤机运行。6.8、在锅炉五台磨煤机运行三台磨制烟煤二台磨制褐煤，总煤量低于200t/h时，必须停运一台磨18、制烟煤的磨煤机运行。6.9、在锅炉六台磨煤机运行一台磨制烟煤五台磨制褐煤，总煤量低于220t/h时，必须停运一台磨制褐煤的磨煤机运行。6.10、在锅炉六台磨煤机运行二台磨制烟煤四台磨制褐煤，总煤量低于235t/h时，必须停运一台磨制烟煤的磨煤机运行。6.11、在锅炉六台磨煤机运行三台磨制烟煤三台磨制褐煤，总煤量低于240t/h时，必须停运一台磨制烟煤的磨煤机运行。7. 磨煤机磨制褐煤时，要加强对分离器出温度、各粉管出口温度、风速及风粉浓度的监视，发现温度、浓度下降须及时调整（增大一次风量减少煤量），防止一次风管积粉堵塞。8. 磨煤机正常运行时，加强石子煤箱渣量检查，发现渣中带煤时通过增加一次风19、量减少煤量或适当增加液压油压的方法及时进行调整，防止渣中带煤现象发生。如调整无效时，须停止磨煤机运行，通知检修检查处理。9. 磨煤机运行期间，为了减少磨煤机阻力，降低一次风机电耗，要求热风门开度一般在70%以上。五. 锅炉启停和低负荷断油稳燃及节油技术规定：在锅炉的启动、调整和试运过程中，经常需要烧油，而节约燃油，可以节省启动调试费用，并可减轻燃油的运输、储备压力。因此，在锅炉启动调试过程中，一方面应加强燃烧调整，采取适当措施，掌握好投油或断油时机，尽可能地少烧油或不烧油；另一方面，采用新方法，在启动初期早投粉（等离子点火）少烧油。特制定如下锅炉节油断油技术措施：（一）投油时节油技术措施：1.20、 锅炉点火启动前，应做好检查和充分的准备工作，在确认具备启动条件后，方可下令点火，以避免不必要的启停，浪费燃油。2.锅炉冷态进水时应采用在除氧器水箱中经蒸汽加热的热水，水温保持在6590。锅炉热态上水时，应尽量提高锅炉上水温度，使水温90以提高炉膛温度。3.投油前，运行人员应对燃油系统进行检查，燃油系统保温齐全，各阀门、法兰、管道完好，炉前油压指示与就地压力表计完整，指示正确，且无漏油之处。4.在对炉膛进行吹扫前，应进行炉前油系统泄漏试验，严防漏油事故发生。5.投油前必须调整并保持一定的燃油压力（油压3.0MPa）和吹扫蒸汽压力0.5MPa以上，以保证油枪雾化状况良好。7.燃油滤网和油枪喷嘴应21、经常清洗，运行时应保证其畅通，发现堵塞，应及时处理。8. 油枪着火后，注意观察燃烧情况，及时合理地调整二次风风压，保持合适的风油比和二次风速等，确保油枪着火稳定，无闪烁现象，火焰不触及炉墙，不冒黑烟，且无暗色部分也无发亮的星点；投用油枪的燃烧器中心风门须完全开启，保证油完全燃烧。（二）采用等离子点火节油技术措施：1.在机组检修结束准备启动前，运行与检修共同对锅炉等离子点火系统E磨的等离子分叉管气动门、调门及E磨暖风器一次风入口电动门、锁紧门及电动调整门进行调试，确保其开、关方向正确好用。2. 在机组检修时，须对等离子阴极、阳极头进行检查，发现击穿时要及时更换。3. 在机组启动前1小时，对E磨一22、次风入口暖风器进行疏水暖管，保证暖风器能根据要求随时投入。锅炉吹扫结束投油点火后，E磨通风暖磨分离器温度达到启磨条件后，等离子拉弧启磨，检查燃烧良好停止油枪。4. 为保证E磨在等离子方式下着火良好，上煤须上收到基挥发份大于20%的烟煤，启磨前须将E磨分离器挡板开度调至35%，使煤粉细度R9015%，点火初期一次风速可控制在18m/s以下，并适当提高点火功率，同时控制二次风量，以利于点火。5. 机组无炉水循环泵启动时，当炉水指标合格后，通过调整旁路开度控制炉水外排量，保持炉水不外排减少热量损失，缩短机组启动时间。6. 机组并网制粉系统投入三台磨煤机运行后，须尽快将机组负荷加至180MW以上，磨煤23、机点火能量条件满足后停止助燃油枪。7. 机组滑停时，值长在滑停前安排上煤须上收到基挥发份大于20%的烟煤。8. 机组滑停时，停止运行磨煤机通风吹扫后的冷、热一次风门及燃烧器二次风门须严密关闭，并适当降低炉膛负压，防止炉膛大量进冷风减低炉膛温度影响燃烧。9 机组滑停如汽轮机钢壁温度无特殊要求时，制粉系统三台磨煤机运行时，E磨等离子拉弧稳燃，不投油枪助燃，三台磨运行进行滑停。当负荷滑至 180MW时炉熄火机打闸。10 机组事故处理当燃烧不稳时须先投E磨等离子点火系统稳燃，同时调整运行磨煤机的一、二次风量来调整燃烧。11. 及时关闭跳闸磨煤机的冷、热风门及二次风门，同时加强对炉膛负压监视调整，防止炉24、膛负压大幅波动造成燃烧进一步恶化。12. 尽快恢复事故，投入磨煤机运行。13. 在机组启动过程中，应加强机、炉、电各专业之间的工作联系协调，控制好启动时各运行参数，确保启动试运工作顺利进行，缩短启动时间，避免因各专业配合不好而拖延并网和带负荷时间。14. 机组正常运行时，经常检查并确保炉膛的人孔、看火孔、打焦孔等孔门关闭严密，防止漏入冷风，而降低炉膛温度，以致影响燃烧。15 全烧油、油煤混烧和全烧煤三个阶段的过渡过程中，应缓慢进行，待前一阶段燃烧稳定后，再开始后一阶段。特别是随着锅炉负荷的增加，应及时进行适当的燃烧调整，逐渐退出部分油枪运行；在完全断油前，应进行一次全面的燃烧初调整，以保持燃烧25、稳定，确保断油过渡成功，避免因燃烧不稳定而投油助燃。16. 在低负荷时，应特别注意因空气量过大而降低燃烧室的温度，引起燃烧不稳造成灭火；在高负荷时，应特别注意空气量是否充足，以防燃烧不完全。17. 炉膛吹灰工作应在负荷较高且燃烧稳定时进行，以避免因吹灰而引起炉膛燃烧不稳，投油稳燃。六. 降低炉、渣飞灰可燃物的技术规定：由于燃用煤质比较复杂，再加上煤场没有可靠的混配煤设施，造成煤质波动大；以及受机组负荷率影响，致使我公司两台炉炉渣飞灰可燃物高低波动，为此采取以一下技术措施来降低炉渣飞回可燃物含量。1、加强煤场管理，保证配煤质量。煤质的变化影响最明显。一般来说，燃用挥发份高、灰份小的煤种，飞灰都比26、较小。反之则大。煤质差对降低飞灰和炉渣不利；2、从燃烧调整的角度采取措施2.1调整风量，选择合适的过剩空气系数。风量大小影响明显，尤其是在低负荷时，风量大，煤粉停留时间短，炉膛温度低，飞灰变大；风量过小，氧量不足，达不到完全燃烧；2.2二次风的配比应合适，采取上小，下大配风方式，增加下层二次风旋流强度和托粉能力，可减少炉渣和飞灰的可燃物。2.3降低下排磨煤机出力，并适当降低一次风流量增大二次风流量，以进一步提高托粉能力，减少炉渣的可燃物；2.4 组织理想的燃烧工况，合理配风。合适的一、二次风风速、风率，保证燃烧器有良好的回流特性及煤粉足够的燃烧时间；3. 加强燃烧调整，合理配比一 二次风量，在27、飞灰含碳高时增大二次风量，加强风粉混合速度保证煤粉能及时燃烧；4. 根据煤种不同及时调整煤粉细度，在烧挥发份含量高的褐煤时煤粉细度可适当提高，降低磨煤机能耗，在燃用烧挥发份含量低及含碳高的烟煤时应保持规定的煤粉细度R90为18%，并适当增大二次风量10%左右以保证煤粉能及时迅速完全燃烧；5加强对捞渣机水封检查保证水封正常，防止锅炉底部漏风造成火焰中心上移使燃烧时间缩短；炉膛负压在规定范围内(50Pa-70Pa)，炉膛负压大，漏入的冷风多，煤粉在炉膛停留时间短，着火延迟，飞灰可燃物变大； 6停止运行磨煤机冷、热风门及出口门应严密关闭，防止制粉系统漏风，炉膛各看火孔及人孔门严密关闭，防止炉膛温度降28、低使燃烧减弱，引起飞灰增大；7. 锅炉正常运行时应按负荷与氧量曲线保持氧量在规定值内，当负荷大于50%时要及时投入燃尽风； 8. 加强配煤工作，同时要控制入厂煤灰分含量，防止锅炉结焦，在锅炉燃用不 宜结焦煤种时磨煤机出口温度应保持在70-80。9. 加强锅炉吹灰，严格执行吹灰规定，当锅炉减温水流量增大或两侧烟气温度 偏差增大时（大于50）应增加吹灰次数，保证受热面清洁；10. 当班时每一小时对捞渣机渣量检查一次，根据大渣含碳量及时进行燃烧调整（如减少一次风量增大二风量或调整磨煤机分离器挡板开度）；11. 热工应尽快将两台炉飞灰在线检测装置处理好并投入运行。在未投入前，化 验班每天应将飞灰大渣含29、碳量值通知两台机机组长，机组长根据化验结果及时进行调整。当掺烧新煤种时，增加一次取样化验并及时将结果通知机组长，机组长根据化验结果及时进行调整。12. 尽可能保证锅炉在经济负荷下运行。锅炉热负荷对飞灰及大渣含碳量有一定 影响，热负荷低，炉膛温度低不利燃烧；热负荷过高，燃烧不完全，飞灰变大。另外，热负荷变化较大，对降低飞灰不利。13. 保证合适的一次风压。一次风母管压力的大小，有一定影响。在保证一次风管风速不堵管的情况下降低一次风母管压力，对保证煤粉细度的大小和均匀性有利，能使进入炉膛冷风量减少，着火迅速。14、正常运行中的注意事项： 14.1机组长、主值要了解燃煤情况，特别是发热量、水份、灰分30、等指标。 14.2没向值长了解当天的飞灰和炉渣含碳量。 14.3煤质变化时及时调整送风量，保证氧量在一定范围内。 14.4协调好磨煤出力，通风出力、干燥出力，防止磨煤机运行时堵煤。 14.5根据煤质在锅炉不结焦磨，煤机能保证安全运行的情况下，尽可能提高磨出口温度。 七. 降低锅炉排烟温度，减少排烟热量损失的技术规定：1.为提高燃烧的稳定性和经济性，减少热偏差，防止锅炉结焦、堵灰、金属材料过热等情况的发生，必须进行燃烧调整。各参数的调整在自动好用且具备条件时应投入自动。2.通过火焰电视的火焰显示认真监视炉内燃烧情况及煤粉着火距离，正常的燃烧，火焰呈金黄色，不偏斜，不冲刷水冷壁，有良好的充满程度。31、3.调整好送、引风量，维持炉膛出口负压为-30Pa，严防炉膛出口冒正压。4.锅炉负荷变化时，及时调整风量、煤量以保持汽温、汽压的稳定。增负荷时，先增加风量，后增加给煤量。减负荷时，先减给煤量，后减风量，其幅度不宜过大，尽量使同层煤粉量一致。负荷变化幅度大时，调给煤量不满足要求时，采用启、停磨煤机的办法。5.保证好最佳的一次风速（22.6m/s左右），组织良好的炉内燃烧工况。根据煤质不同，及时调整磨煤机分离器挡板开度，保持合适的煤粉细度，烟煤保持R90=18%、褐煤保持R90=25%左右。6.当燃煤灰熔点过低或油、煤混烧时，防止结渣，可适当提高氧量值,烟气氧量正常应该控制在（2.8-4%）之内。32、7.保证受热面的清洁，吹灰器应按要求正常投入，防止积灰和结焦。8.根据负荷、煤质和燃烧情况，调整燃烧器的投停，保持炉膛截面热负荷的均匀性。9.保持合适的过剩空气系数，过剩空气系数应根据煤质和锅炉燃烧情况综合考虑 ，过剩空气系数大排烟损失大，过剩空气系数小排烟损失小，但不完全燃烧损失增加。10.磨煤机停止运行吹扫结束后，须严密关闭冷、热风门，防止炉膛进冷风，降低炉膛温度影响煤粉完全燃烧。11.经常观察火检运行情况，尤其是启停磨和低负荷期间，及时调整煤粉浓度，保证火检正常，如发现火检故障立即通知检修处理。12.检查炉内燃烧情况，炉内火焰充满度高，煤粉着火距离适中,防止火焰偏斜和冲刷水冷壁，各段受热33、面两侧烟温接近，降低排烟损失和飞灰可燃物。13.根据机组负荷及时调整风量、燃料量以适应锅炉负荷的变化，维持适当的风/煤比。14.为减少漏风，锅炉运行过程中，炉膛各人孔门、看火孔应处于严密关闭状态，同时保证捞渣机水封正常。15.在锅炉风机暖风器投入运行时，合理调整暖风器出口风温，在保证空预器冷端不发生低温腐蚀的前提下，尽量保持较低的出口风温，防止排烟温度升高。16.机组负荷改变时，须及时调整暖风器供汽量，机组正常运行时暖风器出口风温保持在17-25范围内。八. 主、再热汽温的调整规定：1主再、热汽温的调整范围1.1主蒸汽温度的调整1）锅炉正常运行时，炉侧主蒸汽温度严格控制在5715，炉侧再热蒸汽34、温度严格控制在5695两侧蒸汽温度偏差小于10。2）煤水比是调整主蒸汽温度的主调手段, 而中间点温度的变化能快速反应煤水比变化，维持该点温度稳定才能保证主蒸汽温度的稳定。3）中间点蒸汽过热度的变化反应了工质在水冷壁中蒸干点位置变化，为保护水冷壁不超温和防止过热器进水：在达到临界压力前的直流工况下，中间点蒸汽温度过热度应在515范围内。1.2调整原则和方法1.2.1在保证各部金属温度不超限的前提下尽量维持额定的蒸汽参数，以保证机组运行的经济性。1.2.2调整机组烟温偏差，防止单侧温度异常造成蒸汽带水或单侧管壁超温。1.2.3蒸汽温度变化均匀，防止温度骤变造成短时蒸汽品质恶化或大的热应力。在超过临35、界压力后，中间点蒸汽温度应维持在41015之间，异常工况下，应不超出对应负荷下的温度范围。1.2.4主蒸汽一、二级减温水是主汽温度调节的辅助手段。一级减温水用于保证屏式过热器不超温并调整左右侧温度偏差，二级减温水用于对主蒸汽温度的精确调整。1.2.5锅炉低负荷运行时要尽量避免使用减温水，防止减温水不能及时蒸发造成受热面积水。1.2.6投用减温水要注意减温后的蒸汽温度必须保持20以上过热度，防止过热器积水。1.2.7在一、二级减温水手动调节时要考虑到汽温调节的惯性和迟滞性，注意监视减温器后汽温的变化，不要大幅度调整，要根据汽温偏离要求值的大小及减温器后温度变化情况及时调整减温水量，若有其它操作，36、加强联系。1.2.8在高加投退、启停给水泵、负荷变化、投退制粉系统或油枪、吹灰除焦、炉底大量漏风等情况下，要特别注意蒸汽温度的监视和调整。1.2.9在主蒸汽温度调整过程中要加强受热面金属温度监视，以金属温度不超限为前提进行调整，金属温度超限必要时要适当降低蒸汽温度或降低机组负荷，并积极查找原因进行处理。1.2.10锅炉低负荷运行时要尽量避免使用减温水，防止减温水不能及时蒸发造成受热面积水。1.2.11如用手动方式调节再热蒸汽温度，要考虑到汽温调节的惯性和迟滞性，不要大幅度调节烟气挡板，事故减温水的调节时，要注意减温器后蒸汽温度的变化，防止再热蒸汽温度振荡过调。1.2.12当再热汽温通过烟气挡板37、调节不能维持在正常范围、事故减温水需保持一定开度时，要对系统进行检查分析。检查制粉系统运行方式是否合理。燃烧器执行机构是否损坏，燃烧器配风挡板位置是否正确。燃烧器是否损坏。煤质是否严重偏离设计值。炉膛和燃烧器是否严重结焦。蒸汽吹灰是否正常投入。烟气挡板是否损坏。1.2.13在负荷变化，启、停制粉系统，投停油枪，吹灰除焦、炉底大量漏风、煤质变化等情况下，要加强蒸汽温度的监视和调整。1.3降低再热减温水用量及再热蒸汽温度调整1） 锅炉正常运行时，炉侧再热蒸汽温度在机组50100%BMCR负荷范围内应控制在5695范围内，两侧蒸汽温度偏差小于10，同时受热面沿程工质温度、受热面金属温度不超过规定值。38、2）尾部烟气挡板是再热汽温的主调手段，开大再热器侧、关小过热器侧挡板，可提高再热汽温，反之降低，调节过程中应注意避免两侧挡板同时关闭。3）再热器事故减温水用于再热汽温超限（576）时的事故减温，正常运行中要尽量避免开启，在使用减温水时，应保证减温后蒸汽有20以上过热度。二、主汽压力调节2.1调整原则：2.1.1机组运行压力严格按照给定的的机组定-滑-定压力曲线进行调整；2.1.2要求机组运行压力在定-滑-定压力曲线0.3Mpa范围内，曲线偏离范围不允许超过10分钟，AGC投入压力调节特性偏差较大时及时联系热控人员处理。2.1.3机组负荷低于400MW时，改定压运行。九. 降低送、引风机及一次风39、机单耗技术规定：1. 在机组正常运行方式下，烟气氧量正常应该控制在（2.8-4%）之内，降低送、引风机出力；2. 减小空预器、烟道、风道等烟、风通道的系统阻力：2.1利用检修机会对空预器和烟道、风道进行彻底清灰，降低系统阻力；2.2利用检修机会对空预期换热元件进行检查，更换变形、堵塞换热片；2.3制定制度定期核对校验烟气挡板、风门挡板开度，降低风门阻力；3. 减少炉膛、空预器尾部烟道等系统漏风；3.1定期检查空预器密封装置，确保空预器漏风率合格；3.2对炉墙、烟道、风道、人孔门等进行检查，降低系统漏风率；3.3定期对炉底水封进行检查，确保水封正常；4. 启动风机等设备前必须准备充分，各专业协调40、好，确保启动工作顺利进行，缩短启动时间；5. 点火冲转及并网带低负荷期间保持送、引、一次风机单侧运行，根据风量及风机带负荷情况投入第二台风机运行；6. 确保风机的叶片调节装置可靠灵活，在任何工况下均能正常运行，调节重复性能好，调节精度能满足在风机10%BMCR至满负荷变化范围内没有死行程，在叶片的全过程调节中（全开至全关）无明显的滞后现象；7. 根据规定定期对炉膛，尾部烟道，空预器进行吹灰；8. 机组运行中，负荷变化时及时调整风煤比、二次风门开度，根据煤质、负荷等保持合理的氧量运行；9. 机组运行中保持炉膛负压在-30- -50Pa之间；10. 合理调整燃烧方式，控制烟气中飞灰量，减小风机磨损41、；11. 合理控制排烟温度在允许范围内，减少热量损失。；12. 加减负荷改变风量、燃料量以适应锅炉负荷的变化，维持适当的风/煤比；12.1随着机组负荷变化，及时调节送引、风量和一次风压，控制合理一次风速，防止一次风管堵塞也要防止一次风速过高；12.2合理控制磨煤机密封风压，防止大量密封风进入磨煤机造成一次风机出力过大；13. 机组正常运行时及时投入送、引风机一次风机自动，保证风机在经济状态下运行；发现风机自动不好用及时联系维护人员处理；十锅炉风机暖风器经济运行规定 为确保机组安全经济运行，最大限度的挖掘机组的运行经济性，降低发电成本，特制定本措施。1. 各台炉应根据空预器入口一/二次风温（规定42、值23）及环境温度变化情况，及时投入和停止一次风机、送风机入口暖风器运行。2. 为防止空预器冷端发生低温腐蚀，必须保证防止低温腐蚀综合温度大于68（综合温度=空预器冷端入口温度+排烟温度2），低于此值时及时进行调整。3. 锅炉一次风机、送风机入口暖风器投入运行后，要及时对暖风器疏水至暖风器疏水箱管道、暖风器疏水箱及至除氧器输水管道进行冲洗。4. 当疏水水质达到下表指标时，进行回收。 暖风器疏水水质量标准项 目硬度mol/L铁g/L油mg/L标准值期望值标准值疏 水5.02.5505. 暖风器投入运行时，巡检要加强对暖风器送水泵运行情况的检查，发现有影响疏水泵正常运行的缺陷要及时汇报机组长并通知43、检修处理。6. 暖风器投入运行时，监盘人员须加强对暖风器出口风温的监视和调整，防止因调整不及时造成排烟温度升高及用汽量的增加。十一.关于降低环保指标的管理规定为了降低烟气排放指标，从配煤和燃烧调整上特做以下规定：1. 必须按照燃烧调整配煤要求，在确保锅炉安全的前提下进行燃煤含硫量掺配。2. 燃料管理部每天必须在煤场堆存示意图上准确标注各煤堆的煤种、热值、挥发份、灰分和含硫量，以便于给发电部提供准确的配煤数据。3. 值长每天下配煤方案时，在确保锅炉安全的前提下，依据煤的含硫量的多少进行掺配。含硫量在1.5%以上的和含硫量在1.0%以下的进行掺配，尽量保证入炉煤的加权硫份不超过1.2%。4. 各值44、长当班期间严密监视严密监视脱硫系统运行参数，原烟气二氧化硫浓度控制在3000mg/Nm3以下，净烟气氮氧化合物浓度控制在600450 mg/Nm3之间。5. 锅炉燃烧氧量必须满足设计要求，依据负荷要求及时开启燃尽风挡板，满负荷运行时必须全部开启燃尽风挡板，在调整过程中加强对氮氧化合物观察。6. 由于煤粉细度较细时炉内的火焰峰值温度较高，燃烧强度较大，可使NOx排放有一定增加，在不影响飞灰含碳量的前提下，适当的调整煤粉细度。7. 由于降低热二次风温度可以降低炉内温度水平，从而达到降低NOx排放量，在冬季适当控制暖风器出口风温，但必须确保排烟温度满足要求。适当降低一次风量也可以引起NOx排放量的降45、低。8. 由于负荷对NOx影响是很大的，在低负荷期间由于氧量偏大，致使NOx含量增大，要求在低负荷时加强燃烧的调整，确保低负荷氧量合适，NOx排放量合适。降低厂用电经济运行规定一、加强运行管理，在机组启、停过程中对主要辅机进行经济调度，做好机组正常运行的经济调整。1）开机过程中的经济调度1.1）机组冷态启动采用除氧器带压向锅炉上水的方式，或用前置泵上水，电泵试转后停运备用，锅炉点火起压后再启动电泵或者用汽泵上水。1.2）利用#1，2机循泵合理调度循环水系统。1.3）机组并网前，考虑风烟系统采用单侧引、送风机运行。1.4）脱硫系统待主机锅炉达到断油负荷运行稳定后再启动相关系统。2）停机过程中及停46、机后的经济调度2.1）根据机组负荷和真空及时调整循泵运行台数。2.2）脱硫系统待主机锅炉降到断油负荷后，立即停运。2.3）机组负荷小于50%ECR时，考虑风烟系统采用单侧运行。2.4）机组停运过程中，汽泵采用高压汽源余汽或辅汽供汽，力争不用电泵而实现正常停机，大量节约厂用电量。2.5）及时停运凝结水系统、循环水系统。2.6)机组停运后，除灰人员应加强输灰，保证48小时内停运除灰系统。2.7)停机后相应设备具备停运条件时及时停运。3)机组运行中的经济调整3.1)严格执行设备定期试转和切换工作，试转设备正常后应立即停运。3.2)锅炉禁止大风量运行，控制引、送风机单耗；保证合适的一次风压，禁止高风压47、运行，降低一次风单耗。3.3)做好制粉系统的经济运行调整，保证磨机在满出力下运行，适时添加球，查找处理制粉系统漏风，降低制粉单耗。根据负荷启停制粉系统，确保制粉系统在较高负荷下运行。3.4)加强与调度沟通，提高机组负荷率。二、辅机系统调整要求1. 降低引、送风机电耗 消除管道漏风，及时吹灰减少烟道阻力，加强空预器吹灰器的维护，以防堵灰减少电耗。2. 降低给水泵的耗电量尽量维持给水管路的阀门全开，通过变化转速来调节给水量减少节流损失，保证流量前提下及时关闭各再循环调节门，减少泵的额外出力检查各管路无内漏现象。3. 降低循环水泵的耗电量减少管道阻力损失，及时排除水室内空气，维持稳定虹吸保持真空时减48、少循环水量和循泵运行台数。4. 降低各水泵机械损失 泵的机械损失与轴与轴承，轴与轴封的结构形式有关，小泵的盘根压盖过紧，会增大损失超过功率的3%，达到5%。要注意监视各轴封压盖的温度，及时联系检修调节，保证较小的损失。5. 保证汽泵的可靠运行汽泵的运行可保证机组较低的厂用电率和较高的经济性，汽泵停运，供电煤耗可增加2.9g/KWh。监视汽泵各参数稳定对机组经济运行尤为重要。1）在机组50%额定负荷以下时尽量采用单泵运行。2）机组冷态启动而且有临机供应辅汽时，应采用汽泵启动方式。3）汽泵再循环调节门应保证关闭严密。6. 提高各系统自动装置投入率由于自动调节动作较快，易使各级设备的运行参数维持在最49、佳值，使实际热耗可降低2%，并可降低辅机的电耗率。节水技术措施1. 机组停用时在保证设备安全的前提下，及时关闭设备冷却回水至地沟排水门。2. 停炉时炉底水封供水应及时停止。3. 机组启动冲洗排放时，通知化水每小时测量水质指标一次，冲洗水质指标达许可及时回收利用，不得再继续排放。4. 根据设备启动时间适时投入冷却水（特指冷却水回水至地沟）。5. 确保各水箱补水自动好用，否则及时联系检修处理；检查确认各补水箱补水门不内漏，避免水箱溢流。6. 检查确认各水箱水位高报警好用，以免水箱溢流发现不及时。7. 给水泵运行时密封水回水应回收至凝汽器，若无法回收则排放至地沟。8. 检查确认各水汽管道及疏放水门、50、法兰等不外漏内漏，否则及时联系处理。9. 监视机组的补水量及热井补水阀的开度，发现有异常开大的情况要及时查明原因处理。10. 循环水泵电机冷却水出水手动门适当截流，但应注意循环水泵电机温度，直至循环水泵电机温度稳定在正常范围内减少热量损失技术措施运行中尽可能回收各项疏水，消除漏水漏汽减少凝结水和热量损失，注意对汽轮机轴封的维护、调整，避免轴封漏汽量增加，加强对设备保温层的检查维护，减少热量损失。1. 对轴封溢流蒸汽设计有到低加和到凝汽器两路系统的，运行中应优先考虑去低加。2. #1机轴封压力设定为50KPa，#2机轴封压力设定为90KPa，不应出现多路汽源同时供汽的状况。3. 机组启动后，按规51、程要求尽早关闭主、再热汽主管道疏水。4. 缸体疏水、抽汽管道疏水要严格按照设计负荷区域关闭、开启。5. 运行中各疏水气（电）动门关闭严密，定期查漏。机组启动过程的安全经济节油技术规定1.目的为了保证机组启动过程的安全、经济，顺利并网，达到节约燃烧用油，减少机组启动成本的目的，特制定本技术措施。2.具体措施2.1.冷态启动原则2.1.1.机组冷态启动时，进入汽机的主蒸汽至少有56过热度，但最高不得超过430，主汽门前蒸汽压力和温度应满足东方汽轮机厂提供的“600MW汽轮机冷态启动曲线”的要求；再热蒸汽条件应满足“600MW汽轮机冷态启动曲线”（中压缸启动方式）。2.1.2.启动过程中应根据东方汽52、轮厂提供的“高压调节阀壳体温度允许差值图”、“中压进汽室高压调节级缸体内外壁温度允许差值图”、“中压第一级蒸汽温度允许值曲线” 、“高压主汽阀体腔室内表面温度曲线” 要求进行。根据东汽厂“高压转子寿命曲线图”和“中压转子寿命曲线图”决定机组开机参数、暖机时间和升负荷速率及冷却蒸汽的投入。2.1.3.应严格根据东方汽轮机厂“冷态启动曲线” 决定中速暖机时间(首次启动应适当延迟暖机时间20- 30min)，任何情况下都不得减少中速暖机时间。2.1.4.机组并网后，接带负荷的大小和变负荷速率应严格根据东方汽轮机厂的启动曲线要求进行。“倒缸操作“应根据厂家“切换区说明图”要求进行。2.1.5.机组“冷53、温、热、极热”状况应分别根据“冷、温、热、极热启动曲线进行启动”。2.2.机组热态(温态)启动原则规定2.2.1.首先应根据汽轮机第一级金属温度确定采用温、热态等启动方式。2.2.2.停机期间，连续盘车不得中断，冲转前连续盘车至少4小时以上。2.2.3.机组温、热态启动时，进入汽机的主蒸汽至少有56过热度，蒸汽参数按“热态启动推荐值”确定根据缸温，应满足“温态、热态、极热态”启动曲线要求升速或暖机，按照东方汽轮机厂的“启动曲线”要求决定升速率和加负荷暖机时间。2.2.4.在汽机冲转至带初负荷期间，锅炉应控制汽温、汽压不变。2.2.5.并网后按曲线要求平稳加负荷至缸温相对应的负荷值。2.3.启54、动过程中的各要点控制2.3.1.有邻机供汽情况下机组启动时，应充分利用邻机供汽加热除氧器水温。2.3.2.冷态启动炉侧的高压管道冲洗可采用汽前泵冲洗的方式。2.3.3.机组整套启动之前检查6KV母线电压正常，否则调整启备变分接头，维持6KV母线电压正常。2.3.4.锅炉点火之前，380V厂用电系统按规定切换至正常运行方式。2.3.5.锅炉点火前空气预热器至少运行2个小时，启动一侧引、送风机运行，另台引、送风机根据带负荷情况投入。2.3.6.大修后、长期停运后或新机组的首次启动，要严密监视锅炉的受热膨胀情况。从点火前直到带满负荷，都要做好膨胀记录，发现问题及时汇报。2.3.7.点火时检查点火油枪55、燃烧良好、火检运行状况良好，观察火焰电视可正常监视到炉膛燃烧状况，必要时可打开炉13.7米人孔门观察着火情况，注意看后关闭人孔门。同时检查燃油系统及油枪无漏油。2.3.8.投入下一只油枪之前一定要确认油母管压力正常。2.3.9.投运油枪尽量使同一层油枪全部投运，保证锅炉热负荷分布均匀。2.3.10.点火后投入空预器连续吹灰，定期检查空预器运行情况。2.3.11.点火后，调整燃烧，整个启动过程以不超过2.0/min、0.056MPa/min的速率升温升压。2.3.12.投入油枪的过程中要注意观察储水罐水位，在锅炉水冷壁汽水膨胀时要停止投入油枪，待汽水膨胀结束，储水罐水位恢复正常后再投入其它油枪。56、2.3.13.若有邻机供辅汽，应在汽水分离器压力达1.0MPa以前投入一台汽泵运行。另台汽泵在机组并网后投入备用。2.3.14.当二次风热风温度大于180时，启动两台一次风机，投入磨煤机密封风，冲转前，当热一次风温达到150以上时，确认机组制粉系统满足投运条件，投入第一组制粉系统。2.3.15.制粉系统投入应尽量遵循以下原则：先底层，后上层，并使燃烧稳定。制粉系统投入后应注意监视调整炉膛煤粉燃烧状况，调整煤粉与燃油的燃烧比例。2.3.16.高压缸预暖期间的注意事项2.3.16.1.高压缸预暖蒸汽过热度不得低于50，预暖蒸汽压力不得高于0.7MPa，否则机组会产生附加的推力。2.3.16.2.在57、高压缸暖缸期间，通过调整预暖阀、导汽管疏水阀、高排逆止阀前疏水阀来调整汽缸的金属温升率，严格控制金属温升率在允许超过50/h。2.3.16.3.高压缸预暖时间必须严格按照“高压缸预暖闷缸时间曲线”执行。2.3.17.高压调阀室预暖操作中注意事项2.3.17.1.在高压调阀预暖开始时，注意汽轮机转速，当汽机转速上升时立即打闸。2.3.17.2.在高压调阀室预暖期间要注意监视调阀室内外壁金属温差不得大于80。2.3.17.3.汽轮机冷态采用中压缸冲转参数的选择如下：主汽压力8.73MPa（实际选择可低于此参数，但应选择在3.0MPa以上）。主汽温度380。再热汽压力1.1MPa。再热汽温度330。58、凝汽器真空-87KPa。高旁流量8。2.3.18.汽轮机冲转，应在转速100rpm以下时投入暖机运行，否则暖机运行投入不了。2.3.19.转速上升至1500rmin及暖机期间，应安排专人监视调整润滑油温度在40左右。2.3.20.暖机期间严格控制汽温汽压稳定，低加随机投入。2.3.21.当高压缸调节级处内壁温度和中压缸进汽室温度均大于320或在汽轮机冲转参数条件下暖机时间超过4小时，中速暖机结束。2.3.22.并网前检查#2机组发电机出口开关系统联跳保护压板在退出位置，机组并网后投入该保护压板。2.3.23.发电机升压注意事项2.3.23.1.汽轮机暖机结束，开始升速至3000转之前合上发电机59、出口隔离开关。2.3.23.2.发电机未充氢、定子线圈未通水禁止机组冲转升压。2.3.23.3.发电机升压前，应投入氢冷器运行。2.3.23.4.发电机转速达到额定并稳定后方可升压。2.3.23.5.检查发电机升压过程及并网前定子电流为50A左右，否则应立即灭磁。2.3.23.6.发电机升压过程中，核对空载励磁电流、励磁电压，如有不正常的偏高或定子电流异常，应立即灭磁。2.3.23.7.励磁投入后的发变组升压期间，当发变组出口电压达到10%Ue时，确认励磁系统起励电源自动断开。2.3.23.8.发变组升压过程加强发电机定子电流和绝缘检测电压的监视，出现零序电流时应果断打闸停机。2.3.23.960、.发变组升压过程加强发电机转子电流的监视，防止TV断线误加大励磁造成发电机过励磁。2.3.24.机组并网及带初负荷期间注意事项2.3.24.1.发电机并网后启动第二套制粉系统运行，注意升温升压速率。2.3.24.2.调整启备变分接头，维持6KV母线电压正常。2.3.24.3.机组并网带2.5负荷后，应确认烟温探针已正常退出，同时注意保持主汽压力稳定，锅炉加强燃烧。2.3.24.4.应适当调整机组无功，保证机组不在进相运行。2.3.24.5.出现发电机TV断线、同期装置异常、DEH转速不稳时禁止并列，发电机发生非同期并列时，果断打闸停机。2.3.24.6.机组带初负荷暖机的时间根据蒸汽参数按机组61、启动曲线控制。2.3.24.7.在机组带初负荷暖机期间应全面检查汽机振动、胀差、汽缸膨胀、轴向位移、轴承金属温度、润滑油回油温度、润滑油压、EH油压、汽缸上下壁温差等各项参数在正常范围之内。2.3.25.汽轮机切缸过程中注意事项2.3.25.1.切缸期间注意调整好锅炉燃烧以及旁路的运行尽量保持汽轮机主汽压力参数稳定。2.3.25.2.注意调整主汽温度及高压缸金属温度之间的偏差，要保证高压缸进汽后高压缸缸体以及高压缸第一级处的热应力在允许的较小的范围内。2.3.25.3.在切缸期间要严密监视旁路的动作情况，以保证倒缸时高压缸的进汽量。注意监视高压缸排气温度以及切缸时高排逆止阀的开启情况。2.3.62、25.4.切缸时以30MW/min升负荷率加负荷，当高调阀最小的开度开到17以上，确认高排逆止阀自动开启，高压缸排汽通风阀VV应自动全关，可全关高旁减压阀。2.3.25.5.保持锅炉参数稳定，注意监视储水箱水位。2.3.26.当负荷大于60MW时，检查汽轮机本体高压侧疏水联动关闭，当机组负荷大于120MW时，检查汽轮机低压侧疏水联动关闭，否则，手动关闭。依次投入3号、2号、1号高压加热器，高加暖管要充分，防止抽汽及正常疏水管道振动。2.3.27.增加锅炉燃烧量，控制升温升负荷速度，严密监视汽轮机胀差、振动情况。2.3.28.当负荷在180MW时，锅炉给水旁路调节阀开度大于75或给水旁路调节阀前63、后差压小于0.1MPa时，切为给水主路运行，关闭给水旁路电动阀及调节阀。2.3.29.锅炉湿态完全转换成干态后，锅炉进入直流运行，361 阀全关；361 阀全关后，随即关闭361 阀后至凝汽器管路上的电动闸阀。投入361 阀暖管管路。2.3.30.并泵操作期间要严密注意锅炉给水量要保持稳定，以保证锅炉正常运行。2.3.31.机组带负荷过程中注意事项2.3.31.1.燃油期间应注意油燃烧器自动控制正常，避免油燃烧器前油压过高或过低。2.3.31.2.机组切缸后以3MW/min升负荷率将负荷加至180MW暖机20分钟，以3MW/min升负荷率将负荷加至300MW暖机20分钟，以6MW/min升负荷64、率将负荷加至600MW。2.3.31.3.在锅炉转直流运行区域内不得长时间停留或负荷上下波动，以免锅炉运行工况不稳定而造成机组负荷大幅度扰动。2.3.31.4.在整个升负荷过程中，应检查汽机振动、胀差、汽缸膨胀、轴向位移、汽缸上下壁温差、EH油压、汽轮发电机组的轴承金属温度、润滑油回油温度、润滑油压等各项参数在正常范围之内。汽轮发电机组内应无异常声音。2.3.31.5.在各阶段暖机期间应对机、炉、电各辅机的运行情况进行详细检查。注意监视凝汽器、除氧器、高低压加热器的水位变化，及时调整，维持水位在正常范围之内。2.3.31.6.注意监视发电机、励磁机内的风温变化以及发电机内氢压的变化，及时调整冷65、却水量和密封油压力。2.3.32.整个机组机组冷态启动过程各阶段的工作应合理安排，各值应通力合作，以保证机组安全、经济、顺利的启动。2.3.33.机组热态（温态）启动注意事项2.3.33.1.机组热态（温态）启动采用中压缸冲转时，应将锅炉主汽压泄至10MPa以下、再热汽压泄至1.1MPa以下时，方可投入旁路系统。2.3.33.2.机组热态（温态）启动时应打开所有汽机防进水保护阀门，保证汽机的疏水畅通。2.3.33.3.对跳闸后的磨煤机应尽快进行惰化处理，以使磨煤机及时的处于热备用。2.3.33.4.机组热态（温态）启动采用中压缸冲转时，不执行暖机操作，即不执行高调阀在400rpm以内的暖机操作66、。汽轮机状况允许时，可以不进行中速暖机，尽快的操作汽轮机冲转、升速、并网，按缸温对应曲线快速带负荷，避免汽缸冷却而产生额外的热应力。2.3.33.5.机组并网后，要快速带负荷。2.3.33.6.先送轴封，后抽真空，轴封温度控制要与汽轮机缸温相匹配（偏差不允许大于80）。2.3.33.7.热态（温态）启动时，要注意主再热蒸汽的过热度满足要求。化学专业调整措施1. 制水集中安排在早班低谷电价时进行。2. 应监视好消防水管网压力，如发现消防水管网压力下降过快或消防稳压泵在投自动时连续运行，应立即汇报值长，并采取分段隔离的方法查找并暂时隔离泄漏点。3. 如发现工业水泵出口流量突增时应汇报值长，了解是否67、有额外的用水，查找流量增大的原因。4. 注意不得让各水箱溢流，并做好防止水箱溢流的措施。5. 精处理树脂再生擦洗次数要根据树脂运行时间长短来定，具体次数视擦洗后水质而定。除灰脱硫专业调整措施1. 制浆集中安排在早班低谷电价时进行。2. 脱硫系统设备停运后应立即关闭其冷却水门，备用设备冷却水门也应关闭，需启动时再开启冷却水门。3. 脱硫区集水坑排水泵应投“自动”，防止集水坑水溢流。4. 脱硫回流水箱水位高于2米时，制浆应采用回流水箱内的水。5. 省煤器灰斗圆顶阀冷却水进水手动门应控制在合理的开度范围。燃运专业调整措施1. 上煤集中安排在早班低谷电价时进行，白班11：00-15：00补仓。2. 加强来煤编组和采样、接卸设备安排，减少设备空转时间。3. 对输煤栈桥进行水冲洗卫生时，指定值班员按水泵操作规定进行启动、监护、停止等工作。4. 冲洗顺序是从机头依次冲向机尾。开启第二个水阀时，应关闭第一个水阀，依此类推。要确保每条皮带只有一个水阀工作，各号都有足够的水压进行卫生冲洗工作。5. 水冲洗完毕后应及时开闭相应水阀，盘好水管。6. 各栈桥、转运站排水沟、落水口（孔）内、外卫生要清理干净。滤水网（筛）要保持畅通。