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（9）燃油温度正常。 （10）炉膛压力正常。
（11）省煤器进口流量大于30%BMCR（611t/h）。 （12）凝汽器压力小于47kPa。 （13）旁路已处于备用状态。
1.5.7.2 冷态启动时燃料的启动顺序如下
（1）微油装置点火：A层煤（A层微油点火器）—B层煤—C层煤—D层煤/E层煤—E层煤/F层煤。
（2）微油点火装置故障时，采用燃油点火：AB层油—CD层油—B层/A层煤—C层/A层煤—D层煤—E层煤—F层煤，投油枪顺序：各层1号角—3号角—2号角—4号角油枪。 1.5.7.3 微油点火
（1）炉膛吹扫结束后，投入微油点火模式。 （2）投入炉膛的烟温探针，投入空预器连续吹灰。 （3）确认一次风机启动条件满足，启动A或B一次风机。 （4）启动一台密封风机，另一台投入联锁备用。
（5）确认另一台一次风机启动条件满足，启动另一台一次风机。
（6）调节两台一次风机动叶角度，使热一次风母管风压升至6.5kPa并将自动投入。
（7）投入A磨暖风器将热一次风温度升至150℃。
（8）启动微油点火装置及其辅助系统，投入微油点火器,检查着火正常。 （9）以3℃/min的升温速率将A磨出口温度升至65～75℃。
（10）维持磨煤机通风量在72t/h（最大不大于103t/h），启动A磨煤机，并联系投入电除尘器。
（11）调节A燃烧器周界风，维持风门在20%开度。 （12）启动A给煤机，给煤量置最小值18t/h。
（13）根据温升调整给煤量，维持磨煤机出口温度在65～75℃。
（14）随着空预器出口热一次风温度的提高，可逐步关小暖风器的供汽门，当空预器出口热一次风温＞200℃时，退出A磨暖风器运行。 1.5.7.4 微油点火装置故障时采用油枪点火 （1）投运AB层点火油枪。
（A）投运AB层1号角点火油枪，燃油回油管道旁路快速关断门在开启状态。AB层l号角的点火油枪点火成功后，调整点火油压至正常，投运AB层3号角点火油枪。
（B）按上述操作，依次投运AB层2号角和4号角点火油枪。
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（C）AB层点火油枪投运后，应监视、调整油压稳定在2.8MPa，就地检查油枪的着火情况和系统有无泄漏。
（D）若AB层点火油枪点火不成功，检查原因，若三次点火失败，则重新吹扫。 1.5.8 锅炉点火注意事项
1.5.8.1 联系值班员到就地观察着火情况是否正常，并通过火焰电视监视炉内的燃烧工况。
1.5.8.2 点火后投入空预器连续吹灰。 1.5.8.3 保持给水流量大于611t/h。
1.5.8.4 锅炉点火后，开启下列疏水门、放气门：
（1）启动分离器放气门，炉顶棚进口集箱疏水门，后烟井前墙、分隔墙、后墙集箱疏水门。
（2）过热器系统放气门，疏水门，再热器各排气门、疏水门。 （3）高压主汽门前疏水门。 （4）高排汽逆止门前、后疏水门。 1.5.9 锅炉升温、升压
1.5.9.1 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A给煤机给煤量，按启动曲线控制升温、升压速率。
1.5.9.2 严格按冷态升温升压曲线控制升温升压率，具体要求如下表： 序号 1 2 阶 段 起压～8.5MPa 8.5MPa以上 升 温 率 ＜2℃/min ＜1℃/min 升 压 率 ＜0.06MPa/min ＜0.09MPa/min 1.5.9.3 定期检查并记录锅炉各部位的膨胀情况,如有异常，应停止升压，查明原因，若膨胀受阻，应降压处理。
1.5.9.4 锅炉油枪投运后，空预器进行连续吹灰，以防止启动阶段燃油雾化不良,在空预器受热面上沉积而烧损空预器。
1.5.9.5 在增加燃料量的过程中要注意启动分离器水位控制在正常范围内。 1.5.9.6 过热器压力达到0.2MPa时，监视炉顶各放空门自动关闭，否则手动关闭。。
1.5.9.7 过热蒸汽压力达0.2MPa时，投入高、低旁路自动启动控制模式。 1.5.9.8 当过热器蒸汽过热度超过50℃，蒸汽流量建立，关闭低温过热器疏水，汽轮机定速后关闭所有过热器疏水。 1.5.10 热态清洗
1.5.10.1 启动分离器出口温度达到180～220℃，保持燃烧稳定，进行锅炉热态清洗。
1.5.10.2 启动分离器出口水质Fe＞100μg/L、SiO2＞50μg/L时将水排至循环
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水。
1.5.10.3 启动分离器出口水质Fe＜100μg/L、SiO2＜50μg/L时将水排至凝汽器，进行循环冲洗。确认缸体各部喷水开启正常。
1.5.10.4 当启动分离器出口水质Fe＜50μg/L、SiO2＜30μg/L时，锅炉热态清洗结束。
1.5.10.5 热态清洗完毕后，继续升温、升压。
1.5.10.6 当过热器出口压力达到冲转压力，高旁在压力控制方式，调整燃烧率，使蒸汽温度与汽机相匹配。
1.5.10.7 全面抄录锅炉膨胀指示一次。 1.5.11 锅炉升温、升压注意事项
1.5.11.1 严格按照冷态启动曲线升温、升压。
1.5.11.2 监视水冷壁、过热器、再热器金属壁温。在蒸汽流量达到10%BMCR以前，燃烧率维持炉膛烟温探针温度不大于538℃。
1.5.11.3 在分离器汽水膨胀阶段，当分离器水位有上升趋势时，应缓慢提高锅炉燃烧率，注意分离器高水位调节门动作正常，防止启动分离器满水。 1.5.12 发电机并网前的准备
1.5.12.1 确认发变组一次设备及辅助设备符合启动投运要求，且二次设备系统完好。
1.5.12.2 检查确认励磁、发变组系统各部完好所有接地线、接地刀闸均已拆除、拉开。
1.5.12.3 确认发电机封闭母线微正压装置已经正常投运，压力值0.5～2.0kPa，检查发电机封闭母线外壳及导体测温装置投运正常。 1.5.12.4 请示值长完成发变组转热备用操作。 （1）检查发变组在冷备用状态。 （2）将发电机励磁碳刷给好。 （3）将发电机出口1、2、3PT送电。 （4）将发电机中性点PT送电。 （5）将发电机起励电源送电。
（6）合上发电机四台功率柜交流侧刀闸QS11、QS21、QS31、QS41和直流侧刀闸QS12、QS22、QS32、QS42。
（7）将功率柜风机电源送电，并启动风扇运行正常。 （8）将AVR调节器交直流电源送电。 （9）将灭磁开关操作电源送电。
（10）励磁系统各柜门已全部关好、面板表计显示正常，无异常报警信号。 （11）检查发变组各保护装置运行正常。 （12）将主变、A/B高厂变冷却器电源送电。
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（13）手动开启两组主变冷却器运行。 （14）将A/B高厂变冷却器投入自动。 （15）投入发变组及励磁系统保护正确。 （16）检查发变组出口开关、刀闸处于分闸状态。 （17）检查发变组出口开关保护投入正确。
（18）合上发变组出口开关及Ⅰ、Ⅱ母刀闸控制电源开关。 （19）合上发变组出口开关油泵电源开关。
1.5.12.5 确认发变组保护已投入，机组故障录波器投运正常。 1.5.12.6 发电机并列的条件： （1）发电机频率与系统频率相等。 （2）发电机电压与系统电压相等。 （3）发电机相序与系统相序一致。 （4）发电机相位与系统相位相同。 1.5.13 汽机冲转条件
1.5.13.1 机组所有系统和设备运行正常，不存在禁止机组启动或冲转并网的条件。
1.5.13.2 主汽压力：8.5MPa，主汽温度：400℃，再热蒸汽压力：1.4MPa，再热汽温：390℃。
1.5.13.3 凝汽器绝对压力符合限制曲线的要求，不大于13kPa。 1.5.13.4 发电机氢气压力0.45～0.47MPa。
1.5.13.5 主机润滑油、EH油系统运行正常。润滑油温：38～50℃，油压：0.37～0.4MPa。EH油温：45℃，油压：16MPa。 1.5.13.6 高、低压旁路后汽温、汽压正常。
1.5.13.7 连续盘车4小时以上，盘车时，转子偏心度、轴向位移、缸胀等指示正常，汽缸内无动静摩擦等异常声音。
1.5.13.8 发电机密封油、定冷水、氢冷系统投入正常。对氢冷系统、定冷水系统高点进行排气。
1.5.13.9 确认汽机主保护投入正常。
1.5.13.10 确认高、中压主汽门、调门、补汽门和高排逆止门处于关闭位置。确认汽轮机防进水的各蒸汽、抽汽管道及本体的疏水门动作自如。
1.5.13.11 汽水品质合格，尤其是蒸汽品质在调门开启前必须满足汽机冲转前的蒸汽品质要求，否则汽机自启动顺控子组无法继续进行。
1.5.13.12 汽轮机启动过程中，锅炉应维持燃烧（包括燃料量）和蒸汽参数稳定。 1.5.14 汽轮机启动装置任务 1.5.14.1 汽机启动装置控制任务：
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启动装置定值 STARTUP DEVICE 0% ＞12.5% ＞22.5% 定值 上升 过程 ＞32.5% ＞42.5% ＞62% ＞99% 定值 下降 过程 ＜37.5% ＜27.5% ＜17.5% ＜7.5% 控制任务 允许启动SGC STEAM TURBINE(DKW）ST进入汽轮机控制 汽机复置 高、中压主汽门跳闸电磁门复位（ESV TRIP SOLV RESET） 高、中压调门跳闸电磁门复位（CV TRIP SOLV RESET） 开启高、中压主汽门（ESV PILOT SOLV OPEN） 允许通过子组控制，使高、中压调门开启，汽机实现冲转、升速、并网 发电机并网后，释放汽轮机控制门的全开范围（≤62%），完全由汽轮机控制门控制机组的负荷 所有主汽门关闭 ESV PILOT SOLV OFF 所有调门跳闸电磁门OFF（CV TRIP SOLV OFF） 所有主汽门跳闸电磁门OFF（ESV TRIP SOLV OFF） 发出汽机跳闸指令 注:机组启动过程中,启动装置TAB每次到达某一限值时,其输出TAB都会停止变化，等待SGC ST执行特定任务操作，操作完成收到反馈信号后，启动装置TAB输出才会继续变化。 1.5.15 汽轮机程序启动
1.5.15.1 汽机程序启动中运行人员操作要点 （1）监视DEH按照汽机SGC程控操作步序进行。
（2）汽机SGC程控操作步序不能进行时，查明原因，予以解决。 （3）启动中需要热工人员操作或协助时，联系热工人员解决。 （4）汽机SGC程控操作步序不能进行时，不得随意跳过某一步序。 1.5.15.2 汽机SGC程控操作许可条件 （1）转速-负荷控制器＝0%。
（2）汽机跳闸系统无跳闸信号及汽机启动装置TAB＝0%。 （3）负荷控制器激活。
（4）发变组出口开关在热备用状态。 （5）励磁设备自动状态。 （6）机组保护电源正常。 （7）全部调门、主汽门关闭。 （8）发电机同期系统正常。 （9）辅助试验设备正常。
1.5.15.3 按下“SGC TUBINE”按键，汽轮机SGC程控模块开始运行，汽机SGC程
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