2机组启动总结

1、2011年#2机组检修总结一、总体部分本次检修于9月21日21:56解列，10月20日15：47并网，共用时29天17小时51分钟。期间共产生外购电13.426万度电，共用燃煤269吨，共用油26.2吨。本次启机总共用除盐水3000吨，氢气448标方（其中180标方为17日中班的氢气置换）。 二、机组停运过程1、由于此次停机为#2机组消缺，未采取滑参数停机，停机前的参数如下，主汽温度465，主汽压力11.9Mpa，再热蒸汽压力1.59Mpa，再热蒸汽温度530，高压缸内壁金属温度396，中压缸内壁金属温度410(如下图)2、锅炉冷却步骤为：9月21日21:56锅炉MFT动作，9月23日17：0

2、0（43小时后）分离器出口压力0.75MPA锅炉开始放水，9月24日08：50（60小时），放水时螺旋管壁温度96，9月24日11：50（63小时）进行自然通风，前面锅炉一直在焖炉状态，9月25日09：00（85小时），锅炉自然通风冷却结束，锅炉本体具备工作条件。日期螺旋管壁温度垂直管壁温度屏过管壁温度末过管壁温度末再管壁温度分离器压力Mpa备注9月21日21：5632233339645251411.5停机9月23日17：001182122662662600.74锅炉放水9月24日08：509611822302302230捞渣机放水9月25日9：00451501901901820本体工作票开工

3、分析；1）、由于这次停炉主要进行机组消缺，从停炉到本体具备开工条件，垂直管壁、屏式过热器管壁、末级过热器管壁温度按照一定速率进行冷却，分别为垂直管壁温度下降速率2.15/h，屏式过热器管壁温度下降速率1.42/h，末级过热器管壁温度下降速率4.08/ h；2）从锅炉停炉到锅炉放水之间（43小时），螺旋管壁温度下降速率3.71/h；3）、从锅炉放水到捞渣机放水（时间为24小时）的管壁温度变化速率，螺旋管壁温度下降速率2.5/h，3）、从捞渣机放水到锅炉具备开工条件，螺旋管壁温度下降速率2.32/h，4）从锅炉停炉到具备检修条件共80小时， 4）、期间天气最高气温30，最低气温15。3、停机惰走：

4、2011年9月21日，#2机组停运惰走曲线，真空-85KPa,顶轴油泵2000rpm联启，惰走时间96分钟，与以往相比基本相同。惰走曲线：4、主要事件记录发生日期时间记事内容2011-9-2102:00空预器吹灰一次。2011-9-2107:54负荷420WM，#7/8仓拉空，吹扫20分钟，停运2D磨煤机。2011-9-2108:30投全炉膛吹灰，于16:10结束2011-9-2109:11启动2B循泵，胶球内外环开始收球2011-9-2110:00试投A、B、C各层油枪均正常2011-9-2110:15停2B循泵2011-9-2110:47负荷400MW，做真空严密性试验，高被压侧下降速率-

5、6Pa/min,低被压侧下降速率-78Pa/min。2011-9-2114:30收球结束，内环收到290个，收球率110%；外环收到310个，收球率111%2011-9-2118:30测量#2炉炉循泵电机绝缘合格。2011-9-2120:30进行主汽门、调门活动试验正常。2011-9-2120:50值长令：#2机开始滑停。2011-9-2121:202C磨吹空，大风量吹扫30分钟停运。2011-9-2121:30启动炉水循环泵，逐渐退出B汽泵。2011-9-2121:56#2、3原煤仓拉空，汇报值长，汽轮机打闸停机，发电机解列。检查各联锁正常。2011-9-2122:39停运2A循泵，由#1机

6、循环水带，出口联络门开度10%。2011-9-2122:49发电机转冷备。2011-9-2123:00将6KV 2A、2B、2C段分别切由#1机6KV 1A、1B、1C段带。2011-9-2123:15开启真空破坏阀，真空到0，推出轴封系统，关闭轴封减温水各手动门。2011-9-2123:32大机转速到0，投入盘车，电流15.2A，偏心30.6m。2011-9-2123:55投入定冷水反冲洗。2011-9-2201:20六大风机、四台磨煤机、两台密封风机、八台给煤机停电。2011-9-2202:00停运2A/2B前置泵，停运2A/2B小机盘车，退出汽泵密封水，凝汽器排气温度31度，对汽泵、除氧

7、器进行放水。2011-9-2202:21停运凝结水系统。2011-9-2202:30检查捞渣机刮板上无渣，停运捞渣机。2011-9-2203:00停运闭式水系统。2011-9-2209:37停2A/2B小机油系统2011-9-2210:22开启凝汽器底部放水门2011-9-2210:40氢压降至0.150MPa，停2B定冷水泵并停电、放水2011-9-2211:25关闭循环水联络门2011-9-2218:00执行定期工作：柴油发电机手动启动试验。2011-9-2218:302A、2B凝泵及凝泵变频高压侧开关停电。2011-9-2218:50合2B磨煤机62B10开关、2D磨煤机62B11开关合

8、地刀。2011-9-2220:20进行凝结水管路放水。2011-9-2220:50进行高加水侧管路放水。2011-9-2222:502A、2B循环水泵停电转冷备。2011-9-2223:202A闭式泵停电转冷备。2011-9-2307:00班中巡检正常。2011-9-2310:26进行2B UPS装置清扫工作，并进行主用/备用切换试验正常。2011-9-2315:30过热器出口压力降至0.8MPa，进行锅炉放水。2011-9-2315:48启动2B引风机电机，进行电机单体试转。2011-9-2316:00进行2A UPS装置清扫工作，并进行主用/备用切换试验正常。2011-9-2317:00继

9、续执行锅炉带压放水操作2011-9-2319:00分离器压力0.20MPa，开启炉顶放空气手动门、电动门2011-9-2320:09停2B引风机电机运行并停电2011-9-2320:31锅炉泄压到零，开启主、再热蒸汽母管疏水2011-9-2408:00巡检正常。2011-9-2408:20值长令：拉开220KV断路器4702开关，润颖4732线路由运行转热备。2011-9-2408:50捞渣机水封开始放水2011-9-2408:56值长令：拉开4732线路47323闸刀2011-9-2409:34值长令：合上4732线路47320接地闸刀，并在47323闸刀线路侧挂220KV等级#1接地线20

10、11-9-2410:11#2主变、2A/2B高厂变由冷备转检修，合上4732线路70220接地闸刀、70230接地闸刀、发电机出口地刀2、在6KV 2A/2B/2C段工作进线PT处挂6KV等级#2、#1、#4接地线2011-9-2411:05开启风烟系统各挡板，开始锅炉自然通风2011-9-2414:30在发电机出口PTA/B/C三相及避雷器高压引线处分别挂6KV等级#3、#6、#7、#10接地线2011-9-2415:30在励磁变低压侧挂380V等级#4接地线一组2011-9-2418:38终结DHI201109004工作票：#2机汽机房13.7米2A汽泵出口电动阀处，进行#2机2A汽泵出口

11、电动阀后放水总阀更换工作2011-9-2508:00本班巡检正常。循环水继续放水。2011-9-2508:35停运2B炉水循环泵冷却水升压泵，闭式水系统放水2011-9-2509:10停运2A微油火检冷却风机及2A火检冷却风机2011-9-2509:16空预器入口烟温50度，停运2A、2B空预器2011-9-2509:50110V 2A段直流馈电母线由#1整流器带转由2B段带2011-9-2601:00许可DQII201109161工作票：#2机13.7米给煤机及锅炉本体区域照明灯具加装拉线开关2011-9-2608:50220V直流馈电母线由#2整流器带转由#1机带2011-9-2708:0

12、0班中巡检正常2011-9-2711:20巡检发现#2机#5瓦顶轴油压力在14MPa-19MPa之间波动，DCS显示#5瓦轴承振动在19-30um之间波动，通知技术支持部胡德义检查。2011-9-2721:30定期工作：A/B供油泵试转正常2011-9-2722:20将110V 2B段直流馈电母线由2A段带转由#2整流器带三、机组启动。1、启动过程：10月20日05：25锅炉点火；11：30主机冲转，冲转参数：主汽压力/温度：6.2Mpa/440,再热压力/温度：0.7Mpa/344；10月20日15：47 并网，18：20 机组负荷350MW，撤油枪，其中整体启动用燃油26.2吨，用煤269

13、吨。2、机组启动曲线启动过程中主汽温升1.3/min,压升0.021Mpa/min,再热蒸汽温升0.8/min,压升0.002Mpa/min。3、机组启动转态分析1） 转态时间发生在10月20日16：59 转态时主汽流量778t/h，给水流量774t/h，机组负荷232MW。2） 转态参数符合设计要求4、启动主要事件记录序号 发生日期时间记事内容12011-10-1908:00班中巡检正常。22011-10-1915:30化学就地测量氢气纯度：98.94%，DCS显示98.34%。32011-10-1916:30班中巡检正常。42011-10-1917:40值长令：#2机组启动。52011-1

14、0-1917:45进行炉水循环泵管道冲洗。20:30冲洗合格。向炉水泵电机注水。62011-10-1918:00凝结水、闭式水系统注水。测A/B凝结水泵、闭式水泵绝缘合格，送电。A闭式水入口滤网放水阀漏，通知检修处理，21:15处理好。72011-10-1918:15启动主机油系统，投入主机盘车，电流17.2A；轴向位移：-0.57mm，转子偏心：33.3um82011-10-1918:45润颖4732线路由检修转运行操作。20:00值长令：合47323闸刀，4732线路转运行，电压231KV。92011-10-1920:00捞渣机水封进行注水，22:00注好。102011-10-1920:1

15、0开启循环水供水联络阀2，联络阀1至10%，循环水系统注水。21：30注好。开启循环水入口联络阀。112011-10-1921:00启动A空预器主变频运行。启动B空预器主变频运行。122011-10-1921:00启动B闭式水泵运行。23:00切至A泵运行。132011-10-1921:10启动A凝结水泵变频运行。进行管路冲洗。142011-10-1921:15启动炉水循环泵冷却水升压泵A运行。152011-10-1921:30暖辅汽联箱、辅汽至、除氧器、空预器、制粉系统暖风器管路。162011-10-1921:30启动A小机润滑油系统。启动B小机润滑油系统。172011-10-1922:00

16、对A/B引风机、送风机、一次风机、循环水泵、磨煤机密封风机、A/B/C磨煤机、A/B/C真空泵电机测绝缘。00:40测2B磨绝缘不合格，联系检修处理。182011-10-1923:00定冷水系统注水。192011-10-1923:00炉水循环泵电机水质合格。测炉水循环泵电机绝缘合格送电。202011-10-1923:30启动A汽前泵，向锅炉系统上水。启动B启动汽前泵。投入A/B小机盘车。212011-10-2000:16将6KV2A/6KV2B段由#1机联络切为启备变带。222011-10-2000:20暖投轴封系统。启动ABC真空泵，抽真空。232011-10-2001:30储水箱水位测点显

17、示正常，启动炉循泵。242011-10-2001:30发电机氢压由0.08MPa补至0.35MPa，密封油系统恢复正常运行方式。252011-10-2001:40储水箱水位测点显示偏差大，联系热控处理。04:50 处理正常。262011-10-2001:50开始高压缸倒暖。272011-10-2002:05建立炉前油循环。282011-10-2003:00终结QX-电气201110038工作票2B磨煤机电机绝缘检查结束，电气检修测量绝缘合格。292011-10-2003:156KV2B、2A段母线由#1启备变倒至2A高厂变带。302011-10-2003:25启B侧送、引风机，炉膛吹扫。312

18、011-10-2003:40发电机补氢，氢压由0.075MPa补至0.35MPa，耗氢215标方。322011-10-2004:52启动炉水循环泵。332011-10-2005:10启动2A一次风机。342011-10-2005:25投入A7油枪，锅炉点火成功。逐步投入A层其他油枪，开始升温升压。352011-10-2005:44启动2A磨煤机362011-10-2005:502A磨煤机清扫风打不开，联系姚玉雁。372011-10-2006:46启捞渣机运行。382011-10-2008:222A汽前泵入口法兰焊缝漏水，停运2A汽前泵，联系检修处理。392011-10-2010:30开始阀壳预

19、暖。402011-10-2011:00启动2A循泵。412011-10-2011:20A侧再热烟气挡板卡涩至50%，只能往上开启，无法继续关小，联系检修处理。422011-10-2011:30主、再热汽压力6.2MPA/0.7MPA，温度444/344，大机冲转。432011-10-2011:35发现左侧中联阀打不开，通知检修。442011-10-2011:40转速200rpm，摩擦检查。452011-10-2012:20大机转速1500rpm，开始中速暖机。462011-10-2013:232A小机800rpm暖机，就地发现2A汽前泵入口滤网放水门处漏水严重，隔离2A汽泵组，联系检修处理。4

20、72011-10-2013:59检修更换好左侧中联阀伺服阀，左侧中联阀开启正常。482011-10-2014:00#2发变组由冷备转热备。492011-10-2014:30启动2A侧风组，并入系统。502011-10-2015:20大机中速暖机结束，升至3000rpm。512011-10-2015:35大机转速3000rpm，进行注油试验正常。522011-10-2015:47#2发电机并网。532011-10-2016:00启动2B磨。542011-10-2016:20投入零功率切机压板。552011-10-2017:30启动2C磨。562011-10-2018:002A汽前泵入口滤网漏点处

21、理好，将2A汽泵冲至3000rpm。572011-10-2018:20负荷300MW，微油模式切至正常模式，退出A层油枪，锅炉断油。582011-10-2018:40逐渐并入2A汽泵。592011-10-2018:45投入CCS，AGC。602011-10-2019:00接班，#2机启机中。612011-10-2019:23加负荷至400MW，启动2D磨煤机。622011-10-2019:30发电机补氢：氢压由0.355MPa补至0.411MPa，耗氢53.7标方。632011-10-2019:30捞渣机跳闸，首出断链保护动作，联系热控、锅炉检修，就地检查未发现异常，重新启动后正常。64201

22、1-10-2020:00联系溧阳对2C磨加4T钢球，电流由123A涨至130A。652011-10-2020:21许可RK201110066工作票：#2炉B磨煤机电机轴承温度（TE1712B）检查。20:51终结工作票。#2炉B磨煤机振动偏大，通知溧阳检修。662011-10-2020:32终结工作票：#2锅炉13.7米C1给煤机清扫链条卡涩处理。672011-10-2020:45将2A、2B汽泵、电泵密封水回水倒至凝汽器，凝泵密封水、盘根冷却水倒至凝结水带。682011-10-2021:10巡检周明生发现发电机绝缘监测装置出口一次门法兰漏氢，联系检修处理，22:30处理正常，投入运行。692

23、011-10-2021:20关闭辅汽至小机调试用汽手动门。暖投冷再至小机备用气源。702011-10-2021:30执行定期工作：柴油发电机手启试验正常。712011-10-2022:30负荷480MW做真空严密性试验，真空变化率：高、低压侧0/80Pa/min。722011-10-2022:30陆部令：投入锅炉吹灰。732011-10-2023:30监盘发现2A引风机发“喘振”报警，电流、压力无变化。就地检查未见异常，联系热控检查，汇报值长。00:20检修告：喘振信号管道有点堵，敲打后正常。742011-10-2023:50投入主机真空低、主汽温度低保护。752011-10-2104:00#

24、2高加事故疏水开度13%，无法关闭，将其前手动门关闭，然后关闭#2高加事故疏水调门，重新打开#2高加事故疏水调门前手动门。762011-10-2105:30全炉膛吹灰结束。772011-10-2106:45巡检宋伟峰发现2C磨煤机C2粉管膨胀节漏粉，立刻联系检修处理。07:50溧阳检修封堵正常。782011-10-2107:052A引风机发喘振信号，电流正常，联系锅炉检修就地检查未发现异常。792011-10-2108:33张部令：关闭#2机侧辅汽联络门802011-10-2108:48启动2A闭式泵，停运2B闭式泵812011-10-2109:45因#5、#7仓断煤频繁，故脱硫指标有超标现象

25、822011-10-2109:49许可RJ201110117：在#2炉零米B引风机润滑油站处进行润滑油站B滤网更换工作。10:36终结。832011-10-2110:40投入锅炉尾部烟道吹灰，于14:40结束842011-10-2111:012C6煤火检较差，联系热控检查处理并强制开关量信号852011-10-2111:01试投C、D层油枪均正常862011-10-2114:01许可RK201110068：#2机低旁A三级减温水旁路门检查处理。16:30终结872011-10-2114:05许可RK201110069：#2炉C6煤火检检查处理882011-10-2118:20许可QX-锅炉-2

26、01110041工作票：#2炉C2给煤机断煤处理。21:15 C2给煤机下煤，押回工作票，观察。23:16C2给煤机断煤，联系溧阳处理。892011-10-2119:00投入空预器吹灰。902011-10-2119:35监盘发现2A引风机发“喘振”报警，电流、压力无变化。就地检查未见异常，联系热控检查，汇报值长。检修告：喘振信号管道有点堵，敲打后正常，明天进行处理。912011-10-2123:50B磨煤机减速机处振动有增大趋势，联系溧阳检查，通知技术部江宝世。四、检修总结1、超前谋划：1）机组停运后，立即成立了运行操作组，并且对某一项检修工作负责到底；谁出问题谁负责的责任制。2）对于检修过的

27、系统能够具备条件试运的，一定创造条件进行了试运；并且由各个专业负责监督，在机组10月11日报省调备用时所有系统/阀门均以检查完毕。单一检修工作结束后，及时恢复安措，使设备系统处于备用状态，并且部门制定一个整个计划，要求各专业在10月11日所有系统具备投运条件，安排如下表：#2机组启动安排计划序号系统名称投运时间注意事项1循环水池进水T-4-12阀门传动试验T-4-23检修交底T-3-14磨煤机油站、风机油站、空预器油系统、小机油系统、火检风机、密封风机等试验后投运T-3-15380V、6KV转机测绝缘后送电T-3-26捞渣机注水系统调试T-2-07闭式水系统投运T-2-08汽机润滑油、盘车系统

28、试验后投运T-2-19炉水循环泵注水管路冲洗合格（临机管路）T-2-110投运定冷水,氢压提至0.25MPAT-2-111机组大联锁试验，仿真试验，小机挂闸试验T-2-212A磨暖风器、小机供汽、轴封供汽、除氧器汽源、空预器吹灰汽源、油枪蒸汽暖管T-1-013循环水系统注水，临机带T-1-014炉水循环泵注水T-1-115空预器试验投运T-1-116凝结水系统注水投运、除氧器冲洗T-1-117原煤仓上煤，1、2、3、4号仓上高热值、高挥发份煤，以淮南煤为主T-1-218除氧器上水投加热，给水、高加系统注水T-1-219通知除灰脱硫，投入电除尘振打及加热装置，脱硫系统转备用。液位4至6米T-1-

29、220炉前油系统调试，炉前油循环T-1-221启动汽前泵给水管路冲洗，锅炉上水，启动炉水升压泵、炉水循环泵点动排空、炉循泵冲洗T-0-022机组抽真空T23汽泵冲转T24开启油角手动门T25高缸倒暖T26联系电气测量盘车转子交流阻抗T27启动一组风机（A侧）T28投暖风器，暖A磨T29锅炉点火，启A磨，试A、B、C、D层油枪TA、B磨PC管吹扫30#2机冲转T31启动2A循泵T32厂用电切换至本机组带（临机分支电流超过2000A时进行切换）T33汽机中速暖机，发电机组恢复热备T34机组3000RPM做注油试验T+135投入电除尘系统T+1只剩小油枪36启动增压风机T+137并网T+1集控各值：

30、自#2机调停消缺以来，各个值时刻准备着，做好启机打硬仗、打苦仗的准备，利用上班时间、学习班时间重点学习机组的启动、优化启机步骤。利用头脑风暴法，各抒己见多次讨论学习，按照部门的要求模拟安排启机的步骤，以及各个系统恢复的时序。锅炉专业：根据现场情况完成以及检修进度：完成了风机油站、磨煤机油站、A/B/C磨煤机、A/B空预器、火检冷却风机（包括微油）的试转工作，对锅炉所有系统都进行了恢复，炉水循环泵注水管路进行了冲洗并且水质化验合格。期间发现C磨煤机振动大，有检修进行了处理，进行了所有阀门传动，对有缺陷的阀门进行了处理。汽机专业：根据现场实际情况，在具备条件时及时进行了阀门传动，主机DEH仿真试验

31、和小机挂闸试验，并在各系统启动过程中及时进行了设备联锁试验，在检修检修工作全部结束后，组织进行系统全面的检查布置，为机组启动时减少了操作量，缩短了启动时间。暖缸操作结束时间后移至暖阀前，减少中速暖机时间，本次启动暖机时间节约约1小时。化学专业：10月7日19时，#2冷却塔池进行#2机冷却塔污泥清理工作结束，10月8日#2冷水塔开始进水，为更好保证循环水启机时水质，本次#2塔循环水补水全部为反渗透产水。于10月13日达到正常运行水位2.2米。制氢站4个氢罐始终保持2个满罐（压力在2.6MPa），保证#2机组随时启动。3个除盐水箱始终保证可用水量4000吨以上，保证#2机组随时启动。2、快速反应由

32、于机组启动时间定的时间比较仓促，在发电部在19日17：30接到机组启动命令后，根据值内人员的数量和技术水平、现场工作量，合理安排加班人员进行支援，19日中班加班人员副值2人、单元长1人，巡检5名，保障现场实际工作的需要。3、讲究科学、注重实效面对机组在的纯冷态，所有热力系统都未恢复备用，电气开关均在冷备用。根据以往多次的启动经验，首先把这次任务理出一条主线来，以水系统的恢复作为主线工作，其余工作均为这条主线让路。在人员上，把本值的副职、巡检、以及加班人员，进行合理的人员安排，把各自擅长专业发挥到极致。一个老人带一个巡检，将人员分成三组，每组人员专门进行一个系统恢复，完后接着下一个系统。如经常在

33、机侧干的巡检和副职，作为水系统恢复的主要战斗力量，其他两组人员恢复剩余系统。留出本值一人专门巡检，对刚启动的系统进行全面的检查，防止存在缺陷未能及时发现。其次将主机油系统、盘车投入。一组人进行电机测绝缘送电的工作，首先安排测量闭式水、凝结水、汽前泵等设备的绝缘，绝缘合格立即送电转热备。另两组人进行闭式水、凝结水系统恢复，实现同时给闭式水、凝水管路、凝汽器注水，到具备启动条件，立即启动。等就地操作告一段落后，再在对剩下的转机测绝缘送电，不耽误设备的启动。凝结水系统进行冲洗过程中，同时恢复给水、锅炉上水、循环水系统投入。再对辅汽用户系统暖投。水系统都投上后，炉侧则对空预器、风烟系统、制粉系统、捞渣

34、机水封等进行恢复备用。线路恢复运行、发变组恢复备用，实现机、炉、电具备整组启动条件。不因个别系统不具备而影响关联系统的投入，进而影响整机启动进程。4、存在的问题1）发电机氢压由0.08MPa补至0.35MPa，在此过程中一定要进行各死角的排空，特别是像此次氢气系统没有置换，密封油真空泵却长时间停运状态下，氢气纯度不高（大概在96%）时，各死角存在其他气体的可能性较大。2）由于定冷水压力调节阀进行了重新定位（DCS指令为0就地实际开度50%左右），定冷水系统启动时在压力调节阀未开的情况下，系统压力达0.3MPa左右。调门开度过大，需要在有机会时重新定位。3）高压缸倒暖时严格控制温升率不大于50度

35、/小时，倒暖时高压缸排气压力维持在0.03MPa左右，由于高旁逆止门不严，造成暖缸时间加长，同时再热器管壁温度升高，影响升温时参考数据。4）在锅炉点火，2A磨煤机启动初期，由于蒸汽流量较小，过热器冷却效果差，在饱和温度以下水冷壁温升能控制在1.1度/分钟，过热器温升大于此值。此后通过控制高、低旁和给水量，升温升压速率比较平稳。5）由于机组启动比较仓促，各个专业专工存在本位主义，直接下令给单元长或者以下岗位，给值长的统筹安排工作造成了被动。6）发现A1油枪投入后中心筒壁温急剧上升至600以上，原因可能为开始A1粉管的风量较小，进入中心筒的冷却风量不够，为避免损坏设备将其退出运行，并用吹扫风进行吹

36、扫，派人就地定时测量PC管温度，防止出现异常。机组并网之后投入A1油枪，开启PC闸，中心筒壁温正常。7)大机冲转后发现左侧中调阀打不开，及时联系检修；在处理前联系热控将中调指令由20%缓慢关至0，待更换好伺服阀后，再联系热控缓慢开启，以防止汽压波动大。8)本次启机过程中2A汽前泵入口滤网放水门处两次出现严重漏水，检修消缺工艺仍须提高。9) 2B磨启动后火检很差，及时投入B层油枪，原因可能为B磨内钢球较凉，暖磨时适当开点负荷风门，使暖磨更加充分。10) 2C磨启动后电流偏小，只有120A，及时联系加钢球。11)本次启机2A磨上的煤热值不高，切缸后负荷带到100MW左右，虽不断提高一次风压至10.

37、6KPA以上、开大负荷风门至70%,主汽压力仍缓慢下降，建议下次启机应该上热值更高一点的煤，已利于调整。5、经验总结1） 严格控制锅炉水冷壁温升率不超标，将水冷壁温度做成曲线，随时关注，开始2A磨负荷风门开度较小时，为防止PC管堵管，适当开大旁路风门。2） 本次启机给水调整启用新人，派休班值单元长进行监护调整，并在调整过程中时刻关注曲线，非常直观，能做到快速调整，本次启机给水调整相对比较平稳。3） 经讨论将更换左侧中调阀的工作安排放在1500rpm中速暖机时进行，没有因更换伺服阀而影响启动过程。4） 利用中速暖机时间，将工作提前安排：发电机转热备，厂用电倒正常方式、备用磨的检查、机侧疏水门检查

38、等，暖机结束前启动另一侧风烟系统，为机组并网后快速带负荷节省了时间。5） 机组并网后切缸采用手动切缸的方式，即一边缓慢开大汽机调节器指令，一边缓慢关闭关闭高旁的操作方式，整个过程中主汽压力比较平稳，保证了给水、汽温的稳定，减少了扰动。6） 本次起机过程较为顺利，一些突发的情况，如左侧中调阀卡涩、工况变化引起的真空突降等等，都及时发现，并作出很好的应对和总结。7）在这次启机过程中，运行人员根据机组启动过程及化验室水质数据及时启动化学设备，始终保证启机水质PH值在9.7以上，当化验室测得凝水铁含量小于500PPb时，立即投运精处理，缩短机组冲洗时间。五、除灰脱硫系统（一）、机组启动过程本次脱硫系统

39、随机组同时启动，19日17：30接到启动命令，20日16：00并网，接到命令后，17：40开启事故浆液返回泵向吸收塔内进浆液并开启吸收塔搅拌器，17：45投入电除尘保温箱加热，20:35 投入#2炉电除尘器灰斗加热器运行，21：08吸收塔液位5.5米，停止进浆。22:30投入#2炉电除尘器阳极振打。20日05：25值长通知锅炉点火，05：30投入#2电除尘及省煤器输灰系统，08：00开启事故浆液返回泵继续向吸收塔进浆。09：30吸收塔液位达到7米，开启#2C氧化风机。11：00#2吸收塔液位达10.12M，停运事故浆液泵并冲洗（整个通过事故浆液返回泵进浆，从5米升至10米用时2.5小时）。14：30投运#2炉电除尘高压控制柜，电除尘投入运行，电流极限设定为10%。14：45分别启动#2A、#2B吸收塔循环泵；15：10分别启动#2A、#2B增压风机，15：47#2机组并网，15：51#2机组脱硫旁路挡板关闭，脱硫系统投入运行。相关记录：2011-10-1917:45汇报赵工、高工，投入#2炉电除尘保温箱加热。2011-10-1917:30#2吸收塔液位5.1m，搅拌器投运。2011-10-1918:30按照值长要求