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600MW超临界机组启动调试工作


选自《电力安全技术》 摘 要:回顾某发电厂 2 台 600MW 超临界燃煤机组近半年的启动调试过程,汇集所发生的 3 次锅炉爆管、4 次 ETS 保护动作跳机、5 次 MFT 动作熄火停炉、6 起异常事件,进行简单 的原因分析和针对性处理结果的总结,谈谈个人对整个机组启动调试安全工作的 7 点体会。
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关键词:600MW;超临界机组;调试;安全

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1 主设备简介
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某发电厂规划容量为 4×600MW,一期工程 2 台机组所配汽轮机为上海汽轮机有限责任 公司制造的 N600-24.2/566/566 型,超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、高中压 合缸、反动凝汽式汽轮机。锅炉是由上海锅炉厂有限公司制造的 SG1913/25.4-M967 型, 超临界参数变压运行螺旋管圈直流锅炉,单炉膛、一次中间再热、采用四角切向燃烧方式, 平衡通风、固态排渣、露天布置燃煤锅炉、全钢构架、全悬吊结构 Π 型锅炉。配置 6 台中 速磨煤机直吹式制粉系统,锅炉采用等离子方式点火,启动系统采用容量为 30%BMCR 的 不带循环泵的内置式启动系统, 汽轮机设高低压两级串联旁路系统, 旁路容量为 35%BMCR。 发电机为上海汽轮发电机厂制造的 THDF-118/56 型水-氢-氢汽轮发电机, 额定功率 600MW, 功率因数 0.9;励磁方式采用自并励静止励磁系统。
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2 锅炉的 3 次爆管

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2.1 运行调整控制不当引起分隔屏过热器超温爆管[1] 2007 年 6 月 1 日,由于对直流锅炉的认识和运行经验不足,锅炉启动初期,运行调整控 制不当, 使锅炉过热器蒸汽通流量较少, 造成分隔屏过热器冷却不足而导致超温爆管及定位 管的变形错位。
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通过运行参数和整个启动过程的分析,采取了一系列针对性措施,取得了明显效果。 (1)优化旁路控制方式, 修改控制逻辑和定值,以达到提前和开大高压、低压旁路调整门, 增加锅炉点火初期和低负荷阶段过热器、 再热器通流量, 以保护过热器和再热器运行的安全。 (2)加强运行燃烧调整控制,提高燃烧稳定性。加强对等离子点火方式的认识和使用,降 低一次风速,提高等离子燃烧器对应的 A 磨煤机出口风粉混合物的温度,使一次风的着火 点提前,增加炉膛的燃烧率。 (3)加强锅炉湿态运行的给水控制。采取多种运行方式,努力提高给水温度;降低给水流 量运行,增加锅炉的蒸发量比例,降低各级汽温;合理控制使用减温水量,调节好各级蒸汽

温度,避免减温水过调。
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2.2 管内异物造成局部过热,引起末级再热器爆管
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2007 年 7 月 2 日,1 号炉末级再热器管发生爆管,发生爆破的管子在第 16 屏第 11 根炉 前侧下弯头外弧, 10 根爆口上有明显被冲刷的沟槽痕迹, 第 规格材质为:φ63.5×3.76、 SA-213 T23,第 11 根外圈表面有很厚的氧化皮,已脱落较多,周围其它管子均没有严重氧化现象。 爆口周围有氧化痕迹, 外表面有高温过热后产生的裂纹, 裂纹很多, 方向为平行于爆口方向, 是管子局部过热导致的爆管。 分析判断是由于管子内部存在异物, 影响了管子内介质的正常 通流而产生局部过热, 较长时间的过热造成管子内外壁均产生了较严重的氧化并在晶间产生 了微裂纹,微裂纹逐步扩展聚集,最终在应力较大和壁厚较薄的外弧处产生了爆管。而当爆 管发生后,由于管子内的介质压力高,流速快,已将管子内的堵塞物冲掉而现场未能找到。 仅对损坏的管子进行更换处理。 2.3 结构设计不当造成低温再热器爆管 2007 年 7 月 12 日,1 号炉低温再热器管子间连接板角焊缝两端产生裂纹引起爆管,水压 试验检查发现低温再热器第 43 排,第 44 排,第 56 排,第 57 排在 58 米处共有 4 处漏点。
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分析本次低温再热器泄漏的主要原因,主要是结构设计的欠妥,由于低再管子之间全部 用铁板焊接连接, 导致整个管屏刚性增大, 膨胀时互相约束, 加之管系在运行期间存在振动, 使连接板的角焊缝处应力增大。另一方面,连接板的焊接工艺也存在问题,管子上铁板与管 子的角焊缝几乎都没有满焊,并且在起弧和收弧处操作不当引起焊缝未能与管子很好地熔 合,使铁板的角焊缝两端容易产生应力集中和缺陷,从而产生裂纹。
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对低温再热器管排进行全面检查,更换已泄漏的管子,将产生泄漏的管子间连接铁板全 部割开。 根据上海锅炉厂意见及其他同类型电厂的处理经验, 将第 35 至 65 排管子上的连接 铁板每排割开 5 至 6 块,以释放管道膨胀应力和减小振动对其所产生的影响。
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3 机组的 4 次 ETS 保护动作跳机

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3.1 凝汽器 B 真空低保护动作跳机
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2007 年 4 月 30 日,3:31,汽机冲转至 600 r/min 时,凝汽器 B 真空低,ETS 保护动作, 汽机跳闸。分析其真空下降的过程和原因:真空泵 C 进口滤网堵,真空下降,备用的真空 泵 D 自启动正常,真空略微上升后又开始下降,没有联锁停运真空泵 C,导致真空的继续 下降。由于启动调试的初期,汽机报警画面没有完善,CRT 画面上显示的真空是凝汽器 A 的真空值,凝汽器 A 真空下降较凝汽器 B 真空下降慢,没有达到跳机值,故没有引起重视, 未能及时检查凝汽器 B 真空及运行真空泵的情况,更没有做出相应的调整。
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3.2 高压缸通流比保护动作跳机 2007 年 5 月 31 日,00:22,1 号机并网,00:34,高压缸通流比保护动作跳机,其原因

为高排逆止门控制用压缩空气管路消缺结束后未将进气门开启, 反映了运行调试人员在工作 票制度执行上存在问题,以及运行人员对系统设备的熟悉程度还有一定的差距。 3.3 低压胀差保护动作跳机

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2007 年 7 月 11 日,1 号汽机冲转过程中,转速在 2299r/min,低压差胀达-1.02mm,保护 动作跳机。冲转前,低压差胀只有 1.928mm,在泊桑效应作用下,机组冲转到全速在其他 参数没有变化情况下, 一般低压转子膨胀特别明显, 4~5mm 左右的变化, 有 高压转子有 1~ 1.5 ㎜左右的变化。从高中压差胀表计上反映为:汽机启动阶段差胀向负方向变化,打闸停 机后差胀向正方向变化。在冲转过程中我们并没有注意到低压差胀缩小,从而造成了跳机。
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通过这次低压差胀保护动作跳机分析,运行控制上作如下调整:在温态、热态启动状态 下,控制低压轴封进汽温度在 220℃左右,尽量使低压差胀在冲转前正值数提高,宜维持在 4 ㎜以上;保持真空在高限,低压缸排汽温度控制在 50℃以下;在冲转过程中,发现低压差 胀缩小到 0.5mm 时,保持汽机转速, 待低压差胀有明显回升后,才能重新提升汽轮机转速。
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3.4 汽机冲转 1330r/min 时 1 号瓦振动跳机 2007 年 6 月 26 日,汽机冲转过程中,转速在 1330r/min 时,1 号瓦轴振保护动作跳闸, 轴振最大值到 490?m,检查其主要原因为:在锅炉点火后,当再热蒸汽起压后,电动盘车 脱扣,说明了有蒸汽漏入汽缸,在冷态启动时,容易造成转子过早加热,加热过头易使偏心 度增大;在热态启动时,使得转子先冷却再加热,更加容易使得偏心度变化;电动盘车脱扣 后,随着再热汽压的逐渐上升,盘车转速也逐渐上升,最大时达到 150r/min 以上,此时高 排逆止门是无法打开的, 高排通风阀由于设备缺陷的原因也没有打开, 汽机转子在高速盘车 下产生较大的鼓风热量,且随着高速盘车的时间延长,鼓风热量越来越高,引起转子弯曲度 越来越大;挂闸后再热主汽门没有及时开启,延误最佳冲转时机,使得转子长时间在几十倍 的正常盘车转速下运行;汽轮机冲转前,转子偏心度达到 64?m,冲转后 1 号瓦在低转速时 发生振动增大。
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这一事件的发生加强了我们对于汽机冲转前转子偏心度的关注,转子偏心度偏大就可能 引起冲转失败。机组点火启动后,应严密监视转子偏心度和盘车运行状况,采取一切措施, 防止盘车脱扣。必要时可降低再热汽压力,微降真空的办法,维持盘车转速在 10r/min 以下 运行。 高压缸排汽通风阀主要起到保护高压缸通流部分的作用, 高排通风阀打不开应禁止启 动汽轮机;汽轮机冲转前控制转子偏心度不超过 50?m,或不得超过冷态基准值 20?m。 4 锅炉的 5 次 MFT 保护动作
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4.1 炉膛负压高引起锅炉 MFT

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锅炉厂提供的炉膛负压±1200Pa 时锅炉 MFT, 对于等离子点火的使用是根本无法实现的, 第一次的投煤开磨就频繁 MFT 动作,根据其他电厂的运行经验,修改炉膛负压定值为 ±2500Pa 时 MFT 动作。
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4.2 给水流量低引起锅炉 MFT
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2007 年 5 月 31 日,汽门严密性试验结束后,汽机停机,由于安装公司要处理 ETS 保护 测速探头,锅炉维持运行,12:40,除氧器水位急剧下降,降至 1000 ㎜时,除氧器低水位 跳给泵,给泵全停,锅炉 MFT 动作,熄火停炉。除氧器低水位保护动作的原因是:除氧器 压力升高,达到 0.6MPa,自动关闭了锅炉启动分离器疏水至除氧器隔离门,使除氧器进水 量减少,水位逐渐下降,此时碰巧凝结水辅调阀卡涩,主调阀不动作,除氧器水位逐渐下降 到 1000m 以下,造成低水位跳给水泵,从而造成锅炉给水流量低 MFT 动作停炉。 4.3 启动分离器水位调节阀卡涩引起锅炉 MFT

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2007 年 5 月 30 日 6:20,启动分离器高水位调节阀故障造成锅炉分离器水位高,MFT 动作,锅炉熄火,汽机停机。7:40,点火启动恢复过程中,再次发生分离器水位高,锅炉 MFT 动作熄火,水位高原因为启动分离器高水位调节阀阀芯脱落。对启动分离器高水位调 节阀进行解体检查, 其内部阀芯和阀杆部件由 6 只螺栓连接, 根本无法满足该系统的汽水两 相流动的大流量排放,锅炉湿态运行时锅炉疏水扩容器处振动严重,针对此情况,我们对锅 炉疏水扩容器平台进行加固、疏水管道支吊架完善、阀体内部连接方式消缺加固、3 个水位 调节阀控制方式的修改完善等一系列措施,调节阀的运行情况有了一定程度的好转。 4.4 一次风机抢风引起锅炉 MFT

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2007 年 7 月 19 日 00:15, 一次风机 B 失速, 一次风机 A 抢风, 一次风母管压力跌至 4.6kPa, 一次风机 B 电流 51A,磨煤机跳闸,锅炉 MFT。停炉后处理好一次风机 B 动叶伺服机故障; 调整降低一次风母管压力定值;运行人员进一步监视调整以减少 2 台一次风机的电流偏差; 加大磨煤机的进风通道提高一次风量。一次风机抢风现象得到了彻底的遏制。
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4.5 给水泵再循环门的控制逻辑错误引起锅炉 MFT
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2007 年 6 月 26 日 09:25,机组负荷 300MW,由于汽动给水泵再循环门自动不停地打 开和关闭,引起锅炉给水流量大幅晃动,造成给水流量保护动作,MFT 动作。针对控制逻 辑检查,发现给泵再循环热工逻辑设置不合理(为某电厂 1000MW 机组给泵再循环控制逻 辑) ,重新设置本厂汽动给泵再循环自动逻辑,即:根据主泵转速与流量关系曲线,当转速 对应点流量×1.35 系数时强开再循环门;转速对应点流量×1.45 系数时自动开启再循环;流 量大于转速对应点流量×1.45 系数再增加 60t/h 时自动关闭;最终流量低于 210t/h 时强制开 启再循环。电动给水泵再循环门自动控制逻辑亦根据此逻辑打 60%折扣设置。
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5 调试过程中发生的 6 起异常事件
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5.1 主机润滑油压低[2]
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汽机润滑油系统投用时,润滑油母管压力只有 0.0625MPa,多次查找原因,发现推力轴 承进油节流孔板未装, 推力瓦进油油咀未装, 发电机前后轴承温度测点未安装而堵头已拆除, 造成润滑油母管压力有所降低。 以上问题的解决润滑油压力依然偏低, 板式冷油器压差过大, 油温低时更为严重,为此,锅炉吹管阶段,为满足汽机盘车投运,润滑油系统由冷油器加临

时旁路直通管来保证 0.09MPa 润滑油压力的。就润滑油系统的各轴承的油流分配和冷油器、 过滤器的选型来看,润滑油泵扬程偏低,后通过计算更换了交流润滑油泵及配套电机,同时 注油器喷嘴尺寸由 Φ22mm 扩大 Ф24mm,交流润滑油泵或主油泵运行时,润滑油压力均维 持 0.11MPa 运行。
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5.2 再热主汽门无法打开
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机组热态启动时,再热蒸汽初始温度较低,当低于再热主汽门金属温度时,是对再热主 汽门门杆轴套进行冷却,减小轴套间隙,轴套抱紧转轴,使得再热主汽门开启困难。在 4 次停机后的机组启动过程中, 发生了挂闸后再热主汽门不能自动开启, 分别通过对再热主汽 门门杆的敲击和油动机的卸荷阀的解体检查, 效果均不是太明显, 后通过反复降低再热主汽 门入口进汽参数才缓慢打开。汽机挂闸时有意识短时将高压旁路关小,降低再热汽压力,一 般再热汽压力降至 0.4MPa 左右,再热主汽门开启后恢复高旁原开度。同时,再热主汽门旁 路管上节流孔板拆除, 更有效地平衡再热主汽门前后压差, 使汽轮机挂闸后再热主汽门快速 开启。机组启动,再热汽起压至 0.2MPa 后将再热主汽门旁路门关小或关闭,待汽机挂闸冲 转前 15 分钟再开足,这样,既可以不影响再热主汽门暖管,也可以防止盘车脱扣后转速上 升过高。
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5.3 锅炉尾部烟道震动
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机组负荷 500MW 至 530MW 时锅炉尾部烟道震动严重, 台炉均发生过被迫降负荷运行。 2 只能通过改变省煤器灰斗的排灰时间,加大灰斗储灰量,来缓解震动;锅炉省煤器的吹灰也 不能够按照要求正常程控吹灰, 根据受热面积灰情况有计划地进行单吹, 基本上控制住了锅 炉尾部烟道的震动。 5.4 启动锅炉多次点火失败延误了机组启动时间 对于一个仅仅是一台机组启动初期才使用的设备,启动锅炉的选择应该以快速、可靠为 主,过份考虑其自动化程度和节能经济性根本就没有必要的。启动锅炉设计选型过于复杂, 点火方式的三级点火的多环节、燃烧自动控制、锅炉联锁保护复杂性、一次设备元件选型不 良等一系列问题造成了启动锅炉的可靠性下降,给机组顺利启动带来了太多的麻烦。 5.5 汽动给水泵润滑油系统不干净造成轴承损坏 3 月 29 日,锅炉稳压吹管减负荷过程中,汽动给水泵 B 跳闸,锅炉给水流量低 MFT 保 护动作。由于汽动给水泵 B 润滑油系统不干净,给水泵轴承内异物累积,造成汽泵 B 传动 端轴承温度高,轴承与给水泵泵轴损坏,被迫更换轴承及给水泵芯包,芯包返厂进行损坏轴 的处理,润滑油系统清理后重新进行油循环,并增加给水泵径向轴承温度高 90℃跳泵保护。 此后,该泵传动端轴承温度仍然稍高,复查中心和调整轴瓦顶隙,处理后温度没有下降。接 着增大该轴承润滑油节流孔,运行状况好转。 5.6 阀门的可靠性差直接影响了机组的稳定运行
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各类阀门的选型或使用不当对机组的安全经济运行存在很大威胁,尤其是厂家配套提供

的阀门多数是低价采购、运行业绩少,频繁的阀门故障使得调试工作极不顺利。
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锅炉启动分离器水位调节阀(美国 COPES)频繁卡涩,其结构特点根本就无法适应锅炉 湿态运行时大量疏水的恶劣运行工况;一抽至六抽电动闸阀(意大利 FASSANI)的盘根支 撑环与丝杆的材质与配合间隙设计不合理,连续出现阀门卡涩、丝杆损坏、格兰漏汽等一系 列问题;凝结水主调阀(美国 COPES)振动,除氧器补水无法正常投入自动;主汽门、再 热主汽门、再热调节门的 EH 油系统的快速卸载阀“O”型圈经常损坏,运行中多次发生主汽 门、调门自动关闭的异常情况。
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6 启动调试工作的 7 点体会
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6.1 生产运行人员的技术培训工作是根本
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机组调试过程是全体人员不断学习、总结提高的过程,由于在 1 号机组试运行期间已积 累了丰富的经验,2 号机组自 2007 年 9 月 21 日整套启动起,9 月 24 日首次并网成功,9 月 28 日达到 600MW 额定负荷,国庆期间因电网保电要求安排机组调停,10 月 7 日再次点火, 10 月 8 日开始“168”计时,至 10 月 15 日一次完成 168 满负荷试运行。在整个“168”期间,2 号机组运转正常,各项指标优良,试运行过程无锅炉爆管,比较短的整套启动时间里一次完 成机组 168 小时满负荷试运行。回顾前期培训过程,生产人员培训的有效性尤为重要,同类 型电厂的锻炼实习、设备系统的熟练掌握、运行操作的重点把握,需要我们认真地组织、策 划和管理。 6.2 热控保护定值和控制逻辑的准确可靠是关键
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热控保护定值和控制逻辑的会审是生产准备工作的一项重要内容,生产运行和热控人员 认真地收资学习,吃透工艺原理和逻辑关系,并借助多方的技术力量,加以学习、理解、完 善,才能够确保整个启动调试过程中机组的安全性、可靠性和可控性。 6.3 合理的设备选型是启动调试工作的基础 和周边同类型电厂的设备状况比较, 总结机组启动调试过程中各类事件, 主辅机设备的选 用是成功的, 性价比好的设备保证了启动调试的顺利进行, 一些没有业绩的产品的使用确实 极有可能要付出代价。
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6.4 搞好分步试运行工作是保证整套启动质量的前提
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锅炉酸洗和吹管的质量不容忽视,要充分吸取其他工程的经验和教训,方案措施的制定 需要反复的推敲和讨论, 严格执行各类规范和标准, 单体调试和分系统的投运须认真地按部 就班地进行,不可片面地追求工程进度。 6.5 强化设备缺陷管理和优质的厂家技术服务是启动调试工作的保证

必须强化设备缺陷的制度化、规范化管理,保证设备缺陷反馈渠道的畅通,特别是对重 大设备缺陷,必须按规定通报各有关单位,采取有力措施加以解决。厂家的优质服务为调试 工作的顺利进行起到很好的作用。 比如等离子点火厂商的全程跟踪服务保证了系统运行的稳 定,取得了良好的效益,除启动锅炉用油以外,极少使用柴油进行锅炉点火启动或助燃。
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6.6 启动过程中暴露的问题可反映现场施工质量管理的效果 细节决定成败,机组启动过程中的往往是由于一些“小事”不到位而延误了战机,一些“小 缺陷”会给我们的工作造成被动,延误启动调试的进程,甚至造成事故。必须杜绝不负责任 的施工行为: 比如连接法兰没有安装垫片; 辅机油系统滤网压差大在清洗滤网时直接拆除而 不安装;随意解除有关电气保护。
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6.7 运行方式的优化是决定机组安全经济运行的未来 机组调试的过程是设备系统的运行调整和试验的过程,需要不断地摸索、分析和总结, 为机组投产后的安全稳定运行提供最宝贵的第一手资料, 奠定良好的运行基础。 我们也进行 了一些运行方式的改变,机组热态清洗方式由原有的热态冲洗排放改变为炉水 260℃~ 290℃停炉带压放水,大大缩短了水质合格时间;单台机组运行跳机后,不需要启动锅炉点 火和电动给水泵启动,利用锅炉余压快速进行机组启动,取得了很好的效果。
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在机组投产后必须尽快地进行机组性能试验,分析影响机组性能指标的各类因素,积极 落实整改和完善,优化运行方式,才能保证机组的优质高效运行。


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