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350MW超临界火电机组全冷态无热源启动技术探索发表时间：2020-07-21T10:49:56.853Z 来源：《电力设备》2020年第8期作者：靳川川宋锦瑞任靖乾[导读] 摘要：文章介绍了在当前环保形势下火电机组投产后取代传统启动锅炉，实现全冷态无热源启动技术的应用，以本单位实施完毕的技术改造为例，介绍该项技术应用的意义，结构和工作原理，改造后存在的问题及应对措施，及其带来的经济效益，以供参考。
（深圳能源国电库尔勒发电有限公司新疆库尔勒市 841000）摘要：文章介绍了在当前环保形势下火电机组投产后取代传统启动锅炉，实现全冷态无热源启动技术的应用，以本单位实施完毕的技术改造为例，介绍该项技术应用的意义，结构和工作原理，改造后存在的问题及应对措施，及其带来的经济效益，以供参考。
关键词：火电；全冷态，无热源；启动；环保；经济；1 引言为落实国家《节能中长期专项规划》，我国把火电厂节油纳入十大重点节能工程，大力推广等离子体点火和稳燃技术，大力推进“无燃油示范电厂”建设。
现役火电机组多采用等离子点火技术，然而在进行锅炉冷态启动时，必须保证有足够的启动热源，以满足制粉系统、汽轮机轴封用汽等需要，该热源往往可由邻炉蒸汽提供，但是当电厂机组全停时，则只能依赖启动锅炉。
为打破机组投产后对启动锅炉的依赖，同时满足全冷态启动的要求，降低后期启动锅炉改造及维护的成本，本文就基于深能国电库尔勒发电有限公司2*350MW超临界机组实施改造的全冷态无热源启动技术进行分析和探讨。
2 全冷态无热源启动技术分析全冷态无热源启动技术主要解决了磨煤机暖磨、空预器吹灰、辅汽联箱供汽三大问题，关键创新技术如下：2.1采用一次风油燃烧器（以下简称油燃烧器），在全冷态启动初期加热冷一次风，给磨煤机提供干燥煤粉的条件，实现磨煤机冷态启动；2.2锅炉点火后空气预热器运行因无蒸汽吹灰，改由压缩空气吹灰，防止煤粉二次燃烧；2.3锅炉产汽建立压力后,合格蒸汽通过高旁经冷段向辅助蒸汽联箱供汽，满足汽轮机轴封使用，建立真空；3 全冷态无热源启动方案3.1油燃烧器出力要求想要油燃烧器取代原有暖风器，其必须与原有设计中暖风器性能近似，从而与等离子体点火系统匹配。
350MW超临界火电机组启停调峰探究摘要：随着新能源高比例大规模发展，其间歇性、随机性、波动性特点对系统调节能力提出了巨大需求，过去传统煤电机组停机是基于正常的检修需要，而随着新能源尤其是光伏装机的快速增长，燃煤火电机组开始承担起更多的调峰任务，在午间光伏大发时段煤机需要压降出力来促进新能源消纳，晚间负荷高峰时期，光伏出力下降，又需要煤机发电来顶峰。
当所有运行机组在其可调出力范围内不能满足全网调峰需求时，机组启停调峰不可避免，本文以某电厂现役350MW超临界火电机组参与启停调峰的全过程进行分析与总结，指明注意事项与优化方向，达到全面探究、分析，并指导火电从业人员规避风险、提高技能水平的目的。
关键词：热态启动、汽轮机冲转、启停调峰、超临界机组引言某月初，某省遭遇连续阴雨天气，全省用电负荷低迷，新能源负荷增长迅猛，火电机组亦迎来春检后启动高峰期，开机容量大，日间腰荷段调峰困难，接省调令某电厂#1机组于6日、7日参与日内启停调峰。
其中，6日，#1机组于09:57解列，15:46重新点火，17:52并网运行。
7日，#1机组于09:57解列，12:36重新点火，14:56并网运行。
1.机组停运及准备工作接调度启停调峰令，确定停运时间。
安排公用系统、燃料系统电源切至邻机带。
投入发变组启停机和误上电压板。
试验主机交、直流油泵、顶轴油泵、主吸油泵，检查油压、电流，就地测温、测振、听音，确认运行正常。
检查尿素区加热蒸汽接带情况，确认切至邻机接带。
2.减负荷操作及注意事项2.1依调度指令，选择降负荷下限若深调开启，负荷压深调指令曲线接带；若处于非深调时段，降负荷至157MW维持运行，待停机前20min，降负荷至100MW。
2.2控制汽泵转速，保证给水稳定、锅炉转态运行若汽泵转速低于3100rpm，开再循环调阀至80%，稳定给水，使锅炉维持干态，保证锅炉效率，多发效益电量，降低启停调峰期间电量损失。
若深调指令低至90MW，锅炉转湿态运行，及时启动炉水循环泵，减少炉膛热量损失，调整燃烧稳定，监视各受热面壁温下降情况，控制壁温变化速率不超2.5℃/min。
350MW 超临界机组冷态启动全负荷脱硝控制策略:摘要：目前国内燃煤电厂降低氮氧化物排放普遍采用的技术方案是低氮燃烧+尾部选择性催化还原（SCR）烟气脱硝，该方案存在的主要问题是在机组启动及低负荷运行期间脱硝入口烟气温度低于脱硝允许最低喷氨温度，导致脱硝装置无法正常投运，造成锅炉氮氧化物排放超标。
本文对华能荆门热电2×350MW 超临界机组冷态启动过程全负荷脱硝可行性进行研究，对机组启动过程中各节点参数进行深入分析，以提高SCR 入口烟温为原则，通过采取提高给水温度、提高烟气温度、提高蒸汽温度及加强并网后各参数精细化调整，在不改造设备的前提下，不断地优化运行操作，成功实现了机组冷态启动全负荷脱硝。
1 引言为积极响应国家生态文明建设要求，持续实施大气污染防治行动，满足国家和地方环保政策要求，依据《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011)、《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2 设备概述华能荆门热电1、2 号锅炉为东方锅炉厂生产的350MW 超临界直流锅炉，为超临界压力、一次中间再热、变压运行、单炉膛、平衡通风、采用低NOx 旋流式、前后墙对冲布置燃烧器，每台炉配置五台冷一次风正压中速直吹式制粉系统，锅炉点火方式为等离子点火。
每台机组配置一台100%B-MCR 汽动给水泵，两台机组共用一台30%B-MCR 容量的定速电动给水泵。
锅炉的启动系统为不带再循环泵的大气扩容式启动系统，机组配置容量为35%BMCR 一级大旁路系统。
锅炉尾部烟道采用双烟道结构，其中低温再热器布置于前部烟道，低温过热器、省煤器布置于后部烟道，再热汽温度采用烟气挡板辅以微量喷水作为调节手段。
脱硝系统采用选择性催化还原法（SCR）方式进行脱硝处理，脱硝催化剂设计运行温度为295~430℃。
1、2 号锅炉分别于机组启动全负荷脱硝总体控制策略为：改变锅炉各受热面吸热分配，提高SCR 入口烟温。
调试方案总包会签意见表调试方案名称： #2机组锅炉整套启动调试方案注：此表有总包单位填写，意见一栏写不下可另附页。
方案报审表工程名称：莒县丰源热电有限公司2×350MW热电联产工程编号：ZJDL-JNZN-02GL-A04-019填报说明：本表一式六份，由调试单位填报，建设单位、监理单位、总包单位各一份，调试单位三份。
编号：ZJDL-JNZN-02GL-A04-019 莒县丰源热电有限公司2×350MW热电工程#2机组锅炉整套启动调试方案济南中能电力工程有限公司二零一八年八月十日莒县丰源热电有限公司2×350MW热电工程#2机组锅炉整套启动调试方案编制：审核：批准：目录1 设备系统概述 (1)2 编制依据及参考资料 (2)3 调试范围及目的 (3)4 调试应具备的条件 (3)5 调试工作内容及程序 (6)6 联锁、保护逻辑及定值 (12)7 调试质量验收标准 (12)8 试运组织分工 (12)9 安全注意事项及相关强制性条文 (14)10 工作危险源及环境和职业健康管理、绿色施工 (17)11 调试项目记录内容及使用仪器仪表 (19)12 附录 (19)1 设备系统概述1.1系统描述莒县丰源热电有限公司2×350MW热电联产工程锅炉为超临界参数变压运行直流锅炉，单炉膛、一次中间再热、平衡通风、半露天Π型布置、采用干式除渣、全钢构架、全悬吊结构，燃烧方式采用四角切圆燃烧，两台三分仓回转空预器；同步建设烟气脱硝SCR。
本工程锅炉掺烧部分焦炉煤气。
锅炉启动系统采用简单疏水大气扩容式启动系统，包括启动分离器、下降管、扩容器、疏水箱、疏水泵、疏水调节阀等启动管路。
制粉系统为中速磨冷一次风机正压直吹式，5台磨煤机，4+1运行方式。
燃烧器为低NOx 煤粉燃烧器，下两层燃烧器配置等离子点火装置。
过热器汽温通过水煤比调节和一、二级减温水来控制；再热器汽温通过调整尾部烟道前后竖井的烟气挡板来调整，低负荷时调整过量空气系数对再热汽温也具有一定作用。
目录一、机组概述 (2)二、高中压模块 (4)三、低压模块 (23)四、阀门模块 (38)五、进汽管路模块 (51)六、轴承箱模块 (55)一、机组概述NC350-24.2/0.4/566/566型汽轮机是北京北重汽轮电机有限责任公司在引进ALSTOM公司330MW亚临界凝汽式汽轮机基础上，结合目前国内对超临界汽轮机的要求设计开发的机型。
机组设计采用先进的通流技术，保证具有较高的经济性；在结构设计上充分采用成熟可靠的技术，确保机组的安全可靠性，以及快速启、停及变负荷的能力。
主要的技术特点有：●通流部分采用先进的全三维设计技术；●运用有限元手段对结构的强度及刚度进行全面分析；●高效的叶片型线，保证机组的通流效率及变工况性能；●叶顶汽封采用可退让汽封，在确保安全的前提下减小叶顶间隙，除高温段外，轴封处采用蜂窝汽封，降低漏汽量，提高效率；●高中压内缸中分面螺栓设计有螺栓法兰自流冷却/加热，外缸设置法兰加热装置；●新型高、中压主汽、调节联合汽阀，压损小，结构简单；机型为：一次中间再热、单轴、双缸双排汽抽汽凝汽式汽轮机。
整机共设有25级，其中高压为1+7级、中压为7级、低压为2×5级。
机组采用3高加＋1除氧＋4低加、汽动给水泵的通用回热系统。
本机型充分考虑了国内电力市场对300MW等级机组供热的要求，在最大限度满足采暖抽汽的基础上，还可满足部分非调0.98Mpa.a等级工业抽汽的要求。
本设计说明书主要介绍该机组的总体设计和本体结构，有关控制及保护、汽封、疏水、润滑油系统、盘车装置、主润滑油泵的设计请参阅下列技术文件：1．控制及保护系统设计说明书2．汽封系统设计说明书3．疏水系统设计说明书4．润滑油系统说明书5．盘车装置说明书6．主润滑油泵特性说明书本文件中热力系统的压力一律采用绝对压力，真空度和负压用文字注明，本说明书采用法定计量单位，它与工程制计量单位的换算关系如下：力 1kgf=9.80665N压力 1kgf/cm2=0.0980665MPa热量 1kcal=4.1868kJ注：左、右定义为：从汽轮机朝发电机方向看去，左手侧为左，右手侧为右。
350MW超临界机组运行规程一、概述350MW超临界发电机组是我国自主研发的先进发电机组，具有高效率、高可靠性、低排放等特点。
为了保证机组的安全稳定运行，制定本运行规程。
二、启动前检查1、检查机组各系统是否处于正常状态，包括汽轮机、发电机、锅炉、水泵、风机等。
2、检查机组各仪表、控制装置是否正常工作。
3、检查机组各阀门是否处于正确位置。
4、检查机组润滑系统是否正常工作。
5、检查机组冷却系统是否正常工作。
三、启动过程1、启动汽轮机：- 打开汽轮机主蒸汽阀。
- 启动汽轮机循环泵。
- 启动汽轮机给水泵。
- 启动汽轮机油泵。
- 启动汽轮机转子。
2、启动发电机：- 打开发电机励磁开关。
- 启动发电机转子。
- 合闸发电机与电网。
3、启动锅炉：- 点火燃烧器。
- 启动锅炉循环泵。
- 启动锅炉给水泵。
- 启动锅炉风机。
四、运行过程1、汽轮机运行参数控制：- 蒸汽压力：保持汽轮机主蒸汽压力在规定的范围内。
- 蒸汽温度：保持汽轮机主蒸汽温度在规定的范围内。
- 给水流量：保持汽轮机给水流量在规定的范围内。
- 转速：保持汽轮机转速在规定的范围内。
2、发电机运行参数控制：- 电压：保持发电机端电压在规定的范围内。
- 电流：保持发电机电流在规定的范围内。
- 功率：保持发电机输出功率在规定的范围内。
- 频率：保持发电机输出频率与电网频率一致。
3、锅炉运行参数控制：- 蒸汽压力：保持锅炉蒸汽压力在规定的范围内。
- 蒸汽温度：保持锅炉蒸汽温度在规定的范围内。
- 给水流量：保持锅炉给水流量在规定的范围内。
- 燃烧器负荷：保持燃烧器负荷在规定的范围内。
五、停机过程1、停机前准备：- 降低锅炉负荷。
- 降低汽轮机负荷。
- 断开发电机与电网。
- 停止汽轮机转子。
- 停止发电机转子。
- 关闭汽轮机主蒸汽阀。
- 关闭汽轮机循环泵。
- 关闭汽轮机给水泵。
- 关闭汽轮机油泵。
2、停机过程：- 关闭锅炉燃烧器。
- 关闭锅炉循环泵。
- 关闭锅炉给水泵。
350MW单元制机组整套启动方案优化及节点安排摘要：为确保机组实现快速、安全、经济、环保启动，最大限度降低机组启动过程中的燃煤、燃油、厂用电以及除盐水等资源的消耗，结合现场的实际系统及相关资料，对机组启动进行深入的优化分析研究，总结了相应的机组启动方案优化和合理的节点安排。
关键词：单元制机组、整套、启动、方案、节点、优化一、机组启动的主要优化项目：1、除氧器上水采用凝结水泵上水方式，并利用化补水泵完成整个凝结水管道及除氧器冷态冲洗。
2、机组启动采用旁路系统运行期间，再热汽压力达0.3MPa以上投入#2高压加热器运行，加热炉水；3、利用辅汽冲动一台汽动给水泵并完成锅炉上水、点火启动直至锅炉转“干态”运行；4、本次锅炉冷态冲洗采用整炉换水方式替代边冲洗边排放的方式直至满足热态冲洗的要求；5、为确保机组顺利启动，点火前24小时恢复炉前燃油系统循环，点火前24小时增大油系统油循环流量；6、为降低启动过程中厂用电，机组启动采用在锅炉点火前30分钟投入电除尘各阴、阳极振打装置；点火前1小时启动干渣机运行(提前做好试运工作)，启动脱硫系统A塔2台浆液循环泵、B塔1台浆液循环泵运行；点火启动初期，引、送风机单侧运行，机组并网前再启动另一侧引、送风机运行；7、为尽早投制粉实现煤油混烧创造条件，锅炉点火前6小时投磨煤机暖风器进行预暖，锅炉点火采用大油枪进行烘炉，两台一次风机启动后投入小油枪，待磨煤机出口风温达65℃及时启动磨煤机运行，视炉膛温度增加和磨煤机运行情况逐步切换至微油燃烧；8、为防止烟囱冒黑烟，投油前及时投运电除尘一、二高压电场，#1磨煤机投运后及时调整二次电压在30KV左右运行，逐步增加；9、机组整体启动阶段减小NO X生成，采取措施：a、机组启动过程中旁路系统投运后，投运#2高加运行提高给水温度，尽量在机组并网前将给水温度提高至200℃左右运行；b、机组启动过程中在辅汽允许的情况下尽可能将除氧器温度保持在130℃以上运行；c、当本机冷再满足向辅汽供汽的条件，投运本机冷再供辅汽汽源，满足除氧器的加热；d、机组启动过程中尽量降低二次风量，减小 NO X生成；e、机组并网后尝试开大六层SOFA风挡板开度，并适当关小非运行磨煤机对应二次风和一次风挡板开度；f、机组并网后视主、再热蒸汽温度，适当关小过热器烟气挡板，开大再热器烟气挡板开度。
仁丘2×350MW超临界机组MCS系统逻辑设计说明设计：校对：审核：批准：新华控制工程有限公司2011年8月28日超临界机组控制方案说明1．超临界机组模拟量控制系统的功能要求超临界机组相对于亚临界汽包炉机组，有两点最重要的差别：一是参数提高，由亚临界提高至超临界；二是由汽包炉变为直流炉。
正是由于这种差别，使得超临界机组对其控制系统在功能上带来许多特殊要求。
也正是由于超临界机组与亚临界汽包炉机组这两个控制对象在本质上的差异，导致各自相对应的控制系统在控制策略上的考虑也存在差别。
这种差别在模拟量控制系统中表现较为突出。
此处谨将其重点部分做一概述。
1.1 超临界锅炉的控制特点(1)超临界锅炉的给水控制、燃烧控制和汽温控制不象汽包锅炉那样相对独立，而是密切关联。
(2)当负荷要求改变时，应使给水量和燃烧率（包括燃料、送风、引风）同时协调变化，以适应负荷的需要，而又应使汽温基本上维持不变；当负荷要求不变时，应保持给水量和燃烧率相对稳定，以稳定负荷和汽温。
（3）湿态工况下的给水控制——分离器水位控制，疏水。
（4）干态工况下的给水控制-用中间点焓对燃水比进行修正，同时对过热汽温进行粗调。
（5）汽温控制采用类似汽包锅炉结构，但应为燃水比+喷水的控制原理，给水对汽温的影响大；给水流量和燃烧率保持不变，汽温就基本上保持不变。
1.2 超临界锅炉的控制重点超临界机组由于水变成过热蒸汽是一次完成的，锅炉的蒸发量不仅决定于燃料量，同时也决定于给水流量。
因此，超临界机组的负荷控制是与给水控制和燃料量控制密切相关的；而维持燃水比又是保证过热汽温的基本手段；因此保持燃/水比是超临界机组的控制重点。
本公司采用以下措施来保持燃/水比：（1）微过热蒸汽焓值修正对于超临界直流炉，给水控制的主要目的是保证燃/水比，同时实现过热汽温的粗调，用分离器出口微过热蒸汽焓对燃/水比进行修正，控制给水流量可以有效对过热汽温进行粗调。
(2) 中间点温度本工程采用中间点温度（即分离器出口温度）对微过热蒸汽焓定值进行修正。
1.设备概况、规范、特性参数一期工程2号机组，汽轮机是东方汽轮机有限公司生产的350MW超临界、单轴、一次中间再热、双缸双排汽、间接空冷凝汽式。
机组型号为NZK350-24.2/566/566型，本汽轮机特点是采用数字电液调节系统(DEH)控制，操作简便，运行安全可靠。
1.1汽轮机规范最大功率（VWO）： 381.56MW主汽门前压力： 24.2MPa（a）主汽门前温度：566℃主蒸汽流量： 1147.42t/h再热主汽阀前压力： 4.534MPa（a）再热汽阀前温度：566℃再热蒸汽流量： 927.446t/h高压缸排汽压力： 5.037MPa（a）高压缸排汽温度：332.9℃排汽装置背压： 14.5kPa（a）凝汽量： 737.482t/h额定功率：（TRL） 350MW主汽阀前压力： 24.2MPa（a）主汽阀前温度：566℃主蒸汽流量： 1114t/h再热主汽阀前压力： 4.384MPa（a）再热主汽阀前温度：566℃再热蒸汽流量： 896.682t/h高压缸排汽压力： 4.871MPa（a）高压缸排汽温度：329.1℃排汽装置背压： 33kPa（a）凝汽量： 731.121t/h正常运行排汽温度：79℃最高允许排汽温度：120℃回热级数：三台高加、四台低加、一台除氧器工作转速： 3000r/min旋转方向：从汽轮机向发电机方向看为逆时针给水泵驱动方式： 2汽动动给水泵+1电动给水泵给水温度：284.5 ℃ 1.2发电机规范发电机型号：QFSN-350-2-20额定容量： 412MVA额定功率： 350MW额定电压：20kV额定电流：11886.6A功率因数： 0.85发电机效率：98.95%频率： 50Hz绝缘等级：F额定转速：3000r/min额定励磁电流： 2287A冷却方式：水－氢－氢定冷水压力： 0.20MPa定冷水流量： 45m3/h额定工作氢压： 0.30MPa最高工作氢压： 0.35MPa1.3汽轮机发电机组临界转速轴段一阶临界转速r/min二阶临界转速r/min 设计值试验值设计值试验值高中压转子16871645>4000>4000低压转子17601656>4000>4000发电机转子13431299343035161.4转子及轴系振动额定转速轴承座振动：≤0.025mm额定转速轴颈振动：≤0.06mm临界转速轴承座振动：≤0.08mm临界转速轴颈振动：≤0.15mm 2.编写依据本调试措施是依据调试大纲所涉及到的要求、制造厂的产品说明书及设计院图纸编写，并经各方讨论确认后在调试中实施。
350MW超临界机组无启动炉运行状态下启动方案探讨摘要:350MW的超临界机组在运行的过程中一旦出现机组跳闸的情况之后就需要利用外部的启动炉或者是其他的启动方式使机组进行启动，但是在启动的过程中会出现许多的问题，本文就在很对这些问题进行分析，从而提出在无启动炉的状态下，超临界机组启动的方案，仅供参考。
关键词：超临界机组；启动炉；启动方式1 超临界机组在启动时存在的问题当机组在运行过程中突然出现故障，从而导致机组无法运行，在故障排除之后，如果想要机组恢复正常的运动，则需要利用启动炉的作用对机组供应蒸汽，这样才能够使机组在热状态下进行启动。
但是该启动方式会延长电力负荷并网的时间，从而减少机组发电的时间，从而影响电网的稳定性能。
当机组运行时需要在机组设备中职增加专门的启动炉装置，对整个机组工作状态进行维护，缩短机组启动的时间，但是这样会增加整个机组运行和维护的成本。
因此一旦机组运行出现故障，机组就无法进行自启云顶，在目前的研究中也没有相关的无启动炉快速启动的方式。
2 超临界机组无启动炉状态下的启动方案（1）启动前准备第一步，在机组跳闸之后会产生较大的蒸汽压力，在该压力下需要及时的打开过热电磁将其中的电压释放出来，当电压达到额定值时要立即关闭阀门，与此同时还需要对除氧器和锅炉中都上水，控制水位。
第二步，在燃料跳闸之后，还需要对炉膛进行吹风，大约到5到10分粥之后停止，然后将送引风机的挡板的开度调到最小，关闭其余的挡板，以便对锅炉内的温度进行保压。
第三步，调节凝汽器，假如说机组在非紧急状况下故障，可以对主蒸箱内的蒸汽进行封存，这样减少在其他区域内的蒸汽的消耗，在这样的状况下就不需要对凝汽器内的真空进行破坏。
假如说真空已被破坏，就需要将真空调到0的位置，并停轴封，尽快恢复凝汽器中的真空，以备点火准备。
第四步，启动凝结水泵的再循环系统，从而降低主蒸汽管道内的高压和低压旁路内的温度。
第五步，调整高压旁路的阀门开度，保持在200-1000的范围内，然后使蒸汽的压力保持在0.6-1MPa范围内，蒸汽温度在300℃左右。
350MW火力发电机组启动及危险点预控研究摘要：随着我国火力发电技术的不断进步与发展，火力发电规模的不断扩大，加强火力发电厂的集控运行以及安全操作尤为重要。
本文谨以350MW火力发电机组为研究对象，分析其启动过程以及危险点预控措施。
关键词：火力发电；350MW；启动过程；危险点预控一、引言近年来，随着我国用电需求的增加，发电厂规模的不断扩充，出现了一大批新能源发电形式，如：太阳能发电、水力发电、潮汐发电、风能发电等。
但是核心技术还不够完善，能源转换率较低，导致发电量远达不到我国用电需求。
因此，目前国内使用最多、利用率最高的还是火力发电。
火力发电中发电机组的稳定运行、安全启动以及危险点的预控工作至关重要。
同时火力发电企业为了维护企业良好的形象，建设和谐的企业文化，给企业创造更多经济效益，企业也需要加强火力发电设备的管理，保障发电机组的安全运行，减少设备运行管理以及人为因素造成的安全隐患，加快企业发展的速度。
二、350MW火力发电机组启动及危险点预控（一）锅炉上水锅炉上水主要有以下操作：（1）确认不同阀门的关闭与打开状态，其中充氮阀、疏放水阀、361阀出口到凝汽器管道电动闸阀为关闭状态，361阀出口到排污管道电动闸阀为打开状态；（2）一旦锅炉储水罐中的压力低于某标准压时，为了确保上水途径需要打开所有排空气门，当水位上升到12m时，361阀的开度就可以维持在10%-25%之间并关闭所有排空气门，同时确保锅炉上水中的给水都为标准的除盐水；（3）锅炉上水完成后，需要进行排污处理。
其中锅炉上水时应该注意防管壁金属腐蚀、金属应力过大、防管道振动、过热器进水等危险点。
因此，进行锅炉进水时必须经过除氧处理，检验无误，上水速度以及温度都不要过大，温度在100℃左右，升温速度为2℃/min，上水前必须确保放气门打开，管道中的空气排进后再关闭管道，同时时刻监控相关设备有误振动泄露情况，确保储水罐中水位正常。
（二）锅炉点火，升温升压锅炉点火，升温升压操作有：（1）前期准备工作，检查冷却系统是否正常运行，锅炉吹扫是否完成以及系统火灾报警系统正常运行。
华润电力350MW机组集控运行操作指南
-上册分析
1. 引言
华润电力350MW机组集控运行操作指南-上册旨在提供有关华润电力公司的350MW机组集控系统的详细操作指南。
该指南旨在帮助操作人员正确、高效地运行和维护该系统，确保电力生产的安全性和稳定性。
2. 指南结构
该操作指南分为以下几个部分：
2.1 系统概述
该部分介绍了华润电力350MW机组集控系统的基本概念和架构。
它包括系统的主要组成部分、功能特点以及与其他相关系统的接口。
2.2 操作准备
该部分详细说明了进行机组集控运行前的准备工作。
包括工作区域的整理、设备的检查与维护以及运行人员的身份验证和安全培训。
2.3 运行流程
该部分逐步描述了机组集控的运行流程。
从系统启动和自检开始，到各项运行参数的设置和调整，再到常规操作和故障处理等，涵盖了机组集控运行的各个环节。
2.4 故障排除
该部分介绍了一些常见的故障情况及其排除方法。
针对每种故障情况，提供了相应的检查和修复步骤，以帮助操作人员尽快恢复系统正常运行。
2.5 安全注意事项
该部分列举了机组集控运行过程中需要特别注意的安全事项。
包括个人防护措施、紧急停机程序和应急计划等，以确保操作人员和设备的安全。
3. 结论
华润电力350MW机组集控运行操作指南-上册为操作人员提供了关于该系统的详细操作指南。
通过遵循本指南，操作人员能够正确、高效地运行和维护机组集控系统，确保电力生产的安全和稳定。
在实际操作中，操作人员应严格按照指南的要求进行操作，并遵循
安全注意事项，以保障人员和设备的安全。
2 X 350MW机组整套启动方案1. 机组启动原则1.1汽轮机启动状态的规定汽轮机的启动状态划分是以高压内缸上半调节级处内壁金属温度为依据的，具体可分为：a)冷态启动：金属温度W121℃；b)温态启动：金属温度在121〜250℃；c)金属温度在250〜450℃之间；d)极热态启动：金属温度三450℃。
1.2汽轮机启动规定1.2.1汽轮机在冷态启动时，进入汽机的主蒸汽过热度符合规定要求，即高压主汽阀入口处的蒸汽温度应具有56℃的过热度，但最高汽温不得超过427℃，主汽阀入口蒸汽温度和压力应在“启动时的主蒸汽参数曲线”所示区域内，同时，根据哈尔滨汽轮机厂的“汽轮机转速保持推荐值表”将转子升速到允许的加热转速范围内的一个转速进行暖机，在任何情况下不得减少中速暖机时间，以防转子发生脆性断裂；1.2.2汽轮机在热态启动时，蒸汽进入汽轮机至少有56℃的过热度，并满足“主汽阀前启动蒸汽参数曲线”的要求，根据哈尔滨汽轮机厂的“热态启动曲线”决定升速率和5%负荷暖机时间。
1.3机组首次冷态启动程序整套启动前的条件确认一辅机分系统投入一机组冲动一盘车脱扣检查一摩擦及低速检查(400r/min) -中速暖机(1000r/min)-高速暖机(2040r/min) 一阀切换一定速(3000r/min)一打闸试验一安全装置在线试验一机械飞锤压出试验一油泵切换试验一DEH参数点调整一电气试验。
机组并网一带18〜35MW运行3〜4小时一机组解列一做汽门严密性试验一做超速试验。
机组并网一负荷70MW、投高加一负荷175MW、洗硅运行、启动汽泵，机组甩50%负荷试验。
机组并网一负荷210MW,做进汽阀门试验一负荷265MW、锅炉洗硅、真空系统严密性试验、试投CCS协调控制系统一负荷350MW、RB试验、做机组甩100%负荷试验。
冷态、温态、热态和极热态启动试验一机组带负荷350MW连续168 小时运行一进入试生产阶段。
2. 整套启动前应具备的条件2.1汽轮发电机组安装工作全部完毕，辅机单体和分系统试运工作已完成，热工调节控制、联锁保护、报警信号及运行监视系统静态调试完；2.2厂房内地面平整，道路畅通，照明充足，通讯联络可靠；2.3主要系统管道的吊架和支架完整、牢固，弹簧吊架的固定销钉应拆除；2.4调整试验用的临时堵板，手脚架，接地线，短路线，工作牌等临时安全设施已拆除，恢复常设的警告牌和护栏；2.5设备、管道、阀门的标牌经确认无误，工质流向标示正确；2.6消防设施齐全，消防水系统压力充足处于备用状态；2.7不停电电源切换试验做完，投入备用；2.8机组各系统的控制电源、动力电源、信号电源已送上，且无异常；2.9确认厂用计算机工作正常，供电电源可靠并完成电源切换工作，DCS 显示与设备实际状态相符；2.10启动用的工具、离线监测仪器、运行记录已准备好；2.11整套启动电气试验方案已经报调度审批完毕；2.12建立整套启动电气试验检查确认单，并确认完成；2.13编制试验程序，绘制系统图；2.14准备好设计、设备图纸及定值单，以备查看；2.15按照组织机构，通知有关人员到岗；2.16保安电源切换试验完毕，经验收合格，可靠投入。
1 主题内容与适用范围本规程规定了N350-16.7/538/538型汽轮机、HG-1165/17.45-YM1型锅炉、QFSN-350-2型发电机及其附属设备的主要技术特性、设备规范、运行、维护及事故处理的规定。
本规程适用于哈尔滨汽轮机厂引进型优化设计并制造的N350-16.7/538/538型汽轮机、•哈尔滨锅炉厂制造的HG-1165/17.45-YM1型锅炉、哈尔滨电机厂QFSN-350-2型发电机启动、运行、维护和事故处理,适用于我厂#1、2汽轮发电机组。
2引用标准电力工业部部颁《汽轮机组运行规程》•、《350MW机组锅炉运行规程》、《发电机运行规程》、《电力工业技术管理法规》、《300MW级气轮机运行导则》等以及制造厂家提供的有关技术资料及设计院的设计图纸、资料等。
3 总则3.1 主要操作规定3.1.1 汽轮发电机组的启动、停止、运行方式的改变及事故处理,应在单元长的组织下按值长的命令,依照规程进行操作；3.1.2 下列操作需要总工程师主持或由总工程师指定分厂主任、专责工程师在值长统一安排下进行：3.1.2.1 汽轮机的启动；3.1.2.2 机组的超速试验；3.1.2.3 机组甩负荷试验；3.1.2.4 运行中调节系统的各项试验；3.1.2.5 设备经过重大改进后的启动或有关新技术的第一次试用；3.1.2.7 给水泵的启动及高压加热器的投入；3.1.2.8 循环冷却水系统运行方式的变更及凝汽器在运行中清扫或找漏；3.1.2.9 机组运行中冷油器的切换；3.1.2.10 快冷装置的投用。
3.1.3 重要系统的操作应填写操作票,经值长批准后在单元长的监护下进行操作；3.1.4 所有的操作人员和监护人员均应由考试合格人员担任,学习人员不得担任监护人；3.1.5 事故处理时,允许不填写操作票依照规程进行正确操作。
4主机规范及特性4.1 汽轮机设备规范：4.1.1 概述：本汽轮机为哈尔滨汽轮机有限公司引进美国西屋公司技术以300MW汽轮机机组为基础改进生产的350MW亚临界，凝汽式汽轮机；与哈锅1093.56t/h、一次中间再热、四角切圆燃烧、自然循环汽包锅炉及哈尔滨电机厂350MW水氢氢发电机配套。
华能济宁热电厂350mw超临界机组集控运行规程知识专题文章标题：华能济宁热电厂350mw超临界机组集控运行规程详解1. 引言在能源行业中，热电厂的运行规程对于保障设备安全、提高发电效率至关重要。
华能济宁热电厂350mw超临界机组集控运行规程作为该热电厂的核心管理文件，对于保证设备安全稳定运行具有重要意义。
本文将对该集控运行规程进行深入解析，并就其中的关键要点展开讨论。
2. 规程概述华能济宁热电厂350mw超临界机组集控运行规程是根据国家相关法律法规和热电厂实际情况制定的专门管理文件。
该规程主要包括设备启停、协调控制、应急处理、管理责任等多个方面的内容，旨在完善集控系统运行管理，并规范操作人员的行为准则。
3. 设备启停管理在规程中，设备启停管理是一个重要的环节。
规程要求操作人员在启动和停机过程中要严格按照操作程序和操作票操作，保证设备的安全运行。
还要求在运行过程中要进行必要的巡视和检查，及时发现并解决问题，确保设备在最佳状态下运行。
4. 协调控制要点协调控制是指热电厂各个系统之间的相互协调运行。
规程中要求在机组启动和停机过程中，各系统之间要有有效的协调，确保设备处于最佳运行状态。
在规程中还要求对设备进行性能测试，并制定相关的调整措施，以确保设备的最佳运行效率。
5. 应急处理程序应急处理是规程中的重要内容之一。
在操作过程中，可能会遇到各种应急情况，规程中要求操作人员要有清晰的处理流程，并在最短的时间内做出响应。
规程还要求建立应急预案，加强人员培训，提高应急处理能力，保证在发生突发事件时，能够迅速有效地进行处理。
6. 管理责任强化规程中还要求对操作人员的管理责任进行强化。
要求操作人员在操作过程中要遵守规章制度，保证工作中的责任和义务的落实。
还要求建立健全的违章违纪处理程序，对于不遵守规程的行为要有相应的处理措施。
7. 个人观点和理解华能济宁热电厂350mw超临界机组集控运行规程的制定和实施，对于保障设备安全、提高发电效率具有重要意义。
350MW机组无外供汽源启停分析通过对350MW超临界直流机组冷态启动和滑停的研究分析，确立了一套在无外供辅汽情况下安全、可靠、节油、弃用启动锅炉的启停方案，为同类型机组的启停提供借鉴。
标签：350MW超临界机组；外供辅汽；弃用启动锅炉；冷态引言林州电厂一期工程2×350MW超临界机组，采用上海锅炉厂有限公司提供的350MW超临界压力直流锅炉，每台机组配置一台启动锅炉，设计为在无外供辅汽情况机组启停时提供辅助蒸汽。
自投产以来，林州电厂长时间保持双机运行，启动锅炉为其他厂的废旧锅炉，设备可靠性较差，且启动锅炉投运时需长时间冲洗和吹扫蒸汽管道才能确保供应蒸汽品质合格，必定会造成开机过程燃油消耗增多，并且对环保造成不利影响。
冷态启机和双机停运弃用启动锅炉方案正是基于此背景进行研究试验。
1机组结构特点概述林州电厂锅炉型号为SG/1139/25.4/566/566，由上海锅炉厂提供的超临界压力直流锅炉，该锅炉是上海锅炉厂有限公司在消化吸收Alstom-Power A 公司超临界锅炉设计制造技术的基础上制造的，汽轮机和发电机均由上海汽轮发电有限公司提供。
机组设30%MCR的高、低压启动旁路系统，仅作为机组启动时加快升温、升压速度及回收工质作用，在冲转及正常情况下不参加调节。
#1机组辅汽汽源设计为启动锅炉、本机冷再、#2机组辅汽由本机冷再供应，两台机的辅汽联箱设有联络门。
空预器采用三分仓容克式，吹灰汽源有本机后屏过热器出口、辅汽联箱。
轴封汽源有本机冷再、本机辅汽联箱。
2无外供辅汽启停机可行性分析2.1启机可行性分析机组启动时，为建立真空，在无辅汽情况下考虑轴封汽源采用辅汽供应，当主蒸汽升至一定压力后，适当开启高旁减温减压阀，从而使辅汽联箱由冷再供汽。
即可投入轴封系统和空预器吹灰。
机组真空建立前应避免热源进入凝汽器，且疏水开启后应注意轴封压力变化和机组真空，此时应注意对轴封压力的调节控制，同时为防止再热器干烧和尾部烟道二次燃烧，需加强对再热器壁温、空预器运行情况和排烟温度的监视。
2×350MW机组整套启动方案1. 机组启动原则1.1 汽轮机启动状态的规定汽轮机的启动状态划分是以高压内缸上半调节级处内壁金属温度为依据的，具体可分为：a) 冷态启动：金属温度≤121℃；b) 温态启动：金属温度在121～250℃；c) 金属温度在250～450℃之间；d) 极热态启动：金属温度≥450℃。
1.2 汽轮机启动规定1.2.1 汽轮机在冷态启动时，进入汽机的主蒸汽过热度符合规定要求，即高压主汽阀入口处的蒸汽温度应具有56℃的过热度，但最高汽温不得超过427℃，主汽阀入口蒸汽温度和压力应在“启动时的主蒸汽参数曲线”所示区域内，同时，根据哈尔滨汽轮机厂的“汽轮机转速保持推荐值表”将转子升速到允许的加热转速范围内的一个转速进行暖机，在任何情况下不得减少中速暖机时间，以防转子发生脆性断裂；1.2.2 汽轮机在热态启动时，蒸汽进入汽轮机至少有56℃的过热度，并满足“主汽阀前启动蒸汽参数曲线”的要求，根据哈尔滨汽轮机厂的“热态启动曲线”决定升速率和5%负荷暖机时间。
1.3 机组首次冷态启动程序整套启动前的条件确认→辅机分系统投入→机组冲动→盘车脱扣检查→摩擦及低速检查(400r/min)→中速暖机(1000r/min)→高速暖机(2040r/min)→阀切换→定速(3000r/min)→打闸试验→安全装置在线试验→机械飞锤压出试验→油泵切换试验→DEH参数点调整→电气试验。
机组并网→带18～35MW运行3～4小时→机组解列→做汽门严密性试验→做超速试验。
机组并网→负荷70MW、投高加→负荷175MW、洗硅运行、启动汽泵，机组甩50%负荷试验。
机组并网→负荷210MW，做进汽阀门试验→负荷265MW、锅炉洗硅、真空系统严密性试验、试投CCS协调控制系统→负荷350MW、RB试验、做机组甩100%负荷试验。
冷态、温态、热态和极热态启动试验→机组带负荷350MW连续168小时运行→进入试生产阶段。
2. 整套启动前应具备的条件2.1 汽轮发电机组安装工作全部完毕，辅机单体和分系统试运工作已完成，热工调节控制、联锁保护、报警信号及运行监视系统静态调试完；2.2 厂房内地面平整，道路畅通，照明充足，通讯联络可靠；2.3 主要系统管道的吊架和支架完整、牢固，弹簧吊架的固定销钉应拆除；2.4 调整试验用的临时堵板，手脚架，接地线，短路线，工作牌等临时安全设施已拆除，恢复常设的警告牌和护栏；2.5 设备、管道、阀门的标牌经确认无误，工质流向标示正确；2.6 消防设施齐全，消防水系统压力充足处于备用状态；2.7 不停电电源切换试验做完，投入备用；2.8 机组各系统的控制电源、动力电源、信号电源已送上，且无异常；2.9 确认厂用计算机工作正常，供电电源可靠并完成电源切换工作，DCS 显示与设备实际状态相符；2.10 启动用的工具、离线监测仪器、运行记录已准备好；2.11 整套启动电气试验方案已经报调度审批完毕；2.12 建立整套启动电气试验检查确认单，并确认完成；2.13 编制试验程序，绘制系统图；2.14 准备好设计、设备图纸及定值单，以备查看；2.15 按照组织机构，通知有关人员到岗；2.16 保安电源切换试验完毕，经验收合格，可靠投入。
2.17 确认UPS电源切换正常；2.18 直流系统带负荷试验完好，保证直流油泵、事故照明故障时可靠运行；2.19 厂用电自投装置静态调试，动态模拟试验正确可靠.2.20 发电机出口短路母线连接完毕。
2.21 启动前所有设备的分部试运工作应全部结束，设备安装调试验收确认合格且数据齐全。
2.22 全厂通讯、消防及照明设施完善齐全，现场各通道畅通；2.23 发电机变压器组有关的一、二次设备安装工作全部结束，经验收合格；2.24 发电机、主变压器、高厂变、启备变及励磁变等一次设备及其有关的二次设备各项常规试验已完成且数据齐全经验收确认；2.25 所有电气设备名称、编号标志牌清晰准确外壳接地良好，室内外高压设备的门、窗、栅栏均应关闭好。
挂上相应的标志警告牌并加锁；2.26 发电机密封油系统冲洗合格，发电机冷却系统经检查合格，各项指标应符合启动要求；2.27 发变组所有保护应按电厂定值通知单的要求整定完毕并经电厂验收合格；2.28 发变组控制回路、信号回路、测量回路及指示仪表调试完毕且经验收合格；2.29 发电机励磁调节器的静态调试完毕；2.30发电机同期装置的静态调试及同期回路与汽机调速系统及励磁调节系统的相互动作试验正确；2.31 厂用电系统定相经过确认，高厂变与高启备变6kV电源切换经模拟试验动作正确；2.32 主变、高厂变及公用变冷却系统已具备投运条件，消防装置经过实际试验，事故排油坑通畅可用。
2.33 机、炉、电联锁经过实际试验，动作可靠，信号正确。
3. 整套启动前的分系统投入3.1 分系统启动原则3.1.1 启动前认真检查油(水)箱的油(水)位，补(排)油(水)阀位置；3.1.2 蒸汽管道投入前，应预先做好暖管疏水工作，排尽管道积水；3.1.3 带手动隔离阀的系统，投入程序控制前，开启手动隔离阀；3.1.4 设有备用泵(风机)的系统，依次启动各泵(风机)，做联锁保护试验，然后投入运行泵(风机)，备用泵(风机)投自动。
3.2 依次检查和投入下列分系统3.2.1 启动闭式冷却水泵，投入闭式冷却水系统。
3.2.2 启动厂用压缩机，投入厂用压缩空气系统。
3.2.3 厂用辅助蒸汽系统投入。
3.2.4 投入汽机润滑油系统，依次启动主油箱上排烟风机、交直流润滑油泵、高压备用密封油泵，做低油压联动试验后，停止直流润滑油泵，投入备用。
3.2.5 启动空侧及氢侧密封油泵，投入发电机密封油系统。
3.2.6 向发电机内充氢。
3.2.7 确认润滑油压、油温正常，启动顶轴油泵。
3.2.8 启动盘车装置，检查盘车电流及转子偏心率，检查轴端密封及汽缸内有无异常.3.2.9 启动一台循环水泵，投入开式循环冷却水系统。
3.2.10 启动凝结水泵，投入凝结水系统，向各水封装置注水。
3.2.11 投入低加水侧。
3.2.12 依次启动主机EH油站的EH再生油泵、EH冷却油泵、EH油泵，投入EH油站，油温达40℃时，投入冷却器冷却水。
3.2.13 启动真空泵，机组抽真空。
3.2.14 向轴封系统供汽，投入汽封系统。
3.2.15 锅炉点火后，检查汽机侧疏水门应全开。
3.2.16 投入除氧器加热。
3.2.17 启动电动给水泵。
3.2.18 投入高加水侧。
3.2.19 随汽温、汽压的升高，可投入高、低压旁路系统。
3.3 检查主机联锁保护、监控仪表、热工信号均正常投入。
3.4 锅炉上水和点火(1) 锅炉启动运行可参照电厂颁布的锅炉运行规程，由运行人员操作执行；(2) 锅炉上水水温应符合制造厂规定的温度标准要求，上水水质应符合部颁启动水质标准要求。
并给锅炉上水至汽包点火水位。
(3) 按规程检查辅机和炉本体，所有保护联锁在投入位置；烟温探针投入，炉底水封投入。
(4) 启动空气预热器；(5) 按逻辑启动引风机，送风机；(6) 调整通风量在25％～35%额定通风量之间，调整炉膛负压在–70Pa左右，启动炉膛吹扫逻辑进行吹扫；(7) 进行油循环，然后调整油压在点火值；(8) 进行油系统泄漏试验；(9) 上述工作结束后通知值长，汽机条件满足时点火：(10) 点火时应对每支油枪均做一次点火试验，并设专人监视燃烧情况；燃烧不好及时调整，找出最佳的配风和最佳油压调节范围；(11) 开启启动旁路疏水。
机侧投入轴封和真空系统。
(12) 压力升至0.2MPa时冲洗并校对水面计；(13) 压力升至0.3MPa时关闭汽水系统空气门；(14) 压力升至0.3～0.5MPa，冲洗热工仪表管；通知有关人员热紧螺栓及检查膨胀。
3.5 锅炉升温升压(1) 升压过程中按炉水饱和温度升温率给出升速率，控制升温升压速度。
(2) 严格控制汽包壁温差不大于50℃。
(3) 在冲转前对汽水品质要进行化验，若不合格要加强排污换水，若严重不合格时应采取整炉带压放水方式。
(4) 汽温、汽压达到冲转参数之后，冲动汽轮机，主汽温度要保持50℃以上过热度。
(5) 汽机定速并网后视汽机带负荷情况投入制粉系统。
4. 机组首次启动4.1 冲转参数：主蒸汽压力： 3.5~5.0 MPa；主汽温度：316~360 ℃；再热汽温度：260~300 ℃；凝汽器真空：＞87 kPa；转子偏心率：＜0.076 mm；高、中压汽缸上、下缸温度差：＜42 ℃；连续盘车时间：≥4h.4.2 冲转升速4.2.1 检查DEH控制画面显示为正常状态.4.2.2 机组挂闸检查中压主汽门，高压调节汽门开启，高压主汽门关闭和中压调节汽门应关闭。
4.3 摩擦检查、低速检查及中速暖机4.3.1 设置升速率100r/min，目标转速400r/min，汽机开始升速；4.3.2 当转速高于盘车转速时，检查盘车装置退出运行情况；4.3.3 汽机首次冲转到400r/min后，手动打闸，摩擦听音检查；4.3.4 在转速降至200r/min前重新挂闸升速；4.3.5 升速至400r/min停留检查10分钟，然后升速至1000r/min中速暖机：(1) 盘车电机自动停止运行；(2) 倾听汽轮发电机组内部声音有无异常；(3) 监测机组轴承盖振动及轴振动；(4) 检查记录润滑油冷油器出入口及EH油温度应正常；(5) 检查记录推力轴承、支持轴承的金属温度及回油温度；(6) 检查记录汽机胀差、总膨胀、轴向位移等参数指示正常；(7) 检查记录缸体金属温度、上下缸温差及蒸汽参数值；(8) 检查汽机本体及管道疏水是否正常；(9) 低压缸喷水阀自动开启；(10) 检查凝汽器真空正常、低压缸排汽温度低于79℃；(11) 检查凝汽器、除氧器、加热器水位正常；(12) 检查各辅机单体和分系统运行正常。
4.4 高速暖机4.4.1 设定升速率100r/min，目标转速2040r/min；4.4.2 按下“进行”按钮，汽机升速至2040r/min，停留暖机；4.4.3 升速过程不可在共振区停留，注意测试轴系临界转速和各轴承处最大振动值；转子过临界转速时，任何一点轴振超过254μm和任何一点轴承盖振动超过100μm时自动停机；4.4.4 暖机时间可根据高压转子初始金属温度，在“冷态启动转子加热曲线”上查得；中压主汽门前蒸汽温度达到260℃时开始计算暖机时间；在任何情况下暖机时间不允许减少。
4.4.5转速2040r/min暖机期间，检查记录项目同600r/min；4.4.6 检查高排逆止阀应开启，投入逆止阀联锁。
4.5 阀切换4.5.1 高速暖机结束，确认蒸汽阀金属温度满足阀切换条件，即汽室内表面计算温度(ts)大于主汽压力下的饱和温度：Ts=T1+1.36(T2-T1)式中：T1－汽室外壁温度T2－汽室内壁温度；4.5.2 设定升速率100r/min，目标转速2950r/min；4.5.3 按下DEH主控画面“进行”按钮，汽机升速；4.5.4 当汽机转速升至2950r/min时，汽机自动停止升速并进入保持状态，点击DEH主控画面“阀切换”按钮，高压调节阀(GV)由全开逐渐关小，同时高压主汽门(TV)逐渐打开，机组进汽量由调节阀控制后，高压主汽阀全开，阀切换完成；高压主汽阀与调节阀切换时间≤2分钟。
