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电力建设Electric Power ConstructionV ol.32，No.2Feb ，2011第32卷第2期2011年2月ABSTRACT ：This paper analyzes the problems encountered inunit start-up of the 660MW supercritical direct air cooling turbines and proposes measures to address them;summarizes the operating characteristics of this type of units,which can be used as a reference for start-up and commissioning of similar types of units.KEYWORDS ：supercritical ；direct air cooling ；turbine ；unitstart-up ；commissioning ；660MW unit摘要：对660MW 超临界直接空冷汽轮机在整套启动中遇到的问题进行研究分析，并采取措施予以解决；对该类型机组的运行特点进行了总结，供同类型机组的启动调试参考。
关键词：超临界；直接空冷；汽轮机；整套启动；调试；660MW机组doi ：10.3969/j.issn.1000-7229.2011.02.0190引言国华定洲发电有限公司二期工程2×660MW 汽轮机发电机组，汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的CLNZK660-24.2/566/566型超临界、一次中间再热、二缸二排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，空冷岛为西北电力设计院设计、江苏双良集团供货。
本文针对此类型汽轮机在整套启动调试中遇到的问题进行分析，并提出处理方法。
1冷态启动参数优化1.1冷态启动存在的问题根据哈尔滨汽轮机厂推荐的机组启动曲线，汽机冷态启动的冲转参数为：主蒸汽8.92MPa/360℃，再热蒸汽1.0MPa/320℃。
660MW超超临界机组启停调峰运行方式的优化分析随着经济发展和工业化进程的推进，全球能源需求不断增长，对电力系统的稳定性和可靠性提出了更高的要求。
特别是在发达国家和新兴经济体中，电力需求呈现出明显的季节性和日常波动性。
而660MW超超临界机组作为目前煤电行业的主力机组，其启停调峰运行方式的优化分析显得尤为重要。
本文将结合研究资料和实际案例，分析660MW超超临界机组的启停调峰运行方式的优化措施，以期提高燃煤机组的运行效率和经济性。
660MW超超临界机组是一种高效、低排放的燃煤电厂机组，其具有高效节能、低耗环保、稳定可靠等特点。
该型号机组通常采用直流加热器、低硫燃烧、高效脱硫、脱硝装置等先进技术，使得机组的发电效率较高，排放指标较低。
为了满足电网的需求，660MW超超临界机组通常可采用基础负荷、调峰负荷等多种运行方式。
基础负荷是指机组在满负荷状态下连续稳定运行，主要用于满足电网的基本负荷需求。
而调峰负荷是指机组在需求高峰时段启动运行，以满足电网负荷的瞬时剧烈波动。
660MW超超临界机组的启停调峰运行方式通常包括热态启动、冷态启动、快速启停等多种模式。
通过合理选择合适的启停调峰运行方式，可以提高机组的运行效率，降低运行成本，保障电网的安全和稳定。
在实际运行中，660MW超超临界机组的启停调峰运行存在以下问题：1.启动时间较长：由于660MW超超临界机组的设备复杂，启动时间通常较长，导致在需求高峰时段无法及时响应，影响电网的稳定性。
2.效率低下：机组频繁启停会导致设备磨损加剧，降低机组的发电效率，增加了运行成本。
3.安全风险：660MW超超临界机组启停过程中存在一定的安全隐患，如燃烧不稳定、锅炉爆炸等问题，影响机组的稳定运行。
以上问题表明，660MW超超临界机组的启停调峰运行方式存在一定的优化空间，需要深入分析并采取相应的措施。
为了解决上述问题，提高660MW超超临界机组的启停调峰运行效率和经济性，下面提出一些优化措施：1.优化启停流程：通过优化660MW超超临界机组的启停流程，采用科学、合理的操作步骤，尽量缩短启动时间，减少对电网的影响。
特级调试证书单位（证书号：第2090号）通过GB/T19001-2008、GB/T28001-2011、GB/T24001-2004调试方案日期2015.03.25XTS/F项目名称湖南华电常德一期2×660MW项目审核：批准：目录1.试运目的 (1)2.系统及设备概况 (1)3.技术标准和规程规范 (2)4.系统投运前应具备的条件 (2)5.调试工作程序及步骤 (3)6.调试需使用的仪器 (8)7.质量控制点 (9)8.人员分工 (9)9.环境、职业健康、安全风险因素识别和控制措施 (9)附录1整套启动调试危险源辨识表 (11)湖南华电常德一期2×660MW项目1号机组整套启动调试方案1试运目的依据DL/T5437—2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》的规定和湖南华电常德发电有限公司调试技术合同的要求，在整套启动过程中对机组汽水品质进行化学监督，防止热力设备腐蚀。
保证机组顺利投产及以后的长期安全、经济运行。
2系统简介2.1 机组概况湖南华电常德电厂一期工程2×660MW项目超超临界机组发电工程锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、Π型露天布置、刮板捞渣机机械除渣装置、全钢架悬吊结构。
炉后尾部布置两台三分仓容克式空气预热器。
主要参数如表1：表1 锅炉主要参数2.2经混凝澄清处理的沅江干流水→清水池→双层滤料过滤器→UF装置（自带自清洗过滤器）→超滤水箱→一级RO→RO缓冲水箱→二级RO→淡水箱→ EDI装置→除盐水箱。
2.3 加药系统主要设备机组启动期间给水处理采用全挥发AVT碱性工况，正常运行时采用加氨加氧联合水处理CWT工况。
2台机组设一套给水加氨、一套凝结水加氨设备，加氨泵均为2用1备；每台机设1套加氧设备，包括给水、凝结水加氧。
2.4 精处理系统机组热力系统采用无凝升泵的系统，凝结水精处理选用中压处理系统。
第1章启动总则1.1 机组启动总则1.1.1 新安装及大、小修后的机组启动前应经过验收合格，设备变更后应有设备异动变更书面报告或通知。
1.1.2 新安装及大、小修后的机组启动由生产副厂长主持，生产运营部与检修配合进行。
1.1.3 机组临检、热备用后的启动由生产运营部主持。
1.1.4 机组在下列情况下禁止启动：1）机组主保护装置有任意一项不正常。
2）主要仪表失灵且无其它监视手段。
3）DCS系统、BMS系统、DEH系统、MEH系统不正常，影响机组的启、停和正常操作时。
4）锅炉联锁试验不合格。
5）汽机联锁试验不合格。
6）主汽机交流润滑油泵、直流润滑油泵、氢密封备用油泵以及盘车装置任何一项工作失常。
7）汽轮机监控仪表TSI不能投入。
8）转子偏心度超过0.075mm。
9）任一高、中压主汽门，高、中压调速汽门，抽汽逆止门动作不正常。
10）轴向位移超出±0.9mm。
（取报警值？？还是跳机值）11）高、低压差胀数值分别超出-3.8 ～+9.52mm、-0.26 ～ +15.24mm范围。
12）机组动、静部分有明显的金属摩擦声。
13）主机润滑油、EH油油质不合格或油位低于规定值。
14）高、中压缸内壁上下缸温差超过42℃。
15）主机轴封供汽不正常。
16）控制气源系统不正常。
17）电动给水泵不能正常投入运行。
18）发变组绝缘不合格。
19）发变组任一项主保护不能正常投入。
20）发电机内冷水系统故障或水质不合格。
21）发电机氢冷系统故障或氢气纯度低于90%、湿度不合格或氢气压力低于0.2MPa。
22）发电机气密性试验不合格。
23）发电机密封油系统故障。
24）发电机自动电压调节器D-AVR工作不正常。
25）柴油发电机组不能处于良好备用状态。
（与16条重复）1.1.5 机组启动状态规定1.1.5.1 启动状态1）冷态启动：高压调节级金属温度＜204℃。
2）温态启动：高压调节级金属温度204～350℃。
3）热态启动：高压调节级金属温度350～450℃。
660MW超超临界直接空冷机组整套启动中的问题及处理措施本文主要针对660MW超超临界直接空冷机组整套启动过程中存在的问题开展论述，结合问题存在的原因，提出相应的处理措施，保证整个机组试运行顺利推进。
标签：超超临界直接空冷机组整套启动存在问题处理措施内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司五期工程2×660MW汽轮机发电机组，该机组是由东汽生产的660MW超超临界一次中间再热，三缸两排汽，直接空冷凝汽式汽轮机。
本次研究主要针对该机组整套启动过程中存在的的问题进行了总结分析，并进一步分析了问题产生的原因，提出了相应的处理措施，现将具体研究内容介绍如下：一、盘车转子停止转动1.问题分析在对机组进行电气专业短路实验和空载实验完成之后，技术人员准备对整个机组的阀门进行严密性试验。
当时锅炉的运行参数为主汽压力11.9MPa，再热汽压力2.3119MPa。
当严密性试验完毕之后，汽机转速到0，人工手动啮合盘车，启动过程中的电流为0当时电流30.3A，启动约一分半后，盘车掉闸。
间隔20分钟后再次启动，启动失败，这时对盘车电机的电流进行检查，发现在33～35A 之间波动。
半个小时之后，挂闸困难，强行挂闸后，手动盘车不能正常运作，随后盘车电流突然激增到71A，汽轮机真空遭到破坏。
通过对整个机组进行全面检查之后，导致上述问题出现的原因，主要包括以下几个方面，一个是盘车机电出现了电气故障，另一个是汽轮机大轴内部存在残余的弯曲，机械设备在启动过程中，由于启动力矩太大，不能正常开启。
还有就是顶轴油压出现了突变，使得大轴顶起高度，达不到相应标准，启动力矩增加。
最后一个原因是盘车大齿与大轴齿轮啮合不到位，从而引起启动力矩增加。
2.处理措施针对上述故障可能发生的原因，技术人员立即采取措施进行检修。
首先将所在机组的所有疏水关闭，开始进行闷缸处理。
在故障现场调整机组各个瓦顶轴油压以及顶起的高度，检查之后发现一个发电机的7瓦顶起高度不符合要求。
660MW机组制粉系统设备的启动、停用3.4.1 一次风机的启动和停用3.4.1.1 一次风机润滑油站启动前检查1) 检查一次风机润滑油站、润滑油泵、冷油器完整，检修工作已结束，热力工作票终结或有试转单。
2) 检查润滑油箱放油门关闭，油箱油位在2/3处，油质良好。
油站内外各油管路完好，油站冷却水系统已投入运行。
3) 检查有关温度表及压力表完整，压力表一次门已开启。
4) 将一次风机润滑油站的“就地/DCS”切换开关切至“DCS”位置。
5) 将联锁切换开关切至A（B）工作位，B（A）在联锁备用位6) 汇报值长，要求送上一次风机润滑油站动力箱的电源。
3.4.1.2 一次风机润滑油/液压油站加热器启动逻辑1) 允许启动条件无一次风机润滑油/液压油站加热器事故跳闸。
2) 联锁启动条件联锁开关投入，一次风机润滑油/液压油站油箱油温低。
3) 联锁停止条件联锁开关投入，一次风机润滑油/液压油站油箱油温高；一次风机润滑油/液压油站油箱油位低。
3.4.1.3 一次风机润滑/液压油泵的试转和启动1) 检查一次风机润滑油站动力箱电源已送上，就地无“油位低”报警。
2) 在就地启动一台润滑/液压油泵或将一次风机润滑/液压油站的“就地/DCS”切换开关切至“DCS”位置，即可在一次风机画面上遥控启动A（B）润滑/液压油泵。
3) 润滑/液压油泵启动后，检查润滑/液压油泵A（B）指示灯亮，检查润滑油泵工作正常，无“流量低”（电机轴承流量大于3.7L/min，风机轴承流量大于19.6 L/min）、“压力过低”报警；检查液压油泵工作正常，液压油压力正常（0.7Mpa～７Mpa）。
4) 当一次风机润滑/液压油站的“就地/DCS”选择开关在“DCS”方式时，将油箱电加热器的“手动/自动”选择开关切为“自动”方式，检查油箱电加热器工作正常（油箱油温＜15 ℃时电加热器将通电加热，油箱油温＞23 ℃时将停止加热）。
5) 调整冷却水门维持润滑油温（15 ℃～50℃）正常。
660MW超超临界机组极热态启动分析及操作要点摘要:超超临界机组热态､极热态启动对主､再热蒸汽参数要求很高,在实际启动过程中,采用调整旁路等手段,蒸汽压力可以达到,汽温却较难控制,容易导致暖机､暖缸不充分,造成热应力较大,启动､暖机､冲转时间延展,操作难度增大｡同时会出现负胀差,这对汽轮机伤害较大｡由于主汽温较高,使高压缸排汽温度较高,导致部分部件因温度高,膨胀危险性增大｡本文通过分析能源有限公司三期工程2×660MW超超临界火电机组2018年机组投产以来各次启机过程的经验,对机组稳定运行以及跳闸后短时间的极热态启动进行分析,提出针对性的措施和注意事项,可为今后同类型机组极热态启动提供参考｡关键词:超超临界;极热态启动;分析;要点1机组热态､极热态的启动参数及难点热态启动参数:主汽温550℃､再热汽温480℃,过热器出口压力12MPa｡极热态启动参数:主汽温580℃､再热汽温550℃､过热器出口压力12MPa｡由此可见,机组热态､极热态启动时,汽轮机金属部件温度较高,要防止汽缸和转子被冷却,如果处理不当,将对汽轮机的安全及寿命造成极大影响｡所以,对汽温､压力要求很高｡而在实际启动过程中,采用调整旁路等手段,蒸汽压力可以达到,汽温却较难控制｡因为要考虑锅炉侧壁温变化的影响,还要避免因汽温不持续上升或温度过低,导致汽轮机经历一个冷却过程,造成暖机､暖缸不充分,各个金属部件热应力较大,启动､暖机､冲转时间延展,操作难度增大,并出现负胀差,这对汽轮机伤害较大｡同时,主汽温度较高,使高压缸排汽温度较高,导致部分部件因温度高,膨胀危险性增大｡因此要求我们要尽快､稳定地控制汽温､汽压,使之能够安全冲转､并网､带负荷｡2系统概述某能源有限公司三期2×660MW超超临界机组分别于2018年和2019年通过168h试运｡锅炉为东方锅炉厂有限公司生产的超超临界变压运行直流本生锅炉,为DG1937/28.25-Ⅱ13型一次再热､单炉膛､前后墙对冲燃烧方式､尾部双烟道结构､平衡通风､露天布置､固态排渣､全钢构架､全悬吊结构Π型锅炉｡汽轮机为上海汽轮机厂有限公司和德国SIEMENS公司联合设计制造的超超临界汽轮机,为N660-27/600/610型一次中间再热､单轴､四缸四排汽､双背压､纯凝汽式汽轮机｡3极热态启动分析及操作要点3.1极热态启动特点极热态启动一般指机组跳闸后时间小于1h且已查明原因,可直接冲转并网的情况｡机组跳闸后汽轮机高压转子温度很高,在这种情况下进行极热态启动,如果操作不当,对汽轮机的使用寿命将会产生不可逆转的影响｡综合了解,极热态启动对于参数选择极为严苛,在极热态启动过程中,通过调整燃料量及调节旁路的方法,蒸汽压力很容易满足,但是蒸汽温度较难控制,机组跳闸后,锅炉侧蒸汽温度下降速率远大于汽轮机调节级温度,如参数选择不当,将会导致汽轮机经历一个冷却过程,造成暖机不充分,出现负胀差等情况,甚至可能发生因受热不均导致汽轮机转子弯曲的重大事故｡机组即使能短时间使参数满足条件,通过X､Z准则,但仍会影响启动､冲转､暖机､升负荷的时间｡因此,机组启动参数选择对于极热态启动非常重要｡机组几次极热态启动过程,总结极热态启动有以下特点:①锅炉重新上水时需严格控制上水时间及上水量;②机组启动时,汽轮机金属温度非常高,一般仅比额定参数低50℃左右,因此,需严格控制主､再热蒸汽温度,使其与高､中压缸温度匹配,避免因温差引起汽缸和转子的热冲击;③控制好主､再热蒸汽压力,否则产生的鼓风摩擦容易造成高压缸12级温度过高,从而发生切缸;④尽可能加快升速､并网､带负荷的速度,减少一切不必要的停留操作,缩短启动时间,这在极热态启动中极其重要｡3.2机组跳闸后注意事项机组跳闸后,检查锅炉MFT､汽轮机跳闸､发电机解列动作正常,检查机组各辅助设备联动正常｡迅速关闭轴封系统溢流调节门,开启辅汽至轴封供汽调节门､冷再热蒸汽(以下简称冷再)供辅汽调节门,确认辅汽联箱压力正常,双机运行由运行机组提供辅汽,单机运行尽快启动电动给水泵,保证能开启高压旁路(开启前确保主蒸汽压力<10MPa),由冷再供辅汽,并及时投入轴封电加热,开启辅汽联箱及轴封供汽管道疏水,维持轴封供汽温度≥320℃,汽轮机轴封母管压力3.5~5kPa,小机轴封压力8~12kPa｡汽水分离器出口压力<14MPa时,间断性开启ERPV阀进行泄压,汽水分离器压力<14MPa,通过361阀控制汽水分离器出口主蒸汽压力下降速率≤0.2MPa/min｡确认锅炉吹扫完成及时停运送､引风机,关闭风烟系统各挡板,进行锅炉闷炉,如果送､引风机均跳闸,则开启各风烟挡板保持锅炉自然通风冷却15min 后关闭｡3.3极热态启动操作要点机组跳闸后重新上水时若使用汽动给水泵,需运行机组稳定负荷550MW,运行机组负荷过低无法带动启动机组小机冲转;运行机组负荷过高导致用汽量过多,运行机组无法带动其负荷｡开启锅炉上水旁路电动门､调节门,调整给水流量150~200t/h,监视锅炉水冷壁及分离器壁温下降速率≤2.5℃/min,分离器内外壁温差在40℃以内,可适当增加给水流量｡锅炉储水箱液位≥10m,调整省煤器入口流量为600t/h,控制361阀开度维持储水箱水位正常,及时启动疏水泵回收至凝汽器或除氧器｡启动锅炉风烟系统前,提前检查好各风机及油站,建立通道,投入脱硝声波吹灰､空气预热器连续吹灰,尽量缩短启动风机到锅炉点火的时间｡锅炉点火前只允许使用机组跳闸前备用磨煤机建立一次风通道,禁止使用跳闸磨煤机通风,防止煤粉进入炉膛发生爆燃｡启动A磨煤机运行,如A磨煤机内有存煤,铺煤时间30s 即可降磨辊,降磨辊前将炉膛负压调低,炉膛点火成功后及时调整炉膛负压正常｡成功后,尽快提高锅炉燃料量,调整燃烧率与锅炉金属壁温相匹配,防止较大的给水量冷却受热面导致氧化皮脱落,给锅炉运行中爆管埋下极大隐患｡升温升压过程及时调整高､低压旁路开度,维持主蒸汽压力7~8MPa,高压旁路后压力0.8~1.2MPa,高压旁路后温度350~360℃｡控制蒸汽温度的关键点有以下几个方面:①吹扫完成后快速点火,避免风组长时间启动,从而冷却炉温;②磨煤机启动时可选择上层磨煤机,提高炉温及主蒸汽温度;③尽早投入2号高压加热器,增加汽轮机高排流量,减少鼓风摩擦产生的热量;④通过调整提高炉膛火焰中心;⑤通过调整主､再热管道的左右侧疏水来调整蒸汽温度偏差;⑥极热态启动目标是较快速度提高蒸汽温度,与冷态启动控制蒸汽温度方法相反,需维持较低给水温度,加大上水量,将给水量通过361阀外排,减少炉水的产汽量,在燃料量不变的情况下,蒸汽吸热增强,能更快提高主蒸汽温度,缩短启动时间｡通过实践总结,按以下参数进行汽轮机冲转较合适:主蒸汽压力8MPa､主蒸汽温度550~580℃,再热蒸汽压力0.6~0.8MPa､再热蒸汽温度520~540℃,高压旁路开度>60%､低压旁路开度>30%｡汽轮机冲转时严密监视汽缸温升､上下缸温差､内外壁温差､轴向位移､胀差､振动､轴瓦温度､油温油压等重要参数｡通过调整机前压力及冷再压力,时刻注意高压缸12级温度,防止鼓风摩擦严重造成高压缸12级温度过高,激活高排温度控制器,严重情况甚至切缸｡整个冲转并网过程中,在汽轮机500r/min及3000r/min时不停留,低负荷阶段也快速通过,保证不发生切缸｡机组自动投缸的条件:实际负荷>66MW､负荷率>35MW/min､DEH负荷设定值>185MW､最大负荷上限>185MW3.4极热态启动关键a.调整轴封供汽温度与汽轮机缸体温度匹配,避免转子产生较大热应力,引起动静摩擦及发生疲劳､蠕｡b.控制主､再热蒸汽温度,使机组尽快满足TSE､X､Z准则,防止汽轮机冷却,保证汽轮机本体充分暖机｡c.控制主､再热蒸汽压力,减少不必要操作,有效控制好高压缸12级温度,避免切缸风险｡4结语本文结合实际经验,概括了660MW超超临界机组极热态启动过程的注意事项及操作要点｡在当前激烈的电力市场竞争中,不仅是电力供应的安全要求,环保要求也越来越高,机组跳闸后的极热态启动能快速安全恢复正常供电,可极大提高机组在电网中的竞争力｡本文总结了一些极热态启动中的经验,可为今后同类型机组极热态启动提供参考｡参考文献:[1]崔存星.1000MW超超临界汽轮机极热态启动特点及对策[J].河南科技,2018(35):45-47.[2]沈健雄,孙中华,张雄俊.1000MW超超临界汽轮机极热态启动特点及对策[J].科技创新与应用,2014(20):13-14.[3]刘建海,刘志杰,任宏伟.1000MW汽轮机温､热态启动胀差控制[J].东北电力技术,2012,33(1):22-25.。
660MW超超临界机组启停调峰运行方式的优化分析660MW超超临界机组是一种新型的高效发电机组，其具备启停调峰运行方式，通过对其运行方式进行优化分析，可以进一步提高其运行效率和灵活性。
针对超超临界机组的启停过程，可以采取以下优化措施：1. 启动过程优化：在机组启动时，可以采用分段启动方式，即先启动辅机（如给水泵、循环水泵等），再启动主机。
这样可以避免主机在冷机状态下启动，减少机组启动时间和能耗。
3. 调峰运行优化：针对电网调峰需求，可以通过合理调整机组的出力来满足电网负荷变化。
对于超超临界机组，其调峰能力较强，可以通过调整锅炉给煤量和汽机负荷来实现调峰运行。
通过建立机组的调峰模型，并根据电网的负荷预测结果来进行优化调度，可以最大程度地满足电网调峰需求，减少电网中的短期功率波动。
需要对660MW超超临界机组的启停调峰运行方式进行优化分析。
通过对机组的运行数据进行统计和分析，可以得到机组的运行特性和性能参数。
基于这些参数，可以构建机组的动态模型和优化模型，进一步分析机组的启停调峰运行方式。
在机组的启停过程中，关键的优化指标包括：启动时间、停机时间、能耗和设备损坏等。
通过对这些指标进行综合分析和评估，可以得到不同的运行方式的优劣。
以启动过程为例，可以通过对启动过程中各个辅机的启动时间和主机的启动时间进行研究和优化，来减少机组的启动时间和能耗。
还需要对机组的保护控制系统进行优化，提高其对启动过程的控制精度和可靠性。
采用合理的启动策略和参数设置，可以最大程度地减少机组的启动时间和能耗。
对于停机过程和调峰运行方式的优化分析，也可以采取类似的方法。
通过对停机过程中各个辅机的停机时间和主机的停机时间进行研究和优化，来减少机组的停机时间和能耗。
针对调峰运行方式，可以对锅炉给煤量和汽机负荷等参数进行优化，以提高机组的调峰能力和效率。
660MW超超临界机组启停调峰运行方式的优化分析随着电力市场的发展，电力系统的调峰运行成为了一个重要的问题。
为了满足电网稳定性和可靠性的要求，660MW超超临界机组启停调峰运行方式的优化分析变得至关重要。
为此，本文通过对660MW超超临界机组的启停调峰运行方式进行分析和优化，提出了几种优化方案。
首先，我们需要了解660MW超超临界机组的启停调峰运行原理。
660MW超超临界机组是一种高效、环保，具有高效率和低碳排放的现代化机组。
其电网并网模式为直接并网模式，即将机组产生的电能直接送入电网。
在启停调峰运行过程中，为了保证机组的运行安全和稳定性，需要控制机组的启动、停机、升温、降温等过程。
其次，我们需要分析660MW超超临界机组的启停调峰运行方式。
一般来说，660MW超超临界机组的启停调峰运行方式有以下四种：1. 正常启停运行方式正常启停运行方式是指机组在常规运行模式下，按照预定计划进行机组的启停。
该模式下，机组的启停过程相对稳定，不会对电网产生较大的影响。
但该模式下，机组无法在短时间内快速启停，无法满足调峰的需求。
2. 自备电源启动自备电源启动是指在机组停电的情况下，利用机组自身的备用发电机组进行启动。
该方式可以快速启动机组，但备用发电机组需要定期维护和检修，并且启动时需要消耗一定的燃料，增加成本。
3. 空气压缩机启动4. 加速器启动加速器启动是指利用加速器对机组进行启动。
该方式不仅可以快速启动机组，而且启动时不需要消耗大量的燃料和能源。
但是，该方式需要投资大量的设备，并且需要专门的技术人员进行操作。
1. 在运行过程中，合理调整机组的负荷，减少启停次数和频率，达到降低机组运行成本的目的。
2. 采用自备电源启动和空气压缩机启动等快速启动方式，可以在短时间内快速启动机组，达到调峰的目的。
3. 在机组运行前，进行充分的预热和升温，降低机组启动时的热损失，减少启动时间和启动成本。
4. 在机组停机时，合理调整机组的停机方式和时间，避免对电网产生不必要的影响。
内蒙古锦联铝材电业公司4×660MW机组机组整套启动操作票版次：01 页数： 13 编号：操作时间开始年月日时分已执行章位置结束年月日时分操作任务号机组整套启动操作票序号危险危害因素风险控制措施措施执行情况1机组整套启动危及人身安全1、影响机组启动工作的工作票全部结束，所有工作人员撤离现场。
2、启动前检查全部检查孔、人孔门关闭，启动过程中加强燃烧调整，防止炉膛正压，烟气烫伤。
3、转动部分防护罩及安全装置完好。
4、检查人员着装应符合安规要求，防止被转动设备绞缠。
5、上下楼梯台座时，防止摔伤。
6、机组启动过程中发现有阀门漏泄、管道振动禁止靠近。
2 误操作1、运行人员应分工明确，严格执行监护制度。
2、相关技术人员到场监护，严格执行启动操作票。
3、保持通讯畅通。
3 自燃和爆炸1、启动前是否有积粉，若有应予清除。
2、燃烧率增加过程中应加强对炉膛内燃烧状态观察，燃烧状态不好不得随意退出伴燃油枪。
3、若有少油油枪退出，应及时关闭对应煤粉管气动插板。
4、锅炉点火前必须进行炉膛吹扫，禁止解除防爆燃的热工保护。
4辅机运行状态不稳定，延误机组启动时间1、机组启动前严格按照启动前恢复卡恢复系统。
2、机组启动前对各辅机热工逻辑进行试验，对各阀门进行传动，确保试验结果无误。
3、对于具有双电源的辅机设备（如风机油泵）要核实双路电源全部送上，并进行双电源切换试验。
4、机组并网前启动第二套制粉系统和双侧风机运行。
5 设备损坏1、严格控制启动过程升温升压速率。
2、手动操作放空气门时，禁止用力过猛。
6 汽轮机水击1、严格按照规程要求控制汽轮机冲动参数。
2、汽轮机冲动前确认相关保护投入。
3、旁路投入必须按先低旁后高旁,低旁先减温后减压,高旁先减压后减温的顺序进行.这样能避免再热器冷段或排气装置超温。
7 阀门漏泄1、机组启动前严格按照恢复卡恢复辅助系统。
2、需要在启动过程中关闭的阀门，操作完毕须进行复紧和认真检查。
3、机组启动完毕全面检查，并通过运行参数判断有无漏泄。
安全保护措施与用品□安全帽□安全鞋□耳塞□手套□安全绳/带□防护眼镜□呼吸器□灭火器□围拦□护脸设备□其他（）内蒙古锦联铝材电业公司4×660MW机组机组整套启动操作票版次：01 页数： 13 编号：操作时间开始年月日时分已执行章位置结束年月日时分操作任务号机组整套启动操作票操作顺序操作项目操作执行情况时间1 接值长令：号机组整套启动。
2 通知化学专业化验主辅机油质，确认油质合格。
3 机组启机前试验已按试验卡做完并全部正确。
4 所有辅机电机已按启机前送电确认表测绝缘合格并送电。
5 所有阀门电源已按启机前阀门检查确认表送电，并进行传动试验正常。
6通知化学专业制备合格除盐水，除盐水箱水位满足启动需求，废水处理系统具备投运条件。
7 提前16小时通知输煤专业将锅炉原煤仓上至正常煤位。
8 锅炉点火前8小时通知灰硫专业系统具备投入条件。
9 确认影响机组启动的检修工作已结束，安全措施已恢复，警示牌全部收回。
10 确认机组各辅助系统已按各分系统启动前检查恢复，联锁保护试验合格。
11 检查DCS画面报警信号正常，无异常报警。
12 检查DCS画面全部参数指示正常。
13 检查辅机循环冷却水系统具备投入条件。
14 启动号辅机循环冷却水泵，开启出口蝶阀15度，对机辅机循环冷却水系统注水，厂房内各循环水管道空气门见水后关闭，全开出口液控蝶阀。
将号辅机循环冷却水泵入备用。
15 检查压缩空气系统运行正常，压缩空气压力不低于0.6MPa。
16 通知化学启动除盐水泵，对闭式水系统注水排空。
17闭式水系统注水排空完毕，启动号闭式循环冷却水泵运行,闭式循环冷却水压力保持0.5MPa。
将号闭式循环冷却水泵备用。
18 启动主机交流润滑油泵，根据油温情况投入主油箱电加热。
19 启动空侧交流密封油泵，通过调整再循环维持母管压力0.8MPa左右，将空侧直流密封油泵投备。
检查氢侧密封油箱油位达到300mm时，启动氢侧交流密封油泵，调整再循环手动门控制母管压力在0.5-0.8MPa之间。
通过控制氢侧密封油至空侧密封油手动门，维持氢侧油箱油位正常。
20 启动高压启动油泵。
21对发电机定子冷却水箱进行冲洗，水质合格后注水到高位，根据定子线圈温度投入电加热器，保持定子水温高于发电机内氢气温度5℃以上。
22 启动定冷水泵，缓慢开启出口门，对定子冷却水系统进行注水排空。
维持定冷水压 MPa，投入定冷水离子交换器运行，确认水质合格。
23 进行发电机气体置换，置换过程中维持油氢差压84±10 kPa，空氢侧平衡表指示±5厘米水柱，维持氢水差压50kPa以上，检查油水探测器无报警信号，就地无液位。
置换结束时氢气纯度98%以上，氢气压力0.35MPa。
24 将定冷水流量调整至97-103t/h，检查DCS显示定冷水压力在0.15MPa左右，将定冷水泵投入备用。
25 启动顶轴油泵，顶轴油母管压力15MPa以上，各瓦顶轴油压：3瓦 MPa、4瓦 MPa、5瓦 MPa、6瓦 MPa，将顶轴油泵投入备用。
26 投入盘车装置连续运行，盘车电流 A,偏心μm。
27 联系一期投入辅汽系统，调整辅汽联箱压力0.6～1.0MPa。
28 开启排汽装置补水门，将排汽装置补水至1100mm，并对凝结水泵进行注水排空。
同时开启除盐水至除氧器补水电动门，除氧器补水至2200mm。
29开启7号低加进、出口电动门、5/6号低加进口电动门，关闭5号低加出口电动门，开启凝结水启动放水电动门。
对轴封加热器水封进行注水。
30 联系化学将精处理投入旁路运行。
31 开启凝结水再循环电动门、手动门、调整门（开度80%以上），启凝结水泵，将出口电动门切至就地位，控制开度5%～10%。
稍开凝结水母管及轴封加热器、7号、6号、5号低加水侧放空气门，进行注水排空，各空气门见水后关闭。
将凝结水泵投入备用。
32 根据排汽装置补水量，调整凝结水主调门开度，进行凝结水冲洗，并通知化学对凝结水泵出口水质进行化验。
33 凝结水含Fe小于1000μg/L时，联系化学投入精处理装置。
34 凝结水系统冲洗合格后（Fe≤500ug/L），开启5号低加出口电动门，关闭启动放水电动门，关闭除盐水至除氧器补水电动门。
35 对辅汽联箱至除氧器加热管路暖管，暖管结束后投入除氧器加热，维持除氧器水温80℃左右，开启除氧器至锅炉启动疏水扩容器电动门，对除氧器进行冲洗。
36 除氧器水质合格后，提高除氧器压力0.1-0.2MPa，开启3台给水泵出入口电动门、锅炉上水旁路前后电动门及旁路调整门。
对给水泵、给水管路及高加水侧静压注水。
37 1号高加水侧空气门见水后关闭，10分钟后关闭3台给水泵出入口电动门、锅炉上水旁路前后电动门及旁路调整门。
38 按锅炉启动前阀门检查卡，将各阀门摆布至正确位置。
39 联系化学投入凝结水、给水加药系统。
40 锅炉准备上水前记录各膨胀指示器位置。
41 开启给水泵再循环手动门、电动门、调整门（开度90%以上），启动给水泵，开启出口电动门，锅炉上水。
将给水泵投入备用。
42 开启给水泵入口管路给水取样一、二次手动门，确保其它给水泵入口给水取样一、二次手动门在关闭状态，当对应给水泵运行后再开启给水取样一、二次门。
43 开启贮水箱至锅炉疏扩管道取样一、二次手动门。
44 联系热工专业投入微油1-4号角火焰监视电视，炉膛红外线测温装置投入正常。
45 对油枪吹扫蒸汽管道、空气预热器吹灰蒸汽管道、磨煤机消防蒸汽管道、给煤机消防蒸汽管道、暖风器(冬季运行)进行暖管。
46 联系灰硫专业投入气力输灰系统。
47启动送风机、一次风机、引风机油泵，检查油系统运行正常。
将各风机备用油泵投入备用联锁。
检查油压、油位正常，根据油温情况投入电加热器。
48 启动各磨煤机润滑油泵，检查润滑油压力正常后将备用润滑油泵投入备用。
启动各磨煤机液压油泵，根据油温情况投入电加热。
49 检查主汽吹灰电动门关闭,各台蒸汽吹灰器都已完全退出。
50 启动燃油系统号油泵运行，调整燃油再循环调整门，保持供油压力＞3.2MPa，将再循环调整门投入自动，将燃油系统号油泵投入备用。
51 检查炉本体、烟道、干排渣冷灰斗人口门、检查口全部关闭。
52 贮水箱见水，利用361阀控制贮水箱水位在9000mm～9700mm，开始冷态开式冲洗。
53 贮水箱见水后，及时记录各膨胀指示器位置。
54 锅炉放水至冷凝水箱，开启号冷凝水泵出、入口手动门，关闭冷凝水箱放水至机组排水槽电动门、冷凝水箱溢流电动门，关闭冷凝水泵至排汽装置一、二次电动门，开启冷凝水泵至机组排水槽排水泵出口管路手动门，关闭机组排水槽排水泵出口手动门。
待冷凝水箱液位1700-2000mm时启动号冷凝水泵，将号冷凝水泵投入备用。
当水温高时及时开启化学除盐水至启动疏水扩容器冷却电动门。
55 调整给水旁路调节门控制冲洗流量在200-300t/h。
56 开启水冷壁入口分配集箱放水、水冷壁中间集箱放水、折焰角入口汇集箱放水一、二次电动门。
开启水冷壁分配集箱放水管道放水一、二次手动门，冲洗3-5分钟后关闭。
57 联系化学对锅炉水质进行连续监测，每隔2小时化验一次。
58 关闭高中、低压缸轴封供汽分门，开启高中、低压缸轴封供汽滤网排污手动门、轴封系统各供汽管道至排汽装置疏水手动门，稍开辅汽至轴封供汽手动门，轴封系统进行暖管。
59 炉水含 Fe小于500μg/L时，冷态开式冲洗结束，开启冷凝水泵至排汽装置一、二次电动门，关闭冷凝水泵至机组排水槽排水泵出口管路手动门，将水回收至排汽装置。
60 冷态开式冲洗结束后关闭水冷壁入口集箱疏水、水冷壁中间集箱放水、折焰角入口汇集集箱放水一、二次电动门。
61 当轴封供汽母管温度达到150℃时，开启轴封供汽调整门，控制轴封供汽压力30-50kPa，低压轴封供汽温度120-180℃，启动号轴加风机，将号轴加风机投入备用。
关闭高中、低压缸轴封供汽滤网排污手动门，调节轴加风机入口手动门和各分支供汽分门，保证汽缸各轴封不吸气或向外大量冒汽。
62 开启空冷岛第4-8列蒸汽隔离阀、抽真空电动门、左右侧凝结水电动门。
63 启动号真空泵，开启排汽装置抽真空旁路电动门，当背压达到30kPa 以下时，将号真空泵投入备用。
关闭抽真空旁路电动门。
冬季关闭空冷岛第4-8列蒸汽隔离阀、抽真空电动门、左右侧凝结水电动门。
64 检查确认主蒸汽母管及左右侧分支疏水阀、再热蒸汽母管及左右侧分支疏水阀、低压旁路疏水阀关闭，高压导汽管疏水阀、中压导汽管疏水阀、高压内外缸疏水阀、高排逆止门前后疏水阀、高压导管通风阀、高排通风阀前疏水阀、抽汽逆止门前疏水阀开启。
65 当省煤器入口给水水质含铁量≤50ug/L、二氧化硅≤30ug/L、溶氧≤30 ug/L、氢电导率（25℃）≤0.65us/cm、硬度≈0umol/L时，锅炉方可点火。
