一、機組啟動前工況
1、雙機停運， 2號爐啟動過程無鄰機供汽。
2、2號機組啟動鍋爐汽包壁溫為145℃， 調節級金屬溫度250℃， 屬溫態啟動。
二、啟動過程
19:00 啟動鍋爐點火。
20:46 暖輔汽聯箱， 21:36暖管結束， 投除氧器加熱。
21:24 啟動凝結水系統運行。
00:01 啟動汽前泵， 鍋爐上水。
02:45 鍋爐上水完成。
03:50 1號機組軸封投入， 開始抽真空。
03:05 鍋爐點火成功。
04:30 啟動2A磨煤機。
04:35 投入空預器吹灰。
05:10 主汽壓力1.0Mpa、投入高低壓旁路系統。
06:30 2號機開始沖轉，
06:40 摩擦檢查正常， 重新沖轉。
07:30 汽輪機2800rpm暖機。
08:34 汽輪機定速3000rpm。
09:052號發電機並網成功。
08:45凝結水精處理水質合格， 凝結水回收至除氧器。
09:15機組負荷30MW， 檢查汽機高、中壓疏水關閉正常。
09:55機組負荷64MW， 廠用電切換至工作電源。
09:52四抽壓力0.15MP， 除氧器汽源切至四段抽汽， 除氧器滑壓運行。
10:25 機組負荷120MW， 退出四支小油槍， 投入勵磁系統PSS， 投入機組AVC。
10:30四抽壓力0.3Mpa輔汽聯箱汽源倒為四抽與冷再並帶。
10:54負荷116MW， 四抽壓力0.3Mpa， 小機開始沖轉， 12:10 定速3000rpm， 12:30 開始並泵。 13:05並泵完成， 熱工開始PID係數修正。
13:01 汽泵轉速3000rpm， 投入遙控， 電泵倒換為汽泵運行， 電泵投備。
11:03機組負荷120WM,投入勵磁系統PSS,投入機組AVC。
13:55 機組負荷150WM,由單閥切為順閥。
14:26 機組負荷150MW， 投入爐跟機協調， 投入機組AGC。
三、啟動過程問題分析經驗總結
鍋爐：
1、啟動爐出力達不到設計值， 啟動爐畫面顯示蒸汽量為11t/h、蒸汽壓力為0.35Mpa與設計蒸汽量20t/h、額定蒸汽壓力1.3Mpa偏差較大。 蒸汽量達不到設計值導致過熱蒸汽溫度需要通過減溫水調整，
原因分析：啟動爐經過大修後出力下降較大， 蒸汽量達不到設計值， 利用檢修機會對受熱面表面污垢進行清理， 降低排煙溫度。
2、啟動爐小油槍出力小， 啟動爐供汽管道至主機用汽管道長， 延長暖管時間， 影響整個機組啟動時間， 暖管1.5h切換大油搶後蒸汽溫度升高較快。
原因分析：此次啟動爐供汽管與主機分別疏水暖管， 後期啟動爐切換為大油槍後因用汽量小導致主汽溫度上升較快。
改進措施：將供氣管道與主機用汽管道同時暖管， 將啟動爐供汽手動總門關小防止管道因暖管不充分振動。
3、本次啟動將2A磨煤機分離器調整為60%， 石子煤量排量正常。
經驗總結：7月18日1號爐啟動1A磨煤機為提高煤粉細度增加燃燼率， 因風離器擋板調整幅度大， 石子煤排量異常導致排渣一道門堵塞無法關閉， 本次總結經驗將2A磨煤機分離器擋板調整為60%,石子煤排放正常。
4、本次2號爐啟動汽包壁溫145℃， 且無鄰機供汽， 而啟動爐將除氧器給水加熱至105℃， 鍋爐開始上水， 高溫省煤器見水後， 因汽包壁溫差大延長了鍋爐上水時間。
原因分析：啟動爐蒸汽量不足， 除氧器給水溫度加熱偏低， 當給水進入汽包後對汽包下部進行冷卻， 導致汽包壁溫差增大。
改進措施：控制好上水速度， 避免連續上水， 導致除氧器水溫下降較快， 同時高溫省煤器見水後要控制上水速度。
5、2號爐一次風機啟動後， 投運風道加熱器時，
原因分析：因正常運行看火孔手動門關閉， 無法檢查觀察窗情況， 導致堵塞無法及時發現消除， 再者熱工火檢異常導致油槍著火後因信號回饋異常停運。
改進措施：機組啟動提前聯繫點檢清理風道加熱器就得觀火孔；熱工檢查火檢信號回饋異常的缺陷， 保證火檢信號正確。
6、啟動過程鍋爐管壁關注不到， 再者旁路調整與燃料不匹配， 導致過熱器分隔屏小幅超溫。
原因分析：旁路調整與增減燃料調整不能做到協調控制， 運行人員對啟動過程壁溫的關注度不夠，
改進措施:加強人員技能水準， 做到旁路調整與燃料調整的協調統一， 同時加強啟動過程管壁溫度的監視調整。
7、本次2號爐啟動耗油20.52t， 較以往雙機停運後啟動節油明顯。 其中風道加熱器耗油約為0.3t/h， 啟動爐耗油約5t， 鍋爐小油槍用油8.3t， 大油搶用油6.92t。 採取主要措施：
1）四支大油槍運行， 投運少油及風道加熱器， 快速啟動1A磨煤機運行， 爐膛著火良好， 煤粉燃燼率高；
2）投運OA層四支大油搶運行， 通過各油槍油角閥前手動門進行節流， 四支大油搶耗油約為1.3t/h， 耗油下降但對煤粉引燃效果較好。
汽機：
1、啟動初期， 除氧器水位測點4、5兩點測量不准的情況下投入了凝結水變頻自動調節， 造成除氧器水位最高2400mm， 嚴重威脅機組的安全運行。
控制措施：機組啟動過程中儘量減少自動投入，投入自動後要密切跟蹤。除氧器水位測點4、5在每次機組啟動時存在測量誤差，因此要及時聯繫熱工進行排汙處理，確認就地與遠傳液位一致時方可投入凝結水自動調節。
2、單順閥切換前未投入機組協調控制，造成閥切換過程中負荷自動上漲，主汽壓力下降，負荷最高上漲至180MW，通過調節機主控綜合閥位元降低機組負荷，投入協調。
控制措施：150MW時投入機組協調後，再進行單順閥切換，避免參數大幅波動。
3、小機沖轉時間推遲，由於運行人員對啟機方式掌握不到位，沒有及時利用輔汽（冷再供輔汽汽源）對小機進行暖管，而是利用四抽直接對小機進行暖管，由於四抽壓力低，暖管較慢，在一定程度上耽誤了小機沖轉的時間。
控制措施：雙機啟動時，利用冷再至輔汽先將小機沖轉至800r/min暖機一小時，當四抽壓力達到0.4MPa後，直接用輔汽將小機沖轉至3000r/min,可有效節約啟動時間，此類事情已多次出現，希望各值啟動前認真學習雙機停運後啟動措施，避免類似事件。
4、2號高加在隨機投運過程中，正常疏水管道振動大。
原因分析：本次3號高加正常疏水管道未發生振動，主要因為高加高加金屬溫度高，暖管後未產生大量冷水積存。2號高加投運前已帶壓，暖管速度偏快，同時正常疏水調門開度偏小，導致暖管產生的疏水未及時排盡。高加帶壓投運時，可考慮將正常疏水和事故疏水調門分別開一定開度，總之，避免冷水在管道內積存引起的冷熱衝擊是避免管道振動的根本原因。
如果管道已積存冷水，應採取以下措施：
1）關小或關閉抽汽電動門、逆止門。
2）開啟管道放水門，將冷水放盡。
3）水放盡後，會出現抽空氣現象，此時關閉放水門。
4）如此反復操作，知道管道暖管充分。
5、本次機組啟動軸封汽源的選擇與切換。
軸封供汽的選擇原則：軸封蒸汽與軸封金屬溫度偏差小於110℃，本次啟動爐供汽溫度較高，軸封投運初期軸封要求。
1)軸封暖管及旁路投入前：啟動爐---輔汽聯箱---軸封。
2)旁路投入且主汽溫度在230℃以上時：主汽---軸封、主汽及冷再同時供軸封、冷再供軸封（主汽備用）。
6、除氧器汽源的選擇與切換。
1）由於汽包壁溫較高，所以啟動初期，啟動爐來汽全部供除氧器加熱。軸封汽源切至主蒸汽接帶以前：啟動爐---輔汽---除氧器。
2）軸封由主汽接帶且旁路投入後：由冷再---輔汽---除氧器。
7、旁路投入與退出
投入：在滿足鍋爐升溫升壓速度不超要求時，儘量開大高、低旁直至全開。這樣可增加鍋爐燃料量，對穩定爐膛燃燒穩定有積極作用，同時可減小爐膛負壓的波動。
退出：機組並網後，切記不要快速關閉旁路，關閉原則為維持再熱器壓力穩定，採用高、低旁配合關閉，不需要追求關閉速度。已經多次出現由於關閉旁路過快導致再熱器壓力下降到零，因為啟動初期中壓缸蒸汽量相對較大，做功比例相對較高，若再熱器壓力突然下降，會導致機組初負荷降為零的現象，存在逆功率的風險。
四、2號機組在停運中存在的問題：
1、操作存在的問題
1、輔汽汽源由四抽倒至冷再過程中，輔汽壓力最高上升至1.59Mpa。
原因分析：正常運行中冷再供輔汽自動設定0.5Mpa（保證供洗衣廠汽源穩定），在降負荷過程中調門自動開啟，負荷降至120MW，此時輔汽用戶僅供軸封，開始進行輔汽汽源倒換，此時由於降負荷，四抽壓力下降，冷再供輔汽調門自動開大，同時進行汽源倒換，且倒換速度較快，加劇了冷再供輔汽調門開大的速度，冷再供輔汽調門最大開至90%，輔汽聯箱壓力升高至1.59 Mpa。
控制措施：倒換汽源應在負荷穩定時進行，人員操作過程中應注意關閉四抽供汽的速度，尤其在四抽電動門10%以下時，注意冷再調門開度變化，此時還應關注輔汽供軸封調門變化情況，防止調門波動引起輔汽壓力大幅變化。
2、汽泵遙控自動解除，進行手動調節水位。
原因分析：由於確認鍋爐發生洩漏，負荷降至150MW，小汽輪機低調門波動較明顯（之前分析可能為伺服閥問題），進行降壓降負荷處理，汽泵再迴圈超遲開啟，解除手動後全開，主汽壓力降至7.1Mpa時，汽泵出口壓力8Mpa，轉速波動至2800以下，汽泵遙控解除，在MEH畫面手動輸入轉速調節水位。
控制措施：逐漸降負荷降壓力過程中，注意監視小機的運行情況，尤其在主汽壓力降至較低情況時，汽泵運行工況發生惡化，應提前手動開啟再迴圈，防止再迴圈超遲開關，引起水位波動，另外注意低轉速時汽泵遙控自動解除時，為保證給水與蒸汽流量匹配，保持負荷穩定，在MEH畫面進行轉速設定進行微調。
3、盤車未及時投入
原因分析：汽機轉速到0r/min時，人員盤車投入時未將盤車電機後蓋的接觸開關頂住，導致盤車未及時投入。
控制措施：加強人員就地操作的培訓，及時瞭解設備操作要點，進行操作前，盤前人員應及時告知操作人員風險點，確保操作無誤。
嚴重威脅機組的安全運行。
控制措施：機組啟動過程中儘量減少自動投入，投入自動後要密切跟蹤。除氧器水位測點4、5在每次機組啟動時存在測量誤差，因此要及時聯繫熱工進行排汙處理，確認就地與遠傳液位一致時方可投入凝結水自動調節。
2、單順閥切換前未投入機組協調控制，造成閥切換過程中負荷自動上漲，主汽壓力下降，負荷最高上漲至180MW，通過調節機主控綜合閥位元降低機組負荷，投入協調。
控制措施：150MW時投入機組協調後，再進行單順閥切換，避免參數大幅波動。
3、小機沖轉時間推遲，由於運行人員對啟機方式掌握不到位，沒有及時利用輔汽（冷再供輔汽汽源）對小機進行暖管，而是利用四抽直接對小機進行暖管，由於四抽壓力低，暖管較慢，在一定程度上耽誤了小機沖轉的時間。
控制措施：雙機啟動時，利用冷再至輔汽先將小機沖轉至800r/min暖機一小時，當四抽壓力達到0.4MPa後，直接用輔汽將小機沖轉至3000r/min,可有效節約啟動時間，此類事情已多次出現，希望各值啟動前認真學習雙機停運後啟動措施，避免類似事件。
4、2號高加在隨機投運過程中，正常疏水管道振動大。
原因分析：本次3號高加正常疏水管道未發生振動，主要因為高加高加金屬溫度高，暖管後未產生大量冷水積存。2號高加投運前已帶壓，暖管速度偏快，同時正常疏水調門開度偏小，導致暖管產生的疏水未及時排盡。高加帶壓投運時，可考慮將正常疏水和事故疏水調門分別開一定開度，總之，避免冷水在管道內積存引起的冷熱衝擊是避免管道振動的根本原因。
如果管道已積存冷水，應採取以下措施：
1）關小或關閉抽汽電動門、逆止門。
2）開啟管道放水門，將冷水放盡。
3）水放盡後，會出現抽空氣現象，此時關閉放水門。
4）如此反復操作，知道管道暖管充分。
5、本次機組啟動軸封汽源的選擇與切換。
軸封供汽的選擇原則：軸封蒸汽與軸封金屬溫度偏差小於110℃，本次啟動爐供汽溫度較高，軸封投運初期軸封要求。
1)軸封暖管及旁路投入前：啟動爐---輔汽聯箱---軸封。
2)旁路投入且主汽溫度在230℃以上時：主汽---軸封、主汽及冷再同時供軸封、冷再供軸封（主汽備用）。
6、除氧器汽源的選擇與切換。
1）由於汽包壁溫較高，所以啟動初期，啟動爐來汽全部供除氧器加熱。軸封汽源切至主蒸汽接帶以前：啟動爐---輔汽---除氧器。
2）軸封由主汽接帶且旁路投入後：由冷再---輔汽---除氧器。
7、旁路投入與退出
投入：在滿足鍋爐升溫升壓速度不超要求時，儘量開大高、低旁直至全開。這樣可增加鍋爐燃料量，對穩定爐膛燃燒穩定有積極作用，同時可減小爐膛負壓的波動。
退出：機組並網後，切記不要快速關閉旁路，關閉原則為維持再熱器壓力穩定，採用高、低旁配合關閉，不需要追求關閉速度。已經多次出現由於關閉旁路過快導致再熱器壓力下降到零，因為啟動初期中壓缸蒸汽量相對較大，做功比例相對較高，若再熱器壓力突然下降，會導致機組初負荷降為零的現象，存在逆功率的風險。
四、2號機組在停運中存在的問題：
1、操作存在的問題
1、輔汽汽源由四抽倒至冷再過程中，輔汽壓力最高上升至1.59Mpa。
原因分析：正常運行中冷再供輔汽自動設定0.5Mpa（保證供洗衣廠汽源穩定），在降負荷過程中調門自動開啟，負荷降至120MW，此時輔汽用戶僅供軸封，開始進行輔汽汽源倒換，此時由於降負荷，四抽壓力下降，冷再供輔汽調門自動開大，同時進行汽源倒換，且倒換速度較快，加劇了冷再供輔汽調門開大的速度，冷再供輔汽調門最大開至90%，輔汽聯箱壓力升高至1.59 Mpa。
控制措施：倒換汽源應在負荷穩定時進行，人員操作過程中應注意關閉四抽供汽的速度，尤其在四抽電動門10%以下時，注意冷再調門開度變化，此時還應關注輔汽供軸封調門變化情況，防止調門波動引起輔汽壓力大幅變化。
2、汽泵遙控自動解除，進行手動調節水位。
原因分析：由於確認鍋爐發生洩漏，負荷降至150MW，小汽輪機低調門波動較明顯（之前分析可能為伺服閥問題），進行降壓降負荷處理，汽泵再迴圈超遲開啟，解除手動後全開，主汽壓力降至7.1Mpa時，汽泵出口壓力8Mpa，轉速波動至2800以下，汽泵遙控解除，在MEH畫面手動輸入轉速調節水位。
控制措施：逐漸降負荷降壓力過程中，注意監視小機的運行情況，尤其在主汽壓力降至較低情況時，汽泵運行工況發生惡化，應提前手動開啟再迴圈，防止再迴圈超遲開關，引起水位波動，另外注意低轉速時汽泵遙控自動解除時，為保證給水與蒸汽流量匹配，保持負荷穩定，在MEH畫面進行轉速設定進行微調。
3、盤車未及時投入
原因分析：汽機轉速到0r/min時，人員盤車投入時未將盤車電機後蓋的接觸開關頂住，導致盤車未及時投入。
控制措施：加強人員就地操作的培訓，及時瞭解設備操作要點，進行操作前，盤前人員應及時告知操作人員風險點，確保操作無誤。