《机炉运行》课程设计解析Word文件下载.docx

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2.要求

本课程设计结合某超临界电厂600MW火电机组技术资料进行。

技术资料包括：

1）汽轮机系统图；

2）锅炉系统图;

3）汽轮机专业运行规程；

4）锅炉专业运行规程。

针对该机组的技术资料，本次课程设计的基本要求如下：

1．了解该机组的主要热力系统的组成和设备主要参数。

2．掌握锅炉本体及其辅机的特点和组成。

3．掌握汽轮机本体及其辅机的特点和组成。

4．掌握系统图的分析和阅读方法。

5．掌握机组的运行操作规程的分析和阅读方法。

6．了解顺序控制系统的设计方法。

提交的报告格式规范，有条理。

二、主要内容

课程设计包含以下四部分

1）通过规程和系统图阅读了解机组概况。

2）汽轮机系统图和锅炉系统图分析。

3）汽轮机和锅炉运行操作规程分析。

4）机组辅助设备的顺控逻辑设计。

各部分的基本工作如下：

包括以工作：

●机组主、辅设备的型号和主要技术参数。

●主要辅助系统的类型。

2）汽轮机系统图和锅炉系统图分析，需要重点阅读的汽轮机系统图包括：

●主、蒸汽再热蒸汽及旁路系统。

●辅助蒸汽系统。

●汽轮机轴封、门杆漏汽及本体疏水系统。

●凝结水系统。

●除氧给水系统。

●给水泵小汽轮机热力系统

●加热器疏水及放气系统、抽汽系统

需要重点阅读的锅炉系统图包括：

●汽水系统。

●燃烧系统。

●燃油系统

●烟风系统

●调温系统

●吹灰系统

●锅炉辅助管路系统

●制粉系统。

3）汽轮机和锅炉运行操作规程分析。

汽轮机运行操作规程主要分析以下内容：

●汽轮机冷态启动划分为哪几个阶段；

各阶段包括哪些主要操作。

●针对启动中的主要操作，描述操作的时机或条件以及注意事项（需要监视的参数及可能发生的故障。

●重点分析高压加热器和给水泵的启动和停运操作

锅炉运行操作规程主要分析以下内容：

●锅炉冷态启动划分为哪几个阶段；

●重点分析引风机、送风机、空预器和磨煤机的启动和停运操作

三、进度计划

序号

设计（实验）内容

完成时间

备注

1

熟悉机组锅炉、汽轮机系统图和机组运行规程。

编写相关设计报告中机组概况部分和系统图分析部分。

第1-3天

2

通过规程，熟悉机组冷态启动过程。

编写机组冷态启动过程中重要阶段的“操作指导说明书”。

第4-7天

3

分组对进行机组辅助设备的顺控逻辑设计。

编写某一辅机的“顺控逻辑设计说明书”

第8-9天

4

提交报告并答辩

第10天

四、设计成果要求

1）课程设计报告的编写

课程设计报告按工作内容分为四个部分：

机组概况。

约4000字左右。

（3页A4）

汽轮机和锅炉系统图分析。

编写“系统构成和工作流程分析”，约4000字左右。

（20页A4）

汽轮机和锅炉运行操作规程分析。

编写机组启动和辅机启停的“操作指导说明书”约4000字左右。

机组辅助设备的顺控逻辑设计。

约10000字左右。

（5页A4）

2）格式

学生须提交《单元机组运行原理》程设计书，文字工整，可以采用手写或打印格式。

打印正文格式为宋体，五号字，行间距为21。

要求设计书中段落清晰、内容完整、分析全面。

各种数据和标注清楚、可靠。

五、考核方式

本课程实习通过考试（60%）和报告（40%）相结合的方式评定成绩。

提交报告后，以组为单位进行答辩。

学生姓名（签名）：

指导教师（签名）：

2014年1月6日

一、机组概况

1主机组设备概述

1.1锅炉设备概述

国电电力大连庄河发电有限责任公司选用哈尔滨锅炉厂与三井巴布科克能源MITSUIBABCOCK（MitsuiBabcockEnergyLimited）公司合作设计、制造的600MW超临界本生（Benson）直流锅炉，型号：

HG-1950/25.4-YM3。

一次中间再热、变压运行，带内置式循环泵启动系统，固态排渣、单炉膛平衡通风、Π型布置、尾部双烟道、全钢构架悬吊结构、全封闭布置锅炉。

炉膛为单炉膛，断面尺寸22187.3mm×

15632.3mm（宽×

深）。

设计煤种为双鸭山煤，校核煤种为双鸭山混煤，锅炉以最大连续负荷（B-MCR）工况为设计参数，最大连续蒸发量1950t/h，过热器蒸汽出口温度为571℃，再热器蒸汽出口温度为569℃，给水温度285.3℃。

锅炉汽水流程以内置式汽水分离器为界成双流程。

水冷壁为膜式水冷壁，下部水冷壁及灰斗采用螺旋管圈，上部水冷壁为垂直管屏。

从冷灰斗进口一直到标高约46659mm的中间混合集箱之间为螺旋管圈水冷壁，连接至炉膛上部的水冷壁垂直管屏和后水冷壁吊挂管，然后经下降管引入折焰角和水平烟道侧墙，再引入汽水分离器。

锅炉启动系统带炉水循环泵的启动系统，在启动和停炉工况低于本生负荷时投入循环泵运行。

由内置汽水分离器、贮水箱、水位控制阀和炉水循环泵等组成。

省煤器为单级非沸腾式，分前后两部分布置于尾部烟道的下部。

下部水冷壁采用螺旋管圈，上部水冷壁采用一次上升垂直管屏，二者之间用过渡集箱连接。

四只启动分离器，壁厚较薄，温度变化时热应力小，水冷壁吸热均匀，水动力特性稳定，具有良好的变压、调峰和启动性能。

汽水分离器出来的蒸汽引至顶棚和包墙系统，再进入一级过热器，然后流经屏式过热器和末级过热器。

锅炉过热器由顶棚过热器、包墙过热器、一级过热器、屏式过热器和末级过热器组成。

顶棚过热器布置于炉顶，包墙过热器布置于尾部烟道顶部、尾部烟道前后墙、两侧墙及中间隔墙，一级过热器布置于尾部双烟道的后部烟道中，屏式过热器布置于炉膛上部，末级过热器布置于折焰角上方的水平烟道中。

屏式过热器前后各布置一级喷水减温器，每级均为2只。

锅炉主蒸汽温度控制主要靠调节“煤水比”和一、二级喷水减温水量进行调温，第一级减温水布置在屏过之前，第二级减温水布置在屏过之后，减温水取自给水母管，控制主汽温度在正常范围内。

锅炉给水系统配置一台30%容量的电动给水泵和两台50%容量的汽动给水泵锅炉再热器分为低温再热器和高温再热器两段布置，中间无集箱连接，低温再热器布置于尾部双烟道中的前部烟道，高温再热器布置于水平烟道中逆、顺流混合与烟气换热。

再热蒸汽汽温控制主要靠尾部烟气挡板调节，辅助用装设在再热器入口管道的事故喷水减温器调整（减温水取自给水泵中间抽头），以防再热器超温。

确保锅炉安全运行，在末级过热器和再热器出口两侧管道上设置有安全门，防止锅炉超压。

锅炉采用单炉膛，燃烧方式为前后墙对冲燃烧，采用30只低NOX轴向旋流燃烧器（LNASB），前后墙各15只，分三层对称布置。

配有六台ZGM113型6台中速辊式磨煤机，燃烧设计煤种时，BMCR工况下5台运行，一台备用。

每台磨煤机供布置于前、后墙同一层同一侧的LNASB燃烧器。

OFA燃烬风喷嘴布置在燃烧器上方，前后墙共十只。

采用二级高能点火系统，A\B\C\D\F层每台燃烧器均配有一支机械雾化的油枪，点火枪和油枪均为可伸缩式，共有25支，每支油枪出力为1.2t/h：

油枪的最大出力按30％B-MCR工况设计，E层喷燃器为等离子点火器。

系统配有2台动叶调节轴流式一次风机，2台离心式密封风机。

烟气依次流经上炉膛的屏式过热器、末级过热器、水平烟道中的高温再热器，然后至尾部双烟道中烟气分两路。

一路流经前部烟道中的立式和水平低温再热器、省煤器，一路流经后部烟道的水平低温过热器、省煤器，再流经布置在下方的两台三分仓回转式空气预热器，经除尘效率达99.5%以上的两台电除尘以及两台静叶调节轴流式引风机，最后经过烟气脱硫装置后经高231米，出口直径为：

的烟囱排入大气。

锅炉装设蒸汽吹灰器166只，其中98只V92型炉膛吹灰器,炉膛上部及尾部烟道布置56只PS-SL型长伸缩式吹灰器，在省煤器管组前布置8只PS-SB型半伸缩式吹灰器。

空气预热器装设4只PS-AT型伸缩式吹灰器，每台上下各装设1只，全部采用程控控制。

除渣方式固态连续除渣，采用一台刮板式捞渣机，装于炉膛冷灰斗下部。

炉膛出口两侧各装设一只烟气温度探针，在炉膛右侧装设有炉膛火焰电视监视装置、并装设有锅炉受热面泄漏监测装置等。

自动控制部分装配炉膛安全监控系统（FSSS），整个系统的控制调节均通过由国电智深公司生产的DCS系统实现。

1.2汽机设备概述

1.2.1庄河发电厂的汽轮机为哈尔滨汽轮机有限责任公司制造的超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、反动凝汽式汽轮机，型号是CLN600-24.2/566/566。

采用数字式电液调节（DEH）系统。

机组能在冷态、温态、热态和极热态等不同工况下启动，并可采用定压和定-滑-定压运行方式中的任一种运行。

定-滑-定压运行时，滑压运行的范围是30-95%BMCR。

1.2.2汽机通流采用冲动式与反动式联合设计。

新蒸汽从下部进入置于该机两侧两个固定支承的高压主汽调节联合阀，由每侧各两个调节阀流出，经过4根高压导汽管进入高压汽轮机，高压进汽管位于上半两根、下半两根。

进入高压汽轮机的蒸汽通过一个冲动式调节级和9个反动式高压级后，由外缸下部两侧排出进入再热器。

1.2.3再热后的蒸汽从机组两侧的两个再热主汽调节联合阀，由每侧各两个中压调节阀流出，经过四根中压导汽管由中部进入中压汽轮机中压进汽管位于上半两根、下半两根。

进入中压汽轮机的蒸汽经过6级反动式中压级后，从中压缸上部排汽口排出，经中低压连通管，分别进入1号、2号低压缸中部。

1.2.4两个低压缸均为双分流结构，蒸汽从通流部分的中部流入，经过正反向7级反动级后，流向每端的排汽口，然后蒸汽向下流入安装在每一个低压缸下部的凝汽器。

1.2.5汽缸下部留有抽汽口，抽汽用于给水加热，本机设有8段非调整抽汽向由三台高压加热器、除氧器、四台低压加热器组成的回热系统及小汽机等供汽。

1.2.8盘车装置:

1.2.8.1盘车装置由壳体、蜗轮蜗杆、链条、链轮、减速齿轮、电动机、润滑油管路、护罩、气动啮合装置等组成的低速盘车装置，安装在汽轮机6号轴承座7号轴承座之间。

驱动电动机型号为Y-200-6型，功率45Kw，980r/min，经减速后，盘车转速为3.35r/min。

既可远方操作，也可就地手动盘车。

1.2.8.2在汽轮机升速超过盘车转速并具有足以使盘车设备脱开的转速时，啮合小齿轮将自动脱开。

此时零转速指示器的压力开关将关闭，并提供气动啮合缸活塞下的压缩空气，把操纵杆推向完全脱离啮合的位置。

此时，弹簧座上的限位开关被拨到切断盘车电动机电源的位置。

1.2.8.3在汽轮机停机时,将控制开关转到盘车装置的自动位置,当转子转速降到600r/min时，自动程序电路将起作用，从而对盘车设备提供充足的润滑油.，并使顶轴装置投入运行。

当转子停转时，“零转速指示器”中压力开关将闭合,接通供气阀电源并向气动啮合缸提供压缩空气。

拨动弹簧座上的限位开关,使得盘车电动机启动.

1.2.9轴承:

1.2.9.1高中压缸和低压缸共六个支持轴承，该轴承由孔径镗到一定公差的四块浇有轴承合金钢制瓦组成，具有径向调整和润滑功能。

推力轴承安装在前轴承箱内。

1—2号轴瓦为四瓦块可倾瓦，3---6号瓦为四瓦块短园瓦。

1.2.9.2发电机两个轴承采用端盖式轴承，即端盖上设有轴承座，由端盖支撑轴承载荷。

轴承采用下半两块可倾式轴瓦。

能自调心，稳定性强，抗油膜扰动能力强。

为防止轴电流造成危害，在进油管与外部管道之间加设了绝缘。

1.2.10汽封：

1.2.10.1高中低压汽封为迷宫式汽封，高压缸的各汽封约在10％负荷时变成自密封，中压缸的各汽封约在25％负荷时变成自密封，此时，蒸汽排到汽封系统的联箱，再从联箱流向低压汽封。

大约在75%负荷下系统达到自密封。

如有任何多余蒸汽，会通过溢流阀流往凝汽器。

1.2.11DEH包括以下功能：

DEH具有“自动”（ATC）、“操作员自动”、“手动”三种运行方式；

汽机的自动升速、同步和带负荷；

负荷控制,显示、报警和打印；

阀门试验及阀门管理；

热应力计算和控制功能；

当CCS投入时，DEH系统满足锅炉跟踪、汽机跟踪、机炉协调、定压变压运行、快速减负荷（RUNBACK）、手动等运行方式的要求；

DEH具有OPC超速保护功能，并可通过DEH操作员站完成汽机超速试验；

该系统具有检查输入信号的功能，一旦出现故障时，给出报警，但仍能维持机组安全。

该装置具有内部自诊断和偏差检测装置，当该系统发生故障时，能切换到手动控制，并发出报警；

DEH有冗余设置和容错功能，手动、自动切换功能，功率反馈回路和转速反馈回路的投入与切除功能；

DEH具有最大、最小和负荷变化率限值的功能；

DEH与CCS系统有完善、可靠的接口；

DEH所有输出模拟量信号均为4～20mA。

并负责提供两线制变送器电源；

DEH留有与分散控制系统DCS（CCS、SCS、FSSS、DAS）、旁路控制（BPC）、汽轮机监测保护（TSI）、汽机事故跳闸（ETS）、电网ADS及其它设备的接口。

1.2.12润滑油系统：

1.2.12.1汽机润滑油系统由主油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵、氢密封油泵（高压备用密封油泵）、顶轴盘车装置、冷油器、排烟系统、主油箱、射油器、油净化装置等组成，润滑油系统供回油管采用套装管路。

1.2.12.2汽机主轴驱动的主油泵是蜗壳式离心泵，正常运行时，主油泵出口油管向#1、#2射油器、机械超速脱扣和手动脱扣总管、高压密封备用油管供油。

#1射油器出口向主油泵入口及低压密封备用油管供油。

#2射油器出口向润滑油系统供油。

在机组启、停时由交流润滑油泵经冷油器向润滑油系统供油。

。

1.3电气设备概述

发电机为哈尔滨电机有限责任公司制造的QFSN-600-2YHG型三相交流隐极式同步发电机，由定子、转子、端盖及轴承、油密封装置、冷却器及其外罩、引出线及瓷套端子、集电环及隔音罩刷架装置、内部监测系统等部件组成。

采用整体全封闭、内部氢气循环、定子绕组水内冷、定子铁心及端部结构件氢气表面冷却、转子绕组气隙取气径向斜流氢内冷的冷却方式。

定、转子绕组均采用F级绝缘。

发电机共有6个出线瓷套端子，其中3个设在出线盒底部垂直位置，为主出线端子，另３个设在出线盒的斜向位置，为中性点出线端子。

每个出线端子上设置4只套管式电流互感器，并采用无磁性紧固件固定在出线盒上。

主出线端子通过设在其上的矩形接线端子（金具）与封闭母线柔性连接，中性点出线端子则通过母线板连接后封闭在中性点罩内并接地。

发电机采用端盖式轴承，轴承采用下半两块可倾式轴瓦。

定子冷却水首先从外部水系统进入发电机励端汇流管，然后经绝缘引水管分别进入上、下层定子线棒，再经汽端的绝缘引水管进入汽端回水汇流管，最后返回到外部水系统中。

发电机定、转子沿轴向分成11个通风区，5个进风（冷风）区和6个出风（热风）区交替分布。

在转子两端护环外侧装有单级浆式风扇，用以驱动发电机内的氢气循环。

定子铁心端部磁屏蔽处和出线盒内设有单独的冷却风路。

在机座汽励两端顶部分别横向布置一组冷却器，每组冷却器由两个冷却器组成，每个冷却器有各自独立的水路。

发电机采用双流双环式油密封。

发电机励磁系统采用机端静止可控硅自并励励磁方式，励磁电源取自发电机出口的励磁变，经可控硅整流、自动电压调节器调节后，通过电刷和集电环接触装置引入到转子上并通过导电杆直接供给发电机的转子绕组。

励磁整流及调节装置采用美国GE公司生产的EX2100励磁系统。

功率变换由桥式整流器、阻容滤波和控制回路等组成。

启励电源取自本机0.4kV系统。

励磁系统的控制是由SCR（半导体可控整流桥）整流桥回路的相位控制而得到的。

SCR的触发信号是由控制器中的数字调节器产生的。

在冗余的控制选项中，M1或M2都可以是工作的主控制器，而C监控这二个主控制器，以决定那一个应当是工作的主控制器。

两个独立的触发回路和自动跟踪的采用，保证了主、后备控制器之间的平稳切换。

在交流进线侧并联交流线路滤波器，在直流回路装有灭磁开关。

励磁变采用三台中国海南金盘电气有限责任公司公司生产的JBC139—2000/11.547型单相干式变压器，连接方式为Y.d11。

主变采用一台特变电工沈阳变压器集团有限公司生产的SFP-720000/550型三相油浸式无载调

压电力变压器，连接方式为YN.d11，冷却方式为强迫导向油循环吹风冷却。

高厂变采用一台特变电工沈阳变压器集团有限公司生产的SFF10-CY-63000/20型三相具有分裂低压绕组油浸风冷式无载调压电力变压器，连接方式为D,yn1-yn1。

高厂变低压侧额定电压为6.3kV，中性点经低阻接地，脱硫变采用一台特变电工沈阳变压器集团有限公司生产的SF10-20000/20型三相双绕组油浸风

冷式无载调压电力变压器，连接方式为Dyn1。

脱硫变低压侧额定电压为6.3kV，中性点经低阻接地，发电机通过封闭母线依次励磁变、高厂变、脱硫变及主变相连接，构成发变组单元接线。

主变高压侧通过架空线路与500KVGIS相连接。

二、“锅炉系统构成和工作流程分析”

1汽水系统图

1．1给水和水循环系统图

1.1.1给水系统的功能

给水系统主要功能是将除氧器水箱中的主凝结水通过水泵提高压力，经过高压加热器进一步加热之后输送到省煤器入口，作为锅炉给水。

此外，给水系统还向锅炉加热器的减温器，过热器的一、二级减温器以及汽轮机高压旁路装置的减温器提供减温水，用以调节上述设备出口蒸汽的温度。

1.1.2给水系统的范围

锅炉给水系统配置一台30%容量的电动给水泵和两台50％汽动给水泵极其前置泵，驱动小汽轮机及驱动电动机，电动给水泵，液力联轴器及其驱动电动机，电动给水泵的前置泵及其驱动电动机，三台高加等设备以及管道阀门等配套部件。

1.1.3给水系统管道中的流程

给水系统管道中的流程即从凝汽器经凝结水泵，经凝结水除盐装置，四个低压加热器，除氧器，后经给水泵升压，进入高压加热器，最后送到省煤器入口。

1.1.4给水系统上主要支路的功能

给水系统上的主要支路为高低加热器的疏水回路，即低压加热器的疏水回流至凝汽器，高压加热器的疏水回流至除氧器，达到回收工质的目的。

1．2过热蒸汽系统图

1.2.1过热系统的功能

过热器系统将饱和蒸汽加热成具有一定温度的过热蒸汽，提高蒸汽的焓值，提高蒸汽的做工能力从而提高电厂热效率。

1.2.2过热系统范围

过热系统范围是从汽水分离器出口至高压缸入口处的管道和阀门。

1.2.3过热系统的流程

从汽水分离器出来的蒸汽引至顶棚和包墙系统，再进入一级过热器，然后流经屏式过热器和末级过热器。

顶棚过热器布置与炉顶，包墙过热器布置于尾部烟道顶部、尾部烟道前后墙、两侧墙及中间隔墙，一级过热器布置于尾部双烟道的后部烟道中，屏式过热器布置于炉膛上部，末级过热器布置于折焰角上方的水平烟道中。

1.2.4过热系统上主要辅助系统的功能

A．三级减温水系统的功能：

控制过热器汽温，一二级为粗调，三级为细调，这样可以维持高温过热器出口蒸汽温度在允许范围内，并保护过热器使其管壁温度不超过允许的工作温度，以确保机组运行的安全性和经济性。

B．疏水系统：

锅炉启动前将过热器内污水经疏水母管排至疏水扩容器，达到回收工质的目的。

1．3再热蒸汽系统图

1.3.1再热系统的功能

再热系统的作用是将汽轮机高压缸的排气再一次加热，使其温度与过热汽温相等或相近，然后送到中低压缸膨胀做工，蒸汽再热一方面可以增加蒸汽做工能力，提高电厂循环热效率，另一方面可以降低汽轮机排汽湿度，提高末级叶片安全性。

1.3.2再热系统的范围

再热系统包括冷段（低温再热器）和热段（高温再热器）两部分，中间无集箱连接，低温再热器布置于尾部双烟道中的前部烟道，高温再热器布置于水平烟道中逆、顺流混合与烟气换热。

再热冷段指从高压缸排汽到锅炉再热器进口联箱入口处，再热热段指锅炉再热器出口至中联门前的蒸汽管道。

1.3.3再热系统的配管方式

整个再热器系统为辐射一对流式组合系统，所以使整个再热器系统出口汽温水负荷的变化特性比较平稳。

1.3.4再热系统管道中的流程

高压缸排汽进入再热系统经一二级再热器再热，进入汽轮机中压缸膨胀做功。

1.3.5再热系统上主要辅助系统的功能

喷水减温：

在第一级墙式辐射再热器的进口管道上布置有事故喷水减温装置，用于危急情况下的事故处理。

1.4启动旁路系统图

1.4.1启动旁路系统的功能

A．协调启动参数和流量，缩短启动时间，延长汽轮机寿命；

B．回收工质热量，降低噪声

C．开式冲洗时水通过贮水箱溢流阀排到疏水扩容器，以除去沉积在受热面上的杂质、盐分、铁锈，直至炉水品质达到允许锅炉点火条件，然后通过疏水泵排至化学中和水池。

1.4.2启动旁路系统的范围

高压加热器出口经疏水扩容器到凝汽器。

1.4.3启动旁路系统的系统连接

单母管制

1.4.4启动旁路系统在启动过程中管道的流程

贮水箱出口经疏水扩容器将工质送至凝汽器。

1.4.5启动旁路系统上主要辅助系统的功能

A．维持省煤器处于热备用状态；

B．启动前对启动系统旁路进行反冲洗

2燃烧系统图

2.1燃烧系统的功能

燃烧系统的功能是保证燃料的完全燃烧，合理组织炉内的热交换，布置合适的受热面，以满足锅炉容量的要求，并使烟气到达炉膛出口时被冷却到使其后的对流受热面不结渣和安全工作所允许的温度。

2.2燃烧系统的范围（起点和终点以及与其他系统的联系）

从燃烧器出口到炉膛出口，燃油系统点火和助燃，制粉系统与一次风配合为燃烧系统提供燃烧工质，二次风助燃，火焰在炉膛内加热水冷壁、过热器，除灰吹灰系统出去受热面表面结渣和积灰，保持受热面受热均匀。

2.3燃烧系统的燃料和空气来源

一次风携带煤粉通过燃烧器进入炉膛，二次风经送风机、空气预热器进入炉膛助燃。

2.4各路燃料的使用。

燃料和空气，以及燃油在燃烧系统中的工作流程

A．燃油系统：

燃油由供油泵送至集油箱然后送入各层油枪，送入炉膛燃烧；

B．燃煤系统：

燃煤由给煤机送入磨煤机中磨成煤粉，经粗细粉分离器分离，合格煤粉送入炉膛燃烧；

C．空气：

燃油系统中的仪表空气来自一次风，燃煤系统中的空气分为一次风和二次风，能一次风和热一次风，进入制粉系统，完成对煤粉的的干燥和运输。

二次风经送风机、空气预热器送入炉膛助燃。

2.5燃烧系统的投运工作；

A．燃油系统的投运：

1）冷态和温态启动，必须点燃下层燃烧器，对热态或极热态启动，必须要尽可能快的提高蒸汽温度，应先点燃上层或中层燃烧器。