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邻炉加热专题1231
1000MW超超临界锅炉邻炉加热启动
系统专题报告[讨论稿]
平顶山发电分公司
1．工程概况
平顶山发电分公司系新建电厂，规划容量6×1000MW，分期建设并留有进一步扩建的余地，一期工程建设2×1000MW超超临界燃煤凝汽式汽轮发电机组于2010年11月23日和12月8日投产，为节能减排，利用邻机汽源暖机技术对机组实施启动，以达到节约启动时间、减少启动用能的目的，国内这种启动方式在实际应用中取得了一定的节能效果，本报告进行系统比较研究，并提出建议。
2．主机及主要辅机配置情况简介
主机设备主要技术参数如下：
2.1锅炉
制造厂：
东方锅炉（集团）股份有限公司
锅炉采用超超临界参数变压直流炉、一次再热、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。
锅炉容量和主要参数：
表1
名称
锅炉型号
DG3000/26.15—Ⅱ1
过热蒸汽：
最大连续蒸发量（B-MCR）
t/h
3110
过热器出口压力
MPa（g）
26.15
过热器出口温度
℃
605
再热蒸汽：
蒸汽流量（B-MCR/BRL）
t/h
2469.7/2347.1
进口/出口蒸汽压力（B-MCR）
MPa（g）
4.88/4.63
进口/出口蒸汽压力（BRL）
MPa（g）
4.72/4.48
进口/出口蒸汽温度（B-MCR）
℃
351/603
进口/出口蒸汽温度（BRL）
℃
347/603
给水温度（B-MCR/BRL）
℃
298±2℃
2.2汽机
汽轮机采用超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机。
汽轮机具有八级非调整回热抽汽，给水泵汽轮机排汽进入主机凝汽器。
汽轮机额定转速为3000转/分。
型号：
CCLN1000-25/600/600型
型式：
超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式汽轮机
额定功率（TRL工况）：
1000MW
最大功率（VWO工况）：
1111.23MW
额定工况参数：
主蒸汽压力：
25MPa.a
主蒸汽温度：
600℃
主蒸汽流量：
2724.04t/h
排汽压力：
4.3/5.5kPa.a
额定冷却水温：
20℃
中压缸进汽/高压缸排汽压力：
4.529/4.977MPa.a
中压缸进汽/高压缸排汽温度：
600/346.8℃
中压缸进汽/高压缸排汽流量：
2186.03t/h
机组热耗：
7309.7kJ/kWh
额定转速：
3000r/min
主蒸汽最大进汽量：
3110t/h
给水回热级数：
共8级（3高+1除+4低）
2.3锅炉的启动时间（从点火到机组带满负荷），与汽轮机相匹配，一般为：
冷态启动7～8小时
温态启动2～3小时
热态启动1～1.5小时
极热态启动＜1小时
图一：
锅炉冷态启动曲线
图二：
锅炉热态启动曲线
2.4.锅炉主要辅机配置情况
本工程制粉系统采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式系统设计，每台炉配备6台中速磨煤机。
在磨制设计煤种时，5台磨煤机运行能满足锅炉最大连续出力时对燃煤量的要求。
烟风系统按平衡通风设计。
空气预热器系三分仓转子回转式，分为一次风、二次风和烟气系统。
一次风系统设两台50%容量的动叶可调轴流式一次风机；二次风系统设有两台50%容量的动叶可调轴流式送风机；在除尘器后设有两台50%容量的静叶吸风机。
脱硫系统设有增压风机。
2.5.汽机主要辅机配置情况
汽机旁路系统：
采用高、低压二级串联简化旁路系统，容量为锅炉BMCR流量的35%，高旁阀数量为1个，低旁阀数量为2个。
抽汽系统：
汽轮机具有八级非调整抽汽。
一、二、三级抽汽分别向三台高压加热器供汽，四级抽汽除供除氧器外，还向小汽轮机和辅助蒸汽联箱供汽。
二级抽汽还作为辅助蒸汽系统的备用汽源。
五至八级抽汽分别向四台低压加热器供汽，五级抽汽供五号低压加热器。
给水系统：
采用单元制，每台机组设置两台50%BMCR容量的汽动给水泵，每台汽动给水泵均配有同容量的前置泵，一台25%BMCR容量的电动给水泵。
给水系统高加采用单列高压加热器，高压加热器水侧设大旁路。
3．锅炉本体启动系统简介
3.1锅炉本体启动系统功能
超超临界锅炉的本体启动系统是超临界机组的一个重要组成部分。
由于超临界锅炉没有固定的汽水分离点，在锅炉启动过程中和低负荷运行时，给水量会小于炉膛保护及维持流动稳定所需的最小流量。
启动系统的主要功能就是完成冷态、热态清洗，在锅炉启动、低负荷运行及停炉过程中，建立并维持炉膛内的最小给水流量，以保护炉膛水冷壁，满足机组启动及低负荷运行的要求，同时最大可能地回收启动过程中的工质和热量，提高机组的运行经济性。
3.2锅炉本体启动系统组成
本工程锅炉本体启动系统包括：
启动分离器、贮水箱、启动循环泵（BCP）、大气式扩容器、集水箱、水位控制阀等。
大气式扩容器疏水进入集水箱，经过锅炉启动疏水泵将疏水送到到凝汽器回收工质。
在锅炉启动处于循环运行方式时，饱和蒸汽经汽水分离器分离后进入顶棚过热器，疏水进入储水罐。
来自储水罐的一部份饱和水通过锅炉再循环泵（启动循环泵）和再循环流量调节阀回流到省煤器入口，锅炉循环流体在省煤器进口混合。
循环流量调节阀控制再循环流量，储水罐水位控制阀控制储水罐的水位。
来自储水罐另一部分饱和水通过储水罐水位控制阀至大气式扩容器，示意图如下：
图三:
超超临界锅炉本体启动系统（BCP）组成
3.3锅炉本体启动系统要求
启动工况下的给水量按25％BMCR流量，省煤器入口压力约为1.2MPa（计算至省煤器入口集箱，标高51.7m）。
3.4锅炉本体启动系统运行
由于直流炉对水质要求较严格，为了保证锅炉受热面内表面清洁，对停运时间较长（一般超过150小时以上）的机组应进行锅炉清洗。
锅炉清洗主要目的是清洗沉积在受热面上的杂质、盐分和腐蚀生成的氧化铁等。
机组启动初期，首先将对低压段管路进行清洗，包括冷凝给水管路及低压加热管道部分的清洗；然后进行除氧给水及高压加热管道部分的清洗；待这段水质清洗满足要求后方可进行锅炉的清洗工作。
锅炉清洗包括冷态清洗和热态清洗，冷态清洗分开式清洗和闭式清洗（当锅炉温态、热态和极热态启动时不需要冷态冲洗）两个阶段。
3.4.1冷态清洗
在冷态启动时，锅炉首先进行冷态清洗，为保证冷态清洗的效果，要求通过省煤器和炉膛水冷壁的流量为25％B-MCR。
清洗后的炉水通过水位控制阀排入扩容器，经扩容后的疏水进入疏水箱，然后通过疏水泵后的管道排出系统外的水处理装置。
1）.冷态开式清洗
冷态开式清洗一般将清洗水在除氧器内加热到一定温度（此温度较低，一般80℃左右），通过给水前置泵升压后，给水经高加旁路向锅炉输送清洗水，开式清洗的流量约为25%B-MCR，持续时间～8小时，清洗水全部排出系统。
当储水箱出口的清洗水Fe＜500ppb或浊度<3、油脂<1ppm、PH值<9.5时，开式清洗结束。
2）.冷态闭式清洗
冷态开式清洗结束后，切换疏水泵后的水位调节阀，将疏水排入凝汽器,开始冷态闭式清洗，闭式清洗的流量约为25%B-MCR，持续时间～25小时，水温约80℃左右。
当省煤器入口的清洗水Fe＜100ppb，PH值为9.3～9.5，电导率＜1μs/cm时，冷态闭式清洗结束,可点火升温升压进行热态清洗。
3.4.2热态清洗
锅炉冷态清洗结束后，锅炉点火。
当水温达到190℃左右时沉积物的浓度达到最大，锅炉需进行热态清洗，以便使炉水品质达到要求值。
图四:
超超临界锅炉启动过程汽水损失示意图
热态清洗的流量约为25%BMCR，循环清洗时一般控制启动循环泵管路的循环量为18％BMCR，如水质太差可减小启动循环泵的流量。
此阶段的清洗水部分经扩容器扩容形成蒸汽排至大气外，剩余的全部排至凝汽器，持续时间～49小时（首次热态冲洗时间）。
分离器出口的清洗水Fe＜50ug/L时，热态清洗结束。
在没有邻炉加热系统的情况下（除氧器加热为常规设计），锅炉冷态清洗完成后，便可启动燃油系统，启动送风机使通风量维持一定风量；锅炉点火后，工质温度逐渐升高，当分离器有蒸汽发生时，便将相应的阀门投入自动运行，调整燃油控制阀以及主蒸汽压力调节阀等，使锅炉升压，将压力控制在要求的范围内，进行热态清洗，监测循环水的水质，合格后便可进行汽机冲转。
所谓在临炉加热系统其实质就是用其他机组的情况下利用邻近机组的辅汽加热待启动机组的给水，由加热过的给水间接加热锅炉受热面，从而减少预热锅炉的燃油消耗量，降低锅炉启动成本，同时达到改善炉膛燃烧热环境的目的。
主要锅炉厂用辅机均不必开启，可以节省一大块厂用电。
4．锅炉点火启动系统方案简介
4.1锅炉点火启动系统优化必要性
截至2010年12月，全国装机容量已达到9.5亿KW，其中火电及热电约为7.65亿KW，所占比例接近80%，机组的启停及低负荷稳燃需消耗大量的石油资源，年耗油量占我国整个燃油油量的很大比例达到1290万吨，其中锅炉点火启动及稳燃用油约600万吨；调试的要求越高，调试期内的燃料和电力的消耗和排放量越大，为了有效降低燃料费用，平顶山工程采用微油点火系统，冷态启动用油每次约45吨，热态启动用油每次约4525吨，2011年全年启动用油143.14吨。
4.2.邻炉加热启动系统的国内应用的现状
目前国内锅炉邻机汽加热启动系统仅在外高桥三期（2×1000MW）工程和宁海电厂（为老厂600MW引入）安装并成功实现了运行。
根据调研,以外高桥二期为例，在整个调试期内燃用的轻柴油量就达21000t，按目前的油价，其总值高达1.5亿，外高桥三期锅炉未设置等离子点火装置或者微油点火系统，其通过2号高加将除氧器来的给水由120℃加热到270℃左右，可达到减少燃油的作用。
宁海电厂首次在百万机组塔式锅炉采用等离子点火技术，可以节约燃油用量60%以上，采用了大旁路大流量冲洗氧化皮（SPE）技术。
要达到EDTA清洗工艺要求的温度，只通过蒸汽加热很难满足要求，通常需要点火加热才能满足需要。
因此EDTA清洗时常用的升温方式是点火加热为主、蒸汽加热为辅。
在80℃～90℃无需要点火条件，仅需邻炉提供的辅汽加热即可，利用一期（A厂600MW引入）过来的辅助蒸汽将#2高加、#5低加临时加热投入，循环加热至温度90℃～100℃，这样可以保证进入锅炉和高、低加系统酸液温度控制在80℃～90℃，采用低温EDTA化学清洗工艺，不需要启动送、引风机等大型电气设备和油枪点火，节约了燃油、厂用电等消耗。
一般而言，化学清洗不包括主、再热蒸汽等管道，范围有限。
对该部分的人工清理清除作用效果一般。
就目前国内所采用的吹管技术而言，受冲管工艺和临时的管道材料所限，冲管时的主、再热汽温比额定运行温度低100℃～200℃，而采用的压力更是远低于额定压力，以致系统内氧化物难以被充分剥离并冲洗干净。
根据国内相关电厂经验，SPE问题主要发生在机组启动初期。
因此，宁海B电厂在机组启动阶段采用大流量蒸汽对氧化皮进行冲洗，冲洗过程中，高、低压旁路全开，逐步提高主、再热参数尽量接近额定值，稳定冲洗一段时间后再降参数对机组冲转并网。
根据实际情况表明，冲洗效果良好，宁海电厂#5/6机组每次停机（调试期）都从凝汽器内清理出25kg左右的氧化皮。
同时，有利于硅等杂质的析出，汽水品质的快速提升。
5.0.邻炉加热启动系统方案技术分析
5.1邻炉加热启动系统的目的
设置锅炉邻汽加热启动系统是为了在无需锅炉点火的情况下，通过该系统将锅炉给水加热至锅炉热态清洗要求的温度，以便缩短启动时间，达到节油、节煤、节电的目的。
该技术的总体思路，是采用蒸汽替代燃油和燃煤对锅炉进行整体预加热，使锅炉在点火时已处于一个“热炉、热风”的热环境。
5.2．锅炉点火启动系统方案
（1）方案一：
锅炉点火采用少油点火方式，在前墙或后墙下层布置一层小油枪。
0号轻柴油作为点火和低负荷助燃用的备用燃料。
（2）方案二：
在方案一基础上，增设邻炉来汽加热启动系统，以下简称邻炉加热启动系统方案。
本专题主要是针对上述两种锅炉点火启动系统的配置方式，进行技术经济比较，根据现场的实际情况，研究高排联络系统是否可以实现临炉加热功能，提出是否需要进行的锅炉点火启动系统改造。
5.3邻炉加热启动系统的组成
目前国内的锅炉邻汽加热一般包括如下三个系统：
（1）锅炉给水的除氧加热蒸汽系统见图一（详见图1-2）：
这一系统在常规的亚临界机组中均有，其加热蒸汽一般来自机组的辅助蒸汽系统，在机组启动时该系统可以将给水加热至～110℃，我公司有锅炉给水的除氧加热蒸汽系统。
（2）高加启动加热蒸汽系统（详见附图1-1）：
由于直流锅炉对汽水的品质要求较高，故启动时要对锅炉本体水系统换热面进行冷、热态冲洗，冲洗温度一般在200℃左右，目的是将换热面上附着的氧化皮等杂质清洗干净。
如果锅炉热态冲洗要求的温度较高（如270℃），受单级高加温升限制的要求，有可能需两级高加加热系统（如除氧器加热能够满足锅炉启动热冲洗的要求，可不设此系统），经计算临机在850MW时，可以保证#2高加出水温度在249℃。
（3）加热蒸汽疏水回收系统（详见附图1-1）：
为了充分的利用加热蒸汽的热能，将高加启动加热蒸汽的疏水排入除氧器（如除氧器加热能够满足锅炉启动热冲洗的要求，可不设此系统）可以投入#2加热器时，前一级加热器不投汽侧，疏水排入除氧器。
图五:
直流锅炉蒸汽加热启动技术流程图（外三）
如图五所示，机组正常运行时，给水泵将给水升压经过高压加热器加热后进入锅炉（图中省煤器为锅炉的给水入口处的设备，利用锅炉烟气加热给水）。
高压加热器有三级，汽源分别来自本机的三级高压抽汽。
在锅炉启动阶段，本机抽汽还没有，就利用邻机的汽源来加热其中一级高压加热器，使得进入锅炉的给水达到一定温度，对锅炉进行整体预加热。
就系统方便和整体作用上分析，如果采用两台机组高缸排汽增加联络管，其系统更简洁，功能更全面，可以对主汽系统和再热系统进行预热，投资更省。
5.4邻炉加热启动系统的组成及汽源点确定
按本工程锅炉说明书要求，冷态清洗温度按80℃；热态清洗温度按190℃。
根据《电站压力式除氧器安全技术规程》规定，本工程除氧器的设计压力不应低于汽机在VWO工况下四抽压力的1.25倍，除氧器的设计压力为1.12MPa.g（1.12MPa.a），而热态清洗温度190℃对应的饱和压力为1.255MPa.a，超过1.12MPa.a的除氧器设计压力。
VWO工况下除氧器出水温度181.2℃,一般启动中,除氧器出水温度168.47℃（当然可以利用高排供辅汽，保证除氧器设计压力0.9798MPa，出水温度177.78℃）,仅依靠除氧器启动加热系统，不能满足向锅炉提供190℃热态清洗水温的要求。
如热态冲洗水温按190℃计算，则在一机运行、另一台炉热态冲洗时所需的蒸汽量193.14t/h（不包括轴封，汽轮机预热，点火及伴热及小汽机用汽），此时全厂所需的总辅助蒸汽量为303t/h，受主机抽汽能力的限制，此工况下需启动锅炉提供68t/h的蒸汽，国内一般锅炉热态冲洗的水温由190℃降到120℃，对应的为0.199MPa.a,此工况下，除氧器用汽107.34吨/小时。
锅炉冷态清洗结束后，锅炉点火。
当水温达到190℃左右时沉积物的浓度达到最大，锅炉需进行热态清洗，以便使炉水品质达到要求值。
热态清洗的流量约为25%B-MCR，此阶段的清洗水部分经扩容器扩容形成蒸汽排至大气外，剩余的全部排至凝汽器，持续时间～49小时（第一热态冲洗时间）。
分离器出口的清洗水Fe＜50ug/L时，热态清洗结束。
为满足机组启动及正常运行时用汽的要求，每台机组设置一套辅助蒸汽系统。
该系统蒸汽来源主要为四段抽汽。
机组的启动用汽、低负荷时辅助蒸汽系统用汽、机组跳闸时备用汽都来自该系统辅助蒸汽联箱。
辅助蒸汽联箱的设计参数为：
0.8～1.27MPa，350℃～380℃。
当负荷降低时，汽轮机的高压缸排汽作为辅助蒸汽的备用汽源。
本期第一台机组投产时所需启动辅助蒸汽将由启动锅炉供应，启动锅炉出口蒸汽参数为1.27MPa，350℃。
第二台机组投产后，两台机组可相互供给启动用汽。
辅助蒸汽用汽项目及用汽量统计表（设计院初步设计）表2
序
号
用汽项目
用汽参数
用汽量（t/h）
压力（MPa）
温度（℃）
启动
正常运行
停机维护
1
除氧器加热用汽
0.79
350
35*
2
轴封用汽
0.79
250
6*
3
汽机预热用汽
0.79
350
11.3
4
小汽轮机调试用汽
3
5
油枪吹扫和油罐加热用汽
0.45
250
5*
5
3
6
空预器吹灰用汽
0.79
350
10
7
采暖用汽
0.45
250
5
5
5
8
节油点火用汽
0.45
250
8*
合计
84.3
10
21
注：
带“*”的用户用汽量为启动时必须保证的汽量，约55t/h。
其它用户可以错开时间。
5.4.1除氧器启动加热系统
本工程除氧器的启动加热蒸汽来自辅助蒸汽系统，辅助蒸汽系统的汽源有三个，分别为：
启动锅炉来汽、四段抽汽、冷段抽汽。
机组正常运行时的辅汽主要来自汽机的四段抽汽；当机组低负荷运行、四段抽汽参数不能满足要求时，由冷段向辅汽系统供汽。
本工程第一台机组启动时不考虑投入锅炉邻炉加热系统，故以下论述按一台机组已正常运行、另一台机组启动时邻炉加热系统投运的有关分析。
当第二台机组启动时，邻炉加热蒸汽来自邻机的四段抽汽或冷段抽汽。
由汽机热平衡图可知，当机组处于正常运行工况时，汽机四段抽汽口处的蒸汽压力在0.823MPa（THA工况），在0.6699MPa（80%THA工况）,而锅炉热态冲洗水温120℃，其对应的饱和压力为0.199MPa.a，四段抽汽压力和冷段抽汽压力均能满足邻炉加热要求的蒸汽压力，故本工程锅炉热态冲洗的加热蒸汽来自辅汽联箱（0.6～1.3MPa）。
5.4.2除氧器启动和高加加热蒸汽量计算
5.4.2.1锅炉冷态冲洗
为了在满足锅炉冷态冲洗要求的情况下、兼顾常规机组启动时的给水除氧要求，建议将冷态冲洗水温由80℃提高至120℃（对应的饱和压力为0.119MPa.a）。
根据锅炉冷态冲洗要求：
冲洗流量为25%B-MCR，水温为120℃，据此可以计算出将~777.7t/h给水由～20℃提高至120℃，所需的加热蒸汽流量为：
107.34t/h。
5.4.2.2锅炉热态冲洗
当锅炉在热态冲洗方式下运行时，炉内循环温度为120℃，此种冲洗方式下25%B-MCR的清洗水（～777.71t/h）全部经361阀进入大气式扩容器，经大气式扩容器扩容后，～15.4t/h的蒸汽排至大气，剩余的755.6t/h疏水进入锅炉集水箱；最终经疏水泵升压后进入凝汽器。
当本期第二台机组启动时，加热蒸汽来自邻机的冷段抽汽，加热蒸汽参数为5.789MPa（a）365.2℃（考虑3%压降及2℃的温降），当采用配汽优化后汽轮机排汽温度降低18℃，据此可以计算出将~777.1t/h给水由～22℃提高至120℃，所需的加热蒸汽流量为：
107.34t/h。
除氧器和高加启动加热蒸汽量计算表3
序号
清洗状态
单位
热态（BCP运行）
热态（BCP）
闭式
开式
1
给水流量
t/h
54.43
777.71
777.71
777.71
2
给水温度
℃
261.8
249.99
190.0
120.0
3
#2高加进汽压力
MPa
4.827
3.84
3.84
4
#2高加进汽温度
℃
246.2
330.9
330.9
5
#2高加流量
t/h
6.78
114.3
33.65
6
除氧进汽压力
MPa
0.823
0.98
0.67
0.20
7
除氧进汽温度
℃
347.1
330.9
330.9
330.0
8
除氧进汽流量
t/h
11.32
177.2
159.51
107.34
9
凝结流量
t/h
36.35
491.80
584.54
670.35
10.
用汽总量
t/h
18.078
285.87
193.23
107.34
锅炉热态冲洗流量25%BMCR，温度保持249.9℃，BCP泵不启动,热态清洗全部外排,此时全厂所需的总辅助蒸汽量为395.73,超过汽轮机最大抽汽能力的限制，循环清洗时一般控制启动循环泵管路的循环量为18％B-MCR，通过高加流量为7％B-MCR，此阶段的排出清洗水和闪蒸的蒸汽质量相平衡，如水质太差可减小BCP循环泵的流量。
5.4.3汽源点供汽能力核算
当本期的第二台机组启动时，依据本专题第5.4.2节可知：
冷态冲洗所需的加热蒸
汽流量为：
96.8t/h，热态冲洗所需的加热蒸汽流量为：
107.44t/h，锅炉冷态清洗结束后，采取锅炉不点火。
给水温达到190℃需进行热态清洗，以便使炉水品质达到要求值。
热态清洗的流量约为25%B-MCR，所需的加热蒸汽流量为：
193.23t/h,分离器出口的清洗水Fe＜50ug/L时，热态清洗结束。
其汽源点为邻机的冷段抽汽。
5.5启动时的连锁控制要求
除氧器启动加热系统：
即使没有安装邻炉加热启动系统，汽水系统设计时也需考虑设此系统（目的：
启动时的给水除氧），其控制方式与该系统的常规控制方式基本相同，热控投资费用基本没有新的增加。
6.运行方式
根据厂内热力系统及设备现状，当机组需冷态启动时，应在点火启动锅炉前，将邻机辅汽通过冷段至辅汽调节阀导入再热器冷段，再通过高旁调节阀导入主汽系统,辅汽经二过、屏过、低过到达到分离器，并通过各受热面空气门、疏水阀形成流动，对沿途经过的受热面进行加热。
同时，通过除氧器加热给水，将锅炉进水温度逐步提到190℃左右，完成对锅炉省煤器、水冷壁、分离器以及水系统联箱的预暖和升温。
通过这种暧机方式,可以在锅炉点火前，将过热器受热面温度提高到150℃。
再热器受热面温度提高到160℃
6.1安全性评估
锅炉冷态启动时，管壁温度较低，通入辅汽后，辅汽将凝结放热形成大量积水，一旦汽水流动失控，会对管系造成水冲击。
因此，暖管过程中应打开炉侧所有疏水阀疏水，并及时投运旁路，缓慢开启并炉管内积水抽去。
各受热面疏水、空气门，需待炉汽压达到规定的下一阶段压力后再关闭。
同时，暖炉过程中，应打开屏过附近的锅炉观察孔，监视无水击等异常情况的发生。
通过控制进水温度，适当提高除氧器内压力提高省煤器进水温度，同时控制进水时机及辅汽暖时间，使汽、水相会时温度相近，这样可以止发生水击。
同时，调整压力调阀控制辅汽再热器的进汽量，通过调整疏水、排空阀的开度，制升温与升压速度，使各部位的金属应力值得到制。
在严密的组织措施和技术措施下，进行辅汽炉操作，能有效避免可预见的风险。
因此,实施辅暖炉的安全性是可控的。
6.2锅炉冷态启动辅汽暖炉流程
利用辅汽分别加热锅炉进水管路和再热器、过热器系统,汽水流程系统见图2所示。
在锅炉点火前预暖锅炉水、汽系统以及炉本体设备，达到缩短机组启动时间、减少油量消耗的目的。
6.2.1锅炉水系统预暖流程
辅汽加热除氧器→高加→省煤器→水冷壁→分离器→低温过热器→屏过→高过→主汽门前。
6.2.2锅炉再热蒸汽系统预暖流程
冷段至临机冷段逆止门后→再热器
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