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(1号机组整组启动工作总结会议纪要_ 3700字 - 总结范文专题会议纪要——1号机组整组启动工作总结会华能海门电厂一期2×1000MW机组新建工程GTA-781 时间：20xx年x月x日下午地点：15米会议室参加单位：华能海门电厂：陈君国、杨旭明、程孝忠、李毅杰、姚友江、张伟江、彭迪云余圆才、陈建忠、朱德勇、秦苓、蔡纯生产准备部：陈凡夫、林伟良、李群、陈、王彬天安监理公司：王冠伦、杜先好、朱茂福、凌和金、李建、李树清浙江二建：申屠培新浙江火电：王锦寿、张学超、徐升湖北电建二公司：徐林西安热工院：马晓泷道达尔公司：于行峰、胡木林、黄建文、徐红前主持人：陈君国会议内容：海门电厂一期工程1号机组自5月x日至6月x日进行了第三次整组启动，为了进一步针对整组启动过程中有关问题的处理进行总结经验教训，检查落实整组启动过程中的有关问题，并进一步研究改进的措施，为1号机组再次整组启动过“168”做好各方面的工作，确保顺利实施，特召开了本次总结会。
会上首先由西安热工院调试纳总单位通报了1号机组第三次启动试运全过程的有关各方面情况，以及重点汇报了试运过程中存在的问题和处理的情况，各参建单位以及筹建处、生产准备办的各个部门均一一做了汇报。
尤其是对试运过程中发现的问题作了通报。
总结会最后筹建处陈君国副总经理作了总结发言，认为本次总结会反映了各个单位1号机组整组启动工作认真负责，尤其是运行部门的各个专工，跟踪1号机组各个部位、各个系统运行的情况和设备的问题，工作做得细做得认真。
根据1号机组总结会反映的各方面的问题针对性的提出了下一步工作的计划、打算和要求，为1号机组再次整组启动过“168”做好各方面的工作。
现纪要如下：一、1号机组第三次整组启动实施的概况：1．试运目标完成情况华能海门电厂第3次预启动试运制定的目标为：?检验汽机1－4号轴瓦加装顶轴油后轴瓦低速工况工作稳定性；?完成并网前电气试验项目；?检验汽机首次预启动5-10号瓦金属温度高，加大轴瓦进油孔尺寸后效果；④B-F磨投粉试运，暴露设备问题；通过第3次汽动试运，试运目标完成情况如下：?1-4号轴瓦加装顶轴油后盘车、汽机冲转、惰走过程金属温度稳定，证明改造是有效的；?并网前电气试验项目全部完成，完成的电气试验有：发电机K1点短路试验、主变K2、K3点短路试验；厂变K4、K5、K6、K7点短路试验；励磁调节器空载特性试验、励磁系统建模试验、发电机空载特性试验、注入式定子接地保护试验、同期核相及主变升压试验；?5-10瓦进油节流孔加大后，轴瓦温度高得到有效改善④B-F投粉试运目标未得到实现，试投E磨后锅炉排烟温度增高，烟温升至540℃以上，主汽温也大幅上升，由于汽机不能并网接待负荷，再热器处于干烧状态，未保证再热器受热面金属安全，投粉试磨不在进行；2．主要试运过程5月x日21:40 启动变110kV受电；5月x日03:30 厂用电源系统受电至MCC级；13:40汽机1-4轴瓦大轴顶起高度调整完毕，投入盘车，轴瓦温度正常；12:00APS程控启动闭式冷却水系统；14:00仪用气系统投入，热力配电盘受电，机务专业进行启动前阀门传动检查；22:00凝结水系统APS程控启动，进行系统冲洗；6月x日2:50完成BCP泵电机注水；7:05渣水系统APS程控启动；7:20除氧器冲洗水质合格，APS程控启动锅炉上水功能组，电泵运行，锅炉上水；10:30锅炉上满水，校核水位计正确，开始冷态冲洗；11:30精处理投入；11:20锅炉烟风系统APS程控启动；18:05锅炉点火；21:25锅炉开始热态冲洗；6月x日2:30汽机调阀室预暖结束；4:25电除尘电场投入；8:00汽机暖缸结束；9:56汽机挂闸冲转；13:11汽机定速3000rpm，5瓦温度最高101℃，振动最大7Y48um；13:20电气开始试验；23:00K1点短路试验完成；6月x日6:00主变K2、K3点短路试验完成；8:20厂变K4-K7点短路试验完成；9:10发电机空载特性试验完成；14:00励磁系统动态特性试验完成；16:45励磁系统建模试验完成；22:30励磁系统调节特性试验完成；23:40 注入式接地保护试验完成；6月x日3:53进行电气最后一项试验（同期核相及发变组升压试验）过程中，A磨入口密封风压大幅波动造成，A磨正确保护动作跳闸，锅炉灭火，电气试验中断；4:31锅炉重新点火；7:22汽机定速3000rpm，8:08汽机4Y振动达到150um，手动停机；9:01汽机惰走至0，投入盘车；13:00汽机挂闸冲转；13:32定速3000rpm，15:30电气试验完成；15:304Y振动达到186um，汽机打闸停机；15:45重新挂闸维持1500rpm运行；23:30汽机重新定速3000rpm，振动增加到160um，手动打闸停机；惰走至零后投入盘车（盘车投入困难）；3．主要问题1) 汽机3、4号轴瓦定速3000rpm后出现，暖机一定时间后振动突增现象，专家分析机组出现油膜窝动；2) 励磁系统电流测量不准确；（已好）3) 发电机短路试验电流只能达到额定90%；4) 供货之励磁变变比与合同不符；5) A磨漏粉严重；6) 汽机盘车投入困难，且一次比一次严重需引起高度重视；7) ABB励磁装置失磁保护不能投入（ABB励磁装置与南瑞继保、故障录播阻抗不匹配）；4．试运后应进行工作安排1) 机组停运后凝汽器、除氧器内部清理，滤网清理；2) 脱硝吹灰系统安装、调试尽快进行；3) 停炉冷却后脱硝装置、烟风道、电除尘灰斗内部检查；4) APS功能组的完善5) DCS系统清理6) 汽机冷却、翻瓦、振动问题处理二、根据1号机组第三次整组启动实施情况，会议明确下次整组启动过“168”必须进一步加强和改进的工作：1．整组启动管理工作要进一步严肃和规范，会议再次明确试运全过程以调试纳总，各参建单位必须听从调试统一指挥。
中电投贵州金元集团贵州金元发电运营有限公司盘南分公司#1、#2机组RB动作说明批准：审核：初审：编写：二O一三年一月二十九日1、2号机组RB动作过程说明一、RB触发的条件1引风机RB1.1 引风机RB的触发条件（与）1.1.1 机组负荷大于500MW1.1.2 两台引风机启动后，有其中一台引风机跳闸1.1.3 汽机主控在自动，或者汽机主控不在自动但DEH侧快泄投入1.2 引风机RB的复归条件（或）1.2.1机组负荷小于499MW1.2.2 两台引风机均运行2 送风机RB2.1 送风机RB的触发条件（与）2.1.1 机组负荷大于500MW2.1.2 两台送风机启动后，有其中一台送风机跳闸2.1.3 汽机主控在自动，或者汽机主控不在自动但DEH侧的快泄投入2.2 送风机RB的复归条件（或）2.2.1机组负荷小于499MW2.2.2 两台送风机均运行3 一次风机RB3.1 一次风机RB的触发条件（与）3.1.1 机组负荷大于420MW3.1.2 两台一次风机启动后，有其中一台一次风机跳闸3.1.3 汽机主控在自动，或者汽机主控不在自动但DEH侧的快泄投入3.2 一次风机RB的复归条件（或）3.2.1机组负荷小于419MW3.2.2 两台一次风机均运行4 给水RB4.1 给水RB的触发条件（与）4.1.1 DEH侧的快泄投入4.1.2 一台汽泵和一台电泵运行时，机组的实发功率大于480MW，延时5秒4.1.3一台汽泵（电泵未联启成功）运行时，机组的实发功率大于330MW，延时5秒4.2 给水RB的复归条件（或）4.2.1机组负荷小于480MW（一台汽泵和一台电泵运行时）4.2.2机组负荷小于330MW（一台汽泵运行时）二、RB的动作出口1 RB总的动作设备1.1 切除AGC1.2 切除锅炉主控1.3 切除汽机主控1.4 切除燃料主控1.5 DEH侧切除CCS方式1.6 DEH侧切除功率回路1.7 DEH侧切除主汽压力回路1.8 DEH侧切至阀位控制1.9 汽机侧降负荷（根据不同类型的RB条件，有不同的降负荷速率和目标，下文会详细说明）1.10 锅炉侧跳闸磨煤机（根据不同类型的RB条件，有不同的跳磨速率和方式，下文会详细说明）1.11 将前后墙燃尽风门关至20%2 RB引起的汽机侧降负荷过程2.1发生引发机RB、送风机RB、一次风机RB时，DEH将按照0.4167%总阀位/秒的速率关汽机各高压调节门，直到汽机总阀位关至50%以下，或者“发生引发机RB、送风机RB、一次风机RB”条件消失时复归。
第七篇水轮发电机组运行操作规程第一章发电机的起动、并列和解列1.1 发电机起动前的检查和准备工作1.1.1 检修后的发电机在起动前，应收回在发电机及其附属设备上工作的全部工作票，并索取相关的试验数据，拆除全部安全措施，恢复常设遮栏，悬挂警告标示牌。
1.1.2 详细检查发电机各部分及其周围的清洁卫生情况，检查发电机的出口母线和中性点联线、断路器、灭磁开关、互感器、励磁装置、仪表、信号器具、二次回路应完好正常。
1.1.3 大修后的发电机应检查各部连接完好，并用白布带检查发电机间隙一周。
1.1.4 检查滑环及电刷应清洁完好，无接地现象，电刷均匀在刷握内并保持0.1-0.2mm 的间隙，使电刷在刷架上能自由移动。
电刷整个表面应在滑环或整环流子上，并保持刷架与整流子和滑环表面的距离2～3mm，电刷弹簧的压力应均匀（一般在200克/cm2左右）。
1.1.5 检修后起动或停机时间较长，在起动前均应测量发电机定子绝缘和全部励磁回路（包括发电机转子回路在内）的绝缘电阻值。
1.1.6 检修停机超过720小时以上的发电机在起动前，除完成上述准备工作外，还应进行下列试验：1.1.6.1发电机出口油开关和灭磁开关的跳合闸试验；1.1.6.2发电机出口油开关与灭磁开关的联动试验；1.1.7 检查发电机灭火装置完好，消防水压不低于0.2 Mpa/cm2（因消防水压无监视表，要求稳压水池处于工作状态）。
1.1.8 发电机在起动前应检查所有保护全部投入（采用自同期并列时失磁保护应拆除，即切除10XB联片）。
1.1.9如果在全厂停机检修后起动第一台机组，还需进行下列检查：1.1.9.1检查直流系统投入运行（包括操作电源、合闸电源），蓄电池处于浮充状态。
1.1.9.2检查220V、48V直流系统均无接地现象。
1.1.9.3给上发电机保护盘上1RD±、41RD±、61RD±等熔断器（1RD±发电机保护，41RD±水车自动化、61RD±励磁操作电源）；1.1.9.4给上发电机保护盘上转子接地保护联片31XB；1.1.9.5检查测控单元电源、接线，所有保护全部投入；1.1.9.6检查上位监控计算机电源、接线正常，系统启动运行正常；1.1.9.7检查机组现场控制站（LCU）给上电源正常，各项指示正常，上位机和下位机通信正常，机组机旁盘给上电源，运行正常；1.1.9.8微机监控系统上位机经试验其报警及音响信号正常；1.1.9.9发电机及其附属（如滑环、碳刷及励磁系统）接线应完好；1.1.9.10厂用电系统处于正常运行状态。
机组启动注意事项
1.磨煤机投运后半小时就要关空气门，早作准备，不然压力高
后空气门处的对空排气门开着，声音太大，先关对空排气门；
2.油枪不着且枪不堵时，应该是打火杆与枪的距离不合适并且
打火时间与进油枪时间配合不当。
盘上手动点火；
3.一次风机的启动顺序，先开出口门易犯卡的一次风机；
4.中压缸导气管疏水电动门开后温度稍有下降后回升，是冷气
凝结疏水，正常；
5.辅汽供轴封时，旁路门不能开，量太大温度无法控制。
用主
路，主路电动门开展，调节门开度90%左右时压力、温度接近合适；
6.机组抽真空后空冷岛报“抽真空过冷保护动作”，由于真空变
化计算饱和温度，实际排汽装置水温在饱和温度以下导致；
7.冲转时再热压力0.1MPa以下，再热主汽门开后快关低旁，使
再热压力升至0.5左右，定速暖机后再热压力0.1以下；
8.真空30kPa以上时低旁自动模式时会因背压高联关低旁电动
门并报“联锁关”，不能再开，只能降低真空后才开，开启空冷冷却风扇2排，使背压降至25kPa以下；
9.凝结泵再循环在启动时手动开展，防止自动时再循环门在定
值附近反复开关，水击打压凝结水管道造成法兰吱水、闭式水系统泄漏。
10.排汽装置水置换连续进行，凝结水合格回收。
一、预案背景为确保在突发停电情况下，我单位能够迅速、有序地启用发电机，保障单位正常运转和人员安全，特制定本预案。
二、预案目标1. 确保在停电情况下，发电机能够迅速启动，为关键设备和人员提供电力保障。
2. 保证单位关键设备正常运行，减少停电造成的损失。
3. 确保人员安全，防止因停电造成的事故发生。
三、预案组织机构及职责1. 成立应急指挥部，负责组织、协调、指挥停电启用发电机应急工作。
2. 成员及职责：（1）指挥长：负责全面协调、指挥应急工作。
（2）副指挥长：协助指挥长工作，负责应急物资调配、信息收集与报送。
（3）应急小组成员：负责发电机启动、设备运行、人员疏散、安全防护等工作。
四、应急预案1. 发电机启动程序（1）接到停电通知后，应急小组成员立即启动发电机。
（2）检查发电机油位、水温、电压等参数，确保正常。
（3）打开发电机进油阀、出水阀，检查油路、水路是否畅通。
（4）启动发电机，检查发电机组运行情况，确保发电正常。
2. 关键设备运行保障（1）确保关键设备在发电机供电下正常运行。
（2）加强设备运行监控，发现问题及时处理。
3. 人员疏散与安全防护（1）停电时，应急小组成员立即组织人员疏散，确保人员安全。
（2）检查应急照明、疏散指示标志等设施，确保其正常工作。
（3）加强对电气设备、易燃易爆物品等危险源的安全防护。
4. 信息报送与处置（1）应急小组成员及时向上级汇报停电情况、发电机启动情况及应急措施。
（2）根据实际情况，调整应急措施，确保应急工作顺利进行。
五、预案实施与评估1. 定期组织应急演练，检验预案的可行性和有效性。
2. 对应急演练中发现的问题进行总结，不断完善预案。
3. 定期检查应急物资储备，确保应急物资充足。
六、预案终止1. 当供电恢复正常，应急指挥部宣布解除应急状态。
2. 各部门恢复正常工作秩序，确保单位正常运转。
本预案自发布之日起实施，如遇重大调整，由应急指挥部重新发布。
光热储能电站发电项目汽轮发电机组的调整启动试运行质量控制要点11一般规定111调整与试运行工作应符合下列规定：1.1.1.1各系统设备的安装质量，应符合设计图纸要求、制造厂技术文件及本章规定；1.1.1.2各系统及设备的设计质量，应满足安全经济运行和操作、检修的方便；1.1.1.3检查、调整并考核各设备的性能，应符合制造厂的要求；1.1.1.4吹扫或冲洗各系统至洁净，以保证机组安全经济地投入运行；1.1.1.5提供整套设备系统交接试验的技术文件，作为生产运行的原始资料。
1.1.2汽轮发电机组的分部试运、整套启动的调试措施方案己编制完成并经批准。
验收、移交及其组织机构已成立并经批准；试运程序、连续满负荷运行时间等应按D1/T5437《火电发电建设工程启动试运行及验收规程》执行。
1.1.3汽轮发电机组整套启动前应完成的分部试运行工作如下：1.1.3.1汽水管道的吹扫和冲洗；1.1.3.2冷却水系统通水试验和冲洗；1.1.3.3化学水系统冲洗、充填药剂、调整试运行，并能供给足量合格的除盐水；1.1.3.4真空系统严密性检查；1.1.3.5除氧器、热交换器、蒸发器、减压装置等的检查调整；1.1.3.6各附属机械分部试运调整；1.1.3.7润滑、调节和密封油系统及净化装置试运调整，油循环油质合格；1.1.3.8调节、保安系统静态整定和试验；1. 1.3.9顶轴装置和盘车装置调整试验，校对大轴晃度指示表；1.1. 3.10抽汽止回阀与传动装置的调整试验；1.1.3.11汽封系统调整试运行；1.1.3.12热工、电气有关保护、连锁装置，远方操作装置和电动、气动、液动阀的调整试验，开、闭、富余行程及开闭时间己作记录，并投运正常；1.1.3.13中间再热机组旁路系统的调整试验；1.1.3.14抽真空试验；1.1.3.15低压缸喷水试验；1.1.3.16发电机氢气冷却系统、绕组冷却水系统的冲洗与调整。
1.2附属机械分部试运行1.2.1汽动、电动给水泵启动试运前应按规定进行试验或模拟试验，保护装置必须投入。
工程维修部会议纪要范文会议地点：会议室参加人员：工程维修部全体员工会议主持：会议记录：会议主题：会议内容：为学习好地产集团关于《安徽客户投诉处理管理办法》，加强地区公司客户关系管理，加快业主投诉处理问题处理，减低客户投诉机率，提高满意度，提高品牌美誉度，在金经理的主持下，深入学习该文件(试行)。
重点简介文件主要内容。
内容如下：一、金彬经理宣读了文件内容，并认真逐条解读文件实施细则二、部门重点工作安排首先，金经理对于我们在日常服务态度提出要求，上班期间对工装必须保持标准化的服务形象。
上班时间注意个人形象问题。
学习服务礼仪、服务形象，所以希望我部全员引起足够的重视，加强礼仪方面的学习。
提别是上门服务，一定要严格要公司要求的服务礼仪执行。
其次金经理对于上门工作的细则做出说明，要严格按照公司相关标准执行，“细节决定成败”“细节体现服务”。
三、关于投诉处理原则和流程物业服务中心接到投诉后，由售后服务中心向投诉处理中心部门签发客户投诉督办令，依照集团售后服务相关制度、文件及要求执行。
最后，要求维修部全体员工认真对待此文件精神，关系到每个人，希望大家重视。
合肥恒大华府物业服务中心X年九月十七日会议时间：20xx年10月29日会议地点：维修部三楼会议室会议主持人：会议记录人：会议内容：一、汽机专业汇报上周工作：1、1号机外供工业蒸汽管道减温器按装完成。
2、配合运行1号机启机工作完成。
3、设备消缺维护。
4、制定冬季培训计划。
5、1号机、汽机润滑油、EH油滤油。
本周工作：1、根据油化验报告，确定是否继续1号机汽机润滑油、EH油滤油工作。
2、配合江北厂进行检修后的场地清理。
3、设备消缺维护，防寒防冻检查。
二、锅炉专业汇报上周主要工作：1、1号炉启动及启动后转机维护、阀门消缺、汽包热紧。
2、2号炉消缺维护。
3、1号炉汽包右前安全门整定。
4、设备防寒防冻检查。
本周工作：1、1、2号炉维护消缺。
2、2号炉在大负荷时外表测温。
1号机组小修后启动工作安排批准：审核：编制：发电部2011年8月27日第一部分启机前试运及试验序号工作内容要求完成时间及值别实际完成时间单元长/班长签字值长签字备注1. 1号机增压风机动叶开关试验8月18日中班20时前当值执行2.脱硫灰控班长根据1号炉捞渣机检修进度，全面检查捞渣机刮板、链条、销子及倒轮无异常（运行、点检）。
将捞渣机槽体补水至正常水位，启动捞渣机试运，并进行捞渣机断链试验，试运正常后备用8月18日前夜2时前当值执行，联系点检3.1号机润滑油系统试运，（多次试运均因7号反冲洗过滤接头漏油未成功，现已重新加工反冲洗滤网接头）点检安排华唐检修24小时不间断滤油。
8月18日前夜2时前4.投入1号机A、B真空泵汽水分离器、泵体补水8月19日白班14时前当值执行及真空泵辅机冷却水，正常后启动A、B真空泵试运2小时，正常后停运备用。
5. 1号机真空破坏门开关试验。
8月19日前夜班02时前当值执行6.1号炉A、B送引风机油站切换试验、油站逻辑试验、冷油器切换试验正常。
8月20日中班20时前当值执行，热机、电气点检到位7.增压风机就地事故按钮试验、油站逻辑试验。
8月21日中班20时前当值执行点检到位8.化学化验润滑油油质合格，开启润滑油至密封油联络门，充入压缩空气至50KPa，调整好油氢差压，开启压力油箱氢侧平衡阀。
（若油质不合格则继续滤油）08月22日白班14时前当值配合9.汽机点检安排备好二氧化碳气瓶，发电压进行气体置换。
08月22日中班20时前10.1号机炉膛架子拆除后，灰硫专业进行液压关断门开关试验正常。
08月23日白班14时前11.1号机脱硫所有系统工作结束后，进行脱硫旁路挡板开关试验正常，要求关闭严密。
08月23日中班20时前12. 氢气置换二氧化碳合格，提高氢压至100KPa,启动密封油主油泵，投入密封油系统运行，调整好油氢差压。
08月24日白班14时前13. 高旁油站改造工作完，试运时设备部点检、华唐检修负责人、厂家人员必须到场，否则不予验收，试运前高旁油站油箱保持较高油位，因本次改造油泵吸入口位置较高，油位过低会造08月24日中班20时前成油泵进空气不打油。
油泵启动前就地有人监护，保持通讯畅通，发现系统渗漏油应立即停运，移交检修重新处理。
14. 高旁压力阀开关试验，试运时设备部点检、华唐检修负责人必须到场。
试验前保证高旁油站工作正常，油压在10MPa以上，就地有人监护，保持通讯畅通，08月24日中班20时前15. 1号炉A、B空预器单体试运。
08月24日前夜班2时前当值执行，点检热控到位16.1号机组各保温工作结束，卫生清理干净，启动1号炉输灰系统试运08月24日前夜班2时前17.1号机进行除雾器喷嘴冲洗水试验及启动前喷淋水试验合格。
08月25日白班14时前18. 1号炉A、B送、引风机单体试运，A、B送风机动叶动态开度试验、A、B引风机静叶动态开度试验，A、B一次风机入口挡板动态开度试验正常。
08月25日中班20时前当值执行，设备部提风机试验工作票19. 1号炉风烟系统、制粉系统检漏、炉膛本体漏风检查，除尘器顶部漏风检查及磨煤机热风门保温检查完成。
08月25日中班20时前当值执行，点检、热控到位20.1号炉所有工作结束，工作票收回，电除尘升压试验合格08月25日前夜班2 时前当值执行，点检、热控到位21. 油枪、点火枪、油角阀检查试验合格8月25日前夜2时前当值配合设备部执行22. 1号机向凝汽器热井补水至正常水位（1200mm），通知化学化验热井水质合格后，开启除盐水至凝结水系统注水门向凝结水管道系统注水。
注水完成后，关闭注水门，启动A凝泵试运2个小时，正常后做A、B凝泵相互联锁试验。
试验合格，投入B凝泵试运2个小时。
试运正常后向除氧器上水至1000mm。
8月26日白班14时前当值执行，热控配合23. 启动1号机EH油泵，做相互联锁试验。
8月26日中班20时前当值执行，点检、电气、热控到位24.启动给水泵试运，提升给水压力至6MPa,做给水三通阀切换试验。
8月26日中班20时前当值执行，点检、电气、热控到位第二部分 1号机组启动工作安排序号工作内容要求完成时间及值别实际完成时间单元长/班长签字值长签字备注25. 值长通知设备部主任、华唐检修公司经理、甘谷检修公司经理、多经公司经理安排好1号机冷态启动准备工作。
1号机组所有影响机组启动缺陷全部消除。
化学备好除盐水，除盐水箱保持高水位运行。
8月27日白班14时前26. 值长通知集控、化学、燃运、脱硫灰控、多经公8月27日白班14时前司粉煤灰各岗位，做好1号机冷态启动准备工作。
27.1号机组汽机、锅炉、脱硫灰控各转机油站系统检查并投入运行。
8月27日白班14时前28.检查1号机组炉侧、机侧、脱硫、灰控、化学6KV电机送上工作电源，低压电机送上工作电源。
8月27日白班14时前29.检查1号机组炉侧、机侧、脱硫、灰控、化学电动门、气动门电源、气源送上。
8月27日白班14时前30.上煤前送上输煤1号炉A、B、C、D、E仓犁煤器电源8月27日白班14时前31. 值长通知脱硫灰控班长，1号炉电除尘器系统检查，投入电除尘器各灰斗、瓷轴、大梁加热及振打装置，检查灰库系统已投入运行8月27日中班20时前32. 化学运行班检查除盐水量、氢气储存量、燃油储存量充足，精处理设备、加药泵处于良好的备用状态。
8月27日中班20时前33.检查1号汽轮机润滑油、顶轴油、密封油运行正常。
8月27日中班20时前34.值长通知化水做好1号锅炉上水准备工作，将机组排水槽排水切至废水池。
8月27日中班20时前35. 预暖并投入1号机辅汽联箱。
8月27日中班20时前36. 记录一次1号机空冷岛膨胀指示及锅炉膨胀指示8月27日中班20时前37. 值长通知化学进行水质化验，水质合格后投入除氧器加热至70℃ -80℃，（注意水位不要高），启动化验工作开始。
8月27日中班20时前38. 启动给水泵向1号锅炉上水。
8月27日中班20时前39.脱硫灰控班根据1号炉捞渣机检修进度及时投入除渣水系统及捞渣机运行。
8月27日中班20时前40.脱硫灰控班做1号脱硫灰控系统电机事故按钮打闸、动态联锁试验。
8月27日中班20时前41. 启动1号炉输灰系统投入运行8月27日中班20时前脱硫灰控班检查1号吸收塔除雾器冲洗系统并试42.8月27日中班20时前冲洗完三层，正常后备用。
脱硫灰控班检查滤液系统至1号吸收塔打浆正8月27日中班20时前43.常。
脱硫灰控班检查1号地坑泵至1号吸收塔，打浆8月27日中班20时前44.正常。
1号吸收塔进浆45. 化学投运汽水取样架8月27日中班20时前汽包上水上水至可见水位，化验炉水水质合格，46.8月27日中班20时前投入炉底加热。
47. 投入发电机微正压装置8月27日中班20时前投运1号机EH油系统，作A、B EH油泵相互联48.8月27日前夜班22时前锁试验。
49. 等离子暖风器，二次风暖风器，空预器吹灰，轴8月27日前夜班22时前封系统进行暖管。
检查送、引、一次风机风道排污门关闭，空预器排污门、冲洗门、消防水门关闭。
50. 1号炉过、再热系统，高、低加热器及除氧、给水加药系统检查并恢复至开机前状态，注意关闭给水泵出口母管、各高、低压加热器水侧放水门。
8月27日前夜班22时前51.恢复1号炉炉前燃油系统。
恢复等离子系统，全面检查机炉系统均在启动前状态。
8月27日前夜班22时前52.值长通知脱硫灰控班长，1号输灰系统检查，投入电除尘器灰斗气化风系统，投运1号输灰系统。
8月27日前夜班22时前53.脱硫灰控班检查1号脱硫石膏排出泵并投运正常，打浆及PH显示正常后备用。
8月27日前夜班22时前54. 值长联系输煤班1号炉A 、B、C仓上潞新煤8月27日前夜班22时前55.值长通知脱硫灰控班做好电除尘、脱硫系统投运准备。
8月27日前夜班22时前56. 1号吸收塔进浆6米后，停止补浆8月27日前夜班22时前值长通知化学，开始向给水、凝结水加药（锅炉8月27日前夜班22时前57.点火前两小时），启动凝结水系统1号机轴加水封注水，投入轴封系统，启动真空58.8月27日前夜班22时前泵抽真空（初期轴封温度控制在约100℃）启动1号炉空预器、引、送风机单侧运行，炉膛8月27日前夜班22时前59.吹扫。
投入1号炉空预器连续吹灰。
全开等离子暖风器8月27日前夜班23时前60.供汽门61. 投运1号电除尘器高压电场8月27日前夜班23时前62. 值长通知化学，锅炉准备点火，向汽包中加药8月27日前夜班23时前63. 1号炉等离子拉弧，启动A磨煤机（真空＞60KPa）8月27日前夜班23时前1号炉调整高、低旁电动调整门的开度，控制主64.8月27日前夜班2时前汽、再热汽温度和压力，配合锅炉升温升压65. 锅炉汽压升到0.3MPa时，化学运行人员对各取8月27日前夜班2时前样管逐个冲洗一次，要求集控值班人员下部联箱排污一次。
66.锅炉点火升压至0.5～1.0MPa，锅炉连排开至100%，定排不少于两组。
8月27日前夜班2时前67. 当锅炉压力升到0.6MPa时化学人员冲洗一次取样管，并调整样品流量，保证样温25℃-30℃以下。
8月27日前夜班2时前68.汽包压力1.0MPa，化学人员冲洗饱和蒸汽、过热蒸汽取样管道10分钟。
8月27日前夜班2时前69.锅炉压力升至2MPa时，化学人员开始测蒸汽SiO2，Na+含量，进行全面分析8月27日前夜班2时前70. 当主、再热蒸汽温度大于高、中压汽门阀壳温度50℃且均有50℃以上过热度时汽机挂闸，检查高、中压主汽门，高缸倒暖阀、高压缸抽真空阀动作正常8月27日前夜班2时前检查氢气干燥器、露点仪、绝缘过热装置等系统71.8月27日前夜班2时前投入72. 参数符合冲转条件合格，汽机冲转8月28日后夜班3时前73. 汽轮机冲转后，化学人员对精处理过滤器铺膜8月28日后夜班3时前74. 汽机冲转后及时分析凝结水品质。
8月28日后夜班3时前75. 汽机转速1000rpm，暖机，全面检查8月28日后夜班3时前76. 低压加热器投入运行8月28日后夜班3时前77. 汽机转速3000rpm，定速，全面检查8月28日后夜班5时前78. 发变组恢复热备用8月28日后夜班5时前申请网调，发电机并网，投3302开关重合闸为8月28日后夜班8时前79.单重长延时方式。
80. 发电机带负荷后，化学人员投运精处理过滤器8月28日后夜班8时前81.、启动B磨组，汽轮机切缸。
8月28日白班10时前82. 锅炉启动另一侧风机。
8月28日白班10时前83. 值长通知输煤班D\E仓上煤。
8月28日白班10时前84. 高加投入运行。
