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极热态启动操作票

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热态启机操作票

热态启机操作票
2、控制除氧器水位避免高水位溢流电动门动作
3、旁路缓慢投入，注意减温水调整及旁路后汽温
4、检查各级疏水扩容器减温水阀确已开启，凝结水系统运行正常
6
保护未投或拒动损坏设备
1、开机前试验机组各项保护动作正常。
2、机组振动监测系统投入且工作正常，振动等各项主保护在冲转前必须可靠投入。
7
防止水冲击及大轴弯曲
4
盘车齿轮、机组动静部分
1、盘车投运前确认喷油电磁阀动作正常
2、严格执行规程，正确使用盘车装置，禁止用电机惰走投盘车
3、盘车投入后，应检查盘车电流指示正常。一般在20―22A。偏心在0.076mm以下，主机转动部位进行听音检查，发现异常及时汇报、及时处理
5
排汽门破裂、延误启动
1、凝汽器真空建立，循环水投入运行正常，缓慢开启截门或调整门，注意凝汽器真空及排汽温度变化
HJFD-FD-15-300JKCZP
序号：
操作票
（）号机组热态启动
操作开始时间：年月日时分
操作结束时间：年月日时分
操作人：班长：值长：
（）号机组热态启动操作票
此票要用钢笔填写禁止涂改
编号（操作）：
发电二分场
热态启动操作票
一目的：
规范机组热态启动调试操作，使汽轮机组工作安全、顺利进行
二适用范围：
本操作票适用于浑江发电公司300MW机组热态启动的检查和投运过程
32.
投入高、低压旁路及5%启动旁路系统运行，检查旁路不在闭锁状态，减温水投入正常，DEH设为旁路开Bypass ON方式。
33.
锅炉汽包压力接近1.0MPa时，逐渐提高备用的汽泵转速，将其出口门开启向锅炉上水，保持锅炉汽包水位平稳。将电泵投入联锁备用，启动（）前置泵，将（）汽泵冲动备用，检查再循环门应自动开启。

(完整word版)300MW机组启动、停止运行典型操作票(滑启停)

(完整word版)300MW机组启动、停止运行典型操作票(滑启停)

300MW机组启动、停止运行典型操作票
目录
300MW机组冷态启动操作票
300MW机组热态启动操作票
300MW机组极热态启动操作票
300MW机组正常停止操作票
300MW机组滑参数停止操作票
热力机械操作票
＊***＊发电有限公司RJ:
(完整word版)300MW机组启动、停止运行典型操作票(滑启停) 附表：锅炉启动期间膨胀指示值记录表
)
注：膨胀指示值填写格式为：指示坐标（横向,纵向，轴向），按坐标取“+”、“—”,单位为mm.
抄录时面对膨胀指示器，“0”点为原点，水平为横向X,右侧取“+”，左侧取“－”;上下为纵向Y，“0”以下取“－”；指示器活动杆为轴向Z，杆上示值取“+"，指针离开指示器面板估取“－”。

启（停)机参数记录
热力机械操作票
*＊***发电有限公司RJ：
荷变化.对机组进行全面检查，如发现异常情况立即汇报值长
136对锅炉本体进行一次全面吹灰
137
四抽汽压力达0．70MPa时，开启四抽至辅汽联箱进汽门，注意联箱温度不超过规定值
138全面检查一切正常,确认各种保护均已投入，各种自动投入正常,确认各排空气门、放水门、疏水门、排污门关闭严密。

保持机组正常运行后，值长汇报省调可投入AGC及一次调频控制方式运行,机组负荷由AGC控制，变化率7MW/min。

139机组启动结束，汇报值长
140供热系统暖管疏水
备注：
操作总负责人：监护人:值长(单元长)：
热力机械操作票
＊＊＊*＊*发电有限公司RJ：。

第一部分 操作票

第一部分 操作票
46、
在机组负荷30MW时，确认机组有关高压疏水阀正常关闭，冲转一台小机（见操作票）
47、
在热风温度达120℃时，启动一台一次风机、密封风机，调整一次风母管压力11.0kPa；
一、二次风温>170℃，确认B磨煤机点火能量满足，启动B制粉系统，控制磨后风温在80℃，风量在55t/h左右；(启磨过程见操作票）(注意：启动B磨时BC层油枪要点2根，否则认为火检信号没有，煤量有，煤没有燃烧。给煤机远方在就地电气380V工作PC段，要保证第一段带电。空预器主电机同样）
17、
低加水侧通水。
18、
凝结水系统冲洗合格，将凝水再循环阀开至100%，启动一台凝泵，向除氧器上水，维持水位在2200mm。检查投入汽动给水泵、电动给水泵密封水，调整密封水差压0.1~0.15mpa
19、
确认除氧器、凝汽器水位正常，投入电泵辅助油系统，电泵再循环门全开。（除氧器水位设定值+凝汽器水位设定值×0.6=凝汽器水位调节SP值。除氧器水位设定值-凝汽器水位设定值×0.6=除氧器水位调节SP值。除氧器水位实际值+凝汽器水位实际值×0.6=凝汽器水位调节PV值。除氧器水位实际值-凝汽器水位实际值×0.6=除氧器水位调节PV值。）
在锅炉给水流量≤10%BMCR以前，应控制炉膛出口烟温≤540℃，当炉膛温度>540℃时炉膛烟温探针退出；
48、
由低至高依次投入低压加热器汽侧（不并网不可以投汽侧）。
49、
当机组负荷升至60MW，机组运行正常时，可进行厂用电切换操作(见操作票）。
50、
负荷90MW左右时，若给水旁路门开度已达90~100%时，可将其切至主给水门,投入给水三冲量自动调节。
4.冲转至额定转速期间，锅炉注意调整燃烧，控制主蒸汽温度以0.4～0.95℃/min、主汽压以0.019MPa/min，再热汽温以0.75～1.4℃/min的速率逐渐升温升压。主汽温最大升温率不得超过1.5℃/min的限制，再热汽温最大升温率不得超过2℃/min的限制值。

C15汽轮机热态启动操作票

C15汽轮机热态启动操作票

35 在505上按“RUN”键，启动主汽门，汽轮机冲转 36 在ETS画面投入主汽门关闭停机 37 待汽机转速高于盘车的转速时，盘车电机应自停，若不自停需手动停盘车 38 在500rpm时，关闭自动主汽门前的疏水阀，关导管疏水 7 冲转暖机 46 冲转后升速至 47 检查并维持 48 匀速升速至 49 检查并维持 50 匀速升速至 51 检查并维持 52 匀速升速至 500r/min 500r/min 1100r/min 1100r/min 2500r/min 2500r/min 3000r/min 2分钟 5分钟 8分钟 20分钟 5分钟 5分钟 8分钟
注：签名在操作前完成，每项操作前监护人、操作人共同确认后，由操作人使用蓝色笔打“√”后方可操作， 该项目完成后，共同确认后再由监护人使用红色笔打“√”。
4ห้องสมุดไป่ตู้
5
31 在汽机热力画面点击双联电磁阀复位按钮，建立保安油压 32 对ETS以前动作过的保护进行复位 33 在505上按“RESET”键，505复位 在ETS画面投入总联锁、润滑油压低停机、轴向位移大停机、汽机转速高 34 停机、轴承轴瓦温度高停机、轴承回油温度高停机、505停机、仪表故障 停机、轴承振动大停机
3 打开7米层电动主汽门前至疏水扩容期器的疏水阀 4 打开疏水扩容期器上的高压启动疏水一、二次阀 5 打开主自动汽门前的疏水阀 6 打开锅炉集汽集箱出口电动阀的旁通阀 7 打开7米层电动主汽门的旁通阀 8 进行低压暖管,在20分钟内,主汽门前压力升至0.3MPa 3 暖管 9 打开锅炉集汽集箱出口电动阀，关闭其旁通阀 逐渐打开电动主汽门，以0.1～0.15MPa/Min升压速度，直到温度在250℃ 10 以上 11 关闭7米层电动主汽门后至疏水扩容期器的疏水阀 12 全开电动主汽门，关闭其旁通阀 13 关小主汽门前电动阀前后的疏水阀、关小主汽门前的疏水阀 14 确认凝结水泵在DCS控制 启动凝结水 泵 15 向凝汽器热井补除盐水 在电脑操作画面上点击凝结水泵的启动按钮,检查电流、出口压力、振动 16 等正常 17 调整凝结水出水调节阀、再循环阀，保持热井水位在中水位 18 投入凝结水泵的电气联锁 20 开均压箱疏水阀 向轴封送汽 及投入汽封 加热器 稍开新蒸汽至均压箱阀门，对均压箱进行暖箱，控制均压箱压力27KPa， 汽温在200～280℃ 22 冲转前20分钟,送轴封汽 21 23 打开汽封加热器新蒸汽进汽阀门，控制负压室的压力在-0.02MPa 24 调节汽封加热器的排大气阀门开度,使排气管有微微冒气 26 确认射水箱的水位在高水位 6 开启射水泵 抽真空 27 确认1#、2#射水泵在DCS控制 28 电脑操作画面上点击启动1#射水泵,检查电流、出口压力、振动等正常 29 投入射水泵的电气联锁 30 确认凝汽器真空值＞－0.06Mpa，主汽门前主蒸汽温度比汽缸温度高50 ℃，压力在1.5MPa以上,润滑油温在25℃以上

汽机热态启动操作票(中英)介绍

汽机热态启动操作票(中英)介绍

机组热态启动热机操作票Unit Hot Start Hot Turbine Working Permit编号No.: 第 1 页共54 页（1/54）操作开始时间Operation start-up time：年Y 月M 日D 时H 分M 结束时间Ending time：日D 时H 分M操作任务：# 机组热态启动热机操作票Operation Procedure:#___Unit Hot Start Hot Turbine Working Permit序号Serial 危险点分析DangerPoint Analysis预控措施Measures √1 锅炉上水时金属应力过大While boiler waterfeeding to boiler, metalstress too big1、上水温度一般不超过70℃，正常时给水母管压力与汽包压差控制在2－3MPA，要防止给水母管超压Water feeding temperature lessthan 70℃, normally water feeding header pressure and steam drumpressure differential stay at 2－3MPA under control, prevent thewater feeding header over-pressure2、严格按规程控制上水流量和速度Control water feeding flow rateand speed according to the procedure11 投盘车时齿轮损坏Gear broken whileturning1、投盘车前应手动将盘车挂闸,并确认盘车确已挂闸啮合良好Handswitch off while turning, to confirm turning is switched off and gearedwell.12 开启轴封供汽门时管道振动During glandsealing start upvibration for thepipeline1、稍开轴封供汽门，保持0.012~0.02MPa 至少暖管10min后全开，注意充分疏水Open the gland sealing steam supplying valve slightly,maintain 0.012~0.02MPa for pipe preheating for 10min before fullyopen, be attentive to water drainage.操作人(Operator) ______________ 监护人(Supervisor) _____________ 值班负责人(Responsible):__________________ 值长(Shift-chief):_______________机组热态启动热机操作票Unit Hot Start Hot Turbine Working Permit编号No.: 第2 页共54 页（2/54）操作开始时间Operation start-up time：年Y 月M 日D 时H 分M结束时间Ending time：日D 时H 分M操作任务：# 机组热态启动热机操作票Operation Procedure:#___Unit Hot Start Hot Turbine Working Permit序号Serial 危险点分析DangerPoint Analysis预控措施Measures √13 启动高备泵时无油压While start the highstandby pump, havingno oil pressure1、排尽油系统内的空气Air in the system exhausted14 低压缸排汽门破裂Steam venting valvefracture for lowpressure cylinder1、真空抽至40KPa以上时再开启主、再热蒸汽管道疏水，开疏水时注意真空变化When the vacuum is extracted to above 40KPa,startthe main or reheating steam pipeline for water drainage, attentive tothe vacuum changing when water drainage opening2、真空抽至70KPa以上时再投入旁路Put the bypass into use whenthe vacuum is extracted to above 70KPa15 投入高、低压旁路时管道振动Pipe vibrationwhile putting high orlow pressure bypassinto use.1、锅炉压力至0.5MPa 以上时投入旁路Put bypass into use while theboiler pressure reaches above 0.5MPa2、高压旁路投入时应充分暖管疏水While the high pressure bypassput into use, have the pipe preheated enough for water drainage3、投入高、低压旁路时应缓慢开启Slowly put the high or low pressurebypass into use操作人(Operator) ______________ 监护人(Supervisor) _____________ 值班负责人(Responsible):__________________ 值长(Shift-chief):_______________机组热态启动热机操作票Unit Hot Start Hot Turbine Working Permit编号No.: 第 3 页共54 页（3/54）操作开始时间Operation start-up time：年Y 月M 日D 时H 分M结束时间Ending time：日D 时H 分M操作任务：# 机组热态启动热机操作票Operation Procedure:#___Unit Hot Start Hot Turbine Working Permit序号Serial 危险点分析Danger PointAnalysis预控措施Measures √16 汽轮机冲动时弯轴与水冲击Shock existingbetween bending shaftand water.1、汽机冲动前降低真空保护外的所有保护投入，胀差、上下缸温差合格方可冲转When start the turbine shock, reduce the all protectionexcept the vacuum protection, expansion differential, thetemperature differential between the upper and bottom cylinder arequalified and impulse starting2、冲动前汽温，汽压必须合格，保证有50以上的过热度，疏水畅通Before impulse starting, the steam temperature and pressure haveto be qualified, ensure more than 50 super-heating degree andsmooth water drainage.3、轴封供汽温度合格，送轴封和抽真空前必须连续盘车Gland sealingsteam supply temperature qualified, continuous turning executedbefore supplying gland sealing and vacuum extraction4、启动过程中机组应正常，当振动大跳闸时，应立即破坏真空紧急停机，查明原因The unit should be normal during startup, when there isvibration and big trip, destroy the vacuum immediately to shutdownurgently, and check the reason for that.5、启动过程中，汽温急剧下降应打闸停机During start-up,if steamtemperature decreases acutely, switch off to shutdown.17 机组冲动过程的振动Vibration during unitimpulse1、迅速平稳的通过临界转速，当振动跳闸时，应立即回到盘车状态查明原因，不得降速暖机和硬闯临界转速。

背压机热态启动操作票

背压机热态启动操作票
8
投入下列保护：润滑油压低、伺服油压低、轴瓦温度高、汽机超速、轴向位移+1.3㎜与-0.7㎜，轴承回油温度高保护。
9
冲转：用电动主汽门旁路进行冲转。
10
升速过程中注意事项：机组过临界转速应迅速平稳，振动不得超过0.10mm，经常检查轴承温度、振动及机组声音，及时调节冷油器出口油温，505E系统、调速系统动作正常。
6
检查冲转条件：汽压不小于3.8Mpa，汽温不小于400度，油温不小于30度，循环水压力正常，高压调门全开，自动主汽门全开，对空排气门全开，排气至供热母管电动门全关，各辅机运行正常。
7
开启防腐门，汽缸疏水，及汽封至除氧器汽平衡门前后疏水门，中压轴封至除氧器汽平衡管道向空排汽门，开启汽封加热器向空排汽门。
2）机组各转动部分声音正常，振动情况，汽缸膨胀及轴向位移正常。
3）及时调整冷油器出油温度正常，发电机进风温度维持20℃～40℃范围内。
4）应根据锅炉给水流量的增加调整给水压力或增开一台给泵。
以下空白
备注：
操作人：监护人：值班负责人：值长：
背压机热态始时间:年月日时分
操作终了时间:年月日时分
操作任务:背压机启动
序号
项目
完成时间
完成情况√
1
所有工作票已收回,检查工作结束
2
启动高压油泵(启动后逐渐开出出油门)检查油箱油位不低于
-50mm,油系统不漏油,油压、油流正常，油温不低于30度，报警良好。低油压报警灯灭，投入低油压保护和润滑油泵联锁。启动油箱排烟风机启动电控油泵，检查电控油压正常（3.0MPa左右），投入电控油泵联锁。
3
启动盘车，细听机组内部无异常声音，根据情况做静态试验（启动前4小时投入）
4

热态启动操作票

热态启动操作票
26
通知热工人员，投入相关保护〖低真空、轴向位移油压〗。
27
向电气运行发“注意”、“可并列”信号，通知电气可以并列。通知锅炉运行准备接带负荷。
28
机组并列后，通知热工人员，投入相关保护〖主汽门、油开关、发电机保护〗。
29
机组并列后，根据温度关闭有关疏水〖主汽管道、主汽三通、二抽及三抽疏水等〗及排汽缸减温水。
34
凝结水回收后，根据情况切换给水泵的机械密封水。
35
电负荷至1000KW时，开启一抽管道疏水，暖管。
36
负荷至3000KW时投二抽及三抽。
37
负荷至4000KW时投一抽【执行调整抽汽投入操作票】。
16
转速上升过程中，倾听汽机内部声音,一切正常后，保持转速800r/min，暖机5分钟。
顺序
操 作 内 容
操作时间
执行情况
17
800r/min暖机结束，检查机组各部正常，然后以100r/min的速度升至1200r/min，暖机10分钟。
18
1200r/min暖机结束，汽缸膨胀（ ）mm，润滑油温（ ）℃，全面检查机组各部正常。
9
开启自动主汽门前疏水门，缓慢开启电动隔离旁路门，当电动隔离门前后压力相等时全开此门，关闭旁路门。
10
缓慢开启主汽进汽截门，关闭旁路门。
11
检查主汽温度（）℃〖高于汽缸上部温度50℃以上〗；主汽压力（）Mpa〖在额定范围〗；凝汽器真空（）Kpa〖不低于－80KPa〗；冷油器出口油温（）℃〖不低于38℃〗。
22
主油泵开始工作后,将高压油泵联锁投入,停高压油泵。
23
自动主汽门开启1/3行程,手摇同步器提升转速至3000r/min。
24
全面检查倾听机组内部声音，全面测量振动，汽缸膨胀（ ）mm，上下缸温差不超50℃，根据机组需要做有关试验。

热态开机操作票(汽机)

热态开机操作票(汽机)

23
确认机组振动≤0.025mm，真空、轴向位移、热膨胀、上下缸温差、油温等正常。通知锅炉稳定主汽 参数。测振仪、听针、人员就位，准备过临界。
24
DEH设定目标转速：2500r/min，升速率400rpm/min，开始过临界。临界转速1691r/min附近振动应小于 0.10mm，否则立刻打闸。
25 实际转速升至2500r/min时，暖机2分钟，全面检查。
26 DEH设定目标转速：3000r/min，升速率：100rpm/min，机组定速3000r/min。
27 检查正常，停运高压油泵并投入联锁。
28 汇报值长，汽机一切正常，发电机可并列。
29 并列后带3MW，暖机5分钟，复位ETS，投入“低真空”、“发变组故障”保护。
30 投入空冷器冷却水，调整发电机进口风温、润滑油温、EH油温、射水箱水温。
9 热井补水至3/4水位，开启凝结水再循环，关闭凝结水上除氧门，启动凝结泵。
10 缓慢全开电动主汽门旁路，暖管到自动主汽门前，注意自动主汽门后压力温度变化应正常。
11 投均压箱，供轴封汽（冲转前15分钟）。
12 启动射水泵抽真空。
13 确认真空达-80KPa，油温37℃，油压正常，主汽参数合格，准备冲转。
31 启动1#、2#凉水塔风机低速运行。
32 凝结水合格后，将其回收至除氧器。
33 按0.3MW/min，加负荷至6MW，暖机抽上除氧加热蒸汽，并倒轴封汽源。
35 根据汽机真空调整需要，增启一台循环水泵，确保真空正常。
36 负荷升至10MW以上，稳定运行后投入高加及相关保护。
18
当实际转速接近500r/min时，检查调门应回关，DEH能维持500r/min，并点击“保持”，暖机3分钟, 全面检查。

机组启动操作票(温态、热态)

机组启动操作票(温态、热态)

机组启动操作票（温态、热态）年月日机组启停操作票使用说明1.每次机组启动、停机，要求值长、主操作员要认真填写本操作票；2.本操作票将整个启停过程分为几个主要阶段，每个主要阶段的工作由当值值长发令后操作；3.每个阶段的工作由机组值班员执行，执行一项打“√”，对于有选择框“□”、“（）”的，也要求认真进行选择和填写；4.启停过程中，有些操作的先后次序可能会有变化，对于这些操作，本操作票不作严格的次序规定，值班员应根据当时机组的运行情况进行操作；但要求整个启停操作的完整性，所有操作项目都要打“√”或简要说明；5.值班员在启、停过程中收集的打印资料等请附在操作卡后，作为机组启停资料存档。

6.汽轮机启动状态确定：1)冷态启动：高压内缸调节级金属温度或中压缸第一级叶片持环温度小于204℃。

2)温态启动：高压内缸调节级金属温度或中压缸第一级叶片持环温度在204℃～350℃之间。

3)热态启动：高压内缸调节级金属温度或中压缸第一级叶片持环温度在350℃～450℃之间。

4)极热态启动：高压内缸调节级金属温度或中压缸第一级叶片持环温度高于450℃。

启机操作票（值长）序号主要阶段发令人发令时间1.机组启动准备（确认机组具备启动条件：确认工业水系统、仪用气系统运行正常；辅汽母管压力、发电机氢气压力正常，除盐水量、煤仓煤位足够；机组各项启动前试验合格。

通知化学、燃料准备启动。

）2.启动循环水系统，闭式水系统、凝结水系统，进行机组低压管路冲洗。

3.启动给水泵，通知化学，锅炉上水进行机组冷态冲洗。

4.轴封送汽、抽真空。

5.启动锅炉烟风系统。

6.冷态冲洗合格锅炉点火（通知化学、燃料）7.按曲线升温升压，热态冲洗8.汽机冲转前电气准备工作（联系网调）9.确认机组各项保护投入。

10.汽机冲转11.发电机并网带初负荷至汽机高旁关闭（15％负荷）（汇报网调，通知化学、燃料）12.升负荷至210MW ,滑压运行13.升负荷至360MW ,投入协调控制14.升负荷至480MW,定压运行主要汽水品质标准：表1. 锅炉点火给水水质记录（省煤器入口）标准电导率μs/cm <0.65PH值9.2～9.6SｉO２μg/l <30Fｅμg/l <50表2. 汽轮机冲转蒸汽品质记录（过热器出口）标准电导率μs/cm <0.5SｉO２μg/l <40Fｅμg/l <40Na μg/l <15汽轮机冲转前主要参数：主蒸汽压力MPa 调节级金属温度1/2 ℃主汽温度A/B ℃高压缸上/下缸温度℃再热汽压力MPa 中压压缸上/下缸温度℃再热汽温A/B ℃大轴偏心值mm 凝汽器真空kPa 汽缸膨胀mm启机操作票（主值）开始操作时间：年月日时分完成时间月日时分操作任务 # 机组态启动操作票√序号操作项目备注1.确认影响机组启动的工作票已收回，措施已恢复，机组符合启动条件2.#1高备变、主变、厂高变运行正常，高压厂用6KV系统运行正常3.低压厂用380V PC及MCC系统运行正常4.UPS系统及DC110V、DC220V系统运行正常5.相关辅机电源已送电6.柴油机组启动试验正常，处于自动备用状态7.确认号发电机大轴接地碳刷接触良好8.厂房内照明良好，事故照明系统正常9.厂房内外通讯良好10.确认消防系统、工业水系统正常11.所有辅机系统检查完毕，具备投入条件12.厂用计算机系统正常，FSSS、DEH、ETS、MEH、CCS系统正常13.确认机、炉各转机油位正常，油质良好14.确认炉侧、机侧有关阀门、挡板传动正常15.确认循环水系统具备投入条件，启动循环水泵（或开启#1、2机循环水母管联络门），循环水压力不低于0.07Mpa16.确认闭式水系统具备投入条件，启动闭式水泵17.确认压缩空气系统正常18.确认EH油系统具备投入条件，油质合格，建立油循环19.确认汽机润滑油系统具备投入条件，油质合格，建立油循环20.确认小汽机润滑油系统具备投入条件，油质合格，建立油循环21.汽轮机DEH、ETS各项保护正常且投入22.小汽轮机MEH各项保护正常且投入23.联系热工做机炉电大联锁正常24.高、低加及除氧器各项保护正常投入25.确认发电机密封油系统具备投入条件，油质合格，建立油循环26.确认发电机氢系统气体具备置换条件，置换后保持氢压0.35MPa以上27.投运定冷水系统正常28.汽机盘车装置投入,确认电流正常29.投入A引风机润滑油站且正常30.投入B引风机润滑油站且正常31.投入A 引风机冷却风机32.投入B引风机冷却风机33.投入A送风机液压油站且正常34.投入B送风机液压油站且正常操作任务 # 机组态启动操作票√序号操作项目备注35.投入A一次风机液压油站且正常36.投入A一次风机润滑油站且正常37.投入B一次风液压油站且正常38.投入B一次风润滑油站且正常39.投入A磨煤机润滑油系统且正常40.投入B磨煤机润滑油系统且正常41.投入C磨煤机润滑油系统且正常42.投入D磨煤机润滑油系统且正常43.投入D磨煤机润滑油系统且正常44.投入E磨煤机润滑油系统且正常45.投入F磨煤机润滑油系统且正常46.等离子点火系统、燃油系统正常47.锅炉启动系统、减温水系统正常48.通知除灰电除尘加热、振打投入49.确认凝结水系统、除氧器具备投入条件50.通知化学值班员，准备机组上水51.查凝补水箱水位正常 ,补水调节门自动投入52.启动凝补水泵，向凝汽器进水,检查凝汽器水位上升至正常水位, 水位投自动53.启动凝结水泵,将备用凝结水泵联锁投入54.检查凝泵再循环门自动正常55.确认辅汽系统（或启动锅炉投运）具备投入条件，暖管结束后将辅汽压力提至0.7MPa56.进行低压管道的冲洗a 开启＃7、#8低加凝结水旁路电动门b 关闭＃7、＃8低加凝结水进、出口电动门c 开启#6低加凝结水旁路电动门d 关闭＃6低加凝结水进、出口电动门e 关闭#5低加出口门、旁路门f 开启#5低加进口门g 开启#5低加出口放水门h 调节除氧器水位调节门进行冲洗g 当凝结水泵出口水质Fe<200μg/l，通知化学投精除盐装置h低加旁路冲洗合格后，开启#6、#7、#8低加进出口门，关闭其旁路门，冲洗低加i低压管道冲洗合格后，开启除氧器至机组排水槽放水门，开启#5低加出口门，关闭#5低加出口放水门，向除氧器进水冲洗,控制凝结水流量不超过400t/h操作任务 # 机组态启动操作票√序号操作项目备注j当除氧器出口水质Fe<200μg/l，关闭除氧器放水门，停止除氧器排放k 将除氧器水位上至0---200mm,投入除氧器加热，l开启锅炉启动分离器空气门,关闭过热器、再热器空气门，开启过热器、再热器疏水门m 开启锅炉给水旁路调节门进、出口电动门n 将锅炉给水旁路调节门开启20%o 给水系统进行注水P 记录锅炉主要膨胀点的膨胀值57.给水温度104-120℃左右，与锅炉金属温度差不大于111℃时，启动电泵向锅炉上水，执行以下操作，若启动汽前置泵上水，则执行62条a 将给水流量控制在190t/h左右，向锅炉进水（排放）b省煤器充满水后关出口放气阀,检查锅炉汽水分离器水位调节阀动作正常c待分离器有水位出现时, 逐渐加大给水量到30%BMCR，控制分离器水位6.2～7.2m左右，将分离器水位控制投自动d电动给水泵最大出力运行约30秒，HWL1、HWL2调节阀须同时开启，确保空气完全排空e锅炉进入循环清洗程序。

汽轮机组启动操作票

汽轮机组启动操作票
年月日时分
操作任务
一号汽轮机(冷、热)态启动（接2页）
顺序
操作项目
操作情况
操作人
32
投入汽轮机高压调速汽门油动机冷却水。
33
点火前盘面、系统检查。
34
轴封供汽暖管。
35
大、小机轴封供汽，记录汽缸金属温度。
36
启动真空泵，关闭真空破坏门。
37
启动一台轴抽风机运行。
38
小机调试用汽暧管。
39
联系热工解除MFT、主汽门关闭、发电机跳解列小机保护。
72
小机供汽切至四抽供，四抽至除氧器投入，辅汽至除氧器停止。
73
联系热工恢复主汽门关闭、发电机跳闸、MFT跳小机保护。
74
负荷180MW，根据轴封压力，开启轴封至七号低加进汽门。
75
负荷240MW，t0/t2=537℃，P0=16.7MPa，根据情况切换顺序阀运行。
76
负荷255MW，辅汽联箱汽源由四抽供。
备注操作任务一号汽轮机冷热态启动操作情况操作人71负荷150mwp53749072小机供汽切至四抽供四抽至除氧器投入辅汽至除氧器停止
N300－16.7/537/537型汽轮机
启机操作票
（冷、热态）
号机第次启动
启机前停机原因
值长
单元长
主控
记录人
操作开始时间：年月日时分
操作终了时间：年月日时分
国电双辽发电有限公司
16
各项试验合格，投入密封油系统。
17
发电机充氢。
18
各项试验合格，投入顶轴、盘车。转子偏心值：mm。
19
各项试验合格，投入开式水系统。
20
凝汽器补水至高水位，开热井放水门冲洗合格后补至正常水位。

汽轮机热态启动操作票

汽轮机热态启动操作票
15
用同步器调整转速至3000r/min.。
16
全开甲、乙旁路门，开#1、#2电动主汽门。开电动主汽门时先手动稍开，再电动全开。
17
主油泵正常工作后，关调速油泵出口门，停泵后开出口门，投入连锁。
18
向电气发“注意”“备妥”信号。
19
接到电气发来“注意”“并列”信号后负荷带至2000KW,将发电机保护，甩负荷保护，发电机跳闸保护投入。联系化学化验凝结水水质。
20
负荷带至12MW时投三抽及#1、#2高加。升负荷时与锅炉做好联系工作。
21
正常后带负荷至额定。
#汽轮机热态启动操作票（150）
值长:班长:司机:发令时间：年月日时分
执行
序号
操作项目及注意事项
令，检查现场检修工作全部结束，检修安全措施拆除，所有工作票办理结束。
2
检查所有系统，确认其阀门设备均处于正常状态。
3
联系电气试验信号及同步器马达转向正常。
4
启动调速油泵，连续盘车不小于2小时。
5
启动凝结水泵
6
启动循环水泵
7
暖管，全关有压疏水门，稍开无压疏水门，厂外排汽门开，防腐汽门开。
8
启动排烟风机。
9
当新蒸汽温度高于上下缸温度时，送汽封，启风机，稍开前汽封供汽门。
10
启动射水泵，抽真空，真空大一值消失后，停一台射水泵。
11
准备冲转，解除三大保护“发电机总保护”“甩负荷保护”“发电机跳闸保护”，投入汽轮机总保护，挂闸，自动主汽门开90mm.做好相关数据的记录。
12
冲转用电动主汽门甲门，乙门全开，当盘车脱扣后，关小甲门，维持300—500r/min，关盘车润滑油门。注意轴向位移，差胀，低真空，低油压，抽汽逆止门保护投入。

电厂 机组极热态启动操作指南

电厂 机组极热态启动操作指南

＃5～＃6机组故障停机后极热态启动操作指南一. 机组正常运行中保护动作启动大联锁停机运行人员应做的工作：1.电气值班员：迅速检查主变出口开关是否断开，厂用电是否快切成功，否则手动进行补救工作。

首先检查保安段电压是否正常，如果保安段切换到柴油机组供电，应在锅炉点火前快速将保安段倒为工作电源供电。

检查UPS电源切换正常，否则倒为正常方式。

主动询问机炉，恢复厂用电切换时影响锅炉点火的动力和专用盘。

如机、炉直流油泵大量运行要严密监视和调整直流电压正常。

记录分析电气保护动作现象以原因，然后恢复发变组保护及厂用电保护信号。

2.汽机值班员：迅速检查各交流润滑油泵密封油泵是否正常联起，否则应检查直流油泵联启，检查油压正常，从保主设备的角度出发做好安全停机。

检查高中压主汽门、调门、各抽汽电动门、逆止门、高排逆止门均关闭。

各程控输水门、低压缸喷水门均开启。

做好严防汽轮机超速、进水、进汽的措施。

●如主机油泵均未联启或者主机润滑油压过低等故障原因需要破坏真空停机，在机组破坏真空停机时关闭主、再热汽系统到凝汽器、扩容器的进汽，根据故障类型决定是否关闭主机到凝气器的疏水。

要投入低压缸喷水、扩容器减温水严格监视低压缸排汽温度及主机各部参数。

●检查电泵是否联起正常，保证锅炉能正常上水；调整汽封压力，保持机组真空正常。

记录分析机组保护动作现象及原因。

3.锅炉值班员：检查锅炉是否灭火，否则手动MFT，MFT不动作时立即停运两台一次风机，关闭主油阀，检查保护动作正确，否则手动补救。

迅速使用电泵锅炉上水。

通知汽机开旁路（否则开对空排汽）进行锅炉卸压。

调整送吸风机风量，维持炉膛负压吹扫（如为锅炉尾部烟道二次燃烧停炉时，禁止通风）。

4.单元长：迅速通知临机倒换厂用蒸汽汽源（迅速将厂用蒸汽汽源倒为临机带），迅速组织事故处理，并查找保护动作原因上报值长，通知热工车间组织相关人员到场，通告除尘、化学、燃料运行值班，并根据村在的缺陷性质及时通知相关车间到场。

热(温)态启动操作票

热(温)态启动操作票

Mpa，备用抗燃油泵投
21 22
凝结水系统注水完毕，关闭放空气门，凝结器补水至1100mm，启动 凝 结水泵，电流 A，出口压力 MPa，备用凝结水泵投入联锁，对凝 结水系统循环冲洗； 除氧器上水至正常水位；
河南华润电力首阳山有限公司 热机操作票 操作任务 23 24 25 26 27 联系输煤，启动 联系临机或启动 联箱； 机组热(温)态启动操作票 供油泵，电流 A； 编号：
炉水循环泵 高压冷却水泵运行，电流 冷却水泵投入联锁； 各电动门、调整门及电源、汽源送好； 联系化水向凝结水补水箱补水；
启动 凝补水泵，电流 A，备用凝补水泵投入联锁，向凝汽器补 水； 开启凝补水至凝结水注水阀，凝结水系统注水； 根据机组情况进行发电机气体氢气置换； 启动 抗燃油循环泵，电流 35～45℃； 启动 抗燃油泵，电流 入联锁； A，出口压力 A，出口压力 MPa,油温控制在
当汽机真空达75KPa以上时； 联系值长锅炉点火；
河南华润电力首阳山有限公司 热机操作票 操作任务 45 46 投入空预器吹灰； 依次投入D层油枪，控制升温升压率，在升压开始阶段，饱和温度在100℃以 下时，升温率不得超过1.1℃/min,视情况投入/切除油枪； 主汽压力达0.2MPa确认炉侧以下阀门关闭： ①汽水分离器出口管道放空气电动阀 47 ②锅炉尾部环形集箱疏水电动一、二次阀 ③低温过热器入口集箱疏水电动一、二次阀 ④屏式过热器出口疏水电动一、二次阀 ⑤未级过热器疏水电动一、二次阀 机侧开启以下阀门进行暖管： ①主蒸汽母管左、右侧疏水阀 ②#1、#2自动主汽阀阀座疏水阀 ④主汽阀阀体疏水阀 48 ⑤高压导汽管疏水阀 ⑥高排逆止门前、后疏水阀 ⑦高温再热器管道左、右侧疏水阀 ⑧#1、#2中压联合汽阀阀座疏水阀 ⑨BDV、VV阀疏水阀 ⑩低旁管道疏水阀 49 50 51 52 53 54 55 56 投入低压缸喷水减温； 投入高低压旁路系统自动，并设定高压旁路压力8.73MPa、低压旁路压力 1.1MPa，减温水投入自动，三级减温减压装置均正常投入运行； 锅炉按热(温)态启动曲线进行升温升压； 开启过热器、再热器减温水手动门； 确认机组保护投入； 确认凝结器真空不高于87Ka； 记录汽轮机调节阀壳内表面温度 根据二次风温达150℃时，启动 ℃； 一次风机； 机组热(温)态启动操作票 编号：

汽轮机冷态启动、停-机、-热态启动操作票(可编辑)

汽轮机冷态启动、停-机、-热态启动操作票(可编辑)
受令人受来自时间结束操作时间序号
操 作 步 骤
执行
时间
1
接值长命令，机组准备正常停机。通知相关人员做好准备。准备好记录表纸、操作票、测振仪、测温仪、听针、F扳手等工具。
2
试验各润滑油泵、盘车电机运转正常，自动主汽门活动无卡涩。以0.1—0.2MW/min缓慢降低发电负荷，每下降一定负荷后停留一段时间，使汽缸与转子的温度均匀下降。
3
联系电气试验信号。联系热工、电气测电动门、各泵类电机绝缘合格，送上电源。试各电动门手动、电动操作正常。对调节保安系统进行检查：调节器、调节阀等各部套装配合格、活动自如，转动支点润滑良好。
4
做静态实验。启动交流润滑油泵，查润滑油压正常（>0.08MPa）,投入盘车，油系统充油。启动高压电动油泵，停交流润滑油泵,进行危急遮断器、、润滑油压联锁保护试验正常。启动油箱排油烟风机。做自动主汽门、调速汽门活动实验正常、做机组ETS保护实验正常。
18
主油泵正常工作后，关高压油泵出口门，停高压油泵后再全开其出口门作为备用，投入连锁。记录主油泵出口压力，——Mpa,。
19
机组达到额定转速，全面检查无异常，确认除发电机故障保护外其他保护已投入。汇报值长准备发电机并网。经值长同意后，联系电气人员将发电机并网。并网后，立即带600KW电负荷暖机。投入发电机跳闸保护，确认各保护全部投入。向值长汇报机组已并列。
8
当电动隔离门前压力达到2.0 MPa,温度达到200℃以上时,开始二次暖管(到自动主汽门前)。用电动隔离门旁路二次门缓慢提升压力，暖管30分钟，控制升压、升温速度。并检查管道、支吊架膨胀情况。注：主蒸汽过热度＞60℃，即在0.8MPa主蒸汽温度≥230℃，0.9MPa主蒸汽温度≥236℃，1.0MPa主蒸汽温度≥240℃，1.1MPa主蒸汽温度≥245℃，主汽温度＞调节级内上缸温度50℃。根据暖管情况适当关小主蒸汽管道疏水。升温升压完毕后，全开来汽电动隔离阀，全关其旁路手动阀。

汽机热态启动操作票

汽机热态启动操作票
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备
注
1、执行栏打“√”表示已执行，打“×”表示未操作。
操作人
值长
值别
日期
24
根据汽缸壁温和热态启动曲线带负荷；
25
负荷以０KW升至900KW需2min
26
负荷以900KW升至9000KW，暖机25min；
27
负荷再以9000KW升至18000KW，暖机30min；
28
升负荷过程中注意及时调整均压箱压力，倒换均压箱用汽汽源。
29
低加应随机启动，注意汽侧水位的调整。
30
操作完毕并汇报。
19
电气并网（在无特殊情况下，机组不允许长时间空转，控制排汽缸温度不应超过80℃，根据情况决定是否需要动态实验）；
20
发电机并网后投入发电机跳闸保护。
21
发电机与系统并列后，先带900KW电负荷并进行全面检查；
22
油温达到40℃，投入冷油器；发电机风温达到35℃，投入空冷器运行。
23
通知化学化验凝结水水质，合格后方可送入除氧器。
13
当真空达到-67KPa时，开始冲转；
14
以150r/min升至3000rpm
15
在升速过程中，全面检查，注意油温、油压、油流、真空、振动、膨胀、倾听机组通流部分声音正常。
16
当主油泵出口油压正常,高压电动油泵应自动停下，否则应手动停下；
17
查真空正常，投入低真空保护。
18
定速以后，进行全面检查，注意油温、油压、油流、真空、振动、膨胀、倾听机组通流部分声音正常。

热态开机操作票

热态开机操作票
44
启动第一台汽泵运行
45
机组负荷至105MW，对应主汽压达（）Mpa、主汽温达（）℃、再热汽温达（）℃。
46
保持机组负荷，进行洗硅，洗硅合格后继续升负荷。
47
负荷升至150MW，对应主汽压达（）Mpa、主汽温达（）℃、再热汽温达（）℃。
48
机组负荷180MW，启动第二台汽泵运行。
49
进行电／汽泵（）切换，停电泵备用。（使用电泵开机时）
19
给水泵汽轮机抽真空操作不当
（1）给水泵汽轮机抽真空前，应检查给水泵汽轮机轴封正常投入。
（2）如给水泵汽轮机未与主机一起抽真空，应先稍开小机排汽蝶阀，待真空与主机真空接近或一致后，方可开启给水泵汽轮机排汽蝶阀。
20
给水泵汽轮机冲转蒸汽压力低
（1）提高蒸汽压力
（2）检查小机供汽电动门、逆止门全开
21
18
升负荷过程中轴向位移、差胀、汽缸膨胀、振动等参数异常
（1）加强蒸汽参数的监视，控制升温、升压及升负荷率。
（2）加强汽轮机各部金属温度的监视，严格控制金属温升率。加强汽缸膨胀值的监视，确认缸胀已胀出。
（3）避免因升负荷率过大，导致汽温、汽压下降。
（4）发现轴向位移、差胀、汽缸膨胀、振动等参数异常，应密切监视并视情况保持负荷，适当延长暖机时间。以上参数达到停机值时，应破坏真空紧急停机。
3
凝汽器水位过高
（1）合理调整凝汽器水位，保证凝汽器水位低于疏水扩容器标高，保证真空正常
4
轴封系统投运时送轴封、抽真空顺序不当
（1）先送轴封后抽真空，再通知锅炉点火
5
轴封蒸汽温度与转子表面金属温度不相匹配
（1）保证高中压轴封处转子金属温度与轴封温度差≯111℃，低压轴封温度维持在121-176℃

循环流化床锅炉热态启动(拉火)操作票

循环流化床锅炉热态启动(拉火)操作票
15
当发现氧量上升，床温下降幅度较大时，说明热启动失败，应立即停止给煤，加强通风3～5分钟，再点燃油枪，禁止未充分通风就点燃油枪，以防引起炉膛爆炸事故。
16
热态启动成功后，投入锅炉辅机联锁，锅炉大联锁，紧急放水保护，冷渣机出水温度保护。
17
当燃烧稳定，蒸汽品质合格，水位－30mm。主汽压力4.0Mpa主汽温度400℃左右时准备并汽。
6
检查一，二次风机和引风机应完好。油位在正常油位以上，冷却水畅通，地脚螺丝无松动，冷渣机冷却水进出口阀门已全部打开。
7
检查操作仪表盘完整，标志正确，信号指示灯完好，DCS系统正常，报警装置试验正常。
准备工作
8
联系机、电、化学、燃料值班人员，锅炉将在拟定时间内热态启动，请做好准备工作。
9
汽包水位在—30mm左右。
18
稍开并汽门旁路，待汽温稳步上升，全开并汽门旁路，然后点动开启并汽门直至全开。关闭疏水，热启动完毕。，

开启过热器出口联箱疏水，汇汽集箱疏水，并汽门前疏水。
热
启
动
12
启动引风机，保持炉膛出口负压—100Pa，通风2～5分钟，防止炉膛和尾部烟道积聚过多挥发分，引起爆炸事故。，
13
全开一次风左右调节挡板。
14
启动一次风机，同时启动给煤机给煤，将一次风量迅速加至压火前正常运行风量，热态启动成功后，视床温与氧量调整给煤，注意防止结焦。
锅炉热态启动（拉火）操作票
年月日值别司炉编号
发令人接令人接令时间
顺序
内容
执行时间
备注
检
查
1
现场检修安全措施已全部拆除，所有检修工作票已全部收回。
2
各人孔门严密关闭,防爆门完整，各设备处于热备用状态，
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开启高旁进汽减温减压阀前、后疏水门，稍开高低旁进汽减温减压阀。开启高、中压主汽门前疏水门，旁路系统暖体。
34.
#____汽动给水泵组已冲至3000r/min做备用。
35.
#____汽动给水泵组已冲至3000r/min做备用。
36.
投入水幕保护，投入旁路系统，先投Ⅲ级减压减温，后投Ⅱ级减压减温，再投Ⅰ级减压。
62.
当负荷至105MW时，启动_____磨煤机。将6KV厂用电由高备变带改由本机组带。开启各高压加热器进汽电动门，高加疏水逐级自流至凝汽器；投入高加汽侧。
63.
当负荷至150MW时，记录：主汽压力_____Mpa；主汽温度_____℃；再热蒸汽压力_____MPa；再热蒸汽温度_____℃。将小机汽源由辅汽切为四抽。
4.
检查工业水系统运行正常。
5.
检查辅汽系统运行正常。
6.
检查压缩空气系统运行正常。
7.
检查机组控制系统运行正常。
8.
检查汽机润滑油系统及盘车装置运行正常。
9.
检查两台小机润滑油系统运行正常。
10.
检查循环水系统运行正常；开式水、闭式水系统运行正常。
11.
检查凝结水系统运行正常。
12.
检查除氧器水位、水温正常，电、汽给水泵各密封水、冷却水正常。
当负荷升至60MW时，关闭中压部分疏水门。开启门杆漏汽至除氧器截门。
60.
当四段抽汽压力>0.2MPa时，除氧器供汽由辅汽切为四抽供汽，除氧器转入滑压运行。
61.
当负荷达90MW时，给水流量_____t/h，关低压部分疏水门。在机组运行稳定，根据实际情况切换锅炉主、副给水，切换过程中注意汽包水位，减温水变化。
28.
锅炉点火，投入______油枪，就地检查着火良好；并定期进行切换。
29.
投入空气预热器连续吹灰。
30.
启动#_______一次风机，合#_______一次风机变频器。
31.
启动#_______一次风机，合#_______一次风机变频器。
32.
空预器出口一次风温_____℃，启____制粉。
33.
64.
＃3高加汽侧压力_____MPa，高加疏水倒至除氧器。检查各处疏水均关闭，关闭疏水扩容器喷淋。
65.
两台汽动给水泵并列正常后，投入电泵备用；投入给水自动；
66.
当负荷至180MW时，根据情况投入过热器、再热器减温水自动。
67.
根据燃烧情况撤出最后一支油枪，投入“有煤无油时一次风机全停”保护，投入电除尘运行。
23.
启动#_____送风机，电流_____A；启动#_____送风机，电流____A；
24.
检查确认火检冷却风系统运行正常。
25.
吹扫前投入以下FSSS中相关保护:冷却风机全停；引风机全停；送风机全停；空预器全停。
26.
做锅炉油泄漏试验成功后，启动炉膛吹扫，复归MFT。
27.
吹扫后投入以下FSSS中相关保护:汽包水位高三值；汽包水位低三值；炉膛压力高二值；炉膛压力低二值。
48.
机组转速升至2950r/min,DEH画面转速升速率自动改为50r/min/min。检查高压启动油泵出口压力_____MPa，电流_____A；主油泵出口压力_____MPa，入口油压_____MPa；润滑油压_____MPa；低压安全油_____MPa；
49.
机组转速至3000r∕min，全面检查机组运行正常，停止高压启动油泵、交流润滑油泵并投入联锁。记录：轴向位移_____/_____㎜；绝对膨胀___/___㎜；高压胀差_____㎜；低压胀差_____㎜；高压内缸上下内壁温度_____/_____℃;高压内缸上下外壁温度_____/_____℃;最大瓦振____轴瓦_____um；最大轴振_____轴承X/Y___/___um。
56.
汽包压力_____MPa.投入连续排污扩容器。
57.
联系化学化验凝结水质合格后，关闭启动放水，凝结水上除氧器。
58.
设定目标值330MW，升负荷率4MW/min。负荷至30MW时。切除高低压旁路系统。检查并关闭高压部分疏水阀。开启低压加热器进汽电动门，低加疏水逐级自流至凝汽器；投入低加汽侧。
59.
18.
启动#_____真空泵运行，汽轮机抽真空。
19.
检查#_____小机冲转条件满足，用辅汽冲转小机。（操作步骤详见汽泵启动操作票）
20.
检查#_____小机冲转条件满足，用辅汽冲转小机。（操作步骤详见汽泵启动操作票）
21.
主机真空至_____KPa，汇报值长，锅炉准备点火。
22.
启动#____引风机，电流____A。启动#____引风机，电流___A。
#机组极热态启动操作票
NO________
发令人
监护人
操作人
操作前已由向联系过。
操作开始时间：年月日时分
结束时间：年月日时分
√
顺序
操作项目
时间
1.
接到值长#_____机组启动的命令后，全面检查，作好准备。
2.
检修工作已全部结束，所有工作票均已注销，并验收合格。
3.
检查各主辅机设备冷却水、润滑油正常。
71.
当负荷至330MW时，记录：主汽压力_____Mpa；主汽温度_____℃；再热蒸汽压力_____MPa；再热蒸汽温度_____℃。
72.
根据需要将机组单阀控制改为顺序阀控制。
73.
投入燃烧自动及协调控制。
74.
投入机组RB。
75.
汇报值长机组启动完毕。
机组启动过程中
异常及处理
正常机组温态启动曲线
46.
机组转速升至500r/min,就地打闸进行摩擦检查，无异常后重新升至500r/min开启高排逆止门。检查DEH转速控制画面“保持”灯亮，否则手动“保持”，就地检查机组正常。（停留时间不得超过5分钟）。
47.
摩擦检查后开始升速，设定升速率300r/min/min，至1200r/min时，检查顶轴油泵自停。
40.
启动高压启动油泵运行。
41.
汽压、汽温达到冲转条件，记录冲转参数：主汽压力_____MPa，主汽温度_____℃；再热压力_____MPa，再热温度:_____℃；主、再温度温差___℃；主、再两侧温差___/___℃。转子偏心：___mm。缸胀：A/B：___/___mm。高、低差胀：____/___mm。轴向位移：_____/_____mm。盘车电流：_____A。
37.
根据汽包水位，用_____汽动给水泵给锅炉上水，投入高加水侧。关省煤器再循环门，开副给水调门前后截门，适当开启副给水调门向锅炉连续进水。检查高加无泄露。
38.
若选择电泵上水：启动电泵，记录电流_____A，润滑油压_____MPa，出口压力_____MPa。否则跳过。
39.
开启减温水总门，根据汽温上升情况投减温水。
42.
开启高、低加各抽气逆止门前、后疏水门，投入低压缸喷水。
43.
联系热工投入各ETS保护。（低真空，发电机主保护除外）。点击“挂闸”、“高中压缸启动”、“运行”按钮，低压安全油_____MPa，检查高压、中压主汽门开启正常。
44.
检查通风阀、事故排放阀开启。
45.
输入目标转速3000r∕min；设定升速率300r/min/min，检查转子已冲动，盘车自动退出，停运盘车电机，机组各部分无异音，否则就地打闸。
13.
检查＃___汽前泵运行正常，出口压力_____MPa。
14.
检查＃___汽前泵运行正常，出口压力_____MPa。
15.
检查汽包水位正常，省煤器再循环门开启。
16.
检查供油泵运行正常，调整炉前燃油压力为2.5MPa。
17.
轴封系统暖管后，投入轴封供汽。启动#_____轴加风机运行，另一台投联锁备用。调整轴封压力正常。
本次机组启动曲线
50.
门杆漏汽暖管，除氧器加热蒸汽管道暖管。
51.
联系热工投入发电机主保护。
52.
联系电气人员投入热工保护及关闭主汽门保护压板。
53.
发电机并网；机组自动带3%负荷。关闭通风阀、事故排放阀，投入发电机空冷器。
54.
联系热工投入“凝汽器真空低”保护。
55.
视汽温汽压情况逐渐关小Ⅰ、Ⅱ级旁路。保持蒸汽参数稳定。
68.
当负荷至210MW时，记录：主汽压力___Mpa；主汽温度___℃；再热蒸汽压力___MPa；再热蒸汽温度___℃。将辅汽联箱切至本机四段抽汽；空预器吹灰汽源切至本体；投入炉侧“汽机跳闸”、“燃料丧失”、“全炉膛灭火”、“风量＜30%”保护。
69.
根据需要，启动：主汽压力_____Mpa；主汽温度_____℃；再热蒸汽压力_____MPa；再热蒸汽温度_____℃。根据水质情况停止定排。