300MW机组启动操作票
热态启机操作票
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)
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：。
300MW机组启动操作票
编号：__________ 操作任务：＃机组冷态启动（无启动蒸汽）页码:1/9 开始时间年月日时分结束时间年月日时分序号操作内容执行情况1值长令：＃机组冷态启动。
2明确机组启动原因及对机组启动的相关要求。
3检查所有检修工作结束，工作票已全部收回，确认安措已全部拆除，机组具备启动条件，同时准备好开机前的所有检查卡、操作票。
4联系输煤运行人员向# 原煤仓上煤。
5联系化学值班人员准备足够的水、氢及二氧化碳，并做好化验工作。
6联系电除尘值班员投入电磁转轴加热器，并开启灰斗加热装置。
7联系热工投入FSSS、DCS装置，各项功能试验正常。
8联系热工人员投入炉膛火焰监视、就地水位监视工业电视。
9联系热工人员检查主机保护投入正常，DEH、TSI、ETS系统正常，各仪表投入完好，信号系统正常，操作员站完好已投入运行。
10联系检修测量发电机、主变及高厂变绝缘：发电机定子____MΩ、转子____MΩ、主变____M Ω、高厂变____MΩ，确认绝缘合格。
11联系整流室进行主变、高厂变的倒送电操作。
12检查主机的高压缸调节级金属温度___℃、中压持环温度___℃，确定机组的启动参数。
13检查炉内：脚手架拆除，受热面完整清洁，火嘴正常无焦，确认无人工作后关闭各人孔门、看火孔。
14检查炉外：照明良好，走道通畅，楼梯栏杆完整，炉墙及各部管道保温完整，吹灰器齐全完整并退出，测量及控制仪表的附件位置正确齐全，试验各风烟挡板、风门开关灵活，位置指示正确。
15联系化学启动一台工业水泵。
16启动厂用空压机系统，维持仪用压缩空气压力在0.55～0.65MPa之间,并对仪用压缩空气储气罐疏水。
17燃油系统检查：联系检修清理各油枪雾化片，试验各油枪进退良好，点火装置打火正常，油系统各阀门开关灵活，试验燃油跳闸阀、油循环阀、各油枪油角阀和吹扫阀动作灵活，关闭严密，位置状态指示正确，各油压表、汽压表投入。
18检查各系统：做各阀门开关试验，要求各阀门开关灵活，门杆无弯曲、卡涩现象，销子牢固、法兰结合面镙丝拧紧，手轮配套齐全，试验各电动门开关灵活，方向正确，试验完后将各阀门置于机组启动前位置。
300MW机组启停操作票(2007.03)
#5机组滑参数启动操作票Q/JSPC-JS-104.01-2005
批准：苗承刚
复审：周凤禄
审核：赵永红
编制：运行部
靖远第二发电有限公司运行部
年月日
附表三：压力与炉水含硅量对照表：
#6机组滑参数启动操作票Q/JSPC-JS-104.01-2005
批准：苗承刚
复审：周凤禄
审核：赵永红
编制：运行部
靖远第二发电有限公司运行部
年月日
#5机组滑参数停机操作票Q/JSPC-JS-104.02-2005
批准：苗承刚
复审：周凤禄
审核：赵永红
编制：运行部
靖远第二发电有限公司运行部
年月日
附表一：
#6机组滑参数停机操作票Q/JSPC-JS-104.02-2005
批准：苗承刚
复审：周凤禄
审核：赵永红
编制：运行部
靖远第二发电有限公司运行部
年月日
附表一：
靖远第二发电有限公司机组启停操作票。
300MW机组发变组解列操作票
1号发变组解列
状态
由运行状态转换为热备用状态
√
顺序
操作项目
操作时间
21
汇报值长：“1号发变组解列操作完毕”
备注：
山西京玉发电有限责任公司电气操作危险因素控卡
值(班)编号
命令操作时间：年月日时分操作终了汇报时间：日时分
操作任务
1号发变组解列
状态
由运行状态转换为热备用状态
危
险
因
素
与
分
析
一、停、送电操作
1、操作人员走错间隔，触电，发生人生伤亡或设备损坏事故。
2、带负荷拉合隔离开关，造成人员伤亡或设备损坏。
3、带接地刀（接地线）送电，三相短路，母线失压或设备损坏。
4、带电合接地刀，发生人身伤害、设备损坏。
二、PT和CT
1、PT二次短路或CT二次开路，造成人员触电或设备损坏。
2、PT一次保险熔断，造成无法正பைடு நூலகம்监视电压。
3、PT或CT二次侧未接地，造成人员触电。
具
体
控
制
措
施
一、停、送电操作
1、必须严格执行操作票制度和操作监护制度、操作前必须核对设备位、名称、编号。
2、必须检查开关的“五防”闭锁可靠、操作开关前必须检查开关确断。
3、送电前必须检查开关所属的接地刀（接地线）确断（确已拆除），检查接地刀闭锁正常。
4、合接地刀闸前应正确验明确无电压。
检查1号发电机灭磁开关确已断开
17
检查1号发电机三相定子电流回零，定子电压回零
18
退出1号发变组保护A屏“启停机”保护压板
19
退出1号发变组保护B屏“启停机”保护压板
20
复查以上操作无误
汽机启动操作票
3 检查各转动设备油质合格，油位正常。 4 联系热工投入所有仪表、信号/保护、自调门电源。
各仪表一次门开启、表记完整齐全。
5 联系电气所有辅机电动机绝缘合格并送电。
6 联系热工所有电动门送电，试验动作正常。 7 投用仪用压缩空气系统，检查储气筒压力0.55MPa以上，供气分门
开启。
8 循环水塔补水正常，启动循环水泵运行，至辅机冷却水系统投入
1 时间
热机操作票
年月日
顺序 18 19 20 21 22 23 24 25 26
三 27 28 29
30
31 32 33 34 35
36
37
Hale Waihona Puke 38 39操作项目 启动一台射水泵运行，关真空破坏门，抽真空达40Kpa以上。 轴封系统暖管正常后根据情况投轴封。 锅炉升温升压同时，主棋、旁路及汽缸夹层加热系统暖管、疏水。 根据锅炉要求投旁路系统。 根据锅炉要求启动一台给水泵运行，投联锁，高加注水，随机启动。 按滑参数启动曲线进行升温升压。 按机组冲转条件检查符合要求。 检查ETS、TSI、DEH盘面等投入正确。 主汽压1.0MPa，主蒸汽温度280±10℃，再热蒸汽温度220℃，主再 热蒸汽两侧温差不大于17℃，化验蒸汽品质合格，锅炉运行稳定， 真空达80KPa，开启汽机所有至阔容器疏水门，汽轮机可冲转。 汽轮机冲转操作： 汽轮机按操作员自动方式冲转。 把手动、自动钥匙打至自动 在OIS自动控制画面按“挂闸”按钮。按“运行”按钮，检查高、中 压主汽门开启。开启一、二、四、五、六段抽汽至加热器电动门、 气动逆止门并投自动。 在OIS自动控制画面选择“单阀控制”。设定目标转速500r/min，升 速率100r/min/min。按“进行”按钮，检查CV、ICV按1：3比例开启， 机组开始冲动。 当转速＞4.5r/min时，检查盘车装置自动脱扣，停止盘车电机运行。 机组冲动后投入夹层加热装置。 汽轮机达500r/min时，进行摩擦检查，低速暖机5min。 全面检查确认各部正常，用10min升速至1100r/min，暖机10min。 按检查项目全面检查各部正常，加热器疏水逐级自流，水质不合格 开启动放水调整。 中速暖机结束后，设定升速率100-150r/min/min，目标转速2300r/min， 用10min升速至2300r/min，暖机20min。（升速至1200r/min时顶轴油泵 应自停，否则手动停止） 全面检查确认各部正常，用10min升速至3000r/min，暖机30min,（过 临界转速时任意轴承振动≥0.1㎜立即打闸停机）。全面检查无异常， 当排汽温度＞80℃时，低压缸喷水自动投入，否则手动投入。 根据情况做手动及远方打闸试验，注油试验 。 恢复正常后，停止润滑油泵运行，注意油压变化，并将其投入自动。
电厂300MW机组启动操作步骤
电厂300MW机组启动操作步骤机组启动操作步骤1.锅炉点火升压后，主汽压力0.5MPa时开启高、低旁，并控制高、低旁开度调整主、再热汽压力、温度，控制好主汽门前温度、中主门前温度。
2.锅炉烧参数阶段，控制给水流量700t/h左右，给煤量30～40t/h，控制主汽压力2.5～4MPa，再热汽压力0.5～1.2MPa。
3.按大机启动程控进行检查：1)检查机侧相关疏水门是否全部开启且开到位信号正常；2)检查机侧各抽汽电动门、逆止门均关闭且关到位信号正常；3)检查主机润滑油系统运行正常，排烟风机、油泵联锁投入正常；4)检查DEH上各阀限均设置正常，调门（105%）、补汽阀（20%）；5)检查投入#1、#2主汽门阀门组，#1、#2中主门阀门组，补汽阀ATT模块；4.锅炉点火2小时左右，联系热控将大机启动程控第12步：#1、#2主汽门前温度＞360℃条件强制，当大机DEH上Z3（主蒸汽过热度—主汽门前蒸汽温度与对应压力下的饱和温度之差＞10℃）、Z4（再热蒸汽过热度—中主汽门前蒸汽温度与对应压力下的饱和温度之差＞10℃）、X2（主汽压力下的饱和温度-高调阀温度，即主蒸汽过热度满足条件防止产生凝结换热）满足条件后，大机开始进行暖阀。
5.暖阀期间注意监视大机转速，步序第15步时，检查TAB指令升至42.5%，主汽门开启，如大机转速升高至300rpm时应立即打闸。
6.暖阀期间压力控制3～4MPa，暖阀时间控制：1)主汽压力＞2MPa且高调门50%处温度小于210℃暖阀30分钟；2)主汽压力＞3MPa且高调门50%处温度小于210℃暖阀15分钟；3)主汽压力＞4MPa时SGC直接走步不进行暖阀；7.暖阀时间到，步序至第20步，联系热控继续进行暖阀操作，暖阀结束条件为高调门50%处温度达到210℃。
8.暖阀结束后，锅炉继续升压至冲转参数：主汽/再热汽压力：8.5/1.2MPa，主汽/再热汽温度：390/390℃（尽量按DEH热力监控画面上推荐温度）。
300MW机组启动操作
300M W机组启动操作300MW火电机组仿真机冷态启动运行规程博努力（北京）仿真技术有限公司目录300MW机组启动说明 (3)1.机组启动前的检查及系统确认 (3)1.1.DCS系统检查 (3)1.2.锅炉系统检查 (3)1.3.汽轮机系统检查 (14)1.4电气系统检查 (24)1.5DEH系统检查 (27)2.机组辅助设备及系统投运 (29)2.1.厂用电系统投运 (29)2.2.循环水系统投运 (39)2.3.辅助蒸汽系统投运 (41)2.4.锅炉补水 (45)2.5.锅炉底部加热系统投运 (47)2.6.工业水系统投运 (49)2.7.冷却水系统投运 (51)2.8.汽轮机润滑油系统投运 (52)2.9.发电机内气体置换 (53)2.10.发电机密封油系统投运 (55)2.11.发电机定子冷却水系统投运 (56)2.12.凝结水系统投运 (57)2.13.除氧器蒸汽加热及再循环泵投运 (61)2.14.主机盘车投运 (62)2.15.小机润滑油系统投运 (63)2.16.EH油系统投运 (65)2.17.汽机抽真空系统投运 (66)2.18.电动给水泵组投运 (67)2.19.锅炉燃油系统投运 (70)2.20.锅炉上水 (71)2.21.火检冷却风机投运 (71)2.22.空预器投运 (72)2.23.引风机投运 (72)2.24.送风机投运 (74)2.25.风箱挡板开启 (75)3.锅炉点火 (76)3.1.燃油泄漏试验 (76)3.2.炉膛吹扫 (77)3.3.锅炉点火 (77)3.4.升温升压 (79)3.5.锅炉排污系统投运 (81)4.汽机冲转 (86)4.1.汽机冲转条件 (86)4.2.检查并确认下列参数满足冲转要求： (86)4.3.汽机冲转 (91)4.4.锅炉在汽机冲转过程中的注意事项： (98)5.并网带初负荷 (98)5.1.发电机的并网操作： (98)5.2.发电机带初负荷 (101)6.机组升负荷至额定 (104)6.1.机组升负荷至30MW (104)6.2.机组升负荷至60MW (105)6.3.机组升负荷至105MW (113)6.4.机组升负荷至150MW (120)6.5.机组升负荷至240MW (121)6.6.机组升负荷至300MW (123)300MW机组启动说明1.机组启动前的检查及系统确认1.1.DCS系统检查1.1.1确认各DCS操作站已送电，能正常开机，开机后运行正常。
汽轮机组启动操作票
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。
300MW机组冷态开机操作卡1
2、注意检查各保护的投入状态，点火前务必投入汽包水位高三值MFT跳机的保护，冲转前投入除机跳炉、热工保护、低真空外的所有保护。
冲转
64
1、安排专人负责控制好主汽压力、主再热汽温、汽包水位等参数，防止出现汽温、汽包水位大幅波动，引起汽轮机进水。
1.4
65
2、保证油枪的投入能满足启磨要求，如不能满足应联系检修尽快消除缺陷。
90
2、有试验工作时按试验要求执行。
91
3、退出启停机保护。
92
4、与调度保持紧密联系，按调度命令执行相关操作。
带负荷
93
1、并网后加负荷（升负荷率≯2MW）至30MW进行低负荷暖机，监视中压排汽口处下半内壁金属温度＞176℃，暖机20min
1.5
94
2、并网后随机投入低加、高加，调整高低加水位正常，防止发生汽缸进水。检查高加连续排汽、排汽总门开启。
58
8、给水泵启动前通知化学化验水质，同时停止除氧器再循环泵。
59
9、轴封投入正常后，可关闭轴封系统各排地沟门和放水门，控制轴封供汽温度符合启动要求。
60
10、调整主机、小机润滑油温＞35℃，但不超过45℃。
61
11、进行冲转前的参数检查和抄录，合理安排人员。
62
1、点火后联系投入空预器连续吹灰，并适当提高吹灰压力。
33
2、重点检查高加、低加系统各疏放水门关闭，系统恢复备用。
34
3、检查疏水系统各阀门处于正常开启或关闭状态。
35
4、恢复至少一台汽泵备用。
36
5、开启喉部喷水、三级减温水各手动门，电动门、调整门送电。
37
6、轴封系统暖管，确保疏水完全
38
7、恢复抽真空系统，真空泵补水至正常，对主机、小机抽真空。
启机操作票(定稿)
号机组冷态启动操作票机组启动前状态：汽轮机态锅炉态发变组态调节级金属温度℃冲转参数：主蒸汽压力 5.9 MPa主蒸汽温度 340 ℃再热汽压力 1.0 MPa再热汽温度 300 ℃№值长：单元长：操作员：年月日至年月日附件：测量不同转速下转子交流阻抗试验步骤1、发电机升速，测不同转速下转子交流阻抗。
2、转子交流阻抗试验时将灭磁回路断开。
3、利用发电机残压核对发电机相序，试验在1200转进行，在发电机一次侧测量电压及相序，发电机三相电压应对称，相序应符合要求。
如电压低继续升转速。
步骤：1、拆除发电机软连接母排。
2、发电机、励磁变所有保护均投入，发变组非电量保护投入，保护出口跳灭磁开关。
发电机定子过电压保护定值整定为1.32倍额定电压,同时励磁系统过电压保护定值也作修改，保证空载试验电压升至1.3倍发电机额定电压时保护不动。
3、发电机定速3000rpm后，励磁系统用外接电源采用备用通道（BFCR）缓慢增加励磁电流进行发电机空载试验（上升曲线、下降曲线分别做）。
期间测量发电机轴电压。
试验完毕后逆变灭磁。
4、连接发电机软连接母排。
发电机短路试验：步骤1、确认＃1发变组5012、5013开关及各侧刀闸及间隔接地刀闸在断开位。
2、现场作措施安装发电机出口短路母排、高厂变、高公变低压侧3个分支短路线（低压侧两个进线开关与CT之间）、发变组出口短路线（5012、5013开关与CT之间）。
3、停用＃1发变组5012、5013开关失灵保护。
4、投入发电机差动保护、发电机对称过负荷保护、发电机不对称过负荷保护、发电机低压保持过流保护、发电机转子过负荷保护、发电机转子接地保护、发电机过激磁保护、发电机周波保护、励磁变速断保护、励磁变过流保护、过电压保护（临时整定为0.4Un、0秒，试验结束后恢复原定值）、发电机断水保护等电量及非电量保护，以上保护出口只跳灭磁开关。
5、退出主变差动保护、定子接地保护、发电机失磁保护、发电机逆功率保护、发电机程跳逆功率保护、发电机失步保护、发电机突加电压保护。
机组启动操作票
操作票填写说明
1、本操作票由机长或全能正值班员负责边操作边填写，值长负责检查每一项操作完成情况及票面填写情况。
2、在已操作完毕的项目前“√”，并在“时间（或备注）”填上操作时间。
3、未执行的项目不打“√”，也不打“×”，在“时间（或备注）”备注原因，如：“热态启动”。
4、当机组启动操作完成后，由当班机长在本操作票封面“国电长源荆门发电有限公司”上方盖上“已执行”章。
5、各接班参与启动操作的值班员应在封面表格内签名，并填上接班时间。
6、若因实际情况中途停止启动，提前终结本操作票的值班员填写提前终结原因及终结时间，并在下面的对应位置签名。
提前终结的操作票后面未操作部分不填写，封面盖“已终结”章。
本操作票提前终结原因：
本操作票提前终结时间：年月日时分
值全能正值班员：机长：。
300 MW机组脱硫系统启动操作票Microsoft Word 文档
标识码：czp_no_bz 国电阳宗海发电有限公司作业指导书
NO:czp_bh
国电阳宗海发电有限公司
300MW机组脱硫系统的冷态启动操作票
年月发布年月实施
国电阳宗海发电有限公司发电部发布
前言
为了规范脱硫冷态启动过程，指导运行人员在脱硫系统启动过程中进行设备启、停及调整等操作，确保机组安全、经济启动，依据公司《国电阳宗海发电有限公司脱硫除尘运行规程》，特制定脱硫系统冷态启动操作票。
本操作票适用于国电阳宗海发电有限公司300MW机组脱硫系统。
批准：
审核：
修编：
编写：
＃机组
签发人：
开始操作时间：年月日时分
操作结束时间：年月日时分
班内完成项目：值长：值别：值
值班负责人：操作人：
班内完成项目：值长：值别：值
值班负责人：操作人：
班内完成项目：值长：值别：值
值班负责人：操作人：
班内完成项目：值长：值别：值
值班负责人：操作人：
2
国电阳宗海发电有限公司 300MW机组冷态启动脱硫系统操作票Array
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国电阳宗海发电有限公司 300MW机组冷态启动脱硫系统操作票Array
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300WM锅炉启动操作票
70
负荷升至60MW，燃料控制自动条件满足，锅炉主控手动条件满足，切燃料控制到自动位。
71
升负荷20∽30％（60∽90MW）：启动备用给粉机，调节转速，升压速度0.125MPa／min；升温速度0.5℃／min；升负荷速度1.5MW／min，时耗不少于20分钟。负荷达90MW时，汽压达14.5MPa，主汽温达538℃，维持此负荷25分钟。
煤器再循环门、省煤器放水门、各排污门、推动加热器各门、蒸汽吹
灰各门、给水系统放水门及调节门。
23
启动A、B空气预热器、开启风、烟档板，投辅传动于联动位。
24
启动（）给水泵，给水压力（）MPa，给水温度（）℃，锅炉准备上水。
25
开启并调节给水调节门，维持水压1∽2MPa，流量30∽60t/h向锅炉上水。
89
机组负荷达100％（或调度要求负荷）稳定运行30分钟，AGC控制条件满足，且调度需要时，投组为AGC控制。
90
对主、辅设备全面检查一次，无异常情况后，投入空预器密封装置运行正常，汇报值长，报正式运行。
（）汽泵并入给水系统。
84
负荷50∽100%（150∽300MW）：启动备用给粉机，维持汽温538∽540℃，汽压16.5MPa,升负荷速度3MW／min负荷升至300MW,时间不少于50分钟。
85
负荷>65%MCR时，逐步解列油枪，增投煤粉，油系统处于炉前大循环方式备用。
86
燃尽风档板自动条件满足，投入自动。
52
根据升温升压曲线，开始增投油枪。
53
当引风机动叶自动调节条件满足时，投入自动。
54
当排烟温度达50℃时投入电除尘振打装置。
升温及升压
55
300mw循环流化床锅炉冷态启炉操作票,2011修订版
检查#炉（ ）一次风机（ ）润滑油泵运行，油压≥0.2Mpa，顺控启动#炉（ ）一次风机，查出口电动门自动开启并调整风量不低于172661Nm³/h。查润滑油泵联锁投入
检查（#炉 ）一次风机（ ）润滑油泵运行，油压≥0.2Mpa，顺控启动#炉（ ）一次风机，查出口电动门自动开启并调整风量不低于172661Nm³/h。。查润滑油泵联锁投入
5
投入空预器吹灰装置吹灰一次；（使用辅助蒸汽）
6
适当开启高、低压旁路；关闭主蒸汽对空排汽门
7
当汽包压力达到0.069～0.103MPa（表压）、空气门连续冒汽时，关闭下列各空气门：
（1）饱和蒸汽引出管空气门
（2）旋风分离器至侧包墙上集箱连接管空气门
（3）中间包墙上集箱空气门
（4）低温过热器出口集箱空气门
8、没有烟气含氧量监视时，不得启动锅炉。
9、监视锅炉过热器、再热器各处的壁温不超过规定值：低过：470℃，屏过：545℃，高过：575℃，屏再：575℃,低再：500℃。
10、一旦一次风机启动，应随时保证一次风量高于临界流化风量（172661Nm³/h）。
11、风道燃烧器、启动燃烧器油枪点火前必须投用火检冷却风，在点火后至停炉整个过程中严禁中断火检冷却风。
11
联系热工人员做MFT试验、OFT试验、各辅机跳闸试验，试验完毕将各辅机送电至工作位置
12
启动（# ）供油泵打油循环，并检查油系统处于备用状态
调整炉前燃油压力MPa，蒸汽吹扫系统正常
13
做油泄漏试验、油枪进退试验、点火枪进退试验及打火试验均正常
14
将各系统阀门、风门置于启动前规程规定的状态（见附表）
19
检查冷渣器系统正常；适当开启冷渣器出入口负压门
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洛阳伊川龙泉坑口自备发电有限公司# 机组启动操作票启动时间：年月日时分并网时间：年月日时分时至时值长：机长：时至时值长：机长：时至时值长：机长：时至时值长：机长：时至时值长：机长：洛阳伊川龙泉坑口自备发电有限公司发电部＃机组启动操作票一、冲转参数确定：（汽机专工填写）主汽压： Mpa主汽温：℃再热汽温：℃二、机组启动主要步骤完成时间：（值长填写）序号主要步骤日期/日间填写人1 机、炉6KV各辅机送电2 循环水系统投运3 开式水系统投运4 闭式水系统投运5 发电机气体置换6 脱硫系统恢复，吸收塔进水7 电袋除尘器系统恢复，预涂灰8 汽轮机盘车投入9 除氧器上水加热10 锅炉上水11 检查低压缸安全膜完好12 汽机抽真空13 锅炉冲放水质合格14 锅炉点火15 发变组系统恢复备用16 达到冲转参数17 汽轮冲转水质化验合格18 汽轮机冲转19 暖机计时20 暖机结束21 发电机并网22 初始负荷暖机结束23 厂用电切换24 停电泵25 机组负荷100%26 脱硫系统投运27 电除尘系统投运28 脱硝系统投运三、化学监督指标：水质不合格，禁止进行下一步操作启动过程指标及控制标准监测结果机长签字合格时间合格值冷态冲洗水汽化验控制指标凝结水外状（清）Fe≤1000ug/l硬度0umol/l 过热蒸汽外状（清）Fe≤100ug/l 炉水外状（清）Fe≤200ug/l 给水PH（9.0-9.5）N2H4（50-100ug/l）YD≤2.5umol/lFe≤75ug/lO2≤30ug/l热态冲洗水汽化验控制指标凝结水外状（清）Fe≤1000ug/l硬度0 umol/l 过热蒸汽外状（清）Fe≤100ug/l 炉水外状（清）Fe≤200ug/l 给水PH（9.0-9.5）N2H4（50-100ug/l）YD≤2.5umol/lFe≤75ug/lO2≤30ug/l汽轮机冲转汽水化验控制过热蒸汽SiO2≤60ug/lNa ≤20ug/lFe ≤50ug/l 炉水外状（清）Fe ≤200ug/l 给水PH（9.0-9.3）N2H450-100ug/lYD ≤2.5umol/lFe≤75ug/lO2≤30ug/l机组启动并网化验控制指标过热蒸汽SiO2≤20ug/lNa ≤10ug/lFe ≤20ug/l 炉水SiO2≤220ug/lFe给水PH（9.0-9.5）N2H410-30ug/lYD ≤0 umol/lFe≤20ug/lO2≤7ug/l四、汽轮机冲转至全速轴振情况：(机长填写)轴振最大值（μm）出现最大振动的轴出现最大振动时的转速（r/min）五、汽轮机冲转至全速轴瓦振动情况：(机长填写)轴瓦振动最大值（μm）出现最大振动的轴承出现最大振动时的转速（r/min）六、汽轮机冲转主要参数：(机长填写)主/再热蒸汽压力低压缸胀差主/再热蒸汽温度大轴偏心率高压缸第一级金属温度中压缸第一级金属温度高压缸上/下温度中压缸上/下温度中压导缸汽管温度轴向位移高压缸上/下胀差润滑油压/油温抗燃油压/油温发电机氢压/氢温真空盘车电流七、升负荷及参数对照表：八、机组启动操作票操作任务： # 机组启动执行情况序号操作步骤√或×执行时间执行人1 接到机组启动通知后，做好启动准备并通知除灰、脱硫、化运岗位系统恢复备用2 检查机组各工作票均已注销，除灰、脱硫系统所有工作票已完工，无影响机组启动工作。
3 机组试验卡所需进行试验项目均已进行完毕，检查低压缸安全膜完好。
4 送上380V辅机电源；6KV电机测绝缘合格后送至工作位置；送上各电动门电源；并联系热工送上调整门及保护电源。
负荷(MW) 升负荷时间暖机时间调节级金属温度中压静叶持环温度主汽压力主汽温度再热汽温单位min min ℃℃MPa ℃℃并列＞250 5.0 35015 30 5.5 370 330 15→60 20 5.5→6.5 370→390 35060 40 6.5→8.5 390→425 370→405 60→90 20 8.5→9.5 425→435 405→41590 35 9.5→11.5 435→465 420→450 90→150 20 11.5→12.8 465→480 450→465 150 40 12.8→15.5 480→520 470→510 150→300 45 15.5→16.7 520→537 510→537序号操作步骤√或×执行时间执行人5 测量发电机转子绝缘合格，联系检修确认发电机定子绝缘合格后，对发变组系统恢复备用。
6 投入压缩空气系统及各设备压缩空气；联系热工投入各表计。
7 各岗位均按“规程”及“检查卡”对各系统检查。
各系统恢复完毕，具备投运条件。
8 机组启动前24小时，联系除灰值班启动气化风机和电加热器运行，投入电除尘灰斗加热、保温箱加热、振打装置。
9 恢复工业水系统充水运行。
10 用工业水/水库供水或邻机循环水泵冷却水母管（注意保持此母管压力）对循环水进、回水管及凝结器水侧充水。
11 水塔补水至900mm以上，启动# 循环水泵运行。
检查循环水系统运行正常。
12 检查循环水系统加药门开启，通知化学对循化水系统加药。
13 通知脱硫吸收塔进水14 投入东、西侧辅机冷却水滤网，启动# 开式水泵运行，对各冷油器、冷水器、闭式水冷却器充水排空气，投入开式水用户，开式水系统检查正常。
15 检查增压风机、吸风机系统，具备启动条件，配合除灰岗位对电袋除尘进行预涂灰16 联系化学增启＃除盐水泵运行，对凝汽器、闭式水箱、定子内冷水箱、真空泵汽水分离器均补水，监视除盐水供水压力正常。
17 检查闭式水箱水位正常，启动#闭式水泵运行，备用泵联锁投入；投入闭式水各用户（电泵、凝泵、前置泵、抗燃油、化学取样冷却等）；检查闭式水系统运行正常。
18 检查闭式水系统加药门开启，通知化学对闭式水系统加药。
19 检查主机润滑油系统具备启动条件，联系检修投入主机油箱滤油机（或主机油净化装置）运行后，将润滑油箱电加热装置投入；油温＞21℃后，启动# 排烟风机运行；启动直流润滑油泵运行对系统充油后，将直流润滑油泵切为交流油泵运行，投入交、直流润滑油泵联锁，检查主机润滑油系统运行正常。
20 启动密封油装置# 防爆风机运行；启动空侧交流油泵运行，投入直流油泵联锁；启动氢侧交流油泵运行，投入直流油泵联锁，投入备用差压阀，检查密封油系统运行正常。
21 启动# 顶轴油泵运行，油压正常后投入备用泵联锁，投入汽轮机连续盘车。
22 对发电机进行气体置换，充氢。
23 启动EH油循环泵与再生泵，投入EH油箱电加热器，注意EH油温。
，试转＃1、＃2 EH油泵正常后停运序号操作步骤√或×执行时间执行人24 检查＃汽泵油系统具备启动条件，启动油箱排烟风机，启动# 油泵，备用泵投入联锁。
检查＃汽泵油系统运行正常。
25 检查＃汽泵油系统具备启动条件，启动油箱排烟风机，启动# 油泵，备用泵投入联锁。
检查＃汽泵油系统运行正常。
26 凝汽器补水至正常位。
27 适当开启除氧器排氧门，利用除盐水向凝结水系统充水，排空气完毕后，启动＃凝结水泵（或利用除盐水）向除氧器上水，备用凝结水泵联锁投入，低加水侧投入正常。
凝结水用户投入备用，凝结水系统检查正常。
28 开启邻机辅汽母管联络门，对辅汽母管、高、低辅汽联箱、辅汽至除氧器用汽管暖管进行疏水、暖管、暖箱。
29 检查除氧器水位正常，启动#1前置泵，投除氧器再循环。
30 检查辅汽、联箱暖箱结束，开启辅汽至除氧器用汽门，投入除氧器加热；控制除氧器水温升率≤2℃/min。
31 进行电动给水泵启动前检查，启动辅助油泵运行，投入其联锁，投入给水泵密封水、冷却水，恢复电动给水泵备用状态。
32 记录锅炉膨胀指示一次。
33 联系热工人员投入工业火焰电视和水位电视。
34 联系除灰值班投入除渣水系统，检查炉底水封、捞渣机水封建立。
35 除氧器水温、水质合格，具备上水条件；启动# 前置泵向锅炉上水；关闭省煤器再循环门，开水冷壁下降管排污门对锅炉水冷壁系统进行冲放，上水条件：水温：50～70℃；上水时间：夏季≥180min，冬季≥240min。
控制汽包壁温上升速度＜1℃/ min，控制其壁温不小于35℃，壁温差不大于40℃。
36 检查给水系统加药门开启，通知化学对给水系统加药。
37 高加注水排空气后关闭空气门，高加进出口三通阀打开后关闭高加注水门。
38 投入炉前燃油系统循环，调整炉前油压3.0MPa左右。
炉前燃油吹扫蒸汽疏水后投入。
检查系统无漏油。
39 发电机充氢完毕，氢压0.2MPa，投入氢气干燥器。
40 内冷水箱水位正常，启动# 内冷水泵，投入备用泵联锁。
投入超净化装置运行，检查内冷水系统运行正常。
41 启动# 火检探头冷却风机，运行正常，投入备用风机联锁。
42 点火前2小时通知吹灰人员对空气预热器吹灰管路进行疏水、暖管，在点火前具备吹灰要求。
43 启动＃1空预器＃电机运行，启动＃2空预器＃电机运行，检查运行正常后，投入备用电机联锁；投入锅炉总联锁。
序号操作步骤√或×执行时间执行人44 启动# 1吸风机# 冷却风机，启动# 2吸风机# 冷却风机，并投入备用冷却风机联锁。
检查启动#1送风机# 油泵，启动#2送风机 # 油泵，并投入备用油泵联锁；检查启动#1吸风机# 油泵，启动#2吸风机# 油泵，并投入备用油泵联锁；检查控制油压、润滑油压、回油正常，油温、冷却水正常。
45 化学化验水质合格后，填写水质结果，锅炉可点火46 锅炉系统冲放合格，提高除氧器温度，当下降管温度到达100℃以上时，将水位上至点火水位－50～－100mm，停止上水，开启省煤器再循环门。
记录锅炉膨胀指示一次。
汇报值长，检查机组不存在其他禁止启动条件，锅炉具备启动条件，可以点火。
47 根据启动时间要求，可投入炉底加热，维持高辅联箱压力0.7Mpa以上，汽包水位0----+200mm，温升28—56℃/h，控制汽包壁温100－120℃。
48 根据机组启动时间要求，由临炉就近制粉系统向启动机组粉仓输粉，保证输粉效果，具备启动机组投粉时粉仓粉位的要求。
49 接值长令锅炉准备点火50 退底部加热，记录锅炉膨胀指示器一次。
51 开启辅汽至轴封站用供汽门，轴封系统暖管疏水；轴封系统暖管疏水完毕，启动# 轴封风机，投入备用风机联锁，准备向轴封供汽，投入轴加水封筒运行，注意轴加水位。
52 启动# 真空泵运行，投入真空泵冷却器冷却水；凝汽器开始抽真空，投入主机汽封（热态启动先投汽封）。
检查锅炉点火允许条件满足；汽机本体及抽汽管道疏水门均开启。
凝汽器真空≥—40KPa。
53 检查低压缸安全膜完好，无漏汽现象54 通知除灰人员投入除灰、除渣系统运行，投入电除尘振打，确认电除尘绝缘瓷瓶、灰斗加热投入，除尘器预涂灰完毕，电场振打运行正常，确认除尘旁路提升阀开启，袋区提升阀关闭，电除尘具备条件投运。