余热发机组冷态启动操作票
机组冷态启动操作票
1 检查所有检修工作票已全部结束，安全设施已拆除，现场清理干净，保温完整，道路畅通，照明良好。
2 装备好必要的工器具和相关记录、报表。
3 检查确认各表计、保护信号电源、操作电源投入正常。
4 检查各电动门、气动门均已调好，电源、汽源投入正常。
5 各运转设备的轴承润滑油（脂）正常，油位计清晰，指示正确。
6 根据阀门检查卡各系统阀门位置正确，各系统正常。
7 检查启动前的各项试验已全部完成且合格。
8 检查润滑油、EH油、高低旁油站、各油箱油位正常。
油质化验合格。
9 检查厂用电系统运行正常，UPS系统、直流系统、热控电源等送电正常。
10检查压缩空气系统投入正常。
11投入机组工业系统，检查工业水压力**MPa。
12冷却塔进行补水。
13润滑油箱油温大于10℃时，启动一台排烟风机运行，启动直流润滑油泵试转，检查润滑油母管压力正常，启动交流润滑油泵、顶轴油泵，润滑油压在0.15-0.2MPa，停直流润滑油泵。
14检查柴油机处于良好备用状态。
15检查精处理处于良好备用状态。
16投入各辅机油站运行正常。
17启动主密封油泵，检查密封油系统运行正常。
18发电机进行氢气置换。
19润滑油箱油温大于20℃时投入盘车装置运行，检查盘车电流正常，汽机转速为54rpm 冲转前24小时必须连续盘车）。
20投入发电机定冷水系统及离子交换装置。
21联系燃料部给原煤仓上煤。
22检查150t水箱水位正常，启动凝结水输送泵运行，向凝汽器补水至正常，凝汽器水位投“自动”。
23检查凝结水系统正常，采用凝结水输送泵进行凝结水系统冲洗及给予除氧器上水。
24启动一台循环水泵运行，启动一台冷却水升压泵运行。
25辅汽联箱暖箱。
26投入高低压辅汽联箱，温度**℃，压力**MPa。
27为空28启动一台EH油泵运行，另一台投“备用”。
29启动电泵辅助润滑油泵运行，投给水泵暖泵。
30启动一台凝结水泵运行，投入凝结水再循环“自动”检查除氧器水位正常后，投除氧器水位“自动”。
机组冷态启动操作票
平顶山鸿翔热电有限责任公司
叶县蓝光电厂生产管理中心
#机组冷态启动操作操作票
序
号
操作项目
完成
情况
时间
操作人
1.机组启动前的准备及联系工作
1.1
接单元长命令，本机组准备启动，通知有关岗位做好准备
1.2
检查所有检修工作结束，工作票全部收回，安措拆除
1.3
联系燃料，向煤仓上煤至正常
1）关闭过热器对空排汽门
2）投入低压缸喷水装置，并投“自动”
3）检查疏水扩容器有关疏水门在开启位置，开启疏水扩容器减温水，维持温度不超过80℃
序
号
操作项目
完成
情况
时间
操作人
4）检查高、中压主汽门，高排逆止门关闭严密，防止冷水、冷汽进入汽缸
5）投入旁路系统
3.8
汽包压力升至0.2~0.3Mpa时，应做如下工作
2.33
投入电除尘加热及振打，检查烟气分析装置投入正常
2.34
开启以下疏水排地沟门
1）#1、2电动主闸门前疏水
2）I旁前、后疏水
2.35
关闭真空破坏门，启动#真空泵，凝汽器抽真空，#真空泵投“联锁”
2.36
凝汽器真空大于-40Kpa，开启以下疏水至疏水扩容器，并投入自动：
1）#1、2电动主闸门前、后疏水
3.5
30min后，点燃侧床下燃烧器
按升温升压曲线，调整床下燃烧器的燃烧率，控制下列参数在规定范围内：
床温升率≯100℃/h
汽包上、下壁温差≤40℃
饱和温度变化率≤56℃/h
当蒸汽流量低于10%时，炉膛出式投入床上启动燃烧器
3.7
汽包压力0.1~0.2Mpa，应做如下工作：
机组冷态启动操作票 2资料
锅炉点火后就地加强对等离子点火装置及煤粉燃烧情况观察，就地确认等离子点火装置运行正常，否则应立即退出，联系维护处理；
17
当炉膛出口烟温达540℃炉膛烟温探针报警，当炉膛出口温度达到580℃时自动退出，否则手动退出。
二
操作措施
（一）
启动前的检查与准备
1
检查相关系统安装检修工作及辅助系统控制电源、信号电源、动力电源已送电且无异常；
9
确认DCS、TSI、DEH、FSSS系统正常，各指示表计、记录仪器投入完好；
10
按公司《1100MW机组集控运行规程》有关内容，逐步投入下列各系统并检查其运行正常。投入系统时应综合考虑好各段负荷分配的均衡；
1）工业水、消防水系统。
2）开式循环冷却水系统。
3
开启电泵最小流量阀100%，启动一台电泵。电泵启动后，启动给水加氨、联氨计量泵控制加药量，调整给水PH：9.2～9.6，联氨10～50ppb；
4
确认主机盘车投运正常，投入除氧器加热，关闭除氧器进汽电动门前后疏水门，调节辅汽至除氧器压力调节阀，使除氧器水温以不大于2.5℃/min的速度升高到80℃左右，调节除氧器排气门，控制溶解氧﹤30μg/L；
9
储水罐水位正常后（8m），锅炉上水完成；
（四）
锅炉冷态清洗
1
确认下列条件满足进行锅炉冷态清洗：
1）储水罐压力低于686kPa。
2）锅炉上水完毕。
3）WDC阀处于自动状态。
4）冷凝水启动疏水泵处于自动状态。
5）冷凝水启动疏水泵去凝汽器电动闸阀关闭。
6）检查冷凝水至机组排水槽手动碟阀关闭，冷凝水至水工电动碟阀开启正常。
7）凝结水和给水的加药系统投运。
2
确认给水旁路调节门开度﹥20%，提高运行电泵勺管开度，调整凝汽器和除氧器水位，对锅炉进行400-1200t/h变流量冲洗；
350MW机组冷态启动操作票
1
对锅炉本体和管道膨胀指示进行一次记录。
2
上水前需要确认满足下列条件时才允许向锅炉上水：
1锅炉省煤器和水冷壁疏放水门全关
1.1省煤器进口管路疏水阀；
1.2.水冷壁进口集箱疏水阀；
1.3.螺旋水冷壁出口左右混合集箱疏水阀；
1.4.水平烟道水冷壁入口管路疏水阀；
3
1所有锅炉排空气门全开：
5
关闭所有充氮阀：
6
储水罐水位调节阀处于关闭状态；
7
确认凝结水系统清洗合格。
8
通知化学专业，锅炉准备上水。
9
除氧器出水含铁量小于200|j g/L后，启动前置泵或电泵打再循 环，投除氧器水箱加热，控制给水温升率＜5℃/min,除氧器压 力＜0.147MPa,注意除氧器振动情况，给除氧器加药；
10
上水温度一般控制在20〜70℃。通过给水旁路调节阀控制上水速 度，上水速度不应太快，一般不大于5%BMCR。以免造成受热不 均。上水时间：夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。
14
炉膛烟温探针退出，处于备用状态，炉膛火焰电视摄像镜头完 好，冷却风投入。
15
脱硫系统具备投运条件。
16
检查脱硝系统具备投运条件。
17
炉底干式排渣系统具备投入条件。
18
确认输煤系统具备上煤条件，煤仓上煤至正常煤位。
19
等离子点火装置符合投用条件；
20
按系统启动检查卡全面检查确认锅炉各系统和有关设备完好，符 合启动条件。
申能吴忠热电有限责任公司
#机组冷态启动操作票
接令值长：主值：
完成值长：主值：
开始时间：年月日
结束时间：年月日
发电部
机组冷态启动操作票
启动A一次风机，调整一次风压9.0KPa后投入一次风机自动；启动一台磨煤机密封风
备注：
操作人：监护人：运行值班负责人：
执行情况
顺序
操作项目
机，调整风压13KPa后投入密封风机自动，另一台密封风机投联锁备用；开启高压助燃风总门调整炉前风压在3000Pa；查燃油压力满足、压缩空气条件满足及高压风压力条件满足
8
投入辅助蒸汽系统
9
启动凝补水泵向闭冷水、凝汽器热井、凝结水系统注水
10
待闭冷水箱水位正常后，投入闭冷水系统运行
11
投入EH油系统，确认EH油温、油压正常
12
投入锅炉渣水系统，炉膛冷灰斗水封建立，启动捞渣机
13
投入除灰系统运行，投入电除尘器振打
14
检查凝补水箱水位正常，凝结水系统各阀门位置正确，通知化学确认凝结水精处理装置在隔离状态
50
确认过热器出口PCV阀具备投运条件
51
确认机组真空已建立
52
炉膛吹扫结束，复位MFT,开启燃油供、回油快关阀
53
启动炉前燃油泄漏试验
54
燃油泄漏试验成功后打开供油母管快关阀,查锅炉油点火条件满足。
55
开启少油点火油雾化压缩空气总门，调整炉前压缩气压力大于0.3MPa；
56
开启少油点火燃油快关阀及注油阀，查少油点火燃油罐注油完毕后注油阀自动关闭
94
摩擦检查完成后，确认机组冲转后无异常，重新选择“升速率”设定100rpm/min
27
锅炉受热面空气门分别有水连续流出后关闭见水的空气门，当启动分离器储水箱见水后（储水箱水位大于11.5M）关闭启动分离器前的所有空气门
28
停止汽动给水泵前置泵，启动电动给水泵，投入给水AVT（加氨、联氨）运行方式
烧结余热发电机组启动并列典型操作票
烧结余热发电机组启动并列典型操作票1.操作任务:发电机由冷备用转10kV发电机母线段运行2.机组启动前的系统全面检查：2.1 检查发电机确处于冷备用状态。
（指电气设备本身良好，其开关、刀闸均在断开位置，开关小车在试验位置，控制保险、合闸保险均退出）2.2 测量发电机绝缘合格，符合送电条件(做好记录).3.得值班长令,电气运行人员进行并网前的外部操作：操作任务: 发电机由冷备用转10kV发电机母线段热备用3.1 接受值班长命令，执行如下操作3.2 检查发电机确处于冷备用状态3.3 摇测发电机绝缘合格，符合送电条件3.4 检查发电机相关保护确已全部正确投入3.5 合上发电机保护装置电源开关3.6装上发电机保护测量PT Y62A一次保险3.7装上发电机保护测量PT Y62A二次插头3.8装上发电机保护测量PT Y62A二次保险3.9将发电机保护测量PT Y62A摇至“工作”位置3.10装上发电机保护测量PT Y62B一次保险3.11装上发电机保护测量PT Y62B二次插头3.12装上发电机保护测量PT Y62B二次保险3.13将发电机保护测量PT Y62B摇至“工作”位置3.14检查发电机出口并网62开关确在试验位置分闸状态3.15 检查发电机出口并网62开关未储能3.16 检查发电机出口并网62开关储能开关在“切除”位置3.17 检查发电机出口并网62开关控制、合闸保险未放3.18 装上发电机出口并网62开关二次插头3.19 将发电机出口并网62开关摇至“工作”位置3.20 装上发电机出口并网62开关控制、合闸保险3.21 给发电机出口并网62开关储能3.22 检查发电机出口并网62开关确已储能完毕3.23汇报值班长，详细记录4.接班长命令将“发电机由10kV发电机母线段热备用转10kV发电机母线段运行”4.1接值班长命令，执行如下操作4.2检查发电机确处于10kV发电机母线段热备用状态4.3检查发电机相关保护确已全部投入4.4接值班长“机可并列”的命令后执行下列操作4.5检查励磁屏“主控/就地”选择开关2QK在“就地”位置4.6检查励磁屏“自动/手动”选择开关3QK在“手动”位置4.7检查励磁屏励磁方式选择开关4QK在“恒电压”位置4.8检查励磁屏励磁“投入/退出”选择开关6QK在“退出”位置4.9检查励磁屏交流电源开关1QS确在断开位置4.10合上励磁屏直流电源开关2QS4.11检查励磁屏直流开关2QS确已合好4.12检查励磁通道A输入开关1KKA确在断开位置4.13检查励磁通道B输入开关1KKB确在断开位置4.14检查励磁屏各保护压板投入正确4.15合上励磁屏交流电源开关1QS4.16将励磁通道选择开关1QK切至”“通道A”或”通道B”位置4.17合上励磁通道A输入开关1KKA4.18合上励磁通道B输入开关1KKB4.19将励磁通道投退开关6QK切至“投入”位置4.20点动操作“增/减”磁开关，使发电机机端电压缓慢升至额定值4.21检查发电机空载运行正常4.22 将同期柜内同期方式“自准/退出 /手准”选择开关DTK 切至“自准”位置4.23 将同期柜内同期点选择开关TQK切至“1#”位置4.24 将同期柜内“单侧无压/退出 /双侧无压”方式切换开关WY切至“退出”位置4.25 将同期柜内“停用/请求”选择开关QTK切至“请求”位置4.26 观察允许同期指示灯XD已亮4.27 将同期柜内同期“停用/投入”切换开关QK切至“投入”位置4.28 将同期柜内的“启动同期”按钮QA手动按下（手动启动同期功能，自动调节，自动合闸）4.29检查发电机并网62开关确已合好4.30 将同期柜内的FA复归按钮按下，就地手动信号复归4.31 将同期柜内同期方式“自准/退出 /手准”选择开关DTK 切至“退出”位置4.32 将同期柜内同期点选择开关TQK切至“断开”位置4.33 将同期柜内“停用/请求”选择开关QTK切至“停用”位置4.34 将同期柜内同期“停用/投入”切换开关QK切至“停用”位置4.35检查发电机确已接带初负荷4.36汇报值班长发电机已并网4.37验明发电机“投发电机失磁保护”压板两端确无电压4.38投入发电机“投发电机失磁保护”保护压板4.39验明发电机“非电量联跳1”压板两端确无电压4.40投入发电机“非电量联跳1”保护压板4.41验明发电机“非电量联跳2”两端确无电压4.42投入发电机“非电量联跳2”保护压板4.44验明发电机“关闭主汽门”压板两端确无电压4.45投入发电机“关闭主汽门”保护出口压板4.46汇报值班长，详细记录。
600MW机组冷态启动操作票解析
启动A小机顶轴油泵运行，投入A小机顶轴油系统。
47
投入A小机油盘车运行。
48
启动B小机交流油泵，投入B小机油系统运行；将交流油泵及直流油泵投联锁备用。
49
启动B小机顶轴油泵运行，投入B小机顶轴油系统。
50
投入B小机油盘车运行。
51
启动前置泵运行。
52
投入辅汽至除氧器加热。
53
确认高压给水系统按阀门检查卡核对阀门位置正确。
33
启动D磨低压油泵运行，检查润滑压MPa，将D磨低压油泵投联锁备用。
34
启动E磨低压油泵运行，检查润滑压MPa，将E磨低压油泵投联锁备用。
35
启动F磨低压油泵运行，检查润滑压MPa，将F磨低压油泵投联锁备用。
36
膨胀水箱水位正常后，对闭式水系统充水排气。
闭式水系统充水排气结束后，启动闭式水泵，对闭式水系统进行冲洗，并通知化学向闭式水系统加药（氨-联胺）。通知化学及时化验水质。
水质合格后，将闭式水泵投联锁备用。
37
炉水循环泵及其注水管路的冲洗与充水排气必须达到如下水质标准：
卤化物ppm(≤50ppm)、PH值(6.5≤PH值≤10)、浊度ppm（≤0.25 ppm），水温℃（大于4℃≤t≤50℃）。
炉水循环泵注水滤网管路冲洗。
炉水循环泵注水冷却器管路冲洗。
炉水循环泵注水排气及冲洗，冲洗流量L/min（≤5L/min）。
109
检查确认炉膛总风量在30%～40％左右。
110
检查锅炉省煤器进口水质含铁量Fe<50PPb，启动分离器出口含铁量Fe<100PPb。
111
检查确认凝汽器真空在-80KPa以上。
112
启动一次风机运行。
冷态开机操作票
1、机组冷态启动操作票-------------------------------------------- 22、润滑油系统启动操作票---------------------------------------- 123、密封油系统启动操作票---------------------------------------- 144、发电机气体置换操作票---------------------------------------- 165、定冷水系统启动操作票---------------------------------------- 196、闭冷水系统启动操作票---------------------------------------- 217、循环水系统进水操作票---------------------------------------- 238、EH油泵启动操作票-------------------------------------------- 259、高辅系统投入操作票------------------------------------------- 2710、凝泵变频启动操作票------------------------------------------- 2911、凝泵工频启动操作票------------------------------------------- 3112、循环水泵启动操作票------------------------------------------- 3313、工业水系统启动操作票---------------------------------------- 3514、轴封系统投入操作票------------------------------------------- 3715、真空泵启动操作票---------------------------------------------- 3916、汽动给水泵启动操作票---------------------------------------- 4117、汽动给水泵启动操作票---------------------------------------- 44单位：_____________ 编号：__________徐塘发电有限责任公司危险点控制措施操作任务：号机组冷态启动操作票编号：热力机械操作票单位：_____________ 编号：__________（注：√表示已执行。
机组冷态启动操作票
机组冷态启动操作票一、锅炉点火前的准备：二、锅炉点火三、汽机冲转四、机组并列、带负荷注意事项：1、冲转期间，从主汽阀控制切换到调节阀控制之前，核实蒸汽室内壁温度至少要等于或高于主蒸汽压力相应的饱和温度，以防蒸汽室内壁结露。
2、II级旁路后汽温≥160℃时，检查II级旁路减温水自动投入，I级旁路后汽温≥340℃时，检查I级旁路减温水自动投入。
2、转速升至2300r/min时，按“保持”健，2300r/min处暖机30min（只限安装后第一次启动）3、锅炉以0.08MPa/min的升压率，主汽温以1.78℃/min升温率,再热蒸汽以2.19℃/min的升温率,负荷以0.7MW/min,最大为0.75MW/min的升负荷率,按照冷态启动曲线进行。
4、负荷在10～100%之间，允许最大背压为18.63Kpa(绝对压力)。
主、再热蒸汽温度升降率最大不超过3℃/min。
5、蒸汽室内深、浅孔热电偶最大温差不应超过83.3℃6、冷态启动时，第一级室金属温度，与预测并网（5%负荷）时第一级后蒸汽温度之差≯139℃，最大不超过222℃。
7、冷态启动时，主蒸汽至少有55.5℃过热度，而总的温度不大于427℃，冲转时主蒸汽温度与再热蒸汽温差不允许大于83.3℃，主蒸汽温度、再热温度的两侧之差均≯13.9℃。
8、机组要做超速试验，应在10%负荷至少稳定运行4小时后，方可减负荷至0，解列发电机做超速试验。
①OPC超速试验，转速升至103%（3090r/min）时，OPC动作，高、中压调门、各抽汽逆止门、高排逆止门关闭，当转速下降，延时开调节门，维持转速3000r/min。
②机械超速试验应进行两次，且两次动作转速不超过18r/min。
超速试验后，机组重新“挂闸”升速至3000r/min，尽快升至13．5MW（10%）负荷。
③转速在3000r/min以上的时间不超过15分钟。
9、若在汽机挂闸前锅炉需要投粉时，事先要联系热工解除机、炉联锁保护，且在汽机挂闸后及时恢复。
机组启动操作票(冷态)
机组启动操作票（冷态）# 机组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、主值操作员要认真填写本操作票，并签名备查；2.每个阶段的工作由机组值班员执行，执行一项打“√”，机组点火前的状态必须确认执行完毕，否则注明原因，接班值具备条件后确认执行；3.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“√”；4.汽轮机启动状态规定：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℃。
机组启动操作票执行签名值别值长主值主要参数记录：表1. 汽轮机冲转前主要参数（值班员）：主蒸汽压力MPa 调节级金属温度℃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 表2. 启动过程水汽品质见附表机组启动操作票（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 # 机组冷态启动操作票√序号操作项目执行人备注1.检查机组具备启动条件，无影响机组启动的检修工作。
2.检查#1高备变、主变、厂高变运行正常。
3.检查高压厂用6KV系统、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.检查关闭锅炉侧放水门、疏水门、空气门。
6.相关辅机电源已送电。
7.检查柴油机组处于自动备用状态。
8.检查定冷水系统投运，入口水温不低于40℃（否则投入蒸汽加热）。
9.测量号发电机定子（通水）绝缘。
机组冷态启动操作票(带旁路高中压缸联合启动 合并2016)
烫伤
操作高温、高压管道阀，要做好防护工作，与高温物体要保持一定距离，防止烫伤。
69.
坠落
操作高空阀门时，应做好防坠落安全措施，系好安全带，登高操作时，有专人监护
70.
滑跌
操作时要及时清理地面积油、积水，防止滑跌。
71.
噪音影响健康
就地人员佩带防噪音耳塞。
72.
73.
74.
75.
76.
77.
78.
1)启泵前出口门先打开3～5扣；
2)启泵后出口门仍打不开，紧急停泵处理。
23.
凝结泵启动后因为排空气不净造成管道振动。
启泵前先用凝补水对凝结水管道排空气。
24.
投入除氧器加热时操作不当造成除氧器振动。
1)投入除氧器加热前应充分疏水，同时邻机或启动炉注意调整厂用汽压力，防止厂用汽压力大幅度波动；
2)除氧器加热蒸汽压力应缓慢提升，压力不能超过0.15MPa；
2
检查、确认机组临时设施拆除、原设施恢复。设备标示牌齐全、管道介质流向正确。
3
检查、确认厂房照明充足、良好。
4
检查、确认通讯设施良好。
5
检查、确认常规消防系统工作正常。
6
检查、确认特殊消防系统工作正常。
7
检查、确认各表计齐全、完好，仪表及保护电源已送电。
8
检查、确认各控制系统工作正常。
9
对所有设备测绝缘送电。
高排压力高
严密监视高排压力，保证机组并网前高排压力低于0.828Mpa。
58.
低压缸排汽温度大于79度
检查低压缸喷水装置是否正常。
59.
汽轮机轴振、瓦温等参数达到报警
立即停止各项操作，密切监视各参数，分析原因，达到跳闸值，保护未动作时，立即手动打闸停机处理。
余热发电锅炉启动操作票
余热发电锅炉启动操作票（冷态）（一）启动前的检查工作：①各阀门应处的位置：蒸汽系统：主汽门关闭，对空排汽门开启，过热器疏水門开启。
给水系统：给水门开启，省煤器入口水门开启，旁路门关闭。
各集箱放水门，排污门关闭。
蒸汽，炉水取样一次门，锅炉加药门开启。
锅炉过热器空气阀开启，水位报警器平衡容器门处于工作状态。
安全阀处于完好状态。
给水压力表锅炉饱和蒸汽压力表，过热器压力表门开启，锅炉水位计，低读水位计处于工作状态。
②关闭炉墙各人孔门，检查孔③检查疏水箱的水位，保证锅炉有运行足够的水量④检查锅炉各辅机（水泵，螺旋输送机等）是否良好。
（二）升温前的准备工作（锅炉上水）①启动给水泵，泵运行稳定后，逐步开大出水阀和给水调节阀。
从省煤器向汽包加水速度应尽量慢。
防止管道或汽包有水沫产生。
（汽包水位到最低时停给水泵）②检查汽包，集箱上各孔的阀门，法兰，堵头是否有漏水现象。
当发现漏水时，应停止给水，及时处理。
③给水泵上水前应该对给水进行化验。
（三）锅炉启动①确认锅炉启动准备工作已完成②水回路稳定后，打开烟道进，出口风门，汽包开始升温升压。
③SP炉投入振打装置。
④汽包内水质工况缓慢升温，，升温速度将根据汽包压力要求控制2-3℃∕min。
⑤汽包压力升到0.2MP后，关闭锅筒空气阀，对底部各集箱排污一次，均匀各受热面温度，加强水循环。
打开电动主气门的旁路门和主蒸汽管道疏水门。
⑥汽包压力升到0.3-0.4Mpa后要进行冲洗校队水表。
⑦汽包压力升到0.3-0.4Mpa时，进行炉水取样化验。
⑧长期停炉或锅炉大修后应对人孔，手孔等进行螺丝热紧工作。
并进行热工仪表管路冲洗，并对受压元件进行一次检查。
⑨锅炉连续升温升压后，汽包压力为1.0-1.1mpa进行以下工作：1.保持汽包为低水位2.再次冲洗汽包水位计⑩通知汽轮机工做好准备⑾通过操作主蒸汽紧急排气阀（分气缸上）保持主蒸汽压力。
（四）锅炉运行。
1.通过给水电动执行机构对汽包水位进行调节，使汽包保持在低水位下运行。
机组冷态启动操作票
热机操作票编号：操作任务#1机组冷态启动操作操作时间：日时分结束时间：日时分执行人序号操作内容一机组启动前准备工作（一）发电机启动前准备工作1确认所有工作已完毕，有关工作票收回并终结，并详细检查发变组一次系统各回路完整、良好、清洁，有关临时安全措施已拆除，安全遮栏已恢复。
2测量发电机定、转子的绝缘电阻合格。
3确认发变组一次回路所有的试验完成、合格，并有检修试验人员的书面交底。
4确认机组直流系统运行正常，电压在规程规定范围内。
5确认机组保安电源、UPS电源系统运行正常。
6确认发变组有关保护装置及自动装置正常投运，保护联动试验合格。
并投运必要的保护压板和自动装置。
7确认主变220kV开关、发电机灭磁开关、6kV工作进线开关联锁试验合格，遥控正常。
8检查#01启动变运行正常，无异常报警，6kV母线电压正常。
9检查各380VPC、MCC运行方式正常及各厂用低压变压器运行正常。
10确认发电机励磁系统各设备正常，冷却风机投运正常。
11检查发电机中性点柜完好，符合投运条件。
12检查发电机油、氢、水监视柜投入，运行正常。
13投入发电机封闭母线微正压充气装置运行，并调整气压至正常 1.5-2.5Kpa。
14检查发电机大轴接地碳刷已放上且接触良好。
15检查发电机滑环清洁，碳刷接触良好，在刷握内能上下自由移动而不左右晃动。
16检查发电机机端TV、AVR专用TV、匝间保护专用TV均正常并符合投运条件。
17根据变压器投运前的检查，全面检查主变、高压厂变符合投运条件。
（二）汽机启动前准备工作1接值长令，做好#1机汽轮机冷态滑参数启动准备。
2确认#1机组所有检修工作结束，工作票收回，现场清理干净。
3检查汽机各系统，作好机组启动前的准备工作。
4将各系统阀门操作到启动前状态。
5检查DCS、TSI、ETS、DEH控制系统正常，CRT画面上各系统设备及阀门状态正常，开关状态及联锁，参数指示正常。
DEH主、副路电源已送，状态正常。
6检查热工联锁及试验合格且投入运行，热工信号及声光报警正常。
机组冷态启动操作票
当除氧器水质Fe＜200ppb后，开启A/B前置泵进出口门、锅炉给水电动门、给水调节门开至10%左右，开启给水管道水侧沿程空气门，向给水管道及高加水侧注水。
29
检查给水系统正常，给水温度达120℃，启动前置泵，检查前置泵电流A，出口压力mpa；泵振动、声音正常；根据出口压力就地逐渐开启给水泵出口电动门，锅炉以10%BMCR（190t/h）左右的流量上水，投入给水AVT（除氧）运行方式（锅炉给水与锅炉金属温度的温差控制不超过111℃，若上水时汽水分离器金属温度小于38℃且给水温度较高，锅炉上水速率应尽可能小）。分离器见水后关闭省煤器出口排空气阀。
8
按照系统检查卡检查闭式水系统正常，启动闭式泵运行，检查运行泵电流A，出口母管压力Mpa，轴承温度、振动正常；备用闭式泵联动试验正常投入备用。
9
启动＃等离子载体风机运行，备用等离子载体风机联动试验正常投入备用。联系热工强制等离子投用条件，试投等离子正常。
10
检查润滑油系统运行正常，启动主机润滑油泵，检查主机润滑油泵电流A，出口油压mpa；泵振动、声音及各轴承回油正常。
30
待启动分离器有水位且HV1202A调节门开度在80%时，稳定2分钟后，调整给水泵再循环门逐渐加大给水量至30%BMCR（574 t/h左右），控制启动分离器水位在2～4m左右，将启动分离器水位控制投自动。
31
根据需要启动另一台前置泵锅炉进行冷态冲洗，当启动分离器出口水质Fe＞500ppb时将水排至机组排水槽，Fe＜500ppb时将分离器出口的清洗水通过锅炉疏水泵导入凝汽器，投入凝结水精处理装置运行，机组进行循环冲洗。当省煤器ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ口水质Fe＜50ppb、启动分离器出口水质Fe＜100ppb时，锅炉清洗合格，可以进行点火程序。
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随着机组负荷的减少，注意调整除氧器、汽包、凝汽器水位以及均压箱压力；
5
当汽轮机荷小于3.5MW或后缸温度大于80℃后开启后缸喷水，打开全部本体疏水至疏水膨胀箱手动阀.
6
在汽轮机减负荷过程中，当主汽压力上升而温度下降引起过热度下降时应加快降负荷速度，维持主汽压力及过热度在允许范围内；
7
在汽轮机减负荷过程中，当主汽门前温度小于250℃或过热度小于50℃时应立即快速减负荷至发电机解列;
余热发机组冷态启动操作票
年月日编号：
操作开始时间：时分操作结束时间：时分
值班长:监护人：操作人：
序号
操作内容
执行情况
执行
时间
1
起动前,检查油系统:1、油箱油位在-50～50mm，液位计浮筒动作灵活，油系统无漏油现象。2、油箱及冷油器的放油门关闭严密。3、电动油泵进出口阀门开启
2
起动低压油泵，检查润滑油压及轴承油流量，油箱油位正常，投入盘车装置
23
当汽机负荷大于3.5MW，关闭本体上所有对本扩的疏水门，且排汽温度小于80℃时，关闭后缸喷水阀；
24
加满负荷后，对机、炉范围内的系统，设备进行全面检查，将启动情况作好记录
25
26
27
28
执行结果有无异常
注：已执行打“√”，未执时间：时分操作结束时间：时分
7
锅炉在升温、升压过程中应注意维持除氧器、AQC、SP炉汽包水位
8
起动高压电动油泵，进行保安装置动作试验：将各保安装置挂闸，，分别开启主汽门，调节汽门，使各保安装置动作，检查主汽门，高邢汽阀是否迅速关闭。检查合格后，将保保安装置重新挂闸，启动阀手轮关到底。检查主汽门是否关严，电调复位。试验完成各设备停机。
12
起动高压油泵，油压大于1.0Mpa，冷油器出口油温不低于40℃。投入盘车装置
13
投入轴封冷却器，启动一台轴封风机，开启其入口手动门。
14
向轴封供汽，均压箱压力范围：23—27Kpa温度在150℃以上。
15
关闭真空破坏阀.启动一台射水泵运行，并投入备用泵联锁，机组开始抽真空,检查射水箱水位并补水至正常水位;起动前真空应达到-84Kpa。
7
开启AQC,SP过热器集箱对空排汽阀，维持锅炉的升温升压率，控制好高压系统的升温、升压温率，汽包升温率<5℃/min、升压率<0.3MPa/min,以保证上下壁温差不致过大。
8
当汽包压力达到0.1-0.2Mpa时，对汽包的水位计及压力表管进行冲洗，当过热器压力达至0.2Mpa时，可关闭过热器进出口管道的疏水；
2
汽水系统检查：1、主蒸汽管路上的电动隔离阀进行手动和电动开关试验2、主蒸汽管路上的隔离阀、主汽门、逆止门、安全门关闭，直接疏水门；开启汽缸上的本体疏水门3、汽封管路通向轴封冷却器的蒸汽门开启，轴封冷却器疏水门开启4、冷油器进水门关闭，出水门开启。
3
联系窑中控、化水、电气等专业做好启动前准备；
4
启动除盐水泵向除氧器补水并启动除氧循环泵抽气除氧，水位补至1.25～1.5m左右，启动给水泵向AQC、SP炉汽包上水，并排汽，AQC炉汽包水位上升至-75㎜，SP炉汽包水位上至-75㎜；
3
汽水系统检查：1、主蒸汽管路上的电动隔离阀进行手动和电动开关试验2、主蒸汽管路上的自动主汽阀、并汽阀、紧急放汽阀、安全阀关闭，直接疏水阀；开启汽缸上的本体疏水门3、汽封管路通向轴封冷却器的蒸汽门开启，轴封冷却器疏水门开启4、冷油器进水门关闭，出水门开启。
4
联系窑中控、化水、电气等专业做好启动前准备；
9
当主汽管路温度高于饱和温度后，开启均压箱供汽门，对均压箱进行暖管（开启均压箱至凝汽器疏水阀）；
10
将凝汽器补水至600～750㎜，轮流试开两台凝结水泵，联动装置试验后，运行一台凝结水泵，检查出口母管压力正常，再循环阀投入正常，投入备用泵联锁;
11
启动循环水泵向凝汽器充水排空气，检查冷却塔回水阀在全开位置,水温超29℃顺序启动冷却塔风机
21
汽机定速3000r/min，全面检查正常后，即可并网，查励磁系统正常，进行启励操作，查励磁电流、电压、发电机机端电压、3uo等正常，通过增减励磁调整发电机机端电压与电网电压一至.投入同期装置，当同期表指接近同期指示线的时候合上同期开关；
22
汽机并网后，按负荷曲线升负荷，升负荷过程中及时调整无功出力，同时及时联系窑中控人员开烟气进口阀，维持机侧主汽压力，及时调-整AQC、SP汽包、除氧水箱、凝汽器水位，及时调均压箱压力及发电机风温(投发电机空冷器运行)；
26
机组转速升至2950rpm以上，查主油泵出口压力正常，停运高压启动油泵并投入高压油泵联锁。
27
汽机定速3000r/min，全面检查正常后，即可并网，查励磁系统正常，进行启励操作，查励磁电流、电压、发电机机端电压、3uo等正常，通过增减励磁调整发电机机端电压与电网电压一至.投入同期装置，当同期表指接近同期指示线的时候合上同期开关；
16
当真空<-84Kpa，汽温：285℃、汽压1.05Mpa等参数达到冲转条件后，记录以下数据：
主汽温度℃，主汽压力Mpa,真空值Kpa
轴向位移㎜，胀差㎜，盘车电流A,
高压内缸上/下温度/℃，
油箱油位mm
17
汽轮机就地挂闸，505控制器进行复位(RESET)程序,全开启动阀及自动主汽门，505发出运行(RUN)指令.505控制器输入给定转速3000转;
18
机组升速过程中，检查当转速>15rpm后盘车退出，(并将盘车手柄推向发电机侧,倾听盘齿轮有无异音)，大于600rpm或排汽温度高于80℃时投入后缸喷水；
19
汽轮机过临界.记录过临界转速及振动最大值
20
机组转速升至2950rpm以上，查主油泵出口压力正常，停运启动油泵，转速升至2980rpm，停运交流油泵；
5
启动软化水泵向除氧器补水并启动除氧循环泵抽气除氧，水位补至1.5～2.0m左右，启动给水泵向AQC、SP炉汽包上水，并排汽，AQC炉汽包水位上升至-300㎜，SP炉汽包水位上至-350㎜；
6
联系窑中控人员全开AQC、SP出口烟气阀,开启进口烟气阀20%左右,根据锅炉水位,压力及温度变化情况缓慢调整进口阀开度.烟气进口阀全开后方可关闭旁路烟气阀.
23
暖机过程中应注意倾听汽机内部及各轴瓦有无异音，如应停止启动，注意调整润滑油温度；
24
低速暖机后，机组以100rpm的升速率升速至1200rpm/min；中速暖机80min；记录以下数据
主汽温度℃，主汽压力Mpa,轴向位移㎜，胀差㎜，高压内缸上/下温度/℃，外缸上/下温度/℃，
25
中速暧机后,以500rpm的升速率升到2500rpm/min.暧机10min.记录过临界转速及振动最大值
8
当机组的负荷减少到150kw，解列发电机，确认发电机解列后进行逆变，检查励磁电流、电压，发电机机端电压到零；
9
在控制室或就地进行汽机打闸，检查主汽门、调门关闭；
10
关闭电动主汽阀，并开启电动主汽阀后疏水手动阀；
11
解除射水泵联锁，停射水泵运行，关闭射水箱补水手动门；
12
当AQC、SP炉汽包的水位达到正常水位到高水位之间时，停止向汽包上水，关闭给水调节门，并打开SP炉省煤器再循环门，汽包不再上水时可停运给水泵；
11
锅炉在升温、升压过程中应注意维持除氧器、AQC、SP炉汽包水位
12
起动高压电动油泵，进行保安装置动作试验：使各保安装置动作，检查主汽门，调节汽阀是否迅速关闭。检查合格后，将保安装置重新挂闸，启动阀手轮关到底。检查主汽门是否关严，电调复位。试验完成各设备停机。
13
当主汽管路温度高于饱和温度后，开启均压箱供汽门，对均压箱进行暖管（开启均压箱至凝汽器疏水阀）；
5
联系窑中控人员全开AQC、SP出口烟气阀,开启进口烟气阀20%左右,根据锅炉水位,压力及温度变化情况缓慢调整进口阀开度.烟气进口阀全开后方可关闭旁路烟气阀.
6
全开蒸汽管道排大气疏水门，当压力升到0.6Mpa时, AQC(SP)炉主汽集箱出口蒸汽温度高于其饱和温度时，打开AQC(SP)主汽集箱出口电动门，暖管到电动隔离门前，温升不超开5℃/min,暖管20-30min,当隔离阀前汽温达到130-150℃,低压暖管结束.
14
进口烟气阀全关后,应观察是否还有漏烟气.注意防止汽包压力过高;
15
机组过临界时，记录机组的振动值；临界转速r/min，最大振动值um，最大振动值轴瓦瓦
16
汽机转速降至600rpm以下且排气温度小于80℃时，关闭后缸喷水阀，降至50rpm以下是开启真空破坏阀；
17
真空到零后，关闭高、低压轴封供汽手动门，停运轴封冷却器风机.炉侧主汽电动隔离门全关后，开启机侧电动主汽门前疏水阀;
14
将凝汽器补水至600～750㎜，轮流试开两台凝结水泵，联动装置试验后，运行一台凝结水泵，检查出口母管压力正常，再循环阀投入正常，投入备用泵联锁;
15
关闭真空破坏阀.启动一台射水泵运行，并投入备用泵联锁，机组开始抽真空,检查射水箱水位并补水至正常水位;起动前真空应达到-65～-85Kpa。
16
启动循环水泵向凝汽器充水排空气，检查冷却塔上水阀在全开位置,水温超29℃冷却塔上水阀启动冷却塔风机
转子静止1小时后,排汽缸温度低于50℃时，可停运循环水泵；
轴向位移㎜，胀差㎜，盘车电流A,
高压内缸上/下温度/℃，油箱油位mm
20
就地挂闸，505控制器进行复位(RESET)程序,就地全开启动阀后全开自动主汽阀，505发出运行(RUN)指令.在505控制器上输入给定转速;
21
汽机以100rpm的速率升速到500rpm，低速暖机30min；
22
机组升速过程中，检查当转速>15rpm后盘车应自动退出（若不能自动退出应拍停退出），大于600rpm或排汽温度高于80℃时投入后缸喷水；