300MW汽轮机启动操作票.
(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：。
集控值班员职业技能鉴定题库(中级工)第049套
集控值班员职业技能鉴定题库（中级工）第049套一、选择题【1】锅炉点火前必须建立启动流量的原因是（ A ）。
A．防止启动期间水冷壁超温B．防止启动期间过热器超温C．为强化热态冲洗效果D．为建立汽轮机冲转压力【2】有甲、乙、丙、丁四个带电体,其中甲排斥乙,甲吸引丙,丙排斥丁,如果丁带的是负电荷,则乙带的电荷是（ A ）。
A．正电荷B．负电荷C．中性的D．无法确定【3】数字电液控制系统用作协调控制系统中的（ A ）部分。
A．汽轮机执行器B．锅炉执行器C．发电机执行器D．协调指示执行器【4】低氧燃烧时,产生的（ C ）较少。
A．硫B．二氧化硫C．三氧化硫D．—氧化碳【5】汽轮机停机惰走降速时，由于鼓风作用和泊桑效应，高中压转子会出现（ A ）突増。
A．正胀差B．负胀差C．不会出现D．胀差突变【6】发电机通过运转而产生电动势,它是一种能连续提供电流的装置,所以称它为（ A ）。
A．电源B．电动势C．电压源D．发电机【7】防止制粉系统爆炸的主要措施有（ A ）。
A．解决系统积粉,消除火源,控制系统温度B．认真监盘,细心调整C．防止磨煤机堵煤D．防止磨煤机断煤【8】凝结水泵出口压力和电流摆动，进口真空不稳，凝结水流量摆动的原因是（ B ）。
A．凝结水泵电源中断B．凝结水泵汽蚀C．凝结水泵故障D．凝结水泵出口阀未开足【9】300MW凝汽式汽轮机启动，选择蒸汽参数时要求蒸汽的过热度不小于（ B ）A．50℃B．56℃【10】协调控制系统共有五种运行方式,其中最为完善、功能最强大的方式是（ B ）。
A．机炉独自控制方式B．协调控制方式C．汽轮机跟随锅炉方式D．锅炉跟随汽轮机方式【11】加热器满水会使被加热的给水（或凝结水）出口温度（ A ）。
A．降低B．升高C．不变D．均可能【12】工质的内能决定于它的（ C ）,即决定于所处的状态。
A．温度B．比体积C．温度和比体积D．压力【13】锅炉灭火保护动作最主要的作用是（ C ）。
第一部分 操作票
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。
机组启动操作票
#6机组锅炉冷态滑参数启动操作票前夜班三值天气：晴编号：集/炉-20100236018启动期间应加强锅炉汽水品质监督。
9 燃料投入应缓慢进行，防止燃烧波动大引起省煤器前流量低。
10 锅炉升温、升压及机组升负荷过程中，要严密监视锅炉各受热面管壁温情况，防止因升速快而造成管壁超温，有关疏水阀应打开，使过热器、再热器管壁各点金属温度不得超过规定值。
三、点火前的检查、准备工作1 1检查、确认机组检修工作已全部结束，热机、电气、热工各专业一、二种工作票注销、安全措施全部拆除。
2 2检查、确认机组临时设施拆除、原设施恢复。
3 检查、确认厂房照明良好。
4 检查、确认通讯设施良好。
5 检查、确认消防水系统压力正常0.8MPa，联锁正常投入。
6 检查、确认气体消防系统正常投入，烟感报警系统调试完毕。
7 投入辅汽联箱，调整压力至正常值（10～13ata）。
8 记录锅炉各部膨胀原始值。
9 检查、确认机仪用、杂用空气压力均正常。
10 检查、确认机组各表计齐全完好，仪表及保护电源已送。
11 检查、确认机组OVATION控制系统工作正常。
12 检查、确认锅炉所有辅机联锁保护试验正常并投入。
13 检查、确认锅炉各保护试验全部合格并投入。
14 检查、确认MFT、OFT试验合格并投入。
15 检查、确认锅炉大联锁试验合格并投入。
16 检查、确认机炉电大联锁试验合格并投入。
17 检查、确认各辅机分部试运正常，并送动力电备用。
18 检查、确认各辅机油箱油位正常，油质合格。
19 检查锅炉安全门整定合格并投入。
20 声光报警系统试验良好。
21 检查、确认机、炉侧所有风门、挡板、气动门电源、气源已送并将选择开关置“远操”位置；电动门已送电,选择开关置“远控”位置。
22 所有独立小程控投入正常。
23 所有表计投入。
24 记录锅炉炉前油系统进、回油表码。
25 检查闭式水系统投入正常。
26 执行炉前油系统恢复操作票，各层油枪、点火枪可靠备用，油库供油正常。
汽轮机启动操作票
各系统进行全面检查，各部控制阀门的开关应在相应 54
位置
6二
启动前做以下记录
1）油箱油位： ㎜；2）轴向位移： ㎜；
71
3）热膨胀：
㎜
8三
启动前准备与附机试验
9 1 启动高压油泵：
时分
10 2 启动直流油泵： 时 分； 停止： 时 分
11 3 高压油泵启动后油箱油位：
㎜
12 4 盘车投入连续运行：
时分
21 6 低压暖管结束1）汽压：
MPa； 2）汽温： ℃；
23 1 3）润滑油压： MPa； 4）油温： ℃；
5）冲动转子时间： 时 分
24 2 低速暖机开始时间： 时 分（500r/min）
25 3 中速暖机开始时间： 时 分（1200 r/min）
26 4 高速暖机开始时间： 时 分（2500 r/min）
33 1 打闸试验 次，检查自动主汽门关闭情况
超速试验：第一次动作
r/min；
34 2 第二次动作
r/min；第三次动作
r/min；
35 3 背压安全门启动压力： MPa
36 七
接带负荷
37 1 发电机并列时间：
时分
38 2 接带负荷时间：
时分
39 3 接带负荷额定 10%暖机停留时间： 分
40 4 空气冷却器投入时间：
0 10
20 30 40 50 60 7 0 80 90 100 110 120 130 140 150 160 （min）
B3—3.43/0.49 型机组启动升速曲线图
时分
13 5 暖管开始：
时分
14 6 暖管结束：
时分
15 四
机组启动操作票
负荷350MW以上，根据情况将空预器吹灰汽源切为主汽供给。
18.
负荷350MW左右，将#3高加疏水切至除氧器，投入疏水自动，关闭其危急疏 水调节门。
19.
空预器吹灰方式改为每8小时一次。通知除灰脱硫值班员，投入FGD系统。
20.
启动第二台凝结水泵运行，投入第三台凝结水泵联锁。
21.
450MW左右并入第二台汽泵运行，投入给水自动，停电泵。
2.
确认暖缸截止阀、压力调节阀处于关闭状态，高压缸通风阀开启。
3.
确认暖缸压力调节阀后疏水开启。
4.
开启高压缸预暖截止阀，关闭高压缸通风阀，
5.
根据缸温开高压缸暖缸压力调节阀，开启并调节中压缸预暖调节阀，控制温升满足 要求，暖缸开始。
6.
当汽机高、中压缸第一级内上缸内壁金属温度达150℃，保持该温度至汽轮机冲转前; 逐渐关小压力调节阀，确认高排逆止门应关严，高压缸内压力控制在500kPa以下， 但不得超过600kPa。
⑺
检查低缸喷水及排汽缸温度正常，不超过80℃。
⑻）
汽轮机转速升到3000rpm后，根据启动曲线进行高速暖机（冷态启动暖机60分钟。）
⑼
根据需要进行有关试验：手动脱扣试验；注油试验；ETS保护动作试验；汽门严密性 试验。
⑩
确认主油泵工作正常，主油泵出口油压正常MPa,主机润滑油压MPa、
主油泵入口油压正常MPa,停运交流润滑油泵，停运主吸油泵，投入联锁备用。
10.
按开冷水系统启动操作票启动开式冷却水系统。
11.
确认电泵和小机润滑油油质化验合格，启动电泵、小汽机、送风机、引风机、一次 风机及磨煤机油站。
12.
按凝结水系统操作票启动凝结水系统，开启#5低加出口放水门进行凝结水系统冲 洗，凝泵出口Fe<200ppb,联系化学投入前置过滤器，向除氧器上水冲洗。化学根 据水质情况投入精处理装置，直到水质满足锅炉上水要求，维持除氧器水位。
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。
汽轮机冷态启动操作票
时分，停止汽轮机交流润滑油泵、发电机密封油备用泵。停止前润滑油压：MPa；停止后润滑油压：MPa。
39
时分，发电机并网带（MW）初负荷，暖机30分钟。主汽压：MPa，温度：℃；再热汽温：℃。
40
振动：#1：mm、#2：mm、#3：mm、#4：mm、#5：mm、#5：mm。
41
时分，初负荷暖机结束，汽缸膨胀：/ mm；差胀mm；串轴：mm；高压缸上下温差℃；中压缸上下温差℃。
27
汽轮机转速600rpm，进行摩擦检查。
28
摩擦检查结束，以（）r/min升速率汽机转速升至2000rpm。
29
汽机转速达2000rpm，进行中速暖机。冷油器充水排气，保持油温稳定，油温：℃
30
时分，启动汽动给水泵（）升速至2800rpm备用。（使用电泵时，此时应冲两台小机）
31
时分，中压缸进汽温度达260℃开始计算暖机时间。
46
时分，停止除氧器循环泵。
47
时分，按#3、#2、#1的顺序投入高压加热器。
48
时分，机组负荷至75MW，辅汽由冷再供汽。高压缸排汽压力：MPa、温度：℃。
49
时分，机组负荷至105MW，对应主汽压力（）Mpa、主汽温度（）℃、再热汽温（）℃。
备注：
操作票
操作任务
号机组启动第三页
执行
序号
操作内容
50
调节级金属温度和中压缸第一级静叶持环温度确定中速暖机时间（）分钟。
25
时分，汽轮机挂闸：做汽轮机脱扣试验、ETS试验。
备注：
操作票
操作任务
号机组启动第二页
执行
序号
操作内容
26
时分，挂闸，汽轮机冲转，冲转后，检查盘车退出，以（）r/min升速率汽机转速升至600rpm。转速达600rpm顶轴油泵停止。
300MW运行规程
目录第一章主机规范 (3)第一节锅炉规范 (3)第二节汽轮机规范 (5)第三节发—变组规范 (6)第二章总的操作原则 (8)第一节机组启动原则 (8)第二节电气操作原则 (10)第三节设备检查的一般规定 (11)第三章方式确定 (12)第一节操作方式 (12)第二节启停方式 (13)第三节冲转方式 (14)第四节运行方式 (14)第四章机组启动 (16)第一节机组冷态启动 (16)第二节机组温态启动 (29)第三节机组热态启动 (35)第四节极热态启动 (39)第五章机组运行调整及维护 (42)第一节机组运行调整任务及控制参数 (42)第二节机组负荷调整 (45)第三节锅炉燃烧调整 (45)第四节汽温的调整 (46)第五节汽包水位调整 (47)第六节汽轮机正常运行中的监视 (47)第七节电气运行监视及调整 (48)第八节机组其它系统的运行调整 (53)第六章机组停运 (54)第一节机组复合变压停机 (54)第二节滑参数停机 (58)第三节变压停机 (58)第七章机组停运后设备的保养 (59)7.1. 保养规定 (59)7.2. 锅炉停运后的保养 (59)7.3. 高加停运后的保养 (60)7.4. 除氧器保养 (60)7.5. 发电机停运后的保养 (60)7.6. 机组冬季停运后防冻保养措施 (60)第八章事故处理 (60)第一节事故处理通则 (60)第二节事故处理的一般方法和步骤 (61)第三节紧急停机停炉条件 (61)第四节申请停炉停机条件 (62)第五节机组跳闸处理 (62)第六节机组主要辅机跳闸处理 (62)第七节机组典型故障处理 (63)第九章机组试验 (73)第一节总则 (73)第二节机组启动前的试验 (73)第三节机组启动后的试验 (76)第四节设备定期试验与轮换 (82)第十章机组及主要辅机保护 (84)第一节锅炉主要保护 (84)第二节汽机主要保护 (85)第三节发变组保护 (85)第四节主要辅机保护 (89)第一章主机规范第一节锅炉规范第二节汽轮机规范第三节发—变组规范第二章总的操作原则第一节机组启动原则2.1.1.需经生产副总、总工、副总工、发电部领导、专责工程师参加方可进行的操作2.1.1.1.机组大、小修后的启动。
汽轮机操作票
开机操作票（1）检查热工系统、水路系统、疏水系统和电气的阀门、刀闸都处于开机前状态。
（2）确认个辅助设备的电源都已经到位，开机所需工具全部到位。
人员安排合理。
（3）启动循环水泵。
水系统工作正常。
（4）启动低压油泵，润滑有系统正常。
（5）启动盘车，无异常现象（6）暖管，通知锅炉岗位、用汽单位、电网（如果并入外网）.（7）启动高压油泵，停低压油泵（停下盘车再换泵，再重新投盘车）投入保安系统和相关联锁,调节系统和505系统允许开机，DCS投入各保护、各项保安试验合格。
（8）冲转低速暖机（500r/min），确认各系统工作正常，投入汽封抽汽。
（9）投入冷油器（10）中速暖机（1200r/min）。
（11）越过临界转速(1860r/min左右)。
（12）稳定转速3000r/min，停高压油泵。
（13）并热网，向用气单位供汽。
（14）并电网带负荷，调功率因数在规定范围。
（15）关相关疏水。
并做好开机记录。
停机操作票（1）通知用汽单位和电网，做好停机准备，工具到位。
（2）通知锅炉岗位，投入双减，检查各油泵电机是否正常。
（3）盘车电机是否正常，是否具备停机条件。
（4）减负荷到零，解列发电机。
（5）发电机解列信号发出，打闸停机（手拍危急保安器）。
（6）启动低压油泵。
（7）确认自动主气门和调节气门已关闭。
若关不严，则手动关严。
（8）打开背压放空电动阀，关背压隔离阀。
（9）开有关疏水阀。
（10）转速到0r/min，投入盘车，记录堕走时间。
（11）做好开机记录，上报相关领导。
启停机操作票3[1][1].27
![启停机操作票3[1][1].27](https://img.taocdn.com/s3/m/7591d49751e79b89680226f0.png)
根据#锅炉要求，启动#给水泵
21
锅炉起压后，根据#锅炉要求，投入旁路系统。
22
根据#汽轮机循环水温度，夏季25℃投段，冬季45℃投段。
23
夹层加热联箱暖管。
24
当#汽轮机主汽压力升至MPa主汽温度升至℃以上时，具备冲转条件。记录高压内缸上内壁温度℃中压内缸上内壁温度℃。
25
启动#汽轮机高压启动油泵，油压MPa，电流A。
18
#汽轮机凝汽器补水至mm。
19
开启#汽轮机左右侧电动主闸门。
20
开启#汽轮机本体和抽汽管道疏水。
21
启动#循环水泵，启动#汽轮机#射水泵，联锁开启抽空气门，凝汽器建立真空。
22
启动#汽轮机#凝结水泵运行，低加系统随机启动。
20
#锅炉点火后，对汽轮机轴封系统进行暖管，投入轴封供汽，供汽温度不小于14℃的过热度
36
关闭#汽轮机#射水抽气器空气门，打开#汽轮机真空破坏门。
37
解除轴加风机联锁，停止#汽轮机轴封系统。
38
解除#汽轮机射水泵备用联锁，停止#汽轮机#射水泵。
39
停#汽轮机EH油泵。
40
解除#汽轮机凝结泵备用联锁，停止#汽轮机#凝结泵。
41
当#汽轮机排汽温度降至50℃时，解除循环泵联锁，停止#汽轮机#循环水泵。
51
如需做超速试验，#汽轮机汽轮机暖机3~4小时后，可进行超速试验（机组大修或运行2000小时后）。
52
当三段抽气压力达到0.32MPa以上，且比除氧器压力高0.25MPa将除氧器汽源切换至三抽供给。
53
根据除氧器压力将轴封汽源切为除氧器供气。
54
根据锅炉要求，投入冷渣器冷却水。
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汽轮机启动操作票
各转动设备的润滑油应充足，油质合格。
5
蒸汽系统检查。
6
给水系统、加热器疏水、放空气系统检查。
7
凝结水系统检查。
8
加热器疏水、放空气系统检查。重复？改为：凝结水、真空系统检查。
9
辅汽系统检查。
10
开式冷却水系统检查。
11
闭式冷却水系统检查。
12
轴封系统检查。
13
润滑油系统检查。
14
EH油系统检查。
15
时间
负荷
主汽压力
主汽温度
再热汽温度
缸胀
差胀
偏心
轴向位移
第一级金属温度
中压持环温度
最大上下缸温差
润滑油压力
润滑油温度
＃3瓦油膜压力
＃4瓦油膜压力
＃5瓦油膜压力
＃6瓦油膜压力
推力轴承温度
推力轴承回油温
最大轴承温度
最大轴承回油温度
盘车电流
签名
MW
MPa
℃
℃
mm
mm
mm
mm
℃
℃
℃
MPa
℃
MPa
MPa
MPa
MPa
27
启动EH油泵（），EH油压（）MPa。
28
作DEH静态检查试验合格。
29
联系化学向补水箱补水至正常水位，启动补水泵，向凝结器补水至500~800mm，启动凝泵（），凝结水打循环。
30
发电机内冷水箱冲放水质合格后，保持高水位，启动内冷水泵（），备用泵投联动。
31
稍开厂用汽母管至辅汽联箱总门，保持联箱0.1-0.2MPa压力疏水，暖管20分钟后全开，关辅汽系统各疏水门。
汽轮机工作票
18
轴承温度40℃以下时停油泵；油泵停止后，可停止排油烟机运行
19
转子静止记录大轴止点，再次盘车后大轴止点应与上次点180度
班次：值长：监护人：操作人：
9-5启动高压电动油泵，密切注意调节汽门是否卡涩!润滑油压值Mpa
9-6记录汽轮机膨胀值和振动值；
9-7关闭凝结水上除氧器阀门。
10
退发电机空冷器，关闭进水阀门。
11
停循环冷却塔风机；
12
转速2600r/min时，解除连锁停射水泵；
13
转速400-500r/min真空30-40 Kpa时停汽封；使转速和真空同步到0；关均压箱新蒸汽门；
8
减负荷至0，电气解列发电机；退汽轮机各保护；
9
9-1检查调速系统维持转速3000r/min
（根据停机目的和具体情况，可在空转状态下进行试验）
9-2开主汽门前疏水、导管疏水、本体疏水；隔离汽门疏水；
9-3关小自动主汽门至1/3行程（30mm处）；
9-4拍危急保安器，迅速关闭主汽门，关闭主蒸汽电动隔离门，记录打闸时间；
4-2切换均压箱汽源，启用新蒸汽，维持真空。
4-3退补汽，开补汽母管疏水、管补汽电动隔离门
4-4稍开本体疏水扩容器疏水阀门
5
减负荷至3MW；观察10-20min
5-1注意调整凝结水再循环，保持热井水位正常；
6
减负荷至1.5MW；观察10-20min
7
调整凝结水再循环，保持热井水位正常，开主蒸汽母管疏水；
汽轮机组操作票
开始工作时间：ＸＸＸＸＸ操作终了时间：XXXXX
顺序
操作项目
时间
执行人
(完整word版)汽轮机启动操作票
启动射水抽气器抽真空。投入连锁。
18
根据润滑油温度投入冷却水系统，冷油器出口油温保持在35℃～45℃。
19
投入轴封送汽和汽封漏汽冷凝器,凝汽器真空逐渐上升。
20
启动高压油泵，停交流润滑油泵,启动排烟风机.
21
待汽机主汽压力、主汽温度达到规定值时，在#DEH操作盘上“手动”“自动"旋钮切换至“自动”位置；在“转速控制"界面上用鼠标点击“操作员自动投入”按钮—YES确认呈红色状态；点击“挂闸”按钮—YES确认后“已挂闸"呈红色,此时全开自动主汽门。
42
各项实验结束后点击“复位”按钮，转速自动恢复升至3000r/min时，主油泵出口压力达到1MPa时，停高压油泵，注意油压变化。全面检查一切正常后，联系值长机组可以并网。
43
接收到“自动同期控制”界面上“外部请求"信号后,点击“同期投入"按钮-YES,同意电气进行并网操作.
44
电气自动并网成功后,点击“一次调频”界面里“调频投入”按钮—YES确认,此时“一次调频已投入”呈红色；汽机自动调整带负荷600KW,停留10分钟进行低负荷暖机。
26
在DEH转速控制界面用鼠标点击“进入转速设定”按钮,在弹出页面“转速设定”中“转速输入”目标值400r/min，“速率输入”100r/min.
27
设置好转速和速率后点击“进行”并呈红色，开始升速到转速设定目标值。
28
转子升速转动后注意盘车脱扣情况，及时停盘车电机。
29
在“摩擦检查”界面中鼠标点击“摩检投入”按钮—yes后“摩擦已投入”呈红色。
37
转速到3000r/min后，在“转速设定”降速至2800r/min做危急遮断器飞环喷油试验,看转速升至2920+30 r /min时遮断器应动作.
汽轮机冷态启动操作票(最新)
单位：XXXX环保能源有限公司编号：第页共页
发令人：受令人：发令时间：年月日时分
操作开始时间：年月日时分；结束时间：年月日时分
（）监护操作（）单人操作
操作任务：汽机冷态启动
顺序
操作内容
已执行
操作时间
一、操作危险点、安全措施和注意事项
（按工作顺序填写与执行）
1
2
3
4ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
5
二、操作项目（按操作顺序填写与执行）
逐渐减小旁减流量，以0.3mw/min升负荷；直至旁减完全退出；
34
投入ETS发电机跳闸保护。
35
值长向调度汇报已并网。
36
关闭本体管道所有疏水门。
37
通知化学化验凝结水水质，合格后方可送入除氧器。
38
检查一切正常后，按照机组升负荷曲线加至额定负荷：
39
以300KW/min升负荷至6000KW，暖机10min；投入二段抽汽，投入除氧器汽侧。
13
再次检查导气管疏水、一抽逆止门本体疏水、阀前、后疏水，二抽逆止门本体疏水、阀前、后疏水均在开启状态。
14
投入除低真空和发电机跳闸保护之外的全部保护。
15
当自动主汽门前压力1.69、温度至300度以上,真空达到-65至-70KPa时,检查冲转前所有条件具备；汇报值长，准备冲转。
16
复位各种保护信号后，就地按入危机遮断器，就地全关启动阀开启主汽门，DEH画面点击“挂闸”，确认已挂闸；然后点击“运行”。
10
U型水封补水，全开轴封加热器进汽门，启动轴抽风机，微开轴加疏水维持液位。
11
主汽压力达0.6Mp时投入旁减运行；
11
当主汽压力2.5-3.0MPa，主汽温度275-300℃左右，检查均压箱疏水门开启，就地全开均压箱进汽一次门，缓慢开一点进汽二次门暖均压箱，均压箱暖后投入均压箱，控制进汽二次门开度维持压力2.94～29.4 KPa，投入汽封。
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300MW汽轮机启动操作票第号汽轮机启动操作票年月日机启字年第号华能武汉发电有限责任公司2012年制启动原因发令人发令时间受令人受令时间发令人对启动的要求：项目序号操作内容完成时间执行人准备工作及系统检查1 检修工作全部结束，工作票终结，现场整洁。
2联系热工投入所有表计，送上各控制设备、各转动装置及讯号、保护的电源和气源。
3 送上电动设备的电源。
4 各转动设备的润滑油应充足，油质合格。
5 蒸汽系统检查。
6 给水系统、加热器疏水、放空气系统检查。
7 凝结水系统检查。
8加热器疏水、放空气系统检查。
重复？改为：凝结水、真空系统检查。
9 辅汽系统检查。
10 开式冷却水系统检查。
11 闭式冷却水系统检查。
12 轴封系统检查。
13 润滑油系统检查。
14 EH油系统检查。
15 密封油系统检查。
16 内冷水系统检查。
17 汽动给水泵热力系统检查。
18 给水泵油系统检查。
19 DCS控制画面及辅助盘面检查。
启动辅助设备20 确认至少有一台循环水泵运行，循环水母管压力正常。
21启动交流润滑泵、主油箱排烟机，润滑油压（）MPa，各轴承回油正常，直流润滑油泵投联动。
22 启动密闭油泵，隔膜阀上部油压（）MPa。
23投入密封油系统：启动集油箱排烟机，启动空侧交流油泵或开密闭油门；向密封油箱补油至1/2，启动氢侧交流油泵，空氢侧直流油泵投入联动。
24 发电机内置换为氢气完毕，氢压>0.2MPa。
25 启动顶轴油泵，投盘车，测大轴偏心（）mm。
26启动旁路油站（旁路控制系统送电）。
旁路系统静态试验合格后，旁路各调节阀关闭，旁路解除。
27 启动EH油泵（），EH油压（）MPa。
28 作DEH静态检查试验合格。
29联系化学向补水箱补水至正常水位，启动补水泵，向凝结器补水至500~800mm，启动凝泵（），凝结水打循环。
30发电机内冷水箱冲放水质合格后，保持高水位，启动内冷水泵（），备用泵投联动。
31稍开厂用汽母管至辅汽联箱总门，保持联箱0.1-0.2MPa压力疏水，暖管20分钟后全开，关辅汽系统各疏水门。
32 启动开式泵（），备用泵投联动。
33低位水箱补水，启动闭式泵（），保持高位水箱水位2600mm，开下水门，调整高、低位水箱水位稳定。
34 凝结水质合格，开#5低加出口门，向除氧器上水，通知化学加药。
35 除氧器水位2.0-2.5m，启动除循泵。
36 适当开启辅汽至除氧器进汽门，对除氧器加热。
目号时间37 三台给水泵通水。
38 启动A汽动给水泵（）交流油泵，B汽动给水泵（）交流油泵，备用泵投联动。
39 应锅炉要求，开启（）给水泵出口门向给水系统注水后，用下列一种方式给锅炉上水至正常水位，并通知化学加药：（）启动前置泵（）（）启动汽泵（）（）启动电动给水泵40 应锅炉要求，开启辅汽至锅炉加热蒸汽总门，锅炉投推动。
维持辅汽联箱压力0.7～0.9MPa。
41 凝汽器水侧注水排空气正常后全开进口蝶阀，出口蝶阀开度5～10％。
凝汽器循环水二次滤网投自动方式运行，检查运行正常。
42 抽真空：向轴封送汽，轴封管道暖管疏水，轴封蒸汽温度大于121℃后关所有轴封系统疏水门；启动真空泵（），真空泵入口蝶阀自动开启，真空上涨后关闭真空破坏门；启动轴封风机（）。
43 锅炉点火。
(注意填写启动参数记录表。
)44 当炉水温度达100～120℃时，锅炉炉底推动退出后，关闭辅汽至锅炉加热蒸汽总门。
45 主汽压0.1MPa投旁路，手动方式先开低旁20~30%，后开高旁20-30%，水幕及低旁二级减温器随之投入。
46 （）启动电动给水泵或（）试转启动电动给水泵正常后停止。
删除（）47 启动（）小机前置泵，用辅汽对小机进汽管道暖管疏水30分钟以上。
48 （）小机送抽封，开排汽蝶阀。
49 （）小机用辅汽冲转暖机。
50 （）小机3000r/min，转给水，由给水调节系统控制转速备用。
汽轮机组升速51 联系热工确认汽轮机保护全部投入。
52DEH操作盘上单阀、自动钮、A TC监视钮应亮起，否则应按相应的按钮使其亮起、阀位应置零。
53冲转前记录：(注意填写启动参数记录表。
)主汽压（）MPa，主汽温（）℃，真空（）kPa，汽缸上下温差（）℃，偏心（）mm，轴位移（）mm，差胀（）mm，第一级金属温度（）℃，润滑油压（）MPa，油温（）℃。
盘车电流（）A。
54 关闭高低旁路，确认再热蒸汽压力小于0，解除旁路。
55#1、2机组：复位“汽机打闸”按钮，按“挂闸”钮（ETS挂闸），中主阀开启，检查高缸排汽逆止门气缸活塞杆顶起。
按“DEH挂闸”，确认“操作员自动”、“主汽门控制”，汽机中压调门、高压调门自动开启。
#3、4机组：复位“汽机打闸”按钮，按“挂闸”钮（ETS挂闸），自动控制画面按“运行”，汽机中压主汽门、中压调门、高压调门开启，检查高缸排汽逆止门气缸活塞杆顶起。
暖机及56设升速率（）r/min2，目标转速600r/min，按“进行”（go/hold），由高主阀控制冲转；冲转后盘车自动脱开，停盘车，600r/min时低缸喷水开启，停顶轴油泵。
对机组进行全面检查。
目号时间阀切换57开#6、#5低加进汽门，低加滑启。
检查各低加抽汽逆止门气缸活塞杆顶起。
58转速到600r/min，就地检查正常后，设升速率（）r/min2，目标转速2040 r/min，继续升速。
59转速到2040 r/m，冷态启动暖机开始计时（冷态启动要求暖机3小时）。
60主机润滑油冷油器出口油温到42℃，投冷油器水侧，调整油温38～42℃。
61暖机结束，设升速率（）r/min2，目标转速2900 r/min，继续升速。
62转速至2900 r/min，按高调阀控制钮（#3、4机组：TV/GV切换），进行阀门切换，高调门逐渐关小控制转速，高主门全开。
63 设升速率100 r/min2，目标转速3000 r/min，汽轮机继续升速。
64转速至3000 r/min，检查主油泵工作正常，停主机交流润滑油泵、密闭油泵，并投入联锁备用。
65开#3、#2、#1高加进汽门，高加滑启。
检查各高加抽汽逆止门气缸活塞杆顶起。
66 发电机并列，带初负荷15MW，暖机30分钟。
67投发电机氢气冷却器、励磁机空气冷却器、主整流屏冷却水，调整发电机氢温、励磁机风温正常。
并列带负荷68设升负荷率1.5～2.0MW/min，目标负荷60MW，机组升负荷。
负荷至30MW，检查中调阀前所有自动疏水门关闭。
69 负荷40MW时，启动凝升泵（）（优先启动变频凝升泵）。
70 除氧器倒为四段抽汽供汽，滑压运行。
71 用四段抽汽对（）小机暖管疏水30分钟以上。
72 负荷45MW，低缸喷水自动关闭。
73联系循环水泵站，调整凝汽器水侧出口蝶阀开度至40～60％，根据情况启动（）循环水泵运行。
投入凝汽器胶球清洗系统自动运行正常。
74 负荷60MW时，检查中调阀后所有自动疏水门关闭。
75 全面检查蒸汽系统并关闭疏水手动门。
76设升负荷率1.5~2.0MW/min，目标负荷90MW，加负荷至90MW，暖机30分钟。
77＃3高加压力大于除氧器压力0.2MPa时，＃3高加疏水倒至除氧器。
78 （）小机送抽封，开排汽蝶阀。
79 （）小机用四抽冲转暖机。
80 （）小机3000r/min，转给水，由给水调节系统控制并泵。
81 （）小机汽源由辅汽倒至四段抽汽。
82 设升负荷率2MW/min，目标负荷150MW，升负荷至150MW。
83 电动给水泵投联动备用。
84 机组以3MW/min的升负荷率，升至额定负荷。
85 四段抽汽压力＞0.6MPa，辅汽联箱汽源倒为四段抽汽供给。
86 根据情况投汽机顺序阀控制、选择合适的机炉控制方式。
目号时间重要操作及记事第值主值班员：第值主值班员：第值主值班员：第值主值班员：第值主值班员：部门审查档专工安全员时间负荷主汽压力主汽温度再热汽温度缸胀差胀偏心轴向位移第一级金属温度中压持环温度最大上下缸温差润滑油压力润滑油温度＃3瓦油膜压力＃4瓦油膜压力＃5瓦油膜压力＃6瓦油膜压力推力轴承温度推力轴承回油温最大轴承温度最大轴承回油温度盘车电流签名MW MPa ℃℃mm mm mm mm ℃℃℃MPa℃MPa MPa MPa MPa℃℃℃℃ A7时间负荷主汽压力主汽温度再热汽温度缸胀差胀偏心轴向位移第一级金属温度中压持环温度最大上下缸温差润滑油压力润滑油温度＃3瓦油膜压力＃4瓦油膜压力＃5瓦油膜压力＃6瓦油膜压力推力轴承温度推力轴承回油温最大轴承温度最大轴承回油温度盘车电流签名MW MPa ℃℃mm mm mm mm ℃℃℃MPa℃MPa MPa MPa MPa℃℃℃℃ A89满负荷发电机并网机冲转炉点火℃℃℃℃时间(小时)机组冷态启动曲线转速r/min 负荷MW 主汽压力MPa 主汽温度℃满负荷发电机并网机冲转炉点火℃℃℃℃时间(小时)机组温态启动曲线转速r/min 负荷MW 主汽压力MPa 主汽温度℃满负荷发电机并网机冲转炉点火℃℃℃℃时间(小时)机组热态启动曲线转速r/min 负荷MW 主汽压力MPa 主汽温度℃满负荷发电机并网机冲转炉点火℃℃℃时间(分钟)机组极热态启动曲线转速r/min 负荷MW 主汽压力MPa 主汽温度℃部门：运行部分析日期：年月日记录编号：作业地点或分析范围： # ＿机分析人：作业内容描述：# 机组启动主要作业风险：1、误操作造成设备故障；2、人员上下楼梯、跌倒等造成的人身伤害；3、操作不当系统异常，引起设备故障；4、机组超速等设备损坏。
控制措施： 1) 携带良好的通讯工具和照明设备；2）加强集控室与就地之间的联系；3) 严格按照规程和操作票执行，逐步操作防止漏项；4）进行操作的相关人员精神饱满、情绪稳定、身体良好；5）加强转速控制,异常时集控或就地及时打闸.操作人签名：监护人签名：日期：编号作业活动/步骤简短描述危险条件/危害因素可能导致的后果/事故风险评价现有控制措施检查确认L E C D风险程度一操作前准备1 准备操作工具拿错或使用错误工具1.人身伤害2.设备故障1 10 1 10 11.准备与所操作阀门相匹配的阀门扳手；2.加强沟通；3.正确佩戴安全帽、耳塞、手套等；4.携带手电筒，电源要充足，亮度要足够；5.携带状况良好的通讯工具；6.规范着装（穿长袖工作服，袖口扣好、衣服钮好）；7.安排熟练人员进行操作；8.严格执行操作票制度；9.严格按照操作票规定的顺序操作，每操作完一项打一个“钩”；10.交待安全注意事项。
2 检查手电筒电量和完好状况照明不足造成绊倒、摔伤等 1.人身伤害 1 10 1 10 13 准备对讲机等通讯设备充电不足或信号不好影响及时通信1.人身伤害2.设备故障1 10 1 10 14 准备合适的防护用品如安全帽、耳塞、手套使用不充分或不合适防护用品造成烫伤、滑跌绊跌、碰撞、落物伤害等1.灼烫2.其他伤害1 10 1 10 15 向值班负责人汇报操作内容联系不清楚，或行踪不定；准备不充分人身伤害后得不到及时救援1 10 1 10 16 接令明确操作任务，理解操作目的1.误操作2.操作漏项设备故障 1 10 1 10 17 填写、打印操作票，逐一审核签字1.误操作2.操作漏项设备故障 1 10 1 10 18 值班负责人核实并批准，交代安全注意事联系不清楚，或行踪不定伤害后得不到及时救援1 10 1 10 1项二操作内容1 1.检查机组各系统无检修工作,按阀门检查卡检查机组各汽水系统正常投运，油系统投运，油泵联锁正常，机组静态试验及保护试验正常；各系统泵部联动试验正常。