最新300MW机组启动操作票汇总
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。
启动操作票
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。
14.
检查闭式水系统加药门开启，通知化学对闭式水系统加药。
15.
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，投入备用排烟风机联锁；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。
55.
若投入A层小油枪，启动#一次风机。
56.
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。投入火焰电视探头、烟温探针。
57.
投入FSSS空气预热器、引风机、送风机、一次风机、炉压、火检冷却风机保护。
58.
锅炉点火，投入油枪，及时调整二次风量，确认油枪应雾化良好，燃烧稳定，投入FSSS失去全部燃料保护。注意饱和温度在主汽压力0.98Mpa以下温升率为0.33℃/min；在主汽压力0.98Mpa以上温升率为1℃/min。汽包壁温差≤40℃。
16.
启动隔氢装置#防爆风机运行，投入备用风机联锁；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。
17.
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。
18.
对发电机进行气体置换，充氢。
19.
启动EH油循环泵与再生泵，投入EH油箱电加热器，当EH油温≥21℃后，启动# EH油泵运行，投入备用泵联锁。检查EH油系统运行正常。
机组正常运行1B一次风机启动操作票
用辅助蒸汽加热除氧器，保证除氧器出口水温在80℃左右；
5、
锅炉上水至储水罐液位13M。投361阀自动维持储水罐液位11.3-15.4M.
6、
联系脱硫、脱销、辅控值班，锅炉具备启动风机条件。
7、
燃烧器点火准备,投运等离子点火冷却水、冷却风、压缩空气系统。
8、
启动锅炉火检风机，锅炉投运一、二次风暖风器。等离子暖风器。
大同煤矿集团同华发电公司
热力机械操作票
单位：__________编号：__________
操作开始时间：年月日时分终结时间：年月日时分
操作任务：炉启动操作
执行情况
序号
操作项目
（√）
1、
检查锅炉所有工作票收回，炉内无任何工作，人孔门关闭。
2、
锅炉上水，启动电泵。
3、
开给水调门上水，保证锅炉给水流量100-150T/H.
操作任务：锅炉启动操作
执行情况
序号
操作项目
（√）
22、
维持锅炉主蒸汽压力8.9MPA，再热蒸汽压力0.9MPA。
23、
当高旁开度达50%，锅炉投入一、二级减温水维持主、再热汽温度。
24、
主、再热蒸汽压力达到冲转条件，机组冲转。
25、
机组并网。
26、
缓慢关闭高、低旁，汽轮机根据压力调整综合阀位。
27、
锅炉按升温、升压、曲线，继续加煤量带相应负荷。
28、
锅炉加负荷，启动B磨机。
29，大、小阀切换操作。
31、
锅炉加负荷，启动E磨。
32、
负荷带300MW。投运煤主控、炉主控、热值校正。
33、
退出锅炉等离子拉弧。
34、
锅炉进行全面吹灰运行。
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：
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：
热力机械操作票
******发电有限公司RJ：
热力机械操作票
*******发电有限公司RJ：
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。
机组启动操作票
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.
21.
450MW左右并入第二台汽泵运行，投入给水自动，停电泵。
22.
确认轴封压力为27.5kPa左右，将轴封溢流调节门给定值设置为30～32kPa，开启溢流至8A低加电动门。
23.
负荷500MW，根据燃烧情况，退出所有油枪，联系脱除灰硫值班员投入电除尘器运行。
盘车转速rpm，盘车电流A,大轴偏心度mm。
⑵
主蒸汽参数符合要求：主、再热蒸汽压力依据启动曲线，主、再热蒸汽温度至少有50℃以上的过热度，温热态启动蒸汽参数应与缸温匹配。
冲转前汽机高压内缸内壁温度℃，中压进汽室内壁温度℃；主汽压力MPa，机侧主汽温度/℃，机侧再热汽温/℃。
⑶
凝汽器背压12kPa以下，不高于16.6 kPa。凝结器背压/kPa。
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、一次风机与磨煤机油站。
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。
九、并网带初始负荷
1.
汽轮机3000rpm暖机结束后，全面检查汽轮发电机组运行正常，值长汇报调度，调度同意后由值长下令发电机并网。
2.
按发电机并网操作票进行发电机并列。
3.
发电机并网成功，检查发电机自动带初负荷30～50MW，保持母线电压在合格范围内，汇报网调。
4.
检查高压排汽逆止门开启〔强制关闭信号消失，进入自由状态，由前后压差打开〕，高缸通风阀关闭。
汽轮机300MWDEH电超速试验操作票
汽轮机300MWDEH电超速试验操作票,供大家参考一、说明机长负责检查每一项操作完成情况机长在本班下班前或该项操作结束后，在该操作票“执行情况”栏签字，表明签字以上打“√”的项目操作结束并确认无误。
未打“√”的代表未完成的项目，应在“备注”栏注明原因; f 该操作票内容全部结束后上交给值长统一保存。
二、试验目的按规定定期检验汽轮机DEH电超速试验的动作可靠性。
三、危险点控制转速升至3330r/min而电超速保护仍不动作时，应立即就地或远方手动脱扣停机，原因未查明前，机组严禁启动。
试验中如发生异常或事故，应停止试验并按事故处理的有关规定执行。
待一切正常后，再重新进行试验。
试验时，各轴承进油温度应控制在38～49℃之间，同时应注意监视机组振动、胀差、轴向位移及各轴承金属温度的变化，发现异常，应立即按事故处理的有关规定执行。
在原因未查明前，不得做提升转速试验。
4试验时，应注意主、再热蒸汽参数的变化，提升转速前应事先与锅炉联系，应通知锅炉注意监视汽包水位的变化。
严防汽包满水，造成主蒸汽带水。
试验前，应检查并确认高、低压门组各疏水阀已全部开启，疏水管畅通无堵塞。
四、试验条件超速试验应有总工程师参加在汽机运行专责的主持下进行。
试验前，并网带负荷30MW。
暖机4小时，迅速减负荷至15MW，发电机解列后再进行。
试验前启动交流润滑油泵和高压备用密封油泵，并就地和远方分别手动脱扣一次。
高、中压自动主汽门，调速汽门应立即关闭，转速应明显下降。
做机械超速保护试验前，禁止做“注油试验”，检查充油试验用针形阀确已关闭，“手动超速试验杠杆”在“正常”位置。
电超速保护试验和机械超速保护试验应分别做二次。
二次的动作转速差应小于18r/min。
主汽压力应控制在4.2—5.0Mpa之间，最大不超过5.5Mpa，凝汽器真空在-0.075Mpa以上。
升速率应控制在100r/min/min左右，最大不超过150r/min/min。
.超速试验时一、二级旁路严禁开启。
电气标准倒闸操作票
运行部电气标准倒闸操作票汇编(300MW机组)目录第一篇6KV系统电气倒闸操作票 (16)1)#1机厂用电由#1高厂变带倒至#1启备变带 (16)2)#1机厂用电由#1启备变带倒为#1高厂变带运行 (19)3)6KV工作1段母线PT恢复备用送电 (21)4)6KV工作1段母线PT停电解备 (22)5)6KV工作1段母线恢复备用送电，由#1启备变带 (23)6)6KV工作1段母线停电解备 (25)7)6KV工作2段母线PT恢复备用送电 (27)8)6KV工作2段母线PT停电解备 (28)9)6KV工作2段母线恢复备用送电，由#1启备变带 (29)10)6KV工作2段母线停电解备 (32)11)#2机厂用电由#1启备变带倒为#2高厂变带运行 (34)12)#2机厂用电由#2高厂变带倒至#1启备变带运行 (36)13)6KV工作3段母线PT恢复备用送电 (38)14)6KV工作3段母线PT停电解备 (39)15)6KV工作3段母线恢复备用送电，由#1启备变带 (40)16)6KV工作3段母线停电解备 (42)17)6KV工作4段母线PT恢复备用送电 (45)18)6KV工作4段母线PT停电解备 (46)19)6KV工作4段母线恢复备用送电，由#1启备变带 (47)20)6KV工作4段母线停电解备 (49)21)#3机厂用电由#2启备变带倒为#3高厂变带运行 (51)22)#3机厂用电由#3高厂变带倒至#2启备变带运行 (53)23)6KV工作5段母线PT恢复备用送电 (56)24)6KV工作5段母线PT停电解备 (57)25)6KV工作5段母线恢复备用送电，由#2启备变带 (58)26)6KV工作5段母线停电解备 (60)27)6KV工作6段母线PT恢复备用送电 (62)28)6KV工作6段母线PT停电解备 (63)29)6KV工作6段母线恢复备用送电，由#2启备变带 (64)30)6KV工作6段母线停电解备 (66)31)#4机厂用电由#2启备变带倒为#4高厂变带运行 (69)32)#4机厂用电由#4高厂变带倒至#2启备变带运行 (71)33)6KV工作7段母线PT恢复备用送电 (73)34)6KV工作7段母线PT停电解备 (74)35)6KV工作7段母线恢复备用送电，由#2启备变带 (75)36)6KV工作7段母线停电解备 (77)37)6KV工作8段母线PT恢复备用送电 (79)38)6KV工作8段母线PT停电解备 (80)39)6KV工作8段母线恢复备用送电，由#2启备变带 (82)40)6KV工作8段母线停电解备 (84)第二篇380V系统倒闸操作票 (86)41) #1机380V保安A段母线恢复备用送电 (86)43) #1机380V保安B段母线恢复备用送电 (91)44) #1机380V保安B段母线停电解备 (95)45) #1机380V工作A段母线停电解备 (97)46) #1机380V工作D段母线停电解备 (99)#1机380工作A段由1A工作变带倒为1B工作变带，1A工作变停电解备 (101)47) #1机380工作B段母线停电解备 (103)#1机380工作B段由1B工作变带倒为1A工作变带，1B工作变停电解备 (106)48) #1机380工作C段母线停电解备 (109)#1机380工作C段由1C工作变带倒为1D工作变带，1C工作变停电解备 (112)#1机380工作D段由1D工作变带倒为1C工作变带，1D工作变停电解备 (114)49)＃1机1A工作变恢复备用送电，带＃1机380V工作A段母线运行 (116)50)＃1机380V工作B段母线恢复备用送电运行 (119)51)＃1机380V工作C段母线恢复备用送电运行 (124)52)＃1机380V工作D段母线恢复备用送电运行 (128)53)＃1机380V照明段由#1照明变带倒为＃1检修变带，＃1照明变停电解备 (132)54)＃1照明变恢复备用送电，带＃1机380V照明段运行 (134)55) #2机380V保安A段母线恢复备用送电 (138)56) #2机380V保安A段母线停电解备 (141)57) #2机380V保安B段母线恢复备用送电 (143)58) #2机380V保安B段母线停电解备 (146)59) #2机380V工作A段母线停电解备 (148)60) #2机380V工作D段母线停电解备 (151)61) #2机380工作A段由2A工作变带倒为2B工作变带，2A工作变停电解备 (153)63) #2机380工作B段由2B工作变带倒为2A工作变带，2B工作变停电解备 (158)64) #2机380工作C段母线停电解备 (160)65) #2机380工作C段由2C工作变带倒为2D工作变带，2C工作变停电解备 (164)66) #2机380工作D段由2D工作变带倒为2C工作变带，2D工作变停电解备 (166)67)＃2机2A工作变恢复备用送电，带＃2机380V工作A段母线运行 (168)68)＃2机2B工作变恢复备用送电，带＃2机380V工作B段母线运行 (171)69)＃2机2C工作变恢复备用送电，带＃2机380V工作C段母线运行 (174)70)＃2机2D工作变恢复备用送电，带＃2机380V工作D段母线运行 (178)71)＃2机380V工作A段母线恢复备用送电运行 (181)72)＃2机380V工作B段母线恢复备用送电运行 (185)73)＃2机380V工作C段母线恢复备用送电运行 (189)74)＃2机380V工作D段母线恢复备用送电运行 (194)75)＃2机380V照明段由#2照明变带倒为＃1检修变带，＃2照明变停电解备 (198)76)＃2照明变恢复备用送电，带＃2机380V照明段运行 (200)77) #3机380V保安A段母线恢复备用送电 (203)78) #3机380V保安A段母线停电解备 (207)79) #3机380V保安B段母线恢复备用送电 (209)80) #3机380V保安B段母线停电解备 (212)81) #3机380V工作A段母线停电解备 (214)82) #3机380V工作D段母线停电解备 (216)83) #3机380工作A段由3A工作变带倒为3B工作变带，3A工作变停电解备 (218)85) #3机380工作B段由3B工作变带倒为3A工作变带，3B工作变停电解备 (224)86) #3机380工作C段母线停电解备 (226)87) #3机380工作C段由3C工作变带倒为3D工作变带，3C工作变停电解备 (229)88) #3机380工作D段由3D工作变带倒为3C工作变带，3D工作变停电解备 (231)89)＃3机3A工作变恢复备用送电，带＃3机380V工作A段母线运行 (233)90)＃3机3B工作变恢复备用送电，带＃3机380V工作B段母线运行 (237)91)＃3机3C工作变恢复备用送电，带＃3机380V工作C段母线运行 (240)92)＃3机3D工作变恢复备用送电，带＃3机380V工作D段母线运行 (243)93)＃3机380V工作A段母线恢复备用送电运行 (246)94)＃3机380V工作B段母线恢复备用送电运行 (250)95)＃3机380V工作C段母线恢复备用送电运行 (254)96)＃3机380V工作D段母线恢复备用送电运行 (258)97)＃3机380V照明段由#3照明变带倒为＃2检修变带，＃3照明变停电解备 (262)98)＃3照明变恢复备用送电，带＃3机380V照明段运行 (264)99) #4机380V保安A段母线恢复备用送电 (267)100)#4机380V保安A段母线停电解备 (270)101)#4机380V保安B段母线恢复备用送电 (272)102)#4机380V保安B段母线停电解备 (276)103)#4机380V工作A段母线停电解备 (278)104)#4机380V工作D段母线停电解备 (280)105)#4机380工作A段由4A工作变带倒为4B工作变带，4A工作变停电解备 (282)107)#4机380工作B段由4B工作变带倒为4A工作变带，4B工作变停电解备 (287)108)#4机380工作C段母线停电解备 (290)109)#4机380工作C段由4C工作变带倒为4D工作变带，4C工作变停电解备 (293)110)#4机380工作D段由4D工作变带倒为4C工作变带，4D工作变停电解备 (295)111)＃4机4A工作变恢复备用送电，带＃4机380V工作A段母线运行 (297)112)＃4机4B工作变恢复备用送电，带＃4机380V工作B段母线运行 (300)113)＃4机4C工作变恢复备用送电，带＃4机380V工作C段母线运行 (304)114)＃4机4D工作变恢复备用送电，带＃4机380V工作D段母线运行 (307)115)＃4机380V工作A段母线恢复备用送电运行 (310)116)＃4机380V工作B段母线恢复备用送电运行 (314)117)＃4机380V工作C段母线恢复备用送电运行 (319)118)＃4机380V工作D段母线恢复备用送电运行 (323)119)＃4机380V照明段由#4照明变带倒为＃2检修变带，＃4照明变停电解备 (327)120)＃4照明变恢复备用送电，带＃4机380V照明段运行 (329)第三篇发变组倒闸操作票 (333)121)#1发变组解除备用 (333)122)#1发变组解列 (339)123)#1发电机自励自动升压,自动准同期并列于220KV#1母线 (342)124)＃1发变组恢复备用 (347)125)＃1发电机用50Hz手励升压，自动准同期并列于220KV＃1母线 (354)126)#1发电机50HZ手励方式运行，#1发变组解列 (358)127)#2发变组解除备用 (361)128)#2发变组解列 (368)129)#2发电机自励自动升压,自动准同期并列于220KV#1母线 (371)130)＃2发变组恢复备用 (375)131)＃2发电机用50Hz手励升压，自动准同期并列于220KV＃1母线 (383)132)#2发电机50HZ手励方式运行，#2发变组解列 (387)133)#3发变组解除备用 (390)134)#3发变组解列 (395)135)#3发电机自励自动方式升压,自动准同期并列于220KV#3母线 (398)136)＃3发变组恢复备用 (401)137)#4发变组解除备用 (407)138)#4发变组解列 (412)139)#4发电机自励自动升压,自动准同期并列于220KV#3母线.. 错误！未定义书签。
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。
机组启动及停机操作票完整版(可链接)
目录1.机组启动操作票（温态、热态）2. 机组启动操作票（冷态）3. 机组停机操作票机组启动操作票（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）主要汽水品质标准：启机操作票（主值）1蒸汽在整个升温过程中各受热面介质升温速度应满足以下条件：温度在0～200℃时，升温速度＜4.5℃/min。
温度在200～300℃时，升温速度＜1.2℃/min。
温度在300～400℃时，升温速度＜1.8℃/min。
温度在400～500℃时，升温速度＜2℃/min。
温度在500℃以上时，升温速度＜2.2℃/min。
2汽机启动过程中主要控制指标1）锅炉在升温升压过程中，要严格控制升温升压速率。
2）在启动期间严密监视过热器和再热器管壁温度应小于报警值。
3）监视空气预热器进、出口烟温，防止二次燃烧。
4）制粉系统要求相邻层运行，三层以上投运时，不允许均为隔层运行(不允许A、C、E运行方式)，若因制粉系统故障无法保证以上条件时，应投入相邻层启动油枪，以稳定燃烧。
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
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300M W机组启动操作
票
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）
三、化学监督指标：水质不合格，禁止进行下一步操作
四、汽轮机冲转至全速轴振情况：(机长填写)
五、汽轮机冲转至全速轴瓦振动情况：(机长填写)
六、汽轮机冲转主要参数：(机长填写)
七、升负荷及参数对照表：
八、机组启动操作票
（注：√表示已执行，×表示未执行。
执行人执行每项操作后签名。
有未执行项，在备注里说明原因。
）。