火电厂机组启动过程中的危险点及其控制
火力发电厂危险点分析及预控措施
火力发电厂危险点分析及预控措施前言火力发电厂是一种使用燃料（例如煤、石油、天然气等）来产生蒸汽，驱动涡轮发电机发电的设备。
火力发电厂在发电的同时也会产生一定的安全隐患，如何预防和控制这些隐患成为了一个必须面对的问题。
本文将会从火力发电厂的危险点出发进行分析，并针对每个危险点提供相应的预控措施。
火力发电厂危险点燃烧区域燃烧区域是火力发电厂最核心的部分之一，也是危险的重要来源。
在燃烧过程中，产生的温度、压力、燃气等都存在一定的安全隐患。
燃烧区域中的危险点主要包括以下两类：•烟气温度过高•燃气泄漏烟气温度过高可能导致锅炉爆炸等事故的发生，因此对于烟气温度的控制非常重要。
在燃烧区域中放置温度计，及时发现烟气温度超过安全范围的情况并采取相应措施是一种有效防范措施。
燃气泄漏是导致火灾等重大事故的主要原因之一。
在燃烧区域中安装气体检测仪，及时监测燃气浓度，并对于存在安全隐患的情况进行快速处置，能够避免燃气泄漏造成的危害。
高温高压管道高温、高压管道在火力发电厂中的应用非常广泛，例如锅炉的进出口管道、主汽水管道、再热汽水管道等。
高温、高压管道的安全隐患也是比较大的，具体包括以下几个方面：•管道腐蚀•管道破裂•管道泄漏针对高温高压管道的安全隐患，需要采取以下预控措施：•定期对管道进行检查，及时发现管道的腐蚀等问题•在管道上设置泄压器、放散器等应急安全设施•每年进行一次管道的彻底检查，判断管道的工作状态是否正常电气设备火力发电厂中大量使用电气设备，如整流器、电机、变压器等。
在使用电气设备的过程中，安全隐患也是比较大的。
电气设备的危险点主要包括以下几个方面：•设备老化•电气线路过载•电气线路短路针对电气设备的安全隐患，需要采取以下预控措施：•对电气设备进行定期的检测、维护和更换•安装电气保护装置，及时检测电气线路工作状态，避免过载、短路等问题的发生•在电气设备周围设置警示标识，提醒人员注意安全总结火力发电厂是一种安全隐患较大的设备，但是通过控制各个危险点以及采取相应的预控措施，可以有效的预防安全事故的发生。
火电厂集控运行的危险点预控措施
火电厂集控运行的危险点预控措施摘要：社会经济发展水平的不断提升，有效促进了各领域的发展，对能源供应也产生了更大的需求，对其提出了明确的要求。
在电能生产单位中，比较关键的就是火电厂，其稳定运行与电能的安全供应具有着密切的关系，必须对此加以关注和重视。
然而，很多的不安全因素都存在于电力生产环节中，特别是集控运行环节，最容易发生故障严重，甚至会引发安全方面的事故，对人们的生命财产安全造成威胁。
因此，需要对火电厂集控运行中的各种危险点有及时的了解，采取合理的措施做好预控，以保障火电厂的正常运行。
关键词：火电厂；集控运行；危险点；预控措施1.火电厂集控运行危险点分析大量的危险点存在于火电厂集控运行中，且这些危险点很难被及时发现，常见的集控运行点包括多方面的内容：第一，受到天气因素的影响，设备运行过程中出现的危险点；第二，没有及时的维修和养护设备，增加了设备危险点发生的几率，导致出现了相应的危险点；第三，设备安装质量与规定要求存在较大的差异；第四，操作人员在具体操作过程中，没有严格遵守相关的规定和要求，难以保证操作的规范性，由此所引起的危险点；第五，缺乏完善的管理信息系统，对集控运行没有准确的判断而导致危险点的出现；第六，在实际工作过程中，对方案进行调整或者工作内容增加都可能引起危险点；第七，在使用创新性的材料和工艺时，由于工作人员对此缺乏了解，潜在的危险点没有被及时发。
危险点引发的火电厂安全事故直接危害了人们的安全，对火电厂造成了巨大的经济损失。
1.火电厂集控运行危险点产生的原因1.设备因素火电厂在生产工作开展过程中，需要依托大量的设备，这些设备系统复杂性较强，很容易出现危险点，影响设备的稳定运行[1]。
其次，新增设备，如果新增的设备具有多元化的种类，且运行操作与巡视操作要点存在较大的差异，一旦技术人员对先进的知识缺乏了解，没有相关的工作经验，在编制设备规程时就会受到诸多的限制，难以针对性地开展危险点预控工作，直接导致了事故的产生。
火电厂集控运行的危险点及预防措施分析
火电厂集控运行的危险点及预防措施分析摘要：危险点预控是火力发电企业安全运行的核心保障，对于火力发电企业的集控性工作而言至关重要。
随着我国经济的迅速发展和科技水平的提高，我国的电力供给与电网建设工作日益繁重。
所以，危险点预控是保证电力系统长期稳定运行的前提。
本文对火电厂集控运行的危险点及预防措施进行了分析。
关键词：火电厂；集控运行；危险点；预防0引言在火力发电厂的预控和运行中，危险点的控制是不可忽视的一项基本工作。
特别是随着电网建设的不断发展，供电方式越来越复杂，服务群体的要求也越来越高，在电厂运行和管理的过程中，存在着许多安全问题。
若现场在人员、环境、设备管理方面出现偏差，将会引发安全事故，因此，有关单位要设立监控站，根据生产管理的标准，促进火电厂运行管理目标的实现，为火电厂后续的安全控制提供有力的支持与保障。
1火电厂集控运行阶段的危险点及其主要致因1.1危险点类型火力发电厂集中控制运行中存在着许多危险点，具有复杂性、客观性、隐蔽性等技术特点。
危险点类型如下：在项目实施阶段，按照原计划正常生产时，但突然增加设计或管理方式；在实际操作中，缺少健全的信息支撑，对集控工作产生误判；技术员违规操作，没有及时调整自身工作习惯；技术人员对设备和电网的操作不熟悉，缺乏合理的管理规划；设备的维护和检修工作不到位；现场的环境状况复杂，存在明显缺陷，如现场设备安装不达标的现象；日常的设备运行中也存在着危险点；在项目实施过程中，由于气候变化或受气候因素的影响也会产生危险点。
集控站的运行风险，主要是由外部绝缘闪络、机械伤害以及运行中的各种操作失误引起的[1]。
在这种情况下，火力发电厂的设备和人身安全都会受到影响，而在运行过程中，火力发电厂会面临着巨大的经济损失，比如电力系统的故障、设备的损坏等，基于此，对危险点产生的主要原因进行分析并做好预控至关重要。
1.2集控运行管理工作存在的问题1.2.1人员补充难度加大随着集控站的规模越来越大，总数量也越来越多，但由于站点工作人员的限制，在运行过程中会出现一些矛盾，在这样的情况下，进行危险点的预控制工作将会遇到很多的问题。
火电厂集控运行的危险点和防控措施
火电厂集控运行的危险点和防控措施摘要：在高速发展的影响下，带动了我国各行业领域的进步。
其中，火力发电是我国电力能源供应的重要方式，现代火力发电中的集控运行是保证发电安全的重要保障，在运行实践中，保证集控运行就是保证了火力发电的安全生产。
因此，在生产中，必须重视和掌握集控运行的危险点，并针对这些危险点实施相应的控制措施，从而保证火力发电过程的安全性。
关键词：火力发电；集控运行；危险点；防控引言火电厂日常运行中，为保证设备安全稳定的运行，应用集控运行技术。
由于集控运行技术较为繁复，在集控运行技术与不同设备连接时，会存在较多的安全隐患，火电厂应给予存在的安全隐患足够的重视，针对不同类型的隐患实施预防和解决措施，降低危险点产生的破坏效应。
1集控运行危险点分析火电厂的集控运行对于实现其生产安全有着至关重要的作用。
总体来说，火电厂集控运行涉及到三个最主要的方面，分别问电力、机械以及锅炉，在整个生产过程中，这三方面相互联系、融合和统一，形成具有较高系统性的整体体系。
由于在集控运行中，涉及到众多的设备以及较为复杂的系统，并且其工作量通常较大，因此在实际操作过程中，往往存在着很多不同因素来影响到安全生产，具有较多的危险点。
总的来说，集控运行的危险点主要是指在火电厂运行过程中所存在的潜在危险操作、危险设备以及危险场所等，其对于设备以及工作人员都有着极大的安全隐患，如果不加以有效控制，将会造成火电厂巨大的经济损失。
为了使安全事故的发生概率有效降低，必须要结合具体内容来采取有针对性的解决措施，加强危险点的控制工作以及预防工作。
另外预控工作是要先于其他工作来开展的，在可能出现危险的设备以及人员等方面进行预控，并且结合预控的结果来采取有针对性的预控措施。
2火电厂集控运行中出现危险问题原因2.1技术中隐藏的危险点火电厂技术中隐藏的危险点，主要是指厂内集控运行程序在自主化操控技术融合后，各类嵌入程序实践运行时，很容易由于技术操作不到位，进而诱发的各类安全隐患。
火电厂集控运行的危险点和防控措施
火电厂集控运行的危险点和防控措施摘要：现阶段，我国社会经济快速发展，科技攻关也取得了较大突破。
在这样的情况和背景下，国家和人民对电力事业的要求也逐渐进一步提升，更加需要加强电网建设，做好电力供应。
为了促进火电厂节能降耗、提高效率和扩容，火电厂继续采用集中控制操作系统。
该系统的运行可以有效地促进节能减排，降低能耗，大大提高能源生产效率。
因此，在最本质的角度上增强火电厂集中控制运行中危险点的预控工作，有利于促进国家电力工业的长期稳定发展。
对此，本文提出了相应的预防措施，希望能为相关人员予以参考。
关键词：火电厂；集控运行；危险点预控1. 火电厂集控运行的概念火电厂集中控制系统是指对热能生产过程中的重要设备、岗位和人员进行集中管理和控制的一套系统。
集中控制系统是在现代信息管理技术发展的基础上逐步形成的，是对安全生产、节能环保、设备管理与维护、生产调度等进行统一管理的信息化管理体系。
集中控制系统有利于火电厂生产资料、原材料的调配和统一管理，有利于增强火电厂信息化安全生产环境管理。
2. 火力发电厂集控运行条件火力发电厂的集中控制运行存在许多风险，例如燃烧煤燃料和输送能源的过程会产生危险的问题，控制这些风险属于主动控制能源消耗。
在火电厂集中控制运行过程中，如果对能耗问题的主动控制没有做好，将无法保证火电厂的安全可靠运行，影响运输效率。
火力发电厂涉及巨大的能量释放，因此具有一定的风险。
为此，工作人员必须重视用能问题的主动管控，对用能问题提供有效管控措施，使危险问题控制在有效范围内，确保不影响火电正常运行。
鉴于集中控制操作涉及的技术范围很广，如借助计算机进行远程操作、电子通讯技术的使用，以及传输信息和数据所必需的一些硬件技术等，工作人员掌握这些技术能够借助熟练进行热电厂、基地、厂房的集中控制操作。
此外，集中控制运行系统的外部环境，如温度控制条件、计算机操作系统条件等，都离不开火电厂集中控制运行技术。
3. 火电厂集控运行危险点出现的原因首先，集控运行管理工作难。
火力发电厂危险点分析及预控措施
1．保证地坑排水孔畅通。
2．检查地沟水位是否过高倒灌
《安规》第329条
38．循环水中断
1．立即减负荷维持真空。
2．关小循环水出口门待恢复后重新调整循环水量。
3．真空低于53kpa打闸停机
《运规》
5．4．8
2．2．3机组停机
1．调速级压力过负荷
1．在满负荷滑停时，必须将负荷减到45MW，然后通知司炉降温降压。
《运规》
5．15．4
18．运行中管道破裂
根据漏泄点采取措施，保证人身、设备安2．2
19．抽气泵落水
加强对抽气泵水池水位的监视，发现水位下降及时补水
《运规》
20．测机组各轴
承振动过程中的人身伤害
穿合适的工作服，并且袖口必须扣好，以防绞卷衣服
《安规》第26、
28条
21．自动主汽门活动过程中的人为关闭，造成机组跳闸
操作项目
危险点
控制措施
依 据
2．2．1机组启动
13．机组定速后停止高、低压油泵时，调速、润滑油压下降
设专人指挥副司机关高、低压油泵出口门，同时密切注意监视油压变化，停止油泵后，缓慢开启油泵出口门。
《运规》
3．4．4．9
14．机组升速时烧瓦
冲动时设专人调整润滑油温，保证油温40℃(±5℃)，防止油温波动过大，轴承温度大于75℃时，立即打闹停机。
《运规》4．2．2
26．抽气泵水池水位下降，造成抽气泵落水
1．按时巡回检查抽气泵水池水位。
2．发现水池水位下降及时补水。
3．合理分配给水泵的运行方式，保证每个水池有一台给水泵运行中，由电机空冷器冷却水向水池补水
《运规》
27．备用抽气泵试转过程中给运行泵带来的危害
火电厂机组启动过程中的危险点及其控制
机组启动过程中的危险点及其控制启动阶段一、系统的投入1.预防调压井溢流（1）调整持压泄压阀动作值在1.05～1.1MPa。
（2）检修后的供水管线投入时必须缓慢进行注水。
(3) 投入供水管线时入口的阀门开度小于10%。
（4）当供水管同时对冷却塔、蓄水池补水时，先将供水管至冷却塔补水电动门全开，检查浮球阀活动自如，再将至蓄水池补水门关至1/2～2/3。
（5）运行中的供水管线首尾两端的阀门不能同时操作，其尾端的阀门未经允许不能关闭。
2、厂用、仪用、气系统投运1.冬季冻管（1）冬季加强管道放水。
（2）冬季投入管道伴热系统。
（3）空压机过滤器投入。
（4）冬季蓄气罐底部放水门开启。
3、辅助蒸汽系统投运投用辅助蒸汽系统时应：（1）充分疏水、放气，暖管期间阀门开关要缓慢，防止管道振动冲击（2）启动锅炉供汽管道各个疏水、放气门全部开启暖管，防止安全门动作（3）操作时应缓慢进行，防止疏水溅起烫伤操作人员。
（4）膨胀不均匀引起的漏汽（5）操作前应确认相临的系统各辅助汽源隔离门应关闭，并上锁保安。
（6）投入高低压减温减压器时确认减温水投入，防止低压联箱超压超温。
（7）辅助蒸汽联箱投入时，注意检查与主机和除氧器的隔离，防止蒸汽进入汽轮机内。
（8）系统投入时，各疏水水质不合格时，应排入地沟不能进入凝汽器4、除盐冷却水系统投运投用除盐冷却水系统时应：（1）确认除盐水母管供二期门关闭，以防跑水（2）凝结水补水至定排水池放水门关闭（3）开启凝汽器补水门，注意除盐冷却水压力。
对凝汽器进行冲洗而后补水2/3。
（4）冬季除盐冷却水停运时系统要放尽积水。
5、循环水系统投入运行（1）循环水泵投入运行前应提前十小时对冷却塔注水。
（2）循环水泵投入运行前必须先投入启动冷却水泵对凝汽器及循环水出口管道充水。
（3）循环水泵启动前应检查凝汽器循环水出入口门开启，（4）循环水系统放水后启动循环泵前应提前三小时对凝汽器循环水管道充水排空，注水时应关闭冷却塔旁路门。
电厂启动过程中危险点分析及预控
电厂启动过程中危险点分析及预控火电厂技术联盟热机部分：系统准备危险点收工措施未恢复控制要点不存在禁止启动条件，各试验正常。
1.气动阀及电动阀进行开关一次。
2.各油站双电源进行切换试验。
3.各油站进行联锁试验一次。
凝结水系统危险点超压、滤网堵、水位过高、跑水控制要点1.检查关闭凝汽器底部汽侧放水门，以及凝结水系统放水门关闭。
2.启动除盐水泵向凝汽器补水，水位不要太高，补水阀存在一定内漏。
然后用除盐水泵向凝结水系统注水，注水放气要缓慢彻底。
3.启动凝结水泵前要先投密封水、冷却水，保证再循环正常。
4.混床入口温度应小于50℃。
5.凝泵滤网堵应综合判断。
投运辅助蒸汽系统危险点管道振动、冲击控制要点1.充分疏、放水，暖管期间阀门操作要缓慢，切忌操之过急造成管道振动。
2.疏水阀稍开，以防汽机房反汽量较大。
3.邻机辅汽连箱要注意冷再阀门开度维持辅汽连箱压力，以防汽源大幅波动，同时注意#2高加运行正常。
投运循环水系统危险点水锤、跑水控制要点1.投运前检查循泵蝶阀坑内排污泵工作正常，循环水、工业水侧放水门、放气门关闭，防止系统跑水。
2.循环水管道必须充分注水后启停，防止水锤。
保持循泵轴承润滑密封冷却水畅通。
投运开式水系统危险点跑水控制要点1.启动前保证最小通路，检查各系统开式水侧放水门、放气门关闭，防止系统跑水。
2.启动泵前注水放气应彻底，泵本体放气。
投运闭式水系统危险点泵憋压、系统跑水控制要点1.系统充水，闭式泵进出口门，闭式水冷却器闭式水侧进出口门开启，且闭式水箱在高水位再开泵。
2.启动前保证最小通路。
3.闭式水箱水位设定尽量不高于1400mm，凝结水系统正常投运水质合格后，将补水方式切至凝结水。
投运主机润滑油系统危险点油位、油温、油质、联锁保护控制要点1.启动前保持油箱高油位（约+50mm以上），油温正常（及时投停电加热器）。
注意虚假油位（负压）的影响。
2.系统阀门检查正确，备用冷油器备用良好。
3.启动交流润滑油泵，充油时检查系统无漏油、渗油现象，根据油位变化及时分析查找原因。
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机组启动过程中的危险点及其控制启动阶段一、系统的投入1.预防调压井溢流（1）调整持压泄压阀动作值在1.05～1.1MPa。
（2）检修后的供水管线投入时必须缓慢进行注水。
(3) 投入供水管线时入口的阀门开度小于10%。
（4）当供水管同时对冷却塔、蓄水池补水时，先将供水管至冷却塔补水电动门全开，检查浮球阀活动自如，再将至蓄水池补水门关至1/2～2/3。
（5）运行中的供水管线首尾两端的阀门不能同时操作，其尾端的阀门未经允许不能关闭。
2、厂用、仪用、气系统投运1.冬季冻管（1）冬季加强管道放水。
（2）冬季投入管道伴热系统。
（3）空压机过滤器投入。
（4）冬季蓄气罐底部放水门开启。
3、辅助蒸汽系统投运投用辅助蒸汽系统时应：（1）充分疏水、放气，暖管期间阀门开关要缓慢，防止管道振动冲击（2）启动锅炉供汽管道各个疏水、放气门全部开启暖管，防止安全门动作（3）操作时应缓慢进行，防止疏水溅起烫伤操作人员。
（4）膨胀不均匀引起的漏汽（5）操作前应确认相临的系统各辅助汽源隔离门应关闭，并上锁保安。
（6）投入高低压减温减压器时确认减温水投入，防止低压联箱超压超温。
（7）辅助蒸汽联箱投入时，注意检查与主机和除氧器的隔离，防止蒸汽进入汽轮机内。
（8）系统投入时，各疏水水质不合格时，应排入地沟不能进入凝汽器4、除盐冷却水系统投运投用除盐冷却水系统时应：（1）确认除盐水母管供二期门关闭，以防跑水（2）凝结水补水至定排水池放水门关闭（3）开启凝汽器补水门，注意除盐冷却水压力。
对凝汽器进行冲洗而后补水2/3。
（4）冬季除盐冷却水停运时系统要放尽积水。
5、循环水系统投入运行（1）循环水泵投入运行前应提前十小时对冷却塔注水。
（2）循环水泵投入运行前必须先投入启动冷却水泵对凝汽器及循环水出口管道充水。
（3）循环水泵启动前应检查凝汽器循环水出入口门开启，（4）循环水系统放水后启动循环泵前应提前三小时对凝汽器循环水管道充水排空，注水时应关闭冷却塔旁路门。
（5）循环水泵投入运行前应确认冷却水流量正常＞9.5t/h。
（6）冬季循环水泵启动后凝汽器循环水出口温度低于，应开启冷却塔旁路门、冷却塔再循环门进行防冻。
6、辅机冷却水系统投运（1）启动泵前注水放气应彻底，防止电流、压力晃动。
（2）启动前保证最小通路，检查各冷却水系统水侧放水门、放气门关闭，防止系统跑水。
（3）空压机冷却水泵投入运行时检查与#2机联络门关闭。
（4）停止循环水至空压机冷却水泵供水时，检查定排水池水位正常，防止断水7、凝结水系统（1）凝结水泵投入运行前2小时对凝结水系统注水排空。
（2）启动凝结水泵前出口门先开启10%（3）凝结水再循环门全开。
（4）凝汽器补水时开#2除盐水母管至凝汽器补水门，关#1除盐水母管至凝汽器补水门防止炉水循环泵冷却水压力低。
（5）凝汽器补水时注意检查高低压凝汽器冲洗放水门关闭。
（6）凝结水系统投入前必须对系统注水。
8、发电机定子水系统投运（1）联系化验水质合格,确保进入发电机内水导电度率小于0.5us/cm（2）压力、温度、流量等参数调节正常。
注水结束后，水箱水位应稳定。
（3）当冷却水回水温度大于时投入冷却器冷却水。
（4）检查发电机定子冷却水压低于氢气压力0.1～0.2MPa。
（5）发电机定子冷却水断水保护必须投入。
（6）发电机定子冷却水补水压力必须小于0.6 MPa。
（7）对系统补水时，补水门开度要小，缓慢补水防止呲垫9、密封油系统投运、发电机充入气体（1）发电机充入压缩空气，维持机内压力50KPa,再投运主机润滑油进行密封，调节差压正常。
注意浮子油箱油位，油位异常时应使用旁路门调整。
注意：油位高于可视窗时严禁开启浮子油箱回气门，以防系统跑油。
（2）真空箱注油时观察主油箱油位、真空箱油位调整情况。
抽真空时切忌调节过快，以防油位迅速上升造成真空泵向外抽油。
（3）真空油泵油气分离器中的油位正常，真空泵泵端水气清除阀适当开启。
（4）真空泵投入时，确认冷却水、润滑油电磁阀带电。
（5）启动真空泵时，先关闭抽真空门后启泵。
（6）启动主密封油泵时，先开启出口门，溢油阀旁路门开启，应及时调整。
（7）直流密封油泵，备用泵备用良好。
（8）发电机充氢时确认#1、#2供氢母管至#2机分段门确已隔离并加堵板。
（9）气体置换期间，保持机内压力不低于50kPa，可有效地防止发电机进油。
排死角要全面。
CO2投运时要加强淋水，防止管道结冰，温度太低而影响发电机安全。
及时联系化学化验气体纯度，控制置换速度。
（10）发电机进行气体置换和充排氢时，一定要将氢气湿度仪、氢气纯度仪切出，防止损坏设备。
10、主机润滑油系统投运（1）启动前保持油箱高油位（+），油温正常（及时投停电加热器）。
注意虚假油位（负压）的影响。
（2）系统阀门检查正确，备用冷油器充油。
（3）启动油泵，系统充油时认真检查系统油流正常，有无漏油、渗油现象，根据油位变化及时分析查找原因。
（4）油箱补油时应联系化学化验油质合格后方可补油，否则使用滤油机或油净化装置补油。
（5）定期试验TOP、EOP、MSP正常，确保在良好备用状态。
（6）投运顶轴油系统时，检查备用泵有无倒转现象，有无渗漏现象，顶轴油压力是否正常。
（7）投运盘车，检查电流、偏心度、运转声音等情况。
（8）油净化装置投入运行前，应试验高低报警及联锁是否正常，（9）否则严禁投入运行。
投运后应加强巡回检查，防止跑油。
（10）油净化系统投入运行时，只能单独对主油箱、或A、或B给水泵汽轮机油箱进行油净化，防止跑油。
11、DEH系统投运（1）油温度低时投入加热器运行，或提前投入主油泵运行。
（2）加热器投入时一定要确认循环泵投入运行。
（3）检查各油动机入口滤网投入运行。
（4）EH系统投入前确认充氮压力正常。
（5）注意各阀门位置正确。
（6）EH油系统运行时应投入油净化装置运行。
（7）EH油系统投入运行时注意检查各油动机入口滤网指示。
12、送轴封抽真空（1）真空泵启动前强制开启入口气动阀，入口管道内积水放尽。
（2）投入轴封时，供汽管道暖管要充分防止振动。
（3）轴封供汽管道的暖管采用辅助汽源的节流管道暖管。
（4）轴封系统投入前一定在提前启动轴加风机，防止影响启动时间。
（5）低压缸轴封系统供汽温度保持＜，＞。
（6）轴封系统投入时应即时投入扩容器喷水减温水。
（7）轴封加热器疏水水封一定提前注水投入。
（8）轴封投入后注意轴承回油窗是否有水珠。
（9）真空泵运行是注意分离器水位。
13、给水系统（1）给水泵投入时一定先对系统注水。
（2）给水泵机械密封冷却水投入前对系统排空，注意冷却水压力。
（3）电动给水泵启动前注意润滑油压、油温。
（4）电动给水泵启动后应即时调整勺管位置5%左右。
（5）调整电动给水泵转速时不能太快（6）电泵、汽泵启动前检查最小流量阀全开。
（7）备用给水泵发生倒转时，一定不能先关入口门。
（8）电泵、汽动给水泵启动后注意监视最小流量阀、风扇的运行情况及运行参数。
（9）冬季电动给水泵停止备用时关小润滑油冷油器冷却水门防止油温度太低。
（10）给水泵汽轮机备用汽源管道疏水一定要开启在暖管状态，防止投入时带水发生水冲击。
（11）小机运行时应确保辅汽压力稳定，当辅汽压力过低造成调门逐渐开大时，应注意设定转速与实际转速的差别，及时调整压力正常，防止超速。
（12）给水泵并、解泵时（特别是与电泵相并、解）操作要仔细，注意流量、压力等参数，防止抢水、压水。
开关电泵减温水门时要仔细调整，防止汽温波动过大。
14、除氧器加热、上水（1）采用除氧器上水泵上水时，确认至锅炉炉水循环泵冷却水门关闭（2）上水时注意水位，防止上水太高。
（3）投入除氧器加热时，除氧器的振动，注意调整除氧器的升温升压率应小于。
15、热网及制冷站投入运行供热参数不足（1）热网系统投入前先要检查与临时紧急供暖系统已隔离，热水锅炉至分水器、集水器阀门已关闭。
（2）热网系统投入运行时是，一定要对整个系统进行全面检查防止启动泵后跑水。
（3）热网系统投入运行时，低压辅助蒸汽供热网管道必须进行充分的暖管疏水，防止振动。
（4）热网换热器投入时要一个一个的投，缓慢调整供热参数。
（5）制冷站冬季供热投入时要调整供热水温度在50～。
（6）投入热水锅炉供暖时，关闭低压辅汽至分汽缸门，和各换热器加热门，防止倒水。
（7）投入生活区采暖锅炉时，必须关闭低压辅汽至热网供汽电动门，防止低压辅汽联箱进汽。
（8）投入新汽机系统时，必须注意减温水压力，调整减温减压后参数为压力＜1.1MPa,温度＜16、旁路系统（1）旁路系统投入前要进行充分的暖管，防止水冲击。
（2）高压旁路减温水投入时，注意再热汽温度的变化。
（3）旁路系统投入后，注意低旁路出口压力，凝汽器真空。
（4）旁路系统投入后，注意电动给水泵转速变化，引起高压旁路减温水压力变化，对高旁和蒸汽温度的影响。
（5）在切缸过程中注意，检查低旁全关后，高旁开度的变化，检查高排逆止门开启，防止负荷摆动。
（6）旁路系统停止后，高低压旁路隔离阀停电。
（7）旁路切换时注意VV阀的动作正常。
17、高压缸倒暖（1）高压缸第一级缸温低于时，进行预暖。
冷态启动时，预暖时间长（4-6小时），应尽早提前安排进行。
（2）确保满足暖缸条件，辅汽压力不低于700kPa，预暖管道应彻底疏水。
仔细调整进汽门和疏水门，确保高压排汽处压力在390-490kPa。
（3）注意温升率和缸温差在规定范围内，缸胀、差胀、偏心度正常。
18、高压调门室预暖（1）高压调门室温度低于时，进行预暖，温度较低时应尽早安排。
（2）汽轮机复位后，确认负荷限制器在0位，各CV关闭。
开启#2MSV时，应注意观察内外壁温差。
19、汽轮机冲转、升速（1）按规程规定检查冲转前各系统、参数正常，尽量采用中压缸启动方式并确定启动状态及合适的冲转参数。
（2）冲转期间尽量保持锅炉侧各运行参数正常，旁路系统调门动作正常。
（3）按规程进行冲转操作，检查各阶段参数正常、灯光指示正确。
（4）及时投入HEAT SOAK。
（5）1500 r/min进行中速暖机，低加随机滑启。
2850 r/min时应检查TOP、MSP 运行情况，停运后及时投入备用。
（6）冲转升速期间监视振动、温度、压力等参数正常，按规定记好缸温、振动等参数。
检查低压缸喷水投运正常，以免排汽温度异常升高。
（7）及时调整主机油温。
防止油温波动大引起振动。
（8）注意低压轴封温度的变化，防止轴封带水。
（9）启动时顶轴油压力低，大轴顶起高度不足。