二期冷态启动操作票
检查炉水泵注水正常，启动前准备工作完成。
51
启动火检冷却风机，检查风压正常。
52
投运火检冷却风至各等离子载体风，投运各等离子点火装置冷却水，检查冷却水、载体风、火检冷却风正常。
53
检查石子煤排放系统正常。
54
完成脱硝系统启动前检查。
55
若为A/B/C级检修后启动，抄录上水前锅炉膨胀指示。
56
检查省煤器出口放气门开。
2)
确认主汽门全关和#1冷再逆止门关闭。
旁通条件：任一高压及中压主汽门开启且转速＞2850r/min。
3)
确认高、中、低压疏水联锁已投入。
4)
确认A高压主汽门及调门ATT SLC投ON。（需手动投入）
5)
确认B高压主汽门及调门ATT SLC投ON。（需手动投入）
6)
确认A中压主汽门及调门ATT SLC投ON。（需手动投入）
98
开启密封冷油器进水调整门前隔离门。油温设定45℃，投入密封冷油器进水调整门自动。
注意密封油温度。
99
接值长准备冲转令后，再次确认冲转条件满足。
1)
机组在盘车状态，连续盘车时间不少于4小时。盘车时，转子偏心度、轴向位移、缸胀等正常，汽缸内异常声音。
2)
在DEH-WARM UP/TSE画面上，检查高中压缸上、下温差＜30℃。
3)
检查主机润滑油压0.37～0.4MPa，油温45～50℃左右，顶轴油压＞15.0MPa。
4)
检查主机EH油压>15.0MPa、油温45℃左右。
100
确认高排通风电动门开启。
101
检查汽机SGC程控启动的下列允许条件均满足：
1)
汽机TSE裕度控制器投入（需手动投入）。
说明：汽机程控启动SGC在两种情况下可允许启动：（a）汽机跳闸后，TAB<0.1%且转速/负荷控制器输出等于0;（b）汽机甩负荷后，再次启动，此时要求无汽机跳闸信号，主汽门开启，TAB>62%。
冲管结束后通知化学取样
94
过热器出口压力达冲转压力，检查高旁转入压力控制方式，调整燃烧率，使蒸汽温度与汽机缸温相匹配。控制主汽、再热汽压力温度满足冲转要求。在冲转、并网直至带初负荷，应维持锅炉参数稳定。
95
96
完成主机润滑油压低自启油泵试验操作。
97
汽机达到冲转参数：P1/P2/MPa，T1/T2/℃；真空kPa。
2)
负荷控制器在“LOAD OP WITH MW”投入。
3)
ATT试验未进行（在汽轮机自动试验画面中检查）。
4)
汽机启动装置TAB＜0.1％或汽机跳闸系统无跳闸信号。
5)
汽机启动装置TAB＜35％或至少一个高/中压主汽门开启。
6)
转速/负荷控制器＝0％；或汽机启动装置TAB>62％且至少一个高/中压主汽门开启。
步骤6～8：<空步骤>
1)
检查主汽门关闭。
109
步骤9～10：<空步骤>
110
步骤11：等待蒸汽品质合格，检查各项条件满足。
1)
汽机辅助系统运行正常。
a)
任一台EH油泵运行且EH油母管压力大于15MPa。
b)
EH油循环/再生泵联锁投入，且任一台EH循环/再生泵运行且出口压力正常。
c)
汽机实际转速大于9.6r/min。
42
完成发电机改冷备用操作。
43
投入炉底水封，启动捞渣机。
44
试转空预器导向、支承轴承油站，启动空预器齿轮箱油泵，投入空预器红外热点探测装置。
45
启动空预器。
46
投入引风机、送风机、一次风机、磨煤机油站。
47
启动引风机冷却风机，投入联锁。
48
投入锅炉汽水分离器＃1/2疏水调整门油站。
49
投运炉水泵冷却水系统。
64
检查炉水泵冷却水投入，启动系统混合过滤器进口电动隔离门、炉水泵进、出口电动隔离门开启，控制给水流量＞110t/h，炉水泵启动条件满足，启动运行。
65
当循环清洗进行到省煤器入口水质含铁量Fe＜50μg/l，汽水分离器出口含铁量Fe＜100μg/l时，锅炉冷态冲洗结束。
66
控制省煤器进口给水流量在609t/h，投入给水和分离器水位自动。
60
空气放尽后，关闭省煤器出口放气门。
61
放空气过程结束后，控制汽水分离器水位在3～6.6m左右，给水流量203t/h或以上，进行锅炉冷态冲洗。
62
若为A/B/C级检修后启动，抄录上水后锅炉膨胀指示。
63
锅炉冷态排放冲洗开始。清洗期间，待锅炉汽水分离器出口水质含铁量Fe＜500μg/l，开启启动疏水泵，循环清洗。
23
完成EH油系统检查及投运操作。
24
完成高、低压旁路油站投运前检查及投运操作票
25
完成凝结水系统检查及投运（含#7、8低加及疏水冷却器汽侧）操作。
做好与化水联系，防止树脂冲出。
26
完成凝结水用户投用前检查操作。
27
对凝结水系统冲洗，先将凝结水精处理走旁路，并通过开车放水门对凝结水系统进行排污放水，若凝泵出口Fe<500ug/l，则投入凝结水精处理，关闭开车放水电动门。改凝水向除氧器上水，进行凝结水系统、除氧器联合循环冲洗，直至水质合格。
须确认凝结水贮水箱水质合格。
8
完成闭冷水系统投运前检查操作。
9
完成闭冷水系统投运操作。
10
检查仪用压缩空气系统投入。
11
完成循泵电机冷却水系统检查及投运操作。
12完成循环水系统投运前操 Nhomakorabea。13
做好本机循母充水工作。
14
完成电动滤水器、循水冷却器检查与投运操作。
15
完成主机润滑油系统检查与投运操作。
16
83
锅炉起压后,检查高、中压主汽门及调门、高排逆止门应关闭严密,盘车装置运行正常,汽缸金属温度无明显变化。
84
汽水分离器压力达到0.2MPa，关闭汽水分离器放空气门。
85
汽水分离器压力达到0.5MPa，关过热器各疏水、放空气门。
86
再热器起压后，关闭再热器疏水、放空气门。注意检查疏水罐疏水门自动动作正常。
乐清发电厂
热机典型操作票
编号:T-001
操作开始时间：__________年__________月__________日__________时__________分
操作终了时间：__________年__________月__________日__________时__________分
操作任务：#机组冷态启动操作票
3)
根据油质，投入主、小机油净化装置；确认主、小机润滑油及EH油油位、油质合格。
4)
检查机组各厂用变压器投运正常，6kV、380V厂用电系统、热控电源已恢复正常运行方式，各电源联锁投入正确，DC115V、DC230V、UPS系统运行正常。（按具体检查票）
2
6kVA、B段快切装置切换正常。（手动并联切至备用，然后切回至工作并投入切换装置）
6)
切至为等离子模式。
7)
启动A磨煤机暖磨。
8)
启动A给煤机。
每套磨煤机启动后联系除灰，及时排放石子煤
9)
空预器出口一次风温达到200℃，停用一次风暖风器。
80
点火后，投入空预器连续吹灰。
81
投入高、低压旁路。
82
在升压开始阶段，饱和温度在100℃以下时，升温率不得超过1.1℃/min。其他阶段当汽温＜450℃时，启动升温率≯1.5℃/min。监视水冷壁、过热器、再热器金属壁温均匀上升，均衡，并不得超过报警值。
36
完成机轴封投运及抽真空前检查操作。
37
完成＃5、6号低加汽侧投运检查操作。
38
完成机轴封投运及抽真空前投运操作。每隔1小时抄录缸温一次。
若有一台小机不具备抽真空，应隔离小机真空及轴封进回汽门。
39
完成汽泵组启动操作（汽源由辅汽供）。
40
确认高加水侧投运前检查已执行，完成高加水侧投运操作。
41
完成高加汽侧投运前检查操作。
。
3
#柴油发电机组切换试验正常。（工作→备用→保安→工作）
4
确认汽机启动状态：（按高压转子平均初始温度划分）
（50～150℃）冷态;（150～400℃）温态；（＞400℃）热态；（停机2h内）极热态。
5
签发、审核机组各系统启动前操作票。
6
完成凝输水系统投运前检查。
7
启动凝输泵分别对闭冷水箱、凝汽器热井、除氧器、定冷水箱、真空泵气水分离器冲洗、补水。
2)
空预器出口二次风温达到150℃，建立一次风通道，启动一次风机
3)
启动密封风机。
4)
启动磨煤机暖磨。
5)
暖磨结束后，启动给煤机。
79
锅炉等离子点火。
1)
建立一次风通道，检查一次风机启动条件满足。
2)
启动一次风机。
3)
启动密封风机。
4)
投入A磨煤机通风，投用暖风器
5)
确认暖风器出口一次风温达到150℃，等离子点火装置启动条件满足，启动等离子点火装置
完成发电机密封油系统检查及投运操作。
17
完成发电机气体置换操作。
18
完成发电机定冷水系统检查与投运。
19
主机顶轴油及盘车投运操作票。
20
记录大轴弯曲μm，轴向位移mm，低压缸胀mm，缸胀mm。倾听机内声音应正常，全面抄录缸温一次。
21
完成小机油系统检查及投运操作。
22
完成小机EH油系统检查及投运操作。
67
投入SCR吹灰器程控，启动脱硝稀释风机。
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”。
30MW机组汽轮机冷态启动操作票
说明:1．按顺序检查或操作后，应在“执行情况”格内划上“√”或其它说明，并填写操作时间。
2．在“操作人”栏填写具体操作人姓名。
3．执行完毕，在封面填写完成时间，盖“已执行”章。交运行主管存档。
8
联系电气确认各设备电机测绝缘合格并已送电备用。
9
启动#凝结水泵打循环，投#凝结水泵备用。
10
从已运行主蒸汽母管送汽至电动主汽门前进行暖管，暖管升压速度0.1-0.15Mpa/min，暖管时间约30分钟。
11
主蒸汽母管暖管的同时向轴封母管及均压箱暖管，疏水应充分。
12
暖管结束后，启动温维持在45℃以下，根据情况投冷油器冷却水运行，控制油温在允许范围内。
23
中速暖机结束，提高真空至-75KPa以上。
24
设定目标值：2500 r/min，升速率：300r/min，进行冲转，过临界转速时DEH将自动把升速率切为400r/min，应快速平稳地越过临界转速（1300～1800r/min），过临界时轴承振动不大于0.15mm，（如超过立即打闸停机），在2200～2400r/min，高速暖机20～30分钟，并记录临界转速下对应的瓦振。
#汽机年月日 班次：
发令人：
发令时间：
值长：
司机：
副司机：
序号
操作内容
操作时间
操作人
1
接到值长开机命令，与主控、锅炉、及化水等岗位联系准备开机。
2
确认机组所有检修工作均已结束，检修工作票已办好终结手续，各项保护试验合格，各电动门、调节门试验正常。
3
启动#循环水泵向凝汽器通循环水，投#循环水泵备用。
4
投入冷油器运行，启动低压交流润滑油泵运行，启动排烟风机运行，启动独立油站运行。（检查润滑油压0.08～0.15Mpa，EH油母管压力14～14.5Mpa）
余热发机组冷态启动操作票
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。
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；
汽轮机冷态启动操作票
11
启动 凝结水泵，调整凝结水压力和热井水位。
12
检查开启主汽管道疏水，补汽管道疏水和汽轮机本体疏水。
13
随锅炉启动暖管至汽机自动主汽阀前，主蒸汽管道升温速度控制在3--5℃/分，升压速度0.05-0.1MPa/min
14
开启均压箱进汽门，并充分疏水暖管。
20
在EIS控制柜投入润滑油压低、轴向位移大、汽机差胀、轴承温度高、轴承回油温度高、轴瓦振动等各保护。
21
汽轮机挂闸，逆时针旋转启动阀手轮，开启自动主汽门，检查主汽门开度行程正常。
22
自动主汽门开启后，点击运行，设置目标转速500 rpm，升速率设置为100 rpm
23
转子冲动，检查盘车装置退出，停盘车电机，倾听汽缸内部声音正常
15
启动射水泵，凝结器抽真空，关闭真空破坏门
16
均压箱温度150℃以上，压力0.03～0.1MPa，真空抽至40KPA以上时，投入前后轴封供汽
17
启动轴加风机，备用风机联锁在自动位置
18
开启高压油泵，停止交流润滑油泵运行，并投入联锁备用
19
主汽压力1.5MPa以上, 主蒸汽温度200-300℃,真空达-0.06MPa以上,润滑油温35-45℃，润滑油压 0.8-0.12 MP，上下缸温差小于50℃，准备冲转.
32
当汽缸温度250℃以上时，关闭主蒸汽管道疏水门。
33
负荷5MW关闭汽轮机本体疏水门。
34
检查开启空冷器冷却水进水门投入空冷器，调整风温在25～40℃
35
真空达-0.087MPa以上时投入低真空保护
36
循环水进水温度23℃,启动水塔风机运行
#2机组启动操作票(至冲车)
启动#2顶轴油泵，检查各瓦顶轴油压正常，#1顶轴油泵投备用。
33
投入主机盘车运行。检查盘车电流（ ）A、转子偏心（ ）μm,轴承、轴封处及汽缸内无异音。
34
维持发电机气体压力在0.3～0.4 MPa。
35
当发电机气体压力至0.2MPa时启动#2定冷水泵运行，调整定冷水流量100t/h左右，维持定冷水压力＜发电机气体压力0.05MPa，#1定冷水泵投备用。
36
点火前8～24小时投入电除尘灰斗加热器、保温箱加热。
37
点火前2小时投入连续振打系统。
38
点火前2小时投入电除尘输灰及省煤器、脱硝输灰系统运行。
39
联系启动锅炉，投入中、低辅系统，维持中压辅汽联箱压力0.6～1.0MPa，温度280～350℃，低辅压力0.4MPa，温度200～250℃。
40
联系化学检查凝结水精处理在旁路运行状态。将凝汽器水位补至1050～1450 mm，凝结水管道注水排空结束，变频启动#2凝结水泵运行，#1凝结水泵变频热备用。
52
冷态闭式循环冲洗结束水质指标：贮水箱出口水质优于下列指标Fe＜100μg/L；PH值9.2～9.6。实际值：Fe：（ ）μg/L；PH值：（ ）
53
锅炉空预器吹灰蒸汽系统暖管。
54
进行一次风、二次风暖风器系统暖管。
55
检查轴封系统具备投入条件，轴加水封注水，投入主机、小机轴封系统运行，控制轴封供汽压力27～30KPa，启动#2轴加风机，#1轴加风机投备用，调整轴封母管温度180～260℃，主机低压轴封温度121～177℃，小机后轴封供汽温度160～200℃。（轴封投运前，前箱两侧加千分表，并记录原始值左侧mm，右侧mm）
43
检查锅炉本体各疏水、排空气门开启，放水门关闭，记录锅炉膨胀指示一次。
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
余热锅炉冷态起动操票
余热锅炉冷态启动操作票1、锅炉启动准备1.2检查并开关下述阀门：1.2.1检查确认备用给水泵进、出口阀“关”。
1.2.2待用给水泵出口阀“关”，进口阀“全开”，旁通阀“开”。
1.2.3AQC锅炉蒸发器及省煤器出口集箱、空气阀“关”。
1.2.4SP锅炉汽包、蒸发器及过热器出口集箱、空气阀“关”。
1.2.5汽、水管道疏水排净后，全部疏水阀“关”。
1.2.6汽包连续，定期排污阀、集箱排污阀“关”。
1.2.7SP锅炉过热器进口阀“开”。
1.2.8SP锅炉主蒸汽管道的主蒸汽电动隔离阀及其旁通阀“关”。
1.2.9SP锅炉主蒸汽紧急排汽阀“微开”。
1.3检查仪表控制系统。
1.4检查烟道、灰斗无积灰，确认炉壁、烟道检查门、人孔门已关闭。
1.5检查烟道门位置。
1.6锅炉上水：1.6.1检查锅炉汽包水位和蒸发器内是否有水，若汽包水位低于正常水位或无水时，应对汽包进行上水，上水时应有人监视，若发现水击现象，及时和水泵操作联系，并采取有效措施。
1.6.2开给水泵，泵运行稳定后，逐步开大出口阀和给水调节阀。
从窑头省煤器向汽包加水速度应尽量慢，防止管道或汽包有水击产生。
1.6.3检查汽包、集箱上各孔、门的阀门、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。
1.6.4给水泵上水前应该给水进行取样化验。
2、锅炉启动2.1确认锅炉启动准备工作已完成。
2.2启动给水泵，手动设置AQC锅炉省煤器出水压力至1.97Mpa，再设定为自动。
2.3水回路稳定后，打开烟道进、出口风门，汽包开始升温升压。
2.4SP锅炉自动投入振打装置。
2.5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在1℃/min。
2.6汽包压力升到0.2Mpa后冲洗和校对就地电接点水位计。
2.7汽包压力升到0.3~0.4Mpa后进行下列操作：2.7.1进行一次汽包排污，排污阀不可开得太大，排污时应注意水位变化。
2.7.2进行炉水取样化验。
2.7.3检查锅炉本体、管道热膨胀情况及膨胀节是否变形。
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。