330mw集控冷态启动操作票

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库车发电有限公司号机组冷态启动操作票编写：审核：批准：年月日 编号：__________操作任务：号机组冷态启动由状态，转变为状态页码: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：号机组冷态启动。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号炉原煤仓上煤。5联系化学值班人员准备足够的水及二氧化碳，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____MΩ、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联系化学启动一台除盐水泵。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。19检查各管道的吊架及支架完整、牢固，各部保温良好。20检查各膨胀指示器，并记录一次。21试验炉膛出口烟温探针进退灵活。备注：如该项已执行，请在“执行情况”栏打“√”，如未执行则说明原因。 操作任务：号机组冷态启动页码:2/9序号操作内容执行情况1检查各层火检探头冷却风门开启。2检查空预器保温齐全，人孔门关闭，上、下主轴承和减速机箱油位在1/2～2/3之间、油质合格。3检查引、送风机油站和一次风机油杯润滑油油位在1/2～2/3之间，各轴瓦温度测量装置齐全，地脚镙丝无松动，事故按钮及盒盖齐全。4检查干式机械除渣系统已具备启动条件。5汽包就地水位计门开关灵活，水位计清晰，严密不漏，水位计标尺正确，正常及高、低极限水位处标志明显，水位监视电视良好可用，检查完后投入各水位计。6对发变组一、二次回路（包括封闭母线）、励磁系统回路及设备进行全面检查，应无异常情况，具备送电条件。7与启动有关的各继电保护、自动装置应按有关规定投入（定值应由检修人员按定值通知单整定完毕）。8确认阀门试验正常，各设备保护试验、联锁试验合格。9确认各专业光字牌、声光报警装置正常且投入。10检查主油箱油位正常，启动主油箱排烟风机运行正常，将排烟风机联锁投入。11确认润滑油质合格，启动主机交流润滑油泵运行，检查系统无泄漏，油压0.096-0.126MPa，热工、电气联锁投入，调整油温、油位正常。常。常。12用合格的除盐水对发电机定子冷却水冲放合格后，检查定子冷却水电导合格，启动定子冷水泵，投入定子冷水泵联锁，调整内冷水压0.18-0.2MPa。13检查转子冷却水电导合格，启动转子冷水泵，投入转子冷水泵联锁，调整转子冷水压0.18-0.2MPa。14调整主机润滑油温在35～38℃，启动两台顶轴油泵运行，联锁投入，检查母管油压在13～16Mpa左右，各轴承顶轴油压正常。15检查盘车油压、气压均正常，启动主机盘车装置，检查盘车电流23A左右，主机偏心＜0.076mm，倾听汽缸、轴封处无磨擦声。37启动小机主油泵运行，投入联锁，投入小机盘车运行。38向100T水箱补水冲洗，水质合格后将水位补至正常，启动凝结水输送泵向凝汽器补水冲洗，水质合格后投入补水调门“自动”。39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除氧器上水。40检查150T水箱水位正常,启动凝结水补充水泵运行，向排汽装置补水至正常，补水调门投“自动”设定正常水位。41检查凝结水、低加水系统正常，低加投入水侧运行，冲洗凝结水系统，待除氧器水质合格后，启动凝泵进行凝结水系统冲洗及给除氧器上水。42启动一台循环水泵运行，启动一台冷却水升压泵运行。43除氧器水位补至2250mm，将凝结水再循环调整门和除氧器上水调整门投入自动。备注：如该项已执行，请在“执行情况”栏打“√”，如未执行则说明原因。 操作任务：号机组冷态启动页码:3/9序号操作内容执行情况44投入给水泵密封水系统正常，将密封水差压控制在0.07～0.1MPa，确认密封水至凝汽器回水门关闭，至地沟回水门开启。45高、低压辅汽联箱暖箱。46投入高低压辅汽联箱，温度℃，压力MPa。47投除氧器加热。48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”。49开启汽包两侧空气门，检查电泵具备启动条件，启动电泵对锅炉上水，根据汽包下壁温情况对上水水温进行控制，上水水温应保持在30℃～70℃或除氧器水温大于50℃，并尽可能接近汽包下壁温，上水水温和汽包下壁温差不允许超过40℃。根据季节确定上水时间（夏季≮2小时，其它季节≮4小时）。50高加水侧注水，查高加钢管无泄漏，投入高加水侧。51汽包开始上水后联系化学投运给水加氨、加联氨装置，保证给水品质合格。52启动EH油泵，检查油压13MPa左右，系统无泄漏，EH油泵联锁投入。53联系电除尘启动一台燃油泵，开启炉前进回油母管各手动门及进油跳闸阀，用调整门调整炉前油压为3.0MPa，进行燃油泄漏试验正常，整个系统全面检查正常。54启动引、送风机油站，确认油压正常，备用油泵投入联锁，启动引风机轴承冷却风机，正常后，备用冷却风机投联锁。55启动A、B空预器，检查转向正确，无磨擦异音，投入空预器主、辅助电机联锁。56开启锅炉过热器、再热器各空气门。57开启锅炉过、再热器各疏水门，开启锅炉5%旁路。58锅炉上水至可见水位，根据需要对锅炉进行冲放，水质合格后保持汽包水位在双色水位计最高可见水位附近，视情况停运一台前置泵。59全开各二次风挡板，确认引、送风机启动条件满足后，启动引、送风机，调整炉膛负压-50Pa。60启动一台火焰监测探头冷却风机，就地检查运行正常，投入联锁，检查火焰监测探头冷却风压大于6.5KPa。61投入炉膛出口烟温探针。62开启空预器吹灰压缩空气进气门，调整压缩空气母管压力至0.65MPa。63检查炉膛吹扫条件满足，进行炉膛吹扫，吹扫完成确认MFT已复位。64检查各油层启动许可条件满足。65启动一次风机正常后，复位各台磨煤机的跳闸条件，调节一次风母管风压至4KPa，退出密封风机联锁，启动号密封风机，检查密封风机入口调门联锁开启。备注：如该项已执行，请在“执行情况”栏打“√”，如未执行则说明原因。 操作任务：号机组冷态启动页码:4/9序号操作内容执行情况66密封风机出口母管压力达到17KPa以上，投入联锁。67时分等离子拉弧正常，A磨具备启动条件，A磨启动正常后，等离子转换“等离子模式”。（A磨故障，其它磨煤机点火采用油枪，点火成功后，派人就地检查，有枪燃烧正常。）68磨煤机运行正常后，可以将A层煤量逐渐加大，,但必须保证磨出口温度在65℃以上，否则减小煤量。在加煤的同时，派巡检就地看火并及时调整一次风量、加载力及二次风挡板开度。等离子模式下磨煤机给煤量应<30t/h。69投入空预器连续吹灰。70按操作票进行发电机恢复备用操作。71当汽包压力达0.15MPa后，关闭炉侧放空气门，关闭真空破坏门。72汽包压力至0.2MPa，冲洗汽包水位计，并上下校对水位计偏差在±30mm以内，定期排污一次。73当汽包压力升至0.17-0.34MPa时，空气门冒汽后关闭空气门。74关闭真空破坏门，启动一台真空泵运行，进行凝汽器抽真空。75缓慢开启轴封供汽手动门,进行疏水暖管。76启动一台轴加风机运行,轴封母管暖管结束后，进行轴封送汽，调整轴封压力为Kpa，低压轴封供汽温度为℃，检查轴封压力及减温水调门自动调节正常。77主机真空稳定后，A、B小机依次抽真空，观察小机真空系统严密性。78主汽压力0.3MPa以上开启高低压旁路门，辅汽联箱进汽暖管，开大至除氧器加热门，设定除氧器压力0.2MPa，启动除氧再循环泵。79主机、小机轴封系统疏水暖管，约1小时或轴封温度达到110℃后，投入主机轴封系统运行，轴封母管压力设定0.04MPa。80调整以下各门，尽快提升其供汽参数，满足用户要求：主汽至轴封供汽站、吹灰汽源控制站进汽门；冷再至辅汽联箱进汽门，辅汽联箱至除氧器加热管道、锅炉杂用汽管道进汽门，注意疏水畅通、无水击现象。81升压过程中调整高、低旁路开度，维持冷再压力0.3MPa以上，严密监视主机盘车运行情况。82退出空预器吹灰器，关闭吹灰气源手动门，联系检修加装堵板，将其吹扫介质倒为主蒸汽供，充分疏水后，投入连续吹灰。83关闭炉侧疏水，开大除氧器加热门，稳步提升除氧器压力和给水温度，减少与炉内金属壁温差。84真空达-50kPa时将给水泵密封水回水回至凝汽器。85锅炉点火后机组逐渐进入热态清洗阶段，打开综合取样装置上所有取样二次门，联系化学保证炉水品质合格。86调整高、低旁开度，控制高旁后温度250℃～320℃，控制低旁后温度80℃～120℃。控制主汽升压率≤0.03MPa/min，主蒸汽温度≤1.7℃/min，稳步提升辅汽联箱及除氧器压力。87通知检修人员冲洗仪表管，热紧各部螺丝。定期排污一次。88启动一台循环水泵，投入开式循环冷却水系统运行，启动电动给水泵维持汽包上水。备注：如该项已执行，请在“执行情况”栏打“√”，如未执行则说明原因。 操作任务：号机组冷态启动页码:5/9序号操作内容执行情况89炉膛出口烟温在538℃以上时退出烟温探针。90升温升压过程中必须注意各部件的热膨胀情况，锅炉大修后启动，主汽压力至0.8MPa、3.0MPa、7.0MPa、12.0MPa、17.0MPa时分别记录各部膨胀指示器一次，若发现有膨胀件卡住，应停止升压，待故障消除后，再继续升压。91启动高压启动油泵，检查出口压力正常，隔膜阀油压为0.7～0.8MPa。92检查汽机所有试验已完毕，冲转参数具备。93冲转前检查：记录冲转前参数：主汽压力：MPa，主汽温度：℃再热汽压：MPa，再热汽温：℃凝汽器真空：Kpa，偏心：mm轴向位移：mm，缸胀：mm高压缸胀差：mm，中压缸胀差：mm低压缸胀差：mm，最大轴承振动值：um润滑油压：MPa，EH油压：MPa，EH油温：℃高压外缸下法兰中间温度：℃高压内缸第一级内壁温度上/下：℃高压内缸第一级外壁温度上/下：℃中压内缸第一级内壁温度上/下：℃中压内缸1/2处下法兰温度：℃中压外缸1/2处下法兰温度：℃低压缸排汽温度：℃高旁开度％，低旁开度％94稍微调低汽包水位，避免冲转瞬间造成汽包满水。退出炉底排污，提高除氧器水位、压力至高限，关小或关闭其上水门。95开启锅炉5%旁路后，进行汽机高低压旁路切除操作：先切高旁减温水，关就地减温水手动门，并确认。再关高旁减压阀，当中压主汽门前压力及再热系统内各压力测点均显示为负时，切除低压旁路，确认低旁减温水切除。96检查冲转条件全部满足，记录以下参数：隔膜阀上部油压；主、再热蒸汽温度；主蒸汽压力；高压缸金属温度；中压缸金属温度；偏心率；背压；轴向位移；差胀；汽缸原始膨胀值；各轴承回油温度、金属温度；各轴承振动；各轴振（X、Y向）；盘车电流；润滑油压力、温度；EH油压力、温度等。97再次检查确认旁路系统关闭，再热器压力到零，高压缸通风疏水阀关闭，导汽管疏水阀开启。备注：如该项已执行，请在“执行情况”栏打“√”，如未执行则说明原因。 操作任务：号机组冷态启动页码:6/9序号操作内容执行情况93点击手操面板，按下“复位”，确定，检查中压主汽门开启、中压调门开度100%。94点击“阀位限制”按钮，设置阀限110，检查高压调门GV1、GV2、GV3、GV4、GV5、GV6应缓慢平稳开至100%。95按“速率设置”按钮，输入目标转速600rpm，速率100rpm/min,按“GO”键，观察汽轮发电机开始升速，高排逆止门开启。96当转速大于3rpm时，检查盘车应自动退出。97盘车退出后应将盘车控制方式置“切除”位。98转速达600rpm时，“GO”灯灭，进行全面检查。99倾听机组声音正常，手打汽轮机，进行磨擦检查。100重新挂闸、冲转，转速设定2040rpm，速率100rpm/min,按“GO”键。101确认汽机各疏水门正常开启，疏水畅通，检查低压缸喷水减温阀已打开，低压缸排汽温度＜79.4℃102确认无影响机组升速的声光报警。103检查TSI盘上“报警”和“跳闸”灯不亮。104检查主机瓦温、轴振、轴向位移、差胀、缸胀正常。105检查各参数符合规程“启动和运行中控制数据”的要求，若参数接近限值并有上升趋势或者不稳定，禁止升速。106当转速达1200rpm时，检查顶轴油泵已自动停止运行。107转速至2040rpm，检查主机振动、胀差、轴向位移、瓦温、缸胀正常。108设定目标转速2940rpm，输入升速率100rpm/min2，按“GO”键灯亮。109投入高、低加汽侧，高、低加随机启动。110通过临界转速时，应注意机组振动及瓦温情况。111当汽机转速达2940rpm时，确认蒸汽室内壁温度≥主蒸汽压力下的饱和温度，进行阀切换：点击“阀门方式”键，按“GV控制”按钮，通过DEH画面观察阀门切换过程在2分钟内完成，转速基本稳定，切换结束后汽机转速应维持在2940rpm。112设定目标转速3000rpm，速率50rpm/min2，将汽机转速升至3000rpm。118检查机组振动、轴向位移、瓦温、胀差、缸胀正常，调整润滑油温正常。119检查主油泵出口压力正常，停止交流油泵，注意检查润滑油压≮0.12MPa，各油泵联锁投入。120检查机组各参数在正常范围内，汇报值长，执行发电机并网操作。121并网后，检查“自动同期”灯灭，DEH负荷目标值为15MW，实际值趋于15MW。锅炉关闭5%旁路。备注：如该项已执行，请在“执行情况”栏打“√”，如未执行则说明原因。 操作任务：号机组冷态启动页码:7/9序号操作内容执行情况122按值长令拉开或保留主变中性点刀闸运行（注意保护压板的相应切换）。123在15MW负荷下，锅炉尽量稳定汽温、汽压，根据要求进行初负荷暖机。124投入主机低真空、机跳炉保护。125当锅炉连续进水后，关闭省煤器再循环门。126联系化学投运化学在线监测仪表，维持各加药设备正常运行。127初负荷暖机结束后，采用“单阀”方式逐渐增加负荷，设定目标负荷30MW，升负荷率2MW/min，在整个升负荷过程中应保持负荷与蒸汽参数匹配关系。128根据负荷情况，启动第二台、第三台制粉系统，逐渐退出等离子或油枪。129当机组负荷达30MW时，检查确认除热再管道疏水外的所有中压调门前疏水门自动关闭，否则手动关闭，并就地确认。130根据化学要求，调整连续排污流量，必要时进行定期排污。131设定目标负荷60MW，升负荷率2MW/min。132开启四抽至小机电动门。133A、B小机作冲转前检查，具备冲转条件。提升冲转蒸汽参数至0.2MPa/200℃以上。134当机组负荷达45MW时：检查低压缸排汽温度＜80℃，低压缸喷水自动退出。135当#3高加疏水与除氧器差压大于0.2MPa时，高加疏水切换至除氧器，四抽汽压力至0.147MPa时，除氧器汽源切至四抽供给，注意控制辅汽联箱压力正常。136当负荷达60MW时，检查中压调（主汽）门后的所有疏水门及热再蒸汽管道疏水门应自动关闭。137冲转一台汽动给水泵，至3100rpm暖机。138根据调温要求，可投入减温水系统，注意备减后蒸汽温度至少有10℃以上过热度。139负荷升至150MW时，冲转另一台汽动给水泵，至3100rpm暖机。140负荷升至90MW时，给水旁路切主路运行，确认给水由单冲量切至三冲量控制方式运行。141设定目标负荷100MW，升负荷率2MW/min。142检查冷再压力的上升情况，调整辅汽联箱压力正常，防止超压。143设定目标负荷150MW，升负荷率2MW/min。144负荷达120MW时，根据化学要求，调整连排门进行洗硅，待炉水含硅量降到3mg/L以下时，再升压升负荷。145并汽泵，停电泵投备。146根据负荷启动第四台制粉系统，控制主汽压上升率在0.1MPa/min内，主、再热汽温上升率在1.5℃/min内。备注：如该项已执行，请在“执行情况”栏打“√”，如未执行则说明原因。 操作任务：号机组冷态启动页码:8/9序号操作内容执行情况122当负荷达150MW时，主汽压力应达14.0MPa，主汽温应达525℃，再热汽温应达500℃。123倒换A、B小机汽源。注意维持汽包水位及辅汽母管压力正常。124开启四抽至辅汽联箱供汽门，冷再供汽作为热备用，调整主机轴封，维持母管压力正常。125联系化学化验炉水含硅量应＜1.5mg/L，否则应停止升压进行洗硅。126设定目标负荷240MW，升负荷率3MW/min。127当电除尘器入口烟温≥110℃且负荷≥150MW时，通知灰控值班员，投入电除尘器电场运行，投入脱硫系统设备运行。128负荷达180MW时，根据燃烧情况检查等离子或油枪全部退出，空气预热器连续吹灰改为定期吹灰。129机组负荷200MW，根据当时的真空情况启动另外一台循环水泵，升负荷率5MW/min。130负荷达240MW，主蒸汽压力达17.5MPa，主蒸汽、再热蒸汽温度都稳定在541℃，检查轴封系统已自密封，辅汽来汽转为备用。131负荷达330MW全面检查各系统运行正常，确认各种保护均已正确投入，各种自动装置投入正常运行，保持机组正常连续运行。132检查关闭机、炉侧所有疏放水门。根据汽、水品质情况调整连排流量。133根据需要投入顺序阀和协调方式运行。134确认主机各保护均已投入，各辅助设备按规定投“自动”位，机组运行正常。135机组负荷逐步加至调度给定负荷。136操作完毕，汇报值长。备注：如该项已执行，请在“执行情况”栏打“√”，如未执行则说明原因。 编号：危险点分析及控制措施票操作任务：机组冷态启动危险点分析及控制措施：序号危险点预控措施异常消除措施1汽、水品质超标1、加强与化学的联系，确保水源为水质合格的除盐水，启动过程中加强汽水品质监督；2、上水时系统冲放合格。化学及时加药，严格、准确地控制加药量；3、启动初期，所有疏水排地沟，水质合格后方可回收；4、按规定及时投入精处理装置；5、冲转、升负荷阶段注意控制汽包水位，防止水位高、蒸汽带水。1、加强底部排污；2、起压后开大连排量；3、汽水品质超标，暂缓升温升压，加强洗硅；4、冲转前、升负荷过程中稍降汽包水位。2汽包壁温差超限1、上水均匀、缓慢，按规定执行；2、确保进水温度与汽包壁温相差不大，严禁温差超过40℃；3、时刻监视汽包壁温差，确保不超过50℃；4、点火、升压阶段注意保持高的汽包水位；5、尽快提高辅汽压力，提高给水温度；锅炉避免大量进水。1、调整汽包水位接近高限（应防止满水）；2、切换油枪、火嘴，避免缺角运行；3、在保持汽包水位近高限的前提下，加强底部排污；4、减小制粉系统出力，开大再循环及消旋风。5、提升给水温度，少量上水。3机、炉侧汽水管道受热不均，应力超限。1、锅炉点火前确认各空气门已开启、炉侧疏水门开启，禁止憋压干烧；2、严格控制升温升压速度；3、起压后合理调整机炉侧疏水方式；4、锅炉底部排污严格按规定执行。1、调整燃烧方式，适时切换等离子或油枪；2、充分疏水，先炉侧、后机侧，合理调整高低压旁路开度，严格控制升温升压速度。4燃油泄露1、投油系统前，检查确认各疏油门、角阀关闭严密；2、投油系统前严格完成油泄漏试验；3、油系统投运后，加强现场油系统管道、阀门的检查，及时发现问题。1、油枪泄露，关闭进油门，迅速联系检修处理；2、油管路泄露，隔离处理。5并泵操作不当，汽包水位超限，或小汽机跳闸。1、并泵操作应在汽包水位稳定的情况下进行；2、加强燃烧调整，保持汽压稳定；3、注意给水泵再循环开度调整。1、主控指导，根据实际情况处理，严禁锅炉缺水、满水；2、小机跳闸，迅速投入盘车装置，稳定汽包水位和辅汽联箱压力。申明：我已确认操作任务，并已认真进行了危险点分析，明了各项预控措施及异常控制措施，保证能正确按照操作票执行此项操作任务。编号：危险点分析及控制措施票 操作任务：机组冷态启动危险点分析及控制措施：序号危险点预控措施异常消除措施6尾部烟道、空预器积油、积粉引起二次燃烧。1、点火前清理油枪，保证雾化良好；2、投油后现场确认着火稳定、燃烧充分，否则调整配风；油枪停运后及时吹扫；3、投油期间空预器投连续吹灰，保证吹灰压力足够；4、点火燃油初期维持氧量9%～11%，投粉时应保证有足够的着火能量；5、合理选择制粉系统启动时机，控制出力，减少三次风带粉。1、油枪泄露、雾化不良联系检修处理；2、根据着火情况调整油枪只数、给粉机出力和氧量、配风；3、尽早倒换吹灰介质，提升参数。7主、再热汽超温1、负荷在80MW之前，应根据情况启动第二、三台制粉系统，提升主汽压力至9MPa以上，并减少负荷在80MW～120MW之间的停留时间；2、注意保持给水母管与汽包的差压，关小主给水上水调门以保证减温水量；3、汽机投旁路前关严再热烟气挡板；1、关小主给水上水调门，保证减温水量足够；2、主汽压力满足，尽快升负荷至120MW以上。8发电机并网时同期装置工作不正常。1、必要时机组并网前先进行假同期并网试验，发现问题及时处理2、恢用复备时严格按照操作票对同期装置进行检查并复位；3、并网操作主控进行，值长监护。操作前进行再次确认，并严格按照并网操作步骤进行。联系电控人员到场，检查并重新复位同期合闸装置。9汽机振动超标1、冲转前充分盘车，检查偏心合格，油温正常；2、合理选择冲转参数，正常暖机，避开临界转速；3、调整主机轴封参数合格，合理选择机组真空；4、快速通过临界转速，注意振动值不超标；5、严格按照主机冲转步骤进行，每完成一步都应进行认真检查，确认正常后方可进行下一步；6、空载及低负荷暖机时应严格按照规定执行，满足必要条件。1、振动未超标且不在临界转速附近，应保持或稍将转速，充分暖机，分析查找原因并消除，但不得再次通过临界转速或在其附近停留；2、振动超标，立即打闸，投入盘车，再作检查处理，原因不明禁止再次冲转。10小机超速损坏1、小机冲转前应先投入盘车；2、盘车不能投入，则应手盘两圈，确认无卡涩；冲转时选择手动控制方式，严密监视调门开度应与冲转时正常开度一致。1、调门开度超正常值，应关小调门，启前置泵后再试；若不行，联系检修处理；2、转速突升，打跳小机。申明：我已确认操作任务，并已认真进行了危险点分析，明了各项预控措施及异常控制措施，保证能正确按照操作票执行此项操作任务。操作人操作人 监护人监护人值长值长(从项至项)(从项至项)（月日时分——月日时分）（月日时分——月日时分）操作人操作人监护人监护人值长值长(从项至项)(从项至项)（月日时分——月日时分）（月日时分——月日时分）