整套启动调试措施讲解
机组整套启动措施
..目录1 概述12 编制依据23 调试目的24 机组整套启动调试应具备的条件35 整套启动的程序46 调试质量的检验标准197 平安、环境保护措施198 危险点分析及预防措施199 调试工程记录内容2110 试运的组织分工21附表：调试技术措施交底记录22附表：汽轮机运行参数限额221 概述1.1系统简介华电XX发电XX热电工程一号机组汽轮机为XX汽轮机XX制造的亚临界、一次中间再热、单轴、可调式采暖抽汽凝汽式汽轮机。
机组通流局部共36级，其中高压缸有1个单列调节级+11个压力级，中压缸共12个压力级，低压缸采用双流反动压力级，共2×6级。
机组共有七段非调整回热抽汽，分别供应三台高压加热器、一台除氧器及四台低压加热器用汽；汽轮机的调节系统采用数字电液调节系统(DEH)，操作简便，运行平安可靠。
机组的主要辅机设备有：三台50%容量凝结水泵、两台50%容量汽动给水泵和一台30％容量电动给水泵、两台循环水泵、两台100%容量真空泵、两台100%容量闭冷水泵。
1.2机组主要技术规X汽轮机型号：C330-16.7/0.379/537/537型式：亚临界、一次中间再热、单轴、高中压合缸、双缸双排汽、供热式汽轮机转动方向：从汽轮机向发电机看为顺时针通流级数：36级级数：高压通流1+11级中压通流12级低压通流2×6级末级叶片长度905mm临界转速：1.3汽轮机特性数据2 编制依据2.1?华电XX发电XX热电工程＃1机组调试大纲?2.2?火力发电厂根本建立工程启动及竣工验收规程?〔1996年〕2.3?火电工程调整试运质量检验及评定标准?2.4?电力建立施工及验收技术规X?96版2.5?火电机组达标投产考核标准?2001版2.6?国家电网公司电力平安工作规程〔火电厂动力局部〕?2.7国家电力公司?防止电力生产重大事故的二十五项重点要求?2.8华电国际公司?防止电力生产重大事故的二十五项重点要XX施细那么?2.9?国家电网公司电力建立平安安康与环境管理工作规定?〔2003年版〕2.10XX省电力XX华电XX发电XX热电工程＃1机相关设计图纸和资料2.11设备制造厂供货资料及有关设计图纸、说明书3 调试目的整套启动调试是火电机组安装调试中重要的一个阶段。
锅炉整套启动调试方案
锅炉整套启动调试方案锅炉整套启动调试方案一、前言本文将对整套锅炉启动调试方案进行详细介绍，包括准备工作、启动程序、特别注意事项等。
二、准备工作1.检查设备在启动之前，需要检查锅炉的整体状态，包括各种阀门、管道、泵等的正常与否。
检查过程中，应注意安全，并排除可能存在的安全隐患。
另外，需要检查燃料供应系统是否完好，如油气管道、气瓶、切断阀门等。
2.清理锅炉内部在检查完设备之后，需要对锅炉进行清洁，包括内部和外部的清理。
对于内部的清理，可采用清洗剂进行清洗。
3.检查系统在准备工作中，还需要对系统进行检查，如水、气、电、油等系统，确保各个系统的正常运行。
4.启动程序在准备工作完成后，进行启动程序，按照以下步骤进行操作。
三、启动程序1.准备工作（1）检查水位在启动之前，需要检查水位的高度，确保水位在正常范围内。
如果水位过低，需要及时补充水。
补水时需要注意补水方向与补水量，以避免产生倒流、过量补水等问题。
（2）打开燃料阀门在确认燃料供应系统完好无损之后，需要打开燃料阀门。
此时应检查燃料管道的压力是否正常，确保燃料能够正常供应到锅炉中。
（3）检查电源启动锅炉需要电源的支持，需要检查电源是否正常，保证锅炉的正常运行。
2.启动主机启动前，需要先排放锅炉内的气体，保证锅炉内部清洁。
然后按照以下步骤启动主机：（1）关闭主机三通阀门（2）打开主机引气阀门（3）向主机内注入小量油（4）启动主机启动主机时应先打开引气阀门，待主机启动后再逐渐调整气阀门的开度。
3.启动辅机在主机正常运转之后，需要启动各个辅机，包括给水泵、离心泵、循环泵等。
按照以下步骤进行操作：（1）检查各个辅机的正常状态（2）打开各个辅机的启动阀门（3）逐渐调节各个辅机的开度4.调整系统运行状态在启动各个辅机后，需要对系统进行调整，包括调整水位、检查各种阀门、管道等的状态，保证系统的正常运行。
四、特别注意事项在进行整套锅炉启动调试时，需要注意以下几点：1.安全第一启动之前需要检查设备状态，排除可能存在的安全隐患，确保操作过程中的安全。
60万机组主变倒冲击及整套启动电气调试方案讲解
目录1、系统及设备概述2、调试目的3、调试项目4、第一阶段试验：主变倒冲击及其有关试验5、第二阶段试验：整套启动阶段电气调试6、试验仪器7、质量控制点8、组织措施9、安全注意事项＃1机组主变倒冲击及整套启动电气调试方案1．系统及设备概况一期工程规划为2×600MW机组。
升压站为500kV电压等级，采用3/2断路器接线方式。
通过利于甲线、利于乙线两条500kV线路接入小庄站。
大胆通过大胆线接入本工程500kV 升压站。
＃1B、＃2B、＃5B主变中性点为直接接地系统。
由于本工程设有发电机出口开关（GCB），机组启动前厂用负荷可以通过主变倒送来提供电源，运行方式灵活、厂用电系统可靠性较高。
机组同期点设在发电机出口开关。
发电机采用静止自并励励磁方式，中性点为高阻接地方式。
两台高厂变接在主变低压侧，励磁变接在发电机出口侧。
厂用电压等级采用6kV、380V两种。
发变组保护采用南瑞的RCS-985系列保护，发电机和主变保护分开配置。
电气量保护设计两套独立的保护，非电量设计一套保护，安装在集控楼电子间。
1.1升压站设备投运情况500kV升压站第二串、第三串断路器及两条母线于2007年2月14日带电，随后完成大胆线、利于甲线线路保护带负荷试验，500kV＃1M、＃2M母差保护（第二串、第三串）极性校验，第二串＃5B主变T区保护极性校验，以及有关计量、测量等回路带负荷校验，均正确并有调试报告。
1.2启动范围本调试方案分两个阶段进行，即＃1B主变倒冲击试验与整套启动电气试验两个阶段。
主变冲击阶段：5011开关及附属刀闸，＃1B主变，＃1机组两台高厂变，以及相关的二次设备。
整套启动阶段：发电机出口201开关及附属刀闸，＃1发电机，封闭母线及附属设备，50121隔离刀闸、501217接地刀闸以及相关的二次设备。
注：为#1发变组并网后的安全稳定运行，机组带负荷后需第二串、第三串断路器合环运行，但由于#2主变保护尚未安装完毕，5032与5031开关之间无保护，在此合环期间需投入5032、5031开关的充电保护负责保护作为临时措施。
电站发电机组整套启动电气调试方案
发电机组整套启动电气调试方案编制：审核：批准：11.工作程序2.试验项目2.1 不同转速下，转子绕组绝缘电阻测量。
2.2 不同转速下，转子绕组交流阻抗及功率损耗测量。
2.3 测量发电机定子残压及核对相序。
2.4 发电机短路特性试验，并同时校核有关电流保护和仪表。
2.5 发电机短时升高电压试验。
2.6 发电机空载特性试验，并同时校核有关电压保护及仪表。
2.7 测录发电机空载时发电机额定电压下的灭磁时间常数。
2.8 继电保护装置性能校核及试验（详见附件1）。
2.9 自动励磁调节器试验（详见附件2）。
2.10 发电机同期系统试验（详见附件3）。
2.11 发电机、变压器测量系统带负荷检查。
2.12 继电保护装置带负荷性能检验。
2.13 发电机、变压器带负荷试验及运行。
2.14 励磁系统带负荷试验及运行。
2.15 超速后转子交流阻抗测量。
2.16 高压厂用电源带负荷切换试验。
（当具备厂用电切换试验的条件后，方可进行该试验。
详见附件5）2.17 发电机甩负荷试验。
2.18 发电机带负荷运行各有关参数的监测及调整。
3.试验前应具备的条件发电机在启动前，应完成以下工作：3.1 与机组启动有关的电气一、二次回路及其设备已全部安装完毕，符合设计和规程要求，并经质检部门验收合格。
3.2 主变、厂变以及有关开关等设备的充油设备油位正常，无泄漏。
3.3 发电机、励磁变、主变、厂变及其相连的CT、PT等一次电气设备均已按制造厂有关条款要求，完成单体试验，并经检查确认各项试验结果符合规定要求。
3.4 主变及高厂变系统已完成倒受电试验，完成厂用电一、二次核相等各项试验。
（详见附件4）3.5 发电机的励磁系统、同期装置等自动装置静态试验已全部完成并经确认符合要求。
3.6 发电机、主变压器、高厂变和升压站各类继电保护装置已调试完毕并能正常投入，各定值已按定值通知单的要求整定完毕。
所有表计经校验合格并指示正确。
3.7 主变、厂变分接头已按调度要求调在规定位置。
工程整套启动调试、试验及运行
工程整套启动调试、试验及运行1、测试、检验和验收本公司按照合同进度要求负责每个阶段的测试和检验，使系统满足合同的各项要求。
在进场准备完成系统各阶段的测试检验内容、标准、程序方法验收证书格式等文件，提交业主和监理审查通过，并作为各项检测验收的主要依据。
各项测试均应有测试报告及双方签署验收合格证书。
业主代表和监理将出席本投标人提供的主要系统设备各阶段的测试，包括内容、时间、地点，并应尽可能将有关测试安排在一起，确保试验能按计划进行。
本投标人就保证通过各阶段的各项测试，确保系统按原定计划完成。
在系统各阶段测试检验中若发现本投标人提供的设备故障，本投标人立即给予更换，所发生的费用由投标人负责。
1.1.分项工程检验及转序程序流程图各专业施工班组完成分项工程施工经自检合格，由区域施工员抽测部分检验数据证实该分项工程质量符合规定要求，填写相应检验记录和分项工程质量等级检验评定表，评定该分项工程质量等级。
项目部质检员实施专检，复核相应质量数据，确认该分项工程符合质量等级合格(或优良)，在分项工程质量等级检验评定表上核定质量等级。
工序报验：分项工程经自检、专检证实质量符合规定要求，项目专业施工负责人填写”工序报验单”并附相应检验记录和分项工程分项工程施工 施工员检查 专业负责人检查 质检员核定 报验 监理检查 转 序返工 N Y Y N N N Y Y质量等级检验评定表，报工程监理。
经监理核检合格并在工序报验单上签字确认的分项工程可转序施工。
1.2.分部(单位)工程检验流程图分部(单位)工程施工返工N专业责任人(项目部)YN质检员(公司质量处)YN监理(业主等部门)Y中间交工(竣工验收)分部工程施工完毕，相应质量记录齐全，项目部专业施工负责人自检并合格，填写分部工程质量等级检验评定表报项目质量部，质量部负责人组织专检证实质量等级合格(或优良)，在分部工程质量等级评定表上核定质量等级。
项目质量部填写工程报验单，交工程监理申报”分部工程报验”，并附相应自检记录和质量等级评定资料。
机组整套启动安全技术措施
安全附件检查
对机组的安全附件进行检 查和维护，确保其灵敏可 靠，无失效或损坏。
特殊操作安全注意事项
操作人员资质审查
确认操作人员具备相应的 资质和资格，熟悉机组的 操作和维护规程。
安全防护措施落实
确保在机组启动过程中， 操作人员佩戴必要的防护 用品，如安全帽、防护服 、手套等。
危险区域隔离
对危险区域进行隔离和警 示，禁止非操作人员进入 危险区域，确保机组安全措施
总结词
规范标准，高效执行
详细描述
该水力发电厂在机组整套启动前，制定了规范标准的安 金技术措施，并高效执行。措施包括对水轮机和发电机 等主要设备进行全面检查和维护，确保设备运行正常； 对操作人员进行规范的操作流程培训，保证操作人员严 格按照标准操作；对可能出现的突发情况制定高效的应 急预案以应对可能出现的意外情况。
预的错误。
03
定期评估与更新
根据实际运行情况和设备更新情况，定期评估和更新启动程序，确保其
适应新设备和系统。
加强设备维护与检修，提高设备可靠性
制定设备维护计划
根据设备类型、使用频率和重 要程度等因素，制定合理的设 备维护计划，包括日常检查、
定期保养和维修等。
实施预防性检修
通过定期对设备进行预防性检修， 及时发现和处理潜在故障，避免因 设备突然故障导致安全事故。
对参与机组整套启动的相关人员 进行安全培训，提高安全意识和
技能水平。
开展应急演练，确保相关人员熟 悉应急处置程序和要求。
对安全培训和应急演练的效果进 行评估和反馈，持续改进安全管
理工作。
02
机组整套启动过程安 全控制
启动程序安全审查
启动程序合规性审查
确保机组整套启动程序符合国家、行业以及企业内部的法规和标 准。
机组整套启动方案
机组整套启动方案机组整套启动方案是指在机组投入运营前，需要按照一定的程序、步骤、规范和要求进行全面、系统、科学、合理的启动过程。
其目的是确保机组启动顺利、安全、稳定地运行，保障设备的可靠性和运行效率，提高机组的性能和质量。
下面将具体介绍机组整套启动方案的内容和步骤：一、前期准备工作1. 制定启动方案：制定详细的机组整套启动方案，包括启动步骤、程序和方法等内容，明确人员职责和任务。
2. 准备所需工具和设备：检查和准备启动所需的工具和设备，确保完好无损、能够满足启动需求。
3. 准备人员：确定启动人员，包括机组操作人员、监护人、专业技术人员、安全保障人员等，必须有足够的培训和资质证书，以确保能够熟练操作和处理异常情况。
4. 确认设备状态：检查机组设备的完整性、性能、外观状态和清洁度，确定设备操作条件是否具备。
5. 准备原料、油品和其他物质：储备所需的原料、油品和其他物质，确保在启动过程中不会出现短缺或过量的情况。
二、启动步骤1. 关键设备预检阶段：进行开机前甲醛检测，检查压缩机和电机电气系统、仪表系统和自动调节控制系统等设备，确保各系统的正常运行。
2. 系统准备阶段：按照设备要求，对供水、给排气系统、出、回水温度及容积流量等系统的调试、试运行，以满足设备的工作操作条件。
3. 启动阶段：按照设备要求，启动系统并进行调试、试运行，确保设备正常运行，检查系统的稳定性和可靠性。
4. 整套运行阶段：在启动并稳定设备后，进行整套设备运行，并注意各设备的温度、压力、流量等指标，确保设备各项性能及运行数值的准确性和稳定性。
5. 停机阶段：在设备整套启动和运行结束后，按照设备操作规程和程序，进行设备的依次关闭。
三、安全保障措施1. 安全检查：在启动过程中，对设备周围的环境、设备本身、相关部件进行检查和测试，确保设备在启动过程中没有出现任何安全隐患。
2. 设备保护措施：在启动过程中，需要对设备进行严格的保护措施，包括电气保护、机械保护、冷却水供应保护等，以防止设备在启动中因某些原因受到损坏。
锅炉整套启动调试措施
编号：RC-TC/GL-1荣成市生活垃圾焚烧发电项目#1、#2炉整套启动调试措施编制单位：安徽新力电业高技术有限责任公司会审单位：荣成市长青环保能源有限公司山东同力建设项目管理有限公司江苏华能建设工程集团有限公司审批单位：荣成市长青环保能源有限公司出版日期： 2014年9月版次：第 1 版目录一、概述 (3)二、主要设备技术规范 (4)三、调试标准及依据 (6)四、调试目的 (7)五、调试应具备的条件及检查内容 (7)六、调试程序、步骤及方法 (8)七、调试质量目标及验收标准 (13)八、环境、职业健康、安全控制措施 (13)九、组织分工 (13)荣成市生活垃圾焚烧发电项目#1、#2炉整套启动调试措施一、概述荣成长青垃圾焚烧余热发电厂工程，处理规模为700t/d,配置两条350t∕d焚烧处理线和1台12MW汽轮发电机组。
设置两台日立造船VONROLL型顺推式机械炉排焚烧炉及两台单锅筒自然循环水管余热锅炉。
每台垃圾焚烧锅炉配置一套由反应塔和布袋除尘器组成的烟气净化装置，余热锅炉产生的蒸汽供1台12MW汽轮发电机组发电。
余热锅炉采用中国核电股份有限公司设计中温中压锅炉。
型号是SLC500-4.0∕400 余热锅炉为立式单锅筒自然循环锅炉。
锅炉过热器出口蒸汽参数为4.0MPa、400℃。
锅炉水平烟道及尾部垂直烟道均余留有吹灰孔，同时水平烟道过热器和省煤器处采用机械振打清灰装置。
垃圾焚烧所需的空气由一次风和二次风组成，一次风一部分风量从垃圾池上部吸入，另有一部分来自炉排两侧墙冷却风，利用炉墙的蓄热加热后，再并入一次风。
二次风是从锅炉房吸入，进入蒸汽空气预热器加热至220℃（MCR）。
进入焚烧炉燃烧室，加强扰动，使垃圾焚烧过程中产生的气体完全燃烧，并使烟气在850℃环境下停留2秒以上，以确保二噁英完全分解。
锅炉主要辅机有引风机、一次风机、二次风机、炉墙冷却引风机、炉墙冷却鼓风机。
每台炉有一台一次风机，一次风机分别按干燥、燃烧和燃烬各燃烧过程对应给各炉排段供风，风机由变频器控制。
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陕西华电瑶池发电有限公司#2机组整套启动试运措施（汽机部分）批准：审核：会审：编写：陕西华电瑶池发电有限公司生产技术部二零一一年七月二日目录1．组织分工及工期控制2．编制依据3．试运质量目标4．系统及主要设备技术规范5．试运范围6．启动前应完成的分部试运和试验项目7．整套启动试运程序8．汽轮机首次冷态启动9．汽轮机温、热态启动10．带负荷试运11．机组正常停机12．主要系统的运行方式13．试运安全注意事项#2机组整套启动试运组织技术措施为检验、指导、规范#2机组设备试运工作，保证系统及设备能够安全正常投入运行；并检查电气、热工保护联锁和信号装置，确认其动作可靠以及检查设备的运行情况，检验机组整体及系统性能，发现并消除可能存在的缺陷，特制订本措施。
1.组织分工及工期控制1.1 组织分工1.1.1 总指挥：朱松柏组织、协调1.1.2 生产技术部：王晓维试运全过程协调汽机专工试运全过程协调、验收当值值长负责指挥运行人员配合1.1.3 安监环保部：负责试运过程的安全监督。
1.1.4 发电部：史新平、刘彬科、张建锋负责指挥机组启动的协调、监护工作。
1.1.5 设备维护部：负责监督、协调、验收及消缺工作。
1.1.6 工程公司：负责整个启动过程中的检查、消缺、配合工作。
1.2 工期控制1.2.1 冷态启动从冲转到定速2.5小时。
1.2.2 机头手打停机按钮、集控室操作盘停机按钮、高压遮断集成块电磁阀在线试验、主汽门严密性、ETS保护动作停机（如低真空等）用时1.5小时。
1.2.3 电气试验用时由电气专业决定。
1.2.4 调速汽门严密性、喷油试验用时约40分钟。
1.2.5 机械超速试验用时约40分钟。
2 编制依据2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996 年版）》2.2《电力建设施工及验收技术规范》汽轮机组篇（1992 年版）2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996 年版）2.4《火电工程启动试运工作规定》（1996 年版）2.5 设计图纸及说明书2.6 汽轮机厂家提供的有关技术资料3 试运质量目标：符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996 年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，全部检验项目合格率 100%，优良率 90%以上，满足机组整套启动要求。
4 系统及主要设备技术规范4.1 系统简介瑶池发电有限公司#2汽机系东方汽轮机厂生产的NZK200-13.24/535/535 型，该机为超高压、一次中间再热、单轴、三缸两排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，其高、中压转子采用整锻结构，高压缸为双层缸，中压缸采用单层缸隔板套结构，低压缸为对称分流式、双层缸结构。
4.2 汽轮机主要技术规范：型号：NZK200—13.24/535/535 型型式：超高压、一次中间再热、单轴、三缸两排汽、直接空冷凝汽式。
额定功率：200MW最大功率：222MW额定蒸汽参数：主蒸汽（高压主汽门前）：13.24 MPa/535℃再热汽（中联门前）：2.224 MPa/535℃额定背压为 14 Kpa额定主蒸汽流量：612.4 t/h最大主蒸汽流量：690 t/h额定给水温度：246.5℃转向：从机头向发电机方向看为顺时针转速：3000 r/min配汽方式：全电调（阀门管理）回热系统：3 个高加＋1 个除氧器＋3 个低加，除氧器采用滑压运行。
汽封系统及其运行方式：采用自密封系统（SSR）低压缸最小排汽量: 70t/h通流级数：总共 30 级，其中：高压缸：1 调节级+9 压力级中压缸：10 压力级低压缸：2*4压力级轴系临界转速（计算值）第一阶（发电机转子一阶） 933/1225 rpm第二阶（高压转子一阶） 1813 rpm第三阶（中压转子一阶） 2120 rpm第四阶（低压转子一阶） 2322 rpm第五阶（发电机转子二阶） 2467/3454 rpm抽汽段号 1 2 3 4 5 6 7加热器NO.1 NO.2 NO.3 DTR NO.5 NO.6 NO.7抽汽点（第几级后）高 9 高 12 中 3 中 6 中 8 中排低正反1抽汽压力 MPa 4.275 2.766 1.443 0.771 0.472 0.258 0.146抽汽温度℃373.2 317.1 457.9 369.6 306.2 235.1 181.1流量t/h 40.12 37.16 24.79 12.40 20.58 16.91 50.06汽轮机整套启动试运从各分系统试运结束后的动态交接验收开始，包括主机联锁保护试验、调节保安系统试验、各主要系统如除氧给水系统、高低加系统、本体抽汽及疏水系统、机组主机监视系统(TSI)的试运、验收及汽轮机动态调整等项目。
6 启动前应完成的分部试运和试验项目6.1 各转动机械单机试运以及分系统试运全部结束，消除已发现的设备缺陷。
主要包括以下几个分系统的试运：（1）开式水系统（2）辅机冷却水系统（3）凝结水、凝补水系统（4）除氧给水系统（5）真空系统（6）直接空冷系统（7）辅汽及轴封系统（8）主蒸汽及旁路系统吹管工作已完成（9）润滑油、顶轴油系统及盘车装置（10）抗燃油系统（11）高、低加及疏水系统6.2 所有电气及热工仪表经过校验合格，主、辅机联锁保护装置及声光信号试验合格，有关自动装置可以投入。
6.3 所有程控试验合格。
6.4 汽轮机 TSI（监测系统）、ETS（保护系统）系统试运完毕。
6.5 真空系统试抽真空良好。
6.6 润滑油系统、抗燃油系统油循环结束，油质化验合格，因油循环而采取的临时措施已拆除，系统恢复正常。
6.7 发电机空冷器经过通水检漏。
6.8 各系统电动门、调整门、气动门调整完毕，记录好开关时间，并正常投入。
6.9 高、低压旁路系统调整试验完毕。
6.10 发电机静子交流耐压试验合格。
6.9 电动调速给水泵试运完毕，具备投运条件。
6.12 顶轴油泵及盘车装置试运合格，校对大轴晃度指示表，并测取大轴原始幌摆值。
6.13 DEH 系统、EH 油系统静态试运完毕，特性符合设计要求。
6.14 低压缸喷水装置经试验喷雾均匀，方向正确。
7 整套启动试运程序汽轮机整套启动是全面检查机组大修质量的重要环节，是保证机组安全运行的重要工序。
通过机组的试运，发现并处理设备系统存在的缺陷，调整各部运行参数，了解设备性能，掌握机组的运行特性，为机组的安全运行提供依据。
整套启动试运需完成以下试验：机头手打停机按钮、集控室操作盘停机按钮、ETS保护动作停机（如低真空等）、高压遮断集成块电磁阀在线试验、主汽门严密性、电气各项试验、调速汽门严密性、喷油试验、首次并网、超速试验、带负荷试验、真空严密性试验等。
7.1 整套启动试运方案7.1.1 机组启动前，根据高压内缸上半调节级处内壁金属温度来划分机组启动的方式：冷态启动：t＜150℃温态启动：150℃≤t＜300℃热态启动：300℃≤t＜400℃极热态启动：t≥400℃7.1.2 该机组启动采用高、中压缸联合启动方式，控制系统采用操作员自动方式。
7.1.3 为保证汽轮发电机组平稳加载至满负荷，建议带负荷采用定—滑—定的运行方式。
负荷在 40%以下及 90%以上时采用定压运行方式，在 40%～90%之间采用滑压运行方式。
7.2 整套启动试运程序：机组首次冷态启动—带负荷试运7.2.1 机组首次冷态启动机组启动采用高中压缸联合启动方式，控制系统采用操作员自动，机组升至全速后进行就地和远方停机试验、汽门严密性试验以及危急遮断器喷油试验，一切正常后恢复3000rpm 交电气试验。
电气试验结束后，首次并网先将负荷稳定在 20MW，进行 30 分钟的初负荷暖机；结束后提升负荷至50MW、维持 3～4 小时，然后减负荷至零、解列进行超速保护试验，超速试验合格后根据实际情况决定是否带负荷。
(利用正常停机的机会测取转子惰走曲线)。
除氧器在运行初期采用低定压运行方式，随着负荷的增加转为滑压运行。
7.2.2 带负荷试运第二阶段启动可根据缸温决定是否采用温、热态启动，并网后逐渐提升负荷至额定值，所有设备系统及热工自动逐步全部投入，除氧器滑压运行。
汽轮机负荷达 60MW 时开始冲洗高加汽侧，水质合格后 80MW 全开高加汽侧，疏水回收到除氧器，带负荷过程中给水泵一台运行一台备用，负荷 160MW 以上稳定运行时进行真空严密性试验。
8 汽轮机首次冷态启动8.1 锅炉点火前的检查与操作8.1.1 按照运行规程要求，全面检查各系统阀门位置正确，各主、辅设备状态良好，各辅机轴承润滑油量充足，并做好与邻机的系统隔离工作。
8.1.2 各电动门、调整门及电磁阀等送上电源，远操开关动作灵活，方向正确。
8.1.3 联系电气测量各泵类电机绝缘，合格后送电。
8.1.4 各系统水箱水位（油箱油位）正常，液位指示准确，水质（油质）化验合格。
8.1.5 主机、辅机有关主要联锁保护检查确认。
（如：低油压保护等）8.1.6 DEH、ETS、TSI 和 BPS 等系统提前供电，系统与表盘均应处于正常状态，检查 DEH 与 CCS 系统和并网系统的 I/O 接口通讯是否正常。
8.1.7 启动除盐水泵，向凝汽器补水，同时启动辅机冷却泵向各冷却器通水。
8.1.8 启动凝结水泵，系统保持再循环方式运行。
8.1.9 启动交流润滑油泵，同时投入主油箱排烟风机，维持油箱负压在 196～245Pa（20～25mmH2o），轴承箱内负压应维持在 98～196 Pa（10～20mmH2o）范围内。
8.1.10 投入顶轴油泵系统及盘车装置，记录转子弯曲值及盘车电流，在冲动前至少连续盘车 4 小时，且转子弯曲值不大于原始冷态值的±0.02mm。
8.1.9 投入空冷系统，启动风机，检查运行电流正常，无异音。
8.1.12 投入高压抗燃油系统，并将油温与油压控制在正常范围之内。
8.1.13 接锅炉通知，启动给水泵向锅炉上水。
8.1.14 关闭真空破坏阀，启动真空泵。
8.1.15 真空建立后，汇报值长通知锅炉点火。
8.2 锅炉点火后的检查与操作8.2.1 锅炉起压后，根据需要投入高、低压旁路系统及三级减温水系统，进行主、再热蒸汽系统暖管工作。
8.2.2 ，主汽具有一定压力后，启动轴加风机，用新蒸汽调整轴封母管压力至 23KPa 左右、轴封汽源温度 260℃～300℃，确认轴封系统暖管充分、无水后，投入轴封系统运行。
8.2.3 对高压缸暖缸系统、高压缸夹层加热系统进行暖管、疏水。
8.2.4 真空达到-60KPa 以下，主蒸汽参数满足 0.5MPa/210℃，且盘车连续投入运行已经2 小时以上，同时高压内缸调节级处内壁金属温度在 150℃以下，可进行高压缸预暖，具体操作如下：*按下“挂闸”按钮，机组挂闸。