整套启动调试措施讲解
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。选择 DEH 操作员自动控制方式。
*全开主汽管、高压导汽管、高压内缸、高排逆止门门前疏水阀；全关各段抽汽管道上的逆止阀、电动阀；全关通风阀（VV 阀），强关高排逆止阀。
*开启倒暖阀（RFV），使暖缸蒸汽进入高压缸，部分蒸汽经各疏水口进入输水系统。
*暖缸期间，注意暖缸温升率≯50℃/h，汽缸各壁温差及差胀应在允许范围内。可以通过调整倒暖阀和高压各段疏水阀的开度来达到要求。
*当高压内缸调节级处上半内壁金属温度升到 150℃以上时，且蒸汽参数达到冲转条件时，保暖 1 小时，暖缸结束。
8.2.5 暖缸结束的操作：
*关闭倒暖阀（RFV）。
*全关高压缸所有的疏水阀。
8.2.6 阀壳预暖：在高压缸预暖期间，应对高压主汽阀壳进行预暖。
8.2.6.1 阀壳预暖的操作：
*确认高压调节阀全关。
*开启高压主汽阀阀壳疏水阀。
*按下“运行”按钮。注意高压主汽阀的开启，此时要防止因高压调节阀不严，而导致转子冲转、盘车脱扣。
*当阀壳内外壁温差小于 55℃，外壁金属温度与主蒸汽温度之差小于 60℃时，达到阀门预暖要求。
8.2.6.2 阀壳预暖结束，准备冲转。
8.2.7 低压排汽缸温度大于 80℃时，投入低压缸喷水装置。
8.3 汽轮机首次冷态启动
8.3.1 冲动参数与主要控制条件
（1）主蒸汽压力：1.96 MPa
（2）主蒸汽温度：280±10℃（50℃以上过热度）
（3）再热蒸汽温度：260±10℃
（4）凝汽器真空：-65KPa 以下
（5）润滑油压 0.08～0.12MPa，润滑油温 40～45℃。
（6）转子偏心应小于原始冷态值的＋0.03mm。
（7）轴向位移超过-1.25、+0.8mm 报警，到-1.65、+1.2mm 停机。
（8）汽缸与转子相对膨胀：（转子以工作瓦定位）
高压缸差胀达-1.5mm、+4.5mm 报警
中压缸差胀达-2mm、+4mm 报警
低压缸差胀达－2mm、+7mm 报警
（9）振动限额：轴振（峰－峰值）达 0.125mm 报警，0.25mm 停机，一阶临界转速以下，轴承振动不大于 0.03mm，通过临界转速时轴承最大振动不超过 0.1mm。
（10）润滑油压正常值：0.08～0.12MPa
报警值：0.049MPa
停机值：0.039MPa
停盘车：0.029MPa
（9）抗燃油压正常值：14±0.2 MPa
报警值：11.2±0.2 Mpa
停机值：7.8±0.2 MPa
（12）轴承回油温度：
报警值：65℃
停机值：75℃
（13）支持轴承巴氏合金温度：
报警值：105℃
停机值：115℃（手动）
（14）推力轴承推力瓦温度：
报警值：100℃
停机值：110℃（手动）
（15）低压缸排汽温度：
报警值：80℃（投喷水）
停机值：110℃（手动）
（16）主油泵出口油压：1.9～2.05MPa
（17）抗燃油温：30～54℃
（18）温升率：
主蒸汽温升率不超过 1.5℃/min
再热蒸汽温升率不超过 1.5℃/min
高中压汽缸壁金属温升率小于 1.5℃/min（高压与中压第一级处内壁金属）
（19）汽缸各部允许最大温差：
高、中压外缸和高压内缸内、外壁温差均小于 50℃
高压主汽阀壳内、外壁温差小于 55℃
高压外缸内壁与高压内缸外壁温差小于 50℃
高压外缸外壁上、下半温差小于 50℃
高压外缸、中压缸法兰内、外壁温差小于 80℃
高、中压缸上半左、右法兰温差小于 10℃
高压内缸外壁上、下半温差小于 35℃
中压缸前部内、外壁温差小于 50℃
中压缸前部外壁上、下半温差小于 50℃
8.3.2 冲动、暖机与升速
（1）机组首次冷态启动参照制造厂冷态启动曲线冲转。
（2）确认机组已挂闸，准备投入汽缸夹层加热系统，具体操作如下：
*确认汽缸夹层加热进汽箱的疏水阀开启，并经过充分的疏水
*手动开启汽缸夹层加热进汽箱后的手动截止阀（进汽箱前的手动截止阀为关闭状态）
*开启汽缸夹层加热进汽箱前的电动截止阀
*在冲机时手动调整汽缸夹层加热进汽箱前的手动截止阀，使汽缸夹层加热进汽箱的压力低于系统投入时的主蒸汽压力，达到正常的工作压力（正常压力范围：
0.98～4.9MPa）
（3）确认 DEH 处于操作员自动控制方式，选择“高中压缸联合启动”方式。
（4）确认按钮“单阀/顺序阀”处于“单阀”状态。
（5）按“运行”按钮，开启高、中压主汽门。
（6）设定目标转速 500rpm，升速率 100rpm/min。
（7）按“进行”按钮后，高、中压调节阀逐渐开启，机组按给定的升速率增加转速，当转速大于盘车转速时，检查盘车装置自动脱开，否则应立即停机。
（8）转速升至 500rpm 时，按下“摩检”按钮，关闭高、中压调节阀，进行摩擦检查，同时检查通风阀（VV 阀）应处于关闭位置，高排逆止门处于开启位置，注意停留时间不得超过 5 分钟。
（9）摩擦检查结束后，退出“摩检”程序。重新设定目标转速 1400rpm，升速率100rpm/min，至 1400rpm 进行中速暖机 30min。
（10）转速升至 1400rpm 后，确认顶轴油泵停止，全面检查所有监控仪表及热力系统有无异常现象。
（11）中速暖机结束后，全面检查一切正常，以 100rpm/min 升速率升速到 2450rpm进行高速暖机。
（12）在升速过程中应注意迅速平稳地通过轴系各阶临界转速：
*升速过程中应严格监视各轴承振动，其振幅应在 0.03mm 以下。
*一阶临界转速以下轴承振动超过 0.05mm，应立即打闸停机，投入连续盘车。
查明原因，消除故障后方可重新启动。不允许直接冲过临界转速。
*若机组转速在转子临界转速以上，轴承振动振幅大于 0.05mm，应降速到振幅小于 0.03mm 以下，消除振动大的原因后再升速，不得在高振幅下长时间停留。若轴承振动振幅突增到 0.08mm 时，应立即打闸停机。
*通过轴系各阶临界转速时，轴承振动不应大于 0.1mm，升速时不得在临界转速附近停留。
（13）在升速过程中，应根据高压缸差胀及高压内缸外壁上下温差和高压外缸内壁上下温差情况，调整汽缸夹层加热进汽箱的前手动截止阀，控制进入夹层的进汽量。
（14）转速至 2450rpm 时，监视中压排气口处蒸汽温度应大于 130℃，并保持 50分钟。高速暖机结束时应满足以下条件：
高压内缸上半内壁调节级后金属温度大于 250℃；
高压缸膨胀大于 5mm、中压缸膨胀大于 1.5mm；
高、中压缸差胀小于 3.5mm 并趋稳定；
高速暖机结束后，设定目标转速 3000rpm、升速率 100rpm/min，平稳地继续升速至额定转速，在此转速下进行 30 分钟空负荷暖机。此时应密切监视凝汽器真空≯-70KPa，低压缸排汽温度≯80℃，否则应及时投入低压缸喷水减温系统。
（15）确认主油泵和射油器已投入工作后，进行油泵的切换：停止高压启动油泵、交流润滑油泵，并确认已投入备用方式。
（16）定速 3000rpm 后，对系统进行全面细致的检查，然后进行机组远方手动停机，确认高、中压主汽门与调速汽门迅速关闭，转速明显下降，然后重新挂闸，恢复 3000rpm 稳定运行。
（17）机组在升速与暖机过程中，应经常巡回检查缸胀、缸温、差胀、轴向位移及机组振动情况，各轴承温度、推力瓦温度及回油温度等均不超限，润滑油及抗燃油系统运行正常，管道疏水通畅。每 20 分钟记录一次启动运行参数与汽缸温度，分析汽缸金属温度变化及汽轮机膨胀情况，及时调整，维持汽轮机的有关参数在限制值之内。
（18）机组在升速与暖机过程中，当高压外缸下半高压进汽口处外壁金属温度超过350℃，高、中压差胀在允许范围以内，可停用汽缸夹层加热系统。
（19）机组维持 3000rpm 稳定运行期间，进行如下的试验：
?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
?主汽门严密性试验
?主汽门严密性合格后采用ETS保护动作停机（低真空）
?电气各项试验
?调速汽门严密性
?喷油试验
（20）全面检查各部参数正常，交电气进行电气试验（可根据情况与汽机试验穿插进行）。
（21）根据风温、水温及油温情况调整各冷却器的工作状态。
（22）电气试验期间机组空载运行时间较长，应控制好低压缸排汽温度，及时投入低压缸喷水减温。
（23）电气试验结束之后，汇报值长申请并网。
（24）并网后，DEH 控制系统即自动带 3%额定负荷，随后设定目标负荷 20MW，升负荷率1MW/min，在该负荷下暖机 30 分钟。期间注意监视中压排汽口处蒸汽温度应大于 150℃。（25）低负荷暖机结束后，设定目标负荷 50MW，升负荷率 1MW/min，稳定带负荷运行 3～4 小时后减负荷至零、解列，进行电气超速试验（包括 103%额定转速 OPC 动作试验和 90%额定转速电超速试验）以及机械超速试验，详见《调节保安系统专用试验措施》。
（26）超速试验后，若机组运行正常，可直接进入带负荷试运。
9 汽轮机温、热态启动
9.1 温、热态启动前的检查及准备工作参照机组首次冷态启动执行。
9.2 根据制造厂的有关建议及规定，选择机组温热态启动冲机参数。(见下表)
参数冷态温态热态极热态
主蒸汽压力MPa 1.96 5.88 7.84 9.8
主蒸汽温度℃280±10 400±10 480±10 5000±10
再热汽温度℃260±10 380±10 460±10 480±10
凝汽器真空Kpa <-65 <-65 <-65 <-65
主汽温升率℃/ h 57 57 62 80
再热汽温升率℃/ h 84 84 95 ＞300
轴封压力Kpa 22 22 25 25
轴封温度℃260～300 260～300 310～360 310～360
升速率rpm/min 100 150 200 300
升负荷率MW/min 1 3 3 3
9.4 若确认冲机蒸汽参数与主汽阀内壁金属温度之差大于 120℃时，应进行阀门预暖。9.5 温态启动时，应根据高、中压缸差胀，高压内缸外壁、高压外缸内壁上下半温差情况及时投入高压缸夹层加热装置，符合规定之后停用。
9.6 温态启动冲机前至少连续盘车 4 小时以上，热态、极热态启动，从停机至启动冲转时，盘车不得中断运行。
9.7 温、热态启动时，必需先送轴封，后抽真空，并注意轴封汽源与轴封供汽温度应合理选择，必须充分暖管以保证供汽温度与缸温匹配，杜绝任何冷气、冷水进入汽缸。
9.8 确认转子弯曲值不超过原始冷态值的 0.03mm。
9.9 汽机冲转前，凝汽器真空保持在-65KPa 以下。
9.10 高、低加在条件成熟的情况下尽量做到随机启动，否则投运之前必须做好预热工作。
9.11 温、热态启动升速较快(升速率可取 150～300/min)，定速后应尽快带负荷到与缸温所对应工况，在达到工况点之前应尽量减少不必要的停留。因此机炉电之间应协调配合、合理安排，提前进行并网前的有关操作，以免延误并网时间。
10 带负荷试运
10.1 汽机按冷态（或热态）方式启动定速之后，电气并网接带负荷。升负荷率应当按照对应的启动方式所要求的速率进行。
冷态启动并网后，以 1MW/min 升荷率至 20MW，暖机 30 分钟。低负荷暖机结束后，继续以 1MW/min 升负荷率加负荷，直至额定负荷。提升负荷期间，按照运行规程完成相关的必要操作。另外考虑到首次启动的特殊性，针对高加拟进行汽侧的冲洗，需要将负荷维持到一定的水平。诸如此类的操作，应暂时停止提升负荷，维持负荷稳定，待操作完成后继续稳步提升负荷。
10.2 升负荷过程中，检查在以下状态疏水系统的顺序关闭；
10.2.1 在 10%负荷，关闭高压导汽管、高压缸的疏水以及高压缸抽汽管的疏水；
10.2.2 在 20%负荷，关闭再热冷、热段管道、中压联合汽阀、中压缸本体和中压缸各抽汽管疏水；
10.2.3 在 30%负荷，关闭低压缸各抽汽管的疏水。
10.3 当高压外缸下半高压进汽口处外壁金属温度超过 350℃，并且高中压差胀在允许值范围内，可停用汽缸夹层加热系统。
10.4 当负荷升至 60MW 左右时，高加汽侧开始冲洗，水质化验合格后，回收高加疏水至除氧器。
10.5 当负荷至 80MW 时，检查高、低加系统全部投运，疏水全部回收。
10.6 以 1MW/min 升负荷率升负荷至 50%额定负荷。
10.7 按规定增加负荷至 90%额定负荷，此时主蒸汽参数接近额定值，同时全面检查各系统运行情况，注意监视段压力的变化情况。
10.8 负荷达到 160MW 以上时，根据情况进行真空严密性试验。
10.9 增加负荷至 100%额定负荷，全面投入相关的系统、联锁保护及自动，使其具备 168小时试运条件。
10.10 在加负荷过程中注意监视轴振动、差胀、轴位移、真空、轴承温度等。
10.11 根据有关要求进行 168＋24 小时试运，并移交生产。
11. 机组正常停机
11.1 本节仅讲述机组正常停机的一般过程及有关注意事项，紧急停机及有关事故处理参照运行规程执行。
11.2 按照附图的滑参数停机曲线降温、降压、减负荷，有关参数要求如下：
主、再热蒸汽温度下降速度：≤1℃/min；
主、再热蒸汽压力下降速度：≤0.05MPa/min；
主、再热蒸汽过热度：大于 50℃
汽缸金属温度下降速度：≤1℃/min
11.3 当主蒸汽温度下降 30℃时，稳定运行 10 分钟后再降温，目的是控制主蒸汽与再热蒸汽的温差，以及汽轮机的热膨胀和差胀。
11.4 当调节级后蒸汽温度低于高压内缸调节级处法兰内壁温度 30℃时应暂停降温，可投入夹层加热系统，实现转子与汽缸温降同步，控制负差胀。该装置投入前应进行充分疏水，以防冷水带入汽缸中。
11.5 辅助蒸汽已备妥，达到切换负荷时应将轴封汽源切换至辅汽。
11.6 四段抽汽压力降至 0.2MPa 时，除氧器汽源切换至辅汽。
11.7 减负荷过程中，应特别注意差胀的变化，当高压缸差胀达到-0.5mm 时应停止减负荷，若负差胀继续增大，采取措施无效而影响机组安全时，应快速减负荷至零或打闸。
11.8 减负荷过程中根据运行情况必要时投入旁路系统，并注意低压缸喷水冷却系统的投入。
11.9 负荷降至 30%时，解列高加。
11.10 减负荷过程中，应检查下列疏水自动打开：
在 30%额定负荷，打开低压缸各抽汽管疏水；
在 20%额定负荷，打开再热冷、热段、中压联合汽门、中压缸和中压缸各段抽汽管道疏水门；
在 10%额定负荷，打开高压阀门、高压缸和导汽管、高压缸抽汽管道疏水门。
11.9 在减负荷过程中，密切监视汽机振动、差胀、轴向位移、轴承温度、汽缸温度、低压缸排汽温度、真空等参数，并及时调整凝汽器、除氧器水位等。
11.10 负荷减至 5%额定负荷时，检查机组无异常后打闸停机，检查所有的主汽门、调节汽门以及各抽汽逆止门迅速关闭，转速立即下降。停机后根据高压内缸上、下半温差、高压外缸上、下半温差、差胀情况停用夹层加热系统。
11.11 停机前试转交、直流润滑油泵和顶轴油泵，确认运行正常后停止直流润滑油泵和顶轴油泵，投入备用，交流润滑油泵保持运行。
11.12 转速降到 1200rpm 时，启动顶轴油泵。
11.13 机组转速降到 300rpm 时，打开真空破坏阀，（是否破坏真空，应以具体情况而定）转速降到零时连续盘车，停真空泵，同时记录大轴弯曲值及盘车电流。
11.14 真空到零，停轴封供汽，停轴抽风机。
11.15 调整冷油器出口油温在 35℃左右。
11.16 高压内缸上半内壁温度降到 100℃以下时可停止盘车及顶轴油泵，在停盘车后过 8小时再停润滑油泵。
11.17 其它注意事项
●减负荷过程中，应严密监视机组振动情况，发生异常振动时应停止降温、降压，打闸停机。
●在盘车时如果有摩擦声或其他不正常情况时，应停止连续盘车而改为间断盘车。若转子产生热弯曲时应用定期盘车的方式消除，随后还需连续盘车 4 小时以上。
●停机后确信主油箱中无油烟时才可停排烟风机。
●停机后应严密监视并采取措施防止冷水、冷汽倒入汽缸引起大轴弯曲。
●在初次停机过程中，应记录、绘制机组惰走曲线，以作为以后停机惰走的依据。
12. 主要系统的运行方式
12.1 旁路系统
高低压旁路系统在锅炉点火后根据需要逐步投入，投入前应充分暖管，防止管道水冲击，高中压缸联合启动时，冲转前退出旁路系统。
12.2 抽汽加热系统
＃5～＃7 低加随机启动，以增大进汽量，有利于暖机。
＃1～＃3 高加首次投入建议在负荷为 60MW 期间进行汽侧冲洗，并投入高加保护，水质合格后回收至除氧器，以后若条件具备高加可随机启动。高加切除时，机组最大功率不宜超过 200MW。
12.3 除氧器系统
试运初期，当四段抽汽压力低于 0.15MPa 时，由辅助蒸汽联箱来汽供除氧器加热，除氧器压力维持在 0.1～0.147MPa 定压运行。当四段抽汽压力大于 0.15MPa，由四段抽汽供除氧器，关辅助蒸汽至除氧器，除氧器进入滑压运行。
12.4 凝结水系统
试运初期由于凝结水质比较脏，由＃5 低加出口放水管将不合格的凝结水排掉，试运期间应加强监视凝结水泵入口滤网前后差压，做好清理凝结水泵入口滤网的准备工作。12.5 给水泵运行方式
试运期间，两台给水泵一运一备。
12.6 轴封供汽系统
12.6.1 轴封汽源参数应符合下述要求：
确认轴封蒸汽管道无水、充分暖管后，投入轴封进汽。要求轴封母管压力 0.122MPa，温度 260～300℃。
12.6.2 盘车及冲转至低负荷阶段，轴封汽源由新蒸汽供给。
12.6.3 高负荷阶段，高、中压缸轴封漏入供汽母管的蒸汽超过低压缸轴端汽封所需要的供汽量，此时，系统压力升高，所有供汽站的调节阀自动关闭，溢流站调节阀自动打开，将多余蒸汽通过溢流控制站排至凝汽器。维持系统压力为 0.129MPa，此时轴封系统进入自密封阶段。
12.6.4 机组甩负荷阶段，当轴封供汽母管压力降至 0.129MPa 以下时，轴封汽源由新蒸汽供给。
12.6.5 上述工况下，应控制低压缸轴封温度≯150℃范围之内。
13. 试运安全注意事项
13.1 机组试运初期，可靠性较差，发电部应安排足够数量的运行人员参加试运，加强巡回检查，及时消除隐患。试运期间应勤分析、勤检查，做好事故预想，发现问题及时研究解决。
13.2 检修工作应严格执行工作票制度，做好安全与系统隔离措施，防止发生人身和设备事故。
13.3 在试运期间，为了防止重大恶性事故的发生，需严格执行运行规程。
13.4 本次大修，汽机本体轴封做了较大变动，动静间隙缩小较多，启动时应特别注意。
13.5 本措施未涉及的内容，按运行规程执行，若本措施与运行规程发生矛盾时，原则上按本措施执行。