09_小机及汽动给水泵试验措施
12-小汽轮机及汽动给水泵
小机润滑油压力正常
汽泵前置泵电机线圈温度正常
停止允许
汽动给水泵停止
保护停泵：
下列任一条件满足。
前置泵在运行，延时15秒。
（3取3）延时2s
前置泵入口阀未全开。
前置泵入口阀已关。
前置泵在运行，
（3取3）延时3s
汽泵最小流量阀开度<％。
汽泵流量＜t/h
除氧器水位（3取2）低于mm
#1泵备用，A小机凝汽器出口门全开且A凝汽器水位高于800mm
从最低点向上200LL400 L800H 1100HH
#1泵备用，B小机凝汽器出口门全开且B凝汽器水位高于800mm
保护停止：
下列任一条件满足
小机凝汽器A、B出口门都全关时自动停
A小机凝汽器出口门全开且A凝汽器水位低于200mm
B小机凝汽器出口门全开且B凝汽器水位低于200mm
任一主油泵运行且润滑油压力正常
汽泵B传动端径向轴承温度正常（≤75℃）LBC10CT361
B汽泵保护停：
下列任一条件满足。
汽泵B驱动端径向轴承温度（≥75℃高报警；≥90℃高高报警；≥100℃跳泵）
汽泵B自由端径向轴承温度（≥75℃高报警；≥90℃高高报警；≥100℃跳泵）
汽泵B推力轴承（内侧）温度（≥80℃高报警；≥95℃高高报警；≥110℃跳泵）
2#凝结水泵
允许启动
A小机凝汽器出口门全开且A凝汽器水位高于400mm
OR
B小机凝汽器出口门全开且B凝汽器水位高于400mm
联锁启动：
下列任一条件满足。
#2泵备用，1#凝结水泵跳闸。
#2泵备用，1#凝结水泵运行，且出口母管压力L。（暂无测点）
#2泵备用，A小机凝汽器出口门全开且A凝汽器水位高于800mm
一起汽动给水泵小汽机阀门异常波动的技术分析和处理
一起汽动给水泵小汽机阀门异常波动的技术分析和处理摘要：通过对珠海电厂700MW 2#机组2A给水泵高低压进汽调门在运行中异常波动曲线分析，信号测取判断分析，找出高低压调门波动的根本根源出现在油动机上。
并提出进一步处理方案和防范措施。
关健词：汽动给水泵；高低压调门；异常波动；分析；处理引言珠海电厂700MW机组的给水系统配置两台50%MCR锅炉容量的汽动给水泵（主泵）及一台25%MCR锅炉容量的电动给水泵（启动泵）。
锅炉在启停过程及低负荷时由电动给水泵运行，正常运行时两台汽动给水泵并列运行，满足锅炉给水系统的需要。
汽动给水泵由小汽轮机驱动，通过改变汽轮机的转速来满足不同负荷的要求。
给水泵汽轮机分别由两路汽源驱动，正常运行时，由主汽轮机中压缸排汽（低压汽源）供汽，主汽轮机低负荷时，高压缸排汽作为高压汽源自动供给，两股蒸汽在调节级做功后混合，同时驱动给水泵汽轮机。
如下图：汽动给水泵的调节是这样的：小机是以蒸汽的热能为动力的原动机，由主机的抽汽作为汽源。
小机低压汽源取自中压缸排气，高压汽源取自高压缸排汽，机组正常运行时，就是由低压蒸汽驱动。
当主汽机负荷低于负荷切换点时，小机供汽由低压抽汽口切换到高压抽汽口，高压调节阀开启，将一部分高压蒸汽送入小机，此时低压调节阀保持全开状态，高压与低压两股蒸汽分别进入各自的喷嘴组膨胀，在调节级做功后混合。
随着主机负荷继续下降，高压蒸汽量不断加大，低压蒸汽量不断减少，直到为0。
1．问题的发生：在某日凌晨夜班，珠海电厂第二台机组的2A小汽机低压调门在2点05分左右开始出现了波动，同时OPS来＂A BFPT SPEED CONTROL DEVIATION HIGH"报警，其由于控制油压力低而#2控制油泵自动启动运行。
2A小汽机转速最大到了5850RPM（额定转速为5950RPM），最低转速为3690RPM。
出现了“A-BFPT LP CV FULL CLOSED”、“BFPT A HP CONTROL VAVLVE FULL OPEN”报警，8分钟的稳定后又重新开始波动，OPS来“A BFPT SPEED CONTROL DEVIATION HIGH”，A/B小机转速控制、除氧器上水阀跳至手动，水位波动较大。
660mw机组汽动给水泵系统试运问题分析及处理
1
汽动给水泵系统概述
某 660 MW 超临界机组配置 2×50% BMCR 容量
的单缸、单轴、反动式、纯凝、冷端汽外切换汽动给
水泵，给水泵汽轮机（以下简称小机）排汽至主机凝
汽器，疏水排入主汽轮机凝汽器上设置的疏水扩容
器中。每台汽动给水泵配置 1 台同轴前置泵，小机
工作汽源由四段抽汽供给，备用汽源为 2 段抽汽，调
System of 660 MW Generating Unit in Trial Operation
DUAN Xueyou, ZHOU Jing, JIA Bin, LI Xiaobo, XIN Shihong
（Inner Mongolia Power Research Institute, Hohhot 010020, China）
内蒙古电力技术
INNER MONGOLIA ELECTRIC POWER
34
2020 年第 38 卷ห้องสมุดไป่ตู้ 2 期
doi:10.3969/j.issn.1008-6218.2020.00.002
660 MW 机组汽动给水泵系统试运问题分析及处理
段学友，周
菁，
贾 斌，
李晓波，
辛士红
（内蒙古电力科学研究院，
端推力轴承进行检查，发现正推力轴承装反。由此
可以判断，泵组升速过程中，推力轴承因装配错误
无法起到平衡轴向推力的作用，从而导致前置泵轴
窜动量大[1-2]。
2.1.2
处理结果
正确装配前置泵推力轴承并重新整定轴瓦间
隙，前置泵再未出现轴窜动量大现象。
2.2 汽动给水泵机械密封装置动静环磨损
机组 A 汽动给水泵首次启动，转速大于 3300 r/
给水泵事故预案
试运期间保证给水泵安全运行的措施#1 机组将要进行整套启动，为了保证给水泵的安全运行，使启动顺利进行，针对我们现场的薄弱环节，特别强调给水泵的安全运行。
每台机组设置有一个100%容量的汽动给水泵，它的安全运行直接影响到机组的安全运行；在前期试运期间凝结水和给水水质较差，经常出现前置泵、给水泵入口滤网堵塞的问题。
为了保证安全生产和避免设备损坏，特制定以下措施。
1 防止汽动给水泵跳闸的措施1.1 小机的安装、调试时必须严格把关保质量。
1.2 热工要核对小机所有保护的设定值的正确性，核对小机所有保护动作逻辑的正确性。
1.3 有关小机的检修工作必须严格执行工作票程序。
1.4 经常组织有关小机系统及设备运行、有关故障的预防、维护、分析的活动，提高运行、有关故障的预防的水平。
1.5 特别注意由于负荷变动或其它原因需要进行汽源切换时，要特别注意监视小机的运行情况参数的变化，必要时手动干预。
1.6 所有有关小机的检修和操作必须做好安全措施和事故预想。
1.7 运行中加强对小机的监视，发现有关参数发生变化或偏离正常参数时应立即进行调整到正常参数，并进行分析原因且采取正确的措施进行处理，或及时统知检修处理。
1.8 对小机进行操作时必须看清楚核对清楚后再进行操作，防止误操作。
1.9 按规定执行小机系统及设备的有关定期工作，在执行小机系统及设备的有关定期工作时应做好应到人员、预想、有关准备、记录等工作。
1.10 巡操员加强对小机的巡检，特别在夏天。
1.11 小机在检修或大小修后必须加强参数、本体的监视和巡检维护。
1.12 保证小机油质良好、油温、油位正常。
1.13 避免小机超出力运行。
1.14 严密监视小机各汽源的压力、温度正常，小机轴封减温水正常。
1.15 建立正确详细的系统设备档案并完好保存。
1.16 检修要做好设备的日常维护及设备的保养。
2 汽动给水泵跳闸事故处理2.1 汽动给水泵跳闸后检查备用电动给水泵联动，否则手动启动。
660MW机组汽动给水泵流量波动原因与调整措施探究
660MW机组汽动给水泵流量波动原因与调整措施探究【摘要】某公司两台660MW超超临界机组，各配置1套100%容量的汽动给水泵组。
自投产以来，1号机组在低负荷阶段经常出现给水流量波动频繁且幅度大的状况，为了控制风险，维持机组平稳运行，需通过试验进一步摸清给水流量波动的规律及原因分析，特制定相应的试验方案，并通过试验得出控制给水平台压差1.5MPa以上、小机低压调阀开度46%以上、开大汽泵再循环门40%以上等措施，给水流量能够保持相对稳定。
同时提高前置泵入口流量后，汽泵轴承振动数值明显下降，有利于给水泵组运行稳定。
【关键词】汽动给水泵、流量、波动、调整措施一、基本情况某公司两台660MW机组，各配置1套100%容量的汽动给水泵组，保证机组负荷100%BMCR的给水流量。
两台机组共用一台30%容量的启动（不具备备用功能）电动给水泵。
给水泵汽轮机为ND(Z)89/84/06型汽轮机，本汽轮机是单缸、冲动、单流、纯凝汽式、具高排汽内切换，是变参数、变转速、变功率和能采用多种汽源的汽轮机。
1号机组在低负荷阶段经常出现给水流量波动频繁且幅度大的情况。
根据给水泵厂家的意见，主给水流量波动的原因是管道特性曲线与泵组不稳定工作区重合，叠加小机低压调阀波动，造成给水流量持续波动甚至发散。
严重时甚至可能触发给水流量低MFT保护，威胁机组安全运行。
但目前仍缺乏可靠的控制措施遏制给水流量波动。
针对1号机组低负荷主给水流量波动幅度大情况，为控制风险，维持机组平稳运行，需通过试验进一步摸清给水流量波动的规律及原因分析，于是特制订相应的试验方案，对240MW～280MW负荷段的给水调整措施进行改进并跟踪效果。
二、给水流量波动的类型（1）给水流量等幅正弦波动，主要原因为中间点控制优化问题，现象体现为中间点周期性波动、给水流量周期性波动，特点是给水流量波动幅度较为固定，波动周期较长（5分钟）。
（2）小机低压调阀不灵敏引起的波动，现象体现为小机调阀在某一段开度反馈存在“锯齿状、毛刺状”，不平滑，特点是给水流量波形存在“锯齿、突起”现象，小机调阀反馈经常与调阀指令存在较大偏差（0.3%以上）。
2009年华能瑞金电厂发生不安全事件汇编
2009年华能瑞金电厂发生不安全事件汇编一月一、1月15日15：47，#1炉因小机进汽调门自关导致给水流量低，发生MFT。
1、原因分析：小机低压调门伺服阀故障，运行中自动关至0，使小机失汽，汽泵转泵下降，主给水流量降低至锅炉MFT保护值以下引起MFT动作。
机组DCS报警功能不完善，重要保护、手自动切换、参数越限等声光报警不全，不能在设备发生异常的第一时间告知值班员，延误了值班员处理事故的时机。
本次事故发生时，只在报警动态列表栏出现过“汽动给水泵手动”报警，而无声光报警。
值班员监盘不够细致，在进行其他操作时未注意到汽动给水泵转速及主给水流量的变化，没有及时发现设备的异常，事故处理不够及时。
2、有待改进之处：（1）查找伺服阀故障原因，加强设备整治，消除设备隐患，提高设备可靠率，从根本上确保设备、机组安全稳定运行。
（2）热工全面疏理、优化机组DCS报警功能，重要报警可采用语音报警，将设备故障信息第一时间告知值班员，使值班员在忙于调整操作的情况下也不致于漏监报警信息。
（3）值班员加强自身专业技术培训，提高事故情况下的应变和处理能力。
二、1月15日16：40，#1炉MFT后再次恢复过程中，由于高加投入晚，煤质差，火焰中心上移，导致锅炉屏过及高过受热面多处长时间超温，最高达689℃。
三、1月23日1：10，#1机减负荷清理密封风机滤网，值班员在进行给水主路切旁路过程中，操作不当，导致锅炉因给水流量低而发生MFT。
1、原因分析：（1）对于切给水旁路这样重大的操作，值班员没有提高警惕，盲目操作。
（2）值班员在操作前没有进行危险点预想及预控，使得在给水流量急速降低后，没能及时关闭电泵再循环门或者再次打开主给水电动门。
（3）切给水旁路前，汽泵转速2822rpm时，值班员没有想到汽泵实际还有出力；所以在加电泵出力时，给水流量在十几秒后才开始增加。
（4）给水流量急速下降后，值班员抢救速度太慢及幅度太小也是这次事故没有抢救过来的原因之一，技术水平有待于进一步提高。
汽动给水泵结构和控制
3、点击"操作面板"-"挂闸汽机",显示框由"TURBONE TRIPED" 变为"TURBINE LAICHED"；
4、观察速关阀棒状图显示全开,下部显示窗口由"CLOSED"变为 "OPENED"；
5、点击"转速设定"-"目标转速",手动输入800rpm,点击"输入"," 目标转速"下框显示至800rpm,设定升速率为200-300rpm/ 分,点击"GO",检查低压调阀逐渐开启,实际转速上升；
※当高负荷期间汽泵因 转速超限给水自动切 除,而汽泵转速又无法 在遥控和转速自动方 式下进行调整时,可在
转速自动控制方式<0A>
在小机冲转时,当手 动控制方式切至自 动控制方式后,进入 小机转速设定面板, 操作员可分别进行 目标转速和升速率 设定,键盘上按回车 键,点击"输入""GO",系统自动地 按所选升速率将小 机转速提升到目标 转速.
1.11小汽机及汽泵跳闸首出
〈 1 〉轴向位移高高 〔保护定值 ±0.8mm 〈 2 〉速关油压低 〔保护定值 0.28MPa 〈 3 〉润滑油压低低 〔保护定值 0.08MPa 〈 4 〉小机排汽压力高〔保护定值 31KPa 〈 5 〉小机轴振大 〔保护定值 120um 〈 6 〉小机径向/推力轴承温度高高〔保护定值 120℃ 〈 7 〉小机电超速6150r/min; 机械超速6200r/min 〈 8 〉汽泵轴振大 〔保护定值 125um 〈 9 〉汽泵径向/推力轴承温度高高〔保护定值 100/110℃ 〈 10 〉除氧器水位低低〔保护定值 600mm 〈 11 〉汽前泵跳闸 〈 12 〉汽泵进口压力低低〔保护定值 0.8MPa 〈 13 〉汽泵出口流量低且再循环未开 〈 14 〉 MEH手动停机 〈 15 〉 MFT跳给水泵 〈 16 〉 MEH24V电源失电停机
汽轮机组启动及试运行时注意事项及措施
汽轮机组启动及试运行时注意事项及措施前言汽轮发电机组安装完毕后，在投入生产之前，必须按照《电力建设施工及验收技术规范》相关篇章的规定，制造厂，以及调试单位编制的启动调试措施进行调整启动、试运行。
未经调整试运的设备，不得投入生产。
通过全面认真的调整与试运工作，应做到下列要求：1.检查分系统设备的安装质量，应符合图纸、制造厂技术文件及《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机组）的要求。
2.检查各项系统及设备的设计质量，应满足安全经济运行和操作、检修方便的要求。
3.检查、调整并考核各设备的性能，应符合制造厂的规定。
4.吹扫或冲洗各系统达到充分洁净，以保证机组安全经济的投入运行。
5.有关单位及部门提出整套设备系统交接试验的技术文件，作为生产运行的原始资料。
第一篇汽轮机组试运行前的准备工作一启动调试及验收的一般程序启动调试及验收的一般程序包括：建筑工程验收、分部试运、整组启动、技术资料备品、备件的移交及工程验收、试生产、竣工验收。
二对参加试运行人员要求参加试运的运行人员试运前必须全面掌握机组的设计特点，自动化水平，以及该类机组的运行特性。
熟知该机组的全部设备即：汽轮机本体，调节系统，凝汽设备，加热设备，除氧器，水冷系统等所属所有大小系统，各种水泵的构造和工作原理，熟知每个阀门的位置，仪表的用途，各种保护及自动装置的动作原理和作用，熟练掌握DCS中设备的启动、停机和正常运行操作；能根据规程要求正确迅速的处理所发生的各种事故和异常情况。
三试运现场应具备的条件1.厂区内场地平整，道路畅通；2.试运范围内的施工脚手架已全部拆除，环境已清理干净，现场的沟道及孔洞的盖板齐全，临时孔洞装好护拦或盖板，平台有正规的楼梯、通道、过桥、栏杆及底部护板，运行机组范围内的各层地面应按设计要求制作好；3.现场有足够的消防器材，消防水系统有足够的水源和压力，并处于备用状态，事故排油系统处于备用状态。
4.厂房及厂区的排水系统及设施能正常使用，积水能排至厂外，生活用上下水道畅通，卫生设施能正常使用。
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西安热工研究院电站启动调试技术研究中心二 ○ ○ 五 年 五 月合同编号：TPRI/T8-CA-00x-2005A 措施编号：TPRI/T8-MA-T009-2005A华能太仓电厂4号机组 小机及汽动给水泵试验措施受控状态：受控文件受控号：编写：周国强审核：批准：目录1、编制目的2、编制依据3、调试质量目标4、系统及主要设备技术规范5、调试范围6、调试前应具备的条件7、调试工作程序8、调试步骤9、组织分工10、安全注意事项11、几点说明12、附图—小汽轮机启动曲线13、附录附录1 调试质量控制点附录2 调试前应具备的条件检查清单附录3 汽动给水泵试运参数记录表1.编制目的1.1检查汽动给水泵组及其系统的运行情况，检查泵组的性能，发现并消除可能存在的缺陷；1.2检查电气、热工保护联锁和信号装置，确保其动作可靠；1.3确认小汽轮机调节保安系统工作可靠，并完成小汽轮机单转时试验项目；1.4为机组整套启动试运作准备。
2.编制依据2.1《火电工程启动调试工作规定》1996年5月2.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准》2.3《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》1996年版2.4《电力建设安全工作规定（火力发电厂部分）》2.5《汽机热力系统图》太仓电厂2.6《NK63/71/0型汽轮机小机说明书》2.7《机组运行规程》太仓电厂2.8制造厂厂家产品使用说明书3.调试质量目标符合部颁《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。
专业调试人员、专业组长应按附录1（调试质量控制点）对调试质量的关键环节进行重点检查、控制，发现问题应及时向上级领导汇报，以便协调解决，保证启动调试工作顺利进行。
4.系统及主要设备技术规范4.1系统介绍太仓电厂4号机配备二台50％容量汽动给水泵组及一台30％容量电动调速给水泵，汽动给水泵组的汽轮机为单缸、轴流、反动式凝汽汽轮机，该机设有二套配汽机构，工作蒸汽汽源来自主机的四段抽汽，备用蒸汽汽源来再热冷段蒸汽。
控制系统采用了数字电液调节系统(MEH)，控制用油来自主机调节系统EH控制油。
汽封系统与主机汽封系统合并，排汽通过真空碟阀排入主凝汽器。
汽动给水泵组系统的功能是将除氧器水箱内的给水经前置泵和汽动给水泵增压后，依次经过各高压加热器，最后进入锅炉省煤器。
同时提供过热器减温器、再热器减温器及高压旁路减温器所需的减温水。
系统基本流程为：除氧器水箱→电泵前置泵电动给水泵→3号高压加热器→2号高压加热器→1号高压加热器→锅炉省煤器。
4.2小汽机主要技术规范4.2.1汽源4.2.1.1工作蒸汽汽源来自主机四段抽汽；4.2.1.2备用蒸汽汽源来自再热冷段蒸汽。
4.2.1.3调试用蒸汽汽源来自辅助蒸汽，压力：1.3 MPa（a），温度：350℃，辅助蒸汽流量为：～5t/h。
（空负荷）4.2.1.4汽轮机的密封蒸汽来自主机低压汽封母管的减温器之后，压力：0.12 MPa（a），温度：150～250℃；与主机共用轴封冷却器。
4.2.2汽源切换方式再热器冷端蒸汽外切换。
4.2.3排汽4.2.3.1排汽通入主凝汽器；4.2.3.2主凝汽器额定压力0.0044/0.0054 MPa（a），小汽轮机排汽平均压力为0.0066MPa（a）；4.2.3.3主凝汽器夏季压力0.0118 MPa（a），小汽轮机排汽压力为0.0135 MPa（a）。
4.2.4工作能力4.2.4.1两台汽泵并列运行能供100％BMCR的给水量；4.2.4.2一台汽泵与一台电泵并联运行能供90％BMCR的给水量；4.2.4.3一台汽泵单独运行时，能供60％BMCR的给水量。
4.2.5设计工况点4.2.5.1设计工况点为主机THA负荷工况。
4.2.5.2设计工况点轴功率为8874KW，转速为5782r/min。
4.2.6调速范围：3000～5900r/min。
4.2.7跳闸转速：6430 r/min（电子），约6360 r/min（机械）。
4.2.8转向：顺汽流看为顺时针4.2.9汽源切换点：≤40％主机负荷4.3前置泵型号：HZB253-640额定扬程： 142.5m流量： 1089.5m3/h额定转速： 1490r/min汽蚀余量： 3.4m4.4前置泵电机型号：电压：6000V电流：70.1A额定功率： 600kW额定转速： 1500r/min4.5主给水泵型号：S u l z e r H P T300-340-6s入口压力： 2.42MPa出口压力： 29.85MPa流量： 1053m3/h抽头压力： 12MPa抽头流量： 36m3/h转速： 5782r/min汽蚀余量： 22m轴功率： 9468.6kW密封形式：机械密封4.6供油装置4.6.1主油泵型号： 100YL-120T扬程： 117~128m流量： 30~85m3/h电机电压： 380V电机功率： 55kW数量： 2台4.6.2事故油泵型号： 2CY18/3.6出口压力： 0.36MPa流量： 18m3/h电机电压： 220V电机功率： 5.5kW数量： 2台5. 调试范围汽动给水泵系统调试从汽动给水泵单体调试开始，以及系统投运及动态调整等项目。
6. 调试前应具备的条件系统调试工作正式开始以前，调试人员应按附录2（调试前应具备的条件检查清单）所列内容对本系统调试应具备的条件进行全面检查，并做好纪录。
6.1 低压及辅助蒸汽系统已经冲管，并符合要求，辅汽用汽疏水正常；6.2 润滑油系统油循环结束，油质合格，油箱油位正常，冷油器通水试验合格，排烟装置及加热装置可以投用；6.3 EH 系统清洗结束，并达到规定要求； 6.4 MEH 调节系统静态调试完毕，可以投用；6.5 与单机单转有关的所有保护、联动及报警等装置整定完毕，并投入，监视仪表齐全、可靠；6.6 小机盘车装置、排汽碟阀试验合格；6.7 循环水泵及循环水系统调试完毕，符合要求； 6.8 真空泵及其系统调试完毕，符合要求； 6.9 轴封系统可投入； 6.10 大机盘车可投入；6.11 凝结水泵及其系统分部试运结束，符合要求； 6.12 小机与主泵的联轴器已脱开； 6.13 工业水系统可投入；6.14试运现场道路畅通，照明充足，通讯设备方便可用，并配备足够的消防器材。
7. 调试工作程序电动给水泵系统的调试工作可按如下所示流程图进行：8. 调试步骤8.1 汽动给水泵组试运程序8.1.1电动前置泵试运转，由安装单位在泵组试运前进行；8.1.2小汽轮机单独试运转；8.1.3汽动给水泵组试运转，采用给水再循环方式进行；8.1.4带负荷试运<整套启动试运中投用)。
8.2小机单独试运(首次试转用辅助蒸汽)8.2.1启动步骤8.2.1.1辅汽系统的投运a.首次启动采用辅助蒸汽；b.辅汽系统投用时应保持辅汽联箱的压力为0.8～1.0MPa，温度在300℃以上；c.确认主机处于盘车状态，真空系统运行正常，真空在-77kPa以上。
8.2.1.2投入油系统a.启动排烟风机，b.启动主油泵，主油泵出口油压应为1274KPa，润滑油油压应为98.1～147KPa。
8.2.1.3启动盘车装置，检查盘车转向正确，转速为80~120r/min。
第一次启动后，启、停机不再盘车，再次冲转时应在500r/min左右进行低速暖机，直至转子偏心小于7mm；8.2.1.4抽真空a.逐步打开小汽机排汽碟阀，注意凝汽器真空变化；b.碟阀全开时，小汽机真空应与大机真空一致。
8.2.1.5投入轴封系统a.全面检查小机轴封系统具备投入条件后，在连续盘车状态下开启回汽隔离阀和供汽隔离阀，同时投入大、小机轴封供汽，维持真空在允许值以上；b.向轴封送汽时，应监视轴封冒汽量，前后轴封供汽的蒸汽压力为0.0117～0.0138MPa(a)，温度为121～176.7℃。
8.2.1.6暖管a.开启低压主汽门前低压蒸汽管道上的所有疏水阀；b.开启辅汽供小机隔离门，对低压管道进行暖管，在暖管过程中应检查系统管道，阀门有无泄漏。
8.2.1.7冲转前的试验a.危急遮断装置试验将保安系统复位，危急遮断装置处于正常位置；开启速关阀及调节汽阀(供汽电动门关闭)；手拍危急遮断装置，观察速关阀及调节汽阀关闭是否正常。
b.电磁阀试验用停机电磁阀重复上述试验。
c.机械式轴向位移保护将保安系统复位，危急遮断装置处于正常位置，开启速关阀及调节汽阀(供汽电动门关闭)；推动机械式轴向位移保护拉钩，观察速关阀及调节汽阀关闭是否正常。
d.低油压试验调节油压力降至0.6MPa时，报警，联起备用油泵；润滑油压降至150kPa时，报警，联起备用油泵；润滑油压降至80kPa时，直流油泵联动；润滑油压降至40kPa时电磁阀动作，使得速关阀及调节汽阀同时快速关闭停机；润滑油压降至20kPa时，盘车装置自停；e.主汽门活动试验f.调速汽门严密性试验8.2.2冲转8.2.2.1冲转条件a.偏心度<0.076mm；b.润滑油压：0.12-0.15MPa；油温：35℃～45℃；c.主汽门前蒸汽参数：压力：0.8～1.0MPa；温度：280℃以上；d.真空在-77KPa(a)以上；e.确认小机本体疏水阀门在开启位置。
8.2.2.2冲转及升速首次启动为冷态启动，按冷态启动升速曲线(见附图)进行升速。
a.将MEH控制方式置于“手动”按“阀位增加”键，以每分钟100r/min的升速率升转速至800r/min，按“升速曲线”确定中速暖机时间，在暖机期间完成对小机动静部分及滑销系统的检查，并全面检查机组运行情况；b.按“启动升速曲线”升速至5750r／min，在此其间可调整各疏水门的开度，全面检查机组运行情况，测量记录有关参数；c.进行就地遮断及远方脱扣试验，确认其动作正常后进行有关保护试验。
8.2.2.3机械超速试验a.将危急遮断及复位装置上的隔离手柄恢复正常；b.将电超速保护转速设定值调至6200r/min；c.用升速按钮提升转速至6150±50 r/min，危急遮断器应动作，并记录动作转速值，还应观察遮断指示器指示是否正确；d.按上述步骤共做二次。
注意；若危急遮断器动作，应待小机转速降至5400r／min以下时，方可重新挂闸(就地手动或远方操作)。
8.2.2.4电超速试验a.将危急遮断及复位装置上的隔离手柄恢复正常；b.将电超速保护转速值重新设定至6090r/min；c.用升速按钮提升转速至6090r/min，保护应动作，并记录动作转速值；8.2.3停机8.2.3.1按“阀位减少”键，将转速降至3000r/min，打闸停机并记录其惰走时间，并及时打开各疏水门；8.2.3.2关小机排汽碟阀，真空至“0”后停轴封供汽；8.2.3.3其它操作按电厂运行规程执行。