350MW机组汽轮机整套启动调试措施doc.docx

350MW机组汽轮机整套启动调试措施doc.docx

《350MW机组汽轮机整套启动调试措施doc.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《350MW机组汽轮机整套启动调试措施doc.docx（35页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。

350MW机组汽轮机整套启动调试措施doc

调试措施

调试项目名称

编号：

SPCTI/CS10102300

第1页共32页

汽轮机整套启动调试措施

1.设备概况、规范、特性参数

中电投宁夏临河电厂（3×350MW）一期工程1号机组，汽轮机是东方汽轮机有限公司生产的350MW超临界、单轴、一次中间再热、双缸双排汽、直接空冷凝汽式。

机组型号为NZK350-24.2/566/566型，本汽轮机特点是采用数字电液调节系统（DEH）控制，操作简便，运行安全可靠。

1.1汽轮机规范

最大功率（VWO）：

381.56MW

主汽门前压力：

24.2MPa（a）

主汽门前温度：

566℃

主蒸汽流量：

1147.42t/h

再热主汽阀前压力：

4.534MPa（a）

再热汽阀前温度：

566℃

再热蒸汽流量：

927.446t/h

高压缸排汽压力：

5.037MPa（a）

高压缸排汽温度：

332.9℃

排汽装置背压：

14.5kPa（a）

凝汽量：

737.482t/h

额定功率：

（TRL）350MW

主汽阀前压力：

24.2MPa（a）

主汽阀前温度：

566℃

主蒸汽流量：

1114t/h

再热主汽阀前压力：

4.384MPa（a）

再热主汽阀前温度：

566℃

再热蒸汽流量：

896.682t/h

高压缸排汽压力：

4.871MPa（a）

高压缸排汽温度：

329.1℃

排汽装置背压：

33kPa（a）

凝汽量：

731.121t/h

正常运行排汽温度：

79℃

最高允许排汽温度：

120℃

回热级数：

三台高加、三台低加、一台除氧器

工作转速：

3000r/min

旋转方向：

从汽轮机向发电机方向看为逆时针

给水泵驱动方式：

电动给水泵

给水温度：

284.5℃

1.2发电机规范

发电机型号：

QFSN-350-2-20

额定容量：

412MVA

额定功率：

350MW

额定电压：

20kV

额定电流：

11886.6A

功率因数：

0.85

发电机效率：

98.95%

频率：

50Hz

绝缘等级：

F

额定转速：

3000r/min

额定励磁电流：

2287A

冷却方式：

水－氢－氢

定冷水压力：

0.20MPa

定冷水流量：

45m3/h

额定工作氢压：

0.30MPa

最高工作氢压：

0.35MPa

1.3汽轮机发电机组临界转速

轴段

一阶临界转速r/min

二阶临界转速r/min

设计值

试验值

设计值

试验值

高中压转子

1687

1645

>4000

>4000

低压转子

1760

1656

>4000

>4000

发电机转子

1343

1299

3430

3516

1.4转子及轴系振动

额定转速轴承座振动：

≤0.025mm

额定转速轴颈振动：

≤0.06mm

临界转速轴承座振动：

≤0.08mm

临界转速轴颈振动：

≤0.15mm

2.编写依据

本调试措施是依据调试大纲所涉及到的要求、制造厂的产品说明书及设计院图纸编写，并经各方讨论确认后在调试中实施。

关于系统涉及的具体操作参照相应的运行规程及有关规定执行。

2.1DL/T5437-2009颁发《火力发电建设工程启动试运及验收规程》

2.2建质[1996]111号《火电工程调整试运质量检验及评定标准》

2.3发改委DL/T863-2004《汽轮机启动调试导则》

2.4DL5009.1—2002《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）

2.5国电发[2000]589号《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

2.6《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行）

2.7东方汽轮机有限公司《汽轮机启动、运行说明书及DEH控制系统说明书》

2.8中电投宁夏临河电厂（3×350MW）一期工程汽轮发电机组有关设备的订货合同附件及原电力工业部有关规定等

2.9上海电力建设启动调整试验所质量、安全、环境管理体系文件

2.10中电投宁夏临河电厂（3×350MW）一期工程汽轮发电机组调试大纲、分系统调试，整套启动调试合同、投标书，中电投调试管理细则

3.调试目的

启动调试是安装工作的最后一道工序，通过对机组分部试转和整组启动参数调整试验，检验和考验设备的制造、安装、设计和性能，并在设备的静态、动态运转过程中及时发现问题和解决问题，消除由于各种原因可能造成的设备和系统中存在的缺陷，逐步使主、辅机设备及系统达到额定工况下的设计出力，完成机组168小时试运行，使机组能以安全、可靠、稳定的状态移交给电厂。

⑴进行机组整组启动、并网、带负荷和168小时满负荷试运行；

⑵检测与考核汽轮机在DEH控制系统下的静态、动态性能；

⑶检测与考核汽轮发电机组在各种工况下的振动状况；

⑷投用并考验机组各主要辅机及系统能否适应机组各种运行工况；

⑸记录并收集各设备和系统在各种工况下的运行参数；

⑹试验并确认主机、辅机及系统最佳的投用方式及运行方式；

⑺投用并考验机组各项自动控制装置的工作状况。

4.调试前必须具备的条件

4.1现场设备、场地、平台、楼梯、通道均应整齐。

照明充足，通讯良好。

临时脚手架、障碍物和易燃易爆物已消除。

消防设施完整，并有专人负责消防和保卫工作。

4.2厂房封闭良好，不漏水，厂房通风设备可投用。

机组的试运行区域划分明确，并作出明显标记。

与#2机组相连的系统阀门关闭、上锁、挂牌。

4.3现场需用的系统图、阀门扳手、运行日记及数据记录表格已备妥。

系统设备均已挂牌，管道保温良好，并标好色环及介质流向。

4.4参与机组启动的各方人员均已配齐，所有人员对组织分工、各自的职责都已明确，各方面（电厂、安装、调试、监理）参与启动人员的姓名、专业均以文字形式张贴现场，便于工作联系。

启动现场用红、白带围起，无专用符号者不准入内。

现场所有人员各自的行动均以不妨碍运行操作为原则。

4.5附属机械均经分部试转验收合格。

手动阀已经灵活性检查，调节阀和电动阀校验后动作正常，安全阀动作性能良好，并通过验收。

4.6受压容器均经水压试验验收合格，设备及系统管道安全阀均经校验合格。

4.7有关汽、水、油管道均已冲洗干净，油系统油质化验合格，符合机组启动要求。

4.8汽轮机润滑油、顶轴油及盘车装置试转结束，首次机组冷态启动时，应连续盘车时间应不小于24小时。

4.9汽轮机控制油系统和调节、保安系统静态调整试验合格，能满足机组启动要求。

4.10空冷凝汽器气密封性试验及真空系统灌水试验结束，真空系统具备投用条件。

4.11发电机氢、油、水系统调试结束，发电机氢系统气密性试验合格，达到行业规范规定，发电机定子冷却水水质合格。

4.12高、低压旁路冷态调试结束，能满足机组启动及事故备用的需要。

4.13汽轮机DEH控制系统、ETS保护系统、防进水保护及TSI检测装置调整试验合格，能满足机组启动的要求。

4.14系统中的测量及控制设备按要求安装到位、且校验合格。

各辅助设备和附属机械的热工信号及联锁保护校验动作正常，控制系统处于可投用状态，机、电、炉大联锁保护校验均已合格。

4.15化学已准备好充足的启动用水，仪用气系统静态调试完毕，满足投用要求。

4.16汽轮机各分系统均经过试转、验收、签证手续，记录齐全。

4.17汽轮机试验区域现场安全防护、消防、照明到位、通讯畅通。

4.18汽机试验区域场地平整、道路畅通、沟道及孔洞盖板齐全，厂区内排水畅通。

5.调试项目及工艺

5.1机组启动主要原则

5.1.1汽轮机首次启动采用中压缸启动方式。

5.1.2机组调试可分为下列三个阶段进行。

⑴机组空负荷整套试运

机组启动、定速、并网及带10％负荷暖机试运，进行下列试验：

①空冷凝汽器热态冲洗；

②机组振动监测；

③汽轮机遮断试验；

④危急遮断器注油试验；

⑤主汽门及调门严密性试验；

⑥超速试验（包括103％超速、110％超速及机械超速）；

⑦汽轮机停机时惰走时间测量。

⑵机组带负荷整套试运

机组启动、定速、并网及带负荷试运，进行下列试验：

①机组加载0%～100%负荷，并进行机组各种设备的动态投用及切换试验；

②高压加热器汽侧冲洗；

③发电机漏氢试验、

④真空严密性试验；

⑤带负荷停用高压加热器试验；

⑥汽轮机阀门功能试验；

⑦机组振动监测；

⑧机组甩负荷试验。

⑶机组168小时满负荷整套试运

5.1.3汽轮机常规启动方式为中压缸启动及高、中压缸联合启动方式，当机组打闸后再启动时，启动方式自动设置为中压缸启动方式。

5.1.4汽机启动前状态划分，根据高压内缸上半内壁温度T的高低划分：

⑴冷态：

T＜150℃100r/min/min（升速率）

⑵温态：

150℃≤T＜300℃200r/min/min（升速率）

⑶热态：

300℃≤T＜400℃300r/min/min（升速率）

⑷极热态：

T≥400℃400r/min/min（升速率）

5.1.5在采取中压缸启动方式时，必须将高、低压旁路投入自动模式，并按要求控制高、低压旁路阀门以维持设定的主汽压和再热压力，随着机组负荷增加，高、低压旁路逐渐关闭，高、低压旁路自动被置于跟踪模式。

5.1.6在采取高、中压缸联合启动方式时，高压调门开度与中压调门开度保持1：

3关系，直到中压调门全开。

5.1.7在汽机挂闸前若高压内缸上半内壁温度、高压主汽阀内壁温度小于150℃需对高压缸、高压主汽阀进行预暖。

5.1.8机组采用何种启动方式运行或机组不具备启动，也可通过机组旁路系统向空冷凝汽器进汽进行热态清洗。

5.2机组启动过程系统投用

⑴闭式循环冷却水系统

①除盐水泵已投用，并能及时向闭式水膨胀水箱补水，维持水箱正常水位。

②投用一组闭式循环冷却水水-水热交换器，另一组水-水热交换器置于备用。

③启动一台闭式循环冷却水泵，母管压力正常，另一台闭式循环冷水泵置于备用。

④根据各用户冷却水量调节情况，闭式水膨胀水箱水位置于自动补水状态。

⑵辅机循环冷却水系统

①检查机械通风冷却塔水池水位正常，注意辅机冷却水泵前池水位正常。

②当辅机循环冷却水系统静态注水完成，启动一台辅机循环冷却水泵。

③辅机循环冷却水系统投运正常，电动滤水器装置即投用，另一台辅机循环冷却水泵备用，机械通风冷却风机按需投运，注意水池水位并及时补水。

⑶辅助蒸汽系统

①辅助蒸汽系统在低温再热冷段压力不足时，由启动锅炉为辅助蒸汽提供汽源。

②当机低温再热冷段压力＞0.8MPa后，辅助蒸汽系统汽源由低温再热冷段供汽。

③当四级抽汽压力大于辅助蒸汽母管压力时，辅助蒸汽汽源可由四级抽汽提供，其它汽源应保持热备用状态（视机组运行状态决定）。

⑷润滑油系统、顶轴油系统及盘车装置

①润滑油冷油器一组投用，备用冷油器应保持充满油，防止切换时出现断油现象。

②确认润滑油箱油温大于30℃、油位正常，启动交流润滑油泵，投入直流事故油泵联锁。

检查系统润滑油压0.08MPa～0.12MPa。

③润滑油系统一旦投用，应投用一台油箱排烟风机，另一台油箱排烟风机置于备用，保持主油箱负压，使汽轮机组各道轴承回油畅通。

④启动一台顶轴油泵，检查各瓦顶轴油压力正常，如有偏离依据抬轴时油压微调。

⑤确认润滑油运行正常，发电机密封油系统投入正常运行，启动盘车装置，记录大轴偏心值（首次启动汽轮机前盘车时间应不少于24小时）。

⑥当油冷却器出口油温达40℃时，投用油冷却器冷却水及温度自动，注意冷却器出口油温在40℃～45℃内。

⑸发电机氢、油、水系统

①检查发电机密封油冷却器和滤网一台投运，另一台发电机密封油冷却器和滤网置于备用，真空油箱油位正常，油箱再循环泵投入运行。

②启动油箱真空泵，保持真空油箱真空≥-93kPa。

③启动一台主机密封油泵，另一台主机密封油泵置于备用。

检查密封油差压保持在0.056±0.02MPa内。

④根据机组启动安排，决定进行发电机气体置换，当机组启动，保证发电机内氢压至0.25MPa。

⑤检查定子冷却水冷却器和滤网一台投运，一台置于备用。

启动定子冷却水泵，调节定子冷却水泵再循环阀，氢水差压大于0.035MPa，达到额定冷却水流量要求。

⑥当密封油冷却器出口油温达40℃时，投用密封油冷却器冷却水及温度自动，注意冷却器出口油温在40℃～45℃内。

⑦当氢气冷却器出口氢温达40℃时，投用氢气冷却器冷却水及温度自动，注意冷却器出口氢温在40℃～48℃内。

⑧当定子冷却水水冷却器出口水温达35℃～40℃时，投用定子冷却水水冷却器冷却水及温度自动，注意冷却器出口水温高于氢温1～2℃。

⑹凝结水系统

①开启化学启动除盐水至凝结水管道注水阀，对凝结水管进行注水排空气，确认至除氧器上水调整站各阀及放水均关闭。

②启动一台凝结水泵以再循环方式运行。

凝结水水质不合格时，由启动排污管路排放，经化验水质合格，并回收除氧器给水箱。

③正常运行时，凝结水泵投用一台，另一台凝结水泵置于备用。

⑺除氧器给水系统

①在机组启动初期，除氧器给水箱水源由启动除盐水泵供给。

②在机组启动初期，除氧器由辅助蒸汽母管供汽，维持压力为0.1MPa～0.2MPa。

③当四抽压力大于除氧器压力，开启四抽至除氧器电动阀，采用四抽汽源加热除氧器，此时除氧器给水箱压力、温度随负荷而滑升至额定参数。

④在机组启动初期，给水由一台电动给水泵供水，根据锅炉负荷要求，再投入第二台给水泵，另一电动给水泵置于备用。

⑻回热抽汽系统

①高、低压加热器随机启动，当汽机挂闸冲转即逐一开启各级抽汽逆止及电动门。

②高压、低压加热器随机启动，高压、低压加热器汽侧疏水通过危急疏水阀排至凝汽器，机组启动初期随凝结水一起排放。

③高压、低压加热器汽侧热态冲洗，直到凝结水化学取样合格。

④高压、低压加热器危急疏水逐一切换至正常疏水，并进行加热器水位调整及投入水位自动，低压加热器正常疏水至凝汽器，高压加热器正常疏水至除氧器。

⑤加热器汽侧投运原则应按压力从低压到高压顺序进行，停运原则应按压力从高压到低压顺序进行。

⑼轴封汽及排汽装置及空冷凝汽器真空系统

①机组冷态启动的轴封汽源采用辅助蒸汽供给，机组热态启动的轴封汽源若采用辅助蒸汽，应保证辅助蒸汽温度与转子金属温度差在允许范围内。

②投用轴封汽源，注意保证轴封汽与高、中压缸端壁金属温差小于111℃，同时轴封汽应有14℃过热度。

根据汽源温度可投用低压轴封减温水，温度控制在121℃～177℃范围。

③轴封汽一旦投用，应同时投用轴封加热器风机，保证轴封加热器微真空。

④轴封加热器疏水至排汽装置水封应注水，轴封汽投用，确认排汽装置真空破坏门关闭状态并注水、启动一台汽侧真空泵，排汽装置及空冷凝汽器抽真空。

另一台真空泵置于备用。

⑤汽轮机负荷大于60％额定负荷，轴封汽由汽轮机自身蒸汽密封。

⑥轴封汽投用原则机组冷态启动先抽排汽装置及空冷凝汽器真空，后送轴封汽；热态启动先送轴封汽，后抽排汽装置及空冷凝汽器真空。

⑽汽轮机EH油系统投用

①确认EH油箱油温大于20℃，EH油箱油位正常。

②启动一台EH油泵，检查出口及母管油压正常，另一台EH油泵置于备用。

③当油箱油温达43℃时，投用油冷却器冷却水及温度自动、循环冷却油泵投运，注意冷却器出口油温在32℃～54℃内。

⑾锅炉点火前的系统检查、投运及试验

热工信号及联锁保护处于正常工作状态，DEH控制系统、ETS保护系统、TSI检测装置OE报警系统能保证机组启动的需要。

⑴化学除盐水系统投用。

⑵闭式冷却水系统投用。

⑶压缩空气系统投用

⑷辅机及开式循环冷却水系统投用。

⑸凝结水系统投用。

⑹辅助蒸汽系统投用。

⑺除氧给水系统投用，电动给水泵视锅炉要求启动。

⑻汽轮机润滑油系统、顶轴油系统及盘车装置。

⑼汽轮机控制油系统。

⑽发电机密封油系统。

⑾主蒸汽、再热汽管道及汽机本体各疏水门开启。

⑿汽轮机轴封汽及排汽装置及空冷凝汽器真空系统。

⒀发电机气体置换。

⒁汽轮机润滑油泵及顶轴油泵、发电机密封油泵联锁保护试验，试验动作正常。

⒂汽轮机遥控脱扣、就地脱扣及OPC动作试验，汽门动作正常。

5.3机组冲转前的检查

5.3.1汽水品质符合汽轮机冲转要求。

5.3.2汽轮机组在盘车状态下，转子偏心小于0.076mm，TSI测点指示准确。

5.3.3低压缸喷水系统在备用状态。

5.3.4润滑油温35℃～40℃，润滑油压0.08MPa～0.12MPa。

5.3.5高、中压缸上、下温差小于42℃。

5.3.6机组冷态启动时，调节级后高压缸内壁金属温度小于150℃时，汽轮机需进行高压缸预暖。

待调节级后高压缸内壁金属温度大于150℃时，高压缸预暖结束。

5.3.7在汽轮机冲转前，当调阀蒸汽室内壁或外壁金属温度低于150℃时，必须通过操作2号主汽阀的预启阀进行调阀室的预暖,直至调阀蒸汽室内外壁金属的温度都升至180℃以上，并且内外壁金属温差低于50℃。

5.3.8确认汽轮机高排通风阀及事故排放阀全开，高排止回阀关闭且处于自动状态。

5.3.9高、低旁投“自动”方式；低压缸喷水系统运行正常。

5.3.10在DEH上确认并检查汽轮机ETS停机保护画而没有报警

5.3.11确认机组满足冷态冲转参数：

⑴主汽压力8.73MPa，主汽温度380℃；

⑵再热汽压力1.1MPa，再热汽温度330℃；

⑶排汽装置被压≥25kPa；

⑷润滑油温35℃～40℃；

⑸高旁开度大于30%。

5.3.12汽轮机中压缸启动方式。

5.4汽轮机首次冲转

5.4.1摩擦检查：

⑴目标转速500r/min，升速率100r/min/min；

⑵汽轮机转速达到约500r/min时，按下“摩擦检查”按钮，关闭中压调门；

⑶在此期间，检查各轴承有无摩擦声；

⑷检查期间，机组不允许停转，确认高压调节阀（CV）和中压调节阀（ICV）关闭；

⑸检查完毕，且汽轮机盘车装置投入，可以冲转汽轮机；

⑹试验期间，检查并确认盘车装置投入与退出正常。

5.4.2暖机：

⑴检查并确认高压缸通风阀（VV）和事故排放阀（BDV）关闭；

⑵启动高压缸暖机程序；

⑶目标转速选定为1500r/min，选定升速率为100r/min/min，并执行；

⑷高压调节阀（CV）微微开启，转速升至500r/min，检查并确认高压缸VV阀全开；

⑸当转速升至500r/min时，高压调节阀（CV）的开度被锁定，而中压调节阀（ICV）仍将开启，使汽轮机升速至1500转/分；

⑹在暖机运行时，汽轮机转速由中压调节阀（ICV）控制；

⑺当暖机运行完成后按“HEATSOAK”下的“RESET”按钮复位，并确认；

①高压调节阀（CV）阀全关

②高压缸通风阀（VV）阀全开

⑻中速暖机期间，注意维持主蒸汽、再热蒸汽压力及温度稳定，确认机组旁路控制正常；

⑼注意监视机组TSI画面中汽缸总胀、高中压差胀、低压缸差胀、轴向位移、汽轮机润滑油温、油压、上下缸温差、高中压转子热应力以及各轴承振动在允许范围。

5.4.3目标转速选定为3000r/min，升速率为100r/min/min，并执行。

汽机升速至空载定速（FSNL），这期间应检查下列项目：

⑴汽轮机转速达2000r/min时，顶轴油泵停用，并投入热备用。

在顶轴油泵停运，注意监视润滑油系统压力正常，机组各轴承振动、回油温度正常；

⑵汽轮机转速升至3000r/min时，确认机组按照DEH自动计算暖机时间进行暖机；

⑶待汽轮机稳定运行在3000r/min，对机组进行全面检查，进行以下操作和确认；

⑷确认润滑油温以及各轴承回油温度正常，润滑油温度控制自动设定35℃～40℃之间；

⑸在升速过程中，逐步调整油涡轮的溢流阀、旁路阀、节流阀，使主油泵入口压力达0.09MPa～0.12MPa，出口油压1.75～1.85MPa，润滑油压力0.08MPa～0.12MPa；

⑹投入发电机氢气冷却器冷却水，并投入氢温自动控制，注意监视DEH氢气系统画面；

⑺确认发电机氢气系统、定冷水系统、密封油系统运行正常。

5.4.4汽轮机FSNL后，就地打闸一次。

5.4.5重新冲转至FSNL后，进行油涡轮最终整定。

确认主油泵出口油压≥1.75MPa时，停运交流油泵及直流油泵，投入交流油泵及直流油泵自动备用，检查确认汽轮机润滑油系统压力正常。

5.4.6进行危急遮断装置注油试验。

试验步骤参见《机组调节安全系统调试措施》。

5.4.7进行汽门严密性试验。

试验步骤参见《主汽门、调门严密性试验调试措施》。

5.5机组首次并网，带初负荷（5%）。

5.5.1机组并网前的准备工作：

⑴检查发电机定子冷却水系统运行正常；

⑵检查发电机密封油系统运行正常；

⑶发电机氢气系统运行正常：

发电机内氢气压力≥0.25MPa，氢气纯度≥98％，氢气冷却器投入正常；

⑷确认主变、高厂变正常运行，故障录波正常运行。

5.5.2机组并网操作参见《电气专业整套启动措施》。

5.5.4机组带初负荷暖机的时间不应少于54分钟。

5.5.5在机组带初负荷暖机期间应全面检查汽轮机振动、胀差、汽缸膨胀、轴向位移、轴承金属温度、润滑油回油温度、润滑油压、EH油压、汽缸上下壁温差等各项参数在正常范围内。

5.5.6在初始负荷暖机过程中，按《冷态启动曲线》要求适当调整燃料量控制主蒸汽温度和再热蒸汽温度。

5.6汽轮机阀切换：

5.6.1机组带初负荷暖机，确认低压旁路全关，进行中压缸启动的高压缸切换操作；

5.6.2点“阀切换”按钮，“阀切换”按钮灯亮，高压调节阀（CV）逐渐开启。

5.6.3随着高压调节阀（CV）开启，当高压调节阀开度与中压的比达到1﹕3时，“阀切换”按钮灯灭，由高压调节阀（CV）控制机组负荷，阀切换完成，总时间设置为1分钟。

5.6.4汽轮机阀切换结束，对各系统放水阀进行检查热紧。

5.6.5汽轮机阀切换过程中需注意事项：

⑴阀切换期间注意调整好锅炉燃烧以及旁路运行，尽量保持汽轮机进汽参数稳定；

⑵注意调整主蒸汽温度及高压缸金属温度之间的偏差，要保证高压缸进汽后高压缸缸体以及高压缸第一级处的热应力在允许的较小的范围内；

⑶在阀切换期间要严密监视旁路的动作情况，以保证高压缸的进汽量。

注意监视高压缸排汽温度以及阀切换时高排止回阀的开启情况；

⑷汽轮机完成阀切换后，启动一台电泵进行热备用。

5.7机组升负荷。

5.7.1机组并网带初负荷后（5%），按《冷态启动曲线》进行暖机。

5.7.2暖机结束，检查各参数正常，按《冷态启动曲线》规定增加负荷，变负荷率为0.5%额定负荷。

5.7.3负荷达到10％额定负荷时，检查中压主汽门前各级疏水阀自动关闭；机组负荷大于15％额定负荷、低压缸排汽温度正常后，低压缸喷水阀关闭。

5.7.4负荷达到20％额定负荷时，注意中压主汽门后各级疏水阀自动关闭；检查汽机侧相关投运抽汽管道及蒸汽管道上疏水情况，并进行汽、水系统及投运设备做全面检查，加强汽机各油系统巡视。

5.7.5机组负荷大于25％额定负荷，轴封汽由再热冷段供应，此时轴封汽供汽系统应处于热备用状态；当四抽压力达到0.3MPa后，开启四抽至除氧器电动阀，切换除氧器加热汽源至四抽。

5.7.6在机组负荷达到25%额定负荷后，稳定运行3小时～4小时，然后发电机解列做汽轮机超速试验。

试验步骤参见《超速试验调试措施》。

5.7.7在机组负荷30%额定负荷，检查主蒸汽和再热蒸汽温正常，