第四篇机组启停定稿.docx

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第四篇机组启停定稿

第一章机组启动前的准备

1．1总则：

1．1．1下列工作需在总工程师或运行副总主持,运行主任、专工参加下进行：

（1）机组大、小修后的启动；

（2）锅炉安全阀的校验试验；

（3）主机甩负荷试验；

（4）汽轮机调速系统试验；

（5）汽轮机超速试验；

（6）设备经重大改进的启动或有关新技术的第一次试用。

1．1．2机组禁止启动的条件

1．1．2．1机组跳闸保护有任一项失灵。

1．1．2．2主要仪表缺少或不正常，且无其它监视手段：

包括转速表、转子偏心度表、真空表、润滑油压表、振动表、主蒸汽及再热蒸汽压力、温度表、轴向位移指示表、差胀表、汽缸膨胀表、高中压内外缸温度表、轴瓦温度表、轴承回油温度表，发电机输出有功和无功功率表、电压表、电流表、频率表、同期表、励磁机电流表和电压表、汽包水位计、燃油压力表、氧量表、炉膛压力表等。

1．1．2．3DEH、ETS和DCS及主要控制系统动作不正常，影响机组启动及正常运行。

1．1．2．4汽轮机防进水保护系统不正常时。

1．1．2．5蒸汽室内的深孔热电偶与浅孔热电偶间的最大温差>83℃。

1．1．2．6高、中压缸上、下温差>41.7℃。

1．1．2．7启动盘车后，汽轮机组有金属磨擦声。

1．1．2．8汽轮机转子偏心>0.076mm,或超过原始值的0.02mm。

1．1．2．9汽轮机差胀>+15.17mm或+1.88mm（以冷态差胀是2.52mm为基础），

1．1．2．10危急保安器动作不正常。

1．1．2．11汽轮机高、中压主汽门、高、中压调门、高排逆止门、抽汽逆止门任一卡涩不能关严，调速系统工作不正常时。

1．1．2．12调速油泵、交、直流润滑油泵、顶轴油泵工作不正常。

1．1．2．13油箱油质不合格或油温低于37℃。

1．1．2．14盘车装置工作不正常。

1．1．2．15控制用气源不正常。

1．1．2．16轴封供汽不正常。

1．1．2．17锅炉安全阀、燃油速断阀经试验动作不正常时。

1．1．2．18锅炉未按规定进行水压试验或试验不合格时。

1．1．2．19保温不合格。

1．1．2．20有关联锁及保护试验和电动门试验不正常。

1．1．2．21发电机冷却系统未投运，主、高变冷却器未投运。

1．1．2．22发电机冷却水质不合格。

1．1．2．23工作票尚未完结。

1．1．2．24发电机绝缘不合格。

1．1．2．25励磁系统不正常。

1．1．3机组启动状态的规定

1．1．3．1锅炉启动状态的规定：

冷态：

锅炉无压力。

热态：

锅炉有压力。

1．1．3．2汽轮机状态的规定：

冷态：

第一级金属温度<204℃。

温、热态：

第一级金属温度>204℃。

1．1．4机组启动原则

1．1．4．1无论冷、热态启动，主蒸汽温度必须大于汽缸最高金属温度50℃以上，但不能超过额定蒸汽温度，主汽门入口处的主蒸汽至少应有56℃以上的过热度。

1．1．4．2冷态启动时，主蒸汽温度不允许大于427℃。

主蒸汽温度和压力应该处在曲线“主汽门前启动蒸汽参数要求”所示冷态启动区域；再热蒸汽的温度和压力，应符合曲线“再热蒸汽参数要求”。

凝汽器真空与再热蒸汽温度应符合“空负荷和低负荷运行导则”曲线。

且主、再热蒸汽温之差≯83℃,主、再热蒸汽两侧的温差均≯14℃。

1．1．4．3冷态启动时最大升负荷率0.75MW/min。

热态启动时,升负荷率0.75～4.5MW/min，迅速带上更大的初负荷。

正常运行中,建议负荷变化率≯4MW/min。

1．1．4．4热态启动时，主蒸汽参数应符合“主汽门前启动蒸汽参数要求”，“金属温度对应的主蒸汽温度建议（热态启动）”及“空负荷和低负荷运行导则”。

根据“启动冲转曲线”确定冲转参数及升速率和5%负荷暖机时间。

1.1.4.5转子脆性转变温度为121℃。

1．1．5四个典型的启动曲线

1．1．5．1第一级金属温度80℃时，主蒸汽参数300℃、2.45MPa、再热蒸汽温度250℃以上冲转（见冷态启动曲线）。

1．1．5．2第一级金属温度204℃时，主蒸汽参数340℃、4.5MPa、再热蒸汽温度300℃以上冲转,17分钟并列,并列后暖机，137分钟升至额定参数,182分钟至满负荷（见温态启动曲线）。

1．1．5．3第一级金属温度340℃时，主蒸汽参数410℃，6MPa，再热蒸汽温度383℃以上冲转，并列后不暖机，113分钟升至额定参数、100MW，150分钟至满负荷（见热态启动曲线）。

1．1．5．4第一级金属温度450℃的极热态时，主蒸汽参数510℃、7MPa，再热蒸汽温度482℃以上冲转，并列后根据缸温尽快增负荷（见极热态启动曲线）。

1．2机组启动前的检查与准备

1．2．1热机启动前的检查与准备

1．2．1．1所有检修工作结束，工作票已全部收回，并有详细的检修交待；

1．2．1．2现场清洁干净，道路畅通，照明良好；

1．2．1．3检查汽包水位计汽水照明良好，水位计上应有正常、高、低水位标志线，水位监视电视工作正常；

1．2．1．4检查炉膛密封、炉墙护板完好，平台、梯子、栏杆完整，无脚手架，无杂物垃圾；

1．2．1．5检查管道的吊架及支架完整牢固，弹簧吊架的固定销钉应拆除；

1．2．1．6检查炉膛火焰监视工业电视进出应灵活；

1．2．1．7检查锅炉各膨胀指示器是否在零位，并记录其初始值；

1．2．1．8检查过热器、省煤器、再热器、空气预热器等工作完毕，烟道内部无人、无杂物，受热面清洁；

1．2．1．9检查锅炉各处检查孔、人孔门严密关闭；

1．2．1．10检查各处保温良好，保护罩壳完好；

1．2．1．11检查燃烧器摆动装置灵活完整；

1．2．1．12检查烟风档板和风门的传动装置完好，开关灵活；

1．2．1．13检查燃烧室内受热面清洁、无焦渣、无杂物；

1．2．1．14从冷灰斗处（检查孔）检查内部无焦渣；

1．2．1．15检查管道上临时加装的堵板已拆除；

1．2．1．16确认检修工作所搭的接地线、短路线、工作牌、手脚架等其它安全措施已拆除，常设栅栏与警告牌已恢复；

1．2．1．17检查启动用工具、仪器、各种记录、消防工作已准备好；

1．2．1．18确认机组各动力设备绝缘良好，各辅助系统控制电源和汽源、热工及信号电源已送上，且无异常；

1．2．1．19确认信号系统正常，各指示表计、记录仪器投入完好；

1．2．1．20确认DCS及DEH工作正常，CRT显示与设备实际状态表计显示相符；

1．2．1．21确认化学已准备充足的除盐水；

1．2．1．22联系燃料人员上煤；

1．2．1．23机组联锁保护试验及开机前试验良好；

1．2．1．24各辅机转动部分无卡涩，轴承润滑油、冷却水、密封水系统正常；

1．2．1．25所有水位计、油位计均在投入状态；

1．2．1．26凉水塔、射水池及工业水池以补至正常水位；

1．2．1．27汽轮机主油箱油位正常，油循环良好，油质合格。

各动力设备油位正常；

1．2．1．28真空系统注水试验,严密性检查合格.

1．2．1．29转动机械的分部试转正常

1．2．1．30有关设备系统的冲洗完毕.

1．2．1．31调节系统和自动保护装置的调整试验完毕.

1．2．1．32阀门检查卡，检查各系统阀门位置正确。

1．2．2电气启动前的检查及准备

1．2．2．1启动前发、变线组的检查

（1）工作票全部终结且收回，临时安全措施已全部拆除，恢复常设遮拦，网门锁好，并有检修详细的书面交待及可投运结论。

（2）发电机、励磁机、主变、高变、出线开关及有关一、二次设备、回路完整良好，符合运行的条件。

发电机出口机11（机21）刀闸，励磁整流柜，高变高压侧刀闸，各TV刀闸在断开位置。

TV、TA完整无损，FMK、灭磁柜完好，位置正确。

（3）发电机水冷系统正常并投入运行，水质合格，水压、流量正常，水回路无渗水、漏水现象，检漏仪指示正常。

（对反冲洗情况应做交待）

（4）发电机.励磁机滑环应清洁无损，刷架与滑环表距离适当；电刷长度适中；联结软线完整牢固，无接地.短路现象；弹簧压力均匀，电刷在刷窝内活动自如。

（5）从窥视孔观察发电机端部照明良好，绝缘引水管无碰撞.弯曲.渗漏水及结露现象，线圈绑扎良好、垫块无松动，机壳内应干燥不潮湿。

（6）空冷室无杂物，地面干燥、清洁，冷却器无漏水及结露现象。

（7）发变组出口开关，SF6气压,操作机构液压正常、无渗漏的现象，开关周围清洁、无杂物，各连结线牢固，出口201-3（202-3）刀闸在断开位置。

（8）各仪表、保护及信号装置良好，二次结线无异常。

核对定、转子线圈及铁芯温度指示正常。

（冲转前抄录此温度）。

（9）自动柜、手动柜完整、好用，各硬操控制开关完好，位置正确，指示灯指正确。

1．2．2．2启动前的准备工作

（1）按启动状态准备好并列操作票

（2）准备好操作中所用仪器.工具

（3）联络对侧变电站准备充运凤Ⅰ（Ⅱ）线

1．2．2．3启动前发电机、变压器绝缘电阻的测量

（1）机组大、小修及临修后的绝缘电阻由检修人员测量，启动前向运行人员交待测量结果并将绝缘电阻值记录于“发电机”、“变压器”绝缘电阻记录薄内。

运行人员要作相应的测量，并对比结果，登记入册。

（2）发变组停机时间未超过48h，且未进行任何检修工作时，开机前可不测量绝缘电阻（特殊情况除外）。

（3）热态启动机组，不测量绝缘电阻（特殊情况除外）。

（4）发电机定、转子回路绝缘电阻可在通水或不通水两种情况下进行测量。

①定子绕组不通水且吹干后，其对地绝缘电阻用2500V摇表测量，其阻值不低于RtRt=R（75℃）×2（75-t）/10

R75℃=6.8MΩ

2定子绕组通水后,应用专用绝缘电阻测试仪测量,其绝缘电阻值不作规定,但测量的电阻值应与前次测量值比较,若降低到前次的1/3～1/5时，应查明原因，予以消除。

3发电机转子绕组，对地绝缘电阻用500V摇表测量，其值不得小于0.5MΩ；通水后用万用表测量，回路绝缘电阻不小于2KΩ。

4副励磁机定子绕组对地绝缘电阻用500V摇表测量，其值不得小于0.5MΩ。

5主励磁机励磁绕组对地绝缘电阻用500V摇表测量，其值不得小于0.5MΩ。

6发电机轴承对地的绝缘电阻用500V摇表测量，其值不低于0.5MΩ。

（5）变压器绝缘电阻测量，见“变压器有关章节”。

1．3机组启动前的试验

1．3．1热机启动前的试验（机组大、小修后）

（1）磨煤机润滑油系统试验；

（2）FSSSS试验

（3）火监冷却风机联锁试验；

（4）汽轮机ETS试验；

（5）汽轮机调节系统静态试验或仿真试验；

（6）送风机、吸风机、制粉系统联跳试验；

（7）机组大联锁试验；

（8）汽轮机交流润滑油泵、直流润滑油泵联锁试验，顶轴油泵、主油箱排烟风机联锁试验；

（9）给水泵联锁试验；

（10）循环水泵联锁试验；

（11）射水泵联锁试验；

（12）凝结水泵联锁试验；

（13）发电机内冷水泵、励磁机机升压泵联锁试验；

（14）高低压加热器及除氧器的保护试验；

（15）各电动门、气动门开关试验。

1．3．2发变组启动前的试验：

（1）发变线组系统的光字牌及中央音响系统试验良好。

（2）发变组出口开关，厂高变及励磁开关拉，合闸及联锁试验良好。

（3）自动励磁调节器调压试验良好，指示灯及光字牌正确，试后应在低限位置

（4）手动50Hz感应调节器调压试验良好。

（5）整流柜KQD开关拉、合闸，风扇开启及联锁试验良好。

（6）手动50Hz调节柜联锁启动试验良好。

（7）主变、厂高变冷却器运转正常、联锁试验良好。

（8）断水保护试验良好。

注：

①备用机组停机48h内开机前只做发变组出口开关FMK开关的分合闸，及联锁试验。

②检修后的机组应结合有关继电保护做相应的传动试验。

1．4发变组恢复备用：

（1）投入继电保护及自动装置的交、直流电源开关。

（2）投入发变线组有关保护。

（3）投入发电机1、2、3、4TV。

（4）投入发电机各冷却系统。

（5）开启整流柜。

（6）合上发电机出机11（机21）口刀闸。

（7）合上主变中性点接地刀闸。

（8）联系对侧冲线路。

（9）合上手动50Hz柜交流入口开关1QF（低限位置）。

（10）合上自动励磁调节柜交流开关，面板开关置相应位置。

第二章机组冷态启动

2．1机组辅助系统及设备的启动

2．1．1启动工业水系统（参照第五篇第二章）。

2．1．2启动循环水系统（参照第五篇第七章）。

2．1．3启动压缩空气系统（参照第五篇第三章）。

2．1．4启动辅助蒸汽系统运行正常。

2．1．5启动凝结水系统（参照第五篇第八章）。

2．1．6启动给水除氧系统，向除氧器上水加热。

（参照第五篇第九章）

2．1．7锅炉上水

2．1．7．1锅炉上水前投入炉底水封。

2．1．7．2锅炉上水的规定

（1）锅炉启动前上水应根据锅炉启动前阀门检查卡进行检查，并在具备启动条件得到值长上水命令后，可进行上水工作。

（2）锅炉上水前水质应符合标准，如锅炉有水应化验水质合格。

联系热工人员将水位监视电视投入运行，进水前记录锅炉各膨胀指示、汽包壁温一次，上水过程每30分钟抄录汽包壁温一次。

（3）控制锅炉上水水温与汽包壁温差大于40℃不得上水。

控制汽包上、下壁温差≯40℃。

冬季上水时间不小于4小时，其它季节2.5小时。

当上水温度接近汽包壁温时，可适当加快进水速度。

（4）锅炉上水时，省煤器再循环应处于关闭状态，停止上水时应开启。

（5）锅炉汽包承压之前，汽包壁温一定>35℃以上。

2．1．7．3上水方式（上水时应关闭过热器减温水门）

（1）给水泵上水法：

启动给水泵经旁路给水管道上水，通过旁路调节阀和给水泵转速控制进水速度。

（2）上水泵上水法：

①关闭上水泵至除氧器截止门。

②开启上水泵至主给水管道手动一、二次门，关闭二次门后疏水阀。

③检查上水箱放水门关闭，化学补水至上水箱旁路门关闭。

开启化学补水至上水箱调节门前、后截门，关闭疏水门，向上水箱补水至正常水位。

④开启上水泵入口门，启动上水泵正常后，开启出口门，经旁路给水管道上水，用旁路给水调节阀控制上水速度，注意上水泵不得超电流。

⑤汽包水位上至-100mm处停止上水，停止上水泵或给水泵，开启省煤器再循环门，关闭空气门、向空排汽门。

⑥锅炉水位上至点火水位，校对水位计，检查有关阀门关闭严密，两侧汽包水位有无变化。

2．1．8锅炉底部加热

（1）锅炉上水完毕，对锅炉进行全面检查，一切正常后，汇报值长，方可投底部加热。

（2）投停底部加热的步骤见第五篇第十四章。

（3）蒸汽加热投入后，应加强对汽压和汽包上、下壁温差的监视。

当汽包下壁温度升至100～120℃时，停止底部加热。

由化学进行炉水化验合格后，锅炉方可点火。

（4）当汽包压力升至0.15～0.2MPa时,关闭汽包及过热器空气门。

（5）锅炉采用下部联箱放水时，应停止底部加热。

2．1．9启动汽轮机交流润滑油泵进行油循环，直至化验油质合格，直流润滑油泵置“备用”位，将油温升至35℃以上。

2．1．10汽轮机启动前应投入盘车运行至少4h以上，盘车期间，发电机盘根冷却水用化学除盐水。

2．1．11启动发电机内冷水系统，向发电机通水，通知化学化验内冷水质合格。

（参照第五篇第六章）。

关闭化学除盐水至发电机盘根冷却水。

2．1．12投入发电机空冷系统。

2．1．13点火前24h，电除尘器绝缘子投加热，灰斗提前4h投加热。

2．1．14根据环境温度提前启动燃油泵运行，锅炉炉前燃油循环，调整油压3MPa。

2．1．15启动风烟系统，视情况投入引风自动。

2．1．16启动输粉机向本炉输粉，粉仓粉位至可见粉位。

2．2锅炉点火

2．2．1联系热工解除机跳炉保护。

投入锅炉主保护。

2．2．2轴封管道疏水暖管正常后启动轴加风机，汽轮机投轴封。

2．2．3启动射水泵，凝汽器抽真空，低加随机抽真空。

确认汽机本体疏水各阀门位置正确，真空至40Kpa时，锅炉点火。

2．2．4炉膛吹扫

2．2．4．1炉膛吹扫条件：

（1）A、B空预器同时运行；

（2）有送风机运行，且相应挡板打开；

（3）有引风机运行且相应挡板打开；

（4）所有油角阀关闭；

（5）主油阀关；

（6）无MFT指令；

（7）所有给粉机停；

（8）排粉机均停；

（9）除尘器跳闸；

（10）汽包水位正常；

（11）火检指示无火；

（12）二次风门挡板未关；

（13）风量>30%；

（14）火检冷却风压正常。

2．2．4．2确认FSSS盘锅炉吹扫条件具备“允许吹扫”指示灯亮，按“吹扫启动”按钮，自动计时5min，“吹扫完成”指示灯亮，MFT复位。

2．2．4．3恢复炉前燃油系统至正常运行方式，关闭进油速断阀和回油速断阀，启动油泄漏试验，合格后开启进油速断阀和回油速断阀，“允许点火指示”灯亮。

2．2．5锅炉点火升温升压

2．2．5．1投入空预器冷端连续吹灰，以防受热元件积灰。

2．2．5．2调整引、送风机风量，使总风量>35%的额定风量，保持炉膛负压-20~-50Pa，投入引风机自动，对角点燃下层两只油枪，调整相应的二次风门，检查油枪着火良好，15min后，按先投后停的原则切换另两只下层油枪。

2．2．5．3下排四只油枪投入后，通过炉膛火焰监视器和就地观察孔，观察炉内燃烧情况并进行调整。

2．3．5．4当I、II级旁路暖管后投入旁路系统。

先投Ⅲ级，再投Ⅱ级，最后投Ⅰ级，先投减压，后投减温。

根据实际情况调整旁路开度。

应尽量保持Ⅱ级全开，避免中压主汽门前起压力。

投旁路时应注意其减温水压力是否允许，必要时应联系热工解除条件。

2．2．5．5根据升压需要，投上排四只油枪，根据燃烧情况调整风量，保持油压3MPa。

2．2．5．6保持汽包水位正常，若水位高应定排放水。

根据水位情况启动给水泵，用给水旁路调节进水。

上水时，关闭省煤器再循环门。

2．2．5．7升温、升压速度按锅炉冷态启动要求进行

（1）锅炉升温、升压应缓慢均匀，严格控制饱和温度上升速度不大于1℃/分，瞬间不大于2℃/min，严格监视汽包上、下壁温差不超过40℃，若有超限趋势，立即减慢升压速度或停止升压，适当开大Ⅰ级旁路，加强定排放水（定排时应停止底部加热）

（2）锅炉点火至机组并列过程中，汽包壁温每30min应抄表一次。

（3）主汽压0.1MPa,检查确认主汽门前疏水门在开启位置,检查高中压主汽门、高排逆止门的严密性,防止冷水、冷汽进入汽轮机。

（4）压力升至0.1～0.3MPa时，冲洗汽包水位计，校对水位表，通知热工冲洗表管，关闭炉顶空气门。

（5）根据汽包壁温差情况，开启水冷壁下联箱定期排污门适当放水，使各部受热均匀，尽快建立水循环，排污前应关闭底部加热进汽门。

（6）压力升至0.3～0.5MPa时，通知检修热紧螺丝，进行定期排污；一般汽包压力0.5～1MPa左右时停止底部加热。

（7）低再进口压力升至0.3～0.5MPa。

（8）压力升至0．5~1．0MPa时，通知化学人员化验蒸汽品质，根据化学要求投入连排。

汽包上下壁温差逐渐减小时，应停止锅炉定期排污。

2．2．5．8当空气预热器出口风温达到150℃，对流过热器后烟温350℃以上，启动A排粉机及A制粉系统，对角投入下层喷燃器，适当调整一、二次风量，保持A排粉机出口风压2．6～3KPa，根据汽温情况如需投入减温水时应联系热工强制投减温水条件。

FSSS投粉允许条件：

①一次风压正常；

②二次风温满足；

③下层油枪均运行。

（4取3）（#2炉无此条件）

2．2．5．9锅炉投粉应尽量在并列后进行。

如在热态或极热态启动中必须提前投粉时，一定要联系热工解除MFT条件中“汽轮机跳闸”。

2．2．5．10检查各部膨胀指示器，并做好记录，发现异常，应停止升压查明情况，进行调整，正常后方可继续升压，记录膨胀指示器可在下列情况下进行：

锅炉上水前、后；汽压0．5MPa时；汽压0．6MPa时；汽压1．0MPa时；汽压10MPa时；达到额定参数和满负荷时。

2．2．5．11汽压升至2.．45MPa，主蒸汽温度300℃，再热汽温250℃，主、再汽温两侧之差不大于14℃,化验蒸汽品质合格，锅炉各部位正常，汽轮机可冲转。

2．2．5．12汽轮机冲转时锅炉的操作：

（1）保持蒸汽参数稳定；锅炉维持低水位（-50mm），防止冲转后锅炉水位上升过多。

（2）调节燃油量及粉量，稳定冲转要求的参数，根据情况决定是否停止煤粉喷燃器。

（3）炉膛出口烟温应<538℃。

（4）过热器向空排汽门打至“自动”位置。

2．3汽轮机冲转

2．3．1检查汽轮机保护ETS系统投入正常。

2．3．2DEH盘面检查。

（1）高、中压主汽门，高、中压调门均在关闭位置；

（2）盘车指示灯亮，转速指示3r/min，功率指示0；

（3）脱扣指示灯亮；

（4）自动/手动钥匙开关在“自动”位置；

（5）超速保护钥匙开关在“投入”位置；

（6）“单阀控制”按钮灯亮；

（7）“功率回路投入”、“压力回路投入”在退出位置，“转速回路”在投入位置；

（8）TPC方式均退出。

2．3．3机组冲转的条件及准备

2．3．3．1汽轮机冷态冲转蒸汽参数：

主蒸汽压力2.45MPa,主蒸汽温度300℃,再热汽温250℃，再热蒸汽压力0.37～0.4MPa,主、再热两侧蒸汽温差<14℃，冲转时再热蒸汽压力不允许>0.828MPa。

2．3．3．2在DCS-CRT、DEH-CRT上检查主蒸汽压力、温度符合汽机冲转要求。

2．3．3．3汽轮机在盘车状态，显示盘“盘车”灯亮，盘车电流正常，盘车连续运行不少于4小时。

2．3．3．4给水泵启动后高加注水，随机启动。

2．3．3．5确认汽轮机本体至危急疏水扩容器的所有疏水阀开启，高低压加热器通水正常，加热器疏水系统采用逐级自流方式，各加热器危急疏水电动门在“自动”位。

2．3．3．6凝汽器真空尽可能高。

凝汽器压力应在18.6KPa（绝对压力）以下。

2．3．3．7检查低压缸排汽喷水阀在“自动”，凝结水压力正常。

2．3．3．8检查给水泵最小流量再循环阀在“自动”。

2．3．3．9检查轴加出口凝结水最小流量再循环阀在“自动”。

2．3．3．10检查凝汽器热水井水位控制在“自动”，水位正常。

2．3．3．11汽轮机本体及主、再热蒸汽管道疏水控制在“自动”。

2．3．3．12检查汽轮机润滑油温38~42℃。

2．3．3．13汽轮机润滑油压力0.08~0.15MPa，调速油压1.8MPa以上。

2．3．3．14检查大轴偏心值≯0.076mm，且小于原始值的0.02mm。

2．3．3．15检查汽轮机差胀正常。

2．3．3．16检查汽轮机上、下缸温差正常。

2．3．3．17检查发电机冷却水系统运行正常。

2．3．4汽轮机“操作员自动方式”冲转操作

2．3．4．1把手动、自动钥匙开关打至“自动”。

2．3．4．2在“控制方式”项目中选“操作员自动”。

2．3．4．3在DEH操作盘按下“挂闸”按钮，并保持2s，检查中压主汽门自动全开。

开启一、二、四、五抽汽电动门，并投自动，检查开启一、二、四、五抽汽逆止门，并投自动。

2．3．4．4在DEH盘上按下“TV控制”，按下“单阀控制”，检查高压调节汽门全开。

2．3．4．5