启动调试大纲解析.docx

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启动调试大纲解析

兖州煤业榆林能化公司60万吨甲醇项目

热电站系统工程50MW汽轮发电机组

启动调试大纲

编制：

毛玉祥张猛

审核：

汪飞沈宝昌

批准：

常昶桂宏

编制单位：

南京下关电力实业总公司兖矿新陆建设发展有限公司

编制时间：

二〇〇七年八月二十八日

第一篇启动调试总体安排

一编制依据

二调试目的

三工程概况

四职责分工

五组织机构

六调试计划

七主要仪器、仪表

八整套设备启动的注意事项

第二篇锅炉启动调试

一调试对象及范围

二调试前应具备的条件及准备工作

三调试步骤、作业程序

四锅炉运行的控制与调整

五事故紧急停炉和故障停炉

六安全技术措施

第三篇汽轮机组启动调试

一调试对象及范围

二调试前应具备的条件及准备工作

三调试步骤、作业程序

四汽轮机的正常运行参数

五紧急停机

第四篇热工仪表及控制装置的系统调试

一热工仪表及控制装置系统调试的条件

二热工仪表及控制装置的系统调试

三安全注意事项

第五篇电气设备启动调试

一概述

二设备规范

三启动调试流程

四启动前的准备工作

五倒送电试同期

六发电机试验

七试同期试验

八并网

九测量轴电压及主变、发电机六角图

十甩负荷试验

第六篇全厂设备整体启动调试

一机组整体启动的条件

二整套设备启动调试的电气运行方式

三整体启动调试主要顺序

四整体调试工作

五试运行期间安全注意事项

第七篇质量策划及安全

一质量目标

二质量计划

三分系统调试措施

四危险源辨识及应急预案

第一篇启动调试总体安排

一编制依据

1.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》。

1.2《火电工程启动调试规程》。

1.3《电力基本建设施工及验收规范》DL5011-92（汽机篇）

1.4《电力基本建设施工及验收规范》DL/T5047-95（锅炉机组篇）

1.5《电力基本建设施工及验收规范》SDJ179-90（热工仪表及控制装置篇）

1.6《电力基本建设施工及验收规范》电气装置篇

1.7设计院设计图纸及技术要求。

1.8电厂主辅设备制造厂家出厂说明书、技术条件、出厂试验报告等资料。

1.9有关安装单位提供的安装技术记录，设计变更等安装资料。

1.10电厂编制的各专业运行规程及有关规章制度。

二调试目的

按部颁《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》的有关规定要求，对施工、设计和设备质量进行考核，检查设备是否能达到额定出力，是否符合设计要求。

三工程概况：

兖州煤业榆林能化公司60万吨甲醇项目热电站系统工程新安装一台50MW抽汽凝汽式汽轮发电机组。

汽轮机型号为C50-8.83/0.98型，制造厂为中国长江动力公司（集团）武汉汽轮发电机厂；发电机型号为WX18Z-054型，制造厂为山东济南发电设备厂。

主要设备概况如下：

3.1锅炉：

型号：

DGJ260/9.8-I1

额定蒸发量：

260t/h

锅筒压力：

11.43MPa

额定蒸汽压力：

9.8MPa

额定蒸汽温度：

540±5℃

给水温度：

220℃

切高压加热器：

160℃

空气预热器进口温度：

20℃

3.2汽轮机：

型号：

C50-8.83/0.98

额定功率：

50MW

汽轮机额定转速：

　　　3000r/min

汽轮机转子转向：

顺时针

主汽门前进汽压力：

8.83MPa

主汽门前进汽温度：

535℃

抽汽压力调整范围：

0.8～1.3MPa

最大凝汽工况：

251.5t/h　

3.3发电机：

型号：

WX18Z-054

额定转速：

3000r/min

频率：

50HZ

额定功率：

50000KW

制造厂：

山东济南发电设备厂

四职责分工

4.1机组整套启动前建设单位应组建启动验收委员会，启动验收委员会主任由集团公司和建设单位委任。

委员会委员由建设单位、监理、安装施工单位、调试单位代表组成，启动验收委员会决策启动调试中重要问题和主要方案。

协调启动调试的外部条件及主持启动验收交接工作。

4.2集团公司和建设单位指定启动调试总指挥一名，副总指挥若干名，其工作自分部试运行至整套设备启动调试结束。

总指挥在启动验收委员会领导下主持机组启动调试的常务工作，为启动调试的总负责人，审批主要启动调试方案及措施，主持定期的启动调试协调会议，监督启动调试的质量、进度的完成。

4.3启动验收委员会下设试运指挥组，试运指挥组为现场启动指挥机构，发布设备及系统的启动、停运指令，由调试、建设、施工单位负责人组成。

组长由调试单位负责人担任，副组长由安装和建设（生产）单位负责人担任。

4.4调试单位负责制定整套启动与所承担的分系统调试、试运方案措施，并组织实施。

4.5安装单位负责分部试运工作和整套启动期间设备与系统的维护、消缺、因安装质量引起的设备及系统的检修以及调试临时设施的制作、安装和系统恢复等工作。

4.6建设单位负责电厂在启动调试期间，根据调试要求，按照运行规程负责运行操作。

同时，建设单位明确各有关单位的工作关系，建立各项工作制度，协助启动调试委员会做好组织协调工作。

4.7建筑单位负责全厂土建工程的质量和完工程度，负责水、暖、卫、道、照明等的完善，不应影响分部试运及整套启动。

五组织机构

试运指挥组组长：

汪飞、何卫新、王明强

锅炉调试小组：

胡庭贵、付富贵、朱心林、王俊、季富强、袁民强

汽机调试小组：

刘正安、虞立清、陆建平、林松海、王永刚

热控调试小组：

汪飞、黄伯平、黄中余、禹立功、董伟、管有峰

电气调试小组：

包越、贾玉成、许道平、顾宝成、谢宝鼎、谷永红

六调试计划

根据榆林能化甲醇项目热电站系统实际情况，确定调试时间为：

2007年9月16日至2007年9月30日，共计15天（见网络图）。

七主要仪器、仪表

三相继电保护测试仪、直流升压器、交流升压器、接触电阻测试仪、智能电机测试仪、相序表、相位表、标准电流表、标准电压表、401电秒表、核相棒测振仪、皮托管、微压计、差压计、记录仪、信号发生器、摇表、压力校验仪、真空校验仪、标准压力表（一套）、数字万用表

八整套设备启动调试的注意事项

8.1一切行动听指挥，有关人员应各自坚守岗位，忠于职守，做好工作。

8.2严格遵守出入现场制度，无关人员不得进入调试现场。

8.3调试启动过程中，一旦发生异常，应按电厂现场事故处理规定进行。

8.4未尽事宜按照规程和启动调试委员会的统一安排执行。

第二篇锅炉启动调试

一、调试对象及范围

兖州煤业榆林能化公司60万吨甲醇项目热电站系统工程#１锅炉是东方锅炉工业集团有限公司生产DGJ260/9.8-I1型单锅筒、单炉膛、高压自然循环锅炉。

燃烧器四角布置、切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、室外布置的全钢构架，采用紧身封闭。

锅炉出口布置屏式过热器，水平烟道布置两级过热器，两级减温器分别布置在屏式过热器前和过热器冷、热段之间。

炉膛断面呈正方形为9024×8224mm。

正四角布置角置式煤粉燃烧器，采用“水平浓淡”煤粉燃烧器。

喷嘴自下而上排列顺序为：

其中有3层一次风喷口（一层备用，一次风喷口四周布置有周界风），4层二次风喷口，下二次风喷口内布置有高能点火装置和稳燃油枪，一层顶二次风喷口，顶二次风喷口反切12°。

最下层布置化工废气喷口。

假想切圆逆时针旋转，直径为Ф606mm。

锅炉主要工作参数表

名称

单位

数值

额定蒸发量

t/h

260

锅筒压力

MPa

11.43

额定蒸汽压力

MPa

9.8

额定蒸汽温度

℃

540±5

给水温度

℃

220

切高压加热器

℃

160

空气预热器进口温度

℃

20

调试范围：

1锅炉及其辅助系统

1.1炉前燃油系统

1.2锅炉烟风系统

1.3锅炉汽水系统

1.4锅炉减温水系统

1.5制粉设备及其系统

1.6锅炉疏排水系统

1.7锅炉尾部大梁冷却系统

1.8吹灰系统

2.与以上系统及其辅机相关的热工信号、联锁保护、程控及自动控制系统。

3.调试方法、工艺或流程

按锅炉升温、升压曲线，进行锅炉点火、升压工作,逐步投入锅炉各附属设备及相关系统，使锅炉达到满负荷安全稳定运行，完成锅炉72+24小时试运行。

在锅炉试运行过程中，进行有关锅炉调整试验工作并配合热工专业投入相关保护及自动控制系统。

二、调试前应具备的条件及准备工作

2.1调试前应具备的条件

2.1.1锅炉酸洗结束，临时管道恢复正式系统。

2.1.2前阶段发现的缺陷及影响启动的结尾工作、整改项目均已处理完毕。

2.1.3锅炉本体的刚性梁良好，各部的膨胀指示器良好，刻度清楚，基准点指示正确。

2.1.4锅炉本体的平台、扶梯、栏杆及护板完好，通道畅通，现场整洁，沟道盖板齐全，临时设施及脚手架已拆除，施工杂物清理干净。

2.1.5设备和系统的安装、保温、油漆工作全部结束。

2.1.6通风、照明（包括事故照明）及消防设施齐全、可靠。

2.1.7锅炉所有电动门、调整门及风、烟挡板开关灵活，开度指示正确，手动门应开关灵活，操作安全、方便，标示牌正确齐全。

2.1.8锅炉所有辅机经试转且验收合格。

2.1.9动力场试验结束

2.1.10严密性试验结束

2.1.11安全门校验结束

2.1.12主蒸汽管道吹扫合格且管道复装结束

2.1.13下列系统及设备应具备投入正常运行条件：

2.1.13.1燃烧设备。

2.1.13.2主蒸汽系统。

2.1.13.3给水及减温水系统。

2.1.13.4烟风系统。

2.1.13.5燃油系统及自动点火装置。

2.1.13.6制粉系统及其润滑油系统。

2.1.13.7锅炉热工仪表及监控保护、联锁系统。

2.1.13.8锅炉蒸汽吹灰系统。

2.1.13.9锅炉出灰、出渣系统。

2.1.13.10灰渣沟清理干净、畅通，地沟盖板完好。

2.1.13.11运行所需的记录表格，系统图应齐全。

2.2调试前的检查及准备工作。

2.2.1锅炉的启动应得到启动指挥部的批准。

批准点火的锅炉应该是经验收合格的锅炉，验收工作应有运行人员参加，此后安装人员不得进入炉膛或烟道内工作，并不得再操作设备。

2.2.2锅炉点火前，运行班长应布置各专职人员按″锅炉运行规程″的要求，对锅炉各系统及所属设备进行全面的检查，将发现的问题汇报启动指挥部，及时联系消缺。

2.2.3联锁保护试验

2.2.3.1锅炉总联锁试验（辅机联锁）及相应的热工保护联锁。

2.2.3.2锅炉安全保护系统试验（FSSS模拟信号和实际传动校验）。

三.调试步骤、作业程序

3.1锅炉上水

3.1.1汽包就地水位计投入，且照明良好、清晰，否则不予上水。

3.1.2上水的水质应经化验合格，其温度<90℃。

当水温接近汽包壁温时，可以加快进水速度。

3.1.3控制进水温度与汽包壁温度差≯50℃，否则不得进水。

3.1.4上水前/后应记录汽包及上/下水冷壁联箱的膨胀指示值。

3.1.5水位上至汽包水位计-100mm时，停止上水，注意水位应无变化，否则要查明原因。

3.2联系值长、化学、燃料等专业，准备锅炉点火。

3.3启动燃油泵，燃油系统打循环至炉前。

3.4启动吸风机、送风机，开启所有二次风门挡板，保持炉膛负压–50Pa左右，通风5分钟（通风量应为满负荷的风量的30%以上）。

3.5接锅炉可以点火命令后，将燃油压力调整到规定值2.45MPa，投入自动点火装置，锅炉点火后，应及时到就地检查油枪的着火情况，相应调整风量，投火嘴。

3.6启动过程中应控制的技术参数指标

3.6.1汽包上下壁温差≤50℃。

3.6.2各部烟温，汽温和管壁温度正常（屏过壁温≤600℃，高过壁温≤580℃）。

3.7点火后，汽包水位会升高，此时应进行定期排污，对膨胀小的联箱要加强排污。

3.8升压过程中，应开启过热器集箱上的疏水门、对空排汽门，使过热器得到足够的冷却。

严禁关小过热器集箱上的疏水门、对空排汽门，以免过热器管壁温度急剧升高，注意监视各温度测点的变化，防止过热器壁温超限。

3.9当汽包压力升到0.1～0.2MPa时，应冲洗汽包水位计，并验证其指示的准确性。

3.10当汽包压力达到0.2～0.3MPa时，关闭各路空气门，联系冲洗压力表管路，化验炉水品质，锅炉投入连续排污；

3.11当汽包压力到0.5MPa时，通知相关人员紧汽包人孔、水位计螺丝，抄录膨胀指示。

3.12当空预器出口风温达150℃以上，高过后烟温达350℃以上，可启动制粉系统。

3.13当汽包压力到5.0MPa、9.8MPa时抄录膨胀指示值，全面检查汽水系统、主要设备和仪表应良好。

3.14锅炉蒸汽流量达到160t/h时，视锅炉燃烧情况逐步撤油枪，投除尘器。

有关自动控制系统。

3.15锅炉蒸汽流量达到200t/h以上时，配合热工专业逐步投入。

3.16整套启动中注意事项

3.16.1应特别注意汽包水位和燃烧情况的变化，及时进行调整，主火嘴投用应适当开启二次风门，以免未燃尽煤粉在烟道内沉积。

3.16.2加强与汽机运行人员的联系，在锅炉指标允许的前提下，升压升温速度应满足汽机运行的要求。

3.16.3严格控制升温升压速度，炉膛热负荷分布应均匀，油枪和火嘴尽量对称投停。

3.16.4为防止发生尾部烟道二次燃烧。

3.16.4.1初次点火不着火或燃烧不良，应停炉通风5～10分钟，查明原因方可重新点火。

3.16.4.2应经常监视和检查炉膛着火、油枪雾化及煤粉着火情况，防止冒黑烟和油枪漏油等现象。

3.16.4.3须加强监视烟道各点烟温,发现异常应立即处理。

3.16.4.4防止锅炉爆燃放炮，若投煤粉火嘴不着火，应立即停相应的给煤机，查明原因后再投，试投三次不着火，锅炉应加强通风10分钟。

3.16.4.5密切监视汽包水位，进行定期排污时要加强联系。

3.16.4.6启动制粉系统时，应对系统进行充分的暖管，煤粉细度R90控制在18～22%范围内（详见制粉系统调试措施），并应注意炉膛的燃烧情况。

四、锅炉运行的控制与调整

4.1主要安全经济指标

4.1.1汽包水位：

正常在0±30mm，最大≤±50mm

4.1.2主汽压力：

≤9.8MPa

4.1.3主汽温度：

≤℃

4.1.4过热器两侧蒸汽温度差≤20℃或两侧烟温差≤50℃

4.1.5炉膛负压-40～-60Pa

4.1.6炉膛出口烟气含氧量：

4～6%

4.2燃烧调整

4.2.1应经常检查火嘴的来粉和着火情况，风、粉配合要合理，炉膛火焰不偏斜。

4.2.2四角切圆燃烧，应对角投用火嘴，避免“缺角”运行。

4.2.3给粉量的增减应缓慢，二次风的调整及时跟上，以保持锅炉燃烧稳定。

4.2.4锅炉低负荷全燃油及煤—油混烧阶段应密切注意尾部烟道各点的烟温变化，发现不正常的升高情况，应采取果断措施。

4.3主汽汽温的调节

4.3.1保持汽温稳定，首先要保证锅炉燃烧的稳定，司炉应掌握各种运行方式下的汽温变化规律，预先调整，以免被动。

4.3.2汽温的调节手段应留有余量，根据实际情况进行锅炉的吹灰工作。

4.3.3减温水量的变化应缓慢，不可猛开猛关。

4.3.4经常校对主蒸汽和母管蒸汽参数，满足汽机对蒸汽温度的要求。

4.4水位的控制与调整

4.4.1经常注意给水流量和蒸汽流量的差值，如有不正常情况应查明原因及时处理。

4.4.2各水位表计的指示应一致，定时校验上/下水位计，以汽包就地水位计为准。

发现水位计模糊不清应立即进行冲洗，严防由于表计的失灵而误判断造成锅炉满、缺水事故的发生。

五、事故紧急停炉和故障停炉

5.1遇有下列情况，锅炉机组应紧急停炉。

5.1.1汽包水位超过+200mm或低于-250mm。

5.1.2炉管爆破，不能维持正常水位时。

5.1.3给水泵故障，造成给水中断时。

5.1.4主给水管道、主蒸汽管道发生爆破时。

5.1.5所有水位计全部失灵或者损坏时。

5.1.6炉膛灭火时。

5.1.7烟道发生二次燃烧，使排烟温度不正常升高时。

5.1.8锅炉爆燃，设备遭到严重损坏时。

5.1.9安全门动作后不回座，压力下降造成汽温大幅度变化时。

5.1.10压力达到安全门动作值，而安全门拒动，向空排汽门无法打开时。

5.1.11厂房内发生火警，直接影响到机组的安全运行时。

5..2紧急停炉步骤:

5.2.1通知值长锅炉准备紧急停炉。

5.2.2立即操作"手动MFT"按钮，并注意检查点火油及给粉、制粉系统是否切断，此时炉内应无火焰。

立即关闭过热器出口集箱电动门。

5.2.3解列有关自动，保持汽包水位，关闭过热器的减温水门，维持炉膛负压-50Pa进行锅炉通风。

5.2.4根据具体情况按″锅炉运行规程″的规定进行处理。

5..3遇有下列情况，应停止锅炉的运行。

5.3.1锅炉水冷壁、省煤器、过热器泄漏时。

5.3.2锅炉主汽温度或管壁温度超过限值，经多方设法调整或降负荷运行仍无法恢复正常时。

5.3.3锅炉给水、炉水及蒸汽品质严重恶化，经努力调整，仍无法恢复正常时。

5.3.4锅炉严重结焦或结灰，经努力清除仍难以维持正常运行时。

5.3.5锅炉承压部件泄漏，无法消除时。

5.3.6上述情况的停炉时间由启动指挥部决定。

5.4停炉过程中的注意事项：

5.4.1在低负荷运行状态时，应特别注意风、煤的配比与锅炉的燃烧情况，必要时可投油枪助燃。

5.4.2一次风压应维持稳定，随着负荷的降低，必须及时调整一、二次风量。

5.14.3低负荷时应尽量少用减温水。

5.4.4严格控制煤粉细度，一般R90在18～22%范围内。

5.4.5主蒸汽流量降至160t/h时投用油枪助燃。

5.4.6在锅炉滑停过程中，汽包壁上/下壁温差应≤50℃,否则应减慢降压速度。

5.4.7停炉前，应预先关闭过热器减温水总门。

5.4.8锅炉熄火后立即关闭炉膛各门孔，并且连续上水。

主汽门关闭后全开过热器疏水，控制降压速度，锅炉开始降压。

5.4.9锅炉熄火后通风5分钟停送风机，再经过5分钟后停引风机，关闭各电动门、疏水门、人孔门、烟道挡板锅炉。

停炉4～6小时后开引风机挡板通风自然冷却熄火10小时后方可以开引风机强迫通风。

六.安全技术措施

6.1锅炉点火后，应密切注视锅炉尾部各段烟温变化，防止发生二次燃烧现象。

6.2制粉系统投用后，应定时检查磨煤机润滑情况，确保磨煤机润滑油系统、冷却水系统工作正常，轴承温度80℃，并密切注意制粉系统各处温度，防止发生积粉自燃及制粉系统爆炸现象。

6.3锅炉运行人员应做好事故预想，防止锅炉爆燃、放炮现象发生。

6.4其余不尽事项，按安规及锅炉事故处理规程进行处理。

附图：

升温升压曲线

冷态启动曲线

热态启动曲线

第三篇汽轮机组启动调试

一、调试对象及范围

兖州煤业榆林能化公司60万吨甲醇项目热电站的汽轮机系统调试，汽轮机型号为C50-8.83/0.98型，制造厂为中国长江动力公司（集团）武汉汽轮发电机厂。

主要设备概况如下：

型号：

C50-8.83/0.98

额定功率：

50MW

汽轮机额定转速：

　　3000r/min

汽轮机转子转向：

顺时针

主汽门前进汽压力：

8.83MPa

主汽门前进汽温度：

535℃

抽汽压力调整范围：

0.8～1.3MPa

最大凝汽工况：

251.5t/h：

1、调试范围：

1.1凝结水系统

1.2除氧给水系统

1.3主机润滑油及顶轴油系统

1.4主机盘车装置

1.5主机调节安全系统

1.6主机控制油系统

1.7抽汽回热系统

1.8真空系统

1.9轴封系统

1.10以上系统及其辅机相关的热工信号、联锁保护、程控及自动控制系统。

二、调试前应具备的条件及准备工作

2.1调试前应具备的条件

2.1.1场地平整，道路畅通，各运转层的梯子、栏杆应装好，沟道及孔洞盖板齐全，现场清理干净。

2.1.2各排水沟畅通。

2.1.3现场应有工作照明和事故照明，应能自动投入。

2.1.4通讯设备投入使用。

2.1.5现场应有充足的灭火消防器材，且随时处于可用状态。

2.1.6所有将要投入试运的设备，包括其热工和电气部分都要按图纸要求安装、调试完毕。

2.1.7完成必要的更改和变更项目主要安装数据记录齐全。

2.1.8汽机启动前，应组织各方人员对上述条件进行联合检查。

2.1.9电厂运行人员应配备齐全，并应经考试合格上岗，服从调试人员指挥。

2.1.10电厂应准备机组启动所需的工具，如扳手、手电筒、记录纸、测速、测振设备工具等。

2.1.11参加机组启动试验的各方人员应配齐，职责分工，明确，服从调试人员统一指挥，调试人员必须服从调试总指挥的统一指挥。

2.1.12有关系统应有明确的标志及介质流向，所有阀门应挂牌。

2.2调试前的检查

2.2.1向DEH系统供电，检查各功能模块的功能是否正常；

2.2.2检查集控室及就地仪表能否正常工作；

2.2.3检查油箱，油位指示器应显示在最高油位，并进行油位报警试验；

2.2.4检查油系统各油泵工作性能，电气控制系统必须保证各油泵能正常互投；

2.2.5检查润滑油、高压油系统应严密无渗油现象；

2.2.6检查顶轴油泵工作情况，是否能顶起轴承形成油膜；

2.2.7启动排烟风机，检查风机工作性能。

风机工作时，油箱内负压应维持在微负压，油箱负压不宜过高，否则易造成油中进水和吸粉尘。

2.2.8检查调节、保安系统各部件的工作性能能否满足要求；

2.2.9检查润滑油供油系统各部件的工作性能能否满足要求；

2.2.10启动顶轴油泵后，测定各轴顶轴油压并锁定，确信转子已顶起方可进行盘车投入。

2.2.11.投盘车后，并监听内部有无摩擦声；

2.2.12.检查疏水系统各电动截止阀能否正常工作，并进行系统正常开关试验；

2.2.13.检查所有逆止门能否正常工作，并进行联动试验；

2.2.15.应对自动主汽阀，调节汽阀进行静态试验并整定；

2.2.16.在冲转前进行轴向位移保护试验和其他电气试验；

2.2.17以上各项检查与试验，按说明书的相关规定进行；

2.2.18.空冷器调试正常；

2.3启动前的准备：

2.3.1启动润滑油泵和顶轴油泵，确认润滑油系统和顶轴系统处于正常工作状态；

2.3.2再次检查润滑油系统、DEH系统及盘车装置；

2.3.3冲转前1～2h投入盘车装置，以利于消除转子可能存在的热变形；

2.3.4汽封蒸汽管道吹扫后，投入汽封系统辅助汽源，要求汽封母管压力为0.12Mpa左右，温度150℃～260℃；

2.3.5新蒸汽系统的电动主闸阀，预先进行手动和电动开关检查；

2.3.6在真空达到冲转转子所要求的数值（0.067MPa）之前，向轴封送汽；

2.3.7保持轴封送汽和轴封抽气的正常工作，使轴封供汽和轴封抽气形成环流，防止轴封蒸汽压力过高而沿轴泄出；

2.3.8关闭供热抽汽和各段抽汽管道的逆止门；

2.3.9开启主汽阀壳，和汽缸上的疏水阀；

2.3.10真空达到启动要求时，即可挂危急遮断器；全开自动主汽门和调速汽门，用电动主汽门的旁路门冲转。

2.3.1