300MW汽轮机停机操作作业指导书
300MW汽轮机滑参数停机操作票1
□监护操作□单人操作
单位：编号：
（注：√表示已执行。
若有未执行项，在备注栏说明原因。
）
操作人：监护人：（单元长）运行值班负责人：
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□监护操作□单人操作
单位：编号：
（注：√表示已执行。
若有未执行项，在备注栏说明原因。
）
操作人：监护人：（单元长）运行值班负责人：
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□监护操作□单人操作
单位：编号：
（注：√表示已执行。
若有未执行项，在备注栏说明原因。
）
操作人：监护人：（单元长）运行值班负责人：
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□监护操作□单人操作
单位：编号：
（注：√表示已执行。
若有未执行项，在备注栏说明原因。
）
操作人：监护人：（单元长）运行值班负责人：
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大唐灞桥热电厂热力机械操作票□监护操作□单人操作
操作人：监护人：（单元长）运行值班负责人：
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热力机械操作危险点控制措施票。
300MW汽机启停
汽轮机调整时，高、中压进汽阀应打开。
检查下面列出的影响启动的阀门阀门名称编号冷态启动热态启动所有疏水阀打开打开高排逆止门VVP UV 001VVP UV 002强制关闭强制关闭高旁排汽逆止门VVP UV 008 打开关闭高压缸抽真空阀GPV UV 512 关闭打开主蒸汽的温度与蒸汽室金属温度差不超过50℃，就冷态启动而言，汽轮机最好与高、低压旁路系统投入运行时设为同一温度，目的是为了逐渐加热高压缸汽轮机以高压外缸下法兰温度作为启动分类的标准。
冷态：高压外缸下法兰温度＜190℃。
温态：190℃＜高压外缸下法兰温度＜300℃。
热态：300℃＜高压外缸下法兰温度＜380℃。
极热态：高压外缸下法兰温度＞380℃。
1 启动凝结水输送泵，定冷水箱换水合格，投入发电机定子冷却水系统，保持定子冷却水压力低于氢气压力0.03MPa以上，待定冷水质合格，联系电检测定发电机定子绝缘合格，测发电机励磁回路绝缘合格。
2 汽机冲转前至少12小时，投入连续盘车。
检查并记录转子偏心度,与原始值相比不得超过0.03mm，确认转子没有发生弯曲，并监听通流部分有无磨擦声。
3 投入辅助蒸汽系统。
汽封系统暖管。
4 投抗燃油系统，检查油压正常。
启动前的试验项目1 调节系统静态试验。
2 ETS通道试验。
（热控进行）3 阀门校验。
（热控进行）4 高压遮断电磁阀试验。
5 超速遮断电磁阀试验。
6 低压遮断电磁阀试验。
高压和低压旁路对机组的运行增加了很大的灵活性，旁路主要选用于起动前调节蒸汽、给予其最佳性能，在起动时取决于汽轮机汽缸温度，从而将金属部分所承受的热冲击减至最低程度。
在增速和开始加负荷的过程中，高压旁路也可做到维持高压汽缸隔离和处于真空下。
由于它防止了高压缸冷却，这是它起动灵活的另一个因素。
汽轮发电机组带负荷，高压缸处于运行状态，同时高压和低压蒸汽旁路是关闭的。
所有监测仪表处于运行。
起动系统—每次起动，根据中压缸温度(GMATE038)计算升速率。
(完整word版)300MW机组启动、停止运行典型操作票(滑启停)
300MW机组启动、停止运行典型操作票
目录
300MW机组冷态启动操作票
300MW机组热态启动操作票
300MW机组极热态启动操作票
300MW机组正常停止操作票
300MW机组滑参数停止操作票
热力机械操作票
＊***＊发电有限公司RJ:
(完整word版)300MW机组启动、停止运行典型操作票(滑启停) 附表：锅炉启动期间膨胀指示值记录表
)
注：膨胀指示值填写格式为：指示坐标（横向,纵向，轴向），按坐标取“+”、“—”,单位为mm.
抄录时面对膨胀指示器，“0”点为原点，水平为横向X,右侧取“+”，左侧取“－”;上下为纵向Y，“0”以下取“－”；指示器活动杆为轴向Z，杆上示值取“+"，指针离开指示器面板估取“－”。
启（停)机参数记录
热力机械操作票
*＊***发电有限公司RJ：
荷变化.对机组进行全面检查，如发现异常情况立即汇报值长
136对锅炉本体进行一次全面吹灰
137
四抽汽压力达0．70MPa时，开启四抽至辅汽联箱进汽门，注意联箱温度不超过规定值
138全面检查一切正常,确认各种保护均已投入，各种自动投入正常,确认各排空气门、放水门、疏水门、排污门关闭严密。
保持机组正常运行后，值长汇报省调可投入AGC及一次调频控制方式运行,机组负荷由AGC控制，变化率7MW/min。
139机组启动结束，汇报值长
140供热系统暖管疏水
备注：
操作总负责人：监护人:值长(单元长)：
热力机械操作票
＊＊＊*＊*发电有限公司RJ：。
汽轮机停机的详细步骤
汽轮机停机的详细步骤汽轮机是一种将燃料热能转化为机械能的设备，常用于发电和工业生产中。
当需要停机时，必须按照一定的步骤进行操作，以确保安全并保护设备。
下面将详细介绍汽轮机停机的步骤：1. 准备工作在停机前，需要进行一系列的准备工作。
首先，检查汽轮机的运行状态，确保其正常工作。
然后，关闭汽轮机的负荷，逐渐降低负荷至最低。
同时，检查和确保冷却水和润滑油的供应正常。
2. 降低负荷在准备工作完成后，需要逐渐降低汽轮机的负荷。
首先，调整汽轮机的控制系统，以使其逐渐降低负荷。
在此过程中，要注意监测汽轮机的运行状态，确保其稳定运行。
3. 关闭汽轮机负荷一旦汽轮机负荷降至最低，就可以关闭汽轮机的负荷。
这可以通过控制系统实现，将负荷逐渐降为零。
在此过程中，需要注意监测汽轮机的运行状态，确保其正常运行。
4. 停止汽轮机供气在关闭汽轮机负荷后，需要停止汽轮机的供气。
首先，关闭燃料供应系统，停止向燃烧室供气。
然后，等待一段时间，直到燃料完全燃尽，燃烧室内的温度和压力降至安全范围内。
5. 关闭汽轮机当燃料燃尽且燃烧室内温度和压力降至安全范围后，可以关闭汽轮机。
首先，关闭汽轮机的控制系统，停止控制汽轮机的运行。
然后，逐步关闭汽轮机的各个系统，包括冷却水系统、润滑油系统等。
6. 检查和维护在汽轮机停机后，需要进行检查和维护工作，以确保设备的正常运行和延长使用寿命。
首先，对汽轮机进行全面的检查，包括外观、内部零部件、管路等。
同时，对润滑油和冷却水进行检查和更换。
如果发现异常情况或故障，需要及时修复或更换。
7. 记录和报告在停机后，需要对停机过程进行记录和报告。
记录应包括停机时间、停机原因、停机步骤和停机后的检查结果等。
报告应及时提交给相关部门，以便组织和安排后续的维护工作。
总结：汽轮机停机是一个复杂的过程，需要按照一定的步骤进行操作。
准备工作、降低负荷、关闭负荷、停止供气、关闭汽轮机、检查和维护以及记录和报告是停机过程中的主要步骤。
汽轮机组停止运行操作规程
汽轮机组停止运行操作规程第一节额定参数停机1 停机前的检查1.1 试转启动油泵、交、直流润滑油泵，使其处于备用状态。
辅助油泵不正常，不允许停止汽轮机。
1.2 盘车马达的空转试验应正常。
1.3 确认主汽阀和调节阀，抽汽逆止阀灵活，无卡涩现象。
1.4 做轴封辅助汽源，除氧器备用汽源的暖管工作。
1.5 作好必要的联系工作，包括主控制室、锅炉等部门联络信号试验。
2 额定参数停机往往用于临时停机。
机组若计划停机后检修，采用喷嘴调节，该方式停机后金属温度较低，可缩短机组冷却时间。
对于停机时间只有几个小时，为了使停机后金属温度较高，有利于再次快速启动投运，通常采用节流调节方式。
3 负荷25MW、30MW时，记录监视段压力，负荷25Mw，做真空严密性试验。
4 均匀负荷，减负荷速度主要取决金属温度下降速度和温差，金属的降温速度控制在1.5～2℃/min。
为了保证这个降温速度，须以0.15～0.25MW/min的速度减负荷。
每下降一定负荷后，必须停留一段时间，使汽缸和转子的温度均匀下降。
5 密切监视相对差胀值不超过-1mm。
为防止汽轮机出现负差胀，尽量保证汽封供汽有足够的温度。
如有必要，前轴封备有高温汽源，应投入高温汽源供汽。
6 先减去40%额定负荷后停留30min，投辅助蒸汽至除氧器汽源，同时停止三段至高压除氧器供汽，开三段抽汽电动门前疏水门，注意调整除氧器水位，压力。
7 再减去20%的额定负荷后停留30min，20MW以下停止#1、2高压加热器。
7.1 联系锅炉,准备停#1、2加热器。
7.2 关#1、2加热器进汽门及#2至#1加热器、#1加热器至高压除氧器疏水门。
高加旁路操作开关切至“关闭”位置。
7.3 稍开汽侧放水门。
7.4 开高加保护电磁阀旁路门，活塞上部压力升高至0.6Mpa以上, 活塞下落,“高加旁路动作”信号发出。
7.5 打跳抽汽逆止门，稍开逆止门前疏水门。
7.6 关16.5M疏水门(若高加停止后做备用, 则不关此门)。
300MW汽轮机说明书
前言哈尔滨汽轮机厂制造的N300－16.7/537/537型汽轮机，是以美国西屋公司的30万千瓦考核机组的技术为基础，通流部分等经过合理的设计改进后的一台新型汽轮机，它保留了30万千瓦考核机组的技术特点，又通过通流部分的优化设计，使其可靠性和经济性有较大的提高。
本说明书仅适用于哈尔滨汽轮机厂优化设计并制造的30万千瓦汽轮机的启动、运行和维护，而对于机组在安装后的初始启动，只供参考。
特别是机组在非正常工况时，必须以运行人员的实践经验和正确判断，决定是否有必要采取特殊的措施。
本书中第三部分“控制方式”的编写，是以西屋公司DEH MOD Ⅱ型装置为基准，不一定与用户实际选用配置的设备相同，故只供参考。
特别指出机组在最初六个月的运行期间，汽轮机应采用单阀控制方式。
1、汽轮机监视仪表30万千瓦汽轮机装有本书所列的各类监视仪表，用来观察机组的启动、运行和停机状况。
这些监视仪表的输出量，图标记录仪进行记录。
1.1汽缸膨胀测量仪当机组从冷态进入升温和带负荷状态时，温度的变化必然导致汽缸的膨胀。
汽缸膨胀测量仪用来测量汽缸从低压缸死点向前轴承箱方向的轴向膨胀量，前轴承箱沿着加润滑剂的纵向键可以自由移动。
当汽缸膨胀时，如果机组的自由端在倒键上的滑动受阻，则会造成机组的严重损坏。
汽缸膨胀测量仪实际上是测定前轴承箱相对死点（基础）的移动量，并记录当机组起、停和负荷、蒸汽温度变化时汽缸的膨胀量和收缩量。
在这些瞬时工况下如果指示值出现异常现象，则运行人员应当对它加以分析。
在负荷、蒸汽参数和真空相似的情况下，这种仪表所指示的前轴承箱的相对位置，应该基本上是相同的。
汽缸膨胀没有报警和跳闸限制值。
仪表指示的汽缸膨胀值应和以前在同样运行工况下的读数进行比较，若两者存在较大差异，运行人员就应该作出判断，通常可采用在低压缸撑脚，轴承箱底座与台板接触面上加润滑脂改善润滑的方法来加以处理，有时候也需要调整轴承⒉座，使之膨胀顺畅。
1.2转子位置测量汽轮机装有两个转子位置测量仪，以测量转子的推力盘相对于轴承座的轴向位置，由于蒸汽的作用，推力盘对位于其两侧的推力瓦块施加轴向压力，由此引起的轴瓦磨损使转子轴向移动将在转子位置测量仪上显示出来。
汽轮机的启动与停止操作说明书
汽轮机的启动与停止操作说明书一、操作前准备1.1 确保锅炉、发电机及所有相关设备和系统的状态，均处于正常工作状态。
1.2 汽轮机周围应清洁，无杂物和异物，确保操作安全。
1.3 操作人员应熟悉汽轮机的操作手册，掌握其工作原理及操作要点。
二、汽轮机的启动操作2.1 关闭汽轮机进气阀、排气阀及继电器电源，确保汽轮机无法启动。
2.2 打开汽轮机的控制室门，将控制装置及所有仪表设为“自动”状态。
2.3 打开汽轮机泄压阀，检查泄压管路及泄压口是否畅通，确保压力释放到外部。
2.4 确认调速器和自动控制装置的参数均符合启动要求。
2.5 将汽轮机启动程序输入控制装置，按照程序执行汽轮机启动操作。
2.6 当汽轮机转速达到一定值时，逐渐打开进气阀及排气阀，确保汽轮机正常运行。
三、汽轮机的停止操作3.1 确认发电机正常运行，并停止汽轮机供电系统的输入。
3.2 阻止汽轮机进气，逐渐关闭排气阀和进气阀，将汽轮机恢复到空载运行状态。
3.3 确认所有设备均处于安全状态后，关闭汽轮机的控制室门。
3.4 关闭气源阀门，以保证旁路阀门正常工作并打开气动执行器的，使汽轮机进入泄压状态。
3.5 关闭汽轮机调速器并关闭自动控制装置，维持汽轮机空载运行。
3.6 关闭汽轮机主汽阀，使汽轮机停止运行。
四、注意事项4.1 在汽轮机的启动及停止过程中，一定要认真执行操作手册提供的操作流程。
4.2 操作人员必须熟悉汽轮机的相关设备及系统，具备必要的操作技能和知识。
4.3 操作人员必须时刻保持警觉，确保操作过程的安全，若发现异常情况，应及时采取措施。
发电厂汽轮机停机操作规程
发电厂汽轮机停机操作规程一、停机前的准备工作：1、接值长命令，做好停机准备；2、切除油泵联锁，试开各油泵，检查各油泵运转正常，投入各油泵联锁；3、测盘车电机绝缘合格，就地将盘车装置切到“试验”位置，启动电机运行正常时，切到“远方”位置。
若盘车装置有故障，必须处理正常后，才能停机。
4、准备好停机操作票。
二、减负荷：1、先以0.3MW/min 的速度减负荷至3MW，停留10min，再以0.3MW/min 的速度减负荷至0.6MW，停留10min。
减负荷至0。
2、随负荷降低，及时切换空气预热器，除氧器汽源。
关闭一、二级抽汽隔离门，开启一、二级抽汽至本体疏水箱疏水。
3、随负荷降低，及时开启、调节给水，凝结水再循环，逐渐关小低加水侧出口门。
4、随负荷降低，注意调整除氧器，低压加热器水位。
5、注意油温，及时调整至正常数值。
6、根据负荷、汽压、汽温，及时开启本体疏水。
三、确定发电机解列后，手拍危机遮断装置或停机按钮，检查主汽门、调速汽门，抽汽逆止阀关闭，然后旋动自动主汽门同步器手动轮至关闭位置。
注：一、二抽逆止门时常会关不严，若停机时一、二抽长时未投用，应在停机前排尽管中积水，防止自动主汽门关闭后，由于真空将冷的积水倒入汽缸，致使缸温剧降。
四、打闸停机后，注意调好轴封供汽；五、转速降至2800rpm时，及时开启交流润滑油泵，不应低于0.055MPa，直流油泵投联锁；六、在减速过程中，应监视润滑油压、油温，及时调整；七、停止射泵，关闭射泵进气电动门，停用射水抽气器。
八、必要时，开启凝汽器真空破坏门，维持真空下降速度。
当凝汽器真空到“-10KPa～0KPa”时，停用轴封汽、轴抽风机。
控制转到“0rpm”，真空到“0KPa”。
九、转子完全停止后应立即投入盘车，并连续盘车8～10h，上缸温度降到150-180℃以后可间断盘车直至转子冷却，在连续盘车时，必须连续供油；十、记录并绘制惰走曲线；十一、关闭本体疏水门，防止冷汽、水漏入汽缸，造成汽缸急速冷却。
300MW汽轮机DEH操作说明书1
一. 启动1.1 挂闸挂闸就是使汽轮机保护系统处于警戒状态的过程。
挂闸允许的条件：（1）所有进汽阀全关，DEH“主控制”画面上所有阀全关指示灯为亮红色；（2）汽机已打闸，此时直接复位ETS即可恢复挂闸状态（因为此时低压遮断油仍然建立）。
单击DEH“主控制”画面上“挂闸”按钮将自动完成如下挂闸过程：●挂闸电磁阀带电，危急遮断器滑阀到上支点，低压遮断油建立，保安油压压力开关闭合；保安油压建立后，挂闸电磁阀失电。
汽机在已挂闸状态下且未运行时，主汽门电磁阀带电。
☞注意：1、挂闸操作使保安油压建立，只有保安油压建立以后，AST母管油压才能建立，AST母管油压建立以后，EH系统执行机构才能按照DEH控制系统的信号要求动作。
2、如果在就地挂闸则需要在远方画面上重新确认挂闸状态，点击“挂闸”按钮，此时才可以继续向下操作。
如果直接点击“运行”按钮，则中压主汽门不会开启。
1.2 开主汽门在开主汽门之前，确认主汽门关和所有阀全关指示灯为红色，表示主汽门和所有阀门在关的位置；否则单击“运行”按钮无效。
单击“主控制”画面上的“运行”按钮，中压主汽门电磁阀失电，中压主汽门及高压调节门全开。
此时“主控制”画面中“运行”指示灯亮，输入目标转速，高压主汽门及中调门开启冲转。
1.3 升速在汽轮发电机组并网前，DEH为转速闭环无差调节系统。
其设定点为给定转速。
给定转速与实际转速之差，经PID(Proportional-Integral-Differential Controller)调节器运算后，通过伺服系统控制油动机开度，使实际转速跟随给定转速变化。
在目标转速设定后，给定转速自动以设定的升速率向目标转速逼近。
当进入临界转速区时，自动将升速率改为400r/min/min快速冲过去；若进入临界区前的升速率已大于400r/min/min，则升速率保持原值不变。
在升速过程中，通常需对汽轮机进行暖机，以减小热应力。
☞目标转速是期望达到的转速；给定转速是经速率处理后对机组的转速请求。
300MW机组停炉不停机攻略
300MW机组停炉不停机攻略本攻略是我的一些个人经验，错误和不足之处肯请各位指正。
一、灭火前工况高负荷运行，机组在AGC或CCS模式，各保护和自动联锁投入正常，高低加投入正常。
二、人员配臵与分工机组跳闸后，需要三名操作人员，其中一人负责汽机调门和综合把握，第二个人负责汽包水位，第三个人负责锅炉侧操作。
如果能有第四个人则重点负责机侧各水位。
三、各阶段分析第 1 页共7 页第 2 页共7 页四、关于一些关键问题的解释1、快关调门，炉侧是否会超压？答：不会超压。
因为炉侧已经MFT，初本体的一部分蓄热，已经没有新的能量输入，同时汽机侧由于还带有一定负荷。
实践证明，可以快速关调门，不会超压。
2、MFT后主再热蒸汽温度下降率和下降值的问题。
答：以往的灭火导致的停机，首出原因均为主再热蒸汽下降过快。
值得注意的是，以往的停机均是在降负荷率为50MW/min时的案例，且带保护的温度测点均为炉侧出口汽温。
当前汽机DEH的降负荷速率为100MW/min，基本可以满足降负荷要求。
带保护的温度测点已要求热控修改为机侧，且主保护中汽温下降已由50℃/10min修改为50/15min。
从本次1#、2#机组的停炉不停机实践来看，能够满足需要。
同时，由于调整及时，本次停炉中的汽温下降值亦能满足50℃/10min 的原要求。
第 3 页共7 页对于主再热汽温下降值，保护中要求：MFT且主汽温下降至430℃时ETS。
如果锅炉能够及时点火，则完全可以不用考虑会下降至430℃以下。
因为MFT的前提已不存在，同时汽温也会在点火后逐步回升。
3、关于汽机快关调门的问题。
答：锅炉灭火后，汽机调门会自动关至50%综合阀位，但这对于事故处理远远不够。
因此，必须手动快速关阀位至10%左右。
建议可由热控回路自动实现这一逻辑。
4、关于汽包水位的调整。
答：锅炉灭火后，汽机快速甩负荷。
此时的锅炉上水处于高压力、低流量的工作区域，且由于工况剧烈变化，汽包虚假水位严重。
汽轮机紧急停机作业指导书
1 目的
手按按钮或就地手打危急遮断器检查主汽门、门、
关闭
步骤1：打闸步骤2：切断汽源
立即启动交流润滑油泵，同时解除高压油泵联锁。
确认发电机解列，汽轮机转速下降。
关闭电动主汽门。
全开真空破坏门，速降低真空。
解除射水泵联锁停止射水泵，投入均压箱新蒸汽，维持轴封压力。
监视凝汽器水位，
开启凝结水再循环门、关闭低加进水门进行水位调整。
开启
抽气管道疏水门
倾听机组内部声音注意
时间
做好记录
为了能更快地降低
转速，必要时可要求值长加上励磁。
转子静止，投入盘车运行。
汽轮机紧急停机的操作步骤
汽轮机紧急停机的操作步骤
汽轮机紧急停机的操作步骤：
①立即关闭主蒸汽隔离阀停止向汽轮机供应蒸汽触发紧急停机程序；
②启动辅助油泵确保润滑油系统正常运转防止轴承过热造成损坏；
②同时启动盘车装置低速旋转汽轮机轴系避免因局部冷却导致轴弯曲；
④检查真空系统逐步破坏真空使凝汽器压力上升加快叶片冷却速度；
⑤监控转速下降过程中注意倾听机组内部声音确认无异响出现；
⑥转速降至临界转速以下时继续监控直至完全停止严禁强行通过临界转速以防共振损伤；
⑦停止向凝结水系统供水关闭给水泵进出口阀门防止水倒灌入汽缸；
⑧关闭所有抽汽管道上的截止阀停止向热网供热并通知相关部门做好应急准备；
⑨对于带有发电机的机组还需立即将发电机与电网解列以防逆功率损害设备；
⑩检查润滑油温及压力确保处于正常范围内必要时手动调节冷却水量；
⑪关注冷凝器水位调整循环水量保持适当排空防止水位过高淹没换热管束；
⑫整个过程中保持与调度中心通讯畅通及时报告现场情况接受进一步指示。
300MW机组汽轮机运行规程
300MW机组汽轮机运行规程一、设备概述300MW 机组汽轮机是一种大型的旋转动力机械，它将蒸汽的热能转化为机械能，驱动发电机发电。
该汽轮机由高压缸、中压缸和低压缸组成，采用了多级冲动式或反动式叶片，以提高效率和功率输出。
二、主要技术参数1、额定功率：300MW2、主蒸汽压力：＿____ MPa3、主蒸汽温度：＿____ ℃4、再热蒸汽压力：＿____ MPa5、再热蒸汽温度：＿____ ℃6、额定转速：3000 r/min三、启动前的准备工作1、检查汽轮机本体及附属设备，确保无异常。
2、检查润滑油系统，保证油温、油压正常，油质合格。
3、检查调节保安系统，确保各部件动作灵活、可靠。
4、投入盘车装置，检查盘车运行情况。
5、检查汽水系统，阀门位置正确，无泄漏。
四、启动操作1、暖管（1）缓慢开启主蒸汽管道疏水阀，进行暖管。
（2）当管道温度达到一定值后，逐渐开大进汽阀，提高蒸汽压力和温度。
2、冲转（1）当条件满足后，开启调节汽阀，使汽轮机冲转。
（2）冲转过程中，密切监视转速、振动、油温等参数。
3、升速（1）按照规定的升速率，逐渐提升转速。
（2）在临界转速区域，应快速通过，避免长时间停留。
4、定速（1）当转速达到 3000 r/min 时，稳定转速，进行全面检查。
（2）检查各轴承振动、油温、油压等参数是否正常。
5、并网（1）满足并网条件后，与电网并列。
（2）逐渐增加负荷，注意各参数的变化。
五、运行中的监视与调整1、监视参数（1）定时记录汽轮机的转速、负荷、主蒸汽压力、温度、再热蒸汽压力、温度等参数。
（2）密切监视各轴承的温度、振动、油压，以及轴位移等参数。
2、调整操作（1）根据负荷变化，调整进汽量，保持蒸汽参数稳定。
（2）通过调节润滑油温、油压，保证轴承的正常润滑和冷却。
六、停机操作1、减负荷（1）按照规定的速率逐渐减少负荷。
（2）在减负荷过程中，注意调整蒸汽参数和各辅助设备的运行。
2、打闸停机（1）当负荷减至零后，手打危急遮断器，使汽轮机停机。
汽轮机停机流程说明书
汽轮机停机流程说明书概述：汽轮机停机流程是指针对汽轮机设备进行停止运行的过程及相关操作。
本流程说明书旨在规范化汽轮机设备停机操作，提高设备可靠性，并防止因操作不当带来的潜在危险。
一、准备工作1.1 按照车间排班要求，提前安排好停机工作，并安排好专业技术人员到场指导。
1.2 停机前，机台值班操作人员必须认真阅读汽轮机设备的技术文件、操作手册和安全规程，确认自己已经掌握了必要的停机操作知识，同时需要掌握安全生产的基本常识。
1.3 停机前进行例行检查，核对设备的工作状态和运行参数，确保设备工作正常，能够正常进行停机操作。
二、停机操作2.1 卸载汽轮机上的各种负载、附件、工具等。
2.2 关闭汽轮机进口和出口截止阀，停止汽轮机的供热和供汽。
2.3 等待汽轮机进入空载状态，停止热力循环。
2.4 关闭汽轮机控制系统，在安全条件下切断汽轮机的电气接通。
2.5 停止汽轮机润滑系统，关闭润滑油系统的热控制和压力控制。
2.6 检查汽轮机液压系统，保证各阀门关闭，然后对液控系统中的压力进行放空，确保液压系统在安全状态下维持和静止。
2.7 检查汽轮机变速控制系统，并对其进行停机控制操作。
2.8 检查汽轮机蒸汽系统的压力，确认汽轮机的蒸汽压力已经降为零。
2.9 检查汽轮机的水系统，确认汽轮机的水位处于低于安全水位的状态下。
三、停机后的处理3.1 停机后，进行汽轮机设备半闭锁，并安装“禁止操作”标识牌。
3.2 将汽轮机设备和周围设备进行现场消音。
3.3 清理车间和现场各项设备，保持现场的整洁和清洁。
3.4 填写汽轮机停机记录，并进行存档，作为下次运行的参考。
结束语：以上为汽轮机的停机流程说明书，本说明书所包含内容仅供参考，具体对汽轮机停机操作的规定还应根据实际情况和设备的具体要求进行调整。
在操作过程中，应当严格按照本流程说明书所规定的操作流程进行，确保操作的安全可靠。
汽轮机的启动和停止操作说明书
汽轮机的启动和停止操作说明书一、前言汽轮机是一种常见的发电设备，在能源转化中发挥重要作用。
为了确保安全可靠地操作汽轮机，本说明书旨在提供汽轮机的启动和停止操作指南。
请在操作前仔细阅读本说明书，并按照指南进行操作。
二、启动操作1. 检查准备工作a. 确保汽轮机周围没有任何杂物或障碍物。
b. 检查冷却系统、润滑系统和燃油系统是否正常运行。
c. 检查并确保所有设备的电气接线正确并牢固。
2. 开启汽轮机a. 打开汽轮机控制板上的主电源开关，并确保指示灯亮起。
b. 慢慢将汽轮机控制板上的启动按钮转到启动位置，注意不要突然转动，应缓慢平稳操作。
c. 等待一段时间，直到汽轮机旋转速度逐渐增加到预设范围内。
3. 检查启动情况a. 观察汽轮机仪表盘，确保参数显示正常。
b. 检查汽轮机的各个部件是否运行正常，包括温度、压力等参数。
4. 就绪状态a. 当汽轮机运行正常且达到预设标准后，确认汽轮机已进入就绪状态。
b. 在启动完成后，关闭控制板上的启动按钮。
三、停止操作1. 准备阶段a. 汽轮机运行正常时，确认发电负荷已从汽轮机上卸载。
b. 检查冷却系统、润滑系统和燃油系统是否正常运行。
2. 停机过程a. 在确认安全的情况下，将汽轮机控制板上的停止按钮转到停机位置。
b. 进行冷却操作，确保汽轮机温度逐渐下降到安全范围。
c. 等待一段时间，直到汽轮机完全停机。
3. 停机检查a. 检查汽轮机仪表盘，确保参数显示正常。
b. 检查汽轮机的各个部件是否停止运行，包括温度、压力等参数。
4. 关闭操作a. 关闭汽轮机控制板上的主电源开关。
b. 清理、维护和保养汽轮机设备，确保其处于良好状态。
四、注意事项1. 操作汽轮机前，确保事先了解汽轮机的工作原理和操作流程。
2. 操作过程中要时刻关注汽轮机的运行状况，发现异常情况及时停机检修。
3. 操作人员须具备相关的专业知识和操作技能，并按照安全操作规范操作。
4. 在启动和停止过程中，严禁随意更改设备参数，以确保操作安全和设备完整。
300MW汽轮机运行说明书
汽轮机启动、运行说明书目录序号章-节名称页数备注1 前言 22 1 机组启动所必备的条件 13 1-1 机组启动前的检查 24 2 中压缸启动(IP) 15 2-1 冷态启动(IP) 76 2-2 温态启动(IP) 57 2-3 热态、极热态启动(IP) 68 3 高中压缸联合启动(HIP) 19 3-1 冷态启动(HIP) 1410 3-2 温态启动(HIP) 511 3-3 热态、极热态启动(HIP) 612 4 运行 113 4-1 正常运行 214 4-2 变负荷运行 215 4-3 异常运行 216 5 停机 117 5-1 滑参数停机 218 5-2 额定参数停机 119 5-3 紧急停机 220 6 启动、运行限制要求 121 6-1 机组禁止启动运行限制要求 122 6-2 机组启动、运行的限制值 523 6-3 一般注意事项 224 6-4 定期检查试验 225 7 机组启停辅助操作 126 7-1 高压缸预暖 227 7-2 高压缸夹层加热系统 228 7-3 汽轮机低压缸喷水 129 7-4 事故排放系统 1前言本说明书的启动模式，是根据300MW汽轮机本体结构特点，并参照引进高压抗燃油数字电液控制系统(DEH)的技术特点提出来的，适用于我厂新一代全电调型300MW汽轮机。
汽轮机启动操作方式有三种，即“自启动方式”、“操作员自动方式”和“手动方式”。
运行人员可根据现场实际情况选择使用。
在“自启动方式”，DEH控制系统的ATS处于“控制状态”。
ATS根据机组的状态，控制汽轮机自动完成冲转、升速、同期并网、带初负荷等启动过程。
有关“自启动方式”详细操作和监视要求见《高压抗燃油数字电液控制系统(DEH)使用说明书》(由DEH供货商提供)。
在“操作员自动方式”，DEH控制系统的ATS不参与控制而处于“监视状态”，由运行人员根据汽轮机本体状态和本说明书提供的启动操作程序，在操作盘上手动给定转速或负荷的目标值和变化率，由DEH的基本控制系统按照运行人员给出的目标值和变化率自动完成冲转、升速、同步和带负荷操作。
300MW DEH操作说明书
300MW DEH操作说明书300mwdeh操作说明书300MW机组Deh-v操作手册上海新华控制技术(集团)有限公司2022年5月目记录概述第一节操作面板介绍第2节第3节第4节第5节第六节数据显示运行方式选择控制方式选择试验几种运行模式下的运行1全体的述DEH——汽轮机数字电液控制系统，由计算机控制部分和eh液压系统组成。
Deh-v是新华控制技术（集团）有限公司引进的先进Deh系统。
典型的deh－v计算机控制部分结构见附图。
一对控制柜和端子柜中主要包括：?冗余电源? 冗余主控制计算机（xcu）?各种功能模件：阀门控制模件（xsv）、测速模件（xsd）、模拟量输入模块（AI）、开关输入模块（DI）、模拟输出模块（AO）、开关输出模块（do）、Xcc模块等。
人机接口主要包括：一个操作员站、一个工程师站、一个后备手操盘及打印机等。
对于大型机组，具有自动启停（ATC）和汽轮机应力计算功能。
应配备另一对ATC控制终端柜及相应的xcu和I/O模块。
小型机组通常没有ATC专用硬件。
工程师站、操作员站与控制xcu通过冗余数据高速公路（以太网）相连。
i/o模件与控制xcu之间，通过冗余i/o网（xcc）相连。
后备手操盘通过硬接线直接连到阀门控制模件。
当控制xcu以上的设备发生故障时，均可由后备手操盘直接控制阀门位置。
冗余的控制xcu之间的切换，以及手动/自动之间的切换，对系统的控制来说均是无扰的。
在自动状态下，操作员主要通过操作员站的鼠标和键盘进行各种控制操作和图像操作。
操作员命令通过操作员站传输至控制xcu，输出控制由I/O模块执行。
装置状态和结果显示在LCD上。
典型的eh液压系统包括供油系统、油管路、油动机、危急保安系统组成。
一般机组均采用高压抗燃油系统。
其供油系统提供压力为14.5mpa的压力油。
油动机采用单侧进油方式，即阀门开启靠压力油，而关闭靠弹簧力，以保证阀门可靠关闭。
油动机与阀门采用一对一方式，每一个阀门由一个单独的高压油动机驱动。
国产东方300MW汽机停机操作注意事项
汽机停机注意事项一、停运前操作1、接到值长停机命令，联系各岗位做好停机前准备工作；2、进行汽轮机交流润滑油泵、汽轮机直流事故油泵、顶轴油泵、盘车电机启动试验，确认运转正常，并投联锁备用；3、确认主汽阀、调节阀、各抽汽逆止阀灵活无卡涩现象；4、检查汽机高、低压旁路系统良好备用；（如果手轮压死提前打开）5、检查轴封辅助汽源、除氧器备用汽源暖管，管道处于热备用状态；6、检查辅联备用状态，并切换辅联至临机；7、检查开启三大疏水气动门前手动门，检查开启其它疏水电动门前手动门；8、检查试转小机备用交流润滑油泵、直流事故油泵正常，联锁正常；9、胶球系统收球2小时以上后停运胶球泵；10、切换所有外供汽源至临机；11、切换闭冷水供化学冷却水至临机，并确认联络门关闭；12、切换开冷水至空压机冷却水至临机，并确认联络门关闭；13、根据水塔水位提前停止或减少水塔补水、关闭净水回收水手动门、切换黄河水补水至临机；14、供热期切换供热至临机；15、供热期切换暖通至临机；二、汽轮机打闸前操作1、负荷减至180MW时，启动电泵停运汽泵；2、减负荷过程中应注意轴封汽源的切换应正常；3、低压缸排汽温度正常，及时投入低压缸喷水；4、减负荷过程中，注意监视机组振动、胀差、轴向位移、轴承金属温度等本体参数在正常范围之内，当高中压缸负胀差达到-1mm时应停止减负荷，若负胀差继续增大，采取措施无效而影响机组安全时，应尽快减负荷到最低,打闸停机；5、注意维持除氧器、凝汽器、高低压加热器水位正常；三、汽轮机打闸1、打闸前启动汽轮机交流润滑油泵，检查该油泵出口压力正常；2、接值长令汽轮机打闸停机；3、检查高中压主汽阀、调节阀和抽汽逆止阀、高排逆止门全部关闭并就地确认。
4、检查DEH画面显示“汽机跳闸”，“汽轮机跳闸”声光报警；5、检查“转速”显示下降，记录惰走时间；四、停运后操作1、检查高低旁是否联开，关闭高低旁并强制。
2、检查本体疏水联开；3、根据锅炉要求，决定主、再热至启扩疏水是否开启；4、关闭过热器减温水手动门；5、关闭给水泵中间抽头手动门；汽泵中间抽头电动门；6、关闭门杆漏汽至除氧器手动门7、关闭高加连续排汽手动门；8、关闭高加疏水至除氧器手动门；9、汽轮机转速降至1200r/min，检查顶轴油泵自起动，确认油压正常；10、转速降至0r/min时，汽轮机投入盘车，记录盘车电流和偏心度并记录好惰走时间；11、锅炉放水结束后，停运给水泵，维持除氧器低于高一值（2050），根据检修情况决定是否放水，如果放水提前通知化学（注意定排井不溢水）；12、根据低缸排汽温度决定开冷水是否虹吸，具体操作：开启循环水竖井旁路电动门，水塔水位高于1700mm保证足够静压，强制循环水泵出口蝶阀，解除循环泵联锁不用子组直接停运循环泵，观察开冷水是否虹吸成功；13、关闭定冷水取样手动总门；五、破坏真空操作1、锅炉放水结束后，主、再热汽无压后汽轮机开始破坏真空；2、关闭所有至凝汽器疏水电动门；3、检查关闭除氧器溢流、放水至凝汽器电动门，并停电；4、关闭高低旁并强制，手动压死高低旁；关闭低旁减温水手动门；5、根据循环水温度，开启循环水竖井旁路电动门，关闭竖井电动门；6、解除水环真空泵联锁，停运水环真空泵；7、真空开始缓慢下降，真空降至-76KPa时，打开真空破坏电动门破坏真空；8、适当降低轴封压力至30KPa；9、真空降至零时停止轴封供汽，关闭轴封供汽手动总门，关闭轴封至高、中、低压缸供汽手动门，并开启滤网疏水至无压手动门；10、开启各抽汽管道疏水至无压手动门；11、关闭轴封减温水手动门；12、关闭轴封加热器疏水至凝汽器手动门；13、开启轴封系统至无压疏水手动门；14、关闭高加正常、事故疏水至凝汽器调门前手动门，开启手动门前放水。
汽轮机故障停机的操作流程
汽轮机故障停机的操作流程下载温馨提示:该文档是我店铺精心编制而成，希望大家下载以后，能够帮助大家解决实际的问题。
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封面当前版次第一版文件编码ZJ-QJ-002300MW汽轮机停机操作作业指导书批准：夏筠审核：万谦左权编写：邹显未2013年12月20日目录一、编制目的-------------------------------（1页）二、适用范围-------------------------------（ 1 页）三、编制依据-------------------------------（ 1 页）四、作业前危害辨识与风险评估--------（1 页）五、作业准备--------------------------------（7页）六、操作步骤及方法------------------------（7 页）300MW汽轮机停机操作作业指导书1、编制目的：规范和指导操作人员作业行为，确保300MW汽轮机停机操作工作符合规定要求。
2、适用范围：2.1本作业指导书仅适用于贵州黔西中水发电有限公司300MW汽轮机停机操作。
2.2本作业指导书为所有参加本项目的工作人员所必须遵循的质量保证。
3、编制依据：3.1贵州黔西中水发电有限公司《作业指导书管理标准》。
3.2贵州黔西中水发电有限公司《300MW机组汽机运行规程》。
4、本项作业前危害辨识与风险评估：作业名称关键步骤危害名称危害及有关信息描述风险种类风险等级控制措施300MW汽轮机停机操作1、准备工作1.通讯不畅1.对讲机电池电量低联系不畅，延误机组启动时间；2.对讲机原件老化，联系不畅，延误机组启动时间。
中风险，需要纠正1.对讲机电池电量低联系不畅，延误机组启动时间；2.对讲机原件老化，联系不畅，延误机组启动时间。
2.不合格的搬钩1、操作前未检查搬钩是否完好；2、未选择大小合适的搬钩。
碰撞、撞击中风险，需要纠正1、操作前未检查搬钩是否完好；2、未选择大小合适的搬钩。
3.无操作票操作1.监护不到位、不执行两票三制。
2、操作出现漏项或者跳项，延误机组启动时间；设备损坏中风险，需要纠正1.监护不到位、不执行两票三制。
2、操作出现漏项或者跳项，延误机组启动时间；4.照明不足1、现场照明未开启；2、未准备好移动照明。
跌倒可能的风险，需要关注1、现场照明未开启；2、未准备好移动照明。
5.交流油泵打不出油1.交流油泵电机缺相；2.交流油泵入口堵塞。
设备损坏中风险，需要纠正1.交流油泵电机缺相；2.交流油泵入口堵塞。
6.顶轴油泵打不出油1.顶轴油泵电机缺相；2.顶轴油泵入口堵塞。
设备损坏可能的风险，需要关注1.顶轴油泵电机缺相；2.顶轴油泵入口堵塞。
2、降负荷过程中的监视、调整1.汽轮机水冲击1.主再热汽温下降过快，10min内下降50℃以上；2.减温水用量过大。
设备损坏可能的风险，需要关注1.主再热汽温下降过快，10min内下降50℃以上；2.减温水用量过大。
2.差胀过大1.温度控制不当；2.降负荷速率过快；3.温降率过大。
设备损坏可能的风险，需要关注1.温度控制不当；2.降负荷速率过快；3.温降率过大。
3、汽轮机打闸1.走错机组1.操作人员精神状态差就地打闸误入运行机组。
设备停运中风险，需要纠正1.操作人员精神状态差就地打闸误入运行机组。
2.润滑油压低1.汽轮机打闸前未先启动交流润滑油泵运行或油泵启动后未对油压等参数进行检查。
设备损坏中风险，需要纠正1.汽轮机打闸前未先启动交流润滑油泵运行或油泵启动后未对油压等参数进行检查。
3.高中压主气门关闭不严密1.高中压主气门伺服阀卡涩；2.阀门机械卡涩；3.阀门行程开关存在偏差。
设备损坏中风险，需要纠正1.高中压主气门伺服阀卡涩；2.阀门机械卡涩；3.阀门行程开关存在偏差。
4、转子惰走1.汽轮机轴瓦损坏1、转速降至600rpm顶轴油泵未联启，操作人员未手动启动。
设备损坏可能的风险，需要关注1、转速降至600rpm顶轴油泵未联启，操作人员未手动启动。
2.汽轮机进冷汽1.汽轮机转子惰走过程中，操作人员控制轴封汽压力不当造成汽轮机进冷汽。
设备损坏中风险，需要纠正1.汽轮机转子惰走过程中，操作人员控制轴封汽压力不当造成汽轮机进冷汽。
3.轴承振动增大1.低缸喷水装置未投运或者未按时退出；2.操作人员未及时调整润滑油温引起轴承油膜被破坏。
设备损坏可能的风险，需要关注1.低缸喷水装置未投运或者未按时退出；2.操作人员未及时调整润滑油温引起轴承油膜被破坏。
4.打闸听音有异音1.轴承损坏；2.动静部分摩擦。
设备停运可能的风险，需要关注1.轴承损坏；2.动静部分摩擦。
5、转速300r /min 破坏真空1.走错机组1.操作人员精神状态差就地误开运行机组真空破坏门。
设备停运可能的风险，需要关注1.操作人员精神状态差就地误开运行机组真空破坏门。
2.大轴弯曲1.真空未到零提前中断轴封供汽；2.真空至零切断轴封供汽是未同时切断轴封减温水。
设备损坏中风险，需要纠正1.真空未到零提前中断轴封供汽；2.真空至零切断轴封供汽是未同时切断轴封减温水。
6、转速到零1.盘车装置故障1.盘车电机绝缘不合格或者偏低；2.盘车装置就地控制箱转换开关坏设备损坏中风险，需要纠正1.盘车电机绝缘不合格或者偏低；2.盘车装置就地控制箱转换开关坏或者就地启动按钮接触不良。
或者就地启动按钮接触不良。
7、辅机停运1.凝结水泵轴承温度高1.操作人员误将闭式循环水泵停运。
设备损坏中风险，需要纠正1.操作人员误将闭式循环水泵停运。
2.仪用空压机跳闸1.操作人员误将闭式循环水泵停运；2.停运闭式循环水系统前未将空压机冷却水切至临机供给。
设备停运可能的风险，需要关注1.操作人员误将闭式循环水泵停运；2.停运闭式循环水系统前未将空压机冷却水切至临机供给。
3.低压缸大气薄膜损坏1. 排汽温度≥50℃，操作人员停运循环水系统运行；2. 凝汽器内仍有较大热负荷时操作人员停运循环水系统运行。
设备损坏中风险，需要纠正1. 排汽温度≥50℃，操作人员停运循环水系统运行；2. 凝汽器内仍有较大热负荷时操作人员停运循环水系统运行。
4.除氧器满水1. 机组停运后，操作人员疏于监视导致除氧器水位过高；2. 除氧器事故排水门自动失灵。
设备损坏可能的风险，需要关注1. 机组停运后，操作人员疏于监视导致除氧器水位过高；2. 除氧器事故排水门自动失灵。
5.电泵轴承烧损1.电泵停运前未启动辅助油泵运行或启动辅助油泵运行未打出油；2.电泵油箱油位过低；3.油质不合格。
设备损坏可能的风险，需要关注1.电泵停运前未启动辅助油泵运行或启动辅助油泵运行未打出油；2.电泵油箱油位过低；3.油质不合格。
5、作业准备：5.1工器具准备序号工器具名称规格、型号数量单位1 对讲机2 个2 手电筒防爆型 2 个3 扳钩中扳钩 1 个5.2安全防护用品序号安全防护用品名称数量单位1 无5.3人力资源配置序号人员配置人数岗位国家法定资质/特定技能（是/否）备注1 操作人 1 主操是2 监护人 1 值长（单元长）或专业专工是3 专职安全员 1 安全专工是4 验收人专业主任是6、操作步骤与方法：汽轮机停机操作6.1、接值长停机命令后，通知各岗位作好停机准备工作。
6.2、试转交流油泵、直流油泵、顶轴油泵正常，盘车电机空转正常；6.3、全面检查，抄录汽缸温度一次（降负荷过程中每隔30分钟抄录一次），应认真核对缸温的变化情况。
盘车投运后每隔60分钟抄录一次，高压缸调节级后温度≤150℃停止记录。
6.4、选择减负荷率为3MW/min。
6.5、选择目标负荷255MW，以3MW/min降负荷率开始减负荷，降压不降温，维持主、再热汽温在额定。
6.6、负荷降至255MW，联系锅炉，汽机调门全开后DEH控制方式置为“阀控”，进入滑参数降负荷。
6.7、关闭四抽至辅汽联箱电动门。
6.8、开启本机再热冷段至加热蒸汽母管电动门，用调节门调节加热母管压力在1.0 MPa。
6.9、开启加热蒸汽母管至辅汽联箱电动门，调节辅汽联箱压力在0.588-0.785 MPa，温度在220-250℃。
6.10、选择目标负荷150MW，以3MW/min降负荷率开始减负荷。
6.11、先降汽温后降汽压，按≤1.5℃/min温降率降主汽温、按≤2.5℃/min温降率降再热汽温、主汽压力下降率≤0.1 MPa/min，汽缸金属温度下降率≤2.5℃，控制主再热汽温差在40℃以内。
（注意检查汽缸各部温度及轴向位移、胀差，总胀各参数应正常）6.12、负荷降至150MW，主、再汽温降至480℃，汽压降至12MPa，暖机10min。
（注意检查汽缸各部温度及轴向位移、胀差，总胀各参数应正常）6.13、停运汽动给水泵运行。
6.14、若A、B循环水泵运行，凝结器真空在-80KPa以上则停运循环水泵。
6.15、选择目标负荷90MW，以3MW/min降负荷率开始减负荷6.16、先降汽温后降汽压，按1.5℃/min温降率降主汽温、按2.5℃/min温降率降再热汽温、控制主再热汽温差在40℃以内。
（注意检查汽缸各部温度及轴向位移、胀差，总胀各参数应正常）6.17、负荷100MW，将加热蒸汽母管供汽切换为邻机供汽或启动锅炉供汽。
6.18、负荷降至90MW，主、再汽温降至465℃，汽压降至10MPa，暖机10min。
（注意检查汽缸各部温度及轴向位移、胀差，总胀各参数应正常）6.19、启动电动给水泵运行。
6.20、停运汽动给水泵运行6.21、选择目标负荷60MW，以3MW/min降负荷率开始减负荷6.22、先降汽温后降汽压，按1.5℃/min温降率降主汽温、按2.5℃/min温降率降再热汽温、控制主再热汽温差在40℃以内。
（注意检查汽缸各部温度及轴向位移、胀差，总胀各参数应正常）6.23、负荷降至60MW，主汽温降至470℃、再汽温降至460℃，汽压降至8.5MPa，暖机10min。
（注意检查汽缸各部温度及轴向位移、胀差，总胀各参数应正常）6.24、停止高低加汽侧运行。
6.25、负荷降至60MW时，检查中压各段疏水疏水开启。
6.26、关闭四抽至除氧器电动门，关闭四段抽汽电动门。
6.27、开启辅联至除氧器电动门，检查电动调节门联开，维持除氧器压力在0.147MPa。
6.28、选择目标负荷15MW，以3MW/min降负荷率开始减负荷。
6.29、先降汽温后降汽压，按1.5℃/min温降率降主汽温、按2.5℃/min温降率降再热汽温、控制主再热汽温差在40℃以内。
（注意检查汽缸各部温度及轴向位移、胀差，总胀各参数应正常）。
6.30、负荷降至50MW时，注意凝泵运行情况，用再循环调节，控制凝结器、除氧器水位正常。
6.31、根据排汽温度投停低缸喷水。
6.32、负荷降至30MW时，检查高压各段疏水开启。
6.33、负荷降至15MW，主汽温降至410℃、再汽温降至400℃，汽压降至6.5MPa。
（注意检查汽缸各部温度及轴向位移、胀差，总胀各参数应正常）。