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负荷变化率的选取要严格按给定的曲线确定，不超过4MW/min。
5.6.12.15注意监视机组各项参数，尤其对胀差、绝对膨胀、振动、轴向位移等应严格监视。
5.6.12.16 升负荷期间，每一阶段的辅机启动，应按辅机规程规定执行，每一阶段的停留时间，除应保证该阶段的主、再热汽参数满足外，还应检查机组各部正常后方可继续升负荷。
5.7 机组热态启动
5.7.1热态启动：高压内缸调节级金属温度和中压缸第一级叶片持环温度在大于204℃，为热态启动。
5.7.2要点
5.7.2.1热态启动可以采用中缸启动，也可采用高缸启动。
5.7.2.2第一级蒸汽温度与第一级金属温度要有良好的匹配，第一级蒸汽温度由冲转参数根据 “热态启动曲线”确定，在任何情况下，第一级蒸汽温度不允许比第一级金属温度高110℃或低于56℃。 推荐冲转参数 主蒸汽压力≥ 4.2MPa， 主汽和再热汽必须具有55.6℃以上的过热度，带最低负荷暖机时间依据“热态启动曲线”要求。
5.7.2.3启动前的准备，按冷态启动的有关章节进行
5.7.2.4按冷态启动冲转前的准备工作进行检查，确认系统运行正常。
5.7.2.5热态启动投入连续盘车时间不少于4小时或机组处于连续不间断盘车状态。 5.7.2.6转子偏心度不超过0.076mm。 5.7.2.7上下缸温差应小于规定值。
5.7.2.8当轴封母管疏水充分且参数达到规定值，可向轴封送汽。 5.7.2.9禁止在没投轴封的的情况下抽真空。
5.7.2.10启动真空系统，凝汽器建立真空不小于kPa。，但不能超过再热汽温所对应的低压缸排汽压力的极限值。此极限值由“满负荷-空负荷”确定。
5.7.2.11启动时热态启动时汽机本体疏水门必须全部开启。 5.7.2.12汽温、汽压满足冲转参数且稳定。
5.7.2.13 热态启动汽机升负荷率按定压运行曲线所决定，以汽缸金属温度不冷却为原则，尽快过渡到相应工况点。
5.7.3热态启动（不带旁路）
5.7.3.1 启动前的准备，按冷态启动的有关章节进行。 5.7.3.2冲转、 升速
5.7.3.2.1 按冷态启动DEH控制盘与CRT的操作方法，将确定的升速率及目标转速600r/min输入到控制器中。
5.7.3.2.2 在转速低于600r/min时，偏心率指示应稳定，且＜0.0762mm，升速至5.700r/min时，检查汽轮机所有监视仪表，并确认其工作正常，在转速＞600r/min时，注意观察振动等。
5.7.3.2.3 检查正常后，继续升速，目标转速2930r/min。 5.7.3.2.4 转速达2900r/min时，保持，准备进行阀“切换”。
5.7.3.2.5 按冷态启动阀切换的各项要求进行确认，满足条件后进行阀切换。 5.7.3.2.6 “阀切换”结束后，设定升速率50r/min,将机组升速至3000r/min。 5.7.3.3 并网带负荷
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5.7.3.3.1 汽机定速后，根据需要进行跳闸试验，在控制室或就地操纵跳闸按钮或操作杆，使机组跳闸，检查主、再热汽门无异常。
5.7.3.3.2 汽机重新复置，将机组转速升至3000r/min。 5.7.3.3.3 根据需要进行危急保安器充油试验。 5.7.3.3.4 试验完毕后，联系电气进行发电机并网。 5.7.3.3.5 按冷态启机方式，发电机并网后带5%负荷。
5.7.3.3.6 根据第一级蒸汽温度及第一级金属温度，按 “热态启动曲线”，确定5%负荷下暖机时间。
5.7.3.4 机组5%负荷暖机结束后，按 “热态启动曲线”升负荷至600MW。 5.7.4带旁路的热态启动
5.7.4.1 本启动方式适用于机组停运8小时以内的极热态启动，采用中压缸冲动方式。 5.7.4.2 机组准备工作见冷态启动过程。 5.7.4.3启动前旁路的整定。
5.7.4.3.1锅炉点火后应立即投入旁路。 5.7.4.3.2
确认高、低压旁路阀门在关闭状态。
5.7.4.3.3 确认高、低压旁路减温水处于准备状态，截止门开启,调节门关闭。 5.7.4.3.4 在DEH盘上按下“旁路投入请求”及“旁路投入允许”按钮，确认指示灯亮。
5.7.4.3.5开启低压旁路截止门。
5.7.4.3.6 在“操作员站”设定低旁压力、温度定值。 5.7.4.4冲转至定速
5.7.4.4.1确认汽压、汽温满足条件。
5.7.4.4.2按冷态启动要求进行DEH检查与复置。RHP投手动，CRT显示“旁路投入”灯亮。
5.7.4.4.3设阀限100，按“中缸启动”按钮，“中缸启动” 灯亮。高压调门GV、中压主汽门RV全开，高压主汽门TV、中压调门IV全关。
5.7.4.4.4设定目标转速2600r/min，按“进行” 按钮升速。 5.7.4.4.5 5.7.4.5.6 5.7.4.5.7 5.7.4.5.8
冲转、升速期间的检查操作见冷态启动过程。
当转速升至2600r/min时，进行中压调门/高压主汽门切换。此时中压调当转速升至2900r/min时，进行高压主汽门/高压调门切换。 阀切换后，继续升速至3000r/min。
门开度不变，高压主汽门逐渐开大继续控制升速。
5.7.4.5.9 当选用“全自动”方式冲转时，按确定的升速率将机组直接升速至额定，并迅速接带初负荷，注意尽量缩短升速及带低负荷时间，以免汽机金属过冷却。 5.7.4.5.10定速后的试验按热态启动（不带旁路）要求进行。 5.7.4.6发电机并网及带负荷 5.7.4.6.1发电机并列。
5.7.4.6.2 在CRT上确认发电机并网信号建立，根据“热态启动曲线”查得的初负荷暖机时间进行暖机。
5.7.4.6.3 暖机完成后,继续升负荷。
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5.7.4.6.4 在5%-30%升负荷过程中，低压旁路随高压旁路的关小逐渐关小至关闭。 5.7.4.5.5 在升负荷过程中，中压调门随高压调门开大而开大直至全开。 5.7.4.5.6升负荷的其它操作见冷态启动过程。
7.正常停机停机
7.1停运前的准备
7.1.1分别试验高压密封油泵SOB、交流润滑油泵BOP、直流润滑油泵EOP、顶轴油泵，检查其转动正常，盘车电机空试正常。
7.1.2做好辅汽、轴封及除氧器汽源切换的准备。 7.1.3检查盘车装置处于正常状态。 7.1.4确认旁路控制在跟踪状态。
7.1.5在DEH上将功率反馈回路与第一级压力反馈回路退出。 7.2 减负荷的操作 7.2.1减负荷至360 MW
7.2.1.1接值长命令，按5MW/min减荷率，减负荷。 7.2.1.2 主蒸汽压力下降率为0.15MPa/min。
7.2.1.3 负荷减至360MW，启动电动给水泵并入系统，逐步增加电动给水泵负荷，同时逐步降低准备停用的一台汽动给水泵负荷后，停运该台汽动给水泵。
7.2.1.4 负荷480MW，根据情况做真空严密性试验。 7.2.2减负荷至120 MW
7.2.2.1 负荷150MW，除氧器倒至厂用汽汽源，停止另一台汽泵运行。 7.2.2.2按程序停运#1、#2、#3高加汽侧。 7.2.2.3将四段抽汽用户切换由辅助蒸汽供给。 7.2.2.4检查轴封汽母管压力正常并注意轴封汽源切换。 7.2.2.5负荷120MW，检查汽机中压有关疏水门自动开启。
7.2.2.6扩容器A、B减温喷水电磁阀自动开启，注意排汽温度正常。 7.2.2.7负荷120MW，检查中压主汽门后疏水门全开。 7.2.2.8停运一台循环水泵。
7.2.3 减负荷至90 MW，检查低负荷喷水和水幕喷水电磁阀自动开启。 7.2.4减负荷至60 MW，DCS打开中压主汽门前疏水，暖管疏水保持关闭。
7.2.5负荷60MW，启动BOP、SOB油泵运行，，检查油压正常，润滑油压在0.12MPa左右。
7.3解列停机。
7.3.1机组减负荷到零，发电机有功显示为零，汽机手动脱扣，发电机解列。 7.3.2检查TV、GV、IV、RSV及各段抽汽逆止门均关闭，转速下降。 7.3.3检查高、低压旁路自动开启正常，关闭高压旁路。
7.3.4当转速降至2420r/min，确认顶轴油泵自启动，否则手动启动顶轴油泵，顶轴油供油母管压力正常，在8～12MPa之间。
7.3.5转速到零，记录转子惰走时间，将盘车偶合器手柄吻合、启动盘车电动机、投入连续盘车，测量并记录大轴偏心度、盘车马达电流，倾听机内无异声。 7.4 转子停止后工作
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7.4.1确认主汽管道上疏水门关闭。
7.4.2停运真空泵，凝汽器真空到零，开启凝汽器破坏真空门停止向轴封供汽，轴加风机停运。
7.4.3 停止向除氧器供汽加热，关闭辅助蒸汽至除氧器进汽门。 7.4.4停运发电机定子水冷却泵，关闭水箱补水门。 7.4.5根据锅炉需要，停运电动给水泵。
7.4.6凝汽器排汽温度低于50℃，停运凝结水泵，检查凝结水再循环门关闭。 7.4.7锅炉主汽压力到零，确认无热源进入凝汽器，可停止向凝汽器供循环冷却水。 7.4.8 如发电机仍维持氢压，密封油系统和机组润滑油系统必须保持正常运行。如需进行发电机倒氢工作，倒氢结束，确认发电机已置换至空气，低压备用密封油门开启，油压正常（盘车状况下，供密封瓦用油），方可停运空、氢侧密封油泵、高压密封油备用泵及密封油系统排油烟机。
7.4.9 停机后应注意凝汽器水位不升高，关闭至凝汽器补水门，防止凝汽器满水倒灌汽缸。
7.4.10 维持闭式冷却水系统运行。 7.5减负荷停机注意事项
7.5.1 减负荷过程中应调整除氧器、凝汽器、高、低压加热器水位正常。
7.5.2监视主蒸汽温、再热汽温降温率及金属温降率应在允许范围内，主汽温降<1.5℃/min，再热汽温降<2.5℃/min，金属温降在1—1.5℃/min。
7.5.3监视机组振动，轴向位移，差胀等参数正常。
7.5.4及时调整轴封汽压力和温度，使轴封汽温度与转子金属温度差控制在许可值内，低压轴封汽温度应在121～177℃范围内。
7.5.5注意凝汽器真空，低压缸排汽温度，排汽温度升高时，应检查低压缸水幕喷水投入正常。
7.5.6降负荷过程中，注意高、中压调门无卡涩，蒸汽参数无突变。 8.滑参数停机
8.1因检修工作需要，加快汽缸的冷却，可进行滑参数停机，一般滑停至汽机高压缸调节级金属温度至350℃以下。
8.2 滑停开始时参数：主汽压力12MPa，主汽温度500℃。 8.3 滑停操作
8.3.1滑停前所有检查和准备工作均按正常停机的规定执行。
8.3.2负荷由600MW减至350MW，稳定后，调整蒸汽参数至滑停起始参数值：主汽压力12MPa，主汽温度500℃。
8.3.3调整给水运行方式为一台汽动给水泵和一台电动给水泵运行。联系值长后启动电动给水泵运行，停运一台汽动给水泵。确认DEH画面，目标负荷与实际负荷相一致，功率反馈回路在投入状态。
8.3.4监视主汽压力，逐渐开大调门，直至GV1～GV4全开，开始滑停。 8.3.5主、再热蒸汽参数按滑停曲线进行降温降压。
8.3.6负荷降至180MW，主汽参数应保持汽压8.5MPa，汽温400℃。观察高中压缸第一级金属温度下降情况。
8.3.7负荷降至120MW，待厂用电切换和四段抽汽用户切换工作结束后，停用另一台
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