汽轮机滑参数停机操作票
滑参数停机炉操作票
滑参数停机炉操作票操作人员：_________________日期：________________操作票编号：_________________炉号：___________________一、操作目的：为了保证滑参数停机炉的正常停炉操作，确保生产工艺的顺利进行，提高工作效率。
二、操作准备1.检查炉体是否正常，并确认设备已经处于停机状态。
2.检查燃烧器是否关闭，煤气和电源已经切断。
3.准备所需的个人防护装备，如安全帽、防护眼镜、耐高温手套等。
三、操作步骤1.确认无误后，将已停机的滑参数停机炉的操作阀门关闭，包括燃气阀门、进料管阀门等。
2.拔掉煤气和电源插头，确保炉体断电、切断气源。
3.检查滑参数炉内是否还有余热，如果存在，等待余热散尽。
4.检查炉内温度计是否正常，确认温度处于安全范围内后，使用温度计纸尺进行测量并记录下来。
5.将测量记录的温度数据备份，并在记录单上进行标注，以备后续分析使用。
6.使用温度计纸尺将炉内温度进行分区显现，确保温度均匀。
7.在测量过程中，如果发现异常情况，如炉体温度超过安全范围、出现异味等，应立即停止操作，并进行必要的修复和检查。
8.确认滑参数炉内温度已经降至安全范围后，可以进一步使用空气枪进行吹扫，清除炉内积灰，以便后续的维修和检查工作。
9.清扫完成后，对炉体进行外观检查，确保内外部设备无明显损坏和问题。
10.操作完成后，归档所有相关记录，并将操作票交由工艺部门进行审核。
四、安全注意事项1.操作人员必须配备个人防护装备，并严格按照操作规程进行操作。
2.操作人员在操作过程中应注意炉体温度变化，如发现异常应立即停止操作，并及时报告。
3.操作人员必须熟悉滑参数停机炉的操作规程和安全操作要求，以确保操作的安全性和高效性。
4.操作人员在操作前必须检查设备的运行状态，确保炉体已经停机、切断煤气和电源。
5.操作人员在操作过程中应保持专注，严禁酗酒、吸烟等行为。
五、操作记录炉体温度测量记录：时间温度（℃）____________________________________________________________________________________________________________________________________________________备注：_____________________________审核人：__________________________日期：________________操作票的编写主要是为了规范滑参数停机炉的操作，确保操作人员按照正确的步骤和要求进行操作，保证操作的安全和高效性。
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：
第页共页
□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：
第页共页
□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：
第页共页
□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：
第页共页
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：
第页共页
热力机械操作危险点控制措施票。
汽机滑停操作票
温，可投入汽缸夹层加热装置。
10 降负荷过程中，根据轴封压力，投入其它汽源。
11 调整凝结水再循环，保持系统压力及凝汽器，除氧器水位正常。
12 当高、中压胀差达-1.0㎜时暂停减负荷，稳定运行20min，此时可
投入轴封高温汽源，若负胀差继续增大，采取措施无效而影响机
组安全时，应快速减负荷到零，打闸停机。
13 当负荷减到25﹪额定负荷时，由DEH提供信号经辅机联锁装置自
动开启各段疏水阀。
1 时间
热机操作票
年月日
顺序
操作项目
14 当三抽压力达0.15MPa时，三抽至除氧器，至三抽母管电动隔离
门自动关闭，邻机三抽来电动调整门自动开启，否则手动投入。
15 根据高加水位情况，疏水可导#4低加。
16 负荷20MW时，停止疏水泵运行，疏水导凝汽器。
2）主、再热蒸汽压力下降速度≤0.07MPa/min。
3）高压缸金属温度下降速度1℃/min。
4）主、再热蒸汽过热度＞50℃。
6 当主蒸汽温度下降30℃时，稳定运行10min。
7 修改负荷低限制为5MW并确认。
8
通知锅炉按规定曲线滑降参数，负荷下降速度以0.47MW/min为宜 。
9 当调节级后蒸汽温度低于高压内缸法兰内壁温度30℃时，暂停降
四 停机后操作：
32 根据需要停止给水泵运行。
33 停止发电机冷却水。
34 根据排汽缸温度，停止凝结水泵运行。
35 根据需要，联系锅炉停止冷渣水泵运行。
36 停止冷油器水侧。
37 当排汽温度降至50℃以下，各辅机不需要冷却水时，听循环水泵
运行。
38 停止排烟风机运行。
39 按规定记录缸温变化情况。
汽轮机停机操作票
9 转速到零投入盘车。
10 真空到零停止轴封送汽，停止轴封冷却器
11 打开电动门后疏水（1#机 2#电动门；2#机 4#电动门；3#机 2#电动门）
12 冷油器出口油温降到 35℃时，关闭冷油器入口水门
13 排汽温度降到 60℃以下时，停止凝结水泵
14 当排汽温度降到 50℃以下时，停止循环水系统
1
年月 日 停机原因
计划时间 操作结束 对停机的有关要求：
# 汽轮机停机操作票
下令人 受令人 月日 月日
四班作业长
下令时间
班长
受令时间
时 分汽轮机开始减负荷
时 分发电机解列
#电站
停机操作顺序
顺序
内
容
完成时间 记号 操作确认
1 联系化产锅炉及干熄主控岗位，减温器倒换为减温减压器运行
2 试验辅助油泵、事故油泵正常，联系锅炉、水站岗位汽机准备停机
停机记事：
3000
转速（转/分）
2500
2000
1500
1000
500
惰走曲线
0
5
10
操作人：汽轮机副值班员 作业长：
15
20
25
30
35
39
时间（分）
监护人：汽轮机主值班员 编 号：
2
3 以 300KW/分的速度减负荷
4 负荷减到零时通知高配岗位，发电机解列
5 监视并确认辅助油泵启动正常，打闸停机
6 打开凝结水再循环门 关闭主蒸汽电动门（1#机关闭 2#电动门；2#机关闭 4#电动门；3#机关
7 闭 2#电动门） 关闭主抽二级进汽门，调整一级进汽门、轴封进汽门（调整射水泵出口
8 手动阀门）
330MW机组滑参数停机操作票
4、停炉过程中应防止低过、屏过、高过、屏再、低再等处金属壁温超规定值。
5、严格控制降温、降压速度，主、再热蒸汽温差不应超过30℃。一般维持在20℃以下，再热汽温度不应高于主蒸汽温度。应密切监视主、再热蒸汽的过热度应≥50℃，严防汽轮机水冲击事故发生。降参数过程中应严密监视汽缸各部温度的变化，汽缸各点温差控制在规定的范围内，特别是高压内缸外壁上下温差不得大于35℃。
三、滑参数停机操作
序号
操作项目
操作 情况
时间
1
接值长令，#X机滑参数停机。
XX
XX
2
通知各岗位做好机组滑停前的各项检查及准备工作，同时联系燃料、化学、辅控等有关专业，准备停机。
XX
XX
3
停止原煤仓上煤，停止脱硫剂卸料。（输煤皮带备用、脱硫剂车辆备2台。）
XX
XX
4
锅炉全面吹灰一次。
XX
XX
5
检查#2油罐油位正常，启动#X燃油泵，调整母管油压1.8~2.5MPa，炉前点火油压0.6~1.5MPa，试点油枪正常。
23
机组负荷：231MW，对应主汽压力：11.2MPa，主汽温度：470℃，再热温度：460℃
XX
XX
24
机组负荷小于220MW，停运一台给水泵
XX
XX
25
机组负荷：198MW,对应主汽压力：9.5MPa，主汽温度：450℃，再热温度：440℃
XX
XX
26
机组负荷：165MW,对应主汽压力：7.2MPa，主汽温度：430℃，再热温度：415℃
XX
XX
27
炉侧加大排渣量，维持床压：6.5-7.0KPa，水冷风室：9.5-10KPa，一次风量20万NM3/H，氧量4-6%
汽轮机停机操作票(最新)
接值长令，机组准备正常停机。
2
试验各油泵、盘车电机运转正常，自动主汽门活动无
卡涩。
3
缓慢降低负荷。降低负荷过程中严格监视汽缸金属降温速度不超过1.5℃/min密切监视机组的绝对膨胀，振动等情况。
4
负荷降至9000 KW时，停用一段抽汽，视情况投入辅助减温减压器。
5
负荷降至6000 KW时，停用二段抽汽。
10
负荷到零，解除发电机和低真空保护，发电机有功显示为零，将发电机与系统解列。
11
启动高压启动油泵。
12
关回自动主气门全开度的三分之一，远方或就地打闸停机，确认自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门已关闭。
13
停用水环真空泵。
14
适当开启真空破坏门，维持真空下降速度，保证转速到零，真空到零。
15
关闭电动主汽门、进汽隔离门，开启各部疏水。
16
转速到零后，记录转子惰走时间（）min。投入盘车装置，投入盘车连锁，记录盘车电流，汽轮机内部无异音。
17
投入连续盘车后，启动交流润滑油泵，停用高压启动油泵。
18
关闭均压箱进汽门。解列均压箱、轴加，停止轴封供汽。
19
关闭热井补水ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ，停止凝结水泵。
20
冷油器出口油温低于35℃时，且停机两小时以上，停止向冷油器进水。发电机进风温度低于40℃，停用发电机空冷器。
21
当汽缸上部壁温降至150℃以下，关闭循环水进、出水门，改连续盘车为间断盘车。
22
停用排油烟风机和润滑油泵。
23
操作完毕并汇报值长。
备注：
操作人：监护人：值长（运行值班负责人）：
年月日时分
操作票
单位：XXXX环保能源有限公司编号：第页共页
滑停操作票
1）上水前汽包事故放水电动门解除联锁。
2）水位上至+1000mm后，停止上水，观察汽包水位下降情况，如下降较快及时并进行检查并设法消除。
6
锅炉停止上水后，开启省煤器再循环，加强汽包壁温差监视。
注意：在锅炉带压放水时，关闭省煤器再循环电动门。省煤器泄露情况存在时，严禁开启省煤器再循环。汽包壁温差超限时，汇报值长决定是否关闭省煤器再循环。
5
手动MFT。
6
及时关闭各油枪手动支门和来回油跳闸阀前后手动门。
7
转速降到1200r/min时，检查顶轴油泵联锁启动，油压正常 MPa。记录各瓦顶轴油压力：顶轴油母管压力 Mpa，#3瓦 MPa、#4瓦 MPa、#5瓦 MPa、#6瓦 MPa。
转速降到300r/min时，开真空破坏阀破坏真空
排汽压力降至60KPa，检查关闭主、再蒸汽管道疏水。
b) 当调节级后蒸汽温度降到低于高压内缸调节级处法兰内壁金属温度30℃时应暂停降温；
2.6
蒸汽温度与金属温度差值：在-10℃以内，实际值： ℃。
3
随机组负荷的降低，停止磨煤机运行，同时注意风量的调整。
注意：负荷150MW时，解除解除送风自动，根据氧量，手动调整送风量。防止低风量引起MFT动作。
联系热工将汽包水位保护扩展至±300mm。
1
打闸前人员安排：
1、机头安排一人做好机头打闸预想。
2、零米安排一人检查高排逆止门，做好进汽门、抽汽门或高排逆止门卡涩，机组转速上升，就地停运抗燃油泵预想。
3、盘前安排电气操作人员两名，做好逆功率保护不动作，220KV开关不跳开预想，确认高中压主汽门、调阀关闭。确保发电机不逆功率运行。
2
记录打闸参数：
6
根据汽轮机自密封情况，检查轴封汽源切换至辅汽W，将厂用电倒为# 启备变接带。
滑参数带脱硝脱硫停运操作票
缸胀/mm；高压缸胀差/mm，低压缸胀差mm；轴向位移/mm；
将高加疏水倒至凝汽器。
13
负荷至120MW时，
退出＃汽泵，关闭＃汽泵出口电动门及中间抽头电动门，停止
＃汽泵。
14
负荷降至100MW时，
将6KV厂用电切至高备变带。
15
负荷降至MW时，
停止＃磨给煤机，对＃制粉系统抽净粉后，停止＃磨煤机。
16
停止连排扩容器运行，关闭至除氧器手动门，开启间断排污门。
17
当负荷降至90MW时，
检查低压疏水自动开启；
开启本体疏水扩容器及事故疏水扩容器喷淋门，调节凝结水再循环维持凝结水压力2.0MPa运行。
18
负荷降至60MW时，
检查中压疏水自动开启；
将除氧器汽源切至辅汽；
关闭中压联合汽阀门杆漏汽至除氧器手动门；
4
负荷降至MW时，
退出机组协调及RB保护，解除一次调频，将汽机调门控制方式由顺序阀切为单阀。
5
机组负荷至MW时，
启动电泵，检查电泵组各参数均在正常范围内，全开电泵出口门及中间抽头电动门，并入给水系统。
6
机组负荷至MW时，
逐渐退出＃汽泵，关闭＃汽泵出口电动门及中间抽头电动门，停止＃汽泵；
监视汽机低压轴封母管供汽压力，供汽压力低时，开大辅汽至轴封调节阀。
2
逐渐减少燃料量，控制主、再热蒸汽压力下降速度＜0.098MPa/min；主、再热蒸汽温度下降速度＜1℃；汽缸金属温度下降速度不超过1℃/min；保持主、再热蒸汽过热度大于50℃。当调节级后蒸汽温度降到低于高压内缸调节级处法兰内壁金属温度30℃时应暂停降温。
3
联系化学准备退出SCR系统，缓慢关闭SCR氨气调节门，根据SCR出口NOx浓度逐渐减小喷氨量并注意SCR入口温度。
2号机滑参数停机操作票
2号机滑参数停机操作票单位：操作票编号：操作开始时间：年月日时分结束时间：年月日时分操作任务#2汽机滑参数停机时间序号操作项目执行情况1 接值长令：#2机组滑参数停机2 通知化水、燃运、电气、锅炉专业，2号机组准备滑参数停机3 全面统计2号机组缺陷4 确认2号机供轴封、除氧器、小机备用汽源管道热备用正常5 检查2号机辅联与临机联络门全开或启动锅炉来汽备用正常6 确认再热冷段供汽封管道热备用正常7 检查2号机电泵稀油站工作正常，电泵备用良好8 实验2号机主机交流油泵，电流 A ,启动前后润滑油压/Mpa9 实验主机直流事故油泵，电流A，启动前后润滑油压/Mpa10 实验2号机高压启动油泵，电流 A11 实验2号机A、B顶轴油泵、电流 A 顶轴油压力Mpa12 空试2号机盘车电机，电流 A13 做2号机高中压主汽门、调门、抽气逆止门活动试验动作正常14 检查开启2号机手动疏水门15 切换2号机辅联汽源至临机或者启动锅炉来汽16 检查汽封压力、温度正常，冷段至汽封备用正常17 接值长令：2号机开始减负荷18 机组负荷降至250MW，主机阀门控制方式由顺序阀切至单阀控制，切阀后稳定几分钟19 负荷降至230MW，切除协调控制，汽机切为基本方式，根据主汽压力、温度，全开高压调门20 根据滑参数停机曲线，降压、降温减负荷21 确认机组振动，运行各参数、控制指标正常，机组停机过程中各参数控制指标如下：主再热蒸汽温降率≤1℃/min，主汽压＜0.1MPa/min。
汽缸金属的温降率：0.5～1℃/min。
负荷下降速度：3~5MW/min。
主、再热蒸汽温差控制在17℃以内，并且至少要有56℃的过热度。
调节级后汽温不低于金属温度30℃，否则应暂停降温。
22 在整个滑停过程中要严密监视汽轮机差胀、轴向位移、上下缸温差、各轴承振动及轴瓦温度在规程规定的范围内，超过限值要打闸停机23 减负荷过程中，检查2号机轴封汽源切换正常，检查高压汽封母管压力、温度正常24 负荷低于200MW，2号机真空、循环水温升正常，及时停运一台循环水泵，保持一台循环水泵运行25 锅炉疏水切至凝汽器时，注意凝汽器真空及水位变化26 切换2号机小机汽源，由四抽切至辅联供汽，切换前注意检查小机备用汽源暖管正常27 注意监视给水流量的变化，流量＜500t/h后，及时停运一台汽泵，维持一台汽泵运行28 维持凝结水系统运行正常，必要时开启凝结水再循环调节29 将主汽温滑至500℃以下30 负荷降至30％额定负荷，检查低压疏水阀门组开启，否则手动开启。
汽轮机停机操作票
12 发电机解列后，注意汽机转速变化，观察调速系统是否能维持空负荷运行。 13
14 转速降到2500r/min以下时，高压油泵应自投（联锁投入时）否则手操启用油泵。 15 解除射水泵联锁后即停用，稍开并调整真空破坏门，使转速和真空同步接近“0”。 16 当真空降到-20KPa时，停用汽封减压减温装置，关闭蒸汽串联进汽门。 17 转子静止后，启用盘车电流在7A左右，并记录惰走时间（正常为30～32分钟），对 盘车电流大小，惰走时间长短与正常比较，发现异常查明原因。
9 负荷降到4MW时，开启凝水再循环水门，及时调整并保持凝汽器水位正常。 10 负荷降到接近0时，关闭低加出水门，同时联系电气要求发电机“解列”。 11 如负荷减不到0时，应查原因，与此同时关闭电动主汽门或隔离汽门，否则汽机不得 解列。 打闸停机后检查主汽门、调速汽门、抽汽逆止门应关闭，手关自动主汽门手轮，关 闭电动主汽门。
18 启用低压交流油泵，解除高压油泵联锁后停用油泵，汽机处于盘车状态运行。 19 解除各保护装置及总保护,关闭电动主汽门和主蒸汽隔离门。 20 停用轴加，拉下轴封抽风机电机开关，关闭轴封抽风机的进汽门。 21 轴封加热器外壳温度降低后，解除凝水泵联锁，关闭凝水至给水泵密封水门，停用 凝水泵。
22 当油温度低于35℃时，关闭冷油器进出水门，停用排油烟机。 23 当排汽缸温度降到50℃时，关闭凝汽器循环水两只电动进水门。 24 开启下汽缸和自动主汽门后导汽管串联疏水门，开启凝汽器热井放水门。 25 根据锅炉要求，解除给水泵联锁，停用给水泵。 机组停用时应做好防止冷汽、冷水进入汽机本体的措施。 检查并关闭下列阀门：①.除盐水加水门②.凝结水至给水泵水密封门③.二级抽汽至 26 除氧器手动门④.一级抽汽供热电动门和电动调整门等⑤.除氧器汽平衡至均压箱进 汽门⑥.新蒸汽至汽封减压减温串联进汽门等。
机组滑参数停运操作票
机组滑参数停运操作票一、机组停运前的准备工作顺序操作项目1接到值长正常停机命令后，联系各岗位，对系统进行全面检查，做好停机前的准备工作。
2进行调速油泵、交、直流润滑油泵、顶轴油泵启动试验，正常后停止运转，置“备用”位置。
3启动汽机盘车电机，试验运转正常后停止，置备用状态。
4检查辅助汽源压力正常，对锅炉受热面进行一次全面吹灰。
5将炉前燃油压力调整到 3.0MPa，检查炉前燃油管道及阀门无泄漏。
6试验锅炉各油枪进退正常，雾化良好。
7根据机组停运性质，妥当处理原煤量及各制粉系统的调配，确定上煤量。
8校对汽包水位计一次。
9通知灰水主值，锅炉停运前除渣一次。
10检查各自动调节系统工作正常， DEH 系统工作在“操作员自动”位置，阀门控制方式为“单阀控制”，确认解除“主蒸汽压力限制”。
11将公用系统切至另一台机组供。
二、机组降负荷顺序操作项目1接到滑参数停机的命令后， 20min 将主、再热汽温降至 500℃，主汽压降至 10 MPa，负荷降至 100MW 。
2按“滑停机曲线” 逐渐降低给粉机出力，主、再热汽温以 1.2~1.5℃/ min，主汽压以 0.04~0.05MPa/min 的速度降压，降负荷率 0.7MW/min 。
3视粉仓粉位，停止 B 给煤机运行，对 B 制粉系统抽净粉后，停止 B 磨煤机运行。
B 排粉机倒进路风运行。
4根据汽温下降情况，注意一、二级减水，再热器微量喷水的调整。
5 负荷 80MW ，主汽温是℃，再热汽温℃；主汽压MPa。
6 根据燃烧情况投油枪助燃，通知灰泵房值班工解列电除尘。
投入空气预热器蒸汽吹扫。
7 停低加疏水泵，将 #5 低高疏水倒入凝汽器，负荷MW 。
8停止连排扩容器运行，关闭至除氧器门，开启连排至定排截门。
9视粉仓粉位停止 A 给煤机。
A 制粉抽净粉后，停止 A 磨煤机运行。
A 排粉机倒进路风运行。
10 负荷降至（ 50~40MW）时，厂用电切至启 /备变。
11 当#2 高加汽侧压力与除氧器压差小于0.3Mpa 时,将高加疏水倒入 #4 低加，负荷MW 。
滑参数停机操作票
发令人 操作前已由 操作开始时间： 年 月 一、机组停运前的准备工作 √ 顺序 操 1 2 3 4 5 6 7 8 顺 序 1 2 作
机组滑参数停机操作票
NO________ 监护人 向 日 时 分 操作人 联系过。 结束时间： 年 月 日 时 分
项
目
时 间
接到值长正常停机命令后，联系各岗位，对系统进行全面检查，做好停 机前的准备工作。 进行高压启动油泵、交、直流润滑油泵、顶轴油泵启动试验，正常后停 止运转，投入联锁。 摇测汽机盘车电机绝缘合格。 对锅炉受热面进行一次全面吹灰。 试验锅炉 AB 层大油枪进退良好，联系清理小油枪雾化片。 根据机组停运时间，联系燃料控制上煤量保证原煤仓煤位在 1/3。 校对汽包水位计一次。 将机组供热解列。
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
机 组 停 机 过 程 中 的 异 常 及 处 理
二、机组降负荷 √
停机前负荷_____MW，炉侧主汽压_____MPa，主汽温_____℃，再热汽温 _____℃；机侧主汽压_____MPa，主汽温 _____℃，再热汽温_____℃。 将机组阀门控制方式切为“单阀控制” ，缓慢全开高压调门。 逐渐减少燃料量，控制主、再热蒸汽降压速度＜0.098MPa/min；主、再 热蒸汽温度下降速度＜ 1 ℃ /min ；汽缸金属温度下降速度不超过 1 ℃ /min；保持主、再热蒸汽过热度大于 50℃。当调节级后蒸汽温度低于 高压内缸上半内壁温度 30℃时应暂停降温。 负荷降至 240MW，对_____制粉系统抽净粉后，停止_____磨煤机运行。 负 荷 降 至 210MW ， 主 蒸 汽 压 力 为 _____MPa ， 主 、 再 热 蒸 汽 温 度 为 ____/____℃，检查机组各参数正常。 控制主再热汽温 480℃，注意汽轮机缸温下降速度。 。 负荷降至 200MW， 主蒸汽温度为_____℃， 再热蒸汽温度为_____℃左右， 启动电泵，正常后停运 _____汽泵。开启轴封母管各处疏水。 联系热工解除 FSSS 中“全炉膛灭火” 、 “燃料丧失” 、 “汽机跳闸” 、汽机 ETS 中“MFT”保护
汽轮发电机组停机操作票
35
根据凝汽器水位，适当开凝结水再循环门，
36
负荷减至零，
37
将高压调速油泵联锁开关打至“解除”位置
38
合上交流润滑油泵操作开关
39
查交流润滑油泵操作开关确合上
40
根据值长命令打闸停机，时间为时分
41
查自动主汽门确关除汽平衡截门
44
开启门杆漏汽至高除汽平衡截门门前后疏水门
45
接电气“注意”“已断开”信号后，查汽轮机转速
应明显下降，时间为时分
46
调整发电机转子进水压力为0.15—0.25MPA
47
断开#射水泵操作开关
48
关闭甲电动主闸门
49
关闭乙电动主闸门
50
将同步器手轮摇至“0”位置
51
将超速保护开关打至“解除”位置
52
将低真空保护开关打至“解除”位置
82
开启抽汽至#3低加逆止门前疏水门
83
开启抽汽至#3低加逆止门后疏水门
84
开启抽汽至#2低加逆止门前疏水门
85
开启抽汽至#2低加逆止门后疏水门
86
开启抽汽至#1低加逆止门前疏水门
87
开启抽汽至#1低加逆止门后疏水门
88
开启抽汽至工业供汽母管逆止门前疏水门
90
开启抽汽至工业供汽母管逆止门后疏水门
91
19
查抽汽至高除加热蒸汽母管截门在“关闭”位置
20
查抽汽至工业抽汽母管甲电动门在“关闭”位置
21
查抽汽至工业抽汽母管乙电动门在“关闭”位置
22
查抽汽至采暖抽汽母管甲电动门在“关闭”位置
23
查抽汽至采暖抽汽母管乙电动门在“关闭”位置
停机操作票
9.5 Mpa
307℃
4.1 Mpa
253℃
10.0 Mpa
310℃
4.2 Mpa
254℃
10.5 Mpa
314℃
4.3 Mpa
256℃
11.0 Mpa
318℃
4.4 Mpa
257℃
11.5 Mpa
321℃
4.5 Mpa
258℃
12.0 Mpa
324℃
4.6 Mpa
260℃
12.5 Mpa
327℃
热机操作票
单位编号
操作开始时间：
年 月 日 时 分
操作结束时间：
年 月 日 时 分
操作任务：#机滑参数停机
危
险
点
1减负荷时.蒸汽参数与负荷相匹配，避免过热度不够发生水冲击，负胀差增大
2.打闸后检查主蒸汽门、调门、各段抽汽逆止门关闭严密。防止汽轮发电机组超速
3停机前必须进行油泵启停试验正常防止断油烧瓦
饱和温度
饱和压力
饱和温度
-95Kpa
33℃
-10 Kpa
97℃
-94 Kpa
36℃
-5 Kpa
99℃
-93 Kpa
39℃
0 Kpa
100℃
-92 Kpa
42℃
0.1 Mpa
120℃
-91 Kpa
44℃
0.2 Mpa
134℃
-90 Kpa
46℃
0.3 Mpa
144℃
-89 Kpa
48℃
0.4 Mpa
152℃
时间
14
#机负荷降至10OMW时，将＃3高加疏水导入高压疏水扩容器，投入高压
汽机及辅机启停操作票
东营金茂铝业高科技有限公司汽机专业标准操作票编制审核批准东营金茂铝业高科技有限公司热电厂目录序号内容1 滑参数冷态启动# 汽轮机2 滑参数停止# 汽轮机3 额定参数冷态启动# 汽轮机4 额定参数停止# 汽轮机5 启动# 冷水泵6 停止# 给水泵7 额定参数投入# 机高加8 额定参数停止# 机高加9 凝汽器运行中半边投入10 凝汽器运行中半边停止11 投入# 机# 冷油器12 停止# 机# 冷油器15 投入低压减温减压器16 停止低压减温减压器17 投入# 除氧器18 停止# 除氧器19 投入# 循环水泵20 投入# 凝结水泵21 投入# 射水泵22 额定参数投入# 低加23 额定参数停止# 低加年月日发令人：操作人：监护人：操作任务：滑参数冷态启动# 汽轮机操作前向联系过序号操作内容执行1.接班长准备开机命令。
2.联系热工送上各仪表、信号及保护和控制装置电源。
3.联系电气各电机测绝缘合格并送电。
4.联系热工各调节门、电动门送电，实验开关正常。
5.根据机组需要，作相关机组冷态实验及阀位标定。
6.凝汽器补水至4/5，射水泵水池水位正常。
7.联系班长启动# 循环泵，检查凉水塔水位正常。
8.轴封供汽系统暖管至均压箱，开疏水至凝汽器。
9.根据情况除氧器加热、给水泵暖泵。
10.根据锅炉要求启动# 给水泵，高加注水。
11.启动交流润滑油泵运行正常，投入交、直润滑油泵联锁。
12.启动排烟风机。
13.投入# 冷油器油侧运行，调整油温正常35-42℃。
14.投入盘车装置运行，盘车电流A。
15.启动# 控制油泵，投入控制油泵联锁，视情况投电加热。
16.根据需要切换调速油泵提油温（同步器复位）。
17.启动# 凝结泵。
18.启动# 射水器，投射水泵联锁。
19.启动# 轴加风机，向轴封供汽。
20.开启主蒸汽管道疏水排地沟门，分段疏水。
21.缓慢开启来汽电动门，开启电动主闸门前疏水排地沟门。
22.开启主闸门后疏水排地沟门，缓慢开启电动主闸门，自动主汽门前管道暖管不小于10分钟。
停机操作票(汽机)
1#汽轮机停机操作票
编号：
20 年 月 日 发令人：
操作人：
操作开始时：
发令时间：
接令人：
监护人：
操作结束时间：
序号
操作内容
√
1 联系炉、电、化水值班员作好停机前准备。
2 试启高压电动油泵、交、直流润滑油泵正常后，投入联锁。
3 空试盘车电机正常后停运。
4 以1.5MW/4min减负荷至11MW，稳定运行15分钟，注意调整热井水位、均压箱压力、给水压力。
5
11MW时通知锅炉退高加，关高加进汽，关高加疏水至除氧器、至低加门，稍开高加疏水排地沟门 。
6 1.5MW/4min逐渐减负荷至8MW，注意除氧器压力，调整给水泵再循环。 7 8MW时切换轴封汽源为新蒸汽。
8
5MW时，注意开大凝结水再循环，关小凝结水至除氧器电调门，保证热井水位正常，并关闭除氧 加热蒸汽电调门，退出二抽。
9 减负荷或停机过程中，保证均压箱压力正常，若排气温度＞65℃，投入后汽缸喷淋减温水。 10 退高压油泵联锁，启动高压油泵（若润滑油压过低会使油泵自启，应再启动交流润滑油泵）。 11 负荷减至0，解除“发变组故障保护”，通知值长发电机可解列。 12 发电机解列时，注意汽机转速（若转速飞升立即室内停机），就地打闸。惰走时间( )分钟。 13 退出射水泵联锁，停止射水泵、管道泵以及射水箱补水。 14 关闭凝结水上除氧器门、全开凝结水再循环门，维持热井水位。 15 停运塔风机，退循环水泵“联动”，保留一台循环水泵运行。 16 关闭电动主汽门，适当开启主汽管道、抽汽管道、汽机本体疏水。 17 500rpm时，适当开启真空破坏门，保证转速到0，真空到0，停轴封供汽。 18 转子静止后立即投入电动盘车并投联锁。 19 退出EH油泵联锁，停运EH油泵，切除“低油压”“ETS总投”外其它保护，复位ETS。 20 盘车30分钟后，启交流润滑油泵，停高压油泵。 21 根据锅炉要求，退出“联动"，停运给水泵，并关闭凝结水至机械密封冷却水门。 22 关闭空冷器进水总门。 23 冷油器出口油温在30℃以下，关闭冷油器冷却水。 24 停机2小时后停运凝结水泵，检查凝汽器水路关严，确保不满水。 25 排汽温度50℃以下，退出“联动”，停运循环水泵。 26 调节级缸温低于120℃，停止盘车。 27 切除“低油压保护”“ETS总投”，停润滑油泵、排烟风机。 28 操作完毕，汇报领导
机组滑参数停机操作票
C)过热器出口汽压降至0，关闭各疏水门及空气门。
52.
停止锅炉汽水分离器HWL油站运行。
53.
当预热器的入口烟温降至150℃时，停止预热器运行。将红外热点探测系统置“停”位。
54.
当炉膛温度降至100℃时，停止火检冷却风机运行。
55.
确认凝结水系统无用户且低压缸排汽温度低于65℃时停止凝结水系统运行。
24.
油枪投入后，停止电除尘器3、4、5电场运行。
25.
主、再热汽温度到451℃时保持参数不变，稳定30分钟。
26.
锅炉减负荷至180MW时，锅炉转湿态运行，将给水切换为AVT（除氧）工况运行。检查调整“CCS控制画面” “定压设定”与“滑压设定”及“压力测量”指示值偏差在0.5MPa以内时，转为“定压（CP）”控制方式，并逐渐将主汽压力降至8.4～9Mpa稳定
17.
主汽压力到13Mpa时停止锅炉暖管系统运行，开启启动分离器高、低水位放水电动隔离门，将锅炉疏水泵至凝汽器电动门送电。
18.
在“TF”模式下将机组负荷降至210MW，降负荷速率3～5MW/min左右。
19.
解除B、C制粉系统给煤自动。
20.
主/再热汽温度到471/469℃时保持参数不变稳定30分钟。
操作票评价[（1）由相应的专责评价，（2）由安监人价人：年月日
56.
检查确认小机缸温低于150℃时停运小机盘车，根据需要停止小机油系统运行。
57.
停止氢气干燥器运行，确认闭式水系统无用户时停运闭式水系统。
58.
检查确认开式水系统无用户时停运开式水系统。
59.
低压缸排汽温度低于65℃时，主机冷油器水侧排空气后关闭冷却水进出口门后，停止胶球系统及循环水系统运行。
汽轮机滑参数停机操作票
编号：第1页共8页操作开始时间：年月日时分终了时间：年月日时分操作任务：# 汽轮机滑参数停机顺序操作内容已执行操作时间一、操作危险点、安全措施和注意事项（按工作顺序填写与执行）1 人身伤害方面：1.1 触电：电机电缆破损，接线盒脱落或电机外壳接地不合格;电机外壳带电等，造成人身触电。
1.2 外力：转动部件及异物飞出;被转动机械绞住;电缆头爆破等，造成人身伤害。
1.3 烫伤：高压加热器的高温、高压汽水管道的法兰、阀门、安全门、水位计等处漏水、漏汽，造成烫伤。
2 防止人身伤害方面的措施：2.1 防止触电的措施：检查电机电缆、接线盒是否完整，如有异常应停止启动；电机停运15天及以上，启动前应测电机绝缘合格，或出现电机进水异常情况，启动前应测试电机绝缘合格；检查接地线良好。
2.2 防止外力伤害的措施：检查联轴器防护罩完整，安装牢固；转动设备启动时，就地人员必须站在电机轴向位置（竖立安装的泵，人员站在防护栏以外）；着装必须符合现场工作人员着装要求。
2.3 防止高温高压汽水管道的法兰、阀门、安全门、水位计等处，引起烫伤的措施：发现高温高压汽水泄漏时，应及时隔离并停止供汽供水;尽量避免靠近漏汽漏水点;检查高温、高压汽水管道保温齐全。
3 设备损坏方面：3.1 电机绝缘不合格，造成电机烧毁。
3.2 带负荷启动，造成转动设备电机烧毁。
3.3 油位低，油质不合格，造成转动设备轴承损坏。
3.4 冷却水压力低或中断，造成轴承损坏。
3.5 电机冷却水压力低或断水，造成电机损换。
3.6 汽轮机轴承缺油、油质不合格，损坏轴瓦。
3.7 机组停机过程中振动异常。
3.8 机组停机中，冷汽、冷水进入汽轮机，引起上下缸温差大，造成汽缸变形，转子弯曲。
4 防止设备损坏方面的措施：4.1 防止电机绝缘不合格，造成电机烧毁的措施：电机停运15天及以上，启动前应测电机绝缘合格。
4.2 防止带负荷启动，造成电机烧毁的措施：启动前检查出、入口门位置正确；检查电机处于静止状态；启动后电流在规定时间内不返回，立即停编号：第2页共8页泵；启动运行后超过额定电流110%时，应立即停泵。
汽轮机滑参数停机操作票
待金属温降速度减慢，主蒸汽的过热度接近50℃时开始滑降主蒸汽压力。
9.
一般主蒸汽压力平均下降速度控制在0.02-0.03MPa/min。
10.
在降温降压过程中，应随时保持气温有50℃以上的过热度，以保证主蒸汽不致带水进入汽轮机内
11.
主汽压力降至3.14MPa,汽机负荷12000KW.
12.
主汽压力降至3.04MPa,汽机负荷10800KW.
47.
停机后应严密监视热井、除氧器，防止汽轮机进水。
48.
操作结束，汇报（）并做好记录。
备注：
当发电机负荷到零时退出发电机主保护，通知电气解列发电机。
31.
发电机解列后启动高压油泵，手拍危机遮断器或按远方停机按钮。记录转子惰走时间（）分钟
32.
检查自动主汽门、调门、旋转隔板及抽汽逆止门立即关闭，汽轮机转速应下降。
33.
关闭电动主汽门及来汽总门，检查其旁路一二次门关闭。开启防腐门。
34.
调整关闭射水泵出口门，注意真空不应下降太快。停运射水泵。
3.
以5T/min速度减小热负荷。
4.
当电负荷减少到7MW时退出高加运行。
5.
联系锅炉维持主蒸汽压力不变，缓慢滑降主蒸汽温度，一般平均降温速度控制在1.5-2℃/min。
6.
在降温过程中应控制调节级汽室的蒸汽温度与该处上汽缸金属温度之差不超过50℃，金属温度下降速度不超过1.5℃/min.
7.
开启来汽总门前疏水门、电动主汽门前疏水门、自动主汽门前疏水门。
35.
在过临界转速时应使其迅速平稳通过，尽量减小通过临界转速时间。
36.
当真空到零时转速也应到零，关闭均压箱汽源，停止轴封供汽，停运轴封风机。
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主汽压力降至2.74MPa,汽机负荷7200KW.
16.
主汽压力降至2.64MPa,汽机负荷6000KW.
17.
主汽压力降至2.54MPa,汽机负荷4800KW.
18.
主汽压力降至2.44MPa,汽机负荷3600KW.
19.
主汽压力降至2.34MPa,汽机负荷2400KW.
20.
主汽压力降至2.24MPa,汽机负荷1200KW.
热机专业操作票№
操作开始时间：年月日时分终了时间：日时分
操作任务：#机滑参数停机
√
顺序
操作项目
1.
接值长令停#（）汽轮机。
2.
试验高压油泵、交流润滑油泵、直流油泵正常。
3.
以5T/min速度减小热负荷。
4.
当电负荷减少到7MW时退出高加运行。
5.
联系锅炉维持主蒸汽压力不变，缓慢滑降主蒸汽温度，一般平均降温速度控制在1.5-2℃/min。
6.
在降温过程中应控制调节级汽室的蒸汽温度与该处上汽缸金属温度之差不超过50℃，金属温度下降速度不超过1.5℃/min.
7.
开启来汽总门前疏水门、电动主汽门前疏水门、自动主汽门前疏水门。
8.
待金属温降速度减慢，主蒸汽的过热度接近50℃时开始滑降主蒸汽压力。
9.
一般主蒸汽压力平均下降速度控制在0.02-0.03MPa/min。
10.
在降温降压过程中，应随时保持气温有50℃以上的过热度，以保证主蒸汽不致带水进入汽轮机内
11.
主汽压力降至3.14MPa,汽机负荷12000KW.
12.
主汽压力降至3.04MPa,汽机负荷10800KW.
13.
主汽压力降至2.94MPa,汽机负荷9600KW.
14.
主汽压力降至2.84MPa,汽机负荷8400KW.
检查自动主汽门、调门、旋转隔板及抽汽逆止门立即关闭，汽轮机转速应下降。
33.
关闭电动主汽门及来汽总门，检查其旁路一二次门关闭。开启防腐门。
34.
调整关闭射水泵出口门，注意真空不应下降太快。停运射水泵。
35.
在过临界转速时应使其迅速平稳通过，尽量减小通过临界转速时间。
36.
当真空到零时转速也应到零，关闭均压箱汽源，停止轴封供汽，停运轴封风机。
44.
排汽缸温度降至50℃以下停凝结水泵运行。
45.
汽轮机调节级下汽缸温度低于100℃时停盘车装置。
46.
停盘车后，交流润滑油泵需连续运行8小时，以冷却轴颈。
47.
停机后应严密监视热井、除氧器，防止汽轮机进水。
48.
操作结束，汇报（）并做好记录。
备注：
21.
主汽压力降至2.14MPa,汽机负荷0KW.
22.
在减负荷过程中应随时注意机组膨胀、轴向位移、轴承振动、推力瓦温度等正常。
23.
当电负荷减少到7MW时退出高加运行。
24.
当负荷减少到6MW时，开启凝结水再循环，保持热井水位正常。
25.
当负荷减少至4MW时缓慢关闭二抽至除氧器门。
26.
在减负荷过程中注意调整轴封供气压力，当二抽和汽平衡供给压力不足时将轴封供气切换至主蒸汽提供。
37.
转子停止后投入盘车装置运行。
38.
解除“低油压保护”以外的各热工保护。
39.
启动交流润滑油泵，停高压油泵、排油烟风机。
40.
开启本体疏水、导汽管疏水、主蒸汽管道疏水及抽汽管道疏水。
41.
当发电机风温低于50℃时关闭发电机空冷器进出水门。
42.
当油温低于35℃时关闭冷油器水侧进水门。
43.
排汽缸温度降至50℃以下时关闭凝汽器循环水进出水门，停#循泵。
27.
调整冷油器冷却水入口门控制油温35-45℃。
28.
调整空冷器进水总门控制进口风温20达到65℃时投入后汽缸喷水。
30.
当发电机负荷到零时退出发电机主保护，通知电气解列发电机。
31.
发电机解列后启动高压油泵，手拍危机遮断器或按远方停机按钮。记录转子惰走时间（）分钟
32.