滑参数停机操作票

1、纳雍发电总厂热机操作票编号： FD2- Z- HJ-QJ-操作任务纳雍发电总厂二厂号机滑参数停机发令时间：年月日时分发令人：受令人：开始时间：年月日时分结束时间：年月日时分顺序执行操作内容时间接到停机命令，联系各岗位人员，做好停机准备。检查凝结器胶球清洗状态，若在运行位则将胶球收出后停运。试验 交流润滑油泵、直流事故油 泵、顶轴油泵及盘车电机正常，确认各油泵联锁投入。1、交流油泵电流/ 出口油压： 40-45A/0.30MPa2、直流油泵电流/ 出口油压： 110-115A/0.30MPa3、顶轴油泵电流/ 出口油压： 25-28A/5.0MPa4、盘车空转电流：17-20A检查确认汽机主/

2、再热蒸汽管道疏水门前手动门已开足：1、主蒸汽管道疏水门前手动门开足2、 A侧主汽门前疏水门前手动门开足3、 B侧主汽门前疏水门前手动门开足4、 A侧主汽门阀壳疏水门前手动门开足5、 B侧主汽门阀壳疏水门前手动门开足6、再热蒸汽管道疏水门前手动门开足7、 A侧中压主汽门前疏水门前手动门开足8、 B侧中压主汽门前疏水门前手动门开足9、低旁减压阀前疏水门前手动门开足10、低旁减压阀后疏水门前手动门开足检查确认凝结器低缸喷水气动门前后手动门已开足， 凝结器低缸喷水气动门电源、气源送上，试操正常。检查确认凝结器水幕保护气动门前后手动门已开足， 凝结器水幕保护气动门电源、气源送上，试操正常。检查确认凝结水

3、再循环气动门前后手动门已开足， 凝结水再循环气动门电源、气源已送上。检查确认电动给水泵处于“备用”状态：1、电动给水泵无检修工作，系统完好无泄漏，电机电源送至工作位置。2、电动给水泵进、出口电动门开足。3、电动给水泵中间抽头电动门根据锅炉需要开启或关闭。4、电动给水泵密封水送上，差压80-100KPa.5、电动给水泵前置泵密封水送上。6、电动给水泵液偶油箱油位1/4-1/2，油质正常。17、电动给水泵液偶辅助油泵运行，油压大于0.15MPa，各轴承回油正常。8、电动给水泵电机风冷器冷却水送上，冷却水压>0.3Mpa，回水正常。9、电动给水泵工作油、润滑油冷油器冷却水调节门前后手动门开足，

4、冷却水调节门电源送上，试操正常，冷却水压力>0.3Mpa，冷却水回水正常。10、电动给水泵再循环调节门前后手动门开足，再循环调节门电源送上，试操正常后开足。11、电动给水泵卸荷水手动门开出1/4至 1/3.12、电动给水泵勺管执行机构电源送上，试操动作正常后置于“零”位。13、电泵无反转信号发出， DCS盘面上“启动允许”信号正常发出，“备用”联锁开关已投入。检查确认高 / 低压加热器、除氧器危急疏水门前后手动门已开足。检查投入辅汽联箱备用汽源（邻机来汽/ 启动锅炉）确认 DEH 控制方式在“自动”、“单阀”方式运行，功率回路投入。在机组启 / 停金属温度记录本上记录机组金属温度及TSI

5、 参数，并在停机过程中每30 分钟记录一次联系锅炉，在DEH 盘上设定目标负荷250MW ，减负荷率 3MW/min ，按“进行”键，灯亮，机组开始减负荷。负荷 250MW，检查辅汽联箱压力0.60.8MPa ，温度 220-350 ，否则应投入二抽供汽，维持联箱压力。负荷 250MW，检查轴封汽源切换是否正常，否则手动切为辅汽汽源，调整轴封母管压力为 65-80KPa，低压轴封母管温度 121-177 。联系锅炉，均匀降低主汽压力及汽温，检查机组负荷下降，汽机高压调门逐渐开足。滑停过程中注意控制主汽温度下降速率<1.5 /MIN ，再热汽温下降速率<2 /MIN，且主再热汽温均不

6、低于 56过热度，主汽压力下降速率<0.2MPa/MIN，汽缸金属温度下降速率 <1.5 /MIN ，机组降负荷速率<3MW/MIN。机组负荷滑至 230MW，主汽压 11-12Mpa，主汽温滑至 500-510 ，作适当停留，开出下列疏水门：（操作前开出本体疏水扩容器喷水门，操作中注意检查本体疏水扩容器温度不超过80）1、主蒸汽管道疏水门；2、 A侧主汽门前疏水门；3、 B侧主汽门前疏水门；4、再热蒸汽管道疏水门；5、 A侧中压主汽门前疏水门；6、 B侧中压主汽门前疏水门；7、低旁减压阀前疏水门；8、低旁减压阀后疏水门；9、汽机本体疏水门。机组负荷滑至 180MW，主汽压滑

7、 10Mpa，主汽温滑至 470-490 ， 再热汽温滑至 460-480 ，作适当停留。根据真空和循环水系统运行情况，停用一台循环水泵。检查确认循环水温升低于12，凝结器真空高于-76KPa.根据低加疏水自流情况，将低加疏水倒至危疏。21、依次开启 #8、 #7、 #6、 #5 低加危急疏水门，设禁操。2、观察低加水位下降后，依次将 #8、 #7、#6、#5 低加水位调节阀切手动，关闭，检查确认 4 台低加水位均稳定在 200mm以下。注意凝结水压力应维持 1.5-2.0MPa 。开出凝结水再循环门并设置禁操。 开出凝结器水幕保护阀。检查除氧器水位正常，必要时应将除氧器水位自动解除，手动调节

8、。机组负荷滑至150MW，主汽压滑至8-9MPa，主汽温 450-460 ，再热汽温430-450 ，根据滑停要求和缸温下降情况，作适当停留。对系统作全面检查：1、辅汽联箱压力0.5-0.8MPa ，温度 220-350 。2、轴封母管压力70-80KPa，低压轴封汽温度121-177 . 真空正常。3、凝结器水位700-900mm.4、除氧器水位1800-2000mm.5、高压加热器水位350-450mm.6、低压加热器水位低于200mm.7、汽机油温35-45 、 EH油温 35-45 、内冷水温35-42 、发电机氢温38-42 、发电机氢压大于0.25MPa。8、汽机差胀大于5mm，缸

9、胀大于15mm.9、机组振动正常，与滑停前比较各套轴承振动增加值不大于20um.10、机组轴位移正常。11、汽机各套支持轴承、推力轴承金属温度低于90，回油温度低于6512、汽缸上下缸温差低于42 .联系单元长或电气主值，确认以下电气保护正常投入：1、确认发电机“程序逆功率保护”投入。2、确认发电机“逆功率保护”投入。3、确认发电机“过电压保护”投入。4、确认发变组保护屏上跳 500KV 开关 1、 2 压板投入，跳 A 、 B 分支压板投入，启动 A 、 B 分支切换压板投入。5、确认快切装置屏上“跳工作开关压板” 、“合备用开关压板”投入，快切装置各指示灯指示正常，出口开放。6、确认启备变

10、6KV 侧 A、 B 分支电压在正常范围。7、确认 6KV 工作电源开关“工作” 、“远方”、“合位”指示灯亮， 6KV 备用电源开关“工作” 、“远方”、“分位”指示灯亮。8、确认主变 500KV 侧开关“远方” 、“合位”、“分闸允许”指示灯亮，第一、二组分闸电源正常。9、确认灭磁开关“控制电源”、“合位”指示灯亮。机组负荷减至 120MW，主汽压滑至 6.5-7Mpa ，主汽温滑至 420-430 ，根据滑停要求，作适当停留，根据锅炉给水调节情况，停用一台汽泵。机组负荷减至90MW，启动电泵运行， 将负荷转移至电泵后停运第二台汽泵，或将汽泵汽源切换为辅助汽源，并保证辅汽联箱压力0.60.

11、7Mpa 运行。如锅炉 MFT动作，检查快减应正确启动，否则以 100150MW/MIN的速率减负荷至 40MW，再以 1020MW/MIN的速度减负荷至 10MW。机组负荷减至60MW，检查下列疏水阀自动开出，否则手动开出：31、检查确认抽汽系统管道疏水门开启。2、检查确认中压缸本体疏水门开启。跟据高加疏水情况，将高加疏水倒至危疏：1、依次将 #3、 #2、 #1 高加危急疏水门开启，设禁操。2、检查确认 #3 高加水位低于 350mm，关闭 #3 高加正常疏水调节门，检查确认 #3 高加水位稳定在 350mm以下。3、检查确认 #2、#1 高加水位低于 350mm，解除 #2、#1 高加水

12、位调节自动，将 #2、#1 高加正常疏水调节门关闭， 检查确认 3 台高加水位均稳定在 350mm 以下。机组负荷减至45MW，确认低缸喷水自动开出，否则手动开出。机组负荷减至30MW，检查确认下列疏水阀疏水自动开出，否则手动开出。1、检查确认高压缸本体疏水自动开启。2、检查确认主汽管道疏水自动开启。3、检查确认再热冷段疏水袋疏水阀自动开启。确定汽机金属温度已达停机要求（无特殊要求时应将金属温度降至350400），设定目标值10MW，速率 5-10MW/MIN，将机组负荷减至10MW。联系单元长，准备脱扣汽机，可以断开I 母侧边开关。机组负荷10MW，向单元长申请直接脱扣汽机，通过程序逆功率联

13、跳发电机。解除旁路保护联锁。启动交流润滑油泵运行，检查油泵电流40-45A 、出口油压高于0.3Mpa 。根据需要，汇报单元长同意，解除汽机、运行汽动给水泵小汽轮机低真空保护，停运真空泵，调整真空破坏门开度，降低凝结器真空至6065Kpa。汇报单元长同意，手动脱扣汽机，确认汽机“跳闸”信号发出，主/ 调门关闭，各抽汽电动门、 逆止门联锁关闭， 高排逆止门关闭， 机组负荷至零，转速下降。根据需要，在转子惰走过程中，转速降至 1500RPM前，继续降低凝结器真空，以便汽机快速通过临界转速。但是有汽泵运行的情况下，真空不得低于 45kPa，并加强对运行小汽机排温、振动等参数的监视。若凝结器真空未破坏

14、，根据锅炉要求，调整旁路开度。若锅炉不使用汽机旁路，应关闭高低旁及主、再热蒸汽管道疏水，疏水门设禁操。根据机组转速下降和润滑油温下降情况，关小润滑油冷油器冷却水门，控制油温在 35-45 .汽机转速通过临界转速后， 若有汽泵运行， 关闭真空破坏门、 启动真空泵，恢复凝结器真空。若无汽泵运行，且不需要再维持真空，确认进入凝结器疏水已全部隔离（汽机缸体疏水应保持开启），可调整真空破坏门开度，控制真空随转速缓慢下降，直至转子停止时凝结器真空降至1015kPa。1、主再热蒸汽疏水门已关闭且严密，否则关闭手动门；2、除氧器危急疏水门已关闭且严密；3、汽机高 / 低旁减压阀已关闭且严密；4、锅炉 5%启动

15、旁路关闭且严密；5、辅汽系统、轴封汽系统疏水至凝汽器手动隔离门关闭；6、高 / 低压加热器汽侧存水疏光，压力降至零。47、上述阀门中汽动门设禁操、电动门设禁操并停电。汽机转速低于 600RPM，检查顶轴油泵应自启动， 否则手动启动， 检查顶轴油泵电流 17-28A 、油压大于 6.0MPa。作好投盘车的准备。汽机转速至零，投入盘车，记录转子惰走时间，偏心、盘车电流。关闭缸体疏水门，并每隔1 小时开启510 分钟排放缸内积水。确认锅炉不再使用给水泵，停运电泵或第二台汽泵。凝结器真空至零，停用轴封汽，停运轴加风机。停运发电机氢气干燥器。检查确认除氧器加热、轴封汽系统已停运，停运辅汽系统：1、关闭辅

16、汽母管至辅气联箱电动门、手动隔离门、旁门手动门。2、打开辅汽母管至地沟疏水手动门，检查确认辅汽联箱压力降到零。根据锅炉要求，汇报单元长，停运电动给水泵检查确认达到下列条件，汇报单元长，停运凝结水泵1、低压缸排汽温度低于50，可以停用低缸喷水。2、所有给水泵已停运，给水泵进出口门关闭，泵内压力泄至零。3、轴封系统已停运。4、本体、高加危疏扩容器温度低于80，不再需要减温水。5、真空泵已停运，真空泵汽水分离器不需再补水。确认下列所有冷却水用户已停运，停运冷却水泵。1、电动给水泵已停运超过30 分钟，且工作油、润滑油温低于50。2、汽机润滑油温低于45，冷油器冷却水已完全停运。3、 EH油油温低于5

17、0，冷油哭冷却水已完全停运4、小机油润滑油温代于45，冷油器冷却水已完全停运。5、发电机内冷水温低于45，冷水器冷却水已完全停运。6、发电机氢气温度低于60，氢气冷却器已完全停运。7、发电机氢气干燥器已停用。8、真空泵已停运。检查确认达到下列条件，汇报单元长， 联系邻机主值班员，停运循环水泵。1、冷却水系统停运2、循工联络门关闭3、胶球清先系统停运4、低压缸排汽温度低于50 .5、邻机不需要本单元循泵供水。6、循环水母管联络电动门 1、2 已关闭并设禁操、停电，或本机凝结器循环水进、出水门开度关至 5%以下，不影响邻机循环水压力。确认发电机解列时间已超过30 分钟，发电机定子线圈温度低于30，

18、汇报单元长，解除发电机断水保护、停运内冷水泵。汇报单元长，内冷水箱放水。计划停机时间超过7 天，汇报单元长，下列容器放水：1、真空泵汽水分离器；2、汽泵、电泵、轴加水封；3、高、低压加热器；关闭凝结水泵、前置泵轴承、机械密封冷却水。5确认锅炉不再需要进水，汇报单元长，凝结器、除氧器放水。备注：开始值操作人：监护人：值班负责人：中间值操作人：监护人：值班负责人：终止值操作人：监护人：值班负责人：评价情况：经检查本票为票，存在的问题，已向指出。检查人：年月日危险点预控卡一、操作票概况编号操作内容纳雍发电总厂二厂号机滑参数停机操作人监护人值长二、危险点预控措施序号操作顺序危险点预控措施116 32降温、降压的速率过快导致缸温下降过快1、