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滑停操作票

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滑参数停机炉操作票

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。

汽机滑停操作票

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。

(完整word版)300MW机组启动、停止运行典型操作票(滑启停)

(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：。

第一部分 操作票

第一部分 操作票
46、
在机组负荷30MW时，确认机组有关高压疏水阀正常关闭，冲转一台小机（见操作票）
47、
在热风温度达120℃时，启动一台一次风机、密封风机，调整一次风母管压力11.0kPa；
一、二次风温>170℃，确认B磨煤机点火能量满足，启动B制粉系统，控制磨后风温在80℃，风量在55t/h左右；(启磨过程见操作票）(注意：启动B磨时BC层油枪要点2根，否则认为火检信号没有，煤量有，煤没有燃烧。给煤机远方在就地电气380V工作PC段，要保证第一段带电。空预器主电机同样）
17、
低加水侧通水。
18、
凝结水系统冲洗合格，将凝水再循环阀开至100%，启动一台凝泵，向除氧器上水，维持水位在2200mm。检查投入汽动给水泵、电动给水泵密封水，调整密封水差压0.1~0.15mpa
19、
确认除氧器、凝汽器水位正常，投入电泵辅助油系统，电泵再循环门全开。（除氧器水位设定值+凝汽器水位设定值×0.6=凝汽器水位调节SP值。除氧器水位设定值-凝汽器水位设定值×0.6=除氧器水位调节SP值。除氧器水位实际值+凝汽器水位实际值×0.6=凝汽器水位调节PV值。除氧器水位实际值-凝汽器水位实际值×0.6=除氧器水位调节PV值。）
在锅炉给水流量≤10%BMCR以前，应控制炉膛出口烟温≤540℃，当炉膛温度>540℃时炉膛烟温探针退出；
48、
由低至高依次投入低压加热器汽侧（不并网不可以投汽侧）。
49、
当机组负荷升至60MW，机组运行正常时，可进行厂用电切换操作(见操作票）。
50、
负荷90MW左右时，若给水旁路门开度已达90~100%时，可将其切至主给水门,投入给水三冲量自动调节。
4.冲转至额定转速期间，锅炉注意调整燃烧，控制主蒸汽温度以0.4～0.95℃/min、主汽压以0.019MPa/min，再热汽温以0.75～1.4℃/min的速率逐渐升温升压。主汽温最大升温率不得超过1.5℃/min的限制，再热汽温最大升温率不得超过2℃/min的限制值。

330MW机组滑参数停机操作票

330MW机组滑参数停机操作票
3、在滑参数停炉过程中，确保汽包壁温差≯40℃，最大≯50℃。
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%

滑参数停机

滑参数停机

17、发电机解列后，视情况停用定子冷却水泵或按 要求对定冷水系统进行反冲洗，冲洗结束后将系 统恢复到正常运行方式。 18、机组停运后，加强对盘车、密封油系统等机组 运行系统的检查维护工作，凡属于公用系统连接 的蒸汽或水管道截止门关闭后应挂“禁止操作” 牌，防止运行系统向停运系统返水、返汽。 19、低压缸排汽温度在无喷水的条件下降至50℃以 下时，确认无高温汽、水排入凝汽器，确认循环 水无用户后，可停止循环水泵运行。扇区泄水。 20、凝泵停运应确认下列条件满足：排汽温度＜ 50℃，确认无汽水进入凝器；凝结水系统的其它 用户已停用。凝泵停运后，应及时关闭凝汽器补 水门。
13、若辅汽无用户，要及时停运辅汽运行。 14、凝汽器真空低于60kPa时禁止向凝汽器排汽水。 15、真空到零，停供汽封，做好防止蒸汽进入的措 施：关闭冷再供汽封调整门前后隔离门；关闭辅 汽供汽封调整门前后隔离门及旁路门；关闭汽封 溢流调整门前后隔离门及旁路门；关闭低压轴封 减温水调整门前后隔离门及旁路门；停用轴加风 机，开启轴封系统有关疏水门。 16、机组真空到零后，关闭机侧所有疏水门（闷 缸），并定期检查真空破坏门，发现真空破坏门 有向外冒汽时，应立即查明原因并消除，同时注 意监视疏水扩容器温度变化，发现升高应开大减 温水并查明原因。
二.机组停运前准备
1、值长接到停机命令后，通知集控、化学及输煤、 脱硫各岗位做好停机准备工作。运行人员应了解 停机目的、停机方式。 2、各岗位接到准备停机命令后应对机、炉、电设备 以及脱硫、除灰等系统全面检查一次，记录登记 设备缺陷，特别是运行中不能消除的缺陷。 3、机组大、小修或停炉时间超过7天，联系输煤控 制原煤仓存煤，停炉过程中应将原煤仓烧空。 4、接到停机命令，选择停机方式、停机参数和需要 采取的特殊措施，准备好停机操作票及停机记录 表纸，并做好相应的准备工作。

运行一值4月11日_4机组优化滑停方法交流


三.一值4.11.#4机组滑停分析
负荷 主汽温
200MW 200MW 538℃ 500℃
4月11日#4机组滑停步序
再热汽 温
530℃ 500℃
时间
重大操作
滑压，汽机调门全开、降温 降温用时30Min
200MW
200MW 180MW
500℃
500℃ 470℃
ห้องสมุดไป่ตู้
490℃
490℃ 470℃
稳定运行90Min
• •
温度±5℃，再热汽温±5℃，过热度 ℃，机组稳定运行30min，保持机组负荷 MW全面检查机组各参数正常， 随着燃料量的减少，停止A磨煤机运行； 8、保持机组负荷150MW，解除给水自动，退出A汽动给水泵运行，关闭退出汽泵出 口电动门及中间抽头电动门，维持其空转备用；
9、负荷在150MW时，联系灰控退出布袋除尘器运行，锅炉投C层油枪稳燃，同时投入脱 硝、空预器连续吹灰；空预器重点投入热端吹灰器运行； 10、 锅炉继续降压降温，机组负荷由150MW降至120MW， 主蒸汽压力为___MPa，主蒸
四.滑参数停机注意事项
• 13. 机组滑停中应明确滑停点： • 滑停点1：机组负荷由200MW降至180MW时，主蒸汽压力为10.3MPa，主蒸汽温 度480±5℃，再热汽温470±5℃，机组稳定运行20min后继续滑降。 • 滑停点2：机组负荷由180MW降至160MW时，主蒸汽压力为7.5MPa，主蒸汽温度 410±5℃，再热汽温410±5℃，机组稳定运行30min，全面检查机组各参数正 常后继续滑降。 • 滑停点3：主蒸汽压力为5MPa，主蒸汽温度360±5℃，再热汽温360±5℃， 待A磨抽空后，快速减负荷至0MW机组解列停机。
汽压

滑参数停机

滑参数停机一、停机前的准备1、接到停机命令后，司机做好下列工作：（1）通知有关各岗位专责，做好停机的准备工作（2）准备好停机操作票，并认真填写（3）准备好停机工具及仪表（4）试验高压油泵、交直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车装置，确证无问题恢复备用状态*试验的目的是为了检查这些设备的可靠性，如果发现不正常，务必在停机前检修好，否则不能停机。

油泵是确保转子惰走和盘车过程中轴承的润滑用油，并冷却轴劲的。

油泵启不来或工作不正常，将发生烧瓦事故。

顶轴油泵是保证盘车顺利启动的首要条件，即便有一个轴劲顶不起，盘车也很难投上，而盘车投不上，转子将产生热弯曲。

所以要进行盘车电机空载试验。

油泵试转正常后，出口门必须开启，联锁开关投入，且空载电流：高压：240A,交流：20A，直流：60A,正常出口油压：高压：2.0Mpa，交流：0.45 Mpa，直流：0.45 Mpa （5）法兰螺栓加热装置及轴封备用汽源、除氧器备用汽源暖管，并进行疏水，维持厂用联箱压力0.4Mpa，通知锅炉厂用联箱疏水*由于加热装置轴封备用汽源长时间停运，进入热汽将产生很多疏水，应及时排出，提前暖管疏水，也防止对加热装置及轴封供汽备用汽源联箱、管道产生很大的热冲击（6）将带厂用的二、五、六抽倒为其它机组，#1、2机其中一台停运时，将供#3~6机冷却水倒为邻机带*不解列二、五、六抽，滑参数停机保证不了供汽压力，不解列二、五、六抽打闸停机后，由于抽汽逆止门不严倒返汽将产生超速（7）湿冷机组停运前控制水塔水位不高于1.7m，空冷机组停运前储水箱水位不高于1m二、停机过程中的控制数据：1、主、再热蒸汽温降速度≯1℃/分2、自动主汽门壁和调速汽门门壁温降速度≯4℃/分3、主、再热蒸汽管壁温降速度≯5℃/分4、汽缸内外壁温降速度≯3℃/分5、减负荷速度：1000KW/min6、各扇段出水温度≮25℃7、其它控制指标按启动指标控制三、滑参数停机必须注意的问题：1、滑停开始时，逐渐全开调速汽门稳定一段时间后，通知锅炉按滑参数停机曲线降温、降压、减负荷。

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。

330MW机组滑参数启动操作票

XX
√
57
检查#2炉燃烧稳定，停运燃油泵。
XX
√
58
关闭#2炉过热器屏再出口对空排汽电动门，逐渐关闭#2机高、低压旁路。
XX
√
60
确认#2机初负荷暖机30min，检查机组参数正常，机组继续升负荷。
XX
√
61
#2机组升负荷至33MW，确认汽机高压段疏水联锁关闭。
XX
√
65
确认#2机高中压外缸下半外壁高压进汽口处金属温度＞350℃时，停运夹层加热。
XX
√
66
确认#2机四段抽汽压力大于除氧器压力，切换除氧器汽源至四段抽汽。
XX
√
67
#2机组升负荷至66MW，确认汽机中压段疏水联锁关闭。
XX
√
68
#2机组升负荷至99MW，确认汽机低压段疏水联锁关闭。
XX
√
69
#2炉全面吹灰一次。
XX
√
52
#2机升速至3006r/min，发电机准备并网。
XX
√
53
按值长令：在DCS画面同期合入5021开关，#2发电机并网。
XX
√
54
按值长令：在DCS画面同期合入5022开关，500KV第二串合环。
XX
√
55
投入#2机低真空、发变组A、B、C屏保护
XX
√
56
检查#2机组带初负荷正常，升负荷至30MW，暖机30min，确认中压排汽口处下半内壁金属温度大于176℃。
XX
√
4
抄录#2炉各膨胀指示值一次并确认正常。
XX
√
5
确认#2机组盘车运行4小时以上。
XX
√
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注意：
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。
负荷低于100MW时，投入空预器连续吹灰。
8
负荷≤15%MCR，开凝结水再循环门，给水主路切换为给水旁路，检查低压缸喷水投入正常。
9
减负荷过程中，根据规定检查疏水自动开启情况，否则手动开启。将辅汽联箱疏水倒至定排。
1.3
注意：
1）需烧原煤仓时，先烧空E、B原煤仓，然后按顺序烧空D、C、A原煤仓。
2）在烧空原煤仓期间，要保证连续运行的制粉系统不在同一时间段断煤，防止燃烧急剧减弱造成灭火或汽温突降，要每半小时联系燃运核对煤仓煤位，及时调配煤仓煤位使燃烧稳定。
3）烧原煤仓时，若磨煤机原煤仓烧空造成燃烧不稳，炉膛负压波动大时，可及时投入等离子系统。
负荷： MW，主汽压力： MPa，主汽温度： ℃，再汽压力： MPa，再热温度： ℃，高压内缸内上缸温度： ℃，缸胀 mm,轴向位移： mm,真空： KPa。
3
启动交流润滑油泵。
4
汽轮机打闸。
注意：汽机打闸后，检查发电机逆功率解列，检查高中压主汽门、调节阀和抽汽逆止阀、高排逆止门全部关闭，汽机转速应下降。
1.7
对锅炉受热面全面吹灰一次。
1.8
检查A套制粉系统运行良好。
1.9
试验等离子拉弧正常，良好备用。
1.10
检查汽轮机本体疏水手动门开启。
二
机组滑参数降负荷
1
将汽机主汽调阀切为单阀方式。
2
机组锅炉滑参数停机曲线降温、降压、减负荷：
2.1
炉减负荷率：＜3MW/min，实际值： MW。
2.2
主、再热蒸汽温度下降速度：＜1℃/min。实际值： ℃/min。
8
及时调整轴封母管压力正常，保证低转速下，低压轴封不吸冷气。
9
转速到零，投连续盘车，记录：汽机惰走时间 min,记录转子偏心 um，盘车电流 A顶轴油母管压力 Mpa，#3瓦 MPa、#4瓦 MPa、#5瓦 MPa、#6瓦 MPa。
10
真空到零，停轴封供汽，停轴封风机、停真空泵。
注意：此时，不得开启高低旁，除氧器不得溢流，防止低压缸防爆膜损坏。
三
汽机打闸
注意：
a)减负荷过程中应注意高中压缸胀差的变化，当负胀差达到-lmm时停止减负荷，若负胀差继续增大，采取措施无效而影响机组安全时，应快速减负荷到零；
b)当新汽压力降到3. 43～4.9MPa，汽温降到330℃～360℃，在定压下将负荷降到5%额定负荷，检查机组无异常后应打闸停机，高中压主汽阀、调节阀和抽汽逆止阀均应全部关闭；
7
除氧器停止加热，压力调节切"手动"，关进汽总门。
8
当发电机内未排氢气时，发电机氢系统循环风机必须运行。
10
确认辅汽联箱无用户，停运辅汽联箱。
11
低排温度至65℃以下，关所有进入凝汽器的疏水，确认无热汽、水排入凝汽器，停止凝结水泵。
注意扩容器温度不超过允许值(60℃)。否则启动凝输泵通凝结水冷却。
12
No.机组滑参数停机操作票
操作开始时间： 年 月 日 时 分 操作结束时间： 年 月 日 时 分
序号
操 作 检 查 内 容
时间
签名
一
滑停前的准备
1
接到值长停机命令，做好停机准备。
1.1
通知燃运、灰控、脱硫、化学、及集控各岗位。
1.2
对机、炉、电全面检查，记录缺陷。上报专业。
联系燃运确认各煤仓煤位，根据原煤仓煤位情况，切换磨煤机的运行方式，需烧空原煤仓时，提前烧空两个原煤仓，再逐步烧空其余原煤仓。
1.4
联系值长将辅汽倒为邻机接带。
1.5
试验交直流润滑油泵、顶轴油泵及盘车电机工作正常，油泵投入“联动备用”。
1、交流润滑油泵，声音：，电流：A，出口压力MPa；
2、直流事故油泵，声音：，出口压力MPA；
3、顶轴油泵，声音：，电流：A，出口压力MPa；
4、空转盘车电机，声音：，电流：A。
1.6
联系化学做好加药准备（保养时）。
停机后1小时停运EH油泵；
13
EH油箱油温降至30℃，停EH油循环泵
14
机组停运期间注意事项
1.室外6KV电动机根据天气投入电机加热器，防止绝缘下降。
2.加强密封油系统运行监视，防止发电机进油，密封油向外喷油。
3.减负荷过程中应注意高中压缸胀差的变化，当负胀差达到-lmm时停止减负荷，若负胀差继续增大，采取措施无效而影响机组安全时，应快速减负荷到零；
2.3
主、再热蒸汽压力下降速度：＜0.098MPa/min。实际值： MPa/min。
2.4
主、再热蒸汽过热度：＞50℃。实际值： ℃。
2.5
汽缸金属温度下降速度：＜0.83℃/min。实际值： ℃/min。
注意：
a) 在主蒸汽温度下降30℃左右时应稳定5～lOmin后再降温，目的是控制主蒸汽与再热蒸汽的温差，以及汽轮机的热膨胀和胀差；
4
主汽温度每下降30℃左右，应稳定5～10min后再降温，以控制主再热蒸汽的温差及汽轮机的热膨胀和胀差。根据主、再热汽温情况，逐渐退出减温水运行，用煤量进行汽温控制。
注意：滑停是汽轮机冷却过程，冷拉应力对汽轮机危害最大，此时缸胀减小，胀差变负。
同时比较左右侧缸胀，防止偏差大跑偏。
5
负荷150MW，保持一台给水泵运行。
4.在盘车时如果有摩擦声或其它不正常情况时，应停止连续盘车而改为定期盘车，若有热弯曲时应用定期盘车的方式消除热弯曲后再连续盘车4小时以上。
5.停机后应严密监视并采取措施，防止冷汽、冷水倒灌入汽缸引起大轴弯曲和汽缸变形。
6.在滑参数减负荷过程中，应严密监视机组振动，发生异常振动时应停止降温、降压，立即打闸停机；
注意：1）锅炉灭火后，将空预器间隙调节装置切至手动，按紧急提升按键，并检查空预器间隙调节装置已提升。
2
发电机解列后，定冷水系统进行反冲洗，停止定冷水泵及加碱装置运行。
3
停氢冷器，根据主机油温情况调整主机冷油器冷却水。
4
利用给水泵、凝结泵在运行中，进行高、低压加热器查漏。
5
保持电泵运行，给锅炉上水，上水至+1000mm后停止上水，并根据水位下降情况决定是否停止电动给水泵。待汽包水位下降后，再次启动给水泵锅炉上水至+1000mm后停止。
锅炉灭火后，停止连排，关闭加药、取样各门，关闭来回油手动总门，保持引、送风机运行，调整好炉膛负压，调整总风量30%MCR通风量，维持炉膛负压-50～-100Pa对炉膛吹扫，吹扫5～10分钟后，停止引、送风机，检查炉膛各人孔门，检查孔，看火孔关闭，各风门挡板关闭，密闭炉膛，闷炉。
四
停机后的操作
1
加强锅炉负压、壁温及空预器检查，防止发生二次燃烧，防止空预器烧毁和电流大跳闸。