下载文档原格式
□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。
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)。
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。
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。
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）。
