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）。