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机组停机操作票
发布时间：2011/4/21  阅读次数：1659  字体大小: 【小】 【中】【大】
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操作开始时间： 年     月     日     时   分           操作终了时间：     年     月   日     时     分
操作任务
1号机组停机操作票
√
顺序
操作项目
操作时间
  
1.         
接值长令：1号机组准备停机
  
  
2.         
机组负荷大于180MW时，进行锅炉本体全面吹灰
  
  
3.         
对所有大油枪及微油油枪进行进行吹扫和试投运试验
  
  
4.         
进行锅炉专业缺陷统计，对锅炉膨胀指示进行一次统计
  
  
5.         
开始暖辅汽至空预器吹灰管道及燃油雾化蒸汽管道
  
  
6.         
停运时间超过10天，汇报值长，是否将煤斗烧空。如煤斗要求烧空,值长应提前合理安排各煤斗上煤及各台磨的运行方式，烧空煤斗的原则是先上后下，保持有对冲磨组运行。
  
  
7.         
得值长令，机组进行滑参数停炉
  
  
8.         
负荷以≯3MW/min、主汽压力以≯0.1MPa/min、主再汽温以≯1.5℃/min的速率降低，加强对汽温、水位的监视，必要时主、再汽温切至手动调整。
  
  
9.         
负荷降至270MW以下，总煤量大于（200T/h）时，根据燃烧、煤质情况及汽温等参数要求，烧空一台磨的煤斗，保留四台磨煤机运行。如不烧空煤斗，选择停运第一台磨煤机，停磨前将停运磨的给煤机入口门关闭，待给煤机转空后，对磨煤机进行吹扫甩煤2分钟后停运。
  
  
10.  
退出RB功能块
  
  
11.  
负荷降至180MW汇报值长请示下列操作操作
  
  
12.  
检查锅炉本体吹灰停止
  
  
13.  
退出AGC
  
  
14.  
退出CCS、投入DEH阀门控制，设阀限100%
  
  
15.  
负荷降至175MW，请示值长下列操作操作
  
  
16.  
保持一台给水泵运行为汽包上水，另一台给水泵打循环备用
  
  
17.  
操作员加强对油点火允许条件的监视，确保燃油系统良好备用
  
  
18.  
维持三台磨运行,当总煤量降到（140）t/h，负荷大约160MW
  
下转（                           ）
上接（                           ）
  
19.  
继续以≯3MW/min的速度减负荷，以≯0.1Mpa/min的速度降低主汽压力，饱和温度下降速度≯56℃/h（以机侧温度要求为准）。
  
  
20.  
负荷降至150MW时，停运一台汽动给水泵（根据需要可启动电泵）机连续盘车，记录小机惰走时间
  
  
21.  
在减负荷时应检查机组膨胀位移情况
  
  
22.  
负荷降至120MW稳定后，得值长令将1号机组厂用电由工作电源倒为备用电源带
  
  
23.  
合上1号启备变中性点230接地刀闸
  
  
24.                   
检查6KV厂用1A段母线备用电源601A开关在工作位
  
  
25.                   
检查6KV厂用1A段母线备用电源601A开关储能正常
  
  
26.                   
检查6KV厂用1A段母线备用电源601B开关在工作位
  
  
27.                   
检查6KV厂用1A段母线备用电源601B开关储能正常
  
  
28.  
检查1号高厂变与1号启备变为同一系统
  
  
29.                   
检查6KV厂用段快切装置运行正常，无报警
  
  
30.                   
检查6KV厂用段快切装置各压板投入正确
  
  
31.                   
检查6KV厂用1A段快切装置手动切换方式在并联自动方式
  
  
32.                   
手动启动快切装置将6KV厂用1A段倒为备用电源开关601A带
  
  
33.                   
检查6KV厂用1B段快切装置手动切换方式在并联自动方式
  
  
34.                   
手动启动快切装置将6KV厂用1B段倒为备用电源开关601B带
  
  
35.  
检查6KV厂用段母线电压指示正确
  
  
36.                   
将6KV厂用1A段母线工作电源进线61A开关转冷备
  
  
37.  
拉开6KV厂用1A段母线工作电源进线PT (6101A) 转冷备
  
  
38.  
将6KV厂用1A段母线工作电源进线PT(6101A)避雷器手车摇至试验位
  
  
39.                   
将6KV厂用1B段母线工作电源进线61B开关转冷备
  
  
40.                   
拉开6KV厂用1B段母线工作电源进线PT (6101B) 转冷备
  
  
41.                   
将6KV厂用1B段母线工作电源进线PT(6101B)避雷器手车摇至试验位
  
  
42.  
负荷降至90MW（30％）时，辅汽联箱切为启动锅炉汽源供汽开启相应疏水门；高压加热器随机滑停，注意#3高加疏水由正常疏水回路切至危急疏水回路
  
下转（                           ）
上接（                           ）
  
43.  
机组负荷至80MW时，视给水流量，切换电动给水泵运行。停用另一台汽动给水泵，调整好电动给水泵的运行
  
  
44.  
负荷降至80MW时，将给水泵勺管解为手动控制,逐步开启主给水旁路电动调节门至50％以上，切换过程中,应将汽包水位维持低一些,防止汽包满水
  
  
45.  
负荷降至80MW时，逐渐关闭再热器减温水调节门
  
  
46.  
负荷降至80MW时，此时巡检应就地加强看火，同时操作员在DCS上加强对煤火检的监视，上、下及时沟通，确保着火正常
  
  
47.  
负荷低于80MW时，根据就地着火情况，尽量减少送风,但总风量不能低于（       ）Km3/h
  
  
48.  
负荷降至60MW时，关闭过热器一、二级减温水调门，关闭过热器一、二级减温水电动门隔绝门
  
  
49.  
负荷降至（20％），确认中压疏水门自动开启正常，否则手动开启
  
  
50.  
负荷减至60MW，主蒸汽压力为9.8MPa，主蒸汽温度为≮510℃，热再蒸汽温度为≮495℃，注意检查高压调门的开度，防止在拐点附近摆动
  
  
51.  
负荷降至50MW时，可以偏置磨煤机出力，烧空一台磨煤斗，维持两台磨煤机运行。或者选择停运一台磨煤机，停运磨煤机时应合理的选择燃烧器组合方式，组合方式选择的顺序为：A、D磨；B、E磨；C、F磨。维持每台保留磨的煤量不低于30t/h，同时加强对运行磨煤机的参数及火检的监视，根据汽机专业要求控制主、再汽温度在(             )℃
  
  
52.  
将负荷稳定在50MW,汽包压力稳定在4.0MPa，联系化学专业加药
  
  
53.  
提前关闭连排
  
  
54.  
汽包水位控制在-20mm
  
  
55.  
负荷降至45MW(15％)确认低压缸喷水自动开启，否则手动开启
  
  
56.  
意检查当四抽压力低于0.147MPa时，四抽供除氧器进汽门关闭，辅汽供除氧器电动门自动开启，维持除氧器压力在0.147MPa运行，否则手动操作
  
  
57.  
给水量＜30％，汽包水位调节自动由三冲量切至单冲量；给水量＜25%，除氧水箱水位调节自动由三冲量切至单冲量
  
  
58.  
轴封母管压力降至0.025MPa，开启辅汽供汽阀
  
  
59.  
轴封母管压力降至0.0238MPa，开启冷再供汽阀
  
  
60.  
轴封母管压力降至0.0204MPa开启主蒸汽供汽阀
  
  
61.  
负荷降至33MW（10％）确认高压疏水门自动开启
  
下转（                           ）
上接（                           ）
  
62.  
维持稳定运行2小时进行加药，如化学加药尚未结束，汽轮机或发电机跳闸，应立即开大高旁,保证锅炉运行正常，通过汽轮机高、低旁维持蒸汽循环，直至加药结束
  
  
63.  
加药完毕，继续降压，将要保留磨的煤量逐渐加大，烧空一台磨煤机煤斗或选择停运一台磨，保留最后一台磨运行
  
  
64.  
继续减负荷，注意实际负荷下降至15MW（5％）以下
  
  
65.  
负荷减至15MW，主蒸汽压力为4.5MPa，主蒸汽温度为450 ℃，再热蒸汽温度为430 ℃
  
  
66.  
负荷减至15MW，启动交流润滑油泵（BOP）、高压备用密封油泵（SOP），检查主机直流油泵（EOP）备用良好
  
  
67.  
得值长令：1号发变组与系统解列
  
  
68.  
检查1号机厂用电已倒为1号启备变带
  
  
69.  
检查1号主变中性点接地刀闸210在合位
  
  
70.  
退出1号发变组保护A屏失磁联跳保护压板1LP30
  
  
71.  
退出1号发变组保护B屏失磁联跳保护压板2LP30
  
  
72.  
待1号发电机有功负荷降为零前，将1号发电机无功负荷降为零
  
  
73.  
汽机打闸后，检查1号发变组出口2201开关自动分闸
  
  
74.  
检查1号发电机灭磁开关MK自动分闸
  
  
75.  
汽机打闸后的检查和操作
  
  
76.  
汽轮机脱扣后，确认汽机高、中压主汽门、调汽门及各抽汽逆止门、高排逆止门关闭严密，机组转速开始下降，高排通风阀开启
  
  
77.  
汽轮机脱扣后，确认交流润滑油泵，备用密封油泵自启动，否则手动启动，若油压降低，注意直流润滑油泵应联动，否则手动启动
  
  
78.  
检查汽机低压缸喷水阀动作正常，低压缸排汽温度≤52℃，转速降至2600rpm时，低压缸喷水自动关闭
  
  
79.  
确认汽机防进水保护动作正常，汽轮机本体及各抽汽管道疏水开启，
  
  
80.  
各段抽汽电动门关闭
  
  
81.  
转速下降时，注意过临界振动情况，倾听缸内声音正常
  
  
82.  
转速降至2500r/min，检查顶轴油泵自启动，否则手动启动一台运行
  
  
83.  
检查顶轴油母管及各轴承顶轴油压力正常
  
下转（                           ）
上接（                           ）
  
84.  
转速降至300rpm以下时，开启真空破坏门，断开真空泵联锁，停止真空泵，注意低压胀差值的变化。随着转速、真空下降注意调整轴封供汽压力，使转子静止时，真空接近于零，轴封供汽压力到零
  
  
85.  
真空到零，停止轴封供汽，停轴封风机，关闭轴封供汽总门，开管道疏水门
  
  
86.  
转速到零后，查顶轴油压正常，就地进行盘车装置啮合，手动投入盘车。注意记录转子惰走时间。主机盘车投入后，定时记录转子偏心度及高中压；缸膨胀、胀差、高中压缸第一级金属温度、轴向位移等参数，做好停机记录
  
  
87.  
将惰走趋势曲线存盘并联系热工人员打印，注意与上次停机惰走曲线
  
  
88.  
汽机打闸后继续烧空剩余磨的煤斗，加强“远方”和“就地”炉膛着火情况的监视，任一方发现炉膛无火，立刻手动MFT
  
  
89.  
确认给水泵勺管手动控制,主给水旁路电动调节门已开至50％以上
  
  
90.  
做锅炉停炉熄火准备
  
  
91.  
投入3只主油枪
  
  
92.  
将最后一台磨煤机煤斗烧空
  
  
93.  
磨煤机通风完毕后停止运行
  
  
94.  
若最后停运磨煤机为1A磨煤机时，微油枪停运情况下保持出口门开启通风状态，防止磨煤机出口壁温过高
  
  
95.  
保持风机运行20­—25分钟
  
  
96.  
停止锅炉所有油枪，锅炉发MFT
  
  
97.  
锅炉MFT后，观察火焰电视无火，在DCS及就地检查确认下列设备及阀门联动正常：
  
  
98.  
解除“汽包水位大于＋150mm事故放水联开”连锁
  
  
99.  
调整引、送风机，满足吹扫条件后，对炉膛通风吹扫10分钟
  
  
100.             
吹扫完毕后，将风机出力减至最低，停止一侧引、送风机运行，再停另一侧。（注：如果因省煤器或水冷壁泄漏，造成停炉时，待炉内蒸汽消失后，再停运另一侧引、送风机）
  
  
101.             
投入高读水位计，汽包上水至高水位（水位位于高读水位计中间刻度），如高读水位计故障，可将汽包上至DCS显示水位＋320mm
  
  
102.             
锅炉停止上水后,开启省煤器再循环门（注：如果因省煤器或水冷壁泄漏，造成停炉时，禁止开启省煤器再循环门）
  
  
103.             
令巡检就地关闭来、回油母管跳闸阀前、后手动门及微油供油总门并上锁
  
下转（                           ）
上接（                           ）
  
104.             
记录膨胀指示、汽包上下壁温差；统计燃油、燃煤量。
  
  
105.             
得值长令：将1号发变组转冷备
  
  
106.             
拉开1号发变组出口2201开关控制电源开关
  
  
107.             
NCS内拉开1号发变组出口22011刀闸
  
  
108.             
拉开升压站220KV配电箱内1号发变组出口22011刀闸电源开关
  
  
109.           
拉开1号机励磁调节器柜内各电源开关
  
  
110.           
拉开1号机各组整流柜内风机电源开关
  
  
111.                         
将1号发电机出口三组电压互感器手车拉至检修位
  
  
112.                         
拉开1号发电机出口三组电压互感器各二次空开
  
  
113.                         
拉开1号发电机中性点接地变压器一次刀闸YH00
  
  
114.                         
投入1号发变组保护屏误上电保护压板1LP25
  
  
115.                         
投入1号发变组保护屏启停机保护压板1LP26
  
  
116.     
根据需要维持EH油循环系统运行，条件允许时停EH油泵
  
  
117.     
联系化学切除凝结水精处理装置
  
  
118.     
在辅机停运达2小时后，可以停运所有辅机油站及引风机轴冷风机
  
  
119.     
保持除氧器水温不低于130℃，密闭后逐渐降低给水温度对锅炉进行缓慢补水
  
  
120.     
炉MFT后，尾部烟道未到环境温度时，严密监视尾部受热面（空气预热器）的烟温、烟压变化情况，防止尾部烟道再燃烧
  
  
121.     
炉MFT后，汽包压力未到零或汽包壁温差未稳定时，应有专人监视和记录汽包上、下壁温差
  
  
122.     
当汽包压力降至0.8Mpa时，记录锅炉膨胀指示，请示值长带压放水，通知化学注意排水点水位
  
  
123.     
放水完毕,停运汽包高读水位计。无特殊情况，锅炉风烟系统继续保持密闭,保证受热面内部余热烘干
  
  
124.     
锅炉完全不需要上水时，停止除氧器加热，联系化学停止加药，停电动给水泵
  
  
125.     
当汽机低压缸排汽温度低于50℃，无高温汽水进入排汽装置，且无
  
  
126.     
凝结水用户时停运凝结水泵
  
下转（                           ）
上接（                           ）
  
127.     
确认凝补水无用户时，停凝结水补水泵
  
  
128.     
当汽轮机缸温最高点温度小于149℃，停盘车装置
  
  
129.     
待转子静止后，根据缸温情况停运顶轴油泵
  
  
130.     
根据需要进行发电机的气体置换，置换过程中应严密监视密封油各箱体油位的变化，防止发电机进油的发生
  
  
131.     
气体置换结束且汽机盘车停运后，方可停止密封油系统运行
  
  
132.     
当缸温最高点温度小于120℃，且转子停转后方可停运润滑油系统及净油装置
  
  
133.     
锅炉放水完毕，通知化学专业，根据化学专业要求，对过热器、再热器进行充氮保护
  
  
134.     
空预器进口烟温＜120℃时,可以停止空预器运行
  
  
135.     
炉膛出口烟温＜80℃时,可以停止火检冷却风机运行
  
  
136.     
操作完毕，汇报值长
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
备注
  
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