滑参数停运操作票(最新版).doc

中国华电集团青海华电大通发电有限公司运行操作规范体系 运行操作票中国华电集团公司青海华电大通发电有限公司文件版本：2009-2文件总页数：5滑参数停运操作票文件类别：运行操作规范体系-操作票文件编号：QHDT-JK-144文件编写和审核记录版本起草人/时间专业审核/时间部门审核/时间公司审核/时间领导批准/时间2009-2雷雯静/09.9.18史春来/09.9.21马志勇/09.9.21赵发林/09.9.21王新元/09.9.21张文鼎/09.9.21操作记录操作人/时间监护人/时间单元长/时间值 长/时间操作人/时间监护人/时间单元长/时间值长/时间操作人/时间监护人/时间单元长/时间值长/时间操作票执行存在问题反馈反馈人/时间操作票评价评价人/时间编号：操作开始时间： 年 月 日 时 分，终结时间： 年 月 日 时 分。操作任务：# 机组滑参数停运操作票顺序操 作 内 容参数信息已执行一操作项目（按操作顺序填写与执行）1接值长令：# 机组滑停。2调配好原煤仓煤位，以便烧尽各煤仓的煤。3分别试运主给水旁路电动门、调门。4检查燃油系统正常，进行油枪及等离子投入试验。存在风险：未进行试验的情况下在停炉过程中可能由于油枪、等离子无法正常投入造成锅炉灭火。风险控制：对油枪及等离子进行试投，发现缺陷及时联系处理，确保随时可用。5对锅炉受热面进行一次全面吹灰；校对汽包水位。6# 机辅汽联箱倒汽源至# 机供气。7交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵、以及盘车电机试启正常。8机组减负荷，逐渐减少燃料量。蒸汽参数不变，降负荷率为3.3MW/分，机组负荷降至210MW，稳定运行30分钟。存在风险：1、负荷下降速率、蒸汽温降速率、压降速率过大，致使蒸汽参数与负荷不匹配，蒸汽过热度不够，汽轮机发生水冲击、汽轮机各部件受热冷却不均匀、汽缸金属温降速率大、以及蒸汽带水，负胀差增大。 2、汽缸温差增大，动静部分碰磨，损坏设备。风险控制：1、整个减负荷的过程中应密切监视蒸汽参数变化，滑停过程中应待再热汽温度下降后方可进行主蒸汽下一步的降温、降压工作，保证主蒸汽、再热汽温在规程规定的范围内；降低一定负荷后，应停留一段时间，待金属温度下降速度减缓、温差减小后，方可继续进行降负荷。 2、发现汽温急剧下降，应按照规程规定停机。3、滑参数过程应保证蒸汽有规定的过热度，及时解列减温水。降负荷率为3.3MW/分9将运行机组# 机辅汽汽源倒至冷再。10将# 机 汽泵汽源倒至辅汽供汽。11停C磨并进行彻底吹扫。12以0.1MPa/min的降压率将主汽压降至12MPa； 以11.5/min的降温率将汽温降至490。降压率0.1MPa/min13主汽压在12MPa， 主汽温在490，稳定运行30分钟。14机组负荷不变的条件下，调门逐渐开大直至全开，保持0.05MPa/min的降压率和11.5/min的降温率。降压率0.05MPa/min15调门全开后负荷随主汽参数降低而降低。16及时调整燃烧，负荷降至150MW，根据燃烧情况投入油枪或等离子。存在风险：停炉过程中风量过大造成燃烧不稳。风险控制：随着蒸发量的减少，要相应的减少风量，按规程规定调整风机出力。 17停B磨并进行彻底吹扫；停运电除尘高压电场。18负荷降至120MW，停运 汽动给水泵。注意：停运泵汽源为# 机供气。19负荷降至90MW，主汽压应降至4.8MPa，主汽温降至420，再热汽温 410，稳定运行30分钟。20切给水至旁路。21负荷降至60MW，检查中压调门后所有疏水阀打开。22负荷降至45MW，就地确认低压缸喷水自动投入。23负荷降至30MW时，检查再热主汽门前所有疏水打开，厂用电切换。存在风险：1、厂用电切换失败造成6KV母线失电跳机。 2、非同期并列。风险控制：1、严格按照操作票要求进行厂用电切换。 2、切换厂用电时必须通过快切装置进行。 3、操作前，应检查两侧电源系统的连接方式，若发电机与启备变处于同一系统，方可进行并列切换。24以11.5/min的降温率将主蒸汽温度降至400， 同时以3.3MW/min的降负荷率将机组负荷降至15MW。存在风险：低负荷阶段水位、汽温控制不当造成水位及汽温异常。风险控制：1、低负荷时，汽包水位改为手动控制。 2、降负荷过程中及时对风量进行调整。 3、用减温水调节汽温时，操作要缓慢，不可大幅度进行操作。25停止最后一台制粉系统并进行彻底吹扫。26停止一次风机A、B。27启动大机交流油泵运行。存在风险：未及时调整润滑油冷却器冷却水，造成润滑油温快速下降、轴瓦骤冷收缩，可能导致机组振动增大，甚至烧毁轴瓦。风险控制：加强油温监视，及时调整冷油器冷却水。（注意检查冷却水旁路门）28汽轮机打闸；锅炉MFT动作，发电机联动保护解列。存在风险：1、任一汽门关不下，致使汽轮机超速。 2、带负荷解列发电机，致使汽轮机超速。风险控制：1、减负荷过程中发现汽门卡涩，应及时联系检修设法消除；打闸后若主汽门未全部关闭而导致汽轮机转速未下降时，应紧急停运全部EH油泵，就地再手动打闸一次，待主汽门关闭后再启动EH油泵。2、正常停机时，应先将汽轮机打闸发电机采用逆功率保护动作解列，严禁带负荷解列发电机。29检查等离子、油枪全部退出。 30锅炉通风吹扫5分钟后停运送引风机，风烟系统密闭。存在风险：锅炉熄火后未及时停止引送风机运行，造成锅炉冷却太快。风险控制：1、锅炉熄火后吹扫5分钟，即停运送引风机，密闭各风门挡板。 2、如因检修工作需要，须快速冷却时，可在熄火6小时后开启风门挡板自然通风，18小时后启动风机强制冷却。31转速降至1200r/min时，启动A、C顶轴油泵油泵运行， 顶轴油母管压力 MPa。1200r/min32汽轮机转速惰走至零后，投大机盘车（机组停机后应加强凝汽器水位及上、下缸温差监视，以防停机后大轴弯曲）。存在风险：盘车未及时投入，转子发生热弯曲。风险控制：停机前必须确认盘车电机、顶轴油泵工作正常后，方可打闸停机，汽机转速至零后立即投入盘车运行。33解列连排、取样、加药；汽、水系统密闭。34开启回油管的燃油跳闸阀旁路，进行油管路泄压，结束后炉前油系统手动门全关。（一台机组运行时，可停运燃油泵）35将汽包水位上至最高水位。存在风险：1、停炉后汽包水位未上满，造成汽包壁温差大。 2、除氧器加热退出时，抽汽管道阀门关闭不严，中压缸进水。风险控制：1、停炉后，将汽包水位上至电接点可见最高水位。 2、退除氧器加热时，应缓慢操作，防止除氧器压力、温度失配汽化，四抽电动门、逆止门关闭不严而返汽；加强疏水，严密监视抽汽管道壁温、汽缸温度，发现问题及时做好相应处理。36当汽包压力为0.8MPa时进行热炉放水。存在风险：放水后，潮湿空气进入汽水系统造成汽水管道系统腐蚀、结垢。风险控制：1、当汽包压力至0.2MPa时，开启汽包及末过空气门，利用余热烘干受热面。 2、放水8小时后，关闭各空气门、疏水门、排污门系统密闭。37汽包压力至0，汽泵停运后，破坏真空，停运轴封。存在风险：1、破坏真空、退轴封操作顺序或时间把握不当，造成转子和汽缸局部冷却，严重时，轴封摩擦或汽缸变形。 2、低压缸排汽温度超限，低压缸防爆膜破损。3、轴封到零后，减温水未退出，汽轮机进水。风险控制：1、破坏真空、退轴封时机应控制恰当，真空到零，轴封压力到零。 2、破坏真空前，确认主蒸汽管道、再热蒸汽管道疏水阀已经可靠关闭（主蒸汽管道、再热蒸汽管道带压时），加强除氧器水位监视，防止水位过高向凝汽器大量排热水；加强排汽温度监视，必要时投运低压缸喷水减温。 3、低压轴封减温水必须随轴封蒸汽一并退出。38当炉膛出口烟温小于149时，停止火监冷却风机A、B。14939停机24小时后停运EH油泵。存在风险：过早停运EH油泵，造成油动机等处存油氧化。风险控制：严格按照规程规定停运EH油系统，不允许停机后立即停止EH油系统。40当空气预热器入口烟温小于100，停止空气预热器A、B。小于10041锅炉停运12小时后，检查无渣时停运除渣系统。42汽轮机第一级处金属温度小于149时停盘车，24小时后停交流润滑油泵。存在风险：1、过早停运交流油泵，导致轴瓦巴氏合金过热，轴承中的剩油急剧氧化，甚至冒烟起火。 2、润滑油系统停运后主油箱排烟风机未及时停运，油箱拉入