集控运行规程机组停运.doc

此文档收集于网络，如有侵权，请联系网站删除第1章 正常停运1.1 正常停运前的准备1.1.1 值长接到停机命令并明确停机的原因、时间、方式后，应通知各相关部门及各岗位做好停机前的准备及工作安排。1.1.2 机组领班应通知各岗位值班人员对所属设备、系统进行一次全面检查，将需停机处理的设备缺陷详细记录在运行记录中。1.1.3 联系公用课、保养课等部门，并将机组停运需配合事项交待清楚。1.1.4 机组大、小修前或停炉时间超过7天，应安排将所有原煤仓烧空（公用课燃运是否上煤应根据值长通知）。1.1.5 单机运行时应提前启动启锅向公用辅汽联箱供汽，机组共用辅汽联箱暖管后投入运行，机组共用辅汽应具备向机组辅助蒸汽供汽之条件。1.1.6 确认柴油系统正常备用，柴油日用罐有足量存油。1.1.7 试投所有点火器，应全部着火且稳定。1.1.8 停炉前应对锅炉受热面全面吹灰一次。1.1.9 机组停运前应进行TOP、AOP、EOP油泵自启动试验和小机直流油泵自启动试验，试转正常后投入自动备用。1.2 机组减负荷1.2.1 600-450MW(1) 在USS画面的“负荷/BID设定”控制棒图内设定负荷需求值为450MW。(2) 注意W/S疏水箱液位控制阀出口电动阀A&B&C强制/自动开启，动作条件如下A 负荷需求值455MW，W/S疏水箱液位控制阀出口电动阀A&B&C强制全开，液位控制阀自动置于“自动”控制模式。B 当MSP0.9MPa，煤主控20%，退第四层煤燃烧器运行。F 调整混烧比为50。G 除氧器加热汽源由五段抽汽切换至机组辅汽联箱供给。H 停止低加疏水泵运行，低加疏水切换为逐级流至凝汽器。1.2.4 180-102MW(1) 在USS画面的“负荷/BID设定”控制棒图内设定负荷需求值为102MW。(2) 当给水流量450t/h时，除氧器水位控制有“三冲量”切换为“单冲量”控制，注意凝汽器、除氧器水位控制正常。(3) 当负荷需求值174MW时，“交叉限制”自动退出。(4) 满足下列条件之一时锅炉由干态模式切换为湿态模式A MWD120MWB 汽水分离器出口过热度3保持15s且MWD150MW。(5) 干态切换为湿态后机组控制模式由CC1切换为CC2。(6) 在CC2控制模式下FR/FW开始控制主蒸汽压力，TBV压力设定为8.24Mpa，锅炉切为定压运行。(7) 负荷需求值降至102MW。A 全面检查各系统运行参数、自动控制正常。B 联系EP值班员退出所有电场。C 退出第三层煤燃烧器运行，注意油燃烧器自动运行正常。D 切换厂用电至备用电源接带。其操作步骤见第六篇之第28章的机组解列前的厂用电切换。E 依次退出8、7、6高压加热器和4、3低压加热器汽侧。1.2.5 102-30MW(1) 在USS画面的“负荷/BID设定”控制棒图内设定负荷需求值为30MW。(2) 负荷需求值90MW时，确认汽机所有疏水阀应自动开启。(3) 负荷需求值60MW，省煤器旁路烟气挡板全关。(4) 负荷需求值50MW,一级过热器，二级过热器，再热器减温水控制阀置于“自动预备”模式。(5) 负荷需求值降至30MW。A 停止PAF(A/B)运行。B 确认第一层油点火器运行正常（每侧有三个以上点火器着火且稳定）。C 选择油枪最后一次吹扫功能。1.3 发电机解列及相关操作1.3.1 发电机解列（以1机组为例）(1) 确认机组负荷已降至30MW。联系中调机组将解列A 查6.6KV U1A1母线进线CB 6102小车开关在“试验”位置。B 查6.6KV U1A2母线进线CB 6114小车开关在“试验”位置。C 查6.6KV U1B1母线进线CB 6126小车开关在“试验”位置。D 查6.6KV U1B2母线进线CB 6138小车开关在“试验”位置。E 将1发电机有功降至为零。F 将 1发电机无功降至接近于零。G 按下1发电机励磁调节器自动跟踪“停止”按钮。H 将1发电机励磁调节器方式选择开关43-90切至“手动”位置。I 断开1机1主变串5011开关。J 断开1机1主变串5012开关。K 把1发电机手动电压调节器“70E”降到最低电压位置。L 把1发电机自动电压调节器“90R”降至最低电压位置。M 断开1发电机励磁开关41E。N 查1发电机励磁开关41E确已断开。1.3.2 发电机解列后的相关操作(1) 将DEH控制模式切为手动，按下“关阀”按扭，确认汽轮机MSV、GV、ICV全关后手动打闸汽轮机。监视并确认下列项目A 各加热器抽汽逆止阀联锁关闭。B 汽机打闸后，必须严密监视润滑油压，汽机转速下降时注意TOP、AOP、JOP自启正常，盘车自投正常。C 汽机惰走时间正常。D 注意除氧器、凝汽器水位。(2) 锅炉MFT。A 使用第一层油燃烧器全消火功能。B 油枪吹扫结束,第一层油点火器熄火，锅炉MFT。C 确认MFT动作后的联锁动作正确，参见第五篇之第一章锅炉事故处理。(3) 锅炉MFT后的操作A 锅炉热态封炉a 锅炉热态封炉用于锅炉各受热面及风烟道无检修工作时，目的是为了缩短了再启动时间。b 手动关闭主、再热蒸汽管疏水气动阀A/B，关闭汽机旁路TBV阀。c 通知EP值班员停运脱硫风机、脱硫海水泵，保持FGD预冷段运行。注意监视FGD出口温度不超限。d 保持30的空气流量进行炉膛吹扫5min。e 手动缓慢关闭FDF-A/B进口动叶至零。f 停止A侧FDF、IDF。g 停止B 侧FDF、IDF。h IDF速度控制切换为“低速”位置。i 将FDF-A/B入口动叶、FDF-A/B出口挡板及其出口联络挡板、AH-A/B出口二次风挡板、AH-A/B入口烟气挡板、PAF-A/B入口导叶、IDF-A/B入口导叶、IDF-A/B出口烟气挡板等风门、档板关闭。j FGD入口烟温小于100时停其预冷段运行。k 前锅炉区保持低加循环清洗、除氧器真空加热、CPP运行。联胺和氨的注入投“自动”控制模式。l 保持AH-A/B、TV&火检冷却风机、TV冷却水增压泵运行。B 锅炉强冷a 锅炉强冷用于锅炉设备高温部分有检修时，目的是为了缩短了检修工期。 b 手动开启FDF入口动叶，保持50的空气流量进行炉膛吹扫、通风冷却。c 启动电动给水泵组，调整给水流量至200t/h300t/h，进行锅炉循环冷却。d 开启TBV和主蒸汽管疏水阀至20，进行受热面泄压（注：当MS压力0.2MPa时关闭）。e 联胺的注入切为手动方式控制，控制除氧器入口在2-3ppm。氨的注入自动控制。f CPP运行时应监视其入口的联胺浓度不能超过10ppm。g 锅炉强冷过程中，应注意控制除氧器与水冷壁之间水温差25。h 当水冷壁出口温度100时，可停止TV&火检风机、TV冷却水增压泵及AH-A/B运行，打开炉本体各所有看火孔及人孔门。i 通知EP值班员停运脱硫风机、脱硫海水泵及FGD预冷段运行。j 当水冷壁出口温度90，停止除氧器加热。保持除氧器的真空。k 当水冷壁出口温度50，全关电泵出口给水流量控制阀。停止电泵运行。l 当锅炉各受热面管壁温度30时，锅炉强冷结束。m 停止风烟系统运行。破坏炉底水封，开启风烟系统有关风门及档板，保持炉膛自然通风。(4) 前锅炉区及其它系统可在确认其具备停运条件后逐一停运。(5) 将1发变组转冷备用A 查1发电机励磁开关41E确已断开。B 断开1机励磁回路控制电源开关NF1、NF2。C 查6.6KV U1A1母线进线开关6102确已断开,小车在试验位置。D 查6.6KV U1A2母线进线开关6114确已断开,小车在试验位置。E 查6.6KV U1B1母线进线开关6126确已断开,小车在试验位置。F 查6.6KV U1B2母线进线开关6138确已断开,小车在试验位置。G 查1主变串5011开关确已断开。H 查1主变串5012开关确已断开。I 断开1主变出口50116隔离刀闸。J 查500KV 1主变出口50116隔离刀闸确已断开。1.4 正常停运的注意事项1.4.1 机组正常停运应参照机组正常停运曲线（见附录十）控制整个进程。1.4.2 锅炉燃油期间应根据油枪前的燃油压力注意油枪自动投/退正常。避免油燃烧器前油压过高或过低。1.4.3 锅炉燃油期间应现场检查确认油燃烧器燃烧稳定，保证第一层油点火器运行正常。1.4.4 磨煤机、油燃烧器停止后应确保吹扫正常。1.4.5 锅炉在停止过程中空预器应连续吹灰。1.4.6 在机组停运过程中及MFT时注意炉膛负压调节正常。1.4.7 汽机停运后应注意监视下列项目(1) 汽缸上下温差，低压缸排汽温度，转子偏心度等参数。(2) 定期倾听汽机有无动、静磨擦声。(3) 盘车装置的运行情况。如因故盘车不能投入，则立即采用手动盘车，每隔15-20分钟盘动转子180度，并设法尽快恢复连续盘车运行。如果盘车在运行中跳闸，则应立即试投一次，如投入不成功，并确认是阻力大引起，则表明转子已弯曲，应改用定期180度的手动盘车，严禁强行投入连续盘车，同时检查汽缸疏水系统，查找原因。(4) 注意主机油系统工作正常，氢气没有置换前应注意密封油系统运行正常。(5) 确认主机惰走时间正常，否则应查找原因。1.4.8 机组停运后调整好柴油泵的运行方式。第2章 汽轮机强冷停止2.1 强冷停止的目的和准备2.1.1 汽轮机强冷停止的目的当汽机本体检修时，汽机本体的冷却速度是一个影响检修工期的重要因素。汽轮机强冷停止的目的就是为了安全、更快地冷却汽机本体，缩短检修工期。2.1.2 汽轮机强冷停止的准备汽轮机强冷停止的准备参照本篇之第一章机组正常停运，但需注意以下事项。(1) 汽轮机强冷停止过程中锅炉用油一般使用重油。确认重油日用油罐及储油罐有足够的存油。(2) 投入重油及其伴热、加热系统，重油测漏成功后开启重油遮断阀循环到油燃烧器前。(3) 试投所有点火器，应全部着火且稳定。2.2 强冷停止步骤2.2.1 确认机组停止前的准备工作已完成，机组已具备停止条件。2.2.2 确认汽轮机强冷停止允许灯亮，汽轮机强冷停止允许的条件如下(1) 无负荷增减闭锁条件。(2) 干态时主汽压力设定值大于16.1MPa（CC1模式对应机组负荷约396MW）。(3) 汽机主控在“自动”控制模式（GV AUTO）。(4) 主蒸汽压力设定在“自动”控制模式。(5) 水燃比在“自动”控制模式。(6) 燃料主控在“自动”控制模式。(7) 风量在“自动”控制模式。(8) 炉膛压力在“自动”控制模式。2.2.3 在OPS上按下汽机强冷“使用”按钮。按下“使用”按钮以后，机组操作模式会自动切为“BI”模式。主蒸汽温度和再热蒸汽温度设定值开始以0.5/min的速率降低至各自的设定目标值：MST=470， RHT=465。2.2.4 设定负荷变化率为6MW/min，设定锅炉输入需求值BID为240MW(1) 当锅炉输入需求值BID降至450 MW时A 全面检查各系统运行参数、自动控制正常。B 退出第一层煤燃烧器。C 随着负荷的下降确认W/S疏水电动阀开启正常，机组轴封供汽切换正常。(2) 当锅炉输入需求值BID降至300 MW时A 全面检查各系统运行参数、自动控制正常。B 退出第二层煤燃烧器。C 设定负荷变化率为3MW/min。D 退出一台凝泵运行。(3) 当锅炉输入需求值BID到达240MW时A 全面检查各系统运行参数、自动控制正常。B 退出一台汽动给水泵运行。C 确认汽动给水泵已退出一台运行后，启动电动给水泵组，并入运行。D 第一层油点火器投入正常后，投入1-1、6，1-3、8重油燃烧器,确认燃烧状况良好。第一层油燃烧器选择“自动操作”。混燃比设定在50。E 退出第四层煤燃烧器。注意根据油枪前的燃油压力监视第一层油枪自动投/退正常。F 在BID为240MW的状态下保持370min。(4) 确认MST和RHT已经稳定在各自的设定值：MST=470，RHT=465。(5) 检查电动给水泵运行正常，辅助蒸汽汽源由公用辅汽供给。(6) 将锅炉输入需求值BID设定为180MW。A 当锅炉输入需求值BID到达180MW时a 退出另一台汽动给水泵运行。b 停止低加疏水泵运行，低加疏水切换为逐级流至凝汽器。c 除氧器加热汽源由5段抽汽切换至机组辅汽联箱供给。d 设定负荷变化率为6MW/min。(7) 将锅炉输入需求值BID设定为102MW。A 锅炉输入需求值BID140MW时，注意机组的干湿态转换，具体参见本篇之第一章机组正常停运。B 当锅炉输入需求值BID降至102MW时a 全面检查各系统运行参数、自动控制正常。b 退出第三层煤燃烧器。注意第一层油枪自动投/退正常。c 退出高压加热器、低压加热器汽侧。d 切换厂用电至备用电源接带。其操作步骤见第六篇之第28章的机组解列前的厂用电切换。(8) 将锅炉输入需求值BID设定为30MWA 锅炉输入需求值BID90MW时，确认汽机所有疏水阀应自动打开。B 锅炉输入需求值BID60MW，省煤器旁路烟气挡板全关。C 锅炉输入需求值BID50MW,一级过热器，二级过热器，再热器减温水控制阀置于“自动预备”模式。D 当锅炉输入需求值BID降至30MW。E 确认第一层油点火器全部着火，且稳定。F 选择油枪最后一次吹扫功能。(9) 其余操作同机组正常停止，具体操作步骤见本篇之第一章机组正常停运。(10) 视实际情况决定锅炉是否需强冷。2.3 强冷停止注意事项2.3.1 汽轮机强冷停止应参照机组强冷停运曲线（见附录十一）控制整个进程。2.3.2 其余参见机组正常停运注意事项。第3章 机组停止后的保养3.1 锅炉保养3.1.1 锅炉湿保养法。(1) 保养期与联胺浓度的规定保养期联胺浓度小于一星期30ppm14星期200ppm510星期50ppm星期数大于10星期500ppm(2) 锅炉强冷过程中，当锅炉W/W出口水温达到140160时，化学加药系统联胺罐要由稀联胺罐（0.3）切为浓联胺罐（60）。(3) 调整锅炉给水流量和联胺泵的冲程，控制联胺浓度上升的速度。(4) 联胺浓度开始上升后，CPP切至旁路运行。CPP运行时注意其入口联胺浓度不能超过10ppm。(5) 在监视除氧器的入口的联胺浓度为控制目标浓度的同时，对除氧器的出口、ECO入口、WSDT的联胺浓度也应进行监测。(6) WSDT的联胺浓度上升后，炉水循环回凝汽器，因此应注意不要将系统的联胺浓度升得太高。(7) 确