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31.
当机组负荷降低至150MW时,过热蒸汽压力在10.0MPa,温度在530℃,再热蒸汽温度在525℃左右。退出电泵联锁,停运一台汽泵。
32.
检查轴封压力正常,否则手动开启辅汽至轴封供汽调整门,维持轴封压力正常。
33.
根据炉膛出口温度及NOx排放浓度,停运脱硝系统。
34.
将机组控制方式选择为“BF”或者手动方式。将目标负荷指令按阶段逐渐手动设定目标负荷120MW,主汽温下降率1℃/min,再热汽温下降率≤l.5℃/min。
15.
13)启动锅炉已打备用状态。
16.
停机前,记录缸温表一次,停机过程中每30分钟记录一次。
17.
汇报调度,解除AGC,机组在CCS控制方式下减负荷,减负荷速率按滑参数停炉曲线或根据实际停机情况需要决定。
18.
设定目标负荷210MW,负荷率2MW/min,汽压0.1MPa/min减负荷至210MW,降压不降温,维持主、再热汽温在额定。
减负荷过程中,及时切换轴封汽源正常,注意压轴封压力及温度的变化。
23.
降负荷过程中加强锅炉燃烧监视调整,注意风煤配比。根据负荷下降情况,均匀降低给煤机出力,风机出力。
24.
机组负荷降低至180MW时,过热蒸汽压力控制在13.5MPa,过热蒸汽温度控制在538℃,再热蒸汽温度在535℃左右。全面检查机组运行正常(注意检查汽缸各部温度及轴向位移、胀差,缸胀各参数应正常)。将小机汽源倒为辅汽供。
79.
严密监视烟道各部分温度变化,若发现烟温有不正常回升现象,应立即停止通风,密闭烟道。
4.蒸汽过热度≥56℃,防止汽轮机发生水冲击事故。
5.滑参数停机过程中除按照附表的参数对照表控制外,还应根据汽机的需求调整参数,
6.投切油枪过程中,通知临炉注意监视调整炉前油压。
7.投油过程中空气预热器连续吹灰。
8.冬季停炉控制空预器入口一、二次风温,锅炉熄火后及时解列暖风器。
9.严格控制降温降压速度。若2分钟主、再热蒸汽温度下降50℃以上,主、再热蒸汽管道有明显的水击声或振动,高、中压自动主汽门、调速汽门及法兰冒白汽,应立即按水冲击事故处理。
64.
锅炉停止上水后,停止电泵运行。检查电泵无倒转。
65.
停止除氧器加热。
66.
机组停运操作结束,对设备进行一次全面检查
67.
停运发电机定子水冷却器,氢气冷却器和励磁机空气冷却器,关闭各冷却水进水门。
68.
锅炉停止上水后,停运电动给水泵。
69.
停运凝结水、开式水、循环水系统。
70.
机组调节级金属温度≤121℃,实际 ℃,停止连续盘车
19.
汽机四级抽汽压力小于0.7MPa时,关闭四抽至辅汽联箱进汽门。
20.
在机组负荷下降的过程中,锅炉过热蒸汽压力、温度、再热蒸汽温度以及给水等调节控制应保持自动控制方式,直至负荷下降到使其不能正常控制为止。
21.
选择目标负荷180MW,主汽温下降率1℃/min,再热汽温下降率≤l.5℃/min。
22.
10.减负荷过程中,发现调节系统卡涩应设法消除,否则不允许先解列发电机,应先将汽轮机打闸关闭主汽门,确认负荷到“0MW”后再解列发电机。
11.停机过程中,不允许进行汽轮机注油试验、超速试验及影响高、中压主汽门,调速汽门开度的阀门活动试验。
12.注意监视轴向位移、胀差、热胀、振动、支持轴承金属温度、推力轴承金属温度及各轴承回油温度变化。
28.
锅炉床温将至800℃,确认煤泥罐已烧空,停运各煤泥泵。
29.
过热蒸汽温度和再热蒸汽温度一直保持额定值,如果蒸汽温度低于额定值10℃时,关闭减温水并解列自动调节控制进行手动调节。
30.
启动启动锅炉,主汽压力0.6~0.8MPa,开启启动锅炉至辅汽联箱电动门,调节辅汽联箱压力在0.6~0.8MPa,温度在230~250℃。
42.
锅炉床温降到650℃时,根据燃烧情况及炉前仓料位停运给煤机,提高风道燃烧器负荷稳定床温.
43.
检查给水流量<25%,当不连续进行给水时,应开启省煤器再循环阀。
44.
当机组负荷降至60MW,进行下列操作:
a)#1、#2中压调门后疏水开启。
b)高、低压加热器由高至低依次停用或选择滑停,应注意给水温度变化。当高加汽侧停止后,应停止其水侧运行。
61.
真空到0,停轴封系统,关闭各汽站汽源隔离阀门,停轴加风机,关闭轴封减温水隔离门。
62.
转速到0,投入盘车。记录惰走时间分钟,盘车投入运行,盘车电流A,转速rpm,偏心mm,轴向位移mm,差胀mm,缸胀mm,并检查听音,确认盘车运行正常。
63.
连续盘车中,润滑油温度保持在38-45℃。监视各轴承金属温度和回油温度正常。
25.
汇报省调,解除AVC,注意调整电压合格。
26.
当机组负荷降至180MW时,机组控制方式选择“TF”。
27.
按机组滑参数停炉曲线逐渐地降温、降压、减负荷。将目标负荷指令分阶段逐渐设定至150MW。
a)将负荷变化率设定为2MW/min。
b)按阶段逐渐设定过热蒸汽压力至10.0MPa,设定压力变化率为0.15MPa/min。
操作时间
开始
年 月 日 时 分
结束
年 月 日 时 分
操作任务
#1机组定参数停机操作(集控/值长)
1.操作要求:
2.停机过程中控制:降负荷率≯2MW/分钟,降压率≯0.1MPa/分,降温率≯1.5℃/分钟。
3.主、再热蒸汽温差不得超过50℃。一般保持30℃以内。再热蒸汽温度下降速度与主蒸汽温度下降速度一致。
45.
当机组负荷60MW时,过热蒸汽压力控制在5.5MPa,过热蒸汽温度在500℃,再热蒸汽温度在480℃左右。根据炉前仓情况停运相应给煤机。投入高压旁路、根据需要投入低压旁路系统,投用前加强低旁管路疏水。
46.
当机组负荷降至50MW或四抽压力<0.15MPa,开启辅汽联箱至除氧器进汽门,关闭四抽至除氧器门.
76.
停炉8小时内应严密关闭吸、送风机入口挡板及各人孔门、检查孔以免锅炉急剧冷却。停炉8小时后,开启引风机进、出口门及上下二次风门进行自然通风冷却。当锅炉床温测点降到400℃以下时启动风机强制通风冷却,放床料。
77.
床温降到200℃时,停运高压流化风机。
78.
停炉后严密监视汽包上下壁、内外壁温差<50℃。
2.
检查以下工作已执行:
3.
1)燃油系统运行良好,油库有充足存油。
4.
2)检查油枪良好备用,试投油枪正常。
5.
3)停炉前对锅炉受热面吹灰一次。
6.
4)汽机30%旁路系统备用。
7.
5)掌握煤前仓煤量情况、煤泥罐,煤泥情况、石灰石粉仓及尿素溶液罐料位情况,通知燃运停止上煤、煤泥。
8.
6)检查DEH控制系统方式,EH系统、润滑油系统、发电机密封油系统工作正常,其他各系统工作正常。
47.
当机组负荷降至45MW,确认低压缸喷水自动投入并开启凝汽器水幕保护阀。监视低压缸排汽温度<79℃,解列低加汽侧
48.
当机组负荷降至30MW,确认下列疏水阀开启:
a)主蒸汽管疏水阀开。
b)冷再热蒸汽管疏水阀开。
c)调节级后疏水阀开。
d)高压外缸疏水阀开。
e)左、右蒸汽导管疏水阀开,#1、#2抽汽疏水阀开
9.
7)检查辅汽系统,辅汽至轴封汽源暖管备用。
10.
8)分别试转交、直流润滑油泵,高压备用密封油泵及空、氢侧直流油泵,顶轴油泵正常后停运,投入备用。
11.
9)柴油发电机试运正常。
12.
10)空载盘车电机试转正常。
13.
11)分别试转小机交、直流润滑油泵,正常后停运投入联动备用。
14.
12)电动给水泵良好备用。
35.
将目标负荷指令按阶段逐渐手动设定目标负荷90MW,负荷变化率和过热蒸汽压力变化率保持原设定不变。
36.
按阶段逐渐手动设定过热蒸汽压力目标值6.5MPa
37.
根据降负荷、降温、降压及炉前仓情况,停运中间给煤机,必要时投运床下油枪。
38.
当机组负荷降至100MW时,将机组控制方式选择为“BF”或者手动方式,降低给煤机出力。
52.
关闭主再热蒸汽管道、汽轮机本体、抽气电动门前疏水,汽轮机焖缸。
53.
锅炉BT后汽包水位上至最高水位后,控制汽包上下壁温差<50℃,关闭连排,关闭辅汽至除氧器加热。
54.
通知化学、输煤、检修,#1机组已解列。
55.
停真空泵。
56.
适当开#1机真空破坏门。
57.
检查机组惰走情况,倾听机组内部声音,记录机组惰走时间及惰走曲线,检查缸温及各抽汽管道上、下壁温差应无突降现象,严防汽缸进冷汽、冷水。
机组停运前运行方式:
机组负荷( )MW,汽包压力( )Mpa,主汽温度( )℃,再热汽温( )℃,炉前仓料位( )m,煤泥罐料位( )m,石灰石仓料位( )m,主机润滑油压( )MPa、主机润滑油温( )℃、EH油压( )MPa ,EH油温( )℃。
时间
序号
操 作 项 目
备注
1.
接省调或生产厂长停机令。
49.
当机组负荷降至30MW时,过热蒸汽温度480℃,再热蒸汽温度460℃,设定目标负荷15MW负荷变化率2MW/min,按“进行”按钮,汽机开始减负荷
50.
机组负荷降至15MW时,启动主机交流润滑油泵,高压密封油备用泵,检查油压正常.汽机打闸,发电机解列。
51.
发电机解列后,确认机组负荷到0,发电机三相电流到0。检查各主汽门、调门、抽汽逆止门及高排逆止阀关闭,注意机组转速不应上升
39.
机组负荷90MW,厂用电倒换。
40.
当机组负荷降至90MW时,给水由主路切旁路运行。给水自动由“三冲量”切为“单冲量”调节。如果使用电泵停机,则停止另一台汽动给水泵,注意监视汽包水位,及时调整电动给水泵的转速。
41.
根据煤质和燃烧情况,当机组负荷90MW时,过热蒸汽压力控制在6.5MPa,过热蒸汽温度在520℃,再热蒸汽温度在500℃左右。
58.
汽机打闸后注意调节高旁开度,根据锅炉需要控制高旁流量。低旁投入时,关闭低旁前联系锅炉开启再热器向空排汽,确认无热源排入凝汽器。
59.
转速降至2600rpm且低压缸排汽温度低于80℃,检查低压缸喷水自动关闭。
60.Fra Baidu bibliotek
转速降至1200rpm,检查顶轴油泵自启动,顶轴油压正常,若未自启,应手动启动。记录各瓦顶轴油压力:#3瓦/MPa,#4瓦MPa,#5瓦MPa,#6瓦MPa
71.
停止顶轴油泵运行。检查顶轴油泵无倒转。
72.
停密封油系统。
73.
连续盘车停止后,润滑油系统运行8小时,停止润滑油系统运行。检查瓦温不超过80℃。
74.
锅炉自然冷却状态下,汽包壁温差大于50℃时,应尽量维持汽包高水位。
75.
汽包压力将至0.5~0.8MPa,汽包壁温<180℃,锅炉进行带压放水。
当机组负荷降低至150MW时,过热蒸汽压力在10.0MPa,温度在530℃,再热蒸汽温度在525℃左右。退出电泵联锁,停运一台汽泵。
32.
检查轴封压力正常,否则手动开启辅汽至轴封供汽调整门,维持轴封压力正常。
33.
根据炉膛出口温度及NOx排放浓度,停运脱硝系统。
34.
将机组控制方式选择为“BF”或者手动方式。将目标负荷指令按阶段逐渐手动设定目标负荷120MW,主汽温下降率1℃/min,再热汽温下降率≤l.5℃/min。
15.
13)启动锅炉已打备用状态。
16.
停机前,记录缸温表一次,停机过程中每30分钟记录一次。
17.
汇报调度,解除AGC,机组在CCS控制方式下减负荷,减负荷速率按滑参数停炉曲线或根据实际停机情况需要决定。
18.
设定目标负荷210MW,负荷率2MW/min,汽压0.1MPa/min减负荷至210MW,降压不降温,维持主、再热汽温在额定。
减负荷过程中,及时切换轴封汽源正常,注意压轴封压力及温度的变化。
23.
降负荷过程中加强锅炉燃烧监视调整,注意风煤配比。根据负荷下降情况,均匀降低给煤机出力,风机出力。
24.
机组负荷降低至180MW时,过热蒸汽压力控制在13.5MPa,过热蒸汽温度控制在538℃,再热蒸汽温度在535℃左右。全面检查机组运行正常(注意检查汽缸各部温度及轴向位移、胀差,缸胀各参数应正常)。将小机汽源倒为辅汽供。
79.
严密监视烟道各部分温度变化,若发现烟温有不正常回升现象,应立即停止通风,密闭烟道。
4.蒸汽过热度≥56℃,防止汽轮机发生水冲击事故。
5.滑参数停机过程中除按照附表的参数对照表控制外,还应根据汽机的需求调整参数,
6.投切油枪过程中,通知临炉注意监视调整炉前油压。
7.投油过程中空气预热器连续吹灰。
8.冬季停炉控制空预器入口一、二次风温,锅炉熄火后及时解列暖风器。
9.严格控制降温降压速度。若2分钟主、再热蒸汽温度下降50℃以上,主、再热蒸汽管道有明显的水击声或振动,高、中压自动主汽门、调速汽门及法兰冒白汽,应立即按水冲击事故处理。
64.
锅炉停止上水后,停止电泵运行。检查电泵无倒转。
65.
停止除氧器加热。
66.
机组停运操作结束,对设备进行一次全面检查
67.
停运发电机定子水冷却器,氢气冷却器和励磁机空气冷却器,关闭各冷却水进水门。
68.
锅炉停止上水后,停运电动给水泵。
69.
停运凝结水、开式水、循环水系统。
70.
机组调节级金属温度≤121℃,实际 ℃,停止连续盘车
19.
汽机四级抽汽压力小于0.7MPa时,关闭四抽至辅汽联箱进汽门。
20.
在机组负荷下降的过程中,锅炉过热蒸汽压力、温度、再热蒸汽温度以及给水等调节控制应保持自动控制方式,直至负荷下降到使其不能正常控制为止。
21.
选择目标负荷180MW,主汽温下降率1℃/min,再热汽温下降率≤l.5℃/min。
22.
10.减负荷过程中,发现调节系统卡涩应设法消除,否则不允许先解列发电机,应先将汽轮机打闸关闭主汽门,确认负荷到“0MW”后再解列发电机。
11.停机过程中,不允许进行汽轮机注油试验、超速试验及影响高、中压主汽门,调速汽门开度的阀门活动试验。
12.注意监视轴向位移、胀差、热胀、振动、支持轴承金属温度、推力轴承金属温度及各轴承回油温度变化。
28.
锅炉床温将至800℃,确认煤泥罐已烧空,停运各煤泥泵。
29.
过热蒸汽温度和再热蒸汽温度一直保持额定值,如果蒸汽温度低于额定值10℃时,关闭减温水并解列自动调节控制进行手动调节。
30.
启动启动锅炉,主汽压力0.6~0.8MPa,开启启动锅炉至辅汽联箱电动门,调节辅汽联箱压力在0.6~0.8MPa,温度在230~250℃。
42.
锅炉床温降到650℃时,根据燃烧情况及炉前仓料位停运给煤机,提高风道燃烧器负荷稳定床温.
43.
检查给水流量<25%,当不连续进行给水时,应开启省煤器再循环阀。
44.
当机组负荷降至60MW,进行下列操作:
a)#1、#2中压调门后疏水开启。
b)高、低压加热器由高至低依次停用或选择滑停,应注意给水温度变化。当高加汽侧停止后,应停止其水侧运行。
61.
真空到0,停轴封系统,关闭各汽站汽源隔离阀门,停轴加风机,关闭轴封减温水隔离门。
62.
转速到0,投入盘车。记录惰走时间分钟,盘车投入运行,盘车电流A,转速rpm,偏心mm,轴向位移mm,差胀mm,缸胀mm,并检查听音,确认盘车运行正常。
63.
连续盘车中,润滑油温度保持在38-45℃。监视各轴承金属温度和回油温度正常。
25.
汇报省调,解除AVC,注意调整电压合格。
26.
当机组负荷降至180MW时,机组控制方式选择“TF”。
27.
按机组滑参数停炉曲线逐渐地降温、降压、减负荷。将目标负荷指令分阶段逐渐设定至150MW。
a)将负荷变化率设定为2MW/min。
b)按阶段逐渐设定过热蒸汽压力至10.0MPa,设定压力变化率为0.15MPa/min。
操作时间
开始
年 月 日 时 分
结束
年 月 日 时 分
操作任务
#1机组定参数停机操作(集控/值长)
1.操作要求:
2.停机过程中控制:降负荷率≯2MW/分钟,降压率≯0.1MPa/分,降温率≯1.5℃/分钟。
3.主、再热蒸汽温差不得超过50℃。一般保持30℃以内。再热蒸汽温度下降速度与主蒸汽温度下降速度一致。
45.
当机组负荷60MW时,过热蒸汽压力控制在5.5MPa,过热蒸汽温度在500℃,再热蒸汽温度在480℃左右。根据炉前仓情况停运相应给煤机。投入高压旁路、根据需要投入低压旁路系统,投用前加强低旁管路疏水。
46.
当机组负荷降至50MW或四抽压力<0.15MPa,开启辅汽联箱至除氧器进汽门,关闭四抽至除氧器门.
76.
停炉8小时内应严密关闭吸、送风机入口挡板及各人孔门、检查孔以免锅炉急剧冷却。停炉8小时后,开启引风机进、出口门及上下二次风门进行自然通风冷却。当锅炉床温测点降到400℃以下时启动风机强制通风冷却,放床料。
77.
床温降到200℃时,停运高压流化风机。
78.
停炉后严密监视汽包上下壁、内外壁温差<50℃。
2.
检查以下工作已执行:
3.
1)燃油系统运行良好,油库有充足存油。
4.
2)检查油枪良好备用,试投油枪正常。
5.
3)停炉前对锅炉受热面吹灰一次。
6.
4)汽机30%旁路系统备用。
7.
5)掌握煤前仓煤量情况、煤泥罐,煤泥情况、石灰石粉仓及尿素溶液罐料位情况,通知燃运停止上煤、煤泥。
8.
6)检查DEH控制系统方式,EH系统、润滑油系统、发电机密封油系统工作正常,其他各系统工作正常。
47.
当机组负荷降至45MW,确认低压缸喷水自动投入并开启凝汽器水幕保护阀。监视低压缸排汽温度<79℃,解列低加汽侧
48.
当机组负荷降至30MW,确认下列疏水阀开启:
a)主蒸汽管疏水阀开。
b)冷再热蒸汽管疏水阀开。
c)调节级后疏水阀开。
d)高压外缸疏水阀开。
e)左、右蒸汽导管疏水阀开,#1、#2抽汽疏水阀开
9.
7)检查辅汽系统,辅汽至轴封汽源暖管备用。
10.
8)分别试转交、直流润滑油泵,高压备用密封油泵及空、氢侧直流油泵,顶轴油泵正常后停运,投入备用。
11.
9)柴油发电机试运正常。
12.
10)空载盘车电机试转正常。
13.
11)分别试转小机交、直流润滑油泵,正常后停运投入联动备用。
14.
12)电动给水泵良好备用。
35.
将目标负荷指令按阶段逐渐手动设定目标负荷90MW,负荷变化率和过热蒸汽压力变化率保持原设定不变。
36.
按阶段逐渐手动设定过热蒸汽压力目标值6.5MPa
37.
根据降负荷、降温、降压及炉前仓情况,停运中间给煤机,必要时投运床下油枪。
38.
当机组负荷降至100MW时,将机组控制方式选择为“BF”或者手动方式,降低给煤机出力。
52.
关闭主再热蒸汽管道、汽轮机本体、抽气电动门前疏水,汽轮机焖缸。
53.
锅炉BT后汽包水位上至最高水位后,控制汽包上下壁温差<50℃,关闭连排,关闭辅汽至除氧器加热。
54.
通知化学、输煤、检修,#1机组已解列。
55.
停真空泵。
56.
适当开#1机真空破坏门。
57.
检查机组惰走情况,倾听机组内部声音,记录机组惰走时间及惰走曲线,检查缸温及各抽汽管道上、下壁温差应无突降现象,严防汽缸进冷汽、冷水。
机组停运前运行方式:
机组负荷( )MW,汽包压力( )Mpa,主汽温度( )℃,再热汽温( )℃,炉前仓料位( )m,煤泥罐料位( )m,石灰石仓料位( )m,主机润滑油压( )MPa、主机润滑油温( )℃、EH油压( )MPa ,EH油温( )℃。
时间
序号
操 作 项 目
备注
1.
接省调或生产厂长停机令。
49.
当机组负荷降至30MW时,过热蒸汽温度480℃,再热蒸汽温度460℃,设定目标负荷15MW负荷变化率2MW/min,按“进行”按钮,汽机开始减负荷
50.
机组负荷降至15MW时,启动主机交流润滑油泵,高压密封油备用泵,检查油压正常.汽机打闸,发电机解列。
51.
发电机解列后,确认机组负荷到0,发电机三相电流到0。检查各主汽门、调门、抽汽逆止门及高排逆止阀关闭,注意机组转速不应上升
39.
机组负荷90MW,厂用电倒换。
40.
当机组负荷降至90MW时,给水由主路切旁路运行。给水自动由“三冲量”切为“单冲量”调节。如果使用电泵停机,则停止另一台汽动给水泵,注意监视汽包水位,及时调整电动给水泵的转速。
41.
根据煤质和燃烧情况,当机组负荷90MW时,过热蒸汽压力控制在6.5MPa,过热蒸汽温度在520℃,再热蒸汽温度在500℃左右。
58.
汽机打闸后注意调节高旁开度,根据锅炉需要控制高旁流量。低旁投入时,关闭低旁前联系锅炉开启再热器向空排汽,确认无热源排入凝汽器。
59.
转速降至2600rpm且低压缸排汽温度低于80℃,检查低压缸喷水自动关闭。
60.Fra Baidu bibliotek
转速降至1200rpm,检查顶轴油泵自启动,顶轴油压正常,若未自启,应手动启动。记录各瓦顶轴油压力:#3瓦/MPa,#4瓦MPa,#5瓦MPa,#6瓦MPa
71.
停止顶轴油泵运行。检查顶轴油泵无倒转。
72.
停密封油系统。
73.
连续盘车停止后,润滑油系统运行8小时,停止润滑油系统运行。检查瓦温不超过80℃。
74.
锅炉自然冷却状态下,汽包壁温差大于50℃时,应尽量维持汽包高水位。
75.
汽包压力将至0.5~0.8MPa,汽包壁温<180℃,锅炉进行带压放水。