停机操作票

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。
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。
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
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．
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。
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.
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。
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
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。
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。
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℃。
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。
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。
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℃。
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。
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．
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
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。
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。
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。
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Байду номын сангаас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。
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
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。
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。