停运操作票范例

98
停#机定子冷却水系统。
99
停#机盘车装置。
100
停#顶轴油系统。
101
停#密封油系统。
102
停#主机润滑油系统。
103
确认闭式水系统无用户，停#机闭式水系统。
104
停#排水泵，#排水泵。
105
根据停机时长，确定锅炉、汽轮机停机期间保养方式。
106
汇报值长，机组已停运
备注：
74
汽轮机转速降至400 rpm，开启高、低压凝汽器真空破坏门，控制真空下降速度与转速同步。
75
汽轮机转速降至120 rpm，检查盘车电磁阀联锁打开。盘车转速rpm。转子晃动度um。记录盘车工作时顶轴油压。
#1 #2 #3 #4 #5 #6 #7 #8
油压（MPa）
76
汽轮机转速降至50 rpm，再热器无压力，高、低压凝汽器真空到-10KPa，停运主机和小机轴封汽，停轴加风机，全开真空破坏门。关高辅至除氧器进汽门。
（三）
发电机解列后的操作
48
投入#机发变组保护A、B屏突加电压保护压板
49
EH油系统停运。
50
锅炉保持30%给水流量，逐渐减少燃料，降低炉内燃烧率，执行操作票《#炉#_磨停运操作卡票》，停#磨组。
51
启#电动给水泵。
52
停运#汽动给水泵，停#前置泵。通知化学停运给水加药。
53
执行操作票《#炉#_磨停运操作卡票》，停#磨组。
附件2：停机操作票范例
序号
操作内容
操作时间
操作人
1
接到停机命令后，根据要求，确定停运方式和停运参数。
2
通知辅控做好停机前准备。
3
通知化学根据停机时间作相关保养准备。
4
通知化学停机前4小时停止加氧。提高给水PH。
5
对机组进行一次全面检查并统计缺陷。
6
根据停机时间长短，通知燃运控制加仓和煤仓煤位。#5B加如高挥发分煤种备用。
87
锅炉带压放水结束，汽水系统无压力后，停运高低压旁路油站，停运再热器安全门压缩空气空压机。
88
汽泵停运24小时之后，停#小机油泵、#小机油泵。
89
锅炉带压放水8小时后，炉膛自然通风。
90
炉膛自然通风8小时后，根据温度可强制通风。强制通风前，应联系辅控投入电除尘及一台浆液循环泵运行。
91
停止#4机氢干燥器运行
60
停#真空泵、#真空泵。
61
停用二次风暖风器。
62
关闭主、再热蒸减温水手动门。
63
锅炉保持30%风量吹扫5分钟。
64
执行操作票《#送风机（第一台）停运操作卡》，停#送风机。
65
停#送风机。
66
停#引风机。
67
停#增压风机。
68
关闭风烟系统挡板，密闭炉膛。
69
主汽压力≤4 MPa，关高低压旁路调门，停#电泵。
解除保护项目：
（二）
机组滑停操作
17
负荷降至900MW以下，机组开始滑停。主汽压力降压速率≯min，主再热汽温度降温速率≯℃/min，降负荷速率≯4MW/min。
18
负荷降至750MW，主汽压力19MPa，主再热汽温度520℃。
19
执行操作票《#炉#_磨停运操作卡票》，停#磨组。（应停运上层磨，降低过再热汽温，并在此负荷保持60分钟，保持过再热汽温稳定，避免波动，使高中压缸和高压转子、高压主汽门、调门金属能均匀冷却，冷却过程中注意监视裕度保持为正值，最低不小于-10）。
34
停运#增压风机。
35
除氧器供汽切至高辅联箱供给。
36
停#凝结水泵。
37
给水切至旁路，锅炉由干态转入湿态运行。
☆
机组负荷逐渐降至300MW时，准备进行锅炉干湿态转换。
主、再热蒸汽的升温率＜5℃/min；主、再热蒸汽的升压率＜min
干态转湿态时参数：负荷MW，给水流量t/h，给煤量t/h，主蒸汽压力MPa，主蒸汽温度℃。
82
联系辅控停运脱硫系统浆液循环泵、氧化风机。
83
锅炉分离器出口汽压降至以下，炉水温度小于158℃时，执行操作票《#炉带压放水操作卡》，锅炉带压放水。
84
凝水用户切至凝结水输送泵带用炉底水封。
86
停机12小时后，锅炉带压放水结束，且高压转子温度＜300℃后，可以投用汽机快冷装置。执行操作票《三期汽轮机快速冷却操作票》
70
停#炉水循环泵。
71
高低压旁路关闭且低压缸温度＜90℃后，关闭低压缸喷水减温电磁阀。
72
记录实际临界转速rpm。记录临界转速时轴（瓦）振。
#1 #2 #3 #4 #5 #6 #7 #8
瓦振（mm/s）
轴振（μm）
轴温（℃）
73
汽轮机转速降至510 rpm，检查#顶轴油泵、#顶轴油泵联锁投入，盘车电磁阀联锁关闭。顶轴油母管压力MPa。
24
解除机组协调控制。
25
负荷降至400MW，将#汽动给水泵切至高辅供给，并将给水逐渐转至该给水泵供给。停运另一台#汽动给水泵，停#前置泵。
26
保持主再热汽温稳定，运行2~3小时，监视汽轮机高中压转子、高压缸温度、高压主汽门、高压调门温度稳步下降，并注意监视应力裕度不要超限。
27
检查轴封供汽切至高辅联箱供给，注意轴封温度与转子金属温度匹配。
28
负荷降至350MW，空预器投入连续除灰
29
执行操作票《#炉双强少油点火系统投运操作票》，投入双强正常模式，投运双强微油点火系统。
30
投入#、#、#、#油枪。
31
通知辅控锅炉投油，根据情况切除电除尘#3、4电场。
32
执行操作票#炉#_磨停运操作卡票》，停#磨组。
33
解除#侧引送风机联跳联锁，执行操作票《#引风机（第一台）停运操作票》，停运该侧#引风机。
54
退出#、#、#、#油枪运行。
55
退出双强微油点火系统运行。
56
锅炉MFT，检查一次风机联停，停#煤机密封风机。锅炉减温水门联关，燃油系统进油快关阀关闭，各大小油枪手动角阀关闭，环境0℃以上伴热汽源隔离。
57
停除氧器加热。
58
停各冷却器冷却水。通知停运凝结水精处理。
59
关闭主再热汽主汽门前管道疏水，确认没有热水热汽进入凝汽器。
20
负荷降至500MW，汇报调度退出AVC装置.
21
负荷降至500MW，主汽压力约14MPa，主再热汽温度450℃。
22
执行操作票《#炉#_磨停运操作卡票》，停#磨组。（停磨后，仍然保持稳定在该负荷，过再热汽温稳定，注意监视裕度变化，尽可能保持为正值）
23
省煤器后烟气温度＜320℃退出脱硝系统运行，关闭本机组供氨手动总门，联系辅控根据母管压力调整缓冲罐供氨压力。
7
辅汽用户倒临机带，高辅汽源切换至邻机供给。（切换时应先联系临机打开四抽至高辅电动门，然后再关闭本机四抽至高辅电动门，切换过程中注意主机及小机轴封压力、凝汽器真空变化情况。）
8
仪用空压机冷却水、切换至邻机供给。
9
汽轮机交、直流油泵试验正常。
10
汽轮机顶轴油泵试验正常。
11
执行操作票：T01《#机高排通风阀试验》，T02《#机高排逆止门试验》，T03《#机高压主汽门、调门试验》，T04《#机中压主汽门、调门试验》，T05《#机补气阀试验》，高中压主汽门、调门，抽汽逆止门，高排逆止门，高排通风阀的活动试验（ATT试验）正常。
12
执行检查卡《#炉炉前燃油系统投运前检查卡》，检查锅炉燃油系统正常，执行检查卡《#炉双强少油点火系统投运前检查卡》，微油点火系统正常。
四角风机、电泵、炉水循环泵测绝缘，四角风机试启动正常。
13
试投双强微油油枪正常。
14
再热器安全门试验正常
15
对锅炉受热面进行一次全面吹灰。
16
联系热控解除相关保护
☆
77
关闭大、小机轴封减温水手动门。
78
发变组由热备用转为冷备用，根据环境和停机时间投入#机高厂变共相母线及6KV机侧、炉侧外围辅控电机电加热。
☆
投入6KV电机加热装置的负荷有：
79
记录停机记录表。
80
高压转子温度＜320℃，停#循环水泵，启动#、#排水泵
81
网调令：#主变500开关由热备用改为冷备用。
38
注意贮水箱水位，待锅炉启动循环泵启动条件满足后，程控启动锅炉炉水循环泵。
39
负荷200MW6KV厂用段由#、#高厂变带转为#03A、#03B启动变带。
40
执行操作票《汽轮机停机程控步序操作卡》，投入汽轮机程控停运程序（SGC ST）。
41
检查高排逆止门开始关闭。
42
负荷下降，检查汽机调门逐渐关闭，主汽压力维持压力，高低压旁路调门逐渐开启。注意监视高排温度、应力裕度。
43
检查DEH中，汽轮机切至限压控制（Limit Pres）运行方式。
44
打开低压缸喷水减温电磁阀。
45
汽轮机高中压主汽门、调门关闭，发电机逆功率保护动作停机。
46
检查高、中压主汽门、调门及各段抽汽逆止门、抽汽门均关闭，有关疏水门自动打开。发变组出口开关分闸，机组负荷到零，转速下降。
47
发变组由运行转为热备用（#机励磁系统退出运行。）
92
确认开式水系统无用户，#机开式水系统。
93
执行操作票T39《#发电机气体置换（氢气置换为空气）操作票》，#发电机气体置换。
94
#发电机内已置换为空气，发电机内压缩空气升压至，保持密封油系统运行。
95
空预器入口烟温≤150℃，停#空预器、#空预器。
96