火电机组停运操作报告.doc

#1机组停运组织、安全、技术措施 批 准： 审 定： 会 审： 初 审： 编 写： 王坪发电公司发电部 2016年3月16日 #1机组停运三措 为了#1机组安全停运，汽机尽快停盘车，满足防寒防冻要求，制定#1机组停运三项措施。 一、组织措施 为了有组织、有计划做好#1机组停运工作，发电部、生技部、安环部、维护部等有关部门负责人参加，集中力量统一指挥，统一调度，保证#1机组安全、优质、按时停运，成立#1机组停运组织机构。 组 长：齐海峰 副组长：李 耀 樊 猛 魏崇毅 姚晋峰 卫书孝 张 军 白利清 慕 锴 陈 瑞 杨洪洞 谷立新 郭爱东 刘 伟 聂 平 武联明 田俊生 赵建国 成 员：谢崇威 夏书斌 袁振宇 张高云 陈宏伟 杨东红 梁 伟 程新胜 贺 斌 姜大涛 李海军 王跃川 王建忠 杨兴荣 何亚霄 陈世全 各值长 各班长 当值运行人员 检修值班人员 二、安全措施 停机过程，有专人调整汽温，确保各受热面不发生超温和汽温突降现象，严禁发生水冲击事故。 停机过程，有专人监视和调整水位，确保给水泵电流和流量不发生较大波动，严禁发生水位事故。 停机过程，确保#1炉脱硫、脱硝、除尘全过程投入。锅炉灭火后，脱硫系统排烟温度达75℃，停浆液循环泵。发电机解列后，氧量达20%，退出脱硝系统。确保停机过程不发生环保指标小时折算值超标。脱硝系统停运后管道立即放水并用压缩空气进行反吹。 停机过程，严格执行停机操作票，确保汽轮机振动、轴向位移、胀差不超限。 停机前检查启备变厂用电快切装置，。 pa，退#1机辅汽联箱至采暖供热，投启动锅炉去采暖供热。检查采暖用汽减温水门关闭。 3月16日16时，准备好机、电、炉滑停操作票（包括电气倒厂用电及解列操作票），测交、直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车电机绝缘合格，联系热工试启交、直流润滑油泵、顶轴油泵、空试盘车电机正常。试验高中压主汽门、调速汽门和抽汽逆止阀灵活无卡涩现象。 3月16日18:30开始滑压、滑温，19:10主、再热汽温度滑至500℃，稳定15min。负荷低于160MW继续按滑参数停机曲线降温降压。 20:00值长向中调要#1机组滑停令，退AGC、协调，将高压调速汽门逐渐全开，滑温时控制再热汽温度比主汽温度低10℃。负荷100MW将主给水倒至旁路调整。 3月16日21:00主汽、再热汽至轴封应进行充分暖管疏水。 滑停过程中，加强监视，认真倾听机内声音，检查轴承振动及各瓦回油情况，严格控制串轴、胀差、推力瓦温度等参数。 滑停控制数据 主汽温度下降速度不大于1℃/min。 再热汽温下降速度不大于1℃/min。 主汽压力下降速度小于0.03—0.05MPa/min。 高中压缸金属温度在400℃以上时下降速度小于0.6℃/min，400℃以下时，小于1℃/min。 当调节级后蒸汽温度降到低于高压内缸调节级处法兰内壁金属温度30℃时，应暂停降温。 高中胀差接近-1.0mm值时，停止减负荷稳定运行。 在滑参数停炉过程中，汽包壁温差≯50℃/h。 汽包饱和温度变化率控制在≯56℃／h范围以内。 负荷滑至60MW时，关闭本机四抽至辅汽联箱及除氧器加热电动门。投冷再至轴封供汽压力正常。将厂用电倒至启备变带。 22:00#2煤仓烧空，23:20其它煤仓烧空，锅炉灭火。将上二次风门全开，增加二次风机出力，使锅炉氧量迅速升高，将冷渣器冷却风加大至25000Nm3/h对冷渣器吹扫5分钟，将冷渣器高、中、低温床的床料排空，排空冷渣器内渣料后停止冷渣器旋转给料机运行。当床温降到400℃时，依次停运一次风机、二次风机、吸风机、高压流化风机。关严各风机出入口门，关严尾部烟道过热器再热器烟道档板，使锅炉各处耐火材料逐渐冷却。灭火后，锅炉主、再热汽减温水逐渐关闭，防止汽温回升或大幅度下降。 将DEH切至手动，根据主汽压力逐渐关小高压调速汽门，根据机组背压，停止部分或全部空冷风机运行，20MW汽机做喷油试验，打闸前必须确认各胀差在规定范围内，启动交流润滑油泵正常。 当主蒸汽压力滑至3MPa、温度滑至300℃，高压内缸上半内壁温度降到290℃，将负荷降到零，汽机打闸，检查发电机逆功率保护动作，发变组出口开关201断开。高、中压主汽门及调速汽门、各段抽汽止回阀及高排逆止门关闭应严密，汽轮机转速下降。如果逆功率保护60S后拒动，手动拉开201开关，逆变灭磁，发电机电压降至零，拉开励磁开关。 汽机打闸后锅炉汽包压力若高于3.0MPa，开启过热器对空排汽降压以控制汽包壁温差。汽包压力低于3.0MPa时关闭过热器对空排汽，同时关闭再热器对空排汽（汽机