最新集控运行规程机组停运.doc

正常停运 正常停运前的准备 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。 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。 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。 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）。 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。 确认柴油系统正常备用，柴油日用罐有足量存油。 试投所有点火器，应全部着火且稳定。 停炉前应对锅炉受热面全面吹灰一次。 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。 机组减负荷 600-450MW 在USS画面的“负荷/BID设定”控制棒图内设定负荷需求值为450MW。 注意W/S疏水箱液位控制阀出口电动阀ABC强制/自动开启，动作条件如下 负荷需求值455MW，W/S疏水箱液位控制阀出口电动阀ABC强制全开，液位控制阀自动置于“自动”控制模式。 当MSP17.7MPa，W/S疏水箱液位控制阀出口电动阀ABC强制全开，液位控制阀自动置于“自动” 控制模式。 电动给水泵启动时（一个脉冲信号），W/S疏水箱液位控制阀出口电动阀ABC强制全开。 负荷需求值降至450MW 全面检查各系统运行参数、自动控制正常。 退第一层煤燃烧器运行（若原煤仓需烧空，则需进行确认及敲打。若无需将原煤仓需烧空，则应用检查停止模式停运煤燃烧器）。 随着负荷的下降，机组轴封自密封逐渐切换到机组辅汽供轴封蒸汽。确认轴封蒸汽压力、温度自动控制正常。 450-270MW 在USS画面的“负荷/BID设定”控制棒图内设定负荷需求值为270MW。 负荷需求值降至270MW 全面检查各系统运行参数、自动控制正常。 退第二层煤燃烧器运行（要求同上）。 退出一台汽动给水泵运行 确认一台汽动给水泵已退出运行，启动电动给水泵组，并入运行。 退出一台凝泵运行。 270-180MW 在USS画面的“负荷/BID设定”控制棒图内设定负荷需求值为180MW。 负荷需求值降至180MW 全面检查各系统运行参数、自动控制正常。 将机组辅汽切为由机组共用辅汽联箱供汽，并且确认辅汽系统运行正常，一过至机组辅汽、冷再至机组辅汽压力调节阀关闭。 退出另一台汽动给水泵运行。 投入第一层油点火器正常后，投入1-6，3-8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”，监视油燃烧器进口油压0.9MPa，煤主控20%，退第四层煤燃烧器运行。 调整混烧比为50％。 除氧器加热汽源由五段抽汽切换至机组辅汽联箱供给。 停止低加疏水泵运行，低加疏水切换为逐级流至凝汽器。 180-102MW 在USS画面的“负荷/BID设定”控制棒图内设定负荷需求值为102MW。 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。 当负荷需求值174MW时，“交叉限制”自动退出。 满足下列条件之一时锅炉由干态模式切换为湿态模式 MWD120MW 汽水分离器出口过热度3℃保持15s且MWD150MW。 干态切换为湿态后机组控制模式由CC1切换为CC2。 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。 负荷需求值降至102MW。 全面检查各系统运行参数、自动控制正常。 联系EP值班员退出所有电场。 退出第三层煤燃烧器运行，注意油燃烧器自动运行正常。 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》。 依次退出＃8、＃7、＃6高压加热器和＃4、＃3低压加热器汽侧。 102-30MW 在USS画面的“负荷/BID设定”控制棒图内设定负荷需求值为30MW。 负荷需求值90MW时，确认汽机所有疏水阀应自动开启。 负荷需求值60MW，省煤器旁路烟气挡板全关。 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。 负荷需求值降至30MW。 停止PAF(A/B)运行。 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）。 选择油枪最后一次吹扫功能。 发电机解列及相关操作 发电机解列（以＃1机组为例） 确认机组负荷已降至30MW。联系中调机组将解列 查6.6KV U1A1母线进线CB 6102小车开关在“试验”位置。 查6.6KV U1A2母线进线CB 6114小车开关在“试验”位置。 查6.6KV U1B1母线进线CB 6126小车开关在“试验”位置。 查6.6KV U1B2母线进线CB