机组滑参数停机操作票

湖湖北北华华电电襄襄阳阳发发电电有有限限公公司司#机组滑参数停机操作票运行值发令人接令人年月日时分开始日时分结束湖北华电襄阳发电有限责任公司机组滑参数停机操作票顺序操作内容执行人操作时间1.机组停用时间超过7天，应提前通知输煤控制好仓位，负荷允许前提下启动备用制粉系统运行，锅炉烧空煤仓。2.用滑压运行方式按正常操作减负荷，负荷400MW前锅炉本体和空气预热器吹灰。3.辅助蒸汽系统：准备停运机组的冷再汽源关闭，运行机组的冷再汽源投入；4.检查炉前燃油系统及等离子点火系统，试投AB层油枪及等离子正常。5.汽轮机汽门活动试验正常。6.各抽汽逆止门开关试验正常（四抽及髙排逆止门除外）7.备用交直流油泵启停试验正常8.顶轴油泵，及盘车空载启停试验正常9.检查辅汽至小机管路正常，稍开辅汽至小机手动门暖管。10.AGC方式退出，单阀控制，开始滑参数：1)机组运行方式：CCS。2)压力控制方式：滑压。3)目标负荷：300MW。4)主蒸汽目标温度：521℃，速率1℃/min。5)再热汽目标温度：519℃，速率1℃/min。11.主/再热汽温度到521/519℃时保持参数不变稳定30分钟，停止一套制粉系统，保留A、B、C3套制粉系统运行，视锅炉燃烧情况可以投入2支等离子装置稳燃。12.各个参数在规定范围内，继续滑参数：1)机组运行方式：CCS。2)压力控制方式：滑压。3)目标负荷：210MW。4)主蒸汽目标温度：471℃，速率1℃/min。5)再热汽目标温度：469℃，速率1℃/min。13.负荷小于300MW，投于2支等离子装置稳燃。负荷小于280MW，投于另外2支等离子装置稳燃，加强监视等离子燃烧器壁温。14.通知脱硫值班员退出脱硫系统运行。15.机组负荷降至260MW，检查辅汽至小机暖管结束，缓慢开启辅汽至汽泵电动门，退出另一台汽泵备用；16.负荷240MW时，机组转“TF”控制方式，压力选择“滑压（VP）”运行方式，保持汽泵流量在650t/h，注意维持给水流量、主汽温度、再热器温度、炉螺旋管水冷壁出口温度及中间点出口温度稳定。17.主汽压力到13Mpa时停止锅炉暖管系统运行，开启启动分离器高、低水位放水电动隔离门，将锅炉疏水泵至凝汽器电动门送电。顺序操作内容执行人操作时间18.在“TF”模式下将机组负荷降至210MW，降负荷速率3～5MW/min左右。19.解除B、C制粉系统给煤自动。20.主/再热汽温度到471/469℃时保持参数不变稳定30分钟。21.机组各个参数在规定范围内，三台磨煤机运行，继续滑参数：`1)机组运行方式：TF。2)压力控制方式：滑压。3)目标负荷：180MW，速率2MW/min。4)主、再热蒸汽目标温度：450℃，速率1℃/min。22.高、低压旁路进行暖管。23.停止C制粉系统运行，保持A、B制粉系统运行，根据需要可投入两只油枪助燃。24.油枪投入后，停止电除尘器3、4、5电场运行。25.主、再热汽温度到451℃时保持参数不变，稳定30分钟。26.锅炉减负荷至180MW时，锅炉转湿态运行，将给水切换为AVT（除氧）工况运行。检查调整“CCS控制画面”“定压设定”与“滑压设定”及“压力测量”指示值偏差在0.5MPa以内时，转为“定压（CP）”控制方式，并逐渐将主汽压力降至8.4～9Mpa稳定27.将给水切换为AVT（除氧）工况运行。28.机组各个参数在规定范围内，二台磨煤机运行，继续滑参数：1)机组控制方式：TF。2)汽机主控器“OA”，定压运行。3)目标负荷：120MW，速率2MW/min。4)主、再热蒸汽目标温度：400℃，速率1℃/min。29.当机组负荷至160MW时，逐渐投入高压旁路进行降负荷，高旁投入后应控制其温度在350℃以下，注意再热汽温的控制，维持总给水流量在650T/H～700T/H。30.启动分离器水位2～4m时，投入至大气扩容器液控阀自动。确认疏水箱水位指示正常，水位1.5m以上时，投入疏水泵联锁。31.启动疏水泵并将疏水泵出口至凝汽器调节门投“自动”。32.当机组负荷至120MW时，稳定负荷，维持总给水流量在650T/H～700T/H。进行厂用电切换；将6KV厂用电切换至启动变供电,并将6KV工作电源开关改为冷备用。33.锅炉继续减负荷，把原煤斗中的存煤烧完。1）目标负荷：90MW，速率2MW/min。2）目标温度：主、再热汽温度到400℃。34.B原煤仓内存煤烧空后，停止B制粉系统运行。35.当机组负荷小于90MW或排汽温度高于80℃，检查低压缸喷水门自动开启。检查汽轮机中压疏水门自动打开。顺序操作内容执行人操作时间36.主、再热汽温度到400℃，高压调节级后金属温度稳定在350℃后，保持锅炉负荷稳定，调整A制粉系统出力，保证其原煤斗存煤将烧空时，通过调节机组旁路将机组负荷降至30MW。37.待机组负荷降至30MW，原煤斗存煤烧空，启动主机交流油泵；根据需要做主机注油试验。38.请示调度打闸停机。39.汽机打闸后应检查TV、GV、RV、IV关闭到位，汽轮机转速下降，汽轮机本体、主再热蒸汽管道、抽汽管道疏水联动开启，高排逆止门联动关闭，高排通风阀联动开启；各抽汽电动门、四抽到除氧器、小机电动门、逆止门（包括高排逆止门）自动强关，小机联动跳闸，及时投小机盘车运行。40.密切监视汽轮机缸体温度、轴向位移、振动、高压缸胀差、低压缸胀差。41.汽轮机打闸后关闭发电机氢气冷却器进、回水门。42.确认锅炉减温水电动门关闭；两台一次风机跳闸；油跳闸阀、油跳闸阀及所有油角阀关闭、高能点火器停止打火；所有磨煤机及给煤机跳闸；等离子点火装置退出、电除尘器跳闸。43.锅炉熄火后，保持引、送风机运行，调整总风量至30%BMCR通风量，维持炉膛负压－50Pa～－100Pa对锅炉进行吹扫。吹扫5～10分钟后，根据需要停止送、引风机运行，检查确认锅炉各人孔、看火孔及各烟、风挡板关闭，炉膛密闭。44.停止等离子冷却风机运行，关闭炉前油进回油总门及各油枪进油手动门。45.退出空预器漏风装置运行。46.汽轮机转速达1200rpm/min时应检查顶轴油泵联动运行正常；47.汽轮机转速至300rpm/min时，关闭机组所有疏水至凝汽器门，给水泵密封水集水箱倒置地沟后，停止真空泵运行，开启真空破坏门。48.机组真空至零后，退出大、小机轴封系统，开启轴封系统疏水排大气门。49.汽轮机转速至0rpm/min时，及时投盘车，测量主机晃动度，记录汽机惰走时间。50.停止EH油系统运行。51.锅炉放水操作：A)启动分离器压力降至1.0Mpa、启动分离器入口水温达到200℃左右时，迅速打开水冷壁、过再热器系统放水阀，锅炉热炉放水。B)过热器出口汽压降至0.2Mpa，开启上部各空气门。C)过热器出口汽压降至0，关闭各疏水门及空气门。顺序操作内容执行人操作时间52.停止锅炉汽水分离器HWL油站运行。53.当预热器的入口烟温降至150℃时，停止预热器运行。将红外热点探测系统置“停”位。54.当炉膛温度降至100℃时，停止火检冷却风机运行。55.确认凝结水系统无用户且低压缸排汽温度低于65℃时停止凝结水系统运行。56.检查确认小机缸温低于150℃时停运小机盘车，根据需要停止小机油系统运行。57.停止氢气干燥器运行，确认闭式水系统无用户时停运闭式水系统。58.检查确认开式水系统无用户时停运开式水系统。59.低压缸排汽温度低于65℃时，主机冷油器水侧排空气后关闭冷却水进出口门后，停止胶球系统及循环水系统运行。60.检查确认汽轮机高压缸调节级金属温度低于150℃、且缸体上下温差低于42℃时，停止主机盘车、顶轴油泵运行。61.根据需要将发电机氢气置换为空气。62.根据需要停止密封油系统运行。63.根据需要停止主机润滑油系统运行。64.根据需要开启汽机侧压力容器积水。备注：操作人：监护人：值班负责人：值长：年月日时分操作票评价[（1）由相应的专责评价，（2）由安监人员负责]：（1）评价人：年月日（2）评价人：年月日