《机组事故处理》word版

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1、3.3正常停机3.3.1从600MW按正常减负荷到300MW进行下列操作3.3.1.1操作员接到减负荷命令，联系调度退出AGC，可通过协调方式降低机组负荷，减负荷速度一般应控制在5MW/min左右。3.3.1.2当各台给煤机出力减至45t/h时，机组负荷由600MW减至500MW，然后再以由上到下的原则逐台减少磨煤机给煤量，逐台停用磨煤机，但此时应注意磨煤机点火条件应具备。3.3.1.3当负荷降至450MW时，逐渐减少燃料量，视情况停止最上一层制粉系统运行。3.3.1.4锅炉减负荷至400MW时，将给水切换为AVT（除氧）工况运行

2、，通知化学将给水PH值调至9.6以上。退出凝结水精处理运行。3.3.1.5当机组负荷降至400MW左右时，根据情况可以停止一台电动给水泵运行。3.3.1.6负荷逐渐降至330MW时，停止上层第二套制粉系统，保留四套制粉系统运行，3.3.2保持机组300MW负荷不变，进行下列操作3.3.2.1将锅炉主控切换至手动，汽机主控在自动，将机组控制方式置汽机跟随（TF）模式。3.3.2.2将燃料主控自动切换到手动，在燃料主控手动调整锅炉燃料量。3.3.2.3主、再热蒸汽温度维持额定值，当一、二级减温水调节门全关后，解除一、二级减温水自动，再

3、热蒸汽事故减温水全关后解除再热蒸汽温度自动。3.3.2.4检查炉膛、受热面、空预器吹灰结束。3.3.2.5将辅汽四抽供汽切换至机组冷段供汽，如另一台机运行可做辅汽备用汽源。检查投入辅汽供除氧器调节门自动。3.3.2.6减负荷过程中，根据轴封压力及时将轴封汽源切由辅助蒸汽供给，同时注意保持高、低加水位及除氧器压力、水位稳定。3.3.3从300MW减负荷到60MW进行下列操作3.3.3.1负荷300MW时，此时主汽压力维持13.5MPa，温度535℃，再热汽温520℃，分离器出口温度控制在350℃左右。3.3.3.2当负荷减至270M

4、W时，投入微油点火装置进行助燃，确认四只微油火检燃烧正常后（可降低A磨煤机煤量），投入“微油模式”。投油前，通知除灰、脱硫值班员停止电除尘器和脱硫系统运行，投油后投入空预器连续吹灰。3.3.3.3当负荷减至240MW时，停止上层制粉系统，保留3套制粉系统运行。3.3.3.463负荷240MW时，高低压旁路系统暖管，根据具体需要决定是否逐渐投入高低压旁路进行降负荷，高旁投入后利用高旁减温水调门控制高旁后温度260～320℃之间，最低不得低于230℃。注意高压缸排汽温度变化。利用低旁减压阀维持再热汽压力不大于0.8MPa，控制高缸排汽

5、温度不大于400℃，注意高中压缸温度下降相匹配。利用低压旁路减温水调节阀控制减压阀后温度140～160℃。检查确认低旁三级减温水门全开。注意再热汽温的控制。3.3.3.5当机组负荷降至220MW时，确认主汽压力为10.0Mpa，主汽温度525℃，再热汽温515℃。此时注意由干态向湿态转化，缓慢降低分离器出口温度，直至分离器出口温度达到对应压力下的饱和温度（大约310℃左右），分离器、贮水箱逐渐产生水位，此时防止因转换过快引起汽温的大幅度的波动。3.3.3.6当机组负荷降至210MW时，注意贮水箱的水位，当负荷达到35%BMCR时，

6、自动或手动启动炉水循环泵；其出口电动门、再循环电动门联锁开启，炉水循环泵启动后，出口调节门手开5﹪，随后逐渐缓慢开启，保持省煤器入口流量大于33﹪BMCR，将炉水循环泵出口调节门投自动。在湿态运行期间，关闭循环泵和溢流阀管的暖管阀门，关闭贮水罐至二级减温水门。3.3.3.7确认锅炉贮水箱溢流隔离门开启，当贮水箱水位高于9700mm，检查贮水箱溢流调节阀自动开启，疏水回收至复水器。3.3.3.8当机组负荷至200MW时，停止第二台电动给水泵运行。3.3.3.9在降负荷期间当主汽压力降至8.92MPa时，视具体情况决定是否投入高、低压

7、旁路，由旁路维持主汽压力，机组转入定压运行，检查旁路自动维持主汽压力，旁路减温水自动跟踪良好。3.3.3.10当机组负荷至180MW时，稳定负荷。进行厂用电切换；将10kV厂用电切换至启备变供电。投入发变组误上电保护及启停机保护压板。3.3.3.11当负荷减至150MW时，停止上层制粉系统，保留2套制粉系统运行，如为“正常模式”，需先增加投入大油枪的数量。3.3.3.12负荷降至120MW，待四段抽汽用户切换工作结束后，检查相关高压疏水开启。3.3.3.13经电网调度批准，请示值长将发变组与系统解环运行。3.3.3.14调整高低压

8、旁路降机组负荷至100MW以下，请示调度同意机组准备停机，做好解列发电机的检查准备工作，启动润滑油泵及高压备用密封油泵，检查油压、油温正常。3.3.3.15负荷降至100MW，将给水主路切至旁路进行调节。3.3.3.16负荷降至90MW，检查汽机低