滑参数停运操作票(版).doc

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1、中国华电集团公司青海华电大通发电有限公司文件版本：2009-2文件总页数：5滑参数停运操作票文件类别：运行操作规范体系-操作票文件编号：QHDT---JK---144文件编写和审核记录版本起草人/时间专业审核/时间部门审核/时间公司审核/时间领导批准/时间2009-2雷雯静/09.9.18史春来/09.9.21马志勇/09.9.21赵发林/09.9.21王新元//09.9.21张文鼎/09.9.21操作记录操作人/时间监护人/时间单元长/时间值长/时间操作人/时间监护人/时间单元长/时间值长/时间操作人/时间监护人/时间单元长/时间值长/时间操

2、作票执行存在问题反馈反馈人/时间操作票评价评价人/时间-5-/5编号：操作开始时间：年月日时分，终结时间：年月日时分。操作任务：#机组滑参数停运操作票顺序操作内容参数信息已执行一操作项目（按操作顺序填写与执行）1接值长令：#机组滑停。2调配好原煤仓煤位，以便烧尽各煤仓的煤。3分别试运主给水旁路电动门、调门。4检查燃油系统正常，进行油枪及等离子投入试验。存在风险：未进行试验的情况下在停炉过程中可能由于油枪、等离子无法正常投入造成锅炉灭火。风险控制：对油枪及等离子进行试投，发现缺陷及时联系处理，确保随时可用。5对锅炉受热面进行一次全面吹灰；校对汽包

3、水位。6#机辅汽联箱倒汽源至#机供气。7交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵、以及盘车电机试启正常。8机组减负荷，逐渐减少燃料量。蒸汽参数不变，降负荷率为3.3MW/分，机组负荷降至210MW，稳定运行30分钟。存在风险：1、负荷下降速率、蒸汽温降速率、压降速率过大，致使蒸汽参数与负荷不匹配，蒸汽过热度不够，汽轮机发生水冲击、汽轮机各部件受热冷却不均匀、汽缸金属温降速率大、以及蒸汽带水，负胀差增大。2、汽缸温差增大，动静部分碰磨，损坏设备。风险控制：1、整个减负荷的过程中应密切监视蒸汽参数变化，滑停过程中应待再热汽温度下降后方可进行主蒸汽下一步

4、的降温、降压工作，保证主蒸汽、再热汽温在规程规定的范围内；降低一定负荷后，应停留一段时间，待金属温度下降速度减缓、温差减小后，方可继续进行降负荷。2、发现汽温急剧下降，应按照规程规定停机。3、滑参数过程应保证蒸汽有规定的过热度，及时解列减温水。降负荷率为3.3MW/分9将运行机组#机辅汽汽源倒至冷再。10将#机汽泵汽源倒至辅汽供汽。11停C磨并进行彻底吹扫。12以0.1MPa/min的降压率将主汽压降至12MPa；以1～1.5℃/min的降温率将汽温降至490℃。降压率0.1MPa/min13主汽压在12MPa，主汽温在490℃，稳定运行30分

5、钟。14机组负荷不变的条件下，调门逐渐开大直至全开，保持0.05MPa/min的降压率和1～1.5℃/min的降温率。降压率0.05MPa/min15调门全开后负荷随主汽参数降低而降低。-5-/516及时调整燃烧，负荷降至150MW，根据燃烧情况投入油枪或等离子。存在风险：停炉过程中风量过大造成燃烧不稳。风险控制：随着蒸发量的减少，要相应的减少风量，按规程规定调整风机出力。17停B磨并进行彻底吹扫；停运电除尘高压电场。18负荷降至120MW，停运汽动给水泵。注意：停运泵汽源为#机供气。19负荷降至90MW，主汽压应降至4.8MPa，主汽温降至4

6、20℃，再热汽温410℃，稳定运行30分钟。20切给水至旁路。21负荷降至60MW，检查中压调门后所有疏水阀打开。22负荷降至45MW，就地确认低压缸喷水自动投入。23负荷降至30MW时，检查再热主汽门前所有疏水打开，厂用电切换。存在风险：1、厂用电切换失败造成6KV母线失电跳机。2、非同期并列。风险控制：1、严格按照操作票要求进行厂用电切换。2、切换厂用电时必须通过快切装置进行。3、操作前，应检查两侧电源系统的连接方式，若发电机与启备变处于同一系统，方可进行并列切换。24以1～1.5℃/min的降温率将主蒸汽温度降至400℃，同时以3.3MW

7、/min的降负荷率将机组负荷降至15MW。存在风险：低负荷阶段水位、汽温控制不当造成水位及汽温异常。风险控制：1、低负荷时，汽包水位改为手动控制。2、降负荷过程中及时对风量进行调整。3、用减温水调节汽温时，操作要缓慢，不可大幅度进行操作。25停止最后一台制粉系统并进行彻底吹扫。26停止一次风机A、B。27启动大机交流油泵运行。存在风险：未及时调整润滑油冷却器冷却水，造成润滑油温快速下降、轴瓦骤冷收缩，可能导致机组振动增大，甚至烧毁轴瓦。风险控制：加强油温监视，及时调整冷油器冷却水。（注意检查冷却水旁路门）28汽轮机打闸；锅炉MFT动作，发电机联

8、动保护解列。存在风险：1、任一汽门关不下，致使汽轮机超速。2、带负荷解列发电机，致使汽轮机超速。风险控制：1、减负荷过程中发现汽门卡涩，应及时联系检修