停机操作及紧停规定等Word下载.docx
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1.1.2.10主、再热汽温在10分钟内急剧下降50℃。
1.1.2.11机组无蒸汽运行超过1分钟时。
1.1.2.12汽轮机达到其他保护动作条件而保护拒动。
1.1.3汽轮机申请停机条件
1.1.3.1机组各汽、水管道发生泄漏无法隔离,但可短时维持运行。
1.1.3.2汽机控制系统或高、中压主汽阀、调阀故障,威胁机组安全时。
1.1.3.3润滑油系统故障,无法维持正常油压,启动交流润滑油泵运行,无法查明和消除故障或直流事故油泵被迫投入运行时。
1.1.3.4机组主要保护、自动装置故障,或仪用空气压力低于限值,在限时内无法恢复,机组无法维持正常运行状态时。
1.1.3.5汽机主要辅机故障不能维持机组运行时。
1.1.4紧急停炉条件
1.1.4.1达到MFT保护动作条件,MFT拒动。
1.1.4.2锅炉主要承压部件(锅炉受热面及主要汽水管道)发生爆破或严重泄漏,导致锅炉无法正常运行或严重威胁人身设备安全。
1.1.4.3发生火灾,直接威胁锅炉设备或人身安全时。
1.1.4.4炉膛、烟道内发生爆炸或尾部烟道内发生二次燃烧。
1.1.4.5锅炉安全阀动作,无法使其回座,蒸汽参数或各段工质温度变化不允许运行时。
1.1.4.6锅炉蒸汽压力升高至安全门动作压力,而安全阀拒动。
1.1.4.7受热面严重超温,经调整无效锅炉所有给水流量计损坏,造成过热蒸汽温度不正常,或过热蒸汽温度正常,但半小时内给水流量计未恢复时。
1.1.5发变组紧停条件
1.1.5.1发电机内有摩擦、撞击声,振动超过允许值。
1.1.5.2发电机组有明显故障,发变组保护拒动。
1.1.5.3汽轮机打闸后,逆功率保护拒动。
1.1.5.4发电机失磁,失磁保护拒动。
1.1.5.5发电机电压互感器或电流互感器冒烟、着火、爆炸。
1.1.5.6主变、高厂变、励磁变发生火灾。
1.1.5.7发电机定子绕组冷却水中断,保护拒动。
1.1.5.8厂用电源全部失去。
1.1.5.9UPS电源全部中断,机组所有操作员站故障或电源失去。
1.1.6申请停止机组运行
1.1.6.1机组主要设备、汽水管道的支吊架发生变形或断裂。
1.1.6.2机组各汽、水管道发生泄漏无法隔离,但可短时维持运行。
1.1.6.3DEH控制系统或配汽机构故障。
1.1.6.4润滑油系统故障,无法保持必须的油压与油位或直流事故油泵被迫投入运行时。
1.1.6.5机组正常运行时,汽轮机主油泵工作严重失常,启动交流润滑油泵运行,无法查明和消除故障。
1.1.6.6高、中压主汽门或调节汽门门杆卡涩,无法活动、运行中无法消除时(该现象发生时,应先降低主蒸汽压力、降低机组负荷、锅炉熄火、开启锅炉对空排汽、汽轮机打闸、发电机灭磁解列)。
1.1.6.7机组主要保护、自动装置故障,或仪用空气压力低于限值,在限时内无法恢复,机组无法维持正常运行状态时。
1.1.6.8汽机主要辅机故障不能维持机组运行时。
1.1.6.9发生其它无法维持运行的情况。
1.1.6.10给水管路及其它承压部件焊口严重渗水漏泄或胀粗,随时有爆破或危及人身及设备安全时。
1.1.6.11锅炉给水、蒸汽品质严重恶化,经多方处理无效时。
1.1.6.12锅炉结焦严重,经多方处理难以维持正常运行时。
1.1.6.13锅炉烟道堵灰严重,经采取措施仍无法维持炉膛正常负压时。
1.1.6.14灰渣系统异常,严重积渣、积灰,经处理无效,危及人身、设备安全。
1.1.6.15汽温和受热面壁温严重超温,经多方调整无法降低时。
1.1.6.16PCV阀和锅炉安全阀存在严重缺陷,不能正常动作时。
1.1.6.17发电机—变压器组失去主保护运行。
1.1.6.18发电机线圈、铁芯温度、温升超过允许值,采取措施无效时。
1.1.6.19转子匝间短路严重,转子电流超过额定值,无功仍然很小。
1.1.6.20锅炉承压部件泄漏,运行中无法消除时。
1.1.6.21环保指标超限、经多方调整无法恢复至正常值时。
1.1.6.22需申请停止机组运行时,按照正常停止运行程序进行紧急停机操作。
1.2机组紧急停机操作
1.2.1破坏真空紧急停机操作
1.2.1.1在控制台上手动按下“紧急停机”按钮或就地手拉汽轮机跳闸手柄,确认发电机解列,负荷到零,汽轮机转速下降。
检查确认高中压主汽门、调门、高排逆止门、抽汽逆止门、抽汽电动门关闭,供热蝶阀、热网供汽快关阀,发出关闭信号,检查确认高排通风阀开启,机组转速下降。
1.2.1.2检查发变组开关、励磁开关确已跳闸,发电机有功功率、无功功率、定子电压、三相电流为零,励磁电压、励磁电流为零。
1.2.1.3注意厂用电系统自动切换情况,确认6kV厂用电工作分支开关已跳闸、备用分支开关已合闸,6kV厂用母线电压正常。
若厂用电未切换,应尽快恢复厂用电。
1.2.1.4检查MFT动作正常,一次风机及制粉系统、等离子系统已停运。
汽动给水泵组跳闸,润滑油泵和油压正常。
1.2.1.5检查主机交流润滑油泵自动启动,否则立即手动启动交流润滑油泵,检查润滑油压正常,调整润滑油温正常。
1.2.1.6关闭至凝汽器所有疏水门,关闭高、低压旁路;
切除备用真空泵联锁,停运运行真空泵。
开启真空破坏门,破坏真空。
1.2.1.7将辅助蒸汽汽源切到其他汽源供汽,轴封汽源切到辅助蒸汽供给,辅助蒸汽联箱没有汽源时倒换为再热冷段供汽,根据真空下降情况及时调整轴封压力。
1.2.1.8汽轮机转速降至1200r/min时,确认顶轴油泵自动联启,顶轴油压正常,否则,手动启动顶轴油泵。
1.2.1.9转速至0,应投入盘车,记录转子惰走时间、偏心度、盘车电机电流、缸温等。
如正常盘车盘不动时,严禁强行盘车。
1.2.1.10真空下降到0,停止轴封供汽。
1.2.1.11停机过程中应注意机组的振动、润滑油温正常。
注意除氧器、凝汽器、高加、低加水位,防止满水。
1.2.1.12运行人员应到现场仔细倾听机组内部声音,当内部有明显的金属撞击声或转子惰走时间明显缩短时,严禁立即再次启动机组。
1.2.1.13若遇有油系统着火,应立即进行灭火,控制火势蔓延。
若火势已危急到主油箱安全时,应打开事故放油门,控制放油速度,转速至零前润滑油不能中断,转速到0时全开事故放油门。
1.2.1.14其它操作与正常停机相同。
1.2.2不破坏真空紧急停机操作
不破坏真空紧急停机操作除打闸后不立即破坏真空外,其它操作按破坏真空紧急停机操作步骤执行。
1.2.3紧急停炉的操作
1.2.3.1如果MFT动作,将自动进行紧急停炉,否则应手动MFT。
1.2.3.2检查下列设备联动动作应正常,否则立即手动操作:
(1)所有磨煤机、给煤机、一次风机、给水泵跳闸,等离子点火装置退出,切断进入锅炉的一切燃料。
(2)磨煤机分离器出口挡板关闭、磨煤机入口混合风气动插板门关闭。
(3)过热器、再热器减温水电动门、调门均关闭。
(4)机组控制方式强制切换到“手动方式”。
(5)送风机强制送风机动叶在手动,所有二次风挡板至吹扫位,引风机静叶控制在自动状态。
1.2.3.3吹灰器自动退出,脱硝退出。
1.2.3.4汽轮机跳闸,发电机解列,确认6kV厂用电切换成功,否则手动切换。
1.2.3.5风烟系统停运后可停运电除尘。
1.2.3.6锅炉强制通风吹扫5min,吹扫完后立即停止送、引风机运行,关闭烟风挡板进行闷炉。
1.2.3.7若因炉管爆破停炉,保留一台引风机运行,维持炉膛微负压,待炉内蒸汽基本消失后停止引风机。
若因尾部烟道二次燃烧停炉,严禁通风,投入蒸汽吹灰进行灭火。
1.2.3.8其它操作按正常停炉及相关事故处理规定进行,并将事故原因、处理经过,立即汇报值长,做好纪录。
1.2.4锅炉停运前的准备
1.2.4.1值长接到停机的命令,明确停机的原因、时间、方式后,通知发电运行部、设备管理部相关人员。
1.2.4.2各岗位接到停机命令后应对锅炉、汽机、电气设备以及输煤、除灰、除渣、脱硫、化学、脱硝、启动锅炉等系统全面检查一次,统计设备缺陷,特别是运行中不能消除的缺陷。
1.2.4.3机组大、小修或停炉时间超过7天,联系输煤控制原煤仓煤位,停炉过程中将所有原煤仓烧空。
所有煤仓均须烧空时,应合理分配各制粉系统的煤量,清仓时应特别注意炉火稳定的情况。
1.2.4.4准备好停机操作票及停机记录表单,并做好相应的准备工作。
1.2.4.5检查锅炉疏水扩容器及启动疏水泵处于良好备用、校对储水箱水位计,确保指示准确。
1.2.4.6停炉前,对B、C层等离子点火装置进行拉弧试验,对于有缺陷的等离子点火装置,通知检修人员尽快处理,单机运行期间应确保启动锅炉能随时点火、并汽。
1.2.4.7检查各自动调节系统,确认状态良好。
1.2.4.8做好锅炉保养各项准备工作。
1.2.4.9停炉前在机组负荷大于70%BRL(245MW)时,应对锅炉各受热面(包括空预器、脱硝SCR区域)进行一次全面吹灰。
1.2.4.10做好公用系统的电源、汽源、水源和气源等的切换工作脱硝水解汽源。
1.2.5汽机停运前的准备
1.2.5.1机组停运前应对机组及其所属设备、系统进行一次全面详细检查并统计缺陷。
1.2.5.2检查辅汽联箱供轴封、除氧器、小机备用汽源管道热备用正常。
检查再热冷段供轴封管道热备用正常。
1.2.5.3做好辅助蒸汽汽源切换的准备工作,暖管良好。
若单台机组运行,启动锅炉点火备用。
1.2.5.4根据情况将机组转入纯凝汽工况运行,热网系统由临机转带或申请停运。
1.2.5.5停机前应进行下列设备试转(验),合格后方可执行停机操作。
若试转(验)不合格,非紧急故障停机条件下应暂缓停机,待缺陷消除后再执行停机。
(1)汽轮机盘车电机试转。
(2)主机交流润滑油泵、直流事故油泵、顶轴油泵试转。
(3)汽轮机高、中压主汽门及调速汽门和抽汽逆止门活动试验。
1.2.6电气停运前的准备
1.2.6.1空载启停柴油发电机正常,检查确认柴油发电机热备用状态良好。
1.2.6.2检查确认直流系统运行正常,蓄电池无异常,直流110V系统电压在115~121V,直流220V系统电压在230~239V。
1.2.6.3检查确认UPS系统运行正常。
1.2.6.4检查确认升压站GIS、01号启备变运行正常,无报警信号。
1.2.6.56kV工作段母线电压正常,快切装置运行正常,无报警信号。
1.2.6.6检查确认各低压厂用变压器运行正常,各380VPC段、MCC段、保安MCC段、就地配电屏运行正常。
1.2.6.7全面检查电气专业无异常,无影响机组停运的隐患。
1.2.6.8准备厂用电切换、发变组解列、发变组由运行转冷备用的标准操作票和危险点预防与控制卡。
1.2.6.9做好负荷动力中心停机前的相关准备工作。
1.2.6.10检查电气监控管理系统,NCS防误操作系统正常。
1.2.6.11机组打闸后需立即检查及操作以下项目锅炉专业检查及操作
(1)锅炉MFT,MFT首出正确,机组大联锁保护动作。
(2)确认锅炉灭火,所有等离子点火装置、煤层均停止,火焰检测器显示无火焰。
(3)所有磨煤机、给煤机、一次风机、密封风机、给水泵跳闸。
(4)磨煤机冷热风挡板、一次风出口挡板和磨煤机出口快关门关闭。
(5)检查确认过热器、再热器减温水总隔离门、气动调节门、电动隔离门关闭。
检查锅炉上水门自动关闭。
(6)锅炉熄火后,保持引、送风机运行,调整总风量大于30%BMCR风量,维持炉膛负压-100Pa~-150Pa对炉膛吹扫5分钟后,停止送风机、引风机,停运电除尘。
(7)停止空预器连续吹灰、SCR声波吹灰。
(8)检查风烟系统挡板全部关闭,进行闷炉。
(9)确认炉底渣排尽后,关闭捞渣机液压关断门,停运排渣系统。
(10)停炉后,电除尘振打装置连续运行2~3小时后,停运电除尘振打装置。
(11)停炉2小时后,当风机轴承温度持续下降,可停运引风机轴冷风机、停运引风机油站油泵、停运送风机油站油泵。
(12)启动分离器出口压力降至1.0MPa时,锅炉带压放水。
(13)过、再热器出口压力降至0.3MPa以下,开启过、再热器排空门。
(14)当空气预热器进口烟温<125℃时,停止两台空气预热器运行。
(15)当空预器入口烟气温度<80℃时,停止火检冷却风机。
(16)根据停机原因、时间长短,合理安排锅炉冷却方式,选择锅炉保养方法,停炉过程中有关的操作,按“机组停运后的保养”有关规定执行。
1.2.6.12汽机专业检查及操作
(1)汽轮机打闸后确认汽轮机转速下降,检查各高、中压主汽门、调门关闭,各级抽汽电动门、逆止门、高压缸排汽逆止门关闭、高排通风阀开启。
(2)汽轮机打闸后,确认交流润滑油泵运行正常,检查润滑油母管压力在0.14~0.8MPa。
(3)机组惰走过程中,注意倾听机组各部分声音。
(4)机组转速降至1200r/min时,检查顶轴油泵联启正常,检查各瓦顶轴油压正常。
(5)检查主机润滑油温、发电机风温正常,否则手动调节。
(6)调整凝汽器、高压除氧器水位正常,检查凝结水再循环调节门自动开启,低压缸喷水正常投入,维持低压缸排汽温度<80℃。
(7)惰走过程中应注意机组的振动、轴向位移、胀差、润滑油压、油温正常。
(8)机组转速降至600r/min,监视汽轮机偏心度指示正常。
(9)汽动给水泵未运行时,转速降至600r/min,关闭进入凝汽器的所有疏水,退出备用真空泵联锁,停运真空泵,转速降至400r/min,打开真空破坏门。
(10)真空到零,停止大、小机汽封供汽,关闭轴封系统所有汽源门及减温水门,停止轴封风机运行。
(11)转速到零,投入盘车运行,记录转子惰走时间、偏心度、盘车电机电流、缸温等,注意倾听机内无异音,惰走时间与正常停机转子惰走时间进行对比,如有异常应查明原因。
(12)视情况停用抗燃油系统。
(13)高压内缸内下壁金属温度<150℃时,允许停运盘车,盘车停运后停止顶轴油泵。
(14)停盘车8小时后,可停止润滑油系统运行。
(15)汽机低压缸排汽温度低于50℃,确认无高温汽水进入凝汽器且无凝结水用户时,停止凝结水泵运行,根据情况,停止主机循环水泵。
(16)根据闭冷水温度停运辅机循环水泵运行。
(17)确认闭式水系统用户不需要冷却水,将空压机冷却水、热网循环泵冷却水、电动给水泵冷却水、生水加热器用水倒为邻机闭冷水供,停用本机闭冷水系统,注意调整膨胀水箱水位正常。
(18)做好停机后各系统设备的停运保养及检修隔离工作。
(19)机组停运后,做好防止汽轮机进冷水冷汽的措施。
(20)机组停运后,定期抄录缸温报表及停机报表。
1.2.6.13发变组解列后的操作及检查项目
(1)正常停机应将有功负荷降至35MW以下,汇报值长,发电机准备解列。
将有功负荷减至零(无功近于零)后,方可进行发电机解列操作,在解列过程中应注意防止发电机过电压。
(2)采用汽轮机打闸或锅炉手动MFT联跳汽轮机,发电机逆功率保护动作解列(优先采用此种停机方式)。
(3)解列后检查主变高压侧断路器断开,发电机定子三相电流均为零,三相端电压为零。
检查发电机灭磁开关断开,发电机机端电压为零,汇报值长发电机已解列灭磁。
(4)发电机解列灭磁后,断开主变高压侧断路器控制电源,按照调度令,断开主变母线侧刀闸,断开其控制电源及动力电源。
(5)发电机解列后投入启停机和误上电保护。
(6)将6kV厂用工作电源进线开关由热备用状态转冷备用状态。
(7)停用主变、高厂变冷却器风扇,将主变风扇运行方式打至“停用”位置。
(8)关闭发电机空冷器冷却水供回水门,监视发电机进风温度不低于20℃,调整润滑油温度不高于45℃。
(9)退出相关发变组保护出口压板。
(10)检查封闭母线微正压装置运行正常。
(11)检查启备变运行正常,厂用电各段运行正常。
(12)断开励磁装置风机电源开关、各交流辅助电源和直流电源开关。
(13)断开直流分配屏至励磁系统电源开关。
(14)断开汽机MCC上的励磁系统起励电源、励磁系统加热照明电源。
(15)断开直流分配屏至同期及辅助继电器屏直流电源开关
(一)、
(二)。
(16)拉开发电机中性点接地变压器刀闸。
(17)拉开1PT、2PT、3PT就地端子箱内电压回路小空开。
(18)拉出发电机出口电压互感器1PT、2PT、3PT(取下一次保险)
(19)拉出发电机出口避雷器。
1.3停机注意事项
1.3.1为了防止水冷壁局部超温,在锅炉熄火前应始终保持给水流量在30%BMCR。
1.3.2停机过程中,严格控制主再热蒸汽降温率、降压率及汽缸金属温降率在规定范围内。
应严格按照主、再热蒸汽温降≤1.5℃/min,主汽压降≤0.2MPa/min,负荷下降速度3MW/min左右来执行。
1.3.3应保证机侧主、再热蒸汽有50℃以上的过热度,严防发生汽轮机水冲击。
控制主蒸汽、再热蒸汽温差≯28℃,严密监视主蒸汽温度不低于调节级温度30℃,否则应暂停降温。
1.3.4任何时候,锅炉储水箱温度变化率≯1.5℃/min,主、再热蒸汽温度变化率≯3℃/min。
1.3.5锅炉停用后,需焖炉72小时后才能自然通风冷却,原则上不允许采用强制通风冷却。
需要强制通风的,则必须闷炉24小时以上,热炉水放尽后,才允许启动风机。
风机应在最小通风量下运行12小时后再逐渐加大风量。
并且需同步做好检查管子及清理氧化皮的工作。
1.3.6锅炉熄火后,应严密监视空预器进、出口烟温,发现烟温不正常升高和炉膛压力不正常波动等再燃烧现象时,应立即采取灭火措施。
1.3.7停机过程中,如主、再热蒸汽过热度<50℃或在10分钟内急剧下降50℃以上,应立即打闸停机。
1.3.8在停机过程中加强燃烧、主再汽温调整。
必要时及早投入等离子装置助燃,同时投入空预器连续吹灰。
1.3.9合理使用主、再热减温水,保持主、再热汽温按曲线逐渐下降,严禁主、再热汽温骤降或大幅度波动反弹,导致氧化皮脱落,同时注意监视各部受热面管壁温度,防止管壁超温。
1.3.10停机过程中应及时调整轴封供汽,轴封汽源、辅汽汽源切换、小机汽源、除氧器汽源切换均要缓慢,避免因切换汽源导致参数波动,引发事故。
1.3.11机组停运过程中严密监视机组振动、轴向位移、各瓦温度及回油温度、胀差、润滑油温、油压、凝汽器背压,低压缸排汽温度、汽缸上下缸温差等参数正常,发现问题及时处理。
1.3.12随着负荷的降低应注意凝结水压力下降情况,必要时可关小除氧器水位调整门以维持凝结水压力正常,以满足凝结水用户需要。
注意除氧器、凝结器及高低加水位正常,轴封汽压跟踪正常,凝汽器背压、排汽温度等正常,当低压缸排汽温度>79℃时,低缸喷水应能自动投入,否则手动投入。
1.3.13停机过程中化学专业加强对汽水品质的监督和分析。
1.3.14停机过程中必须检查汽缸及阀门室金属内、外壁的温差应满足各允许温差规定的最大值范围以内,否则暂停负荷及汽温的降低。
1.3.15在减负荷过程中,加强对风量、启动分离器出口工质温度、主再热蒸汽温度、水冷壁及过热器、再热器壁温的监视,加强对启动分离器水位的监视和控制。
1.3.16在转态区域不能长时间停留,防止出现干湿态反复转换。
1.3.17停机过程要先降温后降压。
汽机、锅炉要协调好,降温、降压不应有回升现象。
1.3.18时刻关注原煤仓煤位,严防下层磨突然断煤导致锅炉灭火。
原煤仓烧空时,应密切注意主汽压力、温度、炉膛压力的变化,维持煤水比稳定。
1.3.19高、低加随机滑停,若试验中发现抽汽逆止阀卡涩或不能关严,在停机前应先将抽汽电动门关闭,防止加热器疏水闪蒸形成的蒸汽倒流入汽轮机造成超速。
1.3.20主机间冷系统要视环境温度而定,及时调整,避免环境温度低时扇区结冻。
1.3.21机组停运后,给水泵运行期间,确认高旁减温水门关闭严密,高排逆止门后疏水门开启,疏水畅通,防止高旁减温水门泄漏经过高排返回高压缸。
1.3.22停机后,应注意上、下缸温差。
如出现上、下缸温差急剧增大,应立即查明原因,并予以消除。
切断汽、水来源,杜绝冷气、冷水进入汽轮机。
1.3.23汽轮机停机后,严格控制凝汽器水位低于高报警值。
认真监视高、低压加热器和高压除氧器水位不超过高二值,防止汽轮机进水。
1.3.24停机后盘车期间禁止检修与汽轮机本体有关的系统,以防冷水、冷汽进入汽缸。
1.3.25盘车运行期间,润滑油温应在27~40℃之间。
1.3.26在连续盘车期间,DCS盘前不得离人,每小时认真记录各相关参数,监视润滑油温、油压、顶
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