鸭河口发电厂运行部集控运行标准操作汇总印(编辑修改稿)

鸭河口发电厂运行部集控运行标准操作汇总印(编辑修改稿)内容摘要：

网后，投入 发电机两套保护屏跳母联断路器压板，退出 发电机两套保护屏启停机保护、误上电保护压板。 根据中性点技术措施规定，操作 主变中性点地刀和主变中性点保护压板； 7） 通知网控投入该发变组出口开关失灵启动保护压板。 113 初始负荷暖机 20min。 114 控制热应力≯ 100％，逐渐增加负 荷。 115 升负荷过程中，应重点监视轴承温度，凝汽器真空，低缸排汽温度，高、低压缸金属叶片温度，氢温、定冷水温度，冷却水流量，轴向位移，胀差，热膨胀等值在允许范围内。 116 升负荷过程中，控制蒸汽温度与启动探头温差 60℃，蒸汽温度增加梯度 ℃ /min。 117 负荷增加到 10%（ 35MW）时，检查确认低缸喷水阀自动关闭。 118 负荷增至 15%（ ）时，将 4 低加汽侧暖管后逐渐依次投入，监视低加水位控制正常且与就地指示一致。 119 将五抽至除氧器电动门暖管后逐 渐开启，关闭给水箱加热。 120 负荷＞ 15%（ ）后， 阀控制切换为“部分进汽方式”。 121 负荷增至 20%（ 70MW）时，将 7高加汽侧暖管后逐渐依次投入，监视高加水位控制正常且与就地指示一致。 122 检查 5段抽汽逆止门前、后疏水阀关闭。 8 123 负荷增至 25%（ ），确认 6 段抽汽逆止门前、后疏水阀， 7 段抽汽逆止门前疏水阀关闭。 124 负荷在＞ 25%（ ）后，检查高、低压旁路控制阀逐渐关闭。 125 确认低旁调门前自动疏水器正常后， 关闭气动疏水门。 126 机组负荷 150MW，小机低压汽源由辅汽切至五抽供汽，高压汽源暖管后投入。 127 6KV厂用电切换。 128 按《电泵切换至汽泵操作票》，将给水由电泵切至汽泵运行。 129 冷再至辅汽暖管后投入。 130 当蒸汽流量大于 400T/H 时，可进行煤油负荷切换，逐渐减少助燃油量。 131 机组负荷 180MW，空预器吹灰连续运行两次。 132 当锅炉断油后，可逐渐投入电除尘器运行及脱硫系统运行。 133 条件具备时，机组协调投“功率控制”方式。 134 当给水 溶解氧 5ppb，将除氧器排气切至凝汽器。 135 冷态启动结束，汇报值长。 2 机组正常停机 操作任务： 2机组正常停机 步骤 操 作 项 目 √ 1 得值长令。 2 停炉方式应根据停炉后的要求确定。 3 通知各岗位人员对所辖设备进行全面检查，统计缺陷。 4 若停炉时间较长，应根据要求将原煤仓拉空并清仓，煤粉仓内煤粉烧尽，及时联系检修关闭下粉插板，隔离粉仓。 5 全面检查燃油系统在备用状态，油压、雾化蒸汽压力均正常。 6 正常停机前应试转主机交流润滑油泵、 直流润滑油泵、顶轴油泵均正常。 7 准备好盘车钥匙和盘车手柄。 8 辅汽切至邻机供汽。 9 B 凝泵变频指令切手动并逐渐提升至 100％，凝汽器水位调节阀组投入自动，确认调节阀组为“非压力控制方式”，切换过程中注意保持凝结水流量和除氧器、热井水位稳定。 10 减负荷停炉前应对炉本体及预热器全面吹灰一次。 11 准备汽泵切电泵、厂用电由工作电源切为备用电源、发变组部分解备操作票。 9 12 机组降负荷采用定 滑 定方式， 350MW至 300MW，定压方式负荷率为 5～ 10MW/min。 负荷从 300MW减到 170MW，采用滑压运行方式 ,确认减负荷的同时，主汽压力按滑压曲线逐渐降低，负荷率 5～ 10 MW/min，温降速度≯ ℃ /min。 13 负荷减至 170MW、主蒸汽流量降到 400T/h 以下或者燃烧不稳定时，应投入相应油枪助燃，确认煤燃烧器运行条件满足。 14 将厂用电由高厂变切至起动变供电。 15 合上 主变中性点地刀闸，投入主变中性点保护。 16 按《汽泵切换至电泵操作票》将给水由汽泵切为电泵运行。 17 汽泵打闸停运，确认小机高、低压主汽门、调门关闭，五抽至小机电动门关闭， 排汽蝶阀关闭，通知值班员隔离小机轴封汽源、轴封减温水和高压汽源。 18 整个减负荷过程中，根据给粉机转速决定给粉机的运行台数，联系检修模拟汽泵不运行跳 A、 I组给粉机条件。 降负荷时，控制主、再热蒸汽温度降温速度 ＜ 1℃ /min，主汽压力降压速度 ＜ ，汽包上下壁温差 ＜ 40℃。 应注意观察机组负荷、燃料量、风量等相匹配。 应监视汽机热应力、胀差、汽缸膨胀、轴向位移、振动的变化。 19 逐步投运油枪、停运给粉机，先关给粉机下粉插板，煤粉排空后，单控停运给粉机。 20 油枪投入 ＞ 4支时，通知除 灰值班员电除尘器退出运行，通知脱硫值班员停运脱硫系统。 21 当负荷降至 时（再热器压力 ），确认低压旁路控制阀自动打开，并动作正常，低旁减温水投入正常。 负荷减至 80MW 时，将高旁设定点切为手动控制，手动缓慢降低主汽压力至 50bar时，查高旁自动开启正常，转为定压运行方式，注意汽包水位变化。 22 负荷＜ 时，确认 6段抽汽逆止门前、后疏水阀开启。 23 负荷＜ 70MW 时，确认 6段抽汽电动门关闭，高加疏水导至凝汽器，且低压抽汽逆止门前、后疏水阀自动开启。 24 负荷＜ 后，确认低压抽汽 3段电动门依次关闭，所有外部启动疏水阀应开启。 25 负荷＜ 35MW后，确认低压缸喷水阀自动开启，检查低缸排汽温度≯ 80℃。 26 负荷至 30MW时，将煤粉燃烧器全部停运，只保留油枪运行。 27 在有功负荷降低的同时 ,应随之降低无功负荷。 28 打闸停机前记录发电机电量底数。 29 负荷降至 7MW时汽机打闸停机，检查汽机转速下降，高、中压主汽门、调门、高排逆止门关闭，各抽汽逆止门、电动门关闭。 30 检查程跳逆功率保护动作，发电机解列正 常，确认励磁开关联跳正常。 10 31 转速降至 2700r/min，检查交流润滑油泵、顶轴油泵自动启动正常，否则立即手动启动，仍不成功应立即启动直流润滑油泵。 32 确认盘车功能组在投。 33 确认真空破坏阀自动打开（部分真空破坏），维持凝汽器背压在 18～ 22KPa之间。 34 当最后一组油枪退出时，应保证其它油枪已吹扫完毕。 锅炉保护动作，确认下列设备状态正确。 燃烧器已全部退出，火焰检测信号正确。 高低压旁路已关闭。 查再热器出口向空排电动门开启。 燃油速断阀 UV14已关闭。 省煤器再循环门已开启。 35 停炉后，维持总风量为 30%BMCR 运行 10 分钟，进行炉膛吹扫。 36 炉膛吹扫结束后停运风烟系统并密闭。 预热器此时应保持运行。 37 检查汽机疏水功能组 ,所有疏水阀应打开。 38 在发变组第一套保护屏、第二套保护屏上退出鸭 220开关第一路跳闸压板和鸭 220开关第二路跳闸压板。 投入误上电、起停机保护压板。 39 若机组停机备用 ,应进行部分解备 ,拉开发 －变组的 220KV侧刀闸 ,并将厂用 6KV工作电源开关拉至试验位置。 40 转速＜ 1500 r/min，检查低缸喷水阀自动关闭。 41 转速＜ 1500 r/min，检查真空破坏阀关闭，低压缸排汽温度不超过 80℃。 42 检查冷再压力＜ ，辅汽压力＞ 1MPa，辅汽至轴封蒸汽过热度＞ 20℃，主机轴封汽源自动由冷再切至辅汽供汽。 若自动切换不成功，应控制高低旁维持冷再压力＞ 1MPa，就地开启辅汽至轴封疏水器旁路门提升过热度，手动切换轴封供汽至辅汽。 43 停运主机液压油系统和小机液压油系统。 44 停运氢冷水泵，停运一台开冷水泵。 45 若两台循泵运行，停运一台循泵。 46 隔离除氧器给水箱加热和除氧头加热手动门， 除氧器排氧倒至排大气。 47 转速到零，确认盘车自动投入，否则应及时的手动投入。 48 记录转子惰走时间，开始抄写停机记录。 49 确认高、低压旁路阀已关闭，无热汽、热水进入凝汽器，可停止真空泵运行，开启真空破坏阀，破坏真空到零。 50 真空到零，退出轴封功能组，停止轴封供汽，查轴加风机停止运行，隔离轴封供汽手动门和轴封减温水手动门。 51 通知化学停止给水、凝结水系统加药。 52 关闭电动给水泵至过热器、再热器减温水手动门，并逐步将给水箱水温降至 80℃以下 ,可停止电动给水泵运行。 11 53 排汽温度降至 50℃以下，且凝结水系统无其他用户时，停运凝结水系统。 54 停炉后若渣量大，应适当停运捞渣机运行。 电除尘器振打投连续。 55 停炉后冷却过程中，要始终控制汽包壁金属温度降低速度在 50℃ /h以内。 56 停炉后将下列疏水门，空气门打开：尾部烟道汽冷壁疏水门 FSRUV00 FSRUV00再热器入口联箱疏水门 FRSHV01 HV016。 57 当主再汽压≤ 10bar时，开启主、再热蒸汽管道疏水门。 58 当汽包压力≤ 3bar 时，开启下列各空气门：前顶汽冷壁入口联 箱空气门： FSRHV063 HA064，中过出口管空气门： FSRHV054 HV055 HV056，低过出口联箱空气门： FSRHV021 HV022，高过出口联箱空气门： FSRHV029 HV030。 59 当下降管温度降至 90℃时，停运炉水循环泵，开启汽包内部及夹层空气门。 60 根据需要带压放水。 锅炉放水前，关闭炉水泵的出入口门及暖泵门。 61 当空预器入口温度＜ 120℃时，停止 A、 B侧预热器运行，并停止油枪冷却风机及火检冷却风机运行。 62 停炉 6小时以内，锅炉密闭。 63 正常停 机结束，汇报值长。 4 机组正常停机 操作任务： 4机组正常停机 步骤 操 作 项 目 √ 1 得值长令。 2 根据值长和调度联系情况及公司和运行部安排，明确停机的具体时间，确定停机方式和停机中需要采取的特殊措施。 3 通知各相关部门及各岗位做好停机前的准备及工作安排。 4 通知各岗位值班人员对所属设备、系统进行一次全面检查，登记停机缺陷。 5 机组停炉时间超过 7 天，要计算好原煤仓内的进煤量，提前通知燃料停止上煤，应将所有原煤仓烧空。 6 通知化学停止加氧。 根据水质 情况加联胺。 7 辅汽倒至邻机供汽。 8 对炉前燃油系统全面检查一次，确认系统备用良好，燃油储油量能满足停炉的要求。 9 停炉前应对锅炉受热面（包括空预器）全面吹灰一次。 10 分别进行主机交流润滑油泵、交流启动油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车电机、 12 小汽机直流油泵试转，检查其正常并且联锁投入，若试转不合格，非故障停机条件下应暂缓停机，待缺陷消除后再停机。 11 机组停运方式一般采用正常滑停方式，按照《汽轮机正常停机曲线》执行。 汽轮机本体及其附属系统有检修工作，按照《汽轮机维护停机曲线》 执行，停机过程中各运行参数应按照停机曲线严格控制。 12 滑停过程中，注意监视汽缸上下温差、低压缸排汽温度、各轴承振动、差胀、轴承金属温度等参数。 13 若停机前机组负荷超过 450MW， DCS 上设定目标负荷为 450MW，按照锅炉、汽轮机滑停曲线要求，开始降温、降压。 设定负荷率不高于 15MW/min，主汽压变化率不高于，缓慢减少锅炉燃烧率，机组负荷随主蒸汽压力的降低而减少。 14 在机组减负荷过程中，逐渐减少给煤机转速，减少锅炉燃料量。 15 当负荷降至 450MW 时检查 各系统运行参数、自动控制正常。 在磨煤机备用状况允许的情况下负荷由高到低从上层到下层逐台停止制粉系统，即： D（ B） +C+E+A+F C+E+A+F C（ E） +A+F F +A。 16 DCS上设定目标负荷为 300MW。 17 控制负荷率不高于 12MW/min。 18 负荷至 300MW，锅炉应视燃烧情况投油枪稳燃，空预器投连续吹灰，将空预器密封间隙自动调节装置提升至最大位。 19 退出脱硫装置及电除尘器运行。 20 当负荷减至 300MW 时检查各系统运行参数、自动控制正常。 根据锅炉燃烧情况投入运行燃烧器的油枪，根据制粉系统出力情况停止一台制粉系统运行。 21 根据停机曲线维持主、再热蒸汽温度，当一、二级减温水调节门全关后，退出一、二级减温水自动，再热器减温水和烟气挡板全关后退出再热蒸汽温度自动，关闭一、二级减温水总门，关闭再热器减温水总门。 22 将锅炉主控切至手动，汽机主控在自动，将机组控制方式置汽机跟踪模式。 23 将小机汽源由四抽切至辅汽供汽。 24 检查辅汽至除氧器压力调节门在自动。 25 A凝泵变频指令切手动并逐渐提升至 100％，除氧器水位调节 阀投入自动，确认调节阀为“调节水位方式”，切换过程中注意保持凝结水流量和除氧器、热井水位稳定。 13 26 逐渐退出。