关于某电厂停机方案及措施.docx
关于某电厂停机方案及措施(-)机组停运前的准备L全面检查等离子点火系统，进行等离子拉弧试验，确认工作正常。2 .通知各岗位人员对设备系统进行全面检查，做好停机前的准备工作。3,值长通知化学、燃料、除灰脱硫各岗位做好停机的准备工作。4 .分别启动主机交、直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车电机检查其运行正常。5 .做好辅汽、轴封及除氧器汽源切换的准备。6 .将换热站汽源及疏水切至邻机。7 .将生水加热器疏水切至邻机。8 .停机前负荷300MW以上时投入长吹、短吹、SCR吹灰及烟气余热吹灰，锅炉全面吹灰。9 .本次2号机组停机不停炉，值长提前联系储运部A、B、C原煤仓上发热量高的敏东煤，保证停机后至并网前燃烧稳定。10 .锅炉启动疏水系统备用。IL需要退出保护：”等离子模式下”等离子2/4断弧跳磨煤机保护；A、B、C、D、E磨煤机启动、跳闸条件中点火能量满足。（二）停机1 .集控部分LL机组在CCS协调方式下，降负荷至300MW。L2.保持机组负荷300MW不变，进行下列操作：1.2. 1.暖风器汽源由五抽切至辅汽。1. 2.2辅汽汽源由四抽切至冷再供汽。1.2. 3.根据轴封压力及时将轴封汽源切由辅汽供给，同时注意保持高、低加水位稳定。1. 2.4.火检冷却风源切至火检冷却风机供给。1.25.负荷300MW时，进行厂用电切换。1. 3.负荷300MW降至60MW期间进行下列操作：1.3. 1.机组负荷降至240MW时，保留B、C、D磨煤机运行,主汽压力降至10llMPa0L3.2.负荷220MW时，投入B、C层等离子点火装置。1.3.3. 整个停炉过程中减温水使用量不得超过蒸汽流量的10%。1.3.4. 机组负荷180MW时开启高旁电动门、将高旁调节门开启至3%,进行高旁预暖。1.3. 5.机组负荷120MW时锅炉主控切换至手动，汽机主控在自动，将机组控制方式切为TF方式。1.3.6, 负荷120MW时，确认等离子拉弧正常，投入“等离子点火模式”，并检查空预器连续吹灰、SCR声波吹灰、尾部烟道声波吹灰器运行。1.3.7, 负荷每降低50MW隔离一列空冷岛，隔离顺序为1-6-2-5-3,每列进汽蝶阀关闭后要通知汽机班进行复紧，降负荷至90MW以内汽轮机打闸前空冷岛保持第四列运行,维持背压在20kPa左右，保证空冷防寒防冻。1.3.8, 负荷120MW时，投入高、低旁运行，保证空冷进汽量。1.3.9, 贮水箱液位5111时启动炉循泵，控制省煤器入口流量不低于700th;如炉循泵启动失败，则平稳增加煤量，锅炉再转为干态运行，待炉循泵故障消除后再降低机组负荷。1.3.10.降负荷过程中，注意监视脱硝入口烟温，如烟温降至305cC,则开大高低旁开度，降低机组负荷；如机组负荷降至90MW之前，脱硝人口烟温降至300。C以下，则采取快速快速降负荷的方式将机组负荷降至60MW以下，手动打闸汽轮机。1.3.IL机组负荷小于60MW,启动交流润滑油泵，汽轮机手动打闸，发电机解列，检查汽机转速下降、高中压主汽门、高中压调门、各级抽汽逆止门、高排逆止门关闭，高压缸通风阀及主汽管通风阀开启。L4.降负荷过程中，要密切监视汽轮机低压缸胀差、轴向位移、上下缸温差、推力轴承温度在规定范围内（-2mmV低压胀差V+21mm、-0.9mmV轴向位移V+0.9mm上下缸温差42。（2、汽轮机推力轴承温度99。（2、支持轴承温度VIO7。（3、轴承回油温度V77t）,否则维持机组负荷,排查原因，处理完毕，待参数正常后继续停机。1.5.汽轮机转速1400rmin,检查顶轴油泵自启动，否则手动启动。汽机转速下降过程中，如振动值125m,可提前手动启动顶轴油泵，提高机组背压至3040kPa。16.机组打闸后不破坏真空，维持轴封供汽压力4560kPaoL7.注意记录转子惰走时间。转子静止后连续投入盘车。盘车投入后，定时记录转子偏心度、绝对膨胀、低压缸胀差、高中压缸第一级金属温度、轴向位移等。1.8. 盘车运行期间，润滑油温在3842。C之间，保持发电机密封油系统运行正常。严密监视汽缸金属温度变化趋势，杜绝冷汽冷水进入汽轮机。1.9. 停机后密切监视上下缸温差变化，上下缸温度大于42。C仍有上升趋势应关闭所有疏水汽轮机闷缸。1. 10.机组停运后拉开2号机主变出口刀闸50216并检查处于分闸位，50OkV开关5021、5022开关合环运行。L2号机停机不停炉期间如发生1号机组故障跳闸，值长第一时间申请2号机并网运行，待1号机查明故障原因后再进行机组启动。2.环保专业2. 1.机组打闸前维持两台浆液循环泵运行，打闸后维持一台浆液循环泵运行，保持吸收塔液位在910m之间。2.2.机组打闸前后维持各电场运行，电流极限由80%逐渐降至30%运行，输灰系统保持运行。2.3.化学精处理系统维持正常运行。（三）防寒防冻1 .厂、矿区供暖温度根据环境温度要求进行调整。2 .按照防寒防冻措施做好各区域温度监视，温度低于5。C的区域及时投入未投暖气及热风幕运行。3 .定期检查2号机门窗关闭情况，漏风大时及时通知维护处理。4 .2号机组无特殊检修各系统均维持正常运行。附表（一）：风险分析及控制序号危险点控制措施1等离子断弧停机前进行等离子拉弧试验，每个等离子运行时间大于20分钟，发现异常及时处理；降负荷至220MW后联系电气人员进行等离子特护。2氮氧化物超标机组降负荷过程中注意脱硝SCR入口烟温不低于30（C,通过开大高低旁的方式降低机组负荷；停机前1小时分阶段控制脱硝出口NOx,045分控制脱硝出口NOx在15mgNm3以下，4560分控制在50mgNm3o停机过程中控制通过增加送风量、提高火焰中心、快速停机措施防止脱硝NOx超标。机组停运过程中，磨煤机必须吹扫干净粉管风速3磨煤机积粉爆炸浓度至零后方可停运；磨煤机停运后注意监视CO含量变化，CO超过120PPm时通入惰化蒸汽。机组负荷降至120MW时进4等离子模式切换行等离子模式切换，否则不得进行降负荷或减少给煤量；检查等离子拉弧正常后再进行等离子模式切换。5再热器热器温度高机组打闸前检查负荷小于90MW,实际给煤量及指令小于75t,高旁、低旁调门开度大于5机6防止氧化皮脱落主、再热汽温下降速率1.5oCmin,整个停炉过程中减温水使用量不得超过蒸汽流量的10%。7高加水位大幅波动降负荷过程中注意监视高低加水位及正常疏水调节门跟踪情况，调节门跟踪不良时及时解为手动控制。8炉膛负压波动磨煤机吹扫时专人监视大风烟系统及炉膛负压，吹扫A、D、E、F磨煤机时保持B、C磨煤机煤量均大于38t。降负荷过程降负荷过程中汽轮机、锅中，汽温控制炉要协调好，注意汽温、9不当，造成汽汽缸壁温下降速度，汽温温大幅降低汽在IOmin内急剧下降轮机进水50,打闸停机。停机过程中应将背压控制在25kPa以上,如振动汽轮机停机过上升较快可提前启动顶1程中振动大，轴油泵，尽量降低机组振O轴瓦出现异常动，监视以下参数在控制范围内：-0.9mV轴向位移V+0.9mm、-2mmV低压胀差V+21mm、汽轮机推力轴承温度99寸、支持轴承温度VlO7匕、轴承回油温度77匕。任意参数超限应破坏真空紧急停机。11汽轮机打闸后，任意汽门不严造成超速发现任意汽门不严造成超速时，应立即破坏真空紧急停机。12降负荷过程中空冷岛冻结负荷每降低50MW隔离一列空冷岛，隔离顺序为1-6-2-5-3,每列进汽蝶阀关闭后要通知汽机班进行复紧，降负荷至90MW以内汽轮机打闸前空冷岛保持第四列运行，维持背压在20kPa左右，保证空冷防寒防冻。负荷120MW时，投入高、低旁运行，保证空冷进汽量，随机组负荷降低及时停运空冷风机。
