阳信一电单机运行跳闸预案(最终版)

1、阳信电厂#3机组跳闸处理预案 滨州魏桥热电有限公司四分公司 分公司： 安技处： 设备科： 阳信县汇宏新材料有限公司公共供热中心一厂 分 厂： 安技科： 车 间： 阳信县汇宏新材料有限公司公共供热中心一厂运行车间 2015年02月03日 #3机组跳闸处理预案由于目前我厂仅#3机组投运，没有辅助汽源，一旦发生机组跳闸短时间不能恢复将造成辅助汽源消失机组无法启动，为保证机组跳闸后能迅速恢复运行，特制定此预案：1、 机组跳闸后的汇报：机组跳闸后由值长汇报安技处处长、分厂厂长、安技科科长、运行车间主任;由单元长或单元长安排专人汇报各车间主任、安技科管理员、运行技术员、保运管理人员。附：各级人员联系方式2

2、、 机组跳闸后立即恢复时的处理原则及分工：机组人员结构配置：目前每班主值1人，副值4人，巡操6人，电气主值1人，电气副值2人，保运电气主值1人，保运热机主值2人。1、 机组跳闸后锅炉侧处理： 1.1、监盘人员（主值）立即汇报单元长、值长，锅炉灭火，检查MFT首出，检查所有磨煤机、给 煤机、一次风机、密封风机均跳闸，各磨煤机入口一次风关断门、各分离器出口关断门、给煤机出入口门、磨煤机入口热风门均关闭，供油快关阀、回油快关阀、各角进油电磁阀均关闭。联系油泵房值班员调整油泵房燃油再循环门，控制燃油压力3.0Mpa，防止油管超压。如灭火前正在吹灰，应检查吹灰停止，否则快速退出有关吹灰器。检查全“炉膛无

3、火、失去全燃料保护、锅炉负荷大于30%汽机跳闸”保护自动解除。联系退出电除尘一二电场运行。锅炉副盘人员（巡操）检查减温水电动截门已自动关闭，小机已跳闸，电泵已联启，注意电泵再循环在联锁投入状态锅炉给水切至副给水锅炉补水至点火水位。1.2、锅炉主盘人员（主值）复位各跳闸设备，根据首出判断是否可以恢复，如锅炉可以恢复，则尽快满足吹扫条件，启动吹扫（吹扫风量330t/h）。若引送风机跳闸应立即各启动一台，调整引、送风机出力及炉膛负压，所有小二次风门调整至35%，风量以满足二次风箱压差稍高于0.30KPa为准，防止汽温下降过快。若有吹扫条件不满足，立即联系热工强制，吹扫过程中不允许对影响吹扫的设备进行

4、操作。1.3、吹扫完成后，打开供、回油快关阀，用回油调节阀调整燃油压力3.0MPa，锅炉点火（依次投入AB层四只大油枪），AA层二次风开50%，AB层二次风开35%，CD1二次风开45%，其余二次风开10%，总风量控制在500 t/h，注意调整炉膛负压。空预器使用自身汽源投入连续吹灰，检查炉膛温度开始上升，锅炉主盘操作，就地检查人员配合，对讲机联系。1.4、启动一台一次风机、密封风机，调整一次风压8KPa，投入小油枪，启动3-1制粉系统，巡操检查就地着火良好。控制好升温速度，炉膛温度达到450以上时可逐只撤出大油枪运行。锅炉主盘人员（主值）执行，就地检查人员配合，对讲机联系。1.5、主值联系汽

5、机开大高低旁，逐步恢复主、再热蒸汽参数，配合汽机冲转，在此期间恢复未启动的风机，保证3-2制粉随时能够启动。1.6、锅炉副盘（巡操）控制汽包水位正常，尤其是机组冲转、并网、开高、低旁，调整机组负荷时，根据流量变化及时关小给水泵再循环。机组并网后，注意主汽压力、汽包水位变化。1.7、负荷40MW时启动3-2制粉，暖磨时注意各分离器出口温度变化。机组负荷恢复中应注意燃烧调整，控制好给煤量，（锅炉主盘主值执行）锅炉副盘人员（巡操）提前开启减温水，防止管壁超温。1.8、负荷120MW，并一台汽泵，180MW切换主副给水，切换时注意给水流量稳定。（锅炉副盘副值或巡操）1.9、启动3-3制粉，逐步升负荷至

6、200MW，逐步退出小油枪，投入电除尘运行。联系热工投入“全炉膛灭火、全燃料丧失”“风量小于30%”保护。（锅炉主盘主值执行，单元长联系）1.10、启动3-4制粉，逐渐恢复负荷，合理配风，保证汽温、壁温均在正常范围内，投入各自动、机组协调控制方式。（锅炉主盘主值执行）1.11、全面检查机组运行正常，做好记录。（机组主值）2、机组跳闸后汽机侧处理：2.1、汇报单元长、值长汽机跳闸，检查主汽门、调门关闭严密，汽轮机转速下降。检查保护动作正常，记录保护首出。手动启动交流润滑油泵，检查润滑油压正常，解除高压油泵联锁，停运高压油泵。检查小机均跳闸，转速下降，否则手动打闸，检查电泵联启，否则手动启动。（汇

7、报单元长、值长，主盘执行）2.2、关闭#3机四段抽汽至辅汽联箱电动门，关闭#3机辅汽联箱至辅汽母管的电动门（副盘），关闭#2、#3机辅汽母管隔离手动门，切断辅汽用户用汽，保证机组用汽（主盘令就地人员执行）。2.3、关闭主、再热蒸汽管道疏水气动门，减少锅炉蒸汽损失（副盘执行并通知锅炉主盘人员）。2.4、调整#3机冷再至辅汽联箱的气动门调节阀开度，维持#3机辅汽联箱的压力在0.6Mpa左右。开启#3机高旁减压阀（开度5%左右）以维持再热蒸汽压力在1.0Mpa左右，及时开启高旁减温水，控制高旁减温后温度小于350，低旁不要开启，密切监视再热器、辅汽联箱压力，杜绝安全门动作（主盘执行并通知锅炉主盘人员

8、）。2.5、调整好轴封压力（维持50kpa-70kpa),低压轴封供汽温度（维持150-180)。若真空下降，再开大轴封供汽压力，注意调节辅汽联箱至除氧器的调节阀，防止除氧器温度下降过大，满足不了锅炉上水（副盘执行）。2.6、用辅汽冲一台小机，小机各参数正常后交给锅炉调整（汇报单元长、值长，副盘执行，就地人员做好检查）。2.7、开启凝结水再循环调节门，关小除氧器上水调节门，维持凝结水母管压力2.0MPa,投入低压缸喷水、水幕保护、三级减温、扩容器减温水，转速降至1200r/min，顶轴油泵自启（如未自启，则手动启动），转速到零，投入盘车，盘车投入时，注意机组偏心变化（副盘执行、副盘令就地人员投

9、入盘车）。2.8、检查循环水、开、闭式水系统运行正常，调整大、小机油温、热井、化补水箱、除氧器、高、低加水位在正常范围内。注意监视EH油、大、小机油系统运行情况（副盘执行）。2.9、联系热工解除ETS中“发变机组主保护”、“凝汽器真空低保护”，METS中小机“MFT保护”、“真空低保护”，做好机组启动准备（主盘汇报单元长、值长）。2.10、锅炉点火汽压回升后，开启主、再热蒸汽管道疏水，开大高、低压旁路，控制高旁减温后温度小于350，低旁减温后温度小于120。注意保持辅汽联箱压力，调整高旁时注意汽包水位变化，高旁调整前通知锅炉监盘人员（主盘执行并通知锅炉主盘）。2.11、机组跳闸原因查明，处理完

10、毕后，待冲转参数满足后挂闸、冲转。转子冲转后，检查盘车已退出（否则应打闸）。开启高排逆止门、高、低加进汽电动门，抽汽逆止门，高、低加随机启动，机组以400r/min的升速率升至3000r/min，全面检查机组运行正常后，停高压、交流油泵（主盘汇报单元长、值长并执行，主盘联系就地人员检查盘车是否退出，主盘微机内停运盘车电机）。2.12、全面检查机组运行正常，联系热工投入“发电机主保护”（主盘汇报单元长、值长）。2.13、当汽机DEH系统来“同期请求”时，按“同期允许”按钮。检查机组已并网带初负荷，TSI各参数正常（主盘执行）。2.14、根据锅炉要求逐步关闭高、低旁路（机组负荷50MW左右）。及时

11、调整轴封压力、热井、除氧器、高、低加水位，注意电泵参数正常（副盘通知锅炉副盘，副盘执行）。2.15、检查大、小机真空正常，真空泵运行正常后，联系热工投入大、小机“真空低保护”（主盘汇报单元长、值长并负责检查是否投入）。2.16、机组负荷100MW，开启四抽电动门，将除氧器汽源切换为四抽，待#3高加进汽压力高于除氧器压力0.2-0.3MPa时，高加疏水倒除氧器。机组负荷150MW时，用四抽汽源冲第二台小机，机组负荷200MW投入四抽至辅汽联箱汽源，关小冷再至辅汽联箱调节门，机组负荷稳定后将小机汽源切至四抽（副盘汇报单元长、值长并执行）。2.17、全面检查机组运行正常，投入大、小机“MFT保护”（

12、主盘汇报单元长、值长并负责检查是否投入）。2.18、全面检查两台小机运行正常后，退出电泵运行，投入“电泵事故联锁”，“电泵抢水联锁”（主盘汇报单元长、值长，主盘及锅炉副盘执行）。2.19、全面检查机组运行情况，正常后投入CCS、RB保护（机、炉主盘、副盘、就地人员）。3、 机组跳闸后电气侧处理： 3.1、检查发变组出口开关，灭磁开关已跳闸，6KV厂用电切换成功后，复位各开关（监盘人员执行）。机组跳闸后若发变组出口开关及灭磁开关未跳闸时，应及时手动拉开发变组出口开关及手动逆变灭磁，避免发电机出现逆功率或误强励（电气主值监护、副值执行）。检查保护装置动作情况，并将动作情况，汇报值长后，复归保护（电

13、气值班员执行）。机组跳闸后若快切未切换成功时，不要盲目切换备用开关，避免合闸至故障母线。手动合厂用段备用电源开关时，注意检查工作段进线电源开关确在分闸状态，防止倒送电，发电机变电动机运行，并将该段所有失电开关拉开，防止冲击电流过大，造成起备变过流跳闸，同时汇报单元长、值长（电气主值监护、副值执行）。 3.2、若厂用电源切换不成功6KV、400V母线失电，应立即联系机炉人员复位各失电开关，电气人员拉开各失电开关，防止设备带电后群起，同时检查柴油发电机启动正常，若柴油发电机未启动应立即手动启动柴油机并严密监视柴油机各参数变化，立即派人检查厂用电源切换失败原因，若无明显保护动作和明显故障点可手动强合

14、一次，不成功则禁止再次送电。6KV母线失电后应及时检查6KV输煤段运行情况，当A段或B段失电时，应拉开母线电源进线开关，并将该段所有失电开关拉开，待工作段恢复后立即恢复输煤段带电（电气主值监护、副值执行）。 3.3、厂用电消失后，应检查主控室应急照明及事故照明切换正常，并严密监视UPS系统、直流系统电压运行参数变化，若因启动直流油泵导致直流母线电压下降过快，则应及时恢复交流电源供电或拉掉部分次要直流负荷以维持母线电压（电气副值监护、值班员执行）。 3.4、如因电气设备原因引起机组跳闸，应根据保护动作情况确定故障点，明确故障点后及时汇报并隔离故障点。查找故障点时应根据保护动作、光子牌报警、相应跳

15、闸开关及就地检查进行综合判断，禁止盲目送电，当不能从外观直接找出故障点时，应将发变组转冷备用，通过摇测绝缘方法或机组零启升压的方法确定故障点，同时联系电气检修协助查找故障点（电气主值监护、副值执行）。 3.5、脱离发变组保护A、B、C屏“关主汽门”A、B屏“跳母联”、“跳分段”保护压板，脱离发变组保护C屏ETS紧急停机、失磁联跳保护压板，投入发变组保护A、B屏“启停机”，“误上电”保护压板（电气主值监护、副值执行）。 3.6、待机组冲转后，机组转速达2500r/min时，开始发变组由热备用转运行操作（电气主值监护、副值执行）。 3.7、机组3000r/min建立电压22KV，手动降主变高压侧电

16、压，较系统电压高1.5KV为宜，就地进行投压板和同期操作（注意：同期装置启动前，将同期装置复位一次后，再启动同期装置），汽机人员同期允许后，机组进行并网操作，检查系统频率与本机频率差0.15HZ，机组开关闪光后，复位开关，检查机组有功、无功、电流正常，调整无功负荷在合理范围内，检查发电机各部温度正常（电气主值监护、副值执行）。 3.8、退出发变组保护A、B屏“启停机”，“误上电”保护压板”（电气主值监护、副值执行）。 3.9、机组带负荷过程中，注意机组无功功率的监视调整，确保功率因数在正常范围内，机组其它运行参数正常，风冷系统正常；机组负荷120MW以上，机组运行稳定，进行厂用电切换，联系热机

17、人员注意辅机运行情况。厂用电切换前注意厂用电压与备用电压差值不可过大，厂用电切换后，注意厂用电压正常，高备变低压侧电压正常（电气主值监护、副值执行）。三、如因设备原因机组不能立即恢复，应按以下原则进行处理：1.锅炉侧处理： 1.1、监盘人员（主值）立即汇报单元长、值长，锅炉灭火，检查MFT首出，检查所有磨煤机、给 煤机、一次风机、密封风机均跳闸，各磨煤机入口一次风关断门、各分离器出口关断门、给煤机出入口门、磨煤机入口热风门均关闭，供油快关阀、回油快关阀、各角进油电磁阀均关闭。联系油泵房值班员调整油泵房燃油再循环门，控制燃油压力3.0Mpa，防止油管超压。如灭火前正在吹灰，应检查吹灰停止，否则快

18、速退出有关吹灰器。检查全“炉膛无火、失去全燃料保护、锅炉负荷大于30%汽机跳闸”保护自动解除。联系退出电除尘一二电场运行。锅炉副盘人员（巡操）检查减温水电动截门已自动关闭，小机已跳闸，电泵已联启，注意电泵再循环在联锁投入状态锅炉给水切至副给水锅炉补水至汽包最高可见水位，关闭所有放水门、排污门、疏水门，防止压力下降过快。单元长安排人（巡操）关闭所有放水、排污、疏水手动门。1.2、锅炉主盘人员（主值）复位各跳闸设备，根据首出判断是否可以恢复，如锅炉可以恢复，则尽快满足吹扫条件，启动吹扫（吹扫风量330t/h）。若引送风机跳闸应立即各启动一台，调整引、送风机出力及炉膛负压，所有小二次风门调整至35%

19、，风量以满足二次风箱压差稍高于0.30KPa为准，防止汽温下降过快。若有吹扫条件不满足，联系热工强制，吹扫完成后停止引送风机运行，关闭各风烟挡板，防止炉温下降过快。1.3 单元长安排2名锅炉专业巡操负责启动锅炉点火（机组运行期间启动锅炉处于备用状态）向辅汽联箱供汽，维持辅汽联箱压力0.5-0.7MPa,以保证机组启动汽源稳定。1.4、机组满足恢复条件后，锅炉主盘（主值）启动一台引送风机，调整引、送风机出力及炉膛负压，所有小二次风门调整至35%，风量以满足二次风箱压差稍高于0.30KPa为准，防止汽温下降过快。吹扫过程中不允许对影响吹扫的设备进行操作。1.5、吹扫完成后，打开供、回油快关阀，用回

20、油调节阀调整燃油压力3.0MPa，锅炉点火（依次投入AB层四只大油枪），AA层二次风开50%，AB层二次风开35%，CD1二次风开45%，其余二次风开10%，总风量控制在500 t/h，注意调整炉膛负压。空预器使用自身汽源投入连续吹灰，检查炉膛温度开始上升，锅炉主盘操作，就地检查人员配合，对讲机联系。1.6、启动一台一次风机、密封风机，调整一次风压8KPa，投入小油枪，启动3-1制粉系统，巡操检查就地着火良好。控制好升温速度，炉膛温度达到450以上时可逐只撤出大油枪运行。锅炉主盘人员（主值）执行，就地检查人员配合，对讲机联系。1.7、主值联系汽机开大高低旁，逐步恢复主、再热蒸汽参数，配合汽机冲

21、转，在此期间恢复未启动的风机，保证3-2制粉随时能够启动。1.8、锅炉副盘（巡操）控制汽包水位正常，尤其是机组冲转、并网、开高、低旁，调整机组负荷时，根据流量变化及时关小给水泵再循环。机组并网后，注意主汽压力、汽包水位变化。1.9、负荷40MW时启动3-2制粉，暖磨时注意各分离器出口温度变化。机组负荷恢复中应注意燃烧调整，控制好给煤量，（锅炉主盘主值执行）锅炉副盘人员（巡操）提前开启减温水，防止管壁超温。1.10、负荷120MW，并一台汽泵，180MW切换主副给水，切换时注意给水流量稳定。（锅炉副盘副值或巡操）1.11、启动3-3制粉，逐步升负荷至200MW，逐步退出小油枪，投入电除尘运行。联

22、系热工投入“全炉膛灭火、全燃料丧失”“风量小于30%”保护。（锅炉主盘主值执行，单元长联系）1.12、启动3-4制粉，逐渐恢复负荷，合理配风，保证汽温、壁温均在正常范围内，投入各自动、机组协调控制方式。（锅炉主盘主值执行）1.13、全面检查机组运行正常，做好记录。（机组主值）2. 汽机侧处理2.1、若机组不能立即恢复，则逐步关闭低旁直至全关，视再热蒸汽压力变化及时调整高旁，维持再热蒸汽压力，以保证辅汽用户正常用汽（主盘执行）。2.2、当主汽压力不再满足辅汽用户正常用汽时，则关闭机侧所有有压疏水，停止真空泵运行，开启真空破坏门，保持真空到零，同时停止大、小机轴封供汽，并停运轴加风机，开启机侧无压

23、疏水（主盘执行微机内操作、就地人员关闭各轴封供汽手动门）按照“防汽轮机进水阀门检查卡”执行操作。2.3、待辅汽联箱汽源恢复后，先投入辅汽至除氧器加热，当辅汽联箱温度升至210以上时，进行的操作：机组属于冷态（高压内上缸温度150）先拉真空后送轴封，即真空升至-40KPa时，送入轴封供汽（轴封供汽温度：210260）；当辅汽联箱温度升至300以上时，进行的操作：机组属于温态（高压内上缸温度150）、热态（高压内上缸温度300-400）、极热态（高压内上缸温度400）则先送轴封（轴封供汽温度；温态：210260，热态、极热态：310360）后拉真空，则检查真空破坏门开启，投入大、小机轴封供汽，注意

24、轴封供汽压力不可过高（30KPa),真空不能达到正压，防止低压缸安全门破损，轴封供汽投入后，启动两台真空泵运行拉真空，视真空上升情况逐渐关小真空破坏门直至全关，随着真空上升情况逐渐提高轴封供汽压力，当真空升至-80KPa时，停运一台真空泵（主盘执行微机内操作、就地人员开启各轴封供汽手动门）。2.4、真空升至-90KPa以上时，调整旁路系统，当主汽参数满足冲转要求后即可进行冲转操作（主盘执行）。4、 如因设备原因机组不能恢复，应按以下原则进行处理：1.锅炉侧处理： 1.1、监盘人员（主值）立即汇报单元长、值长，锅炉灭火，检查MFT首出，检查所有磨煤机、给 煤机、一次风机、密封风机均跳闸，各磨煤机

25、入口一次风关断门、各分离器出口关断门、给煤机出入口门、磨煤机入口热风门均关闭，供油快关阀、回油快关阀、各角进油电磁阀均关闭。联系油泵房值班员调整油泵房燃油再循环门，控制燃油压力3.0Mpa，防止油管超压。如灭火前正在吹灰，应检查吹灰停止，否则快速退出有关吹灰器。检查全“炉膛无火、失去全燃料保护、锅炉负荷大于30%汽机跳闸”保护自动解除。联系退出电除尘、电场运行。锅炉副盘人员（巡操）检查减温水电动截门已自动关闭，小机已跳闸，电泵已联启，注意电泵再循环在联锁投入状态锅炉给水切至副给水锅炉补水至汽包最高可见水位，关闭所有放水门、排污门、疏水门，防止压力下降过快。单元长安排人（巡操）关闭所有放水、排污

26、、疏水手动门。1.2、锅炉主盘人员（主值）复位各跳闸设备，根据首出判断是否可以恢复，如锅炉可以恢复，则尽快满足吹扫条件，启动吹扫（吹扫风量330t/h）。若引送风机跳闸应立即各启动一台，调整引、送风机出力及炉膛负压，所有小二次风门调整至35%，风量以满足二次风箱压差稍高于0.30KPa为准，防止汽温下降过快。若有吹扫条件不满足，联系热工强制，吹扫完成后停止引送风机运行，关闭各风烟挡板，防止炉温下降过快，按机组停运处理。1.3、机组停运后严密监视汽包上下壁温差不大于40。锅炉副盘人员（巡操）1.4、锅炉熄火30min后，开启再热器系统各疏水门，以排尽再热器管段内存水存汽。停炉后8-12小时可以进

27、行炉膛通风。锅炉副盘人员（巡操）1.5、汽包压力降至0.8MPa,进行带压放水，汽包压力降至0，全开对空排气门及各空气门，锅炉全面放水。（主值负责，单元长协调巡操配合）1.6、空气预热器入口烟温降至125以下时，停止#1、2空气预热器运行。（主值）1.7、炉膛温度降至50以下时，停止3-1/3-2火检风机运行。（主值）2. 汽机侧处理：1.1、机组停运后保持盘车连续运行，监视好汽轮机本体参数、汽轮机缸温、高排管道壁温、各抽汽管道壁温（主盘、副盘）。1.2、根据需要联系汽检将低压缸人孔打开，投入汽缸快速冷却装置，按照规定汽缸温度每班降低50，并监视好汽缸温差、胀差，超过规定值及时调整快冷装置出气温度或停运快冷装置（主盘、副盘监视盘面，就地人员调整快冷装置出气温度）。1.3、机组停运三天后将高、低加汽侧疏水放净，停运七天后将除氧器、热井水位放净。若机组不能恢复则按照“设备停备用