华能大连电厂企业标准

1、Q/HNDL华能大连电厂企业标准Q/HNDL-TYX001-2003技术标准#3、4机组集控运行规程2003-03-20发布 2003-04-10实施华能大连电厂 运行部 发 布目 次 TOC o 1-3 h z HYPERLINK l _Toc38693729 前 言 PAGEREF _Toc38693729 h 2 HYPERLINK l _Toc38693730 第一篇 机组启动局部 PAGEREF _Toc38693730 h 3 HYPERLINK l _Toc38693731 1启动前系统检查、调试 PAGEREF _Toc38693731 h 3 HYPERLINK l _Toc

2、38693732 2机组起动准备 PAGEREF _Toc38693732 h 4 HYPERLINK l _Toc38693733 3辅助系统启动 PAGEREF _Toc38693733 h 4 HYPERLINK l _Toc38693734 4锅炉点火升温升压 PAGEREF _Toc38693734 h 4 HYPERLINK l _Toc38693735 5汽机冲转 PAGEREF _Toc38693735 h 5 HYPERLINK l _Toc38693736 5.1汽机复位 PAGEREF _Toc38693736 h 5 HYPERLINK l _Toc38693737 5

3、.2冲转及摩擦检查 PAGEREF _Toc38693737 h 5 HYPERLINK l _Toc38693738 5.3阀切换 PAGEREF _Toc38693738 h 6 HYPERLINK l _Toc38693739 5.4升速至3000转 PAGEREF _Toc38693739 h 6 HYPERLINK l _Toc38693740 6发电机并列带初负荷 PAGEREF _Toc38693740 h 7 HYPERLINK l _Toc38693741 7机组升负荷 PAGEREF _Toc38693741 h 7 HYPERLINK l _Toc38693742 第二篇

4、 机组定期试验、切换局部 PAGEREF _Toc38693742 h 10 HYPERLINK l _Toc38693743 8机组定期试验、切换工作制度 PAGEREF _Toc38693743 h 10 HYPERLINK l _Toc38693744 9试验记录 PAGEREF _Toc38693744 h 10 HYPERLINK l _Toc38693745 10试验周期 PAGEREF _Toc38693745 h 10 HYPERLINK l _Toc38693746 第三篇 机组停止局部 PAGEREF _Toc38693746 h 13 HYPERLINK l _Toc38

5、693747 11停机减负荷方式 PAGEREF _Toc38693747 h 13 HYPERLINK l _Toc38693748 12停机前准备 PAGEREF _Toc38693748 h 13 HYPERLINK l _Toc38693749 13机组减负荷过程 PAGEREF _Toc38693749 h 13 HYPERLINK l _Toc38693750 14机组解列过程 PAGEREF _Toc38693750 h 15 HYPERLINK l _Toc38693751 15机组解列后的工作 PAGEREF _Toc38693751 h 15 HYPERLINK l _To

6、c38693752 15.1锅炉设备操作 PAGEREF _Toc38693752 h 15 HYPERLINK l _Toc38693753 15.2汽机设备操作 PAGEREF _Toc38693753 h 17 HYPERLINK l _Toc38693754 15.3电气设备操作 PAGEREF _Toc38693754 h 19 HYPERLINK l _Toc38693755 第四篇 机组停运后的保养与防冻 PAGEREF _Toc38693755 h 20 HYPERLINK l _Toc38693756 16机组的保养 PAGEREF _Toc38693756 h 20 HYP

7、ERLINK l _Toc38693757 16.1锅炉局部的保养： PAGEREF _Toc38693757 h 20 HYPERLINK l _Toc38693758 16.2汽机局部的保养： PAGEREF _Toc38693758 h 20 HYPERLINK l _Toc38693759 17机组的防冻 PAGEREF _Toc38693759 h 21前 言为统一运行人员的技术行为和作业行为，标准华能大连电厂#3、4机组的启/停机操作及机组定期试验、切换操作，依据企业一体化管理体系的要求特编制本规程。该集控规程是#3、4机组的启/停机总体操作规程，由#3、4机组机、炉、电专业运行规

8、程支撑，关于具体设备的详细操作由相应的专业运行规程描述。本规程由运行部组织起草。本规程由运行部归口管理。本规程主要起草人：常仁杰 周祖芳 赵 旭 王 超 郑雄伟 杜东明 王海彬 刘荣厚 赵 贺 牟维春华能大连电厂#3、4机组集控运行规程第一篇 机组启动局部启动前系统检查、调试根据检修情况，各系统按系统检查卡检查，相关设备动力及控制电源送电。配合检修做各系统联锁保护试验。轴冷水系统水冲洗。轴冷水系统水质合格后投入运行。投入仪表空气系统。投入杂用空气系统。投入锅炉辅汽。凝汽器上水找漏。凝结水系统水冲洗。凝结水水质合格后，给水泵、高加充水。起动电泵，锅炉进行水冲洗。主机油系统投入，进行油循环冲洗；密

9、封油系统、小机油系统投入，启动油净化系统。投入EH油系统。主机、小机投入盘车。炉底水封充水。锅炉风烟系统进行通风试验。投入雾化蒸汽系统。炉前燃油系统投入循环。发电机打风压试验。风压试验合格后，发电机进行气体置换。电气系统检查正常。进行锅炉点火前有关试验：汽机轴承油泵BOP密封油备用泵SOB，汽机事故油泵EOP及EH油泵自启动联锁试验；顶轴油泵联锁试验；汽机现场复置及手动打闸试验；主控室遥控电气复位及跳闸试验；汽机主保护联锁跳闸试验；汽机主汽门TV、RSV，调速汽门GV、IV全行程动作试验；辅机及阀门联锁保护试验；高、低压加热器水位保护联锁试验；抽汽逆止门保护试验；盘车自投及保护试验；机组大联锁

10、试验；机组报警及灯光信号试验及动作设定值确认工作。机组起动准备在接到机组启动通知后，运行人员必须首先查阅检修交待的技术文件，熟悉设备、系统检修内容及变更情况；确认设备检修工作结束，检修工作票已全部办理终结封存手续，检修人员已退出检修现场。运行现场及主控室设备整洁卫生，照明充足，通道畅通，设备已处于完好备用状态。确认所有可投运辅机设备的动力及控制电源、自动调节及控制装置的控制气源均已送上。投入所有监视仪表，确认自动调节及保护与报警装置正常，确认汽机振动检测系统TSI投入正常，汽机转子应力计算RMS至少在汽机冲转前二小时投入，检查CRT和UCP盘上各控制操作正常，各参数显示、指示记录仪及报警显示准

11、确。确认机组全部设备及系统按“检查卡认真执行完毕，均应处在起动前准备状态。准备好运行用具和各种记录以及设备起动操作应执行的操作卡或操作票，根据机组状况做好其它的准备工作。通知化学和输煤专业、锅炉要点火时间和磨煤机预计起动时间。确认省煤器水质合格。辅助系统启动在风机起动前4小时投入电气除尘器绝缘子加热。在风机起动前应对暖风器进行暖管;暖管结束后投入运行，疏水外排。启动循环水系统。确认轴冷水系统运行正常。确认仪表用空气系统投运正常，确认控制气压建立正常。起动补给水，凝汽器上至正常水位。起动凝结水泵，除氧器上至正常水位。起动电动给水泵，锅炉上至正常水位，除氧器加热投入，二台汽动给水泵暖泵。起动锅炉烟

12、风系统，调节炉膛负压-0.07KPa，送风量在2530。起动交流冷却风机;直流冷却风机投入备用。翻开所有油枪燃油手动门，确认燃油压力控制正常。确认雾化蒸汽压力正常。旁路液压油站投入运行。锅炉点火升温升压炉膛吹扫。进行燃油泄漏试验。确认锅炉点火条件满足，投入油枪。确认所有锅炉过热器、再热器空气门开启，开启主蒸汽管路疏水阀到100开度，并保持到20负荷。汽包压力到达0.3Mpa时关闭所有手动空气门。对轴封送汽电动隔离阀前管路充分进行暖管和疏水，时间控制在15min30min。送轴封做真空。自第一层油燃烧器点火后80分钟第二层油燃烧器点火。锅炉环形联箱疏水门、过热器对空排气门、主蒸汽管疏水门按规定进

13、行操作。汽包压力为4Mpa时，关闭所有锅炉电动空气门，关闭锅炉环形联箱疏水阀。确认旁路具备投入条件，投入汽机旁路系统。按规定锅炉升压，进行平安门校验。当过热器压力大于4Mpa，且吹灰条件允许时，应尽快投入AH吹灰器进行吹灰，空气预热器连续吹灰。当汽包压力升至5Mpa时，投入过热辅汽，停止邻炉辅汽根据需要。当蒸汽参数到达冲转条件时，退出汽机旁路系统，并适当调整锅炉燃烧率。当饱和温度低于100时，控制饱和温度升温率不超过1.11/ min。饱和温度高于100后，控制饱和温度升温率不超过1.5/ min。汽机冲转汽机复位冲转前确认：及时调整燃烧或投用燃烧器数，保证蒸汽参数到达汽机冲转时所要求的条件：

14、主汽压力6Mpa，主汽温度330380，主再热汽温差不超过83；汽机连续盘车4小时，通流局部声音正常；高、中压缸的上、下缸温差41.7；转子偏心0.076mm；凝汽器真空12.4MPa(1800psig)油温4354110130oF； 低压缸喷水减温阀投自动控制；发电机氢压正常，氢气纯度95，油/氢差压正常为84KPa。冷态启动TV入口的蒸汽参数条件应符合“主汽门前启动蒸汽条件要求在汽机规程附录“主汽门前启动蒸汽条件推荐曲线图上确定，冷态启动最高主汽温度不得超过426.7。汽机启动进汽方式选择单阀控制。接到值长汽机冲转指令后，在2000DEH单元慨貌UNIT OVERVIEW显示画面上检查旁路

15、系统在切除状态。在DEH反应FEEDBACK显示窗上投入速度反应回路后，在控制状态CONIROL MODE显示窗上选择OA方式，确认手动盘上手动控制MANAL CONTROL按钮指示灯熄灭。在手动盘上按下汽机复置TURBINE LATCH按钮，并保持2秒钟，汽机复置，确认“汽机跳闸灯灭，“汽机复置灯亮；在DEH阀位VALVE POSITION显示窗上确认TV12、GV14 在全关，RSV12和IV12在全开。在DEH限制器LIMITER显示窗上将GV阀位限制升至120，检查GV14全开，注意监视汽机转速不升高。冲转及摩擦检查在DEH控制设定值CONTROL SETPOINT显示窗上选择升速率3

16、0100rpm/min和设定目标转速600rpm，按下“进动GO键，确认TV12开启汽机冲转。启动冲转至3000rpm时间，根据第一级蒸汽与金属的失配温差决定，可在“启动冲转和带最低负荷推荐曲线图A4上确定。最正确失配温度为56，限额值为-56+110。汽机升速及暖机，禁止在轴系临界转速和叶片共振转速范围内保持转速。确认汽机转速升高，盘车自动脱扣，盘车停止。汽机转速升至600rpm，确认DEH控制设定CONIROL SETPOINT显示窗GO指示灯灭。设定目标转速至0，确认TV12、IV12关闭，汽机转速下降，轴偏心0.076mm，现场听音检查。确认摩擦检查无异常，在转速未降至0之前，重新升速

17、至600rpm。确认汽机主要监测仪表TSI指示正常，无异常报警，汽机及辅属设备运行正常。阀切换在DEH控制设定值CONTROL SETPOINT显示窗上选择升速率30100rpm/min和设定目标转速2900rpm。按下“进动GO键，确认汽机转速上升。汽机转速高于600rpm，确认顶轴油泵自动停止。当汽机转速升至2000rpm时，低压排汽室减温喷水阀自动开启，注意排汽温度10%额定负荷时，确认检查低压缸排汽喷水减温阀自动关闭，注意低压缸排汽温度。当负荷10额定负荷，确认OPC监视灯灭，否那么联系热控查明原因，消除异常前方可升负荷。当负荷10额定负荷，在DEH反应状态显示窗上投入调节级压力反应回

18、路和功率MW反应回路。负荷升至35MW时，注意确认以下疏水门自动关闭：高压主汽门前疏水阀MS006；高压调门后导汽管疏水阀20/DMD；高压外缸疏水阀AG/DHD；调节级疏水阀AG/DFD；A小汽机主汽进汽电动门后疏水阀ES039；B小汽机主汽进汽电动门后疏水阀ES063；3、4调门后导汽管疏水阀AG/VVV1、AG/VVV2。按照规定假设需进行危急遮断器超速试验时，必须在35MW负荷下暖机4小时。超速试验结束后，立即重新并网，升负荷至35MW。确认密封空气和一次风系统、煤仓、给煤机和磨煤机已准备就绪，磨煤机润滑油系统已投入。进入2115密封空气风机面板，选择任一台密封风机运行，另一台密封风机

19、投入备用，确认密封空气压力8Kpa。进入2259D和2260D一次风机控制面板，启动A和B一次风机运行。确认电气除尘器入口温度110。起动电气除尘器。确认磨煤机所有启动条件满足。进入21052106、2107、2108磨煤机烧烧器面板，启动磨煤机电机。进入2270D2272D、2273D磨煤机系统启动给煤机电机。调节燃料量以满足负荷的需要。通知除灰值班员启动炉底灰处理系统。根据情况进行小汽机冲转暖机。当负荷15额定负荷时，确认各级抽汽疏水门自动控制在开启状态，高、低加汽侧空气阀均开启，高、低压加热器水侧进水正常；从低至高顺序开启5、6、7、8级抽汽电动门，检查确认各级抽汽逆止阀均自动开启。确认

20、高、低加水位保护投入，注意加热器水位控制正常。当负荷20%额定负荷，检查确认除氧器由辅汽加热自动切换至使用5级抽汽供汽，辅汽至除氧器压力控制阀关闭备用，除氧器转入滑压方式加热除氧，停止除氧器再循环泵运行。负荷20额定负荷，检查确认中、低疏水阀自动关闭负荷20额定负荷，检查确认以下中、低疏水阀自动关闭：左、右侧中压调门后导管疏水阀20/DRD1、20/DRD2；高缸低压平衡盘后缸体疏水阀(20/DDJD)；中压主汽门前疏水阀HR002；3低加抽汽逆止门前、后疏水阀ES074、ES076；4级抽汽逆止门前、后疏水阀ES064、ES068；5级抽汽总逆止门前、后疏水阀ES030、ES029；冷再至除

21、氧器电动门后疏水阀ES018；6级抽汽总逆止门前疏水阀ES014；6级抽汽电动门后疏水阀ES035；7级抽汽逆止门后疏水阀ES010；8级抽汽逆止门前、后疏水阀ES004、ES006；低压抽汽至A/B小汽机电动门后疏水阀ES047、ES054；低压抽汽至A/B小汽机逆止门后疏水阀ES046、ES056；高排逆止门前疏水阀CR003；高排逆止门后疏水阀CR005。当负荷25额定负荷后，随负荷上升，监视辅汽和冷再轴封供汽调节阀自动关小至全关，注意主汽供轴封汽调节阀自动关闭正常，轴封送汽转入自密封供汽，随着轴封母管压力上升，轴封泄汽阀自动控制保持轴封压力。在负荷25时汽包水位控制方式为三冲量控制。当

22、负荷升至2530%额定负荷时，将电动给水泵负荷缓慢向第一台汽机给水泵移负荷，汽机给水泵运行稳定后，给水控制投入遥控方式。当发电机负荷到达25%额定值时，进行机组厂用电切换。根据情况及时启动第二台凝结水泵及循环水泵。据负荷需要起动第二台磨煤机并开始制粉。当负荷大于40额定负荷以后，可以投入机跟踪方式运行，维持主汽压力恒定，由锅炉控制加负荷：在3000LOAD DEMAND COMPUTER显示窗上检查主汽压力设定值为40额定负荷对应的主汽压力；检查PRESSURE MODE控制方式在定压方式；在DEH上将速度反应、MW反应及冲动级压力反应退出后，选择遥控方式；在汽机主控站上选择机主控自动后，机组

23、即进入TF方式定压加负荷运行运行人员选择协调控制模式。机组负荷以XMW/min的速度沿滑压曲线上升。确认投入的两层煤粉火焰稳定，停止油枪运行。在负荷升至50额定负荷前完成第二台汽泵并泵操作，第二台汽泵运行稳定后投入遥控自动，停止电泵运行并投入自动备用及倒暖泵。根据情况，将调门控制方式切至顺序阀方式运行，但机组投产后的前六个月的运行期间必须以全周进汽单阀方式运行。根据要求投入主汽压力低负荷限制器。根据要求投入高、低负荷限制器。根据负荷需要， 起动第三台磨煤机系统并开始制粉，并切换至“自动，与前两台磨煤机煤量相匹配。水冷壁、过热器和再热器吹灰，正常运行时每24小时吹灰一次。具体情况视受热面粘污程度

24、，选择吹灰部位、频率。以X MW/min速度，按滑压升负荷曲线将机组负荷升至满负荷。第二篇 机组定期试验、切换局部机组定期试验、切换工作制度“机组定期试验、切换是指运行设备或备用运行设备的联动、动作和切换试验。单一设备定期试验、切换可由运行人员根据规程进行操作；较大型运行试验工程由运行部拟定方案并主持，检修部配合；特大型试验工程如：MFT、FCB、RB及汽机危急保安器超速试验等由运行部拟定方案厂长批准并主持，检修部配合。设备定期试验、切换严格执行操作监护制，作好事故预想。执行过程中发现缺陷及异常立即汇报值长，做好记录，认真填写设备缺陷卡，及时联系处理。对威胁人身、设备平安的缺陷应作好事故预防对

25、策。试验结果与前次试验有较大差异时，应查明原因，必要时可重做一次，确属异常应汇报领导。遇节假日、公休日应提前进行，假设因特殊情况不能试验、切换时，经值长同意可改日进行，并在交接班记录本上写明原因。试验记录机、炉定期试验、切换时运行人员应在设备管理系统“切换、试验处理上做好有关记录。电气定期试验、切换时运行人员应在?定期切换试验?记录薄上做好有关记录。试验周期 各专业定期试验、切换详见“锅炉设备定期试验、切换周期表、“汽机设备定期试验、切换周期表、 “电气设备定期试验、切换周期表。表1：锅炉设备切换和试验周期表序号 项 目 时 间 要 求1仪表空压机切换周二白班2厂用空压机切换周二白班3密封风机

26、切换周二白班4锅炉备用磨煤机润滑油泵试转 周二白班5轻油泵切换周二白班6汽包水位计冲洗周二白班水位清晰可见7直流冷却风机试转周二白班直流风机起动后,停交流风机时应监视出口自动切换挡板动作正常.8暖风器疏水泵切换周二白班表2：汽机设备定期试验、切换周期表日 期项 目班 别每天轴冷器入口滤网清洗10分钟 夜每周一1.各级抽汽逆止门活动试验 中2.小机高、低压MSV阀试验 夜每周二主机阀试验 白每周三1.凝汽器逆洗 白2.3A/4A/4B侧凝汽器胶球清洗 白每周四主机SOB、BOP、EOP低油压联动试验 白每月5日真空严密性试验及真空泵切换运行 白每月10日主机保护试验 白每月15日1.直流密封油泵

27、联动试验 白2.主油箱排烟机联动并切换运行3.密封油排烟机联动并切换运行每月20日1.轴冷水泵切换运行 白2.海水升压泵切换运行3.凝结水泵切换运行4.轴加排汽机切换运行5.轴冷器切换运行6.EH油冷油器切换运行1.A汽泵主油泵切换运行 中2.B汽泵主油泵切换运行3.补给水泵切换运行4.旁路油站油泵切换运行5.EH油泵切换运行1.主机冷油器切换运行 夜2.A、B小机冷油器切换运行每月30日运行中给水泵机械密封滤网联系检修清扫 白主机、小机、电泵、EH油箱、旁路油箱取样 白电动给水泵备用达一个月，空负荷试转15分钟 夜注：冬季一台循环水泵运行，凝汽器逆洗方式时，每月19日白班切换至另一侧凝汽器逆

28、洗方式，并对循环水泵进行切换。表3：电气设备定期试验和切换周期表时间序号工程备注单月第二个周四白班13、4柴油发动机与系统并联带负荷试验双月第二个周四白班23、4柴油发动机空载起动试验每月第三个周四白班33、4发电机转子、励磁机定子接地检测试验43、4主变、厂高变冷却装置切换试验52起动变冷却装置切换试验63、4保安照明电源切换试验7二期事故照明电源切换试验8测定#3、4发电机一天的氢气漏泄量配合检修随时补氢9#3、4发电机充氢操作机组正常运行氢压降至320KPA时每月第四个周四白班103、4柴油发动机空载起动试验每年9月20日9变电所#3、4充电器切换运行定检结束时102起动变冷却电源联动试

29、验机组大、小修时113、4机组大联锁试验配合检修123、4机组第二热控电源联动试验133、4机组UPS装置定期试验143、4 机 组400V P/C 厂用电联锁试验机组冷态起动前153、4主变、厂高变冷却电源联动试验机组大修后起动前163、4机组厂用电全停试验大修指挥部统一安排每年4月1日17防冻总电源切电每年11月1日18防冻总电源送电第三篇 机组停止局部停机减负荷方式根据不同停机目确实定减负荷方式定压或滑压及DEH调门控制方式单阀或顺序阀方式。根据BYPASS使用情况确定DEH BYPASS控制方式，要求DEH BYPASS的控制方式必须与BYPASS实际运行方式一致。定压方式停机减负荷建

30、议采用TF方式CBF、TF1减负荷。滑压方式停机减负荷在40%负荷以上采用CBF方式，在40%负荷以下改为TF或手动方式减负荷。也可以采用OA方式减负荷。停机前准备接到值长停机命令，确认停机方式，并通知燃料、化学、除灰作好停机前一切准备工作。进行机组停运前的全面检查并将存在的缺陷详细记录在缺陷记录本上。检查确认机组各自动调节装置“自动调节运行正常。检查燃油系统中各参数正常，确认燃油炉前油循环正常，对所有油枪进行试投，发现有缺陷的油枪尽快联系检修人员进行处理。停炉前对锅炉全面吹灰一次。大小修停炉前应将原煤仓烧空。在停机减负荷过程认真监视有关主要控制指标在允许限额内，辅属设备停运操作按照辅机运行规

31、程进行。减负荷停机过程中锅炉、汽机、发电机应密切配合，遵循机组停机要求进行。汽机停机在减负荷前作以下试验：做BOP、SOB、EOP低油压联锁试验及顶轴油泵启动试验正常后，将各油泵控制投自动；在现场作盘车电机空转试验正常后，将盘车控制投自动。盘车啮合杆在退出位置进行；主汽门、调门严密性试验。机组减负荷过程按照“推荐负荷改变曲线或参照ATC指导推荐确定的减负荷速率进行减负荷操作。机组运行方式由“协调控制以 X的减负荷速度逐渐降低燃烧率，在降发电机有功功率的同时,应调节WDR开关调节器开关90DV降低发电机的无功功率，保证发电机的功率因数在 0.85左右。负荷减至65%时停止一台给煤机及磨煤机运行。

32、负荷减至50%，停止一台汽动给水泵运行，应注意汽包水位变化情况。负荷减至50%，根据情况可停止一台循环水泵和一台凝结水泵。负荷减至50%，将辅汽由冷再切换至过热器供汽或邻炉辅汽供汽。负荷减至50%以下时，应及时停止第二台磨煤机运行。在采用BYPASS ON方式停机时,当负荷降至40%以下时，注意高、低压旁路压力控制阀和温度控制阀自动开启投入，负荷下降注意IV开始关小。减少燃烧率过程中，在停止第二台磨煤机前投入油燃烧器助燃。当负荷降至30%，启动电动给水泵，电泵投入自动后，停止第二台汽泵。负荷减至30时，停止最后一台磨煤机运行。停止A/B一次风机运行。停止密封风机运行。停止A/B电除尘器运行。负

33、荷减至30%，进行厂用电切换，切换成由启动变供机组6KV母线，注意各辅机电流变化情况。负荷降至25%，确认轴封汽切换由主汽供汽，主汽至轴封压力调节阀动作正常，轴封母管压力正常。负荷减至25%，停止高加汽侧，按压力由高至低顺序关闭#8、#7、#6高加抽汽电动阀。负荷减至20%，停止低加汽侧，按压力由高至低顺序关闭#4、#3低加抽汽电动门。负荷减至20%，检查确认汽机中低压疏水阀自动开启。负荷减至15%，将解除协调控制。主蒸汽流量15%，确认过热器一、二级减温水快关阀自动关闭。负荷减至10%，检查确认汽机高压疏水阀自动开。负荷减至10%以下时，注意低压缸减温喷水阀自动开启，否那么根据排汽温度应及时

34、投入低压缸喷水。负荷减至5%，启动BOP、SOB,检查EOP、TOP在自动方式。整个减负荷过程中应考前须知：在降负荷过程中应加强对各参数的监视，当发现参数异常、自动控制失灵或被强切到手动方式时，应立即进行手动控制；停给煤机时，应密切注意炉膛负压和汽包水位的控制；在减负荷、降压过程中应有专人监视、控制汽包饱和温度降温率55 /H，汽包上、下壁温差50；监视调整主、再热汽温降速率，金属温降速率、温度、应力控制在允许范围内，主汽温降1.5/ min，再热汽温降2.5min，金属温降在11.5min；监视机组振动、轴向位移、推力瓦温度、差胀、瓦温,并倾听机内声音正常；监视调整除氧器、凝汽器及高、低压加

35、热器水位正常；监视轴封汽源、辅汽汽源、除氧器汽源的切换，除氧器汽源切换后启动除氧器再循环泵运行；监视调整高压轴封汽温度，使高压轴封汽温度与转子外表金属温度失配控制在最小，低压轴封温度正常在121149；监视凝汽器真空、低压缸排汽温度正常，排汽温度升高时应检查低压缸喷水投入正常；关汽包加药门前应通知化学；在汽机降负荷过程中注意高、中压调门不应有任何卡涩现象；整个降负荷过程中，蒸汽温度不应有突升、突降变化；检查发电机密封油系统运行正常；检查调整发电机氢温正常。机组解列过程负荷降至5%后，汇报值长准备打闸停机。合上主变高压侧中性点接地刀闸。发电机减无功至零。汽机打闸，当汽机主汽门全关，且发电机有功输

36、出为0或变为负值时，检查发电机出口主开关自动断开，否那么手动断开断路器，解列发电机。检查控制盘表计及指示灯的情况，确认机组解列操作已完成。检查确认锅炉随机组解列MFT，汽机TV、GV、RSV、IV及各抽汽逆止门全关闭，转速下降。并进行如下操作及确认工作：汽机脱扣后，应维持凝汽器真空正常；检查发电机H2冷却水调整门关闭，切断氢冷器冷却水；转速下降，注意密封油/氢差压调节正常，空/氢侧密封油均压阀调整正常；转速下降，注意过临界振动情况，倾听缸内声音正常；转速下降，应注意汽温无突降，防止冷汽、冷水进入汽轮机内；转速下降至2000rpm以下，低压缸喷水应自动关闭；转速下降注意调整润滑油温至3537；转

37、速下降至600rpm，注意盘车装置润滑油电磁阀自动翻开，盘车润滑油压建立正常。转速降至600rpm以下时，注意#3、#4轴承顶轴油泵自动启动，确认顶轴油压正常。转速降至400rpm以下时，停止真空泵运行，开启真空破坏门，但不得停止轴封供汽，待凝汽器真空降至零方可停止轴封供汽。转速到零应立即投入连续盘车，检查盘车自动啮合启动进行连续盘车，否那么应立即手动投入连续盘车；记录转子惰走时间、转子偏心度及盘车电流，注意倾听机内无异音，维持润滑油油温3537。机组惰走振动增大时，可降低真空，使机组迅速降低转速。锅炉灭火后，关闭上下压旁路阀，停止连排。进行炉膛吹扫：复位MFT 继电器；确认所有二次风挡板全开

38、；确认送风量为2530BMCR；确认第一阶段5分钟风烟系统吹扫开始；确认第一阶段吹扫结束后，第二阶段对烟气再循环系统的5分钟吹扫开始；确认第二阶段炉膛吹扫结束后，进行油泄漏试验；确认MFT继电器跳闸。停止吸、送风机,关闭风烟挡板进行闷炉。机组解列后的工作锅炉设备操作维持汽包水位+170mm 。停用炉底灰渣系统。停止暖风器系统。正常冷炉锅炉熄火6小时后，翻开吸、送风挡板及烟道挡板进行自然通风。熄火18小时后，启动吸、送风机，维持炉膛负压，并维持30左右风量进行锅炉通风冷却。控制降温、降压速度、饱和温度降温率55/H，维持汽包上下壁温差50，汽包内外壁/上下壁最大允许温差不超过表4所示值。表4：

39、锅炉停炉冷却时汽包内外壁/上下壁最大允许温差参照表项 目汽 包 压 力0MPa3.45MPa6.9MPa10.35MPa13.8MPa17.25MPa上下壁温差 汽 包 内 外 壁 温 差 0105.095.086.575.065.055.05104.894.886.374.864.854.810104.594.586.074.564.554.515104.394.385.874.364.354.320104.194.185.674.164.154.125103.893.885.373.863.853.830103.693.685.173.663.653.635103.493.484.973.

40、463.453.440103.193.184.673.163.153.145102.992.984.472.962.952.950102.792.784.272.762.752.755102.492.483.972.462.452.460102.292.283.772.262.252.265102.092.083.572.062.052.070101.791.783.271.761.751.775101.591.583.071.561.551.580101.391.382.871.361.351.385101.091.082.571.061.051.090100.890.882.370.860.850.895100.590.582.070.560.550.5100100.390.381.870.360.350.3105100.190.181.670.160.150.111099.889.881.369.859.849.811599.689.681.169.659.649.612099.489.480.969.459.449.4125