机组停机程序卡解读.doc

WD/YXB-660MW-G002 号机组停用程序卡 （单 元 长） 第 次整组停用 20 年 月 日 望亭发电厂运行部 使 用 说 明 本程序卡适用于3（4）号机组。 本程序卡中“操作项目及内容”、“时 间”、“签 名”栏，由单元长或值班员填写。 设备联锁检验合格后，应及时入系相关联锁设备。 设备启动后注意检查DCS画面各参数显示正常。  序号 操作项目及内容 时 间 签 名 备注 联系值长，确认机组停用原因 。 磨煤机 需铲仓； 给煤机 需走空。 停炉 准备工作 1．负荷大于330MW，对各受热面进行一次全面吹灰。 1．根据安排将煤仓走空或给煤机皮带走空。 2．查泄漏报警装置的历史记录值，分析受热面是否存在微漏。 3．确认备汽系统由邻机或老厂供，运行正常。 4.确认对外供汽、对外供减温水已切至邻机。 5．炉3、4吸风机备汽管道充分暖管，尽量提高吸风机备汽温度。 6．检查锅炉启动系统处于热备用状态。检查锅炉启动系统暖管系统已投用。 7．确认燃油、雾化气、微油点火系统正常并试投油枪和微油枪正常。 机组减荷至500MW 1．逐步降低机组负荷，均匀减少所有磨煤机的给煤量。 2．停用第五层（E）制粉系统。 3．主汽压力 MPa； 主汽温度 ℃； 再热汽温度 ℃。 1．在减负荷过程中，应加强锅炉各主要参数的监视，如自动失灵，应及时手动干预min 。 4. 根据机组负荷情况，以上到下的原则逐台减少磨煤机给煤量逐台停运磨煤机。 对锅炉本体全面检查并抄录锅炉膨胀指示 机组减荷至450MW 1．锅炉蒸汽参数过亚临界状态 2．主汽压力 MPa； 主汽温度 ℃； 再热汽温度 ℃。 1．负荷450MW时： 主蒸汽压力18MPa； 主蒸汽温度500℃； 再热器温度500℃。 机组减荷至430MW 1．停用第四层（D）制粉系统 2．凝泵变频器调节切手动。 机组减荷至300MW 1．保持稳定15分钟。 2．启动，停运机组控制方式主汽压力 机组减荷至280MW 稳定运行10分钟，退出AVC后进行厂用电切换。 根据凝汽器真空情况，由单元长决定调整循环水系统运行方式。 确认锅炉疏水系统已处于热备用。 确认启动暖管系统已投入。 确认微油枪具备投用条件。 240MW～320MW 吸风机汽源切换 1.吸风机备汽管道暖管至250℃以上且有50℃以上过热度。 2.调整炉3、4/吸风机进汽连通1；炉3、4/吸风机进汽连通2的方式； 3.逐渐将吸风机进汽汽源由本机低再切至全厂备汽供 机组减荷至250MW 退出PSS。 机组减荷至220MW 停运第三层（C）制粉系统。 负荷≤220MW时，开启HWL1、HWL2阀前隔绝门。 控制减荷速率＜5MW/min。 根据锅炉燃烧情况，投入微油点火或投入油枪助燃。 机组减荷至150MW （进行干湿态转换） 1．负荷200MW左右，给水总门切至给水旁路运行。 2．机组负荷200MW时， 主汽压力 MPa； 主汽温度 ℃； 再热汽温度 ℃。 3．负荷180MW，给泵 停运停给水由煤水比控制分离器水位控制水箱泵d．退出锅炉启动暖管系统。 5．高、低加疏水切至凝汽器。。 1．切换时应注意省进流量保持不变。省进流量≮30%BMCR（607t/h），直至停炉。 2．给泵停用时注意分离器水位正常（3～5.5米）。 3．在210MW减至180MW时，降压速率≯0.1MPa/min，降负荷速率≯35MW/min。 4．机组负荷200MW时， 主蒸汽压力13.9MPa。 主蒸汽温度420℃。 再热汽温度420℃。 5.负荷＜200MW，辅汽暖管，当预热器疏水温度达≥180℃，将 “吹灰条件旁路”投入进行预热器连续吹灰。 6．在180MW减至150MW时，控制减荷速率≤4MW/min，主蒸汽降压速率≤0.1MPa/min，主/再蒸汽温降速率1.5℃/min。 7．查炉水循环泵启动条件应满足。 8．进入完全湿态方式，避免在干、湿态临界工况长时间停留。 9．油、煤切换时，应注意维持总燃料量基本不变，保持燃烧稳定；减负荷过程中，应加强燃烧调节，维持各参数在规定值。 机组减荷至120MW 1．保留二台磨煤机运行。 2．主汽压力 MPa；