3第三篇 机组停运

#1 机组停运组织、安全、技术措施批准：审定：会审：初审：编写：王坪发电公司发电部2016年3月16日#1 机组停运三措为了#1 机组安全停运，汽机尽快停盘车，满足防寒防冻要求，制定#1 机组停运三项措施。

一、组织措施为了有组织、有计划做好#1 机组停运工作，发电部、生技部、安环部、维护部等有关部门负责人参加，集中力量统一指挥，统一调度，保证#1机组安全、优质、按时停运，成立#1 机组停运组织机构组长：齐海峰副组长：李耀樊猛魏崇毅姚晋峰卫书孝张军白利清慕锴陈瑞杨洪洞谷立新郭爱东刘伟聂平武联明田俊生赵建国成员：谢崇威夏书斌袁振宇张高云陈宏伟杨东红梁伟程新胜贺斌姜大涛李海军王跃川王建忠杨兴荣何亚霄陈世全各值长各班长当值运行人员检修值班人员二、安全措施1、停机过程，有专人调整汽温，确保各受热面不发生超温和汽温突降现象，严禁发生水冲击事故。

2、停机过程，有专人监视和调整水位，确保给水泵电流和流量不发生较大波动，严禁发生水位事故。

3、停机过程，确保#1 炉脱硫、脱硝、除尘全过程投入。

锅炉灭火后，脱硫系统排烟温度达75C，停浆液循环泵。

发电机解列后，氧量达20%，退出脱硝系统。

确保停机过程不发生环保指标小时折算值超标。

脱硝系统停运后管道立即放水并用压缩空气进行反吹。

4、停机过程，严格执行停机操作票，确保汽轮机振动、轴向位移、胀差不超限。

5、停机前检查启备变及厂用电快切装置，确保倒厂用电不发厂用电中断事故。

6、汽机打闸检查201开关断开，定子电流到零，灭磁开关断开。

发变组转冷备用，就地派人检查201- 东刀闸确已拉开。

操作过程严格执行操作票制度，不发生人为误操作。

三、技术措施1、停机前，根据不同负荷点，将所有表计指示认真记录一遍。

2、3月16日16左右时上煤时，控制煤仓煤位不超2米，20:00 控制煤仓煤位1.0 米，22:00 #2 煤仓烧空，23:20 其它煤仓同时烧空。

3、 3 月16 日20 时，将采暖加热器回水倒至启动锅炉补水箱，启动锅炉上水，21时启动锅炉点火，蒸汽压力达0.5Mpa,退#1机辅汽联箱至采暖供热，投启动锅炉去采暖供热。

**发电厂机组停(备)用保养措施批准：审定：审核：编制：安全生产技术部编制日期：二○○八年十一月十三日1.序言**发电厂#1～#4机组均为上海三大主机厂生产制造，锅炉为上海锅炉厂有限企业生产旳SG-420/13.7 —M755型超高压、中间再热、自然循环、固态排渣汽包炉；汽轮机为上海汽轮机有限企业生产旳N135—13.24/535/535型超高压、中间再热、双缸双排汽单轴冷凝式汽轮机；发电机为上海电机厂生产旳QFS—135—2型双水内冷三相交流两极同步发电机。

由于现阶段机组运行方式变化较大，频繁启停、调峰运行及停机备用旳状况普遍存在，故在机组停(备)用期间需采用行之有效旳、可靠旳热力设备防锈蚀保护措施，防止热力设备免受腐蚀，保证热力设备停(备)用期间旳安全状况。

1.1锅炉重要设计参数：1.2汽轮机重要工况热力特性：2.编制根据2.1《火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则》DL/T956-2.2制造厂有关资料3.总则3.1停(备)用热力设备防锈蚀保护措施详细操作由运行分场当值值长组织实行。

3.2防锈蚀设备或系统旳改装、安装、维护和台帐建立由热机分场负责实行。

3.3发电机内冷水系统保养由电热分场负责组织实行(如需改接管道，指定位置后由热机分场改接)，并建立吹扫台帐记录。

3.4运行分场化学专业负责保护期间旳有关化学监督工作，保护效果评价，以及机组保养结束启动期间旳水汽指标监督。

4.保养范围本措施合用于**发电厂停(备)用锅炉、汽轮机、发电机内冷水系统、凝汽器等热力系统设备。

4.1锅炉一次系统：电动主汽门此前蒸汽管道至给水管道(包括汽包、水冷壁、省煤器、过热器系统等)。

4.2锅炉二次系统：低再进口至高再出口。

4.3汽轮机本体(包括高、中、低压缸，凝汽器汽侧)。

4.4发电机内冷水系统(包括定、转子及压圈)。

4.5凝汽器(包括水室、水侧)。

5.保养方式5.1如为计划停机，采用氨---二甲基酮肟钝化烘干法对锅炉进行保养，汽轮机本体、发电机内冷水系统运用快冷装置并改接管道采用热风吹干法保养，采用自然通风方式进行凝汽器水侧保养。

王曲电厂机组启停操作1、机组启动通则2、机组冷态启动3、机组温态与热态启动4、机组停运第一机组启动通则1、新安装以及大、小修后的机组在首次启动前应经过验收，设备变更后应有设备变更报告及书面通知。

2.、机组在下列情况下禁止启动或并网-机组主保护有任一项不正常。

-机组主要参数失去监视。

-机组主保护联锁试验不合格。

-主机的EH油及润滑油油质不合格、油温低于27℃或油位低。

-机组MCS系统、FSSS系统、DEH系统工作不正常，影响机组正常运行。

-高、低压旁路系统控制装置工作不正常，自动不好用，影响机组正常运行或无法满足机组启动及保护要求。

-任一汽轮机高中压主汽门、高中压调门以及抽汽逆止门卡涩或动作不正常。

-汽轮机转子偏心度≥110%。

-汽轮机转子轴向位移超出0.6mm（汽），－1.06mm(励)。

-汽轮机高中压缸胀差≥12.9mm或≤－5.8mm。

-汽轮机低压缸胀差≥24.5mm或≤－4.8mm。

-高、中压缸内壁上下温差≥35℃，高、中压外缸上下缸温差≥35℃。

-锅炉水压试验不合格。

-汽轮发电机组转动部分有明显摩擦声。

-仪用空气系统工作不正常，不能提供机组正常用气。

-电除尘或排烟脱硫系统不正常，不能短时修复而影响机组正常运行。

-机组发生跳闸后，原因未查明、缺陷未消除。

-锅炉储水箱水位控制阀门自动不好用不能并网。

3、机组启动前，应进行如下试验，并动作正常，方可启动-执行机构的校验，检查阀门能在规定的时间内开关，动作灵活，调门进行就地与画面开度的核对。

-机电炉大联锁试验。

-MFT跳闸联锁试验。

-OFT跳闸联锁试验.-主、辅设备保护、联锁试验。

-吹灰系统程序试验。

-油枪投退程序试验。

-水压试验（受热面检修后或大修后）。

-凝汽器检漏试验。

-发电机气密性试验（大修后）。

-汽轮机主汽门、调门、抽汽逆止门严密性试验-汽轮机低油压试验-调节系统的静态试验。

4、机组状态规定-汽轮机状态规定（根据中压内缸壁温划分）冷态：T＜305℃-温态：305℃≤T＜420℃热态：420℃≤T＜490℃极热态：T ≥490℃-锅炉状态规定（根据锅炉启动前主汽压划分）冷态：压力＜6.0MPa 温态：压力6.0～7.95MPa热态：压力7.95～10MPa 极热态：压力＞10MPa第二机组冷态启动机组的冷态启动是在机组长时间停运后，锅炉以及汽轮机本体压力、温度都很低的情况下的启动。

2024年消防雨淋阀误喷威胁机组安全事件事件前工况#3机组停机备用、#4机组正常运行，带负荷500MW，相应的消防雨淋系统没有跑水迹象。

事件经过xx年5月25日，黑龙江省某消防公司伊敏项目部消防维护人员擅自进入伊敏电厂，在对#3、#4机组火灾报警报警装置3回路接地故障处理时，造成了#3、#4机组现场消防雨淋阀误开，喷出大量消防水，具体原因由于维护终端正在故障修理，详细的信息无法确认，待维护终端恢复后查询最终结果。

本次事件造成的后果：1、被水淋过的#3机氢、空侧直流密封油泵、#4机氢侧直流密封油泵、4A小机直流油泵电机绝缘不合格，使相应设备退出运行，严重威胁机组安全。

2、使4B小机油箱进水，4B小机润滑微水达到680mg/L，油质含水偏离正常值，严重威胁运行机组安全。

3、造成#3、#4机组现场大量积水，水中带有黄泥污染了设备和地面。

4、由于本次事件，使我厂正在忙于#2机组大修的部分检修人员，必须放下手中的大修工作处理以上诸多问题的，严重影响着电厂#2机组大修的正常检修工作。

暴露的问题该项目部消防维护人员在没有任何防范措施的情况下，擅自进行#3、#4机组火灾报警控制柜维修工作，暴露出黑龙江省振安消防公司伊敏项目部现场管理薄弱，职工安全意识淡薄。

防范措施1项目部吸取本次事件教训，举一反三，加大现场的安全管理和监督力度，增强职工安全意识，工作前做好危险点分析和预控措施，杜绝类似事件发生。

2、项目部严格执行某电厂安全管理制度，进入现场维护人员立即到安监科进行安全教育，今后进入#3、#4机组作业必须到电厂值长处办理工作票，方可工作。

3、项目部带维护终端恢复后，将消防雨淋阀误开具体原因及针对性防范措施通知伊敏电发厂。

4、全厂各车间、班组要认真学习本次通报，并认真吸取以往由于人员违章操作造成的两次消防水误喷事件（这两次事件为xx年10月25日10点33分#2机厂房顶棚喷水危及机组安全运行事件；xx年7月9日8：38分#1机组6.9米电缆夹层消防水跑水，造成机组停运事件），加强现场管理，杜绝现场无票作业。

机组停运及保养机组停运及保养一、引言机组是一种重要的设备，广泛应用于各个行业，如发电厂、冶金工厂、碳化钙厂等。

机组的正常运行对生产效率和安全运行起着至关重要的作用。

为了确保机组能够持续稳定地运行，我们需要进行停运和保养。

本文将介绍机组停运的原因、计划和方法，以及机组保养的目的、内容和注意事项。

二、机组停运1. 停运原因机组停运通常有以下几个主要原因：(1) 维修和修理：机组在长时间的运行过程中，可能会出现一些故障或磨损，需要及时修理和更换部件。

(2) 检修和保养：机组需要定期进行检修和保养，以确保其正常运行和延长使用寿命。

(3) 安全考虑：在某些特殊情况下，如火灾风险、自然灾害等，需要停止机组的运行以确保人员和设备的安全。

2. 停运计划机组停运需要制定详细的计划，确保停运的顺利进行。

停运计划应包括以下内容：(1) 停运时间和期限：确定机组停运的具体时间和需要停运的期限，以便进行相关的维修和修理工作。

(2) 停运范围：明确需要停运的机组或设备的范围，以及需要维修和修理的具体部件。

(3) 停运准备工作：包括准备必要的工具、材料和人员，确保停运工作的顺利进行。

3. 停运方法机组停运通常需要以下几个步骤进行：(1) 停机准备：在停机前，需要确保机组处于安全状态，断开电源和燃料供应，并进行相应的检查和测试。

(2) 停机操作：按照停运计划进行机组的停机操作，包括关闭阀门、排空管道、加装临时封堵件等。

(3) 停运维护：在机组停机后，进行必要的维修和修理工作，检查和更换需要更换的部件，清洁和润滑机组。

(4) 重启准备：在停运工作完成后，进行重启准备工作，包括清理工作区域、恢复电源和燃料供应等。

三、机组保养1. 保养目的机组保养的主要目的是保持机组的正常运行和延长其使用寿命。

通过定期保养，可以及时发现和解决机组运行过程中出现的问题，确保机组的效率和安全性。

2. 保养内容机组保养通常包括以下几个方面的内容：(1) 清洁和润滑：定期清洁机组的部件和设备，确保其表面干净，并进行必要的润滑工作，减少磨损和摩擦。

2024年分散控制系统频繁故障造成机组停运根据提供的信息，2024年分散控制系统频繁故障导致机组停运问题，以下是可能的原因和解决方案：1. 设备老化或损坏：分散控制系统可能因长时间运行或设备老化而发生故障。

解决方案是定期进行设备检修和更换，确保设备和部件的正常工作状态。

2. 软件问题：分散控制系统可能由于软件错误、升级或兼容性问题而发生故障。

解决方案是定期进行软件更新和版本升级，并确保新版本的兼容性。

3. 环境因素：分散控制系统可能由于环境条件，如温度、湿度、电磁干扰等问题而发生故障。

解决方案是通过对环境进行监控和控制，确保分散控制系统的正常运行条件。

4. 人为错误：分散控制系统可能由于操作错误、误操作或维护不当而发生故障。

解决方案是进行员工培训，确保操作人员具备正确的操作和维护知识，并建立严格的操作和维护流程。

5. 健康监测不足：分散控制系统可能由于健康监测不足而导致故障无法被及时发现和解决。

解决方案是建立完善的健康监测系统，包括故障预警、实时数据监测和分析等功能，确保故障能够及时发现并解决。

总体来说，解决分散控制系统频繁故障导致机组停运问题的关键是定期维护和检修设备、更新软件、监控环境和人员培训，并建立完善的健康监测系统，以确保系统的稳定运行。

2024年分散控制系统频繁故障造成机组停运（2）【案例简述】某电厂7、8号机组（2330MW），从xx年2月开始7号机组进入试生产至xx年5月，两台机组共发生22次DCS系统故障和死机，其中造成机组不正常跳闸8次。

之后又发生多次操作画面故障（8号机组有两次发生全部6台操作员站黑屏），其中1次造成8号机组不正常跳闸，严重威胁机组安全。

【案例评析】经分析，认为DCS系统存在以下几方面问题。

1．DCS工程设计在性能计算软件、开关量冗余配置上存在问题。

2．硬件配置不匹配（其中包括TME和TxP两种系统的匹配和通信问题）。

3．个别硬件设计不完善。

通过后来的进一步分析，还发现了很关键的CS275（下层TME）通信总线负荷率过高出现瓶颈现象的问题（该系统是由上层TxP的OM和下层TME的AS组成，上层以太网速率为10M/S，下层CS275通信总线速率为250K/S）。

330MW机组停运方案一、停运方式：为了使停机后的汽缸金属温度降到较低的温度水平，便于后续计划性检修工作，本次停机按照滑参数方式停机。

附件为参考滑停曲线二、停运前的准备：1、停炉前一天，要求各岗位值班人员对机组设备进行一次全面的检查（包括DCS盘面、逻辑保护），将所发现的设备缺陷详细记录在缺陷本中，以便检修查考和处理。

（主要记录新发现的以及膨胀指示器各阶段的具体数据）2、停炉前对锅炉所有受热面（包括空预器）进行一次全面吹灰，保持受热面在停炉后处于清洁状态。

（如果考虑到吹灰对锅炉参数影响过大，可提前一天对部分受热面进行吹灰，停炉前全部吹完）3、停炉前冲洗、校对就地双色水位计，并进行一次定期排污。

4、对A、B层等离子系统全面检查一次，并试拉弧正常，确认系统备用良好。

5、根据需要选择制粉系统的运行方式。

6、停炉前记录各部位膨胀指示。

（对于膨胀到顶的部位要进行重点记录）7、对事故放水门、对空排气电动门做一次开关试验，缺陷应及时消除，使其处于良好的备用状态。

8、停炉前，应将原煤仓中的煤烧空。

为此，应根据停炉时间，提前停止上煤；根据粉仓粉位情况，确定制粉系统停运时间。

9、停炉前，各岗位应准备好相应的操作票，操作人员应提前熟悉操作票内容，做到心中有数。

10、停炉前对炉墙及各系统管道进行一次全面的测温并详细做好记录，停炉后锅炉冷却到常温后再进行一次全面的测温并做好记录。

11、试验交、直流润滑油泵、顶轴油泵及盘车电机，均应工作正常。

12、确认主汽阀和调节阀、抽汽逆止阀灵活，无卡涩现象（可通过下列试验确认）。

进行阀门活动试验、抽汽逆止门活动试验、高压电磁阀遮断试验。

13、做好轴封辅助汽源、除氧器备用汽源的暖管、切换工作。

停机前使邻炉辅汽处于投用状态，保证停机用汽。

三、降温降压减负荷：接到停机命令后，机组在炉机手动汽机功控方式下开始降温降压，待汽机调门开至100%时汽机阀控。

此时应通知汽水分析加氨提高给水PH值控制在9.6-10.5。

一、选择题（共 25 题，每题 2 分）：【1】以重铬酸钾快速法测化学耗氧量时，向水样中加入硝酸银和硝酸是为了消除（）对测量的影响。

A．C〇2B．Fe3+C．Cl-D．NO3【2】用硼砂标定盐酸溶液时，称取一定量磡砂基准物，溶解后移至250mL容量瓶中，用移液管取25.00mL放入锥形瓶中，以待标的盐酸溶液滴定，试问若滴定管没有用盐酸溶液冲洗，会使盐酸溶液浓度的标定结果（）。

A．偏高B．偏低C．无影响D．无法确定【3】EDTA与金属离子形成配位化合物的配位比-般为（）。

A．1:1B．1:2C．1:3D．1:4【4】氧化还原滴定是基于溶液中氧化剂和还原剂之间的（）进行的。

A．离子迁移B．分子作用C．电子转移D．质子转移【5】澄清池正常取样点一般设在（）区。

A．混合B．反应C．进水D．出水【6】在表面式换热器中，冷流体和热流体按相反方向平行流动，则称为（）。

A．混合式B．对流式C．顺流式D．交流式【7】将铁片放入下列溶液中，充分反应后溶液质量减小的是（）。

A．三氯化铁B．稀硫酸C．硫酸铜D．浓盐酸【8】电厂减少散热损失主要是减少设备外表面与空气间的换热系数，通常利用増加（）厚度的方法来增大热阻。

A．保温层B．绝缘层C．钢管壁D．厂房墙壁【9】（）的分子间隙最小。

A．气体B．液体C．固体D．不确定【10】用草酸钠标定高锰酸钾溶液时，开始时反应速度很慢，随着反应的进行，反应速度越来越快，这是由于（）。

A．自动催化作用B．诱导作用C．受诱作用D．温度的作用【11】已知某标准NaOH溶液在保存中吸收了少量CO2，用此溶液来标定盐酸溶液，若以甲基橙作指示剂，则使盐酸溶液的浓度标定结果（）。

A．偏低B．偏高C．无影响D．无法确定。

【12】发电厂生产过程中水主要起（）作用。

A．冷却B．冲洗C．传热和冷却D．冷却和冲洗【13】用硼砂标定盐酸溶液时，称取一定量硼砂基准物，溶解后移至250mL容量瓶中，用移液管取25.00mL放入锥形瓶中，以待标的盐酸溶液滴定，试问若没有使用干燥的锥形瓶内含少量蒸馏水，会使盐酸溶液铱度的标定结果（）。

机组停运操作过程步骤锅炉侧：1）、逐步降低锅炉侧负荷，负荷低于300WM ,降负荷过程中视锅炉燃烧情况拉等离子（投入油枪），投入油枪后应投入空预器连续吹灰, 将空预器密封间隙自动调节装置提升至最大位置。

投入油枪后要通知脱硫值班员。

2）、脱硝系统入口烟温小于305。

（:时，停运脱硝系统。

3）、负荷在300MW以下时,可以退出一台汽泵,关闭出口电动门备用，另一台汽泵的汽源应提前倒至辅汽。

4）、当负荷降至240MW时，此时应做好锅炉干/湿态切换的准备，转态时，维持给水量不变，逐渐减燃料并停运一台磨煤机，拉等离子（投入油枪）,稳定锅炉燃烧。

当储水罐水位满足炉水循环泵启动的条件时，关闭省煤器至暖泵、暖管水，开启过冷水，启动炉水循环泵运行。

炉水循环泵启动后，注意控制储水罐水位，防止大幅波动。

5）、当负荷降至180MW时，厂用电切换正常之后，检查并调整6KV 母线电压在6.3KV以上，启动电动给水泵，并泵运行正常后，将给水负荷转移到电泵上，停运汽泵。

并电泵时，注意运行汽泵的流量，不能因流量低而导致汽泵再循环突然打开，引起给水流量低保护动作。

6）、当电泵完全带负荷后，进行主旁路切换。

切换过程注意给水流量的变化。

7）、注意通知脱硫停运电除尘。

8）、当负荷降至150MW时，可向调度申请机组解列。

汽机侧：1）、有条件的情况下，可以做凝汽器真空严密性试验，机组准备降负荷时，可提前将辅汽切至冷再供给，一台小机汽源切至辅汽供给。

2）、降负荷过程中，检查主机轴封压力正常并进行轴封汽源切换。

3 ）、负荷降至180MW时，检查汽机低压部分疏水门正常开启。

负荷降至120MW时,检查汽机中压部分疏水门正常开启。

负荷降至60WM 时，高压部分疏水门正常开启。

4）、检查低压缸排汽减温水控制阀在自动位置，防止出现低压缸排汽温度高。

当#3高加汽侧压力低于除氧器压力时，将疏水倒向凝汽器。

负荷降至IOOMW ,停止#1、2、3高加汽侧运行，低加汽侧随机滑停。

华润电力唐山丰润有限公司企业标准Q/CRPTSFR-FP-104.001-2014350MW机组集控运行规程（上册）第二版2014-12-01发布2014-12-01实施目次目次 (I)前言 (VII)集控运行规程 (1)范围 (1)规范性引用标准 (1)第一篇机组设备规范 (4)第一章机组设计概况 (4)1机组总体设计 (4)2机组主要设计指标 (4)第二章锅炉 (5)1概述 (5)2锅炉结构及整体布置 (5)3锅炉基本性能 (6)4锅炉规范 (7)第三章汽轮机 (19)1汽轮机概述 (19)2汽轮机规范 (21)第四章发电机变压器组 (26)1发电机变压器组概述 (26)2发电机技术规范 (27)第五章机组主要控制系统 (31)1炉膛安全监控系统（FSSS） (31)2顺序控制系统（SCS） (39)3模拟量控制系统（MCS） (40)4数字电液调节系统（DEH） (41)5数据采集系统（DAS） (42)6电气网络监控系统（NCS） (42)第二篇机组启动与停止 (45)第一章机组启动总则 (45)1机组启动总则 (45)2机组状态规定 (46)3机组启动前的准备 (47)第二章机组启动 (50)1机组启动前的试验 (50)2机组冷态启动 (51)3机组冷态启动过程中的注意事项 (72)4抽汽供热投入 (73)5机组温、热态启动 (76)6极热态启动 (77)7汽轮机温（热）态启动过程中注意事项 (78)第三章机组停运 (80)1停运前的准备 (80)2正常停运减负荷至解列 (81)3机组解列后的工作 (82)4滑参数停机 (85)5机组停运的注意事项 (89)第四章机组停运后的保养 (93)1锅炉停运后的保养 (93)2汽轮机停运后的保养 (95)3发电机停运后的保养 (96)4设备防冻措施 (96)第三篇机组正常运行与调整 (97)第一章机组汽水品质监视 (97)1A VT工况下水汽正常监督表 (97)2CWT工况下水汽正常监督表 (97)3内冷水正常监督表 (98)第二章机组运行调整 (99)1运行调整的目的和任务 (99)2机组负荷调整 (99)3机组给水调整 (100)4锅炉燃烧调整 (100)5机组主、再热蒸汽温度调整 (102)6机组汽压调整 (103)第三章机组运行监视 (105)1机组运行监视的目的和任务 (105)2锅炉运行参数限额 (105)3汽轮机运行参数限额 (106)4发变组运行监视及检查 (111)第四章机组运行方式 (117)1机组控制方式说明 (117)2基本模式（BM） (118)3炉跟机方式（BF） (118)4机跟炉方式（TF） (119)5机炉协调方式（CCS） (119)6自动发电控制（AGC） (121)7子控制回路自动投入条件 (121)第四篇机组联锁保护和试验 (124)第一章机组联锁保护 (124)1机炉电大联锁保护 (124)2锅炉联锁保护 (124)3汽机联锁保护 (129)4单元机组继电保护、自动装置 (131)第二章机组试验 (146)1机组试验原则 (146)2机炉电大联锁试验 (146)3锅炉专业典型试验 (148)4汽机专业典型试验 (153)5电气专业典型试验 (163)第五篇机组事故处理 (166)第一章主设备公用部分 (166)1事故处理通则 (166)2机组的紧急停运及处理 (167)3机组瞬间停运后再启动 (172)4机组甩负荷处理 (173)5厂用电中断 (175)6厂用电中断 (178)7厂用电部分中断 (180)8闭式冷却水系统故障 (181)9仪用压缩空气失去 (182)10机组运行中发生RB (184)11高加解列 (185)12汽水管道水冲击 (186)13主、再蒸汽参数异常 (186)14火灾 (189)15机组控制系统异常 (190)第二章锅炉典型事故处理 (192)1锅炉MFT (192)2机组负荷骤降 (192)3锅炉启动分离器出口汽温高 (193)4锅炉给水流量低 (194)5安全门启座 (195)6水冷壁泄漏 (195)7省煤器泄漏 (196)8过热器泄漏 (197)9再热器泄漏 (198)10尾部烟道二次燃烧 (199)11锅炉结焦 (200)12受热面管壁超温 (201)第三章汽轮机典型事故处理 (203)1汽轮机超速 (203)2汽轮机进水 (203)3汽轮机断叶片 (205)4汽轮发电机组振动大 (206)5主机轴向位移异常 (206)6主机润滑油系统工作失常 (207)7抗燃油压低 (212)8轴承温度升高 (212)9凝汽器真空下降 (213)10凝汽器满水 (218)11机组负荷摆动 (219)第四章电气典型事故处理 (220)1发电机过负荷 (220)2发电机三相电流不平衡 (220)3发电机CT回路故障 (220)4发变组事故跳闸 (220)6发电机失磁 (222)7发电机逆功率 (222)8发电机PT断线 (222)9发电机定子接地 (224)10发电机大量漏氢 (224)11发电机氢压低或漏氢量大 (225)12发电机内氢气温度高 (225)13发电机氢系统着火 (226)14发电机壳内氢气爆炸着火 (226)15发电机氢气纯度低 (226)16发电机非同期并列 (227)17发电机非全相运行................................................................... 错误!未定义书签。

电厂机组停运工作总结报告
近期，我公司电厂机组进行了停运工作，为了总结这次工作的经验和教训，特
此撰写本报告，以便今后的工作能够更加顺利和高效。

首先，我们要感谢所有参与停运工作的员工，他们在工作中兢兢业业，尽职尽责，为电厂的平稳停运提供了有力保障。

在这次停运过程中，我们发现了一些问题，也积累了一些经验，现总结如下：
一、合理安排停运计划。

在停运前，我们制定了详细的停运计划，包括停机时间、停机程序、设备检修
等内容。

这为整个停运过程提供了有力的指导，使得每个环节都能有条不紊地进行。

二、加强设备检修。

在停运过程中，我们对电厂机组的设备进行了全面的检修和维护，发现并解决
了一些潜在的安全隐患，确保了设备的安全运行。

三、加强安全管理。

在停运过程中，我们加强了对安全生产的管理，严格执行各项安全规定，确保
了员工的人身安全和设备的安全运行。

四、加强团队协作。

在停运过程中，各部门之间紧密合作，密切配合，形成了良好的工作氛围，为
整个停运工作的顺利进行提供了有力保障。

五、总结经验教训。

在停运结束后，我们对整个停运过程进行了总结，发现了一些问题和不足之处，并对今后的工作提出了一些改进意见和建议。

综上所述，这次电厂机组的停运工作虽然取得了一定的成绩，但也存在一些不足之处，我们将以此为鉴，不断改进和完善工作，力争做到更好。

希望今后的工作能够更加顺利和高效，为公司的发展贡献力量。

防止或减少机组非计划停运的措施国电沈阳热电有限公司防止或减少机组非计划停运的措施1、加强执行力建设,建立完善安全生产长效机制。

1.1依照流程管理组织安全生产，避免和纠正安全生产各环节中的习惯性和随意性，进一步优化和完善安全生产管理各环节，落实各项流程管理节点责任人，切实达到安全生产“流程自主、长期管理”。

1.2不断充实和完善安全生产规章制度,达到标准化、规范化和程序化,使生产制度及任务执行,体现“凡事有章可循、凡事有人负责、凡事有人监督、凡事有据可查”的管理思想，达到以制度规范设备安全管理的目标。

1.3强化以值长为中心的生产指挥系统，加强生产各部门、各专业、各要素的指挥和协调，快速反应，精心组织和调度，确保生产系统政令畅通，突出管理执行效力。

2、强化运行管理,提高设备可靠性.2.1加强工作票、操作票的管理，切实落实危险点分析预控制度，防止误判、误碰、误操作引起机组非停。

除事故处理外电气任何操作都必须填写操作票并严格执行，大型操作设第二监护人，收发工作票必须到就地检查措施执行情况。

对事故检修办理的临时措施，机组长必须在开工前与检修负责人现场交待措施。

对比较复杂重要的操作，应通知相关专业人员到场，设第二监护人，并有相关的方案措施。

每月管理人员操作票、工作票合格率进行统计和考核。

2.2加强巡视检查力度及日常维护消缺，及时发现并消除设备缺陷，对暂时无法消除的缺陷，要制定针对性的防范措施，并具有可操作性，对于较大设备缺陷班前应做好事故预想和注明危险点，跟踪处理过程和结果,以防止事故的发生、扩大，引起机组非停或降出力。

2.3严格执行捞渣机放水抢修及渣井、冷灰斗除焦安全技术措施，保证缺陷处理期间措施到位、监视到位、调整到位，避免由于受热面局部超温造成爆管或影响管材寿命。

3、强化设备检修维护,提高设备健康水平.3.1严格执行设备缺陷管理制度，设备缺陷管理上要求做到小缺陷不过班，一般缺陷不过天，重大缺陷有防范措施，在设备消缺管理方面要做到设备应修必修、修必修好的原则。

600MW超临界火电机组停运总结及经验分享随着山西省电力体制改革的持续推进，电力现货市场建设取得重要突破，市场化的电力电量平衡机制、中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系加速构建，推动市场在电力资源配置中发挥决定性作用。

电力现货市场持续深入推进，通过价格实现更为高效的配置资源，为电力供需平衡提供更多的市场化手段。

机组停机、启动主要由新能源发力的波动性引起。

在山西电力现货市场，伴随曲线波动，火电企业由“抢电量”逐步转变为“要利润”，机组启停次数明显增多，调频性能优良的机组通过提供辅助服务增加收益。

摘要：火电机组直流停运总结经验目标：定参数停机，走空底层磨组原煤仓停机过程中主要参数的控制：1、主蒸汽压降<0.3MPa/min；2、再热器压降<0.1MPa/min；3、主、再热蒸汽温降率≤1.0℃/min；4、主、再热蒸汽过热度：＞56℃；5、汽缸金属温降率：1～1.5℃/min；6、严密监视调节级金属温降＜102℃/h（1.7℃/min）；各抽汽管道上下金属温差小于35℃。

7、在机组停运前4小时，值长应通知化学运行人员及专业管理人员，准备停炉，化学运行人员解列所停机组的精处理高速混床，并增高氨水加药量，在4小时内将给水PH提高至9.8-10.0。

8、化学加药前，停运定冷水智能补水装置。

一、停机前准备工作1、相关保护检查：退出底层磨煤机出口挡板、入口风量、火检、炉膛失去火焰相关保护；燃油允许投运强制；将一台给煤机设置调试位。

如高加保护未及时投运需检查各抽汽管道逆止门、电动门调试位取消。

2、锅炉专业A 煤质要求，AC磨煤机高挥发份煤种，D磨煤机高热值煤种B 试验性工作：油枪试投、火检冷却风机试转、锅炉启动疏水泵试转。

炉膛进行全面吹灰。

C 切换性工作：空压机冷却水切至临机接带；尿素站汽源及供汽减温水倒至临机接带；联系化学确认运行水解器后进行炉后桥架上供氨管路切换（#1炉靠近炉房为B管，靠近电除尘为A管；#2炉相反）。

单机运行机组停运操作指导（汽机）一、机组停运前运行方式1、协调投入2、两台汽泵及汽动引风机投运，汽源由四抽带3、辅汽联箱汽源为四抽带、冷再供汽调节门自动设0.8MPa4、辅汽联箱至汽泵小机、引风机小机供汽电动门关闭5、轴封系统自密封，轴封供汽调节门自动、轴封溢流调节门自动、轴封低压段减温水调节门自动设180度6、A凝结水泵变频运行，频率约43HZ左右，除氧器上水调节门投自动7、凝汽器补水调节门自动、凝结水再循环调节门自动8、高、低加正常及紧急疏水调节门投自动9、氢冷器进水调节门手动10、汽动引风机盘车投自动、汽泵小机盘车装置停电11、主机冷油器润滑油温调节门投自动12、各备用设备联锁投入二、机组降负荷至330MW1、降负荷过程中注意监视调整高、低压加热器水位，尤其是大幅度降负荷2、降负荷过程中注意监视除氧器、凝汽器水位3、降负荷过程中监视除氧器上水调节门自动、轴封溢流调节门自动等MCS参数自动控制情况4、降负荷过程中监视冷段至辅汽联箱调节门自动开启，维持联箱压力0.85MPa5、试启交流启动油泵、润滑油泵、直流油泵、顶轴油泵、盘车电机，若设备异常及时联系处理三、负荷降至330MW操作1、给水流量降至900t/h时，开启汽泵再循环调节门30%2、适当降低A凝泵变频器指令，防止凝结水母管压力过高和除氧器上水调门大幅度节流3、将一台汽泵小机汽源切至辅汽联箱供1）、缓慢开启辅汽联箱至汽泵小机供汽电动门2)、开启四抽至汽泵小机供汽逆止门后疏水门3)、缓慢开启汽泵小机切换阀，注意监视给水流量及调阀开度、监视主汽阀供汽压力、温度4)、汽泵小机主汽阀前供汽压力、温度稳定后，缓慢关闭四抽至汽泵小机供汽电动门5）、关闭四抽至汽泵小机供汽逆止门后疏水门6）、调节两台汽泵出力一致4、两台引风机小机汽源切至辅汽联箱供1）、缓慢设定冷段至辅汽联箱调节门自动为0.6MPa2）、注意监视汽泵小机转速及调阀开度3）、缓慢开启辅汽至引风机小机供汽电动门，注意引风机小机转速及调阀开度4)、引风机小机四抽及辅汽汽源并列运行5分钟5）、缓慢关闭四抽至引风机小机供汽电动门，注意引风机小机转速及调阀开度6）、调节两台引风机小机出力一致5、调整氢冷器进水调节门开度、维持冷氢温度30度以上四、负荷降至132MW操作1、退出机组协调，投入汽机跟随方式2、负荷降至300MW，根据情况可退出一台汽泵运行，停运汽泵转速至0后、关闭排汽蝶阀、退出汽封3、若维持两台汽泵运行，负荷降至300MW、给水降至800t/h，投入汽泵再循环调节门自动，监视调节门调整情况，防止给水流量大幅下降4、监视轴封供汽调节门自动调整情况、维持轴封供汽母管压力35---45Kpa，关闭轴封溢流调节门及至#8低加电动门5、、监视加热器水位及加热器疏水调节门调整情况，若三抽压力与除氧器压力差小于0.3MPa,高加疏水切凝汽器6、监视除氧器、凝汽器水位、除氧器上水调节门调整情况7、监视低、中压段疏水开启情况8、调整氢冷器进水调节门开度、维持冷氢温度30度以上，但调门开度不许低于9%五、负荷降至66MW1、负荷降至120MW以下后，冷段压力无法满足辅汽联箱需求，稍开高旁维持辅汽联箱压力0.85MPa1)、开启高旁减温水隔离门2）、稍投高旁汽侧5%3）、稍开高旁减温水调门，维持高旁后温度350---380度，调整稳定后投入高旁减温水自动4）、高旁投运后，监视高排逆止门状态及高排温度，若高排温度升高过快及时打闸停机2、监视排汽缸及疏扩温度，若温度高减温水自动调整不及时及时投入减温水3、检查高压段疏水开启情况4、检查凝结水再循环调节门调整情况5、启动电动给水泵运行，开启出口电动门，抽头门关闭（维持高旁减温水）六、机组打闸1、启动主机交流润滑油泵、交流启动油泵，检查运行正常2、汽机手动打闸，锅炉手动MFT,查程序逆功率保护动作，发电机自动解列3、检查汽轮机高中压主汽阀、调阀、高排逆止阀抽汽逆止阀和电动阀关闭、高排通风阀开启，汽轮机转速开始下降，记录汽机惰走时间4、检查汽泵跳闸、高加解列七、机组打闸后操作1、调整除氧器、凝汽器水位防止除氧器满水，及时关闭除氧器上水调门及电动门2、检查凝结水再循环调节门开启，下调凝结水母管压力2MPa3、检查轴封供汽压力、辅汽联箱压力正常4、稍投高旁维持辅汽联箱压力正常5、关闭一抽至转子冷却电动门6、关闭夹层加热进汽电动门7、利用同操关闭汽轮机各处管道及本体疏水（防止上下缸温差大）8、及时停运开冷泵，防止发电机过冷9、转速降至2500rpm，检查顶轴油泵自启动，否则手动启动一台运行，检查顶轴油母管及各轴承顶轴油压力正常10、根据锅炉吹扫情况及时打跳引风机小机1)、打跳引风机小机2)、引风机小机转速降至2900rpm，检查顶轴油泵联启正常，转速180rpm，检查盘车自动投入正常3）、停运引风机小机真空泵、开启真空破坏门破坏真空4)、真空到0，关闭均压箱进汽调节门，关闭引风机小机低压进汽电动门，关闭均压箱减温水调节门及手动门、停运轴加风机5）、调整引风机小机油温正常6)、根据情况停运引风机小机凝泵、油系统等11、机组转速到0，记录转子惰走时间，投入盘车运行，监视盘车电流、转子偏心率12、定期记录停机参数13、监视主机润滑油温调节情况，防止油温下降14、及时调整或解列汽泵小机、引风机小机冷油器水侧15、冬季机组停运后循环水泵下塔运行八、机组停运后其他操作1、停止EH油系统运行2、机组盘车投运后，停运主机真空泵，开启真空破坏门破坏真空3、主机真空到0、解列主机轴封1）、关闭轴封供汽调节门、电动门2）、关闭轴封低压段减温水调节门、手动门3)、关闭高中压轴封供汽分门4）、关闭辅汽联箱至轴封供汽手动门4、关闭高旁汽侧、水侧5、停运电动给水泵6、机组停运4小时后，无凝结水用户且低压缸排汽温度＜47℃，停止凝结水泵运行（暂定）7、闭冷水无用户时停运闭冷水泵8、锅炉放水结束后，汽机低压缸排汽温度低于47℃，且无高温汽水进入凝汽器、循环冷却水系统无用户运行时，将工业水切至邻机供，停止循环水泵运行（暂定）9、根据需要进行气体置换10、发电机内风压低至0.2MPa时停运定冷水泵11、调节级内下壁温度＜150℃，可停止盘车12、气体置换结束且汽机盘车停运后，方可停止密封油系统运行13、停运盘车8小时后，可停运主机润滑油系统14、根据情况停运各辅机油站15、根据情况凝汽器、除氧器等放水。

第四部分机组停运及停后保养1机组停运1.1机组停运前的准备1.1.1锅炉停运前的准备1.1.1.1通知煤控、灰控关于机组停运安排及要求，做好机组停运的准备工作，燃油储存量能满足停炉要求。

1.1.1.2机组计划停运，应安排烧空各煤仓：停炉五天之内，根据检修措施安排煤仓是否烧空，停炉十五天以上，全部煤仓烧空，提前通知煤控值班人员，合理控制各煤仓煤位。

1.1.1.3确认燃油系统、油枪吹扫空气系统运行正常，所有油枪进行试点火，对于有缺陷的油枪，通知检修人员尽快处理。

1.1.1.4检查等离子点火装置良好备用。

1.1.1.5对锅炉各受热面进行一次全面吹灰，其中包括空预器吹灰，禁止在停运过程中对锅炉本体进行吹灰。

1.1.1.6做好辅汽切换的准备工作，若无邻机运行，做好辅助锅炉的启动前检查与准备工作。

1.1.1.7通知化学值班人员做好机组停运保养的准备工作。

1.1.2汽机停运前准备1.机组的正常停运应根据检修工作的具体需要选择停机方式，控制汽缸金属温度。

如汽机润滑油系统、发电机密封油系统、汽机本体等需要停盘车后方能工作的检修项目，应选择滑参数停机，停机的汽机高压缸第一级内缸内上壁温度以330℃为目标。

2.进行交流润滑油泵（TGOP）、辅助油泵（AOP）和直流事故油泵（EOP）的自启动试验，确认各项试验正常。

3.进行高中压主汽门、调门活动性试验以及抽汽逆止阀活动性试验，确认各项试验正常。

4.进行直流事故密封油泵及小机直流事故油泵、顶轴油泵的试转，确认各油泵正常。

5.如果停机期间要进行“高、中压主汽门严密性试验”，应根据试验要求和有关规定提前做好准备工作。

1161.2机组减负荷1.2.1 机组负荷1000MW减至900MW1.2.1.1 在机组负荷1000MW至900MW之间，机组采用定压运行方式。

1.2.1.2 维持主蒸汽压力在额定汽压，缓慢减少锅炉的燃烧率，逐渐减少汽机负荷指令，以1％/min的负荷变化率，减负荷至900MW。

汽轮发电机组正常停运方案汽轮发电机组正常停运方案一、前言随着社会经济的发展，电力需求不断增加，汽轮发电机组作为一种重要的电力供应设备，在能源行业中起着至关重要的作用。

然而，在某些情况下，为了保证机组的正常运行以及对设备进行维护和检修，机组需要进行停运。

本文将探讨汽轮发电机组正常停运方案，以确保机组的安全停机和顺利恢复运行。

二、停运前期准备工作1. 制定详细停运计划：首先，需要制定详细的停运计划，包括停运时间、停运范围、停运时机等。

计划要与相关部门、人员进行充分沟通，确保各方配合协调，做好准备工作。

2. 进行安全检查：在停运前期，应对汽轮发电机组进行全面的安全检查，确保其各项安全设备和系统的正常运转。

对于存在故障或需要修复的设备，应提前做好维护计划，确保在停运期间进行及时维修。

3. 设想应对措施：针对可能发生的问题，制定应对措施。

比如，制定备用电源计划，以确保停运期间的电力供应；预留足够的备件和材料，以备不时之需。

三、停运期间的操作流程1. 停机指令发布：在停运时间到达前，负责执行停运的责任人应发布停机指令，通知相关人员执行准备操作。

2. 停运准备操作：停运前的准备操作主要包括：降低负荷至最低工况运行；通知并协调煤炭、水和气体供应；关闭汽轮机油系统、汽机油冷却系统等设备；断开汽机供水管道，排空蒸汽系统；停止辅机运行等。

3. 安全停机：停运操作人员根据停运计划进行安全停机操作。

包括：关闭汽轮机；排空各蒸汽系统；排除火焰熄灭等。

4. 设备维护和检修：在停运期间，进行设备的维护和检修工作。

包括：对汽轮机进行全面的检查，更换磨损严重的零部件；对油系统进行清洗和更换新油；对水系统进行检修和清洗，确保其正常运行；对蒸汽系统进行清洗和检修；对辅机进行维护和检修等。

5. 完成工作准备：在停运期间，还需要做好准备工作，包括：编制检修报告，总结停运期间的工作情况和问题；清理工作现场，保持整洁和安全；准备恢复运行的工作。