火电厂机组打闸处理原则

1.打闸后的汇 ：

打闸后由值长汇 运管科科长、安管科科长、分厂厂长、安管处处长;由单元长或单元长安排专人汇 运行技术员、安管科管理员、各车间主任。

2.打闸后处理原则及分工：

1、机组打闸后机侧处理：

1.1、汇 单元长、值长汽机打闸，检查高压安全油压至零，主汽门、调门关闭严密，汽轮机转速下降。检查高、中、低压疏水阀组自动开启，关闭主、再热蒸汽管道及高、中压主汽门前疏水气动门，减少锅炉蒸汽损失，；检查保护动作正常，记录保护首出；检查交流润滑油泵联启，未联启立即手动启动，检查润滑油压正常；（主盘执行）

1.2、注意辅汽母管压力变化，并进行必要的调整；检查四抽供汽的小机已跳闸，保护首出为锅炉“MFT动作跳闸”，转速下降，否则手动打闸，检查进汽电动门联关，辅汽供小机进汽电动门联开；密切监视辅汽供汽小机的运行情况，解除辅汽供汽汽泵再循环联锁，备锅炉水盘人员调节汽包水位；（汇 单元长、值长，主盘执行并通知锅侧监盘人员）

1.3、检查辅汽联箱压力在0.6–1.0Mpa左右,保证机组辅汽至轴封及除氧器用汽,密切监视辅汽联箱压力，开启辅汽联箱有压疏水，开大辅汽母管上无压疏水，保证辅汽联箱安全门不动作，关闭轴封溢流调节阀，调整轴封压力（维持25kpa-35kpa),关小低压轴封供汽减温水调节阀，调整低压轴封供汽温度（维持121℃-177℃)；监视机组真空，若有下降趋势，应提高轴封供汽压力，保持真空-80 kpa以上，（副盘执行）；（主盘执行）

1.4、开启凝结水再循环调节门60%以上，关小或视除氧器水位全关凝结水上水调节阀；维持除氧器水位2000mm左右，凝结水母管压力2.0MPa左右,投入低压缸后缸喷水、三级减温、解除本体疏水扩容器、事故疏水扩容器减温水调节阀联锁，全开本体、事故疏水扩容器减温水调节阀；注意调节辅汽联箱至除氧器的调节阀，防止辅汽联箱压力波动，影响小机运行；（主盘执行）

1.5、大机2200r/min，解除真空泵入口母管压力低联锁，关闭真空泵入口蝶阀，全开真空破坏门；破坏真空期间监盘人员不得翻看其他画面，认真监视真空下降以及机组各轴承瓦振、轴振情况；机组过临界后，关闭真空破坏门，开启真空泵入口蝶阀，视真空高于-88KPa，投入真空泵入口母管压力低联锁；真空不可破坏过大，真空-80KPa立即关闭真空破坏门，以防真空下降过大，辅汽供汽小机真空低跳闸；（主盘执行）

1.6、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；检查高、低加水位保护动作情况，水位保护动作时，立即解除高、低加水位保护，重新投入水侧；将高加疏水倒至凝汽器；（副盘执行）

1.7、转速降至1200r/min，顶轴油泵应联启，如未联启，手动启动，检查各轴承顶轴油压均高于3.43MP，解除顶轴油泵转速联锁，投入备用顶轴油泵油压低联锁，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、副盘令就地人员投入盘车）

1.8、开启高、中压主汽门前疏水气动门，开启各冷再管道疏水气动门，稍开高、低旁减温减压阀，旁路系统暖管；锅炉点火后配合锅炉逐渐开大高、低压旁路，开启过程中注意主汽压力、汽包水位变化情况，投入高、低旁减温水，控制高旁后蒸汽温度不高于346℃，低旁后蒸汽温度不高于158℃，尽快满足极热态冲转条件；（副盘执行并通知锅炉主盘人员）

1.9、联系热工人员解除主机“发变组保护动作”、“MFT动作”、“凝汽器真空低”、跳闸小机“MFT保护”保护；做好机组启动准备；（主盘汇 单元长、值长）

1.10、待跳闸原因查明、消除，冲转参数满足后，挂闸、冲转。转子冲动后，检查盘车已退出（否则立即打闸）；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，机组各本体参数正常，全面检查机组运行正常后，停运交流油泵；（主盘汇 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）

1.11、全面检查机组运行正常，联系热工投入“发电机主保护”；等待电气人员并 ；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 带初负荷，TSI各参数正常；联系锅炉注意主汽压力、汽包水位等参数变化，手动增加机组负荷；关闭应急排放阀，开启高排逆止门，根据高排温度关闭通风阀；开启各抽汽电动门、气动逆止门，高、低加随机启动，注意各高、低加出水温升率≤3℃/min；联系炉侧人员，增负荷，收旁路（机组负荷60MW左右全关高、低旁路），注意控制主汽压力、汽包水位稳定；检查真空泵运行正常，真空＞-90KPa后，联系热工投入大机 “MFT动作”、“凝汽器真空低”保护；（主盘执行）

1.12、及时调整轴封压力、热井、除氧器水位、高、低加水位；（副盘执行）

1.13、机组负荷30MW、60MW、90MW时，分别关闭高、中、低压相关疏水，分别投入高、中、低压疏水阀组联锁；视低压缸排汽温度≤47℃，关闭低压缸喷水减温调节阀；（副盘执行）

1.14机组负荷130MW以上，除氧器汽源由辅汽切换至四抽；机组负荷150MW以上时（-3高加进汽压力高于除氧器压力0.2-0.3MPa），将高加疏水倒至除氧器；调整各加热器水位，正常后投入高、低加水位保护；（主盘执行）

1.15、机组负荷160MW时，用四抽汽源冲第二台小机，各参数正常后，并入给水系统，交由锅炉调整，联系热工投入四抽供汽小机“MFT保护”；机组负荷220MW，轴封供汽由辅汽切换至自密封；（主盘汇 单元长、值长并执行）

1.18、全面检查机组运行情况，联系热工检查一次调频、限制保护、CCS、RB等保护逻辑，正常后投入一次调频、限制保护、CCS、RB保护；（机、炉主盘汇 单元长、值长并执行）

2、机组打闸后锅炉侧处理：

2 .1、监盘人员（主值）立即汇 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。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。检查电除尘电场自动跳闸。锅炉副盘人员检查减温水电动截门、调门已自动关闭，四抽带小机已跳闸，辅汽带小机运行正常。注意辅汽带小机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。

2.2、锅炉主盘人员复位各跳闸设备，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，二次风门置吹扫位，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操作。

2.3、吹扫完成后，打开供、回油快关阀，联系一厂调整燃油压力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5%，CD1二次风开45%，其余二次风开10%，总风量控制在450 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。

2.4、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x-1制粉系统，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。锅炉主盘人员执行，就地检查人员配合，对讲机联系好。投入电除尘一电场运行。

2.5、主值联系汽机开大高低旁，逐步恢复主、再热蒸汽参数，配合汽机冲转，在此期间恢复未启动的风机，保证x-2制粉随时能够启动。

2.6、锅炉副盘控制汽包水位正常，尤其是机组冲转、并 、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 后，注意主汽压力、汽包水位变化。

2.7、负荷40MW时启动x-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）锅炉副盘人员提前开启减温水，防止管壁超温。

2.8、负荷120MW，并另一台汽泵，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）

2.9、启动x-3制粉，逐步升负荷至200MW，逐步退出小油枪。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）

2.10、启动x-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）

2.11、全面检查机组运行正常，做好记录。（机组主值）