华光集控运行人员预控参考手册(定稿版).docx

集控运行人员安全
预控参考手册

华光项目部

2010年4月目 录
1、锅炉灭火处理……………………………………………………………………………03
2、厂用电中断………………………………………………………………………………05
3、变频凝结泵切换步骤……………………………………………………………………05
4、DCS装置失电……………………………………………………………………………08
5、主设备紧停规定…………………………………………………………………………09
6、紧停操作…………………………………………………………………………………12
7、#4捞渣机启动步骤及有关说明…………………………………………………12
8、停机后注意事项…………………………………………………………………………14
9、发电机停运后应投运压板………………………………………………………………15
10、单台空预停运操作票……………………………………………………………………16
11、空预恢复运行操作票……………………………………………………………………17
12、对特殊系统方式或设备的安全提醒……………………………………………………15
13、#3或#4机组掉闸时公用系统检查内容………………………………………………16
14、特殊环境下注意事项……………………………………………………………………17
15、机组检修调试期间安全强调事项………………………………………………………18
16、各种季节下的注意事项…………………………………………………………………19
17、UPS切换操作步骤………………………………………………………………………22
18、二十五项反措摘要………………………………………………………………………23
19、汽轮机运行中的主要参数………………………………………………………………26
20、发电机正常运行中的主要参数…………………………………………………………28
21、锅炉运行中的主要参数…………………………………………………………………29
22、锅炉联锁与保护…………………………………………………………… 31
23、汽机联锁与保护…………………………………………………………………………33
24、安全阀校验定值表………………………………………………………………………34
25、水冷壁、省煤器、过热器、再热器水容积……………………………………………34
26、水蒸汽压力与饱和温度对照表…………………………………………………………35

1.锅炉灭火处理
1.1灭火后恢复
1.1.1确认灭火或手动MFT，快速手动降负荷至10MW，注意超压，检查旁路状态；
1.1.2专人负责汽包水位调整（防炉水泵低水位掉闸，给水泵水位高掉泵）；
1.1.3切换厂用电（注意10KV母线电压）；
1.1.4确认MFT联动项目：磨煤机、给煤机、一次风机、密封风机、供、回油快关阀、油阀、吹灰器、过热器和再热器减温水；
1.1.5检查灭火原因和设备状况、保护动作情况,停空冷风机，监视汽温变化速度；
1.1.6.1吹扫结束：开供、回油快关阀、投油枪（油压、流量）；
1.1.6.2投空预器连续吹灰（辅汽）；启动一次风机（磨煤机冷热风、出口关断门、磨煤机通道对称）；
1.1.6.3启动密封风机（磨煤机密封风调整门）；启动B（Ａ、C、D）磨煤机、给煤机（汽包水位、汽温、汽压、风门风量调整开5%疏水）；
1.1.6.4待炉侧温度回升，高于机侧汽温时，关5%疏水，投过、再热器减温水）；
1.1.6.5给水流量＞300t/h时投给水自动；高、中压缸疏水、TSI检查、除氧器加热、除氧器、热井水位、低压缸排汽温度、高排温度高开高排通风阀、轴封温度、压力、省煤器再循环阀（30/100t/h）；
1.1.6.6开调门时注意实际开度执行情况或阀限控制；启空冷风机；
1.1.6.7 200MW：切厂用电、并泵；
1.1.6.8 300MW：给水大小阀切换（汽温）；
350MW：单/顺阀切换； 全面检查;
1.1.6.9低汽温：>60MW,MFT且主汽温度<430℃;
1.1.6.10压比:>60MW,调节级/高排压力<1.7,延时60s。
1.2灭火后停机
1.2.1准备：查厂用电已切至启备变，投启停机、误上电、断口闪络保护，合主变中性点地刀、切保护，就地调节润滑油、密封油、氢气温度；
1.2.2降有功至0，无功近于0；
1.2.3启动交流润滑油泵，（注意油压变化）；
1.2.4汽机打闸，联掉发电机；
1.2.5检查转速下降，TV、GV、RV、IV关闭，监视TSI项目；
1.2.6检查发变组主开关、灭磁开关掉闸；
1.2.6检查高、低旁开启情况，手动关闭；
1.2.7检查高排逆止门、抽汽电动门、逆止门关闭，高排通风阀开启；
检查高、中压缸疏水开启（疏扩、低压缸温度）；
1.2.8 转速2600r/m：低压缸、水幕喷水关闭，
1.2.9 转速1100r/m：顶轴油泵联启（14—16Mpa）；
1.2.10转速250r/m：开真空破坏门，关闭各有压疏水；
1.2.11转速200r/m：喷油电磁阀开；
1.2.12转速0r/min：手动啮合，启动盘车（电流、偏心、声音）；
1.2.13真空至0：停止轴封供汽，轴加风机，关闭轴封减温水；
1.2.14锅炉5min吹扫结束，停止引、送风机，关闭各烟风挡板，维持汽包水位正常，打开省煤器再循环；
1.2.15断开发变组出口刀闸，退保护，10KV工作电源开关至试验位，停主变、高厂变、高公变冷却器，主变红外测温停电，查微正压正常。
2.厂用电中断
2.1表象：10KV、400V厂用母线电压降为0，事故照明切换； 发“EH油压低、凝结水压力低、给水压力低、一次风压力低、总风量低”等信号；汽轮机跳闸，发变组解列，锅炉MFT动作；
2.2检查：转速下降，直流润滑油泵联启（油压、油温），空侧直流密封油泵联启（油氢差压）；否则手动启动；
2.3检查柴油发电机联启正常，否则手动启动（电压、频率、电流）；
2.4关闭有压疏水，抽汽电动门、逆止门；
2.5启动空气预热器辅助电机（电流、扇形板）；
2.6启动炉水泵停机冷却水泵（闭式水箱水位）；
2.7复位掉闸设备、发电机出口、灭磁开关、10KV工作电源开关至跳闸后位（或试验位）；
2.8检查110V直流、220V直流、UPS运行正常；
2.9启辅机油站：给水泵、引、送、一次风机、磨煤机、空预器；
2.10启动交流润滑油泵、空侧交流密封油泵，停直流泵，投联锁；
2.11依次恢复：220KV系统、启备变充电、10KV母线充电、400V母线、照明和锅炉变，保安PC、保安MCC、直流和充电电源，，停柴油发电机，投综合、公用变；
2.12 转速1100r/m：启动顶轴油泵； 0r/m：启动盘车；
2.13启动：凝补水泵、辅机冷却水泵、闭式水泵、凝输泵、凝结水泵（密封水）、给水泵、炉水泵冷却水泵、炉水泵；
2.14检查：交流润滑油泵、空氢侧密封油泵、空预器、辅机油站；
2.15查：缸体疏水、汽包、除氧器、热井、闭式水箱水位、轴封减温水、过、再热器减温水、缸温、轴承温度；炉通风和燃油、空予吹灰。
3 #（ ）机凝泵由（ ）变频运行切换为（ ）变频运行
3.1汇报值长，准备切换凝泵，联系化学退出凝结水精处理；
3.2就地检查（ ）凝泵工频备用良好，出口门开启，具备启动条件；
3.3化学退出凝结水精处理后，汇报值长开始切换凝泵，整个切换过程中凝结水母管压力变化时注意其所带冷却水用户的温度变化正常；
3.4将除氧器上水调整门和凝泵变频器退出自动；
3.5（除氧器上水旁路门开启时）关闭除氧器上水旁路门，同时手动提高凝泵变频器转速以调整除氧器水位正常；
3.6逐渐提高凝泵变频器转速至50HZ，并关小除氧器上水调门，调整除氧器水位正常，凝结水母管压力升高时开启凝结水再循环调整门，保证凝结水母管压力≯4MPA；
3.7临时退出相关机组AVC，将10KV母线电压提高至10.4KV；
3.8合上（ ）凝泵工频开关，启动（ ）凝泵，检查电流正常；
3.9全开凝结水再循环调整门，并手动调整除氧器上水调整门调整除氧器水位正常；
3.10就地检查（ ）凝泵运行正常，调整其密封水压力正常，0.4～1.8MPA；
3.11迅速降低（ ）凝泵变频转速至30HZ,拉掉凝泵变频器，停止（ ）凝泵，检查（ ）凝泵旁通开关（ ）掉闸正常，（ ）凝泵出口门关闭正常；
3.12根据凝结水母管压力关小凝结水再循环调整门，并调整除氧器水位正常；
3.13调整（ ）凝泵密封水压力正常，0.15MPA以上，恢复10KV母线电压，投AVC；
3.14投入除氧器水位自动；
3.15将#( )机（ ）凝泵旁通开关（ ）停电至试验位
3.16核对设备双重名称正确
3.17检查（ ）凝泵旁通开关（ ）负荷确已停止运行，绿灯亮
3.18检查（ ）凝泵旁通开关（ ）三相确在断开位置
3.19检查（ ）凝泵旁通开关（ ）三相带电指示灯灭
3.20将 （ ）凝泵旁通开关（ ）由“远方”位置切为“就地”
3.21将（ ）凝泵旁通开关（ ） 开关逆时针摇至“试验”位置
3.22将#( )机（ ）凝泵工频开关（ ）送电
3.23核对双重设备名称正确
3.24检查（ ）凝泵工频开关远方/就地控制在“就地”位
3.25检查（ ）凝泵工频开关三相确在断开位置
3.26检查（ ）凝泵工频开关接地刀闸三相确已断开
3.27合上（ ）凝泵工频开关操作电源小开关
3.28检查 （ ）凝泵工频开关综合保护装置显示正常
3.29将（ ）凝泵工频开关顺时针摇入工作位置
3.30合上（ ）凝泵工频开关储能电源小开关
3.31检查（ ）凝泵工频开关储能良好，储能指示灯亮
3.32将 （ ）凝泵工频开关由“就地”切至“远方”位置
3.33开启（ ）凝泵出口门，检查泵不倒转，投入（ ）凝泵联锁，将其列入备用；
3.34 1小时后汇报值长，准备第二次切换，退出相关机组AVC，将10KV母线电压提高至10.4KV；
3.35解除除氧器水位自动；
3.36合上（ ）凝泵工频开关，启动（ ）凝泵，检查其电流正常；
3.37全开凝结水再循环，手动调整除氧器水位正常；
3.38检查（ ）凝泵运行正常，调整其密封水压力正常，0.4～1.8MPA；
3.39拉掉（ ）凝泵工频开关，停止（ ）凝泵，恢复10KV母线电压，投AVC；
3.40关小凝结水再循环，并手动调整除氧器水位正常；
3.41调整（ ）凝泵密封水压力正常，0.15MPA以上；
3.42开启（ ）凝泵出口门，检查泵不倒转，投入（ ）凝泵联锁，将其列入备用；
3.43投入除氧器水位自动；
3.44准备将（ ）凝泵工频开关停电至试验位、旁通开关（ ）送电至工作位的操作票；
3.45 1小时后汇报值长，准备第三次切换，将（ ）凝泵退出备用；
3.46将#（ ）机（ ）凝泵工频开关（ ）停电至试验位
3.47核对设备双重名称正确
3.48检查（ ）凝泵工频开关（ ）负荷确已停止运行，绿灯亮
3.49检查 （ ）凝泵工频开关（ ）三相确在断开位置
3.50检查 （ ）凝泵工频开关（ ）三相带电指示等灭
3.51将 （ ）凝泵工频开关（ ）由“远方”位置切为“就地”
3.52将 （ ）凝泵工频开关（ ）逆时针摇至“试验”位置
3.53将#（ ）机（ ）凝泵旁通开关（ ）送电
3.54核对双重设备名称正确
3.55检查（ ）凝泵旁通开关（ ）远方/就地控制在“就地”位
3.56检查（ ）凝泵旁通开关（ ）三相确在断开位置
3.57检查（ ）凝泵旁通开关（ ）接地刀闸三相确已断开
3.58合上（ ）凝泵旁通开关（ ）操作电源小开关
3.59检查 （ ）凝泵旁通开关（ ）综合保护装置显示正常
3.60将（ ）凝泵旁通开关（ ）顺时针摇入工作位置
3.61合上（ ）凝泵旁通开关（ ）储能电源小开关
3.62检查 （ ）凝泵旁通开关（ ）储能良好，储能指示灯亮
3.63将 （ ）凝泵旁通开关（ ）由“就地”切至“远方”位置
3.64 关闭（ ）凝泵出口门；
3.65临时退出相关机组AVC，将10KV母线电压提高至10.4KV；
3.66退出除氧器水位自动；
3.67合上（ ）凝泵旁通开关（ ），检查其高压侧开关准备好后合上变频器，检查电流正常；
3.68检查（ ）凝泵变频器转速升至30HZ，其出口门开启正常；
3.69迅速提高凝泵变频器转速至50HZ；
3.70全开凝结水再循环，并手动调整除氧器水位正常；
3.71检查（ ）凝泵运行正常后，拉掉（ ）凝泵工频开关，停止（ ）凝泵，检查其出口门关闭正常；
3.72检查调整（ ）凝泵密封水压力正常，0.4～1.8MPA；
3.73关小凝结水再循环，并手动调整除氧器水位正常；
3.74缓慢降低凝泵变频器转速，全关凝结水再循环，同时调整除氧器水位正常；
3.75检查调整（ ）凝泵密封水压力正常，0.15MPA以上；
3.76开启（ ）凝泵出口门，检查泵不倒转，投入（ ）凝泵联锁，将其列入备用；
3.77继续缓慢降低凝泵变频器转速，同时开大除氧器上水调整门调整除氧器水位正常，直至凝结水母管压力降低至1.4MPA或除氧器上水调整门全开；
3.78根据要求开启除氧器上水旁路门25%，注意凝结水母管压力≮1.3MPA，注意手动调整凝泵变频器转速调整除氧器水位正常；
3.79上述操作调整过程中注意凝结水母管压力，同时调整保证（ ）凝泵密封水压力正常，0.4MPA以上；
3.80将凝泵变频器投入除氧器水位自动，将除氧器上水调整门投入凝结水母管压力自动，检查其动作正常；
3.81操作完毕，汇报值长，联系化学投入凝结水精处理。
4.DCS装置失电处理
4.1.1机长
4.1.1.1硬手操迅速启动交流润滑油泵;
4.1.1.2就地监视转速，并视情况立即手动打闸，手动MFT，就地检查给煤机、供回油快关阀、油枪、磨煤机、一次风机、密封风机是否切除，否则立即就地停止；
就地检查主机交流润滑油泵、密封油泵运转是否正常、控制油温；
4.1.1.3视情况投顶轴油泵；
4.1.1.4危险点：厂用电、保安电源、汽包水位、除氧器水位、热井水位、润滑油泵、油温、顶轴油泵、空预、炉水泵停机冷却水泵、公用系统；
4.1.2副机长1
转速、机疏水、机本体、除氧器水位、热井水位、闭式水箱水位、通知化学检查精处理、综合泵房；
4.1.3副机长2
汽包水位、捅一台给水泵、启动辅助油泵（恢复电源联系就地复位勺管）、关闭电泵至过、再热器减温水总门，炉水泵停运开启9、9a、21、检查空预；
4.1.4副机长3
查保安电源、如保安失电启动柴油发电机、保证照明良好、公用系统电源；
4.1.5 DCS电源恢复后：确保盘上三人分别负责机、电、炉；
4.2炉侧
4.2.1监视汽包水位，视情况采取再拉给水泵，开大连排，保证汽包不满水；
4.2.2监视炉膛负压，调整引送风机出力；
4.2.3手动关闭减温水电动门；
4.2.4失电后摆角到0%，应手动恢复水平；检查空预器运行正常；
4.2.5确认燃料已全部切除，燃油进、回油快关阀关闭；
4.3机侧
4.3.1主机润滑油冷却水自动关闭，应立即手动调整油温到正常值；
4.3.2空、氢侧油温也会自动关闭，手动调整油温到正常值；
4.3.3视转速及时投盘车；
4.3.4确保汽机疏水已全部开启，监视TSI、缸温；
5.3.5空冷风机及时停运（冬季）；
4.3.6监视润滑油压、密封油压、油氢差压；
4.3.7及时调整凝补水箱、热井、除氧器水位，恢复电泵运行；
4.3.8恢复凝泵变频器空调，注意检查开式水、闭式水、凝结水正常；
4.4电气
4.4.1查厂用电是否切换正常，恢复公用段掉闸设备，优先恢复照明和保安电源；
4.4.2确保保安段供电正常、查柴油发电机、直流、UPS运行正常；
4.4.3恢复输煤、化学、脱硫、除灰相关需要启动的设备；
4.4.4邻机注意检查公用系统是否正常；设备需停运派人就地执行。
5.主设备紧停规定
5.1锅炉遇到下列情况之一者，应立即手动MFT，停止锅炉运行
5.1.1达到MFT动作条件之一，而MFT拒动时；
5.1.2给水、蒸汽管道破裂，无法解列切除，不能维持正常运行或威胁人身设备安全；
5.1.3水冷壁、过热器、再热器、省煤器严重泄漏或爆破，不能维持主参数（水位、汽温、汽压、炉膛压力）正常运行时；
5.1.4汽包所有水位计损坏时；
5.1.5锅炉尾部烟道发生再燃烧，经处理无效，使空预后排烟温度不正常升高到250℃，有烧坏预热器危险时；
5.1.6再热蒸汽中断时；
5.1.7炉膛内部或烟道内发生爆炸时；
5.1.8锅炉压力超过安全门（含PCV阀）动作压力而安全门拒动同时手动PCV阀又无法打开时；
5.1.9安全门动作经处理仍不回座，汽温、汽压下降到汽机运行不允许时；
5.1.10单台空气预热器故障，盘车无效，出口烟气温度超过250℃时；
5.1.11热控仪表电源中断，无法监视、调整主要参数时；
5.1.12锅炉范围内发生火灾，直接威胁锅炉的安全运行时。
5.2锅炉遇到下列情况之一时，应申请停止锅炉运行
5.2.1炉内承压受热面泄漏，运行中无法消除；
5.2.2高压汽水管道、法兰、阀门泄漏无法隔离时；
5.2.3单台空气预热器故障，短时间内无法恢复时；
5.2.4两台除尘器停运短时间内无法恢复时；
5.2.5锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重恶化，经调整无法恢复时；
5.2.6锅炉严重结焦，经多方面处理难以维持正常运行时；
5.2.7烟道积灰、炉膛及预热器漏风，电除尘及引风机积灰等，经采取措施无法维持炉膛负压时；
5.2.8锅炉蒸汽温度或受热面壁温严重超温，经调整无法恢复正常时；
5.2.9锅炉吹灰系统故障，短时无法恢复正常，影响锅炉正常运行时；
5.2.10安全门起跳后不回座，经降负荷，降压力调整等仍不能回座时；
5.2.11锅炉汽包就地水位计全部失灵，短时无法恢复时；
5.2.12过、再热器减温调节装置严重失灵，运行中无法恢复，汽温难以控制时。
5.3汽轮机遇有下列情况之一时，应破坏真空紧急停机
5.3.1汽轮机转速上升到3330r/min保护未动作时；
5.3.2汽轮机突然发生强烈振动或任一轴振达0.254mm，且任一相邻轴振＞0.125mm；
5.3.3汽轮机内部有明显的金属撞击声或摩擦声；
5.3.4汽轮机轴向位移超过±1.0mm，保护未动；
5.3.5高压缸胀差大于10.2mm或小于-4.8mm，低压缸胀差大于23.3或小于 -2.2mm；
5.3.6润滑油供油中断或油压下降至0.066MPa，备用泵启动仍无效；
5.3.7汽机轴承金属温度达113℃，发电机达107℃，推力任一达107℃回油达82℃；
5.3.8汽轮机发生水冲击，或10分钟内主、再热汽温急剧下降50℃；
5.3.9汽轮机轴封严重摩擦或冒火花；
5.3.10.润滑油箱油位下降至-420mm，补油无效；
5.3.11汽轮发电机组发生冒烟、着火或氢系统发生爆炸；
5.3.12汽轮机油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁机组安全。
5.4机组遇有下列情况之一，应不破坏真空紧急停机
5.4.1机组达到自动跳闸条件而保护拒动时；
5.4.2. 主汽压力异常升高至21.7MPa；
5.4.3主汽温度异常升高超过567℃或降低至450℃；
5.4.4高中压缸上下温差达56℃；
5.4.5运行中高压缸排汽温度升高至427℃延时60s或排汽压力升高至4.43MPa；
5.4.6汽机启动过程中，（在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm）过临界时，轴承振动超0.1mm或相对轴振动超0.254mm，正常运行中轴振动突增0.05mm；
5.4.7汽轮机重要监视表计，显示不正确或失效时且无任何有效监视手段时；
5.4.8所有LCD画面失去或死机，机组失去调节和监视手段时；
5.4.9厂用电全部失去；
5.4.10主、再热蒸汽管道，给水管道以及其它主要管道破裂，威胁机组安全时。
5.5汽机遇到下列情况之一时，应申请停机
5.5.1汽温、汽压变动超过规定值，而在短时间内无法恢复正常时；
5.5.2汽管或其他管道破裂无法继续运行时；
5.5.3 EH控制系统和配汽机构故障时；
5.5.4重要辅机故障无法再维持主机正常运行时；
5.5.5高中压主汽门或调速汽门卡涩无法恢复时；
5.5.6.因润滑油、抗燃油系统故障，无法保持必须的油压与油位时。
5.6发电机遇到下列情况之一者，应紧急停运
5.6.1发生直接威胁人身安全的危急情况；
5.6.2发电机冒烟、着火、爆炸；
5.6.3发电机内有摩擦、撞击声，振动突然增加50μm或超过100μm；
5.6.4发电机电流互感器或电压互感器冒烟、着火；
5.6.5发电机内部故障，保护或开关拒动；
5.6.6发电机主开关外发生长时间短路，且发电机定子电流指向最大，电压骤降，后备保护拒动；
5.6.7发电机无保护运行（瞬时选接地点或保险熔断、接触不良等能立即恢复正常者除外）；
5.6.8发电机大量漏水、漏油，并伴随有定子接地或转子一点接地现象；
5.6.9发电机失磁保护拒动；
5.6.10发电机定子冷却水断水，且断水保护拒动；
5.6.11发电机失磁，失磁保护拒动；
5.6.12发电机励磁系统发生两点接地，保护拒动。
5.7发电机遇到下列情况之一时，应申请解列发电机
5.7.1由于某种原因造成发电机无主保护运行（因工作需要短时停一套保护并很快能恢复，且有具体安全措施者除外）；
5.7.2发电机转子匝间短路严重，转子电流达到额定值时，功率因数仍为0.95以上；
5.7.3发电机定子线圈出水温度经采取降负荷等措施后仍超过80℃；
5.7.4发电机冷氢温度超过50℃，热氢温度超过80℃，经采取措施无效；
5.7.5发电机定子线圈温度超过90℃或铁芯温度超过120℃，经采取措施无效；
5.5.6发电机定子线棒出水温差大于10℃或线棒层间温差大于12 ℃，采取措施无效；；
5.7.7发电机氢气纯度迅速下降，并低于90％；
5.7.8发电机漏氢，氢压无法维持时；
5.7.9发电机密封油压不断下降，无法维持运行时。
5.8变压器遇有下列情况之一时，应紧急停运
5.8.1发生直接威胁人身安全的危急情况；
5.8.2主变（启备变、高厂变、高公变）套管爆炸和破裂，大量漏油，油面突然下降；
5.8.3主变（启备变、高厂变、高公变）套管端头熔断；
5.8.4主变（高厂变、启备变、高公变）油箱破裂；
5.8.5主变（高厂变、启备变、高公变）漏油，油面下降到瓦斯继电器以下；
5.8.6主变（高厂变、启备变、高公变）压力释放装置动作，且向外喷油；
5.8.7变压器有异音，且有不均匀爆炸声；
5.8.8变压器无保护运行（直流瞬时选接地点或保险熔断、接触不良等能立即恢复正常者除外）；
5.8.9主变（高厂变、启备变、高公变）轻瓦斯动作，放气检查为可燃或黄色气体；
5.8.10主变（\\）冒烟着火；
5.8.11主变（\\）故障，保护拒动；
5.8.12励磁变发生冒烟、着火或局部放电响声严重等故障。
6.紧停操作
6.1破坏真空紧急停机操作
6.1.1手动按下“紧急停机”按钮或就地手拉汽机跳闸手柄，确认发电机解列，锅炉MFT动作；
6.1.2检查TV、GV、RV、IV、各段抽汽电动门和抽汽逆止门、高排逆止门均关闭，高排通风阀开启，机组负荷到零，转速下降；
6.1.3查交流润滑油泵联启，否则立即启动，查其运行正常；
6.1.4停运真空泵、开真空破坏门，关闭至疏扩的所有疏水；
6.1.5高、低旁联开后立即手动关闭；
6.1.6停止一台电动给水泵，手动调整汽包水位；
6.1.7.检查机组情况，倾听汽轮机转动部分声音，当内部有明显的金属撞击声或转子惰走时间明显缩短时，严禁立即再次启动机组；
6.1.8真空到零，停轴封供汽；
6.1.9转速到零，检查盘车自动投入正常，若自投不成功，应手动投入，记录转子惰走时间、偏心度、盘车电机电流、缸温等；10.停机过程中应注意机组的振动、轴向位移、差胀、润滑油压、油温、密封油氢差压正常；11.其它操作与正常停机相同，完成规程规定的其它操作；
6.1.10如遇水冲击或主汽温度异常降低紧急停机，应及时检查汽轮机本体及各段抽汽管道疏水门开启，否则应强制开启。
6.2不破坏真空紧急停机操作
6.2.1手动按下“紧急停机”按钮或就地手拉汽轮机跳闸手柄，确认发电机解列，检查TV、GV、RV、IV、各段抽汽电动门和抽汽逆止门、高排逆止门均关闭，高排通风阀开启，机组负荷到零，转速下降；
6.2.2启动交流润滑油泵运行；
6.2.3检查高、低压旁路和主汽管道疏水门自动开启，注意主汽压力，及时关闭高、低压旁路；
6.2.4保留一台电动给水泵，调整汽包水位；
6.2.5检查辅汽供轴封调节门开启，控制轴封汽压力不大于0.03MPa；
6.2.6转速至零，投入盘车运行，记录转子惰走时间、偏心度、盘车电流、缸温等； 7. 完成运行规程规定的其它停机操作。
6.3紧急停炉的操作:
6.3.1双手同时按下手动MFT按扭，检查运行的一次风机、磨煤机、给煤机跳闸，供回油快关阀、油枪油阀关闭、所有主、再蒸热汽减温水电动门关闭，吹灰器停止，电除尘器跳闸；
6.3.2检查MFT动作后自动装置动作良好，否则手动操作；
6.3.3保持炉膛负压，炉膛吹扫5～10分钟后，根据实际情况停止引、送风机；
6.3.4注意保持水位，停止吹灰和排污；
6.3.5如因炉膛爆管而停炉，可保留一台引风机运行，待炉内蒸汽基本消失后，停止引风机；
6.3.6 若因省煤器爆管而停炉，严禁打开省煤器再循环门；
6.3.7如因锅炉尾部烟道再燃烧而停炉，则锅炉灭火后严禁通风；
6.3.8完成运行规程规定的其它停炉操作。
7.#4炉捞渣机动操作及各开关名称
7.1捞渣机启停步骤
7.1.1在捞渣机就地控制柜最下面端子排上U1、V1、W1、接线处测量捞渣机电机1绝缘合格，在接线U2、V2、W2处测量捞渣机电机2绝缘合格
7.1.2在炉0米MCC B段将捞渣机电源开关送电
7.1.3在捞渣机就地控制柜内及外柜门选择捞渣机运行方式（工频/变频）
7.1.4在捞渣机就地控制柜门上选择捞渣机启动方式（就地/远方）
7.1.5根据运行情况在捞渣机就地控制柜门上将捞渣机补水电磁阀打到“手动/自动”
7.1.6合上捞渣机控制电源开关QF2
7.1.7合上捞渣机就地控制柜内总电源开关QF
7.1.8合上捞渣机就地控制柜内电机电源开关QF1
7.1.9变频器上显示“是否使用启动向导”，按“退出”
7.1.10合上捞渣机就地控制柜内电机强制冷却风扇电源开关QF3、QF4
7.1.11合上捞渣机就地控制柜内液压涨紧装置电源开关QF6
7.1.12根据运行情况合上捞渣机控制内补水电磁阀电源开关QF5
7.1.13在捞渣机就地控制柜门上复位捞渣机报警，查捞渣机故障指示灯灭
7.1.14根据运行需要切换“就地/远方”开关，在捞渣机就地控制柜门上或远方启动捞渣机，查捞渣机运行指示灯亮，（捞渣机变频运行时以最低启动频率20%（290r/min）启动/工频启动时捞渣机以最高转速启动（1450 r/min））
7.1.15就地检查捞渣机运行正常
7.2捞渣机就地控制柜内开关名称
1）QF2单刀双掷 变/工频切换开关
2）QF3、QF4电机强冷风扇（带热保护）
3）QF总电源
4）QF1总电源
5）QF5补水电磁阀
6）QF6液压张紧装置
7）QF7控制电源
8）FR1、 FR2 主电机接触器（带故障复位）
9）KM1 变频上口接触器KM2 变频下口接触器；KM3 工频开关下口接触器
10）KM4 KM5两风扇接触器
7.3捞渣机启动及运行注意
7.3.1电机额定电流34A，空载电流11—12A左右
7.3.2变频最低转速20%（ 10 HZ——290eR/MIN 50HZ——1450R/MIN）
7.3.3正常变频运行，故障情况下工频运行
7.3.4如切换工/变频运行，需将柜内外切换开关打到一致
7.3.5.捞渣机故障：1）变频器故障；2）两个主电机故障；3）两个冷却风扇故障
7.3.6捞渣机故障、断链报警都直接跳捞渣机
7.3.7变频器故障通知热控处理
7.3.8 1）送电后变频器显示“是否使用启动向导”； 2）退出；3）变频面板显示
转速指令、转速、电流、转矩
7.3.9水位低时，补水阀在自动位，自动补水
7.3.10出渣量设计量 70T/H （我公司煤质特差时最大约400T煤，灰占160T/H，渣占40T/H）
7.3.11.1测电机绝缘：在最下端子排处
电机1 u1 v1 w1 （PE 接地）
电机2 u2 v2 w2 （PE接地）
7.3.11.2也可在电机接线盒处侧
7.3.12就地盘旋转按钮与字的位置一致
8停机后的注意事项
8.1炉侧：
8.1.1密切监视汽包水位变化；
8.1.2监视火检冷却风机运行；
8.1.3监视空预运行正常，空预前后，左右烟温差正常；
8.1.4省煤器再循环电动门已打开；
8.1.5炉停运4小时后开启所有风烟挡板及引、送风机挡板进行自然通风冷却（根据具体情况临时调整）；
8.1.6参数达要求后注意对炉水泵注水及停炉水泵；
8.1.7关闭炉前燃油系统供回油门，防止燃油漏入炉膛；
8.1.8冬季炉水温度降至60℃以下时开启炉水泵电机腔室放水门放水；
8.1.9锅炉放水结束后及时关闭放水门和排空门（化学加药后根据化学要求关闭）；
8.1.10冬季停炉后做好防冻措施。
8.2机侧
8.2.1密切监视汽轮机上下缸温差变化趋势（内缸，外缸）；
8.2.2真空破坏后，管道，缸体疏水手动门关严（派人下去检查确认）；
8.2.3密切监视热井，除氧器水位（防止水位上升，进入缸体）；
8.2.4确认高排逆止阀关闭；
8.2.5密切监视低压缸排汽温度；
8.2.6密切监视盘车电流，挠度，顶轴油压变化；
8.2.7主机润滑油，密封油油温监视变化；
8.2.8注意监视主冷油箱、氢侧密封油箱油位变化；
8.2.9冬季停机后注意空冷系统防冻(检查关闭至排汽装置的所有疏放水门)；
8.2.10进行气体置换时注意检查汽机房6.9米检漏计液位,防止发电机进油；
8.3电气
8.3.1 10KV段工作电源开关停电至“试验”位；
8.3.2发电机失灵保护退出；
8.3.3发电机断口闪络，启停机，误上电保护投入；
8.3.4氢冷却器冷却水断开；
8.3.5发电机出口刀闸断开，断开开关及刀闸操作电源；
8.3.6发电机转子测绝缘；
8.3.7定冷水反冲洗；
8.3.8母线停电时注意检查所带负荷能否停运；
8.3.9主变冷却器风扇停电。
8.4外围
8.4.1监视机组排水槽水位。
8.4.2监视机力通风塔水位。
8.4.3及时解电除尘，振打不能立即停运,通知脱硫。
8.4.4通知输煤做好防止给停运机组上煤的措施。
8.5注意事项
8.5.1公用系统隔离、停电、加锁；
8.5.2就地检查已开工的措施是否执行完善；
8.5.3外围公用系统工作票值长要做好记录.,注意时间把关；
8.5.4停机后机侧、炉侧放水时，要控制放水速度，防止管道振动，容器内水排放不及而满水；
8.5.5电气操作必须严格执行操作监护制度，严禁无票操作。
9.发电机停运后应投运压板
9.1 #3机组停机后，应退出发变组保护全部出口压板及下表出口压板，机组启动时按规定将压板投入。
序号
A屏保护压板
B屏保护压板
C屏保护压板
1
关主汽门出口压板Ⅰ
关主汽门出口压板Ⅰ
关主汽门出口压板Ⅰ
2
关主汽门出口压板Ⅱ
关主汽门出口压板Ⅱ
关主汽门出口压板Ⅱ
3
启动失灵保护压板
启动失灵保护压板
发电机断水出口压板
4
非全相启动失灵
915 启动失灵

5
915 启动失灵
915解除电压闭锁

6
915解除电压闭锁
跳母联Ⅰ开关

7
跳母联Ⅰ开关
跳母联Ⅱ开关

8
跳母联Ⅱ开关

9.2 #4.机组停机后，应退出发变组保护全部出口压板；机组启动时按规定将压板投入，停机后退出下表发变组保护全部出口压板：
序号
A屏保护压板
B屏保护压板
C屏保护压板
1
关主汽门出口压板Ⅰ
关主汽门出口压板Ⅰ
关主汽门出口压板Ⅰ
2
关主汽门出口压板Ⅱ
关主汽门出口压板Ⅱ
关主汽门出口压板Ⅱ
3
启动失灵保护压板
启动失灵保护压板
发电机断水t2出口压板
9.3注意事项
9.3.1保护装置在做传动试验时应退出保护柜内启动失灵压板，试验完毕正常后恢复原状；
9.3.2 发变组虽然停止运行，但220（500）KV系统仍在运行中，在发变组保护回路上进行工作时，必须断开相应保护压板，做好相应安全技术措施；
9.3.3 当停运励磁系统直流电源或断开Q15和Q25开关时，应及时退出发变组保护A屏、B屏的励磁系统故障联跳发电机功能压板;
9.3.4 #3主变中性点接地刀闸开断，切换主变间隙、零序过流保护；
9.3.5 发变组解列前投入：启停机、误上电、断口闪络保护；并网后退出;
9.3.6主变充电前将主变红外测温装置停电，并网后投运;
9.3.7 #3发电机转子接地保护使用B屏，同时合上电容柜内B刀闸；
9.3.8 #4发电机转子接地A柜保护对应南瑞保护装置，工作电源KK5，装置电源KK4，正常投入，功能压板57LP正常投入，出口压板9LP随保护投退，电容柜刀闸A对应A套，随保护投退；B柜保护对应南自保护装置，装置电源KK6正常投入，出口压板9LP随保护投退，电容桂刀闸B对应B套，随保护投退；两套保护只能投入一套运行。
10.单台空预停运操作票
10.1降负荷至300MW以下，稳定燃烧，必要时投油；
10.2对空预吹灰一次；
10.3开启送风机出口联络挡板，就地检查正常；
10.4开启一次风机出口联络挡板，就地检查正常；
10.5点动关闭空预入口烟气挡板#1、#2，检查关闭到位；
10.6检查两侧烟温偏差不大，一、二次风温正常下降；
10.7将空预出口热一次风挡板点动关闭，检查关闭到位；
10.8检查两台一次风机运行正常，电流、一次风压正常，未发生喘振；
10.9 将空预入口烟气挡板#3点动关闭，检查关闭到位；
10.10检查对侧空预出口烟气温度升高不超过160℃