冬季停机步骤及注意事项

1、冬季停机步骤及注意事项 停机前准备1 公用系统操作2 从600MW按正常减负荷到300MW进行的操作3 保持机组300MW负荷不变，进行的操作4 从300MW减负荷到60MW进行的操作5 停机后的检查操作项目6 防寒防冻注意事项7 1、应对机组及各辅助设备进行一次全面检查，对运行中不能消除的缺陷进行汇 总以备在机组停止后及时消缺。机组大、小修或停炉时间超过7天，应将所有 原煤斗走空，需要清空的原煤斗提前计算好原煤斗内的存煤量。 2、对炉前燃油系统进行一次试投，确认系统良好备用。 3、在机组负荷450MW时对锅炉进行一次全面吹灰。 4、仔细检查四管泄漏装置的历史记录值，分析受热面是否存在微漏。

2、5、接到值长命令，选择停机方式、停机参数和需要采取的特殊措施，准备好停 机操作票并做好相应的准备工作。 6、停机前下列试验应合格：汽轮机交、直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车装置、 高压备用密封油泵联动和启动试验。 7、确认主机盘车控制在自动位置，试启盘车电机正常。 8、根据系统情况进行停机前的切换准备工作，并在合适参数进行辅助蒸汽的切 换或各个部分厂用电的切换，辅助蒸汽至除氧器和轴封管路提前暖管。将2号 机高温辅汽联箱倒由1号机高温辅汽联箱供汽。 9、减负荷停机过程中，严格遵照机组停机方式要求进行操作。 第一节第一节 停机前准备停机前准备 10、除氧器连续排气倒至大气。 11、检查高、低压旁路系统

3、，备用良好（通知检修将高旁及高旁减温水解除 闭锁）。 12、全面记录一次蒸汽及金属温度，在减负荷过程中应每隔一小时记录一次。 13、将发电机共箱封闭母线微正压装置、电加热装置手动投入运行。 14、将发电机氢气循环风机投入运行。 15、7、将除氧器加热倒由2号机高温辅汽供汽。 16、试启柴发，确认工作正常后停止。 17、提高锅炉省煤器入口给水PH值至9.9。 1、将主厂房采暖回收水箱回收切至1号机排汽装置，关闭至2号机排汽装置手动 门。 2、关闭2号机至供热首站抽汽LEV阀、抽汽电动门及逆止阀，全开中压排汽连 通阀EGV1、EGV2，停止供热首站2号机1号EH油泵、循环泵及再生泵运行， 供热首站

4、由1号机组供汽。 第二节第二节 公用系统操作公用系统操作 1、当各台给煤机出力减至45t/h时，机组负荷由600MW减至500MW，然后再以 由上到下的原则逐台减少磨煤机给煤量，逐台停用磨煤机。 2、机组负荷400MW，2号机由顺序阀运行方式切换至单阀操作， 切换过程中， 对主机参数及就地检查正常。 3、当负荷降至450MW时，逐渐减少燃料量，视情况停止最上一层制粉系统运 行。 4、停炉前4个小时，根据锅炉防腐需要，将给水PH值调至9.6以上。 5、当机组负荷降至400MW左右且锅炉主控指令73%时，根据情况可以停止 一台电动给水泵运行。 6、退出空冷第1列运行，（通知检修人员）就地确认进汽隔

5、离阀及抽真空隔离 阀关闭严密。 7、负荷逐渐降至330MW时，停止上层第二套制粉系统，保留四套制粉系统运 行。 第三节第三节 从从600MW按正常减负荷到按正常减负荷到300MW进行下列操作进行下列操作 1、退出机组CCS协调控制方式运行。将锅炉主控切换至手动，汽 机主控在自动，将机组控制方式置汽机跟随（TF）模式。 2、将燃料主控自动切换到手动，通过燃料主控手动调整锅炉燃料 量。 3、主、再热蒸汽温度维持额定值，当一、二级减温水调节门全关 后，解除一、二级减温水自动，再热蒸汽事故减温水全关后解除 再热蒸汽温度自动。 4、检查炉膛、受热面、空预器吹灰结束。 5、减负荷过程中，根据轴封压力及时将

6、轴封汽源切由辅助蒸汽供 给，同时注意保持高、低加水位及除氧器压力、水位稳定。 6、退出锅炉脱硝系统运行，关闭脱硝系统供氨总门。 第四节第四节 保持机组保持机组300MW负荷不变进行下列操作负荷不变进行下列操作 1、当负荷减至270MW时，投入微油点火装置或大油枪进行助燃。 投油前，通知除灰、脱硫值班员停止电除尘器（可保留第四电场 运行）和脱硫系统运行，投油后投入空预器连续吹灰。 2、当负荷减至240MW时，停止上层制粉系统，保留3套制粉系统 运行。 3、负荷240MW时，高低压旁路系统暖管。 4、当机组负荷降至220MW时，确认主汽压力为10.0Mpa，主汽温 度525，再热汽温515。此时注

7、意由干态向湿态转化，缓慢 降低分离器出口温度，直至分离器出口温度降至对应压力下的饱 和温度（大约310左右），分离器、贮水箱逐渐产生水位，此 时要防止因转换过快引起汽温的大幅度的波动。 5、当机组负荷降至210MW时，注意贮水箱的水位，自动或手动启 动炉水循环泵；其出口电动门、再循环电动门应联锁开启，炉水 循环泵启动后，出口调节门手开5，随后逐渐缓慢开启，保持 省煤器入口流量33BMCR。在湿态运行期间，关闭循环泵 和溢流阀管的暖管阀门，关闭贮水罐至二级减温水门。 第五节第五节 从从300MW减负荷到减负荷到60MW进行下列操作进行下列操作 6、确认锅炉贮水箱溢流电动与手动隔离门开启，当贮水箱

8、水位高 于9700mm，检查贮水箱溢流调节阀自动开启，疏水回收至冷凝 水箱。 7、当机组负荷至200MW时，停止第二台电动给水泵运行。 8、在降负荷期间当主汽压力降至8.92MPa时，视具体情况决定是 否投入高、低压旁路，高旁投入后利用高旁减温水调门控制高旁 后温度260320之间，最低不得低于230，注意高压缸排汽 温度变化。利用低旁减压阀维持再热汽压力不0.8MPa，控制高 缸排汽温度不400，注意高中压缸温度下降相匹配。利用低压 旁路减温水调节阀控制减压阀后温度120。检查确认低旁三级 减温水门全开，注意再热汽温的控制。由旁路维持主汽压力，机 组转入定压运行。 9、当机组负荷至180MW

9、时，稳定负荷。进行厂用电切换；将10kV厂用电切换 至启备变供电。投入发变组误上电保护及启停机保护压板。 10、当负荷减至150MW时，停止上层制粉系统，保留2套制粉系统运行，如为 “正常模式”，需先增加投入大油枪的数量。 11、负荷降至120MW，待四段抽汽用户切换工作结束后，检查相关高压疏水开 启。 12、经电网调度批准，请示值长将发变组与系统解环运行。拉开5022开关， 500KV第二串解环操作完毕。 13、调整高低压旁路降机组负荷至100MW以下，请示调度同意机组准备停机， 做好解列发电机的检查准备工作，启动润滑油泵及高压备用密封油泵，检查油 压、油温正常。 14、负荷降至100MW，

10、将给水主路切至旁路进行调节。 15、负荷降至90MW，检查汽机低压缸喷水自动投入。 16、当负荷减至80MW时，保留A套制粉系统运行，如为“正常模式”，需先增 加投入大油枪的数量。 17、当SCR反应器入口烟气温度315，关闭脱硝反应器供氨各阀门，停止喷 氨 18、机组负荷降至60MW时，检查相关中压疏水开启。待最后一套 制粉系统无煤后，立即手动MFT，A制粉系统跳闸，油角阀均关闭， 锅炉熄火，就地检查关闭各油枪手动门，锅炉通风吹扫后停止引、 送风机运行，检查确认锅炉各人孔、看火孔及各烟、风挡板关闭。 保持除灰渣系统继续运行1小时无渣后停运。 19、将2号机组有功负荷、无功负荷减至零，机组打闸

11、，检查汽机 高、中主汽、调速汽门均已关闭，主机转速下降，发变组解列正常。 6.1汽机检查、操作项目汽机检查、操作项目 6.1.1、汽轮机打闸后检查汽轮机高、中压主汽门、调速汽门关闭，抽汽电动门、 逆止门、高压缸排汽逆止门关闭严密，高压缸进、排汽通风阀开启。 6.1.2、检查空冷凝汽器1列、2列、3列、6列、7列、8列蒸汽分配管入口蝶阀关 闭，空冷风机全部自动停运。 6.1.3、检查汽轮机顶轴油泵1200 rpm自动启动，汽机转速600rpm，确认低压 缸喷水阀自动关闭。 6.1.4、机组转速降至400rpm，关闭所有疏水，开启真空破坏门，真空到0后， 停止轴封系统运行（将轴封系统疏水切至无压）

12、。 6.1.5、检查汽轮机转速到零后盘车自动投入，否则手动投入。记录汽机惰走时 间和打印惰走曲线，盘车期间记录汽机缸温、盘车电流、大轴偏心等参数。 6.1.6、及时关闭各冷油器及冷却器冷却水门，根据需要停闭式水泵、辅机冷却 水泵。主冷油器后油温调整到35-40。 第六节第六节 停机后的检查操作项目停机后的检查操作项目 6.1.7、停止氢气干燥器运行，停止EH油泵运行。 6.1.8、执行防止汽缸进水措施，关闭下列手门：三台电泵中间抽头门、再热器 减温水总门、轴封减温水手门、三级减温水手门、中压主汽门旁路门、冷再至 高温辅汽手动门、高温辅汽至轴封供汽手门、低压缸喷水减温手动门、轴封至 排气装置溢流

13、手动门。 6.1.9、停运凝结水精处理22、23高速混床运行。 6.1.10、三台真空泵放水，关闭氢冷器回水调门前手动门。 6.1.11、停止2A、2B、2C电动给水泵辅助油泵运行。 6.1.12、将2A、2B、2C真空泵电机电源开关停电。 6.1.13、将热网首站热网循环泵切换至运行机组10KV供电。 6.1.14、关闭1号、2号、3号高加连续排汽至除氧器手动门。 6.1.15、当高低压疏水扩容器无高温疏水且低压缸排汽室温度降至50以下时， 确认凝结水无用户，退出2号机凝结水精处理3台过滤器运行，停凝结水泵。 6.2发电机解列检查、操作项目发电机解列检查、操作项目 6.2.1、待汽机打闸，检

14、查发电机程跳逆功率保护动作，发电机解列后，退出发 电机启动失灵保护压板、安稳及振解装置跳2号发电机压板，退出PSS装置。 6.2.2、检查500kV 5022、5023开关及灭磁开关确已断开。 6.2.3、检查发电机定子电流、电压至零。 6.2.4、检查发电机转子电流、电压至零。 6.2.5、听值长令：退出500KV呼北、线振荡解列装置动作后切2号机措施。 6.2.6、拉开2号主变出口50236刀闸，合上5023、5022开关，500KV第二串合 环操作完毕。 6.2.7、2号发变组转冷备操作。 6.2.8、退出发变组以下保护压板：A、B屏内启动5022、5023开关失灵压板， 外部重动1保护

15、压板，外部重动2保护压板，跳5022、5023开关压板，C屏内跳 5022、5023开关压板，非电量延时保护压板，发电机断水保护压板，共计26个 6.2.9断开2号发变组保护A、B屏后10KV2A、2B、2C进线电压开关。 6.3锅炉熄火有关操作锅炉熄火有关操作 6.3.1、锅炉MFT动作，燃油供、回油阀及各油角阀自动关闭，所有磨煤机、给 煤机、一次风机跳闸，一次风机停运5分钟后停止密封风机。 6.3.2、确认所有给水泵跳闸，确认过热器、再热器减温水截止阀、调节阀关闭。 6.3.3、锅炉熄火后，保持引、送风机运行，调整总风量至30BMCR通风量， 维持炉膛负压-50Pa-100Pa对锅炉进行吹

16、扫。吹扫5-10分钟后，停止送、引风 机运行，检查确认锅炉各人孔、看火孔及各烟、风挡板关闭，密闭炉膛。关闭 过热器、再热器等疏水、取样、放水门，关闭锅炉燃油供、回油手门。 6.3.4、停止2A至2G磨煤机润滑油站及液压油泵运行。 6.3.5、完全停机后继续运行脱硝稀释风机3分钟，进行吹扫，然后停止稀释风机。 6.3.6、停止空预器乙炔声波吹灰系统。 6.3.7、停炉3小时后，当检查无灰渣捞出时，停止除渣系统运行。 6.3.8、将2A至2G给煤机低电压穿越装置装置停电。 6.3.9、停止2A、2B一次风机液压油站油泵，电机稀油站油泵运行。2A、2B送 风机电机稀油站油泵运行。2A、2B引风机电机

17、稀油站油泵，2A、2B引风机轴冷 却风机运行。 6.3.10、分离器压力2Mpa，锅炉带压放水（关闭主汽母管及左右支管路至排汽 装置二次气动门，开启主汽母管及左右支管路疏水一次门及至锅炉疏水扩容器 疏水门）。 6.3.11、锅炉分离器降压到0.20.3 Mpa，全开锅炉一次汽、水系统各空气门。 6.3.12、锅炉放水结束后，投入锅炉循环泵电机伴热，冲洗炉水泵电机注水管路， 通知化验班对注水进行取样化验。化验班汇报炉水循环泵注水水质合格，投入 连续注水，检查连续水流注水正常。 6.3.13、开启锅炉零米水冷壁入口集箱放水手动门、给水调门前管道放水一、二 次门开启。 6.3.13、锅炉熄火18小时

18、后，启动2B送风机、2B引风机油站运行，锅炉开始自 然通风。 6.3.14、锅炉必须“闷炉”30小时以上，方可进行强制通风。 6.3.15、当空气预热器的入口烟温降至100时，应停止预热器运行。 6.3.16、当两侧空预器入口烟气温度均降至60时，应停止火检冷却风机运行。 1、执行防寒防冻工作：凝补泵由B泵切至A泵运行。 2、执行防寒防冻工作：闭式水增压泵切换1次。 3、将2号发电机内部氢压降至0.2Mpa，停运2号机定子冷却水系统运行。 4、执行防寒防冻措施：根据实际情况除氧器、排气装置放水、开启排汽装置集 水坑内空冷岛疏水母管放水门。 5、测量2号炉2A至2G给煤机煤斗温度如下：14、14

19、、14、14、14、 14、14。 6、通知配电班王雪峰关闭2号炉炉顶天窗，就地检查已经关闭。 7、隔离2号炉炉侧消防水系统，检查1、2号炉消防水联络门关闭状态，关闭2号 炉炉侧消防水供水门，关闭2号机、炉消防水联络门。通知特消人员对2号炉 消防水系统放水。 8、通知热控林木将炉侧热控相关表计进行放水防冻；通知综合机务岳义刚将炉 侧各取样管路放水防冻。 9、空冷系统防冻，投入各列抽真空介质伴热。 10、每年九月初，进行一次炉体全面防冻检查。特别是引、送、一次风机的油 系统电加热装置必须做投运试验，确保能适时投运。 11、所有蒸汽、电缆伴热装置可靠投入，把对伴热装置运行情况、伴热蒸汽供 汽联箱压力和伴热电缆端部温度检查作为正常巡