滑参数停机0402[1]

1、滑参数停机的方案及注意事项1、 机组滑参数停止和正常停止的准备工作、操作相同；参照机组冷态启动曲线参数控制主蒸汽、再热蒸汽的降温速度和控制主、再热蒸汽的降压速度。2、 控制蒸汽温度的标准为调节级蒸汽温度略低于调节级金属温度2040。3、 机组负荷从550MW到发电机解列是非常关键的阶段，这个阶段的操纵重点主要是蒸汽温度和高中压转子应力的控制。原因：1）假如此阶段温度控制得较高，高、中压缸温度维持较高的温度，将达不到机组降温要求的；2）假如蒸汽温度控制的较低，机组细小的工况扰动都可能使主、再热蒸汽的过热度得不到保障，给机组安全运行带来不利影响；3）由于此阶段的运行操纵较多，如停运磨煤机、电泵与汽

2、泵的切换、高加停运等，假如控制不好，很轻易引起机组运行工况的波动，使主、再热蒸汽温度过热度难以得到充分保障；为了使高、中压转子应力在降温过程中不至于增加过大，需适当延长机组低负荷（300500MW之间）运行的时间，使高、中压转子应力平稳降低，为机组进一步降温打下基础。4、 在低负荷运行期间，应尽量避免同时进行两个及以上的相关联的操纵（如减负荷与给水泵切换、减负荷与高加停运同时进行等），以免机组运行工况出现较大幅度的波动。5、 滑参数停机应采用协调或汽机跟随方式进行，当机组负荷降至500MW应将顺序阀切至单阀控制。6、 滑参数停机过程中，每降低一档主蒸汽温度或负荷，应等再热蒸汽温度下降后再继续降

3、温。主蒸汽温度主要靠提高锅炉水燃比控制分离器进口蒸汽温度，若投用减温水应注意一、二级减温器后汽温应高于对应压力下的饱和温度10以上，防止大量喷水造成主蒸汽带水；再热器温度调节主要通过调整锅炉尾部烟道的烟气挡板实现，再热汽温尽量保持与主汽温同步下滑。7、 机组主要参数变化率控制如下（详见附表1）： 负荷下降率：23额定负荷 主蒸汽压力： 0.050.1 MPa/min 主、再热汽温度下降率：120 /h调节级蒸汽温度变化率：110 /h，严密监视调节级金属温降不得大于165/h。8、 主蒸汽过热度应控制在100以上（特殊情况过热度必须在50以上）。9、 控制汽温与汽压匹配，应按照先降汽压后降汽温

4、的原则进行控制。10、 机组滑停过程中要严密监视汽机、锅炉热应力和锅炉受热面金属温度、汽轮机上、下缸温差，注意不得超过锅炉和汽轮机的允许报警值，否则要停止降负荷、降温、降压；汽轮机上、下缸温差及各抽汽管道上下对点金属温差应小于42。当上述参数超过极限值应立即打闸停机，并充分疏水。11、 密切监视汽轮机振动、轴向位移，严禁解除轴向位移、推理轴承温度保护，并严密监视轴承回油温度正常。12、 严格监视高中压的胀差变化，当高中压胀差正值过小时应减缓温降速度，当高中压胀差降至0或负值，终止滑停操作并准备打闸停机。13、 机组滑停过程中应严格控制润滑油温在35-40之间。14、 机组滑停过程中主蒸汽压力低

5、于8.5MPa应通过调整高低控制主再热汽压力。15、 机组负荷降至100MW时应将高加逐渐切除。16、 当最后一台磨煤机停运后要及时全停一次风机，停一次风机时要适当增加送风量，维持风箱压差在正常范围内，锅炉总风量30%MCR。17、 滑停过程中机组负荷每降100MW应对机组进行全面检查如就地听音、重要轴瓦测振等。18、 机组滑参数停机最终将主、再热汽温度降至400，主、再热压力降至5.5/0.71.0MPa。19、 机组负荷低于90MW或低压排汽温度大于65，应检查低压缸喷水门投入。20、 机组滑参数停机应做好汽机进冷气冷水的事故预想。附表1：负荷（MW）主蒸汽压力（MPa）主蒸汽温度（）最大

6、温降率 （/min）时间（min）从1000至55025.0至13.0600降至5301.58055013.0500降至4801120从550至25013.0降至6.0480降至41011502506.0410160从250至1506.0降至5.54104001301505.5400130从150至305.540011030解列操作10总的滑停时间为79小时停炉烧空原煤仓方案1. 目的 为防止机组停运期间原煤斗结块或自燃着火，在机组计划停机前要求冬季环境温度低于0计划停机时间超过三天，环境温度高于0计划停机时间超过7天执行本措施进行煤斗的烧空工作。2. 措施2.1. 确定准确的停机时间。停机前

7、由值长和调度进行联系，最少提前10小时确定准确的停机时间和大致确定停机前10小时的本机组的负荷曲线；2.2. 根据机组的负荷曲线估算停机前需要消耗的燃料量（按当前机组的负荷和燃料量及对照表估算煤斗存煤确定补仓量）并按如下原则联系燃料对原煤斗进行配煤：如果根据机组负荷曲线磨煤机的带负荷能力允许A或D原煤斗保证尽早烧空；E原煤斗量控制在次于F、C煤斗之后烧空（原则上控制在停机前30分钟烧空）；E、F、C原煤斗原则上按照E、F、C顺序烧空（确保C仓最后烧完）。2.3. 提前一天开始控制原煤仓煤位（本次停机时间是4月4日），燃料运行要提高上煤次数，每次向原煤仓上煤量要少。上层燃烧器对应的 A、D原煤仓

8、煤位提前一天（本次停机为4月3日）保持在半仓（DCS画面显示7米左右），B、C、E、F仓控制在大半仓（DCS画面显示9米左右）。4月3日24：00前将#2炉A、D原煤仓烧空并停止上煤； 4月4日20：00前#2炉B原煤仓烧空并停止上煤，同时#2炉C、F原煤仓料位控制在锥斗拐弯附近，E原煤仓料位控制在锥斗拐弯以下。2.4. 在烧空过程中发现原煤斗的煤位和烧空顺序存在偏差可通过调整磨煤机的出力或机组负荷来进行纠正。2.5. 原煤斗煤位和存煤量的大致对应关系如下：实际煤仓料位（米）存煤量（吨）LCD测量值（米、参考）备注实际煤仓料位（米）存煤量（吨）LCD测量值（米、参考）备注16.583214测量

9、不到10555101576814测量不到846981472513.5实际显示料位最高值63845126401253413测量值已不准2.6. 当A、D原煤斗烧空后,B、E、C、F之一煤斗煤位低于5米或给煤机来煤不稳定时，根据燃烧情况及时投入C层油枪、必要时投入其他油枪稳燃。2.7. 在烧空原煤斗的过程中给煤机平台要加强检查和振打原煤斗。当原煤斗煤位7米后每隔30min对原煤斗进行一次全面振打（必要时缩短振打时间），确保将仓壁上的原煤清除。当原煤斗烧空后捅煤孔出现冒风（粉）、集控值班员发现给煤机煤量降至0、磨煤机风量或磨煤机出口温度急剧升高时，立即关闭给煤机上插板，当检查确认给煤机内的煤已拉空、

10、磨煤机吹扫完毕再停止制粉设备。2.8. 在烧空原煤斗的工作中由于机组负荷可能会产生较大的波动，值长要加强和调度的联系，当停机时间后延时要及时联系燃料补仓。2.9. 值班员要加强画面的监视并做好事故预想，及时切换厂用电、汽泵进汽汽源。由于烧空过程中热负荷扰动大要注意中间点温度的变化并加强一次系统温度的监视，防止过热器进水和主蒸汽温度的急剧升高。同时当给煤机来煤不稳定造成燃烧不稳定（炉膛负压摆动大、火检不稳定）要及时投入油枪助燃。#2机组小修停运保护方案1总则1.1根据#2机组给水处理方式，停运目的及保护时间，结合机组检修范围及现场实际情况，并参照火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则（DL/T9

11、56-2005），编制本次停机保护方案。2 锅炉停用保护2.1氨-联氨钝化烘干法2.1.1在停炉冷却至压力为4.0MPa时，加大给水及凝结水氨和联氨的加入量，将省煤器入口给水PH值提高至9.410.0，控制除氧器入口给水联氨浓度为0.5mg/L10mg/L，省煤器入口联氨联氨浓度为200mg/L300mg/L。2.1.2锅炉熄火按规定吹扫及自然通风后，关闭送、引风机出入口挡板及动叶，防止热量散失过快。2.1.3当分离器压力降至0.6MPa2.4Mpa时，按热炉放水烘干保养操作卡放尽锅炉（四管及汽水分离器）内存水，开启空气门及放水门。2.1.4放水干净后(从炉底水冷壁下联箱放水排地沟管处看无水流

12、出)，仍保持空气门/放水门全开，采用自然通风将炉内湿气排出，在锅炉水冷壁温度下降至150（最低点温度）前关闭放水门及空气门，停止通风干燥。2.2注意事项2.2.1在提高氨及联氨的加入量后，将凝结水精处理混床系统走旁路运行。2.2.2在停炉过程中每小时测定给水、蒸汽的PH值及联氨含量在规定范围内。2.2.3在保证金属壁温差不超过制造厂允许值的前提下尽量提高放水压力和温度。2.2.4在锅炉烘干过程中，若利用凝汽器抽真空系统，对锅炉抽真空，或引入正在运行的邻炉热风引入炉膛，可加速锅内湿气的排出，烘干效果更佳。3 凝汽器的停用保护3.1凝汽器汽侧3.1.1放尽热井积水，隔离可能的疏水，并清理热井及底部

13、腐蚀产物和杂物，然后用压缩空气吹干。3.2凝汽器循环水侧3.2.1将凝汽器排空，清理附着物，并保持通风干燥状态。 3.3注意事项3.3.1在循环水泵停运之前，应连续投运凝汽器胶球清洗装置，清洗凝汽器管。4 发电机内冷水系统保护4.1若发电机内冷水系统有检修工作，应放尽内部存水后，用仪用压缩空气吹干或干风干燥方法进行保护。4.2若无检修工作，可保持内冷水系统运行。附件一：滑参数停机操作票操 作 票编 号： 操作任务：滑参数停机操作票 开始时间： 年 月 日 时 分。结束时间： 年 月 日 时 分。发令时间：发令人：受令人：接：续：序号执行操 作 内 容：时分1与调度联系，明确停机的具体时间。2进

14、行汽轮机交、直流润滑油泵、顶轴油泵、氢密封油泵的启动试验。3高、中压主蒸汽门、抽汽逆止门的活动试验。4检查锅炉燃油系统正常备用，油枪试投正常。5在停机前4小时，对炉膛、烟道和空预器进行全面蒸汽吹灰。6退出机组AGC控制，协调控制方式下开始减负荷，目标负荷设定 550 MW，减负荷速率 8 MW/min。7参照机组冷态启动曲线参数控制主蒸汽、再热蒸汽的降温速度和降压速度。8主蒸汽压力 0.050.1 MPa/min主、再热汽温度下降率 120 /h 调节级蒸汽温度变化率 110 /h，严密监视调节级金属温降不得大于165/h。9严格监视高中压的胀差变化，当高中压胀差正值过小时应减缓温降速度。10

15、机组负荷850MW时，停止上层一台制粉系统，保持四台制粉系统运行。11退出FGD运行。12机组负荷700MW时，停止中层一台制粉系统，保持三台制粉系统运行。13机组负荷500MW时，锅炉主控切换至手动，机组控制方式切为机跟随。14机组负荷500MW时，停一台汽泵运行。15停止电除尘器运行。16启动C层油枪、必要时投入其他层大油枪。17将辅汽四抽供汽切换至临机（#1机）供汽。接下页接上页18减负荷过程中，应注意高、低加水位的稳定。19机组目标负荷设定300MW，减负荷速率10MW/min。继续减负荷。20厂用电切换正常。21机组负荷400MW，依次投入二只大油枪后，再停止一套制粉系统运行，保持二

16、台制粉系统运行。22机组负荷250MW时，并入电泵，退出第二台汽泵。23设定目标负荷 MW，减负荷速率10MW/min。继续减负荷。24机组负荷减至250MW时，开启锅炉汽水分离器回收电动阀，锅炉汽水分离器见水后，将其水位控制投自动。25机组负荷低于200MW，检查汽轮机本体，抽汽管道等低点疏水门自动打开26当机组负荷达到150MW，将汽机控制转为DEH功率控制方式。27当机组负荷小于150MW或排汽温度高于80，检查低压缸喷水门自动开启28逐渐开启高、低旁，检查高、中压调门关小，维持主蒸汽压力8.92Mpa、再热蒸汽压力1 Mpa，检查高旁和低旁减温水自动跟踪良好。29依次停止制粉系统30当再热蒸汽压力1 Mpa，将轴封供汽自动或手动切至主蒸汽或辅汽供给，注意轴封汽压力、温度正常。31负荷减至0MW，汽机手动打闸32当汽轮机转速2850rpm，检查氢密封油泵和交流润滑油泵自动启动33减少油量，手按MFT动作，保持给水泵运行，记