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71、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。5、接到值长命令，选择停机方

2、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，备用良好（通知检修将高旁及高旁减温水解除闭锁）。

3、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

4、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

5、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

6、。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

7、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.

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

9、”，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，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3

10、15，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，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

11、、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）。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35-4

12、0。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

13、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

14、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

15、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

16、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

17、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

18、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、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