滑参数停机措施

吕四港发电公司

发 电 部 技 术 措 施

【2017】（综合）003号

执行技术措施单位：各运行值 主题：滑参数停机措施

编写：李伟林、康强、刘勇、郭兆耕、刘志海 审核：张利军 批准：黄俊峰

发布实施：2017年02月5日

停机目标是第一步将机组A、B、C、D、E、F磨煤机煤仓拉空；第二步是在保证煤斗拉空的前提下适当降低汽缸温度至280℃左右,分离器出口压力降低至3.4Mpa以下，以尽早停汽机油系统缩短检修工期。

一、停机前的准备：

1、 接到停炉命令后，控制煤仓煤位或停止上煤，将A、B、C仓上优质煤，以保证低负荷稳燃。

2、 检查辅助蒸汽母管与邻机联络手动门开启，调整本机冷再供辅汽压力，将辅汽倒邻机供。

3、 将仪用空压机闭式冷却水、除灰、脱硫用户闭式水倒换至邻机带。

4、 依照停机计划提前24小时，试启交流润滑油泵、直流润滑油泵、密封油备用泵、顶轴油泵、盘车电机并与正常试验值进行比较，确认油泵盘车均正常备用。

5、 依照停机计划提前24小时开始对锅炉进行一遍全面吹灰。 6、 依照停机计划提前24小时进行内漏阀门核对，全面检查机炉侧各疏放水门，并与阀门内漏缺陷进行对照，如实记录实际关闭阀门名称与数目。

7、 机组减负荷前，试投各层油枪正常；做等离子点火装置拉弧试验正常，并记录燃油表码。

8、 机组滑停开始降温前通知辅控停止给水加氧，调整PH值至9.2-10.0，开启除氧器连续排汽手动门，开启高加连续排汽手动门。

二、滑参数停机主要节点控制：

1、 机组负荷在600MW时，调整水煤比降汽温，主再热汽温度控

制目标560℃，调节级金属温度调降目标480℃，达到目标后要求稳定参数15分钟。

2、 正常降负荷至500MW负荷，控制水煤比降汽温，主汽压力降

压至23MPa，主再热汽温度控制目标520℃，调节级金属温度调降目标440℃，稳定运行30分钟。

3、 将F磨煤机煤仓烧空。

4、 降负荷至500MW负荷以下时，在机炉协同方式下切汽机阀门

控制方式为“单阀”控制。

5、 在450MW负荷，将主汽压力降压至21MPa，主再热汽温降至

500℃，稳定运行30分钟，缓慢将调节级金属温度降至420℃。

6、 机组滑停降负荷至450MW以下时，开启辅汽供除氧器、小机

管路各疏水手动门，投入辅汽至除氧器、小机供汽暖管。

7、 降负荷至400MW负荷，再次维持15分钟，调整主再热蒸汽温

度降至490℃，调节级金属温度降至410℃。

8、 倒换汽泵汽源，将一台汽泵汽源由4段抽汽倒换至邻机辅汽

带。

9、 从400MW负荷开始将机组协调压力控制由“滑压”改为“定

压”调节，逐渐降压将汽机调门开度调整到80%左右。

10、 将E磨煤机煤仓烧空。

11、 降负荷至300MW，保持主汽有100℃左右的过热度，将主汽

压力降压至14.6MPa，主再热汽温降至440℃，稳定运行45分钟，缓慢将调节级金属温度降至380℃。

12、 50%额定负荷以下退出脱硝系统运行，逐渐关闭喷氨调整门

及速关门。保持声波吹灰器及稀释风机运行。

13、 降负荷值270MW，退出一台汽泵运行，通知辅控将停运的汽

泵加药停止。

14、 降负荷至270MW，解机组控制方式为“基础”模式，维持30

分钟左右，将主汽压力降压至13MPa，主再热汽温降至430℃，调节级金属温度降至370℃。

15、 保持A、B、C、D 4套制粉系统运行，检查炉水循环泵启动

准备完成，开启过冷水手动门，投入炉水泵过冷水，调整锅炉水煤比使贮水箱水位逐渐涨至正常水位，启动炉水循环泵。炉水循环泵启动后，出口调节门先手动开启5%，随后逐渐缓慢开大，保持省煤器入口流量、贮水箱水位稳定，锅炉转入湿态。

16、 锅炉完全转湿态后，手动逐渐开启汽机高调门至全开。 17、 走空D磨，保留三套制粉系统运行，投入A磨煤机等离子点

火装置。

18、 降负荷至240MW，主汽压力滑降至9MPa，继续降汽温，将汽

温逐渐降至400℃，维持在此状态滑缸温，直到将缸温滑到350℃，时长大概需要30分钟。

19、 在200MW负荷稳定30分钟，将主汽压力降压至7.8MPa，主

再热汽温降至370℃，调节级金属温度降至330℃；

20、 在200MW负荷手动开启高排逆止门前后疏水，并检查疏水畅

通，汽机高排处有2℃以上的过热度。

21、 降负荷到高加出口给水流量在750T/h以下时，将给水旁路

调门全开，逐渐关闭主路，锅炉给水倒为旁路控制。

22、 四段抽汽压力低至0.26MPa时，除氧器加热汽源切换为辅助

蒸汽供给，确认除氧器定压运行正常。

23、 走空C磨，锅炉保留两套制粉系统运行。

24、 降负荷至180MW时,主汽温降至350℃，主汽压力7.5MPa，

在此负荷维持一段时间滑缸温，将汽机缸温滑到320℃。

25、 负荷降至180MW以下，调整凝泵变频频率至45Hz，开启凝

汽器高、低压侧疏扩喷水，逐个手动开启机侧疏水，并检查确认疏水畅通。

26、 降负荷至120MW，维持15分钟以上，降主汽压力至4.7MPa，

主再热汽温降至330℃，调节级金属温度降至305℃。

27、 三段抽压力降至0.3MPa以后，逐渐将高加疏水倒至事故疏

水，关闭3号高加至除氧器正常疏水门。

28、 负荷降至80MW时，投入汽机低压缸喷水，稳定负荷继续滑

缸温，控制主汽压力降至3.4MPa左右，主汽温度控制在320℃，继续滑缸温至290℃左右。

29、 负荷降至80MW以下后，进行全面检查,调节级金属温度满足

要求后，做好停机准备，逐渐减小B磨煤机煤量，B磨走空之后停止B制粉系统。

30、 负荷降至60MW左右，手启大机交流油泵，确认大机交流油

泵出口压力、运行电流正常。并做好高备泵防联启措施。

31、 大机交流油泵运行正常后，做6kV母线快切装置切换试验：

由工作电源切换至备用电源，正常后再切回工作电源。

32、 保持A磨煤机30T/h稳定燃烧，投入A、B层对角两只油枪，

待A磨煤仓走空，停运A制粉系统，快速手动关小汽机调门降负荷至30MW以下，汽机打闸，确认发电机程跳逆功率保护动作，发电机出口断路器联跳，灭磁开关联跳；检查汽机高中压主汽门、调门关闭，各抽汽逆止门关闭，汽机转速下降，确认汽机本体各

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