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1、机组滑参数停机步骤与风险分析及解决办法和注意事项一、停机步骤1 .提前对炉内受热面进行全面吹灰，接到停机命令按机组滑参数停机曲线要求降低机组负荷，减少燃煤量降低燃烧室温度、降低主汽压力、降低主汽温度。2 .为防止环保参数小时均值超标，尽量提前做好二次风暖风器热备用，根据SCR进出口烟气温度投入二次风暖风器，努力控制SCR出口烟气温度不低于300,根据烟气氧量及NOX排放情况调整燃尽风配比和总风量。3 .值长加强与燃运沟通，根据煤仓煤位情况合理安排上煤，在机组降负荷前将E、F煤仓烧空。4 .机组降负荷至330MW过程，以CCS控制模式进行，设定降负荷速率为IOMWZmin,主、再热汽温温降速率可
2、按L5Cmin以下控制，目标580；降压速率可按028MPamin,目标为13MPa;燃烧调整按照自上至下的原则，逐台减少制粉系统给煤量、停止磨煤机。5 .机组降负荷至297MW过程，以CCS控制模式进行，设定降负荷速率为5MWmin,主、再热汽温汽压保持稳定；此时应加强辅汽联箱压力温度监视，确保辅汽供轴封汽温度和压力稳定，检查冷段至辅汽联箱压力调整门自动跟踪良好。6 .机组负荷降至297MW,D煤仓烧空后停运，维持下三层磨煤机运行。在选则停运第四台磨煤机前应确保A磨等离子运行；7 .机组负荷降至264MW,退出CCS协调机组进入TF控制模式，由锅炉主控手动加减负荷，负荷降至230MW,氧量自
3、动退出；汽泵再循环调整门退自动，手动缓慢开启，当汽泵转速低于3050rmin时必须手动逐步开大至40%,增加汽泵出力确保汽泵不发生保护动作（再循环门开度W40%且给水流量W449T保护动作）。8 .机组降负荷至200MW过程，以TF控制模式进行，设定降负荷速率为3MWmin,主、再热汽温温降速率可按1.5Cmin以下控制，目标550；降压速率可按0.1MPaZmin,目标为8.8MPa。9 .机组负荷降至200MW,锅炉仍维持干态运行，如燃烧不稳、负压波动较大时及时投油稳燃；提前投入空预器连续吹灰，并将空预器自动漏风控制装置强提至上限位，监视空预器电流在正常范围内；提前备暖启动疏水系统，微开大
4、气式扩容器暖管调门至5%,开启A、B侧361阀前电动门，检查集水箱至凝汽器管路及集水箱疏水泵正常备用。10 .机组负荷降至200MW稳定30分钟，此时开高旁2%、低旁5%进行暖管,进行主给水旁路切换；SCR区出口烟气温度可能降至315以下时，应将SCR反应器喷氨快关门挂“禁操”，SCR喷氨调门切勿大幅度调整（主15%）,紧急情况大幅度调整喷氨调门关注水解器运行状态，切勿超压高液位水解器泄压、回流或泄压拉跳水解器。11 .机组降负荷至140MW过程，以TF控制模式进行，设定降负荷速率为3MWmin,主、再热汽温温降速率可按1.5Cmin以下控制，目标500；主汽压力保持稳定，目标仍为8.8MPa
5、。12 .机组负荷降至140MW稳定15分钟，停止辅机启停操作，将厂用电由高变接带倒为高备变接带。当C煤仓烧空后停运C磨煤机，维持A、B底层磨组运行；密切监视主给水流量在580-600th,过热度维持在20以上，通过高低旁控制机组负荷。13 .机组降负荷至80MW过程，以TF控制模式进行，设定降负荷速率为3MWmin,主、再热汽温汽压保持稳定，使用高低旁手动控制机组降负荷，此过程可能发生氮氧化物超标，如遇此情况值长应向中调申请打闸停机。14 .机组负荷降至80MW负荷，通过减少煤量逐渐降低分离器过热度，保证A磨煤量在3035th,B磨接带剩余煤量；机组逐步进入湿态运行，派专人监视给水流量及贮水
6、箱水位，保证给水流量、贮水箱水位稳定。15 .机组负荷降至80MW负荷，退出四段抽汽，检查小机汽源稳定；并逐级退出退出高加汽侧运行，检查高加危急疏水门在自动。16 .机组负荷降至IOMW负荷，B煤仓烧空后停运B磨煤机，保留A磨煤机运行。17 .机组解列前检查主变中性点是否是直接接地，否则倒为直接接地；退出PSS装置和AVC装置运行，并投入发电机误上电保护压板；配合机组有功负荷情况逐步减少无功。18 .机组解列必须得值长令才允许发电机解例或汽轮机打闸。19 .机组解列后检查转速下降，汽机顺控走51-61步；51高排逆止门关闭，52步TSC裕度控制最小值VIOK、汽机跳闸指令发出、转速/负荷控制器
7、置零或已切至转速控制模式，53步检查时间60秒，54步主汽门、调门完全关闭汽轮机、TAB0.1%,55步疏水主环投入，56步汽机处于盘车状态（转速大于9.6rmin,小于120rmin）,顶轴油系统运行正常，57步油泵正在试验，58、59步无,60步开启汽机各调门前疏水。20 .机组解列后锅炉在煤仓烧空后进行手动MFT,引、送风机吹扫Iomin后停运。SCR区喷氨快关阀关闭，声波吹灰维持运行8h后停运。入口烟温降至150以下停用空预器，停用空预器前用吹灰设备清楚堆积在受热面上的积灰。炉膛烟气温度低于60C以下停用火检冷却风机。21 .机组解列后退出关主汽门保护压板、退出发变组保护屏失灵保护压板
8、及退出稳控装置对应机组切机压板；检查发电机封母循环干燥装置投入运行，且在自动位置；得值长令拉开2011刀闸；检查主变冷却装置是否停运，否则手动停运。22 .停机超过7天水解器长期停运，将机组对应的水解器中所有设备停止运行、将水解器排空并冲洗干净；保持喷氨快关阀为开启状态，将喷氨蒸汽调节阀改为手动控制并调节至30-50%,将水解反应器尿素溶液进口关断阀关闭、尿素溶液调节阀切手动并关闭、关闭蒸汽加热关断阀关闭，将水解反应器氨蒸汽出口调节阀切手动，当水解反应器内压力降至015Mpa或温度降至95C以下时，将氨蒸汽出口关断阀关闭，同时打开水解反应器出口蒸汽吹扫关断阀对水解器至SCR喷氨管道进行吹扫20
9、min后，关闭水解反应器出口蒸汽吹扫关断阀、喷氨快关阀、喷氨调节阀。23 .锅炉灭火后，用电泵继续给锅炉上水至贮水箱水位维持高水位（1820m）后停止上水。锅炉停炉后，应保持高低压旁路一定开度，对锅炉主蒸汽及再热蒸汽系统进行降压，降压速率不大于0.3MPa/min,当压力降至1.2MPa时，关闭高低压旁路阀。贮水箱压力降至1.2MPa后，开启炉本体系统有关疏、放水门，放尽锅内存水。当贮水箱压力降至0.5MPa,开启炉本体系统有关空气门。24 .汽轮机停运行后机组停运后，按规定记录汽机缸温、转子温度、调门壳体温度、大轴偏心度、轴承金属温度、缸胀、低压缸排汽温度等重要参数。25 .锅炉停用后，需闷
10、炉72h后才能自然通风冷却。风机应在最小通风量下运行12小时后再逐渐加大风量。二、风险分析1 .严格控制降温、降压速度，加减负荷率控制在3-5MWmin,控制主汽压力的下降速率0.3Mpamin,主、再蒸汽温度下降率不大于1.5Cmin02 .滑停过程中，密切注意监视主、再热蒸汽温过热度80,主、再热蒸汽温差生20,再热蒸汽温度下降速度应尽量跟上主蒸汽温度下降速度。3 .停炉过程中煤水比要适中，控制分离器出口熔值，逐步降低过热度，避免汽温突降或突升导致管壁金属温度变化引发氧化皮脱落。4 .停炉过程中主要是以降低燃料为主要手段，减温水的使用要适当，在整个滑停过程中减温水使用量不得超过蒸汽流量的1
11、0%；机组负荷低于10%应避免使用二级减温水。5 .在减负荷过程中，应加强对风量、中间点温度、主蒸汽温度的监视，若自动投入达不到要求，应及时用手动进行风量、煤水比及减温水的调整，同时监视分离器水位。6 .低负荷滑降过程炉内火焰充满度低造成偏斜甚至贴墙，易造成管壁局部超温，及时通过二次风配比、燃尽风挡板调节等手段进行调整。7 .加强捞渣机二级水封水位监视，低负荷期间炉底水封破坏易造成炉内燃烧不稳，甚至灭火事故。8 .A磨等离子受煤粉浓度影响，等离子中心筒壁温易超温结焦，调整磨煤机给煤量偏置，提高A磨给煤量尽可能不低于35th,降低A磨分离器转速至30%o9 .为控制环保指标不超标并尽可能的减小催
12、化剂的不可逆转失活，控制SCR区入口NOx降至200mgNn以下，控制烟囱出口NOx均值低限（不飘零）。停机解列时间控制在整点前15分钟，采取先解列停机后停炉方式。10 .为控制环保指标不超标，机组解列前通知HSE部安排人员值班。IL水解器解列停运后，立即对喷氨、尿素管路充分吹扫，防止因吹扫不及时导致管路结晶堵管。12 .滑停过程中保持汽机主汽门前蒸汽过热度最低不小于56,保证高压缸排汽温度高于对应压力下饱和温度20o13 .滑停过程中，应注意机组振动的变化，如机组出现异常振动时，应立即停止降温降压，查明原因,若振动超限应打闸停机。14 .降参数过程中，应严密监视汽缸各点金属温差、轴向位移、各
13、轴承轴瓦温度在规程规定的范围内，注意主、再热蒸汽温度的变化，严防汽机进水。15 .防止蒸汽温度下降快造成汽轮机本体各参数异常。严格控制减负荷速率，防止给煤量猛减猛增，保证给煤量平缓降低；严格执行滑停技术措施，在各负荷节点滞留时监视汽轮机本体各参数在正常范围内后方可进行下步操作。16 .防止锅炉干湿态频繁转换，转湿态后密切监视分离器水位，细调给水量。17 .防止给水切旁路时给水流量及压力大幅波动。操作过程中待旁路门全开后采用中停方式关闭给水主路门，同时逐渐关闭各减温水调门，防止给水压力增加后减温水量大幅增大造成汽温大幅下降。18 .防止在滑停至低负荷时炉膛各壁温超限。及时调整各二次风门的开度。1
14、9 .解列操作前应合上主变压器中性点接地闸刀防止操作过电压引起发电机及变压器的绝缘损坏。20 .当发电机有功和无功负荷均减到零时，应及时拉开出口断路器，防止逆功率造成汽轮机末级叶片磨损。21 .为控制环保指标不超标，机组解列前通知HSE部安排人员值班。22 .发电机解列后，检查高压厂用变压器低压侧分支断路器在分闸位置，将小车拉至“试验”位置。防止厂用电倒送，带发电机运行。23 .发电机解列后要检查定子三相电流是否到零，检查开关确已断开。机组滑参数停机各专业注意事项一、汽机专业1、滑参数停机目标缸温400,控制主、再蒸汽汽温下降速率不超过1.5oCmin,高中压缸金属温度下降速率不超过1.0。主
15、汽压力下降速率不超过0.3MPa/min。先降汽温、再降汽压，分段交替下滑。在每个阶段要有足够的停留时间。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温2、滑停过程中严防发生汽轮机水击，停机前全面检查疏水手动门均开启，控制主、再蒸汽过热度不低于80o严密注意汽温、汽缸壁温的下降速度，汽温在10分钟内急剧下降50应打闸停机。3、滑参数停机过程中，应注意调整主、再热汽温偏差小于10,并保证主、再热汽有80以上的过热度，每降低一档主蒸汽温度或负荷，均应等再热蒸汽温度下降后再继续降温，降温、降压不应有回升现象。4、给水主、旁路切换时要防止给水流量出现大幅波动。5、滑停过程中，各项重大操作
16、，如停磨，停给水泵，停风机等应分开进行且每个操作完毕后稳定153Omin后继续进行。6、严密监视主、再热蒸汽温度，确保有80的过热度，注意监视高压主汽门、调门、转子、缸体和中压主汽门、转子的TSE裕度下限大于控制高、中压缸金属温降率和上、下缸温差在TSE温度裕度控制限额内。监视和分析主汽门腔室、高、中压缸温及TSl所显示的汽机各点金属温度下降率应正常且无回升现象。7、机组负荷240MW左右，启动电动给水泵备用。8、滑参数停机过程中，严禁做汽轮机超速试验。9、滑停过程中旁路处于热备用状态时，注意监视高低旁后压力、温度变化。10、滑停过程中注意监视轴封汽源的切换，及时调整轴封汽压力和温度，使轴封汽
17、温度与转子金属温度差控制在许可值内。避免因切换汽源导致汽轮机进水事故发生。11、机组停运转速为零两小时后，准备退轴封、真空系统，保持轴加风机运行。轴封系统退出运行后，立即全开轴封溢流调门和旁路手动门。开启疏水扩容器和水幕喷水。停机期间保持润滑油净化装置运行。12、监视机组振动、轴向位移、瓦温、缸胀、振动、上下缸温等参数，严密监视推力瓦块的金属温度和回油温度，发现参数超限应立即打闸停机。停机后每小时记录一次金属温度值及汽机本体相关参数。二、锅炉专业1、通知燃料专业合理控制各煤仓上煤量，根据停机时间将C、F煤仓控制在1/2煤位，机组停运时间超过7天时，应将原煤斗烧空2、制粉系统停运时应将煤粉抽空、
18、给煤机皮带燃煤走空，防止积粉自燃3、加强锅炉燃烧及炉膛压力调整，防止锅炉灭火，接到停机命令后试投A磨等离子及D层油枪正常，300MW负荷投入等离子稳燃。4、机组负荷大于400MW时，对各受热面（含空预器）、SCR.低温省煤器进行一次全面吹灰。在低负荷期间及等离子投运期间，加强锅炉尾部烟道各温度及炉膛压力的监视，防止尾部烟道二次再燃烧；空预器投连续吹灰，就地吹灰器后压力0.8MPa以上。5、锅炉干湿态转换及低负荷期间，加强锅炉各受热面壁温的监视，防止受热面超温。锅炉转湿态前确认暖管系统暖管备用，锅炉疏水泵试启正常。6、锅炉转湿态运行，361阀开启后，及时退出暖管暖阀系统。7、停机过程中，控制主、
19、再热蒸汽温度下降速率不大于1.5Cmin;降温、降压不应有回升现象。在减负荷中注意主蒸汽、再热蒸汽两侧温度偏差不大于15,主蒸汽过热度大于50。8、加强给水、主再热汽温的监视和调整，防止汽温大幅度波动，造成超温和大幅波动。9、锅炉MFT后，保证30%以上风量通风吹扫5分钟；然后关闭各风门挡板闷炉，检查锅炉各人孔门、看火孔严密关闭。10、过热器出口压力降至1.0MPa时,做好锅炉放水准备工作。11、过热器出口汽压降至1.0MPa时，打开水冷壁各部疏水门和省煤器各部疏水门，锅炉热炉放水，锅炉放水后进行余热烘干保养。12、当空预器的入口烟温降至80时，允许停止空预器运行。13、当炉膛温度降至45时，
20、可停止火检冷却风机运行。三、电气专业1、值长接到调度停机方式安排前一个班，首先应保障柴油机、交直流润滑油泵、密封油泵、顶轴油泵等电源正常、油箱油位检查正常并进行试转良好后备用，检查蓄电池、220V/110V直流、UPS系统正常，方可下达滑停指令，否则联系检修及时处理后进行。2、机组滑停，负荷至180MW时，进行厂用电源快切试验，试验前确认各备用开关状态正确，快切装置良好备用后，做好厂用电源切换失电的事故预想后方可进行试验，试验结束后倒换厂用电由启备变接带。3、机组开始滑停后，根据负荷波动情况，请值长注意PSS装置自动退出运行。4、发电机组非紧急事故情况，必须通过程序逆功率进行发变组解列，任何时
21、候禁止通过主变出口开关停机，机组解列前注意确认主变中性点接地刀闸必须合闸到位，联系二次检查机组启停机、突加电压保护软控制在投入位后方可打闸停机，解列后第一时间确认发电机出口主开关确实已断开，三相出口电流至零，机组转速开始下降，确认励磁系统灭磁开关断开后，汇报值长及时将主变出口刀闸、高厂变低压侧开关摇出至试验位，发电机转冷备用，非调度指令下待机，发变组热备用状态时间不应超过8小时。5、机组停运后除非进行发电机反冲洗后，根据周边冷暖环境，在不造成发电机结露绝缘下降，有发电机定子线圈保养方式安排的情况下，停运内冷水设备运行，否则用合格的水质保持或间断性运行定冷水系统，间断一般不超过72小时。6、发电
22、机氢气置换必须保证定冷水系统运行良好状态，发电机内水温不低于25度，否则投入电加热，发电机停机后绝缘监察装置要随机退出停电，氢气干燥器可根据湿度情况投退，置换时二者应都在停运状态且随发电机一起置换，不得隔离。7、母线微正压装置停机解列后第一时间切热风保养状态运行。8、主变冷却风扇待机组解列后，根据天气情况判断停止时间，主变油温不低于25度。9、发变组的开停机操作和状态转换均需拟好操作票，审核合格后严格执行,唱票操作。四、化学专业1、在停机前4小时，增加氨溶液箱内药品溶液浓度，加大凝结水精处理出口加氨量，控制省煤器人口给水的PH值9.59.6,对应电导率为9-llscm机组完全停运行退出精处理。
23、2、停机后除盐水箱保证满液位，4个氢罐全部充至2.6MPa。3、循环水停止加阻垢剂和二氧化氯。五、灰硫专业一）除灰系统：1、静电除尘器停运前停运后输灰系统必须空载运行直至灰斗内无积灰（输送压力小于0.05MPa）方可停运气力输灰系统。2、灰斗、灰库气化风机停运前先停运电加热，待电加热温度降至80以下,方可停运气化风机。3、灰斗内无积灰后方可停运灰斗蒸汽加热，隔离灰斗蒸汽加热系统，打开疏水门将管道内积水放净。4、停机后灰库进行持续放灰，将灰库内的存灰放尽，料位到零。当料位无法到零时通知检修人员检查确认，校准料位，防止余灰板结。二）除渣系统：1、机组停运后，捞渣机持续运行，待接到值长下令后方可停运
24、捞渣机运行和关闭水封槽补水手动门。2、捞渣机停运后，渣仓持续放渣，将渣仓放空，就地核对料位指示是否正常。3、将渣水池的存水通过渣水泵打至沉煤池，直至打空。三）电除尘系统：1、引风机停运后，依次停运5、4、3、2、1电场高频电源运行。2、高频电源停止运行后，阴阳极振打继续运行2h。四）脱硫系统：1、脱硫系统停运后，将脱硫废水三联箱低排打开，将存水放尽，如有淤泥,通知检修进行冲洗。2、脱硫系统停运后，石膏筒仓持续放料，将料位放空。3、停机前石灰石粉仓保持低料位在5米以下，气化风持续投运，防止板结4、停机前将吸收塔液位控制在8米以下。六、输煤专业1、停机前加强与当班值长联系，提前控制好各筒仓、原煤仓
25、煤位。确保停机后筒仓煤位在810米，#1筒仓为高热值煤种（优混发热量5551大卡）可适当降至68米。停机尽可能将原煤仓烧空仓。2、机组停运后加强对筒仓惰化系统的巡视，每班对筒仓手动冲氮一次（锁气层）,注意氮气存储罐压力变化,氮气压力低于0.5mpa制氮机是否能自动工作。3、加强煤场巡查、测温工作，要求每班三次对煤场存煤区域进行多点测温并做好记录，记录要有实际测温值。4、各班认真组织学习煤场煤堆防自燃措施，做好事故预想。推煤司机安排24小时待命，随时能到达煤场协助处理原煤自燃。5、停机期间不能放松对输煤沿线各设备的巡检和试转工作（试转设备要求:每天皮带机，斗轮机运行10分钟，并投入犁煤器，除铁器；三通档板的切换，斗轮机要求行走20米后退回原地、俯仰、回转各进行一次）发现异常情况及时联系处理，确保设备处于健康备用状态。6、推煤作业的油料必须准备充足，且做好使用记录与登记。7、加强巡检，如遇异常情况及时汇报当班值长和燃料专责。
