135MW机组滑参数停运方案

135MW机组滑参数停运操作步骤、注意事项批准

副总工程师

安全生产部

发电部

初审

编写

年月日

#6机、#9炉申请调停时间：2016年01月**日**至**日**（共计5天），具体以调度批复为准。

一、机组计划停运前要求：

(1)坚持严格按规定顺序表执行定期降粉制度，在计划停炉前3天，每天均应增加煤粉仓

交叉降粉至少一次，以利于消除粉仓积粉自燃死角和改善煤粉的流动性、消除给粉机下粉不畅而引起燃烧不稳的安全隐患，确保机组滑停顺利、受控进行。降粉的最低粉位以保证给粉机正常运行和避免出现燃烧不稳为限，原则降粉至1.0～1.5m粉位：

a.锅炉降粉前四角微油枪正常，并处于可靠备用状态；

b.粉标指示正确，摇到最高位置，钢丝绳完好，滑轮灵活，降粉过程加强粉位测量；

c.加强监视和记录降粉前后粉仓各点温度变化；

d.在降粉接近粉位限值出现多台给粉机下粉不畅，或期间出现锅炉燃烧不稳等异常

情况，立即停止降粉，必要时投微油枪稳燃。

(2)计划停炉前2天开始，待停炉洗涤塔逐步降液位至约8米、向运行炉洗涤塔转浆液（减

少蓄热量），确保检修进度。

(3)计划停炉前，检修部门应组织检查、确认钢索输粉机进出料门、三通切换挡板动作正

确、到位，确保粉仓的严密性，防止停炉后粉仓温度异常升高、甚至失控而引发粉仓爆炸事故。

(4)检修一部、发电部加强钢索输粉机检查、维护，确保邻炉、邻仓转粉正常。

(5)检修部门应根据“四管”区域的检修项目和检修进度，在计划停炉前完成运转层炉膛

人孔门保温拆除等准备工作，创造控制温降的有利条件。

(6)值长应将停炉计划预先告知各专业班长，计划停炉夜班起，根据煤场存煤调度低挥发

份煤种入炉、磨煤机出口温度应针对相应挥发分的控制范围内尽量提高（不得超过75℃）；停炉当天白班暂停原煤仓上煤、待空仓后燃料班长应组织检查并安排消除原煤仓缺陷，根据粉位和停炉计划由值长调度补煤时间及补煤量。

(7)计划停炉白班再次完成微油系统滤网清洗、点火试验正常，微油点火系统可靠备用。

(8)停炉3天以上应将煤粉仓烧空，在停炉空仓时，值长应组织外协人员敲击给粉机落粉

口。计划停炉白班交班粉位原则上控制在甲仓4.0米、乙仓2.0米左右，值长应根据锅炉耗粉情况和停炉计划合理调整；燃料班长应落实好防范原煤落入停运煤仓的措施。

(9)计划停运白班完成汽轮机顶轴油泵、低压润滑油泵、盘车装置试验，确保正常。

(10)计划停运白班完成汽轮机主汽阀、调节汽阀活动试验，确保其动作灵活、无卡涩

现象；检查抽汽逆止阀的控制系统和启动旁路系统正常。

(11)计划停运白班完成厂母至空预器吹灰蒸汽管道暖管、备用，加强厂母管道末端的

疏水工作；

(12)计划停炉中班接班值长及时联系省调，沟通好停机相关事宜、并及时汇报公司分

管领导和通知相关管理及技术人员。

二、热网运行方式调整

计划停机中班接班值长，按“机组检修停运期间全厂供电、供热事故预案”及时调度机组运行方式，将供热转移至其他机组接带后撤出调压器。

三、滑参数停运操作规定

1.值长及时、准确通知各专业滑参数停机事宜（包括拖渣人员），组织待停炉本体及尾

部受热面整体吹灰一次。

2.值长组织电气岗位仔细核实燃机#2高厂变的电源剩余容量是否满足应急负荷的要求，

联系生化调度、燃机值长和60MW机组值长准备就绪后，将供电6KVⅡ段母线由工作电源供电热倒至应急电源供电，并将供电6KVⅡ段工作电源进线G621开关由热备用操作至冷备用。

3.待停炉煤仓制空，应规范制粉系统停运操作，严格控制磨煤机出口温度不超过规定值，

同时清净木块分离器、木屑分离器、锁气器、给煤机和吹扫再循环管，必须充分抽尽余粉后再停运磨煤机。停磨后及时关闭粉仓、输粉机吸潮门和输粉机下粉闸板，并将下粉挡板切至输粉机。

4.在CCS方式（炉跟机）下，逐步降低过热汽压力，维持机组电负荷不变，待高调门GV

四阀全开后，切至单阀控制，打开待停机组紧急跳闸按钮罩、落实应急停运措施后开始滑参数停机操作。

5.在滑停过程中，应关注FGD净烟气指标变化：烟尘浓度降低，调整好电除尘高频电源

二次电压、电流，落实节能减排措施，电除尘除灰必须连续投入、必要时手动反冲、出尽，并防止积灰和输灰管道堵塞；二氧化硫浓度降低，调整好浆液循环泵运行方式或脱硫提效剂用量；氮氧化物浓度降低，调整好SCR喷氨量，待锅炉SCR入口温度至300℃时，及时停用并隔离SCR喷氨系统（关闭气氨至#9炉手动隔离门），SCR声波吹灰系统继续保持投入状态，待锅炉停运后按规定停运；根据机组负荷下降，调整出渣系统运行方式，检查、处理掉焦情况；根据气温和负荷变化，调整好注油设备的冷却水量，维持油温、油位在规定范围内。

6.逐步降低过再热蒸汽温度、压力，降压速度为0.05～0.1Mpa/min，降温速度为0.8～

1.5℃/min，机组负荷随蒸汽参数滑降。

7.在过再蒸汽压力下降的同时应及时调整过再汽温度，保证过再主汽门前汽过热度

60℃～100℃、过再蒸汽温度不得低于汽缸金属温度20℃。

8.在降温过程中，过热汽温和再热汽温相差应不大于40℃，汽缸上下壁温差不应超过

50℃。

9.减负荷过程中根据汽轮机一、二级抽汽压力，及时停用高压加热器；根据轴封供汽压

力及时投用厂母至轴封汽及除氧用汽，厂母用汽由邻机提供，热网启动蒸汽管至厂母作热备用；根据低加疏水量及时停用疏泵，将疏水切至凝汽器，锅炉空预器吹灰切至厂母供。

10.应将乙粉仓烧空，滑停过程，值长组织外协人员敲打给粉机落粉口、确保下粉顺畅和

粉仓烧空，若存在燃烧不稳定投用微油枪，空预器保持连续吹灰；甲粉仓粉位较低，若同时出现两台以上给粉机来粉不畅时，应杜绝同时敲击所有不来粉给粉机，防止炉膛爆燃，同时炉本体周边禁止无关人员通行。

11.负荷减至80MW，将机组厂用电倒至T5联络变供，适时减发电机无功至0，机组运行稳

定可适当推迟。

12.加强火检信号监视和喷燃器检查正常，机组负荷减至约60MW左右，根据现场条件投入

微油点火系统、确保燃烧稳定，撤出FSSS中全炉无火保护，继续滑停，具备吹灰条件则保持空预器连续吹灰。

13.负荷减至较低时，应根据锅炉燃烧情况及时投入旁路系统，及时开启疏水联箱上各抽

汽管道、本体疏水门。

14.锅炉出口过、再热汽温降至450℃～440℃且不回升后，通知化学加十八胺保养。加胺

保养过程稳定运行1小时左右。

15.启动交流润滑油泵，检查油压正常、一台顶轴油泵转速联锁投入，组织人员现场检查、

调整各瓦的顶轴油压就绪后，手动MFT、机组停运；

16.待发变组解列、灭磁后，及时关闭发电机空冷器冷却水，防止低温凝露影响发电机绝

缘。

17.惰走过程中汽机专业严密监视顶轴油压、轴承温度、回油温度等参数，做好随时破坏

真空、加速降速的应急准备；倾听汽轮机内部声音，准确记录惰走时间，待汽轮机转速至零，投入连续盘车。

18.将机组停运情况及时汇报省调、通知各专业。

19.按正常停机操作步骤完成其他停机操作；停炉后用保险膜将给粉机闸板处包扎，及时

封闭粉仓后充入足够的惰性气体。检修一部应完成准备工作后，及时组织粉仓转粉和

清仓工作。

20.汽包上水至+300mm，停运给泵。

21.若机组停运后需加强锅炉冷却，则可通过加强给水换水、炉膛通风和调整启动旁路系

统等措施，但必须严控汽包壁温差≯40℃，抄录膨胀指示器读数；若需加强汽轮机冷

却，则严格执行“快冷装置投运措施”。

四、注意事项

1.在整个机组滑停降温、降压过程中，过、再进汽温度（进汽门前）应确保有60℃以

上的过热度。滑停过程中要加强对过、再热温度及汽轮机缸温、转子偏心、各轴瓦温

度、回油温度等监视，一旦确认机组有水冲击迹象则应立即果断打闸停机。

2.滑停过程中可根据情况用一、二级旁路配合控制降温、降压速度，但开Ⅰ、Ⅱ级旁路

时，应先开Ⅱ级后开Ⅰ级，防止再热器超压，监视再热器入口汽温不超过450℃。

3.滑停过程中应严格按照滑参数停机曲线控制温降、压降平稳，避免大幅扰动！

4.保证加胺效果，原则上加胺结束后锅炉维持燃烧1小时内应停运。

5.滑停后及时组织#9炉给粉机电源切换试验、高低加查漏和电动门开关、风机挡板操

作试验。

6.过热汽压力0.5MPa，汽包壁温150℃以下，根据防冻要求锅炉带压快速放水，凝汽器

维持真空60Kpa左右约4小时后破坏真空；具备条件，及时组织阀门活动试验。

7.对照检修策划书和工作票（含工作任务单），根据现场条件正确、完备布置保证安全

的技术措施，主动创造检修任务如期进行的条件。

电厂滑压运行

滑压运行的时候要求汽轮机调速汽门保持位置不变。当电负荷改变时，锅炉改变燃烧量，蒸汽参数改变，从而保持汽轮机调速汽门位置不变。手动操作是这样的：减负荷时适当关小调速汽门（因为锅炉燃烧量增减对负荷对应不直观，为保证安全防止负荷波动，调速汽门全开手动操作时先适当关小调速汽门，防止负荷减过量后没有调节手段）→主蒸汽压力升高→锅炉减少燃料量→主蒸汽压力下降→调速汽门开大；逐渐保持调速汽门保持位置不变；达到减负荷的目的。DCS时汽轮机是阀位控制模式，锅炉根据负荷指令来减少燃料量，达到减负荷的目的。增负荷反之。 定压运行时锅炉维持蒸汽参数不变。当负荷改变时，汽轮机改变调速汽门位置改变负荷，锅炉则相应改变燃料量维持蒸汽参数不变。动作是这样的：减负荷手动时汽轮机关小调速汽门，锅炉跟随维持蒸汽参数。DCS中汽轮机改变负荷指令；调速汽门关小→主蒸汽压力升高→锅炉燃烧量减少→维持主蒸汽压力不变，达到减负荷的目的。增负荷反之。 滑压运行和定压运行的区别： 滑压运行：锅炉主调汽机跟随，锅炉通过改变主蒸汽压力改变电负荷，汽轮机维持调门位置。 定压运行：汽机主调锅炉跟随，汽轮机通过改变调门位置改变电负荷，锅炉维持主蒸汽压力。 与定压运行相比,滑压运行的效益主要表现在: 1.几乎没有节流损失,使部分负荷下汽轮机相对内效率高于定压运行方式; 2.由于滑压运行时各负荷下汽轮机相对内效率几乎不变,使得高压缸排汽温度基本不变(而定压运行负荷低时高压缸排汽温度降低),使得蒸汽在再热器中的吸热量减少,循环热效率提高; 3.由于滑压运行时各负荷下汽轮机相对内效率几乎不变,而定压运行负荷降低时相对内效率降低,从而其运行经济性高于定压运行; 4.负荷降低时,主蒸汽压力降低,使得给水泵出口压力降低,减少了给水泵的电耗或汽耗; 缺点是: 由于负荷降低时,主蒸汽压力降低,使得循环热效率降低. 因此,在某一负荷下是否应该采用滑压运行,关键是综合上述各项来考察机组的运行经济性 滑压运行的好处： 1）由于压力随负荷降低，蒸汽的比热减小，过热热减小。所以过热蒸汽温度在较宽的负荷范围内都维持了稳定（例如：在40-100%MCR 内可维持额定）； 2）由于汽轮机节流损失小，高压缸排汽温度稳定（亚临界机组，负荷从100%降低到50%MCR，高缸排汽温度只降低了60度左右，所以

电厂停运规程

机组正常停运规程（以后石电厂#1~#4机组为例） 1.1正常停运前的准备 1.1.1值长接到停机命令并明确停机的原因、时间、方式后，应通知各相关部门 及各岗位做好停机前的准备及工作安排。 1.1.2机组领班应通知各岗位值班人员对所属设备、系统进行一次全面检查，将 需停机处理的设备缺陷详细记录在运行记录中。 1.1.3联系公用课、保养课等部门，并将机组停运需配合事项交待清楚。 1.1.4机组大、小修前或停炉时间超过7天，应安排将所有原煤仓烧空（公用课 燃运是否上煤应根据值长通知）。 1.1.5单机运行时应提前启动启锅向公用辅汽联箱供汽，机组共用辅汽联箱暖管 后投入运行，机组共用辅汽应具备向机组辅助蒸汽供汽之条件。 1.1.6确认柴油系统正常备用，柴油日用罐有足量存油。 1.1.7试投所有点火器，应全部着火且稳定。 1.1.8停炉前应对锅炉受热面全面吹灰一次。 1.1.9机组停运前应进行TOP、AOP、EOP油泵自启动试验和小机直流油泵自启动 试验，试转正常后投入自动备用。 1.2机组减负荷 1.2.1600-450MW (1)在USS画面的“负荷/BID设定”控制棒图内设定负荷需求值为450MW。 (2)注意W/S疏水箱液位控制阀出口电动阀A&B&C强制/自动开启，动作条件 如下 A负荷需求值<455MW，W/S疏水箱液位控制阀出口电动阀A&B&C强制全开，液位控制阀自动置于“自动”控制模式。 B当MSP<17.7MPa，W/S疏水箱液位控制阀出口电动阀A&B&C强制全开，液位控制阀自动置于“自动”控制模式。 C电动给水泵启动时（一个脉冲信号），W/S疏水箱液位控制阀出口电动阀A&B&C强制全开。 (3)负荷需求值降至450MW A全面检查各系统运行参数、自动控制正常。 B退第一层煤燃烧器运行（若原煤仓需烧空，则需进行确认及敲打。若无需将原煤仓需烧空，则应用检查停止模式停运煤燃烧器）。 C随着负荷的下降，机组轴封自密封逐渐切换到机组辅汽供轴封蒸汽。确认轴封蒸汽压力、温度自动控制正常。 1.2.2450-270MW (1)在USS画面的“负荷/BID设定”控制棒图内设定负荷需求值为270MW。 (2)负荷需求值降至270MW A全面检查各系统运行参数、自动控制正常。 B退第二层煤燃烧器运行（要求同上）。 C退出一台汽动给水泵运行 D确认一台汽动给水泵已退出运行，启动电动给水泵组，并入运行。 E退出一台凝泵运行。 1.2.3270-180MW

12月15日滑参数停机总结讲解

赵楼电厂12月15日#1机组滑参数停机总结 一、概述 大容量高参数机组滑参数停机的主要目的是：通过停机过程全开高、中压调门，逐步降低锅炉出口主蒸汽温度、再热蒸汽温度，从而逐渐降低汽轮机高、中压缸进汽温度，使高、中压缸温度，也就是高、中压转子温度快速均匀降低到一个较低的数值，再解列发电机停机。为汽轮机尽快达到停盘车要求创造必要的条件，使汽轮机尽早开始检修工作，从而缩短机组检修时间。因此，汽轮机脱扣时高、中压转子探针温度的最终值将直接影响日后汽轮机盘车运行的时间。在此过程中既要达到快速降温的目的，又要控制好降温速率符合规定(1.5℃/分)并注意主蒸汽、再热汽有足够的过热度，避免汽轮机进冷水冷汽，同时又要控制汽轮机热应力不超限。 （一）、参数停机的优点： 1、可以充分利用锅炉的部分余热多发电，节约能源。 2、可利用温度逐渐降低的蒸汽使汽轮机壁厚部件(主要是高中压转子)得到比较均匀和较快的冷却。 3、对于待检修的汽轮机，采用滑参数停机可缩短停机到开缸检修的时间，使检修时间提前。 （二）、滑参数停机必须坚持两个基本原则： 1、锅炉出口主蒸汽温度和再热蒸汽温度必须保证50℃以上的过热度，一般100℃为宜，防止汽机进冷水、冷汽。 2、严密监视汽机热应力值及其变化趋势，防止热应力超限。控制主蒸汽温度和再热蒸汽温度的温降率为1℃/min，高、中压转子热应力≯60%。 二、滑参数停机过程：

赵楼电厂#1机组自12月15日09点15分开始滑停，至12月15日17:15分打闸停机解列，历时8个多小时，期间完成了#1机抽汽逆止门活动试验、汽轮机ETS通道试验、锅炉MFT、BT试验。实现了滑停的既定目标，将4个煤前仓基本烧空，调节级金属温度滑至370度,为尽早停运盘车及油系统进行检修赢得了时间，同时也为今后机组滑停积累了经验。现将停机过程总结如下：（一）、滑停前措施的制定和学习： 滑停前发电车间组织专业人员编写了《#1机滑参数停机的技术措施》，使运行值班员的操作更有目的性和指导性，大家清楚的认识到滑停是分阶段进行的，每减负荷至一定数值后，先保持汽压不变，降低汽温；滑停过程中保持蒸汽过热度大于100℃，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20℃。当汽缸金属温度下降趋于缓慢时，再降低主汽压力，负荷随之下降；当负荷降至另一预定数值时停留一段时间，保持汽压不变，继续降汽温达到上述温度变化要求后，再降压减负荷。 （二）、充分有序的停机前准备工作： 1、停机前确认开启汽机本体所有疏水手动门，由于机组正常运行中个别疏水门存在内漏，手动门在关闭状态，我们为了确保不遗漏一个疏水手动门，专门打了操作票和系统图确认高、中压缸疏水阀及管道疏水阀手动门等在开启状态。 2、为了防止机组滑停过程中炉膛燃烧不稳影响滑停质量，派专人检查炉前燃油系统，确保处于热备用状态。 3、滑停机前通知化学值班员，调整炉水PH值9.4-10.0，开启除氧器连续排汽手动门，开启高加连续排汽手动门。 4、准备好通讯工具。 5、主蒸汽至轴封暖管。

滑压运行与定压运行优缺点的比较

滑压运行优缺点 一、经济性方面 优点：1、低负荷时，给水泵转速低，耗功少； 2、调节门全开或部分全开，节流损失小； 3、容积流量不变，喷嘴和动叶出口流速不变，调节级效率高； 4、较低负荷时，蒸汽比热减少，能维持蒸汽额定温度不变。 缺点：低负荷时，主蒸汽压力低，循环热效率低。 二、安全方面 优点：1、蒸汽温度变化不大，金属热应力、热变形小，允许负荷变化速度大，安全可靠性高； 2、低负荷时，锅炉受热面、主蒸汽管道、汽机调节级等高压部件都在较 低应力状态下工作，有利于延长机组寿命； 3、较低负荷时，蒸汽比热减少，能维持蒸汽额定温度不变，末级湿度较 小； 4、调节系统工作稳定，机组振动小。 缺点：1、锅炉的储热能力降低，适应电网负荷变化的能力减弱； ； 3、压力变化容易引起管壁超温。 汽轮机的负荷调节方式有几种？各有什么优点？ 解答：汽轮机的负荷调节的方式有喷嘴调节、节流调节、滑压调节和复合调节四种。 喷嘴调节和节流调节是定压运行机组采用的负荷调节方式，在外负荷变化时，通过改变调节阀的开度，使进汽量变化，改变机组的功率，与外负荷的变化相适应。 采用喷嘴调节的汽轮机，在外负荷变化时，各调节阀按循序逐个开启或关闭。由于在部分负荷下，几个调节阀中只有一个或两个调节阀未全开，因此在相同的部分负荷下，汽轮机的进汽节流损

失较小，其内效率的变化也较小。从经济性的角度，当机组负荷经常变动时，这种调节方式较为合理。 汽轮机采用节流调节，在部分负荷下，所有的调节阀均关小，进汽节流损失较大，在相同的部分负荷下，其内效率相应较低，因此这种调节方式仅适应于带基本负荷的汽轮机。另外，采用节流调节的汽轮机没有调节级，在工况变化时，高、中压级的温度变化较小，故启动升速和低负荷时对零件加热均匀。 采用滑压调节的汽轮机，在外负荷变化时，调节阀保持全开，通过改变进汽压力，使进汽量和蒸汽的理想焓降变化，改变机组的功率，与外负荷的变化相适应。在相同的部分负荷下，由于所有的调节阀均全开，节流损失最小。但在部分负荷下，由于进汽压力降低，循环效率随之降低。另外，由于锅炉调节迟缓，在部分负荷下，若所有的调节阀均全开，当负荷增加时，调节阀不能参与动态调节，机组的负荷适应性较差。只有单元机组，或可切换为单元制连接的机组，其汽轮机才能采用复合调节方式。 复合调节方式是上述调节方式的组合。它有两种组合方式：其一是高负荷区采用额定参数定压运行喷嘴调节；中间负荷段采用滑压运行；低负荷区，采用低参数定压运行节流调节，即“定－滑－定”的调节方式。其二是低负荷区，采用低参数定压运行节流调节，其他负荷区采用滑压运行，即“滑－定”的调节方式。由于复合调节方式包含滑压调节方式，也只有单元机组，或可切换为单元制连接的机组，其汽轮机才能采用。对于亚临界机组，在高

滑参数停机注意事项

一、机组滑参数停运的操作要求：（以供参考，根据当天停机安排做适当停止并以滑参数停机操作卡进行操作。） 1、本次停运要求将＃1炉原煤斗烧空。 2、值长做好和省调度员联系，确定准确的停运时间，最少提前10小时安排机组的负荷曲线，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），如果根据机组负荷曲线、磨煤机的带负荷能力允许，C、F原煤斗保证停机前尽量烧空，其余原煤斗原则上按照E、B、D、A顺序烧空仓。 3、通知燃料按此停磨顺序控制上煤时间和上煤量。 具体操作要求： 1、停炉前4小时，400MW负荷以上进行炉膛、受热面和空预器全面蒸汽吹灰，试投等离子。 2、机组降负荷过程中先停止上层制粉系统运行，防止下层磨先停运，特别A磨先停运。 3、提高下层D、A磨出力，保持燃烧稳定，继续降负荷停止E制粉系统运行，根据情况投入等离子，将机组负荷降至180MW，在降负荷过程中，继续以不大于2℃/min的速度，降低主蒸汽温度至465℃（操作卡350-320℃），缸温滑至410℃左右。 4、负荷降至180MW后，注意控制给水流量，及燃料量，以防主汽温大幅回升，锅炉转湿态后注意炉水泵的调节。 5、由于机组降负荷初期需通过增加减温水量的方式达到降低主、再热蒸汽温度的目的。因此在降温过程中，应控制机组减负荷速率和主、再热蒸汽温度降温速率不宜过快，控制主汽压与温度匹配，其中控制减温水流量的尤为重要，否则将使汽机高、中压转子产生较大应力。 6、机组负荷从300MW到发电机解列是非常关键的阶段，这个阶段的操作重点主要是蒸汽温度和高中压转子应力的控制。其一：如果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；其二：如果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；其三：由于此阶段的运行操作较多，如停运磨煤机、电泵与汽泵的切换，如果控制不好，很容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（180-300MW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。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作（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。 7、机组滑停过程中严密监视汽轮机上、下缸温差，不得超过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40℃。 8、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来控制主蒸汽、再热蒸汽的降温速度和降压速度。机组主要参数变化率控制如下：负荷下降率＜2-3％额定负荷主汽压力＜0.05-0.1MPa/min主、再热汽温度下降率＜83℃/h调节级蒸汽温度变化率＜100℃/h，严密监视调节级金属温降不得大于165℃/h。 9、控制汽温与汽压匹配，按照先降汽压后降汽温的原则进行控制，主汽过热度应控制在80℃以上。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20-40℃。 10、严密监视轴承回油温度、汽轮机振动、轴向位移应正常，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机组温降速度，适当延长低负荷运行时间。

机组滑停注意事项

机侧注意事项： 1 滑参数停机是为了使停机后的汽缸金属温度降到较低的温度水平，一般用于小修、大修等计划停机。 2 该方式汽机跟随锅炉按滑压曲线滑压减负荷，同时调门逐渐开 启。 3 在减负荷过程中，应密切监视高压内缸调节级后金属温度和 中压缸进汽区金属温度变化梯度。 4 按滑参数停机曲线降温、降压、减负荷应满足下列要求：4.1 主、再热蒸汽温度下降速度：小于1℃/min； 4.2 主、再热蒸汽降压速度：小于0.098MPa/min； 4.3 主、再热蒸汽过热度：大于50℃；高压缸排汽有一定过热度。 4.4 滑停过程中，主、再热蒸汽温度若10分钟内下降50℃，应立 即停机 4.5 降负荷速度1MW/min； 4.6 汽缸金属温度下降速度不超过1℃/min； 4.7 在主蒸汽温度下降30℃左右时，应稳定5～10分钟后降温，以 控制主蒸汽与再热蒸的温度差在规定范围内，并保证汽轮 机的热膨胀和胀差均匀收缩下降； 4.8 当调节级后蒸汽温度降到低于高压内缸调节级处法兰内壁金属 温度30℃时应暂停降温，并延长暖机时间； 4.9 减负荷过程中应注意高、中压缸胀差的变化，当胀差达到-1mm 时应停止减负荷，若负胀差继续增大，采取措施无效而影

响机组安全时，应快速减负荷到零；减负荷过程中应根据 运行情况及时投入旁路系统，并注意低压缸喷水投入。炉侧注意事项： 1）负荷降到40%以下，将自动给水改为人工给水； 2）锅炉减负荷变化率应控制在≤1%/min，饱和蒸汽降温速度≤1℃/min，降压速度≤0.098MPa/min，汽包上任意两热电偶间的温度差≤32℃，负荷降到30%时，负荷变化率≤0.5%/min，主蒸汽降温速度≤1～2℃/min，降压速度≤0.098MPa/min； 3）当负荷减少，根据燃烧情况，及时投入油燃烧器或等离子点火装置； 4）当负荷降到零时，停止供燃料，熄火后，保持总风量30～40%进行5～10分钟炉膛吹扫，排除炉膛及烟道内可能残留的可燃物，然后送、吸风机，同时对油枪喷头用蒸汽吹扫。 5）熄火后，维持空气预热器继续运转，直至进口烟道气流温度降至150℃以下时，方可停运预热器； 6）熄火后，当汽包压力降至0.172MPa(表压)时，开启再热器疏水阀和对空排汽阀，若炉内温度较高，压力有上升趋势时，可开启旁路及疏水阀。 7）熄火后，保持汽包水位，水位低时应进行补水，严禁为了加速冷却汽包金属壁温而采取边排水边补水的做法。 8）熄火后，关闭排污门，取样门，加药门。 9）熄火后，应密切注意排烟温度的变化，防止发生尾部再燃。

集控运行值班员试题A卷

（A 卷） 一、填空题（共15题，每题1分，本题共15分） 1．为防止全厂停电事故，运行人员操作前要认真核对 ，检查设备的状况。严格执行“两票三制”和危险点预控措施，操作中不跳项、不漏项，严防发生 事故。 2．为防止锅炉受热面泄漏，吹灰程序结束后，必须通过有效手段确认所有吹灰器已退出，并 。 3．机组启动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，热态启动不少于 ，若盘车中断应重新计时。 4．燃煤 与着火温度存在着线性关系。 5．定子三相电流不平衡时，就一定会产生 电流。 6.汽轮机设计极限真空值及真空对热耗率的影响与低压缸 有关。 7．实践表明，蒸汽流量在设计值的30％-100％范围内变化时，节流配汽凝汽式汽轮机的蒸汽流量与电功率之间的关系近似 函数。 8.喷嘴调节只有当调节级的 很大时才显示出它的优越性。 9.一般可近似认为，凝汽式汽轮机总的轴向推力与蒸汽 成正比变化，且最大功率时达最大值。 10.影响锅炉灰渣物理热损失的主要因素是燃料中灰份含量、炉渣占总灰份的份额和 。 11.距离保护是反映故障点到保护安装处的 距离，并根据此距离的大小确定动作时限的保护装置。 12.带电手动安装三相水平排列的动力熔断器时，应该先装 相。 13.如果触电者触及断落在地上的带电高压导线，在尚未确认线路无电且救护人员未采取安全措施（如穿绝缘靴等）前， 不能接近断线点 米范围内，以防跨步电压伤人。 14.发电机由空气冷却改为氢气冷却后，其他条件不变，则通风损耗明显减少，效率可以提高 ％。 二、单选题（共29题，每题0.5分，本题共14分） 1．机组在低负荷滑压运行时，相比定压运行工况，高压缸排汽温度会（ ）。 A 、不变 B 、降低 C 、增高 D 、无法确定 2．燃尽风设置的主要目的是减少（ )的生成而组织分级燃烧，在燃烧后期保证可燃物的燃尽。 A 、CO 2 B 、CO C 、NO x D 、SO 2 3．高（ ）含量的煤是形成积灰粘污的主要因素。 A 、钠 B 、钙 C 、热值 D 、硫 4.对于300MW 等级及以上机组锅炉，当燃烧烟煤时，如其干燥无灰基挥发分在20～30%，低位发热量Qnet.ar 不低于20MJ/kg 时，其燃烧后飞灰可燃物含量正常应处于何种水平：（ ） A 、3.0%左右； B 、 8.0%左右； C 、小于2.0%； D 、大于10%。 5.下列阀门内漏量一致，哪个阀门对机组经济性的影响最为明显：（ ） A 、1号高加危急疏水； B 、给泵再循环； C 、高压旁路； D 、低压旁路 6.下述有关汽轮机运行方式的说法哪种正确：（ ） A 、对于新投产的喷嘴调节汽轮机，一般投产后一年之内均应采用单阀运行方式，以保证汽缸加热均匀，加工应力得到彻底释放； B 、为了提高机组运行经济性，应尽量维持再热蒸汽压力不变； C 、对于喷嘴调节汽轮机而言，顺序阀运行方式是一种经济的运行方式，但应注意需尽量减小各阀门间的重叠度，以将节流损失减少至最小； D 、节流调节汽轮机的运行经济性总体高于喷嘴调节汽轮机。 7.影响锅炉飞灰含碳量最主要的因素是：（ ） A 、煤粉细度 B 、锅炉配风 C 、炉膛温度 D 、煤质特性 8.根据（ ）计算出来的燃料完全燃烧时所需的空气量，叫做理论空气量。 A 、工程实际 B 、燃料消耗量 C 、化学反应式 D 、热值 9.当水环式真空泵工作水进口温度大于凝汽器冷却水出口温度（ ）时，真空泵的抽吸能力下降，此时无论机组的真空严密性如何，将明显地影响机组的运行真空。 A 、2～3℃ B 、4～6℃ C 、7～8℃ D 、一致 10.入炉煤采用（ ）的掺烧方式，飞灰可燃物可一定程度降低。 A 、分磨磨制，炉内掺烧 B 、磨内混合 C 、煤场均匀混合 D 、根据煤质特性确定 11.汽轮机任何一个轴承回油温度超过75℃，应（ ）。 A 、立即打闸停机 B 、减负荷 C 、增开油泵，提高油压 D 、立即降低轴承进油温度 12.电动机、变压器等铁芯用硅钢片叠压而成，且片与片之间绝缘，主要是为了（ ）。 A 、减少涡流损耗 B 、减少磁滞损耗 C 、减少磁场强度 D 、减少集肤效应 13. 当提高发电机有功出力时，如不调整励磁电流，则发电机的无功出力将随之（ ）。 单位 姓名 性别 岗位 身份证号

发电机组保养方案

柴油发电机组保养服务协议 甲方： 乙方： 本着“全程贴心服务，提供超出客户期望值”的服务理念，以诚信务实为原则，努力为客户提供优质的服务，确保机组安全、可靠、高效运行，解决客户后顾之忧。经甲乙双方友好协商，现就甲方一下柴油发电机组保养服务事宜达成协议： 第一条产品名称、型号、数量、金额、供货时间及数量 名称服务内容单价 200-500KW柴油发电机组对甲方提供发电机组的A级保养任务对甲方提供发电机组的B级保养任务对甲方提供发电机组的C级保养任务对甲方提供发电机组的D级保养任务 第二条服务内容：乙方对甲方所拥有的柴油发电机组应甲方要求定期进行的维护保养服务。 第三条服务期限：年月日起至年月日止。 第四条乙方应具备的资质：专业的发动机、发电机组生产厂家或服务厂家。 第五条服务地点：甲方江苏的柴油发电机房。 第六条甲方责任：甲方应严格按照柴油发电机组、发动机操作、使用程序进行操作，使用时，仔细观察机组运行的状况并作好记录，如发现任何异常状态，须及时采取措施以免引起更大的故障。 第七条乙方根据甲方需要，开展如下工作： （一）乙方应严格按照柴油发电机组的维护保养程序进行维护保养，每季度一次的A级（具体根据双方商定日期进行）维护保养,内容如下： 1)在甲方具备条件下清理空气滤内部和水箱散热器散热面的尘土油腻。 2)检查燃油、润滑油和冷却液有无泄漏，联接管路是否有松动、损坏、堵塞、流动不畅等情况，观察各 种液面标高是否在规定范围内，发现问题需及时处理。 3)检查电池组线路连接情况，蓄电池电压、电解液液位情况，以及启功电源供电系统各零部件的完整情

况，发现问题需及时处理。 4)检查发动机冷却液、机油、柴油是否按季节要求的品质进行加注和使用。 5)检查空气滤清器的进气阻力，超过规定值需清理或更换。检查进气联接胶管是否有松动或老化，或损 坏情况，发现问题需及时处理。 6)检查冷却风扇的运行状况及驱动皮带的张紧力，必要时进行调整。 7)全面检查导线束是否有松动、烧焦或磨损，各插头是否有松动、脱落或损坏情况。 8)全面检查电器报警、指示灯、安全装置、继电器和空气开关等电器件的工作是否正常。 9)检查加热器、充电器、小发电机、各种传感器和启动电机工作是否正常。 10)启动发电机组检查各部件运转状况是否正常，有无异响，有无渗漏，排除安全隐患。 11)检查日常运行记录。 12)起动机组检查三相电流、三相电压、功率、水温、油压频率是否情况正常，检查并机、遥开、启动、 急停等功能是否正常，检查烟色、震动、发电是否正常，检查紧固件是否有松动。 13)特别建议：为保障发电机组润滑系统良好，发电机组预热除湿，并做到及时发现及早排除存在故障。 建议甲方：冬季，每月不低于起动运行一次，加载运行30分钟。每三个月加载运行60分钟以上（加载应达到50%以上功率）；夏季，每月不低于起动运行二次，加载运行30分钟。每三个月加载运行60分钟以上（加载应达到50%以上功率）。 （二）每半年（或250小时）进行的B级保养内容如下： 1）例行A级检查项目。 2）更换所有滤清器，其中包括机油滤清器，柴油滤清器，水滤清器，清洗曲轴呼吸器。 3）检查空气滤清器、进气系统、冷却液、风扇毂、皮带轮、皮带、散热器、燃油与机油管路等，并根据易损件状态（如卡箍、皮带、胶圈、垫片等），进行更换。 4) 清洗柴油箱，更换老化的柴油进回油管。 5）机组带载运行不低于1小时，负载由乙方提供。 （三）每年（或1000小时）进行的C级保养内容如下： 1）例行B级检查项目。 2）在甲方具备条件下清理清洁柴油机表面。 3）彻底检查燃油系统，包括喷油泵和喷油器等零部件；检查喷油器的喷油情况，检查调整喷油提前角等情况，必要时重新进行调整。 4）彻底检查润滑系统工作情况，包括曲轴箱、机油管、机油滤清器、机油泵等零部件，并更换机油。 5）彻底检查冷却系统工作情况。 6）拆洗汽缸盖，清除积炭。 7）检查进、排气门的密封情况，检查与调整气门间隙，不符合要求应以修正。

汽轮机滑参数停机安全技术措施(新版)

Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 汽轮机滑参数停机安全技术措施 (新版)

汽轮机滑参数停机安全技术措施(新版)导语：做好准备和保护，以应付攻击或者避免受害，从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。显而易见，安全是目的，防范是手段，通过防范的手段达到或实现安全的目的，就是安全防范的基本内涵。 1.机组停机前要求所有煤斗全上大矿煤。 2.机组停机前对锅炉进行一次全面吹灰，启动试验排污降温池排水泵，发现异常及时通知点检人员处理或者采取临时措施增加潜水泵。 3.机组准备停运前将锅炉油枪及等离子全部试验一次，并将缺陷通知设备部相关专业人员。 4.将仪用空压机冷却水倒至临机接带，并将仪用空压机冷却水供、回水门关闭停电上锁并挂禁止操作有人工作标示牌。 5.锅炉降负荷停运制粉系统时，将A、B、C、D、E、F磨煤机的原煤斗、给煤机及磨煤机烧空并吹扫干净。停炉过程中注意调整好汽包水位，防止因水位保护动作锅炉灭火。 6.空试盘车电机。 7.试验TOP、EOP、MSP、两台JOP。 8.将辅汽汽源切换至邻机供。 9.检查辅汽供轴封汽源正常投入。

10.辅汽至除氧器供汽管道充分疏水暖管，投热备用。 11.接到值长滑停命令，机组负荷降至550～500MW时，机组由顺序阀运行方式切换至单阀运行方式。 12.整个滑停过程中，要求按时记录停机记录表，汽机负荷低于90MW，检查开启主再热疏水及抽汽管路疏水。检查低压缸减温水应投入，否则手动开启，保证排汽缸温度在正常范围。 13.滑停过程中严密监视下列参数，若参数达到限制值，立即停止降温，待各参数恢复正常后，方可继续降参数： 1）高中压缸胀差小于-4mm。 2）轴向位移-1.05～0.6mm 3）上、下缸温差小于35℃ 4）机组各轴承振动、轴承温度的变化。 5）主、再热蒸汽温差、主汽门内外壁温差、调门内外壁温差、中压进汽室及调节级内外壁温差在规程附录曲线允许范围内。 6)左右两侧缸胀下降速度一致,且缸胀曲线平滑无突变。 7)低压缸排汽温度小于52℃。 8）维持主、再热蒸汽过热度不小于100℃，高压缸排汽温度过热度不小于10℃。

长期停备机组保养措施

国电开远发电有限公司 长期停备机组保养措施 一、目的意义 为了加强停备用设备的保养工作，提高设备健康水平，使设备达到真正的有效备用，保证机组能安全、经济、稳定运行 二、适用范围 本标准适用于公司的锅炉、汽机、电气、热工、化学和燃运等系统设备的停备用保养工作三、具体措施 （一）停备用锅炉的保养 1.锅炉保养范围 （1）锅炉本体、省煤器、过热器及再热器等。 2.保养方式 （1）锅炉停炉过程中的十八烷胺保养。 （2）锅炉检修后的气相缓蚀法保养。 （3）气相缓蚀法保养检查周期：第一次检查为保养后45天、第二次检查为第一次检查后60天。 3.职责分工 （1）生技部负责总体协调，并组织各部门检查、评定保养效果。 （2）运行部负责制定具体实施措施，完成保养操作，并作好记录。同时根据检查情况建立保养台帐。 （3）设备检修部负责保养设备和系统的安装、维护。 4.注意事项 （1）气相缓蚀法保养期间，因炉侧受热面、机侧加热器内充满氨气，严禁未采取措施就在系统上动火和开启相关阀门。 （2）现场如有氨气异味，因查明泄漏点。 （3）气相缓蚀法保养保养结束后或系统恢复前需采用水冲洗方法置换或冲氮气法置换消除氨气（氨水）。 （4）对存在铜垫、铜接头的部分，应进行跟踪检查。 （二）锅炉专业辅机停机保养措施 1. 停炉前将煤斗内存煤烧完用尽，并防止冲地板水进入。 2. 称重给煤机、刮板给煤机保持无积煤。 3. 新、老石灰石粉仓因停机时间关系未能烧空的应根据石灰情况投运加热器，防止粉仓板结。同时新石粉仓所涉及的306石粉添加口应防止冲地板水进入。 4. 停炉前吹空新、老石粉系统管路。 5. 炉侧汽水系统阀门活动试验结合气相缓蚀法保养执行。 6. 炉侧集中供油系统无检修工作则，每周进行集中供油系统油循环，要求油循环到各转机轴承，循环时间2小时。 （1）运行部负责油循环操作工作。 （2）设备检修部负责及时调整各转机轴承进油流量，防止漏油、跑油情况。同时每月对油质情况进行分析。 7. 锅炉所有吹灰器应每2月进行一次全行程的进退试验。

浅谈350MW机组深度滑参数停机运行控制

浅谈350MW机组深度滑参数停机运行控制 摘要：本文介绍了东方350MW亚临界机组通过采用分阶段参数控制方法，达到深度滑参数停机目的降低缸温，缩短缸温冷却时间，尽快达到检修条件，并对深 度滑参数停机评估，可供同类型机组参考。 关键词：350MW机组深度缸温滑参数控制 1 前言 乌兰察布市宏大实业有限公司2×350MW机组亚临界机组，锅炉设备由东方锅炉（集团）有限公司制造，锅炉型号DG1239/17.4-II23型，为亚临界、单汽包自然循环、一次中间再热、四角切圆燃烧、固态排渣、全钢架悬吊结构、紧身封闭型燃煤锅炉。汽轮机由东方汽轮机 （集团）有限责任公司制造，汽轮机型号CK350/316.5-16.7/0.4/538/538型，亚临界、一次中 间再热、高中压缸、单轴双缸双排汽、直接空冷抽汽式汽轮机。机组停机达到检修开工条件，缸体冷却占用时间较长，如何缩短汽轮机缸体冷却时间，尽快满足检修开工条件，一直是火 电厂研究的课题。实践证明，一次较为深度的滑停可以至少节省检修时间4-6天，采用深度 滑参数停机方法降低缸温，缩短检修停机时间，即可有效灵活把控检修工期安排，又可创造 巨大的经济利润。 2 深度滑停前的准备阶段 充分做好滑参数停机准备是顺利完成深度滑参数停机过程的重要环节，滑参数停机前需 要做到几个关键点：1、煤仓煤位把控。停止上煤，检修时间超过7天，接到停机命令后至 上而下采用倒三角燃煤法逐渐烧空原煤仓，这个工作需要跟输煤密切联系，精准把控煤仓煤 位和不同煤仓燃煤量，防止断煤发生影响滑停参数控制。2、滑停前试转、切换。对锅炉油 枪试投，在最低稳燃负荷以下，为防止炉膛灭火，需投运油枪稳燃，尤其对BC层油枪和微 油的试投正常。防止燃烧扰动引起滑停参数波动大，不能合理控制温度。对主机交流油泵、 直流油泵、顶轴油泵、盘车的试转正常。3、公用系统倒换。因采用30%电泵#1、#2机组公用，及时进行倒换停运机组并试运正常。供热、辅汽、冷却水等及时切换运行机组。4、停 机参数记录。对于深度滑参数停机，分析停机前后数据是很有必要的。尤其对主汽温度、再 热汽温度、上下缸体温度、主汽压力、缸温差、胀差以及蒸汽压力下对应饱和温度等参数的 变化分析。 3 滑停阶段 3.1 滑停参数控制 主再热蒸汽降温速率≤1℃/min。主再热汽压力≤0.098MPa/min。缸体金属降温率0.5- 1℃/min。降负荷速率＜3MW/min。主再热蒸汽过热度＞80℃，控制在100±10℃。调节级后 蒸汽温度不低于缸体金属温度30℃。上下缸温差＜50℃。 3.2 350MW-175MW阶段 根据停机时间，滑停过程时间控制在3小时，需要向调度申请解除AGC进行滑停。具体 步骤如下：1）解除AGC至CCS模式。2）压力控制方式选择滑压模式。3）目标负荷175MW。4）主蒸汽温度控制目标：520℃，再热汽温度控制目标：500℃，降温速率1℃/min。5）主 蒸汽压力控制目标：13.0MPa。6）根据煤仓煤位逐渐烧空E、D原煤仓，保留A、B、C磨倒 三角煤量运行。7）根据背压依次停运空冷风机。8）负荷到175MW，将顺序阀切至单阀运

滑参数停机注意事项(优质严制)

滑参数停机注意事项 1、滑参数停机前的准备工作 1）接到值长停机命令后，做好停机前准备工作。 2）对机组设备进行全面检查，记录并核定设备缺陷。 3）准备好停机记录本、操作票以及停机用的工具。 4）试转交、直流润滑油泵、顶轴油泵正常，油泵联动投入。 5）试转盘车电机正常，准备好盘车操作工具。 6）检查电泵辅助油泵运行正常，泵组备用正常。 7）轴封汽源、除氧器备用汽源处于热备用。 8）确认MSV、RSV、CV、ICV活动试验正常、各抽汽逆止门、供热快关阀活动试验正常，无卡涩现象。 9）本机组所带的公用系统提前转至临机或其他的系统供。 10）检查各控制装置均在自动位置并工作正常，DEH切至单阀控制，用操作员自动方式停机。 2、滑参数停机的参数控制指标 1）主、再热汽温平均温降率小于1℃/min，并具有80℃以上的过热度。 2）主、再热汽压下降速度小于0.098MPa/min。 3）汽缸金属温降速度不超过1℃/min。 4）主、再热蒸汽过热度：大于80℃。 3、滑参数停机步骤： 1）得值长令，机组开始减负荷，逐渐全开大机调门。 2）滑参数停机过程采用先降主蒸汽压力，后降主蒸汽温度的方式连续进行，降温降压过程中控制主蒸汽过热度始终在80℃以上。 3）在主蒸汽温度下降30℃左右时应稳定5～10min后再降温，目的是控制主蒸汽与再热蒸汽的温差，以及汽轮机的热膨胀和胀差。 4）当调节级后蒸汽温度降到低于高压内缸调节级处法兰内壁金属温度30℃时应暂停降温，待调节级处法兰内壁金属温度与调节级后蒸汽温度基本一致后再进行降温操 作，保证滑停过程中的汽缸缓慢冷却。

5）负荷低于160MW时，注意轴封汽源切换正常。 6）负荷降至150MW，根据情况，汽机切除遥控方式，启动电泵，退出一台汽泵运行。7）负荷120MW，保留一台循泵运行。 8）负荷90MW，逐渐将给水切至电泵带，切换厂用电，检查低压部分疏水自动开启。9）负荷60MW，退出第二台汽泵运行，主汽压力5.0MPa，主汽温度360℃，中压部分疏水自动开启；开启辅汽至除氧器电动门及调节门，关闭四抽至除氧器电动门。10）负荷至50MW时，开启凝结水再循环门。 11）根据情况投入低压缸喷水。 12）负荷30MW，高压部分疏水自动开启。 13）当主汽压力降到4.9～5.88MPa，汽温降至330℃～360℃时，应在定压下降负荷至15MW。 14）启动主机交流润滑油泵，检查润滑油压正常。 15）检查机组无异常后打闸停机。发电机解列，检查MSV、RSV、CV、ICV、IECV、LCV、抽汽快关阀、抽汽电动门、气动逆止门关闭，VV阀开启正常，转速下降，记录惰走时间（本机组惰走时间在全真空下应为大约50分钟左右）。 16）打闸后开启加热器汽侧疏水阀门，排尽加热器内的疏水。检查汽缸本体、各抽汽管道疏水阀门开启，排尽抽汽管道内疏水。 17）转速1200rpm时，检查顶轴油泵联启正常。 18）转速到零，投入盘车装置。计算惰走时间并与上次停机惰走时间进行比对。 19）记录转子偏心值、盘车电流、缸温、缸胀等表计，做好停机后参数的记录工作。20）关闭主、再热蒸汽管道排向凝汽器的疏水，关闭辅汽管道、抽汽管道等排向凝汽器的疏水。 21）停运真空泵，降低机组真空。真空至0，停止轴封供汽及轴加风机，关闭轴封减温水手动门。 22）真空到零后，全面检查汽轮机本体及各相连管道疏水。做好全关疏水闷缸的措施。 开始闷缸后应注意观察汽缸温度的变化情况，发现缸温差异常变化时应谨慎进行疏水操作。防止在闷缸期间操作疏水阀门造成汽缸温差的进一步增大。 23）闷缸过程中注意对盘车装置的定期检查。 24）汽缸调节级上壁金属温度小于150℃时，可以停止盘车、顶轴油泵。

机组定、滑压运行方式比较

机组定、滑压运行方式比较 汽轮机组长期低负荷运行，在变负荷运行时可采用定压运行和滑压运行两种运行方式。通过资料收集和同类型机组运行情况了解，定性地分析并比较了两种运行方式对机组热经济性及安全性的影响，提出了定压运行和滑压运行两种运行的优越性和经济性。 随着国民经济的发展，电网的用电负荷和总的装机容量比以前发生了较大的变化，特别是四川电网水电占比较大的结构，导致丰水季节火电机组长期低负荷运行，偏离设计工况，热经济性大大降低。一般来说，影响机组低负荷运行热经济性的主要因素有:系统设计、设备状况、运行方式、运行人员的技术水平。只有运行方式可以人为随时调整。故汽轮机在变负荷运行时，不同的运行方式的特点及其对热经济性的影响对现场节能降耗具有十分重要的意义。 一、汽轮机的运行方式 火电机组的运行方式有定压运行和滑压运行方式之分。定压运行方式是指新蒸汽压力和温度保持不变，通过改变调节阀门开度控制机组负荷。滑压运行方式是指在任何负荷下将所有调节阀门全开，使部分负荷下节流损失最小。实际上，火电机组滑压运行主要是采用将一部分调节阀门全开，一部分全关，这样在部分负荷时满足进汽量要求，也可以维持一定的主汽压力。 二、不同运行方式对经济性影响的分析 1、不同运行方式调节阀门压损的变化情况 定压运行调节阀门平均压损高于滑压运行调节阀门平均压损。这是因为当机组采用定压运行时，在部分负荷时，由于调节阀部分开启，会产生很大

的节流损失，所以部分开启阀门的压损很大，导致调节阀门平均压损也很大，且负荷越低压损越大，但滑压运行时由于调节阀门全开，调节阀的蒸汽几乎没有受到节流，所以调节阀门损失很小，这是部分负荷时滑压运行经济性高于定压运行的主要原因之一。 2、不同运行方式对汽机相对内效率的影响 为便于比较，设滑压运行与定压运行机组的设计初温、初压、再热温度、再热压力和流量等均相同，在变负荷工况下，设再热后的蒸汽温度等于设计值，各机的再热压损也基本相等，只要各机流量G相同，以中低压缸为一级组，则中压缸的进汽压力也必然相同。则在同一流量G 下，各种运行方式的中低压缸热力过程线都一样，热经济性比较也只需比较高压缸的热经济性了。滑压运行机组高压缸在部分负荷时相对内效率高于定压运行机组，这是因为滑压运行时主蒸汽温度不变，虽然主蒸汽质量流量和压力都随负荷的减小而减小，但各种负荷下主蒸汽容积流量基本不变，理想焓降和温度随负荷变化很小，各级速比仍能保持在最佳区域内，因而各级内效率不受负荷变化的影响。如50%额定负荷时的容积流量与设计值只相差2%左右，容积流量不变就使各级喷嘴、动叶出口流速不变，比焓降和内效率都不变。定压运行时在变工况下各级速比偏离设计最佳值，影响到高压缸的相对内效率，高压缸效率的降低导致机组相对内效率降低，带来机组经济性的下降。 3、不同运行方式对机组循环热效率的影响 因为滑压运行时在部分负荷下的锅炉平均吸热温度随吸热压力下降而下降，而冷源平均放热温度不变，从而使其理想循环效率低于定压运行时的理想循环效率。实际上滑压运行在负荷较低时，因高压缸排汽温度基本不变，

电厂机组停运保养方案

**发电厂 机组停(备)用保养措施 批准： 审定： 审核： 编制：安全生产技术部 编制日期：二○○八年十一月十三日

1.前言 **发电厂#1～#4机组均为上海三大主机厂生产制造，锅炉为上海锅炉厂有限公司生产的SG-420/13.7 —M755型超高压、中间再热、自然循环、固态排渣汽包炉；汽轮机为上海汽轮机有限公司生产的N135—13.24/535/535型超高压、中间再热、双缸双排汽单轴冷凝式汽轮机；发电机为上海电机厂生产的QFS—135—2型双水内冷三相交流两极同步发电机。由于现阶段机组运行方式变化较大，频繁启停、调峰运行及停机备用的情况普遍存在，故在机组停(备)用期间需采取行之有效的、可靠的热力设备防锈蚀保护措施，防止热力设备免受腐蚀，确保热力设备停(备)用期间的安全状况。

2.编制依据 2.1《火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则》DL/T956-2005 2.2制造厂有关资料 3.总则 3.1停(备)用热力设备防锈蚀保护措施具体操作由运行分场当值值长组织实施。 3.2防锈蚀设备或系统的改装、安装、维护和台帐建立由热机分场负责实施。 3.3发电机内冷水系统保养由电热分场负责组织实施(如需改接管道，指定位置后由热机分场改接)，并建立吹扫台帐记录。 3.4运行分场化学专业负责保护期间的相关化学监督工作，保护效果评价，以及机组保养结束启动期间的水汽指标监督。 4.保养范围 本措施适用于**发电厂停(备)用锅炉、汽轮机、发电机内冷水系统、凝汽器等热力系统设备。 4.1锅炉一次系统：电动主汽门以前蒸汽管道至给水管道(包括汽包、水冷壁、省煤器、过热器系统等)。 4.2锅炉二次系统：低再进口至高再出口。 4.3汽轮机本体(包括高、中、低压缸，凝汽器汽侧)。 4.4发电机内冷水系统(包括定、转子及压圈)。 4.5凝汽器(包括水室、水侧)。 5.保养方式 5.1如为计划停机，采用氨---二甲基酮肟钝化烘干法对锅炉进行保养，汽轮机本体、发电机内冷水系统利用快冷装置并改接管道采用热风吹干法保养，采取自然通风方式进行凝汽器水侧保养。 5.2如为非计划临时停机，或机组检修进行水压试验放水后的停(备)用机组，利用快冷装置并改接管道采用热风吹干法进行锅炉、汽轮机本体、发电机内冷水系统保养，采取自然通风方式进行凝汽器水侧保养。 5.3当机组较长时间停运，如达到2个月时，采取换机方式启动已长时间停(备)用机组运行，结束保养措施。 6.保养方法 6.1氨---二甲基酮肟钝化烘干法(适用停运时间3个月以内) 6.1.1停炉前对锅炉进行全面吹灰。 6.1.2锅炉停炉前2h，加大给水氨、二甲基酮肟的加入量，使省煤器入口给水PH值至9.0～9.2，二甲基酮肟浓度达到0.5～10mg/L（现场控制二甲基酮肟加入量为平时的10倍）。 6.1.3停炉过程中，在汽包压力降至4.0MPa时保持2h，然后继续降压，当汽包压力降至0.6～1.6MPa时，迅速放尽炉水，利用锅炉余热烘干锅炉。 6.1.4放水过程中全开空气门、排汽门和放水门，自然通风排除锅内湿气，直至锅内空气相对湿度达到70%或等于环境相对湿度。 6.1.5放水结束后，一般情况下应关闭空气门、排汽门和放水门，封闭锅炉。 6.1.6加药的具体操作办法由化学专业提供。

启停机总结

总结 通则 1.系统注水、注油、充气前要关闭系统中全部的放水门，水排空门连续见水后关闭， 油系统排空气至油箱，充气结束后要排放死角的残气。 2.系统注水、注油、充气时要保持一定的合适的速率，不可太快，防止因流速过快造 成水锤现象，损坏管路。氢气系统置换氢气时一定要注意控制流速不能太快，防止因流速快造成局部过热，引起氢系统爆炸。CO2置换过程中要也要控制流量，太快容易造成管道过冷，发电机结露，造成接地。 3.热力系统管路投运前必须充分暖管：开启疏水器前后手动门和旁路疏水门（全开或 者开一半都可以），稍开管路的手动门2~3圈，如果管路振动剧烈可以适当开大（切记不可关小，因为关小后，供汽压力不足以使管道内疏水排出，汽水共存后，管道振动会加剧），带疏水门中无水排出且有大量蒸汽时，暖管合格（一般半小时即可，不推荐用测温的方法，因为打保温后测量不准确，更重要的是暖管过程中大量蒸汽排出容易造成烫伤）。 4.给水泵再循环是给水系统最大的排空，注水时要开启再循环门。 5.油系统启动前，必须保证油质合格。 6.系统注水前，必须保证其系统内相关设备的油系统已运行。 7.氢气系统中：保证油压>氢压（防止氢气外泄）>水压（防止水漏入发电机），油温 <氢温<水温（防止发电机内部结露）。 8.轴封系统：轴封系统压力不可太高，防止轴封漏气（各轴瓦处，用手感觉有湿热感， 说明存在漏气，可适当调低轴封压力，防止轴封压力过高，进入轴承润滑油中，影响油质，破坏油膜，出现轴系干摩擦）。轴封系统压力不可过低，防止高压侧蒸汽外漏，低压侧漏真空。 9.真空建立：先投入轴封系统，在启动真空泵抽真空，检查真空破坏门联关，注水密 封（禁止手动关闭真空破坏门，防止低压缸安全膜破裂）。 10.凝泵变频启动后，5分钟内一定要加频率至30Hz以上，防止因转速过低形成泵体内 部汽蚀。 11.主机油系统启动顺序：润滑油→密封油→顶轴油。油质合格且油温、油压满足条件， 允许投入盘车运行。密封油系统投入后允许进行气体置换。 12.EH油系统启动后，必须投入其再生装置，防止油质恶化。 13.电机启动前必须测量绝缘合格，且在台账中清楚记录。联锁保护试验、试转试验、 开关传动试验必须合格。 14.直流锅炉对水质要求严格，冲车前必须化验水质合格，不合格禁止冲车。 15.带压放水时，要先利用放水门或者疏水门进行泄压，待系统压力恢复至常压时，一 定要开启排空门，进行彻底放水，放油类似。 16.放水过程中必须保证锅炉处于闷炉状态（防止降温速度过快，造成启动分离器内外 壁温差扩大，热胀冷缩不均匀，产生不均匀的应力，造成损伤）。