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1、一、机组滑参数停运的操作要求：1、本次停运要求将#2炉原煤斗烧至低煤位，值长加强煤仓煤位调度，4月30日调整B、C层保持半仓运行，5月1日根据负荷情况尽量烧空上层煤仓，维持A、D、E、F层仓低位运行，做到随时上煤补充，E、F仓烧空，以配合检修计划执行。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4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、B原煤斗保证停机前尽量烧空，其余原煤斗原则上按照A、D、E、F顺序烧空仓。3、值长通知燃料按此停磨顺序控制上煤时间和上煤量（要
2、求下层E、F磨上Vdaf在15%左右的煤种，禁止使用20%以上挥发份的煤种）。如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来进行纠正；当煤斗煤位低于5米或给煤机来煤开始不稳定，投入该层燃烧器的点火油枪；最后停运E、F磨煤机时，不得造成两台磨煤机料位同时较低不出粉，这样会造成机组负荷、主、再热器温度等主要参数大幅下降，威胁到机组的安全；需保证一台磨煤机的稳定工况和合理料位，必要时可根据参数的下降速度及时投入多只启动油枪。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，试投点火、微油点火油枪，及时联系机务分场对油枪进行清枪。2）机组
3、降负荷过程中先停止上层制粉系统运行,机组降负荷至330MW以下，投入E、F层小油枪。机组负荷降至330MW,停止A磨煤机运行；当主、再汽温降至530,开启汽机本体及抽汽管道疏水手动门。在机组降负荷的过程中以不大于2oCmin降低主蒸汽温度，300MW时主蒸汽温度降至520Co3）保持机组300MW负荷左右，通知电除尘值班员切除一电场高压柜运行，烟气走旁路。4）提高下层E、F磨出力，保持燃烧稳定，继续降负荷停止D制粉系统运行,根据情况投入A层启动油枪，将机组负荷降至180MW,在降负荷过程中，继续以不大于2Cmin的速度，降低主蒸汽温度至460,缸温滑至410左右。5）负荷降至180MW后，注意
4、控制给水流量，尽量避免361阀开启，以防主汽温大幅回升，如361阀开启，应严密监视主汽温度及缸温变化情况，根据燃烧情况进行打闸停炉，锅炉灭火后炉膛通风10分钟，依次停止送、引风机运行。6）启动电动给水泵，以150T/H的流量向锅炉上水进行冷却。启动分离器前介质温度达180,启动引、送风机对炉膛进行通风冷却。7）启动分离器入口温度接近给水温度，停止电动给水泵运行。过热蒸汽压力IMPa左右，给水泵停止后开启锅炉疏水门进行降压，压力0.2MPa开启空气门。8）炉膛各部分的烟气温度和排烟温度达到50左右，停止空预器、送、引风机运行。9）根据检修需要决定是否开启烟风系统的风门挡板。4、由于机组降负荷初期
5、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。5、机组负荷从350MW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、高加
6、停运等，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。6、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40o7、机组滑参数停止和正常停止的准
7、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V0.05-0.lMPa/min主、再热汽温度下降率V83Ch调节级蒸汽温度变化率Vl（XrCh,严密监视调节级金属温降不得大于165Ch8、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。9、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。10、机组
8、滑停过程中应严格控制润滑油温在35-40C之间。11、机组滑停过程中主汽压力不低于&2MPa,主汽温度不低于40（C,严格保持工质参数的匹配度。12、机组负荷降至198MW时应将高加汽侧逐渐切除，检查轴封蒸汽由冷段或辅汽供汽。13、滑停过程中每半小时应对机组运行情况进行一次全面检查，作好汽机进冷气、冷水的事故预想和应对手段。二、滑参数停机操作注意事项：1、机组在滑参数停运过程中，严密监视锅炉燃烧的变化情况，及时投入稳燃油枪，保证主、再热汽温按要求值下降；2、在停机前试验交、直流润滑油泵、高压密备油泵、顶轴油泵及盘车电机,均应备用正常；确认主汽阀及调节阀、抽汽逆止阀灵活、无卡涩；做好汽封辅助汽源
9、、除氧器备用汽源的暖管投运工作；3、机组负荷降至350MW左右时，及时将汽机阀门控制方式切为“单阀”控制；4、机组滑停降温时，及时开启汽机侧主再热蒸汽母管及本体等有关疏水；5、机组滑停降温过程中，尽量控制锅炉汽水分离器不要转态，一旦转态且无法控制，应尽快安排减负荷停机。6、机组负荷降至240MW以下，启动电泵运行，停一台汽泵；7、发电机负荷降至200MW以下，将#2机组厂用电系统切换至#01启备变供；8、机组负荷降至150MW以下，停另一台汽泵，电泵单独运行。随后切除高压加热器汽侧；9、发电机负荷降至150MW以下时，除氧器汽源切换为辅汽供汽，根据蒸汽参数变化情况，及时开启高、中、低压管道疏水
10、阀，投入低缸喷水及疏水扩容器喷水；10、滑参数停运需参照机组冷态滑停曲线参数控制主蒸汽、再热蒸汽的降温速度和降压速度；减负荷过程中注意高中压和低压胀差的变化，如胀差变化太大应放慢减负荷速度；11、滑停过程中主再热蒸汽降温、降压不应有回升现象。停用磨煤机时，应密切注意主汽压力、温度、炉膛压力的变化。注意汽温、汽缸壁温下降速度，汽温下降速度严格符合滑停要求。主蒸汽温、再热汽温降温率及金属温降率应在允许范围内，主汽温降vl.2Cmin,再热汽温降2Cmin,金属温降在l1.2Cmin0减负荷过程中应注意机组各部温差在允许范围内，否则应减小降负荷率；12、滑停中及时调整轴封汽压力和温度，使轴封汽温度与
11、转子金属温度差控制在许可值内，低压轴封蒸汽温度应在121177C范围内；13、注意凝汽器真空，低压缸排汽温度，排汽温度升高时，应检查低压缸后缸喷水投入正常；14、机组降负荷过程中，注意高、中压调门无卡涩，蒸汽参数无突变；15、在锅炉、除氧器及高压加热器未消压之前应严密监视汽缸金属温度，防止冷汽冷水倒入汽缸；16、在滑参数停机过程中，严格控制蒸汽匹配度与过热度，主、再热汽温差不大于30o出现蒸汽温度急降或水冲击等异常情况时应立即打闸停机；17、在滑参数停机过程中，对金属温度、负荷、汽压、汽温、差胀、轴向位移、振动、轴承油压、油温、氢油差压及氢压等每15分钟检查一次，30分钟记录一次，发现问题及时
12、处理；18、机组停机前，及时启动交流润滑油泵及高压密备油泵，汽轮机打闸，逆功率跳发电机，记录汽轮机惰走曲线；19、注意汽轮机打闸后检查机组转速开始下降，无特殊情况严禁在2300rmin以上开启真空破坏门。转速至1300rmin,检查顶轴油泵自启动，各顶轴油压正常；20、转速至OrZmin,停真空泵,开真空破坏门，真空到零，停轴封供汽，停轴加风机；21、机组破坏真空时，严禁向凝结器排热水、热汽；22、转子静止后，投入盘车，认真做好停机后参数的记录工作，特别是壁温参数、盘车电流及转子弯曲值；23、停机后调整主机润滑油温在35C左右，关闭汽轮机本体疏水，检查高低压旁路减温水门关闭严密，以防止冷汽进入
13、汽缸，注意除氧器及凝汽器水位，防止冷水进入汽缸；24、汽机打闸后，注意调整内冷水温必须高于冷氢温度，否则应停止内冷水泵运行；25、机组盘车过程中,应检查倾听汽缸内部有无摩擦声，防止冷汽、冷水进入汽轮机。监视润滑油压、油温，各轴承金属温度正常，发电机密封油压正常；26、停机过程中当机组发生事故时，应立即停止故障设备的运行，并采取相应措施防止事故扩大化；必要时应保持非故障设备的运行，事故处理应迅速、准确、果断；事故的处理，应以保证人身安全和不损坏或尽量少损坏设备为原则；27、其它辅助设备的停运操作按运行规程执行。600MW直流炉滑停中风险控制措施摘要：通过分析我厂600MW超临界W直流炉滑参数停机
14、过程出，总结操作中存在的风险，进步形成技措，作为相关类型火电机组滑停过程中节油和保安全的经验借鉴。关键词：600MW；火电机组；滑参数停机；风险；措施1刖百电厂为国产600MW超临界机组，锅炉采用了东方锅炉制造的型号为DG-196225.4-8型锅炉，超临界、W型火焰燃烧、垂直管圈水冷壁变压直流锅炉，共有24只专门用于燃烧无烟煤的双旋风煤粉浓缩燃烧器，前后拱各布置12只。汽轮机为东方汽轮机厂生产的超临界、中间一次再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式、8级回热汽轮机，型号为：N600-24.2/566/566,机组采用定滑一定方式，带基本负荷并调峰运行。2危险点分析及注意事项2.1 大机防断油
15、烧瓦停机过程中可能出现断油烧瓦风险，接到停机命令后必须试验并确认盘车电动机、顶轴油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵、启动油泵，检查油泵运行正常，油压正常，如果任一油泵不能正常启动或油压不正常,应消缺后机组才允许滑停。2.2 防炉膛爆燃锅炉滑停过程中投油时可能出现油枪及点火枪不能正常进退或投油不正常引起爆燃、灭火，故锅炉滑停前应进行一次油枪及点火枪进退试验，保证所有油枪正常。锅炉滑停过程中由于存在燃烧不稳，主再热蒸汽参数存在波动，因此应加强燃烧与给水（派专人调水）监视调整，当燃烧不稳时，应及时果断投油助燃，同时运行人员还应根据燃烧和煤质变化合理配风，避免风量、炉膛负压大范围波动从而导致MFT动作。
16、另外，为防止燃油系统停运后漏油，因此在油枪停运后检查快关阀和油角阀关闭。2.3 小油枪分段运行起节油“W”直流炉滑停时尽量保留中部燃烧器运行，及时关小停运燃烧器的二次配风，保证二次风箱压力和炉膛水平平均温度，停运前控制原煤仓煤位，停运时逐步烧空原煤仓存煤，走空给煤机皮带，抽空磨煤机大罐。燃烧良好时最低稳燃负荷投入1-2支小油枪（出力0.18th）即可。240MW左右准备转湿态运行时增投运行燃烧器对应的2-3支小油枪。2.4 防二次燃烧和空预器堵转为避免燃烧不完全，污染受热面，发生二次燃烧，因此应严密监视锅炉各段烟温，防止超温现象发生；锅炉投入油枪后，应及时投入空预器连续吹灰，另外机组负荷大于4
17、00MW时应对锅炉受热面进行一次吹灰，负荷360MW左右将空预器密封装置手动提升至最高位。2.5 防大机水冲击停机过程要严格按滑停曲线，逐步降温（主、再热蒸汽过热度始终不低于50、汽轮机调节级蒸汽温度不低于调节级金属温度56以上）、降压、降负荷,要稳定燃烧，防止压力温度突降而造成汽轮机水冲击，如出现汽温突降，超过规定值应果断打闸停机。停机过程当中，锅炉应及时调整燃烧和给水，保证主再热蒸汽参数达到停机曲线要求；锅炉禁止大幅度加减燃料，防止主再热蒸汽温度、压力大幅波动造成机组负荷出现大幅变化。为防止汽轮机进水，停机前运行人员应现场确认所有手高中压系统疏水手动门开启。2.6 防大机重要参数越限滑停过
18、程中如果差胀变化较大，应稳定参数，待差胀变化平稳后，才允许继续按规定滑停。汽机在打闸前，应先检查有功功率到零、电度表停转或逆转后再打闸，检查发电机与系统解列。严禁机组带负荷解列（防止主汽门、调门高位卡死解列超速）。在停机惰走过临界时作好振动异常的事故想，必要时可适当破坏真空。2.7 小机汽源切换小机汽源切换为辅汽供给后，由于负荷波动导致汽源压力波动，此时存在给水波动失调的风险，因此应加强辅汽联箱参数的监视调整工作，要求由专人负责监视和调整，杜绝联箱压力太低或大幅波动。小机汽源切换过程中如果汽源压力偏差较大，可能造成小机出力不平衡引起给水失调风险，因此汽源切换过程要求平稳缓慢；汽源压力偏差必须小
19、于002MPa02.8 防炉水泵损坏当机组负荷降至240MW以下时应注意锅炉准备干湿态转换，此时应保证给水量稳定在750-800吨之间，防止锅炉干/湿态频繁切换，避免因炉水循环泵频繁启停造成损坏设备。另外，锅炉转湿态初期贮水箱341阀应避免反复开启。2.9 其它风险控制2.9.1 机组、脱硫厂用电切换过程中应注意合理分配负荷，避免辅机跳闸。2.9.2 引风机停运后脱硫塔入口烟温低于50才允许停运浆液循环泵。现场操作中存在高空作业、接触高温高压设备，因此必须作好必要的安全措施，防止高空坠落、防止烫伤。2.9.3 准备对锅炉加保养液（氨、联氨）时，务必确保炉水泵电机内注满除盐水，防止（氨、联氨）保
20、养液渗透入电机线圈冷却水内损伤电机绝缘。2.9.4 若锅炉采用干法保养则停炉后，维持炉水循环泵连续运行一段时间，保证锅炉水冷壁均匀降温至200以下，方可停运炉水循环泵。停炉后主汽压力降至5MPa、水冷壁温度小于350,化学及时增加向除氧器下水管的加药量（加联氨、氨水）；当给水联氨浓度30Omg/L、PH值达9.4-10,由电泵向锅炉加药，当锅炉启动分离器取样联氨浓度30Omg/L、PH值达9.4-10,加药工作结束。锅炉采用干法保养，当主汽压力降至1.21.0MPa、水冷壁温度降至2（XrC以内时，锅炉应进行带压放水；放水过程中应按规程要求控制压降速率，放水初期禁止开启过热系统任何疏水和排空门，只需开启省煤器入口和分配器放水门，水侧各疏水可以间断开启放水暖管（不应超过5分钟），只有当炉水放完或压力低至0.2MPa时才全开锅炉各空气门、排气门和放水门，自然通风排出锅内湿气，直至锅内空气相对湿度达到70%或等于环境相对湿度。最后，锅炉放水结束2小时后，应关闭空气门、排气门和放水门，封闭锅炉，然后改为定期开启疏水门空气门进行疏水。3总结经上述风险控制措施，使我厂两台600MW超临界机组在1406天安全运行中连续创造节油新标，无联机辅汽供给条件下单台机组滑停由原来18.7t次降至3.7t次，在保证机组安全的前提下同时大大降低了机组油耗。参考文献Ul电厂运行规程云投粤电扎西能源有限公司
