鸭河口发电厂运行部集控运行标准操作汇总印

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1、鸭河口、天益发电集控运行标准操作指导书 编写部门：运行部2012-10-1895 / 100集控运行标准操作目录一、集控发电机组部分一、汽机专业一期部分.11、#1、2机组冷态启动.12、#1、2机组正常停机.93、#1、2机组开冷水泵切换.124、#1、2机组A凝泵工频运行切换至B凝泵变频运行.135、#1、2机组B凝泵变频启动.146、#1、2机组B凝泵变频运行切换至A凝泵工频运行.157、#1、2机组闭冷水泵切换.168、#1、2机组电泵切换至汽泵.179、#1、2机组电动给水泵试转.1810、#1、2机组定冷水泵切换.1911、#1、2机组交流密封油泵切换.2012、#1、2机组汽泵切

2、换至电泵.2113、#1、2机组汽动给水泵组启动.2214、#1、2机组小机AST电磁阀试验.2415、#1、2机组小机润滑油冷却器切换.2516、#1、2机组循环水泵切换.2617、#1、2机组主机润滑油冷却器切换.2718、#1、2机组主机液压油泵切换.28二、汽机专业二期部分.2919、#3、4机组正常停机.2920、#3、4机组冷态启动.3421、#3、4机组A凝泵变频启动.4422、#3、4机组A凝泵变频运行切换至B凝泵工频运行.4523、#3、4机组B凝泵工频运行切换至A凝泵变频运行.4624、#3、4机组EH油泵低油压联动.4725、#3、4机组闭冷水泵切换.4826、#3、4机

3、组定冷水泵切换.4927、#3、4机组开冷水泵切换.5028、#3、4机组交流密封油泵切换.5129、#3、4机组汽动给水泵组启动.5230、#3、4机组汽机高压遮断电磁阀动作试验.5331、#3、4机组汽机危急保安器喷油试验.5432、#3、4机组汽机主汽阀、调节阀严密性试验.5533、#3、4机组小机高压遮断电磁阀动作试验.5634、#3、4机组小机润滑油冷却器切换.5735、#3、4机组循环水泵切换.5836、#3、4机组主机润滑油冷却器切换.59三、锅炉专业一期部分.6037、#1、2炉A一次风机检修后投运.6038、#1、2机组停运A一次风机.6139、#1、2机组A引风机变频至低速

4、.6240、#1、2机组A引风机由低速切至变频.6241、#1、2机组A制粉系统启动.6442、#1、2机组A制粉系统停运.6543、#1、2机组3炉水泵切换至1炉水泵.66四、锅炉专业二期部分.6744、#3、4炉A一次风机停运.6745、#3、4机组A制粉系统启动.6846、#3、4机组A制粉系统停运.6947、# 3（4）机组A一次风机检修后投运.70五、电气专业一期部分.7148、#1机#1专用盘恢复备用送电.7149、#1机#1专用盘停电解备.7250、#1机#1专用盘停电解备.7351、380V1段与#1低厂变恢复备用送电.7452、380V1段与#1低厂变停电解备.7653、38

5、0V1段由备用电源切至工作电源.7854、380V1段由工作电源切至备用电源.7955、#01起动变送电.8056、#01起动变停电解备.8357、6KV1段恢复备用送电.8558、6KV1段停电解备.8659、6KV脱硫1段恢复备用送电.8760、6KV脱硫1段切至#1、2机高硫联开关串带.8861、6KV脱硫1段停电解备.8962、#01起动变由220KV西母倒至220KV东母运行.9063、#1发电机由220KV西母倒至220KV东母运行.91六、电气专业二期部分.9264、#3机组380V3A保安段由3A保联开关串带切至工作电源.9365、#3机组380V3A汽机段与3A汽机变停电解备

6、.9366、3A汽机专用盘恢复备用送电.9467、380V3A除尘段由备用电源切至工作电源.9568、6KV3A段停电解备（由603A带）.9769、6KV3A母线段恢复备用送电.9870、380V3A保安段切至3A保联开关串带.10071、鸭5012开关由热备用转检修状态.10172、鸭5012开关由检修转冷备用.10373、鸭5012开关由热备用转冷备用.10474、#3机组5012开关转热备用.105运行部集控标准操作容一、集控发电机组部分1、#1、2机组冷态启动操作任务：#1、2机组冷态启动步骤操 作 项 目1得值长令。2查厂用电运行正常，运行方式符合规程规定，柴油发电机处于备用状态。

7、3查直流系统、UPS系统运行正常，运行方式符合规程规定。4查燃油供应系统正常，处于备用或运行状态，能够满足机组启动需求。5查辅助蒸汽系统运行正常，母管压力为1.2MPa。6查压缩空气系统运行正常，运行方式符合规程规定。机组仪用压缩空气压力为0.6MPa以上，杂空压力为0.7MPa以上。7确认化学水处理系统运行正常，除盐水储备充足。凝补水箱水位足够满足机组启动。8确认制氢系统正常，处于运行或备用状态，储氢罐氢气储备充足。9工业水系统、除灰补水系统具备机组启动需求。10灰渣系统、脱硫系统具备机组启动需求。11废水处理站运行状况正常，具备机组启动需求。12机组消防水系统充压正常，运行方式符合规程规定

8、，各雨淋阀运行方式正确。13投入电除尘灰斗与电场加热、电除尘升压试验正常。14主机润滑油系统投运。15定子冷却水系统投运。16发电封油系统投运。17发电机充氢正常，氢气纯度不低于98，氢压0.360.38MPa。18发电机封闭母线充压缩空气，维持正常0.3KPa。19主机顶轴油系统投运。20汽轮机手动盘车360轻松，投运电动盘车。21启动水室真空泵系统。22循环水母管和凝汽器水室注水。23启动一台循环水泵，投入循环水系统运行，另一台循环水泵投入联锁备用。24开冷水系统投运。25闭冷水系统投运。26电泵润滑油系统投运。27小机润滑油系统投运。28低旁液压油系统投运。29高旁液压油系统投运。30磨

9、煤机油系统投运。31主机液压油系统投运。32小机液压油系统投运。33投入汽机疏水功能组，检查所有疏水气动和手动门开启。34变频启动B凝泵，冲洗凝结水系统和除氧器。35炉水泵注水管路冲洗。36检查锅炉汽水系统具备上水条件。37凝结水水质合格，炉水泵开始注水。38投入给水箱加热。39电动给水泵、汽动给水泵和高加水侧静压注水排空。40启动电动给水泵。41通知化学给水系统加药。42给水温度达到要求，向锅炉上水。43投运灰渣系统。44启动A、B预热器。45油枪冷却风机投运。46火检冷却风机投运。47A、B火焰电视投入。48A、B炉膛烟温探针投入。49炉前油站恢复备用。50主机轴封暖管后投入。51关闭真空

10、破坏门，启动汽室真空泵，主机抽真空。52汽包上至正常水位，通知热工确认汽包水位计正常，炉水泵恢复备用。53炉水泵点转两次。54启动送、引、一次风机，投入风烟系统运行。55开再热器向空排。56开启高旁电动截门，高旁复位，高旁调门、高旁减温水调节门投入自动，高旁后温度设定为300。57低旁复位，低旁调门、低旁减温水调节门投入自动。58开电泵过热器、再热器减温水手动门。59炉水泵点转完成后，保持两台炉水泵运行，关闭炉水泵注水双联阀。并将汽包水位调整至-300mm左右。60投入锅炉吹扫程序。61吹扫程序结束，将燃油压力控制投自动，压力设定在1.2MPa，开启UV14阀，锅炉点火，确认油枪火检与炉膛火焰

11、电视监视正常。62确认高旁自动开至最小开度。63发变组恢复备用64油枪点火正常后，应保持0.8MPa油压、两只油枪至少运行20分钟。然后逐渐增加燃烧率。65在汽包未起压前应严格控制升温率小于110/h，同时保证炉膛出口烟温550退出炉膛烟温探针运行。66通知热工确认点火时限是否取消。67在炉水接近饱和温度时，利用水冷壁底部环形联箱放水门与定排控制汽包水位在正常围，给水控制应保持在手动，并进行密切监视，直至过完度膨胀后关闭水冷壁底部环形联箱放水门。68汽包起压后按下表的规定决定燃烧率的大小：低旁投入后，蒸发量至少不低于50T/H后，不再以炉膛出口温度为投入燃料的依据，而以汽包升压率为依据。汽包压

12、力围升压速度蒸气流量05bar小于0.1bar/min不小于50T/H510bar小于0.3bar/min不小于70T/H1050bar0.5bar/min增加率3.25T/min69当运行油枪达到8支，下降管温度150以上，通知炉控做给粉机启动条件与时投运由油枪支持的给粉机运行。70当汽包压力达3bar时，关闭下列空气门与疏水门：关闭汽包、过热器、再热器、各空气门，关闭汽冷壁、过热器、再热器各疏水门。71当汽包压力达8bar时，通知化学人员化验蒸汽品质。72当汽包压力达10bar时，按锅炉汽包水位计冲洗操作卡冲洗汽包就地水位计和电视水位计。73锅炉起压后，检查高压主汽门、中压主汽门前、高排逆

13、止门后、低旁截止阀后疏水正常。74当再热汽压力达到0.2MPa时，低旁控制阀开启，关闭再热器出口向空排汽门。75辅汽至小机暖管后投入，恢复小机和汽泵系统具备冲转条件。76小机用辅汽冲至2000r/min暖机。77当蒸发量达100T/H时可投入过热器减温水，要根据需要投入一级减温水保护屏过不超温。78蒸汽流量大于150T/H可投运制粉系统。79当蒸汽流量大于150T/H时,确认省煤器再循环阀关闭。80当再热器压力达12.5%（0.5MPa）时，低旁开度达30%，此后，低旁控制最低再热器压力1.2MPa，确认“再热器最小压力控制”方式灯亮。81主汽压力达2.0MPa时，汽机准备复位。82汽机复位前

14、必须检查以下各项：1） 主/再热汽温度具有20以上过热度；2） 主/再热汽温度大于汽机高、中压汽室金属温度至少20；3） 汽机在脱扣状态，高、中压主汽门，调门均在关闭位置；4） 高、中压汽室与导管疏水调节阀开启；5） 汽机各抽汽管道所有低点疏水调节阀正常打开；6） 汽机控制盘上T T 6与 T U R B O M A X故障灯灭。83确认下列条件满足：1） 凝汽器压力1.2MPa后，轴封供汽由辅汽自动切换至冷再，确认冷再至轴封电动门开启，辅汽至轴封电动门关闭。87检查汽机抽汽系统，确认3、4、5、6、7段抽汽电动门关闭，抽汽逆止门前、后疏水门开启，各加热器水位与正常疏水门、事故疏水门位置正确。

15、88汽机安全系统复位后，试转直流润滑油泵正常后停运。89当主蒸汽压力达到以5.0MPa时，高旁压力设定切为手动设定，高旁将维持主汽压力为5.0MPa运行。90小机冲至3000r/min旋转备用。91确认蒸汽参数达到冲转条件：1） 主汽压力5.0MPa 主汽温度380-410；2） 再热汽压力1.2MPa，再热汽温度380-410；3） 蒸汽流量200t/h；4） 蒸汽过热度20；5） 主蒸汽温度大于高压缸启动探针温度20以上。92确认主、再热蒸汽品质合格。93确认下列冲转条件具备：1） 汽器压力98% 氢气压力0.36MPa以上；3） 润滑油温25,润滑油压180190KPa；4） 高压转子偏

16、心率20r/min时，确认盘车电机自动停运。98在整个升速过程中应特别监视汽机轴系工作情况，检查各轴瓦振动、轴瓦温度、推力瓦温度、油温度等参数正常。99严密监视高、中压转子的热应力，热应力大于100%后，应适当降低汽温或手动微调MCV与ICV开度，并注意监视低压转子叶片温度不能上升过快，保持不超限。100在临界转速，应严密监视轴振动和轴承座振动。在升速过程中，任一轴振超过160um，立即手动打闸汽机，在过临界转速时，任一轴振超过200um，立即手动打闸汽机。101汽机转速升至1200r/min，退出程序控制器，中速暖机4060min。102确认中缸温度达200以上，中压缸膨胀达0.9mm，且轴

17、振动有降低趋势时，中速暖机结束，投入汽机程序控制器继续升速。103转速升到1500r/min时，应确认低压缸喷水电磁阀自动开启。104转速升到2700r/min时，确认交流润滑油泵、顶轴油泵自动停运，盘车功能组保持在投入，润滑油压正常。105转速升到3000r/min后暖机30分钟，应全面检查机组运行情况，重点检查轴系振动、汽缸胀差、轴承温度等，并进行就地各轴承测振与听音。106退出汽机自动控制器，手动微调MCV与ICV开度，控制中缸热应力 105的情况下，尽可能开大中调门。107发电机升速过程中,应注意氢气温度,氢气压力的变化,发电机碳刷在刷握应活动正常,无跳动现象。发电机部应无磨擦声,无结

18、露与渗漏水。108发电机定速后,应检查轴瓦温度、定冷水压力、流量、氢压、密封油油氢压差等均正常。109确认主变出口开关在断，合上220KV母线侧刀闸。110发电机并网前,汽机侧应检查和进行以下工作：1） 汽机转速控制在3000r/min,运行稳定；2） 发电机与电气系统具备并网条件；3） 发电机附属系统氢、油、水系统正常运行；4） 汽机手动停机试验正常；5） 汽机超速试验合格（大修后启动）；6） 汽机高、中压转子热应力在许可围；7） 各辅助热力系统运行正常，重要辅机设备无异常；8） 机组大联锁，保护检校确认正确；9） 汽机各附属系统的功能组投入正常；10） 高、低压旁路系统运行正常；11） 凝

19、汽器背压15KPa。111按发电机并网操作票，进行发电机并网操作。112并网后的注意事项：1） 并网后，手动加负荷至15MW，监视加负荷正常；2） 发电机并列后可适当地增加无功,以保持发电机定子电压为正常值；3） 确认“频率死区”（FREQ DEADBAND）自动投入；4） 确认TT6控制盘“负载方式”（load mode）灯亮；5） 确认各抽汽逆止门开启正常；6） 发电机并网后，投入#发电机两套保护屏跳母联断路器压板，退出#发电机两套保护屏启停机保护、误上电保护压板。根据中性点技术措施规定，操作#主变中性点地刀和主变中性点保护压板；7） 通知网控投入该发变组出口开关失灵启动保护压板。113初

20、始负荷暖机20min。114控制热应力 100，逐渐增加负荷。115升负荷过程中，应重点监视轴承温度，凝汽器真空，低缸排汽温度，高、低压缸金属叶片温度，氢温、定冷水温度，冷却水流量，轴向位移，胀差，热膨胀等值在允许围。116升负荷过程中，控制蒸汽温度与启动探头温差60，蒸汽温度增加梯度1.2/min。117负荷增加到10%（35MW）时，检查确认低缸喷水阀自动关闭。118负荷增至15%（52.5MW）时，将#3、4低加汽侧暖管后逐渐依次投入，监视低加水位控制正常且与就地指示一致。119将五抽至除氧器电动门暖管后逐渐开启，关闭给水箱加热。120负荷15%（52.5MW）后， 阀控制切换为“部分进

21、汽方式”。121负荷增至20%（70MW）时，将#6、7高加汽侧暖管后逐渐依次投入，监视高加水位控制正常且与就地指示一致。122检查3、4、5段抽汽逆止门前、后疏水阀关闭。123负荷增至25%（87.5MW），确认6段抽汽逆止门前、后疏水阀，7段抽汽逆止门前疏水阀关闭。124负荷在25%（87.5MW）后，检查高、低压旁路控制阀逐渐关闭。125确认低旁调门前自动疏水器正常后，关闭气动疏水门。126机组负荷150MW，小机低压汽源由辅汽切至五抽供汽，高压汽源暖管后投入。1276KV厂用电切换。128按电泵切换至汽泵操作票，将给水由电泵切至汽泵运行。129冷再至辅汽暖管后投入。130当蒸汽流量大于

22、400T/H时，可进行煤油负荷切换，逐渐减少助燃油量。131机组负荷180MW，空预器吹灰连续运行两次。132当锅炉断油后，可逐渐投入电除尘器运行与脱硫系统运行。133条件具备时，机组协调投“功率控制”方式。134当给水溶解氧5ppb，将除氧器排气切至凝汽器。135冷态启动结束，汇报值长。2、#1、2机组正常停机操作任务：#1、2机组正常停机步骤操 作 项 目1得值长令。2停炉方式应根据停炉后的要求确定。3通知各岗位人员对所辖设备进行全面检查，统计缺陷。4若停炉时间较长，应根据要求将原煤仓拉空并清仓，煤粉仓煤粉烧尽，与时联系检修关闭下粉插板，隔离粉仓。5全面检查燃油系统在备用状态，油压、雾化蒸

23、汽压力均正常。6正常停机前应试转主机交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵均正常。7准备好盘车钥匙和盘车手柄。8辅汽切至邻机供汽。9B凝泵变频指令切手动并逐渐提升至100，凝汽器水位调节阀组投入自动，确认调节阀组为“非压力控制方式”，切换过程中注意保持凝结水流量和除氧器、热井水位稳定。10减负荷停炉前应对炉本体与预热器全面吹灰一次。11准备汽泵切电泵、厂用电由工作电源切为备用电源、发变组部分解备操作票。12机组降负荷采用定-滑-定方式，350MW至300MW，定压方式负荷率为510MW/min。负荷从300MW减到170MW，采用滑压运行方式,确认减负荷的同时，主汽压力按滑压曲线逐渐降低，负荷率

24、510 MW/min，温降速度3.3/min。13负荷减至170MW、主蒸汽流量降到400T/h以下或者燃烧不稳定时，应投入相应油枪助燃，确认煤燃烧器运行条件满足。14将厂用电由高厂变切至起动变供电。15合上主变中性点地刀闸，投入主变中性点保护。16按汽泵切换至电泵操作票将给水由汽泵切为电泵运行。17汽泵打闸停运，确认小机高、低压主汽门、调门关闭，五抽至小机电动门关闭，排汽蝶阀关闭，通知值班员隔离小机轴封汽源、轴封减温水和高压汽源。18整个减负荷过程中，根据给粉机转速决定给粉机的运行台数，联系检修模拟汽泵不运行跳A、I组给粉机条件。降负荷时，控制主、再热蒸汽温度降温速度1/min，主汽压力降压

25、速度1.4bar/min，汽包上下壁温差40。应注意观察机组负荷、燃料量、风量等相匹配。应监视汽机热应力、胀差、汽缸膨胀、轴向位移、振动的变化。19逐步投运油枪、停运给粉机，先关给粉机下粉插板，煤粉排空后，单控停运给粉机。20油枪投入4支时，通知除灰值班员电除尘器退出运行，通知脱硫值班员停运脱硫系统。21当负荷降至87.5MW时（再热器压力1.2MPa），确认低压旁路控制阀自动打开，并动作正常，低旁减温水投入正常。负荷减至80MW时，将高旁设定点切为手动控制，手动缓慢降低主汽压力至50bar时，查高旁自动开启正常，转为定压运行方式，注意汽包水位变化。22负荷87.5MW时，确认7、6段抽汽逆止

26、门前、后疏水阀开启。23负荷70MW时，确认7、6段抽汽电动门关闭，高加疏水导至凝汽器，且低压抽汽逆止门前、后疏水阀自动开启。24负荷52.5MW后，确认低压抽汽5、4、3段电动门依次关闭，所有外部启动疏水阀应开启。25负荷35MW后，确认低压缸喷水阀自动开启，检查低缸排汽温度80。26负荷至30MW时，将煤粉燃烧器全部停运，只保留油枪运行。27在有功负荷降低的同时,应随之降低无功负荷。28打闸停机前记录发电机电量底数。29负荷降至7MW时汽机打闸停机，检查汽机转速下降，高、中压主汽门、调门、高排逆止门关闭，各抽汽逆止门、电动门关闭。30检查程跳逆功率保护动作，发电机解列正常，确认励磁开关联跳

27、正常。31转速降至2700r/min，检查交流润滑油泵、顶轴油泵自动启动正常，否则立即手动启动，仍不成功应立即启动直流润滑油泵。32确认盘车功能组在投。33确认真空破坏阀自动打开（部分真空破坏），维持凝汽器背压在1822KPa之间。34当最后一组油枪退出时，应保证其它油枪已吹扫完毕。锅炉保护动作，确认下列设备状态正确。燃烧器已全部退出，火焰检测信号正确。高低压旁路已关闭。查再热器出口向空排电动门开启。燃油速断阀UV14已关闭。省煤器再循环门已开启。35停炉后，维持总风量为30%BMCR运行10分钟，进行炉膛吹扫。36炉膛吹扫结束后停运风烟系统并密闭。预热器此时应保持运行。37检查汽机疏水功能组

28、,所有疏水阀应打开。38在发变组第一套保护屏、第二套保护屏上退出鸭220开关第一路跳闸压板和鸭220开关第二路跳闸压板。投入误上电、起停机保护压板。39若机组停机备用,应进行部分解备,拉开发-变组的220KV侧刀闸,并将厂用6KV工作电源开关拉至试验位置。40转速1500 r/min，检查低缸喷水阀自动关闭。41转速1500 r/min，检查真空破坏阀关闭，低压缸排汽温度不超过80。42检查冷再压力1.1MPa，辅汽压力1MPa，辅汽至轴封蒸汽过热度20，主机轴封汽源自动由冷再切至辅汽供汽。若自动切换不成功，应控制高低旁维持冷再压力1MPa，就地开启辅汽至轴封疏水器旁路门提升过热度，手动切换轴

29、封供汽至辅汽。43停运主机液压油系统和小机液压油系统。44停运氢冷水泵，停运一台开冷水泵。45若两台循泵运行，停运一台循泵。46隔离除氧器给水箱加热和除氧头加热手动门，除氧器排氧倒至排大气。47转速到零，确认盘车自动投入，否则应与时的手动投入。48记录转子惰走时间，开始抄写停机记录。49确认高、低压旁路阀已关闭，无热汽、热水进入凝汽器，可停止真空泵运行，开启真空破坏阀，破坏真空到零。50真空到零，退出轴封功能组，停止轴封供汽，查轴加风机停止运行，隔离轴封供汽手动门和轴封减温水手动门。51通知化学停止给水、凝结水系统加药。52关闭电动给水泵至过热器、再热器减温水手动门，并逐步将给水箱水温降至80

30、以下,可停止电动给水泵运行。53排汽温度降至50以下，且凝结水系统无其他用户时，停运凝结水系统。54停炉后若渣量大，应适当停运捞渣机运行。电除尘器振打投连续。55停炉后冷却过程中，要始终控制汽包壁金属温度降低速度在50/h以。56停炉后将下列疏水门，空气门打开：尾部烟道汽冷壁疏水门FSRUV003、FSRUV005、再热器入口联箱疏水门FRSHV015、HV016。57当主再汽压10bar时，开启主、再热蒸汽管道疏水门。58当汽包压力3bar时，开启下列各空气门：前顶汽冷壁入口联箱空气门：FSRHV063 HA064，中过出口管空气门：FSRHV054 HV055 HV056，低过出口联箱空气

31、门：FSRHV021 HV022，高过出口联箱空气门：FSRHV029 HV030。59当下降管温度降至90时，停运炉水循环泵，开启汽包部与夹层空气门。60根据需要带压放水。锅炉放水前，关闭炉水泵的出入口门与暖泵门。61当空预器入口温度120时，停止A、B侧预热器运行，并停止油枪冷却风机与火检冷却风机运行。62停炉6小时以，锅炉密闭。63正常停机结束，汇报值长。3、 #3、4机组正常停机操作任务：#3、4机组正常停机步骤操 作 项 目1得值长令。2根据值长和调度联系情况与公司和运行部安排，明确停机的具体时间，确定停机方式和停机中需要采取的特殊措施。3通知各相关部门与各岗位做好停机前的准备与工作

32、安排。4通知各岗位值班人员对所属设备、系统进行一次全面检查，登记停机缺陷。5机组停炉时间超过7天，要计算好原煤仓的进煤量，提前通知燃料停止上煤，应将所有原煤仓烧空。6通知化学停止加氧。根据水质情况加联胺。7辅汽倒至邻机供汽。8对炉前燃油系统全面检查一次，确认系统备用良好，燃油储油量能满足停炉的要求。9停炉前应对锅炉受热面（包括空预器）全面吹灰一次。10分别进行主机交流润滑油泵、交流启动油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车电机、小汽机直流油泵试转，检查其正常并且联锁投入，若试转不合格，非故障停机条件下应暂缓停机，待缺陷消除后再停机。11机组停运方式一般采用正常滑停方式，按照汽轮机正常停机曲线执行。

33、汽轮机本体与其附属系统有检修工作，按照汽轮机维护停机曲线执行，停机过程中各运行参数应按照停机曲线严格控制。12滑停过程中，注意监视汽缸上下温差、低压缸排汽温度、各轴承振动、差胀、轴承金属温度等参数。13若停机前机组负荷超过450MW，DCS上设定目标负荷为450MW，按照锅炉、汽轮机滑停曲线要求，开始降温、降压。设定负荷率不高于15MW/min，主汽压变化率不高于0.446MPa/min，缓慢减少锅炉燃烧率，机组负荷随主蒸汽压力的降低而减少。14在机组减负荷过程中，逐渐减少给煤机转速，减少锅炉燃料量。15当负荷降至450MW时检查各系统运行参数、自动控制正常。在磨煤机备用状况允许的情况下负荷由

34、高到低从上层到下层逐台停止制粉系统，即：D（B）+C+E+A+F C+E+A+F C（E）+A+F F +A。16DCS上设定目标负荷为300MW。17控制负荷率不高于12MW/min。18负荷至300MW，锅炉应视燃烧情况投油枪稳燃，空预器投连续吹灰，将空预器密封间隙自动调节装置提升至最大位。19退出脱硫装置与电除尘器运行。20当负荷减至300MW时检查各系统运行参数、自动控制正常。根据锅炉燃烧情况投入运行燃烧器的油枪，根据制粉系统出力情况停止一台制粉系统运行。21根据停机曲线维持主、再热蒸汽温度，当一、二级减温水调节门全关后，退出一、二级减温水自动，再热器减温水和烟气挡板全关后退出再热蒸汽

35、温度自动，关闭一、二级减温水总门，关闭再热器减温水总门。22将锅炉主控切至手动，汽机主控在自动，将机组控制方式置汽机跟踪模式。23将小机汽源由四抽切至辅汽供汽。24检查辅汽至除氧器压力调节门在自动。25A凝泵变频指令切手动并逐渐提升至100，除氧器水位调节阀投入自动，确认调节阀为“调节水位方式”，切换过程中注意保持凝结水流量和除氧器、热井水位稳定。26逐渐退出一台汽动给水泵。27减负荷过程中，应注意高、低加水位的稳定。28机组负荷240MW，保持3台制粉系统运行，依次投入运行燃烧器油枪。29手动逐渐降低燃料量将机组负荷降至180MW。30180MW负荷下，全面检查各系统运行参数、自动控制正常，

36、将给水从主给水切换至主给水旁路门控制后，注意将锅炉主减温水切换切换至备减温水电动门。31厂用电由高厂变带切为#02起动变带。32检查五段、六段抽汽疏水自动打开。33逐渐减少锅炉燃料量，逐渐开启高、低旁和关闭高调门。34维持主汽压力8.73MPa、再热汽压力1.1 MPa，关闭361阀暖管电动门，打开361阀前电动门。35负荷160MW，停止一套制粉系统运行，锅炉转入湿态运行，储水箱水位控制在11000mm。36负荷120MW，进行以下操作：1) 除氧器汽源由四抽倒至辅汽联箱；2) 检查主机中压疏水门应自动开启，否则手动开启；a）#1中联阀阀体气动疏水门b）#2中联阀阀体气动疏水门c）#1中联阀

37、前疏水气动一、二次门d）#2中联阀前疏水气动一、二次门e）低旁前疏水一、二次门3) 退出高、低压加热器汽侧运行，应注意加热器的水位变化情况；4) 检查汽机低压缸喷水自动全开。37再停止一套制粉系统运行，保留A制粉系统运行。38负荷至60MW，检查机组以下高压疏水门应自动打开，否则应手动打开。1)#1高压主汽阀上阀座疏水门；2)#2高压主汽阀上阀座疏水门；3)#1高压主汽阀阀体疏水门；4)#2高压主汽阀阀体疏水门；5)高压导汽管疏水门；6) #1高压主汽阀前疏水一、二次门；7) #2高压主汽阀前疏水一、二次门；8) 高排逆止阀前疏水阀；9) 高排逆止阀后疏水阀。39启动主机交流辅助油泵、交流启动

38、油泵运行，检查其正常。40关小汽机调门，负荷降至30MW。41将无功降至5MVar。42汽轮机打闸停机，确认汽机转速正常下降，高中压主汽阀、高中压调阀、各级抽汽逆止门、电动门、高排逆止门关闭，排汽通风阀与事故排放阀开启。43发电机程序逆功率保护动作，发电机解列，确认发变组出口开关、灭磁开关断开。44投入发电机“启停机”、“突加电压”、“主变高压侧断口闪络”保护压板。45若机组停机备用，应进行部分解备，拉开线路侧500KV刀闸。若机组停机检修，应进行部分解备，拉开线路侧500KV刀闸，发变组出口开关解备。46汽机停机后关闭主蒸汽管道疏水门。47转速2000rpm，检查顶轴油泵自启动，否则手动启动

39、，检查顶轴油母管与各轴承顶轴油压力正常。48最后一套制粉系统吹扫后停运，保留一支油枪运行，其余油枪吹扫完毕后锅炉手动MFT。49关闭高、低压旁路与其减温水。如确认高旁减温水气动截门和调门均漏，应关闭高旁减温水手动门。50锅炉MFT后如给水泵在运行，确认各减温水门关闭，防止减温水漏进一、二次汽系统，将启动分离器储水箱水位上至11000mm后停止上水，给水流量减至0，停运给水泵。关闭 361 阀，汽水系统保持密闭，保持锅炉压力。51锅炉MFT后，吹扫15 min，停运送风机、引风机，风烟系统密闭，保持空预器运行，当锅炉排烟温度低于50，停止空预器与火检冷却风机运行。52如需泄压，可以开启疏水门进行

40、主、再热蒸汽的降压操作，降压速率 0.30 MPa / min 。53再热蒸汽压力0.2 MPa时，开启再热系统机侧疏水门抽真空，在真空破坏前关闭疏水门，再热器干态保养；如汽机真空已破坏，可开启再热器所有疏放水门进行放水，同时开启再热器各空气门； 12小时后，如锅炉受热面无检修工作，关闭再热器疏放水门与空气门。54停止EH油系统运行。55停止除氧器加热，除氧器缓慢换水降温至80以下，控制降温率不大于1.5/min。停机后除氧器有检修工作，微开除氧器放水电动门，在破坏真空前将除氧器存水全部放至凝汽器，放水过程中注意凝汽器真空和凝汽器疏扩温度。56汽机转速到零后，检查盘车自动投入，否则手动投入盘车

41、，记录汽轮机惰走时间，开始记录停机参数。57投运氢气干燥装置循环冷却风机。58确认旁路系统隔离，主再热蒸汽疏水关闭严密，关闭辅汽至小机、除氧器手动门和电动门，关闭冷再、四抽至辅汽电动门，确认无蒸汽与有压疏水进入凝汽器，停真空泵，开高、低压凝汽器真空破坏阀。59凝汽器真空到0，停运轴封系统，关闭轴封减温水手动门和辅汽至轴封手动门。60在机组停机检修的情况下，无特别需要，与汽缸直接相连的疏水阀、导汽管疏水阀在缸温降到150之前不予以开启。61通知化学切除凝结水精处理装置。62开冷水无用户后，停运开冷泵。63无凝结水用户，汽机低压缸排汽温度低于50，停止凝泵运行，停止凝结水系统加药。64当需要进行锅

42、炉放水时，待水冷壁出口温度180，启动分离器压力低于0.6MPa后，开启所有疏放水门进行放水，并同时开启各空气门；带压放水完毕后12小时，如果受热面无检修工作应关闭疏放水门与空气门。65稍开#3、4机循环水联络门，全开#3、4冷却塔联络门，脱硫工艺水箱补水已倒至邻机供水，停止本机循环水泵运行，停止本机循环水弱酸处理和加药系统。66锅炉放水结束，汽机低压缸排汽温度低于50，关闭#3、4机循环水联络门。冬季循环水系统停运后，应缓慢开启循环水回水旁路电动门，将竖井存水全部放尽。67锅炉停运24小时，且风烟系统不运行，停运除灰渣系统。68当高压下缸壁温小于150，停盘车装置。待转子静止后，停顶轴油泵。

43、69机组停运后定冷水系统保持连续运行，因检修或气体置换可停运，停运后应与时放水吹扫。70发电机的气体置换在盘车与定冷水系统停运后进行，置换过程中应严密监视密封油各箱体油位和油氢差压的变化，防止发电机进油的发生。71气体置换结束且汽机盘车停运后，方可停止密封油系统运行。72当高压下缸壁温小于120，停用主机润滑油系统。73闭冷水无用户后，停运闭冷水泵。4、#3、4机组冷态启动操作任务：#3、4机组冷态启动步骤操 作 项 目1得值长令。2联系一期开启循环水补水门，冷却塔水池补至1800mm。3开启凝汽器水室放空气门与#3、4机循环水联络门向凝汽器注水，水室放空气门连续见水后关闭放空气门；检查循环开

44、冷水系统运行正常。4启动一台开冷水泵，检查开冷水系统运行正常。5检查主机润滑油净化运行方式正确后投入主机润滑油净化装置。6启动主机交流润滑油泵，检查主机润滑油系统运行正常。7启动发电封油系统运行正常。8发电机进行氢气置换。9氢气置换结束，启动顶轴油系统运行，启动主机盘车运行。10辅汽联箱暖管后由邻机供汽运行。11检查除盐水压力正常或启动凝补水泵后向闭冷水系统、凝汽器热井注水冲洗，凝结水系统注水。12闭冷水系统冲洗30min，闭冷水箱水位正常后，启动闭冷水系统运行。13投入引风机冷却风机，引风机、送风机、一次风机、磨煤机等转机的润滑油系统;投入火焰电视、火检风机、烟温探针、炉膛泄漏检测装置。14投入锅炉渣水系统，炉膛冷灰斗水封建立，试转捞渣机正常后