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。
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。
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℃。
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 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。
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）。
#5、6机组滑参数停机操作指南 1.1 滑停过程中有关参数的控制 1）主、再热蒸汽降温速度：≤0.5～1℃/min。 2）汽缸金属的温降率： 0.5～1℃/min。 3）主、再热蒸汽过热度：不少于50℃。 4）先降汽压、再降汽温，分段交替下滑。 5）在整个滑停过程中要严密监视汽轮机胀差、轴位移、上下缸的温差、各轴振动及轴瓦温度在规程规定的范围内，否则应打闸停机。 限制项目单位运行极限值报警遮断 振动全幅值 轴上μm ＜125 ≥125 ≥250 GENE盖＜50 ≥50 ≥80 胀差转子/汽缸胀差高中压mm ＜+10.3和＜-5.3 ≥+10.3和≤-5.3 ≥11.6和≤-6.6 低压mm ＜+19.8和＜-4.6 ≥+19.8和≤-4.6 ≥+30和≤-8.0 轴承推力轴承 金属磨耗mm ＜+0.6 ≥+0.6 ≥+0.8 金属温度℃＜85 ≥85 ≥110 回油温度℃＜75 ≥75 —支持轴承 #1～2金属温度℃≤115 ≥115 ≥121 #3～6金属温度℃＜107～110 ≥110 ≥121 #7～8金属温度℃≥105 回油温度℃＜75 ≥75 — 位移轴向位移mm ＜+0.6和＜-1.05 ≥+0.6和≥-1.05 ≥+1.2和≥-1.65 1.2 机组滑停的准备工作 1）根据停机计划，在最后一次上煤时调配好各个煤斗的煤量，降低C/D/E三台磨煤机的仓位，以便将各个煤斗的存煤在汽机停止时清空。下层两台磨煤机上好煤，以保证低负荷时燃烧 稳定。 2）做好辅汽、轴封及除氧器汽源切换的准备。 3）停机前分别进行汽轮机辅助油泵（TOP）、启动油泵（MSP）、直流事故油泵（EOP）、直流事故密封油泵、顶轴油泵的启动试验及主机盘车电机空转试运，检查其正常并备用良好。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。 4）准备好机组停运操作票。 5）检查燃油系统运行正常，试投所有点火油枪，发现缺陷及时通知检修处理。 6）停炉前对锅炉全面吹灰一次，保持空预器的吹灰器运行，直到锅炉熄火。 7）全面记录一次蒸汽及金属壁温，然后从减负荷开始，在减负荷过程中每小时记录一次金属壁温。 8）过热器减温水管道切换至给水操作台前，切换前应充分暖管。 1.3 滑参数停机前减负荷操作 1）接到值长停机命令后，加大上层两台磨煤机煤量，定时向燃料值班员询问仓位情况，以便尽快烧空上层磨。 2）用滑压运行方式按正常操作减负荷至300MW时，检查主汽压力13.0MPa，温度566℃；再热
滑参数停机 一、停机前的准备 1、接到停机命令后，司机做好下列工作： （1）通知有关各岗位专责，做好停机的准备工作 （2）准备好停机操作票，并认真填写 （3）准备好停机工具及仪表 （4）试验高压油泵、交直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车装置，确证无问题恢复备用状态 *试验的目的是为了检查这些设备的可靠性，如果发现不正常，务必在停机前检修好，否则不能停机。油泵是确保转子惰走和盘车过程中轴承的润滑用油，并冷却轴劲的。油泵启不来或工作不正常，将发生烧瓦事故。顶轴油泵是保证盘车顺利启动的首要条件，即便有一个轴劲顶不起，盘车也很难投上，而盘车投不上，转子将产生热弯曲。所以要进行盘车电机空载试验。 油泵试转正常后，出口门必须开启，联锁开关投入，且空载电流：高压：240A,交流：20A，直流：60A,正常出口油压：高压：2.0Mpa，交流：0.45 Mpa，直流：0.45 Mpa （5）法兰螺栓加热装置及轴封备用汽源、除氧器备用汽源暖管，并进行疏水，维持厂用联箱压力0.4Mpa，通知锅炉厂用联箱疏水 *由于加热装置轴封备用汽源长时间停运，进入热汽将产生很多疏水，应及时排出，提前暖管疏水，也防止对加热装置及轴封供汽备用汽源联箱、管道产生很大的热冲击（6）将带厂用的二、五、六抽倒为其它机组，#1、2机其中一台停运时，将供#3~6机冷却水倒为邻机带 *不解列二、五、六抽，滑参数停机保证不了供汽压力，不解列二、五、六抽打闸停机后，由于抽汽逆止门不严倒返汽将产生超速 （7）湿冷机组停运前控制水塔水位不高于1.7m，空冷机组停运前储水箱水位不高于1m 二、停机过程中的控制数据： 1、主、再热蒸汽温降速度≯1℃/分 2、自动主汽门壁和调速汽门门壁温降速度≯4℃/分 3、主、再热蒸汽管壁温降速度≯5℃/分 4、汽缸内外壁温降速度≯3℃/分 5、减负荷速度：1000KW/min 6、各扇段出水温度≮25℃ 7、其它控制指标按启动指标控制 三、滑参数停机必须注意的问题： 1、滑停开始时，逐渐全开调速汽门稳定一段时间后，通知锅炉按滑参数停机曲线 降温、降压、减负荷。 2、负荷稳定后，保持汽压不变，降低主汽温度，当汽缸金属温度下降缓慢且主汽 过热度接近80℃时，可降低主汽压力 *滑参数停机先降温后滑压，因为先滑压力后，主汽压力下将，给水压力也下降，减温水压
超临界机组深度滑参数停机技术措施 为了缩短停机后冷却时间，尽快满足停盘车的条件，需进行深度滑参数停机，在保证机组设备安全的前提下，争取使停机时汽轮机调节级金属温度达到200℃左右，特制定如下技术措施： 一、准备阶段： 1、各主要监视仪表齐全, 指示误差在要求范围内。如: 轴位移, 汽缸膨胀, 各部差胀,振动, 主、再热汽温, 主、再热汽压, 汽缸各点金属温度等。 2、确认机组滑销系统无卡涩，机组热膨胀测点正常。 3、全面记录机组参数，膨胀、胀差、缸温、振动、轴位移。 4、试验主机交流油泵、直流油泵、密封油备用泵、顶轴油泵、盘车电机、等离子、油枪等正常。 5、确认临机供辅助蒸汽，辅汽联箱压力和温度正常，且辅助蒸汽供除氧器、小机及轴封用汽处于良好备用状态。 6、尽量选择挥发份高、热值适宜，干燥状态的优质烟煤，确保机组各煤仓煤位合适，使得走空煤仓和滑停同步进行。 7、确认高、低压旁路、炉水泵、溢流管等充分暖管。主机疏水等手动门处于开启状态。 8、控制煤仓煤位，滑停前维持中低煤位，转湿态前保持下层磨煤机运行。 9、预先对锅炉各受热面全面吹灰一次。 10、深度滑参数停机前锅炉应停止加氧。 11、按照规程规定确认机组满足停机条件。 二、深度滑参数停机操作 整个滑停过程大体分4个阶段： 1、高负荷滑汽温阶段 1)在滑参数初期，负荷300MW及以上,联系调度解除AGC控制。 2)解除机组协调至TF方式，将主机调门切为单阀方式。保持压力稳定，先降汽温。 3)汽温每降低50℃稳定运行20~30分钟 4)高负荷阶段过热度控制在80℃以上，过热度接近80℃后，逐渐降低主汽压力，维持各 高调门开度不变。 5)利用煤水比+减温水控制过热汽温，烟气挡板+减温水的方式控制再热汽温，逐渐将主、 再热汽温度降至420℃左右，压力降至12MPA左右，用时约4小时。 2、转湿态前操作阶段 1)负荷300MW-240MW,逐步全开高压调门降压，同时同步降汽温。 2)小机汽源倒为辅助蒸汽带，另一台小机保持四抽带并逐步退出。 3)视燃烧情况投入等离子拉弧助燃，滑停期间保持空预器连续吹灰。 4)在第三台磨走空之前做好转湿态的所有准备工作。 5)此阶段逐渐将主、再热汽温度降至380℃左右，压力降至9MPA左右，用时约1.5小时。 6)负荷低于120MW应将各级减温水调整门切至手动控制，避免减温水量摆动。 3、继续滑参数及湿态阶段 1)转湿态后切为基本方式，则综合阀位保持95%以上不变，通过逐步减煤量降压力，汽 温下降速度稳定不变，通过降压来保证过热度。 2)负荷低于200MW后，在高排蒸汽过热度小于10℃后，开启高排逆止门前、后疏水。 3)调整锅炉燃烧并通过减温水逐渐将主、再热汽温度降至330℃左右，压力降至7MPA左
编号：AQ-JS-02132 ( 安全技术) 单位：_____________________ 审批：_____________________ 日期：_____________________ WORD文档/ A4打印/ 可编辑 汽轮机滑参数停机安全技术措 施 Safety technical measures for turbine shutdown with sliding parameters
汽轮机滑参数停机安全技术措施 使用备注：技术安全主要是通过对技术和安全本质性的再认识以提高对技术和安全的理解，进而形成更加科学的技术安全观，并在新技术安全观指引下改进安全技术和安全措施，最终达到提高安全性的目的。 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。
滑参数停机过程分析及经验总结刘洋 摘要：机组在需要停机检修的情况下，为缩短停机后盘车及油系统运行时间， 争取早检修、早恢复，往往采用滑参数停机。使汽轮机转子及汽缸得到均匀快速 的冷却，同时减少汽缸及转子的热应力。本文主要以王滩电厂1号机组升级改造 后首次滑停为例，阐释在6号瓦顶轴油管故障的情况下滑停过程及经验，希望对 电厂运行工作有所帮助。 关键词：升级改造；滑停；顶轴油 1设备概述 王滩电厂锅炉选用哈尔滨锅炉有限责任公司制造的HG－2030/17.5－YM型锅炉。为亚临界、一次中间再热、固态排渣、单炉膛、Π型半露天布置、全钢构架、悬吊结构、控制循环汽包锅炉。采用平衡通风，摆动式四角切圆燃烧器。6套正 压直吹式制粉系统，A磨煤机对应的燃烧器装有等离子点火装置。主蒸汽采用两 级混和式减温器调温方式。再热蒸汽温度采用摆动燃烧器进行调节，再热减温水 为事故喷水。 汽轮机为亚临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴凝汽式600MW汽轮机，汽轮机型号为 N630-16.7/538/538-1型。高中低压缸均为哈汽制造。汽轮机通流部分采用反动式设计。机组分别于2014年8月份进行汽轮机抽汽供热改造，供热 抽汽口设在中压缸排汽连通管处，机组于2015年11月份增加了对中储粮油脂 （唐山）有限公司供工业用汽的项目改造，在机组的再热冷段管道上开孔抽汽， 工业抽汽管道分别从1号机组和2号机组高排蒸汽管道引出汇合成一根供汽母管，通过减温减压器达到供汽参数。 2滑停背景及意义 2016年11月一号机组汽轮机升级改造后保持连续运行至今。2017年9月， 由于烟道损坏，该公司向中调申请一号机组停机消缺。同时在停机前发现一号机 组#4瓦轴承金属金属温度1、2号测点显示温度由原来的77℃、77℃上涨至92℃、88℃，顶轴油母管压力DCS显示值由3.68MPa下降至3.0MPa，就地4号瓦顶轴 油压由4.0MPa下降至1.0MPa，汽轮机4号瓦轴振在小幅跳高后稳定在稍低于原 来的水平，瓦振无明显变化，其他瓦的瓦温及振动运行稳定，判断为4号瓦顶轴 油进油管道泄露，公司希望利用此次停机机会对4号瓦进行检查处理，为缩短检 修工期，故采用滑参数停机方式，快速均匀降低缸温，以尽快停止盘车运行，为 检修争取时间。其次，滑停可以减少停机过程中热量和汽水损失，充分利用锅炉 余热发电，而且还可以利用大流量蒸汽对汽机喷嘴、叶片上的盐垢进行清洗。由 此可见滑参数停机的优点是比较明显的。 3滑停过程及问题分析 3.1滑停前的准备工作 将公用系统一号机倒换至二号机组带，其中包括中储粮供汽，砖厂及板厂供汽，将机组变为純凝工况；公用6KV A段母线由标准运行方式倒换为联络带。 停机前的试验：试验等离子点火装置拉狐正常，主机交、直流油泵联启试验 正常，盘车电机空载试运正常，顶轴油泵由于4号瓦顶轴油管损坏攒不进行试验 以防止顶轴油压波动造成损坏加剧。 3.2停机前工况 机组负荷350MW，协调控制方式，AGC投入，A、B、C、E磨运行。主汽压 力为13.3MPa，主汽温度543.5℃，再热器温度543℃，阀位方式为顺序阀。
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1.5℃/min，高中压缸金属温度下降速率不超过1.0℃。主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80℃。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，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15—30min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3℃。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TSI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。
汽轮机滑参数停机的主要操作及注意事项 1、操作过程： (1)停机前的准备。试验高压辅助油泵、交直流润滑油泵、顶轴油泵及盘车装置电机;为轴封、除氧器和准备好低温汽源;并对法兰螺栓加热装置的管道进行暖管。 (2)减负荷。 1)带额定负荷的机组，先将负荷按规定速度降到80～85%或更多一些。 2)通知锅炉减弱燃烧降低蒸汽温度和压力(大概1℃/min的降温速度)，同时逐渐将调节汽门全开，稳定运行一段时间。 3)待汽缸法兰温差减小后，按滑参数停机曲线分阶段(每一阶段的温降约为20～40℃)交替降温、降压、减负荷，直至负荷减至较低值。 (3)解列发电机停机和转子惰走 (4)盘车。当转子完全静止后，应立即投入盘车装置，防止转子产生热弯曲。 2、注意事项： (1)滑停时，最好保证蒸汽温度比该处金属温度低20～50℃为宜。过热度始终保持50℃，低于该值。开疏水门或旁路门。 (2)控制降温降压速度。新蒸汽平均降温速度为1～2℃/min，降压速度为19.7kPa/min，当蒸汽温度低于高压内上缸壁温30～40℃时，停止降温。 (3)不同负荷阶段降温降压速度不同。较高负荷时，可快些，低负荷时，降温降压应缓慢进行，以保证金属降温速度比较稳定。 (4)正确使用法兰螺栓加热装置，以减小法兰内外壁温差和汽轮机的胀差。因为法兰冷却的滞后会限制汽缸的收缩。 (5)减负荷应等到再热汽温接近主蒸汽温度时，再进行下一次的降压。防止滑停结束时，因再热蒸汽降温滞后于主蒸汽降温，使中压缸温度还较高。 (6)滑停时，不准做汽轮机的超速试验。因为新蒸汽参数较低，要进行超速试验就必须关小调节汽阀，提高压力，当压力提高后，就有可能使得新蒸汽的温度低于对应压力下的饱和温度。此时再开大汽阀做超速试验，就有可能有大量凝结水进入汽轮机造成水冲击。
4号汽轮机滑参数停机操作 1、停机前的检查和准备 1.1明确分工，填写操作票，准备好停机的专用记录和工具，并和有关岗位联系 1.2进行高压启动油泵启动试验，交、直流润滑油泵低油压联动试验，检查高压启动油泵、交、直流润滑油泵的出口压力、电流、转动方向、振动、声音均应正常。试顶轴油泵、测盘车电动机绝缘。 1.3汽缸、法兰加热装置暖管，汽缸加热联箱压力维持1.0 MPa，法兰加热联箱压兰加热联箱压力维持0.5MPa。轴封备用汽源暖管、除氧器备用汽源暖管。 1.4关闭厂用六抽汽电动门，退出厂用六抽汽供汽。 1.5电除尘器灰斗加热疏水倒走地沟。 1.6停止颇尔、压力式滤油机。 1.7在操作员站组好汽轮机转子惰走趋势组，包括如下参数：凝汽器真空、汽轮机转速、高压缸排汽压力和再热汽压力。 1.8通知化学等有关岗位机组开始滑停。 2、停机操作顺序 2.1 通知锅炉、电气逐渐将负荷减至150MW，汽温降至500℃、汽压降到8.82MPa，调速汽门缓慢全开稳定30分钟后，要求锅炉按滑参数停机曲线降压、降温减负荷。 2.2主蒸汽温度和汽缸、法兰温度相近似时可投入汽缸、法兰加热装置，控制法兰供汽联箱压力＜0.8 MPa，汽缸供汽联箱压力＜4.9MPa。 2.3负荷80MW时，高压加热器疏水倒走4号低压加热器，关闭高加疏水到除氧器门。停止1号低压加热器疏水泵运行，疏水倒走凝汽器。 2.4当汽缸温度降到350℃时开启汽缸疏水、调速汽门后疏水、导管疏水、各段抽汽管道疏水、高压缸排汽逆止门前、后疏水。主蒸汽、再热蒸汽温度降至350℃时，开启主蒸汽、再热蒸汽管道疏水。 2.5负荷50MW时，根据2号低加水位停止低加疏水泵，疏水倒走凝汽器。开启门杆漏汽管道疏水，关闭门杆漏汽门。 2.6滑停过程中，根据锅炉要求可投入Ⅰ、Ⅱ级旁路（注意Ⅰ级旁路后压力＜2.3MPa、温度＜320℃，Ⅱ级旁路后温度＜160℃）及三级减温减压器，同时投入减温水，并注意随着负荷、蒸汽参数的变化及时调整旁路后温度。 2.7根据胀差变化，将轴封供汽倒由辅助联箱带，轴封倒汽源时轴封供汽母管疏水门开，当轴封供汽温度稳定后关闭疏水门。逐渐关小高压前、中压前轴封一漏门，必要时投入轴封高温备用汽源，同时注意缸温变化。 2.8负荷降到20MW时，高加疏水倒走凝汽器，关闭到4号低加疏水门。 2.9随着负荷的下降，注意调整凝汽器水位，根据给水泵流量开启再循环。低压排汽缸温度升高大于52℃时投入低压缸喷水。 2.10汽压、汽温、汽缸温度滑降到预定数值时稳定10分钟，停止汽缸、法兰螺栓加热装置。关闭轴封高温备用汽源门。关闭1、2、3段抽汽电动门。 2.11 将低负荷限制值改为0MW后,将负荷减到零；锅炉熄火后，解列发电机。注意汽轮机转速及抽汽逆止门动作情况。减负荷时应缓慢操作注意主蒸汽压力不应升高，严密监视蒸汽温度和过热度，发现蒸汽温度突降无法控制时，立即打闸停机。 3、解列后的工作 3.1 关闭Ⅰ、Ⅱ级旁路及减温水手动门。 3.2关闭低压缸喷水门，关闭4号低加出口总门。 3.3根据需要启动交流润滑油泵或启动油泵，注意润滑油压。
滑停总结 滑停前必须做的实验：交直流泵启停试验，顶轴油泵启停试验，盘车试转试验，密封油空氢侧直流油泵启停试验，（检查各油泵出口油压、声音、振动，油泵运行必须正常，试验正常后停泵投入备用。启动盘车电机空负荷运行正常，转向正确，停盘车电机）。油枪试投试验，给水旁路门开关试验，事故放水门开关试验，PCV阀开关试验，高再出口对空排门开关试验（根据实际情况进行做阀门活动性试验，ETS在线试验，喷油试验，水位计冲洗，）对所有就地远方水位计进行核对保证准确无误。 检查锅炉侧和汽机侧所有备用汽源（油枪吹扫供汽，辅汽联箱，除氧器，轴封，炉膛和空预吹灰）都处于热备用状态。高低压旁路处于热备状态，所有减温水都处于正常状态。 检查电泵辅助油泵运行正常，泵组处于良好备用状态。联系热控确认高、中压缸疏水阀控制在联位置。 滑参数前参数：负荷170MW,主汽压力11.69MPa，主汽温度535度，再热汽压1.72MPa，再热汽温535度，背压11KPa，调节级温度456度（此时只有一台电泵运行，要求负荷180MW以下可以停一台电泵） 滑停前必须对炉膛进行全面吹灰，并对整个机组的缺陷进行统计和汇总，投入汽机胀差和高压缸排气温度高保护，维持锅炉燃烧稳定，解除AGC，解除协调，解除锅炉主控，解除燃料自动，解除所有给煤线自动，解除汽机主控，投入功控，对汽机进行单顺阀切换注意汽包水位，负荷，主汽压力变化，严密监视轴振，瓦振的变化。并注意调门的变化。切换
完毕切至阀控稳燃后开始滑停，首先通过关灰控阀进行降主再热汽温至510℃（主再热汽温下降率＜1℃／min，主再热汽压下降率＜0.098MPa ／min，金属下降率＜0.8℃／min，负荷下降率＜3MW／min，调节级后汽温不低于高压内缸金属温度30℃，否则暂停降温。汽温每下降30℃，应稳定30min，后再降温。在整个滑停过程中要严密监视汽轮机胀差、轴位移、上下缸温差、各轴承振动及轴瓦温度在规定的范围内，否则应打闸停机。再热汽温度不应高于主蒸汽温度。密切监视主、再热蒸汽的过热度应≥56℃，）。此时缓慢开启汽机高调门并注意主再热汽温汽压的变化和金属温度的变化，直至降调门全开，开始减燃烧降温降压，注意床温床压的变化，氧量的变化，注意汽包水位的变化，各加热器水位，除氧器，排气装置水位冷渣器出水温度正常，轴封，除氧器压力的变化，背压的变化，严密监视轴振，瓦振，轴向位移，胀差，高压缸膨胀值，上下缸温差，各轴承供回油温度，各轴承金属温度在正常范围内。监视氢气压力，温度，纯度，露点在正常范围内。 负荷在170MW以下注意轴封汽源的切换，注意轴封压力，温度，低压轴封温度正常（这次负荷在135MW对轴封汽源切换的） 当负荷降至100MW以下时对高加进行解列，解列过程中注意水位，温度下降率，轴向位移，负荷的变化，主再热汽温的变化。低加可以随机滑停，高加解列后尽量将高加疏水排进排气装置，派人将三号高加正常疏水至除氧器手动门关闭,关闭高加连续排气. 当负荷降至100MW时根据除氧器水位和凝结水流量变化及时开启凝结水再循环门确保了凝结水泵的安全运行，注意除氧器的水位。