机组停运及保养
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第四部分机组停运及停后保养1机组停运1.1机组停运前的准备1.1.1锅炉停运前的准备1.1.1.1通知煤控、灰控关于机组停运安排及要求，做好机组停运的准备工作，燃油储存量能满足停炉要求。
1.1.1.2机组计划停运，应安排烧空各煤仓：停炉五天之内，根据检修措施安排煤仓是否烧空，停炉十五天以上，全部煤仓烧空，提前通知煤控值班人员，合理控制各煤仓煤位。
1.1.1.3确认燃油系统、油枪吹扫空气系统运行正常，所有油枪进行试点火，对于有缺陷的油枪，通知检修人员尽快处理。
1.1.1.4检查等离子点火装置良好备用。
1.1.1.5对锅炉各受热面进行一次全面吹灰，其中包括空预器吹灰，禁止在停运过程中对锅炉本体进行吹灰。
1.1.1.6做好辅汽切换的准备工作，若无邻机运行，做好辅助锅炉的启动前检查与准备工作。
1.1.1.7通知化学值班人员做好机组停运保养的准备工作。
1.1.2汽机停运前准备1.机组的正常停运应根据检修工作的具体需要选择停机方式，控制汽缸金属温度。
如汽机润滑油系统、发电机密封油系统、汽机本体等需要停盘车后方能工作的检修项目，应选择滑参数停机，停机的汽机高压缸第一级内缸内上壁温度以330℃为目标。
2.进行交流润滑油泵（TGOP）、辅助油泵（AOP）和直流事故油泵（EOP）的自启动试验，确认各项试验正常。
3.进行高中压主汽门、调门活动性试验以及抽汽逆止阀活动性试验，确认各项试验正常。
4.进行直流事故密封油泵及小机直流事故油泵、顶轴油泵的试转，确认各油泵正常。
5.如果停机期间要进行“高、中压主汽门严密性试验”，应根据试验要求和有关规定提前做好准备工作。
1161.2机组减负荷1.2.1 机组负荷1000MW减至900MW1.2.1.1 在机组负荷1000MW至900MW之间，机组采用定压运行方式。
1.2.1.2 维持主蒸汽压力在额定汽压，缓慢减少锅炉的燃烧率，逐渐减少汽机负荷指令，以1％/min的负荷变化率，减负荷至900MW。
1.2.1.3 投运辅助锅炉，进行升温升压。
1.2.2 机组负荷900MW减至300MW1.2.2.1 机组负荷900MW至300MW之间，机组采用滑压运行方式。
1.2.2.2 维持汽机负荷指令不变，控制负荷变化率1％/min，缓慢减少锅炉燃烧率，机组负荷随着主蒸汽压力降低而减少。
1.2.2.3 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，确认过、再热蒸汽温度正常，同时停运一组制粉系统。
（停磨原则：从上往下）。
1.2.2.4 在机组负荷600MW左右时停运第二组制粉系统。
1.2.2.5 在机组减负荷过程中,应严密监视：a）确认锅炉燃烧工况、炉膛压力稳定，必要时手动干预。
b）根据汽缸金属温度控制要求，控制主蒸汽、再热蒸汽温度，同时严密监视以下参数变化趋势：1）控制高压缸第一级金属温度，中压缸进口金属温度下降率。
2）转子热应力。
3）汽机绝对膨胀,高、低压缸差胀。
4）轴向位移。
1.2.2.6 机组负荷减至600MW左右，启动电动给水泵，将其并入给水系统运行，将其中一台汽动给水泵撤出运行。
1.2.2.7 机组负荷减至500MW时，投入A层燃烧器等离子点火装置，若有隔层磨煤机运行，投运对应的油枪助燃，投入空预器连续吹灰，通知灰控撤出电除尘运行。
1.2.2.8 将辅汽切换至邻机或辅助锅炉供。
当冷再压力低至1.0MPa时，确认冷再至辅汽电动隔离阀关闭。
1.2.2.9 机组负荷在450MW左右，根据需要可投运旁路系统。
1.2.2.10 当机组负荷减至400MW左右时，可以停运第三组制粉系统。
1.2.3 机组负荷300MW减至200MW1.2.3.1 机组负荷300MW至200MW之间，机组采用定压运行方式，控制负荷变化率1％/min，缓慢减少锅炉燃烧率，逐渐减少汽机负荷指令，汽机高压调门减小，维持主蒸汽压力8.7MPa左右。
1.2.3.2 当负荷小于295MW时，应密切注意贮水箱的水位，若水位对于7.5m，锅炉循环泵应自启，否则可手动启动，锅炉转为湿态运行。
1.2.3.3 锅炉循环泵运行后注意贮水箱水位调节阀和循环泵出口调节阀在自动状态，储水箱水位控制平稳。
当锅炉疏水箱水位大于1m后，启动锅炉疏水泵，确认其疏水能正常回收到凝汽器。
1.2.3.4 当机组负荷至200MW时，停运第四套制粉系统。
1.2.3.5 检查轴封汽压力在28kPa左右，辅汽至轴封汽调节阀部分开，确认轴封汽母管排放切换阀自动切至凝汽器。
根据轴封汽温度与汽机金属温度的匹配情况，进行主汽混温，确认轴封汽温度、压力正常。
1.2.3.6 停运第一台汽动给水泵并将第二台汽动给水泵撤出运行。
1171.2.3.7 当机组负荷小于200MW时，确认汽机防进水保护有关疏水阀自动开启。
1.2.4 汽机负荷200MW减至30MW1.2.4.1 机组低负荷运行阶段应注意主机真空不要太低，必要时应调节循环水压力、流量或运行真空泵的组数。
1.2.4.2 机组保持定压运行，高旁系统维持主汽压力在8.7MPa左右,锅炉保留最后一层制粉系统运行。
1.2.4.3 主蒸汽流量<10％MCR，禁止投运过、再热蒸汽喷水减温，检查确认过热器一、二级喷水减温和再热器喷水减温水电动隔离阀关闭，另将空预器吹灰汽源切至辅汽。
1.2.4.4 检查确认锅炉最后一组制粉系统燃烧正常，随着给煤量的减少，应严密监视A层燃烧器的运行情况，给煤机应保持在40％以上，若燃烧不稳，可适当降低A磨煤机的一次风量，必要时投入AB层油枪。
1.2.4.5 机组负荷至150MW，微开主蒸汽管道MCS控制疏水阀，注意主、再热汽温。
1.2.4.6 机组负荷<150MW，确认后缸喷水控制阀打开。
1.2.4.7 机组应尽量不在低负荷阶段（<150MW）长时间停留，若停留时间较长，应进行PA-FA切换。
1.2.4.8 在DEH控制画面上将控制方式由“LL”方式切换至“GOV”方式。
1.2.4.9 机组负荷至100MW，撤出所有高、低压加热器运行。
1.2.4.10 确认四级抽汽电动隔离阀联锁关闭，辅汽至除氧器加热电动隔离阀自动开启，维持除氧器压力35kPa，水温104℃左右。
1.2.4.11 机组负荷减至30MW，机组负荷<30MW的工况运行时间尽量少于2小时。
1.2.4.12 机组各运行参数控制在正常范围。
1181.3滑参数停机1.3.1因检修工作需要，可进行滑参数停机，缩短汽缸的冷却时间，以期早日停运主机盘车。
1.3.2调度发令许可机组可以滑停时，若机组负荷在550MW以上，则主蒸汽可以参照机组滑压曲线执行，主蒸汽温度逐渐降至530℃运行。
锅炉全面吹灰一遍。
1.3.3当机组负荷降至550MW时，要求机组稳定运行120分钟，同时将主蒸汽压力逐渐降至13.0MPa。
主蒸汽温度逐渐降至480℃，降温率不大于1℃/min，降压率不大于0.1MPa/min。
1.3.4机组负荷降至550MW时，将进汽方式切为全周进汽方式。
根据需要投运旁路系统，若需手动开启低压旁路则须在CV FLOW大于38％的情况下进行。
缓慢降低锅炉燃烧率。
当机组负荷降至250MW时，控制滑压时间在150分钟左右，主蒸汽压力降至6.0MPa，主蒸汽温度降至380℃左右，降温率不大于1℃/min，降压率不大于0.08MPa/min。
1.3.5当机组负荷降至250MW时，要求机组稳定运行60分钟，进行厂用电切换等工作，并防止主蒸汽参数的回升。
1.3.6汽轮机高压缸内缸温度降至370℃以下时，机组负荷可继续滑低。
当机组负荷低于200MW时，应确认所有高、低压疏水阀自动开启；从250MW滑至150MW左右时，控制主蒸汽压力缓慢降至5.5MPa左右，主蒸汽温度缓慢降至400℃左右。
1.3.7机组负荷在90MW左右稳定运行30分钟左右，在DEH控制画面上将控制方式由“L.L”方式切换至“GOV”方式，若高压缸内缸温度已降至350℃左右，可继续降负荷至100MW，确认所有高低压加热器撤出运行后，迅速减负荷至30MW，汇报值长进行机组解列。
1.3.8其余各阶段未提及的操作可参考正常停机。
1.3.9滑参数停机过程中，主要控制数据滑参数停机过程中，主要控制数据见表4－1：表4－11.1.3.10.1 滑参数停机过程中，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。
主蒸汽温度主要靠降低锅炉燃水比、减少上层燃烧器出力、降低风量、增加辅助风门的开度等手段来控制，若投用减温水应注意一、二、三级减温器后汽温应高于对应压力下的饱和温度5℃～10℃，防止大量喷水造成主蒸汽带水；再热器温度调节主要通过调整锅炉尾部烟道的烟气挡板实现，亦可以投运减温水和改变燃烧器的摆角来辅助降温。
1.3.10.2 严密监视主蒸汽温度，确保有50℃的过热度，控制高、中压缸金属温降率和上、下缸温差在要求的限额内。
1.3.10.3 滑参数停机时，应严密监视高、低压差胀的变化，当高、低压差胀正值过小时，稳定运行,119等差胀恢复正常后再继续降压、降温，若差胀超限应故障停机。
1.3.10.4 密切注意汽轮机振动，并严密监视推力瓦块的金属温度和回油温度。
1201.4机组解列停机4.1.4.1机组解列1.发电机解列前，值班人员应按调度命令，根据停机要求准备操作票（卡），经审核批准后执行。
2.发电机停机过程中，随着有功负荷的逐步降低，值班人员应相应降低无功负荷，尽量维持机组的功率因数在允许范围内3.正常解列应在发电机有、无功负荷均降至0时由逆功率保护联跳4.发电机的解列操作步骤：a)调节发电机有功负荷至0，无功输出至最小值。
b)汇报值长发电机可以程序解列。
c)检查发电机出口断路器GCB自动分闸。
d)检查发电机灭磁开关在断开状态。
e)断开发电机出口开关隔离刀闸。
f)断开发电机励磁开关控制电源。
5.发电机解列后检查项目。
a)检查发电机出口开关分闸状态，控制电源拉开。
b)拉出发电机出口压变小车及次级熔丝。
c)检查发电机灭磁开关在断开状态。
d)抄录发电机电量读数。
e)复归发变组保护，有关保护压板解开4.1.4.2汽机跳闸1.确认交流润滑油泵（TGOP）自启动后运行正常，启动辅助油泵（AOP），并确认运行正常。
2.确认高、低压旁路系统在运行，在备用盘或汽机车头手动跳闸汽机。
3.确认汽机跳闸声光报警发出，DEH画面上“TURBING TRIP”绿灯亮。
4.确认高、中压主汽门、调门开度指示为零，高排逆止门关闭。
确认机组转速下降，进入惰走阶段。
1211.5机组解列后的操作1.5.1机组解列后锅炉设备操作1.5.1.1确认发电机解列、汽机跳闸，维持锅炉运行，利用高、低压旁路控制主、再热汽压力。
1.5.1.2确认锅炉无需继续运行，投运AB层油枪，降低A给煤机的转速，将A给煤机和磨煤机内存煤走空，停运A给煤机＆磨煤机，然后逐组停运油枪，停止空预器吹灰，停运最后一组油枪时，锅炉MFT保护动作。
