300MW机组启停机工作

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1、一、停机前的准备工作1时分接值长停机命令后，各有关岗位准备好操作工器具及有关仪器、报表，停机前机组负荷MW。2检查DEH在“全自动”方式,按“负荷变化的建议”及锅炉减负荷许可速率，确定变负荷率小的一方作为机组减负荷速度限止。3时分试转交、直流润滑油泵、高压备用密封油泵、顶轴油泵、盘车电机,且均应正常。4时分对锅炉进行一次全面吹灰。5时分试点油枪，确认油枪正常。6停炉7天以上将原煤仓中的煤全部烧空。7时分联系集控长，将辅汽汽源切至邻机供。8全面抄录一次蒸汽、金属温度。在减负荷过程，复合变压停机应每隔一小时抄录一次

2、；滑参数停机应每隔半小时抄录一次。待汽轮机脱扣后均应每隔一小时抄录一次，直至盘车正常停用。二、机组滑参数停机减负荷操作(一)由额定负荷减至270MW1通知化学，加强对凝结水水质的监视。2时分设目标负荷270MW，变负荷率2.0MW/min，机组开始减负荷，并维持汽温、汽压。3机组减负荷过程，均等减少给煤机煤量，在给煤机负荷降至50%时，手动减少上层给煤机煤量，当给煤机煤量达到最小煤量时，停止此给煤机运行，并将相应的磨煤机内煤粉吹扫干净后停磨。4时分负荷降至270MW.(二)负荷减至180MW1时分设置目标负荷1

3、80MW，机组继续进行减负荷，并将主汽压力逐渐降至13.5MPa、主汽及再热汽温度降至510℃左右，控制降压率<0.1MPa/min、降温率<1.5℃。2时分，当四抽压力降至0.6MPa左右，根据情况将辅汽由四抽切至冷再供，注意辅汽母管压力约为0.6～0.7MPa。3时分停给煤机E，时分停磨煤机E。4时分停给煤机D，时分停磨煤机D。5时分机组负荷降至180MW，主蒸汽压力MPa，主蒸汽温度℃，再热蒸汽温度℃，全面检查机组运行正常。6将调节阀由“顺序阀”切至“单阀”控制。7维持机组负荷，将主汽参数逐渐降至450℃

4、、10MPa，逐渐开大调门直至全开。8待调门全开后，维持汽温、汽压及负荷稳定运行20分钟。9时分启动电泵，电泵并泵运行正常后，时分停汽泵。10全面检查机组运行正常，且汽缸金属温度、差胀、总胀趋向稳定后，再进行降温降压减负荷操作。(三)负荷减至105MW1时分机组继续进行减负荷,将主汽压力逐渐降至6MPa、主蒸汽及再热蒸汽温度降至380℃10左右，机组负荷随主汽参数的滑降而降低。2时分负荷MW，燃烧不稳，投油助燃，通知灰控值班员撤出电除尘运行。3时分投空预器吹灰。4时分停给煤机C，时分停磨煤机C。5时分负荷降至1

5、20MW,根据凝汽器真空情况,联系值长,要求停一台循泵(#循泵),并及时调节凝汽器循环水出水阀。6注意轴封汽压力变化,当压力降至0.03MPa，检查冷再至轴封调节阀自动开启，维持轴封汽压力在0.0276～0.03MPa。7时分冷再压力降至1.2MPa，根据情况，联系值长，将辅汽汽源由冷再切至小锅炉供。8时分负荷降至105MW，主汽压MPa，主汽温℃,再热汽温℃，维持汽温、汽压及负荷稳定运行30分钟。9时分撤出空预器漏风控制装置。10时分停另一台汽泵，注意汽包水位应正常。11全面检查机组运行正常，且汽缸金属温度、

6、差胀、总胀趋向稳定后，机组再继续进行减负荷。(四)负荷减至60MW1时分机组继续进行减负荷,将主汽压力逐渐降至3.5MPa、主汽温度及再热蒸汽温度降至330℃左右。2时分增投油枪。3时分停给煤机A，时分停磨煤机A。4时分负荷降至60MW，检查中压主汽门下游及四至六抽疏水阀自动开启，并开启各手动疏水阀。5时分负荷降至60MW，主汽压MPa，主汽温℃，再热汽温℃，维持汽温、汽压及负荷稳定运行30分钟。6全面检查机组运行正常，且汽缸金属温度、差胀、总胀趋向稳定后，机组再继续进行减负荷。7时分6kVA/B段备用进线开关

7、由热备改运行，　6kVA/B段工作进线开关由运行改热备。　负荷减至30MW负荷减至30MW时分继续进行减负荷，将主汽压力逐渐降至2.5MPa、主汽温度及再热蒸汽温度降至300℃左右。时分负荷至MW，过、再热器减温水总阀关闭，注意及时调整燃烧工况，防止汽温出现较大幅度回升的现象。时分给水流量<25％，检查省煤器再循环阀自动开启。当轴封汽压力降至0.027MPa，检查辅汽供轴封调节阀开启，关冷再至轴封隔离阀，注意轴封压力约为0.024～0.027MPa。时分负荷降至45MW，检查除循泵应自启，并将除氧器加热由四抽切

8、至辅汽供，注意除氧器压力约为0.047MPa左右。负荷降至45MW，检查后缸喷水自投，检查并开启一至三抽管道各疏水阀。10时分负荷至30MW，主汽压MPa左右，主汽温℃,再热汽温℃，稳定运行30分钟。负荷降至30MW，检查再热主汽门上游疏水阀自动开启。时分高加撤出运行。全面检查机组运行正常，且汽缸金属温度、差胀、总胀趋向稳定后，机组再继续进行减负荷。负荷减至15MW时分设置目标负荷15