发电部停炉不停机安全技术措施培训

发电部停炉不停机安全技术措施培训勇于跨越追求卓越CONTENTS目录01停炉不停机技术概述02MFT触发条件及停机保护逻辑03汽轮机控制策略04各专业处理流程CONTENTS目录05操作分工与职责06操作注意事项07锅炉恢复点火操作08事故预防与应急处理01停炉不停机技术概述

停炉不停机的定义与目的停炉不停机的定义停炉不停机是指锅炉MFT跳闸后，在保证汽轮机安全的前提下，解除锅炉联跳汽轮机保护，利用锅炉蓄热使汽轮机在极低负荷下保持运行，待锅炉故障消除后重新点火，实现发电机不从电网解列的运行方式。

实施停炉不停机的核心目的核心目的是减少机组非计划停运，缩短机组重新并网时间，提升机组运行可靠性，保障电网稳定运行，尤其在电力紧缺情况下可避免因锅炉灭火导致的机组停运。

停炉不停机的适用场景适用于锅炉灭火保护误动、六大风机跳闸、燃烧调整不当、煤种突变、负压保护动作、电泵故障切换不良、测点故障等可快速消除原因导致的锅炉MFT情况。传统停炉方式的局限性实施背景与重要性

锅炉灭火时若联跳汽机导致机组停运，会延长并网时间，严重影响机组可靠性，尤其在电力紧缺情况下对电厂经济效益和电网稳定运行造成重大影响。停炉不停机的核心思路

解除锅炉MFT联跳汽轮机保护，利用锅炉蓄热使汽轮机在极低负荷下运行，尽快恢复锅炉点火，避免机组非计划停运。保障机组安全的必要性

为防止锅炉灭火造成机组停运，需制定专项技术措施，在确保汽轮机安全的前提下，实现停炉不停机，减少经济损失和对电网的冲击。适用条件与限制范围适用场景界定适用于锅炉灭火保护误动、六大风机跳闸、燃烧调整不当、煤种突变、负压保护动作、电泵故障备用切换不良、测点故障等引发的MFT情况。环境条件限制本方案仅适用于气温在10℃以上的夏季，以保障相关设备在特定环境下的稳定运行。禁止使用情形当锅炉灭火原因不明、30分钟内无法完成点火、机组存在明显缺陷不具备重新启动条件时，禁止采用停炉不停机方式，需按正常停机处理。02MFT触发条件及停机保护逻辑

锅炉MFT触发条件01原机组MFT触发条件保持不变锅炉MFT（主燃料跳闸）的原始触发条件维持不变，确保锅炉在遇到既定危险情况时能正常动作，保障设备基础安全。

02取消锅炉MFT后联跳汽轮机逻辑为实现停炉不停机，解除锅炉MFT动作后自动联跳汽轮机的控制逻辑，但保留手动MFT联跳汽轮机的操作条件。

03MFT后需立刻停机的保护条件锅炉MFT触发后，若出现锅炉汽包水位高高值动作、主蒸汽温度小于460℃、过热蒸汽过热度低于规定值等任一情况，汽轮机应立即跳闸。01MFT后需立即停机的保护条件锅炉汽包水位高高值动作当锅炉MFT触发后，若汽包水位达到高高值，汽轮机应立即跳闸，以防止水冲击等严重事故发生。02主蒸汽温度小于460℃主蒸汽温度降至460℃时，无法满足汽轮机安全运行要求，应立即打闸停机，避免设备损坏。03过热蒸汽过热度低于安全值过热蒸汽过热度低于规定安全值，可能导致汽轮机进水，此时需立即停机以保障机组安全。04汽轮机发生水冲击在灭火处理过程中，若发生汽轮机水冲击现象，应立即执行停机操作，防止叶片等部件受损。05汽机关键参数超规定打闸值当汽机振动、胀差、轴向位移、轴瓦温度、上下缸温差等指标达到或超过规定的打闸值时，必须立即停机。MFT联跳汽轮机逻辑调整保护逻辑修改说明解除锅炉MFT动作后联跳汽轮机的保护逻辑，仅保留手动MFT联跳汽轮机条件，利用锅炉蓄热维持汽轮机低负荷运行。汽轮机紧急停机触发条件锅炉MFT触发后，出现以下任一条件汽轮机立即跳闸：汽包水位高高值动作、主蒸汽温度小于460℃、过热蒸汽过热度低于110℃。MFT动作后汽轮机控制方式DEH系统通过RB功能自动快速降负荷，负荷大于60MW时以150MW/min速率降至60MW，再以30MW/min降至10MW目标值；切CCS为DEH操作员自动，投入功率反馈回路，退遥控切单阀运行。炉膛吹扫条件优化取消“汽包水位正常”和“炉膛负压正常”的吹扫条件；将“所有燃油吹扫阀关闭”改为“所有燃油吹扫阀未开”；“所有磨煤机出口门关闭”和“所有一次风关断门关闭”改为“所有磨煤机出口门未开”或“所有一次风关断门关闭”。油枪点火条件调整取消“吹扫蒸汽压力正常”和“供油温度20～50℃”的点火条件，确保油枪在MFT后能快速投入，缩短锅炉重新点火时间。03汽轮机控制策略

DEH系统快速降负荷控制RB功能自动降负荷速率设定当机组负荷大于60MW时，DEH系统通过RB功能以150MW/min速率降至60MW，再以30MW/min速率降至10MW目标值；机前压力超过16MPa时闭锁减负荷，低于15.8MPa时继续按设定速率降至目标值。

负荷目标值与控制模式切换负荷目标值自动设为10MW；控制模式由CCS切换为DEH操作员自动，并自动投入功率反馈回路，确保负荷稳定控制。

DEH系统运行方式调整DEH系统自动退出遥控模式，切换为单阀运行；除上述控制逻辑外，其他设备启停操作需根据机组实际运行情况灵活执行。

负荷目标值设定与调整目标负荷基准值设定锅炉MFT触发后，DEH系统自动将负荷目标值设为10MW，作为汽轮机低负荷运行的基准值。

降负荷速率控制策略当机组负荷大于60MW时，以150MW/min速率降至60MW，再以30MW/min速率降至10MW；机前压力超过16MPa时闭锁减负荷，低于15.8MPa时继续降至目标值。

特殊工况下的负荷调整若在降负荷过程中出现主汽温低于460℃、过热蒸汽过热度不足等停机条件，应立即终止负荷维持，执行汽轮机跳闸程序。

手动干预操作原则必要时可解除汽机自动，手动设定目标负荷及降负荷率（建议10MW目标值，150MW/min速率），并根据锅炉压力情况进行负荷"保持"操作，防止安全门动作。

控制方式切换与参数监控控制方式切换操作锅炉MFT动作后，需立即将机组控制由CCS切为DEH操作员自动方式，自动投入功率反馈回路，DEH系统自动退遥控、切单阀运行，确保汽轮机控制稳定。

负荷控制策略DEH系统通过RB功能自动快速降负荷，当机组负荷大于60MW时，以150MW/min速率降至60MW，再以30MW/min速率降至10MW目标值；机前压力超过16MPa时闭锁减负荷，低于15.8MPa时继续降负荷。

关键参数监控标准主蒸汽温度低于460℃、过热蒸汽过热度低于110℃时汽轮机需立即跳闸；密切监视汽机振动、胀差、轴向位移、上下缸温差等参数，高缸排汽温度高于420℃、低缸排汽温度高于121℃时紧急停机。

压力与水位控制要点维持主蒸汽压力4.0MPa、再热蒸汽压力1.5MPa；立即解除给水自动，控制汽包水位正常（避免高于+230mm或过低），水位稳定后将给水由主路切至旁路运行，防止蒸汽带水或汽包壁温差过大。04各专业处理流程

锅炉专业处理措施

MFT动作后联锁检查与电除尘退出MFT动作后，立即检查锅炉各联锁动作正常，确认给煤机、磨煤机、一次风机及密封风机等设备已按逻辑停运。同时联系除灰专业退出电除尘运行，防止电极积灰及短路风险。

风量调整与吹扫准备调整锅炉送风量至30-40％之间，维持炉膛负压稳定；快速调整汽包水位至正常范围，为炉膛吹扫创造条件。若吹扫条件不满足，在允许情况下联系热工人员强制相关条件，确保尽快启动吹扫程序。

炉膛吹扫与MFT复位吹扫条件满足后立即执行炉膛吹扫，吹扫时间不少于5分钟，吹扫过程中保持总风量45％～50％。吹扫完成后，确认MFT条件已消除，按规程进行MFT复位操作，为锅炉重新点火做好准备。

油枪投入与燃烧恢复MFT复位后，检查燃油压力正常（建议维持2.5-3.5MPa），连续投入至少4根大油枪（如CD层），调整配风确保燃烧稳定。油枪投入后，逐步启动密封风机、一次风机，根据参数启动磨煤机，优先恢复C磨运行，控制升温升压速率防止超温。负荷控制与目标设定汽机专业处理措施通过DEH系统RB功能自动快速降负荷，当机组负荷大于60MW时，以150MW/min速率降至60MW，再以30MW/min速率降至10MW目标值；机前压力超过16MPa时闭锁减负荷，低于15.8MPa时继续降负荷。控制方式切换与功能投入切CCS为DEH操作员自动，自动投入功率反馈回路，DEH系统自动退遥控、切单阀运行；必要时可解除汽机自动，手动设定目标负荷10MW及降负荷率150MW/Min。轴封与疏水系统调整倒换轴封汽源至辅汽供汽，调整轴封温度至150℃左右；开启汽机各气动疏水门及手动疏水门，防止汽机进水；密切监视各排汽温度，及时投入低压缸喷水，高排温度高于420℃时立即停机。热力系统参数监控监视主蒸汽温度，降至460℃时立即打闸停机；维持主蒸汽压力4.0MPa、再热蒸汽压力1.5MPa；检查关闭各级减温水门，必要时手动关闭以减缓汽温下降；保持凝汽器真空在11KPa左右，不低于7KPa。辅助系统维护各加热器尽量保持投入运行，调整除氧器、凝汽器水位正常；检查开启给水泵再循环门，防止给水泵汽化；锅炉灭火后汽轮机切缸前禁止投入高低压旁路，切缸时手动调整高旁压力给定值。电气专业处理措施

厂用电快速切换操作MFT动作后，电气专业需立即检查厂用电画面，将厂用电切换至启备变接带，确保厂用电不失电，保障机组辅助设备持续运行。

配合机炉操作协调密切配合机炉专业完成停炉不停机过程中的相关电气操作，包括根据机组负荷变化调整电气系统运行方式，确保发电机与电网稳定连接。

发电机参数监视与调整保持发电机密封油压及氢压正常，密切监视发电机运行状态，防止逆功率保护动作，确保在汽轮机低负荷运行期间发电机安全稳定。05操作分工与职责值长及机组长职责故障原因排查与汇报迅速查明锅炉MFT动作原因，第一时间向中调汇报情况，协调降负荷运行事宜，为后续处理争取时间。跨部门协调与资源调配立即汇报发电部、设备部及生产领导，组织各专业负责人赶赴现场，协调电除尘停运、燃油泵房准备等工作，确保资源及时到位。整体恢复指挥与决策全面协调各岗位操作，在具备点火条件时迅速组织锅炉恢复运行，监督整个停炉不停机过程，确保机组安全稳定过渡。主值操作职责

DEH减负荷监控与干预检查协调画面DEH自动减负荷动作情况，必要时解除汽机自动，手动减负荷，确保减负荷过程稳定可控。MFT动作确认与原因排查确认MFT动作，所有磨停运，炉膛无火焰，快速找出MFT动作原因，为后续恢复提供依据。机组恢复运行全面协调全面协调恢复机组运行，组织协调各岗位人员按照规程操作，确保恢复工作有序高效进行。汽包水位调整与控制调整汽包水位，必要时解除自动，手动调节水位，防止因水位异常（过高或过低）导致汽机跳闸等事故。汽包压力与安全门监控密切监视汽包压力，防止安全门动作，确保锅炉压力在安全范围内，避免因压力异常引发设备损坏。锅炉吹扫条件协调与准备联系电除尘停运，准备锅炉吹扫，确保吹扫条件满足，为锅炉重新点火创造条件。燃油系统与燃烧器检查通知燃油泵房，监视油泵运行状况，检查调整燃油压力正常，为锅炉点火做好燃油供应准备。副值操作职责厂用电切换操作立即检查厂用电画面，将厂用电切换至启备变接带，确保厂用电不失电。汽机负荷控制必要时迅速解除汽机自动，投入功率回路，手动设定目标负荷10MW及降负荷率150MW/Min，根据锅炉压力及时进行负荷"保持"，防止汽包安全门动作。机组参数监视密切监视主汽压力、温度，汽机振动、胀差、轴向位移等重要参数，达到紧急停机条件时，立即停机。辅汽与轴封压力保障监视辅汽压力，保证主机轴封压力正常，确保汽轮机运行安全。配合锅炉恢复负荷锅炉恢复燃烧后，配合锅炉增加负荷，使机组恢复正常运行状态。

巡检操作职责设备停运状态检查就地检查磨煤机、一次风机全部停运，出口挡板关闭，必要时手动关闭，防止漏风或误启动。

油枪燃烧状况检查投入油枪时，就地检查油枪燃烧情况，确保燃烧良好，无结焦、雾化不良等现象，及时汇报异常。

磨煤机启动前检查启动磨煤机前检查磨油站运行情况，确认油压、油位正常，润滑系统无泄漏，保障磨煤机安全启动。

辅机运行状态监视检查一次风机、密封风机、磨煤机运行状况，包括振动、温度、声音等，发现异常及时汇报处理。06操作注意事项负荷控制与参数调整DEH系统自动降负荷策略当机组负荷大于60MW时，DEH系统通过RB功能以150MW/min速率降至60MW，再以30MW/min速率降至10MW目标值；机前压力超过16MPa时闭锁减负荷，低于15.8MPa时继续降负荷。控制方式切换与功能投入切CCS为DEH操作员自动，自动投入功率反馈回路，DEH系统自动退遥控、切单阀运行，确保低负荷稳定控制。主再热蒸汽参数控制维持主蒸汽压力4.0MPa、再热蒸汽压力1.5MPa；主汽温降至490℃时开启管道疏水，降至460℃时立即打闸停机；控制再热汽温过热度不低于35℃。汽包水位与给水调节立即解除给水自动，控制汽包水位正常（避免高至+230mm或过低）；水位稳定后停止一台给水泵，将给水由主路切至旁路运行，防止水位大幅波动。

锅炉安全门与汽包水位控制01锅炉安全门动作预防在减负荷过程中，需密切监视汽包压力，防止压力异常升高导致安全门动作。当机前压力超过16MPa时闭锁减负荷，低于15.8MPa时继续按设定速率降负荷至目标值。

02汽包水位控制原则锅炉MFT动作后，立即解除给水自动，控制汽包水位正常。保证不因汽包水位高高值（+230mm）联跳汽轮机，同时防止水位过低导致汽包上下壁温差过大。水位稳定后可停止一台给水泵，将给水由主路切至旁路运行。

03水位异常处理措施若出现汽包水位异常，应立即手动调整。如水位过高，可开启事故放水门；若水位过低，应适当增加给水量，但需避免大量补水引起汽包温差超标。同时密切监视水位变化，防止因水位问题导致汽轮机跳闸或设备损坏。

汽机疏水与排汽温度控制疏水门操作要求降负荷过程中，按照规程要求及时检查开启主汽、再热汽管道各疏水门，气动疏水门开启后，需同步开启各疏水手动门，防止汽机进水。

排汽温度监控标准密切监视汽机高、低压缸排汽温度，及时投入低压缸喷水。高排温度高于420℃或低缸排汽温度高于121℃时，应立即打闸停机。

疏水扩容器温度控制汽机高低压旁路阀打开后，检查各疏扩减温水门自动开启，否则手动打开并适当调高凝结水压力，防止疏扩温度异常升高。

旁路系统操作要点高压旁路操作规范锅炉灭火后汽轮机切缸前，禁止投入高低压旁路；单机运行跳闸时，应缓慢开启高压旁路（注意汽包水位），低旁保持关闭。

低压旁路操作限制负荷减至10MW时，维持主蒸汽压力4.0MPa，再热蒸汽压力1.5MPa；投入旁路后密切监视低压排汽缸温度及凝汽器疏水扩容器温度变化。

减温水控制要求检查各疏扩减温水门自动开启，否则手动打开并适当调高凝结水压力；高旁后减温水需根据再热汽温下降情况及时干预，防止高排温度高于420℃跳机。

旁路切换注意事项切换旁路时应缓慢操作，避免汽压、汽温大幅波动；若切换过程中出现异常（如振动、异响），应立即停止操作并启动紧急停机程序。07锅炉恢复点火操作炉膛吹扫条件与操作

炉膛吹扫基本条件MFT动作后，需迅速调整炉膛通风量至总风量的30-40%，确保满足强制吹扫条件；检查确认所有磨煤机停运、炉膛无火焰，一次风机、密封风机全停（若锅炉吹灰则立即停止吹灰系统运行）。吹扫前准备工作关闭锅炉连排电动门，确认过热器、再热器减温水门关闭严密，否则就地手摇关严；联系除灰退出电除尘，通知燃油泵房监视油泵运行情况，为锅炉点火做好准备。炉膛吹扫操作流程检查吹扫条件满足后立即进行锅炉吹扫，必要时在允许条件下联系热工人员强制条件；吹扫过程中密切监视炉膛压力，确保吹扫彻底，为MFT复位和锅炉重新点火创造条件。特殊情况处理若出现磨煤机出口门未关严、一次风关断门异常等情况，需及时采取隔离措施；吹扫计时完成后，确认MFT复位条件具备，检查调整燃油压力正常，准备锅炉点火。油枪投入与燃烧调整油枪投入方式与数量要求采用连续投油枪方式，至少投运CD层4根大油枪，确保燃烧稳定；投油过程中控制速度，防止汽包水位快速上涨至高三值或燃油压力过低导致再次灭火。油枪燃烧状态检查巡检人员需就地检查油枪燃烧情况，确保油枪雾化良好、火焰稳定；发现燃烧异常（如火焰偏斜、脱火）时立即汇报并调整。辅助风调整要求油枪投入后及时调整对应辅助风，保证燃烧良好，避免不完全燃烧；同时防止因配风不当导致汽温下降过快。升温升压速率控制重新点火后严格控制升温升压速度，防止燃烧过强造成各段受热面管壁超温；锅炉恢复燃烧后按热态启动规定加负荷。磨煤机启动与负荷恢复

磨煤机启动前检查启动磨煤机前检查磨油站运行情况，确保磨煤机所有出口挡板关闭，必要时手动关闭，检查一次风机、密封风机运行正常。

磨煤机启动顺序锅炉重新点火稳定后，逐渐启动一台密封风机、一台一次风机，尽快启动C磨煤机，若C磨煤机不能正常投入，可启动对应油层投入的其它磨煤机运行。

负荷恢复控制要点锅炉点火正常，压力和温度稳定回升后，根据负荷、压力、温度情况启动其它磨运行，控制升温升压速率，防止各段受热面管壁超温，直至恢复至正常运行负荷。

油枪停运时机负荷恢复后，逐渐停止油枪运行，确保燃烧稳定过渡，避免因燃油压力低导致锅炉再次灭火。08事故预防与应急处理

常见事故风险识别汽轮机跳闸风险锅炉MFT触发后，若出现汽包水位高高值、主蒸汽温度小于460℃、过热蒸汽过热度低于110℃等条件，汽轮机将立刻跳闸，需重点监控相关参数。

锅炉安全门动作风险减负荷过程中，若汽包压力控制不当超过安全门动作值，可能导致安全门动作，影响机组稳定，需密切监视压力并及时进行负荷"保持"操作。

汽轮机进水风险主蒸汽温度急剧下降（10分钟下降50℃）或减温水门内漏，可能导致汽轮机进水，造成设备损坏，需确保减温水门关闭严密并加强汽温监测。

炉膛放炮风险锅炉灭火后若燃料未完全切除或吹扫不彻底，可能引发炉膛放炮事故，MFT动作后需确认所有燃料已切除、火检信号消失，并严格执行吹扫程序。

厂用电中断风险停炉不停机过程中，若厂用电切换至启备变失败，将导致厂用电中断，影响设备安全，需迅速完成厂用电切换操作，确保供电稳定。锅炉MFT触发后汽轮机紧急停机条件紧急停机条件与操作

锅炉MFT触发后，出现以下任一条件汽轮机立即跳闸：锅炉汽包水位高高值动作；主蒸汽温度小于460℃；过热蒸汽过热度低于110℃；汽轮机发生水冲击；灭火处理过程中汽温急剧下降10分钟下降50℃；锅炉严重缺水；汽机振动、胀差、轴向位移、轴瓦温度、上下缸温差等指标达到或超过规定打闸值；主再热汽温过热度不能保证在35℃以上；汽缸上、下壁温差内缸达35℃外缸达50℃；高缸排汽温度高于420℃；低缸排汽温度高于121℃；高加水位超过高三值延时120s；锅炉在30分钟内不能完成点火；灭火动作原因不明或机组有明显缺陷不具备重新启动条件。紧急停机操作步骤

当满足紧急停机条件时，使用立盘上的“汽机打闸”按钮手动打闸停机；立即切断锅炉燃料供应，停止所有给煤机、磨煤机、一次风机及密封风机运行；检查确认汽轮机主汽门、调门关闭，发电机与电网解列；开启汽轮机各疏水门，防止汽轮机进水；监视汽轮机转速下降情况，确保汽轮机安全停机；及时汇报值长及相关领导，记录停机时间及主要参数。紧急停机后的注意事项

紧急停机后，