滑参数停机要点

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一.滑停的意义 

停机方式：机组停机有正常停机和紧急停机。正常停机分为滑参数停机和额定参数停机两种方式。正常停机要有操作票才能执行，紧急停机可不需操作票而立即执行。

停机方式选择

1、滑参数停机：主要是为了使停机后的汽缸金属温度降到较低的水平，一般用于机组停机消缺、小修大修等计划检修停机，以使检修提前开工，缩短检修工期。采取这种方式停机时，锅炉随机组负荷的降低而逐渐减少燃料，保证蒸汽温度、压力平稳下降以降低汽缸温度。

2、额定参数停机：主要是为了短时间消缺处理后能快速启动机组，尽量防止热量的损失，希望汽缸维持在较高的温度，以便缩短机组的启动时间。

3、紧急停机：紧急停机：主要用于机组发生事故、危及人身及设备安全运行、突发的不可抗拒的自然灾害，它通常必须在工作负荷下切断燃料。滑参数停机的意义以及必要性一台机组产生的经济利润，是建立在长周期稳定运行基础之上的，但由于整个热力系统的可靠性影响，总会由于某种原因进行停机检修工作，所以尽量缩短停机检修时间也相当于创造巨大的经济利润。在所有的检修工作中，汽轮机本体等待冷却所耗时间较长，这也就制约了整体检修时间的缩短。

这主要由以下几个因素造成：

1、汽轮机本体可以看作厚壁金属，具有较大的热容量；

2、汽轮机本体具有较好的严密性；

3、汽轮机本体覆有优质的保温材料；

4、过快的温度下降会伴随着过大的热应力，会对金属安全造成隐患；如果机组的停运是由于汽轮机本体需要检修所造成的，那么通过一个有效并安全的方法将汽轮机金属温度降到可以接受的最低值，就会大大的缩短等待冷却所耗时间，从而缩短停机检修时间。在机组停运过程中，采用较大流量蒸汽，通过降低蒸汽温度对汽轮机本体进行持续冷却是最简单有效的本体降温方法，也就是我们熟悉的滑参数停机。实践证明，一次较为深度的滑停可以至少节省检修工期4-6天。但是我们还要清楚的知道汽轮机本体冷却时间的缩短对汽轮机的寿命损耗是有一定影响的，所以在机组选择停机方式时要慎重！

二.机组停运前准备

1、值长接到停机命令后，通知集控、化学及输煤、脱硫各岗位做好停机准备工作。运行人员应了解停机目的、停机方式。 

2、各岗位接到准备停机命令后应对机、炉、电设备以及脱硫、除灰等系统全面检查一次，记录登记设备缺陷，特别是运行中不能消除的缺陷。 

3、机组大、小修或停炉时间超过7天，联系输煤控制原煤仓存煤，停炉过程中应将原煤仓烧空。 

4、接到停机命令，选择停机方式、停机参数和需要采取的特殊措施，准备好停机操作票及停机记录表纸，并做好相应的准备工作。

5、炉前油系统进行一次全面检查，并对各层油枪进行试投一次，确认燃油系统处于良好备用状态。

6、对油枪进行试验，确保油枪正常备用。 

7、校对启动分离器水位计，确保指示准确。 

8、检查辅汽联箱供轴封、供除氧器、供小机备用汽源管道热备用正常；检查再热冷段供轴封管道热备用正常。暖风器疏水、辅汽疏水倒定排。

9、主机交流润滑油泵、主机直流事故油泵、顶轴油泵、盘车装置、高压备用密封油泵试转正常，有关联锁投入；高中压主汽门、中压调门、抽汽逆止门、供热抽汽逆止阀、活动试验正常。若上述任一试验不合格，非故障停机条件下应暂缓停机，待缺陷消除后再停机。

10、停机前将辅汽系统汽源切为临机辅汽供汽，若单机运行，则由启动锅炉供汽。 

11、停机前对锅炉受热面全面吹灰一次。 

12、停机前试验炉底液压油站正常。 

13、检查电泵辅助油泵运行正常，电动给水泵组备用良好。

14、根据情况将机组转入纯凝汽工况运行，热网系统由邻机转带或停运。 

15、将公用系统倒为临机、临炉转带。 

16、全面抄录一次汽轮机停机记录，然后从减负荷开始，每隔一小时抄录一次，直至汽轮机打闸停机。盘车投运后，开始抄录盘车运行记录，每1h抄录一次，直至盘车停运结束。三.滑参数停机滑参数停机采用“单阀”控制方式。滑参数停机，一般可滑停至汽轮机高压内缸调节级后金属温度和中压缸第一级持环温度至350℃。

机组滑参数停运过程中有关参数的控制： 

1、主、再热蒸汽降温速度：≤1℃/min。

2、主、再热汽压＜0.098MPa/min。

3、汽缸金属的温降率：0.5～1℃/min。

4、负荷下降速度：＜3MW/min。

5、主、再热蒸汽过热度：不少于56℃。

6、调节级后汽温不低于金属温度30℃，否则应暂停降温。

7、先降汽压、再降汽温，分段交替下滑。

8、在整个滑停过程中要严密监视汽轮机差胀、轴向位移、上下缸温差、各轴承振动及轴瓦温度在规程规定的范围内，超过限值要打闸停机。

三、滑停步骤：

1、接到值长停机命令后开始减负荷停机操作。

2、设定目标负荷，降负荷率为5～10MW/min。

3、用滑压运行方式按正常操作减负荷，60%负荷前锅炉本体和空气预热器全面吹灰一次。

4、保持A、B、C三台磨煤机运行，减负荷到210MW，AGC退出，AVC和PSS退出，单阀控制，开始滑参数。汽机由顺序阀切为单阀运行，注意机组振动及各参数变化情况，检查机组各参数（主机振动、高胀、上下缸温差、主汽过热度、高压蒸气室内壁温度等）、控制指标正常并稳定运行一段时间。（1）机组运行方式：CCS；（2）压力控制方式：滑压；（3）目标负荷：210MW。（4）主蒸汽目标温度：521℃，速率1℃/min。（5）再热汽目标温度：519℃，速率1℃/min。

5、辅汽系统与临机联络门开启，检查辅汽联箱压力正常，小机备用汽源暖管正常，当负荷降至180MW以下，将小机汽源由四抽切至辅汽供汽，主给水调阀可根据需要参与调节，凝结水泵也可根据情况停运一台。

6、滑停过程中注意监视高、低压轴封汽温度的变化及轴封汽源的切换（切至辅汽带）应正常。

7、机组各个参数在规定范围内，设专人调节主再热汽温，继续滑参数。（1）机组运行方式：CCS；（2）压力控制方式：滑压；（3）目标负荷：130MW，速率3MW/min；（4）目标压力：9MPa，速率0.174MPa/min；（5）主蒸汽目标温度：471℃，速率1℃/min；（6）再热汽目标温度：469℃，速率1℃/min。

8、主汽压力到13MPa时锅炉启动旁路系统投入备用状态。

9、负荷35%时，视燃烧状况可投入相应小油枪助燃。小油枪投入后，停止电除尘器电场运行，用辅汽投入空气预热器连续吹灰。 

10、保持A、B、C三台磨煤机运行，逐渐降低C给煤机转速至最低。

11、机组各个参数在规定范围内，当C原煤仓内煤走完后，停止C磨煤机运行，保持A、B二台磨煤机运行，继续滑参数。（1）机组运行方式：CCS;（2）压力控制方式：定压；（3）目标负荷：105MW，速率2MW/min；（4）主蒸汽目标温度：451℃，速率1℃/min；（5）再热汽目标温度：449℃，速率1℃/min.

12、将给水切换为AVT（除氧）工况运行。

13、30％额定负荷，检查低压疏水阀门组开启，否则手动开启。

14、负荷约100MW时进行厂用电切换。

15、机组各个参数在规定范围内，继续滑参数。（1）机组控制方式：锅炉主控“手动”；（2）汽机主控器“OA”，定压运行；3）目标负荷：70MW，速率2MW/min；（4）主、再热蒸汽目标温度：430℃，速率1℃/min.

16、根据情况投入高压旁路、低压旁路系统。

17、DEH切除遥控，置阀控模式，通过燃料主控缓慢减煤，根据煤量降低情况通过逐步增大DEH中设定点的数值来开大高压调节门（GV），降低主再热汽温 。GV在快到拐点时迅速全开，防止在拐点附近摆动。18、20％额定负荷，检查中压疏水阀门组开启，否则手动开启。 

19、维持9MPa不变，锅炉逐渐减少燃烧率，主、再热蒸汽温度到430℃时保持参数不变，稳定30分钟， 检查主机振动、胀差、缸胀、上下缸温差、主再汽温差等参数在规定范围内。

20、主、再热汽温度到420℃，上下缸温差在规定范围内不变，退精处理,配合化学加十八胺保护。

21、机组继续减负荷，根据需要烧空原煤仓，同时适当增加油枪，满足汽温要求，将主给水管道切换至给水旁路运行。

22、负荷60MW时，视参数变化情况，保留A层运行，并适当投入油枪。关闭四抽至除氧器电动门，除氧器投辅助蒸汽加热。

23、根据情况逐只停用高加汽侧，确认进汽电动门及逆止门关闭，关闭各加热器疏水调整门，注意高加水位及除氧器水位。根据负荷、背压停一台循泵 。24、负荷减至52MW，开启低压缸喷水阀，检查低压缸排汽温度正常。

25、10％额定负荷，检查高压疏水阀门组开启，否则手动开启。

26、注意检查高排温度是否正常，必要时开启高排通风阀降温。

27、锅炉继续减负荷，目标负荷：35MW，速率2MW/min；目标温度：主、再热汽温度到410℃，速率1℃/min。

28、机组负荷降至35MW，将机组负荷降至零，手动启动交流润滑油泵、高备泵，检查运行正常后，按汽机跳闸按钮，锅炉联跳、发电机解列。(要点)

29、滑参数停机在停炉前须解除炉MFT动作后对给水泵的联锁，锅炉灭火后继续保持给水泵运行对锅炉进行冷却.

停机后的机侧操作

1、汽轮机打闸后，检查汽轮机高中压主汽门、调门关闭，检查抽汽电动门、逆止门、高压缸排汽逆止门关闭，检查高压缸排汽通风阀开启，检查汽轮机转速下降，确认汽机各疏水阀开启（点温枪就地点阀后管的温度）。

2、检查高压备用密封油泵和交流润滑油泵运行正常，解除高压备用密封油泵联动开关，根据情况停运高压备用密封油泵。

3、转速降至2600r/min，停用低压缸喷水，注意低压缸排汽温度正常。

4、检查除氧器水位正常，凝汽器水位正常。停机后应控制好凝汽器和除氧器水位，避免凝汽器高水位（＞1000mm）运行和除氧器溢流、放水现象。

5、转速降至2000r/min，检查顶轴油泵自动启动，否则手动启动，检查顶轴油压力正常，盘车喷油电磁阀开启，喷油压力正常。

6、检查汽轮机转速到零后，手动投入盘车运行。盘车投入后，倾听汽轮机内部声音，记录惰走时间、转子偏心及盘车电流，并按规定开始记录停机记录表。7、机组停运后，要严格执行“防止汽缸进冷水冷汽技术措施”，严防汽缸进冷水、冷汽，特别是在锅炉、除氧器、辅汽联箱未泄压之前。

8、机组停运盘车运行期间，注意调整主机润滑油温维持在30℃～35℃之间，定期倾听盘车及汽缸内声音正常，严密监视汽缸上下壁温差、盘车电流及其电流摆动值、凝汽器水位、除氧器水位、排汽温度等参数在正常范围内，发现异常应分析原因，积极采取措施。

9、确认高、低压旁路阀在关闭位置，重点检查高旁减温水隔离电动门关闭严密。

10、电动给水泵在机组停运后，若炉无需上水冷却，则停运电泵，关闭电泵入口门。

11、根据情况停止除氧器加热，压力调节切换至“手动”，关闭高辅至除氧器加热总门。

12、确认锅炉已泄压放水，确认除氧器已泄压放水，停止真空泵运行，开启真空破坏门，否则应维持真空泵运行。

13、若辅汽无用户，要及时停运辅汽运行。

14、凝汽器真空低于60kPa时禁止向凝汽器排汽水。15、真空到零，停供汽封，做好防止蒸汽进入的措施：关闭冷再供汽封调整门前后隔离门；关闭辅汽供汽封调整门前后隔离门及旁路门；关闭汽封溢流调整门前后隔离门及旁路门；关闭低压轴封减温水调整门前后隔离门及旁路门；停用轴加风机，开启轴封系统有关疏水门。

16、机组真空到零后，关闭机侧所有疏水门（闷缸），并定期检查真空破坏门，发现真空破坏门有向外冒汽时，应立即查明原因并消除，同时注意监视疏水扩容器温度变化，发现升高应开大减温水并查明原因。

17、发电机解列后，视情况停用定子冷却水泵或按要求对定冷水系统进行反冲洗，冲洗结束后将系统恢复到正常运行方式。

18、机组停运后，加强对盘车、密封油系统等机组运行系统的检查维护工作，凡属于公用系统连接的蒸汽或水管道截止门关闭后应挂“禁止操作”牌，防止运行系统向停运系统返水、返汽。

19、低压缸排汽温度在无喷水的条件下降至50℃以下时，确认无高温汽、水排入凝汽器，确认循环水无用户后，可停止循环水泵运行。扇区泄水。

20、凝泵停运应确认下列条件满足：排汽温度＜50℃，确认无汽水进入凝器；凝结水系统的其它用户已停用。凝泵停运后，应及时关闭凝汽器补水门。21、紧急情况下要求减少惰走时间，防止事故扩大时，可在汽机打闸且发电机解列后立停真空泵运行并开启真空破坏门。破坏真空后应尽快关闭主、再热蒸汽管道疏水，关闭各段抽汽逆止阀前、后疏水，关闭高排逆止门前、后疏水门，关闭汽缸、导管疏水门。22、停盘车,转子静止后盘车立投并保持连续运行。（1）、停机后，若高压缸调节级后金属温度＞121℃，如因检修需要必须停止盘车连续运行时，须经总工批准，并做好交班记录。当盘车停止后应做好转子位置的标志，记录停止时间，投入大轴晃度表，并调整该表计到“0”值。在重新投入盘车时，先翻转180度，当转子晃度值回到“0”时，恢复连续盘车。2）、盘车运行期间,若发现转子晃动值超过正常允许值或有清楚的金属摩擦声,应停止连续盘车,改为间歇盘车，并查明原因尽快消除,待转子晃动值恢复至正常值后,再投入连续盘车运行。盘车电机故障造成不能电动盘车时,应查明原因尽快消除,并设法手动间歇盘车180度，待转子晃动值正常且能自由转动时方可投入连续盘车。其他原因造成盘车盘不动时,禁止用机械手段强制盘车或强行冲转。（3）、高压缸调节级后金属温度低于121℃，且高、中压缸上下缸温差均小于42℃时，方可停止盘车装置的运行。

23、停运油系统。（1）、盘车停运交流润滑油泵运行8小时后，且各轴承金属温度均在正常范围内，方可停止交流润滑油泵。停油系统时，防止油箱满油。主机油系统停运后，确认主油箱内无油烟时，停止排烟风机运行。（2）、如盘车故障停止，润滑油系统(包括顶轴油泵)应维持运行。（3）、发电机氢气置换完毕且盘车停运后方可允许停运密封油系统。（4）、在无润滑油、无顶轴油的情况下，严禁盘动转子。

停机后的炉侧操作

1、检查炉灭火。停炉前油系统，关闭各油枪手动分门、燃油速断阀前后手动门及旁路门、回油调节门前后手动门及旁路门。保持30％B-MCR风量，维持炉膛负压-100～-150Pa进行炉膛吹扫，待炉膛吹扫5～10min后，先停止一侧引、送风机运行，后停止另一侧，严密关闭各出、入口风门及各二次风门。如热风再循环投入时应注意将其关闭。并应严密监视空预器进、出口烟温，一旦发现预热器出口温度不正常升高，应立即查明原因并处理。检查磨煤机热风门、冷风门、密封风门关闭，检查给煤机进出口门、密封风门关闭。

2、引、送风机停运后，关闭锅炉所有的风、烟挡板及看火孔门等，保持炉膛及烟道的严密封闭。 

3、检查锅炉各排汽门，疏、放水门，空气门应严密关闭。 

4、确认锅炉过、再热减温水门和给水操作平台各门关闭严密。 

5、视炉底来渣情况，关闭炉底液压关断门和空气调整门，停运干排渣系统。 

6、关闭锅炉加药、取样门。

7、锅炉灭火后，应维持除氧器辅助蒸汽加热，尽量保持除氧器水温在150℃左右，控制好除氧器水位，防止出现除氧器溢流。

8、锅炉灭火后将给水流量控制在114t/h，控制启动分离器前的介质和金属降温速度不得高于2℃/min，金属温度偏差不得高于50℃。 

9、保持高旁、低旁开度在10～20%，对锅炉主蒸汽及再热蒸汽进行降压，降压速率不大于0.3MPa/min。 

10、主蒸汽压力降至1.2MPa，关高、低压旁路阀。11、当启动分离器压力下降至 1.0Mpa，启动分离器入口水温达到 200℃左右时，迅速开启水冷壁、省煤器进口集箱放水门，带压将水排空。 

12、0.2MPa左右，开启水冷壁、省煤器、过热器、再热器的排空气门排除系统内的水蒸气，当系统内的水蒸气排出后关闭各疏水门及空气门。 

13、当启动分离器入口温度接近给水温度，停止给水泵运行。 

14、锅炉熄火6小时后，根据需要可打开风烟系统挡板，锅炉自然通风冷却。 

15、锅炉熄火18小时后，根据需要可启动一台引风机维持10%BMCR风量对锅炉强制通风冷却。锅炉停炉及冷却过程应严密监视启动分离器内外壁温差在允许范围内，如发现内外壁温差超过允许范围时应减缓冷却速度。若发现锅炉有氧化皮现象时，锅炉停炉应避免采用滑参数停机，停炉后禁止强制通风冷却。

16、当锅炉排烟温度达到50℃，停止送、引风机和空预器、火检风机运行。

发电机解列

1、发电机解列方式：机打闸，靠发电机程跳逆功率保护动作解列（优先采用此种停机方式）。发电机主断路器断开后，应注意检查发电机定子三相电流均为零；发电机灭磁开关断开后，应注意检查发电机机端电压为零。后汇报值长发电机已解列灭磁。

2、当采取手动断开发电机主开关时，断开关前必须检查发电机定子三相电流均为零，有功至“零”，无功近“零”。紧急情况下，确认汽轮机主汽门已关闭、有功为零或负值，可以立即手动解列灭磁（不考虑无功情况）。

3、发电机解列灭磁后，应断开相应出口断路器操作电源，断开相应高厂变分支开关的操作电源，拉开相应刀闸，以及还应根据需要进行发电机解除备用操作。

4、发电机解列超过半个小时，应将发电机主开关解备，应将高厂变分支开关解备。

5、发电机解列后，注意检查汽机转速应下降，同时开始记录汽轮机情走时间。

四.滑停注意事项

1、滑停过程中，要分几个阶段把负荷、压力、温度滑下来，在每个阶段要有足够的停留时间，保证各参数在允许范围内变化。

2、滑停过程中，严格控制主再热蒸汽降温率、降压率及汽缸金属温降率在规定范围内。整个停机过程中应保证机侧主、再热蒸汽有56℃以上的过热度，降温过程中再热汽温应尽量跟上主蒸汽温度，尽量控制主蒸汽、再热蒸汽温差≯28℃，当调节级处蒸汽温度低于该处金属温度30℃时应暂停降温，稳定10分钟后再降温。

3、机组滑停过程中，严防发生汽轮机水击，主、再热蒸汽过热度不能低于56℃。如主、再热蒸汽过热度＜56℃或在10分钟内急剧下降50℃以上，应立即打闸停机。

4、在整个停炉过程中，应严格按滑参数停炉曲线逐渐降低各参数，总趋势按照主、再热蒸汽温降≤1℃/min，主汽压降≤0.1MPa/min，负荷下降速度≤3～5MW/min来执行。

5、根据负荷下降及燃烧情况，合理使用主、再热减温水，保持主、再热汽温按曲线逐渐下降，同时要注意监视各部受热面管壁温度，防止管壁超温。

6、根据燃烧情况逐渐降低给煤量，随着机组负荷的降低，可停止部分制粉系统运行，停运时务必将磨煤机吹空,并注意风量的调整。

7、滑停过程中应及时调整轴封供汽，轴封汽源和辅汽切换要缓慢，避免因切换汽源导致汽轮机进水事故发生。

8、滑停过程中，不准进行汽轮机的注油试验或其它影响高、中压自动主汽门，调速汽门开度的试验。9、滑停过程中应注意汽缸膨胀、差胀、轴向位移、振动、汽缸上下缸温差等变化情况，当参数出现异常变化时应分析原因，采取措施，必要时应停止降温、降压。当发现汽轮机缸温（上下缸温差大于42℃立即打闸） 、轴瓦温度、胀差（当高压胀差负向变化较大时要停止降温（不允许升温）直至恢复 ）、振动达到紧急停机条件立即打闸停机。

10、随着负荷的降低应注意凝结水压力下降情况，必要时可关小除氧器水位调整门以维持凝结水压力正常，以满足凝结水用户需要。注意除氧器、凝结器及高低加水位正常，轴封汽压跟踪正常，凝汽器真空、排汽温度等正常，当低缸排汽温度＞79℃时，低缸喷水应能自动投入，否则手动投入。

11、滑停过程中应及时通知化学加强对凝结水质的监督和分析。

12、在降温降压的过程中，应特别监视高、中压转子有效温度，应力趋势、中压缸第一级温度变化情况。13、滑停过程中注意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。

14、在滑停过程中锅炉加强燃烧、主再汽温调整，严防减温水使用过量，避免汽温大幅度波动。

15、在减负荷过程中，加强对风量、启动分离器出口工质温度、主再热蒸汽温度、水冷壁及过热器、再热器壁温的监视，加强对启动分离器水位的监视和控制。

16、减负荷过程中根据燃烧情况，及时投入油枪助燃，同时投入空预器连续吹灰，油枪投入后及时退出电袋除尘高压电场运行。

17、锅炉燃油期间应保持油枪前的燃油压力稳定，避免油枪前油压过高或过低，且应现场检查确认油枪燃烧稳定。

18、磨煤机、油燃烧器停止后应确保吹扫正常。

19、滑停过程中汽机、锅炉要协调好，降温、降压不应有回升现象。停用磨煤机时，应密切注意主汽压力、温度、炉膛压力的变化。注意汽温、汽缸壁温下降速度，汽温下降速度严格符合滑停曲线要求。

20、低负荷情况下，要防止减负荷过程中调节系统部套卡涩，发现调节系统部套卡涩应设法消除。此时不能先行解列发电机，要先将汽机打闸，确认负荷到“0”后再解列发电机。

21、滑停过程中旁路处于热备用状态，注意监视高低旁后压力、温度变化，必要时投入。

22、高、低加随机滑停，若试验中发现抽汽逆止门卡涩或不能关严，在停机前应先将抽汽电动门关闭，防止加热器疏水闪蒸形成的蒸汽倒流入汽轮机造成超速。

23、锅炉热备用，吹扫后彻底解列炉前燃油系统，停止送、引风机，关闭所有挡板闷炉。

24、锅炉熄火后，应严密监视空预器进、出口烟温，发现烟温不正常升高和炉膛压力不正常波动等再燃烧现象时，应立即采取灭火措施。

25、当锅炉压力0.8MPa时采取热炉放水方式养护，或采用加热充压法、干燥保养法、充氮保养法、湿式保养法等养护方法。

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。

2、制粉系统停运时应将煤粉抽空、给煤机皮带燃煤走空，防止积粉自燃。

3、加强锅炉燃烧及炉膛压力调整，防止锅炉灭火，接到停机命令后试投A磨等离子及D层油枪正常，300MW负荷投入等离子稳燃。

4、机组负荷大于400MW时，对各受热面（含空预器）、SCR、低温省煤器进行一次全面吹灰。在低负荷期间及等离子投运期间，加强锅炉尾部烟道各温度及炉膛压力的监视，防止尾部烟道二次再燃烧；空预器投连续吹灰，就地吹灰器后压力0.8MPa以上。

5、锅炉干湿态转换及低负荷期间，加强锅炉各受热面壁温的监视，防止受热面超温。锅炉转湿态前确认暖管系统暖管备用，锅炉疏水泵试启正常。

6、锅炉转湿态运行，361阀开启后，及时退出暖管暖阀系统。

7、停机过程中，控制主、再热蒸汽温度下降速率不大于1.5℃/min；降温、降压不应有回升现象。在减负荷中注意主蒸汽、再热蒸汽两侧温度偏差不大于15℃，主蒸汽过热度大于50℃。

8、加强给水、主再热汽温的监视和调整，防止汽温大幅度波动，造成超温和大幅波动。

9、锅炉MFT后，保证30%以上风量通风吹扫5分钟；然后关闭各风门挡板闷炉，检查锅炉各人孔门、看火孔严密关闭。

10、过热器出口压力降至1.0MPa时，做好锅炉放水准备工作。

11、过热器出口汽压降至1.0MPa时，打开水冷壁各部疏水门和省煤器各部疏水门，锅炉热炉放水，锅炉放水后进行余热烘干保养。

12、当空预器的入口烟温降至80℃时，允许停止空预器运行。

13、当炉膛温度降至45℃时，可停止火检冷却风机运行。

三、电气专业

1、值长接到调度停机方式安排前一个班，首先应保障柴油机、交直流润滑油泵、密封油泵、顶轴油泵等电源正常、油箱油位检查正常并进行试转良好后备用，检查蓄电池、220V/110V直流、UPS系统正常，方可下达滑停指令，否则联系检修及时处理后进行。

2、机组滑停，负荷至180MW时，进行厂用电源快切试验，试验前确认各备用开关状态正确，快切装置良好备用后，做好厂用电源切换失电的事故预想后方可进行试验，试验结束后倒换厂用电由启备变接带。

3、机组开始滑停后，根据负荷波动情况，请值长注意PSS装置自动退出运行。

4、发电机组非紧急事故情况，必须通过程序逆功率进行发变组解列，任何时候禁止通过主变出口开关停机，机组解列前注意确认主变中性点接地刀闸必须合闸到位，联系二次检查机组启停机、突加电压保护软控制在投入位后方可打闸停机，解列后第一时间确认发电机出口主开关确实已断开，三相出口电流至零，机组转速开始下降，确认励磁系统灭磁开关断开后，汇报值长及时将主变出口刀闸、高厂变低压侧开关摇出至试验位，发电机转冷备用，非调度指令下待机，发变组热备用状态时间不应超过8小时。

5、机组停运后除非进行发电机反冲洗后，根据周边冷暖环境，在不造成发电机结露绝缘下降，有发电机定子线圈保养方式安排的情况下，停运内冷水设备运行，否则用合格的水质保持或间断性运行定冷水系统，间断一般不超过72小时。

6、发电机氢气置换必须保证定冷水系统运行良好状态，发电机内水温不低于25度，否则投入电加热，发电机停机后绝缘监察装置要随机退出停电，氢气干燥器可根据湿度情况投退，置换时二者应都在停运状态且随发电机一起置换，不得隔离。

7、母线微正压装置停机解列后第一时间切热风保养状态运行。

8、主变冷却风扇待机组解列后，根据天气情况判断停止时间，主变油温不低于25度。

9、发变组的开停机操作和状态转换均需拟好操作票，审核合格后严格执行，唱票操作。

四、化学专业

1、在停机前4小时，增加氨溶液箱内药品溶液浓度，加大凝结水精处理出口加氨量，控制省煤器入口给水的pH值9.5～9.6，对应电导率为9-11μs/cm。机组完全停运行退出精处理。

2、停机后除盐水箱保证满液位，4个氢罐全部充至2.6MPa。

3、循环水停止加阻垢剂和二氧化氯。

五、灰硫专业

一）除灰系统：

1、静电除尘器停运前停运后输灰系统必须空载运行直至灰斗内无积灰（输送压力小于0.05MPa）方可停运气力输灰系统。

2、灰斗、灰库气化风机停运前先停运电加热，待电加热温度降至80℃以下，方可停运气化风机。

3、灰斗内无积灰后方可停运灰斗蒸汽加热，隔离灰斗蒸汽加热系统，打开疏水门将管道内积水放净。

4、停机后灰库进行持续放灰，将灰库内的存灰放尽，料位到零。当料位无法到零时通知检修人员检查确认，校准料位，防止余灰板结。

二）除渣系统：

1、机组停运后，捞渣机持续运行，待接到值长下令后方可停运捞渣机运行和关闭水封槽补水手动门。

2、捞渣机停运后，渣仓持续放渣，将渣仓放空，就地核对料位指示是否正常。

3、将渣水池的存水通过渣水泵打至沉煤池，直至打空。

三）电除尘系统：

1、引风机停运后，依次停运5、4、3、2、1电场高频电源运行。

2、高频电源停止运行后，阴阳极振打继续运行2h。

四）脱硫系统：

1、脱硫系统停运后，将脱硫废水三联箱低排打开，将存水放尽，如有淤泥，通知检修进行冲洗。

2、脱硫系统停运后，石膏筒仓持续放料，将料位放空。

3、停机前石灰石粉仓保持低料位在5米以下，气化风持续投运，防止板结。

4、停机前将吸收塔液位控制在8米以下。

六、输煤专业

1、停机前加强与当班值长联系，提前控制好各筒仓、原煤仓煤位。确保停机后筒仓煤位在8～10米，#1筒仓为高热值煤种（优混 发热量5551大卡）可适当降至6～8米。停机尽可能将原煤仓烧空仓。

2、机组停运后加强对筒仓惰化系统的巡视，每班对筒仓手动冲氮一次（锁气层），注意氮气存储罐压力变化，氮气压力低于0.5mpa制氮机是否能自动工作。

3、加强煤场巡查、测温工作，要求每班三次对煤场存煤区域进行多点测温并做好记录，记录要有实际测温值。

4、各班认真组织学习煤场煤堆防自燃措施，做好事故预想。推煤司机安排24小时待命，随时能到达煤场协助处理原煤自燃。

5、停机期间不能放松对输煤沿线各设备的巡检和试转工作（试转设备要求：每天皮带机，斗轮机运行10分钟，并投入犁煤器，除铁器；三通档板的切换，斗轮机要求行走20米后退回原地、俯仰、回转各进行一次）发现异常情况及时联系处理，确保设备处于健康备用状态。

6、推煤作业的油料必须准备充足，且做好使用记录与登记。

7、加强巡检，如遇异常情况及时汇报当班值长和燃料专责。

某些机组滑参数停机过程中，会引起汽温波动。其原因主要是由于不合理的滑参数停机曲线，造成减温水量过大，这些现象对机组可造成危害及不良影响，导致滑参数停机失败。可根据锅炉的实际汽温特性，在不同负荷段内采用合理的降负荷率、降温率；对不同容量、参数、结构的机组，应根据实际情况来确定如何分段控制及每负荷段的降负荷率、降温幅度。              

所谓滑参数停机，就是逐渐降低主蒸汽和再热蒸汽参数进行减负荷，直至达到要求的参数后停机、停炉。火电机组采用滑参数停机，主要是为了停机后，使机组参数，如锅炉侧压力、温度；汽机侧汽缸及转子温度等降至较低水平。该法一般用于机组小修、大修等计划停机，锅炉需降至环境温度后检修及汽机需停运盘车及油系统检修，以缩短停机至检修的时间。

滑参数停机是降温、降压过程，对于锅炉、汽机各金属部件则是降温冷却过程，必然会对锅炉的厚壁元件(汽包及蒸汽联箱)及汽轮机各零部件内产生一定的热应力，并影响汽轮机零部件的疲劳强度、热变形及转子与汽缸的胀差、机组的振动等。由于这些因素，对降温、降压及降负荷速率均有一定要求，随机组容量、结构类型的不同，其要求也不同。一般要求如下：(1)主蒸汽和再热蒸汽温度下降速率小于1℃/min；(2)主蒸汽压力下降速率小于0.1 MPa/min；(3)主蒸汽和再热蒸汽过热度大于50℃；(4)汽缸金属温度下降速度小于1℃/min；(5)高、中压缸负胀差大于-2mm。当主蒸汽压力降至3.43～4.9MPa、主蒸汽温度降至330～360℃、负荷降至1.5MW时，打闸停机。

一、 滑参数停机过程中汽温波动原因

1、主蒸汽、再热蒸汽减温水量过大

汽机制造厂一般给出滑参数停机曲线，在中、低负荷段，汽温波动幅度较大，达到80～100℃，波动速率较高，难以控制。造成这种现象的原因是主蒸汽、再热蒸汽减温水量过大，达到该运行工况下主汽流量的40％左右，减温后蒸汽温度接近对应压力下的饱和温度；同时，由于滑参数停机是变负荷工况，汽温受到燃料、燃烧状况、风量及给水温度等因素影响较大。无论在自动或手动控制模式下进行调整时，都较难保证汽温的稳定下滑。尤其是在主给水切换至旁路引起汽包水位波动或给水泵转速调节范围较大时，都会引起减温水量大幅度变化，造成汽温突降，被迫打闸停机，造成滑参数停机失败。

2、滑参数停机曲线的参数未考虑锅炉的汽温特性   

发生这种情况是由于滑参数停机曲线要求的参数未考虑锅炉的汽温特性。该曲线是由汽机制造厂提供的理想控制曲线，未考虑汽温调节由锅炉侧实现。在中、低负荷时，如果需要的温度与实际汽温相差较大，调整汽温到需要温度需较大的减温水量，从而造成汽温难于控制。因此，汽机制造厂提供的滑参数停机曲线只能作为参考曲线，应在此基础上，按锅炉的实际汽温特性及汽温曲线对理想控制曲线进行修正，它不只是随负荷而变化的一条简单直线。

3、锅炉汽温特性的差别

由于大型锅炉受锅炉结构、燃料性质、燃烧方式及受热面布置等影响，各锅炉的汽温特性有一定差别。有些锅炉实际运行参数与设计参数有较大偏差，如在同负荷下锅炉的实际汽温曲线与滑参数曲线汽温差别较大，必然导致减温水量过大；有的机组在中、低负荷时，主汽温度已达到额定温度。在降负荷过程中，随工质压力、温度的降低，金属材料及工质的贮热会释放，使变负荷工况下与稳定运行时，减温水量不同。在30％额定负荷下，如果减温水量较大，在将给水切换至旁路而造成水位不稳时，或给水泵转速大幅度调节造成减温水量较大变化时，都极易造成蒸汽温度波动或突降。

二、减温水量及汽温波动对机组的影响   

对于喷水减温器，要求喷后温度至少有20℃的过热度。否则喷入的水不能全部汽化，蒸汽中带水，降低了蒸汽品质。部分未汽化水滴喷落到集箱内壁或蒸汽连接管内，反复的蒸干及喷落，这些部位反复加热和冷却，内部产生一定的热应力，加速该处热疲劳，降低材料的使用寿命，甚至引起材料的破坏。

    蒸汽温度变化速度过快对锅炉、汽机均有较大影响，甚至会造成严重后果。如在锅炉高温过热器、高温再热器和蒸汽管壁和其他连接部件等高温蒸汽工作部件中，产生较大的热应力，该应力将加速金属材料的热疲劳，对特别敏感的奥氏体钢可能会出现宏观裂纹。汽轮机中，过大的汽温波动，会使各主要金属部件(转子、汽缸、法兰等)内出现温差，产生较大的热变形和热应力，导致零部件低周疲劳，缩短汽轮机的使用寿命，或使汽缸和转子产生裂纹。也可能使汽机胀差超限，造成通流部分轴向磨擦事故，或汽缸热变形和转子热弯曲造成的通流部分径向磨擦，甚至由于冷(热)汽进入汽机造成大轴弯曲等。因此，一般要求：主蒸汽温度瞬间下降50℃以上时，必须打闸停机。

三、 滑参数停机时汽温稳定下滑的措施

1、保证锅炉调整到好的运行状况

    滑参数停机中，要严格控制蒸汽温度的下降速度，一般为1～1.5℃/min；再热汽温下降速度为1～2.0℃/min。温降速度控制得如何，是滑参数停机成败的关键。而温度的控制与锅炉的运行、调整密切相关，所以锅炉调整后的状况是滑参数停机成功的关键所在。

2、对汽温进行分段控制

如上所述，应随锅炉的汽温特性，对汽温进行分段控制，主要以燃料的增、减来控制负荷、压力以及蒸汽温度的变化，减温水仅作汽温细调手段，且减温水量要保持在一定范围内，即10％～20％主蒸汽流量内，不宜过大。同时，降负荷时，应注意监视下列参数：主、再热蒸汽压力、温度，汽包壁温差，汽机轴振动，高、低压缸胀差，上、下缸温差，低压缸排汽温度，轴向位移，轴承金属温度等。

2.1、各个阶段的操作

各阶段操作如下：中、高负荷段，即60％额定负荷以上时，以降负荷、降压力为主，主蒸汽维持额定温度或略有降低，这样减温水量可保持不变或有所降低；还要考虑再热蒸汽温度不能低于主蒸汽温度30℃，以防止高、中压缸分缸处温差和热应力过大；中间负荷段，即40％～60％额定负荷内，由于再热汽温有所降低，与主汽温度偏差增大，应适当地降低主汽温度，其降温幅度及速率视减温水量而定。如果减温水量较小，降温幅度可适度加大，一般主汽温度可以降至480～500℃；低负荷段，即负荷小于40％额定负荷时，随负荷降低，主蒸汽温度均匀、线性降低，降温幅度较大，可达到120～150℃；在低负荷段操作中，由于主汽流量较小，汽温易受各种因素影响，波动较大，此时应主要满足降温要求，严格控制降负荷率，降压率也会相应较小。汽温自动调整的优化，可以使汽温相对稳定，但在低负荷时，建议汽温调节投入手动方式，避免自动方式产生的频繁调节对汽温产生影响。

2.2、 切换主给水至旁路时的操作

30％额定负荷左右切换主给水至旁路时，应保持较少量的减温水，即使由切换会引起汽包水位大幅波动，大幅度调节给水泵转速以调整汽包水位时，给水与主汽压差变化大，由于此时减温水调节门开度较小，对于减温水量的影响也比较小，不会引起汽温的异常变化。

2.3、 试运或新投运机组的操作

对于试运机组或新投运机组，在初次操作时，无论汽温控制在自动或手动方式下，调节时，均以减温水作为细调手段。尤其是低负荷段时，应保持合理的减温水量。自动调节时设定跟随实际汽温，直至降至需要的负荷、压力、温度。对于特定机组，根据上述方法操作，并根据实际的汽温曲线找出合理的停机曲线，具体的分段操作与控制应按照实际情况进行，严格控制各段的降负荷速率。

四、 结论

1、上述操作方法实质上是根据锅炉的实际汽温特性，在不同负荷段内采用合理的降负荷率、降温率。对不同容量、参数、结构的机组，应根据实际情况来确定如何分段控制及每负荷段的降负荷率、降温幅度。

2、在降负荷过程中，要采取有利降温的减负荷方式，如从上往下停运燃烧器、保证合理风量等，以保证汽温均匀、稳定地下滑，减少减温水量，提高蒸汽品质。

3、 该操作方法会增加滑参数停机时间，尤其是低负荷段的停机时间，一般可达60～90min，使燃煤机组停机费用增加。但该操作方法可保证汽温的稳定调节，避免了汽温波动对机组可能造成的危害，因此，保证了滑参数停机成功和机组安全。