滑参数停机过程解析，学习一下
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。
（也曾发生过紧急停机过程中交、直流润滑油泵不出力导致汽轮机断油烧瓦事故，点击链接学习：交、直流润滑油泵不打油导致汽轮机断油烧瓦事故）
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。
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。
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。（点击了解：汽轮机热态停运盘车总结）
（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。（【小知识】为什么盘车结束，主机润滑油须继续运行一段时间？）
（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(汽轮机TSI系统详解)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。
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