汽轮机组的滑停操作
滑参数停机目的：
降低汽缸及调节级温度（什么是汽轮机调节级？）
减少机组正常冷却时间
缩短检修工期
增加机组利用小时数
滑停中存在的风险控制手段
预防主汽温度突降导致滑停失败
机组在降参数过程中由于直流锅炉煤水比例的对应关系不再呈现，调整中很容易出现汽温大幅度上下波动，尤其是在锅炉蒸汽由干态转湿态过程中，锅炉热负荷的调整和汽机调门的关系理不顺，造成主汽温度下滑。（中间点温度？水煤比？）
滑停过程严密监视主汽温、再热汽温、主汽压力、再热压力、高排压力的变化，保持主汽应有≥56℃、高排应有≥20℃的过热度。
滑停过程锅炉参数的调整应密切依据汽轮机的运行参数进行，避免出现参数过调现象。
在干态转湿态过程中，一定要专人注意汽温的变化并及时调整，防止汽压波动下关闭储水箱溢流阀，导致过热器进水。
在通过减温水对汽温降温的过程中，减温水用量一定要平稳，严禁大幅度开关减温水阀门，避免汽温大幅度波动。
滑停控制温降速度≤0.6℃/min,汽机开调门控制降压速度0.2MPa/min。
根据滑停参数控制好锅炉的煤水比，保证汽温均匀下降，严禁汽温反弹，为此要保证燃料量均匀减少。
滑停过程中在停磨时要保持锅炉热负荷的稳定，负荷低于250MW时投入等离子点火助燃。
保证汽泵汽源的稳定，及时与邻机联系调整厂用汽压力，避免突升突降，滑停至低负荷阶段注意控制电泵、汽泵给水流量，避免给水泵再循环门的开关导致给水流量的变化。
滑停过程中，主、再热汽温10min内急剧下降50℃应打闸停机。
防止锅炉燃烧不稳、炉膛灭火导致恶性事故。
在滑停前应联系热工检查炉膛压力保护投入正常，校对炉膛负压、二次风压表正常，检查火焰电视投入良好。
在原煤斗走空过程中，加强与燃料运行人员的联系，以保证锅炉热负荷的稳定。
加强监视炉膛火焰的燃烧情况，根据燃烧情况及时调整风量。
如因燃烧不稳造成锅炉灭火，必须立即停炉，防止灭火放炮。
防止除氧器压力不稳造成给水泵跳闸。（钻进除氧器简单拍了几张照片）
机组滑停前核对除氧器压力、水位调节器运行正常，特别是除氧器进汽调整门动作良好。
除氧器降压速度控制在0.01MPa，压力每降低0.05MPa,稳定10min。
滑停过程中加强辅汽汽源的监视，使用邻机辅汽前中压母管充分疏水，协调邻机辅汽的调整，防止汽压波动和汽温下降。
除氧器水位控制要平稳，不要突然大量增加或减少上水量，保持水位的稳定，防止除氧器超压和汽化。
防止高中压缸相对膨胀负胀差过大。（汽轮机胀差相关知识学习）
严格控制汽缸金属降温速度不大于0.6℃。·滑停过程中要注意高中压胀差的变化，及时调整，控制降负荷，降温速度，负胀差增长较快时要停止降参数，稳定后再继续滑停。
控制轴封供汽温度在150～180℃ 。保持辅汽至轴封系统的充分暖管。
机组振动的控制
控制主、再热汽温的变化，避免蒸汽带水造成水冲击导致振动。
滑停过程控制主机润滑油温在40～45℃。
滑停过程各瓦轴振增大到150um，或瓦振增大到40um时必须立即停止降温，稳定蒸汽参数，现场检查汽轮机，观察变化趋势，并加强监视机组运行状况，轴振增加到254um或轴承振动达100um，应立即打闸停机。
高中压缸温差的控制。
滑停过程中控制主汽、再热汽左右侧偏差不超过10℃。
汽缸、主汽门、调速汽门、导汽管的金属冷却速度控制在0.5℃/min,最快冷却速度控制在1.0℃/min以下。
高中压缸温每30min记录一次，发现温度下降趋势异常增大应立即检查处理。
滑停各阶段的控制要在汽机各处的金属温度、差胀、上下温差稳定的前堤下进行，并密切注意缸温的变化趋势。
加强高、低加、除氧器、凝汽器、闭式水箱、凝补水箱、给水泵机械密封水回收水箱的水位控制,避免水位保护动作
滑停过程中加强监视，及时调节各容器水位正常。
滑停前应核对疏水调节门，应投入自动并检查跟踪良好。
滑停的要求
主汽压8.5MPa，主汽温350℃，再热汽温320℃
高压调节级金属温度280℃左右，中压内缸金属温度270℃左右。（可根据检修要求进行调整）。
滑参数停机过程中参数的控制
降负荷率＜6 MW/min。
主蒸汽温降率<1.5℃/min、金属降温率＜1.5℃/min、再热汽温温降率<2.5℃/min。
降压速度＜0.2MPa/min。
滑参数停机参数控制的适当直接关系到滑停质量及机组安全。
滑停的准备
正常停机的准备工作（交、直流润滑油泵、密封油泵、顶轴油泵、盘车、电泵试转工作，汽机除氧器、小机辅助汽源暖管疏水工作）
进行高中压主汽门、调速汽门及各抽汽逆止门的活动试验，各阀门动作应灵活，无卡涩。（高中压主汽门、调节汽门学习）
机组滑停还要注重参数的控制和抄录工作，以提高滑停质量。
准备好机组滑停操作票及滑停参数记录表。
若邻机负荷低，辅汽压力难以维持时，应向值长汇报请示调度增加邻机负荷。
若锅炉需烧空所有原煤斗，机组滑停开始前一天，将磨煤机运行方式报燃料运行。燃料运行人员应严格控制好煤斗煤位，滑停过程值班员定时向燃料值班员询问存煤情况，并根据实际运行情况决定磨保留煤位多少。
联系热工人员校对炉膛负压、二次风压表以及机组相关设备水位表，并对所有机组保护及联锁投停情况汇报主值班员，同时锅炉火焰监视电视必须良好。
空预器滑停过程中应投入连续吹灰方式。（回转式空气预热器结构及特点详解）
锅炉等离子点火试投拉弧良好，阴阳极使用期正常。
滑停中注意事项
蒸汽的过热度至少56℃以上，主汽温降速率＜1.5℃/min，再热汽温降速率＜2.5℃/min，金属温降率＜1.5℃/min，蒸汽与金属温差，转子应力控制在要求限额内。
上、下缸温差不大于42℃。
再热汽温下降速度尽量跟上主蒸汽温度下降速度，温度偏差在规定范围内。
机组振动、轴向位移、推力瓦温度、胀差要严格监视。
高、低压轴封母管压力、温度，真空、排汽温度加强监视。
除氧器、高、低加，凝汽器水位注意正常。
汽温不能用突变现象。
滑停的具体操作
滑参数停机过程，是保证汽轮机各受热部件均匀冷却的过程，其成功与否的关键取决于主蒸汽和再热蒸汽温度的控制，实际操作中采用分阶段进行的方法，既先降低蒸汽压力，保持温度不变，将调速汽门全开，然后按规定速度降温；但因再热汽温下降滞后于主蒸汽，所以应等再热汽温下降后，再进行下一阶段的降压降温，每一阶段还应在相应负荷停留一段时间，等金属温度下降速度减缓，且蒸汽过热度不低于50℃时再重新降参数，如此重复，每一阶段降温约20～40℃。以下是具体操作步骤。
检查高压调阀开启情况。
逐渐退出一台汽泵运行。
机组负荷在60min内从600MW降至300MW并完成以下操作
辅汽至轴封供汽压力、温度正常。
厂用辅汽由邻机或启锅供。
保持第1，2层的3台制粉系统运行 。
锅炉投入等离子运行。
主汽、再热汽压降至13.8MPa/2.0MPa汽温保持额定值 。
机组在300MW稳定10～20min，然后在25min内降至250MW并完成以下操作
在降负荷过程中调整好磨煤机出力，将主汽压力降至12.5MPa；
主汽温度下降至550℃；再热汽温下降至520℃。
在250MW负荷不变情况下以0.6℃/min的速度降低主汽温度至520℃，再热汽温至500℃，维持三台磨运行，维持炉氧量8%。
机组负荷250MW稳定30分钟，然后将负荷降至220MW，完成以下操作 。
退出CCS协调，检查高压调门开启情况 。
退出1台汽泵运行。
在保证汽轮机各处金属温度、胀差、上下缸内壁温差稳定前堤下，以0.6℃/min，0.2MPa/min的降温、降压速度使主汽温度下降至480℃，再热汽温下降至460℃，主汽压力下降至12.0MPa。
滑停过程中汽缸、主汽门、调速汽门、导汽管的金属温降速度控制在0.5℃/min。
机组负荷从220MW降至150MW时完成以下操作 。
负荷200MW时，启动电动给水泵运行，将汽泵负荷转至电泵，正常后汽泵退出运行。
保证150MW负荷不变，汽机侧逐步开启高压调速汽门以0.2MPa/min的速度将主汽温度下降至465℃，再热汽温下降至430℃。
除氧器加热由辅汽供。锅炉由干态转湿态运行。
机组负荷从150MW降至100MW时完成以下操作 。
汽机侧逐步开启高压调速汽门控制机侧压力降至8.73MPa，同时以0.6℃/min的速度将主汽温度下降至450℃，再热汽温下降至410℃。
加强对高、低压加热器水位的控制 。
当机组负荷120MW，检查汽机本体中压疏水门、抽汽管道疏水门自动开启。
机组负荷从100MW降至60MW时完成以下操作 。
以0.6℃/min的速度将主汽温度下降至430℃，再热汽温下降至390℃。
当机组负荷小于90MW或排汽温度高于79℃，检查低压缸喷水自动开启。
将汽机主控切“手动”，操作员设定汽机目标负荷为60MW，高、低旁开启维持主汽压力。（注意开启低旁、三级、水幕减温水）
负荷至60MW，汽机本体高压疏水、主、再蒸汽管道疏水开启。
当主汽压力降至8.48MPa后，若汽机调门全开则停止降压，待主汽、再热汽温降至350℃时，打开管道、导管、汽缸本体疏水门 。
机组负荷从60MW降至20～40MW时完成以下操作 。
当负荷降至20～40 MW时，维持机组现状约1小时左右，以便于机组其它部件的均匀冷却。
汽缸金属温度、内外缸温差、胀差稳定后手动停炉联跳机组保护动作，滑停结束，完成停机后的有关操作。
滑参数停机过程控制要点
机组低负荷时，维持一定的减温水量 。
滑停过程中确保高低压加热器随机滑停，有利于汽缸本体的凝结水通过各抽汽管道排出，防止机组出现水冲击。
锅炉干态转湿态操作过程 ，机组负荷160MW左右时，开大汽机调门使压力下降至10.5MPa，汽水分离器出口降至12MPa后溢流阀，锅炉干态转湿态完成后注意汽压调整，防上汽压波动关闭溢流阀，导致过热器进水。