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机组滑参数停机步骤及注意事项
以下是 8 条关于机组滑参数停机步骤及注意事项：
1. 嘿，要开始滑参数停机啦！就像慢慢给车减速一样，咱得先把负荷一点点降下来。
比如，看着表盘，就像看着速度表一样，稳稳妥妥地操作，别着急呀！注意哟，这时候可不能猛踩刹车（突然大幅度降负荷），不然会出问题的。
2. 然后呀，温度和压力也要慢慢往下调咯！这就好比给滚烫的水慢慢降温，不能哗啦一下就全凉了呀！万一调得太快，机器可不答应呢，就好比人猛地被浇冷水会感冒一样。
3. 别忘了监控各种参数呀！这可太重要了，就像时刻盯着自己的宝贝一样，稍微有点不正常都能马上发现。
比如说，如果压力变化异常，那可不得了呀！
4. 滑停过程中还得注意机组的振动情况呢！要是振动大了，那不就像人走路不稳一样要摔跤嘛！可得小心注意着点儿。
5. 哎唷，还有啊，蒸汽的品质也要关注呀！不能有杂质啥的，不然就像吃了不干净的东西会肚子疼一样，机器也会难受呀！
6. 停机啦停机啦，这时候就像跑完长跑要休息一样，得让机组好好缓一缓。
可不能刚停就去乱动它，让它安安静静呆一会儿不行吗？
7. 都停机了还不算完事儿哟！后续的检查可不能马虎呀！这就好比跑完步还要拉伸一样重要。
检查检查这儿，看看那儿，确保一切都 OK 呀，不然下次启动可就麻烦咯！
8. 最后呀，我想说，机组滑参数停机真不是一件简单的事儿，每一步都得小心翼翼，大家可都得上心呀！这可关系到设备的安全和稳定运行呢！
以上内容仅供参考，你可以根据实际情况进行调整。
600MW超临界直流炉滑参数停机下烧仓与汽温控制摘要600MW超临界直流炉由于既要将煤仓烧空，又要注意控制汽温的平稳下降，在具体操作中会受到较多因素影响。
本文基于这一背景，简单阐述了滑参数停机的概念，分析了超临界直流炉汽温控制特点，研究了滑停参数停机下汽温变动因素，并在此基础上提出了几点烧仓与汽温控制要点。
关键词超临界直流炉；滑参数停机；影响因素；汽温控制滑参数停机指的是在锅炉运行过程中将热蒸汽参数减负荷，让锅炉内部负荷下降，直到其达到相关参数要求之后停机并停炉的一种技术。
在使用方面，火电机组使用滑参数停机重点在于让转子温度、汽机侧气缸、温度、锅炉侧压力等机组参数均下滑至较低状态，从而将检修工期缩短，保障经济效益的提升。
1 超临界直流炉汽温控制特点研究1.1 非线性变动明显在超临界直流炉使用过程中，各个区段工质在比容、比热等方面均会发生剧烈变化，且工质的流动规律以及传热状态较复杂。
在运行过程中，由于内部压力的变化，其所受到的负荷同样会产生变化，工质压力的变化属于从超临界到亚临界之间的广泛压力变化范围。
加上工质特性也处于变化状态，超临界直流机组会反映出明显的非线性变动。
1.2 调节品质控制要求高由于超临界直流炉中并未设置汽包环节，因此在水被加热、蒸发并形成水蒸汽的过程中，其过热属于以一次性完成，属于连续状态，不同段受热面之间并不会出现较明显的分界面。
当工况运行发生变化时，锅炉的运行会处于超临界压力或是亚临界压力之下，蒸发点会自动在多个或是仅在一个加热区段中做移动轨迹。
因此，要想在超临界直流炉运行中确保锅炉汽水流动阶段中不同区段的水汽与温度处于事先设定好的范围值之内，必须确保减温水、风煤比、水煤比在调节品质上达到较高要求。
1.3 蓄热量较小在超临界直流炉中，由于其直流锅炉在汽水容积上并不大，因此蓄热能力较差，蓄热量偏小。
在这一条件下，其负荷调节能够获取更高的灵敏度，相对于汽包炉而言，在平均变负荷速度上更快，能够达到启动停止的快速事实现并有效调节内部负荷。
1.送电送电的次序是：110V、220V直流系统（蓄电池组的操作）——直流UPS系统的送电——500kV线路侧及主变、高厂变系统——厂用6kV、380V工作段和汽机/锅炉MCC段——汽机/锅炉保安段和直流系统工作电源的送电操作。
以下分系统详细讲述送电流程。
1.1.直流系统首先要对直流系统送电操作。
在冷态工况下，直流系统要先由已充电的蓄电池组进行供电，待厂用电系统已经受电后再转为由来自汽机锅炉工作段的电源对直流系统供电，蓄电池组转为浮充状态。
1.1.1.110V直流系统进入就地的电气操作菜单，进入110V直流系统,按规程要求的顺序和上各开关。
1.1.2.220V直流系统合上“220V直流系统”图中的Q32开关，由蓄电池对220V直流母线供电；依次合上220V直流系统中的馈线开关；1.1.3.UPS系统在“UPS直流系统”就地图中合上由220V直流系统过来的312K、QS31、322K、QS32四个开关，使直流UPS系统受电；依次合上“＃3机UPS馈线一次系统”就地图上的各个出线开关；1.2.发变组系统1.2.1.#3主变送电在就地图上依次合上500KVⅠ线的线路刀闸、开关。
当开关在就地图上进行操作时，开关面板上的“远方/就地”操作把手要打到“就地”位。
在主变送电之前要在“机组保护”中将主变、高厂变及公用变中的压板全部投入；将主变冷却器的4个风扇分别打到工作、工作、辅助、备用状态。
1.2.2.#4主变送电#4主变的送电过程做了简化处理，只需要将500KVII线开关全部合上，然后合上＃4高厂变低压侧开关和＃4高公变低压侧开关即可。
1.3.厂用电系统1.3.1.6KV系统1.3.2.380V工作段在DCS上依次合上往380V送电的各开关。
1.3.3.保安系统1.3.4.MCC系统在就地上把所有进线刀闸合上在DCS上依次合上往MCC送电的开关，注意负荷的平均分配。
1.3.5.照明段在DCS上合Z321开关。
600MV机组运行规程1.机组主要控制系统1.1燃烧管理系统（BMS1.1.1BMS主要功能1.1.1.1点火前炉膛吹扫。
1.1.1.2油燃烧器自动管理。
1.1.1.3煤燃烧器自动管理。
1.1.1.4二次风挡板联锁控制。
1.1.1.5火焰监视。
1.1.1.6有关辅机的启停和保护。
1.1.1.7主燃料跳闸。
1.1.1.8减负荷控制。
1.1.1.9联锁和报警。
1.1.1.10首次跳闸原因记忆。
1.1.1.11与上位机通讯。
1.2协调控制系统（CCS1.2.1CCS^要功能1.2.1.1控制锅炉的汽温、汽压及燃烧率。
1.2.1.2改善机组的调节特性增加机组对负荷变化的适应能力。
1.2.1.3主要辅机故障时进行 RUNBACK理。
1.2.1.4机组运行参数越限或偏差超限时进行负荷增减闭锁，负荷快速增减以及跟踪等处理。
1.2.1.5与BMS配合，保证燃烧设备的安全运行。
1.2.2机组协调控制系统基本运行方式1.2.2.1汽机跟随的运行方式。
在这种运行方式下锅炉通过改变燃烧率以调节机组负荷，而汽机则通过改变调门开度以调节主汽压力。
1.2.2.2锅炉跟随的运行方式。
在这种运行方式下锅炉通过改变燃烧率以保持主汽压力不变，而汽机则通过改变调门开度以调节机组负荷。
1.2.2.3协调方式。
这种运行方式是锅炉跟随的协调方式。
机炉作为一个整体联合控制机组负荷及主汽压力。
1.3数字电液调节系统（DEH-山A）1.3.1主要功能1.3.1.1汽机转速控制1.3.1.2自动同期控制1.3.1.3负荷控制1.3.1.4一次调频1.3.1.5协调控制1.3.1.6快速减负荷（RUNBACK1.3.1.7主汽压控制（TPC1.3.1.8多阀（顺序阀）控制1.3.1.9阀门试验1.3.1.10OP（控制1.3.1.11汽轮机自动控制（ATC1.3.1.12双机容错1.3.1.13与厂用计算机DAS系统或DCS通讯，实现数据共享1.3.1.14手动控制1.3.2自动调节系统1.3.2.1转速控制在不同的转速围，阀门状态如下表所示：a.不带旁路主汽门启动时（BYPASS OFFb.带旁路启动时（BYPASS ON1.3.2.2负荷控制负荷调节是三个回路的串级调节系统，通过对高压调门的控制来调节机组负荷。
600MW超临界机组滑停汽机注意事项
1.接到停机命令后分别进行主机交流润滑油泵、直流润滑油泵、
顶轴油泵、高压密封油备用泵、主机盘车电机等试转，试转正常后投备用，若试转不合格，通知维护处理，待缺陷消除后才允许停机；
2.停机前将#1机辅汽汽源切至#2机供，并预暖一台小机调试用
汽管道；
3.停机前确认汽轮机本体及主、再热器管道疏水手动隔离门在
开启位；
4.滑停过程中，严格监视主蒸汽温度至少有56℃的过热度（本
次滑停主蒸汽过热度推荐值为120℃），控制蒸汽与金属温差在限额内，转子应力控制在允许范围；
5.滑停过程中，再热蒸汽温度的下降速度应尽量跟上主蒸汽温
度的下降速度，且主再热汽温不应有突变现象。
主再热蒸汽的温度偏差应满足主、再热蒸汽温度偏差曲线的要求；
6.严格监视机组振动、轴向位移、推力瓦温度、差胀、上下缸
温差等正常，当达报警值时，应停止滑停，调整参数正常；
7.监视高、低压轴封母管压力及温度正常；
8.监视凝汽器真空，低压缸排汽温度正常；
9.在汽机降负荷过程中，注意高、中压调门无卡涩现象，注意
除氧器、凝汽器及加热器水位正常；
10.负荷降至300MW，切AGC后，全开汽轮机高调门；
11.负荷降至120MW，检查确认再热主汽阀下游疏水阀自动打开，
注意疏水扩容器减温水动作正常，疏水扩容器温度小于80℃；
12.负荷降至60MW，检查确认再热主汽阀上游疏水阀自动打开；
13.汽机打闸后，检查高、中压主汽门及调门关闭，各抽汽逆止
阀、高排逆止阀关闭，进汽管通风阀及高排通风阀开启，转速开始下降，汽机防进水保护动作正常,注意记录汽轮机惰走时间；。
华能XX电厂DEH系统使用的是西屋公司的OV ATION型集散控制系统。
其先进性在于分散的结构和基于微处理器的控制，这两大特点加上冗余使得系统在具有更强的处理能力的同时提高了可靠性。
100MB带宽的高速以太网的高速公路通讯使各个控制器之间相互隔离，又可以通过它来相互联系，可以说是整套系统的一个核心。
系统的主要构成包括：工程师站、操作员站、控制器等。
一）进入DEH操作画面的方法。
通过操作员站进入主画面，如图1。
在进入DEH的主画面后，可以通过主画面调用不同的画面。
二）DEH操作主画面DEH OVERVIEW。
DEH UNIT OVERVIEW是DEH系统中最重要的操作画面,如图2。
图2三）DEH 基本控制功能基本控制区包含了控制方式(CNTL MODE)、旁路方式(BYPASS MODE)、目标和速率设定(CNTL SP)、反馈切投(FEEDBACK)、阀门模式(VLV MODE)、高低限制(LIMITER)以及汽机挂闸(LATCH)、OPC切投(OPC MODE)、手操面板(MANUAL PANEL)、阀门活动试验、阀门严密性试验、同期控制、快关功能投切(FAST V AL)等。
A ) 控制方式选择在DEH主画面上点击CNTL MODE 按钮，弹出DEH控制方式操作画面,如图3。
DEH控制方式包括操作员自动方式(OPERATOR AUTO)、ATC方式(ATC MODE)、遥控方式(REMOTE)、手动同期方式(MANUAL SYNCH)、自动同期方式(AUTO SYNCH)。
图3进行控制方式切换：先点击控制方式按钮，点击后,相应按钮右方的状态显示框会变成红色，再点击下方的IN SERVICE 或OUT OF SERVICE 按钮，实现控制方式切换。
右方的显示区以IN 或OUT 来表示该控制方式的投入或退出。
遥控、自动同期及手动同期都是建立在操作员自动控制方式的基础上的，三种方式不能同时存在，进入某种方式会自动退出其它方式。
600MW超临界机组电气操作指南一、引言本电气操作指南适用于600MW超临界机组的操作，内容包括整个机组的电气设备、操作步骤和注意事项。
操作人员应熟悉本指南，并按照指南要求进行操作，以确保机组的安全和正常运行。
二、电气设备1.220kV变电站：a.220kV高压侧断路器：操作人员应按照操作步骤，准确操作断路器，确保其正常运行。
b.220kV主变压器：操作人员应关注主变压器运行状况，如有异常情况，应及时报告。
c.220kV低压侧断路器：操作人员应按照指南要求操作断路器，确保其正常运行。
2.发电机：a.发电机定子侧断路器：操作人员应按照操作步骤，准确操作断路器，确保其正常运行。
b.发电机变压器：注意监控发电机变压器的温度和绝缘情况，确保其安全运行。
3.主变压器：a.主变高压侧断路器：操作人员应熟悉断路器的操作步骤，确保其正常运行。
b.主变低压侧断路器：操作人员应按照操作步骤，准确操作断路器，确保其正常运行。
4.10kV开关柜：a.10kV高压侧断路器：操作人员应按照操作规程，确保断路器正常运行。
b.10kV低压侧断路器：操作人员应按照操作步骤，准确操作断路器，确保其正常运行。
5.辅机电气系统：a.辅机变压器：操作人员应监控辅机变压器的温度和绝缘情况，确保其正常运行。
b.辅机开关柜：操作人员应熟悉开关柜的操作步骤，并按照要求进行操作。
三、操作步骤1.启动过程：a.按照启动过程要求，逐步启动发电机、主变压器和10kV开关柜，确保启动顺利进行。
b.监控整个启动过程中的电气参数，如电流、电压和频率等，及时报告异常情况。
2.运行过程：a.监控发电机和主变压器的温度和绝缘情况，及时采取必要的措施，确保其安全运行。
b.注意检查10kV开关柜的断路器和接触器是否正常运行，如有异常情况，应及时报告并进行修复。
3.停机过程：a.按照停机过程要求，逐步停机发电机、主变压器和10kV开关柜，确保停机顺利进行。
b.关注停机过程中的电气参数和设备的状态，如有异常情况，应及时报告并采取措施进行修复。
滑参数停机操作指南1.1 滑停过程中有关参数的控制1）主、再热蒸汽降温速度：≤0.5～1℃/min。
2）汽缸金属的温降率： 0.5～1℃/min。
3）主、再热蒸汽过热度：不少于50℃。
4）先降汽压、再降汽温，分段交替下滑。
5）在整个滑停过程中要严密监视汽轮机胀差、轴位移、上下缸的温差、各轴振动及轴瓦温度在规程规定的范围内，否则应打闸停机。
限制项目单位运行极限值报警遮断振动全幅值轴上μm ＜125 ≥125 ≥250 GENE盖＜50 ≥50 ≥80胀差转子/汽缸胀差高中压mm ＜+10.3和＜-5.3 ≥+10.3和≤-5.3 ≥11.6和≤-6.6 低压mm ＜+19.8和＜-4.6 ≥+19.8和≤-4.6 ≥+30和≤-8.0轴承推力轴承金属磨耗mm ＜+0.6 ≥+0.6 ≥+0.8金属温度℃＜85 ≥85 ≥110回油温度℃＜75 ≥75 —支持轴承#1～2金属温度℃≤115 ≥115 ≥121#3～6金属温度℃＜107～110 ≥110 ≥121#7～8金属温度℃≥105 回油温度℃＜75 ≥75 —位移轴向位移mm ＜+0.6和＜-1.05 ≥+0.6和≥-1.05 ≥+1.2和≥-1.65 1.2 机组滑停的准备工作1）根据停机计划，在最后一次上煤时调配好各个煤斗的煤量，降低C/D/E三台磨煤机的仓位，以便将各个煤斗的存煤在汽机停止时清空。
下层两台磨煤机上好煤，以保证低负荷时燃烧稳定。
2）做好辅汽、轴封及除氧器汽源切换的准备。
3）停机前分别进行汽轮机辅助油泵（TOP）、启动油泵（MSP）、直流事故油泵（EOP）、直流事故密封油泵、顶轴油泵的启动试验及主机盘车电机空转试运，检查其正常并备用良好。
若试转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。
4）准备好机组停运操作票。
5）检查燃油系统运行正常，试投所有点火油枪，发现缺陷及时通知检修处理。
6）停炉前对锅炉全面吹灰一次，保持空预器的吹灰器运行，直到锅炉熄火。
仿真机汽机专业操作指引一、前言因呼伦贝尔国华电厂600MW机组是采用超临界双缸双排气国产化直接空冷火电机组宝电锅炉设备采用东锅设备，汽轮机采用哈尔滨汽轮机厂设备，DCS和DEH均为和利时的设备。
和我厂的超超临界660MW机组采用东汽设备在系统和运行操作上有较大差别，如机组主参数，汽轮机启动方式，排汽凝结方式和闭式水冷却方式。
但共同点的DCS控制系统为和利时的设备，在设备组态逻辑有参考性。
建议大家在我厂300MW机组操作经验上进行有针对性的学习。
二、冷态启动1锅炉点火前，辅助设备的启动1）主、辅机各系统作启动前检查，缸体管道疏水门均在开启位置。
2）确认生产水、除盐水系统运行正常。
3）投入辅机冷却水系统，投入闭冷水冷却器等。
4）投入闭式水系统，闭式循环冷却水泵两台运行，一台备用；各冷却器注水、排气完毕，阀门状态正确。
5）300m³凝补水箱水位正常，凝补泵投入运行。
6）检查厂用空压机系统已投入，气压在0.6～0.8MPa。
7）投入主机润滑油系统，交流润滑油泵运行，直流润滑油泵备用，检查润滑油压正常。
油温调节自动。
所有冷油器的出口油温大于30℃。
8）投入发电机密封油系统，密封油空、氢侧交流密封油泵运行，空、氢侧直流密封油泵备用，密封油备用油源处于备用状态。
9）发电机置换氢气，纯度大于96﹪。
发电机内充氢气压力达0.2MPa 时，定子水系统投入，定子水泵一台运行，一台备用。
10）投入顶轴油系统，顶轴油泵一台运行，顶轴油压达到11.76 MPa 到14.60 MPa,另一台备用。
确认各瓦顶轴油压无异常。
11）主机盘车投入，汽机冲转前连续盘车时间大于4小时，特殊情况下不少于2小时。
12）辅助蒸汽系统暖管投入运行（第一台机组启动时，联系启动炉点火），联箱压力、温度正常。
13）投入EH油系统，EH油泵一台运行，一台备用，油温、油压合格，油位正常。
2排汽装置与除氧器上水1）排汽装置上水冲洗：通过凝补水泵向排汽装置补水，至正常水位后，一边补水一边排放，直至水质合格（Fe＜500μg/L）。
600MW超临界仿真机锅炉操作指南北京同方电子科技有限公司600MW 超临界仿真机锅炉操作指南2600MW 超临界仿真机 (1)锅炉操作指南 (1)600MW 仿真机操作简介（锅炉部分） (1)锅炉专业冷态启动操作： (1)1．启动工业水系统 (1)2．启动空压机房系统 (2)3．启动空预器油站 (4)4．风机油系统就地操作 (5)5．锅炉上水 (7)6．启动空预器 (7)7．启动引送风机 (8)8．炉膛吹扫 (9)9．锅炉点火升压 (11)10．升负荷并转直流 (15)11．启动磨煤机 (16)600MW仿真机操作简介（锅炉部分）关于仿真机的操作，主要要注意两方面内容：其一是仿真环境的建立和正常运行以及日常维护，其二就是利用仿真模拟培训系统进行对学员的实际操作指导。
相关内容可以参考《DCOSE使用手册》、《操作员使用手册》和机炉电各专业的运行规程，本文仅就最常用的必要操作做简单介绍。
锅炉专业冷态启动操作：在电气送电完毕后，锅炉汽机专业操作员即可进行相应的一系列操作。
整个启动过程基本依照规程，经锅炉上水、吹扫、点火、升温升压、汽机冲转、发电机并网、转直流、升负荷、锅炉投煤、汽机投入高低压加热器、继续调整运行直到机组升到600MW负荷工况的过程进行。
1．启动工业水系统在锅炉就地菜单中找到工业水系统，如图1，2图1打开所有冷却水用户的手动门，检查所有管路通畅。
2．启动空压机房系统先在锅炉就地菜单中找到空压机系统如图2。
打开相应的就地门，再去DCS 上启动空压机如图3，注意启动面板上要手动启动时要确认处于手动状态，点击启动后再点击OK 即可。
观察储气罐压力上升。
2图2图323．启动空预器油站到就地图里将就地的一些设备打开，恢复就地系统找到：空预器A 轴承润滑油系统和空预器B 轴承润滑油系统（图4）图4将A 、B 空预器轴承润滑油系统中润滑油系统手动门和冷却水手动门都打开，点击就地控制盘，在弹出窗口中选择一台导向油泵启动并启动支撑油泵，视情况入连锁。
#5、6机组滑参数停机操作指南1.1 滑停过程中有关参数的控制1）主、再热蒸汽降温速度：≤0.5～1℃/min。
2）汽缸金属的温降率： 0.5～1℃/min。
3）主、再热蒸汽过热度：不少于50℃。
4）先降汽压、再降汽温，分段交替下滑。
5）在整个滑停过程中要严密监视汽轮机胀差、轴位移、上下缸的温差、各轴振动及轴瓦温度在规程规定的范围内，否则应打闸停机。
1.2 机组滑停的准备工作1）根据停机计划，在最后一次上煤时调配好各个煤斗的煤量，降低C/D/E三台磨煤机的仓位，以便将各个煤斗的存煤在汽机停止时清空。
下层两台磨煤机上好煤，以保证低负荷时燃烧稳定。
2）做好辅汽、轴封及除氧器汽源切换的准备。
3）停机前分别进行汽轮机辅助油泵（TOP）、启动油泵（MSP）、直流事故油泵（EOP）、直流事故密封油泵、顶轴油泵的启动试验及主机盘车电机空转试运，检查其正常并备用良好。
若试转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。
4）准备好机组停运操作票。
5）检查燃油系统运行正常，试投所有点火油枪，发现缺陷及时通知检修处理。
6）停炉前对锅炉全面吹灰一次，保持空预器的吹灰器运行，直到锅炉熄火。
7）全面记录一次蒸汽及金属壁温，然后从减负荷开始，在减负荷过程中每小时记录一次金属壁温。
8）过热器减温水管道切换至给水操作台前，切换前应充分暖管。
1.3 滑参数停机前减负荷操作1）接到值长停机命令后，加大上层两台磨煤机煤量，定时向燃料值班员询问仓位情况，以便尽快烧空上层磨。
2）用滑压运行方式按正常操作减负荷至300MW时，检查主汽压力13.0MPa，温度566℃；再热汽温566℃，如上层磨煤机烧空仓时间较长，提前以0.6℃/min的速度降低主、再热汽温度。
1.4 在上层两台磨煤机煤仓烧空后，开始第一阶段滑停操作1）目标负荷：250MW，速率2MW/min。
2）目标压力：12.5MPa，速率0.1MPa/min。
3）主蒸汽目标温度：540℃，速率1℃/min。
4）再热汽目标温度：520℃，速率1℃/min。
5）视燃烧状况可投入油枪助燃，油枪投入后，停止电除尘器3、4电场运行。
6）约25分钟后负荷降到250MW，保持负荷、主汽压力不变稳定30分钟，主、再热汽温继续以原速率下滑520/500℃。
7）检查主机振动、胀差、缸胀、振动、调节级金属温度、中压缸进汽口温度、上下缸温差、主再汽温差等参数在规定范围内。
1.5 机组在250MW稳定30min，开始第二阶段滑停操作1）目标负荷：200MW，速率2MW/min。
2）目标压力：10.37MPa，速率0.1MPa/min。
3）主蒸汽目标温度：480℃，速率1℃/min。
4）再热汽目标温度：460℃，速率1℃/min。
5）负荷减至220MW稳定后将10kV厂用电由厂高变带切换至启备变带。
6）负荷降到200MW、主汽压力10.37 MPa时，保持负荷、主汽压力不变稳定30分钟，主、再热汽温继续以原速率下滑。
7）检查主机振动、胀差、缸胀、振动、调节级金属温度、中压缸进汽口温度、上下缸温差、主再汽温差等参数在规定范围内。
1.6 机组在200MW稳定30min，开始第三阶段滑停操作`1）目标负荷：150MW，速率0.95MW/min。
2）目标压力：8.73 MPa，速率0.03 MPa/min。
3）主蒸汽目标温度：465℃，速率1℃/min。
4）再热汽目标温度：430℃，速率1℃/min。
5）负荷到192 MW（30％），检查低压段气动疏水阀自动开启。
6）将锅炉给水管道由主给水管道切换至给水旁路，切换过程中注意维持给水流量稳定。
7）负荷降至180MW时，联系化学将炉内水处理切换至AVT（加氨、联氨）方式运行。
8）当锅炉由干态转为湿态运行后，控制分离器出口压力不大于12MPa，检查361阀在自动，开启排水至排汽装置的电动门。
9）负荷150～160MW，除氧器汽源倒至辅汽联箱。
10）将机组辅汽切为由相邻机组辅汽联箱供汽或二期辅汽联箱供汽，并且确认辅汽系统运行正常，本机冷再至机组辅汽压力调节阀关闭。
11）根据需要启动30％容量电动给水泵，退出第二台50％容量电动给水泵。
12）主汽压力降至8.73MPa，机组转入定压运行，通过控制高压调门开度控制主汽压力。
13）当主汽压力降至8.73MPa时，首先应关闭361阀暧管管路，当储水箱中水位达到2350mm 时，检查启动循环泵自启动正常，或手动启动启动循环泵；其过冷水调节阀、再循环电动门联锁动作正常。
14）启动循环泵启动后，出口调节门手开5%，随后逐渐缓慢开启，直到省煤器入口流量大于35%BMCR后，将启动循环泵出口调节门投自动。
15）加强对高、低压加热器水位的控制。
16）54分钟后，负荷降到150MW、主汽压力8.73MPa时，保持负荷、主汽压力、主再热汽温度不变稳定30分钟。
保持负荷、主汽压力不变，主再热汽温度在42分钟内以0.6℃/min的速率下滑至450/404.8℃后保持稳定48分钟。
17）检查主机振动、胀差、缸胀、振动、调节级金属温度、中压缸进汽口温度、上下缸温差、主再汽温差等参数在规定范围内。
1.7 负荷机组在150MW稳定120min，开始第四阶段滑停操作1）目标负荷：100MW，速率2MW/min。
2）目标压力：8.73 MPa，速率0.03 MPa/min。
3）主蒸汽目标温度：430℃，速率1℃/min。
4）再热蒸汽目标温度：380℃，速率0.6℃/min5）高压旁路、低压旁路系统投入，压力人为设定。
6）23分钟后待机组负荷降至100MW，保持负荷稳定30min，主再热汽温度在42分钟内以0.6℃/min的速率下滑至430/380℃。
7）根据缸温、胀差变化及锅炉调整情况，决定是否继续降低主再热汽温至370/330℃，再热汽温降至350℃时，打开管道、导管、汽缸本体疏水门；8）30分钟后待机组负荷降至60MW。
9）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，完成停机后有关操作。
1.8 锅炉熄火后的操作1）锅炉熄火后再热汽压力低至0.2MPa后关闭低压旁路。
如高旁不严，再热汽压力上升，开启炉侧有关疏水、排空泄压。
2）关闭主再热汽管道至排汽装置有关疏水。
3）轴封停运后关闭辅汽联箱供轴封隔离门。
4）除氧器加热停运后关闭辅汽联箱供除氧器隔离门并手动摇紧。
1.9 机组滑停注意事项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）严密监视调节级金属温降小于1℃/ min。
3）滑停过程中，主蒸汽、再热蒸汽温差≯42℃，降温过程中再热汽温应尽量跟上主蒸汽温度。
4）滑停过程中，严防发生汽轮机水击，主蒸汽过热度控制在80℃，不能低于56℃。
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℃，打闸停机。
5）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。
6）应及时通知化学加强对凝结水质的监督和分析。
7）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。
8）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。
9）在整个滑参数停机过程中，汽机缸温不应出现回升现象。
10）在滑停过程中应密切监视汽机差胀、位移、振动、汽缸上下缸温差。
11）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，避免汽温突降或突升和大幅度波动。
12）滑停过程中在煤油混烧阶段加强空预器吹灰工作。
13）滑停过程中根据磨煤机煤量及时投入油枪，投油时应相应降低煤量。
14）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，必要时投入旁路运行。
15）滑停过程中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。
16）在滑停过程中，当发现汽轮机缸温、轴瓦温度、胀差、振动达到紧急停机条件立即打闸停机。
17）抄录滑停的全部运行数据，并进行分析和比较。
1.10 滑参数停机过程控制要点1）机组低负荷时，维持一定的减温水量。
在机组负荷降到180MW前，进行给水管道切换，将过热器减温水切换到给水操作台前管道，以保证足够的减温水量，便于汽温控制。
2）滑停过程中确保高低压加热器随机滑停。
本汽轮机汽缸本体没有专门设置疏水口，机组滑停过程巾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。
因此，高低压加热器随机滑停中，当3号高加压力低于除氧器压力0.2MPa时将疏水切至排汽装置，调整3号高加水位正常后投入自动。
3）锅炉干态转湿态操作过程：机组负荷160 MW左右时，开大汽机高压调门，降低主汽压力至10.37 MPa，汽水分离器出口压力和主汽压力缓慢降低，当汽水分离器出口压力降至12 MPa后开启36l 阀，锅炉干态转湿态完成后注意汽压调整，防止汽压波动关闭36l 阀，导致过热器进水。
4）机炉协调各参数变化率控制(1) 电负荷下降率：3 MW/min(2) 主汽压力变化率：0.2 MPa/min；(3)主汽温、再热汽温变化率： 0.6～ 1.0℃/min；(4) 汽轮机首级温度变化率：0．7～1．2℃/min。
1.11 滑参数停机过程中存在的风险和控制手段分析1）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。
(1) 滑停过程严密监视主汽温、再热汽温、主汽压力、再热汽压力、高排压力的变化，保持主汽应有≥50℃、高排应有≥20℃的过热度。
(2) 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。
(3) 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36l 阀，导致过热器进水。
(4) 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。
(5) 滑停控制温降速度≤0.6℃/min，汽机开调门控制降压速度O.2MPa/min。
(6) 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。
(7) 滑停过程中在停磨时要保持锅炉热负荷的稳定，负荷低于300MW时投入油助燃。
(8) 滑停至低负荷阶段，注意控制给水流量，避免给水泵切换过程中再循环门的开关导致给水流量大幅变化。
( 9) 滑停过程中，主汽、再热汽温10min内急剧下降50℃应打闸停机。
2）防止锅炉燃烧不稳、炉膛灭火导致恶性事故(1) 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。
