3号机深度滑停总结
3号机自1月31日19点21分开始滑停，至2月1日4:38分解列，前后历时9个多小时，期间完成了4个负荷点的发电机温升试验以及主汽门成组活动试验、直流拉路试验。实现了滑停的既定目标，将6个煤仓全部烧空，调节级金属温度滑至293度,为尽早停运盘车及油系统进行检修赢得了时间，同时也为今后机组滑停积累了经验。一、滑停前措施的制定和学习
滑停前发电部组织专业人员，在2号机滑参数停机的基础上编写了《3号机滑参数停机的技术措施》，使各值的操作更有目的性和指导性，大家清楚的认识到滑停是分阶段进行的，每减负荷至一定数值后，先保持汽压不变，降低汽温；滑停过程中保持蒸汽过热度大于100℃，最低不小于56℃，保证高压缸排汽温度高于对应压力下饱和温度20℃。当汽缸金属温度下降趋于缓慢时，再降低主汽压力，负荷随之下降；当负荷降至另一预定数值时停留一段时间，保持汽压不变，继续降汽温达到上述温度变化要求后，再降压减负荷。 二、 停机前的准备工作
1、 按照滑停措施的要求，接班后运行五值进行了辅汽供除氧器的暖管工作。
2、 停机前确认开启汽机本体所有疏水手动门，由于机组正常运行中个别疏水门存在内漏，手动门在关闭状态，我们为了确保不遗漏一个疏水手动门，专门打了操作票和系统图确认高、中压缸疏水阀及管道疏水阀手动门等在开启状态。
3、 为了防止机组滑停过程中炉膛燃烧不稳影响滑停质量，派人到就地试验油枪正常。
4、 启动A等离子冷却水泵，等离子拉弧正常。
5、 为了防止锅炉转入湿态后炉扩水位高满水，进行3A锅炉疏水泵摇绝缘送电，恢复系统备用。
6、 停机前12小时，通知辅控停止给水加氧，开始加氨，逐渐调整PH值9.4-10.0，开启除氧器连续排汽手动门，开启高加连续排汽手动门。
7、 值长协调，专门为三号机调来两名人员帮忙。 8、 准备好通讯工具。
9、 辅助蒸汽至除氧器和轴封暖管，由于二号机小修，3号机辅汽完全由4号机供。
10、
启动交流润滑油泵、直流润滑油泵、密封油备用泵、顶
轴油泵、盘车电机 正常。
11、
滑停开始前锅炉进行全面吹灰一次，且在330MW以下时
保持空预器连续吹
12、
摇测电泵电机绝缘合格，启动电泵辅助油泵并检查电泵
具备启动条件。
13、
提前通知输煤岗位控制3号炉各煤仓煤量在150吨左
右，并调整A、B、C仓上优质煤，结合负荷状况提前停止F仓上煤，将F仓先烧空。（今后若负荷不高，可提前安排将E、F仓烧空。）
14、 机组减负荷前，试投各层油枪正常；做等离子点火装置
拉弧试验正常，并记录燃油表码。 三、 滑停过程
1、 运行五值接班后负荷600MW，主汽温度572℃，主汽压力24.8 Mpa，以过再热蒸汽降温速度：＜1.5℃/min降气温至540℃，期间机组在本地、协调、滑压方式下保持负荷不变、主汽压力不变，稳定运行30分钟。
2、 以协调、滑压方式逐步降低机组负荷至500MW，同时采用控制过热度并配合三级减温水同步降低主、再热汽温，从主、再热蒸汽温度500℃开始，控制汽温按每分钟1℃降温，每降30℃稳定运行30分钟暖机，汽压以0.15MPa/min降压。保持主汽有100℃左右的过热度，
3、 同时运行人员根据滑停预计时间，做好上煤量的估算，此时可停止E仓上煤，逐步将E仓烧空。加大上层E制粉系统的煤量，为降负荷拉空E制粉系统做准备。最终主汽温度490℃，主汽压力21.5 Mpa，调节级金属温度419℃。
4、 继续降负荷至400MW，切为定压方式，主汽温度450℃，主汽压力17.7 Mpa，调节级金属温度373℃，在此负荷下根据滑停措施进行单顺阀切换，阀切换完成后拉空E制粉系统并停运。
5、 继续降负荷至380MW，将控制方式切为TF，维持机前压力18MP，做高、中压主汽门成组试验，做TV2成组阀门活动试验时，负荷波动大，正负40MW波动，在此过程中由于进汽方式的变化会导致
调节级金属温度变化，此时应注意汽温控制，避免调节级金属温度大幅变化。
6、 继续降负荷至300MW，350MW时将D制粉系统拉空并停运，因做高、中压主汽门成组试验时压力维持较高，切汽机主控自动手开调门降压、降负荷、降温，直至调门全部开展。主汽温度425℃，压力11.6 Mpa，调节级温度371℃，A、B、C三套制粉系统运行。
7、 继续滑降参数，当储水箱见水后减少上层制粉系统煤量，降低蒸汽过热度，负荷240MW，启动炉水循环泵，锅炉转入湿态运行。负荷降至210MW停止A汽泵运行。负荷180MW，倒B汽泵汽源由辅汽供。由于负荷低，键盘发现引风机两侧电流摆动偏差比较大，停运单侧送引风机。1、接令开始滑停后，采用先降温，后降压的方式，协调方式下保持机组负荷。
8、 将控制方式切为TF、定压方式，继续减负荷至300MW，同时逐步降低主汽压
9、 调整主汽压力设定值，让高调门逐步开大直至全开，控制方式切为“基本”方式，保留A、B、C三套制粉系统运行，停止一台汽泵运行，将另一台汽泵辅汽供汽门开大，保证小机出力。
10、 保持汽机调门全开，手动减小总煤量，负荷降至240MW时，主汽压力滑降至9MPa，机侧主汽温390℃，此时调节级金属温度350℃，锅炉转湿态运行。降负荷到高加出口给水流量750T/h左右时，将给水倒为旁路控制并隔绝主路。由于低负荷引风机电流波动较大，此时可考虑停止一侧送、引风机运行。
11、 继续降负荷至180MW，C制粉系统烧空后停止运行。在此过程中，要注意主蒸汽及高排过热度的监视，控制主汽温至少56度以上过热度、高排过热度3度以上，若高排过热度无法保证，应适当减小总煤量，降低主汽压力。并提前开启高排逆止门前后疏水门，并注意上下缸温差变化趋势，适当降低温降速率。防止上下缸温差过大，必要时可提前开启缸体疏水门。
12、 逐渐减小B磨煤机煤量，150MW负荷时B磨走空并停止B制粉系统。
13、 保持A磨煤机30T/h稳定燃烧，投运A、B层对角两只油枪，当A给煤机煤仓煤位已走空后，停运A制粉系统，将脱硫烟气倒为旁路运行，通知辅控退出脱硫运行，手启大机交流油泵，高备泵，手动关汽机调门降负荷至30MW以下，汽机手动打闸，发电机解列。确认汽机转速下降，发电机出口断路器联跳，灭磁开关联跳。停运A、B层对角两只油枪，锅炉MFT，确认联动设备正常。
14、 解列停机后，对炉膛进行10分钟的吹扫，吹扫结束后,停运引、送风机运行。将储水箱上至高水位。
15、 发电机解列后，隔离发电机氢冷器，维持冷氢温度正常。 16、 汽机打闸后，将润滑油温控制在32℃，转速到1950rpm顶轴油泵联启正常并手动启动另外一台顶轴油泵。机组转速至300rpm时，将3B小机打闸，手动开启真空破坏门，停止运行真空泵。转速到0rpm投盘车，真空到0kPa退轴封。关闭大机高、低压轴封减温水手动门、辅汽至轴封手动总门，关闭所有到凝汽器的疏水，汽机闷缸。