火电机组深度调峰的难点分析和运行优化建议
300MW机组深度调峰危险及对策
300MW机组深度调峰危险及对策深度调峰是指在电力系统峰谷负荷差异较大情况下，通过调节电厂发电机组的出力来平衡电网负荷，以提高电网供电可靠性的一种措施。
300MW机组作为大型发电机组，具有调峰能力强的特点，但是深度调峰也存在一定的危险性。
本文将对300MW机组深度调峰危险进行分析，并提出相应的对策。
1. 过负荷运行风险：在深度调峰模式下，300MW机组需要快速提高或降低负载，这时机组可能会发生过负荷运行，产生过高的温度和压力，进而导致机组的损坏。
对策一：确保机组的正常运行参数。
在深度调峰前，应对机组进行全面检查，确保各项运行参数在正常范围内。
对于重要设备如锅炉、汽轮机等，要加强巡视，检查其安全运行状态。
对策二：合理调整机组的出力。
在深度调峰过程中，按照电网负荷变化的速率和幅度，合理调整机组的出力，避免过负荷运行。
还可以采用一定的预测和控制策略，根据电网负荷预测结果提前调整机组的出力，使其更加稳定地运行。
2. 低负载运行风险：深度调峰模式下，机组可能会被要求运行在低负荷状态下，这时机组的运行稳定性可能会受到影响，导致机组振荡、共振等问题。
对策一：提高机组的运行稳定性。
通过合理调整机组控制系统的参数，增强机组对负荷变化的适应性，提高机组在低负荷下的运行稳定性。
应加强对机组运行状态的监测和分析，及时发现并解决机组振荡、共振等问题。
对策二：加强机组的调试和测试。
在深度调峰前，对机组进行全面的调试和测试，包括负载响应能力、振动特性等方面的测试，确保机组在低负荷下的运行安全性和稳定性。
3. 燃料供应不足风险：深度调峰时，机组可能需要大量的燃料供应，而供应不足会导致机组无法正常运行，影响电网的供电可靠性。
对策一：加强燃料供应计划的制定。
在深度调峰前，与燃料供应方进行充分的沟通和协调，制定合理的燃料供应计划，确保机组有足够的燃料供应。
对策二：提高燃料的储备和调配能力。
加大燃料储备的规模，确保燃料供应的稳定性。
合理安排燃料的调配，避免燃料供应不均衡导致机组无法正常运行。
300MW火力发电机组深度调峰的技术措施及运行注意事项
300MW 火力发电机组深度调峰的技术措施及运行注意事项摘要：近年来，风电、光伏等清洁能源大规模并网，在电网的日常运行中，峰谷负荷偏差不断增大。
是电网机组深度调峰的主要原因之一，在日负荷调度过程中，当负荷小于额定负荷的50%时，调峰时间将会不断增加。
当某一时刻调峰深度达到70%以上时，调峰负荷深度明显变大。
如果正常改变调峰减载方式，运行量大，需要燃油喷射稳定燃烧。
本文论述了火电机组运行灵活性调峰深度的现状，分析了现阶段火电机组的几种控制策略及优化控制技术。
关键词：火力发电厂；优化与控制；策略；深度调峰；前言近年来，随着《可再生能源法》的颁布实施，我国新能源产业得到快速发展，可再生能源在能源总量中的比重进一步提高。
由于新能源发电波动性大，电网支持政策的缺失和不完善，电厂深度调峰方式成为亟待解决的问题。
2016年和2017年平均弃风率约为15%，北方集中供热地区火电厂调压符合仅为10%～20%。
探索实现火电厂峰谷深度的技术途径，对适应能源发展战略的需要具有重要意义。
逐步提高新能源利用率，大容量火电厂深度调峰可以节能降耗，提高火电厂的运行灵活性和火电厂的深峰容量，提高经济效益。
1、火电机组控制系统现状为保证机组安全经济运行，提高火电机组的灵活性和深度调峰能力，对协调控制系统的要求非常高。
大型火电机组DCS及控制系统，负荷响应快，主蒸汽压力和温度稳定。
为了提高深度调峰的灵活性和性能，有必要研究和开发新的深度调峰控制策略和算法，使主蒸汽压力、主蒸汽温度等主要参数安全、稳定、经济地运行。
在电力市场化改革的背景下，提高电厂的竞争力有利于深化国家电力体制改革。
由于DCS厂家对应用软件的设计和配置投入较少，早期采用的国外控制方案和算法较多，现场调试不够详细。
火电厂大多数控制系统基本能满足小负荷变化或低速负荷变化的调节要求，但是在机组深度调整运行的情况下，主蒸汽压力、功率、主蒸汽温度、水位等主要运行参数波动频繁。
2、安全性影响分析如果发电机组的调峰深度过大，特别是全厂只有一台机组运行时，一旦机组发生故障，处理不当将导致全厂停电。
600MW级火力发电机组深度调峰影响因素及对策
600MW级火力发电机组深度调峰影响因素及对策摘要：本文主要针对600MW级火力发电机组深度调峰影响因素及对策做出初步分析，希望对600MW级火力发电机组在电网调峰中的应用提出一些有效建议，使600MW火力发电机组既能安全经济的运行，又满足国际环保政策的可持续发展理念，同时还能适应电网的需求。
关键词：600MW级火力发电机组；深度调峰；影响因素及对策引言：600MW级火力发电机组在火力发电厂中的使用越来越多，经常会参与电网调峰，由于600MW火力发电机组利用小时数逐年降低，最低负荷只有额定容量的三分之一，所以600MW火力发电机组在电网深度调峰中经常会出现一些问题，导致600MW火力发电机组发生非计划停运，对电网的正常使用造成不利影响。
因此，在保证600MW级火力发电机组满足国家环保政策的需求下，使其能够正常的为电网发展做出贡献是每个火力发电机组厂都应该认真研究的课题，本文通过对600MW级火力发电机组的一些了解，希望能为600MW级火力发电机组深度调峰提出一些有效建议，为国家电网事业的发展做出一些贡献。
一、600MW级火力发电机组调峰的必要性由于600MW级火力发电机组经常在调峰中会有一些问题，使得600MW级火力发电机组的年利用小时逐年下降，造成600MW级火力发电机组年利用小时逐年降低的主要原因有：（一）随着科技的不断发展，近几年电网投产使用1000MW机组较多，1000MW火力发电机组相比于600MW火力发电机组煤耗较低，处于节能的考虑，电网调度时使用1000MW机组较多，这就导致600MW的使用时间变得较少。
（二）随着国家政策的改变，大量的风力发电、太阳能发电等新能源的投产应用，使得电网容量不断变大，处于环保的考虑，新能源发电优先使用，且不受限制，使电网的深度调峰就需要火力发电机组来参与完成。
通过以上可以看出，600MW级火力发电机组参与电网调峰势在必行，特别是在节假日期间，电网负荷较低时，600MW级火力发电机组参与深度调峰越来越频繁。
火电机组深度调峰的难点分析和运行优化建议
火电机组深度调峰的难点分析和运行优化建议摘要：由于特高压输送电量逐年增加、新能源占比逐渐加大，造成电网峰谷差加大，火电机组需成为电网调峰的重要力量。
但火电机组深度调峰普遍存在机组调峰能力不足、负荷响应速率较低、系统自动投入率低、人员手动操作量大等问题。
为深挖火电机组调峰能力，提高调峰安全性，本文就火电机组深度调峰难点进行分析，并提出运行优化建议。
关键词：火电机组；深度调峰；难点分析；运行优化建议一、难点分析1、机组不投油稳燃负荷高，不能满足调峰至30%需求某电力集团有30万等级以上机组70台，只有4台机组能达到调峰至30%额定负荷，剔除因供热制约未进行调峰运行的8台机组外，58台机组稳定调峰运行负荷不能满足调峰至30%额定负荷需求，占比82.8%。
其中32台机组需投油稳燃。
2、调峰期间自动投入率低某电力集团46台机组提出需对调峰负荷段的协调控制系统开展优化，以适应快速调峰的要求。
主要集中在以下六个方面：1）协调控制只能控制40%负荷以上工况；2）给水泵汽源自动切换；3）自动转态；4）减温水自动；5）给水泵自动切除、自动并泵；6）给水主、旁路自动切换。
3、深度调峰影响经济性梳理某电力集团70台煤电机组，截至目前参与深度调峰共52台煤电机组，其中百万机组11台，60万等级机组20台，30万等级机组21台。
依据这52台煤电机组参与深度调峰期间的DCS数据，计算机组的锅炉效率、汽轮机热耗率、厂用电率影响如下：（1）锅炉效率表1：50%调峰至40%额定负荷工况下锅炉效率变化表1为参考深度调峰的52台机组锅炉效率变化结果，百万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.15～2.33%，平均下降1.02%。
60万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.0～1.0%，平均下降0.39%。
30万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.4～0.9%，平均下降0.48%。
（2）汽轮机热耗率表2：50%调峰至40%额定负荷工况下汽轮机热耗率变化表2为参考深度调峰的52台机组汽轮机热耗率变化结果，百万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升137～343kJ/kWh，平均上升213kJ/kWh；60万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升82～390kJ/kWh，平均上升256kJ/kWh；30万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升80～368kJ/kWh，平均上升198kJ/kWh。
600MW燃煤机组深度调峰困难与分析刘胜宗
600MW燃煤机组深度调峰困难与分析刘胜宗发布时间：2021-10-25T06:52:11.748Z 来源：《中国电力企业管理》2021年7月作者：刘胜宗[导读] 为响应国家国家号召，提高火电机组的上网竞争力和盈利能力，获得现有机组设备和煤质条件下深度调峰能力以及深度调峰瓶颈。
华能武汉发电有限责任公司刘胜宗武汉 430015摘要：为响应国家国家号召，提高火电机组的上网竞争力和盈利能力，获得现有机组设备和煤质条件下深度调峰能力以及深度调峰瓶颈。
关键词：碳中和；600MW燃煤机组；深度调峰；经济性1 背景碳达峰、碳中目标的确定，表明未来新能源等清洁能源将会快速发展，然而光伏、风电具有间歇性、波动性，这给电网稳定性带来不确定因素，因此装机容量巨大的火电机组30%深度调峰已经势在必行。
2 安全性问题机组在30%负荷调峰运行，不同于停机的短暂过程，且能响应电网调度要求的变化负荷。
2.1低负荷稳燃锅炉在低负荷下运行时，火焰在炉内的充满度会比高负荷时差，这将导致炉膛热负荷的不均匀。
当机组负荷降低到一定程度时，由于炉内温度下降，导致煤粉气流的着火距离增大，同时火焰对炉管壁辐射损失相对增加，所以就容易出现燃烧不稳定。
炉膛内燃烧不工况稳定，煤火检信号源不稳定，严重时将造成磨煤机跳闸，甚至熄火。
2.2低负荷水动力超临界直流锅炉低负荷时水冷壁受热不均匀，入口给水欠焓较大，将导致水动力出现问题，传热恶化后不仅会出现水冷壁的局部膜态沸腾，甚至会出现超温爆管。
2.3低负荷辅机运行1)机组低负荷运行时除氧器压力降低，前置泵入口压力较低，有效汽蚀余量低，给水泵汽蚀损。
2)低负荷时风机出力远低于设计值，可能进入风机特性曲线不稳定区，造成叶片振动和压力脉动，严重时发生风机喘振。
3)空预器出口烟温大幅降低，低温腐蚀加剧。
4)低负荷运行时，制粉系统运行台数较少，运行中制粉由于某种原因跳闸时，对燃烧造成影响较大，备用制粉系统启动不及时造成主再热汽温降低，严重时造成炉膛灭火。
浅谈火电机组如何实现深度调峰及安全稳定运行
浅谈火电机组如何实现深度调峰及安全稳定运行摘要：提升火电机组灵活性运行能力和精细化调整，挖掘其深度调峰潜力，不仅是解决当前新能源消纳困境的有效途径，同时亦是延续火电企业生命周期，实现电力绿色转型的必要选择。
关键词：火电机组；可再生能源；灵活性改造1引言近年以来，随着电力需求增速放缓,电网装机容量迅速增长,尤其可再生能源发展快速，使电网高峰与低谷负荷的峰谷差有时候最多甚至超过一倍多，给电网的调度带来了极大的困难。
按照国家节能调度的原则下，火电厂成为电网调峰的主力即承受着巨大的调峰压力。
火电企业为了增强市场竞争力，要面临机组深度调峰和负荷相应速率所带来的经济性、安全性及环保等技术问题，因此，火电机组灵活性改造是当前电源供给侧改革的有效途径，也是提高企业生命周期的必要选择，同时，通过不断地探索、摸索，作者总结出了一套大型燃煤机组深度调峰的经验，既避免了深度调峰过程中的大量投油造成经济性急剧下降，又保证了省网调峰任务的顺利完成。
2我国火电机组灵活性改造试点工作及相关鼓励政策2016年6月，国家能源局委托电力规划设计总院牵头研究制定我国火电机组灵活性升级改造技术路线，开展国内火电机组灵活性改造示范试点工作，其选取了可再生能源消纳问题较为突出地区，主要分布于弃风弃光较为严重的东三省、内蒙古、河北、广西等省份；试点项目以3O0、6O0MW机组为主，共涉及44台机组，约1818万kW。
深度调峰机组的发电鼓励政策也顺应而生。
东北地区于2017年1月1日开始执行《东北电力辅助服务市场运营规则》，规定风电、核电和调峰率低的火电厂要对调峰率高的火电厂进行电价补偿。
深度调峰交易电价采取“阶梯式”报价方式和价格机制，发电企业在不同时期分2档浮动报价。
东北地区自该规则实施以来，多个电厂通过“深度调峰”的运行模式，得到了十分可观的电价补偿，有的电厂在投入深度调峰期间每月可得到几百万的补助，不仅有效地激励了区域火电机组参与深度调峰的积极性，同时，也为我国其他区域完善调峰辅助服务补偿标准，推动调峰服务的市场化交易，建立峰谷分时电价等做了有益的尝试。
火电机组深度调峰存在问题分析
火电机组深度调峰存在问题分析摘要：随着我国“双碳”目标的进一步推进，风电、光伏建设如火如荼，火电机组逐渐沦为保供电源。
为满足电网公司能源结构优化的要求，火电机组深度调峰提上日程。
关键词：深度调峰；水动力差；脱硝效率低；空气预热器堵塞；烟气流场不畅；0引言随着我国碳达峰、碳中和目标的推进，电力系统清洁低碳转型的步伐进一步加快，火电装机和发电量占比不断降低，灵活调节能力要继续提升。
当前电力需求刚性增长、能源结构优化难度增大、国际形势变化都给电力行业带来新的挑战。
对于很多火电机组来说，机组深调将成为今后的常态，未来火电机组的一大部分收入将来源于调峰和辅助服务。
随着大量火电机组深调的推进，机组深调运行暴露的问题也越来越多。
1锅炉侧问题锅炉深度调峰存在问题突出表现在锅炉燃烧不稳、水冷壁水动力差、局部受热面超温、设备可靠性下降、烟道积灰、脱硝入口烟温低等。
1）锅炉燃烧不稳煤电机组在进行深度调峰时，锅炉总给煤量小，炉膛温度下降，燃烧状况恶化，燃烧稳定性变差。
受限于风机最低出力，为保证粉管最低风速（防止堵粉），低负荷下煤粉浓度下降，加剧了燃烧状况的恶化。
各大电厂为降低成本，入厂煤种杂，煤质掺烧导致燃烧着火特性差，加大了低负荷炉膛稳燃难度。
2）水冷壁水动力差当机组负荷低于30%额定工况时，锅炉水冷壁流量接近最低流量，水循环出现恶化，管内工质流量偏差增大，低负荷下二次风压较低，射流刚性差，致使烟气侧燃烧热负荷均匀性变差，水冷壁换热失去平衡，造成水冷壁局部超温或壁温偏差增大，热应力增加，导致水冷壁开裂。
尾部受热面通常不装壁温测点，无法监视壁温差，同样存在类似问题。
对于超超临界机组，深调还存在锅炉干、湿态转换问题。
通常机组在负荷30%左右锅炉干、湿态转换，当深调至额定负荷30%以下时，锅炉有可能转入湿态运行。
锅炉因频繁干、湿态转换，水冷壁应力将会增加，受热面使用寿命进一步缩短，爆管风险也会增加。
3）爆磨、风机喘振风险增加机组深调时，给煤量偏低，受最低一次风量限制，磨煤机煤粉浓度有所下降，进入爆炸浓度范围，显著增加了磨煤机的爆磨风险。
机组深度调峰浅谈
机组深度调峰浅谈近年来，我国电力的消费结构发生很大改变，用电日夜峰谷差逐步增大；同时光伏、风电、燃机等可再生能源发电装机规模越来越大，同时又存在难储存、容易波动特点，对火电灵活调峰的需求越大，深度调峰势在必行。
因此，国家推出了各种鼓励燃煤机组参与调峰的激励机制，各发电厂深挖机组的调峰能力，努力拓展燃煤机组的调峰范围，煤电机组深度调峰将是今后一段时间的必然趋势。
在机组深度调峰运行时，给机组运行的安全和稳定性带来严峻考验，也对各火电机组的性能和运行人员的操作水平提出了更高的标准与要求。
一、设备简介博贺电厂为2台1000MW超超临界压力燃煤发电机组，汽轮机型号为N1000-27/600/610（TC4F），型式是超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机、采用八级回热抽汽。
锅炉型号为HG-2994/28.25-YM4，型式是超超临界参数、变压运行直流炉、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型锅炉，反向双切圆燃烧方式。
发电机为上海汽轮发电机有限公司引进德国西门子公司技术生产的THDF125/67型三相同步汽轮发电机。
发电机额定容量为1112MVA，额定输出功率为1000MW，最大连续输出容量1177.78MVA，功率因数为0.9，为汽轮机直接拖动的隐极式发电机。
二、影响机组深度调峰的主要因素1、制粉系统的影响机组运行的安全性、经济性与制粉系统正常运行密不可分，尤其在低负荷运行时，制粉系统稳定与否对机组的安全影响更大。
当制粉系统设备出现缺陷、煤质发生变化或者变差时，会致使制粉系统燃烧不稳，严重时出现出力受限、受热面积灰、结渣甚至发生灭火事件。
2、低负荷时燃烧稳定性影响燃烧稳定是机组深度调峰面临的主要问题。
机组在低负荷运行时，总煤量较少，一、二次风量随之减少，热风温度下降。
锅炉的含氧相对较多，另一方面由于汽化潜热增加，锅炉热负荷和烟温较低，燃烧稳定性差，容易灭火。
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火电机组深度调峰的难点分析和运行优化建议
摘要：由于特高压输送电量逐年增加、新能源占比逐渐加大，造成电网峰谷差
加大，火电机组需成为电网调峰的重要力量。
但火电机组深度调峰普遍存在机组
调峰能力不足、负荷响应速率较低、系统自动投入率低、人员手动操作量大等问题。
为深挖火电机组调峰能力，提高调峰安全性，本文就火电机组深度调峰难点
进行分析，并提出运行优化建议。
关键词：火电机组；深度调峰；难点分析；运行优化建议
一、难点分析
1、机组不投油稳燃负荷高，不能满足调峰至30%需求
某电力集团有30万等级以上机组70台，只有4台机组能达到调峰至30%额
定负荷，剔除因供热制约未进行调峰运行的8台机组外，58台机组稳定调峰运行
负荷不能满足调峰至30%额定负荷需求，占比82.8%。
其中32台机组需投油稳燃。
2、调峰期间自动投入率低
某电力集团46台机组提出需对调峰负荷段的协调控制系统开展优化，以适应快速调峰的要求。
主要集中在以下六个方面：1）协调控制只能控制40%负荷以
上工况；2）给水泵汽源自动切换；3）自动转态；4）减温水自动；5）给水泵自
动切除、自动并泵；6）给水主、旁路自动切换。
3、深度调峰影响经济性
梳理某电力集团70台煤电机组，截至目前参与深度调峰共52台煤电机组，
其中百万机组11台，60万等级机组20台，30万等级机组21台。
依据这52台
煤电机组参与深度调峰期间的DCS数据，计算机组的锅炉效率、汽轮机热耗率、
厂用电率影响如下：
（1）锅炉效率
表1：50%调峰至40%额定负荷工况下锅炉效率变化
表1为参考深度调峰的52台机组锅炉效率变化结果，百万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.15～2.33%，平均下降1.02%。
60万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅
炉效率下降0.0～1.0%，平均下降0.39%。
30万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下
降0.4～0.9%，平均下降0.48%。
（2）汽轮机热耗率
表2：50%调峰至40%额定负荷工况下汽轮机热耗率变化
表2为参考深度调峰的52台机组汽轮机热耗率变化结果，百万机组从50%调峰到40%额
定负荷，汽轮机热耗率上升137～343kJ/kWh，平均上升213kJ/kWh；60万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升82～390kJ/kWh，平均上升256kJ/kWh；30万机组从50%
调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升80～368kJ/kWh，平均上升198kJ/kWh。
（3）厂用电率
表3：50%调峰至40%额定负荷工况下厂用电率变化
表3为参考深度调峰的52台机组厂用电率变化结果，百万机组从50%调峰到40%额定负荷，厂用电率上升0.2～1.17%，平均上升0.68%。
60万机组从50%调峰到40%额定负荷，厂
用电率上升0.3～1.45%，平均上升0.79%。
30万机组从50%调峰到40%额定负荷，厂用电率
上升0.35～1.48%，平均上升0.77%。
4、深调深度对安全性的影响
机组深调时安全性影响主要存在以下几个方面：机组协调能力差、稳燃效果不好、干湿
态转态及运行参数的变化等问题。
（1）机组协调能力差
机组正常的运行方式为投入AGC模式和协调模式，当机组负荷低于50%负荷时，需要解
除AGC和协调，运行人员需要综合掌握燃料量、风量、给水流量的关系，按照一定的比例进
行调整。
如果协调控制系统不投入，负荷调节品质很难达到保证，主要表现在负荷调节速率、负荷调节精度、一次调频合格率等达不到调度的要求而受到考核。
（2）稳燃效果不好
在深度调峰工况下，当负荷达到40%负荷时，300MW机组需要运行两台磨煤机，尤其是
对于切圆燃烧的机组，切圆效果不稳，稳燃接近临界值，炉膛负压波动，燃烧火检变差，对
燃烧造成扰动，给机组安全带来安全风险。
当燃烧出现恶化时，如果运行人员没有在第一时
间发现，就会对燃烧造成严重危害，甚至出现锅炉灭火，MFT动作。
（3）干湿态转态
对于直流锅炉，因为有启动分离器，在分离器出口蒸汽参数达到临界参数时即主汽压力22.1Mpa，温度374.15℃，即为转态，直流锅炉和汽包炉比较时，运行的优势就是在蒸汽的
参数在超临界转态。
存在炉水循环泵的机组在转态时可以通过运行炉水循环泵来保证，没有
炉水循环泵的机组只能是开启运行旁路，通过开启旁路的方式来保证锅炉的运行最小蒸汽流量，以保证安全运行。
（4）小汽轮机汽源切换
小汽轮机的汽源均为四抽汽源带，辅汽汽源和冷再作为备用汽源，当负荷低于40%负荷时，由于四抽蒸汽的压力和温度降低，根据能量守恒定律，四抽蒸汽的做功无法满足小汽轮
机的做功，所以需要将小汽轮机的汽源切换至辅汽环带。
汽源切换之前需要充分的暖管，保
证小汽轮机不进水，安全运行。
二、深度调峰的运行优化措施
1、燃料调配
深度调峰的机组可以优化入炉煤质结构，通过配煤掺烧试验，实现机组深度调峰和混煤
掺烧的安全、经济运行。
为提高燃料切换灵活性，减少高挥发分煤质的使用，降低燃料成本，增加一套调峰煤制粉和燃烧系统。
当需要锅炉深度调峰时，快速将高挥发分调峰煤送入炉膛
燃烧，增强锅炉低负荷稳燃能力。
2、设备运行方式优化
（1）低负荷工况风机的安全运行。
评估锅炉低负荷期间风机运行的安全性，优化一次风机、静调轴流引风机的运行方式，
改善风机在低负荷的运行特性，远离易失速区，提高风机的安全性和经济性。
（2）烟道防积灰研究改造。
机组长期低负荷运行，易导致折焰角斜坡烟道、空预器出口水平烟道积灰，对机组安全
运行威胁较大。
需要进行积灰监测、防止跨灰引发的燃烧不稳和火检动作，主要措施在折焰
角下部增设流化风帽或增设吹灰气流平行于折焰角的吹灰器，尾部烟道积灰需进行烟道结构
强度和基础校核，必要时增加除灰清灰装置。
（3）汽轮机配汽优化。
从高压调门实际流量特性实测入手，综合考虑调速系统稳定性与机组低负荷运行时的经
济性、振动特性，进行高压调门管理曲线计算与优化，重新设计管理曲线。
通过滑压运行优
化与控制，掌握机组在低负荷运行时的特性，确定机组在不同负荷运行时的最优主汽压力，
使机组在运行中保持最佳运行方式，提高机组的低负荷下的经济性。
当前机组滑压优化区间
主要集中在50-80%负荷区间，而对30-50%负荷区间机组的经济性缺乏试验研究。
深度调峰
期间机组将长时间运行在50%负荷以下，通过深度滑压优化试验，寻找到机组最优运行压力，提高深度调峰情况下机组滑压运行的安全性和经济性
（4）低负荷切换工业供汽汽源。
低负荷下机组各抽汽段参数降低，为保证工业用户蒸汽压力需求，可通过减温减压方式
将锅炉主蒸汽或再热蒸汽抽出经高、低压两级减温减压器后对外供应；在热电机组深度调峰
时段，需将主蒸汽或再热蒸汽通过高低压两级减温减压器系统直接供至热网系统，该方式降
低了机组热利用率，但投资成本相对较低。
（5）高加给水旁路辅助负荷调节控制技术。
采用新增的高加旁路调门的快速响应和无扰退出，在保障安全稳定的前提下，动态分流
流经高加的给水流量，从而间接辅助机组升降负荷；以某300MW机组为例，旁路100t/h给
水约可提高机组负荷6MW，约2%额定功率。
（6）抽汽节流辅助负荷调节控制技术。
受低加和高加设备温度变化率的限制，常规高加或低加抽汽不能直接通过抽汽调节阀进行抽汽节流辅助负荷调节利用供热、工业抽汽或0#高加抽汽调节阀的快速响应和无扰退出，可在短时间内辅助机组升降负荷。
三、结语
以上主要通过对火电机组在深度调峰过程中，安全以及经济性方面存在的难点进行了简单分析，并提出运行优化建议，希望能为参与深度调峰的火电机组提供一定的参考及指导。