火电机组灵活性试点深度调峰方案
【专业资料】火电机组锅炉灵活性改造及深度调峰技术介绍
火电机组锅炉灵活性改造技术介绍Content目录目标难点方案总结01020304Chapter 01灵活性改造—目标灵活性改造-目标最低稳燃通过燃烧系统优化，保证低负荷不投油稳定燃烧受热面安全通过偏差控制、壁温测点优化或受热面升级，保证受热面安全宽负荷脱硝通过设备改造，确保20%THA脱硝设备的投入空预器及各辅机可靠通过评估及改造，保证其低负荷运行状态Chapter 02灵活性改造—难点灵活性改造-难点•提高SCR 入口烟温•低负荷氨逃逸宽负荷脱硝•风煤比控制•燃烧器选择低负荷稳燃能力•水平烟道积灰、塌灰•长期低负荷吹灰控制吹灰控制策略•部分受热面易超温•受热面壁温测点布置受热面安全性•最优工况调整•控制方式优化低负荷运行特性•低负荷汽温•汽温偏差主再热汽温Chapter 03灵活性改造—方案煤粉锅炉灵活性-高效煤粉浓淡分离燃烧系统优化低负荷合理的风煤比：1.8~2.0自主研制的煤粉分配器增加稳燃措施：实现中、上层磨投运评估高温腐蚀风险全工况校验原燃烧器主体结构不变满足安全性要求：两台磨投运评估结焦风险评估燃烧效率改造两层一次风、一次二次风喷口增加两层淡粉喷口实现最低20%THA 稳燃针对常规烟煤、贫煤有效降低着火热改造灵活，兼顾汽温改造范围可控高效煤粉浓淡分离-核心技术：煤粉浓缩器☐颗粒两相流☐三维强旋流理论研究☐煤粉等速取样☐分离效率可调实炉验证☐实炉模拟，加密网格☐考虑煤粉的非均匀性☐雷诺应力模型（RSM ）数值模拟0302010.50.60.70.80.9110152025303540数值模拟试验测量煤粉锅炉灵活性-组合煤粉浓淡分离燃烧系统优化利用煤粉弯头、挡块实现二次浓缩技术特点特别针对准东煤，不降低掺烧比例适应性广原燃烧器主体结构不变满足安全性要求：两台磨投运NO x 无影响改造两层一次风，一层二次风喷口煤粉管道不变改造范围小实现30%THA 稳燃低负荷合理的风煤比：2.0~2.3煤粉锅炉灵活性-受热面安全末级过热器末级再热器屏式再热器后屏过热器分隔屏过热器墙式再热器炉膛后烟井超低负荷产汽量小工质偏差增大负荷变化快壁温波动大运行压力低报警值变化产生氧化皮材料易老化增加测点受热面升级壁温核算优化报警值煤粉锅炉灵活性-辅机状态评估关键辅机风机脱硫除尘给水泵磨煤机吹灰器最低通风量 最小制粉量 振动情况 煤粉均匀性 动态分配器低负荷适应性 低温腐蚀风险设备状态 吹灰器形式最低出力 振动情况 挡板调节性 变频改造运行优化设备优化最优平衡 配风优化通过低负荷配风调整，摸索最优工况燃烧器摆角保证稳燃，提高摆角氧量调整通过氧量标定及调整，摸索最佳氧量·改造中位磨通过增加稳燃措施，低负荷投运中位磨设备改造通过设备优化，提高汽温·在确保机组安全、稳定运行的前提下，针对锅炉特点尽量提升主、再热器汽温，提高机组效率✓调整低负荷下，脱硝入口NO X分布，控制氨逃逸率✓增加（如需）喷氨管路阀门，达到不同负荷下脱硝的均布低负荷脱硝均布✓低负荷烟气量小，氨逃逸较高负荷大✓通过试验，得到低负荷下最佳脱硝入口NO X 浓度优化脱硝入口NO X✓分级省煤器/烟气旁路✓水旁路/烟气隔板等✓分级省煤器+烟气旁路组合方案宽负荷脱硝方案煤粉锅炉灵活性-回转式空气预热器提高空预器冷段传热元件高度✓由于喷氨量加大，造成SCR氨气逃逸率升高✓将冷段搪瓷元件增高至1200mm以上，使得硫酸氢铵沉积区域在搪瓷层范围内采用封闭通道搪瓷元件配置蒸汽+高压水双介质吹灰器✓采用有效措施，防止空预器堵灰试验目的试验内容安装角度正确 水平位置无偏差 上下摆动正常。
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。
660MW超临界火力发电机组深度调峰试验的实施方案
660MW超临界火力发电机组深度调峰试验的实施方案发布时间：2023-02-21T05:11:05.111Z 来源：《福光技术》2023年2期作者：杨世界[导读] 本试验以机组最低稳燃负荷试验为基础，新协调全程投入，进行机组负荷变动试验，然后对各系统、新协调性能、和设备适应性进行评估。
大唐长山热电厂吉林松原 131109摘要：随着我国新能源装机规模不断扩大，新能源受制于时间、气候影响，对电网影响较大，电网为确保其稳定性，在新能源电量上网较大时，要求传统煤电机组进行调峰。
以前300MW级以下机组做为调峰主力机组，近年600MW级火力发电机组也开始进入深度调峰。
完成深度调峰试验对深度调峰后机组的稳定性、安全性、经济性都有及其重要的影响，故制定深度调峰试验实施方案，保证深度调峰试验顺利进行。
600MW火力发电机组并网后进行深度调峰调试工作且保证10日内完成，达到深度调峰要求，编制以下深调方案按计划实施。
关键词：660MW；超临界；发电机组；实施方案一、试验目的本试验以机组最低稳燃负荷试验为基础，新协调全程投入，进行机组负荷变动试验，然后对各系统、新协调性能、和设备适应性进行评估。
二、试验过程1、机组并网后1-2天，INFIT新协调厂家调整建模参数及对50%-100%负荷段新协调进行维护。
2、并网后第3天，厂家重点进行300MW-250MW 负荷区间调试。
3、并网后第4天，厂家重点进行250MW-220MW 负荷区间调试。
4、并网后第5天，厂家重点进行220MW-190MW 负荷区间调试。
5、并网后第6-7天，厂家对各负荷段协调出现问题的区域重新调试，再优化。
6、值长每天协调好调峰时间段，且应在白班进行油枪试投工作，发现缺陷及时联系维护人员处理。
7、值长根据运行制粉方式对煤斗上煤，在2号煤场70-120货位取顺兴煤种，保证所有煤斗顺兴煤比例大于75%，每日对入炉煤化验监督，保证煤质灰分、硫分、热值均在设计范围内，严禁混入经济煤种。
深度调峰灵活性改造相关方案及经济性分析
深度调峰灵便性改造相关方案经济性分析我公司为了在满足冬季正常向县城供暖的基础上，积极参预新疆区域电力辅助服务市场，现结合我公司生产经营实际情况与前期调研情况对我公司深度调峰灵便性改造方案进行经济性分析。
我公司为热电联产机组，新疆电网公用火电1891万中80%为热电联产机组，30万及以上机组仅190万是纯凝机组，电网公司预测进入供暖期为保证供热与新能源发电，电网调峰存在艰难，供热机组在供热期深度调峰存在较大艰难。
因此根据以上情况就我公司在供热期和非供热期深度调峰灵便性改造方面进行分别分析。
一、供暖期（一）维持现状不实施热电解耦灵便性改造有关情况1、2023-2023年供热期供热面积617万平方米，通过对供热期相关数据进行统计分析，得知我公司供热初期、末期、中期平均供热量及机组运行方式如表1所示。
其中2023-2023年供热中期1月1日至4日单机运行，期间最低负荷200MW；2月20日以后机组最低负荷由190MW降至175MW, 2月27日1号机跳闸，2号机最低负荷175MW。
在此期间，供热毫无压力，彻底满足县供热要求。
2、2023年5月份收到供热公司函，提出2023-2023年采暖期供热面积由2023-2023年的617万平方米增加至849万平方米，列出了新增供热面积地点。
我公司安排人员前往文中所提到的新增供热面积地点查看，新增供热面积累在水分，预测2023-2023年供热面积可能在750万平方米左右，通过表1数据，取平均抽汽压力0.2MPa、抽汽温度255℃（2981kj∕kg）>热网疏水压力0.05MPa>疏水温度60°C（251kj∕kg）计算，通过查阅采暖抽汽工况图及调取历史曲线，可以测算出供热初期、末期、中期需要的平均供热量、抽汽量、机组最低负荷如表2所示：2023年供热面积在750万平方米，我公司在不进行热电解耦灵便性改造的情况下，在满足供热要求的同时在供热中期还可以参预深度调峰获得津贴，参照深度调峰有偿辅助服务最高报价计算：供热中期每小时调峰津贴二（第i档有偿调峰电量X第i档实际出清电价）i=1=2台机组义（17.5T6）万kWh×0.22元/kWh=0.66万元若参预深度调峰将减少上网电量，势必减少上网电量收益，上网电量目前平均上网电价0.225元∕kW・h、发电成本0.1元∕kW∙h,因此上网电量平均利润按照0.125元∕kW∙h计算：供热中期每小时上网电量利润损失=2台机组X（17.5-16）万kWh×0.125元/kWh=0.375万元若将深度调峰幅度由50%降至45%势必造成主要经济指标恶化，参照2023年05月11日以后1、2号机组最低负荷由175MW（50%负荷）降至157MW（44.8%负荷）主要经济指标下降趋势可以看出供电煤耗至少增加20g/kW∙h,若标煤单价按目前平均值128元/吨核算：供热中期每小时燃煤成本增加=320000万kWh（两台机组负荷）X20g∕kW∙h×128元/吨X0.000001=819.2元综合以上因素可以看出，若将深度调峰幅度由50%降至45%,在不考虑其它运行成本的影响下，参照深度调峰有偿辅助服务最高报价计算，每小时收益6600-3750-819.2=2030.8元。
浅谈600MW火电机组深度调峰的措施
浅谈600MW火电机组深度调峰的措施摘要：近年来，随着国家对风电、光伏等绿色能源的重视程度的不断升级，新能源接入的增加及电网弃风电现象日益增加，为了电网的稳定运行，增加火电厂的深度调峰能力，正成为一种新常态。
火电机组相比于可再生能源发电具有较强的可操作性。
为了保证可再生能源的应用以及其发电能力不受限制，燃煤电厂的深度调峰势在必行。
关键词：火电厂深度调峰安全运行一、概况贵州某电厂4×600MW火电机组SG-2028/17.5-M916型锅炉是上海锅炉厂有限公司引进美国CE公司技术并在总结了贫煤锅炉的设计、制造和运行的基础上进行优化设计和制造，为亚临界压力、中间一次再热、控制循环汽包锅炉，单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架悬吊结构、∏型露天布置。
锅炉燃烧采用中速磨冷一次风正压直吹式制粉系统，直流燃烧器四角布置，切向燃烧方式，配六台ZGM-113N型中速磨煤机，五台磨煤机运行（一台备用）可带MCR负荷。
汽轮机采用了上海汽轮机有限公司设计制造的N600-16.7／538／538型亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、反动凝汽式汽轮机。
发电机采用上海汽轮发电机有限公司生产的二极三相隐极式同步发电机，其型号为QFSN-600-2型汽轮发电机，采用水--氢--氢冷却方式。
机组在设计阶段基本均未考虑深度调峰工况，导致运行过程中调峰能力比较差。
此外，深度调峰和快速升降负荷时的运行工况严重偏离设计工况，深度调峰常态化以后，大量设备运行在非正常工况，对机组安全性、环保性及经济性的影响比较大。
二、调峰前准备工作2.1要实时掌握电网形势，积极与调度协调沟通，了解其它厂机组的调峰情况，尽量减少深度调峰的次数和时间。
遇有深度调峰要根据总调调度令及电网情况，提前做好机组深度调峰准备工作。
2.2加强和输煤专业联系，确保上煤方式准确，避免向煤仓上挥发分低的煤种，尽量选择挥发分较高的煤种，保证A、B磨为高热值煤。
2.3调峰前选择邻近的两台或三台磨煤机运行，避免隔层燃烧。
火电机组深度调峰中锅炉侧灵活性改造方案与研究
火电机组深度调峰中锅炉侧灵活性改造方案与研究发布时间：2022-07-21T07:41:45.017Z 来源：《科学与技术》2022年30卷第5期第3月作者：罗冰[导读] 由于发电产业的持续发展，我国对既有火电机组的调峰运营能力提出了新的技术需求，为充分发挥既罗冰山东华电节能技术有限公司摘要：由于发电产业的持续发展，我国对既有火电机组的调峰运营能力提出了新的技术需求，为充分发挥既有火电机组发电的效能，增加火电机组的灵活性，使更多的新能源技术接入到中国电力系统运营之中，我国已经进行了对既有火电机组的灵活性技术改造，并且提高了火电机组深度调峰运营的能力，目前，这种改变已经形成了中国电力行业的一个发展新常态，本章将重点研究我国在火电机组改造过程中缺乏灵活性的现象及其改善方法，从系统的调峰改造技术与运营战略上来研究，以火电机组灵活技术的发展现状为中国火电机组提供了研究路径。
关键字：火电机组深度调峰锅炉灵活性改造方案一、火电机组设计缺乏灵活性的潜在压力1.1能源与环境压力能量资源作为自然环境的一部分，在整个能量开发与使用的完整生命周期中，从能量资源的开发、加工与运送到二次能量的工业生产发电，和从能量的输送与分发直到能量的最后消费，各阶段均会对自然环境产生巨大压力，因而造成了局部整体的、地区的、甚至国际性的环境重大问题。
所导致的环保经济损失高达数千亿。
而环境的情况日趋恶劣，也引发了社会公众的普遍关切。
1.2电源结构压力中国的电源构成主要以火电机组为主，由于中国电网机组装置容量的不断扩大，中国传统火电机组与清洁能源发展间的矛盾也因此凸显。
而国家电网中的大容量火力机组普遍参与了国家电网的调峰运营工作，为可再生能源吸引到中国创造了充分的容量空间，以适应中国电源构成中对洁净燃料比例增加的需求。
当前中国大部分的主力火电机组都常年在百分之六十五～百分之七十五的高负载下正常工作，不仅调峰深度普遍不足，同时对发电机组的运转效率和污染物控制显著减弱；而煤电本身内部结构也亟须进行优化转变以满足总体供电结构形式的变化。
火电机组功率快速调节及深度调峰技术分析
火电机组功率快速调节及深度调峰技术分析摘要：对于亚临界锅炉而言，其中的电站锅炉在制造过程中需要开展监督及检测工作，而为满足锅炉的供需要求，需要通过火电机组功率的快速调节来保证火电机组的运行效能，以控制发电质效，使该区域内的电力资源需求得到满足。
文章分析了火电机组功率快速调节及深度调峰技术的重要性，并提出了火电机组功率快速调节及深度调峰技术的应用措施。
关键词：火电机组；功率；快速调节；深度调峰技术引言为辅助亚临界锅炉的运维，应加强对火电机组功率方面的思考，利用煤炭来代替可燃物进行燃烧，使锅炉的热能需求能够得到满足，而采用深度调峰技术，可不受外界干扰因素的影响，让锅炉的功率不会发生调节不当的问题，增设发电机设备并实现能源的转换，促使电力能够进行持续性地输出，确保电力的并网质效有所提升。
一、火电机组功率快速调节及深度调峰技术的重要性对于亚临界锅炉而言，其在电蓄热的调峰领域内，会依靠三相电极，采用水资源完成高热阻的操作，促使设备的电导率能够提高，让锅炉中的水进行加热，放电并将其中的99%的电能进行转换，让其转变成热能，进而形成热水及蒸汽。
在此基础上，自“碳达峰”及“碳中和”目标提出后，电力企业当前的结构也进行了调整，使光伏发电的比重增加，提高了火电机组的实际占比。
因此，为衔接输电、发电、变电以及配电环节的各类工作内容，需将电力进行转换，增加绿色能源的应用，控制当前的调峰难度，运用电网调配的方式，补充风电中的不足，以创建出完整的电力网络，辅助亚临界锅炉的运维[1]。
例如：运用深度调峰技术，使电网中产生负荷变化能够被记录，使发电机组能够完成曲线的控制操作，使该部分的负荷率能够控制在30%-40%之间，以保证火电机组的顺利运行。
凭借锅炉与火电机组的接触，使机组能够提高自身的发电效率，强化在工作模式中的灵活性，促使火电机组能够满足电力供给需求[2]。
二、火电机组功率快速调节及深度调峰技术的应用措施（一）实行火电机组的DEB控制方案为实现对火电机组功率的调节，应重视其中的调峰能力，采用增强功率的方式，实行非线性的控制操作，也可运用模糊算法，实现对火电机组中具体负荷的计算，实时监测其中的压力变化值，以确认火电机组的特征。
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。
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#1机组20%额定负荷深度调峰方案批准：
审核：
编制：
华能丹东电厂
2016年6月24日
为了在实现深度调峰、灵活调度上继续保持行业领先，近日华能集团在机组深度调峰项目上将我厂作为试点单位，我厂#1机组将进行20%额定负荷（即70MW）深度调峰试验。
在深度调峰期间，机组运行工况严重恶化，威胁设备安全。
为保证机组安全稳定运行，特编制此操作方案。
一、深度调峰前的准备工作
1、深度调峰前，1A磨上单一煤种（铁法洗粒），并且煤质干燥，保持较高挥发分。
（现1B、1D磨运行，提前启动1A，停运1D，保留1A、1B运行，减负荷过程中停运1B）。
2、深度调峰前进行一次油枪动态试验，或将油枪透完备用，保证油枪雾化蒸汽和燃油压力正常。
可将原煤斗落煤管振打试验一次，防止棚煤。
3、对锅炉进行一次全面吹灰。
4、确认电泵在热备用状态，防止试验中汽泵跳闸电泵不备用造成锅炉断水。
5、试转BOP、EOP、SOB、顶轴油泵，确认试验正常，恢复至原备用状态。
6、深度调峰前保留单台循环水泵运行。
将辅汽至公用系统用户切除，避免低负荷暖风器投用时辅汽用气量大导致汽泵出力不够。
7、深度调峰前，机组负荷在175MW时，将小机汽源由四抽切至辅汽，切换前将辅汽压力降至1Mpa，切换时缓慢开启辅汽至小机电动门，严密监视汽泵转速和给水流量。
如果汽泵跳闸及时启动电泵
运行并减负荷，控制汽包水位正常。
8、将增压风机停运。
9、深度调峰前可将1A磨煤机出口分离器挡板开度进行调整，用来减小煤粉细度来提高燃烧稳定性，现1A磨出口分离器挡板已足够小，不必要调节。
10、20%负荷深度调峰存在机组跳闸和环保参数短时超标风险，提前通知股份公司生产值班室、分公司安生部、省调、省环保厅、市环保局。
二、深度调峰减负荷操作
1、负荷减至120MW，保留1B汽泵运行，1A汽泵转速将至3000rpm，保证1A汽泵再循环全开，关闭1A汽泵出口门备用。
负荷进一步降低，如果1B小机低压调门开度过大，可将1A汽泵转速降至1800rpm。
2、负荷减至120MW，停运1B凝泵，保留1A凝泵工频运行。
现1A、1B凝泵变频运行，将1A凝泵变频切至工频运行，除氧器上水调门投自动调节除氧器水位，将1B、1C备用凝泵的状态切至工频模式。
3、投运暖风器，尽可能提高送风机入口温度，用以提高炉膛燃烧稳定程度和保证较高的烟气温度，避免负荷降低时烟温低导致SCR 停运。
（开启省煤器烟气旁路挡板效果不明显，可不必开启）
3、负荷减至120MW以下时，总煤量60t/h左右时，将协调切至TF1，投1A层油枪，停运1B磨组，保留1A磨组运行，控制煤量50t/h 左右，保证燃烧良好。
投油时对油枪燃烧情况进行观察，若燃烧不良，
应立即进行调整，油枪附近派专人检查。
4、将汽机阀门由顺序阀切至单阀方式。
5、保持锅炉两侧风机运行，尽量保持锅炉较低风量，但禁止缺氧运行，提高炉膛温度，送风机切手动控制，炉膛负压大引风机变频指令最小时可关小引风机入口挡板。
6、整个降负荷期间，只滑降主蒸汽压力，主汽压力按汽机滑压运行曲线调整，维持9MPa。
尽可能保证主再热蒸汽温度稳定，保证蒸汽过热度在正常范围内。
跳炉不跳机应投SPE方式，低负荷运行时若发生MFT后主汽温度下降超过规定值，应手动将汽机打闸。
7、由于我厂不投油最低稳燃负荷在30%，负荷减至105MW以下时，原则上应保证油枪运行，保证图像和CRT火检良好。
8、降负荷过程注意辅汽压力和燃油雾化蒸汽压力，做好燃油雾化蒸汽压力低油枪跳闸导致锅炉灭火的事故预想。
9、锅炉负荷小于25%MCR时，给水控制切至单冲量，需要专人手动控制汽包水位。
10、负荷从105MW减至70MW期间，减煤应缓慢操作，避免波动过大，整个降负荷期间严密监视SCR入口烟气温度，若烟气温度低于290℃，应停止降负荷。
11、负荷降至70MW时，检查汽机中、低压疏水门是否自动打开，如果打开应将对应的手动门开启。
12、整个降负荷过程由于辅汽用量大（暖风器、轴封等）应注意1B小机是否够用，可提前启电泵备用，如果70MW时辅汽压力低，
1B汽泵出力不够，将电泵并入给水系统控制汽包水位，避免发生锅炉水位低事故。
13、锅炉低负荷运行时，水冷壁、过热器等禁止吹灰，空预器应连续吹灰，防止发生二次燃烧。
14、根据情况考虑单台浆液循环泵运行。
15、锅炉一旦灭火按相关规定处理，机组跳闸按单机运行机组跳闸事故处理原则进行处理。
16、其它操作按运行部下发的机组深度调峰运行技术措施内规定执行。
三、注意事项
1、由于锅炉负荷低，要做好锅炉突然灭火的事故预想，杜绝锅炉灭火后事故扩大。
2、深度调峰期间燃烧操作调整要平缓，不得大幅度调整，同时应考虑锅炉蓄热因素带来的影响。
3、深度调峰时，汽包水位保护投入，加强汽包水位和汽温的调整、监视，专人看水。
4、由于暖风器投运，疏水不回收，注意补水量。
5、低负荷防止送风机喘振，保证两侧风机出力平衡。
6、深度调峰期间，加强巡检，对机组全面检查，加强对主机轴封、低压缸排汽温度、主机振动、胀差、轴向位移、各加热器水位等参数的监视。
7、油枪长时间运行对电除尘和吸收塔除雾器的影响。
8、在小机汽源切换过程中，特别是当四抽至小机电动门和辅汽至小机电动门同时开启时，应注意除氧器压力变化，避免出现除氧器压力异常对小机运行造成影响。
9、一旦机组跳闸，再次启动时注意轴封蒸汽和金属温度匹配、主汽温度和调节级金属温度匹配，避免造成大轴弯曲事故。