328.5MW燃煤机组深度调峰试验分析
浙江省燃煤机组深度调峰能耗试验与分析
浙江省燃煤机组深度调峰能耗试验与分析包劲松;顾正皓;秦攀;李俊;李龙;高宽;陈宇【摘要】新能源和特高压输电的发展使得燃煤机组深度调峰迫在眉睫.通过对浙江省58台300 MW及以上容量燃煤机组深度调峰的能耗测试与计算,得出各类机组负荷率由50％降至40％时的各项能耗指标变化量和燃料成本增加量,同时分析得出低参数、低容量机组能耗增量大于高参数、高容量机组的结论.另外,还对深度调峰电价补偿方法进行了探讨.【期刊名称】《浙江电力》【年(卷),期】2019(038)005【总页数】5页(P98-102)【关键词】燃煤机组;深度调峰;超低负荷;能耗;电价补偿【作者】包劲松;顾正皓;秦攀;李俊;李龙;高宽;陈宇【作者单位】国网浙江省电力有限公司电力科学研究院, 杭州 310014;杭州意能电力技术有限公司, 杭州 310012;国网浙江省电力有限公司电力科学研究院, 杭州310014;国网浙江省电力有限公司电力科学研究院, 杭州 310014;杭州意能电力技术有限公司, 杭州 310012;杭州意能电力技术有限公司, 杭州 310012;杭州意能电力技术有限公司, 杭州 310012;杭州意能电力技术有限公司, 杭州 310012【正文语种】中文【中图分类】TM6210 引言近几年浙江省新能源发展迅速，但以风能和太阳能为代表的新能源具有随机性、间歇性和变化快等特点，加剧了电网的调峰难度[1-2]。
与此同时，特高压输电的发展改变了输入地区的供用电局面，使电网潮流分布发生了较大改变[3-5]，电力供需形势也由相对平衡转为绝对盈余。
浙江电网作为特高压受端电网，省内大型燃煤机组低负荷运行已成为常态[6-7]。
上述因素对燃煤机组的深度调峰能力提出了更高要求，燃煤机组参与深度调峰已迫在眉睫。
目前燃煤机组深度调峰试验和研究的关注重点在于如何安全可靠地把机组出力降至目标值，对于机组实际运行经济性变化程度的试验研究相对较少，这使得发电企业评估机组深度调峰的能耗增量和发、供电成本上升程度，以及政府制订深度调峰电价补偿政策缺乏科学合理的依据，也一定程度影响了发电企业响应深度调峰的积极性。
火电厂燃煤机组深度调峰控制思路浅析
火电厂燃煤机组深度调峰控制思路浅析发布时间：2022-01-11T02:08:18.079Z 来源：《当代电力文化》2021年29期作者：韩斌[导读] 随着国家“十四五”规划的提出以及2035国家战略目标韩斌大唐韩城第二发电有限责任公司陕西省韩城市 715400摘要：随着国家“十四五”规划的提出以及2035国家战略目标，各能源企业均将新能源发展作为近几年的长期发展战略目标，同时也都对国家做出承诺完成碳达标。
但是随着新能源的发展，对燃煤火电机组带来最直接的影响就是深度调峰。
2017年7月26日，西北网电力调控中心下发关于直调火电企业进行灵活性改造的通知，要求各火电机组调峰能力下线由目前的50%THA负荷降为30%THA负荷，以满足日益增加的调峰负荷，为风电、光伏等新能源发电让出通道。
2018年12月24日国家能源局西北监管局综合处发布西北监能市场〔2018〕66号文“国家能源局西北监管局关于印发《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》及《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》的通知” ，对原执行的《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》（西电监办〔2015〕28号）进行了修订。
对深度调峰机组进行调峰补偿；2019年7月西北电网要求西北网调直调电厂在2020年6月30日前完成30%工况灵活性改造。
关键词：火电厂；燃煤机组；深度调峰一、深度调峰设备改造深度调峰，对于燃煤火电机组来说，最大的影响便是排烟温度低（脱硝SCR入口烟温）。
根据脱硝催化剂日常运行要求，其最低连续运行烟温不得低于310℃（各厂家催化剂温度不一样，但基本都是高于300℃），但燃煤机组深度调峰以后，SCR入口烟温低于290℃，无法满足催化剂的正常运行要求，因此火电燃煤机组进行深度调峰设备改造是必须要进行的改造之一。
以大唐韩城第二发电有限责任公司#1锅炉为例，采用的是哈尔滨锅炉厂四角切圆锅炉，机组容量600MW，30%负荷时，脱硝催化剂入口烟气温度平均为287℃，最低约280℃，远低于催化剂的正常使用温度（310℃），导致SCR系统被迫退出运行，在机组深度调峰时，无法达到环保要求。
发电机组深度调峰的安全效益分析
发电机组深度调峰的安全效益分析发布时间：2021-07-21T06:23:09.521Z 来源：《防护工程》2021年8期作者：刘森[导读] 介绍了某电厂1号机组深度调峰的概况，对深度调峰机组锅炉侧和汽机侧的安全性进行了评估，指出了深度调峰期间存在的安全性问题，并从机组煤耗影响、基数电量电价收益等方面计算了该电厂1号机组深度调峰的收益，最后提出了提升深度调峰收益的措施和建议。
刘森华能渑池热电有限责任公司河南省三门峡市 472400摘要：介绍了某电厂1号机组深度调峰的概况，对深度调峰机组锅炉侧和汽机侧的安全性进行了评估，指出了深度调峰期间存在的安全性问题，并从机组煤耗影响、基数电量电价收益等方面计算了该电厂1号机组深度调峰的收益，最后提出了提升深度调峰收益的措施和建议。
关键词：深度调峰；安全性；经济性；收益某电厂2×350MW燃煤发电机组锅炉系哈尔滨锅炉厂有限公司制造的。
锅炉型号为HG-1100/25.2-YM15，为超临界参数、一次中间再热、单炉膛、固态排渣、全钢架悬吊结构、露天布置、带启动炉水循环泵燃煤直流炉，采用平衡通风、低氮旋流燃烧器、前后墙对冲燃烧方式。
配置的2台汽轮机为东方汽轮机厂生产的国产引进型超临界凝汽式 350 MW机组，型号为N300/24.2-566/566，冷端为城市中水循环冷却。
机组经过中低压导管打孔抽汽供热改造，可以提供工业及采暖用热负荷。
为响应国家和河南电网关于火电机组积极参与深度调峰的号召，提高机组上网的竞争力和盈利水平，该电厂1号机组于2017年申报并成功获批深度调峰机组。
从2017-09-13开始，1号机组在省网负荷率低谷都参与50%机组以下深度调峰。
2017年，1号机组共计进行深度调峰81次。
1 安全性评估1.1锅炉侧安全评估(1)锅炉燃烧运行稳定性分析。
目前，根据机组的燃用煤质情况，结合锅炉设备状况，参考同类型机组，该电厂1号机组在45%额定负荷下可安全、稳定运行。
深度调峰下燃煤机组运行方式对能耗的影响分析
150研究与探索Research and Exploration ·工艺流程与应用中国设备工程 2023.06 （下）基于不变的全厂负荷机组容量和数量越大，在日常的调峰时间下，通过启停两班制调峰运行方式的运用，能够具有良好的经济效益。
同时在负荷率不断降低的情况下，该种运行方式还能够实现节能减排的效果。
因此本文就以某机组为例，在参考具体的变工况计算模型的基础之上，进一步预测了在低负荷运行过程中所产生的能量消耗状况，并且分析了所得到的结果进行结论的探究。
机组负荷与机组发电标准的煤耗量之间，呈现出负相关的关系。
因此，在运行阶段，如果长时间保持在机组的低负荷运行，那么则会显著地降低其运行效率。
如果负荷具有较高的稳定性，那么也会在机组数量增加的基础上，带来机组容量的增多，同时延长调控时间，所以通过启停两班制调峰运行方式，能够实现更大的经济效益。
1 燃煤机组的特征当前，我国加大了对雾霾治理力度，因此，在这一背景下，也对电网的调峰能力做出了较高的要求。
但是当前在调峰的过程中，参与其中的机组数量存在严重的不足，因此这也就使用电峰谷差不断地增加。
如果依旧采用传统的调峰方式，那么也无法符合当前的实际需要。
所以就要通过加大燃煤机组的参数和容量，从而在深度调峰之中参与。
现阶段，相较发达国家，我国在燃煤机组的调峰能力上依然有待增强。
这主要是由于发达国家的燃煤机组在设计的过程中，一般都是根据调峰运行来开展，不仅具有较快的启动速度，同时还能够降低负荷。
但当前我国的机组在设计的过程中，主要的依据就是基本负荷，启动速度不快，同时负荷变化也具有一定的局限性。
根据设计工况进行燃煤机组的运行，能够实现较高的效率，但是基于调峰新常态，相较设计的高效区，实际的运行工况往往会存在着一定的偏离，严重影响机组经济性的实现，带来了较大的供电煤耗。
而且在这一过程中所产生的污染物质，要想对其进行有效地控制，也有着较高的难度。
还在一定程度上，带来了更高的污染深度调峰下燃煤机组运行方式对能耗的影响分析张飞（国能陈家港发电有限公司，江苏 盐城 224631）摘要：为了应对不断增加的电网负荷峰谷差，针对大型的火力发电机组而言，一个必然的选择就是进行电网调峰。
燃煤机组深度调峰对锅炉系统可靠性的影响分析
燃煤机组深度调峰对锅炉系统可靠性的影响分析摘要：随着我国工业的快速发展，对电力的需求持续增长，保证电力平稳供应是电力生产及供电部门的首要任务，但随着太阳能发电、大容量风力发电、核能发电、氢能发电、水利发电等多种绿色发电技术的成熟和产生方式的补充，开展燃煤机组深度调峰已成为常态，本文从燃烧稳定性、水循环安全、氧化皮问题、运行效率等方面，对燃煤机组深度调峰对锅炉系统可靠性的影响进行详细分析，希望对降低燃煤机组节能降耗，提高电力系统调节能力，保障电力供应有所帮助。
关键词：燃煤机组；深度调峰；锅炉系统可靠性前言由于太阳能、风能、生物质能、地热能等可再生资源生产的电力在发电过程中没有或很少污染环境，清洁能源发电装机容量的持续增长，但由于各种原因导致其具有间歇性、供电不稳等缺陷，不利于电力的稳定持续供应，这就给燃煤发电机组带来了电网的调峰任务。
国家发改委、国家能源局提出的“全面推动煤电机组灵活性改造，实施煤电机组调峰能力提升工程”，以加强燃煤机组应对变负荷调峰运行，保证电力的平稳供应，在对燃煤机组深度调峰及过度过程，燃煤机组的锅炉系统不可避免的需要面临复杂的情况变化，对锅炉系统可靠性产生一定的影响，我们应采取适当的措施，消除这些不良影响，保证锅炉系统的安全运行。
1对锅炉本身的影响分析1.1锅炉系统燃烧稳定性影响锅炉燃烧稳定性受燃料稳着火和燃烧环境等影响，燃煤机组深度调峰过程，锅炉的负荷发生变化，炉膛燃烧器以及平均烟温等随之波动变化，对锅炉的燃烧稳定性产生一定的影响。
煤机组深度调峰时，锅炉整体负荷降低，炉内燃料的消耗量减小，锅炉内水冷壁的吸热量降低。
锅炉燃烧抗扰动能力下降，导致锅炉燃烧出现不稳定，增加锅炉灭火风险。
此外燃煤机组深度调峰时锅炉的风机设备低负荷调节精度降低、制粉系统启停都会对炉内燃烧工况造成较大影响，增加低负荷调峰运行的不稳定性。
所以当燃煤机组深度调峰时，为确保锅炉系统燃烧的稳定性，就必须对锅炉的燃烧系统进行改造，采用新型低负荷稳燃燃烧器；适当降低一次风速；提高煤粉浓度和细度等保证锅炉的燃烧稳定性。
火电机组灵活性试点深度调峰方案
#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。
火电机组灵活性改造及深度调峰分析
火电机组灵活性改造及深度调峰分析发表时间：2018-03-20T11:32:24.907Z 来源：《基层建设》2017年第34期作者：闫龙[导读] 摘要：电力发展“十三五”规划中明确要求充分挖掘现有系统调峰潜力，增强火电机组的灵活性，大幅度接纳新能源入网。
神华国能宝清煤电化有限公司黑龙江双鸭山 155600摘要：电力发展“十三五”规划中明确要求充分挖掘现有系统调峰潜力，增强火电机组的灵活性，大幅度接纳新能源入网。
对火电进行灵活性改造，增加火电厂的深度调峰能力，正成为一种新常态。
庄电公司的压谷调峰经验，可为相关企业提供借鉴。
文中阐述了我国火电机组缺乏灵活性的现状与潜在压力，主要从系统储热改造和调峰运行策略的角度介绍了国内外关于提升火电机组灵活性技术的发展状况，其中丹麦提升火电机组灵活性技术的实例有借鉴启示，并初步提出了我国火电机组灵活性改善的路径建议。
关键词：火电机组；灵活性改造；深度调峰引言2016年11月初，国家发改委和能源局发布的电力发展“十三五”规划（以下简称《规划》）中明确表示要充分挖掘现有系统调峰潜力，着力增强系统尤其是火电机组的灵活性。
自 2006 年颁布实施《可再生能源法》之后，我国新能源产业发展迅速。
但是，由于新能源的波动性以及管理利用水平和配套政策的不完善等因素，新能源的消纳成了一个能源电力领域亟待解决的新问题。
与此同时，电力体制改革正通过有序缩减发用电计划，开展发电企业与用户直接交易，逐步扩大市场化电量的比例，为进一步完善电力市场提供空间。
因此，从电网侧、用户侧和电源侧统筹规划，提升火电机组灵活性，加强机组调峰能力和消纳新能源入网是“十三五”能源战略的调整重点。
1.我国火电机组缺乏灵活性的潜在压力1.1能源与环境压力能源作为环境的组成部分，在能源开发和利用的整个生命周期中，从能源资源的开采、加工和运输到二次能源的生产发电以及电力的传输和分配直至能源的最终消费，各阶段都会对环境造成压力，引起局部的、区域性的、乃至全球性的环境问题。
关于煤电机组深度调峰的探索与实践
关于煤电机组深度调峰的探索与实践摘要：随着我国火电机组装机容量、数量的不断增加，越来越多的火电机组将承担深度调峰任务，这就要求电力企业不断研究火电机组低负荷运行特性，以此来实现煤电机组深度调峰运行平稳、安全、经济。
本文主要探讨机组深度调峰存在的问题，并结合电厂自身实践给出相应解决措施，旨在实现火电机组的高质量发展。
关键词：煤电机组；深度调峰；实践应用0引言“十四五”时期我国加快能源绿色低碳、清洁高效转型，是落实应对气候变化国家自主贡献目标的攻坚期。
现役煤电机组需要向深度调峰转型，承担以新能源为主体的新型电力系统的灵活调节、兜底保障重任，因此火电厂必须高度重视。
1煤电机组深度调峰存在的问题1.1锅炉低负荷稳燃性能差当锅炉低负荷运行时，炉内温度水平降低，煤粉燃烧环境变差，一次风煤比难以控制，制粉系统火检不稳定，锅炉燃烧稳定性能下降。
1.2脱硝系统入口烟气温度及自动控制存在问题当锅炉低负荷运行时，SCR入口烟温会低于脱硝催化剂工作温度区间下限，同时氧量相对较高，脱硝系统自动调节滞后，存在环保排放超标的风险。
1.3机组深度调峰与供热参数的矛盾低负荷时主蒸汽压力、再热蒸汽压力降低，无法满足供汽压力或流量的需求。
低负荷运行，中压供汽量大时，低温再热器存在超温运行的风险。
1.4机组自动控制不能满足调节性能需求机组深度调峰期间，锅炉水煤比、风煤比系数及辅机特性异于中高负荷区间，导致自动控制系统调节性能下降，加大了运行人员手动干预的工作量，影响机组安全稳定运行。
1.5常规检修不能适应机组频繁深调的需求新能源快速发展，煤电机组每天均频繁深度调峰，给机组带来前所未有的安全隐患。
发电机定子、转子温度大幅度、周期性变化，加之电磁力的突变，由于各部件热膨胀系数差异，会导致疲劳、变形、松动、磨损等问题；锅炉水动力不稳导致受热面存在局部超温风险；汽轮机末级叶片存在汽蚀风险等问题。
对检修管理提出更高的要求，建立新型检修管理机制势在必行。
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328.5MW燃煤机组深度调峰试验分析
发表时间：2018-12-05T21:56:14.030Z 来源：《电力设备》2018年第22期作者：刘树利[导读] 摘要：深度调峰试验是为了研究机组在50%以下负荷长期、稳定、环保运行的参数控制。
（神华国能天津大港发电厂有限公司天津 300272）摘要：深度调峰试验是为了研究机组在50%以下负荷长期、稳定、环保运行的参数控制。
为后续进一步研究及制定深度调峰时的安全保障措施及运行优化方案、设备改造等提供数据支撑和参考建议。
关键词：燃煤机组；深度调峰；燃烧调整引言
根据电网调峰需要，要求2号机组具有深度调峰能力。
深调试验的目的就是找到在机组处于调峰工况下优化运行方案，确定合理运行方式。
研究机组在50%以下负荷长期、稳定、环保运行的参数控制，了解机组主辅设备在深度调峰负荷下运行的状态，同时考察机组在该负荷下经济性；根据机组运行参数，找出影响机组安全性的因素和限制机组进一步降低调峰负荷的制约因素，以及深度调峰对机组环保性能的影响。
本文通过试验过程、试验结果、锅炉运行的安全性及运行技术措施的保证等方面全面阐述了机组深调工况下优化运行的可行性，得出确保机组安全经济运行的方案。
1 2号机组锅炉概况
大港发电厂2号机组锅炉型式为亚临界压力、一次中间再热、单炉膛、强迫循环、平衡通风、固态排渣，汽包型燃煤锅炉，最大蒸发量1080t/h。
锅炉配有五套中速磨正压直吹式制粉系统、四角布置切向燃烧方式的燃烧器。
炉前布置三台低压头炉水循环泵。
锅炉后烟井下部布置脱硝系统、两台三分仓回转式空气预热器，引风机出口配有烟气脱硫系统。
燃烧器的一、二次风喷嘴呈间隔排列，主燃烧区顶部设有OFA二次风，作为备用，平时关闭，只通部分冷却风，在距最上层一次风喷嘴以上5753mm处设置三层SOFA喷嘴，形成垂直大空间分级燃烧。
煤粉喷嘴的周界风、所有二次风各有二次风档板12组，均由电动执行器单独操作，所有SOFA的风门均由电动执行器单独操作。
为满足锅炉气温调节的需要，同时，提高燃尽率，主燃烧区喷嘴和SOFA喷嘴均采用摆动结构。
在燃烧器二次风室中配置了三层12只轻油枪，能适应频繁启动。
在燃烧器二次风室中配置了三层共12只轻油枪，采用机械压力雾化方式，燃油容量按30%MCR负荷设计。
燃烧器布置采用四角切园、同心正反切燃烧方式，可使煤粉与空气之间产生强烈的混合，增加煤粉的完全燃烧，减少对水冷壁的冲刷，从而减轻炉膛结焦。
为了改善煤粉着火性能和低负荷燃烧稳定性，燃烧器采用水平浓淡分离和V 型钝体宽调节比喷嘴。
本锅炉设计燃用晋北烟煤，当燃用设计煤种时，锅炉最低不投油稳定燃烧负荷为30%BMCR。
过热汽温的调节方式采用两级喷水减温调节，再热蒸汽调温方式主要依靠摆动燃烧器调节，并在冷段再热器入口装设了两只事故喷水减温器。
另外，也可以采用改变过量空气系数的方法调节过热汽温和再热汽温。
2 试验前准备工作
1.试验前和试验中严密监控入炉煤质（包括煤粉细度）、飞灰和灰渣含碳量。
试验期间入炉煤指标数据
2.试验前在较高负荷，全炉吹灰一次。
3.试验前，将所有的油枪及微油试投一次，保证良好备用。
试验中锅炉不采用投油稳燃措施。
4.热工人员检查和梳理所有保护投退情况，检查磨煤机火检信号，检查所有低负荷运行期间可能触发低值保护的定值设定。
5.本次试验确定采用BCD磨煤机组合方式。
6.本次试验维持两侧烟风系统运行，平衡通风。
试验中应关注送引风机运行，特别是风机振动的监视。
7.检查并熟悉所有热工自动投退条件，检查锅炉MFT投入情况，提前做好预想和干预。
8.深度调峰降至一定负荷，根据需要可将汽轮机阀门控制方式由顺阀切为单阀运行。
3 试验过程要注意的问题
1.本次试验以保障机组安全、稳定、环保运行为前提，对于锅炉侧要求保证燃烧稳定和脱硝正常投入。
试验开始前检查好油枪随时具备投入条件。
降负荷过程中加强就地看火，在炉膛负压或火检波动大时，立即停止降负荷，投油稳燃；或脱硝入口烟温达到限制值时，停止降负荷。
低负荷期间，升降负荷速率尽量平稳缓慢。
2.降负荷减煤过程应缓慢进行。
同时减煤过程中应就地加强看火并及时向主控汇报着火情况，若此时出现燃烧不好，且煤火检不稳定，应停止减煤，待燃烧稳定后再恢复减煤。
3.试验过程中，锅炉各项保护全部正常投入。
4.检查并熟悉所有热工自动投退条件，检查锅炉MFT投入情况，提前做好预想和干预。
5.注意汽包水位监视。
一旦汽包水位波动大，运行人员根据汽压、负荷变化情况及时判断汽包水位扰动是内扰还是外扰，注意防止汽包虚假水位造成误判断。
6.注意监视好原煤斗煤位监视，防止出现磨煤机断煤或堵煤造成机组负荷波动大甚至灭火，同时加强油站和石子煤排放情况的检查。
7.试验期间保持煤种、煤质稳定。
8.注意降负荷过程中尽量维持主汽温度和再热温度接近设计值。
重点关注烟温、汽温和受热面壁温的左右侧偏差情况。
9.低负荷运行期间，特别注意避免掉大焦导致锅炉灭火。
10.低负荷工况下加强燃烧调整，在保证机组安全前提下，通过燃烧调整尽量降低NOX排放。
监视脱硝系统入口烟气温度，即将达到脱硝退出临界温度时及时汇报处理。
11.为减少空预器冷端腐蚀和硫酸氰胺粘结的风险，视排烟温度及时投入暖风器；同时监视空预器进出口差压，一旦空预器差压明显上升，则立即停止喷氨并汇报。
空预器阻力明显升高时，应及时投入空预器吹灰。
12.维持两侧烟风系统运行需要考虑三大风机在低负荷是否存在失速或者抢风现象，加强风机振动情况监视。
13.低负荷运行期间关注汽轮机高压调门动作是否正常，注意汽机TSI各参数变化。
14.降负荷过程中注意汽机系统参数有无异常，特别是汽机振动、各压缸胀差、轴向位移、壁温差、低压缸排汽温度等重要参数。
15.降负荷过程中，要监视好高低加运行情况。
4 试验过程
1）试验时间2018年4月5日1：00——6：40。
2）2018年4月5日 1：00 2号机组负荷160MW，主汽流量469t/h，总煤量64.7t/h，总风量540t/h，2B/2C/2D磨煤机组合运行，脱硫系统、脱硝系统投入正常。
脱硝系统A/B侧入口烟温301.37℃/300.94℃，机组运行参数状态稳定，深调试验开始。
04：10退出ADS，机组在
协调控制方式减负荷至145MW，锅炉燃烧正常，机组参数正常。
稳定30分钟后，04：40继续降负荷至140MW。
通过火焰电视和就地观察各燃烧器实际燃烧情况正常，炉膛负压稳定。
从04：40至06：40 连续二小时机组负荷稳定在140MW，06：40 试验结束后恢复机组负荷至
160MW，投入ADS模式。
试验期间运行人员认真调整燃烧，稳定机组状态。
2B给水泵运行稳定，汽包水位自动调节正常。
2A/2B送风机运行稳定。
负荷至140MW时A/B侧脱硝入口烟温度稳定在299.8℃/299.75℃。
试验中保持B、C、D磨煤机组合运行，以提高火焰中心和炉膛出口温度。
期间B3/B4火检摆动较大，通过调整燃烧逐渐稳定。
试验过程中汽轮机，发电机运行参数正常。
试验过程中参试人员进行机组经济性指标的测试。
系统检查机组所有运行参数及主辅设备的运行状态，全面评估机组在该负荷运行时的安全性。
5 试验期间参数记录
负荷变化趋势
B磨煤机四角火检实时趋势
脱硝系统出入口烟温及NOX值变化趋势
6 试验中发现的主要问题和运行解决方案
1.随着负荷降低和燃煤量的减少，运行磨煤机四角火检出现摆动，例如C2、D2，尤其是B磨煤机B3、B4角摆动较大。
通过适当增加B 磨煤机煤量和配风调整，火检逐渐稳定在可控范围内。
2.通过调整配风和喷氨量，两侧脱硝入口NOx值控制在400mg/NM3，出口稳定在35mg/NM3，NH3逃逸率＜3。
3.试验过程中为保证锅炉燃烧率，维持2号机组高排辅汽调节门开满。
4.试验过程中调节两侧送风机出力平衡，保持风机运行稳定。
结论：
试验证明，采取高层磨煤机BCD组合方式运行，保持煤质稳定，降负荷分阶段平稳进行。
降负荷过程中严格监视脱硝系统入口烟温下降趋势，严密监视各磨四角火检强度和炉膛负压变化，锅炉蒸发量保证410 T/h以上，电负荷140MW以上，机组实现持续的安全稳定运行，且环保排放达标。
参考文献：
［1］大港发电厂技术标准 Q/SHJ5154－2014－0101.。