机组深度调峰浅谈
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。
新能源结构下火电机组深度调峰技术浅谈
新能源结构下火电机组深度调峰技术浅谈摘要：近年来，随着国家政策的大力扶持、以及新疆地区得天独厚的能源储备，新疆地区火电机组装机容量快速攀升。
在此背景下，自治区研究酝酿出台电力辅助市场规则，各发电企业纷纷尝试深度调峰下限。
本文从实际案例中简述了深度调峰技术，以及影响深度调峰技术的几个因素。
关键词：深度调峰；火电；脱销；低负荷1 概述近年来，新疆电网电源装机容量快速攀升，2016年新疆电网电源装机总规模突破7692万千瓦，然而电网可调节电源容量为2531万千瓦。
其中，承担调峰主力的公用火电厂容量为2271万千瓦，公用水电容量260万千瓦。
省调可调节电源占比仅为32.91%。
电网调峰容量少，维持电网稳定运行的压力巨大。
2 火电厂深度调峰试验情况目前新疆电网在快速发展的同时，也日益凸显了一些问题。
电源与电网发展不协调、跨省消纳壁垒严重、市场和政策机制不健全等问题日益突出。
电网公司为进一步促进发掘火电厂调峰能力，于2017年初，新疆针对《新疆电力辅助服务市场运营规则》进行了征求意见，文中初步计划，公用火电机组有偿调峰基准点基本在45%～50%之间。
在此背景下，华电新疆发电有限公司乌鲁木齐热电厂近期开展了超低负荷稳燃试验，以探求深度调峰潜力。
2.1超低负荷试验情况试验于2017年3月28日进行，以火焰检测信号稳定，不触发机组保护动作；脱硝入口温度280℃以上，维持脱硝设备正常工作；炉膛温度保持在850℃以上，保证炉内稳定燃烧，为三条判定机组稳燃低负荷的核心依据。
2号机组负荷从150MW降至100MW（30.3%额定负荷），机组运行各项参数平稳，炉膛火焰检测信号良好，实测脱硝入口温度305℃，实测炉膛温度1100℃。
保持100MW负荷稳定运行3小时，此时出现锅炉排渣量大，为了避免排渣设备过载引起设备故障，决定终止试验升负荷，同时机组消缺整顿。
次日继续试验，采用滑压运行方式缓慢降负荷，降至90MW负荷。
此时机组各项运行参数平稳，4号磨煤机1号角火焰检测信号出现闪动，但总体稳定，脱硝入口温度降至295.5℃，NOx排放浓度65.9mg/m3，实测炉膛温度1050℃。
1030MW超超临界燃煤机组深度调峰探讨
1030MW超超临界燃煤机组深度调峰探讨摘要：随着国家碳达峰、碳中和目标的持续推进，风电、光伏等新能源电力装机比例逐年增长，而这些电力能源对自然条件的依赖性非常高，这就决定了它们存在波动性、随机性和不可预测性等特点，因而对火电机组的调峰能力提出新的挑战。
本文对百万超超临界燃煤发电机组深度调峰中遇到的问题，进行了深入的分析研究，并给出了相应的解决方案，为同类型机组的深度调峰工作提供了一定的借鉴。
关键词：深度调峰；稳定燃烧；脱硝；排烟温度；给水控制引言为提高电网对新能源的消纳能力，大容量机组承担起调峰任务，火电机组参与深度调峰已经常态化。
火力发电机组长期低负荷运行时，容易出现锅炉稳燃、受热面积灰、引风机失速、环保设施运行、给水控制等问题。
本文将从这几个方面进行论述。
1 深度调峰存在的安全隐患1.1锅炉的稳定燃烧锅炉低负荷燃烧稳定是机组安全运行的首要保证，也是机组深度调峰首要关注的重点。
在机组进行深度调峰时，锅炉炉膛温度低，火焰充满度差，燃烧稳定性差，容易造成锅炉炉膛负压大幅度晃动，甚至炉膛灭火、MFT动作跳闸等。
锅炉低负荷燃烧稳定性的主要表证参数有：炉膛温度、火检信号、炉膛负压、过热度等[1]。
煤质一方面会影响锅炉使用经济效益，同时还会影响到锅炉使用过程中的安全性。
因此在机组深度调峰期间稳定燃烧采取的主要措施有：1）保持煤质稳定，煤着火燃烧主要是因为煤炭挥发份析出并燃烧，这改善了焦炭的燃烧反应，因此若煤粉的细度相同，煤炭的挥发份越高，那么着火燃烧的速度越快[2]。
保证锅炉的入炉煤热值大于4300kcal/kg，挥发分大于25%，BTU不低于0.72。
2）改变制粉系统运行方式，正常低负荷情况时维持中上层制粉系统运行，以兼顾主再汽温控制、水冷壁温控制、脱硝NOx控制，燃油系统及等离子处于备用状态。
3）加强锅炉燃烧情况检查，进一步提升煤粉的细度后，煤炭的平均表面活化受到颗粒细度的影响而发生转变，细度越小，表面活化越大，所以煤粉着火会更加简单[2]。
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。
浅谈600MW超临界机组供热优化与深度调峰
浅谈 600MW 超临界机组供热优化与深度调峰摘要：介绍了辽宁清河发电有限责任公司两台超临界600MW汽轮发电机组，实施冬季供热优化、“干态+湿态并行前进，深度调峰探底”策略，通过相应的供热技术改造、引进先进的一键转态深度调峰控制技术，在满足对外供热需求的前提下，实现深度调峰，获得了供热收益与调峰补偿的最大化。
关键词：超临界机组；供热优化；深度调峰；调峰补偿；1引言电力、供热是我们生活必不可少的一部分，由于我国新能源发电产业的迅猛发展，以及煤电产能的过剩，煤电的灵活性改造势在必行。
当新能源在电网中的比例逐渐扩大时，对调峰电源的需求也逐渐升高，与新能源等电源相比，煤电具有较好的调峰性能。
现实中的深度调峰与冬季供热却是一对矛盾，如何实现供热收益与调峰补偿的最大化，是当下煤电企业需要解决的问题。
2公司简介辽宁清河发电有限责任公司机组容量为2×600MW超临界机组（1号机、9号机），锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的一次中间再热、超临界压力变压运行直流锅炉；汽轮机为哈尔滨汽轮机厂设计制造的超超临界汽轮机，一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式反动式汽轮机。
公司现有三处热源，两台600MW超临界机组为主热源，最大供热面积1200万平方米（单机最大供热面积600万平方米），一台燃油快速启动蒸汽锅炉为备用热源，最大供热面积为75万平方米。
在热网首站内设置三台加热器、一台圆柱型分汽缸，分汽缸的容积为28m3，汽源分别取自1号机的四段抽汽（机组厂房内抽汽管路直径Φ900，计算最大通流能力450t/h左右，50%负荷时参数为0.5MPa、337.2℃）、1号机的低旁抽汽（机组厂房内抽汽管路直径Φ900，计算最大通流能力450t/h左右，0.4MPa、323℃）、9号机的四段抽汽（机组厂房内抽汽管路直径Φ900，计算最大通流能力450t/h左右，50%负荷时参数为0.5MPa、337.2℃）、一路环形母管辅汽（直径Φ400）。
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。
浅谈300MW循环流化床机组深度调峰
浅谈300MW循环流化床机组深度调峰1 东北电网机组深度调峰简介某电厂设计容量为2*300MW循环流化床锅炉燃煤机组，汽轮机排汽直接空冷背压式，#1、#2机组分别于2009年12月19日及2010年5月7日投产，三大主机分别由上锅厂、哈尔滨汽轮机厂、哈尔滨电机厂生产。
根据国家节能减排要求，多利用绿色能源的要求，在东北地区多风区域加大对风电的接纳，东北电网根据国家能源局的安排，在2014年开始启动深度调峰辅助服务工作。
下面将相关情况简介如下：第一，东北能监局在2014年8月发布了《关于做好东北电力调峰辅助服务市场模拟运行工作的通知》（东北监能市场[2014]240号文），根据要求在2014年8月1日开始启动模拟深度调峰运行，我厂根据调度管理部门要求，进行报价，熟悉规则，采取对辽宁省各厂深度调峰情况进行跟踪。
在试运行两个月后，又下发了《东北电力调峰辅助服务市场监管办法（试行）的通知》（东北监能市场[2014]374号文），要求在2014年10月1日起试运行，并且进行实际结算，此时正式开始了接纳新能源工作，根据该规则，调峰率小于或等于48%时对火电厂进行补偿，采取阶梯式补偿办法，如下：第一档：火电厂调峰率在48%<调峰率≤55%区间，报价区间为0～0.4元/kWh。
第二档：火电厂调峰率在55%<调峰率≤60%区间，报价区间为0.4～0.6元/kWh。
第三档：火电厂调峰率60>%，报价区间为0.6～0.8元/kWh。
如果没有进行深度调峰则对分摊进行考核，具体就是按照火电厂修正后的发电量和区内全部参与分摊电量的比值，然后乘以分摊的总金额进行扣钱（火电厂修正电量：调峰率大于30%的为第一档，在20%～30%之间的为第二档，小于20%的为第三档，其修正系数K1=1，K2=1.5，K3=2）。
由此分析，深度调峰越大补偿越多，否则考核就越多。
我厂为了适应深度调峰，采取了将AGC负荷下限由165MW修改为150MW。
330MW燃煤机组深度调峰运行注意事项浅析
330MW燃煤机组深度调峰运行注意事项浅析【摘要】随着浙江省电网外购电急剧增加，全省电网系统负荷峰谷差增大，我厂机组深度调峰频次明显增多，且最低负荷下探至120MW，AGC联动,对我厂机组的安全和稳定运行产生了一定的影响。
本文主要针对机组深度调峰工况下，为了保证机组安全运行，从运行方面列述了相关的注意事项。
【关键词】深度调峰；安全；注意事项0 引言我厂机组正常运行时AGC投运，深度调峰开始实施后，AGC负荷联调下限从150MW降至120MW，从安全和环保方面，对机组运行均造成了较大的影响。
所以，制订详细的深度调峰工况下运行注意事项势在必行。
1 机组概况浙江浙能长兴发电厂四台机组锅炉（型号：B&WB-1025/17.5-M）由北京 B＆W 公司设计制造，为亚临界参数、自然循环、一次中间再热、固态排渣、单炉膛单锅筒锅炉，露天戴帽布置。
设计燃料为淮南烟煤，采用正压直吹中速磨系统，前后墙对冲燃烧方式。
我厂四台机组汽轮机均采用高中压缸合缸，通流部分反向布置，且为双层缸；低压缸由一只外缸、两只内缸和隔热罩组成，它是双流程、双排汽、对称布置，其外缸两端各设有喷水减温装置。
高中压转子和低压转子均为整锻转子，两者连接为刚性连接；为平衡轴向推力，在高中压转子上设置有高、中、低压平衡活塞。
高压转子有一个单列调节级（进汽流向顺流布置）和 12 个压力级，中压转子有 10 个压力级；低压转子有2×7 个压力级。
压力级均为反动式。
2 主要存在问题2.1 辅机跳闸深调期间辅机跳闸（制粉系统，送、引风机，一次风机，给水泵等）对锅炉运行工况扰动较大，有一定安全风险，如水煤比失调，炉管超温，灭火，炉膛负压和风量大幅扰动等。
2.2 SCR进口烟温偏低长周期、高频次低负荷运行易导致催化剂活性降低，脱硝效率降低，氨耗量增加，同时空预器易发生积堵。
2.3 给泵再循环阀控制品质不佳机组深度调峰时，为保证汽泵必要的出力和最小气蚀余量，存在负荷快速下降时开启不及时可能导致汽泵出力不均、最小气蚀余量不足等隐患。
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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。
因此，低
负荷时一般采用等离子或投油助燃等来稳定燃烧。
3、热负荷分布不均对受热面的影响
机组低负荷时，火焰充满度较差，锅炉热负荷分布不均。
各受热面易出现汽
水流量分配不均，严重时可能出现水循环停滞等现象。
炉内空气动力场分布不均，炉膛水动力差，导致水冷壁冷却效果变差，容易出现超温、爆管现象。
4、汽轮机末级叶片安全性影响
机组在低负荷时，尤其快速从高负荷降下时，热负荷流失过快，导致再热汽
温较低，最低可达570℃，较难恢复至额定值610℃。
加上低负荷时蒸汽流量低，汽轮机末级叶片蒸汽湿度增大，致使汽轮机轴向推力变大，甚至出现断裂损坏危险。
长时间低负荷运行还会影响汽轮机工作效率，使汽轮机的汽耗增加，热力循
环降低。
5、低温腐蚀影响
在低负荷时，烟温较低，空预器容易产生堵灰、结渣现象。
当空预器积灰结
渣加重时，传热减弱，受热面壁温更低。
一旦空预器腐蚀泄漏发生漏风时，更加
速了腐蚀和积灰，形成恶性循环。
严重时造成引风机阻力增大、锅炉正压燃烧、
负荷受限严重时被迫停炉。
三、控制措施
机组正常的运行负荷范围为400MW～1000MW ，当机组负荷≤400MW时，应
确保机组各系统运行稳定，等离子、BCP泵、WDC阀、厂用电快切、柴发均正常
备用。
当机组接到减负荷命令时，尽量采取小速率减负荷。
1、汽机侧控制措施
（1）当负荷降减至450MW以下时，注意监视A/B汽泵流量变化，随着负荷
降低，给水流量逐渐减少，当单台汽泵流量＜500t/h时，缓慢开启该台汽泵再循
环门，机组负荷至380MW时，可退出一台汽泵旋转备用。
（2）监视辅汽联箱的压力，保证冷再供汽正常，将两台机辅汽联络门打开，保持联络运行，若辅汽联箱压力异常时，立刻切手动控制调整。
辅汽供除氧器调
门开5%开度小流量备用（若辅汽联箱温度偏低开大该阀增大辅汽流量提温）。
（3）加强两台给水泵汽轮机调节级温度监视。
当负荷到380MW时，做好小
机高压汽源切换准备工作。
降负荷前提前开启冷再至A\B小机切换阀前疏水，
A\B小机主汽阀前疏水，待机组降负荷结束后关闭疏水，若小机进汽过热度降低
过快，若为除氧器饱和蒸汽反窜至小机引起可关闭四抽至除氧器逆止阀和电动门。
（4）机组低负荷时，保持轴封母管压力3.5KPa。
若压力不足时，及时打开
辅汽到轴封供汽旁路电动门。
（5）加强监视汽轮机TSI中轴振、瓦振参数，降负荷过程中，1号机注意#2
瓦振情况，加强主再热汽温监视与调整，保证蒸汽过热度有≥56℃。
（6）随着机组负荷降低，汽轮机各高低加抽汽段压力随之降低，可能出现
疏水不畅，导致加热器水位波动大。
加强对加热器液位监视，出现异常自动调节
不及时可切手动调整。
（7）加强监视除氧器、热井水位，视情况提前手动开启凝结水再循环调门，防止凝结水流量低突然联开，凝泵出口压力突降导致工频泵联启，凝结水压力过
高损坏有关设备。
2 、锅炉侧控制措施
（1）调整制粉系统合理的组合方式，低负荷时3台磨运行，根据煤种及时
调整分离器转速和磨的出口压力，控制磨煤机出口温度85℃左右。
再无磨组检修
前提下，优先采用BDE磨组运行方式，提高火焰中心，降低燃烧区域热负荷，必
要时可采用BDF磨煤机运行。
（2）加强监视受热面壁温，防止壁温、汽温超温，若烟温偏差明显，可通过调节燃烧器及燃尽风摆角，二次风门挡板及燃尽风门开度调节左右侧氧量偏差进行调整。
（3）严格按照吹灰规定进行吹灰，确保各受热面清洁，避免因结焦、积灰等因素导致的吸热不均，导致受热面超限。
（4）低负荷时，加强监视磨煤机火检强度，若火检变弱及时调整，并测量粉管温度，防止粉管堵塞现象。
（4）降负荷过程中，及时调整主、再热汽温，尽量使火焰中心上移，及时开启省煤器旁路，保证脱硝SCR反应器入口温度＞300℃。
（5）加强氧量调整，氧量维持在5.5左右，锅炉氧量控制不宜过高，避免氨逃逸率升高，致使空预器差压增大，严重时造成空预器堵塞。
（6）负荷降至＜400MW时，投入等离子运行。
（7）机组定期工作中涉及重要设备切换、试转等工作，可能影响到主机或重要辅机安全的项目暂停执行，待负荷恢复至正常时再执行。
四、小结
火电机组的深度调峰，影响机组的经济性和安全性，同时也加剧机组寿命损耗，降低了机组实际寿命。
因此需加强对机组深度调峰的探索，开展相关试验，保证机组在深度调峰期间安全稳定运行。