浅谈350MW机组深度滑参数停机运行控制
350MW超临界机组深度调峰的探索及措施
350MW超临界机组深度调峰的探索及措施摘要：本文首先论述了350MW超临界机组深度调峰制约因素，然后作者根据本人在生产一线的工作经验和具体实践提出了350MW超临界机组深度调峰风险防控措施和经济运行技术措施，并且在生产实践中进行了检验，经过反复试验改进的方案措施不但切实可行，而且确实提高了350MW超临界机组深度调峰能力，取得了很好的经济效益。
关键词：350MW超临界机组深度调峰辽宁大唐国际沈东热电有限责任公司锅炉由东方锅炉有限公司生产的DG1128/25.4-II6型超临界参数变压运行直流炉，前后墙对冲燃烧方式；汽轮机为北京北重汽轮机有限责任公司生产的NC350-24.2/0.4/566/566型超临界、一次中间再热、供热、湿冷凝汽式机组。
为进一步摸索机组深度调峰能力，确保深度调峰期间安全环保经济运行，进行了专题研究，确定了影响机组调峰能力的制约因素和风险点，明确了目前机组安全稳定运行调峰下限，并根据风险点制定了有效的风险防控措施。
一、机组深度调峰能力制约因素（一）锅炉最小给水流量限制。
按照东锅初设，公司最小给水流量设计为282t/h；经与锅炉厂与调试单位最终优化至248t/h，折纯凝电负荷约76MW；综合考虑锅炉低负荷水循环动力及水冷壁冷却要求，结合公司实际运行经验，锅炉连续安全运行最小给水流量可按照285t/h 控制，折纯凝电负荷约85MW。
（二）锅炉干湿态转换限制。
按照东锅初设，锅炉给水流量282t/h进行干湿态转换，经最小给水流量优化后，目前按照最小给水流量 248t/h进行干湿态转换节点控制，折纯凝电负荷约76MW。
受锅炉上水主路流量限制，若继续降低干湿态转换节点流量，运行中需频繁切换锅炉上水旁路运行，存在一定风险，不继续降低转态流量节点。
（三）锅炉最小给煤量限制。
目前，公司两台炉最小给煤量下限已优化至70/68t/h，按照入炉煤干燥无灰基挥发分不低于40控制，锅炉最小给煤量下限可优化至60t/h。
机组滑参数停机步骤及注意事项
机组滑参数停机步骤及注意事项
以下是 8 条关于机组滑参数停机步骤及注意事项：
1. 嘿，要开始滑参数停机啦！就像慢慢给车减速一样，咱得先把负荷一点点降下来。
比如，看着表盘，就像看着速度表一样，稳稳妥妥地操作，别着急呀！注意哟，这时候可不能猛踩刹车（突然大幅度降负荷），不然会出问题的。
2. 然后呀，温度和压力也要慢慢往下调咯！这就好比给滚烫的水慢慢降温，不能哗啦一下就全凉了呀！万一调得太快，机器可不答应呢，就好比人猛地被浇冷水会感冒一样。
3. 别忘了监控各种参数呀！这可太重要了，就像时刻盯着自己的宝贝一样，稍微有点不正常都能马上发现。
比如说，如果压力变化异常，那可不得了呀！
4. 滑停过程中还得注意机组的振动情况呢！要是振动大了，那不就像人走路不稳一样要摔跤嘛！可得小心注意着点儿。
5. 哎唷，还有啊，蒸汽的品质也要关注呀！不能有杂质啥的，不然就像吃了不干净的东西会肚子疼一样，机器也会难受呀！
6. 停机啦停机啦，这时候就像跑完长跑要休息一样，得让机组好好缓一缓。
可不能刚停就去乱动它，让它安安静静呆一会儿不行吗？
7. 都停机了还不算完事儿哟！后续的检查可不能马虎呀！这就好比跑完步还要拉伸一样重要。
检查检查这儿，看看那儿，确保一切都 OK 呀，不然下次启动可就麻烦咯！
8. 最后呀，我想说，机组滑参数停机真不是一件简单的事儿，每一步都得小心翼翼，大家可都得上心呀！这可关系到设备的安全和稳定运行呢！
以上内容仅供参考，你可以根据实际情况进行调整。
350MW超临界火电机组启停调峰探究
350MW超临界火电机组启停调峰探究摘要：随着新能源高比例大规模发展，其间歇性、随机性、波动性特点对系统调节能力提出了巨大需求，过去传统煤电机组停机是基于正常的检修需要，而随着新能源尤其是光伏装机的快速增长，燃煤火电机组开始承担起更多的调峰任务，在午间光伏大发时段煤机需要压降出力来促进新能源消纳，晚间负荷高峰时期，光伏出力下降，又需要煤机发电来顶峰。
当所有运行机组在其可调出力范围内不能满足全网调峰需求时，机组启停调峰不可避免，本文以某电厂现役350MW超临界火电机组参与启停调峰的全过程进行分析与总结，指明注意事项与优化方向，达到全面探究、分析，并指导火电从业人员规避风险、提高技能水平的目的。
关键词：热态启动、汽轮机冲转、启停调峰、超临界机组引言某月初，某省遭遇连续阴雨天气，全省用电负荷低迷，新能源负荷增长迅猛，火电机组亦迎来春检后启动高峰期，开机容量大，日间腰荷段调峰困难，接省调令某电厂#1机组于6日、7日参与日内启停调峰。
其中，6日，#1机组于09:57解列，15:46重新点火，17:52并网运行。
7日，#1机组于09:57解列，12:36重新点火，14:56并网运行。
1.机组停运及准备工作接调度启停调峰令，确定停运时间。
安排公用系统、燃料系统电源切至邻机带。
投入发变组启停机和误上电压板。
试验主机交、直流油泵、顶轴油泵、主吸油泵，检查油压、电流，就地测温、测振、听音，确认运行正常。
检查尿素区加热蒸汽接带情况，确认切至邻机接带。
2.减负荷操作及注意事项2.1依调度指令，选择降负荷下限若深调开启，负荷压深调指令曲线接带；若处于非深调时段，降负荷至157MW维持运行，待停机前20min，降负荷至100MW。
2.2控制汽泵转速，保证给水稳定、锅炉转态运行若汽泵转速低于3100rpm，开再循环调阀至80%，稳定给水，使锅炉维持干态，保证锅炉效率，多发效益电量，降低启停调峰期间电量损失。
若深调指令低至90MW，锅炉转湿态运行，及时启动炉水循环泵，减少炉膛热量损失，调整燃烧稳定，监视各受热面壁温下降情况，控制壁温变化速率不超2.5℃/min。
350MW超临界机组深度调峰下协调控制系统优化
《工业控制计算机》2021年第34卷第3期350MW超临界机组深度调峰下协调控制系统优化近年来,随着新能源产业的持续壮大,风电和太阳能逐渐改变了目前电网格局,由于新能源的不稳定性,各高参数机组如何频繁高效地解决调频调峰问题、实现机炉间的协调控制、进一步提高调节负荷的深度成为各电厂的主要任务。
超临界机组的协调控制系统是将锅炉、汽机及辅机作为整体加以控制的多变量、强耦合、非线性的时变系统,目前传统且广泛的协调控制系统,在低负荷下容易出现煤水配比失衡,导致汽温汽压偏差过大,影响机组安全经济运行。
文献[1]提出基于模糊指标函数的受限预测控制方法,但计算量大,过程复杂,且在目前的控制方法中还考虑安全性和经济性指标;文献[2-3]针对协调控制系统中的锅炉主控、汽机主控和给水主控分别进行了分析和优化,相当于解耦进行控制;文献[4]根据模糊控制的思想研究了自使用模糊PID控制器在机组协调控制系统中的应用,都是为PID控制器建立模糊规则表以提高其鲁棒性和智能性,但缺少了模糊规则表中参数量化的具体方法;文献[5]提出一种基于仿人智能控制的协调系统优化方法,对协调系统控制参数的优化有较大提高,但未考虑到机组运行的经济性。
针对上述提到的问题,提出一种基于多目标粒子群的协调优化控制方案,首先对DCS中原有的协调控制系统结构进行优化,再利用多目标粒子群算法对其中参数进行寻优,得到最优的控制参数,最终可在考虑多种约束的同时提高机组运行的经济性,保证控制的快速性和准确性。
1协调控制系统优化350MW超临界机组的协调控制系统结构如图1所示。
保证主蒸汽压力的稳定性和电功率的快速跟踪是协调控制系统的首要目标,由于锅炉的大惯性导致的调节延迟性是影响其控制效果的主要因素,为此,需要加快煤水量的调节,图1中将主汽压力的偏差作为锅炉主控PID B的输入,计算出的指令一方面立即调节煤量,另一方面作为前馈输入到给水量的调节中,同时采用分离器出口温度(也称中间点温度)的调节(PID T)作为提前量调节给水量。
某公司350MW超临界机组深度滑停分析
某公司350MW超临界机组深度滑停分析某公司1号机组C修工期25天，作业项目800余项，而汽轮机停机后的冷却时间长于锅炉和电气设备，为不影响检修工期，使汽轮机本体的检修工作能够按计划开展，停机采用深度滑停无疑是最好的也是唯一的选择。
本次滑停停机结果：调节级后蒸汽温度322℃，所有原煤仓均已烧空。
一、深度滑参数停机过程分析滑参数停机分为如下5个阶段进行：图-1 1号机组深度滑参数停机过程曲线1、初始降参数阶段此阶段开始降低主、再热蒸汽温度，主要手段逐渐设低过热度偏置，配合减温水将主、再热汽温降低到了500℃、517℃，中间点过热度设定到了13℃，燃烧器摆角负30°，1级减温水开度分别为30%、45%，流量分别为5t/h、8t/h，2级减温水开度分别为57%、63%，流量分别为11t/h、20t/h，再热器减温水开度分别为30%、28%，流量分别为18t/h、22t/h。
该阶段AGC投入状态，负荷随之波动，最高275MW，最低175MW，汽温有正负5℃的波动幅度，总体呈降低趋势。
2、开始降负荷降温阶段AGC切除到175MW切到汽机跟随方式，退出协调控制方式（CCS），前期为汽机跟随方式（TF），后又切到基本方式，汽机阀控已由顺序阀切到单阀方式，通过减少燃料量、降低汽压，汽机各调阀逐渐至全开位，配合1、2级减温水及再热器事故减温水、燃烧器摆角，控制减负荷率不超过3MW/min，降温率不超过1℃，降压率不超过0.1Mpa/min。
175MW切到基本方式时，主、再热汽温分别降到405℃、408℃，中间点过热度14℃，高压缸上半金属温度降到372℃，调节级后蒸汽温度降到383℃，燃烧器摆角负27°，给水流量504t/h，给水平台前压力12.2Mpa，1级减温水左右侧开度分别为95%、92%，流量分别为30t/h、30t/h，2级减温水左右侧开度分别为87%、67%，流量分别为20t/h、20t/h，再热器减温水开度分别为40%、33%，流量分别为16t/h、18t/h。
350mw超临界机组运行规程
350MW超临界机组运行规程一、概述350MW超临界发电机组是我国自主研发的先进发电机组，具有高效率、高可靠性、低排放等特点。
为了保证机组的安全稳定运行，制定本运行规程。
二、启动前检查1、检查机组各系统是否处于正常状态，包括汽轮机、发电机、锅炉、水泵、风机等。
2、检查机组各仪表、控制装置是否正常工作。
3、检查机组各阀门是否处于正确位置。
4、检查机组润滑系统是否正常工作。
5、检查机组冷却系统是否正常工作。
三、启动过程1、启动汽轮机：- 打开汽轮机主蒸汽阀。
- 启动汽轮机循环泵。
- 启动汽轮机给水泵。
- 启动汽轮机油泵。
- 启动汽轮机转子。
2、启动发电机：- 打开发电机励磁开关。
- 启动发电机转子。
- 合闸发电机与电网。
3、启动锅炉：- 点火燃烧器。
- 启动锅炉循环泵。
- 启动锅炉给水泵。
- 启动锅炉风机。
四、运行过程1、汽轮机运行参数控制：- 蒸汽压力：保持汽轮机主蒸汽压力在规定的范围内。
- 蒸汽温度：保持汽轮机主蒸汽温度在规定的范围内。
- 给水流量：保持汽轮机给水流量在规定的范围内。
- 转速：保持汽轮机转速在规定的范围内。
2、发电机运行参数控制：- 电压：保持发电机端电压在规定的范围内。
- 电流：保持发电机电流在规定的范围内。
- 功率：保持发电机输出功率在规定的范围内。
- 频率：保持发电机输出频率与电网频率一致。
3、锅炉运行参数控制：- 蒸汽压力：保持锅炉蒸汽压力在规定的范围内。
- 蒸汽温度：保持锅炉蒸汽温度在规定的范围内。
- 给水流量：保持锅炉给水流量在规定的范围内。
- 燃烧器负荷：保持燃烧器负荷在规定的范围内。
五、停机过程1、停机前准备：- 降低锅炉负荷。
- 降低汽轮机负荷。
- 断开发电机与电网。
- 停止汽轮机转子。
- 停止发电机转子。
- 关闭汽轮机主蒸汽阀。
- 关闭汽轮机循环泵。
- 关闭汽轮机给水泵。
- 关闭汽轮机油泵。
2、停机过程：- 关闭锅炉燃烧器。
- 关闭锅炉循环泵。
- 关闭锅炉给水泵。
350兆瓦汽轮机组滑参数停机及滑参数停机的注意事项
1、停机准备1.1停运前应对机、炉、电设备、系统全面检查，制订停机、消缺计划。
1.2根据停机的原因、目的和停机时间确定停机方式；1.3 进行油枪试投实验。
1.4停炉前校对汽包水位计。
1.5辅汽系统汽源切为临机供。
1.6 检查辅汽联箱供轴封、除氧器暖管正常；高、低压旁路系统处于热备用状态。
1.7 交、直流润滑油泵、顶轴油泵及盘车电机启、停试验正常，油泵投入“自动”，做润滑油压低联锁试验。
1.8 确认高中压主汽门、调门、各抽汽逆止门灵活，无卡涩现象。
1.9 停炉前对锅炉受热面全面吹灰一次，空预吹灰汽源切为辅汽。
1.10 应根据检修要求和停运时间的长短将原煤仓或落煤管存煤烧空，防止原煤斗自燃。
1.11 确认汽包事故放水电动门、排空电动门良好备用；1.12 通知燃料、灰硫、化学做好停运准备，随机组降负荷及时调整相关系统。
1.13 机组准备停运前停止脱硝喷氨系统运行。
2、滑参数停运2.1 机组滑参数停运参数滑降范围及控制指标：2.1.1 主、再热汽温：330～360℃ ; 主汽压力：3.43～4.9MPa2.1.2 按锅炉滑参数停机曲线降温、降压、减负荷，各参数滑降速度：1．主、再热汽温＜1℃/min。
2．主、再热汽压＜0.098MPa/min。
3．汽缸金属温度温降率＜1℃/min。
4．主、再热蒸汽过热度＞50℃。
5．控制汽包上、下壁温差≯40℃。
6．控制受热面管壁温度不超限。
7．滑停降负荷、减温、减压参数表：2.2 滑停步骤：2.2.1 设定目标负荷为245MW、降负荷率为3MW/min，检查煤量、风量自动按设定减少，机组负荷缓慢下滑至245MW，主汽压、主再热汽温缓慢减至510℃。
2.2.2 控制煤仓煤位，及时停运制粉系统。
2.2.3 负荷210MW，将汽轮机高调门由“顺序阀”切至“单阀”控制；逐渐开大调速汽门，严格控制降压速度；机组负荷低于210MW，主汽压力开始下滑，汽机逐渐开大调门，机组过渡到滑压运行，汽机以3MW/min的速率降低负荷，锅炉随负荷的降低以≤0.1MPa／min的速度降低主蒸汽压力，过热汽温和再热汽温按汽机要求执行。
350MW超临界直流炉滑参数停机下烧仓各参数控制共6页文档
350MW超临界直流炉滑参数停机下烧仓各参数控制随着工业及城市的进程化，350 MW超临界带供热系统及工业用汽机组是最近几年国内比较流行的新建机组形式，但不同于300 MW亚临界机组，它没有汽包环节，给水的加热、蒸发及蒸汽的过热是一次性连续完成的，在机组烧空煤仓的滑参数停机过程当中，既要考虑烧空煤仓，又要满足滑停下汽温汽压规定的要求，往往导致操作调节时失调，造成汽温汽压大幅波动，影响机组安全。
2014年7月以来，各地区对环保指标管理非常严格，任何情况下都不允许电厂超标排放。
在各电厂的机组停运中，若对原煤仓或煤粉仓烧空停运，一般都会投入油枪助燃，助燃用油一般在2～10 t；在机组负荷降到50%以下时，因反应区温度降低，脱硝系统都会退出运行，致使NOx排放超标。
滑参数停机是调速汽阀保持全开，汽轮机负荷随锅炉蒸汽参数的降低而下降，机炉的金属温度相应下降，直至停机。
也就是逐渐降低主、再热蒸汽的参数进行减负荷直至达到所要求的参数后停机、停炉。
滑参数停机的主要目的是为了使机组参数，如锅炉侧压力、温度，汽机侧汽缸及转子温度降至较低水平，从而缩短检修工期。
由于各煤仓煤位不均，在负荷比较低的情况下，烧空仓难度很大，从而增加了汽温控制的难度，给机组的安全带来很大的危害，同时炉膛温度的降低，致使NOx排放超标。
因此研究350 MW超临界直流炉滑参数停机并且是兼顾烧仓时的汽温调节及排放零超标对机组安全、经济、环保具有重要意义。
1 超临界直流炉汽温控制的主要特点超临界直流炉没有汽包环节，给水的加热、蒸发及蒸汽的过热是一次性连续完成的，各段受热面之间没有明显的分界面，随着运行工况的不同，锅炉将运行在亚临界或超临界压力下，蒸发点会自发地在一个或多个加热区段内移动。
给水从省煤器到过热器产生蒸汽是连续不断进行的，这样给水、燃烧和汽温调节不是相对独立的，而是密切相关、相互影响的。
因此，为了保持锅炉汽水行程中各点的温度及水汽各区段的位置为一规定的范围，要求水煤比、风煤比、减温水及过热度在合适的范围内。
滑参数停机过程分析及经验总结 刘洋
滑参数停机过程分析及经验总结刘洋摘要：机组在需要停机检修的情况下，为缩短停机后盘车及油系统运行时间，争取早检修、早恢复，往往采用滑参数停机。
使汽轮机转子及汽缸得到均匀快速的冷却，同时减少汽缸及转子的热应力。
本文主要以王滩电厂1号机组升级改造后首次滑停为例，阐释在6号瓦顶轴油管故障的情况下滑停过程及经验，希望对电厂运行工作有所帮助。
关键词：升级改造；滑停；顶轴油1设备概述王滩电厂锅炉选用哈尔滨锅炉有限责任公司制造的HG－2030/17.5－YM型锅炉。
为亚临界、一次中间再热、固态排渣、单炉膛、Π型半露天布置、全钢构架、悬吊结构、控制循环汽包锅炉。
采用平衡通风，摆动式四角切圆燃烧器。
6套正压直吹式制粉系统，A磨煤机对应的燃烧器装有等离子点火装置。
主蒸汽采用两级混和式减温器调温方式。
再热蒸汽温度采用摆动燃烧器进行调节，再热减温水为事故喷水。
汽轮机为亚临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴凝汽式600MW汽轮机，汽轮机型号为 N630-16.7/538/538-1型。
高中低压缸均为哈汽制造。
汽轮机通流部分采用反动式设计。
机组分别于2014年8月份进行汽轮机抽汽供热改造，供热抽汽口设在中压缸排汽连通管处，机组于2015年11月份增加了对中储粮油脂（唐山）有限公司供工业用汽的项目改造，在机组的再热冷段管道上开孔抽汽，工业抽汽管道分别从1号机组和2号机组高排蒸汽管道引出汇合成一根供汽母管，通过减温减压器达到供汽参数。
2滑停背景及意义2016年11月一号机组汽轮机升级改造后保持连续运行至今。
2017年9月，由于烟道损坏，该公司向中调申请一号机组停机消缺。
同时在停机前发现一号机组#4瓦轴承金属金属温度1、2号测点显示温度由原来的77℃、77℃上涨至92℃、88℃，顶轴油母管压力DCS显示值由3.68MPa下降至3.0MPa，就地4号瓦顶轴油压由4.0MPa下降至1.0MPa，汽轮机4号瓦轴振在小幅跳高后稳定在稍低于原来的水平，瓦振无明显变化，其他瓦的瓦温及振动运行稳定，判断为4号瓦顶轴油进油管道泄露，公司希望利用此次停机机会对4号瓦进行检查处理，为缩短检修工期，故采用滑参数停机方式，快速均匀降低缸温，以尽快停止盘车运行，为检修争取时间。
350MW水电机组调速器系统控制浅析
350MW水电机组调速器系统控制浅析【摘要】水电机组单机容量的提高，机组尺寸的逐步增大，转速的不断提高，相对刚度的减弱，人们对水轮机的运行稳定性日益重视，同时，随着技术的高速发展，机组运行的自动化程度越来越高，无人值班、少人值守，远程控制的水电厂日益增多，对水轮发电机、调速器、励磁机的稳定性要求越来越严格。
通过我对我厂调速器系统的大修与维护简要谈谈一些体会。
【关键词】水轮机调速系统;比例伺服阀;紧急停机阀1.我国调速器产品发展回顾解放初期，我国水轮机调速器事业一片空白，少量制造亦是照搬苏联图纸生产。
50～60年代，我国水轮机调速器大部分系机械液压型调速器。
60年代初，研制了我国第一台晶体管电液调速器，70年代至80年代初，大中型水电站较多地采用了电子管、晶体管或小规模集成电路电液调速器，一些小水电站也少量采用了电液调速器。
80年代初国内拥有了采用适应式变参数PID调节模式的调速器。
90年代以来，随着可编程控制器（PLC）技术的不断完善，PLC型电液调速器已成为我国微机电液调速器的主导产品。
2.调速器电器控制350MW水轮机组调速器型号为PFWT-200-6.3-STARS微机调速器，调速器采用三个独立的微机控制器A、B及C套组成，A套和B套实现自动控制，C 套实现电手动控制，三套间的数据实现交叉冗余冗错，无扰动切换。
调速器设置有三种调节模式：频率调节模式、开度调节模式及功率调节模式。
在同种模式下均有对其它模式给定值的跟踪功能，三种模式间可以实现无扰动切换。
调速器测频采用齿盘和残压测速的方式。
齿盘和残压测速信号均传送至微机调节器A和B 控制器，独立电手动通道只采用齿盘测频。
调速器A、B机cpu均故障，能自动切到C机电手动运行，调速器稳定在故障前状态。
调节器C机为主机时，控制系统不能自动切换至调节器A机或B机。
紧急停机可以手动操作、电动操作、液动操作，液动紧急停机阀是由机械过速保护装置的液压阀控制。
350MW超临界循环流化床机组协调控制策略设计与应用的思考
350MW超临界循环流化床机组协调控制策略设计与应用的思考摘要：350MW超临界循环流化床的锅炉特性复杂，协调控制具有较高难度。
本文首先对超临界循环流化床机组控制特点及协调控制策略进行分析，进而探讨其控制策略的设计与实现，以某发电厂的350MW超临界循环流化床机组为例，介绍其基本情况，研究锅炉主控、汽机主控等，并分析应用效果。
关键字：350MW机组；超临界循环流化床；协调控制策略前言：超临界循环流化床是超临界技术、循环流化床技术相结合的产物，同时具备超临界蒸汽循环和CFB燃烧技术的优点，有利于提高发电效率，降低污染物排放。
虽然目前超临界技术、循环流化床技术都已较为成熟，但超临界循环流化床投入运行时间尚短，在协调控制方面缺乏可借鉴经验。
超临界循环流化床机组投入运行后必须满足电网稳定性要求，因此应从协调系统入手，确保其主要参数的稳定性，同时提高机组自动控制水平。
一、超临界循环流化床机组协调控制策略（一）超临界循环流化床机组控制特点超临界循环流化床机组控制主要具备以下几方面特点：（1）热惯性和迟滞性较高，具有多变量强耦合效应，与普通直流煤粉锅炉、常规亚临街循环流化床锅炉相比，超临界循环流化床机组控制复杂性更高；（2）由于机组中不含有汽包，使其蒸汽蓄热能力出现下降，进而会影响到负荷响应能力，如果负荷变化速度快，容易使主控参数出现大幅度波动；（3）循环流化床锅炉燃料的适应性强，其燃煤热值也会出现大幅度波动，进而导致燃烧系统具有时变性特征，这增加了协调控制系统的稳定控制难度，使机组变负荷能力面临严峻挑战[1]。
（二）超临界循环流化床机组控制方法基于上述机组运行特点，超临界循环流化床机组协调控制应从机组负荷指令生成、主控前馈信号生成、主控PID控制参数自适应等方面进行优化设计，从而克服机组锅炉热惯性大、迟滞性高、煤质波动大等问题，充分利用锅炉的蓄热能力，提高机组变负荷性能。
目前这种控制策略已经在国内几家发电厂机组运行中得到了应用，实践证明，采用跟这种协调控制策略的机组能够通过自动发电控制（AGC）性能考核，确保机组具有足够快的响应速度，从而保证其运行稳定性[2]。
350MW超临界机组防止氧化皮生成及脱落技术措施
350MW超临界机组防止氧化皮生成及脱落技术措施在高温高压下，过、再热器管壁内表面容易产生氧化皮，在锅炉启停和快速变工况过程中往往会导致氧化皮脱落，造成部分受热面管壁通流部分变小甚至堵塞，从而导致受热面冷却不足而局部超温，进而导致锅炉爆管、蠕胀事故的发生。
为防止锅炉氧化皮脱落导致锅炉爆管、蠕胀等异常事故的发生，保证锅炉安全稳定运行，特制定措施如下：一、机组启动过程控制措施1．水质要求：1)锅炉上水水质标准：Fe＜50μg/L，硬度≈0μmol/L，SiO2＜30μg/L，PH值9.2～9.6。
2)冷态冲洗结束时锅炉点火水质标准：贮水箱排水中铁量＜100μg/l，硬度≈0μmol/L，SiO2≤10μg/L，PH值9.2～9.6。
3)汽水分离器压力0.5MPa以上，分离器出口蒸汽温度190℃左右时，进行锅炉热态冲洗。
热态冲洗结束标准：贮水箱排水中含铁量＜50μg/l。
2．锅炉上水温度及速度要求：1)在具备条件时，应提前投入除氧器加热，尽可能保持较高给水温度。
2)冷态上水温度控制在20～70℃，且高于水冷壁外壁温20～40℃。
3)冬季上水时间不小于4小时，夏季不小于2小时，上水速度控制在30-55t/h。
3．升温升压要求：4．锅炉点火至过、再热器建立蒸汽流量前，严格控制炉膛出口烟温＜538℃。
5．高、低压旁路的控制：1)锅炉点火后，高压旁路控制不小于30%开度，低旁控制在不小于50%开度；主汽压力升至1MPa时，高压旁路随着主汽压力逐渐开至不小于60%，低旁开至80-100%。
2)汽机冲转前可通过尽可能开大高低旁开度（保证低旁减温器后温度≤60℃）对锅炉受热面系统进行大流量低压冲洗，以将沉积的氧化皮冲走。
6．减温水控制：1)当主、再热汽温大于360℃，投入过、再热器减温水控制汽温平缓。
投入减温水后，要注意喷水后汽温的变化，禁止减温水出现突增突减现象。
2)过热器减温水控制要以一级减温为主，二级减温为辅。
350MW超临界机组滑停过程控制分析.
1.350MW超临界机组滑停过程控制分析摘要：国电宿州热电有限公司#5炉为超临界1150t/h直流炉，在#5机组A修之前滑停。
滑停期间汽温出现波动，滑停结束汽温未达到预期要求、甲戊仓未按计划烧空、中压差胀偏大。
现对滑停过程中出现的问题进行分析并提出解决办法。
关键词：超临界直流炉汽温烧仓滑参数停机就是停机过程中逐渐降低负荷、主再热蒸汽参数，直至达到所要求的参数后停机、停炉。
其目的是把机炉侧压力、温度降至较低值从而降低汽轮机转子温度，使缸温尽快降至揭缸值，缩短检修工期，提高机组等效可用系数。
滑停一般在机组需要对汽轮机揭缸检修时才进行，由于超临界锅炉的汽温特性较为复杂，同时滑停过程中一般需要烧空煤仓，往往导致滑停过程中顾此失彼，得不到完美的结果。
滑停过程中，机侧汽温过热度相对更低，给机组的安全带来巨大威胁。
通过对#5机组滑停过程的总结、分析，提出关于机组滑停的控制调节方法和参考意见。
一、超临界直流炉汽温控制的主要特点超临界直流炉的汽温特性1.直流炉没有汽包，给水的加热、蒸发、过热是一次性完成的，各段受热面之间没有明显的分界面，随运行工况的不同，蒸发点会发生相应变化。
给水、燃烧、汽温相互之间的关系比较密切，通过水煤比对主汽温进行粗调、减温水进行细调是主汽温调节的主要方法；烟道挡板对再热汽温进行粗调、减温水细调是控制再热汽温的主要方法；同时通过整个燃烧风煤比的控制影响汽温。
2.直流炉没有汽包，对负荷的适应性较快，同样汽温变化受负荷、燃烧影响也较快，汽温的调整上控制起来也较为困难。
二、国电宿州公司机组概况国电宿州热电工程锅炉由东方锅炉股份有限公司设计、制造的，其型号为DG1150/25.4-Ⅱ3，型式为超临界参数变压直流本生锅炉，一次再热，前后墙对冲燃烧，单炉膛，尾部双烟道结构，采用挡板调节再热汽温。
过热器采用两级喷水减温：低温过热器至屏式过热器间布置有一级喷水减温器，屏式过热器至高温过热器间布置有二级喷水减温器。
350MW超临界机组协调控制策略分析及优化
350MW超临界机组协调控制策略分析及优化摘要：通过对350MW超临界机组协调控制策略的分析和优化，实现变负荷速率为（3%Pe/min）、变动量为（25% Pe）的大范围变动试验，为类似工程现场应用提供借鉴。
关键词：超临界、燃煤直流锅炉；空冷；CCS；负荷变动一、前言本机组为350MW超临界、空冷机组，包括1台燃煤锅炉、1台汽轮发电机组和所有必须的辅机设备及电厂BOP。
锅炉采用哈尔滨锅炉厂超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉、单炉膛、一次中间再热、切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、前煤仓布置、露天布置、全钢悬吊结构π 型锅炉。
锅炉配备5台配动态分离器的中速磨煤机，一次风机采用离心式，送风机和引风机采用动叶可调轴流风机，脱硫系统采用脱硫除尘一体化工艺。
汽轮机采用东方汽轮机厂超临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、空冷凝汽式汽轮机，本工程设容量为60% BMCR两级串联液动旁路，给水系统设置3台50%容量的电动调速给水泵，凝结水系统设三台50%容量的立式、定速凝结水泵。
发电机采用哈尔滨发电机厂双极凸极转子同步发电机，采取闭式循环冷却系统，定子铁芯和转子采用氢冷，励磁绕组及其接线端子采用水冷，集电环采用空冷。
DCS控制系统采用北京ABB贝利控制公司开发的S+DIN控制系统，硬件、软件系统由北京ABB贝利控制公司提供。
二、协调控制策略本机组协调控制系统采用以锅炉跟随为基础的协调控制方式（CC-BF），有利于机组负荷响应。
协调控制策略：负荷控制中心把AGC的目标值或者手动设定的目标值经过负荷高低限，负荷闭锁控制、负荷迫升迫降、负荷速率限制、一次调频模块计算，形成目标负荷N0。
锅炉侧控制回路主要包括锅炉主控（主汽压力控制）、燃料控制、给水控制、氧量控制、风量控制、一次风压力控制、过热汽温控制、再热汽温控制等。
锅炉侧控制回路是根据目标负荷变化来控制的，是随动控制系统。
锅炉主控制（主汽压力控制）：主汽压力控制可以是定压控制，也可以是滑压控制；对于超临界直流锅炉滑压运行，经济效益最高。
350MW运行规程解析
1 主题内容与适用范围本规程规定了N350-16.7/538/538型汽轮机、HG-1165/17.45-YM1型锅炉、QFSN-350-2型发电机及其附属设备的主要技术特性、设备规范、运行、维护及事故处理的规定。
本规程适用于哈尔滨汽轮机厂引进型优化设计并制造的N350-16.7/538/538型汽轮机、•哈尔滨锅炉厂制造的HG-1165/17.45-YM1型锅炉、哈尔滨电机厂QFSN-350-2型发电机启动、运行、维护和事故处理,适用于我厂#1、2汽轮发电机组。
2引用标准电力工业部部颁《汽轮机组运行规程》•、《350MW机组锅炉运行规程》、《发电机运行规程》、《电力工业技术管理法规》、《300MW级气轮机运行导则》等以及制造厂家提供的有关技术资料及设计院的设计图纸、资料等。
3 总则3.1 主要操作规定3.1.1 汽轮发电机组的启动、停止、运行方式的改变及事故处理,应在单元长的组织下按值长的命令,依照规程进行操作；3.1.2 下列操作需要总工程师主持或由总工程师指定分厂主任、专责工程师在值长统一安排下进行：3.1.2.1 汽轮机的启动；3.1.2.2 机组的超速试验；3.1.2.3 机组甩负荷试验；3.1.2.4 运行中调节系统的各项试验；3.1.2.5 设备经过重大改进后的启动或有关新技术的第一次试用；3.1.2.7 给水泵的启动及高压加热器的投入；3.1.2.8 循环冷却水系统运行方式的变更及凝汽器在运行中清扫或找漏；3.1.2.9 机组运行中冷油器的切换；3.1.2.10 快冷装置的投用。
3.1.3 重要系统的操作应填写操作票,经值长批准后在单元长的监护下进行操作；3.1.4 所有的操作人员和监护人员均应由考试合格人员担任,学习人员不得担任监护人；3.1.5 事故处理时,允许不填写操作票依照规程进行正确操作。
4主机规范及特性4.1 汽轮机设备规范：4.1.1 概述：本汽轮机为哈尔滨汽轮机有限公司引进美国西屋公司技术以300MW汽轮机机组为基础改进生产的350MW亚临界，凝汽式汽轮机；与哈锅1093.56t/h、一次中间再热、四角切圆燃烧、自然循环汽包锅炉及哈尔滨电机厂350MW水氢氢发电机配套。
350MW超临界机组深度调峰运行优化调整技术分析
350MW超临界机组深度调峰运行优化调整技术分析摘要：随着风电、光伏等清洁能源大规模并网，我国对燃煤火电机组调峰灵活性的要求越来越高。
为此，有限公司根据自身特点对350MW超临界机组低负荷运行进行了优化调整。
通过优化磨煤机运行方式，提高煤粉细度，调节磨煤机出口空气与粉体混合温度，控制一次风与粉体的均匀度，调节煤粉的湍流强度。
从而优化单燃烧器内外二次风。
控制风量比，挖掘机组减温水量和深调峰潜力，最终实现机组30%额定负荷无油稳定运行，保证SCR脱硝系统正常运行。
关键词：350MW超临界机组；深度调峰；低负荷稳定燃烧；脱硝系统引言：机组深度调峰运行，节能潜力巨大。
350MW亚临界机组深度调峰运行优化研究。
通过深入特性试验，对机组深度调峰进行安全评价和能耗诊断，分析了制约机组经济性的主要因素及中压缸上下缸温差过大的原因对提取口进行了分析，并提出了相应的解决方案。
通过汽轮机配汽方式的优化，论证了单台汽泵运行的可行性和经济性。
结果表明，若能有效解决中压缸体提取过程中两个半缸之间温度梯度大的问题，可采用喷嘴蒸汽分布法进行深度调峰。
一、锅炉深度调峰存在的问题1.水冷壁母管接头根部裂纹4号炉经过环保超低排放改造，多次深度调峰，安全运行415天。
该炉于2018年4月22日停炉检修，在炉内抗磨防爆检查中，发现该炉水冷壁主管接头根部有裂纹。
经研究分析，由于锅炉两侧水冷壁集管较长，导致前壁水冷壁集管较长，材质不一致。
当给水温度为300℃时，前壁水冷壁出口集管两端与管板的膨胀差约为15.2mm，两侧水冷壁出口集管与前壁的膨胀差为管排末端约22.24mm，不一致；同时，每个集管与水冷壁之间存在温差。
温差是在30°C 计算的。
管接头角焊缝的最大应力约为94mpa。
以原水墙上的集管为基础，总长12m。
此外，机组负荷率低，深度调峰的任务势必对锅炉各级厚壁构件的结构产生一定的影响。
二、350MW超临界机组深度调峰运行优化调整技术分析1.锅炉主控系统在火力发电机组中，液态水可以在直流锅炉中转化为过热蒸汽，锅炉的蒸发能力由燃料量和给水流量决定。
机组滑参数停机步骤、风险分析及解决办法
机组滑参数停机步骤、风险分析及解决办法一、停机步骤1. 提前对炉内受热面进行全面吹灰，接到停机命令按机组滑参数停机曲线要求降低机组负荷，减少燃煤量降低燃烧室温度、降低主汽压力、降低主汽温度。
2.为防止环保参数小时均值超标，尽量提前做好二次风暖风器热备用，根据SCR进出口烟气温度投入二次风暖风器，努力控制SCR出口烟气温度不低于300℃，根据烟气氧量及NOX排放情况调整燃尽风配比和总风量。
3.值长加强与燃运沟通，根据煤仓煤位情况合理安排上煤，在机组降负荷前将E、F煤仓烧空。
4.机组降负荷至330MW过程，以CCS控制模式进行，设定降负荷速率为10MW/min，主、再热汽温温降速率可按1.5℃/min 以下控制，目标580℃；降压速率可按0.28MPa/min，目标为13MPa；燃烧调整按照自上至下的原则，逐台减少制粉系统给煤量、停止磨煤机。
5.机组降负荷至297MW过程，以CCS控制模式进行，设定降负荷速率为5MW/min，主、再热汽温汽压保持稳定；此时应加强辅汽联箱压力温度监视，确保辅汽供轴封汽温度和压力稳定，检查冷段至辅汽联箱压力调整门自动跟踪良好。
6.机组负荷降至297MW，D煤仓烧空后停运，维持下三层磨煤机运行。
在选则停运第四台磨煤机前应确保A磨等离子运行；7.机组负荷降至264MW，退出CCS协调机组进入TF控制模式，由锅炉主控手动加减负荷，负荷降至230MW，氧量自动退出；汽泵再循环调整门退自动，手动缓慢开启，当汽泵转速低于3050r/min时必须手动逐步开大至40％，增加汽泵出力确保汽泵不发生保护动作（再循环门开度≤40％且给水流量≤449T保护动作）。
8.机组降负荷至200MW过程，以TF控制模式进行，设定降负荷速率为3MW/min，主、再热汽温温降速率可按1.5℃/min 以下控制，目标550℃；降压速率可按0.1MPa/min，目标为8.8MPa。
9.机组负荷降至200MW，锅炉仍维持干态运行，如燃烧不稳、负压波动较大时及时投油稳燃；提前投入空预器连续吹灰，并将空预器自动漏风控制装置强提至上限位，监视空预器电流在正常范围内；提前备暖启动疏水系统，微开大气式扩容器暖管调门至5%，开启A、B侧361阀前电动门，检查集水箱至凝汽器管路及集水箱疏水泵正常备用。
350MW超临界供热机组灵活性改造探索及实践
350MW超临界供热机组灵活性改造探索及实践摘要：随着新发电机组的发展、传统热电电池的市场空间的缩小以及煤炭价格的上涨，发电厂处于严重损失的边缘，迫使发电厂降低发电成本，提高其竞争力，并扭转业务上的两难境地。
为了节省投资，减少工厂电力，降低运输成本，提高机组人员效率，提高机组人员效率，优化三个压缩空气气候、升降机和气箱安装水泵。
为了确保发电和供暖的双重安全，在设计个别供热装置设计方面出现越来越多的挑战和要求，需要在以往纯化冷凝装置设计的基础上采取更先进和可靠的技术控制。
关键词：供热机组；电厂辅机；单列设计；热经济性；可行性分析中图分类号：文献标识码：A引言近年来，我们处理风能和光电等新能源的能力迅速增长，目前电力系统的能力在满足对新能源的需求方面面临困难，许多地区出现了风和光的情况。
迫切需要对使用天然气的传统供热装置进行技术改造，以满足供热需求和适应能力。
随着供暖和供暖工作的继续，中央供热面积的扩大肯定会加剧目前的热能紧张局势。
这就需要为该网络提供足够的调频能力，以确保其灵活性并稳定和安全运作。
为此目的，重要的是要在空调方面进行探索和实行灵活性。
1背景1.1工程概况电厂新建两座350MW热电厂，锅炉型号HG-1150/25。
哈尔滨4-YM1锅炉厂生产超临界直流电压、单炉体、前后反燃烧墙、一次加热、平衡通风、固体排渣、全钢架、Π型布置、室外完备的燃煤锅炉日程。
汽轮机型号CLN350/250-24.2/1.6/566/566，哈尔滨汽轮机厂制造，形式采用超临界、一次后热、两缸两排气对、一轴、双抽汽、凝汽中冷机组，－压力筒体旋转挡板控制抽汽的中压量，单台最大供汽量为400t/h[1]。
1.2国内外单列设计应用为提高机组经济效益，节约投资，近年来各主要发电集团相继提出了机组配套设备单列配置的技术路线。
由于电厂配套设备设计技术和加工生产水平的不断提高，配套设备的可靠性也不断提高，为新厂单列配套设备的设备设计和应用奠定了坚实的基础。
机组的滑参数停运
机组的滑参数停运1 机组滑参数停运参数滑降范围及控制指标1.1 滑参数停机最终缸温的选择应根据具体条件而定，一般不低于250℃；1.2 过热、再热蒸汽平均降温率不超过1℃/min。
负荷变化率不超过3MW/min；1.3 蒸汽温度变化率与负荷变化率最终取决于缸温平均变化率，缸温变化率不超过0.8℃/min；1.4 汽轮机金属壁温差和锅炉厚壁部件金属壁温差不超过允许值。
2 机组减负荷2.1机组负荷由330MW减负荷至210MW，控制减负荷速率小于3MW/min，主、再蒸汽参数维持正常范围内；2.2 机组负荷210MW，将汽轮机由“顺序阀”切至“单阀”控制；2.3控制原煤仓煤位，及时停运制粉系统，磨煤机停运前关闭给煤机入口门，将给煤机内煤拉空，磨煤机抽粉干净；2.4维持负荷不变，开大调速汽门，控制锅炉降压率≤0.1MPa/min，降低蒸汽压力，同时适当降低主、再热蒸汽温度；2.5 机组负荷210MW，主汽压降至12.5MPa，主、再热汽温度为500℃，稳定运行30min；2.6负荷随参数的滑降而降低，用调门适当参与，保证负荷与主蒸汽参数的匹配；汽温必须精心调节。
使用减温水时应避免汽温突变给金属带来热冲击。
在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水；2.7 负荷至180MW，主汽压力11.0MPa,主再热汽温480℃/470℃；2.8 负荷降至150MW，主汽压力9.5MPa，主蒸汽温度应为470℃；2.9负荷降至120MW，此间炉内燃烧不稳时，需及时投油助燃，停电除尘及脱硫、脱销部分设备系统。
将一台电泵转速降至3000rpm备用。
2.10 负荷降至100MW，将厂用电切为启备变带。
2.11负荷降至90MW，主汽压力6.0MPa，主蒸汽温度430℃，再热蒸汽温度410℃，稳定运行30min；2.12 参数稳定，锅炉给水由主路切至旁路运行；2.13 负荷减至60MW，主汽压力5.0MPa，主再热汽温415℃/400℃；2.14 负荷30MW,主蒸汽压力 4.0MPa，主汽温度 380℃，再热汽温为 370℃；2.15 减负荷至零（10MW以内），汽机打闸、发电机解列、锅炉熄火；2.16 机组减负荷停机的其它操作见正常停机。
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浅谈350MW机组深度滑参数停机运行控制
摘要：本文介绍了东方350MW亚临界机组通过采用分阶段参数控制方法，达到深度滑参数停机目的降低缸温，缩短缸温冷却时间，尽快达到检修条件，并对深
度滑参数停机评估，可供同类型机组参考。
关键词：350MW机组深度缸温滑参数控制
1 前言
乌兰察布市宏大实业有限公司2×350MW机组亚临界机组，锅炉设备由东方锅炉（集团）有限公司制造，锅炉型号DG1239/17.4-II23型，为亚临界、单汽包自然循环、一次中间再热、四角切圆燃烧、固态排渣、全钢架悬吊结构、紧身封闭型燃煤锅炉。
汽轮机由东方汽轮机
（集团）有限责任公司制造，汽轮机型号CK350/316.5-16.7/0.4/538/538型，亚临界、一次中
间再热、高中压缸、单轴双缸双排汽、直接空冷抽汽式汽轮机。
机组停机达到检修开工条件，缸体冷却占用时间较长，如何缩短汽轮机缸体冷却时间，尽快满足检修开工条件，一直是火
电厂研究的课题。
实践证明，一次较为深度的滑停可以至少节省检修时间4-6天，采用深度
滑参数停机方法降低缸温，缩短检修停机时间，即可有效灵活把控检修工期安排，又可创造
巨大的经济利润。
2 深度滑停前的准备阶段
充分做好滑参数停机准备是顺利完成深度滑参数停机过程的重要环节，滑参数停机前需
要做到几个关键点：1、煤仓煤位把控。
停止上煤，检修时间超过7天，接到停机命令后至
上而下采用倒三角燃煤法逐渐烧空原煤仓，这个工作需要跟输煤密切联系，精准把控煤仓煤
位和不同煤仓燃煤量，防止断煤发生影响滑停参数控制。
2、滑停前试转、切换。
对锅炉油
枪试投，在最低稳燃负荷以下，为防止炉膛灭火，需投运油枪稳燃，尤其对BC层油枪和微
油的试投正常。
防止燃烧扰动引起滑停参数波动大，不能合理控制温度。
对主机交流油泵、
直流油泵、顶轴油泵、盘车的试转正常。
3、公用系统倒换。
因采用30%电泵#1、#2机组公用，及时进行倒换停运机组并试运正常。
供热、辅汽、冷却水等及时切换运行机组。
4、停
机参数记录。
对于深度滑参数停机，分析停机前后数据是很有必要的。
尤其对主汽温度、再
热汽温度、上下缸体温度、主汽压力、缸温差、胀差以及蒸汽压力下对应饱和温度等参数的
变化分析。
3 滑停阶段
3.1 滑停参数控制
主再热蒸汽降温速率≤1℃/min。
主再热汽压力≤0.098MPa/min。
缸体金属降温率0.5-
1℃/min。
降负荷速率＜3MW/min。
主再热蒸汽过热度＞80℃，控制在100±10℃。
调节级后
蒸汽温度不低于缸体金属温度30℃。
上下缸温差＜50℃。
3.2 350MW-175MW阶段
根据停机时间，滑停过程时间控制在3小时，需要向调度申请解除AGC进行滑停。
具体
步骤如下：1）解除AGC至CCS模式。
2）压力控制方式选择滑压模式。
3）目标负荷175MW。
4）主蒸汽温度控制目标：520℃，再热汽温度控制目标：500℃，降温速率1℃/min。
5）主
蒸汽压力控制目标：13.0MPa。
6）根据煤仓煤位逐渐烧空E、D原煤仓，保留A、B、C磨倒
三角煤量运行。
7）根据背压依次停运空冷风机。
8）负荷到175MW，将顺序阀切至单阀运
行方式。
9）暖辅汽至轴封汽源，辅汽至除氧器汽源。
10）检查电泵备用良好。
11）70%负荷下，控制主蒸汽温度目标：520℃，再热蒸汽温度500℃。
到175MW负荷，控制目标温度不变，稳定运行10分钟。
3.3 175MW-140MW阶段
此阶段采取先降温后降压方法，保持主汽压力不变，通过下降火焰中心高度、调整减温
水量降温，主汽温度控制目标：470℃，再热汽温度控制目标:468℃，降温速率1℃/min。
达
到目标参数稳定运行15分钟。
后续具体步骤如下：1）机组运行方式：CCS。
2）压力控制方式：滑压。
3）目标负荷：140MW，速率3MW/min。
4）目标压力：9MPa,降压速率0.175 MPa/min。
5）主蒸汽控制目标：430℃，降温速率1℃/min。
6)再热蒸汽控制目标：428℃，
降温速率1℃/min。
6）负荷130MW，投入微油枪。
7）保持A、B、C磨运行，C原煤仓走空时，停运C制粉系统，保持A、B磨运行，继续滑降。
8）在此目标参数下，稳定运行15分钟。
3.4 140MW-105MW阶段（深度滑参数）
1)运行方式：CCS方式。
2）压力控制方式：滑压。
3）目标负荷：105MW,降负荷速率
3MW/min。
4）主蒸汽控制目标：400℃，再热蒸汽控制目标：398℃，降温速率1℃/min。
5）压力控制目标：7MPa。
6）退备一台汽泵运行。
7）在此目标参数下，稳定运行15分钟。
3.5 105MW-70MW阶段（深度滑参数）
此方式进行定压降温阶段，通过减小燃料量控制汽温、负荷、压力值。
1)运行方式：TF方式。
2）压力控制方式：定压。
3）目标负荷：70MW，降负荷速率
3MW/min。
4）主蒸汽控制目标：380℃，再热蒸汽控制目标：375℃，降温速率1℃/min。
5）压力控制目标：7MPa。
6）100MW，进行厂用电倒换。
7）30%负荷，检查低压疏水门组开启。
否则手动开启。
8）达20%负荷，检查中压疏水阀门组开启，否则手动开启。
9）燃烧不稳，
参数波动下降低值，投BC层油枪助燃。
10）B原煤仓烧空，停运B制粉系统，保持A磨运行，微油稳燃。
11）达到目标温度稳定运行30分钟。
3.6 70MW-35MW阶段（深度滑参数）
继续进行定压滑温方式进行深度滑降，密切注意上下缸温温度值及变化情况。
监视主机
振动、胀差、轴位移变化。
后续具体步骤如下：1)运行方式：手动方式。
2）压力控制方式：
定压。
3）目标负荷：35MW，降负荷速率2MW/min。
4）主蒸汽控制目标：350℃，再热蒸
汽控制目标：348℃，降温速率1℃/min。
5）10%负荷，检查高压门组疏水开启，否则手动开启。
6）压力控制目标：7MPa。
7）手动启动主机交流油泵，检查运行正常。
8）A原煤仓烧
空后，停运A制粉系统，锅炉手动MFT。
4 滑停注意事项
4.1 滑参数过程中，要分几个阶段把负荷、压力、温度滑下来，在每个阶段要有足够的
停留时间，保证各参数在允许范围内变化。
4.2 滑停过程中，严格控制主再热蒸汽降温率、降压率及汽缸金属降温率在规定范围内。
整个停机过程中保证机侧主、再热蒸汽有80℃以上的过热度，降温过程中再热汽温尽量跟上
主汽温度，尽量控制主、再热汽温度差不大于28℃，调节级处蒸汽温度低于该处金属温度30℃时，暂停降温，稳定10分钟后再进行。
4.3 机组滑停过程中，严防发生汽轮机水冲击，主、再热蒸汽过热度不得低于80℃。
如主、再热蒸汽过热度＜80℃，或10分钟下降50℃，应立即打闸停机。
4.4 再整个停机过程中，应按照滑参数停机曲线逐渐降低各参数。
总趋势按照主、再热
蒸汽温度下降率≤1℃/min，主汽压降率≤0.1MPa/min，负荷下降率3-5MW/min来执行。
4.5 根据负荷下降情况，和燃烧情况，合理使用主、再热蒸汽减温水，保持主、再蒸汽
温度按照曲线逐渐下降，同时要监视各部受热面管壁温度，防止管壁超温。
4.6 滑停过程中，机炉协调好，降温、降压不应有回升现象。
停运磨煤机时，密切注意
主汽压力。
温度、炉膛压力的变化。
注意汽温、汽缸壁温下降速度，汽温下降速度严格在滑
参数停机曲线范围。
4.7 密切对汽缸膨胀、胀差、轴向位移、振动、汽缸上下缸温差变化情况，参数出现异
常变化及时分析原因，采取措施，必要时停止降温、降压。
5、结论
对于350MW亚临界汽包锅炉型进行深度滑参数停机，参数不太好控制，通过在确保停
机安全的条件下，多次进行停机试验研究，推敲出一套该炉型的深度滑参数停机技术措施，
大大缩短检修时间，做好深度滑参数停机，挖掘深度底线，有巨大的经济利润，在不同容量、不同型号的火电企业中值得进行探讨研究。
参考文献：
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作者简介：
刘志华 1984年06月男汉族内蒙古自治区呼和和特市，本科，工程师从事火电厂集控运行管理工作。