某日，夜班。本班按照调度负荷命令进行深度调峰。01:43接调度命令全厂负荷减至600MW，其中2号机组减负荷至200MW，06:56调峰结束，2号机组加负荷至500MW，投入AGC运行。整个调峰期间，机组参数稳定，较为顺利完成这次深度调峰降负荷操作。
一、调峰前准备工作
调峰前上个班已完成相关主要准备工作:
1、完成锅炉油枪试投工作。主要试投2B、2C、2E、2F层油枪，存在缺陷已联系检修人员处理。
2、开启主蒸汽管道、再热蒸汽管道疏水手动门，高压管导汽管疏水手动门，高压缸内缸疏水手动门，#1、#2、#3高加抽汽管道疏水手动门等疏水手动门。
3、开启两台机组辅汽联箱联络手动门。
4、开启锅炉储水箱溢流阀暖管管路，对溢流阀暖阀。
5、开启辅汽至小机汽源电动门，对辅汽汽源管道暖管。
6、开启锅炉疏水泵冷却水手动门。
二、操作过程
1、01:43得令：2号机组减负荷至200MW。2号机组退出AGC减负荷至450MW，就地缓慢开启辅汽至2B小机电动门，将2B小机汽源切换为辅汽供汽，辅汽至2A小机电动门保持在20%左右。
2、减负荷至400MW阶段。减负荷过程中投入2F层微油枪运行，机组负荷400MW左右时退出CCS，转入TF控制方式。手动调节锅炉给水流量，降低2A汽泵的转速，开大2A汽泵再循环调门，将锅炉给水流量切换为2B汽泵完全供给，逐渐退出2A汽泵运行。
3、减负荷至300MW阶段。逐渐降低燃料量和水量，缓慢减负荷。优先降低2E磨煤机煤量，保持底层磨煤机煤量适当。根据燃烧情况投入2C层部分油枪运行，本次深度调峰2C层投入了4支油枪。当2E磨煤机具备停运条件时，选取适当时机停运。减负荷至350MW以下时注意控制锅炉分离器出口过热度，准备将锅炉转入湿态运行。当机组负荷减至320MW左右时开启贮水箱溢流阀电动门，此时控制好锅炉给水流量，逐渐降低煤量，缓慢将锅炉转入湿态运行(未启动炉水循环泵运行)。转入湿态运行时注意贮水箱溢流阀开度变化，及时对凝汽器进行补水，调整好除氧器水位。并及时启动锅炉疏水泵控制冷凝水箱水位。
4、负荷接近200MW阶段。在湿态稳定运行一段时间后，继续降低燃料量，降低机组负荷，同时调节锅炉给水流量控制贮水箱溢流阀的开度，尽量减小溢流阀开度，但也不宜保持过小。减负荷至300MW以下时注意#2高加的水位，当#2高加水位持续上升，不能完成正常疏水时，及时通过#2高加事故疏水保持水位正常。减负荷过程中通过调整2B给水泵再循环和转速满足锅炉给水流量要求，同时保持小机处于较为合适的转速。
5、负荷200MW稳定运行阶段。主要运行参数：主汽压11.4MPa，主汽温580℃，再热汽压0.93MPa，再热汽温560℃，锅炉给水流量800t/h，主蒸汽流量560t/h，燃料量106t/h，2C、2F磨煤机煤量49t/h，总风量1400t/h，一次风压力8.5kPa，贮水箱溢流阀开度38%，2F层8支微油枪和2C层4支大油枪运行。
5、调峰结束后升负荷至350MW阶段。调峰结束后适当增加底层磨煤机出力，并及时启动2E磨煤机运行，逐渐退出2C层大油枪，同时及时增加锅炉给水流量保持贮水箱溢流阀开度。机组负荷达到250MW以后根据情况锅炉转入干态运行。锅炉干态运行后尽快加负荷至350MW以上，避开干湿态负荷区域。
6、加负荷至450MW阶段。加负荷至350MW阶段后注意及时投入脱硝系统运行。在400MW左右时并入2A汽泵运行。缓慢将两台给水泵汽源切至四抽供汽，给水泵出力调平后投入CCS、一次调频运行。加负荷至450MW过程中逐渐退出2F层微油枪运行。
7、加负荷至500MW阶段。加负荷至500MW检查机组参数正常后投入机组AGC。加负荷过程中恢复#2高加正常疏水，关闭疏水系统相关手动门。
三、调峰注意事项
1、切换小机汽源时注意小机进汽温度的变化。进汽温度变化较大时暂停开启电动门，观察小机振动变化，当振动无明显增大且汽源温度稳定后再逐渐开大辅汽进汽电动门。
2、提前投入空预器吹灰。本次减负荷至200MW时空预器吹灰汽源依然采用冷再，吹灰压力0.88MPa，吹灰温度350℃左右，能够满足空预器吹灰要求。而此时辅汽联箱压力0.6MPa，温度320℃，空预器吹灰冷再汽源优于辅汽汽源。
3、同时关注辅汽联箱压力变化。减负荷过程中注意辅汽联箱压力的变化，当压力降低时联系临机稳定辅汽联箱压力。
4、退出其中一台汽泵时应选择合适的时机。从450MW减负荷时优先降低一台汽泵的转速。尽量在350MW前完成汽泵退出操作，避免在干湿态区域退出给水泵。若转入湿态运行后再退出汽泵难度较大，主要是机组负荷过低时主汽压降低，两给水泵转速较低，退出其中一台汽泵时即使转速降至3000r/min，也不一定完全退出，此时即使采用就地缓慢关闭出口电动门风险较高，容易引起给水流量波动。另外在不切换给水旁路条件下，低负荷阶段可以考虑增加主汽压偏置量，使锅炉主汽压保持高于9.7MPa，便于给水泵保持在较合理的转速，本次主汽压为11.4MPa，小机转速3330r/min，此外汽机主控在60%左右。
5、当机组负荷降低时，根据脱硝进、出口温度及时退出脱硝系统运行。当机组负荷增加时，脱硝进出口温度满足投入脱硝条件时及时投入脱硝，同时做好脱硝投退期间电量登计工作。
6、加强磨煤机就地检查。当只有底层两台磨煤机运行时，注意巡视磨煤机煤层厚度，煤层厚度过高时及时排放石子煤，煤层较低时防止磨煤机振动。
7、锅炉转入湿态后通过溢流阀控制储水箱水位。锅炉刚转入湿态时可能溢流阀开度波动较大，当溢流阀开度较大时，一方面要控制好储水箱水位，另一方面要注意除氧器和凝汽器的水位。特别是凝汽器水位，机组外排水较多时，凝汽器要及时增加补水。当机组稳定运行后逐渐调整锅炉给水流量，使上述参数稳定运行。
8、2A小机振动大原因。本次2A小机退出后，未及时关闭出口电动门，此时机组负荷下降，主汽压下降，由于辅汽至2A小机汽源电动门有20%开度，2A小机汽源压力由四抽压力0.42MPa变为辅汽压力0.62MPa，进汽温度由376℃降低至322℃，进汽温度下降较快同时给水泵由于汽源压力升高恢复出力，导致2A小机振动大。防范措施：一方面在小机暖汽源时缓慢开大尽量提前缓慢降低进汽温度，另一方面退出运行时及时关闭出口电动门，防止主汽压降低时已退出的汽泵再度恢复出力。
9、深度调峰前未将主机顺序阀切换为复合阀。
10、低负荷运行时，发电机#9瓦Y方向振动值略有增加(由75um增加至85um)，但振动值稳定在85um波动值较小，其余汽轮发电机组各项参数正常。机组负荷恢复后，振动值也恢复正常。
11、注意#2高加水位。机组负荷在300MW以下减负时注意#2高加水位，发现正常疏水不能保持高加水位正常时，及时通过事故疏水控制#2高加水位正常，防止由于#2高加水位高，导致高加组解列，进而对给水系统产生较大影响。
12、启动2E磨煤机注意点火能量是否满足。若有热控值班人员在场时可以在机组升负荷至较高时强制点火能量满足启动2E磨煤机。若无热控值班员时可以将2C层4支油枪转入2E层，利用油枪满足磨煤机点火能量，启动2E磨煤机运行正常后，伴随机组增加逐渐退出2E层油枪。汽机专业：深度调峰前小机备用汽源提前暖管，可以40万左右负荷时切换一台小机汽源，另一台不需切换汽源，降转速至3000rpm关给水泵出口门备用，防止轴振增大和给水流量波动大。
给各值的建议：主汽压偏置可设定高一些，11MPa左右，禁止大幅度调整主汽压力偏置及给煤量。望其他值以此总结为指引并结合SIS回放，了解整个操作，以做到心中有数。
