一种火电厂两机协调深度调峰方法
阅读说明：本技术 一种火电厂两机协调深度调峰方法 (Thermal power plant two-machine coordination depth peak regulation method ) 是由 邓彤天 钟晶亮 冉景川 王文强 文贤馗 王锁斌 姜延灿 李翔 张世海 徐章福 于 2021-09-02 设计创作，主要内容包括：本发明公开了一种火电厂两机协调深度调峰方法,硬件系统包括火电厂两台主机、辅机及辅助系统,其特征在于：使用电厂管道、阀门对高压旁路后蒸汽管道和再热热段蒸汽管道联通,采用一台机组锅炉40％～50％MCR负荷运行,汽轮发电机带20％ECR电负荷运行；另一台机组锅炉停运,对应汽轮发电机由运行锅炉提供中低压缸作功蒸汽带20％ECR电负荷运行的方法,实现火电机组不投油深度调峰；本发明不需增加储热、储电设备,不进行锅炉燃烧器低负荷稳燃改造和宽负荷脱硝改造,具有运行方式灵活,节约燃油和厂用电消耗,辅助设备偏离设计工况运行程度相对较小的特点。(The invention discloses a thermal power plant two-machine coordination depth peak regulation method, wherein a hardware system comprises two main machines, an auxiliary machine and an auxiliary system of a thermal power plant, and the method is characterized in that: communicating a high-pressure bypass rear steam pipeline with a reheating hot section steam pipeline by using a power plant pipeline and a valve, and operating by adopting 40-50% of MCR load of a unit boiler, and operating a turbine generator with 20% of ECR electric load; the boiler of the other unit is shut down, and a method for operating 20% ECR electric load of the low-pressure and medium-pressure cylinder work steam band is provided by the operating boiler corresponding to the steam turbine generator, so that deep peak regulation without oil input of the thermal power generating unit is realized; the invention does not need to increase heat storage and electricity storage equipment, does not carry out low-load stable combustion transformation and wide-load denitration transformation of the boiler burner, and has the characteristics of flexible operation mode, fuel oil and station service power consumption saving, and relatively small operation degree of auxiliary equipment deviating from the design working condition.)
技术领域
本发明属于火力发电厂运行技术领域，尤其涉及一种火电厂两机协调深度调峰方法。
背景技术
火力发电在能源结构上占有较高比例，随着风电、光伏发电等新能源的规模不断扩大，弃风弃光弃水现象严重，火电厂必然成为新能源消纳的配套。由于火电厂锅炉最小技术出力通常为40％～50％BMCR，当机组负荷低至40％ECR时，必须投入大量柴油稳燃，避免熄火跳机事故的发生。为此火电机组通过灵活运行改造以获取更大调峰能力和负荷调节能力，目前采取的主要技术如锅炉低负荷稳定燃烧器改造、汽轮机低压缸少蒸汽运行、大规模储热储电、大容量电锅炉等，经灵活运行改造后的火电机组纯凝工况最小技术出力达到约15～20％ECR、“爬坡速率”约2.5～3％Pe/min水平，但是技改投入资金量较大，辅助设备偏离设计工况运行，需要包括工业和民用等一定规模的错峰热用户作为支撑等，使得此项技术并不完全适用于所有火电厂。
对于大多数不具有规模热用户支撑的火电厂，采用上述技术方案并不适用；因此，需要一种有别于当前火电机组灵活运行改造技术线路，使机组调峰能力、负荷响应速率(“爬坡速率”)达到或接近同等水平，尽可能利用现场条件减少技改资金投入、节约燃油和厂用电消耗、运行方式灵活的方法。
发明内容
本发明要解决的技术问题：提供一种火电厂两机协调深度调峰方法，使火电厂达到或接近当前灵活运行改造先进水平，所述方法不需增加储热、储电设备，不进行锅炉燃烧器低负荷稳燃改造和宽负荷脱硝改造，具有运行方式灵活，节约燃油和厂用电消耗，辅助设备偏离设计工况运行程度相对较小的特点。
本发明技术方案：
一种火电厂两机协调深度调峰方法，硬件系统包括火电厂两台主机、辅机及辅助系统，使用电厂管道、阀门对高压旁路后蒸汽管道和再热热段蒸汽管道进行改造，采用一台机组锅炉40％～50％MCR负荷运行，汽轮发电机带20％ECR电负荷运行；另一台机组锅炉停运，对应汽轮发电机由运行锅炉提供中低压缸作功蒸汽带20％ECR电负荷运行的方法，实现火电机组不投油深度调峰。
所述的一种火电厂两机协调深度调峰方法，它具体包括：
步骤1、深度调峰目标设定：
针对火电厂2×600MW单元制机组，锅炉设计不投油稳燃工况为40％MCR，汽机配置35％额定容量高低压旁路，DEH高中压缸联合控制和中压缸控制功能正常；设定机组调峰深度为20％ECR(120MW)、负荷响应速率2.5～3％Ne/min为目标；
步骤2、使用电厂管道、阀门对高压旁路后蒸汽管道和再热热段蒸汽管道进行改造；
步骤3、确定深度调峰运行方式：
如两台机组按各带20％ECR，锅炉均需投油稳燃；以停运1号锅炉及辅机，达到节约燃油和厂用电为目的，同时保持2号锅炉40％MCR以上负荷，2号汽轮发电机带20％ECR运行，将2号锅炉其余蒸汽用于1号汽轮发电机接带20％ECR负荷，达到深度调峰目标；
步骤4、热力系统核算：将发电机轴承摩擦和转子鼓风机械损失计入汽轮发电机转子定速3000r/min的各项损失，发电机效率ηg取高值，通过甩负荷试验计算各项损失Nax；两台汽轮发电机均带20％ECR电功率运行，通过式(2)计算对应工况的蒸汽流量GI；由于计及汽机定速各项损失和汽动给水泵耗功，2号炉实际带负荷介于40％～50％MCR核算2台机组高旁后支管联络管道和凝结水联络管道的管径；
步骤5、确定管道及阀门配置；
步骤6、确定热力系统热控功能要求；
步骤7、进行深度调峰。
步骤3所述热力系统核算的具体方法为：
1号机组发电功率与中低压缸进汽量的关系如式(1)：
其中：Nel为1号汽轮发电机电功率(kW·h)
GI为1号汽轮机流入中压缸蒸汽流量(kg/h)
ΔHt为1号汽轮机进汽参数理想焓降(kJ/kg)
ηri为1号汽轮机中低压缸相对内效率(％)
ηax为1号汽轮机的机械效率(％)
ηg为1号发电机的效率(％)
蒸汽流入汽轮机中低压缸作功，带动发电机输出电功率，其中一部分蒸汽用于发出有效电功率，用表示，另一部分用于克服汽轮发电机转子定速3000r/min的各项损失，用Nax表示，同时蒸汽流经1号汽轮机中压调门会产生节流损失，汽轮机的内效率ηri是汽轮机通流部分的内效率与调节阀节流效率的乘积，用ηri＝η′riηth表示；推导中压缸进入蒸汽流量GI与发电功率的关系为式(2)：
所述1号汽轮机以最大带负荷能力运行，即中压调门开度为100％(ηth＝1)时，所需蒸汽流量GI最小；
汽轮发电机蒸汽所作功减去维持3000r/min空载耗功功率和机械损失，即为发电机电功率，1号发电机功率平衡表示为式(3)
其中：Nel为汽轮机发出的电功率(kJ/s)
Nt为蒸汽作用于汽轮机转子的轴功率(kJ/s)
Nax为机械损失(kJ/s)
Jω为转子转动惯量(kg·m2)与角速度(rad/s)，即定速耗功
为汽机转子角加速度(rad/s2)
将发电机轴承摩擦和转子鼓风机械损失计入汽轮发电机转子定速3000r/min的各项损失，发电机效率ηg取高值，通过甩负荷试验计算各项损失Nax；
两台汽轮发电机均带20％ECR电功率运行，通过式(2)计算对应工况的蒸汽流量GI；由于计及汽机定速各项损失和汽动给水泵耗功，2号炉实际带负荷介于40％～50％MCR；
核算2台机组高旁后支管联络管道和凝结水联络管道的管径应满足下式要求：
其中：Di为管道内径(mm)
G为蒸汽/凝结水流量(kg/h)
N为蒸汽比容/凝结水密度(m3/kg)
c2为蒸汽/凝结水流速(m/s)。
使用电厂管道、阀门对高压旁路后蒸汽管道和再热热段蒸汽管道进行改造的方法为：两台机组的1号机高压旁路阀后混合段和2号机高压旁路阀后混合段至再热冷段管道上增加第五电动门和第六电动门，2号高压旁路阀后混合段支管和1号机高压旁路阀后混合段支管、第一支管和第三支管增设第一电动门和第七电动门连接，第一支管和第三支管用第一三通并接，第一三通和第二三通间增加共管，第二三通后用第二支管和第四支管接至两台炉再热器出口，管道上增设第二电动门和第八电动门，所述第五电动门和第六电动门、第一电动门和第七电动门、第二电动门和第八电动门两侧和蒸汽管道低点位置设置疏水门，接至有压疏水母管。1号机凝结水再循环电动门和2号机凝结水再循环电动门、1号机凝结水再循环调节门和2号机凝结水再循环调节门之间管段增设联络管，并增设第三电动门、电动调节门、第四电动门连通。
深度调峰运行时，汽水流程为：2号机组主蒸汽经2号锅炉过热器→2号机高压旁路阀→2号机高压旁路阀后混合段→2号机高压旁路阀后混合段支管→2号机第一电动门→第一支管→第一三通(18)→1、2号机共管→第二三通→第二支管→1号机第二电动门→1号机中压缸→1号机低压缸→1号机凝汽器→1号机凝结水泵→1号机凝结水再循环电动门→第三电动门→电动调节门→第四电动门→2号机凝结水再循环调节门→2号机凝汽器，形成汽水系统闭环流程。
管道及阀门配置为：1号机高压旁路阀后混合段和2号机高压旁路阀后混合段、2号高压旁路阀后混合段支管和1号机高压旁路阀后混合段支管、等径第一三通和第二三通、共管、第二支管(20)和第四支管管道选择ID609×34mm高温合金钢管，第五电动门和第六电动门、第一电动门和第七电动门、第二电动门和第八电动门选用DN600闸阀，再热器堵阀改型为第一电动阀和第二电动阀，管阀承受温度为546℃，疏水选用Φ76×6mm管阀；凝结水联络管道选择Φ273×8.5mm碳钢管道，第三电动门、电动调节门、第四电动门选用DN250阀门。
确定热力系统热控功能要求的方法为：所述第一电动门和第七电动门后管道、第二电动门和第八电动门前管道上增加压力、温度测量元件，信号远传至集控室DCS系统，实现远程监视，所述第五电动门和第六电动门、第一电动门和第七电动门、第二电动门和第八电动门为远操/就地双控门，带中间位置停止功能，控制信号远传至集控室DCS系统，实现远程操作控制；所述第三电动门、电动调节门、第四电动门为远操/就地双控门，控制信号远传至集控室DCS系统，实现远程操作控制。
进行深度调峰的方法包括降负荷控制，具体包括：
步骤7.1、设2×600MW配置火电厂机组初始状态为两台机组均带50％ECR运行，当机组需要按平均20％ECR运行时，按1号机组停炉、汽轮发电机带20％ECR负荷，2号机组锅炉40％～50％MCR负荷、汽轮发电机带20％ECR运行的全厂方式进行；
步骤7.2、2号机操作开启第一电动门和关闭第六电动门，开启高压旁路阀至10％及2号机高压旁路阀后混合段支管、第三支管、第一支管、共管和第二支管各处疏水门暖管，当蒸汽温度接近1号机再热热段蒸汽温度时，开启第二电动门，逐渐开大高压旁路阀，调整第二电动门前压力与2号机再热热段蒸汽压力一致；
步骤7.3、1号机组锅炉开始滑降负荷，逐步减少1号锅炉磨煤机给煤量，并逐步停运制粉系统，随着1号锅炉负荷降低，调整开大2号机组高压旁路阀，并保持1号机组降负荷速率2MW/min，当1号机组电功率降至40％ECR，投入油枪稳燃，目标负荷设置为20％ECR，当1号锅炉高温再热器出口压力低于第二支管压力时，加快停运1号锅炉全部制粉系统，关闭1号锅炉再热器出口第一电动阀，开大2号机组高压旁路阀，负荷20％ECR时1号机组切换为中压缸控制模式，全停1号锅炉燃油，吹扫炉膛后停运送引风机，保留两台空预器运行，关闭全部风烟系统风门、挡板，1号锅炉转入保压停炉状态；1号机组负荷切为2号锅炉接带的调整过程中，监视1号机组凝汽器水位，水位超高时及时将凝结水输送回2号机组凝汽器，保持水位稳定；
步骤7.4、2号锅炉维持50％MCR工况运行，随着高压旁路阀开启向1号机组高温再热器出口供汽，2号机组负荷开始降低，两台机组协调控制，保持2号机组降负荷速率2MW/min，降负荷过程中由于锅炉负荷不变，不投入油枪稳燃，当2号机组电功率降低到20％ECR时，保持高中压缸联合控制方式运行，调整2号锅炉负荷40％～50％MCR不投油运行且与当前工况相适合。
进行深度调峰的方法包括升负荷控制，具体包括：
步骤7.5、1号锅炉处于保压停炉状态，1号汽轮发电机带20％ECR负荷，2号锅炉40％～50％MCR不投油，2号汽轮发电机带20％ECR负荷运行；升负荷时启动1号锅炉引、送风机，投油点火后依次启动制粉系统，并调整燃烧与锅炉保压停炉状态蒸汽参数相适应，开启1号机组高压旁路阀、1号机组高旁后第五电动门，保持电动门关闭，1号锅炉来饱合主蒸汽经过热器→高压旁路阀→高旁后第五电动门→再热冷段管道→再热器，再热器出口第一电动阀处于关闭状态，1号锅炉升温升压过程中，全开再热器侧烟气挡板，关小过热器侧烟气挡板，全开1号机组过热蒸汽、再热冷段蒸汽系统全部疏水阀门，增强1号锅炉换热强度，提升1号锅炉再热器出口蒸汽参数与2号机组高旁来做功蒸汽参数相匹配，当1号锅炉再热器出口第一电动阀前后压力、温度一致时，开启第一电动阀，调整关小2号机组高压旁路阀直至关闭，切换1号机组负荷由1号锅炉接带，负荷达到120MW时并切换为高中压缸联合方式运行，关闭1号机组过再热蒸汽系统疏水阀门，过程中适时调整凝结水至2号机组凝汽器输送水量，维持1号机组凝汽器水位稳定；
步骤7.6、2号机组升负荷过程中，当1号锅炉再热器出口第一电动阀开启后，关小2号机组高压旁路阀配合维持1号机组再热蒸汽压力稳定、电功率稳定，控制2号机组升负荷速率2MW/min，关闭2号机组过再热蒸汽相关疏水，当2号机组高压旁路阀(2')关闭后，关闭第八电动门、第一电动门和第六电动门，继续按指令恢复机组负荷。
负荷响应速率2.5～3％Ne/min的实现方法为：维持维持2号锅炉40％～50％ECR工况运行，保持1号汽机中压调门开度不超过60％、2号汽机高压调门开度不超过50％。
本发明的有益效果：
本发明方法使火电厂达到或接近当前灵活运行改造先进水平，所述方法不需增加储热、储电设备，不进行锅炉燃烧器低负荷稳燃改造和宽负荷脱硝改造，具有运行方式灵活，节约燃油和厂用电消耗，辅助设备偏离设计工况运行程度相对较小的特点。
附图说明
图1为本发明的A机组组成示意图；
图2为本发明B机组组成示意图。
具体实施方式
一种火电厂两机协调深度调峰方法，包含以下步骤：
步骤1，假定火电厂2×600MW机组平时均带50％～100％ECR负荷运行，不投油稳燃工况为40％BMCR(近似40％MCR)，汽机配置35％额定容量高低压旁路，DEH高中压缸联合控制和中压缸控制功能正常。以需要电厂按总负荷240MW(平均20％ECR)参与调峰为例进行后续说明。
步骤2，所述两台机组如按常规各带20％ECR，锅炉均需投油稳燃，机组运行成本将大幅增加，所述方法以停运1号锅炉及辅机，达到节约燃油和厂用电为目的，同时保持2号锅炉40％～50％MCR以上负荷，2号汽轮发电机带20％ECR运行，将2号锅炉其余蒸汽用于1号汽轮发电机接带20％ECR负荷，达到深度调峰目标。所述汽水流程如图所示。
2号机组主蒸汽经2号锅炉过热器1'→2号机高压旁路阀2'→2号机高压旁路阀后混合段15'→2号机高压旁路阀后混合段支管16'→2号机第一电动门6’→第一支管17’→第一三通18→1、2号机共管19→第二三通18’→第二支管20→1号机第二电动门9→1号机中压缸11→1号机低压缸12→1号机凝汽器13→1号机凝结水泵14→1号机凝结水再循环电动门24→第三电动门21→电动调节门22→第四电动门23→2号机凝结水再循环调节门25'→2号机凝汽器13'，形成汽水系统闭环流程。所述方法可实施两台机组运行方式的转换。
步骤3，所述方法最大限度利用现场设备、系统进行必要的改造，按图示，两台机组的1号机高压旁路阀后混合段15和2号机高压旁路阀后混合段15’至再热冷段管道上增加第五电动门(5)和第六电动门5’，2号高压旁路阀后混合段支管16’和1号机高压旁路阀后混合段支管16、第一支管17’和第三支管17增设第一电动门6’和第七电动门6连接，第一支管和第三支管用第一三通并接，第一三通18和第二三通18’间增加共管19，第二三通18’后用第二支管20和第四支管20’接至两台炉再热器出口，管道上增设第二电动门9和第八电动门9’，所述第五电动门5和第六电动门5’、第一电动门6’和第七电动门6、第二电动门9和第八电动门9’两侧和蒸汽管道低点位置设置疏水门，接至有压疏水母管。1号机凝结水再循环电动门24和2号机凝结水再循环电动门24’、1号机凝结水再循环调节门25和2号机凝结水再循环调节门25’间管段增设联络管，并增设第三电动门21、电动调节门22、第四电动门23连通。
步骤4，所述第一电动门6’和第七电动门6后管道、第二电动门9和第八电动门9’前管道上增加压力、温度测量元件，信号远传至集控室DCS系统，实现远程监视，所述第五电动门5和第六电动门5’、第一电动门6’和第七电动门6、第二电动门9和第八电动门9’为远操/就地双控门，带中间位置停止功能，控制信号远传至集控室DCS系统，实现远程操作控制；所述第三电动门21、电动调节门22、第四电动门23为远操/就地双控门，控制信号远传至集控室DCS系统，实现远程操作控制。
步骤5，停炉机组最大带负荷能力的选择，需综合考虑该机组预达成目标和现场技术条件，所述最大带负荷能力考虑了中压控制切换为高中压联合控制负荷切换点通常为20％ECR，也即600MW机组中压缸进汽方式可带120MW左右负荷运行，并具有一定的负荷调节能力，机组在恢复运行时的锅炉点火初期，满足负荷响应速率的要求。
步骤6，综合上述技术要点，所述1号机组发电功率与中低压缸进汽量的关系如式(1)：
其中：Nel－1号汽轮发电机电功率(kW·h)
GI－1号汽轮机流入中压缸蒸汽流量(kg/h)
ΔHt－1号汽轮机进汽参数理想焓降(kJ/kg)
ηri－1号汽轮机中低压缸相对内效率(％)
ηax－1号汽轮机的机械效率(％)
ηg－1号发电机的效率(％)
步骤7，蒸汽流入汽轮机中低压缸作功，带动发电机输出电功率，其中一部分蒸汽用于发出有效电功率，用表示，另一部分用于克服汽轮发电机转子定速3000r/min的各项损失，转速变化不大时为一定值，用Nax表示，同时蒸汽流经1号汽轮机中压调门会产生节流损失，汽轮机的内效率ηri是汽轮机通流部分的内效率与调节阀节流效率的乘积，用(ηri＝η′riηth)表示。推导蒸汽流量与发电功率的关系为式(2)：
步骤8，所述1号汽轮机以最大带负荷能力运行，中压调门开度为100％(ηth＝1)时，所需蒸汽流量GI最小。
步骤9，汽轮发电机蒸汽所作功减去维持3000r/min空载耗功功率和机械损失，即为发电机电功率，所述1号发电机功率平衡也可表示为式(3)：
其中：Nel－汽轮机发出的电功率(kJ/s)
Nt－蒸汽作用于汽轮机转子的轴功率(kJ/s)
Nax－机械损失(kJ/s)
Jω－转子转动惯量(kg·m2)与角速度(rad/s)，即定速耗功
步骤10，所述方法，将发电机轴承摩擦、转子鼓风等机械损失计入汽轮发电机转子定速3000r/min的各项损失，发电机效率ηg取高值，可通过常规法甩负荷试验计算各项损失Nax。机组甩负荷试验，发电机开关断开后，电功率Nel为“0”，调节汽门滞后一定时间后关闭，蒸汽作功Nt为“0”，汽缸内的残余蒸汽消耗完瞬时，汽轮发电机转子转速达到最高值，转子惯性与各项损失达到平衡，计算可得汽机各项损失约9.6MW左右，应用中取定速时Nax约10MW；特别的，汽动给水泵运行耗功取额定值6MW，此两项共计16MW作为机组损耗参与计算。
步骤11，两台汽轮发电机均带20％ECR(120MW)电功率运行，通过式(2)计算1号机对应工况的蒸汽流量GI。由于计及汽机定速各项损失和汽动给水泵耗功，2号炉实际带负荷介于40％～50％MCR，对于锅炉稳定运行是有利的。
步骤12，按设计规范，核算2台机组高旁后支管联络管道和凝结水联络管道的管径应满足下式要求：
其中：Di－管道内径(mm)
G－蒸汽/凝结水流量(kg/h)
ν－蒸汽比容/凝结水密度(m3/kg)
c2－蒸汽/凝结水流速(m/s)
步骤12，所述管道、阀门经核算，并结合现场实现情况，1号机高压旁路阀后混合段15和2号机高压旁路阀后混合段15’、2号高压旁路阀后混合段支管16’和1号机高压旁路阀后混合段支管(16)、等径第一三通18和第二三通18’、共管19、第二支管(20)和第四支管20’管道选择ID609×34mm高温合金钢管，第五电动门(5)和第六电动门5’、第一电动门6’和第七电动门6、第二电动门9和第八电动门9’选用DN600闸阀，再热器堵阀改型为第一电动阀8和第二电动阀8’，管阀承受温度为546℃，疏水选用Φ76×6mm管阀；凝结水联络管道选择Φ273×8.5mm碳钢管道，第三电动门21、电动调节门22、第四电动门23选用DN250阀门。
步骤13，上述热力系统实施改造后，可实现火电厂两机协调深度调峰运行。
步骤14，假设2×600MW配置火电厂机组初始状态为两台机组均带50％ECR运行，当机组需要按平均20％ECR运行时，所述方法按1号机组停炉、汽轮发电机带20％ECR负荷，2号机组锅炉40％～50％MCR负荷、汽轮发电机带20％ECR运行的全厂方式进行后续操作说明。
步骤15，所述2号机操作开启第一电动门6’和关闭第六电动门5’，开启高压旁路阀2'至10％及2号机高压旁路阀后混合段支管(16’)、第三支管17、第一支管17’、共管19和第二支管20各处疏水门暖管，当蒸汽温度接近1号机再热热段蒸汽温度时，开启第二电动门9，逐渐开大高压旁路阀2'，调整第二电动门9前压力与2号机再热热段蒸汽压力一致。
步骤16，所述1号机组锅炉开始滑降负荷，逐步减少1号锅炉磨煤机给煤量，并逐步停运制粉系统，随着1号锅炉负荷降低，调整开大2号机组高压旁路阀，并保持1号机组降负荷速率2MW/min，当1号机组电功率降至40％ECR，短时投入油枪稳燃，目标负荷设置为20％ECR，当1号锅炉高温再热器出口压力低于第二支管20压力时，加快停运1号锅炉全部制粉系统，关闭1号锅炉再热器出口第一电动阀8，开大2号机组高压旁路阀2'，负荷20％ECR时1号机组切换为中压缸控制模式，全停1号锅炉燃油，吹扫炉膛后停运送引风机，保留两台空预器运行，关闭全部风烟系统风门、挡板，1号锅炉转入保压停炉状态。所述1号机组负荷切为2号锅炉接带的调整过程中，注意监视1号机组凝汽器水位，水位高时应及时将凝结水输送回2号机组凝汽器，保持水位稳定。
步骤17，所述2号锅炉维持50％MCR工况运行，随着高压旁路阀2'开启向1号机组高温再热器出口供汽，2号机组负荷开始降低，两台机组协调控制，同样保持2号机组降负荷速率2MW/min，降负荷过程中由于锅炉负荷不变，不需投入油枪稳燃，所述当2号机组电功率降低到20％ECR时，保持高中压缸联合控制方式运行，调整2号锅炉负荷40％～50％MCR不投油运行且与当前工况相适合。
步骤18，所述升负荷方法是上述步骤的逆过程，所述1号锅炉处于保压停炉状态，1号汽轮发电机带20％ECR负荷，2号锅炉40％～50％MCR不投油，2号汽轮发电机带20％ECR负荷运行。升负荷时启动1号锅炉引、送风机，投油点火后依次启动制粉系统，并调整燃烧与锅炉保压停炉状态蒸汽参数相适应，开启1号机组高压旁路阀2、1号机组高旁后第五电动门5，保持电动门6关闭，1号锅炉来饱合主蒸汽经过热器1→高压旁路阀2→高旁后第五电动门5→再热冷段管道→再热器7，所述再热器出口第一电动阀8处于关闭状态，1号锅炉升温升压过程中，全开再热器侧烟气挡板，关小过热器侧烟气挡板，全开1号机组过热蒸汽、再热冷段蒸汽系统全部疏水阀门，增强1号锅炉换热强度，尽快提升1号锅炉再热器出口蒸汽参数与2号机组高旁来做功蒸汽参数相匹配，当1号锅炉再热器出口第一电动阀8前后压力、温度一致时，开启第一电动阀8，逐渐调整关小2号机组高压旁路阀2'直至关闭，切换1号机组负荷由1号锅炉接带，负荷达到120MW时并切换为高中压缸联合方式运行，关闭1号机组过再热蒸汽系统疏水阀门，过程中适时调整凝结水至2号机组凝汽器输送水量，维持1号机组凝汽器水位稳定。
步骤19，所述2号机组升负荷过程中，当1号锅炉再热器出口第一电动阀8开启后，调整关小2号机组高压旁路阀(2')配合维持1号机组再热蒸汽压力稳定、电功率稳定，控制2号机组升负荷速率约2MW/min，关闭2号机组过再热蒸汽相关疏水，当2号机组高压旁路阀(2')关闭后，关闭第八电动门9’、第一电动门6’和第六电动门5’，继续按指令恢复机组负荷。
实施例1：火电厂两机协调深度调峰降负荷
一种火电厂两机协调深度调峰方法，所述包括火电厂两台主机及辅助系统，对热力系统进行如图所示改造，
假设2×600MW火电厂机组初始状态为：两台机组均带50％ECR运行，当机组需要按平均20％ECR运行时，所述方法按1号机组停炉、汽轮发电机带20％ECR负荷，2号机组锅炉50％MCR负荷、汽轮发电机带20％ECR运行的全厂方式进行协调控制。
所述2号机操作开启第一电动门6’和关闭第六电动门5’，开启高压旁路阀2'至10％及管道各处疏水门暖管，当蒸汽温度接近1号机再热热段蒸汽温度时，开启第二电动门9，逐渐开大高压旁路阀2'，调整第二电动门9前压力与2号机再热热段蒸汽压力一致。
所述1号机组锅炉开始滑降负荷，逐步减少1号锅炉磨煤机给煤量，并逐步停运制粉系统，随着1号锅炉负荷降低，调整开大2号机组高压旁路阀，并保持1号机组降负荷速率2MW/min，当1号机组电功率降至240MW，短时投入油枪稳燃，目标负荷设置为120MW，当1号锅炉高温再热器出口压力低于第二支管20压力时，加快停运1号锅炉全部制粉系统，关闭1号锅炉再热器出口第一电动阀8，开大2号机组高压旁路阀2'，负荷120MW时1号机组切换为中压缸控制模式，全停1号锅炉燃油，吹扫炉膛后停运送引风机，保留两台空预器运行，关闭全部风烟系统风门、挡板，1号锅炉转入保压停炉状态。所述1号机组负荷切为2号锅炉接带的调整过程中，注意监视1号机组凝汽器水位，水位高时应及时将凝结水输送回2号机组凝汽器，保持水位稳定。
所述2号锅炉维持50％MCR工况运行，随着高压旁路阀(2')开启向1号机组高温再热器出口供汽，2号机组负荷开始降低，两台机组协调控制，同样保持2号机组降负荷速率2MW/min，降负荷过程中由于锅炉负荷不变，不需投入油枪稳燃，所述当2号机组电功率降低到120MW时，保持高中压缸联合控制方式运行，调整2号锅炉负荷40％～50％MCR不投油运行且与当前工况相适合。
实施例2：火电厂两机协调深度调峰升负荷
一种火电厂两机协调深度调峰方法，假定所述1号锅炉处于保压停炉状态，1号汽轮发电机带20％ECR负荷，2号锅炉40％～50％MCR不投油，2号汽轮发电机带20％ECR负荷运行。升负荷时启动1号锅炉引、送风机，投油点火后依次启动制粉系统，并调整燃烧与锅炉保压停炉状态蒸汽参数相适应，开启1号机组高压旁路阀2、1号机组高旁后第五电动门5，保持电动门6关闭，1号锅炉来饱合主蒸汽经过热器1→高压旁路阀2→高旁后第五电动门5→再热冷段管道→再热器7，所述再热器出口第一电动阀8处于关闭状态，1号锅炉升温升压过程中，全开再热器侧烟气挡板，关小过热器侧烟气挡板，全开1号机组过热蒸汽、再热冷段蒸汽系统全部疏水阀门，增强1号锅炉换热强度，尽快提升1号锅炉再热器出口蒸汽参数与2号机组高旁来做功蒸汽参数相匹配，当1号锅炉再热器出口第一电动阀8前后压力、温度一致时，开启第一电动阀8，逐渐调整关小2号机组高压旁路阀2'直至关闭，切换1号机组负荷由1号锅炉接带，负荷高于120MW后并切换为高中压缸联合方式运行，关闭1号机组过再热蒸汽系统疏水阀门，升负荷至240MW后，停用全部油枪，整个过程适时调整凝结水至2号机组凝汽器输送水量，维持1号机组凝汽器水位稳定。
所述2号机组升负荷，当1号锅炉再热器出口第一电动阀8开启后，调整关小2号机组高压旁路阀2'配合维持1号机组再热蒸汽压力稳定、电功率稳定，过程中控制机组升负荷速率约2MW/min，关闭2号机组过再热蒸汽相关疏水，当2号机组高压旁路阀2'关闭后，关闭第八电动门9’、第一电动门6’和第六电动门5’，继续按指令恢复机组负荷。