電力公司深度調(diào)峰摸底試驗方案

電力公司5號機深度調(diào)峰摸底試驗方案電力公司第1頁共18頁電力公司深度調(diào)峰摸底試驗方案目錄1.機組概述 32.試驗?zāi)康?63.試驗項目 64.試驗依據(jù) 65.試驗測點布置及測試方法 76.試驗條件 87.試驗方法及步驟 88.技術(shù)措施 109.安全措施 1010.組織措施 1211.試驗數(shù)據(jù)記錄 1312.試驗數(shù)據(jù)處理 13

1.機組概述電力公司熱電2×320MW機組選用鍋爐為東方鍋爐廠制造的DG1060/18.2－4型鍋爐，該爐為單爐膛∏型布置、亞臨界、自然循環(huán)、一次中間再熱、單爐膛、平衡通風(fēng)、擺動式燃燒器四角切圓燃燒，固態(tài)排渣、露天布置、全鋼構(gòu)架、燃煤汽包爐。爐膛深度13335mm，寬度12829mm，爐頂管中心標高61000mm，汽包中心標高65000mm。制粉系統(tǒng)為雙進雙出正壓冷一次風(fēng)機直吹式，采用二臺容克式三分倉回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器，二臺上海鼓風(fēng)機廠生產(chǎn)的雙動葉可調(diào)軸流式引風(fēng)機，二臺上海鼓風(fēng)機廠生產(chǎn)的動葉可調(diào)軸流式送風(fēng)機，二臺蘭州電力修造廠制造的雙室五電場靜電除塵器，鍋爐爐底渣采用經(jīng)單臺水浸式刮板撈渣機連續(xù)撈出后，直接輸送至渣倉儲存，定期由汽車送至灰場或綜合利用用戶，省煤器、靜電除塵器的飛灰用正壓濃相氣力輸送系統(tǒng)分別輸送至粗、細貯灰?guī)臁Ｖ品巯到y(tǒng)采用正壓直吹式冷一次風(fēng)機制粉系統(tǒng)。每臺鍋爐配有二臺上海鼓風(fēng)機廠生產(chǎn)的離心式冷一次風(fēng)機，三套沈陽重機生產(chǎn)的雙進雙出鋼球磨系統(tǒng)，每套制粉系統(tǒng)包括一臺雙進雙出球磨機、兩臺給煤機、公用的密封風(fēng)機、八個煤粉燃燒器(直流燃燒器)，以及各自的原煤及煤粉管道、擋板等。設(shè)計燃料是50％新安煤和50％義馬煤的混煤，屬于中高揮發(fā)份煙煤。為了擴大鍋爐對煤種的適應(yīng)范圍，設(shè)計時還考慮了校核煤種。校核煤種為30％新安煤和70％義馬煤的混煤。燃燒器采用四角切圓布置，在爐膛中心形成逆時針旋向的兩個直徑分別為φ681mm和φ772mm的內(nèi)、外側(cè)假想切圓。燃燒器分A、B、C、D、E、F六層，其中A層等離子燃燒器為環(huán)形濃淡燃燒器，B、C、D、E、F層采用哈爾濱博深公司“分拉垂直親和濃淡煤粉燃燒”立體分級低氮燃燒技低NOx濃淡燃燒器。一、二次風(fēng)燃燒器采用均等配風(fēng)方式，在降低NOx的同時，燃燒穩(wěn)定性好、爐內(nèi)避免結(jié)渣和高溫腐蝕，并具有寬廣煤質(zhì)適應(yīng)性，對揮發(fā)分變化范圍較大的煤質(zhì)滿足穩(wěn)燃和高效燃燒的要求，做到節(jié)能和減排并舉。主燃燒區(qū)分上下兩組，主燃燒器區(qū)所有一、二次風(fēng)可上下垂直各擺動30°，參與汽溫調(diào)節(jié)，主燃燒區(qū)煤粉燃燒器及二次風(fēng)噴口擺動機構(gòu)分為上、下兩組分別控制，擺動機構(gòu)執(zhí)行器采用氣動執(zhí)行器。在主燃燒器上方5000mm左右標高處布置4層共16只燃盡風(fēng)燃燒器噴口，燃盡風(fēng)量占總空氣量約為25%—30%，燃盡風(fēng)噴口風(fēng)速采用較高風(fēng)速45-50m/s。燃燒風(fēng)量沿爐膛垂直方向分級供入，主燃燒區(qū)過剩空氣系數(shù)由1.2變?yōu)?.84～0.90%。所有燃盡風(fēng)噴口均可以垂直和水平方向擺動，上下擺動±20°，水平方向使其噴嘴出口中心線同主噴嘴中心線成±15°可調(diào)節(jié)的夾角，能進行從與一次風(fēng)切圓相同到正向增加15°或反切15°（左調(diào)），來平衡主燃燒器的旋轉(zhuǎn)動量矩，而達到減少爐膛出口煙溫偏差之目的。低氮燃燒器改造后二次風(fēng)噴口和周界風(fēng)噴口隨之改變（FF1、EF、CD1、AA1二次風(fēng)噴口面積減少約一半、FF2噴口用一塊上有6X8個ф10小孔的鋼板封上），即減少的25%～30%風(fēng)量由距FA~D四層燃盡風(fēng)提供（機組啟動中開啟3～5%起到冷卻作用）。F層燃燒器上淡下濃E層燃燒器上淡下濃D層燃燒器上濃下淡C層燃燒器上淡下濃B層燃燒器上濃下淡低NOx濃淡燃燒器采用高濃縮比濃淡風(fēng)煤粉燃燒技術(shù)，是在一次風(fēng)管道內(nèi)采用經(jīng)過詳細研究和優(yōu)化的百葉窗式煤粉濃縮器，使煤粉氣流在流經(jīng)百葉窗時產(chǎn)生不同程度偏轉(zhuǎn)，煤粉與氣流慣性分離，經(jīng)分流隔板后分別形成兩股濃、淡煤粉氣流，同時在煤粉氣流背火側(cè)布置有剛性強的側(cè)二次風(fēng)噴口。燃燒器布置在四角切圓鍋爐同一水平面，形成內(nèi)、外側(cè)假想切圓。煤粉氣流在水冷壁附近形成了比普通燃燒器強得多的氧化性氣氛。側(cè)二次風(fēng)在背火側(cè)的投入將進一步強化煤粉形成的氧化性氣氛，保證在深度爐內(nèi)分級燃燒方式下，水冷壁附近的低煤粉顆粒濃度和氧化性氣氛的運行環(huán)境。不僅起到了穩(wěn)燃和降低NOx生成的作用，同時還避免了形成還原性氣氛，防止了水冷壁高溫腐蝕現(xiàn)象發(fā)生。濃煤粉布置爐內(nèi)煙氣溫度高的上火側(cè)，濃煤粉具有著火溫度低、火焰溫度高的特點，保證了煤粉火焰的良好穩(wěn)定性。由于濃淡煤粉氣流分別在遠離煤粉燃燒化學(xué)當量比條件下燃燒，對于濃側(cè)煤粉氣流由于處于還原性氣氛下燃燒，氣流中氧含量小，煤粉揮發(fā)物中的含氮基團可將NO還原為N2，使NO產(chǎn)生量降低；對于淡側(cè)煤粉氣流，由于煤粉濃度較小，含氮基團析出量小，這樣與氧反應(yīng)生成NO的量較小，綜合總體效應(yīng)的結(jié)果，使?jié)獾蛛x后一次風(fēng)產(chǎn)生NO排放量比普通型直流燃燒器少得多。采用垂直濃淡煤粉燃燒器后，可以有效改善著火階段煤粉氣流的供風(fēng)，使煤粉在偏離化學(xué)當量比環(huán)境中著火，這樣降低了NOx生成量，可以大幅度降低NOx排放水平。油燃燒器三層布置，位于AB、BC、DE三層二次風(fēng)風(fēng)室內(nèi)，一、二次風(fēng)呈間隔排列，煤燃燒器采用等間隔布置。每個煤燃燒器噴口布置有周界二次風(fēng)（燃料二次風(fēng)），油燃燒器噴口布置了油配風(fēng)，輔助二次風(fēng)有九層，在燃燒器最上方FF2燃燼二次風(fēng)噴口已封堵只留小風(fēng)口冷卻用。鍋爐點火方式主要采用等離子點火，利用等離子發(fā)生器的電弧來直接點燃煤粉，等離子燃燒器布置在A層燃燒器內(nèi)，每爐四臺。另外配有高能點火器－主油槍－煤粉燃燒器的兩級點火方式；當燃用設(shè)計煤種時，鍋爐不投油最低穩(wěn)燃負荷為40％BMCR。鍋爐過熱汽溫度采用三級噴水減溫調(diào)節(jié)，再熱汽溫度采用擺動燃燒器調(diào)節(jié)。另外，在再熱器入口設(shè)有事故噴水減溫器，壁式再熱器出口設(shè)有微量噴水減溫器。鍋爐保證額定過熱汽溫的負荷范圍為70％～100％BMCR，保證額定再熱汽溫的負荷范圍為60％～100％BMCR（滑壓），在上述范圍內(nèi)運行時，過熱器出口汽溫和再熱器出口汽溫能保持穩(wěn)定在額定值，偏差不超過±5℃。受熱面金屬不超溫。電力公司熱電有限公司5、6號機組為320MW抽汽供熱機組，采用哈爾濱汽輪機廠股份有限公司生產(chǎn)的C320/250-16.7/0.4/537/537型亞臨界、一次中間再熱、單軸雙缸雙排汽、單抽供熱式汽輪機。每臺機組設(shè)置一臺100％容量的汽動給水泵，兩臺50％容量電動調(diào)速給水泵。三臺高壓加熱器采用大旁路系統(tǒng)。給水操作臺旁路容量為30％BMCR。給水系統(tǒng)還為再熱器減溫器、過熱器減溫器及高壓旁路系統(tǒng)提供減溫水。汽動給水泵由1臺汽輪機及100%BMCR容量的給水泵、1臺前置泵、汽輪機及給水泵配套的集裝油站構(gòu)成。汽輪機及給水泵布置在12米平臺主機旁邊，前置泵及集裝油站布置在0米。一次中間再熱與三級高壓加熱器（內(nèi)置蒸汽冷卻段和疏水冷卻段），一級除氧器和四級低壓加熱器組成八段回熱系統(tǒng)。1、2、3段抽汽分別供給三臺高壓加熱器，4段抽汽供給除氧器，同時還向汽動給水泵小汽輪機供汽。5、6、7、8段抽汽分別供給四臺低壓加熱器。5段抽汽在采暖期同時供兩臺熱網(wǎng)加熱器。7、8號低加為共用一個殼體的復(fù)式加熱器，臥式布置在凝汽器喉部，各級加熱器疏水采用逐級自流。1.1鍋爐主要設(shè)計參數(shù)表1-1鍋爐主要設(shè)計參數(shù)項目單位BMCRBECR過熱蒸汽流量t/h1060.01049過熱蒸汽出口壓力MPa（g）17.517.5過熱蒸汽出口溫度℃540540再熱蒸汽流量t/h874.6861.5再熱器進/出口蒸汽溫度℃335.1/540332.7/540再熱器進/出口蒸汽壓力MPa（g）4.09/3.914.03/3.85給水溫度℃284.7283.6過熱器一級計算噴水量t/h23.9718.31過熱器二級計算噴水量t/h5.994.58過熱器三級計算噴水量t/h00再熱器減溫水量t/h12.59排煙溫度℃129126爐膛過?？諝庀禂?shù)/1.201.20計算鍋爐效率%92.9993.03計算燃煤量t/h150.69149.31.2燃煤特性設(shè)計煤種為新安與義馬混煤（1:1），校核煤種為新安與義馬混煤（3:7）。表1-2煤質(zhì)資料項目符號單位設(shè)計煤種校核煤種工業(yè)分析收到基水分Mar％6.211.22空氣干燥基水分Mad％3.763.47收到基灰分Aar％32.522.5干燥無灰基揮發(fā)分Vdaf％29.4935.9收到基低位發(fā)熱量Qnet.arkJ/kg1965020380元素分析收到基碳Car％51.9554.38收到基氫Har％2.873.14收到基氧Oar%4.757.25收到基氮Nar％0.760.73收到基硫Sar％0.970.83哈氏可磨系數(shù)HGI8773灰特性變形溫度DT℃12801330軟化溫度ST℃13101400熔化溫度FT℃133014402.試驗?zāi)康脑跈C組正常運行期間，通過調(diào)整機組出力，逐漸降低鍋爐熱負荷，考查鍋爐燃燒穩(wěn)定性、SCR入口煙溫、脫硝裝置運行情況、主再熱蒸汽參數(shù)、機側(cè)汽動給水泵汽輪機工作汽源壓力、回熱系統(tǒng)運行穩(wěn)定性。3.試驗內(nèi)容在試驗工況下，對機組運行的以下各項內(nèi)容進行測試和評價。3.1安全性評價鍋爐過熱器、再熱器各部位壁溫不超溫；主蒸汽溫度不超溫；再熱蒸汽溫度不超溫；過熱器減溫水量可控；再熱器減溫水量可控。3.2穩(wěn)定性評價評價鍋爐運行期間爐側(cè)鍋爐燃燒穩(wěn)定性、SCR入口煙溫、脫硝裝置運行情況、機側(cè)汽動給水泵汽輪機工作汽源壓力、回熱系統(tǒng)運行穩(wěn)定性。3.3NOx排放評價NOx排放濃度不超過專業(yè)規(guī)定值500mg/Nm3。3.4經(jīng)濟性評價主、再熱蒸汽參數(shù)低于規(guī)程設(shè)計值。3.5其它評價鍋爐出力及設(shè)備裕量。4.試驗依據(jù)4.1GB/T10184-2015《電站鍋爐性能試驗規(guī)程》；4.2GB13223-2011《火電廠大氣污染物排放標準》；4.3DL/T414-2012《火電廠環(huán)境監(jiān)測技術(shù)規(guī)范》；4.4電廠和制造廠家相關(guān)技術(shù)資料。5試驗測點布置及測試方法試驗依據(jù)中華人民共和國國家標準《電站鍋爐性能試驗規(guī)程》(GB10184-88)簡化進行。試驗測點布置及測試方法如下：5.1原煤取樣原煤在試驗中自給煤機入口處采集，取樣后縮分出1~2kg原煤樣封裝，用于工業(yè)分析，數(shù)據(jù)采用質(zhì)檢部門所出具的報告。5.2飛灰取樣飛灰在空氣預(yù)熱器后水平煙道處撞擊式飛灰取樣器取樣，試驗過程中連續(xù)取樣（將取樣灰管放空、灰桶放空）。試驗結(jié)束后縮分出100g飛灰樣封裝，進行飛灰可燃物含量分析。5.3爐渣取樣爐渣在冷灰斗刮板撈渣機處取樣，縮分出約1kg渣樣封裝，進行爐渣可燃物含量分析（試驗期間由發(fā)電部化學(xué)專業(yè)完成）。5.4排煙溫度測量排煙溫度在空預(yù)器出口已安裝測點測量控制室記錄，工況穩(wěn)定30分鐘記錄一次。5.5空預(yù)器入口煙氣氧含量空預(yù)器入口煙氣氧含量采用SCR出口POC站上單點測量，工況穩(wěn)定30分鐘記錄一次。5.6空預(yù)器出口煙氣氧含量空預(yù)器出口煙氣氧含量采用空預(yù)器出口POC站上單點測量，工況穩(wěn)定30分鐘記錄一次。5.7大氣條件環(huán)境溫度在送風(fēng)機入口處測量，工況穩(wěn)定30分鐘記錄一次。濕度及大氣壓力采用經(jīng)驗推薦值。5.8其它運行參數(shù)其它運行參數(shù)均采用控制室運行監(jiān)測數(shù)據(jù)，工況穩(wěn)定30分鐘記錄一次。6.試驗條件6.1試驗組織機構(gòu)成立，職責分工明確。6.2已向調(diào)度提出試驗負荷（額定負荷33%到50%之間）申請，并得到調(diào)度允許。6.3機組無重大缺陷，主、輔機運行正常并處于良好的受控狀態(tài)，執(zhí)行機構(gòu)操作靈活。6.4發(fā)電機功率、主汽壓力、主汽溫度、給水流量、汽包水位、煙氣含氧量、爐膛壓力等主要參數(shù)指示正常。6.5驗過程中，機組負荷穩(wěn)定，煤質(zhì)穩(wěn)定，參數(shù)波動范圍較小。6.6試驗過程中，未進行鍋爐吹灰、打焦、改變制粉系統(tǒng)運行方式等影響工況運行穩(wěn)定性的工作。6.7相關(guān)試驗熱控邏輯校對無誤，且符合現(xiàn)場設(shè)備實際。6.8與試驗相關(guān)的系統(tǒng)具備試驗條件。6.9人員要求6.9.1有具備操作系統(tǒng)熱控邏輯組態(tài)能力的熱控人員至少2人；6.9.2能夠熟練進行機組啟停及運行調(diào)整的運行操作人員至少5人；6.9.3機務(wù)、電氣、熱控檢修人員至少6人。7.試驗方法及步驟7.1通知集控值班人員及熱工維護人員，鍋爐開始做深度調(diào)峰摸底試驗。運行人員做好鍋爐滅火后相應(yīng)操作的準備工作，必要時應(yīng)通知省調(diào)。通知輸煤專業(yè)煤質(zhì)帶負荷能力按4.08～4.56噸/萬kWh調(diào)度，要求干燥無灰基揮發(fā)份29～35%，收到基灰分不大于30%，收到基揮發(fā)分19～22%，收到基低位發(fā)熱量20.51～22.19MJ/kg。7.2檢查油槍、等離子良好備用。7.3機組負荷150MW，汽泵輔汽汽源管道暖管，注意監(jiān)視汽泵低壓主汽門前進汽壓力變化。7.4汽泵輔汽汽源管道投入運行，緩慢全開汽泵輔汽汽源供汽旁路一道門，稍開汽泵輔汽汽源供汽旁路二道門，控制汽泵低壓主汽門前蒸汽溫度30min下降不超過10℃，緩慢摻入汽泵輔汽汽源。觀察汽泵低壓進汽壓力有所升高，汽泵LP閥位有下降趨勢，適當稍開汽泵輔汽汽源供汽電動門供汽，關(guān)閉汽泵輔汽汽源供汽旁路門。整個投運過程防止汽泵低壓主汽門前蒸汽溫度快速下降，引發(fā)不安全事件。7.5按照機組主蒸汽壓力維持10MPa進行減負荷，按照從上層至下層停運燃燒器進行以下工況試驗。5號機摸底工況序號過熱蒸汽流量噸/小時折純凝電負荷MW主汽壓力MPa助燃要求137513510無穩(wěn)定30分鐘234712010等離子拉弧穩(wěn)定30分鐘332011010等離子拉弧穩(wěn)定30分鐘429210010等離子拉弧穩(wěn)定30分鐘529210010無穩(wěn)定120分鐘7.6減負荷的原則是先減煤后減風(fēng)，每層火嘴停止之后，鍋爐至少應(yīng)保持負荷穩(wěn)定30分鐘后再繼續(xù)下滑；對已停止的一次風(fēng)管進行吹掃。7.7保持A、B、C兩層半煤粉運行，A層對角運行2個燃燒器，運行中優(yōu)先保證B、C層燃燒器煤粉濃度，下層燃燒器擺角保持50%位不能上擺。盡量保證鍋爐前后墻火嘴投煤量一致、熱負荷均勻、減小煙溫偏差。當觀察到出現(xiàn)不穩(wěn)定的燃燒跡象時（如火焰脈動，火焰亮度下降,爐膛負壓波動大）；應(yīng)立即停止減負荷，保證鍋爐燃燒穩(wěn)定。7.8在減負荷過程中要注意汽溫汽壓的變化，根據(jù)燃料量調(diào)整一、二次風(fēng)量,為保證二次風(fēng)差壓，除運行燃燒器配風(fēng)所需二次風(fēng)，其余二次風(fēng)、周界風(fēng)門要關(guān)閉，運行二次風(fēng)門開度保持在30～35%，運行周界風(fēng)門開度保持6%左右。總風(fēng)量在保證二次風(fēng)差壓不低于0.20kPa前提下，氧量按不大于6.0%控制，必要時燃盡風(fēng)全關(guān)。7.9主蒸汽流量420～375t/h（純凝150～135MW），煤粉燃燒器B、、CD層運行切換至A、B、C層運行，不投油及等離子，退出機組協(xié)調(diào)控制，投入功率控制，退出送風(fēng)自動、一次風(fēng)壓自動、容量風(fēng)自動，穩(wěn)定30分鐘。7.10主蒸汽流量375～347t/h（純凝135～120MW），投入1、3號等離子穩(wěn)燃，退出A2、A4燃燒器，穩(wěn)定30分鐘。7.11主蒸汽流量347～320t/h（純凝120～110MW），投入1、3號等離子穩(wěn)燃，關(guān)小A層對應(yīng)容量風(fēng)，穩(wěn)定30分鐘。7.12主蒸汽流量320～292t/h（純凝110～100MW），投入1、3號等離子穩(wěn)燃，關(guān)小A、B層對應(yīng)容量風(fēng)，降低3號磨磨前風(fēng)壓，穩(wěn)定30分鐘,退出1、3號等離子，穩(wěn)定90分鐘。7.13任何時候如果發(fā)現(xiàn)燃燒惡化、汽包水位、爐膛壓力波動過大等情況，應(yīng)立即停止減少負荷及時加投油槍穩(wěn)燃。試驗中若煤種偏差較大或出現(xiàn)問題或事故應(yīng)停止試驗。7.14按程序進行完試驗后結(jié)束試驗，按之前減負荷操作順序逆向操作進行升負荷至目標負荷。7.15試驗過程中，鍋爐各項保護應(yīng)全部投入。7.16試驗期間，試驗人員應(yīng)加強就地看火，運行人員加強對火檢信號及爐膛負壓、一次風(fēng)量、二次風(fēng)量、氧量、煙溫以及受熱面壁溫等參數(shù)的監(jiān)視。如有較大波動應(yīng)暫時停止減燃料，調(diào)整燃燒至穩(wěn)定后，再繼續(xù)進行試驗。7.17試驗中減煤減負荷的速率主要根據(jù)燃燒強度變化及燃燒穩(wěn)定的情況而定，并注意保持適當?shù)囊淮物L(fēng)量、二次風(fēng)量和氧量；減煤的同時，應(yīng)適當調(diào)整該磨的一次風(fēng)量，以保證較合理的一次風(fēng)速、煤粉濃度及較高的磨出口溫度；同時，適當減少二次風(fēng)量，維持合理的氧量。7.18試驗期間試驗數(shù)據(jù)的記錄及測量:7.18.1每隔30分鐘工況穩(wěn)定后，對主蒸汽流量、主蒸汽壓力、主蒸汽溫度、再熱蒸汽壓力、再熱蒸汽溫度、給水流量、給水溫度、排煙溫度、轉(zhuǎn)向室煙氣含氧量、送風(fēng)總風(fēng)壓、一次風(fēng)壓、風(fēng)箱與爐膛壓差、SCR入口氧量、SCR入口煙溫、SCR入口NOx、預(yù)熱器出口風(fēng)溫、給煤量、一次風(fēng)量、一次風(fēng)溫、磨煤機出口溫度等參數(shù)進行記錄。7.18.2試驗期間：進行原煤（入爐煤）、飛灰及大渣的取樣。7.19試驗過程需要4個小時左右。序號折純凝負荷降負荷率穩(wěn)定時間減負荷方式135MW（主汽流量375t/h）3MW/min30分鐘關(guān)小A、B、C層容量風(fēng)，減少給煤量120MW（主汽流量347t/h）1MW/min30分鐘投入1、3號等離子，退出A2、A4燃燒器，減少給煤量，110MW（主汽流量320t/h）0.5MW/min30分鐘投入1、3號等離子，關(guān)小A、B層容量風(fēng)，減少給煤量100MW（主汽流量292t/h）0.5MW/min30分鐘投入1、3號等離子，關(guān)小A層容量風(fēng)，降低3號磨磨前風(fēng)壓，減少給煤量，100MW（主汽流量292t/h）90分鐘退出1、3號等離子8.技術(shù)措施8.1試驗期間加強對儀控自動裝置運行情況的監(jiān)視，若自動不靈敏，應(yīng)及時改為手動，并做好記錄。8.2加強對爐膛火焰、負壓、汽溫、汽壓及功率的監(jiān)視，做好事故預(yù)想，防止爐膛熱負荷較低而熄火。8.3低負荷運行應(yīng)及時了解入爐煤種，盡可能保持入爐煤質(zhì)穩(wěn)定。8.4主汽流量低于375t/h，注意監(jiān)視汽動給水泵汽輪機進汽調(diào)門開度不大于80%，并啟動一臺電動給水泵運行，調(diào)整電動給水泵適當勺管開度，開啟電動給水泵出口電動門，使電動給水泵旋轉(zhuǎn)備用。試驗過程中汽動給水泵轉(zhuǎn)速不低于3100r/min，否則切換給水泵為電動給水泵運行。8.5汽動給水泵運行期間應(yīng)注意監(jiān)視給水流量，必要時開啟部分汽泵再循環(huán)門，防止泵再循環(huán)門突然聯(lián)開造成水位異常（汽泵流量小于300t/h汽泵再循環(huán)門聯(lián)開），汽泵前置泵流量下降至360t/h時，開啟汽泵再循環(huán)調(diào)整門30%左右。汽泵前置泵流量降至330t/h時，汽泵再循環(huán)調(diào)整門開至50%左右。8.6電動給水泵運行期間應(yīng)注意監(jiān)視工作油冷卻器出口油溫，防止工作油冷卻器出口油溫高跳泵。8.7低負荷運行期間應(yīng)注意監(jiān)視油壓在3.0MPa左右，保證油槍隨時可投用。8.8等離子投入后，應(yīng)注意等離子運行情況的監(jiān)視，防止出現(xiàn)壁溫超限，注意監(jiān)視等離子水箱水位，防止出現(xiàn)等離子漏水，等離子斷弧或必須手動退出時應(yīng)根據(jù)情況投入對應(yīng)油槍運行。8.9低負荷運行期間，如遇燃燒不穩(wěn)定應(yīng)及時投油。投油前應(yīng)注意磨煤機運行層次，并應(yīng)保證油槍有3/4火焰真實。防止投油不當發(fā)生MFT。8.10低負荷運行期間，氧量應(yīng)控制在6%,磨煤機容量風(fēng)調(diào)節(jié)擋板調(diào)節(jié)不正常時，可用手動調(diào)節(jié)控制一次風(fēng)量不要過大。8.11根據(jù)負荷確定燃燒器運行層數(shù)。非特殊情況下禁止火嘴隔層運行。8.12低負荷運行期間若減負荷，應(yīng)控制減負荷速率不大于1MW/min。8.13低負荷運行磨煤機內(nèi)煤量相對較少，振動較大，應(yīng)加強對磨煤機的檢查。發(fā)現(xiàn)異常應(yīng)及時調(diào)整兩側(cè)給煤量，聯(lián)系點檢檢查。8.14因我廠汽動給水泵是100%容量泵，機組負荷140MW（過熱蒸汽流量392t/h）以下，加強對汽動給水泵轉(zhuǎn)速的監(jiān)視和控制，通過調(diào)整汽動給水泵再循環(huán)調(diào)整門開度，避免汽動給水泵轉(zhuǎn)速低于3000rpm，同時滿足鍋爐汽包供水需要。當汽泵轉(zhuǎn)速低于3000rpm時，熱控邏輯將自動切除汽動給水泵“遙控”方式，汽包水位自動無法正常投運。此時汽泵轉(zhuǎn)速無法再通過DCS站“給水除氧畫面”相應(yīng)“汽動給水泵”操作端控制，只能通過DCS站“汽動給水泵畫面”上相應(yīng)“目標轉(zhuǎn)速”、“升速率”操作端進行控制。因此深度調(diào)峰降低機組負荷過程中，應(yīng)高度重視汽動給水泵轉(zhuǎn)速監(jiān)視和控制，防止汽動給水泵轉(zhuǎn)速低于3000rpm，并做好相關(guān)預(yù)想，避免出現(xiàn)汽包水位異常事件。整個調(diào)峰過程在汽動給水泵再循環(huán)調(diào)整門全開，轉(zhuǎn)速接近3100rpm時，停止調(diào)峰操作。8.15低負荷運行期間，加強高壓除氧器水位調(diào)節(jié)，綜合調(diào)整凝結(jié)水泵變頻頻率、高壓除氧器水位調(diào)整門、凝結(jié)水再循環(huán)調(diào)整門，保持高壓除氧器水位正常，軸封加熱器最小通流量不低于150t/h。8.16低負荷運行期間，加強對機組運行參數(shù)及汽泵運行參數(shù)的監(jiān)視，確保能夠及時發(fā)現(xiàn)參數(shù)異常。要加強汽輪機組軸系振動監(jiān)視，出現(xiàn)異常增大時要停止調(diào)峰并分析原因。機組運行中，要加強汽輪機軸承油膜壓力的監(jiān)視（觀察各軸承頂軸油壓表），壓力波動時要分析原因。冬季深度調(diào)峰期間，真空升至-97kPa以上，如果出現(xiàn)機組各軸承振動增加，立即停止減負荷，必要時可以通過臨時開大防凍水門或循環(huán)水泵高速切低速適當降低真空，加減負荷應(yīng)緩慢，避免負荷快速變化。8.17汽泵輔汽汽源投運及調(diào)峰期間，輔汽聯(lián)箱壓力調(diào)節(jié)保持穩(wěn)定，保持汽泵運行穩(wěn)定。8.18低負荷運行期間，汽動給水泵始終保持進汽壓力＞0.25MPa，溫度保持在291.7～329.2℃之間，LP反饋＜55%。8.19低負荷運行時，禁止鍋爐受熱面吹灰。8.20油槍投入后應(yīng)投入空預(yù)器連續(xù)吹灰。8.21試驗期間，應(yīng)做好事故預(yù)想，如發(fā)生鍋爐熄火，則按照停爐不停機進行處理。9.安全措施9.1運行人員認真監(jiān)視設(shè)備，隨時做好恢復(fù)工況的準備；設(shè)備部各專業(yè)應(yīng)有專人負責配合本試驗，做好事故預(yù)想，發(fā)現(xiàn)異常及時通報試驗負責人。9.2試驗當中禁止任何與試驗無關(guān)的操作；9.3試驗前及試驗當中，必要時與電網(wǎng)調(diào)度作好聯(lián)系；9.4試驗中鍋爐的所有保護系統(tǒng)及汽機、電氣與試驗有關(guān)的保護系統(tǒng)均應(yīng)投入；9.5試驗過程中，當發(fā)生意外或危及設(shè)備及人身安全時，試驗應(yīng)立即停止，并按運行規(guī)程進行事故處理；9.6試驗過程中，如果燃燒不穩(wěn)可能發(fā)生鍋爐滅火時，立即投油助燃，待燃燒穩(wěn)定后，重新開始試驗；9.7應(yīng)安排有經(jīng)驗運行人員在就地觀察爐內(nèi)燃燒情況，配備對講機同控制室內(nèi)試驗指揮人員隨時聯(lián)系；試驗過程中，當發(fā)現(xiàn)個別煤火嘴燃燒不穩(wěn)時，應(yīng)停止減負荷，調(diào)整燃燒，待穩(wěn)定后，方可繼續(xù)減負荷；9.8觀測爐內(nèi)火焰時，要配帶防護眼鏡，并站在看火孔的側(cè)面以免燒傷。9.9防止鍋爐由于燃燒不穩(wěn)而滅火?？梢圆扇∫韵麓胧?.9.1試驗前對燃油系統(tǒng)進行全面檢查,并進行油槍投退試驗，確認油槍能隨時投入,著火正常。9.9.2檢查燃燒器火檢系統(tǒng),確認火檢系統(tǒng)正常工作。如火焰強度低于75%，則應(yīng)穩(wěn)定負荷（必要時可投油穩(wěn)燃），查找原因，然后試驗指揮組決定試驗是否繼續(xù)進行。9.9.3爐膛負壓設(shè)定在－80Pa，監(jiān)視爐膛負壓在+100～－300Pa之間，若超過該范圍，則立即投油穩(wěn)燃。投油助燃后，若燃燒恢復(fù)穩(wěn)定，爐膛負壓恢復(fù)正常，再逐步退出油槍。若燃燒還不穩(wěn)定，負壓波動或是超出+100～－300Pa，則升負荷，查找原因，然后試運指揮組決定試驗是否繼續(xù)進行。9.9.4火焰工業(yè)電視如出現(xiàn)忽明忽暗，則應(yīng)穩(wěn)定負荷（必要時可投油穩(wěn)燃），查找原因，然后試運指揮組決定試驗是否繼續(xù)進行。9.9.5鍋爐降負荷過程按照試驗措施進行，每降負荷一次，均要穩(wěn)定一段時間，確認鍋爐的著火無異常，爐膛負壓穩(wěn)定后，再降負荷。9.10參加試驗的人員，應(yīng)了解試驗的主要內(nèi)容，職責明確。9.11試驗過程中若機組重要參數(shù)達到報警值，應(yīng)停止試驗，運行人員按照規(guī)程調(diào)整；若主體設(shè)備參數(shù)超過保護動作值而保護裝置沒有動作時，運行人員應(yīng)及時手動跳閘。9.12試驗過程中若出現(xiàn)事故，運行人員應(yīng)按有關(guān)規(guī)程處理，并由試驗總指揮下達命令停止試驗，并按照電廠事故預(yù)案處理。為便于處理事故，必要時試驗人員應(yīng)立即撤離現(xiàn)場。9.13所有試驗人員應(yīng)在試驗總指揮組的統(tǒng)一領(lǐng)導(dǎo)下協(xié)調(diào)工作，不得擅離職守，不得違反運行規(guī)程操作。9.14鍋爐相關(guān)人孔、觀火孔及燃燒器附近做好預(yù)防火災(zāi)的消防準備。9.15消防、保衛(wèi)人員應(yīng)安排進入現(xiàn)場值班。10.組織措施組長：副組長：成員：各值值長、運行班（機組）長、發(fā)電部各專業(yè)高管、設(shè)備部各專業(yè)高管、維修部各專業(yè)高管、輸煤部各專業(yè)高管、運行人員、相關(guān)責任點檢員及維修人員。組長職責：承擔指揮和管理責任。副組長職責：負責試驗工作的組織和協(xié)調(diào)。低負荷試驗組其他成員職責：10.1低負荷試驗組其他成員由各值值長、運行班（機組）長、發(fā)電部專業(yè)高管、發(fā)電部運行人員、設(shè)備部專業(yè)高管、維修部各專業(yè)高管、設(shè)備點檢員。10.2值長做好人員調(diào)配，確保運行機組的人員充足且不少于5人。10.3發(fā)電部專業(yè)高管負責對運行人員操作進行技術(shù)監(jiān)督和技術(shù)指導(dǎo)。10.4低負荷試驗由值長統(tǒng)一指揮，并按規(guī)程進行。發(fā)電部運行人員負責執(zhí)行兩票三制，重大操作認真落實各級監(jiān)護制度。根據(jù)低負荷試驗要求進行操作和運行方式調(diào)整，對設(shè)備、系統(tǒng)啟停過程中操作的正確性和合理性負責。對所有設(shè)備、閥門精心操作，并定期對設(shè)備進行巡視，填寫報表。10.5設(shè)備部專業(yè)高管負責對低負荷試驗過程中設(shè)備運行狀況的技術(shù)管理，對設(shè)備運行狀況進行分析，提出意見。負責設(shè)備及系統(tǒng)啟停指導(dǎo)、監(jiān)督、技術(shù)交底工作。對現(xiàn)場出現(xiàn)的異常情況，及時提出解決方案。10.6設(shè)備點檢員負責設(shè)備的全過程管理，參加機組低負荷試驗，提出設(shè)備運行標準，對異常設(shè)備及時分析，組織好檢修人員做好運行設(shè)備的維護、檢修工作。對設(shè)備運行方式提出意見。10.7維修部各專業(yè)高管負責對機組低負荷試驗過程中的異常設(shè)備及時處理。對設(shè)備運行方式提出意見。10.8輸煤專業(yè)摻配好煤比保證入爐煤質(zhì)達到發(fā)電部提出的煤質(zhì)需求。根據(jù)各試驗機組鍋爐煤倉情況及時補煤，嚴禁出現(xiàn)空倉和上濕煤等情況的發(fā)生。10.9機組低負荷試驗過程中要求熱控、電氣、機械人員同時參與。10.10組織按照機組低負荷試驗工作計劃實施。10.11在生產(chǎn)副總經(jīng)理主持下，組織機組低負荷試驗驗收工作。11.試驗數(shù)據(jù)記錄見附表12.試驗數(shù)據(jù)處理由發(fā)電部負責整理試驗數(shù)據(jù)，并編寫《試驗報告》，試驗完成后15工作日內(nèi)提供《試驗報告》。附表5號機組深度調(diào)峰摸底試驗記錄表項目單位工況一工況二工況三工況四工況五工況六時間負荷MW總風(fēng)量t/h甲側(cè)爐膛氧量%乙側(cè)爐膛氧量%總煤量t/h主汽流量t/h主汽壓力MPa主汽溫度℃再熱汽壓力MPa再熱汽溫度℃一級減溫水開度%一級減溫水流量t/h二級甲側(cè)減溫水開度%二級甲側(cè)減溫水流量t/h二級乙側(cè)減溫水開度%二級乙側(cè)減溫水流量t/h三級甲側(cè)減溫水開度%三級甲側(cè)減溫水流量t/h三級乙側(cè)減溫水開度%三級乙側(cè)減溫水流量t/h再熱器事故減溫水開度%再熱器事故減溫水流量t/h再熱器甲側(cè)減溫水開度%再熱器甲側(cè)減溫水流量t/h再熱器乙側(cè)減溫水開度%再熱器乙側(cè)減溫水流量t/h給水壓力MPa給水溫度℃給水流量t/h甲側(cè)