《电力公司深度调峰摸底试验方案.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《电力公司深度调峰摸底试验方案.doc（19页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、电力公司5号机深度调峰摸底试验方案电力公司深度调峰摸底试验方案目 录1.机组概述32.试验目的63.试验项目64.试验依据65.试验测点布置及测试方法76.试验条件87.试验方法及步骤88.技术措施109.安全措施1010.组织措施1211.试验数据记录1312.试验数据处理131.机组概述电力公司热电2320MW机组选用锅炉为东方锅炉厂制造的DG1060/18.2P4型锅炉，该炉为单炉膛型布置、亚临界、自然循环、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、摆动式燃烧器四角切圆燃烧，固态排渣、露天布置、全钢构架、燃煤汽包炉。炉膛深度13335mm，宽度12829mm，炉顶管中心标高61000mm，汽包中心
2、标高65000mm。制粉系统为双进双出正压冷一次风机直吹式，采用二台容克式三分仓回转式空气预热器，二台上海鼓风机厂生产的双动叶可调轴流式引风机，二台上海鼓风机厂生产的动叶可调轴流式送风机，二台兰州电力修造厂制造的双室五电场静电除尘器，锅炉炉底渣采用经单台水浸式刮板捞渣机连续捞出后，直接输送至渣仓储存，定期由汽车送至灰场或综合利用用户，省煤器、静电除尘器的飞灰用正压浓相气力输送系统分别输送至粗、细贮灰库。制粉系统采用正压直吹式冷一次风机制粉系统。每台锅炉配有二台上海鼓风机厂生产的离心式冷一次风机，三套沈阳重机生产的双进双出钢球磨系统，每套制粉系统包括一台双进双出球磨机、两台给煤机、公用的密封风机
3、、八个煤粉燃烧器(直流燃烧器)，以及各自的原煤及煤粉管道、挡板等。设计燃料是50新安煤和50义马煤的混煤，属于中高挥发份烟煤。为了扩大锅炉对煤种的适应范围，设计时还考虑了校核煤种。校核煤种为30新安煤和70义马煤的混煤。燃烧器采用四角切圆布置，在炉膛中心形成逆时针旋向的两个直径分别为681mm和772mm的内、外侧假想切圆。燃烧器分A、B、C、D、E、F六层，其中A层等离子燃烧器为环形浓淡燃烧器，B、C、D、E、F层采用哈尔滨博深公司“分拉垂直亲和浓淡煤粉燃烧”立体分级低氮燃烧技低NOx浓淡燃烧器。一、二次风燃烧器采用均等配风方式，在降低NOx的同时，燃烧稳定性好、炉内避免结渣和高温腐蚀，并具
4、有宽广煤质适应性，对挥发分变化范围较大的煤质满足稳燃和高效燃烧的要求，做到节能和减排并举。主燃烧区分上下两组，主燃烧器区所有一、二次风可上下垂直各摆动30，参与汽温调节，主燃烧区煤粉燃烧器及二次风喷口摆动机构分为上、下两组分别控制，摆动机构执行器采用气动执行器。在主燃烧器上方5000mm左右标高处布置4层共16只燃尽风燃烧器喷口，燃尽风量占总空气量约为25%30%，燃尽风喷口风速采用较高风速45-50 m/s。燃烧风量沿炉膛垂直方向分级供入，主燃烧区过剩空气系数由1.2变为0.840.90%。所有燃尽风喷口均可以垂直和水平方向摆动，上下摆动 20，水平方向使其喷嘴出口中心线同主喷嘴中心线成15
5、可调节的夹角，能进行从与一次风切圆相同到正向增加15或反切15（左调），来平衡主燃烧器的旋转动量矩，而达到减少炉膛出口烟温偏差之目的。低氮燃烧器改造后二次风喷口和周界风喷口随之改变（FF1、EF、CD1、AA1二次风喷口面积减少约一半、FF2喷口用一块上有6X8个10小孔的钢板封上），即减少的25%30%风量由距FAD四层燃尽风提供（机组启动中开启35%起到冷却作用）。F层燃烧器上淡下浓E层燃烧器上淡下浓D层燃烧器上浓下淡C层燃烧器上淡下浓B层燃烧器上浓下淡低NOx浓淡燃烧器采用高浓缩比浓淡风煤粉燃烧技术，是在一次风管道内采用经过详细研究和优化的百叶窗式煤粉浓缩器，使煤粉气流在流经百叶窗时产生
6、不同程度偏转，煤粉与气流惯性分离，经分流隔板后分别形成两股浓、淡煤粉气流，同时在煤粉气流背火侧布置有刚性强的侧二次风喷口。燃烧器布置在四角切圆锅炉同一水平面，形成内、外侧假想切圆。煤粉气流在水冷壁附近形成了比普通燃烧器强得多的氧化性气氛。侧二次风在背火侧的投入将进一步强化煤粉形成的氧化性气氛，保证在深度炉内分级燃烧方式下，水冷壁附近的低煤粉颗粒浓度和氧化性气氛的运行环境。不仅起到了稳燃和降低NOx生成的作用，同时还避免了形成还原性气氛，防止了水冷壁高温腐蚀现象发生。浓煤粉布置炉内烟气温度高的上火侧，浓煤粉具有着火温度低、火焰温度高的特点，保证了煤粉火焰的良好稳定性。由于浓淡煤粉气流分别在远离煤
7、粉燃烧化学当量比条件下燃烧，对于浓侧煤粉气流由于处于还原性气氛下燃烧，气流中氧含量小，煤粉挥发物中的含氮基团可将NO还原为N2，使NO产生量降低；对于淡侧煤粉气流，由于煤粉浓度较小，含氮基团析出量小，这样与氧反应生成NO的量较小，综合总体效应的结果，使浓淡分离后一次风产生NO排放量比普通型直流燃烧器少得多。采用垂直浓淡煤粉燃烧器后，可以有效改善着火阶段煤粉气流的供风，使煤粉在偏离化学当量比环境中着火，这样降低了NOx生成量，可以大幅度降低NOx排放水平。油燃烧器三层布置，位于AB、BC、DE三层二次风风室内，一、二次风呈间隔排列，煤燃烧器采用等间隔布置。每个煤燃烧器喷口布置有周界二次风（燃料二
8、次风），油燃烧器喷口布置了油配风，辅助二次风有九层，在燃烧器最上方FF2燃烬二次风喷口已封堵只留小风口冷却用。锅炉点火方式主要采用等离子点火，利用等离子发生器的电弧来直接点燃煤粉，等离子燃烧器布置在A层燃烧器内，每炉四台。另外配有高能点火器主油枪煤粉燃烧器的两级点火方式；当燃用设计煤种时，锅炉不投油最低稳燃负荷为40BMCR。锅炉过热汽温度采用三级喷水减温调节，再热汽温度采用摆动燃烧器调节。另外，在再热器入口设有事故喷水减温器，壁式再热器出口设有微量喷水减温器。锅炉保证额定过热汽温的负荷范围为70100BMCR，保证额定再热汽温的负荷范围为60100BMCR（滑压），在上述范围内运行时，过热器
9、出口汽温和再热器出口汽温能保持稳定在额定值，偏差不超过5。受热面金属不超温。电力公司热电有限公司5、6号机组为320MW抽汽供热机组，采用哈尔滨汽轮机厂股份有限公司生产的C320/250-16.7/0.4/537/537型亚临界、一次中间再热、单轴双缸双排汽、单抽供热式汽轮机。每台机组设置一台100容量的汽动给水泵，两台50容量电动调速给水泵。三台高压加热器采用大旁路系统。给水操作台旁路容量为30BMCR。给水系统还为再热器减温器、过热器减温器及高压旁路系统提供减温水。汽动给水泵由1台汽轮机及100%BMCR容量的给水泵、1台前置泵、汽轮机及给水泵配套的集装油站构成。汽轮机及给水泵布置在12米
10、平台主机旁边，前置泵及集装油站布置在0米。一次中间再热与三级高压加热器（内置蒸汽冷却段和疏水冷却段），一级除氧器和四级低压加热器组成八段回热系统。1、2、3段抽汽分别供给三台高压加热器，4段抽汽供给除氧器，同时还向汽动给水泵小汽轮机供汽。5、6、7、8段抽汽分别供给四台低压加热器。5段抽汽在采暖期同时供两台热网加热器。7、8号低加为共用一个壳体的复式加热器，卧式布置在凝汽器喉部，各级加热器疏水采用逐级自流。1.1 锅炉主要设计参数表1-1 锅炉主要设计参数项 目 单 位 BMCR BECR 过热蒸汽流量 t/h 1060.0 1049 过热蒸汽出口压力 MPa（g） 17.5 17.5 过热蒸
11、汽出口温度 540 540 再热蒸汽流量 t/h 874.6861.5 再热器进/出口蒸汽温度 335.1/540 332.7/540 再热器进/出口蒸汽压力 MPa（g） 4.09/3.91 4.03/3.85 给水温度 284.7 283.6 过热器一级计算喷水量 t/h 23.97 18.31 过热器二级计算喷水量 t/h 5.99 4.58 过热器三级计算喷水量 t/h 0 0 再热器减温水量 t/h 12.59 排烟温度 129 126 炉膛过剩空气系数 / 1.20 1.20 计算锅炉效率 % 92.99 93.03 计算燃煤量 t/h 150.69 149.31.2 燃煤特性设计
12、煤种为新安与义马混煤（1:1），校核煤种为新安与义马混煤（3:7）。表1-2 煤质资料项目符号单位设计煤种校核煤种工业分析收到基水分 Mar 6.211.22空气干燥基水分 Mad 3.763.47收到基灰分 Aar 32.522.5干燥无灰基挥发分 Vdaf 29.4935.9收到基低位发热量 Qnet.ar kJ/kg 1965020380元素分析收到基碳 Car 51.9554.38收到基氢 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哈氏可磨系数 HGI 8773灰特性变形温度 DT 12801330
13、软化温度 ST 13101400熔化温度 FT 133014402.试验目的在机组正常运行期间，通过调整机组出力，逐渐降低锅炉热负荷，考查锅炉燃烧稳定性、SCR入口烟温、脱硝装置运行情况、主再热蒸汽参数、机侧汽动给水泵汽轮机工作汽源压力、回热系统运行稳定性。3.试验内容在试验工况下，对机组运行的以下各项内容进行测试和评价。3.1 安全性评价锅炉过热器、再热器各部位壁温不超温；主蒸汽温度不超温；再热蒸汽温度不超温；过热器减温水量可控；再热器减温水量可控。3.2 稳定性评价评价锅炉运行期间炉侧锅炉燃烧稳定性、SCR入口烟温、脱硝装置运行情况、机侧汽动给水泵汽轮机工作汽源压力、回热系统运行稳定性。3
14、.3 NOx 排放评价NOx 排放浓度不超过专业规定值500mg/Nm3。3.4 经济性评价主、再热蒸汽参数低于规程设计值。3.5 其它评价锅炉出力及设备裕量。4.试验依据4.1 GB/T 10184-2015电站锅炉性能试验规程；4.2 GB13223-2011火电厂大气污染物排放标准；4.3 DL/T414-2012火电厂环境监测技术规范；4.4 电厂和制造厂家相关技术资料。5 试验测点布置及测试方法 试验依据中华人民共和国国家标准电站锅炉性能试验规程(GB10184-88)简化进行。试验测点布置及测试方法如下：5.1 原煤取样 原煤在试验中自给煤机入口处采集，取样后缩分出12kg原煤样封
15、装，用于工业分析，数据采用质检部门所出具的报告。5.2 飞灰取样 飞灰在空气预热器后水平烟道处撞击式飞灰取样器取样，试验过程中连续取样（将取样灰管放空、灰桶放空）。试验结束后缩分出100g飞灰样封装，进行飞灰可燃物含量分析。5.3 炉渣取样 炉渣在冷灰斗刮板捞渣机处取样，缩分出约1kg渣样封装，进行炉渣可燃物含量分析（试验期间由发电部化学专业完成）。5.4 排烟温度测量 排烟温度在空预器出口已安装测点测量控制室记录，工况稳定30分钟记录一次。5.5 空预器入口烟气氧含量 空预器入口烟气氧含量采用SCR出口POC站上单点测量，工况稳定30分钟记录一次。5.6 空预器出口烟气氧含量 空预器出口烟气
16、氧含量采用空预器出口POC站上单点测量，工况稳定30分钟记录一次。5.7 大气条件环境温度在送风机入口处测量，工况稳定30分钟记录一次。湿度及大气压力采用经验推荐值。5.8 其它运行参数 其它运行参数均采用控制室运行监测数据，工况稳定30分钟记录一次。6.试验条件6.1试验组织机构成立，职责分工明确。6.2已向调度提出试验负荷（额定负荷33%到50%之间）申请，并得到调度允许。6.3机组无重大缺陷，主、辅机运行正常并处于良好的受控状态，执行机构操作灵活。6.4发电机功率、主汽压力、主汽温度、给水流量、汽包水位、烟气含氧量、炉膛压力等主要参数指示正常。6.5验过程中，机组负荷稳定，煤质稳定，参数
17、波动范围较小。6.6试验过程中，未进行锅炉吹灰、打焦、改变制粉系统运行方式等影响工况运行稳定性的工作。6.7相关试验热控逻辑校对无误，且符合现场设备实际。6.8与试验相关的系统具备试验条件。6.9人员要求6.9.1有具备操作系统热控逻辑组态能力的热控人员至少2人；6.9.2能够熟练进行机组启停及运行调整的运行操作人员至少5人；6.9.3机务、电气、热控检修人员至少6人。7.试验方法及步骤7.1通知集控值班人员及热工维护人员，锅炉开始做深度调峰摸底试验。运行人员做好锅炉灭火后相应操作的准备工作，必要时应通知省调。通知输煤专业煤质带负荷能力按4.084.56吨/万kWh调度，要求干燥无灰基挥发份2
18、935%，收到基灰分不大于30%，收到基挥发分1922%，收到基低位发热量20.5122.19MJ/kg。7.2检查油枪、等离子良好备用。7.3机组负荷150MW，汽泵辅汽汽源管道暖管，注意监视汽泵低压主汽门前进汽压力变化。7.4汽泵辅汽汽源管道投入运行，缓慢全开汽泵辅汽汽源供汽旁路一道门，稍开汽泵辅汽汽源供汽旁路二道门，控制汽泵低压主汽门前蒸汽温度30min下降不超过10，缓慢掺入汽泵辅汽汽源。观察汽泵低压进汽压力有所升高，汽泵LP阀位有下降趋势，适当稍开汽泵辅汽汽源供汽电动门供汽，关闭汽泵辅汽汽源供汽旁路门。整个投运过程防止汽泵低压主汽门前蒸汽温度快速下降，引发不安全事件。7.5按照机组主
19、蒸汽压力维持10MPa进行减负荷，按照从上层至下层停运燃烧器进行以下工况试验。5号机摸底工况序号过热蒸汽流量 吨/小时折纯凝电负荷 MW主汽压力MPa 助燃要求137513510无稳定30分钟234712010等离子拉弧稳定30分钟332011010等离子拉弧稳定30分钟429210010等离子拉弧稳定30分钟529210010无稳定120分钟7.6减负荷的原则是先减煤后减风，每层火嘴停止之后，锅炉至少应保持负荷稳定30分钟后再继续下滑；对已停止的一次风管进行吹扫。7.7保持A、B、C两层半煤粉运行，A层对角运行2个燃烧器，运行中优先保证B、C层燃烧器煤粉浓度，下层燃烧器摆角保持50%位不能上
20、摆。尽量保证锅炉前后墙火嘴投煤量一致、热负荷均匀、减小烟温偏差。当观察到出现不稳定的燃烧迹象时（如火焰脉动，火焰亮度下降, 炉膛负压波动大）；应立即停止减负荷，保证锅炉燃烧稳定。7.8在减负荷过程中要注意汽温汽压的变化，根据燃料量调整一、二次风量,为保证二次风差压，除运行燃烧器配风所需二次风，其余二次风、周界风门要关闭，运行二次风门开度保持在3035%，运行周界风门开度保持6%左右。总风量在保证二次风差压不低于0.20kPa前提下，氧量按不大于6.0%控制，必要时燃尽风全关。7.9主蒸汽流量420375t/h（纯凝150135MW），煤粉燃烧器B、CD层运行切换至A、B、C层运行，不投油及等离
21、子，退出机组协调控制，投入功率控制，退出送风自动、一次风压自动、容量风自动，稳定30分钟。7.10主蒸汽流量375347t/h（纯凝135120MW），投入1、3号等离子稳燃，退出A2、A4燃烧器，稳定30分钟。7.11主蒸汽流量347320t/h（纯凝120110MW），投入1、3号等离子稳燃，关小A层对应容量风，稳定30分钟。7.12主蒸汽流量320292t/h（纯凝110100MW），投入1、3号等离子稳燃，关小A、B层对应容量风，降低3号磨磨前风压，稳定30分钟,退出1、3号等离子，稳定90分钟。7.13任何时候如果发现燃烧恶化、汽包水位、炉膛压力波动过大等情况，应立即停止减少负荷及时
22、加投油枪稳燃。试验中若煤种偏差较大或出现问题或事故应停止试验。7.14按程序进行完试验后结束试验，按之前减负荷操作顺序逆向操作进行升负荷至目标负荷。7.15试验过程中，锅炉各项保护应全部投入。7.16试验期间，试验人员应加强就地看火，运行人员加强对火检信号及炉膛负压、一次风量、二次风量、氧量、烟温以及受热面壁温等参数的监视。如有较大波动应暂时停止减燃料，调整燃烧至稳定后，再继续进行试验。7.17试验中减煤减负荷的速率主要根据燃烧强度变化及燃烧稳定的情况而定，并注意保持适当的一次风量、二次风量和氧量；减煤的同时，应适当调整该磨的一次风量，以保证较合理的一次风速、煤粉浓度及较高的磨出口温度；同时，
23、适当减少二次风量，维持合理的氧量。7.18试验期间试验数据的记录及测量:7.18.1 每隔30分钟工况稳定后，对主蒸汽流量、主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽压力、再热蒸汽温度、给水流量、给水温度、排烟温度、转向室烟气含氧量、送风总风压、一次风压、风箱与炉膛压差、SCR 入口氧量、SCR 入口烟温、SCR 入口NOx、预热器出口风温、给煤量、一次风量、一次风温、磨煤机出口温度等参数进行记录。7.18.2试验期间：进行原煤（入炉煤）、飞灰及大渣的取样。7.19试验过程需要4个小时左右。序号折纯凝负荷降负荷率稳定时间减负荷方式1.135MW（主汽流量375t/h）3MW/min30分钟关小A、B、C
24、层容量风，减少给煤量2.120MW（主汽流量347t/h）1MW/min30分钟投入1、3号等离子，退出A2、A4燃烧器，减少给煤量， 3.110MW（主汽流量320t/h）0.5MW/min30分钟投入1、3号等离子，关小A、B层容量风，减少给煤量4.100MW（主汽流量292t/h）0.5MW/min30分钟投入1、3号等离子，关小A层容量风，降低3号磨磨前风压，减少给煤量，5.100MW（主汽流量292t/h）90分钟退出1、3号等离子8. 技术措施8.1试验期间加强对仪控自动装置运行情况的监视，若自动不灵敏，应及时改为手动，并做好记录。8.2加强对炉膛火焰、负压、汽温、汽压及功率的监视
25、，做好事故预想，防止炉膛热负荷较低而熄火。8.3低负荷运行应及时了解入炉煤种，尽可能保持入炉煤质稳定。8.4主汽流量低于375t/h，注意监视汽动给水泵汽轮机进汽调门开度不大于80%，并启动一台电动给水泵运行，调整电动给水泵适当勺管开度，开启电动给水泵出口电动门，使电动给水泵旋转备用。试验过程中汽动给水泵转速不低于3100r/min，否则切换给水泵为电动给水泵运行。8.5汽动给水泵运行期间应注意监视给水流量，必要时开启部分汽泵再循环门，防止泵再循环门突然联开造成水位异常（汽泵流量小于300t/h汽泵再循环门联开），汽泵前置泵流量下降至360t/h时，开启汽泵再循环调整门30%左右。汽泵前置泵流
26、量降至330t/h时，汽泵再循环调整门开至50%左右。8.6电动给水泵运行期间应注意监视工作油冷却器出口油温，防止工作油冷却器出口油温高跳泵。8.7低负荷运行期间应注意监视油压在3.0MPa左右，保证油枪随时可投用。8.8等离子投入后，应注意等离子运行情况的监视，防止出现壁温超限，注意监视等离子水箱水位，防止出现等离子漏水，等离子断弧或必须手动退出时应根据情况投入对应油枪运行。8.9低负荷运行期间，如遇燃烧不稳定应及时投油。投油前应注意磨煤机运行层次，并应保证油枪有3/4火焰真实。防止投油不当发生MFT。8.10低负荷运行期间，氧量应控制在6%,磨煤机容量风调节挡板调节不正常时，可用手动调节控
27、制一次风量不要过大。8.11根据负荷确定燃烧器运行层数。非特殊情况下禁止火嘴隔层运行。8.12低负荷运行期间若减负荷，应控制减负荷速率不大于1MW/min。8.13低负荷运行磨煤机内煤量相对较少，振动较大，应加强对磨煤机的检查。发现异常应及时调整两侧给煤量，联系点检检查。8.14 因我厂汽动给水泵是100%容量泵，机组负荷140MW（过热蒸汽流量392t/h）以下，加强对汽动给水泵转速的监视和控制，通过调整汽动给水泵再循环调整门开度，避免汽动给水泵转速低于3000rpm，同时满足锅炉汽包供水需要。当汽泵转速低于3000rpm时，热控逻辑将自动切除汽动给水泵“遥控”方式，汽包水位自动无法正常投运
28、。此时汽泵转速无法再通过DCS站“给水除氧画面”相应“汽动给水泵”操作端控制，只能通过DCS站“汽动给水泵画面” 上相应 “目标转速” 、“升速率”操作端进行控制。因此深度调峰降低机组负荷过程中，应高度重视汽动给水泵转速监视和控制，防止汽动给水泵转速低于3000rpm，并做好相关预想，避免出现汽包水位异常事件。整个调峰过程在汽动给水泵再循环调整门全开，转速接近3100rpm时，停止调峰操作。8.15低负荷运行期间，加强高压除氧器水位调节，综合调整凝结水泵变频频率、高压除氧器水位调整门、凝结水再循环调整门，保持高压除氧器水位正常，轴封加热器最小通流量不低于150t/h。8.16低负荷运行期间，加
29、强对机组运行参数及汽泵运行参数的监视，确保能够及时发现参数异常。要加强汽轮机组轴系振动监视，出现异常增大时要停止调峰并分析原因。机组运行中，要加强汽轮机轴承油膜压力的监视（观察各轴承顶轴油压表），压力波动时要分析原因。冬季深度调峰期间，真空升至-97kPa以上，如果出现机组各轴承振动增加，立即停止减负荷，必要时可以通过临时开大防冻水门或循环水泵高速切低速适当降低真空，加减负荷应缓慢，避免负荷快速变化。8.17汽泵辅汽汽源投运及调峰期间，辅汽联箱压力调节保持稳定，保持汽泵运行稳定。8.18低负荷运行期间，汽动给水泵始终保持进汽压力0.25MPa，温度保持在291.7329.2之间，LP反馈55%
30、。8.19低负荷运行时，禁止锅炉受热面吹灰。8.20油枪投入后应投入空预器连续吹灰。8.21试验期间，应做好事故预想，如发生锅炉熄火，则按照停炉不停机进行处理。 9.安全措施9.1运行人员认真监视设备，随时做好恢复工况的准备；设备部各专业应有专人负责配合本试验，做好事故预想，发现异常及时通报试验负责人。9.2 试验当中禁止任何与试验无关的操作；9.3 试验前及试验当中，必要时与电网调度作好联系；9.4 试验中锅炉的所有保护系统及汽机、电气与试验有关的保护系统均应投入；9.5试验过程中，当发生意外或危及设备及人身安全时，试验应立即停止，并按运行规程进行事故处理；9.6试验过程中，如果燃烧不稳可能
31、发生锅炉灭火时，立即投油助燃，待燃烧稳定后，重新开始试验；9.7 应安排有经验运行人员在就地观察炉内燃烧情况，配备对讲机同控制室内试验指挥人员随时联系；试验过程中，当发现个别煤火嘴燃烧不稳时，应停止减负荷，调整燃烧，待稳定后，方可继续减负荷；9.8 观测炉内火焰时，要配带防护眼镜，并站在看火孔的侧面以免烧伤。9.9 防止锅炉由于燃烧不稳而灭火。可以采取以下措施：9.9.1 试验前对燃油系统进行全面检查, 并进行油枪投退试验，确认油枪能随时投入, 着火正常。9.9.2检查燃烧器火检系统, 确认火检系统正常工作。如火焰强度低于75%，则应稳定负荷（必要时可投油稳燃），查找原因，然后试验指挥组决定试
32、验是否继续进行。9.9.3 炉膛负压设定在80Pa，监视炉膛负压在+100300Pa之间，若超过该范围，则立即投油稳燃。投油助燃后，若燃烧恢复稳定，炉膛负压恢复正常，再逐步退出油枪。若燃烧还不稳定，负压波动或是超出+100300Pa，则升负荷，查找原因，然后试运指挥组决定试验是否继续进行。9.9.4火焰工业电视如出现忽明忽暗，则应稳定负荷（必要时可投油稳燃），查找原因，然后试运指挥组决定试验是否继续进行。9.9.5锅炉降负荷过程按照试验措施进行，每降负荷一次，均要稳定一段时间，确认锅炉的着火无异常，炉膛负压稳定后，再降负荷。9.10 参加试验的人员，应了解试验的主要内容，职责明确。9.11 试
33、验过程中若机组重要参数达到报警值，应停止试验，运行人员按照规程调整；若主体设备参数超过保护动作值而保护装置没有动作时，运行人员应及时手动跳闸。9.12 试验过程中若出现事故，运行人员应按有关规程处理，并由试验总指挥下达命令停止试验，并按照电厂事故预案处理。为便于处理事故，必要时试验人员应立即撤离现场。9.13 所有试验人员应在试验总指挥组的统一领导下协调工作，不得擅离职守，不得违反运行规程操作。9.14 锅炉相关人孔、观火孔及燃烧器附近做好预防火灾的消防准备。9.15消防、保卫人员应安排进入现场值班。10.组织措施组 长：副组长：成 员：各值值长、运行班（机组）长、发电部各专业高管、设备部各专
34、业高管、维修部各专业高管、输煤部各专业高管、运行人员、相关责任点检员及维修人员。组长职责：承担指挥和管理责任。副组长职责：负责试验工作的组织和协调。低负荷试验组其他成员职责：10.1低负荷试验组其他成员由各值值长、运行班（机组）长、发电部专业高管、发电部运行人员、设备部专业高管、维修部各专业高管、设备点检员。10.2值长做好人员调配，确保运行机组的人员充足且不少于5人。10.3发电部专业高管负责对运行人员操作进行技术监督和技术指导。10.4低负荷试验由值长统一指挥，并按规程进行。发电部运行人员负责执行两票三制，重大操作认真落实各级监护制度。根据低负荷试验要求进行操作和运行方式调整，对设备、系统
35、启停过程中操作的正确性和合理性负责。对所有设备、阀门精心操作，并定期对设备进行巡视，填写报表。10.5设备部专业高管负责对低负荷试验过程中设备运行状况的技术管理，对设备运行状况进行分析，提出意见。负责设备及系统启停指导、监督、技术交底工作。对现场出现的异常情况，及时提出解决方案。10.6设备点检员负责设备的全过程管理，参加机组低负荷试验，提出设备运行标准，对异常设备及时分析，组织好检修人员做好运行设备的维护、检修工作。对设备运行方式提出意见。10.7维修部各专业高管负责对机组低负荷试验过程中的异常设备及时处理。对设备运行方式提出意见。10.8输煤专业掺配好煤比保证入炉煤质达到发电部提出的煤质需
36、求。根据各试验机组锅炉煤仓情况及时补煤，严禁出现空仓和上湿煤等情况的发生。10.9机组低负荷试验过程中要求热控、电气、机械人员同时参与。10.10组织按照机组低负荷试验工作计划实施。10.11在生产副总经理主持下，组织机组低负荷试验验收工作。11.试验数据记录见附表12.试验数据处理由发电部负责整理试验数据，并编写试验报告，试验完成后15工作日内提供试验报告。附表5号机组深度调峰摸底试验记录表项目单位工况一工况二工况三工况四工况五工况六时间负荷MW总风量t/h甲侧炉膛氧量%乙侧炉膛氧量%总煤量t/h主汽流量t/h主汽压力MPa主汽温度再热汽压力MPa再热汽温度一级减温水开度%一级减温水流量t/
37、h二级甲侧减温水开度%二级甲侧减温水流量t/h二级乙侧减温水开度%二级乙侧减温水流量t/h三级甲侧减温水开度%三级甲侧减温水流量t/h三级乙侧减温水开度%三级乙侧减温水流量t/h再热器事故减温水开度%再热器事故减温水流量t/h再热器甲侧减温水开度%再热器甲侧减温水流量t/h再热器乙侧减温水开度%再热器乙侧减温水流量t/h给水压力MPa给水温度给水流量t/h甲侧一次风机变频Hz甲侧一次风机变频电流A乙侧一次风机变频Hz乙侧一次风机变频电流A甲侧一次风机电机电流A乙侧一次风机电机电流A热一次风母管压力kPa冷一次风母管压力kPa甲侧送风机动叶开度%乙侧送风机动叶开度%甲侧送风机电流A乙侧送风机电流
38、A甲侧送风机入口风温乙侧送风机入口风温甲侧引风机动叶开度%乙侧引风机动叶开度%甲侧引风机电流A乙侧引风机电流A甲侧一次风温乙侧一次风温甲侧二次风温乙侧二次风温转向室甲侧烟温转向室乙侧烟温甲侧空预器入口烟温乙侧空预器入口烟温甲侧排烟温度乙侧排烟温度甲侧排烟氧量%乙侧排烟氧量%甲侧风箱差压kPa乙侧风箱差压kPaFF2二次风开度%FF1二次风开度%F周界风开度%EF二次风开度%E周界风开度%DE二次风开度%D周界风开度%CD2二次风开度%CD1二次风开度%C周界风开度%BC二次风开度%B周界风开度%AB二次风开度%A周界风开度%AA二次风开度%上层燃烧器摆角%下层燃烧器摆角%A层燃尽风开度%B层燃
39、尽风开度%C层燃尽风开度%D层燃尽风开度%燃尽风摆角%2号磨甲侧容量风（D层）开度%2号磨乙侧容量风（C层）开度%2号磨甲侧旁量风（D层）开度%2号磨乙侧旁量风（C层）开度%2号磨甲侧分离器出口风粉温度（D层平均）2号磨乙侧分离器出口风粉温度（C层平均）D1燃烧器入口一次风压力kPaD2燃烧器入口一次风压力kPaD3燃烧器入口一次风压力kPaD4燃烧器入口一次风压力kPaC1燃烧器入口一次风压力kPaC2燃烧器入口一次风压力kPaC3燃烧器入口一次风压力kPaC4燃烧器入口一次风压力kPa2号磨料位kPa2号磨热风门开度%2号磨冷风门开度%2号磨混后风温2号磨混后风压kPa2号磨电流A给煤量Ct/h给煤量Dt/h3号磨甲侧容量风（B层）开度%3号磨乙侧容量风（A层）开度%3号磨甲侧旁量风（B层）开度%3号磨乙侧旁量风（A层）开度%3号磨甲侧分离器出口风粉温度（B层平均）3号磨乙侧分离器出口风粉温度（A层平均）A1燃烧器入口一次风压力kPaA2燃烧器入口一次风压力kPaA3燃烧器入口一次风压力kPaA4燃烧器入口一次风压力kPa