电力公司深度调峰摸底试验方案.docx
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1、电力公司深度调峰摸底试验方案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13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层容量风,减少给煤量2.120MW (主汽流量 347t/h)IMW/min30分钟投入1、3号等离子,退出A2、A4燃烧器,减少给煤量
2、,3.110MW (主汽流量 320t/h)O.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)O.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1. 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,做好事故预想,防止炉膛热负 荷较低而熄火。9. 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。10
3、. 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。11. 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。汽泵前置泵流量降至330t/h时,汽 泵再循环调整门开至50%左右。12. 电动给水泵运行期间应注意监
4、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。13. 7低负荷运行期间应注意监视油压在3. OMPa左右,保证油枪随时可投用。14. 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。15. 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MFTo16. 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 动调节控制一次风量不要过大。17. 1根据负荷确定燃烧器运行层数。非
5、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IMW/mino8.13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。此时汽泵转速无法再 通过DCS站“给水除氧画
6、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/ho8. 16低负荷运行期间,加强对机组运行参数及汽泵运行参数的监
7、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。9. 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. 7 329.2之间,LP反馈V55%。10. 9低
8、负荷运行时,禁止锅炉受热面吹灰。11. 20油枪投入后应投入空预器连续吹灰。12. 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
9、可能发生锅炉灭火时,立即投油助燃,待燃烧稳定后, 重新开始试验;13. 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;13.8 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。13.9 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
10、挥组决定试验是否继续进行。9. 9.3炉膛负压设定在一80Pa,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
11、容,职责明确。9.11试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
12、电部各专业高管、设备部各专业高管、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
13、进行操作和运行方式调整,对设备、 系统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
14、. 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
15、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/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
16、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,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 :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%A
17、A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
18、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kPaB1燃烧器入口一次风压 力kPaB2燃烧器入口一次风压 力kPaB3燃烧器入口一次风压 力kPaB4燃烧器入口一次风压 力kPa3号磨料位kPa3号
19、磨热风门开度%3号磨冷风门开度%3号磨混后风温3号磨混后风压kPa3号磨电流A给煤量At/h给煤量Bt/hSCR入口烟温1 (甲侧)SCR入口烟温2 (甲侧)SCR入口烟温3 (甲侧)SCR入口烟温1 (乙侧)SCR入口烟温2 (乙侧)SCR入口烟温3 (乙侧)SCR入口 NOx (甲侧)mg/m3SCR入口 NOx (乙侧)mg/m3SCR入口氧量(甲侧)%SCR入口氧量(乙侧)%SCR出口氧量(甲侧)%SCR出口氧量(乙侧)%SCR出口 NOx (甲侧)mg/m3SCR出口 NOx (乙彳则)mg/m3喷枪总尿素量m3/h汽泵低压进汽压力MPa汽泵阀位%电力公司热电2X320MW机组选用锅
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