大龙发电2号锅炉低氮燃烧器改造后冷、热态调试方案.doc

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大龙发电2号锅炉低氮燃烧器改造后冷、热态调试方案

贵州华电大龙发电有限公司#2锅炉冷热态调试试验大纲
1前言
为响应国家环保政策，贵州华电大龙发电有限公司2013年7月完成了对#2锅炉进行低氮燃烧技术改造，以实现氮氧化物排放浓度降低的目标。
武汉天和技术股份公司采用EPC模式对#2锅炉进行了低氮燃烧器改造。为保证锅炉低氮燃烧技术改造后达到预期目标，对#2锅炉改造后的燃烧器进行冷、热态调试调整试验。2调试目的
2.1.掌握改造后低氮燃烧器的设备状况。
2.2.掌握低氮燃烧器及燃烧系统运行调整方式对锅炉主要运行指标的影响规律。
2.3.制定锅炉安全、低NOx排放、经济运行的燃烧器及燃烧系统运行指导卡片。
3调试对象概述
3.1.锅炉主要技术说明与规范
3.1.1.锅炉规范及炉膛尺寸
名
型称号设计数据或说明DG1025/18.2-Ⅱ12型
亚临界一次中间再热、自然循环、平衡通风、固态排渣、
型式全钢架悬吊结构、单炉膛、燃烧器布置于炉膛四角，切圆
燃烧，尾部双烟道结构，采用挡板调节再热汽温、п型露
天布置的单汽包自然循环煤粉炉。
炉膛容积
炉膛宽度7002.5m312.8016m
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名称炉膛深度炉膛高度
上层燃烧器与全屏底部距下层燃烧器与冷灰斗上沿
炉膛容积热负荷炉膛截面积热负荷
设计数据或说明
12.8016m
62m20.45m12.5m100.8kW/m34.34MW/m
2
3.1.2.锅炉主要设计参数为：过热蒸汽：最大连续蒸发量(BMCR)
1025t/h
额定蒸发量(BECR)900t/h蒸汽压力(BMCR)17.45MPa(a)额定蒸汽温度
540℃
再热蒸汽：蒸汽流量(BMCR)844t/h
蒸汽流量(BECR)747t/h进/出口蒸汽压力进/出口蒸汽温度
给水温度：BMCR工况：
排烟损失
化学未完全燃烧损失机械未完全燃烧损失散热损失飞灰含碳量
q2q3q4q5
5.41％0％2％0.2％0.07％
3.9/3.72MPa(a)327℃272℃
计算热效率(按设计、校核煤质低位发热量)92.42％
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BECR工况：
排烟损失
化学未完全燃烧损失机械未完全燃烧损失散热损失飞灰含碳量
0.07％
q2q3q4q5
5.25％0％2％0.23％
计算热效率(按设计、校核煤质低位发热量)92.53％保证热效率(按设计煤质低位发热量)91.5％BMCR工况：
炉膛容积热负荷炉膛断面热负荷水冷壁高温区壁面热负荷空气预热器出口热风温度空气预热器进口冷风温度一次风二次风
省煤器出口空气过剩系数空气预热器出口空气过剩系数
20℃20℃1.251.33100.97kW/m
322
4.78MW/m1.14MW/m347℃
空气预热器出口烟气温度(修正前)125℃空气预热器出口烟气温度(修正后)122℃
3.1.3.煤质与灰渣资料
项
目
单位
设计煤种
校核煤种
实际燃烧煤质
元素分析
3
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收到基碳Car收到基氢Har收到基氧Oar收到基氮Nar收到基硫Star工业分析收到基灰份Aar收到基水份Mar空干基水份Mad干燥无灰基挥发份Vdaf收到基低位发热值
Qnet.ar可磨性系数HGI灰变形温度DT灰软化温度ST灰半球温度HT灰流动温度FT
%%%%%%%%%kJ/kg℃℃℃℃
58.122.742.240.940.8227.148.001.5414.5821971801230129013101340
53.112.201.840.900.8231.1310.001.8212.6019774801140119012101240
0.94.5437.22（Aad）
9.311.8411.83（Vad）
17730
3.1.4.燃烧系统
锅炉采用四角布置、切向燃烧、固定直流式煤粉燃烧器，假想切圆直径为φ790mm。燃烧器所配制粉系统形式为钢球磨中间储仓式热风送粉系统，磨煤机型号为DTM350/600，共4台，热风送粉。设计煤粉细度取R90=12%。
共5层一次风喷口，2层三次风喷口，1层顶二次风(OFA，即燃尽风)喷口，7层二次风喷口(其中3层布置有燃油装置)。一次风喷口和三次风喷口四周均布置有周界风。CC层二次风及OFA风方向反切15°。所有一次风均采用百叶窗式水平浓淡燃烧器。燃烧器采用美国CE公司典型结构。假想切圆直径为φ790mm。布置图如图1
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贵州华电大龙发电有限公司#2锅炉冷热态调试试验大纲图1锅炉原燃烧器整组布置图
3.1.5.本次冷热态调整煤种资料如下：
指标
数值Qnet，ar（kJ/g）16.5-19Mt（%）Mad（%）AadVad7-101.4-1.835-449-13St，ad（%）3.5-4.542-48
3.2.燃烧器改造煤质及改前锅炉实际状况
2007年以来针对锅炉燃烧不稳，主、再热蒸汽温度达不到设计值，采取了炉膛敷设卫燃带措施，以期望得到解决。具体
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过程如下：
3.2.1.2008年3月：在AA至OFA层燃烧器区域敷设卫燃带70平方米（每面墙平均每块0.8平方米均等敷设，其中A、B、C层基本连续敷设）；
3.2.2.2010年8月：再次在该区域敷设约20平方米的卫燃带，总面积达到90平方米。同时在该区域对水冷壁进行了防磨热喷涂。A层燃烧器改造成微油点火燃烧器。
3.2.3.此后卫燃带在运行中会脱落，也在不断的修补当中。
3.3.锅炉实际运行过程中存在的问题：
3.3.1.由于煤质低劣，磨煤机出力满足不了高负荷的需要，运行中被迫增大煤粉细度，在燃用无烟煤时飞灰可燃物偏高。
3.3.2.实际运行炉膛出口烟温差偏大，最大达到100℃，在开大CC风的情况下有所下降，但还是超过50℃。
3.3.3.锅炉炉膛目前在燃用空干基挥发份15%以上的烟煤时还存在严重结焦现象。
3.3.4.锅炉第二层燃烧器已经于近几年进行过微油点火改造，故本次低氮燃烧器改造原则上不再更改第一层燃烧器。
3.3.5.燃用煤种较杂。
3.3.6.从炉底进入的冷却风量较大。
3.3.7.目前锅炉氮氧化物排放浓度700~1200mg/Nm3。3.3.8.当前锅炉主要技术经济指标情况（300MW工况平均值）：序号
1指标名称主蒸汽温度单位℃数值539.3
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再热蒸汽温度飞灰含碳量炉渣含碳量过热器减温水量锅炉效率
℃%%T%
538.43.25.130.591.03
4多空气分级低NOx燃烧器改造具体措施
针对大龙电厂#2锅炉燃用煤质特性、燃烧存在的一些问题以及NOX排放浓度高的现象，将采用目前国际最为先进和成熟的多空气分级低NOx燃烧技术，对锅炉燃烧系统重新改造设计，具体改造技术方案如下：
1）在主燃烧器上方增加SOFA燃烧器。具体如下表。
名称LSOFA燃烧器HSOFA燃烧器
标高30700mm33820mm
喷口数量2层3层
风量总风量的14%总风量的30%
2）SOFA燃烧器喷嘴可以垂直方向上下摆动±30°（DCS控制），同时可以水平方向摆动±15°（手动）；每个喷嘴均有调节风门挡板对喷嘴的风量根据运行要求进行自动调节（DCS控制）。因增设SOFA燃烧器，该角部区域的水冷壁进行让管改造。
3）由锅炉两侧大风道引热风到四角SOFA燃烧器，四角SOFA风道均布置流量测量装置，保证四角风量均匀，同时精确控制四角SOFA燃烧器总风量。因风道阻挡了部分平台通道，也相应增设了平台和扶梯。
4）除A层微油煤粉燃烧器外，对主燃烧器整体进行更换。主燃烧器5层一次风标高不变。
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5）维持主燃烧器主气流射流角度和假想切圆不变，上端部风以及顶部风喷口射流方向改为与主气流方向一致。
6）一次风喷口、煤粉体均重新进行优化设计。
7）因采用多空气分级燃烧，其余所有喷口也均进行重新进行喷口面积以及结构优化设计。
8）油枪及煤、油火检等附属设备回用，维持位置不变。
5改造后燃烧器调试内容
燃烧器调试包括冷态及热态两部分。
（1）冷态通风和动力场试验（包括风量测量装置标定，一、三次风速调平等）。
（2）燃烧系统热态燃烧调整试验。
6调试项目
6.1.锅炉冷态调试部分
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（1）风烟系统挡板开关检查及指示确认。
（2）实际工况下的一次风、三次风喷口风速偏差测试。
（3）在系统阻力最小的前提下调整可调缩孔，使一次风、三次风喷口风速偏差小于5％。
（4）二次风箱配风特性测试（含二次风及SOFA风道阻力测试）。
（5）二次风门特性测试。
（6）二次风速（含SOFA风喷口）调平，偏差小于10％。
（7）表盘风量表标定（一次风、三次风、二次总风量及SOFA风量）。
（8）典型工况下的炉内空气动力工况的飘带示踪（显示炉内燃烧器切圆大小以及贴壁风流场状况）。
（9）喷口垂直度水平度测量。
（10）喷口结构尺寸测量。
（11）喷燃器安装角度的测量。
6.2.锅炉热态调试部分
6.2.1.通过锅炉燃烧调整试验确定锅炉优化运行方式。主要试验内容包括：
1）煤粉细度调整试验。
2）运行氧量调整试验。
3）一次风速调整试验。
4）SOFA风门挡板开度试验。
5）SOFA水平摆角试验。
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6）贴壁风风门开度试验。
7）磨煤机组合（单、双、叁、肆、全停）试验.
8）最低不投油稳燃负荷试验。
6.2.2.初期调试与测量
a）启动后初期调试
锅炉正常点火、启动后，逐步带至正常负荷，在带负荷过程可以按原燃烧器正常运行方式进行，可以不投SOFA风、或部分开启SOFA风，但需满足SOFA风喷口冷却要求，建议风门开度10-20%（对应风速8-12m/s，机组负荷高取高限）。
负荷稳定后，根据锅炉燃烧情况、汽温状况调至相对合理水平，并保持稳定。
以上运行主要由大龙发电公司运行人员根据运行规程、运行经验（天和公司提供指导）进行。
b）参数的热态标定与测试
由于氧量是锅炉燃烧调整的主要依据，烟气中NOx浓度、锅炉效率是本次燃烧器改造的关键考核指标，为了给燃烧运行调整提供准确依据、准确评价调整效果，在机组带至稳定负荷（最好是额定负荷300MW）后，将进行相关参数的标定与测试。具体内容分别如下。
燃烧氧量标定：2-3种氧量水平，氧量范围2.5%-4.5%。测点在氧化锆测点附近。
烟气NOx测试：测点在氧化锆测点附近或排烟烟道。
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排烟温度分布测试：掌握排烟温度分布状况，选定代表点。排烟氧量分布测试：掌握排烟氧量分布状况，选定代表点，掌握空预器漏风状况。
原煤、灰渣取样：炉煤质数据由大龙发电公司提供，灰渣由大龙发电公司协助取样。
6.3.热态燃烧调整试验
a)习惯运行工况摸底试验
习惯运行工况为电厂运行人员惯常运行方式下的试验工况（300MW），测试内容包括：O2、CO、NOx、飞灰炉渣可燃物含量、炉膛温度分布，计算锅炉热效率，同时掌握锅炉习惯运行中各控制参数的情况。该项试验的目的在于了解运行人员习惯运行方式下存在的问题和习惯运行方式下的机组特性，为后续的调整试验作准备。
b)总风量变化试验
通过改变送风机入口挡板开度使入炉总风量发生变化，从而改变炉膛出口过剩空气系数，在主控室反映为空气预热器入口烟气氧含量的变化。通过该项试验，寻求在特定负荷下的最佳运行控制入炉总风量。
由于在不同负荷下的最佳氧量不尽相同，因此该项试验拟在4个负荷下进行，共计12个试验工况。
具体的控制氧量须根据试验时的设备条件确定。
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备注：机组165MW负荷工况即为锅炉不投油最低稳燃负荷试验：该工况下需勤监视炉膛负压及勤观察炉内着火及燃烧情况。
c)变煤粉细度试验
通过改变磨煤机动态分离器转速或折向挡板开度，实现煤粉细度的变化。在不同转速或挡板开度下对锅炉热效率等性能参数进行测试，确定煤粉细度对锅炉运行性能的影响。
该项试验在300MW负荷下进行，共3个工况，具体分离器折向挡板开度待现场试验时确定。
d)一次风量（风速）变化试验
通过改变运行磨煤机的入口风门开度使一次风量（风速）发生变化，在不同风量下对锅炉热效率等性能参数进行测试，寻求最佳的一次风量。
试验在300MW、250MW、200MW、165MW负荷下进行。
e)主燃烧器二次风配比试验
在保持运行氧量（入炉总风量）最佳的情况下，变化主燃烧器二次风配风方式进行锅炉性能测试。试验工况包括：均等配风、缩腰配风、正宝塔配风等方式。
试验在300MW负荷下进行。
f)SOFA层数试验
在300MW负荷下，保持运行氧量最佳和煤粉细度不变的情况下变化SOFA层数进行锅炉性能测试。试验工况包括1层、2
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层、3层等多个工况。
g)SOFA开度试验
在300MW负荷下，保持运行氧量、SOFA层数最佳和煤粉细度不变的情况下变化SOFA开度进行锅炉性能测试。试验工况包括：40%、60%和100%SOFA风门开度三个工况。
h)SOFA摆角试验
在300MW负荷下，保持运行氧量、SOFA层数、开度最佳和煤粉细度不变的情况下变化SOFA摆角进行锅炉性能测试。试验工况包括：水平±10°。
i)贴璧风（偏折风）门开度试验
在300MW负荷下，保持运行氧量最佳和煤粉细度不变的情况下变化贴璧风（偏折风）风开度进行锅炉性能测试。试验工况包括：30%、50%和100%风门开度三个工况。
j)燃料风（周界风）门开度试验
在300MW负荷下，保持运行氧量最佳和煤粉细度不变的情况下变化燃料风开度进行锅炉性能测试。试验工况包括：20%、40%和60%风门开度三个工况。
k)磨煤机组合试验
在300MW负荷下进行单磨、双磨、全停组合方式试验，比较各种组合方式对机组运行性能的影响。
l)其它工况试验
通过前面的摸底试验及之后的一系列燃烧系统的优化试
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验，可能会发现在实际运行中存在的一些不合理的运行控制方式或问题，比如说NOx超标、CO含量超100ppm、烟温偏差（减温水量偏差）大、再热汽温低等等，因此，还需针对这些不尽合理的运行方式或问题等进行有针对性的试验，以改进锅炉主、辅机的运行方式，达到节能降耗，确保机组经济运行的目的。具体的项目需要建立在对机组进行试验数据的分析基础上来确定。
m)最佳运行工况试验
将上述优化调整试验所获得的各运行参数的最佳值进行组合，即为最佳运行工况，该项试验拟在300MW、250MW、200MW和165MW四个负荷下进行。
7测点布置
7.1.流量测点：一、二、三次风流量。
7.2.温度测点：包含风温及烟温测点。风温测点布置在空预器风侧进口，烟温测点布置在空预器烟气侧进出口。
7.3.烟气取样测点：烟气取样测点布置在炉膛出口（SCR入口、AH出口位置）。
7.4.煤、灰、渣取样测点：入炉煤的取样测点布置在原煤斗落煤管上；飞灰取样点布置在AH出口水平烟道上；炉渣取样点在炉底捞渣机排渣口处。
7.5.煤粉取样：在磨煤机出口用电厂固有的简易法取样。
7.6.其它：主要是运行参数，取自DCS记录。
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8测量项目及方法
8.1.烟气成份测量
SCR入口、AH出口烟气成份按照标准规定的点数采用等截面网格法逐点测量。将烟气样品引至烟气前处理装置清洁、除湿、冷却后接入烟气分析仪。
烟气成份分析的主要项目有：O2、CO、NO。
通常情况下，每调整一次燃烧器开度，就要对炉膛出口烟气场做一次扫描，观察烟气成分分布的变化。
8.2.原煤取样
试验期间从运行的给煤机上(或运行的给煤机对应的原煤斗落煤管上)每20分钟取样一次，每台每次取约2kg样，装入桶内密封好。
原煤应在取样结束后立即送交电厂化验室分析，以防水分散失。
8.3.飞灰取样
飞灰取样利用空预器出口水平烟道已有的撞击灰采集装置，试验工况开始前清空飞灰取样罐，试验工况结束前收集两侧撞击取样罐内的飞灰样。
每次试验结束后，全部样品混合均匀，送交电厂化验室进行飞灰可燃物的分析。
8.4.炉渣取样
炉渣的取样通常是在炉底捞渣机排渣口处接取，每15分钟
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取样一次，每次约1kg。试验工况结束后，全部样品混合均匀，缩分约1kg的样品送交电厂化验室进行可燃物的分析。
8.5.风机入口二次风流量以及三次风量测量装置标定
风量的测量依据等截面网格的原则进行，测点的数量须根据磨煤机入口风道以及层二次风箱入口风道的截面尺寸按标准要求确定。具体的测量项目包括：各测量点空气动压、静压以及温度，空气动压采用标准毕托管配以电子微压计测量，静压采用标准毕托管的静压端配以U型管测量，温度采用经校验合格的K型凯装热偶配以点温计测量。
分别在大、中、小三种风量下进行对流量测量装置的标定。
8.6.运行参数记录
锅炉主要运行参数（见附表）均采用机组配套的数据采集系统自动记录，每5分钟记录一次。
9仪器、仪表校验
9.1.所有试验仪器、仪表均需经过法定计量部门或法定计量传递部门校验，并具有在有效期内的合格证书。
9.2.烟气分析仪本身不具备校验证书，但用于每次试验前对其进行标定的标准气体具备法定计量部门提供的有效校验证书。
9.3.此外对于烟气取样不锈钢管、橡胶管、烟气混合器、烟气前处理装置等在试验前应进行严密性试验。
10试验条件
10.1.冷态调试条件
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1)炉膛内检修工作全部完毕，炉膛内所有检修人员撤出。
2)锅炉炉膛出口至引风机出口尾部烟道各受热面的检修工作全
部完毕，且相关设备内的检修人员全部撤出并关闭有关的人孔门。
3)一次风、二次风、三次风道及两套制粉系统的所有检修工作
全部完毕，且相关设备内的检修人员全部撤出并关闭有关的人孔门。
4)A、B侧送风机、引风机以及排粉机试转完毕，具备启动运行
条件。
5)制粉系统和风烟系统的各挡板和风门调试完毕，开关调整灵
活，且在DCS上的显示数据正确无误。
6)DCS系统上风烟系统的电流、风压、烟压、温度参数应正确无
误。
7)一次风、三次风管缩孔可调。
8)必要的炉内脚手架和试验平台搭设完备。
9)在试验前对所有参加试验人员进行安全培训和试验方面的技
术培训。
10.2.热态调试应具备的条件
1)机组安全稳定运行。
2)主要运行表计投运正常，指示正确。如：过热器出口蒸汽温
度、压力表，再热器进出口压力、温度表，给水压力、温度表等。
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3)给水流量，过热器、再热器喷水流量表指示正确。
4)自动控制系统运行可靠。AGC置“手动”模式。主要参数变化小于：
主蒸汽流量
主蒸汽压力
主蒸汽温度
再热蒸汽温度%%℃℃±3±2-10-+5-10-+5
5)运行参数记录打印系统投入正常运行。
6)锅炉燃用设计煤种或经商定的试验煤种（但保证是单一煤
种），并备有足够的试验燃料。试验期间煤质应稳定，其工业分析的允许变化范围为：
干燥无灰基挥发分
收到基全水分
收到基灰分
收到基低位发热量±5%（绝对值）±4%（绝对值）±5%（绝对值）±10%（相对值）
7)送风机、引风机、排粉机、磨煤机、给水泵和除渣系统等无
故障，各风、烟门挡板操作灵活。
8)调试工况期间不得进行任何干扰运行工况的操作，如：吹灰、
打焦、排污等，否则需征得试验负责人的同意方可进行。若遇到危及设备和人身安全的意外情况，运行人员有权按规程进行紧急出理，处理完毕后通知试验负责人。
9)为保证工况质量，维持工况参数稳定，调整试验期间，机组
退出AGC控制方式，工况结束后恢复投运。
10)试验的所有调整措施以不影响安全生产为前提，若试验过
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程中发现有牵涉到机组安全现象，应立即中止试验。
11)请电厂在试验开始前做好前期准备工作（试验煤种的准备
以及负荷的提前申请）。
11计划进度
1）热态调试在锅炉正常点火启动后、带至较高负荷水平（额定
负荷）后进行。最好经过3~5天的常运行考验，以便在这期间发现、消除锅炉设备与系统以及DCS系统可能存在的问题、缺陷。
2）热态调试中的设备状况、测点状况检查以及初期调试与测量
需要2天。
3）热态调试中的高负荷阶段调试合计需要5天左右。
4）热态调试中的中负荷阶段调试合计需要3天左右。
5）热态调试中的低负荷阶段调试合计需要3天左右。
6）热态调试中的三种负荷推荐运行方式验证试验合计需要2天
左右。
7）当天试验结束后，当天或第二天提供重要试验结果。12试验组织
12.1.组织机构
a.总指挥：唐江
b.副总指挥：陈永彬
c.试验组织单位负责人：孙国俊（18806218203）马黎明d.发电部负责人：黄圣（运行组长，15870182827）
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e.检修负责人：陈勇（机务组长，13595042600）
f.运行调整协调负责人：彭合吾（配合现场机务部分调整验收及人员安排协调，13688561268）
g.协调联络负责人：龙仲森（13595606728），负责机务、电气、热控专业的联系协调及试验人员组织的安排和试验技术监督。h.工作小组成员：
机务组：彭合吾（组长）、王全鹏、运行当值人员（2人）、天和公司（2人）
化学取样化验组：伍崇梅（组长）、天和公司（2人）、运行当值（1人）
热控组：杨彪（组长、负责安排专职人员对风门挡板进行调试）对外联络组：各当班值长（负责对外负荷联系等协调工作）
试验总指挥由业主方担任，负责指挥试验的全部工作，协调各方相互友好地协作，下达试验的开始和结束时间，确保试验顺利进行。12.2.试验人员安排
试验总指挥
试验负责人
单位
温度测量
原煤取样
飞灰、大渣、煤粉取样
烟气成份分析及环境条件
主要运行参数记录
煤、灰、渣等化验分析
运行操作1人（电厂）2人（天和、电厂各一人）天和电厂1人1人1人1人3人1人1人1人化学当值运行人员
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13质量控制
1）各方有关人员必须了解本调试大纲，明确各自的工作任务与内容，按调试要求、测试规范进行操作、调整、测试、记录。
2）确认现场满足调试条件后方开始调试。
3）调试期间大龙发电公司运行人员或相关单位人员在进行影响试验工况的操作时，必须与试验组试验负责人协商后方可进行。
4）调试期间，对数据进行准确、规范记录。每一试验工况结束后，由试验组项目负责人对测试数据进行检查，确认无明显问题后，方可进行下一工况的试验。
5）在调试过程中或单项试验结束后，如经数据处理后发现测试数据有问题，必要时应补做或重做部分试验；如经数据处理后发现锅炉设备与在线测点有问题，应协调处理，必要时补做或重做部分试验。
14安全措施
1）各方调试人员必须遵守《电业安全工作规程》相关规定，确保人身及设备安全。
2）现场测试用的脚手架、爬梯、现场照明等临时系统的机械部分、电气部分均应安全可靠方便，确保人身、设备安全。
3）现场测试时，主要检修、施工工作应结束，试验组现场检查、测试时上方不应存在危急人员安全的检修、施工工作。
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4）现场测试、检查至少2名人员参加，做好现场监护；测试现场有良好充足的照明，测试人员的通讯设备正常可靠。
5）调试期间，大龙发电公司应做好事故预想，加强设备巡视，各方人员一旦发现设备异常及事故情况，应立即通报大龙发电公司运行人员，大龙发电公司运行人员应按相关规程、程序进行处理与通报，并中止试验。调试恢复由大龙发电公司牵头协商，并通报各方试验负责人。
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附图1燃烧器布置图
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贵州华电大龙发电有限公司#2锅炉冷热态调试试验大纲SOFA燃烧器布置图
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附件1
：华电大龙发电公司电厂名称电厂名称：
：试验项目试验项目：试验数据记录表炉号：：试验日期试验日期：仪器：记录员：
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附件2电厂名称：华电大龙发电公司
试验工况记录单炉号：记录员：
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