350MW超临界循环流化床机组调试大纲

TPRI合同编号：TPRI/TR-CA-015-2014ATPRI合同编号：TPRI/TR-CA-015-2014A措施编号：TPRI/TR-TS-XM-001徐州华美热电二期2×350MW级超临界循环流化床机组工程徐州华美热电二期2×350MW级超临界循环流化床机组工程调试大纲西安热工研究院有限公司西安热工研究院有限公司二○一四年九月

编写：赵景涛审核：王红雨批准：孟颖琪目录TOC\o"1-2"\h\z\u1. 前言 12. 编制依据 13. 工程概况及设备、系统简介 23.1 工程概况 23.2 锅炉 23.3 汽轮机 33.4 发电机 43.5 主要工艺系统简介 43.6 脱硫部分 123.7 脱硝部分 124. 启动调试范围 135. 启动调试组织分工及各有关单位的职责 135.1 启动试运的组织 135.2 启动试运中各方主要职责 166. 调试阶段工作原则 187. 机组调试项目 197.1 汽轮机专业 197.2 锅炉专业 217.3 电气专业 227.4 热控专业 257.5 化学专业调试范围及项目 267.6 公用系统调试范围及项目 278. 启动调试进度安排 289. 调试程序 289.1 分部试运阶段 289.2 整套启动试运 2910. 各专业调试技术措施（☆—表示由试运指挥部批准） 3710.1 汽轮机专业 3710.2 锅炉专业 3710.3 电气专业 3810.4 热控专业 3810.5 化学专业 3911. 机组调试的主要质量目标 3912. 机组整套启动试运的安全保障 4013. 附录 43附表1工程里程碑进度 43附录2机组168h满负荷试运阶段化学监督指标 44附录3调试计划进度表 45前言为了确保该工程项目能够在“安全第一、质量至上、精心管理、追求卓越、业主满意”的方针指导下，使机组安全启动、稳定运行、文明投产，使参加启动调试试运工作的各方对徐州华美热电二期2×350MW级超临界循环流化床机组工程的调试程序过程及启动条件要求有较全面的了解，特制定本工程启动调试大纲。本大纲适用于徐州华美热电二期2×350MW级超临界循环流化床机组工程机组及公用系统的整个启动调试过程，是机组启动调试阶段的纲领性文件，不仅包括调试单位同时也包括其他单位承担的调试工作。要求各参建单位应遵守本调试大纲，在严格履行各自职责的同时，发扬团结协作、密切配合的精神，以便安全有序、高水平地完成启动试运工作，确保该工程各机组总体质量达到优良等级，实现机组优质高效、安全文明、高水平达标投产。本工程调试将执行《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T5437-2009）、《火力发电建设工程机组调试技术规范》（DL/T5294-2013国家能源局）、《火力发电建设工程机组调试质量验收与评价规程》（DL/T5295-2013国家能源局）和《火电机组达标投产考核标准及其条文解释》（国电电源[2001]218号，以保证整套启动调试质量和提高机组移交生产水平，实现机组基建达标投产目标。本大纲仅作为机组整套启动调试的导则和质量计划，各专业应根据调试大纲的要求另行编写专业调试措施（方案）和防止重大、恶性事故措施。事故处理应按照有关规程、规定进行。机组启动调试大纲经讨论修改报请试运总指挥审批后开始执行，各有关单位应积极贯彻实施，若实施中需作必要的修改时，需经试运指挥部总指挥批准。编制依据《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T5437-2009国家能源局《火力发电建设工程机组调试技术规范》DL/T5294-2013国家能源局《火力发电建设工程机组调试质量验收与评价规程》DL/T5295-2013国家能源局《火电工程达标考投产验收规程》DL/T5277-2012国家能源局《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》DL5009.1-2002《电业安全工作规程第1部分：热力和机械》GB26164.1-2010《电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分》GB26860-2011《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国家电力公司[2000.9.28]《中华人民共和国工程建设标准强制性条文电力工程部分》（2006年版）西安热工研究院有限公司与徐州华美坑口环保热电有限公司签定的《调试合同》。华东电力设计院设计说明书及有关设计图纸。制造厂家产品说明书及图纸资料。工程概况及设备、系统简介工程概况徐州华美热电二期2×350MW级超临界循环流化床机组工程建设厂址位于江苏省徐州市庞庄煤矿工业广场内，距徐州市中心13km。庞庄煤矿工业广场以矿区专用铁路为界，其北部为主井区域和办公楼、食堂等附属设施区域，其南部为矿区洗煤厂、副井区域和宿舍、仓库等辅助设施区域。在工业广场的西南部建有华美坑口环保热电厂2×55MW机组，计划于2005年投产运行。在厂址西南两面均为煤矿采空塌陷区，北面与采空塌陷区以拾新河相隔，东面以徐丰公路与矿区居住区相望。徐丰公路现有路面宽度60m，道路两侧留有15m宽绿化带。厂址处于煤矿工业广场保护煤柱区域范围，对下方储煤不再进行开采。徐州华美热电二期2×350MW级超临界循环流化床机组工程业主方为徐州华美坑口环保热电有限公司；工程由华东电力设计院负责设计；1号机组安装由中国能源建设集团浙江火电建设有限公司负责；2号机组安装由中国能建安徽电建一公司负责，西安热工研究院有限公司按合同规定负责公用系统、2台机组分系统、整套启动调试；该工程的监理单位为江苏兴源电力建设监理有限公司。工程三大主机设备生产厂分别为：锅炉：东方锅炉厂有限公司制造。汽轮机：东方汽轮机厂有限公司制造。发电机：哈尔滨电机厂有限公司制造。按照计划安排，徐州华美热电二期2×350MW级超临界循环流化床机组工程1号机组预定在2015年8月30完成168小时试运行并移交试生产。2号机组预定在2015年10月30完成168小时试运行并移交试生产。锅炉本期工程锅炉为东方电气集团提供，锅炉为超临界参数变压运行、单炉膛、一次中间再热、固态排渣、全钢架悬吊结构、露天布置、炉顶设密封罩壳、循环流化床锅炉。采用管式空气预热器。锅炉（B-MCR工况）主要参数如下：过热蒸汽流量： 1150t/h过热蒸汽出口压力 25.4MPa(g)过热蒸汽出口温度 571℃再热蒸汽流量 955.97t/h再热蒸汽进口压力 5.57MPa(g)再热蒸汽出口压力 5.38MPa(g)再热蒸汽进口温度 353℃再热蒸汽出口温度 569℃省煤器进口给水温度 291℃锅炉效率（保证值） 92.9%（锅炉BRL工况）空预器型式 管式空气预热器汽轮机汽轮机为东方电气集团东方汽轮机有限公司生产的360MW超临界、一次中间再热、单轴、高中压分缸、三缸两排汽、双抽凝汽轮机。型号：C360/348-24.2/1.3/0.45/566/566型式：超临界、一次中间再热、单轴、高中压分缸、三缸双排汽、双抽供热汽轮机组。主要参数见表1。表1汽轮机参数表名称单位THA工况TRL工况TMCR工况250t/h抽汽工况主蒸汽流量t/h1051.91121.21121.21150主蒸汽压力MPa(a)24.224.224.224.2主蒸汽温度℃566566566566再热蒸汽流量t/h880.08929.372934.678949.380高压缸排汽口压力MPa(a)5.3665.6445.6895.615再热蒸汽进口压力MPa(a)4.835.085.125.053高压缸排汽口温度℃344.6349.4350.4348.5再热蒸汽进口温度℃566566566566工业抽汽流量t/h000250工业抽汽压力MPa(a)///1.3工业抽汽温度℃///364.4机组发电功率kW360003360070379404326080机组热耗kJ/kW•h7585799275826668发电机发电机由哈尔滨电机厂有限责任公司制造。主要参数见表2。表2发电机参数表序号项目名称单位数据1发电机型号QFSN-360-22考核功率MW3603额定转速r/min30004额定功率因数0.855额定电压kV206周波Hz507相数38冷却方式水氢氢9效率%98.9610型式三相交流同步发电机主要工艺系统简介热力系统除辅助蒸汽系统按母管制设计外，其余热力系统均采用单元制。热力循环采用九级抽汽系统，设有三台高压加热器、一台一体化除氧器和四台低压加热器，其中第四级抽汽专供给水泵汽轮机用汽。主蒸汽、再热蒸汽系统主蒸汽、再热蒸汽系统系按汽轮发电机组VWO工况设计。采用单元制系统，并分别采用“双管、单管、双管”的布置方式。这样既可以减少由于锅炉两侧热偏差和管道布置差异所引起的蒸汽温度和压力的偏差，有利于机组的安全运行。同时还可以简化布置，节省管道投资。汽机旁路系统本期工程采用东汽厂推荐的中压缸启动方式启动。为了协调机炉运行，改善整机启动条件及机组不同运行工况下带负荷的特性，适应快速升降负荷，增强机组的灵活性，每台机组设置一套高压和低压两级串联汽轮机旁路系统。抽汽系统系统中的各级抽汽管道按汽轮发电机组VWO工况和最大工业用汽（250t/h）工况两者中各抽汽点的抽汽量大者进行设计。给水系统系统设置两台50％容量的汽动给水泵和1台30％容量的电动启动/备用给水泵。每台汽动给水泵配置1台电动给水前置泵，汽动给水泵与前置泵不考虑交叉运行。电动给水泵采用调速给水泵，电动机拖动前置泵并通过液力偶合器拖动主泵。在一台汽动给水泵故障时，电动给水泵和另一台汽动给水泵并联运行可以满足汽轮机90%负荷运行。凝结水系统系统采用2×100%容量的凝结水泵，配一套变频装置，一台运行，一台备用。当任何一台泵发生故障时，备用泵自动启动投入运行。为了利用冷渣器的热量，部分凝结水从汽封冷却器出口引出，经过锅炉冷渣器后回到8号低加进口，为了利用低温省煤器的热量，部分凝结水从8号低加出口引出，经过低温省煤器后与6号低加出口的凝结水合并，然后进入5号低加，进入除氧器。每台机组设有一台500m3的储水箱，每台储水箱配备3台凝结水输送泵，2台运行一台备用，辅助蒸汽系统本期二台机组设有连通的辅助蒸汽母管。辅助蒸汽来源主要为运行机组的四段抽汽。机组的启动用汽、低负荷时辅助汽系统用汽、机组跳闸时备用汽及停机时保养用汽都来自该辅助蒸汽母管。本期辅助蒸汽母管的运行参数为：0.9～1.5MPa，360℃～395℃。当负荷降低时，本机高压缸排汽作为辅助蒸汽的备用汽源。本期第一台机组投产时所需启动的辅助蒸汽将由华美热电厂提供，第二台机组投产后，机组间可相互供给启动用汽，老厂来汽参数为:0.981MPa，280℃。工业抽汽系统本期二台机组设一根工业用汽母管，汽源分别来至于各机组工业用汽管道，该工业用汽母管规格暂确定为Φ820×16，布置在A排外，约可以满足的工业用汽流量为500t/h，运行参数为：1.3MPa(a)，364.5℃。不考虑蒸汽回收，补水补入凝汽器。厂内循环水及开式循环冷却水系统循环水采用冷却塔-再循环供水系统，循环水系统为凝汽器、开式循环冷却水系统提供冷却水，按单元制设计。循环水系统中装设胶球清洗系统闭式循环冷却水系统系统设两台100%容量的闭式循环冷却水泵和两台100%容量管式水—水热交换器两套，在正常情况下，一套运行一套备用。凝汽器抽真空系统凝汽器汽侧抽真空系统设置两套100%容量的水环式真空泵，一台真空泵运行，另外一台作为备用。汽机润滑油净化、贮存和排空系统每台汽轮发电机设有一套在线润滑油净化装置。两台汽轮发电机设置1台润滑油贮油箱，其容量约70m3。燃烧系统及辅助设备选择锅炉为超临界直流燃煤锅炉、循环流化床燃烧方式，一次中间再热、单炉膛、半露天岛式布置、平衡通风、固态排渣、全钢架结构、水冷滚筒式冷渣器，采用支吊结合的固定方式。空气预热器为管式。每台锅炉设置3台高效旋风分离器，每个旋风分离器对应2个回料腿。炉内布置屏式受热面，通过一、二次风的合理匹配在一定范围内控制床温，尾部采用双烟道，通过挡板调节来控制再热蒸汽温度。每台锅炉设置6台滚筒式冷渣器。为了提高热经济性，滚筒式冷渣器采用凝结水系统冷却，冷渣器的排渣温度≤100℃。通过控制炉膛温度和分级配风方式，以及进行非选择性催化还原法（SNCR）脱硝，在BMCR工况下，炉膛出口NOx含量不大于100mg/Nm3。通过在炉内加入石灰石进行脱硫，在BMCR工况下，炉膛出口SO2含量不大于710mg/Nm3；脱硫效率为80%以上。过热器配置三级喷水减温装置，能左右分别调节。再热器采用烟气挡板调温为主，微量喷水调温为辅的两级调节汽温方式，再热器喷水减温仅用于事故减温。锅炉设内置式启动系统，包括启动分离器、立式一体化疏水扩容器、疏水扩容器排汽管等、2台疏水泵（1台运行1台备用）、水位控制阀、流量测量喷嘴、截止阀、管道及附件等组成。锅炉烟风系统配置及设备选择烟风系统按平衡通风设计。每台锅炉一次风系统配备2台50%容量的双吸双支撑离心式风机、二次风系统配备2台50%容量的双吸双支撑离心式风机。高压流化风机选用3台50%容量的低速多级离心风机，引风机选用2台50%容量的动叶可调轴流式风机。一台炉设一台播煤增压风机，通常该风机处于备用状态。启动床料系统本工程采用简单的机械式启动床料系统，即在每台炉的外侧设一台斗式提升机，通过设计出力10-50t/h的斗式提升机将启动床料从地面送到高位布置的10m3的启动床料仓中，通过重力将启动床料仓中的床料送至电子称重式给煤机落煤管加砂口送至炉膛中。点火助燃油系统本工程点火及助燃油采用#0轻柴油。锅炉采用床下点火、床上助燃升温方式。锅炉点火及助燃油设备包括风道点火器和床上油枪。每台锅炉提供2套风道点火器，4个床下点火油枪，6个床上助燃油枪。油枪采用简单的机械雾化。油燃烧器的总输入热量按30％BMCR计算。本期工程的点火及助燃油系统采用新建两个500m3的轻油罐和1座油泵房，泵房内设置两台螺杆式卸油泵和三台50%容量多级离心式供油泵。供油泵二台运行，一台备用。另设一台5m3/h的油水分离器。来油方式为汽车来油，油罐车容量为15~25m3，按2台卸油泵同时投入运行20~30分钟卸完考虑。运煤部分卸煤装置和贮煤设施卸煤装置分为铁路来煤部分卸煤装置和汽车来煤部分卸煤系统设置，铁路来煤部分新建1套单车翻车机系统及相关铁路专用线，汽车来煤部分厂内设有汽车卸煤沟,汽车卸煤沟分地上与地下两部分。卸煤沟底部设二路带式输送机，C6带式输送机（可进入斗轮堆取料机煤场）带宽1400mm，出力1500t/h，带速2.5m/s，其上配备2台出力为300～1000t/h的桥式叶轮给煤机，出力变频可调；C7带式输送机（可进入上煤系统）带宽1000mm，出力750t/h，带速2.5m/s，其上配备2台出力为200～600t/h的桥式叶轮给煤机，出力变频可调。煤沟底部两侧的缝式出料口设密封活动挡板，用于防止煤尘飞扬。本期工程建设二个煤场，通过式布置，煤场面积约为179×216m2，每块煤堆宽度38m，煤场堆高12m，共4块，贮煤量约为14.7万吨，能满足本期工程2×350MWCFB机组约20天的耗煤量要求。在该煤场上设置跨度为88m，长度约为236m，带防风抑尘网的全干煤棚二座，结合煤场水喷淋装置，可较为有效的解决煤场煤尘对周边地区大气环境的污染。煤场内安装2台斗轮堆取料机，通过式尾车，堆料出力1500t/h，取料出力750t/h，臂长30m。斗轮堆取料机具有分流功能，分流量为0～750t/h。煤场配备2台TY220型推煤机和2台ZL50型装载机用于煤场压实、整理及辅助斗轮堆取料机进行堆取料作业。筛碎系统及设备本方案为二级破碎、三级筛分。第一级破碎进料粒度小于300mm、出料粒度为25-30mm，选用滚轴筛和环锤式碎煤机各二台，额定出力分别为750t/h和500t/h，重型环锤式碎煤机，其结构简单、紧凑、破碎效率较高，鼓风量较小，运行稳定。滚轴筛采用变倾角，具有防堵塞功能、筛分效率较高、噪声较低等特点。第二级筛分选用二台高幅筛,其额定出力为750t/h；第二级破碎机进料粒度小于30mm、出料粒度为6-8mm，选用二台锤击式细碎机,其额定出力为600t/h。第三级筛分选用二台高幅筛，布置在二台锤击式细碎机之后，其额定出力为600t/h。运煤系统本期工程卸煤系统的C1、C2、C3、C4A/B、C5A/B、C6、C7及C8带式输送机参数均为B=1400mm，V=2.50m/s，Q=1500t/h带式输送机；上煤系统的C9、C10、C11A/B、C12A/B、C13A/B、C14A/B及C15A/B带式输送机的参数均为B=1000mm，V=2.5m/s，Q=750t/h。上煤系统的带式输送机除C9为单路以外，其余均为双路布置。整个运煤系统在T3、T4、T7、T8及煤仓间的T9转运站均设有交叉，交叉处采用电动三通挡板切换。除灰渣系统除渣系统除渣系统按一台机组为一个单元进行设计，采用连续机械排渣方案。每台机组配有六台滚筒式冷渣器，每台冷渣器出力为25t/h，锅炉排渣口约900℃热渣进入滚筒冷渣器冷却后至100℃～150℃，通过三通上的气动插板阀分别进入A路或B路链斗输送机，每台炉设置2台链斗输送机，长度约45m，1台运行，1台备用，每台出力为150t/h。再经过斗式提升机提升至渣仓中贮存。底渣系统采用连续运行方式，每台锅炉设有斗式提升机两台，每台出力为150t/h，提升高度约28m；链斗输送机和斗式提升机均采用耐磨耐热型。机械除渣系统的设备按满足锅炉MCR时最大排渣量且留有足够的裕量，输送系统总出力不小于锅炉校核煤种排渣量的250%。每台炉设置一座钢结构的渣仓，直径为10m，有效容积为770m3，能满足锅炉BMCR工况下设计煤种储渣19.5小时，校核煤种储渣9.3小时。每座渣仓安装1台脉冲反吹布袋除尘器，布袋除尘器的过滤面积为50m2，滤袋材料采用耐高温材质，除尘器效率为99.9％。布袋除尘器的反吹风由机务专业仪用气系统提供，渣仓锥斗部分设有空气炮，每座渣仓设有3只空气炮，防止底渣搭桥。每座渣仓的底部设有两个卸料口，设有2台干灰散装机，出力100t/h，安装在渣仓4.8m的运转层上。除灰系统除灰系统用以处理布袋除尘器、空预器灰斗收集的飞灰。飞灰输送系统包括：压缩空气气源系统、飞灰气力输送系统、灰库系统。飞灰输送系统将锅炉空预器灰斗的飞灰，布袋除尘器灰斗收集的飞灰送入灰库内储存。本工程气力输灰系统为单元制，即每台炉各设一套独立的飞灰处理系统，每台炉设三根灰管，空预器及除尘器第一排灰斗的飞灰通过第一根灰管直接送往灰库；除尘器第二排灰斗，第三排灰斗分别设置一根灰管送至灰库，除尘器至灰库的三根灰管管径为Φ194X10。在灰库顶部的输灰管设有切换阀,可将飞灰送往指定的#1，#2，#3灰库。系统采用连续运行方式，输送出力每台炉为80t/h（满足锅炉校核煤种排灰量且具有20%以上的裕度）。输灰管线的水平路径300m左右，升高约32.5m左右。除灰系统压缩空气系统分别提供飞灰输送和石灰石粉输送的气源，同时为机务专业提供布袋反吹扫和杂用气气源。两台炉设7台空压机，5用2备。空压机采用水冷形式，出力：42.5Nm3/min，压力：0.75MPa。除尘器灰斗设有灰斗气化系统，两台炉设3台灰斗气化风机(2台运行，1台备用)，每台炉设1台电加热器。气化风机分别提供电厂布袋除尘器灰斗和石灰石粉仓的气化风。两台炉共设置3座灰库，灰库的有效容积为2200m3，灰库直径为13m，均为钢筋混凝土结构。在B-MCR工况下燃用设计煤种时，三座灰库的总容积可满足贮存两台机组MCR工况下燃烧校核煤种时37.5小时的灰量。每座灰库设2台干灰卸料机、1台双轴搅拌机，干灰卸料机出力不小于100t/h，双轴搅拌机的出力为100t/h（干灰）。每座灰库顶设置1台布袋除尘器，1只真空压力释放阀。飞灰库库底设有热风气化系统。3座飞灰库配气化风机4台，3用1备。同时，每座飞灰库配空气电加热器1台，共3台，布置在灰库运转层。电气专业电气主接线本工程2台发电机组采用发电机-主变压器单元制接线，经主变压器升压至220kV，以变压器线路组形式通过架空线接入220kV丁楼变。起备电源从老厂110kV配电装置备用间隔通过电缆引接。220kV断路器的额定电流按不小于1250A考虑，额定开断电流按50kA考虑。主变压器的阻抗按18％考虑，额定电压为242kV。厂用电接线高压厂用电接线本工程高压厂用电电压采用6kV一级。每台机采用一台分裂变作为高压厂用工作变压器，带二段6kV厂用母线。主厂房不设公用段，公用负荷分接在二台机组的6kV母线上。本工程不设脱硫6kV母线段，每台机组的脱硫6kV马达和脱硫低压变由机组6kV母线段直接供电。脱硫系统每台炉设一段380/220VPC段及一台低压脱硫变压器，二段低压母线间设联络断路器，二台低压脱硫变压器互为备用。高厂变高压侧采用离相封母，低压侧采用共箱母线。6kV中性点采用电阻接地方式，电阻值约为6.06欧，单相接地电阻电流600A。两台机组设一台高压起动/备用分裂变压器，其高压侧电源取自华美一期110kV母线，高压侧带有载调压开关，低压侧以共箱母线直接接至每两台机组的6kV工作段，中性点采用电阻接地方式，电阻值约为6.06欧，单相接地电阻电流600A。低压厂用系统接线低压厂用电电压采用380V、380/220V。主厂房内380V工作段、保安段采用中性点经高阻接地方式，公用段采用中性点直接接地方式。主厂房外采用380/220V中性点直接接地方式。事故保安电源及不停电电源为了保证在全厂事故停电时能安全可靠地停机、停炉、避免主设备遭受损坏，本工程每台机组设置一套约750kW的快速起动柴油发电机组带一段柴油发电机PC段作为交流保安电源。电气设备布置主变压器、高压厂用工作变压器、高压起动/备用变压器布置在主厂房A排柱外，起/备变在二台机中间。主变压器采用三相变压器，主变、起/备变按布置在同一中心线上，距离A排17m。高厂变与主变之间设置防火隔墙。起/备变压器布置在A排外#1、#2主变之间靠近#1主变侧。高压厂用变压器和起/备变压器6kV侧中性点接地电阻柜布置在变压器基础旁边。发电机出口经离相封闭母线与主变压器的低压侧相连，并经厂用分支离相母线连接到高压厂用变压器的高压侧，均采用全连式自冷离相封闭母线。发电机与主变压器连接的全连式离相封母及与封母配套的电压互感器、避雷器、干式励磁变等布置在汽机房发电机出线端的6.3m层，主回路封闭母线由6.3m层引至汽机房A排外，与主变压器及高压厂用工作变压器分支封闭母线相连接，中性点接地变压器柜布置在汽机房底层。高压厂用变压器及起/备变压器低压侧均采用中压共箱母线接至6kV开关柜。高压厂用变压器低压侧共箱母线设支架接入汽机房中压配电间内。起/备变压器低压侧共箱母线沿A排外墙敷设后，分别接至两台机对应6kV段备用电源进线开关柜。直流系统每台机组设置一组220V阀控式铅酸蓄电池组。供电给机组的直流动力，不停电电源，事故油泵及事故照明等负荷；每台机组设置二组110V阀控式铅酸蓄电池组，110V直流蓄电池组供机组的控制、继电保护、仪表、信号及220kV线路保护等负荷。每台机2组110V蓄电池组配3组高频开关电源充电设备，充电设备与蓄电池组并联运行，对蓄电池组进行浮充电及均衡充电。工作充电装置交流电源来自保安MCC，公用充电装置的交流电源来自公用MCC。发电机励磁系统发电机采用静态可控硅励磁系统，由发电机机端通过励磁变压器取得励磁电源，送至可控硅整流器。电气系统的控制、继电保护电气系统控制本工程采用两机一控的单元控制室方式。每台机组的保护屏、变送器屏、电度表屏、同期屏、故障录波器屏等设备布置在集控楼5.30m层相应机组的电气二次设备间内。单元机组电气设备进入机组DCS中控制和监视。在单元控制室内不设电气控制屏。本工程主接线采用线变组出线方式，主变、起/备变高压侧断路器及出线隔离开关等在DCS监控，不再另外设置220kV升压站网络监控系统。继电保护发变组、高压厂变、起备变采用微机型保护装置，双重化配置。从电流和电压回路、直流电源、保护出口继电器及电缆完全独立以形成100%冗余。发变组、高压厂变和起/备变保护的出口继电器采用手动复归型，保护装置动作后闭锁相关断路器的合闸回路，必须手动复归后才能进行合闸操作。发电机转子接地保护由AVR中实现，设置一点接地以第一时限报警，第二时限跳闸。高压厂变的过流保护不起动厂用电源的快速切换。热工自动化火电厂自动化水平是通过控制方式、控制室布置、热工自动化系统的配置、系统功能以及运行组织及主辅机设备可控性等多方面综合体现。机组控制方式采用炉、机、电单元集中控制方式，两台机组合用一个集控室。集控室内以操作员站为控制中心，以操作员站的LCD显示器、平板显示器和键盘作为机组监视和控制的主要人机界面。在少量就地人员巡回检测和少量操作的配合下，在集控室内实现机组的启动、运行及停止或事故处理等。集控室布置机组操作员站、辅网操作员、值长站、平板显示器、火灾报警盘等设备。机组控制方式采用DCS实现单元机组的数据采集、处理、显示、报警、制表和性能计算，完成机组闭环调节、逻辑控制和联锁保护。两台机组的DCS之间设置公用网络段，分别与两台机组DCS的数据总线通过网桥联接；空压机房、燃油泵房、公用厂用电等系统接入公用网络。公用网络段不设单独的操作员站，通过单元机组的操作员站对公用系统监视和控制。两台机组设一间工程师室，电子设备室内布置有机组和公用DCS的控制柜和I/O柜、锅炉相关的控制机柜。厂级监控信息系统SIS本工程设置厂级监控信息系统SIS作为面向生产过程的信息系统。机组DCS和辅助系统计算机网络及其它控制系统将与厂级监控信息系统联网，实现数据信息共享。化学水处理系统水源及水质：本工程锅炉补给水及循环冷却水补充水的水源为运河水及矿井水混合后水。锅炉补给水处理系统：华美电厂化水车间现有出力为2×50m³/h全膜法水处理系统，扩建1×50m³/h全膜法水处理系统。凝结水精处理：本期每台机组额定凝结水量为～866t/h，最大凝结水量约为～899t/h，每台机组设置一套全流量凝结水精处理装置，其容量满足最大凝结水量的处理要求。再生装置两台机组合用一套。化学水加药系统：化学加药系统包括凝结水、给水的加氨处理和凝结水、给水的加氧处理，以及闭式循环冷却水加药系统。加药装置按每台机组一套设计。热力系统汽水监督和取样：水汽集中取样装置包括冷却装置、减压、恒温装置、在线分析仪表、微机数字化监控装置和人工取样盘，以对热力系统的水、汽进行连续地取样、分析，并满足超临界机组水汽系统监测的需要。水汽集中取样装置按每台机组配一套。循环水处理系统：本次循环冷却水防垢处理采用加阻垢剂和硫酸的联合处理。氢气供应系统：本工程拟选用一套Q=10Nm3/h中压制氢装置，配备氢气储罐（V＝13.9m3，2.94MPa）3台。制氢装置采用微机自动控制，可实现自动开机，自动停机，事故报警等功能，并备有手操条件。氢气用两根不锈钢管送到主厂房。工业废水处理系统：工业废水处理系统废水集中处理，设置3只V=1000m3非经常性废水贮存池。废水贮存池为敞口式半地下结构，废水泵安装于废水池顶部平台上；废水贮存池一侧建有废水处理综合楼，内设电气控制室、澄清设备间、脱水机间等。在两台机组的炉后部分设一公用机组排水槽，其有效容积为350m3，并设置2台150m3/h的废水泵。脱硫部分采本期工程建设规模为2×350MW燃煤循环流化床机组，采用石灰石—石膏湿法全烟气脱硫，一炉一塔系统配置，共两套FGD系统（部分系统公用）。FGD装置采用石灰石粉作吸收剂，石灰石粉直接汽车运输至电厂，副产物为石膏，生产的石膏贮存于石膏库内，定期运出。脱硫装置采用石灰石—石膏湿法脱硫技术。本期工程锅炉设计煤种含硫量为1.12%，校核煤种含硫量为0.92%。当炉内脱硫效率为80%时，炉后湿法脱硫效率为90%；当炉内脱硫设施故障时，炉后湿法脱硫效率为97.5%。要求脱硫效率达到97.5%以上，各项性能指标达到保证值，并保证系统安全、可靠的运行。本期工程脱硫不设烟气旁路，脱硫装置相对于锅炉年运行时间可用率为大于98％，运行范围锅炉启动—100％BMCR。副产品石膏达到商品级质量标准，含水率不大于10％，石膏能用于生产石膏板和用作生产水泥的填料或掺合物。整个脱硫系统主要由以下子系统组成：——吸收剂系统——烟气系统——吸收塔系统——石膏脱水与储存系统——工艺水系统——浆液疏排系统——废水处理系统脱硝部分由于本工程采用循环流化床锅炉，其炉膛温度是控制NOX产生的最佳温度，因此NOX生成量一般不超过200mg/Nm3，但仍无法满足最新的环保标准要求，因此需要同步设置烟气脱硝装置。本工程采用选择性非催化还原法(SelectiveNon-CatalyticReduction，简称SNCR)，还原剂选用液氨。整个脱硝系统主要由以下子系统组成：——氨储存供应系统——稀释风系统——喷氨系统启动调试范围本次调试工作范围：按照合同要求，西安热工研究院有限公司承担本工程公用系统、2台机组分系统及整套启动调试。负责本工程2台机组（含公用系统）分系统调试、整套启动调试以及168小时满负荷试运后的调试完善工作。具体执行《火力发电建设工程启动试运及验收规程（DL/T5437-2009）》、《火力发电建设工程机组调试技术规范》DL/T5294-2013》等。启动调试组织分工及各有关单位的职责启动试运的组织根据徐州华美热电二期2×350MW级超临界循环流化床机组工程机组调试的实际情况，结合新启规和调试技术规范的规定，在徐州华美热电二期2×350MW级超临界循环流化床机组工程机组的调试工作中组建启动验收委员会、试运指挥部以及下属的各类分支机构，以便组织和指挥调试试运工作按步骤、有条理地展开。启动验收委员会启动验收委员会一般应由投资方、政府有关部门、电力建设质量监督机构、项目公司、监理、电网调度、设计、施工、调试、主要设备供货商等单位的代表组成。设主任委员一名，副主任委员和委员若干名。主任委员和副主任委员宜由投资方任命，委员由建设单位与政府有关部门和各参建单位协商，提出组成人员名单，上报工程主管单位批准。启动验收委员会必须在机组整套启动前组成并开始工作，直到办完移交试生产手续为止。在机组整套启动试运前，启委会应召开会议，审议试运指挥部有关机组整套启动准备情况的汇报、协调机组整套启动的外部条件、决定机组整套启动的时间和其它有关事宜；在机组整套启动试运过程中，如遇试运指挥部不能做出决定的事宜，由总指挥提出申请，启委会应召开临时会议，讨论决定有关事宜；在机组完成整套启动试运后，启委会应召开会议，审议试运指挥部有关整套启动试运和移交生产条件的汇报、协调整套启动试运行后未完事项、决定机组移交试生产后的有关事宜，主持办理机组移交生产交接签字手续。试运指挥部试运指挥部一般应由一名总指挥和若干名副总指挥组成及成员组成。总指挥宜由建设工程项目公司的总经理担任，并由工程主管单位任命。副总指挥和成员若干名，具体人选由总指挥与工程各参建单位协商，提出任职人员名单，上报工程主管单位批准。试运指挥部一般应从机组分部试运开始的一个月前组成并开始工作，直到办理完机组移交生产交接签字手续为止。试运指挥部主要职责是全面组织和协调机组试运工作；对试运中的安全、质量、进度和效益全面负责；审批启动调试方案和措施、单机试运计划、分系统试运计划及整套启动试运计划；启委会成立后，在主任委员的领导下，筹备启委会全体会议，启委会闭会期间，代表启委会主持整套启动试运的常务指挥工作；协调解决启动试运中的重大问题；组织和协调试运指挥部各组及各阶段的验收签证工作。试运指挥部下设机构有：分部试运组、整套启动组、验收检查组、生产运行组、综合管理组。分部试运组下设锅炉、汽机、电气、热控、化水5个专业组；整套启动组下设锅炉、汽机、电气、热控、化水5个专业组；验收检查组下设质量验收组、资料验收组、备件验收组；生产准备组下设运行生产准备组、检修生产准备组；综合组下设后勤小组和保安小组；试生产组由试生产小组、维护消缺组、尾工清理组组成。启动验收委员会试运指挥部：总指挥生产运行组组长副总指挥验收检查组组长副总指挥整套启动组组长副总指挥热控组化水组电气组汽机组启动验收委员会试运指挥部：总指挥生产运行组组长副总指挥验收检查组组长副总指挥整套启动组组长副总指挥热控组化水组电气组汽机组锅炉组综合管理组组长副总指挥分部试运组组长副总指挥燃料组副总指挥若干成员若干土建组消防组脱硫脱硝组分部试运组分部试运组设组长1名（应由主体施工单位出任的副总指挥兼任），副组长若干名，分部试运组下设5个专业组，各专业组设组长1名，副组长3名。其主要职责是负责分部试运阶段的组织协调、统筹安排和指挥领导工作；组织和办理分部试运后的验收签证及提供必要资料。整套试运组整套试运组设组长1名（应由主体调试单位出任的副总指挥兼任），副组长若干名。整套试运组下设5个专业组，各专业组设组长1名，副组长2名。其主要职责是负责核查机组整套启动试运应具备条件，提出整套启动试运计划；负责组织实施启动调试方案和措施；负责整套启动试运的现场指挥和专业协调工作；审查有关试运和调试报告。验收检查组验收检查组设组长1名（应由建设单位出任的副总指挥兼任），副组长若干名，验收检查组下设3个专业组，各专业组设组长1名，副组长若干名。其主要职责是负责验收签证，核准分部试运验收单的手续；负责安装工程施工和调整试运质量验收及评定结果记录、安装调试记录、图纸资料和技术文件的核查评定及其交接工作；组织对厂区外与市政公用单位有关工程的验收或核查其验收评定结果；协调设备材料、备品配件、专用仪器和专用工具的清点移交工作。生产准备组生产准备组设组长1名（应由生产单位出任的副总指挥兼任）、副组长若干名。其主要职责是负责核查生产准备工作，包括运行和检修人员的配备、培训情况，所需的规程、制度、措施、系统图、记录簿和表格、各类工作票和操作票、设备铭牌、阀门编号牌、管道流向标志、安全用具、生产维护器材等准备情况。综合组 综合组设组长1名（应由建设单位出任的副总指挥兼任）、副组长3名，其主要职责是：负责试运指挥部的文秘、资料、后勤服务等综合管理工作；发布试运信息；核查协调试运现场的安全、消防和治安保卫工作等。专业组根据本工程实际情况，分部试运组和整套试运组分别下设锅炉、汽机、电气、热控、化水、燃料、土建、消防、脱硫脱硝9个专业组。组长的主要职责是参加调度会，汇报本专业组计划完成情况，接受试运指挥部命令，带领本专业组按计划和要求组织实施和完成本专业组试运工作，专题研究、解决调试过程中的重大技术难题或问题；协调各成员单位间的配合。启动试运中各方主要职责试运总指挥全面组织领导和协调机组启动试运工作，对试运中的安全、质量、进度和效益全面负责，审批主要调试方案和措施，协调解决启动试运中的重大问题，组织领导和协调试运指挥部各组及各阶段的交接签证工作。建设单位、生产单位全面协助试运指挥部做好机组启动试运全过程中的组织管理，参加试运各阶段工作的检查协调、交接验收和竣工验收等日常工作；协调解决合同执行中的问题和外部关系等；负责与电网调度的联系，如报送资料、索取定值、落实并网事项等；负责落实通信、远动装置的调试；组织按时完成由制造厂或其它承包单位负责的调试项目；组织落实机组性能试验测点安装图及性能试验相关问题；以及组织整个工程档案资料的移交、归档等。在机组整套启动前，负责完成各项生产准备工作，包括燃料、水、汽、气、酸、碱等物质的供应；根据调试进度，及时提供电气、热控等设备的运行定值；在启动试运中，负责设备代保管和单机试运后的启停操作、运行调整、事故处理和文明生产，对运行中发现的各种问题提出处理意见或建议；组织运行人员配合调试单位做好各项调试工作和性能试验；移交试生产后，全面负责机组的安全运行和维护管理工作。确保各项指标满足达标指标要求，根据达标要求做好资料工作。施工单位负责完成启动需要的建筑和安装工程及试运中临时设施；组织编审分部试运阶段的方案和措施；全面完成分部试运工作及分部试运后的验收签证；提交分部试运阶段的记录和文件；做好试运设备与运行或施工中设备的安全隔离措施和临时连接设施；根据徐州华美坑口环保热电有限公司的委托做好机组整套启动需要的试验测点和设施的安装工作，负责进行设备检查，及时消除设备缺陷，积极做好文明启动工作；移交试生产前，负责试运现场的安全、消防、治安保卫；在试生产阶段，仍负责消除施工缺陷，提交与机组配套的所有文件资料、备品配件和专用工具等。确保各项指标满足达标指标要求，根据达标要求做好资料工作。调试单位按合同负责编制调试大纲，分系统及机组整套启动试运的方案与措施；按合同提供或复审分部试运阶段的调试方案和措施；参加分系统试运后的验收签证；全面检查启动机组所有系统的完整性和合理性；按合同组织协调并完成启动试运全过程中的调试工作；负责提出解决启动试运中重大问题的方案或建议；负责安排机组试运的总体计划；对其它单位承担的调试项目进行监督检查和技术把关；确认其是否具备试运条件；提出启动调试所需物资清单；填写调整试运质量验评表；提交整套启动试运阶段有关调试的记录和文件；提出调试报告和调试工作总结；确保各项指标满足达标指标要求，根据达标要求做好资料工作。监理单位按照徐州华美坑口环保热电有限公司的委托，对调试过程中的质量、安全、进度进行控制，对工程投资和调试过程中的信息进行管理，并负责协调各有关单位的工作关系；主持审查调试计划、调试方案、调试措施；严格执行分部试运验收制度；分部试运不合格不准进入整套试运；参与协调工程的分系统运行和整套试运工作。参与缺陷的处理和验收，对缺陷处理结果进行确认。根据有关安全管理规定，进行安全调试的管理；代表徐州华美坑口环保热电有限公司审核并批准调试单位的调试安全措施，并督促调试过程中各项安全措施的落实和执行；代表徐州华美坑口环保热电有限公司对现场文明调试工作进行监督和检查。设计单位负责必要的设计修改；提交完整的竣工图。制造单位按合同进行技术服务和指导，保证设备性能；完成合同中规定的调试工作；及时消除设备缺陷；处理制造厂应负责解决的问题；协助处理非责任性的设备问题。现场服务人员必须严格遵守有关的安全规程和本工程的安全工作规定，服从监理单位的管理。监理单位要统一协调制造厂现场服务与消缺人员的安全监护。电网调度部门及时提供归其管辖的主设备和继电保护装置整定值；核查机组的通信、远动、保护、自动化和运行方式等实施情况；及时审批机组的并网申请，以及可能影响电网安全运行的试验方案，发布并网或解列命令等。调试阶段工作原则在试运指挥部领导下的整套启动试运组，全面领导各专业组进行机组的整套启动调试工作，各专业组长(或其代理人)对本专业的试运工作全面负责，重点做好本专业的组织及与其它专业协调配合工作。试运机组的运行值长从分系统试运起，接受整套启动试运组的领导，按照试运方案或调试负责人要求指挥运行人员进行监视和操作，如发现异常及时向整套启动试运组汇报，并根据具体情况直接或在调试负责人指导下，指挥运行人员进行处理。运行专业负责人在试运工作中，按调试措施或调试要求组织本专业运行人员进行监视和操作，如发现异常应及时向调试人员汇报，并根据实际情况直接或在专业调试人员指导下进行处理。运行人员在正常运行情况下，应遵照有关规程进行操作监护，在进行调试项目工作时，应遵照有关调试措施或专业调试人员要求进行操作监护，如果调试人员的要求影响人身与设备安全，运行人员有权拒绝操作并及时向上一级指挥机构汇报。在特殊情况下，应按整套启动试运组要求进行操作监护。在试运中发现故障，若暂不危及设备和人身安全，安装和运行人员均应向专业调试人员或整套启动试运组汇报，由专业调试人员决定后再处理，不得擅自处理或中断运行，若发现危及设备和人身安全的故障，可根据具体情况直接处理，但要考虑到对其它系统设备的影响，并及时通知现场指挥及有关人员。调试人员在进行调试工作前应向安装、运行人员做好技术交底工作，以便尽早做好准备工作和配合工作。在调试过程中若发现异常情况，指导运行人员恢复稳定运行状态；若发生故障，指导运行人员处理，在紧急情况下，调试人员可以立即采取措施。试运期间，设备的送、停电等操作严格按有关规程的工作票、操作票制度执行。在设备及系统代保管前，设备及系统的动力电源送、送电工作由施工单位负责；在设备及系统代保管后，由生产单位负责。安装人员在试运期间负责运行设备的维护和消缺。在处理缺陷时，应征得专业调试人员的同意，办理相关的工作票手续后方可进行。对运行中的设备，安装人员不得进行任何操作，除非发现运行中设备出现事故并危及设备或人身安全时，可在就地采取紧急措施，并立即告知专业调试人员。设备制造厂现场服务人员，负责完成或指导完成供货设备的单体调试或系统投入。如涉及到其它设备系统时，应及时征得专业人员同意后方可进行。机组调试项目汽轮机专业启动调试前期工作收集有关技术资料；了解机组安装情况；对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议；准备和校验测量、调试需用的仪器仪表；参加设联会并提出意见或建议；编制调试方案和措施。分系统试运阶段工作配合审查重要分部试运方案。参加各主要辅机及其系统的分部试运工作，掌握试运情况和问题并协助施工单位处理试运出现的问题；参加试运后的验收签证，确认其是否符合整套启动条件；各辅机保护、联锁检查试验；调节门、抽气逆止门、电动门动作检查试验；开式冷却水系统；闭式冷却水、循环水系统调试；辅助蒸汽系统调试；凝结水系统；除氧给水系统调试；电动、汽动给水泵调试；高、低压加热器系统调试；真空系统调试；回热抽汽及疏水系统调试；轴封供汽系统调试；润滑油系统、盘车装置、顶轴油系统调试；发电机冷却水、氢气及密封油系统调试；EH油系统调试；调节保安系统调试；配合热工DEH静态调试；热工信号及联锁保护检查试验；汽门关闭时间测试；汽轮机油净化装置调试；汽轮机旁路系统调试；配合锅炉点火吹管；胶球清洗系统调试；配合凝汽器、炉前系统碱洗及炉本体化学清洗。整套启动试运阶段调试工作各种水、汽、油分系统及真空系统检查投运；热控信号及联锁保护校验；各分系统投运；给水泵带负荷工况的检查和各典型负荷工况下振动的测量；机组冷态启动调试；汽轮机OPC试验；汽轮机危急保安器调整试验；汽轮机超速试验；高低压加热器汽侧冲洗；机组温态及热态启动；机组振动监测；机组冲转、并网及带负荷调试；高、低压加热器投运及高压加热器切除试验；真空严密性试验；主汽门及调速汽门严密性试验；主汽门及调速汽门阀门活动试验；甩负荷试验(50%、100%)；自动调节装置切换试验；变负荷试验；主机保护投入，检查定值；配合热工专业投入自动；运行数据记录统计分析；设备缺陷检查、记录。168小时连续试运行值班。锅炉专业启动调试前期工作收集有关技术资料；了解锅炉安装情况；对设计、安装和设备制造方面存在的问题和缺陷提出改进建议；准备和校验测试、试验需用的仪器仪表；参加设联会并提出意见或建议；编制调试方案和措施。分系统试运阶段工作配合审查分部试运方案。参加各主要辅机及其系统的分部试运工作，掌握试运情况和问题并协助施工单位处理试运出现的问题；参加试运后的验收签证，确认其是否符合整套启动条件；对锅炉机组范围内的主要设备及系统进行检查；组织检查各汽水电动门、烟风调节挡板及隔绝门挡板；锅炉点火系统调试；配合空压机系统调试；风烟系统调试；锅炉冷态通风试验，对送风系统流量测量系统进行装置标定；冷炉空气动力场试验输煤、碎煤系统冷态调试；给煤系统调试；石灰石系统、除尘器系统调试；除灰、除渣系统调试；吹灰系统调试；配合化学专业进行锅炉和炉前系统化学清洗和冲洗工作；燃油系统调试；空气预热器系统调试；锅炉排污系统调试；蒸汽管路吹管；配合冷却水、取样加药及排污等系统的试运工作；配合热工进行给水、减温水调节门流量特性试验；检查锅炉膨胀系统；参加安全阀热工控制回路冷态试验；石灰石系统、除尘器系统调试。整套启动试运阶段调试工作热工信号及报警系统动作检查试验；辅机设备事故按钮、联锁及保护试验；系统及辅机设备程控启、停检查试验；MFT保护静态试验；油枪程控启停动作检查试验；减温水系统、上煤系统、燃油系统、烟风及给煤系统和除灰除渣等系统的投入及调整；锅炉本体疏水排污系统调试；安全阀校验及蒸汽严密性试验；配合进行洗硅运行，控制汽水品质；配合汽轮机和电气专业进行汽轮机试转和发电机试验；发电机并入电网后，指导运行人员进行整套机组带负荷、燃烧调整、维持蒸汽参数在要求范围内；输煤、给煤系统热态调试锅炉低负荷断油试验；带负荷运行和满负荷试验；吹灰系统投入及程序吹灰试验；配合变负荷试验；配合甩负荷试验(50%、100%)；MFT动作试验；指导运行操作，检查设备及系统运行情况；配合热工专业投入自动；试运数据记录统计分析；记录设备缺陷及其处理情况；机组168小时试运行值班。电气专业启动调试前期工作收集有关技术资料；熟悉电气一次主接线，对机组的继电保护自动装置进行全面了解；熟悉启动范围内电气设备的性能特点及有关一、二次回路图纸和接线；准备和校验调试需用的试验设备及仪器、仪表；参加设联会并提出意见或建议；编制调试方案和措施。厂用受电的调试工作编制厂用受电方案；检查了解电气设备的试验记录是否满足〈电气设备交接试验标准〉规定的要求；检查了解直流系统、中央信号系统是否正常；检查了解各系统电气设备的控制、测量、音响和灯光信号是否正确；检查了解各保护装置的保护定值整定是否正确；检查了解各保护装置的应该投入的跳闸压板是否投入；启备电源分系统调试，进行厂用系统受电；启动/备用变压器冲击试验；检查各级电压数值、相序及相位仪表指示正确性；整理试验记录与调试报告。启动试运阶段的工作分系统试运的工作保安电源系统编制柴油发电机组系统调试方案；组织进行柴油发电机组带负荷试验、保安电源系统自动投入试验；发电机—变压器主机系统；进行发—变组系统继电保护装置静态调试及二次系统调试；进行发—变组系统控制、测量二次回路调试及操作、传动试验；进行发电机励磁系统调试及AVR装置静态试验；进行主变、高厂变冷却控制系统的调试，使之具备投入使用条件；进行发电机同期装置静态调试及同期系统二次回路调试；进行高压厂用电源切换装置的静态调试及其二次回路调试，并进行静态模拟试验；整套启动试运期间的工作整套启动前应完成下列工作向电厂运行、施工等有关单位参加启动试验人员进行电气启动试验方案的技术交底。组织有关人员对发电机—变压器组一次系统和二次回路进行全面检查，协调各方完成试验所需的一切准备工作。完成发电机—变压器组的控制、信号、保护的传动试验。完成发电机励磁系统静态试验。整套启动试运时的调试工作投入发—变组保护、220kV线路保护及发电机励磁系统；在汽轮机盘车、定速及超速试验前、后的额定转速时，测量发电机转子绕组的绝缘电阻及交流阻抗、功率损耗；额定转速下的工作发电机或发—变组短路状态下，检查有关CT回路二次接线、示值及相位、电流示值正确及保护整定值，检查有关差动保护二次相量正确性，录取发电机短路试验特性曲线符合出厂试验报告；发—变组空载状态下，检查发电机、主变高压侧以及高厂变各组PT二次电压值、相序及电压示值正确性，检查保护动作值，录取发—变组空载特性曲线符合出厂试验报告；录取发电机空载额定电压下的灭磁时间常数，测量发电机灭磁后定子残压及一次相序；发电机自并励方式下进行励磁调节器闭环试验；发—变组带220kV线路PT零起升压试验,检查发—变组一次系统的正确性，进行发电机和220kV线路PT二次定相，检查发—变组同期系统二次回路接线的正确性、同期装置工作状态的正确性；进行发电机同期系统定相及并网试验假同期试验。正式并网。机组并网后带负荷试验进行保护及测量回路检查；发电机励磁调节器带负荷试验，励磁调节装置切换试验，检查调节器调差特性及调压特性；不同负荷下，测量发电机轴电压；不同负荷下，测量差动保护电流回路的不平衡电压；高压厂用电源（工作与备用）带负荷切换试验；机组甩负荷试验时，测录甩负荷前后发电机与自动励磁调节器有关的电气量的变化、超调量、振荡次数及稳定时间等；参加机组168小时试运行值班。解决试运期间出现的各种技术问题作好机组试运记录，定期采录统计运行数据处理与调试有关的缺陷及异常情况。热控专业启动调试前期工作熟悉热力系统及主、辅机的性能和特点；掌握所采用的热控设备的技术性能，对新型设备的技术难题进行调研和搜集资料，并制定相应的调试措施；审查热工控制系统的原理图和组态图；了解设备、端子盘安装、接线情况；参加设联会并提出意见或建议；编制调试方案和措施。分系统试运阶段工作检查测量元件、取样装置的安装及校验记录、变送器防护措施记录；检查执行机构及基地调节器的安装情况，配合安装单位进行远方操作试验；了解有关一次元件及特殊仪表的校验情况；参加调节机构的检查，进行特性试验；了解调节仪表、顺控装置和保护装置的单体调校情况；参加分散控制系统的受电、软件恢复和相应试验；计算机硬件检查和I/O通道精度检查；分散控制系统组态检查及参数修改；检查热控用USP电源的质量和可靠性；锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）调试；机组数据采集系统(DAS)调试；机组自动调节系统(MCS)调试；程序控制系统(SCS)调试；汽轮机数字电液控制系统(DEH)调试；汽轮机旁路控制系统(BPS)调试；汽轮机监视系统(TSI)调试；锅炉保护联锁系统试验；汽轮机保护联锁系统试验；锅炉吹灰顺控系统调试；配合凝结水精处理程控系统调试；除灰顺控系统调试；除渣顺控系统调试；机、电、炉大联锁试验；整套启动试运阶段调试工作在机组整套启动过程中，根据运行情况，投入各种热控装置及模拟量控制系统；控制系统投入后，检查调节质量，整定动态参数，根据运行工况，做扰动试验，提高调节品质；投入各项主机保护；投入汽轮机电液控制系统；运行工况稳定后，投入协调控制系统；协调控制系统负荷变动试验；配合有关专业进行相关试验；各控制系统投运试验；甩负荷试验(50%、100%)；机组168小时试运行值班。处理与调试有关的缺陷及事故。公用系统、辅控系统的热控部分调试监督对于采用PLC控制的系统的调试质量进行监督检查，尤其对各系统间结合部的工作，要检查其完整性、系统性、可靠性，防止执行规程的不一致性。主要的系统有：干灰系统、暖通系统、输煤程控系统、锅炉补给水系统、凝结水精处理系统、全厂废水系统等。化学专业调试范围及项目启动调试前期工作了解工程情况、收集资料；小型试验，有关药品纯度、浓度等指标的鉴定；配合化学清洗小型试验；参加设计联络会提出意见和建议；编写调试方案和措施。分系统试运阶段工作锅炉补给水系统调试；配合炉本体、炉前系统化学清洗；供氢设备、系统调试；炉内加药系统调试；取样系统调试；生活污水处理系统的调试；废水处理装置及系统调试；凝结水精处理系统调试；配合发电机冷却水处理系统调试；循环冷却水加药处理系统调试；分系统试运化学监督炉本体系统、炉前系统冲洗及其水质的监督；蒸汽吹管阶段加药系统调试及水汽品质监督；整组启动、带负荷阶段化学监督；配合电厂机组油质监督（电厂）；透平油、绝缘油指标达到设计要求。整套启动试运阶段调试工作。投入机组的取样装置及加药系统；监督废液的排放达到规定的排放标准；对给水、炉水、蒸汽品质监督；除氧器除氧效果监督；发电机冷却水质及氢气质量监督；锅炉及热力系统停运时防腐监督；配合电厂进行透平油、绝缘油化验监督；参加168小时试运行值班。指导化验工作及监督汽水品质；记录统计设备运行工况及参数。公用系统调试范围及项目调试项目启动/备用电源系统调试。燃料输送系统整体调试。DCS公用网部分整体调试。配合全厂调度通讯系统调试。制氢、储氢系统整体调试。全厂监控网络系统整体调试。除灰系统公用部分整体调试。配合供排水系统整体调试。配合空气系统调试。配合暖通系统调试。配合消防系统调试。调试工作内容收集有关技术资料，编制调试方案和措施。了解设备安装情况。对设计、安装和制造方面存在的问题和缺陷提出改进建议。对各系统和设备进行整体调试。记录设备运行工况及参数；编制试运调试总结报告。启动调试进度安排本工程启动调试工作总体上可分为三个阶段：分部试运阶段、整套启动阶段和试生产阶段，各阶段应进行的工作及完成日期详见附录1《徐州华美热电二期2×350MW级超临界循环流化床机组工程机组里程碑进度》。分部试运主要工作进度，以施工单位编制的辅机分部试运日程表为依据，个别辅机或系统由于条件限制或施工工艺上的冲突，不能如期进行试运，可以略作调整，但必须保证在整套启动试运前，完成试运行并通过分系统试运验收。在锅炉首次点火冲管阶段输煤系统、给煤系统、除灰、除渣、除尘系统应试运完毕，具备试投煤冲管的条件。调试程序分部试运阶段分部试运阶段是从高压厂用母线受电开始，到机炉电首次联合整套启动锅炉点火前的整个时期，包括单机试运和分系统试运两部分内容。其目的是使所有的辅机和系统都经过试运，达到其设计工作性能，通过分系统试运验收，具备参加整套启动的条件。分部试运由施工单位负责安排、组织和实施，并制定相应的书面试运措施、计划和质量目标。调试单位和生产单位参加分部试运。分系统和部分重要辅机的分部试运，由调试单位负责，并制定相应技术措施。单体调试和单机试运合格后，才能进入分系统试运。并由施工单位向调试单位办理相应的调试移交手续。分部试运期间应进行的主要项目有：厂用电系统带电；所有辅机单机试运；所有分系统调整试运；试运的范围应包括参加机组整套试运的全部分系统，试运后按照《火力发电建设工程机组调试质量验收与评价规程》（DL/T5295-2013国家能源局）第一阶段分系统调试所列的项目，逐项进行验收签证；进行所有热控系统检查、通电及调试；锅炉首次点火前必须完成炉侧除负荷、汽压、汽温自动控制以外的全部系统和机侧凝结水、主给水、循环水、电动给水泵、汽动给水泵、真空、润滑及顶轴油、盘车、EH油、除氧器、辅汽及疏放水等系统的DAS、SCS、调节、保护和监视系统的全部调试工作；其余的热控系统调试工作，凡在冷态可以进行的，原则上都应在汽机首次冲转前完成；锅炉水压试验；锅炉冷态通风检查、风量标定；锅炉及炉前系统化学清洗；锅炉蒸汽冲管；电动给水泵试运；汽机油循环；电气设备交接试验；电气设备及保护调试。分部试运工作得以顺利进行应具备的条件，详见各专业的对应调试措施。整套启动试运整套启动试运是指由机炉电第一次联合整套启动时锅炉点火开始，到完成168h满负荷试运移交生产为止的机组试运行阶段。整套启动试运工作由启动委员会和试运总指挥领导，整套试运组负责组织有关人员按照有关调试方案进行整套启动调试。在168h试运合格完成后，由试生产组接替整套试运组的试运领导工作。所有参加整套启动试运的设备和系统，必须经过单体和分系统试运，并经验收签证合格。任何未经试运或未经验收签证或分部试运中发生问题未处理完善的设备和系统，均不得参加整套启动试运。机组整套启动试运应具备的条件总体部分整套启动试运组织机构已成立，启动验收委员会会议已召开，并做出准备进入整套启动试运阶段的决定。启动验收委员会对整组启动试运的准备工作，安全要求、质量要求已审议通过。投入使用的土建工程和生产区域的设施，已按设计施工完成并进行验收，生产区域的场地平整、道路畅通，照明、通讯良好，平台栏杆和沟道盖板齐全，脚手架、障碍物、易燃物、建筑垃圾已清除干净，满足试运要求。与整套启动相关的需签证的建安项目已全部完成。调试、运行及安装人员均已分值配齐，运行人员已经培训并考试合格。试验措施、整套启动试运方案已经会审修改，经试运指挥部批准，出版发放齐全。生产单位已将运行所需的规程、制度、系统图表、记录表格、运行工具、保护联锁定值准备齐全。参加试运的设备和系统与运行中及尚在施工中的汽水管道、电气系统及其它系统已做好必须的隔离。消防设备和系统、电梯已按要求投用。系统命名、挂牌结束，各管道系统经保温后色环、流向指示已标明。必须在整套启动试运前完成的分部试运，调试和整定的项目，均已全部完成，并进行验收签证，分部试运技术资料齐全。需验收文件中的不合格项已全部封闭。配套送出的输变电工程应满足机组满发满送出的要求。质监中心站按“质监大纲”检查后同意进入整套启动试运阶段。主要工作程序及启动曲线张贴现场。锅炉部分冷态通风试验结束，数据整理完毕，以便为燃烧调整提供参考。锅炉酸洗工作结束，系统恢复正常。锅炉高温烘炉、蒸汽吹管工作结束，临时系统拆除。燃油系统循环正常。布袋尘器清灰装置试验正常，灰斗加热装置经试验正常；布袋除尘器进口烟气均布试验结束。锅炉吹灰器静态单体及程控试验合格。各分系统试运合格，与设备和系统有关的保护、联锁、控制、信号等均已静态试验完毕，并验收签证。炉后脱硫、脱硝系统调试结束，具备投入运行条件。汽轮机部分各辅机设备及转动机械均经分部试运合格，各手动阀门均经灵活性检查，各调节阀，电动阀动作试验正常。各分系统试运合格，与设备和系统有关的保护、联锁、控制、信号等均已静态试验完毕，并验收签证。各受压容器均经过水压试验合格，安全阀动作性能良好，各有关的汽水、油管路均已冲洗干净，油系统和油质经有关部门和人员验收合格，符合机组的启动需要及要求。汽轮机盘车、顶轴油装置试转结束，已可投用。汽轮机真空泵及真空系统试运结束，真空系统密封试验结束。发电机氢、油、水系统调试结束，处于可投用状态，发电机氢系统气密性试验合格，发电机漏气量小于制造厂规定值。汽轮机本体ETS、TSI均已校验合格。机组旁路系统冷态调试已结束，已具备满足机组启动及事故备用的需要。发电机充氢所需二氧化碳及储氢系统已准备就绪。汽轮机防进水保护校验结束。电气部分起备变、厂高变及其厂用电系统调整试验均已合格。柴油发电机组及其保安电源系统调整试验均已合格。直流系统、UPS电源系统调整试验均已合格。输、变电配电装置调整试验均已合格。接地和防雷保护装置调整试验均已合格。发电机—主变压器保护装置及系统调整试验均已合格。发电机同期装置及系统调整试验均已合格。发电机励磁装置及系统调整试验均已合格。发电机、主变、起备变、厂高变（工作变、公用变）、发电机故障录波器等电气设备的控制、保护、测量和信号装置调整试验均已合格。高压厂用电源的快速切换装置调整试验均已合格。远动装置调整试验均已合格。发电机、变压器、电缆、母线、开关、表盘等施工完毕，油漆完工，封堵工作结束，验收合格。电气设备交接试验结束，试验报告齐全，并经验收合格，电气回路操作、指示正常，符合设计要求。保护已按整定值整定，试验合格。变压器分接头位置已按运行要求调整。声光信号、报警装置投入使用。所有电气设备在冷备用状态并有适当的安全保护措施。所有电气设备外壳可靠接地。所有一次设备上的临时接地线及短路线均已拆除。发电机、220kV断路器耐压试验结束，主变压器、起备变局放试验结束。发电机变压器及系统绝缘测量合格。已向电网调度部门提交机组并网申请。热控部分DAS测点校对完毕，测点显示、趋势记录、报警及打印可正常投用。ETS、DEH、MEH系统信号及回路校验、冷态试验完成，可正常投用。SCS系统信号及回路校验、静态试验、联锁及保护试验完成，可正常投用。FSSS系统信号及回路校验、静态试验、联锁、保护及程控试验完成，可正常投用。MCS执行机构调试完毕，冷态试验完成。TSI测量信号显示正常，保护输出信号正常。SOE回路试验结束，即时打印正常。机组设备、系统及其横向、纵向保护验收合格，投入运行。旁路系统冷态试验完成，可正常投用。光示牌报警确认显示正常。就地显示表计齐全，校验合格，能正确指示。机组大联锁试验完毕。化学部分原水、补水具备连续制水能力，除盐水箱贮水充足，具备向机组连续补水条件，水量满