北京首钢垃圾发电调试工程纪实
攻坚克难建功业——调整试验所首钢生物质调试工程纪实
北京首钢生物质能源项目由北京首钢生物质能源科技有限公司建设，是目前世界上最大的一次性投产垃圾发电项目。日处理城市生活垃圾3000吨，年处理100万吨。采用四台日本三菱马丁逆推式炉排炉(750t/d*台)焚烧处理城市生活垃圾，配套两台30 MW杭汽中能的抽汽凝汽式汽轮发电机组。
中国能源建设集团北京电力建设公司调整试验所承接该工程的整套调试工作， 2012年12月4日正式进入现场，并于2014年5月1日正式完成所有调试工作，首钢能源科技电厂成功投产。在整个调试过程中，北京电力建设公司调整试验所克服了工期紧、图纸滞后、人员关系复杂以及垃圾调试方面经验不足等困难，抢时间，争质量，保安全，合理安排人员与工作分配，加强与相关方的沟通合作，按期实现了一系列预定的各项重大节点，出色的完成了所有调试任务。一年多的苦与累换来的是成功的喜悦，2013年9月17日电厂厂用电带电，时隔不到半年，2014年1月20日两台机组实现全部并网，一直到最后2014年5月1日两台机组全部试运完成。这一刻是所有参与工程人员值得庆贺的时刻。标志着目前世界上最大、最先进的垃圾发电厂正式投入运营。整套机组调试工作一次成功的骄人业绩，受到业主、国内外各设备厂家、监理的高度赞扬，也开辟了调整试验所在垃圾发电项目调试的新领域，谱写了精彩的调试工作新篇章。
态 度 重 视 组 团 队
北京首钢能源科技发电项目是北京市政府非常重视的城市生活垃圾处理与利用发电的绿色工程，项目投资巨大，主要生产设备有芬兰科尼公司出产垃圾吊，日本三菱公司出产马丁逆推式焚烧炉，德国扎克出产的点火燃烧器以及杭州中能生产的抽汽凝汽式汽轮发电机组和荷兰斯比克斯出产的空冷岛等。全场设备以及工艺水平均代表着世界领先水平。首钢集团将整套调试工作交给北京电建调试所不仅体现了对我公司的充分信任，同时也为我公司在垃圾发电调试方面提供了难能可贵的机会。调整试验所所长兼书记张宏、副所长兼总工程师王大勇极为重视此项目的调试质量。因此，调整试验所派出了空前豪华了调试阵容。以热工科室主任王健为调总，电气、锅炉、汽机、化学和热工几大专业分别由调试所最有经验、最有资历的元老级师傅冯建生、张佐之、张晓龙、刘立华和陈海涛负责，同时配以张萌、董建平、杨东等年轻骨干力量，最终组成了调试试所专业水平最为突出、经验最为丰富、人员素质最为优秀的调试团队。
精 心 组 织 抢 先 机
在正式进入调试工作之前，调试人员积极收集各个厂家图纸以及设备资料，结合中国航空航天设计研究院所绘制的设计图纸，依据国家各项标准文件，针对各专业各分系统，经过多次开会讨论以及认真编写，最终完成了除调试大纲外各专业共计37份详尽到位的调试措施。为今后的调试工作提供了方法导向和调试依据。与此同时，所内以技术顾问马永韬师傅为首，对首钢能源科技项目的所有调试人员进行了多次职业技能再培训和垃圾发电项目的技术指导和经验传授。使得调试技术员在进入调试期之前就对全场概况和工艺流程有了较为深刻的理解，为今后长达一年多的调试工作打下了坚实的基础。
创
造 条 件 赶 进 度
该工程自开始调试后就遇到了重重困难。由于设计院所给出图纸存在缺陷以及设计图不够完整和安装队伍水平不足，缺乏足够的设备安装经验，导致部分设备安装存在较大问题。现场人员关系复杂、各单位职责划分不够清晰以及缺少统一指挥，直接影响了调试人员在工作中的人员组织以及问题处理。设备厂家众多以及难以及时到厂，使得部分需厂家配合处理的问题迟迟难以处理，拖延工程进度。面对多方面的调试阻碍，调总王健积极与各方面沟通，在例会上提出亟待解决的问题以及建议处理方法，使得调试人员的调试环境得到了一定程度上的改善。各专业调试人员也不等不靠，积极投身自己的工作当中，主动监督指导安装人员进行设备安装，或者与相关人员进行技术沟通，依靠自己的专业水平帮助各方人员完成自己的工作。使得多项调试内容在原本难以具备试验条件的情况下，最终以最快的速度具备了调试条件，并且完成调试任务。在整个调试期，我们没条件就创造条件，合理分配任务，发挥主观能动性，创造条件组织调试。最终大大加快了工程进度。
在2013年11月—2013年12月，首钢生物质能源电厂进入到了关键的吹管阶段，调试人员想方设法，加强各配合单位之间的团结协作，提出了最高效的蒸汽管道吹扫方法，并且主动安排各专业人员每晚进行值班，对不合理的地方进行及时纠正，尽早处理可能发生的各种问题，确保了在主蒸汽管道的顺利吹扫，没有出现停炉等拖延工期的状况。调总王健、副调总陈海涛也在每次的例会上提出定期的周计划、月计划，合理安排工作内容，提高各单位的工作效率。正是调试人员的一次次艰辛的努力使得工程迈过了一道道难关。
狠
抓 管 理 保 质 量
“将北京首钢生物质能源科技垃圾发电厂建设成世界一流企业”，既是生物质公司的要求，也是我们调试所员工们的工作追求追求。为保证调试质量，调试所专门组织人员完善了过程文件管理、作业技术管理、质量管理等一系列管理制度，从不同角度、不同侧面，严格控制，使各工序、各岗位有章可循，有责可查，从而在工程质量上构成了一个以制度为基础，以岗位为保证，以工作质量为考核依据的控制体系。调试人员也在调试过程中中加强过程控制，调试措施中在进行每一步调试过程中都列有相关的安全防护措施。在分系统以及各设备调试前技术人员都会认真核对图纸，对设备安装的要求、精度进行检查和核对，发现问题及时解决，在完全具备条件下再进行调试内容。在调试的过程中，技术人员严格把关每一道调试工序，必须做到各设备零故障、各分系统零缺陷。各个分系统试运的完成，才保证了最后整套启动以及机组整体试运的顺利进行。
调试团队里一直坚持“以人为本、安全第
一、预防为主”的方针，从工程一开始就狠抓工作安全和文明施工，力争使安全工作处于受控状态。为了保证工程安全，自调总做起到每一位调试技术人员，都要个要求自己的工作着装，调试所也给各技术员配备了专业的绝缘鞋，加大了对调试人员的安全保障力度。在调试队伍里设有安全员，明确安全管理体系人员的管理职责。同时在各个关键节点，也严格管理对现场的监控，做到遇到危险早发现、早防护。在调试过程中积极检查各设备的安全性，排除一切电厂内的安全隐患，将自己的工作做到尽善尽美，保证今后运行人员的安全生产。
攻
坚 克 难 显 风 采
(一)攻克给料器无法正确进料问题
垃圾焚烧炉运行工艺流程不同于普通燃煤炉，是由垃圾吊先将垃圾池内垃圾吊入料槽，再由给料器动作送入炉排进行燃烧。给料器动作由自动控制系统来完成。根据炉膛温度的高低来决定给料器是否持续进料。当炉内温度低时，会默认燃料不够需加大燃烧，加大给料器进料力度。但偶尔会出现垃圾未充分燃烧，而导致温度降低，此时给料器持续进料则会导致炉内垃圾过度覆盖，使得未完全燃烧垃圾被新垃圾过度覆盖，则会更加降低温度。此时自动控制程序无法做出正确的判断。起初，运行人员遇到此类问题时，只能将自动控制程序切除，改为纯人工控制，通过火焰监控来观察炉内的燃烧情况来手动操作给料器。这样大大加重了运行人员的操作负担。
热工调试人员与锅炉调试人员通过精心研究、认真准备，并且听取甲方提出的要求，与DCS厂家进行了深入的探讨，最终研究出了一套由调试人员自己研发出的一套程序控制系统来配合原有自动控制系统对给料器进行控制。2014年1月18日，新程序正式投入使用，运行人员无需进行实时操作，便可使给料器做出符合工况需求的动作。从根本上解决了给料器无法正确进料的问题。在投入使用一段时间后，甲方运行人员对调试所人员加入的新控制程序给予了极高的评价，其他单位也都对北京电建调试人员的水平大加赞赏。
(二)修复点火燃烧器灭火问题
北京首钢生物质能源科技垃圾发电厂采用德国引进的四台扎克点火燃烧器和四台辅助燃烧器来帮助燃烧。点火燃烧器的点火枪由三只管路组成，分别为天然气管路、油管路和压缩空气管路组成。天然气管路负责点火，油管路负责点火枪燃烧提供燃料，压缩空气起到帮助燃烧和雾化的作用。在厂家调试完成并且实际投入过程中，经常发现点火枪难以点火或者出现熄灭的问题。厂家通过多次调试，并且更换部件仍未彻底解决问题，严重影响了分系统试运。调试人员经过长期跟踪厂家调试，完全掌握了德国点火燃烧器就地PLC柜的操作方法及控制系统。邀请厂家配合做了相关排除试验，经过不到一周的试验，发现了导致点火燃烧器时常熄灭或者难以点火问题的原因为PLC内对点火枪三个管路的风油配比不合理。经过热工人员与机务人员的经验结合，最后由调试方提出了新的风油配比，并且对点火枪各管路进行了重新清理保证运行最终投入使用。自2013年10月份烘炉阶段开始，直到最后机组试运完成，四台锅炉共计八个燃烧器从未出现任何问题。再一次依靠自身的技术水平，充分结合各专业人员解决了电厂所存在的又一大难题，长远的保证了电厂今后运行的稳定。调试人员技术水平的高超使得各方翘首称叹。
(三) 统领全局指挥启动试验
2014年1月4日，北京首钢生物质能源电厂到了1号线启动试验的关键节点。全厂人员以及各配合单位统一归调总王健指挥。
1、2号锅炉启动运行，汽轮机马上要迎来首次冲转，电气方面等待汽轮机达到3000转后进行相关实验。全厂首次进入到了整套启动的阶段。此时此刻，各方人员的心理都充满了紧张与期待。此时的统一指挥需要全面的大局观以及对各个设备、各个系统的深入了解。需要合理安排人员以及实时察看各设备的运行情况，来顺利完成诸多需要进行的实验内容。从2014年1月4日白天开始，调总王健及汽机专业老师傅张晓龙开始了连续的工作，对全厂运行情况进行实时监控，遇到问题作出清晰及时的解决。晚上10点，汽轮机达到条件准备首次冲转。调总王健坐镇主控制室，汽轮机师傅张晓龙手拿对讲机来回穿梭于各个现场，电气专业人员备好设备在旁待命，其他专业人员紧盯自己的负责区域。全厂看似气氛热闹确井然有序。对讲机中不停的传来调总以及张晓龙师傅的指令。对局势清晰的把握，对问题快速的处理，高超的水平，冷静的思路保证了汽轮机顺利冲转，并且完成了超速试验等汽轮机相关实验。紧接着电气调试人员立刻入场，一一成功进行假同期、发电机变压器组空载、并网、进相、带负荷等实验。调试人员工作直到试验彻底完成，连续奋战几天几夜，使得1号线启动试验圆满完成。在此项工作中，调试人员清晰的思路、冷静的判断、敬业的态度以及个人魅力都深深的折服了各方。
调整试验所一直“高标准，严要求”来对待自己，在每次抵达调试现场时，展示给别人的都是一支高素质、高水平的调试队伍。这样的队伍才会让甲方更放心，让监理更信任，让安装队伍更配合。本次调试北京首钢生物质能源科技发电厂圆满完成，不仅有力见证了北京电力建设公司调整试验所的专业实力，而且在工作中所体现的敬业态度与人格魅力都令人钦佩，更是在新的调试领域有了巨大的收获，填补了北京电力建设公司在垃圾发电项目上的空白。
调整试验所人员将继续为首都的天空更蔚蓝、云彩更洁白而努力!
中国能源建设集团北京电力建设公司调整试验所
二〇一四年五月十二日
孟凡歌
内蒙古商都县民宇水泥有限责任公司 2500t/d新型干法水泥熟料生产线二期工程
水泥厂自动化仪表调试 技术总结
作者：张玉成
山西省工业设备安装有限公司 内蒙商都民宇水泥项目部 2015年5月
一、工程概述
1、工程说明
1.1 工程名称：内蒙古商都县民宇水泥有限责任公司2500吨/日新型干法水泥熟料生产线二期建筑安装工程
1.2 工程地点：内蒙古商都县商都县七台镇工业园区 1.3建设单位：内蒙古商都县民宇水泥有限责任公司 1.4监理单位：乌兰察布市业峰建设监理有限责任公司 1.5设计单位：内蒙古自治区建筑材料工业科学研究设计院 1.6施工单位：山西省工业设备安装有限公司
2、工程的主要实物量有： (1)热电偶
(2)耐磨耐高温热电偶 (3)智能温度变送器 (4)智能压力变送器 (5)电动执行器 (6)雷达物位计
3、 中控室部分自动化仪表：
本系统采用的是DCS系统，DCS是整个系统的核心部分，负责采集现场的所有信号，并通过运行控制器中的程序，最后输出接点来控制电气设备，使其按照一定的工艺要求运行起来，从而实现整条系统的自动控制。
二、编制的依据及适用范围：
1、中华人民共和国国家标准《自动化仪表工程施工及验收规范》 (GB 50093-2002);
1、内蒙古自治区建筑材料工业科学研究设计院提供的仪表施工图、DCS 输入输出I/O接口表;
3、设备制造厂带来的有关设备资料及技术说明书等;
三、调试的外部条件要求
1、中央控制室内整洁无杂物，所有的盘柜已全部安装到位，电缆接线已完毕，盘柜标牌明确。
2、现场各点位设备已全部安装到位，电缆接线已完毕。
3、控制室内照明已亮灯，应设专人值班,建立了进/出制度。
四、自动化仪表调试
1、自动化仪表施工顺序
1.1 施工准备：熟悉仪表施工图纸和相关技术资料，准备调试所需的仪器、仪表和工具，准备调试所需的试验电源。
1.2 以设计施工图为准，对设备的电缆接线进行校对确认。 1.3 单体仪表调试 1.4 DCS系统受送电检查 1.5 现场仪表调试 1.6 DCS系统模拟试验， 1.7 DCS系统单试及联试
2、仪表调试方法及安排
在设备安装之前，在可能的情况下进行现场常规仪表的先期预调试，对智能仪表可进行参数整定及系统需要数据的设定及预调试，对部分特殊仪表进行功能及性能检验，然后与仪表安装专业办理中间交接，由仪表安装专业人员进行仪表设备的安装。
对本工程的仪表调试系统的操作要领、信号种类、接口等进行培训及检查确认，并对专业技术调试人员进行合理有效技术培训及资料转化工作，因此在现场进行安装施工的同时，仪表调试技术人员有较多的技术深化工作，须进行合理的安排布置方能保证调试任务的完成。
调试作业人员与安装专业人员同步进行线路测试，在达到受电条件时开通仪表控制系统，对仪表系统进行二次调试及特殊仪表的检查调试，然后进行系统模拟试验。
本工程的仪表系统与电气系统关联接口多，调试时要注意专业协调与配合工作，在时间及工作计划的分配上有主有次，确保全系统的正常运行。
最后进行系统的单试与无负荷联试，检查仪表系统的工作状态是否满足生产工艺需要，能否达到设计要求。 自动化仪表调试的工期进度必须与整个工程的进度网络协调配合，按期保质保量完成调试任务。
3、仪表调试项目与内容
现场常规仪表预调试、仪表的二次调试、特殊仪表系统的独立调试、自动控制系统受电及运行、控制系统的模拟试验、单试与无负荷联试等。并完成与电气及其它专业的联锁控制。
特殊仪表还需进行专门的检验及测试、开通运行、单联试等。 完成系统所需的报表、物流跟踪及紧停顺序控制等综合调试。
4、仪表调试方法 4.1仪表的调试要领
⑴ 消化并熟悉仪表的专用资料，掌握各仪表的性能及调试技巧、要领。 ⑵ 正确选择校准用标准仪器仪表，提供适合被调仪表检验工况的试验条件。
⑶ 根据仪表使用说明书的要求对被调试仪表进行调试项目试验，包括功能试验、示值刻度试验、输出信号试验、报警功能试验、辅助特性试验、附加功能试验等，并进行状态调试，所有试验数据应达到规范要求的试验点及设计要求的精度及品质功能要求。
⑷ 单体仪表设备必须按规范要求作五点以上刻度的正、逆程校验，线性刻度通常取量程的0%、25%、50%、75%、100%(或0%、20%、40%、60%、80%、100%)，非线性刻度视实际情况取有代表性的刻度点。
⑸ 根据工艺系统的自动控制设计要求进行系统的整定，运行仪表系统。 4.2 现场压力指示表
⑴ 对被校现场压力指示表进行开箱验收，单证齐全。
⑵ 进行表面刻度的精度试验及稳定性试验，试验的点数符合规范要求。 ⑶ 全数进行报警刻度精度试验，并按设计要求进行报警点整定。 ⑷ 校验检测完毕的仪表应编上工程图位号，重新进行包装并适于运输及存放，以备现场安装。
4.3流量、物位仪表
⑴ 对被校流量、物位仪表进行开箱验收，单证齐全。随流量、物位仪表成套的法兰、接地环及安装件、密封件认真清点并妥善保管。
⑵ 通常情况下仪表的检测部分不进行精度检测试验，仅作常规目视检查，但检测变送器应进行精度及功能检测试验，根据产品说明书的提供的数据进行参数及各项调整，使流量检测变送器满足本工程的设计使用要求。
⑶ 对仪表附带的特殊功能进行检查调整，并整定到本系统要求的状态。 ⑷仪表投入运行前应按设计对安装状态按说明书进行检查，满足相应的安装位置要求，保证安装准确，接地完整且良好可靠。 4.4 智能型压力/差压变送器
⑴ 对被校智能压力/差压变送器进行开箱验收，单证齐全。随智能仪表的安装件、消耗件、备件认真清点并妥善保管。
⑵ 用厂家配套的专用手持终端通讯器对智能压力/差压变送器进行各种参数的组态。组态的主要内容包括变送器的图位号、阻尼参数、单位、量程、分度、传输信号类型、数据处理模式等。
⑶ 在对变送器进行校验时，视压力/差压信号范围分别对压力、差压变送器进行模拟加压试验，并用相关标准仪表检测变送器的输出信号，调校变送器使其满足精度要求。
⑷ 对被校智能压力/差压变送器的其它附加功能及特性进行检验调试。 4.5 盘柜仪表
⑴ 根据设计要求确认仪表的规格、型号及量程范围。
⑵ 对盘柜仪表进行精度及功能试验，校验状态应与工程设计的应用状态完全一致。 ⑶ 调试合格后应对外置的调节点进行标记或锁紧，防止他人误动而改变设置。
⑷ 对仪表的报警功能、超限防护功能等进行检查、确认，并按设计值进行设定、动作。
4.6 气动及电动调节阀
⑴ 调节阀除进行品质鉴定外，通常不在室内作模拟预调试。
⑵ 现场安装完成的调节阀应无表面机械损伤，电线管、气源管走向合理，调节阀的进出口方向符合工艺介质流向。
⑶ 当现场气源具备时即可对气动调节阀进行单体试验。电动调节阀动作前通常需要与机械专业配合确认阀的动作状态及关闭状态，若是一体式的，动作前须作好防超范围转动的措施，分体式的运动角度确定后，单独调整执行机构，最后再联接上阀整体动作检查。
⑷ 先手动全行程检查阀芯运动有无卡滞，完全正常后即可用电信号模拟试验检查阀的动作行程和线性精度，特别注意检查电/气阀门定位器的转换精度及稳定性。
⑸ 对气动切断阀，应检查切断阀在切断状态时的关断严密性、全行程动作响应时间、动作方式及到位极限的动作可靠性。
⑹ 调试时应核对调节阀的正反动作特性，应符合设计要求，满足调节需要。 ⑺ 动作满足精度和设计要求后，需对执行机构的止挡进行锁定，力矩开关进行整定，并反复试验，确保可靠、有效。
4.7液位仪表
⑴ 根据设计要求确认液位仪表的型号、规格及相适应的量程范围，配套变送器应与检测头的量程规格相符。
⑵ 根据液位仪表的选型调整仪表设备的功能参数。超声波液位计需要在安装位置确定后实际设定各相关测量参数，再检查确认测量结果是否满足误差要求;压力传感式液位变送器在完成参数设置后还需要对测量传感线的实际长度进行精确定位以满足测量精度要求;采用导压管取压、智能变送器进行压力变换的液位仪表参照智能变送器调试要点。
⑶ 对变送器的输出信号及附加功能进行设定并确认。 ⑷ 使用智能通讯器对变送器进行远方通讯试验。 4.8 气体分析仪 ⑴ a 安装检查: ★ 气体分析装置的采样管路、吹扫气体管路、标准气体校验管路、电气管路、信号接口、设备选型规格、取样点位置、取样探头等是否符合图纸或设计要求。 ★ 各阀门的关闭/开启是否良好,各切换开关阀的动作情况及相应气体通路的通断是否正确。
b 线路检查: 包括电源、信号线路系统接线检查及绝缘电阻测定。
⑵ 准备足够用量的零点校准气和量程校准气，条件允许时还可准备检查用标准气体。
⑶ 校验前，给气体分析仪供电并预热足够长时间。 ⑷ 标定
零气体标定：接入零量程气体，读取分析仪指示，测量输出应为对应零量程气体的毫安值。
量程气体标定：接入量程浓度的气体，测量、调整至分析仪输出应为对应量程气体的毫安值。
重复上面两个步骤，直至气体分析仪的测量误差符合精度要求。
⑸ 通入检查用标准气体，检查分析仪的中间点校正精度，应准确测量出检查气的成分含量供参考。
⑹ 对取样系统的吹扫回路及吹扫程序、切断阀的动作进行检查确认，同时对气体分析装置的自动标定及补偿等程序进行调试。
⑺ 调试分析仪的远传模拟量输出精度，检查系统远方操作控制切换功能及接口信号交换。
4.9 DCS组件检测调试 4.9.1 模拟输入 (AI) 组件
根据系统配置的卡件种类，用标准信号发生器，在系统机柜相应端子上加入标准模拟信号，模拟现场检测信号，通过操作站屏幕观察相应信号显示值。通常要求作最小值、中间值、最大值三点输入检测(有的要求作10%、50%、90%三点)。
对不同的AI输入组件要求有不同的输入信号，分清无源、有源、热电偶(K型、R型)、热电阻的AI组件，输入不同的信号并进行校验，确保模拟输入组件满足厂家的保证精度要求。
所有的模拟信号通常要求与本系统的对应的设计使用信号完全相同，以保证外部信号进入后的显示正确性。
4.9.2 模拟输出 (AO) 组件
在操作站上通过改变回路的工作状态发出AO信号(如阀门的开度指令)，同时在控制机柜的相应端子上检查组件的输出电流。要求作最小值、中间值、最大值三点检测输出(有的要求作10%、50%、90%三点)，确保AO输出组件满足厂家的保证精度要求。 在系统设计有多负载的回路还须作输出的负载特性，确保输出信号的准确及可靠性，输出组件负载能力应满足厂家的保证要求。
4.9.3 数字输入 (DI) 组件
在端子柜上通过用短接线或电压信号模拟触点作开、关信号试验，检查组件的输入灯是否正常点亮，同时在操作站上观察相应点位的信号接收状态并记录相应的动作状态。
在数字输入信号是电压信号时，还应进行高低电平的动作值抽检，保证系统输入信号在最坏的情况下动作的可靠性，电压切换点的滞环特性必须符合厂家的技术保证要求。
对于频率脉冲输入，需考虑脉冲的幅值及频率的可适用范围，设置相关转换参数，确保数据转换的真实和准确性。
4.9.4 数字输出 (DO) 组件
在操作站上设定开、关状态并进行切换，在端子柜检查相应输出端子的通断或对应继电器的动作情况。
在数字输出信号是电压信号时，还应进行高电平动作时的负载能力抽检，卡件的负载能力必须符合厂家的技术保证要求。
对于频率输出，应使用标准频率测试仪进行精度、脉冲形状及幅值测试，保证输出信号的正确性。
4.9.5 其它通讯组件
根据系统内配置情况，确认设备的通讯模式及适用的通讯规程，进行模拟传送试验，检查传送数据的正确性，设置相关参数，确保数据传输准确，可靠，符合系统的要求。
5、仪表系统模拟试验 5.1 系统模拟试验目的
本工程的仪表控制系统均需要与生产线上电气控制系统进行接口，在系统模拟试验时需要完成，要求调试人员具备相关系统调试经验和调试技术，充分发挥系统的潜能，确保系统运行效果优良。
在所有单体仪表及设备已调试完成，现场具备模拟试验要求时，可将现场单体仪表与室内显示控制仪表组成单个的系统进行静态模拟试验。
要使设计系统完全满足生产工艺要求，必须进行系统模拟试验 5.2 系统模拟试验条件
要使系统模拟试验符合生产工艺要求，试验前现场应具备下列条件：
⑴ 模拟试验范围内的现场检测仪表和执行机构的安装状态、调试精度及功能合格;
⑵ 仪表电缆已全部敷设，接线、导通、绝缘试验合格; ⑶ 相关专业已调试完成，系统间已具备接口试验条件; ⑷ 各种工艺参数的整定均已确认。
⑸ 模拟试验可以分区、分片、分装置进行，主要从检验系统功能、保证施工进度、安全、有序的角度出发，但所有的仪表系统、回路都必须进行。
5.3 检测指示回路的系统模拟试验
⑴ 用回路校验仪等信号发生器在现场模拟温度、压力、流量等仪表的现场信号，检查室内相关联的指示值是否完全正确，系统误差应符合设计要求。
⑵ 模拟值应包括量程的起点和终点，不得少于3点。 ⑶ 对现场信号点的信号应区别有源、无源及信号种类。
⑷ 对有报警联锁要求的监视点，要作模拟报警试验，检查报警记录和报警打印功能。
5.4 操作控制回路的系统模拟试验
在室内的操作控制设备上手动输出控制指令(模拟或数字信号)，同时对现场电动阀门、调节阀、指示仪、电磁阀等的开关特性、开度情况进行检查，动作误差值应符合精度及设计要求。
5.5 信号联锁回路检查的系统模拟试验
在各回路系统中，需在系统里进行报警及连锁的信号，通过在现场模拟仪表信号达到设定值，检查相关的联锁程序、紧急切断、保护功能及报警点是否正常动作并进行确认。
通过在现场或操作控制设备上模拟某个仪表信号达到设定值，在控制系统经过功能演算、顺序控制等进行数据处理后，检查相关设备的动作过程、顺序、延时等参数是否满足设计要求，并最终满足工艺线工艺要求。
5.6 其它试验
根据设计及系统要求，完善相关功能，对通讯、数据采集、抗干扰、断电支持、数据保持、传送数据格式、备份、恢复等进行测试。
6、系统单试 在仪表单体已校验完毕，系统模拟试验包括单元仪表检测系统、控制调节系统、联锁信号系统已完成，电气调试业已完成控制装置的空操作，就可以进行机电一体的设备的单体试运转。
在单试过程中，需要完成包括现场压力表、温度计、压力及差压变送器、流量计、流量积算仪、液位计、特殊成套仪表装置、各种检测器等的投运。根据设计和工艺要求，使仪表设备满足工艺的测量要求，为工艺服务。
单试时应使仪表系统完全处于正常测量控制工况下并完成自动检测控制，反映的示值及报警完全代表现场的工艺状态，并能准确提供现场工艺流程的具体参数。 对于普通的单元回路仪表，能进行实际状态信号的静态显示，如流量、压力、温度、料位等的常态工艺值测量，应准确测量。
对于超声波液位仪表，因介质的状态特殊性，单体调试只能作校准及接口、通讯调试，部分功能视运行情况逐步进行功能测试。
7、系统无负荷联试
在设备单体试运转结束并检测正常的情况下，可进行无负荷联动试车。
在无负荷联试中，仪表专业应与机、电各专业密切配合，按照工艺流程的顺序逐台设备进行检测、控制并自动运行，对设备的运转次序、延时时间、仪表显示信号、相关设备的联锁状态等一一进行确认。
通常情况下，进入无负荷状态联试时，仪表系统逐步完全进入自动运转模式，配合电气及机械专业完成监控任务。
仪表联锁报警调试方案
2010年
为确保装置安全、稳定运行，当出现异常时，仪表联锁报警系统能可靠动作。特制定《仪表联锁报警调试方案》，具体内容如下：
一、仪表联锁报警调试前的工作：
1、应认真熟悉《仪表联锁逻辑图》、《仪表联锁系统确认表》和《联锁仪表接线图》。模拟调试的各仪表报警、联锁值应严格按照《设备联锁报警一览表》和《工艺联锁报警一览表》上的规定值设定。认真熟悉报警、联锁仪表各个一次元件(测量元件、开关、按钮、紧急停车开关等)和执行元件(电磁阀、报警灯等)的正确安装位置并有明确的标识，有条件的测量元件(例如WIKA表等)应在表头上做好报警、联锁值的标记。认真熟悉《石油化工设备维护检修规程》第七册《仪表》中和其他相关报警联锁仪表调试规定。
2、需调试的报警联锁仪表单校合格。
3、开好《仪表日常维护检修工作票》等相关票证，在工艺、电气仪表条件允许，安全措施已落实，并组织电仪站人员、工艺人员、电气仪表联锁调试人员三方都在场的情况下进行。
二、仪表联锁报警调试：依据《仪表联锁逻辑图》和《仪表联锁系统确认表》。
1、单个输入、输出回路调试：对每个输入、输出回路先逐个进行单试，在每个一次元件上模拟正常和报警联锁状况(对输出回路必要时可在ESD内部采用强制置“1”或“0”方式)，观察ESD操作站逻辑图上相应的输入、输出位号的颜色变化(绿色为逻辑“1”，红色为逻辑“0”)，并现场测量电磁阀是否带电(注意区分220VAC、110VAC、24VDC)、机泵INT信号(152控制室MC1柜或152B控制室MCM01柜，注意区分长24VDC、短24VDC、干接点)。同时观察报警灯、喇叭是否亮和响。
2、与电机有关联锁测试，需通知电气人员做好准备，将电机开关处在“试验”位置。
3、单一联锁回路(如现场和中控制室辅操台上的紧急停车开关)调试：在正常运行条件已模拟建立的情况下，对每个单一联锁输入回路逐个模拟联锁条件(考虑到延时，模拟联锁停留时间应不少于5秒)，并测量电磁阀、机泵INT等联锁报警信号变化，观察相应阀门动作。
4、二取二联锁回路调试：在正常运行条件已模拟建立的情况下，对每个单一联锁点逐个模拟信号变化，观察联锁逻辑输出执行元件都不应动作;只有二个联锁点同时模拟联锁条件成立，输出执行元件才动作联锁。
5、三取二联锁回路调试：在正常运行条件已模拟建立的情况下，对每个单一联锁点逐个模拟信号变化，观察联锁逻辑输出执行元件都不应动作;再分别做二个二个联锁点模拟联锁条件和同时做三个联锁点模拟联锁条件，输出执行元件应动作联锁。
6、对于炉管流量联锁条件BA-502/503的四取
二、BA-601/801的二十取十
六、BA-702的八取
六、BA-804.1/2的六取
三、BA-3601的四取三等，比照三取二联锁回路调试方法进行。
7、泵自启动联锁调试方法可同时依据车间《泵自启动联锁模拟试验方案》进行。
8、在确认现场阀门、机泵动作的同时，须检查控制室、现场声光报警正常、报警联锁画面信号变化与现场模拟信号对应一致。
9、仪表联锁系统调试时，应认真填写《仪表联锁系统确认表》一式三分，需有在场的电仪站人员、工艺人员、电气仪表联锁调试人员三方签字确认，并交三方存档。
三、对联锁仪表同时带报警、联锁的一次测量元件，应认真核对信号接线，避免未报警、先联锁现象发生。对输出回路调试时，应特别注意测量或观察一个联锁输出带二个(或以上)电磁阀时是否同时带电或失电、一个电磁阀带二个或多个阀门时是否同时开关，并一一对应。
四、仪表联锁调试过程中发现的问题应及时处理并重新调试，认真核对联锁逻辑图和ESD组态是否有误，调试结束应将联锁仪表各个一次元件(测量元件、开关、按钮、紧急停车开关等)和执行元件(电磁阀等)恢复到原来位置，报警、联锁值设定在正常位置。
五、试验过程中遇到疑难问题应及时上报车间技术人员或车间主任，以便协商解决。
****厂仪表车间
2010年
1 设备概况
ddd发电厂1×300MW机组配套的HG-1025/18.2-YM6型锅炉系哈尔滨锅炉有限责任公司引进美国ABB-CE公司技术设计制造的亚临界压力、一次中间再热，Ⅱ型布置、控制循环汽包炉，锅炉设计燃用烟煤，采用钢球磨中间储仓式热风送粉系统、部分摆式喷嘴、平衡通风、固态间断排渣，锅炉本体为全钢架悬吊结构。
锅炉采用直流式燃烧器、四角布置、切园燃烧;每角燃烧器共有14只喷嘴，其中一次风喷嘴4只、二次风喷嘴8只，三次风喷嘴2只。
一、二次喷嘴采取间隔布置，三次风位于最顶层。本炉设有两层简单机械雾化油枪和一层侧点火空气雾化油枪，它们分别装于第
三、五层(自下向上数)和最上层一次风喷口边的前后墙上，各油枪均配有高能点火装置，设计的主油枪入口额定工作压力为3.43MPa，油枪最大总出力为21.6吨/时，可满足锅炉30%BMCR的要求。
与本省已投运的电站锅炉相比，本锅炉燃烧器设计上有以下几个新特点：从型式上讲，采用了多种燃烧器，最底层的一次风喷口采用蒸汽引射的双通道自稳式煤粉燃烧器，其余三层一次风采用水平浓淡煤粉燃烧器，顶部两层三次风组合形成双通道引射式燃烧器，为提高低负荷时投用燃烧器的灵活性，在最上层一次风喷口边设置了侧点火油枪装置。从喷嘴摆动方式上讲，采用了部分喷嘴摆动和手动、自动摆动等多种摆动方式，不同喷嘴摆角差异较大，其中除下层二次风喷嘴、下油枪层喷嘴、底层一次风喷嘴、顶层三次风喷嘴固定外，顶部三只0FA喷嘴可手动调整上摆30º、下摆5º，其余喷嘴由气缸带动作分组整体摆动，上三层风下摆动27和20º，二次风可上下摆动30º，通过喷嘴的摆动实现了对再热汽温的粗调，各角燃烧器自下而上的排列顺序为
二、
一、
二、
一、
二、
一、
二、
一、
二、
二、
二、
三、
二、三。
锅炉采用二级减温对过热汽温进行控制，第一级设于低过到分隔屏前的管道上，第二级设在末过前的连接管上。在墙再入口管上设置了事故喷水装置。为加快锅炉冷、热态启动速度，本炉还装有5%MCR的启动旁路系统。为了控制锅炉启停时炉膛出口烟温不超过538℃，保护再热器不超温，在炉膛出口装设了烟气温度探针。
根据燃烧特性，锅炉在炉膛、对流受热面、空预器等区域布置了墙式、长伸缩式吹灰器，吹灰采用微机程序控制。
锅炉热控设备采用机、电、炉单元集中方式分散控制系统(DCS)，为上海代表工业公司的MAX1000型系统，具有自动化程度高技术密集的特点，DCS系统所含功能性系统有：机炉协调控制系统(CCS)，数据采集系统(DAS)，锅炉安全监控系统(FSSS)，机组辅机顺序控制系统(SCS)，汽轮机配置数字电液控制DEH-Ⅲ系统等。
锅炉主要特性参数如下： 1.1 锅炉主要设计性能参数
机组功率 过热蒸汽流量 过热蒸汽出口压力 过热蒸汽出口温度 再热蒸汽流量 再热蒸汽进口压力 再热蒸汽出口压力 再热蒸汽进口温度 再热蒸汽出口温度 给水温度
1.2 煤质资料(工业分析)
应用基水份 应用基灰份 可燃基挥发份 应用基低位发热量
设计煤种 7.74 32.78 23.2 18920
校核煤种 9.8 36.43 22.46 17070
单位 % % % kJ/kg
MCR 333 1025 18.3 541 822.1 3.81 3.64 319.4 541 279.4
ECR 300 908.5 17.27 541 744.1 3.40 3.25 317.9 541 273
单位 MW t/h MPa ℃ t/h MPa MPa ℃ ℃ ℃
1.3 锅炉配备主要辅机型号及台数 名称 送风机 一次风机 引风机 炉水循环泵
台数 2 2 2 3
型 号
FAF19-10.6-1 1688B/1025 AN30e
LUVC250×2-410/2
备 注
轴流、动叶可调 冷一次风机 轴流、静叶可调 筒式铜球磨 排粉风机 空预器 电除尘
4 4 2 2
MTZ3570 M5-29-11NO.21D 29-VI(T)-1880
三分仓、容克式
RWD/TL-1-230×2×32 三电场
2 锅炉整套启动前应具备的条件
2.1 锅炉冷态空气动力场试验已结束，并已提供有关数据。
2.2 锅炉已完成主蒸汽和再热蒸汽管的冲管，各管道系统已全部恢复正常。在冲管阶段发现的有关缺陷已全部消除，结尾项目和必要的修改项目均已处理完毕。
2.3 炉循泵对低压注水水质的要求比调试阶段锅炉对给水水质的要求高得多，为了缩短调试工期、节约除盐水，有必要安装两台炉循泵专用低压注水泵，注水泵间设置满足炉循泵运行中安全要求的联锁保护，并做到在机组的任何运行工况下，注水泵都不会丧失电源。机组启动前，上述工作应完成并检验合格。
2.4 锅炉工作压力下的水压试验合格。汽包、过热器、再热器安全门均在投用状态。PVC阀已整定好，一次门开启，电源送上，并投入自动状态。
2.5 电除尘气流均布试验、空升试验、振打试验等已结束，可投入使用。 2.6 锅炉机组的安装及消缺工作(包括炉本体、烟道、一二次汽系统)均已结束，燃烧室、烟风道、空预器、电除尘内部确已无人工作，脚手架已全部拆除，内部杂物清理干净;各看火孔、打焦孔、人孔门、检查门均已关闭。
2.7 锅炉给水系统以及
一、二次汽系统减温水管道已经冲洗干净，具备进水条件。
2.8 准备好足够的轻柴油和符合设计要求的原煤及合格的化学除盐水，制水能力能够满足启动阶段的要求。
2.9 锅炉辅机冷却水、冲灰水、出灰、出渣系统均已具备通水、通气条件，灰渣系统可以投用。
2.10 锅炉各辅机均已试转结束，具备投用条件。
2.11 热控气源已具备使用条件，空压机的自动联锁功能正常。 2.12 锅炉燃油系统已充油备用，各调节阀、快关阀已经调试正常。 2.13 各风门、挡板、电动阀门均已送气、送电。所有软、硬手操动作正常。 2.14 制粉系统各设备均已试转合格，给粉机转速校验合格并空转48小时以上;粉仓内部清理干净，密封性符合要求，机械粉标指示正确。
2.15 锅炉各电气大联锁、热工保护、辅机自身联锁保护、光字牌信号等均已校验合格。
2.16 锅炉安全监控系统(FSSS)调试结束。CRT画面显示的系统状态、参数等应正确。
2.17 协调控制系统、辅机顺控系统均已调试合格，打印设备已具备随时打印数据条件。
2.18 所有热工仪表校好，指示正确，限位报警已整定好，正确可用。 2.19 原煤仓加入合格的原煤，并是供工业分析数据，输煤系统可靠投入。 2.20 检查制粉系统(蒸汽)灭火装置可用，防爆门应符合规程要求。 2.21 分别启动各制粉系统排粉机进行通风试验，检查各风门是否灵活、方便，动态校验磨入口负压、差压、制粉系统各点负压是否正确。
2.22 调整各组火嘴暂处于水平状态。
2.23 炉膛火焰、汽包就地水位等工业电视系统监视及炉膛出口烟温探针具备投用条件，火检冷却风机调试结束并处于备用。
2.24 检查本体各吊件无松动，弹簧吊架临时固定应解除，各部位膨胀间隙合格，膨胀指示器指针处于零位。
2.25 设备和系统的保温工作已全部结束，仪表管，变送器的加热防冻装置可用，系统应标明介质流向，管道涂色符合要求。
2.26 锅炉定期排污，连续排污扩容器设备完整，阀门位置正确，事故放水系统正常。
2.27 炉本体及预热器吹灰器已调整试验完毕，程控功能正常。蒸汽吹灰系统完整可用。
2.28 现场消防设施齐全可用。特别加强对燃烧器区域的油枪及预热器部位的消防巡视与检查值班。增加临时照明，及时清理漏油。空预器的清洗水箱充足水备用，清洗水系统试验合格。
2.29 现场环境清洁，道路畅通。临时设施和脚手架尽量拆除。各平台栏杆安全可靠。下水道畅通，阴沟盖板齐全。各处照明充足，生活设施已投用。
2.30 设备及系统所有阀门，风门等各部件均已统一命名，挂牌齐全。运行规程、系统图、运行日志表等齐全，工具、劳保用品齐全。各岗位备有正式通讯装置，信号可靠。
2.31 集控室、计算机等重要场所空调装置已能投用。 2.32 汽机高、低压旁路系统已调试结束，具备使用条件。 2.33 锅炉化学加药系统调试完毕，备好药品。 2.34 老厂来汽已具备供汽条件。
2.35 厂用电源可靠，自投功能正常。柴油发电机处于备用状态。 2.36 工作照明良好，事故照明可随时投用。
2.37 调试、安装、运行三方人员配备齐全，名单张榜公布，分工明确。 2.38 电梯经电厂验收合格，可以投运。 2.39 备足Φ6.3、5.
1、4.2mm油枪雾化片。 3 锅炉整套启动方案 3.1 锅炉进水
3.1.1 锅炉进水前汽机高、低压给水系统已经清洗结束，水质合格。联系化学制备足够的除盐水。
3.1.2 进水前应检查锅炉各疏、放水门，空气门在点火位置。 3.1.3 炉循泵注水排气工作完成，低压冷却水已投入。
3.1.4 联系汽机投入除氧器加热，水温70～110℃，检查电动给水泵使其处于备用状态。
3.1.5 检查关闭锅炉给水总门，开启旁路隔绝门。 3.1.6 锅炉进水方式有两种： 3.1.6.1 通过锅炉上水泵上水;
3.1.6.2 通过给水泵上水。启动电动给水泵，向锅炉缓慢进水。 上水时间：夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。
3.1.7 当水上至汽包可见水位时，减慢进水速度。当水进至汽包水位计+200mm处时，停止锅炉进水，关闭省煤器出口排气阀。
3.1.8 充分检查三台炉水循环水泵，将炉循泵所有仪表及联锅保护都投运。 3.1.9 严格按锅炉运行规程、炉水循环泵调试大纲仔细、全面检查炉水循环泵，确认已经具备启动条件，逐一启动锅炉循环水泵(三台泵运行)。在泵启动过程中及启动后应密切监视泵的运行，详细记录各有关参数。
3.1.10 联系汽机维持辅汽联箱压力稳定(0.8～0.9MPa)。锅炉具体点火时间可视现场情况由试运指挥组决定。 3.2 锅炉点火
3.2.1 点火前2小时，可联系汽机全开高、低旁路，对过热器、再热器抽真空。抽真空时应关闭过、再热器系统疏水门与空气门。抽真空完毕后，关闭高、低压旁路，并恢复上述疏水门、空气门在点火位置。
3.2.2 点火前8小时通知电除尘投入瓷瓶加热，点火前2小时，投入电除尘斗加热与振打装置。
3.2.3 点火前1小时，投入冲灰水及除渣系统。
3.2.4 点火前通知热工，投入炉膛出口烟温探针监测系统，炉膛火焰监视，汽包水位监视工业电视系统投用正常。
3.2.5 启动火焰监视冷却风机，检查火检及炉膛火焰监视器冷却风系统。 3.2.6 通知燃油泵房启动燃油泵，打油循环。
3.2.7 根据锅炉安全监控系统FSSS的吹扫条件进行逐项检查与操作，按预热器、引送风机的启动条件，依次启动两组预热器及引、送风机，控制入炉总风量>30%，对油系统进行轻油泄漏试验和炉膛的吹扫工作，投入锅炉总联锁。
3.2.8 检查油枪点火条件许可后，对角投入下层两只油枪，检查油枪雾化良好，待着火正常后，调整炉膛负压-49～-98Pa，30分钟后切换到下层另两只对角油枪运行。点火1小时后投入下层四只油枪。
3.2.9 锅炉点火后即通知化学人员，根据要求开启连排至定排扩容器排污阀。
3.2.10 当汽包压力达0.172MPa时，投入汽机高、低压旁路，关闭各空气门(应事先对Ⅰ、Ⅱ级旁路暖管)。
3.2.11 锅炉点火后即开启5%启动旁路。
3.2.12 锅炉点火后应投入空预器吹灰程控，定期对预热器吹灰。 3.2.13 在锅炉没有建立起连续给水流量之前，省煤器再循环门应处于开启位置。
3.3 锅炉升温、升压
3.3.1 严格按锅炉冷态启动曲线(见附图)控制升温升压速度，通过投、停油枪，调整油压等方式控制燃烧率。
3.3.2 在油枪投运初期，应加强对燃烧情况的检查与监视，避免油枪缺角运行。
3.3.3 当锅炉建立起连续给水流量后，即可关闭省煤器再循环门。 3.3.4 升压过程中应定期检查记录锅炉各部位膨胀情况，并作好记录。 3.3.5 汽包压力升至0.2～0.3MPa时，冲洗汽包就地水位计。
3.3.6 汽包压力升至0.3～0.5MPa时，通知安装人员热紧螺丝，并通知热工对仪表管路进行排污与冲洗。投入给水流量表等。
3.3.7 锅炉升温、升压过程中应严格控制燃烧率使炉膛出口烟温在538℃以下，直到汽机达到同步转速。
3.3.8 锅炉第一次整组启动，其间各专业试验由现场指挥决定。 3.4 锅炉蒸汽严密性试验及安全门校验(见大纲)。 3.5 配合汽机冲转、暖机、并网。
3.5.1 当汽机侧过热蒸汽压力升至3.9～4.0MPa时，过热汽温350℃，再热汽温300℃，汇报值长，联系汽机冲转(热态、半热态开机参数由汽机决定)。
3.5.2 在汽机升速中，应满足汽机参数的要求。可通过调整高、低压旁路，启动旁路或改变燃烧率来维持主汽压及
一、二次汽温在规定范围内。汽机冲转期间，尽量避免使用减温水，防止汽温大幅度波动。
3.5.3 在汽机冲转至3000r/min时，锅炉应对燃烧、油枪、冷灰斗、主要辅机，包括制粉系统及设备作全面检查(此时汽机、电气作试验)，退出烟温探针。
3.5.4 当确认机组已并网后，关闭锅炉有关疏水门，视机组带初负荷的情况增投第二层油枪，逐步升负荷。
3.6 锅炉制粉、投粉、升负荷、洗硅。
3.6.1 按启动曲线进行升温、升压，配合汽机做好低负荷暖机。 3.6.2 启动制粉系统。
3.6.2.1 当汽包压力5.0MPa，电负荷达50MW以上，二次风温达177℃以上即可启动一组制粉系统进行冷炉制粉。
3.6.2.2 启动制粉系统，当磨出口风温达60℃以上时，即刻给煤，调节热风门，使磨出口温度≯80℃。
3.6.2.3 制粉系统运行正常后，通知化学取样测定煤粉细度，调整折向门开度，控制煤粉细度合适。
3.6.2.4 制粉系统启动正常后，应及时调整燃烧，加强汽温水位的调整。同时应加强对制粉系统设备的巡回检查，特别是磨煤机大瓦温度，各段压差，磨后温度、锁气器、粉标动作是否正常等监视。 3.6.2.5 根据燃烧情况及粉仓位适时启动第二套制粉系统。 3.6.3 锅炉投粉
3.6.3.1 当粉仓粉位达2～3m，高温对流过热器后烟温达450℃，二次风温达177℃以上，即可投粉。
3.6.3.2 投粉前炉内燃烧稳定，油枪雾化良好，汽温、汽压、水位稳定。 3.6.3.3 投粉时应按自下而上的原则对角逐只投入(应最先投用B层)，单只着火稳定后，再投下一只。如投粉不着火应立即停止相应给粉机，进行充分吹扫后再重新投入。投粉时，给粉机应从低速逐渐升至所需要转速，投用D层给粉机时，可相应投入侧点火油枪运行。
3.6.3.4 投粉过程中要严密监视分隔屏、后屏、高过、高再壁温，适当调整减温水量，禁止超温运行。
3.6.3.5 当汽包压力达10.0MPa时，按化学要求开始洗硅。
3.6.3.6 当负荷达100～150MW时，要求汽机启动一台汽泵与电泵并列运行。适时进行给水方式切换。
3.6.3.7 当负荷达150MW以上时，要求汽机启动第二台汽泵，当第二台汽泵并列运行后，可将电动给水泵退出运行，投自动备用。投入给水自动(三冲量)，加强监视，若给水自动失灵，立即切换手动控制。
3.6.3.8 负荷大于150MW，且总燃油量≤6吨/时，即可投用电除尘器，配合汽机投用高加。
3.6.4 锅炉断油全烧煤
3.6.4.1 锅炉第一次断油可机组负荷达80%MCR以上情况下进行，并具备下列条件方可断油：
a.炉膛温度在1400℃以上，给粉机运行12只以上;
b.机、炉、电设备运行工况稳定，燃烧工况良好，汽压、汽温正常，制粉系统运行正常，给粉机下粉均匀，运行稳定，双侧粉仓粉位≥3m。
c.煤粉细度符合规程要求。
d.由上至下逐层停用主油枪，相应增加燃煤量，保持负荷、汽压、汽温、水位正常。加强锅炉风量与燃烧情况的调整与监视，在主油枪全部停用后，可视燃烧情况逐只停用侧点火油枪。
3.6.4.2 锅炉全部断油后，仍应维持油系统循环保持油压稳定及吹扫蒸汽正常可用。若断油后发现燃烧不稳并判明锅炉未熄火后，应立即投主油枪助燃，查明原因并消除，为再次断油创造条件。
3.7 锅炉满负荷连续试运行
3.7.1 锅炉断油全烧煤后，逐渐机组负荷升至300MW运行，并根据锅炉运行规程的有关规定，进行调整和维持。
3.7.2 何时进入168小时连续运行计时，由试运指挥组决定。
3.7.3 在锅炉试运行期间，应加强定期工作(如测量粉仓位，清理木屑分离器等)并做好运行数据、设备缺陷及其处理情况的记录。
4 启动过程中的安全注意事项： 4.1 人身安全
4.1.1 机组启动试运应按启动验收委员会批准的整套启动措施进行，试运行中进行的各项试验应有专门的试验措施，试验人员应服从指挥的统一安排。
4.1.2 现场一切安全事项按《电业工作安全规程》执行。 4.2 设备安全
4.2.1 防止锅炉灭火放炮
4.2.1.1 严格执行有关防止锅炉灭火放炮的规定。
4.2.1.2 要求燃用煤种尽量接近设计煤种，原煤工业分析每班一次，并将结果通知运行人员。
4.2.1.3 试运行期间每班分析一次煤粉细度，及时调整粗粉分离器折向门和制粉出力，保证煤粉细度合适。
4.2.1.4 加强煤中“三块”的处理，减少煤中杂物，定期清理木块及木屑分离器。
4.2.1.5 粉仓吸潮阀开度合适，保持粉仓内煤粉适当干度，按规定进行定期降粉工作。
4.2.1.6 加强对运行火嘴的检查，发现给粉机卡涩及下粉不均时应及时处理。
4.2.1.7 调整每台给粉机出力，保持给粉均衡，控制一次风出口风速25～28m/s。一次风管堵塞，疏通应缓慢谨慎，不可将大量煤粉突然送入炉膛，以防爆燃，禁止使用氧气等可燃气体吹扫、疏通堵粉管道。
4.2.1.8 投粉时应对角投入，不允许层给粉机单角运行或层给粉机非对角运行。
4.2.1.9 投粉时应有专人监视着火情况，保证燃烧良好，若投粉不着火应立即停止送粉，详细查明原因后方可再投。
4.2.1.10 做好锅炉安全监控系统FSSS的调试和投入工作，保证其动作及时、可靠。
4.2.1.11 判断锅炉发生灭火时，应立即紧急停炉，切除所有进入炉膛的燃料，加强吹扫，严禁强制炉膛吹扫条件，不利用爆燃法点火。
4.2.2 防止锅炉缺满水
4.2.2.1 要求两只就地水位计指示清晰可辨。
4.2.2.2 所有二次水位指示正确，并经常与就地水位进行校对，事故放水系统处于良好备用状态。
4.2.2.3 给水调节“自动”好用，发现失灵，立即切至“手动”。 4.2.2.4 注意给水压力的变化及给水泵运行是否正常，发现异常应及时查明原因。
4.2.2.5 汽压、负荷大幅度波动时，应判明虚假水位的影响，避免由虚假水位造成给水调节失衡。
4.2.3 防止过热器、再热器超温爆管。
4.2.3.1 锅炉启动及运行过程中，在高、低旁未开，汽机未冲转前，应投入炉膛出口烟温探针，严格控制炉膛出口烟温不超过538℃。
4.2.3.2 调整、保持燃烧工况稳定，注意避免三次风大量携带煤粉，控制高过的两侧温差不超过50℃。
4.2.3.3 尽量使用过热器Ⅰ级减温，合理使用Ⅱ级减温。
4.2.3.4 严密监视各段汽温、壁温、合理调整各级减温水，避免受热面局部超温。
4.2.3.5 在任何运行工况，过热器、再热器壁温都不得超过相应的最高允许温度。
4.2.4 防止空预器发生二次燃烧。 4.2.4.1 空预器二次燃烧的原因判断：
a.由于锅炉不完全燃烧给预热器蓄热元件带来的可燃性沉积物，在有氧气存在和一定温度的情况下会发生自燃，并导致金属融化和烧蚀，这就是空预器着火，即二次燃烧。
b.当锅炉频繁启停和设备热备用时，由于燃烧不良及锅炉余热的影响，是空预器最易发生二次燃烧的时期。 c.调试期间，应采取相应措施防止燃油倒入低压蒸汽吹扫系统，由预热器蒸气吹扫将燃油喷在空预器受热面上。
d.如果正常运行的预热器烟气和空气出口温度异常升高，或是停运中的预热器烟气入口和空气出口温度异常升高，而且无法用当时的运行情况解释时，应予以极大关注，则很可能是预热器内部着火了。
4.2.4.2 预热器着火时应急措施： a.切断锅炉燃料供应，紧急停炉。
b.解列风机，关闭预热器烟气进口及空气出口挡板，严禁打开人孔门。 c.打开预热器冷、热端冲洗管路上的阀门，投入冲洗水，同时检查疏水斗是否畅通，所有疏水管应全部开启。
d.维持预热器转动，以保证全部受热面得到消防水流。
e.只有确认二次燃烧已被彻底熄灭时，才能关闭清洗水阀门，当进入预热器内部检查时，可以手持水龙，扑灭任何残存的火源。
f.二次燃烧扑灭后，短期内应留人看守，以防复燃。
g.若不是燃油倒入蒸汽系统所引起的预热器二次燃烧，应先用蒸汽灭火，视具体情况再决定是否进行预热器水冲洗。
4.2.4.3 防止预热器二次燃烧的措施：
a.周密计划，认真消缺，尽量减少锅炉的启停次数。
b.经常检查燃油系统的运行状况，对雾化不良，冒黑烟或漏油的油枪及时处理。保证油枪对角投入，保持炉内良好的燃烧方式。
c.坚持预热器吹灰，并做好燃油系统与蒸汽吹扫母管的隔绝工作。 d.停炉较长时间，应对预热器受热面进行检查，是否保持清洁(必要时可水冲洗受热面)。
e.加强监视烟、风温度指示，尤其在热备用状态和预热器突然故障停转的情况下，更应密切监视预热器上部烟风温度的变化。
4.2.5 防止锅炉煤粉管堵管的措施：
a.认真校对给粉机转速，DAS所显示的给粉机转速应与就地实际转速保持一致。
b.在168试运初期，手动操作使各台给粉机出力均匀，条件满足时投燃烧自动。
c.保持一次风速不低于22m/s(煤粉管内流速)，锅炉投粉后密切监视一次风静压，若发现静压测点堵则应及时联系处理。经常检查一次风动压是否正常。发现管内动压明显降低，应及时降低给粉机转速，正常后方可升至需要转速。
4.2.6 遇有其它异常事故应按照锅炉运行规程处理。
河北大唐王滩发电厂一期工程 220kV线路带电调试措施
编号：王滩一期工程/XT-措施-009-2005 编制：周迎 审核： 批准：
华北电力科学研究院有限责任公司
二○○五年五月华北电力科学研究院有限责任公司科技档案审批单
报告名称： 河北大唐王滩发电厂一期工程220kV线路带电调试措施 报告编号：王滩一期工程/XT-措施-009-2005出报告日期： 2005年5月 保管年限： 长 期 密级： 一 般
试验负责人：陈喜龙 试验地点：河北大唐王滩发电厂
参加试验人员： 赵根社、樊涛、周迎、王雷等 参加试验单位： 华北电力科学研究院有限责任公司、北京电建、天津电建、河北大唐王滩发电厂等 试验日期： 2005年4月至 2005年5月 打印份数： 40 拟稿： 周迎
校阅： 陈喜龙
审核： 陈冀平 生产技术部： 周小明 批准： 姚刚
目 录
1. 设备系统概述 2. 编制依据 3. 受电范围
4. 新投运设备的带电条件 5. 带电前的检查和准备 6. 线路的投运
7. 带电工作的组织与分工 8. 安全注意事项
9. 附录：正式带电系统图
1.设备系统概述
河北大唐王滩发电厂一期工程1号发电机启动/备用电源接入厂外220kV 变电所配电装置。发电厂220kV变电站设计有1条220kV输电线路，本次带电内容为金王线路对#1启动备用变压器及厂备用电源系统进行受电。
2.编制依据
2.1 《电力工业技术管理法规》。
2.2 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1998版)》。 2.3 《火电工程启动调试工作规定》
2.4 《火电工程调整安装试运质量检验及评定标准》 2.5 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 2.6 《电力建设安全工作规程》
2.7 《火电机组启动验收性能试验导则》
2.8 《国家电力公司火电优质工程评选办法(2000年版)》 2.9 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 2.10《火电机组达标投产考核标准(2004年版)》 2.11 各厂家设备资料;设计院设计图纸资料、说明
3.受电范围
3.1本侧受电一次设备
3.1.1 220kV变电站断路器(00ADA03GS000)、避雷器。。
3.1.2 隔离开关(00ADA02GS200)及接地刀闸(00ADA02GS210)(00ADA02GS220)、。 3.1.3 隔离开关(00ADA03GS100)及接地刀闸(00ADA03GS110)。
3.1.4 隔离开关(00ADA03GS200)及接地刀闸(00ADA03GS210)(00ADA03GS220)、。 3.2 继电保护和二次回路
主控DCS控制柜、启动备用变压器保护盘、NCS测控盘、变送器及电度表盘。
4.新投运设备的带电条件
4.1 带电范围内所有一次、二次设备均已安装完毕，按有关规程和安装调试资料调整试验合格，符合有关交接标准、规程和规范的要求。 4.2 带电一次设备的相序、相色标识明确，并按有关的规程和KKS编码要求完成设备的编号，设备名称标识醒目，便于操作。带电的二次设备标示清楚。 4.3 线路侧的金王线路的线路保护及断路器保护已调试完毕，试验记录完整，传动试验符合图纸设计要求，满足投运要求。
4.4 远动系统、保护监控系统和故障录波器中有关厂用电部分已整定调试完毕，传动试验正确，可以投运。
4.5 带电设备及带电范围应设置防护拦并有明确的标志，带电区域内地面平整、道路畅通，电缆沟盖板齐全、孔洞堵好，必要的地方已加锁，并悬挂警告牌。 4.6 有关带电设备外观应完整、清洁，外壳机座的接地应齐全完好。 4.7 有关带电房间的房门应上锁，带电设备应设遮栏，并悬挂相应的标示牌(有关细则由安全部门细化)，相关带电设备做好临时隔离措施。
4.8 试验现场应备有充足完好的消防设施及设备并经消防管理部门验收。 4.9 变压器散热器及油枕的截门应打开，变压器的调压开关应在要求的位置并通过直流电阻测量确定接触良好，变压器瓦斯继电器应已放过气。 4.10 检查各充油设备的油位应正常、无渗漏现象。
4.11 各带电设备及装置的绝缘试验应合格，一次设备接地良好。 4.12 220kV高压架空线路应试验合格、相位正确。
4.13 由于#1机厂用低压变压器冲击带电及厂用380V母线已由北京电建采用临时变压器提前受电结束，应拆除原临时高压电缆至启备变6kV侧共箱母线处的接线，恢复原设计接线。
4.14 直流系统安装、调试完毕，验收合格，供电可靠。
4.15 本次带电范围内的所有一次设备包括变压器、开关、一次电缆、母线、CT、PT、避雷器等均已安装完毕，具有相应的安装、试验、验收报告。带电范围内的所有二次设备如继电器、自动装置、保护装置、DCS控制测量系统及信号回路均已安装、试验、验收完毕，具有相应的安装、试验、验收报告。各开关、刀闸传动正确，指示正常。
4.16 测量CT二次阻值合理，无开路现象，备用CT应可靠短路接地。 4.17 测量PT二次阻值合理，无短路现象，中性点应可靠接地;其高低压保险齐全、容量合适。
4.18 检查二次回路交、直流电源保险应齐备，容量合适。 4.19 厂用直流系统、厂用UPS系统已投入运行。
4.20 启动备用变压器保护校验整定完毕，定值正确;逻辑回路传动正确，事故音响及DCS信号指示正确。
4.21 通讯设备齐备(包括1号机单控与220kV变电站的通讯)，禁止在保护盘、DCS盘周围及控制室夹层使用步话机。 4.22 有关带电设备的图纸、资料应齐全。 4.23 防雷接地经验收合格。
4.24 所有受电范围内电源进线、母线联络、PT开关及相应的全项目试验已完成，回路传动无误。
4.25 所有受电变压器的全项目试验合格，资料齐全。
4.26 所有受电范围内的盘柜、元器件安装已全部完成，且资料齐全。 4.27 向参加此次受电工作的人员及生产运行人员进行技术交底，参加此次受电工作的运行值班人员须经考试合格后方可正式上岗。 4.28 准备好录波设备，作好充电时的录波准备。
4.29 受电前应通过网局质监中心站监检合格，确认具备受电条件。
5.带电前的检查和准备
5.1 检查启备变高压侧断路器(00ADA03GS000)及所有隔离刀闸、接地刀闸应处于断开位置。
5.2 按调度和电厂要求投入两套启备变保护盘上启备变差动保护、启备变复合电压保护、高压侧复压过流保护、变压器零序保护、低压侧分支过负荷保护、变压器本体瓦斯保护、变压器调压瓦斯保护、低压侧过流保护各保护跳闸压板;核对各保护整定值。
5.3 检查6kV厂用1A、1B段，6kV厂用2A、2B段，6kV公用0A、0B段所有断路器均在试验位置并断开，所有负荷开关接地刀在断开位置，PT小车在试位。 5.4 启备变在线监测装置投运，冷却器投自动;在启备变高压侧CT回路中接入录波仪，测量启备变冲击电流。
5.5 用摇表摇测带电范围内的一次设备绝缘良好。
6.线路的投运
6.1 经确认条件许可后，由启动试运行指挥小组及当值值长与调度取得联系，申请对线路送电。
6.1 经调度许可，由变电站向金王线路送电，以A、B、C相为序分相给线路充电，220kV电压带至隔离刀闸(00ADA02GS200)线路侧。相充电后，本侧进行一次、二次核相检查。相别及二次检查数值均应正确。
6.2 单相充电工作结束后，由变电站对线路进行三相充电，充电三次。第一次充电后在GIS装置上检查一次相序指示应正确，并分别于厂内升压站高压侧PT端子箱、NCS控制屏、启备变保护屏、计量屏、变送器屏、故障录波器屏等处进行二次回路测量检查。
7.带电工作的组织与分工
本措施经有关部门批准后方可执行。系统操作以调度措施为准。 7.1 调试单位负责措施编写，负责协调指挥工作，负责带电过程中的技术操作指导及测量工作。
7.2 带电过程中所有
一、二次设备的操作由电厂运行人员负责，监护由调试所负责，电建电气工地及调试队配合。
7.3 带电过程中测量及向量检查工作由调试所负责。 7.4 带电过程中与区调的联系工作由当值值长负责。 7.5 监理公司负责带电全过程的监理工作。
7.6 电厂筹建处负责整个带电工作的组织协调工作及外部关系等。
8.安全注意事项
8.1 带电系统内的
一、二次设备带电前必须按设计编号及运行编号注明，防止出现误操作。
8.2 参加带电工作的人员要听从指挥人员的统一安排，负责监听、监视、操作和监护的人员应恪尽职守，不得擅离岗位，一旦发现异常情况，应立即报告。 8.3 为了防止误操作、误合闸，没有得到操作命令，任何人不得进行随意操作。已带电运行的设备应采取相应隔离措施并悬挂标示牌。 8.4 带电前有关单位和部门应组织联合检查，落实措施的实施情况。 8.5 在带电工作中一旦发现异常或危及人身和设备安全的情况，应立即断开电源，汇报解决。
9.附录：正式带电系统图
接厂外220kV变电所TV01 测量，保护，计量5000.10.10.1////0.1kV333300ADA02GS21000ADA02GS20000ADA02GS22000ADA03GS10000ADA03GS110TA01 0.2s 1500/1A TA02 0.2 1500/1A TA03 5P40 600/1A TA04 5P40 600/1A 计量测量启/备变组保护A屏启/备变组保护B屏TA05 5P40 1250/1A TA06 5P40 1250/1A TA07 5P40 1250/1A 备用备用备用00ADA03GS21000ADA03GS20000ADA03GS220TA08 0.2 300/1A TA09 5P60 600/1A TA10 5P60 600/1A TA11 5P60 600/1A #1 启动/备用变压器63/35-35MVA220/6.3-6.3kV23GTA16 5P30 600/5A TA17 5P30 600/5A 绕组温度故录备用备用TA12 5P30 300/1A TA13 5P30 300/1A TA14 5P30 300/1A TA15 5P30 300/1A TA18 5P30 600/5A TA19 5P30 600/5A TV04测量分支过流 故录启/备变组保护B屏启/备变组保护A屏TA36 0.5 5000/5A TA37 5P20 5000/5A TA38 5P20 5000/5A TA39 5P20 5000/5A TV03测量分支过流 故录启/备变组保护B屏启/备变组保护B屏01A TA28 TV02测量TA20 TA21 TA22 TA23 OCA 6.3kV0A段CA TA24 TA25 TA26 TA27 OCB TV07测量分支过流 故录启/备变组保护B屏启/备变组保护A屏TA32 TA33 TA34 TA35 02B 6.3kV0B段CB 2BTV06测量分支过流 故录启/备变组保护B屏启/备变组保护A屏01B 6.3kV2B段1B TV05测量分支过流 故录TA40 0.5 5000/5A TA41 5P20 5000/5A TA29 分支过流 故录启/备变组保护B屏TA30 启/备变组保护A屏TA31 02A 启/备变组保护B屏TA42 5P20 5000/5A 启/备变组保护A屏TA43 5P20 5000/5A 6.3kV1A段1A 6.3kV2A段2A CC 6.3kV1B段1#高压厂用工作变2#高压厂用工作变1#高压厂用公用变2#高压厂用公用变2#高压厂用工作变1#高压厂用工作变
上海、福州参观学习报告
根据杨总的指示精神，我们公司生产部和技术设备部共分两批次派12人对上海浦东御桥垃圾发电厂和福州红庙岭垃圾发电厂进了为期6天的参观学习，此次参观学习的目的诣在从我公司与以上两个电厂的系统设备设置，现场生产操作、管理，设备及维修管理、安全、环保管理几方面的比较中寻找差距，找出我们的不足之处，以期能取人之长补己之短，借他山之石达到工玉的目的。通过参观学习，我们了解并发现我们公司在以上各方面同上海浦东垃圾发电厂及福州红庙岭垃圾发电厂确实存在较大的差异和差距，现将我们所见、所闻、所了解阐述、分析、报告如下：
一、上海、福州之行给人总的弟一印象是：生产现场的卫生工作做得较同兴好，我归纳了一下主要有以下三方面的原因：
1、 现场设计结构及设备布局较为合理，这主要体现在捞渣机出渣口布置上，上海和福州都将捞渣机的布置空间和出渣口彻底隔离，这样，当捞渣内有干灰飘扬或有水雾弥漫时都不会有干灰及尘土洒落在地面上。
2、 检修质量及日常维护质量较高，无论是上海或是福州其焚烧炉人孔门、炉排下风室人孔门、推料平台、锁气器法兰接口、刮板机本体及捞渣机在现场都江没有看到明显的漏灰现象，设备检修及维护时密封工作做得较到位。
3、 现场清洁卫生维护工作做得到位，清洁维护人员在白天工作时间内随时对地面进行及时清扫，确保地面随时保持干净。设备清洁卫生同检修人员分片包干维护，以确保设备本体清洁
二、垃圾坑的排水较通畅：上海的做法是在垃圾坑的前排墙壁沿垂直面上每隔1米或1.5米钻一滤水孔，这样，无论垃圾堆到多高，只要保证滤水孔周围的垃圾抓干净，垃圾坑内的积水就能顺利排出;福州则更为简单：因为福州垃圾坑内的垃圾存量可以较随意的控制，垃圾门下方的滤水沟可以随时清空，保持垃圾坑内滤水通畅，并有维护人员专人负责随时检查疏通水篦子。致于渗滤液收集井飘浮物和沉渣的清除，上海的做法是人工定期清理，并采用潜水泵抽水，值得一提的是上海渗滤液的处理采用了一套回喷系统，每天可以处理120吨左右的渗滤液;福州渗滤液收集井的清飘及清淤如下示意图所示：
三、焚烧炉自动控制水平较同兴高：
1、上海的燃烧自动控制模式是：同操控制以蒸发量作为控制目标，实际蒸发量围绕目标蒸发量变动，其差值作为推料量、炉排运动速度以及送风量的计算依据，其变动关系为“正相关”，变动率为“实际蒸发量与控制蒸发量的差值和实时反算垃圾发热量的综合修正系数”，变动率亦可针对不同的入炉垃圾作人为经验性设定，简而言之就是实际蒸发量大于控制蒸发量时适当减少推料量和炉排运动速度以及送风量;实际蒸发量小于控制蒸发量时适当增加推料量、炉排运动速度以及送风量;但在实际运行中由于垃圾作为燃料自身的特性，致使实际蒸发量对设定蒸发量的跟踪与反馈存在较严重的滞后。因此燃烧及负荷的稳定性较差，常出现较大的波动。这时就需要操作人员及时将同操切换成单或手动状态进行调整。
单操和手动的控制思路、模式及操方法大致跟同兴相同，所不同的地方是浦东垃圾发电厂焚烧炉推料器每行走一步的行程及等待时间都可自由设定，炉排退到位后的等待时间也可自由设定。再者，他们液压设备(主要是液压缸和液压控制阀)都采用进口设备性能较国产设备优越，同步性能好。而且，浦东垃圾发电厂焚烧炉只有两列炉排，运行人员更容易把握和控制，最主要的一点是他们的垃圾发热值较高，垃圾坑排水也较通畅，垃圾在炉内的烘干时间短，着火容易，炉膛温度较稳定，锅炉负荷不会出现太大的波动。
2、福州的燃烧自动控制模式是;先由生产部牵头组织各值运行人员摸索入炉垃圾量和锅炉蒸发量、推料速度、上下炉运动速度、一二次风量、料层调节挡板高度之间的平均对应关系，并以此作为基础编程，当确定每个班的入炉垃圾量后，由程序自动计算出给料及上下炉排动速度，一二次风量，当投入自动后焚烧炉的燃烧就会按程序计算的参数运行，当炉膛温度变化或烟气含氧量发生变化时一二次风量可自动跟踪变化，但推料及上下炉排动速度还不能进行自动跟踪。对于原始参数还可按锅炉蒸发量来设定(这一点福州目前的程序还不能实现)，当实际的蒸发量、一二次风量、炉膛温度与程序计算的参数有较大的差异时可改为手动调节，直到程序计算的参数和实际运行参数接近时再次投入自动。此种自动控制模式必须基于以下三个条件：一个是入炉垃圾质量要好，入米垃圾处理质量我包括垃圾的含水率较低、发酵母时间较合理及热值相对稳定。其次是要求料斗内料位稳定，推料器及炉排运动的同步性要好。第三个条件是在投入自动前必须先把运行状况调整稳定且负荷量最好不超过50吨/小时。
3、目前同兴公司要想达到福州的燃烧自动控制水平必须要做的事情一是摸索采集原始运行参数用于编程，二是进一步加强对垃圾坑的排水管理及投料方式管理，提高入炉垃圾质量并维持料斗料位稳定。三是通过对液压系统、推料器、上下炉排检修、部分部件更换及调试使推料器、上下炉排在运行中保持较好的同步性。另外，为了更好，更清楚地观察焚烧炉炉排的铺料情况及垃圾在炉排上的燃烧情况，我们可以借鉴福州的经验，每一台炉增设一台高温摄像头布置于1#、2#炉排与3#、43炉排之间，同时在中控室增设两台看火用的工业电视，以便于运行人员及时掌握炉内的铺料情况及燃烧情况并及时修正运行参数，保证炉膛稳定燃烧。
四、汽机负荷控制和发电机励磁调节均投入了自动控制装置，上海和福州汽轮机的负荷控制都是以恒定主汽门前的蒸汽压力来进行自动控制的，上海浦东垃圾发电厂的汽轮机和发电机还实现了无人值守，这就在硬件上为机、炉、电三工种实现全能值守创造了有利条件，如果同兴公司在汽机和电气岗位能实现无人值守，那么现有的汽机、电气人员一则可以抽出时间来加强设备巡检，二则有更多的机会加强对其他岗位工作的学习，从而加快全能值班员制度的推行，同时也是最终实行全能值班的必要条件之一。在辅助系统运行的自动控制上，建议将石灰浆系统、活性炭系统、压缩空气系统、除盐水制水系统引入中控室进行DCS控制。
五、吹灰器的使用情况和同兴大致相同，吹扫管变形、断管及密封漏汽依然存在，只是上海部分采用全伸缩式蒸汽吹灰器，弯管断管现象较;福州的吹灰器吹扫管管径较同兴稍大为89*5，而同兴则为76*4。且福州的密封材料是成形的石墨盘根，而同兴现在使用的是油浸石棉盘根。
六、上海飞灰仓堵灰现象较少，他们只在每天早上才集中放灰一次 跟同兴相比运行控制上没有多大差异，但他们对刮板机和灰仓都做了保温，在刮板机上还加了电伴热和蒸汽伴热，这样可减少飞灰中的水汽凝结，进而减少飞的含湿率，也减少了飞灰仓堵灰的可能性。福州现正在对布袋除尘器下刮板机、公用刮板机及斗提机进行保温，我们可以过段时间问一下福州经过对刮板机保温后，飞灰仓的堵灰情况有无好转以确定同兴要不要做同样的改进。
七、同福州相比我们的厂用电率平均高约5个百分点，福州的厂用电率平均在11-12%，同兴的厂用电率平均约为17%(未扣除取水站用电)。其主要差距在于：
(一)、是福州没有渗滤液及灰渣处理耗电，同兴在这一块的耗电在整个厂用电率中约占1.5个百分点;
(二)、福州的一次风量较同兴小为30000-35000标立方，而同兴则在50000标立方以上，相印的引风机的变频开度也有较大的差异，由于风量上的差异使得同兴在厂用电率上约增加1%。
(三)、循环水泵的耗电差异也较大，福州“两机一循”方式运行时，维持正常凝汽器真空(-0.090Mpa)循环水流量为4500-5000吨/小时，凝汽器进水压力为0.18Mpa，而我们同兴为维持同等真空度，循环水流量为6500吨左右，凝汽器进水压力为0.21Mpa，循环水泵电机实际运行功率相差约100KW，折算成厂用电率约0.5%。
(四)、我们同兴17%的厂用电率中有2%是取水站用电。
以上四点中第
一、四点是没有办法改变的，而第
二、三点可以通过设备改造及加强运行管理来使厂用电率得以降低。
八、福州和上海的除氧给水温度较同兴高，分别控制温度为120℃、130℃，这有利于提高全厂的循环热效率。我公司原设计的除氧给水温也是130℃，但由于给水泵选型失误，不能按设计参数运行。若要将除氧给水温度提高到130℃运行，一方面在给水泵选择型时，其适用介质温度必须提高到130℃以上，同时还必须加大给水泵入口管径，避免给水泵在运行时发生汽蚀现象。
九、福州将汽机循环冷却水旁滤器投入运行，这在一定程度上可以提高循环水水质，减少循环水的排污率，同时可以延长冷凝器的清洗周期，提高汽机运行的经济济性。我们同兴公司的循环冷却水旁滤器从未投入运过。另外福州还将汽包加热器也投入了使用，其好处在，当锅炉温度偏低时，可以通是过汽包加热器的投用，提高省煤器出口烟温，保证喷雾塔雾化机较合理的喷浆流量，减少雾化机堵塞，确保雾化机的正常运行
十、布袋除尘器及喷雾塔
1.上海和福州的除尘器：各单元可以同时运行，也可把每一个单元从系统中解除出来进行更换布袋等工作而不影响其他单元的运行，每一灰斗下设有卸灰阀;有旁路系统，并投入使用，启停炉都进行了预喷涂;
2. 喷雾塔：筒体中部设有人孔，检查及清灰很方便。
十一、总结
综上所述，我们公司与上海浦东垃圾发电厂及福州红庙岭垃圾发电厂相比，在设备上、在工艺系统上、在运行操作及管理上既有趋同，也有差异。在存在的差异上我们有我们的长处和优点，兄弟单位也有我们可借鉴之处，我们此行的目的也在于在比较中寻找可借鉴之处。并以此提高我们同兴公司工艺系统及设备的安全性、可靠性、稳定性、经济性，同时也提高我们的运行操作自动化及生产管理水平。
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