整套启动调试措施..
陕西华电瑶池发电有限公司#2机组整套启动试运措施
（汽机部分）
批准：
审核：
会审：
编写：
陕西华电瑶池发电有限公司
生产技术部
二零一一年七月二日
目录
1．组织分工及工期控制
2．编制依据
3．试运质量目标
4．系统及主要设备技术规范
5．试运范围
6．启动前应完成的分部试运和试验项目7．整套启动试运程序
8．汽轮机首次冷态启动
9．汽轮机温、热态启动
10．带负荷试运
11．机组正常停机
12．主要系统的运行方式
13．试运安全注意事项
#2机组整套启动试运组织技术措施
为检验、指导、规范#2机组设备试运工作，保证系统及设备能够安全正常投入运行；并检查电气、热工保护联锁和信号装置，确认其动作可靠以及检查设备的运行情况，检验机组整体及系统性能，发现并消除可能存在的缺陷，特制订本措施。
1.组织分工及工期控制
1.1 组织分工
1.1.1 总指挥：朱松柏组织、协调
1.1.2 生产技术部：王晓维试运全过程协调
汽机专工试运全过程协调、验收
当值值长负责指挥运行人员配合
1.1.3 安监环保部：负责试运过程的安全监督。
1.1.4 发电部：史新平、刘彬科、张建锋负责指挥机组启动的协调、监护工作。
1.1.5 设备维护部：负责监督、协调、验收及消缺工作。
1.1.6 工程公司：负责整个启动过程中的检查、消缺、配合工作。
1.2 工期控制
1.2.1 冷态启动从冲转到定速2.5小时。
1.2.2 机头手打停机按钮、集控室操作盘停机按钮、高压遮断集成块电磁阀在线试验、主汽门严密性、ETS保护动作停机（如低真空等）用时1.5小时。
1.2.3 电气试验用时由电气专业决定。
1.2.4 调速汽门严密性、喷油试验用时约40分钟。
1.2.5 机械超速试验用时约40分钟。
2 编制依据
2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996 年版）》
2.2《电力建设施工及验收技术规范》汽轮机组篇（1992 年版）
2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996 年版）
2.4《火电工程启动试运工作规定》（1996 年版）
2.5 设计图纸及说明书
2.6 汽轮机厂家提供的有关技术资料
3 试运质量目标：
符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996 年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，全部检验项目合格率 100%，优良率 90%以上，满足机组整套启动要求。
4 系统及主要设备技术规范
4.1 系统简介
瑶池发电有限公司#2汽机系东方汽轮机厂生产的NZK200-13.24/535/535 型，该机为超高压、一次中间再热、单轴、三缸两排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，其高、中压转子采用整锻结构，高压缸为双层缸，中压缸采用单层缸隔板套结构，低压缸为对称分流式、双层缸结构。
4.2 汽轮机主要技术规范：
型号：NZK200—13.24/535/535 型
型式：超高压、一次中间再热、单轴、三缸两排汽、直接空冷凝汽式。
额定功率：200MW
最大功率：222MW
额定蒸汽参数：
主蒸汽（高压主汽门前）：13.24 MPa/535℃
再热汽（中联门前）：2.224 MPa/535℃
额定背压为 14 Kpa
额定主蒸汽流量：612.4 t/h
最大主蒸汽流量：690 t/h
额定给水温度：246.5℃
转向：从机头向发电机方向看为顺时针
转速：3000 r/min
配汽方式：全电调（阀门管理）
回热系统：3 个高加＋1 个除氧器＋3 个低加，除氧器采用滑压运行。
汽封系统及其运行方式：采用自密封系统（SSR）
低压缸最小排汽量: 70t/h
通流级数：总共 30 级，其中：
高压缸：1 调节级+9 压力级
中压缸：10 压力级
低压缸：2*4压力级
轴系临界转速（计算值）
第一阶（发电机转子一阶） 933/1225 rpm
第二阶（高压转子一阶） 1813 rpm
第三阶（中压转子一阶） 2120 rpm
第四阶（低压转子一阶） 2322 rpm
第五阶（发电机转子二阶） 2467/3454 rpm
最大工况各监视段抽汽压力/温度/抽汽流量
抽汽段号 1 2 3 4 5 6 7
加热器NO.1 NO.2 NO.3 DTR NO.5 NO.6 NO.7
抽汽点（第几级后）高 9 高 12 中 3 中 6 中 8 中排低正反1
抽汽压力 MPa 4.275 2.766 1.443 0.771 0.472 0.258 0.146
抽汽温度℃373.2 317.1 457.9 369.6 306.2 235.1 181.1
流量t/h 40.12 37.16 24.79 12.40 20.58 16.91 50.06
5.试运范围：
汽轮机整套启动试运从各分系统试运结束后的动态交接验收开始，包括主机联锁保护试验、调节保安系统试验、各主要系统如除氧给水系统、高低加系统、本体抽汽及疏水系统、机组主机监视系统(TSI)的试运、验收及汽轮机动态调整等项目。
6 启动前应完成的分部试运和试验项目
6.1 各转动机械单机试运以及分系统试运全部结束，消除已发现的设备缺陷。主要包括以下几个分系统的试运：
（1）开式水系统
（2）辅机冷却水系统
（3）凝结水、凝补水系统
（4）除氧给水系统
（5）真空系统
（6）直接空冷系统
（7）辅汽及轴封系统
（8）主蒸汽及旁路系统吹管工作已完成
（9）润滑油、顶轴油系统及盘车装置
（10）抗燃油系统
（11）高、低加及疏水系统
6.2 所有电气及热工仪表经过校验合格，主、辅机联锁保护装置及声光信号试验合格，有关自动装置可以投入。
6.3 所有程控试验合格。
6.4 汽轮机 TSI（监测系统）、ETS（保护系统）系统试运完毕。
6.5 真空系统试抽真空良好。
6.6 润滑油系统、抗燃油系统油循环结束，油质化验合格，因油循环而采取的临时措施已拆除，系统恢复正常。
6.7 发电机空冷器经过通水检漏。
6.8 各系统电动门、调整门、气动门调整完毕，记录好开关时间，并正常投入。
6.9 高、低压旁路系统调整试验完毕。
6.10 发电机静子交流耐压试验合格。
6.9 电动调速给水泵试运完毕，具备投运条件。
6.12 顶轴油泵及盘车装置试运合格，校对大轴晃度指示表，并测取大轴原始幌摆值。6.13 DEH 系统、EH 油系统静态试运完毕，特性符合设计要求。
6.14 低压缸喷水装置经试验喷雾均匀，方向正确。
7 整套启动试运程序
汽轮机整套启动是全面检查机组大修质量的重要环节，是保证机组安全运行的重要工序。通过机组的试运，发现并处理设备系统存在的缺陷，调整各部运行参数，了解设备性能，掌握机组的运行特性，为机组的安全运行提供依据。
整套启动试运需完成以下试验：机头手打停机按钮、集控室操作盘停机按钮、ETS保护动作停机（如低真空等）、高压遮断集成块电磁阀在线试验、主汽门严密性、电气各项试验、调速汽门严密性、喷油试验、首次并网、超速试验、带负荷试验、真空严密性试验等。
7.1 整套启动试运方案
7.1.1 机组启动前，根据高压内缸上半调节级处内壁金属温度来划分机组启动的方式：
冷态启动：t＜150℃
温态启动：150℃≤t＜300℃
热态启动：300℃≤t＜400℃
极热态启动：t≥400℃
7.1.2 该机组启动采用高、中压缸联合启动方式，控制系统采用操作员自动方式。
7.1.3 为保证汽轮发电机组平稳加载至满负荷，建议带负荷采用定—滑—定的运行方式。负荷在 40%以下及 90%以上时采用定压运行方式，在 40%～90%之间采用滑压运行方式。
7.2 整套启动试运程序：机组首次冷态启动—带负荷试运
7.2.1 机组首次冷态启动
机组启动采用高中压缸联合启动方式，控制系统采用操作员自动，机组升至全速后进行就地和远方停机试验、汽门严密性试验以及危急遮断器喷油试验，一切正常后恢复
3000rpm 交电气试验。
电气试验结束后，首次并网先将负荷稳定在 20MW，进行 30 分钟的初负荷暖机；结束后提升负荷至50MW、维持 3～4 小时，然后减负荷至零、解列进行超速保护试验，超速试验合格后根据实际情况决定是否带负荷。(利用正常停机的机会测取转子惰走曲线)。除氧器在运行初期采用低定压运行方式，随着负荷的增加转为滑压运行。
7.2.2 带负荷试运
第二阶段启动可根据缸温决定是否采用温、热态启动，并网后逐渐提升负荷至额定值，所有设备系统及热工自动逐步全部投入，除氧器滑压运行。汽轮机负荷达 60MW 时开始冲洗高加汽侧，水质合格后 80MW 全开高加汽侧，疏水回收到除氧器，带负荷过程中给水泵一台运行一台备用，负荷 160MW 以上稳定运行时进行真空严密性试验。
8 汽轮机首次冷态启动
8.1 锅炉点火前的检查与操作
8.1.1 按照运行规程要求，全面检查各系统阀门位置正确，各主、辅设备状态良好，各辅机轴承润滑油量充足，并做好与邻机的系统隔离工作。
8.1.2 各电动门、调整门及电磁阀等送上电源，远操开关动作灵活，方向正确。
8.1.3 联系电气测量各泵类电机绝缘，合格后送电。
8.1.4 各系统水箱水位（油箱油位）正常，液位指示准确，水质（油质）化验合格。
8.1.5 主机、辅机有关主要联锁保护检查确认。（如：低油压保护等）
8.1.6 DEH、ETS、TSI 和 BPS 等系统提前供电，系统与表盘均应处于正常状态，检查 DEH 与 CCS 系统和并网系统的 I/O 接口通讯是否正常。
8.1.7 启动除盐水泵，向凝汽器补水，同时启动辅机冷却泵向各冷却器通水。
8.1.8 启动凝结水泵，系统保持再循环方式运行。
8.1.9 启动交流润滑油泵，同时投入主油箱排烟风机，维持油箱负压在 196～245Pa（20～25mmH2o），轴承箱内负压应维持在 98～196 Pa（10～20mmH2o）范围内。
8.1.10 投入顶轴油泵系统及盘车装置，记录转子弯曲值及盘车电流，在冲动前至少连续盘车 4 小时，且转子弯曲值不大于原始冷态值的±0.02mm。
8.1.9 投入空冷系统，启动风机，检查运行电流正常，无异音。
8.1.12 投入高压抗燃油系统，并将油温与油压控制在正常范围之内。
8.1.13 接锅炉通知，启动给水泵向锅炉上水。
8.1.14 关闭真空破坏阀，启动真空泵。
8.1.15 真空建立后，汇报值长通知锅炉点火。
8.2 锅炉点火后的检查与操作
8.2.1 锅炉起压后，根据需要投入高、低压旁路系统及三级减温水系统，进行主、再热蒸汽系统暖管工作。
8.2.2 ，主汽具有一定压力后，启动轴加风机，用新蒸汽调整轴封母管压力至 23KPa 左右、轴封汽源温度 260℃～300℃，确认轴封系统暖管充分、无水后，投入轴封系统运行。
8.2.3 对高压缸暖缸系统、高压缸夹层加热系统进行暖管、疏水。
8.2.4 真空达到-60KPa 以下，主蒸汽参数满足 0.5MPa/210℃，且盘车连续投入运行已经2 小时以上，同时高压内缸调节级处内壁金属温度在 150℃以下，可进行高压缸预暖，具体操作如下：
*按下“挂闸”按钮，机组挂闸。选择 DEH 操作员自动控制方式。
*全开主汽管、高压导汽管、高压内缸、高排逆止门门前疏水阀；全关各段抽汽管道上的逆止阀、电动阀；全关通风阀（VV 阀），强关高排逆止阀。
*开启倒暖阀（RFV），使暖缸蒸汽进入高压缸，部分蒸汽经各疏水口进入输水系统。
*暖缸期间，注意暖缸温升率≯50℃/h，汽缸各壁温差及差胀应在允许范围内。可以通过调整倒暖阀和高压各段疏水阀的开度来达到要求。
*当高压内缸调节级处上半内壁金属温度升到 150℃以上时，且蒸汽参数达到冲转条件时，保暖 1 小时，暖缸结束。
8.2.5 暖缸结束的操作：
*关闭倒暖阀（RFV）。
*全关高压缸所有的疏水阀。
8.2.6 阀壳预暖：在高压缸预暖期间，应对高压主汽阀壳进行预暖。
8.2.6.1 阀壳预暖的操作：
*确认高压调节阀全关。
*开启高压主汽阀阀壳疏水阀。
*按下“运行”按钮。注意高压主汽阀的开启，此时要防止因高压调节阀不严，而导致转子冲转、盘车脱扣。
*当阀壳内外壁温差小于 55℃，外壁金属温度与主蒸汽温度之差小于 60℃时，达到阀门预暖要求。
8.2.6.2 阀壳预暖结束，准备冲转。
8.2.7 低压排汽缸温度大于 80℃时，投入低压缸喷水装置。
8.3 汽轮机首次冷态启动
8.3.1 冲动参数与主要控制条件
（1）主蒸汽压力：1.96 MPa
（2）主蒸汽温度：280±10℃（50℃以上过热度）
（3）再热蒸汽温度：260±10℃
（4）凝汽器真空：-65KPa 以下
（5）润滑油压 0.08～0.12MPa，润滑油温 40～45℃。
（6）转子偏心应小于原始冷态值的＋0.03mm。
（7）轴向位移超过-1.25、+0.8mm 报警，到-1.65、+1.2mm 停机。
（8）汽缸与转子相对膨胀：（转子以工作瓦定位）
高压缸差胀达-1.5mm、+4.5mm 报警
中压缸差胀达-2mm、+4mm 报警
低压缸差胀达－2mm、+7mm 报警
（9）振动限额：轴振（峰－峰值）达 0.125mm 报警，0.25mm 停机，一阶临界转速以下，轴承振动不大于 0.03mm，通过临界转速时轴承最大振动不超过 0.1mm。
（10）润滑油压正常值：0.08～0.12MPa
报警值：0.049MPa
停机值：0.039MPa
停盘车：0.029MPa
（9）抗燃油压正常值：14±0.2 MPa
报警值：11.2±0.2 Mpa
停机值：7.8±0.2 MPa
（12）轴承回油温度：
报警值：65℃
停机值：75℃
（13）支持轴承巴氏合金温度：
报警值：105℃
停机值：115℃（手动）
（14）推力轴承推力瓦温度：
报警值：100℃
停机值：110℃（手动）
（15）低压缸排汽温度：
报警值：80℃（投喷水）
停机值：110℃（手动）
（16）主油泵出口油压：1.9～2.05MPa
（17）抗燃油温：30～54℃
（18）温升率：
主蒸汽温升率不超过 1.5℃/min
再热蒸汽温升率不超过 1.5℃/min
高中压汽缸壁金属温升率小于 1.5℃/min（高压与中压第一级处内壁金属）
（19）汽缸各部允许最大温差：
高、中压外缸和高压内缸内、外壁温差均小于 50℃
高压主汽阀壳内、外壁温差小于 55℃
高压外缸内壁与高压内缸外壁温差小于 50℃
高压外缸外壁上、下半温差小于 50℃
高压外缸、中压缸法兰内、外壁温差小于 80℃
高、中压缸上半左、右法兰温差小于 10℃
高压内缸外壁上、下半温差小于 35℃
中压缸前部内、外壁温差小于 50℃
中压缸前部外壁上、下半温差小于 50℃
8.3.2 冲动、暖机与升速
（1）机组首次冷态启动参照制造厂冷态启动曲线冲转。
（2）确认机组已挂闸，准备投入汽缸夹层加热系统，具体操作如下：
*确认汽缸夹层加热进汽箱的疏水阀开启，并经过充分的疏水
*手动开启汽缸夹层加热进汽箱后的手动截止阀（进汽箱前的手动截止阀为关闭状态）
*开启汽缸夹层加热进汽箱前的电动截止阀
*在冲机时手动调整汽缸夹层加热进汽箱前的手动截止阀，使汽缸夹层加热进汽箱的压力低于系统投入时的主蒸汽压力，达到正常的工作压力（正常压力范围：
0.98～4.9MPa）
（3）确认 DEH 处于操作员自动控制方式，选择“高中压缸联合启动”方式。
（4）确认按钮“单阀/顺序阀”处于“单阀”状态。
（5）按“运行”按钮，开启高、中压主汽门。
（6）设定目标转速 500rpm，升速率 100rpm/min。
（7）按“进行”按钮后，高、中压调节阀逐渐开启，机组按给定的升速率增加转速，当转速大于盘车转速时，检查盘车装置自动脱开，否则应立即停机。
（8）转速升至 500rpm 时，按下“摩检”按钮，关闭高、中压调节阀，进行摩擦检查，同时检查通风阀（VV 阀）应处于关闭位置，高排逆止门处于开启位置，注意停留时间不得超过 5 分钟。
（9）摩擦检查结束后，退出“摩检”程序。重新设定目标转速 1400rpm，升速率100rpm/min，至 1400rpm 进行中速暖机 30min。
（10）转速升至 1400rpm 后，确认顶轴油泵停止，全面检查所有监控仪表及热力系统有无异常现象。
（11）中速暖机结束后，全面检查一切正常，以 100rpm/min 升速率升速到 2450rpm进行高速暖机。
（12）在升速过程中应注意迅速平稳地通过轴系各阶临界转速：
*升速过程中应严格监视各轴承振动，其振幅应在 0.03mm 以下。
*一阶临界转速以下轴承振动超过 0.05mm，应立即打闸停机，投入连续盘车。
查明原因，消除故障后方可重新启动。不允许直接冲过临界转速。
*若机组转速在转子临界转速以上，轴承振动振幅大于 0.05mm，应降速到振幅小于 0.03mm 以下，消除振动大的原因后再升速，不得在高振幅下长时间停留。若轴承振动振幅突增到 0.08mm 时，应立即打闸停机。
*通过轴系各阶临界转速时，轴承振动不应大于 0.1mm，升速时不得在临界转速附近停留。
（13）在升速过程中，应根据高压缸差胀及高压内缸外壁上下温差和高压外缸内壁上下温差情况，调整汽缸夹层加热进汽箱的前手动截止阀，控制进入夹层的进汽量。
（14）转速至 2450rpm 时，监视中压排气口处蒸汽温度应大于 130℃，并保持 50分钟。高速暖机结束时应满足以下条件：
高压内缸上半内壁调节级后金属温度大于 250℃；
高压缸膨胀大于 5mm、中压缸膨胀大于 1.5mm；
高、中压缸差胀小于 3.5mm 并趋稳定；
高速暖机结束后，设定目标转速 3000rpm、升速率 100rpm/min，平稳地继续升速至额定转速，在此转速下进行 30 分钟空负荷暖机。此时应密切监视凝汽器真空≯-70KPa，低压缸排汽温度≯80℃，否则应及时投入低压缸喷水减温系统。
（15）确认主油泵和射油器已投入工作后，进行油泵的切换：停止高压启动油泵、交流润滑油泵，并确认已投入备用方式。
（16）定速 3000rpm 后，对系统进行全面细致的检查，然后进行机组远方手动停机，确认高、中压主汽门与调速汽门迅速关闭，转速明显下降，然后重新挂闸，恢复 3000rpm 稳定运行。
（17）机组在升速与暖机过程中，应经常巡回检查缸胀、缸温、差胀、轴向位移及机组振动情况，各轴承温度、推力瓦温度及回油温度等均不超限，润滑油及抗燃油系统运行正常，管道疏水通畅。每 20 分钟记录一次启动运行参数与汽缸温度，分析汽缸金属温度变化及汽轮机膨胀情况，及时调整，维持汽轮机的有关参数在限制值之内。
（18）机组在升速与暖机过程中，当高压外缸下半高压进汽口处外壁金属温度超过350℃，高、中压差胀在允许范围以内，可停用汽缸夹层加热系统。
（19）机组维持 3000rpm 稳定运行期间，进行如下的试验：
?机头手打停机按钮
?集控室操作盘停机按钮
?高压遮断集成块电磁阀在线试验
?主汽门严密性试验
?主汽门严密性合格后采用ETS保护动作停机（低真空）
?电气各项试验
?调速汽门严密性
?喷油试验
（20）全面检查各部参数正常，交电气进行电气试验（可根据情况与汽机试验穿插进行）。
（21）根据风温、水温及油温情况调整各冷却器的工作状态。
（22）电气试验期间机组空载运行时间较长，应控制好低压缸排汽温度，及时投入低压缸喷水减温。
（23）电气试验结束之后，汇报值长申请并网。
（24）并网后，DEH 控制系统即自动带 3%额定负荷，随后设定目标负荷 20MW，升负荷率1MW/min，在该负荷下暖机 30 分钟。期间注意监视中压排汽口处蒸汽温度应大于 150℃。（25）低负荷暖机结束后，设定目标负荷 50MW，升负荷率 1MW/min，稳定带负荷运行 3～4 小时后减负荷至零、解列，进行电气超速试验（包括 103%额定转速 OPC 动作试验和 90%额定转速电超速试验）以及机械超速试验，详见《调节保安系统专用试验措施》。
（26）超速试验后，若机组运行正常，可直接进入带负荷试运。
9 汽轮机温、热态启动
9.1 温、热态启动前的检查及准备工作参照机组首次冷态启动执行。
9.2 根据制造厂的有关建议及规定，选择机组温热态启动冲机参数。(见下表)
参数冷态温态热态极热态
主蒸汽压力MPa 1.96 5.88 7.84 9.8
主蒸汽温度℃280±10 400±10 480±10 5000±10
再热汽温度℃260±10 380±10 460±10 480±10
凝汽器真空Kpa <-65 <-65 <-65 <-65
主汽温升率℃/ h 57 57 62 80
再热汽温升率℃/ h 84 84 95 ＞300
轴封压力Kpa 22 22 25 25
轴封温度℃260～300 260～300 310～360 310～360
升速率rpm/min 100 150 200 300
升负荷率MW/min 1 3 3 3
9.3 主汽温度与再热蒸汽温度应尽量接近，并保持至少 50℃以上的过热度。
9.4 若确认冲机蒸汽参数与主汽阀内壁金属温度之差大于 120℃时，应进行阀门预暖。9.5 温态启动时，应根据高、中压缸差胀，高压内缸外壁、高压外缸内壁上下半温差情况及时投入高压缸夹层加热装置，符合规定之后停用。
9.6 温态启动冲机前至少连续盘车 4 小时以上，热态、极热态启动，从停机至启动冲转时，盘车不得中断运行。
9.7 温、热态启动时，必需先送轴封，后抽真空，并注意轴封汽源与轴封供汽温度应合理选择，必须充分暖管以保证供汽温度与缸温匹配，杜绝任何冷气、冷水进入汽缸。
9.8 确认转子弯曲值不超过原始冷态值的 0.03mm。
9.9 汽机冲转前，凝汽器真空保持在-65KPa 以下。
9.10 高、低加在条件成熟的情况下尽量做到随机启动，否则投运之前必须做好预热工作。
9.11 温、热态启动升速较快(升速率可取 150～300/min)，定速后应尽快带负荷到与缸温所对应工况，在达到工况点之前应尽量减少不必要的停留。因此机炉电之间应协调配合、合理安排，提前进行并网前的有关操作，以免延误并网时间。
10 带负荷试运
10.1 汽机按冷态（或热态）方式启动定速之后，电气并网接带负荷。升负荷率应当按照对应的启动方式所要求的速率进行。
冷态启动并网后，以 1MW/min 升荷率至 20MW，暖机 30 分钟。低负荷暖机结束后，继续以 1MW/min 升负荷率加负荷，直至额定负荷。提升负荷期间，按照运行规程完成相关的必要操作。另外考虑到首次启动的特殊性，针对高加拟进行汽侧的冲洗，需要将负荷维持到一定的水平。诸如此类的操作，应暂时停止提升负荷，维持负荷稳定，待操作完成后继续稳步提升负荷。
10.2 升负荷过程中，检查在以下状态疏水系统的顺序关闭；
10.2.1 在 10%负荷，关闭高压导汽管、高压缸的疏水以及高压缸抽汽管的疏水；
10.2.2 在 20%负荷，关闭再热冷、热段管道、中压联合汽阀、中压缸本体和中压缸各抽汽管疏水；
10.2.3 在 30%负荷，关闭低压缸各抽汽管的疏水。
10.3 当高压外缸下半高压进汽口处外壁金属温度超过 350℃，并且高中压差胀在允许值范围内，可停用汽缸夹层加热系统。
10.4 当负荷升至 60MW 左右时，高加汽侧开始冲洗，水质化验合格后，回收高加疏水至除氧器。
10.5 当负荷至 80MW 时，检查高、低加系统全部投运，疏水全部回收。
10.6 以 1MW/min 升负荷率升负荷至 50%额定负荷。
10.7 按规定增加负荷至 90%额定负荷，此时主蒸汽参数接近额定值，同时全面检查各系统运行情况，注意监视段压力的变化情况。
10.8 负荷达到 160MW 以上时，根据情况进行真空严密性试验。
10.9 增加负荷至 100%额定负荷，全面投入相关的系统、联锁保护及自动，使其具备 168小时试运条件。
10.10 在加负荷过程中注意监视轴振动、差胀、轴位移、真空、轴承温度等。
10.11 根据有关要求进行 168＋24 小时试运，并移交生产。
11. 机组正常停机
11.1 本节仅讲述机组正常停机的一般过程及有关注意事项，紧急停机及有关事故处理参照运行规程执行。
11.2 按照附图的滑参数停机曲线降温、降压、减负荷，有关参数要求如下：
主、再热蒸汽温度下降速度：≤1℃/min；
主、再热蒸汽压力下降速度：≤0.05MPa/min；
主、再热蒸汽过热度：大于 50℃
汽缸金属温度下降速度：≤1℃/min
11.3 当主蒸汽温度下降 30℃时，稳定运行 10 分钟后再降温，目的是控制主蒸汽与再热蒸汽的温差，以及汽轮机的热膨胀和差胀。
11.4 当调节级后蒸汽温度低于高压内缸调节级处法兰内壁温度 30℃时应暂停降温，可投入夹层加热系统，实现转子与汽缸温降同步，控制负差胀。该装置投入前应进行充分疏水，以防冷水带入汽缸中。
11.5 辅助蒸汽已备妥，达到切换负荷时应将轴封汽源切换至辅汽。
11.6 四段抽汽压力降至 0.2MPa 时，除氧器汽源切换至辅汽。
11.7 减负荷过程中，应特别注意差胀的变化，当高压缸差胀达到-0.5mm 时应停止减负荷，若负差胀继续增大，采取措施无效而影响机组安全时，应快速减负荷至零或打闸。
11.8 减负荷过程中根据运行情况必要时投入旁路系统，并注意低压缸喷水冷却系统的投入。
11.9 负荷降至 30%时，解列高加。
11.10 减负荷过程中，应检查下列疏水自动打开：
在 30%额定负荷，打开低压缸各抽汽管疏水；
在 20%额定负荷，打开再热冷、热段、中压联合汽门、中压缸和中压缸各段抽汽管道疏水门；
在 10%额定负荷，打开高压阀门、高压缸和导汽管、高压缸抽汽管道疏水门。
11.9 在减负荷过程中，密切监视汽机振动、差胀、轴向位移、轴承温度、汽缸温度、低压缸排汽温度、真空等参数，并及时调整凝汽器、除氧器水位等。
11.10 负荷减至 5%额定负荷时，检查机组无异常后打闸停机，检查所有的主汽门、调节汽门以及各抽汽逆止门迅速关闭，转速立即下降。停机后根据高压内缸上、下半温差、高压外缸上、下半温差、差胀情况停用夹层加热系统。
11.11 停机前试转交、直流润滑油泵和顶轴油泵，确认运行正常后停止直流润滑油泵和顶轴油泵，投入备用，交流润滑油泵保持运行。
11.12 转速降到 1200rpm 时，启动顶轴油泵。
11.13 机组转速降到 300rpm 时，打开真空破坏阀，（是否破坏真空，应以具体情况而定）转速降到零时连续盘车，停真空泵，同时记录大轴弯曲值及盘车电流。
11.14 真空到零，停轴封供汽，停轴抽风机。
11.15 调整冷油器出口油温在 35℃左右。
11.16 高压内缸上半内壁温度降到 100℃以下时可停止盘车及顶轴油泵，在停盘车后过 8小时再停润滑油泵。
11.17 其它注意事项
●减负荷过程中，应严密监视机组振动情况，发生异常振动时应停止降温、降压，打闸停机。
●在盘车时如果有摩擦声或其他不正常情况时，应停止连续盘车而改为间断盘车。若转子产生热弯曲时应用定期盘车的方式消除，随后还需连续盘车 4 小时以上。
●停机后确信主油箱中无油烟时才可停排烟风机。
●停机后应严密监视并采取措施防止冷水、冷汽倒入汽缸引起大轴弯曲。
●在初次停机过程中，应记录、绘制机组惰走曲线，以作为以后停机惰走的依据。
12. 主要系统的运行方式
12.1 旁路系统
高低压旁路系统在锅炉点火后根据需要逐步投入，投入前应充分暖管，防止管道水冲击，高中压缸联合启动时，冲转前退出旁路系统。
12.2 抽汽加热系统
＃5～＃7 低加随机启动，以增大进汽量，有利于暖机。
＃1～＃3 高加首次投入建议在负荷为 60MW 期间进行汽侧冲洗，并投入高加保护，水质合格后回收至除氧器，以后若条件具备高加可随机启动。高加切除时，机组最大功率不宜超过 200MW。
12.3 除氧器系统
试运初期，当四段抽汽压力低于 0.15MPa 时，由辅助蒸汽联箱来汽供除氧器加热，除氧器压力维持在 0.1～0.147MPa 定压运行。当四段抽汽压力大于 0.15MPa，由四段抽汽供除氧器，关辅助蒸汽至除氧器，除氧器进入滑压运行。
12.4 凝结水系统
试运初期由于凝结水质比较脏，由＃5 低加出口放水管将不合格的凝结水排掉，试运期间应加强监视凝结水泵入口滤网前后差压，做好清理凝结水泵入口滤网的准备工作。12.5 给水泵运行方式
试运期间，两台给水泵一运一备。
12.6 轴封供汽系统
12.6.1 轴封汽源参数应符合下述要求：
确认轴封蒸汽管道无水、充分暖管后，投入轴封进汽。要求轴封母管压力 0.122MPa，温度 260～300℃。
12.6.2 盘车及冲转至低负荷阶段，轴封汽源由新蒸汽供给。
12.6.3 高负荷阶段，高、中压缸轴封漏入供汽母管的蒸汽超过低压缸轴端汽封所需要的供汽量，此时，系统压力升高，所有供汽站的调节阀自动关闭，溢流站调节阀自动打开，将多余蒸汽通过溢流控制站排至凝汽器。维持系统压力为 0.129MPa，此时轴封系统进入自密封阶段。
12.6.4 机组甩负荷阶段，当轴封供汽母管压力降至 0.129MPa 以下时，轴封汽源由新蒸汽供给。
12.6.5 上述工况下，应控制低压缸轴封温度≯150℃范围之内。
13. 试运安全注意事项
13.1 机组试运初期，可靠性较差，发电部应安排足够数量的运行人员参加试运，加强巡回检查，及时消除隐患。试运期间应勤分析、勤检查，做好事故预想，发现问题及时研究解决。
13.2 检修工作应严格执行工作票制度，做好安全与系统隔离措施，防止发生人身和设备事故。
13.3 在试运期间，为了防止重大恶性事故的发生，需严格执行运行规程。
13.4 本次大修，汽机本体轴封做了较大变动，动静间隙缩小较多，启动时应特别注意。
13.5 本措施未涉及的内容，按运行规程执行，若本措施与运行规程发生矛盾时，原则上按本措施执行。
电气整套启动调试措施
XXXXXX股份有限公司热能中心节能 降耗技改工程 电气整套启动调试措施 编写： 审核： 批准： 西安科美申电力技术服务有限公司 2017年9月
目录 1.设备及系统概述 (1) 2.编写依据 (1) 3.调试范围及目的 (1) 4.调试应具备的条件 (2) 5.调试的方法及步骤 (3) 6.试验的控制要点及安全注意事项 (7) 7.调试的质量验收及标准 (8) 8.组织分工 (8) 9.调试仪器设备 (9) 10.附件 (9)
1.设备及系统概述 XXXXX股份有限公司热能中心节能降耗技改工程电站，本次建设一台1×15MW 机组，发电机采用杭州杭发发电设备有限公司生产的QF-J15-2发电机，额定/最大出力：15MW/18.75MVA；额定电压：10.5kV；额定频率：50Hz；额定转速：3000rpm；功率因数：0.8(滞后)，发电机接出口直接上10KV母线供厂用电源，发电机保护采用国电南自DGT801UD单套保护装置；励磁系统采用杭州杭发发电设备有限公司的励磁控制器GDER-2032D-A1,A2,A3，通过并励磁方式供给励磁电流。 2.编写依据 编制本方案参考了以下标准和规范： 1)《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T 5437 - 2009 2)《火电工程调试质量检验及评定标准（2013年版）》 3)《电气设备交接试验标准》GB50150-2006 4)《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 5)设备制造厂家的技术文件、相关资料及设计院图纸 3.调试范围及目的 3.1调试范围 调试范围包括发电部分所有一次、二次设备，发电机继电保护系统、同期系统、励磁系统、发电机并网开关柜、机端CT/PT回路等。 3.2调试目的 1)通过整套启动试验对一、二次电气设备进行全面考核和检查，暴露电气一次、二 次系统在设计、制造、安装方面可能存在的问题，并尽快加以解决，确保机组安全，可靠的顺利投产。 2)通过发电机特性试验录取发电机组特性数据,与厂家出厂试验报告比对，以确保发 电机组安全可靠的投入运行。 3)确保发电机全部高压互感器、高压电缆，发电机励磁系统灭磁开关、整流装置、
化水整套启动调试方案
技术文件 编号：XJJG-HFWY-JS-TS-HX-FA001-2014 新疆金岗超高压湿冷燃煤发电工程2×135MW机组化学专业整套启动调试措施 青岛华丰伟业电力科技工程有限公司 2014年 12 月
新疆金岗超高压湿冷燃煤发电工程2×135MW机组化学专业整套启动调试措施 编制：年月日 审核：年月日 批准：年月日 青岛华丰伟业电力科技工程有限公司 2014 年 10 月
目录 目录.................................................... 错误!未定义书签。1．调试目的................................................. 错误!未定义书签。2．编制的依据............................................... 错误!未定义书签。3．系统及设备主要技术规范................................... 错误!未定义书签。 4. 调试应具备的基本条件..................................... 错误!未定义书签。 5. 调试范围................................................. 错误!未定义书签。6．调试操作程序和步骤....................................... 错误!未定义书签。 总体调试程序........................................................ 错误!未定义书签。 工艺部分的调试程序.................................................. 错误!未定义书签。 调试前的准备工作.................................................... 错误!未定义书签。 压缩空气系统吹扫.................................................... 错误!未定义书签。 容器的水冲洗及水压试验.............................................. 错误!未定义书签。 调试步骤............................................................ 错误!未定义书签。 设备整体启动与停运.................................................. 错误!未定义书签。 设备运行中注意事项.................................................. 错误!未定义书签。7．调试所需药器及质量....................................... 错误!未定义书签。 8. 危险源辨识及控制......................................... 错误!未定义书签。 9. 组织分工................................................. 错误!未定义书签。 10. 调试验评标准............................................ 错误!未定义书签。 附录1：风险分析............................................ 错误!未定义书签。 附录2：锅炉补给水系统调试检查卡............................ 错误!未定义书签。 附录3：化学专业分系统调试单位工程验收表.................... 错误!未定义书签。 附录4：技术方案交底记录表.................................. 错误!未定义书签。 1．调试目的 检验该系统工艺设计的合理性，检查设备、管道以及控制系统的安装质量；
电力行业标准之锅炉启动调试导则
锅炉启动调试导则 1 范围 本标准规定了新建、扩建和改建火电机组的锅炉和主要辅机设备分系统试运和机组整套启动阶段即锅炉的点火、升温、升压、带负荷调试的操作要领和技术指南。 本标准适用于国产400t/h(100MW级)及以上容量的锅炉；对于其他类型和容量的锅炉机组，可参照本标准执行。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB12348 工业企业厂界噪声标准 GB/T16507 固定式锅炉建造规程 GB/T12145 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量 GL/T 461-2004 燃煤电厂电除尘器运行维护导则 GL/T468-2004 电站锅炉风机选型和使用导则 GL/T561 火力发电厂水汽化学监督导则 DL/T610 200MW级锅炉进行导则 DL/T611 300MW级锅炉运行导则 DL/T794 火力发电厂锅炉化学清洗导则 DL5031-1994 电力建设工及验收技术规范（管道篇） DL/T5047-1995 电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇） DL/T5054 火力发电厂汽水管道设计技术规定 电建[1995]504号关于电力工程调试单位资质管理办法中华人民共和国电力工业部 1995 3 总则 3.1 编写目的 火力发电厂锅炉启动调试是保证锅炉高质量投运的重要环节。为适应电力工业的发展，规范锅炉的启动调试工作，特制定本导则。 3.2组织形式 a) 机组启动调试工作由试运指挥部全面组织、领导、协调，锅炉启动调试应由锅炉调试专业小组负责调试项目的开展； b) 锅炉专业调试小组应由调试、施工、生产、建设、监理、设计及制造等单位的工程技术人员组成，由调试单位任组长。 3.3 调试资质 a) 锅炉主体调试单位必须具备相应的资质，按电建[1995]504号文件的规定执行。 b) 锅炉专业小组主要负责人应具有三台400t/h或以上容量锅炉的调试经验，按业主要求参加初步设计审查和施工组织设计审查等工作，对首次采用的新产品，宜参与工厂的监造工作，根据以往调试中的经验教训，结合本工程的特点，提出改进意见，以利于调试工作的顺利进行。 c) 调试人员在调试工作中应具备示范操作、指导操作和监督操作的能力，当锅炉进入启动试运阶段时应参加值班工作，具体落实调试措施和解决、处理调试中出现的问题。 3.4 计量管理 调试采用的仪器、仪表均必须执行计量管理的相关规定，经过有相应资质的计量单位校验，且备有表示其在有效期内的校验合格证书。现场使用的仪器、仪表必须有产品标识及其状态标识，确保仪器、仪表在有效期内使用。 3.5 方案或措施 锅炉分系统及机组整套启动时的锅炉调试方案、措施宜经过运行、施工、制造、监理等单位讨论，经有关单位审批后实施。 3.6工作程序 a) 按照建设单位的要求，参加对锅炉部分的初步设计施工图纸的会审，并收集、熟悉、掌握锅炉设备、系统的详细资料。 b) 参加编制《启动调试大纲》的锅炉部分，明确锅炉调试项目及工作任务，并制定相应的调试工作计划和质量、安全管理措施。 c) 按照《启动调试大纲》及按与业主签订的合同要求，确定锅炉部分调试项目，并编写相应的调试措施。措施的主要内容为：设备概况、规范、特性参数；调试前必须具备的条件；调试项目及工艺；所采用的调试仪器、仪表的型号、规格；验收控制的技术标准；安全措施；组织分工；附录（根据设备系统调试需要或业主要求编写）。 d) 调试措施的会审（交底）的主要内容：试验应具备的条件，调试工艺，并解答会审单位提出的问题。根据会审单位的建议和修改意见，对调试措施进行增补和修改，成为调试措施正式稿，在项目调试中遵照执行；并在雕式措施实施前，对参加该项目的有关人员进行技术交底。 e) 按照措施要求进行调试准备，主要包括调试仪器、仪表的准备，设备系统的检查验收。
火力发电工程启动调试工作规定
火电工程启动调试工作规定 1 总则 1.1为加强火电工程调试工作的管理，明确启动调试工作部门的任务和职责范围，提高调试工作水平，根据《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》的精神，制定本规定。 1.2本规定适用于新(改、扩)建火电工程的启动调试工作。凡承担火力发电机组启动调试工作及与机组启动调试工作有关的单位均应执行本规定。 1.3火电工程的启动调试工作应由具有相当资质等级的调试单位承担。 1.4工程建设单位在确定工程施工单位的同时，应明确具体承担调试的单位，签订委托合同。调试单位宜及早参与设备选型、初步设计审查等与工程建设有关工作，确保调试工作的顺利进行。 2 启动调试的工作任务与职责 2.1启动调试工作是火电基本建设工程的一个关键阶段，基本任务是使新安装机组安全顺利地完成整套启动并移交生产。投产后能安全稳定运行，形成生产能力，发挥投资效益。 2.2启动调试工作要按国家标准和部颁规程、规范及设备文件的要求进行。调试单位要在启动试运总指挥的领导下，根据设计和设备的特点，合理组织、协调、实施启动试运工作，确保启动调试工作的安全和质量。 2.3启动调试工作分为分部试运调试与整套启动试运调试。其中分部试运中的分系统试运与整套启动试运的调试工作应由调试单位承担。分系统试运必须在单体调试和单机试运合格签证后进行。分系统启动调试工作与单体调试和单机试运工作有一定的覆盖，但覆盖部分各自的目的要求不同。 2.4启动调试阶段各有关单位的职责 2.4.1 安装单位负责分部试运工作中的单体调试和单机试运以及整个启动调试阶段的设备与系统的维护、检修和消缺以及调试临时设施的制作安装和系统恢复等工作。 2.4.2调试单位负责制定整套启动与所承担的分系统试运调试方案措施并组织实施。 2.4.3生产单位在整个试运期间，根据调整试运方案措施及运行规程的规定，在调试单位的指导下负责运行操作。 2.4.4建设单位应明确各有关单位的工作关系，建立各项工作制度，协助试运指挥部做好启动调试的全面组织协调工作。 3.调试单位在工程建设各阶段的工作 3.1在工程设计和施工阶段的工作 3.1.1 参加工程设计审查及施工图会审，对系统设计布置、设备选型、启动调试设施是否合理等提出意见和建议。 3.1.2收集和熟悉图纸资料，制定调试计划。 3.1.3准备好调试使用仪器、仪表、工具及材料。 3.1.4在安装过程中，经常深入现场，熟悉设备和系统，发现问题及时提出修改意见。 3.1.5负责编写机组整套启动调试大纲和试运行方案以及汽机、锅炉、电气、热控和化学等专业分系统试运调试方案或措施。提出启动调试物质准备清单及临时设施和测点安装图，交建设或施工单位实施。 3.2在分系统试运和整套启动试运阶段的工作 3.2.1参加各主要辅机的分系统试运工作，确认各辅机具备参加整套启动试运的条件。
余热发电工程7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案
珠江水泥有限公司余热发电工程 7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案 1简要概述 1.1工程简要概述 珠江水泥余热电厂，设备简介 2整套启动调试的目的和任务 2.1调试目的 整套启动调试是汽轮发电机组安装工程的最后一道工序。通过机组整套启动试运行，可以检验、考核电厂各设备及系统的制造、设计、安装质量以及各设备及系统的运转情况。通过试运过程中对设备的静态、动态特性参数的调整、试验以及让各种可能的缺陷、故障和隐患得到充分暴露并消除之，使主、辅机及至整套发电设备满足设计要求，以安全、可靠、稳发、满发的优良性能将设备由基建移交生产。 2.2启动调试的任务
2.2.1进行机组整套启动、调整、试验、并网带负荷，通过72+24小时满负荷试运行。 222检测、调试和考验汽轮机各项控制系统的静态、动态特性，使其满足要求。2.2.3监测与考验汽轮发电机组在各种工况下的运行状况，使其满足设计要求。2.2.4考验机组辅机及各子系统与主机在各种运行工况下的协调性。 2.2.5记录、采集机组所有设备和系统在各种工况下试运的原始数据，积累有关原始技术资料，为以后机组安全经济运行和检修提供依据。 2.2.6试验并确认主机、辅机和系统的最佳运行方式和最佳投用时机与条件。 2.2.7投用和考验机组各项自控装置、联锁保护及仪表，考核投入率、精度及工作状况。 2.2.8进行50 %及100 % B-MCR甩负荷试验，考查汽轮机调速系统动态性能可靠及安全性； 3主要设备技术范围 3.1汽轮机 型号：NZ7.5-1.05/0.2 型式：双压、单缸、冲动冷凝式汽轮机。 额定出力：7.5 MW 调节方式DEH控制系统 主蒸汽压力：1.05 MPa 主蒸汽温度：320 C
锅炉整套启动调试措施解析
工程代号0306-6152 密级一般 专业代号605 目录号08 山东胜利电厂#3机组锅炉整套启动调试措施 （ A 版/0） 编制： 审核： 批准：
山东电力研究院 2003年5月27日 1、概述 山东胜利发电厂300MW机组锅炉为上海锅炉厂有限公司按引进技术生产制造的亚临界中间一次再热控制循环汽包炉，配300MW机组，锅炉型号为SG-1025/17.44-M851，平衡通风，采用BBD3854双进双出式钢球磨煤机，正压直吹式制粉系统，单炉膛，四角切圆燃烧方式。 1.1 额定工况及各设计工况主要参数见下表
1.2 燃料 由山西太原、晋中地区的贫瘦煤，山西阳泉的无烟煤和淄博矿物局的贫瘦煤，分别按60%、20%、20%的比例混合而成。当燃用校核煤种，锅炉的安全性和最大连续负荷均可得到保证。煤质资料见下表。
2、调试目的 2.1 考核锅炉的性能、参数是否达到制造厂的保证条件,鉴定机组的安装、调试质量是否达到标准要求; 2.2 通过设备的整组试运及早发现机组在设计、制造、安装等方面存在的问题,以尽快地
加以处理,保证机组能安全、经济、可靠地投入运行。 2.3 通过调试，实现满负荷连续试运，参数符合调试大纲要求。 3、编制的依据 3.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》 3.2《火电工程启动调试工作规定》 3.3《火电施工质量检验及评定标准》第十一篇，调整试运 3.4《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 3.5《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程实施办法》 3.6 山东电力局《基本建设调试全过程管理办法》 3.7《胜利发电厂#3机组整套启动调试大纲》 3.8《电业安全工作规程》（热力和机械部分） 3.9 制造和设计部门图纸、设备安装及使用说明书等 4、调试的范围 4.1 与运行有关的锅炉侧所有设备; 4.2 锅炉侧所有的系统。 5、调试的组织与分工 5.1 整套启动调试工作在整套试运组的领导下,由调试人员、施工人员、运行人员及安全、保卫、后勤供应等人员通力合作,共同进行; 5.2 电力研究院负责启动调试方案的编制,并进行整套启动调试工作的技术指导; 5.3 电厂根据整套启动的调试方案及运行规程,负责电厂的运行操作,并根据调试大纲的要求编制各类检查卡、操作措施及反事故措施,在事故情况下按照有关规定处理,另外,应积极配合调试人员完成调整试验及有关煤、灰、渣、煤粉的化验工作。 5.4 施工单位负责整套启动调试过程中的设备与系统的消缺、维护,实施调试中的临时措施,并积极配合调试人员完成试验,配合运行人员进行运行操作。
整套启动调试措施讲解
陕西华电瑶池发电有限公司#2机组整套启动试运措施 （汽机部分） 批准： 审核： 会审： 编写： 陕西华电瑶池发电有限公司 生产技术部 二零一一年七月二日
目录 1．组织分工及工期控制 2．编制依据 3．试运质量目标 4．系统及主要设备技术规范 5．试运范围 6．启动前应完成的分部试运和试验项目7．整套启动试运程序 8．汽轮机首次冷态启动 9．汽轮机温、热态启动 10．带负荷试运 11．机组正常停机 12．主要系统的运行方式 13．试运安全注意事项
#2机组整套启动试运组织技术措施 为检验、指导、规范#2机组设备试运工作，保证系统及设备能够安全正常投入运行；并检查电气、热工保护联锁和信号装置，确认其动作可靠以及检查设备的运行情况，检验机组整体及系统性能，发现并消除可能存在的缺陷，特制订本措施。 1.组织分工及工期控制 1.1 组织分工 1.1.1 总指挥：朱松柏组织、协调 1.1.2 生产技术部：王晓维试运全过程协调 汽机专工试运全过程协调、验收 当值值长负责指挥运行人员配合 1.1.3 安监环保部：负责试运过程的安全监督。 1.1.4 发电部：史新平、刘彬科、张建锋负责指挥机组启动的协调、监护工作。 1.1.5 设备维护部：负责监督、协调、验收及消缺工作。 1.1.6 工程公司：负责整个启动过程中的检查、消缺、配合工作。 1.2 工期控制 1.2.1 冷态启动从冲转到定速2.5小时。 1.2.2 机头手打停机按钮、集控室操作盘停机按钮、高压遮断集成块电磁阀在线试验、主汽门严密性、ETS保护动作停机（如低真空等）用时1.5小时。 1.2.3 电气试验用时由电气专业决定。 1.2.4 调速汽门严密性、喷油试验用时约40分钟。 1.2.5 机械超速试验用时约40分钟。 2 编制依据 2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996 年版）》 2.2《电力建设施工及验收技术规范》汽轮机组篇（1992 年版） 2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996 年版） 2.4《火电工程启动试运工作规定》（1996 年版） 2.5 设计图纸及说明书 2.6 汽轮机厂家提供的有关技术资料 3 试运质量目标： 符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996 年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，全部检验项目合格率 100%，优良率 90%以上，满足机组整套启动要求。 4 系统及主要设备技术规范 4.1 系统简介 瑶池发电有限公司#2汽机系东方汽轮机厂生产的NZK200-13.24/535/535 型，该机为超高压、一次中间再热、单轴、三缸两排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，其高、中压转子采用整锻结构，高压缸为双层缸，中压缸采用单层缸隔板套结构，低压缸为对称分流式、双层缸结构。 4.2 汽轮机主要技术规范： 型号：NZK200—13.24/535/535 型
机组锅炉整套启动调整措施
技术文件 编号： 金龙北郊热电2×50MW供热机组工程#1机组锅炉整套启动调整措施 项目负责： 试验人员： 措施编写： 措施校阅： 措施打印： 措施初审： 措施审核： 措施批准： 批准日期：年月日 内蒙古能源发电投资有限公司 电力工程技术研究院
1．概述 本锅炉为北京锅炉厂制造生产，锅炉型号为BG260/9.8-M型，自然循环汽包炉，呈∏型布置，单炉膛，燃烧器四角布置，双切圆燃烧，固态排渣。过热蒸汽温度调节采用两级给水喷水减温，制粉系统采用2套钢球磨煤机中间仓储式乏气送粉系统，设计煤粉细度R90不大于21%。全炉共布置4支油枪，单支出力为1t/h，总出力相当于25%负荷输入热量。 燃烧器为四角布置切向燃烧、直流式煤粉燃烧器。采用双切圆布置方式，假想切圆直径分别为Φ350和Φ650的逆时针切圆，燃烧器上一次风喷口中心到屏底距离为10.990 m，下一次风喷口中心到冷灰斗拐点距离为1.914m，每角燃烧器共布置9层喷口，包括3层一次风喷口，6层二次风喷口（其中底层布置有燃油装置）。 1．1 锅炉主要技术参数为： 额定蒸发量： 260t/h 过热蒸汽出口压力: 9.8MPa 过热蒸汽出口温度： 540℃ 给水温度： 215℃ 冷风温度： 25℃ 排烟温度： 136℃ 锅筒压力： 11.2MPa 计算燃料消耗量: 29t/h 锅炉计算效率： 91.6% 1．2 锅炉主要附属设备规范：
1.4 燃煤煤质
2.锅炉调试程序 2.1.冷态调试程序 冷态调试主要是点火前的各系统检查和各项冷态试验。其调试顺序如下: 冷态各系统检查—→减温水系统水冲洗—→ 冷态通风试验—→工作压力水压试验—→联锁、保护、程控试验。 各工序的具体试验方法见相应的措施。 2.2.热态调试程序 热态调试是点火后的各项调整试验。 热态调试顺序如下: 锅炉点火—→蒸汽吹管—→安全阀整定─→蒸汽严密性 试验—→停炉—→恢复系统点火—→汽机冲转—→汽机、电气试验—→制粉、投粉—→72小时试运行 各工序的试验方法和要求见相应的措施。 3.减温水系统水冲洗 具体方案详见《榆林金龙工程#1机组锅炉减温水冲洗措施》。4.锅炉冷态通风试验 具体试验方案详见《榆林金龙工程#1机组锅炉冷态通风试验措施》。 5.锅炉启动 5.1.锅炉启动前应具备的条件。 5.1.1.锅炉安装、超水压试验及保温工作全部结束，锅炉风压试验合格。
变电站电气整套启动调试措施
编号：QY-DQ-002-2011 陕西奥维乾元化工有限公司热电工程 2×50MW#1机组 电气整套启动调试措施 西北电力建设第一工程公司 调试试验中心 编制时间：2011年6月
科技档案审批单 报告名称： #1机组电气整套启动调试措施 编号：QY-DQ-002-2011 出报告日期：2011年6月 保管年限：长期密级：一般 试验负责人：张纪峰试验地点：奥维乾元化工有限公司热电车间参加试验人员：张纪峰、杨剑锋、李进京 参加试验单位：西北电力建设第一工程公司（调试试验中心）、陕西奥维乾元化工有限公司热电车间、北京华旭监理有限公司、江苏华能建设工程集团有限公司等 拟稿：张纪峰 审核：魏远 批准：周国强 目录 1. 编制目的 2. 编制依据 3．调试质量目标 4．系统及主要设备技术规范 5．调试范围 6．启动调试前应具备的条件 7．调试工作程序 8．调试步骤 9．组织分工 10．安全注意事项
1．编制目的 电气整套启动调试是电气设备投运前对设备性能及接线的一次全面检查，为使工作顺利进行，防止遗漏试验项目，使调试工作有序、有计划、有目的地进行，同时也为了提前做好各项准备工作，保证系统安全顺利投入运行，特编制此措施。 2．编制依据 2.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程（2009年版）》 2.2《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质[1996]40号 2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力部建设协调司建质[1996]111号 2.4《火电施工质量检验及评定标准》（电气专业篇） 2.5《火电机组达标投产考核标准（2001年版）》电力工业部 2.6《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分） 2.7《电力安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分） 2.8《火电、送变电工程重点项目质量监督检查典型大纲》 2.9《电力建设基本工程整套满负荷试运质量监督检查典型大纲》 2.10《电气装置安装工程·电力设备交接试验标准GB50150》 2.11《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（2000年版）》 2.12 相关厂家产品说明书及设计院资料 3．调试质量目标 符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，在机组的整个整套启动试运过程中不发生任何一起恶性事故，确保#1、#2机组安全、可靠投运。 4．系统及主要设备技术规范 4.1 电气部分配置 陕西奥维乾元化工有限公司热电工程2×50MW机组新建工程由华陆工程科技有限责任公司设计、江苏华能建设工程集团有限公司负责安装、西北电力建设第一工程公司调试试验中心负责调试。 本工程电气一次部分包括2台50MW发电机组、2台63MVA变压器组、构成发电机—变压器单元接线，在110KV系统中并入电网。3段10kV工作母线段、1段10kV备用段、其中10KVⅠ、Ⅲ段经过电抗器分别与2台发电机组出口支接。10kV备用段电源引自110KV 变电所内10KVⅡ段成为其他3段10kV工作母线的备用电源。2台母联开关将3段10kV
锅炉化学整套启动调试技术方案
×××一期工程2×300MW机组化学整套启动调试技术方案
编制：年月日 审核：年月日 会审： 建设单位年月日生产单位年月日施工单位年月日监理单位年月日设计单位年月日质保：年月日审定：年月日批准：年月日 ·本方案由×××（集团）有限公司提出 ·本方案由×××（集团）有限公司质保部归口管理 ·本方案由×××一期工程2×300MW试运总指挥批准
目录 1 目的及适用范围 (1) 2 系统概况 (1) 3 职责分工 (2) 4 编制依据 (3) 5 引用标准 (3) 6 应具备条件及准备工作 (3) 7 调试作业程序 (4) 8 质量标准及记录 (6) 9 安全措施 (7) 10 附录 (7)
1 目的及适用范围 1.1 对化学专业各系统及设备进行投运及调整试验，并在调试期间进行监督，在保证机组用水量充足和水质合格的同时，使机组在整套启动期间各化学监督指标符合有关标准。 1.2 本方案适用于×××一期工程2×300MW燃煤机组化学整套启动调试。 2 系统概况 2.1生水石灰预处理系统 生水石灰预处理系统由中国华电工程（集团）有限公司提供的成套设备。系统设计出力为1700 m3/h。水源地来生水经两座出力为1000 m3/h的机械加速澄清池加药处理后，一部分送往主厂房经冷却辅机后补入循环冷却水系统，一部分直接补入循环冷却水系统。澄清池加药包括：石灰加药系统、聚凝剂及助凝剂加药系统、加酸系统。石灰加药系统采用两座150m3石灰粉筒仓，底部带振荡料斗和干粉计量给料机配制石灰乳，利用泥浆泵打至澄清池第一反室中；聚凝剂加药系统采用聚合硫酸铁溶液作为絮凝剂，由计量泵按进水比例投加到澄清池；加酸系统采用浓硫酸，根据加酸后的澄清池出水pH信号，采用计量泵投加到澄清池出水管。 2.2 锅炉补给水处理系统 锅炉补给水处理设备由西安创源水处理工程有限责任公司提供。生水石灰预处理系统来水经过滤、一级除盐、混床处理后贮存于两个1500m3的除盐水箱备用。系统设备布置为2列，机组正常运行时，一列设备运行，在机组启动或事故情况下，2列设备同时投入运行。系统正常运行出力 80.25t/h，最大出力141.75t/h。系统采用程序控制操作，主要阀门采用气动阀。 2.3 凝结水精处理系统 凝结水精处理系统主要设备由中国华电工程（集团）有限公司成套提供。混床串接于凝结水泵和轴封加热器之间，采用中压系统。两台机组共用一套体外再生装置，再生采用高塔分离技术。每台机组设置250容量高速混床，并联运行，实现凝结水100%处理。每台机组凝结水精处理装置配置一套再循环系统和一套0-50%-100%旁路系统。当凝结水温高于50℃或精处理装置进出口压差超过设计值0.35MPa时，100%旁路门自动打开后，关闭混床进出口母管门；当一台混床失效时，旁路门打开50%容量后，退出失效混床运行。单台混床正常出力为379t/h，最大出力为454t/h。系统采用程控操作。 2.4 凝结水、给水及炉水加药系统 加药系统由南京国能环保工程有限公司提供。凝结水采用加氨处理，给水采用加氨和二甲基酮肟处理，炉水采用加磷酸盐处理。各加药泵根据各流量信号或从水汽取样装置采集的数据信号进行
电气整套启动方案
新乡豫新发电有限责任公司 热电项目#7机组 调试作业指导书 XTF—DQ101 电气整套启动方案 河南电力检修工程有限公司新乡分公司电气二次班 2007年1月16日
目次 1 目的 (04) 2 依据 (04) 3 系统及设备简介 (04) 4 调试内容及验评标准 (07) 5 组织分工 (08) 6 使用仪器设备 (09) 7 调试应具备的条件 (09) 8 调试步骤 (11) 9 安全技术措施 (16) 10调试记录 (17) 11 附图（表） (17)
1目的 为了明确电气专业整套启动调试工作的任务和参建各方职责,规范整套调试项目和程序,使整套启动调试工作有组织、有计划、有秩序地顺利进行，提高调试质量，确保机组安全、稳定、经济地投入试生产运行，特制定本方案。 机组的电气专业整套启动调整试验是移交生产的最后一道工序，处于十分重要的地位，担负着很重要的作用。通过整套启动调试工作保证整个机组的性能指标满足设计要求。本方案仅作为电气整套启动调试原则步骤，各参与单位在会签、批准后应遵照执行。本方案在实施过程中的修改、变更，届时由启动验收委员会任命的启动试运总指挥决定。 2依据 2.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）及相关规程》。2.2 《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》。 2.3 《火电机组达标投产考核标准（2000年版）及其相关规定》。 2.4 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-91）。 2.5 《继电保护及电网安全自动装置检验条例》。 2.6 《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》。 2.7 国家及行业有关技术规范、标准。 2.8 设计、制造技术文件、资料。 2.9 相关的合同文件。 2.10 调试大纲。 3设备及系统简介 3.1 系统及设备介绍 新乡电厂扩建工程热电项目安装两台300MW机组，分别为#6、#7机。本工程新建220kV开关站一座，采用双母线接线方式。两台机组均采用发电机—变压器组接线方式，通过双母线经Ⅰ腾鲲线、Ⅱ腾鲲线与对侧220kV变电站连接。 新建220kV开关站内设置网络继电器室，配置220kV配电设备的计量、测量、监控、保护及自动装置等二次系统设备。220kV线路保护采用双重化配置，以光纤作为线路两侧保护装置信息交换通道。另在网络继电器室内设置母线保护屏双重化配置、母联保护屏、线路保护屏、PT并列屏、电能表屏、测控屏、220kV故障录波屏、保护故障信息屏等装置。
锅炉整套启动调试方案
安全性 □对信息系统安全性的威胁 任一系统，不管它是手工的还是采用计算机的，都有其弱点。所以不但在信息系统这一级而且在计算中心这一级(如果适用，也包括远程设备)都要审定并提出安全性的问题。靠识别系统的弱点来减少侵犯安全性的危险，以及采取必要的预防措施来提供满意的安全水平，这是用户和信息服务管理部门可做得到的。 管理部门应该特别努力地去发现那些由计算机罪犯对计算中心和信息系统的安全所造成的威胁。白领阶层的犯罪行为是客观存在的，而且存在于某些最不可能被发觉的地方。这是老练的罪犯所从事的需要专门技术的犯罪行为，而且这种犯罪行为之多比我们想象的还要普遍。 多数公司所存在的犯罪行为是从来不会被发觉的。关于利用计算机进行犯罪的任何统计资料仅仅反映了那些公开报道的犯罪行为。系统开发审查、工作审查和应用审查都能用来使这种威胁减到最小。 □计算中心的安全性 计算中心在下列方面存在弱点： 1.硬件。如果硬件失效，则系统也就失效。硬件出现一定的故障是无法避免的，但是预防性维护和提供物质上的安全预防措施，来防止未经批准人员使用机器可使这种硬件失效的威胁减到最小。 2.软件。软件能够被修改，因而可能损害公司的利益。严密地控制软件和软件资料将减少任何越权修改软件的可能性。但是，信息服务管理人员必须认识到由内部工作人员进行修改软件的可能性。银行的程序员可能通过修改程序，从自己的帐户中取款时漏记帐或者把别的帐户中的少量存款存到自己的帐户上，这已经是众所周知的了。其它行业里的另外一些大胆的程序员同样会挖空心思去作案。 3.文件和数据库。公司数据库是信息资源管理的原始材料。在某些情况下，这些文件和数据库可以说是公司的命根子。例如，有多少公司能经受得起丢失他们的收帐文件呢?大多数机构都具有后备措施，这些后备措施可以保证，如果正在工作的公司数据库被破坏，则能重新激活该数据库，使其继续工作。某些文件具有一定的价值并能出售。例如，政治运动的损助者名单被认为是有价值的，所以它可能被偷走，而且以后还能被出售。 4.数据通信。只要存在数据通信网络，就会对信息系统的安全性造成威胁。有知
110kV光伏电站电气倒送电及整套启动调试措施
编号：M-2018NJTR-HCDLGF04CS-DQ01 XX电力XX31MW渔光互补 光伏发电项目 电气倒送电及整套启动调试措施 编写： 审核： 批准： 南京泰润电力工程有限公司 2018年06月
编制单位：南京泰润电力工程有限公司 文件编号：M-2018NJTR-HCDLGF04CS-DQ01 项目负责人：于胜江 工作人员：李业赛于胜江 建设单位：宿迁市XX电力有限公司 设计单位：江苏谦鸿电力工程咨询有限公司 施工单位：江苏金烑工程设备有限公司 监理单位：黑龙江润华电力工程项目管理有限公司 批准单位: XX电力XX31MW渔光互补光伏发电项目启动调试指挥部
XX电力XX31MW渔光互补光伏发电项目 电气倒送电及整套启动调试措施会签单 签字日期
目录 一、编制目的 (5) 二、编制依据 (5) 三、设备及系统简介 (5) 四、倒送电受电范围 (6) 五、组织分工 (7) 六、使用仪器设备 (7) 七、受电应具备的条件 (7) 八、安全注意事项 (9) 九、受电前系统检查 (9) 十、送电方法步骤 (10) 十一、整套启动 (13) 十三、试验措施技术交底记录 (17) 十四、环境控制措施 (17) 附录一 (20) 附录二 (19) 附录三 (21)
一、编制目的 为了加强XX电力XX31MW渔光互补光伏发电项目的调试工作管理，明确此次倒送电工作的任务和各方职责，规范程序，使受电工作有组织、有计划、有秩序地进行，确保受电工作安全、可靠、顺利的完成，特制定本方案。 二、编制依据 2.1 《电业安全工作规程（发电厂和变电站电气部分）》GB-26860-2011 2.2 《火电工程达标投产验收规程》DL/T-5277-2012 2.3 《110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程》DL／T782-2001 2.4 《火力发电建设工程机组调试技术规范》DL/T-5294-2013 2.5 《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》DL/T-5295-2013 2.6 《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》DL-5009.1-2002 2.7 《继电保护和安全自动装置基本实验方法》GB/T-7261-2008 2.8 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB-50150-2016 2.9 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T-995-2016 三、设备及系统简介 3.1 系统简介 本项目总容量为31.339MWp。采用15台2000KV A箱变、15台2000kW 箱变。本项目新建110kV升压站一座，光伏区10kV箱变通过内部集电线路汇集至升压站10kV开关室，再通过容量为31.5MV A主变升压至110kV 后通过以1回110kV线路就近T接至110kV关庙~启伦线路接入公共电网，
整套启动调试大纲
山东机械设备进出口集团公司印尼热电厂工程3X45吨CFBB、2X7MW机组调试措施 （整套启动部分） 二00六年八月
整套启动调试措施 1 前言 1.1 印尼热电，设计由山东煤炭设计院承担；施工由山东迪尔安装公司承担；机组联合启动调试由烟台华鲁热力设备研究所承担。三大主机分别由济南锅炉厂、武汉汽轮机厂；控制系统为 ----- 供货。 1.2 为提高机组移交生产的水平,保证整套启动调整试验的质量,特定本措施。 1.3 本措施仅作为机组整套启动调试主要环节的措施,各专业和系统的启动调试和操作应另行编写调试措施。操作措施和事故处理按照有关规程规定进行。 2 编制的依据 2.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（96年版） 2.2 《火电工程启动调试工作条例》 2.3 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（96年版） 2.4 《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）（92版） 2.5 《电业安全工作规程》（热力和机械部分）（94版） 2.6 设计的图纸资料 2.7 龙大热电厂颁发的《运行规程》 2.8 制造厂家说明书 3 组织分工 3.1 机组整套启动调试工作在启动验收委员会和所属的启动试运指挥部的领导下,由施工人员,运行人员,调试人员及安全,保卫,后勤供应等人员通力合作，共同进行。 3.2 启动验收委员会的主要职责:召开启动验收委员会会议,讨论通过委员会的下设机构,决策启动调试中的重要问题和主要方案,协调启动调试的内外部条件,主持启动、验
收、竣工交接工作。 3.3 启动调试指挥部的职责：在总指挥领导下，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；审批启动调试方案和措施；代表启动验收委员会主持整组启动试运的常务指挥工作；协调解决启动试运中出现的重大问题；确立调试目标.监督启动调试的质量和进度。 3.4 试运指挥部由调试,建设,施工,生产单位负责人及设计总代表,制造厂总代表等有关人员组成,是现场的启动指挥机构,作为现场值班指挥,对设备及系统的启停发布指令,实现总指挥确立的调试目标.工作中认真执行"按系统,分层次,程序化,责任制,监督制"的原则,对口联系,分口把关,在团结协作安排好整套启动调试的同时,安排好本单位负责的工作。 3.5 调试单位：负责整套启动调试方案、措施的制订并组织实施，承担现场指挥工作。在实施主要调试项目前，应向有关人员进行交底，在调试过程中，参加试运值班，主持整套机组试运交接班会议，指导运行操作及对设备、系统进行调整，完成设备的调试，使机组达到满负荷稳定运行，完成72+24小时试运。总启动前和试运结束后，负责向启动验收委员会汇报启动准备和试运情况。并组织、领导整套启动各阶段的验收签证工作。整套启动后提交调试报告。 3.6 电厂：根据机组整套启动调试措施和运行规程的规定,明确分工，坚守岗位，在调试单位的指导下，负责机组的运行操作、机组负荷及公用系统运行变化调度、根据调整试验措施和运行规程要求，制定各类检查卡和操作措施,进行系统的检查、操作和各参数的调整,在事故情况下按照有关规程和试运措施处理事故。根据协议和各阶段的验收签证，做好设备、系统的代管工作。 3.7安装公司：负责整组启动调试过程中设备的消缺、维护、检修及调试过程中临时设施的制作安装和系统恢复等工作,积极配合调试人员完成调整试验,配合运行人员完成运行操作.做好文明启动工作。参加整套启动前的验收签证工作。
推荐-2×350MW机组整套启动方案 精品
2×350MW机组整套启动方案 1. 机组启动原则 1.1 汽轮机启动状态的规定 汽轮机的启动状态划分是以高压内缸上半调节级处内壁金属温度为依据的，具体可分为： a) 冷态启动：金属温度≤121℃； b) 温态启动：金属温度在121～250℃； c) 金属温度在250～450℃之间； d) 极热态启动：金属温度≥450℃。 1.2 汽轮机启动规定 1.2.1 汽轮机在冷态启动时，进入汽机的主蒸汽过热度符合规定要求，即高压主汽阀入口处的蒸汽温度应具有56℃的过热度，但最高汽温不得超过427℃，主汽阀入口蒸汽温度和压力应在“启动时的主蒸汽参数曲线”所示区域内，同时，根据哈尔滨汽轮机厂的“汽轮机转速保持推荐值表”将转子升速到允许的加热转速范围内的一个转速进行暖机，在任何情况下不得减少中速暖机时间，以防转子发生脆性断裂； 1.2.2 汽轮机在热态启动时，蒸汽进入汽轮机至少有56℃的过热度，并满足“主汽阀前启动蒸汽参数曲线”的要求，根据哈尔滨汽轮机厂的“热态启动曲线”决定升速率和5%负荷暖机时间。 1.3 机组首次冷态启动程序 整套启动前的条件确认→辅机分系统投入→机组冲动→盘车脱扣检查→摩擦及低速检查(400r/min)→中速暖机(1000r/min)→高速暖机(2040r/min)→阀切换→定速(3000r/min)→打闸试验→安全装置在线试验→机械飞锤压出试验→油泵切换试验→DEH参数点调整→电气试验。 机组并网→带18～35MW运行3～4小时→机组解列→做汽门严密性试验→做超速试验。 机组并网→负荷70MW、投高加→负荷175MW、洗硅运行、启动汽泵，
机组甩50%负荷试验。 机组并网→负荷210MW，做进汽阀门试验→负荷265MW、锅炉洗硅、真空系统严密性试验、试投CCS协调控制系统→负荷350MW、RB试验、做机组甩100%负荷试验。 冷态、温态、热态和极热态启动试验→机组带负荷350MW连续168小时运行→进入试生产阶段。 2. 整套启动前应具备的条件 2.1 汽轮发电机组安装工作全部完毕，辅机单体和分系统试运工作已完成，热工调节控 制、联锁保护、报警信号及运行监视系统静态调试完； 2.2 厂房内地面平整，道路畅通，照明充足，通讯联络可靠； 2.3 主要系统管道的吊架和支架完整、牢固，弹簧吊架的固定销钉应拆除； 2.4 调整试验用的临时堵板，手脚架，接地线，短路线，工作牌等临时安全设施已拆除， 恢复常设的警告牌和护栏； 2.5 设备、管道、阀门的标牌经确认无误，工质流向标示正确； 2.6 消防设施齐全，消防水系统压力充足处于备用状态； 2.7 不停电电源切换试验做完，投入备用； 2.8 机组各系统的控制电源、动力电源、信号电源已送上，且无异常； 2.9 确认厂用计算机工作正常，供电电源可靠并完成电源切换工作，DCS 显示与设备实 际状态相符； 2.10 启动用的工具、离线监测仪器、运行记录已准备好； 2.11 整套启动电气试验方案已经报调度审批完毕； 2.12 建立整套启动电气试验检查确认单，并确认完成； 2.13 编制试验程序，绘制系统图； 2.14 准备好设计、设备图纸及定值单，以备查看； 2.15 按照组织机构，通知有关人员到岗；