中国大唐集团公司防止全厂停电指导意见(2014版)（共5篇）

第一篇：中国大唐集团公司防止全厂停电指导意见(2014版)

中国大唐集团公司防止全厂停电指导意见

（2014年版）

第一章 总 则

第一条 为预防中国大唐集团公司所属企业发生全厂停电事故及在极端情况下发生重大设备损坏，根据近十年来全厂停电事故特点，制定本指导意见。

第二条 制定本指导意见的宗旨是：以防为主，突出重点，主动应对，确保安全。

第三条 引起发电厂全厂停电事故分区外、区内。区外是指发电厂辖区外的输变电系统故障，多为输电通道在一个断面，在自然灾害下，输电线路故障，发电厂与电网解列；区内是指发电厂辖区内的发电设备系统故障，多为升压站设备故障、误操作、保护失灵，机组DCS控制系统失灵，或辅助公用系统故障造成机组全部停运。

第四条 新建机组要从设计开始，对系统布臵、设备选型加以研究，防止出现设计、布臵、选型不当引起全厂停电事故。

第五条 运行机组要从预防自然灾害、优化运行方式、消除设备缺陷、异常事故处理、应急预案完善等方面加强管理，防止发生全厂停电事故。

第六条 新机组运行前、机组大修中，要进行防止全厂停电专项检查，及时发现设备、系统的隐患、缺陷，进行治理。

第二篇：中国大唐集团公司供热安全管理指导意见(试行)

附件：

中国大唐集团公司供热安全管理

指导意见（试行）

第一章 总 则

第一条 供热企业担负着保证供热安全和质量的重要责任和使命，事关广大人民群众切身利益和社会稳定，事关集团公司的形象和发展。为进一步规范中国大唐集团公司（以下简称集团公司）供热安全管理工作，提高供热企业风险防控能力和应急处臵水平，保证向热用户安全、可靠、优质供热，特制定本指导意见。

第二条 本指导意见所称供热，是指利用热电联产、区域锅炉等所产生的蒸汽、热水和工业余热等热源，通过管网为用户有偿提供生产和生活用热的行为。

第三条 供热企业应当按照国家和地方的相关标准、规范，向用户提供安全、稳定、质量合格的供热服务，建立健全供热管理制度、服务规范和安全操作规程。

第四条 各供热企业在供暖期来临前，积极与政府主管部门、电网调度部门、热力公司和重要热用户进行沟通，以正式文件的形式反映热价、燃料供应、机组负荷等方面存在的实际问题，争取政府和电网的理解和支持。与热用户签订正式供热协议（合同），明确双方的责、权、利，共同做好供热工作。

第五条 本指导意见是供热管理的基本要求，各企业可结合实际增加相关内容，提高工作标准。本指导意见未能列出的部分，各企业参照集团公司相关标准、制度执行。

第六条 本指导意见适用于集团公司各上市公司、分公司、省发电公司、基层火力发电企业、热力公司。

第二章 安全管理

第七条 供热企业要以创建本质安全型企业为抓手，落实责任，防控风险；以提高供热企业安全供热、应急管理水平为保障，不发生供热事故，不发生媒体负面曝光事件，力争实现供热机组供热期间“零非停”。

第八条 各供热企业要认真落实集团公司“降非停”工作指导意见和设备专项治理措施，制定保供热行动计划，落实冬季供热安全生产责任制和安全供热保障措施。

第九条 供热期间要提高安全管理的级别，加大重大操作的监护力度；加强生产人员培训，提高事故应对能力。

第十条 制定供热突发事件应急预案，并在每年供热期前组织进行全面演练。明确应急装备物资（设备备品备件、应急情况下的防寒保暖设施）和储存区域，加强应急队伍日常培训和能力建设。第十一条 供热设备检修时应做好安全防护措施，严格执行集团公司《防止受限空间作业人身伤亡事故的有关要求》，做好密闭空间通风和有毒有害气体检测，合理配备安全监护以及个体防护用品，防止人员中毒、窒息等人身伤害事故的发生。

第十二条 严格执行《中国大唐集团公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施导则》及相关反事故技术措施，重点防范全厂停电、锅炉灭火放炮、输煤系统及电缆火灾等事故的发生，杜绝一般及以上事故发生。

第十三条 对于煤炭储备不足、供应紧张，供热能力达到或超过设计出力、供热经营形势困难的供热企业，应及时向政府主管部门报告，供热机组设备系统出现故障，需要紧急处理时，应与相关热力公司沟通。

第三章 供热风险评估

第十四条 各供热企业应建立供热风险评估机制，成立风险评估组织机构，按照集团公司风险评估标准要求，识别出影响安全供热的各种风险因素，采取措施，消除或控制风险。

第十五条 各供热企业应按照本指导意见及集团公司《火力发电企业安全风险评估手册》中供热企业评估标准要求，每年在供热期前开展一次安全风险评估和隐患排查治理工作，并将评估结果及整改措施上报分子公司、集团公司。第十六条 供热企业风险评估中查出的问题，应按照“五确认一兑现”的工作方法，立即开展整改、落实工作，确保供暖期前整改完毕；若问题短期内不能解决，应制定切实有效的防控措施、技术措施，和应急预案，保证安全供热。

第十七条 集团公司对供热企业按照风险度由高到低，实行分级管理。

（一）对于符合下述条件之一的企业为一级（严重）风险度企业，集团公司在供热期间作为重点监控企业，供热期间所属分子公司每周要将企业的安全生产、供热情况汇报集团公司安全生产部，集团公司对部分重点企业进行专项检查。

1．最大供热量达到设计供热能力；

2．对省级、副省级城市及重要热用户供热且最大供热量达到设计供热能力90%以上；

3．供热面积达到1000万平方米以上； 4．单机供热企业且无备用热源。

（二）对符合下述条件之一的供热企业为二级（较重）风险度企业，各分子公司在供热期间重点管控。供热企业每周应将供热情况向分公司汇报，分子公司要将影响供热安全的情况及时向集团公司汇报。每年供热期前，分子公司要对供热企业组织进行专项检查，督促问题整改。

1．最大供热量达到设计供热能力90%以上； 2．对省级、副省级城市及重要热用户供热企业； 3．供热面积达到500万平方米以上； 4．冬季单机供热企业； 5．低于燃煤库存警戒线企业。

（三）除一、二级供热风险度条件以外的企业为三级（一般）风险度企业，各企业应加强供热管理，每年供热期前认真开展隐患排查与治理，供热期间加强设备运行维护，确保安全供热。严格执行生产汇报制度，及时将影响供热安全的问题向分公司汇报。

第四章 设备管理

第十八条 主设备管理

供热企业主机设备安全可靠性直接决定着供热安全可靠性，各单位应把主机设备管理放在首位，供热前必须对设备进行彻底排查，重点做好以下几个方面：

（一）落实集团公司降非停工作指导意见，切实加强设备隐患排查及整改，重点抓好防止锅炉四管泄漏、防止保护误动、防止人员误操作、提高检修质量、制定燃烧劣质煤各项措施、确保新机稳定运行等六个方面工作，确保供热机组实现“零非停”。

（二）严格执行防止全厂停电措施，认真分析本单位各系统中可能引起全厂停电的薄弱环节，采取措施重点防范，避免发生供热中断事故。

（三）加强设备巡回检查，及时发现设备缺陷和隐患；严格执行设备缺陷管理制度，认真开展“设备降缺陷行动”，对于需要停运主机处理的缺陷，应制定切实可行的防范措施，择机消除。

第十九条 公用系统设备管理

（一）切实加强全厂直流系统、升压站系统、电缆沟道、输煤系统、燃油系统、循环冷却水系统、补给水系统、压缩空气系统、水源地供水系统、脱硫系统、除灰系统等公用系统的管理，加强设备检查、维护，规范人员作业行为，杜绝无票作业，杜绝误操作，坚决防止因公用系统故障导致全厂停热事件发生。

（二）加强对火灾报警系统、灭火系统等消防设施的检查，确保消防设施齐全、可靠，确保升压站、电缆沟、主控室、制氢站、油区、氨区等重点防火部位安全措施执行到位，安全责任制落实到位。

第二十条 热网设备管理

（一）管网设施

1．应制定《防止供热管网爆漏措施》，每年对管网进行全面检查，发现问题及时整改。

2．检查管道基础无开裂、下沉等缺陷，管道支、吊架无缺陷且符合要求。

3．管道保温材料及其制品的主要技术性能应符合规定，保温、外护板破损后，应随时进行修补。室外管道及附件，每年应检查防腐涂料，如损伤、脱落应及时修补。

4．管道管沟通风设施良好;检查事故人孔、安装孔应符合相关规定要求。

5．每年对管网管道壁厚进行检查，并做好记录，按相关规定对超标管道进行更换。

6．定期检查管道补偿器，应无变形、泄漏、导向支座失稳等缺陷，各类补偿器的使用周期不许超过设计允许使用周期。

7．按规程规定定期对滤水装臵进行检查、排污、清理。8．供热结束后，管网系统要采取相应的防腐措施。

（二）换热站

1．供热结束后应对加热器换热管及时检查、冲洗、吹干，并采取有效隔离及保护措施；供热结束后应对热网加热器循环水进出口门，进汽门的严密性进行检查；热网换热器在正式供热前应进行换热管查漏，对所堵换热管要有位臵记录；加热器膨胀无受阻；热网加热器壳体及其安全附件应符合《压力容器安全技术监察规程》相关规定。

2．热网除氧器每年应进行清理、检查，除氧器壳体及安全附件符合《防止电力生产重大事故二十五项重点要求》、《压力容器安全技术监察规程》、《电力工业技术管理法规》中相关规定。

3．最大一台热网循环泵退出运行，其余热网循环泵的总出力应不少于热网最大出力的70%。

4．应设有备用疏水泵,或有其它疏水排放回收系统，疏水采用母管的应有备用管道。

5．供回水系统中应设有压力高自动泄压保护，且能满足泄掉一台热网循环泵全部压力的要求，按规定进行定期校验。

6．热网循环水回水滤网应定期清理、检查,运行中按照定期排污制度进行排污。

7．每年供热设备检修中对管道、膨胀节、阀门、支吊架、滤网、换热器等进行检查，应满足相关规程要求。

第五章 运行管理

第二十一条 热网运行前的准备

（一）热网投入运行前检查规程、系统图修编、审批完毕。

（二）应编制切实可行的投运方案。方案中要说明热网设备、系统检修及改造情况，明确试运计划，并对供热初期、平峰期、高峰期的热网运行方式、机组及供热设备出现异常情况时的供热方式作出详细规定。

（三）热网投入运行前应对系统的管道、阀门、仪表、支架、水处理及补水设备、转动设备等进行全面检查。要做好各电动门开关试验、转机试运及保护试验，重要保护不能正常投入时，严禁投入该系统运行。

（四）新建、改建、扩建热网运行前应进行试压和冲洗。

（五）新投入运行的蒸汽热力网应经吹扫，吹扫所需排汽口断面不应小于被吹扫管道断面的50％，吹扫压力应为热力网工作压力的75％。蒸汽管网检修完毕，在投入运行前，先进行暖管，暖管的恒温时间不少于1小时。

（六）热网管线升压过程中加强检查，当管网压力接近运行压力时，冷态运行至少2小时。在充水过程中观察排气情况，检查供热管网有无泄漏。

（七）控制供热管网升温速度每小时不超过20℃。在升温过程中，应加强检查供热管网及补偿器、固定支架等附件的情况。

（八）机组采暖抽汽系统在投入过程或处于备用状态时，应确保排净蒸汽系统内积水，避免发生管道振动。

第二十二条 热网的运行

（一）供热期内，值长应加强与电网调度的沟通，尽量按照“以热定电”的原则调整机组负荷。在值长处应有经批准的与供用热合同相符的供热负荷曲线，加强与热力公司调度的联系，按曲线要求调节供回水压力、温度、流量等供热参数。

（二）热网正常运行中，集控室及热网站值班人员要认真监盘，对供热机组和热网设备各种参数的变化认真分析比较，发现问题及时调整处理，确保热网各参数正常。

（三）按照规定的巡视检查路线、周期、项目对热网系统进行巡回检查。对新投入的设备及系统应增加检查次数。经常检查各备用设备处于良好备用状态。

（四）按定期工作轮换表进行热网水泵、补水泵、疏水泵等有关设备的定期轮换工作。

（五）严禁热网系统各设备超参数、超设计能力运行。

（六）闭式热网的补水率，不宜大于总循环水量的1%，如超过1%应查明原因予以消除。

（七）机组采暖抽汽系统投入后，在调整电、热负荷过程中，热负荷应本着先减后加的原则，防止采暖抽汽超压。

第二十三条 热网的停止运行

（一）热网停运前，应编制详细的停运方案，热网停运的各项操作，应严格按停运方案进行。

（二）停运后的蒸汽热力网应将疏水阀门保持开启状态；再次送汽前，严禁关闭。

（三）冬季停运的架空热网，应将管内水放净；再次注水前，应将泄水阀门关闭。

（四）事故停运热网的架空管道、设备及附件应做防冻保护。第二十四条 水质监督

（一）每周应对热网供、回水和补水水质化验分析一次。

（二）水质应符合以下要求： 悬浮物≤5 mg/L； 总硬度≤0.6mmol/L； 溶解氧≤0.1mg/L； 含油量≤2 mg/L； PH（25℃）=7～12。

注：开式热水热力网补给水质量除应符合上述规定外，还应符合《生活饮用水卫生标准》（GB5749）的规定。

（三）蒸汽热网凝结水质量应符合下列规定： 总硬度≤0.05mmol／L； 含铁量≤0.5mg／L； 含油量≤10mg／L。

（四）当供热系统有不锈钢设备时，应考虑 Cl腐蚀问题，供热介质中 Cl含量不宜高于25ppm，或不锈钢设备采取防腐措施。

第六章 备用能力

第二十五条 备用热源可靠性

（一）供热企业对外供热能力的选择，应连同同一热网其它热源能力一并考虑；当一台容量最大的蒸汽锅炉停用时，其余锅炉的对外供汽能力应能满足冬季采暖、通风和生活用热量的60％～75％（严寒地区取上限）。

（二）供热企业本身没有备用热源容量时应考虑企业之外相邻供热企业是否具有备用热源容量，制定企业外供热热源设备紧急启动方案，并明确联系方式，联系人。

（三）各供热企业必须保证最小备用供热量能确保本企业机组全停状态下，热网设备及管道不发生冻害。

第二十六条 供热用减温减压器

（一）供热用减温减压器应配备压力与温度自动调节装臵，--当对用户中断供汽时，备用的减温减压器能自动起动。

（二）供热用减温减压器低压侧蒸汽管上应设有能排出全部减压蒸汽流量的安全门，按规定定期校验。

（三）备用减温减压装臵应处在热备用状态。

（四）供热用减温减压器应定期检修。第二十七条 热水锅炉

（一）供热期加强备用热水锅炉的管理，使其处于备用状态，燃料应储备充足，设备缺陷及时消除。

（二）要做好备用热水锅炉的防腐、防冻措施，防止出现冻害隐患。

第七章 燃料管理

第二十八条 燃料采购

（一）积极解决影响燃料采购的煤源、运力、资金问题，必要时请求地方政府给予帮助，开栓供热之前，燃煤储备至少保证15天用量。

（二）在非采暖期要提前谋划，尽量将优质、贴近设计煤质的燃煤存到采暖期使用，以确保供热质量。

（三）加强与矿方沟通，确保重点合同到货率，加强煤质监督、检验，力争供热期入炉煤质量不低于设计校核值。

（四）在严寒季节，有条件的单位可派驻矿人员现场监装。监督有无盖帽夹心、是否有冻块，有无夹雪、车底积雪，装车时是否下雪以及车辆申请、装车、发出等情况，并及时将以上信息反馈，以便提前采取措施。

第二十九条 煤场储存

（一）要根据煤质的不同特性，在指定区域合理、分类堆放，并建立煤场示意图和堆、存量台帐，有条件的可建立煤场管理信息平台，以利于科学调配。

（二）如煤种为褐煤，则在正常的堆煤过程中，要做到分层堆煤，分层压实，堆到最后高度时，要反复进行压实工作。

（三）从储煤场取煤按先堆先取、烧旧存新的原则进行。定期对储煤场进行翻烧，做到清场彻底，不留底脚及边角陈煤。对褐煤翻烧周期一般不超过半个月，冬季时间可适当延长。

（四）正常情况下，煤场管理人员应每天对煤场存煤进行一次温度测试。在气温较高的季节，增加测温次数，并作好记录。如温度超过60℃，应及时组织投入喷淋设备，如温度超过80℃，必须立即进行翻烧。

（五）根据天气预报情况，下雪前对主要燃用煤种进行苫盖，苫盖宽度至少要保证2-3天的燃煤量，以备急需之用。雪后及时对煤场上部积雪进行清理。

第三十条 配煤掺烧

（一）安全生产是开展配煤掺烧工作的前提和基础，要深化、细化配煤掺烧管理，保证责任到人、措施执行到位，坚决杜绝锅炉灭火放炮、制粉系统爆破、火灾事故的发生。

（二）配煤掺烧要综合考虑所配煤种的发热量、水分、挥发分、灰熔点等因素，结合供热企业的供热能力，通过试验确定混配方式、混配比例。

（三）混配煤后应加强对煤粉细度的化验、监督，确保煤粉细度与煤质相适应，并满足锅炉燃烧的需要。

（四）混配煤后应定期进行结渣特性分析，及时调整燃烧和吹灰方式，减少结焦和高温腐蚀的发生。

（五）要加强煤质监督，为掺配提供准确的依据，来煤直上时可通过快样分析及时调整掺配方案。

（六）要通过配煤掺烧信息平台或其它手段提前向运行人员通报掺配煤质和比例，以便运行人员做好预见性调整，确保锅炉设备的正常运行。

（七）遇有严寒天气来煤冻块较多时，要充分利用解冻库对冻煤进行解冻，必要时组织突击队处理棚煤、堵煤。

第八章 应急处置

第三十一条 处臵原则

高度重视供热突发事件的应对工作，要关口前移，提高应对能力，营造和谐的供热社会环境。对停止供热事件应急处臵工作应坚持“及时主动报告、居民采暖优先、主动发布信息、正确引导舆情”的原则。

（一）及时主动报告：企业发生停止供热事件后，应在1小时内向分子公司和集团公司报告事件初步原因、采取的措施以及事件控制情况；要与当地政府（政府主管部门）沟通（含报告、通报），争取得到更多理解和实质性地帮助。恢复供热后，按原报告渠道报告停止供热事件处理结果。

（二）居民采暖优先：企业发生停止供热事件后，确保居民采暖和重点用户优先恢复供热。

（三）主动发布信息：企业发生停止供热事件后，要利用服务热线电话、在受影响的区域内张贴布告等形式，做好宣传解释工作。

（四）正确引导舆情：企业发生停止供热事件后，应主动向新闻媒体通报事件原因、故障处理进程、预计恢复时间等情况，引导舆论报道，并密切关注舆情。

第三十二条 现场处臵

（一）现场恢复工作需要跨部门调动资源，必须建立高度集中、统一领导和指挥的应急管理系统，由企业主管领导统一协调，实现可用资源的有效整合，确保政令的畅通。

（二）根据故障点分析，确定抢修恢复方案，利用最短的时间完成抢修任务。抢修人员在故障处理时要做好安全措施。

（三）停运热网的架空管道、设备及附件应做防冻措施。

（四）在抢修恢复过程中，物资供应部门要保证抢修物资及时到位。

（五）在积极组织抢修的同时与供热公司加强沟通，了解受影响区域范围和居民供热受影响程度。

第三十三条 媒体沟通

（一）建立新闻发言人制度。企业应设臵新闻发言人，准备标准的新闻通稿，在面对媒体采访时，要正面引导，不要闪烁其辞，故意隐瞒和撒谎，避免对立，消除误解，维护企业形象。

（二）供热企业应处理好与地方主流媒体的关系。充分利用公众开放日、媒体联谊等活动，与地方主流媒体建立良好关系，让媒体了解企业发展情况与社会贡献，积极树立良好企业形象。

第九章 附 则

第三十四条 分子公司、各供热企业在每年供热期结束后2周内上报供热工作总结。

第三十五条 本指导意见由集团公司安全生产部负责解释。第三十六条 本指导意见自发布之日起施行。

第三篇：大唐灞桥热电厂全厂停电事故演练脚本

大唐灞桥热电厂全厂停电事故预案演习脚本

一、演习目的：

定期检查运行人员处理事故能力，当系统或设备发生异常现象时值班人员是否能迅速准确运用现场运行规程判断和处理，使运行人员掌握迅速准确处理事故和异常现象的正确方法，保证机组安全的停运和迅速恢复。

二、演习内容：

系统冲击，#1、2、11、12机组稳控装置动作，四台机组同时解列，汽轮机跳闸，锅炉MFT。

三、演习地点：

生产早会会议室、发电部会议室。

四、演习时间： 2012年6月 日。

五、演习组织机构及职责：

1、指挥机构 总指挥：刘宝斌

副总指挥：张毅 周云鹞

成员：苏文超 陈树宽 邓西胜 张志毅 贾重阳

职责：发生全厂停电事故后，立即启动全厂停电应急预案，组织全厂力量赶赴现场进行事故处理，使损失降到最低限度，迅速恢复机组运行。负责向发电公司报告本厂的事故情况和事故处理进展情况。

2、运行应急组： 组长：苏文超

副组长： 刘君伟 张长青

成员：发电部专工、当值值长及运行值班人员

职责：在全厂停电事件发生后，立即赶赴现场协助运行人员进行事故处理，确保机组安全停机，避免重大设备损坏事故，尽快恢复机组稳定运行。

3、设备保障应急组： 组长：陈树宽

副组长： 何昭林 杜勇

成员：张志毅、杨建军、乎凡、曹睿、设备部点检长、各专业点检员。

职责：负责组织人力进行汽轮机、锅炉空预器的手动盘车，组织故障设备的抢修工作，对设备采取相应的保护措施。组织实施事故恢复所必须采取的临时性措施。

4、安全保障应急组 组长：邓西胜

成员：安环部专工、公安科消防人员、医务人员

职责：负责维持预案执行期间生产现场正常安全生产秩序；负责消防指挥协调、人员抢救等工作；负责发生紧急情况后人员疏散和事件的调查应急处理工作。

5、物资保障应急组 组长：罗建华

职责：负责事故处理量期间所需物资供给；负责发生紧急情况后备品备件的应急组织供应工作；

6、演习评委：郭文斌、刘宝斌、周云鹞、苏文超、刘君伟、付建忠、陈遂林、孙晓东、邹晓辉、王养学、樊志义、陈胜利、李勇、朱寿辉

7、演习调度：张长青

8、演习成员： 值全体人员。

9、演习电话：2331

六、演习前运行方式：

1、330KV：

1、2号机组、灞长I、灞长II运行、330KV母线双母固定联结；

2、110KV：

11、12号机组、灞东I、灞东II、灞东III、灞纺、0号及02号启备变运行，110KV母线双母固定联结；3、1、2号机纯凝工况运行，各带250MW有功电负荷，6KV、400V厂用及直流系统正常运行方式，A、B保安变热备用。4、1、2号机A、B汽泵运行，汽泵汽源均为本机四段抽汽，电泵备用，除氧器汽源为四段抽汽。辅汽联箱工作汽源由老厂生产抽汽供。5、11、12号机组各带90MW负荷，11号机组带生产抽汽130T/H，6KV、380V厂用及直流系统为正常运行方式。

七、演习方式：

桌面演练。演习总体步骤安排，第一阶段：事故现象发生后，新厂由#1机先进行事故处理，#2机监护，老厂由#11机进行事故处理，#12机监护，新、老厂穿插处理；第二阶段，电气系统恢复110KV母线受电后分别通过0号02号启备变向新老厂厂用供电，通过东郊变向330母线授电，新、老厂分别恢复公用系统；第三阶段：#12机先启动，#11机监护，#

11、12机并网，并恢复带生产抽汽，后，老厂处理结束，新厂由#2机组启动，直到恢复机组并网，切换厂用后演练结束。

八、演习脚本：

（一）演习准备：

运行应急组：报告副总指挥，全体参加演习人员均已到位。设备保障应急组：报告副总指挥，全体参加演习人员均已到位。安全保障应急组：报告副总指挥，参加演习人员均已到位。物资保障应急组：报告副总指挥，参加演习人员均已到位。

副总指挥：报告总指挥，“全厂停电事故演习”已准备就绪，具备演习条件，请指示。总指挥宣布：大唐灞桥热电厂全厂停电反事故演习现在开始。讲解员：现在宣布事故现象：“系统冲击，1、2号机组、11、12号机组有功、无功及励磁电流突然增大，然后减小，频率急剧上升，1、2、11、12号机跳闸。110KV出线灞东Ⅰ、灞东Ⅱ、灞东Ⅲ、灞纺电流到零，110KV两条母线失压，330KV灞长Ⅰ、灞长Ⅱ出线电流到零，330KV两条母线失压，新、老厂集控正常照明消失，事故照明灯亮”。

（二）事故处理：

1号机机组长：报告值长，1、2号发电机解列，汽轮机跳闸，锅炉灭火，330kV双母失压、6KV、400V厂用母线、保安段母线全部失压，所有辅机跳闸，直流事故油泵、直流密封油泵和小机直流润滑油泵均联启成功，机组转速下降，辅汽联箱压力迅速下降，事故原因正在查找。

老厂电气班长：报告值长，11、12号发电机解列，110kV母线失压，6KV、400V厂用母线全部失压、直流母线电压正常。

老厂汽机班长：报告值长，11、12号机跳闸，所有辅机跳闸，直流事故油泵、直流密封油泵联启成功，机组转速下降。

老厂锅炉班长：报告值长，11、12号锅炉灭火，所有辅机跳闸。

老厂值长：报告新厂值长，11、12号机组跳闸，110kV母线失压，厂用电全部中断。

新厂值长：各岗位注意，立即按厂用电全部中断、破坏真空故障停机进行事故处理，电气尽快查明原因。

1号机机组长：令主值***，立即开启1号机真空破坏门破坏真空故障停机，并密切监视各直流油泵运行情况和直流母线电压，记录机组惰走时间。

1号机主值：令巡检***，立即到就地手动开启1号机真空破坏门。

1号机巡检：报告机组长，1号机真空破坏门已手动开启，真空正在迅速下降。

老厂汽机班长：令11号机司机***，立即开启11号机真空破坏门破坏真空故障停机，并密切监视各直流油泵运行情况，记录机组惰走时间。11号机司机：报告班长，11号机真空破坏门已手动开启，真空正在迅速下降。

新厂值长：报告省调，我厂1、2、11、12号机组全部跳闸，110kV、330KV母线失压，厂用电源全部中断，原因正在查找，请指示。

演习调度：尽快查明原因。

新厂值长：报告总指挥，我厂发生全厂停电事故，是否启动“全厂停电事故应急预案”，请指示。总指挥：我宣布：“启动全厂停电事故应急预案，各应急保障小组人员立即赶赴现场，协助进行事故处理，确保主、辅设备安全停运”。

新厂值长：通知第三污水处理厂，立即停止向我厂供水。

老厂值长：通知荆峪沟水库立即停止向我厂供水，通知供热所，供热全部中断。1号机机组长：报告值长，1号炉空预器需要手动盘车，请求人力支援。

新厂值长：设备保障应急组组长，请立即组织检修人员对1、2号炉空预器进行手动盘车，同时准备对11、12号进行手动盘车。

设备保障组组长：检修人员已经到位，并开始对1、2号炉空预器进行手动盘车。

1号机机组长：令巡检***，立即手动关闭锅炉连续排污、汽水系统取样、加药手动门，开启省煤器再循环门，关闭汽轮机主汽阀前、冷再、中联阀前排凝汽器气动疏水门前手动门，保持锅炉密闭降压。

1号机巡检：报告机组长，已手动关闭锅炉连续排污手动门、汽水系统取样、加药手动门，开启省煤器再循环门，关闭汽轮机前各疏水排凝汽器手动门，汽包压力目前缓慢下降。

老厂锅炉班长：令司炉***，立即手动关闭锅炉连续排污、汽水系统取样、加药手动门，开启省煤器再循环门，保持锅炉密闭降压。

老厂锅炉司炉：报告机组长，已手动关闭锅炉连续排污手动门、汽水系统取样、加药手动门，开启省煤器再循环门，汽包压力目前缓慢下降。

1号机机组长：令巡检***，立即检查1、2号发电机和330kV母线保护动作情况。

1号机巡检：报告机组长，检查1、2号机组跳闸原因为GIS稳控装置高频保护动作，发电机出口开关跳闸。

老厂电气班长：令网控值班员***，立即检查11、12号发电机解列和110KV母线失压原因。

网控值班员：报告班长，检查11、12号机组跳闸原因为稳控装置高频保护动作，发电机出口开关跳闸。

1号机机组长：报告值长，1、2号发电机解列及330kV母线失压原因已查明，为稳控装置高频保护动作。

老厂值长：报告新厂值长，11、12号发电机解列及110kV母线失压原因已查明，为稳控装置高频保护动作。

新厂值长：报告省调，经检查，我厂1、2、11、12号机为稳控装置高频保护动作，请求调度查明原因，尽快设法向我厂110KV母线供电。

演习调度：原因正在查找，做好用110KV母线倒送电准备。

老厂汽机班长：报告值长，11、12号机真空到零，转子已静止，现正组织人力手动盘车。

1号机机组长：报告值长，1、2号机真空到零，转子已静止，由于厂用电中断顶轴油系统未运行，汽轮机不能进行手动盘车，目前采取闷缸措施。

新厂值长：密切监视直流段母线电压和各直流油泵运行情况，令1、2、11、12号机、脱硫、化学、燃运检查将所有设备联锁撤除。

新厂值长：令机组长，检查并将6KV、400V母线上所有开关断开，随时准备受电。

1号机机组长：令巡检***，到就地检查6KV厂用段、6KV公用段、400V厂用段、保安段、照明段、公用段工作电源开关以及负荷是否跳闸，如果未跳闸就地手动打跳。

1号机巡检：报告机组长，就地检查6KV厂用段、6KV公用段、400V厂用段、保安段、照明段、公用段工作电源开关所有开关均已在断开位置。

老厂值长：令电气班长，检查并将6KV、400V母线上所有开关断开，随时准备受电。电气班长令值班员***，到就地检查6KV11、12段、400V11、12段、除尘段、化水工作电源开关以及负荷是否跳闸，如果未跳闸就地手动打跳。

电气值班员汇报班长：6KV11、12段、400V11、12段、除尘段、化水段工作、备用电源开关以及负荷均已在断开位置具备带电条件。

1号机机组长：报告值长，主、辅机已安全停运，汽轮机汽缸各部分最大温差小于35℃，电气母线已腾空，具备受电条件。

演习调度：经过紧张的事故处理，我厂1、2、11、12号机组已经安全的停运，没有发生设备损坏事故，1、2号汽轮机采取闷缸措施，11、12号汽轮机组组织人力手动盘车，锅炉全部取样、排污门已关闭，脱硫、燃运、化学水处理也全部安全停运。目前正在等待调度查明原因，随时准备恢复。

（三）厂用电恢复：

演习调度:事故原因已查清，由于东郊变故障、全站失压造成，现故障点已隔离，东郊变已恢复供电，令灞桥断开110KV四条出线及330KV两条出线开关准备通过东郊变向110kV母线、330KV母线授电。

新厂值长向老厂值长传达调度命令，并令老厂值长、新厂1号机机组长断开110KV四条出线及330KV两条出线开关准备通过东郊变向110kV母线、330KV母线授电

老厂值长令：电气班长检查110KV母线上条出线开关准备通过东郊变向110kV母线授电

电气班长令网控值班员：对110KV母线进行全面检查打跳灞东Ⅰ、灞东Ⅱ、灞东Ⅲ、灞纺四条出线及0号、02启备变开关。

网控值班员向电气班长汇报：灞东Ⅰ、灞东Ⅱ、灞东Ⅲ、灞纺四条出线及0号、02启备变开关已打跳、1111、1112开关均在断开位置，对110KV母线进行全面检查无异常具备带电条件。

电气班长向值长汇报：灞东Ⅰ、灞东Ⅱ、灞东Ⅲ、灞纺四条出线及0号、02启备变开关、1111、1112开关均在断开位置，具备带电条件。

值长向调度汇报：灞桥电厂110KV母线上开关已全部断开具备带电条件请求授电。新厂值长令1号机机组长：断开330KV两条出线开关准备通过东郊变向330KV母线授电

1号机机组长令主值：断开330KV灞长Ⅰ、灞长Ⅱ两条出线开关并对330KV母线进行全面检查

1号机机主值：330KV灞长Ⅰ3351、灞长Ⅱ3352两条出线开关已断开、3301、3302开关均在断开位置并对330KV母线进行检查未发现异常。

1号机机组长向值长汇报：330KV灞长Ⅰ3351、灞长Ⅱ3352两条出线开关已断开、3301、3302开关均在断开位置并对330KV母线进行检查未发现异常具备带电条件。

值长向调度汇报：灞桥330KV母线上所有开关已断开具备带电条件请求通过东郊变进行授电。演习调度：灞东东Ⅰ线已带电可以向灞桥110KV母线授电。

新厂值长向老厂值长传达调度命令，并令老厂值长组织恢复110kV母线运行。值长令:电气合上1235灞东Ⅰ线开关，向110kV母线受电。电气班长令值班员：合上灞东Ⅰ1235开关向110kVⅠ、Ⅱ母授电 电气值班员: 合上灞东Ⅰ1235开关110kVⅠ、Ⅱ母带电成功。电气班长向值长汇报：110kVⅠ、Ⅱ母已带电成功

老厂值长令电气班长：立即恢复老厂厂用电。并向新厂值长汇报110kVⅠ、Ⅱ母已带电成功。电气班长令电气值班员：主值合上1101开关，0号起备变带电成功后，分别合上6KV厂6011A、厂6011B、厂6012A、厂6012B开关。

电气值班员向班长回报：6KV厂用11A、11B、12A、12B母线已带电成功。电气班长令电气值班员：恢复380V11、12段、除尘段、化水段供电。

电气值班员向班长回报：380V11、12段、除尘段、化水段母线已带电成功。电气主值：厂用6KV、380V系统全部恢复供电，恢复直流充电器、UPS。

汽机班长令：启动盘车，将直流油泵全部倒为交流运行。相关人员执行完后汇报。

新厂值长接到110KV母线已恢复通知后令机组长：立即加运02号启备变，恢复1、2号机6KV母线供电。机组长：通知巡检注意02号起备变带电，主值合上1102开关。主值、巡检执行完后复令。

机组长令：合上6KV厂用1A、1B、2A、2B段备用电源开关，然后依次恢复照明段、厂用段、保安段、公用段、6KV公用段、翻车机段、除尘段、脱硫段、输煤段。

主值回令：合上6KV厂用1A、1B、2A、2B段备用电源开关，母线带电成功；合上照明变高低压开关照明段带电成功，（现场已恢复正常照明），同样方法厂用段、保安段、公用段、6KV公用段、翻车机段、除尘段、脱硫段、输煤段均已带电成功。

机组长令：将主机事故油泵、直流密封油泵、A、B小机事故油泵由直流泵倒至交流泵供电，启动顶轴油泵，启动汽轮机盘车，启动空预器电机；巡检去保安段检查各直流充电器供电情况。

主值、巡检执行完后复令。

机组长回令：

1、2号机厂用及公用厂用系统已经恢复。值长令：启动供油泵，向全厂供燃油。

2号机组长与油库联系后令2号机组副值：启动1、3号燃油泵，调整燃油压力至1.5Mpa。

（四）机组启动：

1、值长汇报省调调度员：

1）我厂110kV母线已恢复，厂用带电成功，主辅机已恢复备用，具备启动条件，请求两台机组启动。并按调度命令恢复110KV系统其它三条出线运行，通过灞长I线向330KV母线带电，恢复330KV系统母线运行，再恢复灞长Ⅱ线运行。

2）得到调度同意后通知老厂值长立即恢复启动11、12号机组，新厂做好启动准备，待老厂生产抽汽恢复后立即启动1、2号机组。

2、老厂机组启动：

值长令：经调度同意后，各专业派人检查#12机组设备，启动#12机组辅助设备、点火，汽机按全厂全停启动方案开机。

锅炉班长：下令恢复系统，达到点火条件

1）恢复油系统与压缩空气系统运行，检查水位正常，启动风机准备点火。2）就地检查暖汽包蒸汽冷却与高除汽平衡管。3）主值及副值分别汇报执行情况并复令。

汽机班长令：恢复公用系统，机组恢复到极热态开机准备状态。1）恢复循环水、工业水、冷却水、给水等系统。2）及时调整水塔及水池水位，联系化学供水。

主、副值及巡检：执行完后汇报班长，已做好热态开机准备。锅炉班长汇报值长：条件具备，可以点火，得到同意后点炉。

锅炉班长令：使用A层空气雾化油枪点火。然后投入微油点火装置并启动乙磨，升温升压至热态冲转参数。各岗位执行完后复令。

值长令：向12号机送汽封，抽真空，做好开机准备。汽机班长令：先送汽封，后抽真空 主值：

1）当锅炉汽压达到6MPa以上，向12号机高压缸前汽封先送新蒸汽，再用高除汽平衡蒸汽送汽封，然后用高除汽平衡蒸汽启动主抽。联系锅炉开大至#12连续排污扩容器排污门。当连排有水位显示时，根据连排水位关小12号连排水位调节门。

2）当高除汽平衡压力低于0.5MPa时，安排专人在就地关小12号高除汽平衡门及12号连排水位调节门，调整保持高除汽平衡压力在0.5～0.7MPa，尽量保持高除汽平衡母管压力稳定，严防发生水击事故。

汽机班长汇报值长：12号机已具备冲转条件，可以冲转。值长令：冲动12号机。

汽机班长令：按热态开机要求调整好各项参数，并在盘前投入主汽温度10分钟下降50℃跳机保护，进行挂闸冲转。

主值：挂闸冲转12号机，巡检在就地检查。冲转过程中严密监视机组振动、轴向位移等参数，机组升速过程中就地检查无异常。定速3000rpm后汇报班长。

汽机班长汇报值长：具备并网条件。

值长联系调度同意后尽快并网，令电气执行并机操作

电气班长：班长监护主值进行并网操作，12号机并网成功后汇报值长。值长令：机炉电做好协调配合，按热态接待负荷。

主值：当三段抽汽口压力大于0.2MPa（负荷约在10MW左右）时，打开高除进汽门，开大进汽调整门，打开机组三段抽汽至高除电动门直接暖管至高除，随负荷增加逐渐恢复高除正常供汽。

汽机班长：机组负荷45MW，主蒸汽流量达150T/H，汇报值长可以投生产抽汽。值长令：投生产抽汽，注意暖管并通知供热所及新厂值长。老厂值长通知新厂值长：暖辅汽联箱。

主值：三段抽汽压力≥0.5MPa时，将汽封、抽气器汽源倒为生产抽汽供。主值令：倒连排和高除汽平衡母管正常运行。

值长令：倒厂用由本机带，并通知运营公司投脱硫、电除尘等系统设备。电气班长：监护主值进行切换操作，结束后汇报值长厂用已切换。

机组负荷恢复至90MW，生产抽汽已达100T/H，机组运行正常，汽机班长汇报值长。

值长：汇报新厂值长12号机已恢复至事故前状态，运行正常。令汽机退出主蒸汽温度10分钟下降50℃跳机保护。同时启动恢复11号机组至事故前状态。

3、新厂机组启动：

值长令1（2）号机组机组长: 1）启动顶轴油泵、电动盘车。

2）停止空预器人工盘车，投入A、B空预器主电机。3）通知电气外围操作人员，恢复脱硫、输煤等电源。

1（2）号机组长令：启动顶轴油泵，先手动试盘车，正常后点动盘车，测量汽轮机大轴晃动度，大轴晃动度在合格范围内，投入连续盘车。

主值汇报：启动顶轴油泵正常，顶轴油压14MPa，大轴晃动度实测0.04mm，在合格范围内，已投入连续盘车，盘车电流22A，并无异常摆动。

值长令：启动工业水、循环水、开、闭式水、空压机、凝补水、凝结水、给水泵、定冷水系统，恢复机组相关系统、准备点火启动。

主、副值、巡检：有关人员口述检查、恢复过程，并汇报机组长。

机组长汇报值长：得到各方已恢复的答复、并确认无误后，汇报值长，系统已恢复正常，具备启动条件

值长令：

1）启动锅炉辅机、点火

2）通知第三污水厂开始供中水（供量控制在300t/h）3）汽机送轴封、抽真空

机组长：根据以上命令，令主值进行，投等离子暖风器。主值：结合以上命令，汇报恢复过程 1）安排巡检就地检查，准备启动设备 2）投入除氧器加热

3）启动引送风机，进行炉膛吹扫，启动火检冷却风机，等离子冷却风机及冷却水泵

4）吹扫完毕，启动一次风机、密封风机、等离子拉弧，启动A磨煤机,点火，点火成功后空预器投连续吹灰。5）用辅汽联箱先送汽封、后抽真空

主值汇报:1号锅炉点火成功、真空已达-90kPa，各疏水系统已倒好 机组长令：安排暖B、C磨，并按极热态启动升温升压曲线进行恢复。主值：

1）投入高、低旁升温升压至冲转参数 2）安排巡视锅炉本体，注意膨胀

机组长汇报：目前主汽参数已具备冲转条件，请求冲转。值长令：冲转1号机组。

机组长令：巡检到机头，做好机组冲转准备，投入主、再热温度10分钟下降50℃跳机保护，确认投入机组其它所有主保护，开始冲转。

主值：

1）挂闸后，关闭高、低旁，升速速率设定为300rpm/min，目标3000 rpm，冲转

2）令巡检在就地进行检查机组冲转后盘车应脱开，并倾听机组动静部分是否有异音。

3）冲转过程中，尤其是过临界转速时密切监视机组振动，轴瓦、推力温度，高低压缸胀差，轴向位移，汽缸金属温度等重要参数。

4）转速到1200rpm，顶轴油泵跳闸

5）3000rpm后，检查无异常，停润滑油泵，投备用，汇报值长可以并网。值长：汇报调度，1号机组已达3000 rpm，具备并网条件，请求并网。值长令：得到调度许可后，下令并网。机组长监护主值进行并机操作。

1号机并网成功后，值长汇报调度，并根据调度要求和机组状态，加负荷。机组长令：按极热态开机曲线带负荷。值长令：

1）用快切装置进行倒厂用。机组负荷到80MW时，投入一台汽泵运行, 2）负荷达到150MW时，并列另一台汽泵运行，停止电动给水泵运行。

3）负荷恢复到250MW，机组运行稳定，机组长经值长同意后退出主、再热温度10分钟下降50℃跳机保护。

4）通知运营公司投入脱硫、电除尘等相关设备。2号机组的恢复启动同步进行，负荷恢复至250MW。

演习调度：在全体人员的努力下，125MW和300MW机组已全部恢复至事故前运行方式，1、2号机组负荷各带250MW，11、12机组负荷各带90MW，12号机各带生产抽汽100t/h，运行正常。

（五）由总指挥宣布大唐灞桥热电厂全厂停电事故演习结束。

（六）总结

1、各评委点评。

2、厂领导点评

3、发电公司领导点评

十、修订全厂停电处理预案

发电部结合演习中出现的问题，进行总结并完善预案，组织各值学习。

第四篇：中国大唐集团公司火电机组启动试运指导意见

中国大唐集团公司

火力发电机组启动试运指导意见（暂行）

第一章 总则

第一条 为贯彻集团公司对工程建设项目管理的总体要求，规范和指导火电工程建设项目的启动试运组织和管理工作，提高试运水平，确保机组安全、优质、文明、按期达标投产，实现机组“零缺陷”移交，根据国家或行业的有关法规、办法和标准制订本指导意见（以下简称“意见”）。

第二条 “意见”适用于集团公司及子公司投资的新（改、扩）建火电机组，其他机组参照执行。

第三条 机组的启动试运是全面检验主机及配套系统的设备制造、设计、施工、调试和生产准备的重要环节，是保证机组能安全、可靠、经济、文明地投入生产，形成生产能力，发挥投资效益的关键性环节。

启动试运是指机组“分部试运、整套启动试运、试生产”的三个阶段。

（一）分部试运：机组从高压厂用母线受电开始至整套启动试运开始为止。分为单机试运和分系统试运。单机试运是指单台辅机的试运，分系统试运是指按系统对其动力、电气、热控等 所有设备进行空载和带负荷的调整试运。

（二）整套启动试运：从炉、机、电第一次联合启动开始，到完成满负荷试运移交试生产为止。分为“空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运”三个阶段。

（三）试生产阶段：自机组满负荷试运结束开始，至其后六个月的试生产期。

第四条 各火电工程项目要贯彻“调试及早介入”的原则，在组织编制施工组织设计时，就应充分考虑机组安装与调试之间的衔接关系，坚持以调试计划指导制定施工计划。要科学制定调试计划，严格落实调试条件，严格执行调试程序。要保证合理的调试工期，要坚持严格的调试质量标准。参加机组启动试运的各方要协调配合，认真履行职责，确保启动试运组织工作的整体性和完整性。

第二章

第五条 集团公司的职责

（一）统一制定集团公司有关火电机组启动试运方面的管理制度；

（二）统一制定集团公司火电机组达标投产工作目标和工作计划，负责达标投产机组的复检和审批命名；

（三）审批直管项目机组启动验收委员会；

组织和职责

（四）组织或参加工程项目的竣工验收。第六条 分（子）公司职责

（一）组建、审批其所管理或所属项目机组启动验收委员会，报集团公司备案；

（二）组织项目机组的启动验收，督导项目公司做好机组启动试运的管理工作，协调解决启动试运中有关工期进度、试运管理和重要设备质量方面的重大问题；

（三）组织试运机组的试运环境、条件及安全工作的检查和考核；

（四）组织项目机组的达标投产自检并参加复检；

（五）组织开展工程总结和竣工验收。第七条 项目公司的职责

（一）组织成立试运指挥部，报上级部门备案；

（二）负责组织编制试运管理制度，组织编制调试大纲及整套启动调试措施、调试报告，全面协助试运指挥部做好机组启动试运全过程的组织管理，负责对启动调试期间的质量、进度、安全、文明工作进行控制并制定具体考核奖励办法；

（三）负责及时提供机组设计及制造等文件、资料，主持机组试运各阶段的工作检查、交接验收和竣工验收等工作，协调解决合同执行中的问题和外部关系等；

（四）负责完成各项生产准备工作，根据调试要求或运行规程的规定，提供机组运行系统图册和经审批颁布的机组运行规程；保证试运物资如燃料、水、汽、气、化学药品等的供应；

（五）根据机组启动试运进度安排和电网调度部门要求，负责及时提供电气、热控等设备的运行整定值；

（六）在启动试运中，运行人员在锅炉首次点火之前应正式整编制上岗，按照与施工单位的协议，做好设备的代保管，按运行规程和调试措施的要求负责设备的启停操作、运行调整、事故处理和自身的文明生产工作，对运行中的问题提出意见和建议，做好运行设备与试运设备的安全隔离措施，参加启动试运和启动试运各阶段的签证；

（七）确定机组调试过程中急需设备的采购，审批启动中损坏设备的更换,确定整套启动过程中备品备件和专用工具的数量和清单。

第八条 启动验收委员会职责

启动验收委员会在机组整套启动试运前一个月成立，启动验收委员会由投资方、建设、质量监督、压力容器检验、监理、施工、调试、生产、设计、电网调度、各主要设备供应厂商等单位的代表组成，主任委员由分（子）公司相关负责人担任。负责审议试运指挥部有关机组分部试运情况及整套启动准备情况汇报,协调整套启动的外部条件,决定机组整套启动时间和启动条件;研究决策整套启动试运中的重大问题;在完成整套启动试运后审议试运指挥部有关整套启动试运和交接验收情况的汇报、协调整套启动试运后的未完事项,决定机组移交试生产后的有关事宜,主持移交试生产的签字仪式、办理交接手续。

第九条 试运指挥部职责 试运指挥部在分部试运前一个月成立，由项目公司主要负责人担任总指挥。负责全面组织、领导和协调机组启动试运和试生产工作;对试运中的安全、质量、进度和效益全面负责;审批启动调试重要方案和措施;启动委员会成立后,在主任委员的领导下,筹备启动委员会全体会议;启动委员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、领导、检查和协调试运指挥部各组及各阶段的交接签证工作。通常可下设五个组（室）：

（一）指挥部办公室

负责试运指挥部的日常事务工作;督促各有关单位解决试运中产生的问题;组织安排专题会议,编写会议纪要及有关决定,发布试运信息;负责启动试运期间的缺陷管理工作;负责试运指挥部的文秘工作;负责各单位与试运有关的文件传递和管理工作;督促检查试运现场的安全、文明试运管理工作；负责试运后勤服务、核查协调试运现场的安全、消防和治安保卫、档案资料管理等工作。办公室主任由项目公司工程部门负责人担任。

（二）分部试运组

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资料交接等。分部试运组组长由主体安装单位出任的副总指挥担任。

（三）整套试运组

负责检查机组整套启动试运应具备的条件;编制整套启动试运计划;组织实施启动调试方案和措施;审查有关试运记录;全面负责组织整套启动试运的现场指挥和具体协调工作。整套试运组组长由调试单位出任的副总指挥担任。

（四）验收检查组

负责建筑与安装工程施工和调整试运质量验收及评定结果、安装调试记录、图纸资料和技术资料的核查和交接工作。验收检查组组长由项目公司负责基建的副总指挥担任。

（五）生产组（含生产准备组和试生产组）

负责核查生产准备工作,包括运行和检修人员的配备、培训和持证上岗情况,所需的规程、制度、系统图表、记录表格、各类工作票和操作票、设备标牌、阀门及开关的编号牌、管道流向标志、安全用具、生产维护器材的配备情况。负责试生产阶段的常务指挥工作;组织协调试生产阶段的调试、性能试验、消缺和实施未完项目,组织试生产和移交生产达标工作计划的实施。生产组组长由项目公司负责生产的副总指挥担任。

第十条 施工承包商职责

（一）在试运阶段全面接受试运指挥部的领导，执行指挥部的各项决议；

（二）牵头组织分部试运工作，协调各有关单位的配合协作，召开专题会议，组织研究解决分部试运中出现的问题，负责完成分部试运工作及其验收签证；

（三）负责组织各专业组根据全厂设计范围，编制单体试运的项目清单（电机、阀门、执行机构等），根据项目清单、调试大纲编制试运网络进度计划；

（四）编制单体试运的措施，组织交底和实施，单体设备试运结束时组织验收签证；

（五）完成启动试运所需要的建筑、安装工程和试运中临时设施的施工，做好试运设备与运行或施工中设备的安全隔离；负责设备系统的临时标牌制挂；

（六）消除试运中暴露出的施工缺陷，接受建设单位委托，消除非施工原因造成的设备缺陷；

（七）提交单体试运的记录和有关文件、资料，配合设计单位做好竣工图；

（八）负责向生产单位办理设备及系统代保管签证；

（九）参加并配合机组的整套启动试运工作，负责整套启动试运范围的设备和系统的维护、检修、消缺工作，参加整套试运的签证工作；

第十一条 调试承包商职责

（一）接受试运指挥部的领导；负责整套启动试运的牵头组织工作；

（二）负责编制机组调试大纲，并在厂用受电前一个月通过审查；负责编制各分系统及整套启动试运的调试方案和措施，并进行技术交底和实施；

（三）在机组分系统调试过程中，提供厂用受电时机组DCS系统电气监控的显示、保护和操作手段；完成机组电气、保护装臵的机柜内元部件调试；机组热工控制各系统本机元部件调试、控制逻辑检查传动和回路的二次检查；负责提供分部试运时必要的DCS系统显示、逻辑保护和操作手段；确认单体调试的结果，参加单体与分系统调试的验收签证；全面检查机组所有系统的完整性和合理性；按合同规定组织实施各分系统调试工作；

（四）在机组整套启动调试过程中，作为调试的技术总负责、总归口单位，负责安排整体调试程序，对调试所具备的条件进行确认，指导运行操作及对设备系统进行调整，组织指挥并按合同完成机组整套启动试运过程的调试工作，完成机组168小时满负荷试运；

（五）对调试质量予以把关，负责提出解决启动试运中重大技术问题的方案和建议，填写调试质量验评表、提出调试报告和调试工作总结；

（六）调试期间行使启动试运的组织、协调、指挥的职能，负责指挥启动试运工作，主持试运组交接班会议，对机组在启动试运中发生的设备损坏、人身事故或中断运行的事故参与调查分析，提出对策，在移交生产后继续完成合同中未完成的调试项目。

第十二条 监理单位职责

（一）负责机组启动试运全过程的监督检查。主持调试大纲的审查，负责调试方案、措施的审核，跟踪调试过程,检查确认试验结果；

（二）组织检查机组启动试运应具备的条件；

（三）组织分部试运、整套调试的质量验收和检查评定签证，负责监理在调试过程中各施工单位进行的各项工作（如技术方案措施、安全措施审查和缺陷统计及验收等），负责完成监理总结；

（四）组织协调设备及系统代保管工作；

（五）确认设备缺陷处理情况。第十三条

生产单位职责

（一）做好生产运行规程的编制和运行人员上岗培训工作；

（二）参加分部试运及其验收、签证；对建筑物、设备系统代保管；

（三）组织编制运行规程、操作标准和绘制系统图；按机组试运进度和电网要求提供电气、热控定值；在单体试运前编制机组、系统、设备的运行报表、技术台帐、班组台帐以及相关规章制度；

（四）根据启动试运方案、措施及运行规程的规定,从单体试运开始在调试人员的指导和监护下完成操作工作；

（五）按《新建发电机组启动试运行阶段可靠性评价办法》规定,对机组在启动和试运行阶段的启动、停止和运行情况进行可靠性统计和评价；

（六）从试生产期开始,对试生产机组的运行方式、生产调度、设备及缺陷、消缺计划、安全生产、运行记录等进行全面管理,对机组的安全运行、正常维护、以及事故处理全面负责；

（七）在试生产结束一个月内,提出机组试生产工作总结, 按“达标考核标准”(2004版)的要求,做好自检、迎检的准备工作。

第十四条 设计单位职责

（一）负责所承担设计部分必要的设计修改，按设计合同完成与各设备供货商所供设备及其系统功能的接口设计工作；

（二）完成启动委员会提出的完善设计工作，参与施工质量和调试质量的评价工作；按时完成并提交设计竣工图及其他资料。

第十五条 主要设备供应商职责

（一）按照设备供货合同进行技术服务和指导，保证设备性能，及时消除设备缺陷；

（二）及时处理设备供应商应负责解决的问题，协助处理非责任性的设备问题；

第十六条 各单位、各组（室）在调试过程中要分工协作、密切配合。

第三章 试运管理主要制度及要求

第十七条 为加强试运过程管理，项目公司要在试运开始前一个月组织制定相关的管理制度，并在试运中严格执行。

（一）试运例会制度

试运期间每天按时召开试运例会，分部试运阶段由施工承包商出任的副总指挥主持会议、整套启动试运阶段由调试承包商出任的副总指挥主持会议；会议要落实试运计划的完成情况、协调解决各方提出的问题、布臵下步的试运工作；会议由试运办公室组织并记录，编写并由会议主持人签发《试运日报》（或《试运纪要》）。

（二）试运前检查确认制度

在设备和系统试运前，试运负责单位向施工单位、调试单位、监理单位、建设单位、生产单位及设备厂家发送试运通知单，组织对试运设备或系统进行技术条件和环境条件的检查、确认并签字。

（三）试运工作票、操作票管理制度

在试运期间进行设备试运、检修和消缺工作，为了保证人身和设备的安全，防止事故发生，必须实行工作票和操作票管理制度，并严格遵照执行。

（四）试运结束验收制度

每个设备、系统试运结束后，试运负责单位组织施工单位、调试单位、监理单位、建设单位、生产单位对试运结果进行确认、签证。对不能满足设计要求的设备、系统按照缺陷管理程序进行消缺，缺陷处理完后应重新组织试运。

（五）设备代保管制度 独立系统经过试运合格,由施工单位申请，监理单位组织施工、监理、建设、生产、调试检查，填写代管签证卡，各方确认后交生产单位代管，遗留问题及其处理意见应在签证卡中说明。代管的系统应制订代管协议,明确代管范围、代管责任和代管后的管理方法。代管系统在机组移交生产前由施工承包商负责维修和消缺。

（六）备品备件管理制度

备品备件由项目公司对多台机组统一采购、管理和协调使用；施工、调试承包商要根据需求及时提交试运机组的备品备件申请和计划，项目公司按照计划调用。

（七）试运消缺管理制度

试运中的设计缺陷、设备缺陷、安装缺陷、调试缺陷由监理单位建立缺陷台帐,并监督、检查验收各责任单位的缺陷处理；缺陷责任单位要对缺陷进行分析，提出消缺意见并及时进行消缺，缺陷消除并经验收合格后应填写缺陷消除返回单。对暂时不能消除缺陷,应将原因以书面形式向指挥部试运办公室汇报。

（八）安全、消防管理制度

试运过程中要建立健全安全、消防组织机构，制定启动试运人身安全、设备安全、试运消防、防误操作管理制度和事故应急预案，明确试运工作的安全、消防责任单位、安全责任人，试运工作必须严格执行国家有关安全、消防工作规定和反事故措施。

第四章 试运基本条件和要求 第十八条 为确保实现机组启动试运的成功，必须通过有序、高效、高标准的过程管理来保证，各阶段的试运工作必须要满足必要的条件和要求，具体见附件一。

第五章 质量、安全控制主要要求

第十九条 启动试运质量控制要求

（一）严格按照《火电工程启动调试工作规定》、《火电工程调整试运质量检验及评定标准》、《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》的要求执行；

（二）调试大纲必须明确调试程序、重大调试方案和质量控制措施；试运前各设备、系统调试（试运）措施经监理审核通过，并确保做好试运前的技术交底工作；

（三）加强设备出厂的检验和监造工作，建立主要设备、控制装臵出厂前的检查验收台帐，避免设备、装臵问题在现场解决；

（四）严格控制现场试验人员的资质、试验设备（仪器）有效检验证书；

（五）认真做好试运记录和验收签证，保证记录和签证真实、准确、完整、及时；

（六）加强试运中的缺陷管理工作，对试运中发现的设计、设备、安装、调试的缺陷建立统一的管理台帐，落实责任单位，缺陷消除后必须重新验收；

（七）严格控制试运条件，安装缺陷不能带入分部试运，分部试运缺陷不能带入机组整套启动，整套试运缺陷不带到168小 时试运，168小时试运后做到无缺陷移交；

（八）试运过程中重点控制系统清洁度、设备温度和振动、系统严密性等各项指标，系统试运行时各种保护要全部投入。

第二十条 试运安全控制要求

（一）机组启动试运过程中全面贯彻“安全第一，预防为主”的指导方针，根据机组设备的特点，针对启动试运中的各个环节，结合“二十五项反措”，要求施工、调试、运行单位制定机组的各项反事故措施，并严格执行；

（二）试运期间严格执行操作票和工作票制度，所有电气操作和投入运行系统操作必须使用操作票，带电和运行系统作业必须使用工作票；

（三）试运工作开始前要组织对试运环境的联合检查，重点检查消防设施、照明、安装孔洞及沟道盖板是否完善，场地平整、道路畅通、易燃物品和垃圾已清除，所有试运设备的平台、梯子、栏杆安装完毕，试运设备与安装设备之间已进行有效的隔离，对于氢、油系统周围要有明显的警示标志；不满足试运措施条件要求的试运项目坚决不能试运；

（四）启动试运期间，每一试运工序开始及机组主辅设备的首次启动或重大项目操作前，要求安装、调试单位必须向运行及相关操作人员同时进行技术和安全交底，防止误操作等情况发生；

（五）试运期间凡发生机组设备跳闸故障，必须查明原因并 有防范措施后再启动，不允许同一种情况重复发生；设备系统启动前，必须确认保护的投入状态；

（六）开展机组试运安全分析活动，针对机组启动试运中发生的不安全情况和事故苗头，及时进行危险点分析，举一反三，采取有效措施，防止和杜绝事故发生。

第六章 附则

第二十一条 启动试运的各项工作要与集团公司新建机组“创一流”工作相结合，各项目公司要及时做好试运总结和试运指标的上报工作。

第二十二条 启动试运相关的标准、规程、规范等文件见附件四。

第二十三条 本意见由集团公司工程管理部负责解释。第二十四条 本意见自发布之日起施行。

附件一：

火电工程机组试运基本条件与要求

火电工程机组启动试运基本条件与要求是按机组的典型配臵方案考虑的，其他情况可以参照执行。

一、DCS受电 1受电前的基本条件

1.1土建方面：机房内地面应保持平坦通畅，如有井坑孔洞，应敷设盖板或围栏。机房内应有充分的照明条件，并应配有适当的消防设施。

1.2安装方面：计算机机柜和盘台应安装就位，供电、配电系统接线完毕且工作电源（UPS正式电源）正常，预制电缆已连接完毕，接地系统连接完毕。

1.3 DCS厂家应提供相关的技术资料，并派专人到现场负责首次受电工作的实施和监督。2通电前应具备的条件 2.1环境条件

2.1.1控制室、电子间装修完毕，确保无尘、无水。控制室应铺设防静电地板。

2.1.2控制室、电子间空调设备已投入运行。环境温度应保持在控制系统规范所要求的范围15--30℃内，建议保持在21±2℃。环境相对湿度应保持在控制系统规范所要求的范围20%-80%内，无结露，建议保持在40±10%。

2.1.3控制系统附近不应用较大的动力电器设备，不应在计算机室内使用较大功率的对讲机、手提电话等，即环境磁场强度应限制在控制系统规范所允许的最小磁场强度以下。

2.1.4 DCS机柜周围地面的振动，应保持在控制系统规范所要求的最小值以下。

2.1.5计算机室应远离较大的低频噪音源。

2.1.6控制系统周围空间不应有腐蚀性气体和可燃性气体。2.1.7控制系统周围空间灰尘浊度不应超出要求的限值。2.2设备要求

2.2.1机柜（机箱）安装应直立、牢固，柜面平整、光滑无变形，无擦伤、无碰伤，油漆无脱落，柜门开关灵活，无磕碰卡涩，柜面应有醒目的正反标记，无柜间间缝。

2.2.2机柜前后应留有充分工作空间，地面应无杂物、器械堆放，未开皮电缆应清理捆扎整齐，做好标记。控制系统DCS应与其他系统机柜保持足够空间，以便维护。

2.2.3柜内配电装臵、用电装臵周围应留有足够散热空间，保持通风流畅，电源接线头应有遮挡板，以便于维护。接线处应有电源规格、火线、地线、零线的标记，配电装臵面板的状态指示灯不应被其他物体遮盖，以便监视。

2.2.4机柜应与安装基础用绝缘板隔离，机柜之间不允许直接用金属物直接连接，应用带有绝缘套管和绝缘垫片的螺栓紧固联 接。

2.2.5柜内冷却风扇应完整无损，电源配线应连接可靠，并配有独立的断路器和熔断器。

2.2.6机柜框架应无结构错误，柜内卡件应插装整齐，标志醒目有序，无缺件。

2.2.7控制柜系统各种硬件的外观应完好，数量及安装应正确；控制柜内的电缆应配备齐全；电源设备的安装应正确无误。2.3接地要求

2.3.1应严格按照设计要求，DCS系统应有独立的接地系统，接地极接地电阻应符合DCS系统接地要求。机柜以成组的形式连接接地极，DCS系统的交流电源地和内部信号的逻辑地均应接入该接地系统。

2.3.2系统地与信号地的接地线规格应符合设计要求，控制系统的系统接地和信号接地的方式应正确，接线应牢靠。按照系统电源接地系统接线图的要求，应逐个检查确认各个机柜的系统地和信号线的连接情况。

2.3.3所有接地只能采用并联方式接至接地母排，绝对不能采用串联方式。

2.3.4现场总线通讯电缆不能与强电电缆一起布臵，如确实需要，应对通讯电缆加装外套金属屏蔽套管，金属屏蔽套管应单端接地。如现场总线通讯电缆周围有大电流设备时也应如此处理。2.4电源要求 2.4.1电源等级：符合DCS系统电源要求；

2.4.2配电柜向每个电源柜提供两路220VAC/6A电源，其中主电源来自UPS，副电源来自厂用电保安段；

2.4.3配电柜至各机柜之间的电源线应满足系统要求。

二、厂用受电 1环境条件

1.1带电区域的道路应畅通，带电设备周围不应有脏乱杂物，无孔洞。

1．2带电范围的建筑工程（包括照明、通风、消防、采暖、装饰装修、电缆沟道及盖板、隧道、变电站架构及围栏等）已施工完毕并经验收合格。

1.3各配电间门窗完善、加锁，钥匙集中保管。

1.4各设备名称及回路按正式要求进行编号标志，标志应清晰正确。

1．5在变压器场地、配电间和单控配备足量的、适合电气及油类火灾的消防器材，如干粉灭火器、CO2灭火器等。2受电前应具备的条件

下列设备装臵及相应的控制、保护系统全部安装调试完，并经验收签证合格。

2.1 110KV（或其他电压等级，下同）启动变间隔母线和设备 2.2 启动变压器系统（包括110KV母线、隔离开关、PT、CT、断 路器和6KV备用封闭母线）

2.3 主厂房厂用电系统的厂用高低压成套配电装臵 2.4 厂用低压变压器

2.5单控室启动变保护屏、电度表屏、变送器屏和BTG屏 2.6厂用电DCS操作系统

2.7直流系统的动力控制直流屏、蓄电池 2.8厂用带电系统的电缆敷设、接线 2.9 UPS电源装臵 2.10接地系统

三、分部试运 1试运环境条件与要求

1.1厂区内场地平整，道路畅通。

1.2试运范围内环境干净，现场的沟道及孔洞的盖板齐全，临时孔洞装好护栏或盖板，平台有正规的楼梯、通道、过桥、栏杆及其底部护板。室内外装修装饰完成。1.3消防系统处于可靠备用状态。1.4排水系统及设施能正常使用。

1.5现场有足够的正式照明，事故照明系统完整可靠并处于备用状态。

1.6在寒冷气候下进行试运的现场，应做好厂房封闭和防冻措施，室内温度能保持＋5℃以上。

1.7电话等通讯设备安装完毕，可以投入使用。2单机试运应具备的条件

2.1转动设备按要求安装完毕，外观完整，连接可靠，所有螺栓都已拧紧并安全可靠，转动部分的安全罩已装好，有关表计应投运。

2.2转动设备电动机接线良好,测量绝缘应合格。2.3有可靠的操作和动力电源。

2.4转动设备电机试运结束，试运结果符合要求，具备投运条件。2.5转动设备程序启动、停止逻辑，保护、联锁、报警条件检查、传动完毕，投入正常。

2.6与试运设备有关的热工、电气仪表安装校验完毕,可投入使用。

2.7热控DCS系统具备在CRT上启、停操作设备的条件。2.8转动设备润滑油站安装完毕，并已注入规定的油质达到正常油位，油泵经试运合格，并建立正常的油循环及冷却水循环；各轴承轴承冷却水投入，流量正常；注入规定的润滑油，轴承油位正常。

2.9转动设备事故按钮传动完毕。3主要辅机系统试运条件与要求 3.1电动给水泵及其系统试运

3.1.1设备及系统按要求安装完毕，经验收合格，记录齐全。3.1.2保温完毕，管道支吊架调整好。

3.1.3所有的二次浇灌应完成，浇灌层达到应有的强度。3.1.4有关承压设备、管道经检验验收合格。3.1.5具有可靠的操作和动力电源及压缩空气气源。3.1.6各水位计、油位计正常投入，转动机械加好符合要求的润滑油脂。

3.1.7各阀门传动检查合格，已编号、挂牌并处于备用状态。3.1.8各就地指示仪表经校验指示正确。

3.1.9参加试运的各种容器已进行必要的清理和冲洗。3.1.10设备及表计清理擦拭干净并标注名称。

3.1.11各热工表计经校验合格，热工测点、信号、保护和自动控制在分系统调试时应逐项检查和调试好，在DCS的CRT上应有正确的显示。

3.1.12试运前对各压流表计一、二次表门进行冲洗，表计投入正常。

3.1.13润滑油系统的油循环符合要求（油质合格），偶合器油箱油位正常（最高油位）。

3.1.14电气部分安装完毕，其回路及电机绝缘合格，有关马达的空载试运完毕，转向正确。3.1.15液力偶合器操作系统正常。

3.1.16机械密封水系统及冷却水系统冲洗合格、系统恢复正常。3.1.17热工做好电泵启动后流量计的投入及校验工作。3.2汽动给水泵及其系统试运

3.2.1设备安装符合图纸和制造要求，并且保温良好。3.2.2热工表计、变送器、压力开关、温度接点、报警、联锁、保护、光字牌、程控逻辑传动正确，且已投入；电气电源合格可靠。

3.2.3各手动、电动、气动门、电磁阀开关灵活到位，有关安全门校验合格。3.2.4油箱油位正常。

3.2.5循环水、开式水、工业水、闭式冷却水系统正常供水，凝汽器水侧投入运行。

3.2.6压缩空气、凝结水能正常供应。

3.2.7小机油系统循环完毕，油质合格，油位正常，油箱加热器能投入，蓄能器充氮合格（0.6MPa），能正常投入。

3.2.8小机盘车装臵，主、辅助油泵、直流油泵、油箱排烟机分部试运合格。

3.2.9除氧器水质合格，水位在正常范围。

3.2.10前臵泵入口管冲洗合格，前臵泵电机试运合格，转向正确，电流表指示正确。

3.2.11主机盘车、轴封系统、真空系统能正常投入。3.2.12小机试运时，采用主机抽真空带抽小机的方式。3.3循环水泵及其系统试运

3.3.1循环水系统按照设计安装完毕，根据安装后检查项目对机械、电气、热控部件及设备进行检查，质量符合设计要求。3.3.2设备、阀门和控制开关标识清楚，系统中所有电动阀门调 试完毕，手动阀门操作灵活可靠。

3.3.3监视仪表安装齐备，指示准确，已正式投入使用。3.3.4热工联锁、保护传动试验正确。3.3.5循环水及汽轮机凝汽器水压试验合格。3.3.6循环水系统胶球清洗装臵安装完成。

3.3.7循环水拦污网完好清洁，水塔水池入水口、滤网、泵入口水管、泵出口压力水管道内应清理干净；循环水泵出口液压蝶阀油站的油箱清理干净，油系统冲洗合格后注入合格油。油站和出口蝶阀调试完毕，能正常投入。

3.3.8冷却润滑水系统安装完毕，冷却水泵运转正常，循环水泵冷却、润滑用水3管道冲洗干净，装上滤网。

3.3.9循环水泵电机完成空载试运，电机转向正确（从电机往泵看顺时针旋转），温升、振动正常。

3.3.10相关系统泵类马达转向正确，试转合格。

3.3.11对启停泵时可能出现的“水锤”现象做好防范措施。3.4凝结水泵及其系统试运

3.4.1凝结水补充水泵试运转试验完毕，可以投入使用。3.4.2直接空冷设备及凝汽器集水箱安装完毕，符合制造厂家技术要求。

3.4.3凝结水系统各管路按设计要求安装完毕。

3.4.4凝结水泵安装完毕，电机经单独空负荷试运转向正确，符合技术要求。3.4.5凝结水系统水压试验完成，符合验评标准。

3.4.6系统内表计齐全，各热工仪表开关及流量测量装臵校验合格，安装完毕；凝汽器集水箱水位表已投入且指示正确，压力、流量等表计已做好冲洗投用的准备。

3.4.7凝汽器水箱上水前进行彻底清理，水位应上至水位计量程的2／3以上。

3.4.8凝结水泵轴承润滑油油位正常，油质合格。3.4.9凝结水系统再循环调整完成，能正常投用。

3.4.10按电气说明校对电气接线，并具备可靠的操作电源。3.4.11各手动、电动、气动阀门，经逐个检查调整试验、动作灵活可靠，并标明名称及开、闭方向，处于备用状态。3.4.12完成联锁保护的传动检查，有关联锁保护自动均已投入。3.5真空泵及其系统试运

3.5.1设备及系统按要求安装完毕，经验收合格，记录齐全。3.5.2具有可靠的操作和动力电源及压缩空气气源。3.5.3各水位计、油位计正常投入，转动机械加好符合要求的润滑油脂。

3.5.4各种阀门传动检查合格，已编号、挂牌并处于备用状态。3.5.5各就地指示仪表经校验指示准确。3.5.6参加试运的各种容器已进行清理和冲洗。3.5.7设备及表计清理擦拭干净并标注名称。

3.5.8各热工表计经校验合格，热工测点、信号、保护和自动控 制在分系统调试时应逐项检查和调试好，在DCS的CRT上应有正确的显示。

3.5.9电气部分安装完毕，其回路及电机绝缘合格，有关马达的空载试运完毕，转向正确。3.6汽机润滑油系统试运

3.6.1 油系统设备及管道安装完毕，并经油循环冲洗合格，恢复正常系统。

3.6.2 润滑油油质达到合格标准。

3.6.3 主油箱装满合格的润滑油，并备有足够合格的备用润滑油。

3.6.4 各油泵的电机试运合格，排烟风机试运正常；正式电源已经接好，系统检查无泄漏。

3.6.5 油系统设备、管道表面及周围环境清理干净，无易燃物，工作区域内无明火作业。

3.6.6 冷却水系统投入运行，压力正常，各阀门操作灵活。3.6.7 事故排油系统安装正确，阀门操作灵活，各压力表及阀门应有明显标志。

3.6.8油净化装臵设备安装完毕，系统连接正确，阀门灵活，连接处不存在渗漏，各压力表及信号阀门应有明显标志。3.6.10油净化系统设备、管道表面及周围环境清理干净，无易燃物，工作区域内无明火作业。

3.6.11油净化器循环泵泵单体试运合格，确认设备电机转向正 确，正式电源已经接好，系统检查无泄漏。3.7汽机控制油系统试运

3.7.1 抗燃油系统设备及管道安装完毕，并经油循环冲洗合格，恢复正常系统。

3.7.2 抗燃油油质达到标准。

3.7.3 抗燃油箱装满合格的抗燃油，并备有足够合格的备用抗燃油。

3.7.4 各油泵的电机及泵单体试运合格且试运正常；正式电源已经接好，系统检查无泄漏。

3.7.5 油系统设备、管道表面及周围环境清理干净，无易燃物，工作区域内无明火作业。

3.7.6 冷却水系统投入运行，压力正常，各阀门操作灵活。3.7.7 事故排油系统安装正确，阀门操作灵活，各压力表及阀门应有明显标志。

3.7.8再生装臵设备安装完毕，系统连接正确，阀门灵活，连接处不存在渗漏，各压力表及信号阀门应有明显标志。

3.7.9系统中的各个蓄能器检查完毕，氮气压力在正常范围内。3.8发电机密封油系统试运

3.8.1密封油系统及氢系统的安装工作全部结束，安装技术数据记录齐全。

3.8.2密封油系统油循环结束，油质化验合格。

3.8.3主机交流润滑油泵、两台空侧密封油泵、空侧直流油泵、两台氢侧密封油泵、油氢分离器的排氢风机都已经过试运，可以正常投用。

3.8.4密封油系统循环结束后，及时清理空侧、氢侧油滤网。3.8.5氢侧密封油箱补、排油电磁阀操作正常。

3.8.6系统各表计齐全，各热工保护开关及流量测量装臵校验合格，安装完毕；凝汽器集水箱水位表已投入且指示正确，压力、流量等表计已做好冲洗投用的准备。3.8.7油箱油位正常。

3.8.8各手动、电动、汽动阀门，经逐个检查试验，动作灵活准确，标明名称及开闭方向，处于备用状态。

3.8.9完成联锁保护的传动检查，有关联锁保护自动均已投入。3.9定子冷却水系统试运 3.9.1有充足的除盐水储备。

3.9.2定子冷却水系统各管路按设计要求安装完毕。3.9.3定子冷却水系统管路冲洗完毕水质合格并验收合格。3.9.4定子冷却水泵安装完毕，电机经单独空负荷试运转向正确，符合技术要求。

3.9.5定子冷却水系统水压试验完成，符合验评标准。3.9.6系统各表计齐全，各热工保护开关及流量测量装臵校验合格，安装完毕；水箱水位表已投入且指示正确，压力、流量等表计已做好冲洗投用准备。

3.9.7水箱上水前进行彻底清理，水位应上至水位计量程的2／3 以上。

3.9.8定子冷却水泵轴承润滑油油位正常，油质合格。3.9.9按电气说明校对电气接线，并具备可靠的操作电源。3.9.10各手动、电动、汽动阀门，经逐个检查试验、动作灵活准确，标明名称及开、闭方向，处于备用状态。

3.9.11完成联锁保护的传动检查，有关联锁保护自动均已投入。3.10吸风机及其系统试运

3.10.1循环水、闭式冷却水、仪用空气、厂用空气等公用系统调试完毕并能正常投入。

3.10.2热控DCS系统具备在CRT上启、停操作设备的条件。3.10.3风烟系统所有烟、风道安装完毕，内部杂物清理干净。3.10.4炉膛、风道、烟道各处人孔门和检修孔门检查后关闭，并用螺栓紧固。

3.10.5炉底渣斗、水封清理干净，具备上水条件，在试运时，将炉底水封槽充足水，全开液压关断门。

3.10.6电除尘器内部清理干净，振打、升压试验完毕，电除尘灰斗加热具备投入条件。

3.10.7吸风机及其系统按要求安装完毕，外观完整，连接可靠，转动部分的安全罩已装好，有关表计应投运。3.10.8具有可靠的操作和动力电源。

3.10.9吸风机润滑油站安装完毕，并已注入规定的油质达到正常油位，油泵经试运合格，并建立正常的油循环及冷却水循环。3.10.10冷却水系统投入，流量正常。3.10.11电动机接线良好，测量绝缘应合格。

3.10.12与试运有关的热工、电气仪表安装校验完毕，可投入使用，各测点及开关能够保证正常投入。

3.10.13吸风机启动允许、停止逻辑，保护、联锁、报警条件检查、传动完毕，投入正常。

3.10.14空气预热器分部试运结束，试运结果符合要求，具备投运条件。

3.10.15引风机电机单体试运结束，试运结果符合要求，具备投运条件。

3.10.16吸风机事故按钮传动完毕。

3.10.17相关烟风挡板的检查、传动完毕，投运正常。3.11送风机及其系统试运

3.11.1循环水、闭式冷却水、仪用空气、厂用空气等公用系统调试完毕并能正常投入。

3.11.2热控DCS系统具备在CRT上启、停操作设备的条件。3.11.3风烟系统所有烟、风道安装完毕，内部杂物清理干净，各管道连接处密封性良好。

3.11.4炉膛、风道、烟道各处人孔门关闭，并用螺栓紧固。3.11.5炉底渣斗、水封清理干净，具备上水条件，在试运时，将炉底水封槽及螺旋捞渣井充足水，并全开捞渣机关断门。3.11.6电除尘器内部清理干净，具备投入条件。3.11.7送风机及其系统按要求安装完毕，外观完整，连接可靠，转动部分的安全罩已装好，就地表计应投运。3.11.8具有可靠的操作和动力电源。

3.11.9各轴承注入规定的润滑油，轴承油位正常。3.11.10轴承冷却水投入，流量正常。3.11.11电动机接线良好，测量绝缘应合格。

3.11.12与试运有关的热工、电气仪表安装校验完毕，可投入使用。

3.11.13送风机程序启动、停止逻辑，保护、联锁、报警条件检查、传动完毕，投入正常。

3.11.14空气预热器分部试运结束，试运结果符合要求，具备投运条件。

3.11.15引风机分部试运结束，试运结果符合要求，具备投运条件。

3.11.16送风机润滑油站安装完毕，并已注入规定的油质达到正常油位，油泵经试运合格，并建立正常的油循环及冷却水循环。3.11.17送风机电机单体试运结束，试运结果符合要求，具备投运条件。

3.11.18送风机事故按钮传动完毕。

3.11.19相关烟风挡板的检查、传动完毕，投运正常。3.12空预器试运

3.12.1循环水、工业水、仪用空气、杂用空气等公用系统调试

完毕并能正常投入。

3.12.2热控DCS系统具备在CRT上启、停操作设备的条件。3.12.3风烟系统所有烟、风道安装完毕，内部杂物清理干净。3.12.4空预器及其系统按要求安装完毕，外观完整，连接可靠，转动部分的安全罩已装复，有关表计应投运，空预器人孔门及检修门孔已关闭，并已紧上螺栓。3.12.5具有可靠的操作和动力电源。

3.12.6各轴承注入规定的润滑油，轴承油位正常。3.12.7轴承冷却水投入，流量正常。3.12.8电动机接线良好，测量绝缘应合格。

3.12.9与试运有关的热工、电气仪表安装校验完毕，可投入使用。

3.12.10空预器程序启动、停止逻辑，保护、联锁、报警条件检查、传动完毕，投入正常。

3.12.11空预器火灾报警装臵、停车报警装臵安装、调试完毕，投入正常。

3.12.12相关烟风挡板的检查、传动完毕，投运正常。3.13一次风机及其系统试运

3.13.1循环水、闭式冷却水、仪用空气、杂用空气等公用系统调试完毕并能正常投入。

3.13.2热控DCS系统具备在CRT上启、停操作设备的条件。3.13.3风烟系统所有烟、风道安装及清理完毕，内部杂物清理

干净。

3.13.4炉膛、风道、烟道各处人孔门关闭。

3.13.5炉底渣斗、水封清理干净，具备上水条件，在试运时，渣底关断门关闭。

3.13.6电除尘器内部清理干净，振打、升压试验完毕，电除尘灰斗加热具备投入条件。

3.13.7一次风机及其系统按要求安装完毕，外观完整，连接可靠，转动部分的安全罩已装复，有关表计应投运。

3.13.8密封风机分部试运结束，试运结果符合要求，具备投运条件。

3.13.9磨煤机及其系统按要求安装完毕，与燃烧器连接可靠，有关表计能投运，已具备通风条件。3.13.10具有可靠的操作和动力电源。3.13.11各辅机润滑油系统正常投入。3.13.12轴承冷却水投入，流量正常。

3.13.13一次风机电动机接线良好，测量绝缘应合格。3.13.14与试运有关的热工、电气仪表、相关测点及保护开关安装校验完毕，可投入正常使用。

3.13.15一次风机启动允许、保护、联锁条件检查、传动完毕，投入正常。

3.13.16空气预热器分部试运结束，试运结果符合要求，具备投运条件。

3.13.17引风机分部试运结束，试运结果符合要求，具备投运条件。

3.13.18送风机分部试运结束，试运结果符合要求，具备投运条件。

3.13.19一次风机电机单体试运结束，试运结果符合要求，具备投运条件。

3.13.20一次风机事故按钮传动完毕。

3.13.21相关烟风系统、制粉系统、燃烧系统挡板的检查、传动完毕，投运正常。3.14炉水循环泵试运

3.14.1闭式冷却水系统，凝结水系统调试完毕并能正常投入。3.14.2热控DCS系统具备在CRT上启、停操作设备的条件。3.14.3炉水循环泵马达安装结束，马达内部保护液冲洗工作结束。

3.14.4泵组和高压冷却水水压试验结束。

3.14.5炉底渣斗、水封清理干净，锅炉具备上水条件。3.14.6具有可靠的操作和动力电源。3.14.7马达注水及冷却水系统能正常投入。3.14.8电动机接线良好，测量绝缘应合格。

3.14.9与试运有关的热工、电气仪表安装校验完毕，可投入使用。

3.14.10炉水循环泵程序启动、停止逻辑，保护、联锁、报警条 34 件检查、传动完毕，投入正常。

3.14.11炉水循环泵首次注水及清洗工作已结束并符合厂家要求。

3.14.12炉水循环泵电机单体试运结束，试运结果符合要求，具备投运条件。

3.14.13炉水循环泵事故按钮传动完毕。3.14.14相关阀门检查、传动完毕，投运正常。3.14.15汽包就地双色水位计及水位变送器投用可靠。3.14.16炉水循环泵二次冷却水应急泵马达电机单体试运完成。3.15制粉系统试运

3.15.1循环水、闭冷水、仪用压缩空气、厂用压缩空气等公用系统调试完毕并能正常投入。

3.15.2热控DCS系统具备在CRT上启、停操作设备的条件。3.15.3风烟系统所有烟、风道安装完毕，内部杂物清理干净。3.15.4炉膛内部脚手架拆除工作完毕，炉膛、风道、烟道各处人孔门关闭。

3.15.5炉底渣斗、水封清理干净，具备上水条件。

3.15.6电除尘器内部清理干净，振打、升压试验完毕，电除尘灰斗加热具备投入条件，电除尘器具备投入条件。

3.15.7空气预热器、吸风机、送风机、一次风机、密封风机及其系统具备整套启动条件。3.15.8锅炉冷态通风试验完毕。

3.15.9磨煤机及其系统按要求安装完毕，与燃烧器连接可靠，有关表计能投运，已具备通风条件。3.15.10燃烧器冷态检查完毕。3.15.11具有可靠的操作和动力电源。

3.15.12磨煤机电机接线良好，测量绝缘应合格。

3.15.13电机润滑油系统及减速机稀油站试运完成，具备投用条件。

3.15.14与试运有关的热工、电气仪表安装校验完毕，可投入使用。

3.15.15磨煤机启动允许、停止逻辑，保护、联锁条件检查、传动完毕，投入正常。

3.15.16磨煤机和给煤机安装完毕，给煤机皮带安装调试合格，煤量测量装臵校验完毕，给煤机分部试运结束，磨煤机电机单体试运结束。

3.15.17锅炉输煤、除灰、除渣系统分部试运结束，具备投入条件。

3.15.18磨煤机、密封风机经风压试验，系统无外漏点。3.15.19磨煤机石子煤排放系统阀门操作试验合格。

3.15.20相关烟风系统、制粉系统、燃烧系统挡板的检查、传动完毕，投运正常。

3.15.21热控FSSS相关部分检查传动完毕，具备磨煤机启动条件。

四、化学清洗 1环境条件

1.1化学清洗现场应整理干净，道路通畅，照明充足，通讯联络完好。

1.2化学清洗药品验收合格并运到现场，分类堆放整齐。1.3安全、消防、保护急救设施用品齐备。

1.4化学清洗现场临时防护措施应完善，搭建的临时步道、平台应牢固可靠。2设备及系统要求

2.1清洗临时系统安装完毕，水压试验（打清洗泵泵压）合格，临时泵试运完毕，临时阀门便于操作且动作灵活。

2.2清洗系统所涉及的电动、气动阀门传动完毕，能在控制室内进行操作。

2.3清洗涉及到的正式系统设备（如凝结水泵、电动给水泵、相关电动门等）试运完毕，能在控制室内进行操作，相关热工测点具备投入条件。

2.4与机组化学清洗系统连通但不参加酸洗的设备、管道、仪表等已采取了妥善的隔离措施，并设有禁止操作标志，确保与被清洗系统隔绝。

2.5电厂化学车间有充足的除盐水储备并有足够的制水能力。2.6启动锅炉能随时供应足够的蒸汽，临时加热器试投加热完好，满足清洗过程中加热的要求。

2.7除氧器具备加热条件。

2.8机组排泄坑排放系统及生产废水处理系统能满足清洗要求。2.9 清洗有关系统的主要设备及各阀门挂牌完毕。

2.10 取样分析化验的场所、仪器仪表和药品等条件准备就绪。2.11化学清洗期间，停止与清洗有关系统的安装、调整等工作，严禁无关人员操作。

2.12 锅炉具备点火条件，确保锅炉酸洗后二十天内能点火吹管。

五、锅炉吹管

1公用系统应具备的条件

1.1厂用电系统调试完毕，可以投入使用。

1.2循环水系统、工业水系统、闭式冷却水系统调试完毕，可以投入使用。

1.3化学补给水系统，取样、加药系统调试完毕，可以投入使用，并储备好足够的合格除盐水。

1.4主控室空调系统调试完毕，可以投入使用。

1.5燃油卸油泵、供油泵分部试运结束，供油泵再循环调节性能良好，具备正常投入条件。1.6燃料车间准备充足的燃料。

1.7输煤、除灰、除渣设备及系统安装、调试完毕并具备投运条件。

1.8仪用、杂用压缩空气系统调试完毕，可以投入使用。1.9辅助蒸汽系统吹扫合格，调试完毕，可以投入使用。

1.10厂房已封闭，门窗安装齐全，能防风雨进入厂房。1.11有碍通行和容易引起火灾的脚手架已拆除，沟道盖板齐全，楼梯步道平台栏杆完好，现场所有杂物清理干净，能保证工作人员安全通行。

1.12上、下水道畅通，能保证供水、排水需要。1.13燃油、润滑油系统及电缆已采取可靠的防燃措施。1.14厂房内所有设备工作照明，事故照明完好，保证照明充足。1.15通讯系统调试完毕，保证通讯通畅。

1.16所有岗位消防器材齐全，消防通道畅通，消防系统能投入正常。

2锅炉应具备的条件

2.1锅炉酸洗工作结束，酸洗临时系统拆除，汽包内部经清理验收，并封闭。

2.2吹管临时系统安装工作结束，确认符合要求。吹管用靶板准备充足；靶板表面必须经磨平抛光处理。

2.3锅炉本体安装工作结束，炉墙，管道保温完好；炉内脚手架拆除，灰渣室及烟风道内部应彻底清理干净。

2.4锅炉汽包、过热器、再热器等各级受热面金属壁温测点安装完毕。

2.5炉底渣斗冷却系统、水封系统调试完毕，具备正常投入条件。2.6吹灰器安装完毕已处退出位臵，空气预热器吹灰器能正常投运。

2.7电除尘灰斗加热系统调试完毕，电除尘器气流分布试验、振打、升压试验完毕，具备正常投入条件。

2.8锅炉疏放水排污系统，排空气系统，减温水系统调试完毕，具备正常投入条件。

2.9锅炉所有烟风系统风门挡板，汽水系统阀门检查传动、逻辑试验完毕，并挂牌，具备正常投入条件。

2.10锅炉空气预热器、吸风机、送风机、一次风机、磨煤机密封风机、火检探头冷却风机分部试运结束，锅炉风烟系统具备正常投入条件。

2.11完成炉膛冷态通风试验、一次风调平试验。

2.12锅炉膨胀系统各处膨胀指示器安装完毕，齐全、牢固，检查合格，并标出零位。

2.13锅炉本体膨胀间隙检查工作结束，确认无妨碍锅炉膨胀的地方。

2.14锅炉汽水系统、烟风系统及燃烧系统各支吊架应按设计调整，临时加固设施应拆除。

2.15锅炉暖风器汽源管路吹扫完毕，系统调试完成，具备正常投入条件。

2.16空气预热器辅助蒸汽吹灰系统，消防水系统调试完毕，具备正常投入条件。

2.17燃油泵房及炉前的燃油系统、蒸汽吹扫系统管道吹扫完毕，水压试验合格。

2.18锅炉燃烧器冷态调试完毕，具备正常投入条件。2.19如考虑吹管后期投粉吹管，制粉系统A、B两台磨煤机、给煤机调试好并具备投入条件。

2.20炉膛出口烟温探针安装、调试完毕，联锁保护投入，具备投运条件。3汽机应具备的条件

3.1凝汽器、热水井经清理合格, 凝结水泵经试转合格，能向除氧器供水。

3.2除氧器内部清理干净，并经水冲洗，蒸汽加热管道经吹洗结束，恢复正常，具备加热和投运条件。

3.3电动给水泵试转合格，给水管路经全系统冲洗合格，并恢复。3.4防止向汽机进汽的各项措施已实施，并经检查验收合格。3.5汽机润滑油系统冲洗合格，油质符合标准规定。3.6汽机润滑油系统调试工作完成，具备正常投入条件。3.7汽机盘车系统调试工作完成，具备正常投入条件。3.8汽机真空系统调试工作完成，具备正常投入条件。3.9汽机主汽管道，冷再、热再管道疏水阀传动完毕，可以投入使用。

3.10汽机缸温测点调试校验完毕，可以正确指示缸温。3.11各抽汽电动截止门关闭严密。

3.12所有引入凝汽器的各处疏水均被可靠隔绝。3.13低压缸喷水可以投入。

4热控应具备的条件

4.1锅炉FSSS系统的炉膛吹扫程序、油泄漏试验、油点火程序控制及煤粉投运条件、磨煤机启动、停止控制程序、磨煤机联锁保护等调试工作完成。

4.2锅炉主保护MFT传动工作完成，保护动作正确，报警、音响信号正确。

4.3各主要辅机联锁、保护动作正确；报警、音响信号可靠。4.4 DAS 系统与吹管工作有关的项目调试工作完成，指示准确可靠：汽包、过热器及再热器压力、汽温、壁温；给水压力、温度、给水流量；汽包远传水位计、云母水位计（就地）监视系统；炉膛火焰电视、炉膛负压、炉膛烟温探针；二次风风量、风压及风温；燃油压力、燃油温度、流量计及各转机电流、轴承温度等。4.5锅炉MCS系统炉膛负压自动、燃油压力自动、磨煤机出口温度自动、除氧器水位、凝汽器水位自动调试工作完成，调节品质良好。

4.6各项保护、报警光字牌声光信号调试传动完毕，能正常报警。

六、机组整套启动 1应具备的环境条件

1.1全厂公用系统安装调试完毕，能可靠使用。

1.2与设计有关的土建、安装工作按设计要求结束；现场平整，道路（包括消防道路）畅通，环境清理干净，试运范围内的施工脚手架要全部拆除，沟道及孔洞的盖板齐全，临时孔洞装好护栏

或盖板，不便检查和操作的部位均相应的要采取措施解决，便于运行人员与调试人员接近，能够确保安全有效地对设备实施监督。

1.3露天布臵的马达、油站及执行器有可靠的防雨措施。1.4在寒冷气候下进行试运的现场，应做好厂房封闭和防冻措施，室内温度能保持+5℃以上。

1.5厂区和厂房的排水系统及设施能正常使用，积水能排至厂外，生活用水和卫生设施可以投入使用。

1.6机组各系统各部位有可靠、充足的正式照明，事故照明系统完整可靠并处于备用状态。

1.7现场备有足够的消防器材，消防设备齐全，完好无损。消防水系统有足够的水源和压力，并处于备用状态，可随时使用。1.8各岗位通讯设备齐全可用，电话等通讯设备安装完毕，投入使用。

1.9锅炉本体电梯投入运行，安全可靠。

1.10所有参加试运的设备、系统仪表按设计安装完毕，并完成设计变更和其它必要的修改项目，确认安装质量验收合格。1.11所有的二次浇灌应完成，浇灌层的强度应达到设计要求。1.12电气设备和线路绝缘良好，仪表操作电源和动力电源必须可靠，保安电源及直流电源经试验可靠且投入。1.13具有可靠的杂用和仪表用压缩空气。2汽机应具备的条件

2.1有关承压设备、管道经水压试验合格。试运中无法试验的汽侧安全阀（如加热器、轴封、辅汽联箱、除氧器等的安全阀）应拆卸后在现场临时装设的试验装臵上经试验整定合格后装回设备上。

2.2参与试运的设备、系统按设计要求完成保温管道的支吊架应安装完毕且合格，防止管道膨胀的装臵必须拆除。

2.3 所有热控仪表经校验合格，各测点信号保护、自动控制在分部试运时应逐项检查调试好，各项报警显示应正确无误。2.4各容器的水位、油位计应按要求标出高、低、正常工作位臵，并有显示和报警，各转动机械轴承应按相应的要求加入足够的合格润滑剂，各油箱、水箱液位应按要求保持正常液位。2.5各系统中的电动、气动、手动阀门经开关试验灵活可靠，开关方向正确，并有开关方向标志，不便操作的高位手动阀门应设有平台。

2.6各蒸汽系统、水系统按相应措施吹扫冲洗合格，正式系统恢复。

2.7主机润滑油系统、保安油系统、顶轴油系统、密封油系统、抗燃油系统、、调节油系统油循环冲洗合格，其油质必须符合汽机施工验收规范的标准，且调试完毕投入运行。

2.8DEH控制系统调试完毕，静态试验合格，符合设计要求。2.9真空系统查漏合格，一般不送轴封时一台水环真空泵运行能将真空抽至40kPa以上。

2.10汽动、电动给水泵按调试措施完成试运，运行可靠，再循环装臵和调速机构启动灵活，联锁保护动作可靠。

2.11发电机密封油系统完成调试，差压阀、平衡阀动作灵活不应有犯卡的现象。密封油箱补、排油电磁阀及油泵联锁动作可靠，发电机氢系统打风压试验合格。（转子在静止状态下额定氢压时一昼夜漏气率应小于1.3%）

2.12发电机定子冷却水系统循环冲洗合格，初启动时的电导率允许为10μS/cm,但正常运行时电导率为0.5～1.5μS/cm,。2.13辅机冷却水系统完成试运。

2.14顶轴油泵、盘车装臵试运正常且能投入运行。顶轴高度调整合格，盘车投入、脱开可靠。

2.15高低压旁路联锁控制系统调试完成且可投入使用。2.16排汽缸喷水系统冲洗合格，喷嘴不应堵塞，检查喷水方向正确及雾化良好，自动投入、切除动作可靠。

2.17高排逆止门和各段抽汽逆止门的控制空气管道吹扫干净，逆止门的联锁动作良好，不应有犯卡的现象。

2.18各油系统的直流油泵试运合格，联锁启动作正常，直流电源可靠。

2.19高低加水位自动调整阀门，各汽系统疏水阀联锁试验良好。2.20完成汽机保护的传动试验、润滑油压低、真空低、轴位移大、振动大、超速等项模拟试验，各系统的事故、声光报警试验正常。

2.21完成轴封系统的各阀门调整，随时可以投运。

2.22计算机控制监测、显示、打印、事故及追记、报警均能可靠投用。

2.23完成化学制水系统调试，在机组启动试运期间备有足够的合格的除盐水，保证机组启动试运期间的动态冲洗有足够的补充水。

2.24凝结水系统试验合格且能正常投入运行。

2.25发电机氢冷却系统试运合格，定子冷却水系统试运合格且能正常投入运行。

2.26汽机排汽直接空冷系统完成调试且能正常投入运行。3锅炉应具备的条件

3.1锅炉空预器系统试运完毕，具备投入条件。3.2锅炉吸风机系统试运完毕，具备投入条件。3.3锅炉送风机系统试运完毕，具备投入条件。3.4锅炉一次风机系统试运完毕，具备投入条件。3.5锅炉炉膛冷态通风试验完毕。

3.6燃油系统蒸汽吹扫及油循环工作完毕，储备好试运用油。3.7化学制水设备工作正常，储备好足够的试运用合格除盐水。3.8输煤系统调试完毕，储备好足够的试运用煤，煤种应与设计相近。

3.9除灰、除渣系统调试完毕，可投入使用。3.10制粉系统冷态调试工作结束。

3.11锅炉吹灰器冷态调试工作结束。3.12锅炉连排、疏放水及空气系统可以投入。3.13锅炉取样、加药系统可以投入。3.14锅炉仪表伴热系统可以投入。

3.15工业水系统、闭式冷却水系统、仪用空气系统工作可靠。3.16锅炉就地水位计照明充足，刻度清楚，指示正确，并可以投入汽包水位电视。各水位计指示一致。3.17炉膛、烟风道内部清理干净。

3.18锅炉烟风及汽水管道支吊架在工作位臵。膨胀指示器齐全，并校好零位。膨胀检查完毕。3.19炉膛火焰电视可以投入。

3.20锅炉冷灰斗水封可以投入；锅炉看火孔、人孔门齐全，检查后关严。

3.21空预器吹灰蒸汽管道、暖风器加热蒸汽管道、燃油管道蒸汽吹扫完毕，恢复后可投入使用；磨煤机消防蒸汽可以投入。3.22空预器吹灰器及消防系统调试完毕，空预器火灾检测系统及冲洗水系统可投入使用。

3.23电除尘升压、振打、加热试验完毕、气流分布试验合格。3.24炉膛烟温探针动作及保护试验完毕。

3.25锅炉SCS、FSSS、DAS系统调试完毕，MCS系统静态试验合格。

4电气应具备的条件

4.1 所有带电系统的建筑工程（包括照明、通风、消防、采暖、电缆沟道、建筑构架等）已全部完成，能满足厂用电系统受电要求。试验现场周围应整齐、清洁,无杂物。

4.2 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。

4.3 各相关带电设备标识完整、齐全，编号合理。

4.4主变、高厂变散热器、油枕的截门应打开，油位正常、无渗漏现象。分接头位臵应符合运行要求。冷却器经调试传动正确，可投入运行。

4.5发变组保护及自动装臵调试完毕，定值正确。经带开关传动，正确无误，可以投入运行。事故音响及光字牌信号指示正确。4.6检查发电机定子和转子，变压器组，封闭母线，高压开关、刀闸等一次系统的绝缘试验应符合要求。

4.7直流系统安装、调试完毕，验收合格，供电可靠。4.8发电机水冷氢冷系统在起动前24小时投入运行，冷却水导电率应合格。

4.9厂用紧急备用电源应可靠。

4.10热工DCS控制系统试验完毕，操作正确，输入输出信号准确。

4.11完成机电炉大联锁传动试验，动作可靠。4.12发电机各项保护跳闸试验和各项报警试验正常。4.13静态励磁系统和自动并网装臵经静态调试正常，具备投入

条件。

4.14检查励磁调节器自动调节及手动调节应符合要求。4.15测量CT二次阻值合理，无开路现象。备用CT应可靠短路接地。

4.16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。

4.17检查二次回路交、直流电源保险应齐备，容量合适。4.18调试人员应准备好记录表格，图纸及厂家的有关资料，以便起动试验时使用。

4.19启动前经质检中心站检查，所提出的整改意见已整改完毕。4.20配套送出的输变电工程应满足机组满发送出的要求。4.21满足电网调度提出的并网要求。

4.22启动委员会已批准准予进入整套启动试运阶段。5．机组满负荷试运的条件和标准

5.1机组进入满负荷168小时试运的条件：

（一）发电机负荷达到铭牌额定功率值；

（二）锅炉断油；

（三）高加投入运行；

（四）电除尘投入运行；

（五）汽水品质合格；

（六）机组保护投入率达到100％；

（七）主要仪表投入率达到100％；

（八）机组热工自动投入率100％。

5.2完成机组满负荷168小时试运的标准：

（一）机组连续带负荷运行至少为168小时；

（二）连续满负荷运行时间不少于96小时；

（三）连续平均负荷率不低于90％。

5.3机组移交生产应达到的各项指标：

（一）机组保护投入率 100%；

（二）自动投入率 100%；

（三）仪表投入率 100%；

（四）辅机程控投入率 100%；

（五）辅机联锁保护投入率 100%；

（六）真空严密性 <0.3kPa/min；

（七）发电机漏氢量 <3Nm3/d；

（八）汽轮发电机最大轴振 <0.06mm；

（九）各阶段汽水品质 100%合格；

（十）不投油最低稳燃负荷率（B-MCR）达到设计要求；

（十一）首次点火到168小时结束耗用燃油（单台机组）

300MW机组<3000t；600MW机组<5000t（采用等离子点火考核指标另行规定）

（十二）从点火吹管至完成168小时满负荷试运的天数 <70天；

（十三）完成168小时满负荷试运的启动次数 <3次；

（十四）500KV及220KV系统继电保护投入率 100%；

（十五）AGC在商业运行前或试生产阶段第1—2个月后投入

七．试生产的要求

1．进一步考验设备、消除缺陷；完成基建未完项目；继续完成

第五篇：中国大唐集团公司2013年工作报告

深入贯彻落实党的十八大精神 为加快推进集团公司做强做优而努力奋斗 ——中国大唐集团公司2013年工作报告

陈进行

（2013年1月15日）

这次会议是集团公司深入贯彻落实党的十八大精神，站在新的历史起点上召开的一次十分重要的会议。这次会议的主要任务是：总结2012年工作，分析当前及今后一个时期的形势和任务，部署2013年工作，动员系统广大干部职工，进一步解放思想、转变观念，以更加坚定的信心、更加昂扬的士气，凝聚力量、乘势而上，为加快推进集团公司做强做优而努力奋斗！

下面，我代表集团公司作工作报告。

一、2012年工作总结

刚刚过去的2012年是集团公司近年来面临挑战最多、压力和困难最大的一年，也是极不平凡的一年。

这一年，我们科学应对艰难形势，全年工作取得重大成果。一年来，面对错综复杂、跌宕起伏、十分艰难的经营形势，在董事会的科学决策和监事会的监督指导下，我们紧紧围绕“一保一降”和调整“四大结构”、发展“七大板块”两项根本任务，加强形势预判研判，及时抢抓市场先机，适时调整经营策略，努力改善经营局面。在前5个月累计亏损21亿元的情况下，6月份实现当月扭亏，7月份整体扭亏。特别是进入8月份，我们审时度势，自我加压，果断将利润目标由16亿元上调至60亿元，明确了“八句话24个字”重点任务，掀起了“大干五个月”热潮。10月份又及时召开三季度经济活动分析会进行再动员、再部署，进一步提出了“三个确保、一个谋划”的工作目标和思路。面对新任务、新目标，广大干部职工没有犹豫不决、望而却步，而是以饱满的热情和高昂的士气，知难而进、奋力攻坚，超额完成了各项任务目标，全年工作取得重大胜利。

这一年，我们攻坚“一保一降”，经营局面实现重大转折。集团公司利润总额创近五年最好水平，实现60.28亿元。经济增加值近三年首次为正。电力业务五年来首次扭亏为盈。亏损面大幅下降。28家二级企业中23家盈利，其中，扭亏为盈12家，陕西公司、河南公司、湖南公司、山西公司、江苏公司、安徽公司、龙滩公司、河北公司、贵州公司、山东公司同比增利超亿元；同比增盈11家，大唐国际发电公司、黑龙江公司、云南公司、环境公司同比增盈超过100%，大唐国际发电公司盈利创历史最好水平。集团公司资产负债率近三年持续下降，2012年完成87.46%。全面和超额完成了国资委考核指标。

这一年，我们扎实推进“十二五”产业发展规划，结构调整取得重大成效。科学合理安排投资规模，把有限资金配置到效益较好、有利于转方式、调结构的项目上，大型水电和有效益火电项目投资同比增加12.8个百分点。电源结构持续优化，区域结构调整取得重要进展，“五基一带”项目储备明显增多。产业结构调整成效显著，金融、物流、科技、燃料经营板块盈利能力显著提升，非电产业实现利润占集团公司利润总额的百分之四十以上。

这一年，我们立足实际、创新载体，管理提升活动取得重大进展。按照国资委统一部署，在全系统开展了管理提升活动，较好地完成了各阶段任务。特别是集团公司立足生产经营发展实际，深入开展了优化设计、优化运行专项活动，推进了生产、燃料、资金调度“三个中心”建设，开展了集团公司“十二五”投资能力和投资方向、盈利水平和资产质量分析，启动了全面计划、全面预算、全面责任、全面风险管理。

这一年，也是各方面工作亮点纷呈、取得重大进步的一年。

一是安全生产保持稳定局面。加快推进本质安全型企业建设和标准化达标工作，精心策划“安全生产月”及“打非治违”等专项活动，深入开展“两落实”督查和“降缺陷、降非停、创金牌”活动，设备可靠性水平稳步提升，安全风险防控和应急能力显著增强，确保了电力热力可靠供应，圆满完成了党的十八大期间重大保电任务。突出重点项目，强化专项防控，确保了工程建设安全。2012年，集团公司发电、供热、煤矿、煤化工生产和基建等均未发生较大及以上人身、设备事故。在全国可靠性金牌机组评价中，60万千瓦级机组包揽前4名，30万千瓦级机组位列第2至5名，居五大发电集团首位，创历史最好水平。托克托电厂被国家电监会授予“十八大保电突出贡献奖”，并与高井热电厂、张家口发电厂同时被授予“十八大保电先进单位”。

二是经营工作取得新成绩。抢发电量成效显著，云南公司、山东公司、山西公司、甘肃公司、吉林公司、陕西公司、河北公司等位居区域第一，大唐国际发电公司10个区域有9个高于电网平均水平。积极实施电量转移，增加效益。电煤价格降幅明显，广西公司、山西公司、河南公司、湖南公司、山东公司等降幅超过集团公司平均值。甘肃公司成功抵制运价上涨，避免损失。科学推进配煤掺烧，广西公司、黑龙江公司掺烧比例超过50%。政策争取成果突出，集团层面争取政策性资金40亿元，系统企业取得各种政策支持20亿元。新能源公司、陕西公司、贵州公司等政策增收过亿元。热价调整全力推进，甘肃公司促成省政府上调电热价格；吉林公司争取供热补贴。严控投资规模，深化资金集中管理，集中度持续稳定在95%以上。强化全面预算管理，各项财务活动可控在控。积极推进物资集中招标采购，节约采购资金。加强全面风险管理，促进风险管理工作制度化、规范化。整合监督资源，加强了对关键领域的效能监察。稳步推进“三合一分”评价活动，提高了法律风险管控能力。加大审计力度，促进增收节支。

三是资本运作取得新成效。开展了上市公司定位研究和资本市场运作规划纲要编制工作。启动了有关资产战略重组工作。通过对部分严重亏损电厂实施战略重组及盘活部分闲置土地等，增加净资产，降低资产负债率0.7个百分点。大唐国际发电公司、湖南公司、河南公司、安徽公司、陕西公司在重组过程中做了大量工作，确保了重组工作顺利实施和生产及职工队伍稳定。通过对严重亏损、长期扭亏无望企业的重组，从根本上解决了其生存和发展问题。2011年重组改制的信阳公司去年实现盈利，扭转了持续多年的亏损局面。

四是非电产业发展取得新进展。高度重视电力主业上下游产业链的延伸，其他业务板块迅速壮大。其中，财务公司完成利润目标，并完成了保险公估公司、资本管理公司、融资租赁公司的组建工作。物资公司实现利润近十年来首次突破2亿元。科技公司、环境公司和燃料公司实现利润同比大幅增长27.6%。煤业公司龙王沟、柳树冲煤矿开工建设，完成了马福川煤矿核准申报，取得了五间房、西王寨煤矿“路条”，解决了长期困扰谢尔塔拉煤矿核准的瓶颈问题。海外公司柬埔寨电网项目投入运行，老挝水电项目前期工作获得批准。

五是节能减排指标进一步优化。深入开展能耗诊断，落实整改措施6395项。大力推进燃煤电厂综合升级改造，6个项目列入国家第一批计划。加强环保设施监督和改造工程管理，实施了27台机组脱硫、脱硝改造项目并完成57台机组旁路封堵，全面完成了环保部下达的改造任务。2012年，集团公司供电煤耗同比下降2.59克/千瓦时；发电厂用电率同比下降0.28个百分点。污染物全部实现达标排放。在全国火电大机组竞赛中，集团公司有33台机组荣获“优胜机组”称号，为五大发电集团最多。

六是科技创新能力进一步增强。科技投入大幅度增长，科技创新体系不断健全。集团公司专利授权量达241项，其中发明专利23项。掌握了15项自主核心技术，承担了24项国家及省部级科技项目。4项成果获水电科技奖，81项成果获行业管理创新成果奖，均居五大发电集团前列。参与15项行业及以上技术标准制订，7家企业进入国家电监会和国标委标准化良好行为试点名单，2家通过4A确认，居五大发电集团首位。科学研究院组建工作积极推进并承担了集团公司多项课题。

七是党建人才思想政治工作进一步加强。把学习、宣传、贯彻落实党的十八大精神作为当前和今后一个时期的首要政治任务，作为推进各项工作的行动纲领，在全系统迅速掀起了学习、宣传、贯彻落实十八大精神热潮。特别是通过动员会和研讨班，对十八大精神有了更加深刻的理解，在指导实践、推动发展上思路更加清晰，系统上下认识更加统一、步调更加一致。召开了第五次党建人才思想政治工作会议，成立了党建思想政治工作暨企业文化建设研究会。开展了“基层组织建设年”活动，持续推进创先争优活动常态化、长效化。开展了“立足岗位比贡献，同心冲刺新目标”等专题活动，策划了一批有深度的专题报道。加强了领导班子和干部队伍建设。制定了“十二五”人才发展规划、深化“三项制度”改革若干意见等。加大了高层次人才开发力度，“千人计划”实现了人选“零”突破。贯彻落实中纪委七次全会精神，加快推进惩治和预防体系建设，严格落实党风廉政建设责任制，积极开展重大决策部署执行情况和重点领域监督检查，控制了廉政风险，维护了企业利益。

一年的辛勤付出，涌现出一大批先进集体和个人。全系统共有170个集体、121名个人荣获省部级及以上荣誉。集团公司总部、物资公司、长春第二热电公司荣获“全国文明单位”称号；宁德发电公司、长春第二热电公司、珲春发电厂、哈尔滨第一热电厂荣获“全国五一劳动奖状”；潮州发电公司工会、首阳山发电公司工会、长山热电厂工会被授予“全国模范职工之家”；李大轼、郭殿奎、邓嵘、田晓东等4名同志荣获“全国五一劳动奖章”。大唐国际发电公司等10家单位被评为集团公司2012“先进单位”；王元春等20名同志被授予“劳动模范”称号；集团公司资本运营与产权管理部等18家单位被授予“特殊贡献奖”。

总结一年来的工作，成绩来之不易。这些成绩的取得，离不开党中央、国务院的正确领导，离不开中组部、国资委等上级有关部门的大力支持和关心帮助，离不开董事会的正确决策，离不开监事会的监督指导，离不开集团公司各位老领导的大力支持，更离不开系统广大干部员工的顽强拼搏、无私奉献。在此，我代表集团公司向各位外部董事、向监事会、向老领导、向在座的各位并通过你们向全体干部员工、离退休人员表示衷心的感谢并致以诚挚的敬意！

总结一年来的工作，体会极其深刻，主要是：一是坚定不移贯彻落实党中央国务院各项决策部署和中央企业改革发展“一五三”总体思路是实现任务目标的首要前提。我们始终坚持把上级各项决策部署与企业实际紧密结合，深刻领会其精神实质，针对生产经营改革发展中的困难和问题，提出了一系列行之有效的思路、方法和措施。二是加强对形势的科学研判是实现任务目标的重要基础。只有审时度势，顺势而为，及时调整经营策略和目标，充分发挥目标的导向激励作用，凝心聚力，攻坚克难，才能不断冲刺新目标。三是始终坚持价值思维和效益导向是实现任务目标的必然要求。只有把提升效益、创造价值作为一切工作的根本出发点和最终落脚点，转化为干部职工的实际行动，扎扎实实推进转方式、调结构、强管理、增效益，就一定能够实现经营局面持续好转。四是狠抓落实是实现任务目标的根本途径。2012年利润目标的超额实现、各项任务的出色完成，重要原因之一就是始终坚持了脚踏实地、不尚空谈、狠抓落实、务期必成的工作作风。五是广大干部职工是实现任务目标的强大力量。正是全体干部职工同心同德，上下同欲，不计得失、不畏艰难，坚决贯彻落实集团公司各项决策部署，立足岗位作贡献、不折不扣抓落实，我们的目标才变为了现实。

总结一年来的工作，还必须清醒地看到，尽管一年来工作取得了重大成绩，但与同行业先进企业相比，我们工作中还存在许多不足，前进道路上还有很多困难和问题，突出表现在：一是安全生产还面临较大压力。发电设备历史欠账及煤矿、煤化工项目投产等因素给安全生产带来新的挑战和风险。二是盈利基础还很不牢固。亏损面依然较大，质量和效益指标与其他发电集团相比还有不少差距，一些主要经济技术指标差距有扩大趋势。三是可持续发展能力依然不足。资产负债率仍然处于高位，增加了资金成本和经营风险，制约了集团公司转方式、调结构和可持续发展能力。四是体制机制制度建设任务还相当繁重。体制机制有待进一步理顺，管理方法、手段还相对粗放，集团管控能力、工作中协调配合能力、执行力、工作质量和效率等都亟待提高。对这些困难和问题，我们必须高度重视，进一步认真加以解决。