汽机、锅炉、发电机大联锁试验方案

第一篇：汽机、锅炉、发电机大联锁试验方案

汽机、锅炉、发电机大联锁试验方案

一、目的：

为确保机组检修后，机组大联锁保护能够正确、可靠动作，需对机组进行机、炉、电大联锁进行试验。为保证试验工作安全、顺利、有效地进行，特编制本试验措施。

试验组织措施

成立试验小组：

组 长：

副组长：

成 员：运行：机、炉、电专工，当值运行值班人员；

生技部：机、炉、电、热专业专工；

热工：专工、工程师站、自动班有关人员；

汽 机：专工、本调班技术员；

锅炉：专工、本体班技术员；

电 气：专工、继电保护技术员；

2.试验前，各成员按此措施的要求，做好各自负责的试验条件和准备工作。

3.试验时，由试验负责人按措施要求，逐条件进行试验，并做好记录。所有参加试验的人员，必须按照试验负责人的要求，及时完成所负责的工作，严禁自行其事。

三、试验技术措施：

试验应具备的条件及准备工作：

DEH、ETS、DCS控制系统具备投用条件；

汽机润滑油系统已经启动且运行正常；

EH油系统已经启动且运行正常；

确认发变组出口刀闸开关均在分闸状态；

为实现锅炉复归MFT,仿真下列吹扫条件,将吹扫时间改为20S , 1．5．1 仿真风量>30%；

1．5．2 仿真汽包水位合适；

1．5．3 仿真油泄漏试验完成；（根据现场实际情况）。

1．5．4 仿真火检冷却风炉膛差压合适；

1．5．5 仿真任意一台一次风、二次风、引风机运行；

1．5．6 仿真两台空预器运行；

1．5．7 仿真炉水循环正常。

1．6 锅炉MFT复归后汽机具备挂闸条件：

1．6．1解除汽机低真空跳闸保护。

1．7下述设备送电至试验位置：

1．7．1 A/B/C三台磨煤机；

1．7．2 A/B两台一次风机；

1．8 A1、A2、B1、B2、C1、C2六台给煤机送电；

2．试验项目及步骤：

2．1发电机跳闸，联跳汽轮机、锅炉试验

炉膛吹扫复归MFT；

汽机挂闸，检查汽机TV、GV、RSV、IV动作正确，DEH各阀位指示与就地状态一致；

合上发变组出口开关；（两侧刀闸一定断开）

热工仿真给煤机系统运行；

电气仿真发-变组差动保护动作：在发变组B柜差动保护A相加电流，发变组出口开关跳闸。

检查机组大联锁保护动作如下：锅炉MFT自动动作，MFT首出原因为“汽机跳闸且负荷>15%”；汽机自动跳闸，TV、GV、RSV、IV关闭，且汽机ETS首出原因为“发电机故障”。

解除给煤机系统运行的仿真信号，解除电气仿真的保护。

2．2汽机跳闸，发电机解列、锅炉MFT试验

锅炉吹扫复归MFT；

汽机挂闸，检查汽机TV、GV、RSV、IV动作正确，DEH各阀位指示与就地状态一致；

合上发变组开关；

热工仿真给煤机系统运行；

热工投入汽机任一跳闸保护（如低真空），汽机自动跳闸，TV、GV、RSV、IV关闭, 且大机ETS首出原因为相应投入跳闸保护名称（如低真空）。检查机组大联锁保护动作如下：发变组开关自动跳闸；锅炉MFT自动动作，MFT首出原因为“汽机跳闸且负荷>15%”。

（6）解除给煤机系统运行的仿真信，解除低汽机跳闸保护（如低真空）。

2．3锅炉跳闸联跳汽机，发电机解列试验

锅炉吹扫复归MFT；

汽机挂闸，检查汽机TV、GV、RSV、IV动作正确，DEH各阀位指示与就地状态一致；

合上发变组开关；

热工手动模拟MFT跳闸保护（如汽包水位高三），MFT首出原因为相应投入MFT跳闸保护名称（如汽包水位高三）

检查机组大联锁动作如下：汽机自动跳闸，TV、GV、RV、IV关闭，且大机ETS首出原因为“MFT”；发变组开关自动跳闸。

2．4发电机手动解列，联跳汽机、锅炉试验

锅炉吹扫复归MFT；

汽机挂闸，检查汽机TV、GV、RV、IV动作正确，DEH各阀位指示与就地状态一致；

合上发变组开关；

手动拉开发变组开关。

检查机组大联锁动作如下：汽机自动跳闸，TV、GV、RV、IV关闭，且大机ETS首出原因为“204开关跳闸”；锅炉不应自动MFT。

热控恢复低真空汽机跳闸保护，解除试验所做的1.5.1至1.5.7仿真条件，试验结束。

锅炉酸洗方案

1概述

2×660MW机组#4锅炉系哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计、制造的超临界变压运行直流锅炉，采用П型布置、单炉膛、低NOx主燃烧器分级燃烧技术和MACT型低NOx分级送风燃烧系统、反向切圆燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热、调温方式除煤/水比外，还采用烟气分配挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构。依据《火力发电厂锅炉化学清洗导则》，新建机组启动前应进行化学清洗，除去设备加工过程中形成的氧化皮及存放、运输、安装过程中产生的腐蚀产物、油污、泥砂等，以保证热力设备内表面清洁，使机组启动时获得良好的水汽品质，确保机组顺利投产及安全经济运行。

锅炉化学清洗采用山东电力研究院中实易通集团有限公司独家开发研究的复合酸清洗工艺清洗后采用低浓度柠檬酸漂洗，用氨水调pH值后加过氧化氢钝化。（复合酸是由多种酸、缓试剂和表面活性剂组成，在清洗时各种酸能互相取长补短，对除垢有协调增效作用，所选用的酸都具有低毒、低腐蚀特性，不含硫酸等强腐蚀性的酸，清洗现场不需要做特殊的安全防护，而且复合酸还具有适用材质范围广，不锈钢、合金钢、铜合金等多种材质都可以适用复合酸进行清洗；工艺对温度要求低（50-60℃），很容易实现，尤其是适用于工期紧，施工条件难以满足柠檬酸清洗工艺和EDTA清洗工艺的要求的新建机组；清洗能力较柠檬酸和EDTA强，清洗效果更好；清洗废液只需常规中和处理即可，复合酸清洗工艺已成功应用于20余台套超临界、超超临界机组的锅炉化学清洗，均取得良好的清洗效果。编制的依据

2.1 《火电工程调整试运行质量检验及评定标准》（1996年版）；

2.2 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程实施办法》（1996年版）；

2.3 《火力发电厂锅炉化学清洗导则》DL/T794-2001；

2.4厂家、设计院有关设备、系统的图纸资料及说明书。清洗范围及工艺

3.1化学清洗范围

本次化学清洗范围:省煤器、启动系统、分离器、水冷壁、集箱、部分高压给水管道、清洗箱及相连接的临时管道等，锅炉化学清洗相关参数见表

1表1清洗系统锅炉各部位特性参数(初步估算)

3.2化学清洗工艺

3.2.1清洗方法

（1）水冲洗、清洗系统检漏阶段

清洗系统检查： 无泄露。

冲洗终点： 出水澄清，无机械杂质

（2）酸洗阶段

复合酸浓度 4~6%

酸洗缓蚀剂浓度 0.6‰

温度 50~60℃

时间 8~10小时（视检测结果定）

（3）酸洗后冲洗阶段

pH > 4.5

总铁 ＜ 50mg/L

（4）漂洗阶段

氨水 适量

柠檬酸胺浓度 0.1~0.3%

缓蚀剂浓度 0.5‰

pH 3-4

温度 45~55℃

时间 2小时

总铁 ＜ 300mg/L

（5）钝化阶段

液氨 适量

pH值 >9.5温度 50-60℃

时间 4-6小时

3.2.2加热方式

清洗系统的加热采用辅助蒸汽用临时管道连接到清洗箱内，向清洗箱通蒸汽，要求蒸汽压力不低于0.8Mpa。

3.2.3加药方式

本次清洗采用动态循环清洗，配药在清洗系统内进行；在循环状态下将清洗药品加至清洗箱中。

3.2.4水源供给

除盐水由除盐水泵输送到凝结水补水箱，再从凝结水补水泵前旁路连接临时系统供水至清洗泵。

3.2.5废液排放

将酸洗废液用临时管道连接到废水池，将酸洗液、钝化液、炉前碱液统一集中混合、处理到pH为6-9。

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第二篇：汽机、锅炉、发电机大联锁试验方案

汽机、锅炉、发电机大联锁试验方案

一、目的：

为确保机组检修后，机组大联锁保护能够正确、可靠动作，需对机组进行机、炉、电大联锁进行试验。为保证试验工作安全、顺利、有效地进行，特编制本试验措施。

试验组织措施

成立试验小组：

组

长：

副组长：

成员：运行：机、炉、电专工，当值运行值班人员；

生技部：机、炉、电、热专业专工；

热工：专工、工程师站、自动班有关人员；

汽 机：专工、本调班技术员；

锅炉：专工、本体班技术员；

电 气：专工、继电保护技术员；

2.试验前，各成员按此措施的要求，做好各自负责的试验条件和准备工作。

3.试验时，由试验负责人按措施要求，逐条件进行试验，并做好记录。所有参加试验的人员，必须按照试验负责人的要求，及时完成所负责的工作，严禁自行其事。

三、试验技术措施：

试验应具备的条件及准备工作：

DEH、ETS、DCS控制系统具备投用条件；

汽机润滑油系统已经启动且运行正常；

EH油系统已经启动且运行正常； 确认发变组出口刀闸开关均在分闸状态；

为实现锅炉复归MFT,仿真下列吹扫条件,将吹扫时间改为20S ，1．5．1 仿真风量>30%；

1．5．2 仿真汽包水位合适；

1．5．3 仿真油泄漏试验完成；（根据现场实际情况）。

1．5．4 仿真火检冷却风炉膛差压合适；

1．5．5 仿真任意一台一次风、二次风、引风机运行；

1．5．6 仿真两台空预器运行；

1．5．7 仿真炉水循环正常。

1．6 锅炉MFT复归后汽机具备挂闸条件：

1．6．1解除汽机低真空跳闸保护。

1．7下述设备送电至试验位置：

1．7．1 A/B/C三台磨煤机；

1．7．2 A/B两台一次风机；

1．8 A1、A2、B1、B2、C1、C2六台给煤机送电；

2．试验项目及步骤：

2．1发电机跳闸，联跳汽轮机、锅炉试验

炉膛吹扫复归MFT；

汽机挂闸，检查汽机TV、GV、RSV、IV动作正确，DEH各阀位指示与就地状态一致；

合上发变组出口开关；（两侧刀闸一定断开）

热工仿真给煤机系统运行；

电气仿真发-变组差动保护动作：在发变组B柜差动保护A相加电流，发变组出口开关跳闸。检查机组大联锁保护动作如下：锅炉MFT自动动作，MFT首出原因为“汽机跳闸且负荷>15%”；汽机自动跳闸，TV、GV、RSV、IV关闭，且汽机ETS首出原因为“发电机故障”。

解除给煤机系统运行的仿真信号，解除电气仿真的保护。

2．2汽机跳闸，发电机解列、锅炉MFT试验

锅炉吹扫复归MFT；

汽机挂闸，检查汽机TV、GV、RSV、IV动作正确，DEH各阀位指示与就地状态一致；

合上发变组开关；

热工仿真给煤机系统运行；

热工投入汽机任一跳闸保护（如低真空），汽机自动跳闸，TV、GV、RSV、IV关闭, 且大机ETS首出原因为相应投入跳闸保护名称（如低真空）。检查机组大联锁保护动作如下：发变组开关自动跳闸；锅炉MFT自动动作，MFT首出原因为“汽机跳闸且负荷>15%”。

（6）解除给煤机系统运行的仿真信，解除低汽机跳闸保护（如低真空）。

2．3锅炉跳闸联跳汽机，发电机解列试验

锅炉吹扫复归MFT；

汽机挂闸，检查汽机TV、GV、RSV、IV动作正确，DEH各阀位指示与就地状态一致；

合上发变组开关；

热工手动模拟MFT跳闸保护（如汽包水位高三），MFT首出原因为相应投入MFT跳闸保护名称（如汽包水位高三）

检查机组大联锁动作如下：汽机自动跳闸，TV、GV、RV、IV关闭，且大机ETS首出原因为“MFT”；发变组开关自动跳闸。

2．4发电机手动解列，联跳汽机、锅炉试验

锅炉吹扫复归MFT；

汽机挂闸，检查汽机TV、GV、RV、IV动作正确，DEH各阀位指示与就地状态一致；

合上发变组开关； 手动拉开发变组开关。

检查机组大联锁动作如下：汽机自动跳闸，TV、GV、RV、IV关闭，且大机ETS首出原因为“204开关跳闸”；锅炉不应自动MFT。

热控恢复低真空汽机跳闸保护，解除试验所做的1.5.1至1.5.7仿真条件，试验结束。

锅炉酸洗方案

1概述

2×660MW机组#4锅炉系哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计、制造的超临界变压运行直流锅炉，采用П型布置、单炉膛、低NOx主燃烧器分级燃烧技术和MACT型低NOx分级送风燃烧系统、反向切圆燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热、调温方式除煤/水比外，还采用烟气分配挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构。依据《火力发电厂锅炉化学清洗导则》，新建机组启动前应进行化学清洗，除去设备加工过程中形成的氧化皮及存放、运输、安装过程中产生的腐蚀产物、油污、泥砂等，以保证热力设备内表面清洁，使机组启动时获得良好的水汽品质，确保机组顺利投产及安全经济运行。

锅炉化学清洗采用山东电力研究院中实易通集团有限公司独家开发研究的复合酸清洗工艺清洗后采用低浓度柠檬酸漂洗，用氨水调pH值后加过氧化氢钝化。（复合酸是由多种酸、缓试剂和表面活性剂组成，在清洗时各种酸能互相取长补短，对除垢有协调增效作用，所选用的酸都具有低毒、低腐蚀特性，不含硫酸等强腐蚀性的酸，清洗现场不需要做特殊的安全防护，而且复合酸还具有适用材质范围广，不锈钢、合金钢、铜合金等多种材质都可以适用复合酸进行清洗；工艺对温度要求低（50-60℃），很容易实现，尤其是适用于工期紧，施工条件难以满足柠檬酸清洗工艺和EDTA清洗工艺的要求的新建机组；清洗能力较柠檬酸和EDTA强，清洗效果更好；清洗废液只需常规中和处理即可，复合酸清洗工艺已成功应用于20余台套超临界、超超临界机组的锅炉化学清洗，均取得良好的清洗效果。编制的依据

2.1 《火电工程调整试运行质量检验及评定标准》（1996年版）；

2.2 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程实施办法》（1996年版）；

2.3 《火力发电厂锅炉化学清洗导则》DL/T794-2001；

2.4厂家、设计院有关设备、系统的图纸资料及说明书。3 清洗范围及工艺

3.1化学清洗范围

本次化学清洗范围:省煤器、启动系统、分离器、水冷壁、集箱、部分高压给水管道、清洗箱及相连接的临时管道等，锅炉化学清洗相关参数见表1

表1清洗系统锅炉各部位特性参数(初步估算)

3.2化学清洗工艺

3.2.1清洗方法

（1）水冲洗、清洗系统检漏阶段

清洗系统检查：

无泄露。

冲洗终点：

出水澄清，无机械杂质

（2）酸洗阶段

复合酸浓度

4~6%

酸洗缓蚀剂浓度

0.6‰

温度

50~60℃

时间

8~10小时（视检测结果定）

（3）酸洗后冲洗阶段

pH

>

4.5

总铁

＜

50mg/L

（4）漂洗阶段

氨水

适量

柠檬酸胺浓度

0.1~0.3%

缓蚀剂浓度

0.5‰

pH

3-4

温度

45~55℃

时间

2小时

总铁

＜

300mg/L

（5）钝化阶段

液氨

适量

pH值

>9.5

温度

50-60℃

时间

4-6小时

3.2.2加热方式

清洗系统的加热采用辅助蒸汽用临时管道连接到清洗箱内，向清洗箱通蒸汽，要求蒸汽压力不低于0.8MPa。

3.2.3加药方式

本次清洗采用动态循环清洗，配药在清洗系统内进行；在循环状态下将清洗药品加至清洗箱中。

3.2.4水源供给

除盐水由除盐水泵输送到凝结水补水箱，再从凝结水补水泵前旁路连接临时系统供水至清洗泵。

3.2.5废液排放

将酸洗废液用临时管道连接到废水池，将酸洗液、钝化液、炉前碱液统一集中混合、处理到pH为6-9。

4清洗系统及安装

4.1清洗系统

流程如下: 清洗箱→酸洗泵→临时管（门）→省煤器→水冷壁下集箱→水冷壁→启动分离器→启动分离器放水管→361阀前适当位置留口→临时管（门）→清洗箱

4.2 清洗系统的安装

4.2.1临时系统用清洗设备

本次锅炉清洗临时系统用主要设备、材料见表2

表2锅炉化学清洗用设备

编号

名称

规格

单位

数量

清洗箱

20m3含加热器

台 清洗泵

流量400m3/h 扬程100m 台 加酸泵

流量20m3/h 扬程50m 台 补药泵

Q＝1-2m3/h H＝0.5MPa 台 耐酸压力表

1.6MPa 块 压力表

1.6 MPa蒸汽、水用

块 温度计

100℃

支 水位计

三通阀接透明管

件 塑料管 米

橡胶管

米

清洗管道

Φ219

米

300

Φ159 米

200

Φ89 米

弯头

Φ219

个 三通

Φ219

个 法兰盘

Φ219

片 阀门

Φ219

个

10-15 阀门

Φ89

个 阀门

Φ

32个 焊机

台 氧气

工业氧

瓶 乙炔

工业

瓶 焊条

kg 50

4.2.2 清洗系统安装（该部分所述接口需依据现场施工情况具体决定）

本次锅炉清洗设备安装在锅炉零米侧面，临时系统安装见“锅炉清洗系统图”。

4.2.2.1清洗泵出口进锅炉系统的连接

将锅炉侧化学清洗留口（锅炉侧主给水管道19米），用Φ219×6无缝钢管（门）连接到清洗泵出口，作为炉本体酸洗的进液口；

4.2.2.2锅炉回清洗箱系统的临时连接口的连接

启动分离器凝汽器放水管361阀前合适位置就近断开，引接Φ219×6 无缝钢管（门）连接到清洗箱内。（361阀不参加酸洗）

4.2.2.3利用分离器放空气管作为排空气、排氢管。

4.2.2.4蒸汽管道连接：辅汽联箱适当位置留临时口，用Φ89管道接至酸洗箱内。

4.2.2.5排放系统连接：Φ159×6无缝钢管（门）连接到废水池。

4.2.2.6取样点及温度计

在锅炉进液管和回液管上安装临时温度计和取样装置。

4.2.2.7启动分离器临时液位计

从分离器水箱底部仪表口引出临时液位计，监测锅炉化学清洗时分离器水箱液位。

5化学清洗应具备的条件

5.1化学清洗设备安装就位在合理、安全位置，所有酸洗临时设备、设施、管道安装完毕，并验收合格，满足酸洗工艺要求。管道布置合理，膨胀自由，支架牢固可靠，焊口不靠近重要设备。

5.2临时系统的所有表计准备齐全，并经检验合格。

5.3临时系统及炉本体保温完毕。

5.4临时系统冲洗完，所有泵（酸洗泵、除盐水补水泵等）试转完毕，达到投用条件。

5.5水处理系统能正常工作，储备足够量的除盐水（约3000-4000m3），满足酸洗要求，并能连续供应。

5.6临时化验室达到使用条件，在0米泵区域、分离器水位计及运行人员之间建立通讯。

5.7分离器临时水位计安装完毕。

5.8腐蚀指示片处理、称重和装设完毕。

5.9与被化学清洗的设备、系统相连而又不参加化学清洗的部分应可靠隔绝

5.10整个锅炉、高压给水系统、喷水和各疏水的热控阀门、仪表门、测点全部关闭；

5.10.1 361阀前管道的取样一次门、排污一次门、和去二级减温水的一次门关闭，省煤器的取样一次门关闭；

5.10.2水冷壁、省煤器各集箱的疏水一、二次门已关闭；

5.10.3关闭或切断所有过热器、再热器疏水至大气扩容器的排水管道，此操作应在过热器、再热器隔离阀的下游进行，以防止化学清洗液污染这些区域；

5.11电动给水门全开，本次化学清洗对参与化学清洗的主给水电动门及其铜部件无损伤。

5.12为维持锅炉清洗液的温度，应关闭炉膛、尾部竖井的所有人孔门和省煤器灰的挡板。

5.13所有参与酸洗的系统阀门应临时挂牌注明编号及用途，由专人操作、看管、维护。5.14酸洗所用化学药品数量满足酸洗要求，并通过质量验收合格。

5.15排水系统应畅通，满足酸洗排放要求（最高排量约200-300m3/h）。

5.16参加清洗人员已进行安全、环境因素和技术交底，并且职责明确。

5.17运行人员做好化学清洗的配合工作。

5.18需投用运行的正式系统应具备条件

5.18.1除盐水系统（除盐水泵、除盐水箱、除盐水补充水泵和除盐水补水箱）安装完毕；

5.18.2辅助蒸汽系统已吹扫完毕，压力满足化学清洗要求；

5.18.3化学清洗废水系统具备正常运行条件。组织分工

6.1 组织机构

化学清洗现场指挥组由河曲发电有限公司、监理公司、山东电建三公司、山东中实易通集团有限公司等单位的有关人员组成，各单位设负责人，河曲发电有限公司负责人为化学清洗项目总指挥，其它单位负责人为副指挥。

6.2 职责分工

6.2.1山东中实易通集团有限公司

6.2.1.1负责清洗设备的配置、运输、安装、临时系统操作和拆除；

6.2.1.2负责清洗工艺措施制定和清洗用药品的准备、运输和检验；

6.2.1.3负责组织实施化学清洗工作，在清洗过程中技术总负责；

6.2.1.4清洗检查后提交清洗报告。

6.2.2山东电建三公司

6.2.2.1负责非清洗系统与清洗系统的隔离；

6.2.2.2依据技术措施，清洗前进行正式系统与临时系统留口、清洗后进行正式系统清洗留口的恢复、清洗过程正式系统监督工作以及正式系统的相关正式操作，并处理正式系统的设备消缺。6.2.2.3负责锅炉化学清洗过程的电源（确保安全）、蒸汽（提供到辅汽集箱出口门）、除盐水（提供到

500m3凝结水补水箱内）的供给协调、监督。

6.2.3河曲发电有限公司

6.2.3.1负责清洗过程中的化验监督、腐蚀监督以及各关键点（酸洗、漂洗和钝化）的监督工作。

6.2.3.2负责除盐水输送到#4机组凝结水500m3补水箱,并保持高水位；

6.2.3.3负责蒸汽按照化学清洗对蒸汽压力（大于0.8MPa）将蒸汽送到#4机组辅汽联箱。

6.2.4监理公司

负责清洗过程中的全程监督工作。

7化学清洗步骤

本次化学清洗的步骤分为:水冲洗，同时进行查漏试验；复合酸清洗；酸洗后水冲洗；漂洗；钝化，详细步骤如下：

7.1系统水冲洗

7.1.1清洗系统检查

7.1.1.1检查下列阀门应在关闭位置或隔离状态

（1）所有从高压给水母管至省煤器入口管道和启动循环系统引出来热控测点、压力表入口一次和二次门。

（2）省煤器入口管、下水连接管、下水连接管分配集箱、过渡段水冷壁混合集箱、水平烟道水冷壁出口集箱（底）的疏水一次门。

（3）省煤器入口取样一次门、从贮水罐至启动循环泵进口门管道上的取样一次门、排污一次门、去二次减温水一次门。

（4）启动循环泵出口管上的电动门。

（5）排污门、除凝结水补水箱底部排污门、辅汽联箱出口电动门

7.1.1.2检查下列阀门应在开启位置：

主给水电动门（2）省煤器上集箱排空气手动和电动门（2个）、过渡段水冷壁混合集箱排空气手动和电动门（2个）、水冷壁出口混合集箱排空气手动和电动门（2个）、水冷壁出口混合集箱排空气手动和电动门（2个）、汽水分离器排空气手动和电动门（2个）。

（3）汽水分离器连接临时水位计的下部手动门必须打开

（4）锅炉临时上水管道上ф219手动闸阀（全开，常开）

（5）从贮水罐至启动循环泵进口门管道之间连接到锅炉疏水扩容器与清洗回水临时管道相连接的溢流阀。

7.1.2清洗泵启动前的检查

7.1.2.1清洗泵周围工作结束，现场清洁、照明良好。

7.1.2.2清洗泵地脚螺丝牢固，转动部位安全罩齐全，无防碍运动的杂物。

7.1.2.3盘根压紧度适当，手动盘车2-3圈，应轻松无卡。

7.1.2.4电动机接地线良好，调整好电机的反、正转。

7.1.3清洗泵的启动和试转

7.1.3.1接到开泵命令后，通知有关人员准备开泵。

7.1.3.2开凝结水补水箱底部排污门，清洗箱除盐水进水临时门，向清洗箱内注入除盐水，待水位近2/3时、开启泵入口门，开启放空气门，放净泵体内空气。

7.1.3.3检查泵冷却水系统，确保冷却水系统正常工作.7.1.3.4合上控制柜上的泵操作按钮，注意电流返回时间。

7.1.3.5缓缓开启出口门，并注意电流指示不超过额定值。

7.1.3.6设备运转后，应无异常振动、摩擦或噪音，若振动大应立即停泵，通知检修人员消除。

7.1.4水冲洗及系统严密性试验

1）上水

开启省煤器上水各门、除盐水进水门、排污门，通知河曲发电有限公司向清洗箱注水。启动一台清洗泵，从清洗箱上除盐水至汽水分离器可见水位以上300mm，对系统进行水冲洗，将冲洗水排至雨水井。冲洗期间清洗系统认真检漏，检验阀门的灵活性，冲洗过程随时取样观察，至水清结束冲洗。

2）建立循环系统

水冲洗合格后，打开下贮水罐至清洗箱回水各门、关闭排污门，逐渐建立循环回路，控制汽水分离器在可见水位以上300mm附近。

3）试投蒸汽系统

a 联系山东电建三公司和河曲发电有限公司当班人员向辅汽联箱供汽,确保辅汽联箱压力达到0.8MPa以上。

b开启进清洗箱蒸汽临时门，慢慢开启辅汽联箱出口至临时蒸汽管道的进蒸汽正式门，将临时蒸汽管道内的疏水排出，同时进行系统的加热试验，若有问题及时处理。

c让参加化学清洗人员练习操作。

7.2 复合酸酸洗

7.2.1系统加酸前操作

水冲洗结束后，开启省煤器进水各门、清洗箱回水各门，开启除盐水进水门，联系河曲发电有限公司向清洗箱注除盐水，至分离器可见水位上300mm。建立清洗系统循环回路，开启蒸汽加热门，将炉水温度升至50-60℃，调整水位控制门调整清洗箱（中心线附近）和汽水分离器水位（可见水位上300mm）。从清洗箱依次加入计算量的缓蚀剂。维持循环并维持温度1小时，使清洗系统温度和缓蚀剂浓度均匀。

7.2.2酸洗运行操作

1）加药

待清洗箱汽水分离器液位调整合适后，维持回路循环，从清洗箱加入计算量的酸，化验进出口浓度，控制系统进口酸浓度不超过8%，当计算量的酸加入，循环一小时且浓度基本达要求时停止加酸，计时酸洗。

2）运行操作

清洗过程中始终开一台清洗泵，按照回路进行循环。

3）分离器水位监督

汽水分离器水位在可见水位上300mm

4）化验监督 化验监督每30分钟取样(进、出口)化验一次酸浓度和总铁浓度。清洗终点根据化验结果确定，清洗时间根据化验结果确定。

7.3清洗后水冲洗

酸洗结束后，打开酸洗排污门、清洗系统疏水各门（省煤器入口管、下水连接管、下水连接管分配集箱、过渡段水冷壁混合集箱、水平烟道水冷壁出口集箱（底）的疏水一次一、二次门）。除盐水进水门，关闭清洗箱回液门，通知河曲发电有限公司向清洗箱注除盐水。启动一台清洗泵，从清洗箱上除盐水至汽水分离器可见水位以上300mm，对系统进行用除盐水水顶排酸液,直到出水pH大于4.5、铁浓度小于50mg/L，冲洗水排至废水池。

7.4 漂洗

水冲洗合格后，关闭酸洗排污门、清洗系统疏水各门（省煤器入口管、下水连接管、下水连接管分配集箱、过渡段水冷壁混合集箱、水平烟道水冷壁出口集箱（底）的疏水一次一、二次门）。控制分离器水位在可见水位300mm附近，开启进清洗箱蒸汽临时门，慢慢开启辅汽联箱出口至临时蒸汽管道的进蒸汽正式门，将临时蒸汽管道内的疏水排出，同时进行系统的加热，系统温度升至50℃，将系统处于循环回路，分离器水位控制稳定在酸洗水位以下，人工向清洗箱加入漂洗剂、缓蚀剂，循环均匀，计时漂洗。漂洗过程中分离器水位控制稳定在酸洗水位之上，漂洗2小时。用水继续顶掉漂洗液

7.5钝化

将系统处于循环回路，向清洗箱加入液氨调整pH值为9.5以上（循环均匀后），分离器水位控制稳定在酸洗水位之上；将系统处于循环回路，人工向系统缓慢加入双氧水，加药结束后，分离器水位控制稳定在酸洗水位之上，循环钝化4-6小时后钝化结束。

7.6钝化液排放

钝化结束后，确认清洗系统有关排空气门处在全开状态，打开酸洗排污门、清洗系统疏水各门（省煤器入口管、下水连接管、下水连接管分配集箱、过渡段水冷壁混合集箱、水平烟道水冷壁出口集箱（底）的疏水一次一、二次门），趁热将钝化液全部排放至机组排水槽，通过泵输送到废水池。锅炉化学清洗期间的化学监督

清洗流程

监督项目

标准

监督频率

除盐水冲洗

悬浮物

水清、基本无杂质 每10分钟/次

复合酸酸洗

复合酸浓度

温度

时间

4-6%

50-60℃

8-10 h（视铁和酸浓度定）

每30分钟/次

酸洗后

水冲洗

pH 总铁

>4.5

＜50mg/L 每30分钟/次

漂洗

漂洗剂A

漂洗剂B pH 总铁

时间

0.15%

0.15%

2.5-3.5

＜300mg/L 2-3h 每30分钟/次

钝化

温度

pH 时间

50-60℃

>9.5 4-6h

每30分钟/次

9清洗质量检查及标准

清洗后由河曲发电有限公司、监理公司、山东电建三公司和山东中实易通集团有限公司共同对省煤器、水冷壁管样等清洗状况进行检查。

9.1清洗后的金属表面应清洁，基本上无残留氧化物和焊渣，无明显金属粗晶析出的过洗现象，不应有镀铜现象。

9.2用腐蚀指示片测量得金属平均腐蚀速度小于8g/m2.h，腐蚀总量应小于80g/m2。

9.3清洗后的表面应形成良好的钝化保护膜，不应出现二次锈蚀和点蚀。

9.4固定设备上的阀门、仪表等不应受到损伤。

9.5清洗效果检查后，做出综合评价，由山东中实易通集团有限公司写出锅炉化学清洗报告。

10安全注意事项

10.1锅炉酸洗系统复杂、阀门较多，易误操作，因此要求所有参加酸洗的人员均要仔细阅读本措施，熟悉系统，掌握酸洗各步骤，明确其要求，所有的阀门应挂牌，酸洗前向所有参加酸洗的人员必须交底；

10.2酸洗操作区域零米应拉设警戒绳，挂警告牌，严禁无关人员进入；

10.3酸洗期间由于有氢气产生，因此炉膛内不允许有焊接作业，分离器排气区域内严禁电焊、吸烟；

10.4加药时，操作人员应正确使用个人防护用品例如佩带眼镜、防护手套，避免与化学药品直接接触；

10.5指挥畅通、通讯可靠；

10.6现场有医务人员现场值班，备有急救中和药品，以备不测；

10.7分离器水位监视人员必须严密监视分离器水位，如有异常及时报告指挥，如升高，必须及时排出清洗溶液以防止进入过热器，如降低，检查系统有无泄露；

10.8加药清洗箱应搭设通道以便加药，该通道周围应设栏杆和围栏，并拉设安全网，安全水，向清洗箱内加药的位置留出加药口，清洗箱的加药要小心谨慎，防止溢出，如果溢出应用石灰中和；

10.9施工现场照明充足，并有良好的漏电保护措施；

10.10禁止用手直接触摸转动部件；

10.11现场道路畅通，清除易燃物品；

10.12电机等电气设备的接线应由专业电工人员操作。

11危险点预测及安全控制措施

11.1清洗泵掉电：液位监视人员负责快速关闭回液门，防止清洗箱溢流。

11.2清洗系统法兰、管道泄漏

系统能隔离的立即隔离处理;不能隔离的系统用耐酸、耐温塑料带扎紧、封堵,并做好隔离措施，事故处理人员避免泄漏液溅入眼内，应穿戴防护用品。

11.3系统焊缝泄漏

停止系统循环，系统能隔离的立即隔离，补焊堵漏系统能隔离的立即隔离处理；不能隔离的系统用耐酸、耐温塑料带扎紧、封堵,并做好隔离措施。焊接前应先排空管道或排空管内清洗液，再焊接；

11.4烫伤：清洗管道保温良好，人行过道和操作点无裸露，戴放烫手套操作清洗实施前检查，并挂警示牌。11.5液氨吸入：加药时现场操作人员戴防护面具。

11.6烧碱腐蚀、灼伤：加药时现场操作人员戴防护面具，准备好烧碱腐蚀、灼伤用药品，清水，并有医生及救护车值班。

11.7 酸洗现场有防护工作服、胶皮手套、口罩、防护眼镜等防酸碱灼烧伤物品(加药人员一人一套)，并有安全水源，酸液溅于衣服上，应先用2～3%浓度的Na2CO3溶液中和，最后再用水冲洗。若酸液到皮肤上，应立即用清水冲洗，再用2～3%浓度的Na2CO3溶液清洗，最后涂上一层凡士林。若酸液溅入眼睛里，应立即用大量清水冲洗，再用0.5%的NaHCO3溶液冲洗并立即找医生治疗。若碱液溅到皮肤上，应立即用清水冲洗，再用1%的醋酸溶液清洗，最后涂上一层凡士林。若碱液溅入眼睛里，应立即用大量清水冲洗，再用0.2%的硼酸溶液冲洗并立即找医生治疗。

清洗现场应具备有下列急救药品：2%Na2CO3溶液、2%的NaHCO3溶液、0.5%的NaHCO3溶液、1%的醋酸溶液、0.2%的硼酸溶液各5升及凡士林若干。

12重要环境因素的控制措施

12.1防护手套、废弃焊条的废弃

集中收集，放到河曲发电有限公司垃圾分类回收桶，由河曲发电有限公司负责回收处理。

12.2试验废液的处理

用塑料桶收集，排到废水池，由河曲发电有限公司负责进行处理。

12.3酸洗漏液的处理

对少量酸洗漏液，用收集盘进行收集，排到废水池，由河曲发电有限公司负责进行处理。

12.4固体化学药品泄露地面处理

固体化学药品泄露地面时，将化学药品和土一起挖起，倒到废水池，由河曲发电有限公司负责进行处理。清洗废液的处理

化学清洗废水和机组启动废水一样都属于非经常性废水，复合酸清洗工艺所产生的废液中不含联氨、亚硝酸钠、氟化物等有毒且污染严重的物质。

14清洗后的锅炉保养

锅炉化学清洗后20天内，点火吹管的无需保养，超过20天的清洗锅炉，河曲发电有限公司负责按照《电力建设施工及验收技术规范第四部分电厂化学》进行保养。

附录1：河曲化学清洗药品清单

复合清洗剂A 2.5t

复合清洗剂B 17t

清洗反应催化剂 800kg

铁离子抑制剂 200kg

消泡剂 150kg

缓蚀剂 300kg

柠檬酸

1t

漂洗缓蚀剂 200kg

氨水 12t

钝化剂 3t

废液处理剂 12t

附录2:化学酸洗测定方法

1.1酸洗剂浓度的测定

2.1.1 试剂

0.1mol/L NaOH溶液

1%酚酞指示剂

2.1.2 测定方法

取酸洗液V ml（一般1-5）于250ml锥形瓶中，加除盐水稀释至100ml，加2滴酚酞指示剂，用0.1mol/LNaOH滴定至溶液呈粉红色为终点，记下消耗体积a ml。

2.1.3 结果计算

酸洗液中酸的百分含量:

CH+=0.1×a×98/（V×1000）×100%=9.8a/（V×1000）（%）=0.98 a/V

2.2酸洗液中Fe3+及Fe2+的测定

2.2.1 试剂

0.05mol/LEDTA标准溶液

10%磺基水扬酸

固体过硫酸铵

1:1液氨

1:4盐酸

2.2.2 测定方法

准确移取V ml(一般5ml)酸洗液于锥形瓶中，用除盐水稀释至100ml，用1:1液氨和1:4HCL调节至pH=2-3左右，加1ml10%磺基水扬酸作指示剂，用0.05mol/LEDTA标准溶液滴定至紫红色消失，记下耗去的EDTA毫升数a，向锥形瓶内加入固体过硫酸铵少许(约0.1g)，加热至70℃，继续用0.05mol/LEDTA滴定至紫红色消失，记下耗去的EDTA毫升数b(不包括a)。

2.2.3 结果计算

酸洗液中Fe3+、Fe2+含量:

CFe3+=0.05×a×56/V=2.8a/V

CFe2+=0.05×b×56/V=2.8b/V

2.3漂洗液中Fe3+、Fe2+的测定

2.3.1 试剂

0.5 mol/LH2SO4标准溶液

0.05 mol/LEDTA标准溶液

40%KCNS溶液

10%(NH4)2S2O8溶液 2.3.2 测定方法

取vml试液，加入4ml 0.5MH2SO4，用除盐水稀释至100ml，加入5ml40%KCNS溶液，用0.05 mol/LEDTA滴定至红色消失，记下消耗EDTA量a，再加入3ml10%(NH4)2S2O8溶液，加热60-70℃，用0.05mol/LEDTA滴至红色消失，记下消耗EDTA量b(当Fe较大时，终点为橙色，终点不明显可用除盐水稀释)

2.3.3 结果计算

CFe2+=a×0.05×56/v

CFe2+=b×0.05×56/v

第三篇：汽机阀门活动性试验方案9.8新

威信公司第一电厂

汽轮机主汽门、调门活动试验方案

批 准：

审 核：

编 写：

2014年9月

1.试验目的

检查汽轮机主汽门、调门开关动作的灵活性，防止汽轮机跳闸或停机过程中因主汽门或调门卡涩造成机组超速引起的事故，保证机组的安全运行。2.试验标准

试验过程中所有的高、中压主汽门和调门能全部关完，并能自动开启至相应开度，机组能自动调节维持相应的负荷基本不变。3.试验周期

一周一次。4.组织措施

4.1 整个试验过程由运行部负责指挥、操作、检查、记录，当班值长统一指挥和调度，并按公司《重大操作各级人员到位管理规定》要求，通知相关人员到场见证并签字确认。4.2 设备管理部热控人员负责检查相关控制逻辑和就地控制设备，汽机点检负责检查现场阀门动作情况。5.安全措施

5.1试验前，热控人员检查DEH就地遮断模块电磁阀5YV、6YV、7YV、8YV，试验电磁阀、快关电磁阀是否处于带电状态，接线是否可靠；DEH系统电源是否正常投入，41、42控制器伺服卡工作状态是否正常；检查汽轮机的安全监测系统（TSI）柜、汽机危急遮断系统（ETS）柜电源及卡件均正常工作；检查DEH系统控制逻辑应正确无误，阀门行程开关信号无误发。5.2汽机点检就地检查阀门阀杆处无造成卡涩的地方和异物，阀门连杆等机械部分完好。5.3运行主操应熟知主汽门、调门活动试验存在的风险，试验开始前应认真检查操作员站DEH系统主画面的“阀门活动试验”画面上阀门到位信号正常，阀门活动试验到位信号正常，“开关量监视”画面检查电磁阀的动作情况，“主、再热蒸汽系统”画面阀门到位信号正常，DEH系统主画面的“自动控制画面”所有调门及主汽门指令和反馈一致，并在就地确认所有阀门试验前的实际开关位置。巡检人员就地检查确认主汽门、调门周围无人进行工作，检修和运行人员把检查结果汇报值长后，值长确定是否开始试验，试验过程中运行人员要严格按照试验操作票进行。

5.4试验过程中就地应派运行人员和汽机点检检查阀门的实际开、关情况，判断阀杆是否完好。

5.5试验过程中运行人员应加强对汽轮机各道轴承温度的监视，尤其要对1号轴承温度重点监视，防止因某个高调关闭后进汽不均引起轴承温度升高而跳机。

5.6试验过程中要做好阀门卡涩后的事故预想，若某调门或主汽门关闭后卡涩不能开出，应立即停止试验，并立即启动阀门卡涩事故预案处理流程，安排机务和热控人员立即进行处理。

5.7试验过程中运行人员应加强燃烧调整，维持机组参数稳定，防止因主汽压力过高主汽门关闭后前后压差增大而开不出来。

5.8运行主操人员在试验过程中的操作，需要逐一试验，逐一观察试验结果无异常后，待机组各参数稳定后，才允许进行下一个调门或主汽门的活动试验。6.试验应具备的条件

6.1 机组静态主汽门、调门活动试验合格。

6.2 当班值长提前向调度申请和联系，并告知试验过程中会引起负荷波动。6.3 机组负荷在400MW～500MW之间，锅炉燃烧稳定，主、再热蒸汽参数稳定。6.4 当班值长申请切除AGC（自动发电量控制）和一次调频功能，解除CCS控制。6.5 DEH控制方式为“自动”，并投入“功率回路”。

6.6 试验前相关人员必须到位，并进行安全和技术交底（运行人员必须提前对主汽门、调门卡涩事故预案进行学习）；热控人员和汽机点检提前准备相应容易出问题的电磁阀、伺服卡、位移传感器（LVDT），以备设备损坏后的更换。7.试验风险及预控措施

7.1 主汽门、调门关闭后开不出,会引起锅炉压力上升，运行人员应做好锅炉快减负荷的准备。

7.2 高压主汽门活动试验过程中负荷会降低当前负荷的10%-15%，中压联合汽阀活动试验过程中负荷会降低当前负荷的9%左右。

7.3 若主汽压力过高引起主汽门、调门差压过大不能开出，应适当降低主汽压力，试验过程中尽量控制主汽压力在19～21MPa。

7.4 若卸荷阀弹簧弹力不够，不能封闭安全油，应就地关闭该阀门的EH油进油门，待主汽门开出后再缓慢开出该阀门的EH油进油门。在试验过程中，若卸荷阀弹簧弹力不够，主汽门关闭后同时会伴随EH油压力下降，EH油泵电流增大，就地EH油回油量大等现象，运行人员需密切监视这些参数的变化。

7.5 试验过程中出现的伺服阀、快关电磁阀、试验电磁阀损坏，需隔绝油路然后进行更换。由于在试验过程中，如果上述电磁阀坏，将可能导致主汽门、调门不能正常开关，所以“阀门活动试验”画面将显示该阀门活动试验不成功，立即停止试验，联系热控人员和汽机机务人员进行处理。

7.6 主汽门、调门关闭过程中，将引起机组负荷大幅波动、主汽压力大幅波动，给水系统自动调节也将受到影响，运行人员应密切监视给水流量变化，并及时进行调整。

7.7 高压调门关闭后，汽轮机1、2号轴承温度变化剧烈，运行人员应密切监视温度变化，轴承温度的最大允许值为115℃。

7.8 试验过程中应调出油枪画面，加强对炉膛负压、火检的监视，发现异常，及时投油稳燃，保证锅炉燃烧的稳定。8.试验步骤

8.1 热控人员检查DHE系统中相关控制逻辑是否满足试验条件，控制逻辑是否正确；运行人员控制机组负荷在400MW ～500MW,主汽压力维持在19～21MPa。

8.2 当班值长向中调申请解除机组AGC、一次调频功能和协调控制，在DEH系统“自动控制”画面中投入“功率回路”。

8.3 运行人员在DEH系统“阀门活动试验”画面中点击“MSV1试验”（高压主汽门1）按钮，在弹出的对话框中点击“开始”按钮，然后在操作员站CRT画面和就地检查MSV1是否开始关闭，待MSV1关完又重新开完后，弹出对话框中指示灯指示“成功”，则表明MSV1阀门活动试验结束，运行人员再次检查阀门行程开关动作是否正常，阀门实际是否开到位。8.4 运行人员在DEH系统“阀门活动试验”画面中点击“MSV2试验”（高压主汽门2）按钮，在弹出的对话框中点击“开始”按钮，然后在操作员站CRT画面和就地检查MSV2是否开始关闭，待MSV2关完又重新开完后，弹出对话框中指示灯指示“成功”，则表明MSV2阀门活动试验结束，运行人员再次检查阀门行程开关动作是否正常，阀门实际是否开到位。8.5 运行人员在DEH系统“阀门活动试验”画面中点击“RSV1试验”（中压联合汽门1）按钮，在弹出的对话框中点击“开始”按钮，然后在操作员站CRT画面和就地检查ICV1是否开始关闭，待ICV1关闭后，RSV1则快速关闭，待RSV1关闭又重新开完后，ICV1再逐渐开启直至开完，弹出对话框中指示灯指示 “成功”，则表明RSV1联合汽门活动试验结束，运行人员再次检查阀门行程开关动作是否正常，阀门实际是否开到位。

8.6 运行人员在DEH系统“阀门活动试验”画面中点击“RSV2试验”（中压联合汽门2）按钮，在弹出的对话框中点击“开始”按钮，然后在操作员站CRT画面和就地检查ICV2是否开始关闭,待ICV2关闭后，RSV2则快速关闭，待RSV2关闭又重新开完后，ICV2再逐渐开启直至开完，弹出对话框中指示灯指示“成功”，则表明RSV2联合汽门活动试验结束，运行人员再次检查阀门行程开关动作是否正常，阀门实际是否开到位。

8.7 运行人员在DEH系统“阀门活动试验”画面中点击“CV1试验”（高压调门1）按钮，在弹出的对话框中点击“开始”按钮，然后在操作员站CRT画面和就地检查CV1是否开始关闭,此时其它调门会相应开大保证机组负荷不变，待CV1关完又重新开启至相应开度后，弹出对话框中指示灯指示 “成功”，则表明CV1活动试验结束，运行人员再次检查阀门行程开关动作是否正常，阀门实际是否开到试验前位置。

8.8 运行人员在DEH系统“阀门活动试验”画面中点击“CV2试验”（高压调门2）按钮，在弹出的对话框中点击“开始”按钮，然后在操作员站CRT画面和就地检查CV2是否开始关闭,此时其它调门会相应开大保证机组负荷不变，待CV2关完又重新开启至相应开度后，弹出对话框中指示灯指示“成功”，则表明CV2活动试验结束，运行人员再次检查阀门行程开关动

作是否正常，阀门实际是否开到试验前位置。

8.9运行人员在DEH系统“阀门活动试验”画面中点击“CV3试验”（高压调门2）按钮，在弹出的对话框中点击“开始”按钮，然后在操作员站CRT画面和就地检查CV3是否开始关闭,其它调门会相应开大保证机组负荷不变，待CV3关完又重新开启至相应开度后，弹出对话框中指示灯指示“成功”，则表明CV3活动试验结束，运行人员再次检查阀门行程开关动作是否正常，阀门实际是否开到试验前位置。

8.10运行人员在DEH系统“阀门活动试验”画面中点击“CV4试验”（高压调门4）按钮，在弹出的对话框中点击“开始”按钮，然后在操作员站CRT画面和就地检查CV4是否开始关闭,其它调门会相应开大保证机组负荷不变，待CV4关完又重新开启至相应开度后，弹出对话框中指示灯指示“成功”，则表明CV4活动试验结束，运行人员检查阀门行程开关动作是否正常，阀门实际是否开到试验前位置。

8.11在以上阀门活动试验结束后，运行人员应根据机组运行情况适时投入机组协调控制、一次调频和AGC（自动发电量控制）功能。

8.12 试验过程中，运行人员应严格按照操作票进行。

第四篇：大机组联锁管理制度

大型机组联锁管理制度 目的

为了加强联锁系统的管理，保护好大型设备、系统安全平稳运行，制定本制度。范围

2.1 本制度规定了大型设备联锁自保装置的分类、维护、投运、解除的相关要求。

2.2 本制度适用于江西全鑫科技化工有限责任公司大型设备联锁系统的管理。职责

3.1 生产车间负责仪表、电气联锁装置的管理，联锁解除和变更时的审批；

3.2 设备技术部负责大型机组等设备本体联锁管理； 3.3 生产车间负责联锁值变更的提出及联锁解除和投用时的申请和确认；

3.4仪表人员负责联锁装置的维护，定期校验及投用、解除的实施。管理内容

4.1 联锁自保装置的分类

4.1.1 A级为厂级，联锁自保装置：指该联锁自保装置动作可引起生产装置停车；要求投运率达到100%。

4.1.2 B级为车间级，联锁自保装置：指该联锁自保装置动作可引起主要设备和一般设备跳车；要求投运率达到98%。

4.2 联锁自保装置的维护和投运

4.2.1 生产装置和设备上的联锁自保装置必须完好，按给定值投运，不得随意解除。

4.2.2 联锁自保定值按照设计值整定校验；如需变更，由工艺人员提出数据，车间主任签字后报综合安环部审批，经生产副总批准后由仪表人员实施更改。

4.2.3 所有联锁自保装置（仪表）要有明显标志，盘装表用黄色字标明“联锁”，现场表挂牌并用黄色字标明“联锁”。

4.2.4 车间要建立全公司联锁自保台帐和联锁仪表专管档案(台帐)，各工艺车间建立本车间联锁自保台帐和联锁仪表专管档案（台帐）。

4.2.5 所有联锁自保仪表每次检修都要有校验记录，一式三份，生产车间、仪表人员及安环部各存一份。

4.3 联锁自保装置的解除：

4.3.1 A级联锁自保装置原则上不允许解除，若根据现场实际情况确需解除，对于车间由于检修需要解除联锁自保装置必须由车间填写联锁解除申请单，经车间主任确认后由安环部、生产副总逐级审批，仪表人员填写解除票后方可实施；对于因工艺原因需要解除联锁装置则由生产车间填写联锁解除申请单，经安环部、生产副总批准后由电仪实施。

4.3.2 B级联锁自保装置的解除：对于仪表人员由于检修需要解除联锁自保装置必须由生产车间填写联锁解除申请单，经车间主任确认后由安环部批准备后由仪表人员解除；对于因工艺原因需要解除联锁装置则有生产车间填写联锁解除申请单，经生产主任批准后由生产车间实施；

4.3.3 在书面申请单中必须写明解除联锁的详细原因，解除时间，拟恢复时间、实际恢复时间和联锁解除期间的防范措施等；

4.3.4 因特殊原因需要立即解除联锁可先解除联锁，然后立即向有关部门报告，有关部门应尽快给与答复，经授权后办理相关手续。

第五篇：锅炉性能试验小结

培训小结

本次培训内容是电站锅炉燃烧调整、性能试验及运行相关问题的探讨，培训时间2016年11月1日至2日，授课内容主要包括锅炉燃烧调整试验、冷态动力场试验、电站锅炉性能试验、煤质对锅炉运行的影响。最后并讲解了一个超超临界机组实例。

本次培训以PPT课件形式由浅入深进行理论授课，内容详细，重点突出，岗位人员学习的积极性提高明显，印象深刻。

以课件形式讲解各知识点时，有疑问，培训课上大家可以进行探讨，发散思维，丰富专业知识。对于新来的同事，尤其是非本专业的同事来说，可以加深印象。

培训课上现场讲解流程，非本专业的同事可以很快熟悉现场工艺系统和设备工作特性，同时在讲解流程的同时顺便加入了一些设备的工作原理，结构及运行特性，效果很好，尤其是新同事，容易理解，记忆深刻。培训课上也播放了一下视频，让大家更直观的了解相关内容，并结合现场作业情况学习了一下监护知识，提高专业和安全知识。这对于非本专业员工来说，非常重要，学习作业监护是提高他们专业知识和安全知识最快最好的方法。通过此次培训，让科晨公司所有员工系统的学习了锅炉燃烧调整试验、冷态动力场试验和电站锅炉性能试验。使得非锅炉专业人员也更快更好的熟悉锅炉试验，下一步更好的参与并完成锅炉相关试验。