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
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
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
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。