电气专业调试细则全文

1、编制依据
1.1 华联监理公司监理部编制的“监理规划”。

1.2 华联监理公司监理项目部的“监理大纲”、“监理合同”及“质量体系文件”。

1.3 建设单位与有关单位签订的与监理工作有关的（设计、设备、采购、材料供应，施工等）合同协议。

1.4 批准的本工程初步设计，施工图纸、设计变更。

1.5 设备制造厂家提供的设备图纸技术文件。

1.6 国家及有关部委下发的文件
1.6.1 GB50319-2000“建设工程监理规范”。

1.6.2 DL/T5161.1~17-2002“电气装置安装工程质量检验及评定规程”。

1.6.3中国计划出版社1999年版“电气装置安装工程施工及验收规范”合编本。

1.6.4 DL5009.1~92“电力建设安全工作规程”。

1.6.5工程建设强制性条文（2006年版）
2、工程概况
2.1工程简述
2.1.1 工程名称：华能北京热电厂燃气热电联产扩建工程
2.1.2工程地点：北京市朝阳区王四营乡境内
2.1.3工程规模：非采暖期发电功率92
3.42MW
采暖期发电功率827.08MW
额定外供采暖热负荷650MW
2.1.4 建设工期：2010年6月26日浇注第一方混凝土，#1机组于2011年9月30日投产，#2机组于2011年10月31日投产。

2.1.5建设单位：华能北京热电厂有限责任公司
2.1.6设计单位：北京国电华北电力工程有限公司
2.1.7施工监理单位：北京华联电力工程监理公司
2.1.8调试单位：西安热工研究院有限公司
2.1.9施工单位：天津电力建设公司
北京电力建设公司
上海电力安装第一工程公司
浙江省火电建设公司
2.2 电气专业工程概述
2.2.1各系统概况
2.2.1.1 发电机－主变压器回路接线。

本期工程两台燃气发电机组均采用发电机-变压器-线路组接线形式经220KV高压电缆直接接入220KV系统。

接入台湖变电站。

另一台汽轮发电机组接入一期220KV配电装置（GIS）的华垡（二）间隔；本期不设厂内配电装置。

燃气轮发电机组发电机出口设置断路器（GCB）。

燃机变压器高压侧设断路器（户外式GIS）。

汽轮发电机组出口不设断路器，采用发变组接线方式。

发电机中性点经单相接地变压器（二次侧接电阻）接地，主变压器中性点直接接地。

燃机配有大型启动专用设备，采用高压变频方式调节转速，启动时发电机作为电动机方式运行。

2.2.1.2 220kV配电装置接线
两台燃气发电机组均采用发电机-变压器-线路组接线形式经220KV高压电缆直接接入台湖变电站。

另一台汽轮发电机组接入一期220KV配电装置（GIS）的华垡（二）间隔；
2.2.1.3各级电压中性点接地方式
主变压器、起动/备用变压器高压绕组中性点直接接地。

高压厂用变压器和起动/备用变压器的低压绕组中性点采用不接地方式。

2.2.1.4高压厂用母线方式
每台燃气机组设1台双绕组高压厂用变压器，容量为25MV A，每台燃气机组设1段6.3kV工作母线。

容量大于等于200KW的电动机由6.3kV厂用工作段引接；容量小于200kW的电动机由0.4kV厂用工作段引接。

汽轮发电机组负荷及全厂公用负荷由燃机发电机组6KV高压厂用电母线分别供电。

全厂设一台与高厂变同容量的双绕组高压厂用备用变压器。

从一期220KV（GIS）华垡（一）间隔接引。

作为两台燃机的启动/备用电源。

分别接于6.3KV高压厂用工作段的10BBA段和20BBA段。

6.3kV开关设备采用40kA的短路开断容量。

2.2.1.5辅助系统配电系统（循环水、增压站、污水处理等）
分别由两台机组的6.3kV厂用工作段引接，均采用0.4KV供电方式。

起动/备用变压器的特点
2.2.1.5.1备用
起动/备用变压器提供一台燃机机组厂用电系统备用要求的100%负荷。

2.2.1.5.2起动
2.2.1.5.2.1起动/备用变压器提供一台燃机机组起动要求的100%负荷。

2.2.1.5.2.2起/备变可直接用同期手动切换到高厂变。

2.2.1.5.3正常停机
正常停机时，高厂变同期手动切换到起/备变。

2.2.1.5.
3.1 停一台燃机机组并带厂用公用负荷。

2.2.1.5.
3.2 2台燃机同时停机，可做机组备用启动电源；
2.2.1.6 0.4kV低压厂用电接线
2.2.1.6.1 电厂采用动力中心（PC）和电动机控制中心（MCC）的供电方式。

动力中心和电动机控制中心成对设置，建立双路电源通道。

2.2.1.6.2动力中心采用单母线分段接线，每段母线由一台干式变压器供电，两台低压变压器间互为备用，手动切换。

2.2.1.6.3 MCC和容量为75kW及以上的电动机由PC供电，75kW以下的电动机由MCC供电。

成对的电动机分别由对应的PC和MCC供电。

2.2.1.6.4检修和照明电源由0.4KV供电。

2.2.1.6.5每台燃机发电机组设置2台容量为1600kV A低压厂用工作变压器。

主厂房设置2台容量为2500kV A低压汽机/公用工作变压器。

对应的两台低压变均互为备用。

循环水泵房设置两台容量为2500KV A低压变，低压变主要向机力通风机供电。

化学水处理站与一期工程合并使用，本期工程需要配套进行改造。

天然气调压站增压机由两台机组6KV工作段供电。

设置380/220动力控制中心MCC，负责给天然气调压站等电负荷供电。

厂前区综合楼设置2台容量为630KV A低压变，负责为厂前区建筑物等非生产系统的电负荷供电。

2.2.1.6.6低压厂用变压器低压绕组中性点采用直接接地。

2.2.1.7事故保安及不停电电源
2.2.1.7.1 交流保安电源
每台燃机发电机组设置一套柴油发电机组和一段保安动力中心，提供机组安全停机所必须的交流电源。

每台燃机发电机组、汽轮发电机组分别设置一段保安电动机控制中心，保安电动机控制中心设三回进线，一回来自保安动力中心，另两回来自机组厂用动力中心。

2.2.1.7.1柴油发电机规范
·额定电压0.4kV
·功率因数0.8
·额定频率50Hz
2.2.1.8交流不停电电源系统（UPS）
2.2.1.8.1单元机组不停电电源系统
每台机组设置一套交流不停电电源系统（UPS），向机组的分散控制系统（DCS）、火灾探测报警和控制系统、电气测量装置等提供电源。

UPS系统包括整流器、逆变器、静态转换开关、旁路变压器、手动旁路开关和交流配电屏等。

UPS的静态切换时间≦4ms.UPS装置输入的正常电源来自厂用机组380 VPC段；旁路电源均来自事故保安MCC；输出交流电压为单相220V，50Hz；UPS装置的直流输入电源来自单元机组220V直流系统；燃机UPS额定容量为80KV A；汽机UPS额定容量60 KV A。

单元机组交流不停电电源负荷主要包括：
机组分散控制系统（DCS）
燃机岛或汽机岛负荷（包括I&C负荷、监视设备、测量变送器）
主厂房火灾探测报警系统和报警控制主盘
远动及计量
UPS机柜设备布置在热网综合楼直流及UPS配电间。

2.2.1.9直流电源系统
2.2.1.9.1单元机组直流系统
每台机组设两组110V直流系统和一组220V直流系统。

每组直流系统
包括蓄电池组，蓄电池充电器，直流配电屏等。

蓄电池选用阀控铅酸蓄电池，不设端电池正常以浮充电方式运行，两组110V直流系统设两组充电器。

每台机220V直流系统设一组浮充电装置。

充电器采用高频开关型，具有稳压、稳流及限流性能。

其稳压精度≤±0.5%，稳流精度≤±1%，波纹系数≤0.5%，满足蓄电池充放电的要求。

每组110V蓄电池采用单母线接线、两组110V蓄电池直流配电母线间由联络开关。

110V直流系统对电气和热控的控制、信号、继电保护、自动装置供电，在负荷较大的地方设计直流分电屏。

每台机组220V直流系统采用单母线接线，汽机机组的220V蓄电池与两台燃机机组的220V蓄电池相连，设有防止两组蓄电池并联运行的闭锁装置。

220V直流系统供给主厂房事故照明，直流电动机等动力负荷和交流不停电电源及集控楼照明电源。

直流馈线采用辐射状供电方式。

每组110V、220V系统直流主屏及分电屏均设置微机型直流接地检测装置。

每组蓄电池设置蓄电池检测装置。

2.2.1.9.2发电机励磁系统
励磁系统采用高起始响应的自并励静止励磁系统，通过励磁变压器从发电机端取得励磁电源。

励磁变：干式、三相、4800KV A、额定电压：16/0.8KV，接线组别：Yd11。

励磁整流柜励磁整流器采用可控硅三相全控桥，4桥配置，当有1/4并联支路退出运行，应能满足发电机强励要求。

由1/2支路退出运行时，应能保证发电机在额定工况下连续运行。

2.2.1.9.3灭磁及过电压保护发电机灭磁采用逆变和灭磁开关（直流式）两种方式，并设有转子过压保护装置。

2.2.1.9.4 A VR
A VR采用数字微机型，具有微调节和提高发电机暂态稳定的特性。

具有独立手动和双自动通道，每个通道之间相互独立。

可随时停运任一通道进行检修。

各备用通道可自动跟踪，保证无扰动切换。

A VR留有与ECMS 的接口。

以便实现控制室内对A VR的远方控制。

2.2.1.9.5 燃机启动变频装置系统
设置两套启动变频装置供两台机组启动用。

两台启动装置变频装置能同时启动任意两台机组。

任意一台启动变频装置能启动任意一台机组。

启动变频装置的切换在机组启动前在TCS和启动变频装置中自动完成。

启动变频装置和燃机的选择在燃机控制系统TCS中实现。

2.2.1.10 二次线、继电保护和自动装置
2.2.1.10.1 单元机组监控/检测
主机部分
2.2.1.10.1.1燃机岛具有完善的控制系统（TCS），对其岛内的设备进行远方控制和监测由。

监控/监测的设备有：燃机发电机出口断路器、燃机发电机励磁系统（包括磁场断路器、ATCSVR等）、燃机发电机自动同期装置、燃机变频启动装置、燃机发电机测量、燃机发电机保护动作信号、燃机岛MCC，EMCC进线开关、燃机岛UPS，直流分电盘。

2.2.1.10.1.2汽机与公用部分设置完善的DCS控制系统，对其汽机岛与公用部分的设备进行远方监控/监测。

DCS监控/ 监测的设备有：
A．汽机部分的电气设备：汽机发电机励磁系统（包括磁场断路器、A VR等）汽机发电机自动同期装置汽机发电机测量
B．公用部分的电气设备：1）燃机单元机组：主变高压侧220KV断路器，主变高压侧中性点接地刀闸，高压厂用变压器有载调压装置，6KV工作段开关，380VPC重要开关，柴油发电机组；2）汽机发电机组：主变高压侧断路器，主变高压侧中性点接地刀闸，380V重要开关；3）电气公用
系统：高备变高压侧中性点接地刀闸，高备变有载调压装置，380VPC重要开关；
2.2.1.10.1.3在发电机启动过程中，燃机TCS/汽机DCS按预先编制的控制程序投入自动同期装置（Ass）、DEH调速系统、自动电压调节器A VR 和发电机励磁断路器，使发电机升速、起励、升压直至并网带到一定的有功负荷和无功负荷。

自动同期装置向DEH和A VR发出调速和调压指令，满足同期要求后由自动同期装置发出合闸脉冲，将燃机发电机出口断路器/汽机发变组出口断路器合闸。

如在启动过程中，保护装置动作，则由保护出口直接动作于停机。

2.2.1.10.1.4本工程取消常规硬手操控制、常规测量仪表和光字牌，仅在CRT操作台上设有燃机发电机紧急停止按钮、燃机发变组紧急停止按钮、汽机发变组紧急停止按钮、柴油发电机组强起按钮，以上急停按钮经硬接线直接接至发变组保护，柴油发电机强起按钮接至柴油控制回路。

2.2.1.10.1.5本工程为提高电厂电气管理水平，完整反映电气设备运行参数和故障信息，克服电气设备布置分散带来的运行维护和管理的不便，设置一套厂用电电气监控管理系统（ECMS）对全厂电气设备进行检测，由系统监控层、通讯管理层和现场保护测控层构成，负责电气设备与DCS，SIS的通讯接口，以及电气设备管理、运行管理和定值管理等。

根据控制对
象的负荷特点和要求，采取不同的控制原则，原则如下：
对于高/低压电动机，保留已合闸、已跳闸、允许远操等开关量上送DCS和DCS命令下达至测控单元的硬接线电缆。

与控制无关的模拟量和测控装置本身的开关量信息通过通信接口上送DCS。

对于高/低压厂用电电源系统开关，保留已合闸、已跳闸、断路器可用等开关量上送DCS和DCS命令下达至测控单元的硬接线电缆。

与控制无关的模拟量和测控装置本身的开关量信息通过通讯接口上送DCS。

6KV系统采用分散式就地（开关柜内）安装的集保护、测量、控制、通信于一体的智能前端设备，380V系统采用智能PC测控单元，直流及UPS 系统采用智能监测模块，通过现场总线方式组网实现对电气设备的数据采集及监控功能。

厂用电电气监控管理系统（ECMS）上层设置一个电气操作员站，一个电气工程师站以及冗余的系统服务器，负责电气信息的监视和管理，并通过以太网与DCS系统和SIS系统通讯；在就地设置通讯管理机，通过现场总线方式将就地智能装置的信息汇总并送至ECMS系统上层。

2.2.1.10.2测量
主机岛内的机组测量由TCS（燃机）和汽机DCS完成。

模拟量信号为4-20mA标准信号。

电度计量采用带有脉冲输出的电度表；其他部分由DCS
进行远方测量，厂用电系统测量由测控一体的微机型综合保护装置完成，取消电气变送器，并以通讯方式上送。

直流系统和交流不停电电源系统的电气变送器布置在直流屏和UPS柜内。

主变、高厂变部分的电气变送器和电度表组成测量柜布置在热网综合楼电子设备间内。

电气变送器辅助电源采用UPS电源。

2.2.1.10.3继电保护和自动装置
燃机发电机保护采用数字式微机保护，并采用双重化配置，保护柜布置在燃机岛电气包内。

2.2.1.10.
3.1 包括以下功能：
发电机差动保护电压制动的过电流保护（包括定时限和反时限）
发电机逆功率保护
失磁保护（带发电机出口电压闭锁）
过激磁保护（包括定时限和反时限）
发电机负序过电流保护（包括定时限和反时限）
低频率保护过频率保护过电压保护
100%定子接地保护失步保护
启动过程中电动机保护误上电保护
2.2.1.10.
3.2断路器保护功能
断路器断口闪络保护
非全相保护
断路器失灵保护
2.2.1.10.
3.3励磁变压器保护功能
励磁变压器速断保护
励磁变过电流保护
2.2.1.10.
3.4隔离变压器保护功能
隔离变过流保护
隔离变差动保护
2.2.1.10.
3.5转子接地保护（包含在励磁系统内）
2.2.1.10.
3.6保护能接受外部跳闸信号并启动发电机保护出口：
励磁变超温跳闸励磁系统故障跳闸
TCS保护跳闸发电机按钮跳闸主变、高厂变保护跳闸系统保护及自动装置动作（以上输入量出励磁变超温跳闸信号均为双套）。

保护系统出口设置：发电机全停：断开发电机出口断路器，发电机磁场断路器，跳燃机，启动发电机断路器失灵保护。

解列灭磁：断开发电机出口断路器，发电机磁场断路器，启动发电机断路器失灵保护。

信号：发出声、光信号，并向TCS发送用于事故记录，向远动和机组故障录波器装
置发送保护动作信号。

燃机主变、高厂变保护采用数字式微机保护，除非电量保护外保护均采用双重化原则分盘配置。

主变压器保护：主变压器差动保护、主变压器高压侧负荷电压过流保护、主变压器高压侧零序过流保护，主变压器间隙零序过流过压保护、主变压器过激磁保护、主变压器过负荷保护、主变压器低压侧接地保护，主变压器通风启动。

-220KV断路器失灵保护–主变压器非电量保护冷却器全停、重瓦斯、轻瓦斯、压力释放、油温高、绕组温度高、油位异常保护
高压厂用变压器保护：变压器差动保护、高压侧负荷电压过流保护、变压器过负荷保护、低压侧分支负荷电压过流保护、变压器通风启动；非电量保护本体重瓦斯、本体轻瓦斯、调压瓦斯、压力释放、油温高、绕组温度高、油位异常变化；
保护系统出口设置：
-全停：断开发变组220KV断路器、高厂变6.3KV侧断路器、切换厂用电、启动失灵保护、联跳发电机全停出口。

-信号：发出声、光信号，并向DCS发信号用于事故顺序记录，向远动和机组故障录波器发送保护动作信号。

-保护C柜的非电量保护出口设置：-全停：断开发变组220ＫＶ断路器、高厂变６.３ＫＶ侧断路器，切换厂用电、联跳发电机全停出口。

2.2.1.10.4汽轮发电机组发变组保护
2.2.1.10.4.1 发电机保护（均按双重化配置）：发变组出线光纤差动保护、发电机差动保护、发电机变压器组差动保护、发电机定子接地保护、发电机过电压保护、发电机对称过负荷保护、发电机不对称过负荷保护、发电机励磁绕组过负荷保护、发电机失磁保护、发电机过激磁保护、发电机逆功率保护、发电机程序逆功率保护、发电机低频保护、发电机失步保护、发电机启停机保护、发电机突加电压保护、发电机电压平衡保护、发电机断水等热工保护、励磁变压器速断保护、励磁变压器过流保护、励磁变压器过负荷保护；
2.2.1.10.4.2 主变压器保护：（除非电量保护外均按双重化配置）主变压器差动保护、主变压器高压侧零序过流保护、主变压器高压侧间隙零序电流电压保护、主变压器过激磁保护、主变压器过负荷保护、主变压器通风启动；220KV断路器失灵保护、主变压器非电量保护（包括冷却器全停、重瓦斯、轻瓦斯、压力释放、温度、油位保护）
2.2.1.10.4.3高压厂用变压器保护（除非电量保护外均按双重化配置）：变压器差动保护、高压侧复合电压闭锁过流保护、变压器过负荷保护、低
压侧分支负荷电压闭锁过流保护、变压器通风启动、非电量保护（包括重瓦斯、轻瓦斯、通风故障、压力释放、温度、油位保护）
保护系统出口设置
-全停Ⅰ（Ⅱ）：断开发电机变压器组220KV断路器、断开发电机磁场断路器、断开厂用高压变压器6.3KV侧断路器、切换厂用电、关闭汽轮机主汽门、启动失灵保护。

-程序跳闸：关闭汽轮机主汽门，待确认没有蒸汽通过汽轮机后再动作于停机。

确认由汽轮机进气阀限位开关和逆功率继电器实现。

-减出力：将汽轮机出力减至预定值。

-信号：发出保护动作信号。

高备变保护：
高备变电源光纤差动保护、高备变电源速断保护、高备变电源过流保护、高备变差动保护、高压侧零序电流保护。

间隙零序过流高压保护、高备变高压侧负荷电压过流保护、高备变过负荷保护、高备变低压侧分支复合高压过流保护、高备变通风启动。

非电量保护（本体重瓦斯、调压重瓦斯、本体轻瓦斯、本体轻瓦斯、压力释放、油温高、绕组温度高、油位异常保护）。

高备变保护出口设置：-全停：断开停机变220KV侧断路器、断开停
机变6KV侧分支断路器；-备用分支跳闸：断开停机变6KV侧分支断路器。

-信号：发出声、光信号，并向DCS发送信号用于事故顺序记录。

厂用中压系统进线和馈线断路器的保护采用测控一体的智能型综合保护装置，布置在开工柜内。

厂用低压系统动力中心进线和馈线开关的采用微机智能脱扣器和智能PC测控单元的辅助保护功能。

自动装置以下装置均为独立于DCS系统的专用装置，并留有与监控系统的通讯接口。

每台机组每段6KV厂用母线设置一套微机型厂用快切装置，组屏布置在热网综合楼电子设备间。

每台机组设一套故障录波分析装置；
每台机组设置一套自动同期装置（ASS）。

燃机的同期功能由TCS实现，汽轮发电机设置专用微机自动同期装置。

每台机组设置一套数字式单元调节装置(A VR)
2.3 主要设备
2.3.1 发电机
发电机主要技术参数如下：
2.3.2发电机励磁系统
励磁系统采用自并励静止励磁系统，通过励磁变压器从发电机机端取得励磁电源，为高起始快速响应系统。

随发电机配套体提供励磁设备，主要技术指标为：
顶值电压倍数：≥2.0
强励时间：≥****
响应时间：≤*****
主要励磁设备
励磁变压器
励磁变压器采用单相干式变压器组，额定容量为4800kV A，额定电压16/0.86KV、接线组别**。

2.3.3主变压器
2.3.3.1 主变压器主要参数
2.3.3.1.1 额定容量420MV A
2.3.3.1.2 型式三相结构
2.3.3.1.3变比242±2*2.5/16KV
2.3.3.1.4阻抗18%
2.3.3.1.5冷却方式ODAF
2.3.3.1.6接线组别ㄚN，d11
2.3.3.1.7高压绕组中性点额定电压**kV
2.3.4起动/备用变压器的规范
2.3.4.1 型式双绕组变压器
2.3.4.2 额定容量25MV A
2.3.4.3 电压比115±8⨯1.25%/10.5/6.3kV
2.3.4.4 冷却方式ONAF
2.3.4.5 阻抗H-x16%、H-y28%
2.3.5高压厂用变压器的规范
2.3.5.1 型式双绕组变压器
2.3.5.2 额定容量25MV A
2.3.5.3电压比16±2⨯2.5%/6.3kV
2.3.5.4冷却方式ONAF
2.3.5.5短路阻抗****
2.3.5.6 接线组别**
2.3.5.7接线组别ㄚN，yn0yn0+d
3、调试监理范围
根据《监理合同》对电气专业工程调试全过程实施监理，包括对机组单体调试、分系统调试和整套启动调试阶段的“四控、两管、一协调”。

电气专业调试监理主要项目：
4、调试监理目标
4.1 进度控制目标
按照一级网络计划安排和调试网络图的规定控制各分系统及整套试运的进度，保证实现“里程碑”要求的工期。

4.2 投资控制目标：按调试合同
4.3质量控制目标：按照监理规划确定的目标进行控制即：“使生产系统投入运行后，所有设备的各项指标均能达到或优于设计性能，安全、经济指标符合有关规范要求，不给生产遗留后患，达到业主满意。

”按照设计及有关规程、规范、规定的质量标准进行验收，实现调试报告结论准确率100%；调试项目验评质量合格率100%；优良率达90%以上。

机组整套满负荷试运168小时技术指标达标。

4.4 安全控制目标：调试阶段杜绝重大人身伤亡、重大设备质量事故和其他重大事故。

5、调试监理工作程序
6、调试监理的工作内容
6.1设备调试前的监理工作
6.1.1参与对调试单位的资质审查，考察调试单位的业绩，审查调试单位的测试仪器、仪表的准确度及检验周期，提出监理意见。

6.1.2 业主与调试单位合同签订以后，按合同规定对调试单位的调试工作进行监理。

6.1.3参与《调试大纲》的审查会议。

6.1.4 审核调试单位的组织机构及和调试计划。

6.1.5审查整套启动方案及分部试运措施，提出监理意见。

6.1.6调试单位应提供的调试措施：
6.1.6.1 厂用电源系统受电
6.1.6.2高压厂用电源切换试验
6.1.6.3保安电源系统及柴油发电机组调试
6.1.6.4发变组故障录波器调试
6.1.6.5电气专业防止重大恶性事故措施
6.1.6.6厂用电源系统临时受电
6.1.6.7汽机发电机同期系统调试
6.1.6.8变压器倒送电
6.1.6.9汽机发变组保护调试
6.1.6.10燃机变压器系统保护调试
6.1.6.11燃机发电机系统保护调试
6.1.6.12燃机发电机同期系统调试
6.1.6.13汽机发电机励磁系统调试
6.1.6.14发-变组整套启动试验
6.2 设备调试中的监理工作
6.2.1参加各项单机调试过程，并实行旁站监理。

6.2.2参与、协调分部调试。

6.2.3参与、协调机组整套启动及168小时试运。

6.3 设备调试后期的监理工作
6.3.1参加试运指挥部的验收检查工作，对调试工作进行评估。

6.3.2整理调试监理记录，编写调试监理工作报告。

7、调试监理的控制措施
7.1 分部试运阶段监理控制措施
分部试运包括单机试运和分系统试运两部分。

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所有设备进行空载和带负荷的调整试运。

单体调试和单机试运由安装单位负责，并提供试运记录和报告。

分系统调试由调试单位组织实施。

分部试运应具备的条件是：安装工程已完工，并按相应的验评规程验收合格；试运需要的安装工程施工记录等资料齐全；组织落实，人员到位；分部试运计划、方案和措施已审批，已向有关人员交底。

7.1.1 单机调试试运监理控制措施
7.1.1.1 建立单机调试监理工作程序。