汽轮机扣盖施工技术措施

篇2：防止汽轮机轴系断裂技术措施范本

机组主、辅设备的保护装置必须正常投入,已有振动监测保护装置的机组,振动超限跳机保护应投入运行;机组正常运行瓦振、轴振应达到有关标准的优良范围,并注意监视变化趋势。

1.振动是反映机组运行状况的重要指标,许多重大设备事故的先兆都会在振动上表现出来,因此,明确要求振动超限跳机保护必须投入运行,充分发挥该保护的作用,以确保机组的安全、稳定运行。

2.运行lOOkh以上的机组,每隔3-5年应对转子进行一次检查。运行时间超过15年、寿命超过设计使用寿命的转子、低压焊接转子、承担调峰起停频繁的转子,应适当缩短检查周期。

3.新机组投产前、已投产机组每次大修中,必须进行转子表面和中心孔探伤检查。对高温段应力集中部位可进行金相和探伤检查,选取不影响转子安全的部位进行硬度试验。

4.不合格的转子绝不能使用,已经过主管部门批准并投入运行的有缺陷转子应进行技术评定,根据机组的具体情况、缺陷性质制定运行安全措施,并报主管部门审批后执行。

5.严格按超速试验规程的要求,机组冷态起动带25%额定负荷(或按制造要求),运行3-4h后立即进行超速试验。

6.新机组投产前和机组大修中,必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶片固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况,保证各联轴器螺丝的紧固和配合间隙完好,并有完善的防松措施。

7.新机组投产前应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查。大修中应检查隔板变形情况,最大变形量不得超过轴向间隙的1/3。

8.防止发电机非同期并网。发电机非同期并网,使转子的扭矩剧增,对机组尤其是对转子产生的损害非常大,轻则损害转子的寿命,重则将导致机组轴系的严重毁坏事故。

9.在机组起、停过程中适当降低汽轮机金属温度变化率,以减少热应力,对于蠕变损伤部件,在更换之前可适当降低运行蒸汽参数。

10..机组冷态起动前,注意预暖措施,使汽缸、转子均匀地加热到一定温度。

11.监视轴和轴承座的振动,特别要注意与轴温度场有明显关系的强烈振动。

12.机组在下列情况下应做危急保安器动作试验:新安装机组、机组大修后、危急保安器解体或调整后、机组做甩负荷试验前和停机一个月以上再次起动时。在进行危急保安器动作试验时,应满足制造厂对转子温度的规定。对于冷态起动的机组,一般要求其带25%负荷运行3-4h后方可进行试验。

13.对于机组在运行中可能产生松脱的零件,如平衡块的固定螺丝、风扇叶的固定螺丝、定子铁芯的支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝、各联轴器螺丝等,在新机组安装和大修时必须认真检查,确保其有安全的防松措施,以防止这些零部件在运行中脱落,而造成设备损坏事故。

14.对于新投产的机组,安装时要认真检查各级隔板的主焊缝,并且逐级做好标记,以防止装反。在大修中拆装隔板时,也要做好标记,严禁不做标记无序摆放。在大修时,应检查隔板的变形情况,变形超过要求时,要对隔板进行修复和补强。

15.发电机非同期并网,使转子的扭矩剧增,对机组尤其是对转子产生的损害非常大,轻则损害转子的寿命,重则将导致机组轴系的严重毁坏事故。必须采取有效措施,严防发电机非同期并网

篇3：防止汽轮机超速技术措施范本

1.1在额定参数下,调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行,甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器转速以下。

1.2各种超速保护均能正常投入运行,超速保护不能可靠动作时,禁止机组启动。

1.3机组大小修后应做调速系统的静态试验或仿真试验,保证调节系统的速度变动率4~4.5%;迟缓率≤0.2%

1.4机组的转速表显示不正确或失效时,严禁机组启动,运行中的机组在无任何有效监视手段的情况下,必须停止运行。

1.5透平油和抗燃油的油质应合格,油质不合格时,严禁机组启动。

1.6正常停机时,先打闸,检查有功功率到零,千瓦表停转或逆转后,方可解列发电机,或用逆功率保护动作停机。严禁带负荷解列。

1.7机组大修后,停机一个月以上再启动,甩负荷试验前,运行2000小时(可用充油试验代替)后必须做超速试验。

1.7.1超速试验应由值长统一主持指挥,发电、设备部高级主管参加。

1.7.2危急保安器动作转速定为额定转速的108%~110%。

1.8机组运行中应经常化验油质,确保油质合格。

1.9高中压自动主汽门、调速汽门开关灵活,严密性试验合格。机组大修后,甩负荷试验前必须做汽门严密性试验。

1.10定期做好如下试验

1.10.1进行阀门的松动试验。试验时,应在机组长主持下进行。

1.10.2每月进行一次抽汽逆止门活动试验。

1.10.3机组正常运行不具备做超速试验应由喷油试验代替。

1.11运行中发现主、调汽门卡涩时,通知有关人员设法消除。运行中不能消除应停机处理。

1.12在升负荷过程中,当发现负荷升不上去,判断为汽门卡涩后,应先减负荷后增负荷进行汽门活动。

1.13每次停机打闸后,检查主、调汽门,抽汽逆止门应关闭严密。

1.14机组的超速保护控制(OPC)功能合乎设计要求,并正常投入。

1.15下列情况下机组应提升转速进行危急遮断器动作试验:

1.15.1新安装和大修后的机组;

1.15.2危急遮断器解体或调整后;

1.15.3停机一个月以后需再次启动的机组;

1.15.4机组进行甩负荷试验前。

1.16提升转速试验时,应满足制造厂对转子温度要求的规定,一般冷态启动的机组应带10%负荷运行4小时暖机,然后降至空负荷,与电网解列后进行。

1.17超速试验宜在主蒸汽压力为50%额定值下进行,避免在高参数下做超速试验,防止调门瞬间开大,造成严重超速。

1.18超速试验前,必须先试0PC保护和手动脱扣装置,确保动作正常。

1.19升速应平稳,严禁在超速状态下停留。

1.20当机组转速升至3300转/分而危急遮断器拒动时,应立即手动打闸停机。

1.21试验时除试验人员在机头和操作盘监视控制外,无关人员不得在机头周围停留,无权操作设备。

1.22机组甩负荷试验前应先制定好试验技术措施、方案,取得公司领导和上级主管局批准的情况下进行。

1.23无论运行中或试验时,当机组由满负荷突然甩掉全部负荷与系统解列后,当转速升至3090转/分时,OPC保护应动作,此时应检查高、中压调速汽门是否关闭;当转速升至3270~3300转/分时,机械跳闸,AST保护应动作,应迅速检查主、调速汽门是否关闭,否则应破坏真空手动停机。

篇4：防止汽轮机进水技术措施范本

进入汽轮机的蒸汽必须保持足够的过热度,正常运行中蒸汽应保持在额定参数允许范围内。如果蒸汽带水进入汽轮机,将使推力急剧增大,将转子向后推移,导致推力瓦烧损和动静碰磨。同时汽轮机运行中汽缸、转子、阀门等都处于高温状态,低温蒸汽或水突然进入汽轮机的某一部位,将造成部件急剧收缩,除本身金属产生大的热应力影响寿命外,局部收缩变形可能导致动静碰磨、大轴弯曲、部件裂纹、接合面变形泄漏等等。近年来汽轮机进水事故时有发生,有的甚至造成设备损坏。

主要原因:

1)锅炉满水或蒸汽管道积水,使蒸汽带水进入汽轮机;

2)回热设备热交换器管子爆漏或汽侧满水,若抽汽逆止门不严,水将进入汽轮机;

I级旁路减温水及再热器减温水门不能严密关闭,在停机后启动给水泵时给水进入汽轮机;主蒸汽系统裁门不严密,机组高温状态下锅炉打水压时,水进入汽轮机;

4)疏水管路连接不合理或疏水联箱容积小,几路同时疏水时,疏水压力升高,致疏水压力低的管路向机内返水;

汽封溢汽管、门杆漏汽管接入除氧器的系统,当除氧器满水,逆止门不严时,返入汽轮机;

6)凝汽器汽侧灌水找漏或停机后对凝汽器汽侧水位缺乏监视,凝汽器满水进入汽轮机。

预防措施:

(1)机组启动前必须对来汽管道充分进行疏水,启动中蒸汽必须保持较高的过热度。当启动中或运行中蒸汽温度突然直线下降50℃或10min内下降50℃应立即打闸停机,或者发现汽温突然下降,并且来汽管道、主汽门、调节汽门冒白汽时,也应立即打闸停机,不需向上请示汇报。

(2)机组启动前应将轴向位移保护投入,运行中不得将轴向位移保护退出,特别是启动中,进行主汽门、调节汽门严密性试验中轴向位移保护动作后,不得以怀疑保护误动为理由,退出保护强行挂闸。在轴向位移指示达到规定值,如保护不动作时,应立即打闸停机。

(3)再热器减温水及I级旁路减温水管路阀门应可靠严密,并应有串联截止门,以保证在停机状态或启动给水泵后不致将水漏入汽缸。机组主汽门不严,锅炉热态打压时,应采取阻止水进入汽轮的措施。(4)采取措施防止加热器满水返入汽缸。当锅炉灭火或机组跳闸时应及时切断再热器减温水。

(5)完善调节级、高压排汽、再热蒸汽进口、各抽汽口等可能有水进入汽缸处的温度测点,以便于及时监视汽缸进水或进冷汽,并坚持定期试验,确保抽汽逆止门动作可靠,严密不漏。

(6)改进疏水系统使其管道、联箱、容器的断面或容积适应疏水量的需要,并按压力合理布置进入联箱、容器的位置顺序,确保各级疏水畅通,不发生疏水压力升高返入低压缸。

(7)确保门杆漏汽管道和汽封溢汽管道上的逆止门动作可靠、截止门严密不漏,防止除氧器满水返入汽缸。同时在机组停运后,仍应监视除氧器水位和凝汽器水位,防止除氧器、凝汽器满水返入汽缸。

篇5：汽轮机整体启动措施范本

1.调试目的

电站汽轮机组的启动调试工作是电厂新建汽轮机组安装过程中的关键工序,通过各阶段的调整试验工作,最终使之达到安全、稳定、经济的商业运行水平,发挥投资效益,实现对机组的设计,设备和安装可行性的全面检验。启动调试工作需要设计,制造厂家、安装、调试、生产和建设单位密切配合,经过锅炉、热控、化学等多专业共同协作完成汽轮机设备的调整试验。

?本调试措施是汽轮机机组调试过程中首次启动的指导性文件,它主要阐述了首次启动应具备的条件,及启动步骤等。

2.汽轮机调试依据与标标准

2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》

2.2《火电工程启动调试工作规定》

2.3《火电机组达标投产考核标准》

2.4《火电工程调整试运质量检验及标准(汽轮机篇)》

2.5《火电工程质量监督检查典型大纲(试行)》

2.6《电力建设施工与验收技术规范(汽轮机篇)》

2.7其它设备制造厂的相关技术标准.

3.设备概况

青海祁连山水泥有限公司余热电站调试工程2500t/d一号水泥生产线配套4.5MW纯低温余热电站工程余热电站机组为青岛捷能汽轮机集团股份有限公司制造,系S4.5-1.0型凝汽式汽轮机,5000t/d二号水泥生产线配套7.5MW纯低温余热电站工程余热电站机组为青岛捷能汽轮机集团股份有限公司制造,系S7.5-1.0型凝汽式汽轮机。

一号线设备主要技术规范

额定功率:4.5MW?

额定转速:3000r/min?

主汽压力:1.0Mpa(0.5Mpa-1.2Mpa)

主汽温度:310℃?(295℃--320℃)?

旋转方向:顺时针(从机头看)

额定工况排汽压力:0.008Mpa

汽机单个转子临界转速:1748r/min

冷却水温:27℃

额定进汽量:21.5T/h

额定抽汽压力:0.432

额定抽汽温度:248℃

额定抽汽量:2T/h?

二号线设备主要技术规范

额定功率:7.5MW?

额定转速:3000r/min?

主汽压力:1.0Mpa(0.5Mpa-1.2Mpa)

主汽温度:310℃?(270℃--390℃)?

旋转方向:顺时针(从机头看)

额定工况排汽压力:0.074Mpa

汽机单个转子临界转速:1637r/min

冷却水温:27℃

额定进汽量:42.8T/h

4.调试前应具备的条件

4.1试运现场必须具备下列条件

4.1.1厂房内道路平整,消防通道畅通

4.1.2试运范围内的施工脚手架已全部拆除,环境清理干净,现场的沟道及孔洞的盖板齐全,临时孔洞装好护栏和盖板,平台有正规的楼梯,通道,过桥,栏杆及底部护板。

4.1.3现场有足够的消防器材,消防水系统有足够的水源和压力,并处于备用状态,事故排油系统处于备用状态。

4.1.4试运机组范围内的各层地面应按设计要求作好。

4.1.5生活用水上下水管道畅通,卫生设施能正常使用。

4.1.6厂房和厂区的排水系统及设施能正常使用,积水能排出厂外。

4.1.7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。

4.1.8电话等通讯设备安装完备,可以使用。

4.1.9与试运有关的空调可以使用。

4.2汽轮机组及其附属机械,辅助设备和系统在试运前应具备下列条件:

4.2.1本体和辅助设备及系统按要求安装完毕,并经检验合格,安装记录齐全。

4.2.2完成设备及管道的保温工作,管道支吊架经检验合格。

4.2.3基础混凝土及二次浇灌层达到设计强度。

4.2.4具备可靠的操作和动力电源。

4.2.5各水位计和油位计标好最高、最底和正常工作位置的标志。

4.2.6转动机械加好符合要求的润滑油脂,油位正常。

4.2.7各有关的手动、电动、安全阀、液动阀件经逐个检查调整试验,动作灵活,正确可靠,并标明名称及开闭方向,处于备用状态,具备操作调整条件。

4.2.8参与试运的各种容器已进行必要的清理和冲洗。

4.2.9各指示和记录仪表以及报警信号,音响装置已装设齐全,DCS、ETS、DEH并经校验调整正确。

4.2.10设备及表计清理擦拭干净,并标注名称。

4.2.11影响调试精度的精密部件及自动控制部分的通风,空调装置必须投入使用。

4.2.12具备足够的启动汽源、并能稳定供给使用,其压力和温度能满足投用的设备各种汽源的需要。

4.3汽轮发电机组整套启动前应进行并完成以下分部试运工作:

4.3.1主汽、汽封、疏水管道吹扫和清洗合格,凝结水系统冲洗合格,

4.3.2冷却水系统通水试验和冲洗结束并合格。

4.3.3化学水系统经冲洗合格,并能供给足量的合格水。

4.3.4真空系统灌水严密性试验合格。

4.3.5各附属机械分部试运调整结束并合格。

4.3.6汽轮机油系统试运调整结束,油循环已合格(一般油质要求MOOG4级以上)。

4.3.7盘车装置试验合格。

4.3.8汽封系统的调整试运行结束并合格。

4.3.9干抽真空试验结束并合格,真空值应达到-0.04Mpa以上。

4.3.10配合热工,电气进行有关保护联锁装置,远方操作装置和电动,液动阀的调整试验并投运正常。

4.3.11调速系统部套试验合格,调速系统静态试验完毕并合格。

4.4整套启动阶段调试其他相关专业应具备的条件

4.4.1锅炉煮炉结束,主蒸汽系统吹管合格,锅炉安全门整定合格。

4.4.2化学水经调试运行后能提供足量的合格水。

4.4.3与汽轮机有关的主蒸汽系统、凝结水系统、疏水系统、除盐水系统、真空系统、循环水系统上所有电动门热控应进行调整试验,阀门动作灵活,方向正确,能投入运行。

4.4.4循环水泵、凝结水泵、射水泵、给水泵、交、直流油泵、高压油泵的远方操作和联锁装置,热工应进行调整试验,动作正确,能投入运行。

4.4.5所有的热工仪表就地显示正确,DCS画面显示正常,应指示正确。

5.调试技术措施

5.1启动前的准备工作

5.1.1备好必要的手提式数字和红外线激光转速表,测振仪,听针,手电筒,记录表格以及试运时所需要的设备,专用工具,钩板子等。

5.1.2准备好与实际相符的单项系统图。

5.1.3各系统的阀门应挂牌标明,以免误操作。

5.1.4启动附属设备之前,必须将各泵的机械密封水,冷却水调整好,带油室的轴承油位,应充加好油至1/2处。

5.1.5投入汽、水、油系统压力表、真空表、温度表、液位指示完整准确,DCS、ETS、505设备投用。

5.1.6对启动前各系统检查,做好炉点火后的暖管,疏水,抽真空,送轴封等各项工作,做好汽轮机冲转前的一切准备工作。

5.2辅助设备的启动

5.2.1待各系统检查试验完毕合格后,具备了启动条件后,启动循环水泵,保持出口压力0.1Mpa~0.2Mpa,向凝汽器通水,并向各辅助设备供冷却水。

5.2.2开启主汽管道疏水,疏水排至大气进行暖管。暖管过程中严防蒸汽漏入汽缸,注意主汽管道应无振动、无漏汽漏水现象。

5.2.3启动高压油泵,油系统充油,油压正常后,投入盘车运行。

5.2.4凝汽器热井充水到1/2~3/4左右,并启动凝结水泵,以再循环运行。

5.2.5启动射水泵真空达到-0.07Mpa以上。

5.3冲转

5.3.1冲转条件

5.3.1.1主汽压力0.9Mpa,主汽有50℃以上的过热度时,即可冲转。

5.3.1.2凝结器真空-0.07Mpa以上。

5.3.1.3调速油压0.9Mpa,润滑油压0.08~0.12Mpa,润滑油温35℃~45℃,各轴承回油正常。

5.3.1.4盘车装置和其他辅助设备运行正常,倾听机组转动部分没有异常声音,连续盘车不得少于4小时。

5.3.1.5联系热工投入轴向位移保护、轴承及推力瓦块温度高保护、轴承及推力瓦回油温度高保护、润滑油压低等保护。

5.3.1.6温态及热态启动时必须先送汽封后抽真空。

5.3.2冲转步骤

5.3.2.1开启主汽管疏水、本体疏水排至疏水膨胀箱。

5.3.2.2挂闸,开速关阀,设定目标转速500r/min,低速暖机20min,注意盘车脱开,仔细测听汽缸内部声音,检查通流部分、轴封、各轴承是否存有异常声音,注意各轴承的温升与各部分的膨胀,振动情况,此转速暖机不小于20min,根据膨胀、振动适当延长暖机时间。

5.3.2.3低速暖机结束后,以100r/min的升速率升速至1000~1200r/min后停留,进行中速暖机60min,要加强以下检查:

5.3.2.3.1检查油温,油压,油箱油位。

5.3.2.3.2检查各轴承润滑油温度与回油情况,回油温度不应高于65℃。检查推力瓦块温度不应高于100℃。

5.3.2.3.3检查电动调速油泵的工作情况。

5.3.2.3.4转子轴向位移应小于0.4mm。

5.3.2.3.5及时调整凝汽器水位及轴封。

5.3.2.4检查机组运行正常后准备过临界转速:

5.3.2.4.1转速从1200r/min至2200~2500r/min应迅速、平稳地通过临界转速,升速率400r/min,进行高速暖机30分钟。

5.3.2.4.2通过临界转速时,适当提高真空,润滑油温35℃~45℃。

5.3.2.4.3汽轮机临界转速为1640r/min。

5.3.2.5高速暖机结束后,升速3000r/min,升速率100r/min,注意2700--2800r/min时观察各油压应稳定。

5.3.2.6转速至2850r/min,注意主油泵工作。主油泵出口压力达到0.85Mpa,可逐渐关闭电动调速油泵出口门,注意油压变化,无异常时停止电动油泵,并打开出口门,投入备用。

5.3.2.7全面检查机组各部及升速过程中要注意事项

5.3.2.7.1油系统油压出现不正常现象时应停止升速,查明原因。

5.3.2.7.2油系统出现不正常响声或振动时,应降速检查。

5.3.2.7.3热膨胀不正常时,应停止升速。

5.3.2.7.4油温高于40℃,投排烟风机运行。

5.3.2.7.5严格控制汽缸金属温升速度。

5.3.2.7.6锅炉保持过热度大于50℃。当汽温10分钟内下降50℃时,应立即打闸停机。

5.3.2.7.7定速后,检查调速油压,主油泵出入口油压,脉冲油压,安全油压,润滑油压在规定范围内。

5.3.2.7.8机头手按停机按钮,集控室手动停机按钮试验各一次。试验前及时启动高压启动油泵,维持调速油压及润滑油压。试验完后恢复机组3000r/min运行,机组一切正常,真空稳定后投入低真空保护后,交给电气做试验。电气试验完毕后,试并网带负荷1.5MW运行2--4小时后解列,汽机进行超速试验(不并网可延长空转时间后进行试验)。

5.4并网带负荷:

5.4.1汽机各部运转正常,自动主汽门、调速汽门严密性试验,超速试验等各项试验合格后可并入电网运行,投入超速、电超速保护。机组带初负荷后,操作员可以通过点“增速”按钮,改变总阀位给定值,从而控制调门开度来控制负荷。并投入发电机空气冷却器,保持入口风温20--40℃,出入口风温差不超过25℃,空负荷排汽缸温度不超过100℃,带负荷不应超过65℃。

5.4.2增加负荷时应均匀缓慢,凝结水水质合格后方可回收。根据汽温,汽压逐步将负荷带至额定负荷,将导汽管等疏水关小或关闭。

5.4.3增加负荷过程中,应注意控制汽缸金属温升速度,热膨胀,温差,控制指标按照升速要求。

5.4.4注意检查机组各轴瓦振动情况,当振动增大至0.04mm时,停止加负荷,在此负荷下运行30分钟,若振动仍不能消除,应降低10-15%负荷,继续运行30分钟,若振动还不能消除,应查明原因。

5.5运行中的正常维护

5.5.1每小时记录检查各种表计运行数据,在规定范围内,若发现某表计不正常时,应立即查找原因,并修复正常。

5.5.2经常监视各表计数字变化,机组各部件运转声音,振动,调速系统工作情况,轴承温度,并且注意有关油类及塑料等的焦味,发生异常情况,应及时采取措施,详细情况记入工作日记中。

5.5.3经常调整冷油器的冷却水,使轴承进油温度保持在35℃-45℃间,回油温度不超过65℃。

5.5.4注意主汽参数的变化,若有低于或高于规定值,通知锅炉处理正常.

5.5.5定期检查各种报警声,光,灯光讯号,对电动高、低压油泵、直流油泵做定期试验.

5.5.6注意检查主油箱油位正常,保证调速油压0.85Mpa,轴承润滑油压保持0.13-0.25Mpa。

5.5.7根据负荷变化调整轴封。

5.5.8注意凝汽器真空变化,真空正常为-0.084Mpa以上,排汽缸温度带负荷小于65℃,空负荷时小于100℃。

5.5.9经常检查各附属设备的运转情况以及凝结器的实际水位。

6.组织分工与注意事项:

6.1组织分工:

6.1.1运行人员在调试人员的指挥和监护下负责新机组运行操作。

6.1.2安装单位在调试和有关人员的同意下负责新机组启动中设备维修及检修工作。

6.1.3调试人员负责机组首次启动过程中的指挥和对运行人员的操作指导,并负责调试措施的落实。

6.2注意事项:

6.2.1参加试运人员必须严守工作岗位,应加强责任心,对试运设备,精心操作,仔细检查,认真做好新机组试运工作。

6.2.2参加试运人员,应听从调试人员的指挥,在机组整套启动中,试运操作应在调试人员指挥下,由运行人员进行,检修人员不得擅自动用任何设备,但在紧急情况下,危机机组安全时,运行人员有权先行处理后向调试和有关人员报告,在试运中检修值班人员发现设备异常后要检修,必须通过调试和有关人员的同意后,才能进行该项检修工作,但运行人员不能任意拆卸设备进行检修工作。

6.2.3在试运中,设备系统发生问题需要检修时,由调试人员协调运行人员退出设备运行,设备停汽.水.油.气.并做好安全措施后,由安装单位派人检修。

6.2.4试运中检修人员将检修工作完毕后,应主动向调试和有关人员报告,以便投入运行。

6.2.5安装单位的汽机,管道,热工仪表,电气等有关专业派有经验的检修人员值班,对设备系统表计做好记录等.要进行巡回检查,对发现的问题应及时报告,并做好记录,采取措施及时组织人员处理。

6.2.6试运值班人员应进行交接班制度,上一班的问题记录在本上,应向下一班的人员交代清楚。

6.2.7在启动过程中,为了确保机组的试运安全顺利进行,无关人员要离开试运区,凡属运行的系统及设备,除试运人员进行操作外,其他人员不得擅自操作。