发电公司企业标准 锅炉运行最终规程.doc

QJ通辽霍林河坑口发电有限责任公司企业标准Q/JKK- 12.01-2007锅炉运行规程（试 行）20071121发布 20071130实施通辽霍林河坑口发电有限责任公司标准化委员会 发布前 言为进一步提高通辽霍林河坑口发电有限责任公司机组的安全、经济运行水平，准确指导600MW机组值班人员的运行操作维护，加强机组的寿命管理，达到安全、经济、稳定运行，满足大机组的高科技要求，在原标准的基础上,对部分设备的启停及运行维护做重新修订。本标准规定了通辽霍林河坑口发电有限责任公司锅炉设备运行技术标准，适用于所有运行人员，是运行人员正确运行操作的指导规范。本标准于2007年7月首次发布，于2007年11月第一次修订。本标准2007年11月21日首次发布，2007年11月30日实施。本标准从生效之日起，同时原锅炉运行规程废止。本标准解释权归通辽霍林河坑口发电有限责任公司运行规程起草委员会。本标准编写：朱景权本标准初审：本标准审核：本标准审定：本标准批准：目 录前言600MW机组锅炉运行规程11 范围12 引用标准13锅炉设备概况14锅炉设备规范和燃料特性24.1 锅炉设备规范24.2 锅炉汽水要求44.3 煤成份及特性44.4 燃料灰渣特性54.5 点火及助燃用油特性54.6 烟气在受热面出口温度的规定64.7 工质在受热面出口温度的规定64.8 烟气平均速度的规定74.9 金属管材外表面温度的规定74.10 受热面报警温度的规定84.11 安全门参数84.12 汽包水位的规定94.13 锅炉水压试验压力的规定94.14 锅炉各部件的水容积104.15 锅炉洗硅标准105机组启动105.1 锅炉启动条件105.2 锅炉启动前检查105.3 锅炉启动前试验、联锁及保护试验115.4 锅炉上水的准备与方法235.5 锅炉点火前准备235.6 燃油泄漏试验的方法245.7 锅炉点火吹扫步序245.8 锅炉冷态点火前的准备255.9 锅炉点火后操作265.10 锅炉升温升压的规定265.11 汽轮机冲转的规定275.12 机组加负荷步序275.13 锅炉温态、热态启动的规定285.14 锅炉启动注意事项286 锅炉正常运行及维护296.1 锅炉运行维护内容296.2 制粉系统运行方式296.3 锅炉运行调整306.3.1 锅炉运行调整的主要任务306.3.2 汽包水位调整 306.3.3 燃烧调整 306.3.4 风量调整316.3.5 汽温调整316.3.6 汽压调整326.3.7 负荷调整 326.3.8 炉膛负压 326.3.9 锅炉排污326.4 机组正常运行的定期工作326.5 设备检修前后工作337机组停止运行的规定337.1 停炉前的准备337.2 机组正常停运的规定 347.3 停机注意事项348机组停运后保养的规定358.1 停炉后的冷却与维护358.2 锅炉停运后的保养358.3 机组冬季停运防冻措施 369锅炉事故与故障处理379.1 事故处理原则379.2 事故停炉规定379.3 锅炉MFT动作389.4 锅炉满水399.5 锅炉减水399.6 水冷壁管损坏409.7 省煤器损坏409.8 过热器管损坏419.9 再热器管损坏419.10 甩负荷419.11 锅炉灭火429.12 厂用电中断429.13 热控及仪表电源中断439.14 机组50R.B 439.15 厂用压缩空气失去449.16 尾部烟道再燃烧4410 主要辅机设备规范4510.1 炉水循环泵4510.2 引风机4710.3 送风机4910.4 一次风机5110.5 密封风机5410.6 磨煤机5410.7 给煤机5610.8 空气预热器5610.9 吹灰器5810.10 烟温探针6010.11 暖风器6110.12 空压机6110.13 定排扩容器6210.14 渣浆泵6310.15 捞渣机6310.16 等离子燃烧器6411 主要辅机的运行6611.1 主要辅机运行通则6611.2 炉水循环泵6711.3 引风机7111.4 送风机7311.5 一次风机7511.6 密封风机7711.7 炉膛火检冷却风机7811.8 暖风器7911.9 制粉系统8011.10 等离子燃烧器8511.11 燃油系统8811.12 空气预热器9011.13 汽包水位计9211.14 空压机9411.15 吹灰器9611.16 炉膛烟温探针9911.17 渣浆泵10011.18 捞渣机10012 锅炉辅机故障处理10112.1 炉水循环泵故障10112.2 锅炉风机故障10212.3 制粉系统故障10412.4 空气预热器故障10712.5 等离子点火燃烧器故障10912.6 火检探头冷却风机故障11012.7 吹灰器故障11012.8 空压机故障11012.9 渣浆泵故障11212.10 捞渣机故障113附录A 600MW锅炉冷态启动曲线115附录B 600MW锅炉温态1启动曲线116附录C 600MW锅炉温态2启动曲线117附录D 600MW锅炉热态启动曲线118附录E 600MW锅炉极热态启动曲线119附录F 再热蒸汽温度与负荷的关系曲线（定压）120附录G 再热蒸汽温度与负荷的关系曲线（滑压）120附录H 过热蒸汽温度与负荷的关系曲线（定压）121附录I 过热蒸汽温度与负荷的关系曲线（滑压）121附录J 大风箱/炉膛压差定值与负荷关系122附录K 过热器三级喷水的喷水量与负荷关系122附录L 蒸汽压力饱和温度对照表123附录M一次风机性能曲线124附录N 送风机性能曲线125600MW机组锅炉运行规程1 范围 本规程规定了HG-2080/17.5HM型锅炉及其附属设备的主要技术特性、设备规范、启动、停止、正常维护、试验及事故处理。2 引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。电力工业技术管理法规电力建设施工及验收技术规范电业安全工作规程汽轮发电机运行规程国电发1999 579号300MW级锅炉运行导则DL/T 6111996电力生产事故调查规程计算机操作规程设备制造厂家设备使用说明书、部颁规程和标准，参照同类型机组运行规程，结合上级有关反措、设计院设计图纸资料和公司具体情况编写而成。3 锅炉设备概况通辽霍林河坑口发电有限责任公司2×600MW汽轮发电机组，锅炉为哈尔滨锅炉有限责任公司根据引进的美国ABB-CE燃烧工程公司技术设计制造的亚临界、控制循环、一次中间再热、单炉膛平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构的型汽包锅炉。型号为HG-2080/17.5HM。锅炉设计压力19.95Mpa，过热蒸汽最大连续蒸发量为 2080 t/h，额定蒸发量为2005 t/h，额定蒸汽温度为541，设计煤种为霍林河褐煤，低位发热量12190KJ/Kg。点火用油为0号轻柴油，发热量42705KJ/Kg。炉膛断面(宽×深)为20.193×20.052×74.428 m，炉膛容积为25228 m3。炉膛上部布置有墙式再热器、分隔屏过热器、后屏过热器、后屏再热器。水平烟道中布置有末级再热器、末级过热器和立式低温过热器。后烟道竖井布置水平低温过热器和省煤器。后烟道下部布置有两台三分仓回转空气预热器。炉膛高热负荷区域采用内螺纹管膜式水冷壁，水循环方式为强制循环，选用三台由德国KSB厂家生产的湿式炉水循环泵电机，循环泵的型号为LUVAC2×350500/1。炉膛四角布置摆动式燃烧器，燃烧器上方布置高位OFA燃烬风，保证NOx排放值。上一次风到屏底距离为24.245 m，下一次风到冷灰斗上沿距离为4.62 m，燃烧器采用四角切向布置的摆动燃烧器，在热态运行中，一、二次风喷口均可上下摆动。制粉系统配置7台MPS225HP-II型中速磨煤机，锅炉燃用设计煤种满负荷时，六台运行一台备用，燃料消耗量为474.04t/h。锅炉采用二级高能点火系统，整台炉布置16只油枪，油枪采用机械雾化喷嘴，点火枪和油枪均为可伸缩式。设计油枪的最大出力为20MCR负荷。锅炉采用冷炉点火，将A层4 台主燃烧器改造为兼有等离子点火功能的燃烧器。在锅炉点火和稳燃期间，该燃烧器具有等离子点火和稳燃功能。在锅炉正常运行时，该燃烧器具有主燃烧器功能，且在出力方面及燃烧工况与原来保持一致。根据原主燃烧器的结构，等离子发生器采用径向插入方式。锅炉炉膛采用平衡通风系统。选用两台动叶可调轴流式送风机、两台入口静叶可调轴流式引风机。燃烧器风箱为大风箱供风。两台动叶可调轴流式一次风机。炉膛设计承压能力5.8KPa（绝对值），漏风率5。锅炉炉底采用刮板式捞渣机连续出渣。过热蒸汽汽温主要靠一、二、三级喷水减温器调整，共布置有三级六点，减温器采用笛管式。再热蒸汽主要靠摆动燃烧器调温，并在再热器进口导管装设了两只事故喷水减温器，减温器采用雾化喷嘴式。锅炉自动控制部分设计装配有炉膛安全监控系统（FSSS），整个锅炉系统的控制调节均在由ABB公司生产的DCS系统内实现。锅炉炉膛火焰电视监视装置，锅筒水位电视监视装置及吹灰程控装置等，自动化控制检测水平较高。锅炉正常运行燃用设计煤种、负荷为100 BMCR时，热效率大于92.49（按低位发热量计算）。锅炉在单台空气预热器、单台炉水循环泵工作情况下，能维持60 BMCR负荷连续运行。机组定压、滑压运行工况，过热汽温在35100B-MCR、再热汽温在50100B-MCR负荷范围时，保持稳定在额定值，偏差不超过±5。锅炉补给水量：正常时（按B-MCR的2.5%计）52 t/h ，起动或事故时（按B-MCR的6%计）125 t/h，补给水制备方式为反渗透加EDI。4 锅炉设备规范及燃料特性4.1 锅炉设备规范序号名称单位BMCRBRL75%THA高加全切1锅炉生产厂家哈尔滨锅炉有限责任公司2锅炉型号HG2080/17.5HM3投产日期2007年 月 日4主蒸汽流量.t/h20801995.221335.61615.035主蒸汽出口压力MPa.g17.5017.4216.9517.136主蒸汽出口温度5415415415417再热蒸汽流量t/h1744.761669.231148.561590.58再热蒸汽进口压力MPa.g3.9933.8162.6123.7069再热蒸汽进口温度332.7327.5301.3329.710再热蒸汽出口压力MPa.g3.8033.6342.4873.53311再热蒸汽出口温度54154154154112汽包压力MPa.g19.9518.8417.6518.113给水压力MPa.g19.4919.2917.9818.4814给水温度280.5277.5253.4179.715减温水喷水压力MPa.g20.5020.4118.3819.1116减温水喷水温度179.9178.1163.5179.717过热器一级喷水量t/h3.619.493.2129.218过热器二级喷水量t/h1.79.746.464.519过热器三级喷水量0000020再热器喷水t/h000021总燃煤量t/h474.04457.93328.27440.9422总风量(到风箱)t/h2360.622280.4118732195.7723炉膛漏风t/h124.24120.0298.58115.5724总风量t/h2484.862400.431971.572311.3425下炉膛出口烟温132813311281133126炉膛出口烟温96796189894627煤粉喷嘴投运层数层665628炉膛截面热负荷MW/m23.943.8072.7233.66529炉膛容积热负荷kW/m363.1661.0243.6558.7530干烟气热损失%5.014.995.044.2231燃料中的水分热损失%5.945.935.875.8532燃烧中氢热损失%4.204.204.164.1433空气中水的热损失%0.090.090.090.0834未燃尽碳热损失%0.600.600.800.6035辐射热损失%0.180.180.250.1936不可测量热损失%0.350.350.350.3537总热损失%16.3716.3416.5615.4338锅炉效率（按高位发热量）%83.6383.6683.4484.5739锅炉效率（按低位发热量）%92.5792.6192.3693.6140煤粉细度（R90）%3737373741排烟温度(修正前）15115013513042排烟温度(修正后）14514412912543炉膛设计压力kPa±5.844炉膛可承受压力kPa±8.745炉膛出口过剩空气系数_1.21.21.3341.246空气预热器进口一次风量kg/h88710987165371527990210947空气预热器进口一次风温2626262648空气预热器出口一次风量kg/h73696872151256559275151549空气预热器出口一次风温40440137435950空气预热器进口二次风量kg/h147789614056241180147136525551空气预热器进口二次风温2323232352空气预热器出口二次风量kg/h149467914224071197384138249253空气预热器出口二次风39439236835154空气到烟气总漏风量kg/h13335813335813245013335855一次风到二次风侧的漏风量Kg/h8300883008834628436956二次风到烟气侧的漏风量Kg/h6622566225662256713257一次风到烟气侧的漏风量Kg/h671326713266225662254.2 锅炉汽水要求序号项目单位数值给水炉水饱和汽过热汽1PH值_9.09.59108.89.38.89.32硬度mol /l00003全硅mg/l0.020.024导电度s/cm0.30.30.30.35联胺mg/l0.010.030.010.036氧mg/l0.0070.0070.0077钠mg/l0.010.018铁mg/l0.020.020.029铜mg/l0.0050.0050.0054.3 煤成分及特性4.3.1 煤种工业分析数据序号项目符号单位设计煤种校核煤种1收到基全水分Mt%29.7329.182空气干燥基水分Mad%15.6515.503收到基灰分Aar%23.5126.044收到基挥发分Var%22.8421.605收到基低位热值Qnet,arkJ/kg12190113906哈氏可磨系数HGI66687灰变形温度DT120012608灰软化温度ST129013409灰熔化温度FT138013904.3.2 煤种元素分析数据序号项目符号单位设计煤种校核煤种1收到基碳Car%34.7032.542收到基氢Har%2.372.353收到基氮Nar%0.870.924收到基全硫Sar%0.800.745收到基氧Oar%8.028.234.4 燃料灰渣特性序号项目符号单位设计煤种校核煤种1二氧化硅SiO2%47.3161.782三氧化二铝Al2O3%16.3223.233三氧化二铁Fe2O3%21.245.384氧化钙CaO%1.961.425氧化镁MgO%0.850.656三氧化硫SO3%1.931.137氧化钾K2O%1.892.998氧化钠Na2O%0.131.259氧化钛TiO2%0.971.0010五氧化二磷P2O5%0.640.484.5 点火及助燃用油特性序号项目单位数值1油种_#0轻柴油2运动粘度(20时)mm2/s3.08.03实际胶质mg/100ml704酸度mgKOH/100ml105硫含量%1.06水份_痕迹7机械杂质_无8凝固点09闭口闪点不低于6510低位发热值Qnet.arkJ/kg4270511供油压力（油调节阀前）MPa3.4312不投油最低稳燃负荷%B-MCR3513单只油枪热功率MW20.0614供油总量Kg/h288004.6 烟气在受热面出口温度的规定序号名称单位BMCRBRL75%THA高加全切1过热器分隔屏10781073100610582过热器后屏9679618989463再热器前屏8358287718154后水冷壁吊挂管8278207638075末级再热器7707637157526水冷壁对流管束7487416937307末级过热器6846786426708过热器对流管束6776726366639立式低温过热器64664160863410转向室吊挂管64063460162611转向室62261758461012水平低温过热器50850448250113省煤器4134093823684.7 工质在受热面出口温度的规定序号名称单位BMCRBRL75%THA高加全切1墙式辐射再热器3723683523702过热器分隔屏4414424494453过热器二级减温器4404394274224过热器后屏5085085085025过热器三级减温器5085085085026再热器前屏4934924914937末级再热器5415415415418末级过热器5415415415419过热器一级减温器38538337337410立式低温过热器38538639840211水平低温过热器38038038839112省煤器3093062962434.8 烟气平均速度的规定序号名称单位BMCRBRL75%THA高加全切1过热器后屏m/s8.78.46.482再热器前屏m/s9.69.278.83末级再热器m/s11.210.88.310.24末级过热器m/s11.611.18.610.65过热器排管m/s10.910.58.1106立式低温过热器m/s10.710.389.87水平低温过热器m/s1211.59118省煤器m/s11.010.68.410.04.9 金属管材允许的外表面温度序号名称单位数值120G4702SA-210C454315CrMoG550412Cr1MoVG5805T235906TP304H7047T916358TP347H7044.10 受热面报警温度的规定序号名称单位数值(MCR)1低温过热器4832过热器分隔屏5123过热器后屏5904末级过热器5805末级再热器6354.11 安全门参数4.11.1 汽包安全门参数序号生产厂家型式编号整定压力MPa.g回座压力MPa.g排放量t/h1CROSBYDRESSER弹簧式119.9519.152802220.1519.152843320.3519.152884420.5519.152925520.5519.152926620.5519.152924.11.2 过热器安全门参数序号生产厂家型式编号整定压力MPa.g回座压力MPa.g排放量t/h1CROSBYDRESSER弹簧式118.3117.581802218.3517.621804.11.3 PCV阀参数序号生产厂家型号编号整定压力MPa.g回座压力MPa.g排放量t/h排放量/锅炉最大蒸发量1CROSBYDRESSERMOGAS3537W118.1317.761065.3%23537W218.1317.761065.3%4.11.4 再热器入口安全阀参数序号生产厂家型式编号整定压力MPa.g回座压力MPa.g排放量t/h1CROSBYDRESSER弹簧式14.4724.29203224.5204.34206334.5604.38208444.6104.43210554.6104.43210664.6104.43210774.6104.432104.11.5 再热器出口安全阀的规定序号生产厂家型式编号整定压力MPa.g回座压力MPa.g排放量t/h1CROSBYDRESSER弹簧式14.184.01158224.394.211664.12 汽包水位的规定序号名称单位数据1正常水位（0水位）mm锅筒中心线以下 2292水位允许波动值mm±503报警水位mm+127-1784停炉水位mm+254-3814.13 锅炉水压试验压力的规定序号名称单位锅炉本体再热器1水压试验压力MPa19.953.832超压试验压力MPa19.95×1.5=29.9253.83×1.5=5.7453水压试验水温305030504.14 锅炉各部件的水容积部件名称单位汽包省煤器水冷壁过热器再热器合计水容积m366802002402388244.15 锅炉洗硅标准汽包压力（MPa）9.811.814.716.717.7硅含量限值（ppm）2.81.50.40.30.25 机组启动5.1 锅炉启动条件5.1.1 机组启动由值长统一指挥并主持运行人员按规程启动，专业技术人员负责现场技术监督和技术指导。5.1.2 机组大小修后启动前应检查有关设备、系统变动、竣工报告以及油质合格报告齐全。5.1.3 检查与锅炉启动相关的工作全部结束，工作票全部收回。现场整齐、清洁，有关检修临时工作平台拆除，冷态验收合格。5.1.4 联系电气、制粉、热工、化学、燃料等有关人员，做好启炉前的准备工作。5.1.5 联系热工人员将主控所有热工仪表、信号、保护装置送电。5.1.6 准备好开机前各类记录表单及振动表、听针等工器具。5.1.7 所有液位计明亮清洁，各有关压力表、流量表及保护仪表信号一次门全部开启。5.1.8 检查各转动设备轴承油位正常，油质合格。5.1.9 所有电动门、调整门、调节档板送电，显示状态与实际相符合。5.1.10 确认各电气设备绝缘合格、外壳接地线完好后送电。5.1.11 检查确认锅炉各部件能自由膨胀，膨胀指示器应完整，并记录原始值。5.1.12 厂区消防系统投入正常，锅炉燃油及制粉系统消防设施齐全可靠。5.2 锅炉启动前检查5.2.1 锅炉启动前，必须确认安装和检修工作已全部结束，并验收合格，所有检修工作票已全部注销。值长得到启动命令后，应立即通知各岗位对所属设备进行全面检查。5.2.2 锅炉本体及烟道检查燃烧室、水冷壁、过热器、再热器、省煤器、空气预热器、电除尘器、吹灰器等外形正常，清洁无杂物。各人孔、检查孔、观察孔开关灵活，关闭严密。5.2.2.1 炉墙及各部保温良好，支吊架完整牢固。5.2.2.2 各处膨胀指示器位置正确，显示正常，系统中无影响膨胀的地方。5.2.2.3 炉膛烟温探针进出应灵活，处于退出位置。备用状态良好，启动条件具备。5.2.2.4 平台楼梯、通道畅通无杂物，护栏完整，照明良好。5.2.2.5 燃烧器摆动装置应灵活好用，置于水平位置。5.2.2.6 烟风挡板和风门传动装置完好，位置指示正确，开关灵活。5.2.2.7 空气预热器各轴承、减速箱润滑油充足，油位正常，冷却水畅通，蒸汽吹灰装置完好。5.2.2.8 电除尘各级振打装置传动部分完好，除灰装置机械外观良好，阴极电加热器已在24小时前投运，电场接地装置符合要求。5.2.3 汽水系统的检查5.2.3.1 汽水管道及所有阀门支吊架完好，保温完整。5.2.3.2 汽水系统电动阀送电、气动阀气源和电磁阀电源正常。各阀门执行机构良好。5.2.3.3 汽水系统各门完整无缺，开关灵活无泄漏，标志齐全正确。5.2.3.4 汽包就地水位计在投入状态，汽水连通器保温良好，双色水位计清晰可辩，汽门、水门、放水门严密不漏，开关灵活，水位指示正确，并标有明显刻度指示标志，电视水位监视完好可用，照明充足。5.2.3.5 事故放水电动门外观完好，开关灵活，处于关闭位置。5.2.3.6 过热器、再热器各疏水门均处于关闭位置，汽包空气门外观完好，手动门处开启位置，电动门处关闭位置，开关灵活。5.2.3.7 省煤器再循环门、放水门开关灵活，均处于关闭位置。5.2.3.8 连排系统至定排扩容器手动门应在开启位置，开关灵活。5.2.3.9 炉水循环泵及高低压冷却水系统检查正常，已经充水和排汽，所有炉水循环泵仪表具备投运条件，差压开关投运，高压冷却水系统无泄漏。5.2.4 燃烧系统的检查5.2.4.1 各燃烧器外形完好，喷口完整无结焦现象，各油枪及点火装置好用。5.2.4.2 烟风道、系统连接完好，各人孔门、检查孔关闭，支吊牢固，保温完整。5.2.4.3 各风门、挡板、阀门完好，标志齐全，开度与实际位置指示正确，开关灵活。5.2.4.4 燃油系统、油枪、点火器、电磁阀等齐全良好。等离子系统具备投入条件。5.2.4.5 炉膛、油枪燃烧室火焰监视器完好可用，冷却空气管连接完好。5.2.4.6 油系统各角油阀动作开关正常，处于关闭位置，油枪供油手动门开，回油调节门开，各旁路门关。5.2.4.7 炉前油系统空气吹扫系统各阀门，各油压表完好并投入，油跳闸阀、回油阀、供油阀、回油调节阀、气动门等各阀门无卡涩现象，油枪及点火装置完好，油枪进退试验完好。5.2.5 辅助系统检查5.2.5.1 磨煤机石子煤排放系统正常，具备投运条件。5.2.5.2 除灰、除渣系统正常，可随时投入运行，冷灰斗无积灰、积渣，水封正常。5.2.5.3 锅炉脱硫系统正常，能够随时投运。去脱硫的烟气挡板和旁路挡板完好，动作正常，位置正确。5.2.5.4 辅机及其电机完整，油质、油位、冷却水正常，符合启动要求。5.2.5.5 机组各系统控制电源、动力电源，信号电源均已送上备用，控制室所有控制设备齐全完好,5.2.5.6 DCS界面参数显示正确，各项操作灵活好用。5.2.5.7 各监视仪表、记录表已投入备用。5.2.5.8 锅炉操作盘所有仪表、信号、操作开关及切换开关完好，盘面标志齐全，名称正确，指示灯齐全正确，警报音响声音正常，事故照明可靠。5.3 锅炉启动前试验、联锁及保护试验5.3.1 总则5.3.1.1 新安装或大修后锅炉启动前必须做常规试验与验收试验。5.3.1.2 检修后的锅炉启动前除做常规试验外，还应做锅炉总联锁试验。5.3.1.3 检修工作未完的设备、系统不得进行试验。5.3.1.4 设备异动或联锁及保护回路检修后应做对应的试验。5.3.1.5 联锁及保护试验由值长全面组织负责，运行、热工、电气及有关人员参加。 5.3.1.6 联锁保护试验前，如需热工人员强制信号以满足有关条件，则应做好强制信号记录，试验结束后应恢复所有强制信号。5.3.1.7 保护和联锁的元器件及回路检修后，必须进行相应的试验且合格。5.3.1.8 辅机联锁试验应先分步逐台逐项进行，后进行总体试验。3.3.1.9 分步联锁试验正常后，汇报值长，再作锅炉总联锁试验，并将联锁试验情况做好详尽记录。5.3.1.10 整个机组启动前必须进行锅炉总联锁试验。5.3.1.11 设备试验方法分静态、动态两种：静态试验时，10kV、6kV辅机仅送试验电源。动态试验时操作、动力电源均送上。动态试验必须在静态试验合格后进行。5.3.1.12 定期试验与切换应在机组或系统运行稳定、有关参数正常、做好安全措施及事故预想后进行。5.3.1.13 试验时如出现异常，应立即终止试验并查明原因，通知检修人员复位相关报警，并将设备恢复到正常状态。5.3.1.14 若试验未成功，则应查明原因，做好记录并通知检修人员处理，处理好后应再做一次。5.3.1.15 试验完毕后，应做好系统及设备的恢复工作，校核保护定值正确，分析试验结果并做好详细记录，并在试验记录本上登记试验结果。5.3.2 阀门、风门、挡板试验5.3.2.1 试验注意事项a) 试验前应通知相关单位人员。b) 对试验设备进行全面检查，一切正常方可进行试验。c) 与运行系统相连接的设备或已承压的设备若无切实可行的措施不可进行试验，承压系统的电动、气动阀门不参与试验。 d) 被试验设备应先检查其外观完整、连接完好，符合试验条件后，方可送上电源、气源