崇阳电厂调试总结

1、崇阳电厂调试总崇阳电厂调试总结结湖北省崇阳县凯迪绿色能源开发有限公司试运概况 项目公司自10月9日提出“以试运促建设”后，10月25日化水制出合格除盐水，11月26日10kv备用电源送电至2012年4月2日机组完成72+24小时试运，共经历近6个月。期间由于10kv备用电源电压低（9.3kv）、供电公司变电站ct变比小，无法满足现场主要辅机试运条件，直到12月31日110kv倒送电后才真正开始机组单体和分系统试运，另外春节假期影响机组试运约20天。试运概况 试运期间，无论是单体还是分系统及整套调试，组织、协调得力，全员团结一致，夯实基础、稳步推进，使得项目整个试运低投入、低消耗、高效率。整个试

2、运共消耗燃油约80T，燃料约19000T，汽轮机进入热态调试共启动5次后，第6次并网成功。72小时时运期间平均负荷29.29MW，保护投入100%，自动化率91%。电气专业试运情况12月31日，我项目部110KV倒送电，送电前由市调下达主变保护定值单，调试人员监护，运行人员根据市调下达的保护定植在主变保护装置内输入输入定值，检查无误后，合上主变压器出线刀闸、合上110KV线路刀闸，检查机压母线开关开关在检修位置，合上主变压器开关，对主变压器进行冲击，主变压器受电后，对主变压器本体进行各部检查，确认正常后，断开主变压器开关；五分钟后合上主变压器开关，对主变压器进行第二次冲击，共对主变压器充电五次

3、，充电结束后，将机压母线开关摇到工作位置，合上机压母线开关，对机压母线段送电；110KV升压站受电完成。在受电前调试110KV隔离刀闸时，隔离刀闸出现合闸不同期现象，经多次调整隔离刀闸拉杆及隔离刀闸，未能消除，后经人为调整到位。电气专业试运情况 在调试期间，由于华能公司人员不足，辅机调试由运行人员进行送电操作、检查、记录。对辅机调试期间的温度、振动进行监视。电气专业试运情况 升压站距离锅炉本体、除灰系统较近，距离不足十米，因升压站为露天式，高空坠物、粉尘影响较大，对安全运行不利。后期升压站位置设计应改进。电气专业试运情况 目前项目工程尾工主要是料场防雷设施、料场破碎机安装调试，主要原因是设计出

4、图滞后。全场接地电阻测试，急停按钮加防护。电气专业试运情况 现场缺陷主要是400V伊顿厂家设备，小三箱内部接线错误，隔离开关合闸不同期，引风机跳闸信号误发。电气专业试运情况 试运影响： 皮带机电机电源及控制柜设计部门没漏设，需注意 输料廊道照明设计部门漏设，需注意汽机专业试运情况 调试单位调试内容主要是辅附系统，主要包括：凝结水系统、除氧给水系统、循环水系统、抽汽回热系统、加热器疏水系统、汽封及抽真空系统、主蒸汽管道及主汽有关系统的吹扫。汽机专业试运情况 调试所调试在安装单位单体调试后进入，单体调试主要包括电机单体试转及电动、气动阀门调试等，单体调试完后各方签字后交于调试所调试，调试所从盘上逐

5、个操作各电动气动阀门以验证其可靠性，并静态验证各阀门及设备的各项逻辑是否可靠，验证合格后进行分系统调试。 汽机各系统试运情况如下凝结水系统调试 凝结水泵带系统试转，至除氧器各阀门关闭，走凝结水再循环，凝汽器用除盐水补水至正常水位，检查凝结水泵各测点正常、轴承油位正常、凝结水再循环门打开，凝泵入口门全开，开各压力表阀门，关泵体放水门，开凝结水泵泵体排汽阀排净泵体空气并保持全开，开机械密封排汽阀直至出水后关闭。电机测完绝缘全格后起动凝结水泵，观察出口电动门应联开，调节凝结水再循环调节阀，保持凝结水泵出口压力1.9MPa，电机电流159A，因再循环无流量显示，所以此时不知道凝结水泵流量大小。定时记录

6、凝结水泵电流、压力、振动、轴承温度等各项参数，冷态试转合格后进行下一步工作。凝结水系统调试 凝结水系统冲洗：凝结水泵试转合格后，开凝结水至除氧器管道上各阀门，低加先走旁路，开除氧器底部放水阀至定排，此时除氧器喷嘴先不安装以防止喷嘴堵塞，按正常步骤起动凝结水泵，凝泵出口调节阀先不开启，走再循环管道，通知化水开大除盐水补水量，并调节凝结水泵出口调节阀及再循环阀，保持热井水位，往除氧器上水冲洗，观察除氧器放水清澈后投入低压加热器水侧再次冲洗至出水清澈，关闭除氧器水位调节阀（凝泵出口调节阀），凝结水走再循环，打开凝结水各减温水最未端法兰，逐个冲洗各减温水管道，合格后恢复。凝结水系统调试 凝结水系统冷态

7、调试时不正常现像不多，主要表现在：1#凝结水泵轴承温度较高（相对2#泵），电机轴承有轻微异音，但经过长时间运转后，异音消除，轴承温度下降至40度，电机侧振动有间断性增大的现像，长时间运行后趋缓。冷态调试时因为无流量显示，所以无法判断冷态时流量，后来厂家来人自带一个超声波流量计，冷态测出参数如下：额定电流下流量为104，与额定流量112T/H相差8T/H，出力不足。凝结水系统调试流量（流量（T/H）电流（电流（A）出口压力（出口压力（MPa）98.11572.0104.581601.9110.51631.8104.61601.9凝结水系统调试 后经厂家更换机械密封后冷态试转正常，热态带负荷运行时

8、，1#凝结水泵除出力不足外其它正常，2#凝结水泵带负荷运行时有电流降低流量减少等汽化征兆，不能投入正常运行，只能作紧急备用，厂家来人处理时发现泵轴有弯曲现像无法处理好，从其它项目调泵重新安装后，新更换的泵仍然有汽化现像，后厂家把泵体排气孔加大后，暂未发现汽化现像，但两台泵出力均不足，高负荷运行时有时需两台泵同时启动才可以达到流量要求。需要注意事项是，凝结水泵入口滤网必须经常清理，以减少因滤网堵塞而造成的汽化现像，特别是汽轮机中的防腐油脂在汽轮机启动后会汇集到凝泵入口滤网处，很容易造成滤网堵塞。凝结水系统调试 另外，两台低压加热器疏水管道及凝汽器疏水至凝汽器热井管道，因为杂质会堵塞滤网，必需想办

9、法冲洗干净。崇阳项目冲洗如下：从除盐水管道就近接临时管道至2号低加供汽入口，关闭抽汽电动门，临时割开至凝汽器处的各接口，用除盐水给低加上水，使两台低加充满水，先冲正常疏水至清澈再冲事故疏水。凝结水系统调试 凝汽器液位计为平衡容器式液位计，真空状态下液位测量不准确且波动较大，后改成雷达式液位计后使用良好。除氧给除氧给水水系统调试 凝结水冲洗完毕后除氧器清理，除氧器喷头的安装。除氧给除氧给水水系统调试 低压给水管道冲洗：把给水泵入口滤网端盖打开并拆除滤网，接临时堵板及临时管道至厂外，给水泵入口法兰处加装盲板，开给水泵入口电动门用除氧器内的水进行冲洗，合格后恢复。除氧给除氧给水水系统调试 给水泵调试

10、：崇阳项目调试步骤如下，给水泵供油系统调试，调整油压时用稀油站卸压阀调整电机供油压力为0.20.3MPa，用节流孔板或截止阀调整给水泵电机前后轴承供油量，保持轴承视窗油位为视窗一半位置。打开给水泵入口电动门，给水泵注水，并打开泵体放水进行冲洗后关闭，打开给水泵机械密封排汽阀放气后再冲洗直至水质清澈再关闭（此项较重要，以免机封烧坏），全开给水再循环手动阀，关闭给水主路，开启工业水供水至给水泵各冷却水，液偶勺管调至0位，启动电机，手动调整勺管升转速至500，运转20分钟，检查有无异常，逐部升速至1000r/min，检查有无异常并维持低转速运转半小时左右进行低速磨合，然后逐步升转速检查各参数。通过厂

11、家了解，给水泵液偶有一临介转速为2000转左右，给水泵运转转速尽量避开临介转速。除氧给除氧给水水系统调试 给水系统冲洗：锅炉入口处引出临时管道，先冲加热器旁路，再冲加热器，然后通知锅炉冲减温水。除氧给除氧给水水系统调试 除氧给水系统冷态调试时主要问题：给水泵电机振动较大，后经更换电机支撑垫片后振动合格。热态调试时发现高压加热器进出口电动门不严，高加无法隔离，后阀门厂家到场把主给水5个电动门解体检查发现为阀门出厂组装时阀蕊调整垫片加的太厚，至使阀门关不到位所至。另外给水泵在热态运行后再重启动后泵体出现漏水现像，厂家来人复紧后正常，但再过一次热冷启停后又会渗水（热态不渗冷态渗），需厂家研究解决。主

12、蒸汽管道及主汽有关系统的吹扫主蒸汽管道及主汽有关系统的吹扫 吹扫范围主要包括：主蒸汽管道、汽封供汽管道、主汽至除氧器启动加热蒸汽管道、主汽至射汽抽汽器供汽管道，分别引临时管道至厂房外，主汽吹扫按调试所给定参数进行吹扫，各减温减压器减压阀临时短接以防阀门损坏。吹扫标准按西门子要求执行。循环水系统调试循环水系统调试 除循环水泵出口液动蝶阀会出现自动关闭的情况外（厂家来人更换程序后良好），循环水系统调试时一切正常。 在西门子厂家轴封供汽投入正常后，进行抽真空，我厂抽真空装置为射汽抽汽器，先开启射汽抽汽器的启动抽汽器，再进行供汽，以防安全阀起跳，真空抽至-75KPa时切换至主抽汽器，因抽汽器一段冷却器

13、内压力为负压，只有当凝汽器真空大于一段冷却器真空时其疏水才可以排至凝汽器，所以若切换过早会使得疏水疏不出去，冷凝器内满水，降低抽真空效果或损坏抽汽器。抽真空系统抽真空系统 存在的主要问题是给抽汽器供汽的减温减压装置工作不正常，减压阀无法调节，主蒸汽额定压力下，在调节阀开度显示始终为全关的情况下微开调节阀手轮，减压器后的压力即已超过要求，调节难度很大，即使压力调整到额定压力后其压力也不稳定，存在压力偶尔自动升降的现像，并且升降幅度较大，微关调节阀手轮后，减压器后压力很快到0，并且其手轮的空行程较大，进一步增大了调节难度，若射汽抽汽器供汽失压则真空下降很快，几分钟即可达到跳机值，所以操作时稍有不慎

14、很快即能造成跳机的后果。经与控股各级领导联系现场加装节流孔板及厂家来人更换新阀门后仍未改善，此问题有待进一步解决。抽真空系统抽真空系统 另外因抽真空管道未设计逆止门或快关阀，且抽汽器需要操作的手动阀门较多，所以当从启动抽汽器切换到主抽汽器的过程中，因需要先逐步投入主抽汽器再停启动抽汽器，此过程用汽量加大，供汽压力降低，若操作稍慢会使得启动抽汽器处破坏真空，所以切换抽气器时尽可能先关掉抽空气门再进行切换操作，以防切换时真空下降过多而影响抽真空效率。抽汽回热系统、加热器疏水系统 投入系统前先逐个作各疏水调节阀门的开关试验，正常后再进行下步工作，机组启动后按正常投入步骤逐步投入各抽汽，加热器先投水侧

15、再投汽侧，抽汽电动门必须有点动功能以控制温升率。抽汽回热系统、加热器疏水系统 主要存在的问题：高压加热器磁翻板液位计热态运行时因温度较高，翻板易变型损坏，在翻板及液位测量筒之间加薄垫片后改善。西门子调试内容现场外方专家冷调内容 各回路测试（主要包括线路检查、所有变送器和执行机构调试） 全部装置的功能测试（如事故油泵、辅助油泵等） 全部装置的系统调试（如油系统、控制系统、盘车）西门子调试内容现场外方专家热调内容 调节所有的控制器（速度控制、负荷控制、主蒸汽压力控制） 汽封系统调试 冷态起机 热态起机 超速测试西门子调试内容现场外方专家热调内容 测试一些限制器（排出蒸汽限制器、有功功率限制器、主蒸

16、汽压力限制器等） 自动主汽门活动试验 控制系统三选二电磁阀的虚拟超速测试（逐个频道测） 50%甩负荷试验 100%甩负荷试验汽机专业备注 主机调试主要是以西门子自己调试，安装单位及调试单位配合。 主要问题，热态起动后带负荷时，当负荷达到部分区间汽轮机进汽管道及调门和主汽门范围有间歇性异音及轻微振颤，后停机后与各级领导及专家进行分析检查，主要从如下方面进行检查：主汽管道支吊架检查并经设计院及设计部最终确认支吊架不会造成此影响。 自动主汽门滤网的检查，拆开后检查无异常。 锅炉减温水：终各方专家分析后确认无问题。后经再次起动最终确认为调节汽门问题。此问题正等西门子厂家最终解决。锅炉专业调试锅炉专业调

17、试 崇阳项目锅炉专业在公司领导、项目部领导的英明决策下，及调试所、安装公司、监理公司、各兄弟电厂单位的大力支持协助下，于2012年4月2日顺利完成72+24小时连续试运。对专业调试情况，做如下简单总结，与大家共同分享，不到之处，请您们提出宝贵的意见。锅炉调试主要节点 崇阳项目从2011年11月19号-12月31号开始进行分系统调试，其中主要进行了空压机系统、燃油系统、风机系统、布袋预喷涂、上料系统、给料系统、除渣系统、低温烘炉、酸洗、对锅炉进行冷态布风板阻力实验，流化试验，对引、送风及各风量测量装置进行校定等工作。 2012年1月1日14日完成了锅炉吹管、安全阀在线调试及蒸汽严密性试验 、省质

18、监站关于整套启动前的监检。锅炉调试主要节点 2012年1月15日2月15日进行整体消缺工作。 2月16日3月28日进行整套试启动。 3月294月2日顺利完成72+24小时连续试运、甩负荷试验变负荷试验和省质检部门的监检。锅炉调试期间工况参数 我项目低温烘炉7天、油耗36.5吨；酸洗（含准备工作）3天、耗油7.2吨；中高温烘炉、吹管点火5次（共吹管71次，打靶5次，经西门子厂家确认合格），耗油14.3吨；点火启动调试12次、共耗油16吨； 锅炉本体保护及辅机保护实验（FSSS、MFT、OFT、大联锁），自投率为100%；锅炉调试期间工况参数 72+24连续运行平稳，发电量283.067万kw.h

19、、平均负荷29.68MW、负荷率98.93%； 炉前燃料平均水分40-45%、平均灰分6-9.5%、平均热值1820-2091calg； 运行参数与设计基本符合：排烟温度156、床温780850、炉出口烟温830左右、主给水温度230238、一次风量4800054000Nm/h、总风量115000Nm/h左右、氧量3%6%、风室床压12.5Ka13.5Ka、炉膛负压-100pa-200pa、主蒸汽温度527537、主汽压力12MPa13MPa工况优点 与一期锅炉相比由于分离器立管设计了水冷套冷却装置，解决了分离器内因高温结、挂焦堵塞的现象；炉膛内布置了延伸墙水冷壁增加吸热面，避免了炉膛稀向区温

20、度高不易控制的现象。目前需要解决的问题 在燃料水分超过48%左右时引风机出力不够；包墙灰斗放灰极不方便不安全，建议加装冷灰器设备；点火枪雾化片200kg/h太小、点火时间长，500kg/h太大、容易烧坏浇注料，建议设计300kg/h比较合理；主给水电动门不方便调节流量、建议加装调节门；点火床料加料装置设计在T2-T1之间不合理；调试中出现的问题 1月6日高温烘炉期间，水冷风室圆孔门门扣由于设计不合理冲开一次，造成压火；1月7日由于使用500kg/h雾化片油枪点火、水冷风室温度超温烧坏燃烧器，造成停炉；3月2日机侧投高加减负荷时，由于调试所指挥操作调整不及时、造成主汽温度超温、烟气温度超温紧急停

21、炉一次；调试遗留问题 连排扩容器由于水位计显示不准确、投入不正常；汽包壁上下壁温显示不正确（上壁温比下壁温低）；调试中已解决的问题 油枪雾化片改造；集气集箱生火门排气管严重漏气，改造伸缩套膨胀节；点火器加装就地观火孔；锅炉烘炉实施临时上水方案（烘炉低压时用凝结水泵给锅炉上水、高压烘炉时用打压泵给锅炉补水）调试锅炉资料报验 锅炉预防重大事故措施、锅炉燃料输送系统调试措施、锅炉蒸汽管道吹扫调试技术措施、锅炉整套启动调试措施、锅炉整齐严密性及安全阀校验调试措施、锅炉冷态通风试验措施、锅炉燃油系统调试措施、压缩空气系统调试措施、锅炉分系统试运行资料、分系统及整套调试、锅炉整套试运行、安全法试验签证、蒸

22、汽严密性试验签证、机组蒸汽管道吹扫签证化学调试化学调试 崇阳化学锅炉补给水与2011年10月11日进入单体调试阶段，10月25日开始产除盐水，基本满足锅炉用水指标。工艺主流程 泵房来水一体化净水器超滤升压泵自清洗过滤器超滤装置20m3超滤水箱反渗透给水泵反渗透保安过滤器反渗透高压泵 反渗透装置20m3反渗透水箱EDI给水泵EDI精密过滤器EDI装置 300m3除盐水箱除盐水泵汽机冷凝器化水调试内容 在厂家技术人员和安装公司的配合下对系统管道各压力容器进行冲洗，冲洗至水质清亮。 启动超滤升压泵、超滤反洗水泵、反渗透给水泵、EDI给水泵、检查电机是否反转。 安装RO膜元件，各气动阀、手动阀开关正常

23、，现场在线仪表投入正常。整体启动各设备指标参数净水器净水器出口浊度，出口浊度，NTU32h2h抄表抄表出口浊度，NTU32h实测超滤超滤流量，流量，m3/h1616吨吨2h2h抄表抄表浊度，NTU0.0182h投运时实测余氯mg/L1.0实测SDI1.53天实测进出口压差86kp抄表整体启动各设备指标参数产水流量，m3/h10吨实测进水电导率，S/cm130-150实测 产水电导率3.2实测 Si02含量50ug/L实测硬度1umol/L实测氧化还原电位130mv抄表余氯ug/L0实测一二段压差75kp抄表二三段压差65kp抄表保安过滤器进出口压差58kp抄表产产水水流量，流量，m3/h101

24、0吨吨实测实测 反渗透反渗透进水电导率，S/cm130-150实测 产水电导率3.2实测 Si02含量50ug/L实测硬度1umol/L实测氧化还原电位130mv抄表余氯ug/L0实测一二段压差75kp抄表二三段压差65kp抄表保安过滤器进出口压差58kp抄表整体启动各设备指标参数产水产水产水电导产水电导0.063s/cm实测实测投运时实测流量，m3/h9.5吨2hSiO2g/L202h出口流量，m3/h10吨实测操作注意事项 反渗透操作启动前和停运前必须要对系统进行至少15分钟的冲洗，高压变频泵必须保证有水通过方可启动增压，压力应控制在1.1-1.4MPa，压力过高对反渗透膜会造成致命的危害

25、。 EDI启动注意控制产水压力要略高于浓水排放压力0.03-0.15MPa，电流的调整控制上限为8A，电压300-600V。极水回收不超过1200升。补给水系统存在问题 超滤加药系统设计为PVC管道，阀门和管道连接之处经常漏水，PVC阀门又经常断裂影响正常的加药。 EDI系统PVC阀门质量太差经常漏水。 清洗系统设计为超滤、反渗透、EDI共用，如果对其中一个系统进行化学清洗其它系统就要进行隔离操作非常不便。 膜法制水系统管道的布局要避免90度的急转，容易造成超滤膜、反渗透膜产生背压力。集中取样、加药系统 检查汽包、除氧器加药系统连接正常。 集中取样架在锅炉上水后进行清洗。 药箱清洗，各在线仪表

26、投入正常。 当锅炉开始升压1.0MPa配磷酸盐溶液开始加药，给水泵运行时，开始投加联氨、氨溶液。 带负荷以后现场检测水汽指标如下：水汽指标情况炉水炉水 项目项目单位单位调试标准调试标准现场实测现场实测 时间时间PH9-119.442小时Si02mg/L 1.51.31磷酸盐 ug/L2-83电导Us/cm15012.7凝结水硬度umol/L502小时Si02ug/L10047.6氢电导Us/cm0.30.27溶解氧ug/L407.16饱和蒸汽Si02ug/L6047.62小时钠ug/L201.17氢电导Us/cm0.30.27除氧器溶解氧ug/L75给水指标 项目项目单位单位 现场实测现场实测

27、调试标准调试标准 时间时间给水硬度umol/L052PH9.258.8-9.3Si02ug/L8080联氨ug/L1510-50溶解氧ug/L1630集中取样操作调整炉水、饱和蒸汽、过热蒸汽时注意控制流量以防开度过大冷取水不足以快速冷却，造成蒸汽进入仪表是仪表受损。防止人身伤害。存在问题，集中取样架冷却水量偏小对水样调整不利。设备存在问题及改造综合水池至超滤装置进水管道应改为不锈钢管道连接，防止铁对超滤膜、反渗透膜的影响。一体化净水器设计为自动反洗，无法进行强制反洗，长期运行如果不能自动反洗，应考虑强制反洗措施。热控热控专业专业调试调试崇阳项目热控专业从2011年10月1日DCS授电起开始进入

28、调试阶段。本项目设备安装由安装单位（江苏华能公司）完成；设备单体调试由安装单位（江苏华能公司）完成、调试单位（四川通能）进行检查核实、监理进行跟踪、凯迪的运行人员和专业技术人员进行确认；分系统调试由调试单位（四川通能）完成，安装单位（江苏华能）配合，监理跟踪、落实。调试前准备工作 热控仪表、设备安装完成 电缆敷设、接线完成 DCS系统安装完成，具备受电条件调试中工作 DCS系统带电及软件恢复 设备单体调试，安装单位完成，调试单位检查核实，监理跟踪、落实，业主确认。 分系统调试，（DAS系统调试、FSSS系统调试、MCS系统调试、SCS系统调等）调试单位完成，安装单位协助，监理跟踪、落实，业主确

29、认。 DEH系统调试，西门子外方专家完成，调试单位参与、安装单位协助、监理单位跟踪、落实。完成系统调试 2012年2月19日17:00汽轮机首次冲转，2012年2月24日17:38分一次性并网成功及带负荷试验。按西门子调试要求，机组共启动十次，完成了西门子的所有试验项目，3月29日10：30正式进入72小时满负荷试运，4月1日10：30完成72小时满负荷试运。接着做甩负荷50%、100%试验,试验成功。4月1日14点36分至4月2日14点36分完成24小时满负荷试运行。消缺工作 在机组运行中，调试单位和运行人员将发现的缺陷做一个详细的统计，监理单位汇总后，安装单位完成消缺，监理跟踪、落实，调试

30、单位和运行人员确认。主要缺陷 凝汽器液位波动大不能达到西门子外方专家要求，后借调临澧项目导波雷达液位计。 西门子PLC损坏，建议购买备件 主汽温度比西门子主汽温度低5度左右，西门子外方专家也认可我们的仪表，仪表本身没有问题，认为是仪表反应速度和精度的问题。 风量计算使用的单位应为Nm/h质检站专家提的要求和建议 汽包水位的取样伴热保温需完善，平衡容器上部汽侧不应保温。 汽包水位六个变送器的显示值偏差较大，超过各水位计偏差不得超过30mm，检查偏差大的变送器的取样、安装、变送器、机柜通道等。 锅炉主保护中“引风机跳闸”未投，目前该保护为两个干接点接入FSSS，相或后跳MFT，检查这两个信号的电缆

31、、通道，再观察相关记录，检查确认无误后投入该保护。质检站专家提的要求和建议 就地变送器、压力表等无校验标签，根据校验报告在相应设备上张贴标签，并注明有效期。 DCS通讯服务器机柜未封堵，按照相关要求做好该机柜的封堵及维护工作，确保DCS的操作员站和控制机柜间通讯正常。 就地变送器柜封堵不严，需按相关规定进行封堵。 DCS报警中的一级报警宜根据实际运行要求进行归类整理。质检站专家提的要求和建议 由热工人员根据相关保护投切管理制度进行投切保护。 DCS电子设备间温度实际为25，湿度36，温度满足要求，湿度偏低，工程师站、控制室等处均需加装温湿度计，并按照DL/T7742004火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程的要求将电子设备间温湿度控制在合适区间。 汽机操作员站只有一台，需增设一台冗余的汽机操作员站，宜根据运行人员优化操作画面。质检站专家提的要求和建议 制定电子设备间巡检及工程师站授权管理制度并严格执行，电子设备间及工程师站宜加装门禁系统。 对SOE报表进行分类设定，需定期对SOE记录和历史数据分类整理归档。 需建立热控软件备份管理制度，定期检查DCS、PLC的控制器、操作员站、工程师站软件的备份工作，做到及时备份、存档。设备资料、工具管理 随设备到的资料由业主方资料员统一保管存档，其他单位需要时进行借阅。 随设备到的工具、备件，由仓库管理员