双钱集团（重庆）轮胎有限公司热电站

顺序控制系统调试报告

批准：

审核：

编写：

陕西盾能电力科技有限公司

20xx年12月28日

目 录

1. 设备及系统概述

2. 调试过程

3. 调试质量

4. 评价

5. 存在问题及处理建议

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1. 系统概述

锅侧顺序控制系统由SC1、SC2、SC3、SC4柜完成，包括AI、DI、RTD、DO等控制模块；机侧SCS由SC5柜完成，包括DI、DO、AI、AO、SOE等控制模块，每个机柜各有一对冗余的CPU控制器。现场设备详情参考机组工程《锅炉、汽机热工控制设备清册》。

2. 调试过程介绍

2.1 调试程序：

2.1.2认真查看逻辑框图，对不符合现场运行规程的逻辑经讨论

提出修改意见，批准修改后，下装到控制器中，做好调试

前准备工作。

2.1.2 在工程师站上进行画面检查，系统画面符合现场工艺流

程，符合现场运行习惯；对操作端逐一检查，保证同控制

逻辑的一致。

2.1.3 控制柜硬件及外部电缆接线检查

a) 对机柜内部摸件型号、数量检查并确定是否正确。

b) 检查机柜柜的电源系统是否良好，电源接线是否正确。

c) 检查机柜外壳及交直流接地系统，确认连接是否正确，接

地电阻是否满足要求。

2.1.4 机柜通电检查

a) 机柜所有电源开关置于断路位并退出机柜内所有模件。

b) 合总电源开关，依次合分电源开关，测量空载电压，电压

2

值应满足技术规定要求。

c) 逐块插入机柜模件并检查模件工作状态。

d) 测量负载电压值是否合格。

e) 做带负荷电源切换实验，保证在一路电源失去时备用电源

仍然可保证系统安全。

2.1.5 机柜通道校验

a) 对AI信号使用信号源在机柜端子处模拟，进行信号输入，

在操作员站上检查信号的正确性及精度，满足技术协议要求。

b) 对DI信号在机柜端子处模拟，短接端子，输入信号正确。 c) 对DO及AO信号，从操作员站发出指令，检查继电器动作

是否正确，或检查输出端子处模拟量信号的正确性及精度。 d) 做好记录并提交完整的通道校验报告。

2.1.6 系统静态调试的步骤及方法

a) 测点检查

使用信号源在就地元件处进行模拟（或由控制系统内部进行模拟），进行信号输入。

使用模拟板或将外部设备就地控制回路置于试验位，对输入信号进行核查。

以操作员站站发出指令，核实各级逻辑情况及报警事故追忆情况。

对各种情况及操作进行详细记录，发现问题提出修改报告。 3

b) 一次元件校验确认

对系统内模拟量一次元件按相应规程调校后结果进行确认。 对系统内开关量一次元件按相应规程调校后结果进行确认。 c) 驱动级的传动

对阀门传动时，直接进行开关试验，检查开关回路及反馈信号是否正确， 并记录阀门的开关时间。 对马达传动时，先将电气开关柜置于试验位及远方位，在操作员站上进行各项操作，DO指令及DI反馈均正常，操作员站上各项画面显示正确。在传动联锁保护时，重要的保护信号应从就地加信号，其它输入信号可从DPU柜的端子排加入进行静态模拟。要求各设备动作正确，符合逻辑设计及现场运行要求。

d) 子功能组及顺控子系统的传动

在驱动级传动试验结束后，进行子功能组及顺控子系统的传动。检查各驱动级是否可投入自动模式，检查各驱动级及子功能组的启停允许条件是否具备，以保证能进行传动试验。在操作员站上操作各功能组, 确认 各步顺序正确, 各设备动作无误。通过传动试验，检查组态是否正确，确保子功能组及顺控可正常投入使用。

2.1.7系统动态调试的步骤及方法

a) 向运行人员对各系统的控制逻辑进行技术交底。

b) 现场设备投运后，投入各项保护。

c) 现场设备投运后，投入各功能组。

d) 72小时试运。

e) 移交运行。

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f) 移交各种调试记录和总结

2.2驱动级的传动

2.2.1对阀门传动时，直接进行开关试验，保证了开关回路及反馈信号均正确。 对马达传动时，先进行静态传动，再进行动态传动。在进行静态传动时，将该马达置于试验位置， 通过操作员站实际操作设备， 确认就地设备动作正确，反馈无误。在传动连锁保护时，重要的保护信号从就地加信号。其他输入信号从PCU柜的端子排加入进行静态传动，保证各设备之间联锁保护动作符合设计要求，同内部逻辑一致，符合运行要求。

2.2.2 功能组及程控系统的传动

在驱动级传动试验结束后，进行功能组及程控系统的传动。将各驱动级投入自动模式，检查各驱动级及功能组的启停允许条件具备，通过操作员站实际操作，确认各设备动作顺序正确。

2.3逻辑修改

在调试过程中，根据现场需要电厂组织相关单位对组态进行了修改，现仅列出主要辅机的最新联锁保护清单及顺控

2.3.1 高加疏水电动门

联锁开条件：高加水位高Ⅰ值

2.3.2 给水泵联锁

三台给水泵正常情况下一台运行两台备用，DCS中运行泵点击为主泵。

给水泵联锁启条件：当给水泵处于备用联锁状态时，当给水泵跳闸时启备用泵：

当给水泵投入备用联锁时，给水泵出口电动门联锁投入。

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备用泵运行，自动打开出口电动门；

2.3.3 凝结水泵联锁

两台凝结水泵互为备用，正常启停一台凝结水泵时另一台不联启。DCS中运行泵点击为主泵

凝结水泵联锁启条件：当凝结水泵处于备用联锁状态时，凝结水泵出口母管压力低、主泵跳闸联启备用泵：

2.3.4射水泵

射水泵在启动时为两台同时启动，正常情况下，一台泵运行，一台泵备用，DCS中运行泵点击为主泵。当凝结水泵处于备用联锁状态时，以下情况时联锁启备用泵：

运行泵运行泵出口压力低、运行泵跳闸

2.3.5交流润滑油泵

联锁启动条件：润滑油压力低

2.3.6 直流润滑油泵

联锁启动条件：润滑油母管压力低

2.3.7 高压启动油泵

联锁启动条件：主油泵出口油压低

联锁停止条件：主油泵出口油压高

2.3.8 疏水泵

两台疏水泵正常情况下一台运行一台备用，DCS中运行泵点击为主泵。

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疏水泵联锁启条件：当疏水泵处于备用联锁状态时，以下任一条件出现联启备用泵：

疏水箱水位高

联锁停止条件：疏水箱水位低

3. 调试质量

在汽机开环控制系统调试过程中遇到少量问题。后经过调试人员，电建单位和厂家的密切合作，将汽机开环控制系统调试工作顺利完成。现在已经可以投入使用，组态正确，动作可靠，均达到设计要求，在空负荷试运中，各回路满足运行需要。

4. 评语

总的来说，汽机开环控制系统硬件设备动作可靠,逻辑设计合理, 考虑也比较周全。浙大中控的系统可靠，人机接口较好，整个系统运行优良，稳定，达到了设计要求，满足长期运行要求。

5. 存在的问题及处理建议: 无

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第二篇：K05-华能北京热电厂机组顺序控制系统(SCS)调试措施

TPRI

措施编号：TPRI/TR-MA-K05-2011

华能北京热电厂燃气热电联产扩建工程

顺序控制系统（SCS）调试措施

西安热工研究院有限公司

二○一一年七月

TPRI西安热工研究院有限公司调试技术措施

目录

1编制目的．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．12编制依据．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．3调试质量目标．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．4系统及主要设备技术规范．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．5调试范围．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．6调试前应具备的条件．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．7调试步骤．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．8组织分工．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．9安全措施．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．10危险源辨识与预控措施．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．111455677

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1编制目的

编制SCS调试措施的目的在于充分消化了有关资抖后，总结以往的SCS系统调试经验，编写出能够指导华能北京热电厂燃气热电联产扩建工程SCS现场调试工作的细则，避免现场调试工作的失误遗漏，以保证华能北京热电厂电厂扩建机组SCS功能完全实现．2编制依据

2.1《电力建设安全工作规程》

2.2《火力发电厂分散控制系统运行检修导则》

2.3《火力发电建设工程启动试运及验收规程》

2.4《电力建设安全工作规程（第一部分：火力发电厂）》

2.5《火电工程调整试运质量检验及评定标准》

2.6《华能北京热电厂DCS设计说明》DL5009.1-2002DL/T774-2001DL/T5437-2009DL5009.1-2002（19xx年版）西安热工研究院有限公司3调试质量目标

3.1查线正确率：100%。

3.2接地系统和接地电阻值符合设计规定或厂家规定。

3.3电气绝缘符合国家仪表行业标准或仪表安装使用说明书的规定。

3.4220V交流电源和48V直流电源的电压波动不超过±10%，24V直流电源的电压波动不超过±15%。

3.5I/O通道正确率：100％。

3.6静态试验结果正确，动态试验动作正确。

3.7辅机联锁保护投入率：100%，辅机联锁保护正确率：100%。

4系统及主要设备技术规范

4.1概述

华能北京热电厂燃气热电联产扩建工程机组分散控制系统(DCS)采用EMERSON公司的OVATION系统。其功能涵盖了数据采集系统(DAS)、模拟量控制系统(MCS)、顺序控制系统(SCS)等各项控制功能，是一套软硬件一体化的完成全套机组除TCS、TPS外各控制系统功能的完善的控制系统。

顺序控制系统SCS的主要功能是对各辅机系统及设备进行顺序控制，还包括各辅机系统及热力系统中各泵、阀门、挡板等设备的联锁保护功能。由于SCS的控制对象一直包含到设备级，涉及的设备面广量大，所以该系统的调试情况直接影响到机组的试运进度，在机组分部试运阶段SCS系统就要陆续地正常投入。为了适应本工程联合循环机组频繁启停的需要，减少操作人员的操作，本工程单元机组设置了一键启停（APS）功能，即在功能组的基础上实现机组级顺序控制。

华能北京热电厂燃气热电联产扩建工程机组DCS顺序控制系统分配了24个控制器进行控制，从控制对象上可分为余热锅炉(HRSG)顺序控制系统、机组辅机控制（BOP）

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顺序控制系统以及APS控制逻辑三部分，下面将分别加以说明。

4.2余热锅炉(HRSG)顺序控制系统部分

4.2.1余热锅炉(HRSG)顺序控制系统的调试目的

余热锅炉(HRSG)顺序控制系统是对余热锅炉各辅机设备进行控制。在机组进行启、停及连续运行期间，保证余热锅炉辅助设备能正确地在操作员站上进行单操和顺序启停操作，并且对辅机设备本身和机组进行保护，以满足机组安全可靠地运行。

4.2.2余热锅炉(HRSG)顺序控制系统硬件组成

两套余热锅炉(HRSG)系统分布在4对冗余控制器：其中1号余热锅炉顺序控制系统

CTRL3/53两对冗余控制器控制；2号余热锅炉顺序控制系统由CTRL4/54、由CTRL2/52、

CTRL5/55两对冗余控制器控制。其具体分配如下：

4.2.3余热锅炉(HRSG)顺序控制系统逻辑分配

控制器CTRL2/52负责控制：

1号炉高压给水泵A、1号炉中压给水泵A、1号炉凝结水循环泵A、1号HRSG保护跳闸系统、1号炉排污、放空及疏水等相关阀门控制；

控制器CTRL3/53负责控制：

1号炉高压给水泵B、1号炉中压给水泵B、1号炉凝结水循环泵B、1号炉高压给水加氨计量泵、1号炉中压给水加氨计量泵、1号炉凝结水加氨计量泵、1号炉闭冷水加氨泵、1号炉氨溶液箱搅拌器、1号炉联氨溶液箱搅拌器、1号炉给水加联氨泵、1号炉高压炉水加磷酸盐泵、1号炉中低压炉水加磷酸盐泵、1号炉磷酸盐溶液箱搅拌器、1号炉凝结水加热器相关阀门、1号炉除氧器系统相关阀门及其他炉侧相关阀门等；

控制器CTRL4/54负责控制：

2号炉高压给水泵A、2号炉中压给水泵A、2号炉凝结水循环泵A、2号HRSG保护跳闸系统、2号炉排污、放空及疏水等相关阀门控制；

控制器CTRL5/55负责控制：

2号炉高压给水泵B、2号炉中压给水泵B、2号炉凝结水循环泵B、2号炉高压给水加氨计量泵、2号炉中压给水加氨计量泵、2号炉凝结水加氨计量泵、2号炉闭冷水加氨泵、2号炉氨溶液箱搅拌器、2号炉联氨溶液箱搅拌器、2号炉给水加联氨泵、2号炉高压炉水加磷酸盐泵、2号炉中低压炉水加磷酸盐泵、2号炉磷酸盐溶液箱搅拌器、2号炉凝结水加热器相关阀门、2号炉除氧器系统相关阀门及其他炉侧相关阀门等；

4.3机组辅机控制（BOP）顺序控制系统部分

4.3.1机组辅机控制（BOP）顺序控制系统的调试目的

机组辅机控制（BOP）顺序控制系统是对汽机各辅机设备、热网及空压机等系统相关设备进行控制。在机组进行启、停及连续运行期间，保证凝结水泵、开水循环水泵、闭式循环水泵等汽机辅助设备能正确地在操作员站上进行单操和顺序启停操作，并且对辅机设备本身和机组进行保护，以满足机组安全可靠地运行。

4.3.2机组辅机控制（BOP）顺序控制系统硬件组成

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BOP系统配置7对冗余控制器以及两个远程单控制器。其中汽机辅助控制系统由CTRL6/56、CTRL7/57、CTRL8/58、CTRL9/59四对冗余控制器控制；热网及空压机系统由CTRL10/60、CTRL11/61两对冗余控制器控制；循环水及综合水系统由控制器CTRL12/62、CTRL17、CTRL18来控制。

4.3.3机组辅机控制（BOP）顺序控制系统逻辑分配

控制器CTRL6/56负责控制：

1号闭式冷却水泵、增压机闭冷水1号增压泵、1号开式冷却水泵、1号炉旁路系统、1号轴封风机、1号真空泵、1号凝结水泵等。

控制器CTRL7/57负责控制：

2号闭式冷却水泵、增压机闭冷水2号增压泵、2号开式冷却水泵、2号炉旁路系统、2号轴封风机、2号真空泵、2号凝结水泵等。

控制器CTRL8/58负责控制：

真空密封油泵、1号燃机润滑油箱润滑油输油泵、1号二氧化碳电加热器、1号密封油泵、循环密封油箱1号排烟风机、汽机润滑油箱润滑油输油泵、轴封系统、汽机疏水系统、3号凝结水泵等。

控制器CTRL9/59负责控制：

检修油箱润滑油输油泵、2号润滑油想想润滑油输油泵、胶球清洗装置、2号密封油泵、2号二氧化碳电加热器、循环密封油箱2号排烟风机、发电机氢气干燥装置、事故直流密封油泵等。

控制器CTRL10/60负责控制：

1号一级热网泵、2号一级热网泵、1号二级热网泵、2号二级热网泵、1号空气压缩机系统、A/B热网加热器系统、2号空气压缩机系统等。

控制器CTRL11/61负责控制：

3号一级热网泵、4号一级热网泵、3号二级热网泵、4号二级热网泵、3号空气压缩机系统、C/D热网加热器系统、4号空气压缩机系统等。

控制器CTRL12/62负责控制：

夏季/冬季循环水泵系统、1号-10号机力塔风机系统、中水泵、2号雨水泵系统、3号雨水泵系统、消防水系统等。

控制器CTRL17负责控制：

冷却水循环泵、碱液循环泵、配碱泵、补水泵、排风机、干燥器加热器以及部分化学相关系统等。

控制器CTRL18负责控制：

1号雨水泵、4号雨水泵、污水泵、栅格除污机。

4.4APS控制系统部分

4.4.1APS控制系统的调试目的

为了适应本工程联合循环机组频繁启停的需要，减少操作人员的操作，本工程单元机

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组设置了一键启停（APS）功能，即在功能子组的基础上实现机组级顺序控制。

APS系统可以使运行人员在启动条件满足后，实现从启动凝结水泵、给水泵到机组带上基础负荷全过程的单元机组自动启动。启动过程中，对于重要的设备或系统设置相应的断点，允许全自动或运行人员人工确认，采用半自动方式完成机组的启动过程。APS系统还可以完成从满负荷到机组完全停止的全自动停机过程。

5调试范围

5.1余热锅炉顺序控制系统

余热锅炉顺序控制系统的辅机设备和系统主要有：高压给水泵、中压给水泵、凝结水循环泵及疏水放空系统等。

该系统控制范围主要包括下列内容：

?高压给水泵的启停操作及保护功能

?中压给水泵的启停操作及保护功能

?凝结水循环泵的启停操作及保护功能

?余热锅炉疏放系统疏水阀及放空阀的开启和关闭

?余热锅炉辅机电机大联锁

5.2机组辅机控制（BOP）顺序控制系统

机组辅机控制（BOP）顺序控制系统主要包括下列辅机及公用设备和系统：闭式冷却水泵、增压机闭冷水增压泵、开式冷却水泵、旁路系统、轴封风机、真空泵、凝结水泵、真空密封油泵、燃机润滑油箱润滑油输油泵、二氧化碳电加热器、密封油泵、循环密封油箱排烟风机、汽机润滑油箱润滑油输油泵、轴封系统、汽机疏水系统、发电机氢气干燥装置、事故直流密封油泵、热网泵、空气压缩机系统、热网加热器系统、循环水泵系统、机力塔风机系统、中水泵、雨水泵系统、消防水系统、冷却水循环泵、碱液循环泵、配碱泵、补水泵、排风机、干燥器加热器以及部分化学相关系统、污水泵等。

该系统控制范围主要包括下列内容：

?真空泵的启停止操作及顺序控制

?凝结水泵启停操作及保护功能

?循环水泵启停操作及保护功能

?密封油系统启动顺序控制及保护功能

?辅助蒸汽电动门开关操作

?轴封系统启动顺序控制及保护功能

?相关疏水门的开关操作及保护动作功能

?开、闭式循环冷却水泵启停操作及保护功能

?综合水系统的操作及顺序控制

?热网泵的启停止操作及顺序控制

?空压机的启停止操作及顺序控制

5.3APS控制系统

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APS控制逻辑采用分级控制，共分为三级：系统功能组、功能子组、子程序。系统功能组又分为启动准备组和启动组。启动准备组是为整个机组的启动创造条件，满足机组启动的基本需求。当启动准备组完全满足经运行人员确认后，可由执行机组APS启动操作。系统功能组调用功能子组，功能子组一般为一个设备功能组的顺控程序，其中涉及的独立的小设备操作可由功能子组调用小设备的联锁子程序完成设备的启动。

启动准备组包括：循环水系统启动功能组、闭式冷却水启动功能组、开式冷却水系统启动功能组、空压机系统启动功能组、汽机润滑油系统启动功能组、汽机密封油系统启动功能组、辅助蒸汽系统、制氢站启动功能组、脱硝系统功能组。

启动功能组包括：凝结水启动功能组、低压汽包上水系统功能组、高压汽包上水系统功能组、中压汽包上水系统功能组、汽机轴封和真空系统启动功能组、第一台炉低压主汽温度压力控制功能组、第一台炉中压主汽温度压力控制功能组、第一台炉高压主汽温度压力控制功能组、第二台余热炉低压主蒸汽温度压力控制功能组、第二台余热炉中压主蒸汽温度压力控制功能组、第二台炉余热炉高压主蒸汽温度压力控制功能组、并汽功能组、增压系统启动功能组、汽机并网功能组。

6调试前应具备的条件

6.1DCS机柜已安装就位,接地电阻、绝缘电阻符合规范要求。

6.2完成系统受电，硬件、软件已恢复，所有模件工作正常。

6.3EWS、OPR、HSR完成受电，硬件、软件已恢复，显示、操作正常。

6.4通讯环路已恢复且运行正常。

6.5已获得必要的资料和数据表。

6.6SCS系统硬件检查和I/O通道精确度检查工作已经结束并检验合格。

6.7具备分系统调试的条件。

6.8保证SCS进行分系统调试和整套启动调试所必需的调试时间和调试工况。7调试步骤

7.1前期准备工作

根据现场情况和SCS系统的组态设计，编写调试方案和联锁试验单，并备妥调试所需的常规仪器、仪表、工具。见下表：

序号

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2专业热工热工仪器名称过程仪表认证校准仪万用表型号FLUKE726FLUKE17B仪器编号991803193820498检验情况有检定证书已校验

7.2单体联动试验

7.2.1检查DCS控制系统与现场控制设备的接线是否完整、正确。

7.2.2检查I/O端子板供电是否正常，相应的I/O卡件是否安装牢固，卡件状态指示是否正常。

7.2.3确认受控设备的单体调试工作已经结束并检验合格。

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7.2.4检查计算机控制命令与现场设备所要求的信号是否匹配，检查各种信号规格量程是否与计算机内软件组态一致。

7.2.5在操作员站上调出相应的显示画面，选择所需的设备标签窗口，操作启动/停止按键（或开启/关闭按键），观察就地设备是否按照控制命令的要求动作，检查设备的反馈状态是否正确，并根据实际行程时间设置相关驱动级参数。

7.2.6在就地施加测点信号,确认在操作站画面上能正确显示。

7.3系统试验前的检查

7.3.1检查SCS系统的软件组态是否与设计要求一致，检查软件组态是否有危及系统安全的错误，检查系统的控制顺序是否正确完善。如有重大错误或缺陷应通过正常渠道修改。（热工调试人员应按照实际系统组态逻辑整理出相关设备的联锁试验单并会同调试机务专业和电厂运行等专业进行讨论确认）。

7.3.2试验的系统所包含的控制设备单体联动试验应进行完毕并验收合格，参与系统控制的所有测点都应经过检验远方传动试验并检验合格。

7.3.3根据甲方提供的定值清册检查设置相关设备保护联锁参数。

7.3.4检查操作站上SCS系统的顺序显示画面的顺序编排是否正确，每一步序的控制项目内容应符合其文本字符的说明。显示画面所使用的变色逻辑应统一规范，便于分辨记忆，整个画面上的文本信息与变色逻辑的结合应能给操作员以明显的指导作用。

7.4系统试验

7.4.1系统试验时，应由调试单位人员、安装单位人员、运行操作人员共同参加完成。由于试验过程是计算机真实的控制现场设备的过程，所以，在本试验进行以前，计算机调试人员应务必对系统的软件组态参数，计算机系统与现场的I/O接口进行仔细检查。

7.4.2待确认各项准备工作就绪后，开始分设备进行SCS系统顺序控制启/停设备及相关的联锁保护试验（具体步骤按调试单位所编写《联锁试验单》执行）。

7.4.3在系统试验期间，计算机调试人员应对试验过程进行详细的观察记录，并根据记录情况对系统有关功能块参数进行必要的修改和调整，以使各SCS系统从结构上合理，功能上完善，使用上便利。

7.4.4试验完毕后，应对所有的试验项目详细完整的填写《联锁试验单》，并由各参加方共同签字认可备查。

7.5系统整套投运期间，如出现新的问题，计算机调试人员还应根据实际情况对系统进行调整修改以使系统更趋完善。

8组织分工

8.1西安热工研究院现场总线部负责软件修改；

8.2上海电建公司和浙江火电工资负责安装，消缺及单体调试

8.3西安热工研究院调试技术部负责分系统调试和整套启动调试；

8.4华能北京热电厂负责运行操作；

8.5连锁试验由华能北京热电厂、热工院、监理、电建公司共同完成并在连锁实验单上签

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字确认。

9安全措施

9.1严格执行安全工作规程；9.2非工作人员不得进行操作；9.3所有电源保险丝的容量应符合要求；

9.4插接电源时一定要注意插头，插座的标志，切勿插错；9.5分清电源线和信号线，以免损坏仪器、设备；9.6按规定接好仪器设备的地线；

9.7给水泵、凝结水泵等大型辅机的软操试转，必须是在试运指挥组同意并准备好操作票以后，由安装调试、运行人员及调试人员协同，在确认无人在现场操作，且有专人在现场监督之下进行。

10危险源辨识与预控措施

序号123

危险源在已带电的机柜工带电热插拔卡件电气开关

活动/场所电子设备间电子设备间电气开关室

伤害可能如何发生人员触电损毁卡件人员触电

伤害对象人设备人

危险源评价一般一般一般

拟采取控制措施

加强安全意识,规范操作尽量断电后更换卡件,如系统在运行时更换,需小心仔细操作在做试验时一定要确认开关在“试验”位

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