6.3.1 高压旁路门；

6.3.2 高压旁路减温水阀门；

6.3.3 高压旁路前、后疏水阀；

6.3.4 低压旁路门；

6.3.5 低压旁路减温水阀门；

6.3.6 低压旁路前疏水阀。

6.4 辅助蒸汽联箱

6.4.1 冷再供辅汽；

6.4.2 4段抽汽到联箱；

6.4.3 启动锅炉至辅助蒸汽联箱阀门；

6.4.4 辅助蒸汽联箱到除氧器供汽。

6.5 加热器

6.5.1 所有加热器水侧旁路门；

6.5.2 所有加热器紧急疏水门。

6.6 给水和除氧器

6.6.1 锅炉蒸汽吹灰停止运行

6.6.2 锅炉给水系统再循环门；

6.6.3 锅炉连排扩容器疏水门；

6.6.4 锅炉连排到除氧器门；

6.6.5 除氧器紧急放水门；

6.6.6 暖风器疏水门；

6.6.7 热网疏水门。

6.7 排汽装置

6.7.1 补水门和紧急补水门；

6.7.2 凝结水至除盐水箱；

6.7.3 生水加热器冷凝水门；

6.7.4 高、低压加热器紧急疏水门。

6.8 其它

6.8.1 化学加药；

6.8.2 化学取样；

6.8.3 凝结水至空调、辅助蒸汽联箱、燃油加热减温水及补水门。

7.1 试验准备工作就绪后，先进行预备性试验以检查运行设备及系统隔离的状态，检查测量仪表是否符合试验要求，向运行人员交底。

7.2 预备性试验前应进行空冷岛的冲洗及真空严密性试验，(试验在240-260MW负荷下进行)其真空下降值应不大于0.3kPa/min 。

7.3 试验时间安排及试验步骤:

试验机组负荷调整至300MW、280MW、260MW、240MW四个负荷工况点下进行。

7.3.1 试验时机组应保持负荷、主汽温度﹑主汽压力、再热蒸汽温度、再热蒸汽压力稳定。

7.3.2 切断机组与外系统的汽水管道，关闭锅炉的连排﹑定排﹑锅炉停止蒸汽吹灰，切断除氧器的外供汽源，除氧器由本机抽汽供汽，系统隔离完毕。

7.3.3 机组在试验前10分钟停止补水﹑保持凝汽器与除氧器水位稳定。

7.3.4 试验时，回热系统按“试验原则性热力系统”运行，各加热器的进汽门﹑进﹑出水门全开，旁路门关闭。

7.3.5 试验工况稳定30分钟，试验记录60分钟，主要参数每分钟记录一次，其余参数每5分钟记录一次。

7.3.6 试验结束通知当班值长恢复原运行方式，调整负荷，在下一负荷点继续进行试验。

8.1试验工作人员应认真负责，听从指挥，发现设备和仪表异常立即通知试验负责人。

8.2 试验工作人员不得操作现场任何设备，确保人身和设备安全。

8.3 试验期间工作人员必须佩戴相应防护装具及工作服，做好防烫伤、噪声等危害健康的事故预案。

8.4运行人员不得随意改变机组运行方式和工况，如确需进行操作调整，应与试验负责人协商后进行。试验期间如出现事故，应立即停止试验，运行人员按规程规定进行处理。

8.5试验中如出现异常，使实验结果出现偏差，应立即停止试验，待查明原因后再进行试验。

8.6 试验结束后，机组恢复正常运行，按照“三标一体”的要求，保证“工完、料净、场地清”，材料垃圾必须堆放到指定的垃圾场，对环境造成污染的废弃物必须按锡林发电公司指定地点进行回收。

9.1每次试验结束后，参与试验各方应共同审阅试验数据并确认计算所需的记录数据。

9.2 试验采用的蒸汽性质表、图依据为第6届国际蒸汽品质会议（1963年）制订的图表。

9.3蒸汽膨胀过程线以以下实测状态点为根据，参考制造厂的设计资料，在 h-s 图上逐点逐段连接而成：1主蒸汽、2再热蒸汽冷段、3再热蒸汽热段、4中压缸排汽、5低压缸进汽、6汽轮机排汽（过程线终端），其中的1、2、3、4、5状态点均可能由实测的蒸汽压力和温度值确定，6状态点应落在排汽压力线上，该点的焓值等于排汽焓减去排汽损失。

9.4 系统设备条件的修正

试验中热力系统的运行条件与对应的保证条件不符时，应进行修正，修正计算的原则：令试验实测的主蒸汽流量和通流部分效率（即蒸汽的膨胀过程线）保持不变，根据流量平衡和能量守衡定律、汽轮机在变工况下运行时性能变化的规律，用逐次逼近法求出当系统的运行条件转化为保证条件时的输出电功率和热耗率。

9.5参数修正

修正项目包括：主汽压力、主汽温度、再热蒸汽温度、再热系统压降、排汽压力的修正等。参数修正需借助修正曲线进行。

试验总指挥一名；

试验现场运行操作指挥一名；

试验技术负责人两名：工程院一名，电厂一名；

试验人员若干名。

机组原则性系统及测点位置图见附录1 。 

试验记录项目见附表2。