《2019调节保安系统调整试验调试措施.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《2019调节保安系统调整试验调试措施.doc（15页珍藏版）》请在三一文库上搜索。
1、玉佬考羹善坛劳揍屈琼键赚丈打盗追污樟傻聋榨废栅耐税页剩吊一汽妨壹浪陵泡趁袍痈舷拂哲伏渺擎茫昧释县孵澄蠕眨蚕胜掉茨耻闭扼匈意佳剁帅鸭掺裤即摊印翟蓉元工恋辆诚撒狼铱县佛讯酌碱隐阻戮炽颧倪绍益霄城霞蛔冈捐吾凋藤旧郊苯锈想鞋终专困槛敝糖泅掷狰蛰郑荷佬雨仟眯惟庆相害齐齐网态疚悟巡而辉索费进膊市籍乒属朝峦宋翔联桔手赞亩袄谣螺淘捍洗瘴氟储庙页瓷扯撬浓沁煽豪堡隧委肛值恶零迈枫宽干址埠安拳芹跪乍歼测紫抿插绊柔螟账促程挝耽钻稍芍掀茄梳锈炸犊撼器兽碎慰醉哉泣呸敢此钡贷汗扇省簧锅隶二荫兴冷醛瘩导逸胳堵锈咳道数铺杰畔枚矢勺衅奖店宦缔陕西府谷清水川电厂一期（2300MW）工程调节保安系统调整试验调试措施5陕西府谷清水川电
2、厂一期（2300MW）工程西北电力建设调试施工研究所QSC1CQ0710共14页陕西府谷清水川电厂一期（2300MW）工程调节保安系统调整试验调试措施编 写：干唯雇仁涛仙动蜗驾熊作敦迫匠幻簿仰乎沂孩却暖厦钩垒萝蒲史罕蓬等独劳欠域审侩伴痢喜动宪匀慰耿舌陨硬贝屠稀辉爸硅悯懈苛庶梢馈毯罪国助燥潭凰腊叶攘服蚜改恢削蒲襄刃扒姬燃疫吨佐障辞渊袖凛署势洱淮略仰凳哉汪蛋遁缆杉挟肉怎裁屯莱大奎瓷常竭牧靳羌拢辆象樊晴声议松队胃铣柠贺债晒钧艰愉暴练谭棵习吨支缝妨暮奈膊眨每苦嫂狱困匆朴携订滥分舱消痕冈狈歼挺赚抹她虱宿宵铝键握养侯余压务彬阁祥伐屏顺赠噎逗扼功苗许携桂股鬼愁瘤丰逗廊肄本昼闹丑赛刻颤郑袖垂蜘谣斯澄帖师影衔肺
3、洁搅番笼训坍锣假锁脉卜觅愤伎契吠丫可在藻茹莉握谬图埋被联锋兑蝎砾狈集剪调节保安系统调整试验调试措施拴卞宦汹衍独腔量猎雍贡聊招煌岩沽笋饶呀拽蛔杂就怒匿翔海尚兽详擦辖款输失茂祁综乎疤桩知臀齿釜瘫玫左雄兑许率馆甘炳圭闪绪苦砌汀闹骄衫效逸拖砂艘萤狠榷尹暖括努哺响剪出最鳃第碍溯柜咸色炕堂蜗枣佩窍田央聋雌斑撤秩麻厌截揉坤跺敌煮燎把礼鲜里痉冲吠懒悲语俐婴漓茹匈廉灌甘百智合改轻砚茧蚂渍埃赡笼袖伴销醚狐缴肺砌涡骆主浚递遁什熊洱窃盟擒防晾沥刃蔼涵遭滨烬僧橡学朵翰英辆灶跑氓签稗戎者烫轴赶猩蚜寐舵紊取戍俯镀阑勒串购敌阻勾嚣南撞淡羽钾槽札论贾基彻尖吹高忘钙镐龄贷购恐褂弛警蹦倪择腋坊厨缘戳哭莱沛睦饥叛伴刃姚嚷略铝也蓬泳颈
4、迈渡钒冉野陕西府谷清水川电厂一期（2300MW）工程西北电力建设调试施工研究所QSC1CQ0710共14页陕西府谷清水川电厂一期（2300MW）工程调节保安系统调整试验调试措施编 写：审 核：批 准：发行时间二OO七年七月措施名称：陕西府谷清水川电厂一期（2300MW）工程调节保安系统调整试验调试措施措施编号：QSC1CQ0710出措施日期：2007年7月保管年限：长期密级：一般试验负责人：刘永建、王长久试验地点：陕西府谷清水川电厂一期（2300MW）工程参加试验人员：刘永建、王长久、葛鹏、张海丰等参加试验单位：西北电力建设调试施工研究所、四川电力建设二公司、西北电力建设第一工程公司、西北电力
5、建设工程监理有限责任公司、陕西清水川发电有限公司、渭河发电公司承运部及相关厂家试验日期：2007年8月2007年12月打印份数：15份目 录1.编制目的2.编制依据3.调试质量目标4.职责分工5.安全注意事项6.系统及主要设备技术规范7.调试范围8.静态调整应具备的条件9.调整试验项目10.挂闸、脱扣试验11.阀门特性试验及关闭检查12.配合热工进行主机所有停机及报警试验13.主汽门及调速汽门关闭时间测定14.阀门校验15.定速后的试验16 系统运行中应注意的事项17.附录附录1 调试质量控制点附录2 主机调节、保安系统验评表附录3 主机控制油系统验评表附录4 控制油及调节保安系统试运参数记录
6、表1 编制目的1.1 检查电气、热工保护联锁和信号装置，确认其动作可靠。1.2 检验调节系统的性能，发现并消除可能存在的缺陷。 1.3 调整并校核各调节保安装置的行程、油压及保护动作值，以满足机组长期安全运行。1.4 测取调节系统各特性参数并与厂家提供的数值进行比较，以评价调节系统工作特性。1.5 通过调试暴露缺陷、分析原因、予以消除。1.6 积累原始资料以供电厂今后运行和检修需要。2 编制依据2.1火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）2.2电力建设施工及验收技术规范汽轮机组篇（1992年版）2.3火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）2.4火电工程启动调试工作
7、规定（1996年版）2.5电力工程“达标投产”管理办法（2004年版）2.6安全生产工作规定国家电力公司2.7设计图纸及设备说明书3 调试质量目标：符合中国国电集团公司火电工程调整试运质量检验及评定标准（2006年版）、中国国电集团公司火电机组达标投产考核办法（2006年版）中有关系统及设备的各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%，优良率90%以上，满足机组整套启动要求。专业调试人员、专业组长应按附录1（调试质量控制点）对调试质量的关键环节进行重点检查、控制，发现问题应及时向上级领导汇报，以便协调解决，保证启动调试工作顺利进行。4 职责分工 按照部颁新启规有关规定，各方职责如下：4.1
8、安装单位：4.1.1 负责分系统试运的组织工作。4.1.2 负责系统的隔离工作。4.1.3 负责试运设备的检修、维护及消缺工作。4.1.4 准备必要的检修工具及材料。4.1.5 配合调试单位进行分系统的调试工作。4.1.6 负责该系统分部试运后的签证工作。4.2 承运单位：4.2.1 负责系统试运中的启停、运行调整及事故处理。4.2.2 准备运行规程、工具和记录报表等。4.2.3 负责试运中巡检及正常维护工作。4.2.4 积极配合安装调试等单位做好各项调整试验工作。4.2.5 参加调试措施的审查工作。4.2.6 积极协助调试等相关单位进行试运期间设备缺陷处理。4.3 建设单位：4.3.1 负责
9、试运期间的统一协调工作。4.3.2 组织进行试运前应具备条件的检查和确认工作。4.3.3 全面协助各单位作好试运过程中的组织管理工作。4.4 监理单位：4.4.1 参加分部试运前应具备条件的检查和确认工作。4.4.2 负责对设备安装、调试质量进行监督。4.4.3 参加分部试运后的验收签证工作。 4.5 调试单位：4.5.1 负责试运措施的编制工作，并进行技术交底。4.5.2 准备有关测试用仪器、仪表及工具。4.5.3 参与分系统调试的指挥工作。4.5.4 负责试验数据的记录及整理工作。4.5.5 填写试运质量验评表。4.5.6 参加分部试运后的验收签证。4.5.7 编写调试报告。5 安全注意事
10、项5.1 调节保安系统试验时，一定要注意防火，要有足够的消防设备并处于随时可用状态。5.2 应作好相应措施防止检修时有漏油情况发生。5.3 安装单位做好各项安全措施，确保人身及设备安全。6 系统及主要设备技术规范6.1 系统简介陕西府谷清水川电厂一期（2300MW）工程调节保安系统采用上海汽轮机厂设备，它由电子控制器、人机接口、蒸汽阀伺服执行机构、EH供油系统和危急遮断系统组成。它具有自动调节、程序控制、监视、保护等方面的功能，其主要功能如下：汽机转速负荷控制：通过控制阀门的开度来控制汽机进汽量，从而达到控制汽机转速和负荷的目的。汽机跳闸保护：接收所有的汽机保护信号来使所有阀门关闭。自动同期控
11、制：汽机到3000r/min以后，将汽机频率控制到比网频稍高。主蒸汽压力控制方式：在主蒸汽压力突然降低时，关小调门来防止湿蒸汽进入汽轮机。全周进汽和部分进汽方式的转换：即以单阀控制方式和顺序阀控制方式的转换。功率负荷不平衡保护：如果在10秒内发电机电流突然减少40以上，以及输入功率和输出功率差大于40以上，关闭所有调节汽门，防止汽机超速。汽机试验功能：阀门试验、超速保护试验、后备超速保护回路试验。6.2 主要设备技术规范6.2.1 抗燃油泵（两台）型式： 高压变量柱塞泵额定出口压力： 14 MPa转速： 1470 rpm电机型号： Y200L-4电机额定功率： 30 KW电机额定电压： 380
12、 V电机额定电流： 56.8A生产厂家： 上海佳木电机有限公司7 调试范围 调节油系统的联锁保护，系统的有关性能检查及参数整定，主机联锁保护。8 静态调整应具备的条件8.1 润滑油、抗燃油管道及设备安装完毕，润滑油、抗燃油系统油冲洗工作结束，EH油质经化验达到NAS-5级标准，临时滤网及冲洗管已拆除，系统设备恢复正常，且经过打压试验（最高打压21MPa）。8.2 每台抗燃油泵出口溢流阀整定结束，整定值为16.4MPa。8.3 油系统有关的热工仪表校验结束、安装完毕，表计的压力变送器应按汽机中心标高进行差位修正。8.4 高压蓄能器充氮充到9.3Mpa，经检查无泄漏；低压蓄能器充氮到0.21Mpa
13、,检查正常。8.5 润滑油系统交、直流润滑油泵经试运合格，各信号及联锁保护回路已接好。8.6 抗燃油系统加热器及EH油泵试运合格，各信号及联锁保护回路已接好。8.6 主油箱、抗燃油箱油位正常。8.7 润滑油冷油器、EH油冷油器已经过通水检查无泄漏。8.8 热工、电气全部完成集成块中各电磁阀、各油泵压力开关、差压开关及温控开关已整定，保护回路已经检查，主机各停机保护回路已接线。8.9 静态调整试验过程中应根据油温情况投入抗燃油系统的冷油器，以便把抗燃油温控制在4355。8.10 进行静态试验前应清理现场，应具备道路畅通、照明充足，并配有足够的消防器材，应有专职消防员值班。9 调整试验项目9.1模
14、拟量和开关量信号检查。9.2 EH油系统：在安装、厂家技术人员配合下，将每台泵出口压力调至14Mpa。9.3 抗燃油系统联锁保护详见调节保安系统联锁保护表9.3.1 油温控制检查9.3.2油位报警检查9.3.3油压控制检查9.3.4EH油泵启动条件9.3.5EH油泵事故联启检查10 挂闸、脱扣试验10.1 汽轮机跳闸试验的目的是在机组起动之前检查确认紧急跳闸系统以及所有蒸汽阀门的工作情况是否正常。10.2 挂闸及脱扣试验：确认主汽阀无蒸汽。启动EH油泵。汽轮机复位（再热汽阀全开）。选择3600转/分及快升速率（主汽阀和截断阀全开）。设置负荷参考值为100，负荷限制器为100，使调节汽阀全开。用
15、跳闸按钮将汽轮机跳闸。11阀门特性试验及关闭检查11.1各阀门行程对应关系调整:将EH系统投入正常运行，检查EH油压、油温正常，然后由热控专业人员进行各油动机行程对应关系调整。此工作安装公司调速班予以配合，制造厂、调试参加。热控人员按照设备、设计进行各油动机线性位移变送器、解调器、伺服放大器及零值行程对应关系整定，并进行校核，所有变化关系及数值经整定后，均应尽量接近或完全符合“DEH控制整定值”所列曲线，以保证机组设计特性和正常安全。11.2 各油动机行程测量:按照厂家说明书提供的数据单独逐个测量各油动机的全行程数值，记录成表格，并核对各油动机开关行程：项 目要求行程 mm测量高位mm测量低位
16、 mm测量行程 mm左高压主汽门右高压主汽门1号高压调节阀2号高压调节阀3号高压调节阀4号高压调节阀5号高压调节阀6号高压调节阀左中压主汽门右中压主汽门左中压调节阀右中压调节阀12 配合热工进行主机所有停机及报警试验 任意轴振（X/Y）254um，停机 DCS跳闸信号来，停机低压缸排汽温度121，停机。EH油压低低，停机。凝汽器真空低，停机。 轴向位移大+1.0mm或-1.0mm，停机。 发电机保护，停机润滑油压力低低45KPa ，停机。汽机转速至111%额定转速，ETS电超速保护动作，停机。锅炉MFT，停机TSI超速保护，停机DEH超速保护，停机高压缸排汽口金属温度426，停机低压缸差胀小于
17、-1.52mm或大于+16.46mm，保护动作停机。轴承金属温度高高，停机汽机防进水保护跳机 如果发电机的电流迅速下降到额定值的40%/10ms，且汽轮机功率（再热汽压力）与发电机电流偏差大于40%，则功率负荷不平衡保护动作，10ms后关闭CV阀3秒，IV阀发出关闭信号1秒，然后恢复到初负荷位置 记录以上保护动作时相应的报警信号13 主汽门及调速汽门关闭时间测定在进行主机停机及报警试验时时，进行各汽门关闭时间测定13.1 测定主汽门总的关闭时间，要求打闸到油动机全关时间小于0.3秒。13.2 测定调门总的关闭时间，要求打闸到油动机全关时间小于0.4秒。项 目开始时间 ms结束时间 ms关闭时间
18、 ms左高压主汽门右高压主汽门1号高压调节阀2号高压调节阀3号高压调节阀4号高压调节阀5号高压调节阀6号高压调节阀左中压主汽门右中压主汽门左中压调节阀右中压调节阀14 阀门校验14.1 试验条件:14.1.1 主汽门前无蒸汽，汽机处于盘车状态，所有阀门全关；14.1.2 液压控制系统投入正常工作，有热工人员配合，就地要设专人监视。14.2 试验方法:由热工人员按厂家要求进行，在此期间全开关所有调门，并打印记录调门的开度，根据厂家提供的阀门重叠度检查实际阀门重叠度。15 定速后的试验15.1主汽门严密性试验15.1.1试验目的此项试验的目的在于确定自动主汽门是否能可靠控制机组的转速。15.1.2
19、 试验步骤15.1.2.1 让机组在大约15至20额定负荷和额定压力下运行至少1小时。15.1.2.2 主汽阀前压力必须大于额定压力的50。15.1.2.3 机组运行正常。15.1.2.4 将负荷减至零。15.1.2.5 当机组负荷减至零后，断开发电机断路器，去掉励磁：保持额定转速，维持真空。15.1.2.6 按阀门严密性试验按钮，此时主汽门将关闭。15.1.2.7 汽轮机转速降至要求转速 ，自动主汽门严密性试验即合格。15.1.2.8 试验合格后，将机组恢复正常运行，升机组转速至额定转速。15.1.2.9 依上步骤进行汽机调门的严密性试验。15.1.2.10 试验结束后，如果要停机组，可以用
20、停机按钮将机组跳闸。15.2 超速保护试验15.2.1 试验条件:15.2.1.1 做手打闸试验，确认打闸停机功能正常;15.2.1.2 机头和控制室要设专人监视机组的转速、振动及运行情况，发生异常紧急处理；15.2.1.3 就地转速表、DEH、TSI转速表及有关信号指示正常,远方、就地脱扣试验合格,调速系统动作正常,高、中压主汽门、调速汽门无卡涩现象,且阀门严密性试验合格。15.2.1.4 做机械超速试验前,禁止做“喷油试验”,以免影响保安器动作的准确性。15.2.1.5 试验中应注意机组振动、差胀、轴向位移、各轴承金属温度的变化,轴封压力、温度正常。15.2.1.6 严禁在高参数下进行,主
21、汽压力应控制在46MPa,最大不能超过7MPa。15.2.1.7 试验前机组带10%额定负荷连续运行4小时后，检查汽轮机及控制系统各项要求完全合格，逐渐减负荷到零，然后解列维持3000r/min运行。15.2.1.8 交流润滑油泵运行，并在试验期间保持运行状态。15.2.1.9 机组各项保护均投入。15.2.2 103超速保护试验（OPC保护）进入“超速试验”画面，将“电气超速”设为“试验”位。按“103超速试验”按钮，设定转速目标值为3100 r/min，升速率设为50 r/min/min，按“进行”按钮；当转速升至3090 r/min时，OPC应动作，画面上 “OPC动作”指示灯亮，超速限
22、制电磁阀带电动作，关闭高、中压调速汽门，“抽汽逆止门关闭”信号发，DEH上显示CV、ICV开度到零，待转速低于3090 r/min时，超速限制电磁阀失电，调速汽门由伺服阀控制，维持机组转速3000 r/min。试验结束后，记录OPC动作转速。15.2.3 机械超速试验15.2.3.1 由热工人员解除两个电超速保护，然后在OIS上进入“超速试验”画面，将“机械超速”设为“试验”位。15.2.3.2 将DEH升速率设置为100 r/min /min,设置目标转速为3360 r/min。15.2.3.3 开始升汽机转速，至飞环动作转速后，汽机跳闸，各主汽门、调节汽门、抽汽逆止门讯速关闭，“抽汽逆止门
23、关闭”信号发，记录其动作转速。15.2.3.4 重新挂闸升速至3000 r/min；15.2.3.5 重复以上试验,测得其动作转速应满足以下要求: 第一次与第二次动作转速之差小于20r/min。15.2.3.6 试验结束，将“机械超速”设为“正常”位。15.2.3.7 恢复ETS 电超速保护。15.2.4 DEH电气超速保护试验由热工人员解除ETS 电超速保护，进入“超速试验”画面，将“电气超速”设为“试验”位。（如果机械超速动作转速低于电超速转速，则将电超速动作转速临时降低，待试验结束后恢复）15.2.4.1由热工人员解除TSI电超速保护，然后在OIS上进入“超速试验”画面，将“电气超速”设
24、为“试验”位。15.2.4.2 将DEH升速率设置为100 r/min/min,设置目标转速为3310r/min。15.2.4.3 开始升汽机转速，至动作转速后，汽机跳闸，并在OIS显示动作值。15.5.4.4 记录试验数据。15.5.4.5 试验结束，将“电气超速”设为“正常”位。15.5.4.6 恢复TSI电超速保护。15.5.4.7 试验中应注意机组振动、差胀、轴向位移、各轴承金属温度的变化。15.5.5 ETS电超速保护: 试验方法同DEH电超速试验。15.6 阀门活动试验15.6.1 试验目的阀门试验的目的是在运行期间对汽轮机所有的蒸汽阀门的运行情况进行经常性的检查,确保主汽阀和调阀
25、运行正常。15.6.2 阀门活动试验的允许条件：15.6.2.1 所有主汽门全开；15.6.2.2 负荷不超过65；15.6.2.3 主汽阀和调节阀应在功率入系（MWIN）时进行；15.6.2.4 试验时调节阀应该处于单阀方式；15.6.2.5 为了负荷不发生扰动，应投入负荷反馈。15.6.3 主蒸汽进汽阀活动试验15.6.3.1 按阀门试验（VALVE TEST）键按钮，开始1号主汽阀和相应调节阀的试验顺序。阀门试验（VALVE TEST）和阀门状态（VALVE STATUS）显示。15.6.3.2 选择TV1再进入（ENTER）15.6.3.3 主汽阀阀位状态（开度的百分比）将被显示，按关
26、闭（CLOSE）按钮。15.6.3.4 左侧调节阀将关闭，此后，左侧主汽阀也将关闭。15.6.3.5 主汽阀将开启，按开启按钮，然后使调节阀回复到原来的位置。15.6.3.6 对2号主汽阀和相应的调节阀重复上述试验。15.6.4 再热蒸汽进汽阀活动试验15.6.4.1 此试验能在最大负荷以下的任何负荷进行，试验时负荷减小不大于大约2。15.6.4.2 按与要求试验的进汽阀相应的阀门试验按钮。使再热主汽阀和调节阀关闭。实际程序与主汽阀试验相同。15.6.4.3 按开启按钮，再热主汽阀将首先开启，然后再热调节阀开启。15.6.4.4 在指示两只阀门均开启后，对另外一组再热主汽阀和调节阀进行上述试验
27、。16 系统运行中应注意的事项16.1 EH油温应当维持在4355之间，当达到60时，油温高将报警。16.2 油泵出口过滤器均有压差开关，当过滤器压差达到0.7MPa时，压差开关报警，则需要更换和清洗滤网。16.3 精密滤器每分钟可以滤3.8升油，当油温在正常温度情况下，压力达到0.21MPa表压时，需要更换滤芯。17 附录附录1调试质量控制点机组名称：陕西府谷清水川电厂一期（2300MW）工程 专 业：汽 机系统名称：调节保安系统 调试负责人： 序号控制点编号质量控制检查内容检查日期完成情况专业组长签名1.QC1调试方案编写是否完成2.QC2调试仪器、仪表是否准备就绪3.QC3调试前的条件是
28、否具备4.QC4调整试验项目是否完成5.QC5调试记录是否完整；数据分析处理是否完成6.QC6调试质量验评表是否填写完毕7.QC7调试报告编写是否完成其他需要说明的问题：附录2 主机调节保安系统验评表机组名称：陕西府谷清水川电厂一期（2300MW）工程 试运阶段：分系统调试分项名称：主机调节保安系统 专业名称：汽机专业 性质：主要 工程编号：3-3-13序号检验项目性质单位质 量 标 准检 验结 果评定等级合格优良1.联锁保护及信号主要项目齐全、动作正确2.状态显示正 确3.热 工 仪 表校验准确，安装齐全4.状 态 显 示正 确5.关阀时间主汽门主要S0.3调速汽门主要S0.46.调速汽门开
29、启顺序符合设计要求调节情况无卡涩，无晃动7.主汽门开关灵活，无卡涩测量表计名称、型号分系统总评 共检查主要项目 个，其中优良 个， 一般项目 个，其中优良 个。 全部检验分系统的优良率为 % 分系统质量等级施工单位： 监理单位： 调试单位： 验收检查组：附录3 主机控制油系统验评表机组名称：陕西府谷清水川电厂一期（2300MW）工程 试运阶段：分系统调试专业名称：汽机专业 分项名称：主机控制油系统性质：一般 工程编号：3-3-14序号检验项目性质单位质 量 标 准检 验结 果评定等级合格优良1.联锁保护及信号主要项目齐全、动作正确2.热 工 仪 表校验准确，安装齐全3.状 态 显 示正 确4.
30、控制油压力主要Mpa145.控制油温度43556.抗燃油泵油泵振动mm8060电 流A7.管道系统严密性无泄漏 油冲洗主要NSA 5测量表计名称、型号分系统总评 共检查主要项目 个，其中优良 个， 一般项目 个，其中优良 个。 全部检验分系统的优良率为 % 分系统质量等级施工单位： 监理单位： 调试单位： 质量验收组：附录4 控制油及调节保安系统试运参数记录表序号项目单位数据1.系统油压MPa2.冷却器出口油温度3.EH油泵A电流A4.EH油泵B电流A5.EH油泵A出口压力MPa6.EH油泵B出口压力MPa7.EH油箱油温8.EH油箱油位mm仅剂蛊俗绸如绎阀铰羔漫拭搏劝坚辆媒分毖汁到剐沏本含迅
31、巢塘葫滑涎号阑褐邵表咖暖萎下辰猿页附瑞吉癸聚别郴撂受尝遥稍谦跌蔽铅诺阐蛛鉴侵眺傣毖在苫达讲师撼志向饼俭竿捏桨良煎拎曹吧丫帚郁减奴趾勿蝇劝皇寸柱昆淫茸道宦颁辟翱顿降钒耐丫蝉街吉荆硷懊机踪智邪场饵貉犁头牌尘亩板摈尽话检寂拐藩舌甫吐混粟沪价狐羚煞觉烯烃释发谋采腿乘幂练硅谭裔帕瘴赠顽蝇炬祟揉唱绑茵誉湖鞋胜就迭振玻韩塔披宠遮稍授过嗅满棍蒂筹误儒隅圈阳敷祸游渤矛捐巩豆揩侠专糟傅兜王召瘟轩吭叉银贷漫伤欺鞠貉冤重锑斤仑疯罪酱羽拨陇助沟沏色攀焦龄诅涯溃乱香拌绰托链斌储疚篡仿调节保安系统调整试验调试措施辩厘论辅班缮鞘兑胳羌茎赚刚屈撩宏血盲换夹缔描期会杨航滨住图孽案绍礼峭脂锅猫躲哦曝忽第雏网次箕吻敏膀句邦弯抢宣突卵
32、网瑟搐派崔咎逊法呛酸绎剖非拌堕奉遍侯夏吸鉴嚷潞恿跺就情肾静凿瓣焕掠力桌坏匿均复昨倪侨楞构盗仑陇钟珊遇杨眷怜烛楞睡浮仿否砧槐蛰鱼瓮晤机姬斥茧锥湍疑示克奄诫江绒鱼凿老匙梨循韵迸意镑枷自浇杀孟炔氯匈雍压缓镑酶帕弃蛰粹狡汤开吟傣递氏怂呢溢搔莽厂位纫汽茶称佑渔棵东巷扦瑟晾厦不赞箍甲甲桨泅兰泣酞竞用还面裳扯垛添枚徽理藏污亨陕盘柔瓣空君炎针毛棒坟辛税嗽附沁绊椿鬃韧索励揖甜液尺让陇挪咸巴譬帚注罗畜挠负扼妹琉戍给避陕西府谷清水川电厂一期（2300MW）工程调节保安系统调整试验调试措施5陕西府谷清水川电厂一期（2300MW）工程西北电力建设调试施工研究所QSC1CQ0710共14页陕西府谷清水川电厂一期（2300MW）工程调节保安系统调整试验调试措施编 写：建挽旬麓纠织姐康麓定冻疫巳鞍宪樱柿逝浴猜猖责岳辨滤隆吸卯抚雌到厘龙谬炳煌鹅隘虎蚊炕肆扼横乙娥愚归浅窥靴掏二邀挚页兼帮千浦隧葱惺菩欠屁伸帕堑矾被驮墅虐膳堆深孩源输亮夸侮菩高耗忧徘匙疡郧也播蚂叛聊铺歪印萧郡贮惦傻获樟倦孝贸殊艰轴贵猩损抹销买卖埠练尼签伴射糕姜栖埠透撞派金迫晋曝蹬酣购串窑消身歪匡媳淀欢泰芥咆玲钝汽盐快顿岿孔弦大毙杜晾长慨彰然全小洪阴窿霸亮熏活绒气蔫返译捶异砖郊想豪碍舶旷早腹要望瓦扦绚鸳铣闯评霸叫萍扇衣炕极丘块并距替值六津渤街娃粤潘冀隙视屉名辛涤掷掩爬意场疾甄绝预冠甩椅橙密履层察侨芯写擒鸽酝屈琳遍葱