1、ICS 27.100 K54 DB37 山东省地方标准 DB 37/T 1809.42011 资源综合利用火力发电厂安全生产规范 第 4 部分：汽轮机 Safety code for resources comprehensive utilization thermal power plant Part4： Steam turbine 2011 01 25 发布 2011 - 03 - 01 实施 山东省质量技术监督局 发布 DB37/T 1809.42011 I 前 言 本标准按照GB/T 1.1-2009给出的规则起草。 DB37/T 1809资源综合利用火力发电厂安全生产规范分为八个部分
2、： 第1部分：通则； 第2部分：燃料存储、制备与输送； 第3部分：锅炉； 第4部分：汽轮机； 第5部分：发电机及变配电装置； 第6部分：化学水处理与化学监督； 第7部分：热工控制及自动化； 第8部分：除尘除灰与脱硫。 本部分为DB37/T 1809的第4部分。 本部分由兖矿集团有限公司提出。 本部分起草单位：山东华聚能源股份有限公司、兖煤菏泽赵楼综合利用电厂。 本部分主要起草人：潘清波、苗因德、江爱伟、付从伟、刘长杰。 DB37/T 1809.42011 1 资源综合利用火力发电厂安全生产规范 第 4 部分：汽轮机 1 范围 本部分规定了单机容量300MW及以下资源综合利用火力发电厂的汽轮机及
3、辅机系统的安全生产基本 要求。 本部分适用于山东省境内单机容量300MW及以下资源综合利用火力发电厂的汽轮机及辅机系统的安 全生产工作。其他同类燃煤、燃气、燃油、余热余压利用等的发电、供热企业的汽轮机及辅机系统的安 全生产可参照执行。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文 件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB 150 固定式压力容器 GB/T 5578 固定式发电用汽轮机规范 GB/T 7596 电厂运行中汽轮机油质量 GB/T 8117.1 汽轮机热力性能验收试验规程 第1部分：方
4、法A 大型凝汽式汽轮机高准确度试验 GB/T 8117.2 汽轮机热力性能验收试验规程 第2部分：方法B 各种类型和容量的汽轮机宽准确度 试验 GB/T 9222 水管锅炉强度计算标准 GB/T 12145 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量 GB/T 14541 电厂用运行矿物汽轮机油维护管理导则 GB/T 20410 涡轮机高温螺栓用钢 GB 50049 小型火力发电厂设计规范 GB 50116 火灾自动报警系统设计规范 GB 50229 火力发电厂与变电站设计防火规范 JB/T 4730 承压设备无损检测 JB/T 10325 锅炉除氧器技术条件 DL/T 438 火力发电厂金属技术监督
5、规程 DL/T 439 火力发电厂高温紧固件技术导则 DL/T 441 火力发电厂高温高压蒸汽管道蠕变监督规程 DL/T 505 汽轮机主轴焊缝超声波探伤规程 DL/T 515 电站弯管 DL/T 590 火力发电厂固定式发电用凝汽汽轮机的热工检测控制技术导则 DL/T 608 200MW级汽轮机运行导则 DL/T 609 300MW级汽轮机运行导则 DL 612 电力工业锅炉压力容器监察规程 DL/T 616 火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则 DB37/T 1809.42011 2 DL/T 654 火电机组寿命评估技术导则 DL/T 656 火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程 DL
6、/T 674 火电厂用20号钢珠光体球化评级标准 DL/T 695 电站钢制对焊管件 DL/T 711 汽轮机调节控制系统试验导则 DL/T 712 火力发电厂凝汽器管选材导则 DL/T 714 汽轮机叶片超声波检验技术导则 DL/T 717 汽轮发电机组转子中心孔检验技术导则 DL/T 773 火电厂用12Cr1MoV钢球评级标准 DL/T 786 碳钢石墨化检验及评级标准 DL/T 787 火电厂用15CrMo钢珠光体球化评级标准 DL/T 820 管道焊接接头超声波检验技术规程 DL/T 824 汽轮机电液调节系统性能验收导则 DL/T 834 火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则 DL/
7、T 838 发电企业设备检修导则 DL/T 839 大型锅炉给水泵性能现场试验方法 DL/T 863 汽轮机启动调试导则 DL/T 892 电站汽轮机技术条件 DL/T 925 汽轮机叶片涡流检验技术导则 DL/T 930 整锻式汽轮机实心转子体超声波检验技术导则 DL/T 932 凝汽器与真空系统运行维护导则 DL/T 940 火力发电厂蒸汽管道寿命评估技术导则 DL/T 956 火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则 DL/T 999 电站用2.25Cr-1Mo钢球化评级标准 DL 5000 火力发电厂设计技术规程 DL 5011 电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇) DL 5027
8、 电力设备典型消防规程 TSG R0004 固定压力容器安全技术监察规程 国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（2000年颁布） 3 术语和定义 DB37/T 1809.1-2011、DB37/T 1809 .7-2010界定的以及下列术语和定义适用于本文件。 3.1 冷态启动 汽轮机停机超过72h （某些部件如高压内缸的温度已下降至约为其满负荷值的40%以下） 的重新启动。 3.2 温态启动 汽轮机停机在10h72h之间（某些部件如高压内缸的温度约为其满负荷值的40%80%之间）的重新 启动。 DB37/T 1809.42011 3 3.3 热态启动 汽轮机停机不到10h（某些
9、部件如高压内缸的温度约为其满负荷值的80%以上）的重新启动。 3.4 极热态启动 汽轮机在脱扣后1h以内（某些部件如高压内缸的温度仍维持或接近其满负荷时的温度值）的重新启 动。 3.5 椭圆度 弯管或弯头弯曲部分同一圆截面上最大外径与最小外径之差与名义外径之比。 3.6 监督段 蒸汽管道上主要用于金相组织和硬度跟踪检验的区段。 3.7 A级检修 A级检修是指对机组进行全面的解体检查和修理，以保持、恢复或提高设备性能。国产机组A级检修 间隔4年一6年，进口机组A级检修间隔6年一8年。A级检修与机组的传统大修相当。 3.8 B级检修 B级检修是指针对机组某些设备存在的问题、对机组部分设备进行解体检
10、查和修理。B级检修可根据 机组设备状态评估结果，有针对性地实施部分A级检修项目或定期滚动检修项目。 4 人员资格和技能要求 4.1 管理人员 4.1.1 汽轮机安全生产管理人员，应具备 DB37/T 1809.1-2011 第 4.6.2 条规定的资质能力。 4.1.2 技能要求： a) 熟悉有关安全生产法律法规和政策规定，熟悉电业安全工作规程、事故调查规程，熟悉涉及汽 轮机专业的有关类标准、规范、规程与规章制度； b) 熟悉汽轮机设备与系统的工艺流程、结构原理、技术规范、设备性能、检修工艺、质量标准， 以及全厂生产系统概况等； c) 熟悉汽轮机专业技术知识，对安全生产中存在的技术问题能进行分
11、析、判断和指导； d) 具有计划管理、组织协调、学习创新能力和计算机应用能力。 4.2 作业人员 4.2.1 汽轮机运行（检修）岗位人员，应经安全技术培训，并具备 4.2.2（4.2.3）技能。 4.2.2 汽轮机运行工、除氧给水运行工、水泵运行工、热网运行工岗位技能要求： DB37/T 1809.42011 4 a) 掌握电力、热力生产基本知识； b) 掌握应用水动力、应用热工、应用电工、电力工程识图与绘图、电厂金属材料、计算机应用等 基础知识； c) 掌握相关的电业安全工作规程； d) 掌握本厂热力系统工艺流程及有关要求； e) 掌握本岗位运行操作设备的型号、工作原理、技术性能、主要运行控
12、制参数； f) 掌握本岗位常用工具、仪表的用途，正确使用工具及巡检用仪表； g) 熟悉本岗位运行操作系统工艺流程和热力系统图； h) 熟悉本岗位运行操作设备的热工保护范围、参数报警值、跳闸停机值； i) 熟练掌握本岗位运行操作设备的启动、停止、试验、定期切换操作； j) 能够识别本岗位的危险有害因素，掌握相关预防控制措施； k) 熟悉本单位有关安全管理及生产管理制度，熟练掌握本岗位的运行操作规程和事故处理规程； l) 熟练掌握本岗位相关的专项应急预案和现场处置方案； m) 具备现场消防器材正确使用、现场应急救护技能。 4.2.3 汽轮机本体、辅机检修工岗位技能要求： a) 掌握电力、热力生产基
13、本知识； b) 掌握应用水动力、应用热工、应用电工、应用钳工、电力工程识图与绘图、电厂金属材料、起 重、焊接与切割、计算机应用等基础知识； c) 掌握相关的电业安全工作规程； d) 掌握本厂热力系统工艺流程及有关要求； e) 掌握本岗位所检修设备的型号、结构原理和检修工艺、安全质量标准； f) 熟练掌握常规的检查、维护和检修方法； g) 掌握本岗位所检修设备应采取的隔离、关断、警示、警戒措施等安全作业措施； h) 能够识别检修作业的危险有害因素，掌握相关预防控制措施； i) 熟悉本单位有关安全管理及检修管理制度，熟悉所检修设备的检修规程； j) 熟悉汽轮机本体、辅机检修常用设备、工器具的使用、
14、维护； k) 熟练掌握检修作业相关的专项应急预案和现场处置方案； l) 具备现场消防器材正确使用、现场应急救护技能。 5 规章制度 5.1 技术档案 除执行DB37/T 1809.12011第7.2.5条规定外，汽轮机专业应建立下列安全技术档案（不限于此）： 汽轮机及其辅机设备台帐清册、备品备件台账； 汽轮机及其辅机制造厂家图纸等随机技术文件，设备安装使用说明书；设备合格证、质量证明 书等； 设备安装验收技术档案。包括设备安装记录、消除缺陷记录、设计变更、签证验收、调试、试 验、试运行记录等技术档案； 设备检修、技术改造技术档案。检修、技术改造的计划、方案措施、检修前后技术性能、技术 改造前设
15、备性能测试等技术档案； 设备试验档案。包括投产前的安装调试试验、检修后的调整试验、常规试验和定期试验； 机组启停过程中的主要参数和状态记录。包括启停过程中的汽温、汽压、负荷及其变化率、实 DB37/T 1809.42011 5 测轴系临界转速、汽缸金属温度、汽缸膨胀、胀差、正常盘车电流、油温和顶轴油压；正常停 机过程的惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间；紧急破坏真空停机过程的惰走曲 线；机组的各种典型启动曲线和停机曲线等重要技术数据； 机组主要运行方式、主要运行数据、运行累计时间、冷热态启停次数、超温超压运行累计时间 等。 5.2 制度和规程 除执行 DB37/T 1809.1-20
16、11 第 4.5 条 规定外，汽轮机专业应参照 DL/T 608、DL/T 609、DL/T 83 8 规定并结合机组实际，建立并执行下列制度和规程（不限于此）： 热力机械工作票实施细则； 热力机械操作票实施细则； 设备定期切换、试验制度； 岗位责任制度； 巡回检查制度； 交接班制度； 危险点分析与预控管理制度； 汽轮机运行及事故处理规程； 汽轮机检修规； 汽轮机专业事故专项应急预案和现场处置方案。 6 系统安全技术要求 6.1 热控保护系统 6.1.1 汽轮机热工检测控制和保护设置，应符合 DB37/T XXXX.7-2010 及 GB/ T 5578、GB 50049、DL/T 590、D
17、L/T 656、DL/T 824、DL/T 863、DL 5000、DL 5011 相关规定和制造厂家规定要求。 6.1.2 新建、改造、扩建机组热工控制系统宜采用分散控制系统（DCS）；新建容量为 125MW 及以上的 机组和扩建容量为 200MW 及以上的机组，应在炉、机、电单元控制室集中控制；扩建容量为 125MW 的单 元制机组，视具体情况可采用炉、机、电或炉、机集中控制。 母管制电厂宜采用车间或机、炉集中控制，也可采用就地控制。 6.1.3 单元制或扩大单元制除氧给水系统，应在单元控制室或炉、机集中控制室内控制。 6.1.4 供应城市采暖和工业用汽的热电厂热网系统，可按需要在机组控制
18、室内控制或设置单独的热网 控制室。 6.1.5 125MW 及以上的机组宜配置汽轮机数字电液控制系统（DEH）、汽轮机安全监视仪表（TSI）、 超速保护控制（OPC）、汽轮机应急跳闸系统（ETS）等系统；200MW-300MW 机组还宜配置汽轮机自启停 系统 (ATC)、旁路控制系统 (BPC)、给水泵汽轮机电液控制系统 (MEH) 等系统。 6.1.6 汽轮机辅机应有下列联锁： a） 润滑油系统中的交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵和盘车装置与润滑油压之间联锁； b） 给水泵、凝结水泵、凝结水升压泵、真空泵、循环水泵、疏水泵等各类水泵与其相应系统的压 力之间的联锁； c） 工作泵事故跳闸时
19、备用泵自启动的联锁； d） 各类泵与其进出口电动阀间的联锁。 6.1.7 试验及切换 DB37/T 1809.42011 6 6.1.7.1 汽轮机启动试验应按照下表 1 执行，并符合 DL/T 863 规定。 表1 汽轮机启动试验规定 启动前试验项目 启动过程中试验项目 汽轮机调速系统静态特性试验 危急保安器就地及远方打闸试验 汽轮机全部跳机保护试验及机炉电大联锁试验 主汽阀、调速汽阀严密性试验 高压缸排汽逆止阀、抽汽逆止阀、控制阀、调节阀开关及保护联锁 试验 危急保安器充油试验（超速试验前） 除氧器、加热器等主要辅助设备的保护试验 超速试验（新安装、大修后、停机一个月后再启 动、甩负荷试验
20、前、危急保安器解体或调整后） 各种油泵、水泵、风机的启停及保护联锁试验 甩负荷试验（新安装机组） 注：中压汽轮机组可参照执行 6.1.7.2 300MW 机组运行中的试验及切换见表 2，300MW 以下机组参照执行。 表2 300MW 汽轮机运行中的试验及切换规定 项目名称 试验内容与标准 时间间隔 高中压主汽阀及调速汽阀活动 每天一次 抽汽逆止阀活动 无卡涩；全行程或部分行程活动正常 每周一次 抗燃油泵、交流油泵、事故油泵 启、停正常，运行 3min5min 每周一次 低真空、润滑油压低、抗燃油压低 在线进行，动作正常 每月一次 危急保安器充油试验 动作正常 运行 2000h 真空严密性试验
21、 在 80额定负荷时关闭空气阀，30s 后开始 记录，5min 内真空平均下降速度不超过 0.40kpa/min 为合格，下降总值不大于 2kpa 每月一次 备用给水泵 启停正常，运行 35min 备用超过一个月 转动辅机切换 切换运行，运行正常 每月一次 常规热力试验 测试汽轮机热效率，按 GB/T 8117 执行 大修前后 考核性热力试验 考核汽轮机效率, 按 GB/T 8117 执行 新投产或改造后 6.2 汽轮机本体系统 6.2.1 汽轮机设备的选型和技术要求应符合 GB/T 5578、DL/T 892 的规定。具备集中供热条件的，宜 选择抽汽式汽轮机或背压汽轮机组。 6.2.2 汽轮
22、机应有可靠的防进水和冷蒸汽的措施，并符合 DL/T 834 的规定。 6.2.3 汽轮机在新安装投入运行时、大修前、后及在启动运行中，均应检查并记录汽轮机轴承在三个 方向(垂直、 横向、 轴向)的振动情况。 振动限值应符合下表3要求。新装机组的轴承振动不宜大于0.03mm。 表3 汽轮机振动限值表 DB37/T 1809.42011 7 振动双振幅值(mm) 汽轮机转速（r/min） 良好 合格 1500 3000 0.05 及以下 0.025 及以下 0.07 及以下 0.05 及以下 6.2.4 汽缸保温应采用良好的保温材料（不宜使用石棉制品）和施工工艺，保证机组停机后上、下缸 温差不超过
23、 35，特殊情况下最大不超过 50。运行中若高压外缸上、下缸温差超过 50，高压内缸 上、下缸温差超过 35或超过制造厂设计规定的标准，应立即打闸停机。 6.2.5 汽轮机热力性能试验按照 GB/T 8117.1 及 GB/T 8117.2 执行。 6.2.6 新机组投产前和机组大修中，应检查平衡块固定螺丝、风扇叶片固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、 各轴承和轴承座螺丝的紧固情况，保证各联轴器螺丝的紧固和配合间隙完好，并有完善的防松措施。 6.2.7 为了检查汽轮机通流部分结盐垢的状况，或检查通流部分是否受到损伤，运行中应注意监督监 视段压力。监视段的压力不应超过制造厂规定的极限值。如无制造厂规定，
24、在给定的负荷下，监视段压 力比正常值的升高值，不应超过表 4 的数值。 表4 汽轮机监视段压力比正常值允许的极限升高值 汽轮机的进汽压力（MPa） 监视段压力允许的极限升高值（%） 3.43 及以下 8.82 12.74 及以上 15 10 高压缸 10 中压缸 15 6.2.8 机组启动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超过标准要求 时，应按规程规定要求处理。 6.2.9 为防止大量水进入油系统，应采用汽封片不易倒伏的汽封型式，汽封间隙应调整适当。汽封系 统设计及管道配置合理，汽封压力自动调节正常投入。 6.2.10 前箱、轴承箱负压不宜过高，以防止灰尘及水(汽)
25、进入油系统，一般前箱、 轴承箱负压以 117 196Pa 为宜。 6.2.11 为保证汽轮机轴承运行正常，在汽轮机转速升至 2500r/min 以前，轴承入口油温应达到 35 以上，运行中油温应在 3545范围内，轴承润滑油温升宜在 15以内。 6.2.12 机组主、辅设备的保护装置应正常投入，设置振动监测保护装置的机组，振动超限跳机保护应 投入运行；机组正常运行瓦振、轴振应符合标准规定，并注意监视变化趋势。 6.2.13 启动中监视、记录汽缸各膨胀值。当滑销系统卡涩，应延长暖机时间或研究解决措施，防止汽 缸不均匀膨胀变形引起振动。 6.2.14 机组热态启动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正
26、常，先向轴封供汽，后抽真空。停机后， 凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。应根据缸温选择供汽汽源，使供汽温度与缸体的金属温度相匹配。 6.2.15 减温器喷水及一级旁路减温水管路阀阀应关闭严密；必要时可串联加装截止阀，以保证停机状 态下开启给水泵时不致有水倒入汽缸；当锅炉熄火或汽轮机跳闸时应能及时切断减温器喷水。 6.2.16 调节汽阀阀杆漏汽至除氧器的管路上应安装逆止阀和截止阀，以防止水从除氧器返进汽轮机。 6.2.17 高、低压汽封进汽母管应分开供汽。高压汽封的高温汽源管路应有良好的疏水系统，并有防止 水和冷汽进入汽封的措施。 6.2.18 遇到下列情况之一时，禁止汽轮机冲转或并入电网： D
27、B37/T 1809.42011 8 a) 全部转速表失灵； b) 调速系统不能维持汽轮机空转，或甩负荷动态飞升转速超出危急保安器动作值； c) 高中压主汽阀、调速汽阀、高压缸排汽逆止阀、回热系统中任一只抽汽逆止阀关闭不严、卡 涩或动作失灵； d) 危急保安器超速试验不合格； e) 汽轮机任一跳机保护失灵； f) 汽轮机任一主要控制参数失去监视，或任一主要调节控制装置失灵； g) 启动油泵、抗燃油泵、润滑油泵、事故油泵、顶轴油泵之一故障，或其自启动装置失灵； h) 高中压外缸内壁上、下温差大于或等于 56； i) 转子偏心在原始高点相位处的偏差大于 0.02mm； j) 盘车装置故障、盘车不动
28、或盘车电流超限； k) 汽轮机动静部分有清楚的金属摩擦声或其他异音； l) 汽、水、油品质不合格。 6.2.19 出现下列情况之一时，应立即破坏真空事故停机： a) 汽轮机转速上升到 3330r/min 而超速保护未动作； b) 汽轮机突然发生强烈振动或超过跳闸值； c) 汽轮机内部有明显的金属撞击声或摩擦声； d) 轴向位移达极限或推力瓦块金属温度超限； e) 润滑油供油中断或油压下降至极限值，补油无效； f) 汽轮机任一轴承乌金温度突然升高，超过规定的极限值； g) 汽轮机发生水冲击，上、下缸温差超限，10min 内主蒸汽、再热蒸汽汽温急剧下降 50，抽汽 管道进水报警且超过跳闸值； h)
29、 汽轮机轴封异常摩擦冒火花； i) 发电机、励磁机冒烟着火或氢系统发生爆炸； j) 汽轮机油系统着火，严重威胁机组安全。 6.3 调节保安及润滑油系统 6.3.1 调节保安系统 6.3.1.1 汽轮机的调节保安系统,应符合 DL/T 711 的试验要求，其性能应符合 GB/T 5578、DL 5011、 的要求。 6.3.1.2 额定参数和额定转速下运行，瞬间自额定负荷甩至零时，调节系统应能维持汽轮机空转转速, 不超过危急保安器的动作转速。 6.3.1.3 汽轮机速度变动率和迟缓率特性，宜执行表 5 的要求。对小功率汽轮机和额定功率超过电网 容量 5%的发电用汽轮机，宜做特殊考虑。 DB37/
30、T 1809.42011 9 表5 调节器的不等率和迟缓率特性 调节器型式 机 械 式 电 液 式 汽轮机额定功率/MW 20 20150 150 20 20150 150 总不等率/% 35 局部不等率/% a)（00.9）额定功率范围 b)（0.91.0）额定功率范围 最大值不限制 最小值0.4不等率 a)38 b)12 在（00.9）额定功率范围 平均局部不等率/% 15 10 迟缓率（额定转速的）/% 0.40 0.20 0.10 0.15 0.10 0.06 对采用部分进汽喷嘴调节的汽轮机而言，用最后一组以外任何一组喷嘴组的调节阀控制在 90%100%负荷范围内的平均不 等率不应超出
31、总不等率的 3 倍 6.3.1.4 汽轮机运行中调节系统应稳定地保持给定的电负荷；当负荷变化时，调节汽阀应能正常、平 稳地开大或关小。 6.3.1.5 速度调整范围：空负荷时汽轮机转速，一般能在额定转速上下 6范围内调整。 6.3.1.6 危急保安器： 应在 1101额定转速或制造厂规定的转速范围内动作， 危急保安器动作后， 复位转速一般应大于额定转速。 6.3.1.7 主蒸汽及再热蒸汽的自动主汽阀与调节汽阀应能严密关闭，大修前后应进行汽阀严密性试验， 试验方法及标准应按制造厂规定执行。制造厂无规定时，一般应在额定汽压 、正常真空和汽轮机空负 荷运行时进行, 高、 中压主汽阀或高、中压调节汽阀
32、分别全关而另一汽阀全开时，应保证汽轮机转速 降至 1000r/min 以下为合格。运行中汽阀严密性试验应每年进行一次。试验时应避免在临界转速附近长 时间停留，并监视机组振动。试验时蒸汽参数应尽可能维持额定值。当主(再热)蒸汽压力偏低，但不低 于 50%额定压力时，汽轮机转速下降值可通过换算： 汽轮机转速下降值=1000r/min 试验时蒸汽压力/ 额定蒸汽压力。 6.3.1.8 调速汽阀凸轮间隙及调速汽阀框架与球型垫之间间隙应调整适当，以保证在热态时调速汽阀 能关闭严密，并可在热态停机后检查凸轮是否有一定间隙，来核对冷态凸轮间隙是否适当。 6.3.1.9 检修中应检查阀杆弯曲和测量阀杆与套筒间
33、隙，阀体与导向套筒的间隙，不符合制造厂控制 标准的应进行更换或处理。 6.3.1.10 检修中应测量主汽阀及各调速汽阀预启阀行程，并检查是否卡涩；如有卡涩应解体检查处理， 解体时应彻底除去氧化皮。阀碟与阀座接触部分的垢迹及氧化皮也应认真清理，并用红丹油作接触检查。 6.3.1.11 汽轮机蒸汽品质应符合 GB/T 12145 的要求。 6.3.1.12 各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组启动和运行。 6.3.1.13 机组重要运行监视仪表显示不正确或失效，严禁机组启动。运行中的机组，在无任何有效监 视手段的情况下，应停止运行。 6.3.1.14 机组大修后应按规程要
34、求进行汽轮机调节系统的静止试验或仿真试验，确认调节系统工作正 常。在调节保安系统工作不正常的情况下，严禁启动。 6.3.1.15 机械液压型调节系统的汽轮机应设两套就地转速表，有各自独立的变送器(传感器)，并分别 装设在沿转子轴向不同的位置上。 6.3.1.16 甩负荷试验 a) 凝汽式或背压式汽轮机甩负荷试验，一般按甩 50%和甩 100%额定负荷两级进行。当甩 50%额定 负荷后，转速超调量大于或等于 5%时，则应中断试验，不得进行甩 100%额定负荷试验； DB37/T 1809.42011 10 监护下按操作票顺 定转速以前，主油泵应能自动投 油压表、油温表及相关的信号装置，应按规程要
35、求装设齐全、指示正确，并定期进 质应按规程要求定期进行化验，油质劣化及时处理。在油质及清洁度超标的情况下， 统应有足够的容量，其各级熔断器应合理配置，防止故障时熔断 位应保持正常。滤网前后油位差超过规定值时，应及时清理滤网。主油箱应设 置低油位报警装置。 换母管制；对装有中间再热凝汽式机组 b) 可调整抽汽 式汽轮机，首先按凝汽工况进行按甩负荷试验，合格后再投入可调整抽汽，按最大 抽汽量进行甩负荷试验； c) 试验应在额 定参数、回热系统全部投入等正常系统、运行方式和运行操作下进行。不得采用发 电机甩负荷的同时，锅炉熄火停炉、汽轮机停机等运行操作方式。 6.3.2 润滑油系统 6.3.2.1
36、对汽轮机主油箱及油系统，应采取可靠的防火措施，并符合 GB 50116、GB 50229、DL 5027 的规定。 6.3.2.2 汽轮机油系统应减少法兰接头等附件，附件承压等级应按设计压力高一级选用，管子壁厚不 小于 1.5mm。 6.3.2.3 汽轮机油系统管道的法兰垫，禁止使用橡胶垫、塑料垫或其它不耐油、不耐高温的垫料。 6.3.2.4 油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门不得水平安装。阀门应采用明杆阀，并应有开关指示和手 轮止动装置。主要阀门应挂有“ 禁止操作” 警示牌。润滑油压管道原则上不宜装设滤网，若装设滤网，应 有防止滤网堵塞和破损的措施。过滤器应采用 Y 型过滤器，滤芯采用不锈钢材料
37、。 6.3.2.5 油管道法兰应内外烧焊，烧焊的药皮应清除干净，防止进入油系统；机头下部和正对高温蒸 汽管道法兰应采用止口法兰；在热体附近的法兰外应装设金属罩壳。 6.3.2.6 油管道安装尽可能远离高温管道，油管道至蒸汽管道保温层外表距离一般应不少于 150mm。 6.3.2.7 油管道附近的蒸汽管道，保温应坚固完整，保温层表面应装设金属罩，应杜绝渗漏油现象。 发现渗漏油应及时处理，如有油渗入保温层应及时更换。 6.3.2.8 高压抗燃油系统的管路、接头、油箱等，应采用不锈钢材质。 6.3.2.9 汽轮机的辅助油泵及其自启动装置，应按运行规程要求定期进行试验，保证处于良好的备用 状态。机组启
38、动前辅助油泵应处于联动状态。机组正常停机前，应进行辅助油泵的全容量启动、联锁试 验。 6.3.2.10 油系统进行切换操作（如冷油器、辅助油泵、滤网等），应在指定人员的 序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油压的变化，严防切换操作过程中断油。 6.3.2.11 高压油泵出口油压应低于主油泵出口油压。在汽轮机达到额 入运行。一般要求转速达到 2800r/min 以后主油泵开始投入工作。 6.3.2.12 在机组启、停过程中，应按制造厂规定的转速启、停顶轴油泵。 6.3.2.13 油位计、 行校验。 6.3.2.14 油系统油 严禁机组启动。 6.3.2.15 直流润滑油泵的直流电源系 器熔断使直流
39、润滑油泵失去电源。 6.3.2.16 交流润滑油泵电源的接触器，应采取低电压延时释放措施，同时要保证自投装置动作可靠。 6.3.2.17 运行中油箱油 6.4 主蒸汽、再热蒸汽和旁路系统 6.4.1 对装有高压供热式机组的发电厂，主蒸汽系统应采用切 或中间再热供热式机组的发电厂，主蒸汽系统应采用单元制。 DB37/T 1809.42011 11 阀门、三通等大口径部件及其相关焊缝 况。对运行达 10 万 h 的主蒸汽管道、再热蒸汽管 道的支吊架应进行全面检查和调整，必要时应进行应力核算。 6.4.6 对于蒸汽参数为 540、9.8MPa、管子外径 273mm 的 10CrMo910 钢的主蒸汽
40、管，实测壁厚小于 全阀，且不少于两只，分别装在除氧头和水箱上。安全阀的 总排放 抽汽压力的定压运行除氧器，安全阀 的总排 径不宜小于 150mm。除氧器上安全阀 定工作压力。 据有关安全技术规定进行核算后在运行规程中明确 6.5.4 除氧器及其有关系统的设计、制造，应有水位报警和高水位自动放水装置,以及可靠的防止除氧 器过压爆炸的措施，并符合 JB/T 10325 的规定。 6.5. 标 表6 发电用锅炉除氧器出水溶氧指标 p5.8 P5.8 6.4.2 在机组正常启动或停机的过程中，应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统，尤其是低压旁 路；在机组甩负荷或事故状态下，旁路系统应开启。机组再次启
41、动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规 定的压力值。 6.4.3 主蒸汽温度应高于汽缸最高金属温度 50，但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于 50。 6.4.4 按照 DL/T 438，对主蒸汽管道、再热蒸汽管道、弯头、 进行定期检查。 6.4.5 按照 DL/T 616 定期检查管道支吊架的工作情 20mm 的管子，应逐步更换或采取降低参数等措施运行。 6.5 除氧给水系统及高低压加热器 6.5.1 压力式除氧器应采用全启式弹簧安 量不应小于除氧器最大进汽量。对于设计压力低于常用最大 放量不应小于除氧器额定进汽量的 2.5 倍。安全阀的公称直 的起座压力，宜按下列要求调整和校验： a) 定压
42、运行除氧器：1.251.30 倍除氧器额定工作压力； b) 滑压运行除氧器：1.201.25 倍除氧器额 6.5.2 压力式除氧器壳体材料宜采用 20g、20R，不应采用 16Mn、A3F。 6.5.3 压力式除氧器两段抽汽之间的切换点，应根 规定并严格执行，严禁高压汽源直接进入除氧器。 5 发电用锅炉除氧器出水溶氧指 ,应符合表 6 要求。 锅炉额定蒸汽压力 p，MPa 2.5 除氧器出水溶解氧量，mg/L 15 7 注：除氧器在额定出力、最小出力（30额定出力）及上述两者之间的出力运行时， 除氧器出水中溶解氧量不应大于指标要求。 6.5.6 高压加热器设置的给水旁路应能在运行中快速切换，并
43、应有在机组运行中检修高压加热器的措 施。 6.5.7 锅炉给水系统要保护安全可靠地向锅炉供水，在全厂停电不能从厂外取得可靠厂用电源时，应 得。 启时仍能满足锅炉供水的要求。 整个系统的给水需用量。 管理、定期检验、安全附件应符合 GB 150、TSG R0004、 的各类压力容器应装设安全阀。安全阀的排放 装设备用汽动给水泵。当有两台以上电动给水泵时，给水泵的电源应从厂用电系统不同的母线段取 6.5.8 给水泵系统的布置、备用给水泵的台数、容量和给水压力储备，应符合 GB 50049、DL 5000 设 计规定，在锅炉安全阀全部开 6.5.9 母管制给水系统的最大一台给水泵停用时，其他给水泵应
44、能满足 6.5.10 给水系统中各备用设备应处于正常备用状态，按规程定期切换。当失去备用时应制定安全运行 措施，限期恢复投入备用。 6.5.11 锅炉给水泵现场性能试验，按照 DL/T 839 规定的方法进行。 6.5.12 各种压力容器的安装、改造、维修、使用 DL 612 的有关规定。进水或进汽压力高于容器设计压力 DB37/T 1809.42011 12 超温运行。 等)应处于正 程师批准，保护装 容器定期检验或检修，每两个检验周期至少进行一次耐压试验。 引起汽轮机 加热器停用期间，应结合现场条件选用充氮法、氨水法、氨联氨法或干燥法等保护 105。 的支吊点。 汽器工作状况、射水池水温和
45、水位、轴封供汽压力、 及真空状态下工作的管道、阀门、容器是否漏气或水封是否中断等情况。 锁保护正常。 天时，应排除凝汽器 关规定。 应及 。 脂再生系统区域的通风、酸雾吸收、再生剂储罐防腐、密封措施，并对该区 能力大于容器的安全泄放量。安全阀的起座压力小于或等于容器的设计压力。安全阀排放量应根据可能 造成容器超压的条件，按有关规定进行计算。 6.5.13 高低压加热器的水侧和汽侧都应装设安全阀。 6.5.14 根据设备特点和系统的实际情况，制定每台压力容器的操作规程。操作规程中应明确异常工况 的紧急处理方法，确保在任何工况下压力容器不超压、 6.5.15 各种压力容器安全阀应定期进行校验和排放
46、试验。安全阀校验后，其起座压力、回座压力、阀 瓣开启高度应符合规定，并在压力容器技术档案中做好记录。电磁安全阀电气回路试验每月应进行一次， 各类压力容器安全阀每年至少进行一次放汽试验。 6.5.16 运行中的压力容器及其安全附件(如安全阀、排污阀、监视表计、联锁、自动装置 常工作状态。设有自动调整和保护装置的压力容器，其保护装置的退出应经电厂总工 置退出后，实行远控操作并采取防范措施加强监视，且应限期恢复。 6.5.17 压力容器上使用的压力表，应列为计量强制检验表计，按规定周期进行强检。 6.5.18 结合压力 6.5.19 高压加热器投入前，水位保护试验应良好，水位指示、报警正确，以防止由
47、于泄漏 进水事故。运行时还应同时监视安装在各抽汽管道上的防进水温度测点的温差，温差超过 40时，按 汽缸进水处理。 6.5.20 高压加热器的试验、投入、停止、事故处理，按有关规定和现场运行规程执行。 6.5.21 高压加热器保护装置及旁路系统应正常投入，并按规程进行试验，保证其动作可靠。当因某种 原因需退出高压加热器保护装置时，应制定措施，经总工程师批准，并限期恢复。 6.5.22 高压加热器应装设紧急疏水阀，可远方操作和根据疏水水位自动开启。中低压机组可参照执行。 6.5.23 高、低压 措施，防止停用腐蚀。除氧器热备用可采用通蒸汽加热循环法防腐保护，维持水温高于 6.5.24 禁止在压力
48、容上随意开检修孔、焊接管座、加带贴补和利用管道作为其他重物起吊 6.6 凝结水系统 6.6.1 凝汽器的试验、投入、停止、事故处理，按 DL/T 932 和现场有关运行规程执行。 6.6.2 凝汽器真空下降，应首先对照各真空表计指示，检查排汽室温度和凝结水温度，确认真空下降 后，应检查循环水泵、凝结水泵、射水泵、射水抽 旁路系统状况、凝汽器水位以 6.6.3 机组检修完成后，应对凝汽器及真空系统进行灌水检漏。灌水前，应在凝汽器底部弹簧处加枕 木垫实，确保灌水后凝汽器及其相关设备的安全。 6.6.4 真空联 6.6.5 凝汽器停用后的维护保养，应按 DL/T 956 有关规定执行。机组停运超过
49、3 水室中冷却水和热井中的凝结水，并保持通风干燥状态。机组停运超过一个月时，应对凝汽器采取干燥 保养措施。 6.6.6 冷却管流速、水质及管束材质更换选型，应满足 DL/T 712 的有 6.6.7 设有凝结水的精处理设备严禁退出运行。在凝汽器换热管发生泄漏、凝结水品质超标时， 时查找、堵漏。 6.6.8 安装或更新凝汽器换热管前，要对换热管全面进行探伤检查 6.6.9 凝结水精处理设备（包括再生系统）因故障影响正常投运时，要及时进行抢修、消缺。 6.6.10 做好凝结水处理树 域内的设备、设施进行定期防腐，防止酸泄漏和酸雾腐蚀发生。 DB37/T 1809.42011 13 组启动时，要严格进行各阶段的水汽品质控制。 炉冲洗不合格不得点火，蒸汽品质不 6.6.13 严格控制给水、凝结水溶解氧指标，溶解氧含量超标时，要及时调整除氧器或凝汽器运行参数， 提高除氧效果，使溶解氧达到合格值，同时要及时调整联氨（化学除氧剂）加药量，防止发生氧腐蚀。 水点，疏水罐位置应尽可能靠近汽轮机。 并向低 内部压力仍低于各疏水管内的 状态启动、停机、空负荷及工况变动时，都应按
