DL／T 863-2016 标准规范下载简介

DL／T 863-2016 汽轮机启动调试导则

437有关规定确定参与整套启动试运的各方职责

DL/T 863 2016

JGJ／T 12-2019 轻骨料混凝土应用技术标准6.1.4整套启动试运文件

6.2汽轮机启动前应投运的系统

6.2.4开式冷却水系统

6.2.5辅机冷却水系统

6.2.5.1辅机冷却水系统投用。

6.2.5.1辅机冷却水系统投用。 6.2.5.2机力通风塔冷却风机启动。

6.2.6.1投运凝结水系统。 6.2.6.2机组首次启动，应对凝结水系统进行冲洗，凝结水水质合格后方可向除氧器进水 6.2.6.3机组启动后应监视滤网差压，并及时清理

6.2.7辅助蒸汽系统

辅助蒸汽系统，调整辅助蒸汽压力和温度

6.2.8.1调整油箱油温，满足设备供货商要求。 6.2.8.2投用控制油装置，同时投用控制油循环过滤泵，控制油冷却系统投入自动 6.2.8.3控制油装置启动后，可根据机组启动需要，开启装置至各用户的隔离润

6.2.9除氧器、给水系统

6.2.9.1凝结水系统冲洗完成后，除氧器进水至正常液位。 6.2.9.2投用一台给水泵（再循环方式运行）。 6.2.9.3除氧器加热投用，汽源由辅助蒸汽供应。 6.2.9.4根据锅炉启动要求，给锅炉上水。

b) 视环境温度控制防冻蝶阀： c） 启动真空泵，调整机组背压、监视空冷风机电流。 6.2.17.2 间接空冷系统 a） 投用循环水系统： b）调节冷却扇区数量以及扇区百叶窗开度，维持循环水温度

6.2.18汽轮机旁路系统

6.2.18.1旁路系统投运。

6.3系统投运注意事项

6.3.1循环水系统投用后，一般应同时投用旋转滤网，并根据旋转滤网差压选择投用冲洗水泵；旋转 滤网和冲洗水泵自动应投入。 6.3.2闭式冷却水系统投用后，应定期化验闭式冷却水水质，配合化学专业进行闭式冷却水加药工 作，维持闭式冷却水pH值和电导率。 6.3.3若机组循环水压力足够维持开式冷却水热交换器的工作，且开式冷却水泵配备旁路以及闭式冷 却水水温满足运行要求，开式冷却水泵可暂不投用： 6.3.4凝结水泵配备变频装置时，宜采用变频启动凝结水泵的方式。 6.3.5机组首次启动时，除氧器进水前应对凝结水系统分段冲洗，并化验水质至合格。冲洗方式为： 凝汽器、凝结水箱进水，底部排放冲洗：凝结水管道及低压加热器水侧通过启动放水管道排水冲洗。 6.3.6除氧器进水后，应通过底部放水管道排放冲洗。 6.3.7辅助蒸汽系统投运时，应充分暖管疏水；启动汽源至辅助蒸汽母管管道的各疏水点应保持疏水 器旁路阀微开状态，待系统运行一段时间后切换为主路自动疏水器。 6.3.8轴封压力的选择应以不溢蒸汽、不漏空气为原则。 6.3.9当锅炉负荷满足要求时，再热冷段供汽的高压加热器宜尽早投用，以提高锅炉给水温度和一次风温 6.3.10 发电机内冷水系统的补水应采用化学除盐水补水，确保内冷水水质达到发电机安全运行要求。 6.3.11 发电机气体置换时，当任一置换过程浓度满足要求时，应对氢冷系统各监视、测量设备进行气 体排放，确保置换无死角。 6.3.12 机组首次启动前，汽轮机转子连续盘车应不少于24h： 6.3.13 机组热态启动时，应先投用轴封，后建立凝汽器真空

6.4汽轮机启动前检查

6.4.1机组各分系统运行正常。 6.4.2汽轮机主保护、控制系统、报警及事故追忆系统试验完毕，功能正确，投入正常。 6.4.3机组机、电、炉大联锁试验完毕，功能正确，投入正常。 6.4.4汽轮机转子偏心度不超过设备供货商规定值或与原始值偏差在土0.02mm内。 6.4.5汽轮机转子偏心度、轴向位移、缸胀、胀差、瓦温、振动等指示正常。 6.4.6汽轮发电机组转动部件无动静摩擦等异常声音。 6.4.77 高、中压缸外缸上下温差不超过50℃，内缸上下温差不超过35℃；或按设备供货商规定值 6.4.8主汽阀、调节汽阀、补汽阀、高排止回阀及本体抽汽止回阀处于关闭位置。 6.4.9 旁路系统运行正常。 6.4.10汽轮机润滑油油质合格，检查润滑油压及油温、顶轴油压、主油箱油位正常

6.4.1机组各分系统运行正常。 6.4.2汽轮机主保护、控制系统、报警及事故追忆系统试验完毕，功能正确，投入正常。 6.4.3机组机、电、炉大联锁试验完毕，功能正确，投入正常。 6.4.4汽轮机转子偏心度不超过设备供货商规定值或与原始值偏差在土0.02mm内。 6.4.5汽轮机转子偏心度、轴向位移、缸胀、胀差、瓦温、振动等指示正常。 6.4.6汽轮发电机组转动部件无动静摩擦等异常声音。 6.4.77 高、中压缸外缸上下温差不超过50℃，内缸上下温差不超过35℃；或按设备供货商规定值 6.4.8主汽阀、调节汽阀、补汽阀、高排止回阀及本体抽汽止回阀处于关闭位置。 6.4.9旁路系统运行正常。 6.4.10汽轮机润滑油油质合格，检查润滑油压及油温、顶轴油压、主油箱油位正常

6.4.11汽轮机控制油油质合格，检查控制油压及油温、油箱油位正常。 6.4.12氢气冷却器、励磁机冷却器、密封油冷却器、定冷水冷却器等冷却水调门自动调节状态良好， 发电机氢、油、水系统运行正常。 6.4.13凝汽器真空或排气装置背压满足机组启动要求。 6.4.14主蒸汽、再热蒸汽压力、温度符合启动曲线要求

[6.5汽轮机启动方式

式应根据汽轮机供货商的规定选择。通常大容量汽轮机应以控制高、中压转子热 来选择汽轮机的启动方式，以使汽轮机的寿命损耗率在允许范围之内，从而实现寿命管理， 在服役期的安全。

6.5.2按冲转时进汽方式分类

6.5.2.1高压缸启动

仅田尚压调节汽阀调节开控制汽轮机转速，挂闸后中压主汽阀和中压调节汽阀全部开启，中压调 节汽阀不参与转速调节。机组冲转前利用旁路暖管及升温升压。对于配置串级旁路的机组，冲转前先 关闭高压旁路，待再热器压力到零或为微负压时再关闭低压旁路

6.5.2.2高中压缸联合启动

高、中压调节汽阀联合控制汽轮机转速：对高中压合缸的机组，可以使分缸处均匀加热，减少热

6.5.2.3中压缸启动

通过中压缸进汽冲转，待机组并网后，进行切缸操作，转向高中压缸进汽。此方式缩短了汽轮机 的暖机和启动时间。中压缸启动时，高压缸应进行预暖工作

[6.5.3.1冷态启动

金属温度低于满负荷时金属温度的40%或金属温度低于150℃~

6.5.3.2温态启动

金属温度处于满负荷时金属温度的40%~ X%V

6.5.3.3热态启动

金属温度高于满负荷时金属温度的80%或金属温度高于350℃，又分为热态启动（350℃450℃ 和极热态启动（450℃以上）

6.5.4按停机时间长短分类

6.5.4.1停机一周或一周以上，称为冷态启动

6.5.4.3停机8h以内，称为热态启动。 6.5.4.4停机2h以内，称为极热态启动

6.6汽轮机空负荷试运

6.6.1汽轮机启动步骤

空负荷试运的启动步骤如下： a) 根据设备供货商提供的启动曲线确定汽轮机首次启动参数： b）汽水品质应符合DL/T889要求： ） 汽轮机开始冲转，确认盘车装置正常脱开； d) 按设备供货商要求，汽轮机冲转至摩擦检查转速，进行摩擦检查，确认机组动静部件之间无摩擦： 汽轮机再次冲转至暖机转速，暖机转速和暖机时间按设备供货商规定值选择： f) 暖机完成后，按启动曲线升速至额定转速，升速过程中顶轴油泵自动停运； g） 机组并网前，完成汽轮机危急保安器注油、阀门严密性、电超速保护通道等试验： h） 配合电气专业完成并网前试验； 机组并网，带10%～25%额定负荷暖机4h以上，暖机结束后，发电机与电网解列，应立即进 行超速试验： 汽轮机停机时，完成汽轮机维持真空工况下的转子惰走试验

6.6.2汽轮机空负荷试运主要控制参数

空负荷试运的主要控制参数如下： a）汽轮机缸体、阀体金属温差； b） 高、中、低压缸缸胀和胀差； c) 机组通过临界转速时的轴、轴瓦振动值； d) 机组在额定转速时的轴、轴瓦振动值； 汽轮机轴向位移值： f) 润滑油、密封油温度； g) 汽轮发电机组轴承金属温度； h) 高、低压缸排汽温度： i) 机组背压（真空）。

空负荷试运的主要控制参数如下： a）汽轮机缸体、阀体金属温差； b）高、中、低压缸缸胀和胀差； c） 机组通过临界转速时的轴、轴瓦振动值： d）机组在额定转速时的轴、轴瓦振动值； e）汽轮机轴向位移值： f）润滑油、密封油温度； g）汽轮发电机组轴承金属温度； 高、低压缸排汽温度： 机组背压（真空）。

6.6.3空负荷阶段应进行的试验

6.6.3.1危急保安装置就地及远方打闸试验。 6.6.3.2启动油泵与同轴主油泵切换试验：当汽轮机转速达到额定转速，应确认同轴主油泵供油正带： 方可进行切换试验 6.6.3.3润滑油压调整：当汽轮机达到额定转速，润滑油切换到主油泵供油时，若系统油压不符合要求 应进行油压调整。 6.6.3.4主汽阀和调节汽阀严密性试验：试验时，主蒸汽和再热蒸汽压力应不低于50%额定压力，汽 轮机转速应降至n值以下：

n=卫×1000 Pn

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d）配置汽动引风机且排汽至除氧器的机组，锅炉进水冲洗时，除氧器汽源由辅助蒸汽母管供汽维 持；根据引风机汽轮机排汽工况，适时投用引风机汽轮机排汽至除氧器进行加热，除氧器压 力、温度随负荷滑升至额定参数。相应压力的抽汽作为常规备用，辅助蒸汽作为紧急备用。 e) 机组负荷达40%时，汽动给水泵汽轮机汽源可切换至相应的抽汽供应。机组负荷大于45% 时，宜直接使用相应的抽汽启动第二台汽动给水泵。 6.7.1.7机组负荷约50%额定负荷时，应投用第二台汽动给水泵，给水泵并泵前宜进行单台给水泵最 大出力及给水泵高低压汽源切换试验。 6.7.1.8负荷大于60%额定负荷，配置汽动引风机的机组，引风机汽源可切换至本机供汽。 6.7.1.9 负荷约75%额定负荷，可进行汽轮机阀门活动试验。 6.7.1.10 负荷大于80%额定负荷，可进行真空严密性试验。 6.7.1.11 负荷大于85%额定负荷，可进行高压加热器切除试验。 6.7.1.12 负荷大于90%额定负荷，可进行给水泵故障快速减负荷（RUNBACK）试验。 6.7.1.13汽轮发电机组条件具备后可按DL/T5437规定进行甩负荷试验

6.7.2汽轮机带负荷试运重要控制项目

带负荷试运的重要控制项目如下： a）不同负荷工况的轴系振动： b） 汽轮机轴承进、回油温度： c) 推力轴承、支持轴承及发电机轴承金属温度； d) 汽缸膨胀； e) 轴向位移； f) 高压缸、中压缸、低压缸胀差： 8) 主蒸汽、再热蒸汽压力和温度： h) 高、中压内、外缸上下温差； i) 机组真空度； j) 高压缸排汽温度； k) 低压缸排汽温度； 1) 机组升负荷速率。

6.7.3带负荷阶段应进行的试验

6.7.3.1汽轮机真空严密性试验

5.7.3.1汽轮机具空严密性试验： 汽轮机真空严密性试验时，汽轮机负荷应稳定在80%额定负荷以上，真空稳定，关闭抽气阀，停 真空泵，30s后开始每0.5min记录机组真空值一次，共记录8min，取其中后5min内真空下降值计算每 分钟的真空平均下降值。真空严密性标准如下： a）湿冷（包括间接空冷）机组，真空严密性合格值为≤0.3kPa/min： 直接空冷机组，真空严密性合格值为≤0.2kPa/min。 6.7.3.2 配合热控专业进行机组变负荷试验。 6.7.3.3 汽轮机阀门活动试验： a) 阀门活动试验时，机组控制方式切换为汽机侧负荷控制模式： b) 阀门活动试验通过DEH系统预设程控块进行； c) 机组高、中压主汽阀、调节汽阀及补汽阀逐一进行阀门活动试验。 6.7.3.4 汽轮机及其调节控制系统参数测试（涉网试验项目）。 6.7.3.5 按照DL/T1270进行机组用负荷试验

6.8汽轮机满负荷试运

6.8.1机组满负荷试运条件

满负荷试运应满足下列条件： a) 发电机达到铭牌额定功率值： 燃煤锅炉已断油，具有等离子点火装置的等离子装置已断弧； c) 低压加热器、除氧器、高压加热器已投运： 静电除尘器已投运； e) 锅炉吹灰系统已投运： f) 脱硫、脱硝系统已投运； g) 凝结水精处理系统已投运，汽水品质已合格： h) 热控保护投入率100%； i) 热控自动装置投入率不小于95%、热控协调控制系统已投入，且调节品质基本达到设计要求； j) 热控测点、仪表投入率不小于98%，指示正确率不小于97%； k) 电气保护投入率100%： 1) 电气自动装置投入率100%： n) 满负荷试运进入条件已经各方检查确认签证、总指挥批准： 连续满负荷试运已报请调度部门同意

6.8.2满负荷阶段进行的试验

发电机漏氢试验：试验时间应24h以上，记录试验开始和结束时发电机内氢气压力、温度 压力：真空油箱真空、温：根据设备供货商的给定计算公式求得发电机漏氢量。发电机漏氢 大于10md（标准状态下）：

6.8.3机组满负荷试运完成要求

完成满负荷试运应满足下列条件： a）机组保持连续运行168h； b）机组满负荷试运期的平均负荷率应不小于90%额定负荷： 热控保护投入率100%： d) 热控自动装置投入率不小于95%、热控协调控制系统投入，且调节品质基本达到设计要求： e） 热控测点、仪表投入率不小于99%，指示正确率不小于98%； f) 电气保护投入率100%； 电气自动装置投入率100%： h) 电气测点、仪表投入率不小于99%，指示正确率不小于98%： i) 汽水品质合格； j) 机组各系统均已全部试运，并能满足机组连续稳定运行的要求，机组整套启动试运调试质量 验收签证已完成； k) 满负荷试运结束条件已经多方检查确认签证、总指挥批准。

6.9汽轮机禁止启动条

汽轮机遇下列情况之：时，禁止启动

a）机组主要保护不能正常投运。 b）机组主要控制系统及监视系统工作不正常，影响机组启停或只能在手动的方式下运行。 c）机组主要检测仪表失灵：控制电源不正常，仪用气源不正常。 d）盘车设备故障，盘车时机组动静部分有明显摩擦声。 e) 机组发生“汽轮机跳闸”或MFT后，原因未查明或缺陷未消除。 f) 旁路系统不能正常投入。 g）汽轮机主汽阀、调节汽阀、抽汽止回阀卡涩，关不严。 h）汽轮机设备或系统严重漏水、漏油、漏汽。 i）轴向位移、胀差超过报警值。 ) 汽轮机转子偏心度超过设备供货商规定值或大于原始值土0.02mm k）高、中压缸外缸上、下温差超过50℃，内缸上、下温差超过35℃；或超过设备供货商规定 D 机组润滑油、控制油系统工作不正常。 m）主油箱油温低于35℃或油位低，油质不合格。 n）机组真空度低于设备供货商规定值。 0）发电机氢气纯度不合格，小于95%。 p）发电机内冷水系统异常或水质不合格 机组重要显示参数指示不准，且无其他监视手段，包括转速、真空、主蒸汽或再热蒸汽 温度、控制油压、润滑油压、密封油压、轴向位移、转子偏心、振动、汽缸膨胀及胀差等

6.10.1.1停机程序

机组负荷降至50%，停机过程控制降负荷速率，降温速率满足汽轮机裕度要求； b) 机组负荷降至45%，进行辅汽汽源切换，退出一台给水泵； C 机组负荷降至40%，进行除氧器汽源切换； d) 机组负荷降至30%，旁路系统工作正常； e) 机组负荷降至20%，汽轮机轴封蒸汽切换正常： f 机组负荷继续降低，手动打闸停机，汽门关闭，转速下降： g) 监视润滑油泵、顶轴油泵联锁启动正常： 配置液动盘车的机组，转速降至盘车转速，盘车自动投入； i) 配置电动盘车的机组，转速降至零，盘车投入： i) 汽轮机停机完成，在盘车状态下运行

6.10.1.2停机注意事项

a）负荷、蒸汽参数、高中压汽缸金属温度变化率，应始终处于受控状态，并符合设备供货商规定。 当滑参数停机时，主蒸汽、再热蒸汽的汽温、汽压应按规定的变化率逐渐降低，并应始终保 持足够的过热度。 C 随着负荷及主蒸汽参数的降低，应监视差胀、绝对膨胀、轴承温度、轴向位移等参数的变化。 轴封供汽等各辅助设备及系统应及时调整和切换。 应维持除氧器运行稳定，防止压力突降，造成闪蒸汽化。 停机前，辅汽、除氧器、汽动给水泵汽源切换为启动汽源供应。

6.10.2.3故障停机

故障停机是指汽轮机已经出现故障，不能继续维持正常运行。一般发生以下故障时，应采取不破 坏真空快速停机： a）主、再热蒸汽温度在10min内突降50℃，或外缸.上下缸温差超过50℃，内缸上下缸温差超过 35℃: b） 主、再热蒸汽管道，高压给水管道或压力部件破裂，或管道支吊架脱落，不能维持运行： c) 汽轮机调节系统控制故障： d) 发电机密封油系统故障，氢气泄漏： 汽轮机辅助系统故障，影响汽轮机送行

6.11整套启动试运注意事项

11.1润滑油系统低油压联锁试验时，备用润滑油泵未联肩，应立即手动启动。未配置同轴油泵的 几组，润滑油系统联锁试验为主备交流油泵、直流油泵之间的相万联锁。 11.2汽轮机转速下降时，如交流润滑油泵未联启，应立即手动启动。 .11.3中压缸启动时，应监视高压缸排汽温度。 .11.4每次汽轮机打闸或跳闸后，应确认高压缸排汽止回阀关闭、高压缸通风阀开启。 .11.5试运阶段应加强汽水品质监督，疏水水质不合格时，不得回收。 .11.6 停机阶段，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。 .11.7 投用汽轮机强迫冷却装置时的注意事项： 汽轮机停机后的强迫冷却应特别防止大轴弯曲； b）冷却工质的引入和引出，应防止汽轮机本体局部产生过大的热应力，同时防止积水进入管道 及设备中； 冷却过程中应保证盘车连续正常运转，禁止在转子静止状态下引入冷却工质： d) 在冷却过程中应加强对盘车转速、转子偏心度、汽缸膨胀与胀差、汽缸金属温度等重要参数 监视和控制，若发现异常或超限应立即停止冷却： e） 严格控制冷却速度，汽缸温降变化率应符合设备供货商要求： 强迫冷却工作结束后，为保证转子及汽缸冷却均匀，至少应再连续盘车8h

7.1汽轮机油系统火灾

汽轮机油系统火灾处理原则如下： a）当油系统着火，火势不能立即扑灭且严重威胁设备安全时，应手动紧急停机并破坏真空： b） 确认高、中压主汽阀和调节汽阀关闭，并立即停用控制油泵： 当火势威胁主油箱时，可进行事故放油，但要保证在转子停止前润滑油不能中断： d 转子停止后，应立即停用润滑油泵； e 应使用粉式灭火器，不得使用水灭火

油系统火灾的预防措施如下：

a）油系统管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火，须明火作业时应采取有效的防护措施。 b）油系统管道法兰、阀门、轴承及液压调速系统部件等应保持严密无渗油、漏油现象。若有渗 油、漏油，应及时消除，严禁漏油渗透至汽轮机下部蒸汽管道和阀门保温层。 c）油系统管道法兰、阀门的周围及下方，若敷设有热力管道或其他热体，则热力管道或热体的 保温应紧固完整，外装饰完好。 d）汽轮机油系统的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油 的，应立即停机处理。

汽轮机超速处理原则如下： a）立即破坏真空紧急停机； b）！ 紧急停炉，快速泄压； c） 确认汽轮机主汽阀和调节汽阀及各级抽汽截止阀与止回阀均关闭，汽轮机转速下降并启动辅 助润滑油泵； d) 检查旁路阀门应关闭： e）对汽轮发电机组进行全面检查，待查明原因和缺陷消除后方可重新启动

汽轮机超速的预防措施如下： a）在额定蒸汽参数下，调节控制系统能维持汽轮机稳定运行，甩负荷后能将转速控制在危急保 安器动作转速以下： b）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，禁止汽轮机启动和运行。 c）汽轮机在无重要运行监视表计或仪表显示不正确与失效时，严禁启动。 d)7 润滑油和抗燃油的油质应合格。在油质不合格的情况下，严禁汽轮机启动。 e） 汽轮机调节控制系统应进行静态试验和仿真试验，确认启动前调节系统工作正常，当调节部 套存在卡涩或系统工作不正常时，严禁启动。 f） 正常停机时，应在确认功率到零后，方可将发电机与系统解列；或采用汽轮机手动打闸逆功 率保护动作解列，严禁带负荷解列。 g）在汽轮机甩负荷或事故状态下，旁路系统应正常投运。 h）抽汽止回阀应严密且联锁动作可靠，供热机组应设置能快速关闭的抽汽截止阀，以防止抽汽 倒流引起超速。 1) 汽轮机整套试运阶段应进行主汽阀和调节汽阀严密性试验、汽轮机超速试验、阀门活动试 验，各项试验都应符合设计要求。超速动作值应调整在额定转速的109%～111%。 ) 汽轮机整套试运前应进行高、中压主汽阀和调节汽阀静态关闭时间测定，关闭时间应符合相 关标准规定；应进行各级抽汽止回阀的联动关闭试验，试验结果应符合设计要求。 K） 严防电液伺服阀等部套卡涩、漏油。

7.3汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损

3.1大轴弯曲预防措放

汽轮机大轴弯曲的预防措施如下

a）汽轮机启动前应符合以下条件，否则禁止启动： 1）大轴偏心度、轴向位移、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入： 2）大轴偏心度不超过制造商的规定值或原始值的土0.02mm： 3） 高压外缸上、下缸温差不超过50℃，高压内缸上、下缸温差不超过35℃：或不超过设备 制造商规定的限值。 4）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，且蒸汽过热度不低于 50℃。 b）启停过程的预防措施： 1）汽轮机启动前连续盘车时间应执行设备供货商的有关规定，首次冷态启动前连续盘车时 间应不少于24h；热态启动前，连续盘车时间应不少于4h。 2） 汽轮机启动过程中因振动异常停机后，应立即回到盘车状态，并进行全面检查和认真分 析。查明原因并消除缺陷，确认汽轮机符合启动条件后，才能再次启动。 3） 停机后应立即投入盘车，监视转子偏心度变化。 4） 汽轮机热态启动投轴封汽时，应确认盘车运行正常，应先向轴封供汽，后抽真空。停机 后凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。 5） 供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机。 6） 停机后应认真监视凝汽器水位、高压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水 线和停机曲线讲行启傷

7.3.2轴瓦烧损预防措施

汽轮机轴瓦烧损的预防措施如下： a）汽轮机启动前辅助油泵应处于联动状态；停机前应进行辅助油泵的启动及联锁试验。 b）润滑油系统进行冷油器、辅助油泵、滤网切换操作时，应缓慢进行操作，并监视润滑油压的 变化，严防切换操作过程中断油。 c） 在汽轮机启动、停机和试运中，应严密监视推力瓦、轴瓦金属温度和回油温度，当温度超过 限制时，应按要求处理 d 发生可能引起轴瓦损坏的异常情况，水冲击、瞬时断油、轴瓦温度急升等，在确认轴瓦未损 坏之后，方可重新启动。 e) 在润滑油油质不合格的情况下，禁止汽轮机启动： 严禁汽轮发电机组在振动超限的情况下运行 g） 在润滑油压低时应能正确、可靠的联锁启动交流、直流润滑油泵，严防联锁启动过程中瞬间断油。 h）检查顶轴油系统及顶轴油泵运行的可靠性

汽轮发电机组突然甩负荷后应采取下列措施避免事故扩大： a 确认汽轮机调节控制系统工作正常，各调节汽阀关闭，各抽汽阀关闭，各疏水阀打开，DEH甩 负荷功能实现，本体汽缸通风阀开启，高、低旁路自动控制正常，转速飞升后下降，逐渐趋于 稳定，否则应立即打闸停机。当危急保安器动作而主汽阀未关严时，应及时作其他紧急处理。 b 润滑油压降低时应立即启动辅助油泵。 检查汽轮机轴承及推力轴承温度、振动、高压缸排汽温度、轴向位移、调节级金属温度、主 蒸汽和再热蒸汽压力、排汽缸温度，并调整辅助设备的运行工况。 d）查明汽轮机甩负荷发生的原因，在消除缺陷后，方能重新启动。 e 有FCB功能的机组，在发生甩负荷后，除检查以上内容外，还应检查发电机各运行参数和

8.3.2汽轮机整套启动调试报告

8.3.2.1满负荷整套试运结束后，由调试单位汽轮机专业编写汽轮机整套启动调试报告。 8.3.2.2汽轮机整套启动调试报告应由汽轮机分系统调试技术总结与汽轮机整套启动调试技术总结两部 组成。

8.3.3汽轮机整套启动调试相关记录

汽轮机整套启动调试形成的记录宜包括下列内容： a） 整套启动调试措施技术和安全交底记录： b）汽轮机联锁保护传动试验记录； c） 整套启动汽轮机启停记录； d) 整套启动典型工况主要运行参数记录，一般选择空负荷，25%、50%、75%、100%额定负荷； 整套启动168h试运参数记录： f) 整套启动期间各项试验记录：油泵自启动试验记录、注油试验记录、汽门严密性试验记录、 超速试验记录、汽轮机惰走试验记录、汽门活动试验记录、真空严密性试验记录、发电机漏 氢试验记录等； g） 汽轮机启停参数记录，包括蒸汽参数、真空、升速、负荷、汽缸热膨胀、差胀、轴承振动、 汽缸金属温度、轴承及推力轴承金属温度，以及其他有关参数记录： h） 试运中的设备缺陷、异常情况及其处理情况

B.1辅机试运中轴承振动的测量方法应符合下

DL/T 8632016

（资料性附录） 转动设备监视数值限额

a）选用的测量仪器应能直接测取振动速度的有效值，并应符合下列要求： 1）风机和泵的测量仪器的频率范围宜为10Hz～1000Hz，风机和泵的转速小于或等于 600r/min时，其测量仪器频率范围的下限宜为2Hz，测量允许偏差为指示值的土5%： 2） 压缩机的测量仪器的频率范围应为2Hz～3000Hz，测量允许偏差为指示值的土5%。 b）风机、压缩机和泵的振动测量工况，应符合下列要求： 1） 风机应在稳定的额定转速和额定工况下运行，当有多种额定转速和额定工况时，应分别 测量取其中最大值。 2） 压缩机应在额定工况下连续稳定运行时进行测量。 3）离心泵、混流泵、轴流泵等叶片泵在小流量、额定流量和大流量三个工况点，应在规定 转速的允许偏差为士5%，且不得在有气蚀状态下进行测量。齿轮泵、螺杆泵、滑片泵等 容积泵应在规定转速允许偏差为土5%和工作压力的条件下进行测量。 c）在每个测量点应在垂直、水平和轴向三个方向进行测量。 B.2辅机试运中的噪声测定方法应符合下列要求。 a）头 采用普通便携式声级计距离设备1m、距设备基础1.5m高处进行测定；如在室内则应距离反 射墙2m~3m以上。 b）通常宜位于设备四周不少于4点均布位置作为噪声测定处，若相邻测点的声级相差5dB（A） 以上，应在其间增加测点，最后取它们的算术平均值。 c） 对噪声大的设备如吹管排汽口、安全阀消声器噪声测点应与设备相距5m10m。 d）对环境噪声的修正。当环境噪声低于所测设备噪声达10dB（A）时不需要进行修正，小于 10dB（A）时应在设备噪声测定值中扣除修正值。

表B.1泵的振动速度有效值的限值

注1：卧式泵的中心高指泵的轴线到泵的底座上平面间的距离。 注2：立式泵的中心高指泵的出口法兰密封面到泵轴线间的投影距离

B.4轴承温度在厂家无规定时GB／T 51355-2019 既有混凝土结构耐久性评定标准(完整正版，清晰无水印)，应符合表B.2的规定。

轴承温度在厂家无规定时，应符合表B.2的规

DL/T8632016

表B.2轴承温度数值限客

D.1机组额定负荷时主要运行参数记录见表D.1

附录D （资料性附录） 整套启动试运记录

GTCC-041-2018 铁道货车摇枕-铁路专用产品质量监督抽查检验实施细则表D.1机组额定负荷主要运行参数记录表