DL／T 863-2016 标准规范下载简介：

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DL／T 863-2016 汽轮机启动调试导则

调试过程应注意的事项： a） 系统冲洗时，热交换器进出口管道应选择临时管道环通； b） 配置机力通风塔的系统应进行冷却风机试运； 换热器配置有胶球清洗系统的应进行胶球清洗系统调试： d）运行介质取自循环水系统的应确认循环水系统试运完成， 循环水泵直各连续可

5.2.6凝补水及凝结水系统

GB/T 40195-2021 阿洛葵检疫鉴定方法5.2.6.1主要调试项目内容

凝补水及凝结水系统调试项目和内容如下： a）凝结水补水泵试运（再循环运行方式）

b) 凝结水补水系统冲洗，达到水质清澈、无杂物。 C) 凝结水泵密封水管道冲洗，达到水质清澈、无杂物。 d) 凝结水泵试运（再循环运行方式）。 e) 凝结水系统冲洗，达到水质清澈、无杂物。 f) 凝结水系统试运应完成以下工作内容： 1） 泵出口压力及流量调整； 2） 凝结水补充水箱自动补水调节； 3） 凝汽器/凝结水箱水位自动调节： 4） 凝结水泵最小流量白动调节； 5） 除氧器水位自动调节； 6） 凝结水泵联锁保护动态校验。 g）对配置变频装置的系统，应对变频和工频方式分别进行试转。

5.2.6.2调试注意事项

调试过程应注意的事项： a）凝结水补水泵启动前应确认泵体内已注满水，空气排尽： b）凝结水泵启动前应确认泵体排空气阀开启： c 凝结水泵试转以及系统投运初期，其轴承密封水应选择凝补水供应，待系统水质冲洗合格后 可选择凝结水供应； d 首次启动应通过再循环调节阀旁路进行试运，待凝结水冲洗清澈后方可使用再循环调节阀； e）凝结水泵首次启动应监视再循环流量及管道的振动情况； f) 凝结水泵首次停运时应检查出口止回阀是否已关闭，确认凝结水泵无倒转： 对配置低温省煤器的机组，凝结水系统冲洗应包括低温省煤器相关管道。

5.2.7胶球清洗系统

5.2.7.1主要调试项目内容

胶球清洗系统调试项目和内容如下： a）收球网检查及调整； b）胶球清洗泵试运； c）胶球清洗装置调试： d）胶球清洗装置收球率测试，收球率大于或等于85%

5.2.7.2调试注意事项

胶球清洗系统调试前检查收球网板在工作位置时，其与循环水管道内壁的间隙应满足设计要求。

5.2.8 循环水系统

5.2.8.1主要调试项目内容

循环水系统调试项目和内容如下： a）循环水泵试运及系统投运： 1）循环水泵出口蝶阀调试： 2）循环水管道注水排空：

3）循环水泵试运； 4）贯流式冷却机组，应根据机组运行工况，调整凝汽器循环水管道出口阀开度，调节循环 水压力满足设计要求； 5）采用变频或双速电机调节的循环水泵，应分别进行变频或低速、高速调节试验。 b): 冲洗水泵及旋转滤网试运： 1）旋转滤网功能调试； 2）冲洗水泵试运； 3）冲洗效果试验。 c) 冷却塔投运： 1）水池自动补水系统调试； 2）冷却塔淋水槽 料检查及淋水均布调整。 d) 循环水系统二次波 5.2.8.2 调试注意事项 调试过程应注意自 循环水系统 水前，前池至循环水泵入口区域应清理干净； b) 循环水泵首 动前，宜利用冲洗水泵等方式进行循环水管道注水排空： c) 首次启动行 O 泵时，应先点动循环水泵，检查异声、 振动、仪表、系充及泵体泄漏等： d) 循环水泵 Q 动前，宜解除出口蝶阀联锁开启的控制功能，阀门开启暂由手动控制，防止 循环水管 水 中击； e) 循环水泵 应监视是否有水锤现象发生： f) 循环水泵 应检查备用循 眉环水泵是否倒转： 北方地区 O g) 环水泵试运时， E 防你 5.2.9 除氧给水系统 5.2.9.1 主要调试项目内吞 除氧给水系统调试项 内容如下： a) 除氧器投运调试の 1） 除氧器冲洗及清理； 2） 除氧器水位标定； 3）除氧器投运及停运 给水前置泵入口管静压冲洗。 c) 确认给水泵组油系统油循环冲洗合格，油质应符合GB/T14541或设备制造商的更高要求， SAEAS4059F颗粒污染度分级标准见附录C。 d) 电动给水泵试运及润滑油、工作油系统调整： 1 辅助油泵试运及润滑油系统调整： 2）电动机带耦合器试运，润滑油流量分配检查及调整、工作油压调整： 3）电动给水泵组试运（再循环方式），记录勺管位置与转速和泵出口压力及流量的对应关系。 e 汽动给水泵试运及润滑油、顶轴油及控制油系统调整： 1） 给水泵汽轮机润滑油、顶轴油及控制油系统调整（系统油压调整、压力开关动作试验、 蓄能器功能检查、润滑油压扰动试验、直流油泵带载能力试验）； 2）给水泵汽轮机主汽阀、调节汽阀油动机调整及关闭时间静态测定

5.2.8.2调试注意事项

3）给水泵组盘车装置调整： 4）给水泵汽轮机试运及超速试验： 5）前置泵试运（通过汽动给水泵再循环）： 6）汽动给水泵试运（再循环方式）。

5.2.9.2调试注意事项

调试过程应注意的事项： a） 除氧器进水前，凝结水系统水质应冲洗合格； b）有机械密封的给水泵，密封冷却水管路应冲洗合格： c） 给水泵汽轮机试运时应就地测量、核对转速： d 给水泵试运过程中，应监视油系统滤网差压，及时切换和清理滤网，加强汽动给水泵油箱油 位监视： 给水泵试运时监视再循环管道振动情况，若振动异常且给水泵出口压力明显偏高，应及时停 泵检查再循环调节阀是否堵塞； 当前置泵与汽动给水泵同轴时，则与汽动给水泵同时试运： g) 当给水泵汽轮机控制油与汽轮机控制油共用时，则应在汽轮机控制油系统调试时进行蓄能器 的调整； h) 当给水泵汽轮机轴封系统与汽轮机轴封共用时，应做好汽轮机轴封隔离工作，如无法隔离应 将汽轮机盘车投入运行； i) 给水泵汽轮机试运前确保排汽缸喷水装置动作可靠，喷水雾化情况检查正常； 1) 给水泵汽轮机超速保护试验应符合设备供货商规定，设备供货商无明确规定时，超速保护动 作转速宜为额定转速的109%~111%。

5.2.10汽轮机润滑油、顶轴油系统及盘车装置

5.2.10.1主要调试项目内容

汽轮机润滑油、顶轴油系统及盘车装置调试项目和内容如下： a） 确认汽轮机油系统油循环冲洗合格，油质应符合GBT14541的要求，SAEAS4059F颗粒污染 度分级标准见附录C。 b) 交流、直流辅助油泵试运， 主油箱电加热器投用调整。 d) 润滑油泵及系统调试： 1）油箱低油位机组跳闸校验： 2) 交流辅助油泵启动及系统油压调整： 3) 轴系润滑油流量分配调整； 4) 直流辅助油泵启动； 5) 交流和直流辅助油泵自启动联锁校验： 6) 主油箱、轴承座负压调整； 7) 事故供油系统调试； 直流油泵带载能力试验。 e) 顶轴油系统调试： 1）顶轴油泵试运及系统压力调整； 2）顶轴油压分配调整及轴颈顶起高度调整。

f）盘车装置调试： 1）盘车装置投运试验： 2）盘车装置脱扣试验； 3）配置液动盘车的机组，应调整盘车转速，符合设计要求。 g）润滑油压扰动试验：润滑油系统联锁保护实际动作校验，记录油泵联锁启动时间和系统最低 油压

5.2.10.2调试注意事项

调试过程应注意的事项： a) 轴颈起高度应符合设备供货商规定，未具体规定时，轴颈项起高度宜为0.05mm～0.08mm； b） 盘车装置啮合和脱开时，应就地监视啮合齿轮与盘车齿轮无碰撞或异常振动，确认转子转 平稳： C) 盘车投运时，盘车装置各项参数应符合设计要求： 润滑油压调整应符合设备供货商要求； e) 润滑油事故排油系统应能随时投运； f) 润滑油系统首次投运前，应验证主油箱远传液位计指示正确、反应灵： g） 润滑油系统调试时，应验证事故直流油泵负载运行能力，带负荷运行时间不小于90min： h) 未配置主油泵的机组，其调试内容可参照执行： i) 润滑油管道在油循环前，宜采用辅助蒸汽吹扫； 汽轮机首次冲转前，应进行润滑油系统滤网及冷油器切试验

5.2.11润滑油净化系统

润滑油净化系统调试项目和内容如下： a）润滑油输送泵试运及管道冲洗： b）油净化装置投用：真空室真空泵试运及管道冲洗，加热器投用调整，装置脱水、脱色、除酸、 除杂质调整； ）油净化装置停用

5.2.12.1主要调试项目内容

汽轮机调节保安系统调试项目和内容如下： a）控制油（调节油）系统调试： 1）油系统压力调整； 2）蓄能器功能检查； 3） 控制油系统热交换器投运； 4）联锁保护实校：油箱油位保护，油箱油温联锁保扩，控制油（调节油）油泵启停联锁。 b）汽轮机高、中压主汽阀和调节汽阀油动机（含阀杆）及供热调节阀位移校验。 c）汽轮机高、中压主汽阀和调节汽阀关闭时问静态测定。 d）调节汽阀同时全开过程中，检查控制油压力是否满足安全运行要求。 e）控制油压扰动试验。 f）汽轮机调节保安系统静态调整及DEH（数字电液控制）仿真试验验收

5.2.12.2调试注意事项

试过程应注意的事项： 在确认蓄能器隔离后，进行控制油系统压力试验，检查管道及接口无泄漏： 控制油压力调整时应先缓慢调节油泵出口溢流阀提高系统压力，然后调整出口母管泄压阀， 确保系统安全泄压阀正常动作，再调节油泵出口溢流阀，确认系统压力满足设计要求： 主汽阀、调节汽阀关闭时间应小于0.3s（包括延迟时间）

5.2.13发电机内冷水系统

5.2.13.1主要调试项目内容

发电机内冷水系统调试项目和内容如下： a）确认发电机内冷水系统管道水冲洗合格： b）发电机内冷水系统冷却水泵试运； c） 发电机内冷水系统热交换器投运： d） 配合进行离子交换器投运； e） 内冷水系统流量、压力调整； 内冷水流量与发电机进出水压差测试，确定断水保护定值； g） 内冷水泵联锁保护实校，记录内冷水泵联锁启动时间与最低流量，

5.2.13.2调试注意事项

调试过程应注意的事项： a）发电机内冷水系统首次启动前，应进行注水排空，先外部管道注水排空，后内部管道注水排空； b）发电机内冷水箱是否充氮，应按照设备供货商要求： c）发电机内冷水系统投运初期，为确保水质满足设计要求，系统宜充分换水，

5.2.14发电机密封油系统

5.,2.14.1主要调试项目

发电机密封油系统调试项目和内容如下： 确认汽轮机密封油系统冲洗合格。 b) 交流、直流及高压备用密封油泵试运、密封油排烟风机试运。 c) 第三路油源（润滑油系统供油）试运。 d) 密封油系统调整（双流环）： 调整空侧密封油泵出口压力和密封油差压调节阀至设计值： 2) 调整氢侧密封油泵出口压力和平衡阀至设计值，使氢侧与空侧密封油压差符合要求 3) 高压备用油路调整； 4) 氢侧油箱油位调整； 5） 浮动油量调整； 6） 空侧、氢侧冷油器投运： 7） 消泡箱液位及发电机漏液开关实校。 e) 密封油系统调整（单流环）： 1）油泵出口压力调整：

5.2.14.2调试注意事项

5.2.15.2调试注意事项

调试过程应注意的事项： a）发电机气密性试验结果应满足设备供货商或DL5190.3提出的要求； b）发电机氢气置换范围包括供氢管道； c）置换所用的气体纯度、湿度应满足设备供货商或DL/T651提出的要求； d）发电机置换气体可在转子静止或盘车状态下进行

DL/T 863 2016

e 发电机内部二氧化碳存留不应超过24h f) 二氧化碳置换时应按照设备供货商提出的要求隔离氢气湿度仪： g） 机组充氢时，应确保氢系统与空气系统有效隔离： 发电机充排气体应缓慢，严密监视油氢差压变化，检查差压阀及平衡阀跟踪情况。 OEtAt

5.2.16汽轮机旁路系统

5.2.16.1主要调试项目内容

汽轮机旁路系统调试项目利内容如下： a) 旁路减温水管道水冲洗； b) 锅炉蒸汽吹管阶段，进行旁路管道吹扫： c) 旁路油站调试： d) 旁路油站蕃能器功能确认，应满是油泵停止状态下旁路能够完成至少1次全行程开或关： e) 旁路阅开、关调整试验； f) 旁路联锁保护及自动功能试验。

5.2.16.2调试注意事项

调试过程应注意的事项： a 旁路阀为液压控制方式的，应确认旁路系统油循环冲洗完成，油质化验合格； b 旁路阀为气动控制方式的，应确认压缩空气供气管路吹扫完成，气源压力满足要求； c） 旁路阀为电动控制方式的，应确认供电电源可靠，满足要求； d）旁路控制方式应充分考虑减温水与旁路阀的配合，防止旁路阀后发生管道水击现象。

5.2.17辅助蒸汽系统

5.2.17.1主要调试项目内容

辅助蒸汽系统调试项目和内容如！下： 辅助蒸汽母管蒸汽吹管。 b） 辅助蒸汽主要用户管道吹管： 除氧器加热进汽管： 2) 汽轮机轴封供汽管； 3) 化学水处理加热蒸汽管： 4) 采暖加热蒸汽管； 5) 暖风器加热蒸汽管： 6) 空气预热器辅助吹灰蒸汽管； 7) 磨煤机蒸汽火火管道； 8) 锅炉燃油雾化蒸汽管； 9) 锅炉防冻用蒸汽管； 10）抽汽至辅助蒸汽母管管道： 11）冷段再热蒸汽管道至辅助蒸汽管道： 12）驱动辅机汽轮机进汽管道： 13）汽轮机缸体预暖管道。 c）辅汽系统参数调整（压力、减温水投入自动）。

5.2.17.2调试注意事项

DL / T 863 2016

DL / T 863 2016

调试过程应注意的事项： a）合理选择吹管蒸汽参数，应保证蒸汽有足够的流量和过热度： b）吹管过程中应加强管道疏水，防止水冲击： c）宜采用稳压吹管，每次吹管时间控制在5min～10min之内，两次吹管的间隔时间宜为10min~ 15min，吹扫次数不应少于3次； d）驱动辅机汽轮机进汽管吹扫时，应安装靶板，验收标准执行DL/T1269或设备供货商要求。

5.2.18抽汽回热系统

5.2.18.1主要调试项目内容

抽汽回热系统调试项目和内容如下： 抽汽止回阀调整及防进水联锁保护校验。 b) 高压加热器联程阀调试。 c) 加热器调试： 1）加热器水位冷态标定： 2）加热器水侧冲洗； 3）加热器汽侧吹扫。 d）加热器冲洗与投运： 1） 低压加热器解除联锁开危急疏水阀，待水质合格后恢复联锁，再逐级自流回收： 2） 高压加热器解除联锁开危急蔬水阀，在机组带负荷约20%时微开加热器进汽阀对加热器 进行暖管，当温度稳定后再开大加热器进汽阀直至全开，待水质合格后恢复联锁，再逐 级自流至除氧器： 3） 水位保护投用； 4） 加热器水位冷热态比对： 5）加热器端差检查。

5.2.18.2调试注意事项

调试过程应注意的事项： a） 加热器投运前，应充分暖管疏水，防止水冲击： b) 未采用随机启动方式时，加热器汽侧投运应按低压到高压的顺序进行，停运时应按高压至低 压的顺序进行； 加热器水侧清洗应在炉前系统化学清洗中完成： d) 高压加热器汽侧可在整套启动前使用辅助蒸汽吹扫，吹扫时高压加热器水侧应投运。

5.2.19 真空系统

5.2.19.1主要调试项月内容

真空系统调试项目和内容如下： a）真空系统严密性检查； b）真空泵试运：

真空系统调试项目和内容如下： a）真空系统严密性检查； b）真空泵试运：

c）直空*统试抽直空

5.2.19.2调试注意事项

调试过程应注意的事项： a）真空*统严密性检查可采用灌水加压**，灌水高度和范围应符合DL5190.3的要求； b）真空泵首次启动前，应进行汽水分离器及泵体水冲洗； c）真空泵试转过程中，应调整机械填料密封装置漏水量； d）不投轴封试抽真空前，应对机组轴*各轴颈处进行清理并做好防护工作。

5.2.20 轴封*统

5.2.20.1主要调试项目

轴封*统调试项目和内容如下： a) 轴封*统各供汽管道吹扫。 b） 轴封*统减温水管道水冲洗。 c) 轴封*统投运： 1）轴封*统供汽减温装置调整： 2） 轴封蒸汽压力控制装置调整： 3） 轴封冷却器投运及轴冷风机试运： 轴封回汽负压调整； 5） 轴封*统投用： 6）轴封冷却器疏水水封投运，疏水回收至凝汽器

5.2.20.2调试注意事项

调试过程应注意的事项： a) 汽轮机首次试运停机后，在轴封停止供汽的工况下，检查轴封供汽压力各测点显示应为0，否 则应对压力变送器进行校止； b) 汽轮机转子在静止状态时，禁止向轴封供汽，避免转子产生热弯曲； c) 汽轮机热态启动投用轴封汽时，高、中、低压轴封供汽温度与转子轴封区间金属表面温度应 匹配，不应超过设备供货商允许的偏差值： d 机组停机惰走期间，真空值到零前，不应停用轴封蒸汽： e) 轴封*统投用前应充分暖管、疏水，确保不产生管道水冲击或轴封齿磨损； f）轴封*统各供汽管道吹扫前检查拆除供汽滤网，吹扫完成后回装，

5.2.21直接空冷*统

5.2.21.1主要调试项目内容

直接空冷*统调试项目和内容如下： a）空冷风机试运。 b）空冷*统气密性试验。 c）空冷凝汽器热态清洗： 1）投入真空*统及汽封*统； 2）保持排汽装置处工真空状态，冲洗水排放至临时装置：

23.1主要调试项目内%

DL / T 863 2016

a) 工业抽汽管网施工及调试前*统隔离检查： b) 工业抽汽蒸汽管路吹扫； c) 配置回水管路的工业抽汽*统回水管路冲洗： d) 工业抽汽*统正*投运前*统隔离： e）工业抽汽减温减压站冷态调试： f）工业抽汽*统管路暖管及热态投运

a) 工业抽汽管网施工及调试前*统隔离检查： b) 工业抽汽蒸汽管路吹扫； cJ 配置回水管路的工业抽汽*统回水管路冲洗： d) 工业抽汽*统正*投运前*统隔离： e) 工业抽汽减温减压站冷态调试： 工业抽汽*统管路暖管及热态投运

5.2.23.2调试注意事项

调试过程应注意的事项： a） 施工及正*投运前，未投运*统均应进行可靠的*统隔离，杜绝因蒸汽泄漏造成人员伤害； b） 蒸汽管路采用反向吹扫**的，应保证排放管路安全布置以及相关阀门的保护； C） 供热*统吹扫、投运时应充分暖管，缓慢升温升压，防止发生撞管、水击现象； d 检查供热*统抽汽止回阀应尽可能靠近汽轮机本体布置，并能够迅速关闭，防止因供热*统 返汽造成汽轮机超速： e） 有工业抽汽回收水的*统，应重点监测回收水水质，采取可靠的措施防止含油或其他杂质的 回收水进入机组汽水循环。

5.2.24热网抽汽*统（采暖抽汽）

5.2.24.1主要调试项目内容

热网抽汽*统调试项目和内容如下： a) 低压除氧器及相关管路冲洗： b) 热网补水*统管路冲洗； c) 热网循环水滤水器试运： d) 热网循环水*统注水； e) 热网循环水泵试运，管路及热网加热器冲洗； f) 热网疏水*统冲洗及投运； g) 热网加热器供汽管路*统吹扫： h) 热网*统投运： 热网*统停运

热网抽汽*统调试项目和内容如下： a) 低压除氧器及相关管路冲洗： b) 热网补水*统管路冲洗； c) 热网循环水滤水器试运： d) 热网循环水*统注水； e) 热网循环水泵试运，管路及热网加热器冲洗 f) 热网疏水*统冲洗及投运； g) 热网加热器供汽管路*统吹扫： h) 热网*统投运： i) 热网*统停运

5.2.24.2调试注意事项

调试过程应注意的事项： a）热网循环水泵首次运行期间，应重点监视自动滤水器运行情况和泵入口压力变化，防止由于 泵入口断水损坏热网循环水泵： b 热网加热器供汽管路吹扫时，应采取临时措施排放吹扫蒸汽； c) 热网循环水进、回水如设计防止*统超压的反向止回阀，应在*统投运前检查止回阀安装* 向是否符合要求； d) 热网加热器首次投运，应严格按照说明书要求控制加热器温升； e) 热网加热器首次投运，应将热网疏蔬水外排直至水质达标后回收； f) 设计有热网疏水热量回收装置的*统，应在设备投运过程中同时投运： g) 热网投运过程中，应及时与外部热用户沟通，防止发生由于外部用户大规模减负荷造成的热 网循环水*统超压。

5.2.25其他驱动辅机用汽轮机*统

6.1.2 条件与要求

6.1.2.1试运指挥部及各组人员已全部到位，职责分工明确，各参建单位参加试运值班的组织机构及* ***已上报试运指挥部并公布，值班人员已上岗： 6.1.2.2建筑、安装工程已验收合格，满足试运要求；厂区外与市政、公交、航运等有关的工程已验收 交接，能满足试运要求： 6.1.2.3应在整套启动试运前完成的分部试运项目已全部完成，并已办理质量验收签证，分部试运技术 资料齐全 6.1.2.4整套启动试运计划、汽轮机整套启动和机组甩负荷调试措施巴经总指挥批准，并已组织相关人 员学习，完成安全和技术交底，首次启动曲线图已在主控室张挂。 6.1.2.5试运现场的防冻、采暖、通风、照明、降温设施已能投运，厂房和设备间封闭完整，所有控制 室和电子间温度可控，满足试运需求。 6.1.2.6试运现场安全、文明条件应符合DL/T5437的规定。 6.1.2.7生产单位已做好各项运行准备，且应符合DL/T5437的规定。 6.1.2.8试运指挥部的办公器具已备齐，文秘和后勤服务等项工作已经到位，满足试运要求。 6.1.2.9西 配套送出的输变电工程满足机组满发送出的要求。 6.1.2.10已满足电网调度提出的各项并网要求。 6.1.2.11 电力建设质量监督机构已按有关规定对机组整套房动试运前进行了监检，提出的必须整改的 项目已经整改完毕，确认同意进入整套启动试运阶段。 6.1.2.12启动验收委员会已经成立并召开了首次全体会议，听取并审议了关于整套启动试运准备情况 的汇报，并做出准予进入整套启动试运阶段的决定。

437有关规定确定参与整套启动试运的各*职责

DL/T 863 2016

6.1.4整套启动试运文件

6.2汽轮机启动前应投运的*统

6.2.4开*冷却水*统

6.2.5辅机冷却水*统

6.2.5.1辅机冷却水*统投用。

6.2.5.1辅机冷却水*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*统。 6.2.6.2机组首次启动，应对凝结水*统进行冲洗，凝结水水质合格后*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*统

辅助蒸汽*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*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*统

6.2.9.1凝结水*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**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*统 a） 投用循环水*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*统

6.2.18.1旁路*统投运。

6.3*统投运注意事项

6.3.1循环水*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*冷却水*统投用后，应定期化验闭*冷却水水质，配合化学专业进行闭*冷却水加药工 作，维持闭*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*冷却水热交换器的工作，且开*冷却水泵配备旁路以及闭*冷 却水水温满足运行要求，开*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**。 6.3.5机组首次启动时，除氧器进水前应对凝结水*统分段冲洗，并化验水质至合格。冲洗**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*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*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*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*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*统运行正常。 6.4.2汽轮机主保护、控制*统、报警及事故追忆*统试验完毕，功能正确，投入正常。 6.4.3机组机、电、炉大*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*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*统运行正常。 6.4.2汽轮机主保护、控制*统、报警及事故追忆*统试验完毕，功能正确，投入正常。 6.4.3机组机、电、炉大*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*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*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**

*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**，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**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*合启动

高、中压调节汽阀*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**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

HJ 356-2019 水污染源在线监测*统（CODCr、NH3-N等）数据有效性判别技术规范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：

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