前言...................................................................................................................................................................∏

1范围..............................................................................................................................................................1

2规范性引用文件..........................................................................................................................................1

3术语和定义..................................................................................................................................................3

4 总则..............................................................................................................................................................3

5设备选型及设计监督..................................................................................................................................5

6制造监督................. .................................................................. 9

7安装监督.................................................................................................. 9

8调试监督................................ ...................................................................................................................13

9达标投产验收监督....................................................................................................................................17

10 运行监督....................... ..........................................................................................................................18

11检修监督..................................................................................................................................................22

12技术改造监督..........................................................................................................................................25

附录A （资料性）汽轮机超速试验报告.....................................................................................................26

附录B （资料性）主汽阀严密性试验报告.................................................................................................27

附录C （规范性）汽轮机调节系统/DEH重要定期试验周期及内容........................................................28

附录D （规范性）凝汽器真空严密性合格要求.........................................................................................30

附录E（资料性）汽轮机节能指标监督要求.............................................................................................31

附录F （规范性）汽轮机调节系统汽阀及抽汽止回阀关闭时间合格值..................................................33

本文件按照GB/Γ 1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。

本文件代替DL/T 1055-2007《发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则》，与DIZT 1055-2007相比，除编辑性修改外主要技术变化如下：

a）修改了标准适用范围，删除各章中有关水轮机的内容:

b）修改了总则；

C）将原文件中"4监督的任务”调整到本文件“4总则"并做修改：

d）将原文件中"5设备选型和6设计阶段"合并后修改为本文件"5设备选型及设计监督Q

e）将原文件中"7监造和验收"调整到本文件"6制造监督”并做修改:

f）将原文件中"8安装"调整到本文件"7安装监督"并做修改；

g）将原文件中"9调试阶段”调整到本文件"8调试监督"并做修改；

h）将原文件中"10启动验收性能试验”调整到本文件“9达标投产验收监督”并做修改：

1）将原文件中"H生产期间技术监督"拆为本文件“10运行监督和11检修监督"并做修改；

j）增加了 "12技术改造监督"：

k）删除原文件"附录A （资料性附录）水轮机及其辅助设备制造期间技术监督大纲”，修改为本文件"附录A （资料性）汽轮机超速试验报告"；

1）删除原文件"附录B （资料性附录）分部试运技术文件包包含的内容”，修改为本文件"附录B （资料性）主汽阀严密性试验报告。

m）删除原文件“附录C （资料性附录）汽轮机各种工况的定义”和"附录D （规范性附录）汽轮机调节系统/DEH重要定期试验周期及内容"，修改为本文件"附录C （规范性）汽轮机调节系统/DEH重要定期试验周期及内容":

n）本文件中增加了 "附录D （规范性）凝汽器真空严密性合格要求"；

0）原文件中"附录E （规范性附录）汽轮机调节系统汽门关闭时间合格值"修改为本文件"附录 E （规范性）汽轮机节能指标监督要求R

p）删除原文件中"附录F （资料性附录）水轮机及其辅助设备生产期间技术监督项目"，修改为本文件"附录F （规范性）汽轮机调节系统汽阀及抽汽止回阀关闭时间合格值”；

q）删除原文件中"附录G （资料性附录）汽轮机技术监督‘异常情况整改/告警通知单'的格式"。

请注意本文件的某些内容可能涉及专利.本文件的发布机构不承担识别专利的责任。

本文件由中国电力企业联合会提出.

本文件由电力行业电站汽轮机标准化技术委员会（DL/TC07）归口。

本文件起草单位：西安热工研究院有限公司、重庆大唐国际石柱发电有限责任公司、陕西凯特自动化工程有限公司.

本文件主要起草人：刘丽春、崔来建、安欣、王卫军、李海永、崔光明、杨涛、李冰心、殷灿、贾明祥、骆贵兵、李继福、李钊、刘洋、陈坤、艾果。

本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：

——本文件首次发布时间：2007年7月20日。

--本文件为第一次修订，本文件自实施之日起代替DITr 1055-2007。

本文件在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条一号，100761）。

DITT 1055—2021

GB/Γ 33199.1机械振动旋转机械扭振第1部分：50 MW以上陆地安装的透平和燃气轮机发电机组

GB/T 50102工业循环水冷却设计规范

GB 50204混凝土结构工程施工质量验收规范

GB 50205钢结构工程施工质量验收标准

GB 50275风机、压缩机、泵安装工程施工及验收规范

GB" 50319建设工程监理规范

GB 50573双曲线冷却塔施工与质量验收规范

GB 50660大中型火力发电厂设计规范

GB 50764电厂动力管道设计规范

GB "51106火力发电厂节能设计规范

DVT 244直接空冷系统性能试验规程

DLzr 333 （所有部分）火电厂凝结水精处理系统技术要求

DLTT 338并网运行汽轮机调节系统技术监督导则

DLZT 438火力发电厂金属技术监督规程

DITT 439火力发电厂高温紧固件技术导则

DI/Γ561火力发电厂水汽化学监督导则

DL/Γ571电厂用磷酸酯抗燃油运行维护导则

DUr 586电力设备监造技术导则

DI/T606 （所有部分）火力发电厂能量平衡导则

DI/Γ612电力行业锅炉压力容器安全监督规程

DI/Γ641电站阀门电动执行机构

DL 647电站锅炉压力容器检验规程

DLZT 711汽轮机调节保安系统试验导则

DITT 712发电厂凝汽器及辅机冷却器管选材导则

DI/T717汽轮发电机组转子中心孔检验技术导则

DLZT 742湿式冷却塔塔芯塑料部件质量标准

DITT 801大型发电机内冷却水质及系统技术要求

DLZT 821金属熔化焊对接接头射线检测技术和质量分级

DI/Γ834火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则

DI/Γ838燃煤火力发电企业设备检修导则

DLZr 839大型锅炉给水泵性能现场试验方法

DITT 851联合循环发电机组验收试验

DITT 855电力基本建设火电设备维护保管规程

DI/T 863汽轮机启动调试导则

DL/T869火力发电厂焊接技术规程

DL/T892电站汽轮机技术条件

DUT 904火力发电厂技术经济指标计算方法

DLZT 932凝汽器与真空系统运行维护导则

DLZT 956火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则

DLTT 1027工业冷却塔测试规程

DI/Γ 1051电力技术监督导则

DLZT 1052电力节能技术监督导则

dlæ 1078表面式凝汽器运行性能试验规程

DVT 1223整体煤气化联合循环发电机组性能验收试验

DITT 1224单轴燃气蒸汽联合循环机组性能验收试验规程

DL/T 1270火力发电建设工程机组甩负荷试验导则

DUT 1290直接空冷机组真空严密性试验方法

DLZT 1428直接空冷系统验收导则

DLT 5054火力发电厂汽水管道设计规范

DLZT 5068发电厂化学设计规范

DUT 5072发电厂保温油漆设计规程

DL5190.3-2019电力建设施工技术规范第3部分：汽轮发电机组

DL 5190.5电力建设施工技术规范第5部分：管道及系统

DLfT 5204发电厂油气管道设计规程

DL/T5210.3电力建设施工质量验收规程第3部分：汽轮发电机组

DL/T 5210.5电力建设施工质量验收规程第5部分：焊接

DUT 5210.6电力建设施工质量验收规程第6部分：调整试验

DL 5277火电工程达标投产验收规程

DUT 5294-2013火力发电建设工程机组调试技术规范

DL/T5434电力建设工程监理规范

DLT 5437火力发电建设工程启动试运及验收规程

JB/T 1265 25 MW〜200 MW汽轮机转子体和主轴锻件技术条件

JB/T 8059高压锅炉给水泵技术条件

JB/T8188汽轮机随机备品备件供应范围

JB/T 8707 300 MW以上汽轮机无中心孔转子锻件技术条件

JGJ" 104建筑工程冬期施工规程

NBZT 42085汽轮发电机轴系扭振监测和保护装置技术要求

3术语和定义

本文件没有需耍界定的术语和定义。

4总则

4.1汽轮机技术监督应贯彻"安全第一、预防为主、综合治理"的方针，按照国家标准、行业标准及有关规程、规定和反事故措施要求，对汽轮机主辅设备和系统的选型及设计、制造、安装、调试、达标投产验收、运行、检修、技术改造进行全过程监督和技术监督管理。

4.2汽轮机技术监督应采用并推广先进可靠的技术、设备和成熟的技术管理经验.

4.3汽轮机技术监督管理应符合DL/T 1051的规定。

4.4汽轮机监督的设备系统包括汽轮机本体、辅机及附属系统。

4,5汽轮机全过程技术监督工作包括但不限于以下内容：

a）设备选型及设计阶段。

1）参与项目的可行性研究、初步设计、设计优化、设计选型方案审核、施工图审核、设备招标文件审核、采购合同审核.

2）重点审核设备的技术参数、性能指标、性能保证的考核项目和验收方式、技术资料提交要求、设计联络技术问题及各方工作的接口、技术培训要求等。

b）制造、出厂验收阶段。

D审核监造单位及人员的资质和业绩。

2）审核监造大纲和质量计划以及监造大纲、质量计划的执行情况。

3）见证汽轮机本体及重要辅机的重要监造节点.监造报告的报送、制造中出现不合格项的处置、制造和监造单位使用的仪器仪表等项目的监督。核查制造单位执行供货合同及相关标准的符合性。对制造中出现的重大质量问题，协助制定处理方案。

4）对重要设备的出厂验收进行监督。

c）安装阶段。

1）审核安装单位及人员的资质和业绩。

2）审核安装单位的施工组织设计、工作计划、进度网络图、施工方案以及以上项目的执行情况。

3）审核工程监理大纲和工程监理报告.

4）按设备合同和制造厂技术规范及相关标准要求进行设备到厂验收。按DUr 855和厂家技术规范要求检查设备现场维护保管。结合工程安装主要质量控制点，监督检查汽轮机本体及辅助设备的安装质量，按照质检大纲要求完成汽轮机扣缸前监督检查。

5）监督安装不符合项或达不到标准要求项的检测、分析、处理。

6）监督施工记录、施工验收报告（或记录）、监理合同、监理大纲、监理工程质量管理资料等技术资料提交、归档。

d）调试阶段.

1）审查调试单位及人员的资质和业绩.明确调试组织机构以及汽轮机专业组成员。

2）审核调试方案（措施）、调试记录、调试报告、验收评价、调试总结.

3）监督调试工作符合国家、行业现行标准以及设计、设备的技术文件要求，工作应按照经审批的调试试验方案（措施）进行。

4）对单体调试、分系统调试和整套启动调试过程中所有试验方案、技术指标、主要质量控制点、重要记录进行监督.

5）监督机组调试质量的验收及评价。验收和评价的标准应按DL/T 5210.6执行。涉外项目的机组的验收和评价应参照调试合同签订的技术协议。

6）监督调试方案（措施）、调试记录、调试报告、质量验收、调试总结等技术资料提交、归档。 e）达标投产验收阶段。

1）审核试验方案、试验大纲与相关标准、试验合同规定的符合性。

2）根据试验合同、验收试验标准，对性能验收试验过程和试验结果进行监督.

3）设备制造厂家应现场见证验收试验过程并签字认可试验结果。

4）监督试验方案、试验报告等相关技术资料提交、归档。

f）运行阶段。

1）监督汽轮机设备启动、运行、停运的规范性和准确性，监督设备系统运行优化。

2）监督汽轮机运行规程、检修规程、汽轮机专业反事故措施的编制、执行和完善。

3）监督汽轮机主辅设备的巡视检查和缺陷处理工作。

4）监督定期试验、定期轮换、试启等工作的内容、方法、周期以及工作执行情况。

5）监督汽轮机运行月度分析、启停机台账、运行参数统计台账、经济性分析等文件的编制，掌握设备状态.

6）监督设备技术档案、事故档案及试验档案的建立和完善。

g）检修阶段，

1）审核检修规程、检修文件包、检修作业指导书或质量管理文件，监督设备解体检查报告、检修总结、修前修后分析评价的编写及审批，监督设备台账的及时更新。

DUT 1055—2021

2）审核检修项目，对检修项目及方案提出监督建议。

3）参与汽轮机主要设备和系统重大缺陷检修方案的讨论制定，对大、小修工作进行技术指导、监督。

4）监督检修过程安全措施、质量控制措施以及工期控制措施的执行情况。

5）监督检修后的汽轮机设备系统调试。

6）监督检修前技术分析、检修项目表、设备解体报告、检修总结、后评价（热态）验收报告等资料的整理归档。

h）技术改造阶段•

D技术改造前后应根据性能试验结果进行分析评价。

2）应审核技术改造方案、技术改造项目，对改造项目及方案提出监督建议。

3）监督技术改造过程质量控制、安全措施的执行情况.

4）监督技术改造中可行性研究报告、技术改造措施、技术改造报告、项目后评价报告等资料的整理归档。

5设备选型及设计监督

5.1汽轮机本体

5.1.1 汽轮机的选型设计应符合 GB/T 5578、GB/T 13399、GB/T21369、GB/T 50102. GB 50660、 DLAr 834、DLT 892、DL/T 5054, DL" 5072等标准的规定，以及国家有关政策。

5.1.2机组容量应根据系统规划的容量、负荷增长速度、电网结构等因素进行选择。

5.1.3对干旱指数大于1.5的缺水地区，宜选用空冷式汽轮机组.

5.1.4汽轮机的选型应充分考虑机组调峰和灵活性运行需要。新建机组宜选用高效宽负荷汽轮机。

5.1.5汽轮机的各项性能保证如效率、热耗率、功率等应满足设计要求。热耗率的保证可以是热耗率验收（THA）工况或最大连续功率（TMCR）工况，也可以结合灵活性需要，约定部分负荷工况。

5.1.6汽轮机应在保证寿命期内，满足夏季运行、机组老化以及考虑设计、制造公差等因素后，仍能带额定负荷安全连续运行。

5.1.7高压内缸、喷嘴室及喷嘴、中压内缸、导流环等部件应选用在高温下持久强度较高的材料，符合DLfr 438的要求。

5.1.8宜采用新型汽缸（如筒形缸）的结构，提高汽轮机缸效率，延长机组的A级检修间隔.

5.1.9汽轮机叶片的设计应是先进的、成熟的，并采用新型高效叶片。低压末级及次末级叶片应具有必要的抗水蚀措施。

5.1.10对于高参数、大容量的机组，尤其是配直流锅炉的汽轮机，应有防止固体颗粒侵蚀（SPE）的措施。

5.1.11汽缸上的压力、温度测点应齐全，位置正确，符合运行、维护、集中控制和试验的要求，并具备不掲缸更换的条件。

5.1.12汽轮机应按GB/T 5578的规定配备保护监视项目，安全监视装置的要求、设计、配套选型及其技术要求应符合GB/T 13399和相关行业标准的规定。

5.1.13汽轮机主汽阀、调节汽阀应选择较好的阀腔室及合适的通道型线，减少冲击波和涡流损失以及降低汽流激振力和噪声，并具有良好的流量特性，能适应与其连接的管道的焊接要求。

5.1.14轴系各临界转速应与工作转速避开-10%〜+15%.轴系临界转速值的分布应满足暖机和超速试验的要求。

5.1.15汽轮发电机组、容量300 MW及以上机组的给水泵汽轮机均宜设置振动监测和故障诊断系统。对于可能受到机网耦合潜在扭振威胁的机组，宜设置扭振监测保护装置（TSR）和轴系扭振在线监测

DIJT 1055—2021

分析系统（TVMS）。装置和系统的技术要求应符合NB"42085的规定。

5.1.16汽轮机轴径向振动的测量方法、仪器及评定准则宜满足GBfrII348.2的要求，轴/轴承座振动值应满足GB" 6075.2和DL 5190.3-2019的要求。超速试验过程中，轴或轴承振动不应超过振动限制值，轴承的失稳转速不小于4000r/min,转子各轴颈不允许出现显著的低频振动分量。

5.1.17轴系稳定性应由汽轮机制造商负责。为有效防止高参数、大容量汽轮机汽流激振引起的低频振动，应选择合适的汽封结构形式和径向间隙。

5.1.18轴系扭振特性计算应由汽轮机制造商负责。轴系扭振固有频率应符合GB/T 33199.1的规定，事故工况下各危险截面的最大剪切应力应小于对应材料的许用剪切应力。

5.1.19汽轮机设备及其系统设计时应充分考虑到可能意外发生的超速、进冷汽、进冷水、着火、异常振动。汽轮机防进水（冷汽）设计应符合DL/Γ 834的规定。

5.1.20应充分考虑机组结构、旁路、制造商成熟的经验和传统，合理采取高压缸/高、中圧缸联合/中压缸启动方式。对中压缸启动，应配套中压缸启动时可靠防止高压缸过热的系统。

5.1.21应根据电网容量、要求、机组所处的负荷位置等统筹考虑机组是否应具备回切（f⅛t cut back, FCB）功能.对于设计需具备FCB功能的机组，汽轮机及其辅机、系统均应满足额定转速下空转或带厂用电持续运行的时间要求。

5.1.22应根据电网对机组的要求，结合机组本身的实际情况，如转子轴系扭振、叶片应力和热力系统等，决定调节汽阀是否具有快控（fast valving, FV）功能。轴系扭振频率设计计算时，应考虑机组机电谐振因素。

5.1.23汽轮机宜配套提供高、中压转子热应力监测或监控设备和寿命管理系统，并对各种启停工况给出寿命损耗分配次数的建议。

5.1.24低压缸与凝汽器的连接方式可采用刚性或柔性连接，凝汽器与基础的连接方式，应考虑其抽真空对低压缸的影响。

5.1.25汽轮机随机备品备件供应至少应满足JB" 8188的要求，满足机组正常运行第一个A级检修期的需要。

5.1.26汽轮发电机组轴系应安装两套转速监测装置，并分别装设在不同的转子上。

5.1.27绝对压力大于0.1 MPa的抽汽管道及汽轮机高压排汽管道上应设有快速关闭的气，液动止回阀，至除氧器的抽汽管道上应配置两个串联的止回阀，止回阀气缸应侧装.抽汽供热机组的供热抽汽管道上应设计止回阀及快关阀。止回阀关闭应迅速、严密，联锁动作应可靠，布置应靠近抽汽口。抽汽供热止回阀及快关截止阀应设计三断保护功能（断气、断电、断信号）且功能可靠。

5.2辅机和附属系统

5.2.1汽轮机组的辅助设备、附属系统及与汽轮机有关的其他工程均应满足国家/行业标准、技术/管理法规和建设单位的具体要求。

5.2.2主、再热蒸汽系统和旁路系统的设计选型应符合以下要求：

a）对首台开发或改型的汽轮机组，其主蒸汽、再热蒸汽等管道的管径、壁厚及管路根数，应经优化计算后确定。

b）汽轮机组可根据需要采取电动、液动或气动旁路。旁路系统的设置及其形式、容量和控制水平，应根据汽轮机和锅炉的形式、结构、性能、启动方式及电网对机组运行方式（如是否具有 FCB功能）的要求确定。直流锅炉旁路系统容量应满足冷、热态冲洗的需要，一般不小于 35%最大蒸发量。

c）直接空冷机组旁路容量应保证机组冬季启动的最小防冻流量。

d）高压旁路、低压旁路阀后管道材质选择应考虑高压旁路、低压旁路阀内漏和减温水投运不正常的工况。

5.2.3调节保安系统的设计选型应符合以下要求：

a）汽轮机调节控制系统的性能应满足DL"7H的要求。对于纯电调数字式电液控制系统（DEH）,应具有灵活的阀门管理功能，能实现重要电磁阀在线活动、汽轮机要求的各项启动/ 验收/例行维护试验，如汽轮机进汽阀严密性试验、汽轮机进汽阀松动试验、汽轮机进汽阀全行程活动试验、超速试验、注油试验等，并具有成熟、安全可靠的试验逻辑。DEH系统还应满足电网对机组调节性能的具体要求.

b）超速保护控制（over-speed protection control, OPC）系统宜与DEH在设计上分开，采用独立的硬件和软件实现，转速及触发信号测量的快速性、准确性应予以保证，关闭调节阀的动作转速一般为额定转速的103%〜105%。

c）高压抗燃油DEH调节保安系统，超速保护有冗余两套以上的，可以设1个/2个或不设机械式（飞锤/飞环）危急遮断器.已取消机械危急保安器的机组，应设置有可靠的、冗余的电超速保护装置和供电电源，以及就地可操作的手动停机装置"

d） DEH应设有完善的机组启动逻辑和严格的限制启动条件；对于机械液压调节系统的机组，也应有明确的限制启动条件。

e）抗燃油系统应配置在线油净化装置。

f）汽轮机紧急跳闸系统（ETS）跳机继电器应设计为失电动作，硬手操设备本身要有防止误操作、动作不可靠的措施.手动停机保护应具有独立于分散控制系统［或可编程逻辑控制器（PLC）］装置的硬跳闸控制回路，配置有双通道四跳闸线圈汽轮机紧急跳闸系统的机组，应定期进行汽轮机紧急跳闸系统在线试验。ASP油压、隔膜阀上腔油压应设计远传监视测点。主机及给水泵汽轮机的遮断电磁阀电源应冗余可靠。

g）抗燃油压低联启备用抗燃油泵信号应冗余设置。抗燃油母管压力应设计远传监视测点。

5.2.4润滑油系统设计选型应符合以下要求：

a）应配制或设计安全可靠的润滑油供油系统，一旦润滑油泵或系统发生故障，润滑油供油系统能够保证机组安全停机，不发生轴瓦损坏、轴颈磨损。

b）应设置主油箱油位低跳机保护，必须采用测量可靠、稳定性好的液位测量方法，并采取三取二的方式，保护动作值应考虑机组跳闸后的惰走时间。主油箱油位至少应有一套远传模拟量测量装置。

c）涉及机组安全的重要设备应有独立于分散控制系统的硬接线操作回路。汽轮机润滑油压力低信号应直接送入事故润滑油泵电气启动回路，确保在没有分散控制系统控制的情况下能够自动启动，保证汽轮机的安全。

d）直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量，其各级熔断器（保险）应合理配置。

5.2.5 "冷端”系统和辅机冷却水系统的设计选型应符合以下要求：

a）机组背压、凝汽器和空冷散热器面积、冷却塔面积、循环水泵和空冷风机的经济配置、冷却介质流量以及汽轮机末级叶片长度等发电厂的"冷端”主要参数，应根据当地气象条件、水源条件、电厂规划容量、汽轮机特性、环保要求等因素优化确定，应符合GB/T50102、GB 50660、GB∕T51106> DL/T742 的规定。

b）循环水泵出口液压蝶阀的开关速度及逻辑应与循环水泵及配套管路、设备的水力参数相匹配，其控制电源应可靠且冗余配置，液控蝶阀控制柜应具有防晒功能、防止锈蚀性能和防喷溅装置。

C）闭冷器闭式循环水侧的运行压力应大于开式循环水侧的运行压力。开式冷却水系统管道、开式水泵材质应具备防锈蚀性能。闭式水泵扬程应根据最不利的供水点所需扬程确定。闭式冷却水膨胀水箱设计标高应高于系统中最高冷却设备的标高。闭式水系统应有可靠的排空气设计。

d）辅机冷却水各用户宜设置流量调节阀。

5.2.6凝汽器及辅助设施的设计选型应符合以下要求：

a）凝汽器、胶球清洗装置、凝汽器检漏装置、凝结水精处理装置、抽真空系统的设计选型应符合 GB 50660、DL/T712等标准的规定。

b）凝汽器换热管及管板材质由冷却水质决定。采用海水或氯离子含量较高的水源作为凝汽器的冷却水时，管材应采用钛管.

c）海水冷却或循环水电导率超过K）Oo μS∕cm的亚临界压力及以上湿冷机组应设计凝汽器检漏装置。海水冷却的超高压机组宜设计凝汽器检漏装置.检漏装置能同时检测机组每个凝汽器的氢电导率，氢电导率信号应引至电厂化学辅网和集控室的DCS系统，并设报警.

d）湿冷凝汽器宜装设胶球清洗装置.但对直流供水系统，如水中含沙较多，或因其他原因，能证明凝汽器换热管不结垢也不沉积时，可不设胶球清洗装置。间接空冷汽轮机的表面式凝汽器不应装设胶球清洗装置。当凝汽器冷却水含有悬浮杂物且易形成单向堵塞时，应装设具有反冲洗装置的二次滤网。

e）凝结水精处理系统的设计应满足DL" 5068、DLZT 333（所有部分）的相关要求。

5.2.7回热系统及琉放水系统的设计选型应符合以下要求:

a）加热器、除氧器、给水泵、凝结水泵及其管路附件的设计选型应符合GB50660、GB/T 51106> DL" 834等标准的规定。应根据机组运行模式、上网电量、上网电价以及煤价进行技术经济比较后确定加热器配置方式、给水泵拖动和配置方式，以及凝结水泵及其变频装置的配置方案。

b）对于首台开发或改型的大容量机组，其回热系统应经优化计算确定。

O 对于采用给水加氧处理（OXygenatedtreatment, OT）方式运行的机组，其高、低压加热器材料应与之相适应。

d）给水系统应采用单元制系统。

e）回热加热器应具有可靠的汽轮机防进水保护系统。

f）高压加热器水位高保护宜设置快速液、气压操纵联程（三通）阀，如不采用此类阀门，则高压加热器出入口给水电动阀门和给水大旁路电动阀门的开、关速度和控制逻辑，应满足锅炉不断水、高压加热器汽侧不满水、不超压及高压加热器管束温变率不超限的要求.

g）凝结水泵及给水泵配置的型式可以按GB 50660选择，泵的选型应便于全厂统一运行维护和管理。凝结水泵若采用变转速节能运行方式，应保证转速调节区间凝结水泵及其电机振动符合 GB/T 29531的相关要求。

h）汽轮机汽水管道设计应符合DITr 5054的规定，并根据系统和布置条件做到选材正确、布置合理、安装维修方便，并应避免水击、共振和降低噪声.汽轮机本体范围内的汽水管道设计还应与制造商协商确定.

i）疏放水应回收至凝汽系统或其他设备。

j）汽轮机疏水系统设计除按DUT 834执行外，还应结合机组的具体情况和运行、启动方式及经济性进行优化。

5.2.8阀门电动装置的基本技术条件可按DLTT 641执行。

5.2.9汽轮机在施工设计时，应同时考虑性能试验所需测点，以保证性能试验测点的完整和可靠。凝汽器真空监测表计应采用绝对压力变送器•

5.2.10管道支吊架的材料、设计应符合GB"17116 （所有部分）等标准的规定。

5.2.11汽轮机设备、管道及其附件的保温、油漆的设计应符合GB 50764、DLZT 5054, DI/Γ5072, DITT 5204等标准的规定。凡未经国家、省级鉴定的新型保温材料，不得在保温设计中使用。

5.2.12汽轮机四大管道上的压力取样管支座、温度热电偶套管支座、温度热电偶套管材质应与四大管道母材相同.

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6制造监督

6.1 汽轮机制造及监造应按照 GB50205、GB"28559∖ DL/T 586、DL∕T717. DL/T869、DDT 1428、JB∕T1265, JB/T8707,监造单位出具的监造大纲、制造厂的企业标准和供货协议等进行.制造厂的企业标准应满足国家、行业标准的要求。

6.2监造单位应按技术标准和规范、合同文件、厂家正式技术资料等编制监造大纲和质量计划，内容可参照DLTr 586,并经业主和技术监督认可。

6.3汽轮机及辅机设备制造质量主要见证项目及见证方式应依据DLH 586确定，可视具体情况增加设备的监造部件、见证项目和见证方式.

6.4应按照国家和行业标准、合同文件、供货协议要求进行产品制造。制造过程中，在质量见证点实施前应及时通知监造代表参加见证；未按规定提前通知监造代表导致不能如期参加现场见证的，应重新安排见证。

6.5应规范管理制造、监造过程中使用的仪器、仪表和量具，并经有资质的计量单位校验合格，在有效期内使用.

6.6监造时应查阅制造单位的设备制造工艺、技术标准和生产计划，并及时提出意见。对重大质量问题或重要检验/试验项目达不到标准要求的，应监督进行检测、分析，确定处理方案，直至满足要求。

6.7监造单位应按监造服务合同的约定提交监造工作简报。

6.8应定期检查监造验收报告和设备监造报告，检查内容应包括验收依据、验收项目、验收情况、出现的问题和处理方法、结论及建议等。

6.9监造单位工作结束后，应及时提交设备监造工作报告及总结，在监造总结中对设备质量和性能做出明确评价。

6.10包装应符合国家/行业标准的规定和有关包装的技术条件。

6.11设备到达现场后，协助业主与制造商，按商定的开箱检验办法，进行检查/验收。

6.12汽轮机及其辅助设备、附属系统、合同设备均须签发质量证明、检验记录和测试报告，作为交货时质量证明文件的组成部分。

6.13回转动力泵、各类热交换器的监造验收应分别符合GB/T 3216、GB" 27698/〜GB/T 27698.6、 JB/Γ 8059的规定。

6.14应对主油箱进行监造。监造时应对主油箱内部所有管道焊缝、支吊架进行检查。

6.15汽轮机、给水泵汽轮机、引风机汽轮机、热网循环水泵汽轮机、供热背压汽轮机的转子高速动平衡应进行现场见证，加工制造的其他环节应进行文件见证或按监造合同约定的方式进行见证.

7安装监督

7.1安装管理规定

7,1.1汽轮机和辅助设备及系统安装应符合GB/T50319、GB 50275、DUT438、DL/T855、DIZT 869、DUT 1428、DL 5190.3—2019, DL 5190.5, DL/T 5210.3, DL/T 5210.5 等标准以及设备安装手册（指导书）、图纸、安装标准等技术文件，设备、系统的设计修改签证，附加说明或会谈协议文件的规定.施工质量检验及评定以国家/行业标准、技术管理法规和签订的合同为依据。

7.1.2安装工程施工单位应具备相应的施工资质，特种作业人员应持证上岗。应有经审批的施工组织机构、施工设计、施工方案、作业指导书等文件。

7.1.3监理单位应依据DL/T 5434等标准，结合工程实际情况和专业特点编制监理大纲、监理实施细则.监理人员应有监理工程师资格证。

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7.2设备入厂验收和保管

7.2.1应制定设备入厂验收管理办法。

7.2.2汽轮机设备或部套到厂后，应由建设、制造、监理、施工、设备保管等相关单位按照装箱清单、合同及技术文件进行开箱验收，做出验收记录并经各方签证。对有缺陷的设备或部套应按合同约定进行处理。

7.2.3汽轮机设备应符合技术协议要求，设备或部套入厂时应提供质量证明书、检验试验记录及缺陷处理记录。

7.2.4设备在安装期间应按照DLC 855的规定和设备技术文件的要求建立、健全设备维护保管制度。

7.2.5汽轮机转子、隔板、缸内零部件、设备结合面应采取防尘、防腐、防锈蚀、防碰撞、防变形措施。螺栓等紧固件及螺纹部分应妥善保护，防止受损。

7.3汽轮机本体安装

7.3.1汽轮机本体基础

7.3.1.1汽轮机本体的安装程序应严格遵照制造厂的要求，不得因设备供应、图纸交付、现场条件等原因更改安装程序.

7.3.1.2制造厂整套供货，现场不再组装设备，制造厂应确保内部组件的结构和性能与其供应的技术文件相符。

7.3.1.3本体基础沉降观测应在以下阶段进行：

a）基础养护期满后，应首次测定并作为原始数据；

b）汽轮机汽缸、发电机定子就位前、后；

c）汽轮机和发电机二次灌浆前:

d）整套试运行前、后.

7,3.1.4湿陷性黄土地质结构可增加沉降测量次数。

7.3.2汽缸、轴承座及滑销系统

7,3.2.1汽缸安装前的检查和记录应符合DL5190.3—2019的要求。汽缸安装质量不合格时应处理并记录处理过程。

7.3.2.2汽轮机滑销系统应严格按照设计图纸及安装工艺要求施工，并经施工单位、监理、建设单位逐级验收。滑销系统的固定、配合、间隙等应符合DL 5190.3—2019的规定。

7.3.2.3汽缸膨胀指示器的安装应牢固、可靠，指示器的指示范围应满足汽缸的最大膨胀量.汽轮机首次启动前，在冷态状况下应将指示器的指示调至零位并做好标记。

7.3.3汽轮机转子和通流部分设备

7.3.3.1转子轴向窜动的最终记录，在完成汽轮机扣缸工作后，以热工整定轴向位移指示时测定的数据为准。

7.3.3.2通流间隙调整应遵循节能降耗的原则，在保证汽轮机运行安全的前提下，间隙值宜取图纸要求的下限，并使间隙均匀.通流部分间隙及汽封轴向间隙不合格时，应由制造厂确定处理方案。

7.3.4汽轮机扣缸

7.3.4.1汽轮机扣缸技术要求按照DL 5190.3—2019的规定执行，安装记录、验收签证应齐全。

7.3.4.2扣缸前应对设备零部件进行清点检查，应符合制造厂技术要求并按顺序放置整齐，防止漏装、错装。

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7.3.4.3施工用工器具应逐件登记，扣缸后再次清点施工用工器具，确认无缺损。

7.3.4.4汽缸内可能松脱的部件，扣缸前应锁紧。

7.4调节保安装置和油系统安装

7.4.1汽轮机的主油泵、调节机构、阀门及传动机构、保护装置、润滑油系统、氢冷发电机密封油系统、油净化装置及电液调节系统的施工应符合DL5190.3—2019、DL5190.5,制造厂技术文件的规定。

7.4.2油系统管道材质应符合DL 5190.3-2019等标准的规定。油系统现场安装焊缝应进行100%无损检测。

7.4.3油系统管道连接应尽可能采用对接焊接。油管接头应采用厚壁管接头。不宜采用法兰接口并应尽量减少焊缝，管道焊接前应经检查以确保油管内部清洁。油管道的法兰应采用凹凸法兰.

7.4.4除制造厂要求不得解体的设备外，油系统设备应解体复查其清洁程度，对不清洁部套应彻底清理，确保系统内部清洁。

7.4.5油系统常用密封材料品质及使用范围依据DL 5190.3—2019中附录C。

7.4.6油管外壁与蒸汽管道保温层外表面应有不小于150 mm的净距，距离不能满足时应加隔热板。正对油管的蒸汽管道法兰应加铁皮罩。运行中存有静止油的油管应有不小于20Omm的净距，在主蒸汽管道及阀门附近的油管不宜设置法兰、活接头.

7.4.7油系统严禁使用铸铁阀门，油管道阀门应为钢质明杆阀门，不得采用反向阀门且开关方向应有明确标识。各阀门阀杆应水平或向下布置。主油箱事故放油管应设两道手动阀门。事故放油阀门与油箱的距离应大于5 m,并应有两个以上通道。事故放油阀门手轮应挂有“事故放油阀，禁止操作”标志牌，手轮不应加锁。油管道阀门阀杆盘根宜采用聚四氣乙烯碗形密封垫.

7.4.8润滑油管道中原则上不装设滤网，若装设滤网，必须有防止滤网堵塞和破损的措施。

7.4.9润滑油主油箱油位计、供油母管油压、主油泵入口油压、主油泵出口油压、冷油器出口供油油温应至少有一套远方监视的模拟量测量装置。

7.4.10抗燃油应采用独立管路系统，管路中尽量减少死角，便于系统冲洗。

7.4.11在抗燃油系统中的压力表应采用不锈钢弹簧管，压力表管应尽量减少交叉，防止运行中振动磨损；抗燃油或保安油系统压力表管的壁厚和接头，应满足油液压力等级的要求。

7.4.12减压阀、溢油阀、过压阀、止回阀等特殊阀门、密封件及管接头在安装前应按制造厂技术文件要求，检查其各部间隙、行程、尺寸并记录，阀门应做严密性检查。

7.4.13手动危急遮断装置的手柄应涂红色，且应有红色保护罩，定位弹子应能将滑阀位置正确定位. 超速监测保护、振动监测保护、轴向位移监测保护等电子保护装置的各项表计和电磁传感元件安装前应经热工仪表专业人员检查校验合格。

7.4.14新汽轮机油应按GB 11120的规定执行质量验收，新磷酸酯抗燃油应按DITT 571的规定进行质量验收。

7.4.15油系统的清洗及油循环过滤工作应在机组整套启动前结束。油循环冲洗对象应包括厂家供货油管道、非厂家供货油管道、设备及设备附属管道，其冲洗方法依据DL5190.3—2019、厂家技术文件。汽轮机油和抗燃油在投运前及运行中的油质指标应满足GB/T 7596、DLyT 571的要求。润滑油、顶轴油、密封油系统冲洗应达到油样颗粒度不低于NAS7级。抗燃油颗粒度不应低于NAS5级。油质不合格的情况下，严禁机组启动。

7.5泵类设备安装

7.5.1泵的安装应依据制造厂说明书要求，并符合GB 50275和DL 5190.3-2019的相关规定。

7.5.2按装箱单清点泵的零件和部件、附件和专用工具，应无缺件，防锈包装应完好，无损坏和锈

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蚀。核对泵的主要安装尺寸，应与工程设计相符。

7.5.3整体出厂的泵在防锈保证期内，应只清洗外表面；出厂时已装配、调整完善的部分不得拆卸：当超过防锈期或明显缺陷需拆卸时，其拆卸、清洗和检查应符合随机技术文件的规定。

7.5.4整体安装的泵安装水平，应在泵的进出口法兰面或其他水平面上进行检测，纵向安装水平偏差不应大于0.10/1000,横向安装水平偏差不应大于0.20/1000:解体安装的泵的安装水平，应在水平中分面、轴的外露部分、底座的水平加工面上纵、横向放置水平仪进行检测，其偏差均不应大于 0.05/1000.

7.6凝汽器安装

7.6.1凝汽器壳体现场组装、冷却管试胀、冷却管正式穿管和胀接、凝汽器支撑弹簧安装、凝汽器与汽缸连接、凝汽器热井水位计、凝汽器胶球清洗装置安装等应符合DL 5190.3-2019的规定.

7.6.2凝汽器冷却管应具备出厂合格证、物理性能及热处理证件，并应抽查冷却管总数的5%进行涡流探伤。抽样方法按批量或存放环境确定。不合格管数量达安装总数的1%时，应逐根进行试验。

7.6.3凝汽器组装完毕后，汽侧应进行灌水试验.灌水高度应充满整个冷却管的汽侧空间并高出顶部冷却管K）Omm,维持24 h应无滲漏。己经就位在弹簧支座上的凝汽器，灌水试验前应加临时支撑。灌水试验完成后应及时把水放净。

7.6.4凝汽器和低压缸排汽室喉部的焊接，应严格监视和采取措施防止控制焊接变形，将因焊接引起的垂直位移差保持在允许的范围内.

7.6.5凝汽器水侧应做严密性检查，可用循环水直接进行运行压力充压，充水时应将空气放净，水室盖板、人孔门和螺栓等处应无渗漏。

7.6.6凝汽器在整个安装过程中应有防止杂物落入汽侧的防护措施.最终封闭凝汽器前应检查冷却管束及上部汽侧空间不得有任何杂物，顶部管道应无损伤痕迹。

7.7冷却塔、间冷塔安装

7.7.1双曲线冷却塔的地基工程、地下工程、斜支柱工程、筒壁工程、塔芯结构工程、淋水配水装置工程、附属工程施工及验收应符合GB 50573、JGJ/T104的要求。双曲线冷却塔所含的各分部（子分部）工程有关安全及功能的检测资料应完整；混凝土结构实体检验必须达到GB 50204的有关要求；混凝土抗冻等级与抗渗等级必须达到设计有关检验评定标准的要求。

7.7.2湿式冷却塔应合理配置挡风板、热水回流或内外环配水装置。

7.7.3北方地区冷却塔塔顶应做好防挂冰措施，施工前应编制防挂冰技术方案，验收时检查确认防挂冰措施是否己得到有效实施。

7.7.4间冷塔的施工和验收应符合厂家技术文件规定。

7.8空冷岛安装

7.8.1空冷装置钢构架及其他金属结构校正、支撑钢结构预组合、支撑钢结构安装、支撑钢结构高强螺栓及连接副安装、风机桥架安装、A型架安装、挡风墙安装、空冷凝汽器风机安装、冷凝器管束安装应符合DL 5190.3—2019的规定。安装检查验收应符合DLfr 5210.3的规定。

7.8.2支撑钢结构高强螺栓及连接副安装应符合制造厂要求。若制造厂无明确规定时，拧紧高强螺栓应分两次进行，初拧应紧固至设计预拉力值的60%〜80%,终拧扭矩值应符合设计要求，终拧后螺栓端部应露出螺母，露出长度以2个〜3个螺距为宜。

7.8.3冷却管管束卸车时，不应损伤管束及翅片。管束安装时应检查管束内部清洁度，并应采用无油压缩空气吹扫干净；相邻两片管束之间应留有3 mm的焊缝间隙；顺流管束与上联箱应直接焊接连通，逆流管束在上联箱保持自由膨胀状态■

7.9保温、油漆

7.9.1汽轮机及附属设备和本体管道的保温、油漆工作应符合设计要求，并应符合DL 5190.3-2019、 DLZT 5072的要求和汽轮机制造厂的规定。

7.9.2汽轮机保温工艺应严格遵守制造厂要求。下缸的保温层应厚于上缸。应采用良好的保温材料和施工工艺。

7.10其他

7.10.1设备中用合金钢或特殊材料制造的零部件和紧固件应在施工前进行光谱分析和硬度检验，以鉴定其材质，确认与制造厂图纸和有关标准相符。易产生裂纹的高合金钢材料检验后应及时用砂轮或砂布除去燃弧斑点.本体范围内管道施工和焊接应按照DL 5190.5及DLT 869中有关规定执行。

7.10.2辅助设备安装时，其纵横中心线和标高应符合设计图纸要求.允许偏差为IOmn1。卧式设备壳体应水平。直立式设备垂直允许偏差为10 mm。

7.10.3低压缸排汽压力的测量应符合GB/T 8117.1的规定，且应满足以下规定：

a）测量低压缸排汽压力的传压管从凝汽器喉部取压点一直倾斜向上穿出低压缸化妆板，中间不允许有U形管形式，避免运行中传压管积水导致排汽压力测量不准确；

b）排汽喉部的每一排汽截面至少布置两个网笼探头：

c）低压缸排汽压力变送器应选择绝对压力变送器.

7.10.4高压加热器在制造厂监造时的水压试验合格签证书可作为现场水压试验的依据，不宜再做水压试验，以利防腐。

7.10.5当低压缸各轴封供汽支管穿过低压缸时，低压缸内轴封供汽支管应采取隔热措施。

7.10.6对机外小管的安装和检验不应低于DLzr 869的规定。

7.11安装验收

7.11.1汽轮机安装质量应按照DL 5277、DL/T 52103的规定进行验收。安装工程应分阶段由施工单位、监理单位、建设单位进行质量验收。

7.11.2各阶段施工质量验收签证和记录应齐全，并满足DL 5190.3—2019的要求.

8调试监督

8.1汽轮机调试管理规定

8.1.1 汽轮机调试监督执行 DL/T338、Dur 863、DL/T 1270 , DL/T1428、DL/T5210.3, DL/T 5210.6、DL5277. DL/T 5294-2013、DL/T 5437等标准的规定，结合设备制造厂说明书、有关技术协议和合同，对单体调试、分部调试、整套启动调试过程中调试措施、技术指标、主要质量控制点、重要记录、调试报告进行监督。

8.1.2机组调试工作应由试运指挥部全面组织、协调，汽轮机启动调试应由汽轮机调试专业小组负责。

8.1.3汽轮机专业调试小组应由调试、施工、生产、建设、监理、设计及制造厂单位的工程技术人员组成。应由主体调试单位人员任组长。

8.1.4工程安装施工阶段，调试单位应收集、热悉、掌握汽轮机设备及系统的详细资料，并应进入现场熟悉汽轮机设备及系统，对发现的问题和缺階及时提出处理建议。

8.1.5调试单位应编制汽轮机专业调试措施（方案），明确汽轮机调试项目、调试步骤、试验的方案及工作职责，并制定相应的调试工作计划与质量、职业健康安全和环境管理措施。调试项目应完整。

8.1.6汽轮机分系统及整套启动时的调试措施（方案）应经过建设、生产、施工、监理、设计、制造

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厂各单位讨论、会审，应符合标准、技术协议、设计文件、设备厂家等要求，经试运指挥部批准后实施。

8.1.7调试工作开始前应向参与调试的单位进行调试措施（方案）技术交底，并做好相应技术交底记录。

8.1.8应做好调试前仪器仪表的准备、设备系统的验收及启动条件的检查。分部调试中分系统调试与整套启动调试宜由具备资质的同一调试单位独立承担.

8.1.9分系统调试与汽轮机整套启动调试阶段应做好全过程的调试记录，完成相应的质量验收签证。

S.2单体调试监督

8.2.1单体调试工作由施工单位负责。施工单位应按生产单位提供的联锁、保护定值和测点量程清单等资料，完成试运设备和系统的一次元器件校验及阀门、挡板、开关等单体调试和联合传动，并向调试单位提交单体调试申请单。

8.2.2单体调试时应完成DCS系统组态检查，按照生产单位提供的联锁、保护定值清单完成报警、联锁、保护定值检查，完成相关报警及联锁、保护逻辑传动试验。

8.2.3主体调试单位专业负责人应参加设备及系统的单体调试并确认试运结果，参加单体试运后质量验收签证。

8.3分系统调试监督

8.3.1分系统调试应在单体调试和单体调试质量验收签证合格后方可进行。分系统试运的记录、报告应由调试方负责整理、提供，并符合质量体系要求。

8.3.2分系统试运应具备以下条件：

a）相应的建筑和安装工程己完成并验收合格，记录齐全且记录完整；

b）具备设计要求的正式电源、汽（气）源和水源；

c）单体调试已完成；

d）分系统试运的计划、措施（方案）已经过审批且已经完成技术交底。

8.3.3调试单位应完成测点的投入和在线验证、设备及系统的联锁保护传动试验。分系统试运阶段各项重要控制、验收参数应等于或接近设计值。

8.3.4循环水系统首次试运应将前池至循环水泵入口区域清理干净，对循环水管路及系统进行预先充水和排空。

8.3.5循环水泵试运期间应检查备用泵是否倒转，循环水泵停运时应监视是否有水锤发生。

8.3.6胶球清洗系统应按设计要求投运且收球率达到95%以上。

8.3.7闭式冷却水系统首次启动应进行冲洗，热交换器应在系统冲洗合格后方能投用.

8.3.8真空系统灌水查漏时水位应升至低压转子汽封洼窝下Ioomm。真空泵试运过程中应进行空负荷试验并满足DLZT 863中的要求。

8.3.9机侧吹管范围应包括旁路蒸汽管道、轴封供汽管道、给水泵汽轮机供汽管道、除氧器汽源管道、采暖加热蒸汽管道、抽汽至辅汽母管管道、冷再热至辅汽管道、汽轮机缸体预暖管道等。严禁将旁路、轴封正式阀门作为吹管阶段的控制阀。辅汽系统的吹管工作必须在主汽吹管阶段前完成。应保证蒸汽吹扫管路、阀门、仪器仪表管路和接头的质量.

8.3.10应进行主汽阀、调节汽阀、各止回阀、补汽阀、供热机组抽汽快关阀的关闭时间测定，阀门关闭时间应满足DL/T338和DIZr 863的要求及设备厂家规定。

8.3.11密封油系统重要控制参数应等于或接近设计值。消泡箱及发电机油液探测器等液位报警信号应准确可靠。密封油系统应能按照说明书中的各种运行方式运行。

8.3.12热态启动投运轴封蒸汽时，轴封供汽温度与转子轴封区域间金属表面温度应匹配，不应超过制

造厂允许的偏差值。

8.3.13采暖/工业抽汽系统调试时，应与外部热用户保持沟通，防止由于用户大规模减负荷造成热网循环水系统超压、汽轮机超速。

8.3.14分系统试运完成且合格后，施工、监理、调试、建设、业主及生产单位负责人均应签字确认验收.

8.3.15已经验收的设备和系统，由生产方代管、运行及维护，代管期间的施工缺陷仍由安装单位负责消除。

8.4整套启动监督

8.4.1整套试运前，应接受工程所在地电力建设工程质量监督中心站的监督，按《电力建设工程质量监督检查典型大纲（火电、送变电部分）》检查、确认并通过.

8.4.2整套启动试运应具备以下条件：

a）单体调试以及分系统调试均已完成：

b）组织机构健全且职责分明，已召开启动试运委员会会议；

c）技术文件准备充分且符合要求。

8.4.3整套启动试运分为空负荷调试、带负荷调试和满负荷调试三个阶段，进入满负荷试运前应完成所有的调试项目并验收合格。

8.4.4转子首次盘车时，应记录原始弯曲最大晃度值、圆周方向相位以及首次盘车时的稳定电流值。大轴晃度值超过制造厂的规定值，或超过原始值±0.02 mm,严禁启动汽轮机。晃度测量时应尽量靠近 1号轴颈。

8.4.5超速试验过程应按照制造厂规定执行。若制造厂无明确规定，进行超速试验前，应带25%~ 30%额定负荷连续运行4 h后再进行。

8.4.6机械超速保护试验危急保安器的整定动作转速应为额定转速的109%〜111%。每个飞锤或飞环应试验两次，两次动作转速之差不大于0.6%。当机组为初次投运时，应进行三次试验，第三次动作转速与前两次动作转速平均值的偏差不大于1%额定转速。电超速可采取降低动作保护值的方法进行。汽轮机超速试验报告见附录Ao

8.4.7机组在进入满负荷试运前应进行甩负荷试验。甩负荷试验应符合DLTT 711和DLfT 1270的规定。

8.4.B蒸汽阀门严密性试验应执行制造厂标准，制造厂没有明确要求时，则依据本条款。蒸汽阀门严密性试验过程中主蒸汽和再热蒸汽的压力均不应低于额定压力的50%,汽轮机转速应降至"以下：

" = （p∕ P_（I）XlOOO

式中：

n ...汽轮机转速，r/min；

P-—试验时的主蒸汽压力或再热蒸汽压力，MPa_i

Po--额定主蒸汽压力或再热蒸汽压力，MPa.

8.4.9主汽阀严密性试验后的结束方式应是安全的，确保调节汽阀先关闭，再开启主汽阀。主汽阀严密性试验报告见附录B。

8.4.10润滑油低油压联锁应采用放油泄压对油泵启动及其动作值进行校验，还应检查油泵间电气联锁时最低的暂态油压和直流油泵全容量启动是否存在过电流跳闸情况。

8.4.11应在整套试运阶段完成高中压主汽阀、高中压调节汽阀及补汽阀的活动试验（含部分行程活动试验及全行程活动试脸），并记录试验过程中负荷的波动范围和振动等。

8.4.12胶球清洗装置、抗燃油旁路再生装置、润滑油净化装置、密封油净化装置和自动补油装置等应与机组试运行同时调试，并投入使用.

8.4.13带负荷运行过程中以下汽轮机重要控制指标应符合以下制造厂规定：

a）转子相对振动、转子绝对振动、轴承座振动；

b）轴承进油温度、轴承回油温度；

c）推力轴承温度、支持轴承温度；

d）汽缸膨胀：

e）高压缸胀差、中压缸胀差、低压缸胀差；

f）轴向位移；

g）主蒸汽、再热蒸汽的压力和温度；

h）高中压内、外缸的上下缸温差；

i）凝汽器/排汽装置压力；

j）高压缸排汽温度：

k）低压缸排汽温度；

1）升负荷速率。

8.4.14整套启动带负荷阶段调试项目及要求应包括但不限于表1所列内容.

序号	调试项目	_________调试要求_________
1	单阀、顺序阀切换试验~	按照厂家要求，进行阀切换静态试验及动态试验
2	汽轮机进汽阀门活动试验	按照厂家要求，冷态进行静态试验，热态进行实际活动试验
3	疏放水阀门漏泄率	应进行疏放水阀门泄漏检查，漏泄率不应大于3%
4	真空严密性试验	停运所有真空泵（或抽气器），关闭进口阀门。湿冷及间接空冷机组真空下降率低于200 PaZmin,直接空冷机组真空下降率低于IoOPaZmin_________
5	机组轴系振动试验、诊断（从首次启动升速开始）	1）机组在3000r/min空转及100%负荷时，测量各轴承瓦振、轴振幅值及相位、各瓦金属温度； 2）在汽轮机空转期间完成变排汽温度试验，在汽轮机带半负荷阶段，完成变润滑油温试验； 3）对汽轮机从空转、定速、升负荷到带满负荷过程的轴系振动进行检测、分析、诊断__________________________________
6	葆汽器半侧运行试验	实现凝汽器半侧运行，确定凝可器半侧运行时机组的最大出力，检验各阀门的严密性________________________________
7	给水泵最大出力试验	确定单台给水泵和多台给水泵运行时机组的最大带负荷能力，以及给水泵切换时机组负荷变化情况
8	给水泵事故互联试验	给水泵事故互联过程不影响机组安全稳定运行
9	给水泵/引风机汽轮机汽源切换试验	机组带负荷试运期间，进行高、低压汽源切换试验，确保给水泵/引风机汽轮机转速控制能够适应甩负荷等恶劣工况________________
IO	抽汽止回阀和抽汽快关阀活动试验	机组带负荷时进行抽汽止回阀和抽汽快关阀活动试验，检验阀门是否存在卡
11	主要辅机切换	_ 宜进行主要辅机带负荷切换试验
12	高压加热器、低压加热器液位优化____	调整高压加热器、低压加热器液位，使高压加热器、低压加热器下端差达到设计值，验证液位报警值和跳闸值符合设计要求______________
13	高压加热器事故切除试验	”80%负荷以上进行高压加热器事故切除试验，机组能够稳定运行
14	高压加热器旁路严密性试验	蘭应高庶加热器出口出水温度与旁路后出水温度比对，确定高压加热器旁蹈泄漏情况并进行处理__________________________
15	] 汽封自密封最低负荷	按照汽轮机厂家设计说明书，检查轴封漏汽量
16	—~漏氢量测/	机组漏氢量不吞翁康证值
17	负荷率	300 MW及以上机组，168 h连续运行平均负荷率不小于90%： 300MW以下机组连续运行平均负荷率不小于90%,可96 h或72 h+24 h完成_______

8.5调试験收

8.5.1汽轮机调试工作完成后，调试单位应在规定时间内完成各项调试报告编写.调试报告应符合 DUT 5294-2013中附录J的要求。

8.5.2单机试运、分系统及整套启动的质量验收应符合DLZT 5210.3、DLZT 5210.6的要求，还应符合现行国家和行业标准的规定。

8.5.3汽轮机专业调试完成并全部验收合格后，应按照DIJT 5210.6的要求完成汽轮机专业的单项工程调试质量评价.

9达标投产验收监督

9.1机组达标投产验收应依据DL 5277.

9.2达标投产初验和复验应结合汽轮发电机组的安装、调试、性能试验进行。

9.3应核查汽轮发电机组工程质量、调整试验、性能试验和主要技术指标所涉技术内容的真实性和正确性。

9.4汽轮机主辅设备性能验收试验应按合同签订时指定标准进行，以验证制造商提供的保证值.

9.5对合同保证值和试验结果的定义、试验结果与保证值的比较，应根据汽轮机订货合同中有关条款规定的方法进行，也可根据汽轮机的类型和保证值的形式，由参与试验的各方在试验前协商确定。

9.6凡合同规定的性能验收试验项目，应按合同规定进行。

9.7试运结束后半年内应完成相关性能试验。

9.8性能验收试验应由业主组织，由有资质的第三方单位负责，设备制造厂、电厂、设计、安装等单位配合。

9.9在机组初步设计阶段就应确定性能试验的负责单位，试验单位应确定试验负责人。

9.10在设计联络会上，应由试验负责人负责，会同业主、设计、制造等单位确定试验采用标准的具体措施，并确定测点加工方案和安装单位。

9.11试验大纲/方案由承担性能验收试验的单位提供，与业主、设计、制造等单位讨论后确定。如试验在现场进行，制造单位应进行配合，个别部套试验可在工厂进行。

9.12汽轮机主辅设备性能验收试验的测点应在设计阶段由试验单位负责提出。性能试验所使用的仪器应在检定有效期内。

9.13汽轮机主辅设备验收试验包括但不限于以下内容：

a）汽轮机性能考核试验；

b）给水泵、凝结水泵、循环水泵等性能考核试验；

C）冷却塔性能试验；

d）凝汽器性能试验；

e）空冷岛性能试验；

f）间冷塔性能试验；

g）调节系统热态性能动作试验；

h）安全监测保护装置的性能试验；

i）汽轮机在各种状态下的启动和停止试验；

j）带负荷和甩负荷试验；

k）轴系振动测试；

1）散热测试:

m）噪声测试.

10运行监督

10.1运行管理规定

10.1.1汽轮机运行应符合DLZT 338、DLfT 561、DI/T834、DL/T1051、制造厂技术文件的规定。

10.1.2应编制汽轮机运行规程、汽轮机专业反事故措施，绘制系统图。

10.1.3每年应对汽轮机运行规程、系统图、汽轮机专业反事故措施进行一次复查、修订，并书面通知有关人员。如不需要修订，也应出具"可以继续执行"的书面文件。

10.1.4汽轮机设备运行工作票和操作票的制订与执行、运行交接班、设备巡回检查、设备定期试验与切换、运行监视操作、运行分析、运行优化、运行技术管理等工作均应实现标准化管理。

10.1.5应按照设备定期试验和切换制度开展运行中的设备定期试验和轮换。应特别重视涉及机组安全的重要设备的定期试验和切换操作工作，合理安拝定期试验和切换操作时间，做好组织、监护和事故预想，重要试验和切换操作应由专人负责。

10.1.6系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验，必须预先制定安全技术措施，经主管领导或总工程师批准后再执行.

10.1.7在影响机组运行安全的重要操作前，应对操作人员进行安全交底，安排专人现场监护，现场人员应与集控室盘前人员保持沟通和协作，防止误操作。

10.1.8机组启动前所有保护必须按照运行规程的规定投入，并进行检查确认和签字。

10.1.9检修或停运15天的机组启动前，应对汽轮机主保护和其他重要热工保护装置进行静态模拟试验，检查跳闸逻辑、报警及保护定值。热工保护联锁试验中，尽量采用物理方法进行实际传动，如果条件不具备，可在现场信号源处模拟试验，禁止在控制柜内通过开路或短路输入端子的方法进行试验。

10.1.10集控室操作盘前电气硬手操回路应利用机组启停机会进行测试。

10.1.11汽水品质应符合DUT 561、DITT801等标准的规定。

10.1.12设备及管道编号、标志应采取科学的方式（如KKS编码），规范并与现场实际相符合。

10.1.13依据GB" 6075.2、GB" 113482、制造厂技术文件、汽轮机运行规程进行汽轮机和旋转辅机的振动监督。机组正常启动、运行中应定期测试轴系振动，建立振动技术档案。己有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、轴振应在有关标准的范围内，并监视振动变化趋势。

10.1.14已有扭振监测保护装置的机组，扭振超限跳机保护应投入运行。机组正常运行扭振应在制造厂规定的范围内，并监视扭振变化趋势。依据NB"42085、GB/T33199.1 ＞制造厂技术文件进行汽轮发电机组和旋转辅机的扭振监督。

10.1.15应建立、维护并及时更新机组运行技术资料档案，包括机组启停记录和分析、运行日志、交接班记录、运行月度分析、经济性分析和节能对标报告等。停机后定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数。

10.1.16应建立、维护并及时更新机组试验档案，包括投产前的安装调试试验、大小修后的调整试验、常规试验和定期试验。

10.1.17应建立、维护并及时更新机组事故档案。无论大小事故均应建立档案，包括事故名称、过程、性质、原因和防范措施.

10.1.18应建立、维护并及时更新转子技术档案，包括制造商提供的转子原始缺陷和材料特性等转子原始资料：转子安装原始弯曲的最大晃动值（双振幅），最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置；大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动值（双振幅），最高点在圆周方向的位置:历次转子检修检查资料；机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态启停次数、启停过程中的蒸汽温度、蒸汽压力和负荷曲线、超温超压运行累计时间、主要事故情况及原因和处理。

10.2运行安全

10.2.1机组启动过程中，因振动异常停机，应全面检查、认真分析、查明原因.当机组已符合启动条件时，连续盘车不少于4 h才能再次启动，严禁盲目启动。

10.2.2汽轮机启动应执行运行规程和启动操作票，按照设备技术文件提供的启动曲线控制升温、升压速率以及相关启动参数，发现异常，应立即停止升温、升压，并采取相应措施进行消除.

10.2.3汽轮机启动前必须符合并不限于以下条件，否则禁止启动：

a）大轴晃动（偏心）、串轴（轴向位移）、胀差、油压、振动、瓦温、转速等表计显示正确，并正常投入。

b）大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或与原始值的偏差不超过±0.02mm。

c）高压外缸上下缸温差不超过50c，高压内缸上下缸温差不超过35 C。汽轮机汽缸左右侧法兰温差不超过制造厂运行说明书上的规定.

d）主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50 T,但不超过额定蒸汽温度，蒸汽过热度不低于 50-C,或按制造厂规定执行.

e）冷态启动时，涡轮机油和抗燃油的水分和颖粒度指标必须合格；油系统进行过检修时，涡轮机油和抗燃油的运动黏度、颗粒度、水分和酸值等指标必须合格。

f）水、汽中氢电导率及铁、二氧化硅、钠含量应合格。

10.2.4汽轮机发生但不限于下列情况之一，应立即打闸停机：

a）机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03 mm。

b）机组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.1 mm或相对轴振动值超过0.26 mm,应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。

c）机组运行中要求轴承振动不超过0.03 mm或相对轴振动不超过0.08 mm,超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.26mm应立即打闸停机；当轴承振动或相对轴振动变化量超过报警值的 25%,应查明原因设法消除，当轴承振动或相对轴振动突然增加报警值的100%,应立即打闸停机；或严格按照制造商的标准执行.

d）高压外缸上、下缸温差超过50c，高压内缸上、下缸温差超过35 ℃。

e）机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在IOmin内突然下降50 C。调峰型单层汽缸机组可根据制造商相关规定执行。

10.2.5汽轮机冷态启动冲转时应按照制造厂要求进行摩擦检查。

10.2.6机组正常启动或停机过程中，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，应开启旁路系统.机组再次启动时，再热蒸汽压力不得大于制造商规定的压力值.

10.2.7运行中应对反映汽轮机安全运行的主要参数和指标，如轴系振动、轴向位移、胀差、汽缸膨胀、汽缸上下缸温差、轴瓦温度、轴承回油温度、推力瓦温度、润滑油压、抗燃油油压、主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、排汽压力、监视段压力等进行统计分析，将其控制在汽轮机运行规程规定范围内。

10.2.8按照制造厂要求投、退汽缸夹层加热和法兰螺栓加热装置，控制胀差和汽缸膨胀量。

10.2.9机组运行过程中应按照运行规程和制造厂要求控制轴封供汽母管压力，如果制造厂无明确要求时，轴封供汽母管压力上限应按照各汽缸轴端不冒汽，下限按照低压缸轴端不漏空气，且不影响机组真空严密性为原则进行调整。

10.2.10机组在启、停过程中及运行中，交、直流润滑油泵联锁开关应处于投入状态.在任何情况下，联锁均能使油泵启动，不应有任何的延时和油泵自身的保护。

10.2.11润滑油系统低油压联锁除采用常规放油方式对交直流油泵启动及其动作值进行校验外，还应

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检查、记录并确保油泵间电气联锁时最低的暫态油压不低于低油压报警值，直流油泵全容量启动不应存在过电流跳闸情况。润滑油压低报警、联启油泵、跳闸保护、停止盘车定值及测点安装位置应按照制造商要求整定和安装，整定值应满足直流油泵联启的同时必须跳闸停机.对各压力开关应采用现场试验系统进行校验，润滑油压低时应能正确、可靠地联动交流、直流润滑油泵。

10.2.12临时滤油机工作时应专人旁站监护，临时滤油机不应采用橡胶软管连接。设备使用年限超过制造商规定有效期的、电气元器件老化明显的应及时更换。

10.2.13在机组启、停过程中，应按制造商规定的转速停止、启动顶轴油泵。未设置顶轴油系统的机组，应严密监视润滑油压及轴承金属温度和回油温度，应按照制造商规定投入盘车装置或电动抽吸泵，防止机组启、停低转速时轴瓦损伤事故。

10.2.14密封油系统油净化装置和自动补油装置应随发电机组投入运行。

10.2.15 ASP油压、隔膜阀上腔油压应加强监视，并定期进行分析比较。

10.2.16抗燃油系统补油前应严格按照化学技术监督要求进行混油试验.

10.2.17电液伺服阀（包括各类型电液转换器）的性能应符合要求，否则不得投入运行.运行中要严密监视其运行状态，做到不卡涩、不泄漏和系统稳定。

10.2.18机组冷态启动前应通过静态试验对调节保安系统各部件进行检验。

10.2.19新润滑油的验收及运行润滑油（包括给水泵等）的监督、维护、质量应执行GB" 14541、 GB/T7596等标准的规定。新抗燃油的验收及运行抗燃油（含驱动给水泵的汽轮机和高压旁路阀用油）的监督、维护、质量应执行DL/T 571等标准的规定。

10.2.20每班巡检应监视油系统管道振动.综合评估管道振动不可接受或发生明显碰磨时，应查明原因并及时进行振动及碰磨治理。

10.2.21对已投产尚未进行甩负荷试验的机组，应积极创造条件进行甩负荷试验。调节系统经重大改造的机组应进行甩负荷试验。

10.2.22严密监测氢冷发电机油系统、主油箱内的氢气体积含量，确保避开含量为4%〜75%的可能爆炸范围。内冷水箱中含氢（体积含量）超过2%应加强对发电机的监视，超过10%应立即停机消缺。内冷水系统中漏氢量达到0.3 m³∕d时应在计划停机时安排消缺，漏氢量大于5 m³∕d时应立即停机处理。

10.2.23汽轮机疏水系统的设计、操作及联锁保护应科学、完善。低负荷运行机组应定期进行疏水工作。

10.2.24高压加热器应符合防爆要求。高压加热器投入率应达到100%.高压加热器温变速率应符合运行规程规定。高压加热器如因故障停用，应按照制造厂规定的高压加热器停用台数和负荷的关系，或根据汽轮机抽汽压力来确定机组的最大允许出力。

10.2.25加热器工作温度和压力应符合说明书要求，任何工况下加热器不应超温超压运行.泄漏的加热器应退出运行，禁止带压堵漏。

10.2.26机组运行过程中，严禁关闭加热器危急疏水截止阀。

10.2.27加热器（含热网加热器）抽汽膨胀节设计压力不应低于汽轮机阀全开（ValVe wide open, VWO）设计工况的抽汽压力，膨胀节不应超压运行.按DL/T438、DI7T612, DL647的规定对压力容器、高温高压管道（包括油管道）进行金属监督和定期检验，严防爆破等恶性事故。安全阀应定期检验，其整定值应合理，防止安全阀误动、拒动。

10.2.28应严格进行DEH重要定期试验，并详细记录试验的时间、相关数据、试验过程中的问题、试验结果。汽轮机调节系统/DEH重要定期试验要求按附录C的规定。

10.2.29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，禁止机组运行。

10.2.30汽轮机超速、轴向位移、机组振动、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁退出，当其故障被迫退出运行时，应制定可靠的安全措施，并在8 h内恢复；其他保护装置被迫退出运行时，应在 24h内恢复。

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10.2.31机组重要运行监视表计，尤其是转速表，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，必须停止运行.

10.2.32机组运行中，应按GBrrl4541、DI/T 571的要求对涡轮机油和抗燃油进行监督。

10.2.33给水泵汽轮机、引风机汽轮机、热网循环水泵汽轮机、供热背压机的转子在现场定位后可实测轴向推力。制造厂应保证轴向推力和推力瓦温度处于正常范围内，否则应进行处理。

10.2.34机组大修后，必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静止试验或全功能仿真试验，确认调节系统工作正常.在调节部套有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁机组启动。

10.2.35湿式冷却塔的防冻挡风板、热水回流或内外环配水装置在冬季应及时投入，挂冰严重应及时清理.

10.2.36直接空冷机组防冻工作应确保各冷却单元进汽隔离阀、挡风墙、隔离墙严密，合理投运空冷单元，调整空冷风机运行方式。

10.2.37间接空冷机组防冻工作应确保各冷却扇区进出口蝶阀严密，保持隔离扇区泄水阀开启，并合理调整百叶窗开度和扇区配水。百叶窗活动应灵活且同步。

10.2.38汽轮机正常停运应按照运行规程中的停机曲线控制降温、降压速率：紧急停运应尽可能控制降温、降压速率。

10.2.39机组停机时，应先将发电机有功、无功减至零，检查确认有功功率到零，电能表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用汽轮机手动打闸或锅炉手动主燃料跳闸连跳汽轮机，发电机逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。

10.2.40汽轮机及热网设备停备用监督应执行DL/T956的要求.应根据设备及实际情况确定保养方案。

10.3运行节能

10.3.1制定机组参加调峰的合理运行方式，按照各台机组的热力特性、主要辅机的最佳组合，进行经济调度。负荷的最优分配应综合考虑经济性和可靠性。机组参与调峰时，应确定主要运行参数的应达值。

10.3.2主要系统和设备达标投产验收、A级检修及重大技术改造前后应进行性能试验，试验应符合 GB∕T8117.1> GB/T8117.2、GBzT 18929、DL/T244、DL∕T85k DUT 1027, DL/T 1078、DL/T 1223、 DLTT 1224、DLTT 1290等标准的要求。给水泵、循环水泵、凝结水泵宜在A级检修前后进行效率测试，测试依据DL/T839等标准。

10.3.3定期（至少每月一次）对汽轮机真空严密性进行测试。湿冷机组真空严密性试验方法依据 DUT 932,直接空冷机组真空严密性试验方法依据DL/T 1290。真空严密性合格值应符合附录D的规定。

10.3.4对凝汽器胶球清洗装置的投入情况、收球率进行监督。凝汽器胶球清洗装置收球率不应低于 95%。

10.3.5运行期间，原则上每5年按DS 606 （所有部分）的规定进行一次能量平衡试验，可结合机组检修前、后进行，并严格按标准验收。

10.3.6应制定阀门泄漏检查清单，停机前、启动后及每季度检查一次阀门泄漏情况。

10.3.7对具有滑压运行功能的机组，应开展汽轮机高压调节阀门优化试验和定滑压试验，并在机组控制系统中应用.

10.3.8应进行汽轮机冷端系统优化试验，按照试验结果将机组真空调整到最佳。循环水泵电机采用变频、双速等技术改造后，应重新开展冷端优化运行试验.

10.3.9空冷机组运行中应综合考虑防冻和阻塞背压，确定最佳的防冻背压。多风沙地区，应及时进行空冷岛/间冷塔的冲洗.

10.3.10凝结水泵变频运行时，应采取措施保持除氧器上水调节阀全开，通过变频器转速调控除氧器

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水位。

10.3.11反映汽轮机经济性的参数和指标应按Dlyr 904、DIZT 1052的规定进行统计分析.汽轮机节能指标的监督要求可参考附录E。

11检修监督

11.1汽轮机检修管理规定

11.1.1汽轮机检修应符合DL/T438、DI/T838、DL5190.3—2019、DIZT5210.3及检修规程的规定.

11.1.2汽轮机检修应以提高汽轮机安全可靠性和经济性为重点，根据DL" 838、设备状态评价报告、修前分析、安全性评价、技术监督、耗差分析和可靠性分析、经济性评价等结果，结合对标要求，统筹制定检修项目。

11.1.3应建立健全检修管理制度，完善检修规程、检修文件包、检修作业指导书等技术文件，实现检修策划与准备、检修实施与控制、检修总结与评价等全过程标准化管理。

11-1.4汽轮机检修宜采用先进工艺和新技术、新方法，推广应用新材料、新工具，提高工作效率，缩短检修工期.

11.1.5汽轮机检修外委的项目，承包方应具有相应的资质、业绩和完善的质量保证体系。

11.1.6汽轮机设备及附属系统应按机组分别建立台账，台账的主要内容应包括设备投产前情况、设备规范，检修记录，重大异常记录，设备变更、异动记录等。

11.1.7设备台账应定期进行检查、备份、及时更新。

11.2汽轮机检修监督重点

11.2.1汽轮机本体

11.2.1.1应进行转子裂纹及缺陷的检查、汽轮机动静叶片的无损检查、汽轮机缸体和进汽阀阀体及阀座的无损检测。对存在扭振的机组，应对低压转子、发电机转子以及低压缸-发电机连接对轮进行无损检测。

11.2.1.2参与深度调峰、宽负荷运行的汽轮机，应开展高精度的转子无损检测，特别注意转子应力释放槽、叶轮根部等应力集中部位。

11,2.1.3应检查高压缸调节级喷嘴、中压缸第一压力级是否存在冲蚀损伤，严重情况下应设法消除固体颗粒物冲蚀（SPE）。

11.2.1.4应对汽轮机低压转子末三级叶片和叶根、高中压转子末一级叶片和叶根进行无损探伤，中低压缸连通管导流叶栅也应进行表面检验或探伤。

11.2.1.5应检查封口叶片、围带及其他叶片是否有松动、变形、倾斜、位移等.叶片表面若受冲刷、腐蚀或损伤情况严重，应做好记录并存档.

11.2.1.6纯凝转子和供热转子互换时的对轮较孔、对轮连接应保证转子轴系中心符合制造厂要求。对轮联轴器端面瓢偏、径向晃度、对轮螺栓间隙值和螺栓质量偏差应符合标准规定。对轮结合面应光洁、无毛刺、无锈蚀，对轮结合面的接触面积和对轮端面平衡度应达到规定要求。

11.2.1.7在安装转子对轮螺栓风挡时紧固螺栓应有足够的紧力，螺栓止退措施应可靠。

11-2.1.8应对联轴器对轮罩焊接的焊缝及对轮罩的牢固性进行检查。必要时对轮罩进行测频和调频检查。

11-2.1.9高中压缸缸体螺栓、进汽阀体各部位（阀座和阀套）的紧固螺栓及其螺母和垫圈应按照DS 439进行检验和处理、紧固与拆卸.不合格的螺栓应及时更换。螺栓紧力或螺栓拉伸量、螺栓与螺栓孔间隙等严格执行安装要求。

11.2.1.10动静叶片清洗（理）前应进行叶片结垢的取样分析，记录颜色、形状、厚薄、分布等情况.

汽轮机动静叶片清洁处理不宜采用喷砂和喷水工艺，推荐采用喷氧化铝和喷玻璃球工艺。

11.2.1.11揭缸检修时应对汽轮机调节级蒸汽温度套管进行金属检测。

11.2.1.12 A级检修时应检查穿缸管的密封环，不符合质量标准时应及时更换。

11.2.1.13检查确认横销、纵销、立销、角销的工作状态，清理、疏通汽缸润滑脂加注孔道。应定期对滑销系统加注润滑脂。检查核对汽缸膨胀、胀差测点的准确性，确认汽缸膨胀、胀差测量值是否超限、是否在设计值范围内。汽缸膨胀异常时应对滑销系统解体检修。

11.2.2汽轮机调速系统

11.2.2.1主汽阀和调节汽阀解体检修时，应对照设计图纸及安装技术要求，检查阀杆弯曲度、动静间隙、密封面受损情况、油动机与阀杆连接情况，以及阀芯和阀座的接触情况，不符合要求的应进行处理.对各主汽阀、调节汽阀等关键部件应进行金属监督检查。应测量各主汽阀和调节汽阀的机械行程，并与设计、投产时的数据进行比较.在检修期间应对翻板式中压主汽阀阀杆进行金属检查，必要时更换高等级材质。

11.2.2.2若同类型的电厂机组已发生主汽阀、调节阀阀杆、执行机构连杆断裂，应开展汽轮机进汽阀门检查，必要时对阀杆、执行机构连杆进行改造。

11.2.2.3主汽阀、调节阀氧化皮清理工作应严格按照制造厂要求的时间间隔进行.氧化皮引起汽阀卡涩或曾经发生过阀门卡涩的机组，每年应利用检修机会检查并及时清理汽阀动静部件之间的氧化皮。

11.2.2.4蒸汽阀门关闭时间超标，应及时解体处理。

11.2.2.5 A级检修应检查蒸汽阀门操纵座弹簧，对弹簧的刚度、伸长量进行检查试验，不符合要求的应立即更换。

11.2.2.6蒸汽阀门油动机每次A级检修或必要时应送有资质单位进行清理和试验，并进行现场见证。

11.2.27抗燃油系统密封材料应符合制造厂规定。抗燃油系统0形圈等密封件到货应进行质量验收。 A级检修时应对0形圈等密封件进行更换，更换过程中应避免挤压、变形损伤，保证安装质量。

11.2.2.8抗燃油系统的温度、压力、油位等均应选用质量合格的热工表计，表计取样开孔、表管焊接等工艺质量应经金属监督确认。

11.2.2.9伺服阀应定期检验、清洗或更换，以保证伺服阀的性能符合要求。大修中要进行清洗、检测等维护工作。备用伺服阀应按照制造商的要求条件妥善保管。对设计不当、不能正常使用的调节保安系统元件，如位移传感器（LvDT）等，应提前准备好备件，在调节保安系统检修期间更换。

11.2.2.10抗燃油系统的滤网应定期更换。

11.2.2.11每年检修时应对抗燃油油箱浮子液位计浮筒进行清理。

11.2.2.12应对调速系统各部位的紧固螺栓进行探伤检查，及时更换不合格的紧固螺栓。螺栓的预紧力应符合要求。

11.2.2.13隔膜阀堵丝应安装止退销或采取其他防松脱措施。

11.2.2.14在调节保安系统元件回装完毕，机组启动前，应对高压调节阀的位移传感器（EVDT）在低阀位内的线性做细致检查，直到达到要求为止。

11.2.3润滑油及盘车

11.2.3.1应对主油泵，交、直流润滑油泵，高压备用密封油泵，交、直流密封油泵出口止回阀的状态逐一检查，确认有无反装、卡涩、内漏，止回阀门轴有无疲劳裂纹等问题，止回阀应动作灵活、阀线接触严密。

11.2.3.2润滑油泵出口的可调节开度止回阀在回装时应做好调整标记。

11.2.3.3供回油系统设有滤网的，应在检修时检查清理滤网.机组大修油循环时宜在各轴承进油管上装临时滤网，油质合格后必须拆除临时滤网。

DL/T 1055—2021

11.2.3.4主机润滑油回油滤网顶部应有溢流放油口，没有设计溢流放油口的，应在检修中增加。

11.2.3.5对盘车机构进行彻底检查，如发现磨损，应更换盘车齿轮或铜套。应对盘车装置大齿轮上的磨痕进行打磨处理。

11.2.3.6检修时应彻底清理油系统杂物，严防遗留杂物，堵塞油泵入口、进油缩孔或管道。机组检修后应进行油系统冲洗并保证滤油时间，应按规程要求定期进行化验，油质劣化应及时处理。

11.2.3.7进行油管道（包括油箱内部管道）支吊架的检查、调整。

11.2.3.8对安装阶段油管道（包括油箱内部管道）安装焊缝未进行100%射线检测的油管路或当油管路安装焊缝质量不明的，应利用A级检修机会，对安装焊缝进行20%的射线检测，射线检测和焊缝质量验收分别按DITT 821、DLrr 869的规定执行；当发现存在超标缺陷情况时，应扩大抽查比例，如仍然发现存在超标缺陷的焊缝，则应对油管道安装焊缝进行100%的射线检側；对存在超标缺陷的焊缝应及时安排进行返修处理，焊缝的返修应全部割除原焊缝。对油管路插入式结构形式的三通焊缝、结构突变部位的焊缝，应在每次A级检修中进行宏观检查和渗透检测。

11.2.3.9轴承回油窥视孔应清洁无污物。

11.2.3.10滤油机更换滤纸或滤元时，必须将滤油机系统与润滑油系统隔离，且保证进出滤油机系统的阀门严密。

11.2.3.11内冷水箱的氢气含量检测装置探头应结合机组检修进行定期校验。

11.2.4辅助设备和附属系统

11.2.4.1 C级检修时应检查、清理低压轴封减温水滤网、各轴封供汽支管滤网。

11.2.4.2应进行供热（汽）系统和设备及其管道、阀门的检修，必要时进行技术改造。

11.2.4.3应结合凝结水泵、给水泵、循环水泵实际运行工况，开展性能试验诊断，利用检修机会对运行效率低下、耗电率较高、出力不够的水泵进行技术改造。

11.2.4.4应对高压加热器、除氧器、低压加热器、轴封加热器、凝汽器和各类冷却器进行查漏、清洗（理）。应对水位计接管座焊缝进行金属检测，并应作为检修标准项目纳入设备检修文件包。

11.2.4.5应进行高压加热器、低压加热器、除氧器、辅汽联箱、轴封供汽联箱等安全门的定期校验。

11.2.4.6应进行真空系统査漏、堵漏工作。应对空冷岛、间冷塔的漏风部位进行有效封堵。应检查真空防爆膜片的严密性和完整性以及与支撑隔栅之间的焊接质量。

11.2.4.7应对冷却塔进行清污、整修，必要时进行相关技术改造。

11.2.4.8利用检修机会清理收球滤网，对胶球清洗装置进行检查，必要时进行技术改造。

11.2.4.9应进行热体设备、管道及阀门的保温治理，按GB/T 8174的规定定期进行保温测试和评价。 11.2.4.10对内漏阀门进行治理。对不影响机组运行安全的热力及疏放水系统冗余阀门宜进行优化. 11.2.4.11应对高温高压介质管道和设备上的热工测点焊接质量进行金属检测。

11.2.5检修前后的专项试验

11.2.5.1 A级检修停机及检修后启动过程中，应对汽轮机组轴系振动进行监测和分析，实测临界转速值及其振动值，获取波德图。对设备的异常振动应及时测试分析和处理。

11.2.5.2 A级检修结束后应尽快完成机组热力性能试验。

11.2.5.3 A级检修具备条件机组，应对低压缸末级叶片（含给水泵汽轮机、引风机汽轮机、热网循泵汽轮机、背压机的调频叶片）进行频率测量，自带冠叶片除外。

11.2.5.4 A级检修后汽轮机调节系统应进行静止试验或仿真试验，试验方法、仪器、仪表的要求应按国家/行业标准、技术管理法规、制造商的要求执行.

11.2.5.5机组每次A级检修之后，应对主汽阀、调节汽阀、各止回阀（含高压缸排汽止回阀、加热器抽汽止回阀、除氧器进汽管道上的止回阀、抽汽供热止回阀）、补汽阀、供热机组抽汽快关阀的关闭时

间、特性进行测试。主汽阀、调节汽阀、抽汽止回阀的关闭时间合格值应符合附录F的要求，补汽阀关闭时间与调节汽阀关闭时间要求相同，其他阀门关闭时间应符合设备厂家规定。

11.2.5.6对调节系统OPC特性进行测试分析，作为对甩负荷工况调节系统抑制转子最高飞升转速进行预测的依据.

11.3检修验收与评价

11.3.1检修过程应按照检修规程和检修文件包中制定的"W"和"H"点进行质量验收。

11.3.2检修完毕后，应对检修工作进行总结并作出技术经济评价。

12技术改造监督

12.1重大技术改造前应进行可行性研究.

12,2技术改造过程中应对重要节点进行质量验收。

12.3技术改造完成后应进行总结并作出技术经济评价.

电厂名称			试验名称	主机超速试验	试验日期
机组名称			试验性质	新机及A级检修后定期试验	试验条件	发电机井网带25%〜 30%额定负荷运行4 h 以上，随后在解列空载状态下进行超速试验
试验数据及试验仪器仪表	试验过程	试验开始时间：试验结束时间：
	试验数据	1号危急遮断器第一次动作转速及油压： 1号危急遮断器第二次动作转速及油压： ■ 1号危急遮断器第三次动作转速及油压（新机组）： 2号危急遮断器第一次动作转速及油压： 2号危急遮断器第二次动作转速及油压： 2号危急遮断器第三次动作转速及油压（新机组）： DEH电超速设定转速/动作转速： TSI电超速设定转速/动作转速: OPC电磁阀设定转速/动作转速：
	试验方法	DEH画面操作机械超速/电超速试验按钮
	试验仪器	机头转速表及DEH转速
	试验依据	DL√T711
结论	主机超速试验合格∕不合格
试验人员	监护人员

电厂名称			试验名称	主汽阀严密性试验	试验日期
机组名称			试验性质	A级、B级检修后和汽阀解体检修后	试验条件	D汽轮机处于空负荷状态； 2）试验过程中主（再热）蒸汽压力最低不得低于额定压力的50%! 3）蒸汽参数和真空应尽量保持额定
试验数据及试验仪器仪表	试验过程	试验开始时间：试验结束时间：
	试验数据	额定主/再热蒸汽压力：试验过程中主蒸汽压力：试验过程中再热压力：试验结束时刻汽轮机转速：
	试验依据	DITT 711
	试验合格标准	试验结束时的最低稳定转速不大于5/0）×1000 （P-试验条件下的主蒸汽压力或再热蒸汽压力，MPa； PO-额定主蒸汽压力或再热蒸汽压力，MPa.）
结论	主汽阀严密性试验合格/不合格
试验人员				监护人员

试验名称	试验内容	试验周期或条件	备注
主汽阀、调节汽阀活动∕⅛动试验	利用就地试验装置或DEH 试验逻辑活动阀门10%〜 20%行程	毎天	白班进行，对于没有设计调节汽阀活动试验装置的机组，应定期（一般每天或每周）进行一次幅度较大的负荷变动
主汽阀、调节汽阀全行程活动试验	利用就地试验装置或DEH 试验逻辑对阀门进行全行程活动	每月/启停机	汽轮机厂家必须承诺可单侧进汽，一般单侧主汽阀和调节汽阀同时进行，且低负荷、低汽压时进行
抽汽止回阀关闭/活动试验	利用试验装置部分活动，或直接操作关闭	每月
供热抽汽快关阀和供热抽汽止回阀活动试验		供热投运前∕停运前
髙挂止回阀活动试验		机组启动前/停机前/按汽轮机制造厂规定
给水泵/引风机汽轮机的主汽阀、高低压调节汽阀活动试验		每月∕按汽轮机制造厂规定	仅对设计有活动试验装置的给水泵/引风机汽轮机
主汽謙、调节汽阀、抽汽止回阀、供热抽汽快关阀的关闭时间测定		1） A级检修后； 2）调节保安部套解体检修后
蒸汽阀门严密性试验	按制造厂/行业标准进行	D A级检修后； 2）蒸汽阀门解体检修后； 3）正常运行宜每年一次	进口机组建议按我国有关标准进行
注碗油试验	利用注∕充油试验装置在不提升转速的情况下试验危急保安器的动作_______	运行每2000 h	带负荷进行时，应注意确认危急保安器确己复位后，再复位试验装置
超速试验	按制造厂/行业标准进行	1）新建机组或汽轮机A级检修后； 2）危急保安器解体或调整后，或动作过； 3）停机一个月后再启动； 4）进行甩负荷试验前； 5）机组运行200Oh后	机组运行2000h、油质较好，停机一个月后再启动，可用危急保安器注/充油试验代替
液压调节系统遮断阀、转换阀等活动试验	利用设计的试验装置对遮断阀、转换阀等进行部分活动	每天	白班进行
DEH 遮断（ASTZYV）电磁阀活动试验	利用DEH试验逻辑，对冗余串并联设计的每个电磁阀进行真实动作试验	每周/按制造厂规定	白班低负荷进行.仅对 DEH冗余的串并联电磁阀且设计有在线试验功能的机组适用

_______指标________	要求 -
汽轮机热耗率 kJ/kWh	汽轮机试验热耗率与设计值的偏差不高于设计热耗率的1.5%
主蒸汽温度（机侧）	主蒸汽温度应达到相应负荷设计值±3 P范围内
再热蒸汽温度（机側） ¹C	再热蒸汽温度应达到相应负荷设计值±3寸范围内
主蒸汽压力（机個） MPa	主蒸汽压力应按定滑压曲线控制
凝汽器真空度 %	1）闭式循环冷却机组凝汽器真空度应大于等于92%； 2）开式循环冷却机组凝汽器真空度应大于等于94%; 3）空冷机组凝汽器真空度应大于等于85%； 4）背压机组不考核，供热机组仅考核非供热期____________
排汽压力 kPa	拝汽压力应调整至冷端优化试验所对应的最佳排汽压力
高中压平衡盘漏汽量（高中压合缸机组）	高中压平衡盘漏汽量占再热蒸汽流量的百分比应小于等于3%
凝汽器端差	1）循环水入口温度小于等于14'C时，凝汽器端差不大于9 P； 2）循环水入口温度大于14寸小于30 TC时，凝汽器端差不大于7寸； 3）循环水入口温度大于等于30 C时，凝汽器端差不大于5P: 4）背压机组不考核，循环水供热机组仅考核非供热期: 5）间接空冷系统表面式凝汽器（哈蒙系统）的端差不大于2.8 P: 6）间接空冷系统喷射式凝汽器（海勒系统）的端差不大于1.5 P
凝结水过冷度 •C	湿冷机组和空冷机组的凝结水过冷度平均值不大于2 TC
真空系统严密性 PaZmin	1）湿冷机组和间接空冷机组的真空严密性不大于200 Pa/min： 2）直接空冷机组的真空严密性不大于IOOPaZmin____________
_____胶球清洗装置投入率	胶球清洗装置投入率不应低于100%_________________
_____胶球清洗装置收球率	胶球清洗装置收球率不应低于94%_________________
湿式冷却塔冷却幅高寸	在90%以上额定热负荷下，气象条件正常时，夏季冷却塔出水温度与大气湿球温度的差值不大于7寸___________________
给水温度	给水温度应达到相应负荷设计值
______高压加热器投入率	高压加热器投入率应达到100%____________________
加热器上下端差 t	加热器上下端差均不大于设计值
______疏放水阀门泄漏率	疏放水阀门漏泄率不应大于3%
再热一减温水流量 _________________Vh	再热器减温水流*不宜超过设计值或现场规定值

指标	要求
给水泵前置泵耗电率 %	I）亚临界机组的给水泵前置泉耗电率应小于等于0.16%； 2）超临界机组的给水泵前置泵耗电率应小于等于0.19%: 3）超超临界机组的给水泵前置泵耗电率应小于等于0.20%； 4）空冷机组在同类型机组的耗电率基础上增加0.02个百分点
电动给水泵耗电率（含前置泵） __________%__________	电动给水泵（含前置泵）耗电率应小于等于23%
循环水泵耗电率 ____________¾____________	受环境温度及运行操作方式影响较大，通常为0.65%〜0.75%
凝结水泵耗电率 %	1）超超临界机组配置2x100%凝结水泵时，凝结水泵耗电率应小于等于 0.20%； 2）超临界机组配置2x100%凝结水泵时，凝结水泵耗电率应小于等于 0.18%； 3）亚临界机组配置2χl00%凝结水泵时，凝结水泵耗电率应小于等于 0.15%： 4）配置3Χ50%凝结水泵机组控制值在同类型机组的耗电率基础上增加 0,03个百分点; 5）空冷机血在同类型机组的耗电率基础上增加0.02个百分点
空冷岛耗电率 %	受环境温度及运行操作方式影响较大，通常为0.7%〜0.8%
机组补水率 %	1）超（超）临界机组补水率应小于等于0,7% （不考核供热期）； 2）亚临界机组补水率应小于等于1.0% （不考核供热期）； 3）超高压机组补水率应小于等于1.2% （不考核供热期）________

附录F

（规范性）

汽轮机调节系统汽阀及抽汽止回阀关闭时间合格值

F.1高、中压调节汽阀和主汽阀总关闭时间t为动作延迟时间"和自身关闭时间。之和，动作延迟时间的计时起点如下：

a）就地手动遮断危急保安器；

b）就地/远方动作电气跳闸装置瞬间；

c） AST电磁阀动作（DEH高压纯电调系统）。

F.2进行汽阀关闭时间的测量时，主汽阀处于全开位置，调节汽阀的位置可以是：

a）油动机额定负荷位置/全开（液压型）：

b）汽阀全开（DEH高压纯电调系统）。

F.3进行汽阀关闭时间的测量时，应同时记录相应汽阀的开度、控制油压、油温等.

F.4测试仪器、仪表的动态和静态精度均应满足测试要求。

F.5汽轮机主汽阀、调节汽阀关闭时间合格值列于表EL

F.6抽汽止回阀关闭时间应小于1 So

表F.1汽轮机主汽溜、调节汽阀关闭时间合格值

机组类型	真空下降速率 PaZmin
湿冷机组和间接空冷机组	≤200
直接空冷机组	WIoo

机组额定功率R 调节汽阀 MW s	主汽阀 £
P_o≤lOO V0.6	<0，
100<P_o≤200 <0.5	<0.4
2OO<P_o≤≡> <0.4	<0.3
∕⅞>600 <0,3	V0.3

试验名称	试验内容	试验周期或条件	备注
低润滑油压、低抗燃油压、低真空等危急遮断系统(emergency trip system, ETS)通道试验	利用DEH试验逻辑，对冗余串并联设计的每个电磁阀进行真实动作试验	每周/按制造厂规定	白班低负荷进行.仅对 DEH冗余的串并联电磁阀且设计有在线试验功能的机组适用___________
静态特性试骏	按制造厂/行业标准要求进行	调节系统部件检修后的初次启动、机组每次A级检修之后