DL/T 1055-2021 火力发电厂汽轮机技术监督导则.pdf

  • DL/T 1055-2021  火力发电厂汽轮机技术监督导则.pdf为pdf格式
  • 文件大小:17.8 M
  • 下载速度:极速
  • 文件评级
  • 更新时间:2022-10-26
  • 发 布 人: 13648167612
  • 原始文件下载:
  • 原始文件是会员上传的无错版,推荐下载这个版本

  • 电力弱电,pdf格式,下载需要20积分
  • 立即下载

  • word版文件下载:
  • 特别提醒:word版是本站通过人工智能从pdf转换成的word版本,正确率只有90%左右(正在通过训练继续提高准确率),排版恢复的也并不完全准确,没有进行任何人工校对,VIP会员直接免费下载即可,普通会员无法通过点数下载,算是给VIP的活动。

    特别提醒:word版是不完美的,错误较多,只能参考,有需要的可以少打一些字,别下载了找我们说word内容有问题,这是送给VIP会员的。

  • 文档部分内容预览:
  • DL/T 1055-2021  火力发电厂汽轮机技术监督导则

    去规和建设单位的具体要求。 .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习

    给排水施工组织设计 DL/T1055202

    DL/T10552021

    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 GB50660、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1000μS/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/T5068、DL/T333(所有部分)的相关要求。 回热系统及疏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/T834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。 c)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GB50660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/T29531的相关要求。 h)汽轮机汽水管道设计应符合DL/T5054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DL/T834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。 阀门电动装置的基本技术条件可按DL/T641执行。 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 真空监测表计应采用绝对压力变送器。 0管道支吊架的材料、设计应符合GB/T17116(所有部分)等标准的规定。 1汽轮机设备、管道及其附件的保温、油漆的设计应符合GB50764、DL/T5054、DL/T5072、 T5204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。 2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 材相同。

    DL/T10552021

    6.1汽轮机制造及监造应按照GB50205、GB/T28559、DL/T586、DL/T717、DL/T869、DL/T 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DL/T586,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DL/T586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/T3216、GB/T27698.1~GB/T27698.6、 JB/T8059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。

    7.1.1汽轮机和辅助设备及系统安装应符合GB/T50319、GB50275、DL/T438、DL/T855、DL/T 869、DL/T1428、DL5190.3—2019、DL5190.5、DL/T5210.3、DL/T5210.5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/T5434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。

    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DL/T855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。

    7.2.1应制定设备入厂验收管理办法。

    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DL5190.3一2019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DL5190.3一2019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

    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 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 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。

    4.1汽轮机扣缸技术要求按照DL5190.3一2019的规定执行,安装记录、验收签证应齐全。 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

    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

    DL/T10552021

    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DL5190.3一2019、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DL5190.3一2019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DL5190.3一2019.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150mm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200mm的净距,在主蒸汽管 直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5m,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氟乙烯碗形密封垫。 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GB11120的规定执行质量验收,新磷酸酯抗燃油应按DL/T571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DL5190.3一2019、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/T7596、DL/T571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。

    7.5.1泵的安装应依据制造厂说明书要求, 并符合GB50275和DL5190.3一2019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

    DL/T10552021

    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。

    7.6.1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DL5190.3一2019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100mm,维持24h应无渗漏。已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GB50573、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GB50204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 水措施是否已得到有效实施。 7.7.4间冷塔的施工和验收应符合厂家技术文件规定,

    DL/T10552021

    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DL5190.3一2019、 DL/T5072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利 施工工艺。

    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DL5190.5及DL/T869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10mm。卧式设备壳 体应水平。直立式设备垂直允许偏差为10mm。 7.10.3低压缸排汽压力的测量应符合GB/T8117.1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DL/T869的规定。

    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 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 布除去燃弧斑点。本体范围内管道施工和焊接应按照DL5190.5及DL/T869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10mm。臣 体应水平。直立式设备垂直允许偏差为10mm。

    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DL/T869的规定。

    7.11.1汽轮机安装质量应按照DL5277、DL/T5210.3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DL5190.3一2019的要求,

    8.1汽轮机调试管理规定

    B.1.1汽轮机调试监督执行DL/T338、DL/T863、DL/T1270、DL/T1428、DL/T5210.3、DL/T 5210.6、DL5277、DL/T5294一2013、DL/T5437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。 B.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。 B.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、熟悉、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,对发现的问题和缺陷及时提出处理建议。 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

    DL/T1055202

    DL/T10552021

    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。

    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。

    应田调试方贝整理、提供,开付合质重体系要求。 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已完成并验收合格,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100mm。真空泵试运过程中应进行空负荷 试验并满足DL/T863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DL/T863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

    8.3.2分系统试运应具备以下条件:

    DL/T10552021

    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。 3.3.14’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。

    8.4.2整餐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。 3.4.3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,或超过原始值土0.02mm,严禁启动汽轮机。晃度测量时应尽量靠近 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4h后再进行。 3.4.6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%。每个飞链或飞环 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A。 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DL/T711和DL/T1270的规定。 8.4.8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n以下:

    n=(p/p.)x1000

    n 汽轮机转速,/min; Po一一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 式验及全行程活动试验),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。 4包共三计租中业工冷松如控制产体全州规产

    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广规定:

    DL/T10552021

    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。 .14整套启动带负荷阶段调试项目及要求应包括但不限

    表1整套启动带负荷阶段调试项目及要求

    DL/T10552021

    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 DL/T5294—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DL/T5210.3、DL/T5210.6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DL/T5210.6的要求完成汽轮机专业的单项工程 调试质量评价。

    9.1机组达标投产验收应依据DL5277。 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; 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。

    DL/T10552021

    DL/T10552021

    0.2.1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 时,连续盘车不少于4h才能再次启动,严禁盲目启动。 0.2.2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 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。 0.2.3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士0.02mm。 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℃。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℃,但不超过额定蒸汽温度,蒸汽过热度不低于 50℃,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颗粒度指标必须合格;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。 0.2.4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0.03mm。 b)机组启动过程中,通过临界转速时,轴承振动超过0.1mm或相对轴振动值超过0.26mm,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0.03mm或相对轴振动不超过0.08mm,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50℃,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10min内突然下降50℃。调峰型单层汽缸机组可根据 制造商相关规定执行。 0.2.5汽轮机冷态启动冲转时应按照制造厂要求进行摩擦检查。 0.2.6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 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 张、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 呈规定范围内。 0.2.8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。 0.2.9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。 0.2.10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。 0211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

    DL/T10552021

    检查、记录并确保油泵间电气联锁时最低的暂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。 10.2.15ASP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/T14541、 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/T571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0.3m"/d时应在计划停机时安排消缺,漏氢量大于5m/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。 0.2.26机组运行过程中,严禁关闭加热器危急疏水截止阀。 0.2.27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(valvewideopen; VWO)设计工况的抽汽压力,膨胀节不应超压运行。按DL/T438、DL/T612、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。 0.2.28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。 0.2.29 9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。 0.2.307 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 章被迫退出运行时,应制定可靠的安全措施,并在8h内恢复;其他保护装置被迫退出运行时,应在 24h内恢复。

    DL/T10552021

    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GB/T14541、DL/T571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。

    10.3.1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、GB/T18929、DL/T244、DL/T851、DL/T1027、DL/T1078、DL/T1223、 DL/T1224、DL/T1290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 DL/T932,直接空冷机组真空严密性试验方法依据DL/T1290。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DL/T606(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

    DL/T10552021

    水位。 10.3.11反映汽轮机经济性的参数和指标应按DL/T904、DL/T1052的规定进行统计分析。 能指标的监督要求可参考附录E。

    11.1汽轮机检修管理规定

    11.2汽轮机检修监督重点

    11.2.1汽轮机本体

    DL/T10552021

    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。 11.2.1.12A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。 11.2.2.5A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。 11.2.2.7抗燃油系统密封材料应符合制造厂规定。抗燃油系统O形圈等密封件到货应进行质量验收 A级检修时应对O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(LVDT)在低 阅位内的线性做细致检香,直到达到要求为正。

    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/T10552021

    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毕业设计,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DL/T821、DL/T869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%的射线检测;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 闵门严密。 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

    11.2.4.1C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应进行真空系统查漏、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/T8174的规定定期进行保温测试和评价。 1.2.4.10 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穴余阀门宜进行优化。 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

    11.2.5.1A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。 11.2.5.2A级检修结束后应尽快完成机组热力性能试验。 11.2.5.3A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。 11.2.5.4A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

    、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 电线电缆标准,衣 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。 .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 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 “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。

    ....
  • 相关专题:
专题: 卫生标准 |镀锌电焊网标准 |饮用水标准 |食用油标准 |设备标准 |

常用软件