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DB37 T1809.4-2011 资源综合利用火力发电厂安全生产规范 第4部分：汽轮机.pdf

表3汽轮机振动限值表

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/T8117.1及GB/T8117.2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，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

6.2.18遇到下列情况之一时，禁止汽轮机冲转或并入电网

全部转速表失灵； b） 调速系统不能维持汽轮机空转SN/T 3101-2012 锅炉燃料和柴油机燃料净热值和总热值的估算法，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； 汽轮机任一跳机保护失灵：

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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； b 高中压外缸内壁上、下温差大于或等于56℃； 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； 1 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： 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 汽轮机轴封异常摩擦冒火花： 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/T711的试验要求，其性能应符合GB/T5578、DL5011J 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

表5调节器的不等率和迟缓率特性

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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，调节汽阀应能止常、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110%土1%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/T12145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用负荷试验

? 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； 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： 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。

6.3.2.1对汽轮机主油箱及油系统，应采取可靠的防火措施，并符合GB50116、GB50229、DL5027 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。

.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 气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。 油系统进行切换操作 手（如冷油器、辅助油泵、 滤网等），应在指定人员的监护下按操作票顺 6.3.2.10 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。 应低于主油泵出口油压 在汽轮机达到额定转速以前，主油泵应能自动投 6.3.2.11高压油泵出口油压 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、油压表、油温表及相关的信号装置，应按规程要求装设齐全、指示正确，并定期进 行校验。 6.3.2.14油系统油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， 严禁机组启动。 6.3.2.15直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量，其各级熔断器应合理配置，防止故障时熔断 器熔断使直流润滑油泵失去电 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。 6.4主蒸汽、再热蒸汽和旁路系统 对装有中间再热凝汽式机组 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换母管制： 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。 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。机组再次启动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规 定的压力值。 蒸汽过热度不低于50℃ 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。 6.4.4按照DL/T438，对主蒸汽管道、再热蒸汽管道、弯头、阀门、三通等大口径部件及其相关焊统 进行定期检查。 6.4.5按照DL/T616定期检查管道支吊架的工作情况。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钢的主蒸汽管，实测壁厚小于 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

5.1压力式除氧器应采用全启式弹簧安全阀，且不少于两只，分别装在除氧头和水相 排放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抽汽压力的定压运行除氧器，安 总排放量不应小于除氧器额定进汽量的2.5倍。安全阀的公称直径不宜小于150mm。除氧器上安 起座压力，宜按下列要求调整和校验：

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a）定压运行除氧器：1.25～1.30倍除氧器额定工作压力： b）滑压运行除氧器：1.201.25倍除氧器额定工作压力。 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，应根据有关安全技术规定进行核算后在运行规程中明确 规定并严格执行，严禁高压汽源直接进入除氧器。 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/T10325的规定。 6.5.5发电用锅炉除氧器出水溶氧指标，应符合表6要求

发电用锅炉除氧器出水溶氧指 锅炉额定蒸汽压力p，MPa P>5.8 除氧器出水溶解氧量，mg/ ≤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 合水旁路应能在运行中快速切换，并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， 外取得可靠厂用电源时，应 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得。 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GB50049、DL5000设 计规定，在锅炉安全阀全部开启时仍能满足锅炉供水的要求。 6.5.9母管制给水系统的最大一台给水泵停用时，其他给水泵应能满足整个系统的给水需用量。 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/T839规定的方法进行。 6.5.12各种压力容器的安装、改造、维修、使用管理、定期检验、安全附件应符合GB150、TSGR0004、 DL612的有关规定。进水或进汽压力高于容器设计压力的各类压力容器应装设安全阀。安全阀的排放 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、超温运行。 6.5.15各种压力容器安全阀应定期进行校验和排放试验。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、自动装置等)应处于正 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程师批准，保护装 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 8结合压力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。 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，以防止由于泄漏引起汽轮机 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

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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、低压加热器停用期间，应结合现场条件选用充氮法、氨水法、氨一联氨法或干燥法等保护 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105℃。 6.5.24禁止在压力容上随意开检修孔、焊接管座、加带贴补和利用管道作为其他重物起吊的支吊点

6.6.1凝汽器的试验、投入、停止、事故处理，按DL/T932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、射水抽汽器工作状况、射水池水温和水位、轴封供汽压力、 旁路系统状况、凝汽器水位以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。 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真空联锁保护正常。 6.6.5凝汽器停用后的维护保养，应按DL/T956有关规定执行。机组停运超过3天时，应排除凝汽器 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/T712的有关规定。 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，应及 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 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。 6.6.11严格凝结水精处理设备检修工艺，特别要定期检查出水滤元和树脂捕捉器的缝隙，防止离子交 换树脂漏入给水系统。 6.6.12机组启动时，要严格进行各阶段的水汽品质控制。冷态锅炉冲洗不合格不得点火，蒸汽品质不 合格不得井汽。 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。 614法眼应

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 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。 6.6.11严格凝结水精处理设备检修工艺，特别要定期检查出水滤元和树脂捕捉器的缝隙，防止离子交 换树脂漏入给水系统。 6.6.12机组启动时，要严格进行各阶段的水汽品质控制。冷态锅炉冲洗不合格不得点火，蒸汽品质不 合格不得井汽。 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， 6.6.14凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。

6.7.1疏水联箱的标高，应高于凝汽器热水井最高点的标高。 6.7.2每根冷段再热器管的最低点应设有疏水点，疏水罐位置应尽可能靠近汽轮机。 6.7.3疏水系统应保证疏水畅通。高、低压疏水联箱应分开，疏水管应按压力顺序接入联箱，并向低 压侧倾斜45°。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水阀全开的情况下，其内部压力仍低于各疏水管内的 最低压力。防腐蚀汽管直径应不小于76mm 6.7.4在汽轮机各种状态启动、停机、空负荷及工况变动时，都应按要求打开有关疏水阀。 6.7.5汽缸本体疏水管道应加装逆止阀，以防止水和冷汽倒入汽缸。

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6疏水阀门应具有良好的严密性，以防止由此引起的机组经济性下降及汽轮机上、下缸温差、 大等现象发生。 疏水系统投入时，严格控制疏水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。 道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机。

6. 8工业冷却水系统

6.8.1循环水冷却塔安装、检修施工需动火作业时， 6.8.2资源综合利用火力发电厂应优先考虑矿井疏干水或矿井生活污水等可再生水源的深度处理，作 为电厂锅炉补给水或循环冷却水，实现水资源的梯级利用和提高矿井水资源的再利用率，节约水资源。

6.9供热式机组的辅助系统

抽汽机组的可调整抽汽逆止阀应严密、联锁动作可靠。必要时增设快速关闭阀 人防止推 起汽轮机超速事故。抽汽逆止阀、快速关闭阀应定期进行动作试验，存在缺陷应及时处理。 供热前，应检查抽汽逆止阀、安全阀、快速关闭阀及相关安全装置，确认其动作可靠。 接带热负益过程中应注意监视下述情况

6.9.1抽汽机组的可调整抽汽逆正阀应严密、联锁动作可靠。 流引起汽轮机超速事故。抽汽逆止阀、快速关闭阀应定期进行动作试验，存在缺陷应及时处理。 6.9.2供热前，应检查抽汽逆止阀、安全阀、快速关闭阀及相关安全装置，确认其动作可靠。 6.9.3接带热负荷过程中应注意监视下述情况： a） 压力调整器连同整个调节系统的动作： 监视段压力变化： C） 轴向位移和相对膨胀变化： d 抽汽量和抽汽温度变化。 6.9.4 当供热机组的抽汽和其他机组并列运行，或供热机组与减温减压设备并列运行时，应制订防止 抽汽倒流引起汽轮机超速的专项安全技术措施，并定期开展反事故演练。 6.9.5回转隔板式机组，应在每次大修和每运行2000h后，对回转隔板的严密性进行试验。 6.9.6备用减温减压器应处在热备用状态。减温减压器运行期间，应定期活动各阀杆，防止卡涩。

7危险有害因素辩识及其控制

7.1汽轮机运行、检修常见的危险因素有 物质、触电、煤热物体、 、危害程度及主要的预防措施见表7。

表7汽轮机运行、检修常见危险因素的来源、事故形式及控制措施

DB37/T1809.4—2011表7（续）类别来源危害程度主要的预防措施高温汽体；高温液体：高温1.按照有关规范做好隔离或防护措施灼烫造成人员伤亡固体2.按照安全作业规程进行作业汽轮机油系统泄漏到高温1.按照相关规程设置防火设施火灾设备、管道着火；动火作业造成火灾和人员伤亡2.严格运行管理引燃电缆、油脂等易燃物3.执行动火管理制度1.按照GB4053要求完善防护措施高处坠落人员跌落成人员伤亡2.高处作业执行相应安全措施，作业人员应系安全带、戴安全帽.在检修操作须使用脚手架时制订专项玥塌脚手架塌；堆积物坝地造成人员伤亡措施2.脚手架、堆滞物规范管理容器超压运行：操作不当：安全保护附件失效，维修不1.严格按规程操作、维修、检验容器爆炸造成人员伤亡到位；未定期检验或检验不2.加强现场隐患排查治理合格，违法使用1.在冷却塔明显处加“当心落水”、“禁淹漏循环水冷却塔未有效封闭造成人员伤亡止游泳”等安全警示标识2.在冷却塔周围加装护网7.2汽轮机运行、检修常见的有害因素有：噪声、粉尘、有害气体、电磁辐射等。其来源、危害程度及主要的预防措施见表8。表8汽轮机运行、检修常见的有害因素的来源、有害程度及控制措施类别来源危害程度主要的预防措施汽轮机排汽：汽轮机本体及汽伤害听力，造成神经紊乱，引设备选择低噪声设备，并增加隔噪音水管道漏气：汽轮机本体及给起心血管疾病，使人心情烦、防噪设施；水泵等辅机运转设备振动产生躁、易怒运行人员佩戴耳塞等劳动保护在检修时采取措施隔离弧光或电弧焊作业、高频设备作业、损坏视觉神经，头晕、乏力、电磁辐射电磁设备电磁设备仪器的使用等相关精神疾病，甚至损伤器言检修人员穿戴相应劳保用品灼伤人体肌肤，其气体严重损做好防护措施，严格按规程操作有害气体酸洗作业中挥发物坏人体呼吸系统穿戴相应劳保用品8技术监督8.1技术监督内容8.1.1汽轮机专业技术监督主要包括金属监督、化学监督、热工监督、节能监督等。其中汽轮机水汽质量监督、热力设备防止腐蚀、结垢及积盐监督、化学清洗质量监督、汽轮机油品质量监督等有关化学监督执行DB37/T1809.6—2011的相关规定；汽轮机热工监督执行DB37/T1809.7—2011的相关规定；节能监督执行国家法规、行业标准和地方政府规定。8.1.2金属监督范围工作温度大于等于400℃的高温承压部件（含主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道、阀壳和三通），以及14

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与管道相联的小管；工作温度大于等于400℃的导汽管、联络管；工作压力大于等于3.82MPa汽包和直流 锅炉的汽水分离器、储水罐；工作压力大于等于5.88MPa的承压汽水管道和部件（含主给水管道）；汽轮 机大轴、叶轮、叶片、拉金、轴瓦；工作温度大于等于400℃的螺栓；工作温度大于等于400℃的汽缸 汽室、主汽阀、调速汽阀、喷嘴、隔板和隔板套。受监范围内的金属材料监督、焊接质量监督、制造 安装检验，严格按照DL/T438中的相关规定执行

8.2.1对新建机组蒸汽管道，不强制要求安装蠕变变形测点；对已安装了蠕变变形测点的蒸汽管道， 则继续按照DL/T441进行检验。 8.2.2对工作温度大于450℃的主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道，应在直管段上设置监督段（主要用 于金相和硬度跟踪检验）；监督段应选择该管系中实际壁厚最薄的同规格钢管，其长度约1000mm；监督 段同时应包括锅炉蒸汽出口第 道焊缝后的管段和汽轮机入口前第一道焊缝前的管段。 8.2.3在以下部位可装设蒸汽管道安全状态在线监测装置： a）管道应力危险的区 段 b）管壁较薄，应力较大， 或运行时间较长， 以及经评估后剩余寿命较短的管道。 8.2.4主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道露天布置的部分，及与油管平行、 交叉和可能滴水的部分，应 加包金属薄板保护层。已投 设产的露天布置的主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道，应加包金属薄板保护层。 露天吊架处应有防雨水渗入保护层的措施。 8.2.5主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道要保温良好，严禁裸露运行， 保温材料应符合设计要求，不能 对管道金属有腐蚀作用；运行中严防水、油渗入管道保温层。保温层破裂或脱落时，应及时修补；更换 容重相差较大的保温材料时，应考虑对支吊架的影响：严禁在管道上焊接保温拉钩，不得借助管道起吊 重物。 8.2.6工作温度高于450℃的汽轮机进口的导汽管，参照主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道的监督检验 规定执行。 8.2.7主蒸汽管道和再热蒸汽管道管件及阀门的检验监督 8.2.7.1机组第一次A级检 金修或B级检修，应按10%对管件及阀壳进行外观质量、硬度、金相组织、 壁厚、椭圆度检验和无损探伤（弯头的探伤包括外弧侧的表面探伤与对内壁表面的超声波探伤）。以后的 检验逐步增加抽查比例，后次A级检修或B级检修的抽查部件为前次未检部件，至10万h完成100%检验。 8.2.7.2每次A级检修应对以 下管件进行硬度、金相组织检验，硬度和金相组织检验点应在前次检验 点处或附近区域： a）安装前硬度、金相组织异常的管件。 b 安装前不圆度较大 外弧侧壁厚较薄的弯头/弯管 c）汽轮机入口邻近的弯头/弯管。 8.2.7.3机组每次A级检修应对安装前椭圆度较大、外弧侧壁厚较薄的弯头/弯管进行椭圆度和壁厚测 量；对存在较严重缺陷的阀门、管件每次A级检修或B级检修应进行无损探伤。 8.2.7.4工作温度高于450℃的汽轮机进口的导汽管弯管，参照主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道弯管 监督检验规定执行。 8.2.7.5弯头/弯管发现下列情况时，应及时处理或更换： a 存在晶间裂纹、过烧组织、夹层或无损探伤的其他超标缺陷； b) 弯管几何形状和尺寸不满足DL/T515中有关规定，弯头几何形状和尺寸不满足DL/T438和 DL/T695中有关规定； 弯头/弯管外弧侧的最小壁厚小于按GB/T9222计算的管子或管道的最小需要壁厚；

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e 碳钢、钼钢弯头焊接接头石墨化达4级时；石墨化评级按DL/T786规定执行； 相对于初始椭圆度，复圆50%； g 已运行20万h的铸造弯头，检验周期应缩短到2万h，根据检验结果决定是否更换。 8.2.7.6 三通和异径管有下列情况时，应及时处理或更换： 存在晶间裂纹、过烧组织、夹层或无损探伤的其他超标缺陷； 焊接三通焊缝存在超标缺陷： C) 几何形状和尺寸不符合DL/T695中有关规定； 最小壁厚小于按GB/T9222中规定计算的最小需要壁厚； e) 产生变裂纹或严重的蠕变损伤（蠕变损伤4级及以上）时。蠕变损伤评级按DL/T438规定执行 f) 碳钢、钼钢三通，当发现石墨化达4级时；石墨化评级按DL/T786规定执行： B 已运行20万h的铸造三通，检验周期应缩短到2万h，根据检验结果决定是否更换： h) 对需更换的三通和异径管，宜选用锻造、热挤压、带有加强的焊制三通。 3.2.7.7 铸钢阀壳存在裂纹、铸造缺陷，经打磨消缺后的实际壁厚小于最小壁厚时，应及时处理或！ 换。 .2.7.8 累计运行时间达到或超过10万h的主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道，其弯管为非中频弯制 应予更换。若不具备更换条件，应予以重点监督，监督的内容主要为： a） 弯管外弧侧、中性面的壁厚。 弯管外弧侧、中性面的硬度。 c） 弯管外弧侧的金相组织

8.2.8主蒸汽管道和再热蒸汽管道支吊

查管道支吊架和位移指示器的状况，特别要注意机组启停前后的检查，发现支吊架 松脱、偏斜、卡死或损坏等现象时，及时调整修复并做好记录。 B.2.8.2管道安装完毕和机组每次A级检修，对管道支吊架进行检验。根据检查结果，在第一次或第 二次A级检修期间，对管道支吊架进行调整；此后根据每次A级检修检验结果，确定是否再次调整。管 道支调架检查与调整按DL/T616执行。

0.低合金耐热钢及碳钢管道的检验监极

机组第一次A级检修或B级检修，按10%对直管段和焊缝进行外观质量、硬度、金相组织、壁 厚检验和无损探伤。以后检验逐步增加抽查比例，后次A级检修或B级检修的抽查的区段、焊缝为前次 未检区段、焊缝，至10万h完成100%检验， 8.3.2机组每次A级检修，应对以下管段和焊缝进行硬度和金相组织检验，硬度和金相组织检验点应 在前次检验点处或附近区域： a） 监督段直管。 b） 安装前硬度、金相组织异常的直段和焊缝。 3.3.3 管道的外观质量检验和焊缝的无损探伤 管道直段、焊缝外观不允许存在裂纹、严重划痕、拉痕、麻坑、重皮及腐蚀等缺陷； b） 焊缝的无损探伤抽查依据安装焊缝的检验记录选取，对于缺陷较严重的焊缝，每次A级检修或 B级检修应进行无损探伤复查。焊缝表面探伤按JB/T4730执行，超声波探伤按DL/T820规 定执行。 3.4与主蒸汽管道相连的小管，应采取如下监督检验措施： a) 主蒸汽管道可能有积水或凝结水的部位（压力表管、疏水管附近、喷水减温器下部、较长的盲

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8.49%12%Cr系列钢制管道的检验监督

8.4.1 9%12%Cr系列钢包括P91、P92、P122、X20GrMo121、X20CrMoWV121、CSN417134等。 8.4.2 其检验监督严格按照DL/T438规定执行，同时重点强调运行后监督检验部分： .4.3 服役期间管道的监督检验，按8.3.1~8.3.4执行。 3.4.4 机组服役3个A级检修（约10万h）时，在主蒸汽管道监督段割管一次进行以下检验： a) 硬度检验，并与每次检修现场检测的硬度值进行比较； 6) 拉伸性能（室温、服役温度）； c) 冲击性能（室温、服役温度）； d) 微观组织的光学金相和透射电镜检验； e) 依据试验结果，对管道的材质状态作出评估，由金属专责工程师确定下次割管时间： f 第2次割管除进行8.4.4中的a)项～d)项试验外，还应进行持久断裂试验； 名 第2次割管试验后，依据试验结果，对管道的材质状态和剩余寿命作出评估。

e） 依据试验结果，对管道的材质状态作出评估，由金属专责工程师确定下次割管时间： f） 第2次割管除进行8.4.4中的a)项～d)项试验外，还应进行持久断裂试验； g 第2次割管试验后，依据试验结果，对管道的材质状态和剩余寿命作出评估

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8.5给水管道的金属监督

5.1机组每次A级检修或B级检修，应对拆除保温层的管道，检验焊缝和弯头/弯官的外顶里 发现表面裂纹、严重划痕、重皮和严重碰磨等缺陷，应予以消除，清除处的实际壁厚不应小于按GB/T 222计算的管道的最小需要壁厚；首次检验应对主给水管道阀门后的管段和第一个弯头进行检验， .5.2机组每次A级检修或B级检修，对与给水管道相联的小口径管（疏水管、测温管、压力表管、空 气管、安全阀、排气阀、充氮、取样、压力信号管等）管座角焊缝按10%进行检验，但至少应抽取5个； 检验内容包括角焊缝外观质量、表面探伤；以后的检验逐步增加抽查比例，后次抽查部位为前次未检部 立，至10万h完成进行100%检验；对运行10万h的小口径管，根据实际情况，尽可能全部更换。 3.5.3机组每次A级检修或B级检修，对主给水管道焊缝及应力集中部位按10%进行外观质量检验和 超声波探伤；以后的检验逐步增加抽查比例，后次抽查部位为前次未检部位，至10万h完成进行100% 检验。检验的排序按制造安装前检验结果确定，此后的检验重点为缺陷相对严重的焊缝，表面探伤按 JB/T4730执行，超声波探伤按DL/T820规定执行。 B.5.4机组每次A级检修或 B级检修，对主给水管道的三通、阀门进行外表检验，一旦发现可疑缺陷， 应进行表面探伤，必要时进行超声波探伤。 3.5.5机组每次A级检修或B级检修，应对主给水管道系统上相对严重的缺陷进行复查，对偏离硬度 正常值的区段和焊缝进行跟踪检验 8.6汽轮机本体部件的监督 8.6.1机组投运后每次A级检修对转子大轴轴颈、特别是高中压转子调速级叶轮根部的变截面R处和 前汽封槽等部位，叶轮、轮缘小角及叶轮平衡孔部位，叶片、叶片拉金、拉金孔和围带等部位，喷嘴、 隔板、隔板套等部件进行表面检验，应无裂纹、严重划痕、碰撞痕印。有疑问时进行表面探伤。 8.6.2机组投运后首次A级检修对高、中压转子大轴进行硬度检验和金相组织检验。硬度检验部位为 大轴端面和调速级轮盘平面（标记记录检验点位置）：金相组织检验部位为调速级叶轮侧平面，金相组织 检验完后需对检验点多次清洗。此后每次A级检修在调速级叶轮侧平面首次检验点邻近区域进行硬度检 验：若硬度相对首次检验无明显变化， 可不进行金相组织检验。 8.6.3高中压机组每次A级检修对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；对高、中、低压转子 子末级套装叶轮轴向键槽部位进行超声波探伤，叶片探伤按DL/T714，DL/T 925执行。中低压机组根据实际情况参照执行。 8.6.4机组运行10万h后的第1次A级检修，视设备状况对转子大轴进行无损探伤；带中心孔的汽轮 机转子，可采用内窥镜、超声波、涡流等方法对转子进行检验；若为实心转子，则对转子进行表面和超 声波探伤。下次检验为2个A级检修期后。转子中心孔无损探伤按DL/T717执行。焊接转子无损探伤 按DL/T505执行，实心转子探伤按DL/T930执行。 8.6.5运行20万h的机组， 每次A级检修应对转子大轴进行无损探伤 8.6.6对存在超标缺陷的转子，按照DL/T654用断裂力学的方法进行安全性评定和缺陷扩展寿命估算 同时根据缺陷性质、严重程度制定相应的安全运行监督措施。 8.6.7机组运行中出现异常工况：如严重超速、超温、转子水激弯曲等，应视损伤情况对转子进行硬度 无损探伤等。 8.6.8根据设备状况，结合机组A级检修或B级检修，对各级推力瓦和轴瓦进行外观质量检验和无拉 探伤。 8.6.9根据检验结果采取如下处理措施：

8.6.9根据检验结果采取如下处理措施：

a）对表面较浅缺陷，应磨除； 叶片产生裂纹时，应更换：或割除开裂叶片和位向相对应的叶片（180°），必要时进行动

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试验； c）叶片产生严重冲蚀时，应修补或更换； d）高、中压转子调速级叶轮根部的变截面R处和汽封槽等部位产生裂纹后，应对裂纹进行车削处 理，车削后应进行表面探伤以保证裂纹完全消除，且应在消除裂纹后再车削约1mm以消除疲 劳硬化层，然后进行轴径强度校核，同时进行疲劳寿命估算。转子疲劳寿命估算按照DL/T654 执行。 6.10机组进行超速试验时，转子大轴的温度不应低于转子材料的脆性转变温度

8.7紧固件的金属监督

9.1.2.3应定期开展汽阀严密性试验，危急保安器动作及超速试验。 9.1.3透平油和抗燃油的油质应合格并符合GB/T7596和GB/T14541的相关要求。在油质及清洁度不 合格的情况下，严禁机组启动。 9.1.3.1机组大、小修后，油循环应有技术措施，油质经（监督机构）油化验人员检验合格后方可启动

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9.1.3.2加强对油质的监督，定期进行油质的分析化验，防止油中进水或杂物造成调节部套卡涩或腐 蚀。应根据油质化验情况定期进行主油箱放水工作，油净化装置应正常投入运行。 9.1.4正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率是否到零，再将发电机与系统解列，或采用逆功率 保护动作解列。严禁带负荷解列。 9.1.5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。机组再次启动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规 定的压力值。

9.1.6在任何情况下绝不可强行挂间

9.1./汽轮机的各抽汽逆止阀、排汽逆正阀及供热抽汽的快速关闭逆止阀应严密，联锁动作可靠，并 设置有快速关闭的抽汽截止阀，以防止抽汽倒流引起超速。 9.1.8每月应进行一次抽汽逆止阀关闭试验，检查其动作可靠、严密。当某一抽汽逆止阀存在缺陷时 应立即消除；若无法消除时禁止使用该段抽汽运行。 9.1.9对新投产的机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组应进行甩负荷试验。对已投产尚未进行 甩负荷试验的机组，应补做甩负荷试验。 9.1.10按规程要求进行危急保安器试验、汽阀严密性试验、阀杆活动试验、汽阀关闭时间测试、抽汽 逆止阀关闭时间测试。 9.1.10.1新投产的机组大修后第一次启动、危急保安器检修或调整后、停机一个月以后再次启动及机 组进行甩负荷试验前都应提升转速进行危急保安器动作试验。 9.1.10.2机组每运行2000h后应进行提升转速试验，无条件的应进行危急保安器充油试验。试验时注 意危急保安器动作指示正确和机组对胀差的要求。 9.1.10.3电调机组运行中每月定期做AST电磁阀试验，确保保护装置正常可靠。 9.1.10.4各种汽阀应进行定期试验。 9.1.10.5 机组大修前后应进行汽阀严密性试验。试验时，应尽可能维持凝汽器真空正常，试验时应注 意轴向推力变化和推力瓦温度，还应注意避免在临界转速附近长时间停留。 9.1.10.6 机组大修后应进行汽阀关闭时间测试，并应符合DL/T863和9.1.2.2的要求。 9.1.10.7 运行中汽阀严密性试验应每年进行一次。 9.1.10.8 当汽水品质较差时，应适当增加主汽阀、调速汽阀的活动次数和活动行程范围。运行中发生 主汽阀、调速汽阀卡涩时，要及时消除卡涩。主汽阀卡涩不能立即消除时，要停机处理。 9.1.10.9汽轮机运行中，注意检查调节汽阀开度和负荷的对应关系以及调节汽阀后的压力变化情况， 若有异常，应及时查找、分析原因。 9.1.10.10加强对蒸汽品质的监督，防止蒸汽带盐使阀杆结垢造成卡涩。 9.1.10.11采用滑压运行的机组以及在机组滑参数启动过程中，调节汽阀要留有裕度，不应开到最大 限度，以防止同步器超过正常调节范围，发生甩负荷超速。 9.1.10.12机组长期停运时，应注意做好停机保护工作，防止汽水或其它腐蚀性物质进入汽轮机及调 节供油系统，引起汽阀或调节部套锈蚀。 9.1.11危急保安器动作转速一般为额定转速的110%土1%。危急保安器试验应进行两次，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 均值之差不大于1%额定转速。提升转速试验时，机组不宜在高转速下停留时间过长，并注意升速平稳， 防止转速突然升高。 9.1.12进行危急保安器试验时，在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力宜取低值。 9.1.13数字电液控制系统（DEH）应设有完善的机组启动逻辑和严格的限制启动条件；机械液压式控 制系统（MHC）也应有明确的限制条件。

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监视其运行状态，不卡涩、不泄漏、稳定可靠。检修要进行清洗、检测，发现问题及时处理或更换。备 用伺服阀应按制造厂的要求条件妥善保管。 9.1.15高、中压自动主汽阀错油门下部节流旋塞应拧紧冲抢固定，防止旋塞自行退出，影响自动主汽 闵正常关闭。 9.1.16主油泵轴与汽轮机主轴间具有齿型联轴器或类似联轴器的机组，定期检查联轴器的润滑和磨损 青况，其两轴中心标高、左右偏差，应严格按制造厂规定的要求安装。 9.1.17对于调节系统技术改造，应进行技术方案论证并经电厂的总工程师批准，确保系统安全可靠。 9.1.18严格执行运行、检修操作规程，严防电液伺服阀（包括各类型电液转换器）等部套卡涩、汽阀 漏汽和保护拒动。

9.2防止汽轮机轴系断裂事故

9.2.1应执行国家电力公司《防正电力生产重大事故的二十五项重点要求》的规定，以及第6章的相 关规定。 9.2.2运行10万h以上的机组，每隔35年应对转子进行一次检查。运行时间超过15年、寿命超 过设计使用寿命的转子、低压焊接转子、承担调峰启停频繁的转子FZ/T 13001-2013 色织牛仔布，应适当缩短检查周期。 9.2.3新机组投产前、已投产机组每次大修中，应进行转子表面和中心孔探伤检查。对高温段应力集 中部位可进行金相和探伤检查，选取不影响转子安全的部位进行硬度试验。每次大修对汽轮机转子叶 片根部的销钉进行金相探伤检查，并建立档案。 9.2.4不合格的转子禁止使用。已经过主管部门批准并投入运行的有缺陷的转子应进行技术评定，根 据机组的具体情况、缺陷性质制定运行安全措施，并报主管部门审批后执行。 9.2.5严格按规程或按制造厂家技术要求，进行超速试验。 9.2.6大修中，应对各联轴器销子、螺栓进行探伤检查，对有缺陷的螺栓应及时更换。 9.2.7新机组投产前应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查。大修中应检查隔板变形情况，最大变形量 不得超过轴向间隙的1/3。 9.2.8防止发电机非同期并网。定期对发电机同期装置进行检查、试验：确保其完好

9.3防止汽轮机大轴弯曲事故

3.1应执行国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的规定，以及第6章的相 规定。 3.2汽轮机启动除执行6.2.8、6.4.2外，还应符合以下条件，否则禁止启动： 一大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动等表计显示正确，保护正常投入； 一大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或原始值的土0.02mm。 3.3除执行6.2.12～6.2.17、6.7.4～6.7.7外，机组启、停还应执行以下措施： 机组启动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，不得少于2h～4h，热态启动不少于4h。 若盘车中断应重新计时； 机组启动过程中因振动异常停机回到盘车状态，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4h才能再次启动，严禁盲目启动； 停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽 封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度， 当确认转子弯曲度正常后，再手动盘车180°。当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车； 停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动 盘车180°，待盘车正常后及时投入连续盘车： 机组热态启动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比较，若有异常应认真分析，查明原

因，采取措施及时处理； 停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水： 一启动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温器喷水，锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断 减温水； 一汽轮机在热状态下，若主蒸汽、再热蒸汽系统截止阀不严密且无可靠的隔离措施，则锅炉不得 进行水压试验： 一在机组启动前应全开主蒸汽、再热蒸汽疏水阀，特别是热态启动前，主蒸汽管和再热蒸汽管要 充分暖管，并保证疏水畅通； 一在汽轮机滑参数启动、停止过程中，汽温、汽压都要严格按运行规程规定，保证必要的蒸汽过 热度； 在锅炉熄火后，蒸汽参数得不到可靠保证的情况下，应立即停机： 一高、低压加热器水位调整和保护报警装置要定期进行检查试验，保证其工作性能符合设计要求。 高压加热器保护不能满足运行要求或泄漏时，禁止加热器投入运行： 一加强除氧器水位监督 定期检查水位调节装置和水位超限报警装置，防止发生满水事故。 9.3.4发生下列情况之一，应立 即打闸停机： 一机组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.100mm或相对轴振动值超过0.260mm，应 立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机， 0.080mm，超过时应设法消除， 机组运行中要求轴承振动不超过0.030mm或相对轴振动不超过 0.050mm，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.050mm，应立即打闸停机； 一高压外缸上、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； 一机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10min内下降50℃； 一机组差胀超过允许值。 振动表和汽缸金属温度表 9.3.5机组监测仪表应完好、准确，并定期进行校验。尤其是大轴弯曲表、 应按热工监督要求进行校验和统计考核。 9.3.6严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。 9.4防止汽轮机轴瓦损坏事故 9.4.1执行6.3.2的相关规定 9.4.2机组启动前向油系统供油时，应首先启动低压润滑油泵，排出调速供油系统积存的空气后再启 动高压调速油泵，并检查润滑油压 各轴承回油油流情况是否正常。 9.4.3机组定速后，停用高压 油泵时，应密切监视主油泵出口和润滑油压的变化情况。发现油压变化 异常时，应立即恢复辅助油泵运行，并查明原因后采取措施。 9.4.4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，应按规程规定的要求处理。 9.4.5在运行中发生了可能引起轴瓦损坏（如水冲击、瞬时断油等）的异常情况下，应在确认轴瓦未 损坏之后，方可重新启动。 9.4.6应避免机组在振动不合格的情况下运行。 9.4.7润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵。为确保防止在油泵联动过程中瞬间 断油的可能，一般要求当润滑油压降至0.08MPa时报警，降至0.0750.07MPa时联动交流润滑油泵， 降至0.07MPa～0.06MPa时联动直流润滑油泵，并停机投盘车，降至0.03MPa时停盘车。结合根据制造 厂规定执行。

DBS51 003-2016 食品安全地方标准 半固态复合调味料9.4防止汽轮机轴瓦损坏事

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9.5防止汽轮机油系统着火