DL/T 608-2019.Guide of operation for 300MW~ 600MW grade steam turbine.
1范围
DL/T 608规定了300MW~600MW级汽轮机启动、运行、停运、试验、事故预防及处理等方面原则性技术要求和操作方法。
DL/T 608适用于300MW级亚临界、超临界和600MW级亚临界、超临界及超超临界火力发电厂汽轮机，125MW级、200MW级火力发电厂汽轮机可参照执行。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有修改单)均适用于本文件。
GB/T 5578固定 式发电用汽轮机规范
GB/T 7596电厂 运行中汽轮机油质量导则
GB/T 1120涡轮机油
GB/T 11348.2机械振动在旋转轴上测量评价机器的振动
GB/T 12145火力发 电机组及蒸汽动力设备水汽质量。
DL/T571电厂 用磷酸酯抗燃油运行维护导则
DL/T705运行中氢冷发电机用密封油质量导则
DL/T711汽轮机调 节控制系统试验导则
DL/T834火力发电厂 ~汽轮机防进水和冷蒸汽导则
DL/T 863汽轮机启动调试导 则
DL/T956火力发电厂 停(备)用热力设备防锈蚀导则
DL/T 1052节 能技术监督导则
DL/T 1270火力发电建设工程机组甩 负荷试验导则
DL/T 863汽轮机启动调试导 则
DL/T956火力发电厂 停(备)用热力设备防锈蚀导则
DL/T 1052节 能技术监督导则
DL/T 1270火力发电建 设工程机组甩负荷试验导则
3总则
按照本标准的有关规定，结合制造商出具的有关技术文件，编制现场运行规程时，如果制造商有明确规定，则按制造商的规定执行:如果制造商没有规定，则按本标准(包含本标准的引用文件相关条文)的规定执行。

ICS27.100
中华人民共和国电力行业标准
DL/T608—2019
代替DL/T608—1996，DL/T609—1996300MW～600MW级汽轮机运行导则Guide of operation for 300MW~600MW grade steam turbine2019-06-04发布
国家能源局
2019-10-01实施
前言·
规范性引用文件
汽轮机启动
5汽轮机运行
6汽轮机停运
7汽轮机试验
8汽轮机主要辅机运行
9汽轮机事故预防及处理
附录A（规范性附录）汽轮机主要保护、监测参数及控制装置附录B（资料性附录）汽轮机启动和停机示范曲线图DL/T608—2019
DL/T608—2019
本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。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这些专利的责任，本标准代替DL/T608—1996《200MW级汽轮机运行导则》、DL/T609—1996《300MW级汽轮机运行导则》。与DL/T608—1996和DL/T6091996在技术内容上的主要差异为：增加了使用范围；
更新了规范性引用文件：
修订了汽轮机启动方式划分及应具备的条件：更新了汽轮机汽、水、油质量控制标准；增加了汽轮机破坏真空紧急停机和不破坏真空紧急停机的条件及处理；取消了汽轮机停机后的强迫冷却：修订了汽轮机试验项目及要求，明确了A、B、C、D级检修后启动前试验项目：增加了凝结水泵、低压加热器、冷却塔及空冷岛、润滑油泵等汽轮机主要辅机运行：修订了汽轮机事故预防及处理。本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由电力行业电站汽轮机标准化技术委员会（DL/TC07）归口。本标准的起草单位：天津大唐国际盘山发电有限责任公司、广东大唐国际潮州发电有限责任公司。本标准主要起草人：贺帅、杨凯利、刘冬明、钱峻、李大才、金日锋、李建勇、张艳宾、李新鹏。本标准首次发布日期为1996年，本次为第一次修订。本标准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)。
1范围
300MW～600MW级汽轮机运行导则DL/T608—2019
本标准规定了300MW～600MW级汽轮机启动、运行、停运、试验、事故预防及处理等方面原则性技术要求和操作方法。
本标准适用于300MW级亚临界、超临界和600MW级亚临界、超临界及超超临界火力发电厂汽轮机，125MW级、200MW级火力发电厂汽轮机可参照执行。2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有修改单）均适用于本文件。GB/T5578固定式发电用汽轮机规范GB/T7596电厂运行中汽轮机油质量导则GB/T11120涡轮机油
机械振动在旋转轴上测量评价机器的振动GB/T11348.2
GB/T12145火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量DL/T571
DL/T705
DL/T711
DL/T834
DL/T863
DL/T956
电厂用磷酸酯抗燃油运行维护导则?运行中氢冷发电机用密封油质量导则汽轮机调节控制系统试验导则
火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则汽轮机启动调试导则
火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则DL/T1052
2节能技术监督导则
DL/T1270火力发电建设工程机组甩负荷试验导则3总则
按照本标准的有关规定，结合制造商出具的有关技术文件，编制现场运行规程时，如果制造商有明确规定，则按制造商的规定执行：如果制造商没有规定，则按本标准（包含本标准的引用文件相关条文）的规定执行。
4汽轮机启动
4.1启动方式划分
4.1.1按启动时汽缸进汽方式划分。a）高压缸启动。启动时主蒸汽直接进入汽轮机高压缸进行冲转，中压主汽阀、中压调速汽阀全开，不参与汽轮机转速调节。
b）高、中压缸联合启动。启动时蒸汽同时进入高、中压缸进行冲转，中压主汽阀全开、中压调速汽阀参与调节，启动过程中应注意控制再热蒸汽压力在正常范围内。c）中压缸启动。启动时蒸汽不经过高压缸，再热蒸汽直接进入汽轮机中压缸进行冲转，通常采用-
DL/T608—2019
通风阀控制高压缸温度，当转速升高到一定值或并网带一定负荷后再切换到高压缸进汽4.1.2按启动前汽轮机汽缸或转子表面温度划分。温度划分应按制造商的规定执行，如无规定应按DL/T863执行，一般划分为：
a）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℃180℃。b）温态启动。金属温度处于满负荷时金属温度的40%~80%或金属温度低于180℃～350℃。c）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）。4.1.3根据上次运行后的停机时间长短划分。根据GB/T5578给出典型的启动分类，可作为参考：a）冷态启动。停机超过72h（金属温度已下降至约为其满负荷温度的40%以下）。b）温态启动。停机在10h～72h之间（金属温度约为其满负荷温度的40%～80%以下）。c）热态启动。停机不到10h（金属温度约为其满负荷温度的80%以上）。d）极热态启动。机组跳闸后1h以内（金属温度仍保持或接近其满负荷温度）。4.2启动应具备的条件
4.2.1系统应具备以下条件：
a）汽轮机各系统及设备完好，阀门位置正确，传动正常。b）汽、水、油品质合格。
c）热控装置的仪表、声光报警、设备状态及参数显示正常，机组主保护正常投运。d）分散控制系统（DCS）工作正常。4.2.2启动前的试验全部合格。
4.2.3盘车运行正常。连续盘车时间应执行制造商的有关规定，一般冷态启动冲转前盘车应连续运转2h4h，热态启动不少于4h，若盘车中断应重新计时。4.2.4轴封供汽及凝汽器抽真空系统应满足以下要求：a）转子处于盘车状态向轴封供汽。b）轴封供、回汽管道进行充分疏水、暖管。轴封加热器风机运行，确保轴封加热器处于微负压状态。c）
d）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，不应超过制造商允许的偏差值。
热态启动应先投运轴封后抽真空。e）
冲转前应建立并保持适当的凝汽器真空。f）
5旁路系统应满足以下要求：
投用旁路系统前，应确认自动、联锁、保护正常且在投入状态。a)
b）使用旁路系统时，控制高、中压缸蒸汽流量应匹配，分别满足高压缸和中、低压缸在不同工况下最小冷却流量。
4.2.6遇下列情况（不局限于）之一时，禁止汽轮机冲转或并入电网：a）设备重大缺陷末消除或影响机组启动的检修工作票未终结。b）有热工或电气保护未投入。
c）转速表失灵。
调速系统不能维持汽轮机空转或甩负荷后动态飞升转速超出超速保护动作值。d）
高、中压主汽阀、调速汽阀、高压缸排汽止回阀、回热系统中任一抽汽止回阀关闭不严、卡涩e）
或动作失灵。
危急保安器动作不正常。
g）汽轮机任一事故跳机保护失灵。汽轮机一般应具备的事故跳机保护参见附录A中A.1。2
DL/T608—2019
h）汽轮机任一主要控制参数失去监视或任一主要调节控制装置失灵。汽轮机一般主要监测参数参见附录A中A.2，汽轮机一般具备的主要调节控制装置参见附录A中A.3。主机润滑油系统、抗燃油（EH油）系统、密封油系统、项轴油系统相关设备故障或其自启动i
装置失灵。
高、中压缸上、下缸温差超过制造商的规定值。k）大轴晃动值超过制造商的规定值或原始值的土0.02mm。1）盘车装置故障、盘车不动或盘车电流超限。m）汽轮机动静部分有清楚的金属摩擦声或其他异声。n）轴向位移、胀差超过规定值。o）汽、水、油品质不合格。
p）厂用仪表压缩空气系统工作不正常。q）汽轮机数字式电液控制系统（DEH、MEH)、协调控制系统（CCS）等热工控制系统工作不正常。
机组振动超过规定值。
s）发电机、主变压器、厂用变压器试验不合格。操作员站不正常。
u）主要设备、管道保温不完善。冷态启动
4.3.1冲转参数选择
eiKAca
汽轮机启动时，主汽阀前主、再热蒸汽压力和温度应满足制造商的要求，主、再热蒸汽过热度不低于56℃。
4.3.2汽轮机冲转
4.3.2.1汽轮机冲动后，确认盘车装置正常脱开。4.3.2.2冲转过程中根据制造商要求进行打闸摩擦试验，仔细倾听汽轮机内部声音，确认通流部分及油挡无摩擦、各轴承回油正常，同时确认汽轮机联锁动作正常，方可升速。升速率按制造商要求进行设定，一般为100r/min。
4.3.2.3暖机时间、暖机转速、暖机温度应按制造商提供的启动曲线进行，典型启动曲线参见附录B。暖机过程中注意控制主、再热蒸汽和轴封蒸汽温度，严禁汽轮机胀差超过规定值，并通过汽缸膨胀评价暖机效果。
4.3.2.4冲转过程中应监视机组胀差、振动、轴瓦温度、润滑油压和油温、蒸汽和金属壁温等参数，超过规定值时，应立即打闸停机。4.3.2.5汽轮机冲至3000r/min稳定运行，经全面检查正常后，按制造商要求进行有关试验4.3.3带负荷
4.3.3.1并网后带初始负荷暖机，根据制造商提供的启动曲线带初始负荷并保证暖机时间。4.3.3.2严格按启动曲线要求控制升负荷速率及主、再热蒸汽参数的变化率。4.3.3.3升负荷至规定值，确认机组各部位相应的蔬水阀应关闭，4.3.3.4检查确认汽轮机振动、汽缸膨胀、胀差、轴向位移、轴承金属温度、排汽温度、油温及油压、蒸汽温度等主要监测参数在正常范围4.3.3.5高、低压加热器应随机组启动而投入，当供除氧器的抽汽压力高于除氧器内部压力并能克服高3
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度差引起的静压时，应将除氧器的加热汽源切换为该段抽汽。4.4温态启动
机组启动过程中应先投轴封后抽真空，冲转参数严格按照制造商提供的启动曲线确定。4.4.2其他启动要求见4.3。
4.5热态启动
4.5.1冲转参数选择。汽轮机热态启动时，根据汽缸温度按制造商提供的启动曲线确定冲转参数。4.5.2冲转、并网及带负荷注意事项：a）主、再热蒸汽管道疏水充分。b）升速率按制造商要求进行设定，—般控制在100r/min?～300r/minc）定速后检查正常应尽快并网。d）并网后，应按照启动曲线的要求尽快带负荷，确保汽轮机本体各项参数不超过规定值e）控制主、再热蒸汽参数平稳，不超过规定值。4.5.3其他启动要求见4.4。
4.6极热态启动
4.6.1冲转参数严格按照制造商提供的启动曲线确定，并网后按照启动曲线快速升负荷，升负荷过程aeeiKA
中严密监视汽轮机本体各参数不超过规定值。4.6.2其他启动要求见4.5。
4.7汽轮机启动中的要求
4.7.1汽轮机冲转后若盘车装置不能及时脱开，应立即打闸停机。4.7.2按照制造商规定汽轮机的转速停止顶轴油泵运行。4.7.3汽轮机若出现异常振动，不得强行升速，须查明原因并消除后，方可重新升速。4.7.4应迅速平稳地通过临界转速，在该范围内转速不应停留。4.7.5启动中保持蒸汽参数稳定，控制汽缸金属温升率小于或等于2.5℃/min，温降率小于或等于1.5℃/min。
4.7.6启动中监视汽缸膨胀值变化应均匀，滑销系统卡涩时应延长暖机时间或研究解决措施4.7.7冲转后及运行中冷油器出口油温宜调整控制在38C～45℃（采用46号汽轮机油的机组宜控制在45℃～50℃），各轴瓦回油温度正常：抗燃油冷油器出口油温宜控制在40℃土5℃。4.7.8汽轮机低压缸喷水减温应按制造商的规定进行投入或退出。一般情况下，低压缸排汽温度不超过65℃可以长期运行，超过时应限制负荷使排汽缸温度不超过80℃。并网前若采取措施无效，当低压缸排汽温度达到120℃时应停止汽轮机运行。4.7.9凝汽器、加热器、除氧器水位应正常。4.7.10汽轮机本体及管道，应无水击、振动现象。4.7.11定速后确认汽轮机主油泵工作正常，可停止交流润滑油泵运行。5汽轮机运行
5.1正常运行
5.1.1监视汽轮机主要参数及其变化值符合规定。2定期进行有关设备的试验及轮换。5.1.2
5.1.3应按以下原则进行负荷调整：a）采用变压或定一滑一定方式。DL/T608—2019
b）定压运行时负荷变化率应以调节级变工况适应能力为准，符合汽轮机寿命管理曲线要求。c）变压运行时负荷变化率应以锅炉适应能力而定，一般每分钟为1.5%～2%额定负荷。带有喷嘴调节的汽轮机应根据调速汽阀的阀门特性设定合理的重叠度，以减少调速汽阀的节流d)
损失，同时保证在启动和带负荷过程中不出现阀门振荡和功率振荡的现象。e）辅助设备的运行方式应满足相应的要求。5.1.4：蒸汽参数控制范围及允许偏差应满足以下要求：a）运行中应控制蒸汽参数在允许范围内，当超过规定值或有超过规定值的趋势时，应进行调整并准确记录超过规定值的幅度、超过规定值的时间及累计时间，同时进行相应处理。b）根据GB/T5578，蒸汽参数允许偏差见表1。表1蒸汽参数允许偏差（相对于额定值）参数名称
任何12个月运行周期内的平均压力主蒸汽压力
主、再热蒸汽
保持所述平均压力下允许连续运行的压力例外情况下的允许偏离值，但在任何12个月运行周期内的累计时间小于或等于12h
冷再热蒸汽压力
任何12个月运行周期内的平均温度保持所述平均温度下，允许连续运行的温度例外情况下允许偏离值，但在任何12个月运行周期内的累计时间小于或等于温度（适用于
额定蒸汽温度
不大于566℃
的机组，超过
566℃时允许
偏差由供需双
方商定）
例外情况下允许偏离值、每次小于或等于15min，但在任何12个月运行周期内的累计时间小于或等于80h
不充许值
两根或多根平行管道中任意两根管道蒸汽温度差允许连续运行值例外情况下允许偏离值，但任一4h期间不超过15min限
≤1.00po
≤1.05po
≤1.20po
≤1.25pl
≤t+8℃
≤1+（8~14)℃
≤t+（14~28）℃
>I+28℃
≤17℃
≤28℃
注：Po为主蒸汽额定压力（MPa）：pi为冷再热蒸汽额定压力（MPa)；为主蒸汽或再热蒸汽额定温度（℃）。5汽轮机水汽质量控制标准及水汽质量恶化时处理见GB/T12145。5.1.5
5.1.6汽轮机用磷酸酯抗燃油质量控制标准见DL/T571。5.1.7汽轮机油质量控制标准见GB/T7596、GB11120。5.1.8氢冷发电机用密封油质量控制标准见DL/T705。5.2特殊运行
5.2.1高、低压加热器部分或全部停止运行时，应按照制造商的规定执行，控制主蒸汽流量及各抽汽段压力不应超过设计最大允许值，控制锅炉壁温、烟气温度的变化。5.2.2凝汽器停止半侧运行时，原则上宜降低至50%额定负荷，控制凝汽器真空值、轴向位移及低压缸胀差在允许范围内，监视汽轮机膨胀。5
DL/T608—2019
6汽轮机停运
6.1正常停运
停机前应确认交直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车装置、备用给水泵试运正常。6.1.2汽轮机停运过程应符合以下要求：a）汽轮机停机时，一般控制温降率小于或等于1.5℃/min，典型停机曲线参见附录B。b）根据停机的及设备特性，合理选择汽缸温降目标值。c）滑参数停机时，主、再热蒸汽应始终保持过热度不小于56℃C，高中压合缸机组主、再热蒸汽温度偏差不超过28℃。
d）监视胀差、汽缸膨胀、各轴承温度、轴向位移、轴封供汽压力、真空等参数正常，辅助设备各系统运行稳定。
机组各部位的疏水阀应在相应负荷打开。e
汽轮机打闸后逆功率保护正常动作，确认转速下降。g）转速降至制造商规定值时顶轴油泵应联启正常。h）汽轮机转速降至400r/min时破坏凝汽器真空（采用真空抽湿法防腐机组除外）或按制造商的规定执行，破坏真空后应及时将疏水至凝汽器的高温高压疏水阀关闭。i)
凝汽器真空到零后，才可停止轴封供汽。汽轮机转速到零后，立即投入盘车装置，记录并分析汽轮机转子情走时间。k）当汽轮机金属温度降至冷态值或制造商规定值时，可以停止盘车运行。iee
6.2紧急停机
破坏凝汽器真空紧急停机应具备以下条件：6.2.1
a）汽轮机转速超过3300r/min，保护拒动作。b）汽轮发电机组突然发生强烈振动或超过跳闸值。汽轮发电机组内部有明显的金属摩擦声或撞击声。c
d）轴向位移超过规定值或推力瓦块金属温度超规定值。润滑油供油中断或油压下降至规定值，备用油泵启动仍无效，保护拒动作。e）下载标准就来标准下载网
润滑油箱油位下降至规定值，补油无效。f)
g）汽轮发电机组任一轴承金属温度突然升高，超过规定值。h）汽轮机发生水冲击。
汽轮机高、中压缸上、下缸温差超过制造商规定值。汽轮机运行期间，10min内主、再热蒸汽温度突然下降50℃。j）
汽轮机轴封异常摩擦并冒火花。k）
发电机、励磁机冒烟着火或氢气系统发生爆炸。m）汽轮机油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全，n）汽轮机胀差超过规定值。
0）厂用电全部失去。
氢冷系统大量漏氢，发电机内氢压无法维持。p）
不破坏凝汽器真空紧急停机应具备以下条件6.2.2
a）凝汽器真空降至保护值，保护拒动作。b）高压缸排汽温度超过规定值。c）
低压缸排汽温度超过规定值。
d）主、再热蒸汽温度超过规定值、e）主蒸汽压力超过规定值。
发电机定子冷却水断水，保护拒动作。f
凝汽器冷却水管泄漏，凝结水水质严重超标，经采取措施仍不能消除。g）
h）DEH、TSI故障，致使一些重要参数无法监控，不能维持机组运行时。DL/T608—2019
i）汽轮机任一汽缸发生完全无蒸汽运行，时间超过制造商规定值仍不能恢复时。j）润滑油、抗燃油系统大量漏油，或油质严重恶化，无法维持正常运行。k）主/再热蒸汽管道、给水管道及不能隔离处理的其他管道破裂，危及人身和设备安全。1）开式循环冷却水、闭式循环冷却水中断，短时间无法恢复，无法维持机组运行时。m）机组热工保护或系统故障，在限时内无法恢复，影响机组安全、稳定运行时。6.2.3紧急停机应符合以下要求：a）紧急脱扣汽轮机。
b）确认交流润滑油泵联启，油压正常。检查发电机出口开关或主变压器高压侧开关断开，发电机与电网解列，确认转速下降。d）当需要破坏凝汽器真空停机时，应停止抽真空系统运行，打开真空破坏阀，其他操作同正常停运。
6.3停运异常处理
6.3.1抽汽止回阀卡涩或不能关严，应关闭截止阀，防止蒸汽倒流入汽轮机造成超速。6.3.2
自动控制系统失灵应及时改为手动调整，以防汽轮机失控6.3.3若主、再热蒸汽参数失控或发生蒸汽带水，应立即打闸停机。6.3.4当盘车电流比正常值大，摆动或盘车装置有异声时，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，关闭与汽缸连通的所有疏水（闷缸措施），保持上、下缸温差，监视转子弯曲度，确认转子弯曲度正常后，进行试投盘车，盘车投入后应连续盘车。当盘车盘不动时，严禁强行盘车。停机后因盘车装置故障造成不能连续盘车时，应采取闷缸措施，监视上、下缸温差及转子弯曲度的变化，待盘车装置正常或暂停盘车的因素消除后及时投入连续盘车。6.4停运后的养护
6.4.1汽轮机设备在停（备）用期间，应按照DL/T956进行养护。6.4.2对滨海盐雾地区和有腐蚀性的环境，应采取特殊措施，防止设备腐蚀。6.4.3对于自然环境温度达到发生冰冻的区域，应预先对停运设备采取有效的防冻措施。盛有液体的容器、管道，要放干净其中的液体。工艺不允许将液体放干净的设施，要采取保温、伴热等措施。7汽轮机试验
7.1启动前的试验
7.1.1机组进行A级检修或调速系统检修后，应进行汽轮机调速系统静态特性试验和主汽阀、调速汽阀及抽汽止回阀关闭时间试验，其试验结果符合制造商的技术规定及DL/T711的规定。7.1.2机组进行A级、B级检修后或停机备用30天以上，至少应进行以下试验：a）汽轮机全部跳机保护试验及机炉电大联锁试验。b）高压缸排汽止回阀、抽汽止回阀、控制阀、调节阀开关及保护联锁试验。c）除氧器、加热器等主要辅助设备的联锁保护试验。d）各种油泵、水泵、风机的启停及保护联锁试验。7
DL/T608—2019
7.1.3机组进行C级、D级检修后，应进行以下试验：a）机炉电大联锁试验。
b）对检修的设备进行保护联锁试验。7.2启动中的试验
7.2.1机组启动，应进行就地及远方打闸试验。7.2.2汽轮机超速试验前，应进行主汽阀、调速汽阀严密性试验，试验要求见DL/T863。7.2.3危急保安器注油试验应按以下要求进行：a）试验应按制造商要求的时间间隔进行。b）试验应在定速后或正常运行中进行。c）试验动作油压正确，否则应立即查明原因并予以处理。7.2.4超速试验要求。
下述情况应做超速试验：
汽轮机新安装或A级检修后。
甩负荷试验前。
危急保安器解体或调整后。
d）进行任何有可能影响超速保护动作的检修后。7.2.4.2
下述情况不得进行超速试验：
就地或远方停机不正常。
高中压主汽阀、调速汽阀严密性试验不合格。b）
在额定转速下任一轴承的振动异常。任一轴承温度高于规定值。
危机保安器注油试验不合格。
根据DL/T863，试验应按以下要求进行：高、中压主汽阀和调速汽阀严密性试验合格。a)
b）汽轮发电机组按制造商要求的参数带低负荷暖机，一般带10%25%额定负荷运行4h以上，暖机结束后，减负荷与电网解列，立即进行汽轮机超速试验。机械超速保护动作转速值应在额定转速的109%～111%范围内，每个危机保安装置应至少试验两次，且两次动作转速之差不大于0.6%的额定转速。d）电气超速保护动态实校，动作值应符合制造商的规定。新投产机组或调速系统经重大改造后的机组应进行甩负荷试验，试验要求见DLT1270，7.2.5
7.3运行中的试验
汽轮机运行中的试验及定期轮换项自应全面，不应有漏项，一般试验及定期轮换项自见表2，具体的试验及定期轮换项目应根据系统情况而定。表2运行中的试验及定期轮换项目项目名称
汽阀活动/松动试验
主汽阀、调速汽阀全行程活动试验抽汽止回阀关闭/活动试验
试验内容
利用就地试验装置或DEH试验逻辑活动汽阀10%～20%行程利用就地试验装置或DEH试验逻辑对汽阀进行全行程活动利用试验装置部分活动，或直接操作关闭时间间隔
项目名称
真空严密性试验
疏、放水阀测温
备用给水泵启停
交流润滑油泵、事故油泵启停
转动辅机设备轮换
8汽轮机主要辅机运行
8.1凝结水泵
表2（续）
试验内容
DL/T608—2019
时间间隔
在80%额定负荷以上的稳定工况下停止抽真空系统运行，记录8min内真空下降速度，取后5min内真空平均下降速度对阀体出口焊口或出口法兰后管壁处测温8.1.1凝结水泵运行期间，控制凝汽器热井水位正常，再循环调节阀应处于正常备用状态。8.1.2机组正常运行期间对凝结水泵进行检修工作时，应确认与真空系统彻底隔绝。每月
每两周
8.1.3采用变频调节的凝结水泵，应注意低频运行时凝结水压力下降对各用水设备和系统的影响。8.2给水泵组
给水泵组运行期间振动、超速等保护应投入。8.2.1
给水泵组再循环调节阀应处于正常备用状态。8.2.2
备用给水泵应处于暖泵状态，泵壳上、下温差超过规定值时应退出备用。8.2.4给水泵出口阀、出口止回阀应严密。8.3循环水泵
8.3.1地下布置的循环水泵，应有可靠的防水淹措施。8.3.2运行中循环水泵应防止失水及积空气。8.3.3循环水泵出口控制蝶阀开关时间应合理，防止在启停泵过程中发生水锤现象。8.4凝汽器
8.4.1进入疏水扩容器的疏水阀门应能够关闭严密，疏水阀门后应安装测温元件，便于在线监测阀门泄漏情况。
8.4.2凝汽器冷却水管及管板应保持清洁。8.4.3定期化验凝结水和循环水水质，发现凝汽器泄漏或结垢应及时采取措施。8.4.4根据负荷和大气条件的变化，合理调整循环水流量以保证机组最佳真空。8.4.5凝结水过冷度不大于2℃。8.4.6凝汽器端差在正常范围内，根据DL/T1052，具体规定如下：a）当循环水入口水温小于或等于14℃时，端差小于或等于9℃。b）当循环水入口水温大于14℃，且小于30℃时，端差小于或等于7℃。c）当循环水入口水温大于30℃时，端差小于或等于5℃。8.5冷却塔及空冷岛
8.5.1湿冷机组冷却塔内部填料应无破损，淋水密度均匀。8.5.2空冷机组空冷岛内各散热管束温度偏差应在正常范围内，冷却气流分布均匀。9
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