核电厂常规岛(压水堆)汽轮机规范

核电厂常规岛(压水堆)汽轮机规范

国家标准 GB/T35683一2017 核电厂常规岛压水堆)汽轮机规范 speeifrieationsforsteamnturbimesin conventionalislandof nuelearpowerplant(PwR 2017-12-29发布 2018-07-01实施 中华人民共利国国家质量监督检验检疙总局 发布 国家标准化管理委员会国家标准
GB/35683一2017 前 言 本标准按照GB/T1.1一2009给出的规则起草 本标准由电器工业协会提出 本标准由全国汽轮机标准化技术委员会(SAC/TC172)归口 本标准起草单位:上海发电设备成套设计研究院、东方电气集团东方汽轮机有限公司、哈尔滨汽轮 机厂有限责任公司、上海电气电站设备有限公司上海汽轮机厂 本标准主要起草人:李玉杰、袁永强、杨晓辉,叶奋、梁峰、崔建国、高宏喜、钱晨琳
GB/35683一2017 核电厂常规岛压水堆)汽轮机规范 范围 本标准规定了核电厂常规岛<压水堆)汽轮机设备的保证值、调节,运行和检修、部件等的要求 本标准适用于额定功率300Mw及以上的核电厂常规岛(压水堆)凝汽式汽轮机 功率小于300MIW 及非纯凝汽式的核电用汽轮机可参照执行 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(包括所有的修改单)适用于本文件 GB/T3785.1电声学声级计第1部分:规范 GB/T55782007固定式发电用汽轮机规范 GB/T6075.1机械振动在非旋转部件上测量评价机器的振动第1部分:总则 GB/T6075.2机械振动在非旋转部件上测量评价机器的振动第2部分:功率50Mw以上 额定转速1500r/min、1800r/min,.3000r/min、3600r/min陆地安装的汽轮机和发电机 GB/T7441汽轮机及被驱动机械发出的空间噪声的测量 GB/T8117.1汽轮机热力性能验收试验规程第1部分:方法A大型凝汽式汽轮机高准确度 试验 GB/T8I17.2汽轮机热力性能验收试验规程第2部分;方法B各种类型和容量的汽轮机宽准 确度试验 GB/Tll348.1旋转机械转轴径向振动的测量和评定第1部分:总则 GB/Tl1348.2机械振动在旋转轴上测量评价机器的振动第2部分;功率大于50Mw,额定 工作转速1500r/min、1800r/min、3000r/min、3600r/min陆地安装的汽轮机和发电机 GB/T22198汽轮机转速控制系统验收试验 术语和定义 GB/T55782007界定的以及下列术语和定义适用于本文件 3.1 核电汽轮机nuclearpowerturbine 用核岛产生的蒸汽作为工质,将蒸汽的能量转换成为机械功的旋转式动力机械 3.2 最高计算转速 nmaximumcalculatedoverspeed 假定在调速器失灵且最高转速仅受到超速跳闸装置动作的限制时可能出现的转速值 3.3 夏季连续运行功率 summercontinuousrating;sCR 在规定的夏季背压、额定的新蒸汽参数、再热蒸汽参数以及补给水率的条件下,不超过规定寿命时， 发电机端子处发出的连续功率
GB/T35683一2017 3.4 运行小时rumminghors 机组带负荷的小时数 从第一次并网算起,机组经历的总的寿命,以月或年表示 保证值 4.1总则 合同中对代表汽轮机性能的参数指标:如输出功率或辅机功率、调节(控制)系统的功能、振动和噪 声级等应提出保证值 所有保证及条款均应陈述清晰,表达完整,相应的计算公式应列人合同 4.2输出功率 4.2.1输出功率保证值(如;额定工况汽轮发电机输出功率,sCR工况汽轮发电机输出功率)应在与核 岛设计方及常规岛设计方确定的下列条件(包括但不限于)下得到保证 主汽门(MSV)进口新蒸汽压力、温度、湿度、新蒸汽流量、蒸汽发生器(sG)排污流量 -凝汽器背压(如:额定工况、SCR工况); 补水量; 最终给水温度 4.2.2验收试验按相应标准和商定的修正方法为基础给出输出功率的保证值 验收试验按商定的标 准进行 4.2.3如果加热器、凝汽器、汽水分离再热器等主要辅机不属于汽轮机制造商的供货范围时,应根据相 关设备的端差、压降、背压等参数的偏差情况,对输出功率进行修正 4.2.4如果试验运行工况偏离了指定的保证工况,应使用修正曲线将电功率修正至保证工况 功率修 正项目由汽轮机供方和用户协商确定 4.2.5性能试验专用仪表的固有误差应根据相关仪表规范来确定,其固有误差的量应根据相应的试验 标准来确定,并在试验大纲中予以明确 4.2.6进行三次试验并修正到保证工况参数下输出功率的平均值,可作为正式测试结果,用于与合同 保证值的比较 4.3辅机功率 如果给出连续运行的辅机所耗功率的保证值,则应商定这些辅机的清单 其每项的所耗功率应在 汽轮机规定输出功率和规定终端参数下测得,或由供需双方商定的参数下测得 4.4蒸汽表 保证值和计算试验结果所使用的蒸汽表应由供需双方商定,可采用国际水和水蒸气性质协会1997年 发布的最新版水燕气和水特性值的表(IAPws-IF97),或采用1967年发布的国际蒸汽简表(IFC-67)第 7版,并列人合同中 4.5允差 功率保证值在验收时的允差不属于本标准的范围 必要时该允差由供需双方商定 4.6老化 汽轮机老化修正应根据所采用的试验标准予以确定,性能试验的老化修正时间应从机组首次并网 算起
GB/35683一2017 5 调节 5.1调节系统 5.1.1调节系统应能控制机组从静止开始上升的转速 控制可采用手动或其他方法 5.1.2调节系统除满足5.1.1外,还应能控制 发电机独立运行时,从空负荷到满负荷之间(包括两者)所有负荷下的转速保持稳定 与其他发电机并列运行时,能保持正常运行(见6.1.1 5.1.3调节器及其系统的设计不应在任何部件故障时妨碍汽轮机安全停机 5.1.4如采用电-液式调节系统,则电气部分还应符合GB/T5578一2007附录A规定的要求 5.1.5调节器和燕汽阀门操纵机构应保证:在额定工况或者6.3.1规定的异常工况下,即使瞬时甩去能 达到的最大负荷时,都不应引起导致汽轮机跳闸的瞬时超速 5.2转速和负荷调整 除非合同中另有规定,当空负荷运行时,汽轮机转速应至少能在额定转速士5%范围内进行调整 额定转速下,转速和负荷调整装置把设定点由空负荷调到满负荷所需的最短时间通常不应超过 0s,但也可由供需双方商定 供方应提供调整设定点的手段 5.3调节器特性 机组调节系统的总不等率应在3%一5%之间;机械式迟缓率应小于0.10%,电液式迟缓率应小于 0.06% 5.4阀门试验 5.4.1严密性试验 5.4.1.1额定转速为3000r/min的汽轮机,其主汽阀、调节汽阀严密性试验按下述要求进行: 应在额定汽压、正常真空和汽轮机空负荷运行时进行 a b)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; 当主(再热)燕汽压力偏低,但高于50%额定压力时,汽轮机转速下降值"按式(1)修正 (1

GB/T35683一2017 超速保护装置通常应在超过额定转速10%的转速动作,其允差为额定转速的士1%即超过额定转 速的动作转速不应大于额定转速的11%或低于9%) 特殊情况例如,为了符合5.1.5的要求)并经商 定,正常跳闸整定值可超过额定转速10%保持选定值士1%的允差) 在发生突然甩负荷且调速器故障的情况下,超速保护装置应能在足够低的转速下动作,限制最高超 速在安全值内,防止汽轮机或被驱动机械的部件损坏,或防止甩负荷后仍与发电机保持连接的电动机及 被驱动机械损坏 供方应在运行说明书上列人超速跳闸整定值 5.5.2应供应两套独立于调节器、完全分开作用的超速保护装置,任何一套动作时都应能关闭所有主 汽阀和调节阀 5.5.3当机组在额定转迷运行时,应能在防止超速的另一套装置保护下,进行每套超速保护装置功能 正确性的验证试验,而不改变主汽阀的位置 应具有相应的安全措施,当一套超速保护装置正在做功能 正确性试验时,即使有要求也不应锁住另一套或阻止其动作 5.5.4汽轮机转速下降到不低于额定转速时,超速保护装置应能复位 6 运行和检修 6.1正常运行 6.1.1正常运行时,汽轮机特性应能使汽轮发电机组与已运行的机组并列运行，且无论单机或作为整 体均无异常特性 6.1.2汽轮机的启动可按汽轮机启动时的热状态分类 典型的分类准则是按不同部件(如高压内缸) 金属已冷却到的温度;也可按上次运行后的停机时间长短分类 典型启动分类及其相关特点如下 冷态启动:停机超过72h(金属温度已下降至约为其额定负荷温度的40%以下,单位为). 温态启动;停机在10h一72h之间(金属温度已下降至约为其额定负荷温度的40%一80%之 间,单位为C); 热态启动停机不到10h金属温度约高于其额定负荷温度的80%以上,单位为) 6.1.3需方应规定下列条件,供汽轮机设计用 6.1.2中各类启动的次数; a b 大负荷变动的次数; c 考虑到电厂其他设备(如蒸汽发生器)的任何限制后,各类大负荷变动要求的负荷变化率 6.1.4需方应提供蒸汽发生器的特性,包括在预计的启动方式将负荷变动和停机方式下,压力、湿度和 新蒸汽温度及再热蒸汽温度随蒸汽流量的变化 6.1.5需方应明确汽轮机旁路系统的工作状态,蒸汽参数,流量及供货方 6.1.6需方应提供可用辅助汽源的蒸汽参数 6.2额定参数变化的极限值 6.2.1汽轮机应能承受额定参数在一定范围内的变化 新蒸汽压力和温度、再热燕汽温度的变化由需 方.反应堆供方和汽轮机供方共同商定 6.2.2当新蒸汽湿度不超过0.5%时,汽轮机应能保证长期运行 蒸汽品质指标应由供需双方商定,并在技术协议中给予明确 6.2.3 6.2.4 对于凝代式汽轮机,在规定的排汽压力范围内所发生任何状态的排汽变化汽轮机都应能正常 运行 如有限制,供方应说明 6.2.5汽轮机应能在98%101%的额定转速下运行而不限制输出功率和持续时间 除非另有规定 不应在与额定值有更大偏差的转速下运行
GB/35683一2017 6.3异常运行 6.3.1如需要在以下任一情况下运行,需方应提出要求 -隔离停用汽轮机凝汽器的部分冷却管; -停用部分或所有给水加热器 超负荷以及其实现的方式; -引起特殊工况的其他运行方式; 汽水分离再热器的再热器隔离(再热器隔离应将全部汽水分离再热器的同级再热器同时隔 离 6.3.2供方应明确异常运行的限制条件,包括如结构性负荷分配或输出功率调整等问题,并包括这些 限制所允许的持续时间 6.4安装条件 6.4.1需方应提出安装是在室内还是室外,有无顶棚以及汽轮机机组运行的运行条件,包括最高与最 低温度、相对湿度、异常的尘埃问题等相关因素 6.4.2需方应提供电厂设计所需与地震情况相关的一切数据 6.5检修 当需方提出要求时,供方应提供汽轮机装置预期的检修周期和检修范围的资料 6.6运行说明书 供方应提供完整且内容明确的运行说明书 说明书应包括设备运行涉及的所有参数及供方对蒸汽品质的要求 部件 7.1总则 部件设计应满足以下要求 充分考虑电站设计寿命内安全,持续和有效运行的需要,在各种运行条件下不会造成过度变 形振动、腐蚀等问题; -尽可能标准化,方便互换同种类型的部件; -满足维修少、简单且方便的原则 允许模块组件的预先装配和安装 模块组件不应影响可操作性和可维护性 7.2材料和结构 7.2.1 一般要求 机组结构中采用的材料,部件和焊接以及所有管道、支架、接头和辅助装置,应符合相应的国家标准 或国际标准的要求,并应在合同中明确 与给水,蒸汽、凝结水有关的疏水,放水和放气回收系统接触的设备和部件,不应使用铜和铜基合 金 在二回路系统中与汽水介质直接接触的部件,不应使用以铅,呻,锄,硫或汞作为合金成分的合金 在干湿蒸汽过渡区工作的部件应考虑材料的应力腐蚀敏感性,接触工质的部位应尽量小,在满足强 度条件下优先选用屈服强度低的材料
GB/T35683一2017 7.2.2材料 机械及电子设备的材料应根据合同规定的工作条件及下列因素选择 与环境条件相适应; 相关材料标准; 腐蚀 磨损 应力腐蚀 7.2.3非受力部件 不承受明显应力的部件在其运行温度下的材料选择,应避免由于下述原因引起不能接受的材料性 能的恶化 -内部结构或组织的变化 材料因其周围环境而引起的变化 7.2.4受力部件 用于受力部件的材料应满足7.2.2所列条件,并应在试验确定数据的基础上选择材料,确保部件在 使用的应力、温度和时间条件下,不会开裂或发生超过允许范围的变形 7.2.5结构 设计汽轮机结构时,在湿燕汽区域内工作的部件应有减少和预防腐蚀损坏的措施 低压末几级动叶片等部件应采取防侵蚀措施,并应有完善的疏水设计,能及时将积聚的水滴排走 7.3汽缸和轴承座 7.3.1一般要求 汽缸和轴承座应能承受一切正常和部分危急使用情况下的负荷,允许的管道推力和力矩以及温度 引起的位移 汽缸在运行时的热应力应尽可能小 汽缸应有合适的支承,保证与转子保持良好的对中 7.3.2汽缸 汽缸设计应满足下述要求 所有汽缸的设计和布置应使机组在启动,加载、持续稳定运行和冷却过程中温度梯度所导致的 变形达到最小,并保持正确校准 汽缸上所有可能积聚水的地方都配有疏水点; 疏水管应确保最大水量在任何运行工况和最小压差时有足够的流通面积; 连接在汽缸上的各种管道应有足够的挠性,作用在汽缸上的力和力矩必须在允许的范围内井 满足汽缸稳定性的要求; 汽缸设计要有足够的强度和刚度,尤其是低压缸应有足够的刚度和稳定的结构,满足低真空运 行的需要 7.3.3轴承座 轴承座设计应满足下述要求 有足够的强度和刚度,同时具有良好的抗振性能;
GB/35683一2017 有较好的稳固性能，一般应使轴承承力中心的垂线落在轴承座平面范围之内 采用悬臂的轴 承座应考虑轴承座有足够的刚性; 轴承座的中分面及各进、出油法兰处具有良好的密封性,不应有漏油现象; -作为膨胀死点的轴承座,其座体应有足够的刚性 7.4转子 7.4.1转子出厂前应由汽轮机制造厂进行动平衡试验 7.4.2汽轮发电机组轴系临界转速应有足够裕量避开额定转速,避免对机组运行产生不利影响 7.4.3汽轮发电机组轴系扭转频率应避开电网的工频和二倍频 7.4.4汽轮机每根转子应且仅进行一次超速试验,试验转速应超过最高计算转速2%且不应超过额定 转速的120%,持续时间不应超过2 ,试验宜在汽轮机制造厂进行 mln 转子和联轴器应能承受由发电机短路或误并列等特定扰动造成的冲击扭矩 7.4.5 7.4.6设计时应考虑转子飞射物发生的概率,并符合相应标准 7.5阀门 调节阀和再热调节阀应能在整个转速和负荷范围内适当地调节供给汽轮机的蒸汽量,并应申联 7.5.1 配置相应的主汽阀和再热主汽阀 7.5.2主汽阀,再热主汽阀应具有快迷关闭汽轮机、防止汽轮机超速的功能 75.3主汽网、再热主汽树应配置速阿,如果再热是在汽汽再热器中进行可不配置滤网 7.5.4阀门设计应采取措施以免出现振动和腐蚀 7.5.5阀门应能在汽轮机运行中进行远程单独遥控动作 7.5.6主汽阀应能承受在新蒸汽管道上做1.5倍设计压力的水压试验 7.6轴承和轴承箱 轴承和轴承箱设计应满足下述要求 径向支持轴承应设计成水平中分面形式 推力轴承应能承受任一方向的轴向推力 推力轴承在检修时应有可调整推力瓦与转子推力盘 之间间隙的措施 应不拆开汽缸就能更换所有的轴承 径向支持轴承和推力轴承应设计成压力供油润滑,并保证排油畅通 轴承箱应能防止水或异物进人,并能防止润滑油漏出 应有接地装置,降低摩擦静电效应产生电流的影响 该装置也可由汽轮发电机制造商进行 配置 轴承的设计应确保不出现油膜振荡,各轴承的设计失稳转速应在额定转速125%以上,且具有 良好的抗干扰能力 7.7端部汽封和级间汽封 7.7.1端部汽封和级间汽封应采用合适的材料,将运行温度下的变形或膨胀减少到最小限度 7.7.2汽封的结构应使其在运行中万一发生摩擦时将对转子的损伤减少到最小限度 7.7.3应充分考虑运行时转子中心与静子中心变化的影响,保证径向间隙的均匀性 7.8保温 7.8.1汽轮机应安装保温材料,需方应提出保温层材料外表面温度的要求(通常不超过环境温度
GB/T35683一2017 )C) 保温设计应便于汽轮机检修 40 7.8.2需方应说明对保温材料的任何限制 8 基础和建筑物 8.1汽轮机供方应向需方或基础设计方提供其本身设计职责和需方职责之间接口的有关资料静载荷 和动载荷、外形图、台板详图力与力矩,热膨胀等》. 8.2基础设计方应保证不会因基础部分的挠度、固有频率和其他特性在5.2规定的转速范围内对机组 的运行产生不利影响,并应考虑地震对机组的影响 8.3需方应将运行和停机时传递到汽轮机上各种载荷的详情,包括所有管道力和力矩在内,提供给汽 轮机供方,并取得认可 8.4需方应使基础振动的固有频率不与机组运行转速的任何低倍频重合形成共振 8.5基础与建筑结构中应有足够空间和必要的通道,便于设备运人和设备安装 在设备周围,需方应 提供足够使用的空间,包括吊出转子和放置汽缸上半的场地 8.6与汽轮机直接相连的辅助设备(例如,汽水分离器和加热器),如果安装在其他与汽轮机分开的基 础上,则汽轮机供方应对其相对汽轮机基础的允许位移作出规定 给水泵的驱动 9.1设计条件 需方应提供下列资料,便于汽轮机供方确定热力循环和热耗率 由给水泵汽轮机驱动 给水泵汽轮机由主汽轮机抽汽供汽,或者给水泵汽轮机的排汽排人 a 主微轮机或其蒸汽系统中去的场合 如给水泵和给水泵汽轮机由主汽轮机供方供应,则需方应在较早阶段向主汽轮机供方提 1 供表明所需给水泵的扬程与给水量之间的函数关系资料， 如主汽轮机供方只供应给水泵汽轮机而不供应泵,需方应在较早阶段向主汽轮机供方提 供给水泵输人功率、转速和扬程的变化与给水流量之间的函数关系资料 3 如主汽轮机供方既不供应给水系汽轮机也不供应泵,则需方应在较早阶段向主汽轮机供 方提供充分资料,供方据此得出在整个给水流量范围内通过泵的给水熔升和给水泵汽轮 机的进汽量 上述1)和2)的资料应包括从主汽轮机最小负荷下给水泵能独立满足需要的给水流量到给水 泵和给水泵汽轮机设计的最大给水流量的范围 在确定给水泵汽轮机功率之前,应考虑超过主汽轮机最大输出功率时所需的给水泵汽轮机功 率和转速的附加裕量,裕量的大小应由需方与主汽轮机供方商定; 如主汽轮机供方不供应从主汽轮机抽汽口或从主燕汽管(或从其他汽源)到给水系汽轮机的供 汽连通管,则需方应向主汽轮机供方说明该管道的允许蒸汽压损和温降 由电动机驱动;当给水泵由一台电动机驱动时,有时是直连的,有时是通过变速装置或液力联 b 轴器驱动 如汽轮机供方供应上述整套设备,则需方应在较早阶段向汽轮机供方提供表明所需给水 泵扬程与给水流量之间的关系资料 如汽轮机供方只供应驱动设备而不包括给水系,则需方应在较早阶段向汽轮机供方提供 给水泵输人功率(在给水泵输人的联轴器上测量)和扬程与给水流量之间的函数关系以及 给水泵最高转速的资料:;
GB/35683一2017 33 如汽轮机供方不供应给水泵、电动机、变速装置或液力联轴器,则需方应在较早阶段向汽 轮机供方提供表明给水熔升与给水流量之间的函数关系资料 9.2接口与限制条件 9.2.1如给水泵由给水泵汽轮机驱动,则给水泵汽轮机供方和给水泵供方应就给水泵的相关接口要求 包括转动方向等)达成一致并应商定给水泵和给水泵汽轮机需要的润滑油、控制油、密封水和汽封用 汽的供给方法及是否要装盘车机构 9.2.2应考虑防止或限制给水泵反转的要求 10汽轮机辅助系统 0.1润滑油系统 润滑油系统设计应符合下述要求 应设有一台由汽轮机或一台交流电动机驱动的主油系 应设有一台与主油泵分开的辅助油泵 在油压偏低时,自动投人运行以替代主油泵,维持汽轮 机继续运行 应具有在带负荷条件下用模拟低油压的办法使所有辅助润滑油泵自动启动的试验设施 应设有至少一台用直流电动机驱动的事故油泵,在辅助油泵或其电源故障时,事故油泵能自动 启动,其功率大小足以使机组能安全地逐渐停下来 必要时应供应一套顶轴油系统,向汽轮机和发电机需顶轴的支承轴承供给高压油以顶起转子， 减少盘车或启动时的启动力矩和轴承的磨损 应供应容量足够的两台冷油器,冷油器一运一备 冷油器的进、出口切换阀应配置成在机组运 行时不会切断向各轴承供油 应配置必要的滤油器,滤油网和油净化装置等来保证润滑油的清洁度 油系统清洁度应在机 组投运前达到 管道、阀门、冷油器壳体和滤油器壳体不宜采用铸铁等脆性材料 管子连接应尽可能采用 焊接 应采取预防措施,将油箱与油管内部的锈蚀减低至最低限度 汽轮机供方应规定所使用润滑油的特性 如初装油不是由汽轮机供方负责,则所用油应经汽 轮机供方认可 润滑油系统设计应确保在正常运行时,每个主轴承运行的排油温度不超过75C 应配置预防 润滑油泄漏引起火灾的设施 应对轴承合金层(巴氏合金)进行温度监视,温度控制值按汽轮 机供方的要求执行 10.2控制油系统 控制系统用油和操纵蒸汽阀用动力油既可来自润滑系统也可来自一个完全独立的油源 该独立 油源应配置两台泵,当一台泵故障时能自动切换至另一台,切换过程中应维持控制油的压力 如所用控制油不是润滑油系统的油,则应得到汽轮机供方的认可 有关材料、管子结构和多台冷油 器的要求按10.1执行 应配置多台滤油器,并可在运行中切换 10.3转子和阀门汽封的密封系统 转子轴端和阀门汽封的密封系统设计应确保没有燕汽泄漏(如设置汽封加热器和排汽风机) 汽封 蒸汽的控制应完全自动化,必要时,应在蒸汽管道上设置安全阀 启动时如需辅助蒸汽,汽轮机供方应
GB/T35683一2017 向需方说明要求的蒸汽参数和蒸汽量 0.4疏水系统 汽缸、燕汽室或其他容器以及所有输汽管包括去给水加热器的抽汽管上,应在所有可能积水的地方 充分疏水 疏水通常应排人相应的疏水扩容器中 在排人疏水扩容器之前,疏水管上应装有合适的阀门、集水 器或孔板 10.5盘车装置 汽轮机应配备盘车装置,以使转子在非蒸汽驱动时能连续或断续地缓慢转动,防止转子产生热弯曲 变形 当润滑油的供给不充分或盘车齿轮未能完全啃合以前,不应盘转 汽轮机转速超过设置转速时， 盘车装置应自动脱开 10.6管道系统 所有蒸汽,水、油或空气的管道应符合相关标准 10.6.1 应尽可能采用焊接接头，必要时经商定也可采用其他连接形式 10.6.2 汽轮机供方应说明允许承受作用在其设备商定的主要终端点上的附加管道力,力矩的大小和 10.6.3 方向 1 仪表 11.1总则 汽轮机应备有运行和监视所需的各种仪表 11.2标准仪表 凡适用的场合,应设置一次测量元件至少测量下列参数 压力 a 1) 靠近主汽阀和再热汽阀或滤网(如果有)前的新蒸汽和再热蒸汽进口处 2 去各给水加热器的抽汽 每个汽缸的排汽; 3 供给轴承的润滑油; 44 控制系统的供油 5 温度 b 新蒸汽和再热燕汽; 1 2 高、中压缸的排汽 去给水加热器的抽汽; 3 润滑油冷油器出口油; 4 5 各轴承排油或轴瓦金属温度 液位 主润滑油箱的液位; 22 控制油箱的液位(如果有 10
GB/35683一2017 113监视仪表 应设置下述监视仪表: 转速:汽轮机的转速 a b 负荷:发电机的输出电功率(通常该仪表不包括在汽轮机合同内) c 转子和轴承座(或汽缸)的位移 I)如有必要,在远离推力轴承端测量转子相对于轴承座(或汽缸)的轴向相对位移胀差) 转子(推力盘)相对于推力轴承的相对位移(轴向位移) 22 3)轴承座或汽缸)相对于基础的轴向位移(绝对热膨胀 振动;轴承座或转子的振动,也可要求同时测转子偏心和相位 d 金属温度;为汽轮机安全运行、估算汽轮机汽缸壁或其他部件的热应力所需要的金属温度或温 e 差提供测量设施,以便为机组制定安全的升速率和负荷变化率提供参考数据 阀门开度;所有新蒸汽阀门和再热燕汽阀门的开度 除非供需双方另有商定,再热汽阀可只指 fD 示全开或全闭 水位;汽水分离器和再热器疏水箱的水位 g 第12章列出的报警和跳闸发讯器 h) 1.4附加仪表 测量下列参数的附加仪表由需方规定,汽轮机供方推荐 -凝汽器冷却水温度; 凝汽器压力; 各类容器内的压力和液位; -给水加热器和其他热交换器的进口、出口处蒸汽和给水温度; 给水泵进口、出口处压力; 凝结水、给水和新蒸汽的流量 注上述仪表可由汽轮机供方以外的其他供方提供 11.5试验测点 除汽轮机正常运行和控制所需测点外,为进行性能试验所需增加的试验和监视测点由供需双方 商定 应就不属于供方合同范围的所需测点的布置和责任达成协议 2保护系统 12.1总则 合理的保护范围取决于汽轮机的额定功率和运行工况 2.2跳闸保护 2.2.1应设置独立且分开的汽轮机保护系统,该系统应设计成一旦出现跳闸信号,所有主要蒸汽阀 即:主汽阀、调节阀、再热汽阀和再热调节阀)应立即关闭;去给水加热器的抽汽管和汽轮机抽汽系统中 的止回阀(如果设置)均应强制关闭,发生事故跳闸时能使汽轮机安全地停下来 2.2.2保护装置应按失效保护原则设计,例如在控制油失去压力时,应立即关闭主汽阀和调节阀 12.2.3当引发跳闸系统动作的条件消失后,不应使跳闸装置自动复位和蒸汽阀重新开启 跳闸系统 11
GB/T35683一2017 应设计成只能手动复位,跳闸系统复位前,任何蒸汽阀不能重新开启 2.2.4跳闸系统应至少包含下列装置,且其中任何一个装置动作均应触发保护系统动作 超速保护装置(见5.5); 汽轮机就地手动遮断装置 就地和遥控操作的危急停机装置; 排汽压力过高跳闸保护装置; 润滑油压过低跳闸保护装置; 轴向位移过大跳闸保护装置; 电子调节器故障跳闸保护装置 由发电机或其辅助系统故障引发的跳闸保护装置; 润滑油油箱液位过低跳闸 反应堆引发的跳闸保护装置; 电气系统故障跳闸保护装置 12.3报警 除非另有规定,下列项目达到报警值时应发出报警,但汽轮机不应跳闸 推力轴承过分磨损; 低压缸排汽温度过高; 轴承温度(油温或金属温度)过高; 振动过大; 轴向位移过大; 凝汽器真空度过低; 润滑油压过低 相对膨胀过大; 油箱液位过低 12.4其他保护装置 12.4.1总则 其他保护装置未经供需双方商定,不应引起跳闸 12.4.2防止低压缸和凝汽器压力过高保护装置 低压排汽缸或凝汽器应设置足够尺寸的释放阀或泄放膜以防止超压,保证其压力不超过允许值 12.43防止给水加热系统的来水进入汽轮机的保护装置 给水加热装置的供方至少应设置以下保护,防止从给水加热装置向汽轮机进水 汽轮机的抽汽管在任何水可能进人汽轮机之前,应先使加热器壳体内全部充满水 加热器宜 a 布置在低于汽轮机的位置 b 给水加热器应有两种独立的自动防止水从给水加热系统进人汽轮机的措施,其中任一措施失 效都不会导致汽轮机进水 该两种独立措施可采用下列组合方式中的任何一种: 2)和1)A或1)B 3)和1)A或1)B; 2)和3). 12
GB/35683一2017 1 采用开式差压密封重力疏水设施(例如U形管疏水装置,多级水封等); 给水加热器另加一个足够容量的紧急自动疏水阀和通道; 2 在汽轮机到给水加热器之间的抽汽管中和与加热器串联的疏水管道中设置自动隔离阀 33 对所有进人加热器的给水来源采用自动隔离和旁路设施 上述2)或3)要求的每个自动隔离阀从接到关闭信号至全关位置的动作时间,宜是流人壳侧的 水流量相当于下列二者中之较大者相应的时间 从两根断裂管子(从管子断头)流出的水流量 水流量相当于加热器管侧在额定功率时流量的10% 阀门应在水充至高报警水位(其引发阀门关闭)到自动隔离阀之间的有效容积之前关闭 上述1)B,2)和3)项应由加热器壳侧的高水位传感器引发,并事先发出报警信号 通常在绝对压力大于0.098MPa的抽汽管道上设置抽汽止回阀,限制甩负荷时的转速飞升(见 9.3),该阀门的位置应尽可能靠近汽轮机的抽汽口 凡装有隔离阀和助关式抽汽止回阀时， 应能在机组运行时进行关闭方向的活动试验,以检查其灵活性 如一根抽汽管同时给几台加热器供汽,则每台加热器应有独立的隔离阀门;如果这些隔离阀门 安装在抽汽总管上,则从一台满水的加热器溢出的水在可能流人抽汽总管并到达汽轮机之前， 应先完全灌满该并列的加热器 每台加热器应配置双重高水位检测开关,每只开关在机组运行中应能进行动作正确性试验 2.4.4汽水分离器和再热器的超压保护装置 汽水分离器和再热器的容器应采用相应的安全阀、爆破膜片或其他商定的手段以防止超压 2.4.5防止汽水分离再热器的水进入汽轮机通流部分 应防止汽水分离再热器的水进人汽轮机通流部分 振动 13 3.1汽轮机部件的一般振动 运行时汽轮机轴承或其邻近处应具有可供进行振动测量的条件[见11.3d],可测轴承座振动、轴 振动或轴相对轴承座的振动 描述汽轮机轴承座振动的优先准则是振动速度,同步振动下,与振动位移峰-峰值的关系见式(2): 二40x一 2.A 式中 2A -振动位移峰-峰值,单位为微米(4m); -均方根振动速度,单位为毫米每秒(mm/s); 转速频率,单位为赫兹(H2). 描述轴振动的优先准则是轴的振动位移峰-峰值 13.2轴承座上测量的振动 在经过良好平衡并以规定转速稳定运行的汽轮机.通常可在轴承座上游径向测得较好的振动速皮 值,该振动测量应按GB/T6075.1和GB/T6075.2进行 13
GB/T35683一2017 3.3轴上测得的振动 轴振动通常相对于轴承座测得,该振动测量应按GB/T11348.1和GB/T11348.2进行 轴上测得 的振动可能比轴承座上测得的大得多,取决于轴的振型、传感器的轴向位置、轴承结构和其他因素 14噪声 14.1机组单个部件发出的噪声 机器的噪声在围绕机器的一虚拟面上测得,该面离机器轮廓面1m,距运行层地板、通道或供人员 通过的其他位置地面之上1.2m. 表面噪声级的定义是用符合GB/T3785.1的I型慢响应声级计,用传声器置于上述位置测得的最 大“A"计权均方根声压级 14.2汽轮机组附近的噪声级 汽轮发电机组附近的噪声级取决于很多因素,例如汽轮机不同部件发出的声功率,电站其他设备部 件发出的声功率、汽轮机与其他设备的相对位置以及环境和建筑物的音响效应等,其中也包括消声材料 采用的多少 如所有上述因素都在汽轮机供方范围之内,则需方可向汽轮机供方提出有关汽轮机附近允许噪声 级的要求 如这些因素并不全在汽轮机供方范围内,则需要汽轮机的需方,供方和其他因素的责任方共 同来满足需方的要求 汽轮机附近其他部件或其他设备的供方应对其所供设备或部件产生的噪声 负责 如这些要求不能靠设备的本身设计来满足,则可通过供应合适的隔声屏或罩壳解决 14.3噪声控制值 在14.1所述虚拟面处的噪声应小于90dB(A),噪声测量方法按GB/T7441进行 15试验 15.1总则 除本标准规定的试验外,需方进一步要求的试验和需方或其代表要求见证的范围应在需方的技术 规范中说明 15.2水压试验 在正常运行时承受的压力超过大气压,并可能直接向大气泄漏的部件均应进行水压试验,其试验压 力至少应超过在额定终端参数的任何负荷下可能出现的最大压力的50% 凡运行中不会向大气泄漏 的部件,可不做水压试验 如果制造厂可用其他办法使需方对部件的安全性和适用性感到满意,则经商定也可取消水压试验 15.3性能试验 性能试验范围应在需方的技术规范中提出 热力性能验收试验应按GB/T8117.1或GB/T8117.2进行 经供需双方商定,也可采用其他 标准 14
GB/35683一2017 转速和负荷调节试验应按GB/T22198进行 5.4试验结果和数据 试验结果和数据以及据此提出有效的证书或报告应经供需双方商定 16包装运输和安装 16.1包装运输 汽轮机部件在出厂前均应采取适当保护措施,防止运往现场途中和安装前的储存阶段发生腐蚀和 装卸损坏 根据运输条件和合同要求对部件进行必要的包装和运输 6.2储存 部件抵达现场验收后,需方应合理保存部件,防止腐蚀、磕碰、虫害和污垢等对部件的损害 储存条件和时间应由供需双方商定 6.3安装和投运 安装和投运程序应按供方图样或其他文件提出的建议和说明进行,如果合同不包括安装和投运部 分,则建议需方应至少接受供方专业人员指导 17 需方应提供的设计资料 7.1需方应向供方提供其要求的详细技术规范,宜至少包括17.2至17.9的内容 7.2汽轮机和辅机的特性要求 发电机终端(扣除任何外部励磁功率后的电机端子处功率)或汽轮机联轴器(如果汽轮机的辅 机被分开驱动,则应扣除辅机所耗功率)处的额定输出功率; -当需要执行4.2的要求时,热力性能保证用的加权系数; -转速或电网频率和要求的运行转速范围 总的运行小时要求; -汽轮机安装场地的详细情况和环境限制条件 地震条件 7.3汽、水系统的条件 在额定功率时,汽轮机各主汽阀进口处的额定蒸汽参数和最高蒸汽参数 a b 在额定功率时,汽轮机各排汽口处的蒸汽压力 如果汽轮机供方不供应凝汽器,则应包括汽轮机排汽口的压力 如果汽轮机供方也供应凝汽 c 器,则所需资料如17.4所列 如果汽轮机在汽缸间配置了不由汽轮机供方供应的再热器 d 各冷段再热压力 各再热器的压降; 22 3)各再热系统安全阀的设定压力 如果汽轮机配置了不由汽轮机供方供应的外置式水分离器 e 1燕汽的压降; 22 汽水分离效率; 33 汽水分离器疏水的去处; 15
GB/T35683一2017 不属于汽轮机供货范围的安全阀或其他装置(见12.4.4)的设定压力 4 fD 如果汽水分离器后有不由汽轮机供方供应的一级或多级汽/汽再热器: 被再热蒸汽的压降; 1 22 再热蒸汽管的压降; 3 各级再热器的终端差 ！ 再热器疏水的去处 只要合适，上述参数应作为燕汽流量的函数来表示 新蒸汽或再热蒸汽用喷水调温时的水源,水流量和水的烙值 g h 因清洗和弥补蒸汽发生器损失而向凝汽器补充水时的水量和水温 为加热器或其他辅助设备所需抽汽的流量和压力,疏水的去处和炝值,应考虑抽汽压力是否需 要调整以及这部分抽汽是否计人保证值 可用辅助汽源及其参数,例如为了启动时供汽封密封用汽 供汽的化学特性 k D 对于给水泵,需方应提供第9章所列的资料以及电厂热力和机械方面配套所需要的其他资料 凡有可能,资料中应包括这些参数随给水流量或汽轮机输出功率而变化的详细数据 注:对上述d),e)、和)各项,要求供需双方之间交换一些资料,因为非供方供应范围的设备,其最终设计将受到 汽轮机最终设计压力分配的影响 7.4冷却介质的情况 -冷却介质的来源和品质,或换热面使用的材料和设计中采用的清洁系数 -冷却介质的最高和最低温度以及年平均温度; -冷却介质可用流量或允许温升的任何限制 冷却水系统各端点的最高和最低压力以及端点间的压降 7.5使用、安装和运行方式的要求 被驱动机械的详情(如不由汽轮机供方供应): a 制造厂单位名称; 1 2？ 外形尺寸、安装尺寸和布置方式; 33 汽轮机承受的所有正常或异常扭矩以及任何轴向推力和径向轴承负荷等相关特性的全部 说明 对润滑油和冷却水等辅助装置的要求 5 如果该机械通过齿轮箱而被驱动,其输出轴的转速; 6 有关平衡,对中,膨胀的要求或影响安装后机组良好运行的其他问题; 77 转向应与汽轮机供方商定); 负荷特性、预期运行模式和运行方式; 8 9 引起异常扭矩的电网系统的扰动次数、特性和强度 b 如果发电机和汽轮机不由同一供方供应,则发电机供方应向汽轮机供方详细说明发电机施加 在汽轮机上的异常扭矩 这些异常扭矩可由发电机和汽轮机供方共同确定 影响汽轮机运行的相关因素,例如 运行条件(见6.1.3); 1 2 滑压的采用; 33 要求最大的负荷变化率[见6.1.3c)]; ！ 短期异常运行工况(见6.3.1); 5 蒸汽发生器的特性(见6.1.4); 6 汽轮机旁路系统的容量(若有,见6.1.5) 16
GB/35683一2017 d 影响设备经济性的有关因素,其中包括需方对汽轮机及其凝汽设备进行优化设计的评估数据 对于固定的新蒸汽参数和新蒸汽流量,可合理选择汽轮机设备的不同参数,包括相关凝汽器及 其冷却水系统的参数,增加输出功率和降低热耗率 f 需方应阐明其对下列情况作评估时采用的数据 I)改善一个单位的保证热耗率对其效益的影响; 在热耗率保证值中设有计人的辅机用电,每增加1kw对其成本的影响 22 3)增加一个单位容积流量的冷却水和补充水对其成本的增加 4)应考虑的其他装置的特性或尺寸 启动,并网、,带负荷和停机等功能，应予明确就地或遥控,手动还是自动化操作的控制系统 g 要求 h)如果需用电子调节器,则按GB/T5578一2007中A.6所列资料 安装条件(见6.4) 保温的要求(见7.8). j 允许噪声级(见14.3) k 所需的附加仪表(见11.4) 7.6如需方负责基础设计,则应尽早向汽轮机供方提供基于第8章涉及资料而设计的基础外形图 7.7应提供设备的接口 7.8交货现场条件应包括内容: 交货地点; 影响运输状况和进人现场通道的条件,现场可用设施和延期贮存等相关的要求 7.9性能试验范围见15.3 18供方应提供的设计资料 18.1供方应向需方提供其设备的详细资料,至少包括18.2至18.7所述资料 8.2需方在进行接口与管道系统的机械设计时,应限制来自主要燕汽管道的力和力矩 供方应提供 管道力和力矩的资料,使需方按此设计管道系统,保证汽轮机的稳定性 如果给水加热器或类似设备在供方的供应范围内,应提供给水管系及类似设备的资料 8.3接口在相关运行条件下的热膨胀 18.4至需方管道系统的所有管子接口尺寸以及焊缝坡口和焊接建议 18.5应提供相互交换技术资料的时间建议表,以使汽轮发电机组及其辅机能纳人总体电站设计中去 8.6启动时汽封密封用辅助蒸汽的参数和流量要求 8.7第8章中所述的汽轮机基础资料 19汽轮机给水回热 9.1设计条件和安装条件的确认 汽轮机给水回热的基本要求(见第4章)和有关下述细节应由供需双方针对一个或几个规定负荷进 行商定 给水抽汽回热级数以及供汽来源 a 来自主汽轮机; 22 来自其他汽源 b 每级给水加热所用的热交换器的数目和布置,以及每一加热器是由汽轮机的一个抽汽点单独 17
GB/T35683一2017 供汽,还是同一给水回热级的所有加热器由一根母管供汽 给水泵在给水加热回路中的位置,每台泵出口的给水压力和经过每台泵的给水烙升 c d 相应终端点上所要求的给水温度及其与要求值的允许偏差 另外,最终给水温度是否允许随 汽轮机负荷自然变化,如不允许,则应由需方提出要求 e 串联加热器的疏水方式以及疏水在哪一处或哪几处(如有)向前注人给水系统 每台加热器的终端差,即加热器内蒸汽的饱和温度与加热器出口处给水温度之差 g 无论是单独或与抽汽加热器做成一体的疏水冷却器(除扩容式外)的终端差,即加热器凝结水 在疏水冷却器出口处的温度与给水在疏水冷却器进口处的温度之差 h 给水系统中凝结水通过不由供方供应的每台热交换器的烙升 汽轮机抽汽出口至加热器的压降,或从抽汽出口至加热器的饱和温降 i 抽汽蒸发器如有)的型式及其在系统中的位置;所需补充的水量、蒸发器的排污量和进人蒸发 器的生水的熔值 如果来自辅助设备的凝结水也由本给水加热系统处理,该凝结水的量和熔值以及进人给水加 k 热系统的位置 除汽轮机功率外,需调节的运行工况绀节,例如在除氧器最低压力有规定时,为满足这个要求 D 可供选择的汽源及其参数 如果加热凝结水的汽源不是来自主汽轮机各汽源的压力、熔值和流量以及被凝结蒸汽的去 m 向,与此类似,如供热介质不是蒸汽时的有关细节 19.2给水加热系统的性能纳入汽轮机保证值的规定 如果汽轮机供方供应给水加热系统,则系统的性能应包括在性能保证值内,除非另有商定 如果汽轮机供方不供应给水加热系统,则性能保证中应阐明19.1所列条件 如果最后商定的给水加热系统与保证值所依据的系统有差异,汽轮机供方可调整其保证值 19.3汽轮机抽汽管上装止回阀的规定 供方应确定由于甩负荷或汽轮机跳闸后,滞留的蒸汽引起的汽轮机超速量 如果给水加热装置非汽轮机供方供应,则汽轮机抽汽管道上要装的止回阀数目和型式由汽轮机供 方与需方商定,并以超速计算为依据 如果已计算返回到汽轮机的燕汽量,且所造成对超速的影响是可接受的,则这些抽汽管道上的止回 阀可取消 18