大型空冷汽轮机技术规范

大型空冷汽轮机技术规范

国家标准 GB/T35688一2017 大型空冷汽轮机技术规范 Speeificationforlargeair-eooledsteamturbine 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/35688一2017 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:哈尔滨汽轮机厂有限责任公司、上海发电设备成套设计研究院、上海电气电站设 备有限公司上海汽轮机厂,东方电气集团东方汽轮机有限公司,国核电力规划设计研究院 本标准主要起草人:何成君、崔建国,方崇华、段中旭、王伟、魏学栋、卫栋梁、刘军良、白金德
GB/35688一2017 大型空冷汽轮机技术规范 范围 本标准规定了额定功率200Mw及以上的固定式发电用凝汽式空冷汽轮机的保证值、调节,运行 和检修、部件等技术要求 本标准适用于额定功率200Mw及以上的固定式发电用凝汽式空冷汽轮机 功率小于200Mw 及非纯凝汽式空冷汽轮机可参照执行 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 几是详目朋的引用文件,仅注目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/T55782007固定式发电用汽轮机规范 GB/Ts117.1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/T8117.2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/T11348.1旋转机械转轴径向振动的测量和评定第1部分;总则 GB/T11348.2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 NB/T47007空冷式热交换器 术语和定义 GB/T5578一2007界定的以及下列术语和定义适用本文件 3.1 空冷汽轮机aircoledsteamturbne 利用环境空气并通过空冷式换热器带走汽轮机排汽热量的凝汽式汽轮机 3.2 aircooledheatexchan 空冷式热交换器 nger 空冷系统中利用环境空气将汽轮机的排汽热量或循环水热量带走的装置 3.3 cimr 空冷系统 air ingsystem 以空气为冷却源通过空冷式热交换器冷却汽轮机的排汽或凝结排汽用冷却水(循环水)的整套设 施,有直接空冷系统和间接空冷系统两种型式 3.4 elingsystem 直接空冷系统directair 直接以环境空气作为冷源,通过空冷凝汽器将汽轮机的排汽直接冷凝成水的空冷系统
GB/T35688一2017 3.5 间接空冷系统 indirecaircoolingsystem 环境空气以密闭的冷却水作为中间介质,将汽轮机排汽的汽化潜热传给冷却水,密闭的冷却水通过 空冷式热交换器将热量传给大气的空冷系统 3.6 表面式凝汽器surfaecondenser 汽轮机排汽与管束内的冷却水通过管束表面进行换热的凝汽器 3.7 混合式凝汽器mitxingcondenser 汽轮机排汽与冷却水混合进行换热的凝汽器 3.8 空冷凝汽器aircooledcondenser 直接空冷系统中将汽轮机的排汽直接冷凝成凝结水的空冷式热交换器 3.9 backr 设计背压 design preSSure 与当地气象条件确定的空气干球温度相对应的汽轮机背压 3.10 summmertimeback 夏季背压 pressure 根据夏季空气干球温度统计数据,确定的汽轮机夏季运行背压值 3.11 阻塞背压bloekbackpressure 在汽轮机进汽量一定的情况下,当机组背压下降到某一数值时,再降低背压也不能增加机组功率时 的背压值 3.12 排汽装置steamexhaustingdeviee 将汽轮机的排汽引到空冷排汽管道的装置 3.13 热风再循环(热回流hotairreeireulation(heatrelwx) 在某些特定条件下,空冷器排出的热气流被风机吸人,使进人空冷器的冷空气的温度提高,导致空 冷式热交换器的冷却能力在短时间内迅速下降的现象 典型工况 4.1铭牌功率工况(T-MCR 铭牌功率工况是机组额定、最大连续功率保证值的验收工况 汽轮发电机组在下列规定条件下,保 证寿命期内安全连续运行,发电机输出额定功率(当采用静态励磁、不与汽轮机同轴的电动主油泵及氢 密封油泵时,扣除各项消耗的功率)的工况称为额定功率工况,即铭牌功率工况,此工况下的进汽量称为 铭牌进汽量 额定主蒸汽及再热燕汽参数,规定的汽水品质; 补给水率为1.5%; 设计背压(如采用汽动给水系,应规定驱动给水系汽轮机的背压值); 对应该工况的给水温度; 回热系统全部正常投人运行,但不带厂用辅助燕汽;
GB/35688一2017 如采用汽动给水泵,其应投人运行且满足额定给水参数; 额定氢压、额定电压、额定频率、额定功率因数(滞后,发电机冷却器冷却水温和发电机效率为 规定值 4.2热耗率保证值验收工况(THA 汽轮发电机组在下列规定条件下,保证寿命期内安全连续运行,发电机输出额定功率(当采用静态 励磁,不与汽机同轴的电动主油泵及氢密封油泵时,扣除各项消耗的功率)的工况称为热耗率保证值验 收工况: -额定主蒸汽及再热蒸汽参数,规定的汽水品质; 设计背压(如采用汽动给水泵,应规定驱动给水泵汽轮机的背压值); 补给水率为0; 对应该工况的设计给水温度; 回热系统全部正常投人运行,但不带厂用辅助蒸汽 如采用汽动给水泵,其应投人运行且满足规定的给水参数; -额定氢压、额定电压、额定频率,额定功率因数(滞后发电机冷却器冷却水温和发电机效率为 规定值 4.3阀门全开功率工况(Vwo) 汽轮机在调节阀全开,汽轮机的主蒸汽进汽量大于或等于1.03倍铭牌进汽量及下列规定条件下， 保证寿命期内安全连续运行,发电机输出功率为阀门全开功率(当采用静态励磁、不与汽机同轴的电动 主油系及氢密封油泵时,扣除各项消耗的功率)的工况称为阀门全开功率工况 -额定主蒸汽及再热蒸汽参数,规定的汽水品质; 补给水率为0; 设计背压(如采用汽动给水泵,应规定驱动给水泵汽轮机的背压值); 对应该工况的给水温度; 回热系统全部正常投人运行,但不带厂用辅助蒸汽; 如采用汽动给水泵,其应投人运行且满足规定的给水参数; 额定氢压、额定电压、额定频率、额定功率因数(滞后,发电机冷却器冷却水温和发电机效率为 规定值 4.4夏季工况 汽轮发电机组在铭牌进汽量及下列规定条件下,保证寿命期内安全连续运行,发电机输出功率低于 铭牌功率(当采用静态励磁、不与汽机同轴的电动主油泵及氢密封油泵时,发电机输出功率扣除各项消 耗的功率)的工况称为夏季工况: 额定主燕汽及再热燕汽参数,规定的汽水品质; 补给水率为0; 夏季背压(如采用汽动给水泵,应规定驱动给水泵汽轮机的背压值): 对应该工况的给水温度; 回热系统全部正常投人运行,但不带厂用辅助蒸汽 如采用汽动给水泵,其应投人运行且满足规定的给水参数 -额定氢压、额定电压、额定频率,额定功率因数(滞后发电机冷却器冷却水温和发电机效率为 规定值
GB/T35688一2017 4.5阻塞背压工况 汽轮机在铭牌进汽量及下列规定条件下,当外界气温下降,引起机组背压下降到阻塞背压时,再降 低背压也不能增加机组功率(当采用静态励磁、不与汽机同轴的电动主油泵及氢密封油泵时,扣除各项 消耗的功率)的工况称为铭牌进汽量下的阻塞背压工况,汽轮机能在此工况条件下安全连续运行 -额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数,规定的汽水品质; 补给水率为0; 规定的最终给水温度; 全部回热系统正常运行,但不带厂用辅助蒸汽 如采用汽动给水泵,其应投人运行且满足规定给水参数; -额定氢压、额定电压、额定频率、额定功率因数(滞后、发电机冷却器冷却水温和发电机效率为 规定值 5 保证值 5.1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 5.2热效率、热耗率或汽耗率 5.2.1性能试验可按GB/T8117.1,GB/T8117.2或其他标准进行,并应在合同中明确,包括热耗率或 汽耗率的保证值修正方法 可对一个规定负荷或多个负荷的加权值来确定汽轮机的热效率或热耗率或 汽耗率 5.2.2汽轮机合同不包括给水加热器,需方应在规范中提供附有足够数据的给水加热系统图 如需方 未提供,汽轮机供方应在其标书中说明计算热耗率时采用的给水加热器数量和配置、给水加热器的终端 差和汽轮机与各加热器之间的压降 5.2.3汽轮机合同包括给水加热器,应符合第21章的要求 5.2.4汽水分离器或再热器或二者均未包括在汽轮机合同内的湿燕汽汽轮机,应采取5,2.2的类似 做法 5.2.5不在汽轮机供方供货范围的装置(例如加热器、阀门、管道或泵),如果其性能与保证值依据的条 件不同,汽轮机供方可调整其合同阶段中的保证值,或对热力性能试验结果按供需双方商定的办法进行 修正 5.3输出功率或蒸汽流量 应考核合同规定的汽轮机终端参数下额定输出功率或其额定燕汽流量 考核试验应按GB/T8117.1、 GB/T8117.2或合同规定的其他标准进行 5.4辅机功率 如给出连续运行的辅机所耗功率的保证值,则供需双方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
GB/35688一2017 5.5蒸汽表 供需双方应商定保证值和计算试验结果所使用的蒸汽表,宜采用国际水和水燕气性质协会1997年 发布的最新版水蒸气和水特性值的表(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 5.6允差 热效率,热耗率或汽耗率的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 5.7老化 机组首次并网后,随时间推移应考虑机组老化对试验热效率、热耗率或汽耗率的影响,其修正量由 供需双方商定,并符合相应的验收标准 调节 6.1调节系统 因环境因素瞬间变化引起机组背压升高,调节系统应采取适当措施恢复背压(如碱负荷). 6.1.1 当环 境因素影响消失,空冷系统工作点恢复后,调节系统应可以人为或自动使机组恢复原工况运行 6.1.2汽轮机背压超过报警值,在规定时间内,调节系统无法使背压恢复到规定值,应输出跳闸信号到 保护系统使机组跳闸 6.1.3如条件成熟,调节系统可根据空冷装置特性,实现汽轮机-空冷岛协调控制 6.1.4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 6.1.5驱动发电机的汽轮机,其调节系统除具备6.1.1至6.1.4所述功能外,还应能控制 发电机孤立运行时,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,把能量稳定地输人电网(见7.4.1) 6.1.6调节器及其系统应设计成在任何部件发生故障时不妨碍汽轮机安全停机 6.1.7如采用电-液式调节系统,则电气部分还应符合GB/T55782007附录A规定的要求 6.1.8调节器和燕汽阀门操纵机构应保证:在额定工况或7.6.1规定的异常工况下,即使瞬时甩去能达 到的最大负荷,都不应引起导致汽轮机跳闸的瞬时超速 6.2转速和负荷调整 除非合同另有规定,当空负荷运行时,汽轮机转速应按下列范围进行调整 驱动发电机时,至少能在额定转速的95%105%范围以内 驱动其他机械时,在商定的范围内 额定转速下,转速和负荷调整装置将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 50s,但也可由供需双方商定 供方应提供调整设定点的手段 6.3调节器特性 电-液式调节系统的转速不等率和迟缓率特性见表1 表1中的数值供参考,小功率汽轮机和额定功率超过电网容量5%的发电用汽轮机应作特殊考虑
GB/T35688一2017 表1调节器的不等率和迟缓率特性 调节器型式 机械式 电液式 汽轮机额定功率 20150 >150 20150 >150 20 20 Mw 总不等率 -0.9)额定功率范围 最大值不限制 (0 局部不等率 1.0)额定功率范围 最小值- <总不等率 (0.9 =0,4× 12 在(0.9~1.0)额定功率范围平均局部不等率" l0 % 迟缓率,额定转速的 0.20 0.06 0.40 0,10 0.15 0.10 % 采用部分进汽喷嘴调节的汽轮机,用最后一组以外任何喷嘴组的调节阀控制在90%~100%负荷范围内的平 均不等率不应超出总不等率的3倍 6.4阀门试验 小功率汽轮机和仅有单个主汽阀或调节阀或只靠单个执行机构操纵多个调节阀的汽轮机,应提供 主汽阀和调节阀在不妨碍汽轮机运行情况下能做局部动作的手段(或采用调整阀位人为改变负荷),检 查阀门能否自由活动 其他型式的汽轮机,其控制装置应具有8.9规定的阀门在带负荷条件下进行依次全闭试验的手段 供方应闸明阀门开闭试验时功率的限制范围 6.5超速保护装置(危急保安装置) 6.5.1除调速器外,汽轮机和发电机还应有独立动作操纵机组跳闸的超速保护装置 超速保护装置通常应在超过额定转速10%的转速时动作,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%). 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 -套独立于调节器的超速保护装置,当其动作时应关闭主汽阀和调节阀 6.5.2小功率汽轮机,至少应供应 6.5.3大功率汽轮机,至少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 当机组在额定转速运行时,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 6.5.4对小功率汽轮机,超速保护装置应能在不停机时复位 6.5.5对大功率汽轮机,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 运行和检修 7.1启动方式及旁路 旁路系统宜采用二级串联旁路,启动方式采用高中压联合启动或中压缸启动方式,应设置高压缸排
GB/35688一2017 放装置 需方应明确旁路容量,蒸汽参数和流量 7.2背压保护 应提供在不同负荷区段下的背压保护限制曲线,包括背压报警值、停机值,并提供对应背压报警值 的汽轮机最高负荷 7.3低压排汽温度设定 应确定合适的低压排汽温度报警值、停机值 7.4正常运行 7.4.1正常运行时,汽轮机特性应能使汽轮机及被驱动机械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 过热蒸汽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 7.4.2 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C); 温态启动:停机在10h72h之间金属温度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(金属温度约为其额定负荷温度的80%以上,单位为C); 极热态启动;机组跳闸后1h以内(金属温度仍保持或接近其额定负荷温度,单位为C) 7.4.3需方应规定下列条件,供汽轮机设计用 7.4.2中各类启动的次数;如需方未提出这方面的要求,供方应阐明该汽轮机设计时考虑的各 a 类启动次数,主要作两班制运行的汽轮机典型计划安排可包括 100次冷态启动 700次温态启动 3000次热态启动 b 大负荷变动的次数; 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 注;允许的负荷变化率和负荷循环的幅度与燕汽发生器的特性(见7.4.4)和每次负荷变化期间汽轮机的运行 方式(即;节流调节或喷嘴调节)以及汽轮机的具体结构有关 在负荷变化期间,汽轮机内部蒸汽温度的 剧变与所有上述因素有关,可能导致某些部件出现过高的热应力,降低其寿命 除已限定的大负荷变动外,与稳定工况相比仅有较小的负荷变化即;负荷增量小于10%的额定负 荷)是可接受的,无需计数 需方应提供蒸汽发生器的特性，包括在预计的启动方式,负荷变动和停机方式下,压力和新蒸汽 7.4.4 温度及再热蒸汽温度随燕汽流量的变化 7.4.5需方应提供可用辅助汽源的蒸汽参数 7.5额定参数变化的极限值 7.5.1新蒸汽压力” 任何12个月的运行期中,汽轮机进口处的平均新蒸汽压力不应超过额定压力,在保持此平均值的 对新蒸汽压力和新蒸汽温度的偏差所规定的限值适用于燃烧化石燃料的锅炉或其他高温热源供汽的汽轮机 对进汽为饱和或接近饱和参数的汽轮机,例如由核反应堆供汽,新蒸汽参数的限值由需方、反应堆供方和汽轮 机供方共同商定
GB/T35688一2017 前提下,新燕汽压力不应超过额定压力的105% 允许偶然出现不超过120%额定压力的波动,但这种 波动在任何12个月的运行期中累计不得超过12h 需方应提供负荷响应的保护措施限制汽轮机在上述情况下的输出功率 需方还应提供保证再热器前汽轮机高压缸的排汽压力不会超过汽轮机在额定输出功率下运行时该 处规定压力的125%的措施 7.5.2新蒸汽温度和有再热时的再热蒸汽温度 额定蒸汽温度小于或等于566C时,其允许偏差为;在任何12个月的运行期中,汽轮机任一进口处 的平均温度不应超过其额定温度 在保持此平均值的前提下,温度通常不应超过额定温度8 异常 情况下,温度的瞬时值可在超过额定温度8C14C之间变化,总运行小时在任何12个月的运行期中 不应超过400h 允许有超过额定温度14C28C之间作不超过15min的短暂波动运行,但在总运 行小时在任何12个月的运行期中不应超过80h 温度绝不应超过额定温度28C 额定燕汽温度超过566C时,其允许偏差由供需双方商定 如通过两根或更多根平行管道向汽轮机任一端点供汽,其中任一根管子的蒸汽温度与另外任一根 的温差不宜超过17C;只要波动时间在任一4h期间不超过15min,其温差不超过28C应是许可的 但温度最高的一根管道的燕汽温度不应超过上述极限值 7.5.3转速 除非另有规定,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 7.6异常运行 7.6.1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(间接空冷汽轮机)的部分冷却管或空冷式热交换器的部分单元 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 7.6.2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 7.7安装条件 7.7.1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、降水量,风速(如装在室外)以及其他相关因素 7.7.2需方应提供电厂设计所需与地震情况相关的数据 7.8检修 7.8.1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 7.8.2空冷汽轮机低压轴承箱和低压端汽封安装、检修时,应保证低压外缸与低压端汽封间补偿器的 良好连接 对新蒸汽压力和新燕汽温度的偏差所规定的限值适用于燃烧化石燃料的锅炉或其他高温热源供汽的汽轮机 对进汽为饱和或接近饱和参数的汽轮机,例如由核反应堆供汽,新蒸汽参数的限值由需方,反应堆供方和汽轮 机供方共同商定
GB/35688一2017 7.9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限制值及供方对蒸汽品质的要求 部件 8 8.1材料和结构 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 8.2承受高温的部件 8.2.1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 8.2.2受力部件 用于受力部件的材料应满足8.2.1,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 8.3汽缸和轴承座 8.3.1低压缸刚度应满足其在频繁变化的背压运行范围内的稳定性要求 8.3.2低压缸轴承箱刚度应满足轴系的支承特性要求 8.3.3汽缸、轴承座和支架应能承受一切正常和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,运行时汽缸热应力应尽可能小 汽缸应有合适的支承,与转子保持良好对中 应提供顶开螺栓,起吊环、吊环螺钉、导向销等必要的专用工具 8.4低压端汽封体 空冷汽轮机的低压缸模块原则上采用缸体和轴承箱分别落地的结构,额定功率超过300Mw的空 冷汽轮机低压端汽封体宜固定于轴承箱上,保证足够的刚度,并留有装拆空间,低压端汽封体通过补偿 器与低压外缸连接,能够吸收低压外缸与轴承箱的胀差,并保证可靠密封 8.5末级动叶片 末级动叶片采用大刚度、高强度的短宽叶片,根部反动度足够大,在高背压小容积流量时具有良好 的抗振性能和气动性能,并选用具有良好抗侵蚀性能的材料 8.6低压缸喷水系统 低压缸喷水系统应有足够的喷水量,汽轮机在排汽温度达到报警值时,能及时降低排汽温度 8.7低压缸绝对死点 每个低压缸宜设置独立的绝对死点,低压缸与排汽装置或排汽管道具有良好的连接稳定性
GB/T35688一2017 8.8转子 8.8.1完工后的转子应由汽轮机制造厂进行动平衡试验 8.8.2汽轮机及被驱动机械的共同轴系临界转速应有足够裕量避开额定转速,避免机组从额定转速的 94%到在调速系统故障时甩全负荷后所出现转速的范围内对机组运行产生不利影响 如被驱动的机械不是由汽轮机制造厂供应,则对汽轮机及其被驱动机械的共同轴系临界转速负责 的责任方应由各制造厂商定 8.8.3每台汽轮机转子应进行一次超速试验,试验宜在汽轮机制造厂进行 超速试验的转速推荐为额 定转速的112% 超速试验持续时间不应超过2nmin,并只可进行一次 超速试验不应超过额定转速的120%非整锻转子不适用) 8.8.4转子和联轴器(如有,还应包括齿轮传动机构)应能承受由发电机短路或电网中其他特定扰动造 成的运行条件 需方应采用减少或排除电网中电力故障对汽轮发电机组影响的保护装置 8.9阀门 8.9.1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新燕汽量,并相应串联配置主汽 阀 应在阀的上游尽可能靠近的位置装设一个蒸汽滤网 8.9.2小功率汽轮机,主汽阀可与调节阀合在一起 8.9.3再热式汽轮机,还应配置适当数量的再热调节阀,并相应串联配置再热汽阀,除下述任一情况 外,应在阀的上游尽可能靠近的位置装设一个蒸汽滤网 第一个阀是摆动式阀(此时,滤网应设置在第一和第二个阀之间); 再热在汽/汽再热器中进行 8.10主轴承和轴承箱 主轴承和轴承箱的技术要求如下: 径向轴承应有水平中分面,并附有可更换的轴瓦、瓦块或瓦衬 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转子轴向位置的 设施 应不拆开汽缸就能更换所有的轴承 径向轴承和推力轴承应设计成压力供油润滑,并保证排油畅通 轴承箱应能防止水分或异物进人,并能防止润滑油漏出 应将汽轮机及被驱动机械的轴接地,降低摩擦静电效应产生电流的影响 如果这些机械由不 同的供方供应,供需双方应商定轴接地点的位置 小功率汽轮机通常不需接地 被驱动机械 侧不接地的小功率汽轮机由供需双方商定 8.11端部汽封和级间汽封 8.11.1转子的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 8.11.2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 8.12保温 8.12.1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40C). 保温设计应便于汽轮机检修 8.12.2需方应说明对保温材料的任何限制 10
GB/35688一2017 排汽装置 g.1排汽装置结构 直接空冷系统排汽装置上应能够布置旁路减温减压器、低压加热器、疏水扩容器、凝结水箱 9.2凝结水箱 g.2.1凝结水箱应与排汽装置一体化设计,凝结水箱内的正常运行水位和极限水位应由制造厂规定 凝结水箱应能接受本体各项疏水,空冷凝汽器的凝结回水,系统正常补水和供热机组的补水等 9.2.2 9.2.3凝结水出口溶氧量在运行范围内应低于100g/L,凝结水过冷度(是指汽轮机背压所对应的饱 和水温度与凝结水温度之差)小于或等于1C 如有外部补水,则补水溶氧量应满足要求,如不能满足， 应采取除氧措施 9.3排汽装置接口 排汽装置与排汽管道的接口截面积尺寸应使排汽速度在80m/s120m/s范围内 g.4结构加强 应对内部加置适当的加强筋和支撑杆,承受连接管道的反作用力、真空压力及热应力的变化 9.5喉部 9.5.1排汽装置喉部一般制成扩散形,改善汽流流动状态 9.5.2排汽装置喉部需布置低压加热器和抽汽管组时,其形状和布置应尽量减少所占的排汽通道截 面积 9.6基础连接 g.6.1排汽装置与低压缸可采用刚性或弹性连接,当排汽装置壳体与低压缸之间采用弹性连接与基础 采用固定支撑时,排汽装置底部应加死点座,排汽装置喉部应设置橡胶或金属膨胀节 9.6.2排汽装置上部和下部及封闭的疏水扩容器上应设置直径大于或等于450mm的人孔 9.6.3排汽装置推荐采用现场组装,组装完毕后应进行灌水试验,进行排汽装置的整体气密性检查 g.6.4基础设计时应考虑排汽装置的灌水荷载和排汽装置事故时的上拔 9.6.5排汽装置的排汽口与外部排汽管道之间因真空产生的彼此推力应按相互平衡考虑,在设计排汽 装置时,不再考虑侧向真空推力 9.7 启动准备 机组启动前,应预先向排汽装置的凝结水箱内注人一定水位的除盐水(具体水位值应由制造厂规 定),排汽装置内的水位在任何运行工况下不应低于此水位值,防止大气浮力将排汽装置托起 10 空冷系统、基础和建筑物 0.1需方应保证空冷系统容量满足汽轮机在铭牌功率工况发出额定功率,并留有5%的冷却裕量 10.2空冷系统与汽轮机相连接的管道对汽轮机的力和力矩值应在允许的范围内 与汽轮机配套的空冷式热交换器应符合NB/T47007的规定 10.3 0.4需方应在空冷系统设计,运行方面采取相应措施,避免热风再循环使汽轮机背压急剧上升,引起 背压保护动作而跳机 1
GB/T35688一2017 10.5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,基础允许挠度、热膨胀等) 0.6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6.2和6.3规定的转速范围内 对机组的运行产生不利影响 0.7需方应将运行和停机时传递到汽轮机上各种载荷的详情(包括管道力和力矩)提供给汽轮机供 方,并取得汽轮机供方的认可 0.8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 10.9基础与建筑结构应有足够空间和必要通道,用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 0.10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,汽轮机供方应规定其相对汽轮机基础的允许位移 给水泵的驱动 1 11.1给水泵的驱动方式 给水泵的驱动方式要求如下 -主汽轮机采用直接空冷汽轮机,给水泵宜采用电动机驱动 -给水狐如采用汽轮机驱动.宜呆用湿冷汽轮机或间接空冷汽轮机 驱动给水系汽轮机如采用空冷型式,不宜与主汽轮机共用空冷系统 11.2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 给水系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 由给水泵汽轮机驱动 a 主汽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 供表明所需给水泵的扬程与给水流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 如主汽轮机供方既不供应给水泵汽轮机也不供应泵,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烙升和给水泵汽轮 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 在确定给水系汽轮机容量之前,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蒸汽管(或从其他汽源)到给水泵汽轮机的供 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 当给水系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 b 联轴器驱动 如汽轮机供方供应上述整套设备,则需方应在初步设计阶段向汽轮机供方提供表明所需 给水系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泵,则需方应在初步设计阶段向汽轮机供方 提供给水系输人功率(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; 12
GB/35688一2017 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,则需方应在初步设计阶段 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 给水泵流量的裕量- 凡具有过热器、再热器和汽轮机旁路喷水的场合,给水泵的设计流量均 应包括他们所需要的减温水量 1.3接口与限制条件 1.3.1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,并应商定给水泰和给水狠汽轮机需要的洞猾油、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 11.3.2应考虑防止或限制给水泵反转的要求 汽轮机辅助系统 12 12.1润滑油系统 润滑油系统的技术要求如下 应设有一台由汽轮机或电动机驱动的主油系 应设有一台容量与主油泵相当但动力源完全分开的辅助油泵 辅助油泵在汽轮机启动或停机 时工作,并在油压偏低时,自动投人运行以替代主油系,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系自动启动的试验设施 应设有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,自动启动,其容量应 足以满足机组安全惰走停机 或经商定,也可用重力油箱来达到同样目的 必要时应供应一套顶轴油系统,向汽轮机和发电机各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,在机组运行时,能够进行冷油器切换 冷油器的进、出口切换 阀应配置成在机组运行时不会切断流向各轴承供油 对小功率汽轮机也可只供应一台冷 油器 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应采用钢或其他合适材料,不宜采用铸铁等脆性材料 管子连接应尽可能采用焊接 应采取预防槽施,将油箱与油管内部的锈蚀碱低至最低限度 汽轮机供方应规定所使用润滑油的特性 如初次注人油不是由汽轮机供方负责,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,每个主输承运行的排油温度一般不超过石c(小功书 汽轮机的油温一般不超过85C) 应配置预防润滑油泄漏引起火灾的设施 在大功率汽轮机 中,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 2.2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12.1执行 应配置多台滤油器,并可在运行中切换 2.3转子和阀门汽封的密封系统 2.3.1转子轴端和阀门汽封的密封系统设计应确保没有蒸汽泄漏(如设置汽封蒸汽凝汽器和汽封抽 13
GB/T35688一2017 气器) 汽封燕汽的控制应完全自动化(小功率汽轮机除外),必要时,应在燕汽管道上设置安全阀 启 动时如需辅助蒸汽,汽轮机供方应向需方说明要求的蒸汽参数和蒸汽量 12.3.2汽封蒸汽凝汽器面积及风机容量应与空冷汽轮机背压相匹配 12.4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容器中 在排人疏水容器之前,疏水管上应装有合适的阀门,集水器或 孔板 12.5排汽系统 从轴封的蒸汽排风扇和润滑系统排风扇至指定的室外场所或商定的地方应设置排放管 2.6盘车装置 汽轮机应设置盘车装置,转子在停机时,能连续或断续地缓慢转动 盘车装置应在汽轮机冲转达到 -定转速后自动退出,并能在停机时自动投人;应设置一套压力连锁保护装置,防止在润滑油油压建立 之前投人盘车,及盘车装置正在运行而油压降低到不安全值时发出报警,当供油中断时能自动停止运 行 盘车装置应说明驱动方式 12.7管道系统 12.7.1所有蒸汽、水,油或空气的管道应符合相关标准 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 12.7.2 12.7.3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 方向 3仪表 13.1总则 汽轮机应备有运行和监视所需的各种仪表 合理的仪表范围取决于汽轮机的额定功率和运行工况 13.2至13.4的要求适用于大功率汽轮机 13.2标准仪表 应至少在下列地方设置一次测量元件 压力 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 抽汽式汽轮机的抽汽; 去给水加热器的抽汽; 每个汽缸的排汽 供给轴承的润滑油 控制系统的供油 温度 新燕汽和再热燕汽; 高、中,低压缸的排汽; 去给水加热器的抽汽; 14
GB/35688一2017 冷油器出口油 轴承排油或轴承金属 液位 主润滑油箱的液位 控制油箱的液位 3.3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) 转子和轴承座(或汽缸)的位移 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)3 转子(推力盘)相对于推力轴承的相对位移(轴向位移); 轴承座(或汽缸)相对于基础的轴向位移(绝对热膨胀 d 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 金属温度;应设置为汽轮机安全运行考虑或者估算汽轮机和汽缸壁或其他部件的热应力所需 的所有金属温度或温差的测量仪表,为机组提供安全的升速率或负荷变化率的参考数据 阀门开度;所有新燕汽和再热燕汽阀门的开度 除非供需双方另有商定,再热汽阀可只指示全 开或全闭 水位;汽水分离器和再热器疏水箱的水位 第14章列出的报警和跳闸发讯器 h) 3.4附加仪表 附加仪表由需方规定,也可由汽轮机供方推荐 对大功率汽轮机一般包括测量下列参数的附加仪表 -凝汽器冷却水温度(仅指表面式凝汽器混合式凝汽器) 凝汽器压力; 各类容器内的压力和液位; 耸水加热器和其他热交换器的进,出口处蒸汽和给水温度 给水泵进,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 3.5试验测点 除汽轮机正常运行和控制所需测点外,为进行热耗率或其他原因的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 14保护系统 14.1 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,14.2至14.4所述保护要求适用于大功率汽 轮机 15
GB/T35688一2017 14.2跳闸保护系统 14.2.1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)应立即关闭冷端再热蒸汽的排汽管、去给水加热器的抽 汽管和其他通常由汽轮机抽汽的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 14.2.2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 14.2.3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 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 14.2.4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6.5) 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 低凝汽真空保护装置; 进汽压力过低跳闸保护装置必要时); 润滑油压过低跳闸保护装置; 轴向位移跳闸保护装置; 电 1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(例如发电机定子绕圈断水); 电气系统故障跳闸保护装置; -轴承温度(油温或金属温度)过高跳闸保护装置 油箱液位过低跳闸保护装置; -钢炉主燃料跳闸保护(MFT) 14.3报警 下列项目达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; 涧滑油压过低; 相对膨胀过大; 油箱液位过低 其他保护装置 14.4 14.4.1防止低压缸和凝汽器压力过高保护装置 低压缸[或凝汽器应设置足够尺寸的泄放阀或泄放膜以防止超压,任何条件下排汽压力不超过允 许值 14.4.2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应至少设置以下保护,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 16
GB/35688一2017 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 效时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) 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; B 给水加热器另加一个足够容量的紧急自动疏水阀和通道 22 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 21.4).该阀门的位置应尽可能靠近汽轮机的抽汽口 凡装有隔离阀和强制关闭式抽汽止回阀 时,应能在机组运行时进行关闭方向的活动试验,检查其灵活性 d 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 14.4.3汽水分离器和再热器的超压保护装置 有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防止超压 4.4.4进汽压力低卸负荷装置 必要时,应配置当进汽压力低于规定压力时能关闭的调节阀,迅速将汽轮机负荷降至规定的输出 功率 即使进汽压力恢复，调节阀也不应自动打开 进汽压力进一步降低时.汽轮机应跳闸(见142.4). 汽轮机以低新蒸汽压力运行时,进汽压力低卸负荷装置和进汽压力低跳闸装置(见14.2.4)只应在 汽轮机进汽压力急剧下降时动作,正常运行时允许调节阀重新自动开启 4.4.5有害燕汽 如汽轮机采用了旁路,则应采取防止燕汽由高压缸排汽口逆流进人汽轮机的保护措施 通常至少 设置一个高排止回阀 其他保护装置未经供需双方商定,不应引起跳闸 5振动 5.1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13.3d],可测轴承座振动、轴 17
GB/T35688一2017 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(1) A-to" 式中: 2A 振动位移峰-峰值,单位为微米(4m); 均方根振动迷度,单位为毫米每秒(mm/s); 转速频率,单位为赫兹(Hz) 描述轴振动的优先准则是轴的振动位移峰-峰值 5.2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,通常可在轴承座上沿径向测得2.8mm/s或更 好的振动速度值但在更高的振动速度值下汽轮机也有可能继续满意运行 表2给出了不同转动频率时,振动速度为2.8mm/、所对应的位移峰-峰值 表2轴承座上测得的振动位移峰-峰值 汽轮机额定转动频率 轴承座上测得的振动位移峰-峰值 Hz m 75 16.67 25 5o 30 42 50 25 6o 21 100 12 200 其他转速下的振动位移可由关系式(转动频率×振动位移=1250)得到 15.3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(两倍或更多倍),取决于轴的振型、传感器的轴向位置轴承结构 和其他因素 16 噪声 6.1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,距离运行层地板、通道或供人 员通过的其他位置地面之上1.2nm. 16.2汽轮机组附近的噪声级 汽轮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周围和建筑物的音响效应等,其中也包括消声材料 18
GB/35688一2017 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 17 试验 17.1 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 7.2水压试验 在正常运行时承受的压力超过大气压的部件均应进行水压试验,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位,经商定水压试验可 取消 如制造厂可用其他办法使需方对部件的完善性和适用性感到满意,经商定也可取消水压试验 7.3性能试验 性能试验范围应在需方的技术规范中提出 热力性能验收试验可按GB/T8117.1或GB/T8117.2进行 经供需双方商定,也可采用其他 标准 转速和负荷调节试验应按GB/T22198进行 17.4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共同认可 18 交货和安装 18.1运往现场和临时包装保护 所有汽轮机部件均应适当包装保护 储存条件和时间应由供需双方商定 18.2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 9需方应提供的设计资料 19.1总则 需方应向供方提供其要求的详细技术规范,宜至少包括19.2至19.9的内容 19.2汽轮机和辅机的特性 汽轮机和辅机的特性要求 19
GB/T35688一2017 发电机终端或汽轮机联轴器处的额定输出功率; 当需要执行5.2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 9.3汽、水条件 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燕汽参数和最高蒸汽参数 在额定功率时,汽轮机各排汽法兰处的蒸汽压力;直接空冷汽轮机及供货范围不包括凝汽器的 间接空冷汽轮机,应包括汽轮机排汽法兰处的压力 如汽轮机供方也供应凝汽器,所需资料如 19.4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 各冷端再热压力 各再热器的压降; 各再热系统安全阀的设定压力 如果汽轮机配置不由汽轮机供方供应外置式水分离器 蒸汽的压降; 水分离效率 分离器疏水的去处 不属于汽轮机供货范围的安全阀或其他装置(见14.4.3)的设定压力 如果水分离器后有不由汽轮机供方供应一级或多级汽/汽再热器: 被再热蒸汽的压降; 再热蒸汽管的压降; 各级再热器的终端差; 再热器疏水的去处 只要合适，上述参数应作为蒸汽流量的函数表示 新蒸汽或再热蒸汽用喷水调温时的水源、水流量和水的熔值 因清洗和弥补锅炉损失而向表面式凝汽器或混合式凝汽器或排汽装置补充水的水量和水温 -为加热或其他辅助目的所需的抽汽的流量和压力、疏水的去处和熔值,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 混压式汽轮机的低压进汽 压力; 平均温度(或干度)和范围; 燕汽流屋 控制进汽的方法 仅有高压蒸汽时要求的最大输出功率 供方要求的高压蒸汽流量值 可用的辅助汽源及其参数,例如为了启动时供汽封密封用汽 供汽的化学特性 对于锅炉给水泵,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 20
GB/T35688一2017 9.4空冷系统采用间接空冷系统时凝汽器的条件(如果凝汽器属供方供货范围》 9.4.1表面式凝汽器的条件 表面式凝汽器的条件 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 9.4.2混合式凝汽器的条件 混合式凝汽器的条件: -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 9.5使用,安装和运行方式 使用、安装和运行方式的具体要求 被驱动机械的详情(如不由汽轮机供方供应) 制造厂单位名称 外形尺寸,安装尺寸和布置方式; 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; 如果该机械通过齿轮箱而被驱动,其输出轴的转速; 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 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; 引起异常扭矩的电网系统的扰动次数、特性和强度 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7.4.3); 滑压的采用; 要求最大的负荷变化率[见7.4.3c)] 短期异常运行工况(见7.6.1); 燕汽发生器的特性(见7.4.4) 汽轮机旁路系统的容量(见7.1 影响设备经济性有关因素,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,包括相关表面式凝 汽器或混合式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 需方应阐明其对下列情况作评估时采用的数据 改善一个单位的保证热耗率对其效益的影响 在热耗率保证值中没有计人的辅机用电每增加1kw对其成本的影响 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 21
GB/T35688一2017 任何要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 要求 如果需用电子调节器,则按GB/T55782007中A.6所列资料; 安装条件(见7.7).; 保温的要求(见8.12); 允许噪声级(见第16章); 所需的附加仪表(见13.4):; 是否需要进汽压力低卸负荷装置(见14.4.4) 9.6基础 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 19.7接口 应提供设备的接口 19.8交货现场条件 交货现场条件应包括下列内容 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要求 9.g试验 性能试验范围见17.3 20供方应提供的设计资料 20.1供方应向需方提供其设备的详细资料,至少包括20.2至20.9所述资料 20.2需方在进行接口与管道系统的机械设计时,应限制来自主要蒸汽管道的力和力矩 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货范围内,应提供给水管及类似设备的资料 20.3接口在相关运行条件下的热膨胀 20.4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 20.5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 20.6汽轮机本体设备的真空容积 20.7铭牌功率工况、阀门全开功率工况排汽流量及排汽熔 20.8启动时汽封密封用辅助蒸汽的参数和流量要求 20.9第10章中所述的汽轮机基础资料 21 汽轮机给水回热 21.1回热系统级数 回热系统级数应与空冷汽轮机背压相匹配 22
GB/35688一2017 21.2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5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 来自主汽轮机 来自其他汽源 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 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系的给水烙升; -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,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; 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,即加热器内燕汽的饱和温度与加热器出口处给水温度之差;在进人给水 加热器饱和区以前,抽汽如需冷却,则应考虑过热冷却器中的给水补充加热 -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; 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,或抽汽出口至加热器的饱和温降; 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 热系统的位置; 除汽轮机功率外,需调节的运行工况细节,例如在除氧器最低压力有规定时,为满足这个要求 可供选择的汽源及其参数; 如果加热给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燕汽的去向， 与此类似,如供热介质不是蒸汽时的有关细节 21.3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21.2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 21.4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,汽轮机抽汽管道上要装的止回阀数目和型式应由汽轮机供 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蒸汽量,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