汽轮机设计审查阶段技术监督.doc

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1、汽轮机设计审查阶段技术监督1.1 设计审查依据设计或规划阶段的机组，汽轮机及主要辅机的性能指标和参数应以同类型同容量正在设计和已投产机组的最优值为标杆，优化工程设计，确保机组运行安全可靠性和经济环保性。汽轮机设计审查监督依据GB/T 5578、GB/T 50102、GB 50660、DL/T 834、DL/T 892、DL/T 5054、DL/T 5072等标准以及集团公司相关要求。1.2 汽机房布置2 空冷、湿冷机组的布置方式，宜采用纵向顺列布置。汽机房运转层宜采用大平台布置形式，并应考虑汽机房的自然通风、排热、排湿及吊物的要求。3 对于300MW及以上机组，若拖动汽动给水泵的小汽轮机排汽进

2、入主凝汽器，则汽动给水泵宜布置在汽机房运转层上，或布置在汽机房B列柱侧底层或除氧间底层。当汽轮发电机采用电动给水泵时，给水泵可布置在汽机房底层或除氧间底层。如条件合适，给水泵也可采取半高位布置。4 大容量汽轮机的主油箱、油泵及冷油器等设备，宜布置在汽机房底层机头靠A列柱侧处并远离高温管道, 或布置在汽机房中间层的隔离间内。对200MW及以上机组，可采用组合油箱、套装油管，并宜设单元组装式油净化装置。5 对汽轮机主油箱及油系统，必须考虑防火措施。在主厂房外侧的适当位置，应设置事故油箱（坑），其布置标高和油管道的设计，应能满足事故时排油畅通的需要。事故油箱（坑）的有效容积应大于汽轮机主油箱容积。6

3、 当大容量机组采取纵向布置时，循环水泵不宜布置在汽机房内。凝汽器胶球清洗装置宜布置在凝汽器旁。当采用带混合式凝汽器的间接空冷系统时，循环水泵宜布置在汽机房内或靠近汽机房处。7 除氧器给水箱的安装标高，应保证在汽轮机甩负荷瞬态工况下，给水泵或其前置泵的进口不发生汽化。在气候、布置条件合适时，除氧器给水箱宜采用露天布置。除氧器给水箱不宜布置在集中控制室上方。8 热网加热站宜布置在主厂房内。对选用大型卧式热网加热器的加热站，在非严寒地区可采用露天布置。9 大容量机组的主厂房宜不设或少设地下管沟和电缆通道。底层的排水可采用地漏经排水管网至集水井的方式。工业水排水管可采用压力管道架空或直埋的方式。主厂房

4、内的电缆宜敷设在专用的架空托架内。10 汽机房及除氧间零米层、中间层、运转层的纵向主通道布置在靠近B排处，宽度不小于2.0m，贯通两台机组，满足相关层内设备的检修拖运使用。主通道、检修通道应相连并形成环形通道，保证机组运行巡检及设备检修托运的通道和空间要求。10.1 主机设备及系统设计11 汽轮机设备（含空冷汽轮机）的选型和技术要求应符合GB/T 5578，并根据不同地域的气象条件和机组特点，确定汽轮机的工况条件、凝汽器单/双背压型式。12 汽轮机应按照电力系统负荷的要求，承担基本负荷或变动负荷。对电网中承担变动负荷的机组，其设备和系统性能应满足调峰要求，并应保证机组的寿命期。13 对兼有热力

5、负荷的地区，经技术经济比较证明合理时，应采用供热式机组。供热式机组的型式、容量及台数，应根据近期热负荷和规划热负荷的大小和特性，按照以热定电的原则，通过比选确定，宜优先选用高参数、大容量的抽汽式供热机组。在有稳定可靠的热负荷且经技术经济比较证明合理时，宜采用背压式机组或带抽汽的背压式机组，并宜与抽汽式供热机组配合使用。14 汽轮机设备及其系统应符合DL/T 834标准，有可靠的防止汽轮机进水的措施。15 厂外供排水设施规划，应根据规划容量、水源、地形条件、环保要求和本期与扩建的关系，通过方案优选，合理安排。16 对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。17 汽轮机的背压和凝汽

6、器的面积，应按工程水文气象条件和冷却水供水系统方案，经优化计算后确定。汽轮机的额定背压应与循环水系统的设计水温相适应，设计循环水温宜采用年加权平均水温并予以化整，能力工况背压应与夏季水温对应，夏季水温应考虑当地夏季负荷要求和水文气象条件，一般情况可以采用夏季频率10%的水文气象条件。直接空冷汽轮机的设计背压应按空冷系统的设计气温及空冷凝汽器的优化计算结果确定。能力工况背压应根据汽轮机的进汽流量（计算值）及末级叶片变工况特性、凝结水精处理设备耐温情况、VWO流量的利用条件等通过优化确定。18 应要求汽轮机在能力工况条件下发出铭牌出力（额定出力），但机组性能考核和系统优化宜以额定工况条件为基础。汽

7、轮机的调节阀门全开时的进汽量，宜不小于汽轮机最大连续出力时进汽量的103105%。19 汽轮发电机组轴系应安装两套转速监测装置，宜分别装设在汽轮机、发电机主对轮两侧的转子上。数字式电液控制系统应设有完善的机组启动逻辑和严格的限制启动条件；对机械液压调节系统的机组，也应有明确的限制条件。已取消机械危急保安器的机组，应设置有可靠的、冗余的电超速保护装置和供电电源，以及就地可操作的手动停机装置。20 汽缸上的温度、压力测点应齐全，位置正确，符合运行、维护、集中控制和试验的要求，并具备不揭缸更换的条件。20.1 辅机设备及系统设计21 主蒸汽系统、再热蒸汽系统采用单元制。对首台开发或改型的汽轮机组，其

8、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。22 旁路系统的设置及其型式、容量和控制水平，应根据汽轮机和锅炉的型式、结构、性能、起动方式及电网对机组运行方式的要求确定。在不增加启动时间前提下，旁路系统应以实用可靠、节省投资为原则进行简化设计，旁路系统容量及功能按简单启动旁路设置。对于空冷机组，旁路容量不仅考虑满足机组启动要求，还应保证机组冬季启动的最小防冻流量。23 给水系统应采用单元制系统。给水泵扬程、流量按照GB 50660选取。24 回热加热器应具有两套独立的自动保护装置，可设计为自动疏水系统加汽侧隔离保护系统，也可设计为自动疏水系统加水侧隔离保护系统，也可设计同时

9、具有自动疏水系统及汽、水侧隔离系统，以形成更可靠的防进水保护系统。25 高压加热器应设置快速切换的给水大旁路系统，大旁路的管道选择比主给水管道小一、二级管径，旁路管道流速上限可适当提高。5、6号低加可共用一个旁路系统，旁路管径可较主凝结水管径小一、二级管径，按流速计算确定。高加进出口阀门如不采用快速切换的液（气）压三通阀，则高加主旁路的切换速度以及控制逻辑，应满足锅炉不断水、高加汽侧不满水、不超压且高加换热管束温变率不超限的要求。26 供水系统（包括循环水系统）的选择，应根据水源条件、电厂规划容量和汽轮机特性，通过冷端优化和技术经济比较，以确定最佳汽轮机背压、凝汽器冷却面积、冷却水量和循环水泵

10、的经济配置，充分考虑供水系统标高、凝汽器水侧冷却管完全淹没和循环水泵容量对电厂厂用电率的影响，并在满足环保等相关规定要求的前提下，合理选择循环水系统的供水方式和循环水泵的单泵容量。循环水泵的管道应加装防水锤功能装置，管道防腐应严格验收。27 冷却塔的布置应考虑空气动力干扰、通风、检修和管沟布置等因素。在山区和丘陵地带布置冷却塔时，应考虑避免湿热空气回流的影响。对建设在寒冷地区的冷却塔，应采取防冻措施。28 采用空冷系统时，应根据当地气象条件与空冷汽轮机特性等因素进行优化，以确定较为经济的空冷系统规模和空冷主要设计参数。29 采用直接空冷系统的机组，空冷凝汽器布置在汽机房A列外地面平台上，沿汽机

11、房纵向布置。此时，应注意主厂房与夏季主导风向的关系和高温大风的影响。由于单排管散热器重量轻、投资省、防冻性能好，应优先选用。30 空冷塔设计应考虑散热器的检修起吊措施、清除散热器积尘的水冲洗设施和防冻设施。两台机组空冷凝汽器设一套高压水清洗供水系统，每排散热器设置一套冲洗装置，冲洗水及管道采用除盐水和不锈钢管道。31 排烟冷却塔的热力性能计算和优化计算应将烟气及塔内烟道的影响计算在内，其防腐设计方案应通过技术经济比较后确定。间接冷却塔采用三塔合一时，应综合考虑脱硫系统设备、仪器仪表、电动执行机构的耐温性能，并考虑高温间冷塔内脱硫设备的冷却水用量。32 海水冷却塔的设计应对填料的热力特性进行修正

12、，选择适应海水水质的塔芯材料，并应对塔筒采取相应的防腐措施。33 辅机冷却水系统及设备的设计选型应根据机组冷却方式、湿冷机组凝汽器冷却水源、水质情况和设备对冷却水水量、水温和水质的不同要求合理确定。34 闭式循环冷却水系统应设置膨胀装置和补给水系统，膨胀装置的安装高度不应低于系统中最高冷却设备的标高。闭式循环冷却水热交换器闭式循环水侧的运行压力应大于开式循环水侧的运行压力。闭式循环热交换器的换热面积应按最高冷却水温度计算确定，宜设置2台65%换热面积的热交换器，热交换器材料宜与凝汽器管材一致。35 开式冷却水泵材质应符合要求，应具备防锈腐性能。开式冷却水各用户应设置调节阀，调节装置灵活好用。3

13、6 真空系统的配置与机组的容量及冷却方式有关。真空泵扬程、流量按照GB 50660选取。当真空系统容积较大，经技术经济比较合理时，宜分别设启动真空设备和运行真空设备，即分别配置不同容量的真空设备。37 凝汽器管板及管材的材质由冷却水质决定。采用海水或氯离子含量较高的江水作为冷却水的大容量机组，宜采用钛管凝汽器。当冷却水含有悬浮杂物且易形成堵塞时，应装设具有反冲洗装置的二次滤网。湿冷凝汽器宜装设胶球清洗装置，间接空冷汽轮机的表面式凝汽器可不必装设胶球清洗装置。38 凝结水泵选型及配置方式由机组容量决定。300MW、600MW机组采用二台110%或三台55%容量的凝结水泵，具体方案经技术经济比较后

14、确定；1000MW机组宜采用三台容量各为最大凝结水量55%的凝结水泵。凝结水泵扬程、流量按照GB 50660选取。39 汽轮机润滑油系统应满足以下规定。主油泵宜由汽轮机直接驱动，应设置一台交流润滑油泵，在汽轮机启动、停机或主油泵故障时工作；应提供一台直流润滑油泵，容量大小及连续运行时间应能满足机组安全惰走需要；应设置顶轴油系统向汽轮机及发电机供应高压油顶起转子。润滑油系统应具备在带负荷条件下用模拟低油压的办法试启所有辅助油泵的试验装置。冷油器或滤油器切换阀应设置成在运行时不会切断流向各轴承的供油。40 抗燃油应采用独立管路系统，管路中尽量减少死角，系统管路不得存在盲管段，便于系统冲洗。抗燃油系

15、统的油管和控制模块，应尽量远离高温热体，或做好隔热措施，以避免在高温环境下长期运行油质劣化，污染电液伺服阀。抗燃油系统应选择高效的过滤、再生系统，保持运行油的颗粒度、水分、酸值、体积电阻率等指标符合标准要求。41 在抗燃油系统中的压力表应采用不锈钢弹簧管，避免采用铜质弹簧管；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；油管道的焊接，应确保焊口质量，以防漏油。42 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。43 油系统应尽量避免使用法兰、锁母接头连接，禁止使用铸铁、铸铜阀门，各阀门不得

16、垂直安装，以防阀杆故障门头脱落。其阀门应采用明杆阀。重视油系统阀门选型工作，其压力等级应不低于超压试验压力。检修、改造过程中需使用法兰时，压力油法兰宜选用带凸凹止口的法兰。油系统法兰禁止使用塑料垫、橡皮垫（含耐油橡皮垫）和石棉纸垫；宜采用厚度1mm2mm的耐油、耐热和耐酸的材料。油系统尽量使用焊接连接方式，油系统的管材和焊接质量应全部进行金属检验和监督，焊口100%无损探伤，油管路法兰附近有高温管道时，应加设防火罩，防止油泄漏后直接喷溅到高温管道上。44 油箱事故放油口应设置在油箱最低处，事故排油阀串联设置两个钢质截止阀，操作手轮应设在距油箱5m以外的地方，且有两个以上的通道，手轮应挂有“事故

17、放油阀，禁止操作”标志牌，手轮不应加锁。45 润滑油供油管道原则上不装设滤网，若装设滤网，必须采用激光打孔滤网，并有防止滤网堵塞和破损的措施。46 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。46.1 其它汽轮机辅助系统及设备47 汽轮机在设计时，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、可靠。为实现机组长期性、趋势性、全方位、高精度的热力性能监测，满足节能诊断和节能调度的要求，新投产机组除氧器进口凝结水流量测量装置宜选用低值喉部取压长颈喷嘴。凝汽器真空测量表计应选用绝对压力变送器，便于进行运行分析和节能监督。48

18、汽轮机疏水系统设计按符合DL/T 834的要求，同时可结合机组的具体配置和运行、启动方式，做进一步设计优化。49 汽轮机管道设计应根据热力系统和布置条件进行，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，应符合DL/T 5054的规定，并与制造商协商确定。50 管道支吊架的材料、设计应符合GB/T 17116及各类管道有关的国家现行规范的要求。51 汽轮机设备、管道及其附件的保温、油漆的设计应符合DL/T 5072。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。52 绝对压力大于0.1MPa的抽汽管道及汽轮机高压排汽管上应设有快

19、速关闭的气/液动止回阀，至除氧器抽汽应配置2个串联的止回阀，止回阀气缸宜侧装。抽汽供热机组的抽汽逆止门关闭应迅速、严密，连锁动作应可靠，布置应靠近抽汽口，并必须设置有能快速关闭的抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。53 氢冷发电机密封油系统及设备的设计、选型应可靠，以防止发电机进油、漏氢。54 工业循环水冷却设施的类型选择，应根据生产工艺对循环水的水量、水温、水文和供水系统的运行方式等方面的使用要求，经技术经济比较后确定，可以参照GB/T 50102执行。55 循环水泵出口液压蝶阀的开关速度及逻辑应与循环水泵及配套管路、设备的水力参数相匹配，其控制机构和电源应稳定、可靠，密封良好，液控箱及管道部件应具有防止锈蚀的性能。56 在热工表计设计选型时，汽轮机侧四大管道上的温度热电偶套管应采用与管道材质相同的材质，避免运行中套管产生裂纹。57 悬空布置的阀门应尽量设置操作和检修平台，布置存在困难的位置应就近设置至少两个安全带悬挂点。