发布时间 : 星期五 文章发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则更新完毕开始阅读304092ddc381e53a580216fc700abb68a982ad83
5.1.19 超速保护限制系统OPC（Over-speed Protection Control）宜与DEH在设计上分开，采用独立的硬件和软件实现，转速及触发信号测量的快速性、准确性应予以保证，关闭调节阀的动作转速一般为额定转速的103～105%。
5.1.20 高压抗燃油DEH调节保安系统，转速保护有冗余两套以上的，可以设1个/2个或不设机械式（飞锤/飞环）危急遮断器。
5.1.21 应根据电网容量、要求、机组所处的负荷位置等统筹考虑是否具备FCB（Fast Cut Back）功能。对于设计需具备FCB功能的机组，汽轮机及其辅机、系统均应满足额定转速下空转或带厂用电持续运行的时间要求。
5.1.22 应根据电网对机组的要求，结合机组本身的实际情况，如转子轴系扭振、叶片应力和热力系统等，决定调节汽门是否具有快控FV（Fast Valving）功能。轴系设计的扭振频率，应保证机组在任何工况下不发生机电谐振。
5.1.23 汽轮机宜配套提供高、中压转子热应力监测或监控设备和寿命管理系统，并对各种启停工况给出寿命损耗分配次数的建议。
5.1.24 汽轮机组的辅助设备、附属机械、管道及与汽轮机有关的其他工程均应满足国家/行业标准、技术/管理法规和业主的具体要求。
5.1.25 汽轮机组可根据需要采取电动、液动或气动旁路。旁路系统的设置及其形式、容量和控制水平，应根据汽轮机和锅炉的类型、结构、性能、启动方式及电网对机组运行方式（如是否具有FCB功能）的要求确定。直流锅炉旁路系统容量应满足冷、热态冲洗的需要，一般不小于35%最大蒸发量。
5.1.26 低压缸与凝汽器的连接方式可采用刚性或柔性连接，凝汽器与基础的连接方式，应考虑其抽真空对低压缸的影响。
5.1.27 凝汽器面积、冷却介质流量、冷却塔面积以及汽轮机末级叶片长度等发电厂的“冷端”主要参数宜通过优化确定。
5.1.28 凝汽器管材的选用应根据管材的腐蚀性、使用年限、价格、维护费用及凝汽器结构等进行全面的技术经济比较后确定，具体可按DL/T 712执行。
5.1.29 对采用给水加氧处理OT（Oxygenated Treatment）方式运行的机组，其高、低压加热器材料应与之相适应。
5.1.30 应根据机组运行冷却水的实际情况决定是否选用凝汽器胶球清洗装置。 5.1.31 阀门电动装置的基本技术条件可按DL/T 641执行。
5.1.32 锅炉给水泵配置的型式可以按DL 5000选择，泵的选型应便于全厂统一运行维护和管理。 5.1.33 凝结水精处理系统应与机组的类型、运行方式相适应。
5.1.34 汽轮机随机备品/备件供应至少应满足JB/T 8188和GB 9782的要求，满足机组正常运行第一个A级检修期的需要。
5.1.35 供热机组的选型，应根据“以热定电”的原则，并根据热负荷的大小和特性，经技术经济比较后合理确定。
5.2 水轮机
5.2.1 水轮机选型的技术要求应按GB/T 15468、DL/T 445、GB/T 15469、DL/T 5186执行。 5.2.2 水轮机的类型选择应根据水电厂的运行水头范围及其运行特点，保证机组安全、稳定、可靠、高效运行。在制造厂商所提供的水轮机机型方案中，从运行稳定性和可靠性、能量指标、经济指标、设计制造经验等方面，综合技术经济论证比较后选定。
5.2.3 水轮机比转速的选择应根据水头、空化特性、水质条件和设计制造水平等条件综合比较，合理选择，应优先考虑水轮机的稳定性和效率。对水头变幅大的大型水电厂水轮机的类型进行选择时应主要考虑水轮机运行的水力稳定性要求；对于水泵水轮机比转速的选择，宜以水泵工况的比转速为主，除了根据上述条件外还应考虑最大扬程和最小扬程。
5.2.4 水轮机转轮公称直径应在保证发足额功率和获得最佳经济效益的前提下选取。
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5.2.5 水轮机参数的选择应避免与引水系统产生水力共振。
5.2.6 反击式水轮机的吸出高度的选择应满足水轮机在规定的运行范围内稳定运行和节省投资、经济合理的要求，按各特征水头运行工况及其相应的电站空化系数σp进行计算。电站空化系数根据初生空化系数σ1确定。水泵水轮机的吸出高度按水泵工况无空化条件选取，水轮机的安装高程按DL/T 5186及DL/T 5208经经济比较后选取。
5.2.7 反击式水轮机的空蚀保证，一般水质条件下应符合GB/T 15469或合同的规定。含沙量较大时，其对水轮机的磨蚀失重保证值，可根据过机流速、泥沙含量、泥沙特性、运行条件及电站水头等情况由供需双方商定，冲击式水轮机的空蚀保证应符合DL/T 445的规定。
5.2.8 所选择的水轮机应在空载工况稳定运行和并网，水轮机稳定运行的功率范围应满足GB/T 15468和DL/T 445规定的要求，即在电站规定的最大和最小水头范围内，水轮机应在表1所列功率范围内稳定运行。
表1 水轮机稳定运行的功率范围 水轮机型式 混流式 定桨式 转桨式 冲击式 相应水头下的机组保证功率范围（%） 45～100 75～100 35～100 25～100 5.2.9 对于混流式机组和轴流定桨式水轮机在采取除强迫补气之外的其他必要措施后，尾水管锥段内规定部位所测得的压力脉动值（混频峰-峰值）与相应水头的比值（A=△H/H）在最大与最小水头之比小于1.6时，其保证值应不大于3～11%，低比转速取小值，高比转速取大值；原型水轮机尾水管进口下游侧压力脉动峰-峰值应不大于10m水柱。
5.2.10 选用的水轮机应取得制造厂提供的功率、效率和流量保证，空蚀或磨蚀损坏保证，飞逸特性、运行稳定性和噪声保证、调节保证、可靠性保证以及水轮机模型综合特性曲线、水泵工况模型综合特性曲线、水泵水轮机全特性曲线（包括流量、转矩特性曲线）等技术资料。水轮机的空蚀保证应满足GB/T 15469的要求和条件。
5.2.11 反击式原型水轮机的效率修正按GB/T 15468中的公式计算，但在技术协议上应写明选定的公式和系数K值，冲击式原型水轮机的效率应不低于其模型水轮机的效率。
5.2.12 水轮机/水泵水轮机额定转速的选择：
a）应根据所选择的比转速或根据水头、功率、转轮直径等参数在发电机同步转速系列中通过技术经济比较选取。
b）对于水头变幅大的水泵水轮机，可研究、论证采用分挡变速或连续调速技术的必要性和经济合理性。 5.2.13 水泵水轮机在满足安全可靠运行的条件下，应重视提高综合加权平均效率，注意发电和抽水的容量、水量平衡。
5.2.14 水泵水轮机确定拆卸方式应考虑厂房布置、制造厂家经验、机组运行与维修经验，一般宜选择上拆和中拆方式。
5.2.15 选择水轮机时应研究水轮机科技发展的最新成就。采用新型号的水轮机转轮如果没有经过运行考验，应由供方提供完整的模型试验资料，必须进行模型验收试验。
5.2.16 水轮机的结构设计应合理，在保证设备部件刚度和强度的条件下应做到便于运输、拆装及运行、检修、维护方便，应保证在不拆卸发电机转子、定子、水轮机转轮、主轴等部件的情况下对水导轴承、主轴密封等部件及易损部件进行检查和更换。对水轮机通流部件的易空蚀和磨蚀破坏部位，应采取抗空蚀和耐磨蚀的技术措施。
5.2.17 所采用的新工艺、新技术、新材料和重大结构改造，应经工业试验和技术鉴定合格后，方能正式使用。
5.2.18 水轮机调速器选型的技术要求参照GB/T 9652.1及DL/T 563的规定执行。同时还应考虑当
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前技术水平和实际条件，使所选设备成熟、可靠、先进实用，并经综合技术经济论证比较后选定。
5.2.19 进水阀门的选择按GB/T 14478执行，应根据水头、直径及输水管道布置方式，经技术经济比较后确定选用阀门的类型。阀门应能动水关闭，其关闭时间不应超过机组在最大飞逸转速允许运行的时间。对于径流式或河床式水电厂的低水头单元输水系统，不装设进水阀的，应采取其他防飞逸措施。
5.2.20 大型水电厂、抽水蓄能电厂的调节保证计算应采用计算机仿真系统进行计算，优选导叶关闭规律和调节系统参数，机组甩负荷时的最大转速升高率和蜗壳最大压力升高率应符合DL/T 5186、DL/T 5208的规定。
5.2.21 水轮机的运行可靠性保证按DL/T 445执行。即水轮机可用率不少于95%；水轮机无故障累计运行时间不低于16000h；A级检修周期应不少于8年或总运行历时不低于32000h（对多泥沙河流的水轮机由供需双方在合同中确定，但不得低于5年）；水轮机使用寿命不低于50年。
6 设计阶段 6.1 汽轮机
6.1.1 汽轮机组的设计应符合DL 5000等标准的要求，同时符合国家有关政策。
6.1.2 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。 6.1.3 对首台开发/改型的大容量机组，其主、再热蒸汽等管道的管径及管路根数，回热系统应经优化计算后确定。
6.1.4 汽轮机疏水系统设计除按DL/T 834执行外，还应结合机组的具体情况和运行、启动方式，做出最优处理。
6.1.5 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，除应符合DL/T 5054外，还应与制造商协商确定。
6.1.6 管道支吊架的材料、设计除符合GB/T 17116的规定外，还应符合各类管道有关的国家现行规范的要求。
6.1.7 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。
6.1.8 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，止回阀气缸应侧装。
6.1.9 供热机组供热抽汽管道应设计止回阀及快关阀。
6.1.10 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。
6.1.11 汽轮机的凝汽器，对直流供水系统，如水中含沙较多，或因其他原因，能证明管子不结垢也不沉积时，可不设胶球清洗装置。当冷却水含有悬浮杂物且易形成单向堵塞时，宜设反冲洗装置。
6.1.12 高压加热器水位高保护设置快速液、气压操纵联成（三通）阀，如不采用此类阀门，则高压加热器出入口给水电动门和给水大旁路电动门的开、关速度和逻辑，应满足锅炉不断水、高压加热器汽侧不满水、不超压及高压加热器管束温变率的要求。
6.1.13 循环水泵出口液压蝶阀的开、关速度及逻辑应与水泵及配套管路、设备的水力参数相匹配，其控制电源可靠。
6.2 水轮机
6.2.1 水轮机的设计应贯彻国家基本建设方针，体现当前的经济和技术政策。除按GB/T 15468、DL/T 5186、DL/T 5208、DL/T 445、DL/T 5066的规范进行设计外，还应符合现行的国家/行业标准、技术/管理法规的规定和满足水电厂的设计要求。
6.2.2 在完成规划选点设计，水电厂的装机容量已确定后，通常的设计程序为：预可行性研究报告、可行性研究报告、招标规划报告及施工图设计四个阶段。
6.2.3 水轮机的设计除遵循“参考设计”或“典型设计”外，在设计上应不断有所创新，并积极采用
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先进的设计手段，如CFD和按DL/T 5026要求采用计算机辅助设计（CAD）技术。
6.2.4 在水电厂的装机容量确定的前提下，单机容量和机组台数的选择应考虑以下原则：
a）电力系统对水电厂在汛期和非汛期输出功率、机组运行方式和检修的要求，以及单机容量占电网工作容量的比例；
b）水库的调节性能，水头、流量及水文特性与运行方式； c）枢纽布置条件； d）对外运输条件； e）河流及过机泥沙特性； f）机组设备制造能力和技术水平；
g）其他特殊技术要求，如水电厂自然环境特点和综合利用要求等具体情况。
水轮机单机容量和台数的选择，首先拟定不同的单机容量方案（一般情况下机组台数应不少于两台），按以上主要原则，经技术经济比较后选定。
6.2.5 机组辅机及辅助设备的选择和布置根据所选主机的要求进行选择和布置，执行DL/T 5186、DL/T 5066及DL/T 5208等规范，并应特别重视厂内排水系统和消防设施的安全可靠性。
6.2.6 设计方案应综合考虑安装、试验、运行、检修和维护等方面的合理需求，进行综合比较。并积极开展科学试验，从实际出发，慎重的采用新技术、新设备、新材料。
6.2.7 水电厂按“无人值班（少人值守）”或“少人值班”的原则设计。为此，按照GB/T 11805的技术要求配备动作可靠、数量足够、性能优良的自动化元件。
6.2.8 水力监测系统的设计应满足水轮发电机组安全可靠、经济运行、自动控制及试验测量的要求。常规测量项目包括上、下游水位，水电厂水头、拦污栅前、后压差，蜗壳进口压力，顶盖压力，导水叶进、出口压力，尾水管进、出口压力及脉动压力，水轮机/水泵水轮机的流量。水泵水轮机应增加水泵扬程及转轮与泄流（底）环之间的水环压力，并应考虑电站枢纽布置、水轮机机型及设计制造的具体要求，增设测量项目。
6.2.9 大型水电厂、抽水蓄能电厂的调节保证计算应根据模型试验结果、输水系统的类型和参数，对水轮发电机组甩负荷及蓄能机组发电工况甩负荷、泵工况断电试验等过渡过程用计算机仿真系统进行计算，优选导叶关闭规律和调节参数，必要时还应对调节系统的稳定性进行分析和计算。保证机组甩负荷时的最大转速升高率和蜗壳水压升高值等满足规范及合同要求。常规电厂按DL/T 5058的要求执行，抽水蓄能电厂还应执行DL/T 5208的技术。
7 监造和验收 7.1 汽轮机
7.1.1 监造应按国家/行业、制造厂的企业标准进行。
7.1.2 监督监造单位，应根据签订的合同，贯彻质量管理和质量保证体系，以促进监造质量的不断提高。 7.1.3 引进技术制造的设备标准，以引进技术标准为基础，按引进国国家标准或国际标准，或引进技术消化、吸收后经批准的企业标准执行。
7.1.4 监造单位应按技术标准和规范、合同文件、厂家正式技术资料等，编制监造大纲和质量计划，内容可参照DL/T 586，并经业主和技术监督认可。
7.1.5 监造过程中，监造单位应定期出具书面报告，结束后，及时提供出厂验收报告和监造总结。在监造总结中，应对设备质量和性能做出评价。
7.1.6 验收报告内容应包括验收依据、验收项目、验收情况、出现的问题和处理方法、结论及建议。技术监督人员对这些报告进行查阅。
7.1.7 对发现的重大问题，技术监督人员（包括携带必要的检测设备）应到达制造厂，根据技术方案、设计资料和技术指标等，协作对问题进行检测、分析，确定处理方案。
7.1.8 对于重要技术环节，有经验、有资质的技术监督人员应参加现场监督。
7.1.9 技术监督人员对运行、调试中和其他同类型的机组暴露出来的问题，与厂家一起制定防范措施。
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