发电厂汽轮机水轮机技术监督导则.docx
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发电厂汽轮机水轮机技术监督导则
前言
本标准是根据《国家发展改革委办公厅关于下达2004年行业标准项目补充计划的通知》（发改办工业[2004]1951号）要求制定的。
汽轮机、水轮机（包括燃气轮机）技术监督是保证发电机组安全、经济、稳定运行的重要环节。
为适应高参数、大容量发电机组的迅速发展及厂网分开和区域电力市场格局的形成，本标准从全过程技术监督的角度制定了监督的任务、措施和技术管理内容。
本标准的附录D、附录E为规范性附录。
本标准的附录A、附录B、附录C、附录F、附录G为资料性附录。
本标准由中国电力企业联合会提出。
本标准由中国电力企业联合会电力试验研究分会归口并解释。
本标准起草单位：
中国南方电网广东电网公司电力科学研究院。
本标准参加起草单位：
华北电力科学研究院有限责任公司、东北电力科学研究院、华东电力试验研究院、西北电力试验研究院、浙江电力试验研究所、浙江电力调度通信中心和湖北电力试验研究院。
本标准主要起草人：
田丰、郭芸、黄青松、姚泽、林清如、阚伟民、马斌、何宏明。
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中心（北京市白广路二条一号，100761）
发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则
1、范围
本标准规定了火力发电厂（以下简称“火电厂”）汽轮机和水力发电厂（以下简称“水电厂”）水轮机技术监督的任务、措施和技术管理内容。
本标准适用于单机容量在15MW及以上各种类型水轮机和单机容量为125MW及以上汽轮机的技术监督。
本标准不适用于核电厂汽轮机、联合循环发电厂燃气轮机的技术监督。
2、规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
GB/T5578固定式发电用汽轮机技术条件
GB7520汽轮机保温技术条件
GB8117电站汽轮机热力性能验收试验规程
GB9782汽轮机随机备品备件供应范围
GB11120L-TSA汽轮机油
GB/T8174设备及管道保温效果的测试与评价
GB/T8564水轮发电机组安装技术规范
GB/T9652.1水轮机调速器与油压装置技术条件
GB/T9652.2水轮机调速器与油压装置试验验收规程
GB/T10969水轮机通流部件技术条件
GB/T11348旋转机械转轴径向振动的测量和评定
GB/T11805水轮发电机组自动化元件（装置）及其系统基本技术条件
GB/T13399汽轮机安全监视装置技术条件
GB/T14478大中型水轮机进水阀门基本技术条件
GB/T11541电厂用运行矿物汽轮机油维护管理导则
GB/T15468水轮机基本技术条件
GB/T15469反击式水轮机空蚀评定
GB/T15613水轮机模型验收试验规程
GB/T17116管道支吊架
GB/T17189水力机械振动和现场测试规程
GB/T18482可逆式抽水蓄能机组启动试验规程
GB/T50102工业循环水冷却设计规范
Dl438火力发电厂金属技术监督规程
DL441火力发电厂高温高压蒸汽管道蠕变监督规程
DL612电力工业锅炉压力容器监察规程
DL647电力工业锅炉压力容器检验规程
DL5000火力发电厂设计技术规程
DL5011电力建设施工及验收技术规范（汽轮机机组篇）
DL/T443水轮发电机组设备出厂检验一般规定
DL/T445大中型水轮机选用导则
DL/T496水轮机电液调节系统及装置调整试验导则
DL/T507水轮发电机组启动试验规程
DL/T561火力发电厂水汽化学监督导则
DL/T563水轮机电液调节系统及装置技术规程
DL/T571电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则
DL/T586电力设备用户监造技术导则
DL/T606火力发电厂能量平衡导则
DL/T616火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则
DL/T641电站阀门电动装置
DL/T710水轮机运行规程
DL/T711汽轮机调节控制系统试验导则
DL/T712火力发电厂凝汽器管选材导则
DL/T792水轮机调速器及油压装置运行规程
DL/T801大型发电机内冷却水质及系统技术要求
DL/T827灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程
DL/T834火力发电厂水轮机防进水和冷蒸汽导则
DL/T838发电企业设备检修导则
DL/T855电力基本建设火电设备维护保管规程
DL/T863汽轮机启动调试导则
DL/Z870火力发电企业设备定检定修管理导则
DL/T892电站汽轮机技术条件
DL/T1051电力技术监督导则
DL/T5026电力工程计算机辅助设计技术规定
DL/T5054火力发电厂汽水管道设计技术规定
DL/T5066水力发电厂水力机械辅助设备系统设计技术规定
DL/T5070水轮机金属蜗壳安装焊接工艺导则
DL/T5071混流式水轮机分瓣转轮组装焊接工艺导则
DL/T5072火力发电厂保温油漆设计规程
DL/T5186水力发电厂机电设计规范
DL/T5208抽水蓄能电站设计导则
JB/T8188汽轮机随机备品备件供应范围
JB/T8660水电机组包装、运输和保养规范
JB/T56078大型水轮机产品质量分等
SL142水轮机模型浑水验收试验规程
3总则
3.1汽轮机、水轮机技术监督是电力建设、生产中技术监督的重要组成部分，是保证发电厂安全生产的重要措施。
应实现设计、选型、制造、监造、安装、调试、试运行及运行、检修、停（备）用、技术改造的全过程监督和管理。
3.2基建期间技术监督既区别于工程项目管理，又区别于工程监理。
主要是根据相关国家/行业标准、技术管理法规，对建设质量提供技术监督和支持，以使机组在良好状态移交商业运行。
3.3.监督工作的职责应参照DL/T1051的规定执行。
3.4监督工作涉及面广，应自上而下，分级建立技术监督网络，明确各级技术监督机构、监督人员的职责和职权，以及相互的配合关系。
3.5各发电企业应成为技术监督工作的主体，科技投入的主体，多层次、多渠道的加大轮机技术监督工作的投入，以保证技术监督工作顺利开展。
3.6各电力试验研究院宜成立以总工程师负责的技术监督机构，配备必要、先进的检测设备和标准试验室，设立技术监督专责。
宜根据本导则制定专业技术监督条例和考核办法，严格履行技术监督的职责。
3.7各发电（集团）公司及/或下属电厂的技术监督工作应由技术主管/总工程师统一领导，企业生产技术部门为技术监督的归口管理部门，应设技术监督专责。
4监督的任务
4.1基建期汽轮机、水轮机技术监督的主要任务
4.1.1设备选型阶段：
参加设备的招评标（包括招标文件的审核等），根据相关规程规范、当前技术水平和实际条件，使所选设备可靠、先进、实用。
4.1.2设计阶段：
对设计方案、供货厂家设计方案、图纸、设计单位设计资料（包括软硬件、布置、选材等）和原理图纸等进行审查。
4.1.3设备监造阶段：
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、分析和确定处理方案；对重要技术环节，应派遣有经验、有资质的人员进行现场监督。
对运行、调试中和其他同类型机组暴露出来的问题，应进行调研、总结和重点防范，与厂家一起制定防范措施。
4.1.4设备验收阶段：
根据供货合同、清单和有关验收标准，对进厂主要设备进行验收。
对进厂后设备的现场储存保管进行监督检查；对水轮机而言，如有模型试验的应首先待模型验收试验合格后，方可进入设备设计和制造阶段。
4.1.5设备安装阶段：
根据厂家设备安装要求、有关设计、技术规范、相关标准和工程主要质量控制点，对设备安装实施监督。
4.1.6机组调试阶段：
根据制造厂运行维护说明书有关技术规程、规范、标准和合同，对分部调试、整套启动调试过程中所有试验方案、技术指标、主要质量控制点、重要记录进行监督。
4.1.7性能验收试验阶段：
根据试验合同、验收试验技术规程和指标，对试验的过程、结果进行监督。
4.2生产期间汽轮机、水轮机技术监督的主要任务
4.2.1了解和分析机组本体、辅助设备和附属机械的运行状况，收集有关资料、运行数据。
必要时，对重要技术监督指标定期进行测试。
4.2.2对各种参数异常或潜在故障隐患进行分析、评估，提出整改、告警处理意见。
这些意见包括改进机组安全性、经济性等。
4.2.3重大设备故障、事故的调查和原因分析，提出意见和反事故措施。
4.2.4根据机组运行状况，在检修前提出建议。
实施检修技改项目质量技术监督，对其中发现的缺陷提供处理建议。
4.2.5协助对本体、辅助设备和附属机械进行技术改造，对改造项目进行可行性研究、审查和调研，并为改造方案的制定提供建议。
4.2.6对定期试验和维护的内容、方法和周期等进行监督。
必要时，可有针对性的开展专项检查，提出整改意见及建议。
5设备选型
5.1汽轮机
5.1.1汽轮机的选型应符合GB/T5578、DL5000、DL/T892等标准的要求，经技术经济比较后确定。
5.1.2机组容量应根据系统规划的容量、负荷增长速度、电网结构等因素进行选择，优先选用高效率、大容量的机组。
5.1.3汽轮机的选型，应充分考虑电网调峰的需要。
新建机组的调峰能力不应低于额定负荷的35%～45%，各有关辅助设备的选择和系统设计应满足相应的要求。
5.1.4汽轮机的各项性能保证如效率、热耗率、功率等应满足要求。
热耗率的保证可以是热耗率验收（THA）工况或最大连续功率（T-MCR）工况。
5.1.5汽轮机应在保证寿命期内，满足夏季运行、机组老化以及考虑设计、制造公差等因素后，仍能带额定负荷安全连续运行。
5.1.6高压内缸、喷嘴室及喷嘴、中压内缸、导流环等部件应选用在高温下持久强度较高的材料，符合DL438的要求。
5.1.7机组A级检修间隔应满足DL/T838的要求。
宜采用新型汽缸的结构，延长机组的A级检修间隔。
5.1.8汽轮机叶片的设计应是先进的、成熟的，并采用新型高效叶片。
低压末级及次末级叶片应具有必要的抗水蚀措施，为适应调峰低负荷运行，可适当提高末级长叶片根部的反动度。
5.1.9对于高参数、大容量的机组，尤其是配直流锅炉的汽轮机，应考虑防止固体颗粒侵蚀SPE（SolidParticleErosion）。
5.1.10汽缸上的压力、温度测点应齐全，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。
5.1.11汽轮机应按GB/T5578的规定执行配备保护监视项目，安全监视装置技术的要求、设计、配套选型可按GB/T13399及相关行业标准执行。
5.1.12汽轮机主汽门、调节汽门应选择较好的阀腔室及合适的通道型线，减少冲击波和涡流损失以及降低汽流激振力和噪声，并具有良好的流量特性，能适应与其相连接的管道的焊接要求。
5.1.13轴系各阶临界转速应与工作转速避开-10%～+15%。
轴系临界转速值的分布应满足有安全的暖机转速和进行超速试验。
5.1.14汽轮机轴径向振动的测量方法、仪器及评定准则宜满足GB/T11348的要求，轴/轴承座振动值应满足DL5011的要求。
超速试验过程中，轴或轴承振动应不超过振动限制值，轴承的失稳转速不小于4000r/min，超速试验过程中，转子各轴颈不允许出现显著的低频振动分量。
5.1.15轴系稳定性应由汽轮机制造商统一负责，进行轴系稳定性计算。
为有效防止高参数、大容量汽轮机蒸汽汽隙振动引起的低频振动，应考虑高压缸汽膜的刚度和阻尼，选择合适的汽封结构形式及间隙。
5.1.16汽轮机在设计上应充分考虑到可能意外发生的超速、进冷汽、进冷水、着火和突然振动。
防止汽轮机进水可参照DL/T834执行。
5.1.17应充分考虑机组结构、旁路、制造商成熟的经验和传统，合理采取高压缸/高、中压缸联合/中压缸启动方式。
对中压缸启动，应配套中压缸启动时可靠防止高压缸过热的系统。
5.1.18汽轮机调节控制系统的性能应满足DL/T711的要求。
对于纯电调DEH，应具有灵活的阀门管理功能，能实现重要电磁阀在线活动、汽轮机要求的各项启动/验收/例行维护试验，如严密性试验、阀门松动/（全行程）活动试验、超速试验等，并具有成熟、安全可靠的试验逻辑。
DEH系统还应满足电网对机组调节性能的具体要求。
5.1.19超速保护限制系统OPC（Over-speedProtectionControl）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（FastCutBack）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（FastValving）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/T712执行。
5.1.29对采用给水加氧处理OT（OxygenatedTreatment）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/T641执行。
5.1.32锅炉给水泵配置的型式可以按DL5000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/T8188和GB9782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/T15468、DL/T445、GB/T15469、DL/T5186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。
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/T5186及DL/T5208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/T15469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/T445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/T15468和DL/T445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
相应水头下的机组保证功率范围（%）
混流式
45～100
定桨式
75～100
转桨式
35～100
冲击式
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/T15469的要求和条件。
5.2.11反击式原型水轮机的效率修正按GB/T15468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/T9652.1及DL/T563的规定执行。
同时还应考虑当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/T14478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/T5186、DL/T5208的规定。
5.2.21水轮机的运行可靠性保证按DL/T445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DL5000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/T834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/T5054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/T17116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/T5072.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/T50102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/T15468、DL/T5186、DL/T5208
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