DL／T 5559-2019标准规范下载简介

DL／T 5559-2019 电站汽轮发电机组辅机换热设备选型设计规程

3本条对除氧器材料选择进行

5.3.3本杀对除氧器 1两种材料均是除氧器常用的材料。两种材料相比较 Q345R的强度更优，但Q245R的焊接性能、韧性和塑性较优。因 此，两种材料选择上由制造厂根据除氧器设计制造的安全性、经济 性综合确定。

5.4.1安全阀排量的规定依据现行行业标准《锅炉除氧器技术条 件》JB/T10325制定。 5.4.3溢流口在除氧器内部接管高度不低于除氧器最低液位，是 考虑高液位开启溢流阀后，除氧器液位不至于降至除氧器最低液 位以下而引起给水泵解列

DB35／T 1830-2019 废弃矿区植被恢复技术规范5.4.1安全阀排量的规定依据现行行业标准《锅炉除氧器技术条

5.5.3液位测量接口位置避开大口径管道接口的目的是为了避

5.5.3液位测量接口位置避开大口径管道接口的目的是为了避 免液位波动导致虚假液位监测

5.5.3液位测量接口位置避开大口径管道接口的目的是为了避 免液位波动导致虚假液位监测

6.1设备主要参数选择

6.1.5条文中的规定为常规机组凝汽器容量的选择原则，对于具

6.1.5条文中的规定为常规机组凝汽器容量的选择原则，对于具 有FCB功能的燃煤火电机组，若汽轮机低压旁路容量超过凝汽器 的正常选型容量，凝汽器容量还需考虑FCB工况汽轮机低压旁路 的排放需要，

6.2.5根据对制造厂的调研情况，在机组负荷不高于70%额负 负荷时，凝汽器可以连续半侧运行。

张宿 负荷时，凝汽器可以连续半侧运行。 6.2.8凝汽器运行工况优良的情况下，端差会低于2.8℃。但 HEI表面式凝汽器热力学特性数学模型是建立在终端差大于 2.8℃的边界条件下，终端差低于2.8℃不能得到确定的热力 性能

HEI表面式凝汽器热力学特性数学模型是建立在终端差大于 2.8℃的边界条件下，终端差低于2.8℃不能得到确定的热力 性能

6.2.10表中冷却水流速的规定依据现行行业标准《汽轮机凝汽

6.2.11凝汽器管子清洁系数各国标准取值有所差异，HEI标准 推荐取值0.85，JIS标准推荐取值0.8。清洁系数取大值时，凝汽 器换热面积较小，清洁系数取小值时，凝汽器面积较大。较大的凝 汽器面积对应较低的背压和较高的效率，有利于节能降耗；较小的 凝汽器面积对应较高的背压和较低的效率，有利于降低成本。具 体需根据工程实际情况确定

照有效水量计算，有效贮水量按设计蒸汽负荷条件下3min内 凝汽器产生的所有凝结水量

3.2凝汽器水室的防腐处理需根据循环水水质条件确定，常用 为防腐处理方式有衬胶、涂刷防腐沥青等

6.4.1对于直流循环冷却系统，凝汽器水室可能会出现局部负 压，根据循环水瞬态计算可确定负压点位置，负压通常会出现在凝 汽器后水室（个别情况下出现在前水室），根据负压点的位置来确 定虹吸破坏阀设置位置，虹吸破坏阀通常为气动阀。 6.4.2根据HEI的规定，排气装置既可装设在凝汽器壳体上，也 可装设在低压缸排汽端，国内的通常做法是装设在低压缸排汽端 HEI规定，排气装置的排放能力按保证凝汽器壳体内压力不超过 10psig 即 0.069MPa(g)

7.1设备主要参数选择

应的蒸汽饱和温度为98.2℃，考虑设备可能出现的温度偏差，为 定管侧设计温度不小于100℃。

7.1.3壳侧设计流量为漏入轴封加热器内所有蒸汽流量，对设置

轴封加热器管侧容量分全容量和部分容量两种。管侧凝结水 的作用就是冷却进入轴封加热器的漏汽，所需凝结水量需根据漏 汽参数和漏汽量计算确定，若所需凝结水用量小于凝结水总量，为 节省造价，轴封加热器管侧一般会设计成部分容量，多余的凝结水走 旁路若所需凝结水用量与凝结水总量相近，则管侧会设计为全容量。

7.2.1轴封加热器管侧设计压力通常为4MPa～6MPa，压力较低， 管壳式热交换器完全可以满足要求。另外，在我国电力工业中大部 分热交换器均采用管壳式热交换器，其设计、制造和运行经验丰富。 因此，本标准推荐轴封加热器采用管壳式热交换器。目前，各容量 机组轴封加热器体积均较小，重量均较轻，推荐采用卧式布置

7.2.7轴封加热器面积裕量和轴封型式、端部偏差、安装偏差以

及运行磨损等因素有关，为保证机组运行安全，各主机厂均设置了 较大的面积裕量。经调研，三大主机厂轴封加热器的面积裕量均 大于30%，

7.2.10轴封加热器给水进、出口管内的介质流速要求参考现行

7.2.10轴封加热器给水进、出口管内的介质流速要求参考现行 行业标准《汽轮机低压给水加热器技术条件》JB/T8184的规 定。轴封加热器一般不设置疏水冷却段，疏水区域内任一点的水 流速限制值参考美国热交换学会HEI标准制定

7.3.2根据设计参数的要求，轴封加热器各主要部件采用的材料 通常为：

1壳体及封头材料：Q245R、Q345R； 2管板材料：Q245R、Q345R、20MnMo、20MnMoNb; 3水室材料：Q245R、Q345R、16MnR; 4换热管材料：06Cr19Ni10。

7.4.1一般情况下，轴封加热器均设置有正常疏水接口，有些工 程轴封加热器还设置有危急疏水接口。

8.1设备主要参数选择

8.1.3设计热负荷以及热力网供、回水温度按照现行行业标准

8.2.5美国HEI标准中规定，不锈钢管道清洁系数推荐选取 0.85～0.9，故规定热网加热器的管侧清洁系数宜取0.85。 8.2.6由于热网加热器换热管随内流速过高会引起较大压降，且 会带来磨损问题，所以对最高流速加以限制。规定最高流速，也可 限制换热管最小管径，HEI标准中，对该类换热设备换热管的最 小外径限制为9.5mm（3/8in）。 8.2.7经调研热网加热器在设计工况下管侧压降一般为 0.04MPa～0.08MPa，壳侧压降一般为0.03MPa～0.04MPa，故 规定在设计工况下加热器管侧压降不大于0.08MPa，加热器壳侧 压降不大于0.04MPa

8.4.3直接采用汽轮机抽汽作为加热汽源的热网加热器，在汽轮 机防进水设计上与汽轮机回热给水加热器具有同等重要性，因此 要求设置危急疏水接口。

9.1设备主要参数选择

9.1.1二级再热器设计压力的取值与现行国家标准《核电厂常规 岛设备汽水分离再热器规范》GB/T34117的规定不同，现行国家 标准《核电厂常规岛设备汽水分离再热器规范》GB/T34117规定 二级再热器设计压力取汽轮机最大连续出力工况下主蒸汽压力的 1.3倍。由于二级加热蒸汽取自主蒸汽，核电厂主蒸汽压力随汽 轮机负荷降低而升高，低负荷时，主蒸汽运行压力可能超过汽轮机 最大连续运行工况下主蒸汽压力的1.3倍。国内海阳和三门等 AP1000项目以及宁德、红沿河等CPR项目二级再热器加热蒸汽 侧设计压力均取主蒸汽管道的设计压力。 9.1.2考虑二级再热器破管之后高温蒸汽会泄漏至一级再热器 和壳侧，故循环蒸汽侧和一级再热器侧设计温度和二级再热器 一致。

最大连续运行工况下主蒸汽压力的1.3倍。国内海阳和三门等 AP1000项目以及宁德、红沿河等CPR项目二级再热器加热蒸汽 侧设计压力均取主蒸汽管道的设计压力。 9.1.2考虑二级再热器破管之后高温蒸汽会泄漏至一级再热器 和壳侧，故循环蒸汽侧和一级再热器侧设计温度和二级再热器 一致。

9.1.2考虑二级再热器破管之后高温蒸汽会泄漏至一级再热 和壳侧，故循环蒸汽侧和一级再热器侧设计温度和二级再热 一致。

《核电厂常规岛设备汽水分离再热器规范》GB/T34117的规定制定。

9.3.6不锈钢化学性能稳定，寿命长，不易发生泄漏，抗腐蚀性能 好，污垢热阻低。再热器换热管热阻主要在管壁外，为增大换热面 积和提高换热效果，因此采用螺旋刻槽管或鳍片管强化传热。

9.3.6不锈钢化学性能稳定，寿命长，不易发生泄漏，抗腐蚀性能

9.4.1GE公司（原ALSTOM)设计的汽水分离再热器采用爆破 膜泄压，其他厂家采用安全阀。先导式安全阀具有精度高、寿命 长、可靠性高的优点，目前核电机组的MSR安全阀大多采用先导 式安全阀。

9.5.5远传装置为数字化电厂做

10.1设备主要参数选择

10.1.1在运核电站蒸汽转换器管侧进口蒸汽压力均为 2.182MPa，设计压力均为2.8MPa；在运核电站蒸汽转换器壳侧 出口蒸汽压力均为1.2MPa，设计压力均为1.5MPa。 10.1.2目前在运核电蒸汽转换器管侧设计温度均采用供汽调节 阀前的主蒸汽设计温度，即316℃；在运核电站蒸汽转换器壳侧的 进水温度为175℃，出口蒸汽温度为188℃，设计温度均为210℃。

10.2.1自前已投运的东方、上海、杭锅三天厂家的产品都选用卧 式结构；且根据核电厂房布置情况，蒸汽转换器一般布置在汽机房 除氧层，若采用立式结构，不但抽芯困难，对检修起吊高度和起吊 设备要求也较高，且会对厂房布置造成较大影响，因此建议采用臣 式结构。

组检修时需要割掉后才能进行，会增加检修周期和成本，因此需要 改为法兰连接，以方便电厂运行检修。对于大口径垫片若采用完 整的法兰垫片，在检修完成后重新安装时，很难将垫片复原，而采 用拼接式法兰垫片就非常方便，因此建议采用拼接式。

10.2.7壳侧设置连续排污口，有助于提高生成蒸汽品质。

10.3.2本条对蒸汽转换器材料选用进行了规定。

10.3.2本条对蒸汽转换器材料选用进行了规定。

1目前在运核电站的蒸汽转换器换热管材料主要采用20G 和SA556GRB2，由于蒸汽转换器管侧和壳侧介质都比较洁净且 无腐蚀性，因此不需采用不锈钢等更好的材质而造成造价大幅 上升。 2目前在运核电站的蒸汽转换器管板材料分别采用了 P355GH与16MnIV。

10.5.1避免蒸汽通过疏水口漏出；根据运行电厂反馈，液位开关 与液位检测装置共用，很容易造成误报 10.5.210.5.5远传装置为数字化电厂做准备工作

10.6.1蒸汽转换器的主要功能是产生满足用户需求的辅助蒸 汽，因此需对壳侧出口蒸汽流量、压力、温度和湿度进行考核

11.1设备主要参数选择

11.1.1～11.1.3用于汽轮机抽汽回热疏水系统中的管壳式疏水 冷却器，考虑阻力和布管情况，管侧介质通常是低加疏水，壳侧是 凝结水。

11.2.2目前板式疏水冷却器主要有板式和板壳式，全焊接板式 换热器适用条件是工作温度≤350℃，工作压力≤3.5MPa（g）。全 焊接板壳式换热器适用条件是工作温度450℃，工作压力≤ 10MPa(g)

焊接板壳式换热器适用条件是工作温度<450℃，工作压力≤ 10MPa(g)。 11.2.6板式疏水冷却器换热端差与管壳式疏水冷却器换热端差 取值一致，在具体工程设计时可适当提高要求。 11.2.7本条中流速为制造厂推荐数值，一般管侧流速小于3m/s， 壳侧进口管流速小于1.5m/s，若实际流速超出上述数值时，加热 器需要设置防冲结构。

12.1设备主要参数选择

12.1.1发电机氢气供气装置减压阀后设有安全阀，用以控制发 电机氢气系统最高工作压力。当氢气系统工作压力高于安全阀整 定压力时，安全阀动作，起到安全保护作用，因此发电机氢气冷却 器氢气侧设计压力不低于发电机氢气系统安全阀整定压力是安 全的。 水侧设计压力不低于0.35MPa是依据现行国家标准《隐极同 步发电技术要求》GB/T7064的规定制定。 为保证发电机的安全运行，防止发电机氢气冷却器冷却水泄 漏至发电机氢气冷却器氢气侧，机组运行时发电机氢气冷却器要 求氢气工作压力高于冷却水工作压力

12.2.4为了防止发电机氢气系统的氢气漏人到大气，在发电机 氢气冷却器与发电机本体框架设置密封垫或者充满密封胶，防止 氢气泄漏，保证发电机的安全运行。

12.2.10发电机氢气冷却器的面积裕量为相对于第12.2.9条设 计换热面积下的裕量。本条文的裕量具体数值参考现行行业标准 《电机用气体冷却器》JB/T2728的规定制定。 12.2.11现行国家标准《隐极同步发电机技术要求》GB/T7064 规定，为了保证发电机出力要求，发电机氢气冷却器的氢气出口温 度需在35℃～46℃之间。发电机氢气冷却器的冷却水为开式水 时，冷却水进水温度按33℃；发电机氢气冷却器的冷却水为闭式 水时，冷却水进水按38℃设计。

12.3.1发电机氢气冷却器换热管材料要求参考了现行行业标准 《电机用气体冷却器第2部分：穿片式气体冷却器技术要求》JB/T 2728.2一2017表1。且为了方便用户对换热管材料的选择，增加 了各种换热管材料氯离子含量的适用范围，各种换热管材料氯离 子含量的适用范围参考了现行行业标准《凝汽器管材选型导则》 DL/T712一2010中第6章相关要求。 12.3.2发电机氢气冷却器管换热管翅片材料要求参考了现行行 业标准《电机用气体冷却器第2部分：穿片式气体冷却器技术要 求》JB/T2728.22017表1。

12.4.1发电机氢气冷却器氢气侧的温度测量接口一般设置在氢 气冷却器本体上，压力测量接口一般设置在发电机本体上。

13.1设备主要参数选择

13.1.1第2款根据现行国家标准《隐极同步发电技术要求》GB/T 7064的规定,取值为0.2MPa。

13.2.8现行行业标准《电机用气体冷却器》JB/T2728规定“汽 轮发电机中的气体冷却器在设计时，应留有不小于20%的换热裕 量，以满足运行需要”；根据现行国家标准《隐极同步发电技术要 求》GB/T7064的规定“冷却器应设计成如其中一个冷却器因故 障停运时，电机至少能带2/3的额定负荷连续运行（或者供需双方 商定的其他比例），此时电机有效部分的温度不超过允许值，且冷 却气体的进风温度可高于设计值”。本条款主要根据以上标准及 调研情况制订。 13.2.9现行行业标准《发电厂凝汽器及辅机冷却器管选材导则》 DL/T712一2010规定黄铜管最高充许流速为2.0m/s～2.2m/s， 白铜管最高允许流速为3.0m/s，不同材料铜管最高允许流速不 司，而对不锈钢管最高允许流速没有规定。HEI标准黄铜管最高 允许流速为2.2m/s，推荐流速为1.7m/s～2.1m/s；白铜管最高 充许流速为3.0m/s，推荐流速为1.8m/s～2.3m/s；不锈钢管最 高允许流速为3.0m/s，推荐流速为1.9m/s2.3m/s。 13.2.10经调研，国内三大电机广目前发电机空气冷却器空气侧 流速通常取为3m/s～5m/s。故规定空气冷却器空气侧流速不宜 大于5m/s。

13.2.8现行行业标准《电机用气体冷却器》JB/T2728规定“汽 轮发电机中的气体冷却器在设计时，应留有不小于20%的换热裕 量，以满足运行需要”；根据现行国家标准《隐极同步发电技术要 求》GB/T7064的规定“冷却器应设计成如其中一个冷却器因故 障停运时，电机至少能带2/3的额定负荷连续运行（或者供需双方 商定的其他比例），此时电机有效部分的温度不超过允许值，且冷 却气体的进风温度可高于设计值”。本条款主要根据以上标准及 调研情况制订

DL/T712一2010规定黄铜管最高允许流速为2.0m/s～2.2m/s， 白铜管最高允许流速为3.0m/s，不同材料铜管最高允许流速不 同，而对不锈钢管最高允许流速没有规定。HEI标准黄铜管最高 允许流速为2.2m/s，推荐流速为1.7m/s～2.1m/s；白铜管最高 允许流速为3.0m/s，推荐流速为1.8m/s～2.3m/s；不锈钢管最 高允许流速为3.0m/s，推荐流速为1.9m/s2.3m/s。 13.2.10经调研，国内三大电机厂目前发电机空气冷却器空气侧 流速通常取为3m/s5m/s。故规定空气冷却器空气侧流速不宜 大于5m/s。

双流程的发电机空气冷却器水侧阻力一般为0.02MPa～ 0.03MPa，对于冷却管长度大于4m或水侧流程数较多的冷却器， 阻力取值将会增大；空气侧阻力根据冷却器结构不同也各不相同， 目前为汽轮发电机配套的空气冷却器，空气侧阻力最大不超过 0.06MPa。 13.2.13参考现行行业标准《电机用气体冷却器》JB/T2728中 的规定提出不同种类冷却水温度的要求。 13.2.14现行行业标准《电机用气体冷却器》JB/T2728规定空 气冷却器按出风温度40℃设计”；现行国家标准《隐极同步发电技 术要求》GB/T7064的规定“冷却介质进水温度33℃时，冷却空气 温度不应超过40℃，超出上述运行条件时，应按现行国家标准《旋 转电机定额和性能》GB755有关条款进行修正”。所以本条款规 定空气冷却器出风温度不宜超过40℃。

气冷却器按出风温度40℃设计”；现行国家标准《隐极同步发电技 术要求》GB/T7064的规定“冷却介质进水温度33℃时，冷却空气 温度不应超过40℃，超出上述运行条件时，应按现行国家标准《旋 转电机定额和性能》GB755有关条款进行修正”。所以本条款规 定空气冷却器出风温度不宜超过40℃。

13.5.3目前国内电机厂所能接受的空气冷却器最高出风温度为 40℃，如采用闭式水出风温度不超过40℃很难实现，需供需双方 协商解决方案。或当冷却水进水温度大于33℃时，需按现行国家 标准《旋转电机定额和性能》GB755的有关条款进行修正，

14.2.3流经水水换热器的介质含沙量或浮游生物较多时选取管 式换热器可以减少堵塞等情况。 14.2.7管壳式水水换热器换热端差与其余换热器换热端差取值 保持一致，在具体工程设计时可适当提高要求。 14.2.8管侧和壳侧流速为制造厂推荐数值，一般管侧流速小于 3m/s，壳侧进口管流速小于1.5m/s，若实际流速超出上述数值 时，加热器需要设置防冲结构。

14.2.3流经水水换热器的介质含沙量或浮游生物较多时选取管

14.3.2本条对板式水水换热器主要零部件材质选择进行了 规定。 4压紧板和中间隔板的材料通常采用Q235B、Q235C、 Q345A或06Cr19Ni10等材料。 5接管和法兰材料通常采用10、20、06Cr19Ni10和 06Cr18Ni11Ti等材料。

14.4.1本标准中的水水换热器虽不属于压力容器，但其停运时， 进出口阀门关闭，可能会因温度变化或被换热器另一侧介质加热 而引起超压，所以有设置安全阀的规定

SN／T 1994.3-2020 进口锅炉及压力容器检验规程 第3部分：燃气采暖热水炉.pdf15.1设备主要参数选择

15.1.1实际选择运行压力时，要注意换热器水侧运行压力需大 于油侧运行压力，在换热管泄漏时保证油不会漏入水侧而污染水 侧系统。水漏人油系统不会造成污染，处理起来比较容易，成本较 低，且现在机组润滑油系统均装设有润滑油净化装置，净化装置除 过滤外，还具有脱水功能，所以水漏入油侧也不存在安全隐患；而 水一旦漏入油侧，水系统被油污染，很难处理且处理成本较高。对 于开式冷却系统，油漏入水侧还存在环保问题

15.2.3油水换热器的换热效果直接影响汽轮发电机组的安全运 行，油水换热器的换热能力应留有适当的裕量，目前国内电广油水 换热器的面积裕量通常要求为10%。水侧水质为除盐水时，换热 器通常采用不锈钢换热管（管壳式换热器）或换热板（板式换热器）： 不易生锈、结垢，管壳式油水换热器水侧清洁系数可取为0.85，板式 油水换热器的水侧污垢系数参考国家标准《蒸汽压缩循环冷水（热 泵）机组第1部分：工业或商业用及类似用途的冷水（热泵）机组》 GB/T18430.1一2007，可取为0.044m²：℃/kW，这也是目前国内 电厂油水换热器通常要求的水侧清洁系数、水侧污垢系数。 15.2.6板式油水换热器的放油接根据需要也有设置在连接管道 上的情况。 15.2.9板式油水换热器有易燃、易爆介质，根据现行行业标准 《板式热交换器》NB/T40074的规定，要求板片厚度不小于 0.5mm。

15.3.2本条对板式油水换热器主要零部件材质选择进行了 规定。 4压紧板和中间隔板的材料通常采用Q235B、Q235C、Q345A 或06Cr19Ni10等材料。 5接管和法兰材料通常采用10、20、06Cr19Ni10和06Cr18Ni11T 等材料。

15.3.2本条对板式油水换热器主要零部件材质选择进行了 规定。 4压紧板和中间隔板的材料通常采用Q235B、Q235C、Q345A 或06Cr19Ni10等材料， 5接管和法兰材料通常采用10、20、06Cr19Ni10和06Cr18Ni11Ti 等材料。

15. 4 测点设置要求

15.4.1、15.4.2板式油水换热器的油侧压力、温度测量接口根据 需要也有设置在连接管道上的情况

中华人民共和国电力行业标准

DB34／T 3048-2017 高速公路乳化沥青厂拌冷再生基层 施工技术指南850mm×1168mm1/323.5印张87千字 2019年9月第1版2019年9月第1次印刷 印数1一3000册 ☆ 统一书号：155182·0547 定价：32.00元