标准规范下载简介
DL／T 2525-2022 汽轮机组双背压双转子互换循环水供热改造技术导则.pdfICS27.100 CCS F 23
中华人民共和国电力行业标
汽轮机组双背压双转子互换
PPR管道施工方案前言 范围 规范性引用文件 术语和定义· 符号 机组改造的条件和性能要求 汽轮机本体、辅机及系统改造 安装、检修..... 机组供热改造后的调试· D 机组供热改造后性能试验 10机组高背压供热性能评价 附录A（资料性）典型循环水供热系统切换方式和步骤 10 附录B（资料性）专用工具及备品备件 11
前言 范围 规范性引用文件 术语和定义· 符号 机组改造的条件和性能要求 汽轮机本体、辅机及系统改造 安装、检修...... 机组供热改造后的调试. 机组供热改造后性能试验 10机组高背压供热性能评价 附录A（资料性）典型循环水供热系统切换方式和步骤 10 附录B（资料性）专用工具及备品备件
本文件按照GB/T1.1一2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定 起草。 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。 本文件由中国电力企业联合会提出。 本文件由中国电力企业联合会归口。 本文件起草单位：华电电力科学研究院有限公司、中国华电集团有限公司山东公司、华电青岛发电 有限公司、华电章丘发电有限公司、山东大学、北京全四维动力科技有限公司、华电国际十里泉发电厂 本文件主要起草人：成濮畏、王学栋、李红利、姜维军、赵玉柱、张钦鹏、李阳、孙奉仲、马莹 吴峥峰、宋昂、王琦、郦汉昆。 本文件为首次发布。 本文件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管理中心（北京市白广路二条 一号，100761)
DL/T2525— 202
本文件规定了汽轮机组双背压双转子互换循环水供热改造项目在可研、设计，汽轮机本体、辅机和 系统改造，以及安装与检修、调试与试验等环节的技术要求。 本文件适用于纯凝、抽凝汽轮机组双背压双转子互换循环水供热改造，对于低压光轴转子排汽供热 改造方式、低压转子拆装末两级叶片循环水供热改造方式、空冷机组通用一根低压转子高背压供热改造 方式的汽轮机组可参照使用。 S
3.2 高背压循环水供热circulatingwaterheatingathighbackpressure 供热期，机组高背压供热工况运行，循环水系统切换至热水管网循环水回路。热网循环水经凝汽器 等换热器加热后达到要求的温度，送至热网为用户供热。 3.3 机组最小供热负荷unitminimumheatingload
下列符号适用于本文件。 Ba：标煤耗煤量，kg/h; Gch：采暖抽汽流量，kg/h; Ght：再热蒸汽流量，kg/h; Gms：主蒸汽流量，kg/h; Grhs：再热器减温水流量，kg/h; Gshs：过热器减温水流量，kg/h; Gw:循环冷却水流量，kg/h; H：蒸汽在低压缸内的实际降，kJ/kg; Ho：蒸汽在低压缸内的理想降，kJ/kg; H：参数修正后的热耗率，kJ/（kW·h）； H:试验热耗率，kJ/（kW·h）； hch：采暖抽汽，kJ/kg; hch：冷再热蒸汽，kJ/kg; hfw：主给水，kJ/kg； hhh：热再热蒸汽，kJ/kg: hms：主蒸汽烯，kJ/kg; hths：再热减温水，kJ/kg; hsh：抽汽疏水，kJ/kg; hshs:过热减温水，kJ/kg; hw1：循环水进水，kJ/kg： hw2：循环水出水，kJ/kg; Pe：发电机功率，kW： Per：参数修正后的电功率，kW； Qc：供热量，kJ/h; Q：凝汽器热负荷，kJ/h; ：热电比： p：低压缸效率； nnd：热电联产总热效率。 机组改造的条件和性能要求
5.2机组供热改造条件
5.2机组供热改造条件
5.2.1机组最小供热负
机组供热改造的热负荷条件宜符合表1的规定
表1机组供热改造的热负荷条件
5.2.2热网循环水流量、回水温度
机组供热改造的热网循环水流量、回水温度限制值宜符合表2的规定。
表2机组热网循环水流量、回水温度限制值
5.3机组供热改造限制
5.3.1 1机组实施双背压双转子互换供热改造，低压缸排汽温度不应高于供热改造制造商要求的长期运行 允许最高温度。 5.3.2在保留低压缸喷水系统基础上，增设排汽导流环喷水装置，排汽温度超过设计报警值时，导流环 喷水装置应开启：排汽温度达到停机报警值时，机组应停机。
5.4机组供热改造后性能要求
5.4.1机组双背压双转子互换供热改造后的出力、低压缸效率、凝汽器出水温度，应由制造商提供。 5.4.2机组冷端设计参数，包括热网循环水流量及回水温度，应由设计单位确定。 5.4.3汽轮机高背压供热工况下运行，性能指标应符合下列要求： a）在额定主汽压力和主汽温度条件下，汽轮机进汽流量应能够达到高背压供热改造前纯凝工况下 的额定进汽量： b）机组改造后汽轮机出力应能够达到高背压供热工况下设计额定出力，并对机组发电负荷进行 考核。
.1.1改造范围宜包括低压转子、低压隔板、分流环、排汽导流环、导流环喷水装置、低压前后 轴器螺栓，供热期低压静叶持环等，通流部件常规改造和检修应符合GB50660、DL/T838的规 1.2通流改造应兼顾两套通流部件的互换性，高背压的低压转子应满足供热运行，并应符合
要求： a）采用焊接钢隔板的机组，每级隔板安装于机组内缸中，应能够独立拆装。此类机组在供热改造 中应新增一套供热期通流部件，不需要更换低压内缸。 b）采用装配式隔板的机组，静叶持环直接安装于低压内缸中，与低压内缸形成一个整体，常规检 修无法拆卸。此类机组实施供热改造，应更换低压内缸，增加静叶持环结构。
中低、低发联轴器靠背轮应采用标准化加工，原机组联轴器螺栓应更换以适应新的螺栓孔径 累栓包括普通螺栓和液压螺栓两种型式
联轴器螺栓包括普通螺栓和液压螺栓两种型式。 6.1.2.2普通螺栓可参照以下使用要求； a）螺栓孔表面粗糙度应达到Ra0.8； b）联轴器与汽轮机转子装配后，径向跳动不应大于0.02mm，配合面跳动不应大于0.02mm。 6.1.2.3液压螺栓可参照以下使用要求： a）螺栓孔直径应大于45mm； b）螺栓孔表面粗糙度应达到Ra0.8； c）联轴器与汽轮机转子装配后，径向跳动不应大于0.02mm，配合面跳动不应大于0.02mm； d）应保证有液压螺栓拆装工具操作空间。
新设计高背压转子应对轴系安全性进行校核，并提供下列数据： a）转子转动惯量； b）轴系扭振固有频率； c）支持轴承比压； d）转子临界转速： e）转子静挠度； f）转子轴系安装标高和扬度。 以上数据中a）～d）项应由汽轮机制造商在可行性研究阶段核算，c）～f）项应由汽轮机制造商在 机组安装前核算并提供。
改造前，应校核凝汽器各部件强度，不符合运行工况要求的部件应改造。凝汽器各部件应符合下列 要求： a）凝汽器冷却管材、管板、水室强度应符合供热期运行工况变化要求； b）凝汽器应有充足吸收热膨胀的能力。
轴封冷却器和冷却水源可采用下列改造方式： a） 采用热网循环水回水冷却轴封加热器： 增大轴封加热器换热面积； c） 引入温度较低的辅机冷却水冷却轴封加热器； d）在轴封加热器进水管前加装外置冷却器。
轴封冷却器和冷却水源可采用下列改造方式： a） 采用热网循环水回水冷却轴封加热器； b） 增大轴封加热器换热面积； c） 引入温度较低的辅机冷却水冷却轴封加热器； d）在轴封加热器进水管前加装外置冷却器。
6.2.3给水泵汽轮机
DL/T2525—2022
给水泵汽轮机可采用下列改造方式： a） 增设给水泵汽轮机凝汽器： b） 将排汽引至邻机凝汽器： c） 根据供热期和非供热期运行要求， 给水泵汽轮机实施高背压改造并优化汽源。
6.3.1热网循环水系统
6.3.2辅机冷却水系统
7.2安装过程中，转子扬度、标高、联轴器中心及汽封间隙应按制造商标准执行。 7.3安装过程中，确认并记录最小轴向动静间隙，应符合差胀变化要求。 7.4安装过程中，应检查确认轴径和轴瓦尺寸，检查钨金情况，必要时应采用着色探伤检测，并应测量 校核轴瓦两侧和顶部间隙。应校核顶轴油囊深度，并应检查与轴径接触情况。 7.5实施供热改造时，应对低压外缸、凝汽器敷设保温层。 7.6首次供热结束后，应重点检查高背压供热工况运行的低压转子、隔板或隔板套等部件。 7.7 实施轴承喷油冷却装置改造的机组，供热结束后，应对轴承、油喷嘴等全面检查。 7.8供热结束后，应对非工作状态下的管道、水泵、阀门等采用满水或化学工艺保护，热网循环水过滤 装置、凝汽器、加热器等设备应进行清理。
7.9供热结束后，应全面检查凝汽器管板、壳体、支撑，以及系统中的膨胀节，凝汽器汽侧及真空系统 应注水查漏。 7.10非工作状态的低压转子应至少每半月进行一次180°盘转，同时应保护好转子。 7.11安装检修专用工具和备品备件可参照附录B。
7.9供热结束后，应全面检查凝汽器管板、壳体、支撑，以及系统中的膨胀节，凝汽器汽侧及真空系统 应注水查漏。 7.10非工作状态的低压转子应至少每半月进行一次180°盘转，同时应保护好转子。 7.11安 安装检修专用工具和备品备件可参照附录B。
8.1.1机组供热改造后首次启动，应编制调试大纲，内容应包括低压缸启动中运行参数控制、振动测试、 汽缸膨胀监测、凝汽器运行安全及供热性能调试、给水泵汽轮机调试等。调试质量要求应符合GB/T11348.2、 DL/T863、DL/T5437的规定。
a）凝汽器及循环水供热系统； b） 给水泵汽轮机系统； c） 凝结水精处理系统： d） 轴封加热器及辅机冷却水系统； e）汽轮发电机组轴系振动监测。
a） 凝汽器及循环水供热系统； b） 给水泵汽轮机系统； c） 凝结水精处理系统： d） 轴封加热器及辅机冷却水系统； e）汽轮发电机组轴系振动监测。
整套启动调试应具备下列条件： a） 汽轮发电机组满足通用启动条件； 供热首站及凝汽器水侧已投入运行： c）外部热网已投入运行。
8.2.2空负荷及低负荷调试
汽轮机冲转参数、试验项目及要求应与改造前相同，在启动和调试过程中，凝汽器及汽轮机 府合制造商要求。
8.2.3高背压非抽汽工况调试
按运行规程规定增加负荷，应控制低压缸排汽温度不大于制造商限定值，否则，应投入低压 合理调整供热负荷、电负荷和汽轮机背压
8.2.4高背压带抽汽工况调试
利用汽轮机抽汽对热网循环水进行二次加热的机组，高背压带抽汽工况调试应按下列步骤技 a） 按常规操作步骤投入热网加热器； b）合理调整供热负荷、电负荷、抽汽量和汽轮机背压，控制热网供水温度
8.3.1汽轮机本体控制
汽轮机本体应包括以下控制参数：
汽轮机本体应包括以下控制参数
a） 机组高背压供热工况启动和正常运行期间T／CSUS 04-2019 城市旧居住区综合改造技术标准(中国城市科学研究会标准).pdf，应监视汽轮机轴系振动、差胀、缸胀、轴向位移、 金属温度、回油温度等参数符合制造商规定： b） 机组高背压供热工况启动和正常运行期间，应重点监视中压缸、低压缸排汽压力、温度等参数 符合制造商提供的限制曲线及限制参数要求。
8.3.2给水泵汽轮机控制参数
给水泵汽轮机应包括以下控制参数： a）给水泵汽轮机排汽到自带凝汽器或邻机凝汽器，应按机组原运行规程控制参数； b） 给水泵汽轮机进行高背压供热改造，排汽至本机凝汽器，应按照制造商提供的给水泵汽轮机参 数要求进行控制。
机组高背压供热工况性能试验的试验方法应与常规试验一致，并应符合GB/T8117.1、1 规定，试验数据处理和试验结果计算应符合GB/T8117.1、DL/T1078、DL/T904的规定
试验测点布置应按GB/T8117.1、DL/T1078执行。
9.3.1汽轮机、锅炉、发电机主辅设备应保持稳定运行。 9.3.2热网首站及热网循环水系统应保持稳定运行。 9.3.3汽轮机运行参数应调整到设计值并保持稳定，平均值偏差及波动值不应超过试验规程限定的 范围。 9.3.4试验热力系统应按设计热平衡图规定的热力系统运行并保持稳定；机组汽水系统应符合单元制运 行要求；回热系统应与设计一致，各段抽汽应正常投入，各加热器疏水方式应与设计热平衡图一致。 9.3.5试验期间应停止补水。采暖抽汽工况，应调整热网首站返回机组的疏水流量与采暖抽汽量一致且 稳定，如需补水，应补至凝汽器，并保持补水流量稳定。
9.3.1汽轮机、锅炉、发电机主辅设备应保持稳定运行。 9.3.2热网首站及热网循环水系统应保持稳定运行。 9.3.3汽轮机运行参数应调整到设计值并保持稳定，平均值偏差及波动值不应超过试验规程限定的 范围。 9.3.4试验热力系统应按设计热平衡图规定的热力系统运行并保持稳定；机组汽水系统应符合单元制运 行要求；回热系统应与设计一致，各段抽汽应正常投入，各加热器疏水方式应与设计热平衡图一致。 9.3.5试验期间应停止补水。采暖抽汽工况，应调整热网首站返回机组的疏水流量与采暖抽汽量一致且 稳定，如需补水，应补至凝汽器，并保持补水流量稳定。
机组供热改造后，应按照改造技术协议规定的工况进行试验，具备条件时可进行设计供热工况 共热能力工况试验
JJG(交通) 165-2020 侧扫声呐 检定规程.pdf9.5.1凝汽器热负荷