GB T 5578-2007 固定式发电用汽轮机规范.pdf

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1、ICS 27040K 54 圆目中华人民共和国国家标准GBT 5578-2007代替GB 5578-1985固定式发电用汽轮机规范Fixed power plant turbine specifications(IEC 600451：1991，Steam turbinePart 1：Specifications，MOD)2007-12-03发布 2008-05-0 1实施宰瞀鹛紫瓣譬糌瞥星发布中国国家标准化管理委员会厘111目 次前言1范围2规范性引用文件3术语和定义4保证值5调节6运行和检修7部件8基础和建筑物9给水泵的驱动10汽轮机辅助系统11仪表12保护系统13振动14噪声15试验16交

2、货和安装17需方应提供的设计资料18供方应提供的设计资料19汽轮机给水回热附录A(规范性附录) 电子调节器附录B(资料性附录) 本标准与IEC 600451：1991的技术性差异及其原因GBT 5578-2007，8加地”坞M坫掩加加船船孙罢S刖 昌GBT 5578-2007本标准为修改采用IEC 600451：1991汽轮机第1部分：规范(英文版)。在采用IEC 600451：1991时，根据我国国情、并参考JIS B8101：2003汽轮机通用规范，本标准作了一定的修改。有关的技术性差异已编人正文中并在涉及条款的页边空白处用垂直单线标识。在附录B中给出了这些技术性差异及其原因的一览表以供参

3、考。为便于使用，对于采用IEC 600451：1991，本标准还作了下列的编辑性修改：a)将标准名称“汽轮机第1部分：规范”改为“固定式发电用汽轮机规范”。b)将第1章的“范围和主题”改为“范围”，并修改了表述方式。c)对原来无序号的条款增加序号，例如“31汽轮机型式”中的名词术语“过热蒸汽汽轮机”改为“311过热蒸汽汽轮机”。d)若干条款的表述方法参考了JIS B8101：2003，该标准为修改采用IEC 60045一l：1991，例如“391基本负荷运行”、“392两班制运行”等。本标准代替GB 5578 1985(固定式发电用汽轮机条件。本标准与GB 5578-1985相比主要差别如下：

4、a) 本标准的名称改为“固定式发电用汽轮机规范”。b) 本标准是修改采用IEC 600451991，原GB 5578 1985是非等效采用IEC 600451：1970。而IEC 600451991与前版本IEC 600451：1970差别非常大，二者是无法相比的。c)修订后的本标准比原GB 5578 1985内容更全面，要求更严格，条文叙述更严谨，概念更清楚，操作性较强。本标准的附录A为规范性附录，附录B为资料性附录。本标准由中国电器工业协会提出。本标准由全国汽轮机标准化技术委员会(sAcTc 172)归口。本标准主要由上海发电设备成套设计研究院、西安热工研究院有限公司负责起草。本标准主要起

5、草单位：东方汽轮机厂、哈尔滨汽轮机厂有限责任公司、北京北重汽轮电机有限责任公司、上海汽轮机有限公司。本标准参加起草单位：武汉汽轮电机股份有限公司、南京汽轮电机(集团)有限责任公司、杭州汽轮机股份有限公司、青岛捷能汽轮机股份有限公司、洛阳发电设备厂。本标准所代替标准的历次版本发布情况为：GB 5578 1985固定式发电用汽轮机规范GBT 5578-20071范围本标准主要规定了大功率固定式发电用汽轮机设备的术语定义、保证值、调节、运行和检修、部件等的要求，其他型式的汽轮机和小功率汽轮机可参照执行。本标准适用于驱动发电机的固定式发电用汽轮机。有些条款也适用于其他用途的汽轮机。2规范性引用文件下列

6、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。GBT 1134811999旋转机械转轴径向振动的测量和评定第1部分：总则(idt ISO 7919-1：1996)GBT 1134821997旋转机械转轴径向振动的测量和评定第z部分：陆地安装的大型汽轮发电机组(eqv ISO 79192：1996)ISO 2372：1974转速从10 rs到200 rs的机器的机械振动规定评价标准的基础IEC

7、60651：1979声级计IEC 609531：1990汽轮机热力性能验收试验规程第1部分：方法A大型凝汽式汽轮机高准确度试验IEC 609532：1990汽轮机热力性能验收试验规程第2部分：方法B各种类型和功率汽轮机宽准确度试验ASME PTC6：1996汽轮机性能验收试验规程3术语和定义下列术语和定义仅适用于本标准。31汽轮机型式311过热蒸汽汽轮机superheat turbine新蒸汽有显著过热度的汽轮机。312湿蒸汽汽轮机wet-steam turbine新蒸汽为饱和或接近饱和参数的汽轮机(也称饱和蒸汽汽轮机)。313再热式汽轮机reheat turbine蒸汽从汽轮机膨胀过程中抽出

8、，再加热(一次或多次)后重新返回的汽轮机。314非再热式汽轮机non-reheat turbine无蒸汽再热的汽轮机。315混压式汽轮机mixed-pressure turbine压力不同的蒸汽进入同一汽轮机作功的汽轮机。1GnT 5578-2007316背压式汽轮机back-pressure turbine不带凝汽器的汽轮机。排汽用于供热用户，其压力根据热用户要求来确定，一般高于大气压力。31。7凝汽式汽轮机condensing turbine排汽直接进入凝汽器的汽轮机，其排汽压力一般低于大气压力。318回热式汽轮机regenerative turbine部分蒸汽从汽轮机膨胀过程中抽出，再加

9、热给水的汽轮机。319抽汽式汽轮机extraction turbine部分蒸汽从汽轮机膨胀过程中抽出，供给热用户的汽轮机。如果汽轮机具有调节抽汽压力的手段，则称为调整抽汽式汽轮机。3110联合循环combined cycle由锅炉、汽轮机和燃气轮机构成，利用燃气轮机的排出热量作为蒸汽循环热源的循环。3111单轴联合循环single-line combined-cycle由汽轮机和燃气轮机驱动同一发电机的联合循环。因无法区分汽轮机和燃气轮机各自的输出功率，所以本标准的功率和热耗率的定义不再适用。3，2新蒸汽进汽方式321全周进汽full-arc admission由所有调节阀均匀向第一级进汽环区

10、供汽。322部分进汽partial-arc admission第一级进汽环区分为若干隔开的进汽弧段，通常蒸汽通过各自的调节阀分剔流向各个弧段；调节阀按顺序全部或部分开启。33参数331终端参数terminal conditions汽轮机或汽轮发电机的终端参数是指合同所列的汽轮机或汽轮发电机与外部设备相接的终端点上所规定参数。这些参数通常包括：新蒸汽和再热蒸汽参数；冷端再热蒸汽压力；最终给水温度；排汽压力；输出功率；转速；抽汽要求。332规定或额定的终端参数specified or rated terminal conditions合同上标明和或保证的规定输出功率、热耗率所对应的终端参数。由于有

11、些核电蒸汽发生器的供2GBT 5578-2007汽压力随负荷降低而升高，汽轮机设计时应考虑到该情况。333蒸汽参数steam conditions通常为(静)压力和温度或干度(或品质)。蒸汽压力宜采用绝对压力，而不采用表压。334新蒸汽参数initial steam conditions主汽阀进口处的蒸汽参数。335最高蒸汽参数maximum steam conditions要求汽轮机连续运行的最高蒸汽参数。336注汽参数induction steam conditions附加注人汽轮机的蒸汽参数，其压力低于新蒸汽压力。337双蒸汽参数dual steam conditions适用于混压式汽轮

12、机的新蒸汽和注入蒸汽参数的组合蒸汽参数。338再热蒸汽参数reheat steam conditions再热汽阀进口处的蒸汽参数(也称热端再热蒸汽参数)。339冷端再热蒸汽参数cold reheat steam conditions再热器前，汽轮机出口处的蒸汽参数。3310抽汽参数extraction steam conditions汽轮机抽汽口处的蒸汽参数。3311排汽参数exhaust conditions汽轮机排汽口处的蒸汽参数。34转速341额定转速rated speed汽轮机在额定功率下运行时的规定转速。342最高连续转速maximum continuous speed汽轮机连续运行

13、转速的上限值。343超速跳闸整定值overspeed trip setting超速保护装置设定的动作转速。344瞬时升速值temporary speed rise在调速系统控制下，汽轮机甩负荷后其转速的瞬时升高值。如果在额定转速下甩去额定功率，则为额定瞬时升速值。GBT 5578-200734。5最高瞬时转速maximum transient speed在调速系统控制下，发电机从电网解列(辅助供电系统预先脱开)引起甩去最大负荷后的机组最高转速。346稳定升速值permanent speed rise在调节装置正常控制下，汽轮机甩负荷后其转速的最终稳态升速值。347最高升速值maximum sp

14、eed rise在调节系统故障和超速跳闸动作下，汽轮机甩负荷后其转速瞬时达到的最高值。如果在额定转速下甩去额定功率，则为额定最高升速值。35功率注：此处的所有功率或输出功率均对汽轮机在额定终端参数下运行而言(除非另有规定)。351功率power汽轮机或其被驱动机械的功率。其定义宜说明测量位置和任何应扣除的损失或辅机功率(也称作输出功率或负荷)。352联轴器端的净功率net power at coupling汽轮机联轴器端的净功率，如果汽轮机的辅机被分开驱动，则应扣除辅机所耗功率。353发电机输出功率generator output扣除任何外部励磁功率后的发电机端子处功率。354额定功率rate

15、d power在额定的新蒸汽参数、再热蒸汽参数以及规定的背压、补给水率的条件下，不超过规定寿命时，发电机端子处的保证连续功率。该功率一般为铭牌功率。注：此处背压应考虑冷却介质在全年最高温度下的冷端参数优化。355最大连续功率maximum continuous rating(MCR)在额定的新蒸汽参数、额定的再热蒸汽参数、规定的背压以及补给水率为零的条件下，不超过规定寿命时，发电机端子处的保证连续功率。该功率一般大于铭牌功率。调节阀不必全部开足。注：此处背压应考虑冷却介质的全年平均温度。356最大功率maximum capability在规定的终端参数下，调节阀全开时汽轮机能发出的功率，也称阀

16、门全开功率(VWO功率)。357最大超负荷功率maximum overload capability在规定的超负荷终端参数(例如：最终的给水加热器被旁路或提高新蒸汽压力)下，调节阀全开时汽轮机能发出的最大功率。358最经济功率most economical continuous rating(ECR)在规定的终端参数下，能达到最低热耗率或汽耗率时的功率。4GBT 5578-2007359净电功率net electrical power发电机端子处功率扣除辅机功率后的电功率。3510辅机功率electrical auxiliary power非汽轮机驱动的汽轮机和发电机的辅机所耗功率。该功率通常

17、包括用于调节、润滑、发电机冷却和密封的所有功率，也可包括附加的辅机(例如，电动机驱动的锅炉给水泵)所耗功率。供需双方宜商定需包括的附加辅机。36蒸汽流量与汽耗率361新蒸汽流量initial steam flow rate在新蒸汽参数下，进入汽轮机主汽阀的蒸汽流量。该蒸汽包括供应阀杆、汽封或平衡活塞的所有蒸汽，也应包括供应辅机(例如，锅炉给水泵汽轮机、汽汽再热器、射汽抽气器等)的所有蒸汽。362汽耗率steam rate新蒸汽流量与输出功率之比。37热耗率371热耗率heat rate单位时间内，外界向循环输入的热量与输出功率之比。372保证热耗率guarantee heat rate合同中供

18、方向需方保证的热耗率。用于定义热耗率的计算公式应列入合同。373未修正的试验热耗率uncorrected tested heat rate用试验结果代人合同所列公式所得的热耗率。374全修正的热耗率fully-corrected heat rate在终端参数符合规定值，且供方责任范围之外的所有辅机做到完全按其保证值要求的情况下，试验达到的热耗率。38效率381热效率thermal efficiency输出功率与单位时间内向热力循环输人的热量之比，为热耗率的倒数。如果要保证该值，则热效率的定义应列人合同中。39运行方式391基本负荷运行base-load operation以额定功率或接近该功率

19、长期运行的方式。392两班制运行two-shift operation每天(24 h)中约有16 h以额定功率或接近该功率运行，其余时间停用的运行方式。5GBT 5578-2007393一班制运行one-shift operation每天(24 h)中约有8 h以额定功率或接近该功率运行，其余时间停用的运行方式。394周期性负荷运行load cycling机组按一定规律以高负荷、低负荷交替的运行方式。395尖峰负荷运行peak-load operation根据尖峰电力的要求，短时间(一般1 h3 h)以高负荷运行，其余时间停用的运行方式。310变负荷方式3101定压运行 constant-pr

20、essure operation运行时新蒸汽压力保持恒定，用改变调节阀开度来改变负荷的运行方式。3102滑压运行sliding-pressure operation运行时调节阀开度不变或基本不变，用改变新蒸汽压力来改变负荷的运行方式。3103复合滑压运行modified sliding-pressure operation在某个负荷段采用定压运行，而在其他负荷范围内采用滑压运行的运行方式。3104节流调节throttle governing所有调节阀同步或接近同步动作，这是定压运行中全周进汽汽轮机常用的调节方式。3105喷嘴调节nozzle governing调节阀依次动作，这是定压运行中部分

21、进汽汽轮机常用的调节方式。311运行寿命3111役龄calendar age从第一次并网算起，机组经历的总的寿命，以月或年表示。3112运行小时running hours机组带负荷的小时数。312控制与保护3121调节系统 governing system将控制信号按一特定方式转换成阀门位置的装置和机构的总和。它们包括调速器、转速控制机构、同步器(转速变换器)、加减负荷系统和蒸汽阀门的操纵装置。3122汽轮发电机组的保护系统turbine-generator protection system为保护汽轮发电机组，使其免遭本身或电网故障而造成机组损害所设置的综合系统。3123稳态工况steady

22、-state condition转速和负荷的平均值在有限的随机偏差内保持恒定的工况。6GBT 5578-20073124稳定运行stable operation如果某个系统经过转速或负荷的扰动后达到了稳态工况，则称该系统是稳定的。3125转速不等率steady-state regulation(speed governing droop)当机组孤立运行，在设定转速值不变，且假设迟缓率为零的前提下，负荷从零到额定值之间变化时以额定转速的百分率表示的稳态转速变化量，也称总不等率。3126局部转速不等率steady-state incremental speed regulation(increme

23、ntal speed droop)局部转速不等率最()以下式求得：r抗一K。塑100n0式中：K。负荷一转速特性曲线的任意功率点上斜率，skw；L。额定功率，kW；n。额定转速，S一。3127调节系统迟缓率dead band of the speed governing system不会引起调节阀位置改变的稳态转速变化的总量，以其与额定转速的百分率来表示。节系统敏感度的一种衡量，也称为死区。3128负荷最大偏差或非线性度maximum load inaccuracy or non-linearity在控制装置规定的环境(如温度、湿度)和动力源(如电压、油压)条件下运行时，负荷相应于总不等率的直

24、线之间最大的负荷偏差，以其与额定负荷的百分率来表示。3129调节器的环境稳定性governor environmental stability迟缓率是调转速曲线与除负荷设定点和转速的原因外，任一独立变量的给定的变化所引起的负荷的变化量，以其与额定负荷的百分率来表示。这些独立变量为经历的时间、温度、振动、大气压、调节器电源的电压和频率。31210短期稳定性short-term stability在规定的环境条件下，对于所设定的负荷和转速，任何30 min间隔内该负荷的变化量，以其与额定负荷的百分率来表示。31211长期稳定性long-term stability在负荷设定值和转速不变的情况下，相

25、隔12个月的两次30 min间隔内平均负荷的变化量，以其与额定负荷的百分率来表示。在这两次试验期中环境条件宜在要求范围内，但可不必严格一致。4保证值41总则合同中可规定几项保证值，例如热效率、热耗率或汽耗率、输出功率或辅机功率。也可对调节系统的功能、振动和噪声级等特性提出保证值。所有保证及条款均应陈述和表达清晰完整，相应的计算式应列入合同。7GBT 5578-200742汽轮机的热效率或热耗率或汽耗率421应在验收试验按相应标准并包括商定修正方法的前提下给出热耗率或汽耗率的保证值。合同应规定验收试验按IEC 609531或IEC 609532或ASME PTC6进行。按合同可对一个规定负荷或多

26、个负荷的加权值来确定汽轮机的热效率或热耗率或汽耗率。422如果汽轮机供方的合同内不包括给水加热器，则需方宜在规范中提供附有足够数据的给水加热系统图，以便列出整个机组的热耗率保证值的计算公式。否则汽轮机供方应在其标书中说明计算热耗率时采用的给水加热器数量和配置、给水加热器的终端差和汽轮机与各加热器之间的压降。423对于湿蒸汽汽轮机，如果汽水分离器或再热器或二者均未包括在汽轮机合同内，则应采取422的类似作法，424如果给水加热器包括在合同中，则也应符合第19章的要求。425不属于汽轮机供方供应范围的装置，例如加热器、阀门、管道或泵，如果其性能与保证值所依据的条件不同，则汽轮机供方应调整其合同阶段

27、中的保证值，或对热力性能试验结果按商定办法进行修正。43输出功率或蒸汽流量汽轮机应考核合同规定的终端参数下额定输出功率或其额定蒸汽流量。该考核试验应按IEC 609531或IEC 609532或ASME PTC6进行。44辅机功率如果给出连续运行的辅机所耗功率的保证值，则应商定这些辅机的清单。其每项的所耗功率应在汽轮机规定输出功率和规定终端参数下测得，或由供需双方商定的参数下测得。45蒸汽表保证值和计算试验结果所使用的蒸汽表应由供需双方商定，采用国际水和水蒸汽性质协会1997年发布的最新版求水蒸汽和水特性值的表(IAPWS-IF97)，或采用1967年发布的国际蒸汽简表(IFC-67)第7版，

28、并列人合同中。46允差热效率、热耗率或汽耗率的保证值在验收时的允差不属于本标准的范围。必要时该允差由供需双方商定。4。7老化机组第一次并网以后，随时间推移而需对试验热耗率、汽耗率或热效率考虑其老化的影响，其任何的修正量由供需双方商定，并符合相应的验收标准。5调节51调节系统511 汽轮机的调节系统应能控制机组从静止开始上升的转速。控制可用手动或其他方法。512对驱动发电机的汽轮机，其调节系统还应能控制：a)当发电机孤立运行时，从空负荷到满负荷之间(包括两者)所有负荷下的转速保持稳定；b)当发电机与其他发电机并列运行时，把能量稳定地输入电网(见611)。513调节器及其系统的设计不应在任何部件故

29、障时妨碍汽轮机安全停机。514如果采用电一液式调节系统，则电气部分还应符合附录A规定的要求。515调节器和蒸汽阀门操纵机构应能做到，在额定工况或631规定的异常工况下，即使瞬时甩去直至能达到的最大负荷的任何负荷，都不应引起足以导致汽轮机跳闸的瞬时超速。52转速和负荷调整除非合同中另有规定，当空负荷运行时，汽轮机转速应能按下列范围进行调整：当驱动发电机时，至少能在额定转速上、下5范围以内；8GBT 557812007当驱动其他机械时，在商定范围以内。在额定转速下，转速和负荷调整装置把设定点由空负荷调到满负荷所需的最短时间通常不应超过50 s，但也可由供需双方商定。应提供调整设定点的手段。53调节

30、器特性机械式和电一液式调节系统要求的转速不等率和迟缓率特性如表1。给出的数值供参考，对小功率汽轮机和额定功率超过电网容量5的发电用汽轮机，应作特殊考虑。54阀门试验对小功率汽轮机和仅有单个主汽阀或调节阀或只靠单个执行机构操纵多个调节阀的汽轮机，应提供主汽阀和调节阀在不妨碍汽轮机运行情况下能做局部动作的手段(或采用调整阀位来人为改变负荷)，以检查阀门能否自由活动。对其他型式的汽轮机，控制装置应具有按75规定的任何阀门在带负荷条件下进行依次全闭试验的手段。供方应阐明阀门开闭试验时功率的限制范围。表1调节器的不等率和迟缓率特性调节器型式 机械式 电液式汽轮机额定功率MW 150 150总不等率 35

31、局部不等率“a)(o09)额定功率范围 最大值不限制 a)38b)(o91o)额定功率范围 最小值=04X总不等率 b)12在(o91o)额定功率范围 15 10平均局部不等率迟缓率(额定转速的) 040 O20 O10 O15 O10 0068对采用部分进汽喷嘴调节的汽轮机而言，用最后一组以外任何喷嘴组的调节阀控制在90100负荷范围内的平均不等率不应超出总不等率的3倍。55超速保护装置(危急保安装置)551除调速器之外，汽轮机和发电机还应有独立动作操纵机组跳闸的超速保护装置，以防止过度超速。超速保护装置通常应在超过额定转速10的转速动作，其允差为额定转速的上、下1(即超过额定转速的动作转速

32、不应大于额定转速的1l或低于9)。在特殊情况(例如，为了符合515的要求)并经商定，可能需要取正常跳闸整定值超过10(保持选定值上、下1的允差)。总之，万一发生突然甩负荷而调速器故障的情况下，超速保护装置应在足够低的转速下动作，以限制最高超速在安全值内，即防止汽轮机或被驱动机械的任何部件有任何损坏，或防止甩负荷后仍与发电机保持连接的电动机及被驱动机械有任何损坏。供方应在运行说明书上列入超速跳闸整定值。552对小功率汽轮机，至少应供应一套独立于调节器的超速保护系统，当其动作时应关闭主汽阀和调节阀。553对大功率汽轮机，至少应供应两套独立于调节器、完全分开作用的超速保护装置；任何一套动作时都应能关

33、闭所有主汽阑和调节阀。当机组在额定转速运行时，应能在防止超速的另一套装置保护下，进行每套超速保护装置功能正确9GBT 5578-2007性的验证试验，而不改变主汽阀的位置。为此应有相应的安全措施，以便当一套超速保护装置正在做功能正确性试验时，即使有要求也不可能把另一套锁住或阻止其动作。554对小功率汽轮机，超速保护系统应能在不停机时复位。555对大功率汽轮机，在汽轮机转速下降到不低于额定转速时，超速保护装置就应能复位。6运行和检修61正常运行611正常运行时，汽轮机特性应能使汽轮机及被驱动机械与任何已运行的一些机组并列运行，且无论单机或作为整体均无异常特性。612过热蒸汽汽轮机的起动可按汽轮机

34、起动时的热状态分类。典型的分类准则是按不同部件(如高压内缸)金属已冷却到的温度；但通常也按上次运行后的停机时间长短来分类。下面给出典型的相关特点，并可作为参考。典型的起动分类：a) 冷态起动：停机超过72 h(金属温度已下降至约为其满负荷温度的40以下，单位)；b)温态起动：停机在10 h72 h之间(金属温度约为其满负荷温度的4080之间，单位)；c) 热态起动：停机不到10 h(金属温度约为其满负荷温度的80以上，单位)；d)极热态起动：机组跳闸后I h以内(金属温度仍保持或接近其满负荷温度，单位)。613需方应规定下列条件，供汽轮机设计之用：a)上述各种分类的起动次数；注：如需方未提出这

35、方面的要求，则供方应阐明该汽轮机设计时考虑的各种起动的次数，主要要求作两班制运行的汽轮机典型计划安排可包括：100次冷态起动；700次温态起动；3 ooo次热态起动。b)大负荷变动的次数；c)考虑到电厂其他设备(如蒸汽发生器)的任何限制后，各类大负荷变动要求的负荷变化率。注：允许的负荷变化率和负荷变动的大小与蒸汽发生器的特性(见614)和每次负荷变化期间汽轮机的运行方式(即：节流调节或喷嘴调节)以及汽轮机的具体结构有关。在负荷变化期间，汽轮机内部蒸汽温度的剧变与所有上述因素有关，这可能导致某些部件出现过高的热应力从而极大地降低其寿命。除已限定的大负荷变动外，与稳定工况相比仅有较小的负荷变化(即

36、：负荷增量小于10的额定负荷)是可接受的，而无需计数。614需方应如实提供蒸汽发生器的特性，包括在所有预计的起动方式、负荷变动和停机方式下，压力和新蒸汽温度及再燕蒸汽温度随蒸汽流量的变化。615需方应规定是否采用汽轮机旁路系统，如果采用的话，则应明确其容量、蒸汽参数和流量，以及应由谁供应。616需方还应规定可用辅助汽源的蒸汽参数。62额定参数变化的极限值汽轮机应能承受额定参数在下述极限值内变化。621新蒸汽压力在任何12个月的运行期中，汽轮机进口处的平均新蒸汽压力不应超过额定压力，在保持此平均值的前提下，新蒸汽压力不应超过额定压力的105。偶然出现不超过120额定压力的波动也是许可的，不过这种

37、波动在任何12个月的运行期中累计不得超过12 h(此外请看62末的注)。注：见33中额定蒸汽参数的定义。提高新蒸汽压力通常会使汽轮机发出的功率超过其正常的额定值，除非通过控制系统的作用限制1 0GBT 5578-2DD7了蒸汽流量。发电机和相关的电器设备可能不能承受这种附加输出功率，且也可能使汽轮机产生过高的应力，需方因此应提供负荷响应的保护手段来限制汽轮机在上述情况下的输出功率。需方还应提供手段，以保证再热器前汽轮机高压缸的排汽压力不会超过汽轮机在额定输出功率下运行时该处规定压力的125。622新蒸汽温度和有再热时的再热蒸汽温度额定蒸汽温度不大于566*(2时，其允许偏差如下一段所述。额定蒸

38、汽温度超过566X时，允许偏差由供需双方商定。在任何12个月的运行期中，汽轮机任一进口处的平均温度不应超过其额定温度。在保持此平均值的前提下，温度通常不应超过额定温度8。如果在异常情况下超过额定温度8，则温度的瞬时值可在超过额定温度814之间变化，但在此两极限值之间的总运行小时在任何12个月的运行期中不超过400 h。在超过额定温度1428极限值之间作不超过15 rain的短暂波动运行也是许可的，但在此两极限值之间的总运行小时在任何12个月的运行期中不超过80 h。温度绝不应超过额定温度28(见62末的注)。如果通过两根或更多根平行管道向汽轮机任一端点供汽，则其中任何一根管子的蒸汽温度与另外任

39、何一根的温差不宜超过17(2；只要波动时间在任一4 h期间不超过15 rain，其温差不超过28应是许可的，但最热的一根管道的蒸汽温度不应超过上一段中给出的极限值。6，2，3背压式汽轮机的排汽压力在任何12个月的运行期中，平均排汽压力不应超过规定排汽压力。在保持此平均值的前提下，排汽绝对压力应在额定压力的80110之间。624凝汽式汽轮机的排汽压力对规定的冷却水温度或流量的范围或在规定的排汽压力范围所发生的任何排汽状态变化，汽轮机都应能运行。如有限制，供方应说明。625转速除非另有协议，汽轮机应能在98101的额定转速下运行而不限制输出功率和持续时间。除非另有协议，不允许在与额定值有更大偏差的

40、转速下运行。注：621和622中对新蒸汽压力和新蒸汽温度的偏差所规定的限制值适用于燃烧化石燃料的锅炉或其他高温热源供汽的汽轮机。对进汽为饱和或接近饱和参数的汽轮机，例如由核反应堆供汽，新蒸汽参数的限制值应由需方、反应堆供方和汽轮机供方共同商定。63异常运行631 如果需要在以下任何一类情况下运行的话，则需方应提出要求：a) 隔离停用凝汽器的部分冷却管；b)停用部分或所有给水加热器；c)超负荷以及其实现的方式；d) 引起特殊工况的任何其他运行方式。632供方应明确由规定异常运行引起的任何限制，这可包括例如结构性负荷分配或输出功率的调整之类的问题并包括这些限制所允许的持续时间。64安装条件641需

41、方应提出安装是在室内还是室外、有无顶棚，以及汽轮机机组应在什么条件下运行，包括最高与最低温度、相对湿度、异常的尘埃问题、降水量、风速(如装在室外)以及其他有关因素。642需方应提供电厂设计所需与地震情况相关的一切数据。65检修当需方提出要求时，供方应提供汽轮机装置预期的检修周期和检修范围的资料。66运行说明书为能使其供应的设备安全运行，供方应提供完全适当且内容明确的运行说观书。】GBT 5578-2007说明书应包括设备运行涉及的所有限制值，也可包括供方对蒸汽品质的要求。7部件71材料和结构机组结构中采用的一切材料、部件和焊接以及所有管道、支架、接头和辅助装置，应符合相应的国内标准或国际标准的

42、要求。这些标准应在合同中规定。72承受高温的部件721非受力部件不承受明显应力的部件在其运行温度下的材料选择，应做到避免由于下述原因引起不能接受的材料性能的恶化：a) 内部结构或组织的变化；b)材料因其周围环境而引起的变化。722受力部件用于受力部件的材料应满足721所列条件。此外，应在试验确定数据的基础上选择材料，以确保部件在其使用的应力、温度和时间条件下，不会开裂或发生超过允许范围的变形。73汽缸和轴承座汽缸、轴承座和支架应设计成能承受一切正常和危急使用情况下的负荷、允许的管道推力和力矩以及温度引起的位移。汽缸应设计成在运行时的热应力尽可能小。汽轮机汽缸应有合适的支承，以保证与转子保持良好

43、的对中。为了便于装配和拆卸的需要，应提供顶开螺栓、起吊环、吊环螺钉、导向销等必要的专用工具。74转子741完工后的转子应由汽轮机制造厂傲动平衡。742汽轮机及被驱动机械的共同轴系临界转速应有足够裕量避开额定转速，以避免机组从额定转速的94到在调速系统故障时甩全负荷后所出现转速的范围内对机组运行发生任何不利影响。如果被驱动的机械不是由汽轮机制造厂供应，则由哪一方对汽轮机及其被驱动机械的共同轴系临界转速负责应由各制造厂商定。743每台汽轮机转子都应进行一次超速试验，试验最好在汽轮机制造厂进行。超速试验应在超过最高计算转速2的转速下进行。最高计算转速是假定在调速器失灵且最高转速仅受到超速跳闸装置动作

44、的限制时可能出现的转速值。超速试验持续时间不应超过2 rain，并只可进行一次。不管有怎样的理由，超速试验不应超过额定转速的120(非整锻转子不适用)。744转子和联轴器(如有，还应包括齿轮传动机构)应设计成能承受由发电机短路或电网中其他特定扰动造成的运行条件。需方应采用减少或排除电网中任何电力故障对汽轮发电机组影响的保护装置。75阀门汽轮机应采用适当数量的调节阀。这些阀门应在整个转速和负荷范围内能适当地调节供给汽轮机的新蒸汽量。此外还应与这些调节阀串联配置适当的主汽阀。对这些最先通过新蒸汽的阀门，应在每个阀的上游尽可能靠近阀的位置上装设一个蒸汽滤网。对小功率汽轮机，主汽阀可与调节阀合在一起。

45、对再热式汽轮机而言，还应配有适当数量的再热调节阀。应与这些调节阀串联配置适当的再热汽阀，对这些最先通过再热蒸汽的阀门，除下述情况外，应在每个阀的上游尽可能靠近的位置上装设一个蒸汽滤网：a)第一个阀是摆动式阀(在这种情况下，滤网应设置在第一和第二个阀之闯)，或b)再热是在汽汽再热器中进行。】2GBT 5578-200776主轴承和轴承箱a)径向轴承应有水平中分面，并附有可更换的轴瓦、瓦块或瓦衬。b)推力轴承应设计成能承受任一方向的轴向推力。推力轴承在检修时应有可调整转子轴向位置的设施。c)应不拆开汽缸就能更换所有的轴承。d)径向和推力轴承应设计成压力供油润滑，并保证排油畅通。e)轴承箱应能防止水

46、分或异物进入和防止润滑油漏出。f)为了尽可能降低摩擦静电效应产生电流的影响，应将汽轮机及被驱动机械的轴接地。如果这些机械由不同的供方供应，则供需双方应商定轴接地点的位置。较小功率汽轮机通常无需接地。注：对于被驱动机械侧不接地的小功率汽轮机，则由供需双方商定。77汽缸汽封和级间汽封转子的端部汽封和级间汽封应采用合适的材料，以将运行温度下的变形或膨胀减少到最小限度。汽封的结构应使其在运行中万一发生摩擦时将对转子的损伤减少到最小限度。78保温当有规定时汽轮机应安装保温材料，需方应提出保温层材料外表面温度的要求(通常不超过环境温度40)。保温设计应便于汽轮机检修。需方应说明对保温材料的任何限制。8基础和建筑物81 汽轮机供方应向需方或基础设计方提供其本身设计职责和需方职责之间接口的有关资料(静载荷和动载荷