2.1.5热工设计流量

用于反应堆堆芯及蒸汽发生器热工性能等总体性能设计，确 定电站额定参数的流量。

机组在TMCR工况时核岛蒸汽发生器的供汽量与其正常持 量之和

VI(Nuclearisland) 核岛

人孔标准3.1.1核电汽轮发电机组的工况应包括额定工况、夏李连续工 况、冬季连续工况和阀门全开工况等。 3.1.2汽轮发电机组额定工况的主蒸汽参数和流量应与核岛热 工设计流量相园配

3.1.3在额定工况（TMCR）下汽轮发电机组发出的功率为

1汽轮机主汽门人口的主蒸汽压力、湿度和流量应为额 定值； 2汽轮机的背压应根据冷却水设计温度确定； 3蒸汽发生器零排污，凝汽器补水率应为0%； 4 回热系统应正常投入，厂用辅助蒸汽用量应为零； 5 发电机的功率因数、氢压和冷却水温度应为额定值。 3.1.4 夏季连续工况（SCR）应符合下列规定： 1 汽轮机主汽门入口的主蒸汽压力、湿度和流量应为额 定值； 2 汽轮机背压应根据10%的夏季日平均水温确定； 3 蒸汽发生器零排污，凝汽器补水率应为0%； 4 回热系统应正常投入，厂用辅助蒸汽用量应为零； 5 发电机的功率因数和氢压应为额定值。 3.1.5 冬季连续工况（WCR）应符合下列规定： 1汽轮机主汽门入口的主蒸汽压力、湿度和流量应为额 定值； 2汽轮机背压应根据10%的冬季日平均水温确定，且汽轮

机背压不应低于阻塞背压； 3 蒸汽发生器零排污，凝汽器补水率应为0%； 4 回热系统应正常投人，厂用辅助蒸汽用量应为零； 5 发电机的功率因数和氢压应为额定值。 3.1.6 阀门全开工况（VWO）应符合下列规定： 1 汽轮机主汽门人口的主蒸汽压力和湿度应为额定值，主蒸 汽法具定光酒广工汇

1汽轮机主汽门人口的主蒸汽压力和湿度应为额定值，主 气流量宜为额定工况主蒸汽流量的1.03倍： 2其他条件应符合本规范第3.1.3条第2款～第5款 现定。

3.2汽轮发电机组选型

3.2.1汽轮发电机组设备应包括汽轮机、发电机及励磁设备、汽

3.2.1汽轮发电机组设备应包括汽轮机、发电机及励磁设备、汽 水分离再热器、凝汽器及喉部低压加热器。 3.2.2汽轮发电机组设备及其系统的设计应满足核岛对启停次 数、负荷变化率和寿命等方面的要求。 3.2.3汽轮发电机组应满足核蒸汽供应系统瞬变能力的 要求。

3.2.3汽轮发电机组应满足核蒸汽供应系统瞬变角

3.2.5在50Hz的电网频率下，汽轮发电机组应能在48.5Hz～

3.2.6汽轮发电机组设备的出力和性能应在TMCR工况下

3.2.7发电容量为600MWe等级以上的汽轮发电机组宜 速机组，发电容量为600MWe等级及以下的汽轮发电机组 全速机组。

1凝汽器热井的有效贮水量不应低于汽轮机在TMCR工况 运行时5min的凝结水量； 2在正常运行工况，凝汽器热井出口的凝结水含氧量不应大 于20ug/L，凝汽器出口凝结水的过冷度不应大于0.5℃； 3凝汽器的堵管率不应小于5%； 4凝汽器应设置相应的疏水扩容设施； 5凝汽器管板与管束材料的选择应符合现行行业标准《发电 厂凝汽器及辅机冷却器管选材导则》DL/T712的规定。 3.2.11每台汽轮机宜设置2台汽水分离再热器，汽水分离再热 器的容量和热力性能应与汽轮机相匹配，且应满足汽轮机在正常 工况和瞬态工况下的运行要求。每台汽水分离再热器应设置独立 的疏水系统。 3.2.12汽水分离再热器宜设置一级汽水分离器和两级蒸汽再热 器。第一级再热器、第二级再热器的换热面积计算宜按TMCR工

3.2.13汽水分离器的出口蒸汽干度不应小于99.5%。 3.2.14汽水分离再热器和疏水箱的设计应符合现行国家标准 《压力容器第3部分：设计》GB150.3、《热交换器》GB/T151和 《核电厂常规岛设备汽水分离再热器规范》GB/T34117的相关 规定。

3.2.13汽水分离器的出口蒸汽干度不应小于99.5%。

3.3堆一机一电容量匹配

3.3.1核电厂堆一机一电容量的匹配应遵循常规岛匹配核岛的 原则。 3.3.2汽轮发电机组的额定工况应与核岛热工设计流量（TDF） 工况相匹配

3.3.3发电机的额定容量应与汽轮机的额定功率

3.4常规岛对核岛要求的响

3.4.2汽轮机旁路阀的数量、分组、单阀的最小排放量和最大排

3.4.3主给水泵的容量、合数宜按核岛要求设置。

3.4.5启动给水泵的容量和台数应按核岛要求设置

电装置设计可按现行行业标准《轻水堆核电广假想管道破损事故 防护设计准则》EJ/T335的规定执行。

4汽轮机本体系统及设备

4.1.1汽水分离再热器系统的设计范围应包括以下部分：

1MSR加热蒸汽系统； 2MSR疏水系统; 3MSR扫汽系统； 4MSR超压保护系统； 5汽轮机再热蒸汽系统。 4.1.2MSR第一级再热器的加热蒸汽宜采用汽轮机抽气，系统 设计参数应按本规范第6.5.2条和第6.5.3条的规定选取。 4.1.3MSR第二级再热器的加热蒸汽宜采用主蒸汽，系统设计 参数应与主蒸汽系统设计参数相同。 4.1.4当MSR第二级再热蒸汽管道需要承担主蒸汽元余隔离 功能时，应根据核岛要求在管线上设置快速隔离阀门。 4.1.5MSR疏水系统应设置正常疏水和紧急疏水。分离器疏水 箱的正常疏水宜经疏水泵疏至除氧器；再热器疏水箱的正常疏水 宜疏至相应的高压加热器；当正常疏水不可用时，应通过紧急疏水 快速排放至凝汽器或其他接收设备。

.1.6MSR疏水系统应能保证疏水自流到分离器疏水箱和再

4.1.7疏水箱宜采用卧式圆筒形，每台疏水箱的有效贮水量不应 小于汽轮机在TMCR工况运行时30s的疏水量。 4.1.8每台汽水分离再热器宜设置1台分离器疏水箱、1台第

级再热器蔬水箱和1台第二级再热器疏水箱。

水泵的流量不应小于汽轮机在TMCR工况运行时每台分离器疏 水量的110%。

1分离器疏水箱正常水位与进入除氧器的疏水管道最高中 心线之间的水柱静压差； 2从分离器疏水箱出口到除氧器疏水人口之间的管道介质 流动阻力，并另加20%裕量；计算阻力时，流量应按TMCR工况 下疏水量计算： 3TMCR工况下除氧器的工作压力； 4分离器疏水箱TMCR工况下工作压力，取负值。 4.1.11MSR扫汽系统应保证有足够的吹扫蒸汽，吹扫蒸汽量宜 为加热蒸汽量的1%~3%。 4.1.12汽水分离再热器应设置超压泄放装置。泄放装置的泄放 量应按照现行国家标准《压力容器第1部分：通用要求》GB 150.1的规定进行计算。 4.1.13汽轮机再热蒸汽系统应包括高压缸排汽出口至MSR进 口的低温再热蒸汽管道和MSR出口至低/中压缸进口的高温再 热蒸汽管道。

4.1.14．汽轮机再热蒸汽管道的设讠

表4.1.15 管内介质流速范围

续表 4.1. 15

4.1.16第一级再热器加热蒸汽管道宜采用与抽气管道相同的管

1.16第一级再热器加热蒸汽管道宜采用与抽气管道相同的 道材料，第二级再热器加热蒸汽管道宜采用与主蒸汽管道相同 管道材料。

蒸汽管道宜采用优质碳素钢

，1.18疏水调节阀入口侧管道宜选用控铬的优质碳素钢或低

4.2.1轴封蒸汽系统的设计范围应包括以下部分： 1 汽轮机轴封供汽系统； 2车 轴封及门杆漏汽系统； 3轴封蒸汽溢流系统（如有）。 4.2.2轴封供汽应有主蒸汽和辅助蒸汽两个汽源。在辅助蒸汽 品质不能满足汽轮机要求时，轴封系统应由主蒸汽供汽。 4.2.3轴封蒸汽管道的设计参数应按下列原则选取： 1轴封蒸汽调节阀上游供汽管道的设计参数应与所连接汽 源管道的设计参数相同： 2轴封蒸汽调节阀下游供汽管道、轴封及门杆漏汽管道、溢 流管道的设计参数应按汽轮机制造厂要求的参数选取。 4.2.4轴封及门杆漏汽系统宜设1台轴封蒸汽冷却器及2台 100%容量的电动排气风机。

4.2.1轴封蒸汽系统的设计范围应包括以下部分： 1 汽轮机轴封供汽系统； 2 轴封及门杆漏汽系统； 3轴封蒸汽溢流系统（如有）。 4.2.2轴封供汽应有主蒸汽和辅助蒸汽两个汽源。在辅助蒸汽 品质不能满足汽轮机要求时，轴封系统应由主蒸汽供汽。 4.2.3轴封蒸汽管道的设计参数应按下列原则选取：

1轴封蒸汽调节阀上游供汽管道的设计参数应与所连接汽 源管道的设计参数相同： 2轴封蒸汽调节阀下游供汽管道、轴封及门杆漏汽管道、溢 流管道的设计参数应按汽轮机制造厂要求的参数选取。 4.2.4轴封及门杆漏汽系统宜设1台轴封蒸汽冷却器及2台 100%容量的电动排气风机。

4.2.5轴封蒸汽溢流可引入低压

4.2.7轴封蒸汽系统管道疏水设计应符合现行行业标准《核 汽轮机防进水导则》NB/T25039的要求。

4.2.8轴封供汽母管应设置超压泄放装置。

1轴封蒸汽调节阀上游供汽管道宜与所连接供汽管道的材 质相同； 2轴封蒸汽调节阀下游供汽管道、轴封及门杆漏汽管道、溢 流管道等宜采用碳钢材料； 3介质为湿蒸汽的管道宜采用不锈钢材料，

4.3汽轮机润滑油系统

动的主油泵，设置1台100%容量的交流辅助油泵和1台满足 组紧急停机要求的直流事故油泵。交、直流润滑油泵宜集装在 滑油箱上。

4.3.4润滑油系统应设置2台100%容量的冷油器及切

油室和1个污油室。净油室和污油室的总有效容积不宜小于润滑 油系统油量的110%。

的设置应满足现行行业标准《发电厂油气管道设计规程》DL/T 5204的规定。

油管道流速可取1.5m/s~2.0m/s，回油管道流速可取0.5m/s~ 1. 5m/s

4.3.11润滑油系统、顶轴油系统的管道和阀门应采用不

料，润滑油贮存系统管道宜采用不锈钢材料

4.4.1汽轮机控制油系统应包含油箱、供油泵、过滤器、冷油器、 蓄能器、再生装置等。

4.4.1汽轮机控制油系统应包含油箱、供油泵、过滤器、冷油器、 蓄能器、再生装置等。 4.4.2汽轮机控制油系统应设置1台抗燃油油箱。 4.4.3汽轮机控制油系统应设置2台100%容量供油泵及滤油 器组件。供油泵宜为变量柱塞式。 4.4.4汽轮机控制油系统应设置足够数量的蓄能器，蓄能器宜为 高压皮囊式。

4.4.6汽轮机控制油装置应设置围堰，围堰内有效容积不

4.5汽轮机本体疏水系统

4.5.1汽轮机本体疏水系统应包括疏水器或节流孔板

汽轮机本体疏水系统应包括疏水器或节流孔板、动力驱动 闵以及疏水管路等。

4.5.2汽轮机本体疏水系统应在各种运行工况下确

4.5.3本体疏水系统耳来用气动疏水阀和疏水器开联的疏水方 式。气动疏水阀应能在主控室进行操作，疏水器应采用机械式。 4.5.4疏水管道和阀门的通流截面应按机组在各种运行工况下 最大疏水量设计，并应能满足在最小压差的情况下排出最大疏水 量的要求，且内径不应小于25mm。

5.5疏水管道应按系统要求连接到凝汽器壳体上或接入疏水

扩容器。连接到凝汽器的疏水管应布置在热井的最高水位之上。

5.1发电机密封油系统

5.1.2发电机密封油系统应包含油箱、密封油泵、过滤器、油一氢

5.1.4除排烟风机、回油箱等设备外，发电机密封油系统设备

5.1.5发电机密封油系统设计应符合现行国家标准《核电

岛设计防火规范》GB/T50745、现行行业标准《发电厂油气管道设 规程》DL/T5204及《核电厂发电机氢油水系统技术条件》NB 25068的相关规定。

5.2发电机定子冷却水系统

5.2.1发电机定子冷却水系统设计范围应包括发电机定子线圈 冷却水供水接口和回水接口之间的循环冷却水系统设备及管道组 成件。

5.2.2发电机定子冷却水系统应包括定子冷却水箱、冷去

5.2.4发电机定子冷却水系统设备和管道宜采用集装装置。5.2.5发电机定子冷却水系统设计应符合现行行业标准《核电厂发电机氢油水系统技术条件》NB/T25068的相关规定。5.3发电机气体系统5.3.1发电机气体系统设计范围应包括氢气气源接口、二氧化碳气源接口、压缩空气气源接口和发电机之间的氢气、二氧化碳系统设备及管道组成件。5.3.2.氢气系统应包含气体控制装置、氢气干燥器、循环风机等设备；二氧化碳系统应包括气体供应装置、气体控制装置等设备。5.3.3发电机气体系统应保证在安全条件下实现发电机充氢、排氢、气体置换、于燥发电机内氢气。氢气纯度、湿度、氢压和氢温应满足发电机安全运行的要求。5.3.4发电机二氧化碳及氢气等气体的供应宜采用集中供气，也可设置气体汇流排。当采用气体汇流排时，汇流排中气瓶气体储量应满足发电机运行及检修用气量的需要，气体汇流排应设置相应减压阀门组并设置安全阀。5.3.5发电机气体系统的设计应符合现行国家标准《核电厂常规岛设计防火规范》GB/T50745、现行行业标准《发电厂油气管道设计规程》DL/T5204及《核电厂发电机氢油水系统技术条件》NB/T25068的相关规定。:15·

.1主蒸汽及汽轮机旁路系统

6.1.1主蒸汽及汽轮机旁路系统的设计范围应包括下列内容：

6.1.1 主蒸汽及汽轮机旁路系统的设计范围应包括下列内容： 1 从NI/CI分界线至汽轮机主汽门前管道； 从主蒸汽联箱至凝汽器旁路蒸汽排放接口； 主蒸汽及汽轮机旁路系统管道疏水、放气和排污。 6.1.2常规岛主蒸汽系统的设计压力和设计温度应与核岛主蒸 汽系统设计参数相同。

6.1.3汽轮机旁路系统的设计压力和设计温度应符合下列要求：

1劳路阀 相同； 2·旁路阀后的设计压力不应小于下游旁路蒸汽接收装置 干的最高工作压力，设计温度不应小于阀前设计压力等熔压降 旁路阀出口管道设计压力对应的温度。

6.1.5主蒸汽在进人汽轮机之前应有消除压力、流量

.1.6汽轮机旁路系统应有足够的容量和瞬态响应能力满足 电厂启动、负荷突降、带广用电运行、停机不停堆等要求。汽轮 旁路阀的设置应满足本规范第3.4.2条的要求。

6.1.7汽轮机旁路蒸汽宜排人凝汽器。

道宜单独接人蔬水扩容器或集管，不应与不同工作压力的其他系 统进行疏水转注或蔬水合并： 2汽轮机主汽阀前管道、主蒸汽母管/联箱以及管道的低位 点应设置疏水罐，疏水罐的公称通径不应小于DN200； 3管道疏水宜采用气动疏水阀和疏水器并联的疏水方式；气 动疏水阀应能在主控室进行操作，疏水器应采用机械式； 4疏水管道和阀门的通流截面应按机组在各种运行工况下 可能出现的最大疏水量设计，并应能满足在最小压差的情况下排 出可能出现最大水量的要求，且内径不应小于25mm。 6.1.9主蒸汽系统管道的介质流速宜在40m/s~55m/s范围内； 汽轮机旁路阀上游管道的介质流速宜在45m/s～80m/s范围内， 汽轮机旁路阀下游管道的介质流速宜在100m/s以内。 6.1.10主蒸汽、旁路系统主管道材料应选用控铬的优质碳素钢 或低合金钢。 6.1.11疏水阀或疏水器上游管道可选择与主管相同的材料，也 可选用低合金钢；疏水阀或疏水器下游管道宜选用低合金钢，也可 洗甲

6.2.1 给水系统设计范围应包括下列内容： 从除氧器出口到前置泵入口的低压给水管道： 2 从前置泵出口到主给水泵入口的中压给水管道（如有）； 3从主给水泵出口到NI/CI分界处的高压给水管道； 4从主给水泵出口的给水再循环支管至除氧器的给水再循 环管道； 5从高压加热器出口母管至凝汽器的给水清洗管道，

6.2.2给水系统设计压力应按下列原则选取：

1对于低压给水管道，应取用除氧器加热蒸汽管道

汽轮机旁路蒸汽排入除氧器的情况下，还应计及其影响； 2对于中压给水管道，应取用前置泵特性曲线最高点对应的 压力与该泵进水侧压力之和； 3对于高压给水管道、给水再循环管道、给水系统清洗管道， 应按下列原则选取： 1对于定速给水泵出口至与核岛设计接口之间的管道，设 计压力应取用主给水泵特性曲线最高点对应的压力与该 泵进水侧压力之和； 2)对于调速给水泵出口至与核岛设计接口之间的管道，设 计压力应取用主给水泵铭牌工况下特性曲线最高点对应 的压力与该泵进水侧压力之和； 3）上述给水管道设计压力应计入泵组进水温度对压力的 修正。

1·对于低压给水管道，应取用除氧器加热蒸汽设计压力对应 的饱和温度；在汽轮机旁路蒸汽排入除氧器的情况下，还应计及其 影响； 2对于中压给水管道，取值应同低压给水管道： 3对于高压给水管道、给水再循环管道、给水系统清洗管道， 应取用TMCR工况下给水最后一级高压加热器抽汽设计压力对 应的馅和温底

除氧器的最天出力不应小于机组TMCR工况时给水 的110%。

6.2.7除氧器给水箱的有效贮水量不应小于3.5min机组

6.2.9除氧器宜设置加热和稳压蒸汽系统。

1AP1000和CAP系列堆型机组宜设置3台33.3%容量的 电动定速给水泵组： 2华龙一号堆型机组宜设置3台50%容量的电动调速给水 泵组； 31 EPR堆型机组宜设置4台33.3%容量的电动调速给水 泵组； 4VVER堆型机组宜设置5台25%容量的电动定速给水 泵组； 5其他堆型机组宜设置3台50%容量的电动定速或调速给 水泵组。

6.2.12给水泵组的扬程应按下列各项之和计算：

1从除氧器给水箱出口到NI/CI主给水设计分界点处的管 道介质流动阻力，并另加20%裕量。计算阻力时，流量应按机组 TMCR工况时的给水消耗量计； 2从除氧器给水箱出口到NI/CI主给水设计分界点处之间 的设备阻力； 3NI/CI主给水设计分界点处标高与除氧器正常水位间的 水柱静压差； 4核岛在NI/CI主给水设计分界点处要求的给水压力； 5TMCR工况下除氧器的工作压力，取负值。 6.2.13给水泵再循环流量应根据给水泵组的要求确定，再循环 阅宜选用可连续调节型。 6.2.14给水泵组可根据需要设置暖泵系统。当不设置暖泵系统

时，应采取有效措施维持备用泵入口的给水温度。

6.2.21给水系统管道的介质流速宜符合表6.2.21的规定

.2.22低压给水系统和中压给水系统的管道材料宜选用控铬

2.22低压给水系统和中压给水系统的管道材料宜选用控铬 质碳素钢。高压给水系统管道应选用控铬的优质碳素钢或低 金钢。

6.3.1启动给水系统设计范围应为从除氧器出口到主给水管道 接口，包括启动给水泵再循环系统。AP1000和CAP系列堆型的 启动给水系统属于核岛设计范围。

1启动给水泵入口管道应取用除氧器加热蒸汽管道设计压 力与除氧器最高水位至启动给水泵人口叶轮中心线水柱静压 之和； 2启动给水泵出口管道、再循环管道应取用高压给水管道设 计压力。

1启动给水泵人口管道应取用除氧器加热蒸汽管道设计用 对应的饱和温度； 2启动给水泵出口管道、再循环管道应取用高压给水管道计 温度。

3.5启动给水泵的流量宜为核岛所要求流量的110%

1从除氧器给水箱出口到主给水管道接口的管道介质流动 阻力，并另加20%裕量；计算阻力时，流量按核岛所要求的流量 计算； 2主给水管道接口标高与除氧器正常水位间的水柱静压差； 3主给水管道接口处的给水压力； 4除氧器的工作压力，取负值。 6.3.7启动给水泵再循环流量应根据启动给水泵的要求确定，再 循环阀宜选用可连续调节型。 6.3.8启动给水泵入口隔离阀与泵之间的管道应设置安全阀

6.3.8启动给水泵入口隔离阀与泵之间的管道应设置安全

6.4.1凝结水系统设计范围应包括下列内容：

1从凝汽器热井出口至除氧器凝结水人口的主凝结水管道 其中应包括凝结水泵再循环管道； 2从凝结水储水箱或除盐水箱出口至凝汽器等补水用户的 凝结水补水管道； 3从凝结水主管三通出口至各减温水用户接口的凝结水减 温水管道； 4从凝结水主管三通出口至凝结水储水箱或常规岛废液收 集系统接口的凝汽器热井高水位排水管道； 5凝结水其他管道。

1从凝汽器热井出口至除氧器凝结水人口的主凝结水管道， 其中应包括凝结水泵再循环管道； 2从凝结水储水箱或除盐水箱出口至凝汽器等补水用户的 凝结水补水管道； 3从凝结水主管三通出口至各减温水用户接口的凝结水减 温水管道； 4从凝结水主管三通出口至凝结水储水箱或常规岛废液收 集系统接口的凝汽器热井高水位排水管道； 5凝结水其他管道。 6.4.2凝结水管道设计压力应按以下原则选取： 1对于凝结水泵人口侧管道，应取用泵吸入口中心线至汽轮 机低压缸排汽接口处的水柱静压，且不小于0.35MPa（g），此时凝 汽器内按大气压力计算； 2对于凝结水泵出口侧管道，应取用泵出口阀关断情况下泵 的提升压力与进水侧凝汽器热井最高水位至泵吸人口中心线的水 柱静压力之和； 3当凝结水精处理装置设置升压泵，并与凝结水泵串联运 行时，升压泵出口侧管道的设计压力应取用升压泵出口阀关断 情况下凝结水泵和升压泵总的提升压力与进水侧压力之和，进 水侧压力应取凝汽器热井最高水位至泵吸入口中心线的水柱静 压力。

1对于凝结水泵人口侧管道，应取用泵吸入口中心线至汽轮 机低压缸排汽接口处的水柱静压，且不小于0.35MPa（g），此时凝 汽器内按大气压力计算； 2对于凝结水泵出口侧管道，应取用泵出口阀关断情况下泵 的提升压力与进水侧凝汽器热井最高水位至泵吸人口中心线的水 柱静压力之和； 3当凝结水精处理装置设置升压泵，并与凝结水泵串联运 行时，升压泵出口侧管道的设计压力应取用升压泵出口阀关断 情况下凝结水泵和升压泵总的提升压力与进水侧压力之和，进 水侧压力应取凝汽器热井最高水位至泵吸入口中心线的水柱静 压力

6.4.3凝结水管道设计温度应按以下原则选取

1对于凝结水泵入口侧管道，应取用汽轮机允许的最高排汽 玉力对应的饱和温度； 2对于凝结水泵出口至凝汽器喉部低加入口管道，应取用泵 入口侧管道的设计温度，并计及轴封冷却器温升的影响；

3对于凝汽器喉部低加出口至除氧器人口管道，应取用最高 级低压加热器抽汽管道设计压力对应的饱和温度。 6.4.47 凝结水系统宜设置3台50%最大凝结水量的电动凝结 水泵。 6.4.5 最大凝结水量应按下列各项之和的110%计算： TMCR工况凝汽量； 2 TMCR工况进入凝汽器的各项经常疏水量； 3 凝汽器的正常补水量； 4 回收至凝汽器的核岛蒸汽发生器最大排污水量。 6.4.6当备用凝结水泵短期投人运行时，应满足高压加热器和低 压加热器排人凝汽器的事故疏水量或旁路系统投入运行时凝结水 量输送的要求。

6.4.7凝结水泵的扬程应按下列名

1从凝汽器热井到除氧器凝结水人口的管道介质流动阻力， 并另加20%裕量；计算阻力时，流量按TMCR工况下凝结水量 计算； 2从凝汽器热井到除氧器凝结水人口之间的设备阻力，包括 除氧器雾化装置阻力； 3除氧器凝结水入口与凝汽器热井最低水位间的水柱静 压差； 4 除氧器最大工作压力； 5凝汽器的最高真空。 6.4.8凝结水系统应设置最小流量再循环系统。再循环流量应 根据凝结水泵的要求确定，且不应小于轴封冷却器的最小冷却水 流量。

结水精处理装置宜采用旁流连接。

计算宜按TMCR工况为设计工况，且管束堵管率不宜小于10%。 低压加热器水侧的通流能力应满足TMCR工况110%最大凝结 水量。

6.4.12布置于凝汽器外部的低压

1600MWe等级及以上机组宜设置双列低压加热器，并宜 设置大旁路； 2600MWe等级以下的机组宜设置单列低压加热器，并应 设置小旁路。 6.4.13布置于凝汽器外部低压加热器的旁路通流能力应与低压 加热器的容量相匹配。 6.4.14凝结水流量调节阀组的设置应满足机组启动、低负荷及 正常运行时除氧器水位调节的要求。 6.4.15凝结水泵人口管道的介质流速宜在0.5m/s~1.0m/s范

6.4.16凝结水管道材料应选用控铬的优质碳素钢

6.5.1汽轮机抽气系统的设计范围应为从汽轮机抽气接！

1汽轮机抽气口接出的抽汽管道设计压力应取用汽轮机 TMCR工况下该抽气压力的1.1倍，且不小于0.1MPa(g）； 2从汽轮机低温再热蒸汽管道上接出的抽汽管道设计压力 应与低温再热蒸汽管道的设计压力相同。

6.5.5汽轮机抽气系统的疏水系统设计应满足下列规定：

1在气动止回阀前、管道低位点应设置疏水罐，疏水罐的公 称通径不宜小于DN200； 2疏水管道应单独接入疏水扩容器或集管，不应进行疏水转 注或蔬水合并； 3管道疏水宜采用气动疏水阀和机械式疏水器并联的疏水 方式；气动疏水阀应能在主控室进行操作，疏水器应采用机械式； 4疏水管道和阀门的通流截面应按机组在各种运行工况下 可能出现的最大疏水量设计，并应满足在最小压差的情况下排出 可能出现最大水量的要求，且内径不应小于25mm。 6.5.6抽汽管道的介质流速宜符合表6.5.6的规定

表6.5.6管内介质流速范围

6.5.7汽轮机抽气系统的管道宜采用低合金钢材料。 6.5.8抽汽管道疏水阀或疏水器上游管道宜选择与主管相同的 材料；疏水阀或疏水器下游管道宜选用低合金钢，也可选用不 锈钢。

6.6加热器疏水排气系统

1从高压加热器疏水排出口到下游设备接入口的高压加热 器疏水管道； 2从低压加热器疏水排出口到下游设备接入口的低压加热 器疏水管道，其中应包括低加疏水箱、疏水泵等相关设备； 3从除氧器排出口至下游设备接入口的除氧器溢流放水 管道；

4从高、低压加热器和除氧器排出口至下游设备接入口的 高、低压加热器和除氧器排气管道，其中应包括启动排气和运行排 气系统； 5从高、低压加热器和除氧器安全阀至厂房外的高、低压加 热器和除氧器安全阀排汽管道。

.6.2加热器疏水排气系统的设计压力、设计温度应按以下原

1靠压差自流的加热器疏水系统设计压力应取用汽轮机 TMCR工况下抽气压力的1.1倍，且不小于0.1MPa（g）；当管道 中疏水静压引起压力升高值大于抽气压力的3%时，尚应计及静 压的影响； 2加热器疏水泵前系统设计压力应取用汽轮机TMCR工况 下抽气压力的1.1倍，且不小于0.1MPa（g）；当管道中疏水静压 引起压力升高值大于抽气压力的3%时，尚应计及静压的影响；加 热器疏水泵后系统设计压力应取用泵出口阀关断情况下泵的扬程 与进水侧压力之和； 3加热器疏水系统设计温度应取用该加热器抽汽管道设计 压力对应的饱和温度； 4除氧器溢流放水管道的设计压力应取用除氧器加热蒸汽 管道设计压力加水柱静压，设计温度取用设计压力对应的饱和 温度； 5·高、低压加热器和除氧器排气管道的设计压力和设计温度 应取用同级抽汽管道的设计压力和设计温度； 6高、低压加热器和除氧器安全阀排汽管道的设计压力和设 计温度应根据排汽管道水力计算中相应数据选取。 6.6.3加热器疏水应设置正常疏水和紧急疏水。正常疏水应采 用逐级自流方式，紧急疏水应单独引至疏水扩容器或凝汽器，疏水 调节阀的位置宜靠近接受介质的容器

10%的裕度，且不应小于正常蔬水量： 1最大负荷下管侧给水流量的10%： 2一根加热器管子破裂后两个断口流出的水量应按下式 计算：

1从低压加热器或疏示 到除氧器键结水人口务化装 置之间的管道介质流动阻力，并另加20%裕量；计算阻力时，流量 按汽轮机TMCR工况计算； 2除氧器凝结水人口与低压加热器或疏水箱正常水位之间 的水柱静压差； 3TMCR工况下除氧器的工作压力； 4TMCR工况下低压加热器或疏水箱内的真空，如为正压 时应取负值； 5从低压加热器或疏水箱出口到除氧器凝结水人口的设备 阻力，包括除氧器雾化装置。

6.6.9低加疏水泵应设置最小流量再循环系统，再衍

6.6.10除氧器应设置溢流放水管线，溢流放水宜排入疏水扩容 器或凝汽器

6.6.11加热器疏水调节阀应按以下原则进行选型：

1正常疏水调节阀应选用气动调节型阀门，其尺寸应满足所 有正常运行工况下的疏水流量；气动调节阀在失气、失电、失信号 情况下阀门应关闭； 2．紧急疏水调节阀宜选用气动调节型阀门，其尺寸应满足所 有正常运行工况下的疏水流量，且不应小于正常疏水阀的疏水流 量。气动调节阀在失气、失电、失信号情况下阀门应全开。

和除氧器的启动排气应向大气排放；高压加热器连续排气应单 独排向除氧器iso标准，除氧器和低压加热器的连续排气应单独排向凝 汽器，

量的0.5%考虑，且管径不得小于DN25。加热器连续排气管上 宜设置节流孔板或节流阀，也可在加热器内部设置节流孔板。

6.6.15加热器疏水管道的介质流速宜符合表6.6.15

加热器疏水管道的介质流速宜符合表6.6.15的规定

螺母标准表6.6.15管内介质流速范围

1加热器疏水调节阀前的管道宜选用控铬的优质碳素钢或 低合金钢，加热器疏水调节阀后的管道宜采用低合金钢或不锈钢； 2加热器、除氧器的启动排气管道宜选用碳钢材料，连续排 气管道宜选用不锈钢；

3加热器汽侧安全阀和除氧器安全阀的排汽管道宜选用碳 钢材料； 4除氧器溢流放水管道宜选用碳钢材料。