东汽湖北十堰汽轮机设备技术协议2015

京能十堰热电 2350MW供热机组工程汽轮机设备技术协议买方 ：京能十堰热电有限公司卖方 ：东方电气集团东方汽轮机有限公司设计院 ：中南电力设计院有限公司中国武汉二零一五年一月目录附件 1 技术规范 .1附件 2 供货范围 .103附件 3 技术资料和交付进度 .123附件 4 交货进度 .133附件 5 监造、检验和性能验收试验 .134附件 6 技术服务和设计联络 .140附件 7 分包与外购 .145附件 8 大（部）件情况 .146京能十堰热电 2350MW 供热机组工程 汽轮机设备技术协议1附件 1 技术规范1. 总 则本技术协议适用于京能十堰热电 2350MW 供热机组工程超临界机组抽凝式汽轮机及其附属设备。本技术协议的供货范围包括汽机本体及其附属设备、凝汽器和低压加热器。它提出了设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。卖方提供的设备应是成熟可靠、技术先进的产品，且制造厂已有相同容量机组合同设备制造、运行的成功经验，并提供详细业绩。买方在本技术协议中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，卖方应提供一套满足本技术协议和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。对国家有关安全、环保等强制性标准，必须满足其要求。卖方应执行本技术协议所列标准，有不一致时，按较高标准执行。卖方在设备设计和制造中所涉及的各项规程、规范和标准必须遵循现行最新标准版本。在卖方签订合同之后，买方有权提出因规范标准、规程及设计参数发生变化而产生的一些补充要求，在设备投料生产前，卖方应在设计上给予修改，具体项目由供需双方共同商定。当上述变化发生时原合同价格不变。若技术协议前后有不一致的地方，应以更有利于设备安装运行、工程质量为原则，由买方确定。卖方对供货范围内的汽机成套系统设备（含辅助系统及设备、附件等）负有全责，即包括分包（或对外采购）的产品。对外购的产品由卖方和买方推荐三家或三家以上制造商，外包产品的分包厂家及外包产品的范围必须由买方最终确定。对于卖方配套的控制装置、仪表设备，卖方提供与 DCS 控制系统的接口并负责与 DCS 控制系统的协调配合，直至接口完备。本工程采用电厂标识编码系统，卖方提供的技术资料（包括图纸）和设备的标识必须有标识编码。具体标识要求按 GB/T50549-2010电厂标识系统编码标准，参照京能集团 ERP 系统编码细化指导意见执行。本技术协议将为订货合同的附件，与合同正文具有同等效力。按本技术协议要求，卖方签定合同 1 个月内提出合同设备的设计、制造、检验/试验、装配、安装、调试、试运、验收、试验、运行和维护等标准清单给买方，京能十堰热电 2350MW 供热机组工程 汽轮机设备技术协议2供买方确认。1.1 工程概况十堰市位于湖北省西北部，地处秦巴山区腹地，武当山西北麓，属秦岭、大巴山的东延余脉，汉江中上游，全境南北相距 196.5km，东西相距 200km，辖区总面积 23680km2，东与襄樊市接壤，西与陕西省安康地区毗连，南与神农架林区、恩施自治州和重庆万县地区为邻，北与河南南阳地区和陕西商洛地区交界。本工程叶湾厂址处于秦岭褶皱系纬向构造带（东段）南部边缘，厂址距白河石花街断裂主断裂带的距离为 5km，场地处于相对稳定的地块，区域地壳稳定，适宜建厂，综合十堰市总体规划、土地利用地质条件、环保条件、交通运输。本工程本期建设 2350MW 国产超临界参数、一次中间再热、抽凝式燃煤发电机组，同步建设烟气脱硫、脱硝设施。1.1.1 厂址自然条件1.1.1.1 地震烈度及场地类别根据建筑抗震设计规范 GB50011-2010及中国地震动参数区划图GB18306-2001，拟建 3 个方案厂址的场地 50 年超越概率 10%的地震动峰值加速度为 0.05g，相应的地震基本烈度为度，反应谱特征周期值为 0.35s，建筑场地类别为类。1.1.1.2 运输1）铁路十堰铁路交通条件优越，贯穿十堰的襄渝铁路是华中进入西南的交通大动脉，西康铁路是华中经十堰进入西安的最便捷通道。叶湾厂址电厂铁路专用线规划从襄渝铁路花果站接轨，陕西焦平烟煤和陕西彬长烟煤经西康线襄渝线花果站到厂。2）公路十堰公路运输发达，十（十堰）白（白河）高速公路、汉（武汉）十（十堰）高速公路，十（十堰）漫（川关）高速公路、郧庙路、十巫路、316 国道构成了连通武汉、西安、重庆三大经济区的快速通道。十堰至所辖六县市等重要省际出口路已全部达到山区二级路标准，骨干路网桥隧逐步配套，一个以十堰为主要控制点，以汉十高速公路为主轴，以国省道“三纵京能十堰热电 2350MW 供热机组工程 汽轮机设备技术协议3三横”为主骨架，以县乡村公路为补充内畅外连、方便快捷的交通网络已初步形成。厂址区域交通便利，多条城市干道及工业园区规划道路从厂址附近通过，便于电厂进厂道路引接。1.1.1.3 燃料本期工程锅炉燃煤采用陕西彬长烟煤和铜川焦平烟煤， 1.1.1.4 循环冷却水系统本工程采用带自然通风冷却塔的二次循环供水系统，供水水源有主水源和备用水源两种，主水源拟采用神定河污水处理厂生产的再生水，备用水源拟取自汉江。从污水厂来再生水经厂内深度处理（澄清处理）后的循环水补充水水质满足直接补入循环水系统的再生水水质指标（GB 50335），控制水质如下所示：项 目序号 项 目 单位水质控制指标1 pH 值 (25) 7.08.52 悬浮物 mg/L 103 浊度 NTU 54 BOD5 mg/L 55 CODCr mg/L 306 铁 mg/L 0.57 锰 mg/L 0.28 Cl mg/L 69.5410 碳酸盐硬度 mmol/L 1.7511 NH3-N mg/L 512 总磷（以 P 计） mg/L 113 游离氯 mg/L 维持补水管道末端 0.10.214 石油类 mg/L 515 细菌总数 个/mL 1000注：本工程循环水浓缩倍率暂定为 4，凝汽器和冷油器的管（板）材按 TP316L；1.1.1.5 场地标高叶湾厂址处为山地地形，自然标高约 290m420m（85 国家高程）。京能十堰热电 2350MW 供热机组工程 汽轮机设备技术协议41.1.2 气象资料根据十堰市气象站 19802007 年实测资料统计得:多年平均气温： 15.5极端最高气温: 42.1 (2006) 极端最低气温: -10.5 (1991) 平均相对湿度: 73%最小相对湿度: 6% 多年平均气压： 985.6hPa多年最高气压： 1014.3hPa (1981)多年平均风速： 0.9m/s多年最大风速： 13.0m/s (2002) 全年主导风向： E、W多年平均降水量： 841.1mm最大年降水量： 1308.7mm (1982)最小年降水量： 533.8mm (1997)最大 1d 降雨量： 235.4mm (1982)最大积雪深度: 45cm (1989)多年平均雷暴日数: 17.1d50 年一遇设计风速为 22.2m/s，100 年一遇风速为 24.0 m/s。主导风向：东风和西风，夏季以东南风为主，冬季以西北风为主。累年各月平均值见下表项 目 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月 12 月 全年极端最高气温() 22.5 25.0 30.5 36.2 38.1 40.2 41.1 41.2 40.5 34.7 28.8 21.6 41.2极端最低气温() -14.9 -7.1 -2.8 -0.6 7.6 12.4 16.0 15.6 10.0 0.7 -4.2 -10.5 -14.9平均气温() 2.9 4.8 9.3 16.2 20.9 24.8 27.1 26.5 21.4 15.9 10.0 4.9 15.4最高气压(hPa) 1002.0999.5 997.7 990.7 985.5 980.4 978.0 981.2 989.2 996.1 999.31002.31002.3最低气压(hPa) 986.8 985.4 978.5 975.5 972.8 969.8 967.7 971.5 976.4 983.1 984.1 987.5 967.7京能十堰热电 2350MW 供热机组工程 汽轮机设备技术协议5平均气压(hPa) 992.2 989.9 986.3 981.1 977.7 973.1 970.9 974.2 981.4 987.2 990.8 992.8 983.1最小相对湿度(%) 9 6 5 9 7 10 18 18 12 8 9 6 5平均相对湿度(%) 71 70 71 69 70 72 78 77 79 78 76 72 73最大降水量(mm) 54.7 89.4 89.7 186 174.1 263.8 619.1 288.5 287.5 320.9 108.7 41.9 619.1最小降水量(mm) 0 0 2.8 11.9 13.4 20 45.7 29.9 5.5 6.7 0.4 0 0降水量(mm) 14.8 21.9 43.9 70.0 91.4 99.3 139.2 130.3 104.8 78.8 37.6 14.2 846.1最大日降水量(mm) 19.0 31.8 37.5 69.9 92.7 79.6 235.4 133.4 107.5 106.9 57.9 24.4 235.4日照时数(h) 130.6 119.8 140.9 179.9 200.2 202.9 215.6 212.6 157.6 153.6 141.8 140.6 1996.0蒸发量(mm) 40.7 50.6 85.4 124.7 157.7 167.1 170.1 171.2 109.1 81.4 58.3 44.7 1260.9最大风速(m/s) 9.7 10.0 11.5 10.3 12.7 11.3 9.7 9.0 8.0 9.4 9.0 10.7 12.7平均风速(m/s) 0.6 0.7 0.8 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.7 0.7 0.6 0.6 0.8最大积雪深度(cm) 16 45 10 15 0 0 0 0 0 0 4 23 451.1.3 设备使用条件机组运行方式：定滑定方式运行。负荷性质： “以热定电”，带基本负荷，能够满足调峰要求。1.1.4 装机方案1.1.4.1 锅炉锅炉型式：本期工程设 2 台超临界压力、变压运行、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、 型布置燃煤直流炉，炉顶设轻型防雨屋盖。1.1.4.2 汽轮机汽轮机型式：超临界、一次中间再热、三缸两排、单轴、双调整抽汽、凝汽式、8 级回热。1.1.4.3 发电机发电机型式：水-氢-氢冷却、静态励磁。电厂出线采用 220kV 电压等级，共出线 2 回。京能十堰热电 2350MW 供热机组工程 汽轮机设备技术协议61.1.5 厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为 0.450.80MPa，最高温度为 50。1.1.6 电气系统1.1.6.1 主变高压侧与电力系统连接 a）系统额定电压： 220kVb）系统短路电流： 50kA（暂定）c）系统频率： 50 Hz1.1.6.2 厂用电系统电压a）中压：中压系统为 6kV 三相 50Hz；额定容量 200kW 及以上电动机的额定电压为 6kV。b）低压：低压为 380V 三相 50Hz；额定值 200kW 以下电动机的额定电压为 380V；交流控制电压为单相 220V。直流控制电压为 110V，来自控制 110V 直流系统，电压允许变化范围从 94121V。应急直流油泵电机额定工作电压为 220V 直流，由动力 220V 直流系统供电，电压允许变化范围从 187V242 V。c）设备照明/检修电压：设备照明/检修电源由单独的 380/220V 变压器引出；检修插座电源额定电压为380/220V、50Hz。D) 所有配套配电箱母排按三相五线制要求。1.2 主要技术规范：1.2.1 铭牌功率： 350 MW1.2.2 汽轮机型式： 超临界、一次再热、三缸两排汽、抽凝式、湿冷1.2.3 主要参数高压主汽阀前主蒸汽额定压力 24.2MPa(a)高压主汽阀前主蒸汽额定温度 569高压主汽阀前额定主蒸汽流量 1160.7 t/h高压主汽阀前主蒸汽最大流量（VWO） 1218.8 t/h中压主汽阀前再热蒸汽压力 92%汽机高压缸排汽压力京能十堰热电 2350MW 供热机组工程 汽轮机设备技术协议7中压主汽阀前再热蒸汽额定温度 569设计背压 5.27 kPa(a)(带负荷中心）4.9 kPa(a)(不带负荷中心）最终给水温度（TRL） 294.3(带负荷中心）292(不带负荷中心）非调整工业抽汽压力： 2.6（暂定） MPa.a（再热热段）非调整工业抽汽平均流量 65t/h(全厂负荷)非调整工业抽汽最大流量： 80 t/h(全厂负荷)调整工业抽汽压力： 1.5 MPa.a（从中压缸抽汽）调整工业抽汽平均流量： 270 t/h(全厂负荷)调整工业抽汽最大流量： 350 t/h(全厂负荷)调整采暖抽汽压力： 0.4 MPa.a（中压缸排汽）调整采暖抽汽平均流量： 600 t/h(全厂负荷)调整采暖抽汽最大流量： 670 t/h(全厂负荷)转速 3000r/min旋转方向（从汽轮机向发电机方向看） 顺时针回热加热级数： 8 级最大允许系统周波摆动 48.551.5Hz1.2.4 机组布置方向：从汽机房向锅炉方向看左扩建，两台汽轮机组汽轮机对汽轮机镜像对称布置（暂定）。1 号机组从汽轮机向发电机看，润滑油管路为右侧布置；2 号机组从汽轮机向发电机看，润滑油管路为左侧布置（从固定端向扩建端依次为 1、2 号机组）。1.2.5 机组设有高、低压两级串联旁路系统，旁路容量暂定为 40%BMCR（暂定）。1.2.6 每台机组配置 1 台 100%B-MCR 容量的汽动给水泵和 1 台 50%BMCR 容量的电动启动/备用给水泵。1.2.7 高压加热器给水系统采用大旁路系统，事故情况下，高加全部解列；低压加热器凝结水系统 5、6 号低加采用电动小旁路系统，7、8 号组合式低加采用电动大旁路。1.2.8 本技术协议中压力单位中“g”表示表压，“a”表示绝对压力。京能十堰热电 2350MW 供热机组工程 汽轮机设备技术协议81.3 设计条件1.3.1 三级高压加热器（内设蒸汽冷却段和疏水冷却段）、一级前置蒸汽冷却器，一级除氧器和四级低压加热器组成八级回热系统，各级加热器疏水逐级自流。1.3.2 第四级抽汽除用于除氧器加热外，同时还具有供50t/h 厂用辅助蒸汽的能力。1.3.3 汽轮机高压缸排汽，除供二段抽汽供高压加热器加热给水外，同时还具有供 70t/h 辅助蒸汽的能力。1.3.4 主机设计暂不考虑工业供热回水，补水按 20补入凝汽器，采暖疏水暂按50回凝汽器考虑。凝汽器的设计应考虑最大抽汽工况下的除氧效果。1.3.5 本工程拟设置动力负荷中心为部分高压电动机供电，动力负荷中心汽轮发电机组额定容量暂定 15MW，动力负荷中心小汽机驱动用汽来自汽轮机旋转隔板前的抽汽，小汽机效率按照 81%考虑，同时为给水泵汽轮机提供蒸汽。1.3.6 进入汽轮机蒸汽品质如下：氢电导率 25 0.20S/cm二氧化硅 15g/kg铁 10g/kg铜 3g/kg钠 5g/kg1.4 设计制造技术标准1.4.1 汽轮机的设计、制造所遵循的标准原则为：1.4.1.1 凡按引进技术或技术支持方设计制造的设备，需按引进技术或技术支持方相应的标准如 ASME 等规范和标准及相应的引进公司或技术支持方和其所在国的规范和标准进行设计、制造和检验。1.4.1.2 在按引进技术标准设计制造的同时，还必须满足最新版的国家标准和相关行业相应标准规范。1.4.1.3 在按引进技术标准设计制造的同时，还必须满足有关安全、环保及其它方面最新版的国家强制性标准和规程（规定）。1.4.1.4 如果本技术协议中存在某些要求高于上述标准，则以本技术协议的要求京能十堰热电 2350MW 供热机组工程 汽轮机设备技术协议9为准。1.4.1.5 在不与上述标准、规范（规定）相矛盾的条件下，可以采用行业标准。1.4.2 卖方设计制造的设备可执行下列标准的要求：AISC 美国钢结构学会标准ANSI 美国国家标准AISI 美国钢铁学会标准ASME 美国机械工程师学会标准ASTM 美国材料试验学会标准AWS 美国焊接学会AWWA 美国水利工程学会HEI 热交换学会标准NSPS 美国新电厂性能（环保）标准DIN 德国工业标准BSI 英国标准协会IEC 国际电工委员会标准IEEE 国际电气电子工程师学会标准ISO 国际标准化组织标准NERC 北美电气可靠性协会NFPA 美国防火保护协会标准PFI 美国管子制造局协会标准SSPC 美国钢结构油漆委员会标准GB 中国国家标准SD （原）水利电力部标准DL 电力行业标准JB 机械部（行业）标准JIS 日本工业标准NF 法国标准1.4.3 除上述标准外，卖方设计制造的设备还应满足下列规程、导则（买方并未全部列出，卖方可进行补充）的有关规定（另有规定的除外）：DL5053-1996 原电力部火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程京能十堰热电 2350MW 供热机组工程 汽轮机设备技术协议10原电力部火电工程启动调试工作规定DL5000-2000 电力行业标准火力发电厂设计技术规程GB 3096-2008声环境质量标准GB 12348-2008工业企业厂界环境噪声排放标准GB/T 50087-2013工业企业噪声控制设计规范国家能源局防止电力生产事故的二十五项重点要求（2014 年 4 月 15 日发布）火力发电厂安全性评价DL/T 5210.3-2009电力建设施工质量验收及评价规程 GB/T 22198-2008汽轮机转速控制系统验收试验DL/T 930-2005 整锻式汽轮机实心转子体超声波检验技术导则DL/T 586-2008 电力设备监造技术导则DL/T 834-2003 火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则DL/T 892-2004 电站汽轮机技术条件DL/T 863-2004 汽轮机启动调试导则DL/T 893-2004 电站汽轮机名词术语DL/T 1055-2007 发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则GB/T 5578-2007 固定式发电用汽轮机规范GB/T 22198-2008 汽轮机转速控制系统验收试验GB/T 14541-2005 电厂用运行矿物汽轮机油维护管理导则GB/T 8117.1-2008 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GB/T 8117.2-2008 汽轮机热力性能验收试验规程 第 2 部分：方法 B 各种类型和容量的汽轮机宽准确度试验GB/T 6444-2008 机械振动 平衡词汇DL/T 824-2002 汽轮机电液调节系统性能验收导则DL/T 590-2010 火力发电厂凝汽式汽轮机的检测与控制技术条件DL/T 5366-2006 火力发电厂汽水管道应力计算技术规程DL/T 5072-2007 火力发电厂保温油漆设计规程DL/T 712-2000 火力发电厂凝汽器管选材导则京能十堰热电 2350MW 供热机组工程 汽轮机设备技术协议11DL/T 438-2009 火力发电厂金属技术监督规程DL/T 912-2005 超临界火力发电机组水汽质量标准DL/T 752-2010 火力发电厂异种钢焊接技术规程GB 3531-2008 低温压力容器用低合金钢钢板DL/T 441- 2004 火力发电厂高温高压蒸汽管道蠕变监督规程DL/T 5437-2009 火力发电建设工程启动试运及验收规程DL/T 439-2006 火力发电厂高温紧固件技术导则1.4.4 卖方应提供设计制造中所采用的规范、规程和标准的清单和相关文本，卖方提供的标准应为最新版本。1.4.5 卖方所用标准在与上述所列标准有矛盾时，卖方应将这些矛盾之处在技术协议中说明，并提交给买方，由买方决定。2. 技术要求2.1 汽轮机本体性能要求2.1.1 铭牌出力工况（TRL）带负荷动力中心汽轮发电机组应能在下列条件下在保证寿命期内任何时间都能安全连续运行，发电机输出功率 350 MW （当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时，应扣除各项所消耗的功率），此工况称为铭牌工况（TRL），此工况下的进汽量称为铭牌进汽量，此工况为出力保证值的验收工况。此工况条件如下：1）额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；2）低压缸排汽设计背压为 11.8kPa(a)；3）补给水量为 3；4）所规定的最终给水温度 294.3；5）全部回热系统正常运行，但不带调整抽汽，不带厂用辅助蒸汽；6）汽动给水泵满足额定给水参数；7）发电机效率 98.9，额定功率因数 0.85，额定氢压。2.1.2 汽轮机最大连续出力工况(T-MCR)带负荷动力中心汽轮机进汽量等于铭牌工况（TRL）进汽量，在下列条件下安全连续运行，此工况下发电机输出的功率（当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时，应扣除各项所消耗的功率）称为最大连续功率（TMCR）。此工况条件如下：京能十堰热电 2350MW 供热机组工程 汽轮机设备技术协议121）额定主蒸汽再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；2）低压缸排汽设计背压为 5.27kPa(a)3）补给水量为 0；4）所规定的最终给水温度 294.6；5）全部回热系统正常运行，但不带调整抽汽，不带厂用辅助蒸汽；6）汽动给水泵满足规定给水参数；7）发电机效率 98.9，额定功率因数 0.85，额定氢压。2.1.3 调节阀全开工况（VWO）带负荷动力中心汽轮发电机组在调节阀全开，其它条件同 2.1.2 时，汽轮机的进汽量不小于105的铭牌工况（TRL）进汽量，此工况称为阀门全开（VWO）工况。此工况条件下汽轮发电机组应在保证寿命期内能安全稳定运行。2.1.4 热耗率验收工况（THA）带负荷动力中心当机组功率（当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时，应扣除各项所消耗的功率）为 350MW 时，除进汽量以外其它条件同 2.1.2 时称为机组的热耗率验收（THA）工况，此工况为热耗率保证值的验收工况。2.1.5 非采暖期抽汽工况带负荷动力中心2.1.5.1 非采暖期额定抽汽工况（两台机组均摊负荷）汽轮机进汽量等于额定（TRL-带负荷动力中心）工况的进汽量（铭牌进汽量），低压缸排汽设计背压为 4.9kPa(a)，除汽机带平均抽汽量外，其它条件同 2.1.2 时，汽轮机在寿命期内应能在给定的出力下安全连续运行。汽轮机低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却要求。此工况为考核汽轮机非采暖平均抽汽工况的热耗。非调整工业抽汽压力： 2.6 MPa.a非调整工业抽汽流量： 33 t/h调整工业抽汽压力： 1.5 MPa.a调整工业抽汽流量： 135 t/h2.1.5.2 非采暖期最大均摊抽汽工况汽轮机进汽量等于额定（TRL-带负荷动力中心）工况的进汽量（铭牌进汽量），低压缸排汽设计背压为 4.9kPa(a) ，除汽机带平均抽汽量外，其它条件同 2.1.2 时，汽轮机在寿命期内应能在给定的出力下安全连续运行。汽轮机低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却要求。京能十堰热电 2350MW 供热机组工程 汽轮机设备技术协议13非调整工业抽汽压力： 2.6 MPa.a非调整工业抽汽流量： 40 t/h调整工业抽汽压力： 1.5 MPa.a调整工业抽汽流量： 175 t/h2.1.5.3 非采暖期最大单机抽汽工况汽轮机进汽量等于额定（TRL-带负荷动力中心）工况的进汽量（铭牌进汽量），低压缸排汽设计背压为 4.9kPa(a)，除汽机带最大抽汽量外，其它条件同 2.1.2 时，汽轮机在寿命期内应能在给定的出力下安全连续运行。汽轮机低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却要求，此工况为考核汽轮机非采暖期最大抽汽能力的工况。非调整工业抽汽压力： 2.6 MPa.a非调整工业抽汽流量： 80 t/h调整工业抽汽压力： 1.5 MPa.a调整工业抽汽流量： 350 t/h2.1.6 采暖期抽汽工况带负荷动力中心2.1.6.1 采暖期额定抽汽工况（两台机组均摊负荷）汽轮机进汽量等于额定（TRL带负荷动力中心）工况的进汽量（铭牌进汽量），低压缸排汽设计背压为 4.9kPa(a)，除汽机带最大抽汽量外，其它条件同 2.1.2时，汽轮机在寿命期内应能在给定的出力下安全连续运行。汽轮机低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却要求，此工况为考核汽轮机采暖期额定抽汽能力的工况。非调整工业抽汽压力： 2.6 MPa.a非调整工业抽汽流量： 33t/h调整工业抽汽压力： 1.5 MPa.a调整工业抽汽流量： 135 t/h调整采暖抽汽压力： 0.4 MPa.a调整采暖抽汽流量： 300 t/h2.1.6.2 采暖期最大均摊抽汽工况带负荷动力中心汽轮机进汽量等于额定（TRL带负荷动力中心）工况的进汽量（铭牌进汽量），低压缸排汽设计背压为 4.9kPa(a)，除汽机带平均抽汽量外，其它条件同 TMCR 工况时，汽轮机在寿命期内应能在给定的出力下安全连续运行。汽轮机低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却要求。京能十堰热电 2350MW 供热机组工程 汽轮机设备技术协议14非调整工业抽汽压力： 2.6 MPa.a非调整工业抽汽流量： 40 t/h调整工业抽汽压力： 1.5 MPa.a调整工业抽汽流量： 175 t/h调整采暖抽汽压力： 0.4 MPa.a调整采暖抽汽流量： 260 t/h2.1.6.3 采暖期最大单机抽汽工况带负荷动力中心汽轮机进汽量等于额定（TRL带负荷动力中心）工况的进汽量（铭牌进汽量），低压缸排汽设计背压为 4.9kPa(a)，除汽机带最大抽汽量外，其它条件同 TMCR 工况时，汽轮机在寿命期内应能在给定的出力下安全连续运行。汽轮机低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却要求，此工况为考核汽轮机采暖期最大抽汽能力的工况。非调整工业抽汽压力： 2.6 MPa.a非调整工业抽汽流量： 80 t/h调整工业抽汽压力： 1.5 MPa.a调整工业抽汽流量： 350 t/h调整采暖抽汽压力： 0.4 MPa.a调整采暖抽汽流量： 50 t/h说明：采暖期最大单机抽汽工况应能保证无工业抽汽时，每台机调整采暖抽汽量不小于 400t/h。2.1.7 加热器停用工况带负荷动力中心汽轮发电机组在高压加热器全部停运时，除进汽量及部分回热系统不能正常运行外，其它条件同 2.1.2 时应保证机组能输出铭牌功率。汽轮发电机组在任何一台低压加热器停用，其它条件同 2.1.2 时，应能输出铭牌功率。2.1.8 铭牌出力工况（TRL）不带负荷动力中心汽轮发电机组能在下列条件下在保证寿命期内任何时间都能安全连续运行，发电机输出功率 350 MW （当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率），此工况称为铭牌工况（TRL），此工况下的进汽量称为铭牌进汽量，此工况为出力保证值的验收工况。此工况条件如下：京能十堰热电 2350MW 供热机组工程 汽轮机设备技术协议151）额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；2）低压缸排汽设计背压为 11.8kPa(a)；3）补给水量为 3；4）所规定的最终给水温度 292.0；5）全部回热系统正常运行，但不带调整抽汽，不带厂用辅助蒸汽；6）汽动给水泵满足额定给水参数；7）发电机效率 98.9，额定功率因数 0.85，额定氢压。2.1.9 汽轮机最大连续出力工况(T-MCR)不带负荷动力中心汽轮机进汽量等于铭牌工况（TRL不带负荷动力中心）进汽量，在下列条件下安全连续运行，此工况下发电机输出的功率（当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率）称为最大连续功率（TMCR）。此工况条件如下：1）额定主蒸汽再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；2）低压缸排汽设计背压为 4.9kPa(a)3）补给水量为 0；4）所规定的最终给水温度 292.3 ；5）全部回热系统正常运行，但不带调整抽汽，不带厂用辅助蒸汽；6）汽动给水泵满足规定给水参数；7）发电机效率 98.9，额定功率因数 0.85，额定氢压。2.1.10 调节阀全开工况（VWO）不带负荷动力中心汽轮发电机组在调节阀全开，其它条件同 2.1.9 时，汽轮机的进汽量不小于105的铭牌工况（TRL）进汽量，此工况称为阀门全开（VWO）工况。此工况条件下汽轮发电机组在保证寿命期内能安全稳定运行。2.1.11 热耗率验收工况（THA）不带负荷动力中心当机组功率（当采用静态励磁、非同轴电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率）为 350MW 时，除进汽量以外其它条件同 2.1.9 时称为机组的热耗率验收（THA）工况，此工况为热耗率保证值的验收工况。2.1.12 非采暖期抽汽工况不带负荷动力中心2.1.12.1 非采暖期额定抽汽工况（两台机组均摊负荷）汽轮机进汽量等于额定（TRL不带负荷动力中心）工况的进汽量（铭牌进汽量），低压缸排汽设计背压为 4.7kPa(a)，除汽机带平均抽汽量外，其它条件同 2.1.9 时，京能十堰热电 2350MW 供热机组工程 汽轮机设备技术协议16汽轮机在寿命期内能在给定的出力下安全连续运行。汽轮机低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却要求。此工况为考核汽轮机非采暖平均抽汽工况的热耗。非调整工业抽汽压力： 2.6 MPa.a非调整工业抽汽流量： 33 t/h调整工业抽汽压力： 1.5 MPa.a调整工业抽汽流量： 135 t/h2.1.12.2 非采暖期最大均摊抽汽工况汽轮机进汽量等于额定（TRL不带负荷动力中心）工况的进汽量（铭牌进汽量），低压缸排汽设计背压为 4.7kPa(a) ，除汽机带平均抽汽量外，其它条件同2.1.9 时，汽轮机在寿命期内能在给定的出力下安全连续运行。汽轮机低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却要求。非调整工业抽汽压力： 2.6 MPa.a非调整工业抽汽流量： 40 t/h调整工业抽汽压力： 1.5 MPa.a调整工业抽汽流量： 175 t/h2.1.12.3 非采暖期最大单机抽汽工况汽轮机进汽量等于额定（TRL不带负荷动力中心）工况的进汽量（铭牌进汽量），低压缸排汽设计背压为 4.7kPa(a)，除汽机带最大抽汽量外，其它条件同2.1.9 时，汽轮机在寿命期内能在给定的出力下安全连续运行。汽轮机低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却要求，此工况为考核汽轮机非采暖期最大抽汽能力的工况。非调整工业抽汽压力： 2.6 MPa.a非调整工业抽汽流量： 80 t/h调整工业抽汽压力： 1.5 MPa.a调整工业抽汽流量： 350 t/h2.1.13 采暖期抽汽工况不带负荷动力中心2.1.13.1 采暖期额定抽汽工况（两台机组均摊负荷）汽轮机进汽量等于额定（TRL不带负荷动力中心）工况的进汽量（铭牌进汽量），低压缸排汽设计背压为 4.7kPa(a)，除汽机带最大抽汽量外，其它条件同2.1.9 时，汽轮机在寿命期内能在给定的出力下安全连续运行。汽轮机低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却要求，此工况为考核汽轮机采暖期额定抽汽能力的工况。京能十堰热电 2350MW 供热机组工程 汽轮机设备技术协议17非调整工业抽汽压力： 2.6 MPa.a非调整工业抽汽流量： 33t/h调整工业抽汽压力： 1.5 MPa.a调整工业抽汽流量： 135 t/h调整采暖抽汽压力： 0.4 MPa.a调整采暖抽汽流量： 300 t/h2.1.13.2 采暖期最大均摊抽汽工况汽轮机进汽量等于额定（TRL不带负荷动力中心）工况的进汽量（铭牌进汽量），低压缸排汽设计背压为 4.7kPa(a)，除汽机带平均抽汽量外，其它条件同2.1.9 时，汽轮机在寿命期内能在给定的出力下安全连续运行。汽轮机低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却要求。非调整工业抽汽压力： 2.6 MPa.a非调整工业抽汽流量： 40 t/h调整工业抽汽压力： 1.5 MPa.a调整工业抽汽流量： 175 t/h调整采暖抽汽压力： 0.4 MPa.a调整采暖抽汽流量： 295 t/h2.1.13.3 采暖期最大单机抽汽工况汽轮机进汽量等于额定（TRL不带负荷动力中心）工况的进汽量（铭牌进汽量），低压缸排汽设计背压为 4.7kPa(a)，除汽机带最大抽汽量外，其它条件同2.1.9 时，汽轮机在寿命期内能在给定的出力下安全连续运行。汽轮机低压缸蒸汽通流量满足低压缸冷却要求，此工况为考核汽轮机采暖期最大抽汽能力的工况。非调整工业抽汽压力： 2.6 MPa.a非调整工业抽汽流量： 80 t/h调整工业抽汽压力： 1.5 MPa.a调整工业抽汽流量： 305 t/h调整采暖抽汽压力： 0.4 MPa.a调整采暖抽汽流量： 130 t/h说明：采暖期最大单机抽汽工况能保证无工业抽汽时，每台机调整采暖抽汽量不小于 400t/h。京能十堰热电 2350MW 供热机组工程 汽轮机设备技术协议182.1.14 加热器停用工况不带负荷动力中心汽轮发电机组在高压加热器全部停运时，除进汽量及部分回热系统不能正常运行外，其它条件同 2.1.9 时保证机组能输出铭牌功率。汽轮发电机组在任何一台低压加热器停用，其它条件同 2.1.9 时，能输出铭牌功率。2.1.15 汽轮机应能承受下列可能出现的运行工况：1）汽轮机轴系，应能承受发电机及母线突然发生两相或三相短路或线路单相短路快速重合闸或非同期合闸时所产生的扭矩。2）汽轮机甩负荷后，空负荷运行时间不少于 15 分钟，并且不能超速。排汽缸温度不大于 120。3）汽轮机并网前应能在额定转速下空转运行，其允许持续运行的时间，至少应能满足汽轮机启动后进行发电机试验的需要。4）汽轮机在排汽温度高达 50下允许长期满负荷运行；在不高于 80时，能低负荷连续运行。汽轮机低压排汽缸最高允许运行温度值不高于 107（运行限制值）。超过允许值的处理措施在汽轮机启动运行说明书中有明确的规定。2.1.16 卖方对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况，在汽轮机启动运行说明书中有明确的规定。2.1.17 汽轮机寿命要求：2.1.17.1 汽轮机的零部件（不包括易损件）的设计使用寿命应不少于 30 年，在其寿命期内能承受下列工况，总的寿命消耗应不超过 75%。1）冷态启动（停机超过 72 小时，汽缸金属温度约低于该测点满负荷值的40） 200 次；2）温态启动（停机在 10 至 72 小时之间，汽缸金属温度约在该测点满负荷值的 40至 80之间）1200 次；3）热态启动（停机不到 10 小时，汽缸金属温度约高于该测点满负荷值的80） 3000 次；4）极热态启动（机组脱扣后 1 小时以内，汽缸金属温度接近该测点满负荷值）150 次；5）负荷阶跃10额定负荷(THA) 12000 次。2.1.17.2 卖方给出在各种运行方式下机组寿命消耗的分配数据表及高中压转子的京能十堰热电 2350MW 供热机组工程 汽轮机设备技术协议19寿命消耗曲线。以保证机组能在设计使用寿命期限内可靠地运行。启动方式 启动次数 寿命消耗分配数 %/次 总循环寿命消耗%冷态启动 200 次 0.03 6温态启动 1100 次 0.01 11热态启动 5000 次 0.005 25极热态启动 300 次 0.028 8.4负荷阶跃 12000 次 0.0008 9.6合计 602.1.17.3 汽轮机在其保证使用寿命期内，除能承受各种起停和变负荷运行次数外，每一轴段和整个轴系的强度（应力和疲劳寿命）应能满足承受电力系统的各种扰动的冲击（如定子绕组出口三相和二相突然短路，系统近处三相短路及切除，单相快速重合闸误并列等）。2.1.18 汽轮机运行模式：2.1.18.1 机组商业运行后，年利用小时数不小于 6500 小时，年运行小时数不小于8000 小时。强迫停机率2，强迫停机率计算公式：强迫停运小时强迫停机率 100运行小时强迫停运小时2.1.18.2 卖方超临界机组两次大修之间的间隔不小于 6 年。2.1.19 机组的允许负荷变化率应为：1）在 50100额定负荷范围内 不小于 5/ min2）在 2050额定负荷范围内 不小于 3/ min京能十堰热电 2350MW 供热机组工程 汽轮机设备技术协议203）20额定负荷以下 不小于 2/ min4）允许负荷阶跃 10额定负荷（THA）2.1.20 机组在寿命期间内应能在周波 48.551.5Hz 的范围内持续稳定运行，机组在寿命期内的周波允许变化范围及允许运行的时间见下表。频 率 允 许 时 间（Hz） 每次（sec） 累计（min）51.5 30 3048.551.5 连续运行48.048.5 300 50047.548.0 60 6047.047.5 10 102.1.21 从 VWO 工况到最小负荷，汽轮机应能与锅炉协调运行，且应能满足汽轮机启动方式的要求。汽轮机允许的主蒸汽及再热蒸汽参数运行范围如下表： 参 数 名 称 限 制 值任何 12 个月周期内的平均压力 1.00P 0保持所述年平均压力下允许连续运行的压力 1.05P 0主蒸汽压 力 例外情况下允许偏离值，但 12 个月周期内积累时间12 小时 1.20P 0冷 再 热 蒸 汽 压 力 1.25P 1任何 12 个月周期内的平均温度 1.00t保持所述年平均温度下允许连续运行的温度 t+8例外情况下允许偏离值，但 12 个月周期内积累时间400 小时t+(814)例外情况下允许偏离值，每次15 分钟，但 12 个月周期内积累时间80 小时t+(1428)主蒸汽及再热汽温度不允许值 t+28表中：P 0 额定主汽门前压力 MPa(a)Pl 额定冷再热蒸汽压力（THA 工况） MPa(a)京能十堰热电 2350MW 供热机组工程 汽轮机设备技术协议21t 额定主汽门前、再热汽阀前温度 主蒸汽、再热蒸汽参数允许的变化范围在汽轮机启动运行说明书中有明确的规定。2.1.22 卖方分别给出机组在启动和正常运行时主蒸汽管道、再热蒸汽管道中的蒸汽温度的允许偏差值，且不大于 17。2.1.23 卖方对汽轮发电机组整个轴系的振动、临界转速、油系统、联轴器等负责统一归口。汽轮发电机组的轴系各阶临界转速应与工作转速避开 -15至+15 的区间。轴系临界转速值的分布保证能有安全的暖机转速和进行超速试验转速，卖方提供轴系各临界转速值。还提供轴系扭振、自振频率，在工频和二倍工频10%范围内无扭振、自振频率。2.1.24 汽轮机在所有稳定运行工况下，在轴承座上测得的垂直、水平和轴向（买方就地测量）双振幅振动值均不大于 0.025mm，在任何轴颈上所测得的振动双振幅值不大于 0.05mm，各转子及轴系在通过临界转速时，各轴承座振动值不大于0.076mm，各轴颈双向振幅振动值不大于报警值 0.125 mm 。卖方提供各轴承形式、主要数据及瓦型、失稳转速等，对于对数衰减率采用差分法计算，判别准则为不小于 0.15。卖方提供安装扬度曲线，设计时应充分考虑各转子支承在热态下的标高变化量，标高变化量的补偿值根据计算值和经验值确定，保证在工作状态下轴系的旋转中心成为一条光滑曲线。原则上不考虑现场动平衡解决卖方设计及制造误差，否则由卖方负责发电量的损失。2.1.25 当汽机负荷从 100甩至零时，汽轮发电机组应能自动控制汽轮机的转速自动降至同步转速，以防机组跳闸，并自动控制汽轮机的转速，适应滑压运行的负荷压力曲线。2.1.26 在可能的不正常环境条件下或凝汽器冷却水系统发生故障（例如水温升高、单循泵或凝汽器半边运行等），机组应能在高背压下运行，提供背压高到 25.3kPa.a时安全运行的负荷及时间。卖方提供机组在额定负荷下运行时允许的最大背压值为19.3kPa.a。2.1.27 当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，发电机处于电动机运行状态，发电机作为电动机运行时汽轮机的允许运行时间 为 1 min。2.1.28 超速试验时，汽轮机应能在 112额定转速下作短期运行，这时任何部件都不超应力，各轴系振动也不超过报警值。京能十堰热电 2350